丰城电厂事故案例分析
2016-11-25 2016年11月24日7时许，江西丰城一电厂的在建冷却塔发生一起特大事故，到目前为止已经造成74人死亡，2人受伤，目前现场搜救已经基本结束，事故原因还在调查之中。究竟是什么导致了如此严重的事故，在调查报告出来之前谁也不知道，不过我们仍然可以根据现有的资料进行一些分析。
由于本文只是根据现有的网络资料进行的汇总、分析，故可能有不准确的地方，一切以将来的事故报告为准。
事发地位于江西丰城，在建的是装机容量为2×1000兆瓦火力发电机组配套的一座冷却塔。根据新闻的信息，该冷却塔设计高度165米，已经建成70余米。设计高度165米是什么概念？根据《工业循环水冷却设计规范（GB/T 50102-2014）》的资料，165米高的冷却塔已是我国冷却塔的最大型号！
165米高的冷却塔底部直径124米，底面面积达1.2万平方米，周长近400米；冷却塔底部的斜支柱进风口高11.6米。这样的大工程中发生了如此事故，实在是遗憾。
事故原因究竟是什么？根据我个人的分析，可能有以下3个原因： 1.水泥强度不够导致操作平台垮塌； 2.操作平台自身锚固设施失灵； 3.塔吊倒塌引起连锁反应。1.水泥强度不够导致操作平台垮塌：
我认为这一原因的可能性最大，因此将主要篇幅集中在此。「水泥强度不够」有两种可能性：一是使用了未达标的水泥；二是水泥的养护时间不够，导致未达到设计强度就拆除了模板。
混凝土中浇筑之后，需要「养护」一定的时间，待其凝固达到一定强度才能拆除模板。假如在现场浇筑混凝土时，使用的这批次混凝土品质不达标，而现场技术人员又未对混凝土强度进行检测，只是根据经验使用了以前的养护时间，则拆除模板后的混凝土强度不够，自然会导致垮塌。《工业循环水冷却设计规范》对混凝土强度的要求：
在混凝土品质无问题时，过短的养护时间也会导致事故。由于混凝土的养护时间受温度影响比较大，低温时混凝土需要更多的时间才能达到设计强度。根据许多报道，事发的工程当时正在赶工期，还喊出了口号「协力奋战100天」，因此由赶工期而引发此次事故也是极有可能的。《双曲线冷却塔施工与质量验收规范（GB 50573-2010）》对此也有相关规定：
《新京报》的一则新闻里提到知情人士的说法：「意外发生在施工的最后一个步骤，当时来自河北的工人们正拆除冷凝塔外围的木制脚手架，但是尚未干透的混凝土开始脱落，最后坍塌。」这一说法有很高的可信度。下面来看一个示意图：
现在采用的冷却塔施工方式一般是利用浇筑好的钢筋混凝土塔壁作为支撑，在其上搭建操作平台和模板。当浇筑的混凝土达到强度后，先拆除下方的模板A，将其安装到模板B上方，进行下一轮浇筑。但是在拆除模板A时，模板B处的混凝土尚未达到设计强度，并不足以支撑整个操作平台，于是发生了坍塌。由于整个冷却塔上部一圈都在同时施工，连在一起的操作平台就都垮了，工人从70余米的高度坠落。
事实上，此类的冷却塔事故早已有先例，而且和这次的事故有很大的相似性！
1978年，美国西弗吉尼亚州柳树岛（Willow Island）的一在建电厂发生了操作平台坍塌事故，总共造成51人死亡，成为美国建筑史上最严重的事故之一。其事故原因正是因为浇筑的混凝土还未干便拆除模板，造成了巨大的伤亡。人们没有在事故中取得教训，相似的事故竟然在几十年后在中国上演，令人心痛。
由于并没有冷却塔顶部的细节照片，事故的真正原因还不得而知。这里我想对广大的新闻媒体吐个槽，现在网络上有如此多的从冷却塔事故现场正上方拍的照片，一个大大的圆，各家的媒体拍摄的照片惊人地一致。但是人们几乎不能从这种照片中得到任何信息！
既然已经用无人机去航拍了，为什么不再靠近一点？为什么不拍一些操作平台塌落部位的细节？假如能拍到螺栓、钢筋拉扯的痕迹，混凝土的开裂形态，对于事故的分析可以详尽得多。
2.操作平台自身锚固设施失灵：
由于操作平台的锚固设备失灵老化或者未按要求拧紧全部螺栓导致平台坍塌，从而引发连锁反应也是有可能的，《双曲线冷却塔施工与质量验收规范（GB 50573-2010）》对此也有规定：
加粗的6.3.7是强制性条文，必须严格遵守，但是由于目前资料不足，无法对此原因进行判断。3.塔吊倒塌引起连锁反应：
