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1、【精品文档】如有侵权,请联系网站删除,仅供学习与交流G华能电厂华能电厂事故通报.精品文档.电力生产事故通报2003年第1期华能国际电力股份有限公司安全及生产部 2003年2月14日岳阳电厂#1机组励磁机事故通报按:元月8日,岳阳电厂发生一起设备事故。事故造成励磁机(英国GEC公司制造)转子中心孔损伤,直接经济损失约贰拾陆万元人民币,事故抢修22天。现将华能岳阳电厂#1机组励磁机转子绝缘损坏事故调查报告(摘要)转发,希望各单位认真学习,举一反三,从事故中吸取教训、总结经验。要加强对励磁系统的研究和技术管理,重视国产化工作;加强电气绝缘监督工作,对运行年限时间较长的设备(包括进口设备)要扩大检修、
2、检查范围,增加试验、检测内容,防止同类事故的重复发生。华能岳阳电厂#1机组励磁机转子绝缘损坏事故调查报告(摘要)一、设备概述华能岳阳电厂安装有两台英国GEC公司制造的、 额定功率为362.5MW的汽轮发电机组。机组于1991年9月移交生产,#2机组于1991年12月移交生产。励磁系统为无刷励磁系统,由一套励磁机装置构成,励磁机装置包括一台与发电机同轴的交流旋转电枢励磁机(主励磁机),一个直接联接于叠片圆形转子的旋转整流二极管盘(整流桥)和一台永磁副励磁机。主励磁机额定容量为2200KVA,额定电压为400V,额定电流3170A,绝缘等级为F级。二、事故前的运行方式。#1、2机组正常运行,#1机
3、组有功出力为355MW,无功40MVA,转子电压290V,转子电流2600A,转子温度70。三、事故经过。2003年元月8日20:31,#1机组355MW正常运行中,突然出现“发电机转子接地”报警,当班运行人员立即组织检查,约5秒钟后,#1机组跳闸。经检查发现#1机转子接地报警继电器动作掉牌;发电机失磁保护动作;励磁机碳刷架部位有浓烈的焦臭味;且碳刷架护罩烧坏。运行人员立即按停机处理。事件顺序记录SOE和MCS报警摘要的记录情况主要有:1)MCS报警摘要记录:20点30分39秒,测量发电机转子电压为零(-0.15);2)SER记录:20点30分50.472秒,发电机失磁信号报警;3)SER记录
4、:20点30分51.027秒,发电机失磁保护动作,发电机解列。#1机组故障停运后,经过初步检查,发现励磁机测量滑环处有明显的极间短路现象,因此,厂部立即组织检修人员对#1励磁机进行解体检查,并于元月9日成立了#1励磁机事故调查小组和事故抢修领导小组。同时,将机组跳闸的大致情况向华能国际电力股份有限公司和湖南省电力公司的有关部门进行了汇报。四、检查结果及设备损坏情况。元月8日事故发生后,厂部立即组织力量对#1励磁机本体及其保护和相关回路、部件进行全面检查。到元月14日止,检查工作基本完成,检查结果及设备损坏情况如下:1、发电机转子接地报警装置检验及其回路绝缘检查,合格。2、发电机失磁保护装置检查
5、合格,此次保护动作属正常动作。3、励磁机测量碳刷架及外部盖板局部损坏。4、正极测量滑环和负极测量滑环对轴的绝缘分别为:1.8 M,0 M。经清理后正极测量滑环和负极测量滑环对轴的绝缘分别为800M,2000 M。负极测量滑环上励磁正极至测量滑环的连接螺杆穿孔处烧坏,两个测量滑环之间的绝缘也已局部损坏。5、励磁轴导体(正、负极)至测量滑环的连线熔断,且连接引线之间的绝缘也局部损坏,励磁轴导体上(正、负极)至测量滑环连线的连接螺栓烧毁。6、励磁轴导体(正、负极)与励磁机轴之间的绝缘筒局部烧坏,励磁轴导体(正、负极)也局部烧坏。励磁轴导体正、负极之间的绝缘隔板局部烧坏。7、励磁直流负连接环至励磁导体
6、之间的两个连接螺栓有一个损坏,且该连接螺栓的绝缘套烧坏。8、励磁机负极集电环连接环处,轴中心孔内壁金属有三处烧坏。9、主励磁机电枢、整流桥及副励磁机检查情况正常。10、发电机转子回路检查结果正常。根据检查结果,此次#1机组励磁回路绝缘故障造成设备的损坏,主要有如下几个部位:转子中心孔内壁(负极集电环处)有三处地方被电弧烧伤;励磁电极(正、负极)端部约有210mm长的绝缘受损,励磁主导线被电弧烧伤(正极相对严重);励磁电压测量的负极滑环被电弧烧伤,正极滑环导电杆(铜质,16*150mm,外部有2.875mm厚的绝缘材料)被电弧熔断;正负极滑环间大轴绝缘被局部损坏;励磁电压(正、负极)的测量引线熔
