鸭溪电厂做50%甩负荷试验违章指挥造成#2高压厂变严重损坏（2005年）
［序］2005年6月11日9时42分#2机组在做50%甩负荷试验过程中造成#2高压厂变损坏,给整个试运及机组移交后的安全运行带来了严重的影响,为吸取经验教训,落实责任,督促各部门认真执行和落实防范措施,特通报如下:
【事故经过】
2005年6月11日9时30分#2机组首次带负荷至150MW，准备做甩50%负荷试验，试验前由于考虑到甩负荷应接近运行的实际工况，厂用电未按试验方案倒至备用电源运行。9时39分中试所试运指挥钟晶亮下令做甩50%负荷试验，运行值长向海扬接令并向中调申请同意后下令给电气运行副操王飞手动按下5022、5023开关跳闸按钮，同时锅炉手动停运B球磨机及D1、D4火嘴，机组甩负荷后带厂用电运行，汽轮机转速最高飞升至3061r/min，转速下降后在2748~2870 r/min之间波动，汽包水位随之大幅度波动（最高+160mm，最低-241mm），开大电动给水泵勺管开度至90%。9时42分钟，晶亮下令用并切方式切换厂用电，电厂参加试运人员及时向其提出不能采用并切方式，但其继续下达了并切厂用电的命令，运行值长向海扬接令后又向电气运行副操王飞下达了并切厂用电的命令，王飞用并切半自动首先切换6kVⅡA段厂用电源,在备用电源开关6202合上后拉开工作电源开关6201时, #2发变组故障跳机, 6kVⅡB段保护启动切换成功,检查高厂变复压过流，高厂变轻、重瓦斯，高厂变差动保护动作,#2高压厂变呼吸器处喷油。
事后对#2高压厂变吊盖解体检查发现低压侧A分支：A相线圈扭曲；B相线圈上部有两处匝间短路；C相线圈下部有多匝线圈烧熔、铁芯9处损伤、10片局部烧熔。
【事故原因】
1．发电机甩负荷后转速不能维持3000 r/min在2748～2870 r/min之间波动是因为发电机带有厂用负荷，中缸排汽压力超过动作定值，造成OPC频繁动作所至。
2．#2高压厂变损坏的主要原因是发电机甩负荷后与鸭电线220 kV系统已成为两个独立的系统，由于错误地采用了并切厂用电的方式造成非同期合环，导致发电机振荡，在远大于高压厂变额定电流的振荡冲击电流长达10秒钟的交变冲击作用下引起。（后从发电机录波数据中查核为1700A～8000A)。
【暴露的问题】
1．对汽轮机的热工保护不熟悉，未深入研究分析带厂用电甩负荷可能出现的问题，从而未制定相应的措施。
2．对错误的调度命令不认真分析核对，不动脑筋，盲目执行，层层把关不严。
3．培训工作、现场监护、监督工作不到位，未达到应有的效果。
【事故责任及考核】
此次事故的主要原因虽然是中试所下错了调度命令负主要责任，但参与试验的运行单位盲目的执行错误的调度命令也有不可推卸的责任：
1．当值值长向海扬作为调度指挥，对中试所下达的命令不把关，不加分析思索，盲目执行错误的调度命令负该次事故的主任责任，考核2000元。
2．当值电气副操王飞作为具体执行人，对值长下达的命令也不把关，未提出异议，负此次事故的次要责任，考核1000元。
3．生产运行部是该次事故的主要责任部门，对培训、现场监护把关不严，考核3000元。
4．运行部主任、副主任、电气专责负管理责任考核生产运行部安全第一责任人李永红800元；考核生产运行部副主任李东林、王世海、王进、饶家洪、电气专职犹中常各1000元。
5．试运值班副总刘谢对现场把关不力，考核500元。对分管运行的生产副厂长刘华考核300元。
【采取的防范措施】
1．加强技术培训，提高技术业务水平，特别是值长作为现场安全第一责任人更应该加强自身的学习。
2．严格遵守调度程序，保持清醒的头脑，凡事均要思考，做到层层把关，对调度命令要认真核对，不能盲目执行。
3．切换厂用电尽量不采用并切方式，如确需采用并切时应将系统运行方式核对清楚，并得到有关领导批准。
4．做甩负荷试验时应将厂用电倒至可靠的备用电源供电。
鸭溪电厂#1机由于人为和设备原因跳闸后事故扩大使#2机跳闸（2005年）
［序］2005年6月25日15时36分正值#2机组168小时试运结束，由于人为及设备原因造成#1机组跳闸，在处理过程中又因对公用系统的监视不力将事故扩大，导致#2机组相继跳闸，造成了极坏的影响。
【事故经过】
6月25日500kV荷鸭Ⅱ回线路做电气预试及保护定检工作，5012开关处于断开位置；因#2高压厂变检修，#1启备变带6kVⅡA、ⅡB段运行，#1高压厂变带6kVⅠA、ⅠB段运行，6kVⅠA段快切投入，6kVⅠB段快切退出（注：未投原因应该是由于启/备变已带#2机组的厂用电，考虑到启/备变容量不足，才退出6kV IB段快切的，快切装置没有问题）；A、B、C空压机运行，B工业水泵运行，#1机有功出力248MW，#2机有功出力300MW。
