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1、发电厂案例汇编一、#6 机电缆隧道电缆着火事故一、事故时间：2004 年 4 月 29 日 10：30 至 10：45 二、事故经过及处理情况：4 月 29 日#6 机停运临修， 10：30 现场施工人员发现 #6 机电缆隧道口往外冒烟，立即通知值长，现场人员进行灭火。经查是临时施工电源电缆着火，损坏了电缆层沟内其它电缆。施工电源电缆是 2004 年 1 月山西二建按其施工进度要求接的一个临时施工电源（电缆通过 #6 机电缆隧道，由于路线改动，原电缆长度不够，在电缆沟内做了一个中间接头，施工完后做电缆直流耐压试验合格后送电运行， 时间为 3 个月） 。4 月 30 日 9 点将受损的 18根电
2、缆（ 18 根电缆皆为阻燃电缆）全部处理好，耐压试验全部合格。三、事故损失：18 根电缆损伤 :沟内上层电缆槽六根电缆外皮烧损；第二层电缆槽 5 根电缆外层烧损；下层7 根控制电缆损伤。四、事故原因分析：1、山西二建不按规范程序操作，私自接临时电源；2、施工用电负荷不稳定，用电高峰时有过流现象；3、电缆绝缘老化、过热。五、事故防范措施：1、严格电缆检查制度；2、加强临时用电、接电安全管理；3、规范用电、接电程序；4、发电厂组织消防、安监、生技及各生产部门的人员对所有电缆、供电线路、所有消防设备及设施进行安全检查。二、 “12.1 ”110KV变电站失电事故一、事故时间：2004 年 12 月
3、1 日 23 时 40 分至 12 月 2 日 2 时 06 分二、事故前的情况：1、天气情况：气温低，其它情况良好2、运行方式：大屯发电厂通过791 、792 两条110KV线路向供电部110KV 变电站 110KV 侧提供电源， 热电分厂通过391、392 两条35KV 线路向变电站35KV 侧供电；110KV站：T151 母联运行， T351 母联热备用， #1、#2主变运行； 110KV并列运行， 35KV 分列运行； 391 开关、 392开关分别在 35KV 一号母线、二号母线运行；选煤厂站： 338 开关、339 开关运行， 孔庄 336 开关、337开关运行， 大屯水泥厂 33
4、4 开关运行。 事故发生前各开关电流为：336 开关 120A ，337 开关 160A ，338 开关 10A，339 开关 40A，334 开关接近 0A。三、事故经过及处理情况：12 月 1 日 18 点正常交接班，设备一切正常。23 时 40 分左右，变电站控制室警铃响，控制室T334 开关保护装置直流消失光字牌亮； T339 保护动作光字牌亮， T341 、T337 开关保护动作光字牌亮，开关跳闸， T391 开关保护装置跳闸，控制回路断线光字牌亮； T151 开关微机呼唤。同时35KV 高压室发出很大、很异常的嗡嗡声，并从控制室后窗射进很强的光线（很强的放电火花） 。四、处理经过：
5、发生事故后值班员于23 时 40 分 20 秒左右将事故现象及保护动作情况汇报调度。调度员令值班员到高压室查看。值班人员发现高压室传出的声音很大，从门缝向外冒出浓烟，无法进入室内进行设备检查及隔离。 值班员将现场情况向调度汇报。23 时 42分汇报调度时， #1 主变差动保护动作， 主变重瓦斯、 轻瓦斯动作，主变温度高； T31#1 主变 35KV 开关跳闸； T11#1 主变 110KV 开关跳闸； #2 主变差动保护动作，主变温度高光字牌亮；T32#2 主变 35KV 开关跳闸； T12#2 主变 110KV 开关跳闸。 同时听到高压室传出爆炸声，全站失电。汇报调度，调度令值班员再查看。值
