电气事故案例分析.doc

电气事故案例分析题 2
一、 运营人员擅自传动发变组保护装置，导致机组跳闸 2
二、 擅自解除闭锁 带电合接地刀闸 3
三、 安全措施不全 电除尘内触电 4
四、 带负荷推开关 5
五、 野蛮操作开关，导致三相短路 6
六、 小动物进入电气间隔，导致机组跳闸 8
七、 PT保险熔断导致机组跳闸 9
八、 励磁整流柜滤网堵塞，导致机组跳闸 10
九、 励磁变温度保护误动，导致机组跳闸 11
十、 6KV电机避雷器烧损，发变组跳闸 12
十一、 MCC电源切换，机组跳闸 13
十二、 励磁机过负荷反时限保护动作停机 15
十三、 220千伏A相接地导致差动保护动作停机 16
十四、 查找直流接地，导致机组跳闸 17
十五、 查找直流接地，导致机组跳闸 19
十六、 检修工作不妥，导致机组跳闸 21
由于人员工作不妥，229出线与220kV下母线距离过近放电，引起保护动作。 21
十七、 主变差动保护误动 22
十八、 主变冷却器全停使母线开关跳闸 23
十九、 实验柴油发电机导致机组停运 24
二十、 定冷水冷却器漏泄，定子接地保护动作停机 25
电气事故案例分析题
一、 运营人员擅自传动发变组保护装置，导致机组跳闸
事件通过
1月8日某厂，#3发电机有功85MW。运营人员XX一人到#3发-变组保护屏处学习、了解设备，进入#3发-变组保护A柜WFB-802模件，当查看“选项”画面时，选择了“报告”，报告内容为空白，又选择了“传动”项，想查看传动报告，按“确认”键后，出现“输入密码”画面，再次“确认”后进入保护传动画面，随后选择了“发-变组差动”选项欲查看其内容，按“确认”键，#3发-变组“差动保护”动作出口，#3发-变组103开关、励磁开关、3500开关、3600开关掉闸，3kV5段、6段备用电源自投对的、水压逆止门、OPC保护动作维持汽机3000转/分、炉安全门动作。
因素分析：
1. 在机组正常运营中，运营人员在查看3号发-变组微机保护A柜“保护传动”功能时，越权操作，导致发-变组差动保护出口动作。是事故的重要因素。
2. 继电保护装置密码设立为空，存在人员误动的隐患。是事故的次要因素。
3. 运营人员无票作业，且未执行操作监护制度。
暴露问题：
1、 违反《集团公司两票管理工作规定》，无票作业。
2、 集团公司《防止二次系统人员三误工作规定》执行不到位，继电保护密码管理存在漏洞。
3、 运营人员安全意识不牢固，盲目越权操作。
4、 运营人员技术水平不高，对操作风险无意识。
采用措施：
1、 加强对运营人员的技术培训，并吸取本次事故的教训。
2、 认真对照集团公司《防止二次系统人员三误工作规定》进行贯彻、整改，进一步完善制度。
3、 加强“两票”管理，各单位要严格执行《集团公司两票管理工作规定》，严禁无票作业。
4、 发电部加强对运营人员安全教育和遵章守纪教育及技术培训，并认真吸取本次事故的教训，不要越限操作。
5、 继电保护人员普查所有保护设备，凡有密码功能的一律将空码默认形式改为数字密码。完善警告标志，吸取教训。完善管理制度，加强设备管理。
二、 擅自解除闭锁 带电合接地刀闸
事件通过
12 月 10 日 15 时 18 分，某发电厂112-4 刀闸消缺工作应当在 112 开关检修工作结束（工作票所有终结），并将 112 系统内地线所有拆除后，重新办理工作票。在 112-4 刀闸准备做合拉实验中，运营操作人员不认真核对设备名称、编号和位置，在执行拉开 112-2-7 接地刀闸的操作中，错误走到了与 112-2-7 接地刀闸在同一架构上的 112-7 接地刀闸位置，将在分闸位置的 112-7 接地刀闸错误的合入，导致带电合接地刀闸的恶性误操作事故。
因素分析：
1、 操作中，监护人、操作人走错间隔，不认真核对设备的名称、编号和位置，是事故发生的直接因素。
2、 未严格使用操作票，并执行操作监护制度。操作人执行拉开接地刀闸操作时变成了合闸操作，监护人未能及时发现错误，以致铸成大错。
3、 未经总工批准，擅自解除五防闭锁装置。
4、 违反 25 项反措中防止电气误操作事故的相关规定。
暴露问题：
1、 安全生产疏于管理，导致出现习惯性违章。
