水电厂典型故障与事故处理练习题（精选6篇）
篇1：水电厂典型故障与事故处理练习题
水电厂典型故障与事故处理练习题
一． 填空题：
1.当值值长是事故处理的领导者，他的任务是领导当值值班人员处理事故，指挥参加事故处理的人员，相互配合，处理事故。
2.如果在交接班时发生事故，应暂停交班，交班人员应留在自己的工作岗位上，由接班人员协助处理事故，交接班手续可根据具体情况，双方协商确定。
二． 选择题：
1.调速器控制导叶的开度以改变进入水轮机的流量而实现。
2.正常运行的发电机，在调整有功负荷时，对无功负荷有一定影响。
3.发电厂发生事故时，值长是事故的指挥人。
4.系统震荡时，定子电流表的指针向两侧剧烈摆动。
5.如果发电厂机组失磁引起系统震荡，则发电厂运行人员应不待调度指令，将失磁机组解列。
6.压油槽充气的目的是保证操作中油压平稳。
三． 判断题：
1)发电机定子一点接地时一般出现事故停机。（错）
2)当油管道或液压阀中有空气时，调速器在运行时会发生高频震荡或振动。（对）
3)调度员是发电厂事故处理的直接负责人。（错）
4)电网频率标准是50赫兹，其偏差不得超过±0.5赫兹。（错）
5)为了防止事故扩大，必须进行的紧急操作可以由值班人员先执
行后在汇报值班调度员。（对）
四． 问答题：
1.引起剪断销剪短的主要原因有哪些？
1)导叶间被杂物卡住。
2)导叶开关过快，使剪断销受冲击剪切力面剪断。
3)各导叶连臂尺寸调整不当或锁紧螺母松动。
4)导叶尼龙套吸水膨胀将导叶轴抱的过紧。
2.发电机运行中发生推力冷却水中断信号，如何处理？
1)检查推力冷却水进水阀开度，并调整至适当位置。
2)检查总水压是否正常，若总水压正常，检查减压阀后压力。若减压阀后压力低，应调整至正常。
3)若判断为滤过器杂物堵塞，可手动启动排污装置进行排污，排污应防止水压继续降低，可开启旁通阀供水。
4)同时监视推力轴承温度上升情况，必要时联系调度降低机组负荷运行，并做好事故预想。
5）若供水管路有漏水之处，应设法堵塞使水压恢复正常，无法堵塞和无法保证机组的正常供水应立即停机处理。
6）若各水压正常，管路又无漏水之处，可判定为推力冷却水示流继电器误动。通知检修班组处理。
篇2：水电厂典型故障与事故处理练习题
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日期： 年 月 日
电力技术实用资料（鉴赏2015）
运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理
目 录
一、电厂设备汽机专业常见故障分析与处理
1、汽前泵非驱动端轴承温度高„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„10
2、汽前泵非驱动端轴承烧毁„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„10
3、开式水泵盘根甩水大„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„10
4、IS离心泵振动大、噪音大„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„11
5、单级离心泵不打水或压力低„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„12
6、电前泵非驱动端轴瓦漏油严重„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„12
7、采暖凝结水泵轴承烧毁„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„13
8、磷酸盐加药泵不打药„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„13
9、胶球系统收球率低„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„13
10、胶球泵轴封漏水„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„14
11、氢冷升压泵机械密封泄漏„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„14
12、开式水泵盘根发热„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„15
13、开式水泵轴承发热„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„15
14、采暖补水装置打不出水„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„16
15、低压旁路阀油压低„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„16
16、小机滤油机跑油漏到热源管道上引起管道着火„„„„„„„„„„„„„„„„„„16
17、发电机密封油真空泵温度高„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„17
18、循环水泵出口逆止门液压油站漏油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„17
19、循环水泵出口逆止门液压油站油泵不打油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„18 20、主油箱润滑冷油器内部铜管泄漏„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„18
21、顶轴油油压力低„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„19
22、主油箱MAB206离心式油净化装置投不上 „„„„„„„„„„„„„„„„„„„19
23、汽泵、汽前泵滤网堵塞造成给水流量小„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„20
24、冷段供高辅联箱和四段抽气供小机节流孔板泄漏„„„„„„„„„„„„„„„„„20
25、汽泵入口法兰泄漏„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„21
26、高加正常疏水和事故疏水手动门法兰泄漏„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„21
27、采暖补水装置不进水„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„21
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运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理
14、烟风道系统常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„41
15、离子燃烧器常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„42
16、直流燃烧器与旋流燃烧器常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„42
17、点火枪常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„44
18、送风机及油站常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„44
19、离心式一次风机及油站常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„45 20、引风机及油站常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„46
21、密封风机常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„47
22、磨煤机及油站常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„47
23、给煤机常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„49
24、除灰空压机常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„50
25、冷干机常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„50
26、仪用空压机常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„51
27、空气预热器气动马达运行声音异常故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„52
28、干燥器常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„52
29、负压吸尘器常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„53 30、火检风机常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„53
31、等离子水泵常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„54
32、电动挡板门常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„54
33、气动插板隔绝门常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„55
34、电除尘常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„55
35、除灰MD、AV泵常见故障 „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„56
36、一、二电场除灰系统输灰不畅发生堵灰常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„57
37、三、四、五电场除灰系统输灰不畅发生堵灰常见故障„„„„„„„„„„„„„„58
38、灰库顶切换阀常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„58
39、灰库给料机常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„59 40、灰库搅拌机常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„59
41、细灰库落料伸缩节常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„60
42、灰库气化风机常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„60
43、立式排污水泵常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„61
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23、盘式除铁器故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„76
24、#8皮带犁煤器故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„77
25、排污泵故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„77
26、皮带伸缩装置故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„78
27、多管冲击式除尘器故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„78
28、斗轮机行走变频器故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„79
29、斗轮机回转变频器故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„80 30、6kV开关进退困难„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„80 31、6kV开关不能正常合闸与分闸„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„81
32、引风机油站故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„81
33、变压器油温表故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„81
34、主封母线微正压装置频繁动作„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„82
35、变压器假油位„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„82
36、变压器渗漏油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„83
37、变压器油色谱分析异常„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„83 38、220kV升压站SF6断路器频繁打压„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„84
39、电源接通后，电动机不转，然后熔丝绕断„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„84 40、通电后电动机不转动，有嗡嗡声„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„85
41、电动机过热或冒烟„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„86
42、电动机轴承过热„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„86
43、电动机有不正常的振动和响声„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„87
44、电动机外壳带电„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„87
45、电动机运行时有异常噪声„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„88
四、电厂设备热工专业常见故障分析与处理
1、取样表管堵„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„89
2、温度测点波动„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„89
3、温度测点坏点„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„90
4、吹灰器行程开关不动作或超限位„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„90
5、低加液位开关误动作„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„91
6、石子煤闸板门不动作„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„91
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5、托辊不转、声音异常„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„104
6、清扫器清扫不干净„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„104
7、清扫器声音异常„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„105
8、减速机轴承有不规则或连续声音„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„105
9、减速机齿轮有不规则或连续声音„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„105
10、减速机振动„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„105
11、减速机温度高„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„106
12、减速机输入或输出轴不转„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„106
13、减速箱漏油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„107
14、滚筒轴承有异音、发热„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„107
15、滚筒胶面严重磨损或掉落，造成皮带打滑或跑偏„„„„„„„„„„„„„„„„„107
16、制动器制动架闸瓦不能完全打开„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„108
17、制动器制动时间过长„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„108
18、制动器闸瓦温升高，磨损快，制动轮温升高„„„„„„„„„„„„„„„„„„„108
19、制动器闸瓦磨损快„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„109 20、液力偶合器油温升高„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„109
21、液力偶合器运行时易熔塞喷油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„109
22、液力偶合器运行时漏油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„110
23、液力偶合器停车时漏油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„110
24、液力偶合器启动、停车时有冲击声„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„110
25、液力偶合器噪声大„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„110
26、柱销联轴器声音异常„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„111
27、柱销联轴器驱动失效„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„111
28、落煤筒漏粉„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„111
29、落煤筒堵煤„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„111 30、多管冲击式除尘器压差不正常„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„112
31、多管冲击式除尘器风机振动大„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„112
