某电厂不安全事件汇编
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某电厂不安全事件汇编某电厂不安全事件汇编
目 录
一、热机专业篇
1. 2004年01月13日海恩电厂,10机切重油后跳闸及,11机主汽门无法关闭事件分析报
告 .................................................................................................................................... 1
2. 2004年02月11日海恩电厂,1机88QA故障及第二天延误启机事件分析报告 ........ 4
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某电厂不安全事件汇编
目 录
一、热机专业篇
1. 2004年01月13日海恩电厂,10机切重油后跳闸及,11机主汽门无法关闭事件分析报
告 .................................................................................................................................... 1
2. 2004年02月11日海恩电厂,1机88QA故障及第二天延误启机事件分析报告 ........ 4
3. 2004年05月16日海恩电厂,1炉泄漏事件分析报告 .................................................... 7
4. 2004年06月29日海恩电厂,5机燃烧故障事件分析报告 ............................................ 8
5. 2004年07月05日海恩电厂,4机主油泵联轴器损坏导致超速跳机事件分析报告 .. 10
6. 2004年07月17日海恩电厂,5机熄火跳机事件分析报告 .......................................... 12
7. 2004年09月03日海恩电厂,5机IGV故障事件分析报告 ......................................... 13
8. 2004年09月26日海恩电厂,8机油动机波动事件分析报告 ...................................... 15
9. 2005年03月04日海恩电厂,10炉HP主汽管热偶套管断裂事件分析报告 ............. 17
10.2005年03月30日海恩电厂,3炉受热面泄漏事件分析报告 ..................................... 18 11.2005年04月02日海恩电厂,1机点火异常事件分析报告 ......................................... 20 12.2005年05月31日海天电厂,1机盘车跳闸事件分析报告 ......................................... 22 13.2005年06月02日海恩电厂,1燃机燃油分配器卡涩事件分析报告 ......................... 23 14.2005年06月03日海天电厂,3燃机主燃油泵故障事件分析报告 ............................. 25 15.2005年06月17日海天电厂,1机紧急停机事件分析报告 ......................................... 26 16.2005年07月04日海天电厂,2机,1瓦瓦温高停机事件分析报告 .......................... 27 17.2005年10月09日海恩电厂,7炉省煤器放水管泄漏事件分析报告 ......................... 28 18.2005年11月30日海天电厂,4机,2真空泵端盖裂纹事件分析报告 ...................... 29 19.2005年12月05日海恩电厂,10机20CF轴承损坏事件分析报告 ............................ 30 20.2005年12月06日海恩电厂,7机因燃油分配器软管漏油造成机组停机事件 分析报
告 .............................................................................................................................. 32 21.2005年
12月22日海恩电厂,10炉低压系统泄漏被迫停机事件分析报告 ............... 33 22.2006年01
月07日海恩电厂,10机燃油压力低跳闸事件分析报告 ........................... 34 23.2006年01月
14日海恩电厂,3机因顶轴油管破裂造成延迟并网事件分析报告 ..... 36 24.2006年02月23
日海恩电厂,6炉低压系统泄漏推迟,6机并网事件分析报告 ...... 37 25.2006年02月25日
海恩电厂,5机高压油滤漏油事件分析报告 ................................. 38
I
26.2006年04月28日海恩电厂,10机因,5喷嘴漏油被迫停机事件分析报告 ............ 39
27.2006年05月07日海恩电厂,11机高压旁路减温水雾化蒸汽管爆裂导致紧急 停机分析
报告 ...................................................................................................................... 40 28.2006年05
月09日海门电厂,4机延迟并网事件分析报告 ......................................... 42 29.2006年05月
13日海天电厂,2机EH油喷油事件分析报告...................................... 43 30.2006年05月26
日海恩电厂,7机因燃油分配器卡涩熄火遮断事件分析报告 ......... 44 31.2006年05月30日
海恩电厂,7机启机过程中因雾化空气管道带水熄火遮断 事件分析报
告 ...................................................................................................................... 45 32.2006年06月
18日海恩电厂,1机排气温差大遮断事件分析报告 ............................. 47 33.2006年06月21
日海天电厂,3燃机,4喷嘴卡套接头漏油被迫停机事件 分析报
告 .............................................................................................................................. 48 34.2006年
07月19日海恩电厂,3炉烟气挡板故障导致机组被迫停运事件分析 报
告 ...................................................................................................................................... 49 35.2006年07月19日海恩电厂重油小分离机顶盖碎裂事件分析报告 ............................ 51 36.2006年08月18日海恩电厂,4机AST油母管压力开关取样阀泄漏跳机事件 分析报
告 .............................................................................................................................. 52 37.2006年
09月22日海天电厂,3燃机喷嘴充放油阀漏油被迫停机事件分析报告 ..... 53 38.2006年09
月28日海门电厂,1燃机跳机事件分析报告 ............................................. 54 39.2006年10月
07日海门电厂,4机延迟并网事件分析报告 ......................................... 55 40.2006年10月09
日海恩电厂,4机滑油泄漏事件分析报告 ......................................... 57 41.2006年10月末海恩
电厂,8汽机连续三次惰走振动异常事件分析报告 ................... 58 42.2006年11月07日海恩
电厂,3机顶轴油管出现裂纹被迫停机事件分析报告 ......... 60 43.2007年01月18日海天电
厂,3燃机,7喷嘴卡套漏油造成紧急停机事件 分析报
告 .............................................................................................................................. 61 44.2007年
03月03日海恩电厂,11机主汽门EH油管漏油事件分析报告 .................... 62 45.2007年03
月28日海天电厂,4炉,1低压给水泵对轮断裂事件分析报告 .............. 63 46.2007年04月
21日海恩电厂,7炉泄漏事件分析报告 ................................................. 64 47.2007年06月23
日海恩电厂,3机,4瓦顶轴油管破裂被迫停机事件分析报告 ...... 65 48.2007年07月16日
海恩电厂,3机启动失败事件分析报告 ......................................... 66 49.2007年08月13日海
恩电厂,7炉泄漏事件分析报告 ................................................. 68 50.2007年09月18日海恩
电厂,10机启动失败事件分析报告 ....................................... 69 51.2007年10月06日海恩电
厂,1炉高压过热器电动门故障事件分析报告 ................. 71
II
52.2007年10月13日海恩电厂,3炉启动失败事件分析报告 ......................................... 72
53.2007年10月29日海门电厂,1燃机延迟并网事件分析报告 ..................................... 72
54.2007年11月27日海恩电厂,10炉除氧蒸发器出口管道弯头泄漏事件分析报告 ... 75
55.2008年01月19日海恩电厂,7炉除氧蒸发器鳍片管泄漏事件分析报告 ................. 76 56.2008年02月14日至19日海恩电厂,3机燃油旁通阀连续故障事件分析报告 ....... 78 57.2008年02月18日海恩电厂,10机燃油管线泄漏事件分析报告 ............................... 80 58.2008年03月01日海恩电厂,11机危急遮断滑阀事件分析报告 ............................... 81 59.2008年03月26日海天电厂,1、,2机组运行中故障停机事件分析报告 ............... 83 60.2008年03月31日海恩电厂,4机启动油泵压力异常事件分析报告 ......................... 84 61.2008年04月01日海门电厂,3机被迫停机事件分析报告 ......................................... 85
62.2008年04月03日和10日海恩电厂,7锅炉省煤器两起泄漏事件分析报告 ........... 86 63.2008年04月10日海恩电厂,3炉高压过热汽集箱安全阀法兰垫片泄漏事件 分析报
告 .............................................................................................................................. 87 64.2008年
04月13日海恩电厂,10炉低压省煤器及低压蒸发器弯头及鳍片管 泄漏事件分析报
告 .............................................................................................................. 88 65.2008年04月15
日海恩电厂,10机燃油压力低跳机事件分析报告 ........................... 89 66.2008年04月23日
海恩电厂,10机88TK-1损坏降负荷运行事件分析报告 ............ 91 67.2008年04月30日海
恩电厂,1机辅助滑油泵损坏事件分析报告 ............................. 93 68.2008年05月06日海门
电厂,3机滑油母管压力低事件分析报告 ............................. 95 69.2008年05月08日海恩电
厂,10炉高压集汽联箱疏水管泄漏事件分析报告 ........... 96 70.2008年06月01日海恩电厂
小锅炉跳炉及启动事件分析报告 .................................... 98 71.2008年07月07日海恩电厂,2
汽机高压主汽旁路阀故障事件分析报告 ............... 100 72.2008年07月19日海恩电厂,1机
,2瓦回油管漏油提前停机事件分析报告 ........ 101 73.2008年07月23日海恩电厂,4机补
汽调节阀油动机可控单向阀堵头漏油 事件分析报
告 .................................................................................................................... 102 74.2008年08月
05日海恩电厂,10机气转油后延迟并网事件分析报告 ..................... 103 75.2008年08月13
日海门电厂,1炉吹灰减温水管弯头爆管事件分析报告 ............... 105 76.2008年08月21日
海恩电厂,7炉省煤器泄漏停机事件分析报告 ........................... 106 77.2008年09月10日海
恩电厂,10机燃油压力低及超温两次跳机事件分析报告 ..... 107 78.2008年09月15日海门
电厂,3机,6天然气管路爆裂事件分析报告 .................... 109 79.2008年09月18日海恩电
厂,10机燃油接头漏油事件分析报告 ..............................110
III
80.2008年11月14日海门电厂,3机燃油旁路阀卡涩停机事件分析报告 ....................111 81.2008年11月25日海恩电厂,1炉高省三长管接头泄漏事件分析报告 ....................112 82.2008年12月12日海恩电厂,10机燃油分配器卡死跳机事件分析报告 ..................114
二、热控专业篇
1. 2004年01月28日海恩电厂,7机运行中二次异常停机事件分析报告 .....................115
2. 2004年02月17日海恩电厂老重油处理线通讯故障事件分析报告 ............................117
3. 2004年03月02日海恩电厂,1机起机过程测速头故障跳机事件分析报告 .............119
4. 2004年03月02日海恩电厂,3机燃油压力低跳闸事件分析报告 ............................ 120
5. 2004年06月29日海恩电厂,6机负荷波动事件分析报告 ........................................ 123
6. 2004年10月20日海恩电厂,4机DCS系统通讯故障事件分析报告 ...................... 124
7. 2005年01月03日海恩电厂,2机跳机事件分析报告 ................................................ 129
8. 2005年01月06日海恩电厂,3机IGV故障超温跳机事件分析报告 ....................... 131
9. 2005年01月06日海恩电厂,6机停机时负荷大幅波动事件分析报告 .................... 133 10.2005年01月11日海恩电厂6.6kV?段失电事件分析报告 ....................................... 134 11.2005年02月01日海恩电厂,1机125V直流接地跳机事件分析报告 .................... 136 12.2005年03月04日海恩电厂,9机跳机事件分析报告 ............................................... 139 13.2005年03月28日和31日海恩电厂,9机两次跳机事件分析报告 ......................... 140 14.2005年09月29日海恩电厂,3机点火失败事件分析报告 ....................................... 146 15.2005年10月15日海恩电厂,1机直流接地事件分析报告 ....................................... 147 16.2005年11月13日海恩电厂,10机20CF断线跳机事件分析报告 .......................... 149 17.2006年02月22日海恩电厂,10机点火失败事件分析报告 ..................................... 150 18.2006年04月28日海恩电厂,7机〈C〉机死机事件分析报告 ................................ 151 19.2006年05月26日海天电厂,1燃机油压波动事件分析报告 ................................... 151 20.2006年06月09日海恩电厂,7机排气温差大遮断事件分析报告 ........................... 153 21.2006年06月15日海门电厂,3机逆功率跳闸事件分析报告 ................................... 154 22.2006年07月06日海门电厂,1机燃气保护动作跳机事件分析报告 ............... 155
23.2006年08月26日海天电厂,4机EH油漏泄停机处理事件分析报告.................... 156 24.2006年08月31日海门电厂,1燃机减负荷停机过程中跳机事件分析报告 ........... 157
25.2006年09月03日海恩电厂,1机排烟分散度高跳机事件分析报告 ....................... 159 26.2006年10月26日海恩电厂,10机伺服阀故障事件分析报告 ................................. 160
IV
27.2007年01月06日海门电厂,4机跳机事件分析报告 ............................................... 161 28.2007年01月25日海恩电厂,3机因轻油波动延迟并网事件分析报告 ................... 163
29.2007年02月03日和07日海恩电厂,9机因油位低导致跳机事件分析报告 ......... 165
30.2007年03月20日海恩电厂,1机启动失败事件分析报告 ....................................... 166 31.2007年03月20日海恩电厂,9机,2瓦振大跳机事件分析报告 ............................ 167 32.2007年03月26日、4月1日海天电厂小锅炉点火失败事件分析报告 ................... 168
33.2007年05月13日海天电厂,1燃机运行中跳闸事件分析报告 ............................... 169 34.2007年05月16日海恩电厂,1机燃气控制故障事件分析报告 ............................... 170 35.2007年05月21日海恩电厂,1机突然跳机事件分析报告 ....................................... 171 36.2007年07月22日海恩电厂,3机启动失败事件分析报告 ....................................... 172 37.2007年08月10日海恩电厂,10机突然跳机事件分析报告 ..................................... 174 38.2007年08月28日海天电厂,1燃机点火不成功造成机组晚并列事件分析报告 ... 176
39.2007年09月04日海门电厂关于,3燃机跳机事件分析报告 ................................... 177 40.2007年09月19日海恩电厂,9机串轴大跳机事件分析报告 ................................... 179 41.2007年09月24日海天电厂,1燃机点火失败晚并列事件分析报告 ....................... 180 42.2007年09月27日海门电厂,3机熄火跳机事件分析报告 ....................................... 181 43.2007年10月06日海恩电厂,1机延时并网事件分析报告 ....................................... 182 44.2008年01月01日海天电厂启动锅炉点火失败影响燃机启动事件分析报告 .......... 182
45.2008年01月09日海恩电厂,1机因负荷大幅波动造成超温跳闸事件分析报告 ... 185
46.2008年01月09日海恩电厂,3机启动过程因燃料越限遮断事件分析报告 ........... 187
47.2008年01月21日海天电厂,4汽轮机主汽门关闭事件分析报告 ........................... 189 48.2008年03月29日海恩电厂,10机点火器故障事件分析报告 ................................. 190 49.2008年04月08日海恩电厂,1机启动过程熄火跳机事件分析报告 ....................... 191 50.2008年04月16日海门电厂,1机熄火跳机事件分析报告 ....................................... 192 51.2008年04月21日海恩电厂,1机火灾保护动作跳机事件分析报告 ....................... 194 52.2008年06月05日海门电厂,3机IGV故障超温跳机事件分析报告 ...................... 196 53.2008年06月09日海恩电厂,3机火焰探测器冷却水系统接头脱落事件分析报告 197
54.2008年08月20日海天电厂因DCS失电导致,4组机跳闸事件分析报告 ............. 199
三、电气专业篇
1. 2004年02月04日海恩电厂,6机运行中失磁跳机事件分析报告 ............................ 201
V
2. 2004年03月11日海恩电厂,1机出口开关跳闸事件分析报告 ................................ 202
3. 2004年03月23日海恩电厂,2机出口开关跳闸事件分析报告 ................................ 203
4. 2004年05月15日海恩电厂,7机远切保护拒动事件分析报告 ................................ 204
5. 2004年10月18日海恩电厂,11机定子3U0接地跳机事件分析报告 ..................... 205
6. 2004年11月18日海恩电厂,5机定子接地保护动作跳闸事件分析报告 ................ 207
7. 2005年05月11日海恩电厂,10机4台冷却风机电缆烧坏被迫解列事件报告 ...... 208
8. 2005年05月18日海天电厂,4机组跳闸事件分析报告 .............................................211
9. 2005年06月01日海恩电厂,2机启励失败事件分析报告 ........................................ 213 10.2005年08月25日海恩电厂,7机88BT电机损坏事件分析报告 ............................ 214 11.2005年10月04日海恩电厂,3机定子接地保护动作事件障分析报告 ................... 215
12.2005年10月25日海天电厂,2发电机无功负荷突变事件分析报告 ....................... 217 13.2005年11月14日海恩电厂,1/2机厂用电中断跳机事件分析报告 ........................ 218 14.2006年01月11日海天电厂,2发电机出口B相CT二次线烧损事件分析报告 ... 219
15.2006年01月21日海恩电厂,8机启动失败事件分析报告 ....................................... 220 16.2006年02月08日海恩电厂,5机失磁保护动作事件分析报告 ............................... 221 17.2006年03月27日海门电厂,2发电机失磁保护动作跳闸事件分析报告 ............... 222 18.2006年05月19日海门电厂,3机无功下降事件分析报告 ....................................... 224 19.2006年07月28日海门电厂,1主变2201开关跳闸事件分析报告 ......................... 225 20.2006年12月24日海恩电厂,4汽机失磁保护动作跳闸事件分析报告 ................... 227 21.2007年03月01日海恩电厂,10机启励失败事件分析报告 ..................................... 228 22.2007年04月30日海天电厂空调漏水造成线路保护及线路停运事件分析报告 ...... 229
23.2007年05月22日海恩电厂,4变压器事故调查报告 ............................................... 230 24.2007年08月26日海天电厂,1燃机启动电机无法停运事件分析报告 ................... 236 25.2007年12月16日海恩电厂,9机失磁保护动作跳机事件分析报告 ....................... 237 26.2008年01月08日海恩电厂,9机励磁调节器故障跳机事件分析报告 ................... 238 27.2008年04月24日海门电厂,3机励磁系统异常跳机事件分析报告 ....................... 240 28.2008年06月07日海门电厂,3机励磁系统异常跳机事件分析报告 ....................... 242 29.2008年06月25日海恩电厂,16冷却塔风机故障跳闸引起部分辅机跳闸事件 分析报
告 ............................................................................................................................ 243
VI
四、燃料专业篇
1. 1994年09月23日协孚公司,6油罐漏油事件分析报告 ............................................ 246
2. 2006年02月28日海恩电厂,3机因燃油压力低跳闸事件分析报告 ........................ 247
3. 2006年06月17日海天电厂,3燃机启动电机启动跳闸事件分析报告 .................... 248
4. 2006年12月02日海门电厂,1燃机因轻油滤网压差高跳机事件分析报告 ............ 249
5. 2006年12月18日海门电厂,3燃机因排气温差大跳机事件分析报告 .................... 250
6. 2007年02月04日海恩电厂,3机因滤网压差高导致机组跳机事件分析报告 ........ 251
7. 2007年07月23日海天电厂,1机因使用非标柴油导致晚并列事件分析报告 ........ 252
8. 2007年11月05日海天电厂,1燃机启动过程中熄火造成晚并列事件分析报告 .... 253
9. 2008年02月28日海门电厂因燃料问造成机组被迫停运事件分析报告 ............... 255
10. 2008年03月18日海门电厂,3机因抑钒剂问题造成跳机事件分析报告 .............. 257 11.2008年09月09日海恩电厂,3机燃油流量波动跳机事件分析报告 ....................... 258
五、火情及火警事件篇
1. 2005年10月24日海天电厂,2汽轮机厂房4米层一照明灯起火事件分析报告 .... 260
2. 2006年11月08日海恩电厂,3机轮机间进气室底部出现明火事件分析报告 ........ 261
3. 2007年01月10日海天电厂电焊作业引发火情事件分析报告 ................................... 262
4. 2007年03月07日海天电厂,2机疏水管沟火情事件分析报告 ................................ 263
5. 2008年01月04日海恩电厂,8、,9机蓄电池组阴燃火警事件分析报告 .............. 265
6. 2008年03月12日海天电厂,3燃机滑油箱火情事件分析报告 ................................ 269
7. 2008年06月13日海恩电厂,11汽机凝汽器底部阴燃事件分析报告 ...................... 271
六、系统及自然灾害篇
(一)系统引发故障
1. 2004年08月02日海恩电厂南热?线跳闸事件分析报告 ........................................... 274
2. 2005年05月19日海天电厂因系统故障引发,3、,4号机跳闸事件分析报告 ...... 277
3. 2005年06月22日海恩电厂西热线、丽热线跳闸事件分析报告 ............................... 280
4. 2006年06月30日海恩电厂欢热?线、,6机保护动作跳闸事件分析报告 ............ 283
5. 2008年06月13日海恩电厂系统线路故障引起厂用电丢失事件分析报告 ............... 285
6. 2008年06月09日海门电厂220kV埗陈线2850开关跳闸事件分析报告 ................ 288
VII
(二)自然灾害引发故障
7. 2006年01月08日海天电厂闭式循环水管路断裂造成循环水大量泄漏事件 分析报
告 ............................................................................................................................ 290
8. 2006年06月15日海门电厂,3燃机跳机事件分析报告 ............................................ 292
9. 2006年08月19日海恩电厂受雷击引发设备故障事件分析报告 ............................... 293 10.2006年08月21日海天电厂,逸仙站24芯ADSS光缆故障事件分析报告 ............ 296
11.2007年06月08日海门电厂雷击造成机组全停事件分析报告 .................................. 296 12.2007年06月10日海恩电厂,9发变组雷击事故调查报告 ....................................... 298 13.2008年07月15日海恩电厂110kV线路跳闸事件分析报告 ..................................... 305 14.2008年09月24日中发公司油库码头被淹事件分析报告 .......................................... 309
七、人身及管理缺陷篇
(一)人身伤亡案例
1. 1997年04月06日协孚公司油罐爆炸人身死亡事故分析报告 ................................... 310
2. 2001年07月03日协孚公司油罐车侧翻道路交通事故分析报告 ............................... 312
3. 2001年11月25日协孚公司油罐车追尾致行人死亡道路交通事故分析报告 ........... 312
4. 2004年07月06日海恩电厂,10机启机准备中操作不当引起人员轻伤事件 分析报
告 ............................................................................................................................ 313
5. 2005年06月21日海天电厂一起人员电弧燎伤事件分析报告 ................................... 315
6. 2006年08月04日海恩电厂重油化验间房屋补漏安全未遂事件分析报告 ............... 317
7. 2006年11月16日海天电厂一起人身未遂的事件分析报告 ....................................... 319
(二)管理缺陷案例
8. 2005年01月17日海恩电厂蛇热线、,11机跳闸事件分析报告 .............................. 320
9. 2005年01月18日海恩电厂9LX1、X2母线失电事件分析报告 ............................... 321 10.2006年01月11日海天电厂,2发电机励侧风扇叶摩擦事件分析报告 ................... 323 11.2006年04月07日海恩电厂,3机因处理冷却水系统缺陷造成被迫停机事件 分析报
告 ............................................................................................................................ 325 12.2006年
04月18日海天电厂,3燃机断油跳闸事件分析报告 ................................... 326 13.2006年06
月29日海门电厂,2发变组跳闸事件分析报告 ....................................... 328 14.2006年07月
16日海天电厂消防水泵被淹事件分析报告 .......................................... 329 15.2006年09月11
日海恩电厂,9发电机空冷器汽化停机事件分析报告 ................... 331 16.2007年04月25日
海天电厂―4.25‖地震局施工砸坏消防水管事件分析报告............ 333
VIII
17.2007年07月24日海天电厂关于违反探伤规定事件分析报告 .................................. 335 18.2007年09月17日海天电厂,2机,2凝结水泵电机烧损事件分析报告 ................ 336
19.2008年04月25日海恩电厂仙热线过载切机保护动作事件分析报告 ...................... 337
20.2008年10月22日海门电厂,1、,2循环水泵电机进水事件分析报告 ................. 339
八、误操作及检修不良篇
(一)误操作案例
1. 2004年03月17日海恩电厂,3机燃机起励发生跳机事件分析报告 ........................ 341
2. 2004年05月09日海恩电厂,6机失磁保护动作跳闸事件分析报告 ........................ 342
3. 2004年06月03日海恩电厂,6机排气分散度高跳机事件分析报告 ........................ 343
4. 2004年12月29日海恩电厂,1机88TK-2电机故障事件分析报告 ......................... 345
5. 2005年04月15日海恩电厂,8机失去厂用电被迫停机事件分析报告 .................... 349
6. 2005年05月29日海恩电厂,9机启动过程高旁快关导致,7炉安全门动作以及 ,7机
被迫停机事件分析报告 ......................................................................................... 351
7. 2005年06月17日海天电厂,3燃机重油压力高停机事件分析报告 ........................ 353
8. 2005年07月12日海恩电厂,10机滑油温度高跳机事件分析报告 .......................... 354
9. 2005年09月01日海恩电厂,8机定子绕组温度高事件分析报告 ............................ 355 10.2005年09月03日海恩电厂污水车间跑油事件分析报告 .......................................... 356 11.2005年09月16日海恩电厂,1机跳盘车事件分析报告 ........................................... 358 12.2005年11月02日海天电厂,1燃机镁钒比用量过高事件分析报告 ....................... 359 13.2006年01月11日海天电厂,2发电机励磁电源未送电事件分析报告 ................... 360 14.2006年02月20日海恩电厂,5机滑油温度高跳机事件分析报告 ........................... 361 15.2006年02月24日海恩电厂,5机切轻油三通阀未到位紧急停机事件分析报告 ... 363
16.2006年03月27日海门电厂,3机出口开关跳闸事件分析报告 ............................... 364 17.2006年04月19日海恩电厂,8机启动过程,1、2瓦振动大跳机事件分析报告 .. 365
18.2006年04月30日海恩电厂,9机盘车跳闸导致临界振动高延迟并网事件分析 报
告 .................................................................................................................................... 368
19.2006年05月08日海门电厂,3燃机跳机事件分析报告 ........................................... 370 20.2006年06月22日海恩电厂,5机柴油机故障事件分析报告 ................................... 372 21.2006年08月08日海门电厂,1跳机事件分析报告 ................................................... 374
22.2006年10月30日海恩电厂,5炉启动过程中汽包控制安全门动作事件分析报告 376
IX
23.2007年02月10日海门电厂220kV埗陈线2850开关由检修转冷备用误操作事件分析报
告 ............................................................................................................................ 377 24.2007年
02月11日海恩电厂小锅炉重油箱溢油事件分析报告 .................................. 378 25.2007年04
月16日海恩电厂,1机滑油油温高跳机事件分析报告 ........................... 379 26.2007年08月
06日海门电厂,1燃机因燃油压力低跳机事件分析报告 ................... 381 27.2007年09月05
日海天电厂重油处理线跳停事件分析报告 ...................................... 382 28.2008年07月31日
海恩电厂,9汽机上下缸温差大事件分析报告 ........................... 383 29.2008年11月18日海
门电厂,1机燃油压力低跳机事件分析报告 ........................... 385 30.2008年11月28日海门
电厂,4机大气薄膜爆破事件分析报告 ............................... 387
(二)检修不良案例
31.2004年05月13日海恩电厂,1小锅炉点火异常事件分析报告 ............................... 389 32.2005年07月11日海天电厂,3机,1高压燃油过滤器法兰喷油造成机组 跳闸事件分析
报告 ............................................................................................................ 389 33.2005年08月23
日海恩电厂,3机高压油滤密封垫破损造成跳机事件分析报告 ... 391 34.2005年12月10日
海恩电厂,3炉低压过热器安全门故障事件分析报告 ............... 392 35.2006年02月27日海
天电厂重油二线一级分离机振动事件分析报告 ...................... 393 36.2006年04月10日海门电厂,1燃机延迟并网事件分析报告 ................................... 394 37.2006年07月26日海恩电厂,7机排气热偶故障跳机事件分析报告 ....................... 395 38.2007年04月17日海恩电厂,3炉吹灰减温水阀故障被迫停机事件分析报告 ....... 397
X
[热机专业篇]
一、2004年1月13日海恩电厂,10机切重油后跳闸及,11机自动主汽门无法关闭事件分析报告
1、事件经过
(1),10机切重油到位后熄火跳机故障过程:
?1月13日:
08:09:23，,10燃机发―高压油滤压差高‖和―燃机入口燃油压力低‖报警，500ms后MKV发―熄火遮断跳闸‖报警，机组在重油状态下跳机，后进入惰走状态。当时机带119MW负荷。
08:23:20，盘车投入、惰走时间13′57″，停重油泵。
08:34，切换高压油滤，由,1高压油滤切至,2滤运行。
08:40，对机组进行充油，刚开始FQL1只有2,,5,，经采取反复充油并切换充油回油至就地污油箱等措施后，FQL1上升至21.72%，FQML:2.54kg/s，憋压时十四个喷咀压力均为6.5bar。
08:48，起动机组进行清吹。
09:00，点火成功、四支齐着，TNH:12.3%;FQLM1:0.43 kg/s，过临界:TNH:48.4%、2.59BB2;TNH:80.1%、6.13BB2;起动至空载时机组排气温差正常。 09:09，自动机组并网成功，选基本负荷。
09:14，机组开始切重油。
09:27，重油切到位，当天机组运行正常。
?1月14日:
7:50时，,10机并网运行;7:55时，具备切换重油条件，开始切重油;8:00时，当三通阀开度到40,时，发―熄火遮断‖，,10机跳闸。
8:15时，强制机组充油，FQL1为20.31,，FQLM1为2.4kg/s;8:20时，充油回污油池，油流较干净，切换切换机组双联滤、轻油滤，检查14个喷嘴前压力均在6bar。 8:33时，,10机起动冷拖清吹，5分钟后停机。
8:42时，机组选―AUTO‖起机，重油泵打循环;8:45时点火正常，8:53时并网，8:58时具备切换重油条件，开始切换重油;9:04时发―熄火遮断‖、―逆功率遮断‖
1
报警，机组遮断，当时三通阀开度为25,。
9:18时，投入盘车，充油，检修检查燃油分配器卡死;11:30时，运行维护班完成轻油滤、重油滤、双联滤滤芯更换，并检查滤芯不脏。13:55时，燃油分配器更换完毕，充油检查正常。
14:02时，启机冷拖后于14:12时点火正常，14:21时并网后切重油运行正常。 ?13、14日两天,10燃机因故障少发电71万kWh。
(2),11机自动主汽门无法关闭故障过程:
8:09时，,11汽机在,10燃机跳机开旁路待命;9:09时,10机并网;,11汽机启动。
9:28时，起EH油泵、起高压油泵，汽机未复位时在DCS上发现处自动主汽门脱离全关位，现场检查主汽门开度约90mm，AST/OPC就地约为1.7MPa、DCS 2MPa。就地打闸，主汽门全关。
9:33时，复位汽机、开高压主汽门、远方打闸，主汽门由100%关至60%停了一下、关至10%后再开至58%，AST/OPC就地1.0~1.2MPa、DCS 1.8MPa、就地打闸，主汽全关、AST/OPC压力至零。
9:50时，检修人员对主汽门卸荷阀及开关电磁阀进行清理、检查试验，发现自动主汽门开关电磁阀DO卡输出回路故障，自动主汽门开关电磁阀不能打开;更换输出通道后重新试验开关电磁阀动作正常。
11:02时，起动EH油泵、高压油泵，主汽门未动，复位、开主汽门，远方打闸时自动主汽门全关后又打开，至脱离位置开关后再全关，AST/OPC在DCS上显示
1.99/1.9 MPa就地0.8MPa左右，现场打闸压力泄至0;
11:14时，检修部黄云修改开关电磁阀控制程序，原程序在汽机正常启动时汽机复位至开主汽门前打开，开主汽门后关上，以及机组故障跳闸后开关电磁阀开20秒再关上;当时把机组跳闸开关电磁阀打开条件改为只要同时满足EH油泵运行及汽机打闸的条件就打开，修改完程序后重新进行打闸试验，共进行八次远方打闸试验，主汽门全关无波动。
11:56时，,11汽机冲转(5.2MPa、466?、-95kPa)，12:04时机并网。
当天晚上再把开关电磁阀打开条件修改为启动EH油泵后只要无主汽门打开信号就打开。
此次故障为延误启机(前段为,10机造成、后段由本身设备问题引发)，全过程
2
历时3.42小时，合计少发电20.2万度。
2、原因分析
(1),10机故障分析:
?13日,10机8:09时跳机时燃机发―高压油滤压差高‖和―燃机入口燃油压力低‖报警，是因为分配器瞬时卡涩，又再被抽空，燃油流量瞬间波动引起。
?13日、14日两天共出现3次―熄火遮断‖，均都在由轻油切重油过程中出现，原因是分配器卡死造成机组断油熄火遮断，更换新燃油分配器后机组启动及燃料切换均正常。
?燃油分配器卡死原因为分配器因长期运行使轴承及其它部件磨损，在轻重油切换过程中由于温度变化不均匀引起分配器卡涩，并最终卡死。
?经查,10燃机燃油分配器自投入运行已有2000小时，13日跳机后由于没有备件因此没有更换;在今年春节期间把该分配器更换为其它机组通用的圆盘形燃油分配器。
(2),11机故障原因分析:
?,11汽机总共有三路安全油系统可关自动主汽门，一路通过自动主汽门开关电磁阀有压泄油，第二路为远方通过四个AST安全电磁阀无压泄油，第三路可就地打闸通过薄膜阀无压泄油;在改造前除就地打闸通过薄膜阀泄油能可靠地及时关闭自动主汽门外，其它两路都有安全隐患，特别是通过AST安全电磁阀模块由于通径不足或堵塞的原因，可能会使主汽门关闭后波动或关闭缓慢，从而造成安全事故。
?,11汽机在设计时，从EH泵出口母管加了一路φ0.8补油管路，以加快安全油系统建压，加快汽机启动速度，但由于AST安全电磁阀模块由于通径不足或堵塞的原因，缺。
?,11汽机当时自动主汽门开关电磁阀控制回路故障，汽机复位后开关电磁阀不能打开，同时由于AST安全电磁阀模块通径不足或堵塞的原因，因此调速油泵开启后安全油压过高，自动主汽门油压泄不掉从而把自动主汽门顶开;后来多次打闸试验自动主汽门均有波动或关
闭缓慢，也都是由于安全油背压过高，自动主汽门油压泄不掉造成。
?机组远方打闸用的安全油模块泄油管路通径太小或内部有堵塞，因此造成安全油压在泄压电磁阀全开时仍有1.4,2Mpa，在启动高压油泵时油压瞬间波动，使主汽门被顶开。当EH油泵启动后，在没有主汽门复位信号时，主汽门就开启的原因是主
3
汽门的开关电磁阀的卡件通道损坏引起的，该电磁阀为常闭电磁阀。而在远方打闸后，AST、OPC油压不到0，是AST电磁阀组模块的通径小而泄油不畅引起。
3、防范措施
(1),10机故障反措:
?运行部要严格执行燃油系统滤网的定期检查、更换工作，确保机组用油的。 ?检修部要在年度小修中对,10机圆柱式分配器进行改造，参照其它电厂的经验，改造为圆盘式和圆柱式互为备用的型式，以便将现有圆柱式分配器纳入备品备件。
?检修部将现场燃滤的压差表更改为前后压力表，避免压差表取样管过细堵塞，难以判断压差情况。
(2),11机故障反措:
?将启动时AST油母管建压用的ф1节流孔板缩小，使机组远方打闸时AST油压能泄至零(正执行)。
?检修部修改开关电磁阀的动作程序，改为常开电磁阀，其动作由主汽门复位或跳开信号触发。
?凡涉及到主设备、重要辅机安全及人身安全问题，在既没有查清原因、也没有切实可行安全措施的前堤下，不得启动机组和设备，特定情况下可报请电厂领导批准。
?后期由运行部、检修部组织一次对,11机主汽门关闭时间的实测试验，同时观察AST油母管补油节流孔板改为Ф0.7后AST模块泄油情况。
?由生产管理部组织一次专题技术分析会，讨论取消主汽门AST油管单向阀的可行性，以避免其卡涩引起AST油泄压不畅。
?检修部要认真研究有关定期工作内容，如主汽门的开关电磁阀等，以补充制定适当可行的定期工作方案，以便检查、判断、发现主设备、重要辅机的影响重大安全的隐患。
二、2004年2月11日海恩电厂,1机88QA故障及第二天延误启机事件
分析报告
1、事件经过
(1)2月11日0:26时，,1机正常解列熄火，临界振动、惰走正常，当晚运行
4
人员做定期工作测量88QA电流(128.8/134.6/129.1A)也正常。
(2)4:28时，机组发―直流泵运行报警‖，查88QA故障灯亮、88QA跳闸、88QE启动，检查现场无跑油、但手摸88QA电机较烫手，经复归热继电器后88QA启动运行，其三相电流较停机后大，分别为195/208/196A、且各相电流波动达20A。4:29时投88TG/88QB/88QV恢复盘车运行，现场听88QA声音异常，并突然再次跳闸。4:45时，再次复归88QA热继电器后，88QA/88TG/88QB/88QV运行，测88QA电流为200/201/205A(规程为139.9A)，约经3min 88QA又重复上述现象。5:03时机TNH0%、88QE停运，轮间最高温度202?，5:15时手启88QE运行。
(3)检修进厂后对88QA检查发现，泵轴窜大、手盘紧、电机不卡且绝缘正常，因此安排更换新泵。
(4)8:26时，检修完毕，将TMGV手动调至480、选―CRANK‖发启动令、5.91%发停机令，盘车投入正常，测88QA电流为107.8/112.5/107.2A，但电机驱动端仍有异音。后经二次10min的冷拖/停机及三次点火启动/发停机令的试机试验，检查滑油压力、机组振动等情况均正常。9:40时正式点火启机，9:52时并网，10:09时完成切重油、机带基本负荷。
(5)故障及处理全过程历时5.2个小时;按原计划7:15并网计的延误启机时间为2.62个小时、合计影响当日发电量(连带,2机)44.9万度。
(6)为解决电机驱动端异音问题，厂里决定当晚更换,1机88QA驱动端轴承，并向调度作了申请。
(7)2月12日凌晨，运行对,1机进行冷拖冷却，3:00-3:28时,1机进水、透平15min/压气机5min进行冷却，3:47时强制L62CD为1停盘车(此时最大TTWS2AO1为79?)，同时检修电气分部进行88QA电机轴承更换。7:47时检修工作结束后，投,1盘车，7:58时选―AUTO‖起动、暖机，随后分别于8:03/8:28/8:57/9:32/10:08共5次启动点火，均因机振动大而停。11:53时，机组低盘1小时后重新起机，12:06时机组并网运行。
2、原因分析
(1)88QA故障:
?经88QA的电机过载、跳闸是由泵卡(手盘紧)引发，泵卡的原因是轴承损坏造成。
?从所拆卸开的轴承已磨损、过热与散架及壳/盖的状况观察，应属渐进的过载、
5
磨损失效，而不是随机的突发性破坏。
?该油泵是去年3月份更换的进口新泵，且今年1月份大修时更换过新的轴承，从1月19日设备投运到2月11日即出现上述故障，实际运行仅20天，从失效形态分析:检修工艺以及泵本身问题所占比重的可能更大，其用公司相关领导对近年一些检修工作―不修还好用用，一修就坏‖的评语来解释仍是相当确切的。
(2)第二天启机延误:
?内因是这次为88QA电机更换轴承的非正常(冲水加快冷却)停盘车所产生的大轴暂时过量变形。
?外因是当天的启机方式(特别是启动前的盘车方式和时间)，不能充分完成大轴原前发生的暂时过量变形的校正，所以启动过程机的振动大。
?通过5次启动(转动)点火(加热)过程中各瓦的最大振动都呈明显、规律性的随次数递增而逐渐下降情况本身就是轴弯及前期工作(盘车)没做好的进一步验证。
?运行岗位现在执行的规程，对非正常状态下停盘车后的处置条例不够明确，加上当值人员对各种非正常状态下的启机应变能力还存在不足。
3、防范措施
(1)88QA故障:
?该机投产二年半已发生二次88QA的故障，其性质与后果是较为严重的，生产部门要吸取教训、总结经验，特别是检修热机分部要进行专题研究，提出可行解决办法、并组织实施。
?改进和提高备件的检查、验收以及检修质量仍是提高该类重要辅机运行可靠性问题的关健。
?针对这次该泵的渐进磨损损坏、而不是随机的突发破坏的机械失效特征，改进和提高日常的巡检、定检及维护工作方法和技术应是有效手段。所以运行和检修部都要重视和做好全厂重要转动辅机(电流、振动及温度)的日常动态监控工作。
(2)第二天启机延误:
?明确各台燃机各种非正常情况下停盘车后的处置办法及处置的责权划分，以能有章可循。
?加强岗位技术培训、提高运行人员业务水平，以提高对设备在各种故障和非正常状态下的识别、处理及相应的应变能力。
?强化管理、严格操作规程的执行，特别是在日常非正常情况下处置程序、权限
6
与规定。
三、2004年5月16日海恩电厂,1炉泄漏事件分析报告
1、事件经过
5月10日，,1炉保压情况基本正常。
5月11日，,1燃机水洗，,1炉随机转冷炉，未能观察到保压情况。
5月12日，,1炉保压为1.90MPa。
5月13日，发现,1炉保压效果继续下降(1.74MPa);即进行炉体听音检查，未发现异常;查前几天的运行数据及对比当天情况无明显变化，当时怀疑炉出口电动门有内漏，运行专工即安排停炉后进行查漏试验并通知了检修。
5月14日，停炉后进行查漏试验:将炉出口至汽机电动主汽门间管段泄压至0，进行炉出口门听音检查无汽流声;关闭该段管路上所有疏水门进行憋压试验1小时，电动主汽门前压力无上升现象;当天,1燃机水洗，,1炉随机转冷炉，未能观察到保压情况。
5月15日，继续查找原因:发现炉出口左右侧烟温有偏差，分别为160/134?;另烟囱也冒有少许白烟;当时怀疑受热面有漏，通知检修检查。
5月16日，运行专工与检修人员共同检查，6:35时查出高省(?)的漏点。
2、原因分析
(1)检查泄漏点:高省(?)出口联箱第一排的,24管焊口存在焊接缺陷(设备本身原因)，先出现孔状泄漏，在冲刷其下部对应的第二排,23管壁减薄后引起二次泄漏。
(2),1炉发生泄漏后，因,1燃机进行了两次水洗，对异常的发现及判断带来了一定的困难，但运行人员发现参数异常后积极组织跟踪检查，最终发现漏点。
3、防范措施
(1)要求运行人员每天记录启炉前的保压参数(压力及烟温)，如有异常变化，立即组织、安排进行检查。
(2)检修要根据炉况特点加强炉内各受热面管束焊口的定期检查工作，以能及时发现隐患、及时处理。
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(3)根据大型余热锅炉的受热面管束布置特点，考虑安装炉内泄漏定位监测予警装置，以能及时发现漏点、及时处理。
四、2004年6月29日海恩电厂,5机燃烧故障事件分析报告
1、事件经过
(1)6月29日15:50时，,5机运行中发―燃烧故障‖报警。检查机组允许温差TTXSPL
为73?，最大温差TTXSP1为73.9?，排烟温度最高点为TTXD1-7:553?;最低点为TTXD1-15:494?;次低点为TTXD1-12:508?。检查对比喷嘴前油压变化，16:00时,5喷嘴压力较13:00时有明显降低(28?23bar)。运行通知检修的同时将负荷降至21MW，并观察参数变化情况，TTXSPL为65.7?，TTXSP1为54?。
注:各阶段喷嘴前油压变化情况如下:
(2)16:20时，为进一步分析排气温差变化规律，,5机重新带基本负荷，继续观察变化情况，TTXSPL为72?，TTXSP1为82?，TTXSP2为70?，TTXSP3为57?，并观察排烟温度场出现局部的高温区域(,5~,9)及低温区域(,12~,16)。
注:各阶段喷嘴前油压变化情况如下:
18:03时机组发停机令，18:14时解列。经拆下燃油分配器检查，发现连接10个分配齿轮的联动轴已断，更换新燃油分配器。
2、原因分析
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本次燃烧出现异常原因为燃油分配器(返修件，安装运行仅14天)存在质量问题，运行中断轴，分配器流量分配不均而导致燃烧恶化，排烟温差增大。
3、防范措施
(1)加强对燃机燃烧情况的监控:燃机必须空载定速5分钟且确认现场设备和各参数无异常后方可并网;跟踪监视满负荷状态下的主燃油泵出口压力、FSR值及燃油分配器各测速头转速等参数，实现对主燃油泵、燃油分配器等重要设备的状态监控;关于燃烧异常的处理严格按照电厂的相关规定执行。
(2)6B机组的燃油分配器近期已连续发生几起损坏事件，存在质量问题。检修部收集相关资料，将情况通报给相关部门。
(3)所有重要备件(新件与返修件)必须经过严格的(金属)检测并确认完好后方可入库作为检修备件，入库备件档案必须有设备供应商、到货时间、检测时间、检测人、设备型号、设备系列号等重要信息。
(4)应尽快购置燃油分配器试验台，对每台返修件做流量实验。在试验台未建起前凡上机分配器可送月亮湾电厂做试验。
(5)运行部立即对全厂燃机值班员、单元长和值长的燃机监控技能水平进行考核摸底，
要求必须熟知燃机控制系统重要算法、重要保护及和重要报警文本，并将其做为年度员工考核的重要指标。
(6)对影响机组安全运行的紧急缺陷，由值长视情况先决定停机再向有关领导汇报(如当班值长不在场，在第一时间由当班值班员根据当时的现象及本人对规程及相关反措的理解来决定停机与否);当难以判断是否需要立即停机时，决定权在现场的职务最高的管理人员(厂长、常务副厂长、生产管理部部长、运行部长、检修部长)，职务高的不在现场的管理人员不得干预职务低的现场管理人员的决定;对不影响机组安全运行的缺陷，运行部和检修部共同制定反措后报生产管理部备案，并尽快安排时间处理。
(7)因严重缺陷导致的停机事件，在缺陷处理后再次起机的决定权在厂长或生管部长。严重缺陷是指:涉及人身安全或导致燃机、锅炉、汽轮机、发电机和主变损坏的异常，主保护误动作亦属于严重缺陷。
(8)强化安全运行观念，电厂的运作安全永远是第一位，为确保设备和人身安全，决不允许冒险运行。
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五、2004年7月5日海恩电厂,4机主油泵联轴器损坏引起超速跳机事
件分析报告
1、事件过程
(1)7月5日20:08时，,4机运行中DCS突然发汽机保护停机信号。检查DCS中,4发电机出口开关1104跳开、灭磁开关跳开、高低压主汽门、调门关闭、低加抽汽逆止阀关闭，高低压旁路保护快开。
(2)查看,4机TSI画面汽机转速为零，就地检查机头表转速也为零，主汽门、调门关闭，大轴惰走正常;检查交流油泵、直流油泵均已启动，且在手动位，滑油压力正常0.138Mpa;全面检查锅炉、汽机其它系统运行正常。
(3)检查ETS画面有如下报警:滑油压力低;DEH停机;遥控3(,4机电气故障);遥控5(AST油压低);但上述四个遮断指示都不闪烁。
(4)检查发变组保护柜:主汽门关闭灯亮;灭磁开关联跳灯亮。
(5)检查ETS保护柜:ETS卡件超速跳机2灯亮(经试验为DEH超速停机信号来);保护柜SPEED2 FAIT ALARM DEH ,2测速探头故障;
20:08:55.805 SPEED3 FAIT ALARM DEH ,3测速探头故障;
20:08:55.805 SPEED FAIT ALARM DEH 测速探头故障;
20:08:56.000 SOE9511 NO?YES ETS 跳机;
20:08:56.000 SOE9502 NO?YES 汽机超速;
20:08:56.073 TRIPSPEED HI ALARM 跳机转速;
20:08:56.263 PS9614 ALARM 滑油母管压力低;
20:08:56.264 PS9615 ALARM 滑油母管压力低;
20:08:56.338 SOE9202 ALARM 汽机主汽门关闭;
20:08:56.339 SOE9601 ALARM 汽机润滑油压低;
20:08:56.511 CSN9603_ZR ALARM 交流油泵启动;
20:08:56.586 4BH-13 ALARM ,4汽机保护(全停);
20:08:56.838 4BH-17 ALARM ,4灭磁开关联跳(全停)。
(7)跳机后对机组系统进行全面检查与恢复:检查滑油压力曲线，跳机时由
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0.13Mpa降至0.09Mpa后升至0.128Mpa，由于交直流油泵均启动运行，经全面检查滑油系统无异常后，停止直流油泵运行;关闭,3炉烟气挡板，,3机单循环运行，逐渐收高低压旁路，,4汽机破坏真空;为防止,3炉烟气挡板不严漏烟气，调整好汽包及除氧器水位，维持,3炉高低压及除氧循环泵运行。
(8)20:30时，DCS两个转速表指示及机头转速表指示瞬间恢复，DEH/DCS/机头转速分别为115/150/90转，很快又全部到零。20:47时，汽机惰走到零，手动投入盘车，机头、ETS柜转速表及DCS中TSI转速又指示正常。
(9)22:45时，检修打开,4机前箱端盖，检查测速齿轮盘正常，23:40时发现测速齿轮盘不转动，此时,4机正在盘车中，大轴转动正常，分析认为主油泵联轴器有问题，维持循环水泵运行加强缸体冷却，准备停盘车检查。
(10)7月6日10:00时，打开,4机凝汽器汽侧人孔门。15:30时，打开,4机大气薄膜，并通入少量压缩空气进行冷却，此时高压内缸上下缸温度365/350?、高压外缸上下缸温度358/325?。19:00时，开大压缩空气量加强冷却，此时高压内缸上下缸温度346/331?、高压外缸上下缸温度3340/3306?。
(11)7月7日13:45时，高压内缸上下缸温度154/136?、高压外缸上下缸温度195/155?;汽机改为间断盘车，检修开始处理主油泵联轴器，经拆下前箱上半与及主油泵外壳上半，拆除联轴器与及吊出主油泵转子。发现主油泵齿型联轴器严重磨损，尤其是泵侧齿圈和套筒，轮齿啮合部分齿型基本已经磨平。磨损痕迹有明显的锈迹，显示磨损为一个长期的过程，并且滑油供应不足。经对联轴器中心进行复查后，发现泵轴相对大轴转子高0.50mm(超标)，主泵偏右0.03mm(在正常范围内)，张口<0.06mm(正常)。
(12)23:00时，主油泵新联轴器安装完毕。考虑到对联轴器大幅度的重新调整，工作量很大，而,4汽机年底计划大修，中心暂时未做调整。
2、原因分析
(1)本次跳机原因为主油泵齿型联轴器齿轮严重磨损，使得大轴无法带动主油泵及安装在主油泵转轴末端的测速齿轮，测速装置无法测得汽机真实转速，保护装置判断测速探头故障，超速保护动作跳机。
(2)分析联轴器磨损原因主要有两点。
其一为设计考虑不周，未能给联轴器提供良好润滑;
其二为主油泵联轴器中心不良(安装不良或运行中发生偏移)，引起齿轮单侧受
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力所致。
3、防范措施
(1)电厂汽机主油泵联轴器损坏已发生过两次，检修部将该类齿型联轴器的检查列入定期检查项目，利用大、小修时间进行齿轮磨损、中心复测等检查。本年底检修需对哈尔滨汽轮机厂产品(,4、,9、,11机齿型联轴器)全部检查，并加装专供联轴器的润滑油喷油管(提前制订改造方案)。
(2)ETS画面首遮断指示灯不正常(不闪烁)，热控分部查原因解决。
(3)运行部收集,2、,4、,11机DCS组态图，并组织对相关人员的专项培训与考核(热控部协助资料的提供与培训)。
(4)热控分部进行DCS系统报警文本的全面清点与整理、并向运行部提交报警文本清单并配以相应的中文说明。
(5)运、检两部研究制订事故情况下的汽机缸体冷却方案。
六、2004年7月17日海恩电厂,5机熄火跳机事件分析报告
1、事件过程
(1)7月17日0:10时，,5机启机，0:27时空载满速，各喷嘴前压力16bar，高压油滤压差1.5psi。0:29时，,5机并网，选带基本，0:37时开始切重油，0:45时切到重油位。0:47:44，突然发―熄火跳闸‖报警，机组遮断，跳机前机组主要参数:DWATT:29MW;TTXM:536?;TTXSP1:38.2?;FQL1:69.89%;CSGV:83.5;FD-INTENS-1:178;FD-INTENS-2:131;FD-INTENS-3:146;FD-INTENS-1:134;均稳定。1:00时，进行冲油检查，FQL1为44.5%，发现高压油滤压差表顶表(10psi)，憋压时高压油滤压差为0，各喷嘴前压力为6.5bar，无漏。
(2)经拆下高压油滤，发现滤芯布满金属丝，检查轻重油滤较干净;清理高压油滤滤筒及管道，并更换了高压油滤及轻重油滤滤芯;拆开20CF连接螺栓后盘主燃油泵卡死无法盘动，检修更换主燃油泵，6:40时主燃油泵更换完毕，冲油检查正常。
(3)7:05时，,5机发启动令，7:21时空载满速，查主燃油泵工作正常，高压油滤压差为0，燃油系统无漏点，7:23时机组并网。
2、原因分析
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(1)本次跳机原因为主燃油泵轴套磨损，脱落的金属丝卡涩泵轴，机组断油而熄火遮断;
(2)主燃油泵轴套磨损，初步分析为下列因素的分别作用或综合作用是引发这种损伤的可能:
1)该主燃油泵为返修件，今年3月份投运到故障共运行1600小时左右，返修前轴套材料为巴氏合金，返修时改用了磷青铜。选材的变化带来了导热性、热膨胀性、耐磨性等物理性能及硬度、疲劳强度等机械性能的改变;
2)目前,5机燃油三通阀特性为切重油过程中三通阀开度在70%前重油注入量非常小，阀后重油温度只能达到30余度，但超过此开度，阀后的重油温度在短时间内(约2分钟)快速上升，主燃油泵因受热冲击，引起间隙变化;
3)返修时的检修质量(装配工艺、尺寸调整等)。
3、防范措施
(1)修改,5机切重油时三通阀的控制方式，改为步进式开启或根据阀后重油温度开启的控制方式，使得三通阀后的重油温升平稳均匀，减小对主燃油泵、燃油分配器的热冲击影响。
(2)适当调高重油压力控制值，提高切重油初期的重油流量。
(3)改进主燃油泵返修工艺，进行严格的工艺审查及检修后的验收，确保返修质量(原来的工艺及材料未得到改进前不再进行该类返修)。
(4)加强重要返修件(如主燃油泵、燃油分配器等)的上机前检测，并进行寿命及状态评估，制订合理的定检项目、内容与周期，确保运行安全。
七、2004年9月3日海恩电厂,5机IGV故障事件分析报告
1、事件过程
(1)9月3日7:55时，,5机启机，8:07时机组升速至90.3%n，观察到IGV开始动作，CSGV由33.6º缓慢上升。8:07:51机组升速至97.8%n时，发―IGV控制故障跳机‖、―IGV控制故障‖、―IGV位置故障‖报警，机组自动停机，转速下落。
(2)停机后进行IGV静态动作试验:分别给定34º、57º、84º的IGV开度时，MKVI反馈值、就地开度及测量伺服电流均对应，正常。
(3)9:26时，经多次反复IGV开、关动作试验正常后，机组发启动令第一次试
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机。9:37时机组正常升速至89.8%n，IGV给定值CSRGV开始由34º开始增大，反馈值CSGV升至35.5º时保持不变，查就地开度仍在34º位置无变化，液压油压力为80bar，系统无渗漏。机组升速到97.5%n，IGV给定值CSRGV达84º时，机组自动停机。
(4)怀疑VH3前的液压油滤网脏，待轮间温度下降后于15:10时更换了IGV的专用滤网。并再次进行IGV静态试验，在IGV不同角度下，其控制参数和反馈信息跟踪均正常，同时在各个角度状态下逐片检查(共64片)可转导叶，无卡涩。16:18时，发启动令第二次试机，现象同第一次试机，IGV仍打不开，机组自停。
(5)17:00时，模拟水洗状态第三次试机。选水洗状态，CRANK方式，发启动令，当14HM动作时，CSGV由34º升至84º，就地IGV开启，指示84º，观察相关运行参数未见异常。经对比几次试机时IGV的故障现象，分析认为测量、控制系统没有问题，初步锁定故障点应在液压系统和可转导叶机械传动部分。
(6)9月4日8:40时，依照上述思路，分析怀疑到20TV-1电磁阀在带电动作后，可能关闭不严，造成IGV油动机推动液压油流量不够。更换该阀，并进行IGV静态试验正常。11:28时，,5机发启动令第四次试机，试验结果同前，IGV打不开，机组自停。
(7)17:30时，为进一步观察IGV管路的油压变化，在IGV执行油动机的进、出口液压油管路上加装了测试用常规压力表，同时，为缩小故障范围，将IGV的伺服阀也进行了更换，21:30结束。
(8)23:00时，机组发启动令第五次试机，升速至90.3%n时IGV开度由34º开始开启，达55.5º后保持不变，此时油缸两侧油压为76/28bar。23:18时，机组空载满速，检查机组无异常后并网带负荷。当TTXM达370?，CSRGV由57往上升时，CSGV保持55.5º不变，油缸两侧压力最终达84/0bar，CSGV仍为55.5，同时机组发―IGV控制故障‖报警，即发STOP停机，仍未锁定具体故障点。
(9)9月5日，经过多次IGV动、静态的检查和分析，故障范围逐步缩小到IGV的油动机和传动机构上。由于该项检查的工作量和难度都很大，耗费的时间也长，经请示厂领导同意后，开始进行该项检查。
(10)16:30时，经解体检查发现:油动机输出推动连杆头并帽松动、锁片长开;96TV-1/2安装板座与油动机输出推动连杆头的电焊处脱焊开裂;打开油缸检查内缸面光滑无异常拉伤痕迹，活塞运动自如。复装后，油缸可用手轻松推拉，憋压不漏。组装油动机后，重新紧固并帽，加锁两道锁紧压边(原南汽大修返厂时锁一边)，并点焊96TV-1/2安装板座与油动机输出推动连杆头。
(11)22:30时，油动机部套复装完毕，对IGV的静态CSRGV和就地指示值、IGV伺服电流和反馈值进行了检查、调整，并拆除了观察用的两只临时压力表。
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(12)9月6日0:00时，机组发启动令第六次试机，升速、并网直至带基本负荷IGV动作正常，机组无异常，2:19时停机，备用。
(13)7:55时，,5机按计划正常启机，7:59时点火，8:00时发现IGV油动机液压油管路漏油，立即停机处理，查为油动机左侧管进口卡套松脱，右侧管有砂眼。更换卡套并对砂眼进行了补焊。9:45时处理完毕，试压无漏。10:02时机组启动，10:22时并网。
2、原因分析
(1)IGV的油动机和传动机构松动和锁片失效原因，初步分析为:机组在运行中长期的振动或偶然的一次大振动，引发锁片张开失效和焊缝开裂。
(2)IGV油动机左侧管进口卡套松脱及右侧管砂眼，也同样因振动，振脱卡套及油动机进、出油液压环形减振管因相互摩擦减薄而出现砂眼。
3、防范措施
(1)利用每次小修机会，对全厂燃机的IGV部套和系统进行一次全面、仔细的检查(重点为检查、解决高频振动问题)，及时消除隐患。同时将该项检查列入各台燃机的定期工作。
(2)明确规定主机设备负责人为设备发生异常时技术攻关的召集、协调及分析、解决问题的总负责人。当设备出现疑难技术问题时，及时召集相关专业技术人员，进行讨论分析、安排相关检查及处理，尽快排除异常。各专业技术人员也应打破工种、专业界限，必须听从主机设备负责人的安排、调遣，积极配合，不得推诿。
(3)本次IGV故障的处理过程中，检修各专业紧密配合，共同认真检查、分析、最终找到了故障点，但也耗费了3天时间，说明我们处理故障的切入点选取和时机的把握还不够准确，还有待认真总结经验，不断提高故障消缺能力。
八、2004年9月26日海恩电厂,8机油动机波动事件分析报告
1、故障现象
,8机油动机长期以来存在行程异常波动现象，特别是2004年8、9两个月频度呈上升趋势，故障现象归纳如下:
(1)汽机冲转到3000rpm，停高压启动油泵时，一次油压由0.7MPa附近下降到0.66MPa左右甚至更低，油动机因此开大，导致汽机转速突升至3100rpm以上。
(2)正常运行中，一次油压偶尔出现突变，在0.69~0.65MPa 之间，或升或降，导致油动机一定程度上的波动。
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(3)每次停止高压启动油泵时，一次油压均出现0.02MPa左右的下降，但一次油压在0.68~0.71MPa 之间波动时，油动机不敏感，在0.68MPa以下时油动机行程不稳定，对油压变化比较敏感，易产生波动。
(4)一次油压波动时，二次油压相对稳定，没有明显变化。
2、检查处理
(1)解体调速油泵，测量泵轴晃动度为0.2mm;检查发现泵轴的油挡位置磨出印槽，原因在于晃动度过大;检查油挡间隙，均在0.5mm左右;检查各个管路接头，未见松动和漏油。
(2)更换调速油泵两侧油挡，并在油挡上镶装了塑料王，经加工调整后现油挡与泵轴总间隙在0.1mm以下。
(3)复装完毕后,8机冷态启动，一、二次油压分别为0.69MPa、0.40MPa，稳定无波动。
3、原因分析
(1)油动机行程不稳定的原因在于一次油压的波动。二次油压相对稳定，表明调速器动作正常。
(2)一次油压的波动，通过解体检查的结果来看，调速油泵轴封磨损严重，泄漏增大，导致压力下降到敏感点(0.68MPa以下);从处理后的效果来看，油挡间隙对脉动油压的稳定有较大的影响，因此是出现油动机不稳的重要原因。另外,8机自投产以来因调速油泵出
力偏低，不能满足正常的一次油压力，长期以来模拟油压调节阀一直保持较大开度，补充高压油，以满足正常的一次油压，故对一次油压造成一定的干扰。
(3),8机调速油泵转子为悬臂结构(无轴承，最近的支撑点为,1瓦)故存在一定的运行晃动度，为油挡磨损的原因。
4、防范措施
(1)调速油泵泵轴晃动度大(已出现弯曲变形，今后运行中还可能会加大)，对油挡的寿命有较大影响，应考虑更换泵轴。
(2)更换调速油泵叶轮以提高一次油压，从而减小压力油的补充量，相应降低对一次油压的干扰。
(3)在压力油管加装蓄能器，以期减小压力油对一次油压的影响。
(4)检修部於10月中旬完成上述改造的准备工作。
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九、2005年3月4日海恩电厂,10炉HP主汽管热偶套管断裂事件分析
报告
1、事件经过
(1)3月1日上午，运行人员在巡检中发现,10炉HP过热器出口热偶备用套管堵头螺牙处有轻微漏汽，即发了缺陷单通知检修检查。当天，检修人员到现场查看，发现在用及备用套管(相隔约40cm)均漏汽。由于,10机在2日、3日均连续运行，检修部未能安排该缺陷的处理。
(2)4日零点班，,10机停运。检修部安排人员处理该缺陷。在,10转冷炉后于4:45时办理工作票，检修开工。
(3)5:30时，经检修人员割下热偶套管发现:备用套管的主汽管内管段在缩口过渡处已断裂，脱落在主汽系统内;在用套管的缩口过渡处有约为1/3周长的肉眼可视裂纹。检修工作负责人随即将检查情况汇报了部长，要求联系相关专业人员共同检查。
(4)7:50时，在用套管更换完毕，备用套管则进行了封堵。此后对锅炉、汽机的主蒸汽管道进行检查，查找脱落的热偶套管。
(5)经采取多种检查方法，终于在17:30时利用射线探测到所断套管在从HP主汽管上引出的,10炉对外供汽管路的水平弯管内。因该管路尚未投运，不影响主汽系统的安全运行，为了使,10炉能够尽快投入运行，暂未取出该脱落套管(已作了标记)。
2、原因分析
(1)经查,10炉这次已断裂和有裂缝的二套管失效部位特征:无明显塑性变形，断裂、开裂部位均在构件根部、近焊缝(6,7mm)的大小变径过渡尖口上。初步判断是构件的应力分布处理不合理造成，具体为疲劳失效，部位在应力最大区段的应力集中线上。
(2)前年,1炉同样部位的同样套管已断裂过(也进入蒸汽管内)，当时将该情况通报了杭锅，答复为该构件为行业标准件，出现断裂属产品质量问题，为个别现象，在允许范围之内。所以当时没有作进一步的详细分析和落实相关反措。
3、防范措施
(1)检修部负责检查全厂杭锅产配9E炉所有高、低压主汽管上该类套管，全部
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拆下进行着色和射线探伤。现,3、,10炉已完成，未见异常，,1炉正待安排进行。
(2)检修部负责将,10炉已有裂纹的套管送权威专业机构进行综合分析，要求尽快提出分析报告。
(3)现库房已向杭锅订购的10根同样套管停止使用，待分析结论和有杭锅的明确说法后再作处理。
(4)检修部速订购目前各火电厂机、炉通用的可拆卸(螺口)的锥体型热偶套管，并分批进行更换。
(5)明确今后机、炉主汽管道上的热偶套管的定检周期(每年一次)、检查办法(着色和射线探伤)和标准(无裂纹)。
(6)因我公司有多台杭锅产配9E炉，为防止此类事情的发生(代价很大)，及时把此故障情况及相关分析报告上报公司，转发各下属电厂。
(7)今后本厂所有锅炉、压力容器及压力管道部件，尤其是高温部件的提前失效，要进行结构、材质分析，找出确切原因，落实具体防范措施。
(8)由生产管理部组织相关技术人员制定主汽管内遗留套管的处理方案，在供热系统调试前取出。
十、2005年3月30日海恩电厂,3炉受热面泄漏事件分析报告
1、事件经过
(1)3月30日15:50时，运行人员发现,3炉中部左侧炉墙人孔门有汽水漏出。当班值长即通知检修人员;16:00时检修人员到现场检查，确认受热面有泄漏，回复值长待晚上停炉进一步检查。
(2)3月31日0:30时，经打开高省?管箱炉墙人孔门查看，确认高省?在距吹灰端大约3.5m处有泄漏，,3炉泄压放水转冷炉。
(3)3月31日04:00时，,3炉高、低汽包压力为零，炉内各段烟温小于60?，开始进行炉内检查，查出高省?有5条鳍片管泄漏，从高省?出水管往上计，从左往右计，泄漏鳍片管为:1-3、1-4、2-4、3-4、4-4，其中:
1-3鳍片管上有6个泄漏孔，泄漏孔在鳍片管上方偏靠1-4鳍管侧，6个泄漏孔沿受热管呈线型布置，泄漏孔间距为鳍片间距。周围鳍片腐蚀严重，成斜面朝上，单
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面腐蚀;
1-4鳍片管上有8个泄漏孔，泄漏孔在鳍片管上方偏靠1-3鳍管侧，8个泄漏孔沿受热管呈线型布置，从第1泄漏孔到第8泄漏孔有240mm。周围鳍片腐蚀严重，成斜面朝上，单面腐蚀;
2-4鳍片管上有4个泄漏孔，泄漏孔在鳍片管上方偏靠2-3鳍片管侧，4个泄漏孔沿受热管呈线型布置，泄漏孔间距为鳍片间距。周围鳍片腐蚀严重，成斜面朝上，单面腐蚀;
3-4鳍片管上有3个泄漏孔，泄漏孔在鳍片管上方偏靠3-3鳍片管侧，3个泄漏孔沿受热管呈线型布置，泄漏孔间距为鳍片间距。周围鳍片腐蚀严重，成斜面朝上，单面腐蚀;
4-4鳍片管上有1个泄漏孔，该泄漏点在鳍片管正下方，周围鳍片基本没有腐蚀。
(4)根据高省?鳍片管泄漏情况及现常条件，由于鳍片管节距小，无法把泄漏的鳍片管全部更换，未更换的只能待以后,3炉小修时更换。本次处理情况如下:
1-3鳍片管更换了泄漏管段;
1-4、3-4是同一回路因条件所限无法换管采取堵管方式;
2-4、4-4是同一回路因条件所限无法换管采取堵管方式。
(5)此次把高省?56个回路中堵了2个回路，对整个高压省煤器运行工况影响不大;要恢复1-4、3-4、2-4、4-4这两个回路需时3天(72小时)，计划在小修或大修时再进行更换。
2、原因分析
从泄漏鳍片管外形来看:高省? 4-4鳍片管泄漏孔在鳍片根部，且在鳍片管正下方;泄漏孔周围管壁、鳍片没有腐蚀。从高省?4-4鳍片管泄漏孔形状来看应属制造遗留缺陷;1-3、1-4、2-4、3-4鳍片管管壁由于外部水蚀减薄造成泄漏。
高省?鳍片管呈错列布置，此次高省?受热面泄漏是高省? 4-4鳍片管鳍片根部砂眼泄漏，向下喷射，一方面冲刷1-3、1-4、2-4、3-4鳍片管管壁，另一方面喷出的水在高温烟气中形成酸气，加速鳍片管外壁腐蚀，引发1-3、1-4、2-4、3-4鳍片管管壁冲蚀性减薄穿孔泄漏。
3、防范措施
(1)运行加强对锅炉参数的监控，及早发现锅炉受热面漏水情况。
(2)锅炉运行中如出现受热面漏水现象，及早安排停炉检查处理，避免喷射冲刷
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其他管束。
(3)定期对锅炉受热面进行水洗，减少受热面管外壁酸性腐蚀。
(4)检修部在锅炉小修时，安排专人对锅炉受热面进行目测检查，检查有无局部锈蚀及管壁变薄现象。
(5)检修部制定封堵管路的修复方案，待小修时完成。
(6)金属监督对换下管束进行检查，确定管道泄漏的原因，针对故障原因提出相关反措。
十一、2005年4月2日海恩电厂,1机点火异常事件分析报告
1、事件经过
(1)4月2日，,1机启机点火后A、B、C、D火焰均闪烁，30秒后熄火遮断，经冲油(FQL1为23.7%)后再次点火正常，但FQLM1:0.19kg/s略偏小。
(2)4月7日，机组停机时在51.68%TNH时提前熄火遮断，点火时未见异常;(FQLM1:0.20kg/s略偏小)。
(3)4月8日，机组停机时在40.74%TNH时提前熄火遮断，早晨启机点火失败(点火时FQL1为0)。检查充油流量正常(FQL1为20.45%);检查20CF未见异常;检查旁通阀动作正常。将点火FSR值从25%改到30%、暖机FSR值从20%改至25%后，点火成功(转速为12.24,、FQLM1:0.23kg/s)。
(4)4月9日，启机第一次点火FQL1、FQLM1均为0，FSR为29.63%，点火失败，充油检查后并提高点火转速(18.55%)，点火成功(FQLM1:0.43kg/s)。
(5)4月11日，机组停机时在51.59%TNH时提前熄火遮断，充油流量为0，检查确认为分配器卡死，更换检修部自修理的分配器后，充油流量为23.98%，参数正常。在试机过程中火焰探测器检测火焰闪烁，暖机时机组熄火跳机，充油放气后再次点火成功(转速为12.13,、FQLM1:0.28kg/s)。
(6)4月15日，机组停机时在52.77% TNH时提前熄火遮断，充油流量正常 27.86,，早晨起机第一次点火失败(FQLM1:0kg/s)，提高点火转速(18.45,TNH)后，点火成功(FQLM1:0.35kg/s)。
(7)4月16日，机组停机时在36.00%TNH时熄火，充油流量正常25.71,，早晨
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起机一次点火成功(12.18,TNH、FQLM1:0.23kg/s)。
(8)4月17日，机组停机时在33.86%TNH时提前熄火遮断。当日更换了主燃油泵，在试机第一次点火(FQLM1:0kg/s)失败，提高点火转速(16.59,TNH)后点火成功(FQLM1:0.42kg/s);停机时提前熄火(51.26,TNH)。
(9)4月18日，机组早上起机一次点火成功(12.45,TNH、FQLM1:0.20kg/s)。
(10)4月19日，机组停机时在33.00%TNH时熄火，充油流量正常24.12,，早晨起机一次点火成功(12.48,TNH、FQLM1:0.26kg/s)。
2、原因分析
本次换下的F9-4流量分配器是2005年2月2日上机的返修件(该分配器到换下时已累计运行了1903h)。两只测速齿轮轴轴承因磨损，松旷度较大，导致分配器测速不准，即流量反馈出现偏差，从而影响了正常点火。
解体检查发现分配器太阳齿轮轴承的一只卡簧质量不过关脱落进入,2泵室直接导致了分配器卡死。
前期由于燃油分配器的原因导致点火失败，但更换燃油分配器后又出现点火失败，初步分析认为主燃油泵在低转速下出力不足造成。更换主燃油泵后，机组点火正常。
3、防范措施
(1)运行加强对燃机起停过程中相关参数(点火时FSR、FQL1、FQLM1、TNH、火焰联焰情况，停机熄火转速及熄火情况)的监控，每天作对比，及时发现燃油系统异常。
(2)运行作出燃机正常状态下启停机过程中每个阶段的TNH、FSR、FQL1、FQLM1、TTXM 数据表及对应曲线，存放在燃机控制室，便于及时进行数据对比，及早发现设备异常。
(3)燃机停机时出现提前熄火，运行人员应提前对机组进行充油检查，发现异常立即通知检修进行处理，保证机组能及时按调度时间并网。
(4),1机近期在燃油系统点火不正常的原因未彻底查找清之前，为了查找问题或及时并网运行，在保证安全的前提下允许当班值长采用提高燃机点火转速(控制在20,TNH以内)的方法来进行点火(只有一次权限);允许热控先请示相关领导并得到批准后修改部分控制参数，待相关系统恢复正常后，修改的部分控制参数也应恢复回原设定制(其它燃机不允许采用此方法，如果需要则必须先请示相关领导并得到批
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准后方可执行)。
(5)检修在查找点火失败的原因，应先根据现象及相关数据进行分析，找出该系统可能存在问题的设备(如燃油系统的进油压力、单向阀开启压力、燃油伺服系统、电磁离合器20CF、燃油分配器、主燃油泵、控制系统等)，然后根据检查的难易程度，本着―先易后难‖原则进行排除，最终找到故障设备。