7、断,极间绝缘局部被破坏,引线与滑环连接件被电弧烧坏。五、事故原因分析。为了认真分析事故原因,研究和制订出切实可行的反事故措施,事故发生后,我厂立即组织了事故调查工作,并委托湖南省电力试验研究所(中试所)对事故进行调查和分析。经过中试所的专家对事故情况进行了全面的调查分析,认为事故原因及其发展情况如下:由于穿过负极测量滑环的正极导电杆绝缘薄弱,固定差(从转子中心孔引出至正极滑环处、总长为235mm的一个开口的“口”字形),仅在其末端正极滑环处由一个螺钉固定,在3000转/分钟的高速旋转下,导电杆绝缘磨损,引致正极导电杆与负极滑环的极间短路(MCS故障记录表明20点30分39秒测量转子电压为零),
8、短路电流产生电弧,导致三个结果:1)由电弧产生的巨大能量将负极滑环外侧和大轴各烧出一个洞(即如前述2、3)所述)并通过电弧接地,同时迅速将正极导电杆烧断,穿导电杆的负极滑环孔外侧烧损;2)极间短路电流(可达300500A)使测量铜引线由于严重过流而迅速烧断、熔化;3)在短路电流产生电弧的同时,由电弧产生的弧光过电压,在负极集电环导电螺钉处由于存在粉尘和锈蚀的小碎片(中心孔内壁可见)等,造成对地放电,负极接地短路,短路产生电弧,由于直流电弧在外部电源断掉前不能自行熄灭,电弧迅速扩大,烧损导电螺钉及其周围的集电环内侧和大轴,并最终导致中心孔励磁主引线正负极间电弧短路,巨大的短路电弧迅速烧损转子中心
9、孔内壁,最深处达15mm。与此同时,由于此处短路电流很大,发电机励磁电流迅速减小,致使发电机迅速进相、失步,发电机阻抗圆检测到发电机失磁(电气故障记录表明20点30分50.472秒,失磁信号报警),在失磁保护动作时间内(0.55秒),动作跳闸,发电机解列(20点30分51.027秒)。经调查分析,发生事故的转子存在两个绝缘薄弱点:一个是穿过负极滑环内的正极导电杆与负极之间的极间绝缘,另一点是负极集电环导电螺钉至励磁主引线处大轴间的对地绝缘。这样在第一个薄弱点发生极间短路的同时,诱发了第二个薄弱点接地(大轴),并最终在第二个点由电弧引起励磁主引线正负极间的短路,造成发电机失磁,失磁保护动作跳闸使
10、发电机解列。六、直接经济损失 #1励磁机转子事故检修时间为22天18小时49分;直接经济损失达到26万元。八、事故对策及整改措施1、对#1励磁机进行全面解体检修,针对励磁机转子中心孔损坏、大轴绝缘损坏、以及滑环等部件损坏问题,委托东方电机厂进行修复。2、大修中对#1、2励磁机集电环导电螺钉的外绝缘进行检查。3、组织专业技术人员研究励磁系统国产化改造的技术方案,在条件允许的情况下,进行励磁系统的国产化改造。4、将发电机转子接地故障报警等信号引入SER记录,提高事故分析的精确度。5、考虑加装发电机(变压器)故障录波装置,特别是转子电流电压量的录波,以利于事故、故障下的全面记录和分析。电力生产事故通
11、报2003年第2期华能国际电力股份有限公司安全及生产部 2003年2月14日福州电厂热机误操作事故通报 按:1月16日,福州电厂发生一起热机误操作事故。事故暴露出运行人员责任心不强,安全意识淡薄:从主值、机长到值长,没有一人核对系统运行方式,造成误操作行为的发生;监盘人员对运行参数长达6分钟的变化和3次报警都没有察觉,导致机组停运。现将福州电厂设备事故调查报告书(摘要)转发,希望各单位认真吸取事故教训,加强运行管理,加强安全教育,加强责任管理,严格执行两票三制,把危险点分析与预控落到实处,防止发生同类事故。福州电厂设备事故调查报告书(摘要)事故名称:3号机组因仪用气失气跳闸事故单位名称:华能福
12、州电厂等级:一般事故;事故类别:热机误操作事故起止时间:2003年1月16日10时3.83分至2003年1月16日14时20分主设备情况:(主设备规范、制造厂、投产日期、最近一次大修日期等):3号机组额定容量350MWh,由德国西门子公司总承建(其中锅炉由英巴制造,电除尘器由上海煤碳矿山机械厂制造),于1999年9月投产。事故前工况:全厂4台机运行,3号机组带245MW。事故发生、扩大和处理情况:2003年1月16日,运行部E值白班,3号机组负荷245MW。9:25,检修工作负责人林豪至二期主控办理20307020002号“3A仪用干燥器更换干燥剂”检修工作票,3号机组机长谢建林将经值长林知良
