电厂生产事故汽机典型事例剖析

电厂生产事故汽机典型事例剖析电厂生产事故汽机典型事例剖析案例 19#3 机 TV1 阀运行中突然关闭事故#3 机 TV1 阀运行中突然关闭事故一、事故经过2004 年 8 月 8 日，#3 机组负荷 301MW，主蒸汽压力 16.7Mpa，汽轮机顺序阀控制，“机跟炉”投入，高压调门 GV1、2、4、5、6 全开，GV3 开度为 19%。21:05:15，发现负荷突然急剧下降到 247MW，且继续快速下降，汽包水位、主蒸汽量、给水量也随之快速下降，主蒸汽压力则快速上涨，汽机值班员检查发现汽轮机左侧高压主汽门（TV1）关闭，反馈到0，高压调门 GV1、2、4、5、6、3 全开，“机跟炉”已自动解除，立即通知锅炉值班员快速减负荷。21:05:40，锅炉值班员打掉#3A 磨煤机，同时快速减少给煤量，同时紧盯锅炉给水画面，严密监视汽包水位，以及汽动给水泵出力情况；汽机值班员则密切监视主蒸汽压力上升情况，同时快速浏览 EH 油系统、汽轮机 TSI 监视画面，检查汽轮机轴向位移、振动、推力瓦温度、胀差等均正常，无大的变化，但#1、2 瓦温度上升较快，由#1 瓦温度由 79上升至 86，#2 瓦温度由 74上升至 81。电气值班员作好切换厂用电的准备。21:05:51，机组负荷降至 235MW，主汽门前压力由最高的 18.3MPa（炉侧主蒸汽压力 18.65MPa）开始回落，汽包水位最低达170mm。就地检查汽轮机左侧高压主汽门（TV1）在完全关闭位置，但其 EH 油系统无明显异常，保持汽轮机在“操作员自动”控制方式，使右侧高2压调门 GV2、4、6 确保完全开启，继续滑降主汽压。将#3 机组情况汇报值长，联系热工检修人员处理。21:24 分，开启主蒸汽管道疏水、高压导汽管疏水手动门。同时继续减负荷至 184 MW。#1 瓦温度由最高的 92.3、#2 瓦温度由最高的 83开始缓慢下降。为防止汽轮机左侧高压主汽门（TV1）突然开启，造成汽包出现虚假水位，以及避免瞬间对汽轮机造成较大冲击，派人去就地关闭左侧高压调门 GV1、3、5 油动机进油门，将 GV1、3、5 强制关闭。GV1、3、5 关闭后，左侧高压主汽门（TV1）多次突然开启至 17%，过一段时间后又自行关闭。21:35，机组负荷减至 165MW，#1 瓦温度稳定在 89，#2 瓦温度稳定在 81。23:10，检修更换了左侧高压主汽门（TV1）伺服阀，开启主蒸汽管道疏水电动门、高压导汽管疏水气动门进行疏水后，将左侧高压主汽门（TV1）恢复开启，并将左侧高压调门 GV1、3、5 指令强制为 0，然后开启 GV1 油动机进油门，再由热工逐渐给指令，缓慢开到计算机的内部计算指令位置，同样将 GV5、3 恢复相应开度。23:40 左侧过热蒸汽系统恢复正常，#1、2 瓦温度也回落到正常值，观察一段时间无异常后，逐渐加负荷，00:03，启动打掉的#3A 制粉系统，8 月 9 日 00:30，负荷逐渐加满，左侧高压主汽门（TV1）未再出现异常。二、事故分析总结1、热工人员对事故认真分析后，认为可能是由于左侧高压主汽3门（TV1）的伺服阀长期处于较高的温度环境，导致伺服阀线路板上的电子元件出现问题引起的，并提出“关闭左侧高压主汽门（TV1）油动机进油门，更换左侧高压主汽门（TV1）的伺服阀”的建议。2、运行人员发现及时，分析判断准确。从故障出现到打开相关画面查找确认具体故障设备，整个过程不到 10 秒钟。为事故处理争取了宝贵的时间。3、在发现主蒸汽压力则快速上涨，当确认了事故原因后，立即果断地采取正确的措施：打掉#3A 磨煤机，迅速减负荷。快速有效地控制住了汽压的上升，避免了安全门动作。4、在事故处理过程中运行人员密切监视汽包水位，汽动给水泵出力情况、高加水位、汽轮机轴向位移、振动、推力瓦温度、轴承温度、胀差等参数变化情况，适当调整，保证了这些参数的在正常范围内，5、运行人员及时关闭左侧高压调门 GV1、3、5 油动机进油门，将 GV1、3、5 强制关闭，以及开启主蒸汽管道疏水、高压导汽管疏水，也是十分必要的。检查汽轮机轴向位移、振动、推力瓦温度、轴承温度、胀差等参数变化情况，是我们决定是否需要停机或继续减负荷的依据。案例 20#6 机大机润滑油泄漏事故#6 机大机润滑油泄漏事故一、事件经过2004 年 6 月 24 日，汽机二班接到运行缺陷“#6 机大机 A 冷油器4底部放油门关不严有滴油”，安排谏壁电厂工作人员进行处理。10：00 经检查发现 A 冷油器底部放油门格兰处渗漏。在未办理工作票和通知运行人员的情况下，检修人员便用手将格兰拧了两三圈，随即用扳手复紧格兰，复紧过程中 A 冷油器底部放油门从根部断裂，大量压力油从断口喷出。检修人员立即跑到集控室告知运行人员。运行人员立即将 A 冷油器切换到 B 冷油器运行。检修人员用塞子对断口进行封堵，因压力大、油温高，多次封堵至 10：40 分封堵成功。此次泄漏主油箱油位由 1560mm 降到 1360mm。约 10：50 分汽机二班迅速组织人员对#6 机主油箱补油和现场漏油的清理工作，约 12：00时#6 机主油箱油位补至正常油位，共补油 18 桶。约 12：30 分现场清理完毕。漏油大部分用滤油机打入污油箱再生使用，浪费了大约 2-3桶油。21：00 时汽机二班对 A 冷油器底部放油门堵头用夹具进行加固，A 冷油器经充油排空气后恢复备用。二、事件原因检修人员及接到班长的消缺安排之后，安全意识薄弱，安全思想不到位，在未办理工作票的前提下，擅自动运行设备，没有采取任何安全措施，用扳手紧放油门格兰时阀门从根部断裂脱落，造成#6 机跑油约 14 桶（共补油 18 桶）。三、采取的措施及吸取的教训 1、汽机分部应对#1-6 机主油箱的事故放油门悬挂禁止操作的红色标志牌、加装防护罩，以防误动。并对#1-6 机组所有的油箱底部放水门加装二次门，以防泄漏。