常规火电厂事故汇编

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1、 事故汇编事故汇编DCSDCS 公用系统故障导致两台机组同时停运事故分析公用系统故障导致两台机组同时停运事故分析摘要：本文通过对一起 DCS 公用循环水控制系统故障导致两台机组同时停运事故的介 绍，分析了远程控制柜电源系统和接地系统存在的安全隐患，针对问题提出了改进和防范 措施，可为其他新建工程项目提供借鉴。 纳雍发电总厂装机 8300MW，其中 38 号机组 DCS 采用上海新华控制公司的 XDPS 400 系统，每个循泵房设置远程控制站（两机公用），通过光纤连接到 DCS 公用网络，在 单元机组操作员站进行监控。2005-4-7，因 DCS 公用控制系统故障，3、4 号机组运行中 3 台循

2、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。在本次事故处理过程中暴露 出的问题、采取的改进措施和汲取的经验教训都具有一定典型性，尤其在新建机组工程设 计和施工调试阶段应引以重视。 一、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。 二、事故经过14:07，DCS 循环水系统发出卡件故障报警，接着 3、4 号机组

3、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:

4、0 6，#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；循环水系统采用单元制运 行，运行派专人加强就地监视，循泵停运操作在电气监控系统上进行。 三、事故原因分析(1)从 DCS 系统查看各动作设备的跳合闸或开关指令，均无输出，运行也无相关操作记 录，排除 CRT 盘上

5、人为误操作可能。(2)查看各循泵、出口蝶阀、连通管联络门、冷却塔循环水进水电动门、冷却水泵、工 业水回水电动门等状态，发现所有设备均在同一时刻发生误动，排除某些设备先动再联动 其它设备可能。 (3)由于循泵跳闸的同时伴随循泵出口母管连通管#1、#2 联络门自关，#3、#4 塔循环 水进水电动门自关、#1 冷却水泵跳闸、工业回水电动门#1、#2 自关，这些设备均没有循泵跳闸联动的逻辑，控制电源也取自不同的 MCC 盘，除交流电源外还有直流电源，段上供电 设备除#2 循泵房外均运行正常，所以可以排除动力电源的影响。(4)查看 DCS 报警历史，发现跳泵前 1 秒均发生有 DPU64/84 #1 站

6、和#2 站卡件故障报 警。进一步查看#1、#2 站各卡件的报警累积记录，每块卡件均发生 2 次以上的报警，初步 判断公用循环水控制系统发生故障是导致事故的原因。结合事故现象和各设备状态历史趋势仔细分析后发现：#2 循泵房所有非 DCS 控制的设 备未误动、进入 DCS 控制但配电箱拉开的设备未误动，而所有由 DCS 控制的设备均在同一 时刻发生了误动。判断事故发生时 DCS 远程控制柜所有出口继电器同时带电动作，使得所 有设备反态动作(运行设备自停、备用设备自启)。这一结论经试验得到证实。进一步检查继电器误动原因，发现远程柜电源系统和接地系统在设计和施工方面均存 在大量安全隐患。经贵州电力试验

7、研究院、DCS 厂家和电厂技术人员共同对远程柜反复进 行电源系统品质测试、接地系统噪声测试、电源切换试验、电源降压试验，除未捕捉到继 电器误动现象外，其它事故中发生的现象均已出现。经分析试验采取的手段有限，不可能 完全模拟出事故时突发恶劣工况，如瞬间大幅压降和大能量电磁干扰等，但足以证明远程 柜电源系统和接地系统不符合规范是造成本次事故的根本原因。 四、改进措施 4.1 远程柜电源系统改进措施(1)将远程柜的两路电源进线(UPS 和保安段)均由 1 根 2.5mm 的线改为 2 根 2.5mm 的线 并接，以降低线损电压，经测试提高电源电压 35V。(2)将远程柜空调的电源改接到就地 MCC

8、盘上，减小空调启停对远程柜供电电压的影响 。(3)将 B 路电源(保安段)增加一小型 UPS(1kvA，6min)，防止电源瞬间突降。 4.2 远程柜接地系统改进措施(1)在远程柜同底座槽钢间增加胶木板，将远程柜与低压电气柜用胶木板绝缘隔离，使 机柜完全浮空。(2)重新在循泵房外电缆沟内选择接地点（接地电阻 0.22，厂家要求2.5）。(3)将远程柜光纤盒内两根钢丝加上绝缘。(4)将 24V 电源接地线接地。 4.3 DCS 改进措施(1)按危险分散的原则重新分配 DO 通道，使一块卡件只控制一台循泵。(2)增加卡件故障次数自动累计功能，便于分析。(3)将远程柜两路电源状态和 2 个备用继电器

9、的输出接点引入 DCS，对设备的运行状态 进行全程监控、记录。以上改进措施实施后，未立即恢复循泵跳闸继电器，3、4 号机循环水系统继续在严密 监视状况下运行了 3 个月，未再发生任何异常。2005-7-29，将所有循泵和出口蝶阀跳闸继 电器装复后，循环水系统一直稳定运行至今。至此，可认为事故隐患已经消除。 五、取得的经验教训5.1 循环水系统由于运行中设备操作少，电厂基本都是无人值守，因此对其控制系统 安全稳定性的要求更为突出。一旦发生故障，尤其在扩大单元制运行时，会直接威胁到两 台机组的安全运行，造成的后果极为严重，设计时应对厂家硬件配置、图纸方案严格审查 ，做到一劳永逸。5.2 循泵房环境