(6)检修部加强和国COOLDOWN TROUBLE
01:24:06 HP SPEED -ZERO SPEED
01:24:06 CRANKING MOTOR STATUS
01:24:36 TURB SHFT FAILURE TO BREAK TUBINE AWAY
01:24:36 TURBINE SHUTDOWN
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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。
(2)制定燃机停机盘车投入运行时各重要参数记录表，运行人员必须每30分钟记录一次，记录到缸温180?;缸温180?后，每小时记录一次，记到140?为止。期间，运行人员要严密监视盘车转速，若燃机就地值班员外出操作或巡视时应通知主控值班员代监视。
(3)在燃机热态情况下(缸温大于140?)，必须把轮机间的门关好，并尽量减少开轮机间门的次数，并随时关好关紧。
(4)请检修人员重新测量大轴顶起高度，确认大轴是否满足要求，并将数据和结果提交运行人员。
(5)请热控人员复检顶轴压力开关，检测各定值是否正常。
(6)检修人员要尽快将,1机88BT-1出口挡板处理好，避免停机后冷空气进入轮机内。
(7)请热控人员要增加盘车转速低到95转/分的报警信号。
(8)尽快配齐钳形电流表，运行人员在停机盘车投入运行后，应立即测盘车电机电流，并进行记录，此后每半小时进行一次测量。
十三、2005年6月2日海恩电厂,1燃机燃油分配器卡涩事件分析报告
1、事件经过
(1)6月2日6:10时，运行值班员对,1机组进行充油，FQL1=23.57%;
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FQLM1=2.77kg/s;(R)、(S)、(T)三个测速头一致;各喷嘴前压力一致均为6bar。
(2)6:54时，,1机组发启动令。6:57时，机组发―点火失败‖报警，机组未点着火。运行值班员查点火时的燃油流量FQL1、FQLM1均为0。值班员将上述情况汇报当班值长。
(3)7:07时，值长令运行值班员对机组再次充油，FQL1=15.76%;FQLM1=1.89 kg/s(R)、(S)、(T)三个测速头一致(此时重油管线加热打循环，有背压，故流量相对偏小)，值班员将上述情况汇报值长。
(4)7:11时，值班员按值长令对机组发启动令。7:14时机组发―点火失败‖报警，机组未点着火。运行值班员查点火时的燃油流量FQL1、FQLM1均为0。值班员将上述情况汇报当班值长，并按值长要求将机组转―高盘‖。
(5)检修人员到现场对主燃油泵和20CF离合器检查均正常，前后五次手动检盘燃油分配器，可以盘动。运行值班员再次对机组强制充油，查充油时燃油流量FQL1、FQLM1均为0。
(6)根据现象判断为燃油分配器有卡涩，请示相关领导后由检修组织人员进行更换一台燃油分配器。9:20时检修人员更换燃油分配器工作结束。运行人员对机组强制充油，FQL1,22.64%;FQLM1,2.7kg/s;(R)、(S)、(T)三个测速头一致。
(7)9:25时，机组发启动令;9:28时机组点火正常，FSR,29.38%;FQLM1,0.28kg/s，FAL,,3.66,;09:41时机组并网。
2、原因分析
,1起机前对机组强制充油，燃油分配器有流量，当点火时点不着火，说明燃油分配器有卡涩现象，但未卡死。强制充油时流量大(FQLM1,2.77kg/s)，而点火时燃油流量相对偏小(FQLM1,0.28kg/s)，故冲转不动燃油分配器，造成点火失败。
换下的燃油分配器打开后盖检查，三个测速齿轮转动自如，但三个测速装置的滚动轴承中均有微小杂质颗粒的物质，所有传动部件上都有重油的泥土积垢痕迹，同时三个测速装置的滚动轴承轨道不光滑，磨损状况等同于经过2000运行小时的轴承磨损(本次实际运行965.5)。该现象是否与燃烧日本的高钒油有关，还待继续观察(因为同类型的其他机组均运行正常，且燃用本批重油时，滤网的更换频率相对于其他油品还少)。
3、防范措施
(1)运行值班员每日起机前为检查燃油分配器状况对机组强制充油的操作应规范
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化，即先模拟机组点火时的小流量方式充油，看燃油分配器是否转动正常;小流量方式充油正常后，再进行大流量充油，以避免燃油分配器因轻度卡涩在充油时未及时发现，造成点火失败时再进行更换燃油分配器。
(2)在机组更换不同重油油品时运行部进行热稳定试验，测出胶质与沥青质含量，且定期对燃油管道内重油进行颗粒度化验，并根据其结果再考虑是否改细重油滤网。
(3)检修部正常期间应准备一套可以随时投运的燃油分配器，一旦机组发生类似情况，随时进行更换，保证机组尽快投入运行。
十四、2005年6月3日海天电厂,3燃机主燃油泵故障事件分析报告
1、事件经过
(1)2005年6月3日，,2机做动平衡试验，并计划在当晚22:00时启,1机进行机组切换。
(2)20:30时，值班员在巡回检查时发现,3机辅机间有焦味，立即通知当班值长，值长与值班员共同检查发现主燃油泵驱动端端面有烧焦的痕迹，但检查流量分配器油压、主燃油泵进出口油压未见异常，重油回油温度72?，后经燃机专工现场检查后，认定为主燃油泵故障，必须立即停机。
(3)21:06时，经向调度申请同意，运行人员开始进行,1、,2机组启动准备工作。21:35时，,1机发启机令，21:55,1燃机并入系统，22:39时,2机并入系统。
(4)23:30时，,3机缓慢切轻油(考虑温度变化对缸影响实施缓慢切换)。23:38时，发现主燃油泵驱动端端面有磨穿迹象，于是快切轻油。23:43时,4机解列，23:44时,3机解列。
(5)23:46时，现场发现主燃油泵有冒油现象，考虑到有可能产生大量喷油，值长下令进行了紧急停机。机组盘车投入后，调整油箱负压为-0.3kPa。
(6)随后，检修人员对主燃油泵进行了更换。
2、原因分析
由于主燃油泵故障引起的停机事件。
3、防范措施
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(1)运行及检修人员加强设备的检查，及时发现缺陷，及时处理，把设备隐患消灭在萌芽中。
(2)在设备缺陷发展到危机正常运行时，以保护设备为原则，运行人员要及时果断进行
紧急停机，避免设备加大损坏的程度。
(3)为保证生产设备健康稳定运行，检修人员要做好设备管理档案，对各设备进行定期检查、状态分析，找出差距，及时解决，避免造成大的事故。
十五、2005年6月17日海天电厂,1机紧急停机事件分析报告
1、事件经过
(1)2005年6月16日，燃机检修人员巡视检查发现,1燃机水平烟道膨胀节右上角破损造成漏烟严重，用钢板对漏孔进行了封堵，用保温棉和石棉瓦将88VG-1通风电机围起来，维持机组运行，准备正常停机后再彻底处理。
(2)6月17日，封堵漏孔处的钢板被烟气吹开，漏孔增大到3米左右，燃机检修人员立即填加石棉瓦进一步将88VG-1进行围挡。但漏泄烟温高达200多度，8时35分,1燃机发出―88VG-2风扇故障‖信号，同时切换到88VG-1运行，8时59分，88VG-1跳闸。
(3)6月17日9时18分，经省调批准，,2、,1机组相继与系统解列。
(4)停机后，燃机检修人员对非金属膨胀节解体检查，发现此膨胀节蒙皮设计为单层，运行一段时间后被风化，产生穿孔而漏烟，高温烟气使穿孔越来越大，最后穿孔开裂。此膨胀节已不能再用，进行了全部更换;电气检修人员更换了两台电机电缆，并更换88VG-1电机的轴承和88VG-2电机的风扇叶。
2、原因分析
(1)金属膨胀节产品质量不过关。
(2)结构设计不合理，蒙皮设计为单层，受力能力小。
3、责任分析
(1)88VG-1曾多次发生过流跳闸，没引起检修人员的足够重视，后来领导要求彻底检查后，才发现非金属膨胀节由一小裂口。检修人员对设备定期工作不及时，设备存在问题不能及时发现，对此次被迫停机事件负有一定的责任。
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(2)运行人员对设备缺陷的判断不到位，88VG-1经常过载跳闸，没有认真确认到底是什么原因，对膨胀节损坏的情况不去跟踪检查，对事态的发展不清。设备定期工作不规范，设备存在问题不能及时发现，对这次被迫停机事件同样负有一定的责任。
4、防范措施
(1)有关燃机、锅炉、汽机所有电缆管线经过高温区部位的进行加固，并做好保温，燃机轮机内、排气室的电缆槽盒均要做好保温，包括底部电缆管线。
(2)运、检两单位人员必须做好设备的定期轮换、试验工作，及时发现问题及时处理。运行要制定出各设备定期轮换、试验记录，规定出到时该做什么轮换和试验，使定期工作达到规范化。
(3)运、检人员要加强设备巡回检查的质量，检修人员要根据设备缺陷管理规定做好消缺工作，对无法及时处理的设备缺陷(如须停机或等备件处理)检修做好防范措施，运行人员要做好跟踪检查工作(每班至少检查两次，并做好记录)，掌握设备缺陷的发展态势，做到心中有数，以便在发生问题时，能达到及时准确地进行处理。
(4)针对各种情况和故障事件所制定的反措，运、检人员应及时去落实，各级管理人员也要做好对落实情况的监督和检查工作。
十六、2005年7月4日海天电厂,2机,1瓦瓦温高停机事件分析报告
1、事件经过
(1)2005年6月19日，机务检修人员在,2机加动平衡块检查时听到机内有异音。6月24日，揭缸检查，并进行了轴系中心调整。检查后，于7月4日5:00时,1机组启动并列，7:52时,2机组并入系统。
(2)7月4日9:42:08时，,2机,1瓦温突升到84.17?，DCS发出报警信号，热控测温回路检查未见异常，现场检查发现,1瓦油膜压力显示为零。经调度批准，9:55时,2机打闸，10:20时,2机组解列，在,2机减负荷期间,1瓦温最高上升到159?，之后又降回到121?。
(3)缸温降到120?允许温度后，停盘车，将,1瓦打开进行检查，发现瓦已烧损，但轴径没有任何问题。
2、原因分析
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经分析，该事件是由于厂家(哈尔滨汽轮机厂)制造质量问题引起的。
,1推力支持轴承瓦瓦枕的球面在运行中接触自位不好，使,1瓦钯氏合金脱落，是造成此次烧瓦的主要原因。
3、防范措施
(1)今后必须订购合格、保证质量的产品和设备，接收部门必须进行产品和设备的质量验收，否则将追究其责任。
(2)运行人员认真监盘和巡视检查，在设备主要参数发生异常报警时，首先要认为是真实的，同时要检查其他相关的参数，尽快确认，如参数超过运行规程的要求，且危及设备安全运行，应果断停机。
(3)设备发生异常或出现事故时，必须明确的是，首先以保设备为主，避免造成事故和设备损坏扩大，同时兼顾电网的安全。
(4)运行人员要牢记设备的主要参数，以便在发生异常时，果断处理。
(5)各专业专工对各系统参数、定值进行全面检查，一发现有参数异常或定值发生变化，应及时修正，并跟踪监督，同时核查设备厂家说明书，尤其是主设备，对现行的保护定值和参数进行全面的校对，包括报警值和动作值，校对哪些保护该跳闸，哪些该报警。并应列成表格交运行熟悉掌握。
(6)运行单位完善现场抄表记录，并在记录表上标明各参数的参考控制数据，一是有利于对设备运行进行有效的监视，二是有利于运行人员尽快熟悉和牢记设备的主要参数。
十七、2005年10月9日海恩电厂,7炉省煤器放水管泄漏事件分析报告
1、事件经过
(1)10月9日6:05时，运行人员在进行启炉前检查时发现,7炉中压炉炉底焊缝处有滴水;6:30时发展为水流状;分析认为中压炉或省煤器泄漏，运行人员通知检修来检查，6:50时开始对锅炉高压系统进行泄压放水(汽包压力为3.0MPa),执行检查前的相关安措。
(2)11:30时，锅炉冷却后，经检查发现靠,7燃机侧的第一根省煤器放水管的膨胀节下部外护套管段处有漏点，即更换一新管段。
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(3)13:58时，恢复所有安措，14:00时,7机发启动令，14:14时并网，整个故障历时5小时44分钟。
2、原因分析
打开省煤器管箱底部人孔门检查发现泄漏处的管子外腐蚀严重，初步分析属于锅炉在水洗时，有水进入下联箱放水管，且积存在保温内，又因水洗水呈酸性，导致放水管出现外腐蚀，长期水洗造成腐蚀减薄，最终穿孔导致泄漏。
3、防范措施
(1),7炉所有的炉底穿墙管每年至少检查一次。
(2)本年度大修时全部更换炉底穿墙管。
(3)加强,7炉吹灰系统的维护，保证吹灰系统的正常投用，尽量减少锅炉水洗次数，降低对炉体、管束的腐蚀。
十八、2005年11月30日海天电厂,4机,2真空泵端盖裂纹事件分析
报告
1、事件经过
2005年11月30日，机务检修人员在对,4机,2真空泵定期解体检查时，发现泵的两侧内端盖有裂纹，而且后端盖的裂纹已裂到根部。从裂纹上看，锈蚀很严重，说明端盖产生裂纹已有很长时间。随后，机务人员汇报电厂相关领导，并及时联系厂家，要求尽快发新的端盖到厂，以以及时恢复该泵的正常运行。
2、原因分析
该泵是纳西姆工业(中国)有限公司广州广信机电工程公司生产，于2004年10月分左右在电厂投入运行，在2005年3月16日曾发生电机过流，手盘轴盘不动，在机务人员进行泵体间隙调整后恢复正常。
同时，从2004年10月投产至今，机组运行小时数不多，再加上两台泵定期轮换运行，该泵运行小时数时间较短，却发生了过流、端盖裂纹问题，说明该泵产品质量存在较大缺陷。
3、防范措施
(1)严把进货验收关，今后凡进入电厂的产品应由相关检修人员进行严格的验
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收，如水泵和阀门最好拆开验收。
(2)供应部门应从有信誉、产品质量有保证的厂家订货。
(3)举一反三，对运行超过一年的水泵、阀门等设备进行解体检查，及早发现问题;同时，对自动装置、控制系统、保护进行校验检查。
(4)运行人员认真对设备及各系统进行巡视检查，发现异常现象及时分析，及时通知检修人员处理。
(5)检修人员对设备缺陷要及时处理，并对缺陷进行深入分析，不能只招眼于缺陷处理，要找出缺陷原因。
(6)加强设备可靠性的管理，建立健全设备档案，以有效地掌握设备运行状态，记录好设备运行小时数，做好动态管理。
十九、2005年12月5日海恩电厂,10机20CF轴承损坏事件分析报告
1、事件经过
(1)12月5日5:30时，热控检修进行定期工作，对,10机20CF电磁离合器进行检查，直阻为123欧姆;对地绝缘为无穷，检查结果正常。
(2)6:15时，运行在起机前对机组进行强制充油，FQL1为17.52,，FQLM1为
2.11kg/s，<R><S><T>三机一致，十四个单向阀前压力均为7bar。
(3)7:18时，机组正常起机，燃机点火不成功，发―点火失败‖报警。机组选―CRANK‖机组进入高盘清吹。查机组在点火过程中FQLM1为0;清吹过程中就地检查启动失败排放阀出口无燃油排出。7:27时清吹结束后，再次点火仍不成功。FQLM1为0，且在点过程中主燃油泵没有转动。即发停机令，机组停机。
(4)7:35时，热控检查20CF电磁离合器回路，发现就地接线盒接线端子有少许松动，重新接线后再次对20CF进行测量，直阻为123欧姆，绝缘为无穷。
(5)7:40时，再次起机，点火成功。7:53时，空载满速，机组发―LOSS OF FLAME TRIP‖
报警，熄火跳机。查跳机记录，无异常报警，07:53:05燃油流量FQLM1由2.6kg/s突变为0，FAL由-1.43突变为30.93，其他参数无异常变化。检查20CF线圈，线圈开路。
(6)9:00时，将,10机进行高速冷拖，并进水降低透平叶轮温度;12:10时，
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机组具备停盘车条件，停盘车后拆下20CF电磁离合器发现离合器轴承烧坏。测量20CF线圈仍然开路。遂开始更换20CF电磁离合器及主燃油泵。
(7)17:40时，20CF电磁离合器及主燃油泵更换完毕，测量20CF电磁阀直阻为109欧姆，对地绝缘为无穷，投盘车;19:15时机组启动，点火时燃油流量为0，点火失败。19:30时值长令高盘5分钟，再次点火仍无流量。机组发停机令停机。
(8)就地检查点火时20CF工作正常，能带动主燃油泵运转，转速也正常，喷嘴前压力为8.5bar，燃油旁通阀动作正常。怀疑燃油管路里仍有气没有排干净，对机组再次进行冲油，高压油滤排气阀有少量气泡，冲油流量FQLM1为2.02kg/s，憋压时14个喷嘴前压力均为8.0bar。
(9)20:30时，再次起机，点火时仍无燃油流量，就地观察20CF、燃油截止阀、燃油旁通阀均工作正常。21:15时，机组再次点火，燃油仍无流量，点火失败。停机。
(10)运行对系统进行全面检查，同时燃机检修检查燃油分配器无卡涩，热控检修对燃油旁通阀做静态试验，燃油旁通阀动作正常。
(11)22:00时，机组再次点火，燃油仍无流量，经各专业人员协商，怀疑主燃油泵出力比原来低，而旁通阀开度与原来保持一样，使得点火时燃油流量低而打不开单向阀。经值长请示相关领导同意后，由热控人员将点火FSR控制常数FSKSU_FI，由19.8%修改为25%。
(12)23:25时，机组再次起机点火正常，机组开到空载满速，因调度不同意并网运行，机组停机。在停机过程中因机组振动高，手拍5E停机。
(13)12月6日，修改点火FSR控制常数FSKSU_FI由25%恢复到原来的19.8%，早上6:45时机组起机，点火、升速、加负荷均正常。
2、原因分析
(1)此次,10机在空载满速时发生熄火跳闸的原因初步分析为20CF电磁离合器轴承烧损发热引起其相邻20CF线圈温度上升而烧断，主燃油泵停转，机组因供油中断，熄火跳机。该型号的离合器在我厂及其他电厂同类型机组使用状况来看故障率(轴承)较高，疑产品质量存在问题。
(2)试机时多次点火失败原因初步分析为:
1)新换的主燃油泵性能较原泵(差)不同，在相同的点火FSR给定下，打不开单向阀;
2)单向阀在停运一天状态下，且环境温度较低，使得单向阀开启压力略微上升，
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在原点火FSR给定下的压力打不开，而第二天早上用原点火FSR给定能点着火，说明该
单向阀经过点火燃烧后，性能恢复到原状态。
3、防范措施
(1)目前电厂,3、,7机所使用的20CF在可靠性、使用寿命等方面明显优于,1机、,10机的ALSTON产20CF，故要求检修部联系相关制造厂对该设备进行技改，更换(改造)成与,3、,7机同型号，以期实现降低故障率、统一备件。
(2)在,1、,10机20CF未改造为新型号之前，要求检修在每两个小修周期对该设备进行解体检查一次;改造后则在扩大性小修时进行解体检查一次。
(3)针对本次检修结束后点火困难事件，要求燃机在重油状态下跳机或停运时间过长，起机过程中点不着火，确认所有系统均正常的情况下，经请示值班领导同意后，可以采取提高点火FSR的方式进行起机。正常后，点火FSR恢复到原设定值。
(4),10燃机目前存在冷态停机时，机组振动偏大的缺陷。因此要求运行在安排,10机启动时，尽可能并网运行，否则，应采取紧急停机方式进行停机，以避免机组振动过大。
二十、2005年12月6日海恩电厂,7机因燃油分配器软管漏油造成机组
停机事件分析报告
1、事件经过
(1)12月6日16:52时，,7机值班员巡检到辅机间燃油分配器处，发现燃油分配器后十四个软管中底排左二软管接头处漏油较大，立即汇报值长，很快此软管处接头处发展成喷油，并有不断加大趋势。此时负荷正常，最大排气温差为27度。
(2)16:55:21，手拍,7机5E紧急停机，机组发―MANUAL TRIP-LOCAL‖、―TRIP ONRESID-FUEL LINE PURGE NEEDED‖等报警。查机组已解列熄火，防喘阀打开正常，机组进入惰走，查辅机启动均正常。同时联系检修人员到现场检查、处理。
(3)17:09:56，机组投上盘车，惰走14分35秒，打开十四个喷嘴前排放阀及排放总阀，打开燃油分配器底部排放阀，关闭切换站出口总阀，启动污油泵，对管道进行放油泄压。
(4)17:23时，检修将此软管更换为一新的软管，并将燃油分配器平台的漏油擦
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干净。17:25时恢复所有安措，对管道进行充油排气，查软管接头处均不泄漏。查充油时FQL1:22.38%,十四个喷嘴前压力均为5kg/cm2,停止冲油，憋压正常。
(5)17:45时，复归所有报警，机组选―CRANK‖位发―START‖令，对机组进行清吹，查启动失败排放阀无油流出。17:55时转―AUTO‖，点火齐着，TNH:15.45,，查十四个喷嘴前压力均为11kg/cm2，软管不漏。
(6)18:03时，满速，十四个喷嘴前压力均为18kg/cm2，设备无异常，参数无异常。18:05时重新并网。
2、原因分析
燃油分配器软管接头处漏油是该管的质量存在问题，且随着运行时间延长(03年上机的)，到一定时间后发生泄漏爆管。
3、防范措施
(1)检修加强对设备的巡检工作，同时在日常小修期间对类似设备进行检查，出现设备老化或有损坏的迹象，可以提前更换。
(2)运行值班员加强设备运行期间的巡检，出现异常现象，立即处理，保证第一时间内将事故处理在萌芽状态，或控制了事态的进一步发展，将事故影响范围控制到最小。
二十一、2005年12月22日海恩电厂,10炉低压系统泄漏被迫停机事件
分析报告
1、事件经过
(1)12月22日14:39时，,10炉在运行中备用低压给水泵突然联锁启动，低压给水调门开度达100,时，低压汽包压力然迅速下降(由532KPa下降到431KPa)。
(2)初步判断低压系统泄漏，因当时,10炉正向重油供汽，立即将其切换至,3炉供汽，此时,10炉烟囱无明显冒白烟情况，切除补汽后，低压给水流量与低压过热蒸汽流量相差30t/h，低压蒸发器入口及其之后烟温下降约10?左右。
(3)15:00时，,10炉烟囱开始冒含大量白色水蒸汽的烟气，泄漏量加大，即向调度申请停炉处理。
(4)15:11时,10机开始切轻油，15:30时,10机发停机令，15:49时,10机解
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列，15:45时,11机解列;
(5)对锅炉进行泄压放水后，打开低压蒸发器靠燃机侧人孔门检查，发现管箱内有较多积水及靠近低压蒸发器进口联箱左侧仍有水汽冒出，初步估计此处为泄漏部位。
(6)23日0:40当炉内温度下降到60?时，将低压蒸发器进口联箱内积水清除，进入内部检查，发现低压蒸发器进口联箱放水管引出管的第一个弯头底部有一约20×15mm的泄漏口。由于检修空间太窄，加上时间紧迫，同时考虑到该放水管的具体布置和运行工况，决定对其暂时封堵处理，待小修时再更换此管段。
(7)23日4:10时开始向低压炉上水做水压试验，打压至过热蒸汽集箱工作压力憋压5分钟，保压正常，检查受热面未发现漏点。整个故障历时13个小时。
2、原因分析
(1)此次故障的直接原因为管弯头内壁冲蚀减薄引起，该管原壁厚为3mm，而在泄漏点附近测厚仅为1mm左右，管外壁状态完好。
(2)形成管弯头内壁冲蚀原因初步分析认为该管路上串联的二个阀(电动、手动门)的长期内漏冲刷所致。
3、防范措施
(1),10炉小修时恢复封堵管段，在此前该管段的放水可通过低压循环泵出口母管放水阀进行。
(2)强化和做细炉的各类疏放水管道的定检、消缺工作，尤其要对炉内段易磨损减薄部位进行重点检查(焊口检查、测厚等)。
二十二、2006年1月7日海恩电厂,10机燃油压力低跳闸事件分析报告
1、事件经过
(1)7:22:46，,10燃机发―燃油压力低‖(L63FL2L)报警;7:22:49，,10燃机发―燃油压力低跳闸‖、―重油状态下跳闸‖、―低燃油压力跳闸‖、主保护L4T动作关断燃油截止阀。就地检查燃油截止阀已关;且88FD1及88FU1运行正常;未出现切换备用泵现象，轻油系统压力和重油系统压力正常。7:37:03，盘车投入，就地滑油压力和顶轴油压力正常，惰走14分14秒。
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(2)热控检修现场检查压力开关63FL-2开关动作值为2.1bar，复归值为
1.462bar(复归值动作正确)。同时对MARKV盘内及现场接线检查全部正常、牢固。
(3)9:27时，机组重新并网运行。9:53时机组在发―燃油压力低‖(L63FL2L,1)报警，2秒后自动复归。
(4)热控检修检查无异常，经请示当班值长同意后，将L63FLY逻辑强制为―0‖，以防止误跳机(燃油压力低时，不影响机组发报警)。1月9日解除此逻辑强制。
2、原因分析
(1)此次故障的直接原因为燃油截止阀前压力开关63FL-2动作，导致燃机保护动作，使机组跳闸;
(2)导致燃油截止阀前压力开关63FL-2动作的原因，从目前来看，只有截止阀前燃油实际压力低至压力开关动作值(1.462bar)，或者压力开关63FL-2误动作，才会导致机组跳闸。
压力开关63FL-2经热控校验三次，其动作值、复归值均正确，所以压力开关误动作造成机组跳闸的可能性不大。
截止阀前燃油实际压力低至压力开关动作值是否为其他机组切重油引起的。从其管线接线方式来看，因,10机重油管直接从油罐接至重油泵前，所以其他机组切重油不可能对其有影响。
另一种可能就是燃油中含水，在高温的情况下，水汽化，一旦燃油系统有压力波动或调节，就会影响到压力开关的正常测量，可能会导致压力开关动作。
(3)目前导致燃油截止阀前压力开关63FL-2动作的原因还未真正查找清楚。但是从1月9日解除此L63FLY逻辑强制后，至今还未发生燃油压力低报警及跳机现象。还待今后的跟踪、分析。
3、防范措施
(1)小修期间对截止阀前压力开关进行校验，以确保该压力开关在机组运行时能可靠工作。
(2)机组运行期间，运行值班人员加强燃油系统各点的压力监视，特别是滤网压差的监视，及时切换压差大的滤网，确保燃油系统压力正常，避免机组因燃油压力跳闸。
(3)燃油管线中各滤网投运时，要彻底充油、排气，避免机组运行中燃油管道压力发生波动，引起压力测量系统误动作。
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二十三、2006年1月14日海恩电厂,3机因顶轴油管破裂造成延迟并网
事件分析报告
1、事件经过
(1)1月14日0:21时，,3机发停机令，0:33:35解列。
(2)0:51:05，88JA-1投入，电机电流I=12A，LTTH1=41?;88JA-1投入后，MarkV发―顶轴油压力低‖报警，88JE连锁启动;就地检查，88JA-1和88JE-1同时在运行，其出口压力均为75bar(压力低报警值设定为78bar;之前约90bar)，,4瓦压力68bar(之前约86bar)，,5瓦压力81bar(之前约85bar)，,6瓦压力26bar(之前约27bar)，外部管路无泄漏，初步判断，可能是,4瓦内管泄漏导致油压低。
(3)1:04:21，盘车马达88TG-1投入，惰走时间26分35秒，电机电流I=13.2A，LTTH1=40?。
(4)为了保证能停盘车处理顶轴油管，运行于1:05时将,3机进行高盘冷拖，并进水冷却。
(5)6:04时，最高轮间温度60?，停盘车、闭锁启动，并做好抢修安措。
(6)检修打开,4瓦轴承盖，发现不锈钢顶轴油管的卡套后卡箍锁紧部分断裂，导致顶轴
油压力下降。为尽快能恢复机组并网运行，检修人员将顶轴油管改为进口高压橡胶软管的连接方式。
(7)8:30时，抢修结束，启动88QA打油循环，就地检查无泄漏，88QA出口压力7.6bar;8:43时，启88JA-1，泵出口压力93bar，,4瓦压力86bar，,5瓦压力85bar，,6瓦压力27bar;8:45时，停88JA-1，启88JE，泵出口压力89bar，,4瓦压力86bar，,5瓦压力85bar，,6瓦压力27bar。
复查发电机转子顶起高度:88JA-1运行时，,4瓦0.11mm，,5瓦0.11mm;88JE运行时，,4瓦0.10mm，,5瓦0.11mm。
(8)8:49时，投入88TG-1，电机电流I=13.5A，就地听音检查正常。
(8)9:49时，发启动令;10:21时机组点火;10:35时,3机并网。
2、原因分析
此次故障的直接原因为顶轴油不锈钢管在运行过程中振动，造成了不锈钢顶轴油管的卡套后卡箍锁紧部位疲劳断裂。
3、防范措施
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(1)加强机组停机检修时顶轴油管的检查，以便于提前发现设备隐患，尽早处理，避免机组被迫停运。
(2)在日后机组检修中，如条件具备，则对不锈钢管进行固定处理，不让其自由振动而造成疲劳断裂。
二十四、2006年2月23日海恩电厂,6炉低压系统泄漏推迟,6机并网
事件分析报告
1、事件经过
(1)2月23日00:14时，,6机解列(,5、8机通宵运行)，,6炉停炉后进行相关的操作和检查均正常。
(2)02:30时，运行人员进行设备巡回检查时，发现,6炉斜坡烟道人孔门处滴水。02:50漏水已发展为线状漏水。
(3)03:00时，值长电话通知检修人员，要求其进厂检查处理，其答复:可能漏点较多，一方面夜间人员组织不便，另一方面可能处理不完，天亮时及时来处理。
(4)06:30时，值长电话再次联系检修人员，答复:正在组织人员，马上到厂。
(5)07:20时，检修打开,6炉人孔门进行检查并确认漏点;安排对低压炉进行彻底检查和处理。
拆除,6炉低压炉吹灰器侧外墙板，发现低压炉炉后顶部(出口)左起第四弯头下部翅片管一处吹薄、穿孔泄漏，第五个弯头上下翅片管各一处，将漏点处作临时补焊处理;补焊后上水检查，发现第五个弯头上翅片管的翅片根部有一个砂眼状漏点，放水后将其打磨补焊;继续上水检查，在靠第二个漏点往里第四、五片翅片间又发现一砂眼状漏点，联系运行放水后补焊，再次上水打压查漏，未发现漏点。于11:10时结束工作。
(6)11:41时，,6机并网。
2、原因分析
(1),6炉这次一下出现三个漏点的原因应该是低压炉翅片管质量问题，起因是炉后顶部左起第五排弯头翅片管上管的下壁根部砂眼(翅片与管的焊接质量问题)先漏，后在向下的高速汽水流吹蚀(吹损加腐蚀)下引发了此弯头下管上壁及边上第
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四排弯头下管上壁的二处减薄、穿孔、泄漏。
(2),6炉2005年底进行的大修中，为解决低压炉内冲蚀、外腐蚀的泄漏问题，曾对低压炉的受热翅片管进行了更换，但是在检修中检修的把侧重放在测厚(控制?3mm)和更换原经常出现泄漏的弯头(内冲蚀)及翅片管直管段(外腐蚀)上，而忽视了对新管翅片与管的焊接质量。
(3)检修部在3:00时已接到运行的通知电话，但相关人员没有立即采取行动，而是以各种客观理由，推迟进厂，其所说借口并不能成为导致燃机延迟并网的理由，其一―夜间组织人员不方便‖，只能解释为锅炉班组组织管理上的不力，锅炉检修班组夜班进行抢修确实比较辛苦，但这种情况并非第一次发生，在日常的工作中完全应该做好零点班抢修的各项人员组织安排;其二―夜间可能处理不完，天亮时及时来处理‖更是经不起推敲的，检修人员没有到现场进行详细检查，怎么能判断夜间处理不完，怎么能确定天亮能及时来处理,―夜间可能处理不完‖更应该早点进厂抢修，以确保,6机早上按时准时并网。检修人员对缺陷处理的拖延是造成,6机推迟并网的间接原因。
3、防范措施
(1),6炉这部分管段因目前腐蚀情况并不突出，现检修继续加强监督运行，并在下一次小修期间安排对炉各薄弱环节的检查及消缺。
(2)加强重视,5/6炉特别是低压炉的运行和保养工作，特别是目前,5/6炉低压炉的保养工作基本为空白;运行中要避免运行状态中温度、压力等参数的突变和超范围运行，以避免,5/6炉受到额外的热应力冲击。
(3)检修部要制定和细化零点班设备抢修的#管理制度#，合理安排好零点班值班的骨干人员，对外包单位也要安排好相应的零点班应急方案，做到随叫随到。
(4)运行值长在零点班碰到紧急缺陷需要在立刻处理的问题上，一定要坚持原则，要有一种不达目的绝不放弃的决心，通知专工和班组长无法执行时，可以逐级向其上级反映问题，检修部内解决不了，可以向总工、厂长汇报反映。
二十五、2006年2月25日海恩电厂,5机高压油滤漏油事件分析报告
1、事件经过
(1)2月25日7:05时，,5机发启动令开机;7:22时，,5机并网，正常带负
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荷，当带满基本负荷后，运行巡检时发现,5机高压油滤压差表高压端取样管漏油呈线状，报值长通知检修，并采取临时措施用桶接油。
(2)8:26时，开始切轻油，8:40时发―STOP‖令，8:52时解列，8:54时熄火，机组惰走正常。
(3)9:08时，在做好相应安措(关闭切换站总出口阀、打开高压滤网排气阀及泄油阀、打开燃油喷嘴前排放总阀及14个排放阀)后，值长同意燃机检修无票处理高压油滤压差表高压端取样管漏油。9:55时，检修工作结束，恢复所有安措后，对机组冲油、憋压正常。
(4)10:05时，发―START‖令，10:21时并网，整个故障历时1.5小时。
2、原因分析
此次故障的直接原因是:由于,5机高压油滤压力取样管隔离阀前接头焊缝漏油被迫停机处理。而高压油滤常年轻重油冷热交替经过，导致焊缝金属疲劳脱焊。
3、防范措施
(1)启机前冲油时，仔细巡视管线及接头是否有渗油、漏油现象，及时发现设备隐患，并采取有效措施处理，防止隐患扩大。
(2)加强定期检查力度，特别是带压设备上跑冒滴漏的定期检查工作。
(3)强化带压设备上焊接工作的金相监督检查，确保焊接质量，以延长设备使用寿命。
二十六、2006年4月28日海恩电厂,10机因,5喷嘴漏油被迫停机事
件分析报告
1、事件经过
(1)4月28日7:11时，,10机水洗后并网运行。
(2)8:00时，运行戊值交接班时发现轮机间排气扇88BT向外冒烟，疑为轮机间漏油，对机组轮机间进行检查，无漏油点，只是水洗后轮机间底部有部分水洗后的积水。
(3)08:36时，发现轮机间排气扇88BT向外冒烟颜色变浓，对机组轮机间进行检查发现,5喷嘴前有渗油现象，汇报单元长。
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(4)08:38时，再次检查时发现,5喷嘴渗油发展为线状并对四周喷射，立即汇报值长。
(5)08:43时，值长令手动减负荷停机，并将机组切轻油。9:01时机组解列。
(6)机组停机后，检修更换,5喷嘴与单向阀之间连接卡套管。同时清理轮机间的漏油。
(7)10:32时，机组具备启动条件，发启动令;10:46时，机组并网。全面检查机组无漏油现象。
2、原因分析
此次,10机,5喷嘴前连接卡套管漏油的原因是由于多次拆装导致卡套管老化产生裂纹，使得在机组运行时，高压力状态下发生漏油。
3、防范措施
(1)检修加强检修工艺，拆装元件过程中对于使用周期较长、拆装次数多的卡套等部件应考虑定期更换，下机旧件做检查确认是否可继续使用;否则立即更换新元件，以免在后期运行过程中发生故障，导致机组被迫停运。
(2)运行继续加强定期巡检制度，确保机组运行过程中发生异常时能第一时间发现，避免事故扩大化。
二十七、2006年5月7日海恩电厂,11机高压旁路减温水雾化蒸汽管爆
裂导致紧急停机事件分析报告
1、事件经过
(1)5月7日7:57时， ,10机水洗后启动已至重油基本负荷，11, 机高旁100,运行，高旁后温度132?，高旁前压力5.41MPa，11,机准备暖管冲转。
突然11,机汽机房4米层传出很大的声音，立即到就地检查，发现4米层冒出很大的蒸汽，疑为汽机房蒸汽管暴管，但人员无法靠近判断具体位置，四控值班员立即打开,10炉高低压向空排汽电动阀降低蒸汽压力，由于锅炉压力无法短时降低，8:00时手拍5E将,10机遮断，同时进一步降低锅炉压力后将高低压旁路及锅炉出口电动阀关闭后，4米层噪音消失。
(2)8:20时到11,机4米层查看，为高压旁路一级减温水雾化蒸汽管破裂，立
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即通知就在现场的检修人员进行抢修，汇报调度及厂领导。
(3)经检查，发现,11汽机高压主汽旁路阀的雾化蒸汽管爆管，在弯头处沿管道纵向破裂。后检修人员采用材料为12Cr1MoV的Φ89×6无缝钢管及两个热轧弯头代替原来的管道，经预热到200,300?后，采用全氩弧焊重新安装，在下午15:00时完成抢修工作。,11机再次开机正常，于16:05并网。耽误第五套联合循环运行近8个小时。
2、原因分析
,11汽机高压主汽旁路阀的雾化蒸汽管为Φ89×10的无缝钢管热弯而成。经测量发现，管道破裂处壁厚为1mm，原管壁厚10mm。初步分析，爆管的原因主要有以下几点:
(1)加工工艺方面原因，管道在弯制后一侧变薄。
(2)管道的材料方面的原因:该管道的材料为10CrMo910合金钢管，适用于管壁温度570?以下的蒸汽管道。经金属室作光谱检查，确定金属成分无误。联系了厂家，要求厂家对该管道作进一步的金相分析。
(3)减压阀正常打开后对管道的转弯处造成冲刷。
(4)高压旁路阀存在一定的内漏。阀门的内漏使得冲刷长期存在。根据A-T厂家反馈的意见，认为高压旁路存在内漏而未及时检修，使得雾化蒸汽管长期经受冲刷，使管路减薄，是造成管道爆裂的根本原因。2004年5月曾由A-T公司和我厂对高压旁路进行过一次检查处理，但检修后的效果不佳，长期以来,11机高旁一直存在内漏现象，现高旁后的温度一直在90?左右。
3、防范措施
(1)安排对同类阀门的相同管道进行金属壁厚检查。
(2)加强全厂汽机蒸汽管道壁厚的定期检查。
(3)联系事发阀门的A-T供应商，要求对爆管原因作出合理分析，是否属于管道弯制工艺或材料热处理等问题。并要求其提出整改方案。
(4)检修部将,11机高压旁路内漏问题提到议事日程，争取尽快解决内漏的缺陷。
(5)将本次故障及后续的原因分析、处理情况及时上报公司，提请相关部门引起重视，防范此类故障。
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二十八、2006年5月9日海门电厂,4机延迟并网事件分析报告
1、事件经过
2006年5月9日，,3、,4机热态启动，00:03时,3燃机并网。00:30时，运行人员检查发现,4机两台凝结水泵都间断性不打压。值长令燃机负荷减至40MW，运行人员组织进行系统检查、滤网反冲洗等工作。03:30时因,4机两台凝结水泵仍间断性不打水，运行人员处理无效，通知检修人员。04:00时,4机,1凝结水泵做安措，清洗滤网。05:30,4机,1凝结水泵滤网清洗完毕，接着给,4机,2凝结水泵做安措，并清洗其滤网。05:31时,3燃机开始加负荷，10分钟后,4机,1凝结水泵又不打水，,3燃机再次减负荷。06:30时,4机,2凝结水泵滤网清洗完毕，,3燃机再次加负荷，06:45时,4机冲转，06:56时,4机并网。
2、原因分析
(1)造成此次机组延迟并网的直接原因是凝结水泵滤网堵塞，两台凝结水泵不打水，不能保证机组正常运行。
(2)进一步分析凝结水泵滤网堵塞的原因:一是由于,4机在5月8日22:46时因,3燃机轻油泵进口压力低跳机，高、压低旁路突开，可能把管道中的杂物冲入凝汽器;二是在开机过程中开大高旁时，把凝汽器中的杂物扰起，冲进凝汽器的滤网中。
(3)从清洗的滤网中可以看到有大块的铁质杂物及抺布等其它杂物附在滤网上。
3、暴露问题
运行人员在故障处理时，时间观念不强，缺少紧迫感。从00:30时发现两台凝结水泵都间断性不打压，到03:30时发现运行处理不了，才通知检修来得处理，中间间隔了3个小时。以后遇到此类问题时，若运行没有把握处理好，或处理后没有效果，要及时通知检修人员，不能耽误时间。
4、防范措施
(1)鉴于凝汽器的滤网运行中还比较脏，目前不能拆除，检修部要定期对滤网进行清洗，保证其畅通。暂定每周一次。
(2)在条件允许的时候，检修部要对两台凝汽器进行一次彻底清扫。
(3)对于长期停机的机组，运行保养计划一定要做到汽机侧。
(4)机组启机时，有关专工必须等到机组并网后才能离去。
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二十九、2006年5月13日海天电厂,2机EH油喷油事件分析报告
1、事件经过
(1)220kV和厂用系统正常运行方式;,3、,4机组正常运行;,1机组运行，,2机组为准备启动状态。
(2)2006年5月13日11:56时，,2汽机按照冷态正常启动。12:13时，,2机达到冲转条件后，启动EH油泵，,2机进行挂闸冲转。12:25时，运行值班员在对机组进行检查时，发现EH油撬体大量喷油，立即用对讲机通知控制室值班员，此时DCS画面上EH油位下降较快，同时有,2机EH油位低一值报警信号，运行值班员立即进行打闸停机，停止EH油泵运行。当时油位是437mm(EH油泵启动前是546mm，启动油泵后，油位是513mm)。
(3)经检修人员现场检查，确认是EH油系统A储能器的接口法兰泄漏，立即将A储能器的进口门关闭进行隔离。12:50时，启动EH油泵，检查没有漏油现象，机组重新挂闸启动，一切正常。13:15时，,2机组并网。
2、原因分析
事后，检修人员将此法兰打开，发现是法兰垫一部分没在法兰槽内，说明厂家在安装时存在质量问题，在长时间运行和机组频繁启动油温发生变化，再加上机组挂闸时油压冲击，造成垫损坏产生喷油。
3、防范措施
(1)举一反三吸取此次事件教训，针对各机组油系统阀门，管件连接的紧固件和密封件，应有计划安排人员进行解体检查，尤其是EH油系统，对有怀疑的点和现在有渗漏油的点进行检查，确保不再发生类似的事件。
(2)运行人员应更加认真做好定期工作的执行，及早发现问题，及早解决，避免影响机组在启动时发生问题延误并网或并不了网的事情。
(3)运行应加强启机过程中的巡检和监盘的力度，尤其是在机组冲转开始时就应进行检查，及早发现、及时处理异常情况。运行部合理安排并调度人员，尽可能的保证人员充足，确保机组启动过程中的安全。
(4)在机组启动，尤其是机组大修或备用时间较长的情况下启机，除了保证运行人员的充足，检修人员和安技部相关专业的专工也应到启机现场，进行相应的巡查，确保机组安全
顺利的启动。
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(5)运行人员应做好各种情况的事故预想，做好在现有条件下，发生突发事件的演练，以不断增强各种异常和事故处理的技能。
(6)相关专业人员，探讨调整EH油位低报警值的问题，研究探讨是否有必要调整报警定值，且调整多大的范围最为合适，最有利于运行和检修人员的检查、维护，并报总工程师批准。
三十、2006年5月26日海恩电厂,7机因燃油分配器卡涩熄火遮断事件
分析报告
1、事件经过
(1)5月26日2:51时，,7机运行中突然熄火遮断，当时值班员听到一声巨响，现场查看发现1,3B滤顶盖喷油，立即切至2,3B滤运行，查看MarkV报警有:2:51:56―机组熄火遮断‖，―发电机有功变送器故障‖，―抑钒剂泵转速低于10rpm‖，―重油状态跳闸管路需冲油‖，报值长。
(2)机组惰走时间15分05秒，发电机听音正常。惰走结束后对机组进行冲油，查燃油分配器卡无流量FQL1=0%，打开14个单向阀前排放阀及其总阀和切换站各滤网放油阀进行放油，报值长。
(3)3:50时，检修人员到现场开始更换,7机燃油分配器及处理1,3B滤。
(4)6:50时，检修更换完燃油分配器，1,3B滤经检查是滤筒端盖的密封圈爆裂出现漏油，运行维护班更换密封圈及滤网滤芯;检修工作完毕后，对机组进行冲油放气，冲油FQL1=22%，但发现启动失败排放阀、排气室水洗低位排放阀及轮机间,2轴承下部管道密封处都有大量轻、重油的混合油漏出。经过憋压检查确认:,6、,7、,11、,13、,14单向阀有问题，根据燃油流量判断这几个燃油单向阀处于开启状态，即停止冲油。7:16检修请示当班值长，更换,6、,7、,11、,13、,14单向阀。
(5)7:21时，机组选高盘起机进行吹扫20分钟，已打开轮机间各低位排放阀及排气室低位排放阀，手动启动88BT2及88TK1/2运行;吹扫过程中，查透平间冒出大量油烟气，启动失败排放阀及排气室低位排放阀有油流出;经吹扫20分钟后已不见有油流出，7:41时发停机令。
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(6)7:55时，检修更换完单向阀;8:00时，机组进行冲油放气，查FQL1=20.93%，FQLM1=2.29kg/s，憋压各喷咀压力均为6bar，各低位排放阀不见有油流出。
(7)8:25时，机组高盘起机;8:55时，转自动点火;9:03时，空载;9:08时，并网;9:25:46，带满基本负荷。
(8)本次故障历时6.27小时，,7机跳机后，当班值长请示调度，3:12时,10起机，3:26时并网，3:52时带满负荷，实际影响负荷1小时。
2、原因分析
(1)F9-4, 燃油分配器于2005年12月28日在,7燃机专项检查上机，截至2006年5月26日，该分配器已运行2424.3小时。经检查判断，因燃油分配器卡涩造成,7机运行中熄火跳机，关于燃油分配器卡涩的原因待解体后进一步检查分析(,1燃机大修结束后).
(2)关于单向阀的卡涩原因初步分析认为，机组熄火遮断后，缺少必要的轻油燃烧过程;
燃油管道中重油没经过轻油置换冲洗，造成单向阀芯因重油残留油渣卡涩，回位弹簧不能将阀芯关闭。
3、防范措施
(1)对于运行达到2500小时以上的燃油分配器加强跟踪，同时结合机组点火、熄火状况及相关参数的变化情况及时安排下机检查。
(2)多准备一些单向阀备件，便于应急使用.
(3)燃机熄火跳机后，根据规程规定条件满足时对机组进行冲油，检查燃油分配器及单向阀是否卡涩，且适当延长冲油时间。
三十一、2006年5月30日海恩电厂,7机启机过程中因雾化空气管道带
水熄火遮断事件分析报告
1、事件经过
(1)5月30日2:15时，,7机开始进水水洗;4:40时，水洗完毕发停机令，4:45,7:00时检修更换88QA，7:50时机组选高盘发启动令进行冷拖。
(2)8:18时，检查雾化空气系统各低位排放阀无水排出，关闭水洗后未恢复的相关低位排放阀。
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(3)8:20时，转―AUTO‖位，机组点火，,D点着2秒后,A,B,C点着(TNH 15.11%)，升速至24%TNH时,D火焰失去，5秒后,C火焰失去，升速至28.29%TNH时,B火焰失去，1秒后机组熄火遮断，汇报值长。惰走后对机组冲油检查FQL1 17.84%，三机表决一致，14个喷嘴前压力均为6BAR，对切换站各滤网排气无气。
(4)8:35时，在―CRANK‖位启机冷拖机组,8:43转―AUTO‖，TNH 14.43%点火，,C,D—1秒后—,A,B，升速至21.12%TNH时,C火焰失去，22.83%TNH,D火焰失去，24.6%TNH,B火焰也失去;8:44:15 熄火跳机，汇报值长。经廖毅军总工同意热控将暖机FSR由16%调至20%。
(5)9:12时，选―AUTO‖发启动令，9:17:13 点火，TNH 10.40%，,C,D—2秒后—,A,B，升速至TNH 22.58%，,C,D火焰失去，TNH 23.36%，,B火焰失去，机组熄火遮断。
(6)10:00时，检修拆开雾化空气预冷器底部排放管接头放水，拆开后发现有大量水排出(约排了3分钟)。
(7)10:06时，启高盘检查雾化空气预冷器底部排水干净后将低部排放管接头回装。10:20停机。同时热控将暖机FSR 由20%改回为16%。
(8)10:38时，再次启机，10:43:15点火，四支齐着，TNH 10.55%，升速至TNH 19.07%时,C火焰失去，TNH 22.32%时,D火焰失去，TNH 28.32%时,D火焰着，TNH 28.97%时,D火焰再次失去，TNH 32.05%时,D火焰重着，TNH 37.64%,C火焰着，至此四支火焰正常。TNH 53.37%，,B火焰闪烁两次;过临界TNH 45.77% /4.7/BB2;TNH 78.65%/7.7/BB2。
(9)10:53时，空载满速，检查机组无异常; 10:55时，并网;11:30时， 带满负荷。 本次故障实际影响负荷2.92小时。
2、原因分析
由于水洗过程中雾化空气系统总进口蝶阀关不严，水进到雾化空气预冷器气侧管道后，因该管道底部排放管装了堵头水排不出去，机组启机点火后随着转速的升高(TNH20%以上)，
雾化空气管道负压增大，将管道存水抽到14个喷咀致使火焰燃烧不良，最终导致机组熄火跳机。
3、防范措施
(1)针对本次事件和水洗后,7机经常出现第一次点火不着现象，要求检修近期将雾化空气预冷器气侧底部排放管堵头拆除后在该处加装放水管和阀门，以方便水
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洗后对雾化空气预冷器底部进行排水。
(2)雾化空气系统总进气蝶阀后低位排放阀不在管道最底部，将其改至最底部。
(3)因雾化空气系统总进气蝶阀关不严，检修在机组小修时将该蝶阀进行处理。
三十二、2006年6月18日海恩电厂,1机排气温差大遮断事件分析报告
1、事件经过
(1)6月17日06:58时，,1机启机至空载满速时MarkV发―燃烧故障‖报警，查TTXSP1为175.8?，TTXD-9:103?，其他测点均为270?。
(2)07:22时，TTXD-9为213?，TTXSP1为341.5?，其余测点均为530?以上，MarkV发―排气热电偶故障‖，07:38 时TTXD-9突变为543?，报警复归，显示正常，TTXSP1为30.5?。
(3)10:18时，MarkV发―燃烧故障‖报警，TTXD-9在 260?左右波动，经热控人员将TTXD-9与TTXD-15并接后显示均为550?。
(4)18日零点班，热控人员更换TTXD-9的补偿导线，MarkV盘内TTXD-9与TTXD-15短接线已取消，MarkV显示正常。
(5)18日零点班启机正常，空载时TTXSP1为7.3?，07:23时并网带30MW，07:52时接令带60MW，08:10时接令带基本负荷。
(6)08:29:49，发―负荷间温度高‖报警，查TTIB1为425?;08:31:42，发―排烟温差高遮断‖报警，机组遮断，查TTXSP1快速上升:由34?130?250?，,1、6、10、11、12点排烟温度快速下降至300,400?，检查各喷嘴，燃油管道正常，无漏油痕迹;08:44:36，盘车投入后全面检查机组及冲油均正常。
(7)09:37时，经总工同意后，机组选―CRANK‖位发STRAT令;09:40时，检查启动失败阀无油流出，转AUTO;09:41时，机组点火，,C,D1s?,A,B，TNH为12.21%，检查机组各喷嘴前压力均为9.8bar。
(8)09:46:07，机组转速为43.79%，TTXM为550?，温差TTXSP1为474.6?，TTXD1_1至TTXD1_12排气热电偶只有100?左右，其他热电偶温度在500?，即发―STOP‖令，机组转速为43.79%。
(9)停机后对系统全面检查发现水平烟道第一道膨胀节处保温棉有损坏，漏气
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造成燃机左侧排气热电偶TTXD1_1,12，TTIB1，,3瓦振动及三级叶轮后测温电缆均被烤坏。
(10)热控检修立即进行更换电缆，热机检修安排锅炉人员对膨胀节进行处理，于当晚处理完毕。
2、原因分析
(1)水平烟道第一道膨胀节是2001年机组安装后运行至今，2005年制定大修计划时，根
据蒙皮、内部填料及内层插板状态良好，未列入2005,06年度大修计划。由于,1机今年大修时间长达半年引起烟气通道过量收缩，加上连续阴雨天气、保温大量进水后不能及时排除和烘干，使得膨胀节内填充材料、挤压引起自补偿失效，加上蒙皮的脆化造成在热态高温正压气流作用下穿破、漏烟。
(2)由于水平烟道第一道膨胀节破损，大量的约540?左右排气直接吹向膨胀节下旁边左侧排气热电偶TTXD1_1,12，TTIB1，,3瓦振动及三级叶轮后测温电缆桥架，使得上述电缆被烤坏，导致排气温度大幅波动，机组因排气温差大跳机。
3、防范措施
(1)热机分部锅炉专业根据我厂锅炉结构特点制定膨胀节保温加工工艺，同时规范使用周期(暂定为每两年进行全部更换大修)，从而保证膨胀节能安全可靠运行。
(2)热机分部锅炉专业对全厂9E锅炉膨胀节进行全面普查，如有隐患，及时安排时间处理。
(3)热控、电气专业对机组内经过高温区域的控制、动力电缆，利用小修、大修期间进行技术改造，将上述电缆改走向，使其远离高温区。
(4)热控、电气专业对于经过高温区域的控制、动力电缆桥架内加衬保温材料，桥架外侧用保温棉包裹，以隔离高温辐射烘烤。
三十三、2006年6月21日海天电厂,3燃机,4喷嘴卡套接头漏油被迫
停机事件分析报告
1、事件经过
(1)2006年6月20日，检查发现,3燃机,4喷嘴卡套有渗漏油现象，为避免在运行中发生扩大的可能，影响机组正常运行，检修人员更换了新的卡套。
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(2)2006年6月21日10:13时，,3燃机启机后负荷升至35MW，开始切重油。10:18时，在切重油过程中，燃机值班员发现轮机间,4喷嘴卡套连续漏油，运行人员立即快且轻油，负荷降至8MW，漏油量减小。现场处理无果后，考虑机组运行安全，申请停机，10:31时,4机组解列。
(3)机组解列后，检修人员拆开,4喷嘴卡套，检查发现卡套螺纹有很小一段被咬坏。更换了新卡套，充油憋压未发现异常。11:32时，机组恢复备用。
2、原因分析
经检修人员反映，在6月20日更换卡套过程中，很注意对口，且担心漏油，在紧固时均拧得很紧。由此可见，该卡套存在质量原因，同时检修质量也存有一定的问题。
3、防范措施
(1)加强检修和装配工艺质量。
(2)加强备品配件质量的管理。
(3)燃机检修和维护过程中，最好踩设备实体，尽可能避免踩卡套后边油管路上下，以免发生变型影响装配质量。
(4)加强设备定期巡回检查质量，提早发现问题，及早处理。
三十四、2006年7月19日海恩电厂,3炉烟气挡板故障导致机组被迫停
运事件分析报告
一、事件经过
(1)7月19日，,3机点火成功。07:05时，运行乙值启炉开档板，途中发现挡板电源跳闸、打不开门，挡板门开度约25,。手动摇挡板也无法打开，立即通知锅炉检修处理。由于短时无法打开挡板，值长下令停运,3机，8:18时,3燃机解列。7:55时检修人员到达现场，经检查发现:主蜗杆端部并帽已完全脱落，挡板门主蜗杆部分壳体的铸铁端盖已被承载主蜗杆顶到脱落，圆型螺母的并帽沿法兰口顶裂掉，中间盖体已随内部油脂一起掉落地面。
(2)为尽快开门、启炉，对此并帽端口已损坏的少量螺牙经车削、整修后复装，但旋入约3/5，就再进不去了。经分析受力方向后，决定用电操点动方式试启，点动
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三次均发现传动机构内有异音，电机过载保护动作。初步分析为传动系统内部已出现机械卡涩，故不再继续电动硬开和手动硬摇，以避免造成电机烧毁或内传动部件损坏的扩大。
(3)经研究后，采用按常规的用葫芦拉顶、拉方式，以减轻档板自重，再采用人工摇的交替办法逐步试开档板，情况正常。当打开到约40度、感觉拉动和传动载荷大为减轻时，试投电动近操方式开门。经连续三次点动(二次短、一次长)动作均正常，后即按此电动近操方式将档板门直接打开至全开位置。
(4)现场清理及全部安措恢复后，18:27时,3机并网，19:10时,4机并网。
2、原因分析
(1)挡板故障的主要原因是主蜗杆并帽脱落，造成承载主蜗杆外移、顶坏端盖。
(2)主涡杆失去支撑的过量进位使得蜗轮、蜗杆牙间产生咬卡，造成前级传动保护机构打滑发出异音和执行电机过载保护动作。
(3)档板在小角度(约0~25度)或减轻档板自重(大角度下辅用外力拉)下，可手动摇和电动启门，证明现执行器功能正常，卡涩、过载问题应出在主蜗轮、蜗杆部分或挡板的主轴承上。需安排做进一步解体检查。
3、防范措施
(1)为确保当前保电期间的安全生产，该档板门现已固定在全开位置并已切断电源，锅炉按无档板方式运行;运行方面注意调整,3炉启停时无挡板的操作方式，特别是在,3机水洗时由于无挡板，锅炉启动前会产生大量的冷凝水，值班人员要加强启炉前对管道的疏水。
(2)由于抢修时只是为了尽快打开挡板启炉，现传动机构的主蜗杆并帽也只旋进约3/5，且内部卡涩、是否有损坏等情况仍不清楚，问题也没有得到彻底消除，所以该挡板传动机构需年底安排解体大修。
(3)档板目前已全开到左右两个上限位已触到的位置，但旁通烟囱仍存在少量的漏烟，需要在燃机水洗期间停炉安排检查、处理，处理时明确不动档板，只用现场堵漏办法解决;在设备大修前必须坚持对挡板变形、漏烟情况的定期检查，以确保挡板处在正常打开位置，没有较大的漏烟。
(4)如大修后仍使用档板，检修部应改进对该设备的定检办法，确定合理定检周期，以满足设备安全生产要求。
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三十五、2006年7月19日海恩电厂重油小分离机顶盖碎裂事件分析报
告
1、事件经过
(1)7月19日0:50时，重油运行值班员发现小分离机不能自动排渣，而现场检查分离机的振动、声音、电流正常，手动按排渣按钮也不能排渣。当即通知正在重油车间进行其它检修工作的维护班人员进行检查。
(2)维护班人员到现场检查未发现异常情况，于是用对讲机通知重油控制室进行手动排渣。
(3)当值班人员按下手动排渣按钮后，一声异响，小分离机上端盖碎裂，进出油管接头断裂，上端盖有一半砸到地上，幸好未伤及检修人员，在现场的维护班人员立即通知控制室停掉小分离机。
2、原因分析
(1)此次故障的主要原因经初步分析认为:小分离机已经运行十五年之久，设备老化、金属疲劳而抗振性较差，所以在自动排渣失灵、小分离机内积渣过多的情况下进行手动排渣时，受到瞬间压力冲击，加之内部积渣过多未全部排出引起偏渣振动，致使顶盖碎裂和进出油管接头断裂。
(2)小分离机不能自动排渣的原因有:机械卡涩或控制系统故障，究竟属那方面的因素造成，有待顶盖修复后进一步查找。
3、防范措施
(1)电厂重油处理设备的金属监督工作一直以来是空白。故要求运行维护班与检修金属室立即进行重油处理设备的金属检测项目与计划的拟定工作，重点从主要的承压部件、旋转部件开始，通过定检、大修逐步实施，并作为今后的定期工作。
(2)针对重油处理设备的老化情况，运行部组织进行危险点的检查、辨识工作，以期让每个运行、维护等相关人员有清楚的了解，做好自我防护。
(3)在重油车间巡检、操作、检修必须穿长袖工作服。
(4)分离机出现自动排渣故障，必须确认该分离机附近无人停留后才能在控制室进行手动排渣一次，若发现异常需到现场进行检查时，必须站在安全地带进行观察，以防发生意外伤害。
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三十六、2006年8月18日海恩电厂,4机AST油母管压力开关取样阀泄
漏跳机事件分析报告
1、事件经过
(1)8月18日17:35时，四控单元长巡检发现,4机AST压力开关取样一次门门杆与压紧螺母间大量向外喷油，喷油形成喷雾状，人员无法靠近;立即用一大块抹布覆盖于漏油处缠紧，但漏油仍在增大。值长立刻通知检修，运维及警消队到场，并密切注意机组状态，跟踪EH油系统相关参数，做好跳机准备;当时检查AST:13MPa，ASP:7MPa，OPC:13.5MPa压力均正常。
(2)17:37时，就地检查EH油箱油位470mm(最近正常运行值505mm)，使用容器接住漏油，以防止漏油大量喷射到前箱右侧高温部件以及4m和0m的蒸汽管道上，当时检查4m和0m的蒸汽管道已有少量烟气。检修人员检查完现场返回取工具。漏油处压力较高13MPa，后呈现线状大量漏油。值班人员为了减小漏油曾想用扳手紧固压紧螺母，由于压力高，管道细怕有暴裂危险，后改为手动缓慢关小压力开关取样一次门，试图减小漏油情况。
(3)17:38时，将阀门门杆回旋半圈左右时，机组AST压力低遮断，机组跳闸，汽机最高转速达3162rpm，汽机拉旁路进入惰走，过临界1516rpm，瓦振22μm、10μm、54μm、75μm，
转速1110rpm，轴振3x/3y:249/112μm。主要报警如下:ASP压力低、OPC压力低、AST压力低、汽机保护全停、灭磁开关联跳、汽机主汽门关闭、1104开关状态。
(4)17:39时，检修人员到场，停运EH油泵。经检查，发现阀杆与阀杆密封螺母间隙处有少量黑色残渣，判断阀杆密封件有局部损伤。检修采取临时措施:强力紧固密封螺母，压死受损密封件;此阀需待有备件时更换。
(5)17:44时，运行启动EH油泵并试挂闸，AST、OPC、ASP油压正常，检修阀门无渗漏，处理后效果良好。清理完8m、4m、0m的EH漏油，检查附近高温管道确认无引燃危险。
(6)机组重新启动，17:54时,4机并网。
2、原因分析
漏油的阀门是AST油压开关PS9216和PS9217的共用一次阀，由于为减少漏油关小此阀，造成AST压力开关三选二动作，经过ETS去关闭了主汽门，然后主汽门联跳
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发电机出口开关和灭磁开关。从阀杆与阀杆密封螺母间隙处有少量黑色残渣看，阀杆密封件有局部损伤是造成漏油的原因。
3、防范措施
(1),4机跳闸后汽机最高转速达3162rpm。跳闸的原因是由于AST压力开关动作，发信号到ETS，汽机跳闸后―主汽门关闭‖触发发电机跳闸，SOE报警事件顺序也是如此，理论上不应该导致汽机转速飞升至3162rpm，此问题经讨论后怀疑汽机跳闸后可能补汽主汽门关闭滞后，导致转速飞升，要求热控部用电秒表实测补汽主汽门关闭时间再做研究。
(2)目前对此漏油的针阀结构不是很清楚，对于流开式阀门，关小阀门可以减少阀杆处漏油，而对于流关式阀门开大阀门反而可以减少阀杆处漏油。在有此阀备件时，检修机务负责解体检查弄明白此阀的结构。另外在事故处理过程中，当时如果如能考虑采用退掉AST压力低保护后，再去操作，或许能避免跳机。
(3),4机EH油箱没有油位变送器(其它机组有)，在控制室无法监控油位，要求检修部利用,3机大修期间，增加,4机EH油箱油位变送器，并增加相关的油位低报警，以方便运行监控EH油箱油位。
(4)检修部负责对全厂各台燃机汽机的高压油系统进行全面的检查，发现有渗油、漏油的部位立即采取措施整改。对于一些重要的阀门，要及时定好备件。
(5)EH油具有很强的腐蚀性，在本次事故处理中，运行人员身上、脸上都溅有少量的EH油，针对接触EH油的安全注意事项，由运行部程业韬负责起草一份宣传小知识在厂报中刊登。
(6)对于热控元件的隔离阀的检修责任划分，现明确规定:对于有两个以上(含两个)的隔离阀，一次阀检修责任归热机检修，其余归属热控检修;如隔离阀只有一个，检修责任归热机检修。
三十七、2006年9月22日海天电厂,3燃机喷嘴充放油阀漏油被迫停机
事件分析报告
1、事件经过
(1)2006年09月22日01:00时左右，燃机值班员发现,3机,8燃烧室充油排
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放阀有渗油痕迹，通知燃机专工处理。07:10时左右，燃机检修人员对其进行了紧固。07:58时，进行充油憋压，检查无渗油现象。
(2)08:17时，,3燃机并网，预选负荷40MW，检查轮机间无渗漏油现象。08:20时，开始切重油，检查发现,8喷嘴充油排放阀前接头有渗油现象，约30秒一滴，当时燃机专工和检修人员都在现场进行观察。08:34时左右，燃机负荷60MW时漏油加剧，连成一线，检修人员及时进行处理，但没有什么变化，要求停机进行处理，并将负荷减至40MW。08:43时，机组解列。
(3)停机后，检修人员立即进行处理，拆开手阀检查接头没有发现任何问题，决定再换一个阀门，并将连接管割掉一截，重新更换卡套，将其装回，09:30时处理完，并进行充油憋压试验正常。机组于10:01时并列，观察无问题。
2、原因分析
事件主要原因是阀体和卡套配合不好，运行以后，随温度升高，发生漏油。
3、防范措施
(1)严把备品备件质量和验收关。
(2)加强检修工艺，尽可能不让连接部件受力而产生变形。
三十八、2006年9月28日海门电厂,1燃机跳机事件分析报告
1、事件经过
2006年9月28日，,1燃机带负荷100.4MW，烧重油运行，FSR=62.46%，TG重油泵出口压力FFU1=5.1bar，重油滤压力FFU2=4.4bar，重油滤压差12psi，双联滤压差0.1bar，主燃油泵入口压力2.3-2.4bar。
20:15:26时MKV发出LIQUID FUEL PRESSURE LOW(燃油压力低报警);
20:15:29时MKV发出LOW LIQUID FUEL PRESSURE TRIP(燃油压力低跳机); 20:15:31时,1燃机发电机出口开关跳开报警，,1燃机熄火。随着,1燃机的熄火，,2机快速降负荷解列。21:45时清理完Y型滤网后，21:10时中调同意将,1、,2机恢复备用。
2、原因分析
(1)由于电厂的重油处理设备为静电式重油处理系统，脱渣能力差，加之油库
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罐容小，重油没有时间沉淀，造成燃机油系统滤网容易堵塞，滤网清洗和更换频率较其它同类电厂要高得多。跳机前，虽然重油滤、双联滤、高压油滤没有达到报警值，但由于Y型滤网压差较高(没有检测仪表)，使得燃油系统的累积压差已经很大，造成主燃油泵前压力低至跳机值，引起,1机跳机。
事后将拆下的Y型滤网放在灯光下，光线透不过去，说明Y型滤网严重堵塞是造成此次跳机的直接原因。
(2)Y型滤清理和检查是燃机小修时应做的定期工作。,1机9月15日刚完成一次小修，到本次跳机只运行了十几天，说明小修时此项工作没有认真地做。定期工作执行不利不仅是此次跳机的主要原因而且将为以后的设备安全带来重大安全隐患。
3、防范措施
(1)将Y型滤网内衬细网拆除，减少重油三通阀到主燃油泵入口管道的压力损失。Y型滤网位于双联滤之后，主燃油泵之前，其作用是防止双联滤到Y型滤之间的管路内异物打坏主燃油泵。电厂机组运行已经半年多时间，此段管路除手阀外没有其它设备，管道中已没有什么杂质，因此可以考虑拆除Y型滤网的内衬细网，对机组运行不会造成影响。
(2)检修部应加强定期工作的管理，严格执行定期。安技部应认真地履行技术监督的职责，每周对定期工作的完成情况进行一次检查，并将检查结果上报厂部。
三十九、2006年10月7日海门电厂,4机延迟并网事件分析报告
1、事件经过
2006年10月7日，第二套联合循环按调度令启机，8:09时,3机带负荷87MW，,4机高压自动主汽门前蒸汽压力4.52/4.49Mpa，温度460/449?，挂闸，此时盘车跳闸，转数已上升到13.17rpm。
8:10时开,4机主汽门正常。因昨日在开机时到60%就出现过卡涩现象，故今日又在盘上进行了打闸试验，检验是否正常。打闸后发现主汽门迟迟不能关回，就地检查发现主汽门在20%开度卡住，不能关闭。随即挂闸、打闸(盘上就地)3次，主汽门仍然毫无反应。立即停止EH油泵，待EH油压泄至0Mpa时，主汽门仍然不能关闭。此时,4
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机转数已上升至116rpm。重新启动,1EH油泵待EH油压正常后重新挂闸、打闸，主汽门未见反应，立即启动,2EH油泵，,1、,2EH油泵并列运行，然后打闸、挂闸后，主汽门缓慢关闭。
8:15时值长令,3燃机在保持排烟温度不变的前提下降负荷，随后,3机负荷一步步逐渐降低至57MW，此时IGV关至57度，,3机排烟温度为490?C左右，并令严密监视,4机胀差，缸胀，以及汽缸内壁温度变化情况。
8:17时停掉,2EH油泵，就地盘上进行了3次打闸、挂闸试验，均发现,4机主汽门打闸后只能关闭至20%，就无法再继续关闭。就地检查EH油系统无异常，各压力表显示值正常，各管路接头无泄漏，挂闸、打闸后，ETS画面各参数及报警显示正常，AST、OPC、ASP等压力变化正常，各电磁阀带电失电情况正常。打闸后AST立即降至0.4Mpa，约2min后将为0，OPC油压立即降至0.4Mpa，约3min后将为0，因为系统有蓄能器缓冲，故此现象正常。于是将此情况通知了热控及机务负责人，并将情况汇报运行部长。
8:30时,4机又挂闸、打闸了4次，仍然在20%卡住，后来进行挂闸、打闸了5次能关闭，但是在关闭至20%时明显停顿，然后才缓慢关闭至0。8:48时机务负责人到现场，然后5次挂闸后，打闸又能顺利完全关闭，但是关闭时间较缓慢。
8:51时,4机挂闸、打闸后，又发现高压主汽门每次关闭至12%时明显停顿，才缓慢关闭至0。挂闸、打闸9次仍然如此。
9:08时将情况汇报运行部长后，令停机。申请省调后，同意,3机停机。,3机开始切轻油停机。
9:15时检修机务人员到现场，检查发现,4机高压主汽门操纵座内弹簧座连接部件和操纵座内壁刮花拉毛(宽约5cm，长为整个行程)。
9:18时,4机事件处理中最后一次打闸后的各参数:
从上表看出，主汽温大约上升了9?C左右，缸温下降了约10?C，胀差由,0.2mm变为正的0.08mm，缸胀未变，轴移由,0.03/,0.02mm变化为0.03/0.04mm，综合考虑，
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说明在整个处理过程中只是转子受到了轻度加热而已，故此并未对汽轮机的寿命有较大影响。
本次事件从08:10时第一次挂闸、打闸开始，一直到09:18时最后一次打闸结束，一共挂闸、打闸共计32次。
9:36时机组解列，,4机断掉,12EH油泵电源，检修开始处理。将高压主汽门操纵座内弹簧座连接部件和操纵座拆出后，打磨，并涂抹二硫化钼。
11:25时检修处理好,4机高压主汽门，挂闸、打闸(就地/远方)正常，并用锅炉余压4.0Mpa充压至主汽调门前后挂闸、打闸正常，只是关闭时间稍微缓慢。
11:35时汇报省调,4机缺陷已经处理好，申请开机，其同意在13:30在并网。13:13时,3燃机发启动令，13:28时,3机并网。13:40时,4机挂闸、打闸两次均正常，开始冲转，13:57时,4机并网。
2、原因分析
(1)主汽门操纵座整体安装质量有缺陷，预留间隙太小，另外弹簧座材料表面光洁度不够，加工表面明显粗糙。这是造成主汽门开、关发生卡涩的主要原因。
(2)由于主汽门操纵座内壁材料质量不好，在主汽门长时期的开、关过程中，内壁刮花拉毛，宽约5cm，长为整个行程，使得主汽门开、关不灵活，摩擦增大，这是造成近期主汽门开、关发生卡涩的直接原因。
3、防范措施
(1)机组停机打闸时，运行人员应就地查看主汽门是否关闭迅速，有无迟钝现象并记录主汽门的关闭时间。变化较大时要及时通知检修人员检查处理。
(2)检修人员应定期进行主汽门、调速汽门的检查.并核对弹簧预紧力是否足够。
(3)运行值班人员应定期进行自动主汽门、调速汽门的严密性试验，确认是否符合标准，不合格时要及时调整和处理。
四十、2006年10月9日海恩电厂,4机滑油泄漏事件分析报告
1、事件经过
(1)10月9日早，,4机按计划时间于7:21时并网运行。
(2)7:26时，运行值班人员在四控0米层巡检发现,4机滑油箱顶部有一根管
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道法兰处大量喷油，经确认为主油泵出口至,2射油器入口法兰，立即通知四控值班单元长。
(3)7:27时，四控值班单元长得到巡检人员的汇报后紧停,4机;,3机快速减负荷;打开,3炉高低压过热器向空排气门;开启,4机真空破坏阀，使汽轮机尽快惰走结束。
(4)7:30时，当,3机减负荷至60MW时，为防止真空破坏旁路关闭后锅炉超压，紧停,3机;将补充油箱内的半罐滑油补至主油箱。
(5)7:58时，,4机惰走结束，滑油泵切换至直流油泵运行，由检修人员开始处理泄漏点。经拆开法兰发现垫片已冲烂，遂进行更换。
(6)9:02时抢修结束，现场漏油清理完毕。经启动高压油泵试验法兰无漏油。
(7)9:07时，,3机发启动令;9:31时，,3机并网;10:02时，,4机并网。本次故障历时1.59小时。
2、原因分析
法兰垫片冲破是引起本次故障的直接原因。该垫片为耐油纸垫，经初步分析为高油压以及运行中的振动、冲击使得垫片老化、性能失效而造成破裂。
3、防范措施
(1)热机分部负责咨询是否能购得更为可靠的替代产品。
(2)热机分部负责普查同类型的汽机高压油管道的垫片是否有老化以及法兰松动情况。
(3)运、检两部加强应急预案的编制与演练，提高突发事件的快速响应能力。
四十一、2006年10月末海恩电厂,8汽机连续三次惰走振动异常事件分
析报告
1、事件经过
(1)10日28日，运行值班员发现,8汽机晚上停机惰走时，出现振动异常。随后，29日和30日两天晚上停机惰走过程中，出现同样的振动异常。主要现象是,1瓦振动在1800rpm附近出现一个高值。该机汽机转子的一阶临界转速在1807rpm，但以前在该转速下的临界转速特征不明显，,1瓦振动值大约在40μm左右;近三次停
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机过程,1瓦振在1800rpm附近均达60μm以上，过1500rpm轴系临界时，,1瓦振动值也较以前高，达67,70μm，往常一般在50μm左右。这几次停机的运行操作方式跟以前比没有变化，均在2500rpm时破坏真空;在运行中和停机过程中，瓦温稳定无异常。30日晚停机时瓦温为51/51/42/45?，瓦振分别为8.0/25.5/12.9/8.6μm。报检修部检查。
(2)检修部人员为了检查振动升高原因，于10月30日晚停机后进入凝汽器内部检查末级叶片，叶片完好，最末端阻汽片完好无损。但在凝汽器里面发现以下物件:a、阻汽片3510mm一根;b、阻汽片2290mm一根;c、阻汽片1230mm一根;d、压条2520mm一根;e、压条990mm一根;f、压条1220mm一根。
(3)检修人员查阅图纸，末级叶片阻汽片半周长约3510mm，所以可以判断这些物件为脱落的末级隔板高压侧阻汽片及其镶装压条。其中a为完整的半周，b和c为断开的半周;d和e为断开的半周压条，f为断开的压条。f的其余部分，总长约1.3m，未找到，属于安全隐患。但由于压条在阻汽片的外侧，所以对应的半周压条必定已经掉出。因为掉出的两个半周阻汽片分布于末级隔板的高压侧，所以现场看到的最外侧的阻汽片完好。全面检查凝汽器内可视范围，未见其他杂物。
(4)检修将上述情况汇报厂部领导，经领导同意后于11月9日进行揭缸，17:00时左右汽缸吊出。发现以下问题:
1)第12级隔板上半的叶顶汽封基本已经磨平，未脱落;下半剩下最后一列，但由于水蚀的原因已经变薄。所有镶装槽均由于水冲刷和锈蚀变浅变宽;12级动叶中部呈现多处打击痕迹。末级动叶进气边、叶片顶部型线与叶片围带转接处出现沿叶高10mm左右，深度普遍在3,7mm的缺口。
2)第11级隔板上半四列叶顶汽封片全部脱落，隔板下半最后一列叶顶汽封脱落;其中一些残余的部分在转子的作用下在右侧中分面卷成一小团，悬挂在中分面。脱落的汽封镶装槽变浅变宽;11级动叶片中部也有十分轻微的打击痕迹。
3)第10级隔板上下半的最后两列叶顶汽封均已经脱落。其他级完好。
4)前轴封前5圈变形，汽封弧度变得较小，需更换。隔板汽封和后轴封基本完好，未见严重的磨损及卷边现象。但部分存在卡涩现象，应该是安装槽锈死或弹簧片弹力失效的原因。
(5)后经保险公司同意后，将转子抽出，并拆除前轴封、后轴封及各级隔板汽封、清理并复装，检查汽封是否损坏及卡涩，损坏的购买备件更换。对于弹簧失效的
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汽封，更换弹簧片。现正在进一步检修中。
2、原因分析
(1)上述阻汽片脱落的原因:为长期的汽水冲刷，导致镶装槽腐蚀，或者镶装不良所致。
(2)物件在脱落过程中通过末级动叶时，会导致机组振动瞬间升高，应该是这几次停机过程的振动异常的主要原因。
3、防范措施
(1)运行人员加强对机组在运设备的监控工作，尤其是对机组过临界转速振动存在的异常问题加强跟踪，并及时通报检修人员。
(2)检修人员同时也需要加强对设备关键数据的跟踪和及时的检查，对于出现的异常，在现有的手段下，做最大能力的检查，确保设备安全运行。
四十二、2006年11月7日海恩电厂,3机顶轴油管出现裂纹被迫停机事
件分析报告
1、事件经过
(1)11月07日06:00时，启机前检查正常，充油憋压正常，管道无漏，顶轴油压:母管85bar、,4瓦80bar、,5瓦80bar、,6瓦26bar。
(2)06:35时，机组发启动令起机，06:48时空载满速，检查机组无异常，滑油油压:母管7.3bar、,4瓦0.95bar、,5瓦1.05bar、,6瓦1.5bar。06:54时切重油，07:07时切重油到位，检查机组正常。07:18时带至基本负荷。
(3)07:48时，巡检发现,3发电机,4瓦顶轴油进口管道弯头处线状漏油，立即报值长同时手动快速降负荷停机，合上主变地刀。
(4)07:54时，到现场检查发现油流量加大，成雾状喷油，接运行部长令，手拍5E停机。
(5)07:55时，断开,3机交流顶轴油泵88JA、直流顶轴油泵88JE、交流盘车马达88TG-1、直流盘车马达88TG-2电源。08:18时机组转速到零，轮间温度最高400?。
(6)检修人员赶到现场仔细检查，发现,4瓦顶轴油管进口弯头处出现一长达
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30mm左右的裂纹。立即对此管路进行更换，并对此管路可能与周边管路发生摩擦的部位采取了包扎一层橡皮垫的防护措施。
(7)08:24时，机组,4瓦顶轴油进口管道弯头已更换完毕。经检查无漏，投交流顶轴油泵88JA(电流11.5A)，顶轴油压:母管85bar、,4瓦80bar、,5瓦80bar、,6瓦26bar，经检查无异常，投上盘车(电流14A)，听音正常。
2、原因分析
此次事件中,4瓦顶轴油管是印度出厂的随机件，随着年限的增加，出现裂纹的部位既有材料脆化的强度问题，也有接近弯曲的部位属于薄弱部位(管道外部在弯制时拉伸减薄)，在长期高压油的冲刷出现了裂纹。
3、防范措施
各部门加强设备巡视，严格执行巡检制度，尤其是对机组设备存在的老化问题进行跟踪，对机组设备加强监督工作，确保设备安全。
四十三、2007年1月18日海天电厂,3燃机,7喷嘴卡套漏油造成紧急
停机事件分析报告
1、事件经过
(1)2007年1月18日7:16时，,3燃机并网;7:19时负荷25MW，开始切重油。7:32时负荷70MW，运行值班员对燃机进行巡检时，发现轮机间,7喷嘴卡套处漏油严重，立即进行紧急停机，并通知值长，值长汇报调度及电厂相关人员。
(2)燃机专工和检修人员到现场后，打开多端口排放阀vp1、vp2管线放油，分解拆下,7燃油喷嘴前、燃油单向阀后3/4寸卡套短管，经检查是卡套锁紧环处有斜向长度约8mm的裂纹。
(3)检修人员立即将检修中的,1燃机3/4寸卡套短管更换到,3燃机上，经充油检查无问题，同时彻底清理轮机间的积油后，申请调度起机，9:13时,3燃机重新并网。
2、原因分析
(1)经对电厂拆下的卡套检查结果分析，管材的质量存有缺陷。据了解，省内同类机组曾发生过2起3处卡套同一位置裂纹事件。
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(2)检修人员在管件连接时，为使不发生漏油事件，大力紧固，产生扭力使管件变形。随机组长期运行和起停，以及温度变化和振动，造成裂纹进一步扩大。
3、防范措施
(1)每次进行检修时，对可能发生的裂纹管件、接头进行细致的检查，不但要对管件外部进行检查，还要对管件内部进行检查，必要时可采用探伤的手段进行检查。
(2)检修人员在连接管件时，要掌握力道恰到好处，不能用力过猛，避免产生扭力。
(3)在检修过后启动机组，运行人员要对机组做细致的启动前充油检查，提前发现问题，及时处理，尽可能避免发生紧急停机事件。
(4)为减少故障的发生率，应采购质量好的管材，对现有的管材每次进行更换时必须先进行细致的检查。
(5)安技部和检修部人员研讨对现有的管材运行到何时应逐步进行更换，避免类似事件再次发生。
四十四、2007年3月3日海恩电厂,11机主汽门EH油管漏油事件分析
报告
1、事件经过
(1)3月03日18:35时，运行人员巡检发现,11机主汽门EH油管有大量漏油，呈喷射状。立即汇报值长。接值长令,11机拉旁路停机，,10机预选90MW，通知检修紧急进厂处理。
(2)18:40时，,11机开始减负荷，拉旁路;18:46时，,11机解列;19:10时，接值长令，,10机预选80MW。
(3)经检修拆下主汽阀油动机控制块检查，发现AST油腔室内的工艺孔堵头漏油。紧固后复装，起EH油泵，启动油泵，挂闸，查无漏点，各表压力正常。
(4)20:08时，接值长令，,11机开始暖管;20:10时，,11机开始冲转;20:18时，,11机启励;20:19时，,11机并网。
2、原因分析
经检修拆下主汽阀油动机控制块检查，发现AST油腔室内的工艺孔堵头漏油。原
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因如下:
(1)机组长时间震动导致了接头松懈而漏油。
(2)工艺孔堵头有滑丝现象。
3、防范措施
(1)运行部值班人员加强现场巡检。
(2)检修部人员加强设备的检查和保养，检查设备各个连接点有无松动现象。
(3)要求检修部在事件发生一周内对漏油现象全面检查，验证是否螺纹有问题，如有问题及时更换。
四十五、2007年3月28日海天电厂,4炉,1低压给水泵对轮断裂事件
分析报告
1、事件经过
(1)2007年3月28日10:15时左右，,4炉,1低压给水泵运行中压力突然降至0.8MPa，,1低压给水泵电流从57A降至20A，给水流量降至0，联锁主动切至,2泵运行。
(2)经打开,1低压给水泵进口过滤器放水阀，只有少量锈渣，遂重新启动,1泵，电流只有22A，电机振动很小。停,1泵运行，打开联轴器检查发现联轴器主动侧有一只猫爪断裂，从动侧橡胶弹性块已磨成粉末状，6只猫爪全部切断。
(3)从检修状态的,2炉,1低压给水泵拆下联轴器，装到,4炉,1低压给水泵上，17:00时装复完毕，经试运，振动、电流均正常。
2、原因分析
从拆下的联轴器检查发现，主动侧断裂的猫爪有陈旧性裂纹痕迹，说明产品质量存有裂纹隐患，在断裂一个猫抓后，其它猫抓相继被切断。
3、防范措施
(1)举一反三吸取教训，检修部对两台炉泵组柔性对轮进行全面的检查，,2炉在4月10日前全部检查完毕;,4炉在停炉后进行检查。今后一年必须进行一次定期检查。
(2)立即与KSB公司联系其备件价格、供货周期;同时与上海KSB泵厂联系，
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是否能配套该备件，询问价格及供货周期。
(3)寻购橡胶弹性块，对该柔性对轮进行测绘加工，尽快恢复,2炉,1低压给水泵的备用，以免影响机组的正常备用和运行。
(4)运行部门尽快购置测振仪，发放到运行各值。同时，将全厂的转动机械测振点进行标注，制定定期测试周期制度，要求值班员进行测试，并做好记录，保留数据。(4月30日前完成)
四十六、2007年4月21日海恩电厂,7炉泄漏事件分析报告
1、事件经过
(1)4月21日凌晨，,7炉停运备用。5:00时，运行巡检发现,7炉底部有滴水现象。
检查锅炉烟囱未见明显冒白汽;各受热面左右烟温无明显温差。
(2)5:50时，,7炉底部漏水逐步增大成线状，因当时,7机在进行水洗工作，各参数无法比较，且锅炉备用期间未进行任何操作，于是初步判断锅炉存在泄漏，即通知检修人员到场检查、处理。
(3)6:20时，开始对,7炉进行泄压，并执行转检修的相应安措。
(4)6:25时，锅炉检修人员赶到现场，打开烟囱人孔门检查为低压炉上联箱附近泄漏，因处于高位，无法确认具体漏点，即开始在炉内开始搭设脚手架。
(5)15:00时，搭设完成炉内脚手架，开始对泄漏点进行认真检查，发现低压炉第二个联箱第五排受热面靠,7燃机侧第一、二根鳍片管距联箱约150mm处爆裂，因泄漏点周围的空间有限，无法进行补焊处理，经请示领导同意，将其周围的第一排第一、二、三根鳍片管，第二排第一、二根鳍片管，第三排第一、二根鳍片管，第四排第一、二根鳍片管割去部分管段后，对第五排存在泄漏的第一、二根鳍片管进行封堵。在抢修过程中对泄漏点附近的部分受热面管进行了测厚检查，发现第五排第三根减薄严重，一并进行了封堵，抢修工作于22日3:00时结束。上水检查未见漏点，恢复相应安措。
(6)22日3:13时，,7机发启动令，3:22时并网运行，4:18时,9机并网。
2、原因分析
(1)从泄漏受热面管的外壁观察，没有严重的腐蚀现象，临近泄漏点的鳍片基
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本完整，没有明显的缺损、减薄，所以初步分析认为管束运行年久(已运行12年)，长期的内冲刷造成管壁减薄严重(尤其是该部位处于汽水分界段，冲刷最为严重)是鳍片管爆裂的主因，内、外壁腐蚀则为次要原因。
(2)在本次抢修过程中，共测了泄漏点附近13根管束的壁厚，其中12根管的厚度小于2.5(原始壁厚为3.5 mm)，最小为1.5mm。管壁减薄对低压炉来讲已带有一定的普遍性(起码是区域性的)，是严重影响今后设备可靠性的重大安全隐患。但在2006,2007年度7炉大修过程中未能发现和处理，错失了解决这一问题的绝佳机会，以致在大修结束不久即发生泄漏，反映出我们在大修管理中存在的一系列漏洞，尤其是设备状况的检测与评估工作中存在的问题，例如检测项目的制定、检测工艺方案与执行标准的确认、专业间的协调、工作流程的明晰化以及相关岗位职责的明确等等。所以本次泄漏事件绝非简单的设备老化问题，而是诸多管理漏洞下的必然结果。
3、防范措施
(1)责令热机分部在5月25日前提交针对低压炉管壁减薄问题的检测、及处理方案专题报告。
(2)目前电厂设备安全检测管理的现状为偏重于燃机热通道部件，汽机、锅炉的检测也应从检测项目、执行标准、检测方法等各方面均需要规范、完善。
(3)今后的工作中无论是大修还是日常定期检测或事故的检测分析要做好周密计划，而且在实施过程中确保检测结果的准确、及时，为设备的检修与维护提供可靠的依据，使其真正服务于设备故障的分析、设备安全状况的评价。
(4)金属检测是一项特殊工种，具有较为严格的行业规范与要求。电厂专业检测人员必须经相关的专业培训，并取得相应的资质后由厂长任命上岗。另外锅炉检修、安技部相关人员也应进行必要的专业培训，了解、掌握该方面技能。
(5)应明确检测工程师的岗位职责与权限。
(6)应明确厂内金属检测工作的执行标准。
四十七、2007年6月23日海恩电厂,3机,4瓦顶轴油管破裂被迫停机
事件分析报告
1、事件经过
(1)6月23日，,3机正常运行。23:30时，运行巡检时发现,4瓦顶轴油管靠
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发电机侧地板呈雾状漏油。23:47时，发现漏油量加大，油位下降明显，立即向调度申请停机。
(2)23:52时，,4瓦漏油点漏量进一步加大，立即手拍5E紧急停机，,4机快速减负荷停机。为防止扩大事故，将交直流顶轴油泵开关拉至检修位。
(3)24日0:20时，检修到场，此时转速到零，滑油箱油位降至E位，检查发现顶轴油管有长达20mm的裂缝，必须更换。0:52时，检修完成油管更换工作，添加8桶滑油后油位至1/2，同时对油质进行化验合格(7级)，然后启动顶轴油泵 ，投入盘车听音正常。
(4)3:20时，完成清理工作，向调度申请开机，并于4:09时并网。本次故障历时4.28小时。
2、原因分析
(1)年度大修时更换了,4瓦顶轴油管单向阀后进轴瓦的油管，为避免管路与台板之间摩擦，特意在管路与台板之间垫上10mm厚的橡胶皮。
(2)本次故障主要是因为顶轴油管与台板之间的橡胶垫磨穿后，油管直接与台板接触经长时间振动摩擦导致油管磨破漏油，而油管周围能见的橡胶完好，运行无法监视到该隐患，直至油管破裂漏油才发现。
3、防范措施
(1)加强同类型管路的巡检，以掌握橡胶垫和管路的磨损情况，将隐患消除在萌芽状态。
(2)利用机组小修对,4/5/6瓦顶轴油管进行技改(将顶轴油管单向阀改至轴瓦入口处，同时对油管增加固定支架并用抱箍卡死，避免管路振动引起磨损)。
(3)加强其它油、气、水管路和接头的检查，及时发现安全隐患并进行处理或技改。
四十八、2007年7月16日海恩电厂,3机启动失败事件分析报告
1、事件经过
(1)7月16日8:40时，,3机水洗完恢复安措;9:05时机组冲油检查正常;9:11时高盘模式发启动令，9:21时转自动模式，9:25时点火失败，查点火流量FQLM1
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为0.4kg/s，雾化空气压力0.5bar，喷嘴前压力为7.8bar，机组自动转高盘。
(2)9:31时，机组转自动，9:33时又出现点火失败，机组自动转高盘。
(3)检修对点火器进行试验火花强度强烈，10:03时转自动，10:08时仍然点火失败，停机交做进一步检查。
