电厂机盘车跳闸事件分析报告

电厂＃1机跳盘车事件分析报告1、事件经过（1）9月16日0:50时，运行丁值许可燃2005－09－44工作票开工，内容为1＃机空冷气漏水处理，安措内容有停止冷却水泵并断电，断开启动马达电源开关。

停止冷却水泵前滑油母管温度40℃。

之后值班员没有对机组进行仔细检查，并且在三控燃机操纵台上没有仔细确认报警内容情况下复归了MarkV报警。

（2）4:03时，值班员检查发现1＃机盘车已停运，查看MarkV有以下报警：2:10时发“顶轴油压力低”报警、2:21时发“零转速”报警。

当时滑油母管温度72℃，滑油压力5.8bar，顶轴油压力＃4瓦135MPa、5＃瓦58MPa。

（3）运行人员根据上述现象判断是由于滑油温度高导致“顶轴油压力低”报警，由于顶轴油压力低使程序闭锁盘车运行。

立即就地通知检修暂停工作，恢复安措，并启动冷却水泵，降低滑油温度。

（4）4:25时，将L63QB1L强制为0，将TMGV调至58.60、60.20均盘不动转子。

此时TTWS2AO1/2:232/232℃(MAX)。

（5）4:40时，滑油温度降至50℃时，手动停88QB1后再重新启动，顶轴油压力低报警复归，解除强制。

顶轴油压力为＃4瓦116bar、＃5瓦78bar。

（6）在5:00、5:30、6:00、6:30、7:00时，将TMGV调至62.50，发启动令后均不能盘动转子。

7:30时启动仍不能启动成功。

将滑油温度由54℃调至45℃。

7:45时，再启动，启动成功。

TNH为5.80％时立即发停机令。

（7）在机组惰走时，对压气机缸，透平缸，发电机，励磁机听音均正常。

将盘车改连续运行。

运行按照运行规程规定采取连续低速盘车、高盘及点火等相关措施后，于11:27时机组并网运行。

本次故障历时3.45小时。

2、原因分析（1）检修工作时，将燃机的冷却水系统停运，使得滑油温度上升到72℃，导致顶轴油压力下降，顶轴油压力低开关动作，闭锁盘车运行。

（2）运行值班员在许可检修工作票时，对于工作票中执行安措后所带来相关参数的影响考虑不周，导致滑油温度高。

As long as you do things with integrity, don't ask about success or failure.模板参考（页眉可删）电厂＃2机跳机事件分析报告1、事件经过（1）1月3日2:48时，＃2机运行中值班员突然听到机组声音异常，立即查看DCS发现1102开关显示已跳闸，有主开关跳闸、1102事故跳闸报警；高、低旁路自动开启；DCS上部分参数变成紫色，转速信号紫色、且为1995RPM不变；DEH 画面上自动主汽门、调门、补汽主汽门、补汽调门仍为满负荷时的开度状态。

（2）现场查看机头转速表指示2750RPM左右且仍在下降；查看DCS滑油画面应急油泵已自启；DCS上交流滑油泵及调速油泵已由自动状态变为手动后，立即在DCS上启动交流滑油泵及调速油泵。

（3）在观察到现场机组转速继续下降的情况下，运行人员当时认为主汽门已关闭，但发现发电机仍有励磁电流、电压，即在DCS上执行逆变（未解除灭磁开关联跳压板），DCS即发出分闸故障报警，到现场检查灭磁保护屏有QF后备分闸灯亮，复位灭磁开关后，QF后备分闸灯灭，QF合闸灯亮。

（4）事发第一时间运行人员即通知了在现场的热控检修检查处理:检查电子间有烧焦味；＃7PCU模件柜MFP卡件中的LED灯指示红色，停止工作；子模件也出现POWER FALT指示灯报警；工程师站、SERVER11、＃7模件柜的通讯卡件均停止工作；各电源卡件IPSYS01面板上LED故障灯亮；电源监视模件IPMON01中有PFI故障报警。

（5）热控人员在经值长同意，重新对＃7PCU模件柜电源模件部分进行了断送电操作后，PFI故障消失，各MFP卡件、通讯模件自检成功，运行正常；操作员站的数据也逐渐恢复。

（6）检查保护动作及报警记录（重新引导＃7PCU柜后记录）:发变组保护柜有主汽门关闭、灭磁开关联跳、PT断线、逆功率T1、逆功率T2等报警；DCS报警有1102事故跳闸、发电机逆功率信号（t1）；发电机逆功率保护（全停）、汽机主汽门关闭、OPC动作等报警。

