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电气事故

某电厂660MW汽轮机带负荷过程振动增大原因分析..
相关内容: 660MW 增大 振动 负荷 汽轮机 电厂 原因分析 过程
【简述】某电厂2号机组为东方汽轮机厂设计生产的N660-25/600/600型超超临界压力、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机,配套东方电机股份有限公司制造的QFSN-660-2-22B型发电机。2015年8月,首次成功冲转,定速3000r/min时刻,轴振、瓦振良好,达到了国标对新装机组振动水平的要求。机组并网后,低压缸瓦振和发电机振动逐渐增大;机组负荷450MW时,5-8瓦瓦振超过60μm,7瓦轴振也超过110μm。振动专业技术人员协助电厂对2号汽机的振动异常情况进行分析和安全评估。【事故经过】从机组首次并网后的历史数据来看,2号机组的振动异常现象主要有以下几个特征:(1)首次定速3000r/min空载运行时,机组轴振、瓦振良好;带负荷后,低压缸B缸及发电机振动随负荷升高明显增大,其中以5-8瓦的瓦振及7Y轴振对负荷的变化最为敏感,负荷大于450MW时,5-8瓦的瓦振、7Y轴振就超过了报警值。(2)低压缸及发电机振动与负荷的跟随性具有可逆性,即随负荷升高而增大,负荷降低后,振动基本能恢复至原始水平。(3)初并网时刻,机组负荷33.6MW(无功27.4Mvar),7瓦轴振/瓦振分别为33μm/13μm,8瓦轴振/瓦振分别为24μm/38μm;负荷增加至560MW时(期间调整了无功功率),发电机振动达到峰值,7瓦轴振/瓦振分别为136μm/76μm,8瓦轴振/瓦振分别为86μm/92μm。(4)瓦振与轴振比值偏大,即瓦振大、轴振小的问题:主要表现在5,6,8瓦上,目前普遍认为瓦振与轴振比值的正常范围为0.1~0.5;就2号机组来说,初定速3000r/min时,瓦振与轴振的比值不到1,而带负荷后6瓦比值超过2.5。(5)6..
1000MW机组小机MTSI电源故障造成机组跳闸分析
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【简述】某日2时03分,某1000MW机组560MW负荷运行时,给泵小机MTSI电源故障报警,2时32分两台小机同时跳闸,机组MFT。【事故经过】两台给泵小机的MTSI系统为的VM600监测保护系统。检查报警记录发现,首次报警后的两分钟内,电源报警来回多次,随后消失,在2时32分机组跳闸前,报警再未出现。2时03分电源故障报警后,小机的轴向位移和振动信号出现坏质量,且基本都保持变坏前的数值,数值一直保持坏值一直到2时32分,坏质量突然消失,轴向位移均变为-1mm,振动变为0mm,逻辑判断三个轴向位移均达到了小机跳的保护值±0.7mm,而使两台小机均跳闸,机组MFT。检查发现MTSI机柜两块电源模块的AC灯和CPU的指示灯均不亮,振动模块状态灯均红闪。测量发现两路UPS输入电压均正常220VDC,通过测量模件后面的直流电压,发现+5V,-12V,+12V直流电压均无,进一步检查输入的两路UPS电源的电压、频率、电流均无较大变化。【事故原因】分析认为,电源模块对TSI卡件及就地传感器的供电能力下降直至完全失去导致了上述过程的发生,具体可能是:外部一路UPS电源的电源故障把本路RPS6U电源模块烧坏后,由于另外一路RPS6U模块老化,导致其带负载能力下降,负荷的瞬间上升把该路模块拉坏。RPS6U电源模块为2007年产品,老化可能性很大,柜内较高温度对电源老化有加速作用。电源报警从2时05分后消失,一直到跳机时未发出报警信号,原因待查。【防范措施】利用停机机会对TSI系统冗余电源模块性能进行检查,择机对机组重要冗余电源的切换功能进行检查确认;加强系统的日常巡检,及时发现处理系统电源异常状况;对电..
1000MW机组低速碾瓦原因分析与处理
相关内容: 1000MW 低速 机组 原因分析 处理
【简述】华润苍南发电厂1号、2号汽轮机均为东方汽轮机厂引进日立技术生产的超超临界、一次中间再热、冲动式、单轴、四缸四排汽、双背压、纯凝汽式汽轮机,汽轮机型号:N1008-25/600/600型,额定出力1008MW,最大连续出力1055MW,额定转速3000r/min。1号机组和2号机组分别于2014年1月和6月正式投入商业运行。机组轴系由汽轮机高压转子、中压转子、低压转子A、低压转子B及发电机转子所组成,各转子均为整体转子,无中心孔,各转子间用刚性联轴器连接。汽轮发电机组轴系中1、2、3、4号为可倾瓦式轴承,采用6瓦块结构,对称布置,5-10号为椭圆形轴承。推力轴承位于高压缸和中压缸之间的2号轴承座。采用倾斜平面式双推力盘结构【事故经过】故障一2号机组某次启动时,22:54,汽轮机在中速暖机后由于F磨煤机事故跳闸。手动打闸汽轮机。主汽门关闭后汽轮机开始惰走。23:23,汽轮机转速268r/min。2号瓦温度开始上升至66.7℃;23:24磨煤机故障处理完毕。点火投粉成功。重新挂闸冲转,23:27汽轮机转速上升至337r/min时,2号瓦温度上升至113.5℃,立即手动打闸,23:282号瓦温度达到最大值130.1℃。机组停运后翻瓦检查发现,2号瓦出现齿形磨损。钨金部分碾磨严重,3号瓦也出现不同程度的磨损。故障二1号机组某次按照调度要求停运。23:30负荷86.6MW,打闸汽轮机,主汽门关闭。汽轮机开始惰走,2号瓦温度最高显示为138℃。温度变化趋势见图2。故障三相同类型机组事故:华能海门发电厂一期2台1000MW机组。其中1号机组汽轮机由东方汽轮机厂引进日立技术后首台国产化机组。在某次汽轮机低速惰走过程中2号..
某厂1号机组异常停机事故
相关内容: 某厂 异常 机组 停机 事故
【简述】大唐滨州发电有限公司1号机组2016年1月14日发生异常停机事故。大唐东北电力试验研究所有限公司负责对事故原因进行调查。经现场调查分析,确认导致本次机组跳闸事故的原因是:1号机组AST1或AST3电磁阀因本身卡涩带电并未关闭,1月14日,5时30分当AST2电磁阀因烧损动作后,造成汽轮机遮断,主汽门关闭,触发锅炉MFT【事故经过】2016年01月14日,05时31分,运行人员听到1号机主汽门关闭声音,同时发现锅炉MFT动作、汽轮机跳闸、发电机解列,立即检查DCS画面,发现1号炉MFT首出为汽轮机跳闸,DEH系统中ETS首出为锅炉MFT。就地检查无异常,按紧急停炉处理,06时52分1号机转速至0,投入盘车,组织检查分析跳闸原因。1号机组跳闸后,滨州公司热控人员对相关参数的曲线进行了查阅。通过查看事故记忆顺序,发现机组MFT前最早出现的是高压主汽门、再热主汽门关闭信号,进而发出汽机跳闸信号并引起ETS动作。热控人员对1号机ETS逐个查阅汽机跳闸条件,没有发现主汽门关闭前ETS系统发出过跳闸指令,经过分析,导致1号机各主汽门、调门全部关闭的原因只能是AST电磁阀失电或阀门内漏,而经过检查,ETS没有发出动作指令使AST电磁阀失电,如果失电,可能是电磁阀电源瞬间失电或电磁阀烧损;而AST阀门内漏可能性不大,因为事后多次做主汽门挂闸试验均未再出现问题。因怀疑其它电磁阀存在电磁阀电源瞬间失电问题,热工人员又对AST1-AST4控制回路、电源回路彻底进行了检查,重新挂闸后检查ETS机柜时发现ASP2报警灯亮,怀疑ASP油压低,去就地检查跳闸AST电磁阀状态,发现AST2电磁阀已经损坏,此电磁阀..
某厂DCS故障引起循环水进水蝶阀自动关
相关内容: 蝶阀 进水 循环 某厂 引起 故障 自动
【简述】2015年11月27日,某厂1号机组负荷330MW,机组运行正常。2号机停运,凝汽器正在进行灌水查漏。1号机A循环水泵运行,B循环水泵备用,2号机A、B循环水泵停运,凝汽器A、B侧循环水进出口蝶阀关闭并在DCS上挂“禁操”。1、2号机循环水联络电动门A、B开启,1、2号机开式循环水系统正常运行。【事故经过】11月27日10时许,北京电建告知,2号机汽机房0米凝汽器人孔门处漏水严重。运行人员立即在DCS查看循环水系统画面,发现B侧循环水进水蝶阀呈“蓝色”状态,立即解挂“禁操”,并关闭该蝶阀。北京电建告知,人孔门处依然泄漏严重。因1、2号机开式循环水系共用,进、回水取自2号机循环水供回水管道,立即关闭1、2号机循环水联络门A、B,申请省调1号机快减负荷。但人孔门处仍然漏水严重且2号机汽机房0米地面已积水达20公分,并向1号机汽机房0米漫延,且泄露仍然不见好转。并且1号机开式循环水中断,威胁1号机组转机冷却水的安全运行。向省调申请并得到电网调度同意,10时05分,1号机打闸停机,停止1号机A循环水泵运行,循环水母管压力至零,2号机凝汽器水侧人孔门处逐渐停止漏水。【事故原因】1.检查2号机组操作记录,无人员操作2号机循环水进、回水蝶阀;进、回水蝶阀就地处无任何人员。2.之后在启动2号机组中B侧循环水进水蝶阀自动关回2次,检查DCS控制板,更换后正常,最终判断DCS控制板原因导致B侧循环水进水蝶阀自动关回。【防范措施】1.加强DCS系统的检查和维护,保证控制设备的可靠性。2.对2号机组循环水进、回水蝶阀进行检查,重新调整阀门开关行程,确保阀门关闭严密,加强对施..