13、审核后的该票交由运行主值戴征办理隔绝安全措施。9:52,戴征关闭了3A仪用气干燥器进出气门,9:55,戴征许可该票开工。9:57:29主控3号机组OM上 “仪用气储气罐压力低于0.8MPa”报警,9:58:35主控#3机OM上“仪用气母管压力低于0.65MPa”报警,9:59:15主控#3机OM上“仪用气储气罐压力低于0.7 MPa”报警。10:03:50机组仪用气压力低于保护值0.55MPa,3号炉MFT动作,主汽机、发电机相继跳闸。10:32 3号炉点火,14:08主汽机冲转,14:20发电机并网。非计划停运4小时16分10秒钟。事故原因及扩大原因:3号机组的仪用气干燥器有3A、3B两组,
14、当日运行方式为:3A仪用干燥器运行;3B仪用干燥器作为备用(其进、出口阀关闭状态)。戴征在办理“3A仪用气干燥器更换干燥剂”检修工作票时,在未先投运备用的3B仪用气干燥器情况下,关闭了3A仪用气干燥器进出口门,以致造成3号机组仪用气失气。事故损失情况:(少发电量、少送电量、设备损坏情况、直接经济损失、损坏设备修复时间等):3号机组跳闸期间,全厂出力未受大的影响,少送电量46MWh;设备未遭损失。事故暴露问题:a) 戴征对3号机组A、B仪用气干燥器的运行方式不清楚。以致在隔绝3A仪用气干燥器操作前,未确认3B仪用气干燥器是否也处于投运状态;b) 3号机组机长对该项检修工作的隔离措施是否会产生失气
15、问题未引起重视,以致事先未对操作人员提示必须先投运备用的3B仪用气干燥器,再隔绝3A仪用气干燥器,以及对监盘人员交底,加强监视;c) 3号机组监盘人员不认真。仪用气压实时走势图显示于大屏上,历时约6分钟持续地下跌未察觉,且仪用气压力低在报警专用的CRT上三次报警也未发觉,以致失去挽回仪用气的时机;d )杂用气作为仪用气系统的备用气源,其接口点位于仪用气干燥器进口门前,不尽合理。当误关仪用气干燥器气门或干燥器干燥气路自动切换异常时,杂用气不能起到备用的作用。防止事故重复发生的对策、执行人和完成期限:A) 运行部应: 认真落实交接班制度。做到每位当值员工对机组、设备、系统状态心中有数; 认真落实危
16、险点预控分析工作。进行设备、系统操作,特别是可能导致发生不安全问题的,值长、机长应进行事前危险点预控分析、交底,使操作、监护者明确应注意的问题,使监盘人员对可能突发的异常情况有应对的措施。认真落实监盘制度。正确使用报警系统,不得随意消除未经确认的异常报警条目警铃声响;认真监视重要运行参数趋势图状态,及时发现、处理异常情况。 操作者在执行任务前、后均应与上一级人员汇报,以利协调工作的进行。B) 运行部提出异动申请:将一、二期机组杂用气至仪用气系统的接口移至仪用气干燥器出口门后。检修部负责结合机组检修时改造。C) 策划部牵头,组织运行部、检修部对1、3、4、2(2号机组DCS改造时)机组报警系统进
17、行优化,结合机组检修实施。分类整合报警条目,筛选出具有触发跳机组的异常报警与一般的异常报警,分别设立报警栏目; 提高报警音响度。考虑设立“光字牌”报警窗的可能性,以提高报警的警示功能。考虑将重要报警“光字牌”另列于一CRT内显示。电力生产事故通报2003年第3期华能国际电力股份有限公司安全及生产部 2003年3月14日邯峰电厂#2机组励磁系统事故通报按: 2月17日,邯峰电厂#2机组继2月13日、2月14日之后,第3次重复性地发生了因励磁开关误跳闸导致停机的事件,公司认定为一般设备事故。近期,公司所属电厂及代管电厂多次发生励磁系统故障,且故障发生范围大,涉及主回路、调节回路及保护回路等重要环节
18、,造成设备损坏和机组非停等严重后果,严重影响了机组和电网的安全稳定运行,给公司带来了巨大损失。为迅速扭转励磁系统频繁故障、跳机的局面,公司要求各厂加强对励磁系统的研究和技术管理,重视励磁专业人员的培训,使之尽快掌握励磁系统的工作原理、运行操作程序、维修要求和故障处理技术等。严格直流系统的管理,加强直流系统的维护和检查,制定并落实防止直流系统接地时保护误动的措施,防止同类事故的重复发生。现将邯峰电厂#2机组因励磁开关误跳闸导致停机的事故调查报告(摘要)转发给各厂,希望各单位认真学习,举一反三,从事故中吸取教训,把“三不放过”原则落到实处,防止重复性事故和重大设备损坏事故的发生。邯峰电厂#2机因励