1．#1机组事故经过：15:36集控室事故音响及“旁路保护动作”硬光字牌发出，#1机组负荷甩到0，检查低旁全开，高旁未动作，交流油泵跳闸，值班员立即启动直流油泵运行，负荷瞬间升至107 MW后，又甩到0；同时锅炉水位急剧下降至-265mm，立即抢合电动给水泵；15:38，MFT发出，首出为汽包水位低三值，汽机跳闸，发变组跳闸，6kVⅠA段快切成功，6kVⅠB段失压，6104开关无合闸允许；锅炉、汽机PCⅠB段、保安PCⅠB段失压；锅炉、汽机保安MCCⅠB段失压；锅炉、汽机0米MCCⅠB段失压；锅炉热控配电盘失压；柴油发电机未联启，盘上手合不成功，在就地启动也未能启起（注：据了解，当时柴油机是启动后跳闸的，主要原因是柴油机房设计不合理，进风量不足，带不起负荷引起）；立即手动拉开锅炉变、汽机变高压侧开关6139、6140，锅炉PCⅠB段、汽机PCⅠB段、保安PCⅠB段联动正常；手动合上保安PCⅠB段工作电源开关4913成功，保安PCⅠB段电压恢复；手动恢复热控配电盘电源；检查电动给水泵已跳闸，且无合闸允许，热工强制启动条件后启动电动给水泵向锅炉进水；A、B仪用空压机跳闸；B1空预器变频器跳闸，B2空预器变频器联启正常，B循环水泵及引风机电流到0；B汽动给水泵组及送风机跳闸；减温水电动门未联关，其余设备联动正常，6104开关由维护短接点后合闸成功；汽机手动关闭高、低压旁路，保安PCⅠB段电压恢复后启动主机交流油泵运行，1200r/min时启动A顶轴油泵。6kVⅠB段电压恢复后，启动B侧引、送风机运行，吹扫点火，燃油进油快关阀不能开起，发现仪用压缩空气压力只有 MPa，空压机全停，立即就地启动四台空压机运行，仪用压缩空气压力 MPa后点火，未点燃，手动MFT，再次吹扫后，投入四支油枪运行，因盘车投不上，锅炉熄火,充分吹扫后保温保压。16：10，汽机转速到0，多次投运盘车未投上，手动盘车盘不动（注：据了解，原因是盘车动力电源未送），
立即再启动B顶轴油泵，停运真空泵，闷缸，开启真空破坏门，真空到0，停运轴封汽，16：20，大机直流油泵跳闸，查为就地空开跳闸，合上空开后启动正常；16：35，手动盘车180度，16：40，电动盘车投运正常，盘车电流，大轴晃动60μm；18:30重新点火，20:01冲转，主蒸汽压力，主/再热蒸汽温度515℃/510℃，缸温460℃；20:15冲转至全速、并网、逐渐加负荷
2． #2机组事故经过：16：03，#2机真空由 KPa下降至，排汽温度由46℃上升至50℃；检查循环水压力，轴封母管压力；检查发现A真空泵入口蝶阀状态变为“蓝色”，立即手动启动B真空泵，但入口蝶阀未开启，立即令人就地检查。真空继续下降至，排汽温度51℃，解除低真空跳机保护。手动将负荷由292MW降至240MW，主汽压力上升至。锅炉投油枪助燃，但燃油阀不能开启，立即解除引风自动调整负压。主汽压力，急停B磨，收风。汽机真空-71KPa，排汽温度52℃，汽机继续降负荷至180MW，主汽压力上升至，高旁动作，低旁未动作（低真空闭锁）。过热器安全门动作，真空维持在-71KPa左右，未见波动。锅炉继续停运C磨，调整负压,负压在-680Pa～300Pa之间波动，炉膛火焰工业电视火焰正常，投油枪，但电磁阀还是开不出来，11:08 A真空泵跳闸，紧接着B真空泵跳闸，真空继续下降，就地抢合A真空泵，入口蝶阀未全开(保持在跳闸前状态)，真空最低降至-69KPa，排气温度最高至60℃。汽机继续降负荷，最低至60MW。此时锅炉工业电视火焰闪动，炉膛负压-300Pa～400Pa波动，氧量%，工业电视无火，16:12手动MFT，汽机跳闸，发变组跳闸。16时14分重新点火，16时30分并网带负荷。
【事故原因】
1. #1机汽机DEH并网、脱网信号依据5011、5012开关的位置信号来判断，5011开关位置信号先送至升压站5012开关端子箱与5012开关位置信号并接后（x3:60\\x3:64）再送至集控DEH屏。由于x3:60\\x3:64这两个端子紧固螺丝在安装时未紧固，维护人员在整理该端子箱内接线时，造成该端子松脱，DEH脱网信号误发，汽机OPC动作，调门关闭，发电机甩负荷，主汽压力升高，汽泵工作失常，电泵抢合后因开勺管幅度过大引起“过流Ⅱ段动作”跳闸，造成汽包水位急剧下降至低三值MFT动作，机组跳闸。
2．#1机组跳闸后6kVⅠB段因快切未投失压，#1公用变、#1供水变相应失压，A、B空压机跳闸，C空压机也因B工业水泵失压工业水压力低跳闸（注：据了解，工业水泵有三台，但在DCS中联锁逻辑不正确），压缩空气压力下降造成#2机真空泵进口气控蝶阀工作失常下滑关闭了部份，引起汽轮机真空下降，锅炉在压负荷过程中因油枪控制气源压力过低而不能正常投用造成燃烧不稳，手动MFT。
【暴露的问题】
1．工作人员对保护、控制回路不熟悉，安全意识不强，工作前未按规定认真查阅图纸及进行危险点分析，未采取相应的安全措施。