某厂给水流量低触发MFT
相关内容: 触发 流量 给水
【简述】10月26日,某厂1号机组正常方式运行,汽泵运行、小机汽源为本机四段抽汽,电动给水泵备用。再热冷段至小机的高压汽源电动门关闭(小机高压主汽门存在缺陷)、调试小机用汽电动门关闭。1号机组按照整体调试、试验计划,申请调度做AGC试验。AGC方式采用滑压运行,负荷由354MW降至173MW,入炉煤量65t/h,给水流量495t/h,A、B、C三套制粉系统运行。【事故经过】10:57给水流量由499t/h开始下降、且大幅波动,运行值班人员发现给水流量下降后立即手动启动电泵,但启动后立即跳闸。10:58给水流量下降至310t/h以下,锅炉MFT动作,联跳汽轮机、发电机解列,汽泵跳闸。锅炉MFT报警首出为“给水流量低低”,汽泵跳闸报警首出为“锅炉MFT停给水泵”。汽轮机跳闸后,因轴封压力逐渐降低,立即联系启动炉点火。12:05启动锅炉点火,14:34机组启动、并网。【事故原因】1.锅炉给水流量大幅波动、且快速下降至310t/h,锅炉“给水流量低低”保护动作(保护定值为310t/h、延时3秒),锅炉MFT、联跳汽轮机。经查阅历史曲线,10:57:43秒给水流量499t/h开始下降、10:57:47秒下降至299t/h,10:57:50秒上升至466t/h、10:57:54秒又下降至252t/h,10:57:57秒给水流量上涨至342t/h,10:58:00秒给水流量下降至310t/h以下,锅炉“给水流量低低”保护动作,锅炉MFT、联跳汽轮机。2.给水流量下降、波动是机组跳闸的主要原因,经对小机进汽的运行参数分析,认为低负荷时小机调试进汽电动门不严窜入低温蒸汽,造成小机做功能力降低、汽泵出力下降,导致锅炉给水流量下降。同时,小机低压调门开度由25%开至50%..
某厂给水流量低误发触发MFT
相关内容: 触发 流量 给水
【简述】11月25日5时43分55秒,由于给水流量低导致锅炉MFT。【事故经过】11月25日5时42分,运行中发现给水流量测点1大幅波动,测点1最高至达920t/h、低达39t/h,随后测点3、2开始变化,测点3变化最高达829t/h、低达15t/h,测点2变化幅度稍小,且波动方向相同。5时43分55秒流量1、3值突然下降超过锅炉MFT动作值以下(给水流量低MFT动作值316t/h,三个测点三取二动作)锅炉MFT、机组跳闸,锅炉MFT跳闸首出为“给水流量低”。检查给水流量测点,发现测点1、3取样表管伴热装置虽然投入,但是电源线接头过热接触不良,伴热装置没有完全起到加热作用。曲线如下:【事故原因】通过参数趋势曲线发现给水流量变送器1首先出现流量显示波动,随后给水流量变送器3也出现波动,期间汽动给水泵转速正常,出力没有改变,负荷也保持不变。经现场检查,就地保温柜内伴热块发热有一部分电源线断虚接,对3个变送器取样管路进行排污后有水流出,但是水流不大。拆除变送器到实验室进行比对,差压变送器输出正常,判断为仪表取样管路结冻。2015年11月24日滨州地区突降大雪,气温骤降,特别是25日凌晨气温下降至-10℃以下,且风力强劲。给水流量取样点位于给煤机上部8米左右高空,处于室外位置,且在西侧风口处。由于取样点一次门处电伴热带未能全部覆盖取样点两道一次门,低温造成取样一次门结冻、堵塞,引起变送器输出异常,造成锅炉给水流量低保护误动作、锅炉MFT。由此分析确定,锅炉给水流量取样管路一次门处结冻导致变送器输出电流到最低是导致锅炉MFT、机组跳闸的原因【防范措施】1.根据公司目前面临的..
某厂回油温度高跳机
相关内容: 温度
【简述】2015年11月30日15时,1号机运行正常,负荷289MW,2号机组总启动调试阶段。1A循环水泵(高速)运行,真空-96.2kpa,1、2号机循环水联络门开启,循环水出口母管压力0.22Mpa,1号机主机A冷油器运行,B冷油器备用,润滑油温45℃。【事故经过】2015年11月30日15时11分,2号炉准备点火,提前联系1号机,缓慢投入2号机凝汽器循环水侧,监视1号机真空由-96.2kpa降至-95.7kpa,循环水出口母管压力由0.22Mpa降至0.20Mpa。15时37分,1号汽轮机突然跳闸,ETS首出为“轴承金属温度高”。检查1号机大机冷油器出口油温68.87℃,大机冷油器冷却水回水调节门开度100%,检查瓦温最高为#1瓦金属温度93.9℃,回油温度最高为#4瓦回油温度75℃。立即启动1B循环水泵,降低1号机大机冷油器出口油温至43℃,#1瓦金属温度降至48.5℃,#4瓦金属温度降至45.6℃。16时13分,1号炉重新点火恢复。18时22分,1号机组重新并网。【事故原因】1.检查DCS逻辑,首出描述“金属温度高”,此信号为“轴瓦温度高”与“润滑油回油温度高”“或逻辑”进行跳机,实际跳机为“4瓦回油温度高”保护动作。2.2号机投运循环水,使循环水压力略降,开式水压力降低,1号机大机冷油器冷却水量减少,导致1号机大机润滑油温上涨,4瓦回油温度升高,达到机组跳闸值,是机组跳闸的直接原因。3.运行人员监盘不到位,未能及时发现大机润滑油温上涨,未及时进行调整,是本次跳机的主要原因。4.大机润滑油温高,轴瓦回油温度高未设定报警值,整个过程中,DCS未发出有效的报警信号来提醒运行人员注意参数的变化,是本次跳机的次要原因。..
操作丢项解锁,带地刀合刀闸
相关内容: 操作
【简述】2004年04月06日,某发电厂进行220kV倒闸操作过程中,设备频发异常,干扰了正常操作,加上操作人、监护人未严格执行倒闸操作制度,强行解除闭锁操作,导致带接地刀闸合闸的误操作事故。【事故经过】04月06日按照保护改造作业进程,进行春二乙线改造后测相位工作(需要进行220kV南母线停电、用母联开关串带春二乙线操作,进行相位测定。06日09时00分,开完全厂生产调度会后,分场主任、生产副主任(兼副书记)均到操作现场,把生产调度会上厂有关领导对该项工作的注意事项和重点要求,向现场操作人员进行了详细传达和布置,考虑到此次操作的重要性及操作量大,分场安排电气专工许某担当第二监护人,从其他值调来两位主值班员李某、张某协助操作和监护把关。06日09时05分,运行一值网控主值班员王某(操作人)、单元长张某(监护人)执行值长令(省调度令),进行220kV南母线停电操作,为春二乙线保护改造用母联开关串带春二乙线4004开关测保护相位工作进行准备。10时00分,南母线停电完毕。在停电过程中,当拉开母联开关后,发现母联4000开关B相液压机构泄压,及时联系电气检修处理。10时30分,检修交待母联开关B相泄压处理好,汇报值长后,运行人员对母联开关进行检查。10时38分,进行母联4000开关拉合闸试验,在分闸后发现母联4000开关B相仍泄压。10时41分,再次联系检修处理,同时向省调汇报母联开关B相泄压处理情况。12时37分,检修第二次交待母联开关B相泄压处理好,由值长向省调汇报。并请示调度同意后。12时52分,经省调同意,第二次对母联4000开关进行拉合闸试验,分闸后..
甩线不包绝缘,误碰保护停机
相关内容: 绝缘 停机 保护
【简述】2005年03月01日,某电厂现场工作人员在拆除3号机组同期记录屏时,对甩出的线头没有采取包扎绝缘等保护措施,造成线头碰到同一盘柜内的失步振荡切机装置出口,造成5号机组掉闸。【事故经过】事故前工况:2、5号机组分别带有功15MW、30MW,3号机组在大修,1、4、6号机组在停机备用状态。2005年03月01日09时35分,中控室事故音响报警,调出CRT事故画面,发现4、5、6号机组均有“95”(过频保护)事故信号,5号机组过频解列空转;当班值长立即令带满2号机组负荷,并派人到现场检查,同时汇报中调和厂部。现场检查发现4、5、6号机组自动控制屏有95(过频保护)事故掉牌信号,86-4继电器(空载停机继电器)动作,5号机组出口开关在“分闸”位置,并空载运行正常;现场检修人员已将3号机监控系统同期记录屏中失步振荡解列保护停1~6号机的回路电缆线全部甩开,线头没有绝缘包扎。初步判断为甩线时误碰造成,立即下令中止3号机组有关检修、改造工作。03月01日09时46分,经中调同意。1号机组并网运行。后经试验,证实了事故原因与初步判断相符。【事故原因】1.3号机组监控系统改造现场工作人员在拆除3号机组同期记录屏前,不知道屏内有失步振荡切机保护装置出口解列机组中转回路,加上工作时麻痹大意,对24V弱电验电不细致,未能发现柜内还有不属于改造系统的带电回路,在处理甩出的线头时没有采取相应的保护措施,导致线头相碰,是造成此次事故的直接原因。2.失步振荡切机装置是机组投产后中调在电厂加装的系统安全自动装置,该装置安装完后至今从未投入运行,其全厂机组解列出口回路在3号..
漏切二次压板,差动动作停机
相关内容: 动作 停机
【简述】2005年04月06日,某电厂在进行电流互感器校验工作时,漏切二次压板,造成4号主变差动保护动作,机组掉闸。【事故经过】2005年04月06日,1号机检修,2、3、4号机并网发电运行,各带270MW负荷;500kVGIS室进行岩沙线路电流互感器校验工作,岩沙线停电。21时25分,在500kVGIS室进行岩沙线路电流互感器校验工作,在短接5042QF两侧CT二次回路时漏切压板,导致4号主变差动保护动作,主变高压侧开关5043QF跳闸、机组出口开关04QF跳闸,4号机组停运。【事故原因】1.作业人员对作业底数不清楚,没有进行危险点分析与控制工作,在短接CT二次回路时没有考虑对运行中的设备产生的分流作用,没有将校验线路彻底与母线断开,是造成此次事故的直接原因。2.作业人员存在侥幸心理,没有执行继电保护安全措施票,没有制定有效的安全措施,是造成此次事故的间接原因。【防范措施】1.严格执行继电保护安全措施票,制定有效的防止误操作安全措施,并认真落实。2.严格执行《电业安全工作规程》、《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》有关继电保护方面的管理要求和集团公司《关于切实做好防止人员三误工作的紧急通知》。3.加强技术培训,使全体继电保护人员熟悉掌握各种继电保护的原理、结构、检查维护方法和继电保护安全管理要求。 ..
