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设备事故
1机做短路特性试验造成1号主变差动保护动作
事故经过1993年12月7日当时运行方式为：米石一线、110kVI、II母运行，2号发变组在35kVI母，1号主变在35kVII母运行。1号机检修，正在做升速短路特性试验17：28分警铃响、喇叭响，米石一线1523及1号主变35kV开关304跳闸，用米石二线开关1524与系统并网未成功，这时听见一声响，2号机有功由23MW甩至8MW，无功仍为15Mvar，立即将2号机与系统解列，合米石二线1524开关给1、2号主变充电。恢复厂用系统正常运行方式。
事故原因
1. 试验班做1号机升速短路特性试验时，未考虑到应将1号主变差动保护退出，导致1号主变差动保护动作跳米石一线开关1523、1号主变35kV开关304及1号机厂用分支开关601、6kVI段工作电源开关6102。
2. 事故处理时，又将2号机停机，厂用电中断，扩大了事故。
事故教训及防范措施
7. 做试验前没有按照规定对试验方案进行编审批，严格按照规定执行试验前相关技术人员签字的试验方案。
8. 事故处理时扩大事故，应加强技术培训。
0号厂高变跳闸
事故经过：1994年6月3日当时运行方式为：米石一线经1号主变、1号电抗器带6kVI段运行，35kVI、II母运行，0号厂高变带6kVII段运行，2号主变在停电状态。21：35分事故喇叭响，警铃响，米石一线线路控制屏出“保护呼唤”光字，中央信号屏出“掉牌未复归”光字，0号厂高变控制屏出“备自投回路故障”光字，0号厂高变开关312和6kVII段备用电源开关6220跳闸，6kVII段、380VII段失电，正常照明失去，事故照明自投。查中央信号继电器屏“35kVI母接地”、 “35kVII母接地”掉牌，0号厂高变差动保护动作，检查发现0号厂高变312开关出线上搭有枯草，已被雨淋湿，将0号厂高变停电。
事故原因
当天有大风将枯草刮到312开关出线上，下雨后，将枯草淋湿，造成接地短路，0号厂高变差动保护动作跳闸。
事故教训及防范措施
将变电站的枯草清理干净
2号联络变“差动保护”动作跳闸
事故经过
1997年3月4日1：35分主控喇叭响，米石二线开关1524、2号联络变开关319跳闸，35kV母线电压为34kV，频率49.46Hz。1号机有功、无功指示到零，2号机有功由24MW升至32MW、无功由14Mvar升至22Mvar。查2号联络变差速保护掉牌，米石二线线路控制屏出“保护呼唤”、“收发信机动作”、“安全自动装置故障”光字，中央信号屏出“掉牌未复归”光字。立即合米石一线开关1523和1号联络变开关318，1号机由发电机变为电动机运行时间较长。1：40分接汽机发的“注意”、“机器危险”信号，将1号机与系统解列。
事故原因
2号联络变35kV支持瓷瓶发生污闪引起差动保护动作。
事故教训及防范措施
1. 支持瓷瓶更换为防污闪型，同时加装热缩。
2. 冬季定期清扫室外设备；带电清扫每周进行一次。
3. 做好恶劣天气的事故演练。
4. 做好非正常运行方式下事故预想。
0号厂高变顶部溢油且高压套管冒烟
1997年7月23日0：15分3号发变组跳闸，0号厂高变带6kVIIIA、B段和6kVI段运行，此后0号厂高变处于过负荷状态，巡检未认真检查0号厂高变油温，至8：30分巡检发现号厂高变本体严重漏油，且高压套管冒烟，经查油温已达87℃，而风扇未自启动，将风扇开启，将6kVIII段倒为正常运行方式。9：20分将0号厂高变停电检查。
事故原因
1. 0号厂高变容量小，事故情况下过负荷引起油温不断上升所至。
2. 值班人员责任心不强，巡检不认真。
3. 0号厂高变远方温度计指示不正确，且有功表比实际值少1/3，不能正确判断变压器负荷状态；同时温度越限后风扇未自启。
4. 班长在特殊状态下，未安排加强巡检。
事故教训及防范措施
1. 加强教育培训，提高巡检质量。
2. 认真组织学习，提高事故应变能力。
3. 完善风扇自启回路。
4. 校验有关表计，必需反应实际状态。
5. 0号厂高变扩容。
1号机并网时发变组“差动保护”动作
1997年9月19日19：55分1号机并网操作，用手动准同期合1号机出口开关701时，701开关红灯一闪，紧接着主控灯暗，喇叭响，1号机出口开关701、MK、1号主变35kV开关304、6kVI段工作电源开关6102跳闸，6kVI段备用电源开关6119自投，查1号主变差动保护动作，米石一线线路控制屏出“保护呼唤”、“收发信机动作”、“掉牌未复归”光字。检查1号主变系统无异常。20：05分1号发变组用零起升压并网。
事故原因
工作人员技术素质差，并列时并列角度掌握不好造成冲击电流过大保护动作。
事故防范措施
1. 加强职工的基础理论教育，提高职工的业务水平。
2. 车间增设第二监护，重要操作到现场监护。
3. 加强事故练兵，提高职工的事故应变能力。
化纤二线接地短路造成我厂3号机停运
事故经过
1998年1月17日11：40分警铃响，中央信号屏出“35kVI母接地”、“35kVII母接地”、“掉牌未复归”光字，1、2发变组控制屏出“35kV接地”光字。查35kV电压监察表C相指示5kV、B相指示30kV、A相指示40kV。35kV母线电压降至32kV，中性点电流指示40A。11：42分喇叭响，化纤二线开关315、3号发变组开关308、MK、3号电抗器开关603跳闸。2号机有功、无功负荷上升。3号发变组控制屏出“自用电消失”、“厂用电消失”、“稳压电源消失”、“风机全停”、“1YH失压”、“2YH失压”、“工作电源故障”、“二块屏故障”、“三块屏故障”光字。6kVIIIA、B段备用电源开关6313A、6313B未自投，6kVIII段失电。查化纤二线保护屏速断保护动作，3号发变组保护屏“跳FMK”、“风机全停”信号灯亮。
退110kV反向过功率1LP、3LP，降2号机有功、无功负荷至额定值。投米石二线开关1524和2号联络变开关319，断母联开关350，抢合6kVIIIA、B段备用电源开关6313A、6313B，复位6kVIIIA、B段工作电源开关6302A、6301B。12：00分3号发变组与系统并网，合母联开关350，断米石二线开关1524。将化纤二线停电。
事故原因
单相接地引发的三相弧光短路，引起系统电压波动，3号机励磁风机跳闸使3号机跳闸。
事故教训及防范措施
1. 加强事故练兵，提高职工的事故应变能力。
2. 3号机风机电源改接到380VIII段（原接在MCC盘）。
3. 在3号机励磁回路风机控制回路中增加延时模块。
6kVIII段失电
事故经过
1998年6月9日，当时运行方式为0号厂高变检修，6kVII段做6kVIII段的暗备用电源。17：59分喇叭响，6kVII段备用电源开关6220、6kVIIIA、B段备用电源开关6313A、6313B跳闸，6kVIII段失电，查无异常后恢复原运行方式。
事故原因