2、检修部的员工要充分认识到这次事件错误的根源及危害性，认真总结、深刻反思、接受教训，加强员工“两票三制”和反习惯性违5章教育，杜绝此类事件的再次发生；3、该阀门的材质不符合原能源部DL5011-92 中 4.6.19（5）条的设计规范要求，压力油系统管道都应使用钢质阀门。汽机分部应对#5、#6 机油系统使用的不符合规范的铸铁、生铁、铸铜阀门进行一次全面的清理摸底，并利用设备停运机会进行更换，以减少事故隐患；4、#1-#6 机净油箱中应保持一定的存油量，在主油箱油位下降时能够迅速补油。5、运行人员发现油位下降或系统泄漏，要迅速进行补油，适当的降低机组负荷（在满负荷情况下），如果油位已降至规程规定值 1.25米仍然不能迅速补油时，应严格按照规程要求打闸停机。6、对处理过程的总结：事故出现时，应立即设法堵住或隔离漏点，联系检修迅速补油；降负荷；切换备用冷油器；严密监视就地、盘上油位，通知热工解除油位低低闭锁交/直流油泵启动；油位降到 1.25m仍不能迅速补油时，应立即请示值长启动交流油泵打闸停机破坏真空。另外注意密封油系统可能受到影响，必要时降低氢压或紧急排氢。案例 21#6 机密封油系统跑油事件#6 机密封油系统跑油事件一、事故经过2004 年 7 月 30 日 00：42 值接班巡检时，刚走到#6 机真空泵附近时突然听到“砰”的一声响，发现#6 密封油箱底部突然大量喷油，值电气值班员甲某正好巡检经过密封油箱处见此情况立即和汽机值班员一块去用手堵喷油口；与此同时汽机主操在检查画面时发现#6 机密封油箱油位低信号（但无声光报警），迅速通告其他值班员。由于油压高，油温也有 50 度，值班员随即到主油箱旁找了一些布条来堵，随后当值、6值的其他部分人员也赶到现场加入堵油行列中。此时密封油箱油位由 260mm 急剧下降至 136mm，漏油根本无法堵住，当值单元长命令迅速降低氢压，同时就地值班员则快速打开强制补油阀补油至油位逐渐回升。值长、单元长则迅速联系各方人员。后来现场值班员经过仔细寻找在空侧交流油泵处找到掉落的那个堵头-热工仪用热电偶（未接线），随即大家将热电偶装回并用手顶住，在 00：59 分喷油口终于得到有效的控制。汽机检修人员接报后也赶到现场，随即交由检修人员进一步处理。01：45检修人员将油孔用木塞堵住。另外两台密封直流油泵经测绝缘良好后试转正常，恢复备用。这起事件是继#6 机主油箱跑油成功处理后又一起惊心动魄的因设备原因造成的跑油事件，它的成功处理，再一次避免了我厂设备遭受损坏及机组非计划停运的事故发生。二、事故分析总结事故原因很明显，就是密封油箱底部一热工热电偶孔堵头脱落，导致密封油大量泄漏。事故处理中，我们应注意的地方有：1、降氢压，降负荷，设法及时补油，开强制补油阀。2、即使密封油箱油位低了，氢侧交流油泵跳，直流联启后又跳闸（油位低会造成氢侧交流油泵不出力，出/入口压差0.30MPa 时联动氢侧直流油泵，如果空转时间过长会造成烧损跳闸，甚至引起火灾），氢侧密封油压失去，但是空侧油压正常，仍可保持机组运行。所以不要过度惊慌，避免出现误判断误操作。73、就地检查是否有跑油、漏氢（注意氢气压力是否下降），汇报值长，立即联系检修排除故障。只有单侧密封油不能长时间运行（由于氢侧没有油压对密封轴瓦会有磨损）。4、作好密封油全失、跑氢、着火的事故预想，通知厂消防人员到位。如果密封油全失应立即破坏真空破坏真空打闸停机，紧急排氢充 CO2。5、检查确认备用差压阀投入备用（#1 机组无备用差压阀，#3 机组备用差压阀前后法兰已堵死，#2、4 机组备用差压阀未投，#2、3、4 机组备用差压阀有旁路门），高、低压备用油源处于备用状态，当油氢差压降到 50kp 时，备用差压阀自动投用，维持氢油差压正常。注意此时空侧油压，不行就启动挂闸油泵，提供高压油源。案例 22 除氧器水位高的误操作除氧器水位高的误操作一、事故经过2004 年 10 月 30 日 12：24（#1）机组负荷 290MW，除氧器水位发异常报警，水位此时为-215mm，立即启动 1A 凝结水补水泵，除氧器和凝汽器水位略有上升后又开始下降。12：50 除氧器水位已经降到-430mm 附近，备用凝结水泵（A）已联启，手动停止 A 凝结水泵，并解除其联备。同时，锅炉值班员快速减负荷，并关闭机炉侧所有疏水门。派人员外出检查哪儿有漏点。通知化学提高除盐水母管压力。就地打开凝汽器补水调节阀旁路门，而凝汽器水位已经降到 406mm，除氧器水位最低降到-930mm。12：54 锅炉负荷已减到 170MW，就地检查发现除氧器事故放水电动门全开，而 CRT 画面和就地配电柜上均指示此门为全关状8态，CRT 画面上该门的操作窗口也指示其在关闭位置，在就地手动摇关除氧器事故放水电动门，并将其停电。13：00 锅炉负荷减到 150MW，投 CD#2、3、4 油枪助燃。除氧器及凝汽器水位逐步回升；13：10 除氧器和凝汽器水位基本正常，退出 CD 层油枪，机组恢复正常。（此事被定为二类障碍）二、事故调查：事后调查发现是值班员误操作引起。当值班员发现除氧器水位高报警，就想到开除氧器溢流阀来降低水位，但是操作时却开了事故放水阀，盘上显示事故放水阀无法打开，阀门状态为绿色（阀门本身有故障），值班员也认为此门无法打开，就给了一个关指令。但就地实际已经部分开，关时却开在一个位置，但全关反馈却一直显示在盘上，给值班员一个错误信号。当除氧器水位继续下降时，值班员没有想到是事故放水阀问题，同时也没有及时汇报单元长，并隐瞒了操作，给事故控制造成了难度。案例 23#1 机真空下降事故#1 机真空下降事故一、事件经过2004 年 9 月 16 日白班，#1 机组#1A 真空泵运行，#1B 真空泵备用。10：00，联系热工处理#1B 真空泵入口总门状态不对缺陷。10：47：30 秒，热工人员在试验#1B 真空泵入口总门行程开关时（后证实此开关有故障），#1 机真空快速下降，当时负荷 292MW。