操作确认马虎,误切励磁停机
相关内容: 励磁 确认 停机 操作 马虎
【简述】2005年05月10日,某电厂运行值班人员调整发电机励磁时,误点击“切除励磁”按钮,造成2号发电机保护动作掉闸。【事故经过】2005年05月10日17时36分,2号机控制员李某发现系统电压高,准备减小励磁,在调整过程中,误点击“切除励磁”按钮,瞬间励磁调节器出口开关Q4跳闸,手动50HZ励磁装置出口开关Q6合闸,“失磁保护动作”、“失步保护动作”、“远跳发讯动作”信号发出,2号发电机跳闸、主汽门关闭、炉MFT动作,崤222、Q7、KQK1、KQK2开关跳闸,6KV厂用电自动切换成功,汽机、锅炉主要辅机及保护均正确动作。05月10日18时50分,2号机组并网运行。【事故原因】1.运行人员在进行监盘调整性操作时违反公司“DCS防误操作措施”,误点击“切除励磁”按钮,是造成此次事故的直接原因。2.技术管理人员违反公司《设备、系统异动管理制度》,对励磁调节器改造项目技术、试验方案理解不透审查不严格,程序设置漏洞,励磁调节器未能起到闭锁作用,是造成此次事故的间接原因。3.设备改造后没有对励磁调节器的闭锁功能进行试验再鉴定,是造成此次事故的间接原因。4.没有认真执行公司《运行规程及系统图册管理标准》,未及时修订规程,下发的技术措施错误且未经过审批,是造成此次事故的间接原因。5.运行管理制度不全,没有针对设备异动后的培训管理制度,对设备异动后的技术措施没有组织专门培训,是造成此次事故的间接原因。【防范措施】1.规范设备异动管理,修订设备异动管理办法,明确设备异动负责人的职责,负责人对新改造的设备、系统组织厂内技术人员深入研究学习,对设备异动后检修..
电缆短路着火,引发全厂停电
相关内容: 全厂 短路 引发 电缆 停电 着火
【简述】2003年04月17日,某电厂因变电站电缆着火导致500kV沙昌一线停运及1、2、3、7号机组相继掉闸,造成全厂停电事故。【事故经过】1.变电站的情况:2003年04月17日16时13分,网控中央信号屏发“直流I组母线电压不正常”光字,联变保护屏发“联变A、B柜直流电源消失”光字。就地检查联变保护屏A、B柜电源消失,退出联变A、B柜所有保护压板。16时15分,联变C柜直流电源消失,退出联变C柜所有保护压板。16时16分,5021开关掉闸。16时20分,网控全部表计指示消失,网控直流I、II组母线电压表指示为零。网控室所有直流控制信号全部消失。网控通讯中断。运行人员退出500kV和220kV线路的所有保护。16时20分,2号启动变掉闸。16时32分,就地检查发现直流室电缆竖井冒烟,判断电缆沟电缆着火,立即通知消防队。16时37分,消防人员赶到现场进行灭火。16时55分,将余火扑灭。16时32分,1号启动变掉闸。16时33分,3号机组主汽门关闭,锅炉灭火,但发电机主开关未掉闸。16时37分,2号机组主汽门关闭,锅炉灭火,但发电机主开关未掉闸。16时41分,1号机组发电机主开关掉闸,汽机主汽门关闭,锅炉灭火。17时16分,就地手打机械脱扣器,切掉5011和5012开关(2号发电机主开关)。17时20分,就地手打机械脱扣器,切掉5022和5023开关(3号发电机主开关),在此之前5021开关已经掉闸,500kV沙昌一线停运。17时50分,1号启动变恢复运行。18时38分,7号机组主汽门关闭,锅炉灭火,但发电机主开关未掉闸。18时52分,就地手打机械脱扣器,切掉5061和5062开关(7号发电机主开关)。18日02时38分,沙昌一线恢复..
某电厂6号机组抗燃油油质异常
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【事件经过】2006年6号机9月份小修时分两次补入了抗燃油,第一次是9月10日,补了约两桶油,化学进行了混油试验;9月15日起机后,发现有漏点,油位下降,进行了第二次补油,约半桶(6号机抗燃油油箱约7桶多油),此次既未进行混油试验,又未进行油质分析试验;9月16日取样时发现油质混浊。2006年9月19日,送6号机抗燃油油样到电科院进行油质分析,所送油样外观混浊,明显分为上下两层,上层为淡黄色透明液体,下层为黄色混浊液体。【事故原因】对6号机抗燃油进行了油质分析,结果见表1。其中运动粘度、密度、矿物油含量都超过《电厂用抗燃油验收、运行监督及维护管理导则》中的异常极限值(如表2),开口闪点与上次结果相比有明显降低,故认为此6号机抗燃油中混入了32号汽轮机油。表1   检测结果项目化验结果外观透明混浊、分层密度(20℃) g/cm3/1.1196运动粘度(40℃)mm2/s/上层33.7下层36.3凝点℃/-22开口闪点℃280246酸值 mgKOH/g0.130.081水分%0.054上层0.051下层0.092体积电阻率(20℃),Ω•cm6.7×1096.86×109矿物油含量%(m/m)/>6表2   运行中抗燃油油质异常值项    目异常极限值外观混浊密度(20℃) g/cm3<1.13运动粘度(40℃)mm2/s与新油值差±20%矿物油含量%(m/m)>4开口闪点℃<240酸值 mgKOH/g>0.2水分%>0.1体积电阻率(20℃)   Ω•cm<5×109抗燃油中混入汽轮机油后,系统继续运行将对机组造成严重危害:对系统伺服阀造成磨损和卡涩,油泄漏后(因闪点降低)会造成火灾。电厂尽快进行换油处理。【防范措施】(一)新油验收1抗燃油以桶装形式交货,取样按GB..
某电厂精处理制水周期短
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【简述】自2006年7月21日开始,某电厂一期凝结水精处理混床开始出现制水量明显下降的现象,同时发现树脂变色比较严重,里面混有大量金属氧化物。上述现象的不利之处:(1)再生周期缩短,增加运行成本。(2)混床过早漏钠,阳离子容易进入炉内,造成不良后果。【原因分析】(1)对1#精处理PA混床阳树脂、阴树脂(针对所送样品)分别做了鉴别分析,结果发现阴树脂中阳树脂的含量较多,阳树脂中阴树脂的含量相对较少。(2)对1#精处理PA混床阳树脂、阴树脂再生前后的含水量、交换容量、含铁量等指标进行实验分析,结果显示阴、阳树脂再生前后的相关指标基本没变化。阳树脂再生前后的铁含量分别为1004μg/g、284μg/g,阴树脂再生前后的铁含量为419μg/g、285μg/,阴阳树脂再生前的铁含量均远低于报废标准。以上分析结果表明树脂并未失效,阳树脂再生后的铁含量显著降低,表明通过较高浓度的酸对树脂进行浸泡,可以在很大程度上除去混床树脂中的铁。【防范措施】(1)仔细检查阴阳树脂的分离效果,特别是分离后的阴中阳,若树脂分离效果不佳,易造成混床提前漏钠。参照相关试验方法,厂里可自己进行试验,在取样时应注意:阴阳树脂分离后各自排水至界面上,压缩空气混合,快速排水后取样。(2)树脂运行周期短,需重新核对一下进口树脂的工作交换容量,检查目前工艺中的再生时间、浓度、流量等是否满足工艺要求。(3)用十八烷基胺作为停炉保护所用的药剂,在启机时一定要冲洗干净再投入精处理,请高度重视此项操作。若没有冲洗干净,或冲洗过程中有部分系统未投运而导致系统中有残余的十八烷基胺,会对..
某电厂凝汽器泄漏事故
相关内容: 泄漏 电厂 事故
【简述】某电厂2×300MW机组1992年投入运行,凝汽器管设计为钛管,凝结水设计为100%的精处理,新机组投运时,凝结水精处理设备存在缺陷,长时间未对凝结水进行100%的处理,化学监督不到位,凝结水钠含量长期超标,因海水的漏入导致炉水中的氯离子升高,水冷壁发生大面积氢脆爆管,新机组运行10个月后被迫更换了大部分水冷壁。【原因分析】对于钛管凝汽器当时还没有设计经验,仅参考凝汽器铜管的有关数据,它们之间的明显区别是钛管的厚度约为铜管的一半,从防腐的角度是没有问题,但是从金属刚度(表明金属变形的物理量)的角度考虑,凝汽器隔板间距离明显偏大,计算表明隔板间的最大间距不应大于1.0m,但该机组的隔板间距为1.2m,过大的隔板间距易在气流的冲击下产生振动,过大的管控间隙容易发生振动磨损,该机组的凝汽器泄漏主要为振动磨损有关。因此,以后设计的钛管凝汽器隔板间距不大于0.9m,从此再也没有发生凝汽器因为振动磨损发生的泄漏事故。【经验教训】(1)新机组投运前,凝结水精处理系统一定要调试完成,有缺陷时机组不得启动。一般情况下,凝结水精处理缺陷很难在短时间内修复,这时凝汽器发生泄漏,将发生“巧妇难为无米之炊”问题。(2)化学监督一定要到位。“放松化学监督,厂无宁日”。 ..