0号厂高变在检修状态，保护回路有工作，各保护压板仍在投入位置，造成备用分支过流保护动作将6kVII段备用电源开关6220、6kVIIIA、B段备用电源开关6313A、6313B跳闸。
事故教训及防范措施
今后在保护回路工作，应考虑是否对运行中的设备有影响，在工作票中应填写将有关的保护压板退出。
2号机并网时转子超压
事故经过
1999年3月23日，在2号机并网操作中，当定子电压升至4kV时，发现转子电压指示为140V，转子电流指示为370A，监护人提出疑问，表明发电机转子超压，迅速将2号机定子电压降至0。
事故原因
1. 2号机仪用PTA相二次保险接触不良，定子电压表指示较实际值低，导致运行人员误判断。
2. 操作人员未能综合分析所有表计情况，致使转子超压。
事故教训及防范措施
1. 组织对运行规程强化学习并每月进行一次考试；
2. 开机前必需检查测量PT的一、二次保险及所有刀闸的辅助接点；
3. 提高责任心，增强安全意识；
4. 以本次事故为例，加强教育，提高综合分析能力。
2号炉甲磨电机烧
事故经过
1999年4月26日2：05分警铃响，主控6kVII段控制屏“接地”光字一闪即灭，锅炉值班员通知2号炉甲磨运行中跳闸，检查6kVII段未发现有任何保护掉牌，测得2号炉甲磨电机绝缘相对地为3MΩ。班长又派人到现场再次确认，在再次测得电机绝缘为25MΩ后，就请示值长送电，结果一启就跳，出“速断”保护掉牌。此时测得电机绝缘为0MΩ。判断2号炉甲磨电机烧。
事故原因
1. 2号炉甲磨首次跳闸时，保护未掉牌，但主控6kVII段出“接地”信号，表明已有异常情况。电机内部绝缘已受损伤，第二次送电启动加重了电机损坏程度，导致最终烧坏。
2. 虽然测电机绝缘在正常值，但规程中规定与前一次送电前测得绝缘数值进行比较不得低于1/3-1/5。
事故教训及防范措施
1. 加强规程的学习，加强技术培训。
2. 跳闸原因未查明之前，严禁将跳闸设备送电。
3号机调速油泵开关真空泡破裂
事故经过
1999年7月30日，3号机调速油泵停电操作后发现小车开关B、C相真空泡有裂纹，经车间现场检查后判断为二次插头档板脱落造成。
事故教训及防范措施
1. 真空开关送电前，停电后应仔细检查真空泡并用摇表测量绝缘。
2. 真空开关送电、停电前应仔细检查二次插件档板是否紧固，有无掉落的可能。
3. 紧固所有小车的二次插件档板，防止再次掉落。
炼油二线电缆接地短路造成我厂1号主变304开关跳闸
事故经过
1999年12月16日，14：10分警铃响，中央信号屏出“35kVI母接地”、“35kVII母接地”、“掉牌未复归”光字；1号发变组控制屏出“35kV接地”光字，检查35kV电压监察A相指示6kV、B相38kV、C相33kV，通知值长询问总厂各变电站设备的运行情况。不久，喇叭响，警铃响，110kV线路控制屏出“安全自动装置告警”、“安全自动装置动作”、“收发信机动作”动作光字。1号机有功由28MW降至4MW，无功由15Mvar降至5Mvar，此前有功、无功负荷向上摆了一下。定子电流由3.0kA降至0.6kA，转子电压由155V降至130V，转子电流由360V降至205V，定子电压由6.4kV升至702kV，3号机有功52MW、无功34Mvar基本不变。查1号主变35kV侧304开关跳闸，1号机与系统成为两个系统，降1号机校正器、磁场变阻器降不动。查1号发变组信号保险熔断，更换后，将发电机电压降至正常值。倒6kVI段由0号厂高变带，在合6kVI段备用电源开关6119时未成功，查备用分支过流保护动作。此时发现炼油二线开关307跳闸，15：30将1号机与系统并网成功。检查炼油二线“速断”保护掉牌。检查我厂炼油二线范围内无异常，15：50分炼油二线恢复运行。后经询问当时动力水源一线也速断保护动作跳闸。
事故原因
1. 水源二线出线电缆接地短路，我厂炼油二线开关由于接近故障点，未躲过短路电流造成保护动作跳闸；
2. 1号主变35kV侧开关304由于保护回路时间继电器发生闪跳动作跳闸；
3. 处理过程中未及时发现炼油二线307开关跳闸；
4. 1号主变35kV侧开关304开关跳闸后，在合6kVI段备用电源开关6119时未检查是同一系统；
5. 1号主变35kV侧开关304开关跳闸，两侧都有电，未及时并入电网；
6. 发电机并网起压过程中，由于未检查磁场变阻器位置，造成超压；
7. 动力站值班人员事故处理水平低。
事故教训及防范措施
1. 更换本次误动的时间继电器（包括所有同型号时间继电器）；
2. 将本次事故作为重要案例，加强教育，提高事故处理能力；
3. 厂用电系统的操作在规程中加入“必需确认为一个系统”；
4. 加强巡检，确保磁场变阻器在规定位置；
5. 加强对动力站人员的培训，提高其事故处理能力。
2号炉乙磨煤机真空开关小车触头烧熔
事故经过
2000年2月26日，17：35分主控室事故喇叭响，中央信号屏出“掉牌未复归”光字，110kV线路控制屏出“收发信机动作”、“保护呼唤”、“安全自动装置报警”光字，3号发变组控制屏出“2YH失压”、“1、2号脉冲丢失”光字， 6kVII段出“电压回路断线”光字，6kV备用段“电压回路断线”光字，0号厂高变出“差动动作”光字。0号厂高变开关312、6kVII段工作电源开关6202、6kVII段备用电源开关6220、2号机厂用分支开关602、2号厂低变开关6205、380VII段工作电源开关4201跳闸，01号厂低备用变开关6206红灯闪光。当时的1号机有功由20MW降至14MW，2号机有功由17MW降至14MW，3号机有功由40MW降至34MW，由于6kVII段失电，380VI、II段无备用电源，就用380VI段带380VII段，由于01号厂低备用变低压侧无开关，只有连接刀闸，在未拉开4001刀闸情况下，就用380VI段备用电源开关4118给备用段充电，结果从01号厂低备用变低压侧给变压器充电，造成380VI段备用和工作进线开关全部跳闸，380VI段失电，1号炉灭火。迅速抢合380VI段工作电源开关4101成功，拉开4001、4003刀闸后，再用380VI段带380VII段成功。
事故原因
1. 2号炉乙磨小车触头烧熔，造成三相接地短路，厂高变自投后又跳闸，造成6kVII、380VII段失电，2号机、炉停运；
2. 事故发生前，有两位值班员已发现故障点，两人未采取果断措施将其停运，致使事故发生；
3. 事故发生后，由于对当时运行方式未考虑清楚，用380VI段带380VII段时，未拉开4001刀闸，直接抢合4118开关造成380VI段过流跳闸，造成380VI段失压，1号机炉停运，扩大了事故；
4. 事故发生后，由于运行人员素质低，恢复时间长。
事故教训及防范措施
1. 加强巡回检查的质量，仔细检查小车触头的接触情况，并测量触头温度；
2. 磨煤机小车要求在起磨前、停磨后，将小车往内推动几次，特别是小车上部；
3. 加强事故练兵，提高职工的事故应变能力；
4. 进行技术改造。（2000年8月份6kVI、II段小车已全部更换）
CT极性接反造成1号联络变差动保护动作
事故经过