由于塔吊倒塌碰掉操作平台是央视和澎湃新闻的说法，澎湃新闻还特意做了一个3D的模拟动画演示事故场景。但我认为目前的资料尚不足以得出此结论。
位于冷却塔内部的塔吊是泵送混凝土的通道，也是工人们上下的通道。在此类事故中，由于工人只有一条逃生通道，发生事故后往往无处可逃。目前没有确切的关于地面和冷却塔上工人的死伤比例，不过根据新华社的报道：「除了地面层的工友，在上面的人全部坠落，被钢筋等材料压在下面」，「从地面层成功逃生的工人王耀龙说，地面层的工人除了两人轻伤外都安全逃生」，这条新闻暗示在塔上的工人全部遇难，地面只有2人受伤。
由于冷却塔建筑形制的特殊性，工人的安全保障设备还很不健全，希望厂家能够重视工人的安全，开发新的安全机制，使事故发生时工人能够逃生。另外，个人认为工人在施工时盲目相信经验，不相信科学也可能是事故发生的原因，假如工人在拆除模板之前按照规定，使用仪器检测混凝土的强度，此次事故很可能可以避免。
在对火力发电厂的节能降耗上，对燃煤锅炉的优化是国内外所有厂家共同关注的焦点。锅炉燃烧设备是一个复杂的调节对象，关联参数多达160多个，它们之间相互关联、互相影响，任何局部调整或对于某单个指标的追求，都可能带来其它指标的损失或恶化。我们利用先进的人工神经网络技术、统计学分析和模糊数学理论等工具，找出多输入变量和多目标之间的多维交叉耦合关系的具体优化方案[1]。本系统的优化目标是对锅炉系统的出力、热效率、空气污染物排放量、安全性、可靠性和经济性等多目标进行全面优化。
1 优化原理
锅炉优化是通过改变锅炉燃烧参数，提高锅炉的燃烧效率，并减少有害物质的排放量。优化的方法很多，在四十年以前，就有人尝试解决多重约束优化问题，限于当时的数学工具，没有取得有效的结果，计算机技术的发展为这些尝试提供了良好的技术基础[2]。燃煤电厂锅炉性能优化就是要解决多重约束优化问题，其目标是建立一个分析平台，在这个平台上对锅炉的优化目标进行分析，找出锅炉性能提升的优化潜力和薄弱环节，然后给出提升性能潜力、补偿薄弱环节的具体方法和策略。绝大部分电厂通过各种方法提高燃烧效率，优化后效率一般都在设计值附近，可见，通过调整燃烧效率来提高锅炉性能，其潜力有限。根据近期国内电厂燃烧优化的结果看，大部分优化方案是在维持当前燃烧效率的基础上，把减少NOx排放等其它综合性指标作为锅炉性能优化目标，通过优化，NOx排放量在原基础上降低了5%～40%、热效率提高了0.5%～1%。
锅炉原始设计数据包含煤种、出力、排放和效率等，各个部件性能会随着运行时间的增加而下降，对锅炉的燃烧参数进行及时的优化调整，有利于锅炉运行效率的提高。理想的优化目标是当运行状态改变时，对锅炉的参数进行调整使其保持较高的燃烧性能。通过耦合多重因素调整达到挖掘燃烧潜力的目的，其中包括：
(1) 燃烧器内的风粉比平衡;
(2) 良好的燃烧(过氧量、一氧化碳、阻光度、飞灰含碳量和NOx的最佳组合);
(3) 均匀的烟气分布;
(4) 准确的吹灰控制;
(5) 稳定的系统负荷运行;
(6) 预期的磨煤机的输出和煤粉的细度;
(7) 在设计范围内的炉膛出口烟气温度和排烟温度;
(8) 适当的设备校正;
(9) 关键参数在设计值内运行(系统内各部分运行参数的协调)。
2 优化注意事项
锅炉在正常运行时不应降低系统的性能，但在优化试验过程中，为获得优化目标，要对某些参数进行调整使其偏离设计值，就需要对调整方案进行正确地评估和谨慎操作。
锅炉设计的过程中，所属设备和参数都有较大的设计余量和安全系数，有些方面设计得相当保守，可允许一些运行上的差距，以保护锅炉安全运行。
在优化试验中应注意：
(1) 加强煤质管理，采用不同煤种掺烧，选择合适的煤粉细度，避免煤质波动;
(2) 运行人员要及时清除炉膛区域的焦块;
(3) 检查空气预热器漏风情况，减小空气预热器漏风;
(4) 保持试验要求的磨煤机输出和煤粉细度;
(5) 选用先进的遥感技术和装置，对测点的相关参数进行实时在线监测;
(6) 适当的设备校正。
3 优化试验
丰电对#2锅炉性能进行了摸底试验，通过对运行参数的筛选和试验数据的分析，拟定了优化目标、优化范围和限制条件。在锅炉运行、设备、热工、信息等有关部门的通力配合下，本次试验得以顺利完成，并取得良好的效果。