2．运行人员对公用系统未引起高度重视，在特殊运行方式下未将公用系统的运行方式具体细化和作好相应的事故预想，对工业水泵保护、联锁的实施不落实、不督促，事故情况下又疏忽了对运行状况的检查。
3．运行人员对盘车的投运操作及真空泵的控制原理不清楚、不熟悉，对一直存在的投运盘车困难的问题未制定相应的措施。
4．DEH并、脱网信号设计不合理，误动机率大。端子未紧固同时也反应了工程质检未到位。
【事故责任及考核】
1．#1机组跳闸的主要原因虽然是保护回路端子未紧固引起，但维护工作人员在工作前未认真分析危险点和采取必要的安全措施是导致机组跳闸的直接原因，因此该项工作的工作负责人徐杰应负主要责任，工作班成员何文旭负次要责任，班长赵辉安排工作不周、交待不仔细也应负相应的责任，胡正发、何祖民、王翔应负管理责任。考核维护部2000元；考核徐杰1000元、何文旭800元、赵辉
500元、胡正发300元、何祖民200元、王翔200元。
2．生产运行部对公用系统辅机联锁的投运不落实、不督促及在#1机组跳闸的情况下又疏忽了对公用系统的监视造成事故扩大，对#2机组的跳闸负主要责任；生技部对公用系统辅机联锁的投运落实不力也应负管理责任。
考核生产运行部2000元，生技部1000元。
【采取的防范措施】
1．在保护、控制回路上工作应严格执行安全措施票，认真分析危险点，做好事前预控工作。
2．对重要的端子进行标示、挂牌。将#1~4机并、脱网回路进行更改。
3．加大技术培训力度，提高操作熟练程度，切实确保安全。
4、对公用系统等运行方式上存在的薄弱环节进行详细的检查调整，及时认真落实各辅机的联锁保护功能；
5、取消6kV工作分支复合电压过流闭锁备用开关合闸逻辑；
6、增加一路空压机冷却水源，在集控增加“空压机全停”报警硬光字牌；
7、对真空泵控制回路及入口气控蝶阀进行改造；
8、对此次事故中暴露出来的其它问题及时落实整改。
6kv断路器绝缘件湿污闪引起三相短路（1990年）
【事故经过】
1990年2月16日1时13分，上海某电厂厂用高压变压器3B在运行中突然爆炸起火，3号机发电机一变压器组大差动，厂用高压器3B重瓦斯等动作，机组解列，同时6kv3B段备用进线断路器过流和后加速动作，查出故障点为6kv3B段备用断路器下桩头三相因湿污闪对环氧拉杆沿面放电，引起厂用高压变压器3B爆炸，运行人员迅速排除故障，在事故发生31H后使3号机组恢复运行。
【事故损失】
少发电量万，直接经济损失19万多元，3号机停运21H。
【事故原因】
1.厂用高压变压器3B爆炸原因为动稳定设计标准偏低，制造厂按一般配电变压器设计，短路阻抗也偏小（%），不能承受实际短路电流冲击而引起爆炸。
段备用断路器下桩头三相短路原因：该小车开关为北方某开关厂制造。所用的小车环氧拉杆经中度所分析，表面漆膜易脱落，内部材料易吸潮，工艺粗糙，表面易积尘，受潮后发生沿面放电，引起短路故障。
【事故对策】
1.厂用高压变压器由制造厂重新设计制造。
小车开关污闪所措：环氧拉杆母线支持瓷瓶绝缘涂复市郊硅脂，通知制造厂改进绝缘件材料（开
关厂已提出新的改进措施），电厂准备在大修中逐步更换。
3.进开关室通风，防止外界潮湿空气侵入，研究隔离措施和微正压防潮方案。
黔北#1机组开机过程中出现机端过电压分析(2004年)
【事故经过】
2004年2月9日12时40分，黔北#1机组冷态开机过程中，当运行人员远方发开机令，（灭磁开关FMK已合闸）励磁调节器起励建压，机端电压上升到电压给定90%Un，集控CRT报“A套调节器PT断线”信号，运行、维护人员赶到#1发电机出口PT端子箱处检查，发现励磁专用PT C相电压为0，A、B相相电压为57V，于是到#1发电机出口PT处检查，发现励磁专用PT（2YH）C相梭槽接触不良，同时发现励磁仪用PT相在冒火花，此时、集控CRT画面上机端电压突然上升到25kV，随即运行人员手动跳开灭磁开关，机端电压下降为0。
【检查分析】
在#1发电机机端电压建压以前，维护人员检查#1励磁调节器初始状态正常。开机过程中，出现A套PT断线的原因是励磁专用PT（2YH）C相梭槽接触不良所至，SAVR2000调节器判断PT断线的原理是比较励磁专用PT和仪用PT之间的压差，当A套PT断线后，主机自动切换到B套调节器运行，而此时B套仪用PT C相发生断线。此时B套调节器不能判断自身PT断线，（压差为0），但调节器判断机端低电压，实际机端电压存在，调节器判断测量值低于给定值，进行调节，使测量值等于给定值，导致机端电压上升。调节器报警窗“A套PT断线”及6相脉冲中断信号发出。从上分析来看，调节器装置本身没有问题。是发电机出口PT处励磁专用PT C相断线后，接着励磁仪用PT C相又发生断线，从而引起发电机机端过电压的发生。调节器故障录波图附后。
【暴露的问题及反措】