第1篇一、前言随着我国电力工业的快速发展，电力系统的规模和复杂程度日益增加，故障跳闸事件也随之增多。

为了提高电力系统的安全稳定运行，降低故障跳闸对电力供应的影响，本总结对2023年度发生的故障跳闸事件进行了梳理和分析，旨在总结经验教训，为今后的电力系统运行和故障处理提供参考。

二、2023年度故障跳闸事件概述2023年度，我国电力系统共发生各类故障跳闸事件X起，其中主变压器故障跳闸X 起，线路故障跳闸X起，继电保护装置故障跳闸X起，其他故障跳闸X起。

以下将对部分典型故障跳闸事件进行详细分析。

三、典型故障跳闸事件分析1. 某热电厂2号主变冷却器全停机组跳闸事件（1）事件经过：2023年10月8日，某热电厂2号主变冷却器两路电源同时发生接地故障，导致2号主变冷却器全停，机组跳闸。

（2）原因分析：直接原因在于2号主变冷却器两路电源同时发生接地故障，间接原因包括：1）热网加热器等涉水系统检修时未采取有效措施，导致2号机2C热网循环水泵出口电动门电气部分进水，使B相发生接地故障；2）2号炉渣浆池搅拌器电源冗余配置，双电源切换装置闭锁机构被违规拆除，两路电源处于同时送电状态，导致2号机厂用380V系统A、B段电源合环；3）运行人员未在保护规定的60分钟内恢复2号主变冷却器运行。

（3）教训：加强设备检修管理，严格执行操作规程；加强人员培训，提高运行人员对主变冷却器保护动作逻辑的掌握程度。

2. 某电厂1号机组运行凝泵故障、备用凝泵联启后汽化导致机组跳闸事件（1）事件经过：2017年2月7日，某电厂1号机组因A凝泵机械密封损坏，B凝泵入口吸入空气，造成凝泵出力降低，除氧器水位低保护动作跳二台给水泵，触发锅炉MFT保护，机组跳闸。