#1A真空泵大气射气阀自动关，入口门未联开，汽机主操立即手开#1A 真9空泵大气射气阀,单元长令汽机值班员迅速到就地给#1B 真空泵补水，确认#1B 真空泵入口总门的实际状态,手启#1B 真空泵。#1 锅炉人员打跳 F 磨并控制汽包水位。之后，#1 机真空开始恢复,至 10：49 分真空恢复正常（由-90.3KP 最低降至-85.5KP）。10：52 分，负荷恢复 290MW以上。12：20 分，热工开票处理#1B 真空泵入口总门反馈行程开关后，试验该门开关均正常。二、事故分析经分析认为导致真空下降的原因是：1B 真空泵入口总门就地阀门状态标识与实际相反，反馈行程开关接触不良，致使运行人员误认为入口总门没关到位，而当时该门实际在关位,热工人员在关门时，将该门误开。同时，热工人员无票作业，属严重习惯性违章。三、事件反思该起事件是继“6.24”主油箱跑油事件发生后的又一起典型性习惯违章，值得大家反思。安全考核不是目的，管理的目的是培养大家树立良好的安全意识、形成良好的工作作风，进而避免问题的重复性发生。安全意识的树立不可能取巧，只能是我们各级生产管理人员从自身作起，透过严谨的工作作风、科学的工作方法来带动广大员工，这是一个过程。当然，作为一种有效的管理手段，安全考核在需要时还是能够发挥其作用的。四、存在的问题及整改措施1、据热工人员反映，1 期真空泵大气射气阀在-87KP 联关,入口10门在-85KP 联开，并且此二门为一个开关控制.这次真空降至-85.5KP，入口门未开，导致#1A 真空泵实际处于不工作状态,其连锁值有中间盲区，并且开关可能有问题。热工应在条件具备情况下做联锁试验，给运行一个交待。2、#1 机真空的画面及测点应该选用 1/P2115 点。目前,#1 机真空选用 1/P2119 点，与实际偏差较大。当#1 汽轮机低压缸排汽温度在 40时，对应真空值应为-94KP（真空严密性较好时），1/P2115 点为-95KP 左右，较接近实际值，而 1/P2119 点为-90KP,不利于运行人员进行事故处理。热工应校验变送器 1/P2119。3、#1 机两台真空泵在停止状态时，不能维持正常运行时的水位（约 200MM），只有约 30MM，热工给一个 NORMAL 信号，也就是说具备联启条件。当联启后，运行人员必须迅速到就地补水，才能保证真空泵正常工作。请汽机分部给予解决。案例 24 4A 一次风机跳闸事故4A 一次风机跳闸事故一、事故经过2004 年 12 月 7 日中班，负荷 300MW，A、B、C、E、F 制粉系统运行，19：21：11 4B 一次风机动叶在自动位指令突然从 14.94开至97.9（19：21：38），反馈随即由 14.75开至 97.9（19：21：38），电流由 55A 升至 193A。运行人员立即将 4B 一次风机切手动减指令，同时 4A 一次风机切手动。19：21：24 4A 一次风机喘振信号发出1119：21：30 手打 4F、4E 磨，投 CD2、3、4，AB1、3 油枪，关闭 4F、4E 磨冷、热风调门和截门，维持一次风压。19：23 停止脱硫系统19：26：24 4A 一次风机跳闸（经热工人员确认，跳闸原因为喘振延时 5 分钟后热工保护动作跳闸），手动调节 4B 一次风机动叶维持一次风压 7000Pa。二、事故分析总结4B 一次风机动叶指令突然全开至 100的原因，热工认为控制系统的模件故障或风机逻辑错误导致。在 19：21：24 4B 一次风机动叶自动开大之前，运行参数均稳定，运行人员未进行任何操作。当运行人员于 19：21：12 发现 4B 一次风机动叶全开后，立即解其自动，手动关小，并解 4A 一次风机自动，打 4F、4E 磨煤机，关其冷、热风调门、截门，以保持一次风母管压力。并投油稳燃。以上操作可以说非常果断有效，因为六大风机故障中，一次风机故障最为严重，处理不好往往导致 MFT，一般发现一次风机出现异常，打磨、投油、减负荷是必须采取的措施。19：21：24 4A 一次风机喘振信号发出，从参数变化可知：19：21：38 4B 一次风机动叶全开后，此时 4B 一次风机已达到极限出力，而 4A 一次风机动叶开度基本无变化，两侧一次风机负荷严重不平衡，导致 4A 一次风机被憋死（这点从两台一次风机的风量变化上可明显地表明），所以 19：21：24 4A 一次风机喘振信号发出，这是必然的。4A 一次风机喘振信号发出后，运行人员进行的操作如下：12将 4B 一次风机动叶关至 30后，将 4A 一次风机动叶逐渐开大，但 4A 一次风机动叶开到 15时，一次风压没有升高，反倒一直在逐渐降低，同时 4A 一次风机喘振信号始终在发着，到了 19：26：24 4A一次风机喘振报警延时到了 5 分钟，保护动作，4A 一次风机跳闸。以上操作过程中间还有值得商榷的地方：1、19：21：24 4A 一次风机喘振信号发出，证明两侧一次风机负荷不平衡，出于避免保护动作跳闸或保护设备的目的，均应进行两侧风机负荷分配调整，让风机喘振信号消失。当班值班员也意识到了这个问题，曾将 4A 一次风机动叶减到过 6，想并上，但喘振未消失，故值班员又减 4B 一次风机动叶，并开 4A 一次风机动叶，试图再次并列两台一次风机但未成功。2、在调整两侧风机负荷的过程中，如果值班员头脑冷静的话，应该从参数上能看出来：此时两台一次风机的负荷都已不低，并不是因为两台一次风机负荷太低，而是因为一侧被憋死，已经不出力导致的一次风母管压力低。所以此时最明智的做法是：将 4A 一次风机动叶逐渐减小，直到其喘振信号消失，必要时可全关至零（必要时可稍减 4B一次风机动叶开度，但需监视一次风母管压力）。由 4B 一次风机单独提供 A、B、C 三台磨煤机的一次风量（4A 一次风机跳闸后，证实了 4B一次风机确实能单台维持三台磨煤机的出力），然后待各项参数稳定后，再逐步并列两台一次风机，这样势必减少事故处理的难度，也不会导致 4A 一次风机跳闸。