2、 两票三制的执行不严格。
3、 操作监护制流于形式，监护人未起到监护的作用。
4、 电磁锁及其解锁钥匙的管理不完善，存在漏洞。按照规定，电磁锁解锁操作需经总工批准。
采用措施
1、 严格执行两票三制，杜绝无票作用。
2、 加强安全生产管理，贯彻安全生产责任制，杜绝习惯性违章。
3、 加强对 25项反措中防止电气误操作事故的相关规定学习和理解。
4、 值班负责人在工作安排时要交代清运营方式此项工作的安全注意事项。
5、 严格执行电气防误闭锁管理制度。
6、 加强职工的安全教育和业务技能的学习。
7、 加强运营倒闸危险点分析与预控管理工作，危险点的分析要具体、有针对性，防范措施要具有可操作性。
三、 安全措施不全 电除尘内触电
事故通过
5月31日2时30分，某电厂电除尘运营人员发现：3号炉三电场二次电压降至零，四个电场的电除尘器当一个电场退出运营时，除尘效率受到一定影响。由于在夜间，便安排一名夜间检修值班人员解决该缺陷。在检修人员进入电除尘器绝缘子室解决#3炉三电场阻尼电阻故障时，由于仅将三电场停电，导致了检修人员触电，经抢救无效死亡。
因素分析
1. 夜间抢修，检修人员无票作业。
2. 运营人员停电操作存在严重的随意性，且仅将故障的3电场停电，安全措施不全面。
3. 检修人员违反《电业安全工作规程》的规定，在没有监护的情况下单人在带电场合作业，且安全措施不全，导致触电。
4. 运营班长在检修人员触电后，应急解决和救援不妥。不是立即对所有电场停电救人，而是打电话逐级报告，延误了抢救时间。
暴露问题
1. 安全生产疏于管理，导致出现习惯性违章，无票作业。
2. 工作监护制度执行不到位。
3. 作业前危险点分析不到位。
采用措施
1、 严格执行两票三制，杜绝无票作业。
2、 加强安全生产管理，贯彻安全生产责任制，杜绝习惯性违章。
3、 对工作场合存在也许发生的触电危险情况，事前开展危险点分析。
4、 对职工加强应急解决和救援的教育。事故发生后，应立即采用措施救人，再向上级报告。
四、 带负荷推开关
事故通过
8 月 19 日，某 厂维修电气专业厂用班人员根据工作安排检查沙 C2 号空压机一启动就跳闸缺陷。16 时 50 分和 19 时 40 分，运营人员先后两次应电修人员规定，在空压机房就地试启动2 号空压机，但不成功。电修人员怀疑开关二次回路插头接触不良，由 A 值电气操作员将 2号空压机开关小车从开关横内拉至“检修”位置，交厂用班人员继续检查。
20 时 35 分，电修人员认为缺陷已消除，电话告知当班值长毛某，规定再次试启动 2 号 空压机运营，电气操作员助理冯某去执行该项任务。冯某到 2 号机 3kV2A 工作母线段后，
将 2 号空压机开关小车从“检修”位置送入“隔离”位置（即“实验”位置），在此位置做 过开关分合闸实验，然后将开关小车推入“工作”位置，第一次推入不成功，便将操作杆恢 复至原位置，然后进行第二次推送，也不成功，再退回至原位置。
20 时 42 分，当冯某双手用力进行第三次推送操作杆过程中，开关发生三相短路，浓烟滚滚，强烈的弧光射出，将在场的冯某、周某、蔡某等三人烧伤。
事故后对现场检查：2号空压机开关在合闸状态；合闸闭锁杆被撞弯；开关机械脱扣装置变形；开关母线侧触头完全烧熔。
因素分析
开关由“隔离”位置（即“实验”位置）送往“工作”位置时，没有查开关确在分闸位置，致使小车开关在开关合闸状态下带负荷碰合插头，三相弧光短路，是导致事故的因素。
暴露问题
1. 没有执行操作票制度，严重违反《电业安 全工作规程》的有关规定。
2. 操作监护执行不到位。
3. 设备管理不到位，开关的机械五防存在严重缺陷。
4. 开关送电操作中，没有认真检查开关的实际状态。
5. 运营值班人员对所管辖的开关设备基本构造不熟悉。送电操作中当出现两次小车推送不到位时，明显与往常送电操作不同样，未能觉察到是机械闭锁发挥作用。没有立即停止操作，找出因素弄清问题后，再继续操作。
6. 开关的分合闸指示灯灯泡烧坏后，没有及时更换，使开关状态得不到有效监视。
7. 3kV 小车开关机械脱扣装置的打跳接触部分经使用一段时间后出现偏差，但未及时发现和调整。
采用措施
1. 严格执行操作票和操作监护制度。