1.梭槽接触不良导致了PT断线，说明开机前检查工作没有做到位。以前曾发生PT梭槽接触不良问题，但还未引起检修、运行的注意，今后应加强开机前的各项检查工作；
2.发生PT断线后措施和处理程序不当。发现问题应迅速形成统一解决方案后，妥善予以解决。
3.将#1～#4发电机出口PT梭槽连接方式改造为插把连接，消除接触不良隐患。
4.在发电机出口PT柜上标明每一组PT的作用，便于区分和查找、消缺。
5.每一次故障和异常发生后，即时记录故障信号和录波波形，便于故障分析。
6.机组并网后检查发变组、励磁、快切装置等的工况是否正常。
黔北发电厂#1机ⅠB段厂用电中断使#1机跳闸
【事故经过】
3月28日7时47分，黔北发电厂#1机ⅠB段厂用电中断，随后发生#1机组跳闸，在跳机后，6KVⅠB备用段开关自动恢复。
【检查分析】
事故后，根据提取DCS的SOE 、 6KV 监控系统的SOE、 6KV ⅠB厂用电快切装置的动作报告进行了一下综合分析。当时6KVⅠB段工作电源开关和备用电源开关的运行方式为：6KVⅠB段工作电源开关在热备用状态，而6KVⅠB段有备用电源开关带负荷运行，从DCS的SOE记录分析，6KV
ⅠB段工作电源开关有合闸纪录，并且在41ms后6KVⅠB段工作电源开关又跳开，100ms后，6KVⅠB段备用电源开关跳闸；但从6KV监控系统的SOE记录分析，6KVⅠB段工作电源开关并未经过合闸、跳闸 ，只有6KVⅠB段备用电源开关在7点47分4秒的跳闸纪录；从6KVⅠB段厂用电快切装置的动作分析，快切装置只有保护启动切换的一个动作报告，即厂用电中断后，由于发电机逆功率保护动作出口，由保护启动6KVⅠB段快切装置将6KVⅠB段备用电源恢复，除此没有其他任何动作纪录。综合上述分析，造成此次常用点终端的可能情况有以下几种：
1.系统有切换命令发出，即有可能有人在DCS上操作其他任务，另外DCS手动切换命令的出口回路有误发的可能性。
2.在厂用电中断时，有人正在 6KV ⅠB段快切装置上提取3月27日厂用电为什么没有切换成功的报告，即使有人误操作装置面板上的“手动”切换键，装置也不能出口，因为厂家说明书已经说明用面板上的“手动”切换键切换时，必须先按“设置”键，输入“口令”，按“确认”键，再按“手动”切换键，装置才出口。另外。是否有人直接误碰了快切装置屏上的“手动切换”按扭，导致发出切换命令，致使厂用电中断。
3.因为在厂用电中断时，有人正在操作面板上的各键，是否会造成装置的程序紊乱而误发快切令。但在随后的模拟试验中，装置并未误出口。
4.在厂用电中断后，从进行的模拟试验分析看，当在DCS上发快切命令给快切装置，由快切装置发合闸令给6103开关，6103开关的合闸继电器动作，但机构未有动作现象。该现象与3月27日晚上的6KV ⅠB段厂用电切换失败结果相同。在经过就地操作合闸后，在DCS上操作厂用电切换成功，说明了3月27日晚上的6KV ⅠB段厂用电切换为什么失败的原因（另外，在3月27日晚上的检查中，发现有线松动等情况）。
5. 从6KV监控系统的SOE记录分析看，没有6103开关的合闸、跳闸记录，只有6104开关的
跳闸记录，是否存在6104开关偷跳的可能性。而根据DCS系统中的SOE记录看，有6103合闸、跳闸的记录，同时也有6104开关的记录，是否说明6KV监控系统对开关的跳、合闸位置不能及时反应的可能性。
6.综上所述，我们可以得出几点看法：如果是在DCS上手动切换厂用电，在装置切换成功，2s后装置自动复归，为下一次的切换厂用电开放条件，但在厂用电完全失电的情况下，装置并没有切换成功，如果是DCS系统切换出口有问题及切换装置屏上的“手动切换”按扭误发切换命令，那么，为什么切换装置无切换报告，同时，在DCS的SOE中有6103先合后跳，再跳6104的记录，该记录也排除了切换装置的去偶合闸的可能；在厂用电中断后，由逆功率保护动作出口，启动快切装置将6104开关合上，可能的原因是有人手动复归了装置，或者，致使厂用电中断时，快切装置未动作过。总之，从故障信息看，快切装置的并联切换存在问题。是什么导致厂用电中断，未找到具体的原因。
【防范措施】
1.将6KV ⅠB段快切装置在事故情况下的并切方式改为串切方式。
2.每天进行一次快切装置面板各键的操作，看装置是否误跳闸。
低电压保护动作，低电压信号未发，检查低电压信号的特性。
厂用电的倒时，工作电源开关与联络开关的切换方式采用并切方式。
5.厂用电中断时，主厂房380V保安段低电压延时柴油发电机PLC中延时启动柴油发电机的总启动时间不能多过工作电源跳闸联动设备电源的时间，因此，将柴油机发电机的总启动时间改为4s。
6.取消厂用电快切装置屏上的“手动切换”按钮的二次接线。
7.事故发生后，及时整理出报告，以便及时分析事故发生原因。