本次锅炉性能优化共做了四个工况点，涵盖了机组正常运行的范围。在此，以第一工况点为例，简单说明此次性能优化试验的效果。表1为该工况点性能优化结果。
4 优化试验结果分析
4.1 降低供电煤耗
在本次性能优化试验中供电煤耗大幅度下降，实际优化结果比计划优化结果的效果更好。该工况下供电煤耗为354.3g/kwh，其对应的基准试验中的供电煤耗平均值为362.2g/kwh，则供电煤耗的降低是相当明显的。
4.2 降低氮氧化物排放
通过性能优化试验，可知二次风门开度对炉内燃烧工况有较大的影响，各层风门挡板开度的具体布置影响着NOx排放量。优化后，NOx排放量变化范围为206～243mg/m3, 均低于国家标准。
4.3 有效控制飞灰含碳量
该工况下，试验期间飞灰含碳量在1.18%～2.92%的范围内。通过优化试验，有效地将飞灰含碳量控制在3.00%以下。
4.4 过程控制参数的作用
在试验过程中，通过远红外烟气测温仪在线监测炉膛出口温度，有效控制了过热器与再热器的管壁温度和受热面的结焦和积灰问题。在人工神经网络试验过程中，根据计算结果确定把炉膛出口烟温限制在1170℃，减温水流量大幅度降低。经过性能优化调整后，主蒸汽Ⅰ级减温水流量、主蒸汽Ⅱ级减温水流量优化前后的对比见图1，再热器减温水流量优化前后对比见图2所示。通过优化受热面结焦与积灰问题也得到有效防止。另外，人工神经网络预测过程中，锅炉将自动调节运转参数，维持炉膛出口烟温在1170℃。炉膛出口烟气温度作为重要的过程控制参数, 能为运行人员提供改善运行工况的调控依据。
从试验数据可看出：过氧量变化、炉膛风箱压差的变化、各层燃烧器的燃料配比以及不同的配风方式均对锅炉的燃烧效率有着很大的影响。其规律性用数学模型描述的难度较大，而优化系统所采用的模糊数学理论和人工神经网络技术能够很好地解决这一多元变化关系，为锅炉的运行找出了最佳交叉点[3]。
通过优化，验证试验中的大多经济指标相对基准试验已得到大幅度改善：其中主蒸汽减温水流量共降低3.31t/h，再热器减温水流量共降低9.43t/h，排烟温度降低了7℃，飞灰含碳量降低了0.64%，过氧量降低了0.64%，主要辅机用电率降低0.05%，凝汽器真空升高2.17kpa，供电煤耗降低了约12g/kwh。
本次锅炉性能多目标优化试验，大幅度降低了供电煤耗和减温水投放量，提高了锅炉的安全性和可靠性，同时使NOx排放量保持在一个合理的范围内，确保其不超过国家标准，优化效果显著。
5 优化经济效益预测比较分析
按优化后推荐的运行方案与优化前比较分析，通过改变各辅助风、燃料风，燃烧风开度的分配(正宝塔)，降低了过氧量，过氧量由原平均负荷的4.16%，优化到现在的3.6%，平均风量可降低80～100T/h，在此氧量下，飞灰可燃物变化不大，控制在±1%，但由此降低氧量后，使排烟量大幅度下降，炉膛出口烟温下降，使得相应风机电耗、排烟损失、过再热器减温水有大幅度的降低，尤其在目前煤种比较差的情况下，对降低受热面飞灰磨损大有好处[4]。
技术经济指标预测：
(1)在原NOx排放水平上，降低10%～30%，降低费用30～90万元;
(2)在确保机组安全的基础上，供电煤耗可降低2g/kwh以上，按目前发电量和标煤单价，合理应用该软件至少可节约410万元以上标煤;
(3)降低风机电耗，减少锅炉受热面和风机飞灰磨损，通过远红外烟气测温仪实时在线监测炉膛出口烟温，控制过热器与再热器的管壁温度，降低过热器和再热器的等效强制停机率，延长锅炉部件使用寿命，有效降低锅炉维修费用。
6 结束语
综上所述，#2机组锅炉性能优化系统的投用，可使运行人员有效掌握不同煤种燃烧调整的配风方式，使锅炉燃烧状况得到明显改善。运行状态的改善可以提高锅炉运行的可靠性和安全性, 取得显著的经济效益。
参考文献
[1]姚尧.锅炉运行优化方法及应用[J].华北电力技术, 2008 (1) .
[2]程伟良, 夏国栋, 徐寿臣, 等.基于人工神经网络和模拟进化算法的分级燃烧优化[J].清华大学学报 (自然科学版) , 2005 (5) .
[3]王秀林, 孔令君, 姜仕涛, 等.锅炉性能优化系统的应用试验研究[J].中国电力, 2004 (12) .
