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[简答题]某电厂“8·18”运行人员无票工作导致发电机跳闸事故。
事故前运行方式:
8 月 18 日,某电厂2 、3 、4 号机组发电运行,全厂负荷 98MW 。 1 号机组于 10 时 45 分退出备用,工作内容为 lF 永磁机传动轴处理,退出备用时间: 8 月 18 日 10 时 45 分至 15 时30 分,未将 l 号发电机 10011G 隔离开关拉开。全厂主接线按正常方式运行,3号机组和大鹅 I 线挂在 I母运行, 2 、 4 号机组和大鹅 II线挂在 II母运行,母联断路器在合闸位置。渠首电站两台机组发电运行,连接某电厂近区系统 II段和厂用电系统II段。全厂仅 2 号主变压器中性点隔离开关合上。 1 号发电机、 1 号主变压器在I母上实际处于热备用状态。
事故经过:
12 时 38 分,运行值班人员在设备巡视过程中发现 1 号主变压器高压侧 2201 断路器油箱油位偏低,并写好设备消缺单上报。15 时 10 分某电力工程公司工作人员钟某和洪某到现场了解该设备缺陷情况。15 时 14 分钟某和洪某到现场检查发现 2201 断路器 SF6 储氮缓冲油压缸一油管接头严重漏油,油箱油位已下降至正常油位以下,此时离 1 号机组恢复备用时间约有 10min 。钟某当即电话告知当班运行值长付某 2201 断路器机构严重漏油,要及时抢修,等 2201 断路器泄压后再办理工作票。于是在未办理工作票的情况下,工作人员开始对 2201 断路器进行泄压(在断路器结构上泄压不会造成断路器慢合),泄压后洪某用扳手对漏油处螺栓进行了压紧处理,然后钟某用扳手压紧液压机构三级阀上端螺栓(在断路器结构上按压,断路器会慢合),并吩咐现场人员启动油泵打压,油泵随即启动打压,导致 2201 断路器慢合。15 时 29 分开关站出现爆炸声,1 号主变压器中性点避雷器被击穿,计数器爆炸,2、3、4号机组解列,甩负荷 98MW ,全厂对外停电,系统周波从 50.1 6Hz 降至 48.49Hz,低周减载装置动作到第11轮。
事故时保护动作情况:
1 号发变组保护装置零序电流II段、零序电流电压、定子接地零序电压保护动作;1号机断路器失灵保护判别条件启动出口,但母线断路器失灵保护没有动作; 2 号发变组保护装置零序电流电压、零序过流II段保护动作;2号机断路器失灵保护判别条件启动出口;3号发变组保护装置零序电流电压保护动作;4 号主变压器保护装置零序电流电压保护动作;大鹅 I 线 103 屏保护装置高频闭锁零序保护动作。
保护动作后果:
1 号发变组保护装置零序电流II段出口跳母联断路器 2211 。 2 号发变组保护装置零序电流电压动作出口跳 2 号主变压器高压侧断路器 2202 、低压侧断路器 1002 、厂用电分支断路器 1022 ,厂用电I段消失,近区 I 段电源消失。 3 号发变组保护装置零序电流电压动作出口跳 3 号主变压器高压侧断路器 2203 、低压侧断路器 1 003 、厂用分支断路器 1023 。 4 号发变组保护装置零序电流电压动作出口跳 4 号主变压器高压侧断路器 2204 。大鹅 I 线 103 屏高频闭锁零序保护动作出口跳大鹅 I 线断路器 2212 。渠首电站两台机组仍带厂用电II段,厂用电没有中断, 2 、 3 、 4 号机组处于空载升压运行状态。
运行值班人员15时41 分,合上1002 、 1022 断路器恢复厂用电 I 段, 15 时 43 分,拉开 22011 隔离开关, 15 时 44 分,合上 2212 、 2211 断路器; 15 时 45 分将 2 号机组并网发电, 15 时47 分将 4 号机组并网发电,此时电网频率恢复正常, 15 时 55 分将 3 号机组并网发电,全厂恢复事故前运行方式,整个恢复时间 26 分钟。机组恢复运行后,电厂维护部人员在办理完工作票后,立即进行 2201 断路器的抢修G工作, 19 日凌晨 3 时 25 分,完成 2201 断路器漏油处理工作, 4 时15分 l 号机组并网发电运行。