2. 加强培训，操作人员应熟悉开关的结构、原理，防止野蛮操作。
3. 完善开关、刀闸等设备的防误闭锁装置。
五、 野蛮操作开关，导致三相短路
事故通过
6 月 22 日下午 14 时 10 分至 15 时 30 分，6 号 PA 皮带开关拉检修位置，检修人员对该 开关拉闸失灵的缺陷进行解决。15 时 30 分，检修工作终结。。
15 时 55 分，张XX、袁XX按操作票开始操作，检查开关在断开位置后，把小车开关推至实验 位置，打开帘板，将小车开关推向运营位置，在开关接近运营位置时，小车开关处在运营位 置的定位杆不能落入孔内。张XX将开关重新拉到实验位置，并将帘板关上。
15 时 58 分，张XX进行第二次操作，打开帘板，将小车开关推向运营位置，开关在行 进过程中发生短路，短路产生的弧光将人灼伤。同时 6kV 公用 动力中心进线开关的继电保护动作，导致 6kV.380V 两公用动力中心断电，因 6kV 公用动力 中心电源取自 6kV 工作动力中心 B 段，短路时导致 6kV.380V 工作动力电压波动，锅炉控制 中心（电源取自 380V 工作动力中心）电压瞬间下降，使燃烧器冷却风机、磨煤机密封风机、 清扫风机、给煤机和辅机等低压释放，导致磨煤机掉闸，同时 1 号、2 号空预器掉闸，锅炉 MFT 动作，机组掉闸。
经开关解体检查发现，静触头金属帘板没有所有打开。
因素分析
1. 开关送电操作时，金属帘板没有所有打开，开关柜五防装置失去应有的强制保护功能，手车接近6kV 母线静触头时，动触头导电杆与帘板绝缘距离不够，发生三相短路。是本次事故的直接因素和主 要因素。
2. KYN3—10型开关柜静触头帘板为金属板材，尚未完全打开时，对也许进入的手 车不仅不能起到阻止作用，反而会导致手车室短路，是导致本次事故的因素之一。
3. 操作人员对开关机械闭锁的原理和结构不清楚，虽然懂得操作程序，但对每一项操作的到位标准不清楚，没有认真检查帘板是否完全打开，是导致本次事故的间接因素。
4. 操作人员实际工作经验局限性，对开关已经出现的行走不畅缺陷没有进行全面检查、 分析，没有向主岗和值长及时反映操作中出现的问题，而是继续进行反复性操作，是本次事 故的间接因素。
暴露问题
1. 操作票执行不严格，操作项目执行不到位。
2. 设备、运营管理存在漏洞，开关五防装置存在重大缺陷，没有相应的防范措施。
3. 培训部到位，运营人员对开关结构不熟悉。
4. 操作前没有进行事故预想和危险分析
采用措施
1. 将将手车室内金属帘板更换为绝缘材料。
2. 加强设备的消缺，保证开关五防装置功能完好。
3. 在防误技术措施不断完善的情况下，对执行“安规”组织措施的规定不能减少。 必须严格执行“两票三制”每次操作前要进行事故预想和危险分析，监护人应切实履行好自己的职责，操作人、监护人对每一步操作都要做到“一想、二看、三核对、四操作、五复查”， 不能对五防装置产生依赖性。
4. 操作中发生疑问或异常，应立即停止操作并进行分析，向主岗或班长报告，弄清问题后，再进行操作。不准擅自更改操作票，不准随意解除闭锁装置，不准强行操作，不准监护人帮助操作。
六、 小动物进入电气间隔，导致机组跳闸
事件通过
1月20日8时02分，＃9机组正常运营中DCS监视画面“失磁t0动作，”、“失磁t1动作”等光字亮，发电机解列，汽轮机掉闸，锅炉灭火。机组解列后，运营人员及电气专业检修人员立即对励磁系统进行全面检查，发现灭磁开关室柜门未关闭，灭磁开关出口处有短路痕迹，开关柜内灭磁开关下部有只死老鼠。
因素分析：
1、 由于一只老鼠串入灭磁开关柜内，在灭磁开关出口发生短路，导致发电机失去励磁电压及励磁电流，失磁保护动作，发电机解列，汽轮机掉闸，锅炉灭火。
暴露问题：
1、 配电室管理存在漏洞，电气设备柜门没有关闭、防小动物措施执行不到位。
采用措施：
1、 检查各开关室、配电室防鼠栏，。
2、 电缆封堵要严密。
3、 生产人员进出配电室要随手关门，防止小动物进入配电室。
4、 检查完电气、热工保护柜、配电柜要随手关闭柜门。
七、 PT保险熔断导致机组跳闸
事件通过
