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事故案例教材设备事故管理疏漏篇3

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事故案例教材设备事故管理疏漏篇 设备事故案例
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事故案例教材事故案例教材设备事故管理疏漏篇设备事故管理疏漏篇 3 电缆短路着火,引发全厂停电电缆短路着火,引发全厂停电 【简述】【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】【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, 沙昌一线恢复运行。 19 日 06 时57 分,7号机组并网运行。 19日 23时 10 分,2 号启动变恢复运行。 20日01 时17 分,1号机组并网运行。 20 日 23 时 56 分,3 号机组并网运行。23 日 08 时 03 分,2 号机组并网 运行。 2. 1、2、3、7号机组及 1、2号启动变的情况: (1)2号启动变 04月 17 日 16 时20 分,2号启动变掉闸。 发“启动变差动保护动 作”、 “220kV 侧断路器跳闸”光字。 19日 23时10 分,2号启动变恢 复运行。 (2)1号启动变 04月 17 日 16 时32 分,1号启动变掉闸。发“6kVOA段电压回路 断线”、“6kVOB 段电压回路断线”光字。17时50 分,1号启动变恢 复运行。 (3)3号机组 04 月 17 日 16 时 33 分,3 号机组汽机主汽门关闭,锅炉灭火, 但发电机主开关未掉闸。发“电网安全自动装置切机”、“电网安全 自动装置请求减载”“失磁”、“500kVTV断线”光字。 作为备用电源的2 号启动变已经掉闸,机组失去厂用电。 运行人 员紧急启动大、小机直流润滑油泵和空侧直流密封油泵。用4号机组 厂用电带3 号机组厂用部分设备。 单元控制室手动切发电机主开关切 不掉。 因网控通讯中断,立即派人到变电站联系就地手停发电机主开 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)。 汽轮机无蒸汽运行时间为47 分钟。 在此期间,运 行人员将 3 号机组的冷却水倒由 4 号机组工业水泵带,机组的润滑 油温和轴承温度等参数并没有上升很高。机组的润滑油温最高为 80℃,轴承温度分别为 95℃、 94℃、 100℃、 113℃、 137℃、 89℃、 79℃。 由于低压转子末级叶片的鼓风作用,低压缸两端温度升高,低压缸 排汽最高温度为318℃。20 日23时 56分,3 号机组并网运行。 (4)2号机组 04 月 17 日 16 时 37 分,2 号机主汽门关闭,锅炉灭火,但发电 机主开关未掉闸。发“远方切机”、“事故掉闸”和“发电机失磁” 光字。 作为备用电源的1 号启动变已经掉闸,机组失去厂用电。 运行人 员紧急启动大、小机直流润滑油泵和空侧直流密封油泵。单元控制室 手动切发电机主开关切不掉。 因网控通讯中断,立即派人到变电站联 系就地手停发电机主开关。 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)。 汽轮机无蒸汽运行时间为39 分钟。 在此期间,由 于低压转子末级叶片的鼓风作用,低压缸两端温度升高,低压缸排 汽温度最高 229℃。2、5、6、7瓦的温度均超过 100℃,其余瓦温在 95℃左右,润滑油回油温度最高88℃。 23日 08时03 分,2号机组并 网运行。 (5)1号机组 04 月 17 日 16 时 41 分,1 号机组掉闸,发电机主开关掉闸,汽 机主汽门关闭,锅炉灭火。发“母差及失灵保护”光字。作为备用电 源的 1号启动变已经掉闸,机组失去厂用电。运行人员紧急启动大、 小机直流润滑油泵和空侧直流密封油泵。 汽轮机惰走期间,润滑油温 最高 53℃,3 瓦下部温度最高达99℃,其它瓦温最高74℃。20 日01 时 17分,1 号机组并网运行。 (6)7号机组 04 月 17 日 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。发“主变差动”、“差动 TA 断线”、“紧急停 机”光字。厂用开关掉闸,备用电源自投成功。单元控制室手动切发 电机主开关切不掉。 因网控通讯中断,立即派人到变电站联系就地手 停发电机主开关。 18时 52 分,就地切掉 5061 和5062 开关(7号发电机主开关)。 汽轮机无蒸汽运行时间为 14 分钟。因厂用电自投成功,各辅机运转 正常,停机过程各参数正常。 19 日06时 57分,7 号机组并网运行。 【事故原因】【事故原因】 1. 220kV 变电站照明电缆短路放炮,引起电缆着火,是造成此 次事故的直接原因。 现场勘察情况来看,电缆损坏最严重是一根截面 为 70mm2的三相照明电缆,该电缆已烧断,断头分别搭接在该电缆桥 架槽盒的两个边上,在槽盒边缘搭接处可见明显的电弧烧损的缺口, 是电缆着火的起火点。 该照明电缆的B、 C相保险(200A)已熔断,说 明事故前该电缆的 B、C 相先发生短路放炮并着火,随后引起其他电 缆着火。 该照明电缆短路放炮后,首先导致相邻的联变A、 B柜直流电 源电缆绝缘损坏接地、短路,直流保险熔断。所以事故的第一个征兆 就是在 16 时 13 分,网控发“直流 I 组母线电压不正常”和“联变 A、B 柜直流电源消失”光字。 2. 交直流动力电缆、控制电缆集中敷设,是造成此次事故的间 接原因。 电缆着火的部位,不仅敷设有交流动力电缆,如网控变压器 6kV 电源电缆,网控楼、220kV 变电站照明电缆,检修电源箱动力电 缆等。 而且敷设有变电站直流室的全部直流电缆和通讯电缆变电站照 明电缆短路放炮后引起的电缆着火,导致变电站直流电源、 仪表电源 消失,四台机组相继停机。 3. 变电站的重要电缆不是阻燃电缆,是事故的原因,是造成 此次事故的间接原因。 4. 主要设备掉闸原因分析: (1) 5021 开关掉闸的原因:远跳信号电缆烧损,导致开关接 受远跳信号跳闸。 (2)沙昌一线停运的原因: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。 (3)2 号启动变掉闸的原因:2200 乙开关 CT 二次电缆烧损开 路,导致启动变差动保护动作,2号启动变掉闸。 (4)1 号启动变掉闸的原因:220kV 母差保护跳 1 号启动变电 缆烧损短路,导致1 号启动变掉闸。 (5)3 号机组掉闸的原因:电网安全自动装置切除 3 号机电缆 烧损短路,导致3 号机组掉闸。 (6)2 号机组掉闸的原因:电网安全自动装置切除 2 号机电缆 烧损短路,导致2 号机组掉闸。 (7)1 号机组掉闸的原因:220kV 母差保护跳 1 号机电缆烧损 短路,导致1 号机组掉闸。 (8)7 号机组掉闸的原因:7 号主变 5061 开关 CT 回路二次电 缆烧损开路,导致主变差动保护动作,7号机组掉闸。 【防范措施】【防范措施】 1. 在全厂范围开展一次以电缆防火专项安全大检查,对查出的 问题,要采用定落实单位、定落实人、定完成期限的办法予以落实, 并加强监督、检查和考核。 2. 解决变电站的交直流动力电缆、 控制电缆集中敷设的问题。 