(4)检修盘动主燃油泵正常，在MarkV盘上强制L20CF1X，试验20CF-1电磁阀动作正确，经总工同意修改控制常数，TNK14HP1由13,改为16,，TNK14HP2由12,改为15,。10:53时机组转自动，10:56时点火还是失败。
(5)经总工批准，继续提高点火转速及点火流量(又将TNK14HP1改为20,，TNK14HP2改为18,，FSKSU-LIQFL又21.8,改为25,)后，再次启动，11:13时点火正常，喷嘴前
压力为8bar，11:23时空载满速，排气温差TTXSP1为17?，机组启励建压正常，正准备并网时，同期表不转，此时转速只有96,TNH，且还在继续下降，直至94,TNH时，手动退出同期装置，11:24时因排气温差大跳机，一高排烟温差TTXSP1为122?。
(6)通过对数据分析判断属瞬间供油不足造成燃烧故障跳机，于是更换主燃油泵和燃油伺服阀及其滤网，同时拆开14个燃油喷嘴和漩流器检查正常，14个火焰筒、过渡段、锁片及一喷检查正常，但14个火焰筒靠喷嘴前段均不同程度的有油的痕迹，其中,12火焰筒最明显，而打开排气室目视检查三动缺口无恶化趋势，对热工测量元件进行检查正常，将控制参数恢复至正常值。
(7)申请调度同意后于 21:45 时再次启机，21:50 时点火正常，当转速升至 40,TNH时，燃油压力出现大幅波动(最大在1.7,6.5bar之间波动)，65,TNH时发―STOP‖令停机，21:59时机组提前熄火(熄火转速为46.01,TNH)。
(8)由于伺服阀工作异常引起燃油压力波动，决定再更换一个冲洗后的伺服阀，但在拆除阀体时，发现燃油旁通阀从B孔处有大量的燃油溢出(正常情况下燃油与控制油是分开的)，接着对旁通阀解体检查，发现O型圈已经老化脆裂，立即更换改O型圈，而油缸上腔室保证活塞杆密封的两个内嵌式密封圈暂无备件没有更换，17日6:30时冲油检查时旁通阀仍有少量漏油，其它无异常，为了不影响调度负荷，经总工同意，暂维持运行。
(9)17日7:23时机组转自动，7:26时点火四只齐着，轻油压力稳定(4.8bar)，7:33时机组脱扣，7:36时空载满速，7:39时并网运行。
2、原因分析
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(1)从提高点火转速和流量可知，燃油流量不足造成点火失败。
(2)燃油流量不足的原因有待进一步查找(主燃油泵出力不足或旁通阀、伺服阀故障引起，目前还不能确定)。
(3)空载满速后出现的掉转速及排烟温差大跳机目前也无法确定，还需进一步分析试验。
(4)燃油旁通阀O型密封圈老化脆裂导致油缸密封性能不好，引起液压系统停运后燃油系统存在憋压，竟而使燃油渗入伺服阀，造成伺服阀工作异常，引起燃油压力波动。
3、防范措施
(1)在更换旁通阀前启停机要进行如下操作:
?停机前要启动辅助液压油泵88HQ，待停机投入盘车后确认喷嘴前、燃油分配器和高压油滤的燃油全部放空后，再停止辅助液压油泵88HQ;
?启机冲油前应先手动启动辅助液压油泵88HQ，再执行其它冲油操作，直至机组发启动令后才将辅助液压油泵88HQ转自动。
(2)对换下的主燃油泵出力是否存在不足的现象要进行检查确认。
(3)尽快找机会更换旁通阀，且定期(每次小修)检查密封是否完好，更换不合格的密封圈。
(4)运行参数(FSR、FQLM)跟踪。
四十九、2007年8月13日海恩电厂,7炉泄漏事件分析报告
1、事件经过
(1)8月3日凌晨，,7机计划水洗。0:00时，锅炉检修人员在处理高压给水泵盘根漏水时发现锅炉烟囱排污处有水漏出，打开人孔门检查发现属除氧器下降管漏水造成。
(2)此后，对锅炉进行泄压放水转冷炉，并做好相应安措。由于漏点位置较高(约12米处下降管直管段向烟囱侧2处有漏，约20*20mm―L‖型点状腐蚀，其下部30mm处有一10mm
长点状腐蚀，需搭架处理。
(3)10:00时，完成搭架工作， 开始将泄漏管段割下，将新管磨出坡口后进行
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焊接。抢修工作结束。上水检查未见漏点，恢复相应安措。
(4)14:57时，,7机发启动令，15:16时,7机并网运行正常。
2、原因分析
本次锅炉泄漏的原因主要是内部冲刷腐蚀，导致管壁减薄，最终形成漏点。
3、防范措施
(1)本次出现的除氧器下降管内冲刷腐蚀泄漏，要认真分析，查出原因:水质是否合格、设计因素(温度、流速、压力是否正常)、管材寿命是否已经到位、其它原因。
(2)在,7炉每次停运期间，检查除氧器下降管是否存在泄漏情况，若有及时进行修补或更换管段。
(3)计划国庆期间对,7炉进行全面、细致的检查及测量，为,7炉大修提供准确的依据，若管段均减薄，则大修时整体换管，避免此类事件再次发生。
(4)运行部加强定期巡检，认真分析设备参数异常变化，发现异常及时通知检修处理。
五十、2007年9月18日海恩电厂,10机启动失败事件分析报告
1、事件经过
(1)9月18日，原计划机组水洗后转消缺工作。凌晨,10机停机后放散阀未能打开，经泄压处理后打开正常，接着进行水洗。
(2)18日早上第一次开机，由于泄漏试验时放散阀未能关闭，无法开机，后经多次传动试验后放散阀动作正常。
(3)第二次开机，MarkV发―控制阀未跟踪‖报警跳机，机组还未点火，检查发现控制阀给定与反馈存在一定偏差，更换了控制阀伺服阀65GC。
(4)第三次开机，出现速断阀卡涩未能打开，静态传动试验速断阀正常。
(5)第四次开机，点火正常，但C、D火焰未着， 温差达 78?，当时转速才25,TNH，总工下令停机。
(6)第五次开机，点火四只齐着，但升速至85,TNH时IGV未能打开，MarkV
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发―IGV控制故障‖报警，机组遮断。更换IGV伺服阀滤网。
(7)第六次开机，点火升速均正常，但95,TNH停掉88QA后，MarkV发―滑油压力低‖、―滑油压力低联锁备泵‖报警，88QA联锁启动，当时QAP2/QGP分别为
4.9/1.38bar，就地滑油母管压力为4.5/1.9bar，压差12psi，各瓦和油管无漏油，瓦温和回油温度均正常，将冷油器由,2切至,1，而滑油滤由,1切至,2，同时更换液压油滤滤芯，又将,2滤切至,1，此时滑油母管压力由4.5升至5.0bar，压差降至8psi，停盘车检查主滑油泵齿轮正常，保险轴及轴套正常，但发现油箱内主油泵出口至VR1进口管法兰大量喷油，VPR2-1前法兰呈线状漏油。将滑油箱到空后检查VR1进口管法兰纸垫已经破损，立即更换为金属垫，启动滑油泵投入盘车后压力为
7.1/5.1/1.9bar。
(8)19日开机时，95,TNH仍然出现滑油压力低的情况，手动停掉88QA后没有自启，但滑油压力在4.3,4.8bar之间波动，停机更换VR1。
(9)再次开机，现象同前几次，停机后将油箱内滑油全部导出进行彻查，所有工作持续至20日，对滑油箱内所有法兰垫片、螺栓进行检查紧固，再次将VR1换回原件，对主滑油泵解体检查，其螺杆、轴承、齿轮、压板等均正常。
(10)20日21:10时开机，点火正常，滑油压力稳定，并于21:36时并网运行正常。
2、原因分析
此次故障的直接原因分两部分:
(1)首先是放散阀、控制阀、速断阀等工作异常导致启动失败。
(2)其次是滑油箱内法兰纸垫破损漏油造成滑油压力低。
3、防范措施
(1)年度大修时将滑油箱内所有法兰纸垫更换为金属垫，并重新紧固螺栓。
(2)年度大修时增加一个翻板式液位计。
(3)目前液位计存在测量不准的情况，运检两部定期(每月1日)对油箱油位进行核查补油，以避免油位低的现象。
(4)利用机组停机机会进行速断阀、放散阀、控制阀的活动试验，对各阀前滤网进行定期检查更换工作。
(5)运行部针对长期连续运行机组制定相应的定期试验(活动)工作，确保系
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统在需要工作时，能可靠动作。
五十一、2007年10月6日海恩电厂,1炉高压过热器电动门故障事件分
析报告
1、事件经过
(1)10月6日14:05时，,1机启机。14:38时，,1机并网运行正常，但在启,1炉时，发现高压过热器出口电动门显示黄色，位置反馈不到位;接着赶到就地检查，发现开关柜热偶动作，手动操作该门也无法开启。
(2)16:00时，检修到场后也不能处理好该门，16:25时将,1机停机，且对锅炉进行泄压。
(3)待所有安措完成后开始处理，将阀门电动装置、阀杆螺母部位压盖拆除后，发现轴承已经损坏，对轴承进行临时处理后仍然无法将阀门打开，于是进行解体检查，发现阀门内部靠近水塔侧上部的阀芯滑道脱落，将阀芯卡住，使得阀门无法开启，只好将脱落的滑道取出后，将阀门置于全开位，但不能进行操作，临时处理能满足开机，待备件到货后再更换，所有工作结束已是7日凌晨。
2、原因分析
(1)此次故障的直接原因是:阀门在开关过程中，将滑道刮掉，使其卡在阀瓣与阀体之间，导致阀门无法开启;
(2)阀门卡死后进行操作导致轴承盖压裂。
3、防范措施
(1)目前该阀门处于全开位置，不能操作，要求运行在阀门恢复正常前加强监视。
(2)检修尽快联系厂家拿出处理方案并经审批后实施。
(3)加强设备说明书、图纸等技术资料的整理、归档工作，尤其是影响机组安全的重要设备，要通过向厂家索取、现场测绘等手段逐步补齐，以期避免因缺失技术资料而影响故障分析与处理。
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五十二、2007年10月13日海恩电厂,3炉启动失败事件分析报告
1、事件经过
(1)10月13日08:50时，,3炉区突然出现严重漏汽声音。现场检查因漏汽大而无法判断具体漏点。经综合判断，初步分析认为当HP过热蒸汽系统严重漏汽，随即将,3、,4机降负荷运行，同时向调度申请停机抢修处理。
(2)9:30时，争得调度的炉停炉抢修通知，,3、,4机开始停机，同时通知检修人员到现场抢修。
(3)9:46时，,3、,4机解列，,3炉开始执行抢修安措。
(4)11:40时，安措做完，检修人员进入现场抢修，经检查高压过热汽向空排手动阀阀盖法兰垫已严重吹损，将该阀解体，更换垫片。15:20时检修工作结束，,
3、,4机重新启动。
(5)15:55时，,3机并网;16:27时，,4机并网。
2、原因分析
该阀门在年初,3炉大修期间进行解体检修，所使用的垫片为高温高压金属缠绕垫，经半年多的运行，并未发现该阀出现泄漏情况，本次泄漏事故属突发事件。将该阀解体后发现，缠绕垫已严重吹损(仅余有少部分)，经分析该阀在大修回装时，缠绕垫被压散(由于该法兰为凹凸结构，无法检查发现垫片是否散开)，经过一段时间运行后，垫片被逐渐吹掉，导致该次事故的突然发生。
3、防范措施
(1)将金属缠绕垫改为齿型石墨垫(除有特殊要求部位)，防止再次出现类似事故。
(2)检修部加强阀门维护和检查，制定检修定期项目和工艺标准。
五十三、2007年10月29日海门电厂,1燃机延迟并网事件分析报告
1、事件经过
2007年10月29日7:18时，接值长令,,燃机―AUTO‖位发启动令，7:19时,,燃机发报警―AUTOMIZING AIR BOOSTER FAULT‖(雾化空气泵故障)。,1机发停机
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令(此时,1机高盘状态，尚未点火，检查88AB开关柜内热继电器已动作，复位后，手动试运行正常，电流21.5A)。
7:25时，接值长令,1机发启动令，7:29时点火成功，CD先着，1秒后ABCD齐着。7:38时机组满速，发现火焰探测器C闪烁了几下，发如下报警，机组遮断:―FLAME DETECTOR TROUBLE‖(火焰探测器故障);―COMBUSTION TROUBLE‖(燃烧故障);―HIGH EXHAUST TEMPERATURE SPREAD TRIP‖(排气温差高遮断)。7:46时,1机盘车投入后，排气，憋压。14个燃料喷嘴前压力均为5.8bar，冲油正常，三机表决一致，FQL1约为17%，检查水洗安措，各阀门都在正常状态。
7:59时，接值长令,,燃机―FIRE‖位发启动令。8:06时发报警―STARUP FUEL FLOW EXCESSIVE TRIP‖(启动时燃油流量过大遮断)，燃机遮断紧急停机。当时最大排气温差230?，排气温度值最阀的测点，排气温度最低的测点为,8,,14，跳机前,7、,8、,9
喷嘴前压力(5.8bar)比其它的喷嘴前压力(6.1bar)偏低。
8:30时，检修人员更换了,1机的,5、,6燃油喷嘴前单向阀。9:00时,1机再次排气憋压，14个燃油喷嘴前压力均为5.8bar，冲油正常，三机表决一致，FQL1约为21%。
9:30时，接值长令,,燃机―AUTO‖位发启动令。9:34时,1机点火，排气温差最大230?。9:43时,1机并网成功，排气温差最大值38?。9:44时,1机在当时负荷5,10MW，负荷突然到0后又缓慢上升，排气温差上升后恢复。10:15时,1机带至基本负荷。
2、原因分析
(1),1燃机启动前(5:45时)刚刚水洗结束，因此,1机发启动令不久，可能燃机水洗后管路中有积水，使得88AB启动时开关柜内热继电器动作，造成,1机雾化空气系统故障，机组停机。
(2)对于,1机第二次启动失败的原因，从报警文本中看是排气温差高遮断造成的。从故障当时记录的情况:跳机前发现火焰探测器C闪烁了几下，说明这一区域燃烧不好。故这次启动失败有可能这一区域的某一个或某几个喷嘴前单向阀故障或其它方面原因引起的。
(3)对于,1机第三次启动失败的原因，燃机当时在―FIRE‖位发启动令。这样TNH60%以下时，当燃油流量大于7.4%时，将造成机组遮断。从当时记录的数据看，在TNH=44.4%时,燃油流量已达到7.7%，故当时机组遮断是正确的。
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(4)检修机务人员在更换完,5、,6喷嘴前单向阀后，,1机再次发启动令，然而燃机启动时的排气温差状况仍然不理想，从当时记录的数据看，,8、,9排气热电偶的数值始终最抵，与更换前的情况一样。而且在燃机并网后10几秒后，随着燃机负荷的波动(5,10MW)，负荷突然到0后又缓慢上升，排气温差上升后恢复，这种情况以前是没有的。因此机组的最后一次启动虽然勉强通过，但当时故障真正原因还要进一步查证。
(5)故障后对拆下的,5、,6喷嘴单向阀进行了校验，分别为0.86Mpa和0.88Mpa，属于正常范围。对拆下的,5、,6喷嘴解体检查，看到轻微的积炭，其它方面无异常。因此造成,1机启机发生温差大的故障，基本确定是喷嘴单向阀堵塞，造成温差大跳机。有无其它方面的技术原因，有待生产各部相关技术人员继续观察分析。
3、防范措施
(1)进一步完善电厂现有的水洗措:
?在做水洗安措时，把雾化空气冷却器气侧低位排放阀(与燃气清吹系统VA13-1阀前低位排放阀公用一阀)打开，在甩干结束检查该阀没水流出后关闭该阀。
?在雾化空气环管低部加装一低位排放阀，在最后一次进水冲洗结束后把该阀打开排水，恢复安措时检查该阀没水流出后关闭。
?在水洗结束后，手动起动88AB转5分钟，把雾化空气系统内的水吹扫干净，在起动88AB后用钳表量88AB电流，正常电流在22A左右，如果电流过大可能是雾化空气系统比较多水，如果电流过小可能是辅助雾化泵出口单向阀NV201或主雾化泵入口单向阀NV101卡涩。
(2)在处理此次延迟并网故障过程中，因查找喷嘴单向阀备件耽误了近一个小时的时间。原因是公司供应部仓库备件的十四个喷嘴单向阀全部由检修部领走，而这些备件并没有放置到检修部二级备品仓库的合理位置，也没有登记记录，只是由个别人进行保管，从检修部长到机务专工及相关的检修人员均没找到，直到电厂领导出面才将喷嘴单向阀找到，因此延长了一小时的机组抢修时间。
为杜绝此类故障发生，责成检修部尽快完善二级库管理，进行合理放置和详细记录，并由专人管理。同时完善相关制度，根据生产实际需要将多余备品备件退回公司仓库统一管理，以在确保安全生产需要的前提下，电厂合理控制备品备件，节约检修费用。
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(3)运行人员应重视对机组启动过程中各参数的记录，对振动、温差等数据要特别留意，及时跟踪有关参数的变化，发现异常及时汇报有关领导。
五十四、2007年11月27日海恩电厂,10炉除氧蒸发器出口管道弯头泄
漏事件分析报告
1、事件经过
(1)11月27日07:00时，,10炉随燃机热态启动。07:10时，,10炉升压过程中发现,11机机侧低压电动主汽门前无压力，查看DCS中低压炉出口电动阀显示―全开‖位置。立即到现场检查，发现低压过热蒸汽出口电动阀阀杆铜螺母滑丝，阀门在全关位，无法开启。手动快速降,10机负荷，由68MW最低降到10MW。
(2)07:14时，低压过热蒸汽压力上升到633kPa，安全阀动作，低压汽包压力上升到最高669kPa，除氧器压力最高到188kPa。
(3)07:28时，发现,10炉除氧蒸发器到除氧分离器入口管弯头处漏蒸汽(办公楼侧)，,10机发停机令;,10炉停炉后，运行人员开始执行卸压、冷却等检修安措。
(4)检修到场检查低压过热蒸汽出口电动阀，阀杆铜螺母滑丝严重，电动、手动均无法开启，因无备件，临时将阀杆用手动葫芦拉至全开位;检查除氧蒸发器管路泄露点为除氧蒸发器至除氧器管路在除氧器上部靠二控侧弯头外弧面发生泄漏，经检测发现减薄区域约为300×200mm。泄漏的管道弯头内部冲蚀减薄严重，该管道弯头原来厚度为10mm，现靠近泄漏点处的管道弯头外弧面厚度最薄只有0.1mm左右。由于厂内没有该型号弯头备件，同时该管道为低压、低温管道，为在最短的时间内使机组投入运行，决定采用打补丁的方式进行紧急处理，待备件到货后，利用停炉机会再进行更换。用一约400×300×6mm钢板将减薄区域覆盖并焊接。抢修工作于上午11:40时结束。经水压试验未发现漏点。
(5)13:11时，,10机并网;14:34时，,11机并网。
2、原因分析
(1)本次除氧器管路弯头的泄露，从泄露点的检查情况来看是较为典型的弯头外弧面内壁严重冲蚀减薄所造成;初步分析其减薄原因为受到移动供热造成的除氧器
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压力的波动以及天然气运行时除氧器压力相对偏低等因素的影响，使致进入除氧器的除氧循环水的欠温降低，其汽化点前移，在除氧蒸发器出口尾部管段产生压力较低的两相流体(即汽水混合物)，在一定的流速下冲蚀(气泡瞬间破裂)转弯处的外弧面金属，使金属快速减薄。
(2)此次泄露的除氧器管路弯头材质为,20G、规格为Φ325×10mm，其使用寿命远远小于设计寿命。所以从,3炉(2007年10月15日发生泄露)、,10炉及月亮湾电厂杭锅产9E炉同一位置弯头外弧面发生泄漏情况分析，不能排除制造厂在设计中的热负荷分配、参数选取等方面存在问题而造成管路产生气蚀，有待与设计单位核算、确认。
3、防范措施
(1)尽量保持,10炉除氧器运行压力的稳定，并将除氧器温度控制在120度以上。
(2)检修部尽快进行,3炉、,10炉除氧器管箱至除氧器管四个弯头外弧面全面测厚检查，对严重减薄区域进行外部贴块补焊加厚的方法临时处理。
(3)利用小修或大修时间对,3炉、,10炉除氧器所有管系进行彻底测厚检查，对腐蚀、
冲蚀减薄超标部件进行更换。
(4)根据全厂锅炉的使用、故障等情况进行分析，对类似管线(有可能存在汽、水两相)进行侧厚检查，并及时予以处理，消除隐患。
(5)积极与杭锅厂联系，将发生的问题及时反馈给该厂技术人员，请该厂协助查找原因，给予技术上的支持。
(6)及时汇报公司提请相关部门引起重视，建议召开公司范围内的专题讨论会。
五十五、2008年1月19日海恩电厂,7炉除氧蒸发器鳍片管泄漏事件分
析报告
1、事件经过
(1)1月19日零点班，,7炉运行中省煤器右侧出口烟温异常为51?， 左侧197?，两侧烟温偏差大，检查其他参数正常，现场检查无异常。
(2)19日22:50时，在操作,7炉除氧器补水电动阀时听到炉内有异音，烟囱
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有水汽飘出。23:00时，,7炉炉底开始对外滴水，通知检修热机分部派人处理，向调度申请停机。
(3)经调度同意，,7机切轻油停机，23:48时,9机解列，23:49时,9机解列。停机后,7机按原计划进行了水洗，,7炉泄压放水转冷炉交检修处理受热面泄漏。
(4)20日6:00时，检修进行检查，发现漏点位置:
?除氧蒸发器上联箱处第5排(逆烟气方向)第20列鳍片管(从,5机侧数)泄漏，第7排第18、19、20、21列鳍片管泄漏。
?上水后又发现第7排第22列鳍片管泄漏，第5排第34列鳍片管泄漏。
?漏点尺寸:泄漏处均为弯头下焊口处鳍片管直管段，离焊缝约2mm，第7排第20列管段断裂错开，第21列管段已有2处5×8mm裂缝，其余均为孔状泄漏，约1mm。
(5)20日6:30时，检修开始进行抢修工作。21日3:00时，,7炉受热面泄漏处理结束。,7炉逆流方向，除氧蒸发器从,6侧数第五排第20、34根，第七排第18、19、20、21、22根有漏点，其中第七排20根爆管，已全部进行了封堵，上水检查已不漏。
(6)21日，,7，9机按计划启机正常，6:44时,7机并网，8:04时,9机并网。
2、原因分析
本次出现的鳍片管泄漏，原因为冲刷腐蚀造成，断口处可见壁厚只有0.1mm，其余割除的鳍片管壁厚也较薄。
3、防范措施
(1)因目前除氧蒸发器鳍片管壁厚减薄严重，要求运行部注意运行方式，确保不超压运行，同时在燃烧重油期间，控制锅炉排烟温度不低于140?。
(2)热机分部全面跟踪,7锅炉运行情况，监视运行参数，发现异常需及时检查并处理。
(3)计划在2008年3月对,7锅炉除氧蒸发器鳍片管及联箱进行整体更换，避免此类事故再次发生。
注:2月2日、13日和18日，,7炉除氧蒸发器鳍片管因相同原因，又连续3次发生泄漏事件，造成机组被迫退出运行。
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五十六、2008年2月14日至19日海恩电厂,3机燃油旁通阀连续故障
事件分析报告
1、事件经过
(1)2月14日:
,3机组扩大性小修工作结束。14:55时，运行接令在―AUTO‖位发―START‖;14:58:34，机组点火TNH 11.54,齐着;升速过程中，FQL1、FQLM1大幅度波动，轻油压力随之波动。过TNH40%后，主燃油泵出口压力1,9bar波动，手拍5E停机。
运行对燃油管线系统重新充油，并对各滤网及辅机间燃油管路放气，未发现异常。15:35时，运行接令在―AUTO‖位发―START‖;15:38:41，TNH,11.55,机组点火齐着;升速过程中，FQL1、FQLM1随转速上升波动幅度逐渐变大，停机处理。
18:00时，检修更换65FP及滤网，燃油旁通阀油缸O型圈。强制充油憋压正常。18:52时，运行接令在―AUTO‖位发―START‖;18:56:45，机组点火，TNH,1.17,。19:06时，空载。19:08时，并网。
(2)2月17日:
6:45时，运行接令在―AUTO‖位发―START‖;6:49时，机组点火TNH,11.56,齐着;6:55时，转速上升到45,时，FQL1开始大幅波动(5,,25,)，轻油压力大幅波动2.0,6.0bar。转速上升不稳定，FAL波动大，立即发停机令。8:36时，盘车投入，机务解体检查燃油旁通阀油缸，更换油缸活塞杆铜套压盖上内嵌的O型圈。热控检查燃油伺服阀未见异常。
9:33时，经重新充油，并对各滤网及辅机间燃油管路放气，未发现异常，检修做旁通阀静态试验，发现旁通阀有油呈线性漏出。
12:20时，检修完毕。经重新充油，并对各滤网及辅机间燃油管路放气，未发现异常。旁通阀静态试验正常。12:44时，运行接令在―AUTO‖位发―START‖;启动过程中FAL有少许波动，随TNH上升趋于稳定。12:48时，机组点火。12:55:21，脱扣。12:59:10，空载。13:02:57，并网。
(3)2月18日:
6:14时，运行接令在―AUTO‖位发―START‖;6:18时，机组点火。升速过程中，FQL1、FQLM1波动，并随转速上升波动幅度逐渐变大，停机。热控更换伺服阀。机务检查燃油旁通阀、油缸密封圈，更换油缸活塞杆铜套压盖上内嵌的O型圈，更换油缸
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上腔室处油封。
经重新充油，并对各滤网及辅机间燃油管路放气，未发现异常。7:21时，运行接令在―AUTO‖位发―START‖;7:25时，机组点火，升速过程中，FQL1、FQLM1波动，并随转速上升波动幅度逐渐变大，停机。
7:44时，检修多次做旁通阀静态试验。7:48时，机组点火，升速过程中，FQL1、FQLM1波动，并随转速上升波动幅度逐渐变大，停机。8:41时、9:36时两次试机现象同上。
14:01时，再次试机。14:05时，机组点火。FQL1、FQLM1、轻油压力相对平稳。值长通知不能并网。全面检查机组无异常。14:43时停机。
(4)2月19日:
6:34时，运行接令在―AUTO‖位发―START‖;6:38:37，机组点火齐着，升速过程中，FQL1、FQLM1波动，并随转速上升波动幅度逐渐变大，停机。
热控多次做旁通阀静态试验。充油正常。9:07时、9:54时、11:38时，先后三次试机情况相同。12:06时，热控将燃油伺服阀增益由2.5调至2.2，开机情况依旧，又将增益调回2.5。
14:10时，再次开机，情况相同。
停机后热控更换了燃油伺服阀，热机重新更换了油缸上部瓦型密封圈。16:41时，运行接令在―AUTO‖位发―START‖;16:45时，机组点火，升速中FQL1、FQLM1无波动现象。17:03时，,3机并网。
2、原因分析
(1)此燃油旁通阀在设计上存在缺陷，燃油与液压油同时经过燃油旁通阀，且只是靠密封圈隔离，在正常运行时液压油压力高，燃油不会进伺服阀，但在停机后由于液压系统无压力，而燃油系统存在7.5bar左右的憋压，如果密封圈不严，将导致燃油进入伺服阀，造成开机时其调节不稳定。
(2)在2月14日启机不成功后检查燃油伺服阀中有燃油串入，检查发现燃油旁通阀油缸U型密封圈老化，在停机状态时已有燃油串至液压油侧，导致伺服阀调节不稳定。从燃油旁通阀结构上分析，燃油可能漏入伺服阀的地点只能是通过油缸上的密封圈，而燃油旁通阀油缸中顺着活塞杆共有三处密封:一是油缸外部铜套压盖内圈上嵌有1个U型密封圈(Φ30*Φ25*5);二是油缸上部有四个瓦型密封圈，呈堆积状布置;三是油缸上下腔室隔离液压油的2层O型圈。前两者为隔断燃油与液压油用，第三个为隔断油缸上下腔室液压油用的。前两者密封效果不好均有可能导致燃油漏入伺
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服阀中。
(3)2月17,19日开机不成功的原因可能在于三点:一是之前所更换的油缸密封圈不属于原装件(在外也难以买到合适尺寸的密封圈)，对燃油的密封性能难以保证;二是油缸上下腔室隔离液压油的2层O型圈如果不严，将导致油缸上下腔室的液压油互串，活塞将来回无规律的往复调节;三是伺服阀本身调节性能不够好，其中有几次更换的为冲洗后的伺服阀，效果难以保证。
(4)2月23日,24日热机分部对,3机整套燃油旁通阀进行改造(向其他电厂借用一套备件)，将其更换为,1机燃油旁通阀类型，增加VR4及其相应的管路改造，同时热控分部根据系统的改造情况，调整了相应的控制参数。目前，,3机在启动及运行过程中暂未出现上述故障现象。
3、防范措施
(1)在处理上述故障时，要及时组织相关技术人员进行技术讨论，及早的准确、正确的判断出引起故障的原因所在，争取在最短的时间内将故障处理完毕，减少机组被迫停运时间。
(2)对于类似上述影响机组启动的故障，在对故障点未完全消除之前，运行部向供电局调度说明情况，争取尽可能维持通宵运行，即使需要停机，在停机时应有针对性的采取相关的反措，以确保机组第二天可靠启动。
(3)根据电厂的实际情况，对于影响到机组安全运行的备件，要及时订购;需要订做的备件，根据订做工期合理安排，以便于机组缺陷处理时，备品备件随用随到。
(4)针对目前机组存在不合理的系统，可以结合年度大修期间进行技改，以达到系统更加统一、科学化，同时可以减少全厂的同类型设备的备品备件数量，降低库存量及周转资金的积压。
五十七、2008年2月18日海恩电厂,10机燃油管线泄漏事件分析报告
1、事件经过
(1)2月18日6:42时，机组按照调度要求正常并网运行。7:03时，机组切到重油位。7:15
时，运行值班员巡检发现轮机间,5进油管与,7进油管接触处有油漏出，地面有较大积油，当时负荷为70MW，上报值长后立即预选负荷50MW。检修人员
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到现场检查后交代因为油漏比较大，建议停机处理，上报值长。
(2)7:30时，按值长令机组开始切轻油。7:49时，发―STOP‖令。07:55时，机组解列。
(3)8:05时，对十四个喷嘴前管路放油后，检修处理漏油。8:10时，机组选―CRANK‖冷拖。8:50时，检修处理完毕，充油憋压，发现,11喷嘴前回油管漏油，交检修处理。
(4)9:00时，检修更换,11回油软管，充油憋压正常，全面检查机组未发现漏油点。
(5)10:24时，接令启机;10:39时机组并网，10:42时切重油，10:58时切到位。
2、原因分析
(1),5、,7进油管在安装过程未固定牢，造成机组在运行过程中，管道震动，使得上述油管放生摩擦，磨破管道发生漏油。
(2),11喷嘴前回油软管属老化漏油(产品质量问题)。
3、防范措施
(1)分期、分批对全厂所有管线交叉处进行检查，不允许管道直接接触，中间应垫加胶皮等防耐磨物质。
(2)所有管线的管道卡箍必须安装牢靠，以防止运行过程中震动，磨穿管道;对于缺少的管道卡箍，必须及时补充，不允许用铁丝捆绑代替卡箍方式来维持长时间运行(主要是铁丝的捆绑力度不够，后期会导致该铁丝与管线之间放生摩擦，导致管线漏油)。
(3)对于老化的设备、管线加强监督，如出现老化不能保证安全运行时，则在检修(临修、小修)时及时提前更换，以保证机组能安全可靠的按照调度要求及时并入电网运行。
五十八、2008年3月1日海恩电厂,11机危急遮断滑阀事件分析报告
1、事件经过
(1)3月1日8:14时，,10机并网，切完重油后带负荷75MW。9:01时，,11
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机进行冲转，过临界转速1786rpm，瓦振46/89/11/9，当汽机转速升至1952rpm时发ASP油压低，OPC油压低，ETS已跳闸，瓦振46/63/14/11。
(2)查,11机主汽门已关闭，查AST电磁阀电源均正常投入，挂闸打闸试验两次，执行试验均正常动作，就地AST/OPC/ASP油压分别为13.5/14/7.0(附加保安油压就地一直显示为0)。
(3)9:12时，第二次挂闸冲转，过临界转速1772rpm，瓦振45/89/7/12，转速升至1950rpm时发ASP油压低，OPC油压低，ETS已跳闸，瓦振47/61/12/10。
(4)9:42时，按检修要求，远方挂闸后就地按住挂闸按钮不放进行升速，各油压正常，转速升至满速后松开挂闸按钮，发ASP油压低，OPC油压低，ETS已跳闸。
(5)10:15时，检修要求做挂闸试验，起启动油泵后发现保安油压为2.3MPa，而调速系统油压为0MPa，附加保安油压为0。DCS远方挂闸成功，就地AST/OPC/ASP油压分别为13.5/14/7.2，启动油泵出口压力为DCS/LOC:2.045/1.4MPa。检修决定开前箱彻底检查。
(6)10:40时，,10机切轻油停机。11:04时，,10机解列;11:20时，,11机投入盘车。
(7)12:25时，检修开始办理工作票进行检查处理:
?把滑油母管油压调低到0.48MPa，维持顶轴油系统运行和盘车运行的前提下，揭开前箱
盖检查。
?发现附加保安油压力测点取样管前箱壁位置的接头断裂。
?发现,2危急遮断滑阀顶部的限位板连接螺杆断裂，进一步检查发现,2撞击子芯杆卡簧断开，芯杆失去限位而往上顶起，导致限位板连杆断裂，并使得撞击子间隙过小。目前判断这是喷油试验动作转速偏低的主要原因，也是冲转过程机组容易遮断的主要原因。
?更换卡簧复装，调整撞击子间隙到1mm。
?更换断裂的压力测点接头。
(8)经上述处理后，备用状态下机组挂/打闸试验动作和参数正常，喷油试验正常。启动过程重新做喷油试验，动作正常，,1动作值2822rpm，缩回2806rpm;,2动作值2880rpm，缩回2864rpm。
(9)3月2日0:57时，,11机并网运行。
2、原因分析
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(1)附加保安油压测点取样管在前箱壁处的接头断裂，导致表计读数为0，同时导致附加保安油压偏低，是系统抗干扰能力差的原因之一，但不是主要原因。
(2)保安油压力测点取样管接头渗漏，但未断裂，不是故障主要原因。
(3)发现,2危急遮断滑阀顶部的限位板连接螺杆断裂，进一步检查发现,2遮断滑阀芯杆卡簧断开，芯杆失去限位而往上顶起，导致限位板连接螺杆断裂，并使得撞击子间隙过小。这是喷油试验动作转速偏低的主要原因，也是冲转过程机组容易遮断的主要原因。
(4)断裂的卡簧目前没有找到，已随滑油带入油箱。卡簧断裂的原因目前判断可能是质量问题，在大修期间曾拆卸清理过，未发现明显问题，可能在装配过程中受到损伤，造成投运后一个月就发生故障。
(5)辅助滑油泵油压不稳定原因在于出口溢流阀失稳。
3、防范措施
(1)对前箱内各压力测点取样管必须固定和绑扎，避免机组运行振动引起断裂或松脱。
(2)目前遮断滑阀卡簧无库存，且属于哈汽的非标准件，当天临时外出加工，耽误许多宝贵时间，因此要求检修部可根据电厂的实际情况，对于影响到机组安全运行的备件，要及时订购;需要订做的备件，根据订做工期合理安排，以便于机组缺陷处理时，备品备件随用随到。
(3)由于辅助泵出口溢流阀工作略欠稳定，检修部应定购辅助泵出口溢流阀，做好备用，在机组小修时进行更换。
(4)机组运行过程中或相关试验时如发现部分参数偏离正常值，但不影响安全运行，也应及时停机进行检查，找出引起偏离的原因，避免存在的问题进一步发展，导致机组被迫停运。
五十九、2008年3月26日海天电厂,1、,2机组运行中故障停机事件
分析报告
1、事件经过
(1)2008年3月26日7:11时，,1燃机并列运行，07:55时负荷90MW。此时运行人员巡检发现,1燃机气流声音异常，经相关领导及专工到场检查确认有高频气
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流声，降负荷试验，检查声音无变化，随即联系调度申请机组解列检查获批准，8:50时,1机解列，8:58时,2机解列。
(2)解列后，对,1机组防喘阀及各部进行检查，没有发现明显异常，申请调度将,1机重新启动并网获准，启动过程中听机组声音正常，机组运行参数无异常，9:00时并网，升负荷过程中听音正常。
(3),1机并网后，,2机组启动，9:38时准备冲转时，挂闸不成功，检查汽机前箱，发现前箱内部保安油压管接头断裂造成油压低，机组不能挂闸。申请调度停机处理获批准，10:06时,1机组解列，汽机立即进行处理。10:55时处理好。
(4)11:18时,1机组并网，11:43时,2机组并网，均运行正常。
2、原因分析
经初步分析，确认为,1机声音异常是防喘阀漏气，,2机不挂闸是保安油管接头质量差断裂造成油压低。
3、防范措施
(1)并网后，,1、,2机组运行正常，运行人员和专业专责要继续加强监察。
(2)停机后，对,1机IGV叶片和压气机一级叶片进行检查，并对防喘阀做传动试验;并利用停机的机会，对,2机更换质量可靠的汽机前箱保安油压管接头。
六十、2008年3月31日海恩电厂,4机启动油泵压力异常事件分析报告
1、事件经过
(1)3月31日6:25时，,4机开机过程中，启动启动油泵后，油压只有0.7MPa(DCS和就地均一致)，判断该系统存在问题，立即通知检修保运值班人员到现场进行检查。
(2)检修值班人员接到通知后，到现场检查发现启动油泵出口压力无法建立，只有0.6MPa，于是分别调整出口溢流阀和泵体溢流阀，压力没有明显上升。
(3)检修值班人员通知汽机班组其他成员进厂协同检查经过启动试验，发现在启动油泵启动和停运时，滑油系统注油器(,1/,2)出口压力有波动，初步怀疑主油泵出至启动油泵的逆止阀存在内漏。
(4)将主油箱油位从-100补充至0mm之后再次试泵，故障现象没有改变，重点
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怀疑逆止阀。
(5)利用汽机房行车揭开前轴承箱端盖，敲击逆止阀后，压力瞬时恢复正常。确认为逆止阀卡涩导致的内漏。
(6)检修处理完毕后，运行进行起机10:27时,3机并网，10:55时,4机并网。
2、原因分析
同轴主油泵至启动油泵之间的逆止阀卡涩(未关闭)调速油系统内滑油内漏，使得油压未建立，导致安全油压降低。
3、防范措施
(1)检修部定购逆止阀备件，在机组具备停机条件时，更换此逆止阀。
(2)在此逆止阀未更换之前，运行每日,4汽机停机惰走结束后，启动高压启动油泵进行试验，确认系统压力应正常，否则应立刻通知检修人员进行检查处理。
(3)检修人员在处理现场问题时，应将相关资料及工具及时携带到现场，以便于现场迅速、准确的分析问题，减少处理问题时间。
(4)运行部在检修逆止阀备件到厂后，及时与调度沟通，安排,4机停机检修及时更换，
消除此隐患;
(5)因,11机调速油系统前期也存在上述类似问题，要求检修部利用,11机停机时间，参照本次处理问题的方法，进行全面检查。
六十一、2008年4月1日海门电厂,3机被迫停机事件分析报告
1、事件经过
2008年3月31日，,3机连续运行。4月1日8:40时，燃机运行值班人员巡检发现,3机主燃油泵驱动端油位指示玻璃管口往外溢重油不止，运行值班员将情况汇报电厂有关领导，运行部部长向中调申请停机，8:37时中调同意停机处理。8:53时,3、,4机解列，检修机务人员立即对主燃油泵进行抢修。23:00时抢修工作结束，23:31时,3机点火正常，23:41时,3机并网。
2、原因分析
(1)燃机主燃油泵机械密封在高温环境长期工作，老化损坏，是造成本次被迫停机抢修的直接原因。
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(2)事发前，,3机主燃油泵就存在轻微漏油，但因机组一直连续运行，没有停机的机会，想抢发电量，没有及时处理，这是造成此次机组被迫停机的主要原因。
3、防范措施
(1)运行方面在巡检中要加强对主燃油泵两端油窗油色的观察，发现油质变黑，要及时提醒检修人员对设备的检查。
(2)检修机务专业要建立主燃油泵补油的档案，发现补油频繁应及时对设备进行检查。
(3)检修机务专业要加强设备检修工艺，严格执行检修工艺卡，提高设备检修质量。
(4)安技部要加强对设备检修执行工艺卡情况的监督，加强对设备缺陷处理情况的跟踪检查。
(5)要正确处理安全运行与经济运行的关系，对设备出现的异常情况，要及时处理，要从安全的大局出发，保证设备安全运行。
六十二、2008年4月3日和10日海恩电厂,7锅炉省煤器两起泄漏事件
分析报告
1、事件经过
(1)4月3日事件经过:
4月3日15:40时接班时，发现,7炉低压炉有水滴出(1滴/2秒)，立即联系锅炉检修现场检查确认。检修人员到现场，经检查发现,7机侧炉墙上部约16米靠近膨胀节处有水从炉墙开裂处溅处，初步判断为除氧蒸发器上升管泄漏，但给水流量未发现异常。经请示白班暂不处理。
23:33时运行值班员发现,7炉高压汽包水位快速下降，两台给水泵给汽包上水，仍然不能够维持高压汽包正常水位，快速减负荷停机。23:37时,9机解列;23:39时,7机解列。
停炉后10分钟汽包压力即降到0.6MPa，锅炉严重泄漏。运行值班员立即联系检修进厂抢修。4日凌晨，锅炉检修人员打开人孔门检查，发现省煤器鳍片管泄漏，运行人员进行转冷炉及放水，6:30时左右，检修人员进行抢修，直到5日晚9:30时更
86
换完成，进行水压试验，检查发现省煤器上一根空气管有水滴出、已封堵的第2屏第4根有水渗出，经泄压放水后进行处理。重新处理完毕后再次进行水压试验，未发现漏点，进行恢复工作，全部工作于6日凌晨5:00时结束。
(2)4月10日事件经过:
4月10日20:00时左右，运行值班员,7锅炉发现省煤器出口烟温偏差大，汽包水位迅速降低，判断为省煤器泄漏，申请停机。
11日7:00时锅炉检修人员检查锅炉泄漏情况，发现省煤器鳍片管泄漏，运行人员放水。8:00时左右，检修人员进场开始进行抢修。12日6:00时，省煤器泄漏的检修工作结束，上水后检查焊缝正常，也未发现其它漏点，封闭人孔门，本次检修结束。
2、原因分析
(1)4月4日的泄漏原因:
?省煤器第2屏第1排(烟气方向)、由,7机侧数第 2根上联箱鳍片管弯头下约50mm处泄漏，该漏点应为在以往检修中，由于在使用电焊工作时与该处放电导致该点减薄泄漏。
?其余三处为该点泄漏后互相冲刷导致管壁减薄，发生不同程度的泄漏及爆裂。
(2)4月10日的泄露原因:
?泄漏原因为鳍片管直管段外部冲刷腐蚀减薄泄漏。
?堵头泄漏，导致相邻鳍片管外部冲刷腐蚀，导致管壁减薄，最终形成泄漏。 ?下联箱处鳍片管外部冲刷腐蚀减薄泄漏(第6屏第2列第2排)，并导致相邻鳍片管外部冲刷腐蚀减薄，最终形成泄漏。
3、防范措施
(1)锅炉运行中加强监视，参数异常时及时检查，防止泄漏扩大。
(2)在保证安全、经济的前提下，尽量降低省煤器的工作压力。
(3)利用2008,2009年,7锅炉改造时的机会，将锅炉的省煤器、蒸发器、过热器鳍片管及部分连通管进行更换(省煤器状况较差、蒸发器及过热器检测发现有减薄及腐蚀，且大部分鳍片管无法检测到)。
六十三、2008年4月10日海恩电厂,3炉高压过热汽集箱安全阀法兰垫
片泄漏事件分析报告
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1、事件经过
(1)4月10日8:15时，,3锅炉8米平台蒸汽泄漏声极大，未见设备保温吹起痕迹，此时蒸汽压力5.6MPa，人员未敢靠近，无法判断何处泄漏。
(2)8:45时，,3锅炉停运后，高压过热器压力降至2MPa时检查发现为高压过热器安全门法兰垫片泄漏。锅炉继续泄压。
(3)11:55时，高压过热器压力降至0.2MPa，解开法兰螺栓，提起安全门，检查法兰面处已无垫片，法兰面平整无缺陷，清理法兰面后更换高强石墨垫片(80×120×3)，紧固法兰螺栓，大锤均匀打紧。
(4)12:40时，检修结束，通知运行开机。
2、原因分析
(1)本次安全门法兰面泄漏，原因为垫片损坏后导致高压过热蒸汽泄漏。
(2)从现场平台的蒸汽吹出的原垫片来看，垫片中的不锈钢板厚度较薄(仅有0.1mm)，导致垫片强度不足，最终因薄弱处吹损形成蒸汽泄漏。
3、防范措施
(1)热机分部对今后采购回的高强石墨垫片必须用一个做破坏性试验，发现强度不足时严禁使用，并及时与生产厂家联系更换，从垫片处防止再次发生泄漏事故。
(2)利用本年度内机组检修机会，对重要的且不常检修的阀门的法兰及阀盖螺栓等再次进行紧固，从螺栓处防止再次发生泄漏事故。
(3)加强锅炉用高强度螺栓的材质和硬度的检查和验收。
六十四、2008年4月13日海恩电厂,10炉低压省煤器及低压蒸发器弯
头及鳍片管泄漏事件分析报告
1、事件经过
(1)4月13日16:10时，运行中班接班后进入,10炉区进行设备检查，发现锅炉,19/,22吹灰器吹灰枪管与炉壁结合面发现有大量水汽冒出，将情况报告当班值长，并联系检修人员到场检查。
(2)17:50时，调度同意开备用的,7/9机组后停运,10/11机组。19:35时，将供热切换到,7炉运行，20:11时,10/11机组正常停机。,10机停机后冷拖，,
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10炉执行泄压放水转冷炉。
(3)20:22时，检修到达,10锅炉现场，打开人孔门，冷炉。
(4)14日5:00时，进入密封箱内检查漏点，判断为低压省煤器两处弯头泄漏。6:00时开始检修，对泄漏的两处低压省煤器弯头直管段进行补焊，并对相邻冲刷的管段进行堆焊增厚。
(5)8:00时，上水检查，发现补焊处的原焊缝处另一端(鳍片管段)有轻微裂纹并渗水，还发现炉内低压蒸发器有一根鳍片管直管段泄漏，放水继续检修。
(6)13:00时，检修完成后做水压试验检查(0.58MPa)未发现漏点，检修结束。
2、原因分析
(1)低压省煤器泄漏原因:
?密封箱内弯头焊缝附近管材因冲刷腐蚀减薄泄漏。
?弯头直管段处因外部冲刷腐蚀减薄泄漏。
(2)低压蒸发器泄漏原因:密封箱内排水口流水至下部鳍片管，造成鳍片管直管段外部腐蚀减薄泄漏。
3、防范措施
(1)每次小修时加强对密封箱内弯头及炉内鳍片管(重点为靠近密封箱隔板处)的检查，发现异常及时处理。
(2)锅炉运行中加强监视，参数异常时及时检查，防止泄漏扩大。
(3)利用年度检修的机会，更换低压省煤器及低压蒸发器的直管及弯头。
六十五、2008年4月15日海恩电厂,10机燃油压力低跳机事件分析报
告
1、事件经过
(1)4月15日，,10机按计划通宵运行，各项参数均正常。
(2)4:59:31时，,10机MKV发―抑钒剂泵切换‖报警，抑钒剂泵从,1切至,2运行。5:00:14时，MKV发―抑钒剂模块故障‖、―抑钒剂流量低，快切轻油‖报警，机组快切至轻油
位。5:00:30时，MKV发―燃油压力低‖报警。5:00:33时，MKV发―燃油压力低遮断‖报警，机组熄火遮断。
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(3)机组遮断后，检修部进行了以下项目的检查:
?,1、2抑钒剂泵入口滤网检查不脏，清洗后回装;
?检查切换站轻油调压阀PCV355膜片检查无变形、破损现象，O形圈无破损，密封良好;
?将调压阀PCV355的取样逆止阀NV355A和NV355B拆下，用压缩空气正向通气正常，反向通气试压不漏;
?抑钒剂流量开关静态试验，动作值:,1抑钒剂泵5.25mA，,2抑钒剂泵5.6mA，均正常;
?轻重油三通阀快切试验，动作时间10秒，正常;
?燃油截止阀前压力开关63FL-2校验，动作值1.56bar，正常;
?轻油滤压差开关63LF-1校验，动作值1.5bar，正常;
?切换站轻油压力开关63FD-3校验，动作值6bar高报警，正常;
?双联滤压差开关63LF-2校验，动作值0.99bar报警，正常;
?轻油站出口电磁阀20FD-1、回油电磁阀20FD-2传动试验，动作正常。
(4)14:28时，机组再次开机，启机过程各项参数均正常，机组于14:57时并网，带30MW负荷，切至重油位。
(5)15:16时，强制抑钒剂系统故障信号，,10机快切轻油。快切过程中观察轻油压力由5.2bar下降至4.6bar，重油压力由5.2上升至5.5bar，负荷稳定在30MW未见波动，低负荷快切轻油试验正常。
(6)机组重新切重油，正常带负荷。
2、原因分析
(1)本次故障从快切轻油指令发出至机组遮断历时19秒，轻重油三通阀动作时间为10秒钟，则机组是在全轻油状态下遮断，可以排除重油系统故障的因素。
(2)本次故障的报警中未见轻油前置站压力低报警，可以排除轻油前置站的设备故障因素。
(3)本次故障的报警中未见任何滤网的压差高报警，且跳机前轻油滤压差为0，双联滤压差为10psi，高压滤压差为5psi，均未达到滤网的报警值，可以排除因滤网压差高造成油压低跳机的因素。
(4)初步怀疑,10机本次故障是由于机组在快切至轻油时，轻油压力控制调节未能及时跟上油压的变化而造成机组压力低遮断。
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3、防范措施
(1)安技部制定,10机满负荷快切轻油试验方案，运行部和检修部进行,10机满负荷快切轻油的试验，以查找,10机油压低遮断的确切原因。
(2)安技部在4月30日前完成,10机抑钒剂站轻油冲洗管路的技术改造方案制定，由检修部热机分部进行改造，如果,10机试用情况良好，则推广至其它机组。
(3)安技部制定燃机前置燃油系统调压阀及其相关附属设备的定期检查项目和周期，检修部执行。
(4)运行部加强在运机组打印设备的管理和耗材更换工作。
六十六、2008年4月23日海恩电厂,10机88TK-1损坏降负荷运行事件
分析报告
1、事件经过
(1)4月23日，,10机正常运行。3:30时，MKV发―EXHAUST FRAME PRESSURE
TROUBLE‖、―EXHAUST FRAME COOLING AIR PRESSURE LOW‖报警，运行值班员检查发现88TK-1电源柜故障灯亮，88TK-1退出运行。运行人员报值长后，预选负荷85MW，退出IGV温控，排烟温度为470?。测量88TK-1的三相绝缘为零，且发现电源C相进线保险已烧坏。
(2)4:20时，电气检查，发现88TK-1电机地已碎裂，电机后冷却风扇外罩已脱落。
(3)6:30时，预选负荷90MW，未投IGV，测88TK-2电流分别为78.7A、78.9A、79.5A，排烟温度为483?。7:10时，预选负荷85MW，不投IGV温控。9:30时，预选负荷75MW，不投IGV温控。
(4)机务到场后检查发现隔音罩内有异味，联系吊车将隔音罩吊出，打开风机入口端盖发现风机叶轮已下坠。风机叶片外缘有缺失、卷边，内缘有磨损痕迹，轴套和叶轮联接处已整圈断裂，地脚垫块磨出凹槽。热机分部对88TK-1的地脚重新找平，对底座进行了加固，并更换了叶轮，新叶轮是由南方风机厂生产。电气更换了一台国产电机，生产厂家是东莞电机厂，型号Y225M-2，额定电流83.9A，功率45kW，额定电压280V。
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(5)17:20时，88TK-1叶轮和电机更换完毕。测电机三相对地绝缘均为400MΩ。17:25时，将88TK-1开关送入工作位，点动电机转向正确。17:30时，88TK-1试运10分钟，稳定后点击三相电流为75.9A、74.7A、73.4A;电机振动:?为3μm，?为4μm，,为3.5μm;风机振动:?为3.5μm，?为4μm，,为3.7μm。17:40时，停止88TK-1运行，复装外壳音罩及88TK-1出口压力开关。
(6)17:55时，投入88TK-1运行，―EXHAUST FRAME PRESSURE TROUBLE‖,―EXHAUST
FRAME COOLING AIR PRESSURE LOW‖报警复归。18:00时，投入IGV温控。20:00时，选Base Load，退IGV温控。测88TK-1三相电流分别为73.4A、72.8A、71.3A;88TK-2三相电流分别为67.9A、67.4A、67.4A。
(7)26日，检查损坏电机发现，电动机左侧(从电动机尾端观察)底座碎裂成三大块，右侧负荷端地脚螺栓孔处断裂，各断口均为新断，断电动机底座断口位置未发现有旧伤、气孔、夹渣情况。手盘电动机转动情况正常，对电动机解体检查，电动机线圈未见过热痕迹，电动机三相电阻不平衡(Rab=0.0131 Rac=0.0125 Rbc=0.0146)，B相线圈接地，电动机轴承内润滑脂正常，手盘电动机，目视检查，电动机出轴端未见明显跳动。
2、原因分析
(1)本次故障是由于88TK-1叶轮振动大造成。
(2),10机88TK-1叶轮本身存在少量裂纹，发展速度缓慢，前期是通过补焊来修复，大修时外送做了动平衡。大修时更换上新叶轮，由于88TK-1的运行电流大，过载，后更换回旧叶轮，重新对地脚找平，大修调试时振动较小。大修后未进行有效的跟踪，未能预防该故障的发生。
(3)检查故障发生后的88TK1风机叶轮多处破损断裂，有不少断口是陈旧性裂纹。这些旧裂纹是由于安装时地面不平，运行过程中底座固定不够牢固，振动随时间的延长不断加大，部分地脚螺栓被振松和扭断，地脚螺栓的断裂使得风机更加不稳定，振动量继续增大，导致叶轮产生裂纹。旧裂纹位于靠近叶轮的外缘，这是由于沿叶轮直径方向，工况越来越差，叶
轮所受的离心力增大、气流对叶轮的反作用力增大、振幅增大，而叶轮的材质和厚度沿直径方向是不变的，所以最先出现裂纹的位置靠近叶轮外缘。
(4)88TK-1正常运行时，叶轮高速旋转，使叶轮的陈旧裂纹不断扩展，其不平衡量逐渐加大，振动随之增大，产生新裂纹，并引起掉块，掉块与振动相互促进，而
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且叶轮与叶轮外壳的间隙较小，导致叶轮与外壳碰磨和地脚垫块磨损。最终叶轮与外壳的碰磨使得叶轮被制动。从裂纹分布来看，裂纹主要出现在叶轮的外缘和进风口内缘。出现在外缘的裂纹主要是由旧裂纹发展、外缘与叶轮罩壳互磨以及掉块打击等作用引起的;出现在内缘的裂纹、卷边主要是与电机轴和轴套碰磨造成的。
(5)检查电机底座断口未发现有旧伤、气孔、夹渣，说明电机底座碎裂是因为巨大外扭矩作用造成的而非制造加工缺陷引起，此外扭矩是电机堵转产生巨大的扭矩，并且该扭矩也使叶轮与电机轴套连接脱落。由于该风机叶轮转动方向是顺时针的(从电机侧看)，对电机左侧的底座产生顺时针的力矩，为平衡该力矩，左侧底座螺栓相应产生逆时针力矩，在这两个力矩的共同作用下使电机左侧底座碎裂。电机右侧底座所受力矩较小，所以左侧底座先于右侧损坏。在整个过程中，电机也随之振动，因强烈振动发生损坏导致电机B相线圈对地绝缘损坏，产生单相接地现象。由于B相绕组接在BC相电源上的，导致C相电源保险熔断。
3、防范措施
(1)安技部制定,1、10机88TK隔音罩的改造方案，在5月20日前完成;热机分部根据方案进行改造，以便对88TK的巡检和跟踪。
(2)跟踪,10机88TK-2的运行情况，在下次停机时更换88TK-2。
(3)检修部将新装的叶轮和电机的实验数据、出厂说明书和质量证明文件等存档。
(5)运检两部加强对全厂88TK的跟踪，制定检查周期表，安排专人定期(每周)测量振动和电机电流，并做好记录，由安技部监督，纳入月度考核。
六十七、2008年4月30日海恩电厂,1机辅助滑油泵损坏事件分析报告
1、事件经过
(1)4月30日，,1机启机。05:18时，,1燃机在升速至13.22%时，<I>机发‖POST-IGNITION P2 HIGH TRIP‖报警，机组遮断。
(2)05:30时，发现88QA电机噪音较以往大，联轴器护套脱落，偶尔有磨擦火花飞出，手摸电机不热，电流为101/102/103A。
(3)06:03时，机组再次启机，升速至13.26%时，<I>机发‖LOSS OF FLAME TRIP‖，
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―GAS CONTROL VLV NOT FOLLOWING-ALARM‖，机组遮断。
(4),1机转检修，启动,3机，06:53时,3机并网。
(5)07:30时，停盘车，手动起88QE，断开88QA电源。检修脱开88QA电机，发现电机与泵的联轴器减振齿圈部分损坏，打开泵的盖板，发现轴承已烧毁，支架脱落，轮珠已散，轴与轴承解除部分磨出约20mm宽的凹槽，机务更换一台新的辅助滑油泵。
(6)11:48时，辅助滑油泵更换完毕。点动试机转向正确，三相电流为89A，测振正常。
(7)12:15时，投盘车，停88QE，轮机间听音正常。
2、原因分析
(1),1机辅助滑油泵的轴承是单列轴承，轴承与泵的盖板之间存在间隙，无法固定轴承的轴向位置，在运行中轴承沿轴向上下串动摩擦造成运动表面的损伤，扩大轴承与轴颈的径向间隙，最终导致轴承损坏，并产生火花，是引起本次事故的主要原因。这是该辅助滑油泵的设计缺陷，,1、10机的辅助滑油泵是相同型号，需要特别关注。
(2),1机最近的一次小修于4月7日完成，小修时对辅助滑油泵轴承加油脂，并手动盘联轴器，活动正常。此次检查发现小修时加的油脂被甩到轴承两侧，轴瓦与轴颈已无油脂，轴瓦与轴颈发生干摩擦造成轴承的烧毁和轴颈的损坏，并且发现油脂已变稀。检查发现小修所加油脂是Shell公司的EP2(棕色油脂)，该油脂是第一次用于辅助滑油泵轴承。该油脂的工作温度是-20?~110?，但是Shell公司的EP2在阳光照射下(30?左右)会变稀，且该油脂生产日期是04年，存储时间过长而变质。,1机启停机过程以及备用状态下，辅助滑油泵高速转动(转速2950r/min)，产生热量，EP2油脂吸热变稀，黏度降低，随着泵的转动油脂被甩出轴承外部无法润滑轴颈和轴瓦，是造成本次故障的原因之一。
(3)检查,1机辅助滑油泵的前次解体检修记录，数据符合GE规范，此次故障不是由辅助滑油泵安装引起的。
(4)4月30日调度负荷为260MW，运行人员在5:30时发现88QA联轴器护套脱落，有摩擦火花飞出，认为是护套摩擦引起火花，实为辅助滑油泵轴承摩擦从轴承压盖蹦出的火花，判断失误。在有备用机组的情况下，,1机在6:03时再次启机，加重了88QA损坏程度。
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3、防范措施
(1)热机分部应采用Prolong公司EP2(绿色油脂)或者采用锂基子润滑脂(黄色)润滑辅助滑油泵轴承，停止使用Shell公司生产的EP2(棕色)。同时结合目前油脂使用周期和保质情况合理上报采购计划。
(2),1、,10机的88QA部套的结构与其他机组不一样，热机分部针对,1、10机辅助滑油泵，完善维护工艺，重点检查轴承运行状态并及时补油。同时生产各部加强重要辅机设备巡检工作。
(3)运行当值对,1机第一次出现88QA异常状态下，未经专业人员检查确认，未采取有效防范措施，再次开机运行，应进行深刻的检讨。制定重要辅机在异常情况下，故障处理的程序、防范措施和应急预案。
六十八、2008年5月6日海门电厂,3机滑油母管压力低事件分析报告
1、事件经过
2008年5月6日7:38时，,3机油箱内部滑油管路更换完金属缠绕垫片后起机，7:50时燃机转速达95%后辅助滑油泵停不下来，检查QAP:5.7bar，在有专人确保88QE可以立即投运的前提下，试验手动停88QA，QAP压力降低到2.0bar，马上手动投入88QA，维持空载满速;通知热控、机务到现场检查，告知相关人员，汇报相关领导。08:24时,3机发停机令，08:42盘车投入。
待机组盘车装置停运后，热控校验相关压力开关均正常，机务将油箱内滑油倒出，检查各法兰接口均未见异常，将压力调节阀VR1拆下用活塞压力计进行试压至5bar有轻微渗油，后继续升压至10bar阀门都没有动作。后又将主滑油泵解体检查，两级齿轮配合良好，主动轴及齿型联轴器完好，最终确认主滑油泵也工作正常。在更换主滑油泵入口三只垫片后空载满速试机。
22:57时,3机发启动令，TNH:95,，88QA自停，出现―滑油压力低‖、―滑油箱出口压力低‖，88QA又启动，其间能看见的QAP波动最低到3.2bar，定速后强制启动88QE，停止
88QA，QAP由5.7bar下降到5.4bar，88QE出口压力此时只有1.6bar。强制停止88QE只剩主滑油泵运行，QAP未发生明显变化。23:21时,3机发停机令。
5月7日07:29时，,3机启高盘，07:45时,3机定速，交流辅助油泵自停，滑
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油母管压力低跳机，发―滑油压力低‖报警―滑油压力低遮断‖燃机熄火。在停盘车后进行了彻底检查，并用压缩空气对溢流阀VR1重新检验设定(冷态下设定值7.8bar，原设定值6.89bar)、将溢流管截短以待观察其溢流情况、在88QA出口单向阀阀体上在阀瓣全开与阀体接触的位置进行了点焊，使阀瓣与阀体的夹角小于90度，达到关闭自如。
5月8日00:08时，,3机发启动令，TNH:95,后88QA自停，QAP2维持在6.29bar未见波动。空载满速后，主滑油泵出口压力为8bar，滑油母管压力为6.3bar，比原来的5.4bar提高了0.9bar，观察主滑油泵出口压力为8bar时VR1阀溢流量很大。00:23时,3机发停机令。
6:02时,3机发启动令，TNH:95,后88QA自停滑油压力QAP2维持在6.2bar无波动。06:14时,3机并网，恢复正常运行。
2、原因分析
(1)初步分析，TNH=95%后88QA停运的瞬间，因88QA出口单向阀在主滑油泵工作后关闭迟缓，导致滑油从辅助滑油泵大量泄掉，滑油母管油压迅速下降，造成88QA联动自启，导致88QA在空载满速后，停不下来。这是此次故障的直接原因。
(2)因VR1重新进行了调整，目前滑油母管压力为6.3bar，比原来的5.4bar提高了0.9bar，本次故障的原因是否与VR1设定值有关，待停机后再次将VR1的定值调至6.89bar后进行确定。
3、防范措施
(1)定期检查滑油管路法兰垫片情况，防止系统漏油;加强滤油保证油质的清洁度。
(2)请检修部定期校验压力表及压力开关，防止因滑油母管压力低漏报造成更大事故。
(3)现在,3机润滑油系统压力略高于正常值，在没有将此压力恢复前原定值前，请运行部对各个压力测点认真监视、互相比较、及时发现问题，防止以外发生。
六十九、2008年5月8日海恩电厂,10炉高压集汽联箱疏水管泄漏事件
分析报告
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1、事件经过
(1)5月8日9:45时，,10炉升压到4.0MPa时，锅炉扩容器处响声异常，立即就地检查，发现扩容器靠炉墙侧疏水管保温大量喷气，疏水管保温漏水，怀疑HP过热集箱疏水管漏;9:58时，,10机发停机令，,10炉停炉后进行卸压放水。
(2)13:00时，检修开始搭设脚手架并拆除保温，检查确认2处漏点:一点是高压集汽联箱疏水管4米处靠炉侧弯头已吹损泄漏，孔洞约φ5;一点是入扩容器疏水母管的底部(高压集汽联箱疏水管正下方)已吹损泄漏，孔洞约φ15。
(3)15:00时，开始检修，对泄漏的弯头进行更换，疏水母管底部进行填塞补焊;17:00时焊接工作结束。
(4)经请示确认当日不开机后，检查高压集汽联箱疏水管路的其余弯头，外弧面均减薄较严重，进行堆焊增厚;20:00时弯头堆焊增厚工作完成。
(5)对其他高压系统的疏水管路部分弯头进行测厚检查;5月9日1:30时，部分高压系统疏水管路弯头测厚检查结束，未发现明显减薄。
(6)5月9日5:00时，恢复保温，拆除脚手架，检修结束。
2、原因分析
(1)高压集汽联箱疏水管弯头泄漏原因:弯头外弧面内部冲刷腐蚀减薄，最终导致泄漏。
形成原因:此路疏水的压力较高，弯头为最易冲刷腐蚀处，机组投运至今，弯头已减薄严重，突遇较高压力的疏水，强度不足，导致泄漏。
(2)疏水母管底部泄漏原因:长期受水冲击，内部冲刷腐蚀减薄，最终导致泄漏。
形成原因:设计方面，疏水管路不应垂直进入母管，应顺流向45?进入;母管底部已减薄严重，突遇较高压力的疏水，强度不足，导致泄漏。
3、防范措施
(1)每次小修时加强对炉外疏放水管道的检查(将其列为小修定检项目)，发现异常及时处理。
(2)锅炉运行中加强监视，参数异常时及时检查，防止泄漏扩大。
(3)利用年度检修的机会，更换高压集汽联箱疏水管的全部弯头。
(4)利用检修机会将疏水母管下半部分(约1/3)更换为厚壁材料。
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七十、2008年6月1日海恩电厂小锅炉跳炉及启动事件分析报告
1、事件经过
(1)5月31日23:00时，小锅炉一次点火成功，正常运行。
(2)6月1日6:48时，小锅炉跳炉，监控盘上未出现任何报警信号，值班员翻查触摸屏故障历史记录，显示6时48分出现―水位过低‖故障信息，就地检查水位计显示水位在正常范围，且盘面并未出现―水位过低‖灯光报警。值班员对炉头燃油回路进行了冲洗，并进行了多次点火启动均不成功。
(3)7:17时，,1机重油温度低快切轻油运行。
(4)7:30时，供热部专工到场，对点火器进行了检查，经现场试验发现点火器点火时火花强度很弱且不连续，于是对点火器点火电极位置进行了调整并对点火电极放电部位进行了清洁，清洗后在炉膛外部对点火器通气点火试验正常，但装回炉膛程序启动多次仍然点火失败，随后又对火焰检测器、油路、气路等部件进行了检查，并反复多次启动点火均不成功。
(5)8:50时，,1机预选90MW;9:34时，,1机解列;9:33时，,2机解列。
(6)经多次点火过程观察，判断小锅炉点火失败的原因可能为煤气点火时助燃风量过大，将火焰吹熄。12:00时，对复合调节器1、2挡风门进行了调整，12:30时小锅炉启动点火成功。
(7)13:40时，,1机重新并网。本次故障历时4.1小时，损失电量60万度。
(8)6月2日14时，对小锅炉进行启动点火试验，启动两次均不成功，再次调整风门后启动点火两次仍不成功，联系热控部到现场协助处理，仍然不能点火，小锅炉故障退出备用。厂家6月6日派人处理，目前小锅炉已恢复正常备用状态。
2、原因分析
(1)经检查―水位过低‖信号由水位控制器分两路发出，一路给到控制盘灯光报警、一路给到PLC发停炉信号并做故障信息，本次故障就地确认水位正常，小锅炉跳炉原因为水位控制器至PLC的回路保护误动造成。
(2)小锅炉点火失败原因尚不明确，有待小锅炉厂家检查处理。
(3)小锅炉跳炉是造成,1机被迫停运的直接原因。
(4)故障当日运行方式特殊:,3机和,10机停机进行气转油的工作，不能往重油车间供汽;对外供热母管爆管正在检修，,7机通过对外供热母管往重油车间供
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汽的方式也不能实施;重油车间汽源只能由小锅炉提供，无备用汽源。特殊的运行方式是造成,1机被迫停运的重要原因。
3、暴露问题
(1)从目前供热部对小锅炉的定期维护工作看，除了每日一次的巡检和每周一次的点火试验外，基本没有其它定期维护和保养的项目，反映出供热部对小锅炉的维护保养工作不重视。
(2)本次故障造成,1机中断重油运行2.21小时，共记多消耗轻油62.78吨，并最终造成电厂对外输送负荷的中断。机组长时间烧轻油运行，运行部没有及时将跟进的情况向上级领导汇报，反映出运行部对机组经济运行的不敏感和对信息通报的结果重视程度不足。
(3)安技部做为电厂生产管理职能部门，在事发后未能组织并制定有效地措施，积极部署设备和机组抢修方案，协调各部门做好应急处理工作，对机组未能尽快恢复发电负有生产管理责任。
(4)本次全厂停机事件很重要一个原因是运行方式非常薄弱的问题，该运行方式执行时，运行部及安技部没有对该特殊的运行方式引起足够重视，没有发现该运行方式存在的薄弱环节，并没能及时有效地制定相关的反措。
4、防范措施
(1)供热部派专人跟踪厂家处理小锅炉故障的情况，在小锅炉本次检修后提供正式的检查和维修报告。
(2)供热部对小锅炉的定期维护保养措施进行细化，按―六定‖原则制定小锅炉定期维护保养周期表，6月30日前完成，安技部将定期跟踪执行情况并列入部门月度考核。
(3)运行部在影响安全或经济运行的重要故障信息通报时，必须采用电话联络的方式通知相关人员。
(4)特殊运行方式必须由运行部提出，经安技部制定或审核通过相应的防范措施，并以技术通知形式或其它可靠的联系方式通知各部门，按照先前制定的防范措施要求，逐项落实到位。
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七十一、2008年7月7日海恩电厂,2汽机高压主汽旁路阀故障事件分
析报告
1、事件经过
(1)7月7日6:30时，,1机并网，6:37时,1机负荷上升70MW。
(2)6:36:25，,2机启机拉高压旁路，10%开度，反馈正常，此时压力3.33Mpa，发现锅炉流量没有变化。
(3)6:37:35，高旁开度49.86%，此时压力4.08Mpa，发现锅炉流量仍然没有变化，继续开大仍没作用。
(4)6:39:50，压力达到5.9Mpa，此时锅炉压力快速上升，,1燃机快速降负荷，就地检
查发现高压旁路执行机构与阀体连杆脱落。
(5)6:41时，,1锅炉压力上升，过热器安全阀动作，压力6.5Mpa，由于燃机降负荷速度较慢，且仍有上升趋势。
(6)6:43时，,1燃机紧急停机(当时负荷已降至46MW)。压力6.51Mpa，,1炉过热器安全门6.4Mpa回座。
(7)6:45时，检修人员接到通知，6:58时到达现场，解体检查联轴器后确认原因在于滑丝，为了保证本次正常开机，在确定高旁已关到位后，复装联轴机构，重新紧固联轴器包箍的螺栓和紧定螺钉。8:15时试验高旁开关正常。
(8)8:42时，,1机重新启动并网。9:19时，,2机并网。
2、原因分析
(1)现场发现阀杆和连接螺纹和包箍块螺纹均有不同程度拉伤，螺纹损坏较严重，联轴器上的顶丝已被剪断。
(2)经分析，联轴器脱开原因在于螺纹滑牙。因为联轴器的连接螺纹是细牙，在旁路阀的开启和快关冲击中，容易损坏。
3、防范措施
(1)由于原螺纹连接属于细牙而联轴器的包箍由两半组成，耐冲击能力较差，利用7月8日开始的三天小修时间，对,2汽机高压主汽旁路阀阀杆联轴器进行改造，改造后重新对阀位反馈重新调零。
(2)检修部对联轴器全厂高压主汽旁路阀和补汽旁路阀做全面普查，对存在松动的联轴器重新紧固，杜绝类似的故障发生。
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(3)检修部对同类结构的主汽旁路阀阀杆联轴器列入定期检查工作。
(4)在开启高压旁路阀过程中，如果发现阀门开启后主汽流量没发生相应的变化，或发现反馈和指令存在较大差异，值班员应该立刻到现场确认阀门开度，发现故障立刻通知检修部紧急处理。
七十二、2008年7月19日海恩电厂,1机,2瓦回油管漏油提前停机事
件分析报告
1、事件经过
(1)7月19日20:50时，运行人员巡检发现,1机轮机间地板约有1/3面积积油，并有油烟。检查发现,2瓦回油管法兰处漏油，油流呈线状。滑油油位/滑油油压/,2瓦回油温度无明显变化。
(2)21:00时，切轻油。21:11时，发停机令。21:21时，解列。21:25:44，熄火。
(3)20日14:30时，检修处理更换了,2瓦回油管密封橡胶。
(4)16:50时，结束检修工作，投盘车，查,2瓦回油管不漏油，恢复安措。
2、原因分析
(1)本次故障是由于,2瓦回油管活接橡胶密封圈密封不严造成的。
(2)此橡胶密封圈是于,1机7月10日小修时更换上机，该橡胶密封圈是氟橡胶，2003年1月到库，至今存放近6年。《橡胶制品贮存指南》(GB/T20739-2006)指出:氟橡胶在储存温度为25度且带有合适的包装和满足储存条件时存放最长时间为10年，其他条件不变当储存温度为35度时存放时间为5年。小修上机的橡胶密封圈可能存在一定老化。,1机,2瓦法兰漏气大，轮机间温度高，高温造成了橡胶密封圈弹性进一步失效。
3、防范措施
(1)运行和检修人员对,2瓦回油管活接要加强巡检，特别是在水洗时要检查是否有水流出。
(2)在下次小修时处理,2瓦回油管法兰漏气问题，责任人林晓旋。
(3)对全厂其他机组加强检查和巡视，避免发生同样的故障。将,2瓦回油管
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处列入高温区域检查，检查内容:检查,2瓦回油管漏气情况，检查周期:每周一次，运行部和热机分部分别安排专人负责。
(4)参考《橡胶制品贮存指南》(GB/T20739-2006)，根据电厂存放环境的实际情况，暂定常用橡胶制品的存放期限如下表所示。供应部在盘库时注意橡胶制品的生产时间和存放环境，检修部在领取备品备件时要注意其入库时间，不能使用超过存放期限的橡胶制品。
(5)橡胶圈等容易老化的备品备件检修部按实际需要量进行申报，避免储存时间过长造成老化失效。
七十三、2008年7月23日海恩电厂,4机补汽调节阀油动机可控单向阀
堵头漏油事件分析报告
1、事件经过
(1)7月23日14:30时，单元长巡检发现,4机低压补汽调门油缸一堵头处线状漏油，值长立即通知检修，同时通知警消到场做好防火措施。
(2)14:34时，检修临时紧固后，漏油情况没有改善。14:36时，运检商议后，决定向调度申请停机处理。14:43时，,4汽机拉旁路解列打闸停机，,3机预选75MW，退IGV温控。
(3)停机后，检修人员拆除漏油堵头检查发现组合密封垫的橡胶损坏，于是采取可替代的O型圈装入组合垫内，恢复系统。15:07时，检修完成密封垫更换后，启动EH油泵做挂闸打闸试验一次，无漏油。
(4)15:10时，,4汽机重新冲转，并于15:21时并网。
(5)漏油故障发生前EH油箱油位565mm，发现漏油时520mm，处理完毕后油位485mm，15:35时检修将油位补到550mm。
(6)15:40检修部在临时处理后，联系液压件供货商深圳夏普利液压控制公司提供紧急备件。19:30时，夏普利将所需规格的4片组合式垫圈送至电厂。
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(7)7月24日5:40时，检修人员利用,4汽机晚上停机后的机会，对低压补汽调节阀单向阀堵头的临时密封件进行了更换;同时，举一反三，对低压补汽主汽阀单向阀堵头内的组合式垫圈进行了检查，发现内圈也出现一定的损伤，更换新件。
2、原因分析
(1)漏油的直接原因是补汽阀油动机可控单向阀堵头的组合垫橡胶损坏。
(2)经查阅检修记录，2008年4月29日抢修时曾拆卸此密封圈，因此不排除拆卸时橡胶已老化，老化的橡胶圈在复装时非常容易损坏。
3、防范措施
(1)更换补汽阀油动机可控单向阀堵头组合垫，其中橡胶部分的材料必须采用氟橡胶。
(2)在安装O型密封圈或组合密封垫圈时，应仔细检查确认密封圈无损坏，对于旋塞的密封圈，安装时可以采用润滑脂润滑等手段，降低因摩擦而损坏的概率。
(3)举一反三，全面检查电厂EH油系统的接头、堵头和法兰，对存在渗漏的和曾经拆卸过的陈旧密封垫，一律更换新件。
(4)对于EH油系统的堵头、法兰和接头的密封件(包括组合垫圈和O型圈)，检修部定购必须的紧急备件，橡胶材料的要求是氟橡胶。
(5)检修部严格执行巡检制度，以便及时发现渗油漏油的征兆。
(6)根据安规，在补汽阀组底部这些接头比较多的设备安装接油盘(可用3mm钢板制作)，以便隔离蒸汽管道，避免火灾。
七十四、2008年8月5日海恩电厂,10机气转油后延迟并网事件分析报
告
1、事件经过
(1)8月5日4:00时，检修完成,10机气转油工作。
(2)8:00时，选―AUTO‖位，发―START‖令。机组启动后发现辅助雾化泵一启动就过载跳闸，红色故障灯亮。复位热继电器后重新送上仍是相同情况，机组无法点火，发―STOP‖令。
(3)停机后测量88AB三相绝缘均大于200MΩ，手启88AB测量电流约在100A
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左右(额定30A)，数秒后电机过载。
(4)经现场分析后决定更换辅助雾化泵。
1)检修机务更换辅助雾化泵出口单向阀，并在雾化空气旁路阀后法兰处加装堵板。
2)检修电气对88AB电机进行绝缘测量及空载试运，绝缘500MΩ，直阻0.486/0.490/0.497Ω，试运电流6.3/6.7/6.9A。
3)14:50时，检修处理好辅助雾化泵故障，试运电流18.7/18.9/18.6A。
(5)14:56时，起机前检查正常，选―AUTO‖位，发―START‖令。14:59时，点火，,C,D(1S),A,B，TNH,12.09%，FQLM1,0.38kg/s;TNH到24%时，,A,B火焰丢失，至30%转速时恢复;TNH到50%时检查发现,7单向阀后燃油软管漏油，发―STOP‖令，检修更换该段软管。
(6)15:15时，检修处理好漏油软管，选―AUTO‖，发―START‖令;15:17时，点火，,C,D(1S),A,B，TNH,12.29%，FQLM1,0.35kg/s;15:26时，空载，检查发现切换站燃油管道有振动并伴有异音，双联滤压差表指针摆动较大，燃油旁通阀有明显波动现象。
(7)16:25时，转速到零，热控更换燃油伺服阀;16:30时，更换完毕，投盘车。
(8)16:46时，选―AUTO‖，发―START‖令;16:50时，点火，四支齐着，TNH,13.68%;17:07时，并网成功。
2、原因分析
(1)本次故障是由于以下因素造成:辅助雾化泵出口单向阀卡死、燃油软管漏油、燃油伺服阀调节不稳定。
(2)由于辅助雾化泵处于相对低位，水洗时有水流入，而辅助雾化泵出口疏水器孔径很小发生堵塞，使辅助雾化泵出口有积水，水汽使辅助雾化泵的出口单向阀锈蚀卡死。
(3)由于辅助雾化泵是容积泵，其各个腔室是不连通的，所以其轴功率随着泵出口压力增大而增大。辅助雾化泵的出口单向阀关闭卡死使泵出口憋压，负载增大，造成了电机过载跳闸，不能启机。
(4),7单向阀后燃油软管漏油造成了再次启机失败。
(5)由于,10机连续烧天然气近4个月，烧天然气时燃油伺服阀不参与控制，即燃油伺服阀处的液压油为―死油‖不流动，结垢使伺服阀敏感度降低，使得烧油时
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调节能力降低，燃油旁通阀波动。
3、防范措施
(1)热机分部在,1、10机辅助雾化泵出口处加装低位排污阀，9月7日前完成。排污阀加装完成后，每次水洗时运行人员要打开此阀门，水洗结束后关闭。
(2)大修时检查是否更换辅助雾化泵出口单向阀。
(3)在机组气转油时，运行人员手动启辅助雾化泵，检查是否存在异常。
(4)热机分部在日常维护和小修中加强对油、气、水等管路的检查。
(5)机组连续烧气超过2个月，在气转油时更换燃油伺服阀;同样，机组连续烧油超过2个月，在油转气时更换速比阀和控制阀的伺服阀。
七十五、2008年8月13日海门电厂,1炉吹灰减温水管弯头爆管事件分
析报告
1、事件经过
2008年8月13日7:30时，按调度负荷曲线，,1机发起动令，7:34时,1机点火，7:38:24时起动,1炉,1高压给水泵，给,1炉高压系统补水，运行燃机值班员听到,1炉有异常声音，检查发现,1炉有管道泄漏，主操判断可能因起动高压给水泵所致，立即停运,1炉,1高压给水泵。
7:44时，经检查共同确认为,1炉吹灰蒸汽减温水管弯头爆管，因该管取于高压给水调门前，故障点无法短时间隔离，隔离后,1炉高压系统不能补水，,1炉不能起动，发停机令，转启动,3机。,1机此次起动过程约用轻油1200L。
7:50时做抢修安措，8:20时系统无压力后，检修人员进行更换,1炉吹灰蒸汽减温水管弯头的抢修工作，9:45处理完毕。
9:53时,1机发起动令，10:06时,1机并网，10:36时,2机并网。
2、原因分析
(1)起动,1炉,1高压给水泵后，高压给水调门前压力由0.46MPa瞬间上升到11MPa，因吹灰减温水管连接处位于高压给水调门前，即吹灰减温水管电动门前管道压力也有11MPa，压力的升高及变化使本来已变薄吹灰减温水管道弯头受压爆开，这是这次爆管的根本原因。
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(2)锅炉吹灰减温水管道弯头是采用管道直接弯曲的，本身已经在拉伸时变薄;加上吹灰时经水流长期的冲刷，同时其管道内容易有水积聚，长期的内部化学蚀腐，及外部的氧化表面生锈，，使管道弯头壁厚度减薄。
(3)从目前锅炉漏泄情况分析，其漏泄部位多次发生在锅炉吹灰系统上，有可能锅炉吹灰系统的材质选择不合理，待检查后进一步确定。
3、防范措施
(1)锅炉系统部分管道因长时间的运行冲刷，长期的内部化学腐蚀，管道的壁厚已开始变薄，以后可能容易发生管道爆管事故，运行人员在起炉或运行时，应加强锅炉的监视，但要防止突然爆管后的烫伤等人身伤害事故。
(2)锅炉阀门操作次数少且都在露天，部分阀门已缺油，操作很困难，影响事故处理进度，应加强设备阀门定期加油等维护工作。
(3)举一反三对两台炉和汽机其他类似部位进行检查，发现有类似减薄情况应及时更换，并分析其材质和工艺是否很满足该压力要求，如果有不符合则应进行全面更换或做相应的工艺处理。
(4)提高厂内承压管道的管材的质量监督，以及相关的技术监督工作;将此段管路的检查列入两台炉的金属监督的定期工作中。
(5)重点对吹灰系统的相关管路进行全面检查，如果材质不合格，考虑选用合格材质的钢管，逐步进行更换
七十六、2008年8月21日海恩电厂,7炉省煤器泄漏停机事件分析报告
1、事件经过
(1)8月21日0:00时，,7炉检查正常(,9机2008.08.20.22:49解列);4:50时就地检查,7炉炉底正常，没有滴水现象。
(2)5:00时，,7炉各参数汽包压力2.2MPa，省煤器出口左右水温222度、221度，过热器出口蒸汽温度253度，过热器入口左右烟温217度、215度，过热器出口左右烟温222度、226度，中压炉出口上侧左右烟温224度、225度，中压炉出口中侧左右烟温222度、221度，中压炉出口下侧左右烟温171度、179度，省煤器出口左右烟温191度、191度，低压炉出口左右烟温115度、115度。
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(3)6:20时，就地发现,7炉炉底有轻微滴水现象(炉底有0.25平方米的地方有水迹)，是从,7炉水洗放水阀滴出。立即汇报值长;6:50时，接值长令,7炉泄压放水
(4)7:00时，检修部接到通知,7炉发生泄漏，7:05时检修人员到达,7锅炉现场，打开人孔门冷炉，并检查初步判断为省煤器发生泄漏。
(5)14:00时，进入炉内检查漏点，发现省煤器第5屏(顺烟气方向)左侧下联箱，从中隔墙向,7机数第9列第2排鳍片管，弯头下部靠联箱处减薄泄漏穿孔，约φ2mm;16:00时炉内温度降到60?，检修人员进场检修，17:00时检修完成。
(6)因22日,7机组不运行，当日未进行水压查漏，在22日10:00时上水后检查焊缝边缘渗水，放水后重新补焊。15:00时检修结束，17:00时上水升压后正常，也未发现其它漏点，封闭人孔门，本次检修结束。
2、原因分析
,7锅炉已运行约13年，受热面管经长期内冲刷导致管壁减薄(尤其弯头部位)，同时电厂又长期燃烧高硫油，引起鳍片管外腐蚀加剧，最终导致本次省煤器鳍片管泄漏。
3、防范措施
(1)本次泄漏原因为省煤器鳍片管弯头内部冲刷腐蚀减薄泄漏。
(2)锅炉运行中加强监视，参数异常时及时检查，防止泄漏扩大。
(3)在保证安全、经济的前提下，尽量降低省煤器的工作压力。
(4)利用年底锅炉改造的机会，将锅炉的省煤器、蒸发器、过热器鳍片管及部分连通管进行更换(省煤器状况较差、蒸发器及过热器检测发现有减薄及腐蚀，且大部分鳍片管无法检测到)。
七十七、2008年9月10日海恩电厂,10机燃油压力低及超温两次跳机
事件分析报告
2008年10日，机第一次启机负荷带到91MW时，MKV发―液体燃料压力低‖报警，机组遮断;第二次启机负荷带到90MW时，负荷小幅波动，MKV发―排烟温度高遮断‖，机组遮断。经检查，更换主燃油泵，拆除―Y‖型滤后开机正常。故障经过、原因分
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析及反措报告如下:
1、事件经过
(1)9月10日08:00时，,10机组带负荷50MW，高压油滤压差0.2bar，,2双联滤压差4.8psi，十四个喷嘴前压力均为25bar。08:06时燃机带基本负荷。08:09:26，MKV发―液体燃料压力低‖报警，燃机遮断，当时燃机负荷为91MW。
(2)08:50时，强制冲油，FQL1=12.65%，FQLM1=1.58kg/s，三机表决一致，十四个单向阀前憋压均为8.0bar，给燃油管道，高压油滤，主燃油泵冲油排气，将,2双联滤切至,1运行。检查燃油管道无漏。
(3)09:05时，热控强制L63FL2L为0，再次起机。09:30时，选―CRANK‖位，发启动令，开始高盘。09:35时，转―AUTO‖。
(4)09:52:22，燃机点火，四支齐着。10:00:03，空载满速，全面检查机组无异常。10:03时并网，带基本负荷。10:07时开始切重油，10:15时到位。
(5)10:19时，燃机负荷带至90MW，发现伺服阀电流在-1.83,-46.2%之间大幅波动，燃油伺服阀开度在13%,79%之间大幅波动，FDL2压力在2.0,3.7bar间波动，FFU1=4.7bar，FFU2=3.8bar，未见明显波动，负荷在90MW上下小幅波动。
(6)10:20:04，MKV发报警―排烟温度高遮断‖，燃机遮断，燃机遮断前负荷突然上升至109MW，机组遮断后MKV短时间内黑屏，之后显示正常。对机内管道泄压放油。
(7)11:00时，机务开始更换主燃油泵，检查燃油分配器正常，拆除Y型滤。热控检查了63FL-2，开关动作值1.83bar，返回值1.65bar，动作良好。检查20CF-1电磁阀，直阻为123欧姆，线圈对地绝缘大于20兆欧，强制L20CF1X为1，20CF电磁阀动作良好。65FP-1静态活动试验，阀门动作平缓，未见抖动现象。16:15时检修以上工作结束。
(8)18:57时，,10机发启动令。19:25时，,10机并网正常运行。
2、原因分析
(1)本次故障是由于Y型滤堵塞造成的。
(2),10机Y型滤较其它机组过滤效率较高，即滤芯孔径较小，容易堵塞。,10机4月20日,8月4日烧天然气，其间运行2424.1小时。在烧天然气之前是烧油运行。在烧气期间中，燃油沉积在Y型滤上，部分堵塞了Y型滤。8月5日气转油后，燃油经过被堵塞的Y型滤在Y型滤芯上越积越多，最后造成启机过程时燃油压力、流
108
量不稳定致使燃油压力低和排烟超温跳机。
(3)Y型滤的定期工作是小修时检查清洗，由于,10机油改气后主要以烧气运行，小修时间延长，未能及时对Y型滤进行清洗。
(4)由于Y型滤通流面积减小，燃油流量降低不能满足机组满负荷需要，使主燃油泵吸空，Y型滤前后压差增大，在此压差的作用下，燃油流量瞬间增大后减小，即燃油流量大幅波动，致使燃油旁通阀和燃油伺服阀的开度随之波动，排烟温度高跳机。
3、防范措施
(1)在油转气停机时，要求在满负荷下轻油运行10分钟。
责任部门:运行部。
(2)油转气时，取出重油滤、轻油滤、双联滤、Y型滤，并将双联滤和Y型滤清洗干净，避免烧气期间燃油凝集。在气转油时回装重油滤、轻油滤、双联滤、Y型滤。
责任部门:热机分部。
(3)Y型滤作用是防止面积较大的物体进入机内燃油系统，将Y型滤滤芯改为60目。
责任部门:热机分部;完成时间:下一次小修时。
七十八、2008年9月15日海门电厂,3机,6天然气管路爆裂事件分析
报告
1、事件经过
2008年9月15日8:28时，,3机按调度要求准时并网，09:45时燃机值班员切换重油滤网时，突然听到,3轮机间声音异常(有很大的漏气声)，立即联系检修人员一起进行查找。因温度太高(轮机间排气温度ATTC1有90多度，正常61度，后来最高到116度)，经穿防护服、面具等防护工具进入查找，确定为,3机,6天燃气软管爆裂断开，裂口距离喷嘴50厘米，裂口长14厘米，宽5厘米。造成轮机间温度升高，立即决定停,3机抢修。10:31时,3、,4机解列。
12:05时，,3机,6天燃气软管更换完毕。向调度申请开机未果，,3机一直备
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用。
2、原因分析
机组正常运行时，压气机排气的一部分高温气体要在天然气软管中流动，对管道造成一定的冲刷和热损伤使管子老化加快，使管道的耐压强度下降。另一方面，机组运行已三年多，每次小修都要拆卸天然气软管，加上在燃机检修时，个别检修人员不注意对软管的保护，对软管的踩踏或物品挤压以及运行人员水洗时在拆除点火器时的误踩踏等也可能是造成的损坏的一些因素。
3、防范措施
(1)本周检修部利用机组停机的机会，要对所有天然气软管进行一次全面彻底地检查，对有明显灼烧痕迹的天然气软管进行更换。
(2)机组每次热通道检修时，要首先先将,5、,6、,10、,11天然气软管拆下，避免踩踏损坏，同时工作中也要加强对其它软管的保护。
(3)运行部要规定水洗时拆除点火器时的攀爬路线，防止踩踏损坏故障发生。
(4)油改油工程机组调试前要对所有天然气软管进行耐压试验，不合格的一律更换。
(5)在机组运行期间，运行值班员和其它人员在巡视燃机时要细心，防止烧烫伤事故的发生。
(6)机组发生雾化空气爆管时，运行人员要果断停机后再进行事故汇报。
(7)供应部要加强对仓库钥匙的管理，特别是节假日，要保证及时拿到抢修物资，保证抢修工作的顺利开展。
七十九、2008年9月18日海恩电厂,10机燃油接头漏油事件分析报告
1、事件经过
(1)9月18日1:20时，运行人员巡检发现,10燃机,8燃油喷嘴单向阀前卡套接头漏油，且呈扩大趋势。1:58时，值班员接值长令，,10燃机降负荷至75MW。
(2)2:19时，发―STOP‖令。2:27时解列，2:34时熄火，2:48时机组转冷拖。
(3)5:02时，轮间最高温度200度，热机分部开始更换该卡套接头。6:10时，热机分部工作结束。运行人员进行冲油和憋压均正常。
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(4)7:20时，发―Start‖令。7:34时，并网。
2、原因分析
(1)本次故障是由于卡套接头出现裂纹引起漏油造成提前停机的。
(2)每次小修燃机需要拆燃油单向阀及其配套软管，该接头使用时间长且拆卸多次，接头接触面螺牙磨损，导致在高压的燃油作用下密封不严造成泄漏。
3、防范措施
(1)检修部对经常拆卸的金属管道(包括金属软管)和接头(包括卡套接头、管接头等)进行登记，特别是高压介质作用下的管道和接头，建立台帐以便于掌握接头的更换周期。台帐内容须包括型号、生产厂家、装机部位、上机时间、在机运行时间、下机时间、上机安装次数等。