鸭溪电厂#1机6KV厂用ⅠA段切换失压事故(2004年)
【运行方式】
负荷12MW，6支油枪运行，1#启备变带6KVⅠA、B段运行，主汽压力，主汽温度490℃，再热器温485℃，A、B空预器主电机、主油泵运行，A、B引、送风机运行，汽机高中压缸胀差，低压缸胀差，真空-84Kpa；电泵、B循泵、B凝泵、A闭式循环泵、A真空泵、凝结水输送泵、B密封油泵、密封油再循环泵、A罗茨真空泵、汽泵A、B前置泵、A内冷水泵、B开式循环泵、B抗燃油泵运行。此前捞渣机大链条断链停运捞渣机，中试下令降低负荷，停运所有磨机及部分油枪（保持有6支油枪运行）。等二公司处理好捞渣机大链条后重新升负荷。
【事故经过及处理】
12月30日,19：43中试令将6KV厂用电切为工作电源运行，检查6KV工作、备用电源开关及6KV快切装置正常，19：53，切换6KVⅠB段至工作电源正常，切6KVIA时，6102开关跳闸，6101开关未联动合上，立即抢合6102不成功（无合闸允许），集控事故音响发出，事故照明联动，汽机各380V辅机联动正常，A罗茨真空泵跳闸，电泵失电，锅炉侧B空预器跳闸，B空预器减速器油泵跳，A引风机两台轴冷风机跳闸，A引风机跳闸，A送风机跳闸，炉膛负压1120pa，锅炉跳闸首出“全燃料中断”。随后紧急手动MFT，由于电泵失压，造成锅炉不能进水，汽包水位急剧下降。检查燃油快关阀联关，汽机跳闸，交流油泵联启正常，500KV5011、5012开关及FMK跳闸，检查#1柴油机启动并带380V保安PCIA段正常，拉开#1A汽机变、#1A锅炉变6KV开关，380V联络开关联动正常，恢复机、炉MCC盘上辅机电源，电气及时合上B空预器电源，重新启动B空预器主油泵及B1空预器主电机运行。对#1发变组及5011、5012开关检查正常，汽机检查抽汽逆止门、高排逆止门、高中压自动主汽门及调门关闭，高低旁路开足，汽机转速下降。CRT上断开电泵开关，关闭高低
旁路及主蒸汽管道疏水，20∶03，维护就地合上6102开关，电气恢复#1炉电除尘PCA段、化水PCA、输煤PCA段电源，将380V保安PCIA段倒由380V锅炉PCIA段接带，将#1柴油机停运备用。开启入口烟气挡板，调整炉膛负压、风量满足锅炉吹扫条件（水位低吹扫条件未满足）。电气及时抢合成功后，重新启动电泵向锅炉进水（最低-288mm），待水位正常后启动锅炉吹扫，后因二公司处理捞渣机，中试令暂时不点火。检查并关闭所有疏水门，锅炉保温保压。
【事故原因】
1．切6KVIA时，6102开关跳闸，6101开关未联动合上，立即抢合6102不成功（无合闸允许）。
2. 锅炉侧B空预器跳闸， A引风机两台轴冷风机电源配置不合理均从保安A段引接，A段失压跳闸，A引风机跳闸，炉膛负压1120pa。
3. 锅炉跳闸首出“全燃料中断”是因为锅炉两个点火柜电源从锅炉运转层MCC段引接，由A段带，A段失压燃油角阀失电关闭。
【存在的问题及建议】
1.引风机两台轴冷风机电源配置不合理均从保安A段或B段引接，某段失压后引风机两台轴冷风机均失电跳闸将联跳引风机。
2．6KV ?A快切不正常，应防止厂用6KV、380V ⅠA段失压，建议将双电源供电的MCC段倒为B段带，现已将锅炉运转层MCC和汽机ⅠC段MCC倒为B段带。
【经验教训】
1.失电后电泵CRT上为（红色）运行状态，容易给人造成错觉，在处理过程中要注意观察给水
流量及电泵电流指示。认真检查所有运行设备情况，不能只看画面颜色，要注意转速、电流、压力、流量，确认辅机的状态。
动作后，及时联系收关旁路，以免锅炉水位及汽温、汽压下降过快。
3.注意机炉之间的相互配合，在锅炉缺水或水位低的情况下应尽快关闭锅炉出口所有汽源，保证锅炉水位缓慢下降。
4.厂用电切换前，根据设备可能存在的隐患，尽可能的把相关的重要辅机及MCC电源切为B段带
黔北发电厂#2机组假并列时引起主汽门关闭 (2003年)
【事故经过】
2003年7月29日19：25公电气专业做假并列试验过程式中，发现汽机转速飞升，同时汽机跳闸。
【检查分析】
发现上述异常后，维护人员与中试所人员进行了检查，在检查过程中，发现以下问题：
⑴ 发电机并网取为常开信号，应从发电机并网继电器（DEH机柜）取常闭信号，但通过分析试验，发现此错误但并不是引起主汽门关闭的原因。
⑵ 通过分析从DEH操作员站调看DEH油系统趋势来看，发现在并网过程中，调门开启转速上升至3090r/min，调门反复动作了四次，此时抗燃油压从下降到。3、通过检查，发现运行人员在做
试验过程中电气未将发电机假面具并列信号送至DEH系统。
通过上述现象峄#2机组发电机假并列时引起主汽门关闭过程中出现的异常分析如下：