（2）原因分析：A凝泵机械密封损坏导致凝泵出力降低，B凝泵入口吸入空气导致凝泵联启后汽化，最终触发除氧器水位低保护动作，导致机组跳闸。

（3）教训：加强设备巡检和维护，及时发现并处理设备缺陷；提高运行人员对设备异常情况的判断和处理能力。

跳闸分析报告引言本文将对跳闸事件进行详细分析，并提供一个逐步思考的方法来解决该问题。

通过分析跳闸事件的原因和影响，我们将能够制定出相应的解决方案，以确保电力系统的稳定运行。

事件概述跳闸是指电力系统突然中断供电的情况，可能导致停电、设备损坏或人员伤亡等不良后果。

跳闸事件通常由多种因素引起，包括设备故障、过载、短路等。

分析步骤步骤一：事件回顾首先，我们需要回顾跳闸事件的具体情况。

收集相关数据和记录，包括跳闸时间、地点、影响范围等。

这些信息将有助于我们更好地了解事件的背景和整体情况。

步骤二：数据分析在这一步骤中，我们需要分析跳闸事件发生时的数据。

这包括电力系统的负载情况、电流、电压、频率等。

通过对这些数据的分析，我们可以找出事件发生的可能原因和故障点。

步骤三：设备检查在这一步中，我们需要对可能存在故障的设备进行检查和测试。

这包括变压器、开关、保护装置等。

通过仔细检查设备的状态和性能，我们可以找出可能存在的问题，并确定是否需要进行维修或更换。

步骤四：电力系统拓扑分析电力系统拓扑分析可以帮助我们更好地理解整个电力系统的结构和运行方式。

通过分析电力系统的复杂网络关系，我们可以确定可能的故障路径，找出可能存在的漏洞，并采取相应的措施来加强电力系统的稳定性。

步骤五：故障模拟和测试在这一步中，我们可以使用故障模拟和测试的方法来模拟跳闸事件，并验证我们的解决方案。

通过模拟和测试，我们可以确定解决方案的有效性，并进行必要的调整和改进。

步骤六：解决方案制定根据前面的分析和测试结果，我们可以制定出相应的解决方案。

这包括改进设备的维护和保养，更新保护装置，加强电力系统的监控和控制等。

解决方案应该是全面的、可行的，并能够确保电力系统的稳定运行。

结论通过逐步思考的方法，我们可以对跳闸事件进行全面的分析，并制定出相应的解决方案。

这将有助于提高电力系统的可靠性和安全性，保障供电的稳定性。

在未来，我们应该继续加强对电力系统的监测和维护，以应对可能出现的其他问题和故障。

电力故障跳闸事故分析报告
• 引言 • 事故原因分析 • 事故影响 • 事故处理和恢复 • 预防措施和建议 • 结论
01 引言
事故概述
事故类型
电力故障跳闸事故
事故影响范围
整个城市及周边地区
事故原因初步判断
设备老化、恶劣天气、人为操作失误等
事故发生时间和地点
时间
XXXX年XX月XX日晚上XX点至XX点
01
02
03
04
05
加强设备巡检和 维护
定期对电力设备进行全面 检查和维护，确保设备处 于良好状态。
提高操作人员技 能和素质
加强操作人员的培训和考 核，确保其具备专业知识 和技能。
建立应急预案
制定电力故障跳闸事故应 急预案，明确应急处置流 程和责任分工。
加强与相关部门 的沟通与…
提高公众安全意 识
与政府部门、企事业单位 等加强沟通与协作，共同 应对电力故障跳闸事故。
对电力设备进行定期检查，确保设备处于良好状态，及时发现并 处理潜在故障。
及时维修和更换损坏部件
一旦发现设备部件损坏，应及时进行维修或更换，防止故障扩大。
建立设备维护档案
对设备维护和检修过程进行记录，以便对设备状况进行跟踪和管理。
提高人员素质和操作技能
培训操作人员
定期对操作人员进行培 训，提高他们的专业技 能和安全意识，确保他 们能够正确、安全地操 作电力设备。
电网稳定性下降
跳闸可能导致电网负荷转移，使其他 线路或设备过载，进而影响整个电网 的稳定性。
对用户的影响
生产生活受阻
电力故障跳闸可能导致企业生产 停顿、居民生活不便。
经济损失
由于停电导致的生产损失、设备 损坏以及生活不便可能带来一定

电厂因系统故障引发机跳闸事件分析报告集团企业公司编码：（LL3698-KKI1269-TM2483-LUI12689-ITT289-电厂因系统故障引发＃3、＃4号机跳闸事件分析报告1、事件经过（1）2005年5月19日，天气较恶劣，大雨且雷电频繁。

12:59时，220kV系统冲击，＃3、＃4机组相继跳闸。

（2）经运行人员检查，＃3机组保护动作情况如下：87GSTATORDIFF定子差动动作；TRIPFROMEX2100励磁联跳；52LTRIPPED2203出口开关跳闸；41EXTRIPPED跳励磁；TURIBINETRIPPED跳燃机。

＃4机组保护动作情况如下：灭磁联跳，汽机联跳。

线路保护动作情况如下：220kV南逸甲、乙线都发出距离启动、零序启动、纵联差动启动、纵联保护发讯信号。

（3）故障发生后，当值值长立即向调度汇报跳机情况，并询问系统情况，答复为110kV逸中线、仙中线跳闸，且系统多台机组跳闸；同时，值长将事故情况汇报厂领导，厂领导指示＃1机水洗完毕后立即向调度申请转备用。

（4）此后，厂部成立事故调查小组，组织有关人员对＃3、＃4机组和变压器进行了全面细致的外观检查，除＃3主变、220kV1M、2M母线PT、220kV南逸甲、乙线B相避雷器全部动作外，未发现其它异常问题。

（5）因＃3发电机差动保护动作，电气检修人员将该发电机定子与主变连接线和中性点连接线全部拆开，对发电机定子绕组进行了三相对地、相间绝缘、泄漏电流的测试工作，测试结果正常，说明＃3发电机本身没有故障，可以投入运行。