3、当然以上都是事后理论上的分析，在当时事故发生的情况下，13现场环境嘈杂混乱，值班员很难冷静分析，也可理解，同时处理的整个过程也可以说算的上比较及时正确了，避免了一次可能发生的跳机事故，得到了运行部领导和厂领导的赞扬。案例 25 5A 空预器停转事故5A 空预器停转事故一、事故经过2003 年 9 月 24 日早 8 点左右，5A 空预器主电机变频跳闸，联启辅电机变频没有成功，5A 空预器停转。运行人员就地启动 5A 主电机旁路成功后，就地检查发现 5A 变频器控制柜内着火，灭火后通知检修人员处理。后发现是 5A 辅电机变频器控制回路的隔离变压器烧损、着火，导致同一控制柜内的主电机变频器，辅电机变频器控制回路二次线，主回路电线烧损，断线，损失严重。9 月 24 日晚上 8 点左右 5A主电机旁路突然跳闸，5A 空预器停转，当时低压班有人在现场变频器控制柜内作抢修工作，观察到 5A 空预器旁路停止，停止指示灯亮，其他指示灯未亮。就此，导致#5 机组被迫降低负荷运行。二、事故原因分析此次机组负荷降低主要是因为 5A 主电机旁路跳掉所致。分析经过如下：1、5A 主电机旁路控制回路比较简单，能导致其跳闸原因主要有几点：热继电器动作；远方停止信号发出；就地跳闸按钮；变频器控制柜来的接点；KM 接触器本身问题；整个线路接线有问题等。2、逐一分析：1）现场看热继电器没有动作，但从 24 日早上 5A14空预器主电机运行电流曲线表看 5A 空预器的电流波动很大，运行情况异常。后因主电机变送器接线烧断，无法监视到电流，不知道后来的电流情况。2）经热工人员说，运行人员当时并未对 5A空预器进行操作，即远方停止信号没有发出。3）当时没有人按动就地停止按钮。4）变频器控制柜内接线基本完好，待可以停设备后再详细检查。5）检查 KM 接触器外观，线圈完好。6）检查旁路柜线路接线正常。由上述推断可能跳闸原因：1）二次回路出现问题，导致运行中的回路停止。原因可能是接线出问题，可能是继电器或接触器本身误动。2）机械上有异常，导致大电流，回路马上跳闸。3）其他不明原因。上述原因中以 1）为可能性最大。三、防范措施经过了此次事情之后，为加强空预器的安全可靠运行，应该做多项工作：1、仔细检查旁路控制柜内的接线，待可以停设备后仔细检查变频器控制柜内接线，做到控制回路的接线上万无一失。2、更换新的旁路接触器，热继电器，并对拆除下来的旧接触器，热继电器做试验，观察是否因为此原因跳闸。3、建议机械上检查找出电流大的原因，并消除。还有做好空预器停转后及时盘动的措施，以免影响再次启动。4、以此为教训，以后认真研究工作，做细工作，提高技能，提高技术水平，做好所属设备的检修维护工作。15案例 26#5 机组两台给水泵故障跳机事件#5 机组两台给水泵故障跳机事件2004 年 2 月 3 日及 2004 年 2 月 13 日，安监部组织相关人员对#5机组 2004 年 2 月 3 日跳机事件进行了分析。会议认为：造成#5 机组MFT 的主要原因是两台给水泵 A、B 同时失去出力，致使汽包水位急骤下降，运行人员一分钟内手打三台炉水泵，引发炉 MFT。一、事件经过2004 年 2 月 3 日，#5 机小修完成后第一次启动，机组负荷220MW，A、B 两台汽泵运行，电泵运行，但未带负荷，电泵出口门关闭。14：39：14，A 小机安全油压低14：39：15，A 小机低压主汽门关14：39：17，B 小机安全油压低14：39：17，B 小机低压主汽门关14：39：17，B 汽泵控制切为手动控制室立盘来：A、B 小机跳闸光字牌亮。14：40：06，炉水泵 C 停止。14：40：46，炉水泵 B 停止。14：40：47，炉水泵 A 停止。14：40：50，主燃料跳闸。二、事件分析从上述事件经过得出，引起机组跳机的主要原因为两台给水泵同时失去出力，汽包水位急骤下降，运行人员来不及调整汽包水位，手打炉水泵，引发炉 MFT。16会议认为运行人员虽然手打三台炉水泵，致使机组 MFT，是生产指挥及操作之间存在问题，不应承担机组跳闸的责任。热工检查发现，热工无引发两台小机跳机的任何首出。认为热工没有引起 A、B 小机跳机的主动原因。两台小机安全油压低引起主汽门关闭，造成小汽机不出力，转速超差，切手动。机务专业无法解释两台小机同时安全油压低的原因。三、整改措施1、运行部针对此次事件，制订相关反事故措施，理顺生产指挥系统，明确操作分工。2、建议在具备条件情况下，增加 A、B 小机安全油压变送器，以对安全油压进行跟踪监测。3、热工专业在停机情况下，对两台小机安全油压复位开关进行校验，保证其准确性。4、机务专业对油系统进行检查分析，找出安全油压降低的原因。5、加强对集控室及电子间的安全管理，严禁在电子间使用对讲机。案例 27 1A 引风机电动机烧坏事件1A 引风机电动机烧坏事件一、事件经过1A 引风机于 2 月 8 日开始对电机和风机进行解体大修，3 月 9 日电机大修工作结束，试运近 3 小时，检查空载电流、轴承振动和轴承温度均在正常范围内。3 月 17 日 15 时带风机进行试转，20：50 分电机驱动端轴承温度高（92）停止运行。3 月 18 日办票对电机进行检查，未发现异常。3 月 19 日 17：45 分再次启动运行，电机电流和轴17承温度正常。3 月 20 日 3：47 分电机驱动端轴承温度高烧损，电机扫膛。3 月 21 日 8：30 分 1B 引风机驱动端轴承温度也由 56快速升至78，运行人员发现及时，立即停止运行，交检修人员检查。后经厂家同意在电机负荷侧轴承侧盖处加 1mm 垫，增加了该轴承座轴向间隙，同时将联轴器距离调为 37.1 mm，启动后电机负荷侧轴承温度运行至目前温度正常。但轴承温度高的原因仍有待进一步分析。二、原因分析1、关于轴承发热对于钢挠性联轴器联接的风机和电机之间的轴系，在冷态和热态工况下电动机驱动端轴承是否受到轴向力是该轴承是否发热的原因。因此，在冷态工况下如何调整联轴器张口的尺寸是保证在热态工况下全面消除因热态膨胀而导致的轴向力的关键。