➢ 机组发生异常情况下，各监盘人员之间相互协调 不够。
➢ 在机组运行方式改变后，对可能发生的危险点预 控认识不足。
一、某电厂#1机组主汽温度高跳闸事故
3、暴露的问题： Βιβλιοθήκη 行人员技能不足，机组发生异常情况时的应
变能力差。 AGC、CCS、减温水等自动装置调节特性不好。 监盘人员之间的协调沟通不够，操作配合缺乏
二、某电厂#2炉“给水流量低”MFT动作
12:01调整总煤量在140T/H，负荷为470MW，12:05给 水流量1265T/H，中间点392℃，过热度17℃，煤水比 9.0。手动调整＃2机B汽泵转速（4000rpm↓3800 rpm↓ 3500 rpm），降低给水量至1000T/H。 12:06发 现给水流量下降过快，迅速增加2B汽泵出力，给水流 量仍持续下降，检查发现2B小机低压调门全开、高压 调门未开启；同时适当调低电泵勺管开度。12:08 #2 炉MFT动作，首出“给水流量低”（给水流量低 ≤540t/h延时3秒），机组保护联锁动作正常。
➢ 当时即将进入晚高峰，由于D、E、F磨煤机退出 运行，机组当时实际负荷与计划值偏差较大，在 启动F磨煤机加负荷过程中，炉内热负荷增加较 快，导致汽温上升较快，监盘人员监视调准不及 时，未控制好汽温是导致MFT动作的直接原因。
一、某电厂#1机组主汽温度高跳闸事故
➢ 机组协调控制自动调节特性不好，出现跳磨煤机 等扰动后，需要退出协调方式切手动调节，参数 调节不稳，当协调退出时给运行人员增加非常大 的操作量。
1）加强运行人员的技术培训，提高运行人 员的实际操作技术水平。 2）做好各类典型事故的事故预想和危险点 的分析。认真组织开展事故演练，提高运 行人员的事故处理能力。 3）进一步优化CCS调节性能。
三、某电厂#1炉“启动分 离器水位高”MFT动作
三、某电厂#1炉“启动分离器水位高”MFT动 1.事作故经过：
二、某电厂#2炉“给水流量低”MFT动作
2）#2机A小机误发振动信号，A小机跳机 是本次事件的诱发原因，鉴于振动探头 经常误发信号，而专业上未采取有效措 施。A小机跳机定为责任二类障碍。
3）＃2机B小机高压调门闭锁，影响了2B 汽泵的调节能力，给事故处理操作带来 了一定影响。
二、某电厂#2炉“给水流量低”MFT动作 应吸取的教训：
01：00，接班后本班为节省部分优质煤，逐步增 加C、D磨煤机烧本省劣质煤，减小B、E磨煤优质煤 。 01：57开始发现D磨一次风流量逐步下降，磨煤 机差压较高，立即将D磨煤机给煤量降低同时调整D 磨冷热风门挡板着手吹通D磨，同时对所有磨煤机 进行一次排渣，发现无异常。 02：53发现C磨煤机 一次风流量也逐步下降，磨煤机差压也较高，立即 将C磨煤机给煤量降低也着手吹通C磨，同时再次对 C、D磨煤机进行一次排渣未发现异常。
一、某电厂#1机组主汽温度高跳闸事故
16：24 AGC控制方式因＃1机主汽压力偏差大 跳为基本控制方式，协调自动退出，16：26解给水 自动为手动调整，机组负荷稳定在400MW。过热汽温 降至522℃，启动分离器出口过热度控制在19℃，过 热器一、二级减温水调整门自动关闭，并由自动跳 为手动。 16：32 ＃1炉F磨煤机加载油管漏油缺 陷处理完毕，启动＃1炉F磨煤机，给煤量加到 207t/h，过热器温542℃，启动分离器出口过热度 19℃，开启过热器一、二级减温水调门调整汽温， 并且上升趋势快，立即全开减温水调阀。
查。
二、某电厂真空泵叶轮等部件变形损坏事故
1月30日，21：18 B真空泵跳闸，副值令巡检 去就地检查开关，发现长延时保护动作；就地 检查真空泵泵体温度高，分离器液位8厘米左 右（正常28CM左右）。联系机务手动盘车，盘 不动，事后解体检查发现泵内叶轮等部件变形 。
2.二事、故某原电因厂：真空泵叶轮等部件变形损坏事故 未按系统检查卡恢复系统，致使气水分离
三、循环水管道法兰及膨胀伸缩节严重变形损坏事故
11时44分，巡检汇报循环水入口门处 漏水严重，立即停A循环水泵，并关闭凝汽 器循环水入、出口门。就地检查发现B流道 入口门后法兰呲开（事后检查，该流道入 口门后法兰及膨胀伸缩节严重变形损坏） 。
2.事故原因： 当值主值未严格执行操作票， 导致在
三循、环循水环泵水启管道动法过兰程及中膨，胀低伸压缩节凝严汽重器变B形流损道坏空事故 气积聚，主值见循环水母管压力高，两次 开大凝汽器循环水A、B流道入口门（出口 门维持原开度），使门后压力迅速升高， 凝汽器内空气瞬间压缩，引起气水冲击， 使凝汽器循环水B流道入口门后法兰及其膨 胀节严重损坏。
事故原因分析（续）：
➢＃1机CCS调节不灵敏，在＃1机CCS投 入时，汽压和分离器温度超限，调节
太慢。
➢一次风机特性较差，难适应机组负荷 及工况大幅变化。
三、某电厂#1炉“启动分离器水位高”MFT动 作
吸取的教训：
提高检修质量，保证给水泵正常运行及备用。 改善来煤质量，减少原煤中杂质，保证磨煤机正