（6）继电人员对各保护动作情况进行了检查，对发电机差动保护进行了检查测试，结果表明保护装置校验动作正确。

（7）继电人员提取故障录波器录制的波形进了分析，结果是：12:59:056时，系统故障：A、C两相相间接地短路，南逸甲、乙线电流突增，线路保护纵差、零序启动。

12:59:057时，A、C两相断路故障点切除，电网频率增加至大约53Hz，＃3、＃4机负荷突降至各5MW左右。

电厂发电机失磁保护动作跳闸事件分析报告一、事件背景在电厂的发电机组运行过程中，发生了失磁保护动作跳闸事件。

事件发生时，发电机组处于满负荷状态，而电厂正处于高负荷时段，因此事件对电厂的正常运行产生了较大的影响。

二、事件描述1.事件发生时间：2024年6月20日上午10时30分。

2.事件过程：在发电机组运行过程中，突然发生了失磁现象，发电机输出电压骤降。

失磁保护系统在检测到电压异常后迅速作出保护动作，将发电机组跳闸停机。

3.事件影响：因为发电机组是电厂的主要电源设备之一，事件导致电厂停机，造成了较长时间的停电，给电厂的正常运行带来了严重影响。

三、事件原因分析经过对事件进行分析，得出以下潜在原因：1.发电机励磁系统故障：可能是励磁系统的部件或元器件出现故障，导致失磁现象。

这可能是由于设备老化、过载等原因引起。

2.励磁控制系统故障：可能是励磁控制系统的逻辑错误或信号传输故障，导致失磁保护系统误判电压异常，进而触发了跳闸动作。

3.动磁极接触问题：可能是动磁极与转子之间的接触出现问题，导致励磁电流无法传输到转子，从而导致发电机失磁。

四、事件处理过程1.事件发生后，电厂迅速启动备用电源，恢复了电厂的供电能力。

2.对失磁保护系统进行检查和维修，确认系统功能正常。

3.对发电机励磁系统进行全面检查，查明励磁设备和控制系统的故障原因。

4.对励磁设备进行维修或更换新部件，恢复励磁系统的正常工作。

5.完善励磁控制系统的逻辑设计和信号传输路径，减少误判的可能性。

6.对动磁极和转子接触处进行检查和维修，确保接触良好，保证励磁电流能够正常传输。

五、事件教训和改进措施1.故障预防：加强对发电机的定期检修和维护工作，及时发现并消除潜在故障，降低失磁风险。

2.技术升级：对励磁设备和励磁控制系统进行技术升级，引入可靠性更高的设备和系统。

3.人员培训：加强对操作人员的培训，提高其对电力设备运行和故障处理的技能，提高对异常情况的判断和处理能力。

配电室开关跳闸事件事件分析报告书配电室开关跳闸事件是企业生产运营中常见的事故之一。

每当发生此类事件，都会对企业的生产秩序和生产安全造成极大的影响，因此需要对事件进行分析并从中总结经验，不断提升企业安全生产的水平。

事件经过：2021年8月15日，某公司生产车间的一台机器突然停机，工人检查后发现是该机器所在的配电室的开关跳闸了。

经过初步排查，工作人员发现该配电室内的两个开关同时跳闸，而其他电器设备仍正常运行，因此怀疑是该配电室电路问题。

随即，负责维修该配电室的电工前来查看，发现两个开关都没有损坏，也没有发现任何短路和漏电的情况。

电工通过检查及时找到了问题所在：原来是组成该配电室环网的两台变压器的其中一台出现了故障，导致了该配电室的两个开关同时跳闸。

事件产生的影响：1. 生产工艺的中断。

该车间的机器停机，生产工艺中断，造成了生产的直接损失；2. 业务数据错乱。

造成了生产数据上的不准确，对数据行业造成了损失；3. 影响公司的声誉。

企业为高度的质量，服务水平，企业信誉和其它方面的要求引起大众的一种认识；分析与总结：1. 企业的安全生产责任没有得到充分落实。

企业要重视安全生产，增强对安全生产责任的认识，落实安全生产责任制，切实加强安全教育。

2. 设备的维护保养问题。

企业应加强设备的维护保养，定期检查设备的安全性能，消除安全隐患，保障生产设备的安全稳定运行。

3. 漏洞问题的解决。

企业要建立完善的事故预警机制，提高识别和排除安全隐患的能力，加强对关键设备的监控和检查，提高解决新问题、新情况的能力。

防范措施：1. 对企业开展全方位的安全宣传，提高企业员工和公众的安全意识，让安全成为企业每个人的生命线。

2. 对于重点设备和电缆线路进行常规检查，保证设备和电线路顺畅运转，防止出现故障。

3. 严格落实生产操作规程，确保生产作业安全可靠。

4. 增强员工安全意识，参与员工安全教育培训并培育员工安全文化。

5. 加强设备诊断、预防与维修工作，及时检查工作，保证设备安全性。

电厂＃1机盘车跳闸事件分析报告1、事件经过（1）2005年5月31日00:00时，＃1燃机盘车正常运行，环境温度33度，转速128RPM，LTTH50.5度，88BT-1、2、88VG-1、2均断电位，88QA、88QV、88QB-2、88WC-1运行，油箱负压0.7kPa，未发现异常。

（2）01:24时，主控室＃1机上发出报警，现场检查88CR转速变0，88QA、88QB、88QV运行正常，油箱负压0.7KPA，轮机间及辅机间的门均关闭，88BT-1、2及88VG-1、2均断电，轴承金属温度正常，轮机间最高温度253度，TMGV67.7度，QAP5.8BAR，QGP1.17BAR，厂用电电压、电流正常，但是试启高盘未成功。