关键词：核电厂 核电事故 应急响应行动
中图分类号：TL73 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2015）06（c）-0081-01
核能具有经济、高效、环保等特点，对核能的利用能够有效的解决能源资源紧缺问题，促进经济社会的发展，但是核技术在应用过程中存在较大的危害性，核能利用和核辐射安全一直是人们关心的话题，尤其是近来随着日本福岛核电事故的发生，使得人们对核事故工况下的应急响应行动更加关注，我国在发展核电技术的同时，也制定了相应的核电厂事故应急响应制度和对策，这对保障核电厂的安全奠定了良好的基础。
1 核电厂的潜在风险分析
压水堆核电厂主要是由核岛和常规岛两部分组成的，核电厂的潜在风险主要包括以下几个方面。首先，在核能生产过程中，有可能会在瞬间产生比核电厂设计功率高出很多倍的功率。其次，原子在核裂变的过程中，除了产生所需要的核能以外，还会出现大量的电离辐射，如果没有对这些电离辐射设置相应的处理措施，就有可能会导致核电厂事故的发生。另外，当原子裂变发生之后，核反应堆还会产生大量的衰变余热，并且放出大量的放射性废物，这些都是核电厂潜在的安全风险。如果核电厂发生事故，将对周围的环境和人类造成严重甚至是毁灭性的影响，并且这种影响会在相当长的时间内一直存在，因此，当核电厂发生事故工况的时候，必须采取应急响应行动，将危害降到最低。
2 核电厂事故工况下的应急状态分级及逐级响应程序
2.1 应急待命层级
应急待命是指出现可能危及核电厂安全的异常工况，预计不会出现需要场外应急响应的放射性物质释放时采取的应急响应行动。首先，核电厂的运营单位要及时组织相关人员进入应急待命状态，采取事故工况环节措施，确保核设施的安全运行，并且将情况及时的上报给核电厂应急办、省核应急组织、国家核安全局等相关单位。其次，省核应急组织街道核电厂上报的应急待命报告后，应当及时向有关领导汇报，并做好相应的值班工作。最后，国家应急办在接到报告后，要进入相应的应急待命状态，随时掌握核电厂运营单位的报告，并作分析。
2.2 厂房应急层级
有的核电厂事故已经发生或者是处在发生的边缘，核电厂的安全水平已经或者是可能会出现明显的下降，放射性物质的释放已经或者可能即将造成危害，并且主要局限在核电厂厂房内部的时候，需要采取厂房应急层级的应急响应行动。首先，核电厂的运营单位应当采取核电厂应急运行规程，缓解事故工况，并且实施核电厂有关的应急措施，一般情况下，出现厂房应急事故的时候，应当在15 min内向国家核应急办、国家核安全局和省级核应急组织通报，45 min内作事故初始汇报，以后每隔30 min做一次后续报告。其次，省级核应急组织在接到通报后，要及时向有关领导反应情况，并通知核应急组织和有关专业组织待命。最后，国家核应急办应当在接到通报的30 min内向有关组织、有关抓你家进行情况汇报，强化与核运营单位的联系，通知专家组做好准备，为厂房提供应急支援准备。
2.3 场区应急层级
核电厂的保护堆芯水平明显下降，核电厂的事故辐射后果已经或者可能即将扩大到整个场区，放射性物质的释放让场内的辐射量激增，但是场外的辐射量没有超过响应值的时候，应采取场区应急层级响应行动。首先，核电厂运营单位应及时处理核事故，撤离非重要人员，及时采取隔离应急措施，立即向上级有关部门汇报情况，在场区附近内实施监测，做好事故进一步扩大的应急准备。其次，省核应急组织在接到通报后，紧急通知各个专业组待命，有的组如核辐射监测组等应当立即开始有关工作，召集相关专家进行咨询。最后，国家应急办在接到通知后，应当在30 min内想国家核应急办协调委员会报告有关情况，通知各有关部门，如环保局、卫生局、公安部等做好相应的准备共醉，做好进入场外应急状态和场区紧急支援的准备，组织协调委员会有关领导和相关的专家进入应急指挥中心，做好相应的事故公报和通报文件准备工作。另外，有关部门也应当在国家核应急协调委员会的指导下做好紧急支援准备工作，随时开展支援。
2.4 场外应急层级
核电厂内的核反应堆堆芯已经或者即将损坏甚至是融化，并且核反应堆的安全壳的完整性已经或者即将遭到严重的破坏，已经或者即将可能释放出大量的放射性物质，核电厂事故的辐射后果已经超过场区边界，已经或者即将对公众产生辐射影响的，应当采取场外应急层级。首先，核电厂的运营单位应当继续采取措施控制放射性物质的释放，采取有效措施使其恢复安全状态，并且立即向上级部门进行汇报，每隔1h进行一次后续报告，及时撤离相关人员，发布核事故新闻，做好公众质询共醉，积极配合场外应急响应行动。其次，省级核应急组织应当向国家核应急组织提出入场应急行动申请，在应急计划区内进行辐射监控，隔1h向国家核应急组织通报情况。最后，国家应急办应当对收集到的事故情况通报进行分析，组织专家进行咨询，及时向国家核应急协调委员会提供情况，申请各个部门的支援，调度应急支援力量，并且要做好公众情况反应和舆论动态工作，接受质询。另外，国家核应急协调委员会要做好专家组织和部门协调工作，调动国家应急支援力量，实施支援。
3 结语
核电厂在解决能源危机的同时，也存在较大的安全风险，按照核电厂事故的影响，将核电厂事故工况应急响应分为应急待命、厂房应急、场区应急和场外应急四个层级，并从核电厂运营单位、省级核应急组织和国家核应急办等多个层面采取应急响应行动，最大限度地降低核电厂事故产生的影响。
参考文献
[1]林林，陈双喜，戴睿，等.核电厂事故工况下应急响应行动的探讨[J].安防科技，2006（11）：47-50.
[2]张玉敏，张先京，张世伟，等.事故工况下核反应堆内放射性物质的释放及其危害分析[J].舰船防化，2014（3）：1-7.