在 充分考虑其难度和必要性的情况下,要坚持两个原则:一是将交流 动力电缆和直流动力电缆隔断;二是将开关的第一合跳闸回路和第 二合跳闸回路分开。 3. 完善变电站的管理制度,加强变电站在人员出入、 车辆出入、 门卫和检修维护等方面的管理。 4. 利用检修机会,将变电站的重要电缆更换为 A 类阻燃电缆, 将其他直流电缆更换为C 类阻燃电缆。 5. 提高机组厂用电的可靠性,各台机组的厂用电互为备用,恢 复柴油发电机。 6. 变电站的通讯电缆另行敷设,和变电站的交直流动力电缆、 控制电缆分开。恢复一、二单元的调度台。 7. 变电站电缆沟增设火灾自动报警装置和阻火墙,控制室和电 缆夹层增设自动灭火装置。 环火处置不当,转子弯曲停机环火处置不当,转子弯曲停机 【简述】【简述】2003 年05 月 18日,某电厂 6号发电机集电环环火严重, 造成停机事故。 【事故经过】【事故经过】2003 年 05 月18 日22时 11分,光字牌报警“轴承 振动大”;CRT报警“5、 6 号轴振大”。 立即投油,停5号、 4号制粉 系统,降有功负荷至240MW。同时,单元长派人就地检查,发现正极 集电环冒烟,电刷打火。 检查人跑回单元室汇报情况后,降无功负荷 由 52Mvar 至-40Mvar;随即拿上对讲机与单元长再次跑到现场,发 现发电机 7 号瓦基座剧烈振动,正极集电环环火严重,单元长立即 用对讲机下令“打闸停机”。22时 16分,主控手动破坏真空打闸停 机,解列发电机,锅炉灭火。 【事故原因】【事故原因】 1. 发电机正极集电环冒烟,电刷打火时,没有考虑到问题的严 重性,而是按常规的处理办法降低无功负荷,没有立即打闸,使机 组故障运行时间至少延长 4 分钟,导致正极集电环和大轴损坏严重, 是造成此次事故扩大的直接原因。 2. 发电机转子大轴正极集电环处被电灼伤,产生高温使得大轴 弯曲引起大轴剧烈振动,5、6 号瓦轴振值突增,是造成此次事故的 直接原因。 3. 发电机转子接地保护延时整定为 9 秒,因轴系振动强烈,转 子接地保护用的电刷脱离轴,回路断开,使运行人员不能及时发现 转子回路接地情况。是造成此次事故的间接原因。 4. 由于大轴弯曲振动,导致 7 号瓦底脚螺栓松动,油室两侧端 盖螺栓松动脱落,冷却油管断裂,轴与瓦之间失去油润滑和冷却, 温度升高,瓦内表面乌金损坏,是造成此次事故的间接原因。 【防范措施】【防范措施】 1. 严格执行发电机电刷检查维护的有关规定。检修人员对电刷 每日进行检查维护,将所有电刷活动一遍,确保电刷在刷握中滑动 灵活,对集电环进行表面测温检查;每周对电刷的电流分布测量一 次,做好记录,并进行认真的调整。 各值运行人员要定时检查电刷运 行工况,发现异常及时通知检修人员处理。 电刷使用前,要对电刷严 格进行 100%的检验,确保电刷的可靠。在有停机机会时要及时清除 集电环和绝缘筒表面的碳粉、脏污。 2. 将转子一点接地保护的延时整定时间,由原延时 9 秒发信号 改为 2秒,当转子一点接地时能及时报警。 3. 加强运行人员的技术培训,提高判断异常和故障的能力,增 强“保人身、保设备、保电网”的意识,严格按运行规程规定进行事 故处理操作。 执行合同不力,大修严重超期执行合同不力,大修严重超期 【简述】【简述】2003 年03 月 24日,某热电厂 7号机组大修,转子送原 厂处理末三级叶片,因转子到原厂后,电厂在合同执行方面监督不 力,原定2003 年 05 月 24日返回电厂的转子,于 2003年07 月19 日 才返回。 【事故经过】【事故经过】 7 号汽轮机组是我国哈尔滨汽轮机厂制造的机组。 型 号 51-50-1;额定容量 50MW;主蒸汽参数;汽压 9MPa 温度 500℃;额定转数 3000转/分;最大进气量:231.5吨/时,最大排 汽量 143.5 吨/时;排汽压力0.054MPa。 