2006年3月26日10：00某电厂#8机组C级 检修后，按试运计划要求，主值准备启动 三循、环循水环系水统管道，法进兰行及循膨环胀水伸泵缩节带严负重荷变试形转损。坏事故 2006年3月26日10：50， #8机组A、B循环 泵电机测绝缘合格后送电。循环水系统准 备恢复运行，系统管道注水完毕。 2006年 3月26日11：41 主值将凝汽器循环水入口 门开至50％，出口门开至30％。11时43分 启顺启A循环水泵，
一、某电厂1000MW汽轮机轴瓦乌金损伤事故
16：12 机组负荷618MW，汽轮机跳闸，首 出原因“汽轮机润滑油压低”，转速到零 后，因主机油箱油位低使交、直流油泵不 能打油，润滑油压低而盘车投不上，事后 检查各轴瓦、乌金均有较大程度损伤。
2.事故原因： 一运、行某人电员厂对1机00组0M运W汽行轮状机态轴和瓦异乌常金情损况伤不事敏故 感，在多次发“电机密封油膨胀箱液位高 ”报警时，未引起重视，未检查相关参数 ，未对油位高的原因和危害进行分析，只 是简单的排油降低油位了事，未消除隐患 。 交接班制度执行不严格，巡回检查制度执 行不严格，不认真、不到位。 运行人员责任心不足，异常分析能力差， 事故和应急处置能力差。
电力系统事故案例
2020年5月26日星期二
汽机专业事故案例
1.事故经过： 2011年4月2日 某发电公司 ＃3机组（1000MW）临检后启动，4：59 汽 机一转、1某36电0r厂pm1时00，0MDWC汽S发轮“机发轴电瓦机乌密金封损油伤膨事故 胀箱液位高”报警，运行于是对密封油膨 胀箱采取放油处理。5：26报警消失。 07 ：53 DCS再发“发电机密封油膨胀箱液位 高”报警，因机组启动操作多，主值只对 报警进行了确认，未检查确认油位高的原 因，也未安排巡检检查发电机消泡箱油位 、主机油箱油位等情况。
一、某电厂#1机组主汽温度高跳闸事故
16：36 ＃1炉过热器A侧出口汽 温600℃，锅炉MFT动作，5012、5013 开关跳闸，＃1发电机灭磁开关联跳， ＃1发电机解列。
一、某电厂#1机组主汽温度高跳闸事故
2.事故原因分析
➢ 16：18 ＃1炉F磨煤机因加载油管漏油停运交 检修处理，16：21 ＃1炉E磨煤机跳闸后因不能 立即恢复运行，是此次MFT的起因。
器补水电磁阀前手动门未开。
运行人员责任心不足，异常分析能力差，
事故和应急处置能力差。
➢运行人员在检查出汽水分离器水位低时， 未严格执行集控运行规程规定， 真空泵分 离二器、水某位电低厂报真警空时泵叶，轮应等立部即件就变地形检损坏查事，故并 应立即开电磁阀旁路补水至正常水位，否 则手动启动备用真空泵，停用原运行泵气 水分离器补水手动门未开，试运后补水中 断造成水泵长时间在缺水情况下运行产生 汽蚀现象，同时泵体内水温升高造成内叶 轮等部件变形产生磨察导致设备损坏。
默契。
二、某电厂#2炉“给水流量低”MFT动作
1.事故经过： 11:15，＃2机A小机#3瓦X向振动开始跳变，最高
波动到300um，就地测振无异常，联系设管部热工维 护人员处理，并要求解除该点跳小机保护。 11:59 ＃2机A小机跳闸，首出“振动高” (查2A汽泵组#3 瓦X向振动波动到280um)，电泵联启正常。因中间点 温度很快上升到450℃（保护定置为457℃），12:00 紧急停止＃2炉E磨，投入＃2炉A/B层等离子助燃， 并入电泵运行，手动调整给水流量。
二、某电厂#2炉“给水流量低”MFT动作
2.事故原因分析 事故发生后，公司安全监察部按照
“四不放过”的原则，当天下午组织 发电运行部当班人员及专业主管、设 备管理部专业主任及主管对＃2机组跳 闸原因进行了调查分析。
二、某电厂#2炉“给水流量低”MFT动作
1）#2机A汽泵跳闸是本次事故的诱因，A汽泵 跳闸后，分离器温度迅速大幅上涨，运行 人员大量加水降温后，在给水流量回调的 过程中，运行人员设定降低#2机B小机转速 幅度过大，同时由于担心电泵“抢水”， 造成汽泵“憋泵”不出力，又错误地调低 了电泵勺管开度，造成总给水流量下降过 快，是给水流量低MFT保护动作的直接原因 。
常运行。
进一步优化CCS调节性能。 提高运行人员操作水平，加强事故处理的培训； 加强对特殊运行工况的事故预想及演练。
电气专业事故案例
一、某电厂“5.1”电气误操作事故
1.事故经过： 1.1工作安排阶段； 1.2操作票生成阶段； 1.3操作票执行阶段
一、某电厂“5.1”电气误操作事故
三、某电厂#1炉“启动分离器水位高”MFT动 作03：57将C磨停运，将B层等离子投入。
03：59启动A磨煤机运行，维持负荷 300MW。 04：01 发现＃1炉分离器温度从389度开始 快速上涨，立即将给水切至手动增加给水量， 最高至1100 T/H，已达到汽泵的出力极限，为 防止损坏汽泵，维持给水流量1100 T/H，同时 将给煤量快速减小，减少送风量，降一次风压 。
三、循环水管道法兰及膨胀伸缩节严重变形损坏事故