阳床出水钠含量偏高
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【简述】某电厂机组容量为2×330MW,锅炉补给水处理系统为活性炭过滤器+一级除盐+混床。设计出力2×90t/h,一级除盐设计制水周期为20h。正常情况下,再生后阳床出水钠离子为40ug/L-50ug/L,一般夏季(冬季17小时)运行20-23h后钠离子升到到100ug/L,系统停运再生。从2010年3月2日开始,阳床出水钠离子开始升高,刚再生后,钠离子为80ug/L-90ug/L,B系列运行10-12h,A系列运行5h后钠离子升高到100ug/L。【事故过程及原因分析】取少量运行的阳树脂化验,结果表明树脂已经中度铁污染。在阳床再生及置换时,发现有跑树脂现象。在一个月前对两个系列的中排进行检修时发现中排装置有腐蚀穿孔现象,曾进行了焊接。因此怀疑中排装置再次遭到腐蚀。将树脂移到储存罐后,打开阳床人空门,观察到交换器整体衬胶及底部排水装置完好。但中排装置有腐蚀现象,尤其是法兰上的焊口,已经被深度腐蚀穿孔。该交换器中排补水装置采用不锈钢尼龙网缠绕,在上次发现中排泄露后,就重新焊接并在其表面刷防锈漆,但由于焊条及防锈漆的选材不当,导致一个月就又被严重腐蚀穿孔。腐蚀产物中铁部分在再生及置换时被排出交换器,但部分也随着后来的正洗及运行被带到交换器深层,造成树脂污染。为避免中排装置在再生时候因腐蚀产生的铁继续污染树脂,应将中排装置的材料更换为耐盐酸腐蚀的材料。建议将树脂进行复苏处理。【经验教训】对阳床中排装置应选择耐盐酸腐蚀的材料。应提高检修水平,及时发现缺陷并及时消除。 ..
精处理再生系统树脂混合后出水电导偏高
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【系统简介】某电厂一期工程凝结水精处理系统为两台50%前置过滤器和3×50%高速混床组成,混床为二台运行,一台备用;3、4号机组共用一套再生系统,体外再生系统包括阳再生、阴再生、混脂存放及树脂分离的设备及部件。树脂分离技术为锥斗分离,阴阳树脂型号分别为:MONOSPHERE650C(H+型)和MONOSPHERE550A(OH-型)。精处理系统流程如下:【异常现象】在精处理再生系统调试期间,装填完第一套阴阳树脂后在阴阳罐内分别进行了预处理,分别用氢氧化钠和盐酸进行了浸泡,然后又进行了双剂量再生,然后用除盐水冲洗合格,传至储存罐内,用空气混合均匀后,正洗时电导率最低冲至0.3μs/cm。【原因分析】(1)可能是凝补水箱漏入空气,造成了除盐水的电导率偏高。(2)取样管路的问题,不能取到真实的水样。(3)因阴罐是阴再生兼分离罐,树脂装填漏斗只接到了阴罐,装填树脂时,先将阳树脂装到阴再生兼分离罐,然后用水传至阳罐,然后再装填阴树脂至阴罐,在进行预处理和再生时,因阴罐内残存一些阳树脂,被氢氧化钠再生为钠型,当把阴阳树脂都传至储存罐进行正洗时,这部分钠型树脂不断释放钠离子,所以导致了出水电导率偏高的现象。【解决方法及结论】(1)化验凝补水箱电导率,电导率只有0.15μs/cm,属于正常。(2)检查取样管路,校对仪表,都正常。(3)用手电筒从窥视孔照,发现锥斗处有一些未传完的阳树脂。因阴阳树脂分别为H型和OH型凝胶型树脂,树脂初次使用时可不用预处理和再生,只需用水反洗出部分破碎树脂后即可传至储存罐内备用,等传至混床投运失效后再进行双剂量再生。接下来的..
炉水氯离子超标
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【机组简介】某电厂4号机组为武汉锅炉股份有限公司的自然循环亚临界汽包炉,型号为WGZ1025/18.44-10,锅炉的额定蒸发量为1025m3/h,主蒸汽压力18.4MPa,温度540℃,汽包内装有旋风分离器、多孔板、阻汽挡板,该锅炉配有330MW的汽轮机,机组于2006年投入运行,锅炉补给水未二级除盐水,设计补给水率约为1.0%-1.4%。凝结水精处理系统由海盐力源电力设备有限公司设计。设两台高速混床、采用单元制,3、4号机组共用一套体外再生系0.2统单元及一套再生辅助系统。额定出力2×379m3/h,最大出力2×454m3/h,运行温度43℃,机组正常运行时,两台混床满足运行要求。但出水电导率>0.2µs/cm、SiO2>15µg/L,或累计流量达到设定值时,混床失效,自动解列,同时旁路门自动打开,50%流量通过旁路,失效树脂送再生单元进行完全再生。当混床进口母管压差大于0.35MPa或温度超过50℃时,旁路门自动打开,并关闭混床进出口阀门,凝结水全部经旁路门通过,从而保护混床和树脂不受损害。【事故经过】2007年9月11日,电科院对电厂送检水样进行检测时,发现炉水Cl-超标严重,炉水左侧浓度达到2.89mg/L,炉水右侧浓度达到13.15mg/L。当日立即与电厂进行了沟通,原因是凝结水精处理混床分离塔冲洗水调节阀故障,导致树脂分层不彻底,运行值班人员巡视检查不到位,继续按程控步序自动进行树脂的分离和再生工作,从而导致阴阳树脂没有分开,产生了严重的交叉污染,从而在运行中Cl-不断从高速混床中释放出来,炉内浓缩而使炉水中Cl-严重超标。【采取措施】立即采取如下措施,保证各项水汽指标合格。(1)为避免出..
燃气厂“6•27”工亡事故情况
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事故时间:2014年6月26日14时20分事故类别:触电伤亡情况:一人死亡事故经过:6月26日下午,燃气厂运二车间设备技术员王XX通知能源试验研究中心(以下简称能试中心)、武汉钢能设备安装有限责任公司(协议维修单位,以下简称钢能公司)、二加压站于27日进行10kVⅠ段耐压试验及电气清扫作业,该作业属于车间级危险作业,分工为:王XX是作业现场车间级项目负责人,工艺技术员王X负责配合现场工艺协调,二加压站站长邵XX为作业现场班组级负责人,副站长陈X负责耐压试验、清扫作业现场安全监护。6月27日8︰20,王XX办理完倒闸、清扫危险作业相关手续后,车间工艺技术员王X到二加压站现场监护。8︰30,站所开始倒换机组、二加压高压配电柜10kVⅠ段停电操作。9︰30左右,车间主任黄X巡查完二加压站现场生产设备后,进入四楼高压配电室。9︰40左右,邵XX拉出母联柜断路器小车。9︰50左右,倒闸操作全部完成。随后,陈X执行完成了10kVⅠ段母线的验电、放电和挂接地线等操作步骤,能试中心人员开始做Ⅰ段母线的耐压试验。10︰20左右,王XX、王X先后离开高压配电室作业现场,下楼去确认拟新增的煤气取样管设置位置。10︰30,Ⅰ段母线耐压试验完成,邵XX安排陈X下楼通知钢能公司人员准备上场,交待陈X“母联柜有电不能清扫”,而后与能试中心人员一起离开高压配电室。11︰00左右,钢能公司人员李XX、张X、喻XX进入高压配电室开始电气设备清扫,车间主任黄X与陈X在现场监护。11︰20,黄X发现陈X精神状况不佳,邵XX也2014年度冶金企业事故统计与案例汇编46不在现场,告知陈X、李XX母联柜有电不能清扫..
公司”9.11”触电伤亡事故
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1、事故基本情况2016年8月26日,青岛艾柯优居环保科技有限公司与青岛海一星广告有限公司双方签订了《安装门头字确认单》(企业法人武强)。2016年9月10日,青岛海一星广告有限公司工人来到金光丽园小区一网点二楼南面房间开始安装制作好的门头字,当天安装完毕。2016年9月11日上午9时许,安装人员张升华和张传国开始安装门头字LED灯变压器。张传国插上电钻电源,爬上南面窗户,站在窗台上,接过张升华递给的电钻,工具准备完毕后,张传国登上架子开始作业,在攀爬过程中,张传国右手不慎触到红色带电电线裸露部分,同时左手碰在门头铁架子形成了回路造成触电。本次事故造成1人死亡,直接经济损失约50万元人民币。2、事故发生原因(1)事故直接原因:1.张传国在未取得电工特种作业操作证的情况下,违章从事LED灯的变压器安装;2.使用电钻时未按规定穿戴好相应的劳动防护用品;3.在未检查红色电线是否带电和线头是否存在裂缝的情况下,违章徒手接触电线,是导致此起事故发生的直接原因。(2)事故间接原因:1.广告公司安全生产主体责任落实不到位,未按照规定对从业人员进行安全生产教育培训和考核,安排工人持证上岗作业,致使从业人员安全意识淡薄,违章作业;现场安全管理缺失,未及时制止和纠正现场作业人员违章作业行为,是导致此起事故发生的间接原因。2.广告公司法人代表武强安全生产职责履行不到位,违章指挥张传国无证从事电工作业,是导致此起事故发生的间接原因。综合以上分析,根据国家安全生产相关法律法规规定,认定该事故是一起因从业人员无证上岗、违反施工现场临时用电..
山西榆社电厂#4炉汽包水位低MFT一类障碍事件..
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事故前运行方式:#4机负荷300MW,主汽压力15.8MPa,主汽温度538℃,再热蒸汽压力3.4Mpa,再热蒸汽温度538℃,真空77.56KPa,炉膛负压-90Pa,水位0mm,#4-1、#4-2引风机、送风机、一次风机运行,#4-1、#4-3给水泵运行,A、C、D、E制粉系统运行,汽包水位自动,机组协调控制,汽机TV开度99%,GV开度30%,RSV开度99%,IV开度100%,单阀控制。事故经过:12月3日21时38分#4机负荷突然由300MW降至246MW,高调门由30%开至100%,CRT画面上TV、GV、IV、RSV全在开启位,21:42在调整过程中,#4炉汽包水位低造成锅炉MFT,机跳闸,发电机与系统解列。汽机跳闸后,就地查TV2全关,而CRT画面上显示TV2全开,判断为TV2阀在运行中关闭造成负荷突降,查追忆在负荷突降前曾有关TV2阀指令发出。后经热工检查发现TV2的VP卡(阀位卡)故障,12月4日2时50分更换备用VP卡并经重新标定TV2恢复正常。后就地检查发现#4机#1中压主汽门蒸汽引导阀接口漏油。经处理#4机#1中压主汽门蒸汽引导阀漏油,11月4日5时 43分#4炉点火,7时  08分定速,7时15分#4发电机并网。8时44分,#4机负荷至70MW时,#4-1给水泵运行中掉闸,首出记忆为“给水泵入口压力低”,#4-3给水泵联启,15秒后掉闸,首出记忆为“给水泵入口压力低”,汽包水位低,MFT动作,汽机、发电机联跳。9时#4炉点火,9时23分#4发电机并网。10时38分#4机负荷至90MW,主汽温度突降到汽机不允许值,汽机手动打闸,发电机联跳,炉灭火。11时15分#4炉点火,12时46分#4发电机并网。15时40分#4炉燃烧稳定,全撤油枪。事故原因分析:1)、12月3日21时38分..
