一、事故经过

7月21日运行四值早班，1#炉、2#机运行正常，主汽温度545℃，汽压8.92MPa，2#机带负荷47MW。14时59分2#发电机102开关突然跳闸，汽轮机甩负荷至“零”，转速升高至3092r/m，自动主汽门关闭，启动高压油泵，运行人员送汽封实施紧急停机操作，同时1#炉安全门（过热器定值左侧10.3MPa、右侧10.05 MPa，动作值9.8 MPa，回座值9.2 MPa；汽包定值左侧11.86MPa、右侧12.03 MPa；动作值11.3 MPa，回座值9.3 MPa）动作，运行人员打开对空排，实施减煤维持燃烧；电气运行人员调取后台保护信息发现“2#发变组B柜主变压器温度高报警”、 “2#发变组B柜主变压器温度高跳闸信号”，就地手测2#主变油温为56℃；15时09分汽机运行人员挂闸重新冲转至3000r/m，通知热工复位报警信号，准备并网；电气人员复位报警信号未实现，汇报当班值长通知电气与热工检修人员现场检查，后将2#主变本体及继保间温度高跳闸二次线拆解，报警信号复位，于16时09分2#机并网，16时21分带负荷至10MW，后缓慢增加负荷，逐步恢复正常运行。

二、经济损失

2#机于14时59分所带负荷由47MW降至零，至18时左右恢复至43MW（根据系统负荷情况），期间影响负荷约8万KW，损失约5万余元。

三、原因分析

根据后台故障显示，2#主变本体油温高、保护动作是造成102开关掉闸的直接原因。

四、责任划分（略）

五、防范措施

1、102开关掉闸后，运行人员对该主变进行手动测温为56℃，要求工程技术部联系调试单位对1#、2#主变、高备变、高厂变的重瓦斯、轻瓦斯、温度、压力释放、差动等保护，按照定值标准要求进行点对点调试，全面核实并做好相关试验记录。

2、工程技术部联系厂家完善DCS后台存在缺陷，加装报警音箱设备，重点检查完善各运行参数测点，确保指示准确、上传到位。

3、工程技术部组织对所有主辅设备电气、热工保护投退及定值设置等情况进行全面核查，并将核查情况及时反馈调度室、生技科、安质科及相关领导；严格落实联锁、保护投退、定值修改管理制度，因安全生产需要进行联锁、保护投退、定值修改前必须严格按照审批程序报总工程师批准后实施。

4、生产准备部要建立主变压器油温、油位登记本，运行人员强化巡回检查制度落实，定时进行认真巡检并做好相关记录，发现异常及时予以逐级汇报；对当班未能消缺的问题要严格执行交接班制度，做好安全技术交底，跟踪落实并做好消缺记录。

5、工程技术部所属检修人员要积极深入现场一线，强化巡回检查制度落实，发现设备存在缺陷及时组织进行处理，保证设备完好率和备用率。

6、生技科联系资质单位、工程技术部配合尽快组织对新厂1#、2#炉安全阀进行校验，确保动作准确、可靠、灵敏。

7、新厂各专业汇总整理主辅设备存在缺陷，结合实际情况进行分类处理，根据与调试单位协议制定完善计划、工程节点和明确验收程序，尽快完成新厂发电机组调试工作。