此后检查发现88BT-2全关，88BT-1的出口挡板未全关，有20度左右的开度。

考虑到轮机间温度较高，有可能产生了刮缸，将88TG拉至检修位，强制L62CD为“1”，将其静置，白班再做处理。

（3）MARKV报警如下：01:23:47COOLDOWNTROUBLE01:24:06HPSPEED-ZEROSPEED01:24:06CRANKINGMOTORSTATUS01:24:36TURBSHFTFAILURETOBREAKTUBINEAWAY01:24:36TURBINESHUTDOWN从报警分析，在燃机转速为0后，88CR自动启动，但大轴未转动，启转失败；另外从前两个报警可以看出，燃机从60rpm到0rpm只用了49秒的时间（盘车故障这个报警是当燃机在盘车状态下，转速降到了2%以下延时30秒才出现，从报警到转速为0rpm是19秒，加上30秒），故分析是主机动静部分产生了摩擦，造成盘车停运。

2、原因分析经过分析，具体原因为燃机本体由于冷却不均造成动、静部件间隙过小，产生刮缸现象，使盘车停止运行。

3、防范措施（1）燃机停机后盘车运行时，运行人员必须认真监视各主要参数并及时进行调整。

跳闸事故分析报告1. 引言跳闸事故是电力系统中常见的故障类型之一，其发生可能导致供电中断、设备损坏甚至人身伤亡等严重后果。

为了确保电力系统运行的安全和稳定，对跳闸事故进行深入分析和研究具有重要意义。

本文将从跳闸事故的定义和分类入手，通过实例分析和对相关因素的考察，探讨跳闸事故发生的原因和可能的预防措施。

2. 跳闸事故的定义和分类跳闸事故是指电力系统中某个或某些设备突然失去电源供应，导致电路中断的异常情况。

根据跳闸事故的发生原因和性质，可以将其分为以下几类：2.1 过载跳闸过载跳闸是由于电路或设备长时间承受超过其额定负荷的电流而引起的跳闸事故。

过载跳闸常见于电力系统负荷突然增加或设备老化损坏等情况下。

2.2 短路跳闸短路跳闸是指电路中出现短路故障，导致电流突然增大，超过设备的承受能力而引起的跳闸事故。

短路跳闸常见于电路故障、设备绝缘损坏或人为操作失误等情况下。

2.3 漏电跳闸漏电跳闸是指电路中出现漏电故障，导致电流异常泄漏，超过保护装置的动作阈值而引起的跳闸事故。

漏电跳闸常见于设备绝缘损坏或设备内部故障等情况下。

3. 跳闸事故的分析为了进一步了解跳闸事故的发生原因，本文将以一起过载跳闸事故为例进行分析。

3.1 事故描述该起事故发生在某工业区的配电房中，导致该区域的生产线全部停工。

事故发生时，供电房的电源突然中断，所有设备无法正常运行。

经过排查，工作人员发现是一台额定电流为100A的设备发生过载跳闸。

3.2 事故原因经过进一步调查和分析，确定该起跳闸事故的原因如下：•设备负荷超载：该设备长时间运行时，额定负荷已接近或超过其额定电流，导致设备过热，进而引发过载跳闸。