12月13日6时09分，某厂＃1机组正常运营中“发电机定子接地保护动作”光字出，主开关跳闸，发电机解列，联跳汽轮机、锅炉。厂用6KV快切装置切换成功。全面检查发变组一次回路无异常，发电机绝缘合格。经检查3PTA相一次保险熔断，PT本体无异常，更换保险后，机组恢复启动。
因素分析
1、 3PT A相一次保险熔断，保护出口未闭锁，导致机组解列。是这次事件的重要因素。
2、 发电机PT一次保险熔断性能不良，发生了熔断；
3、 定子接地保护设计不合理，定子基波零序电压应取自发电机中性点。
暴露问题
1、 保护设计存在不合理；
2、 保护闭锁逻辑存在缺陷，PT断线不能对的判断并闭锁。
3、 PT一次保险存在质量问题，未能及时发现。
采用措施：
1、 将发电机定子接地保护装置中基波零序电压从发电机中性点取，
2、 改善PT断线判据，增长报警、闭锁逻辑。
3、 购置正规厂家，经有关权威检查机构认证的熔断器。
4、 更换发电机出口PT一次保险前，测试PT一次保险三相阻值相近。
5、 加强对发电机出口PT保险座的维护检查。
八、 励磁整流柜滤网堵塞，导致机组跳闸
事件通过
5月25日13：20 分某厂#3机组出现“1DL主线圈跳闸”、“1DL副线圈跳闸”、“汽轮机跳闸”、“MFT”光字牌亮，#3机2203主开关、灭磁开关、厂用工作电源63A、63B开关跳闸，厂用备用电源03A、03B开关联动成功；#3机组CRT报警信号：“励磁报警”、“风扇故障”；#3发变组保护动作信号：“励磁系统故障”保护动作；#3机励磁调节器AVR面板动作信号：“整流桥冷却系统报警、“辅助系统退出”、“整流桥故障”、“整流桥过热”信号。
检查12：20分，#3机组DCS电气开关量报警信息画面 “励磁报警”、“风机故障”报警未及时发现。5月25日13：50分，清扫完#3机#1－#3励磁整流柜门滤网，打开整流柜门降温，复归励磁调节柜AVR面板信号，14：58分定速，15：15分#3发电机升电压正常，15：35机组并网运营。
因素分析
1、 #3机励磁整流柜门上通风滤网灰尘较多未定期清扫，风机故障导致#2整流柜退出运营，励磁电流自动转移到#1、#3整流柜运营，接着导致整流柜温度过高，致使整流桥被闭锁，励磁系统故障导致机组跳闸。
2、 12：20分，#3机组DCS电气开关量报警信息画面 “励磁报警”、“风机故障”信号未及时发现，使励磁整流柜异常未得到及时发现解决，导致13：21分#3机励磁系统故障保护动作跳闸。
暴露问题
1、 定期工作执行不到位，励磁整流柜滤网未能按规定周期定期清扫。
2、 声光报警不完善、直观。
3、 风机故障信号未能及时发现。运营人员对画面巡回检查不到位。
采用措施
1、 认真贯彻各级人员岗位责任制，严格执行各项规章制度。
2、 加强对各项规章制度执行情况的检查力度，对发现问题严厉追究责任。
3、 针对重要设备异常报警设计不合理，对主设备异常报警完善为声光报警。
九、 励磁变温度保护误动，导致机组跳闸
事件通过
6月12日17：25分 ，某厂巡检人员就地发现#3机励磁变温控装置面板上温度变化在33～160℃乱闪，用对讲机报告机组长的同时“1DL主线圈跳闸”、“1DL副线圈跳闸”、“汽轮机跳闸”、“MFT”光字牌亮，#3机2203主开关、灭磁开关、厂用工作电源63A、63B开关跳闸，厂用备用电源03A、03B开关联动成功；#3机组CRT报警信号：“励磁变温度过高跳闸”；#3发变组保护动作信号：A、B柜发“发电机失磁保护动作”；#3机励磁调节器AVR面板动作信号：“外部指令跳灭磁开关”信号。17：30分，检查励磁变未发现异常；查看#3机故障录波器事故报告：励磁变电压电流正常；查看DCS事故追忆系统和故障录波器均为“励磁变温度高跳闸”；检查开入发变组保护装置的“励磁变温度高”控制电缆绝缘电阻均合格；使用对讲机对励磁变温控装置进行抗干扰实验，发现使用对讲机会导致励磁变温控装置误动。退出“励磁变温度高跳闸”保护，19：50分定速，20：13分机组并网。
因素分析
1、 运营人员就地巡检#3机励磁变，使用对讲机干扰使#3机励磁变温控装置示数33～160℃乱闪，导致#3机组“励磁变温度高跳闸”。设计上励磁变温度130℃报警；150℃全停Ⅱ。
暴露问题