(2)运检两部加强对日常的巡检，如发现管道、接头等固定不牢要及时进行固定，防止碰磨。
(3)检修部在安装管道接头前检查螺纹的完好性，螺纹损伤的接头要予以更换。
八十、2008年11月14日海门电厂,3机燃油旁路阀卡涩停机事件分析
报告
1、事件经过
2008年11月14日7:22时，,3燃机发启动令，点着火2秒后自动熄火跳机，报警为―液体燃料控制故障‖和―启动过程燃油流量越限遮断‖，,3燃机停机并对其进行冲油。
检修到现场后，发现燃油旁通阀卡涩，经敲击后回零，再反复开关活动后动作正常。
9:05时，,3燃机故障处理好，,3燃机高盘转点火。9:16时,3机并网，10:22 时,4机并网。
2、原因分析
(1),3机已经停机备用六天，开机前虽然已做了轻油置换，但没有置换到旁通阀，旁通阀阀底部积有重油油垢，国产重油的油质不好，在低温情况下容易凝固或粘稠，在事后，对重油进行取样试验，在20度时已经在粘度计中不流动，当时的环
111
境温度为18度，这些油垢是造成阀门的卡的根本原因。
(2)由于旁通阀VC3卡涩，在点火时使燃油流量过大，造成液体燃料控制故障，因跳机
时,3机的燃油流量FQL1是13.65%(正常为2.88%)，超过了限值7.4%，所以发―启动过程燃油流量越限遮断‖信号跳机，信号发出正常。
故障发生时当燃油截止阀VS1控制阀20FL-1关闭后，旁路阀VC3位置反馈超出限值，即位置反馈小于-7.38%和大于10% 时发故障报警，并禁止启机;而此时反馈为72.8%，远大于10%限值。所以发―液体燃料控制故障‖报警。
现场检查旁路阀VC3位置反馈杆活动正常、指示正确;就地旁路阀VC3位置指示确在72.8%开度，由于已经卸掉旁路阀VC3液压控制油的油压，而旁路阀不回零，所以判断阀门卡涩。
(3)按运行部规定，机组长期停运在启动前，后夜班要对机组进行冲油，由于后夜忙于开,1机，未对,3机进行冲油，如果按期定时冲油，有可能提前发现问题，避免故障的发生。
3、防范措施
(1)在确定机组一周以上不开机，环境温度低于20度以下时，运行部应对所有燃机重油管路进行全面的轻油置换。
(2)运行部应在长期未开机时，每三天对燃油旁路阀VC3做活动试验(试验方法由检修热控提供并指导运行人员操作，由运行定期执行)，检查其动作正常。
(3)运行应在确定次日不开机时适当加长停机烧轻油时间，以便更好的将管路中的重油置换掉，减少卡涩发生的可能。
(4)检修部应在定期工作中，添加对重要阀门的检查，提早做出可能发生的事故预想，避免同类故障的发生。
(5)安技部也应加强对两部定期工作的检查力度，以便及时发现问题，及时处理，做到防患于未然。
八十一、2008年11月25日海恩电厂,1炉高省三长管接头泄漏事件分
析报告
1、事件经过
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(1)11月25日9:18时，发现,2机高压汽包水位快速下降，加大给水流量至200T/h，仍然下降至最低水位-550mm，启动两台泵水位仍不见上涨，,1机值班员就地检查发现放水平台处炉墙内流水，锅炉烟囱大量冒白汽，查看烟温HP/LP省煤器入口烟温(左)TE6518低压蒸发器入口烟温(左)TE6516快速下降，判断高压省煤器泄漏，由于水位无法维持，立即令,1机预选70MW，并快切轻油，立即汇报调度及相关领导。9:35时,2机解列，9:38时,1机解列。
(2)25日9:05时，检修人员到达,1锅炉现场，,1机解列后打开人孔门，冷炉。
(3)25日14:30时，进入炉内检查漏点，发现燃机侧高省三/低省联箱出口鳍片管泄漏:从二控向水塔数第11列(高省3，弯头直管段下部爆裂)。因炉内温度较高，且第二日只有一套负荷，经申请同意后，锅炉继续冷却，待第二日检修。
(4)26日8:00时，检修人员进场检修，因位置原因，对泄漏的第11列进行封堵，对壁厚减薄严重的第13列封堵，对密封箱底板空洞进行封堵。9:30时，检修结束，对密封箱内其余管子检测壁厚，未发现明显减薄处，通知运行人员上水并做水压试验检查。
(5)26日14:00时，水压试验查漏，鳍片管未发现泄漏，但炉外高压过热器减温水管及高压汽包取样管泄漏。放水后继续转检修。18:00时，检修结束，封闭人孔门，本次检修结
束。
2、原因分析
(1)本次泄漏原因为省煤器鳍片管弯头附近直管段外部冲刷腐蚀减薄泄漏。
(2)高省三第11列下部爆口泄漏，其主要原因是因为上、下密封箱穿孔，密封箱内水汽及烟气向上导致正对处管壁冲蚀，其冲蚀泄漏对第11列也有部分影响。第13列下部也冲蚀减薄至1.8mm左右，随时也有泄漏的可能性，故本次也进行封堵。
3、防范措施
(1)锅炉运行中加强监视，参数异常时及时检查，防止泄漏扩大;在保证安全、经济的前提下，尽量降低省煤器的工作压力。
(2)锅炉停运期间，注意保养，定时上、放水，防止内部腐蚀。
(3)利用年底锅炉改造机会，将锅炉的省煤器弯头及部分鳍片管进行更换。
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八十二、2008年12月12日海恩电厂,10机燃油分配器卡死跳机事件分
析报告
1、事件经过
(1)12月12日9:07时，，,10机发―熄火遮断‖报警。跳机前TCC有微小震动，观察四个火焰齐熄，,10机跳机，先后发出―LOSS OF FLAME TRIP‖与―HEAVY FUEL TG TRIP‖。
(2)9:27时，CRANK 位发START令，高盘。
(3)9:42时，热机分部手动盘燃油分配器，无法盘动，燃油分配器卡死。
(4)9:55时，进行冲油。10:25时，冲油正常，后冷拖水洗。
(5)12月23日，和燃油分配器厂家德国思可金格公司的技术人员现场解体分配器，发现太阳齿轮部分齿磨损和变形。
2、原因分析
(1)太阳齿轮部分齿磨损和变形造成燃油分配器卡死，使得燃机遮断。
(2)近期处理线出口的燃油油品未发生明显变化，且高压油滤检查未发现有破损。排除由燃油问题引起燃油分配器故障。
(3)该燃油分配器序列号A036O9，型号20602H，是2008年10月11日安装上机，在机运行1309.6小时。本燃油分配器是大间隙型的，生产厂家的质保期为运行4000小时，根据近两年来的运行经验，同类型号的分配器可以运行到5000小时以上。在质保期内分配器由于太阳齿轮的硬度不足造成磨损，属于返修质量问题。其根本原因需分配器返厂进行测试后才能得出。
3、防范措施
(1)燃油分配器定期检查工作由三个月调整为一个月，每月应利用机组备用或水洗停机机会，检查分配器是否盘动灵活，冲油检查流量是否正常。
项目责任人:林晓旋;设备责任人:何开勋(,1、7燃机)、何中华(,3、10燃机)。
(2)安技部督促生产厂家提高返修质量，在产品验收上严格把关，要求其给出入厂检测报告、检查项目、验收标准、实验报告、出厂检测报告和质保书等。
责任人:曾志。
(3)建议公司物资管理部在以后部件修理中增设质保金条款。
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[热控专业篇]
一、2004年1月28日海恩电厂,7机运行中二次异常停机事件分析报告
1、事件经过
(1)机组当天上午的故障过程:
1月28日10:23时，,7机发―START‖令，10:40时并网。11:09时，发―轴承金属温度高‖报警，经查,3瓦金属温度BTJ3-1/2达130/130?，约1分钟温度上升到140?，查该瓦回油温度及各瓦振动均正常，令机快速降负荷到5MW，,3瓦金属温度无变化、仍为140?。11:24时，为可靠起见、并经报部门及厂领导同意后，令机解列、停机，进行相关检查。
经检修的热控检查，为,3瓦金属温度测量回路有接地所引起，由于该故障的排除涉及到要揭透平缸等的大工作量问题，所以一时不能处理;后经厂领导同意，运行中按,3瓦进出油温差(LTB3D的,3瓦出油温度与LTTH1的滑油母管进油温度)为15?的方法进行监控。
15:18时，接令开机，故障全过程历时4.9小时。
(2)机组当天下午的故障过程:
17:00时，,7机带70MW负荷，TTIB1(负荷齿轮间温度)为178?，18:00时TTIB1上升到188?，19:00时TTIB1上涨到223?，超过平时的正常运行 180,190?值上限。查88VG(负荷齿轮间通风机)风叶打开、开关柜红灯亮(有电)、但钳表测88VG电机电流却为0，后现场打开负荷联轴间左侧门进行检查、发现，发电机前轴承下方有火花(光)。
19:16时，急令,7机降负荷、切轻油、准备停机，报部门领导;并通知厂警消队派员现场戒备和通知检修各分部负责人来现场检查、处理。
19:36时，,7机解列。期间多次向,4瓦下方火光部位用1211灭火机进行灭火。后经检查:此明火是由,4瓦回油测点套管外部的沉积油垢在空间高温下自燃引发。 本次故障的现场检查与处理如下:
?经与热机分部专责检查、共同确认，该部位轴瓦油系统均正常。
?经与热控分部专人检查、共同确认，该部位套管内部接线也均正常、Mark-V指示也无异常。
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?经电气分部专责检查，发现88VG电机内部有一根引线断开，重新接上后测该电机绝缘500Ω正常、试转电机及启动、稳定电流也均正常。
?机组解列后，断开88VG开关，测量该电机绝缘:AB-200MΩ/BC-15 MΩ/CA-200 MΩ、相对地均为?，均为正常。
20:10时，各项检查、处理完成后，,7机充油完毕、投入正常备用。故障全过程历时0.9个小时。
2、原因分析
(1),3温度检测故障原因分析:
?经确认为,7机,3瓦金属温度BTJ3-1/2测点回路引出线接地、线间短路故障，造成测量不准及波动大的问题。
?当时作出停机检查的决定是由于该瓦金属温度的二个测点同时损坏，因平时最多是一个测点损坏、在还有另一测值可以作比较的同时再加上对进出油温差的参照、即可作出有效判断，但这次二个测点均损坏、为确保安全，停机检查的决定还是事出有因和正确的。
?损坏的补偿导线上次大修作过更换，但这次故障的出现仍反映出年度检修(刚小修完)的检查工作及日常定检、维护工作仍然存在不足。
(2)88QV故障及负荷间火警原因分析:
?按常规着火条件的空气、可燃物、温度三条耒分析:这次,7机齿轮间下套管出现明火
的原因也符合这三条:可燃物为下部套管外长年积下的油垢;温度是由于88VG断相不转、引起负荷间环温上升(TTIB1上涨到223?);在负荷间高温烟气的烘烤下最终导致着火。
?接线套管外长年所积下的油垢，是此处长年没有妥善清理、日常清洁工作没有做到位，平时有疏漏、这次小修中也没有清理干净。
?88VG断相不转经检查是由内一根引线断开所致，经现场调查此线段已相当陈旧。
?反映这次年度小修(刚小修完)的检查及相关日常定检、维护工作仍有漏洞及不到位和不完善的地方。
?按照当时情况，本次事件可不停机(只降负荷)处理，当值运行人员存在处理措施不当的问题。
3、防范措施
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(1),3瓦热电偶引线故障反措:
?在目前问题一时无法解决的情况下，运行中需加强监督,3瓦的进出油温差(LTB3D的,3瓦回油温度与LTTH1的滑油母管温度之差目前为13?)和,3瓦的回油温度。
?运行部门各值要加强对各主设备轴承瓦温及振动特性的正确理解与全面撑握，特别是监盘中各机组瓦温与振动的动态特性，以有效避免烧瓦故障和确保机组运行的安全可靠性。
?年度检修时检查、更换该故障引线。
(2)88QV故障及负荷间着火故障反措:
?2月29日前检修部负责制定计划，对处在恶劣环境条件下的动力线重要控制线应作有计划的分期、分批检查、更换，加强日常的定检和维护工作以提高设备运行的可靠性。
?提高检修及日常定检、维护工作质量，要把各类缺陷尽力在计划检修及日常定检、维护中解决掉，确保已检查、维护或修理的设备质量。
?强化生产设备现场的文明生产的力度，特别是各主设备各容易积有油垢等易燃物品的死角部位，去年也有这方面的死角着火教训，特别是运行部要强化日常巡检和设备卫生工作以及加强设备检修后的验收工作，发现各项安全隐患及时上报、及时处理。
二、2004年2月17日海恩电厂老重油处理线通讯故障事件分析报告
1、事件经过
(1)2月17日11:15时，老重油处理线电脑突然停机，?、?、?线显示灯全灭，,21、,22、,23、,5、,6机前置站的显示全部红灯闪烁，,6机因前置站重油泵故障自动快切轻油，11:32时,5机因前置站重油泵故障自动快切轻油。
(2)经检修热控检查，系统380V电源正常，24V直流系统各母线上电压正常，220V控制电压为零。按下220V控制电源投运按钮6S1，220V控制电源恢复正常。系统总复归，重新启动系统，控制盘上报警仍未消失，系统禁止启动。检查系统自动跳闸回路，各继电器电压正常，触点状态正确。检查各就地控制柜,JB箱,，从控制
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室至废水撬各控制柜的通讯、输入、输出卡件正常;从清水站至6,机压控站通讯不正常，输入、输出卡件正常，更换,5、,6机前置站的通讯卡件ET100，,5、,6机前置站的通讯仍然未能恢复。接着检查系统的通讯电缆，发现1BS1000通讯电缆接地，1BS1015通讯电缆正常;检查1BS1000通讯电缆上的各个节点，最终确定为控制室至JB1004就地控制柜的通讯电缆接地。更换该通讯电缆后，重新启动系统，所有故障现象消失。
(3)15:10时,5、,6机前置站重油泵恢复工作。15:26时，,6机切重油。15:19时，,
5机切重油。整个故障过程历时3.9小时。
2、原因分析
(1),5、,6机重油前置系统与老重油处理线是共用一个西门子S5型可编程序控制器，相互间的信息沟通是通过以太网的方式进行通讯，一旦通讯中断，整个系统瘫痪，所有设备无法操作。
(2)当时重油2级搅拌器端子箱(JB1004)有一根通讯电缆接地，致使通讯中断。
(3)老重油处理线已运行十多年了，加上运行环境条件差，加速了通讯电缆的老化。
3、防范措施
(1)更换老重油处理线的所有通讯电缆。
(2)将,5、,6机的前置站控制系统分别从老重油处理线控制系统中分离出来，分别增加重油前置站控制单元，以免受老重油处理线故障的影响。
(3)请ALFA-LAVAL公司控制工程师删除老重油处理线控制系统中21,、22,、23,机前置站、切换站的相关程序，拆除与老重油处理线控制系统的任何联线，使老重油处理线与外界无关。
(4)把重油车间WIN-CC操作员站升级为工程师站，向ALFA-LAVAL公司购买系统软件以便得到授权，在故障发生时，能快速准确查找故障点，且能够对大部分数字量与摸拟量进行强制，保障系统的正常运行。
(5)将I/O公用电源分段，以便查找接地故障。
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三、2004年3月2日海恩电厂,1机起机过程测速头故障跳机事件分析
报告
1、事件经过
(1)3月2日7:18时，,1机水洗后选冷拖发启动令(水洗后的甩干);7:30时发停机令，7:35时选AUTO发启动令，12.36%转速时点着火(同着)，升速至80.6%转速时值班员发现燃油流量波动，FQLM1在0.69,2.89kg/s间波动，90%转速起波动增大，在0.8,5.17kg/s间波动，7:47时97.86%转速时发―熄火遮断‖跳机。
(2)8:02时，值长令开机，12.11%转速点着火(同着)，但升速至49%转速时燃油流量又开始波动，FQLM1在0.59~3.01kg/s间波动，FAL在-11.8~13.2%波动，8:13时70.77%转速时发―熄火遮断‖跳机。
(3)检修对燃油分配器测速头进行检查，测量77FD-1，-2，-3的直流电阻分别为620/621/622Ω，充油时的频率(转速)与当时的FQL1一致，查三个测速头安装情况，其并帽紧固，无松动，从此判断测速头安装间隙没有变化，元件完好，未测量反馈电压。继而怀疑燃油侍服阀有问题，计划将其更换。8:43时，冷拖机组后停盘车，由检修更换侍服阀，9:01时更换完毕，机组投盘车。
(4)9:03时，选AUTO发启动令，12.2%转速点着火，FQLM1为0.43kg/s，9:14时机组转速为81%时FAL开始波动，在-8~7%摆动，9:16时95%转速时发―熄火遮断‖跳机(当时在翻转画面，没有观察到FQL1)。
(5)10:37时，停盘车，由检修更换燃油分配器测速头77FD-1，-2，-3。10:42时更换完毕，机组投盘车，充油检查，FQLM1为2.71;FQL1为22.5%。
(6)11:03时，起机;11:16时并网，全过程均正常。故障全过程历时3.43小时。
2、原因分析
(1)这次跳机后的检查处理过程中，更换燃油伺服阀及进行其他项目的检查处理均不能解决燃油流量大幅波动的问题，最终更换燃油分配器测速头7FD-1，-2，-3，后才得以解决，且在之后的运行中也没有出现燃油流量波动。所以这次跳机原因分析为燃油分配器测速头允许年久、老化，工作不稳定造成。
(2)检修制作了燃油分配器测速头校验台，进行了所拆旧探头的模拟动态相关检测，但该校验台无法实现反馈电压的检测，测速头具体的故障原因仍未查出，试验
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情况:
?校验台上的探头间隙:0.35mm;
在同一电流给定下新旧探头(77FD-1、77FD-2、77FD-3)的转速基本一致; 测量旧探头直阻分别为616.6、619.5、618.4Ω。
?调整校验台上的探头间隙，分别调至0.6mm、1mm，新旧探头的转速值基本一致，差值在1~2rpm间。
?从模拟动态试验，测速头检测未能查出异常。
3、防范措施
(1)检修部查找电厂历年来的机组测速头故障，更换历史记录，从中查找规律，整理出每台机组测速头的使用寿命，并以此制定合理的定检或更换周期，以确保设备所必须的安全可靠性。
(2)以后燃机小修时，将检查测速头做为定检项目，检查其摩擦痕迹、测量间隙、电压等，并详细记录备案，及时发现问题。
(3)运行各值的生产中，尤其在起、停机等变工况运行状态下监控参数要到位，如遇参数异常，尽量做到将相关参数与现象记录全面，以便做为分析故障的判据。
(4)今后发生类似故障，应测量燃油分配器测速头反馈电压等相关数据来提高判断故障的准确性。
(5)热控分部做一套燃油分配器测速头检测装置，以校核其动态可靠性。
四、2004年3月2日海恩电厂,3机燃油压力低跳闸事件分析报告
1、事件经过
(1)3月2日7:10时，,3机开始打重油加热循环，7:15时,3机发启动令启
120
机，7:20时,3机值班员发现重油泵出口压力(MKV)为3.03bar，切换站进口压力为2.93bar，重油加热器后温度为110?，切换站温度为94?。当时重油大循环阀为开位、小循环阀为关位、重油压控阀为关位。立即联系重油值班人员到现场检查，查泵出口压力为3.5bar。将重油泵由,1切至,2，重油压力仍未变化。怀疑小循环阀实际未关闭(按程序重油加热器后温度大于74?应关闭)，进行小循环阀开、关试验，观察到开启小循环阀后，切换站进口压力由2.93bar下降到2.4bar，重新关闭后压力恢复到2.93bar(由此判断小循环阀确已关闭)。汇报值长联系检修检查重油压控阀，并通知重油值班员油压控阀前手动阀。经全关手动阀后,
切换站压力升至5.0bar，维持该状态运行。
(2)7:30时，,3机并网，7:35时开始切重油，7:37时切重油过程中发现，当重油大循环阀关闭后(按程序大循环阀在三通阀开至20,时开始逐渐关闭，60秒关完)，重油切换站进口压力突然升至9.8bar，立即联系重油人员调节重油回油手阀，将重油压控阀前的手动阀开启两格后，重油切换站进口压力逐渐降低至6.0bar，重油泵出口压力降至6.5bar，当时重油压控阀在全开位。汇报值长，运行专工要求暂时这样运行。7:45时,3机切重油到位。
(3)检修赶到现场时发现重油压控阀前手动阀已节流，处于部分关闭状态，重油压控阀处于自动控制状态。检修当即检查压控阀，当输入20MA信号时，阀的行程只能达到90%(应该为100%)，由此判断重油压控阀有问题，因机组正在烧重油运行，经与运行协商，没对压控阀作进一步的检查，重油压控阀仍保持―自动‖方式运行。
(4)8:00时，白班接班时切换站入口压力为5.8bar。9:15时，重油泵出口压力升至7.5bar(重油压控阀调节不稳)，应,3机值班员要求重油值班员(开大重油PCV阀前手动阀)将重油泵出口压力调至6bar运行。
(5)9:55时，根据值长令，,3机预选负荷95MW，投IGV温控运行。10:00时，值班员吴海深巡检时发现,3机切换站压力瞬间在3.0~6.2bar之间波动(约1.5秒变化一次)，约20秒后稳定在5.66~5.4bar之间，并用对讲机告知四控，四控值班员也看到一次，之后未发现异常，继续观察。12:00时和14:00时，两次到切换站检查压力均在5.4~5.6bar之间变化。
(6)14:15时，接值长令，,3机预选负荷80MW，投IGV温控，,3机值班员通知重油调整切换站压力为5.7bar运行。
(7)14:50时，根据值长令，,3机带回基本负荷运行，在升负荷过程中86MW
121
时发现重油切换站压力在5.4~5.2~5.0bar之间波动，燃机继续升负荷，14:54:40时,3机突然发―液体燃料入口压力低‖，熄火遮断。MarkV画面有如下报警:
14:54:40:468 备用重油泵运行;
14:54:40:468 重油泵出口压力低;
14:54:40:718 ,,重油泵入口压力低;
14:54:40:718 ,,重油泵入口压力低;
14:54:40:718 重油压力低和压力传感器故障;
14:55:09:218 重油压力低,高;
14:55:11:341 液体燃料入口压力低，燃机熄火遮断;
14:55:11:593 重油压力异常禁止切换;
14:55:11:593 重油压力异常;
14:55:14:468 重油加热器出口流量低(
(8)15:35时，检修检查重油压控阀，发现压控阀的减压阀漏气，为了不影响启机，决定将压控阀置―手动‖方式运行。16:40时，机组并网正常。处理故障时间
1.75小时。
2、原因分析
事故发生后，进行了多项试验，电厂也就此专门召开了多次技术分析会。试验及分析得出的结论是,3机重(轻)油压控阀调节特性差，且重轻油切换的控制程序和参数在设计上存在缺陷(导致跳机)。至3月19日，在进行程序的修改后，系统完全满足各种运行工况要求。
3、防范措施
(1)规范运行人员交接班制度，对问题设备检修人员应向运行当值人员说明设备故障原因及注意事项，运行人员据此做出相应反措，运行各值交接班时应对带缺陷运行设备进行书
面及口头的重点交接。
(2)运行值班人员对带病运行设备加强巡视与跟踪，且要按照设备故障? 采取临时反措? 报专工? 报部长的汇报程序，逐级完善安措的制定与实施，实现多级监控，确保安全运行。
(3)本次跳机及其后的处理明显反映出检修人员对设备状况及存在问题(尤其是调节、控制系统)未进行全面深入的了解与掌握，热控、电气两分部对现场出现的疑难问题决不能轻易放弃，一定要组织技术力量进行攻关。
122
(4),1、,10机燃油控制系统同样存在类似问题，参照,3机成功的经验尽快研究解决方案并实施。
五、2004年6月29日海恩电厂,6机负荷波动事件分析报告
1、事件经过
(1)6月29日13:33:47，,6机在运行中突然发―无功太低退出功率因素控制‖报警，13:35:14发―TCQA servo current ,3 disagrees w/ref‖(FAL的检测值或给定直超最大限值4S，发该报警)诊断报警，查看有功(28?16MW)、无功(12?8MVAR)及喷嘴前压力(29?19bar)出现大幅突降，FAL为,43.7，电气盘负荷调节把手调节有功无效。13:50时经持续调整电气盘负荷调节把手，将FAL由,43.7逐渐降至0左右后可升降负荷。14:00时机组切轻油。14:08时机组有功降至11.4MW，检查其它参数无异常。
(2)14:10时，检修到达现场，进行逐步带负荷试验，在负荷带到20MW时，又突降到17MW。根据现象分析，怀疑主燃油泵过压阀故障，即调整过压阀定值，将过压阀整定螺杆调到头，负荷也只能升至26MW，分析认为过压阀调整失效，决定计划停机更换。14:42时机组发停机令，14:54时解列。
(3)15:28时，主燃油泵过压阀更换完毕，机组发启动令，15:43时并网，升负荷观察26MW以上负荷时仍有波动，预选26MW负荷维持运行。
(4)6月30日6:44时，,6机停机检查燃油旁通阀，发现阀芯松动，将其紧固后(约3圈)启机运行，负荷仍有波动。
(5)7月1日，,6机更换了燃油旁通阀的液压油缸，运行中观察负荷摆动值较之前减小，约在3~4MW间。
(6)7月4日，,6机更换燃油分配器，运行中负荷波动频度及幅度均减小，当天只出现一次2MW左右的波动，
(7)7月5日，,6机更换主燃油泵离合器20CF(碟片损坏)后，运行中负荷恢复稳定。
2、原因分析
本次,6机负荷出现异常波动原因为主燃油泵离合器碟片损坏，摩擦力不够而影
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响了主燃油泵工作稳定性造成。
3、防范措施
(1)每年进行一次燃油旁通阀及主燃油泵离合器的解体检查，检修部制订相应的具体检查项目及方法(其中主燃油泵离合器碟片必须进行探伤检查)。
(2)本次异常从6月29日出现后到7月5日，通过近一周的跟踪分析与一系列的检查处理，该疑难问题最终得以解决。但整个处理过程也暴露出我们工作中存在的问题及不足。各
部门应进行认真总结，吸取经验教训，改进工作方法、扩展思路、提高分析能力、使得能够在今后工作中更快、更准地排除故障。
(3)建立以主机设备责任人(检修技术专工)为核心的技术分析小组。对日常运行中发生的主要异常，主机设备责任人作为技术分析的领头人，负责召集、组织相关专业技术人员对异常进行分析，集中攻关，以期尽快消除故障。
(4)机组在运行中出现故障跳机，运行部应及时(最迟第二天)将事故经过提交生管部，事故经过应包括:事故前运行方式;事故现象及处理;事故打印记录;相关历史参数对比;初步分析意见及反措等。检修部则在处理完故障后(最迟第二天)将详细的检修经过、原因分析及相应反措提交生管部。
六、2004年10月20日海恩电厂,4机DCS系统通讯故障事件分析报告
1、DCS系统简介
电厂共有三套联合循环机组(第三、四、五套)采用了ABB公司的SYMPHONY DCS控制系统，该三套机组各有一个独立的控制环，另有一个中央环与这三个控制环分别连接在一起。每套机组各有四个PCU节点，分别为2、5、7、9，他们承担着整个机组的控制任务，另有三个节点是为操作员站、工程师站与上述四个控制节点之间提供通讯接口。
(1)网络结构
Symphony DCS系统的通信网络为多层的各自独立的标准总线和环形网络结构:
1)Operation Network(简称Onet):位于最上层，为总线网络，符合以态网标准，主要用来构成管理层数据交换的结构，使用开放的TCP/IP协议(厂暂时没有);
2)Control Network(简称Cnet):为过程数据管理层，环形结构，使用高效、安
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全的存储转发协议，主要承担过程管理信息的传播功能;
3)Control Way(C.W):Cnet下的控制总线，为串行总线结构，使用简捷、快速的自由竞争协议，主要承担本节点内MFP模件间的数据交换功能;
4)Expander Bus(E.B):为过程I/O数据层，并行总线结构，受MFP控制，无标称协议，主要承担MFP与其所配置的系列I/O模件通信，去完成相应的数据采集和控制功能。
(2)Cnet通信系统
Cnet通信系统是建立在例外报告技术的二进制技术协议基础上的无主站、闭环的、多回路的、缓冲器插入式的通信网络，它由一对相互冗余的同轴电缆组成，允许工作在10MHz、2MHz和500kHz的频率上，每两个相邻的节点的距离可远达4000m，可支持多达250个节点(,4机DCS共有9个节点，最远节点间的距离为,2PCU?,18PCU，大约200米)。通信信息以打包的形式进行传送，每一帧可以多至1500个字节。Cnet高速公路每秒可以处理6667条信息，每条信息又包含平均75个变量的信息，通信能力相当强大。
1)两条数据高速公路的电缆同步工作，即相互冗余，如果一条电缆通道发生故障，备用的电缆会自动地对通信系统进行控制，发生故障的电缆会被下一个节点发现，它从备用的通道获得信息并从这两条电缆发送至高速公路的对称的节点上去。这时，除了故障节点至下一个节点之间的这一段外，通信系统仍然是正常和冗余的。
2)正常情况下，冗余配置的通信模件若有一套发生故障时，系统会自动将备用的投入运行;若两套均发生故障，通信系统应会自动地将故障节点旁路，通过NTCL环路端子板，所有的信息会继续被传送至其他节点，直到故障的模件被更换。同时，高速公路上的故障节点中的MFP会以上次的过程变量的定值进行正常的控制。SERVER、EWS和SOE而言，它们各
自的节点相互独立，没有冗余。
2、事件经过
(1)10月20日20:40时，,4机在运行中DCS的五台操作员站大部分数据显示紫色，约2分钟后又自动恢复到正常。(此种现象以前曾多次发生)
(2)21:31时，,3炉在吹灰过程中，突然发现,4机DCS的五台操作员站所有的数据均为紫色，不能自动恢复。运行人员立即通知检修人员速进厂处理。因DCS全部死机，无法在远方监视机组情况，运行值班人员在就地监视水位，压力，温度等关键参数，并作好随时打闸停机的事故准备。
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(3)运行人员电话询问检修人员，其要求重启主机试一下能否恢复。即对服务器主机重启后，仍然无法恢复。
(4)检修人员在现场进行检查:看到所有PCU柜上的通讯接口主模件，包括NPM和ICT的状态灯均为红色，故障代码为均为LED2&5灯亮(为LOOPBACK故障或NIS故障)。但是所有MFP12主模件以及对应的子模件均工作正常(机组仍能维持运行)。对ICT模件进行复位和拔插操作，故障依旧，不能消除。
(5)检修电话咨询北京ABB贝利后，经运行、检修人员商讨决定停机检查。
(6)23:14时，,3机切轻油，23:23时,3机切轻油到位，当班值长调集人员仔细研究手动停机方案后，作好了停机前的一切准备工作，包括烟气挡板就地操作试验，手动启动交流润滑油泵，就地操作部分电动门，轴封供汽手动控制，高低压旁路防止误动，转动机械选择就地控制等一系列详细的操作计划以及就地操作人员的分工情况。
(7)待全部人员就位后，23:43时,3机发stop令，23:45时在锅炉挡板门关闭后，并开启,3炉向空排气电动门，确认锅炉不会超压情况下，,4机就地打闸，高压自动主汽门，调门，低压补汽主汽门，调门快速关闭，1104开关，灭磁开关联跳动作正常，机组进入停机惰走过程。为安全起见，在机组惰走到600rpm时，手动开启真空破坏门，待真空到,50kPa时，关闭真空破坏门，机组惰走至300rpm时，手动投入1,顶轴油泵，检查顶轴油压正常。
(8)23:53时，,3机解列，23:58时,3机熄火，待,3机熄火后确认锅炉水位正常，受热面无危险，即就地停止各泵运行，关闭,3炉向空排气电动门。0:23时,4惰走结束，投入连续盘车，惰走35分钟，机组听音检查正常，对汽机，锅炉全面检查，未见异常。
(9)机组停机后:对NPM模件进行复位和拔插操作，故障依旧不能消除。待,2机、,4机和,11机均已停机后，将中心环的PCU电源停掉，再将,4机的,2、,5、,7和,9PCU的电源停掉，并将所有的NIS模件拔出后，将中心环甩开，单独检查,4机的环路电缆，没有短路现象。
(10)仍然将中心环甩开，将,4机的环路电缆接好，并将所有的NIS模件插入后，将,4机的,2、,5、,7和,9PCU重新上电，自检完成后，所有的ICI和NPM模件状态均显示正常(包括SOE的接点，EWS的ICI需要在EWS上人为连接)，五台操作员站的所有数据均显示正常，通讯系统恢复正常，初步怀疑故障起因源自中心环
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的IIL模件。
(11)为验证上述的怀疑，再次将中心环接入,4机环路，将包括中心环在内的所有PCU重新上电，自检完成后，,4机环路上所有的ICI和NPM模件状态均显示正常(包括SOE的接点)，五台操作员站的所有数据均显示正常，但位于中心环PCU柜上18-6-1、18-6-2、18-6-3位置的IIL模件仍处于故障状态，而另一IIL模件则正常。之后进行如下试验:NPM、
MFP各自的冗余切换;正常的启机操作;旁路快开/快关保护;汽机保护传动;SERVER和CLIENT的切换。以上试验均正常，机组具备开机条件(如果要开机，当时设想将挂在,4机的中心环甩开，解环运行)。
(12)在处理故障期间，北京贝利方面甚为关心，他们对此罕见现象非常重视，表示会派相当水平的工程师前来了解和探讨，在获悉我们的生产情况后(负荷不紧，且有备用机组)，希望我们保留现状，以便他们可以获得最直接的信息;另一方面，厂领导态度相当明确，强调不彻底查明原因，即使系统恢复正常也不可以开机。因之，尽管系统已恢复正常，为了彻底弄清这一罕见的、严重的故障，在征得有关领导的同意后，决定待北京贝利的工程师抵达后在作进一步的分析、处理。
(13)22日下午，北京贝利工程师抵达我厂，立即同电厂检修人员开始了检查、处理:
检查通讯接口子模件以及对应的端子板NTCL01，当检查到位于中央环的IIL模件时，发现与,2环相联的一个NIS11模件，无论其对应的IIT主模件处于主还是备用时，与其相联的TCL端子板上的状态灯均激活(不正常);
当复位对应的IIT主模件时，该IIT主模件也进入故障模式，故障代码为2&5红灯。此时如果对其他的PCU柜内的NIS/NPM模件做冗余切换，则该PCU柜内的NPM模件将显示故障，故障代码为1、3、5红灯;
如果拔出上述有问题的NIS11模件，再复位任一NPM模件，则该NPM模件故障消失;
接着将上述有问题的NIS11模件重新插回原来的位置，再将,2环内的所有四个PCU柜均断电后再上电，发现所有四个PCU柜内的NPM主模件均进入故障模式，错误代码为2、5红灯，并且,2PCU柜内的一块NIS11模件上的所有十六个LED均红闪，表明输入到该NIS11子模件的两个控制环均断路。此时如果拔出上述有问题的NIS子模件，再复位任一个NPM模件，则该NPM模件工作正常，如果不拔出上述有问题的NIS模件，复位任一个故障的NPM模件，则该NPM模件依旧进入故障模式，故障代码
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依旧;
将上述有问题的NIS11模件和PCU7内一个NIS11模件交换，故障依旧。用一个新的NIS11模件替代上述有问题的NIS11模件，则故障消失。上述故障是由于该NIS11子模件损坏所致，即更换了该模件。
(15)22日晚，本次故障处理完毕。
3、原因分析
(1)本次故障为NIS11模件损坏造成，按SYMPHONY DCS控制系统的设计，如果一个NIS11子模件故障，则该NIS11子模件以及对应的NPM模件均进入故障模式，与该NIS11子模件相联的TCL端子板将两个控制环自动旁路，同时处于后备模式的NIS/NPM模件将接替上述故障的NIS/NPM的工作。但本次事件中NIS11子模件故障后，未能将对应端子板上连接的两个控制环旁路，显然不正常。这种故障属于极罕见现象。至于NIS11模件上的哪个部件损坏会导致上述现象，有待于进一步分析。
(2)关于SERVER25有时也出现显示数据为紫色、大约2-3分钟后自动恢复的现象。20日检查时初步怀疑为，,7PCU上有一段Control Way与该SERVER的ICI通信模件相连所致，为了验证上述怀疑，当时拔掉该段Control Way观察。11月3日，,4机DCS的SERVER,25三台电脑参数再次出现坏质量，约一分钟后自动恢复(从此可以否定当初的怀疑)。故障原因尚待分析查找，目前初步怀疑SERVER的ICI通信模件有问题，11月5日，将SERVER25与工程师站的ICI(ICT+NIS)模件进行了对调，待继续观察。但这一现象与10月20日的故障没有必然的联系。
4、防范措施
(1)在每台机组的SERVER上增加中心环节点的标签，与其他节点的标签一样，将他们的报警级别设置为带音响的最高级。
(2)加强对PCU模件柜的巡检工作，每天巡检机组时必须观察PCU模件柜中主要模件的状态。
(3)在近期利用停机间隙，对所有机组的DCS机柜和操作员站进行一次彻底清灰工作。
(4)热控分部制订出一份Symphony系统的定期工作和日常维护导则，并对运行人员进行相关培训，重点进行DCS系统本身故障(软件、硬件)报警的判别及处理，即出现哪些(级别)报警时需立即停机处理;哪些(级别)可待检修到场处理等。
(5)NIS模件的故障原因，热控分部继续与北京贝利保持密切联系，尽快找出
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故障原因并提出改进措施。
(6)DCS通信系统故障后,机组的操作采用应急方案。
(7)公司近几年的9E机组及正在建设的9E机组的DCS均采用北京贝利的产品。对我厂DCS中出现的严重异常现象，及时向公司汇报，并提请有关部门注意到DCS的功能缺陷。今后的改进情况也应及时向公司汇报。
七、2005年1月3日海恩电厂,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
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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。
(7)之后检查电源信号线绝缘正常;在拔出电源卡件IPSYS01进行表面元器件检查时发现有一卡件上的电子元器件烧毁，初步判断电子间的烧焦味是由其产生，即更换;独立检查各电源卡件输出电压(+15VDC、-15VDC、+5VDC、+24VDC)均正常;分别检查各路电源独立工作时，MFP卡件、通讯卡件工作正常;在两路电源正常工作中，断开一路电源时，各卡件工作正常，电源监视模件无故障报警;在线退出一路电源卡时,7PCU柜工作正常。
(8)发变组保护柜出现的―PT回路断线‖报警信号，经电气检修检查PT1、PT2一次、二次保险正常。
(9)因事故发生时,7PCU柜故障造成DCS上的相关数据及状态的紊乱，不能正确反映当时的实际情况，故在3日晚,1、,2机停机后模拟当时状态进行了试验:
开启,2机主汽门、调门;合上,2机MK开关及1102开关;解开发变组保护柜上9XB(主汽门关闭)、23XB(关主汽门)保护压板，进行试验结果如下:
2、原因分析
(1)通过事故发生时的现象及之后进行的相关试验，初步分析,2机跳机原因为,7PCU柜电源故障后调门因TM25阀失电而关闭，造成机组出现逆功率跳开1102开关。逆功率保护本身不跳主汽门，经试验确认―主汽门关闭‖信号联跳电气是由DEH发出(,7PCU柜)。因当时,7PCU柜已故障(无法发出)，故可以判断主汽门关闭是由于运行人员执行―逆变‖，MK开关跳开后联跳主汽门。
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(2),7PCU柜电源采用的是2N冗余模式，即柜内各电源卡件由两路电源并联供电，分别带50%载荷。如一路电源出现故障，该路的载荷自动转至另一路(带100%载荷)。如柜内某一电源卡件出现故障，则该部分载荷将自动平均分摊到其他电源卡件上。有别于通常采用的1比1独立电源冗余模式。
从本次7PCU柜电源监视模件中的PFI故障初步分析判断，电源卡件IPSYS01的电子元件烧毁，造成模件的+5V工作电压出现波动，低于正常工作电压(最低限值:4.75V)，从而发出电源监视模件PFI故障报警，同时由于当时模件工作电压低造成MFP模件、通讯模件停止工作，引发该柜控制的部分DCS数据显示紫色、调门MOOK阀失电等现象。
(3)滑油泵没有自启是由于―自动‖组态中含有DEH(,7PCU柜)送出的转速信号，因,7PCU柜故障后无法送出而自启失败。
(4)DCS报警中出现的OPC动作信号是由于,7PCU柜重新上电后，在自检过程中引起OPC电磁阀动作而发出，属正常现象。
(5)发变组保护柜出现的―PT断线‖报警，初步分析是逆功率保护动作解列时出现三相电压不平衡而发出。此报警在设备投运至今逆功率保护动作时经常出现，而PT断线报警判据为三相电压不平衡量，且定值属厂家固有设置，现场无法更改。
(6)3日晚进行的试验结果均正确。事故发生时机组保护动作情况及其他设备动作情况也无异常。
3、防范措施
(1)热控分部联系北京贝利，咨询造成模件工作电压不正常的具体原因。
(2)PCU模件柜电源冗余模式存在不可靠因素，应予改进或更换。
(3)在本次事故处理过程中运行人员在事发第一时间已在DCS中观察到主汽门、调门均处于开启状态，但在之后单凭现场转速下降情况判断主汽门、调门已关闭，没有进行现场确认。今后应加强事故处理过程中的关键点(如发电机出口开关、转速、主汽门等的状态变化及重点操作等)控制、人员组织与分工，首先要确保机组安全。
八、2005年1月6日海恩电厂,3机IGV故障超温跳机事件分析报告
1、事件经过
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(1)1月6日12:00时，,3机根据值长令由重油基本转为预选87MW，投入IGV温控方式运行。机组状态稳定，TTXM为550?;IGV开度为60度左右。12:52:48，MarkV突然发出―排气温度高‖报警;12:52:59，发出―排气超温遮断‖报警，机组熄火遮断。
(2)查看跳闸记录，发现机组在发出―排气温度高‖报警到跳机前CSGV出现58,77.5度间的波动，其伺服电流CAGV也相应出现大幅波动。查看跳机后的CSGV为58度，现场IGV开度为34度，初步怀疑IGV系统有故障。继续检查发现LVDT反馈连杆断脱，即更换新连杆后进行相关试验正常。对机组进行全面检查未发现其他异常。
(3)考虑本次跳机为超温遮断(最高单点温度为630?)，经研究决定机组维持低速盘车自然冷却后从排气室检查三级动叶，若无异常，则进行水洗，再全面检查热通道部件。
(4)7日5:40时，,3机最高轮间温度降至160?，检查三动未发现异常;6:40时开始水洗，10:40时水洗结束，开始进行窥镜检查，13:00时窥镜检查结束。除?喷外环壁及?动叶背进气侧原有的局部过热痕迹稍有加重外，其他未发现异常，确认不影响机组运行。
(5)13:40时，,3机启机，14:09时并网。本次故障历时25小时，影响负荷17.15小时。
2、原因分析
(1)本次,3机跳机原因为IGV的LVDT反馈连杆断脱后CSGV突然增大而呈高值(选两个LVDT中的高值)。因当时机组为IGV温控方式运行，所以控制系统关小IGV开度，但其反馈值不变，IGV开度持续关小，直至全关造成机组空气量在短时间内骤减而超温跳机(在此过程中随着排烟温度的升高，FSRT控制也会减燃料，但仍跟不上排气温度的变化)。
(2)LVDT反馈连杆仅投用两年就发生连接部位的脱落。初步分析为原机械连接方式不能满足该部件的长期可靠使用要求。
3、防范措施
(1)再次强调机组跳机后必须查明原因、排除故障，且要对机组进行全面检查确认不影响机组安全后方可启机。
(2)对全厂燃机IGV反馈连杆进行全面普查，将机械连接方式的连杆作银焊处理(已进行过试验，银焊不影响其线性)。
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(3)响主设备安全运行的事故发生后，生产管理部应及时向供电分公司和贸工局电力处汇报事故情况及再次投运的大概时间，厂领导负责向公司领导汇报事故情况。
九、2005年1月6日海恩电厂,6机停机时负荷大幅波动事件分析报告
1、事件经过
(1)1月6日1:16:30时，,6机按计划发停机令，约一分钟后，运行当班人员发现切换
站有明显节流声，查看油压在3,5bar之间大幅波动，轻油小金属滤前后压力表、流量计出口压力表也在波动。
(2)运行当班人员立即赶到机头控制室，发现电气盘上有功功率表在9,45MW之间大幅摆动，无功有5Mvar左右摆动，励磁电流、电压也有波动，立即汇报单元长、值长核实三控监视情况。
(3)1:18:26时，当班值班员接令―紧急停机，就地打闸‖。机组报警信号指示正确，滑油压力、过临界振动正常。
(4)事后检修对机组进行检查，并未发现能引起负荷波动任何设备缺陷，此现象以前多次出现，确认设备完好后，开机正常。
(5)MarkV事故跳闸记录如下:
(1)从故障录波打印数据分析，停机令发出后，无功在一分钟内从12.2Mvar降到-3.7Mvar，有功从31.5MW降到26.2MW，仅仅20秒后有功又升到45.3MW,无功也升到5.4Mvar，接着功率又下降，这样反复震荡从1:17:10开始至1:18:28手动停机。初步分析认为:无功下降太快，导致发电机运行到稳定边界附近(90度)，负荷控制系统也正好工作在边界，不能将有功稳住引起大幅振荡的可能性较大。
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(2)该机组从投运以来，在停机过程中已出现过多次负荷大幅波动现象，电厂历年来多次长时间详细检查、调试，还请GE专家来现场分析检查，均未找到故障的真正原因。除,7机出现过一次类似现象外，其它机组未曾出现过此类现象，因此不排除燃机控制系统在停机的动态调节过程中，调节特性存在不足，可能造成有功大幅波动。
3、防范措施
(1)机组停机程序设计上一发停机令无功15秒就降到0，在现场无法修改。停机时先预选负荷到5MW，同时控制无功在正常值后才打停机令，观察负荷变化情况。
(2)热控分部联系GE公司修改停机时无功控制程序;
(3)机组运行中出现影响主设备安全的异常时，运行当班人员应当果断处理，避免事故扩大。
(4)运行部近期对全员进行安全教育并明确事故处理原则。
十、2005年1月11日海恩电厂6.6kV?段失电事件分析报告
1、事发前运行方式
1月11日，,5、,6机重油满负荷，挂110kV 5M运行;,8机满负荷，挂110kV 6M运行;,5、,6机厂用电均取自,5厂变9L05段;,8机厂用电9L8A/8B取自,8厂变，挂在6.6kV 2段;,8机励磁电源取自9L8A段;,8机备用厂用电取自P2厂变;,8机9L8A/8B连锁开关投入;因4091 DCS改造，由P2厂变通过4P9B-49BP向9L9B供电;,8机循环水由,4、,5循泵供电(6.6kV 3段)。
2、事件经过
(1)22:10时，当时在三控电子间进行,9机DCS改造工作的检修人员在49AB开关远方
试验操作时发现其状态反馈信号有30多伏的直流电压，即怀疑该信号电缆有强电串入。热控人员请示当班值长:―停,9机DCS系统,5 模件柜电源‖。值长考虑到停电可能会引起6.6kV 1、2段开关误动导致厂用电失电，故要求其请示运行部长，但热控人员却说―不用请示，不会影响厂用电动作‖。
(2)22:12时，热控人员拔出,5模件柜电源卡件(停电)，检查柜内的电源线无强电串入后，重新对,5模件柜进行送电。
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(3)22:13时，在,5模件柜自检正常后，控制室及,8、,9机电子间照明突然失去。当时第一时间看到:6.6kV 2段电压表指示为0;,8机负荷在26~31MW之间波动;定子电流3.0kA顶表;无功表到零;励磁电压在0~150V摆动;励磁电流为零。光字牌有以下报警:变压器过负荷;强励/减磁动作;6.6kV 2母PT断线;6.6kV 2母控制电源消失;6.6kV 2母电压监察动作;220V直流低电压;直流故障。
(4)22:14时，当值值长立即断开1108开关及MK开关，,8机单元长打闸汽机。由于,1~,3给水泵均失电，汽包水位下降较快;锅炉安全门动作;挡板、旁路均已无效;值长令,5、,6机在三控紧停按钮打闸停机。22:22:27，三控打下,6机紧停按钮，打闸成功;,6机报警手动遮断-跳闸;22:25:17三控打下,5机紧停按钮无效，值班员立即到,5机就地打闸成功。
(5)6.6kV 2母失电后，检查,2机DCS上6012已跳开，6022分闸位置。立即到6.6kV 2段开关室现场确认6012、6022均在跳闸位置。合6022开关失败(当时开关储能正常)，合6012开关成功;厂用电恢复后立即执行机组的相关检查及恢复操作。对于,8发电机及主变进行外观检查无异常;检查1108开关、发电机出线PT检查无异常。
(6)22:20时，值长汇报调度―我厂,5、,6、,8机组由于厂用电失去紧急停机，损失负荷90MW‖;汇报相关领导，通知相关检修人员进厂采集,5、,6机数据、检查6.6kV 2段快切失败原因、,5机紧停按钮失败原因、,8发电机及主变过载情况检查等。
3、原因分析
(1)6012和6022开关的反馈信号改造前就已进了,2机DCS系统，这次,9机DCS改造了其控制部分，所以控制和反馈不在一个系统。DCS的,5模件柜停电后再次上电时，会进行自检，当自检到开关状态后，会发出与开关状态相同的跳、合闸指令，由于6012和6022开关状态在,9机DCS模件自检时无反馈，DCS就默认开关在断开状态，故发出跳闸指令，本来6012和6022是互为备用的，当时快切装置动作成功，但由于DCS发出跳闸指令，又把备用开关跳开了，最终导致6kV?段失电，,5/6/8机被迫紧急停机。也就在当日5:30时左右6kVII段在倒厂用电时出现了一次失电事件，当时机组处于全停状态没有造成影响。由于未查明6kV?段失电真正原因，在晚上重复操作时造成此次故障。
(2),5机在三控室紧急停机按钮失效，是因为,5机MK?改造时紧急停机按钮
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未进入跳闸程序，只发报警。
(3)对DCS程序设计上的缺陷了解不够充分，也是原因之一。
(4)若检修拔出跳闸输出卡后，理论上不应该有跳闸信号输出，而恰恰在,5模件柜上电自检正常时失去厂用电，仍不排除与DCS有关。
4、防范措施
(1)6012、6022、62X2开关的反馈信号接入,9机DCS之前采取临时措施，对DCS组态修改避免上电自检引起开关误动。
(2)对所有燃机在控制室的紧急停机按钮在机组熄火前进行试验。
(3)在进行与在运系统相关的改造施工时对事故预想考虑充分。
(4)对全厂DCS程序与厂用电相关部分进行全面普查。
十一、2005年2月1日海恩电厂,1机125V直流接地跳机事件分析报告
1、事件经过
(1)2月1日19:53:59，,1机在95MW负荷运行过程中发―L64D_N直流125V负接地‖报警，之后该报警反复出现和复归，22:00:40又出现―L64D_P直流125V正接地‖报警;22:04:09正、负接地同时出现，发―IGV控制故障‖报警，机组遮断。
(2)22:35时，热控分部进厂检查发现20CF电磁阀本体接地，故在2月2日2:20时与燃机分部配合更换新的20CF电磁阀，8:00时新20CF电磁阀更换完毕后MK5盘直流接地报警消失。
(3)9:25时，机组启动，9:38时至空载满速时，检查发现燃油旁通阀上下抖动较大，9:54时接令停机，在停机过程中80%转速左右由于燃油流量波动大，熄火遮断。停机检查后于10:54时再次开机故障现象和上次相同。
(4)12:50时，热控分部更换伺服阀后再次开机，定速检查发现燃油各参数波动较上次小了很多，但FQL1在21.21%,16.20%范围内波动，现场燃油旁通阀仍然小幅抖动，13:18时接令停机，在TNH为34.21%时熄火。
(5)14:27时，热控分部分别两次调整伺服阀增益，分别调整由1.3调整为1.1和1.2，两次开机均点火失败。
(6)16:00时，热控分部恢复伺服阀增益为1.3，16:26时再次开机，但仍然点
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火失败。停机后热机分部更换燃油分配器，热控分部更换77FD三个测速头，20;59时开机，点火燃油流量FQLM1为0.13kg/s，,C、,D火焰未着，升速至TNH=17.09%，发火焰失去遮断。
(7)21:30时，热控分部将伺服阀增益由1.3调整为1.5，点火FSR常数FSKSU_FI由30%调整为32%，暖机FSR常数FSKSU_WU由23%调整为26%，并网前最大FSR限制常数FSKDWCK由30%调整为32%，21:43时再次启动，点火燃油流量FQLM1为0.23kg/s，点火成功，空载满速后，检查燃油流量FQL1在17%,21%之间波动，旁通阀仍然抖动，22:15时发停机令，在TNH=77.02%时发熄火遮断。
(8)22:30时，热控分部将伺服阀增益由1.5调整为1.25，点火FSR常数FSKSU_FI由32%调整为35%，暖机FSR常数FSKSU_WU由26%调整为28%，并网前最大FSR限制常数FSKDWCK由32%调整为35%，22:40时再次开机，点火燃油流量FQLM1为0.22kg/s，点火成功，空载满速后，检查燃油流量FQL1在18%,20.5%之间波动，旁通阀较上次抖动波动变小，接着并网带负荷到20MW，过程参数变化很小，23:09时发停机令，在在TNH=60.60%时发熄火遮断。
(9)23:30时，热控分部将伺服阀增益由1.25调整为1.15，点火FSR常数FSKSU_FI由35%调整为38%，并网前最大FSR限制常数FSKDWCK由35%调整为38%，23:39:50再次起动机组，点火燃油流量FQLM1为0.20kg/s，点火成功，空载满速后，燃油旁通阀有轻微抖动，并网、切重油，在2月3日01:20时预选100MW运行，运行持续到2月3日21:20时，发停机令，21:37时在TNH=38.59%，机组熄火遮断。
(10)2月4日00:30时，热机分部更换主燃油泵，热控分部将点火FSR、暖机FSR、伺
服阀增益并网前最大FSR限制常数FSKDWCK均调为原值，即FSKSU_FI由38%调回30%，FSKDWCK由38%调回30%，FSKSU_WU由28%调回23%，伺服阀增益由1.15调整为1.3，09:18时再次启动机组，09:21:14点火失败，点火燃油流量FQLM1为0.14kg/s。
(11)热控分部更换MK5盘R、S、T的三块TCQA卡件，更换完毕后于10:44时再次开机，点火后A,、B,火焰着，点火燃油流量FQLM1为0.19kg/s，在TNH=14.54%时，熄火遮断。
(12)11:20时，热控分部再次更换燃油伺服阀，12:04时机组发启动令，12:07时点火成功，点火燃油流量FQLM1为0.59kg/s，12:17时空载满速，FQL1=21.62%，FSR=19.5%，FQLM1=2.69kg/s，燃油旁通阀有轻微抖动，12:21时并网，预选10MW，
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FQL1在22.86,23.71%之间轻微摆动，12:37:32发停机令，在TNH=34.59%时熄火。
(13)2月5日10:10时，热控分部与GE TA汤先生将伺服零偏由2.7调至1.92，FSKSU_FI由30%调至25%，FSKSU_WU由23%调至20%，11:11:40发启动令，点火成功，点火流量FQLM1为0.38kg/s，11:26:27空载满速，FQL1=20.35%,FSR=19.27%,燃油旁通阀及各项参数均不波动，11:30时并网，带预选10MW，整个过程各参数及旁通阀均不波动，11:34时打停机令，在TNH=34.36%齐熄火。
(14)2月15日，在,10机小修后将,1机换下的燃油伺服阀(第二次更换的阀)安装到,10机试验，启机点火仍不能成功。
(15)以上处理过程中，2月4日,15日的工作是为了查找原因而进行，未影响负荷。
2、原因分析
(1)本次,1机跳机原因是由于在运行过程中先出现20CF接地引起125V直流的间歇性负接地，并在之后出现正负同时接地，因此烧断MK5盘PD电源模块的J8A-1保险，导致QD1模块失电，引起20TV等电磁阀失电，机组遮断。
(2)关于燃油流量波动、点火异常，通过本次检查、处理情况初步分析:,1机燃料控制系统的调节性能满足运行要求的有效范围较窄，对伺服阀及控制参数的匹配要求极为严格。通常伺服阀在出厂时将机械零偏(调节死区)调整为0.78,0.79mA左右(可调整范围为-0.08,0.8mA)，但实验证明,1机燃油伺服系统必须选用机械零偏相对较小的伺服阀才能满足正常运行要求。另外ALSTOM产9E型燃机(,1、,10机)的燃油旁通阀与GE原产9E型燃机(,7机)的结构形式有所不同，因不带LVDT，其调节灵敏度及准确性相对较差，所以对燃油伺服系统的稳定性也会产生一定的影响。
(3)原来所使用伺服阀的具体故障原因还未查明，尚待分析。
3、防范措施
(1)直流系统出现单点接地时运行人员首先要查清是否为相关设备的投退、开关操作引起，然后采用―瞬间停电法‖检查相关设备(可以暂时停电设备)及回路，以判断接地点或范围，并及时通知检修人员进行协查，尽快排除接地点。
(2)严格执行直流系统设备及回路绝缘定期检查工作。
(3)近期重点监视,1机启动过程中的点火流量(FQLM1)及空载满速状态下的燃油旁通阀的波动情况(现场查看)。
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(4)今后,1、,10机尽量选用机械零偏相对较小的燃油伺服阀(送厂家调小机械零偏值)，并通过试验摸索出机械零偏及相应伺服常数的最佳值。
(5)本次事故处理过程中相关专业人员没有推诿、扯皮，而是共同分析、集中攻关，历
时5天最终消除了这一疑难异常。要求各部门对本次事故处理的全过程进行认真总结，尤其要对检查结果、试验数据等进行分析、汇总，从中了解、掌握,1机燃料调节系统的特性，为今后的故障处理提供判据。
十二、2005年3月4日海恩电厂,9机跳机事件分析报告
1、事件经过
(1)3月4日17:59:18，运行值班员发现,9机有功、无功负荷降到0，且机组声音异常，主蒸汽压力上升，高压旁路保护快开，汽机转速有所上升后又下降。
(2)检查DCS画面上有如下报警:
励磁画面报警:1109及灭磁开关跳闸、逆变灭磁;
DEH画面报警:主汽门和调门关闭;
电气主接线画面报警:汽机保护全停、灭磁开关联跳全停、1109开关TWJ监视; ETS画面报警:发电机保护动作、OPC跳机、就地打闸、非破坏真空、ETS已跳闸; 滑油画面报警:转速下降约2950rpm时，高压油泵自启，转速下降到2500rpm时，顶轴油泵自启。
检查发电机保护柜有如下报警:主汽门关闭、热工保护动作、灭磁开关联跳。 检查ETS柜有如下报警:主汽门已关、20/AST-1失电、20/AST-2失电、汽机保护动作、发电机保护动作、不破坏真空、OPC动作停机、远控-2、ETS已跳闸。
(3)机组跳闸后，检修电气、热控专业分别对各自的设备进行了检查，未发现异常情况。
(4)重新冲转定速后做零起升压正常，于19:58时并网运行，整个故障历时两小时。
(5)当天停机后电气、热控专业又分别对各自的设备进行了详细的检查，电气对所有保护进行了传动试验报警信号正常，模拟灭磁开关跳闸，DCS画面上依次有以下报警:发电机保护动作、1109开关TWJ监视、灭磁开关联跳全停、灭磁开关事故跳闸、
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主汽门关闭、1109开关事故跳闸、汽机保护全停，时间上能分辨出先后动作顺序(见试验动作记录报告)，而事故跳闸时的事件记录上显示是同一时间动作，分不出动作先后顺序(见事故跳闸记录报告)。热控检查了主汽门行程开关回路绝缘良好，开关反馈正常，接线端子紧固无松动。
2、原因分析
(1)从DCS事件记录保护动作时间看，无法分辨出谁先动作引起跳机。
(2)从DCS录波曲线分析有可能是1109开关先跳闸，甩负荷引起机端电压和转速上升，导致OPC动作，关主汽门，而主汽门关闭又启动电气保护动作全停(跳灭磁开关和1109开关、关主汽门)。
(3)1109开关先跳闸的原因:从事后的检查，可排除灭磁联跳及电气量故障和主汽门行程开关回路绝缘不好引起的跳闸，但不排除开关偷跳的可能性，尚需进一步试验、验证;
3、防范措施
(1)对,9机DCS文本内容及时间进行清理整顿，让事件记录能真实客观的反应事实，热控分部近期完成。
(2)增加―ETS已跳闸‖、―热工保护动作‖、―灭磁开关跳闸‖、―1109开关跳闸‖的SOE报告，热控分部已完成。
(3)保证首遮断报警指示正常闪烁，热控分部近期完成。
(4)电气保护柜增加开入量动作时间记录功能，以便区分开入量的动作顺序，电气分部已完成。
(5)生产管理部负责收集此次故障相关资料、记录，已完成。
十三、2005年3月28日和31日海恩电厂,9机两次跳机事件分析报告
1、事件经过(两次故障情形和故障报警完全一样，只是故障时间不同)
(1)3月28日19:52时和3月31日9:02时，运行值班员发现,9机声音异常，从DCS画面看到:发电机出口开关和灭磁开关已跳闸，汽轮机自动主汽门、调门已关闭，高压大旁路保护快开，,9机组跳闸进入惰走，当时,7机、炉维持正常运行。DCS画面上有如下报警:逆变灭磁;汽机保护全停、灭磁开关联跳全停、1109开关
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TWJ监视;发电机保护动作、就地打闸、非破坏真空、ETS已跳闸、DEH停机、破坏真空。检查发电机保护柜有如下报警:主汽门关闭、热工保护动作、灭磁开关联跳。检查ETS柜有如下报警:主汽门已关、20/AST-1失电、20/AST-2失电、汽机保护动作、发电机保护动作、不破坏真空、破坏真空、DEH超速停机、远控-2、ETS已跳闸。机组跳闸后，检修热控专业进行了检查，未发现异常情况。
(2)3月28日21:35时，,9机重新冲转，于21:50时并网运行，整个故障历时1小时58分;
(3)3月31日9:39时，,9机重新冲转，于9:48时并网，本次故障历时46分钟。
(4)3月29日下午，针对28日跳机召开了故障分析会，对可能引起机组故障跳机的因素(转速信号故障、1109开关状态不对应等)，安排电气、热控专业当晚停机后分别对各自的设备进行了详细的检查:电气对1109开关引入DCS的三对辅助接点接线和电缆的绝缘进行了详细的检查，接线接触良好，回路绝缘大于500兆欧，并未发现异常，静态试合1109开关五次，1109开关状态在DCS反馈同步，未出现白班,9机并网后约一分钟左右的时间才反馈到DCS的现象。热控对DEH三个测速头至端子柜回路检查未发现异常;检查主汽门限位开关接线牢靠，绝缘良好;加模拟量模拟―OPC‖超速、―DEH‖超速、转速信号故障、3000转且并网及断开1109开关等引起―ETS‖跳闸试验正常，报警正确。
(5)3月31日故障跳机后，电厂有关领导现场召开故障分析会，同时安排,9机停机后要进行的工作:热控修改ETS组态以保证首遮断报警指示正常闪烁，静态传动试验首遮断指示正确，测量DCS柜接地电阻为0.03欧正常，再次检查DEH转速测量回路正常，将OPC动作保护退出以判断故障跳机原因是DEH启动还是OPC保护本身动作。电气把进DCS的三对开关辅助接点又分别并接一对空接点后再引入DCS作为1109开关状态的判断，以提高可靠性。
2、原因分析
(1)从DCS管理员权限下的事件记录时间看，首先是―1109开关状态变化‖，接着是―DEH停机到ETS‖具体见事件记录，似乎是1109开关偷跳引起汽机保护动作。
(2)从DCS录波曲线分析很有可能是汽机保护先动作，因为录波曲线上没有反映汽机转速的飞升。
(3)从电气保护盘的事件记录(2月28日):―19:56:09:18 主汽门关闭‖、
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―19:56:09:18 热工保护动作‖、―19:56:09:18 热工保护动作出口‖、―19:56:09:25灭磁联跳‖、―19:56:09:25 灭磁联跳出口‖看，也是反映汽机保护先动作。
(4)故障后从电气、热控的检查情况无法分析判断出具体的故障原因，所有可能引起机
组跳闸的因素均检查正常，因为,9机在29日并网后出现过1109开关状态约一分钟左右才反馈的情况，因DCS判断1109开关状态变化(由合闸位变成断开位)，机组仍然带30,以上的负荷时，延时4秒后启动DEH停机到ETS的可能性大，故汽机保护先动作的可能性较大，究竟什么原因引起汽机保护动作，目前还未查清楚，但不排除,9机DCS改造后，程序上存在缺陷的可能性。
3、防范措施
(1)增加―电超速(3240rpm)‖、―转速偏差大(500rpm)‖、―低周(2850转)‖、―,9机转速故障停机‖、―,9机主汽门严密性试验完成后停机‖、―,9机调门检验后停机‖、―,9机主汽门严密性试验转速大于3010时停机‖跳闸和分别监视三对1109开关辅助接点状态的例外报警功能，以捕作故障原因(已经完成);
(2)修改程序保证首遮断报警指示正常闪烁(4月1日凌晨热控分部已完成);
(3)退出OPC保护功能，以判断故障起因是OPC本身保护动作还是DEH停机启动OPC(已经完成);
(4)此故障现象是在DCS改造后出现的，要求北京贝利公司协助调查跳机原因;
(5)及时向公司报告事故经过和初步的原因分析，并请公司组织有其他电厂技术人员参加的事故分析会。
4、专题会议纪要
4月8日15:30时召开会议，就,9机在DCS改造后，三月份以来所出现的六次跳机故障进行了专题分析。会议纪要如下:
(1)会议首先由运行部部长对,9机故障的检查处理情况进行了介绍:
1)3月4日、4月5日、7日、8日,9机运行中发生四次现象基本相同的突然跳机:四次故障事件录波均有转速飞升现象，但DEH故障停机的例外报警有所不同。其中3月4日的跳机事件中DEH无异常报警，而后三次均出现了DEH停机信号，但引起该报警的触发原因又不相同，如4月7日触发原因为―调门校验后停机‖、4月8日为―严密性试验转速大于3010停机‖。
2)3月28日和31日,9机运行中发生两次现象相同的突然跳机，这两次故障事件录波没有转速的飞升，但均为DEH停机故障停机信号引起跳机(因这两次跳机前未
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对可造成DEH停机的6个条件做单独的例外报告，故不能判断两次跳机是否为同一个原因)，电气保护柜上的故障报警时间顺序是第一时间―主汽门关闭和热工保护动作‖，60毫秒后―灭磁联跳‖。
3)每次故障跳机后，电厂领导均组织专业人员召开故障分析会，为了捕捉故障原因，先后进行了如下反措:
?针对第一次故障时，虽然电气保护柜上保护触发原因为―热工保护‖，但根据DCS报警内容、时间及转速飞升的现象来判断认为是由于电气故障引起，怀疑为电气偷跳引起，由电气分部检修人员对设备进行了全面的检查，但未发现异常。热控分部检修人员对汽机保护至电气保护的横向联锁信号进行了检查及传动，确认电气保护柜上的―热工保护动作‖及―主汽门关闭信号‖是由汽机主汽门已关的位置开关信号经DCS及中继后转发给电气保护柜的，其中―主汽门关闭信号‖只在电气柜内发报警。对DEH内的主汽门已关信号的组态进行了检查，确认为DEH只是将主汽门已关的二个开关量进行―与‖的处理后再经DO卡发出，组态无错误。为了防止再次出现跳机，由检修人员对1109开关辅助接点引入DCS回路和主汽门行程开关回路进行检查未发现异常。
?3月28日第二次跳机后，根据汽机转速跳机后未飞升的现象判断为本次跳机是由于汽机
保护引起。但由于―DEH停机信号‖共有6条触发条件，对于这个条件在组态中未进行单独的监视，根据DCS组态图和DEH故障停机的触发因素，判断可能引起DEH停机的最大可能为转速信号，因此由检修人员对该6个条件中与转速有关的可能引起跳机的―电超速(3240rpm)‖、―转速偏差大(500rpm)‖、―低周(2850rpm)‖增加了例外报告;因对本次跳机的DCS报警清单中的―1109开关断开‖报警较―DEH停机信号‖时间早无法进行合理解释所以同时对可能引起OPC保护跳机的1109开关的三个辅助节点的电缆以及主汽门至DEH柜的电缆的绝缘及屏蔽进行了检查，未发现异常。30日零点班对保护再次进行了传动也未发现异常。并确认1109开关状态变化与DCS报警为同步发出、DCS的报警清单中1109开关状态变化是由,2机DCS经中心环转发过来的信号。
?3月31日第三次跳机后，由于依旧出现了―DEH停机信号‖，但第二次跳机后新增的例外报告无一触发，针对该情况4月1日零点班增加了―,9机转速故障停机‖、―,9机主汽门严密性试验完成后停机‖、―,9机调门检验后停机‖、―,9机主汽门严密性试验转速大于3010 rpm时停机‖等例外报告，同时因与第二次跳机情况相同:DCS
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报警清单中的―1109开关断开‖报警较―DEH停机信号‖时间早的问题，经有关领导批准，退出OPC保护功能，同时修改了ETS组态以确保故障时首遮断指示正常闪烁;跳闸和分别监视三对1109开关辅助接点状态的例外报警功能;将三对1109开关的辅助接点分别再并接一对后引入DCS;4/5日零点班，针对1109开关状态进行了专项的检查及试验，确认:,9机DCS的时钟较,2机DCS的时间慢约700ms，因此可以解释为何每次跳机时报警均为1109开关状态先变的问题(由于本厂四套DCS均已通过中心环联接，理论上时间应相同，经分析之所以出现700ms的差值可能与SOE分开在各个子环上有关，已要求ABB人员确认能否通过加装GPS进行消除)。
?4月5日上午,9机第四次跳机，此次故障与3月28及31日的二次跳机现象出现了变化:转速出现了飞升且出现了无法解释的―调门检验后停机‖的报警，通过分析判断可能是由于,9机DEH的卡件在计算中有异常，决定取消―调门检验后停机‖跳闸功能;对DEH的MFP进行格式化后重新下装组态;更换了主汽门关闭去发变组保护柜的电缆;自动主汽门侧的电缆换成高温电缆;对所有的电气、热工保护进行静态传动试验正常;为了使报警清单不引起误判断将,2机送到,9机的1109开关状态信号取消。
?4月6日下午公司总工程师孙总来电厂召开了故障分析会，并布置了相应的工作:对DEH故障停机的保护除转速故障保护功能在机组并网前投入外，其他均退出;主汽门行程开关辅助接点改成屏蔽电缆且两对接点经与门(串接)后引入电气保护;取消DEH故障去ETS的回路;第二天办理异动手续后再完成。结果4月7日下午,9机第五次跳机，现象与4月5日相同，不同的是:此次故障出现了另一个不可思议的―严密性试验转速大于3010rpm时停机‖报警。
?4月8日凌晨完成了公司总工布置的工作，同时为了确认非DO卡故障将DEH发出的―主汽门已关信号‖至电气的DO分开至二块DO卡上。由电气人员将电气保护柜中的―热工保护动作‖的中继(15ZJ)进行了更换，防止该中继特性不良引起的异常。但4月8日上午又出现了第六次跳机，此次故障跳机前6分钟有―严密性试验转速大于3010rpm时停机‖报警，且在跳机的同时此报警再次出现。故障后将主汽门的辅助接点一对直接经中间继电器转换后引入电气保护的跳闸回路，另一对仍然经DCS后再经中间继电器引入电气保护柜的报警回路，用来区分和判断真正的故障诱发因素(DCS还是主汽门行程开关二次回路存在干扰)。
(2)本次会议上，与会人员对照DCS组态图和电气保护动作示意图对3月4日以
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来的历次故障和处理情况重新进行了逐条梳理，发表了各自的观点。经排除其他相关因素的影响后，问题的焦点集中在主汽门信号经DCS至电气保护的回路上，最终初步分析认为:
虽然在第6次跳机时也出现了DEH故障的例外报警，但当时已将DEH故障去ETS的回路取消，故可排除DEH的影响因素，诱发跳机的原因很有可能在主汽门关闭信号至电气保护间的DCS转换环节上(MFP运算错误，误发主汽门关闭信号)，可通过目前已对该回路进行的相应修改(主汽门信号不经DCS，直接引入电气保护)进一步确认。
(3)本次技术分析会议认为，自3月4日,9机出现第一次故障后召开了多次分析会，进行了的一系列检查与处理，到目前为止通过所做的工作基本能判断出故障起因，为进一步查明故障的具体原因，安排如下工作:
1)热控分部将主汽门关闭去电气保护柜的辅助接点完全独立出来，不与DCS发生任何关系(包括DCS的电源)/已完成。
2)考虑将DCS接地引入,2机地网(,2机DCS运行可靠)以排除接地不良引起DCS工作失常;
3)主汽门关闭至电保保护跳机回路及电气保护联跳汽机回路上加装故障录波器以监视回路中的干扰。
4)电气分部将主汽门关闭保护回路加滤波以提高二次回路抗干扰能力。
5)热控分部会同贝利厂家人员对,9机DCS组态进行一次全面细致的检查、核对。
6)由热控分部将本次故障情况以书面形式通报北京贝利总部，要求其提供分析结论及解决办法;
5、补充事宜
4月9日零点班及4月11日白班，,9机运行中再次出现了―主汽门严密性试验结束后停机信号‖，因组态及接线已进行了修改，未造成机组跳机。同时，ABB人员已至现场，对DEH进行进一步的检查及分析。通过对以上情况的分析已基本可以将事故发生原因缩小在DEH的M5 MFP。
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十四、2005年9月29日海恩电厂,3机点火失败事件分析报告
1、事件经过
(1)9月29日7:15时，,3机发启动令启机;7:19时机组转点火(AUTO方式)，点火流量给定为20.64,，FQLM1为0.34kg/s，MarkV发―点火失败‖报警，即转高盘后，运行人员检查机组相关系统未发现异常。
(2)7:25时，机组转自动;7:28时机组转点火，点火流量给定为20.32,，FQLM1为0.35kg/s，MarkV发―点火失败‖、―启动失败‖报警，机组遮断;即联系检修人员检查。
(3)8:00时，经热控检修人员拆出两只点火器进行试验，一只点不着火，另一只点火器电缆漏电，将两根点火器电缆均更换后，进行打火试验正常。
(4)9:29时，,3机重新开机点火正常，9:45时并网。整个故障历时2小时11分钟。
2、原因分析
此次故障的直接原因是:由于目前使用的点火器电缆耐高温性能差、使用寿命过短而损坏造成点火失败。
3、防范措施
(1)电厂燃机目前使用的点火系统属GE产品，其产品质量存在着火花塞防水性能较差
(目前运行人员在每次燃机水洗时都要将点火器拆下)、电缆绝缘很容易老化(电缆绝缘层硅胶在高温状态下易脆化脱落)等问题，使用周期比较短，全厂一年的用量大约十几根。2005年5月我们曾就该型号电缆所存在的问题咨询过GE公司，GE公司的答复是该类型点火器电缆目前在全球各机组上都有存在该问题的反馈。所以从提高设备可靠性及―开源节流‖的角度出发我们积极寻找替代品，2005年6月17日找到了新型国产点火器系统并在,1燃机安装试验，三个半月来运行状况稳定，效果良好。故要加快改造进程，尽快将其推广到其它机组(暂考虑9E机组)，以提高机组的可靠启动度(已向公司提交了专项申请)。
(2)运行部认真执行燃机水洗拆下点火器后复装(水洗结束后)时的打火试验，定期确认两个点火器的完好性。
(3)及时处理轮机间内漏气等影响点火系统部件的缺陷，改善运行环境，避免高温老化而影响寿命。同时要加强点火器系统的定期检查与维护。
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十五、2005年10月15日海恩电厂,1机直流接地事件分析报告
1、事件经过
(1)10月15日22:50:19:093，,1机MarkV发―蓄电池125V直流接地‖报警;22:50:20:625―蓄电池125V直流接地‖报警复归。
(2)22:50:22:093，,1机MarkV又发―蓄电池125V直流接地‖报警，同时发―燃油截止阀打开故障、排气框架冷却空气压力低、发电机差动闭锁遮断、发电机开关跳闸、区域1火灾、区域2火灾、辅机马达过载、排气框架冷却系统故障降负荷、压气机进气压差高报警、轻油泵切换、重油前置泵故障、冷却水泵切换、冷却水压力低、抑钒剂泵切换、控制室多烟雾、区域1火灾探测预报警、区域2火灾探测预报警、抑钒剂流量检查‖报警。
(3)22:50:22:125，,1机MarkV发―滑油压力低遮断、滑油压力低、轻油前置压力低遮断、前置站重油压力低、重油温度故障—切换被闭锁‖报警;22:50:22:218，,1机MarkV发―燃油跳闸压力低、母线低电压—不能自动同期、重油状态下遮断‖报警。
(4)23:10时，热控检修人员赶到现场进行检查，首先检查MarkV盘电源卡上电压正常(+66.7V、-63.4V)，无直流接地现象，但电源分配卡的J12A保险熔断，由其供电的QD1机DTBA、DTBB板失电，测量DTBA、DTBB板上所接所有输入回路绝缘良好，但检测出从MCC接入的反馈信号线有35,70伏不等的交流干扰电压存在。
(5)23:10:53，,1机MarkV发―油雾分离器风扇故障‖报警，检查A、C两相保险熔断，测量电机绝缘为200兆欧，更换保险后试启失败。
(6)电气检修很快到场进行全面检查，发现88QV控制开关柜内电源进线的C相接线线夹断导致拉弧接地短路。更换三相保险座、接触器和热继电器，同时对弧光短路引起的输出端子绝缘下降进行处理后，测量电机绝缘为80兆欧，开关柜绝缘为100兆欧，试启正常。
(7)16日4:00时，88QV处理完后，更换J12A保险，MarkV工作正常。
(8)6:55时，,1机发启动令，6:58时点火正常，7:06时当机组转速上升至77,时突然跳机，故障报警与前一次相同。
(9)将MCC至DTBA、DTBB板上的所有信号线重新放屏蔽电缆替换，工作结束后测量交流干扰电压为3,5伏。
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(10)12:00时，更换J12A保险准备开机，此时MarkV出现―直流负接地‖报警，测量电源卡电压为+130V和0V，负电源完全接地，用250V摇表摇绝缘，发现20AA电磁阀一端
绝缘为0，就地检查20AA电磁阀直阻为399欧姆，对地绝缘为无穷大，断定属信号线接地，由于20AA仅在烧气体燃料时起作用，故甩掉20AA在端子板上的信号线，退出20AA运行，此时MarkV上―直流负接地‖报警消失，测量电源卡电压正常(+66.87V、-66.92V)，MarkV工作正常。
(11)13:50时，冲油、排气正常，13:52时发启动令，13:53:24时MarkV发―液压油压力低‖报警，查88HQ绿灯亮未投运，即发停机令。
(12)检查88HQ控制回路，发现有一连接片接线松动，造成控制回路开路而无法启动，对其进行紧固处理后试启正常。
(13)15:00时，,1机重新开机点火正常，15:18时并网。整个故障历时8小时27分钟。
2、原因分析
(1)此次故障跳机的直接原因是:由于MarkV电源分配卡的J12A保险熔断造成MarkV不能正常工作，误发一系列的跳机指令造成。
(2)J12A保险熔断的直接原因经初步分析为:MCC至DTBA、DTBB板的信号线受交流感应电压(35,70V)的影响，在20AA回路出现负接地时，MarkV电源系统最薄弱点的保险首先熔断，但20AA回路当时表现为非永久性接地，具有隐蔽性，所以对故障原因的查找与处理带来了影响。
(3)不能排除DTBA、DTBB板所带负载中存在非永久性正接地，加之20AA回路的负接地导致J12A保险熔断的可能性，但在本次事故的处理中检查DTBA、DTBB板的所有输入回路绝缘良好，而且正负两极的隐性接地在一天之内同时出现两次的概率应为极小。
3、防范措施
(1),1机大修前发现有―直流接地‖报警时，立即通知热控检修人员到现场，并申请停机检查处理。
(2)近期对,10机相同卡件的信号线交流感应电压进行测量，利用大小修时间改成屏蔽电缆。
(3)加强进入MarkV卡件的信号线感应电压的定期监视工作，并做好记录。
(4)加强MCC开关柜的定期检查工作，确保一、二次回路的完好性。
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十六、2005年11月13日海恩电厂,10机20CF断线跳机事件分析报告
1、事件经过
(1011月13日10:28:35，,10机运行中MarkV发―蓄电池125V直流接地‖报警，瞬间复归，之后又出现两次报警(其中报警持续时间最长为3S)，机组运行参数无异常。
(2)运行人员立即联系检修到现场进行检查，测量<PD>盘内直流电源电压分别为:+68.35V、-67.53V，直流系统电压平衡(无接地现象存在)，计划晚上停机后全面检查。
(3)13:39:29，,10机MarkV再次发―蓄电池125V直流接地‖报警，并不断反复报警达16次之多，从梯形图上看到逻辑L64D-N不断闪烁，即判断为直流负接地。
(4)13:41:18，,10机MarkV发―失去火焰跳闸‖、―逆功率保护动作‖、―重油状态下遮断‖报警，发电机出口开关跳闸，燃机熄火遮断进入惰走，各辅机运行正常(13:44时,11机快速减负荷解列)。
(5)电气盘上有―32R REVERSE POWER‖、―LINE BREAKER OPENE‖、―FIELD BREAKER OPEN‖、―52L TRIP‖、―41E TRIP‖报警。
(6)燃机惰走过程中MarkV画面出现主燃油泵离合器电磁阀不停闪烁，查逻辑L20CF1X在―0‖与―1‖之间不断反复变化，强制L20CF1X为―0‖。
(7)检修立即赶到现场检查20CF接线回路，发现就地接线盒内有一根接线端子断线，将其进行包扎处理后，测量回路绝缘及试验正常。
(8)机组高盘10分钟并完成开机前检查后于14:50时重新开机，15:23时并网。本次故障历时1小时42分钟。
2、原因分析
此次故障跳机的直接原因是:由于20CF电磁阀接线盒内有一接线端子接线断开，导致20CF失电，造成主燃油泵不能正常工作，引起缺油，机组熄火遮断。
3、防范措施
(1)对于9E机组类似的电磁阀进行全面检查(已完成,1、,3机的检查);
(2)加强高温、高振动环境下的热工元件定期检查与维护，并做好相关防护措施。
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十七、2006年2月22日海恩电厂,10机点火失败事件分析报告
1、事件经过
(1)2月22日6:55时，,10机发启动令启机;6:58:24，机组转点火(AUTO方式)，点火流量FQLM1为0.37kg/s，MarkV发―点火失败‖报警，即转高盘后，运行人员检查机组相关系统未发现异常;7:03时，发―STOP‖令，14HM复归后，机组转自动发启动令。
(2)7:09时，机组转点火，点火流量FQLM1为0.42kg/s，MarkV发―点火失败‖报警，转高盘;7:27时，发―STOP‖令，在高盘期间三个失败排放阀均无油排出。
(3)7:34时，,10机强制冲油、憋压时，十四个单向阀前压力均为7.8bar，冲油时FQL1为14.26,，FQLM1为1.7kg/s，R、S、T三机一致。
(4)7:30时，经热控检修人员拆出两只点火器进行静态点火试验，发现,14点火器点不着火，查为点火器电缆损坏，将,14点火器电缆更换后，进行打火试验正常。
(5)8:49时，,10机重新开机点火正常;9:03时，并网。整个故障历时1.9小时。
2、原因分析
此次故障的直接原因是:由于,10机目前使用的点火器电缆耐高温性能差、使用寿命过短而损坏造成点火失败。
3、防范措施
(1)电厂9E机组使用的进口点火装置存在火花塞防水性能差、电缆绝缘容易老化，使用周期比较短的问题，故已在05年6月份开始相继将,1、,3机点火系统已经改造成了国产点火系统，使用良好(水洗时不用拆点火器)。要求热控部尽快完成,7、,10机点火系统的改造。
(2)运行部严格执行燃机水洗拆下点火器后的打火试验，并将该项内容补充进水洗操作卡内。
(3)加强点火器系统的定期检查与维护。
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十八、2006年4月28日海恩电厂,7机〈C〉机死机事件分析报告
1、事件经过
(1)4月28日21:49时，,7机值班员发现〈I〉机数据不变，电话询问三控室〈I〉机显
示数据也不变，说明失去通讯。
(2)22:29时，热控检修人员赶到现场，当时机组正处在减负荷停机过程中，辅助控制盘显示机组带7.7MW负荷，转速为100,。
(3)23:37时，手动降负荷至逆功率动作解列，手拍5E停机。
(4)热控检修人员在机组惰走期间对〈C〉机进行错误清除操作，但就地仍旧没有数据显示，只有等停机后重新启动〈C〉机，于是准备相关资料和卡件。
(5)当转速〈3.7,时，检修人员对轮控盘进行全面重启，约一分钟轮控盘启动完毕，所有微机工作正常，〈I〉机数据正常，23:12时恢复备用。整个故障处理历时三十五分钟。
2、原因分析
此次〈I〉机数据显示不变是因为〈C〉机出错死机引起，导致通讯故障，运行无法监视(机组正常运行和保护功能不受影响，仅对机组人机对话有影响，通过辅助控制盘可监视主要参数和进行相应的操作)而被迫停机。
3、防范措施
(1)热控部定期对〈C〉机进行检查，以测试其工作情况(已经在执行)。
(2)热控部对,6机的〈C〉机与,7机的进行对调的可行性进行认证，若可行则利用五一期间机组小修计划进行对调。
(3)五一期间在,6机上对〈C〉机进行在线重启试验(机组处于高盘状态下进行,请热控部提前办理试验申请手续)，以观察机组是否正常。
十九、2006年5月26日海天电厂,1燃机油压波动事件分析报告
1、事件经过
(1)2006年5月26日08:01时，,1机发起机令，在燃机转速到45%时，燃油流量开始波动;在全速时，燃油喷嘴压力在16-18kg波动，燃油旁路伺服阀同时在波
151
动，轻油前置站压力在4.8-6.2kg之间波动。燃机值班员检查,1机轻油泵运行情况正常，遂通知检修人员，并申请停机处理。
(2)停机后，检修人员更换了燃油伺服阀和伺服阀油虑，并进行了燃油分配器充油及旁路阀扰动试验，结果正常。
(3)11:21时，再次发起机令。11:30时，由于排放阀无油排出，启动失败。
(4)11:32时，,1机再次启动，启动过程在转速43%时，燃油流量开始波动，全速时燃油流量波动幅度1.8-2.86kg/s;燃油喷嘴压力在16-18kg波动，旁路伺服阀上下波动，轻油前置站压力在4.8-6.2kg之间波动。
(5)11:56时，按相关人员要求，,1机并网观察波动情况。在,1机并网后，燃油流量波动消失，机组正常运行。
2、原因分析
由于是动态情况，情况不明了，具体原因不祥。
3、防范措施
(1)此次出现的异常，控制系统可能存在参数不匹配的问题，伺服阀增益可能偏大，使机组在脱扣至满速之间控制不稳，造成燃油波动，建议燃油伺服阀增益适当下调，下调后，在启停机时进行细致的观察。
(2)主测速头、燃油分配器测速头包括燃油分配器进行进一步检查，确保无问题。
(3)燃机雾化系统中的单向阀进行解体检查。
(4)启机过程中，相关专工和检修人员必须到现场，与运行人员共同检查燃油分配器流
量，并进行声音的听查。
(5)认真做好定期工作:一是热控人员每月对主测速头、燃油分配器测速头检查一次，定期对测速头的间隙和阻值进行测试;每年定期对燃油伺服阀、可转导叶伺服阀进行冲洗;同时更换其油滤(汽机也应作类似的工作)。二是运行人员立即对燃机润滑油的品质进行一次化验，并在今后工作中，执行好对各机组相关油品化验的定期工作，发现问题，及时提出。
(6)各相关专业专工以及运行人员收集启停机时的有关数据，并进行跟踪分析，尽快找出问题的关键原因。
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二十、2006年6月9日海恩电厂,7机排气温差大遮断事件分析报告
1、事件经过
(1)6月9日20:19时，天下暴雨,7机发―燃烧故障‖、―排气热偶故障‖、―排烟分散度高故障‖、―排烟分散度高跳闸‖、―防喘阀位置故障跳闸‖、―排烟温度高‖、―排烟温度超温跳闸‖，查,7燃机因排烟分散度高跳闸。
(2)跳闸后值班人员查事故跳闸记录:20:19:00排烟温度出现波动;,1(TTXD_1)最高至1120?，最低至,84?;,2最高至572?，最低至,27?;,3最高至715?，最低至465?;,4最低至111?;,5最低至106?;,6最高至833?，最低至,84?，其它点热偶未发现异常。
FSR波动情况:正常时约63.5%，瞬间最高至68.03,。
负荷波动情况:正常约93MW，瞬间最高波动至99.5MW。
(3)当班值长联系热控检修进厂进行处理。检修到达现场后查TTXD_1、TTXD_2、TTXD_3、TTXD_4、TTXD_5、TTXD_6热电偶显示异常，显示分别是,84、80、715、659、492、-84，其余排烟温度约266,306?。
(4)热控检修更换<R>机TCQA卡件后，MarkV显示仍然异常，即在MarkV盘内对每个通道进行校验，通道正常;到现场接线盒处进行检查，发现排气室左侧顶上的接线盒到排气室旁边接线盒的补偿导线已经烧焦。
(5)热控检修立即更换补偿导线，于10日4:00时更换完烧坏的补偿导线，MarkV显示正常。本次故障实际影响负荷3.6小时(按正常调度24:00时解列时间计算)。
2、原因分析
(1)排气室左侧顶上的接线盒到排气室旁边接线盒的补偿导线被烧焦的原因是燃机排气室漏气，导致该处长时间受约500?左右漏气烘烤。
(2)由于补偿导线保护层被烧坏，进而导致内部补偿导线的绝缘烧坏，暴雨进入线管内，使得补偿导线绝缘严重下降，导致排气温度大幅波动，机组因排气温差大跳机.