32、多管冲击式除尘器水箱补不满水„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„113
33、多管冲击式除尘器风机启动时联轴器有异音„„„„„„„„„„„„„„„„„„„113
34、叶轮给煤机挑杆与挡煤板卡死„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„113
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运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理
65、多吸头排污泵渗油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„123 66、供油泵不吸油，压力表与真空表剧烈跳动„„„„„„„„„„„„„„„„„„„123 67、供油泵油泵不吸油，真空度高„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„124 68、供油泵压力计有压力，但油泵仍不上油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„124 69、供油泵流量低于设计要求„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„124 70、供油泵消耗功率过大„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„125 71、供油泵内部声音反常，油泵不上油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„125 72、供油泵振动„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„125 73、供油泵轴承过热„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„126 74、斗轮机液压系统油泵噪音大„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„126 75、斗轮机液压系统工作压力不稳定„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„127 76、斗轮机液压系统油压不足，油量不足，液压缸动作迟缓„„„„„„„„„„„„„127 77、斗轮机臂架升降不均匀，有抖动现象„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„127 78、斗轮机液压系统油路漏油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„128 79、斗轮机轴承声音异常„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„128 80、斗轮机斗轮驱动失效„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„128 81、斗轮机行走机构减速机启动不了„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„128 82、犁式卸料器犁不干净„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„129 83、犁煤器犯卡„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„129 84、犁煤器轴断„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„129
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故障现象：开水泵在运行过程中盘根甩水大，造成轴承室内进水轴承损坏。原因分析：
1）、盘根压兰螺丝松，2）、盘根在安装时压偏未安装到位，盘根安装时未挫开90°，接口在一条直线上。3）、盘根材质太硬将轴套磨损。处理方法：
1）、将盘根压兰螺丝进行均匀紧固，但不能紧固太紧，造成盘根与轴抱死发热。2）、安装盘根时对称均匀地将盘根压入盘根室内，接口必须错开90°以上
3）、将盘根更换为柔韧性发软的盘根（浸油盘根或高水基盘根），有条件的话将盘根改造为注胶盘根。
检修后效果：使用注胶盘根，盘根甩水在每分钟10~20滴，减小泵体的维护检修工作量。防范措施：
1）、盘根应选用耐磨柔韧性比较好的盘根。2）、安装盘根时应正确安装。
4、IS离心泵振动大、噪音大
故障现象：泵体振动大，并且泵体有异音 原因分析：
1）、泵轴与电机轴不同心。2）、泵轴弯曲。
3）、泵体各部件动静摩擦。4）、轴承间隙过大或损坏。
5）、泵转子不平衡。
6）、地脚不牢。
7）、对轮连接梅花垫损坏。
处理方法：
1)、将泵与电机重新找正。2)、将泵轴校正或更换新轴。3)、检查、调整泵内动静间隙。4）、更换或修复轴承。5)、泵转子找动平衡。
1电力技术实用资料（鉴赏2015）
运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理
处理后的效果：油档处无漏油，回油正常。防范措施：
1)、加强巡视，发现油位低，及时检查油档处是否漏油。
2)、加强点检及时检查供油压力是否超出设计压力并加强电泵的滤油工作。3)、提高检修质量。
7、采暖凝结水泵轴承烧毁
故障现象：采暖凝结水泵检修后试运时轴承烧毁
原因分析：检修人员责任心不强在泵体检修后轴承室未加油造成轴承烧毁
防范措施：加强检修检修人员的责任心，加强检修三级验收过程。在设备试运前应全面检查轴承室油位和所有紧固螺栓是否紧好。
8、磷酸盐加药泵不打药
故障分析：磷酸盐加药泵启泵后运转正常，泵体无异音，盘根压兰无泄漏，出口压力为零。原因分析：
1)、泵出口泄压阀未关闭 3)、泵出口安全阀泄漏
2)、泵体体出入口单向阀钢球上和单向阀阀座上有杂物或钢球变形。3)泵体单向阀接合面垫片损坏。处理方法：
1)、将泵出口泄压阀关闭。
2)、检查安全阀阀座和阀芯是否有麻坑和其它缺陷，如有则进行研磨，或更换安全阀。3)、检查单向阀钢球上是否有污垢变形、阀座上有杂质裂纹等，仔细清理钢球和阀座接合面并更换接合面垫片。
防范措施：定期对加药泵入口滤网检修检查清理，发现滤网破损，应及时更换。
9、胶球系统收球率低处理
故障现象：胶球系统投运后收球率不到10%。原因分析：
1)、收球网未关到位。
2)、收球网有缺陷，胶球无法回到收球室。3)、胶球泵出入口门打不开。处理方法：
3电力技术实用资料（鉴赏2015）
运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理
4)、解体检查，测量轴，或校正或更换。5)、解体检查硬更换两端的轴承。6)、更换机械密封密封圈。7)、更换机械密封弹簧。防范措施：
1)、设备检修时应精心检修。2)、认真检查设备，做好事故预想。
12、开式水泵盘根发热
故障现象：开式水水泵盘根运行过程中盘根发热。原因分析： 1)、填料压的过紧。
2)、盘根密封冷却水水量不足。3)、盘根安装不当或材料规格不当。处理方法：
1)、填料不应压的过紧。2)、增大密封冷却水水量。
3)、选用合适的盘根，并进行正确安装。防范措施：
1)、按要求安装盘根。
2)、利用大小修对冷却水管道进行检查。3)、及时维护合发现问题。
13、开式水泵轴承发热 故障现象：泵轴承过热 原因分析：
1)、轴承室内油位过低。2)、轴承间隙不对。3)、泵与电动机中心不好 处理方法：
1)、注油至正常油位。2)、调整轴承间隙。
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2)、滤油机下方没有放置油盘。
3)、滤油机下方热源管道未保温在点检时未发现。防范措施：
1)、加强培训力度，提高员工工作责任心。
2)、滤油前应先检查接口是否绑扎牢固，无问题后在再开滤油机。3)、滤油机下方应放置油盘
4)、应将绑扎的滤油胶管改为带专用接头的滤油管。
5)、加强点检力度，认真检查滤油机下方热源管道保温是否完善。并做好隔离措施。
17、发电机密封油真空泵温度高
故障现象：发电机密封油真空泵在运行过程中泵体温度最大达到85℃。原因分析：
1)、发电机密封油真空泵出入口滤网堵塞 2)、发电机密封油真空泵出口管道堵塞 处理方法：
1)、更换发电机密封油真空泵出入口滤网
2)、检查发电机密封油真空泵出口管道。发现管道排气口在厂房房顶未保温，在出口处管道冻结，造成排气不畅。后在13.7米平台上方用锯弓将管道锯开一斜口，进行临时排气。在小修时将管道并到密封油排油风机入口管道上。处理后的结果：泵体运行正常。防范措施：
1)、在冬季应加强点检工作，发现排气口处有结冰应及时处理。2)、应及时检查密封油真空泵油位，发现油位低应立即补油。
18、循环水泵出口逆止门液压油站漏油处理
故障现象：循环水出口逆止门液压油站阀块有一螺丝死堵漏油严重，造成油箱油位下降，油泵出口压力低。
原因分析：螺丝死堵密封“O”型圈损坏。
处理方法：先用〔20槽钢焊接到阀体上将油缸回座杆档住，使阀门在油站无油压后无法关闭，然后将油泵停运，更换新的“O”型圈。防范措施：
1)、大小修应对液压油站的所有密封“O”型圈进行更换。
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防范措施：
1)、应使用耐腐蚀的氟橡胶密封件。2)、对铜管检漏时应件隔离门关严。3)、工作结束后，将所有法兰紧固均匀。
21、顶轴油油压力低
故障现象：顶轴油系统压力低。原因分析： 1)、顶轴油泵损坏。2)、顶轴油泵出力调整低。3)、油管泄漏。消除方法：
1)、更换新顶轴油泵。
2)、将顶轴油泵出口压力调到合适范围内。3)、查出油管泄漏点，进行补焊处理。防范措施： 1)、加强设备巡检
2)、检修顶轴油泵时，严格按照检修工艺处理。
22、主油箱MAB206离心式油净化装置投不上。
故障现象：主油箱MAB206离心式油净化装置投运后，转动正常。分杂分水效果差 原因分析： 1)、比重环孔径过小 2)、分离温度不对 3)、流量过大
4)、沉淀桶中聚满沉淀物 5)、碟片组间被堵塞
6)、油净化装置出入口门未打开 处理方法：
1)、更换大孔径的比重环 2)、调整分离温度 3)、降低流量
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处理后的效果：运行一年多，一直未泄漏。
防范措施：在机组小修期间，将法兰节流孔板更换为焊接节流孔板。
25、汽泵入口法兰泄漏
故障现象：汽泵入口法兰泄漏严重
原因分析：由于汽泵入口给水管道振动大，在启泵前水锤造成泵入口法兰泄漏 处理方法：先将泵入口法兰螺栓螺栓紧固，然后在泵入口给水管道上加一固定支架。处理后的效果：运行一年多，一直未泄漏。防范措施：
1)、要求运行人员在汽泵前泵前灌水时应先将泵体排空阀打开，开启前置泵入口给水阀门时应逐渐开大，不得一下全开。
2)、加强对给水管道支吊架检查，发现变形，焊口开裂应及时处理
26、高加正常疏水和事故疏水手动门法兰泄漏
故障现象：高加正常疏水和事故疏水手动门法兰漏水严重 处理方法：将高加解裂后将齿形垫片更换为金属缠绕垫片。
防范措施：将所有高加系统法兰垫片都更换为金属缠绕垫片，系统投运后，将法兰进行热紧。紧固法兰螺栓应对角均匀紧固
27、采暖补水装置不进水
故障现象：采暖系统分水联箱压力低，整个采暖系统压力低于0.4MPa，采暖补水装置闪蒸箱安全门动作，溢流管排水口返汽。
原因分析：采暖补水装置闪蒸箱为与水箱为浮球阀隔断，当闪蒸箱水水位高时将不锈钢浮球浮起阀门打开，水位下到一定高度时浮球阀关闭，如果不锈钢浮球有裂纹进水，则浮球无法浮起阀门打不开，水箱内进不了水，采暖系统就不进水，系统压力降低。
处理方法：将采暖补水装置闪蒸箱人孔打开，将不锈钢浮球取出，检查是否进水，并查出裂纹，重新补焊。防范措施：
1)、加强巡视，发现问题及时处理。
2)、在采暖系统轮修时，应全面检查浮球阀进行检查，并将浮球连接杆处进行加固补焊。
28、高加加热管泄漏
故障现象：高加水位“高”、“高－高”报警。水位计指示高 原因分析：
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1)、循环水进水温度高，进出口水温端差小 2）、凝汽器有漏空气地方，密封不好 处理方法：
1)、检查水塔淋水盘水嘴是否有脱落，并安装好。
2)、凝汽器是一个庞大的系统，因此凝汽器检漏是一项工作量非常大的工作，主要是将所有与凝汽器系统接合面（包括法兰、焊口、人孔等）处喷氦气，然后在真空泵排气口处接一测头用仪器测量，如果接合面漏氦气就进入凝汽器内通过真空泵到排气口处，仪器就能显示出来。
在找漏过程中主要按照系统一处一处找。#2机真空低的主要问题是，主汽疏水阀门内漏，将疏水扩容器底部冲刷∮50mm的孔洞。另外机组在施工时在疏水扩容器开一人孔后封闭，由于焊接质量问题，焊缝有200mm长的裂缝，造成真空低，后将孔洞和裂纹进行补焊。
处理后的效果：真空度达到设计要求。防范措施：
1)、加强对主汽疏水门进行点检工作，发现内漏大小修时进行研磨或更换。2)、大小修时疏水扩容器进行测厚检查，发现壁厚减薄则进行更换。
3)、更换与凝汽器相连的法兰垫片和管道，必须将法兰螺栓紧固牢固，管道焊口进行检验。
31、锅炉暖风器疏水至除氧器管道接管座焊口开裂
故障现象：锅炉暖风器疏水到除氧器管道投运后，管道振动大造成管道阀门法兰泄漏，除氧器接管座开裂。原因分析：
1)、锅炉暖风器疏水管道水锤现象严重，造成管道振动大。2)、锅炉暖风器疏水至除氧器接管座材质重在质量问题。处理方法：
1)、在接管座开裂后机组降负荷，将四段抽汽和辅汽供除氧器管道阀门关闭，在泄漏处临时加一套管。在小修时更换接管座。
2)、将锅炉暖风器疏水管道改为用支架加固牢固，在小修时将原碳钢管更换为不锈钢管道，并将法兰门更换为焊接门。
3)、对除氧器其它接管座做金相分析。
处理后的效果：管道振动减少，系统运行稳定。
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原因分析：冬天温度低，由于加硫酸大部分在室外，原施工时管道未加伴管，造成管道内结晶将管道堵塞。
处理方法：将加酸管道加装伴热管。
处理后的效果：系统投运后酸管道一直未出现堵塞现象。
防范措施：冬季应加强对酸管伴热管道点检，发现不热应立即查找原因，并处理。
35、发电机漏氢
故障现象：发电机漏氢量量大，一天需补氢21m3/d, 原因分析：机组正常运行补氢量应小于14 m3/d,补氢量大应是氢气系统有漏点，存在漏点的地方主要是
1)、管道、阀门法兰接合面。2)、阀门盘根压兰处。3)、管道丝扣接口处
4)、密封油排油风机排气口处 5)、氢管道排污阀未关严
处理方法：将所有的法兰、丝扣接口处先用测氢仪测量是否有漏氢，然后用肥皂水喷到法兰合接口处，观察是否有气泡产生就可确认是否漏氢。然后将法兰或接口进行紧固或用胶粘。将系统管道漏点处理完后，最后确认排油风机排气口处也泄漏。说明发电机轴瓦处漏氢只能在机组小修时将发电机轴瓦进行调整。防范措施：
1)、打开氢管道排污门后应及时关闭，并确认关闭牢固。2)、大小修应对所有的接头和法兰及盘根泄漏处进行彻底处理。
36、给水再循环手动门自密封泄漏
故障现象：给水再循环手动门自密封泄漏严重，顺门体门架法兰漏水。原因分析：
1)、阀门自密封垫为钢体密封，质量存在问题，2)、阀门选型不符
处理方法：将系统隔离，系统消压后阀门解体，将自密封取出后发现自密封钢圈已冲刷出沟道，由于无备件，将自密封回装打磨后直接与阀体焊死。待小修时更换其它型号的阀门。检修后的效果：阀门投运一直未漏，效果比较好。防范措施：
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胀口处火焰被吸进去，则说明此根管泄漏。然后用加工好的锥形铜堵将两侧不锈钢管封堵好。并将所有的焊缝进行找漏，有泄漏处则进行补焊。处理后的效果：凝结水水质达到合格水平，安全防范措施：
1)、工作时严格按照安全、技术措施执行，做好隔离通风工作。2)、工作时应有专人监护，工作人数不少于3人。3)、做好防腐层和循环水的化学监督。
39、循环水泵轴承润滑冷却水滤网堵塞
故障现象；在春天季节中循环水泵轴承润滑冷却水滤网堵塞严重，基本上2~3小时就得进行清理。
原因分析：由于春天季节中从水厂供过来的补给水里，含有大量的柳絮，柳絮体积比较大无法通过20目的循环水泵轴承润滑冷却水滤网，造成滤网堵塞，清理工作量大。处理方法：
1)、原轴承润滑冷却水滤网只有两路，在滤网堵塞后，如果清理不及时就会使循环水泵轴承冷却水断水，造成循环水泵轴承烧毁，给机组带来很大的隐患。在小修时根据实际情况又增加了两路润滑冷却水滤网，这样如果有两路润滑冷却水滤网堵塞，则立即将另为两路润滑冷却水滤网阀门打开，就不致于轴承断水。
2)、润滑冷却水滤网堵塞后，应立即将堵塞的滤网更换，然后再将拆下的滤网进行清理。处理后的效果：能保证循环水泵轴承冷却正常用水。防范措施：
1)、加强点检力度，发现滤网堵塞应立即更换滤网。2)、更换下的滤网应及时清理，并备好。40、消防水管法兰泄漏造成跳机
故障现象：发电机励磁变压器旁消防水管道法兰泄漏造成，励磁变压器进水，发电机保护跳机。
原因分析：发电机励磁变压器旁设置有6KV配电室特殊消防水雨淋阀，由于法兰垫片使用胶皮垫，长期使用老化，造成泄漏跑水。
处理方法：将法兰垫片更换为金属缠绕垫片，并将发电机励磁变压器旁的所有消防水法兰作带压堵漏预防性卡具。防范措施：
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1)、使用质量过关的垫片。2)、清理结合面，使其平整、光滑。3)、螺栓对角紧时，紧力要合适。防范措施：
检修阀门时，应严格执行工艺标准。
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（2）电动机故障。（3）枪管烧变形或卡涩。（4）阀芯与阀座结合面损坏。
（4）吹灰器内管，提升阀密封填料损坏。（5）吹灰器入口法兰石墨金属缠绕垫失效损坏。处理方法：
（1）联系电热人员检查控制系统及膨胀电源线是否拉卡在设备上。
（2）吹灰器外枪管炉内部分烧弯曲变形迅速就地手动或用手动摇把退出，如枪管脱离滑动轴承支架应重新调整并校正枪管，如枪管变形严重应更换新的。
（3）隔绝单项系统后检修提升阀，用专用工具对提升阀进行拆卸并对阀芯与阀座进行研磨检修，如阀芯或阀座损坏严重及进行更换。
（4）隔绝单项系统后对内管密封填料进行更换，注意填料压盖螺栓适度拧紧。（5）重新更换法兰密封垫片。防范措施：
（1）严格检修工艺。
（2）加强点检，及时发现问题及时处理。
3、短吹灰器常见故障
吹灰器的是吹扫锅炉受热面集灰，保持受热面清洁的，以提高传热效果，保证锅炉热效率，防止受热面结焦的设备。故障现象：
（1）吹灰器启动失败及吹灰器不自退。（2）吹灰器内漏。
（3）吹灰器内管密封处漏汽严重，提升阀提升杆处漏水。（4）吹灰器入口蒸汽法兰漏汽。原因分析：
（1）控制部分故障。（2）电动机故障。
（3）螺旋管滑道，凸轮损坏卡涩。（4）阀芯与阀座结合面损坏。
（4）吹灰器内管，提升阀密封填料损坏。
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（4）阀门检修时，认真检查阀芯、阀座结合面损坏情况，根据检查制定检修方案。（5）阀门研磨过程中，严格按照检修文件包进行，选用合适的研磨工具。
（6）系统能隔绝重新更换相同规格的阀门，系统无法隔绝采用待压堵漏的方法进行修补。防范措施：
（1）严格检修工艺。
（2）加强点检，及时发现问题及时处理。
5、高压气动阀门常见故障 见汽机高压气动阀门常见故障。
6、暖风器管道常见故障
暖风器在冬季可以保持一、二风机入口温度为规定的环境温度（设计25℃）保护空气预热器前后温差和正常经济运行。故障现象：（1）管道振动。（2）支吊架松动。（3）法兰漏水。
（4）暖风器换热管冻，暖风器无法正常投运。原因分析：
（1）汽水两相流动。（2）支吊架拉杆螺栓松动。
（3）管道振动连接螺栓松，法兰漏水。
（4）系统操作不当，造成暖风器疏水不畅在暖风器内部冻住。处理方法：
（1）运行人员进一步调整暖风器供汽阀门开度。
（2）重新加装支吊架（滑动支架、固定支架），保证管道有一定的坡度。（3）重新拧紧拉杆连接螺栓并加装锁紧螺母点焊牢固。
（4）为了保证暖风器运行，在一次风机吸入口用劈柴和柴油点火，保证火焰全部吸入风道内部，可以烤化疏水。二次风入口由于与地面高度相距太远，需搭架子高度在6米以上用劈柴和柴油点火，保证火焰全部吸入风道内部，可以疏通冻住的疏水。防范措施：
（1）进入冬季加强点检，发现问题及时处理。
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（3）管子发生泄漏。（4）管排磨损。（5）管排变形。