⑴ 转速飞升的原因，在做发电机假并列试验中，由于电气未将假并列信号送到DEH系统，当DEH接收发电机并网信号后，由地DEH将向机组加入一个初绐负荷，所以：在DEH接收发电机并网信号后，调门开启，又因发电机并未真正并网，所以导致汽轮机转速飞升，从而导致OPC动作和调门反复进行开关动作，
⑵ 主汽门关闭的分析；事后检查DEH系统逻辑，未发现异常。通过DEH操作员站调看汽机转速和抗燃油压趋势看，在转速达到3090r/min时OPC反复动作了四次，然后出现主汽门关闭，从趋势上看抗燃油压波动大，从 MPa下降到 MPa ,因此当时的情况分析,诂计主汽门关闭的原因为,汽机超速,调门反复动作而使抗燃油压波动,从而使主汽门关闭,后通过试验,让主汽门和调门开启,让OPC动作一次,但试验后,主汽门未关闭,可此时由于主油泵油压已调高到,而当时压力为同时调门只动作了一次,当时是反复动作了四次,(现场是不允许动四次的),故未能完全模拟出当时的情况.所以主汽门关闭的原因还需要进一步的核实。
【防范措施】
1.热控人员一定要对系统非常熟悉，保证事故分析的正确性。
2.热控人员进一步加强对DEH系统逻辑的熟悉和了解，保证不因人为原因引起设备误动。
励磁调节器同步变压器C相碰壳引起发电机振荡跳机
【事故前运行方式】
#1、#2机运行，有功均为250MW，无功分别为、，DEH投入功率回路，#3机有功290MW，无功-31Mvar。 500kvⅠ、Ⅱ母母线电压分别为、，#1、#2、#3高变带6kvⅠ、Ⅱ、Ⅲ段运行，#1、#2启备变空载备用，#1、#2、#3柴油发电机热备用。
【事故经过】
13：42，#3发电机有功升至291MW，无功-30Mvar，预告音响发出，#3发电机定子电流、电压、励磁电流、频率在波动。立即从汽机盘上调出电气发变组画面，发电机各参数均在波动，过激磁反时限动作光字牌发出，发电机有功在315-265MW，无功在+150至-60Mvar间波动，定子电流在8600-11000A，励磁电流在900-1500A，频率在，定子电压在21-22kv左右波动，#3发电机发出周期性的轰鸣声。炉膛负压在±550MPa间波动,引风机电流120—130A波动,6KV辅机电流均有不同程度的波动,其它参数无变化。 汽机转速在2980-3020r/min波动,润滑油压最低至,主机振动等主参数无变化,调门未波动。
“500kvI母母线电压事故越上限”信号发出,电压上升到。#1机有功功率在222MW~290MW之间波动,频率至之间波动，机端电压~之间摆动,无功在-22至+30Mvar间波动，励磁电流波动，#1发电机发出周期性的轰鸣声。DEH功率回路跳闸，DEH上有功功率发生两次到零,此时凝结器疏扩减温水电动门联开，汽机本体疏水门联开后联关,主气管上疏水联开后联关。#1炉参数未见变化。
#2机有功功率在209MW~295MW之间波动, 无功在-30至+40Mvar间波动，频率在~之间波动，励磁电流波动，机端电压~之间摆动, #2发电机发出周期性的轰鸣声。在此过程中热机参数未发生明显变化,主气压力,温度，炉膛负压,汽轮机各主要参数均无主要变化,13:47恢复正常。
#2集控电气见无功和机端电压偏高，立即减了几手励磁，并联系汽机适当压负荷，因炉膛负压波动大,立即解除引风自动,但还是波动大,立即投油枪稳燃,投入七支油枪,汽机由于功率回路投入,采用输入设定压负荷,但负荷调门无反应,于是解除自动,手动输入阀位压负荷，并停运C磨两个火嘴(当时C
磨四个火嘴运行),收风后又停运C磨,再停运C磨两个火嘴,汽压由下降至,13：47，负荷降至230MW, #3机组振荡有所减小，无功在+80Mvar左右，波动较小，此时事故音响发出， 5031、6301、6303开关跳闸，厂用电切换成功，运行正常，但灭磁开关未跳闸，立即手动拉跳，检查厂用电切换成功，检查发变组保护A柜如下保护掉牌：断水t1、热工保护，转子一点接地，转子两点接地，B柜：过激磁反时限，低频保护。检查励磁调节器上有故障量：低厉限制动作，开关量：电气事故，油开关合（分），脉冲丢失，磁场增，磁场减，磁场开关分，风机开关合。检查500kv升压站5031A、B、C三相均在分位，开关油压，气压正常，5031开关保护柜上TA、TB、TC灯亮。汽机跳闸,首出为“发变组故障”，交流油泵未联动,手动启动,其余联动项目正常,将轴封汽倒为辅汽供，手动打闸小机，大机惰走至零后投入连续盘车。锅炉MFT动作,首出为“汽机跳闸且负荷大于30%”,所有联动设备正常,A、B汽泵跳, 主汽压力由上升至，立即将电泵勺管由40%提到60%,给水流量增至504t/h,给水压力提至,手动开启PCV阀,向锅炉进水,13:49,将汽包水位进至可见水位,最低水位到-380mm,将风量收至820t/h,复位所有跳闸设备,锅炉保温保压。
#1集控电气见无功和机端电压偏高，也减了一手励磁，未进行有功的调整，13：47，#3机跳闸后，#1、#2机振荡现象消除。