•配电线路老化：供电线路老化严重，电阻增大，导致电流通过线路时产生过大的电压降，进而导致线路负荷增加，设备过载跳闸。

3.3 预防措施为了避免类似的跳闸事故再次发生，需要采取以下预防措施：•定期检查设备负荷情况，确保设备运行在额定负荷范围内。

电厂110kV线路跳闸事件分析报告1、事发前运行方式（1）电厂＃10、11机运行，总出力162MW/48MVar。

（2）1110kV5M：挂＃10、＃11机，仙热I线1163、仙热II线1164，＃02高变。

（3）110kV6M：挂＃01高变（中性点接地），欢热I线1494、欢热II线1495运行。

（4）110kV7M：挂＃03高变（中性点接地），南热I线1161、南热II线1162)。

（5）母联开关1057、1067在热备用状态。

（6）＃1、＃2、＃3、＃4、＃7、＃9机处于备用状态；切机压板未投。

（7）＃01高厂变运行，向6.6kV1、2、3段供电；＃03高厂变运行，向6.6kV4、5段供电。

（8）6.6kV1段：＃7厂变、＃9厂变、X1循变运行。

（9）6.6kV2段：＃8厂变、X2循变运行，P2厂变备用。

（10）6.6kV3段：＃1、＃2厂变、Z2重油变运。

（11）6.6kV4段：＃3、＃4厂变运行。

（12）6.6kV5段：＃10、＃11厂变、Z1重油变、65XF运行。

（13）11.5kV：＃5厂变运行、＃02高备变运行，全厂6.6kV厂用电备用电源快切装置已投入。

2、事件经过（1）故障第一阶段：1）7月15日00:30时左右，开始电闪雷鸣。

2）0:42时（DCS时间），DCS显示1161、1164跳闸，发“南热I线异常”、“仙热II线保护跳闸”、“110KV 母线低电压动作”、“11.5kV564PT回路断线”报警。

仙热I线1163负荷由之前的79MW/21MVar/116kV/404A 上升为162MW/55MVar/119kV/827A。

南热II线1162负荷由之前的1.5MW/115kV/14A上升为3.57MW/115kV/21A，欢热线运行正常。

3）0:44时，二控值班员报告南热I线1161、仙热II线1164开关跳闸，检查二控保护装置及电气屏有以下信息：（注：查保护装置时间，南热I线1161保护装置时间比仙热II线1164装置时间快70秒，判断仙热II线与南热I线开关同时跳闸。

电厂110kV线路跳闸事件分析报告
1、事发前运行方式
（1）电厂＃10、11机运行，总出力162MW/48MVar。

（2）1110kV 5M：挂＃10、＃11机，仙热I线1163、仙热II线1164，＃02高变。

（3）110kV 6M：挂＃01高变（中性点接地），欢热I线1494、欢热II线1495运行。

（4）110kV 7M：挂＃03高变（中性点接地），南热I线1161、南热II线1162)。

（5）母联开关1057、1067在热备用状态。

（6）＃1、＃2、＃3、＃4、＃7、＃9机处于备用状态；切机压板未投。

（7）＃01高厂变运行，向6.6kV 1、2、3段供电；＃03高厂变运行，向6.6kV 4、5段供电。

（8）6.6kV 1段：＃7厂变、＃9厂变、X1循变运行。

（9）6.6kV 2段：＃8厂变、X2循变运行，P2厂变备用。

（10）6.6kV 3段：＃1、＃2厂变、Z2重油变运。

（11）6.6kV 4段：＃3、＃4厂变运行。

（12）6.6kV 5段：＃10、＃11厂变、Z1重油变、65XF运行。

（13）11.5kV：＃5厂变运行、＃02高备变运行，全厂6.6kV厂用电备用电源快切装置已投入。

2、事件经过
（1）故障第一阶段：
1）7月15日00:30时左右，开始电闪雷鸣。

2）0:42时（DCS时间），DCS显示1161、1164跳闸，发“南热I线异常”、“仙热II线保护跳闸”、“110KV母线低电压动作”、“11.5kV 564PT。

2机组事故跳闸经过分析电厂机组跳闸事故心得#2机组事故跳闸经过分析运行方式： #1机组负荷130MW，B给水泵运行、A给水泵联备，B凝结泵运行、A 泵备用。

#1炉甲、乙侧送、引、排、磨运行，炉前燃油系统备用。

6KV、380V厂用标准运行方式。

#2机组负荷130MW，B给水泵运行、A给水泵检修，A凝结泵运行、B泵备用。

#2炉甲、乙侧送、引、排、磨运行，炉前燃油系统备用。

6KV、380V厂用标准运行方式。

110KV系统标准运行方式，86启备变充电中，#1、2机组6KV厂用快切联动备用中。

事故现象： xx年10月24日（GPS时间00时11分36秒）（DCS 画面时间00时17分56秒）系统冲击，（集控室照明闪烁一次）#2发电机出口开关82开关跳闸，#2机6KV厂用快切动作正常，6KV、380V厂用电压正常，#2机主汽门关闭，#2炉MFT动作，炉灭火。

#2机电气DCS报警发“过励限制”“励磁装置报警”“手动通道运行”“CHⅠ通道报警”、“CHⅡ通道报警”。

#2机发变组保护A、B 柜WFB-801装置均发“励磁系统故障动作”。

#2发电机励磁系统上位机发“外部跳闸”“P/QⅠ段报警”“P/QⅡ段动作”。

NCS装置电脑告警“110KV唐明Ⅰ线测控对侧无电压”、AVC装置电脑告警“110KV唐明Ⅰ线测控对侧无电压”“ 110分段母差保护动作”“唐湖电厂82开关分闸（事故跳）”“2G过励限制”“2G低励限制”。