2000年7月16日，主控室事故喇叭响，米石一线1523开关、1号联络变开关319跳闸，迅速投入米石二线开关1524、2号联络变开关319成功，检查1号联络变差动保护动作。
事故原因
1 1号联络变差动回路CT极性接反，致使联络变带高负荷时，保护动作跳闸；
2 更换1号联络变CT端子排，由于停电时间短，未进行通流试验；
事故教训及防范措施
1 应修必修，修必修好的原则一定要坚持；
2 技术人员的监督必需到位；
3 更换端子后必需进行通流，差动保护的端子更换后应做六角图。
3号机油箱着火，因处理不当造成二级厂装置停工
事故经过
2000年8月17日当时我厂运行方式为米石II线运行，2、3号发变组运行，3号炉运行。20：40分3号机负荷到零，3号发变组控制屏无任何光字和保护掉牌。20：42分合6kVIIIA段备用电源开关6313A时事故喇叭响，3号发变组开关308、MK、603、6302A、6301B开关跳闸。3号发变组控制屏出“1YH失压”、“2YH失压”、“1、2号脉冲丢失”、“强励”、“+48V电源消失”、“+15V电源消失”、“稳压电源消失”、“风机全停”光字。中央信号屏出“掉牌未复归”光字。米石I、II线线路控制屏出“保护呼唤”光字。6kVIII段失电，造成3号炉停运。20：45分投米石I线、1号联络变，断350开关。
事故原因
因3号发变组为单元式接线，在处理当中未先倒厂用6kVIII段由0号厂高变带，而是先将308开关断开，使6kVIII段和0号厂高变不属于同一个系统，造成在合6313A时非同期，致使事故扩大，二级厂装置停工，对各二级厂造成很大损失。
1. 本次事故是由3号机油箱起火引起，由于未及时倒换厂用负荷，错过事故处理的第一时机。
2. 在合6kVIIIA段备用电源开关6313A时，未注意到308开关的状态，造成非同期并列，致使6kVIII段失电，3号炉停运。
3. 事故发生后，由于未及时投运米石一线（当时二线运行），调整我厂电压，从而使事故扩大，造成二级单位许多装置停工；
事故教训及措施
1. 以本次事故为教材，加强对各运行班组的培训，提高事故应变能力。
2. 规定我厂系统无同期的，但有非同期可能的所有开关在合闸时必需确认在同一系统。
3. 事故状态必需首先保证我厂35kV系统的电压、频率在正常范围
4. 牢固树立先保自己、后保兄弟厂；先保电、后保汽；先保厂用重要负荷、后保次要负荷的原则。
在非正常运行方式下，做好事故预想。
刀闸与支架角铁发热放电，发展为三相弧光短路
事故经过
2001年4月20日14：55警铃响，380VII段出“备用分支过流”光字，380VII段电压表指示为零，查2号厂低变过流保护动作，抢合380VII段备用电源开关4218后又跳。
事故原因
1. 380VII段工作电源开关4201改造后，由于未检查刀闸连接部，造成刀闸与支架角铁发热放电，发展为三相弧光短路，从而使380VII段失电。
2. 工作电源跳闸，备用自投后又跳闸，在未查清原因时，又强送一次造成事故扩大。
3. 在故障未彻底查出时，盲目听从送电命令，使设备损坏情况加剧。
事故教训及措施
1. 严格遵守操作规程，原因未查清禁止送电。
2. 对不合理的命令，应拒绝执行。
3. 加强对干部职工的业务培训。
大风刮倒大树 致使炼油两条线跳闸
事故经过
2001年5月11日18：40分，突然开始刮大风，我系统多次出现35kV瞬时接地（均为不完全接地）；至18：50分，控制室“警玲响”、“事故喇叭响”，110kV控制屏出“保护呼唤”、“安全自动装置故障”、“安全自动装置告警”、“收发信机动作”光字，3号发变组控制屏出“自用电消失”、“厂用电消失”、“强励动作”光字，发现米石二线开关1524和2号联络变35kV开关319跳闸，我厂频率由50.2HZ升至50.85HZ，35kV电压升至38kV，三台机组负荷无多大变化，1号机出口电压达6.7kV、2号机出口电压达6.6kV、3号机出口电压达6.3kV、此时发现炼油（一）线开关305和炼油（二）线开关307跳闸，复位开关检查发现炼油（一）线速断保护动作，炼油（二）线限时速断保护动作（速断保护未投），2号联络变35kV过流II动作，迅速汇报值长，用1号联络变与系统并列，但因负荷调整困难一直未并上，19：00时，接值长令投炼油（二）线速断保护及后加速保护压板，合炼油（二）线开关307，炼油（二）线送电成功，19：10分，1号联络变与系统并列成功。
事故原因
1. 由于我厂至炼油厂的线路为架空线，且为同杆架设，事故当天大风非常大，将路边大树刮倒，树倒后砸在架空线上造成三相短路，致使炼油两条线跳闸，炼油厂全部装置停工。
2. 由于2号联络变35kV方向过流方向接反造成联络变方向过流动作，我厂与系统解列，给后面的事故处理带来很多不便。
事故教训及措施
1. 异常情况时，应立即做好事故预想，同时合理地安排好人员。
2. 平时加强岗位技术培训及事故演练。
3. 带方向的保护校验后必需测量方向，差动必需校验极性。
4. 清理靠近架空线的树林。
5. 加强对技术干部的培训。
6. 检查1、2号联络变35kV方向过流保护并予以更改
雨水灌入穿墙套管，造成接地短路
事故经过
2001年5月12日19：10分，突然开始下大雨，至19：20分，控制室“警玲响”、“事故喇叭响”，110kV控制屏出“保护呼唤”、“安全自动装置动作”、“安全自动装置告警”、“收发信机动作”光字，中央屏出“掉牌未复归”光字，1号机有功由27MW降至16MW，无功由15Mvar降至5Mvar，2号机有功由18MW降至14MW，无功由13Mvar降至6Mvar，3号机有功由38MW降至17MW，无功由27Mvar降至23Mvar，35kV电压由36kV降至34kV，6kV电压由6.3kV降至5.8kV，检查发现化纤一线开关313跳闸（速断保护动作），迅速调整我厂负荷；19：25分，控制室“警玲响”，建南二线“辅助导线短路”光字牌亮，检查发现建南二线电流、有功到零，对侧开关跳闸；19：30分，值长通知给粉屏中断2号炉灭火；20：07分，接值长令投入米石二线，断350开关；20：55分，因3号机低压缸进水接值长令3号机停机；2：15分全厂恢复正常。
事故原因
由于突降大雨，雨水灌入化纤一线出线侧穿墙套管，造成接地短路速断保护动作，化纤一线停电；同时由于接地点在我厂侧，对我厂影响较大；事故后检查发现穿墙套管内油耐压不合格
事故教训及措施
1、对35kV所有出线穿墙套管的油进行试验；不合格的予以更换
2、平时加强岗位技术培训及事故演练
3、加强对技术干部的培训
4、检修工作必须做到应修必修，各项试验工作必须按标准执行
35kV单相接地，引起消弧线圈着火
事故经过
2001年6月4日0：16分，控制室“警玲响”，110kV控制屏出“保护呼唤”、 “收发信机动作”光字，35kV控制屏出“掉牌未复归”、“35kVI母接地”、“35kVⅡ母接地”光字，1、2号机控制屏出“35kV接地”光字，3号发变组控制屏出“自用电消失”、“厂用电消失”光字，检查35kV绝缘监察发现B相指示1kV， A、C相指示38kV，中性点电流指示为50安，迅速汇报值长询问各二级厂情况；