[单选题]某电厂有两台16.5MPa、535℃的汽轮发电机组，该电厂属于（ ）
A.超高压电厂
B.亚临界电厂
C.临界电厂
[单选题]某电厂有4台蒸汽参数为18.44MPa,545℃的汽轮发电机组,该电厂属于( )。
A.高温高压电厂;
B.中温中压电厂;
C.超高压电厂;
D.亚临界电厂。
[简答题]某水电厂“ 8 · 18 ”运行人员误操作导致 2 号发电机组停运事故。
事故前运行方式:
8 月 18 日,超高压公司某电厂 2 号机组误停机前,电厂的运行方式为: 22OkV 母线联络运行, I 母带 1 、 2 号机组、鲁马 I 线、 5 号联络变压器运行, II母带 3 、 4 机组、鲁马 I 线运行,总负荷 360MW , 鲁罗工线、 II线热备用。 1l0kV 鲁罗线热备用, 11OkV 鲁兴线运行。
事故经过、扩大、处理情况:
1 ) 14 时 58 分总调调度员令:停 1 号机组,鲁厂定负荷 280MW 运行。
2 ) 15 时 04 分鲁厂值班员用计算机控制方式将 l 号发电机负荷减至 OMW 后,发出停机命令。
3 ) 15 时 08 分 19 秒因 1 号主变压器中性点接地开关( 180 )合闸位置转换开关接触不良,造成计算机显示 180 指示不正确,计算机停机控制程序退出。 l 号发电机出口断路器 201 未断开;值班员此时判断为 1 号机组停机程序退出,未发出停机令。
4 ) 15 时 08 分 36 秒鲁厂值班员将控制方式切至“ CMB ”控制,手动发 l 号机停机令。
5 )15时 09 分鲁厂值班员在 CMB 盘上准备再次停 1 号机组,却手动误发停 2 号机组的命令;随即意识到错误,马上跑到 2 号机组现场操作柜,手动操作将 2 号机负荷恢复,约 10min 后,即15时 21 分, 2 号机顺序操作延时己到, 2 号机停机。
6 )15时 10 分 l 号机组与系统解列。
7 ) 15 时 21 分 2 号机组与系统解列。
8 )15时 27 分总调令鲁厂 2 号机组停稳后开启 2 号机组与系统并列。
9 ) 15 时 45 分鲁厂值班员用计算机控制方式将 2 号机组开启,与系统并列,汇报总调。
[简答题]某电厂“ 9 · 25 ”调试人员误整定导致 12 号燃机超温保护误动跳机事故。
事故前运行方式:
9 月 25 日,某电厂 l 、2 、3 号柴油发电机、11 号燃机备用,12号燃机的油改气工程按计划进行机组试运调试工作。
事故经过:
15 时 17 分 12 号燃机开机, 16 时 02 分并网,之后逐步升高负荷。整个调试工作由德国西门子调试人员进行操作。当负荷升高到 100MW时, 12 号燃机超温保护动作跳机,甩负荷 100MW 。系统频率由 50.22Hz 下降至48.63Hz ,引起系统低周装置动作跳掉 63 条线路,切除负荷约 24.75MW ,损失电量约 1.48 万 kWh 。12号燃机跳机之后,中调令开 11号燃机并网。 11号燃机于 17时38分启动,17时43分并网,逐步接带负荷到 60MW 。经西门子调试人员检查,发现超温保护的定值偏低。由于某电厂是油改气工程,燃料从燃油改为烧天然气之后,火焰状况发生了变化,而超温保护仍然是烧燃油时的整定值。西门子调试人员忽视这个因素,在负荷升高到 100MW 时因温度超过保护定值而跳机。