19、磁开关误跳闸停机事故调查报告(摘要)一、 设备概述主设备规范:发电机型号THDF115/67、额定容量为660MW、定子额定电压21KV、定子额定电流21.032KA、转子额定电压425V、转子额定电流5375A、功率因数0.9、频率50Hz、水-氢-氢冷却(定子绕组水冷,定子铁心和转子氢冷)、双星形接线。西门子公司制造厂,2001年7月投产日期,尚未进行过大修。二、事故前工况2003年2月17日9时0分,#2机组A、B汽泵、A、B引、送风机、一次风机、A、B、D、E磨煤机运行,电泵备用,负荷360MW,无功59MVar,发电机电压21KV,电流10KA,励磁电压213V,电流3033A,协调
20、方式。三、事故发生、扩大和处理情况9时58分,负荷突然由360MW降到0,查为低励保护动作,现象与2月13日、2月14日掉机相同。机组跳闸后厂用电切换正常。立即开启电泵向锅炉上水,同时由专业技术人员、保护班人员会同河北电研所技术人员在上两次跳机(2月13日、14日)原因分析的基础上,结合本次跳机的有关保护动作情况做进一步的分析和较全面的试验,对重点怀疑的励磁装置中的光电耦合回路进行了改进,报调度,于18时27分并网。并网后机组运行正常,发电机励磁系统运行正常。分析及处理过程:(1)查励磁调节器及DCS报警信息,同前两次情况相同。(2)分析外接录波器的录波图,发现低励保护动作出口前2秒,励磁电流
21、消失,在励磁电流消失前200毫秒,发变组保护跳励磁回路中的直流电压出现了一个小的干扰信号。分析认为就是这个小的干扰信号导致了误发灭磁信号。(3)发现直流系统有正接地,把#1机和#2机直流系统解列,发现为#1机直流正接地,#2机直流系统没有发生接地,约3小时后直流接地自动消失。(4)恢复正常后,分别在发变组保护跳励磁直流回路、#2机直流回路及#1机直流回路分别模拟接地,发现#1机直流正接地也可以产生非常类似引起机组跳闸的干扰信号。由于光耦的动作电流设计太低,如果直流正接地就有可能存在流过光耦的充电电流,引起光耦误动。因此基本断定为#1机组直流正接地引起光耦误动是造成发电机失磁跳闸的原因。(5)为
22、了防止光耦受外来干扰而误动,通过对在此光耦回路串电阻、将光耦更换为继电器等各种方案进行试验比较,最后确定的解决方案是把光耦进行完全的电隔离,从发变组保护柜用两对出口接点K6、K10分别接在光耦两端,把光耦悬空,使正常情况下光耦的两端不带任何电压,这样直流系统的波动或接地等干扰信号就不会窜入光耦回路而引起光耦动作。 四、事故及扩大原因:(1)#2机组跳闸是由于发电机正常运行中突然完全失去励磁,导致机组深度进相运行,并最终由发电机失磁保护动作跳闸。从故障录波的数据分析,机组跳闸原因为发电机失磁,事故过程中继电保护动作行为完全正确。(2)由于机组停运过程中DCS及励磁调节器报警记录较少、且在数百毫秒
23、范围内事件数据排序并不很准确,给事故分析带来一定难度,但是在“2.13”事故后的分析会上已经认识到导致发电机正常运行中完全失磁的原因是曾经接收到外部灭磁命令。“2.14”事故中励磁调节器报警显示曾经接收到两次发电机保护灭磁命令,经分析排除了发电机保护误动的可能性,对可能导致误发灭磁命令的光耦元件、控制电缆、保护出口继电器、励磁调节器板件等进行了检查和更换,但具体的真实的原因未能确定,为此外接了录波设备对机组重要电气量(定子电流、励磁变电流和两个外部跳闸命令接口)进行记录。 “2.17”事故后从外接录波设备所记录的数据显示,对应第一次误发的外部灭磁命令,直流系统曾出现异常情况(后确认为#1机组直
24、流系统正极接地故障),经分析是励磁调节器的外部灭磁命令接口光耦元件一端接于直流负极、另一端接长度为60米的电缆芯线,在#1机组直流系统(#1、#2机组直流存在连通关系)正极接地时,光耦中流过电缆芯线对地电容的充电电流而误动作,进而导致机组失磁跳闸。在对光耦进行深入的试验研究,光耦质量没有问题,但是由于光耦门坎电压较低,用于励磁调节器外部灭磁接口,当直流正极接地阻值在一定范围内时,将使光耦动作,发电机励磁系统启动灭磁程序。所以认为,跳闸的根本原因,是SIEMENS设计的励磁调节器的外部灭磁命令接口回路存在缺陷,由于设备选型不当,其接口光耦在直流系统正极接地时流过充电电流而误动,励磁调节器本身又没