6、班员拿着应急灯走到一楼过道时，浓烟全部从高压室冲出，高压室的门被气流冲开， 走道上的浓烟呛得人无法呼吸，能见度很低。为了让浓烟尽快散去，值班员想打开高压室的后门，但后门从里面反锁着无法打开。值班员将情况汇报调度员。调度员将事故现象及现场情况紧急汇报集团公司调度并请求救护大队支援。23 时47 分调度令强送 #2 主变未成功。 23 时 48 分调度令强送 #1 主变未成功。热电分厂 #4、#5 机组停；变电站全站停电；孔庄全站失电。在事故处理的同时，发电厂迅速组织检修人员到事故现场抢修。集团公司有关领导及救护大队也及时赶到现场参与事故处理。在救护大队的协助下排除掉有毒浓烟后,检修人员进入现场查
7、看，发现 334、339、391 三台开关不同程度损坏，35KV 一段 母线烧断，所有设备上都笼罩了一层黑色粉尘并有大量的水珠。集团公司领导及发电厂领导紧急决策，首先恢复 35KV 二段向孔庄供电，经过对现场设备的紧急处理，向二段供电成功。开关损坏造成的大量粉尘致使二段母线及瓷瓶出现放电现象，放电声大，有发生事故的危险，集团公司领导本着不安全不供电的原则，令所有设备转入抢修状态。 12 月 2 日 0 时 04 分二段母线转入检修状态，检修人员对所有开关、瓷瓶、母线 及各出线进行清揩，清除粉尘及水汽。 2 时 02 分 110KV 站 35KV 二段母线恢复送电，准备送T336 开关，令孔主井
8、 #1、#2 主变及 B342 、B343 开关改热备用，孔风井 H354 改热备用。 2 时 05 分 T336 开关送电正常。 2 时 06分孔庄电告： #1 主变、#2 主变 B342 开关送电正常。 将所有情况汇报生产调。 2 时 10 分 T392 送电正常。 2 时 20 分热电分厂 392改运行， 391 及线路压变改冷备用。2 时 32 分 T338 、T340 开关送电正常。抢修人员继续抢修一段母线（孔庄及热电分厂均为单线） 。五、事故损失：孔庄矿、热电分厂、中心区用户失电2 小时 24 分钟六、事故原因分析：事故发生后，发电厂立即进行事故调查，并组织相关技术人员进行事故分析
9、。通过现场查看、保护动作分析、调查设备检修情况、解体检查损坏开关、对绝缘板进行燃烧试验及询问现场值班人员，对此事故的初步分析如下：1、事故主要原因：事故发生的起始点（故障点）为开关334 出线连排处（出线或瓷瓶）。首先此处绝缘降低，造成B、C 相相间短路（热电分厂391 开关电流在 B、C 相出现变化），原因为： 334 开关供大屯水泥厂，每天22：00 至第二天凌晨4：00 之间温度很低，空气中水汽凝结，设备易吸收潮气，使电气设备的绝缘降低，事故发生的那段时期大屯水泥厂正停产，开关电流仅为线路的电容电流，电容电流产生的热量很小，不足以驱除潮气，根据电气设备的特性，在绝缘最低处首先开始短路放电
10、，因开关柜内的绝缘挡板材质不阻燃，在短路放电时发生燃烧，造成事故扩大，烧坏334 开关。2、事故间接原因：从现场 334 开关传动机构的位置看，334 开关在合闸与分闸的中间位置。 334 开关微机装置被送到厂家检测，厂家反馈为：334 微机装置 CPU 损坏，故障录波没有检测到；334 开关为少油开关，开关本身已老化，绝缘不可靠，易发生故障，并且发生故障时容易引起事故扩大；334 开关 B、C 相短路放电时，绝缘板燃烧引起一段母线放电，#1 主变差动保护动作， 跳高压侧及低压侧开关，保护主变，切断故障电流。3、事故扩大的原因：在热电分厂接入系统后，110KV 站由原终端变电站改变为枢纽变电站
11、（两个或两个以上电源），故 #1 主变动作后并没有切断故障电源。热电分厂的391 开关继续向一段 母线 供电，因故障点存在，一段 母线多点短路放电， 烧断母排，烧坏 339 开关及 391开关，在高温下，部分瓷瓶发生爆炸；339 开关微机装置电源板烧坏。后送厂家检修，反馈为：测量电压为 01.8V（二次电压），没有检测到故障电流，339 开关保护没有动作，开关在合闸位置；由于有烟尘且烟尘中含有大量的导电颗粒，在二段母线 进线瓷瓶处发生闪络，造成#2 主变差动保护动作，二段母排失电；#1 主变动作后并没有切断故障电源，因为110KV 变电站在初始设计时，按终端变电站设计、建设及设备保护。在热电分