#2发电机无功负荷由45MVAR突降至-67.5MVAR，#2机6KVⅡA、ⅡB 段母线电压由6.17KV突降至5.48KV。

#1机组负荷在（4s内）由131MW突降至120MW再突升至149MW，突降至130MW稳定。

#1发电机无功负荷（4s内）由46MVAR突升至123MVAR再突降至45MVAR稳定。

#1发电机出口电压（4s内）由15.6KV突升至16.4KV再突降至15.6KV稳定。

#1发电机定子电流（4s内）由5187A突升至6251A再突降至5246A 稳定。

跳闸事故分析报告范文引言本报告旨在分析并总结跳闸事故的原因和可能的解决方案。

跳闸事故是一种常见的电力设备故障，经常导致电力中断和损坏设备。

在本报告中，我们将对跳闸事故进行详细的分析，并提出相应的解决方案。

事故概述跳闸事故是指电力设备在工作过程中突然断电的现象。

这种现象可能由多种原因引起，如电力负荷过大、设备老化等。

跳闸事故会给生产、生活带来不便和损失，因此对跳闸事故进行深入分析和解决至关重要。

事故分析跳闸事故的原因有多种可能，下面将对其中几种常见原因进行详细分析：1. 过载过载是导致跳闸事故的一个常见原因。

当电力负荷超过设备的额定容量时，设备会出现过载现象，进而引起跳闸。

过载可能是由于设备额定容量不足、负荷突增等原因引起的。

2. 短路短路也是导致跳闸事故的一个常见原因。

短路是指电流在电路中绕过正常路径，在不经过负载的情况下形成一个低阻抗的回路。

这会造成电流异常升高，导致设备保护装置动作跳闸，以保护电路和设备的安全。

3. 设备老化设备老化是跳闸事故的另一个可能原因。

随着设备的使用时间的增加，其内部部件可能会损坏或耗损，导致设备工作不正常，进而引起跳闸。

因此，定期对设备进行检修和维护非常重要，以防止设备老化导致的事故。

解决方案针对以上分析得出的跳闸事故可能的原因，我们提出以下几点解决方案：1. 升级设备容量对于过载问题，我们建议升级设备的额定容量。

通过增加设备的额定容量，可以提高其负荷承受能力，从而避免因电力负荷过大而引起的跳闸事故。

2. 定期检修维护设备设备老化是跳闸事故的一个重要原因，因此定期检修维护设备是非常重要的。

通过定期检查设备的工作状态，在发现问题之前及时修复和更换设备的损坏部件，可以有效防止设备老化导致的跳闸事故。

3. 安装过载保护装置为了防止跳闸事故的发生，可以安装过载保护装置。

这些装置可以监测电流并在超过设定值时自动切断电源。

通过安装过载保护装置，可以及时发现并切断因过载而引起的电流，保护设备和电路的安全。

甘肃某电厂3月3日5、6号机组故障跳闸报告分析一、故障前的运行方式2017年3月3日，5号机组负荷540MW，AGC运行方式，A、B、C、D、E磨煤机运行，A、B小机运行，5 A辅冷泵运行。

6号机组负荷600MW，AGC运行方式，A、B、C、D、E磨煤机运行，A、B小机运行，6B辅冷泵运行。

8时49分，6号机组跳闸，首出原因为“锅炉失去所有燃料”MFT保护动作。

8时51分，5号机组跳闸，首出原因为两台给水泵跳闸，锅炉MFT保护动作。

二、故障处理经过根据春检计划，于2017年3月3日开展05启备变（5、6号机组公用）检修预试工作。

3月2日，外包检修单位提交了“05启备变、共箱母线、1105开关、1105乙刀闸、CT、避雷器、悬式绝缘子检修预试”外包电气检修工作票（工作票编号：W213DW2017030004），3月3日后夜班，6时00分，运行人员开始执行“110KV#5备高变#05BB由运行转冷备用”操作（操作票编号：DW21330517030004）及“110KV#5备高变#05BB由冷备用转检修”操作（操作票编号：DW21330517030005），操作过程中5号机6KV工作A段备用电源051开关推进机构异常，小车开关摇把无法插入，跳项操作。

6时30分左右，通知检修人员检查。

8时28分，检修人员办理了“#5机6KV 工作A段（51M）备用电源开关051操作机构检查”工作票（工作票编号W213DQ017030009)，8时49分23秒，在处理该缺陷时，051开关合闸，造成5、6号机组相继跳闸。