25、有防止此类误动的措施,使得励磁系统可能在直流接地情况下误启动灭磁程序导致发电机失磁。(3)2月18日和19日上午,直流系统接地告警频繁,被外接录波设备记录下的有三次,均为直流系统正极直接接地。经组织查找和试验验证, #1机组大修中,在除尘段进行改造配套电气设备的安装、调试时,外委施工人员未及时清理二次回路的多余接线,使一裸带直流正电的一端露芯线搭放在柜体上似接非接,造成直流接地现象。所以,机组跳闸的外部诱因,是#1机组除尘段发生短暂的直流系统正接地,#2机组励磁系统外部灭磁命令的接口光耦随之出现误动,励磁调节器启动灭磁程序,进而发电机失磁跳闸。五、事故损失情况少发电量296.92万Kwh;设备
26、没有损坏;无直接经济损失。六、事故暴露问题:(1)SIEMENS设计的励磁调节器的外部灭磁命令接口回路存在缺陷,由于设备选型不当,其接口光耦在直流系统正极接地时流过充电电流而误动,励磁调节器本身又没有防止此类误动的措施。(2)光耦门坎电压低,抗干扰能力差。(3)外委施工人员二次回路布线不规范。七、反事故整改措施(1)在光耦启动回路加一对发变组保护出口接点再进行负电隔离,使光耦正常情况下不带电,这样直流接地时就不会形成回路。通过对发变组保护出口接点录波,其出口接点同时性好,发变组跳灭磁也没有增加任何延时。在2月19日#2机组外接的8846录波器两次感受到直流系统接地信号,但光耦的两端不再有任何干
27、扰信号,可以说明采取的措施有效。(2)#1机组接线和#2机组相同,在这次大修期间改为和#2机相同的接线以防止直流接地引起发电机失磁。(3)加强直流回路的监督和管理。八、事故责任分析和对事故责任者的处理意见:根据调查分析的事故原因,责任应属西门子公司,且已经发函件至西门子公司。电力生产事故通报2003年第4期华能国际电力股份有限公司安全及生产部 2003年3月14日华能威海电厂#3发电机旋转整流装置短路烧损事故通报按:2月18日,威海电厂发生一起设备事故。事故造成3发电机旋转整流盘局部烧损并致使部分整流组件、熔断器、导电环、绝缘垫等损坏,直接经济损失约壹佰伍拾柒点贰万元人民币,事故抢修9天。此次
28、事故造成了157.2万元的直接经济损失,损失重大,教训深刻。现将华能威海电厂#3发机组旋转整流装置短路烧损事故调查报告(摘要)转发给各厂,希望各单位认真学习,举一反三,从事故中吸取教训、总结经验。要求各厂进一步加强对励磁系统的研究和技术管理,加强电气绝缘监督工作,对旋转励磁系统要扩大检修、检查范围,增加试验、检测内容。机组大修时要对励磁系统进行解体检修,检查及清扫定子、转子、电刷、无刷励磁或静态励磁的整流元件及有关控制调节回路等。机组小修期间,要对励磁系统进行全面的清扫和检查,增加控制调节回路、励磁系统绝缘和机械部件检查项目。对空气湿度大时带水冷却器空冷有凝露可能性的设备,要装设防凝露的空间加
29、热器,在设备停运时及时投用,防止绝缘受潮,切实防止同类事故的重复发生,防止责任性重大设备损坏事故的发生。华能威海电厂#3发电机旋转整流装置短路烧损事故调查报告(摘要)一、 主设备情况: 华能威海电厂二期安装有两台上海电机厂制造的QFSN2-300-2、额定功率为300MW的汽轮发电机组。3机组于1998年3月移交生产,最近一次大修时间为1999年5月。励磁系统为无刷励磁系统,型号为ZLWS10II635737,由一套励磁机装置构成,励磁机装置包括一台与发电机同轴的交流旋转电枢励磁机(主励磁机),一个直接联接于转子的旋转整流装置(Mark型)和一台永磁副励磁机。主励磁机额定容量为1695KW,额
30、定电压为403V,额定电流2698A,绝缘等级为F级。二、 事故前工况: #3机组于2003年2月17日18:00省调度通知由备用转运行。17日23:30点火,18日4:40转速升至2040转中速暖机,7:50机组与系统并网。 故障前,华能威海电厂#1、3、4机组运行。#3炉各辅机运行正常,主蒸汽压力16.08MPA,主蒸汽温度517,再热汽温度507;#3机各辅机运行正常;发电机#6、7瓦轴振正常;#3发电机有功负荷195MW,无功负荷25Mvar,出口电压19.7kV;主励磁机励磁电压6.9V,励磁电流71A;系统电压233kV。机组中央信号屏及各保护屏无异常报警信号。三、 事故发生和处理