检修单位在更换轴承之后的回装过程中，仅保证安装尺寸在厂家规范要求之内，而没有结合 1A引风机拆卸前的原始测量数据、以及若干次检修的调整数据，会议确认：1）淮南中发电力检修公司（以下简称田电）所调整的冷态数据是不适用于 1A 引风机的轴系在热态工况下的运行要求。2）田电没有严格按照妈湾发电总厂引风机检修工艺规程做检修前的原始数据测量（会议上无法提供记录）3）检修的质量监督体系没有对田电的调整数据提出异议。2、关于电机扫膛3 月 17 日 1A 引风机试运期间曾两次发生电机驱动端轴承温度高停下检修处理，3 月 19 日 23 时左右，运行值值班员监盘时已注意到轴承温度由 50上升到 70，但没有对该点温度的后续变化趋势进行重点监视并做好记录，在交接班时也未作任何交代。运行值值18班员交接班检查不到位，尤其是对异常设备没有进行重点巡视，监盘过程中对温度巡测仪上的温度变化没有观察到，且对温度巡测仪上的红灯报警没有警觉、没有查看。轴承长时间摩擦烧损，最终导致电机扫膛。三、采取的措施1、大修单位要严格执行检修规程，按照检修工艺要求和文件包的标准进行检修，做好原始记录，确保设备的检修质量。检修部必须认真执行“三级验收”制度，加强检修过程中的质量监督，把好设备质量关。2、生技部继续组织电气和锅炉的专业技术人员，对 1A、1B 引风机轴承温度高的原因进一步分析，为 1A 电机的安装制定可行的技术方案，保证机组的运行稳定。3、热工分部应对六大风机的轴承温度保护进一步完善，将保护信号引入 DCS 内。4、运行人员要提高工作责任心，认真执行巡回检查制度，在目前风机轴承温度保护未完善的情况下，应加强对温度巡测仪的监视、抄表，发现温度异常变化，要及时处理。四、责任1、淮南中发电力公司由于检修质量不良，造成 1A、1B 引风机#1轴承温度高，1A 引风机在试运过程中#1 轴承因温度高烧坏，导致电动机扫膛，绝缘到零，锅炉通风组单侧运行，大修工作未能按预期结束，为此负有此次事件的主要责任。检修部门负有质量监督的责任。2、运行值和运行值的值班人员因工作责任心不强，未认真监盘，巡回检查不到位，在 1A 引风机的试运过程中，电机#1 轴承温度缓慢升高，直到电机烧损，该过程时间长达 6 小时而未能发现，导19致事件扩大，运行部值和值的锅炉值班人员负有同等不可推卸的责任。五、事故性质：一类障碍案例 28#4 炉捞渣机故障#4 炉捞渣机故障一、事故经过2004 年 6 月 4 日白班下午检修公司对二期浓缩机进行清淤处理，工作完成后由盛邦公司检修回水泵压力表管。为保障施工正常进行，运行值班人员于 16：20 将捞渣机电流百分比（与转速成线性关系）调低到 8.0，链条停止转动。（电源油泵未停），20：00 恢复至 12.8，启动链条。21：00 检修人员到现场检查未见异常。24：20 一值除灰值班员巡检#3、4 炉除渣系统完毕，未发现异常情况，做交班准备。24：45分二值除灰值班员接班检查发现#4 捞渣机不转，一班值班员就地检查#4 捞渣机无异常，重新启动，运行正常，签字交班。并将捞渣机电流百分比调至 18.9，#4 捞渣机运行 10 分钟左右跳停。二值除灰值班员重启后发现油压较低（10KG），链条不转。联系检修人员到现场处理。1：30 检修公司值班人员将循环油泵滤网清洗之后，重新装回，再启动循环油泵，仍不能建立正常工作油压（只有 10KG，正常为 20KG）。#4炉捞渣机无法启动。3：00 电气检修人员给循环油泵加载反向电压，工作油压可到 20KG。判断是液力偶合器液力马达单侧磨损，导致无法建立正常油压。检修公司立即组织人员解体液力耦合器抢修。10：40左右检修公司回装液力偶合器，#4 炉捞渣机仍不能启动。12：30 左右20#4 炉停炉。检修公司清渣。15：10 清渣完毕。启#4 炉捞渣机成功。二、检修公司对设备检查情况检修公司 01：30 分清洗滤网后仍不能启动捞渣机，2：20 分检修人员对液力耦合器打开检查。曲轴磨损正常，无脱皮现象。接入油管单独试转 MR450N3T2 驱动装置完好，转向正确，回装后启动捞渣机还是不动。后将原驱动 MR450N3T2 装置全部解体检查，回装更换一个新曲轴，另外加一套密封胶圈，约 10：30 分左右回装完，试转捞渣机还不动。采用 2 个 5T 手拉葫芦捞渣机链条，试转正与反向轻微走300450mm 距离，然后不动。在 13：00 分左右停炉，将捞渣机 4 个水封轮拆卸下来，从此处用消防水把大部分灰渣冲出捞渣机外，然后启动捞渣机一切正常。三、安监调查情况6 月 4 日 14：40 运行做水力系统切换措施。将#4 炉捞渣机的运行转速调低，（即停链条运行），15：00 运行人员恢复捞渣机运行，将转速调高至 12.8 左右，捞渣机链条实际未动。15：55 运行人员检查发现捞渣机运行未动，又将#4 炉捞渣机转速升高至 18.8。16：20 一值值班员接值长令，将#3、4 捞渣机转速调至低速运行（即油泵运行，链条不转）。以上情况经查看工业电视录象属实。结论 1：到 16：20 为止，捞渣机工作正常。检修人员所做反接控制电磁阀接线及现场数人所做观察工作等确认了现场回油压力（0-60KG/CM2）10KG/CM2 为不正常状态，6 月 9 日安监所组织的实验也不再出现该压力值；21渣清理完之后，启动捞渣机，该设备既不正转也不反转，之后，由检修人员将液力马达油管对调，该设备就可以正向运转，对此，检修公司无法给出解释。结论 2：捞渣机设备（油站、控制柜、液力马达系统等）存在问题。四、事故责任与事故性质1、6 月 4 日下午检修公司在未办理工作票的前提下，进行工作是不对的。责任由检修公司工作票负责人及当班班长负责。2、6 月 4 日 9：2014：20 运行人员做系统切换时，由于系统不严造成操作时间过长（9：20 开始，14：20 结束）。系统不严责任由检修部锅炉分部和检修公司负责。运行部值班员将捞渣机电流百分比调到 8，使捞渣机链条停止转动的责任由运行部负责。