事故按钮接反,造成机组跳闸
相关内容: 按钮 机组 跳闸 造成 事故
事件经过:5月31日,#8机组负荷160MW,B循环水泵检修消缺完后,于13:10启动循环水泵B进行出口门联锁试验,就地按B循环水泵事故按纽停止循环水泵B时,A循环水泵跳闸,强投未成功,13:40′09″,#8机组因真空低跳闸。经检查处理与机组消缺后,6月1日5:43#8机并网投运。暴露问题:1、安装单位在安装A/B循环水泵就地事故按钮时,把A/B泵事故按钮接反;2、安装单位工作责任心不强,没有对设备安装后进行检查试验。防止对策:1、安装单位要加强工作责任心,安装设备后要进行检查试验,防止安装错误。2、#8机组其它电源设计不合理的地方(包括磨煤机、事故按钮等),由“四期”管理处尽快联系设计院进行设计更改。3、重新安装A/B循环水泵就地事故按钮。 
一号机组热控装置故障,减温水中断,主蒸汽温度高,机组MFT动作..
相关内容: 温水 中断 动作 温度 蒸汽 机组 装置 跳闸 故障
事件经过:4月2日9:13,#1机组负荷400MW,AGC方式运行,运行人员发现主蒸汽温度异常升高,立即开大过热器减温水调门,随即手动增加给水流量,但无效,9:18主蒸汽温度大于569℃,保护动作,#1机组MFT。事后经查找、分析,主蒸汽温度升高的原因是N-90顺序控制系统PCU20,MODULE3下属的开关量输出模件故障,引起过热器减温水总门关闭,减温水中断,造成主蒸汽温度高机组MFT。经更换此故障模件后(更换成05年生产的新型INFI-90模件),#1机组重新启动,于12:33分机组并网。暴露问题:此模件为92年起使用的老型号模件,判断为元件老化引起。防止对策:1、用新型号的INFI90模块更换故障的老型号的N90开关量输出模块(地址号:11-6-9),此模块控制过热器减温水总门。作为反措,又更换了控制再热器减温水总门的开关量输出模块(地址号:11-5-8)。此项工作已在#1机组MFT后,机组启动前完成。2、加强对N90分散控制系统的巡检,发现问题及时处理,在#1机组DCS改造前,规定仪控人员每天对DCS的模件、电源、风扇等进行巡检。3、对重要的、涉及到主设备保护的模件,再次进行梳理,在DCS改造前,如有机组停用机会,利用已到货的DCS改造设备提前进行更换,防止类似事故发生。4、安排运行值班人员对类似事件进行仿真机模拟演习,使每个运行人员在遇到类似情况时能及时正确处理,提高运行人员事故处理能力。此项要求从现在起,利用各个值的学习班时间,轮流进行培训。 ..
二号炉高温再热器泄漏,停机处理
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事件经过:4月13日17:30,#2炉四管泄漏监测装置开始报警。14日13:40,经中调批准,#2机停运消缺。检查发现高再A侧36排从炉后数第8根小R湾头TP304与钢102焊口在钢102侧沿熔合线发生断裂,36排从炉后数第6、7根管、第35排从炉后数第7根管吹损减薄超标。更换爆管及吹损管段共4根。换管材料:TP304,φ60×4,共计8个焊口。4月17日22:58,#2机经抢修后并网。暴露问题:本次高再爆管跟以往情况相似,爆口均发生在TP304与钢102焊口,#2炉在相同部位已发生爆管4次。#2炉历经10年运行,特别是近期长时间大负荷运行,受热面管子金属强度、机械性能已经下降,这次爆管的原因就是异种钢焊口经长时间运行失效发生断裂而发生爆管。防止对策:1、加强锅炉四管防磨防爆检查工作,利用停炉或检修机会对#1、2炉同类焊口作全面检查,及早发现并消除隐患。2、大修时对高再异种钢焊口进行改造,彻底消除受热面存在的安全隐患。 
三号炉后竖井分隔屏拉稀管泄漏,停机处理
相关内容: 分隔 竖井 泄漏 停机 处理
事件经过:4月15日21:33,#3机满负荷运行,四管泄漏监测装置报警,就地检查确认受热面泄漏向中调申请停炉,16日00:25机组解列,冷炉后对受热面管子全面检查,发现锅炉竖井烟道中隔墙低过上部拉稀管爆管,从A侧往B侧数第72根管出现爆裂,周围第73、74、75根管被严重吹损泄漏。对爆管的处理,第72根管从上部顶棚下310mm处、下部从进口联箱上部300mm处进行割管检查并更换该管段,被吹损的第73、74、75根管进行换管。换管材料:SA-213T2,φ38.1×9.4mm,共计11个焊口。19日12:55,机组经抢修后并网。暴露问题:从初始爆管的第72根管爆口形态及管子外观检查分析,此次爆管属于过热爆管,即炉管通流截面受异物堵塞得不到冷却所致。由于施工安装单位安装质量不良,受热面管子被异物堵塞造成过热爆管自#3机168试运以后已发生多次。防止对策:1、加强四管防磨防爆检查,在今后停炉检查中,对存在过热现象的炉管要进行分析,严重的及时进行更换。2、做好炉管备品储备,满足抢修需求。 
二号炉高温再热器管焊口泄漏,停机处理
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事件经过:4月19日,#2炉出现四管泄漏监测装置报警并经现场确认,21:51,经中调同意,#2机停运抢修。检查发现高再管从A-B(炉后→炉前)第38排第8根管TP304与G102异种钢焊口断裂,严重吹损第38排第6、7根和第39排第6、7、8、9共6根管。换管情况:38排第8根管G102换TP304,长度800mm;38排第6根管G102换TP304,长度800mm;第38排第7根管G102换TP304,长度800mm。39排第6根管T91换TP304,长度800mm;39排第7根管G102换TP304,长度800mm;39排第8根管G102换TP304,长度800mm;39排第9根管12Gr1MoV换12Gr1MoV,长度800mm。之后,又对高再64排小R弯头异种钢焊口全部进行拍片检查,发现炉后往炉前数,A→B第20排第8根管,第41排第8根管,第42排第8根管共3根管未焊透;第32排第8根管焊缝有裂痕。对这4根管也换为TP304,换管长度800mm。23日16:00,#2机组抢修完毕并网。暴露问题:1、本次高再爆管跟上次情况相似,爆口均发生在TP304与钢102焊口。#2炉历经10年运行,特别是近期长时间大负荷运行,受热面管子金属强度、机械性能已经下降,这次爆管的原因就是异种钢焊口经长时间运行失效发生断裂而发生爆管。2、上次爆管停炉检查时,对高再小R弯头异种钢焊口失效和存在的问题估计不足,加上系统用电负荷紧急于开机,没有进行全面详细的检查,故又再次发生爆管。防止对策:1、加强锅炉四管防磨防爆检查工作,利用停炉或检修机会对#1、2炉同类焊口作全面检查,及早发现并消除隐患。必要时作拍片检查,不能因为赶开机不做全面详细的检查。2、大修时对高再异种钢焊口进行改造,彻底消除受热面存在的..
二号炉燃烧不稳,炉膛压力低保护动作,机组跳闸..
相关内容: 动作 压力 炉膛 机组 燃烧 跳闸 保护
事件经过:11:50#2机负荷260MW,B、C、D、E层所有粉嘴及A1、A3、F1粉嘴运行,中调令负荷降至250MW,压力升至17.1MP,由于压力涨得较快,停F1给粉机;D制粉系统由近路风倒至D磨,缓慢进行倒风操作,乏气总门缓慢开至46%,12:16开启A3一次风门,12:17开启A1一次风门,12:18D磨油站启动满足条件启动D磨,12:19开启A2一次风门,倒风后D排留有A4风门保持关位,D排入口乏气总门开度52.9%,因压力高,停F1给粉机,F1停后一分钟,12:20C1给粉机卡跳,复位后再启动失败,此时主汽压16.2MP,炉膛负压—200PA,各种参数正常,刚把C1给粉机复位待启,12:20:45锅炉MFT动作,首出炉膛负压低低。暴露问题:1、燃运部违反上煤调度规定,将三类煤当作二类煤上仓;工作不负责任,将湿煤直接上仓。2、运行部部门培训工作不到位,关于上层燃烧的稳燃措施、燃用低挥发份、低发热量煤种的稳燃措施没有得到有效执行;组织工作不到位,当D制粉系统出现大的异常的情况下,部门的交代、指导不足。运行当班值没有认真组织学习本部门下发的关于上层燃烧的稳燃措施、燃用低挥发份、低发热量煤种的稳燃措施,对D制粉系统的停运、投入时对锅炉燃烧产生的重要影响认识不足,反措、事故预想工作缺位。值班员在执行具体工作时缺乏经验,在倒换制粉系统的操作中对锅炉燃烧没有做到精心监盘、细心操作、及时调整。防止对策:1、燃运部必须加强煤场管理,严格执行厂部上煤调度管理、加强监督与考核;必须加强对值班人员的工作责任心教育,工作要负责,湿煤不能直接上仓。2、运行部必须加强部门人员的技术培训工作,组织..
四号机B排粉机开关爆炸,6KV B段失电,机组跳闸..