（6）管子发生蠕胀现象。原因分析：
（1）烟速过低。吹灰失灵。管子有泄漏。
（2）由于积灰，吹灰蒸汽温度低，尾部烟道漏风，给水品质不合格造成内壁腐蚀，外壁腐蚀。
（3）厂家焊口质量不佳，管子磨损及内外壁腐蚀，管子焊口附近应力集中，管材有缺陷造成泄漏。
（4）管排排列不均形成烟气走廊，尾部烟道后墙防磨板损坏，烟气流速过高，管夹子松动发生碰撞，吹灰不当。
（5）管排支架或活动连接块损坏或脱落，造成管排变形。
（6）运行中严重超温使管子过热，蒸汽品质有问题使管子内壁有大量的结垢，换管时管材不对。管内有异物造成管子蠕胀。
（7）各人孔门、看火孔关闭不严造成漏风，管子鳍片没有密封焊严。处理方法：
（1）适当提高烟速，检查吹灰器使其正常运行工作，杜绝受热面管子的泄漏。（2）清除积灰，加强吹灰，提高蒸汽温度，消除尾部烟道不严造成的漏风，提高汽水品质，长期停炉时应做好充氮保护。
（3）在焊接质量方面，采取有效的措施防止腐蚀和外壁磨损，消除管子的附加应力，换新管子时应进行光谱分析，保证不错用管子并不准使用有缺陷的材料。换管时确保无异物落入管子中，新管必须通球，保证吹灰蒸汽温度，加强吹灰管疏水。
（4）校正管排，消除烟气走廊，修复防磨护板，调整烟气流速，减少对迎风面管子的冲刷，调整、修理管夹自装置，使其牢固。
（5）检查恢复已损坏的支架和固定连接板，恢复开焊或脱落的活动连接块，按时吹灰。（6）保证各人孔门关闭严密，所有管子鳍片都应密封焊。（7）利用临修、小修对受热面进行全面检查。（8）提高检修人员检修素质，严格检修工艺。
9、水冷壁管排泄漏常见故障
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（3）保证焊接质量，采取有效措施防止腐蚀和外壁磨损，消除管子的附加应力，换新管应做光谱分析，保证不用错管子，并不准使用有缺陷的材料。换管时确保无异物落入管子中，新管子必须通球，防止炉膛上部结焦，保证吹灰蒸汽温度，加强吹灰管的疏水。（4）校正管排，消除烟气走廊修复修防磨护板，调整烟气流速，减少对迎风面管子的冲刷，调整、修理管夹自装置，使其牢固，适当吹灰。校正弯曲的管子，消除管子与管子之间的碰装和摩擦。
（5）按设计要求合理配煤。适当调整喷燃器摆动角度。加强炉膛吹灰，经常检查使炉膛各门孔关闭严密。修后炉膛出口受热面管排平整。
（6）检查恢复已损坏的支架和固定连接板，恢复开焊或脱落的活动连接块，按时吹灰，防止管排结焦，校正已变形的管排。
（7）严格运行操作，不使蒸汽超温，严格控制汽水品质，换新管时严把质量关，保证不错用管材，换管时防止异物落入管中，所换管子必须进行通球。
（8）保证各门孔关闭严密，内护板按设计要求安装焊接。所有管子鳍片都应有密封焊接。及时焊补各膨胀节，确保严密。防范措施：
（1）利用大小修按照防磨、防爆计划对受热面进行全面、仔细的检查。（2）提高检修人员检修素质，严格检修工艺。（3）制定应急预案，发现问题及时解决。
10、省煤器管排泄漏常见故障
省煤器是利用排烟余热加热给水，降低排烟温度，节省燃料。经过省煤器的给水提高了温度，降低了给水与汽包的温差，可以减少汽包的热应力，改善汽包的工作条件。故障现象：（1）管排积灰。
（2）管子内壁结垢、外壁腐蚀。（3）管子泄漏。（4）管排变形。
（5）管子发生蠕胀现象。（6）漏风。
（7）防磨罩损坏或脱落。（8）管子磨损。
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（1）利用临修、小修对受热面进行仔细检查。（2）严格检修工艺。
11、云母水位计常见故障
云母水位计是运行人员监护汽包水位的重要测量装置，通过观察水位可以有效的帮助运行人员进行操作，保证机组安全经济的运行，防止发生汽包烧干锅或汽包满水事故的发生。故障现象：（1）云母片泄漏。（2）云母片不清晰。原因分析：
（1）汽包水位计超期运行，造成云母片老化或表体变形，形成泄漏。（2）汽包水位计在运行中多次冲洗，使云母片减薄，形成泄漏。
（3）汽包水位计长期运行，汽包内水质差，水位计云母板内有结垢现象，使光线无法透过。
（4）紧固水位计云母板时，紧力过大或不均匀使石墨垫片呲开，造成光线无法透过。处理方法：
（1）如运行中处理，隔绝系统并拆下外罩充分冷却24小时，降低水位计螺栓与螺母热应力。
（2）汽包水位计应定期检修，在机组临修、小修中应及时更换云母片，避免应超期运行，造成老化。
（3）认真检查表体，发现云母板紧固螺栓和螺母有蠕胀超标或损坏现象时，应及时更换。发现表体有严重变形或沟道应更换水位计。
（4）汽包水位计更换云母板时，应选用透光率好的云母板，避免使用茶色的云母板。（5）紧固水位计云母板压盖螺栓时，用力要适中，各个螺栓的紧力要一致。（6）定期调整水位计后彩色玻璃为合适位置。防范措施：
（1）加强云母水位计检修工艺的培训，提高职工的检修水平。（2）加强点检，出现问题及时处理。
12、中央空调系统常见故障
中央空调系统在电厂运行中启到重要的作用，在夏季和冬季保证控制室电气设备正常
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（4）弹簧支吊螺杆没有调整。处理方法：
（1）弹簧加载螺栓松，需要重新调整。
（2）重新调整弹簧加载螺栓，保持压盖保持水平并上下动作灵活。（3）重新制作弹簧标记块并安装好。
（4）重新调整弹簧支吊架，保持螺杆长度合适。防范措施：
（1）加强点检，出现问题及时处理。
（2）利用临修、小修对弹簧支吊架重新进行调整。（3）提高员工检修工艺培训，严格检修工艺。
14、烟风道系统常见故障
烟风道系统由送、引、一次风及风道、烟道、烟囱及其附件组成的通风系统。烟风系统的作用是送风机、一次风机克服送风流程（包括空气预热器、风道、挡板、支撑）的阻力，将空预器加热的空气送至炉膛及制粉系统，以满足燃烧和干燥燃料的需要。通过引风机克服烟气流程（包括受热面、电除尘、烟道支撑、挡板等）的阻力，将烟气送入烟囱，排入大气。烟风系统可以根据设计需要保持炉膛的适当的压力。故障现象：
（1）人孔门漏风、灰。
（2）风道内支撑迎风面磨损严重。（3）档板门操作卡涩。轴头漏灰。原因分析：
（1）人孔门端盖钢板强度不够。密封垫损坏。螺栓强度不够。（2）煤中含灰量大。空气、烟气流速太高。（3）挡板门与风道两侧膨胀卡涩。
（4）挡板门轴头填料盒强度不够，密封调料材料少，质量差。处理方法：
（1）更换厚钢板，用石棉绳和水玻璃重新制作垫片。更换强度高的连接螺栓。（2）适当调整空气、烟气流速。对磨损严重的支撑进行更换，对磨损轻微的做好修补。（3）利用临修、小修传动挡板，切去影响的挡板。
（4）利用临修、小修重新更换轴头端盖并填加耐高温、耐磨的填料环。
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流，喷口都是狭长形。
旋流燃烧器是利用其能使气流产生旋转的导向结构，使出口气流成为旋转射流，托电二期锅炉为轴向叶轮式旋流燃烧器，前后三层对冲燃烧。燃烧器有一根中心管，管中可插油枪。中心管外是一次风环通道，最外圈是二次风环形通道。这种燃烧器对锅炉负荷变化的适应性好，并能适应不同性质的燃料的燃烧要求，且其结构尺寸较小，对大容量锅炉的设计布置位置较为方便。故障现象：
（1）炉膛燃烧吊焦。
（2）燃烧器入口插板门漏粉。（3）燃烧器出口浓向分流板磨损严重。（4）燃烧器外壳有裂纹。原因分析：
（1）没有按设计煤种供应燃料，造成燃料中灰分的ST温度过低，炉膛热负荷过高，炉膛出口烟道截面太小，喷燃器调整不当，炉膛门孔关闭不严，墙式吹灰器失灵，炉膛出口受热面管排不平整，造成受热面结焦。
（2）火焰中心偏向#1角，阻塞了喷口面积，使#1角阻力增大，发生结渣。（3）插板门安装不合适。法兰连接螺栓松动。（4）一次风流速过高。（5）燃烧器材料与设计不符。处理方法：
（1）严格按照设计煤种要求合理配煤。适当调整喷燃器摆动角度。加强炉膛吹灰，经常检查使炉膛各门孔关闭严密。修后炉膛出口受热面管排平整。（2）检查#1角燃烧器角度是否与其它三个角一致。（3）运行中测量各台磨风速，调整到合适的流量。
（4）利用临修、小修传动燃烧器入口二次风各挡板门是否开度一致。
（5）利用临修、小修重新调整插板门安装位置并对法兰连接螺栓重新进行热紧。（6）利用临修、小修重新更换浓向分流板。
（5）用补焊钢板的方法对有裂纹的燃烧器外壳进行加固。防范措施：
（1）加强点检，发现问题及时分析并做响应的调整。
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（2）液压调节头油管接头损坏。（3）轴承箱内部测点有松动。（4）风机轴承箱油管有损坏。（5）消音器与暖风器安装位置不对。处理方法：
（1）利用临修，拆下轴承箱整个转子，更换轴封骨架密封。（2）紧固液压调节头油管接头。（3）联系热工紧固轴承箱内部测点螺栓。（4）更换损坏的轴承箱油管。
（5）利用小修重新更换消音器与暖风器前后位置。防范措施：
（1）加强点检，发现问题及时处理。
（2）提高职工的检修工艺培训，严格检修质量。（3）定期检查油位和油取样工作。
（4）利用临修、小修对送风机进行全面、仔细的检查。
19、离心式一次风机及油站常见故障 故障现象：
（1）一次风机周期性振动超标。（2）电机润滑油站润滑油乳化。
（3）电机润滑#1油泵启动后系统压力不足联启#2油泵。（4）一次风机入口有异音 原因分析：
（1）叶轮轴向密封环铜条损坏。入口调节挡板门开度不一致。暖风器、消音器间距小造成吸风量不足。
（2）油冷却器端盖螺栓松油水连通。
（3）#1油泵出口阀门内弹簧卡涩，动作失灵。（4）消音器与暖风器安装位置不对。处理方法：
（1）利用临修，更换新的铜密封环，联系热工重新传动入口调节门，保持两侧开度一致。（2）检查并处理两侧调节挡板们执行机构，保持一致。
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运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理
（1）加强点检，发现问题及时处理。
（2）提高职工的检修工艺培训，严格检修质量。（3）定期检查油位和油取样工作。
（4）利用临修、小修对引风机进行全面、仔细的检查。
21、密封风机常见故障 故障现象：
（1）密封风机振动超标。（2）轴承箱轴封漏油。（3）滤网报警。原因分析：
（1）风机低部支撑框架强度不够。（2）风机轴承损坏。（3）轴承箱润滑油变质。（4）轴承轴封（毛毡）失效。（5）电机、风机地脚螺栓松动。（6）滤网堵。处理方法：
（1）在风机底座钢梁上重新加固横梁。（2）重新更换新的轴承。
（3）进一步调整轴承端盖膨胀间隙，保证轴承良好运行。（4）定期更换轴承箱润滑油及轴封毛毡。（5）检查电机及风机外壳地脚螺栓。（6）清理密封风机入口滤网。防范措施：
（1）加强点检，发现问题及时处理。
（2）提高职工的检修工艺培训，严格检修质量。（3）定期检查油位和油取样工作。
（4）利用临修、小修对密封风机进行全面、仔细的检查。
22、磨煤机及油站常见故障 故障现象：
7电力技术实用资料（鉴赏2015）
运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理
（8）重新调整喷嘴环通流截面。重新调整磨辊加载螺栓，保持受力均匀。适当提高一次风量。
（9）定期清理或更换磨煤机密封风滤网。防范措施：
（1）利用临修、小修对磨煤机内部进行彻底的检查。（2）加强点检，出现问题及时处理。
（3）提高职工的检修工艺的培训，严格检修工艺的质量。（4）利用临修、小修对磨煤机进行全面、仔细的检查。
23、给煤机常见故障 故障现象：
（1）给煤机皮带卡涩，给煤机跳。（2）给煤机驱动马达及减速箱振动大。（3）给煤机轴承有异音（4）给煤机皮带损坏。（5）清扫链连接销磨损严重。（6）清扫电机损坏。原因分析：
（1）原煤斗有大块煤、木头、耐磨陶瓷砖卡涩给煤机。（2）给煤机驱动滚筒上的缓冲销松动。（3）轴承不定期补油造成轴承进粉损坏。（4）给煤机皮带长时间运行磨损。（5）清扫链伸长磨损连接销。（6）清扫电机骨架密封损坏。处理方法：
（1）通知输煤专业人员加强巡检，发现大煤块、木头等不合格物及时进行清理。（2）更换驱动滚筒缓冲销。
（3）更换轴承及轴护套，检查润滑脂油管是否畅通。（4）定期调整给煤机皮带，保持张紧滚筒在中间位置。
篇3：水电厂典型故障与事故处理练习题
1 一次风机的技术规范
某电厂一次风机的技术规范如表1所示。
2 一次风机失速的原因
当2台一次风机并列运行时, 其出力和调节特性存在一定差别。同时, 增减风机动叶开度时, 出力偏低的风机会受到排挤, 进而造成失速;当一次风机的出口压力与风量不匹配时 (风量偏小、风压偏高时) , 出力偏低的风机会受到排挤, 进而造成失速;当锅炉的工况变化较大时, 尤其是低负荷发生磨煤机跳闸时, 磨通风量的变化瞬间增大, 一次风母管中的压力快速升至与一次风机出口相同的压力, 且2台一次风机的调节特性存在差别, 导致出现抢风现象, 出力偏低的风机会受到排挤, 进而造成失速;当1台一次风机的出口压力无法克服系统阻力时, 该一次风机会出现失速现象;当风机管道阻力增大, 特别是风机入口存在滤网堵塞、暖风器堵塞、空预器堵塞等情况时, 风机的压头会升高, 如果此时风量较低, 则会出现失速现象。
3 防止一次风机失速的措施
正常运行中, 应常监视2台并列风机的电流、风压, 并使电流、风压保持一致, 从而确保出力平衡 (动叶开度一致并不能表明出力一致, 应结合电流、出口风压与出口流量综合比较, 以合理设置动叶偏置) 。此外, 还应监视风机电流、出口风压、风道压力和空预进、出口的压力、差压, 当发现阻力增加时, 应及时汇报, 必要时应降低负荷, 并及时检修、清理阻力较大的烟风道, 且在空预中有堵灰迹象时, 应及时使用主汽汽源连续吹灰。
应坚持定期吹灰, 防止烟道阻力产生变化, 进而引起风机失速。运行中, 应常检查风机调节装置的开度和现场动作情况, 防止因调节装置卡涩而引起风机不出力或出力不足, 进而引起失速。如果一台一次风机无法投入自动, 则另一台一次风机应采用手动控制, 以防止2台一次风机出现较大的出力偏差。在运行人员手动停磨前, 应依次关闭热风调节门、冷风调门, 减磨煤机通风操作应缓慢进行。在停止磨煤机后, 应检查混合风隔绝门是否关闭。
机组在正常运行时, 如果发现风机两侧电流的偏差在10~20 A之间, 则表明存在抢风现象, 应及时调整风量, 保持两侧风机电流、风压一致;如果发现风机调节装置均开至较大位置, 两侧电流的偏差在>50 A, 且风压波动较小, 则表明风机已失速, 应及时降低两侧风机的出力, 直至风机恢复正常运行。
当发生抢风时, 应降低未失速风机的出力, 逐步增大失速风机的出力。当2台风机的电流接近时, 应缓慢操作, 防止出力较小的风机突然出力, 并适当调整, 以使2台风机的电流和风压基本相同, 从而防止引起压力的大幅波动。当风机失速时, 应将失速风机的调节装置调整到未失速前的开度位置, 并缓慢降低未失速风机的出力, 必要时可申请降低负荷。在处理风机失速或抢风问题时, 应在LCD上调节回路盘上的增减按钮。采用直接输入指令时, 核对清楚后, 才能输入指令。
一次风压在正常运行中的参考值为:1台磨煤机运行时, 可保持风压处于6~7 k Pa;2台磨煤机同时运行时, 可保持风压处于7~8 k Pa;3台磨煤机同时运行时, 可保持风压处于8~9 k Pa;4台磨煤机同时运行时, 且负荷在400 MW以下时, 可保持风压处于8.5~9.5 k Pa;5台磨煤机同时运行时, 可保持风压处于10~11 k Pa。应重点注意的是, 一次风机出口风压和风量的匹配问题。运行中, 应注意控制以下风机工况点不越线: (1) 一次风机的总风量为300 t/h、一次风机出口的压力不超过10 k Pa; (2) 一次风机的总风量为400 t/h、一次风机出口的压力不超过11.5 k Pa; (3) 一次风机的总风量为500 t/h、一次风机出口的压力不超过13 k Pa。
当遇到大雪、大雾或大风天气时, 应注意加强对风机入口滤网的检查, 发现滤网结霜、结冰或存在异物时, 应及时清除。如果无法清除, 则应联系点检处理。
4 一次风机动调头卡涩的原因
一次风机动调头卡涩常引起的故障有叶片不动作、调节臂脱落等。如果液压油的压力正常, 则是因调节轴承失效、调节轴与拉叉连接失效或旋转油封失效引发的故障, 导致调节机构机械部分卡涩, 进而使动叶无法动作;如果液压油的压力不正常, 则是因液压缸卡涩、液压缸的泄油量过大、调节阀芯卡涩、油管路不畅、调节盘卡涩或叶片轴承失效而导致调节机构液压部分和轮毂内部叶片转动机构故障, 进而使叶片无法动作;如果在机构正常工作时出现叶片不动作, 且调节臂未脱离、液压油不正常, 则是因拉叉与调节轴完全失去连接而导致调节轴和旋转轴封无力矩传递, 阀芯在弹簧的作用下使叶片开度达到最大, 进而造成液压油憋压;如果出现动叶动作缓慢 (滞后于执行机构) , 且在调节过程中调节臂脱离, 则是因溢流阀失效、液压缸泄漏或调节油压设置过低或调节力矩而造成动叶无法动作。
5 一次风机动调头故障的现象
一次风机动调头故障主要表现为以下6方面: (1) 一次风机动叶的实际开度与指令不一致; (2) 一次风机动叶DCS画面开度指示与现场情况不一致; (3) 一次风机的出力与DCS画面开度不匹配; (4) 2台一次风机无法并列运行, 故障的一次风机出力可能较大或不出力; (5) 故障的一次风机动叶失控, 动叶开关指令发出后风机的出力没有变化或风机的出力大幅摆动, 无法稳定控制; (6) 风机液压油站压力油回油视窗或泄漏油视窗的油流量非正常增大。
6 故障处理
6.1 人员安排
设置1人专门监视调整制粉系统、机组控制系统和机组的整体指挥工作;设置1人专门监视调整风烟系统, 以加强对故障风机的监视力度;设置1人专门监视汽包水位和汽温的调整工作。此外, 副值应到现场检查风机的运行情况;值长应做好组织协调工作和相关的调度工作。
6.2 具体操作流程
在锅炉正常燃烧时, 如果发现一次风机失速且不出力, 则应保持故障风机的运行指令不变, 同时, 不要对故障风机的动叶进行试验或调整;如果一次风机的母管压力较低, 则应及时停运顶层制粉系统, 降低机组负荷, 以维持一次风机母管的压力, 并根据锅炉的燃烧情况投入等离子和油枪助燃或适当增加正常一次风机的出力。此外, 还应关闭故障风机的出口挡板, 关闭后停运故障风机, 开启一次风联络挡板, 以隔离故障一次风机。
当发现一次风机动调头失控时, 应及时检查一次风机系统。如果没有发生抢风现象, 则应及时将风机动叶控制方式切换为手动控制, 并保持指令不变, 同时, 不要调整或试验动叶;如果已经发生抢风现象, 且锅炉燃烧正常、故障风机达到满出力, 则应及时将故障风机动叶控制方式切换为手动控制, 并保持故障风机的运行指令不变, 同时, 不要对故障风机的动叶进行试验和调整。如果母管的压力较低, 则应从顶层制粉系统开始, 依次停运制粉系统。为了保证一次风机的总风量, 可开启备用磨煤机通风。依次停运制粉系统时, 应调整备用磨煤机的通风量, 并保持一次风机母管的压力和一次风机的总风量不变。制粉系统全部停运后, 停运故障一次风机, 关闭故障一次风机出口的电动挡板, 开启一次风联络挡板隔离故障一次风机。此时, 应增加正常一次风机的出力, 及时启动制粉系统, 重新增加机组负荷直至恢复正常运行。
如果风机发生故障, 且锅炉发生灭火, 则应及时关闭故障风机出口的电动挡板, 开启一次风联络挡板隔离故障一次风机, 之后按照正常机组的启动方式执行。
7 故障处理中的注意事项
在机组操作中, 必须仔细、谨慎, 应缓慢停运和启动制粉系统, 减少对燃烧的大幅扰动。一次风机母管的压力降低后, 停运顶层制粉系统提高一次风压力时, 应注意一次风机母管的压力应保持在6.0~8.0 k Pa之间。磨煤机风煤比失常时, 应及时调整给煤机的煤量, 从而保证制粉系统正常运行。
应及时将机组控制方式切换为机跟随定压运行, 尽可能地减少汽包压力变动对汽包水位的影响。应加强对汽包水位、炉膛负压的监视和调整。当发现风机动调头故障后, 不要调整运行中的动调头, 应切换为手动控制, 并保持指令不变即可。出现危及机组设备安全运行的情况时, 不需要请示, 应立即采取相应的处理, 以保证机组的安全。
8 结束语
一次风机在电站锅炉的燃烧系统中起着决定性的作用, 无论是一次风压波动, 还是一次风机跳闸, 都容易引起锅炉灭火, 进而造成机组非计划停运, 这对电厂的经济、安全运行造成了极大的威胁。同时, 一次风机故障极易引起锅炉积粉, 进而导致锅炉爆燃。大型机组的非计划停运会对电网产生很大的冲击, 进而引起电网故障。因此, 一次风机对电厂的运行非常重要, 一定要做好一次风机的故障分析和事故处理措施。
摘要：一次风机在电厂中的作用十分重要。在一次风机发生故障时, 极易引起燃烧, 直接威胁着大型火力发电厂的安全。因此, 为了保证锅炉的稳定运行和机组的安全运行, 在生产过程中应做好一次风机的正常维护、典型故障分析和紧急故障处理, 保证机组在一次风机故障的情况下安全降负荷运行, 进而降低发电机的非停次数。
关键词：发电厂,一次风机,应急处理,锅炉
参考文献
[1]林邦春, 余洋.轴流风机动叶调节机构常见故障诊断[J].热力发电, 2013 (08) .