3、清渣后由于油管接错，捞渣机仍转动不起来的责任由检修公司负责。4、此次事故的主要责任为锅炉分部、检修公司，次要责任为运行部。事故性质：一类障碍。五、事故调查中发现的问题：在捞渣机事故调查中，我们发现检修部、运行部门存在下列问题：1、工业电视作为对捞渣机运行状态的实时监视系统，运行没有充分利用起来，期捞渣机工业电视放在期负压除灰控制室，而不是捞渣机除灰系统值班室，运行值班人员无法看到电视。#4 捞渣机现场照明灯泡坏了之后长期没恢复，晚间工业电视啥也22看不到，暴露了这类小缺陷管理上的麻痹，其结果是直接导致夜间设备监视形同虚设，运行各班长要反思，杜绝这类渎职现象的发生。2、运行巡视责任心急待加强，#4 捞渣机是夜班接班班员接班巡视时才发现的，当值值班员未能及时发现捞渣机停运。运行值班员记录不详细、重要操作无记录或记录不及时不齐全。不得撕毁值班记录。3、此次捞渣机 6 月 4 日停运 4 小时，是检修公司检修干除渣浓缩机及更换回水泵压力表工作所必须的安全措施，停运时间长的原因是系统切换时间长，闸板门关不严，两个电动门电动头长期无备件无法修复自动，手动卡涩。4、期除渣系统投运近十年，该系统没有一套完整的图纸和中文技术资料，事故调查初期有关人员以进口设备为借口，一问三不知，设备维护形同虚设，检修设备责任人要反思自己的工作标准和责任。5、检修公司对 5 日凌晨控制油压为 10Kg 而经过对油系统拆装后又恢复为 20Kg 不能给出一个合理的解释。六、采取的措施1、运行人员在 6 月 4 日下午停止链条运行 4 小时，电机油泵继续工作是否对设备有一定影响还要进一步观查。运行人员应加强对捞渣机的监控和巡检，做好异常情况的记录，发现异常及时通知检修人员处理。2、请检修公司 24 小时派人在现场值班，一旦发现问题与运行人员共同处理，并记录设备各项参数，何时解除现场值班以安监部通知为准。233、检修公司对捞渣机系统进行全面检查，查清楚在清渣结束后，捞渣机仍转不起来更换油管后转起来的原因。继续查找设备缺陷，消除设备隐患。4、由锅炉分部联系制造厂家来人讲课、培训，收集整理全部技术资料，结合此次事故进行分析查找原因。彻底清楚液压系统及控制系统的工作原理和各部件的作用。5、热工分部对手操器加记录仪，对相关参数进行监视记录，便于事故分析。6、运行部要制订捞渣机长时间停运的操作方案，运行部制定设备停运应急预案。7、将#4 捞渣机列入技改项目，由热工分部负责。8、检修公司维护好冲洗链条喷头，解决堵渣问题。案例 29#5 发电机 2205 主开关偷跳事故#5 发电机 2205 主开关偷跳事故一、事故经过2004 年 10 月 26 日 15：43：48，#5 发电机出口 2205 主开关、220KV2057 分段开关跳闸，机组有功由 310MW 骤减至 14MW，无功、定子电流几乎降到 0，发电机励磁开关、6KV 工作分支 5A1、5B1 开关未跳，6KV 工作段 5MCA、5MCB 电压正常，6KV 公用 B 段上输煤 B 变86TB、循环水 B 变 88TB 跳闸。#5 锅炉与汽机均未跳闸，汽包压力迅速升高、汽包水位迅速下降，过热器安全门动作。15：44：12，#5 机有功 14MW，汽包压力 19.08Mpa,汽包水位-250mm，24汽机转速升至 3129rpm，OPC 动作三次，锅炉手动 MFT，汽机联跳，大机润滑油泵联启正常，手启电泵正常。15：46，厂用电失压，保安段失压，大机直流油泵联启正常，柴油机自启但 5EG-B 开关未自合，就地手动合上，循环水泵房四台冷却水泵跳闸，循环水母管压力由 110Kpa 降至 5Kpa，#6 汽机真空逐渐下降至-85Kpa，切换空压机冷却水源。15：49，厂用电恢复，启循环水泵房#1、2 冷却水泵，#5A、#5B循泵自启，启闭式水泵恢复空压机正常冷却水源，启电泵及其他设备。二、运行操作思路及点评1、电气人员发现 2205 开关跳闸、负荷由 310MW 一下降到 14MW，首先断定机组跳闸，立即抢保厂用电。点评：这是通常做法，但要具体事情具体分析。此次跳机更像一次 FCB 动作（机组快甩负荷，引进型 300MW 机组原美国西屋公司设计中有这一功能，主要用于运行中电气主开关跳闸、线路故障且短时可消除，让机、炉不跳，机组带厂用电运行等待，快甩时汽机旁路自动打开、锅炉油枪自投、制粉系统自切等，现这一功能国产化后已取消）。2、电气人员立刻手启快切厂用电，未成功。用 5A2、5B2 手操强合也未成功。点评：未成功的原因在于：2205 开关已跳开，与电网无连接，机组自带厂用电，此时采用并联方式切换厂用电，等同于将两个电源（6KV工作电源和启备变来的备用电源）并网，这时快切装置需检测电压差、25频率差满足条件才可动作，但当时频差肯定不满足了。3、手动将 5A1、5B1 开关切开，强合 5A2、5B2 开关。点评：串联方式切换，切开 5A1、5B1 开关后，5A2、5B2 开关应能自投合上，自投不成功的原因是前面手操强合了一次没成功，快切装置自动闭锁了 5A2、5B2 开关再合。4、厂用电失压后，发现#5 柴油机自启，5EB-2 开关已分开，但5EG-B 开关未自合上，派人到保安段合 5EG-B 开关。点评：厂用电失压后，立即关注柴油机的运行，尽快恢复保安段电源，思路是正确的。但是未选择在后备立盘上操作 5EG-B/5EB-2 却是舍近求远之举。5、发现循环水 B 变 88TB 跳闸，立即派人给循环水 B 段送电，合88TB 高压开关 03B881 后，03B88-2 合闸不成功。#5 机厂用电恢复立即合 AB88-3 分段开关，循环水 B 段电压正常。点评：处理非常迅速和果断。6、#5 机负荷降至 14.5MW，汽包压力升至 19.08 MPa，汽包水位降至-250.2 mm，汽轮机转速上升至 3129 rpm，锅炉手动 MFT。点评：发现主开关跳闸，立即手动 MFT 是目前情况下唯一正确的选择。