1、 反措执行不到位，变压器压力释放、线圈温度高等辅助保护出口不得投跳闸方式。
2、 电子设备抗干扰措施不完善。
采用措施
1、 变压器压力释放、线圈温度高等辅助保护出口不得投跳闸方式。
2、 加强励磁变温控装置的巡检。
3、 完善电子设备抗干扰的措施，规范现场通讯设备的使用。装设在励磁变温控装置面板前1米范围内严禁使用通讯工具标示牌。
十、6KV电机避雷器烧损，发变组跳闸
事件通过
10月12日19：45，#4机组负荷320MW，协调投入。高厂变带6kV A、B分支运营，高备变备用，快切投入。A汽泵、电泵运营，B小机具有冲车条件。
19：48 CRT启动B汽前泵电机时，发电机跳闸，汽机跳闸，锅炉灭火。手启MSP、TOP，检查大机转速下降，高中压主汽门、调门、高排逆止门、各抽汽逆止门联关。发电机出口04开关、主变高压侧5041、5042、6kV工作电源进线64A、64B开关跳闸，604A开关联合正常，604B开关联合后跳闸。
检查保护动作情况：发变组GE保护A屏显示故障信息为4#厂变B分支接地过流T1动作，动作方式为跳40BBB01工作电源进线开关。T2保护（A或B分支接地过流动作于全停保护）未动作。发变组南自保护B屏显示故障信息为4#厂变B分支接地过流，T1动作方式为跳40BBB01工作电源进线开关，T2动作方式为全停。
就地检查发现6kV母线配电室有烟且有烧焦味，#4B汽前泵电机开关下口避雷器烧毁。
因素分析
1、 在启动#4机B汽前泵电机时产生过电压，#4机B汽前泵电机开关下口避雷器质量有问题，引起避雷器烧损短路。是事故的直接因素。
2、 T2保护误动是事故扩大的重要因素。分析因素为T1保护动作后尽管B分支开关跳开但是测量元件的计算未返回，引起T2保护误动，导致发变组全停出口，#4主变和机组跳闸。
暴露问题
1、 发变组保护B屏B分支接地过流T2保护存在问题。
采用措施
1、 运用设备停运或机组检修机会，对所有避雷器进行检查，对存在质量问题的避雷器必须进行更换。
2、 发变组保护B屏尽快联系厂家解决、升级。
十一、MCC电源切换，机组跳闸
事件通过
＃1机组负荷470MW；总煤量172T/H，给水量1740t/h，主汽压力19.65Mpa，主汽温度564度，A、B、C、E四套制粉系统运营；A、B汽动给水泵运营，电泵备用；锅炉跟随协调投入；＃1锅炉MCCA段正常由Ι路电源工作，Ⅱ路电源备用，A、B、C给煤机和磨油泵电源均配置在锅炉MCCA段，E给煤机和磨油泵配置在锅炉MCCB段。
异常通过：
10：18 A、B、C磨煤机油站、给煤机跳闸（无停指令，停反馈返回）。A、B、C磨煤机润滑油压低低保护动作，A、B、C磨煤机跳闸，协调方式跳至“基础方式”。煤量从172t/h迅速减少至41t/h，炉膛负压突增至-1230Pa，不久恢复正常。E制粉系统未跳闸， E磨火检显示有三个在90%以上。
运营人员投油枪稳燃。手动减负荷，在4分钟后，主汽压力稳定在11.8MPa，机组转入湿态运营，机组负荷连续下降最终到152MW。为了保证主汽温度，减少给水量。10：22分，主汽温度由摄氏564度下降至摄氏522度。
10：24 启动锅炉循环泵。
10：26：锅炉省煤器前给水流量587t/h，A、B汽泵流量小于300 t/h，给水泵再循环相继启动。当时，四段抽汽压力0.35MPa,为保证小机足够的用汽量，停A汽泵。同时增长B汽泵出力，以满足给水需要。
10时27分：电泵出口电动门关闭，启动电动给水泵成功，开电泵旁路电动门。
10：28分15秒 由于贮水箱水位低低保护动作，炉水循环泵跳闸。
10：28分34秒 由于省煤器入口流量低低保护动作，锅炉MFT动作，炉跳机、机跳电保护对的动作，机组解列。
就地检查＃1锅炉MCCA段，发现电源自动转换开关控制器面板上的运营状态显示为AUTO位，电源由正常工作的Ι电源切换到了备用Ⅱ路电源，拟定＃1锅炉MCCA段在电源转换开关运营中有切换动作，通过检查发现，＃1锅炉MCCA段电源转换开关控制器上电压检测回路的保险松脱。
因素分析
1、 因电压检测回路的保险松脱，＃1锅炉MCCA段电源从工作电源自动切换到备用电源的过程中母线瞬间失电，导致本段所带涉及A、B、C磨油泵（控制回路电源为交流，无瞬间上电自启功能）在内的电气设备掉闸。是导致本次机组停运的直接因素。