篇4：水电厂典型故障与事故处理练习题
【关键词】电力变压器；故障的处理
1.变压器常见故障分析
根据有关变压器故障的资料并进行分析的结果表明，尽管老化趋势及使用不同，故障的基本原因仍然相同。多种因素都可能影响到绝缘材料的预期寿命，负责电气设备操作的人员应给予细致地考虑。这些因素包括：误操作、振动、高温、雷电或涌流、过负荷、三相负载不平衡、对控制设备的维护不够、清洁不良、对闲置设备的维护不够、不恰当的润滑以及误用等。
1.1线路涌流
线路涌流（或称线路干扰）在导致变压器故障的所有因素中被列为首位。这一类中包括由误操作、变压器解并列、有载调压分接头拉弧等原因引起的操作过电压、电压峰值、线路故障/闪络以及其他输配方面的异常现象。这类起因在变压器故障中占有绝大部分的比例。
1.2绝缘老化
在过去的10年中在造成故障的起因中，绝缘老化列在第二位。由于绝缘老化的因素，变压器的平均寿命仅有17.8年，大大低于预期为35～40年的寿命。在1983年，发生故障时变压器的平均寿命为20年。
1.3受潮
受潮这一类别包括由洪水、管道渗漏、顶盖渗漏、水分沿套管或配件侵入油箱以及绝缘油中存在水分。
1.4维护不良
保养不够被列为第四位导致变压器故障的因素。这一类包括未装变压器的保护装置或安装的不正确、冷却剂泄漏、污垢淤积以及腐蚀。
1.5过载
这一类包括了确定是由过负荷导致的故障，仅指那些长期处于超过铭牌功率工作状态下小马拉大车的变压器。过负荷经常会发生在发电厂或用电部门持续缓慢提升负荷的情况下。最终造成变压器超负荷运行，过高的温度导致了绝缘的过早老化。当变压器的绝缘纸板老化后，绝缘纸绝缘强度降低。因此，外部故障的冲击力就可能导致绝缘破损，进而发生故障。
1.6雷击
雷电波看来比以往的研究要少，这是因为改变了对起因的分类方法。现在，除非明确属于雷击事故，一般的冲击故障均被列为“线路涌流”。
1.7三相负载不平衡
由于三相负载不平衡所引起某相长期过载，而使该相温度偏高进而使绝缘老化，产生匝间短路或相间短路。
1.8连接松动
连接松动也可以包括在维护不足一类中，但是有足够的数据可将其独立列出，因此与以往的研究也有所不同。这一类包括了在电气连接方面的制造工艺以及保养情况，其中的一个问题就是不同性质金属之间不当的配合，尽管这种现象近几年来有所减少。另一个问题就是螺栓连接间的紧固不恰当。
2.典型故障的处理方法
（1）变压器受潮的处理方法，变压器绝缘状况的优劣和安全运行水平将直接影响整个电力系统的供电可靠性。我们在进行预防性试验中，着重检测与变压器是否受潮有关的几项数据，如绝缘电阻、吸收比、极化指数、介质损耗、绕组泄漏电流、油中微水分析等。当我们通过一定的技术手段，检测到变压器的绝缘降低本体受潮时，可采用离线和在线2种方法处理变压器受潮。
离线处理变压器干燥的基本方法是：加热升温和排潮，根据变压器容量大小和结构形式的不同而决定，现场进行变压器干燥时加热升温的方法，可采用油箱铁损或短路铁损及热油喷淋方法进行。排潮方法分为抽真空和不抽真空2种。但离线干燥处理易受现场条件限制，往往难以实施，停电时间较长，也易造成变压器绝缘的非正常老化。
在线处理变压器受潮的方法是：利用变压器正常运行时产生的空载损耗和负载损耗作为变压器干燥处理的发热源，变压器绝缘纸中的水分逐步渗透到变压器油中，利用在线滤油装置除去变压器油中的水分，然后变压器油通过进口过滤器进入真空容器内，利用真空压力喷嘴作用将变压器油喷出（真空容器内，绝对真空度应控制在1500Pa左右），借用压力喷嘴喷出油膜中的气体和水蒸气转移到空气中的作用，从而完成绝缘油的脱气和脱水过程。净化后的油收集在容器底部，并经过滤芯过滤后重新注入变压器。操作过程中，应在回油过滤器的下部装设一个容器及相应的阀门，用来检测和排出气泡，以防止气体进入变压器。在线变压器本体受潮的处理方法，具有停电时间短、加热均匀、不易造成变压器绝缘损伤等特点，在安全措施充分到位的情况下，可以避免被处理变压器的瓦斯保护误动作。
（2）变压器油质变坏的处理方法，变压器中的油由于长时间使用而没有更换，其中漏进了雨水和浸入了一些潮气，再加上其中的油温经常过热，这就容易造成油质的变坏。而油质变坏则导致变压器的绝缘性能受到了很大的影响，这种情况就非常容易引起变压器的故障产生。如果是新近投运的变压器，它的油色会呈浅黄色，在使用一段时间以后，油色将会变成浅红色。而如果发现油色开始变黑，这种情况下为了防止外壳与绕组之间或线圈绕组间发生电流击穿，就要立刻进行取样化验。经化验后，若油质合格则继续使用，若不合格就对绝缘油进行过滤和再生处理，让油质达到合格要求和再进行使用。
3.总结
篇5：水电厂典型故障与事故处理练习题
1、取样表管堵
托电在磨煤机、空预器等部位的压力、差压采用了导压管直接取样，取样表管堵塞的故障经常出现。故障现象：表现为压力无变化、差压升高、开关不动作、压力升高、差压降低等。故障原因： 1)设计缺陷：托电一期在设计中就没有取样管吹扫装置，造成取样管经常性被煤粉或灰堵塞。二期虽然设计了取样管吹扫装置，但一直未正常投用。发现这一问题后，经于热工室相关人员联系投用相关吹扫装置，未得到认可，主要担心吹扫装置投用时和投用后会影响到设备的运行工况。2)没有缓冲罐：设计中没有在取样口部位设置缓冲罐。3)吹扫不彻底：托电一期磨煤机的取样设计为一个取样口带多个设备，如压力、差压、开关等，吹扫时限于工况、时间、措施等原因，没有彻底将所有取样管线全部吹扫干净，遗留了隐患 处理方法：吹扫
处理效果：二期设备现在的办法是设备出现问题后，先吹扫，之后将吹扫装置投用，投用吹扫装置后，吹扫次数明显减少。遇小修或大修时，将所有取样管彻底吹扫后，将所有取样吹扫装置投用，相信会有很大的改善。一期限于设备的限制，现在只是出现问题立即吹扫，已经提出改造计划，希望能彻底解决这一问题。
2、温度测点波动
事故现象：测点表现为无规则波动 事故原因： 1)就地设备接线松动。2)接线盒接线松动。处理方法： 1)查找松动处。2)重新紧固。3)螺丝无法紧固的立即更换。
处理效果：螺丝松动的原因一是安装调试时没有紧固良好，另外由于没有使用防松动垫圈，机组长期振动较大造成。已经提计划采购防松动垫圈，逐步更换，争取最大程度减少这类事故。
3、温度测点坏点
事故现象：测点指示最小或最大，成为坏点 事故原因： 1)就地设备接线松动。2)接线盒接线松动。3)就地设备接线短路。4)接线盒接线短路。5)温度元件短路，元件已损坏。6)温度元件断路，元件已损坏。处理方法： 1)测量温度元件阻值。2)检查就地接线。3)检查接线盒接线。4)更换温度元件。5)紧固或更换螺丝。
处理效果：对于重复损坏的元件，采取更换取样地点、更换特殊保护套管。松动处紧固后，表现良好。
4、吹灰器行程开关
故障现象：吹灰器不动作、超限位 故障原因： 1)行程开关不动作：由于机械犯卡，造成开关不动作。开关本身损坏，造成不动作。机械限位超限，开关无法自动复位，造成不动作。2)行程开关位置设置不好：位置设置靠前或靠后，吹灰器行进到位后无法停止，继续行走，造成吹灰器脱位，需重新设置限位。3)线路故障：线路虚接或松动，造成开关不动作或误动作。处理方法： 1)检查开关：开关有无卡涩、动作是否灵活、准确。2)位置检查：手动运行吹灰器，观察行程是否到位、是否超限。重新合理、正确设置开关位置。3)线路检查：检查线路连接是否有松动现象，紧固接线端子，更换螺丝等必要的附件。
处理效果：吹灰器的主要问题就表现在行程开关上，只要对行程开关认真、仔细的重新设定，热工部分可以保证处于良好的运行工况。
5、二期低加液位开关
故障现象：开关经常性误动作 故障原因： 1)设计问题：二期低加液位开关设计的安装位置离设备太远，需经较长的连通管路。首先，响应时间有滞后。其次，低加的温度较高，较长的连通管路对保温要求较高。设计时没有考虑管路内气体排放的问题，管路有几处上下弯管。2)施工问题：施工时未严格按要求施工，管路布置为水平状。3)气体影响：由于上述两种原因，造成取样桶内及取样管内气体无法排放而堆积，取样桶及取样管内温度较高，从而造成液位波动，而使开关误动作。处理方法：二期设备自运行以来，低加液位开关经常出现问题，未实施改造前，只有强制联锁，避免造成由于开关的误动作而造成更严重的后果。后于临修期间，先后对三号、四号机组的低加取样进行了改造。将原取样管的多处折弯处全部改为直管段，并严格按照标准施工，避免管内积留气体。处理效果：改造后，经一周时间的观察，运行效果良好，解除联锁强制，正常投用。投用后至今，运行良好。
6、一期石子煤闸板门 故障现象：闸板门不动作 故障原因： 1)门体犯卡。2)开关反馈故障：由于石子煤所处环境恶劣，开关机械部分进灰，造成开关卡涩，无法正确动作。开关本体进灰，造成开关无法正确动作。开关本身故障，造成开关不动作或误动作。3)就地按钮（转换开关）故障：由于长期振动，就地按钮（转换开关）出现松动，运行人员不通知维护人员，强行操作，造成开关损坏。按钮（转换开关）本身故障，造成开关不动作或误动作。处理方法： a)通知机务人员处理门体犯卡问题。b)检查、清理开关：检查开关动作是否良好，是否进灰，动作反馈是否正确。c)检查就地按钮（转换开关）：检查就地按钮（转换开关）是否松动，动作是否良好，是否正确，紧固就地按钮（转换开关）。处理效果：处理效果良好。一方面使用质量好的按钮（转换开关），并加强巡检力度与频次，做到此类事故防患于未然。另外，定期清理行程开关的积灰，做好预防措施。
7、二期石子煤闸板门 故障现象：闸板门不动作 故障原因： 1)门体犯卡。2)开关反馈故障：由于环境温度较高，加之开关质量不好，造成开关内部动作部件（塑料制品）经常损毁。由于石子煤所处环境恶劣，开关机械部分进灰，造成开关卡涩，无法正确动作。开关本体进灰，造成开关无法正确动作。开关本身故障，造成开关不动作或误动作。3)就地按钮（转换开关）故障：由于长期振动，就地按钮（转换开关）出现松动，运行人员不通知维护人员，强行操作，造成开关损坏。按钮（转换开关）本身故障，造成开关不动作或误动作。处理方法： 1)通知机务人员处理门体犯卡问题。2)检查、清理开关：更换质量较好的开关。检查开关动作是否良好，是否进灰，动作反馈是否正确。3)检查就地按钮（转换开关）：检查就地按钮（转换开关）是否松动，动作是否良好，是否正确，紧固就地按钮（转换开关）。
处理效果：处理效果良好。一方面使用质量好的按钮（转换开关），并加强巡检力度与频次，做到此类事故防患于未然。另外，定期清理行程开关的积灰，做好预防措施。开关自身出现问题及时更换质量较好的开关。
8、磨煤机出口闸板门反馈故障
故障现象：磨煤机出口闸板门反馈不对或门无法动作 故障原因： 1)开关反馈故障：由于所处环境恶劣，开关机械部分进灰，造成开关卡涩，无法正确动作。开关本体进灰，造成开关无法正确动作。开关本身故障，造成开关不动作或误动作。2)由于开关的反馈不到位，造成程序无法正确的执行，如该打开时关到位的信号却没有回来，反馈不对造成门无法动作。
处理方法：检查、清理开关：更换质量较好的开关。检查开关动作是否良好，是否进灰，动作反馈是否正确。
处理效果：处理效果良好。加强巡检力度与频次，做到此类事故防患于未然，定期清理行程开关的积灰，做好预防措施。开关自身出现问题及时更换质量较好的开关。
9、磨煤机密封风门反馈故障
故障现象：磨煤机密封风门反馈不对或门无法动作 故障原因： 1)开关反馈故障：由于所处环境恶劣，开关机械部分进灰，造成开关卡涩，无法正确动作。开关本体进灰，造成开关无法正确动作。开关本身故障，造成开关不动作或误动作。2)由于开关的反馈不到位，造成程序无法正确的执行，如该打开时关到位的信号却没有回来，反馈不对造成门无法动作。
处理方法：检查、清理开关：更换质量较好的开关。检查开关动作是否良好，是否进灰，动作反馈是否正确。
处理效果：处理效果良好。加强巡检力度与频次，做到此类事故防患于未然，定期清理行程开关的积灰，做好预防措施。开关自身出现问题及时更换质量较好的开关。
10、点火枪、油枪故障
故障现象：点火枪、油枪故障反馈不对或无法动作 故障原因： 1)电磁阀故障：由于所处环境恶劣，电磁阀内部进灰，造成动作不到位，电磁阀串气、漏气，使得点火枪、油枪动作不到位或不动作。2)开关反馈故障：由于所处环境恶劣，开关机械部分进灰，造成开关卡涩，无法正确动作。开关本体进灰，造成开关无法正确动作。开关本身故障，造成开关不动作或误动作。3)由于开关的反馈不到位，造成程序无法正确的执行，如该打开时关到位的信号却没有回来，反馈不对造成门无法动作。处理方法： 1)检查清理电磁阀：手动试运，观察电磁阀是否动作，动作是否良好。若电磁阀有问题，拆开电磁阀进行清理、润滑、回装。更换新电磁阀。2)检查、清理开关：更换质量较好的开关。检查开关动作是否良好，是否进灰，动作反馈是否正确。
处理效果：处理效果良好。加强巡检力度与频次，做到此类事故防患于未然，定期清理电磁阀和行程开关的积灰，做好预防措施。电磁阀和开关自身出现问题及时更换质量较好的电磁阀和开关。
11、炉管泄漏报警
故障现象：炉管泄漏经常误报警
故障原因：设备质量不稳定造成。该设备运行极不稳定，其电子部分的灵敏度难于掌握，在说明书上没有明确表达，咨询厂家也没有具体的方案和标准。处理方法： 1)使用厂家配套的检测设备，对二次表进行检查。2)调整二次表的灵敏度。3)使用别的一次元件替换实验。4)使用别的二次元件替换实验。5)更换一次或二次元件。
处理效果：效果不是非常好，有重复故障的出现。已经联系厂家前来处理。
12、炉管泄漏堵灰报警
故障现象：炉管泄漏堵灰经常报警
故障原因：检测管确实堵灰，造成报警出现。堵灰的原因是该检测装置配有定期吹扫装置，但运行人员却不使用该装置，造成检测管堵灰。处理方法： 1)拆下一次元件。2)捅开灰。3)回装。4)检查是否报警。
处理效果：全是应急方法，未从根本上解决问题。
13、烟风系统风门挡板反馈
故障现象：烟风系统风门挡板反馈不对或挡板无法动作 故障原因： 1)门体犯卡：此原因占此类故障的大多数。2)开关反馈故障：由于所处环境恶劣，开关机械部分进灰，造成开关卡涩，无法正确动作。开关本体进灰，造成开关无法正确动作。开关本身故障，造成开关不动作或误动作。3)由于开关的反馈不到位，造成程序无法正确的执行，如该打开时关到位的信号却没有回来，反馈不对造成门无法动作。处理方法： 1)通知机务人员处理。2)检查、清理开关：检查开关动作是否良好，是否进灰，动作反馈是否正确。处理效果：加强巡检力度与频次，做到此类事故防患于未然，定期清理行程开关的积灰，做好预防措施。开关自身出现问题及时更换质量较好的开关。
14、压力变送器指示不准
故障现象：压力指示偏高或偏低 故障原因： 1)变送器零点漂移。2)变送器渗漏。处理方法： 1)关闭二次门。2)使用手操器检查变送器的零点。3)调整变送器零点。4)检查有无渗漏。
处理效果：变送器零点漂移属于正常现象，处理完成后效果较好。少数时候属于变送器外部问题，如渗漏造成，处理后效果良好。
15、就地压力表
故障现象：压力表指示不准、损坏 故障原因： 1)质量问题：一些就地表计选择厂家不好，仪表质量较差，造成损坏。2)选型不当：就地表计量程选择不当，量程选择较小，仪表波动极易造成损坏。泵体出口处应选择耐振型就地表，却选用普通压力表，造成损坏 3)安装问题：波动较大的地方，没有加装阻尼器，造成仪表损坏。处理方法： 1)拆回校验。2)检查修理。3)更换新表。4)增加阻尼器。处理效果：处理效果良好，基本没有发生重复性故障。限于设备运行工况的影响，以及备品备件的制约，无法全面的根除。
16、化学水转子流量计
故障现象：流量指示不准、无指示
故障原因：该流量计采用波轮式转子，由于测量管内被测液体较脏，液体内的塑料、生料带等细小而柔软的物品缠绕在波轮上面，造成波轮转动不灵活或不转动，甚至造成波轮的损坏，从而影响测量的准确性，或者造成设备的损坏。处理方法： 1)拆下转子。2)清理波轮。3)更换转子。4)回装转子。
处理效果：受运行工况的影响，无法彻底根除此类故障。已经提出改造计划，将现有流量计更换为非接触式的流量计（超声波流量计）。
17、化学水气动门
故障现象：反馈不对或门不动作 故障原因： 1)质量问题：该气动门的反馈开关选用的是微动开关，质量不过关，由于本身的问题，造成开关反馈不对。2)固定方式问题：该微动开关固定只有对角的两个螺丝，而气动门开关的力量较大，时间一长造成开关移位，无法正确反馈。处理方法： 1)检查开关动作情况是否良好。2)检查开关动作是否正确。3)更换开关。4)重新紧固开关。