7、#5 机厂用电失去，检查确认各直流油泵启动正常，保安段各设备联启运行正常，检查关闭汽轮机本体各疏水手动门。准备启动 6B循环水泵，发现循环水泵房 1、2、3、4 号冷却水泵均已失电，告电气，派人去就地切空压机冷却水源。26点评：当厂用电失去，首先检查直流油泵联启，防止跑氢着火、大机磨瓦，关闭汽轮机本体各疏水手动门。#5 机厂用电失去时，没有及时注意到空压机、循环水泵房等公用系统异常运行情况：压缩空气母管压力降低，空压机冷却水失去；#1、2 循环水泵不出力，且出口碟阀没有关闭导致循环水母管压力大幅度降低；循环水冷却水泵全部失电。这些都威胁到#6 机组的安全。8、#5 厂用电恢复，启循环水泵房#1、2 冷却水泵，#5A、#5B 循泵自启，启闭式水泵恢复空压机正常冷却水源，启电泵及其他设备。点评：厂用电失去后，要及时将主要设备开关复位，防止来电后突然启动损坏设备。三、暴露的问题1、设备问题：（1）、2205 和 2057 开关在无任何保护动作情况下几乎同时跳闸，原因不清楚。（检查开关本体和保护通道均正常）。（2）、与#5 机厂用电本无联系的 6KV 公用 B 段（公用 A 段由#5 机带、公用 B 段由#6 机带）上的两个外围变压器 86TB、88TB 跳闸原因不清楚。（3）、#5 柴油机自启，5EB-2 开关已分开，但 5EG-B 开关未自合上。保安电源的可靠性有待提高。（4）、刚刚跳闸的 03B88-2 开关，几分钟后送电时就合不上，暴露设备质量问题。（5）、#5、6 机各只配备一个电气操作站，在事故情况下无法应付检27查、确认、操作、复归等一系列工作。2、人员问题：（1）、在事故情况下，电气人员配备不足使事故处理顾此失彼、捉襟见肘，这次如果不是在白天和交接班时间的话，这个问题所引的后果将非常严重。（2）、运行人员的联系和经验不足。这次跳机现象是我厂建厂来的第一次，情况比较复杂，加上机组与电气人员的联络不够，增加了处理难度。（3）、运行人员对厂用电快切装置闭锁条件了解不够充分。四、应对措施电气部分1、在：炉机电（单向跳闸联锁，不可逆）大联锁中，如果锅炉、汽机先跳，发电机可依靠热工保护与逆功率保护动作跳闸，因保护正确动作，厂用电可自投成功；而如果类似此次发电机开关先跳时，并无保护动作，造成 5A1、5B1 及 FCB 开关未跳闸时，应在确认主开关已经跳闸，参数已有表现，应采取串联方式切厂用电，确保厂用电切换成功。2、采取任何方式切厂用电前都要注意复位快切闭锁装置。在快切装置无“闭锁”信号时，在工作段母线电压低于定值时，快切装置会正确动作，备用电源会自动切换成功。3、上述操作不成功，则立即手动先分 6KV 工作段的工作电源开关，再合备用电源开关（合备用电源开关前，必须先将其“同期闭锁”退28出）。4、一般不建议在快切装置上进行厂用电的切换，目前只有在 DCS死机或通讯故障造成在 ECS 上无法操作时，才可将快切装置的操作方式置于“就地”，于快切装置面板上进行所需要的切换。我们已与检修进行了沟通。拟在立盘上加装切换把手，从而实现在 DCS 死机或通讯故障时的电气回路快速切换。5、以上方法厂用电切换均不成功时，在确保安全的情况下，在就地开关柜上进行手动操作。6、检查保安段供电是否正常，若柴油机未启动或保安段的工作/备用电源开关未自动进行倒换，则在 ECS 上或使用硬操小开关进行操作，保证保安段供电正常。请各班确实落实到每个人可以熟练的进行柴油机、保安段的工作/备用电源开关的几种切换方式的操作，在事故情况下选择最快捷的切换方式。7、检查 6KV 公用段，恢复其正常供电。8、检查外围各段电源开关的状态、保护的动作情况，恢复正常设备的运行。9、若再次遇到与本次循环水变相同运行方式、故障（03B88-2 合闸不成功）时，应立即合分段开关，如若分段开关也合不上，此时#5机厂用电因故障短时无法恢复时，应将 6KV 公用 03MCA 段倒为#6 机带，以免因公用设备失电造成损坏设备或扩大事故。10、待故障排除后，将发电机重新并入系统。机炉部分291、单元长协调好机炉与电气人员，确认发电机主开关跳闸，应立即手动 MFT 并检查机、炉、电动作情况。汽机侧检查汽机转速是否升高，汽机跳闸后，检查高、中压主、调节汽门、各抽汽逆止门、高压缸排汽逆止门、电动门是否迅速关闭，各油泵联动是否正常。锅炉侧注意检查安全门动作是否正常，MFT 后制粉系统是否切除，过、再热减温水门是否关闭，空预器、风机油站联动是否正常，炉水泵是否仍有冷却水。总之，原则是安全停机，保护设备。2、若由于厂用电切换不成功导致#5 机厂用电中断，机组人员除按照运行规程中规定进行处理外，还必须考虑公用系统的运行方式，防止影响#6 机安全运行。循环水母管方式时：（1）、如果#6 机组循环水泵有备用的并具备启动条件，立即启动备用泵。（如果两台循环水变均跳闸，冷却水泵跳闸，则不具备程序启动条件。紧急情况下可让循泵值班员采取就地手动启泵，但必须严密监视循泵电机各点温度，尽早恢复冷却水泵运行）。（2）、调整循环水母管联络电动门开度，尽量做到即保证#6 机组正常运行用水量，同时防止#5 机组低压缸防爆门鼓开；如果不能兼顾，则全关循环水母管联络电动门。（3）、如果保安段恢复，立即关小#5 机凝汽器循环水回水门，保持适当开度。（4）、#6 机组注意监视循环水母管压力，根据机组真空的下降情况适当降低负荷。30厂用仪用压缩空气系统：（1）、当发生 6KV 公用段 A 段失电时，#3、#4 空压机将跳闸，此时#1、#2 应立即启动，并注意监视压力。（2）、当发生 6KV 公用段 B 段失电时，#1、#2 空压机将跳闸，此时#3、#4 应立即启动，并注意监视压力。（3）、当发生 6KV 公用段失电时，空压机将全部停运，此时应立即通知二期单元长打开联络门#3，并注意监视仪用气压力，必要时可联系一期打开联络门#1。（4）、如果一、二期发生仪用气中断，要求打开联络门#3 或联络门#1，则启动备用空压机，并注意监视仪用气压力。?