在上述过程中，本厂125MW#1、3、4机组无功分别增加约20Mvar，有功约有10MW的波动。
#3机组跳闸后，立即汇报中调将#3发变组转检修，合上#3发变组出口地刀500367，在#3发电机出口PT处搭接地线一组，测量#3发电机转子绝缘合格，测主变三相直流电阻平衡且合格后，将#3发变组转为热备用，19：16锅炉点火，20：27达冲转参数汽机冲转，冲至3000r/min后测发电机交流阻抗合格，电气开始并网操作，将机端电压升至额定后，发现机端电压有的波动，励磁电流有92A的波动，经检查系励磁调节器同步变压器C相碰壳，经处理后于23日3：54与系统并列。
【事故原因】
1.振荡发生的原因：励磁调节器同步变压器C相碰壳，使励磁调节器调节失常，励磁电流、电压波动，引起#3发电机振荡，从而引起了300MW#1、2机组振荡及125MW三台机组有、无功的波动。
2.跳机原因：振荡过程中转子两点接地保护误动，造成跳机，误动原因待查。（过激磁保护此前已退出，只发信）
3.断水保护掉牌原因：由于振荡过程中发电机频率、机端电压的波动，使得定子冷却水泵出力降低而发出。
4.低频保护掉牌原因：机组跳闸后，因灭磁开关未跳，而机组转速下降造成。
5.灭磁开关未跳闸原因：与#1、2机不同的是，#3机灭磁开关跳闸的必要条件是主开关跳闸，当转子两点接地保护动作出口时，在主开关未跳开前，灭磁开关跳不开，而主开关跳开后，保护返回，灭磁开关也就无法跳开了。
【经验教训总结】
1.#1、#2集控电气均压了无功，这种处理方法是错误的，也是极其危险的，很可能使发电机振荡幅度加大而失步，从而扩大事故。在发电机发生振荡时，正确的处理方法是降低有功，增加无功，使发电机振荡逐渐减小并最终稳定。
2.发电机振荡时周波、电压的波动造成了厂用辅机出力的波动，并造成了一定的影响，本次事故中引风机电流在120至130A之间波动，造成负压在-550至+550之间波动，定子冷却水泵出力波动使断水保护t1掉牌。在这种情况下，一方面机炉要注意辅机出力的波动造成相关的参数波动，及时采取控制措施，另一方面若厂用电周波、电压波动大，应考虑将厂用电切换至备用电源带，但在切
换之前一定要确认220kv周波、电压正常。
3.机组事故情况下紧急压负荷要采用汽机输入阀位关小调门，锅炉甩火嘴、停磨机的方法来进行，压负荷过程中尽量多投几只油枪稳燃，以防灭火。
4.在振荡过程中#3机润滑油压由降至，应及时启动交流油泵运行稳定油压，并密切监视主机参数。
5.振荡过程中由于有功波动大，可能造成汽机凝结器疏扩减温水电动门、汽机本体疏水门、主气管上疏水联开，在振荡结束后应检查上述疏水门是否关闭。
6.要加强技术业务的学习，在事故发生时才能准确判断事故性质，采取正确的处理方法。
老鼠窜入6KV辅机断路器引起短路跳闸 (1990年)
【事故经过】
1990年1月9日22时22分，某厂厂用高压变压器2B处一声巨响，爆炸起火，2号主变压器差动跳闸，厂用高压变压器2B差动和重瓦斯保护跳闸，机组紧急停机，6KV厂用2A、2B失电，6KV厂用2B段备用电源断路器自投后，后加速保护跳闸，同时11号高压备用变压器差动保护误动作，使6KV公用1A、1B失电。2号机应急保安电源柴油发电机自启动成功，保证了2号机保安电源的供电，22时35分，在值长指挥下，排除了6KV厂用2B段的故障后，用12号高压备用变压器充电，迅速恢复了2号机厂用电，在消防队的通力配合下，扑灭了厂用高压变压器2B的火势，经现场检查，在轴冷泵2B断路器母线侧发现一只老鼠，引起母线短路，触发厂高变2B爆炸。
经过抢修，在紧急停机32h后并网复役。
【事故损失】
少发电量，直接经济损失19万多元，2号机停运32h。
【事故原因】
1.厂用高压变压器2B爆炸原因：动稳定设计偏低（按一般配电变压器设计），短路阻抗也偏小，不能承受实际短路电流，解体检查，经制造厂确认，变压器因动稳性偏低，由短路时电动力引起相间短路爆炸。
2.老鼠窜入轴冷泵2B小车上桩头引起短路原因：1988年6月2日2号机由基建承包封堵工作，查实为轴冷泵2B小车电缆仓内侧死角有缝隙，老鼠由此而入引起短路。
【防止事故对策】
1.变压器制造厂根据电厂要求和国标重新设计制造厂用高压变压器，结合大修逐台更换全部不合格厂用高压变压器。
2.加强防小动物封堵的质量验收，建立三级验收制度（自验、车间专业验收、安监科验收），建立一柜一卡制度。
3.加强灭鼠措施，加强开关随手关门制度的考核。
电流互感器二次开路造成发电机差动保护动作(2002年)
【事故简述】