处理效果：对于松动的开关，紧固后效果良好。损坏的开关，更换新的开关后，重新调整固定位置，效果良好。
18、氢站减压阀
故障现象：减压阀漏气或气动门动作不良好 故障原因： 1)气体腐蚀：氢站所处环境中，含有大量腐蚀性气体，对减压阀的密封圈的腐蚀较大，长时间的腐蚀造成密封圈损坏，造成减压阀泄漏。泄漏严重时造成气动门动作不良好。2)减压阀质量问题。处理方法： 1)拆开减压阀。2)更换垫圈、密封圈。3)紧固、回装。4)更换减压阀。
处理效果：建议全部更换为高耐腐蚀型减压阀。
19、：一期化学水空压机
故障现象：排气温度高报警经常出现 故障原因： 1)机务问题：未按时更换滤网、油脂。2)原件问题：测温元件采用热电阻，出现国一次因为元件损坏而发生报警的问题。处理方法： 1)通知机务人员处理。2)报警确认、消除。3)重新启动。
处理效果：受备品备件不足的影响，经常做重复性工作。20、二期化学水流量计
故障现象：流量计指示不准 故障原因： 1)安装问题：该流量计选用rosemount公司的皮托管流量计，安装时未进行良好、准确的校验，导致所有表计在运行后先后反映出测量不准的现象。2)零点漂移：使用一段时间后出现零点漂移，造成仪表测量不准。处理方法： 1)拆回。2)重新校验。3)使用手操器归零。4)回装。
21、汽车采样
故障现象：经常报警而无法使用 故障原因： 1)原设计的汽车采样是用来抽样检查，现在托电实际的使用方式为每一个送煤车都要采样，造成设备长时间的超负荷运转。2)碎煤块清理不及时：采样系统有余煤回放的功能设计，在余煤回放的过程中，一些碎煤块落在设备和平台上面，由于清理不及时造成堆积，影响设备的正常运行。处理方法： 1)清理夹杂在设备间的碎煤块。2)确认报警、复位系统。3)重新启动。
22、伸缩头
故障现象：伸缩头不动作或脱轨 故障原因： 1)接近开关失灵：长期振动引起开关固定锁母松动，造成开关离接触片脱出有效距离。2)接近开关损坏：卫生清理人员野蛮操作，用水直接冲洗接近开关，长时间的野蛮操作造成开关内部损毁。3)控制箱内故障：环境潮湿，控制箱密封性不好，加之卫生清理人员用水直接冲洗控制箱，造成按钮、转换开关的内部短路，以及控制箱内部的短路，损毁设备并造成设备无法正常运行或出现脱轨现象。处理方法： 1)重新固定接近开关。2)检查接近开关的动作情况。3)检查按钮、转换开关的动作情况和绝缘情况。4)检查控制箱内部的绝缘情况。5)更换接近开关、按钮、转换开关等部件。
处理效果：如果不解决冲洗的问题，现在所做的工作只是临时救急。
23、多管除尘器进水球阀
故障现象：球阀不动作或长时间进水不停 故障原因： 1)球阀犯卡：由于除尘器所用的水是二次净化后水，水质较差，球阀经常性被杂物卡涩。2)球阀位置齿轮或电机损毁：球阀犯卡不严重时，阀体还可勉强动作，但力矩加大，又由于位置齿轮为塑料制品，长时间使用造成齿轮损毁或电机烧毁。3)控制箱进水：控制箱密封性不好，加之卫生清理人员用水直接冲洗控制箱，造成按钮、转换开关的内部短路，以及控制箱内部的短路，损毁设备并造成设备无法正常运行。处理方法： 1)通知机务人员处理。2)检查按钮、转换开关。3)更换按钮、转换开关。4)更换位置齿轮或电机。5)试运。
处理效果：由于水质的问题无法解决，所以提出改造方案，增加入口滤网，电动门改型，待改造后彻底解决此类问题。
24、多管除尘器推杆
故障现象：不动作或误动作 故障原因： 1)机务犯卡：机械卡涩造成不动作。2)虚假液位：煤泥堆积，造成虚假液位，使得推杆误动作。处理方法： 1)通知机务人员处理。2)拆开液位计。3)清理煤泥、液位计。4)回装、试运。
处理效果：已经提出改造方案。
25、输煤煤仓间排污泵
故障现象：液位高时不启动 故障原因： 1)液位浮飘损毁：有浮飘自然损毁，也有浮飘被卷入排污泵而损毁。2)控制箱进水：控制箱密封性不好，加之卫生清理人员用水直接冲洗控制箱，造成按钮、转换开关的内部短路，以及控制箱内部的短路，损毁设备并造成设备无法正常运行。处理方法： 1)更换浮飘。2)检查按钮、转换开关的动作情况和绝缘情况。3)检查控制箱内部的绝缘情况。4)更换按钮、转换开关等部件。
26、除灰电磁阀
故障现象：电磁阀不动作
故障原因：除灰系统的电除尘装置采用了许多电磁阀参与控制，除灰系统是克莱得公司的产品，电磁阀采用海隆公司的产品。该系统中，电磁阀控制气动门启停之后，去到泵体密封隔膜处，再返回到压力开关作为系统正常与否的反馈信号。实际运行中由于泵体密封隔膜除经常破损，导致大量的灰进入气路系统，造成电磁阀失灵和损毁。处理方法： 1)拆除电磁阀。2)清理、修复。3)更换电磁阀。4)吹扫管路和相关气路。5)回装、试运。
处理效果：清理、修复、更换电磁阀都不是彻底解决问题的办法，已经提出改造方案，彻底解决这类问题。
27、除灰冷干机
故障现象：发冷凝温度或蒸发温度报警造成停机 故障原因： 1)温度实际低：由于机器本身的问题造成冷凝温度和蒸发温度实际偏低。2)温变故障：温度变送器本身质量不过关，损毁后造成误发报警。处理方法： 1)通知机务人员、协调厂家。2)校验温变。3)更换温变。4)报警复位、重新启机。
处理效果：多次联系厂家前来，厂家也没有好的解决办法。
28、灰库雷达料位计
故障现象：料位计指示无变化或偏低 故障原因： 1)雷达料位计的信号缆绳接触到料位计安装保护套管上，造成信号无变化。2)雷达料位计的信号缆绳由于灰的流动而偏移、弯曲严重，造成指示偏低。处理方法： 1)将料位计拔出。2)重新施放。3)投用、观察。
处理效果：原设计中并未强调信号缆绳必须固定，经实际使用应该加以固定，待小修有机会放空灰库时加以固定，以彻底解决此问题。
29、渣水系统液位计
故障现象：液位计无指示或指示最大
故障原因：该系统的液位计选用妙声力的超声波液位计，该液位计运行比较稳定可靠。由于所测量的液位池内蒸汽很大，长时间对液位计进行熏蒸，造成液位计失灵。
处理方法： 1)拆除液位计。2)对液位计进行烘干、晾制。3)回装、试运。
处理效果：发现该问题后我们对液位计的安装方式进行了改进，减少蒸汽对其的直接熏蒸，效果非常明显。30、感温电缆
故障现象：感温误报警
故障原因：施工人员作业时，不文明施工，踩坏感温电缆，造成感温电缆短路。处理方法：更换感温电缆 处理效果：良好
31、烟感探测器
故障现象：误报警或上位机不识别 故障原因： 1)灰尘过大造成烟感误报警。2)蒸汽过大造成烟感误报警。3)烟感因进水而腐蚀。4)地址码丢失。5)底座与烟感接触不良 处理方法： 1)处理灰尘源。2)处理蒸汽源。3)更换烟感。
篇6：大屯发电厂典型事故案例1
大屯发电厂典型事故案例汇编 第一部分 电气专业事故案例
一、35KV二号母线失电事故
一、事故时间：
2002年3月2日2：22至2002年3月2日2：25
二、事故经过：
事故发生前按正常运行方式运行，#
1、#2机组负荷为54MW，#2发变组正常运行，35KV二号母线正常向两矿供电。2：22，主控室灯光暗一暗又亮，事故喇叭响，#2主变压器三侧开关（#2发电机开关，312开关，702开关）、#2支线电抗器开关、6KV二段常用开关、#2厂变6KV开关及400V常用开关均跳闸，“掉牌未复归”光字牌亮。#0厂变6KV开关、400V二段备用开关自合成功，此时，35KV二号母线失电，龙东、姚桥的线路失电。2：23合上300开关，35KV二号母线恢复供电，汇报调度。35KV二号母线失电时间为1分多钟。2：24，通知运行班组检查各自设备，电运检查为#2主变差动保护动作。3：00，经检修人员检查后，#2主变差动保护动作原因是#2主变差动保护C相两引线柱间胶木被弧光击穿，继电器短路，引起差动保护动作。
三、原因分析：
1、#2机组运行时间长，各设备都普遍老化；
2、差动继电器使用时间长，绝缘相对薄弱；
3、该继电器在正常运行时的电压为直流±220V，绝缘降低时易 1 造成接点间正负电源拉弧；
4、根据现行的继电器检查维护方法和工艺操作规程，无法检查或检测继电器绝缘降低情况。
四、防范措施：
1、加强培训，增强事故处理能力，缩短事故处理时间；
2、改进检测工艺，增强继电器绝缘测量手段。
二、中心区110KV变电站35KV T336、T337开关跳闸事故
一、事故经过：
2002年3月4日10时45分，中心区110KV变电站T337开关过流跳闸，重合不成功；当把负荷转移到另一条线路时，T336开关也因过流跳闸，且重合不成功，造成孔庄矿全矿停电五分钟。当值电力调度员在听取变电所值班人员汇报后，于10时49分下达了解除重合闸装置、强送T336开关的指令，强送电成功。
二、事故原因分析：
2002年3月4日上午线路特巡未发现异常，且线路投运后正常，可排除因线路的原因而跳闸。为了进一步查清跳闸原因，3月5日会同厂家技术服务人员对开关做停电测试，我们换上备用保护装置，让厂家服务人员将原装置带到厂里打印故障录波（因现场无打印设备）,并于3月11日将故障录波技术数据反馈。录波信息显示：当时T337保护启动电流为A相7.21安，B相6.79安，C相7.34安，折算到35KV电流最大值为440A，超过过流定值400A，经971毫秒后电流三段（过流）保护动作，开关跳闸，经1789毫秒后重合闸动 2 作，1977毫秒后电流加速段也动作，启动电流A相8.06安，B相11.7安，C相12.23安，折算到35KV电流最大值为734A，从而开关又跳闸，重合不成功。T336因开关跳闸后做了检查校验，故障录波被覆盖。从运行数据分析，在3月4日跳闸前T336线路空载，由运行日志查出T337所带负荷有270安，当有大电机启动电流或其它尖峰电流叠加到负荷电流上并超过整定值时，过流动作，当把337线路负荷移动到336线路时也造成因过流而跳闸。
从T341开关在3月2日带空载线路跳闸，保护装置发出“接地选跳开入错”信息来分析，该型号保护装置有误动的可能性，厂家维修人员也承认该型号微机保护装置配置的是1.02版本软件，在稳定性、可靠性方面有欠缺。现厂家已免费将该软件升级到1.4版本。所以，从这方面来分析，T336、T337装置有误动的可能性。
3月5日11时52分，孔庄矿主井变电站值班员向电力调度汇报，孔庄B337开关跳闸，在全矿停电一分钟后强送成功。此时110KV变电站T336开关在做计划小修试校验，336线路处于检修状态。在得知孔庄B337开关跳闸停电后，T336即停止工作，恢复线路供电。事后经过外围调查认为，开关有“偷跳”的可能性，同时也不完全排除人为因素所致。孔庄B337开关跳闸时我检修人员正在现场进行B342开关的小修试校验。
通过以上综合分析，可基本确定：
1、T337、T336开关为正常过电流保护；
2、保护装置稳定性差造成误动；
3、B337开关有“偷跳”的可能性；
4、B337开关跳闸也不排除有人为因素所致的可能性。
三、防范措施：
1、根据孔庄矿目前实际负荷情况，3月20日已将T336、T337原流变更换成600/5，并对定值进行调整；
2、要求孔庄矿改变其现行单台主变运行方式，将两台主变分列运行；
3、加强同厂家技术部门的联系，确保保护装置可靠稳定运行；
4、尽快落实计划，在110KV站内配置一组故障录波打印装置，使故障原因能及时确认；
5、吸取这次事故教训，防止其它保护装置发生类似事故，及时掌握负荷变化，及时调整定值，满足用户的需要，确保安全供电；
6.加强对检修人员的技术培训、安全教育，增强责任心，做到严谨细致，确保供电安全。
三、大屯矿区南网供电系统两次失电事故
一、事故名称：110KV中心变失电系统事故
二、事故时间：
第一次事故时间：2002年12月1日4：30至4：39 第二次事故时间：2002年12月1日7：22至7：40
三、事故前的情况：
1、天气情况：大雾
2、事故前的运行工况：
⑴发电厂运行工况：发电厂#
1、#
2、#3机组正常运行，发电厂 4 110KV系统和电网联接，110KV两母线并列运行；发电厂由母线通过791、792两条线路向110KV中心变母线供电。
⑵110KV中心变运行工况：110KV中心变#
1、#2主变运行，110KV高压侧并列运行（母联开关115处在合闸位置，）35KV低压侧分列运行；低压侧母线向孔庄矿及中心区供电，另外热电分厂#4机组向低压侧供电。
⑶热电分厂运行工况：热电分厂#4机组正常运行，一抽对外供热，#5机组检修，热电分厂通过391、392与中心变35KV低压侧联接供电。
四、事故经过及处理情况：
2002年12月1日4：30，发电厂电气控制室事故喇叭响，大中791开关手柄闪光，791开关保护动作。4：31分，792开关保护动作。发电厂值班人员进行事故处理。4：30分，110KV中心变T791开关光字牌 “微机信号动作”等灯亮，110KV变电所T791开关未动作。4：31分T792开关动作，791、792线路供电中断，中心变负荷全部由热电分厂承担。4：30分热电分厂控制室事故照明亮，查看负荷时，发现周波降到45Hz以下。热电分厂电话联系调度要求限电，无法接通。4：35分#4机组被拖垮，热电分厂全厂停电。中心变全所失电，孔庄矿停电。事故后调阅微机保护记录，记录显示：线路791、792均为高频、零序保护动作，故障点分别为7.38 KM、9.19KM。经各方检查，4：39分强送791开关成功，110KV变电所恢复供电，792线路因两侧开关均跳、动作，且原因不明，所以未送电，作冷备用。4：42分热电分厂厂用电恢复。7：20热电分厂#4 5 机组通过391、392线路恢复向110KV变电所35KV低压侧供电。12月1日7：22分791开关保护再次动作。T791开关又没有动作，110KV中心变全所再次失电，孔庄矿停电。7：25分热电分厂#4机组再次被拖垮，厂用电再次消失。电力调度员调度拉开T791开关，合T792开关，7：40分792线路恢复供电，110KV中心变恢复正常运行。7：41分热电分厂通过392恢复厂用电，启动#4机组。11：40#4机组正常。
五、事故原因、损失及影响情况：
1、事故原因：791线路35号杆B相绝缘子破损，有放电痕迹。此处绝缘子污染严重，在大雾天气下发生雾闪。经检查，未发现792线路有确切故障点。T791、792保护动作不正确是保护极性接反所致，导致了事故扩大，波及到热电分厂，并使热电分厂对外供汽中断。
2、主要影响：孔庄矿停电、对外供热中断。
六、事故暴露出的问题： 1、791线路长期未定期检修，绝缘子污染严重，在大雾时发生了雾闪；
2、在事故状态下110KV中心变运行方式无法满足安全运行需要；
3、T791、T792线路微机保护动作不正确，使事故扩大；
4、事故处理时，热电分厂在周波降到45Hz以下时未及时采取有效措施保厂用电，使事故进一步扩大；
5、有关人员技术、经验不足，事故发生后没有及时恢复生产。
七、防止事故的对策：
1、定期检修线路，确保绝缘子不积灰；
2、系统运行方式应考虑事故状态下的安全供电方案；
3、应认真维护线路保护，定期测试，确保其动作正确； 4、110KV中心变35KV用户应安装低周解列保护，在周波下降时，确保重要用户及热电分厂不被拖垮；
5、应加强规程学习，提高事故处理能力，确保系统安全运行；
6、应定期组织调度、热电分厂、发电厂进行系统反事故演习，确保供电网络系统安全稳定可靠供电；
7、发电厂应重新明确在事故情况下对各用电户的拉闸限电顺序及所限负荷量，防止事故扩大，便于事故处理；
8、事故处理时应加强相互联系，确保事故处理及时、高效。
四、“4.17”停电事故
一、事故名称：4.17停电事故
二、事故等级：一般电网事故
事故类别：设备事故
三、事故起止时间：
2003年4月17日9时17分至9时51分
四、事故前的情况：
1、天气情况：4月17日雷电、大风、大雨
2、电厂运行方式：电厂#
1、#2机组运行正常。
五、事故经过及处理情况：
4月17日9时，天气突变，开始打雷下雨。
9：17电厂主控室警铃响，发电机表计摆动。#