2、 A、B、C磨煤机油站和给煤机均在锅炉MCCA段负荷上，其控制电源与动力电源一体，当动力电源发生切换时，控制电源亦失去，保持回路断开，而启动指令为短时脉冲，这样电源恢复时电机不能自启。MCC电源负荷分派不合理，是导致本次非停的间接因素。
3、 当燃料量从172T/H下降到41T/H，负荷由470MW降到152MW，运营人员没有掌握好省煤器入口流量（给水流量）和主汽温度之间制约关系，未协调解决好，导致锅炉MFT动作，机组解列。
暴露问题
1、 ＃1锅炉MCCA段电源转换开关控制器上电压检测回路的保险松脱，最终导致MCCA段母线瞬间失电。说明在基建时安装质量存在问题，把关不严。
2、 A、B、C磨煤机油站和给煤机均在锅炉MCCA段负荷上，说明MCC电源负荷分派上不合理，相关设备的控制联锁回路有漏洞，在设计优化上仍然存在问题。
3、 设备部点检员在平常点检中，未能及时掌握电源系统中存在的隐患，点检分析有漏洞。
4、 运营人员在事故情况下，没有可靠的应急措施，解决经验局限性。
采用措施：
1、 对锅炉MCCA、B段上的负荷进行合理分派.贯彻自动转换开关防误动措施，优化电气系统配置，完善控制联锁回路。举一反三，检查其他同类型MCC段是否存在类似隐患，及时整改。
2、 必须采用的应急措施：改变自动转换开关的运营方式，锁住开关本体上电气锁或机械锁，防止自动转换开关运营中误切换
3、 加强点检工作的管理，认真查找设备自身存在的问题或隐患，及时解决。 加强平常检查的力度，把工作做细。
4、 加强运营人员的技术培训，尽快完毕模拟机的调试工作，以使运营人员尽快掌握机组的特性，经常开展反事故演习，增强运营人员解决事故的应变能力，同时教育运营人员增强防非停意识。
十二、励磁机过负荷反时限保护动作停机
事件通过：2023年7月3日14时45分, 运营人员增长2号发电机机端电压给定（Ur定值。14时45分49秒左右，励磁调节器发“V/F报警”信号，外部“增长励磁”无效，46分22秒,302励磁机过负荷反时限保护动作出口，发电机与系统解列，后经查励磁调节器A套和B套是励磁PT和仪表PT交叉接线的，PT回路无问题。
因素分析:
机端电压给定（Ur）人为连续增长，引起励磁机过负荷反时限保护动作是重要因素。
暴露问题：
1、运营人员的操作随意性大，对操作后果不清楚。
2、对励磁调节器发“V/F报警”信号都不关注，反映出运营人员理论水平较差。
3、当无功负荷及励磁系统参数有异常变化的情况时，应立即到励磁调节器处，观测电压给定（Ur）及其它运营参数的变化情况，进行必要的减磁操作，反映出运营人员的事故解决能力不高。
采用措施：
1、加强运营人员的技术培训，增长知识面。
2、当无功负荷及励磁系统参数有异常变化的情况时，针对不同情况进行解决
3、发电部对运营人员要严格管理。
十三、220千伏A相接地导致差动保护动作停机
事件通过：2023年3月7日， 2号机组正常运营，负荷120MW。9点49分，2号机组发变组差动，线路保护动作，2号机组停运。
跳机前，电力实验研究所来做定期实验，没有办理工作票，测量PT二次回路压降（8点26分开工），从220KV PT室（约高15米处）至保护室（9米）拉一根测试电缆，实验接线前，电缆忽然荡至220KV 开关室引线，导致A相接地，差动保护动作停机。
因素分析
实验人员措施不完善，电缆没有固定，导致220KV引线 A相接地。
暴露问题：
1、 违反《集团公司两票管理工作规定》，无票作业。
2、 实验研究所实验时没有针对性的危险点控制措施，没有防范措施。
3、 设备管理人员现场监管不到位。
采用措施：
1、定期实验应办理相关工作票，现场作业必须设立专职安全员。
2、认真做好危险点控制措施。
3、设备管理人员要深刻反思，提高自己的管理水平。
十四、查找直流接地，导致机组跳闸
事件通过：

图 发变组保护柜直流线路图
事件通过：9月17日15:00，#1机组直流系统接地故障报警，告知工程部解决。19:55工程部继电保护班发查找直流系统接地工作票。在进行直流负荷拉合实验过程中，拉开B屏直流电源后，失步解列保护便启动了A屏装置，发电机“失步解列”保护动作，发电机解列，大联锁动作汽机跳闸，锅炉MFT。