(3)<R>机TCQA卡件损坏的原因是因为补偿导线绝缘损坏后，打雷闪电窜入MARKV内对卡件瞬时冲击，使其损坏。
3、防范措施
(1)加强对高温部件区域内设备的绝缘监视，同时做好防护隔离措施.
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(2)加大户外设备防雨措施，在雨季期间全面经查室外设备，必要时重新做防护。
二十一、2006年6月15日海门电厂,3机逆功率跳闸事件分析报告
1、事件经过
2006年6月15日，根据调度安排,3燃机将在7:30时并网。7:12时值长令值班员发燃机启动令，7:24时,3燃机空载满速，值班员在MKV与就地检查无异常，汇报值长，值长令,3燃机并网。7:29时,3发电机并网成功。值班员预选负荷15MW，7:30时值班员报,3燃机负荷波动大，值长令将预选负荷改大，在值班员未改完预选负荷前，7:31时,3燃机发电机跳闸，同时来―发电机逆功率跳闸‖和―防喘阀故障‖报警。MKV显示,2、,4防喘阀关闭，就地检查,2、,4防喘阀位置没有开到位。此时,3燃机保持空载满速。值长立即通知热控检修人员处理。7:50时,2、,4防喘阀故障处理好，7:53时,3燃机重新并网。
2、原因分析
(1)当天，,3燃机刚刚并网后，负荷波动大(MKV上显示,5,8MW，DCS记录为,2.6,7.8MW)，由于机组并网后，首先读取的是默认的预选基本负荷(5MW)，如果值班员在并网后不马上加负荷或预选负荷的时间慢了，就会引起逆功率跳闸。
(2),3机比,1机在机组并网时负荷波动大2-3倍，除软件设置外，不排除硬件方面存在缺陷，还需进一步查证。
3、防范措施
(1)鉴于目前,3燃机并网后负荷波动较大，通告运行值班员在机组并网后，立即预选负荷40MW。
(2)尽快组织热控、机务等有关人员，对以下项目进行认真检查:
?对燃油伺服阀的滤网和油质进行检查;
?检查燃油伺服阀的增益，并与,1机进行比较;
?对燃油伺服阀的零偏值进行检查调整;
?对以上3种情况检查如没发现问题，将,1机、,3机燃油伺服阀对换进行检查比较。
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(3)积极与GE公司技术人员联系，并请他们协助解决,3燃机并网后负荷波动较大的问题。
二十二、2006年7月6日海门电厂,1机燃气检测保护动作跳机事件分
析报告
1、事件经过
2006年7月6日13:19时，,1燃机突来―TG INLET AIR ENCL LEVEL VERY HIGH-TRIP‖报警，燃机跳机，出口开关2201跳闸。13:21时汽机被迫手动解列打闸。
13:50时检修查明跳机原因，强制L45HT-T、L45HT2-T、L45HT2-ALM、L45HT456H、L45HT4HH为零，并告知运行可以开机。
14:03时,1燃机在‖CRANK‖位发启动令，5min后转‖AOTU‖位点火，14:18时,1燃机并网，14:51时满负荷运行;14:36时汽机重新冲转，14:47时满速并网，14:59时满负荷运行。
2、原因分析
(1)从故障报警记录查证，此次跳机是由于轮机间88BT风道入口下侧天然气探头故障造成跳机。
(2)对保护回路进行现场检查也证实了这一点。对45HT4、5、6回路检查结果如下:
从上表中看出45HT_4、5回路电阻偏大。进一步分析电阻偏大的原因是气体燃料检测回路由于处于高温区，接线氧化速度快，接触电阻偏大，造成45HT_4、5同时动作。
3、防范措施
(1)对,1、,3机所有燃气报警信号进行检查并把这些信号屏蔽掉，以免发出信号，造成跳机。
(2)对燃机内所有高温区的端子进行一次认真检查，看是否有松动、是否有氧化的，并进行处理。
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(3)对电厂两台燃机的英文报警信号进行一次检查和整理，对照中文查看是否有翻译不妥当的地方并进行修改。
(4)检修人员要加强定期检查工作，完善定期检查内容，加强对设备的巡视和检查。
二十三、2006年8月26日海天电厂,4机EH油漏泄停机处理事件分析
报告
1、事件经过
(1)2006年8月26日11:10时，运行人员在DCS上发现EH油位454mm较低(日常EH正常油位在471mm左右)，立即现场检查;11:12时，DCS画面出现―EH油液位低‖报警信号，此时液位显示441mm;11:13时，现场发现AST油压力表总管路接头向外喷油，及时通知检修人员。
(2)检修人员赶到,4机AST漏点现场，发现喷油量较大，运行期间无法处理，通知值长停机处理。经中调同意，11:34时,4机解列，燃机负荷维持40MW运行。
(3)停机后，热控及机务人员紧急更换了接头垫片，12:05时处理完毕。12:29时，,4机组并列。12:40时，机组满负荷运行。
2、原因分析
(1)此接头垫片材质不符合要求，长期运行垫片发生老化，使接头松动，高压EH油发生漏泄。
(2)检修部门定期维护不到位，从建厂到事件发生，没有对EH油系统进行定期检查和维护，垫片材质老化没能及时发现。
3、防范措施
(1)热控专业对EH油系统的各接头进行普查，查出有多少接头，然后报计划购买铜质垫片。铜质垫片购买回来后，利用停机机会进行更换。
(2)在铜质垫片购买回来之前，热控人员和机务人员定期对各接头进行松动检查，及时对松动的接头进行紧固。
(3)运行人员加强对EH油系统进行周密的检查，提早发现问题，及时通知检修人员进行处理。
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(4)现电厂顶轴油、EH油等油系统漏点较多，机务和热控应列好计划，定期进行检修和维护，确保各种油系统稳定运行。
(5)各相关专业举一反三，吸取这次事件教训，对电厂高压、高温、油系统进行定期检查、定期维护、定期检修，避免因对漏点的疏忽治理，造成各类事件的发生。
(6)运行和检修部门必须严格认真执行定期工作制度，高质量地完成定期工作制度中的各项的要求，通过定期工作，及时发现并解决设备存在的隐患。
二十四、2006年8月31日海门电厂,1燃机减负荷停机过程中跳机事件
分析报告
1、事件经过
(1)2006年8月31日23:55时，值长接中凋令,1机停机，,1燃机开始切轻油，准备停机。23:56时，燃机值班员点击,1燃机启动主画面―preselected ld‖耙标，预选负荷85MW，开始降负荷。23:57时，当负荷降到90MW时，,1燃机突然熄火，燃机发电机出口开关跳闸，燃机转速下降。检查交流油泵88QA自动启动，滑油母管压力正常，燃机惰走。随着,1机停机，,2机也提前减负荷停机。
(2),1燃机跳机过程中发出如下报警信息:
23:56:48:000 D3 DCC BMS试图释放被破坏的BLK
23:56:48:000 D5 DCC对目的地址没有排队服务
23:56:50:000 D23 DCC 堆栈溢出错误
23:56:50:000 D38 DCC 坏 <C><Q>诊断报警
23:57:10:718 ALM,317 液体燃料截止阀故障关闭
23:57:10:843 ALM,332 重油前置泵故障
23:57:10:968 ALM,226 轻油系统故障
23:57:11:468 ALM,060 火焰丢失跳机
23:57:11:593 ALM,408 重油燃料发电机跳机
23:57:13:406 ALM,107 IGV故障跳机
23:57:15:843 ALM,G60A\L994EXTRIP 发电机开关跳闸
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23:57:16:093 ALM,108 IGV故障报警
23:57:46:000 D312 LCC处理器复位
23:58:03:218ALM,037 主保护启动闭锁
发电机保护盘上有如下报警:94G:trip too long、32 reverse power、Trip from ex2100、52L tripped、41EX tripped。
(3),1燃机跳机熄火后，燃机值班员立刻向值长做了汇报。同时检查燃机惰走情况及各控制系统投入情况。经确认无误后，0:23时打开燃机冲油回油阀至污油箱的排污阀，观察排油较干净，就关闭了燃机冲油回油阀，手动强制L86PUR?0、L4FD、L4HQZ、L20FPMEN自动为0，停止冲油。
(4)2:20时检修专责来到现场，查看后怀疑控制卡件通信系统有故障。
(5)因担心有残余的重油留在管道中，影响下一次点火，单元长要求燃机值班员对机组再进行一次冲油。FQL1=24.68%，三机表决一致，14个燃油喷嘴前的压力均为6bar，燃料分配器无异常声音。确定重油置换掉后，停止冲油。
2、原因分析
(1)从上面的报警信息可以看到23:56:46到23:56:50，DCC先后出现一系列问题，紧接着就是<C><Q>诊断报警，在23:57:10陆续出现轮间温度高、滑油热电偶故障、
压气机进气热电偶不一致，直至在23:57:10:718出现燃油截止阀关闭等相关报警信息，23:57:46:000出现LCC处理器单独复位的报警，说明MARKV控制系统的通信出了问题。
(2)事后对LCC进行人工模拟复位试验，从出现第一个报警信息到出现LCC处理器单独复位的报警。期间共用了36秒，与第1项的实际情况完全吻合。也就是说，在23:57:10时MARKV的LCC自动进行了复位。
(3)从诊断报警信息中还可以看到23:57:12:000和23:57:13:000曾两次发过―LCC no arcnet
communication with <R>‖的报警，事后对LCC进行人工模拟复位试验，验明这个报警信息的出现有2秒的延时。这也证明复位是在23:57:10时进行的。
(4)由于<R>的复位，导致<R>机和<T>机同时失去通讯，,1燃机MARKV内部直接发出指令使燃油截止阀控制油电磁阀20FL失电打开，使燃油截止阀关闭，燃机熄火跳机。
3、防范措施
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MARKV的<S>机和<T>中有一个因故障退出运行时，由于通讯可靠性降低，容易造成跳机，故此情况下不开机。
二十五、2006年9月3日海恩电厂,1机排烟分散度高跳机事件分析报
告
1、事件经过
(1)9月3日午时，天降中雨，没有闪电，,1机重油带基本负荷运行。
(2)12:22:49.48，,1机MarkV发―燃烧故障‖报警。12:22:57.593，发―回油温度高‖报警，瞬间复归。12:22:57.593，发―轴承回油温度高‖报警，瞬间复归。12:23:36.593，发―排烟分散度高跳机‖报警，重油状态下跳机。
(3)12:35时，惰走结束投入盘车，值班人员通知重油车间打开回油阀，接着打开十四个排放阀、十四个排放阀的总阀、去污油池的手阀。待积存在喷嘴前油管路中的残油油流减少时，打开了回重油车间的一次阀和二次阀，此时发现已经油已溢出回油池。
(4)13:20时，热控根据跳闸记录对TTXD_18热电偶进行检查无异常，为安全起见，将TTXD_18与TTXD_21并接，15:50时将TTXD_18从MARKV引出用数显仪表显示进行监控。
(5)16:24时，,1机发启动令起机;16:39时，,1机并网。本次故障历时4.01小时。
(6)机组重新投入运行后，TTXD_18热电偶温度高未再次出现，并一直显示与其他各点相同。
2、原因分析
(1)就地检查TTXD_18并无进水，因此可以排除下雨接线盒进水导致信号线短路误报的因素，且当日并未出现闪电，也可以排除雷击的影响。
(2)排烟温度测点TTXD_18跃变时其他测点温度没有明显变化，且从后来TTXD_18数显一直正常，并没有出现大幅突变或持续超限的情况看，接线回路应为完整通路。引起―燃烧故障‖、―排烟分散度高跳机‖两报警的TTXD_18测点温度突升应为干扰引起。
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(3)跳机前―回油温度高‖、―轴承回油温度高‖报警且瞬间复归，从目前情况分析，应是信号干扰造成。
(4)由于MarkV到500CQ盘之间连接线没有屏蔽层，且机头控制小间内有MCC动力电缆存在，存在动力电缆干扰信号电缆的条件。
(5)从跳闸参数时间序列记录来看，TTXD_18测点由528?跃变至604?，并在586?,631?波动约1分钟左右直至跳机。当时第三高温差动作，另外TTXD1-10,526?与次低点TTXD1-11,531?物理位置相邻，启动燃烧分散度跳机条件。
(6)本次跳闸符合GE公司设计程序，但该程序对于单测点故障情况的要求略显不足(,7机已经修改程序，单点温度超过700?视为热电偶故障，自动剔除，不参与控制)。就,1机目前的观察情况看，TTXD1-10与TTXD1-11大部分时间是物理位置相邻的，且温度为最低、次低两点，一旦有单点温度突升故障就会启动燃烧分散度遮断，可能会造成机组误跳闸。
(7)运行值班人员对1,机运行操作、判断缺乏经验，误认为回油管内没有静压，在回重油车间一、二次阀开启状态下，开启去污油池手阀并离开，造成溢油。
3、防范措施
(1)检查信号测量线屏蔽层单点接地情况。
(2)对能够产生遮断的信号线采用屏蔽电源线，且接头部位的连接要特别加以注意。
(3)密切观察排烟温度信号，加强跟踪。
(4)热控人员和GE公司技术人员进行沟通，了解是否有最新程序来弥补上述单点温度高造成机组误跳闸的程序，以此对电厂进行修改。
(5)运行部制定反措(操作卡)，以防止冲油发生溢油事件。同时对于新转岗人员加强培训和教育，传授经验。
二十六、2006年10月26日海恩电厂,10机伺服阀故障事件分析报告
1、事件经过
(1)10月26日，,10机出现在基本负荷的情况下，机组负荷波动。机组选预选负荷，负荷波动范围减小，波动周期增长，机组在基本负荷的情况下手动设定FSR
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的值，负荷稳定，未出现波动。根据情况判断为伺服阀故障。
(2)10月27日凌晨6:00时，运行许可工作票―R20061025‖开工(工作内容为更换,10机伺服阀65FP)，7:40时工作结束，检修部人员更换了燃油伺服阀65FP，并做传动试验，阀门开关正常。此伺服阀为从仓库领取的新伺服阀，更换前测量三个伺服线圈的直阻分别是1.03kΩ、1.03kΩ、1.03kΩ。
(3)8:00时，机组起机，点火燃油流量达到1.8kg/s，机组熄火遮断;8:22时，再次点火起机，点着火1分钟后机组熄火遮断。热控人员检查伺服阀接线正确，在MARKV盘内测量各线圈直阻分别是1.08kΩ、1.08kΩ、1.08kΩ，绝缘均大于20MΩ。做传动试验，发现阀门动作方向与实际设定方向相反，分别用三个线圈单独做试验，阀门动作方向与实际设定方向均相反，怀疑伺服阀的极性生产时做反了，调换极性做传动试验，阀门只能单向动作。测量伺服阀线圈直阻，一个为1.03kΩ，一个开路，一个直阻不稳定，并存在线间短路现象，确定为新伺服阀存在问题。
(4)10:03时，更换好燃油伺服阀，测量其三个伺服线圈的直阻分别是1.03kΩ、1.03kΩ、1.03kΩ，绝缘均大于20MΩ，做传动试验正常。投入盘车，机组再次起机正常，未出现火焰闪烁现象。
2、原因分析
此次事件中第一次是由于燃油伺服阀坏，导致负荷波动;第二次起机不成功是由于更换的
新伺服阀存在质量问题，在通电后伺服阀线圈出现故障引起工作不稳定。
3、防范措施
(1)此种伺服阀是进口的MOOG伺服阀，在多年的使用过程中，工作还是比较稳定的，未出现过上述现象，这次应该说是极其偶然的。在以后的工作中，检修部门要吸取教训，不能过分相信新的进口备件，在新安装伺服阀以后，条件成熟的情况下，应该对三个线圈分别进行传动试验，尽可能的提前发现此类问题。
(2)检修部应对现有伺服阀，特别是与这个同批次进厂的新件进行全面检测。
二十七、2007年1月6日海门电厂,4机跳机事件分析报告
1、事故经过
2007年1月6日，4台机组全部运行，接线为正常方式。17:20时,4汽轮机高
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压主汽门、高压调门及补汽门、调门突然关闭，高、低压主汽旁路门快开动作，2204断路器分闸，负荷到0，转速从3000rpm直接下降。在检查,3燃机正常运行后，运行人员立即将电动主汽门关闭，防止汽机主汽门和调门不严导致汽机转速上升，并联系燃机将负荷降至80MW，对,4机进行检查。
查阅DCS报警画面，其ETS画面有远控OPC-1动作、远控-5就地打闸报警;,3、4号主变保护与报警画面有,4发变组保护动作总信号;,2电子间,4主变保护屏有主汽门关闭报警;网控无异常。
就地检查GIS汇控柜无异常报警，2204断路器储能、F6S压力、开关位置正常，将2204断路器复位。
17:24时确认机组无影响正常启动的报警后，汇报值长，将机组复位，重新挂闸启动，冲转时，机组转速1010rpm，17:29时汽机定速，17:32时检查正常后并网，17:37时机组带满负荷。
2、原因分析
(1)查阅故障时的报警文本如下:
17:19:42 184 2SOE 2213-s 非破坏真空
17:19:42 184 2SOE 2402-s 汽机主汽门关闭
17:19:42 186 2RM5 SOE –s 远控-5OPC动作
17:19:42 190 2 SOE 2211-s ETS已跳闸
17:19:42 385 2RM1 SOE –s 远控-1就地打闸
17:19:43 491 2 SOE 2402-s 汽机主汽门关闭
17:19:43 758 24FDJBH-4-s ,4机发电机转子两点接地保护动作
17:19:42 764 2ZB-CB-OD-s ,4主变220KV断路器2204已分
(2)从报警文本中可以看出，首先是OPC先动作，引起ETS发信号，AST动作，主汽门关闭，2204断路器跳闸。
OPC动作有4个条件:汽轮机超速103,;发电机油开关跳闸;手动停机;就地打闸。
从故障现象看，前3个条件造成这起故障的可能性没有，那么只有第4个条件会使OPC动作。但是当时运行人员并没有在现场，因此就地打闸信号只能解释为当时AST油压泄掉，产生了就地打闸的信号，从而ETS动作，产生一连串反应。
(3)11日凌晨，运行人员利用机组停机时，进行了打闸试验，远方打闸时保安
162
油压未泄，就地打闸时保安油压泄掉。说明这部分的控制暂时是没有问题的。至于AST油压为什么会突然泄掉，还要进一步查找原因。
3、防范措施
(1)运行人员在日常的运行中应多注意AST的油压变化及保安油压的变化。
(2)热控人员在停机时，检查AST模块各油路是否有问题。
(3)热控人员对保安油压加装变送器，接至DCS中，以便于观察分析同类故障时，保安油压的变化情况。
二十八、2007年1月25日海恩电厂,3机因轻油波动延迟并网事件分析
报告
1、事件经过
(1)1月25日6:15时，检修更换完,3机,5喷嘴后,进行冲油，QL122.63%，FQLM13.0KG/S，憋压时14个喷嘴前压力均为6bar。
(2)6:42时，发启动令;6:45:46，TNH,15.42%点火，,ABC-1s-,D，,D火焰闪烁后正常。
(3)6:47时，值班员就地检查发现燃油入口压力在4-5.5bar之间波动，切换轻油泵后现象一样，MKV显示轻油压力波动也较大，轻油压控阀DISTPCV波动大，即关闭切换站新加轻油回油阀，但压力波动范围随着转速上升越来越大，在1-7bar之间，燃油伺服阀65FP反馈FAL在-36,79%之间波动，随即停机。
(4)7:35:机组惰走完后，再次启机，情况同上述一样。
(5)为了查找轻油压力波动的原因，接廖总令，热控将,3机轻油压控阀切至手动调节，轻油压力控制在6bar左右。
(6)8:32:热控调整完后，再次启机，启动到点火前轻油压力稳定。8:35时，TNH,15.46%，FQLM1,0.41kg/s，四支齐着。点火后就地检查燃油入口压力在5-7bar之间波动，MKV检查轻油压力在5-7之间波动。机组脱扣之后发现轻油压力波动变大，就地燃油压力在3-10bar之间大幅波动，MKV显示轻油压力在2-9.8bar间波动，期间轻油压控阀一直采用手动控制，未参与轻油压力调节。转速升速到80%，波动情况没有改善。
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(7)机组发停机令进行停机。在降速到60%转速左右轻油压力波动变小。8:36时，TNH,54.7%，机组提前熄火。
(8)再次停机后，值班员将轻油滤、3B滤、双联滤均切至备用组，同时燃机检修拆开,3机燃油进口Y型滤检查发现该滤网干净无堵塞。同时热控检修在机组惰走结束后，停盘车将燃油伺服阀65FP更换一新件。9:46时更换完毕，投盘车，热控静态做65FP实验正常。
(9)9:53时，进行强制冲油，FQL1,23.15%，FQLM1,3kg/s，三机表决一致，憋压14个喷嘴前压力平均。
(10)10:09时，在―CRANK‖位发启动令，高盘5分钟。10:14时，转―AUTO‖，检查MKV和就地轻油压力稳定。10:16时，TNH,15.50%点火，四支齐着，FQLM1,0.42kg/s。点火后检查切换站轻油压力和燃油入口压力均比较稳定，机组继续升速，过临界:TNH,45.24%，BB4/BB5=3.6/3.8mm/s;TNH,76.95%，BB1/BB2,8.5/9.4mm/s。机组脱扣后检查轻油各压力比较稳定，未出现波动现象。10:27时，机组空载满速，TTXSP1,15.5度，轻油压力稳定在5bar左右，检查机组各系统无异常。
(11)10:29时，,3机并网。10:33时带到50MW后，检查轻油压力无波动，机组参数正常后切重油。在切重过程中观察轻油压力稳定，未出现波动，重油压力亦稳定。
(12)10:49时，机组带满，检查机组各参数正常，轻油压力稳定在5bar左右，重油压力稳定在5.1bar左右。
2、原因分析
(1)从本次事件的现象来看，在切换滤网，检查Y形滤及将轻油调节阀改为手动调节以后，均不能改变轻油压力波动，因此轻油压力波动的原因与上述设备无关。
(2)从出现故障的几次启动过程中来看，FAL的波动比较大，热控更换完燃油伺服阀65FP以后启机，压力波动现象就未出现。由此认为伺服阀工作的不稳定性，是引起轻油压力波动的原因。
3、防范措施
(1)检修人员认真总结此次事件的经验和教训，继续跟踪,3机轻油压力波动事件并，以确保机组运行时能可靠工作。
(2)检修人员加强各机组伺服系统的监督，做好伺服线圈的定期检查。
(3)机组运行期间，运行值班人员加强燃油系统各点的压力监视，特别是滤网
164
压差的监视，及时切换压差大的滤网，确保燃油系统压力正常，避免机组因燃油压力波动而导致机组被迫延迟并网。
(4)燃油管线中各滤网投运时，要彻底充油、排气，避免机组运行中燃油管道压力发生波动。
二十九、2007年2月3日和7日海恩电厂,9机因油位低导致跳机事件
分析报告
1、事件经过
(1)2月3日事件过程:
1)2月3日16:38:35，DCS发油箱油位低停机报警，汽机跳闸，发电机解列灭磁。
2)查曲线发现:16:34:48，油位低至-67.8mm;16:34:50，油位降为-164mm，且维持40秒;16:35:31，油位突然上升至81mm，4秒后稳定在68.8mm。
3)跳机后运行人员立即赶到就地检查滑油液位正常。
4)热控检修人员接到通知后很快赶到现场，对液位测量系统检查未发现异常，于是认为滑油系统正常，属保护误动作。
5)在取得总工同意后，16:49时和16:56时两次冲转均因过临界瓦振大跳机，只好将,7机停机进行相应检查、消缺工作。
(2)2月7日事件过程:
1)2月7日10:46:37，又因油箱液位低跳机，但查曲线发现油位由-21mm低至-138mm，维持45秒后上升至62mm，4秒后稳定在-15mm。
2)运检人员检查均未发现异常，经总工同意后，退出―油箱油位低跳机保护‖。 3)11:03时，重新挂闸冲转，过临界因,3瓦振大跳机。
4)接着将升速临界区域1100,1700rpm改为1100,2000rpm后，11:53时再次挂闸冲转，11:55时定速800rpm暖机，12:11时空载满速，12:12时并网运行正常。
2、原因分析
(1)从两次跳机DCS油位记录曲线来看，均属低油位导致保护动作，机组跳闸。但在低
油压故障时，机组的滑油压力正常且现场油位指示也正常，初步估计是热控测
165
量回路问题导致油位指示突然下降。
(2)从DCS录波油位曲线来看，两次跳机低油位后最终稳定值差别较大，也说明油箱液位测量存在问题，究竟是液位计还是测量二次表故障，有待进一步试验验证。
3、防范措施
(1)在故障原因查明前，暂时退出油箱液位低跳机保护。
(2)将油箱油位高、低报警级别在DCS中设置为最高。
(3)一周后若故障原因无法验证，则将液位低与油压低与门后出口跳机，投入该保护。
三十、2007年3月20日海恩电厂,1机启动失败事件分析报告
1、事件经过:
(1)3月20日6:25时，,1机按计划启机，点火正常; 6:29:15，转速升至16.53,TNH时，MarkV发―熄火停机‖报警，机组跳闸。
(2)6:32时，冲油检查正常，FQL1为20.18,，FQLM1为2.67,kg/s，各喷嘴前压力均为5kg/s。
(3)6:36时，重新启机;6:39时，MarkV发―点火失败‖报警，此时FQLM1为0.05kg/s。
(4)6:50时，再次冲油检查正常，FQL1为22.29,，FQLM1为2.72,kg/s。
(5)6:54时，启机，MarkV发―点火失败‖报警，此时FQLM1为0.03kg/s，停机检查。
(6)7:00时，热控检修人员赶到现场，对燃油旁通阀进行传动试验，第一次能正常动作，但再进行第二、三次传动时，旁通阀不动作，判断旁通阀故障造成机组熄火和点火失败。
(7)8:14时，,1机停盘车，断开88QA、88QE电源做好相应安措;8:20时，更换燃油伺服阀及阀前油滤，同时更换导叶伺服阀前控制油滤，并对燃油旁通阀进行传动试验动作正常。
(8)8:23时，恢复相应安措后进行冲油检查正常;8:34时，首先对,1机进行高盘十分钟后，开机点火正常，8:58时并网。
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2、原因分析
(1)此次故障的直接原因是:由于燃油伺服阀故障导致燃油旁通阀工作不正常。
(2)燃油伺服阀前油滤的滤纸纤维脱落引起燃油伺服阀卡涩是造成此次故障间接原因。
3、防范措施
(1)电厂内控制油系统停止使用华盛生产的油滤，改订进口备件。
(2)在进口油滤到货前，每半月更换一次华盛生产的油滤，防止污染相应伺服阀。
(3)进口滤网到货后，所有燃机控制系统全部更换为进口滤网，并且,7机每个小修周期更换一次控制系统油滤，其它燃机每半年更换一次。
(4)送上海冲洗的MOOG阀要求尽快返回电厂(争取20天内)，将现运的伺服阀全部换下，再送至上海冲洗备用。
三十一、2007年3月20日海恩电厂,9机,2瓦振大跳机事件分析报告
1、事件经过
(1)3月20日20:44时，,9机正常运行时各瓦振动分别为5.73/16.11/16.67 /4.55um正常;20:44:49，,9机DCS发―,2轴承盖振动高‖报警;20:44:52:303，,9机DCS发―,1/2瓦振动大停机‖报警，100毫秒后主汽门关闭，发电机联跳。
(2)查DCS历史曲线，属于,2瓦振(由15um上升至176um)突跳引起跳机，其它参数无异常变化。
(3)ETS首遮断显示为,1/2瓦振大，其它报警为:发电机保护动作、就地打闸:非破坏真空。发电机保护屏上有如下报警:主汽门关闭、热工保护动作、灭磁开关联跳，TSI柜,1/2瓦振测量卡件上,2瓦振故障指示灯闪烁。
(4),9机跳机后立即手动拉旁路，同时将,7机负荷降至80MW维持对外供热，,9机惰走过临界(1481rpm各瓦振为102/97/22/35um)和听音检查正常;20:47时，向调度说明情况后分别汇报电厂各级领导，同时通知检修相关专业人员进厂。
(5)21:15时，检修人员相继到厂，测量,2瓦振动探头直阻为721欧姆，探头对外壳绝缘为无穷大，电缆绝缘正常。
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(6)22:35时，检查未见异常，经总工同意，将,2瓦和,4瓦振动探头进行对调，同时将,8机,1瓦振动探头用于,4瓦，最后复测两个探头直阻分别为690欧姆和686欧姆。
(7)23:16时，,9机重新冲转，过临界1530rpm时各瓦振动为80/90/18/16um，23:24时并网正常。整个故障处理2时40分。
2、原因分析
(1)此次故障的直接原因是由于,2瓦振突然上升至保护定值以上。
(2)从故障后的检查情况看，瓦振突跳的原因目前尚未查明，有待进一步跟踪分析。
(3)从DCS录波和启停机时及正常运行时各振动值，与故障前没有异常变化，故障停机时听音检查也未见异常，可排除主机故障引起,2瓦振突跳的可能，认为测量系统异常造成此次故障。
3、防范措施
(1)运行加强对主机运行参数的监视，不放松对主设备的巡视检查工作。
(2)25日凌晨将,9机,1,,4瓦振的探头测量电缆全部更换，同时将屏蔽电缆的接地由机柜侧改至其接入卡件背板的COM端。
三十二、2007年3月26日、4月1日海天电厂小锅炉点火失败事件分析
报告
1、事件经过
(1)2007年3月26日2:40时左右，运行值班员正常启动小锅炉，点火不成功，及时通知相关人员。6:00时，检修人员现场检查发现控制器调试按钮被打到调试位置，将其打到就地位置后点火试验成功。8:37、9:18时，,3机和,4机相继并列。晚并列52分钟。
(2)2007年4月1日6:20时，小锅炉启动，点火不成功。6:50时，热控人员和锅炉专工相继到小锅炉现场进行处理，发现点火用液化气管铁护管中间接头错位，把液化气管挤扁。将管道复正后，8:50时左右进行点火试验成功，汇报调度申请启机，调度未批准。11:00时左右，再次申请获批准，12:23时,3机并列，13:02时,
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4机并列。少发电量近100万千瓦时。
2、原因分析
(1)3月26日的事件原因是人员将控制器调试开关打到就地位置，使小锅炉点火不成功。
(2)4月1日的事件原因是由于地基下沉，造成盖板下的铁管接头错位，挤扁液化气管，通气量减少，液化气点火时间不能持久，致使重油无法点火。
(3)小锅炉以往多次发生点火不成功，与液化气管被挤扁有一定的关系;同时，火焰探测器积灰、水位开关失灵，对小锅炉点火不成功都有一定的影响。
3、防范措施
(1)在4月5日之前，锅炉专业将液化气管护管进行更换，换成整根管。
(2)热控专业每10天对火焰探测器进行检查清灰。
(3)再遇到点火失败时，运行值班员要将点火过程和发生的各种现象进行详细的记录，以便检修人员根据各种现象有针对的进行处理，减少处理时间。
(4)热控和锅炉专业应将小锅炉的点火逻辑、各设备和部件的功能进行整理，编写操作说明和部件的位置关系张贴到小锅炉现场，使值班员了解各部件的功能和正常及异常情况下巡检的重点。此项措施在4月20日前完成。
(5)运行部应对小锅炉的运行方式进行研究，尽可能地减少停运次数，继而减少点火次数。
(6)运行部应审查小锅炉运行规程，补充完善对小锅炉的巡检时间和巡检的重点项目(4月30日前完成)，值长每班必须关注油区各设备运行状况，每班对重油区至少巡检一次，并做好记录。
(7)锅炉及热控专业对小锅炉相关设备定期进行检查，至少每月定期检查一次，并做好记录。同时在小锅炉液化气电磁阀前加装液化气压力表，以便对液化气系统进行监视(4月30日前完成)。
(8)举一反三，吸取教训，运检两部门制定出检查重点部位、检查周期表格，报安技部进行审核后下发执行(4月30日前完成)。
三十三、2007年5月13日海天电厂,1燃机运行中跳闸事件分析报告
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1、事件经过
(1)2007年5月13日03:33时，,1机运行中突然跳闸，有功负荷从102.66MW降至0MW，MAKV发出―燃油压力开关动作‖、―燃油压力低‖、―燃油压力低跳机‖信号。运行人员立即快速减,2机有功负荷，3:34时将,2机解列。
(2)运行值班员现场检查未见异常，声音无异音，遂打开两个多口排放阀、燃油回污油池手动阀，对燃机充油。在充油过程中观察双联滤、高压油滤、主燃油泵排气口排油颜色，显示为黄褐色，恢复强制的信号。
(3)检修机务人员对重油滤、双联滤、Y型滤检查未发现问题，更换了燃油滤;控制人员对控制系统通道进行检查，校验压力开关也未发现问题。
(4)将燃油流量计进行旁路，对相关数据采集，并将压力开关跳机时间由5秒延长到10秒后，,1机于06:44时并网，,2机于07:22时并入系统。
2、原因分析
虽经一系列检查，但没有查出确切的原因。现将燃油流量计进行旁路，对相关数据采集，并将压力开关跳机时间由5秒延长到10秒，进一步观察，查找原因。
3、防范措施
(1)将燃油流量计进行旁路，检查是否由于流量计卡塞所致。
(2)对燃油压力等相关数据采集，观察油压的变化。
(3)将燃油压力开关跳机时间由5秒延长到10秒，躲开油压的瞬间波动。
(4)在此情况下，运行部做好事故预想，值班员在机头值班观察，集中注意力，听到有抽空的声音，立即作打闸停机处理。
三十四、2007年5月16日海恩电厂,1机燃气控制故障事件分析报告
1、事件经过:
(1)5月16日，,1机正常运行。13:17:59，,1机MarkV发―GAS CONTROL VALVE SERUO
TROUBLE‖、―GAS CONTROL VLV NOT FOLLWING–TRIP‖报警，机组遮断。13:32时，盘车投入正常，滑油系统监视未见异常，冲油检查正常。
(2)13:35时，热控检修人员就赶到现场检查，测量96GC-1反馈电压为0.87伏，而当时机组处于燃油状态，其零点电压应约0.7伏，燃气阀门处于全关位置，根
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据反馈高选原则，此时的FSG为96GC-1的值，造成?FSR2-FSG?，5%,致使L86GCVT=1，引起保护误动跳机。
(3)考虑到燃气控制故障在燃油状态下不应该影响跳机，经总工同意临时将L86GCVT强制为―0‖，保留报警信号。
(4)14:18时，经全面检查正常后开机，14:32时并网运行正常。
2、原因分析
(1)此次故障的直接原因是:由于燃气控制阀反馈故障导致保护误动跳机。
(2)当晚停机后，检修对96GC-1测量回路进行仔细检查，其绝缘电阻大于200兆欧，线圈直阻分别为17.12欧、11.16欧与96GC-2一致，屏蔽线的接地良好，但发现500CQ与就地中间接线盒的接线电阻偏大，重新紧固接线盒内所有接线后正常，故气体小间的中间接线盒内接线接触不好引起控制阀反馈故障。
3、防范措施
(1)当机组烧油时，屏蔽L86GCVT保护跳机逻辑，保留燃气控制阀故障报警，以便监视。
(2)当机组烧油时，关闭燃气速断阀和放散阀的控制气源阀门，确保速断阀在全关状态而放散阀在全开状态中。
(3)当机组烧油时，关闭燃气流量计前后手动阀及其旁通阀。
(4)对,1/3/10机气体小间的中间接线盒内接线端子进行全面检查，避免由于接线接触不良引起热控信号异常。
三十五、2007年5月21日海恩电厂,1机突然跳机事件分析报告
1、事件经过
(1)5月21日6:50时，,1机启机点火正常，7:10时并网。
(2)7:40时，,1带负荷至50MW时，突然跳机，查MarkV画面有如下报警:7:40:08:968发―燃油截止阀打开故障，7:40:09:218发―液体燃料跳闸油压力低‖和―重油状态下跳机‖，7:40:09:250发―IGV控制故障遮断‖。立即进行重油状态下跳机后的一系列操作，同时通知检修。
(3)检修立即到场进行检查，发现,PD,板上J8A保险熔断，该保险提供燃油
171
截止阀等电磁阀工作电源，于是在端子处测量该保险提供工作电源的所有电磁阀的直阻、绝缘均正常，即更换保险，测量直流系统电压平衡。
(3)对机组进行开机前的全面检查正常，冲油正常。
(4)9:08时，经总工同意后开机。9:11:28时，点火正常，FQLM1为0.39kg/s，仅仅5秒钟后，MarkV发―燃气排气阀位置故障‖报警，过3秒后又发―液体燃油跳闸油压力低‖报警，15秒钟后发―点火失败‖报警，机组熄火遮断。
(5)此时,PD,板上J8A保险又熔断了，接着查找保险熔断原因，更换保险后，对该保险供电的所有电磁阀进行带电试验，发现气体小间排放电磁阀20VG1带电时引起J8A保险熔断，测量20GV1电磁阀直阻为无穷大，该阀燃油状态下不用，于是将其临时甩开，其它电磁阀试验正常。
(5)10:05时，再次开机，10:12:42点火正常，FQLM1为0.39kg/s，10:24时并网。整个故障历时3小时14分钟。
2、原因分析
(1)此次故障的直接原因是:,PD,板上J8A保险熔断导致保护误动跳机。
(2)气体小间排放电磁阀20VG1故障，造成,PD,板上J8A保险熔断。
3、防范措施
(1)热控分部对,1、3、10机原MarkV程序重新检查，将烧油和烧气程序完全隔离，对于在烧油状态下由于烧气设备故障会造成跳机的信号进行屏蔽，而对于报警信号则保留，同时要求运行对于烧油状态下出现与气体有关的报警要及时通知检修，反之亦然。
要求5月24日前热控分部完成上述程序修改提交安技部报电厂审批。
(2)运行部针对近期燃机水洗开机后有个别火焰探测器无火焰现象，修改水洗后排水及启机操作方法。同时检修部应对燃机易积水系统的低位位置加装排污阀，以便水洗后排污。
(3)热控部制定定期工作，定期检查主保护电磁阀状态。
三十六、2007年7月22日海恩电厂,3机启动失败事件分析报告
1、事件经过
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(1)7月22日9:50时，,3机完成加药水洗，且机组冲油检查正常。
(2)10:19时，点火四只齐着，但火焰闪烁频繁，约5秒钟后熄火，机组转高盘10分钟后，自动位开机。
(3)10:49时，再次点火四只齐着，仍然火焰轮流闪烁，约7秒后熄火，机组转高盘，就地打开雾化空气系统低位排放阀无水排出。
(4)初步判断暖机流量不足引起，经总工同意，将FSKSU-LIQWU由18,改为21.5,;11:14时第三次开机，现象同上，于是怀疑旁通阀的B腔溢燃油造成控制系统不稳定导致燃油流量不足，更换旁通阀和燃油伺服阀，且将暖机控制参数FSKSU-LIQWU改回18,，所有工作13:00时结束冲油检查正常。
(5)13:23时，第四次开机，四只齐着，但D火焰一直闪烁，在暖机升速过程中，FQLM1、FAL、DISTP2A、DISTP2B一直波动且波幅越来越大(DISTP2A波幅达1.5,7bar)只好停机，再次更换伺服阀。
(5)15:02时，第五次开机现象同上，停机。经总工同意，将燃油伺服阀增益由3.0改为2.0。
(6)15:28时，第六次开机，在暖机升速过程中，FQLM1、FAL、DISTP2A、DISTP2B波动稍有改善，但随着燃油流量增加，波动变大停机。将,10机上燃油伺服阀和油滤拆下换到,3机上，同时将伺服阀增益改回3.0。
(7)17:44时，第七次开机，现象同上，停机。经总工同意又将伺服阀增益由3.0改为1.5。
(8)18:23时，第八次开机，在暖机过程中燃油流量平稳，但在升速过程中，FQLM1、FAL、DISTP2A、DISTP2B仍然波动，停机。在伺服阀处安装冲洗板，启动液压油泵，冲洗15分钟，更换全新的伺服阀，且将伺服阀增益改回3.0。
(9)21:00时，第九次开机，在暖机和升速过程中燃油系统仍然波动，停机。检查燃油Y滤干净无杂物，切换轻油滤、3B滤和双联滤(更换滤网检查均干净)，同时将伺服阀换回,10机伺服阀并将其增益由3.0改为2.5。
(10)23:19时，第十次开机，在暖机升速过程中，FQLM1、FAL、DISTP2A、DISTP2B稳定无波动，转速突降，FSR由20,升至22,，定速后排气温差逐渐增大，23:33时机组因―排烟温差大‖跳机。检查雾化空气软管的个别法兰有水流出，转高盘，雾化空气低位排放阀无水排出。
(11)7月23日0:00时，第十一次开机点火失败，燃油流量和压力正常，0:16
173
时再次点火失败，停机。检查发现,14点火器点火不稳定且点火器头有破损，更换改点火器，点火器电缆绝缘不好，更换了两个点火器电缆。
(12)23日2:38时，机组高盘启动，2:41时点火四只齐着，燃油系统稳定无波动，2:56时定速，一高排烟温差TTXSP1稳定在13.1?，2:57时并网运行正常。
2、原因分析
(1)前三次开机燃油压力波动由旁通阀B腔室渗油造成。
(2)第四至第九次启动失败属燃油伺服阀增益设置不匹配造成。
(3)第十次开机排烟温差大跳机属机组水洗后雾化空气管路积水引起。
(4)第十一次启动失败属点火器及电缆故障造成。
3、防范措施
(1)热控做好采集数据的程序(启停机时相关数据录制)以便于事故分析。
(2)热机分部尽快制定技改方案，以消除机组水洗后雾化空气管路积水。
三十七、2007年8月10日海恩电厂,10机突然跳机事件分析报告
1、事件经过
(1)8月10日，,10机正常运行。3:59时，,10机运行中突然跳机，查MarkV有如下报警:―发电机差动闭锁遮断‖、―发电机开关跳闸‖、―发电机内有液体‖、―区域1火灾‖、―区域2火灾‖等大量报警信号，当发电机转速至0时，顶轴油泵不能启动;4:04时，,11机快速减负荷停机，接着通知供热部启动小锅炉，且报告供电局调度和大鹏站，同时通知检修进厂处理。
(2)4:50时，检修到场检查发现MarkV盘PD电源板上J12A保险熔断，立即更换该保险，接着测量MarkV盘电源电压+66V、-64V正常，强制MarkV盘内所有电磁阀动作，电源电压正常，用摇表测量QD机所有电磁阀的绝缘均大于50兆欧、33CB-1/2/3/4绝缘也大于50兆欧。
(3)经过反复检查分析，判断33CB电磁阀故障的可能性最大，进一步检查33CB电磁阀，发现33CB-3绝缘为0，而就地测量其绝缘值又大于50兆欧，说明故障点的复杂，其它三个电磁阀绝缘均正常。
(4)在检查过程中而MarkV电源电压突然发生变化，+130V，-0V，于是拆除QD
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机所有电磁阀，测量回路绝缘，发现20CCF电磁阀回路绝缘为0，其它均在50兆欧以上，经总工同意，将20CG接线从MarkV拆除,将33CB-3临时恢复，先保证开机，待机组并网后再拆除33CB-3的接线。
(5)7:30时开始高盘，8:00时转自动，8:05时选―FIRE‖模式启动，机组未能发点火令，速比阀后压力FPG2为0，经查发现重油吹扫逻辑L86PUR为1，使得点火令L2TVX1为0，强制L86PUR为0，对速比阀进行静态试验正常。
(6)8:40时，机组选―FIRE‖模式再次启动，而启动过程中MarkV通讯出现故障，显示画面参数为黑色，经查发现C机和R机有故障信息，清除故障信息后，MarkV显示正常。
(7)8:45时，机组选―FIRE‖模式启动，8:55时点火正常，8:56时MarkV发―P2压力高遮断‖报警，经查当转速升至26,时，P2压力达到3.74bar，引起跳机步，经总工同意，将暖机FSRGAS-WU由12,调至10,。
(8)9:31时，机组选自动再次启动，点火、升速正常。9:59时，,10机才并网。整个故障历时6小时。
2、原因分析
(1)此次故障的直接原因是:MarkV盘PD电源板上J12A保险熔断引起保护误动跳机和顶轴油泵不能启动。
(2)MarkV盘工作电源正、负同时接地造成PD电源板上J12A保险熔断，33CB-3、4回路存在直流―正‖接地，20CF轴承烧坏、卡涩导致直流―负‖接地。
(3)跳机后第一次点火失败，是由于机组在重油条件下跳机，将自动执行清吹程序，而此部分元件就地已经拆除，使得重油清吹停止逻辑不能为为1，从而L86PUR始终为1。
(4)第二次启动通讯故障，初步分析为HMI同时打开的文件比较多，控制器处理能力较低引起瞬间故障。
(5)第三次启动失败是由于点火时的燃料量比正常暖机的燃料量大很多，燃机升速较快，速比阀后压力上升也较快直至达到保护定值以上跳机。
3、防范措施
(1)加强对直流系统接地故障的排查和监控，采用先进仪器进行诊断，将故障点及时予以消除。特别是对户外端子箱防潮、防水密封性重点检查。
(2)既然吹扫的现场控制元件已拆除，则取消,10重油状态下跳机自动进行吹
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扫程序。
(3)机组正常运行和故障处理时，HMI同时打开的文件数量不能超过5个。
(4)年度检修时先在,1机上进行20CF的改造试验，若改造成功再推广至,10机。
三十八、2007年8月28日海天电厂,1燃机点火不成功造成机组晚并列
事件分析报告
1、事件经过
(1)2007年8月28日5:56时，,1燃机正常启动，6:06时点火失败，当时FSR:20.1%，FQLM1:0.38kg/s，TNH:12.1转/分，机组转入高盘状态，运行人员发现排烟温度无变化，对油系统、雾化空气及点火系统检查无异常。6:23时确认点火失败排放阀无油排出后，选择AUTO直接进入点火程序进行点火，再次点火失败，此时FSR:20.13%，FQLM1:0.32kg/s，TNH:21.7转/分，机组转入高盘状态。运行人员随即对轻油滤、双联滤及主燃油泵进行排气，未发现异常，对轻油取样化验，粘度为8.5CST。6:52时高盘清吹，并将双联滤进行切换，通知各专工赶到现场，并汇报调度。
(2)检修人员到达现场时，燃机处于高盘状态，机务人员对燃油泵进行检查，未发现异常，入口油压及喷嘴前油压均正常;随后检查雾化空气系统，辅助雾化泵出口压力正常，雾化空气系统各阀门位置正确，各低点排污口均无水流出。将点火FSR改为20%，在转速下降至盘车转速后进行点火，第三次点火仍然失败，机组退出高盘状态。
(3)热控人员对点火器进行检查，将两只点火器拆下检查，发现两只点火器严重进水，且两只点火针均已断裂，其中14,点火器点火电缆接头在水浸后部分绝缘层破坏，随后更换一只新的双导轨点火器，并将另一点火器修复后复装，10:50时检修全部完成，11:05时起动盘车试验点火器点火情况正常。
(4)11:40时发起机令，对机组进行启动点火试验，各参数正常，点火成功，12:05时机组转入盘车状态。12:50时值长向调度汇报并申请启机获得批准，13:00时发起机令，13:16时机组并入系统。
2、原因分析
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由于点火器进水造成点火针断裂，点火器点火针断裂是此次事件的主要原因。
3、防范措施
(1)运行人员在每次水洗前，将点火器拔出用卡子钳位。
(2)控制专业9月10日前完成填报计划，购买双导轨点火器，将另一台单导轨点火器改为双导轨点火器。
(3)热控专业在两次水洗后对点火器进行检查试验，确保点火器正常。(热控专业9月15日前制定检查表，每次检查做好记录)
(4)机务、热控专业及运行部在9月15日前制定成点火失败及其他故障时的检查项目。
(5)安技部制定机组在大、中、小修以及更换主要部件后启动时人员到位执行表。监督机组在正常启动各项操作的规范性，同时保证机组在启动时发生故障，能得到及时处理。
(6)运行部对设备发生各类故障后，必须严肃认真将相关参数记录清楚。
三十九、2007年9月4日海门电厂关于,3燃机跳机事件分析报告
1、事件经过
2007年9月4日，,3燃机带基本负荷100MW运行。11:18:47时，MARKV开始来―BATTERY 125V DC GROUND T3 0032‖报警，之后多次出现125V直流接地报警。11:19:08时，,3燃机突然跳闸，,3主变2203开关跳开。检查G60保护，面板上显示跳闸信号来自MKV，HRSG+STEAM TURBING FAULT(DCS跳闸)，L4DCS-T，以及直流系统接地、直流电压低信号及交流电源报警(L27N、L27S)等。
,3燃机跳机后，燃机运行值班员立即向值长作了汇报，同时检查,3燃机出口开关已断开，88QA启动，,3燃机转数下降，机组进入隋走阶段。停机过程中，密切监视了各轴瓦的振动、瓦温、油温、轮间温度、排烟温度都正常，并且调整滑油油箱负压到50mm水柱。
停机过程检查启动失败排放阀有少许重油外滴。
故障发生后，相关专业人员立即赶到现场检查故障原因。因要对MKV停电，应检修部长要求，电气专工将88QB、88TG、88QV控制回路上串的MKV接点短接，并把开关的控制方式改为手动，防止三台电机停转，之后停MKV电源，检查直流接地故障。
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发现MKV系统控制盘内QD2端子板电源保险(1.5A)因过电流烧断，更换了新保险。
13:18时，燃机在―CRANK‖位发启动令，转数上升到14HM动作时，,3燃机又跳机，检查发现88FC-12盘内主回路接触器和热继电器有一相过热，接触器该相绝缘和电线绝缘均已烧损。
检修人员更换了88FC-12，并调整出口信号触点使之与原开关一致。之后检查Q110开关―发电机出口断路器控制回路电源‖下端有接地点在MKV的P机PTBA的端子板块41端子接地。进一步查找发现，保护卡件(P)端子板PTBA,41端子内过电压保护压敏电阻击穿，对地229Ω。更换新压敏电阻后绝缘正常(大于20Ω)。
16:06时，燃机在―CRANK‖位发启动令，高盘13分钟后转为―AUTO‖位，,3机空载5分钟后发停机令，机组整个启停过程无异常，,3恢复备用。
2、原因分析
,3机冷却风机88FC-12电源开关盘内主回路接触器和热继电器有一相过热烧损，是诱发故障的主要原因。
该接触器的损坏，造成K01的一对至MKV的辅助触点的信号线13-14因靠得近，绝缘受损，并与交流回路间绝缘击穿,导致MKV盘中保护卡件(P)端子板PTBA,41端子过电压保护用压敏电阻击穿，MKV系统控制盘内QD2端子板电源保险因过电流烧断，该盘电源失电。因MKV L4DCS-T跳机信号是接入QD2端子板的，因此端子板电源失电时，MKV系统判断为HRSG+STEAM TURBING FAULT(DCS跳闸)，L4DCS-T跳机信号发出，从而导致机组跳闸。
3、防范措施
(1)从逻辑上修改L4DCS-T的跳机信号，使之永远输出为―0‖。
(2)由于现有的MKV只有一套直流电源，存在一定的不可靠性，运行部应制定MKV停电时的保盘车应急预案。
(3)运行人员应将燃机直流接地信号视为重要的报警信号，报警发出后，立即通知检修人员检查处理。
(4)检修部年底应对燃机MCC盘内的热继电器进行一次检验。
(5)热控人员在燃机小修时，注意对MKV盘内压敏电阻的检查。
(6)燃机处于热备状态时，应将发电机合闸回路的操作电源断掉，以防误动作。
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四十、2007年9月19日海恩电厂,9机串轴大跳机事件分析报告
1、事件经过
(1)9月19日22:46时，,9机正常运行时串轴A由0.22突变至-2.22，串轴B由0.2突变至0.15，机组因串轴大跳机，此时有如下报警:DCS画面―轴向位移大‖、―发电机保护‖、―就地打闸‖;ETS柜上串轴报警灯亮;发电机保护柜上 ―主汽门关闭‖、―热工保护动作‖、―灭磁开关联跳‖。立即将,9机拉高旁运行，同时将供热切至,7炉且对,7机预选60MW负荷
运行。
(2)23:15时，检修已经到厂，首先检查历史数据，确定保护首遮断为―轴向位移大跳机‖。
(3)打开前箱上方的窥测盖，检查串轴探头固定螺帽及其支架均安装稳固、牢靠无松动现象，测量两个探头直阻均为9.69欧，就地、机柜接线端子检查未见异常，测量回路绝缘为无穷大，测量回路屏蔽层对地电阻为0.15欧正常。
(4)所有检查未见异常。初步判断属干扰引起串轴大跳机，原串轴A、B跳闸逻辑为―或‖，经请示总工同意，将串轴A、B跳闸逻辑改为―与‖，接着进行静态试验正常。
(5)20日0:50时，,9机重新冲转;1:06时，并网正常。整个故障处理2时20分。
2、原因分析
(1)此次故障的直接原因是:由于串轴A突然上升至保护定值以上。
(2)从故障后的检查情况看，可排除主机故障引起串轴突跳的可能，认为干扰引起测量异常造成此次故障。
3、防范措施
(1)将串轴大跳闸逻辑有―或‖改为―与‖，且向厂家咨询。
(2)更换串轴探头屏蔽电缆。
(3)10月10日前完成探头中间接线情况是否完好。
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四十一、2007年9月24日海天电厂,1燃机点火失败晚并列事件分析报告
1、事件经过
(1)2007年9月24日6:40时，,1机发启机令准备正常启动。6:47时点火失败，当时各相关参数是FSR:19.3%，FQLM1:0.27kg/s，TNH:12.4%。点火失败后,1机转入高盘，运行人员检查排气温度无变化，燃油和雾化空气系统正常，检查点火器外观、插入位且活动正常，轻油温度24.6?，FDL1:8.9bar，对轻油滤放气，无气放出。
(2)6:58时，确认点火失败排放阀无油流出，转入自动程序再次点火，点火时FSR:19.3%，FQML1:0.56kg/s，TNH:22%，主燃油泵声音正常，喷嘴前压力10bar，伺服阀动作正常，辅助雾化空气泵运行正常，但是点火再次失败，机组转入高盘。对轻油滤、双联滤及主油泵再次充油排气。
(3)相关专业及检修人员到厂后，首先检查点火器，同时加装雾化空气压力表。检查,1点火器时，发现,1点火器电缆接头已断裂，立即更换了点火器电缆，试验点火器点火正常。9:15时，,1机组并网运行，造成晚并列1小时15分。
2、原因分析
点火器电缆接头断裂是此次点火失败事件的主要原因。
在8月28日发生点火失败时，就发现,1点火器电缆接头断裂，当时为了及时启动机组，将其临时处理，但过后没有将其及时更换，致使再次发生点火失败事件，是这次事件的次要原因。
3、防范措施
(1)立即更换,1燃机,1点火器电缆;同时，利用停机的机会对,3机组的点火器电缆进行检查，做好记录。
(2)检修部负责将拆下的电缆，包括以前拆下的电缆进行修复，尽快将其恢复到能使用状态。
(3)检修部制定出检查记录表，每次小修时，对燃机点火器及电缆进行检查，做好检查
记录。
(4)运行部完善各种事故报告内容，每次发生事故，将事故时机组的参数、保护、自动装置动作信号等数据进行打印以及事故处理结果、机组解并列时间一并上交到安技部。
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四十二、2007年9月27日海门电厂,3机熄火跳机事件分析报告
1、事件经过
2007年9月27日，,3燃机带基本负荷运行。20:02:08时，,3燃机突然跳机并发出―LOSS OF FLAME TRIP‖报警信号，发电机保护跳闸正常，汽机快速减负荷停机，检查其它部分未发现异常，向调度及公司主管领导作了汇报并通知热控及运行专工。
20:18时，,3机投盘车，令,3机冲油，发现冲油无流量。就地检查发现轻油泵出口20FD-1电磁阀和重油回油电磁阀未打开，初步判定为该电磁阀控制电源失电所致，于是手动开启20FD-1等为机组冲油。21:27时，,3机发启动令，点火不成功。
21:35时，热控检修人员及运行专工到达现场，检查故障原因。21:50时检查发现为20CF等供电的电磁阀一个<PD>保险烧坏。00:18时经查并确定20VG-2电磁阀线圈烧坏，导致<PD>板保险熔断，此后将20VG-2线圈解除，,3机重新启动，点火正常，至空载满速后停机备用。
2、原因分析
(1)此次跳机的直接原因是,3机的燃气清吹电磁阀20VG-2线圈因长期工作在高温环境下，绝缘老化损坏，发生匝间短路(故障当时检查测得其电阻为5欧姆，正常值为400欧姆)，导致MKV盘内<PD>板的保险烧坏，引起20CF-1、20FD-1、20FD-2、20FH3X、20TV、20CB-1等电磁阀失电，跳机。
(2)此次跳机的间接原因是热控专业对控制元件在高温环境下发生绝缘老化的维护经验不足，没能及时发现问题，并处理缺陷。
3、防范措施
(1)在燃机油改气前，制作档板先将燃气清吹控制模块与直接热源隔离开来，以减少热辐射对控制元件的影响。
(2)在燃机油改气时，争取将此模块移到轮机间外，彻底解决控制元件高温老化的问题。
(3)针对元件在高温环境下老化速度快的问题，检修部应有计划地将一些能够远离高温热源的控制部件移走或移开，同时还要定期(力争一周一检)对这些部件进行重点检查，及时发现缺陷，及时处理缺陷。
(4)检修部热控专业要认真检查研究所有与燃烧天燃气有关的报警及其控制回
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路，在电厂没有燃烧天燃气前，暂时清理或屏蔽掉一些无用的控制逻辑，并做好记录。
四十三、2007年10月6日海恩电厂,1机延时并网事件分析报告
1、事件经过
(1)10月6日1:29时，,1机解列;1:33时，机组熄火，接着MarkV发―125V直流接地‖报警，属―负‖接地。
(2)检修到场后进一步检查确认是20CF电磁离合器存在接地故障引起直流接地报警，必须更换20CF电磁阀。
(3)3:40时，经易总同意，,1燃机转检修，进行水洗。
(4)9:20时，机组具备停盘车条件(最高轮间温度58?)，开始进行20CF电磁阀的更换工作。
(5)13:15时，所有检查试验工作结束。13:20时，投入盘车，经全面检查正常后开机，14:38时并网运行正常。整个故障历时6小时38分。
2、原因分析
(1)此次故障的直接原因是:由于20CF电磁阀轴承烧坏，导致电磁离合器机械卡涩，发热量增加，致使电磁阀线圈温度不断上升直至线圈绝缘下降至0。
(2)20CF电磁阀外观结构上存在差异，导致20CF运行中受到轴向推力的作用二损坏轴承或保持架。
3、防范措施
(1)利用年底检修机会，首先对,1机20CF进行改造，观察效果，再考虑对,10机进行改造。
(2)机组小修时检查20CF线圈绝缘状况，以确定是否处于完好状态中。
四十四、2008年1月1日海天电厂启动锅炉点火失败影响燃机启动事件
分析报告
1、事件经过
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(1)事件前，第一套机组备用，第二套机组年度检修，其他系统正常运行。
(2)2008年1月1日，中山天气较凉，为保证次日早晨正常启机，上午09:00时投,1机前置撬及油滤电拌热，并于14:30时将,1机供油切到,3罐(罐温62?)，起动,1重油前置泵给,1机打重油循环。在起泵过程中，重油泵曾因过流跳联备泵、备泵也因过流跳开，如此反复启动2次后，泵运行正常。15:30时在,1燃机重油前置站取样化验K+Na:51.4ppm。
(3)16:30时，中班值长建议:由于连续几天气温较低，管路的油循环打不通，造成这段管路为死油，造成钾钠超标，可以投运启动锅炉，投入,1燃机重油加热蒸汽，继续循环，待油路通后取样化验;同时投入,5罐拌热(罐温39.2?)，届时如果钾钠仍然不合格，明日开机也可以用,5罐的油。得到运行部长同意后，16:40时开始做启动锅炉的准备工作。
(4)18:30时，投运启动锅炉，启动过程正常。19:20时，启动锅炉压力升至2bar。19:50时，打开,1燃机重油加热蒸汽手阀，并打开重油前置撬回油手阀，随后投入,5罐蒸汽拌热。
(5)20:00时，重油回油温度无上升趋势，加热器出口温度150?，加热器蒸汽阀开度5,，油仍然没有打通，打开机头回油旁路阀，并手动开起,1重油泵。
(6)20:50时，重油回油温度仍无上升趋势，加热器出口温度150?，加热器蒸汽阀开度仍然是5,，油仍然没有打通。此时采取分段打重油循环，重油值班员打开重油管线上第二个龙门架处,1机重油旁路阀(从重油向锅炉数)。
(7)21:40时，小锅炉熄火，再次启动时，约5,6秒后小锅炉跳闸，同时有水位高报警信号，跳时雾化空气压力13psi，水位正常，油温76?，煤气压力正常，油箱油位在70,正常，检查炉头无结渣现象。锅炉断电后，再送电，复归信号，水位高报警信号消失，重启后出现同样现象。当时,1机重油加热器出口温度124?，重油加热器蒸汽阀开度15,，停止重油循环。
(8)23:00时，热控专工赶到现场，对控制系统各回路及启动锅炉水位计检查，没发现问
题。
(9)1月2日04:50时，,1燃机点火成功，投运重油循环。
(10)05:15时，启动锅炉再次出现水位高报警，启动锅炉熄火，试启两次不成功。05:30时，热控专工再次赶到现场进行处理，短接和测量相关闭锁回路，点火均不能成功。
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(11)07:20时，重油值班员关闭第二个龙门架上,1机的重油旁路阀，,1机直接进行重油循环。
(12)09:55时，热控专工解除启动锅炉所有保护，点火成功，缓慢升压，手动补水。10:15时，打开,1机重油加热器蒸汽手阀，开大启动锅炉并汽手阀暖管，,1机投运重油循环，并手动开起另一台重油泵。10:45时，启动锅炉运行中自动熄火，热控专工检查发现炉头电加热器出口温度开关有不稳定因素，并将其信号短接。10:55时点火成功。
(13)11:00时，重油回油温度仍然无上升(30?)，采取分段进行油循环。13:40时，重油回油温度升至70?。13:44时，,1机发启机令，14:01时并网。
2、原因分析
(1),1燃机不能正常启动的主要原因是启动锅炉点火不成功，致使重油温度得不到提升。
(2)启动锅炉点火不成功的原因是燃油温度检测开关故障，将点火程序回路闭锁。
3、暴露问题
(1)人员对信息报告掌握的不够，知道启动锅炉点不着火将会影响机组正常并列，而不及时向电厂相关领导汇报。
(2)人员责任心不强，发生故障时，不能及时有效地组织人员进行处理，对机组晚并列造成的各方面影响认识程度不够。
(3)技术人员对故障处理经验不足。
(4)生产领导在节假日后启机不到现场，使机组在启动过程中发生问题，不能有效地组织及时处理。
(5)天气温度低时，如何保证有效及时地进行重油循环，防止管道内的重油凝固没有明确的操作规定和有效的管理手段。
4、防范措施
(1)各级人员尤其是运行值长，认真学习生产系统下发的《生产系统异常情况上报》制度，掌握发生各类故障如何及时汇报，掌握根据故障程度应向哪一级人员汇报，以便相关人员及时组织进行故障处理，确保事故不扩大。
(2)各级人员加强责任心的培养，一切都要为集体利益着想;各部门加强技术培训，提高生产技术水平和事故处理能力。
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(3)运行部对天冷时，利用,3机组进行试验，在天冷时，如何进行有效的进行重油打循环，保证不凝管，使重油畅通，保证机组正常启动，做出明确的规定，并监督认真执行。
(4)电控和机务人员利用机组全停的时机，对启动锅炉进行全面的彻底的检查、维护和保养，热控对控制系统进行检查，理顺回路图，该更换元件的要及时更换;机务将锅炉内部的防火墙加装钢制的衬套，代替防火墙;必要时找厂家对启动锅炉进行全面的检查维护，彻底根除启动锅炉的各类问题，保证今后不再发生类似事故;运行部对启动锅炉用的电源控制保险配备配件。
(5)生产领导实行节假日后机组启动轮流到位制，节假日后的机组启动，必须保证有一位生产领导在启机现场，确保在发生各类事情时，及时组织相关人员进行处理。
四十五、2008年1月9日海恩电厂,1机因负荷大幅波动造成超温跳闸
事件分析报告
1、事件经过
(1)1月8日，电厂计划在9日安排本机燃烧LNG燃料，为此检修利用机组停机时间进行了以下相关工作:
?机务专业:复装燃油清吹软管及单向阀，检查清理VA18-1，LNG喷嘴法兰、螺丝检查及紧固，,10,11、,11,12、,12,13联焰管更换密封，喷嘴前排油三通漏油处理，,1机放散阀.速断阀活动性试验正常。
?热控专业:
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(2)检修相关工作结束，机组在LNG状态下起机:
7:05时，,1机AUTO位，GAS模式发启动令，A、B段燃气检漏程序通过，试验正常;
7:16时，机组点火，齐着，TNH=12.21%，FPG2=1.81bar;
7:27时，机组空载满速，FPG2,18.47bar;
7:28时，机组并网，预选25MW运行时负荷在18,30MW之间波动，FPG2在17.8,18.8bar波动，FPG1压力稳定在22.8bar左右;
8:43时,请示总工同意后，机组逐渐带至BASE LOAD，DWATT在89,116MW波动，FSR2在48,60,波动，FPG2在18.06,19.04bar波动,液压油压98bar稳定;
8:43:40时，机组发出―超温跳闸‖,机组遮断，查最高排烟温度567?，机组正常惰走至盘车投入后，转CRANK方式冷拖。
(3)机组跳闸后，为了保证机组能尽快恢复并网运行，决定进行气转油相关切换操作，机组改为燃烧燃油状态进行起机:
9:30时，,1机选轻油模式，发启动令;
9:39:14时，点火CD(1:)AB，TNH=12.26%;
9:50:23时，,1机并网。
10:22时，,1根据排烟黑度逐渐带至BASE LOAD，FSR=66.85%，DWATT=97MW，TTXM=539?，TTXSP1=34.1?，FAL=-1.9%，雾化空气压力18.8bar，液压油压力98bar。
13:07时，接令切重油到位，整个燃油状态下启动过程无异常。
2、原因分析
(1)从负荷波动情况来看，初步怀疑MARKV伺服系统故障，造成控制阀，速比阀调节不稳定所致。
(2)在烧气前已经对控制阀和速比阀的做了静态检查，检查结果见上述文中表格，从数据分析是满足静态行程试验的要求的。
(3)控制阀或速比阀在LNG工作压力下出现部分卡涩。
186
(4)1月9日停机后，再次对控制阀和速比阀的做了静态试验，根据试验数据看出，控制阀和速比阀在静态状态试验是正常的，其本次的控制阀不稳应是动态瞬间的，这有待于下次燃烧LNG时再进一步验证。
3、防范措施
(1)加强对控制.速比阀的伺服阀的定检和试验，规定在机组烧油期间，热控分部每间隔10天利用机组停机时间进行速比阀和控制阀的活动性试验，应反复多次开关，并应在多个行程位(0、25,、50,、75,、100,)停留;反之，在机组燃烧LNG时，对燃油系统旁通阀亦做上述工作。
(2)机组烧油时间超过1个月，改换燃烧LNG时，则将燃气系统的伺服阀更换为新备件(或新冲洗件)，反之燃油系统期间。
(3)在更换燃油伺服阀或速比阀伺服阀，控制阀伺服阀后应对液压油系统进行充分排气(可利用拆解管接头方式排气)。
(4)控制系统的液压油滤网应严格检查，发现脏污及时更换。
四十六、2008年1月9日海恩电厂,3机启动过程因燃料越限遮断事件
分析报告
1、事件经过
(1)1月8日，电厂计划在9日安排本机燃烧LNG燃料，为此检修利用机组停机时间进行了以下相关工作:
?机务专业:回装了14根燃油清吹管及单向阀;对VA18-1/VA19-1做活动性试验:VA18-1、VA19-1活动正常;检查喷嘴前LNG软管的螺栓、垫片;放散阀、速断阀活动性试验正常;速比阀、控制阀活动性试验正常，速比阀严密性试验:将气充至速比阀前压力为23.01bar，阀间压力0.07bar，观察3min后无泄漏;控制阀严密性试验:将阀间压力充至22.87bar，关闭速比阀、控制阀及放气阀，观察3min后无泄漏;检查,4瓦座地脚螺栓，未见松动。
?热控专业:
187
(2)检修相关工作结束，机组在LNG状态下进行起机:
7:16时，,3机AUTO位，GAS模式发启动令，燃气检漏程序通过，A段FPG2?0.07bar，B段FPG2由22.87?19.83bar;
7:29:02时，机组点火，齐着;
7:29:04时，MarkV发―启机燃料超限跳机‖报警，燃机遮断。跳机时FSR2=19.36% FPG2=0.28bar，FSGR=15.34%，FSG=19.14%，FAGR=2.71%，FAG=-3.3%。
(3)7:57时，检修将,3机点火控制常数由19.8%调至16%后重发START令;9:09:56时，机组再次发燃料超限跳机，FSR2=15.61%，FPG2=1.33bar，TNH=11.8%。
(4)停机后检修对控制阀、速比阀处的液压油管接头进行了排气，并将点火控制常数恢复至19.8%。
(5)9:29时，机组再次以GAS模式启动。9:41:02时，点火，C火焰先着、4:后D、A、B火焰着，FPG2=0.64bar，FSR2=19.29%，FSGR=11.58%，FSG=18.97%。9:53时，机组并网。
(6)10:34时，机组逐渐带BASE LOAD，DWATT=94.2MW，FSR2=51.7%，FPG2=18.63 bar，TTXM=527?，TTXSP1=35.9?，FSGR=42.44%，FSG=51.51%，FAGR=-2.16%，FAG=-3.11%，BB_MAX=5.9mm/s，机组运行正常。
2、原因分析
(1)机组点火后出现燃料超限遮断的直接原因是速比阀有波动引起的。再次对
188
伺服阀进行排气后阀门动作就正常。初步认为伺服阀的波动是管路有气造成的。
(2)在烧气前已经对控制阀和速比阀的做了静态检查，检查结果见上述文中表格，从数据分析是满足静态行程试验的要求的。
3、防范措施
(1)加强对控制.速比阀的伺服阀的定检和试验，规定在机组烧油期间，热控分部每间隔10天利用机组停机时间进行速比阀和控制阀的活动性试验，应反复多次开关，并应在多个行程位(0、25,、50,、75,、100,)停留;反之，在机组燃烧LNG时，对燃油系统旁通阀亦做上述工作。
(2)机组烧油时间超过1个月，改换燃烧LNG时，则将燃气系统的伺服阀更换为新备件(或新冲洗件)，反之燃油系统期间。
(3)在更换燃油伺服阀或速比阀伺服阀，控制阀伺服阀后应对液压油系统进行充分排气(可利用拆解管接头方式排气)。
(4)控制系统的液压油滤网应严格检查，发现脏污及时更换。
四十七、2008年1月21日海天电厂,4汽轮机主汽门关闭事件分析报告
1、事件经过
(1)2008年1月21日，,4机组满负荷正常运行(57.09MW)。8:24时，集控值班员发现,4机DCS显示电动主汽门门前疏水电动门故障，值班员到现场检查，现场无异常情况;8:25时，,4机DCS又显示电动主汽门门后疏水电动门故障;8:26时，两个疏水门显示正常。8:27时，,4机DCS显示电动主汽门故障，此时检查主汽门门后压力为5.2MPa正常，要求汽机专工共同到现场检查主汽门。
(2)8:29时，发现电动主汽门门后压力开始下降，同时汽轮机高压旁路保护动作，打开主汽高压旁路门，值班员见此情况，立即打开主汽门旁路门，此时,4发电机有功负荷降至9MW左右，主汽门后压力将至0.14MPa，值班员一直在DCS上进行打开主汽门操作，并调
节锅炉水位。
(3)8:29:30秒左右，主汽门开启，主汽门后压力上升，发电机有功负荷随即增加;8:30时，关闭主汽高压旁路电动门;8:31时，主汽门全开，高压主汽旁路门全关，同时关闭主汽门旁路门，,4机负荷恢复正常。热控专工检查主汽门控制系统
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未发现问题。
2、原因分析
事件当时，没有进行主汽回路任何操作，此后热控人员对系统检查也没发现问题，使得该事件原因不明。
3、防范措施
(1)运行人员认真监盘，及时发现设备异常情况，并正确处理。
(2)检修人员加强设备维护，认真落实定期工作，确保设备稳定可靠运行。
四十八、2008年3月29日海恩电厂,10机点火器故障事件分析报告
1、事件经过
(1)3月29日凌晨，热机人员更换完,10机,5单向阀前密封圈后，运行人员对机组充油憋压正常。
(2)7:18时，机组在―AUTO‖位置发启动令，机组启动。7:22时，机组执行点火程序，60sec后机组发―点火失败‖报警，查FQL=2.19%、FQLM1=0.3kg/s,四只火焰探测器均未检测到火焰。运行值班员将机组转―CRANK‖方式进行高盘清吹，同时将上述情况汇报值长。
(3)7:28时，运行值班员接值长令将机组转AUTO‖位置，进行点火。7:31时，机组执行点火程序，60sec后机组发―点火失败‖报警，查FQL=2.07%、FQLM1=0.28kg/s,四只火焰探测器均未检测到火焰。运行值班员再次将机组转―CRANK‖方式进行高盘清吹，同时将上述情况汇报值长。
(3)7:55时，热控人员到现场拆下火花塞，强制点火逻辑，进行打火试验;,14火花塞无火花，,13火花塞打火正常。将火花塞对调，重新进行打火试验，,14点火器位置无火花，,13点火器位置打火正常。根据上述现象，初步判断火花塞正常。
(4)检修人员对电缆进行检查，发现,14点火器电缆接头有断裂痕迹，且内部电缆烤坏，于是更换,14点火器的电缆。9:30时，更换电缆后，经过试验打火，两火花塞均打火正常，火花强度满足要求。
(5)9:38时，运行发启动令进行起机。9:41时，机组点火正常。9:53时，机
190
组并网运行。
2、原因分析
,14点火电缆由于高温烤蚀，点火电缆绝缘层损坏，造成内部打火。
3、防范措施
(1)由于10,燃机点火系统是进口的，其故障发生率较高，鉴于此原因，目前已将,1/,3/,7机点火器系统全部改造成国产后，运行情况良好;要求热控分部制定订购国产点火系统备件计划，待备品采购到厂后进行更换。
(2)在该机组点火器系统未更换为国产备件之前，运行部门仍要执行水洗期间对该点火器进行打火试验，确认点火器系统工作正常;同时热控检修在每次小修期间对该系统进行全
面检查(系统回路绝缘、打火火焰强度等)。
四十九、2008年4月8日海恩电厂,1机启动过程熄火跳机事件分析报
告
1、事件经过
(1)4月8日8:50时，,1机小修后第一次开机至空载满速，开机过程各项参数正常。
(2)9:48时，,1机负荷42.7MW，机组发―火焰检测器故障‖报警，A火焰丢失，火焰强度显示为0，其它三点火焰强度均在2000以上，最高排烟温差TTXSP1为
9.9?，雾化空气压力15bar，燃油截止阀前油压5.1bar均正常，值长联系检修部热控分部人员到现场检查。
(3)10:17时，在检查过程中，,1机C、D火焰强度快速降至零，并发―火焰丢失,跳闸‖报警，机组遮断。
(4)机组遮断后，检修部热控分部对四个火焰检测器进行静态试验，检查结果正常;就地检查电缆正常。并拆下各火焰检测器冷却水管接头进行了排气。
(5)处理完毕后再次向调度申请开机，,1机于11:48时并网。启动过程中各项参数正常，四个火焰强度均在2000以上。本次故障历时1.52小时。
2、原因分析
(1)从本次故障中燃油系统、雾化空气系统参数情况正常，可以排除以上系统
191
故障造成机组遮断的因素。
(2)在本次,1机小修中和故障发生后，检修部热控分部均对四个火焰检测器进行了静态试验，从试验情况分析四个火焰检测器满足运行要求。
(3)本次故障处理中，在对火焰检测器冷却水排气后重新开机正常，结合,1机轮机间g60a glabai alarm。
发电机保护盘上报警:trip from MKV(MKV遮断);
trip from ex2100.(跳励磁);
192
52L tripped.(跳出口开关);
41ex tripped.(跳励磁开关)。
(2)17:35时，热控检修人员到场检查发现，MKV系统内<QD1>模件DTBC端子板电源保险FU14(15A、DC125V)烧毁,进一步检查DTBC外接回路发现，燃气清吹对空放气电磁阀(20VG-2)线圈电阻值明显偏小(正常直流电阻值为394.8欧姆,实测9.86欧姆)，判断此电磁阀故障。更换电磁阀线圈备件，且对DTBC端子板上其它外接回路试验正常，19:05电磁阀组检查结束。
(3)19:08时起高盘，检查启动失败排放阀未见有油流出，19:23时发启动令，19:28时点着火，19:36时并网，此后运行正常。
2、原因分析
(1)燃气清吹对空放气电磁阀(20VG-2)线圈短路是造成此次跳机的客观原因。 20VG-2电磁阀位于轮机间内，开机时轮机间温度有60?左右,而且此电磁阀在停机和正常运行时长期带电，只有在启机过程中有短时失电，在高温环境下长期带电导致电磁阀线圈绝缘降低(正常直流电阻值为400欧姆,故障后实测9.86欧姆)匝间短路;当短路发生时，电源电流增大，
超过保险范围，导致MKV盘内<PD>板的保险烧坏，引起20CF-1、20FD-1、20FD-2、20FH3X、20TV、20CB-1等电磁阀失电，,1燃机燃油被切断，燃机熄火，保护停机。
(2)2007年9月27日,3燃机曾因同样的故障发生过机组熄火跳机的故障，并且提出了4条故障反措。然而，检修部热控专业没有认真吸取上次事故的教训，对控制元件在高温环境下发生绝缘老化的检查不及时，对故障反措贯彻执行不到位，安技部对故障反措的跟踪检查也不到位，这是这次故障发生的主观原因。
3、防范措施
(1)燃气清吹控制模块没有移到轮机间外前，检修部应制作档板先将燃气清吹控制模块与直接热源隔离开来，或对电磁阀进行专门的防防热保护，以减少热辐射对控制元件影响。
(2)在燃机油改气时，检修部应尽快争取将此模块移到轮机间外，以彻底解决控制元件高温老化的问题。
(3)针对元件在高温环境下老化速度快的问题，检修部应有计划地将其他在高温环境下容易老化的一些热控控制部件移走或移开，防止类似故障的发生。
(4)在燃气清吹控制模块没有移到轮机间外前，检修热控专业应定期(力争一周
193
一检)对20VG-2电磁阀电阻值进行检测一旦发现小于250欧姆，更换电磁阀。对其他相关部件也要进行检查，及时发现缺陷，及时处理缺陷。
(5)检修部热控专业要认真检查研究所有与燃烧天燃气有关的报警及其控制回路，在我厂没有燃烧天燃气前，暂时清理或屏蔽掉一些无用的控制逻辑，并做好记录。
(6)请检修部将上述故障反措的具体执行时间和具体内容及整改方案及时报公司领导审批，并报安技部备案，以备检查。
五十一、2008年4月21日海恩电厂,1机火灾保护动作跳机事件分析报
告
1、事件经过
(1)4月21日，,1机烧LNG带基本负荷运行，各项参数均正常。
(2)8:52:00.125，MKV发―TCEA 4 继电器回路反馈(外部遮断)‖报警;8:52:00.968，MKV发―区域1火灾‖报警;8:52:01.468，MKV发―52L合闸回路故障‖报警;火灾保护盘上有―区域1 CO2释放按钮动作‖、―区域1释放电磁阀动作‖报警。机组遮断。就地检查CO2支架区域1两个出口电磁阀均动作并且辅机间和轮机间火灾警铃响，但现场无火灾痕迹，各CO2喷头也无喷射痕迹，CO2并未喷放，但燃气速断阀和放散阀在开位和关位间来回频繁动作。
(3)机组遮断后，检修热控分部进行了以下工作:
?在火灾保护盘内拆除区域1释放按钮热控电缆，并接二极管，使报警复归; ?检查区域1现场四个手动释放按钮，信号线之间在常开位，手动释放按钮已恢复正常;
?检查手动释放按钮防雨罩完好，接线盒内干燥无水。
(4)机组于11:01时重新并网。本次故障历时2.15小时，损失电量32.25万度。
2、原因分析
(1)本次故障是,1机火灾保护系统区域1四个手动释放按钮中的一个，其面板玻璃的密封胶垫老化，造成微动开关误闭合，使得机组跳闸。
194
(2)本次故障中天然气速断阀和放散阀频繁动作的原因是机组停机泄漏检测程序中串有火灾动作信号，机组遮断后火灾保护信号时有时无，造成停机泄漏检测程序不停的启动和停止，从而使天然气的速断阀和放散阀频繁动作。
(3)本次火灾保护系统保护动作后，电磁阀动作情况正确，但由于CO2支架上执行机构锈蚀造成卡涩，使得CO2未释放。
3、防范措施
(1)检修热控分部更换,1机和,10机火灾保护系统的所有手动释放按钮并加强定期检查工作，在此工作完成前，―五一‖期间先将,1机目前四个手动释放按钮恢复。
(2)检修部热控分部将,1机火灾保护系统轮机间内控制电缆更换成高温电缆，5月21日前完成。
(3)检修部热控分部对此次故障中天然气速断阀和放散阀反映出的程序缺陷进行修改，5月21日前完成。
(4)检修部热机分部对,1机的CO2瓶进行充气和称重，5月21日前完成。
(5)检修部热机分部对全厂各台机组火灾保护系统的传动机构和活动装置进行维护工作，5月21日前完成。
(6)检修部加强全厂火灾保护系统的定期维护工作。
(7),1机CO2瓶重新充气后，在机组下次小修时进行一次CO2动态喷放试验。
(8),10机下次小修期间进行一次CO2动态喷放试验，试验方案由安技部制定，5月10日前提交给检修部。
(9)检修部对,3机CO2系统按照实际生产安排制定改造方案，5月31日前提交改造方案，并尽快进行改造。
(10)检修部进一步明确火灾保护系统检修维护工作的部内分工，于4月30日前交安技部备案。
(11)检修部热控分部本周内将,1、,7、,10机火灾保护系统手动释放的操作方法报安技部审批，运行部负责将审批后的操作方法打印并在设备就地粘贴。
(12)检修部热控分部工程师温文忠负责5月31日前完成对运行部的火灾保护系统培训工作。
195
五十二、2008年6月5日海门电厂,3机IGV故障超温跳机事件分析报
告
1、事件经过
(1)2008年6月5日，,3机基本负荷99MW，机组状态稳定，IGV温控方式投入，TTXM为550?，IGV开度为86度左右。
(2)19:17:44时，MKV突发―DWATT TOO LOW TO SUPPORT TNR-TNR LOWER‖报警;19:21:25时负荷自动降至30MW，开切到轻油位，MKV上IGV指示为86度，实际燃油量FQLM为3.0kg/s，但此时平均排烟温度迅速升至595?且有上升趋势。立即手拍5E按钮，机组熄火遮断解列，4个防喘放气阀正常打开，发报警―IGV关闭故障‖，MKV上IGV开度指示仍为86度。,4机正常停机。19:44时盘车投入正常，听音正常无刮缸声，就地检查IGV开度为34度。
(3)检修人员查看跳闸记录，发现机组在发出―DWATT TOO LOW TO SUPPORT TNR-TNR LOWER‖报警到跳机前IGV开度反馈CSGV值86度，其伺服电流CAGV正常。检查机组
19:14:44开始排气温度升高，燃料量下降，负荷下降，到19:19:44负荷降低到22.4MW，排气温度到595度。期间IGV开度反馈CSGV值86度，其伺服电流CAGV正常。查看跳机后的CSGV为86度，另一个IGV开度反馈CSGV_B开度为34度。现场IGV开度为34度，初步怀疑IGV系统有故障。继续检查发现有一个LVDT反馈连杆断脱，即将连杆焊接后进行相关试验正常。