0：26分，主控室灯光暗，喇叭响，警铃响，307开关绿灯闪光，检查发现炼油（二）线限时速断保护动作（速断保护未投），接值长令调整我厂负荷，退反向过功率1LP、3LP压板，将水源二线、化纤一、二线投第一轮跳闸；
0：40发现消弧线圈着火，迅速投入1号联络变，退2号联络变，将消弧线圈退出运行灭火。
0：50由于负荷高，米石Ⅰ、Ⅱ线并列运行；
1；15分，退2号联络变；
1：20分，控制室“警玲响”，110kV控制屏出“保护呼唤”、 “收发信机动作”光字，35kV控制屏出“掉牌未复归”、“35kVI母接地”、“35kVⅡ母接地”光字，1、2号机控制屏出“35kV接地”光字，3号发变组控制屏出“自用电消失”、“厂用电消失”光字，检查35kV绝缘监察发现C相指示0kV， A、B相指示38kV，
1：21分，发现建南两条线负荷到零；
2：20分全厂恢复正常运行。
事故原因
1. 由于炼油二线炼油厂侧电缆小室电缆头B相接地，迅速发展为三相弧光短路，致使炼油二线限时速断保护动作307开关跳闸，动力站35kV母联开关又未自投，从而造成炼油厂半数装置停工。
2. 消弧线圈由于过电压，瓷瓶被击穿引起着火。
3. 建南变电所全所失电是因为生活变所用变C相套管接地，迅速发展为三相弧光短路，建南变电所进线开关保护误动，造成全所失电。
事故教训及措施
1. 动力站35kV母联备自投回路，每月做一次备自投试验。
2. 异常情况时，应立即做好事故预想，同时合理地安排好人员。
3. 平时加强岗位技术培训及事故演练。
4. 检修试验工作必须按行业标准执行。
5. 加强对技术干部的培训。
2号机校正器工作失常造成2号机、炉停运
事故经过
2001年11月13日8：35分2号机校正器因无功大幅摆动而将其退出。
11：20分办理了一张二种票：2号机校正器检查。检查人员对校正器的回路进行了认真的检查，并在试验位和带负载位试验均正常，就注销了此工作票。因2号机校正器具有自动励磁的调节功能，属重要的设备之一，而且经过检查，我们认为问题不大，于是便将其投入运行。
12：40警铃响，2号机强减动作光字一闪即灭，2号机无功负荷由16.5Mvar升至满刻度，随后强减光字又亮，无功负荷表到零，强励光字亮，无功负荷又到最大，强励强减光字交替出现， 2号机各表计同时开始大幅摆动，在退2号机校正器开关，拉开强励小刀闸后，事故喇叭响，702、MK、6205开关同时跳闸，造成2号机停运。0号厂高变312开关自投成功， 6kVII段备用电源进线开关6221自投后因“备用分支过流”保护动作跳闸，致使6kVII段失压 、2号炉灭火。
110kV线路控制屏出“保护呼唤”、“收发信机动作”光字；2号联络变出“过负荷”光字；中央信号屏出“掉牌未复归”光字；303线路出“辅助导线断线”光字；306线路出“辅助导线断线”、“辅助导线短路”光字；1号联络变出“温度高”光字；2号联络变出“温度高”光字；2发变组控制屏出“通风故障”光字。查2号机为“发电机复合电压闭锁过流”保护掉牌；6205开关为低电压保护掉牌。
迅速抢合6221开关未成功，查备用分支过流保护动作，复归6205开关后，再抢合6221成功，6kVII段带电，主控正常照明恢复。复归2号炉给粉屏、稀油站、捞渣机电源。
3号发变组出“过负荷”光字，减3号机有功没反应，令汽机减负荷。3号机负荷减下来后，2号联络变出“过负荷”光字，投米石一线1523、1号联络变318。
13：10分将6kVII段倒为正常运行方式。
13：15分退1号联络变318、米石一线1523
13：50分2号机并网。
事故原因
1. 由于2号机校正器工作特性不好，运行于非稳定区域，在系统有电压波动的情况下校正器不能自动回到稳定状态，从而引发了该事故。
2. 在凌晨已经发现事故征兆，在未查出具体原因时，草率投入校正器。
3. 由于备用分支过流动作值偏小且电源开关动作时间过长，造成6kVII段备用电源进线开关备用分支过流动作，从而使6kVII段及380 VII段失压 ，2号机、2号炉停运。
4. 发电机复合电压闭锁过流保护动作联跳发电机出口主油开关、MK开关和对应的6kV段工作电源进线开关，而车间保护规程有误，给分析和处理事故带来不便。
5. 故障录波装置没有记录事故情况，给分析事故过程带来不便。
6. 由于我厂在正常情况下一直并于网上，因此应将2号机强减回路拆除。
事故教训及防范措施
1. 备用分支过流保护定值6kVI、II段由6A调到10A，6kVIII段由7.5A调到12A；备用分之过流保护动作信号继电器由1A改为0.5A；
2. 0号厂高变312开关长期投入运行；
3. 2号机强减回路全部拆除（1号机事故前以拆除）；
4. 清理所有保护图纸，重新审核和修改保护规程；
5. 完善故障录波装置；
6. 2号机校正器在未处理好之前严禁投入运行；
7. 做好2号机在校正器不投运方式下的事故预想；
0号厂高变缺油
2001年11月8日8：40分，0号厂高变进行了停电清扫紧固予试消缺工作，11月9日18：30分工作全部结束。送电24小时后检查无异常，将其停运。
2001年11月14日，因11.13事故将其投入运行。11月30日巡检发现0号厂高变瓦斯继电器内有气体，将气体放出。12月4日将0号厂高变停运，通知化水作油样分析，检查瓦斯继电器内有气体，进行放气工作时，发现瓦斯继电器中无油，经检查发现变压器油枕中无油。
事故原因
油位计假指示。
事故防范措施
1. 严格按照巡回检查制度对变压器进行检查（每班两次）重点检查瓦斯继电器中油是否充满。
2. 每月申请将0号厂高变停运，检查变压器油枕中的油位。
3. 待条件满足时将0号厂高变停运，修复油位计。
4. 为了杜绝发生类似事件，对所有变压器增加油位报表（该表已于12月5日正式交给运行值班人员）。
5号给水泵稀油站辅助油泵电机烧坏
2001年12月17日检修注销一张二种票：5号给水泵稀油站电加热器检查。在送电操作中，合空气开关后空气开关下端打火跳闸，将当时运行的5号给水泵的辅助油泵停运，经检查控制柜内主、辅助油泵的电源开关都跳闸，在用电笔测得电源完好后，就将控制柜内主、辅助油泵的电源送上，并通知汽机值班员启动辅助油泵正常后才离开。20分钟后汽机通知主、辅油泵都启不来，检查配电室5号给水泵稀油站间隔的A、C相保险熔断，测得辅助油泵电机不合格，判断电机烧坏。
事故原因
1. 5号给水泵稀油站加热器的空气开关打火跳闸后，此时已造成配电室5号给水泵稀油站间隔的一相保险熔断，虽用电笔测出有感应电，但没有用万用表测量相间电压是否为线电压，造成误判断，是此次电机烧坏的原因之一。
2. 电机启动后，未检查电机的运行状况是否良好，也是次电机烧坏的原因之一。
事故教训及措施
1. 在检查电源是否完好，应使用万用表测量。
2. 电机启动后应检查电机运行状况良好。
3. 当运行中的电机突然跳闸，应检查绝缘良好。
4. 当发生疑问时，应向班长或车间技术人员询问清楚后再操作。
1月11日3号发电机定子过压
事故经过