因素分析：保护班在查找直流接地过程中，拉开B屏直流电源，A屏电源、等效电阻2、重动4、压板、100K电阻、光耦便形成回路，外部重动4动作，失步解列保护便启动了A屏装置。
暴露问题：
1、 保护班技术水平查，对自己管辖的设备构造不清楚。
2、 系统隐患没有初期发现，工程部管理不到位。
3、 严重违反关于25项反错中的防止继电保护事故“直接接入220 kV及以上电压等级的发电机，两套互相独立电气量保护装置的工作电源，应分别经熔断器(或直流空气小开关)取自不同直流电源系统供电的直流母线段”的规定。
采用措施：
1、将失步解列保护A、B屏的电源彻底分开。
2、积极排查类似缺陷，防止同类事件再次发生。
3、加强学习，提高技术水平。
十五、查找直流接地，导致机组跳闸
11月6-8日，1号机组直流系统发生负极接地，检修人员多次对直流接地故障进行查找，均未查找到真正的接地点。11月8日20时，采用拉路法继续查找直流电源接地故障。 20时21分20秒，拉开汽机保安段直流控制电源,约5秒后合上，20时21分26秒，1号机汽机保安段工作电源开关B跳闸，工作电源开关A未联启，汽机保安段失电导致A、B小机交流润滑油泵跳闸，联启直流油泵正常，但直流油泵出口压力不够，导致A、B小机润滑油压低至0.025MPa相继跳机(动作值为0.08MPa)，联启电动给水泵，但由于电动给水泵辅助油泵未启动（电源取自汽机保安段），20时21分28秒电动给水泵跳闸，20时21分39秒1号机组MFT动作熄火，首出为“机组负荷大于30%，且给水泵均停”。
因素分析：
1. 安全措施不到位，运营、维护人员在进行缺陷解决时，没有对系统进行认真分析，没有采用相应的防止措施，断开保安段直流控制电流，导致汽机保安段落失电，引起机组跳闸。
2. 设备、回路存在重大缺陷，事故的直接因素。
a) 控制直流断开后，开关跳闸；
b) 开关跳闸后备自投未动作。
暴露问题
1. 现场工作前，危险点分析、控制措施不到位。
2. 保安电源负荷分派不合理：本厂汽机、锅炉保安段只有一段，未进行分段，汽机、锅炉的重要负荷均集中在同一段上，一旦母线失电，就会导致汽机、锅炉重要负荷所有失电。
采用措施：
1、 在此后的检修维护中加强危险点分析,完善安全措施,做好工作人员交底。
2、 开关“备自投”动作不成功，修改ECS中逻辑。
3、 综合保护装置存在问题需进行清理。
4、 611B开关未正常跳闸，尚未查找到因素，征询厂家及相关使用单位，运营做好事故预想及反措。
5、 运营加强现场培训，对巡操进行现场查找电源的专题培训。
十六、检修工作不妥，导致机组跳闸
事件通过：12月8日11:53 ，检修人员持票进行安229出线更换，过程中，安229引线与220kV下母线放电，导致220kV下母A相母线单相接地故障，母差保护动作，安2210开关跳闸引起，引起#10机组跳闸。
因素分析：由于人员工作不妥，229出线与220kV下母线距离过近放电，引起保护动作。
暴露问题：
1、 危险点控制措施流于形式。
2、 现场工作负责人工作随意性大，没有按《安规》规定工作。
3、 现场监护人监护不到位。
4、 安全培训不到位。
采用措施：
(1).高度重视作业现场安全管理，安全监督人员必须起到监督的作用。
(2).对危险点控制措施认真填写、严格执行。
(3).管理人员对危险点控制措施检查不合格，严禁开工。
(4).加强对工作人员的安全培训工作
十七、主变差动保护误动
事件通过：2023年11月07日,#1机组停运，500kV开关场第二串5023断路器带＃2主变运营，5022、5021断路器及沁获Ⅱ回线停电检修。电气继保人员持票在5022断路器CT 回路进行保护回路端子紧固工作，17时12分，工具误碰罩壳，导致5023断路器CT二次第二点接地，差动保护动作，5023断路器跳闸，＃2主变跳闸。
因素分析：由于继保人员工作不规范，导致CT二次第二点接地，保护误动。
暴露问题：
1. 检修人员安全意识淡薄，没有做好危险点分析和预控。
2. 对继电保护“三误”工作的管理不到位。