(4)00:10时，,3机空载满速检查无异常。
2、原因分析
(1)本次,3机跳机原因为IGV的LVDT反馈连杆断脱后CSGV突然增大而呈高值。因当时机组为IGV温控方式运行，所以控制系统关小IGV开度，但其反馈值不变，IGV开度持续关小，直至全关造成机组空气量在短时间内骤减而超温跳机(在此过程中随着排烟温度的升高，FSRT控制也会减燃料，但仍跟不上排气温度的变化)。
(2)LVDT反馈连杆仅投用两年就发生连接部位的断开脱落。检查LVDT反馈连杆时发现其有偏斜，其连杆为刚性实心杆，在有偏斜的情况下，容易发生断裂。在原机械连接方式不能满足该部件的长期可靠使用要求，检修在事故后重新安装后进行调整，保证其可靠运行。
3、防范措施
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(1)机械连接方式的连杆作氩弧焊处理(进行试验，焊接不影响其线性)，对其进行定期观察，如有异常应及时更换新的连杆，防止同类事故的发生。
(2)定期检查试验IGV动作情况，检查反馈连杆连接情况，观察其有无偏斜、裂痕;有无锈蚀卡涩等情况。
(3)对全厂机组的各种反馈连杆进行全面普查，及时发现问题及时处理。
(4)机组跳机后必须查明原因、排除故障，且要对机组进行全面检查确认不影响机组安全后方可启机。
(5)运行及检修等生产部门对相关可能发生故障的部位，进行分析和检查，消灭事故于萌芽状态。
五十三、2008年6月9日海恩电厂,3机火焰探测器冷却水系统接头脱
落事件分析报告
1、事件经过
(1)6月9日16:53时，,3机运行值班员巡检时发现内冷却水泵出口压力由
5.3下降至4.9bar，立即检查膨胀水箱液位由接班时3/4降至1/3、LTTH=55?未变、FTG=42?未变、各瓦温、回油温度未见突变。
(2)对冷却水系统进行全面检查发现轮机间C火焰探测器冷却水管的接头处脱开，大量的高压内冷却水喷到压气机、燃烧室缸体上，立即适当开启内冷却水补水门，维持水位，并汇报单元长、值长，申请停机。
(3)16:56时，值长令,3机停机，此时机组振动正常，四个火焰强度正常。17:09时，机时组解列，临界振动:76%Ne时BB1/2=9.1/9.9mm/s、46%Ne时BB1/2=2.1/2.0mm/s。17:15:48，机组熄火，齐熄，TNH=30.94%Ne。
(4)17:17时，熄火后立即到现场用工具将火焰探测器内冷却水进、出口手阀关闭，并关闭内冷却水补水手阀，膨胀水箱已补至3/4，此时发现轮机间有明显的刮缸声，报值长联系检修部长到现场确认。
(5)17:22:51， 盘车投入， 88TG-1电流在 13,14A 之间摆动， 惰走时间为7,03″，
较以往大幅缩短(平时为35分钟左右)，值长令加强盘车电流监视并打印保存相关历史画面。
197
(6)17:50时，,3机刮缸声慢慢变小，且88TG-1电流在13,13.5A之间摆动。
(7)18:10时，检修更换了C火焰探测器冷却水管接头，启水泵打循环不漏，此时轮机间刮缸声已消失。
(8)16:58时，当班值长向调度申请开,1机，17:31时,1机并网运行。
(9)21:44时，,3机改高盘，进行窥镜检查。检查情况如下:
?低速盘车(约6转/秒)时在透平间未听见明显叶片刮缸或刮转子的声音; ?压气机外缸外观检查未见明显肉眼可见裂纹等危害缺陷;
?打开压气机左侧中分面,1,,4窥孔用硬窥镜检查未发现压气机叶片有明显的外物打击缺陷及磨缸或磨叶顶等情况，仅,4窥孔处有磨转子的痕迹;
?低速盘车后再次检查两三次情况同上;
?,5及右侧,6窥孔打不开未检查;
?从进气室进将IGV叶片角度开到最大处，检查前几级压气机叶片未发现有明显的外物打击缺陷及磨缸或磨叶顶等情况。
(10)本次事件影响负荷约5.5万度电量，占当日调度负荷的1.5%。
2、原因分析
(1)C火焰探测器冷却水管的接头处脱开的原因主要是卡套在定期工作中拆装后，易形成变形磨损，又在运行过程中长期振动造成该接头松动，在冷却水的压力下，发生脱落。
(2)停机后发生轻微擦缸现象，主要是由于外缸受冷却水及停机后该侧门打开冷风进去造成的，后机组彻底冷却后，该现象自动消除。
3、防范措施
(1)检修部内部核定该火焰检测器冷却水系统的设备管辖界面，以轮机间内软管卡套接头为分界面:卡套及软管、探测器冷却水套归属热控分部管辖;卡套以下冷却水管至燃机冷却水母管归属热机分部管辖。这样避免由于管辖界面不清，造成局部设备无人维护的现象发生。
(2)热控分部以此事为例对其他机组的管接头进行检查，紧固一次，要求6月13日前完成，并在生产早会上汇报。
(3)检修部门利用小修期间，定期对此类接头进行检查与紧固，对卡套变形磨损的接头进行更换，避免类似事件再次发生。
(4)热控分部针对本次事件中膨胀水箱水位低至1/3处，―冷却水位低‖未报警，
198
对系统进行全面检查及试验，确保该报警系统工作正常;另目前膨胀水箱的―冷却水位高‖报警系统未接线，应恢复接线。要求6月20日前完成，并在生产早会上汇报。
五十四、2008年08月20日海天电厂因DCS失电导致,4组机跳闸事件
分析报告
1、事件经过
(1)2008年8月20日15:35时，,4机组在运行中跳闸，运行人员立即进行停机处理，并汇报调度，通知厂内相关人员。
(2)热控人员到现场检查，发现DCS,11柜直流电源24V与48V都已失电，进一步检
查发现由,10模件柜提供给,11柜电源的电缆在盘柜底部被防火板压断，立即在端子上接上临时电源线给,11柜供电，接好后检查,11柜直流电压正常，通知运行人员已处理完成。
(3)运行人员请示调度，汽机重新冲转，15:52时,4机组并网运行。
2、原因分析
盘柜底部的防火隔板压在电缆上，长期运行将电缆磨断，造成主开关联跳汽机的继电器直流电源24V与48V都已失电，继电器动作，发出跳机指令。
3、防范措施
(1)热控专业对所有盘柜电缆孔洞封堵盖板进行检查，对有挤压的电缆及没有绝缘保护的电缆进行处理，避免类似事件的再次发生。(责任单位:安技部、检修部，完成时间:9月中旬前)
(2)热控专业研究探讨并进行检查，将由于电源故障而引起机组或设备跳闸等类似的问题，应将电源供电回路进行改造，单一电源供电改为两路电源供电，提高设备的可靠性。(责任单位:安技部、检修部，完成时间:10月底前)
(3)安技部组织相关专业对全厂电缆防火、孔洞封堵墙况进行一次全面的检查，发现问题，及时提出整改计划，进行整改。(责任单位:安技部，完成时间:8月底前)
(4)运行部要对此次事件进行讨论，对发生故障时，人员如何分配，各岗位人员都应该作什么，如何提高各类故障的处理能力。同时针对运行过程中尤其是启停机
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过程中发出的报警信号必须引起足够的重视，认真核对，确认无问题后方可复归信号。(责任单位:运行部，完成时间:全年)
(5)运行部组织全体员工学习调度规程和事故报告相关规定，发生事故怎样进行汇报，都汇报哪些人。掌握发生不同事件的汇报程序。(责任单位:运行部，完成时间:全年)
(6)运行部今后要对事件、故障的报告内容叙述要全面，关键的操作和过程要写清楚，不能有遗漏，同时要在第一时间内打印各种信号报告和相关数据，以便全面的对事件进行分析。(责任单位:运行部，完成时间:全年)
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[电气专业篇]
一、2004年2月4日海恩电厂,6机运行中失磁跳机事件分析报告
1、事件经过
(1)2月4日，,6机04:53时发启动令，5:04时并网，5:19时切重油到位，当时有功/无功34.4MW/16.9Mvar，机组运行正常。
(2)约在5:50时，当班运行甲值代单元长(,6机值班员因早上,6机启机及,5机水洗恢复安措，一个人忙不过来，经上报后、由代单元长下来协助其去,5机做水洗恢复安措)在,5机听见,6机有异常声响，迅速跑到,6机控制室，与,6机值班员共同进行检查与处理。
查为5:49:26时,6机跳机、MARKV发―GENERATOR DIFFERENTIAL TRIP‖报警，发电机控制、保护盘有86G保护总出口继电器动作、失磁保护继电器动作掉牌，打印历史记录显示跳机前机组运行时有功稳定、无功波动大(当时6,机调节器在,2AVR工作)。
(3)6:48时，经检修确认及值长同意后，复归保护、接令开机。6:57时机组达满速，投,1AVR、起励正常，U发=10.7KV、U励=10V、I励=2.4A。后改切,2AVR，只有很轻微波动，再改切,1AVR同样波动很小，升降电压均正常。6:58:36时，并网正常、升降无功正
常。故障全过程历时1.15小时。
2、原因分析
(1)发电机励磁调节器本身存在设备老化自动调节性能差的问题是这次跳机的主因，设备元器件陈旧、老化的问题长年以来一直没有解决好(亦是近年,6机多次发生跳机的主要原因)。
(2)当值岗位安排没问题、但关健时刻人员不在岗，如这次无功波动时有人在岗监盘与及时采取手动调控也许就不会出现跳机。
3、防范措施
(1)此设备缺陷由来已久，公司年前已明确专人、专题负责解决,6机励磁调节器性能不稳定的问题，但必须加快改造或更换进度，要求在2月16日以前检修拿出具体方案。
201
(2)在问题未彻底解决前，为了保证6,机组的安全运行，采取如下临时措施: ?运行各值的生产中要重视,6机励磁调节器的这一特殊情况，通常选1,AVR运行，在日常的人员安排、技术培训上要有适当的考虑，关健保证不要出现跳机。
?热控在MARKV加无功波动报警，以提醒运行人员采取手动调控措施。MARKV报警值的设定为:当有功大于20MW，无功小于8Mvar时报―发电机无功太低‖;当大于25Mvar时发―发电机无功太高‖。
?在三控室加装6,机励磁调节把手。
?所有燃机MARKV报警在主控室加音响,以方便单元制值班。
二、2004年3月11日海恩电厂,1机出口开关跳闸事件分析报告
1、事件经过
(1)3月11日，,1机通宵运行。3:49:42时，,1机MarkV发―正常停机保护闭锁‖、―52L合闸回路故障‖、―熄火遮断‖，发电机控制盘上有―1101开关断开‖、―励磁开关断开‖事件记录，事故记录只有MarkV发透平正常停机信号(L86N)，保护装置上无任何保护动作报警信号，控制盘的事件记录仪也没有任何保护记录。
(2)5:00时，检修对定子接地、过电压、失磁、发电机看门狗、励磁旋转二极管故障、励磁保险熔断、过磁通、励磁过电流、AVR看门狗能引起透平正常停机的保护信号(86N)进行传动试验与检查，发现只有定子接地保护信号在MarkV上没有报警，但电气控制盘上的事件记录仪上有报警信号，AVR看门狗只在MarkV上有报警，其它的保护传动在MarkV及电气控制盘上都有报警。
(3)6:01时，正常并网，并网后电气控制盘上有―定子接地‖、―失磁‖保护动作报警信号，但MarkV没有报警信号，机组仍在正常运行，此报警属控制盘上保护校验动作信号未确认复归，当确认复归后仍然会发前一次的报警而显示当前时间。
(4)当日晚停机后，检修再次对所有可能引起透平正常停机的保护信号(86N)进行传动试验，此次试验九个保护MarkV上报警均正确，只有AVR看门狗(94NVM)动作设计上仅在MarkV有报警而在控制盘上没有报警，同时对保护中间继电器进行校验，继电器动作正常。
2、原因分析
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(1)从Mark?报警信号和检修事后检查情况来分析，基本上可以排除发电机保护动作和二次回路短路的可能性，很有可能是AVR看门狗(94NVM)监视中间继电器误动，而此中
间继电器只有一对接点去MarkV报警，没有接点去控制盘报警，其余保护中间继电器均有两对接点分别给MarkV和电气控制盘报警，考虑到一个继电器的两对接点同时坏的有可能性较少，故暂时认为AVR看门狗监视中间继电器瞬间动作引起本次跳机事故;
(2)本次保护动作正常停机燃机应维持空载满速，由于燃油控制系统存在缺陷导致机组熄火遮断;
3、防范措施
(1)为了确保事件记录可靠正确，将看门狗(94NVM)动作去MarkV报警中间继电器的接点再并一对备用接点;将定子接地保护(64G)动作去MarkV报警中间继电器的接点再并一对备用接点。
(2),1机在重油运行甩负荷的情况下不能维持空载满速而熄火遮断的问题是自机组投运以来一直未能解决的遗留缺陷，热控抓紧参照3,机近期成功的燃油控制改造方案制定解决方案。
(3)检修经过两次全面检查和试验，仍未查出跳机确切原因，要求继续观察与查找。
三、2004年3月23日海恩电厂,2机出口开关跳闸事件分析报告
1、事件经过
(1)3月23日，,2机正常运行。10:18时，,2机DCS控制画面有如下报警: 10:18:16:000
发电机出口开关跳闸状态 ―0‖-―1‖
10:18:16:312 报警 OPC 动作 (OPCO)
10:18:16:323 报警 限制动作报警 (LC—14)
10:18:16:324 报警 AVR投入 (LC—14)
10:18:16:342 报警 整流器故障 (TQ—15)
10:18:17:809 报警 汽机超速 (SOE7502)
10:18:17:810 报警 汽机主汽门关闭 (SOE7202)
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10:18:18:359 报警 灭磁开关事故跳闸 (MC—AT)
10:18:18:553 报警 汽机保护全停 (BH—13)
10:18:18:556 报警 灭磁开关联调(全停)(BH—17)
,2发变组保护柜报警有:主汽门关闭、灭磁开关联跳。
(2)跳机后，检修马上赶到现场检查，对部分保护进行了传动未发现异常。11:56时，正常并网。整个故障历时1.6h。
2、原因分析
(1)从报警信号可以看出，是1102开关先跳闸，而没有任何保护动作，保护传动信号正确，只有可能是开关偷跳或跳闸回路(101、133)有短路造成此次跳机事故。
(2)1102开关跳闸后，汽机保护OPC动作，由于调速系统调节特不好，导致机械超速和电调超速保护均动作关主汽门。
3、防范措施
(1)检查1102开关跳闸回路是否存在二次寄生回路并予以清理掉。
(2)汽机保护OPC动作恢复关主汽门。
(3)加强电缆沟清理的安全监督，对用途不清楚的废旧电缆，必须先测量是否带电，逐段清理。
四、2004年5月15日海恩电厂,7机远切保护拒动事件分析报告
1、事件经过
5月15日桂山线跳闸，科山线出现过载远方切机保护动作，按正常应切电厂挂山热线运行的,7/,8机，但当时出现,7机拒动。
2、原因分析
(1)经检查,7机远切保护拒动的直接原因为切机压板接线端子松动所造成。
(2)在今年3月26日电气分部安排继保班根据供电局要求对厂内线路安全自动装置(线路过负荷切机及系统低周保护)进行过保护定值校验与传动试验。查记录并询问本人确认:当时没有检查接线;且传动试验也以模拟方式进行(没有带开关)，以致此隐患没能及时发现与排除。
3、防范措施
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(1)保护定值校验与传动试验必须要制定并严格执行相关规范(相应规范应报审)，把好校验、传动质量关，以确保线路安全自动装置的动作可靠性。
(2)保护定值校验与传动试验要建立和执行操作卡制度，过程中要有专人验收。
五、2004年10月18日海恩电厂,11机定子3U0接地跳机事件分析报告
1、事件经过
(1)10月18日，,11机启动过程中，08:05时汽机满足冲转条件，开始冲转。08:13时,11机空载，执行中控启励。当机端电压上升至9.4kV时，机组主汽门、调门关闭，机组跳闸，灭磁开关联跳。查DCS有―汽机保护全停‖、―灭磁开关联跳‖、―发电机定子3U0接地‖报警，就地检查保护柜上有相同报警，可复归。重新合上励磁开关，汽机挂闸升速到3000rpm，运行人员通知检修人员到场检查，同时进行就地检查，未发现设备异常。
(2)08:35时，应检修要求再次启励，当机端电压上升至9.4kV时，仍发―汽机保护全停‖、―灭磁开关联跳‖、―发电机定子3U0接地‖报警，现象与前次相同。检修人员测得3U0动作值达100V。
(3)08:43时，复归报警后，重新合上励磁开关，汽机挂闸升速到3000rpm，进行手动启励试验。在就地励磁柜上选FCR控制，手动方式控制励磁，启励后，发电机电压快速上升到5.0kV左右，立即就地进行减磁操作，当机端电压降到3.5kV左右时，机组跳闸，定子3U0接地保护动作，现象与前两次相同。
(4)检修要求停机检查。值长令,10机切轻油停机:09:32时,11机打闸停机;10:04时做好相应安措，检修人员开始工作;14:40时检修检查完毕，结果如下:
检查,11发电机出线设备及主变低压侧电缆、外观均未发现异常;试验数据:PT一次绕组直阻三相均为2.8kΩ，二次绕组1均为0.38Ω，二次绕组2均为0.42Ω，定子线圈出线绝缘50MΩ，变压器低压侧带电缆绝缘150MΩ，主变低压侧带电缆测量直阻A-B=4.512，AC=4.541，BC=4.516，发电机直阻:A=1.876，B=1.848，C=1.862，三相PT绝缘10000MΩ;检查未发现异常。
(5)14:50时，,10机启机，进行,11机起励试验:15:35时,11机定速，拉开511G，不带主变手动启励，发电机电压升至3.5kV正常;15:40时不带主变自动启励，发电机电压升至12.5kV，励磁电流4A;15:58时,11机带主变启励，3U0动作
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跳机。起励初期各PT二次电压正常，跳机时两个PT的A、C相对地电压为线电压，B相对地电压为0，当跳机后测量两个PT的A、C相有残压，而B相无残压。由此判断主变至511G 刀闸间B相电缆有故障，即进行相关检查。
(6)拆开,11主变低压侧B相电缆(共6根)连接，对B相电缆打压使其永久性击穿(2倍耐压试验)，然后对每根摇绝缘，试验结果，其中有一根电缆绝缘击穿，将该电缆拆除后把其它合格电缆接回511G。再次对A、C相电缆带低压侧绕组及B相电缆进行2倍耐压试验均合格。耐压试验后测量绝缘(此次用5kV摇表测量)，主变低压侧B相电缆50000兆欧，其它两相带主变低压侧绕组20000兆欧。20:45时工作结束;
(7)21:40时，发启动令试机。22:30时,11机定速，自动启励后，发电机电压10.6kV，励磁电压16.2V，励磁电流5.31A，3U0 1V，定子电流A、B、C相各约3A(当时显示9.17/12.1/7.67A，停机时零位6.16/9.17/4.68A)。22:35时,11机并网带负荷正常。
(8)19日，更换故障电缆。
2、原因分析
对故障电缆进行检查，发现该电缆在经过一控旁的电缆沟拐角处，其托槽铁板水平对接部分向上翻边，没有铆平，也没有采取垫胶皮等措施，而电缆直接摆放在其突出锋利部位上面，因电缆自重长时间压迫相磨，最终导致绝缘层的破损。但电缆破损后没有形成金属性死接地，所以故障时表现为，当机端电压高于一定值时绝缘才被击穿，且降压后其绝缘可以自行恢复，故在本次事故的检查处理过程中停机状态下测量绝缘及直阻，均正常。
3、原因分析
(1)吸取,11机电缆损坏事件的教训，举一反三，立即对全产厂电缆沟内电缆摆放情况进行检查，重点为电缆沟拐角处(要求11月15日前完成)。
(2)加强外包施工项目的工艺质量监督与验收。
(3)再次强调主设备保护退出的决定权在厂长(总工)。当主设备保护动作后，首先是通过试验确认保护装置及二次设备的可靠性，然后通过试验确定一次设备存在的问题，当上述试验不能找出故障原因时，才可向厂长(总工)申请通过试验的办法来查找故障点。
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六、2004年11月18日海恩电厂,5机定子接地保护动作跳闸事件分析
报告
1、事件经过
(1)11月18日18:49时，,5机运行中MK?突然发―发电机保护动作‖、―86G1(保护总出口)继电器动作跳机‖报警，机组熄火遮断;检查发电机保护盘，装置显示发电机3Uo定子接地保护动作;当班值长即下令开,6机，同时将,5发变组转为冷备用，并通知检修相关专业负责人速进厂协助检查。
(2)19:30时，检修人员到场进行相关检查:
1)测量发电机定子绝缘(带出线电缆及主变低压侧绕组)，三相对地绝缘正常，均在50兆欧以上;
2)测量两组PT绝缘正常，均在2000兆欧以上;
3)对定子接地保护进行校验，保护动作正确;
4)检查电压互感器一次保险，发现PT1的A相保险熔断;
5)其他检查未见异常。
通过以上检查，并经分析，基本确定定子接地保护动作是由于PT高压侧保险熔断造成。
(3)更换高压保险，机组恢复备用。为进一步确认一次系统正常，将机组开至空载满速，进行零起升压，试验正常。另外测量PT开口三角的零序电压值亦正常。21:52时，机组并网，运行正常。故障全过程历时3.05小时。
2、原因分析
(1)从,5机事故记录查得，当时定子接地保护起动值是14.5V(保护整定值为10V，0.5S)，如果PT保险是按其固有的熔断特性(安秒特性)瞬间烧断，3Uo的值应为100V。由此可初步分析认为该保险的熔断是经历了一个有别于正常的暂态变化过程。在此过程中随着该PT保险阻值的变化，其二次侧电压也随之发生变化，引起二次侧三相电压不平衡，导致3U0动作跳机。
(2)高压保险问题引起保护动作在我厂尚属首次。通常，出现PT保险单相断线时保护装置本身固有的―断线闭锁‖功能应有效闭锁3UO动作。但正因上述分析，该PT保险是经历了一个非瞬间熔断的过程。3UO动作时其负序电压尚未达到―断线闭锁‖动作值。―断线闭锁‖以负序电压整定，其动作值U2=10V。如3UO动作值为14.5V，
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则此时的负序电压标量为1/3 3UO标量，应为4.8V左右，因此―断线闭锁‖不会启动。
(3)此次熔断PT1的A相保险使用不到两年的时间，故初步分析认为该保险存在产品质量问题 ，其内部接触不良，长期局部过热，最终导致熔断。
3、防范措施
(1)定期更换保险，最好能改成进口快熔保险。
(2)小修时测量保险的电阻，检查两端触头表面氧化情况，并对保险卡座接触面进行清理，检查其接触是否良好，若有异常立即更换。
(3)电气分部对全厂电气设备上的类似保险做全面普查。
(4)运检两部根据分工作好各类熔断器的备品计划、存放等管理工作，以便满足应急所需。
(5)严格执行事故处理相关人员应及时到位配合、协同的要求。
七、2005年5月11日海恩电厂,10机四台冷却风机电缆烧坏被迫解列
事件分析报告
1、事件经过
(1)5月11日，,10燃机在基本负荷状态烧重油方式运行，8:00时机组发―轮机间冷却风机过载‖报警。运行检查为轮机间冷却风机88BT,1跳闸，自动切换到88BT-2运行。查88BT-1开关柜内有一相保险熔断，带电缆摇绝缘对地为―0‖，即通知电气检修人员到现场进行处理。
(2)8:30时检修人员到达现场，在MCC处测量电动机带电缆的绝缘为0。在运行做好安措后，上到轮机间顶上风机处，准备在88BT1的风机电动机接线盒处将电缆解开，分别测试电动机和电缆的绝缘，确定故障点。这时发现正在运行的88BT2电动机也停止了运行，同时运行值班员跑过来告知88BT2也出了故障跳闸。
(3)当检修人员和运行值班员回到控制室时，发现88VG1也跳闸，88VG2自投后也跳闸并发报警。运行值班员立即将负荷降到80MW，同时将连轴器间两侧门打开，将轮机间两侧门微开，查TTIB1温度202?。运行值班员将上述现象汇报当班值长。
(4)9:10时机组发―,1区火灾预报警‖，即将燃机负荷降到55MW。在负荷降到
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60MW时，该报警自动复归。期间此报警反复来过两次，可以复归。
(5)检修人员在MCC处带着电缆测量绝缘，上述跳闸的四台电动机的绝缘均为0。因为四台电动机同时出故障的可能性极小，从上述现象初步怀疑为四台电动机电缆在某段公用通道出了问题，立即对电缆通道进行检查。检查发现电缆桥架从电缆沟垂直上到轮机间顶部，贴着烟道附近上来的那一段电缆桥架盖板全部脱落掉下，电缆在桥架内很松弛，从远处目视将电缆固定在桥架上的扎带已经脱落，戴手套摸电缆表面发烫发软，一动电缆绝缘护套就掉皮，桥架转弯处几条电缆的绝缘护套均已经裂开长口子，电缆芯线勒在金属桥架上造成接地故障。
(6)检修检查发现四台风机跳闸原因后，告知运行抢修时间较长，运行将情况汇报部长，部长令将机组解列保持空载。9:57时,11机解列，10:04时,10机解列，10:06时,10机发停机令进行停机。
(7)10:34时检修将88VG-1、88BT-2电机接好临时电缆并试转正常。
(8)10:36时,10机发启动令，10:48时,10机并网，11:19时,11机并网运行。
2、原因分析
四台电动机电缆桥架从电缆沟垂直上到轮机间顶部，在贴着烟道附近上来的那一段电缆桥架节处最高温度超过300?(经测试，固定电缆桥架的工字钢上的温度155?，电缆桥架内短路点位置的电缆表面温度为160?，最高点的温度为170?以上，烟道膨胀节处最高温度超过300?，比其他同类机组高60?以上)，高温使得电缆桥架内绑扎电缆的塑料扎带老化断裂，垂直部分电缆悬垂;并且使电缆的绝缘护套变得及其柔软，接近熔融状态，机械强度大大降低，悬垂电缆的重量使电缆全部挤向桥架转弯处，最后线芯勒破电缆的绝缘层而发生接地。
3、暴露问题
(1)运行值长指挥协调能力欠缺，全局观念较差。在事故发生后第一时间未汇报相关的值班领导和厂部领导，在事故处理时检修人员已到达现场后，值长未考虑到自身的主要职责，不能及时回到自己的岗位，如果此时电网发生事故，则会失去和调度的联系，造成整个工作的失误。
(2)检修在现场进行事故抢修时，整个现场比较混乱。整个抢修过程中无人进行组织协调、合理进行相关的分工安排，使得抢修现场比较混乱，拖延事故处理时间，否则在现有的时间上还可以更快一些。
(3)检修部门的事故预想和抢修应急预案不到位，现场的运行设备的防护措施在
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设计和维护时只考虑的正常方式下的处理，而未考虑的异常状态的特殊方式。
(4)运行人员在事故处理过程中仍缺少保设备安全的思想。在机组已有报警时，为了能维持燃烧重油，仍只将机组负荷降到55MW。只考虑经济性，不考虑安全性，严重违反―安全第一‖的原则。
(5)事故处理时，现场人员不能针对现场实际情况进行应变。如现场在开关柜内接临时电缆出现困难时，不能应变改接到检修电源或旁边空调开关上。
(6)在事故处理中，现场的处理决定权在当班值长和现场领导手中的思想意思还未完全认真执行，使本次事故处理中不能果断的在第一时间内采取相关措施。
4、防范措施
(1)对,10机轮机间、负荷连轴器间冷却风机的电缆走向进行改造，让其远离高温区(改造方案见附页)。同时要求以此事件为例，对我厂其他燃机冷却风机的电缆进行检查，如存
在高温危害的可能性，则要进行改造。
(2)加强对高温区附近的电缆进行检查，及时发现燃机漏气对电缆造成的危害，及早采取应对措施，避免类似事件再次发生。
(3)对电缆桥架的直角转角处进行改造，采用圆弧过渡，避免电缆桥架的直角转角对电缆绝缘层造成危害。
(4)热机部安排对轮机间、负荷连轴器间进行漏气检查(利用机组启动初期时间)，找出漏气点，进行处理。
(5)运行当班值长在设备发生异常时，可根据设备异常状况决定机组的运行方式(停机或维持运行)。值长在对于出现问题的后果难以判断时，应采取保守的处理方式，即确保机组安全的方式为第一原则。
(6)事故处理现场以当班值长为中心或以现场行政第一责任人为指挥进行事故处理。
(7)指挥汇报系统的运作原则:
?值长首先通知检修人员到现场进行检查和处理;
?检修直接领导到事故现场协助、协调事故抢修;
?行政值班负责人到现场指挥事故处理;
?发生事故时，机组是否停运则由值长决定，而机组是否再次起机则由厂长决定。
(8)生产部门分部长外出办事需在当班值长处备案，行政值班负责人外出办事需向厂长请假并在值长处备案。上述人员在回到公司后应立即通知当班值长。
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(9)值长在工作中要把握全局，事故发生后，应根据当时的情况，当机立断拿出处理方案。当调配的人员到达事故现场后并落实事故处理方案后，值长应及时回到自己的岗位，思考针对本次事故处理过程中对相邻机组或设备的影响，相关的安措是否到位，协调各台机组的运作，加强与调度之间的联系和沟通。
(10)当班运行值班人员在事故处理过程中，一定要坚守自己的工作岗位，加强监视机组相关的其他参数，不要参与检修工作中去。
(11)检修在事故抢修中，现场要有核心的指挥者。指挥者应由专业技术能力强的人担当，负责现场指挥，拿出处理方案，进行分工，使得检修人员各负其责，缩短事故抢修时间。另外，检修应反思怎样完善指挥体系，同时制定设备抢修应急预案。主要包含事故抢修时人员的分工、和其他班组的配合、与运行的安措实施等。针对不同的运行方式制定不同的应急预案。
(12)检修部门实行签名制日常定期巡检制度。在日常定期巡检过程中，从自身的技术角度来发现设备存在的安全隐患，及时采取相关措施，把事故消灭在萌芽状态。
(13)各部门每月15日前组织一次由部长带队进行安全大检查，并在次日早会进行汇报安全检查情况。另外，针对设备存在的隐患要进行不定期的安全检查，以监视其发展的情况。
(14)生管部要体现管理职能。生管部在工作流程中其岗位职能具有管理、监督、协调和督察的作用。在工作中不论在职务是否有上下级关系，其都要行使上述的职能，及时收集了解现场信息，制定相应的制度和指导意见，监督生产部门的执行过程以及工作结果是否符合要求。
八、2005年5月18日海天电厂#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
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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 16:21:19
CPOE 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。
经检查，油枕油位、油枕与油箱的联通阀、各冷却器通油阀全在开位，冷却器系统正常;高低压绕组绝缘电阻、直流电阻、变比、绝缘吸收比和极化指数及变压器油
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色谱分析全部合格;提取故障录波器的录波波形进行分析，电气量没有发生任何变化;对压力释放保护进行试验，动作正常，这一切都说明变压器本身没有故障。
20:40时，拆下呼吸器发现呼吸器封堵上孔的塑料盖安装时没拆除。分析人为呼吸器被堵的原因在主变油温最高达到75?时，主变绝缘油膨胀使压力释放阀动作，跳开4B主变2204开关，机组解列。
(4)22:23时，4B主变恢复热备用;23:05时，,3机并网;23:31时，,4机并网，23:42
时,4机满负荷运行，4B主变运行正常。
2、原因分析
事件主要原因是由于在主变安装时，没把呼吸器封堵盖拆处。
在外界气温高，变压器满负荷情况下油温随之升高，变压器油产生膨胀，由于呼吸器被堵，变压器油枕中的隔膜袋不能正常呼吸工作，使变压器油箱压力升高。压力升高到一定值，压力释放保护动作，跳开主变2204开关。
3、防范措施
(1)对全厂带有呼吸器的所有变压器进行检查，确保每个呼吸器正常工作。
(2)举一反三吸取教训，今后各设备安装时电厂相关人员应进行跟踪监护，同时认真做好验收工作，避免类似以及其他事情的发生。
(3)从保护动作情况看是正确的，但保护发出动作信号的顺序不正确，与实际动作的程序对应不上，跳闸指令信号时间优先于发信号的时间，同时DCS发出信号的时间与电气故障录波器发出信号的时间不一致。相差两秒的时间，这都会给人员正确的事故处理和分析事故带来误判断，电气和热控人员应尽快解决。
(4)汽轮机发生故障时，值长直接给集控值班员下令，在集控直接减燃机负荷，以免延误事故处理的时间和时机。
(5)今后在事故后修复设备等工作，尽可能地使用工作票和操作票，如不使用两票，必须做好安全措施，操作要指派有经验、技术好的人员进行。
九、2005年6月1日海恩电厂,2机启励失败事件分析报告
1、事件经过
(1)6月1日7:30时，,2机空载满速，运行人员执行启励操作，DCS发启励失
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败报警。
(2)运行人员马上到现场检查:MCC启励电源正常、灭磁开关指示正常、直流控制电源开关指示正常、整流柜风机电源正常、电压互感器刀闸及二次空气开关均正常，―启励失败‖报警不能复归;运行对调节器进行通道切换后，仍不能复归―启励失败‖报警信号。
(3)7:45时电气检修人员赶到现场，进行检查:调节器功率柜的阳极电压正常;DCS启励操作指令正常发出;远方发―中控开机‖令时，功率柜风机工作正常，但灭磁开关柜内的启励接触器不动作，测量接触器线圈两端无电压，继续检查中发现是因为机端电压监视继电器的常闭接点接触不好，导致启励接触器不动作，后拔出该电压继电器进行处理。
(4)处理好机端电压监视继电器常闭接点后，重新启励建压正常，于9:06时并网成功。
2、原因分析
(1)故障的直接原因是电压监视继电器的常闭接点接触不好，导致启励失败。
(2)日常设备的定期维护、检修工作不到位是此次故障的间接原因。
3、防范措施
(1)机组小修及日常维护定检工作，要对重要设备的控制回路进行系统的重点检查，发现隐患及时处理，确保重要回路的完好。
(2)检修对设备的图纸资料用完后要及时归档整理，以便随时查阅。
(3)检修在近期对全厂主设备的图纸资料进行完善。
(4)检修要加强事故应急预案的培训和建档工作。
十、2005年8月25日海恩电厂,7机88BT电机损坏事件分析报告
1、事件经过
(1)8月25日16:23时，,7机运行中发―辅机马达过载‖报警，运行值班员检查发现88BT跳闸(热继电器和空气开关均已动作跳闸)，立即将,7机预选80MW，退出IGV温控。
(2)16:24时，,7机接着发―轮机间温度高‖报警，运行值班员将轮机间两侧
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门稍微打开，温度高报警仍然不能复归，16:29时热继电器能复归。
(3)16:30时，运行值班员带电缆测量88BT电机绝缘为0，16:35时测量轮机间最高温度为290?，继续将负荷运行。
(4)16:40时，电气检修赶到现场，确定电缆绝缘良好，电机绝缘为0，必须更换电机才能恢复88BT正常工作。
(5)17:10时，,7机停机交检修处理，18:16时完成电机的更换工作，测量电机绝缘250兆欧，试运正常。
(6)18:19时,7机重新开机，18:33时正常并网。整个故障历时1小时23分钟。
2、原因分析
(1)从电机解体检查情况(电机未出现卡死堵转、缺相运行迹象)可分析出故障的直接原因是电机的工作环境温度太高导致绝缘老化，使得电机的局部绝缘在运行中突然失效，发生匝间短路故障并在高温环境下迅速扩大，造成接地短路故障。
(2)日常巡视早就发现88BT电机运行中外壳温度超过100?，当时电气采取了相应的隔热措施，对临时反措跟踪不到位是此次故障的间接原因。
3、防范措施
(1)定期(每月一次)检查88BT电机的绝缘，运行每班测量电机的运行电流并记录。
(2)年底对,1、,7机的88BT进行改造，让电机远离高温环境工作。
(3)对,1、,7机增加一台88BT风机，以提高设备的可靠性。
(4)对机组88BT风机跳闸确认属电机故障的，运行值班员应停机处理。
十一、2005年10月4日海恩电厂,3机定子接地保护动作事件障分析报
告
1、事件经过
(1)10月4日6:27时，,3机在停机状态时，MarkV突发―发电机保护动作跳闸‖，控制盘上有―100,定子接地保护动作‖和―86U-1、2‖光字牌亮，,1保护柜上有掉牌信号，手动复归后报警消失。
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(2)6:50时值长联系到检修人员，7:30时电气检修赶到现场检查保护装置，未发现异常，认为可以开机，待晚上停机后再检查。7:49时机组发启机令，7:53时点火，8:04时并网运行。
(3)11:51时MarkV突然发―发电机保护动作跳闸‖，控制盘上有―100,定子接地保护动作‖和―86U-1、2‖光字牌亮，,1保护柜有掉牌信号，与早上开机前出现的报警一样。
(4)12:12时将,3发变组由热备用转检修，13:00时电气检修检查一次和二次设备:
?检查发电机出口PT和一次保险正常，摇发电机带主变绝缘50兆欧正常; ?校验,1
保护柜内的定子接地保护时，发现保护动作不可靠(有时能动作，有时不能动作)，将,2保护柜内的定子接地保护继电器换上，校验时情形仍然相同，可以确定故障点属,1保护柜内的定子接地保护相关设备，为了少影响发电量，经请示厂领导同意后，15:55时临时退出,1保护柜内的定子接地保护(因,3机的保护有两套，故不影响,3机的正常运行)。
(5)15:59时,3机重新开机，16:17时并网，整个故障历时4小时26分钟。
2、原因分析
当晚停机后，再次检查,3机,1保护柜内的定子接地保护，发现该保护用电源工作不稳定(时有时无)，由此引起该保护工作不正常(有时拒动、有时误动、有时动作正常)，特别是当该保护的工作电源由不正常变到正常时，对该保护用的113中间继电器有冲击作用，误启动86U保护总出口。所以此次故障的直接原因是定子接地保护工作电源故障，造成定子接地保护误动作。
3、防范措施
(1)临时退出,1保护柜内的定子接地保护。
(2)尽快订购备件，恢复原有的保护功能。
(3)检修对停机状态下出现的保护动作等异常应引起高度重视，分析原因采取相应对策以避免跳机事件的发生。
(4)再次强调检修相关负责人应保证24小时通讯畅通，提高设备异常情况下反应速度。
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十二、2005年10月25日海天电厂,2发电机无功负荷突变事件分析报
告
1、事件经过
(1)2005年10月25日14:05:45时，,2汽轮机发电机发出―调节器跟踪不正确‖信号，同时发电机无功负荷由12WVA突增到24WVA左右，随后又发生突降，由24WVA降到-8WVA左右。运行值班员正准备退出恒无功运行方式进行手动调整时，无功负荷渐渐自动回升到正常负荷。整个过程只有30秒左右。
(2)事件发生后，运行人员检查了各种保护和DCS动作情况:
?SOE画面无报警信号;
?,2发电机保护及故障录波器无任何纪录;
?220kV系统无任何变化;
?DCS有,2发电机功率因数高、无功功率低、欠励限制报警信号。
(3)值长通知电气专工到现场进行了检查，没发现问题。此后，电气检修专工及时与厂家进行了沟通和询问，厂家也未给出满意答复。
2、原因分析
虽经多次分析均未得出具体结论，但可能原因大致如下:
(1)220kV系统没有发生任何变化，不是外部系统的原因，应是内部原因。
(2)励磁调节器本身可能存在问题。
(3)励磁系统及控制回路有可能存有问题。
3、防范措施
(1)因为具体原因不能立即定论，所以要求电气检修人员在停机后对励磁系统交流电压回路(包括PT)、交直流控制回路、可控硅回路彻底检查，检查各元件、接线的接头是否有松动，各接点接触是否良好，是否在运行中有抖动的可能。
(2)电气检修要建立设备台帐，在平时正常运行时，每周至少有两次以上对励磁系统动态特性和运行中的各参数变化状态进行跟踪检查，进行纪录，掌握第一手资料，以便对其进行综合分析。
(3)运行人员加强技术学习，了解各自动装置的基本性能，并在异常和事故时，要及时记录当时的主要数据，为事后分析留有充分的依据。
(4)严格各电子设备间的管理，无关人员禁止随意进出，相关人员进入电子设
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备间前必须先通知运行人员，必要时应由运行人员陪同进入。为防止对讲机对励磁系统的影响，今后在电子设备间禁止用对讲机进行发射讲话，只准许接收，不准发射。
十三、2005年11月14日海恩电厂,1/2机厂用电中断跳机事件分析报告
1、事件经过
(1)11月14日14:22时，检修电气人员发现,01高压厂变C相穿墙套管瓷瓶表面有严重闪络，距将军帽约25cm处有黄色火花(明火),因有爆炸危险，立即通知当班值长建议,01高压厂变停电处理。
(2)14:23时，运行人员开始进行,01高压厂变停电的操作:将,01高压厂变低压侧所带厂用电通过快切方式切换至,02高压厂变，6kV ?、?段切换正常，6kV ?段切换失败，备用电源进线开关6023未自投(就地操作也合不上)。随即断开,01高压厂变高压侧开关1131，,01高压退出运行转检修。
(3)由于6kV ?段失电，挂6kV ?段下的Z2重油变失电，4ZAB联锁成功，但,1、,2机厂用电丢失，导致机组跳闸(14:28时,1机由于燃油泵跳闸，―燃油压力低‖遮断‖;14:24时,2机由于真空泵、循泵跳闸，―低真空‖跳机)。
(4)14:30时，电气检修赶到现场进行检查，发现6023开关柜内直流电源空气开关在合位，但上端口有电，下端口无电(开关直流控制电源丢失)，将直流控制电源空气开关分开后，再合时，一合即跳，怀疑控制回路有短路现象，于是对所有接入空气开关的回路进行排查，发现控制电源负端有一接线只要一接入，空气开关就合不上，即对该回路进行检查，未发现短路点，绝缘也良好。当再次试合空气开关时又正常，疑开关有问题，遂将其更换。
(5)14:38时，因6023开关在处理中，将,1、,2机厂用电转由施工变供电。14:41时合上422Q开关、14:48时合上421M开关，,2机和,1机MCC供电正常。
(6)14:44时，,2机转速到0，投入盘车运行正常，听音检查正常。
(7)14:47时，,1机转速到0，由于厂用电恢复供电时间是14:48时，晚了1分钟，导致盘车投不上(为该机组特性，每次转子静止后的重新投运均较困难)，后经调整TMGV及滑油温度后于16:40时投入,1机盘车。
(8)15:45时，6023开关控制电源空气开关的更换完毕，试验位就地进行6023
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开关分合操作正常，但不能在远方操作，为了尽快恢复6kV?段供电，采用就地合闸方式于15:53时将,1、,2机厂用电由施工变转到了6kV?段供电。
(9)15:30时，,01高压厂变转检修后，检查穿墙套管表面脏污严重，伞裙有积碳，瓷瓶无裂纹、釉面无损伤，即清洗瓷瓶后于19:45时,01高变恢复运行正常。
(10)因,1机盘车停运近两小时，经高盘后启机，于20:26时,1机重新并网，20:54时,2机并网。本次故障历时5小时58分
2、原因分析
(1)此次故障跳机原因是6023开关的直流控制电源空气开关接触不好、控制电源丢失导致快切时合闸失败造成,1/2机厂用电中断。
在此次故障前，6023开关DCS报警内已有―合闸断线‖报警(后查为跳位继电器接点接线松动)。当直流操作电源正常时，即使存在该缺陷也不影响厂用电的快切功能，但从DCS历史记录查得11月7日前开始就一直存在该报警，而且因未能得到及时发现和消除，从而也影响了6023开关直流控制电源的故障报警监视与处理。
(2),01高压厂变穿墙套管污闪产生的原因经初步分析为:我厂地处海边，属于电力系统污区;瓷瓶使用10年以上，表面憎水性降低亲水性增大;我厂然用劣质油品后锅炉烟尘对露天电气设备的污染加重等。
3、防范措施
(1)定期清洗110kV瓷瓶(暂定每半年一次)，防止污闪出现。
(2)更换,01高变穿墙套管。
(3)更换质量存在问题的空气开关，同时对全厂同型号的空气开关和直流回路进行检查，发现问题及时更换。
(4)对于故障报警，不论是否误发，都要及时处理，避免影响正常监视。
(5)再次强调运行人员在事故中以―保厂用电‖为主线的处理原则。
十四、2006年1月11日海天电厂,2发电机出口B相CT二次线烧损事
件分析报告
1、事件经过
2006年1月11日，在机务检修人员处理,2发电机励侧风扇叶动、静部分磨损
219
的过程中，电气检修人员开工作票，对,2发电机引出线及风道进行检查、对绝缘子进行清扫。作业中，发现4米层发电机出口B相CT二次线烧断，上面的瓷瓶被熏黑，并将下面的CT一条二次线绝缘层融化露出铜线。
电气检修人员取来图纸对照确认是励磁系统复励用CT，只在强励时起作用，而且CT坏一相强励仍会动作，只是峰值减弱，经相关领导研究决定，正常起机。此后，电气检修人员对瓷瓶进行了清扫，将下部融化的CT一条二次线作了更换处理，并检查了其它的CT二次线未见异常。
2、原因分析
从烧坏的端子和掉出的接头分析，原因是接头内部质量不佳，或在安装使用时力量过大使接头松动，在运行中产生过热而烧损。
3、防范措施
(1)电气人员与CT厂家联系尽快更换烧损的CT，恢复励磁系统正常运行。
(2)为防止类似事件的发生，电气专业应列出计划，对全厂的主设备CT进行全面、细致的试验检查，提早发现问题及时消除事故隐患。
(3)严把设备和物品进货质量关，物件来到电厂后，必须先进行试验验收，合格后才准收货。
(4)运行人员加强责任心，对各系统和设备认真进行巡回检查，把设备隐患消灭在萌芽之中。
(5)认真监视各系统和设备运行参数，通过参数变化，进行分析判断并进行检查，发现
问题，及时通知相关专业人员进行处理。
十五、2006年1月21日海恩电厂,8机启动失败事件分析报告
1、事件经过
(1)1月21日7:45时，,8机空载满速启励正常，运行人员执行并网操作，1108开关合闸不成功。8:00时，运行再次同期并网时，观察同期检查继电器和同期合闸中间继电器均动作正常，但仍不能并网。
(2)8:20时，拉开11087刀闸，就地合1108开关正常，后选择远方，解除同期闭锁，手动同期合闸失败。
220
(3)8:30时，电气检修人员赶到现场，进行1108开关合闸回路的检查:同期装置、同期检查继电器及同期合闸中间继电器均工作正常。
(4)9:00时，还未找到故障点，,5机单循环运行1个多小时，为了降低油耗即申请停机检查。
(5)10:10时，检查发现1108开关柜内―就地/远方‖选择开关在远方位置时，远方合闸接点接触不好，转动选择开关时发现转轴脱落，无法正常工作，临时将其接点短接后进行远方合闸操作正常。
(6)10:14时，,5机重新开机，10:27时,5机并网，10:54时,8机并网正常。
2、原因分析
(1)故障的直接原因是1108开关柜内―就地/远方‖选择开关损坏，远方位时接触不好，导致开关合闸回路开路，造成并网失败。
(2)日常设备的定期维护、检修工作不到位是此次故障的间接原因。
3、防范措施
(1)加强机组小修及日常维护的定检工作，对重要设备的控制回路进行系统的重点检查，发现隐患及时处理，确保重要回路的完好性。
(2)尽快购置―就地/远方‖选择开关，恢复正常接线。
(3)对全厂110kV―就地/远方‖选择开关进行普查。
十六、2006年2月8日海恩电厂,5机失磁保护动作事件分析报告
1、事件经过
(1)2月8日7:18时，,5机发启动令，7:38时并网运行正常。
(2)7:51时，,5机升负荷至有功18MW，无功10Mvar时失磁保护动作跳机。Mark?及发电机保护柜上分别有:―exciter limit operate‖、―AVR fault‖、―86G1动作‖;―失磁T1、失磁T2动作‖报警;控制盘上AVR由自动切换至手动位。
(3)检修立即赶到现场进行检查，打开励磁机检查窗盖板，发现整流盘有烧伤的痕迹，即将励磁机外罩拆除后，发现整理盘负极至转子线圈的连接铜排已经烧断，与负极板相连的连接铜排已经烧熔，其两个固定螺栓一个断成两截，一截留在孔内，螺丝头部分和另外一个螺丝整个飞出牢牢焊死在铝盘的边缘，铝盘与连接铜排相连的
221
表面部分烧出一个大缺口，整个整流盘的大部分绝缘材料全部损坏，正极部分的测量延长杆烧成两截，负极板上有4个二极管烧坏，10个保险熔断。整流盘无法在短时间内修复正常。
(4)为了尽快恢复,5机正常运行，向美视电厂借一型号相同的整流盘临时代用，同时对发电机转子和励磁机定子及转子线圈进行全面清擦检查正常，借用的整流盘进行相应的检查正常后，21:30时完成励磁机整流盘的更换，但在本次故障中转子接地检测引出杆烧断，,5机暂时退出转子绝缘检测功能;
(5)21:45时，,5机重新开机，22:22时并网正常。
2、原因分析
(1)本次跳机故障的直接原因是,5机励磁机整流盘烧坏，引起失磁保护动作。
(2)整流盘烧坏原因初步分析为十多年的运行和多次的检修拆卸，使得连接铜排的固定螺栓螺牙与铝盘上的螺孔螺纹配合不牢，在转子高速旋转时逐步松动，在长期大电流下铜铝过渡接触面局部过热，导致连接铜排强度降低，在运行过程中出现拉断，引发直流拉弧、在局部产生高温，将铝盘表面熔化，熔铝带着螺栓被甩出牢牢焊在铝盘边缘，瞬间的强电弧向四周扩散，造成绝缘材料和整流盘部件的损坏。
3、防范措施
(1)尽快完成,5机整流盘的修复回装及动平衡试验。
(2)整流盘检修拆卸后回装时固定螺丝的锁片安装必须严格按工艺要求进行。
(3)在,5机整流盘修复回装前，检修要对发电机转子绝缘进行测量(每周一次)。
(4)在,5机整流盘修复回装前，,5机运行时尽量少带无功，但应防止进相运行。
(5)每年对全厂该类型整流盘进行全面检查，确保设备的安全运行。
十七、2006年3月27日海门电厂,2发电机失磁保护动作跳闸事件分析
报告
1、事件经过
2006年03月27日9:23时，,2汽轮发电机失磁保护动作跳闸，但在,1电子
222
间,2汽机保护屏前未见任何保护动作信号，询问在场的运行人员答复已将保护屏跳闸信号复归。检查动作记录报文，其中有失磁保护动作与TV断线。于是拉开,1PT刀闸，检查1PT的一次保险和二次接线无开路现象，检查,2PT二次空开下桩头接线B相松动，将其紧固。因怀疑PT一次保险质量不良，用保险丝与1PT一次保险并联后，推上,1PT刀闸，重新起励，控制屏上显示励磁为FCR方式，检查励磁屏上两通道均有PT断线告警，将其复归(在检查PT回路拉开1PT刀闸时发出)，再次起励升压并网成功。
2、原因分析
(1)保护屏失磁保护动作t1(0.5s)
09:17:26:303 失磁保护动作t2(1s)
09:17:28:291 主汽门关闭
09:18:48:463 发电机3W定子接地 TV1断线
09:18:35:541 发电机3U0定子接地 TV1断线
09:19:00:393 发电机逆功率 TV1断线
09:19:01:388 发电机失磁保护 TV1断线
可知故障是因,2发电机失磁引起失磁保护动作跳开发电机出口开关502，联跳主汽门。综合检查情况，基本可排除PT断线的因素造成，PT断线保护可闭锁，励磁也可切换到手动通道，保护出口前无PT断线信号，TV1断线信号是在发电机开关跳闸甩负荷后发出的，为甩负荷时系统冲击引起(3W、3U0定子接地同理)，现场检查PT也未开路，从失磁保护
报文看，保护启动正确，当时检测到的参数已达到动作范围。
(2)造成失磁的原因由于分析素材不足，难以作出准确的判断，但可能是: ?励磁装置自行误动作减磁或灭磁。
?不排除有人在触摸屏检查时误按―灭磁开关跳闸‖按键。(正常时黑屏)
3、暴露问题
(1)保护屏上信号复归过快，不利于故障分析。
(2)运行励磁投切方式无记录。
(3)疑问:当时为一通道还是二通道运行,为何种方式(自动/手动),询问运
223
行人员说一直运行于一通道，不知何时转到二通道切为FCR方式(开机时是哪通道,何种方式,)，切换后不知道有没有谁检查励磁屏,
(注:1PT用于保护和一通道励磁，2PT用于二通道励磁、同期和测量)
4、防范措施
(1)检修人员定期检查时应检查紧固电压电流回路端子，务必牢固。
(2)建议运行人员建立励磁通道和方式的投切记录，如发现通道异常切换，应检查励磁屏上是否有报警信号，并通知检修人员。
(3)因励磁触摸屏有屏保，如无必要，不要点按触摸屏，运行中如无特殊原因不要在触摸屏上操作，因为有可能按到功能键，而引起误操作。如故障处理，必需使用触摸屏操作，请点按触摸屏的下部，待触摸屏正常显示后再操作。
(4)保护动作后运行人员不要急着复位，并将保护屏、DCS上的信号和其它相关屏柜上的信号记录下来，并通知检修人员，若检修人员一时难到场，因工作又必须复归保护后才能继续运行时，也需经保护人员同意。
(5)加装一块发变组故障录波屏，便于故障分析。
十八、2006年5月19日海门电厂,3机无功下降事件分析报告
1、事件经过
2006年5月19日17:30时左右，当班运行人员检查发现,3发电机的无功偏低且逐渐下降，在MKV Start-up的Var-control画面中的Raise靶标不断闪动。随即汇报值长。值长在主控室查看MKV画面:无功为PF控制，设置值Setpoint为0.9，实际值为1，值长令燃机值班员将设置值改为0.88，同时检查励磁调节柜，,3燃机值班员报告，励磁电流、电压基本正常。励磁柜中有―L‖(励磁限制功能动作)报警，通知检修电气专工，此时,3燃机发电机无功逐渐降低接近于0。18:20时左右，值长下令准备适当降有功的时候，无功逐渐增大。当电气和热控的人到来，无功已增至正常。
2、原因分析
根据打印的220kV母线电压趋势图来看，从17:00时左右开始，母线电压呈上升走势，至17:30时上升至最高231kV，18:20左右降至正常值221kV。因此造成,3
224
机无功加不上最后降为0的主要原因是，随着电网电压的升高(231kV)，无功自动往下压，而机组出口电压正常。MKV虽然有在无功过低时自动加无功的功能，但由于受励磁限制功能的控制，励磁电流增大到一定程度，将导致调节柜中的―限制励磁动作‖的报警，使MKV自动加无功指令失效，致使发电机短时间内无功无法增加。
3、防范措施
(1)运行人员要根据网上电压变化的规律，适当调整机组运行参数。在上午11:30时左右和下午17:30时左右，要密切注意系统电压及机组的无功变化，确保机组稳定运行。
(2)在上面两个时间段内，出现机组无功下降时，要首先将机组切至恒无功运行方式，设定无功值为10-15Mvar。
(3)在恒无功方式下，无功若仍不能稳定，则适当降低发电机的有功，以增加无功，避免发电机进相运行。
(4)电气检修人员要与GE公司有关技术人员联系，讨论是否有其它的解决方案。
十九、2006年7月28日海门电厂,1主变2201开关跳闸事件分析报告
1、事件经过
2006年7月28日下小雨，两套机组带基本负荷正常运行。11:11时，运行值班员发现,2机汽温、汽压、负荷均下降，立即查看,1燃机运行状态，,1燃机已跳闸，转数开始下降，并进入自动停机的程序。值班员马上将情况汇报给值长。与此同时值班员开始对,2机减负荷，随后汽机打闸，执行停机的其他操作。
在执行停机的过程中，值班员查看了相关报警记录:DCS记录中可以看到如下信息―220kV,1主变断路器已分‖、―,1燃机已跳闸‖报警显示;查看MKV有―发电机出口开关已跳闸‖、―燃机失火焰‖及―重油状态跳机‖等报警显示。派人到电子设备间、网控室查看保护动作情况，回告只有,2发电机保护屏―主汽门关闭‖报警。此时电气检修人员已到现场，开始对电气有关设备进行检查。
12:30时经检查后初步认定，,1主变2201开关跳闸原因为跳闸回路故障造成的。将情况汇报中调，机组转检修后备用。
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2、原因分析
由于,1主变高压侧开关跳开后，保护没有动作信号发出，初步判断为跳闸回路绝缘降低或相关的继电器误动导致的。
首先检查跳闸线圈的控制回路绝缘:发变组保护、母线保护、就地按钮、主控室紧急按钮和不一致继电器出口接点的绝缘都在20MΩ以上，故排除了跳闸线圈回路绝缘降低的可能。
继续检查三相不一致出口继电器的控制回路，当断路器在分闸状态时，该回路绝缘仍在20MΩ以上，可以排除三相常开接点F1A、F1B、F1C的绝缘降低。合上断路器后继续检查该电路，此时BC间绝缘明显降低，分相检查三相辅助触点，发现A相常闭触点绝缘为OMΩ。检查发现该触点间有水滴，水是从操作机构上面的面板的接缝中渗出的，水滴造成该触点绝缘降低，导致三相不一致继电器控制回路在合闸状态下绝缘降低，从而造成出口开关跳闸。
3、暴露问题
(1)定期工作做得还不到位，要不断完善定期工作内容。
(2)检修及运行人员对主要设备的巡检不到位。对控制回路的重要触点检查不仔细。
(3)运行人员对于燃机运行状况监控不及时。运行人员在汽机工况出现问题时才发现燃机出现故障。
4、防范措施
(1)对电厂GIS操作机构上部的密封情况进行认真检查，重新密封，并对现有的室外控制柜、端子箱的防雨情况进行全面检查，做好防雨防漏措施，防微杜渐。
(2)要加强对主要设备的巡检工作，对于隐蔽位置要经常巡视，发现问题及时处理。
(3)出现暴风雨等恶劣天气时运行和检修人员要及时检查室外设备的防雨情况，并适当增加巡检次数，防止设备出现故障或隐患,尤其是电气设备。
(4)对,1、,3燃机尽快增加音响报警装置，以便第一时间知道机组出现故障，采取有效措施。
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二十、2006年12月24日海恩电厂,4汽机失磁保护动作跳闸事件分析
报告
1、事件经过
(1)12月24日，电厂仙热?、?线充电试验结束，根据调度令进行电厂110kV运行方式的倒闸操作。
(2)0:21时，接调度令:合上1057开关，接着断开其操作电源。
(3)0:23时，将,4汽机改挂至110kV ?母。
(4)0:28时，送上1057开关操作电源。
(5)0:33时，倒闸操作结束后，断开1057开关时，发现二控有―110kV PT回路断线‖光字牌亮，110kV ?母电压指示为0，到110kV ?母PT二次接线柜发现二次小开关跳闸，送上该开关后，110kV ?母电压指示恢复正常。
(6)与此同时，,4汽机因失磁保护动作跳闸，,4发电机保护盘上有如下故障报警:―失磁‖、―MARK联跳‖、―主汽门关闭‖，四控DCS上报警除上述报警外还有―110kV PT回路断线‖。
(7)初步分析失磁保护动作与倒闸操作引起的扰动有关，故0:42时在,4机惰走过程中重新挂闸冲转，0:47时,4并网运行正常。整个故障历时0.23小时。
2、原因分析
(1)从,4机DCS录波曲线看出:在失磁保护动作之前一秒钟调门开度开始关闭(100,降至83,)维持一秒钟后关至0,，有功、无功也是分阶段降至0。
(2)说明在倒闸操作过程中，由于系统负荷较低，机组正常有功、无功不能全部送出，有甩负荷嫌疑，而当时,4机调节器设定在―恒无功‖方式运行(厂家安装调试时提到只有选AVR方式运行时，灵敏度及可靠性均处于最优)，当出现瞬间扰动时，很有可能因调节器反应迟钝，减磁过多，导致失磁保护动作跳闸。
3、防范措施
(1),4、,11机在进行倒闸操作前，先将调节器的运行方式设定为―AVR‖，然后再进行相应的倒闸操作，以验证调节器的灵敏度。
(2)与河北工学院电工厂联系，检查确认调节器的调节性能。
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二十一、2007年3月1日海恩电厂,10机启励失败事件分析报告
1、事件经过
(1)3月1日6:35时，,10机发启动令启机。6:37:57，机组点火正常，过临界44.5,TNH时，BB4/5为2.59/2.39mm/s;81.6,时，BB1/2为6.56/6.52mm/正常。
(2)6:45时，机组已空载满速，但发现95,TNH时未能启励建压，MarkV和发电机控制盘上均无异常报警，检查启励电源正常。
(3)6:59时，发停机令。7:05:01，机组熄火，惰走12分45秒。
(4)7:30时，检修到场检查发现励磁开关合闸回路不通，开关不能正常合闸导致启励失败，经进一步检查发现保护动作闭锁启励的中间继电器K265、K266被激磁，其常闭接点闭锁励磁开关合闸，将该中间继电器复归后，静态试验分合励磁开关正常。
(5)8:05时，,10机强制冲油、憋压时，十四个单向阀前压力均为7.8bar，冲油时FQL1为18.53,，FQLM1为2.2kg/s，R、S、T三机表决一致。
(6)8:10时，,10机重新开机点火正常，8:21时空载满速启励正常。
(7)因系统电压太低，发电机电压调节低限值限制无法调节至与系统电压同步，故8:36时,10机才并网。整个故障历时1小时36分钟。
2、原因分析
(1)此次故障的直接原因是:由于中间继电器K265、K266被激磁闭锁励磁开关合闸导致启励失败。
(2)检查保护装置报警文本无任何保护动作，故中间继电器K265、K266被激磁原因目前尚不清楚，初步分析属F60保护出口的中间继电器接点瞬时抖动闭合启动K265、K266引起，具体原因有待进一步跟踪。
(3)保护动作闭锁启动的报警信号指示灯坏，误导运行人员判断，使得延时并网时间延长。
3、防范措施
(1)在报警信号指示灯处理好前，运行人员在开机前进行一次保护动作报警复归操作。
(2)对于重要的报警指示，属于灯泡坏的运行部要及时更换，属于回路故障的要及时发缺陷通知单，要求检修处理，以确保运行监视的准确性。
(3)对于9E燃机发电机控制盘上信号指示灯，无法订购备件的，检修要利用年
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度检修机会进行国产化技改。
(4)电气分部在两周内拿出国产化改造方案。
二十二、2007年4月30日海天电厂空调漏水造成线路保护及线路停运
事件分析报告
1、事件经过
(1)2007年4月30日，两套机组备用，中央空调停运。20:16时，DCS发出―第一套220kV出线保护电源消失‖，运行人员立即到电子间进行检查，发现天花板漏水，漏到南逸甲线保护屏柜内，立即找来水桶来接水，并汇报中调，中调要求将南逸甲线主二保护退出。20:40时，运行人员将主二保护压板全部断开，并通知继保专工，汇报运行部部长;同时发现漏点不减小，到制冷站进行放水。
(2)21:00时，现场检查发现220kV南逸甲线主二保护插件进水、220kV南逸甲线操作箱插件及数字接口装置渗水严重，需要停电处理，而停止其操作电源必须将南逸甲线退出运行，22:00时再次向中调说明情况要求南逸甲线退出运行。
(3)23:30时，中调下令断开220kV南逸甲线2815开关，220kV南逸甲线2815转冷备用。之后，断开220kV南逸甲线操作箱电源，对220kV南逸甲线主二保护、操作箱、数字接口装置插件逐一进行检查、抹干、吹扫，随后对所有插件进行恢复，重新上电检查，并对所有
保护进行全面校验，并用纵联、距离、零序保护分别单跳单重，三跳、永跳传动试验，试验结果正常。
(4)5月1日19:30时，220kV南逸甲线恢复运行，运行后检查正常。处理期间，造成220kV南逸甲线主二保护停运22小时左右，线路停运21个多小时。
2、原因分析
空调冷凝波纹管产生裂纹，造成冷凝水泄漏，漏到保护盘柜内，造成保护直流电源跳闸，使南逸甲线主二保护电源消失。
3、防范措施
(1)根据这次事件，电厂已明确办公室对空调系统进行维护保养，办公室应在6月15日前做出空调维护计划，报电厂进行审批，并对空调系统进行一次全面的维护检查，确保类此事件不再发生。
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(2)运行部门和相关专业加强对电子间等重要场所的定期检查和巡回检查，提早发现问题，及时处理，避免事件扩大。
(3)安技部在5月底前，制定电子间、控制室等重要场所防止空调漏水反措方案，报电厂审阅。
(4)继保专业加强对南逸甲线主二保护的巡检，每周至少一次，避免因进水后引发其它的问题。
二十三、2007年5月22日海恩电厂,4变压器事故调查报告
1、事故简称:,4主变高压侧A相线圈匝间短路事故
2、企业详细名称:深圳海恩热电股份有限公司海恩热电厂;
业别:电业/发电
3、事故起止时间:2007年5月22日7时5分至2007年6月5日4时18分
4、事故发生地点:海恩热电厂内
5、事故发生时气象及自然灾害情况:气温32?，下大雨
6、事故归属:海恩热电厂
7、事故等级:一般设备事故
8、事故类别:设备事故
9、本次事故经济损失情况:(略)
10、事故前工况:
事故前,4发变组处于停运备用状态，2007年5月22日早晨正常开机，空载满速准备并网。
11、事故主设备情况:
事故主设备型号:SF9-75000/110，额定容量75MVA，天威保变公司生产，2002年6月投运。
,3、,4发变组上次年度检修时间于2007年2月15日开始，4月4日投入运行。
12、事故经过:
(1)2007年5月20-21日，,3、,4机组因进行―从燃用天然气至恢复燃用重油‖的相关工作而停运，21-22日凌晨，连续降大雨。
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(2)5月22日6时45分许，,4发电机开机，7时空载满速，发电机建压后(发电机尚
未并网)立刻发出发变组差动动作、轻瓦斯报警、重瓦斯保护动作、发电机转子表面过负荷报警等信号，发电机励磁开关跳闸。根据DCS的打印记录显示，当时发电机A、C相出现了1500A左右的电流，而B相电流为零。
(3)事发后，电厂检修、运行人员立即到,4主变现场检查，发现,4主变呼吸器下方有少量变压器油，检查瓦斯继电器，发现内部有气体生成，初步认为变压器内部出现故障，立即取变压器底部、中部、上部、油枕内油样及瓦斯继电器内的气样各一份分别送深圳供电局、广州中试所化验，同时取气样作燃烧试验，发现气体可燃，判定变压器内部出现了电弧放电故障，局部的变压器油发生了分解。此后电厂电气检修人员对变压器进行了相关电气试验，试验结果表明变压器线圈介损严重超标，变压器高压侧A相线圈直阻与B、C相相比偏差30%;油样化验结果表明油中气体含量(主要成分为氢气、乙炔、一氧化碳)严重超标，确认变压器内部出现放电故障。经过与厂家商定，必须进行吊罩检查。
(4)5月24日，变压器开始吊罩检查。吊罩前，充氮放油时，氮气压力上升到0.045MPa时，变压器A相高压套管顶部引出线的法兰面出现渗漏现象，表明该密封面存在密封不良的现象。
(5)5月25日，吊罩后检查变压器线圈,发现变压器A相高压线圈外壁绝缘纸筒沿着高压引线出线方向有放射状爆裂的裂缝,拆除绝缘纸桶,发现变压器A相线圈在高压引线入口处有匝间短路现象,线圈局部受到严重的损伤。,相高压引线根部绝缘纸带内明显含有水份，在短路点下方的油箱底部也有水珠沉积。根据检查结果，必须更换,4变压器A相高压线圈。
13、事故报告、抢修情况:
(1)2007年5月22日约7时5分事故发生。7时10分运行当班值长通知检修到现场处理，8时20分检修部初步检查到气体可燃后报告电厂安技部，安技部立即向总工、厂长汇报并上报公司生技部和公司领导，同时通知公司企发部相关人员联系保险公司报险，随后公司生技部向深圳能源集团安委办进行了汇报。
(2)5月22日8时30分，电厂及时与天威保变公司(主变的制造厂家)联系，11时40分，天威保变公司技术人员到达,4主变事故现场参加事故分析和检查工作。
(3)5月23日，电厂成立以厂长为组长、由安技部部长、检修部部长、电气分部主任、制造厂家等人员组成的,4主变抢修工作小组，制定检查、初步修理方案，
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组织开展,4主变进行吊罩检查工作。
(4)5月25日，,4主变吊罩后检查发现A相线圈短路烧损，必须更换整个A相高压线圈，预计检修工期最少需要60天。当天12时30分，由公司主管生产领导主持在电厂召开,4主变抢修方案讨论会，为缩短检修工期，决定在电厂三控汽机厂房内进行变压器修复工作。
(5)5月26日，开始对,4主变进行拆迁。同时，电厂经多方联系得知，中山中发电力公司有一台电压等级为110kV/11kV，容量为75MVA已退出运行4个月的变压器。经电力设计院核算该变压器可以安装于原,4主变基础上，只需调整分接头变比即可。5月27日，电厂委托广州大件运输公司将原,4主变转运至三控汽机房内。5月31日，电厂委托广东电力设备厂对上述中山中发电力公司变压器进行拆装、试验、运输工作。6月1日，该主变运到电厂，当天完成主变本体就位的工作。6月3日，变压器试漏合格，对各排气口再次排气，并开始预防性试验(按变压器吊罩检修的项目进行)，试验结果合格。
(6)5月28日，公司将事故经过及处理情况书面报告深圳市能源集团和深圳市贸工局电力处。
(7)为了减少事故损失，电厂想方设法与电网调度及有关部门沟通，克服困难、尽量争
取多发电量。在5月26日至6月4日期间，采用了,3燃机单循环发电，减少了事故停机时间约167.18小时，减少发电量损失共计1579.50万千瓦时。
(8)6月5日凌晨，,4主变零起升压试验、变压器全电压冲击试验、保护带开关传动试验合格。6月5日4时18分，,4主变一次并网成功，进行168h试运行，运行数据表明，该主变温升、振动、噪音在合格范围内，红外成像温度场均匀，无异常过热点。于是，,4主变正式投入运行。
(9)按照原,4主变损坏情况，预计检修工期最少需要60天。由于电厂联系到了同型号的闲置变压器，并经过积极协商该变压器得以运至电厂就位、运行，使事故恢复时间比预计工期缩短了46天，大大减少了事故损失。
14、事故原因分析:
(1),4主变损坏的直接原因分析:
在厂家检修人员拆卸变压器过程中，进行吊罩前的充氮气加压放油时，发现A相套管引线帽处有油滴渗出，说明该处存在密封不良的情况，即存在着漏点。由于变压器正常运行时，该位置高于正常油位，所以平时不能发现该漏点;同时，在2007
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年2月份的主变年度预防性试验项目中对,4主变进行了直流电阻的测试工作，直阻合格，与去年的数据相比较没有明显的变化;在2006年11月份对该变压器的油样进行了化验试验，化验结果表明,4主变压器油各参数均正常。
事故前，,4主变因进行―从燃用天然气至恢复燃用重油‖的相关工作而停运，此间连续两天下大雨。分析认为，主变内变压器油冷却后体积收缩，箱体内产生负压，雨水就沿着高压套管(充油型)内的高压引线渗入变压器内部。因高压引线外部缠有绝缘纸，绝缘纸外绕包涤纶绝缘带，形成了一条管道，最后积聚在高压引线根部(即与A相高压线圈连接处)，导致A相高压线圈引线接头部位局部绝缘强度降低。在吊罩后检查变压器线圈时，发现,,主变A相套管至高压线圈的引线绝缘纸带内含有大量水份,并聚集在,相高压线圈与下引线的连接处，直接证实了上述分析。
同时，在变压器吊罩后，发现引线头部有水珠存在，对引线头部的绝缘纸取样作燃烧试验发现有白色的水蒸气冒出，证明确实绝缘纸存在受潮的现象。在变压器套管拆下后，分别将A、B、C三相套管用塑料薄膜进行了密封包装，并存放在四控厂房内，第二天检查时发现A相套管的密封薄膜内部有大量的水珠凝结，而B、C两相套管无此现象，这说明A相套管内部湿度远高于其他两相。
另外，在事故发生后，分别取了该变压器上、中、下部的油样进行了全面分析，所有的试样微水含量均合格，说明只是在变压器A相引线局部水分含量较高。因为变压器停运，变压器油尚未循环，水分还未溶解(扩散)在变压器油中。因此，可以判断主变内的水分是由于雨水进入了变压器A相套管内部所形成的。
根据上述分析，,,主变损坏的直接原因是由于主变A相套管引线帽处存在漏点，由于连续大雨，造成水滴因负压从该漏点渗入并聚集在,相高压线圈与下引线的连接处，导致该部位绝缘材料的绝缘性能下降，在上电瞬间强大电流击穿了匝间绝缘放电，造成了匝间短路故障。
(2),4主变损坏的间接原因:
?变压器A相高压套管引线帽处设计时没有采取防雨措施，防雨设计不完善，致使当套管引线帽处密封不良时造成水滴渗入套管内;
?高压套管内部可能因安装不当导致接触不良。拆开A相套管引线帽时，发现引线帽与引线杆的丝扣有粘连现象，说明该处曾经存在打火后发生熔接，熔接后该接头电阻恢复正常。
在2007年2月份的,4主变年度预防性试验中直流电阻测试合格，说明该故障发生在试验前(发变组检修前)的时段内。因此，分析认为该套管在安装
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时可能存在偏差，造成引线螺帽与螺栓接触不良打火，熔接后正常运行。
由于,4主变从2002年投运至今未曾大修，A相套管引线帽从未拆检，因此此缺陷一直未发现。
?由于该高压套管在安装时可能存在偏差，致使套管法兰密封垫发生了紧力不均现象，个别部位可能受力过大产生塑变，同时也加速了该套管法兰密封垫的老化，于是导致水份进入变压器套管引线绝缘纸带内部。
15、事故暴露的问题:
(1)高压套管上安装的防雨帽对该密封面无防护作用，该配合面的设计不完善，使得密封失效后水份进入变压器套管引线内。
(2)在日常巡视和常规的年度定期检查(小修)、试验项目(包括油样化验、微水检测)均不能发现该处隐形缺陷。因此，需要对套管防雨帽进行改进并对年度定期检查(小修)项目进行完善。
16、对事故的定性、责任分析和对责任人的处理意见:
(1)事故定性:
根据国家电监会《关于执行〈电力生产事故调查暂行规定〉有关问题的通知》(国家电监会办安全〔2005〕3号)2.2条款―设备事故标准‖以及公司《电力生产事故调查规程(试行)》2.2.3.1条款的规定，此次事故定性为一般设备事故。
(2),4主变事故责任分析:
,4主变A相套管防雨帽存在防雨设计不完善的地方,变压器停运两天且恰逢连续暴雨天气，致使雨水进入A相绝缘纸带内，造成A相线圈匝间短路故障。该事故属设备制造或安装隐形缺陷，但由于该设备已过质保期，无法再要求设备生产厂家保定天威变压器厂和设备安装公司上海电建公司对设备损坏进行赔付。
,4主变投入运行不足5年，未到国家、公司关于变压器进行大修的年限和条件。在2007年3月份年度检修期间，海恩热电厂按规定进行了定期预防性试验和设备检查工作，试验数据和检查记录均符合要求。故障的A相套管不属于小修及日常检查需拆解项目，致使该制造或安装隐形缺陷一直未能发现。但是电厂作为设备的主人，必须对所辖设备的安全稳定运行全面负责。从事故看，电厂在日常的运行、检修和维护过程中还没有采取更为有效的方法及时发现并消除该设备隐患，导致此次事故的发生。因此，海恩热电厂作为设备的管理者和使用者，负有一定的管理责任。
(3)对,4主变事故责任人的处理意见:(略)
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17、预防事故重复发生的措施，执行措施的负责人、完成期限，以及执行情况的检查人:
(1)联系变压器厂家和设计部门，制定技术改造方案，对全厂该类型变压器高压套管的将军帽进行更换，改进其防水防漏措施，防止类似事故的再次发生。责任部门:海恩热电厂检修部电气分部，完成时间:2007年9月30日。
(2)加强套管法兰密封面的检查工作，在机组检修期间对各主变、高压厂变安排一次正压试漏检查，采用充油加压法(或采用充氮加压法)加油压0.035MPa时间12h，应无渗漏和损伤。同时，将该密封面检查、密封件更换的周期缩短为3,5年，确保密封安全、可靠。责任部门:海恩热电厂检修部电气分部。
(3)由于该类型变压器高压套管顶端高于储油柜，应注意对套管顶部、储油柜顶部和呼吸器管道等处的密封情况进行检查，发现异常(如渗漏油等)及时处理，严格防止变压器在运行中进水或空气，使绝缘性能变劣导致绝缘击穿。责任部门:海恩热电厂运行部、检修部电气分部。
(4)缩短检查周期，严格取样标准和规范操作，每半年对主变、高厂变油品进行一次取样检查分析，同时进行套管油样色谱分析，有条件可分送两家检测机构并对比油样检验结果来实施监控。责任部门:海恩热电厂运行部。
(5)利用远红外成像仪，每三个月对主变、高厂变的套管、本体、电缆、封母进行一次检测，对过热、热场分布不均等现象进行分析，并采取相应的措施予以消除。责任部门:运行部、检修部电气分部。
(6)开展变压器套管伞裙间距的检查，防止由于伞裙结构不合理发生雨闪事故，当间距低于相关标准的，应采取加硅橡胶伞裙套等措施。责任部门:检修部电气分部。
(7)结合电厂调峰机组运行特点，以及存在许多设备投运时间较长的现状，应按照国家有关变压器维护和检查的标准，对变压器设备检修规程进行梳理和修订，将主变、高厂变的维护检查列入重要设备的检查或检修范围，对主变、高厂变的绝缘和密封实行标准检修，提高检查、维护和检修的质量和水平。责任部门:海恩热电厂安技部、检修部电气分部。
(8)加强运行和检修人员的工作责任心和技术素质，落实《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》，收集和吸取其他单位同类设备发生故障的经验教训，有针对性的制定和实施相应的预控措施，确保生产设备的安全稳定运行。责任部门:海恩热电厂安技部、运行部、检修部电气分部。
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(9)针对该类型高压套管顶端高于储油柜、套管内部引线上端未浸入油内从而存有一些空隙易形成负压发生雨水渗入的现状，建议电厂积极与生产厂家进行探讨，以采取更为有效措施加以改进。责任部门:海恩热电厂安技部。
18、调查组成员情况:(略)
19、附清单:(略)
二十四、2007年8月26日海天电厂,1燃机启动电机无法停运事件分析
报告
1、事件经过
(1)2007年8月26日，电厂全部机组停运，燃机机务人员更换,1燃机主燃油泵，22:00时工作票终结，22:07时应检修要求启,1机盘车检查新安装主燃油泵。当转速达到4,时，启动电机88CR没有停止运行。22:12时运行人员在控制屏上发停机令，88CR仍无法停止，就地检查该开关无异常，电流100A。
(2)22:15时，热控人员现场检查发现MARKV上88CR为不带电状态，也无其他报警。22:20时，运行人员将88CR控制方式打至就地，选择就地手动停止，依旧无法停止其运行。22:30时，运行人员将上一级6011断开，88CR停止运行，但同时重油处理线、中央空调、,2、,4机盘车、,1空压机跳停，发现后迅速手动恢复运行，并将6kV一段系统恢复至正常运行方式。
(3)23:20时，电气专工到现场检查88CR电源开关611R跳闸线圈完好，在试验位置把88CR就地/远方转换开关打至远方，用远方MARKV合闸、分闸正常，在就地用机械分合也正常，但把88CR就地/远方转换开关打至就地，就地手动按启停按钮还是无法启停，判
断其面板控制模块仍有故障。
(4)27日8:30时，检修人员拆卸整个面板，对控制模块内部检查，并将其内部插线全部拆出，检查无异常后重新插回上电，回装后在试验位置就地、远方及机械分合开关均恢复正常。
2、原因分析
(1)燃机启动马达88CR面板控制模块为微机模块，长时间带电运行因外部干扰引起程序出错。
(2)燃机启动电机88CR开关每次启停时开关本体震动较大，面板控制模块受震
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动造成插线接触不良。
3、暴露问题
(1)电源开关定期维护不到位，接线插件松动隐患没能及时消除。
(2)运行人员对电气设备结构和性能掌握的不够，在发生问题时，不能及时有效地消除故障，此次事件如对开关性能掌握的熟练，到母线室就地用机械操作把手拉开开关，很快就处理完，如果是正常启机，又会发生晚并列事故。
(3)运行人员处理故障的能力不强，这次事件，在没有将负荷全部转移的情况下就拉开6kV一段电源进线开关，致使部分设备跳闸失去电源，好在机组都在备用状态，否则就会发生事故扩大。
(4)在处理故障时，只有专工一人在母线室进行工作，这是较危险的，反映出工作安排上安全意识和专工自我保护意识不强，尤其是在故障的情况下，更应该合理的安排工作，避免祸不单行的事情发生。
4、防范措施
(1)安技部、检修部严格执行开关定期检查维护相关规定，定期对开关进行全面的检修维护、试验、传动，确保开关正确动作。
(2)安技部电气专工对运行值长进行开关就地分合闸操作进行培训，值长对各岗位运行人员进行培训，使运行人员掌握开关的性能。
(3)运行各值每月进行一次电气系统故障事故演习，运行部每季度对各值进行一次电气系统各类故障的事故演习;厂部每年对运行部进行一次全厂事故演习，通过事故演习，逐步提高运行各岗位人员处理各种故障能力和对事故的应变能力。
(4)各级人员加强安全意识的提高，各级领导安排工作的同时，要关注员工的人身安全，电气工作必须两人进行，必要时可安排运行人员在现场监护;各级员工应加强自我保护意识，必要时可向领导提出安排人员进行现场监护。
二十五、2007年12月16日海恩电厂,9机失磁保护动作跳机事件分析
报告
1、事件经过
(1)12月16日，,2机与,9机同时挂110KV ?段母线，经欢热线对外供电。
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(2)11:20:50，,9机正常运行，无功负荷13Mvar;,2机准备并网，并网前机端电压9.71kV，并网瞬间,2机无功带到29Mvar，而后升至38Mvar。此时系统无功重新分配，,9机无功突降至-15Mvar，运行人员手动增磁也未能阻止进一步下降。
(3)11:22:58，,9发电机失磁保护动作，1109开关跳闸，联跳汽机，当时DCS上最高转速达3089rpm。
(4)电气检修立即到场检查未见异常，分析属,2并网时抢无功引起，而,9机励磁调节器处于AVR控制方式。
(5),9机重新冲转，并于11:38时并网运行正常。整个故障处理25分。
2、原因分析
(1)此次故障的直接原因是:由于,9发电机进相运行至失磁保护动作区。
(2),9机之所以进相运行是因为,2机并网前机端电压较高，导致并网时无功负荷带得较多，而此时系统的无功负荷又较低(仅,9机的13MVA)。而,2机并网后瞬间无功达到29Mvar，这种情况下，一是导致了无功的重新分配，二是大量富裕的无功使系统电压上升。,2机并网瞬间，DCS上反应的机端电压由9.71kV上升至
9.87kV(电压上升1.65,)。这样势必引起,9机进相运行。
(3)当运行人员发现,9机进相运行后采取手动增磁无效，主要原因是,9机属无刷两机励磁，再加上发电机本身的时间常数，反应时间通常较慢，无法满足系统突变的要求导致此次跳机。
3、防范措施
(1)对,2机进行假同期试验，重新整定同期参数。
(2)仅,2、9机经同一母线对外供电时，要求,2机先并网，再并,9机。
(3),2机并网前，将机端电压调到与系统电压尽可能相同，使机组并网时输出的无功最小，并网后再调节无功，避免对发电机定子的冲击。