相关内容: 机组 跳闸 爆炸 开关
事件经过:2006年4月18日23:30,#4炉B侧制粉系统正常停运过程中,排粉机电机6410开关SF6接触器灭弧室发生炸裂,#4机组高厂变过流保护动作,6kV母线失电,#4机组跳闸。锅炉运行,因恢复时间较长,停止锅炉运行。设备损坏情况:A、6410开关(接触器)灭弧室炸裂气浪将6410开关小车面板和柜门冲掉,将6410开关柜侧对面04LGA段乏气风机接触器开关盘门冲击变形。B、6410开关柜二次接线箱和开关二次插把受冲击脱落。C.、接触器开关三相熔断器熔落。D、6410小车开关无常拉出。E、6410开关母线侧静触头B、C相支柱绝缘子熔化。F、6402备用间隔(无开关小母线侧静触头支柱绝缘子B、C相熔化,6402间隔电缆小室与母线仓金属隔板部分熔化并形成一个大洞。G、6402开关间隔母线小室侧面档板受热变形。H、04LGB段6KV母线3个接触器间隔部分熏黑,母线支撑绝缘喷黑。I、#4机#2凝泵间隔小母线侧静触头支柱绝缘子B、C相熔化。现场处理:A、检修人员将#4炉B排粉机负荷间隔转移至6401备用间隔。B、将6402开关间隔分支小母线从主母线脱开。C.、对04LGB段母线和母线支撑绝缘子进行清洁处理后,测绝缘2500MΩ合格后,做交流耐压26KV试验合格。D、对04LGB段所有断路器和接触器开关做交流耐压和分、合闸时间和主回路接触电阻试验合格。E、对04LGB段所有负载及电缆电气试验合格。#4机组重新启动,于4月19日14:30并网。原因分析:(1)接触器开关爆炸原因分析,电机停运后,接触器断口电弧未能熄灭,使接触器内气体温度逐步增加,气体压力急剧增大,直至造成接触器爆炸,由于接触器三相在同一小室内,导致接触器三相接..
柴油机、直流油泵综合故障,机组断油烧瓦
相关内容: 柴油机 直流 综合 油泵 机组 故障
2012年11月16日,某电厂500kV送出线路因覆冰跳闸,造成1、2机组停机,全厂对外停电,1号机组在停机过程中,汽机轴承断油烧瓦,直接经济损失约268万元。【事故经过】事故前工况:某电厂在运2台600MW燃煤空冷发电机组,采用发电机一变压器组形式接入500kV升压站;500kV母线接线形式为3/2接线,共三串;电厂规划远期两条外送线路,已建成一条,即500kV某忻Ⅱ线,并入华北电网;高压厂用电源分别从两台主变压器低压侧通过厂用变压器引接;电厂设两台启动/备用变压器,从35kV母线引接,35kV母线有两路电源,1路从500kV母线通过降压变引接,另外1路从电厂厂用向煤矿供电的线路T接,正常情况下,电厂向煤矿供电,事故情况下,通过该线路向电厂反送电,其联络开关需人工手动投切。事故前,500kV升压站正常方式运行,某忻Ⅱ线送出负荷845MW,1号机组负荷450MW,2号机组负荷460MW,10kV厂用电由厂用工作电源供电,l、2号机组0.4kV保安PCA、B段由厂用工作电源供电,1、2号机组柴油发电机联动备用。11月16日2时20分,某忻II线由于线路覆冰造成电流差动保护动作,线路跳闸,同时l号、2号发电机零功率切机保护动作,机组跳闸,全厂对外停电。1、l号机组情况全厂失电后,l号机组0.4kV保安A、B段失电,1号柴油发电机联启成功,但出口开关未合闸。2时21分,机组长发现油压开始降低(油压还未降到联动值),手动启动l号汽轮机直流润滑油泵,4秒后跳闸,再次启动3秒后又跳闸;2时25分,1号机副值班员到就地直流控制柜手动强合直流润滑油泵成功,2时31分,直流润滑油泵跳闸;随后又先后合闸两次,跳闸两次..
直流油泵未联起,一台机组断油烧瓦
相关内容: 直流 油泵 机组
【事故经过】某年6月4日8时,某电厂两台300MW机纽并网运行,#1机负荷150MW,#2机组负荷250MW。#1机组因轴承振动不正常,6kV厂用电工作段仍由启动/备用变压器供电。9时17分#2机突然跳闸,发出抗燃油(EH)油压低、EH油泵C泵跳闸、发电机失磁、汽轮机和发电机跳闸等讯号。汽轮机值班员立即抢合主机、小汽机直流事故油泵和发电机密封直流油泵,均启动正常。电气值班员发观#2发一变组2202开关跳闸,#2厂高交622a开关跳闸,622b开关红绿灯不亮,6kVⅡa、6kVⅡb两段自投不成功。9时l8分抢合062a开关成功,汽机司机投入交流润滑油泵,停下直流润滑油泵。电气值班员到现场检查,负荷开关已分闸,但没有检查发现622b开关在合闸位置。然后抢合上062b开关时,向#2发电机送电,引起启动/备用变压器差动保护误动作使2208、620a、620b三侧开关跳,#1机组失去厂用电跳闸,全厂停电。#2机交流润滑油泵失压,直流润滑油泵没有及时投入而使部分轴瓦断油。值班员先后切开061a、061b、062a、062b、060a、060b开关,于9时21分合2208开关成功。9时24分合620a开关成功,恢复Ⅱa段厂用电,但合620b开关不成功。经检查处理,9时50分合620b开关,10时17分就地操作合062b开关成功,至此厂用电全部恢复正常。1l时45分#2机挂闸,转速迅速升至120转/分,即远方打闸无效,就地打闸停机。11时48分汽机再次挂闸,转速自动升至800转/分,轴向位移1.9mm,远方打闸不成功,就地打闸停机。12时10分第三次挂闸,轴向位移从0.7mm升至1.7mm,轴向位移保护动作停机。事故后检查发现#2机组轴承损坏,其中#1、2、5、6下瓦和推力瓦..
厂用电运行方式不合理,事故扩大全厂停电
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2005年7月,某水电站进行机组的无功进相试验,在进相试验的机组开机并网时,随即发生220kV线路光纤差动保护误动,并进一步发展为全厂停电的事故。【事故经过】1、基本概况及事故发生时的运行方式该水电站在事故发生时还是在工程建设中。4号发电机和3号发电机相继投产,由于线路电容的存在,220kV母线电压总是偏高,机组要无功进相运行。事故发生前的运行方式为:220kV皇林I线2237DL合闸并入系统运行。220kV两段母线并列.3号机带有110MW负荷,4号发电机在热备用状态。4号主变空载带4号高厂变(即厂用电10kV二段),10kV一段由3号高厂变带,全部厂用电负荷都是由10kV一、二段带,10kV三段母线设计是没负荷,它只通过10kV联络开关作为10kV一、二段的备用电源。2、事故经过在中调同意下4号发电机开机并网,运行人员执行"4号发电机发电"操作后不久,现场看到机组启动并启励建压正常,接着就听到发电机出口开关合闸声音,但很快就听到机组的声音有点异常(事后的分析证明就是机组开始过速的声音),接着全厂一片漆黑。运行反应整个监控系统瘫痪,屏幕无显示。运行人员立即对一次设备进行检查,发现一次设备本体没有异常,但整个220kV母线失压,两台发电机组停机,厂用电消失。保护检查结果是220kV皇林I线WXH-803光纤差动保护有动作出口跳闸信号,但是该线路的WXH-802高频距离保护盘没有动作出口信号,两台机组的WFB-801保护A、B套均发失磁三段动作信号,无其它保护动作出口信号,两台机组故障录波都没有录波数据。初步判定厂用电系统一次设备本体没有故障后,迅速通知运行人员从施工变倒送厂..
违章作业机组跳闸,开关拒动全厂停电
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2006年8月3日,某发电厂在进行二期主厂房A列墙变形测量时,用铁丝进行测量,违章作业,造成#3主变110kV引线与330kV引线弧光短路,又因#3主变保护出口继电器焊点虚接,3303开关未跳闸,扩大为全厂停电事故。【事故经过】事故前运行方式:#1机#2炉、#3机炉、#4机炉及#1、2、3、4主变压器运行,330kV环型母线运行,330kV两条线路与系统联络;110kV单母线固定连接,四条地区出线运行。全厂总出力185MW。其中,地区负荷145MW。该电厂因存在地质滑坡影响,为防止A列墙墙体落物影响主变等设备的安全,准备在A列墙外安装一层防护彩钢板。电厂多经公司承担了该项工程。事先制定了《工程施工安全组织措施》、《工程施工方案》,并经生产技术科等审核,总工程师、批准。8月1日,多经公司项目负责人找到电气检修车间技术员,要求进行现场勘测工作,并要求派人监护。电气检修车间技术员同意,并安排变电班开票、派监护人。8月2日下午履行了工作许可手续。8月3日上午开始工作。在汽机房顶(25.6米)向下放0.8毫米的20号软铁丝,铁丝底端拴了三个M24的螺母。15时48分,在向上回收铁丝时,因摆动触及#3主变110kV侧引出线C相,引起#3主变对铁丝放电,并造成#3主变110kV侧C相与330kV侧B相弧光短路,#3机变差动保护动作,引起#3机组跳闸。又因为#3主变330kV侧3303开关拒跳及失灵保护未动作,造成了事故的扩大。#4机反时限不对称过流保护动作,3305开关跳闸,#4机组与系统解列,带厂用运行;#2主变330kV侧中性点零序保护动作跳闸,110kVⅡ段母线失压,#2高变失压,厂用6kVⅡ段母线失压,#2炉灭火,#1机单带地区负..
试验人员短接CT绕组,保护误动全厂停电
相关内容: 绕组 全厂 试验 停电 保护 人员
【事故经过】某厂共有4台330MW机组,500KV升压站为标准的3/2接线方式,事故发生时只有一条出线投运。高压厂用备用电源#1、#2启备变分别通过156、157断路器取自110KV系统,#1启备变做为#1、#2机组的高压厂用备用电源,#2启备变做为#3、#4机组的高压厂用备用电源。500kV某宁I线采用3/2接线方式接入500KV宁格尔变电站,事故前,该电厂计划利用某宁Ⅱ线切改机会进行5013、5023、5033断路器本体及CVT、CT、隔离开关、接地刀闸清扫预试工作。2008年06月15日,调度批准:某宁Ⅱ线切改工作500KV站内施工和开关清扫预试工作允许开工。500KVII母停电,5013、5022、5023、5033断路器断开。5022、5023断路器转基建状态,5013、5033断路器转检修状态,退II母母差保护。由于天气下雨,预试工作推迟到2008年06月17日。2008年06月17日08时40分,承包商某公司试验人员利用CT二次绕组接地点对5033CT进行介损试验,试验数据合格;09时40分试验人员用同样方法对5013CTC相进行介损试验,两次试验结果超标(试验结果0.76,标准0.04),试验人员与仪器厂家技术人员分析认为引起数据超标原因在于CT二次绕组未做短接接地,为消除干扰源,试验人员在未征得专业主管及电气二次技术人员同意的情况下擅自将5013C相CT在本体端子盒内将二次绕组短路接地。2008年06月17日10时03分,某宁I线REL561分相电流差动保护动作,5012断路器C相跳闸,宁格尔变电站侧5052、5053开关C相分别跳闸,分别重合,非全相保护动作三相跳闸,此时,电厂全厂对外停电。5012断路器C相重合成功,电厂#2、#3、#4机组分别解列。【原因分..