31、情况: 13:30警铃响,#3发电机控制屏#1屏“发电机失磁”、“主汽门关闭”、“发电机低频”、“保护B柜装置故障”、“AVR强励报警”、“调节器故障”信号发出,发电机出口203开关、灭磁开关41MK跳闸,锅炉“MFT”保护动作,锅炉灭火,汽轮机主汽门关闭。 故障后,运行、检修人员迅速对调节器、发变组保护、旋转整流装置等设备进行相关检查,发现#3发电机励磁机罩壳内旋转整流盘处有焦糊味,发电机侧的整流盘网罩严重损坏,励磁机侧的整流盘网罩轻度受损,且励磁机外罩上对应整流盘处的一门上的视察窗玻璃裂开,地面散落有熔渣、熔断器玻璃丝绝缘碎片若干、熔断器接线底座1只、电弧烧断的螺杆1只,判定旋转整流盘内部
32、故障。厂部迅速成立了“2.18”事故抢修和事故调查分析领导小组,全面开展事故的抢修及事故原因的分析工作,并及时汇报公司、分公司,通知上海电机厂及山东电科院,请求援助,协助现场抢修。四、 事故原因:故障后,华能公司、山东电科院专家迅速赶到现场,指导事故抢修及事故原因的分析工作。现场解体检查发现励磁旋转整流器严重损坏,损坏情况如下:(1)导电环(铝质圆环)上约15厘米长的一段绝大部分已烧熔化,该段的残余部分在机械力的作用下断裂,形成一段长约为15厘米的缺口。(2)安装在导电环烧毁部分上两只熔断器(编号为11、12)严重损坏,只剩下上下端盖,其余部分已粉碎;残留的端盖已经严重变形、断裂、烧伤和碰伤。
33、其余十多只熔断器都有不同程度的机械擦伤。(3)与11、12号熔断器相连的两只二极管受到严重的拉伤和碰伤,其中一只有明显的变形;另一只散热片已脱落,脱落的散热片上有明显的碰伤,连接上下散热片的四根绝缘杆已断裂。(4)导电环与整流盘中间夹有环氧板。环氧板与导电环缺口相对应的部分已烧坏;整流盘内壁表面已烧熔,最深处约为5毫米,烧毁面的形状基本与导电环的缺口相吻合。在整流盘的端面上有一条约4厘米长的沟,沟深约为5毫米,沟的内壁上沾有熔化的铜和铝,沟所处的位置靠近12号熔断器的安装位置。(5)导电环烧毁的部分包括一个固定螺栓,螺栓带螺纹的部分残留在整流盘的螺孔内,其余部分已熔化,仅留下靠近螺帽的一小段。
34、绝缘管已被烧坏,没有残余物。从故障后的损伤情况来看,故障过程中明显地存在着严重的电气短路故障和机械损伤。受到严重机械损伤的部位是11、12号熔断器、分别与11、12号熔断器相连的二极管和导电环,其它部位均为较轻的机械擦伤。电气短路发生在导电环与整流盘之间,11、12号熔断器安装处。事故原因很可能是正极导电环固定螺栓(带绝缘套)绝缘劣化导致整流子正、负极短路,因短路电动力的作用导致机械损伤。也有因熔断器在运行中脱落,在离心力的作用下拉伤了所连的二极管,同时拉弯、拉断熔断器与二极管之间的导电铜片,搭接于导电环与整流盘之间而造成短路,电弧灼伤导电环与整流盘之间绝缘板裸露部分,使导电环和整流盘内表面熔
35、化,烧毁夹在导电环与整流盘之间的绝缘板和固定螺栓的绝缘套,发展成稳定短路,进而导致正极导电环固定螺栓熔断的可能性。正极导电环固定螺栓绝缘劣化可能有机械损伤、受污染、受潮多方面原因。五、 事故损失情况(少发电量、少送电量、设备损坏情况、直接经济损失、损坏设备修复时间等) 机组停盘车后,拆开车衣及旋转整流装置外罩,在电机厂专家的协助下,对内部各部件进行了认真检查,设备检查及损坏情况统计如下: 导电环(铝质圆环)上约15厘米长的一段绝大部分已烧熔化;两只熔断器严重损坏,另有十多只熔断器具有不同程度的机械擦伤;与11、12号熔断器相连的两只二极管受到严重的拉伤和碰伤,其中一只有明显的变形;另一只散热片
36、已脱落,连接上下散热片的四根绝缘杆已断裂;环氧板与导电环部分已烧损;整流盘内壁表面已烧熔,最深处约为5毫米,整流盘的端面上有一条约4厘米长的沟,沟深约为5毫米;整流组件有13组泄漏电流不合格(反向泄漏电流应小于45mA),其他11组泄漏电流合格,但示波器显示波形不合格。发电机侧熔断器22只(碎2只)全部测试不合格,永磁机侧有4只不合格。发电机转子绕组、励磁机转子、定子绝缘、直流电阻试验结果正常。 经济损失情况:自2003年2月18日13时30分起,至2003年2月27日16时18分,3机组抢修累计耗时218.8小时,累计少发电量4594.8万kwh,直接经济损失157.2万元. 在各级领导关心