二十六、2008年1月8日海恩电厂,9机励磁调节器故障跳机事件分析
报告
1、事件经过
(1)1月8日，,9机正常运行中励磁调节器常发―公共报警‖、―给定值极限位
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置‖，且能自动复归。
(2)16:50时，电气检修到场后交待暂维持运行，待停机后处理。
(3)21:17时，,9机值班员监盘中，突然听到尖锐的异响，立即检查发现,9机已经跳机。,9机跳闸后转速最高升至3092rpm(就地转速表指示)后进入惰走，大旁路保护快开，立即将对外供热切换至,7炉，同时通知供热部，,7机维持单循环运行，且将,7机负荷降至75MW。
(4)经查，,9发电机保护柜上报警为:主汽门关闭、热工保护、灭磁开关联跳;励磁调节器柜上报警为:调节器跳闸、逆变、故障切换、TRIP;汽机保护柜上报警为:发电机保护动作;DCS中报警为:ETS已跳闸、发电机保护动作、就地打闸、励磁系统画面有―公共报警‖、―给定值极限位置‖报警。
(5)检修接到通知后立即赶赴现场，对励磁调节器柜上AVR通道各卡件进行清灰检查，同时复归报警信号。
(6)23:05时，,9机重新冲转定速，启励正常，并于23:26时并网运行正常。整个故障处理1小时48分。
2、原因分析
(1)此次故障的直接原因是:由于,9发电机励磁调节器故障跳闸引起。
(2)当日运行中时常有―公共报警‖出现后自动复归，从故障后各报警信号判断首先是灭磁开关跳闸引起跳机。
(3),9机励磁调节器正常AVR方式运行，若AVR通道故障，FCR备用通道异常，则失磁保护动作，故障后发电机保护柜无失磁保护动作报警，可排除调节器通道故障。
(4)若励磁系统旋转二极管短路或调节器误强励、误强减，则立即跳灭磁开关，且调节器柜上相应信号灯亮，二故障后调节器柜上无此报警，可排除此因素。
(5)从故障后的检查得知―公共报警‖、―给定值极限位置‖报警属误报警，而FCR通道上的0503卡件因蓄电池火警后烟尘持续存在，1月13日利用,9机停机机会，再次检查调节器各通道卡件时，证实0503卡件确实被污染(积满灰尘和油污)，误跳灭磁开关，是造成此次故障跳机的原因。
3、防范措施
(1)运行部加强,9机励磁调节器运行工况的监视，密切关注励磁系统运行参数和报警信号。
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(2)检修部利用机组停机时间，对励磁调节器柜上各卡件进行清理检查，确保卡件处于正常状态中。
二十七、2008年4月24日海门电厂,3机励磁系统异常跳机事件分析报
告
1、事件经过
(1)2008年4月24日13:23时，,3发电机发―P150 GENERATOR BREKER TRIPEED‖、―P567 LUOCKOUT RELAY 74/86-2A-TRIP‖、―P569 G60A GLOBAL ALARM‖报警，,3发电机跳闸，燃机维持空载满速。,4机13:26时解列按正常停机，汇报相关领导及中调。13:29时，,3机发―P125 HIGH EXHAUST TEMPERATURE SPREAD TRIP‖报警，,3机自动熄火遮断停机，检查3个起动失败排放阀无油流出。
(2)14:00时，电气检修检查确认为,3机励磁开关自动跳闸后导致,3机发电机出口开关2202跳闸，而励磁开关跳闸原因需进一步检查。其它未发现异常,将94EXTRIP-2到G60的线在端子上解开，告知机组可以启动。15:05时，,3机开机;15:24时，,3机并网;15:51时，,4机并网。
(3)22:39时，,3机又跳闸，其现象、报警同下午跳机情况比较，除多来―失火焰‖外，其他一致。检查发现,3发变组220kV开关2203首先动作,无其它保护动作信号发出，开关跳闸无异常。4月25日00:40时，因无法确定具体原因，向调度申请将2203转为冷备用，进行扩大性检查。
(4)4月25日08:10时，邀请海恩电厂及海天电厂专家帮助查找原因，经大家共同分析和做相关试验，得出以下结论:94EXTRIP有两付触点，一付供G60信号为94EXTRIP-2，另一付触点94EXTRIP-1启动86G-2A出口跳闸，所以第二次跳机由于断开94EXTRIP-2，G60上无信号，而直接跳开2203开关。通过检查分析，初步判定为励磁控制系统EX2100机箱中的ERDD、ERIO插件或背板可能存在问题，但由于GE提供的资料不够详尽，难以判断是哪块卡件存在问题。
(5)4月25日21:05时，检修人员将,1、,3机励磁EX2100 ERDD板对换，将失磁保护延时由3.0s改为0.5s，将94EXTRIP-1信号取消，保留94EXTRIP-2。4月26日9:00时，,3机发启动令，09:12时并网，其EX2100 ERDD板未见异常。
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(6)4月28日14:42时，,1机小修结束并网，其EX2100 ERDD板未见异常。
2、原因分析
(1)造成两次跳机的直接原因初步判断为,3机励磁控制系统EX2100 ERDD板、ERIO插件或背板可能存在问题。
检查励磁屏EX2100报警为Trip Via Lockout;检查G60保护，故障记录为94EXTRIP-2在13:20:08.80动作，断路器在13:20:08.84跳开。
为确定根本原因，电厂将,3机EX2100中的ERDD卡件与另一套机组(,1机组)互换;同时为防止机组频繁跳机，将两套机组94EXTRIP-1跳闸触点断开，留用94EXTRIP-2至G60信号继续观察，用以判定ERDD卡件的可靠性。
(2)造成第二次跳机的间接原因是处理第一次跳机后解除接线不正确。
在第一次跳机后，检修将励磁控制系统EX2100机箱中的ERDD板94EXTRIP-2到G60装置的线在端子上解开，这个端子为供G60信号，而非跳闸出口端子。在第二次跳机后检修将励磁控制系统EX2100机箱中的ERDD板94EXTRIP-1到G60装置的线在端子上解开，这个端子为供启动86G-2A出口跳闸。如果第一次解除正确，第二次跳机可能就不会发生。
(3)在两次跳机中，燃机报警虽然不同，属正常。在燃机甩负荷过程中，多数燃机都会跳，象第一次的燃机不跳闸属偶然现象。此后由于燃机快切到轻油位，此前的管路里还有重油，在空载满速的状况下，轻重油混烧，出现排汽温差大是正常的。
3、防范措施
(1)为了防止机组频繁跳机，将两套机组94EXTRIP-1跳闸触点断开，留用94EXTRIP-2至G60信号继续观察，用以判定ERDD卡件的可靠性。
(2)为了降低退出94EXTRIP-1跳闸后的风险，特提高两套机组失磁保护灵敏度，将失磁保护动作时间由3秒改为0.5秒,此变动不影响机组正常发电，不影响主保护对故障的判断和正确动作。
(3)将,3机组EX2100中的ERDD卡件与,1机组EX2100中的ERDD卡件互换，监视一个月，观察是否出现94EXTRIP-2发的报警，并根据报警情况对卡件或备板进行相应的检查，以便确定最终故障部位并采取相应对策。
(4)另外由于将两套机组94EXTRIP-1跳闸触点断开，正常停机时，86G-2A将不会动作，请相关运行检修人员知晓。
(5)在跳机原因未查出之前，运行部应设立专门的记录本，每班对EX2100进行
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监视，发现问题及时上报。检修电气专业也应对其做定期检查，以便及时发现问题。
(6)请检修部电气专业应将上述变更尽快提交设备异动单，便于跟踪和管理。
(7)请检修部对于各种可能发生的事故做好事故处理预案，以便提高对事故处理的快速性和可靠性，确保设备的安全和提高机组等效可用系数。
二十八、2008年6月7日海门电厂,3机励磁系统异常跳机事件分析报
告
1、事件经过
2008年6月7日，,3机基本负荷99MW，运行稳定。14:15:17时(DCS上时间比,3燃机TCC间MKV上时间慢3min左右)，发现,3发电机有功到零，2203开关跳开，,4机
随即手动正常停机，14:17时,4机负荷到零,打闸解列。
,3燃机出现以下报警:14:20:01.843 G60A GLOBAL ALARM;
14:20:06.968 GENERATOR BREAKER TRIPPED;
14:20:08.218 LOSS OF FLAME TRIP。
,3发电机保护屏上报警:40 LOSS OF EXCIT;TRIP FROM EX2100;VERSAIMAX DC FAIL;52L TRIPPED;41EX TRIPPED。
15:20时，电检检查后确认为,3机失磁保护动作跳机，为励磁系统中3块板卡中的一块有问题，具体问题需要待GE详查。
6月11日，在对,3励磁机检查的过程中，测量到一个旋转整流二极管反向电阻只有460欧姆，其他二极管正常，其与跳机是否有关系有待进一步分析。近日GE公司专家将到厂对,3励磁机检查进行全面检查。
2、原因分析
(1)此次故障与今年4月24日,3机跳机相似，在4月24日,3机跳机跳机后，更换了EX2100中的ERDD卡件，证明卡件没有问题。从三次跳机情况看，,3发电机确实是存在失磁故障，造成失磁的原因是励磁机有问题。前两次没有怀疑励磁机问题，没有对每个整流二极管进行单独测试，故障查找集中在控制系统，并解除了D60的跳
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闸接点，第三次从失磁保护出口再次跳机，才怀疑励磁机本身的问题。
(2)为何4.24跳机后，,3机仍然能开机运行40多天没有出现异常，似是当时跳机另有其它原因，这也不能完全排除，但问题都出在励磁有关方面，因此极为可能的情况是损坏的整流二极管在4.24是软故障，因为到这次跳机时这个二极管还没有完全击穿短路，如果4.24跳机后彻底检查励磁机，很可能发现不正常情况，而避免此次跳机。
(3)此故障与4.24非常相似，打出的报警信息基本一致，但6月11日在对,3励磁机检查的过程中，测量到一个旋转整流二极管反向电阻只有460欧姆，其他二极管正常。4.24的跳机是否也与此有关还不能下结论。近日,3发电机更换转子，GE公司也来人，希望对3次跳机能有个结论。
3、防范措施
(1)对励磁机所有整流二极管进行测试，并建立档案，并对,1机在有条件的情况下也进行同样测试，以便于在以后测试中观察其数据变化，在每次小修时测试一次。
(2)在正常情况下励磁机整流二极管其它能运行无损，说明损坏的二极管存在质量问题，在购买二极管后要做相关试验。
(3)将已解开的两套机组94EXTRIP-1跳闸触点恢复到原来状态，将提高的两套机组失磁保护灵敏度动作时间由0.5秒改回3秒。
(4)ERDD卡件仍然保持互换状态。
二十九、2008年6月25日海恩电厂,16冷却塔风机故障跳闸引起部分
辅机跳闸事件分析报告
1、事件经过
(1)6月25日23:05时，,4机DCS发―380VPC段电压互感器低电压保护动作回路断线报警‖，四控照明闪灭。
(2)第四、五套联合循环机组部分辅机切换，各厂用电进线开关正常，各段电压均无异常变化。
(3)从报警记录可知:
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1)6.6kV V段上,16冷却塔风机速断保护动作跳闸;
2),3机88BT1/2、88BA1、88VG1/2/3、88WC1跳闸，88WC2、88BA2、88VG4联锁成功，交流照明失去，直流照明自动投入;
3),3炉除氧循环泵、低压循环泵跳闸联锁至备泵运行，吹灰风机跳闸;
4),4机再生泵跳闸，9L03、9L04出现PT断线报警;
5),10机88VG2、88BT2跳闸联锁至88VG1、88BT1，88QA跳闸;
6),10炉,2循环水泵跳闸联锁至,1运行，,1除氧循泵跳闸联锁至,2运行;
7),11机,2轴封风机跳闸联锁至,1运行，ASP压力低报警。
(4)检修到现场进行初步检查发现，,16冷却塔风机电机开路，无法测量直阻，还需作进一步的检查。
(5)6月26日早上，再次对电动机、电缆进行了详细的检查，检查电缆绝缘合格，电动机相间开路，说明电动机内部发生了开路故障，分析原因认为，电动机内部出现了短路的情况，并将引线或者线圈烧断(两相以上)导致出现开路情况，故障可能发生在引线处或者线圈内，具体原因需要进一步检查确认，由于当时下雨，无法进行吊空冷器检查工作，工作暂时中止，并立即向相关领导汇报。
(6)6月27日中午，将,16冷却塔电动机吊下，转运至四控0米进行进一步检查、修理:吊开电动机空冷器发现，电动机的引出线处因电弧短路导致两相引线烧断开路，导致电动机出现开路故障。从故障部位可以看出，电动机线圈本体完好，故障部位的线圈表面的绝缘漆局部受到电弧光的灼烤有变色现象，只需对引线进行连接并重包绝缘、清理喷漆后即可恢复正常。
(7)联系东莞华东电机维修公司，于28日对该电动机进行了修复。修复后6月30日进行了相关试验工作，三相直流电阻分别为3.08Ω、3.07Ω、3.09Ω，绝缘电阻15MΩ，直流泄漏电流260uA，并且稳定试验结果合格。当日对电动机进行空载试验，电动机运行正常。
2、原因分析
(1)经分析，认为该故障系由漏水造成:对电动机的各部位进行了查找，并确定漏水点在电动机冷却器隔板上，该冷却器隔板外侧是外循环风道，内侧是内循环风道，该隔板与边框之间的固定采用的是点焊方式，为焊接部位依靠油漆密封，随着运行时间的延长，该油漆出现裂纹，事发当时正下大暴雨，电动机正在运行，雨水被外冷却风扇从进风口吸入，吹在隔板上，最后顺着缝隙进入电动机内部，并滴在电动机
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引出线部位，由于制造工艺的原因，电动机的引出线与电动机绕组扁铜线连接部位使用了绝缘套管进行绝缘而并没有浸绝缘漆处理，水分顺着套管与引出线外皮之间的缝隙进入，使该部位绝缘遭到破坏最后导致相间短路放电故障。
(2)漏水的原因:是内外风道隔板与外框之间采用点焊方式固定，未满焊处理，导致暴雨期间雨水被吸入外循环风道后顺着缝隙进入了电动机内部。该缺陷属于制造工艺不合理造成。
(3)由于短路故障引起,16冷却塔风机速断保护动作跳闸，造成380V厂用电瞬间低电压。
(4)380V辅机电源为接触器控制，各接触器本身特性不一样，出现部分辅机跳闸现象。
(5),11机ASP电磁阀有一半使用UPS电源，一半使用厂用电电源，当厂用电瞬间低
电压时，电磁阀出现抖动现象，引起ASP压力低误报警。
3、防范措施
(1)电气分部制订计划，对所有该型号电动机进行处理，打开外冷却风道，对中间的隔板未焊接部位的缝隙进行清洗并涂抹密封胶，防止雨水顺着缝隙进入电机内部造成故障。
责任部门:电气分部;责任人:李辉;要求完成时间:7月30日。
(2)热控对,4机ASP电磁阀电源进行检查、确认。
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[燃料专业篇]
一、1994年09月23日协孚公司,6油罐漏油事件分析报告
1、事件经过
1994年9月23日，协孚公司油库在首次进重油时，因,6油罐人孔紧固螺栓不紧而发生一起漏油事件。经量罐计量，共有14.5吨重油经海恩电厂排水口流入海中，直接经济损失1.16万元;由于雨水冲刷和海潮飘流的作用，在月亮湾码头、妈湾灰场和大铲岛地域的海岸线及上述局部海域造成了环境污染，损害了企业声誉。
2、原因分析
(1)直接原因:经分析，造成本次油罐漏油事件的直接原因是专业清罐公司在,6罐清洗后，人孔螺栓没上紧，导致油罐人孔密封圈泄漏。
(2)间接原因:油库有关人员没有按设备检修后的检验程序对油罐设备进行检查，工作马虎，责任心不强，进油过程中巡查不力，致使油罐发生漏油时不能及时发现。
3、防范措施
(1)召开分析讨论会，举一反三，发动全体员工查找安全隐患及管理缺陷，逐条逐项制定整改措施方案，堵塞安全漏洞。
(2)进一步建立健全油库安全管理规章制度，规范部门、班组和岗位安全检查和巡查，加强安全监督部门的巡检力度，确保油库生产设备设施可控、在控，处于完好状态。
(3)加强外来施工队伍的管理，开展入库作业安全教育培训，及时签定安全质量责任书，加强施工过程的安全技术质量监督以及竣工后的质量验收，确保施工质量。
(4)建立油库漏油事故应急救援预案，并开展演练，防范于未然。
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二、2006年2月28日海恩电厂,3机因燃油压力低跳闸事件分析报告
1、事件经过
(1)2月28日22:08时，,3机开始切轻油;22:15:23，MarkV发―切换站轻油滤压差高‖报警，就地查，,1轻油滤运行，压差开关已弹出;22:16时，轻油切到位。
(2)22:18:50，MarkV发―燃油3B滤压差高‖报警，就地查，,1 3B滤运行，压差开关已弹出;在辅机间查，主燃油泵入口压力2.4bar，值班员汇报单元长值长。
(3)22:20:52，MarkV发―燃油入口压力低‖报警;22:21:04，L4T动作，燃机熄火遮断，机组进入惰走。值班员将上述情况汇报单元长，值长，打印跳机的报警文本和跳机历史纪录等。
(4)22:40时，轻油滤和3B滤压差开关都已复位，接值长令，轻油滤,1切至,2，3B滤由1,切到2,。
(5)23:06时，接值长令，机组强制冲油，FQL1=13.79%，FQLM1=1.95kg/s，三机一致;切换阀前轻油压力4.0bar，主燃油泵入口压力3.9bar。
(6)23:22时，接值长令，复归所有报警，机组选CRANK位，启动冷拖。
2、原因分析
此次故障的直接原因是:,3机切到轻油运行后，由于我厂使用的是非标轻油，在低温情况下粘度大且易析腊，造成燃油系统滤网堵塞(轻油滤及3B滤均有压差高报警)，导致燃油截至阀前压力低至L63FL2L压力开关动作，机组跳机。
3、防范措施
(1)在条件许可下，供应部门尽可能采购标准轻油。
(2)在目前状况下，尽可能提高轻油运行压力，保证燃油截至阀前的压力始终,2.5bar以上。
(3)加强监视各滤网运行中的压差，在压差开关动作后，第一时间切换到备用滤网运行，避免多个滤网同时发生压差变大，导致燃油截至阀前压力开关动作。
(4)加强岗位职责培训。燃油滤网压差高报警后，运行值班员完全有职责进行切换滤网，只需在切换完毕后汇报单元长即可;而本次事件中，出现―切换站轻油滤压差高‖及―燃油3B滤压差高‖报警，值班员都没有及时进行切换，等到值长下令后才进行滤网切换。
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三、2006年6月17日海天电厂,3燃机启动电机启动跳闸事件分析报告
1、事件经过
(1)2006年6月17日，,3燃机处理完,4喷嘴卡套漏油后，准备启动并网。13:38时，启动,3机，起动电机跳闸，控制室发出―燃机前置压力低跳闸‖、―轻油压力高‖、―启动设备跳闸‖、―启动电机保护闭锁‖报警信号。燃机值班员和重油值班员对轻油系统检查未发现异常，机组无刮缸现象，此时盘查转速4.2%，滑油母管温度48?。
(2)电气人员现场对电气系统检查，也没发现任何问题，要求再次启动试验。14:02时，再次启动仍出现上述情况。
(3)热控人员现场对控制系统进行检查，在充油放气试验时发现轻油过滤撬压力在启动瞬间有较大波动，将L63FD2L压力开关进行强制，再次启机成功，于15:16时燃机并网运行。
2、原因分析
轻油油罐液位较低，启动轻油泵时瞬间将管线内轻油抽空，导致轻油泵入口压力低，起动电机跳闸。
3、防范措施
(1)今后机组和设备发生异常现象，相关专业和部门应及时进行检查、分析和处理，不能放过任何异常现象，避免不及时处理而造成较大的影响和事故。
(2),1机88CR保护系统完善，请电气专业尽快将保护投入运行。
(3)热控专业对L63FD2L压力开关进行效验，调整好定值，并将此保护加3秒钟的延时，以躲过压力波动而动作跳机。
(4)机务对轻油前置的滤网进行情扫检查。
(5)增加轻油罐的油位指示，保证在启轻油泵时，油压不过大波动。
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四、2006年12月2日海门电厂,1燃机因轻油滤网压差高跳机事件分析
报告
1、事件经过
2006年12月2日7:08时，,1燃机发启动令。7:21时,1燃机并网，此时切换站轻油压力5.1bar，轻油滤网压差为0psi。7:24时并网后预选40MW，此时出现―DISTILLATE FUEL FILTER DIFF PRESS HIGH‖(轻油滤网压差高)报警，就地检查轻油滤网压差已达到1.75bar，轻油滤网后压力4.0bar，MARKV上显示为3.8bar，并有下降趋势，立即对轻油备用滤(,2油滤)充油。
7:26时减负荷到20MW，轻油压力仍不断下降。7:29时发报警―LOW LIQUID FUEL PRESSURE-TRIP‖(轻油压力低跳闸)。
7:35时对备用滤网充分排气后切换，就地检查切换站轻油压力5.2bar，压差0psi。7:43时,1燃机重新发启动令，7:55时燃机并网，8:31时,2机并网。
2、原因分析
(1)此次跳机的主要原因是，由于电厂用的是非标柴油，凝点较高。当天环境温度较低，机组启动前，只有13.4?，引起非柴油发生析蜡，造成轻油滤网压差迅速上升，引起跳机。
(2)由于以前没有对备用滤进行充油备用，使得在出现滤网压差高报警时，无法快速切到备用滤。这也是发生此次跳机的一个主要因素。
3、防范措施
(1)对每批非标柴油取样试验，确定析蜡温度，当环境温度达到析蜡温度时，燃机停机后每2小时轻油打循环10分钟，启机前必须提前2小时对轻油打循环，以避免发生析蜡。
(2)机组运行前，对轻油备用滤要充油备用，便于出现问题时，能快速切换。
(3)当环境温度接近析蜡温度5?以内，电厂化学专业人员每周对,5罐非标柴油进行一次析腊的相关试验，了解和掌握有关的数据。
(4)由于天气已转冷，机组停机后，对重油也要定期打循环，以降低油的粘度，请运行部制定相关规定。
(5)对于此次故障，运行部要尽快修改和完善燃机运行规程有关内容。
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五、2006年12月18日海门电厂,3燃机因排气温差大跳机事件分析报
告
1、事件经过
2006年12月18日7:14时，,3燃机发启动令。7:21时,3燃机并网，此时切换站轻油压力5.1bar，轻油滤网压差为0psi。
7:26:40时，,3燃机空载满速，运行人员到切换站检查，发现轻油滤网压差上升到5psi，并有继续上升的趋势。准备切换滤网，在对备用滤排气过程中，7:29:11时燃机来COMBUSTION TROUBLE(燃烧故障)报警，7:29:17时来HIGH EXHUST TEMPRETURE
SPREAD TRIP(排气温差大)信号跳机。
2、原因分析
跳机后运行人员立即收集了有关数据，下面是跳机前后变化的一些主要数据:
可以看出第1号、22号、23号、24号4支相邻热电偶排气温度值从7:29:00时开始下降。7:29:11时即,3燃机空载满速2分31秒后，23号热偶TTXD1-23温度值由275?下降到219?，燃机发出―燃烧故障‖报警。7:29:17时23号热偶TTXD1-23温度值下降到217?，,3燃机―排气温差大‖跳机，跳机时24支排气热电偶的温度值分别为:240、270、285、276、272、277、291、300、301、299、295、295、303、305、306、303、295、285、281、275、261、246、217、224。由此可以推断，,3燃机空载满速后有一个燃烧室熄火，造成燃机排气温差大跳机。
跳机后，没有进行任何检修性处理，,3燃机再次开机正常。说明造成燃烧不好，出现熄火的原因可能是个别燃烧室油路短时阻塞造成的。电厂使用的为非标柴油，12月18日时,3机已停运了2天，因气温较低，尽管停机状态下燃机轻油系统进行了
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间断循环，轻油仍然出现了析蜡现象，引起个别燃烧室油路短时阻塞。
3、防范措施
电厂使用的是非标柴油，之前针对天气转冷后轻油析蜡问题制定了燃机停机后轻油打循环的措施。通过此次跳机，说明该措施还不完善。由于轻油打循环的温升与管道阻力成正比，而轻油回油手阀通径太大，因此通过此阀循环温升效果不好。应改为通过轻油最小流量电磁阀20FD-2打轻油循环，循环时间以及是否连续循环根据轻油温度决定，应保证轻油温度高于析蜡温度5?。
六、2007年2月4日海恩电厂,3机因滤网压差高导致机组跳机事件分
析报告
1、事件经过
(1)2月04日8:07时，,3机1,3B滤网压差高，运行值班人员将其切换到,2，对,1放油，并由当班值长联系了维护班进厂清理滤网。
(2)17:33时，,3机,2 3B滤网压差高报警，运行值班人员立即由四控赶到就地检查，燃油截至阀前油压由接班时的4.6降至4.2bar，全面检查机组其它无异常，将以上情况汇报值长后，由值长通知维护班派人立即进厂更换滤网;18:25时运行部维护班到厂清理滤网。
(3)18:30时，运行值班人员检查,3机燃油截至阀前油压4.0bar，将重油泵出口压力设定由6.0调整到6.4bar，燃油截至阀前油压由4.0上升到4.2bar，并对机组进行了全面检查。
(4)19:02时，在清理1,3B滤网过程中,3机跳机。
(5)19:15时，到现场了解完情况，将上述情况汇报调度及总工;19:20时，维护班清理完,3机1,3B滤网。
(6)19:40时，,3机惰走结束，对燃油系统放油，并冲轻油排气;20:45时，,3机冲完油正常;请示调度，接要求等通知。21:00时，维护班清理完,3机2,3B滤网;充油放气后列入备用。
(7)21:05时，调度来电同意开机，下令,3机值班员开机;21:26时，,3机并网;21:51时，,4机并网。
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2、原因分析
从近期滤网堵塞更换频率来看，滤网的更换频率越来越快，滤网的使用寿命越来越短。原因初步估计是:
(1)近期使用的油品比以前差，有可能是油品造成了滤网堵塞。
(2)有可能是目前使用的滤网质量问题造成的原因。
(3)故障发生后未能及时清理更换滤网导致机组截止阀前油压低时无法切换到备用滤，使得机组跳机。
3、防范措施
(1)改造滤网，将目前使用的25目滤网更换成40目的金属滤后，目前已正常运行4天。
(2)改造滤芯，在跳机前使用的滤芯是2段叠加的，而其它机组是单根的，滤芯结构与其它机组的不一样。
(3)化验目前的重油品质，检查是不是油品问题造成的原因;对目前使用的25目滤网解体检查，看是不是滤网问题造成的原因。
(4)机组运行期间，运行值班人员加强燃油系统各点的压力监视，特别是滤网压差的监视，及时切换压差大的滤网并及时检查更换，确保燃油系统压力正常，避免机组因燃油压力波动而导致机组跳机。
(5)现3B滤结构不太合理，要求检修部在机组大修期间进行改造。
七、2007年7月23日海天电厂,1机因使用非标柴油导致晚并列事件分
析报告
1、事件经过
(1)2007年7月23日04:31时，,1燃机点火启动，点火当时FSR:18.8%，FQLMI1:0.28kg/s。04:31时，发出―燃油压力低‖信号。值班员就地检查，清油压力5.2bar，主燃油泵入口压力5.0bar。04:39时，机组转速达到80%时，发出―高压燃油压差高‖、―,1、,2火焰探测器火焰丢失‖及―透平主保护跳闸‖信号，,1燃机熄火自动停机。
(2)运行值班员将,2高压燃油滤切换到,1，对机组重新充油放气，检查油系
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统和雾化空气系统阀位正常，点火器插入到位，活动正常。05:17时再次点火，失败，当时的参数是FSR:18.8%，FQLM1:0.45kg/s，点火时就地观察喷嘴前压力最高10bar。05:32时，经过检查后，机组在高盘状态点火，又失败。
(3)热控检修人员检查点火控制系统，拆下,14点火器进行打火试验正常。运行人员再次对油系统充油放气，并高盘35分钟后于07:35时再次点火再次失败。
(4)此后，机务人员安装了雾化空气压力表，更换了,1高压燃油滤，并将点火FSR由18.8%改为22%，随后在高盘状态下点火成功，10:36时机组并入系统。按调度给定时间，晚并列2小时36分钟。
2、原因分析
经过一段时间的观察，原因有可能是使用非标准油引起，具体原因有待进一步观察确定。
3、防范措施
(1)在使用非标准清油油品时，适当调整点火相关参数，适当增大燃油量。
(2)加强技术培训和责任心的教育，提高事故判断和处理能力。
(3)加强记录的管理，正常运行和发生异常、事故时，应认真记录各种相关参数和处理过程，必要时进行各种化验和试验，为分析事故原因提供充分的原始依据。
(4)运行部完善值长在事故处理时如何进行检查、处理、汇报、记录以及处理事故的权
限等相关规定。
(5)检修部制定检修人员到现场后，针对不同的事故应检查什么、怎样有效的排除故障等相关预案。
(6)安技部完善各部门上交事故报告的内容，并明确检修人员到事故现场后处理事故的权限。
八、2007年11月5海天电厂,1燃机启动过程中熄火造成晚并列事件分
析报告
一、事件经过
(1)2007年11月5日，第一套循环机组准备启动。00:00时,1机开始打重油循环，04:30时启动轻油泵进行轻油循环(此时轻油温度17.7度)，6:00时冲油憋压，
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轻油压力6bar，主燃油泵前压力6.2bar，各喷嘴压力6.0bar(此时轻油温度19.6度)。07:10时投入喷淋水泵，7:22时燃机值班员发启机令。7:28时运行值班员发现,2炉内部有大量水排出，值长说锅炉满水，立即下令停止,1燃机启动。燃机专工到炉顶检查发现是喷淋水管漏水，值长重新下令启动,1机组。
(2)7:49时，,1机发启机令，7:56时点火成功，FQLM1:0.27kg/s，FSR:17.6%，TNH:12.3%。7:59时转速达到31%时，,1机发出熄火停机信号，并自动停机，8:09时投入盘车，此时轻油压力5.6bar。各专业人员现场检查没有发现问题。
(3)8:35时，,3机发启动令，8:40时点火成功，ABCD同时着火，此时FQLM1:0.51kg/s，FSR:20.6%，TNH:12%。8:41时,3燃机同样发出熄火停机信号，进入自动停机程序。
(4)9:30时，热机人员切换重油双联滤和轻油滤，对油系统充油放气，并打轻油循环。热控专业拆下点火器检查，并进行点火试验无异常，拆下C火焰探测器，与,3燃机对换，启动高盘，对油系统轻吹。
(5)10:29时，,1燃机再次发启动令，此时FDL1:8.7bar，FDL2:5.4bar，轻油温度28.4度，10:36时点火成功，FQLM1:0.28kg/s，FSR:20%，TNH:12%，火焰探测器ABCD同时着火。10:46时,1燃机并入系统，12:30时,2机并入系统。
2、原因分析
通过对,1、,3燃机事件前后打印报告中的数据分析，判断事件可能原因为:
(1)电厂使用的是非标轻油，此时的天气温度较低，致使油温温度低，加上是冷态启机，使燃烧不充分，在机组加速过程中，油的给量小，加速率就小，油在燃烧室燃烧的不充分，在30%转速时，油量过大，与雾化空气配比不好，致使启动过程中发生富油熄火，油品不好是此次事件的主要原因。
(2)燃油分配器是条形分配器，在温度较低情况下，又加上是低转速，使油经过分配器时出力不足，也可能是引起机组加速率不足，引起机组增加油量，从而造成机组富油熄火。
3、暴露问题
(1)运行人员在发生事故时，不能及时记录相关参数，在发生故障及异常时，不能及时准确的进行判断，而盲目的下令。
(2)在进行故障抢修时，现场没有统一的指挥。
(3)运行在事件后没有提交事件前后的充足的相关数据。
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4、防范措施
(1)运行部制定在天气温度低的情况下，如何提高轻油温度的具体措施，下发到各岗位，并监督执行。
(2)适当的机会，更换燃油分配器。
(3)油化专业对现用的非标轻油进行试验，检验出吸希腊的温度点以及腊的熔化点，将试验结果报电厂，电厂根据具体情况制定具体的防范措施。
(4)运行部制定明确的规定，在发生故障时，应记录哪些关键的参数，故障发生后，应及时打印留存和提交哪些打印报告。
(5)安技部下发明确的规定，在进行故障抢修过程中，分别应由哪些人员来充当指挥，负责统筹安排故障现场的处理，并明确职责和权限。
(6)运行及检修部加强对各级人员的技术培训，及时安排相关专业的反事故演习，提高人员技术水平和事故处理能力。
九、2008年2月28日海门电厂因燃料问题造成机组被迫停运事件分析
报告
1、事件经过
(1)2008年2月24日，电厂新进了4600吨广州泓润的国产调和油，25日供应部交罐后运行重油即开始处理，然而处理后的重油化验结果长时间不合格，重油只得打循环再处理，20个小时后K、Na化验在0.5,0.7范围内，切静油进,4日用罐，可是处理线的流量始终上不去(30,50T,h)，而且中间也发生了多次K、Na化验不合格切回油的情况。因本月19日处理线大修刚刚结束，日用油存量不足，26日16:40时机组开始烧这批调和油。
因机组用油无有效的静置时间，机组重油滤网更换时间就越来越短，并发生多次切轻油的情况。27日机组重油滤网更换次数更加频繁，最短一次仅12分钟。28日10:48时第二套联合循环终因重油滤网更换来不及，向中调申请退出运行，14:29时第一套联合循环也因同样的原因再次向中调申请退出运行。
(2)事发当天，电厂立即启动了《燃料供应紧急情况应急预案》，28日14:45时总经理紧急召集生产各级领导研究讨论解决当前燃料问题，29日11:20时又召开
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了第二次紧急会议，形成了解决电厂目前燃料问题的临时应对措施，决定将此批油中的3600吨油通过应急泵管路抽到码头上紧急调来的油船上，腾出油罐，并在总部的帮助下紧急采购了1100吨韩国油和2300吨湛江国产调和油进厂处理，尽快恢复发电。
(3)3月3日，第一套机组首先恢复运行。3月6日，第二套机组恢复运行。本次停产造成第一套机组停运64小时，第二套机组停运96小时，少发电量2400万千瓦时。
2、原因分析
(1)电厂储油罐容量小，进油量罐后立即交重油处理线处理，无静置沉淀时间，油罐失去了预脱水、脱渣的作用，造成处理线脱渣的负担加重。
(2)电厂日用油罐容量小，处理后的油无有效的静置时间，油中的杂质及含水来不及沉淀，随燃油一起进入机组，加重了滤网的堵塞。实践证明，足够时间的罐内静置，可以大大延长重油滤的更换周期。
(3)由于电厂位置离塘厦村太近，为避免飘灰到村里，在主导风向为北风的10月至次年4月期间，只能燃用含硫低的国产调和油。可是国产调和油杂质多，成分不稳定，加大了处理线的处理难度。到目前电厂共使用近40批次约18万吨国产调和油，虽然存在杂质多，成
份不稳定造成的难处理和堵塞滤网的问题，但造成停机尚属第一次。2月24日进的约4600吨油杂质超过以往任何一批次，处理后的油不到20分钟就将燃机重油滤堵住，这是造成本次停产的直接原因。
(4)电厂重油处理采用静电处理线，静电处理方式是依靠重力沉降进行脱水、脱渣，其能力远不如离心式处理线。制造厂出于这一点考虑，在重油处理线设计中增加了一台燃油研磨机，用于油品通过性的后期处理，这种技术广泛用于炼油厂，但由于燃机对油品清洁度要求高，试用后发现该装置无任何作用;其后借鉴海恩电厂改造经验，在处理线出口安装了一套100T/h流量的自动反冲洗过滤装置，但由于流量大，装置因无法正常工作，被拆除;再后，经多次重新设计，均因技术不成熟，至今仍然无法投入使用。
3、防范措施
此次机组被迫停运，不但给电厂带来较大的经济损失，同时也给中调和社会造成了不良的影响。为改善电厂燃料问题的不利现状，避免再次发生类似问题，提出如下应对措施:
(1)对生产警戒油量预警机制重新修订，提高安全裕度，当突破警戒线时，要
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立即报公司安委会，并采取紧急措施，尽快恢复到安全油量。
(2)进一步摸索油品中的杂质对油品使用性能的影响，尽快完善油品采购标准，制定合理的控制指标，在油品采购的审批上把好关。
(3)加强对进油质量的监测和控制，添置必要的检验检测仪器，以具备对来油的机械杂质进行量化分析的能力。将油品中的机械杂质含量作为进油的一项重要控制指标。
(4)责成供应部会同协孚公司，尽快查出上月底进来的4600吨重油的产地，责成运行部取油样进行对比化验，了解和掌握此类油品的主要成分，找出此次严重堵塞滤网的原因，今后提前做好应对措施。
(5)考虑再建一个200吨左右的柴油罐，将现有2000吨的柴油罐改造成重油日用油罐，提高日用罐容量，增加油品静置时间。该项目属于政府控批项目，涉及政府多个部门的报建，目前电厂正和有关部门协调中。
(6)改造目前的重油反冲洗设备，如果下一步设备厂家的改造仍不成功，考虑采用多台技术相对成熟的小容量反冲洗设备并联运行的方案。
(7)与金门公司商议将目前一级静电罐125kVA变压器更换成一台容量较大的160kVA变压器，以应对处理国产油时一级电流大、电压低，静电罐电场作用基本丧失的问题，提高静电罐脱水脱渣的能力。
十、2008年3月18日海门电厂,3机因抑钒剂问题造成跳机事件分析报
告
1、事件经过
从2008年3月13日开始，由于更换了新的抑钒剂(JL2000)，电厂燃机的双联滤、高压油滤压差上升比以前快，滤网更换比较频繁。3月18日,3机并网不久，,3机,1双联滤就发压差高报警。因为,2双联滤来不及清理，故未切换，将,2双联滤充油并保持长流油。
9:00-10:00时，检修人员更换了,3机,2高压油滤;10:00时更换了,2双联滤，10:28时燃机值班员切,2双联滤运行。
11:00时对,3机,1双联滤进行排油，11:30时运行现场检查发现放完油的,1双
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联滤未更换。12:50时,3机,2双联滤发压差高报警，此时,1还未更换。13:15时检修告知,3燃机,1双联滤暂时不更换纸滤，等运行侧纸滤压差满表时切至,1。于是值长令燃机值班员对,1已放油的双联滤重新充油。
13:37时,3燃机来高压油滤压差高报警，告知燃机值班员检查切换。13:40时,3燃机燃油压力低跳机，,4机紧急降负荷停机。
在检查其它方面无异常后，13:50时,3机冲油，切换双联滤，切换高压滤。14:13时,3机发启动令，14:26时,3机并网，14:51时,4机并网。
2、原因分析
(1)改用新型抑钒剂(JL2000)后，燃机的双联滤、高压油滤压差上升很快，造成,3机主燃油泵前的燃油压力低跳机，是本次跳机的客观原因。
(2)改用JL2000抑钒剂后，机组连续几天双联滤、高压油滤压差上升比以前快，滤网更换比较频繁，换下的金属滤芯来不及清洗，造成双联滤、高压油滤来不及更换。面对异常情况，检修人员没有充分做好应对措施，运行人员在滤网更换出现问题时，处理问题不果断，是本次跳机主观原因。
3、防范措施
(1)运行方面要完善并明确滤网切换的各项操作规定，做到有章可循。
(2)专工、设备负责人要彻底清查现有库存备件，做到心中有数。关键、易损备件要提前备好，一时备不齐的要有应急措施，杜绝临时抱佛脚的工作方式。
(3)积极研究新型抑钒剂的使用方法，与其它使用同型号抑钒剂的电厂加强联系、沟通，及时交流使用经验。
(4)检修方面要积极探索清洗双联滤、高压滤金属滤网的好方法，彻底摆脱生产中的被动局面。
十一、2008年9月9日海恩电厂,3机燃油流量波动跳机事件分析报告
1、事件经过
(1)9月9日7:10时，,3机发启动令。7:30时，转AUTO。7:35:07，点火齐着。7:35:56，发启机燃料超限跳机报警，,3机熄火遮断。
(2)机务到场对燃油旁通阀进行了拆卸清洗。发现拆下的燃油旁通阀有卡涩现
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象，上面沾满重油。热控将燃油旁通阀的伺服阀增益由1.0改为1.3。
(3)11:05时，发启动令。11:11:55，点火齐着，机组燃油超限跳机遮断。
(4)机务更换了一个新的燃油旁通阀。
(5)13:17时，点火正常，不久再次燃油超限跳机。
(6)热控将增益从1.0调整到1.3，零偏从3.3调整到2.7。
(7)13:40时，发启动令，点火失败。13:55时，再次开机，点火失败。
(8)14:45时，热控更换伺服阀。点火后立即燃油超限跳机。
(9)16:20时，启机，点火成功，暖机过程中燃油流量大幅波动，造成熄火跳机。随后，热控调节点火、暖机参数，更换伺服阀，启机5次，均因为暖机过程中燃油流量大幅波动，熄火跳机。
(10)23:25时，热控更换燃油分配器测速头。充油正常。23:59时，点火，火焰不稳定，暖机结束后熄火跳机。
(11)10日0:13时，热控调整参数，FSKSU_FI改为25%，FSKSU_WU改为22%，增益
维持1.0，零偏维持3.3，FSKMINU2改为16%，点火转速提高到14%。
(12)1:07时，CRANK启动。1:17时，转AUTO，点火后流量趋于稳定。1:40时，并网。2:36时，带基本负荷。
2、原因分析
(1)本次故障是由于燃油旁通阀卡涩造成的。
(2),3机燃油旁通阀解体后发现阀芯和阀套接处面上粘着胶状的重油，清理后未发现阀芯和阀套有明显划痕和磨损。可以推断由于重油较脏且粘度大造成燃油旁通阀卡涩。
(3)该燃油旁通阀是今年2月份更换上机的新阀。从4月29日,8月25日烧天然气运行，其间运行1696小时。在烧天然气之前是烧油运行。在烧气期间中，燃油沉积并凝集在燃油旁通阀芯和阀套上，减少了阀芯和阀套配合间隙，为旁通阀的卡涩提供了可能。
(4)本次故障的时间主要用于热控分部调整控制参数使之与执行机构匹配上。
3、防范措施
(1)在油转气停机时，要求运行人员在满负荷下轻油运行10分钟。
(2)热控分部增加定期工作:每次小修时校对燃油旁通阀的动作时间。
(3)热控分部需积累经验，从历次参数调整的过程找出规律，缩短试验时间。
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[火情及火警事件篇]
一、2005年10月24日海天电厂,2汽轮机厂房4米层一照明灯起火事件分析报告
1、事件经过
2005年10月24日中午12时38分，警消队人员在汽机厂房巡查，走到4米层时，闻到刺鼻的胶皮烧焦味。经查发现在,2发电机小间门前上方灯管正冒烟着火，便立即用对讲机汇报警消队队长，并迅速用灭火器进行灭火。警消队队长带领其他队员赶到现场后将火扑灭，并通知运行人员，拉开照明电源。
2、原因分析
此次事件的主要原因是灯管厂家生产质量问题，灯管整流器质量不过关或接线送接触不良发热而着火。
3、防范措施
(1)电气检修对照明用电源开关进行检查，检查是否带有漏电保护器，容量是否符合要求。尤其对油系统、化学、电缆槽盒仓库等易燃易爆场所的照明系统进行详细检查，确保此类场所不能因照明系统的问题而扩大事故。
(2)运行人员对全厂各生产系统进行普查，找出照明系统出现问题会扩大事故的薄弱环节，提交到部门，部门统一安排落实整改。
(3)电气检修将检修电源箱和照明箱进行标识，以便发生问题时及时将电源关掉。
(4)今后发生火情，要明确报告程序，发生火情后，消警队人员在报告队长的同时必须通告运行人员，运行人员接到报告后，视其具体情况，果断采取措施，并报告相关领导和安全管理人员。
(5)各级人员尤其是警消队和运行人员要认真学习火灾扑救常识和程序，如电气设备着火首先要切断电源再进行救火。
(6)各部门在人员在下班前必须关掉计算机和照明电源后方可离开，避免发生火情。
(7)警消队需对全厂消防系统进行普查，重点是易燃易爆场所，对存在的问题
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及时进行处理，暂时处理不了的要提出建议上交厂部解决。
二、2006年11月8日海恩电厂,3机轮机间进气室底部出现明火事件分
析报告
1、事件经过
(1)11月8日15:05时，运行燃机专工在,3机控制室记录参数时，接到警消队员告知,3机发现轮机间顶部冒烟，遂到轮机间检查，发现轮机间靠进气室底部有明火，立即通知警消队员灭火并向领导汇报后紧急停机。停机再次检查，轮机间已无明火，但原着火处有大量白烟冒出。
(2)15:09时，警消队监控室接到现场报警后，立即拉响警消队火警警报，15:11时警消队员着消防服赶到,3机现场，按机组灭火方案展开消防工作，同时各部门负责人及专工也陆续赶到了现场。此时警消队初步找到冒烟地点在燃机的底部，立即选用泡沫灭火器将泡沫剂喷洒在燃机底部冒烟处。15:18时分浓烟散去，检查周边也再无烟冒出。
(3)在,3机停机过程中检修人员已经赶到现场，对可能着火的部位进行初步检查(轮机间温度高，不能久留)未发现明显引起着火的原因。随着,3机停机后温度的逐渐下降，检修人员仔细检查了着火区域和可疑部位，重点对进气室靠辅机间与靠轮机间底部检查，现场也没有发现易燃物和油迹。
(4)17:10时，运行人员对,3机轻重油置换的强制充油，FQL1为22.72%，FQLM1为2.97kg/s，三机表决一致。充油过程中检修人员再次仔细检查了辅机间与轮机间底部的14根燃油管道及附近区域可能的漏油点，没有发现任何渗漏点(因轮间温度高达330?，当时没憋压)。
(5)18:30时，待轮间温度降下后，运行人员再次强制充油憋压，各单向阀前压力8bar，此次发现轮机间靠进气室底部至,8喷嘴的管道有渗油，该管道上有一极细小的砂眼，其它地方未见渗油。
(6)检修人员考虑到砂眼很微小，且此油管不易拆卸和不可以在线补焊，经请示厂领导批准后后对此砂眼进行了铆封处理。
(7)检修处理结束后，运行人员启动至空载满速(调度不同意并网)，,1,,
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14燃油喷嘴前的压力在18,20bar之间,检修人员对现场各油管仔细检查，未发现任何渗油可以点。
(8)1月9日，,3机起机带满负荷后，检查各油管路均没有渗油情况。
2、原因分析
(1)由于管线使用年限久，导致管线腐蚀老化出现砂眼。
(2)分配器出口到,8喷嘴的燃油管道出现砂眼，在基本负荷状态下，管内压力有36bar，使得砂眼处对外漏油，同时机内温度很高，导致渗漏出的燃油熏烤汽化而着火。
3、防范措施
(1)各部门加强设备巡视，严格执行巡检制度，尤其是对机组设备存在的老化问题进行跟踪，对机组设备加强监督工作，确保设备安全。
(2)检修部、运行部在此管线未更换之前，机组运行过程中，对此部位加强监视。
(3)热机分部准备备件，利用机组小修时间更换此管道。
(4)加大设备底部污油泥的清理力度。
三、2007年1月10日海天电厂电焊作业引发火情事件分析报告
1、事件经过
(1)2007年1月10日15:00时左右，锅炉检修人员在,2炉30米层安装检修电源箱，焊接电缆套管时，电焊渣落到下部的铁件后四溅，溅到下部,1燃机冷却风机的草丛中引发着火。
(2)运行化学取样人员从此经过发现,1燃机冷却风机下部干草着火，用脚踩踏灭火未成功，立即喊上部锅炉检修人员，此时另有运行人员发现火情后从8米层提2台灭火器进行灭火，锅炉检修人员在30米层作业人员发现着火后，也同时往下跑并用衣物进行灭火，警消队人员接到通知后赶到现场进行灭火。15:10分左右将火扑灭，过火面积约达6平方米。
2、原因分析
(1)焊接作业前没有充分考虑到作业现场情况，动火票中提出―注意保护下层
262
设备‖，但实际工作中没有对零米层的干草采取任何措施，高空作业的作业点也没有采取可靠的隔离措施，对工作票提出的安措没有进行严格的落实，是此次发生火情事件的主要原因。
(2)动火工作票是提前开出的，现场作业时没有通知警消队人员，作业现场和零米没有设置灭火器材，也没有警消队监护人员，是这次火情的次要原因。
3、防范措施
(1)办公室负责尽快安排除掉生产区域的干草。
(2)今后凡动火作业，尤其是高空作业，必须采取有效的隔离措施，防止焊渣四溅，作业现场必须清除一切可燃物或采取遮盖措施进行有效可靠的隔离，动火票审批人员必须根据现场情况认真审核安全措施，必要时到现场进行审批签字。
(3)每次动火前，必须通知警消队人员，检查现场情况，并合理地配置灭火设施后，方可进行动火作业。
(4)完善动火工作票管理制度和动火票的格式，使其适应现场实际。在没有完善之前，工作票安措中必须注明有动火内容，并带上动火工作票一同到运行办理许可手续;如工作中需要动火，则重新办理工作票。
(5)动火工作票中的安措必须细致周到，不能发生遗漏每一项安措，并在实际作业中一丝不苟严格执行动火工作票的安全措施，措施不到位，不得进行作业。各级管理人员深入现场检查动火作业情况，发现措施不到位或不符合现场实际应及时停止其作业，完善安全措施后，在进行作业。
(6)各级人员要加强各种急救知识的学习，提高事件及事故处理能力，在关键时候，能在第一时间内将事件及事故控制在最小范围内，防止事件及事故的扩大和蔓延。
四、2007年3月7日海天电厂,2机疏水管沟火情事件分析报告
一、事件经过
(1)2007年3月7日，,1燃机大修后于7:08时并网，有功负荷40MW;,2汽轮机9:09时冲转至3000转/分，喷油试验后准备并列过程中。
(2)9:30左右，运行人员对,2机组现场检查时，发现,2机零米主油箱附近
263
,2机本体疏水至大气扩容器疏水管沟向外冒烟，立即用灭火器向管沟内喷射，并第一时间通知值长、警消队。
(3)赶到现场的检修、运行及警消队人员，全力揭开管沟盖板，发现疏水管保温底部有明火，用灭火器喷射无效后，将管道保温铁皮打开进行全面灭火，同时，运行人员就地关闭疏水管手动截门，大约10时左右明火被扑灭。通过彻底检查和扑救，约11时处理完毕。
2、原因分析
由于安全文明生产管理规章制度不完善，各部门领导对安全文明生产监管不到位，是这次事件的主要原因。电厂对总工程师、副总工程师、安技部部长、运行部长、检修部长等领导进行了考核。
3、暴露问题
(1)现场存在很多油渍，这些都是隐患，运行只报缺陷单而不及时督促进行处理，同时，运行在启机过程中，疏水门关闭或切换到本扩时间操作上存在着一定的问题。
(2)检修过程和检修结束后不认真清理现场，不细致的清除残留的易燃物。
(3)运、检双方在终结工作票前不到现场认真细致检查文明生产情况。
(4)发现火情时人员报警含糊，不严谨、不严密。
(5)启机过程中现场检查不到位、不及时。
(6)发生事故时，没有统一的指挥，人员不能按期职责各行其事。
4、防范措施
(1)完善、细化公司安全文明生产管理规章制度，使各级人员在实际工作中有章可循。
(2)加大对文明生产的管理力度，借此次事故的契机，对全厂防火情况进行一次全面、细致的普查，包括个管沟和电缆沟内，发现问题，制订整改计划，整改计划要落实到各部门和个人。
(3)安技部尽快出台班组安全文明生产和防止漏油、泡油管理规定。
(4)运行将3月7日的操作打印出来，检查启停机操作存在的问题，及时进行改正，消除以前不合理的习惯。同时，检查各疏水系统阀门是否有内漏。
(5)检修作业要讲究文明作业，在作业过程中以及工作完成后，必须清理现场易燃物，扩大跑冒滴漏的清理面，尤其是管沟和电缆沟等隐蔽场所。
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(6)运、检两部门收发工作票，工作负责人和许可人必须到现场进行细致的检查，不但检查设备情况，还必须检查现场文明生产情况。
(7)安全管理人员与警消队人员密切配合，立即开展消防基础知识的培训，使各级人员熟知并掌握如何正确报警、如何在第一时间内进行有效的灭火、如何正确使用灭火器、接警人员接到报警后如何正确进行处理等等。
(8)运行部对运行人员进行培训，使运行各级人员清楚各自的工作职责，发生异常和事故时，如何安排人员进行有序的、正确的处理。要经常组织各值人员进行事故演习的演练。同时，在机组起停的过程中，必须及时对现场进行全面、细致的检查。
(9)警消队组织队员熟悉全厂各系统的位置，以及对不同的设备设施灭火方法的培训;同时编制标准灭火操作程序，达到统一指挥，忙而不乱，有序有效的进行灭火。
五、2008年1月4日海恩电厂,8、,9机蓄电池组阴燃火警事件分析报
告
1、事件经过
(1)1月4日，,8、,9机充电机带,8、,9,机蓄电池浮充状态运行，,8机组当时处于停运状态，,7、,9机组运行，并承担对外供热的任务。
(2)17:36时，三控值班员在控制室内闻到,5、,6、,8控制盘处有焦糊味后，通知检修人员检查设备，检修确认浓烟来自二楼后，值长立即打电话通知电厂相关领导和警消队。警消队员接警后立即赶到三控楼开始灭火，电厂领导得知火警后也第一时间赶到现场指挥灭火并组织保护主设备安全工作。
(3)警消队查找到火源点为三控二楼蓄电池室，因烟气较大无法查明室内情况，警消队员从原路撤回，并击碎窗口玻璃消用水枪向室内喷水，压制了烟气的蔓延。并进入现场搜查有无被困人员，同时在现场采取了警戒措施。
(4)17:59时，为防止机组设备损失扩大，值班人员将,7、,9机停机，断开
6.6kVII段厂用电，撤离三控。19:02时，由于三控浓烟过大难以监盘，为了确保人员及设备安全，申请调度同意紧急停运了,1、,2机组。
(5)18:08时，鉴于当时火情不明，电厂拨打119报警，请求地方消防部门支
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援，18:30时左右海恩消防队到厂进行扑救。公司领导得知火警后分别赶赴海恩热电厂火警现场指挥灭火工作。19:15时，火警事件基本得到控制。
(6)火警得到控制后，21时，公司、电厂领导及相关人员在电厂二楼会议室召开了火警事件善后处理工作会议，会议布置了下一阶段的检查、清理和恢复厂用电系统的具体工作，要求查明设备损失情况，确保,7、,9机尽快投入运行。
(7)经对事发现场及周围电缆桥架、电缆竖井、电缆层的全面检查，对所有保护、控制及机械设备的检查试验，一切正常。此后，电气、热控专业对位于三控的所属设备进行了清灰，并恢复了三控直流系统和厂用电系统。
1月5日，7:26时,1机组并网，8:27时,2机组并网，10:10时,7机组并网，13:01时,9机组并网，机组运行正常。
(8)1月7日，电厂组织召开了蓄电池室火警事件事故分析会，详细梳理了火灾发生的经过，对火警发生的原因进行了认真细致的排查、分析，制定了相应的反措。
(9)1月10日，公司组织海恩热电厂对全厂电缆竖井、电缆隧道、电缆夹层、电控柜、室内的防火设施进行了全面的专项安全普查，并对协孚公司综合楼进行了消防设施的安全检查，对发现的消防安全隐患提出了整改要求。
2、损失情况
(1)蓄电池室内36个蓄电池组严重烧损，其他68个蓄电池组由于过热的影响，不同程度的出现了变形的现象，该组蓄电池均报废。
(2),7、,9机被迫紧急停机，影响发电时间约11个小时，损失电量约145.33万度，减少对外供热约560吨。
(3),1、,2机申请调度同意后紧急停机。
(4)三控,8、,9机电子间、控制室、,2机电子间地板夹层内出现大量阴燃造成的黑灰。
(5),8、,9机电子间的控制柜和控制室的电脑主机内吸附了大量的黑灰。
3、原因分析
(1)该蓄电池组存在质量问题，是事件发生的直接原因。
该蓄电池组2003年12月投运，工作仅4年，远未达到其正常寿命要求(原设计为15年)，但已多次发生漏液现象，在2007年9月14日小修期间就曾发现5个蓄电池严重漏液，经生
产厂家派人现场鉴定确认后给予无偿更换，并对其余蓄电池检测无异常，然而不到4个月就再次发生了本次蓄电池漏液事件;在事发后检验发现，该组
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蓄电池除顶盖电极引出部位采用了阻燃材料外，其余外壳均未采用阻燃材料，造成蓄电池漏液使内部极板打火产生的电火花引燃了塑料外壳，且形成连锁反应，导致了本次故障的扩大。由此说明，该蓄电池组存有严重的质量隐患，是造成本次火警事件的直接原因。因此，该火警事件直接责任应归属于蓄电池生产厂家，即深圳雄韬电源科技有限公司。目前，通过交涉，该公司已经同意赔偿电厂一组新电池。
(2)电厂运、检管理不到位，是事件发生的重要原因。
电厂作为设备的主人，应对所辖设备的安全稳定运行全面负责。调查表明，在电厂日常的运行巡视和检修维护过程中，存在设备分工未明确到人、定期工作不完善、巡检管理有死角等系列问题，致使该设备隐患未能及时发现并消除，导致火警事件发生;同时，由于消防设施的不完善，没能及时发现确切的火警地点，导致延误报警，烟气蔓延，给灭火工作带来极大困难。因此，海恩电厂作为设备的管理者和使用者，负有一定的管理责任。
4、暴露问题
(1)该组蓄电池产品存在质量问题，投运4年来多次、多个出现漏液现象，且除顶盖电极引出部位外，蓄电池外壳其余部分均未采用阻燃材料，导致故障的发生和扩大。
(2)电厂运行人员发现浓烟后未及时向警消队报警，火警报警处理程序存在问题。
(3)电厂蓄电池室内消防设施配备不齐全，未安装烟感探头和灭火装置，造成火警事件发生时无法迅速找到初始点，影响了事件及时消除。蓄电池室内布置电源盘、电缆桥架、照明开关等，与隔壁电缆竖井相通且封堵严密，电缆竖井内杂物过多，不满足防火要求。
(4)电厂运行巡检制度不够完善，未明确巡检的项目、内容和相关要求，未明确巡检人员具体分工，致使运行人员巡视检查不到位，未能及时发现该蓄电池组漏液现象，尤其是在交接班时未进行设备巡查，未能及早发现阴燃。
(5)电厂检修维护的定期工作不够完善，未明确蓄电池的定期检查、定期充放电试验等事项，未对蓄电池日常维护进行明确分工，造成检修人员长期未对该蓄电池组进行检查和维护。
(6)电厂现场的人身防护设施配备不齐全，正压呼吸器、防护眼镜、绝缘靴、绝缘手套数量不足，电子间和控制室内排气扇通风不足。
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(7)电厂DCS的SOE事件记录未能及时打印。
(8)不同岗位人员对事件描述的时间不一致，出现较大的误差。
5、责任分析及处理意见
(略)
6、防范措施
(1)订购优质的蓄电池产品，订货时明确对各技术参数和防火性能的要求。
(2)针对现场事件描述时间不统一的现象，应当定期调整全厂电脑主机的时间，使其同步，另外给值长电脑台配备电话录音装置，便于事后事故的调查取证。
责任部门:运行部、热控部、办公室警消队。
(3)重新明确火灾处理的程序，并加强员工安全教育，使员工清晰在出现火警后第一时间通知警消队，如果警消队不能控制则向公安消防局求援，然后再逐级向相关领导汇报。
责任部门:运行部、办公室;完成时间:2008年1月31日。
(4)对于DCS的SOE事件打印，可以采取出现事故后,运行人员进行屏幕拷贝后,通知检修人员从电脑内存取打印。
责任部门:运行部、热控部;完成时间:每次故障发生后立即进行。
(5)安技部组织相关专业技术人员对全厂区域电缆夹层、电缆竖井、电缆隧道的防火措施进行全面清查、整改。
责任部门:安技部;完成时间:2008年1月15日。
(6)电气分部应当对蓄电池的维护、保养工作进行细化，明确蓄电池的定期检查、定期充放电试验等事项，要针对电厂目前蓄电池室及蓄电池组存在的问题，提出整改意见，逐步完善。对,9机蓄电池组尽早恢复正常运行。
责任部门:电气分部;完成时间:,9机蓄电池恢复工作在2月15日前完成。
(7)运行部全面检讨运行巡检制度，进行一次全面的梳理和完善，明确巡检的项目、内容和相关要求，消除巡检盲区。
责任部门:运行部;完成时间:2008年1月20日。
(8)厂办警消队对全厂的消防设施进行一次全面的检查，针对不足之处提出整改方案，逐步完善消防设施，尤其对蓄电池室内必须安装烟感探头和灭火装置。
责任部门:厂办警消队。
(9)火警事件暴露出来的各岗位人员对于火灾的处理不是很得当，需要加强电
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厂员工和警消队员的消防技能培训，派出一部分人员去公安消防部门学习，整体提高电厂员工的消防技能，并以此次火警事件暴露出的问题，强化和完善消防演习。
责任部门:厂办警消队。
(10)对于大修现场加强安全管理力度，每日的工作完成后，必须对现场进行―三清、三闭‖的检查，安技部制定表格，相关人员签名。
责任部门:安技部。
(11)运、检两部门对于该次事件要举一反三，加强其他机组的设备维护、巡检和预防工作。
责任部门:运行部、检修部。
(12)增加生产现场正压呼吸器、防护眼镜、绝缘靴、绝缘手套的配备数量，提高人身防护能力。
责任部门:运行部、厂办警消队。
六、2008年3月12日海天电厂,3燃机滑油箱火情事件分析报告
1、事件经过
(1)2008年3月12日21:50时，海天电厂,3燃机值班员检查发现油雾分离机排气管排烟颜色异常，辅机间有大量浓烟，立即回控制室手动拍机。21:52时,3燃机与系统解列。值长接到电话后立即通知警消队，同时对,4机进行紧急停机处理。值班人员赶到,3燃机现场，发现油雾分离机到油箱抽气管道膨胀节有明火，金属管外的油漆己过热爆皮，立即用灭火器将明火扑灭。22:05时,3机投入盘车，运行人员对紧急停机前的机组参数进行检查未发现异常，同时将情况通知电厂相关人员。
(2)电厂领导及各部门相关人员赶到后，对现场进行了全面检查，并扑灭了天然气小间底部油箱内的较弱火情:机组停机后在盘车运行状态下的各部参数正常，液力变扭器输出轴端轴承罩、油箱至油雾分离器抽气管线、油雾分离器过滤箱体外表面、天然气小间底部油箱
间隔右侧检查人孔门外表面有被烧的痕迹，油箱至油雾分离器抽气管线橡胶软连接烧毁。
(3)在更换了从月亮湾电厂借用的液压变扭器，并全面恢复、检查各系统正常后，3月15日9:00时,3机组并网，9:32时,4机组并网，且两台机组运行正常。
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2、损坏情况
(1),3燃机液力变扭器轴承损坏;
(2),3燃机滑油箱至油雾分离器抽气管线2m处橡胶软连接烧毁;
(3),3燃机油雾分离器滤芯烧毁(整套19只);
(4),3燃机,2滑油滤上部2只滤芯烧损，其余变形。
3、原因分析
针对事件原因，电厂组织专业人员进行了讨论分析，并对存在的可能性进行逐一排查，最后确认为液力变扭器输出端轴承故障产生高温使回油汽化，即:
通过该事件中液力变扭器输出轴承损坏，端罩有65mm周向灼烧痕迹，且在后来的机组启机升速过程中发现有磨擦打火现象，可以初步推断为:首先是该液力变扭器输出端轴承卡滞损坏，随着机组运行，液力变扭器至辅助齿轮箱短轴高速转动，使卡滞损坏的轴承温度升高，轴承的高温使轴承下部回油管内滑油温升汽化，并聚集在油箱内,2滑油滤液面上部空腔。随着轴承温度持续升高，卡滞损坏加重，并打火，造成汽化油气在油箱内逐步形成高温燃气，灼烧了,2滑油滤滤芯(烧损2只)、,2滑油滤滤壳上表面(有30×50cm灼烧痕迹)、油箱人孔门(有30×3cm灼烧痕迹);同时，高温燃气在油雾分离器作用下经过抽气管线对空排放，灼烧管道(油漆爆皮)、橡胶软连接(烧损)、油雾分离器滤芯(烧损整套19只)、油雾分离器过滤箱体(有30×40cm灼烧痕迹);此后，橡胶软连接经高温油气灼烧破裂后，大量空气进入油箱，高温燃气开始自燃，造成滑油滤滤芯、油箱人孔门灼烧程度加重，且该过程时间较长，从21:50发现辅机间有大量浓烟至电厂领导等人员到达现场组织检查，在打开油箱人孔门后还发现存有火情。
4、暴露问题
(1),3燃机刚刚进行了年度检修，运行一个多月就发生液力变扭器输出轴承损坏，说明电厂的检修项目、内容及检修质量还存有差距，需要进一步提高检修人员的工作责任心，提高检修工艺，细化质量验收的项目、标准和考核要求，确保检修质量。
(2)继续加大运行人员巡视检查工作力度，不仅针对燃机辅机间加强巡检，还应对全厂设备的定期巡视检查提出具体要求，明确巡检项目、内容、路线、要求及设备分工，消除巡检盲区和死角。同时，也加强设备检修维护分工，确保设备到人、责任到位，并要求检修人员定期对所辖设备进行检查维护，及时发现并消除设备缺陷。
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(3)目前，油雾分离机电机温升较高，临时加装通流风机运行。针对投运以来的就存在这一问题，电厂应考虑技改，消除电机过热现象。目前，应做好事故预想，一旦电机烧损，不致造成机组停运。
5、防范措施
(1)运行中的液力变扭器输入和输出端的轴承温度列入运行定期巡检中，每2小时进行检测一次，并填入巡回检查记录中。发现温度不正长常的升高，立即进行汇报。
(责任单位:运行部，完成时间:4月10日前)
(2)安技部和检修部将液力变扭器的检查作为一项定期工作，每天对液力变扭器轴承温度和声音进行检测，并做好记录。
(责任单位:安技部、检修部，完成时间:4月10日前)
(3)热控专责考虑能否将油箱内部空间温度加装的临时测点改成固定测点，并接到MKV中，实现温度高报警。
(责任单位:安技部、检修部，完成时间:4月底前)
(4)运行值班员认真记录各瓦瓦温及各瓦回油温度，发现温度不正常升高，及时汇报，并进行处理。
(责任单位:运行部，完成时间:每天)
(5)安技部对各项参数以及记录情况进行监督检查，燃机专业每天对机组进行全面检查一次。
(责任单位:安技部，完成时间:每天)
(6)由于排油烟风机设计的缺陷，长期过载运行，机务将其进行测量，更换大马力的国产风机，解决过载的问题。
(责任单位:安技部，完成时间:5月底前)
七、2008年6月13日海恩电厂,11汽机凝汽器底部阴燃事件分析报告
1、事件经过
(1)6月13日16:34时，,10机带基本负荷运行，,11机并网已带负荷至40MW。甲值运行值班员巡检至,11机零米时，发现凝汽器附近烟幕迷漫，味道刺鼻，通知
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单元长，单元长立即组织本单元人员赶赴救火，并立即通知警消队。因现场烟气太大，未能准确判断故障原因和发展程度，16:36时,11机值班员在控制室打闸,11机，并将,10机负荷降至80MW。
(2)16:36时，四控值班人员来到凝汽器零米，发现滚滚浓烟来自正在阴燃的,11机本扩排水管处的两片脚手架的竹排，于是立即用干粉灭火器灭火。烟火完全熄灭，检查发现搭在排水管上的两片竹排的头部已烤成黑炭。之后警消队对凝汽器周围及热水井底部进行全面检查，确保火源彻底扑灭。
(3)最后，检修将搭在凝汽器底部的临时检修用的竹排全部拆除。
(4)16:45时，,11机重新挂闸冲转，16:50时,11机并网。
2、原因分析
(10为解决,11汽机,2瓦振动大问题，2008年6月1日热机分部在凝汽器底部搭建脚手架，便于人员施工作业，当日完成了凝汽器支撑弹簧底部垫片更换工作，因调整后,11汽机的振动状况如何变化需要进一步观察，以确定是否要重新调整，所以脚手架未及时拆除。
(2),11汽机本体扩容器底部排水管与凝汽器热井连接，按照排水管布置属于弯管式水封设计，正常工况下管道内存水，外壁温度保持在37,45度左右。因管道布置在平时没有人进入的区域且正常运行时温度较低，所以原来没有设计敷设保温。但6月13日因线路原因导致机组跳机，之后极热态启动，疏水时间较长，在此变工况下，大量高温蒸汽压力在扩容器内膨胀使排水弯管内充满高温蒸汽，致使管壁温度快速上升。因脚手架搭设在排水管上，高温的关闭烘烤，导致脚手架竹排阴燃险情发生。
3、暴露问题
(1)本次事件虽然未造人员伤害和设备损坏，但暴露安全工作存在漏洞，要从本次事件中吸取教训，做好危险点分析工作，通过技术和管理手段提供安全保障。
(2)安全技术部有监督不力的责任。
(3)运行部甲值在本次事件中，因巡检到位，及时发现阴燃事件，避免了事故的进一步扩大，工作责任心有了较大提高。
4、防范措施
(1)对全厂汽机本体扩容器排水管敷设保温，以免发生人员烫伤事故或存在易燃物接触时发生火情。
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(2)施工脚手架的搭设，不允许竹排直接搭设在设备的管道上，以免发生烘烤着火。投入使用前要有专人验收，以排除各种危险因素。
(3)施工完毕后，应对临时的施工设施进行拆除，因故未能及时拆除的，应专人负责仔细检查是否存在安全隐患，并上报领导批准。并在设备投运后加强现场的巡视和管理，并有专人负责。
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[系统及自然灾害篇]
(一)系统引发故障案例
一、2004年8月2日海恩电厂南热?线跳闸事件分析报告
1、事发前运行方式
(1)110kV 5M:,3、4、10、11机满负荷运行，,6机备用;西热线、丽热线运行;切机压板投:6、10、11机。
(2)110kV 6M:,1、2机压负荷运行(,1机运行98MW);,01高变运行;山热线运行;切机压板投:1、2机。
(3)110kV 7M:,5、7、8、9机满负荷运行;,03高变运行;南热一线运行，南热二线冷备用状态，蛇热线充电状态;无机组投切机压板。
(4)母联开关1057、1067在热备用状态。
(5)6kV ?、?、?段由,01高变供电，6kV ?、?段由,03高变供电，,02高变充电状态，各6KV快切联锁均投入。
2、事件经过
(1)10:49:21，三控照明闪烁，1161开关跳闸，南热一线失压，对侧重合闸失败，主要设备情况如下:
1),5甩负荷，逆功率保护动作，机组解列维持空载运行;
2),8机甩负荷至5MW左右，转速最高升到3158转;
3),7机甩负荷至3MW，15.5MVar，电压升至11.4kV，TNH最高升至105.38,;
4),9机甩全负荷，转速最高到3160。―汽机保护动作‖、―汽机超速‖光字牌亮，电气保护柜―主汽门关‖、―热工保护出口‖、―灭磁开关联跳‖报警灯亮，机组跳闸;
5),3机超温跳机;
6),03高变零序过流I段t1报警，6.6kV各段快切装置闭锁(系统电压波动，备用电源低电压引起);
7)4042、4043开关跳闸，4033开关联锁合闸;4OH4跳闸，4OH7联锁合闸; 8)11机,1轴风风机跳闸，,2未联锁;
274
9),4机9L4Q、9L4E、9L4HMCC进线上口开关联锁切换;
10)其它机组设备运行正常。
(2)10:50时，,8机手动打闸紧急停机;10:51时，,4机快速减负荷停机，,5机维持空载，,7机调节电压、频率带110kV 7M、,03高变孤网运行。
(3)10:53时，查南热一线1161相间距离II段保护动作，故障类型为三相故障，测距7.26km。同时零序、高频保护也有启动，从波形图观察故障第一时间为B、C相接地短路，约265ms后发展为三相短路，308ms后发跳闸指令。
(4)10:54时，询问调度外部线路情况，其交代南热一线短时间 4042开关跳闸(过流保护跳闸)
10:49:21:343 ,1轻油泵入口压力差值高报警(应为联锁启动,1 88FD) 10:49:21:343
备用重油泵运行
10:49:22:093 抑矾剂试验阀开启(试验用回罐的再循环阀)
10:49:22:000 重油泵出口压力低
10:49:23:375 快切轻油
10:49:23:843 VS1前燃油压力低
10:49:27:718 轻油泵出口压力低
10:49:29:625 轻油泵出口压力低报警复归
10:49:31:093 排烟温度高报警
10:49:31:625 VS1前燃油压力低报警复归
10:49:31:968 排烟温度高跳机
2)原因分析:10:49:21因系统(故障)电压低，造成4042过流跳闸，4043低电压跳闸，4033联锁合闸。在此过程中,3机MCC出现短暂停电，10:49:22:093发―抑矾剂试验阀开启——INHIBITOR TEST VALVE OPEN‖报警，该试验阀是离线试验
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打循环时使用(开启)，该阀的位置开关为一交流电磁式开关，由MCC供电，控制程序中如在线运行时该阀开启则闭锁烧重油，机组将快切轻油。别一方面，轻油主泵在厂用电切换时也因短时失电造成轻油压力低联锁启备泵。机组快切轻油后因轻油压力低，燃油流量由正常约7.4kg/s最低降至7.29kg/s，机组为维持负荷自动将FSR由正常约56,瞬时增大到72,。但是在备用轻油泵连锁启动后，造成两台轻油泵同时运行，使油压又迅速增高，燃油伺服阀因调节不及时，燃油质量流量瞬时增大至
8.77kg/s，机组因燃油过量引起瞬时超温跳机。
(2),9机跳机原因:
1),9机跳机后控制盘上发―汽机保护动作‖、―汽机超速‖光字牌报警，检查机械超速、电超速均未动作;,9机最高转速(3160rpm)也没有达到超速动作值;校验电超速保护，在3270rpm(整定值)动作正确;故排除超速动作的可能性。―汽机超速‖光字牌报警定值为3150rpm，本次报警属动作正确;
2)事故记录仪上的,9机事件记录顺序为:―发电机跳闸‖?―发电机主动‖ ?―主汽门关闭‖。事后进行保护传动试验，在以电气保护传跳出口开关及汽机的情况下事故记录仪上记录顺序与此相同。因此判断,9机跳机是由发电机保护动作引起。
查本次事件中电气保护柜内保护动作历史记录中有―负序过流动作‖记录，从该记录情况判断,9机跳机原因可能为负序过流动作，但当时值班员检查到电气保护柜上只有―主汽门关‖、―热工保护出口‖、―灭磁开关联跳‖报警灯亮，后对负序过流保护进行通流试验，每次通流后信号灯报警正常，但发现保护柜内的负序过流保护动作报警文本则有时能发出，有时却发不
出;另一方面:发电机负序过流保护的时间定值为4秒，而从线路保护记录的录波来看，从故障开始至线路开关跳开用时为435ms，且,9机跳闸时间较,8机跳闸时间晚38秒(事故记录议内时间)，由此判断负序过流可能性不大，因而不排除,9机是由于电气其它保护引起跳闸，如:励磁系统故障等。所以对,9机保护装置还需进行进一步的检查与分析以最终查明跳机原因。
4、防范措施
(1)增加,3机―备用轻油泵运行‖报警文本。
(2)修改,3机轻油泵控制程序，增加备用轻油泵联锁启动且轻油压力恢复正常后延时停止主泵功能，防止因双泵运行而引起轻油压力升高。
(3),3机轻油泵自安装投运以来因出力大，其出口阀长期节流运行(约开两格)，经今年5月份进行改造，去掉一级叶轮后，现为全开位运行，但轻油泵出力仍
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显偏大，目前在,3机重油运行时轻油泵出口压力为6kgf/cm2左右，轻油压控阀为全开位，所以如果出现轻油压力升高时压控阀已无调节的余度，可考虑将轻油泵出口阀进行适当节流，使压控阀开度保持在70%开度左右，使其在压力升高时能够起到调压作用(轻油泵出口阀调至何开度，待进行实验后决定)，或在今年大修期间对轻油泵管路进行改造:在泵出口处增设一路回油管回至泵前，回油量由节流孔板进行控制，以确保轻油压控阀有调节余量。
(4)化水MCC低电压联锁回路增加延时继电器，并选取合理的延时时间，提高厂用电的运行稳定性。
(5),11机轴封风机联锁的组态中因参数设定不合理引起联锁失败。运检二部应根据现场情况重新调整参数。
(6)运行部对机组机械超速、锅炉安全门等的整定及动作情况进行详细记录(设专用登记本)，且对每次的动作值进行比较，如不符合要求，及时进行调整。
(7)运行部应根据电厂线路的检修情况合理调整机组、厂用电的运行方式及切机保护压板的投退，并作好特殊运行方式下的事故预想，重点为系统故障时如何保厂用电系统。
(8)机组跳闸后必须对各类保护装置的报警信息进行全面抄录，主保护动作报警必须经值长(或单元长)现场确认后方可复归。对不明原因或存在疑问的主保护动作报警，应联系检修人员现场确认，并查明原因，排除故障后才可重新启机。
(9)新更换的,9发变组、,7主变、,01高变的微机保护装置均未配置打印机，在其操作面板上可查看的报警信息量非常有限(只能存8条)，且一经复位无法保存，大量的历史信息需要靠手提电脑联机提取，但厂家尚未提供相关软件，目前还无法查看历史记录，应尽快完善。
(10),3机抑矾剂试验阀的位置开关应改为直流供电，提高动作可靠性。
二、2005年5月19日海天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
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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:
87G STATOR DIFF 定子差动动作;
TRIP FROM EX2100 励磁联跳;
52L TRIPPED 2203出口开关跳闸;
41EX TRIPPED 跳励磁;
TURIBINE TRIPPED 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。
12:59:067时，,4机OPC动作，跳开,4主变出口2204开关。
12:59:068时，系统再次出现三相对称短路故障(后询问调度是逸中线非同期合闸造成)，,3发电机电压突降，强励启动，定子电流瞬间增大并有很大二次谐波分量，C相出现最大不对称分量，发电机差动保护CT出现不平衡电流，故障中半周
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波(0.01秒)，C相差动启动，启动时间0.005秒后复归，但动作信号已发出，0.045秒后，跳开,3发电机组2203开关。
2、原因分析
经过上述一系列的检查测试和询问调度系统故障的过程，厂部召开了故障分析会，对整个过程进行总结分析，认为故障原因是:
(1)直接原因:19日中午时间，中山地区发生雷雨，12:59:05时，系统故障使110kV仙中线和逸中线跳闸，造成电厂带逸仙站孤网运行，导致网频升高，,4机超速，OPC动作，关闭主汽门，同时跳开,4发电机组高压侧2204开关，使,4机组与系统解列。
(2)间接原因:110kV逸中线重合闸动作将线路重合成功，虽然重合成功，但重合是非同期重合，系统再次冲击，引起,3燃机电压突降，强励启动，,3发电机定子电流瞬间增大，,3发电机差动保护CT变比出现不平衡，故障中半周波(0.01秒)，C相不对称分量最大，并有很大的谐波分量，由于GE公司对保护设定的太灵敏，起不到外部故障限制的作用，使C相差动启动，启动时间0.005秒后复归，但动作信号已经发出，0.045秒后，跳开,3机组2203开关,,3机组与系统解列。
3、暴露问题
(1)中山电厂并入电网的方式比较薄弱，110kV逸中线和仙中线出现故障跳闸，使电厂孤网运行，严重影响电厂的正常发电。
(2)GE公司对发电机的保护设计思想侧重于保护设备，没有充分考虑与系统配合，差动保护整定值灵敏度偏高，在外部故障时不能有效地对不平衡电流进行制动，使差动保护动作而扩大了事故。
4、防范措施
(1)与电网公司协商，尽快解决电厂与系统并网的结构，以保证电厂安全稳定运行。
(2)与GE公司讨论、研究能否改变设计思想，更改保护定值，防止今后再次出现类似的故障时，不能因保护误动而影响电厂机组和电网的正常运行。
(3)加强运行人员的技术培训，掌握事故处理的技能，同时要加强人员责任心的教育。
(4)检修人员加强业务培训，提高对问题的分析能力。对各设备的原始资料要进行查阅和搜集，以便今后处理各种事情有比照。
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三、2005年6月22日海恩电厂西热线、丽热线跳闸事件分析报告
1、事发前运行方式
(1)110kV ?母挂:1288、1289、1103、1104、1111、1105、1106。,6主变中性点接地，,3/4/5/6/11机切机压板在投入位，,5/6机备用，其他正常满负荷运行。
(2)110kV ?母挂:1107、1108、1142、,01高压厂变。,01高压厂变中性点接地，,7/8机切机压板在投入位，,7/8机备用，由山热线带,01高压厂变。
(3)110kV ?母挂:1101、1102、1109、1110、1161、1162、1179、,03高压厂变。,03高压厂变中性点接地，,9机备用，1179合闸向对侧充电，,1/2机切机压板在投入位。
(4)母联开关1057、1067均处于热备用状态。
(5),01高压厂变带6.6kV ?、?、?段母线供电，,03高压厂变带6.6kV ?、V段母线供电，,02高压厂变挂在,6主变低压侧11.5kV母线上，,02高压厂变作为全厂6.6kV厂用电的备用电源，,5低压厂变挂在11.5kV母线上。
2、事件经过
(1)6月22日8:44时，风雨交加且滂沱大雨，西热线、丽热线突然跳闸，西热线对侧重合成功，丽热线对侧未重合，电厂侧二线路均未重合。从故障报告打印可看出:两条线路同时启动，丽热线跳闸50ms后西热线也跳闸，西热线为零序过流?段保护动作，故障测距为2.6km，丽热线为纵联距离、零序过流?段、纵联零序方向和距离?段保护动作，故障测距3.0km。
(2)8:42:42:073，,4机OPC 保护动作全停，电气保护柜上有过电压、灭磁开关联跳、主汽门关闭保护动作报警。自动主汽门、调门、补汽调门均已关闭，HP/LP旁路保护快开，抽汽逆止门保护关闭，真空正常，厂用电正常，,3炉正常。
(3)8:42:42:647，,11机OPC 保护动作全停，后机械超速保护动作，最高转速达3296rpm。电气保护柜上有灭磁联跳、主汽门关闭保护动作报警。自动主汽门、调门、补汽调门均已关闭，HP/LP旁路保护快开，抽汽逆止门保护关闭，真空正常，厂用电正常，,10炉水位正常，,10机维持正常运行。
(4)8:45:48:483，,3机MarkV发―发电机出口断路器跳闸‖报警，查事故记录属:发电机高周保护动作解列灭磁，另外发过电压保护报警，机组维持空载满速，厂用电正常，各辅机运行正常。
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(5)8:45:40，,5机Mark-?发―母线电压低不能自动同期‖报警，MCC电源45M5联锁45M7正常，各辅机运行正常。
(6)8:46:10，,6机控制室失去照明，事故照明投入，同时88QA、88QB停运，MK-V发―辅机马达过载‖、―MCC低电压‖、―火灾保护系统故障‖、―母线电压低不能自同期‖报警，8:51:40时―辅机马达过载‖复归，88QA、88QB投入运行。