1、#2机强励动作，“掉牌未复归”“Ⅱ消弧线圈动作”，电气检查为35KV二号母线A相接地。9：19，35KV控制屏警笛响，302线路开关连续两次过电流跳闸，重合成功。9：21，301线路开关过流跳闸三次，重合成功两次，最后一次重合不成功；304线路开关连续两次过流、跳闸，重合成功；电厂主变312开关过流跳闸；电厂35KV二号母线失电；龙东站、姚桥站、姚桥东风井、西风井失电；电厂紧急进行事故处理。9：23第一次强送母联300开关，合闸不成功，接着又强送一次，合闸成功，开始向35KV二号母线供电。电厂现场检查发现301、300、312开关A、C两相油色发黑，并且301开关C相冒烟，302、304开关三相油色发黑。9：33解除301、302、304开关重合闸。9：38，309线路开关电流延时速断保护动作，跳闸，重合成功，现场检查发现三相油色发黑。9：39母联300开关电流延时速断保护动作，开关跳闸，电厂35KV二号母线失电。9：40拉开35KV二号母线所有开关（302、303、304、305、309）。9：49强送#2主变312开关成功，向35KV二号母线供电。9：50试送303（姚桥站）开关成功、试送304（龙东）开关成功。9：51试送305（姚桥东风井）开关成功。其他开关（301、302、309）因状况不好未能送电。事故处理中有#
1、#2机强励动作掉牌，#2主变35KV复合电压闭锁过流掉牌；姚桥西风井从龙东经过332线路倒送电成功；因情况紧急，母联开关300、线路开关301、302、309等依次进行抢修。
六、事故损失：
事故抢修材料费：供电抢修线路及变电站材料费3500元；电厂线路开关抢修材料费12400元，共计15900元。
七、事故原因分析：
事故发生后，集团公司领导及机电处领导分别到有关事故地点察看情况，并对事故的分析处理提出要求。电业分公司领导及有关人员立即着手对事故进行调查分析，对有关线路及设备进行检查，在查阅相关资料的基础上，根据事故现象、系统设备的损坏程度，经过多次认真细致的调查分析，认为造成这次事故的主要原因是： 1、302线路开关跳闸原因：
9：17在雷雨时，雷击过电压和电动力使302线路A相断线，线路和大地接触，电厂电气主控室发出“35KVⅡ号母线A相接地”信号。2分钟后（9：19），不间断的雷击又将302线路的B相击断，线路断落并随风摆动，发生间断性的接地，造成302线路A相、B相接地短路，使过流保护动作、跳闸。重合闸动作又使开关合闸（因两相接地均是不完全接地，其接地电阻此时随环境情况变化，故重合动作，能合闸成功，但此时302线路只有C相送至姚桥站，故设备启动不了）。2、301线路开关、304线路开关、电厂主变312开关跳闸原因： 9：21不间断的雷击又分别造成姚桥西风井35KV变电站35KV母线G3511、G3521的B、C相支持瓷瓶随雨水（瓷瓶表面有轻微污渍）对构架闪络放电，使两相接地短路，龙东35KV变电站#2主变三相进线穿墙瓷瓶随雨水对构架闪络放电，从而分别造成301开关3次跳闸，重合闸2次，最后一次重合不成功；304线路开关连续跳 9 闸2次，重合闸2次，均成功。在301、302、304线路开关接连发生故障跳闸的过程中，其故障电流重叠及持续时间均已达到电厂主变312开关保护整定值，在三条线路开关跳闸中，312开关也动作跳闸，电厂35KV二号母线失电。龙东站、姚桥站、姚桥东风井、西风井失电。3、309线路开关跳闸原因：
9：23强送合上电厂35KV母联300开关，通过35KV二号母线向302、303、304、305、309线路供电。9：38龙东35KV变电站K309（309线路进线开关）三相支持瓷瓶又因雷击过电压（其接地网严重腐蚀，使雷电能量释放延缓，引起过电压）随雨水闪络放电，接地短路，使309开关保护动作，跳闸，重合闸成功。
4、母联300开关跳闸原因：
雷击过电压，部分35KV线路及设备多次故障跳闸、重合又运行，造成多处绝缘损伤、降低。这些绝缘降低处在雨水中还有轻微的放电，放电电流随时间在变化，但均未达到各自线路开关保护动作的整定值，但放电电流和负荷电流的叠加反映到母联300开关上，其电流峰值及持续时间在9：39到了其保护整定值，造成母联300开关动作跳闸。
5、雷雨造成部分设备雷击过电流放电的原因：
未严格按规范对变电站接地网进行试验、检查并提出更换建议。由于变电站接地网严重锈蚀，造成雷击能量释放时间延缓，电压升高，再加上这些设备绝缘上存在薄弱点，从而使设备对构架放电、短路或损伤。6、302线路两相断线掉在地上时间过长的原因：
由于当时故障点多、范围大，电力调度忙于事故跳闸及线路的恢复工作，再加上各变电站未及时汇报发生的情况，电厂值长只能通知302开关已重合成功，未发现其他异常，故电力调度未及时停用在事后才知道存在断线故障的302线路。
7、姚桥西风井变电站停电140分钟后才恢复送电的原因： ⑴向姚桥西风井供电的第一条线路301因跳闸次数已达3次，开关内油已变黑，且C相有喷油现象，如再强送，因开关灭弧能力下降会有开关爆炸的危险；⑵向姚桥西风井供电的第二条线路是302线路，因线路断线未对其供电；⑶向姚桥西风井供电的第三条线路是332线路，它通过电厂304开关线路送龙东35KV变电站，再由其二号母线接出送至姚桥西风井，此线路是在停电140分钟后送电的，其原因为：332线路是长期热备用，此线路的保护在姚桥西风井处，如反向送电则线路无保护，如有故障，将会造成304线路保护动作，再次造成龙东矿及三河尖矿全矿失电。而且当时304线路已故障跳闸两次，开关现状不好，如再次故障跳闸，此开关将不能再送，后果将更加严重。因此当时未盲目送电，而是采取先将304线路上的负荷调整至基本正常，等天气情况稍有好转后再送电的方案，所以恢复时间较长。
8、线路保护动作情况： 1、301线路开关动作3次，保护动作类型：电流延时速断保护； 2、302线路开关动作2次，保护动作类型：过电流保护； 3、304线路开关动作2次，保护动作类型：电流延时速断保护； 4、309线路开关动作1次，保护动作类型：电流延时速断保护； 5、300线路开关动作2次，保护动作类型：电流延时速断保护； 6、312开关动作3次，保护动作类型：#2主变35KV复合电压闭锁方向过流。
八、事故防范措施：
1、立即对矿区变电站直流系统进行彻底检查，要求各单位尽快将直流系统整改为免维护蓄电池直流系统，以确保事故处理的快速性；
2、将电厂35 KV开关全部更换为真空开关；
3、有针对性地对各工种人员进行培训，提高检修、运行人员技术水平；
4、对管辖范围内的设备进行全面检查，及时处理隐患和缺陷；
5、对系统过电压再进一步进行专题研究；
6、针对矿区电网的实际情况，进一步探讨电网现有运行方式，确保矿井的安全供电；
7、对各变电站、各线路的接地网进行检查、测试，发现问题及时更换；
8、随着大屯矿区的发展，35KV各条线路的负荷已发生较大变化，应该对目前35KV系统的继电保护定值从负荷侧至电源侧进行逐一详细的核算调整。
五、“11.6”跳闸事故
一、事故等级：一般事故
事故类别：设备事故
二、事故起止时间：
2003年11月6日15：00至17：02
三、事故发生前电网及机组运行工况：
1、南网运行工况：110KV791、792线路在运行状态，老电厂送出负荷大约为19MW，110KV站#1主变及T791开关在冷备用状态。T151开关在检修状态。T792开关及#2主变在运行状态。热电分厂通过391、392两线路和110KV站35KV系统供电；
2、热电分厂运行方式为：#
4、#5机组正常运行，#4炉47T／H，#5炉52T／H；#
4、#5机组负荷均为12MW，共计24MW。
四、事故经过及处理情况：
2003年11月6日15：01老电厂主控室事故喇叭响，110KV线路874及792开关跳闸，电流表、功率表指示到零，开关手柄闪光。检查保护动作情况，发现874为高频零序一段跳闸，792开关为高频零序动作跳闸。故障点在离老电厂5.19KM处。此时，热电分厂维持110KV站35KV一号、二号母线运行。强送874、792开关，合874开关成功，合792开关不成功。随后调度下令将T791开关及#1主变改热备用。此时跳闸的开关有:T334、T340、T341，选煤厂选
4、选
8、选
5、选
10、选
11、选
14、选
13、孔26开关、H354开关。15：06#4机组因超速保护动作。15：21因锅炉缺水（电压低，给水泵无出力）被迫停炉。15：25 T791开关及#1主变送电正常。15：30 T340、T341开关送电正常。失电时间大约为9分钟。
五、事故损失：
1、南部电网全网失电;
2、热电分厂全厂失电;
3、南部电网重要用电用户孔庄矿失电2分钟。
六、事故原因分析： 1、792线路及874线路跳闸原因无法确定,现场巡视检查没有发现异常情况；
2、线路791检修时，调度没有及时通知老电厂及热电分厂值长，造成事故处理时的误判断；
3、因保护定值不合理，事故发生时，中心变的低周减载装置动作，切除负荷不合理，使热电分厂无法稳定运行，最后导致热电分厂全厂停电；
4、线路792强送不成功是开关合闸线圈坏所致，致使事故处理时间延长；
5、热电分厂没有很好地控制锅炉水位，处理事故时看不到锅炉水位，负有一定的责任；
6、在事故处理过程中，热电分厂没有严格按规程执行确保厂用电的措施；
7、在事故处理过程中，调度没有及时和各方联系，没有及时通知用电用户不要随意启停设备，没有及时调整好电网参数；
8、事故发生后，在南部网有电的情况下，调度没有首先调整好电网参数，而是先恢复791线路运行，致使事故进一步扩大，导致南部电网所有变电站、热电分厂、孔庄矿全部失电。
七、事故防范措施：
1、应继续分析，找出792和874线路跳闸的原因，制定预防事故的措施；
2、供电部应针对南部电网的情况，找出最合理的运行方式；
3、按级别整定110KV站低周减载装置的保护定值，使其更加合理；
4、热电分厂应认真执行规程，尤其是在事故状态下；应制订处理此类事故的预案，下发给全厂有关人员并组织学习；
5、供电部应对事故情况下的事故处理顺序进行探讨，找出最佳方法；
6、加强发电厂所有设备的维护，确保其安全正常运行。
六、791线路停电事故
一、事故等级：一类障碍
事故类别：设备事故
二、事故起止时间：
2003年12月6日11时30分至11时35分
三、事故前运行工况： 791、792线路均处于运行状态，110KV站#
1、#2主变分列运行，T151、T351处于热备用状态。
四、事故经过及处理情况：
12月6日11时30分791线路失电，T791开关微机保护装置显示零序Ⅰ段保护动作，T339、T341开关低周减载动作，T339、T341开关跳闸；11时35分，拉开T31开关，合上T351开关，紧接着合 15 上T339、T341开关，全站恢复正常供电。
五、事故损失：部分用户失电5分钟
六、事故原因分析：
根据现场查看的结果，#19杆为单杆，采用四方拉线稳杆。由于#19杆东北角和西北角的拉线被人为剪断，北面两根拉线失去作用，且12月6日刮西北风，倒杆后，电杆向东南方向倾倒，南边A相导线有明显的放电烧伤痕迹，电杆根部撅出，并有四处横向裂纹，造成了此次倒杆事故。
七、事故防范措施：
1、思想上高度重视，采取措施做好电力器材防盗工作；
2、缩短线路巡视周期，加大对线路运行人员的考核力度；
3、进一步做好线路特巡工作，不仅要做好春耕、秋收、恶劣天气、事故后的特巡工作，同时要做好春节前盗窃案件高发期的特巡工作；
4、加大教育培训力度，提高职工的辨析能力和事故处理能力；
5、增进横向交流，积极引进和学习护线工作的先进方法和管理经验，加强与地方政府的沟通，努力做好沿线村民的宣传教育工作。
七、306线路倒杆事故
一、事故等级：一般事故
事故类别：设备事故
二、事故起止时间：
2003年12月6日12时15分至13时44分（306线路倒杆）
三、事故前运行工况：
306线路停电前徐庄矿35KV站运行方式为：307线路检修（大铝线架线，筹建处于11月29日联系停电）；306线路运行，由306线路通过C351母联开关给徐庄矿35KV站#
1、#2主变供电，C651处于热备用状态。
四、事故经过及处理情况：
12月6日12时15分值长汇报306开关速断跳闸，重合闸不成功。调度令重合闸停用，强送一次，强送不成功。调度判断306线路故障，准备恢复307线路运行。12时18分与筹建处联系，要求恢复307线路送电，随后通知徐庄矿新、老35KV站，将C307开关改为运行状态。13时30分供电部汇报307线路工作结束，线路具备送电条件。13时44分307线路送电成功。公司调度、机电处等有关部室领导在事故现场认真分析事故原因，提出事故处理建议，缩短了停电时间。
五、事故损失：徐庄矿失电1小时29分
六、事故原因分析： 1、306线路强送不成功后于12时30分将306线路改为冷备用状态，安排人员巡线，发现事故是距线路15米左右一个110KV线路电杆倒在306线路#21～#22杆处所致。经查，该电杆系桃鹿845线，大屯T接线#133或#135杆（因看不到线路标识牌，查看相邻电杆为#134杆），该电杆在306线路西侧，埋深1米，因拉线被人为拆除，受西北风影响而倒下。该电杆倒下后造成306线路不同程度受损，具体情况如下：#19杆三相瓷横担金具变形；#20～#24杆三相瓷横 17 担折断；#25杆一相瓷横担折断；#21～#22杆落地处导线一相烧断、九处受伤；#23杆处一相导线断、一相导线受伤。2、307线路检修原因是：大铝线与307线路交叉，因大铝线架线，307线路必须停电（筹建处于11月29日联系停电）。因地区关系，307线路没有按时送电，造成徐庄矿单线路运行，安全系数下降。
3、查供电10月份、11月份线路巡视记录表，记录显示跨越306线路的桃鹿845线，大屯T接线的两端电杆无异常，拉线完备。
4、该线路产权不属于公司，无法提前处置两电杆。
5、经抢修，306线路于21时43分具备送电条件。
七、事故防范措施：
1、缩短线路巡视周期，增加线路特巡次数，增加对线路运行人员的考核力度，确保运行质量；
2、巡视线路时，不仅要巡视检查本单位所辖的线路，对系统中交叉、跨越或离得较近的线路也要进行巡视，发现有可能影响本单位线路安全运行的情况要及时向对方去函，要求限期整改；
3、地方供电局的大丰110KV线路已退出运行，被盗可能性极大，该线路跨越我们四条35KV线路（336、337去孔庄，340、341去中心区），目前已与地方供电局联系并落实整改时间将该线路拆除；
4、进一步做好线路特巡工作，不仅要做好春耕、秋收、恶劣天气、事故后的特巡工作，同时要做好春节前盗窃案件高发期的特巡工作；
5、加大宣传工作力度和地区工作，确保供电线路及设施、设备 18 完好，防止因设备、设施被盗而引发事故。
八、304、305线路跳闸事故
一、事故时间：
2004年2月20日23时19分至23时20分
二、事故前的情况：
1、天气情况：雷、雨、大风
2、运行工况：304线路带龙东矿#2主变运行，309线路带龙东矿#1主变运行，运行方式为分列运行，305线路带姚桥矿东风井#
1、#2主变运行。
三、事故经过及处理情况：
2月20日23时19分，姚桥矿、龙东矿、电厂反映35KV系统接地，23时20分电厂304开关、305开关同时过流二段保护跳闸，重合不成功，电力调度室当值调度员立即安排龙东矿值班员拉开K304开关，#2主变改为热备用后，合上K651开关（前后恢复送电操作时间为1分钟）；姚桥矿东风井35KV备自投动作，自动切转至347线路供电。23时23分电厂汇报304开关B相、305开关A相油发黑。2月21日0时20分304线路试送电成功，恢复了龙东矿、三河尖矿的备用电源。2月21日8时组织人员对两条故障线路进行处理；15时45分两条线路抢修工作全部结束；15时55分电力调度员向电厂值班员下达送电命令；电厂值班员向电力调度员汇报16时45分304线路恢复送电、16时55分305线路恢复送电，线路运行正常。
四、线路损失情况： 1、305线路损坏情况：⑴#16杆下相横担处接地线烧断；⑵瓷横担表面绝缘烧伤；⑶导线烧坏5股。
处理情况：⑴引下线绑扎处理；⑵瓷横担更换；⑶导线用铝包带包扎。2、304线路损坏情况：⑴#71杆B相绝缘子上片裙边断落；⑵导线第二片绝缘子铁碗炸成二片；绝缘子串在该处断开造成耐张线夹脱落。
处理情况：更换悬式瓷瓶。
五、事故原因分析：
2月21日早晨，供电所线路人员对304、305线路进行特巡，巡查后发现： 1、304线路#71耐张杆大号侧悬式瓷瓶串靠导线第2个瓷瓶的铁碗开裂，造成耐张线夹脱离固定的绝缘子串，导线由跳线并沟线夹连接后固定。原因分析：⑴304线路#71杆瓷瓶断裂造成导线对拉线放电，使B相接地；⑵经对损坏的绝缘子现场检查，发现悬式瓷瓶是1978年6月南京电瓷厂生产的，使用年限长、瓷瓶老化、绝缘降低； 2、305线路#16直线杆A相角钢合和横担上有一未成型鸟窝（在1月23日二次线路特巡及2月17日巡线时未发现鸟窝）。由于受大风、雷雨天气及未成型鸟窝的影响，导致绝缘下降，造成A相对接地引下线放电接地，接地线烧断； 3、304线路B相接地与305线路A相接地导致AB两相短路，造成电厂304和305开关过流同时跳闸。