37、及制造厂的全力支持下,目前现场设备已抢修结束。检修情况如下:整流盘烧伤部位进行了打磨,取出了断在其中的导电环固定螺栓,整流盘金相探伤结果正常。复装各部件,整流盘烧伤缺口处用适形材料加环氧树脂胶粘固化填充;内部各绝缘部位绝缘板全部更换;24组整流组件全部为国产化产品;发电机侧全部24组熔断器及永磁机侧4只熔断器更换为国产化产品;更换新的导电环(由于新加工的导电环有一块在制造厂内部探伤时不合格,所以现场更换了3块新的,另一块仍用原来的)。六、事故暴露的问题:本次事故暴露以下问题:(1)装置本身存在质量问题。尤其是熔断器机械性能不能满足长时间、高转速运行的需要。旋转整流盘内的各部件,运行中承受巨大离
38、心力作用,绝缘材料、刚性金属材料易疲劳损伤。另外部件连接螺丝及铆接部位多,绝缘裕度较小,且正常运行时极间绝缘无法得到检测。(2)设备厂家说明书中对于整流盘检修维护具体要求不明确、可操作性较差,除定期清扫、外观检查外,没有具体检查、试验的要求。(3)电厂设备主人素质有待提高,对装置的潜在危险性认识不足:由于系进口设备,电厂人员认为进口设备质量可靠,基本是免维护的,只要进行定期清扫、外观检查良好就行,无需做详细的检查、试验。(4)励磁设备未配置防凝露的空间加热器,空气湿度大时带水冷却器空冷的设备有凝露使绝缘受潮的可能性。七、反事故整改措施1、机组运行中,由运行人员定期检测熔断器好坏,除观察熔丝情况
39、外,尚需注意熔断器外壳有无异常。近期,对#3机旋转整流装置要每日跟踪检查一次。2、今年#4机组小修中,检修部对#4机整流盘进行彻底的检查。3、每次大、小修必须对整流盘进行如下检查项目:仔细检查每个二极管及其熔断器外壳是否有损伤,包括可能的机械及电气损伤,端部铆接部分是否牢固;对整流盘内部的所有零件都要进行直观检查;认真清扫内部积灰。 4、需更换熔断器或其他组件时,注意把好验收及检测关,保证机械及电气性能均可靠。 5、加强人员培训,提高旋转整流装置的检修维护水平。 另外,咨询厂家以下事宜: (1)确定旋转整流装置大小修检修项目及具体的测试方法。 (2)确定#3机旋转整流盘下一步的处理方案。(3)
40、配置防凝露的空间加热器,在设备停运时投运,以防空气湿度大时带水冷却器空冷的设备有凝露使绝缘受潮。八、事故责任分析和对事故责任者的处理意见:1、制造厂家设备质量原因是本次事故的主要原因。责任单位:上海汽轮发电机有限责任公司。2、对熔断器、整流组件等部件在电、热、机械应力、污染等多重因素作用下,可能发生的损伤未能有充足的认识。责任部门:检修部。 按厂经济责任制规定:扣发责任部门检修部当月奖金20%,全厂其他部门扣发当月奖金10%。电力生产事故通报2003年第5期华能国际电力股份有限公司安全及生产部 2003年4月8日华能济宁电厂 #3炉水冷壁爆管事故通报按:3月23日,济宁电厂发生一起设备事故。事
41、故造成3炉部分水冷壁管爆破、受损,直接经济损失约贰万三仟元人民币,事故抢修6天。此起事故起因是#3机DCS系统存在的设计、产品质量和功能组态方面比较严重的问题,使#3DPU运行中离线、#23DPU(备用DPU)切为主控后无法正常读取I/O数据,电厂为保发电未及时停机或降负荷,在汽包水位急剧降低时还盲目抢救,造成锅炉严重缺水爆管,反映生产指挥系统执行反措不果断、安全风险意识和保设备意识不强,教训深刻,应引起高度重视。现将华能济宁电厂#3炉水冷壁爆管事故调查报告(摘要)转发给各厂,希望各单位认真学习,举一反三,从事故中吸取教训、总结经验。要求各厂进一步加强对DCS系统的研究和技术管理,加强热工技术
42、监督工作,结合此起事故和1997年秦皇岛热电厂#4炉“12.16”事故报告,认真组织防止电力生产重点事故的二十五项重点要要求的学习和反措的检查、落实工作,切实防止同类事故的重复发生。华能济宁电厂#3炉水冷壁爆管事故调查报告(摘要)一、 设备情况:锅炉型号:HG410/100-1,哈尔滨锅炉厂制造,1976年12月投产,2001年11月大修。二、事故前工况: 事故前电负荷115MW,炉主汽压9.55MPa,炉主汽温537,蒸汽流量410th,给水流量408 th,给水压力13.2MPa,主给水调节门开度43%,旁路给水调节门开度47%(每一条给水管道均能满足100%负荷的供水),甲、乙、丙排粉机