在12号燃机停稳后,西门子调试人员对超温保护定值进行修改,之后没有向当值运行人员(3名值班人员均在11号燃机控制室处,不在 12 号燃机控制室)履行许可手续,便自行在 12 号燃机控制室于 17 时 58 分启动了 1 号 2 燃机, 18 时 03 分自动并网,带负荷 10MW。造成了未经调度许可擅自并网严重违反调度纪律事件的发生。当班值长返回中控室,发现 12 号燃机已并网,随即向中调汇报,受到中调值班员的批评,并且不同意 12 号燃机继续升负荷试验,要求主要负荷仍由12号燃机承担。发电公司技术部经理随即向中调调度主管李某通报情况并表示了歉意,调度主管当即批评了该公司做法,考虑到已既成事实,便同意了该公司关于 12号燃机继续试运请求,19时10分12号燃机开始升负荷试验,20时10分12号燃机升负荷到138MW ,11号燃机降低负荷到 12MW。21时25分,12号燃机调试工作结束而停机,11号机带负荷至130MW。
[简答题]某供电局“10·18”带电合接地开关导致线路保护动作跳闸的恶性误操作事故。
事故前运行方式:
某供电局曼外开闭所 10kV 母联 012 断路器断开, 10kVI 、II段母线分段运行,110kV 城南变电站10kV 城外联 I 回线 0113 断路器供曼外开闭所 I 段母线, 110kV 城南变电站10kV 城外联II回线 0206 断路器供曼外开闭所II 段母线。 10kV 城外联I回线和城外联II回线为同杆(塔)双回,曼斗公用变压器 T 接于 10kV 城外联 I 回线上。
事故经过:
10月18日19时29分,供电局地调调度员接用户报告:曼斗公用变压器喷油故障。调度员接到报告后,立即安排和落实具体停电时间和抢修方案,随后即通知变电管理所集控站当班负责人故障情况、抢修停电范围及所要求的安全措施,将110kV城南变10kV城外联I 回 0113 线路转检修,曼外开闭所城外联 I 回 052 线路转检修。 18 日 22 时 10 分地调通知变电管理所变运班(操作队)准备开始操作,而操作组组长马某向集控站报告:曼外开闭所城外联 I 回线路出线侧 05267 接地开关因施工堆有土方,不能正常操作,无法挂接地线,只能合城外联 I 回线开关柜内线路侧 05227 接地开关。 19 日 0 时 12 分,变运班操作人员张某(监护人)、黄某(操作人)到达曼外开闭所,并根据集控站的命令开始进行操作。 19 日 0时 28 分,地调令集控站值班负责人周某将曼外开闭所 10kV052 城外联工回线由运行转冷备用。集控站周某传令在曼外开闭所现场的变电运行班张某将曼外开闭所 10kV 052 城外联 I 回线由运行转冷备用。张某在接到命令后误复诵为:将 10kV 曼外开闭所城外联 I 回 052 断路器由运行转检修。随即张某即叫黄某进行 052 断路器转检修的操作,当操作到将 05227 接地开关合上时,由于当时线路侧带电,操作人员未认真核实线路是否带电,即将 05227 接地开关合上,构成一起带电合接接地开关闸的恶性误操作事故。事故造成 110kV 城南变城外联 I 回线 0113 断路器过电流保护动作跳闸, 05227 接地开关 C 相触头(动触头)烧坏。
[简答题]某供电局“2·19”带接地开关合隔离开关,导致母差保护动作跳闸的恶性误操作事故。
事故前运行方式:
事故前,某供电局青山变电站220kV母联212断路器联络I、II组母线运行,I、II组母线 TV 运行,旁路215 断路器代供青陆线286断路器,青陆286断路器停运(青陆线2861隔离开关停电检修)。 220kV青东 I 回281断路器、青弥线283断路器、罗青线断路器、1号主变压器高压侧201断路器挂 I 组母线运行,青东II回 282 断路器、鲁青线284断路器、旁路215断路器、2号主变压器高压侧202断路器挂II组母线运行。
事故经过:
2月19日20时25分,某供电局青山变电站 220kVII段母差保护动作,母联212断路器、青东II回282 断路器、鲁青线284断路器、旁路215断路器(代青陆线286 断路器)、2号主变202断路器跳闸。同时东郊变电站220kV青东II回266断路器高频保护动作跳闸,故障测距44km 。16时55分检修2861隔离开关工作结束后,运行人员张某、何某 17 时 00 分受令拆除220kV青陆线2861隔离开关的安全措施,即拉开21217和28617 两把接地开关,张某和何某按照拟定的操作票进行操作,当断开21217接地开关后,来到青陆线28617接地开关前,张某唱票结束,何某复诵后,张某看见何某开始操作28617接地开关,就去拆安全围栏绳,何某操作完毕后未检查28617接地开关的位置(操作前接因验收 28617接地开关,曾多次试验分合,操作前的28617接地开关实际已处于分闸位置,操作时反而将28617接地开关合上)。 20 时17分李某和张某受令操作220kV青陆线286断路器恢复运行,旁路215断路器停运,当操作到第10项:合上青陆线 2862 接地开关时(20 时 25分)发出一声炸响,220kVII段母差动作将II母上的断路器全部跳闸,经检查发现青陆线28617接地开关在合闸位置。经再检查,保护动作均正确,其他设备均无异常。 20时50 分接省调命令断开220kV青陆线28617接地开关,21时45分合上青东II回282断路器对II段母线充电正常,22 时44分事故处理全部结束,并恢复正常供电。
[简答题]某供电分公司l10kV蚬利线“9·20”错接线,导致110kV金利站全停事故。
事故前运行方式:
9月20日,某供电分公司 110kV 蚬岗站(无人值班站)进行 110kVI号TV端子箱更换工作,由高要分公司继电保护班负责施工。当日蚬岗站 110kV 母线全停, 110kV 金利站转由 110kV 横电线经高要电厂110kV 金高线供电(正常运行方式为 220kV 东岸站通过 110kV 东规 I 线供电到 110kV 蚬岗站,再由蚬岗站 110kV 蚬利线供电给金利站)。当日 18 时 01 分工作班组工作完毕,某地调开始将电网运行方式转为正常运行方式。
事故经过、扩大、处理情况:
18时 59 分 14 秒,蚬岗站由上东蚬 I 线供电。 2s 后,东蚬 I 线保护发“保护装置异常”信号。巡检班现场发现该信号后询问继电保护专责,继电保护专责答复,因 110kVTV 未带压,“保护装置异常”信号是正常的。巡检班继续进行 1 号 TV 投入运行的操作, 19 时 5 分 27 秒, 1 号 TV 投入运行。 19 时 5 分 29 秒,调度系统发“蚬利线保护异常”信号, 19 时 5 分 58 秒信号自行复归。但东蚬 I 线“保护装置异常”信号未复归现象一直未被注意。 19 时 19 分,巡检班报县调蚬岗站 110kVI 号 TV 已投入运行,并告诉继电保护班办理一份第二种工作票,工作内容为蚬岗站 110kVI 号 TV 端子箱更换后核对端子电压。 19 时 20 分 28 秒,合上蚬岗站蚬利线 106 断路器,切横电线断路器,金利站转由规利线供电后,蚬利线断路器“手动后加速”动作跳闸。金利变电站全站失压。 19 时 43 分,恢复横电线供金利站运行方式, 19 时 59 分金利站全部恢复送电。继电保护班在核对蚬岗站 110kVI 号 TV 二次电压时发现 1 号 TV 二次电压 A C 相引线调错,使蚬利线 LFP-941 保护装置在断路器合闸后采集到的电压为负序电压,正序电压为0,保护进入故障判别程序。在横电线 104 断路器分闸时经检测到电流变化量超过 1A (保护录波图显示,当时电流最大值达到4.1A ) ,保护变化量启动元件动作,手合加速距离III段保护出口跳闸。