2016年11月24日7时40分许，江西宜春市丰城发电厂三期在建项目工地发生冷却塔施工平台坍塌特别重大事故，造成74人死亡。事故发生后，总书记、李克强总理作出重要批示，国务院安委会办公室下发了事故的通报。针对此次事故，各级政府、安全监督管理部门、市轨道公司、中铁十二局集团公司及第三工程有限公司、项目部均召开了相关专题会议，开展了各级安全大检查活动。在各类安全事故频发、安全形势较严峻的岁末年初，通过项目部自查自纠活动及各级部门的安全专项检查，让我更深刻的意识到安全的重要性，通过对事故的认真刨铣思考，作为一名一线工程技术人员有着极大的感触。
一、通过11.24江西丰城发电厂事故，结合安全生产大反思活动，我对自己从以下几方面进行了反思：
1、在思想认识上，“安全第一”的意识树立不牢。虽然具有强烈的责任意识，但不能每时每刻保持强烈的忧患意识，不善于从他人的事故中吸取教训，不能时刻保持清醒头脑，做到居安思危，警钟长鸣。
2、在对待安全的态度上，对安全工作的长期性、反复性、复杂性认识不足。在日常的工作中容易自觉不自觉地出现松懈，认为关键环节控制好了，可以松口气，不能从安全工作的实际出发，随时反省，检讨自身的工作，对安全生产没有时刻保持一种高度的敏感性和深入的洞察力。
3、需要提高对事故现场管理的重视程度，在日常的工作中不能有任何理由而忽视安全生产工作。从本人工程部长的角度出发，需要强化质量意识，并严格要求现场施工质量，只有保证质量，才能为安全施工保驾护航。
4、管理持久力不够。表现在管理紧一阵、松一阵，现场管理还未进入规范有序状态，工作标准不高，尤其是对技术干部的教育管理工作，重点工作落实不到位，影响了工作的实效性。
二、针对以上存在的不足，今后的工作中我将从以下几方面努力提升自己：
1、加强理论学习，提高安全意识。在今后的工作中必须加强安全规章，法律法规的学习，克服安全管理于己无关的思想，真正让安全管理理念入脑入心，融入到自身工作的各个环节中，一切工作都要考虑到安全风险，进一步提高安全第一的责任意识，把安全工作作为己任，融入中心工作，融入岗位责任，自觉履行，做到在思想上、精力上全身心地投入。
2、分清主次，树立大局意识，将工作做细做实。要把工作做细做实，需要付出更多的辛苦和努力。越是在遇到困难和问题的时候，越要树立大局意识、整体意识,上下互动,协调一致,取长补短。激发和调动科室成员“想事、谋事、成事”的工作劲头，落实“集体领导、分工明确”的责任制，上下形成合力。抓住重点工作，分清主次，集中抓好影响到整体、关系到安全稳定的重点工作。积极扭转管理工作中单打独斗，不协调、不沟通的不良的工作作风，认真细致的把各项工作做好。
3、提高工作标准，改进工作作风。在日常工作中，要以高度负责的精神对待每一项工作，高标准、严要求、创造性地处理好每一件事情，积极学习相邻标段的优点，结合实际情况取长补短。要充分认识到工程技术部是总揽全局、协调各方的部门，有着十分特殊的、其他部门不可替代的地位和作用。通过强化责任意识，明确自己担负的职责，自觉地按照职责履行职能。
4、落实安全责任，做好本科室安全工作，在今后工作中充分发挥主观能动 性，主动地、高标准地、高质量地完成岗位职责，加强业务知识和各类规章制度的学习，将安全管理各项制度应用于实际工作中，按照规范要求做好自己的本职工作，提高自己的安全防范水平。
通过学习我深刻认识到安全责任重于泰山，把安全摆在最重要的位置，时刻都不能放松警惕，认真踏实做好每一项工作。在项目日常工作中，时刻用这次事故提醒自己，要清醒地认识到安全生产形势的严峻性和艰巨性，认清安全生产工作的长期性和复杂性，必须兢兢业业、决不能有丝毫的麻痹大意和盲目乐观，确保本项目安全。
事故
2001年12月30日17时28分．丰城矿务局建新煤矿-600水平东采区西翼1008西风巷切眼掘进工作面在放炮过程中发生煤与瓦斯突出事故，突出煤量1396吨，瓦斯量86670立方米。造成20人死亡，28人受伤。直接经济损失 184.6万元。
（一）矿井概况
该矿1958年建井，1961年投产，1975年核定生产能力为60万吨。，矿井相对瓦斯涌出量51.32m3／吨,绝对瓦斯涌出量为48.86m3／分．煤与瓦斯突出矿井。发生事故的1008西风巷切眼位于一600水平东翼采区的西翼，设计长度140米，于12月26日开掘，该掘进工作面属煤与瓦斯突出危险区。采用一台28KW局部通风机送风．迎头风量126m3／分。
（二）事故经过
12月 30日中班17时28分，1008西风巷在放炮时发生了煤与瓦斯突出事故，放炮调室内的安全员即刻打开压风自救开关，有6人钻到压风自救袋内，只有一人获救；高浓度瓦斯将撤至进风流的1008西皮带措施巷、在2#底板下山扩削的、进风措施巷扩修的和1103措施巷扩修的一些人员窒息致死。
