2014年7月26日2#机解列.docx

1、2014 年 7 月 26 日 2#机解列一、事故经过7 月 26 日运行一值早班，1#炉、2#机运行正常，主汽温度540，汽压 8.90MPa，2#机带负荷 47MW。14 时 58 分 2#发电机102 开关突然跳闸，汽轮机甩负荷至“零”，转速升高至3120r/m，自动主汽门关闭，高压油泵自启，运行人员送汽封实施紧急停机操作，同时 1#炉安全门动作，运行人员打开对空排，实施减煤维持燃烧；电气运行人员检查后台保护信息发现“2#发变组 B 柜主变压器温度高报警”、“2#发变组 B 柜主变压器温度高跳闸信号”，就地手测 2#主变油温为 52；2#机转速下降后汽机运行人员挂闸重新冲转，发现调速汽门

2、未打开实施打闸，重新挂闸后再次冲转调速汽门还是打不开再次打闸，直至热工人员到电子间对 ETS 报警信号复位，再次挂闸冲转至3000 r/m，做好准备并网；电气与热工检修人员现场检查，后将 2#主变继保间发变组 B 柜温度高跳闸拆除二次线并退出硬压板保护，报警信号复位，于 15 时 34 分 2#机并网，15 时 54 分带负荷至 13MW，后缓慢增加负荷，逐步恢复正常运行。二、经济损失2#机于 14 时 58 分所带负荷由 47MW 降至零，于 15 时 34 分2#机并网，15 时 54 分带负荷至 13MW，后根据系统负荷情况缓慢增加负荷，期间影响负荷约 4 万 KW，损失约 2.5 万余

3、元。三、原因分析1、根据后台故障显示，2#主变本体油温高、保护动作是造成 102 开关掉闸的直接原因。2、7 月 21 日发生停机事故后，工程技术部对 2#主变南侧上层油温控制器以及二次接线进行了检查与处理，而未对 2#主变北侧上层油温控制器以及二次接线进行检查，未能将类似隐患彻底消除，造成同类事故再次发生。四、责任划分（略）五、存在的问题1、2#主变本体端子箱设计图（蓝图）中端子配线标识错误。2、电气值班运行记录表设计不完善，存在主要参数缺、漏项。3、电气后台主画面无报警弹窗显、无报警音箱。4、2#主变本体温度表计与实际存在较大误差。六、防范措施1、2#主变继保间发变组 B 柜温度高跳闸硬压

4、板暂时退出，要求生产准备部电气运行人员强化对该主变温度的监测，并做好相关记录，发现保护装置温度高非电量报警信号发出后及时汇报、处理。2、工程技术部督促吉通公司调试人员对 1#、2#主变、高备变、高厂变的所有保护，按照定值标准要求进行全面核实，实施点对点传动试验，做好记录并与设计图进行认真比对，发现异常及时处理并进行修订。3、工程技术部联系厂家完善 DCS 后台存在缺陷，在主画面设置报警弹窗，加装报警音箱设备，为运行人员应急响应提供先期预警。4、工程技术部、生产准备部各专业负责人对吉通公司就新厂主辅设备调试计划、范围、项目、进度及相关报告的完成情况进行认真审核，对照验收标准由工程技术部牵头汇总整

5、理，上报厂领导及相关部门。5、生产准备部要举一反三，组织对各专业运行值班表纸设计进行全面核查，进一步完善主辅设备运行参数记录，强化现场巡检工作力度，保证主要设备巡检到位、主要参数记录完整、全面，防止出现缺项、漏项。6、当班值长在指挥汽轮机启动前，要安排运行人员对报警信号进行全面核查，发现有报警信号未复位的，及时通知热工人员对该报警信号实施复位，待检查无误后方可进行挂闸冲转。7、各部门各级人员要严格执行逐级汇报制度，特别是运行出现异常、重大操作和大型检修工作时，严格落实“三必须”工作机制，领导干部紧盯现场，做好协调指挥，及时排除故障，确保安全运行。8、各生产部门要深刻汲取事故教训，严格落实安全防范措施，各职能部门要强化考核工作力度，坚决杜绝类似事故重复发生。9、各级领导干部要结合“领导干部下现场”、“跟班盯岗”、“四熟悉、三必须”等工作机制，深入生产一线、严查隐患、落实制度，真正发现问题并帮助解决实际问题，确保安全生产正常开展。