六、事故防范措施：
1、采取防鸟害措施；
2、缩短对线路的巡视周期，做到及时发现、及时汇报、及时消除缺陷；
3、针对部分线路年久老化的情况进行一次登杆检查清扫；
4、加大投入，制定切实可行的线路大修方案。
九、#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。
十、“7.17”雷击失电事故
一、事故时间：
2004年7月17日4：14至4：49
二、事故前运行工况： 311开关投35KV一号母线；
312开关投35KV二号母线，分排运行。35KV一号母线：301 303 307 309 线路。
35KV二号母线：302 304 305 308 线路；306线路作冷备用。
三、事故经过及处理情况：
4：14正常运行中，突然一声雷响，之后，电气控制室发现“35KVⅠ号、Ⅱ号母线接地”、“#
1、#2消弧线圈”动作发信，#
1、#2强励动作，#
1、#2主变311及312开关手柄灯闪光，即判断#
1、#2主变35KV开关跳闸，35KV一号母线、二号母线全部失电，造成矿区北网 22 失电。进行紧急事故处理，令电气运行复归各闪光开关手柄，迅速检查开关及保护动作情况，检查#
1、#2主变及35KV母线室。后电气运行汇报：#
1、#2主变均为复合电压方向过流动作。检查35KV母线室发现3012闸刀侧三相瓷瓶炸裂，3012闸刀烧坏，#1主变（3113闸刀）避雷器B、C相动作，#2主变（3123闸刀）避雷器A、C相动作，#
1、#2主变检查未见异常，将301开关、线路隔离后，测35KV一号、二号母线绝缘正常。令电气运行拉开35KV二号母线侧3122闸刀，合上#2主变312开关，35KV一号母线送电成功。4：44合上303、307、309开关；4：49合上302、304、305、308开关，恢复矿区北网正常供电。
四、事故损失：
矿区35KV北网（姚桥、徐庄、龙东、三河尖四矿）失电，失电时间大约为35分钟。
五、事故原因分析：
1、主要原因：雷击使35KV系统过电压，3012闸刀侧瓷瓶被击穿、放电，造成35KV一号、二号母线故障、失电。
2、次要原因：⑴长时间的暴雨和罕见雷电致使空气潮湿，又由于3012闸刀邻近门口，门下部有通气孔，造成3012闸刀绝缘下降；⑵3012闸刀为建厂初期投用，一直使用至今，运行年限长、设备老化。
六、事故防范措施：
1、进行技术改造，增加新的保护设施；
2、逐步进行老设备的更新改造。
十一、“12.1”110KV变电站失电事故
一、事故时间：
2004年12月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：
⑴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；
⑵110KV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；
⑶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334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 24 控制室后窗射进很强的光线（很强的放电火花）。
四、处理经过：
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 25 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#
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。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 26 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，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：
⑴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；
⑵334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；
⑶334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：
⑴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（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；
⑵339开关微机装置电源板烧坏。后送厂家检修，反馈为：测 27 量电压为0－1.8V（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；
⑶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；
⑷#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 28 差1－2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 29 于事故处理，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。
十二、中心区南部35KV变电站两台主变失电事故
一、事故时间：
2005年4月2日14：20至16：01，停电时长1小时41分钟。
二、事故前的情况：
1、天气情况：晴
2、运行方式：
⑴110KV站：#
1、#2主变分别运行于110KV一号母线、二号母线；T151 110KV母联开关在合上位置；T151 35KV母联开关在热备用状态；T341、T340开关分别运行在35KV一号母线、二号母线。
⑵南部35KV站：#
1、#2主变分别由341、340线路供电，S351、S651开关均为热备用。
⑶拓特厂中心站：#
1、#2主变炼钢变由T340 T接供电。
三、事故现象：
2005年4月2日14时22分，110KV变电站值班人员电告调度值班员T340开关保护动作，35KVⅡ段母线的光字牌亮。14时25分电调值班员询问南部站站内情况，值班员告南部站两台主变没有声音了，电调值班员令南部站值班员检查开关情况。14时30分110KV变电站值班人员电告110KV站#2主变差动保护动作，后备保护35KVⅡ段母线接地信号消失，T340重合闸动作。14时30分拓特厂中心站值班员电告#2主变35KV高压熔管二根跌落，有一根钢筋掉落在#2主变与 35KV开关连接的35KV母排上，电调值班员随即命令将#
1、#2主变改为冷备用。14时33分南部站值班员告电调35KV开关室内有烟并有焦糊味，请示电调能否进去。得到电调允许后南部站值班员进去检查设备并将检查情况向供电部有关领导和电力调度作了汇报。15时10分选煤厂35KV值班员电告电调选煤厂35KV二号母线接地电压为A相19KV，B相27KV，C相37KV。
四、处理经过：
1、在接到停电通知后，单位领导立即赶赴调度室，由供电技术科安排，兵分三路：第一路去拓特厂35KV站，第二路去南部35KV站，第三路对全线进行巡视检查。第一路人员到达拓特厂35KV中心站后，发现钢筋还在母排上，做好安全措施后由站内人员把钢筋取下并对设备进行了检查，发现#2主变35KV跌落式熔丝三相已掉落；同时，巡线人员也发现并汇报：T340线路T接#5杆（综机站门口）直接耐张杆跨接线断二相（A、B相）。15时23分告电调T340线路改为检修进行处理，人员分为二班，一班处理跨接线，另一班处理#2主变35KV熔丝。15时30分，调度令将#1主变试送，将S341、31 S31、S61由热备用改为运行，#1主变带6KV一段、二段。17时20分T340开关由检修改为运行。17时45分中心站#
1、#2主变恢复运行。
2、南部两台主变误动后，检修人员到现场发现#2主变微机保护装置上电量及非电量灯全亮，将#2主变及保护退出运行。#1主变复役后，微机保护指示灯不正常（TV断线该亮不亮、风扇灯不该亮却亮了），为及时恢复供电，只有先投入运行。接着对#2主变保护装置进行检验，当通入故障电流3.2A时（定值为6A）保护装置指示灯（电量及非电量）全亮，且复归不掉，装置停电片刻后再送电，保护装置故障灯复归不掉，其它指示灯熄灭，初步认定为微机保护已损坏。为查找出#2主变不正常的原因，4月3日下午再次对#2主变保护进行鉴别，在开关试验状态下，模拟非电量故障功能，当开关合上时，人员未到模拟现场就听到开关的跳闸声，保护屏上电量及非电量出口灯全亮，微机保护自身偷跳开关，证实保护装置损坏，被迫将#2主变及保护退出运行。4月5日，厂家人员赶到现场，根据现场情况，更换#2主变主CPU插件，装置显示正常。经校验动作值比整定值稍大，经厂家调整后误差仍超过规程规定，#2主变临时投运，停用#1主变对保护进行检查，更换主CPU插件上两个集成块，显示正常，数据校验误差比#2主变略小，但在装置送电时“装置故障”灯还不时发亮，针对此现象，厂家说不敢保证装置在今后运行中一直稳定。
五、事故损失：南部站用户停电，停电时长1小时41分钟。
六、原因分析及暴露出来的问题：
1、该主变微机保护运行近10年，微机保护电子元件老化，受网络的冲击干扰，保护装置自身偷跳是造成主变失电的根本原因。南部站#
1、#2主变为分列运行，S351、S651为热备用，而#
1、#2主变同时跳闸失电不正常，实属保护装置误动（因该保护装置无记忆功能而无法查实）； 2、340线在线路弧光短路的情况下，瞬间大电流过电压导致340供拓特厂#5杆跨接线搭头处烧断二相，除此之外还应注意该线路是否存在薄弱环节； 3、110KV站值班人员事发后汇报调度：“#2主变差动保护动作”。后经查看，实际上是差动保护启动而没动作，属运行术语汇报不正确；
4、南部35KV站值班员在事故发生后汇报调度：“听见变压器一声响。”后因变压器声音判断不正确，接下来又汇报：“35KV开关室看到一股烟，有焦糊味。”属判断、识别有误，给接下来恢复送电增加了疑点，延长了复役时间；
5、南部站值班人员人手不足，操作人员兼任运行人员的做法不妥，给失电判断、汇报带来一定难度；
6、南部35KV站微机保护打印机不能打印，对失电分析判断造成极大不便；
7、GPS不完善，时间相差15分钟，无法正确核对时间。
七、防范措施：
1、从南部站#
1、#2主变误动造成全站失电中吸取教训，举一反三，真正找出误动原因，结合矿区供电的保护装置进行一次全面 33 认真检查，做到及早发现、及时处理，确保矿区供电装置的正确性，绝不能让失电事故再次重演；由电力调度室主任会同供电技术科、试验室对南部站现有的保护装置进行认真鉴别论证，确保保护装置可靠稳定运行；认真吸取 “12.1”事故教训，重点检查110KV站保护，确保对孔庄矿的供电万无一失；
2、供电技术科要进一步修改完善矿区《微机保护装置的管理办法》，明确科室及运行人员职责和运行维护办法，在未修订前仍按原办法执行（屯电司[2001]10号文）；
3、试验室要增强对修试人员责任感、事业心的教育，提高设备的修试质量，做到修试项目齐全、准确，修必修好，杜绝设备装置带病运行，实行谁检、谁校、谁负责；
4、供电所要加强供电设施的巡查维护，实行谁巡查谁负责、谁检修谁负责，严格做好巡查检修记录；
5、加强运行人员的业务技能素质培训，制定严密的培训计划逐项实施；严格巡视检查制度，做到发现汇报及时、处理反馈及时、汇报判断术语正确、清晰；
6、调度室、继保人员要经常校对保护装置时间，制定校验周期并设专人负责；
7、试验室要尽快完成和完善GPS装置的安装，一环扣一环，抓紧督促早日到货安装；
8、南部站值班人员不足，要合理安排，制定方案尽快予以补充配备；
9、广大干部职工要认真吸取“4.2”失电事故教训，结合当前 34 供电不安全情况进行认真排查，发现问题及时消缺处理；认清形势，牢固树立一级对一级负责的安全意识，做到谁出事谁负责；有了报告不能万事大吉，要认真催促落实。
十三、#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℃，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加挂在一台服务器上)，加上服务器密闭、通风效果不好，散热条件更加恶劣，造成通讯中断；
3、DCS系统接地网被破坏，对DCS系统抗射频干扰能力及电子间设备抗高频信号干扰能力有直接的负面影响。
五、暴露出的问题：
1、操作员站机柜：⑴无定期吹扫管理制度，柜内积灰厚；⑵DCS通风散热效果不好；
2、DCS系统操作员站、工程师站无分级授权管理制度和硬件管理制度，密码管理混乱。另外，两台服务器进入WINDOWS操作界面的密码有泄密迹象，经现场查看，其中辅助服务器WINDOWS界面已打开，与DCS界面可随意切换，这为利用WINDOWS界面进行无关生产的操作提供了便利；
3、DCS系统未安装杀毒软件，不能有效防止计算机病毒入侵；
4、#6机电缆室接地铜排被盗严重，DCS系统接地网被破坏；
5、电缆室的钥匙管理不善，运行人员打不开#7机电缆室的门，室内情况不明，按照规程要求，电缆室钥匙应保管在电气运行岗位；
6、运行人员、检修人员无DCS系统故障事故应急预案，DCS系统无管理维护规章制度；
7、电子设备间无温度计、湿度计等就地观察仪表；
8、运行人员和检修人员巡回检查不到位。
六、防范措施：
1、制订DCS系统故障事故应急预案，运行人员和检修人员在 36 DCS事故情况下，按照相应的应急预案进行事故处理；
2、尽快制订和完善DCS系统运行和检修规程，建立DCS系统管理和维护制度；建立DCS系统操作员站、工程师站分级授权管理制度和硬件、软件管理制度以及密码管理制度；
3、建议对DCS系统安装杀毒软件，有效防止计算机病毒的入侵；
4、建议集控室增加远控操作电动门，以便在DCS系统失控后对一些关键参数如水位、压力进行应急调整；
5、加强DCS系统现场管理工作，严格考核，杜绝利用DCS系统的计算机做与#6机组控制系统无关的工作；
6、提高现场巡回检查质量，严格按规程做好检修和运行的巡回检查工作；
7、立即恢复DCS系统的接地网，并做好接地网电阻的测试工作；
8、建议将#6机组DCS系统主、辅两台服务器所带计算机进行重新分场，保证服务器不再过负荷运行；
9、加强电气运行各配电室、电缆层室等房间的钥匙管理。
十四、“9.9”791误操作事故
一、事故时间： 2005年9月9日 17：20
二、事故前运行工况：
#3机组正常运行，机组负荷为42MW，大中线791开关线路在检修状态。
三、事故经过及处理情况：
16：25大中线791开关线路工作结束，电气联系复役，值长正准备向电调汇报时，#3机值班员来电：“#3机负荷上下大幅度波动，无法控制”。值长立即到#3机控制室了解机组情况，等回到电气控制室后，审791线路复役票，发令操作。17：20合791开关时，事故喇叭响，所有照明闪一闪又亮，锅炉汇报：#
4、#5排粉机跳闸，#3炉熄火。17：32 #3机解列，电气检查#
4、#5排粉机无异常，启动#
4、#5排粉机。17：45锅炉重新点火；汇报电调及厂领导：#
4、#5排粉机跳闸，#3炉熄火。19：00电调许可大中线791线路复役。19：37大中791线路复役。
四、事故原因分析：
值长没有与电调联系，没有确认对端是否有工作，在对端有工作挂接地线的情况下，误下令合791线路开关，造成系统电压低，#
4、#5排粉机低电压保护动作，#3机解列。
五、暴露出的问题：
1、两票操作管理不严，在进行重要操作票的审核时做与两票审核无关的工作（接听电话，到其它地方巡视），致使审核批准操作票时，遗漏了与对端电话联系这一重要环节，造成事故的发生；
2、安全教育不到位，事故发生后，事故责任者及有关人员隐瞒事故。