43、挡板开度均在40%左右,汽包水位正常;其它各参数无异常变化。#3炉甲、乙引风机,甲、乙送风机,甲、乙、丙制粉系统运行;丁制粉系统备用。主汽压力自动投入,主、旁路给水管道运行,汽包水位自动投入;一、二级减温自动投入;故障前各设备运行正常,各参数正常,各保护全部投入。三、事故发生和处理情况:3月23日20:10监盘人员发现锅炉除电负荷、各排粉机挡板开度(能调整)显示正常外,其余参数呈现紫色(数值异常),各项操作均不能进行,同时炉侧CRT画面显示各自动已处于解除状态。机侧给水母管压力、#4、5给水泵进、出口压力、蒸汽流量等参数均呈紫色,调自检画面发现#3机#3DPU离线。运行人员联系热工处理,同时借
44、助汽机侧主蒸汽系统CRT画面监视汽温、汽压,监视电接点水位计和水位TV,汽压在9.09.6Mpa波动、汽温在510540波动、水位在+75 -50mm波动,维持运行。 20:15左右热工人员赶到现场首先检查自检画面,发现#3DPU离线、#23DPU主控状态,但#23DPU主控下的I/O点(汽包水位、主汽温、主汽压、给水压力、主汽流量、给水流量、减温水流量等)为坏点,自动控制手操失灵。经过多次检查处理启动后,#3DPU恢复升为主控状态。为确认#3DPU是否正常工作,释放个别不重要的模拟量,发现正常,在恢复其余I/O点时(约21:08)监盘人员发现汽包水位急剧下降,水位由-50mm降至-100mm
45、,就地检查发现旁路给水调节门在关闭状态,手动摇起三次均自动关闭,水位急剧下降,约21:09分#3炉正压并伴有响声,手动紧急停炉。根据#5给水泵电流历史趋势曲线,21:06:19,在3秒时间内给水泵电流由222.2A降低到182.8A,表明旁路给水调节门处于关闭状态,因此缺水时间可能为3分钟左右。停炉后,热工人员对#3、#23DPU重新进行检查,首先关闭#23DPU电源,将原#3DPU中除DOC以外的硬件部分更换到#23DPU中,然后重启成功。再将#23DPU中除DOC以外的硬件部分更换到#25DPU中,重启#25DPU也成功。在此过程中检查发现主机卡中的风扇转动正常,网卡、双机切换卡均未发现问
46、题。最后将#3、#23、#25DPU恢复到发生故障前的状态,分别进行重启,均成功,同时#3、#23DPU可以正常相互切换。四、事故及其扩大原因:(1) DCS系统的一对DPU同时故障是导致事故的起始原因。新华公司技术人员分析认为在#3DPU故障前,#23DPU因硬件故障,已经同I/O总线失去了通讯。当#3DPU离线后,#23DPU也无法读取I/O数据,从而使#3、#23这一对互为冗余的DPU同时无法工作。(2) 锅炉缺水是造成水冷壁爆破的直接原因。由于当时的制粉系统运行工况导致火焰中心偏左,导致左侧水冷壁爆破、受损。(3)旁路给水调门突然关闭且手动操作时不具备电气脱扣功能是造成锅炉缺水的主要原
47、因。根据DPU上电过程中一些参数的突变情况,推测旁路给水调门输出卡(LC-S卡)的指令可能置零,从而导致该门突然关闭。现场试验发现旁路给水调节门的操作机构存在功能缺陷,在手动状态下,不能自动断电,造成运行人员手动三次摇起,自动复零位,造成锅炉失去50%给水流量,引起缺水。五、事故损失情况(少发电量、少送电量、设备损坏情况、直接经济损失、损坏设备修复时间等):事故导致少发电量1576.7万kw.h。经宏观检查,发现炉左墙水冷壁后数第39及71两根水冷壁管爆破,爆口约250-300mm,同时左墙水冷壁管子有水哧痕迹,个别管数有轻微变形现象;经蠕胀测量及测厚、金相分析情况,为确保#3炉将来的正常运行,本次抢修扩大了换管范围,共更换水冷壁管43根,238.7米。直接经济损失2.3万元。损坏设备修复时间:143小时20分钟。六、事故暴露出的问题:本次事故暴露以下问题:(1)没有严格执行25项反措的有关条例,特别是没有针对本厂设备状况制定相应的反事故措施,例如规程中虽然规定了DCS故障的处理方法,但对于承担主要监控功能的DPU故障时可能引起的设备主要参数失控,引发并扩大事故的危险性认识不足。(2)各级人员安全风险意识和保人身、保电网、保设备意识不强,在处理突发事件时措施不果断,致使事故扩大。(3)设计中存在重要保护、调节控制
限制150内