操作人员走错间隔,误分带电设备致全厂停电..
相关内容: 全厂 间隔 停电 设备 操作 人员
【事故经过】2006年10月14日事故前#1机组运行情况:#1机组负荷560MW,B、C、D、E磨运行,A、B汽泵运行,AGC、RB投入,定压运行方式,220kV正、负母线运行,沙店2K39开关运行于220kV正母,#1发变组2501开关在正母线运行,启备变2001开关运行在负母,处于热备用状态,#2机组省调调停,沙店2K40线路省调安排检修。#1机组单机单线运行方式。10月14日中班,值际三值,值长陈X。接班时(17:00)沙店2K40线路检修工作已结束,等待调令恢复。接班后值长接省调预操作令,副值王X(主要事故责任人、主操作人)准备好沙店2K40线路恢复的操作票,经审查操作票无误后,在调令未下达正式操作令前,17:40值长(陈X)令值班员王X(副值)、明XX(主值、监护人)(主要事故责任人)按票去进行预操作检查,因调令未下达,只对线路进行预检查,值长未下达操作令,所以操作票未履行签字手续。17:45调令正式下达给值长陈X,沙店2K40线路由检修转冷备用(所有安全措施拆除,断开沙店2K404-3地刀)。此时值班员(王X、明XX)已去现场(升压站内),值长未将值班员叫回履行完整的操作票签字手续,将操作令下达给单元长王XX(次要事故责任人),由单元长王XX去现场传达正式操作令。单元长到现场(升压站内)后向主值明XX、副值王X下达操作令。随后由值班员(王X、明XX)执行断开沙店2K404-3地刀的操作,该项操作(沙店2K404-3接地隔离开关操作箱)执行无效(操作中发现地刀拉不开),按票检查操作内容无误,单元长帮助明、王二人一起到继电器楼检查上一级操作电源正常,并汇报值长联系检修二次班处理。在等待..
沙带坠落封母短路,开关故障全厂停电
相关内容: 全厂 短路 故障 停电 坠落 开关
【事故经过】2010年4月20日,某厂发生了一起全厂停电事故,故障发生前全厂运行方式如下:四台机组运行;四条出线运行;母线合环运行;1号高厂变断引消缺。故障前220kV运行方式如图(于箭头位置断引消缺)。系统低谷,1#机低谷消缺后准备启动;盘车运行未冲转,发电机未励磁;2#、3#、4#发电机运行;西田Ⅰ、Ⅱ,西常Ⅰ、Ⅱ线运行;联络线90MW,频率50.07Hz。4月18日10时35分,因实业公司在修整机房A列墙外墙面时,沙石袋脱钩自28米处落下,砸在#1高压厂变低压侧B分支封闭母线上,封闭母线变形造成三相短路。主厂变差动保护动作跳闸,#1机组停运。紧急断开主厂变低压侧B分支封闭母线后,检查变压器未见异常,6kV备用电源带机组厂用电启动机组。12时17分#1机组并网。主厂变低压侧B分支封闭母线进行抢修。4月19日23时25分,该电厂为恢复1#机厂用B分支母线,利用低谷停机接引。在先拉开2312开关解串后,发变组保护跳2313开关时,发现2311开关也跳开。【原因分析】故障分析如下:2312开关的C相触头未断开(但机构指示牌为绿色,意即在分位;开关辅助接点及控制盘的红绿灯指示均正确;事后测触头间绝缘电阻约为零。经过2312-C相解体检查,发现动触头导电杆弹簧脱落),其失灵保护启动,电流判据因C相开关的原因而满足条件,导致2312开关的失灵保护动作跳开2311开关及对侧东田站的2371/2开关(失灵远跳)。故障情况下人为误判断导致全厂停电。误判原因有以下几点:2311、2312、2313开关均已跳开,无电流指示;检查一、二次设备未见异常;现场未能对2312开关失灵保护的动作原因进行深入分析,未..
误入带电间隔人身触电,保护拒动全厂停电
相关内容: 全厂 间隔 误入 人身 停电 保护 触电
4月11日至15日,某水电厂在进行母线停电清扫工作时,由于检修人员误入带电间隔,安全距离不够而放电,造成严重电弧烧伤。又由于继电保护拒动,导致全厂停电,对外大面积限电的严重事故。【事故经过】4月14日,某水电厂除继续110kV上母线停电清扫工作外,又增加了110kV青三乙线停电清扫的工作。110kV母线清扫的工作负责人仍为蒋XX,青三乙线的工作负责人由母线清扫的工作组成员丁XX担任。  11时许,两项工作结束,蒋、丁2人要去办理工作结束手续。这时丁突然想起:110kV上母线的TV(电压互感器)隔离开关,避雷器隔离开关绝缘子还未清扫。于是,蒋、丁2人又找来一名工作组人员一起去继续工作。蒋、丁两人直接从南侧上到母线平台。蒋率先上到110kV上母线TV隔离开关构架上工作。丁继续向110kV上母避雷隔离开关间隔走去。由于少走了一个间隔,上到104隔离开关构架间隔(注:此隔离开关一侧带电),因安全不够而放电,丁从2.2m高处坠落,头部摔伤,全身被电弧烧伤,其中2度烧伤面积达45%。  放电造成104隔离B、C相短路,110kV上、下母线永久性接地短路。110kV母差保护动作。事故造成110kV下母线避雷器爆炸,全厂停电,宁夏6座110kV变电所全部停运。【原因分析】1、丁XX在无人监护下,走错位置,误登104上隔离开关构架,是造成其感电重伤事故的直接原因。丁明知分配给自己的110kV上母线清扫的工作没完成,也知道自己要上的设备是110kV上母线避雷器隔离开关,发生误登构架,说明其工作不细心,思想上有忙于把活干完的想法而忽略了安全。  2、母线清扫工作负责人工作不负责任,在工作中违..
焊接作业母线接地,出线跳闸全厂停电
相关内容: 出线 全厂 焊接 跳闸 停电 作业 接地
【事故经过】某发电厂总装机容量达846MW,其中包括6台125MW机组,为上海网内主力大电厂之一。该厂共有7回220kV出线,分别与南桥、厂春、泸定、吴泾、松江等变电站相联,电气位置十分重要。在地理上,该厂供电区内除上海电机厂、上海锅炉厂等重工业外,还包括大量的新兴企业。工农业生产较发达的松江县土要也由该厂供电。正常负荷在350MW左右。因此,该厂的安全发供电直接影响着该地区的工农业生产。1992年8月24日13:32,该电厂的民工在220kV升压站9m平台上进行焊接施工时,擅自拉动下垂的电焊线,使焊线晃入13号主变220kV副母侧闸刀(13号主变接正母,该闸刀正常打开),引起220kV副母C相接地故障。由于故障时产生的大量弧光,又引起该闸刀对侧对地放电,致使正母C相接地。即,正、副母相继发生单相接地故障,7回220kV出线全部跳开,使发电厂脱离主系统而孤立运行。由于小系统内部出力与负荷的不平衡,最后导致全厂停电。该次故障对主系统而言,由于故障类型仅为单相接地故障,并未造成很大的冲击,除邻近的吴泾电厂300MW机组发生一些振荡外,全系统维持稳定运行。但对闵行地区的工农业生产造成了很大的冲击,直接负荷损失大约在300MW以上。作为一次全厂停电事故,所暴露出来的问题是很多的。按正常方式即便在220kV侧全部跳开后,作为电厂本身应该具有孤立运行保厂用电的能力,而不至于发生全厂停电事故。1、故障前的电厂主接线与潮流情况,如附图所示。该厂正常方式下220kV与11OkV系统间有2台主变相联,当时8号机与变压器停运,220kV/1l0kV间仅有9号主变相联,6台125MW机组除8号机停运外,..
电缆着火线芯短路,失灵保护动作全厂停电
相关内容: 火线 全厂 短路 动作 失灵 电缆 停电 保护
【事故经过】6月28日01时57,某热电厂电缆沟内着火,将沟内部分电缆烧损,并造成220kV失灵保护出口短路,失灵保护将220kV甲、乙母线上的全部元件及运行中的三台机组全部跳闸。由于事故造成该厂与系统解列,使110kV系统失去外来电,厂用电完全失去,最终导致全厂停电事故。【原因分析】1、本次电缆着火的起因是多种经营公司经营的循环水尾电站220V动力直流电缆存在着机喊损伤或质量缺陷,加之该电缆自97年9月投产以来,始终处在无人维护、检查和试验的状态,使缺陷逐渐发展,最后发展到绝缘被击穿,短路电弧将周围电缆引燃。  2、全厂停电是由于电缆沟着火后,殃及失灵保护电缆,造成保护电缆芯线短路,保护出口跳闸。3、厂部对省局电缆安全的有关规定贯彻不力,管理不严,省局96年为吸取富总厂余热电缆着火教训,曾明确要求,凡敷设在电缆沟的非生产电缆限期清理出去。   4、对非生产电缆疏于掌握,有关部门没有对其维护,检查和试验。   5、室外电缆沟通向厂房内的电缆孔、洞封堵不够严密,使厂母线室造成一定的碳粉污染。【防范措施】防止电缆着火事故是国电公司颁发的防止电力生产重大人身事故的二十五项重点要求的第一项,足见其重要性:   1、应制定出相应的电缆管理办法和电缆管理的标准,落实好安全责任制。   2、电缆的各种预试要按期进行,对电缆接头要定期用红外线测温仪测温,防止接头过热。   3、落实好电缆防火技术措施,电缆中间接头两侧应设置1米长的封闭耐火槽盒。   4、全面认真的清查一次非生产电缆在主沟内的情况,并制定移出主沟的计划,在移..