2002年1月11日早晨8：29分，主控室喇叭响，3号发变组308、MK开关跳闸，6kVIIIA、B段工作电源开关6302A、6301B跳闸，6kVIIIA、B段备用电源开关6314A、6313B自投成功，3号电抗器开关603未跳。查3号发变组微机保护屏“定子过压”保护动作，6kVIII段保护屏A段及B段低电压保护动作。出以下光字牌：110kV线路控制屏 “保护呼唤”、“收发信机动作”、“故障录波器动作”，中央信号屏“掉牌未复归”，3号发变组“I工作电源故障”、“II工作电源故障”、“主汽门关闭”。
令复位开关，在复位开关时，备用电源6313B、6314A开关跳闸，3号厂低变屏出“380V电压回路断线”光字一闪即灭，“直流II母接地”光字亮。6kVIII段、380VIII段失电，3号炉灭火。令复位开关后。抢合6kVIIIA、B段备用电源开关6313B、6314A开关成功，6kVIII段、380VIII段带电。断开3号电抗器开关603，将35kV电压由32.kV升至34.5kV。投米石I线，退110kV反向过功率跳闸压板1LP、3LP，将110kV反向过功率PT切至双母运行。同时投上低周减载跳闸压板。
9：30分将3号发变组系统停电进行清扫。10：30分将3号发变组系统恢复备用。将3号发变组“定子过压”保护压板退出。
17：30分将3号发变组与系统并网成功。
事故原因
1、 事故后经过调查分析，总结原因主要是由于石化公司化肥厂三聚氢氨开关柜（6kV开关）爆炸，引起35kV系统谐振过电压，3号发电机定子过电压保护动作（过电压整定按1.2倍额定电压，事故时系统电压达到1.35倍）跳闸。
2、 事故后从故障录波记录装置打印的报告看，3号发变组跳闸后，备用电源自投成功，在复位开关时，误将已跳闸的6kVIIIB段工作电源开关6301B和6kVIIIA段工作电源开关6302A又合上，导致6kVIIIA、B段备用电源开关6313B、6314A因备用分支过流后加速保护动作跳闸，造成6kVIII段、380VIII段失电，3号炉灭火。
事故处理中的不足
1. 在事故处理中复位开关时，误将已跳闸的6kVIIIA段工作电源开关6302A、、6kVIIIB工作电源开关 6301B又合上，造成给3号发变组系统充电两次，导致将已自投成功的备用电源开关6314A、6313B备用分支后加速保护动作跳闸，6kVIII段、380VIII段失电。
2. 在恢复过程中，3号机启励失败，班组图纸、资料混乱找不着，检查时间较长，延误了3号机并网时间。
3. 在处理中，米石I、II线都运行时，35kV母联开关350一直在合上位。
4. 关键装置的备品备件管理不到位。
事故教训及措施
1. 今后要加强运行技术管理。1、2、3号发变组系统跳闸，厂用备用电源自投成功后，在复位开关时，应先将相应的电抗器开关断开，以防止出现本次事故的类似情况。这点应对《电气车间运行规程》进行补充和修订。（李学东 1月31日前完成）
2. 对厂用系统的事故处理要进行重视，加强厂用系统的事故演练。（王承义 1月31日前完成）
3. 将3号发变组屏上“定子过压”保护压板退出。（王承义 1月11日已完成）
4. 保护班应将图纸、资料整理整齐。（马彦琳 1月31日前完成）
5. 关键装置的备品备件管理要到位。（虞斌）
1月11日6kVIIIB段失电
事故经过
1月11日20：10分，值长令6kVIII段恢复正常运行方式，在操作中，断6kVIIIB段备用电源6313B开关时，6kVIIIB段工作电源6301B开关跳闸，6313B开关自投后几分钟后又跳闸，在此期间6kVIIIB段“接地”光字一亮即灭。6kVIIIB段、化水II段、380VIII段失电，3号发变组出“主汽门关闭”光字。3号炉灭火。查380VIII段工作电源开关4301、化水II段工作开关H201在工作位，迅速手动断开4301开关，02号厂低备用变自投成功。手动断开H201开关，2号化水备用变自投成功。合上6kVIIIA段备用电源6314A、断开6kVIIIA段工作电源开关6302A，6kVIIIA段倒由0号厂高变带。迅速投米石I线1523开关，退110kV反向过功率1LP、3LP压板。同时投上低周减载跳闸压板。查3号发变组保护屏“分支过流B”信号灯亮。后经检查6301B开关柜内冒烟。将6301B、6302B、6303B开关柜内母线板与6kVIIIB段母线板拆开，在6303B间隔放置绝缘板一块。
22：20分因下网负荷不多，断开米石I线开关1523。投110kV反向过功率1LP、3LP压板。同时退出低周减载跳闸压板。
1：10分6kVIIIB段送电。380VIII段、化水II段恢复正常运行方式。
事故原因
1. 6kVIIIB段工作电源开关6301B柜内上排母线支持套管对后护档板放电造成的三相接地弧光短路。使6kVIIIB段、380VIII段失电，3号炉灭火。
2. 因380VIII段工作电源开关4301低电压保护未动，后手动断开4301开关，备用电源开关4325自投成功，使3号发变组未与系统解列。
3. 因化水II段工作电源开关H201低电压保护未动，后手动断开H201开关，化水备用变自投成功。
事故处理中的不足
值班人员在去6kVIII段检查时，发现6kVIIIB段工作电源开关6301B柜内往外冒烟，还仍然冲进配电室检查，置生死与度外，属严重违章行为。
事故处理中值得表扬地方
1. 因380VIII段工作电源开关4301低电压保护未动，后在班长范大伟的指挥下手动断开4301开关，备用电源开关4325自投成功，使3号发变组未与系统解列，避免了一次3号机停机事故。
2. 因化水II段工作电源开关H201低电压保护未动，后在班长范大伟的指挥下手动断开H201开关，化水备用变自投成功，使化水II段带电。
事故防范措施
1. 加强值班人员的安规学习，进行一次安全教育。（汪芳 1月31日前完成）
2. 分别对6kVIIIA、B停电进行检查处理，一次耐压试验合格。（虞斌 1月18日已完成）
3. 检查380VIII段工作电源开关4301低电压保护未动的原因为二次回路的时间继电器有问题，更换后试验正常。（樊旭东 1月18日已完成）
4. 检查化水II段工作电源开关H201低电压保护未动的原因为二次回路的低电压继电器有问题，已更换，试验正常。（樊旭东 1月18日已完成）
5. 保护进行改造。
1月12日2号联络变差速保护动作
事故经过
1月12日8：26分，主控室事故喇叭响，警铃响，米石II线开关1524、2号联络变开关319跳闸。出以下光字：中央信号屏出“掉牌未复归”、110kV线路控制屏出“故障录波动作”、“解列出口”、保护呼唤”、“收发信机动作”、“微机保护动作”。 查2号联络变差速保护动作。
迅速用米石I线1523开关与系统并网。拉开2号联络变35kV中性点刀闸X06，合上1号联络变35kV中性点刀闸X05。
20：55分合米石II线1524开关给2号联络变充电，并拉开2号联络变110kV中性点接地刀闸102D，退零序过流I、II段保护压板，投零序过压I段压板。