六、防范措施：
1、加强两票管理，进行两票审核时不能做与两票审核无关的工作；
2、加强安全教育培训工作，增强安全意识，加大对隐瞒事故者 38 的管理考核力度；
3、各班组要认真学习事故调查报告，开展关于791线路误操作事故的大讨论，防止类似事故的发生。
十五、发电厂“1.11”停电事故
一、事故地点：110KV升压站
二、事故时间：2006年1月11日11：00
三、事故等级：一般设备事故
四、事故前运行工况： 110KV系统双母线并列运行； 701、801运行在110KV一号母线； 702、703、792、878、700运行在110KV二号母线； 791线路在检修状态；
35KV系统301、303、304、305、306、307、309开关线路在运行状态，302、308开关在检修状态。
五、事故经过及处理情况：
电厂根据春季防雷工作安排对电气设备进行防雷试验，同时进行消缺检修。2006年1月11日进行7012闸刀防雷试验、710开关补油工作，需要进行110KV二号母线停役，将110KV二号母线上所有运行设备倒至110KV一号母线运行。10：50开始上述操作（操作票号：1－31）。在11：00进行700开关热倒至110KV一号母线上的操作时，合7001闸刀时（操作票中第10步）发生了7001闸刀B相母线侧支持瓷瓶断裂，断裂的瓷瓶及导线对110KV一号母线发生放 39 电，导致110KV母线故障，110KV母差保护动作，造成发电厂110KV系统和35KV系统失电，矿区北网供电中断。事故发生后，发电厂立即组织紧急抢修，将故障点隔离后。11：43用#1联变对110KV二号母线进行空充电。11：44合上#2主变702开关及312开关对35KV系统送电，恢复了北网供电。
六、事故损失及影响范围：
1、事故直接经济损失：损坏支持瓷瓶一只，价格1178元；检修人工费200元；事故直接经济损失合计1378元。
2、停电范围：矿区北网（姚桥矿、龙东矿、徐庄矿、三河尖矿）供电中断44分钟，发电厂#3机组解列。
七、事故原因分析：
1、事故的直接原因：7001闸刀支持瓷瓶在操作过程中发生断裂；
2、大面积停电原因：(1)矿区供电网络不合理，可靠性差；(2)7001闸刀母线侧支持瓷瓶在操作过程中发生断裂，造成母线故障，母线差动保护动作，导致发电厂110KV系统和35KV系统失电；
3、对事故的预见性不强，安全措施不完善，事故预案针对性、可操作性不强，导致恢复送电时间长；
4、安全管理存在疏漏，防雷试验和检修专项措施不全，定期检修周期过长。
八、事故教训：
由于对GW4型隔离开关管理重视不够，在操作时发生瓷瓶断裂事故，造成四矿停电，给煤矿安全造成极大威胁。
九、防范措施：
1、对全厂范围内的瓷瓶进行一次专项检查，全面更换老化严重、污染严重、有缺陷隐患的瓷瓶；
2、结合春季防雷试验，对所有的开关、刀闸进行强化检修，并请专业单位对所有瓷瓶进行探伤检查，立即更换不合格的瓷瓶；
3、制订110KV站和35KV站日常运行维护的事故防范措施，制订具有针对性、可操作性强的事故应急预案并定期组织学习、演练，提高事故处理能力；
4、在隔离开关的操作、检修过程中，将支持瓷瓶发生断裂列为重要危险点，研究制定有针对性的安全、技术措施(包括操作人员、监护人员的位置、作业方式以及安全带的固定方法等)并认真落实；
5、完善并认真落实设备定期检修制度，强化现场管理，确保“一工程一措施”，将各项安全措施落到实处；
6、加快电网改造步伐，加快#2联变、新35KV系统、新110KV系统的建设，提高系统的安全可靠性；
7、在全厂开展大反思、大讨论活动，吸取事故教训，举一反三，查找管理中的漏洞，狠抓标准化管理和作业程序化管理，大力推进精细化管理。
十六、发电厂“1.24”停电事故
一、事故地点：35KV母线室
二、事故时间：2006年1月24日10：07
三、事故等级：一般电网事故
事故性质：责任事故
四、事故前运行工况：
110KV系统双母线并列运行；35KV一号母线由#1主变供电，二号母线由#2主变供电，301、303、307、309线路运行在35KV一号母线；302、304、305、306、308线路运行在35KV二号母线；一号母线通过3111闸刀供电。
五、事故经过及处理情况：
根据发电厂停役申请单（申请编号：TX2006012302，厂部领导没有签名）要对710开关进行补油、对7012闸刀进行消缺。上工作票为一次班01－16号。工作需要将#1主变停役。操作票由操作人李某准备，操作票编号为1－63。经监护人、值班负责人、值长三级审核后，9：53开始上述操作。当拉开3111闸刀时（操作票中第9步）3111闸刀出现弧光，开关311、312闪光，开关跳闸，35KV系统失电。事故发生后，10：09利用312开关恢复35KV系统供电。之后又拉300开关隔离故障点，造成二次停电。10：12利用300开关恢复矿区北网供电。
六、事故影响范围：
矿区北网（姚桥矿、龙东矿、徐庄矿）供电中断5分钟，发电厂#3机组解列。
七、事故原因：
1、直接原因：带负荷拉3111闸刀，弧光造成311、312保护动作；
2、事故处理不当，误拉300开关，造成矿区二次失电；
3、安排助手进行重大操作，不符合规程要求；
4、操作票存在重大错误，且未按程序进行操作票的模拟操作；
5、没有严格执行设备停复役制度；
6、没有按规定制定事故防范措施及应急预案，未制定专项安全技术措施。
八、事故教训及防范措施：
1、强化规程在现场的贯彻落实，杜绝违章操作；
2、组织职工进一步学习规程和事故应急救援预案，增强职工按章作业的意识和防范、处理事故的能力；
3、严格执行规程规定，安排技术熟练的人员进行重大操作或复杂的操作；
4、加强操作票管理，确保操作票在执行过程中的规范性和正确性；
5、严格执行设备停复役制度；
6、在重大操作前，应按实际情况制定专项安全技术措施并进行事故预想；
7、在事故处理过程中，应思路清晰、操作果断，按照事故预想在最短时间内快速处理事故。
十七、“6.29”北网停电事故
一、事故时间： 2006年6月29日21：38
二、事故前的情况：
1、天气情况：空气湿度大
2、运行工况：110KV一号母线、二号母线并列运行，#3主变703开关运行于110KV二号母线，#1联变801开关运行于110KV一号母线。35KV一号母线、二号母线为分列运行，#1主变311开关带35KV一号母线，301、303、307、309开关运行于35KV一号母线，#2主变312开关带35KV二号母线，302、304、305、306、308开关运行于35KV二号母线，母联300开关热备用。3011刀闸运行，3012刀闸备用。
三、事故经过及处理情况：
2006年6月29日21：38分，主控室事故喇叭响，照明暗一暗又亮，闪光装置动作，#
1、#2主变311开关、312开关手柄灯闪光，311开关、312开关电流表、功率表指示到零，检查保护为：#
1、#2主变35KV复合电压方向过流掉牌信号发出，现场检查3011闸刀C相支持瓷瓶发黑。询问电调35KV系统无异常后，试送311开关，开关无反应。21：46分合上#2主变312开关，供电成功。拉开3011闸刀。21：49分，拉开一号母线上303开关、307开关、309开关。21：55分，合300开关对35KV一号母线充电正常，合309开关、合307开关（合上307开关后35KV系统有接地现象，随即拉开307开关），汇报电调。通过对现场的再次检查，发现3012闸刀母线侧三相触头均有烧伤迹象，35KV二号母线运行仍有隐患存在，之后合备用312开关带35KV一号母线运行。22：04分合303开关。22：29分合307开关（合开关后仍有接地现象，经电调批准，拉开307开关）。23：30分，用#2主变对35KV一号母线供电。0：45分，35KV 44 二号母线改检修状态，由检修人员清擦3012闸刀母线侧触头。
四、事故损失：
矿区北网供电中断8分钟（2006年6月29日21：38分到21：46分）。
五、事故原因：
1、主要原因：对设备管理重视不够，事故防范意识不强。未采取相应的措施防范#
1、#2机组拆除爆炸产生的灰尘对35KV系统运行环境的影响，留下了事故隐患；
2、次要原因：设备表面积尘多，空气太潮湿，造成绝缘下降，导致B、C相相间放电，主变35KV复合电压方向过流保护动作，电网失电。
六、事故防范措施：
1、制定并实施检修计划，对发电厂35KV、110KV系统所有开关、刀闸、瓷瓶等设备进行检修，对影响矿区供电安全的重要设备存在的隐患、缺陷制定防范措施；
2、制定并严格执行巡检制度、设备消缺制度，做到小缺陷不过班；
3、加快#2联变、新35KV系统的投用步伐；
4、增加运行人员、检修人员设备巡检次数，尤其要增加领导干部的设备巡检次数，提高事故处理能力；
5、落实35KV母线室防潮专项措施。
十八、“7.27” 发电厂110KV一号母线停电事故
一、事故时间：
2006年7月27日9：58至10：05
二、事故前的情况：
1、天气情况：小雨，空气湿度大
1、运行工况：110KV一号母线、二号母线并列运行，#3主变703开关、#2主变 702开关、792开关运行在110KV二号母线，#1主变 701开关、#1联变 801开关、791开关运行在110KV一号母线，35KV一号母线由#1主变供电，35KV二号母线停运有计划工作，北网负荷全部运行于35KV一号母线。
三、事故经过及处理情况：
2006年7月27日09：58电气主控室事故喇叭响，110KV母线Ⅰ段差动保护动作光字牌亮，110KV母差装置异常光字牌亮，110KV母联710开关、791开关、#1主变701开关手柄闪光，显示跳闸，#1联络变801开关跳闸，110KV一号母线、35KV一号母线失电，#3发电机组负荷甩到0，立即将791开关、#1主变701开关、110KV母联710开关手柄复位，拉开#1主变35KV 311开关。经现场检查，110KV一号母线、#1主变、#1主变701开关、110KV母联710开关、791开关无明显异常（#1主变701开关A相、791开关C相油色稍微发黑），拉开#1联络变2601开关，合上#1联络变801开关，同期合上#1联络变2601开关，110KV一号母线恢复送电。合上#1主变 701开关、#1主变35KV 311开关、791开关，10：05恢复35KV一号母线供电，恢复北网供电，10：10合上110KV母联 710开关，110KV一号、二号母线并列运行，110KV系统恢复正常运行方式。
四、事故损失：
矿区北网供电中断7分钟。
五、事故原因： 1、35KV北网全部失电是由于系统运行方式特殊。当日35KV二号母线停役，检修#2主变3122闸刀，更换动触头拉杆，35KV北网负荷都由110KV一号母线的#1主变701开关和311开关供电，当110KV母线Ⅰ段差动保护动作后，所有110KV一号母线上开关跳闸，导致35KV北网全部失电； 2、110KV母线Ⅰ段差动保护动作报告显示A、C相有差流，达到保护动作值，并跳开110KV一号母线上所有开关；故障录波装置录波报告也显示#1主变110KV 701开关侧A、C相有故障电流存在，并且相关设备均有接地现象才出现的零序电流、零序电压值，现场检查发现#1主变110KV侧701开关、791开关A、C相油色有变黑现象；
3、当天下小雨，空气异常潮湿；
4、事故发生后，保护设备厂家及徐州市电业局继电保护专家分析故障录波图形后认为：110KV一号母线系统经高阻抗瞬间接地，故障电流达到110KV母线差动保护启动值，造成保护动作。
六、事故防范措施：
1、遇有重大操作时应对危险点进行识别，采取应急措施、编制应急预案，并组织相关工作人员学习；工作前应进行安全交底；
2、特殊运行方式下应合理安排、提高工效，用最短的时间尽快结束检修，恢复系统的正常运行方式；要制定突发情况应急预案，47 发生事故后用最短的时间恢复系统，尽量减少损失；
3、由于设备陈旧，所以应该加强运行巡视管理，提高设备检修质量，在新升压站建成前保证矿区电力的正常供应。
十九、发电厂“1.16”停电事故
一、事故时间：
2007年1月16日7：44至08：00
二、事故前的情况：
1、天气情况：有雾
2、运行工况：110KV一号、二号母线并列运行，#3主变703开关、#2主变702开关、792开关、大奚878开关运行在110KV二号母线；#1主变701开关、#1联络变801开关、791开关运行在110KV一号母线；35KV一号母线由#1主变供电，35KV二号母线由#2主变供电，#1联络变有计划工作。220KV正母、付母并列运行，#1联络变220KV 2601开关运行在220KV付母。
三、事故经过及处理情况：
06：10省调许可135MW机组主控室值长#1联络变停役，老电气主控室值长联系中调投运大奚878线路。07：12大奚878线路合环成功，135MW机组主控室电气人员开始操作#1联络变（由运行改检修），当操作至第四步拉开#1联络变110KV 801开关时，操作人员第一次拉开110 KV 801开关时，绿灯未亮，一会红灯亮，表示开关未拉开，汇报值长，值长要求再次操作，绿灯亮，确认开关已拉开。07：26老电气主控室事故喇叭响，“110KVⅠ母线差动保护动作”、48 “110KVⅡ母线差动保护动作”、“110KV母差保护动作”、“110KV母差装置异常”光字牌发出，110KV母线停电，35KV母线失电，复位110KV各开关手柄，拉开35KV系统开关。电气人员检查110KV母线后，发现一次系统无异常，油开关油色、油位正常，六氟化硫开关气压正常（0.6Mpa），判断无故障。07：34 135MW机组主控室电气人员通过#1联络变对110KV一号母线充电成功，用110KV 710母联对110KV二号母线充电成功，恢复矿区110KV、35KV系统正常供电。07：44 老电气主控室电气人员在对110KV系统进行复查时，现场巨响并有火光，110KV母差保护动作，所有开关跳闸，检查发现#1联络变110KV 801开关B相开关爆炸，支持瓷瓶全部破碎，支持瓷瓶断裂，并将8012 闸刀B相支持瓷瓶拉断，旁边#3主变110KV 703开关上都是爆炸产生的污垢。立即隔离#1联络变110KV 801开关、#3主变110KV 703开关和110KV二号母线，将其他设备倒至110KV一号母线。08：00 老电气主控室值长联系中调，用110KV大奚 878开关试充110KV一号母线成功，正常后恢复矿区供电。
四、事故损失：
造成矿区110KV系统停电16分钟。
五、事故原因分析：
1、第一次110KV母差保护动作原因：在135MW机组主控室电气人员操作#1联络变110KV 801开关分闸时，B相存有内部问题，内部对地产生放电，启动110KV母线差动保护，因为110KV一号、二号母线在互联状态，不能判断故障母线，必须先跳开110KV 710母联开关才能选择。在先跳110KV 710母联开关时，710母联动作迟 49 缓，以至110KV母线差动保护判断为110KV一号、二号母线都有故障，故动作跳闸110KV一号、二号母线所有开关。在此期间，110KV 801开关B相内部对地绝缘情况有所恢复。
2、第二次110KV母差保护动作原因：135MW机组主控室电气人员通过#1联络变对110KV一号母线充电成功，用110KV 710母联对110KV二号母线充电成功。恢复矿区110KV、35KV系统正常供电后，由于#1联络变110KV 801开关B相存有内部问题没有根本解决，内部对地绝缘只是短暂恢复，在运行10分钟后，最终发生B相内部接地事故（110KV母差保护动作报告显示）导致爆炸，并通过爆炸污染旁边110KV二号母线运行的#3主变110KV 703开关，并由110KV一号母线发展到110KV二号母线，导致110KV一号、二号母线所有开关跳闸。
六、事故防范措施：
1、遇有重大操作时：应对危险点进行辨识，采取应急措施、编制应急预案，组织相关工作人员学习，工作前应进行安全交底；
2、特殊运行方式下：⑴应合理安排、提高工效，尽快结束检修，恢复系统的正常运行方式；⑵制定突发情况的应急预案，在发生事故时，用最少的时间恢复系统，尽量减少损失；
3、应加大六氟化硫开关设备的运行巡视和检修力度，加大技术培训力度，完善监测手段和方法，在新升压站建成前保证矿区电力正常供应。
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