辅汽系统：注意监视辅汽系统压力变化，联系调整。3、厂用电中断后，注意及时将所有跳闸设备复归，解除所有联锁，防止设备突然启动。案例 30#5 发电机励磁整流变低压交流母线短路故障及转子一点#5 发电机励磁整流变低压交流母线短路故障及转子一点接地保护、逆功率保护动作事件接地保护、逆功率保护动作事件一、事件经过：2004 年 2 月 1 日下午 15 时 20 分，#5 机组小修后准备启动，运行人员测发电机及发变组各侧绝缘，发现发电机转子绝缘接近为零，即联系检修人员处理。电气分部电机检修人员当晚及第二天上午对发电机励磁系统直流31回路部分按发电机转子、励磁直流母线、励磁整流柜分段解体检查确认，引起发电机转子绝缘低的部分是励磁直流母线。由于该母线至发电机侧一段为封闭母线箱，无检修门孔，从端部观察并无异常现象，根据已往机组停机一段时间后由于空气湿度较大绝缘下降的经验，经有关人员研究决定，采用给发电机加励磁电流的方法，使励磁回路发热去湿，以提高绝缘水平。2 月 2 日上午 10 时 45 分，#5 发电机合灭磁开关加励磁，刚一加励磁灭磁开关即跳，运行人员检查发现励磁整流变差动保护动作。高压班检修人员接通知后到励磁整流变就地检查，励磁整流变及母线箱外观均未见异常，也未见烟雾或焦糊气味，经有关人员研究决定打开低压母线箱盖检查。打开低压母线箱立段盖板后，即发现母线有电弧熏黑痕迹，后将全部盖板打开，查距励磁整流变约 3.5m 处母线为故障点。该母线为三相立式布置，由带凹槽的环氧树脂板按段分相隔开，查故障点处 A、B 两相母线上缘各有一点状电弧烧灼痕迹，故障点处附近约 2 m 范围内的母线有被短路弧光熏黑的痕迹，在故障点下部的母线箱底找到两节约 6cm 长的焊条，焊条两端均有烧融的现象，与母线的烧灼痕迹相吻合，可以确定该焊条是引起励磁整流变低压母线短路的原因，故障发生前有焊条掉入母线箱，并横搭在 A、B 两相母线上，故障发生时，短路电流将焊条烧断。当日下午，高压班及盛邦检修人员进行了紧急抢修，至时抢修结束。与此同时，电机班又对发电机励磁直流母线部分进行了进一步检查、清擦，做交流耐压试验合格，并将发电机刷架单独解开检查仍未发现问题。32时分许，机组启动，运行人员执行发电机并列操作，时分，在执行至“合发电机灭磁开关 FCB”一项时，发电机转子一点接地保护动作，运行人员即手切 FCB 开关，停止机组启动操作。经有关人员研究决定，将发电机侧励磁直流封闭母线箱焊开检查处理，同时采用用烤灯烤及通大电流的方法加热励磁直流母线，焊开封闭母线箱后检查发现该段母线及支持瓷瓶积灰约mm 厚（发电机与发电机不同，电机班检修人员不了解此处存在该瓷瓶，之前从封闭母线箱端部观察时也看不到该瓷瓶），清理后，测该段母线绝缘升至.M，发电机转子及励磁回路整体绝缘升至.M。2 月日凌晨时 分，运行人员再次执行机组启动操作；时 分，执行发电机并列操作成功；时 分发电机逆功率保护动作，发变组跳闸。经继保人员检查为发电机出口 PTTV二次保险座接线接触不良，导致发电机逆功率保护误动作。2 月日早时 分，发电机并列操作成功，机组投入运行。二、故障原因及防范措施：、励磁整流变低压母线短路）、故障原因：引起励磁整流变低压母线短路的原因，是故障发生前有焊条掉入母线箱。励磁整流变及母线的检修工作于月日完成，并通过验收后封盖。月日，按小修项目要求，盛邦检修人员在励33磁整流变上部加防雨棚，施工时，两名检修人员站在低压母线箱上，并将数根焊条放低压母线箱上，而低压母线箱在承受两人重量后，箱盖发生变形，在箱盖衔接处的边缘形成斜面，焊条由此滚入并搭在两相母线上，#5 发电机合灭磁开关加励磁时，发电机机端产生电压，造成励磁整流变低压母线短路。）、防范措施：对于类似于在母线箱或电缆桥架上部的动火工作，必须采用诸如垫防火隔板或石棉垫的防火措施，将动火工作下方的设备遮盖起来，一方面起防火作用，另一方面防止杂物落入设备上。、发电机转子一点接地保护动作）、故障原因：机组长时间处于小修停机状态，由于空气湿度较大，使发电机转子回路整体绝缘降低，加之励磁直流封闭母线箱由于结构封闭原因无法检修清扫，电机班检修人员又不了解存在瓷瓶，使瓷瓶上的灰尘未得到及时清理，造成转子回路整体绝缘低，达到发电机转子一点接地保护动作值而动作。）、防范措施：在励磁直流封闭母线箱上开检修孔，及时对母线和瓷瓶进行清扫检查；在励磁直流母线箱内敷设加热带，防止设备受潮绝缘降低。、发电机逆功率保护动作）、故障原因：发电机出口 PTTV二次保险座接线接触不良是导致发电机34逆功率保护误动作的直接原因。机组刚刚完成小修，继保班检修人员也对发电机出口 PT 就地二次线箱内接线进行过检查，但仍留下设备隐患，属检修质量不良。）、防范措施：要进一步加强对检修质量的管理，工作认真细致，并采取必要的技术措施和方法及时发现诸如 PT 二次线接触不良的问题。三、教训和故障责任：机组小修后，由于电气设备的原因，影响了机组的启动，事件涉及电气分部高压、电机、继保三个班组，事件的发生虽存在一定客观和偶然因素，但从根本上来讲，我们在设备管理和设备检修方面还存在问题。要进一步增强工作责任心，提高机组大小修质量；对于外协检修项目，不能以包代管，既要把好检修质量关，又要把好检修安全关，尤其要注重安全措施的制定和落实；对于在#1-4 机已经采取的实践证明行之有效的一些安全技术措施，要及时在新机组推广实施，不要等问题发生后才被动的去做。案例 31#5 炉 5C 炉水泵电机烧损事故#5 炉 5C 炉水泵电机烧损事故一、事故经过2004 年 2 月 4 日早 8 时，因#5 炉 5C 炉水泵#6 滤网差压高，广东火电拓奇检修公司在锅炉分部填好更换#5 炉 5C 炉水泵#6 滤网工作票后，采取如下安全措施：（1）关闭#5 炉 5C 炉水泵#6 滤网前后隔离截止阀，上锁并挂“有人工作，禁止操作”警告牌35（2）打开#5 炉 5C 炉水泵#6 滤网旁路阀。运行人员补充的安全措施如下：（