事故原因
1. 经事后检查发现米石二线线路侧穿墙套管由于当时下雾雨而闪络严重，使2号联络变差速保护未能躲过出口处故障，此次快速切除了故障点影响较小。
2. 因110kV微机保护屏的电源取的是相应米石线开关的控制回路，若取下米石线控制保险，相应的微机保护电源断电，所以有关米石二线微机保护的故障信号未记录。
事故教训及措施
1. 已检查2号联络变差速保护本身无问题（1、极性正确；2、保护定值正确；3、二次通流正确）。此次保护未能躲过保护动作范围以外的故障，车间认为保护装置在原理计算上存在不足，需进行保护改造。
2. 将1、2号联络变、110kV微机保护屏电源与操作电源分开，单独接线。
3. 冬季运行方式安排米石一线运行。
4. 寻找时机清扫1022刀闸至11502刀闸悬挂瓷瓶。
3号发电机转子集电环环火
事故经过
6月15日12：45分警铃响，35kV线路控制屏上建南一线302及建南二线306出“辅助导线短路”、“辅助导线接地”光字，建南一线负荷到零，建南二线由7MW降至3MW， 110kV线路控制屏出“保护呼唤”、“收发信机动作“故障录波器动作” 。2、3号机控制屏表计摆动。2号机有功由25MW升至28MW，无功甩至0后缓慢上升至15Mvar，3号机有功由50MW升至58MW，无功由38Mvar升至51Mvar,3号机出“励磁限制报警”、“过负荷”光字，减3号机无功至“励磁限制报警”光字消失，此时3号机控制屏出“转子一点接地”光字，将6kVⅢ段倒由0号厂高变带。3号机收到“机器危险”、“主汽门关闭”信号，3号机有功到0，2号联络变出“过负荷”光字，投米石一线、1号联络变运行， 退110kV反向过功率屏1LP、3LP压板。
3号机与系统解列。调整联络变档位，使35kV电压保持在正常值。
2号机无功负荷摆动16～25Mvar，将2号机校正器退出运行，计算35kVⅠ、Ⅱ母负荷，将0号厂高变由35kVⅠ母倒至35kVⅡ母，断开35kV母联开关350，将低周减载屏上水源二线317、化纤一线313、化纤二线315投第一轮跳闸。
在此期间经询问为建南区1、2号主变跳闸。
经检查3号机正极集电环环火，刷架烧融。后测得转子绝缘合格。
事故原因
1、 建南区发生带地刀合开关的恶性误操作事故（建南区变电站在配合炼油厂三循开工。当时进行两项工作：（1）一次电缆做头、接线工作。办理是一种工作票，安全措施要求合上开关柜后的接地到闸。 （2）开关做传动试验。动力厂进行的是第二项工作。 开的是一张二种工作票。当时动力厂的工作要求是将小车开关置于“试验”位做试验。 动力厂试验班人员因为不熟悉开关的“试验”、“工作”位置。误将小车开关摇入了“工作”位。远方合闸后，造成建南6kV一段三相接地，使建南1号主变“过流”保护动作跳闸。6kV母联自投，建南2号主变“过流” 保护动作跳闸，建南变全所失压，造成的恶性误操作事故）。对我厂影响很大。故障发生时因我厂3号机励磁系统反应速度比2号机励磁系统反应速度快，当时3号机将2号机的无功全部抢走，使3号机产生很大的励磁电流，且持续时间又长，是促成本次3号机环火的原因之一。
2、 我厂3号发电机属不标准化设计，滑环室的冷却效果不好，使集电环正极面温度一直偏高，因未超过规程规定值，只是加强监视和维护，未采取强制冷却措施，是促成本次3号机环火的原因之一。
3、 3号机盘车电缆断线处理时间较长，是本次事故处理中的不足。
事故教训及措施
1、 3号机滑环室冷却效果不好，在发电机检修时对其风道进行改造。
2、 现3号机增加风机暂时对滑环室进行强制冷却。
3、 对3号机进行特护，每小时对集电环表面、刷辨温度进行一次测量，并记录当时的转子电流、有功、无功值。
4、 暂时进一步加强对3号机集电环的维护，每小时对3号机集电环进行一次吹扫。
5、 每月15日后夜备用电机定期摇测绝缘增加1、2、3号机盘车电机绝缘。
“7.19”1号主变差动保护动作
事故经过：
事故前运行方式：米石一线、1号联络变运行，米石二线、2号联络变备用。1、2、3号发变组运行，厂用系统正常运行方式。
2002年7月19日18：15分警铃响，喇叭响，1号主变35kV开关304、1号机主油开关701、MK、6kVⅠ段工作电源进线开关6101、化水段工作电源进线开关H01绿灯闪光，01号厂低备变开关6202、化水段备用电源进线开关H13红灯闪光。中央信号屏出“掉牌未复归”光字，米石一线出“收发信机动作”、“保护呼唤”、“故障录波器动作”；1号机有功由28MW降为10MW，3号机有功由40MW降为28MW。查1号主变“差动”保护动作。事故时系统无冲击现象。
复位1号机厂用分支开关601、6kVⅠ段工作电源进线开关6101，抢合6kVⅠ段备用电源进线开关6121，使6kVⅠ段带电。同时6kVⅠ段“备用分支过流”光字亮。复位01号厂低备变开关6202、化水段备用电源进线开关H13。后查得循环水Ⅰ段和380VⅠ段工作电源电源进线开关都未跳闸。
因当时下网39MW，退110kV反向过功率跳闸1LP、3LP压板；将米石二线1524、2号联络变319投入运行。
期间恢复锅炉给粉屏、捞、碎渣机、直流屏硅整流电源。
18：38分1号炉并网成功。待负荷与系统基本持平时，将米石二线1524、2号联络变319退出运行，投110kV反向过功率跳闸1LP、3LP压板。
19：15分退1号主变“差动”保护压板。
19：45分1号机与系统并网。将6kVⅠ段恢复正常运行方式。测1号主变、1号电抗器“差动”向量试验。
21：00分投1号机校正器。
20：05分应试验要求将6k VⅠ段倒由0号厂高变带。
23：20分6kVⅠ段恢复正常运行方式。试验完成后，检查1号主变、1号电抗器差动回路完好后，将1号主变差动保护投入运行。
23：30分对380VⅠ段备自投回路检查，结果是低电压回路完好。
0：10对6kVⅠ段备用分支回路定值检查，结果是正常。
事故原因：
1号机小修对601开关进行了改造，二次回路进行了改动。应在发电机接带负荷后做差动向量试验，检查差动极性正好反。这次发电机开起后试验漏做，而主变电抗器侧差动极性接反，造成1号主变差动保护误动作，1号发变组跳闸，厂用电源6kVⅠ段备用电源自投未成功，6kVI段失电，1号炉灭火。6kV一段备用电源开关6121自投，分支过流动作使其再次跳闸，此原因待查。
事故教训及措施：
1、 针对此次事故进行一次安全教育。
2、 《规程》中应增加差动回路有过工作，在设备投运后未带负荷前，应将差动保护退出，并在运行日志的重要提示中作提示，待测完差动向量试验正常后再投入。
3、 以后改造方案一定要编写并有相关审批程序。
炼油二线开关室蝙蝠事故
事故经过：
7月22日事故前米石一线、1号联络变运行，米石二线、2号联络变备用；1、2、3号发电机通过1、2、3号主变接于35kV母线上，并通过1号联络变与系统并列；当时1号机带有功16MW，无功15Mvar，2号机带有功23MW，无功10Mvar，3号机带有功42MW，无功29Mvar，我厂发电和用电基本持平，厂用6kVI、II、III段分别由各自发电机送电，各二级厂用电馈线均接于35kV母线。零号厂用高压备用变压器检修状态。