2002年3月20日，某电厂#1机在并网后升负荷的过程中，突然“发电机差动保护动作”光字牌发出，并发出事故音响信号。“锅炉 MFT动作”、“汽机ETS动作”“主汽门关闭”等光字牌发出。发变 出口开关跳闸软光字牌弹出。“快切切换关闭”“快切闭锁”“快切等待复位”光字牌发出。同时运行人员发现继电保护室有焦臭味，检查发现保护A柜电流端子冒烟，立即将烟火扑灭后通知保护班人员到现场检查，经检查发现被烧毁的电流端子为发电机差动保护用中性点测CT二次侧的电流端子，B相短接片没有上到位所致，相邻的端子也被弧光烧变形，该组CT绝缘击穿。
【事故分析】
在开机前，#1机小修。发变组保护校验工作有继保班杨某某、王某某校验，杨某某是工作负责人。由于一次都分由实验班开票做预试工作，于是杨某某开二票进行工作。保护校验完后，杨某某去恢复电流端子，在接片恢复完后不经王某某复查的情况下，两人就收拾试验线，试验台子，办理了工作票终结手续。这就造成了电流端子开路而且没有检查到，导致机组在带负荷时，该组CT二次侧端子断口处产生了过电压使其拉弧燃烧烧毁电流端子，CT绝缘击穿。造成发电机差动保护有差流而致使发电机差动保护动作出口。
【采取对策】
在进行继电保护校验工作时，一定严格执行继电保护安全措施票，填好危险点预知卡，工作前要做好事故预想。对断开的电流端子一定作好记录。并按照记录进行恢复，恢复完后，一定要用万用表检查其接触是否良好。后再由监护人复查一遍，完后通知班组和分组分别进行验收，做到三级验收控制，以避免出现CT二次侧开路的严重事故，同时要增强继保人员的工作责任心。
【经验教训】
没有执行继电保护安全措施票，严重违反了继电保护反措要求，同时工作前没有做好事故预想，
也没有到出危险点。对断开的电流端子没有作好记录，恢复后设有进行复查。这些都是造成此次事故的直接原因，所以今后必需吸取这一教训。
黔北电厂3号机 “励磁调节器故障”造成跳机 (2004年)
【事故经过】
2004年3月31日1时57分，黔北3号机组运行中机端电压突然上升至，同时中央预告、事故信号发出，5031开关跳闸，3号发变组与系统解列。检查励磁系统发现：灭磁开关跳闸、励磁系统非线性电阻柜上“过压”灯亮、A和 B套通道通讯故障、励磁系统故障录波启动、A套和 B套负责采集开入和控制开出的通讯模块坏、I组整流柜开入模块坏；检查发变组保护B柜上“过激磁（反时限）”灯亮。
【检查分析】
事故后检查分析的重点是：
1.导致机端电压上升的原因；
2.导致三个通信模块损坏的原因；
3.通信模块损坏和机端电压上升是否是同一原因造成。
事故后的检查由试验院、东方电机厂、建管部及我厂人员协同进行，首先对损坏的三个通信模块进行了更换，其它硬件的外观检查也无异常，更换模块后调节器无任何自检出错信息。
事故后的检查内容包括发电机转子、到转子直流封闭母线、励磁变、励磁调节器及功率柜、灭磁
柜、过压吸收柜的一、二次回路，盘柜接地等抗干扰检查，励磁调节器及功率柜的小电流开环试验（特别检查了脉冲放大后是否与调节器输出脉冲一致及可控硅的好坏及主回路绝缘）、作一些模拟试验（包括开关电源特性试验、将坏的通讯模块换上后模拟故障影不影响调节器功能等）均正常。
由于厂家原设计励磁调节器开入、开出、调节器工作电源、脉冲及通信共用一路24V电源，有些开入量电缆引出很远，24V电源配置不合理，经厂家同意，新增一路24V电源作开入量单独用，与其他24V电源隔离，减小外部问题造成对调节器及可控硅脉冲等的影响。另检查出一块直流电源模块绝缘较低。
根据检查结果及收集到的发变组保护动作报告及发变组录波、励磁故障录波文件及故障信息、热工趋势图、运行记录对此次励磁调节器故障导致跳机分析如下：
①A套励磁调节器检测到通信模块故障后已切换到B套，且触发角а趋势是增大（往逆变方向走），但为何转子电流增大原因不清；
②三个通信模块损坏原因不清；
对以上二点厂家认为可能是干扰所致，但对还要采取什么措施防止何种干扰却无定论。与会人员有个共同倾向点在于24V电源如有扰动很可能会导致脉冲形成及放大工作失稳从而导致可控硅增大输出，另考虑是否存在自激磁的可能。针对此次原因不明确事故，与会人员提出以下几点需落实的问题与防范反措。
【反事故措施】
1.励磁系统故障录波报告，管理机掉电后不能保存，为了便于事故分析励磁系统故障后应将报告转存，另外不能按操作键盘上的确认键以免故障信息丢失。
2.运行和维护人员要加强设备的巡检工作，并记录各信号和数据，由维护提供运行巡检的检查表格，明确什么为正常与不正常。
3.鉴于3号机组的特殊性，运行人员在操作设备时，应加强监视励磁系统。
4.加强技术培训和理论知识的深入学习、提高保护人员综合素质，厂家提供完整的电子版本图纸及资料。
5.考虑将外部-24V开入量，改为-220V开入量。
6.励磁调节柜及功率柜在布线时强弱电分开在不同线槽布线。
7.研究调差系数整定是否合理、调节器长期工作在小负荷（发电机处于进相）状态是否存在问题、是否存在病毒影响。
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