1965年出厂,1967年 03月 01 日投运发电。 7 号机组运行时间较长,末三级叶片汽蚀严重,还有部分叶片 已断裂,严重威胁着机组的安全经济运行工况,为了保证机组今后 长期稳定、 安全、 经济可靠运行,企业与哈尔滨汽轮机厂在 2001年签 订更换 7 号机组末三级叶片的合同。7号机原定大修开工后,转子经 检测各项数据后,按合同要求将汽轮机转子送至哈尔滨汽轮机厂, 按照合同规定时间哈尔滨汽轮机厂应在60 天内完成叶片的更换工作。 2003 年 03 月 15 日 7 号机组开始大修,由于已有合同,故将汽 轮机转子末三级叶片更换工作外委哈尔滨汽轮机厂,该机转子自 2003 年 03 月 24 日运出,按合同要求应于 2003 年 05 月 24 日返回, 但实际转子于2003 年 07 月 19日才返回。 【事故原因】【事故原因】由于哈尔滨汽轮机厂突然接到其他任务,故对 7号 机更换叶片工作进行临时调整,另外当时国家正处于非典高潮期, 人员外出比较困难,对厂家的催促工作不及时,是造成此次事故的 直接原因。 【防范措施】【防范措施】 1. 加强合同的管理工作,严格合同的执行力度。 2. 加强外委工程的管理工作,必要时派专人监督质量及工期。 3. 合理的安排设备检修的工期,当工期需要调整时应及时向上 级部门汇报。 组织准备不足,机组大修延期组织准备不足,机组大修延期 【简述】【简述】2003年 06 月 22 日至08 月06日,某热电厂在 5号机组 大修中,准备不充分,检修设备加工返工,造成 5 号机组被迫大修 延期。 【事故经过】【事故经过】2003年 06月22 日至08 月06日,为计划 5号机大 修时间,5号机因哈汽厂套装误差,造成大修延期。09 月15日 22时 30 分,与系统并网。 5号汽轮机按计划进行供热改造完善工作,由于 5 号汽轮机转子在上次供热抽汽改造及叶片断裂后的设备修复过程 中,叶轮多次套装,使转子表面发生拉伤现象,给本次叶轮套装带 来困难。 叶轮在哈汽厂热套装后飘偏增大,超出工艺要求,造成设备 返工,延误了现场工期。 且由于哈汽厂近期工作任务重,台机具安排 紧张,进一步延长了转子的回装工期。 在本次我厂5号汽轮机转子改 造中,哈汽厂在工器具准备,转子叶轮、 叶片及隔板的制造加工过程 中,工作安排不紧密也是延误工期的一个原因。08 月20 日,转子回 装完成后,因哈汽厂高速动平衡机的试验工作安排多,汽轮机转子 不能及时做高速动平衡。 经电厂多方联系,与北京重机厂达成协议, 可在北重做汽轮机转子的高速动平衡工作。08月22 日下午,汽轮机 转子运到北京重机厂,做高速动平衡。 目前,按5号汽轮机转子实际 返回现场时间及现场安装工作量。 09月 15日 22时30 分,5号机组并 网运行。 【事故原因】【事故原因】 1. 汽轮机厂套装叶片及隔板后飘偏增大,是造成此次事故的直 接原因。 2. 生技室、汽机工程部在 5 号机大修前期未做好大修前准备工 作,是造成此次事故的直接原因。 3. 生技室、汽机工程部在对处委加工部件的监制中未真正起到 监制的作用,真正确保图纸正确,工艺精良,是造成此次事故的间 接原因。 【防范措施】【防范措施】 1. 做好机组大修前准备工作,保证万无一失。 2. 在对处委加工部件的监制中真正起到监制的作用,保证图纸 正确,工艺精良。 绝缘监督不力,电抗匝间短路绝缘监督不力,电抗匝间短路 【简述】【简述】2003 年 06 月28 日,某电厂5号联变 1号电抗器因绝缘 老化,运行中C 相匝间短路跳闸。 【事故经过】【事故经过】 2003 年06 月28日 22时 44分,网控NCS 上“1号低 抗接地”信号发,联变 RC2 屏“低压过流跳闸”红灯亮,5 号联变过 流保护动作跳闸。