[简答题]某供电分公司“3·29”施工人员误接线,造成主变压器被迫停运事故。
事故前运行方式:
3 月 29 日,某供电分公司 110kV 桂林洋变电站进行农网改造停电施工,内容包括主变压器10kV侧与新的10kV进线柜连接。施工结束后,21时30分主变压器三侧恢复送电。
事故经过:
21 时 45 分后,不断有用户打电话说电动机反转,站长吴某确认送电的相序有误后,立即汇报公司领导并立即联系调度,要求主变压器停电。22时08分,主变压器被迫停电,同时向省公司汇报事故情况。22 时40分左右,省公司生技部、基建部、安监部、中试所等部门先后到达事故现场,立即组织施工单位、制造厂家等单位进行分析,发现事故原因为:制造厂家人员在 3 月 14 日 10kV 进线柜现场就位时,发现 10kV 进线拒母线相序与主变压器 10kV 侧的母线桥引入穿墙导管相序不符,便将进线拒内 A 、C 相对调,但相序标识未更改。 3 月 29 日,负责安装连接的施工单位在连接时对原主变压器 10kV 侧的母线桥 A 、 C 相一次布置作变动的办法,结果导致了反相序送电。经重调相序后, 3 月 30 日 0时 15 分,主变压器和 10kV 全部出线恢复送电。
[简答题]某电厂“2·13”误碰电气设备,导致机组甩负荷停机事故。
事故前运行方式:
2月13曰,某电厂2号双机带 43MW 、lB 号机带21MW 运行, 1A 号机退出备用。
事故经过:
16 时 48 分,外方维护人员在号 1 机控制室不慎误碰 1 号发电机的 1 号滑油泵控制开关,导致 1 号发电机滑油压力低跳 1B 号机,甩负荷 21MW , 过 2s 1号机 2 号备用滑油泵才投入。跳机后检查 lB 号机组无异常, 17 时 09 分重新开机, 17 时 11
分并网,机组恢复正常运行。
[简答题]某供电分公司500kV曲江站“3·l”带电合接地开关恶性误操作事故。
事故前运行方式:
事故前某地区用电负荷约 350MW(其中网电供 180MW ,小火电供 56MW,小水电供 100MW ) , 500kV 曲北线 320MW ,某电厂 10 号、机组通过 220kV 韶曲甲、乙线送出 220MW , 220kV 曲松线(供某钢厂)约 40MW 。 500kV 曲江站 220kV II母线检修,220kV韶曲甲、乙、丙线,曲芙甲、乙线,曲马线、曲松线及1号主变压器中压侧 2201 断路器在I 母线运行。
事故经过、扩大、处理情况:
3月1日18时57分某供电分公司500kV 曲江站 220kV 母差保护动作,跳开运行在 220kVI母线上的韶曲甲线、韶曲乙线、韶曲丙线、曲芙甲线、曲芙乙线、曲马线、1号主变压器中压侧断路器,曲松线断路器没有跳闸。220kV 芙蓉站曲芙甲线、乙线 A 、B相高频保护动作,A 相断路器跳闸,重合成功。220kV马坝站曲马线 A 、B 相高频距离零序保护动作,A 相断路器跳闸,重合成功。220kV韶钢松山站曲松线距离保护I段保护动作,断路器跳闸。事故当天,曲江站2 号变压器扩建施工,220kVII母线停电配合。工作结束后,18 时46分调度下综合令, 220kVII母线由检修状态转为运行状态。18 时 56 分曲江站技术专责黄某检查母联间隔时,途经221丁00接地开关时,发现该接地开关五防锁的卡销有 1 / 3 顶在槽外面,卡销未进入槽内,没有完全固定锁住,黄某继续检查发现 221丁00接地开关翘起来,且A相接地开关较其他相接地开关偏高,认为有可能影响安全运行,就擅自拿来接地开关摇把,意图把221丁00接地开关向“合”的方向稍动摇松再摇下来平放,但由于操作不当、用力过大,瞬时造成 A 相母线静触头对 A 相接地开关单相放电短路,引起 220kV 母差保护动作。事故处理过程中,运行人员未按地调命令执行,延误了该厂的事故处理。