（三）事故原因和教训
1.施工的1008西风巷切眼处于卸压带范围之外，而且处于应力集中异常带，未采取有效防突措施。
2.1103东回采工作面开采违反设计、回采工作面上段越过设计停采线回采30米，受采动应力影响，周边巷道破坏严重，导致1008西风巷切眼掘进回风系统不畅通，瓦斯逆流蔓延，使事故扩大。
3.“四位一体的综合防突措施没有得到落实，安全防护措施中的在2#底板上山西措施巷设置的门和压风自救设施不合要求。
4.1008西风巷切眼放炮时，该区域两个掘进工作面，三处巷道维护人员未按规定撤至安全地点。
5.采掘关系严重失调，生产系统不完善，违反《煤矿安全规程》第条的规定，在2#底板上山一段进风，一段回风，通风系统混乱。
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。
由于变压器短路时, 在电动力作用下, 绕组同时受到压、拉、弯曲等多种力的作用, 其造成的故障隐蔽性较强, 也是不容易检查和修复的, 所以短路故障后应重点检查绕组情况。
1.1 变压器直流电阻的测量
根据变压器直流电阻的测量值来检查绕组的直流电阻不平衡率及与以往测量值相比较, 能有效地考察变压器绕组受损情况。例如, 某台变压器短路事故后低压侧C向直流电阻增加了约10%, 由此判断绕组可能有新股情况, 最后将绕组吊出检查, 发现C相绕组断1股。
1.2 变压器绕组电容量的测量
绕组的电容由绕组匝间、层间及饼间电容和绕组发电容构成。此电容和绕组与铁芯及地的间隙、绕组与铁芯的间隙、绕组匝间、层间及饼间间隙有关。当绕组变形时, 一般呈“S”形的弯曲, 这就导致绕组对铁芯的间隙距离变小, 绕组对地的电容量将变大, 而且间隙越小, 电容量变化越大, 因此绕组的电容量可以间接地反映绕组的变形程度。
1.3 吊罩后的检查
变压器吊罩后, 如果检查出变压器内部有熔化的铜渣或铝渣或高密度电缆纸的碎片, 则可以判断绕组发生了较大程度的变形和断股等, 另外, 从绕组垫块移位或脱落、压板等位、压钉位移等也可以判断绕组的受损程度。
2 铁芯与夹件的检查
变压器的铁芯应具有足够的机械强度。铁芯的机械强度是靠铁芯上的所有夹紧件的强度及其连接件来保证的。当绕组产生电动力时, 绕组的轴向力将被夹件的反作用力抵消, 如果夹件、拉板的强度小于轴向力时, 夹件、拉板和绕组将受到损坏。因此, 应仔细检查铁芯、夹件、拉板及其连接件的状况。
2.1 检查铁芯上铁轭芯片是否有上下窜动情况。
2.2 应测量穿芯螺杆与铁芯的绝缘电阻, 检查穿芯螺杆外套是否受损;检查拉板、拉板连接件是否损坏。
2.3 因为在变压器短路时, 压板与夹件
之间可能发生位移, 使压板与压钉上铁轭的接地连接片拉断或过电流烧损, 所以对于绕组压板, 除了检查压钉、压板的受损外, 还应检查绕组与压钉及上铁轭的接地连接是否可靠。
3 变压器油及气体的分析。
变压器遭受短路冲击后, 在气体继电器内可能会积聚大量气体, 因此在变压器事故后可以取气体继电器内的气体和对变压器内部的油进行化验分析, 即可判断事故的性质。
4 变压器短路故障处理中应注意的事项
4.1 更换绝缘件时应保证绝缘件的性能。
处理时对所更换的绝缘件应测试其性能, 且符合要求方可使用。特别对引线支架木块的绝缘应引起重视。木块在安装前应置于80℃左右的热变压器油中浸渍一段时间, 以保证木块的绝缘。
4.2 变压器绝缘测试应在变压器注油静止24小时后进行。
由于某些受潮的绝缘件在热油浸泡较长时间后, 水分会扩散到绝缘的表面, 如果注油后就试验往往绝缘缺陷检查不出来。例如一台31.5MVA的110k V变压器低压侧在处理时更换了k V铜排的一块支架木块, 变压器注油后试验一切正常, 10k V低压侧对铁芯、夹件及地绝缘电阻减小为约1MΩ。后经吊罩检查, 发现10k V铜排的支架木块绝缘非常低。因此绝缘测试应在变压器注油静止24小时后进行较为可靠。
4.3 铁芯回装应注意其尖角。
在回装上铁轭时, 应注意铁芯芯片的尖角, 并及时测量油道间绝缘, 特别是要注意油道处的芯片尖角, 要防止芯片搭接造成铁芯多点接地。例如一台120MVA的220k V变压器, 在低压侧更换绕组回装上铁轭时, 由于在回装时没有注意芯片尖角, 又没有及时测量油道间绝缘, 安装完毕后测量油道间绝缘为0, 最后花费了较长时间才找到是由于铁芯芯片尖角短接了油道。
4.4 更换抗短路能力较强的绕组材料, 改进结构。
变压器绕组的机械强度主要是由下面两个方面决定的:一是由绕组自身结构的因素决定的绕组机械强度;二是绕组内径侧的支撑及绕组轴向压紧结构和拉板、夹件等制作工艺所决定的机械强度。当前, 大多数变压器厂家采用半硬铜线或自粘性换位导线来提高绕组的自身抗短路能力, 采用质量更好的硬纸板筒或增加撑条的数量来提高绕组受径向力的能力, 并采用拉板或弹簧压钉等提高绕组受轴向力的能力。作为电力变压器的技术部门, 在签订变压器销售合同前的技术论证时和变压器绕组更换时, 应对绕组的抗短路能力进行充分考察, 并予以足够重视。