3. 检修人员的操作技能不高，在重大操作前没有制定出相应的技术措施，导致保护误动。
4. 运营人员对补充的安全措施不完善。
防范措施：
1. 认真细致地做好危险点分析和预控。
2. 加强各级人员的技术培训工作，提高检修人员操作技能。
3. 加强部门安全管理，贯彻责任。
4. 运营人员对安全措施认真审核，不完善的要补充。
十八、主变冷却器全停使母线开关跳闸
事件通过：2023年02月19日，#1机在停运状态，运营人员持票将主变热备转检修，由于操作票中没有退出主变非电量保护屏上的“主变冷却器全停”压板的操作项，“主变冷却器全停”压板未退出。500KV母线5011、5012开关在合闸状态。10时10分，运营人员将主变冷却器电源所有断开，主变冷却风扇全停保护动作报警，500KV 开关5011、5012跳闸。
因素分析
1. 主变冷却器全停保护动作，导致5011、5012开关跳闸。
2. 主变转检修工作后，主变保护柜压板未退出，导致主变冷却器全停保护动作跳5011、5012开关。
暴露问题：
1. 运营管理不到位，主变热备转检修的标准操作票不完善。
2. 运营人员技术水平不高，对电气保护逻辑不清楚。
防范措施：
1. 修改完善典型操作票。
2. 强化运营人员的业务培训，提高运营人员技术水平和对异常及事故的应对能力。
十九、实验柴油发电机导致机组停运
事件通过：2023年09月12日，机组负荷487MW，做柴油发电机远方空载启动实验。
13时30分，值长下令做柴油发电机远方空载启动实验。实验操作人由于没有现成的操作票，用临时修改的操作票，在控制室按下“柴油发电机紧急启动按钮”。13时33分保安A、B段 工作电源开关跳闸，保安A、B段失压。小机油压减少，13时33分16秒，“给水泵全停”保护动作，锅炉MFT，机组停运。
因素分析：在远方启动柴油发电机时，用“柴油发电机的紧急启动按钮”来启动柴油发电机，至使保安A、B段跳闸，机组停运。
暴露问题:
1. 违反《集团公司两票管理工作规定》，未严格执行操作票制度。
2. 发电运营部专业技术人员和运营值班员，在技术上存在盲区，需要进行总结和研究，制定整改措施。
3. 集控运营规程中存在漏掉。。
防范措施：
1. 严格执行操作票管理制度。
2. 发电运营部专业技术人员和运营值班员要积极学习，提高技术知识水平。
3. 对集控运营规程进行及时的补充和修订。
二十、定冷水冷却器漏泄，定子接地保护动作停机
事件通过：
3月9日10时 31分32秒，某厂4号机甲定冷水泵联动，就地检查发现乙定冷水冷却器严重漏泄，立即进行切换甲定冷水冷却器运营操作，关闭乙定冷水冷却器定冷水出、入口门。10时31分45秒，4号机定冷水箱水位低一值、低二值信号发出，甲、乙定冷水泵跳闸。4号机定冷水箱水位低二值瞬间消失，甲定冷水泵联动；低二值信号发出，甲定冷水泵跳闸，因定冷水箱水位低二值信号波动，导致甲定冷水泵频繁启停，立即派值班员将乙定冷水泵开关切至就地启动。10时32分 就地启动乙定冷水泵。10时33分52秒， 4号发电机保护动作，DCS中“A屏发电机后备保护动作”，就地检查发电机保护屏“发电机保护启动零压定子接地出口”来牌，汽轮机跳闸，首出“发电机主保护1”。
经检查发电机定冷水电导率由0.11uS/cm升高至9.99uS/cm。
因素分析：
1. 发电机定冷水的冷却器漏水，导致发电机定冷水流量发生4次较大波动。
2. 冷却器漏泄将开式循环水串入发电机定冷水中，导致发电机各相绕组绝缘下降，产生零序电压，导致零压定子接地保护动作，发电机跳闸。
采用措施：
1、加强定冷水水质监督工作，在DCS画面中监视定冷水主回路及离子互换器出口电导率数值，定期校对就地数值，出现偏差及时解决。2、加强对定冷水水质进行化验工作，发现异常，及时采用措施。3、加强定冷水系统的巡回检查工作，若发现定子冷却器漏泄应及时切换至备用冷却器运营，及时解决，加强补水。4、定子冷却器检修后，须进行通水查漏实验，检查无外观漏泄，且在通水时电导率无上升方为合格，否则应进行查漏解决工作。5、定子冷却器必须执行定期切换制度，保证备用设备状态良好。6、提高检修工艺水平，严把定冷水系统备件质量关。7、检修人员定期进行定子冷却器维护工作，并做到逢修必查。