经现场检查发现 5 号联变 15.75KV侧 1号低抗 C 相 第一层(从内侧数起)西侧下端绕组绝缘有过热烧伤痕迹,其附近 的三根环氧树脂的玻璃纤维垂直绑扎带脱落,确定为匝间短路引起。 将 1号~5 抵抗转为冷备用,29日 03时,5 号联变恢复运行。 【事故原因】【事故原因】 电抗器处于露天运行,其绝缘(主要为环氧树脂浸渍的玻璃纤 维)长期受紫外线等恶劣环境腐蚀、污染,而老化、龟裂,是造成此 次事故的直接原因。 【防范措施】【防范措施】 1. 更换该批电抗器。 2. 申报2~5 号电抗器停役检查、试验,监视运行。 3. 加强设备的检查、维护和检修管理,按照规定的检修周期进 行检修,保证设备健康运行。 图纸审核不细,失磁保护误动图纸审核不细,失磁保护误动 【简述】【简述】2003 年06 月 29日,某电厂 2号发电机失磁保护原理设 计不合理,继电保护人员没有及时发现原理、 图纸和实际接线中的错 误,造成运行中失磁保护误动作,机组跳闸。 【事故经过】【事故经过】 2003 年 06 月 29日 21时16 分,2号发电机运行中跳 闸,检查发现 2 号发电机 A 柜“失磁 t3”动作。07 月 01 日 15 时 31 分,2 号机组并网运行。 【事故原因】【事故原因】 1. 失磁保护原理设计不合理:根据《大型发电机变压器继电保 护整定计算导则》 ,发电机低励失磁保护系统侧主判据为:高压侧三 相同时低电压,而此保护仅接入 A 相电压,厂家不能用相间或三相 电压作为判据。 另外,当失磁低电压动作时,保护装置不能提供事故 预警信号,而装置技术说明书上有此信号,与原理不符,是造成此 次事故的直接原因。 2. 设计院图纸错误。在发变组变送器屏左侧端子排图上,27与 28 号端子间没有并线,是造成此次事故的间接原因。 3. 保护班在施工调试中,没有认真审核保护原理及二次接线图; 保护投入后,没有进行热态验收;在机组运行中,没有进行转子电 压测量。 造成设计图纸中的缺陷,没有审查出来,是造成此次事故的 间接原因。 备注:2 号发电机跳闸时,发变组保护 A 柜保护装置“失磁 t3 动作”。从220KV 系统故障录波图上发现220KV系统 A相电压偏低, 二次电压在 36~50V 之间波动,并且持续时间长达 2 秒(失磁 t3 动 作条件为:220KV 系统二次电压 A 相为 50.8V,时间为 0.6 秒),满 足了失磁 t3 动作条件;失磁 t3 动作的另一个条件为转子电压低至 115V 动作,从二次接线端子图上发现,转子电压取自灭磁柜,从灭 磁柜经变送器屏转接至A 柜保护屏。 但在变送器屏端子排上,来自灭 磁柜的转子电压负端与到 A 柜保护屏的转子电压负端之间并没有并 线,即 A 柜保护屏转子电压负端为空端子,转子反馈电压为零,具 备了失磁t3 动作条件,保护判定为失磁t3动作跳闸。(现已恢复此 并线,系统电压也已恢复正常)。 【防范措施】【防范措施】 1. 联系厂家解决失磁保护原理不合理的问题。 2. 根据电力系统继电保护有关规定,对 2 号发电机其他保护原 理重新认真分析,发现问题后,与厂家共同协商解决。 3. 对设计院提供的 2 号发电机保护图纸,重新审核,并与现场 核实,确保二次回路完整合理。 4. 对 220KV 一号母线 PT 及相关回路进行全面大修检查,发现 问题及时整改。 5. 在施工中,认真把好调试和验收关,一旦停机,做好热态验 证,对各个电压通道要进行测试,保证二次回路完整。 并且加强班组 成员的专业技术培训及思想政治学习,提高防患措施,及时发现问 题及时消缺,保证机组的安全稳定运行。
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