4.5 变压器的干燥。
由于变压器受短路冲击后一般需要较长时间进行检修, 为防止变压器受潮, 可以采取两种措施:
一是在每天收工前将变压器扣罩, 使用真空泵对变压器进行抽真空, 以抽去变压器器身表面的游离水, 第二天开工时, 使用干燥的氮气或干燥空气解除真空, 一般变压器在检修后热油循环24小时即可直接投入运行;
二是每天收工后, 对变压器采取防雨措施, 在工作全部完工后, 对变压器采用热油喷淋法进行干燥, 这种方法一般需要7-10天的时间。
此外, 在变压器发生短路故障后, 除了按照常规项目对变压器进行试验外, 应重点结合变压器油、气体继电器内气体、绕组直流电阻、绕组电容量、绕组变形测量的试验结果判断分析故障的性质, 并检查绕组的变形、铁芯及夹件的位移与松动情况, 然后确定对变压器的处理方案及应采取的预防措施。在因变压器短路故障造成绕组严重变形需要更换绕组时, 应注意铁芯芯片的回装、所有绝缘件的烘干、变压器油的处理及变压器的整体干燥。
5 减少变压器因短路电流作用损坏拟采取的措施
5.1 对变压器进行短路试验, 以防患于未然
大型变压器的运行可靠性, 首先取决于其结构和制造工艺水平, 其次是在运行过程中对设备进行各种试验, 及时掌握设备的工况。要了解变压器的机械稳定性, 可通过承受短路试验, 针对其薄弱环节加以改进, 以确保对变压器结构强度设计时做到心中有数
5.2 加强运行维护, 使用可靠的短路保护系统
运行维护人员应加强变压器的检查和维护保修管理工作, 以保证变压器处于良好的运行状况, 并采取相应措施, 降低出口和近区短路故障的几率。为尽量避免系统的短路故障, 对于已投运的变压器, 首先配备可靠的供保护系统使用的直流系统, 以保证保护动作的正确性;其次, 应尽量对因短路跳闸的变压器进行试验检查, 可用频率响应法测试技术测量变压器受到短路跳闸冲击后的状况, 根据测试结果有目的地进行吊罩检查, 这样就可有效地避免重大事故的发生。结语
变压器能否承受各种短路电流主要取决于变压器结构设计和制造工艺, 且与运行管理、运行条件及施工工艺水平等方面有很大的关系, 变压器短路事故对电网系统的运行危害极大, 为避免事故的发生, 应从多方面采取有效的控制措施, 以保证变压器及电网系统的安全稳定运行。
摘要：变压器在电力系统中的主要作用是变换电压, 以利于电能的传输。电压经升压变压器升压后, 可以减少线路损耗, 提高送电经济性, 达到远距离送电的目的。电压经降压变压器降压后, 获得各级用电设备的所需电压, 以满足用户使用的需要。在变压器事故中, 发生概率较高、对设备威胁较大的就是变压器短路事故, 特别是变压器低压侧发生短路。就变压器低压侧短路后进行的事故检查和处理予以阐述。
关键词：变压器短路,事故,思考
参考文献
[1]董学广, 电力变压器动稳定破坏的分析和对策[J].变压器, 2002 (12) .
[2]王洪坤, 等.对称分量法在变压器运行故障分析中的应用[J].变压器, 2010 (01) .
【关键词】负荷调整失灵 事故配压阀 位移 串油
【中图分类号】[TM622]【文献标识码】A【文章编号】1672-5158（2013）07-0425-01
1 电厂概况
广西融江美亚水电有限公司浮石水电厂位于广西北部、融江河中游的融安县浮石镇，为柳江干流综合利用梯级开发中的第6个梯级水电站。电站为河床式，机组为立式转桨轴流水轮发电机组，装设南宁发电设备总厂生产的型号为ZZ580-LH-630水轮机和型号为SF18-80/9300发电机。单机容量18MW，总装机容量54MW。调速器为WBST-150-2.5PCC可编程微机调速器，配备SGF-DN150事故配压阀。2000年4月机组正式投产发电。
2 故障现象描述
2012年12月1日，#1机组出现负荷调整失灵的现象。具体表现为：运行值班员在中控室调节负荷，负荷无法下降也无法上升，在调速器现地电自动、电手动和纯机械手动操作导叶，导叶开度均无变化。同时观察到调节桨叶正常动作，调节导叶时步进电机动作正常，步进电机丝杆动作正常，主配动作正常，但没有听到油的流动声音。当时，事故油压系统因管路更换阀门退出运行，11月22日事故油压系统已排压，#1机组的事故油压供油阀与回油阀均处于全关闭状态。22日至负荷调整失灵故障出现时机组已连续正常运行10天时间。
3 事故配压阀结构及工作原理