22：09分，变电站一声巨响，控制室内灯光突然熄灭，事故照明投入，2~3秒后照明恢复，发现米石一线开关1523，1号联络变35kV开关318、2号发电机出口油开关702及灭磁开关跳闸。1号机有功降至10MW，无功0Mvar，3号机有功降至20MW，无功升高到42Mvar，我厂1、3号机孤网运行，35kV各二级厂有功负荷合计不到10MW（事故前合计69MW），为了确保乌石化地区厂用电源不中断，运行人员迅速用2号联络变与系统并列，因我厂频率变化太快无法与系统并列，22：13分1、3号发变组停运，运行人员迅速抢合2号联络变未成功，断35kV各馈线开关后再次投2号联络变成功，厂用6kVII段恢复送电。同时安排恢复零号厂高变和厂用6kVIII段的电源，安排恢复1号主变和厂用6kVI段的电源，安排恢复35kV各馈线的电源。22：40分左右我厂厂用电和各二级厂电源全部恢复。在事故处理时已安排人员对110kV和35kV各配电装置进行全面检查，特别安派专人对1号联络变进行检查，23：50分经过运行人员和车间干部两级检查结果是炼油二线307开关的穿墙套管炸碎并且现场发现一只烧焦的蝙蝠、1号联络变经外观各部位和绝缘初步检查未发现问题， 汇报马军生厂长后，马军生厂长判断故障点在炼油二线307开关处，下令试送1号联络变，24：30分左右1号联络变送电成功。
保护出：炼油二线过流保护动作；1号联络变本体重瓦斯、有载调压重瓦斯、有载调压轻瓦斯、主变压力释放、温度高、TA断线信号灯亮；1、2号发电机复合电压闭锁过流保护信号灯亮； 3号机“负序过负荷”、“励磁限制报警”、“主汽门关闭”、“YH断线”。3号厂低变高联低、2号厂低变高联低、1号主变复合电压闭锁过流。
光字出：米石一线“保护呼唤”、“收发信机动作”、“安全自动装置动作”、“联络变温度高”；中央信号屏出“掉牌未复归”、“低周减载动作”。
用304开关给6kVI段送电时304开关跳闸，跳闸原因为1号主变复合电压闭锁过流保护动作，经查1号机主油开关701红灯亮，就地手动打跳不掉701开关，后拉开1号机出口刀闸7011，再合304开关使1号主变带电，然后分别合1号机厂用分支开关601、6kVⅠ段工作电源开关6101使6kVⅠ段带电。合1号厂低变6102、380VⅠ段工作电源开关4101使380VⅠ段带电。合1号循环变6104开关时合不上，断B101开关后B207开关自投。合1号化水变6106开关时合不上，用01号厂低备用变6202带化水段。
0号厂高变恢复送电带6kVIIIA、B段，用3号厂低变给380VⅢ段送电，给二化水恢复送电。此时厂用电全部恢复。
恢复1、3号炉给粉屏。
投直流屏硅整流。
拉开X05刀闸、合上X06刀闸。
检查1号联络变无明显故障点，拉开101D、1011、3181、3183刀闸后测1号联络变绝缘合格。
检查发现炼油二线307开关室线路侧A、B、C相穿墙套管炸裂，B相最为严重。且地上有一只烧焦的蝙蝠。拉开3072、3073刀闸。更换炼油二线307开关室线路侧A、B、C相穿墙套管，耐压试验合格后，恢复炼油二线307送电，并将速断保护投入。
将1号联络变恢复备用，拉开101D刀闸，投入零序过压压板、退出零序过流压板，投入米石一线、1号联络变正常。
检查1号机主油开关701跳合闸机构不回位、2号机主油开关702喷油，拉开7021刀闸处理701、702开关，处理正常后，分别将7011、7021刀闸合上，使1、2号机具备并网条件。
化纤二线开关315送电，打跳化纤一线313开关后，查313开关跳闸线圈烧，停电后更换跳闸线圈。
建南二线306开关合不上，处理后合上。
1：45分1号机与系统并网。
2：35分将35kV母联开关350断开。
处理期间又出以下光字：1号机“强励动作“发电机电压回路断线”、3号机“负序过负荷”、“励磁限制报警”、“主汽门关闭”、“YH断线”。
处理期间又出以下保护掉牌：3号厂低变高联低、2号厂低变高联低、1号主变复合电压闭锁过流。
9：05分2号机与系统并网。
18：05分3号机与系统并网
事故原因：
炼油二线307开关出线侧A、B相穿墙套管炸裂（B相最为严重），在地上发现一只烧焦的蝙蝠，经过分析认为是蝙蝠落在A、B相之间造成两相短路并且很快发展成三相短路，由于短路点距离35kV母线较近（相当于母线短路）并且炼油二线未投速断保护（为了与水源一线保护配合，1999年规定），加上乌石化地区负荷的性质是电动机，所以最终导致1号联络变跳闸，1、2、3号发电机停运，1、3号炉灭火，全石化地区停电。
事故教训及措施：
1、 将35kV配电室上的轴流风机孔洞全部加装网格。
2、 关好所有高压配电室的门、窗。对高压配电室（包括35kV开关室）进行全面检查，发现有蝙蝠的立即将其处死。
3、 对35kV系统所有保护进行改造。
4、 对1、2号联络变和1、2号发变组的保护进行改造。
2002年1.31日2号炉乙磨多次自启
事故经过
2002年1月31日2号炉炉乙磨启不来，检查开关正常，将操作电源断一次再合上，开关自启。
事故原因
2号炉乙磨由于二次回路时间继电器的接点容量不够，造成在通过合闸电流时易发生粘连，导致磨煤机自启动。
事故教训及措施
将2号炉乙磨时间继电器KT1的接点改为先启动一个中间继电器，再由中间继电器的接点启动磨煤机接触器合闸回路。由此降低了通过该时间继电器接点的电流，避免接点粘连而造成自启动。
2002年2.7保护异动错
事故经过
2002年2月7日保护班在1、2号发电机复合电压闭锁过流跳厂用分支的异动是错误的。原1、2号发电机复合电压闭锁过流跳厂用分支回路拆除的异动，错误的异动为1、2号发电机复合电压闭锁过流跳厂用分支回路的跳闸压板打开，其它回路未动。
事故教训及措施
重新填报异动申请书，内容为1、2号发电机复合电压闭锁过流跳厂用分支回路拆除
2002年3.12日1号硅整流跳闸
事故经过
2002年3月12日运行三班白班，1号硅整流跳闸2小时，未发现，造成直流母线电压降至205V。
事故教训及措施
加强责任心，提高班组人员的业务素质。
2002年3.28临时电源接线错误烧坏仪表
事故经过
2002年3月28日蒋君琦在接一台测量仪器时，误将220V电源接成380V，造成测量仪器烧坏。
事故教训及措施
加强值班员的业务素质，加强责任心。
2002年6.18化肥联络电缆6351开关跳闸
事故经过
6月18日动力至化肥联络电缆6351开关纵差保护动作跳闸，经查保护班对在此之前的一份6351纵差回路的异动回执不清楚。
事故原因
（1） 动力至化肥联络电缆6351的纵差回路有问题。
（2） 保护班资料管理工作没有到位。
事故教训及措施
1、 对动力站炼油到化肥联络电缆6351开关二次回路进行检查处理。
2、 加强保护班的资料管理。
2002年7.23动力 PX二线6482开关短路爆炸
事故经过
2002年7月23日11:25 动力张建华通知动力站6kVⅣ段失电,查PX装置Ⅱ6482速断动作,6450跳闸复合电压闭锁过流动作。查6482开关爆炸。