10、远较电子设备间差，远程控制装置应充分考虑现场温湿度、防尘、防 电磁干扰等因素，并为所增设防护设施考虑完善配套解决方案。5.3 施工单位为图方便，循泵房 DCS 控制装置电源往往直接从就地低压电气盘柜取，而循泵房低压电气设备一般属 3 类负荷，电源可靠性较低，甚至未达到两路冗余，在安装 验收时应加以注意检查。5.4 设计时远程柜电源电缆由热工专业开列，很难精确计算电缆长度和线损可能造成 的压降，在安装时应现场实际测量电缆走向确定长度后，再根据控制装置负载大小核算电 源电缆线径，确保电源品质。5.5 电厂平面设计时循泵房通常距主厂房较远，在丘陵山区其地基多采用回填处理， 周围设置接地桩不能满足要求

11、，只有电气接地网覆盖该区域，实际工程中又不可能为远程 柜设置单独接地点，因此循泵房远程柜接地点的选择尤为重要，应与附近电气设备接地点 保持足够距离，防止干扰反窜。9999 年年 5 5 号机冲动过程中号机冲动过程中 2 2 号瓦振动大停机事件号瓦振动大停机事件 1999 年 6 月 24 日 20 时 45 分 5 号炉点火，21 时 25 分盘车检修结束，投入连续盘车， 测大轴晃度 0.04mm，22 时 00 分开始抽真空，投入一、二级旁路系统，23 时 30 分投入轴 封供汽，23 时 50 分法兰螺栓夹层加热装置暖管。高外上内壁温 136、高内上内壁温 142 、高内下内壁温 132、

12、高外下内壁温 116、左螺栓温度 138、左外法兰温度 140 、左内法兰温度 139、右螺栓温度 140、右内法兰温度 140、右外法兰温度 141。0 时 35 分 5 号机冲动，高外上内壁温 135、高内上内壁温 141、高内下内 壁温 130、高外下内壁温 109、左螺栓温度 168、左外法兰温度 170、左内法兰温 度 169、右螺栓温度 170、右内法兰温度 169、右外法兰温度 170。0 时 40 分升速至 500r/min，投入法兰螺栓夹层加热装置。0 时 50 分升速至 9 50r/min，开始暖机。0 时 55 分 2 号瓦振动突然增大，最大 0.08mm，立即打闸停机。

13、此时 高外上内壁温 135、高内上内壁温 139、高内下内壁温 120、高外下内壁温 110、 左螺栓温度 183、左外法兰温度 192、左内法兰温度 182、右螺栓温度 184、右内 法兰温度 181、右外法兰温度 191。1 时 10 分大轴静止，投入盘车，测大轴晃度 0.43mm，1 时 20 分测大轴晃度 0. 22mm，2 时 10 分测大轴晃度达到正常值 0.045mm，4 时 16 分 5 号机重新冲动，5 时 5 号发 电机并列。原因分析： 1、法兰螺栓加热装置暖管过早监视调整不当：23 时 30 分法兰螺栓加热装置开始暖管 ，暖管后未及时监视缸温变化，使法兰螺栓温度上升较快，

14、0 时 35 分转子冲动时，高压外 缸内法兰由 139升至 169。至打闸时高压外缸内法兰升至 182，但高压外缸内壁温度 尚未加热上来，汽缸夹层加热未跟上，使高压外缸内壁温度与高压外缸法兰内壁温度之间 温差过大，引起缸体变形，引起 2 号瓦振动。2、高压缸前轴封段冷却收缩：22 时开始抽 真空，当时高压内缸内下壁缸温 141，23 时 30 分投入轴封供汽，由于运行人员不能准确 掌握理解运行规程，在缸温刚低于 150后，就按机组冷态启动规定执行，使抽真空与轴 封投入的间隔过长，引起高压缸前轴封段冷却收缩，在缸体变形的情况下，加剧轴系振动 ，使 2 号瓦振动聚增。 教训与防范： 缸温在 140

15、左右抽真空后到投入轴封供汽的时间较长，转子轴封段局部冷却。运行监 视调整不当，在法兰螺栓加热装置暖管后未能及时监视缸温变化，使法兰螺栓温度上升较 快。运行人员对运行规程掌握理解不够，在机组运行中发生甩负荷至 50MW 以下时，必须及 时投入高压缸前后、中压缸前轴封供汽，防止转子轴封段急剧冷却。关于二道江发电厂七号机串轴保护误动超速事故的通报关于二道江发电厂七号机串轴保护误动超速事故的通报 1998 年 3 月 1 日，二道江发电厂发生了 7 号机串轴保护误动，汽轮机超速事故。这次 事故暴露出该厂在安全生产管理上存在着较多问题，省局要求各单位认真吸取此次事故教 训，切实落实部颁防止电力生产重大事

16、故的 20 项重点要求，杜绝类似事故的发生，现将此 次事故通报如下： 一、事故前运行工况 事故前二道江发电厂 1、2 号炉，4、6 号机母管制运行，带电负荷 31MW；7 号机组单元 制运行，带电负荷 80MW。汽机各保护均在投入状态，其它参数运行稳定，全厂总负荷 111M W。 二、事故经过 1998 年 3 月 1 日 8 时，汽机 7 号机司机郝彦飞接班后检查各参数均正常，机组运行稳 定。8 时 20 分，郝彦飞发现轴向位移指示偏大至一 052mm(轴向位移正常指示在一 026mm，动作值一 12mm，最大土 2Omm)，且摆动， 打电话联系热工微保班值班人员李树新，要求进行处理。 8 时 40 分，热工微保班值班员李树新来到现场，检查后向郝彦飞交待，处理轴向位移 需将串轴保护电源断开，必须有班长和监护人在场，同时叮嘱要加强监视，如果串轴保护 值继续发展到-07 一-08mm 时，再联系处理。 10 时 10 分，当值值长刘宝洪得知此情况后，令热工人员必须马上安排处理。