事故配压阀是一种二位六通型换向阀，用于水电站水轮发电机组的过速保护系统中。当机组转速过高，集成事故配压阀接受过速保护信号动作，其阀芯在压力油的作用下换向，将来至调速器油路切断，事故油系统中的压力油直接操作导叶接力器，紧急关闭导水机构，防止机组进一步过速，为水轮发电机组的正常运行提供安全可靠的保护。SGF-DN150事故配压阀内部结构示意图如图一（图中红色代表事故压力油，黄色代表事故回油，橘色代表机组调速器压力油）。
正常情况下，D1腔和D2腔均接通事故压油油源，D1腔直径为150mm，D2腔直径为105mm，由于D1腔的面积大于D2腔的面积。
F=P×S=2.5MPa×π×（D/2）2 （式中，F为推力；P为压力油压强；D为直径）。
FD1/FD2=（150/2）2/（105/2）2=2
因此，D1腔的推力是D2腔推力的2倍，阀芯在差压的作用下一直处于最右端的极限位置，即“复归”位，如上图所示。接通事故油压的A2腔、B2腔油口被阀芯堵住；A1腔与A3腔相通，B1腔与B3腔相通，导叶接力器由来至调速器的压力油控制。
当机组转速过高，单元机组LCU（计算机监控系统现地控制单元）将给事故配压阀“投入电磁阀”动作信号，“投入电磁阀组” 动作，D1腔接通排油，阀芯在D2腔压力油的作用下向左移动至极限位置，此时，接通主配的A1腔、B1 腔油口被阀芯堵住；A2腔与A3腔相通，B2腔与B3腔相通，导叶接力器关腔接通事故油压压力油，开腔接通事故油压回油管，导叶关闭，实现快速停机。
4 故障处理过程
4.1 原因分析
根据现象判断缘由是事故配压阀的阀芯发生位移，处于“动作位置”，切断了主配压阀与接力器之间的机组油源。又值事故油压系统卸压检修，致使导叶同时失去操作油源和事故油源，无法关闭和开启。
事故配压阀芯产生移位分析如下：
事故配压阀铸件技术要求为阀芯公差为φ150 h 6-0.012-0.032，阀套公差为φ150 h 6+0.0250 ，从其配合公差上可知，阀套与阀芯存在一定的配合间隙，加上多年运行磨损，各腔之间存在串油应是正常的。正常运行中事故油源是不参与调节，应是没有消耗的，在历史的运行经验中发现，事故集油槽的油量存在流失，而机组压油装置的集油槽油位却有升高的现象，这种现象说明事故配压阀存在串油（机组压油装置集油槽与事故集油槽之间没有其他通路），即事故压力油通过阀芯与阀套的间隙渗透到机组压油装置集油槽内。（见图1）
由于串油致使阀芯发生位移过程如下 ：B1腔的机组压力油通过阀芯与阀套的间隙向D3腔渗油，虽然D3腔与事故油压的回油管口A2腔相连，但由于事故油压的回油管出口阀门是关闭的，因此D3腔实际是个密闭腔。随着渗漏积累，D3的压力逐步增大。同时虽然D1腔是与事故油压的压力油管相通，如果事故油压的压力油管阀门存在泄漏，D1 腔实际上与大气是相通的。满足了D3腔压力增大，D1腔泄压的条件，在D3腔压力的推动下，阀芯向左运动。当然，这个过程是缓慢的，阀芯在最右端至B1腔油口完全被封堵之间有60mm的行程，在主配开启腔A1和关闭腔B1的油口完全被堵住之前，调速器尚可调整机组负荷，只是调节的速率变得缓慢而已。当主配开启腔A1和关闭腔B1的油口完全被堵住之后，调速器就不能调节机组负荷了。
4.2 故障处理
由于机组处于并网发电状态，导叶又无法调整，此时如果机组或近区电网发生事故，机组出口开关跳闸，机组将发生飞车事故。因此必须予以高度重视，尽快消除该严重的状态。
由于本电厂未设快速事故闸门，关进水口闸门需要利用坝顶门机，此过程时间长工作量大。现场考虑事故压油系统检修已基本完成，只是事故集油槽清扫刷漆后的干燥时间略短，但已经可以注油投入运行。因此，采取恢复事故压油系统运行的办法消除机组失控状态。具体方法为：
1、恢复事故压油控制系统；
2、安排工作人员将事故配压阀“复归电磁阀阀芯”压下；
3、缓慢打开事故油路阀门；
4、事先安排中控室运行人员监视机组有功。一旦有功接近零，运行值班员直接手动操作机组出口断路器分闸。
根据预想，上述1～3步操作可以使事故配压阀阀芯回到复归位置，机组恢复到可控的正常状态。实际过程出现了导叶关闭情况，即事故配压阀未立刻恢复到复位位置。由于做好了异常关机的预想和措施（上述第4步），最终保证了机组正常的停机。停机后，对事故配压阀进行了操作检验证明工作正常后，机组立即恢复了正常运行。
5 预防对策
在水电厂实际运行中，事故压油系统技改、维护在所难免。为了防止出现事故配压阀阀芯发生位移导致导叶失控现象，在事故压油装置泄压退出运行的情况下，运行机组事故配压阀的进出口阀门应保持打开状态，在自然渗透的情况下事故配压阀的D1、D2、D3腔均无法建压，可以消除因串油引起事故配压阀阀芯位移的隐患。
参考文献
[1] DL/T 710-1999 水轮机运行规程，国家经济贸易委员会
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