风机特性不匹配,两机组相继跳闸
相关内容: 相继 匹配 特性 机组 跳闸 风机
2013年6月18日,某发电厂发生两台机组相继跳闸、全厂对外停电事件。事件直接原因是脱硝改造后送风机、吸风机之间的调节特性未能完全匹配以及电泵出水门故障等。【事故经过】某电厂5号、6号机组为2台900MW超临界燃煤机组,投运后相继实施了脱硝改造,空气预热器整体更换、配合脱硝改造吸增风机合一等技改项目。事件发生前,5号机组正常运行,6号机组启动并网后升负荷。其中,5号机组脱硝改造后于2013年6月3日首次并网连续运行,至6月18日8:53,机组负荷860MW。6号机组6月10日调停后于6月18日凌晨整组启动,5:31并网,9:58机组负荷升至463MW。1、5号机组跳闸经过:8:52:39-8:55:59,5号机组根据AGC指令开始加负荷,负荷从860MW升至918MW,送风机5A动叶开度从64%加到95%,送风机5B动叶开度从65%加到95%,炉膛负压从-0.328kPa增加到0.08kPa,吸风机5A动叶开度从63%加到83%吸风机5B动叶开度从67%加到87%期间8:55:03,吸风机5A/5B进口压力下降到-5.5kPa报警。8:59:28,负荷917MW,送风机5A动叶开度84%,送风机5B动叶开度86%,吸风机5A动叶开度86%,吸风机5B动叶开度90%,炉膛负压-0.219kPa,吸风机5A进口压力低于-6kPa,吸风机进口负压保护动作跳闸,RB动作,联跳磨煤机5A/5B/5C和送风机5A。8:59:51,吸风机5B进口压力低于-6kPa,风机进口负压保护动作跳闸,锅炉MFT,5号机组跳闸。2、6号机组跳闸经过:5:31,6号机组整组启动后并网。9:30,6号机组汽泵6A并入系统。9:56:53,6号机组电泵出水旁路门全开信号收到,给水母管压力15.725MPa,电泵出口压力15.628MPa,电泵出水门满足开启条件(但实..
俄罗斯萨扬水电站8•17事故
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2009年8月17日,俄罗斯萨杨-舒申斯克水电站2号水轮机在运行中,水轮机顶盖紧固螺栓断裂,高压水喷出,水淹厂房,并造成重大人员伤亡和财产损失。【事故经过】萨扬水电站位于叶尼塞河上游,混凝土重力拱坝,最大坝高245米,水库库容313亿立方米,坝后式厂房,内安装10台单机64万千瓦的水轮发电机组,总装机640万千瓦,多年平均发电量235亿千瓦时,是俄罗斯已建的最大水电站。2009年8月17日当地时间8时12分(格林尼治时间00:12)开始,2号机组根据有功功率和无功功率成组调节系统的指令,降低出力。2号机作为功率调节的首选机组进入了不被推荐的运行工作区。8时13分,2号水轮机顶盖锚定螺栓被拉断,在水压力作用下机组转动部件及顶盖、上机架向上抛出。旋转的上机架和转子破坏了2、3和4号机组段的边墙、玻璃窗和屋顶以及2号机上游面的一根桥机排架柱,而且控制盘柜、配电盘、通信、供电线路、油气罐、贮气罐,电梯完全被毁。水柱从水轮机处的空腔喷入主厂房,淹没主厂房发电机层及下面各层。同时,电站主控台收到声光警报,萨扬水电站的负荷从4100MW降到了OMW,厂内用电全中断。9时20分,水轮机进水口工作门在坝顶被手动关闭,截断了冲入厂房的水流;11时32分,坝顶门机内移动式应急柴油发电机组启用;11时40分,大坝溢洪道闸门被打开。汹涌的水流不仅使1号和2号15.75/500kV变压器的500kV门架以及1、2和3号变压器15.75kV导线受损,而且1—10号机组全部被水淹。正在运行的1号、3~5号和7-10号发电机组的线圈发生短路,受到不同程度的破坏,其中7号和9号机组被完全摧毁。事故共造成75..
清理配电柜大意触电烧伤事故
相关内容: 配电柜 烧伤 大意 清理 触电 事故
2003年9月28日,江苏省某工具制造厂为了迎接国庆前的安全检查,全厂打扫卫生,一名电工在清理配电柜灰尘时,不慎触电烧伤。一、事故经过9月28日,江苏省某工具制造厂为了迎接国庆前的安全检查,全厂打扫卫生,搞安全文明生产。按照工厂的安排,电工赵某某负责清扫所有配电室、配电柜和配电箱的卫生,准备迎接安全检查。上班后,赵某某清扫了车间的配电室的配电柜和配电箱,然后拿起毛刷到$号配电柜后面,清扫空气开关三相铝排母线间的尘土,在清扫中只听"砰"的一声,全厂顿时停电。厂长以为供电局停电,忙到配电室查看,只见屋里烟雾弥漫,配电室$号配电柜的铝排被烧断,赵某某上身穿的的确良衬衣烧得卷缩在一起,衣服烧焦了一半,右手、右臂、右胸、右腋下和脖子大面积烧伤。厂长立刻派人将他送进医院,医生诊断为2度烧伤。二、事故分析造成这起事故的直接原因,是电工赵某某使用的毛刷绑有金属护套,在清扫尘土时,由于母线间的空间小,金属护套碰到了三相电源中的一相,发生了短路。造成事故的另一个重要原因,是电工赵某某在清扫时,既没有拉闸作业,也没有安全监护人,又没有正确穿戴好电工应穿的劳动防护用品,以致造成这起烧伤事故。三、事故教训与防范措施这起事故的发生具有一定的偶然性,从事故发生的过程来看,麻痹大意应该是导致事故发生的一个重要因素。由于是非正式作业,只是打扫卫生,思想上放松警惕,也就没有按照规定去做,正是在这种思想放松、麻痹大意的状态下发生了事故。应注意的是,许多事故就是在这种状态下发生的。电工是特殊工种,又是危险工种,不安全因素..
DCS公用交换机故障,机组被迫全部停运
相关内容: 交换机 公用 停运 被迫 机组 故障 全部
某年3月16日,某厂因DCS公用交换机故障,全部监测参数、设备运行状态无法显示监控,两台机组被迫相继停运,造成全厂对外停电。【事故经过】3月16日07:16:24,某厂#1、#2机组及辅机公用系统DCS系统通讯失灵,全部监测参数、设备运行状态无法显示监控。故障发生后热控专业人员立即进入现场查找原因,检查发现冗余控制器中的一块CP故障,在线复位CP后故障依然存在,通讯未连接,全部监测参数、设备运行状态无法显示监控。所有交换机本体状态指示灯无异常,工程师站计算机也已离线,无法从DCS系统管理软件查看交换机工作状态。热控人员首先切除#2机组A、B网络交换机电源后故障未消除。8:24分#1机组手动打闸安全停机,辅控设备就地检查无异常。8:40左右断开#1、2机组(#2机与公用系统一根光纤接口牢固未彻底断开)与公用系统、数字化电厂网络连接光纤,故障并未消除,随后恢复#1、2机组与公用系统的网络连接。故障检查期间,就地检查主辅设备未异常。10:10分#2机手动打闸安全停机。10:15分切除公用系统A网络交换机电源,切除公用系统B网络交换机电源,恢复公用系统A网络交换机电源后,#1、2机组及公用系统DCS通讯恢复正常。恢复公用系统B网络交换机电源后故障再次出现,再次断开公用系统B网络交换机电源后,DCS通讯恢复正常。判断确认网络通讯异常由公用系统B网络交换机引起。13:20分就近厂家技术人员到达现场,对更换后的公用系统B网络交换机程序安装,DCS网络系统运行正常。#1机16:57分、#2机16:53顺利并网。【原因分析】1、经技术人员现场检查和发回厂家的数据分析,由于运行中的公用DCS..
DCS公用系统故障,循泵跳闸双机停运
相关内容: 公用 停运 跳闸 系统 故障
2005年4月7日,某发电厂因DCS公用控制系统故障,3、4号机组运行中3台循泵同时跳闸,导致两台机组同时低真空停运,并造成两台机组凝汽器循环水出水管道垫子因发生水锤损坏多处的严重事故;经紧急抢修于次日启动后再次发生运行中3台循泵同时跳闸,由于机组负荷低,且抢救及时,未造成停机事故。【事故经过】事故前运行方式3、4号机组负荷均为310MW,循环水系统扩大单元制运行,#5、#6、#7循泵运行,#8循泵联锁备用,循泵出口联通管#1、#2电动蝶阀开足。14:07,DCS循环水系统发出卡件故障报警,接着3、4号机组循环水系统所有泵、电动阀门同时发生误跳、误动:#5、#6、#7循泵同时跳闸,#8循泵自启;#1冷却水泵跳闸,#2冷却水泵自启;循泵出口母管连通管电动蝶阀#1、#2自关;#3、#4冷却塔循环水进水门自关;工业水回水电动蝶阀#1、#2自关,工业水回水电动蝶阀3自开。14:09,4号机组真空低保护动作跳闸。14:10,3号机组低真空保护动作跳闸。14:18,发现3、4号机组0米凝汽器胶球网处法兰大量漏水,凝汽器出水管垫子吹损,遂破坏真空,保压停炉进行抢修。次日10:42,4号机通循环水,13:35并网;12:10,3号机通循环水,13:48并网。15:06,#2循泵房所有设备再次同时发生误跳、误动。因#6循泵自启,3号机循环水压力得以保住;运行人员抢合#8循泵成功,4号机循环水压力得以保住。鉴于DCS公用循环水系统频发故障,在未找到真正原因并加以解决之前,为防止再次发生事故,制定了循环水系统运行的应急措施方案:将#2循泵房远程控制柜内4台循泵及出口液控蝶阀的跳闸继电器全部拔除,避免DCS引起设备误动..



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