12:30 批准电气一种票NO:0463动力PXⅡ6482电缆检查。
13:45 动力6kVⅣ段检查完毕,母线送电正常。
22:40 电气班长通知动力站变电站PX二线6482所有工作票注销,安全措施已拆除,具备送电条件。更换备用小车送电。
23:00动力站变电站PX二线6482在送电过程中发现C相触头对触头护板放电,且开关拉不出来,立即手动打跳6kVⅣ段进线开关6450。通知其断开所有馈线负荷,对开关及母线进行检查发现PX二线6482绝缘后护板烧焦。
2:45 李学东通知动力站变电站6kV四段母线绝缘正常,准备送空母线。
2:55 送电正常。所有馈线送电(除PX二线6482)。
7月24日10:40 动力王建新通知PX二线6482送电正常。
事故原因
设备老化是本次事故的主要原因。
事故教训及措施
1、 针对动力6kV设备老化易在操作中出现问题进行风险识别，并制定相应的防范措施和应急措施。
2、 在班组安全活动中对上述内容进行学习。
2002年7.25焦化一线6381开关上部控制柜直流小母线烧坏
事故经过
2002年7月25日22:25动力六千伏三段焦化一线6381开关上部控制柜直流小母线烧坏,动力六千伏 一、三段直流电源消失、动力六千伏一、三段上所有开关指示灯灭。23:30焦化一线6381具备停电条件。23:50动力六千伏一、三段直流电源已恢复。焦化一线6381已停电,其直流部分也已停电，处理其直流母线故障7月26日11：30焦化一线直流母线故障处理工作结束，送电正常。
事故原因
直流母线绝缘老化是本次事故的主要原因。
事故教训及措施
1、 对动力6kV设备老化易在操作中出现问题进行风险识别，并制定相应的防范措施和应急措施。
2、 在班组安全活动中对上述内容进行学习。
2002年7月28日3号炉甲磨未启起来
事故经过
2002年7月28日17：25 3号炉甲磨未启起来令电气检查无异常，再启仍未起来。锅炉检查发现就地绿灯闪复位不掉，保护班孙卫东于19：40处理正常，因时间较长，烧了一个多小时油，按照《热电厂事故调查规程》构成二类障碍。
事故教训
3号炉甲磨启动不起来的原因为就地绿灯闪复位不掉，而就地绿灯闪复位不掉的原因为锅炉值班人员捅事故按钮后未复位手动停止开关。造成检查时间较长。
事故防范措施
加强班组的技术培训。
6月26日1号主变6kV侧一相套管渗油
事故经过
1号发变组于2003年5月27日至6月8日检修，在检修期间，对1号主变6kV侧母线排进行过热缩。此项工作由乌鲁木齐圣德科技公司负责施工，工作过程是将1号主变6kV侧母线排拆下，通过喷枪将热缩材料热缩到母排上，然后在将母排回装。
6月24日17:52分 1号发变组与系统并网成功。6月26日12:10分 2号发电机与系统解列，做备用，下午16:05 巡检发现1号主变6kV侧引线套管C相漏油严重，汇报车间刘远明、李学东。于当天19:50将备用的2号发电机与系统并网，20:45 1号发电机解列，停电后经检查1号主变6kV侧C相引线套管密封垫压偏了。将其处理后，于27日22:15 1号发变组与系统成功并列。
事故教训
由于乌鲁木齐圣德科技公司在施工中将1号主变6kV侧C相引线套管密封垫压偏，造成1号主变高负荷下运行时6kV侧C相引线套管漏油。
事故防范措施
加强对外委施工单位的管理和监督。
7月16日3号机调速油泵CT二次回路开路
事故经过
2003年7月16日运行五班在定期工作测3号机调速油泵电机绝缘合格后，做跳合闸试验，就地一合上就跳，远方跳合闸试验正常，检查发现开关柜二次柜门内端子排有烧熔现象。经检查发现3号机调速油泵CT二次回路开路。
事故原因
3号机调速油泵CT二次回路开路。
事故教训及措施
严把检修质量关，今后检修时认真紧固二次回路端子。
11月25日2号联络变差动保护动作跳闸
事故经过
2003年11月25日17：05喇叭响，米石二线开关1524、2号联络变35kV开关319跳闸。判断我厂与系统解列。110kV线路控制屏出“保护呼唤”、“保护跳闸”、“故障录波器动作”光字，查2号联络变保护屏出“差动”、“TA断线”信号灯亮，系统无冲击。立即通知在110kV配电室进行110kV米石一线1523开关及桥1150开关电流互感器极性测试、一次通流、伏安特性测试工作的保护班人员停止工作并全体撤离现场。并汇报车间主任刘远明、李学东。就地检查米石二线、2号联络变无异常后，17：20 将米石二线通过2号联络变与系统并网。
事故教训
我厂110kV桥CT的二次侧线圈中有两组是正在使用的线圈，其中一组线圈用于1号联络变的差动、另一组用于2号联络变差动。保护班在桥CT一次侧进行一次通流时，造成2号联络变差动保护动作跳闸。
事故防范措施
重新对1号联络变保护改造中一次通流部分的工作进行风险识别，并制定相应的防范措施。并对1号联络变保护改造作业指导书进行修订，重新交给运行班组后再继续工作。
2.18日2号联络变差动保护跳闸（一类障碍）
事故经过及原因：2004年2月18日米石二线、2号联络变跳闸，我厂与系统解列。跳闸原因：天气恶劣引起2号联络变110kV侧A相接地短路，造成2号联络变差动保护跳闸。
防范措施：对2号联络变、米石二线进行清扫.
3.19循环水1号排污泵电机烧事故（二类障碍）
事故经过：2004年3月19日，值长通知循环水泵房1号排污泵启动不起来，值班员陈海洋查电机一、二次回路正常，热偶未动作，测电机绝缘对地为0.5兆欧，电机本体无异常，汇报值长蒙春鹏，电气班长白辉胜，因考虑为启动不起来，不是运行中跳闸，二次回路故障的可能性较大，电气班长安排停1号排污泵，通知保护班先查二次回路，保护班陈红要求运行人员配合，保护人员检查二次回路正常后向值长赵勇申请送电试运，值长同意后送电，再次启动后跳闸，测电机绝缘不合格。
本次循环水泵房1号排污泵电机烧的教训：在检查电机启动不起来时，先检查电机绝缘为0.5兆欧，对此结果班组即未与上次摇测绝缘进行比较，看是否低于上次的1/3～1/5，也未对摇测电机吸收比，还未对处于绝缘临界完好的电机进行检查。而是直接通知保护班检查二次回路，结果保护班在检查二次回路完好后要求试运，班组在没有对电机任何异议的情况下进行了送电，结果造成电机烧。
防范措施：1、进行运行规程中电动机相关章节的技术培训；2、在班组进行一次安全学习。
2号机励磁机超压（一类障碍）
事故经过及原因：2004年9月2日2号机励磁机在启动试验中超压。原因：外委施工的玛电检修公司保护组人员将试验回路线接错；（2）负责屏内接线的合肥凯立公司技术人员又将本应接在励磁机回路的电压表接在了转子回路里，使励磁机回路无电压监视表计。
防范措施：要求运行操作人员在开机前加强励磁机残余电压的监视。 |
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发表于 2011-4-28 09:05:38
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