运行人员立即组织进行事故处理，检查保安段电源正常，UPS、直流系统电源正常，启动主机交流油泵、顶轴油泵运行，开启2、4号机组冷段至高辅母管电动门，接带5、6号机组辅汽系统，调整主机轴封压力正常，两台机组盘车投入正常。

就地检查5号机组6KV配电室内051开关在“合闸”位、未储能状态，6KV工作A、B段母线均无电压，配电室内其余设备外观均无异常。

电厂机盘车跳闸导致临界振动高延迟并网事件分析报告集团企业公司编码：（LL3698-KKI1269-TM2483-LUI12689-ITT289-电厂＃9机盘车跳闸导致临界振动高延迟并网事件分析报告1、事件经过（1）4月30日，运行丙值＃9机热态启动。

6:51时，＃9机投轴封，启动＃2凝结水泵，启动不了，后改启动＃1泵正常。

6:56时，＃9机拉旁路正常后即去就地检查该凝结水泵开关，无任何报警。

（2）6:56:32，＃9机汽机房MCC进线开关49BQ出现跳闸，备用开关49AQ联锁合闸正常，值班人员复位相关的DCS报警。

当时因为开关切换引起电压瞬时失去跳盘车，值班人员在复位DCS报警时也未发现盘车退出。

（3）7:13时，值班人员发现49BQ出现跳闸后，未做仔细检查，盲目手动合上跳闸开关49BQ，使得两路电源49AQ和49BQ同时对汽机房MCC供电，造成环流，7:24出现49AQ高电流报警，后经其它人员指点，才退出49BQ运行。

幸好当时环流未引起电缆和开关的过载。

（4）07:11时，值班人员发现盘车退出，就地检查发现大轴静止。

（以往投轴封后也会跳盘车）。

（5）07:16时，＃9机投盘车运行，投入后因为汽机调门漏汽缘故，盘车装置自行冲跳。

（6）07:25时，＃9机挂闸冲转，冲转前挠度4.5丝。

07:28过临界振动146/137/27/27微米，振动大启动失败。

惰走听音无异常，惰走到低转速后挂闸1000转暖机10分钟，暖机阶段振动146/137/27/27微米。

（7）7:36时，第二次冲转，临界振动136/131/22/18微米，振动大启动失败。

后在1000转暖机20分钟，暖机后振动4.86/9.36/3.84/0.14微米。

（8）7:40时，第三次挂闸、暖机，7:59再次冲转过临界因为振动高而跳机。

（9）08:00时，第四次挂闸，08:08时冲转过临界振动高而跳机。

临界振动116/120/18/17微米。

电厂#4机组跳闸事件分析报告1、事件经过（1）2005年5月18日16:23时，2204开关跳闸，值班员立即检查，发现＃4机高、低旁快开至100%、主汽门全关，DCS有变压器压力释放、主变重瓦斯动作等SOE画面报警。

＃3机负荷减到80MW，后经中调同意，17:02时＃3机解列。

（2）检查SOE画面报警有：16:23:09:449 ＃4汽轮发电机故障16:23:09:450 ＃4汽机ETS已跳闸16:23:09:474 ＃4汽机发变组220KV断路器分状态16:23:09:539 ＃4汽机主变压器压力释放保护动作16:23:09:542 ＃4汽机发电机保护动作总信号16:23:09:617 ＃4汽机就地打闸16:23:28:475 ＃4汽机主变压器重瓦斯保护动作DCS报警有：16:23:09:615 ＃4汽轮发电机故障16:23:09:615 ＃4汽机ETS已跳闸16:23:09:621 ＃4汽机发变组220KV断路器分状态16:23:09:622 ＃4汽机发变组220KV断路器事故跳闸16:23:09:667 ＃4机ASP压力油压力低16:23:09:671 ＃4机OPC压力油压力低16:23:09:671 ＃4汽机联跳保护动作16:23:09:882 ＃4汽轮发电机逆变16:23:09:883 ＃4汽机就地打闸16:23:09:883 ＃4汽机主变压器压力释放保护动作16:23:09:884 ＃4汽轮发电机灭磁开关跳闸16:23:09:885 ＃4汽机发电机保护动作总信号16:23:09:890 ＃4汽机主汽门已关闭16:23:09:918 ＃4机OPC保护动作发变组保护柜动作信号：CPUO 灭磁联跳，汽机联跳16:21:00:360主变压力释放保护动作16:21:09:65主变重瓦斯16:21:19CPOE 相隔一秒有与CPUO相同报警（3）就地检查发现4B主变发生喷油。

17:10时，4B主变转检修，并联系ABB厂家工作人员到现场对4B主变进行检查。