12、厂建成接入35KV 系统时，没有对变电站进行相应的更新设计，使终端变电站变为枢纽变电站（两个或两个以上电源） ，致使主变差动保护在动作后仍无法切除故障电源。七、事故暴露出的问题：1、 随着热电分厂机组容量的进一步增大和矿区南网用电负荷的增加， 110KV 变电站 35KV 系统供电设备及设施的现有状况已不能满足安全生产的要求；2、供电部 110KV 变电站设计有严重错误，造成大屯电网分成南北电网且不能互为备用，一旦110KV 变电站 110KV 、35KV系统故障，均会造成大屯矿区南部电网及热电分厂全部失电。八、管理方面存在的不足之处：1、334、339 开关保护的运行维护不到位，没有进行定期
13、更新、升级；2、110KV 站没有事故照明，消防应急照明不完善，有待进一步改进；3、110KV 站无 GPS 系统，调度室、变电站、热电分厂没有统一的时间标准， 特别是 110KV 站事故记录报表上的时间与实际时间相差 12 小时；4、开关与线路的连接排在检修过程中无相关检查、清扫、试验记录；5、在事故处理过程中，事故现象汇报不清楚；6、在事故处理时，调度当班人员人手不足，在人员有保障的情况下，应设置两人同时值班；7、在当时的事故状态下强合主变是不适宜的。九、事故防范措施及改进建议：1、对 110KV 变电站进行重新设计论证，对变电站的一次、二次设备进行整体更新改造；2、加强对整个矿区供电网络
14、的安全可靠性论证，提出建设性的建议，结合热电分厂#8、#9 机组的建设，请技术专家进行充分论证，将南网北网彻底联在一起，提高整个矿区供电网络的安全可靠性；3、对全矿区 35KV 系统开关柜内的绝缘挡板进行重新摸底，更新改造成阻燃的绝缘挡板，对裸露的母线加装绝缘套；4、为确保矿区供电网络的安全，建议每季度进行一次全矿区联动式事故演习，增强电力调度员和变电站值班员的事故应急处理能力；5、重新修订事故紧急预案，结合实际改进运行方式，在事故状态下正确启动预案，确保对孔庄矿的安全供电；6、全面改造、更换少油开关，使设备的可靠性满足一类负荷的要求；7、在事故状态下，事故调度处理电话被无用的用户占用，不利于
15、事故处理，建议改进事故电话处理系统；8、增加 GPS 系统，使所有的变电站及保护的时间统一、准确；9、制定保护的日常巡检、维护制度，使保护能定期升级；10、增加事故照明系统，确保在事故状态下能快速、正确处理事故；11、进一步划分并明确设备管辖的责任范围；12、立即组织专项安全检查， 确保所有电气开关在正常状态；13、加强对变电值班人员及调度人员的培训，增强事故情况下的分析、判断、调度、处理事故能力，严格执行现场规程。三、 #6 机组 DCS 系统故障事故一、事故时间：2005 年 4 月 30 日 19：20 至 20：10 二、事故前的运行工况：#6 机组负荷 75MW ，主蒸汽温度 532
16、，给水流量 232T/H 。三、事故现象：19：20 分， #6 机组计算机DCS 所有画面变紫， #6 机组无法利用 DCS 进行操作，机组运行集控失去控制。19：33 分，热工班复位服务器及MFP，DCS 系统恢复正常。 20：10 分，#6 机组计算机 DCS 所有画面再次变紫，#6 机组无法利用计算机进行操作，通知热工班人员，维持机组运行，等待修复。20：38 分，电运合上 #6 主变 26064 闸刀。20：52 分，#6 炉主汽温度 551，水位 -300MM ，不能维持运行，令炉运手动MFT，就地事故按钮停止吸风机甲、乙。20：54 分#6 机解列。 21：05 分，立屏上主汽压力达 15.0Mpa ， 安全门动作。21： 19 分， 主汽压压力 13.0Mpa ，安全门复位。 21：30 分，DCS 由热工人员修复，机、电、炉均按正常停机处理。四、事故原因：1、DCS 系统故障的主要原因是电子间温度过高，致使通讯模块不能正常工作（事故发生时，空调只能制热不能制冷）；2、DCS 系统有两台服务器， 一台服务器挂负荷太重(#6 机组的全部计算机均