(7)8:45时，,7机MarkV发―MCC低电压‖、―火灾保护系统故障‖、―发电机励磁间温度高‖、―氢气控制盘低电压‖报警，除88VG外，其它辅机运行正常。
(8)8:45时，三控发―11.5KV侧电压回路断线‖报警，6.6kV ?、?、?、?、V段快切装置闭锁，重油五线跳闸。
(9)8:50时左右，电气、热控检修人员相继赶到现场，进行相关检查及处理，电气派人巡线，检查丽热线是否有永久性故障存在。
(10)8:51时，断开,5厂变低压侧开关4051，合上380V五段和七段之间的母联开关45AB，380V五段恢复送电，,6/7机厂用电恢复正常。
(11)8:53时，接调度令，同期合上西热线1288开关，110kV V段母线充电正常。8:58时,11机重新并网。8:59时,3机重新并网。,4机在110kV V母恢复充电后出现DCS通讯故障，不能正常操作，热控分部对,4机DCS系统进行相应检查处理(临时将,4机DCS子环与中心环连接接口模件NIS11拔出)后，DCS恢复正常工作。9:33时,4机重新并网。至此电厂所有受影响机组全部恢复正常运行。
(12)10:40时，电气巡线检查未发现异常，当值值长将巡线情况汇报调度，10:47时调度令电厂向丽热线1289充电正常，后调度合上对侧1289开关。整个故障历时1小时3分钟，影响发电10万千瓦时。
(说明:上述时间均是各设备自己的时间)
3、原因分析
(1)通过电气检修人员的巡线检查，未发现永久性故障点，但在距电厂3.0km处(也就是在,10、,11塔之间)左右，西热线A相与丽热线B相因线路由水平方向改为垂直方向，且档距过大(249m)，两相间距离较近(理论计算约2.5米)，在风雨交加时，导致A、B两相导线不同步摆动，造成两相间隙过小而放电短路是此次故障的直接原因。电厂侧之所以未重合，是因为电厂侧重合闸需检同期，而当两条线路同时跳闸时，110kV V母上机组突然甩负荷后，电压、频率过高，1秒钟时间内不满足同期合闸条件(超过1秒钟时间仍不满足同期条件就闭锁重合闸)，故电厂侧未启
281
动重合闸。
(2)110kV V段母线失电，挂V母的,6主变低压侧11.5kV母线所带的,5低压厂变失电，由于,5、,7低压厂变之间的联锁做在DCS上，由开关状态不对应来启动联锁，380V 9L05失压是由11.5KV母线失电，而不是4051开关跳闸引起，故不能启动45AB联锁。
(3),11机从主汽门严密性试验及主汽门、低压补汽门关闭时间测定数据均正常来看，OPC保护动作后，引起机械超速保护动作可能是故障时刻主汽门、调门动作不好或者是OPC保护定值整定相对较高造成的。
(4)当天下午就请来了北京贝利专家对,4机DCS通讯故障现象进行分析，确定晚上停机后检查处理方案，停机后贝利专家与热控检修人员一起检查处理:更换了中心环柜上与,4机DCS系统通讯卡的插槽MMU、接口模件NIS11、NTCL接线端子板，检查接地电阻、供
电电源均正常，检查发现NIS11接口模件电路板上两个与环路相关的三级管(Q2/Q3)被击穿，元件损坏的具体原因目前尚不清楚，但不排除DCS环路电缆敷设不合理(高、低压电缆混合铺设)，在西热线恢复送电的瞬间，产生大的感应电压导致通讯系统元件损坏。不过曾经在04年10月份机组正常运行中也出现过,4机DCS通讯系统故障的现象，且故障现象和元件均相同(NSI11卡件上Q2/Q3三极管)。现已将更换下的元件寄回北京贝利公司进行研究、试验，作进一步的分析。
(5)重油MCC电源分别来自6.6kV ?段和6.6kV V段，110kV V段失电，不会影响到6.6kV工作电源，但不排除电压波动引起重油五线的跳闸，因电压瞬间波动引起重油五线跳闸不止一次。
4、暴露问题
(1)110kV V段母线失电，挂V母的,6主变低压侧11.5kV母线所带的,5低压厂变随之失电后，造成380V 9L05段母线失电。
(2),11机OPC超速保护动作后，机械超速保护也动作(3193/3125rpm)，飞升转速仍达3296rpm。
(3),3/4机在线路恢复送电后，DCS出现通讯故障不能正常操作的情况。
(4)重油五线跳闸。
5、防范措施
(1)运行各值针对此次故障和现阶段雷雨季节举行反事故演习。
(2)增加,5厂变与,7厂变之间的失压联锁功能。
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(3)检修尽快完成抽汽逆止门关闭时间的测量，同时与,4机逆止门关闭时间进行分析比较，尽快拿出解决方案，并做好相应措施避免再次发生转速飞升现象。
(4)完善中心环机柜的接地方式(统一成?型接地方式)，完善环路端子板的跳线(均按同轴电缆设置)，用录波仪检测,4机DCS的,2PCU到中心环通讯电缆的干扰情况(未发现异常)。,4机DCS在故障发生后出现通讯故障不一定与此次故障有关，但热控要与北京贝利公司保持密切联系，尽可能找到问题所在，彻底解决。
(5)检修尽快查出重油五线跳闸的原因，并做好措施防止类似情况发生。
四、2006年6月30日海恩电厂欢热?线、,6机保护动作跳闸事件分析
报告
1、事件经过
(1)6月30日5:45时，根据调度指令配合进行电厂由110kV―两厂‖运行方式转为―三厂‖的调整操作。
(2)7:00时，调度令断开欢热?线厂侧开关1494、欢热?线厂侧开关1495。当时,1、,2、,3、,4、,6、,8、,11机、欢热线、南热线挂110kV ?段母线上，当班值长监视到欢热线负荷较重(80MW)，担心操作时潮流分配引起异常，向调度提出异议。调度在模拟机上进行潮流计算后，认为断开欢热?开关可行，7:05时调度重新发令断开欢热线开关。
(3)当值长下令断开欢热?线时，发现所带负荷上升至99MW，按调度规程执行调度令，没有再提出异议。7:08:23断开欢热?线开关1494，约2秒钟左右，欢热?线距离?段保护和,6机失磁保护相继动作跳闸，,8机快速减负荷解列停机(,5机检修)。
(4)欢热?线保护动作打印记录为―距离?段动作‖、―测距0158.7km‖、―故障相别为A、B、C‖。
(5),6机MarkV报警有―无功低自动退出PF控制‖、―发电机差动跳闸‖、―重油状态下跳闸‖，发电机保护盘上报警有―失磁保护动作掉牌‖。
(6)检修到场后检查确认欢热线?距离?段动作属于断开欢热?线开关时负荷全部转移至欢热?线引起线路保护测距进入距离?段保护区域而动作跳闸，,6发电
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机失磁保护动作属于欢热?跳闸后，无功负荷重新分配暂态过程中，因励磁调节器的动态调节特性较差造成减磁过调，导致失磁保护动作跳机;
(7)10:15时，,6机重新开机;10:31时，并网正常。整个故障历时3.3小时。
2、原因分析
(1)从欢热?线保护动作故障录波查得:故障相别为A、B、C三相，故障电流为4.86A，母线电压没有变化，计算当时的测量阻抗值为13.768欧，小于距离?段的保护定值17.45欧，显然已进入距离?段保护动作区域，保护动作正确。
(2)从故障录波倒推当时断开欢热?开关时，原来经欢热?送出的负荷全部转移至欢热?上，导致欢热?进入距离?段保护动作区而动作跳闸。
(3)当欢热线全部断开后，对我厂相当于甩负荷，短时出现无功富余，引起发电机电压的升高，挂同一母线的发电机励磁调节器即进行减磁调节以降低无功出力。与此同时，从欢热线送出的负荷向南头方向转移，系统仅仅经历一暂态变化。,6机AVR存在一些先天性缺陷，2004年曾请专家对这方面的问题进行过检查分析，并得出结论性意见,认为,6机励磁调节器PI积分环节较弱，相对于其他机组动态调节品质较差，在减磁调节时出现过调现象，致使机组进相运行，导致失磁保护动作跳机。
3、防范措施
(1)在事件的过程中暴露出沟通不足的问题。这个沟通不足体现在多个方面，如电厂同供电局调度之间的沟通不足，导致在这次重大倒闸操作前无具体书面方案，仅有口头通知，厂内上下级之间，运、检、安技之间沟通不足，导致出现疑问时缺少把关，出现问题后各个岗位人员对故障无法了解，沟通不足必然导致在信息交流的途径中出现堵塞，而这个堵塞往往是我们工作中产生问题的隐患，为此要加强生产调度信息的沟通，完善生产调度程序。
(2)对此次事件来讲，信息沟通不足最直接的应该是与供电局之间的沟通不够，主要是因为负责与供电局协调的员工临时抽调四控当班，导致其工作暂时出现了一个真空，反应出运行部在管理上存在漏洞和不足，应引以为诫。
(3)在事故处理过程中，运、检两部均缺乏明确的故障处理流程，而这个流程对于快速查明原因、防止故障扩大，建立有效反措很有意义，高效率的工作是离不开合理可行的工作流程。故运、检两部要梳理事故处理流程，建立有效的事故指挥系统。
(4)对此类故障缺少事故预想，要进一步完善事故预想，对各种可能出现的故障均要有应对措施。
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(5)加强电气、运行人员继电保护专业知识的培训工作，提高相关专业人员的业务水平，以应对特殊情况下的分析判断。
(6)针对近期出现,6机无功波动和失磁保护动作，电气尽快完成对,6机励磁调节器的清理检查工作，以提高调节器的可靠性。
(7)就故障原因及欢热线保护定值与供电局进行进一步的沟通。
五、2008年6月13日海恩电厂系统线路故障引起厂用电丢失事件分析
报告
1、事发前运行方式
(1)110kV 5M挂:,3机(97.62MW/37.12MVar)、,10机(102.6MW/32.2MVar)、,11机(53.5MW/26.77MVar);仙热I线1163(133MW/39.4MVar)、仙热II线1164(132MW/39.7MVar)、,6主变(,02高变)。仙热线过载切机投,3机。
(2)110kV 6M挂:欢热I线1494、欢热II线1495、,01高变。
(3)110kV 7M挂:,4机(56.98MW/22MVar)、南热I线1161(28.17MW/2.3MVar)、南热II线1162(26.15MW/0.4MVar)、,03高变。
(4),01高变挂在110kV 6M，向6.6kV 1、2、3段供电，6011、6012、6013开关合上，备用电源快切联锁投入。
(5),02高备变挂在11.5kV(接,6主变低压侧)，为全厂6.6kV厂用电备用电源。
(6),03高变挂在110kV 7M，向6.6kV 4、5段供电，6034、6035开关合上，备用电源快切联锁投入。
2、事件经过
(1)6月13日14:39时，四控控制室听到室外―嗡嗡嗡‖明显低沉异常声响，值班人员立即查看各机组状况:,4机明显过载，有功最高达68MW，无功最高达42MVAR，汽机转速最低到2422.74/2442.99转。随即四控照明失去，直流应急电源未能自投，且安全门起座，检查发现,4机跳机，,4、11机DCS画面上辅机主备均显示黄色故障状态。
?SOE显示:14:39:34.346，,4机因AST压力低跳机，查,4机DCS画面各辅
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机均停运且显示黄色状态，首遮断画面为―DEH停机‖指示闪烁，―滑油压力低‖、―EH油压低‖、―振动大‖、―遥控3 ,4机电气故障‖、―遥控5 AST油压低‖指示亮。DCS显示6.6kV 4M电压为零，6034、6024开关为黄色，都未合闸，检查,4机高压电动主汽门前压力6.5MPa，低压电动主汽门前压力630kPa，高低压旁路均在关闭状态，手动拉高低压旁路时不能打开。值班人员检查,4机直流油泵自启，滑油母管压力0.9MPa。因高压炉安全门持续动作不能回座，当时查,3炉过热器压力6.89Mjpa，为防止锅炉长时间超压、锅炉干锅，14:40时立即在四控手拍5E紧停,3机，,3炉低压炉过热器压力最高661kPa，其安全门未起座。
约16:42时，值班人员手动复位6034，并手动合闸6024，但发现电压仍没有。约14:43时检查6.6kV 4M电压5.88kV，厂用电恢复。因,4机各MCC主路开关跳闸，备用开关联锁未合上。值班人员合闸备用侧开关434Q、434E、433H，四控照明恢复，立即打开高低压炉向空排，约16:44时,3炉高压过热器安全门回座。手动启动,4机交流滑油泵，手动停止直流油泵。此时检查发现,6、7循泵运行，,10,12冷却塔风机运行，将,6、7循泵、,10,12冷却塔风机停运，并启动凝结水泵，完成正常停机操作。
,4机临界振动:1656转，,1/2/3/4瓦振81/22/40/56微米;1475转，瓦振33/10/68/103微米;1114转，3X/Y为275/161。15:15时，,4机投入盘车。
14:50时，检查,4机ETS柜上报警为:,4发电机故障、就地打闸、EH油压低、轴振大、超速停机2、不破坏真空报警灯亮。,4发变组,1保护柜上报警为:主汽门关闭、灭磁开关跳闸、PT断线报警;,2保护柜上报警为:不对称过负荷定时限、PT断线。
?14:41时(MKV时间)，,3机MCC进线开关切换后失电，4033、3033均跳开，两个开关上口电压表指示为零。辅机全停，MKV电脑失电关闭，88QE投入正常，单元长令,3机由四控紧停。接着值班人员就地检查滑油母管压力1.6bAR。约14:46时回到控制室，检查无异常后手动合4033恢复燃机厂用电，启动88QA、88QV、88WC1，检查运行正常后停
88QE。就地滑油压力7.4/7.2/2.1bar，调整油箱负压为,40mmH2O。停机后MKV频发―GAS PURGE VLV FAIL TO CLOSE TRIP‖报警，就地检查VA13-1/2反复动作。值长通知热控检查，请示郑总同意强制L20PGX为零后15:54时启机，16:19时,3机并网，16:48时,4机并网运行正常。
(2)14:39时，四控出现异常低频过载声响，,3锅炉安全门起座，值班人员廖
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其生检查DCS画面上6.6kV 5M电压也为零，6035黄色―跳位‖，6025黄色―故障‖位，快切失败，后来查SOE有―14:39:38.022 6kV 5M后备电源失电‖报警。值班人员立即手动复位6034，并手动合闸6024，发现仍无电压。说明6.6kV厂用电仍未恢复，四控值班人员考虑到外部线路情况恶劣，且,4机出现了严重过载跳机现象，为了确保机组安全于14:40时紧停,10机、11机，,11机转速最高3182转，就地3183转，,2撞击子动作。停机过程中发现,10炉,11机辅机都联锁过，均显示黄色，检查,11机交流油泵自启投运正常，,8/9循环水泵、,13,16冷却风机运行正常。此时厂用电恢复正常，切除对外供热和重油供汽。查首遮断画面―手动停机‖指示闪烁。
14:50时，检查,11机ETS柜:遥控3 ,11发电机故障、EH油压低、就地打闸、手动停机、遥控4油开关跳闸、遥控6 OPC动作跳机。
14:34:46，,10机MKV发大量辅机切换报警。
14:35:02，,10机进线4AMA切至4AMB运行。
14:35:09，,10机MCC进线由4AMB切至4AMA运行。
14:35:34.046，,10机MKV发―HRSG+STEAM TURBINE TRIP‖报警。
查,10机各辅机切换未成功，均黄色报警，手动主复归后各辅机恢复正常，辅机间、轮机间、发电机间检查正常。
14:51时，,10机投入盘车，顶轴油压,4/5瓦110/80bar。
15:27时，,10机开机，15:51时并网，16:29时,11机并网。
(3)14:39时，二控警铃响，南热I线―保护装置故障及PT回路断线‖光字牌亮，南热I/II线、仙热I/II线电压、电流、有功、无功出现振荡，检查南热I/II线、仙热I/II线保护装置启动，欢热I/II线正常。
(4)Z1重油变失电，4Z11跳闸，4ZAB母联联锁合闸正常。
(5)化水厂用电进线开关4OH4跳闸，备用进线开关4OH7合闸正常。
(6)三控6.6kV 1/2/3/4M快切装置闭锁灯亮。
(7)14:39时，三控DCS出现I、II、III段快切装置闭锁报警，查线路运行正常，但随即负荷丢失，值长在第一时间联系调度得知外部线路故障，进一步了解确认为南五线检修，西五线跳闸后重合闸成功，西南线跳闸重合后又手动断开。
3、原因分析
(1)此次故障的直接原因为西南线跳闸重合后又手动断开，造成电厂,4机带
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南头站和,03高压厂变孤网运行。而当时南头站的落地负荷约80MW，而电厂,4机正常出力为59MW，,4机低频过载跳机，导致6.6kV ?、?段失电。
(2)当时由于系统仍处于故障暂态过程，整个西乡电压仍未恢复正常，从而出现了电厂快切装置因为―6kV4、5M后备电源失电‖闭锁6024、6025合闸，快切未成功，同时6.6kV1/2/3M也出现快切装置闭锁的报警。值班人员第一时间发现厂用电快切失败，立即抢合6024、6025(但当时电压仍未正常)。由于,4机低频过载跳机，且厂用电没能及时恢复，而,3炉已经
出现锅炉长时间超压情况，为了保证主设备的安全，被迫紧停,3、10、11机。
(3)由于系统故障原因和过程目前仍未收集到可实的情况，对仙热线方向的电压暂态过程发生过程、时间情况有待进一步考量电厂6.6kV厂用电动作情况。
4、防范措施
(1),4机ETS柜有―超速停机2‖报警灯亮，DCS首遮断为―DEH停机‖，而实际属同一个报警，描述不一致，需增加例外报警，热控在六月底前完成相应更改工作。
(2)电气分部对全厂事故照明进行普查，完善恢复其正常功能。
(3)电气分部确认,4机MCC进线电源切换原理是否与低电压有关，同时确认其操作电源。
(4)运行通讯设备(对讲机)修复或更新换代。
(5)加强运行方式的调整，确保厂用电的安全。
(6)增加110kV系统故障录波装置
六、2008年6月9日海门电厂220kV埗陈线2850开关跳闸事件分析报
告
1、事件经过
(1)2008年6月9日，220kV埗陈线、,9B高备变挂IM运行，220kV埗万线、,1、,2主变挂IIM运行，220kV母联开关2012合闸运行、两母线并列运行，,1、,2机运行于220kVIIM，,3、,4机正常备用。
(2)17:19:20时，主控室灯光闪烁两下，检查埗陈线2850开关跳开，埗陈线电压为0，埗陈线电流为0。
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(3)17:20时，检查,1、,2机运行正常，机组没受影响;检查厂用电运行正常，厂用电没受影响。
(4)17:30时，检查埗陈线2850开关本体正常，埗陈线间隔SF6压力正常，间隔无异常。
(5)17:33时，检查DCS网控保护画面有―埗陈线重合闸动作‖、―埗陈线保护出口跳闸‖、―埗陈线保护起动失灵动作‖、―埗万线保护起动失灵动作‖报警，查DCS埗陈线C相电流在跳闸前由191A突然上升到355A，埗陈线2850开关跳闸后电流为0。
(6)17:45时，检查埗陈线光纤保护动作依次有―电流差动保护‖、―重合闸动作‖、―电流差动保护‖、―距离加速‖、―零序加速‖，高频保护动作依次有―纵联距离动作‖、―纵联距离方向‖、―重合闸动作‖、―距离加速‖、―纵联距离动作‖、―零序加速‖。
(7)17:56时，中调告知，埗陈线对侧开关已强送成功，令同期合上220kV埗陈线2850开关。
(8)18:01时，检查埗陈线电压正常，同期合上埗陈线2850开关，检查潮流分布正常，线路运行正常，,1、,2机运行正常。
2、原因分析
(1)埗陈线2850开关跳闸分析:
埗陈线C相线路发生故障，C相电压突然降低，电流突然增大，A相、B相电压，电流不变，埗陈线零序电压、零序电流增大，从而导致光纤电流差动保护动作、高频纵联距离、纵联零序保护动作跳开C 相开关，C相开关跳开后，重合闸保护动作合上C相开关，但重合闸时故障仍然存在，后加速保护起动跳开埗陈线2850三相开关，重合闸不成功，埗陈线2850开关事故跳闸，保护动作正确合理。
(2)埗陈线2850开关保护动作分析:
在电网有效接地系统中线路正常运行或三相短路时均无零序电流，当发生单相接地故障后，就会有零序电流和零序电压出现。
当埗陈线C相故障接地时，C相电压、电流的变化导致零序电压、零序电流的产生，所以埗陈线高频纵联零序保护动作正确。
在埗陈线正常运行时，差动回路电流流过的电流为零(实际上由于电流互感器的特性不可能完全一致等原因，在正常运行时，差动回路中仍有不平衡电流流过，但因不平衡电流很小，差动继电器不会动作)。但当埗陈线单相接地时，在差动回路中由
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于电流方向的改变，导致差动继电器有电流流过，导致差动继电器动作。由上可见，光纤电流差动保护动作正确。
高频保护测得故障距离为13.9km，光纤保护测得故障距离为8.1km，这都是因为距离的测量是根据一定的公式计算得到的，则阻抗继的数据只供参考，并不是绝对的。电器或整个距离测量回路任何一点微小的误差都可能影响到距离测量，所以测量得到的数据只供参考。
(3)埗陈线跳闸就地巡线处得知，埗陈线C相有一处旁边有树木较高，并且较接近C相线路，由此可确认，因当时可能风吹或其它原因，使埗陈线C相电缆吹近树木而导致C相线路放电，产生接地故障，使埗陈线C相故障跳闸，而从本厂高频保护及光纤保护动作结果来看，动作结果都是正确。
3、防范措施
(1)协调东莞供电局，加强电厂两线路的巡检工作，发现问题立即解决，以将事故消灭在盟牙状态。
(2)加强网控及GIS设备定期维护工作，确保线路高频保护及光纤保护良好正常运行。
(3)加强对线路的定期清扫工作，防止其他事故的发生。
(二)自然灾害引发故障案例
七、2006年1月8日海天电厂闭式循环水管路断裂造成循环水大量泄漏
事件分析报告
1、事件经过
(1)2006年1月8日，省调下达机组9日07:00时并列调度命令。8日运行前夜班和后夜班进行起机前的各项准备工作。9日01:30时，启动闭式循环水泵进行管路冲水放气，02:00时运行人员发现膨胀水箱水位下降较快，而且补水频繁，立即对系统进行检查，发现汽机厂房前有水从地下冒出，判断闭式循环水管路漏泄，通知电厂相关领导，决定白天处理，并汇报省调不能按时启动机组。
(2)9日08:30时，运行人员做好措施，发出工作票，检修人员开始检修。管路
290
挖出后，发现闭式循化水管路焊口处有四分之三已断裂漏水。15:40时，全部处理完毕。16:34和17:38时，,3、,4机相继并入系统，延迟并列9小时。
2、原因分析
从挖出漏点情况分析，原因是地基沉降造成管路受力而发生焊口处断裂。
同时，由于在工程设计时，没有考虑到地质情况，而设计为地埋管，对此次事件负有直接
责任。
3、暴露问题
(1)由于我电厂地质结构不好，地基沉降已有几次造成设备和系统不正常运行，电厂对此项问题的反措不健全。
(2)在此次事件前已经出现类似故障，但运行、检修人员没有制定相应的反措，在膨胀水箱水位发生下降时运行人员没能及时发现，待需起机时补水过大时才发现。
(3)电厂生产系统汇报制度不完善，何事何种问题应汇报到哪一层领导不明确，产生汇报断档现象。
(4)电厂没有起停机、大型操作、重要检修、事故抢修各级人员到位标准，易使操作、检修和抢修工作中产生误操作、检修程序不对等问题。
4、防范措施
(1)电厂地埋管路较多，利用两套循环都停运的时机，对重要系统利用打压的方法进行查漏，提前发现问题，及早处理，避免影响机组的正常运行。
(2)安技部相关专工应制定:具体打压检漏的管路，需要多少压力，每月对全电厂相关设备基础沉降检查等情况的表格，提供给相关专业和运行人员，并定期进行检查执行的情况。
(3)除了打压检漏的方法，查询是否有地埋管路检漏仪，以便在正常时进行检测。
(4)基于电厂所处地理位置的现状，今后在铺设管路时，一是采用沟道铺设的形式，二是采用架空铺设的形式，包括电缆的铺设。
(5)安技部相关专业专工将电厂地埋管道进行全面普查的方案交到安技部，电厂领导审核批准后及时进行实施。
(6)安技部必须制定出:大型操作、起停机、大型检修和事故抢修各级人员到位标准、以及发生各种情况的汇报制度，交电厂领导进行审批。
(7)从即日起，化学楼和汽机厂房间的道路禁止通行重载车辆，检修部制作限重5吨、限速15公里的标牌立在道路的两端，避免对地埋管路的挤压。
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(8)运行部必须制定出发生主要管道泄漏、设备和系统主要参数变化等异常情况下的检查处理制度，确保提早发现问题，及时处理，同时，必须严格监督和检查运行人员对各种规章制度认真执行和落实。
八、2006年6月15日海门电厂,3燃机跳机事件分析报告
1、事件经过
(1)2006年6月15日，220kV双母线并列运行，埗陈线运行于IM，埗万线运行于IIM，,3、4主变运行于IM，,9B高备变运行于IM，,1、2主变检修状态，6kV厂用变由,9B高备变带，,02高厂变在检修。燃机烧重油联合循环运行，,3燃机带基本负荷101.2MW。燃机和发电机运行参数均正常。
(2)中午时分，东莞地区突降大雨，闪电打雷不断，13:38:40秒,3燃机突发―发电机差动保护跳闸‖信号，机组遮断，,3燃机主变高压侧开关2203跳闸，就地检查发电机间和,3主变未发现异常。
(3)在,3燃机发―发电机差动保护跳闸‖信号的同时，,3锅炉MCC进线开关43A3H跳闸，44A3H联锁合上，,1除氧循环泵、,1低压循环泵、,1除氧加联氨泵、,1除盐水泵、,2空压机等辅机跳闸。汽机快速降负荷停机，13:37手动切除补汽，13:38:18时汽机解列，打闸(主汽门前压力:4.14Mpa，温度:492?)。就地检查,3锅炉MCC进线开关
43A3H的过流保护动作，稍后复位，检查无其它异常，恢复43A3H运行。
(4),3燃机跳机后，电气检修人员迅速赶到现场，检查发现,3燃机发电机继电保护装置G60上有跳闸报警信号灯亮，系定子差动保护动作，检测,3燃机定子线圈和,3主变低压侧绕组绝缘为50MΩ，网控埗陈线和埗万线保护屏上有A、B相过流启动信号，收发信机上有启信信号，检查故障录波屏,3主变高压侧电流和220kV两组母线故障时的电压波形图，B、A相电压降低和电流升高有较大畸变。其它未见异常。
(5)仔细检查未发现其它问题后，17:00时汇报中调并申请开机。但因当天一直在下雨，电力负荷需求不大，中调回令机组18:30重新并网。
2、原因分析
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故障时正值打雷、暴雨，造成220kV线路遭雷击，可能是相间闪络或对A、B相地放电，由于系统电压冲击，引起燃机定子差动保护误动，跳开,3主变高压侧开关2203。从故障录波图分析，保护的方向是从线路来的，而发电机当时并无差流，故此次,3发电机差动保护动作，应为误动。
3、防范措施
(1)因,3燃机发电机保护是由GE公司技术人员整定的，检修部应马上将,3燃机差动保护跳闸数据传给GE公司，要求其查清并解释动作原因，并采取相应措施，防止再次出现类似情况。在没有得到答复之前，电气人员要将,1-,4机差动保护从接线到定值进行横向和纵向比较，是否有不同之处并进行分析。
(2)7月5日前电气检修人员要对电厂机组的所有保护定值进行一次全面认真的审定，看看是否还有不合理的定值，要立即修正，并将所查的保护定值以文件的形式报送安技部审核备案。
(3)从6月1日至8月31日是电厂开展第二个百日安全无事故的活动时间，又是每年负荷需求最大的时期，因此机组的安全稳定运行意义更加重大。为此电厂所有生产部门，要以高度的责任心和踏实的工作作风，及时消除设备隐患，做好设备维护工作，顺利完成迎峰度夏的工作任务。
九、2006年8月19日海恩电厂受雷击引发设备故障事件分析报告
1、事件经过
(1)8月19日0时左右，雷雨交加。
(2)0:00时，,1机、,3机重油基本负荷运行。0:05时，,3机遮断，,4机快速减负荷停机解列。查,3机MARKV有―滑油箱负压低‖、―2区发现火灾‖、―CO2释放‖、―滑油压力低‖等报警，发电机过电压、逆功率保护动作。查,3发电机保护柜‖86G‖掉牌、,3机火灾保护盘无报警、各区CO2均未释放。电气及热控检修检查均未发现异常。
(3)0:09时，,1机快切至轻油。轻油温度MarkV显示为-16?，显示―燃油温度低‖(FDL<20?)、―重油温度低‖(FTHX<105?)报警，轻油温度MarkV显示为-16?、重油回油温度MarkV为103?快速降至70?，快切至轻油位，同时BTGJ1、
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BTGJ、GCA1,2、LTOT1测点故障。0:40时，接调度解列停机。
热控检修检查，<C>机TCCA卡件故障。2:40时，,1机轮间温度最高290?，因1,机在轮间温度较高的情况下停盘车容易造成大轴抱死，经廖总批准，1,机高盘冲水后停
盘车，更换<C>机TCCA卡件。6:22时，卡件更换完毕。<C>机重新引导正常，参数显示正常。
(4)0:11时，,7机重油基本负荷运行;00:36时，,7机遮断，,9机快速减负荷停机解列。查,7机MarkV有―公用I/O通讯失去‖、―排气超温跳机‖，,7机控制室<I>机数据显示错误、三控<I>机死机。2:05时，,7机停盘车(轮间温度无法检测)，热控检修更换<C>机TCCA。
(5),7炉除氧器水温9TE3401、给水泵出口压力9TE3403、9TE3404、给水母管压力9PT3407、给水流量9HP-FW-F、过热蒸汽流量9FT1206、汽包水位9LT1201、9LT1202等6个变送器损坏。
(6)另外雷击期间，,5机风温DTGGC13/14/15显示故障;西热线保护装置打印异常报告，显示只有约50A零序电流，三相电压、电流波形完整，巡线未发现异常;欢热1、2线DCS电流、有功、无功、功率因数显示为紫色，电气检查后认为TOP综合装置故障。
(7)7:35时，,7机启机TNH15.56%着火，ACD(2秒后)B着，AB闪烁。TNH25.25%ABC熄火，机组遮断;8:16时，第二次点火齐着，TNH23.7%熄火遮断;8:43时，检修将FSRKMINV2由14.3%改为15.2%后，8:57时开机起机成功。
2、原因分析
(1)上述系列故障的起始时刻均有雷暴，应为雷击引发。厂区内重要设备、建筑物、避雷针塔、出线避雷线的接地电阻在故障发生前已经检查测量过并提交报告，报告显示直流接地电阻全部合格。雷害后查全厂避雷计数器均没有动作。由此排除引发故障的落雷击在线路上并顺出线引入我厂的可能性;排除落雷击中主要设备的可能性，可判定引发故障的雷为击中建筑物顶、避雷针塔或云间放电。
(2)我们将电厂的经纬度和雷击时间告知中试所，从反馈的信息来看，当时在距离,1机烟囱500~700米范围内有两次较大雷击，幅值分别为37kA和69kA，应该是造成厂内故障的罪魁祸首。
(3),3机、,1机、,7机控制室均为密闭金属壳房子，可视为屏蔽室。其内部控制卡件受干扰冲击而误动、损坏，排除雷闪辐射电磁脉冲波直接电磁感应内部控
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制回路的可能性。
(4)落雷引入地网由于地电阻引起地电位升高，金属外壳控制室将整体等电位升高，若高过一定数值，将引起反击损坏设备，这种损坏的范围相对比较大，可以排除。
(5)冲击干扰进入控制室的最后一种可能性为沿着通向控制室的电缆引入。我厂处于海边，电缆沟内接地网焊口处由于金属不同而易被酸、盐性土壤水腐蚀，且我厂由于历史原因，动力电缆与测量控制信号电缆混沟并行比较普遍，更加重了干扰过电压侵入的可能性。查,1机、,7机损坏的TCCA卡是控制器的输入卡件，印证了这个推断。7,炉的变送器损坏也应是因为通过线缆引入高强度脉冲导致。
(6),7机更换TCCA卡并更改参数为设定值后，按照常规方法<R><S><T>
机不需要重新启动，所以也未对其机内参数进行全面检验。但是在发生雷击时，7,机自己瞬间重新自重启一次，因而内置燃料供给基准信号最小值FSRKMINV2恢复到原GE公司给定的初始值(14.3,)，是造成启机过程中熄火的原因。而在后期运行启动过程中出现异常，值班人员根据经验判断误认为是重油状态下跳机，管线未冲洗干净，导致燃烧不稳，火焰失去跳机。
3、防范措施
(1)因为干扰信号可以通过感应和耦合两种渠道进入线缆，其中抗感应干扰可以通过控
制测量信号线的屏蔽层一点接地保证，耦合抗干扰可以通过降低冲击接地电阻实现，抗电磁干扰措施也是从这两点出发。
(2)利用小修、中修、大修的机会，分批、分次、分时全面检查控制测量信号线的屏蔽层一点接地情况，避免两点接地或多点接地，检查电缆桥架的接地情况。
(3)某些电缆屏蔽层在一端特意做了接地点，另一端虽然没有专门做接地点，但是却与控制设备外壳发生了电接触。由于控制器外壳通常设有接地点，因此这种情况仍然是两点接地。对于这种情况要着重检查。
(4)根据规程要求，运行10年以上的接地网应抽样开挖检查接地网腐蚀情况，因此可利用大修机会适度增加电缆沟、控制室周围的接地网格密度，减少过大的接地网格。
(5)兼顾历史和将来，对电缆沟布线应进行规划，避免动力电缆与测量控制信号电缆过长的平行敷设，避免同沟同层敷设。
(6)热控对于修改后的参数及程序要及时下装，对于更换控制卡件后，都要重
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新启动控制器，检查确认参数正确。
十、2006年8月21日海天电厂,逸仙站24芯ADSS光缆故障事件分析
报告
1、事件经过
(1)2006年8月21日，中山下大雨并伴有闪雷。19:50时，调度通知―220kV南逸乙线通讯发生故障‖，电厂继保专工立即赶到现场进行处理。22:05时，将备用光缆投入运行，恢复通讯系统正常运行。
(2)8月21日故障当晚，电厂电话通知线路维护单位，即广东深宝电力工程建设发展有限公司和中山信通通讯有限公司人员，第2日进行巡线检查。8月22日，深宝公司、信通公司和电厂人员共同对线路进行巡查，当巡视到,15塔时，发现与线路同塔架设的通讯光缆在塔架边缘发生断裂，且已坠落到地下。
2、原因分析
(1)经检查断头判定，光缆断开的原因是雷击造成，当天正是雷雨天气。
(2),15塔的附近有一采石场，长期灰尘，影响光缆线路的绝缘。
3、防范措施
(1)加强对线路的检查，尤其要求委托深宝公司加强线路的维护和检查，同时对同塔架设的光缆线进行检查，及时清除长高的树木。
(2)对铁塔接地电阻加强检测，确保接地电阻合格。
(3)对铁塔的基础加强维护，清楚地及周围的杂草和泥土。
十一、2007年6月8日海门电厂雷击造成机组全停事件分析报告
1、事件经过
(1)事发前，电厂4台机组均带基本负荷在标准方式下运行，无任何异常。
(2)2007年6月8日中午过后，东莞地区突然雷雨交加，14:01时一声大雷，主控室灯光一闪，,1、3燃机主变高压侧开关2201、2203突然跳闸。值班值长立即
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命令值班员,2、,4减负荷正常停机，同时命令燃机值班员查看各报警信息并收集相关数据。14:02时燃机值班员汇报值长，,1、,3燃机报警信息基本一致，两台机组均是发电机差动保护动作跳开关。14:03时值长汇报给运行部长和总工，并汇报省调―因雷击，我厂,1、,3机跳机，,2、,4机已经正常停运，待查明原因后再详细汇报‖，其同意。14:04时燃机冲油，停运重油处理线。
(3)电检人员到网控室，查看继电保护屏动作情况，发现,1、3燃机发电机继电保护装置G60上跳闸报警信号灯亮，系定子差动保护动作，检查网控室埗陈线和埗万线保护屏上有A、B相过流启动信号，收发信机上有启信信号，检查故障录波屏,1、3主变高压侧电流和220kV两组母线故障时的电压波形图，B、A相电压和电流有较大的畸变。从G60保护所记录的数据来看，故障时B相差流已超过差动保护启动值544A。
15:00时经电检人员确认，本次跳机是因为雷击所致，值长汇报省调并请求开机得到批准，且被告知―在电厂跳机的同一时间，增城至万江的一条线路遭雷击跳闸‖。
(4)15:02时值长令,1、,3启动，15:30时重油开处理线，15:31时,1机并网，15:32时,3机并网，16:05时,2机并网，16:06时,4机并网。
2、原因分析
故障时正值雷雨，从故障录波图分析，电厂220kV系统埗陈线和埗万线外部A、B相故障，造成本厂,1、,3燃机发电机G60保护中的发电机差动保护动作，跳开,
1、,3主变高压侧开关2201、2203。
燃机差动保护动作原因分析:(1)区外故障时发电机差动保护CT由于特性不一致存在差流;(2)G60保护的差动保护差流整定值难以躲过外部故障时CT差动回路产生的不平衡电流。
3、防范措施
(1)目前两套燃机发电机的差动保护差流整定值是GE公司给出的，仅为0.068倍标幺值，约为0.12Ie，明显低于国内机组。请检修部尽快与GE公司联系，请GE确认两套燃机发电机的差动保护定值 的合理性。鉴于海恩电厂,9主变及,9发电机在6月10日雷雨天出现的故障，修改此定值存在一定的风险。因此是否要调高此定值，由GE公司决定。
(2)由于此次雷雨天之前，电厂没有记录开关站内避雷器的动作情况，因此无法判断电厂在故障时避雷器的动作情况。故要求运行人员从今以后，每月要记录开关站台内的所有避雷器的动作次数，遇有雷雨天之后，要立即补记一次。为避免发生雷
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击后设备的进一步损坏，要求在设备遭雷击后，运行人员应立即对相关设备进行外观检查，如发现异常情况，立即停机处理。
十二、2007年6月10日海恩电厂,9发变组雷击事故调查报告
1、事故简称:,9发变组遭雷击损坏事故
2、企业详细名称:深圳海恩热电股份有限公司海恩热电厂;业别:电业/发电
3、事故起止时间:2007年6月10日3时57分至2007年7月5日5时
4、事故发生地点:海恩热电厂内
5、事故发生时气象及自然灾害情况:气温32?，雷暴雨
6、事故归属:海恩热电厂
7、事故等级:一般设备事故
8、事故类别:设备事故
9、本次事故经济损失情况:(略)
10、事故前工况:
事故前,9发变组因供热需要，一直连续运行，运行记录表明发变组各参数稳定、振动正常，机组所带负荷小于额定出力，发变组处于正常的运行状态。
11、事故主设备情况:
(1),9主变型号:SFP7-75000/110，额定容量75MVA，天威保变公司生产，1995年11月投运。上次年度检修时间于2007年1月7日结束。
(2),9发电机型号:WXBL054，额定功率60MW，济南发电机设备厂生产，1995年11月投运。上次大修时间于2007年1月7日结束。
12、事故经过:
(1)2007年6月10日，,9发变组和,01高变在?段母线上运行，欢热?线和欢热?线由?段母线输出。凌晨时分，雷雨交加，大雨倾盆，闪电频繁。2时45分，欢热?线遭雷击跳闸，自动重合闸成功。雷击时，欢热?线B相电流1584A，零序电流1461.6A，差动电流2340A，放电点距电厂1.2公里。以上数据表明，当时雷击导致线路B相对地有闪络现象。欢热?线在欢热?线跳闸期间正常运行。
(2)在欢热?线遭雷击跳闸并自动重合闸成功时，,,发变组运行参数出现瞬间
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波动，随即恢复正常。由于户外仍是雷雨交加无法就近检查，并且机组又无异常报警信号，,9发变组继续运行。
(3)3时57分，,9发电机突然跳闸，纵差保护、瓦斯保护、间隙零序保护动作，机组随即遮断。运行人员、检修人员及相关领导现场检查发现，,9主变重瓦斯保护动作，低压侧a相出线套管崩裂向外喷油，三相高压套管本体部件均发生位移，错位约20mm，冷却器拉杆从变压器本体挂钩上脱落，以上现象说明变压器内部发生了严重的短路冲击故障。根据中性点零序保护动作的现象，初步断定,9主变中性点间隙遭受雷击过电压。
(4)事故发生后，电厂对,9发电机进行了预试检查，试验发现,9发电机的C相绕组直流耐压试验不合格，当测试电压升到9kV时C相绕组出现放电现象。试验表明，,9发电机C相定子线圈出现故障，必须处理。
13、事故报告、抢修情况:
(1)2007年6月10日3时57分事故发生。4时20分值长通知电厂主管领导、安技部、检修部相关技术人员。4时50分，检修部到达现场处理，发现主变低压侧a相套管瓷件破裂喷油，关闭了,9主变油枕到主变的阀门，减少变压器油的泄漏。
(2)6月10日5时20分，将初步检查结果(变压器内部出现严重故障)报告电厂安技部、检修部。安技部立即向厂长、总工汇报并上报公司生技部和公司领导，同时通知公司企发部相关人员联系保险公司报险，随后公司生技部向深圳能源集团安委办进行了口头汇报，并在当天下午向深圳市贸工局电力处和深圳能源集团安委办进行了书面汇报。
(3)事故发生当天早上，由公司主管生产领导主持，在电厂召开,9主变初步事故分析和抢修方案研讨会，初步分析,9主变事故原因，安排,9主变、,9发电机后续检查工作，讨论事故抢险方案。
(4)6月10日16时，,9主变油样化验结果表明变压器内部发生了电弧性故障，需要吊罩处理。同时，经检查确定,9发电机定子C相线圈受到故障电流的冲击后，线圈绝缘材料已经损坏，需要修理。电厂立即与制造厂家联系，制定了查找故障点和抽转子工作方案。
(5)6月11日9时，由公司总经理主持在电厂二楼会议室再次召开,9主变和,9发电机事故分析和抢修方案讨论会。鉴于,9主变故障不能在短期内消除，制造厂家认为需要近2
个月时间方可恢复运行。为此，公司决定尽快将原,4主变修复后安
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装于,9主变位置，以替换,9主变运行，缩短检修工期。
(6),9主变恢复经过:
从6月13日开始，对损坏的,9主变进行了解体拆卸，并转运至三控汽机房内。 6月28日，原,4主变抢修完毕，各项试验合格后运至,9主变基础处，开始组装就位。至7月4日，该变压器电气交接试验结束，各项试验数据合格。
7月5日凌晨，该变压器进行了零起升压试验、全电压冲击试验、保护带开关传动试验，一切正常。
7月5日5时，该主变一次并网成功。运行数据表明，该主变温升、振动均在合格范围内，红外成像温度场均匀，无异常过热点，可以正常投入运行。
(7),9发电机检修经过:
6月14日，转子抽出。经直流加电压试验，确定了第56槽定子线圈中间部位为故障点，与2006年12月大修检查发现的第55槽故障线圈相邻，该线棒必须更换。在紧急联系厂家尽快提供新线棒的同时，对损坏的,9发电机线棒进行拆除。
6月25日，新线棒嵌到槽内，且耐压试验合格。6月28日，,9发电机定子绕组交流耐压试验合格。6月29日，,9发电机转子回装。7月1日，,9发电机交接试验结束，数据合格，具备试运条件。
7月5日，,9发电机零起升压工作结束，空载满速运行，试验项目全部合格。
(8)为满足深圳保供电需要，在6月20日至7月3日期间，电厂采用了,7燃机单循环发电，减少了事故停机时间约112.44小时，减少发电量损失共计1054.60万千瓦时。
(9)按照原,9主变损坏情况，制造厂家认为修理需要近2个月时间。由于采取将原,4主变修复后安装于,9主变位置，替换,9主变运行，使事故恢复时间缩短了35天，极大程度的减少了事故造成的损失。
14、事故原因分析:
(1),9主变事故原因分析:
,9主变事故的原因是变压器在正常运行中遭受雷击造成，具体分析如下: 7月4日，对,9主变放油吊罩检查，发现低压侧a、b相绕组末端出线连接铜排间有放电烧灼痕迹并呈波浪状变形，A、B相间隔板下端与绝缘纸板固定绑扎布带断开，绕组下部垫块崩出，铁心无明显缺陷但器身上附着大量碳黑异物，高、低压侧线圈无明显损坏。查所有避雷器均完好且都有动作记录，但与故障前检查数据比，A相
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动作5次，B相动作2次，C相动作2次，中性点避雷器未装计数器未能统计动作次数。查变压器、避雷器接地线也完好无损。避雷器多次动作表明欢热线多次遭受雷击。在事故前一个多小时，与该发变组共用一条母线的欢热?线就遭受雷击跳闸并自动重合闸成功，但,9发变组无异常报警信号，继续保持运行工况。
受雷击影响，,9主变多次承受了较高的雷电过电压。查主变保护纪录，6月10日3时57分故障时发生了主变中性点间隙放电报警，表明故障时,9主变110kV架空线路遭受雷击，发生对地闪络放电，导致主变中性点对地电压急剧升高(正常运行时主变中性点对地电压近似为0)，击穿了间距为11cm的保护间隙，串联在保护间隙回路中的CT保护装置检测并发出了报警信号。因此，该报警信号确切地说明事故发生当时变压器高压线路遭受了雷击。同时，深圳市气象局提供的材料也证实了事发当时深圳地区发生了强雷暴现象(凌晨2时至4
时雷击超过4000次)。
变压器是个电感线圈，当中性点保护间隙被击穿时，必然会在绕组中产生极高的自感电动势，即发生了过电压。本变压器中性点安装了过电压保护装置，由保护电间隙和避雷器并联组成，正常情况下过电压能够通过避雷器吸收。事故后，对主变高压侧及中性点的避雷器进行了试验，结果合格，表明当时各个避雷器均能正常工作，同时也表明事故发生时作用于变压器上的雷电波电压非常高、能量非常大，避雷器动作仅能吸收部分能量(如上所述，出口避雷器的计数器表明避雷器确有多次动作)，并没能将过电压全部降下来。
由于该变压器绕组采用,-?接法，绕组中产生的过电压耦合到主变低压侧后，在低压侧a相绕组引线所连铜排转角的尖端处因为场强集中，从而感应的过电压最高，导致与相邻的低压侧b相绕组引线所连接的铜排之间产生电弧击穿，引发了低压侧a相绕组线圈短路。通过变压器解体检查发现，变压器高、低压线圈承受住了短路电流，未受到损伤，但是短路电流产生的巨大电动力，使低压侧引线铜排、高、低压套管受到损伤，变压器油严重碳化，并污染了整个变压器。
(2),9发电机故障原因:
?直接原因:
,9主变遭受雷击造成,9主变低压侧a、b相绕组发生相间弧光短路，即,9发电机出口发生短路故障，致使,9发电机定子绕组承受了巨大的短路电流冲击，巨大的短路电流产生了强大的电磁力。在该冲击力作用下，C相绕组绝缘被破坏。
?间接原因:
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,9发电机是调峰机组，须经受长期的频繁起停，致使绝缘材料频繁发生热胀冷缩的现象。但是，该型号发电机定子线圈未设计滑移层，绝缘材料受到的应力不能得到释放。在运行年限长且启停次数多的工况下，绕组绝缘极易发生老化磨损，使得绝缘水平逐渐下降，承受过电压、过电流冲击的能力也随之下降。因此，设计缺陷是造成,9发电机故障的一个间接原因。
15、事故暴露的问题:
(1),9发电机因多次启停对发电机线圈的绝缘寿命影响较大，频繁启停的热胀冷缩引起定子线圈绝缘老化。上次大修及本次抢修均发现多处线圈绝缘有磨损及松动现象。
(2)事故后对避雷器进行了检查试验，所有避雷器性能完好。在避雷器均有多次动作的情况下，雷电波依旧对主变产生过电压损伤，说明事故发生时作用于变压器上的雷电波电压非常高、能量非常大，避雷器动作仅能吸收部分能量，并没能将过电压降下来，最终能量通过保护间隙释放。这也说明雷电波超过了,9主变避雷器的防护作用。
16、对事故的定性、责任分析和对责任人的处理意见:
(1)事故定性:
根据国家电监会《关于执行〈电力生产事故调查暂行规定〉有关问题的通知》(国家电监会办安全〔2005〕3号)2.2条款―设备事故标准‖以及公司《电力生产事故调查规程(试行)》2.2.3.1条款的规定，此次事故定性为一般设备事故。
(2),9主变事故责任分析:
,9主变故障当天，深圳地区雷电极为频繁，深圳气象局记录值为凌晨2时至4时雷击超过4000次，,9主变所在的欢热?线遭受多次雷击。3时57分，,9发变组保护动作跳闸时，,9主变中性点间隙放电的现象表明此时有强雷电波侵入。事故发生后，重新核定全厂防雷设计，符合国家规程的要求，且,9主变的防雷设备数据正常，性能可靠。因此，,9主变遭雷击受损，属遭受不可抗力、自然灾害的损害。
(3),9发电机事故责任分析:
,9发电机存在定子线圈绝缘多处老化的问题，经受不了短路电流的冲击，属于因,9主变低压侧短路引发的派生事故，因此也属自然灾害引发的一般设备事故。
(4)对,9发变组事故责任人的处理意见:
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由于,9发变组事故的原因为遭受了不可抗力的自然灾害所引发的，作为设备归属单位海恩热电厂没有明显的事故责任，并且在事故发生后立即组织人力、物力进行了连续抢修作业，同时积极投入,7发电机单循环运行，降低了事故损失。鉴于此，建议免去对海恩热电厂的事故处罚，但是海恩热电厂应认真吸取经验教训，结合实际编制该类事故的预防措施和应急处理预案，防止类似事故的再次发生。
另外，在事故调查中发现海恩热电厂6月10日运行日志记录不全面、不规范，如:,7-,9机单元运行日志中仅粘贴了故障经过的打印件，但在原始手写记录上无2时45分欢热?线雷击跳闸后值长是否通知对主变、发电机等设备进行巡视检查的记录，无当班人员是否进行了巡视检查的记录，无3时57分,9机跳机时继电保护报警及动作情况和现场巡视检查情况的记录等;运行值长交接班日志中同样粘贴了故障经过的打印件，但在原始手写记录上无2时45分欢热?线雷击跳闸后是否对主变、发电机等设备巡视检查的记录，无3时57分,9发变组故障跳机的任何记录，记录内容未按时间排列、顺序混乱等。(上述运行日志见附件2、3)
由于上述记录不全面、不规范的问题不属于事故原因，在此不作考核。但是，海恩热电厂必须进一步加强运行的标准化管理工作，认真规范运行记录，不断提高运行人员责任意识和操作水平;同时，要对运行部相关人员进行考核处罚，并将考核情况上报公司备案。
17、预防事故重复发生的措施，执行措施的负责人、完成期限，以及执行情况的检查人:
(1)加强线路防雷措施，在欢乐?、?线雷电密集区的线路杆塔上增加避雷器数量，减少雷击波对生产设备的冲击。责任部门:海恩热电厂检修部电气分部，利用年底线路停电机会完成。
(2)长期以来海恩热电厂扩建、改造项目较多，对全厂接地网和防雷装置造成一定影响。为确保防雷安全，应请有相应资质的专业单位对全厂防雷接地系统进行全面检查、测算，对避雷器进行在线检测。鉴于已联系深圳防雷所检测未发现问题，建议联系中试所再进行一次检查和侧算。责任部门:海恩热电厂检修部电气分部，完成时间:2007年10月30日。
(3)为保证雷雨天气巡视室外高压设备的人身安全，各级人员必须严格遵循《电压安全作业规程》的相关要求。同时，建议采取更加安全、可靠的措施，以便在雷雨
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天气观察变压器避雷器动作计数器的动作情况。责任部门:海恩热电厂运行部、检修部电气分部。
(4)在变压器遭受雷击跳闸，或发生出口短路故障，或遭受近区突发短路故障后，应当对变压器进行全面检查，查明何种保护装置动作及发生何种外部现象，如检查结果证明变压器跳闸不是内部故障引起可以重新投入运行;若有内部故障征象，应查明原因，进行绕组变形等相关电气试验，并与原始记录比较，判定确无故障且经电厂总工程师审定后方可再次投入运行。责任部门:海恩热电厂运行部。
(5)尽快制定并提交,9发电机定子年底大修方案，解决发电机定子线圈绝缘层磨损的事故隐患。在大修前，尽量减少,7、,9机组频繁启停次数，并加强日常的预防性检查(如油品化验、发电机绝缘检查等)，做好应对突发事件的处理方案和准备工作。责任部门:海
恩热电厂安技部、运行部、检修部电气分部，完成时间:2007,2008年度大修时完成。
(6)加强检修管理。结合电厂调峰机组运行特点，以及存在许多设备投运时间较长的现状，按照国家有关变压器维护和检查的标准，对变压器设备检修规程进行梳理和修订，将主变、高厂变的维护检查列入重要设备的检查或检修范围，未作过绕组变形试验的应及时安排实施，运行10年的变压器必须进行吊罩检查，以及早发现和消除事故隐患。责任部门:海恩热电厂安技部、检修部电气分部。
(7)加强运行管理，提高运行人员的责任意识。推行标准化工作，进一步规范运行数据、运行日志等的记录，尤其要将当班重要事件的时间、征象、检查发现问题、紧急处理情况及检修处理情况等进行记录，记录要字迹工整、描述完整、条理清晰、无过多划痕。做好运行培训、案例分析和事故预想，提高运行人员的操作技能、故障判断能力和应急处理水平，防止事故的发生和扩大。责任部门:海恩热电厂运行部。
(8)落实《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》，收集和吸取其他单位同类设备发生故障的经验教训，有针对性的制定和实施相应的预控措施，对长期运行设备要增加日常巡检次数和监测手段，将事故隐患消灭在萌芽状态，确保生产设备的安全稳定运行。责任部门:海恩热电厂安技部、检修部电气分部。
18、调查组成员情况:(略)
19、附清单:(略)
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十三、2008年7月15日海恩电厂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:
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(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。)
?南热I线开关1161跳闸，绿灯闪，光字牌―保护动作‖，―打压超时‖灯亮。检查南热I线1161保护装置―跳闸‖，―跳位‖灯亮，―重合闸‖不亮;查动作打印报告为纵联距离、纵联零序方向保护动作，距离1段动作，动作时间00:40:26;故障测距2.8km，故障相别BC相，故障相电流8.04A，故障零序电流5.82A。
?仙热II线开关1164跳闸，绿灯闪，线路负荷降为0，光字牌―保护装置异常‖，―保护跳闸‖灯亮。仙热II线1164保护装置―跳闸‖，―跳位‖灯亮，―重合闸‖不亮;查动作打印报告为距离1段、零序过流1段、纵联距离、纵联零序方向保护动作，动作时间00:41:36，故障测距1.3km，故障相别BC相，故障相电流26.57A，故障零序电流18.29A。
?检查南热I线，仙热II线线路侧电压分别为115kV、116kV。
?同时四控报告:,10炉除氧循环泵、低压循环泵联锁切换，,11机EH油再生泵停运。
4)00:48时，汇报调度，调度答复:南热I线纵联零序方向、纵联距离保护动作，故障相别BC相，测距6.2km;仙热II线纵联距离、纵联零序方向保护动作，故障相别BC相，测距7.6km;以上两条线路变电站侧开关均已重合成功。
5)00:50时，令二控值班员就地检查仙热II线1164出线间隔，没有发现异常。
(2)故障第二阶段:
1)00:53时(DCS时间)，突然一声响雷，三控照明一闪，DCS显示欢热一、二线1494、1495开关跳闸，DCS发―1494保护动作‖、―1495保护动作‖、―110kV母线低电压‖报警。6.6kV1、2、3段快切装置动作，快切成功。
2)0:55时，二控值班员报告:欢热I线1494出线、二线1495出线跳闸，检查二控电气屏有以下信息:
?欢热I、II线出线开关红灯熄灭、绿灯闪，110kV6段母线电压为零，系统频率表无显示。欢热I线光字牌―保护动作‖，欢热II线光字牌―保护动作‖灯亮。欢热I、II线线路侧电压115kV(之前两条线出力均为0MW/115kV)。
?检查欢热I线1494保护装置有以下信息:―跳闸‖，―跳位‖灯亮，―重合闸‖不亮;查动作打印报告为:电流差动保护，距离1段动作，故障测距3.9km，故障相别AC相，故障相电流值6.78A，故障零序电流5.05A，故障差动电流27.54A。
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?检查欢热II线1495保护装置有以下信息:―跳闸‖，―跳位‖灯亮，―重合闸‖不亮;查动作打印报告为:电流差动保护，故障测距3.5km，故障相别AC相，故障相电流值6.22A，故障零序电流4.5A，故障差动电流43.39A。
?同时，检查发现:,2、,9、,7机盘车退出;,1机直流滑油泵启动;两台空压机停运。该4台机组随即投入连续盘车，空压机已重新启动。重油车间4Z21开关跳闸，4ZAB联锁合闸。
3)00:57时，通知检修电气分部派人进厂协助处理故障。
4)00:58时，汇报调度，调度答复:欢热I线电流差动保护，距离1段动作保护动作，故障相别AC相，测距1.6km;欢热II线电流差动保护，距离1段动作保护动作，故障相别
AC相，测距1.6km;以上两条线路变电站侧开关均已重合成功。
5)01:02时，令复归仙热II线1164保护装置，申请调度同意同期合上仙热II线开关1164，检查1164运行正常。操作完毕汇报调度。
6)01:20时，令现场检查二控南热I线1161出线间隔，没有异常发现。
7)01:30时，令复归南热I线1161保护装置，但―打压超时‖报警无法复归，就地断开1161液压油泵电机电源，再送上，光字牌―打压超时‖灯灭。
8)01:40时，申请调度同意同期合上南热1线开关1161，检查1161运行正常。操作完毕汇报调度。
9)01:45时，电气检修人员到场。
10)01:50时，就地检查欢热I、II线出线间隔和,01高压厂变，未见异常。 11)02:00时，雨势减小，令就地检查各台主变和,02、,03高压厂变，未见异常。
12)02:04时，令复归欢热I、II线保护装置，申请调度同意，合上欢热I线开关1494，查110kV6段母线电压恢复，系统频率显示正常。
13)02:07时，申请调度同意，同期合上欢热II线开关1495，检查1495运行正常。
14)以上情况已经发送生产短信，并汇报总工。
15)02:10时，当班值长向电气检修人员达调度通知:第二日派人对仙热II线、南热I线及欢热I、II线进行巡线，并将结果尽快汇报给供电局。
16)02:16时，将6kV 1、2、3段快切回,01高变供电，恢复厂用电正常运行 方式。
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17)05:20时，将重油MCC恢复正常运行方式。
3、原因分析
(1)根据保护装置动作报告，此次四条线路故障致使开关跳闸均为线路遭到雷击造成。其中南热?线、仙热?线雷击瞬间造成BC相短路，短路点距电厂2公里左右;欢热?、?线雷击瞬间造成AC相短路，短路点距电厂3.7公里左右。经检查，线路各保护装置动作情况均正常。
(2)南热?线、仙热?线重合闸按定值要求投在―多相故障闭锁‖方式，所以故障后电厂重合闸被闭锁，未能自动重合。
(3)欢热?、?线重合闸因投在―检同期‖方式，当欢热?、?线故障跳闸后，电厂110kV 6母失压，检同期条件不满足，所以故障后重合闸被闭锁，未能自动重合。
4、防范措施
(1)电气分部督促维保单位(深宝公司)加强线路的日常维护和巡检工作，保证电厂出线线路的安全可靠运行。
(2)与供电局沟通，是否可改变南热?、?线、仙热?、?线的―多相故障闭锁‖重合闸方式。
责任人:李月琴、刘如意;完成时间:8月30日。
(3)电气分部安排维保单位(深宝公司)对电厂6条110kV出线的铁塔接地电阻进行一次复测。
责任部门:电气分部;责任人:唐锦凡;完成时间:8月30日。
(4)针对近期几起雷击造成线路跳闸事件，要求电气分部提交在110kV线路中部增加避雷器的可行性分析及方案。
责任部门:电气分部;责任人:唐锦凡;完成时间:8月30日。
(5)本次事故中1161、1162、1163、1164各线路保护的时钟不能同步，相差70秒，要求运行部值班员每月1日8:00时对二控线路微机保护时钟进行校正一次(以前曾下文做出
此项规定，在此重申一次)。
责任部门:运行部;责任人:二控每月1日白班运行值班员。
(6)1161开关跳闸之后电机一直打压，出现―打压超时‖报警。要求电气分部对该系统进行检查。
责任部门:电气分部;责任人:朱明华;完成时间:8月30日。
(7)由于电厂110kV线路命名编号的改变，但DCS中关于110kV系统得许多标
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签仍未更新，还在使用较早以前的编号。要求运行部对上述文本进行梳理，整理出与现场不相符的文本，提交热控部进行修改。
责任部门:运行部负责整理需修改的文本，热控部负责在DCS上进行修改;责任人:张超、黄云;完成时间:8月30日。
十四、2008年9月24日中发公司油库码头被淹事件分析报告
1、事件经过
(1)2008年9月24日凌晨2时40分许，中发公司油库码头被淹，造成油库码头围墙部分倒塌，输油泵房、消防泵房和配电房设施被淹，储油罐发生局部移位，尤其,4灌位移严重。
(2)事发后，中发公司积极与保险公司协商索赔事宜，并进行了恢复供电和排水处理，对发生移位的油罐，研讨制定了非常可行且尤为经济的复位方案，利用灌区注水形成浮力，安全、顺利使其复位。
2、原因分析
经调查，本次事件主要是14号强台风―黑格比‖登陆期间正逢歧江天文大潮，歧江水位由正常的0.78米骤增至2.77米，两岸江堤大面积溃坝。事发时，中发油库码头围墙部分倒塌，江水倒灌，无法排出，造成输油泵房、消防泵房和配电房的设备设施被淹，储油罐区水深约达1.6米。大风及深水，使未储存油品的油罐局部移位。
该事件属于一次自然灾害事件，无人为责任。
3、防范措施
(1)鉴于中发公司油库码头已停止使用，但仍属于重点防火单位，必须尽快抢修被淹的消防设备、设施，使其恢复正常使用状态。
(2)按照《石油库管理制度》(石化总公司，1990年9约7日起颁布实施)有关要求，认真做好油库灌区的安全管理工作。
(3)对长期不用的空油罐，要进行注水处理，以增加牢固程度。
(4)在雨季、台风到来之前，必须对油库进行全面检查，发现问题及时整改、加固，并疏通排水沟道。遇有紧急情况，空油罐和空容量较大的油罐要注水处理，码头设施要紧固系牢，防止水、风袭击造成移位、损坏。
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[人身及管理缺陷篇]
(一)人身伤亡案例
一、1997年04月06日协孚公司油罐爆炸人身死亡事故分析报告
1、事故经过
1997年4月6日(星期日，雨天)，协孚公司运输部司机周某在驾驶黄河牌油罐车(车牌号:粤B09837)运输过程中，发现该车后尾部渗油。
下午15:10时左右,回到运输部后报修，运输部质检员兼主修陈某安排周某放出余油、加水清洗油罐。周某先从出油口和油罐车底部油泵口放出20多公升柴油，然后把车开到油库加水，加了近一半水(整车容量约12000公升)后把车开到维修车间，交由陈某检查渗水情况。
陈某给油罐车作了检查，发现三处渗水，于是在放水后开始进行电焊作业维修。当焊至第3个焊缝时，油罐发生爆炸，油罐罐体严重变形，内隔板及后端盖被抛出，维修车间棚部分铁皮瓦被掀开，维修工陈某当场死亡。
2、原因分析
经向事故见证人充分了解，并对事故现场深入查勘，对此次爆炸事故的原因分析如下:
(1)设备的不安全状态:
1)油罐车内的残油在焊接前未清理干净
据司机周某叙述，油罐车从开始放水到发生爆炸，前后时间约10分钟，根据现场勘察，油罐车尾部已有两处分别约5公分长的新焊缝，第3处已有点焊痕迹。在如此短的时间内，油罐加水量显然不够，未能有效置换罐内油蒸汽，说明罐内残存足够引起爆炸浓度的油蒸汽。另据爆炸后第一批赶到现场的目击者述，在爆炸现场有很多浓烟，也说明油罐车内残油确未清理干净，致使电焊高温引起残油挥发爆炸。
2)人孔大盖未打开致使通风不良
从事故车辆可以直接看到人孔大盖未打开，只是打开加油孔，在阴雨天气罐内残余油气难以自然排净，而又未采取强制通风措施，这样电焊时高温引起的大量气体无
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法迅速排出，致使罐内混和气体压力骤增，在第3个渗漏点焊接时引发爆炸。
(3)人的不安全行为:
按设备动火维修安全管理制度规定，在油罐动火之前必须对油罐进行清洗，通入新鲜空气进行置换，并由安监人员利用可燃气体检测仪检侧罐内可燃气体浓度，且确认可燃气体浓度在爆炸极限以下方可动火作业。
但本次作业存在对油罐清洗不彻底，没有进行通风置换可燃气体，没有请安监人员检测可燃气体浓度，没有安排安监人员进行现场动火监督，没有办理动火作业票，动火作业人员无焊工特种作业证违章作业，是一次严重的人为责任事故。
3、防范措施
(1)组织员工召开事故分析会，通过事故情况，以惨痛的事故实例，给全体员工上一次深刻的安全课，使大家牢记血的教训，提高对安全生产重要性的认识，自觉遵章守纪，增强自我保护能力。
(2)在企业上下深入展开―4.06‖事故的分析讨论，做到举一反三，每位职工结合本职工作，从思想上、制度上、管理上和措施上谈教训、谈体会、找隐患，以本次事故为契机，掀起一场自查自改运输，实现由―要我安全‖为―我要安全‖的转变，形成―安全千斤重担大家挑‖的良好局面。
(3)在企业范围内全面进行安全检查，查领导、查思想、查制度、查管理、查现场、查隐患。各部门要对现有规章制度(特别各级安全生产责任制)和安全管理网络来一次全面检查，该补的补，该完善的完善，制度建立健全后就要严格执行，对违章者要加大查处力度，决不姑息迁就，对检查中发现的问题及隐患，一定要尽快组织整改。
(4)企业劳资、安保和用人部门要加强对特种作业的管理并纳入制度中，严格作业审批
手续，并在劳动的科学组织、节假日的工作检查等方面狠下功夫。
(5)组织形式多样的安全宣传教育活动，注重其系统性、计划性、针对性和可操作性，提高安全教育的质量和效果，提高全员安全素质。
(6)重申―谁主管、谁负责‖和―管生产必须管安全‖的原则，一把手一定要切实把安全工作放在首位，实行安全一票否决制度，对不讲安全的人和事一律从严处理。
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二、2001年07月03日协孚公司油罐车侧翻道路交通事故分析报告
1、事故经过
2001年7月3日下午13时许，协孚公司一辆车牌号为粤B08119大型油罐车，从妈湾油库装载30吨,0柴油送往福田电厂，途径北环路新洲立交桥路段时，由于疾速转弯上桥，车辆失去平衡撞上护栏，侧翻在新洲立交桥上坡拐弯处，造成驾驶室严重变形，驾驶员受伤以及油罐车前部受路基石撞击而破损，引起柴油泄漏及浸泡附近草坪等损失的交通事故。
2、原因分析
根据交警现场勘查和综合材料分析，驾驶员袁某违反《道路交通管理条例》有关规定，通过弯道时车速过快，遇有情况处理不当，因无确保安全行驶导致该车翻侧，负此事故全部责任。
3、防范措施
(1)组织员工召开交通事故分析讨论会，举一反三，查找当前的安全隐患及违章行为，查思想、查原因，制定防范措施，认真落实整改，堵塞安全漏洞。
(2)本着对事故处理―四不放过‖的原则，促使员工接受事故教训，提高对安全行车重要性的认识，自觉遵章守纪。
(3)加强对驾驶员的安全思想教育，认真学习道路交通法规，开展形式多样的安全活动，交流安全行车先进经验，不断提高驾驶人员的安全意识及技术素质的水平。
(4)利用―行车记录仪‖和―GPS‖等科技手段实时有效监督和控制驾驶员超速、超限等违章的行为。
(5)管理人员及时掌握驾驶员思想、身体动态，科学调度，合理分配工作计划，预防驾驶员疲劳开车;加强车辆技术状况检查，预防车辆带病运行，确保行车安全。
三、2001年11月25日协孚公司油罐车追尾致行人死亡道路交通事故分
析报告
1、事故经过
2001年11月25日14:20时许，协孚公司运输部驾驶员陈某驾驶粤B06100号油
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罐车在前海路从北往南行驶，至星海名城路段人行横道时，尾追前方因红灯而停车的粤BA5859号大货车，致使该车往前冲，再碰撞从西往东横过人行横道的骑自车人黄某，造成两车损坏及黄某受伤送医院抢救无效死亡的道路交通事故。
2、原因分析
根据交警现场勘查和综合材料分析，驾驶员陈某违反《道路交通管理条例》有关规定，驾车时与前车没有保持必要的安全距离，且注意力不够集中是造成事故的根本原因，负此事故全部责任。
3、防范措施
(1)组织有关人员召开事故原因分析讨论会，做到举一反三查找交通运输作业中存在的各种安全隐患及违章行为，并制订整改措施，堵塞安全行车漏洞。
(2)加强驾驶员的安全意识教育，组织对道路交通安全法规的学习和应用，督促驾驶员遵守安全驾驶操作规程，检查、纠正违章运输和违章驾驶操作，杜绝―三超‖现象，做到文明驾车。
(3)做好安全行车的宣传教育工作，及时表扬遵章守纪、安全行车的先进驾驶员，总结推广安全行车的先进经验，健全公司安全奖励机制，实现由―要我安全‖为―我要安全‖转变。
(4)按照―四不放过‖的原则，及时办理行车事故的调查、分析和处理工作。
(5)规范公司有关交通安全管理规章制度，强化公司安全监督、检查机制，利用―行车记录仪‖和―GPS‖等科技手段实时跟踪、有效监督和控制车辆行驶速度，规范驾驶员的驾驶操作行为。
四、2004年7月6日海恩电厂,10机启机准备中操作不当引起人员轻伤
事件分析报告
1、伤害发生过程
(1)7月6日5:51时，,10机值班员进行启机前的例行充油操作:强制L4、L20FL1X、L20TV1X、L4FD、L20FD逻辑为1，开始冲油;查FQL1为19.67%、FQLM1为2.36kg/s;憋压检查十四个喷嘴前压力均为7bar;之后再进行,1高压油滤充油排气操作。
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(2)充油过程，在检查设备时该值班员带手套的右手碰及装有防护罩的正在高速运转的辅助雾化泵皮带，即被卷入、造成手指绞伤。
(3)当时正在,10机控制室跟班学习的另一机组值班员在事发后发现其受伤即采取了紧急救护措施，当班值长闻讯后立即采取紧急措施将伤者送至海恩区人民医院救治。
2、具体受伤情况
(1)右手:中指的上侧第一关节折断(脱离)，经治疗不能恢复原来功能;食指端部拉伤(指甲脱落)、经治疗可恢复原来功能。
(2)以伤者目前的伤情诊断，按国家颁发的GB6441-86《企业职工伤亡事故分类标准》划定为轻伤(中指远端指骨截肢，损失工作日低于105日的失能伤害)。
3、现场勘查及原因分析
(1)现场勘查:
经现场核实，该辅助雾化空气泵的转动防护装置完备(该进口机组启动雾化空气泵的皮带防护罩本身质量及设置办法符合欧洲安全标准、也完全满足我国的安全标准，防护设施是相当完备)、正常情况下不可能发生手指被卷入的事故。但由于伤者正在治疗初期、且家属心情也不好，暂不宜要求本人作出明确解释。
(2)受伤原因分析:
由于事发时只有伤者一人在现场，事件经过细节目前尚不清楚。但整个过程较为简单，所涉设备、操作及伤害情况又较清楚，细节不影响原则过程和安措。为及时落实下步防范工作，在召集当时有关人员的讨论、研究后，作出如下原则分析:
在作开机准备的例行检查中，伤者可能发现该泵皮带异常，用戴手套的手伸入防护罩纠正造成卷入或者可能当时手扶罩壳不慎滑落造成卷入，后在惊慌和本能的条件反射下奋力挣脱，以致造成皮带脱落和手指严重折断与绞裂。
4、事件教训及防范措施
(1)立即在全厂开展一次防人身伤害专项安全教育，将新进厂员工和非生产系统员工作重点教育对象，各部、分部层层落实安全责任(责任单位:生产各部)。
(2)重申要严格执行安规关于:在转动设备上工作不可戴手套、不可把手伸入栅栏内等的各项规定以及对生产人员着装(包括鞋、帽)的相关规定;在未断开电源和做好制动安措前，不得用手直接触动转动机械上的诸如皮带等的转动部件;要再进行一次全厂性的安全防范教育(各生产部立即分头组织进行)。
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(3)明确充油过程中必须切断辅助雾化空气泵电源(拉出电源开关抽屉)，以有效避免例行检查中泵已在转动或突然转动的危险情况出现(运行部)。
(4)立即对全厂旋转设备的防护罩作一次专项检查，凡存在未安装防护罩的或防护罩不合格的必须立即整改(热机分部与运行各值协调、分头落实)。
(5)加强新员工的安全培训教育，结合新员工充满工作热情、但缺少经验的特点，要加强老员工安全生产上的传、帮、带工作，使新员工不仅熟悉各种安全生产制度、规程、规定，而且能实际了解所在岗位的具体危险源、危险点及其正确防范风险的方式、方法(运行部)。
(6)根据以往的越是例行操作越易犯错的经验教训，要求运行部对今后运行中的常规操作建立起完整的操作卡制度，以能起到有效防范的作用(运行部)。
(7)增加和补充生产现场所配置的急救、防护用品，要求在三、四控，重油及警消队、门卫等部位按标准增加和补充现场的急救医药箱和根据岗位情况配置完整的防护劳保用品，并要求医务室专人每季度检查、补充一次(综合部)。
(8)生产设备周围1米处必须标注醒目的警戒红线，非生产人员一律不得入内(运行部)。
(9)生产危险性区域或危险性设备必须有明显的警告标志(挂牌或喷字，运行部)。
五、2005年6月21日海天电厂一起人员电弧燎伤事件分析报告
1、事件经过
(1)2005年6月21日，电气工作负责人××办理电气?种工作票，工作任务是―化水MCC定期检查‖，工作条件是―带电‖，安全措施是―不影响设备正常运行‖及―不碰带电部分‖。
(2)8:50时，经化水值班员许可后开始工作。工作负责人××开始用刷子对MCC柜的面板进行清洁，对端子进行紧固，然后清洁380V母线支架上面的灰尘。
(3)10:50时，在清洁过程中，包刷毛的铁皮一端碰到母线上，另一端碰到柜门上造成接地短路产生弧光，弧光将××的右手局部烧伤，同时厂用电源进行了切换。发生事故后，电厂立即将该员工送到医院治疗，经医生鉴定为浅?—?度灼伤，需住
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院观察。
2、原因分析
(1)工作负责人××擅自扩大工作任务，在不停电的情况下对母线进行清扫。
(2)清扫用的刷子铁皮部分不进行绝缘处理。
(3)工作票上写两人，但实际却一人去工作，失去监护。
(4)工作中只顾身体不碰带电部位，但没注意工具会造成危害。
(5)自我防护意识不强，工作前不做好危险点分析，工作中麻痹大意。
3、责任分析
(1)工作负责人××在工作中严重违反《安规》，违章作业，是这次事件的直接责任者。
(2)工作票签发人××对工作票填写的工作任务和工作地点不明确、安全措施不完善，没有向工作负责人及时提出和纠正，对这次事件负有一定的责任。
(3)工作许可人××在工作票的工作任务不明确、安全措施不完善而发出工作票，没有起到把关的作用，对此次事件负有一定的责任。
4、防范措施
(1)各级人员认真学习本事件，举一反三吸取教训，在工作中加强安全意识和自我防护能力，增强对人员和设备负责任的态度和意识，杜绝侥幸和不在乎的心理，避免各类事故的发生。
(2)全员认真学习《电业安全工作规程》，尤其是工作票签发人、工作负责人、工作许可人必须熟练掌握《安规》的相关要求和要求，杜绝工作票中工作任务不明确(仅是定期检查但检查什么不清楚)、工作地点不具体(仅是化水间)、安全措施不完善，以及工作中擅自扩大工作任务、使用的电气工具不绝缘等现象。
(3)再次强调凡是检修工作，必须至少两人一起工作，相互监护，相互负责。
(4)每一个生产人员要认真对现在使用的安全用具、工具进行检查，消除存在的隐患。如:螺丝刀用绝缘胶布缠起来只露出前边的刀口即可，扳手的手柄也要用绝缘胶布缠起来，毛刷的铁皮部分用绝缘胶布缠上，手拉葫芦不应有锈蚀、钢丝绳断股不应超过规定等等。
(5)加强防护用品的使用和管理，各种工作必须严格正确使用防护用品。如:使用电动工具必须装设漏电保护器，使用砂轮、气割必须带防护眼睛，登高作业应使用安全带等。
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(6)各种设备检修必须做好安全措施，该停电的必须停电，而且必须有明显的断开点，如停电须必将开关抽匣拉出、电动门的插头拔下等。工作票签发人做好工作票安全措施把关工作，运行人员要认真审核工作票的安全措施，认真做好现场的安全措施，同时各级人员发现违章行为应及时给予制止。
(7)将所有的高压开关柜，配电箱、配电柜加锁，禁止人员在设备运行中碰、触带电设备和类似检查、清扫工作。
(8)近期组织一次全员安全工作规程的学习和考试，考试成绩作为日常安全考核的依据之一。
六、2006年8月4日海恩电厂重油化验间房屋补漏安全未遂事件分析报
告
1、事件经过
(1)8月2日14:50时，当班值长许可开工由深圳中帮建设公司负责施工的重油化验间屋顶补漏作业。工作票编号:厂务维2006-08-01，工作内容为:重油化验间屋顶、四控楼,11电子间顶棚、化水楼制水车间合缝墙漏水补漏。(包括二控楼110kV开关楼新老楼合缝补漏)。工作负责负责人:王寿品、杨中付。
(2)8月4日下午，厂领导巡视中发现:施工人员在离地面3米左右处采用木板作为的脱盐罐顶到重油化验间屋顶的作业通道，搬运沙袋，且未采取有效防坠落措施;工作空间(屋顶)附近有疏水扩容器排汽口，未采取有效的隔离措施，存在疏水时烫伤人的可能性。为此，厂领导立即中止该项工作，并责成安技部查明原因并进行整改。
2、违规行为
(1)深圳中帮建设总承包公司施工人员擅自借用重油处理线的楼梯当作其施工通道，而
且在离地面3米左右处采用木板作为脱盐罐顶到重油化验间屋顶的作业通道，搬运沙袋，未采取有效防坠落措施;
(2)在工作空间(屋顶)附近有疏水扩容器排汽口，该项工作期间未采取有效的隔离措施，存在疏水时烫伤人的可能性。
(3)该项作业的工作许可人在许可工作中，没有到现场与工作负责人同时检查
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安措是否完备、也没有详细告知作业现场的危险点及注意事项。
(4)该项作业的工作票采用双负责人的方式，在乙方明显违规的情况下，我方工作负责人应履行职责加以纠正。但我方厂务维护班工作负责人所列安全措施不严密，没有对工作人员给予必要指导，没有对施工现场进行有效监督，这说明我们双工作票负责人体制有待加强监管。
(5)工作票签发人工作分派中布置不清，工作票审核不严，没有发现并补充票面上不完善的安全措施，没有到现场检查工作是否安全地执行，属于职责不到位。
(6)该项工作承包方深圳中帮建设总承包公司采用包工、包料、包安全的方式与我厂签定合同。合同总价中包含安全文明施工费、技术措施费等，而该承包方未实际采取有效的技术措施来防止高空坠落，违反合同规定。
(7)安技部对于乙方人员在实际工作中没有正确安全地进行工作缺乏预见，安全督查不到位，缺乏对被承包方有力的安全约束规定，负有责任。
(8)在这项违反安全规定的工作中，承包方、工作票负责人、工作票签发人、工作票许可人、安全监察机构等安全的一系列保障屏障职责均没有做到位。在外委承包的类似项目中，对于此类外包项目存在―以包代管‖的思想倾向，同时亦证明了我们的工作还不够细、工作还不到位等深层次的因素。
3、防范措施
(1)发现违规事件当日立即停工整顿，对作业人员进行安全教育，让外委作业人员在重油化验间旁搭建安全牢固的通道，保障作业者作业中安全。
(2)在重油化验间屋顶疏水扩容器排汽口与工作场所之间作好隔离措施，防止人员烫伤。
(3)进一步完善了现场安全措施，更换了有经验、责任感强的我方负责人，加大对现场的安全监督力度。
(4)为了从深层次上避免此类事情的再次发生，将会更加严格地对承包方人员进行消防、安全知识培训以及教育考核。
(5)该工作票允许人是当班值长，其在运行岗位中职责重要，担子不轻，不太可能对每个工作票都能到就地检查、补充、交代。因此对于类似本次非重要的工作，除非是因为特殊原因，否则，工作许可人宜让工作场所附近的值班员担任，重要岗位人员只作为复查备签。
(6)对工作票负责人、工作票签发人、工作作票许可人、安全监察机构进行一
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系列的安全知识培训，加强安全防护观念、提升工作责任感。
七、2006年11月16日海天电厂一起人身未遂的事件分析报告
1、事件经过
(1)2006年11月16日，工作票签发人填写并签发热机工作票―,2机高压电动主汽门后至本体扩容器疏水放气电动门检修‖后，交给工作负责人到集控室办理，经工作许可人做完
措施后于09:00时许可开工，检修开始工作。
(2)16:13时，工作负责人发现该电动门突然发生转动，立即停止工作，并询问运行人员谁在操作此电动门，运行人员回答没有人操作。当时热控人员正在调试其它电动门，随即周询问热控工作人员，并发生争吵，被电厂领导和安全管理人员发现，安全管理人员随即展开事件调查。
2、原因分析
(1)填写工作票不用标准术语，不使用双重名称(名称和编号)。工作内容也不够详细，只写电动门检修，而没写具体做什么。
(2)安全措施不全，漏项，应该将工作的―,2机高压主汽电动门后大气放气门‖停电而工作票中没有体现，且其它安全措施也较笼统，如―停,2机本体扩容器‖，就没有可操作性。接收工作票人和许可人都没有认真审查安全措施，使不合格的工作票发出。
(3)工作许可人布置安全措施，电源开关不挂警告牌，汽、疏水系统检修不关闭截门，不挂警告牌不加锁。
(4)工作负责人和许可人不共同到现场检查安全措施就开工。
(5)阀门没有统一的编号和名称。
3、事件性质及责任认定
(1)经分析会定论，此次事件定性为人身未遂。
(2)工作票签发人填写工作票不合格，漏掉关键项，违反《安规》相关规定，对这次事件负有责任。
(3)工作票许可人没认真审查工作票，布置安全措施不严格执行《安规》，停电的电源开关不挂警告牌，不到现场许可工作票，对这次事件负有责任。
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(4)工作负责人不到现场检查安全措施，不认真审查工作票安全措施，不到现场检查安全措施而开工，违反《安规》相关规定，对这次事件负有责任。
4、防范措施
(1)运行部完善阀门的编号和名称，各设备的名称必须统一。(12月底完成)
(2)生产单位填写工作票必须使用标准术语，尤其必须填写设备编号和名称双重名称。(从11月22日开始试行，12月1日正式执行)
(3)检修填写工作票的工作内容和安全措施必须详细，要有可操作性，绝不能再发生措施笼统描述。
(4)完善热机阀门―禁止操作，有人工作‖标示牌，运行提出数量，安全管理人员负责定做;运行部健全阀门连锁，今后汽、水、烟、风、公用排污、疏水系统的截门、闸门和挡板必须关严加锁。(12月底前完成)
(5)各生产人员必须认真学习《安规》和《工作票实施细则》，并严格按照相关规定执行。(在今年底或明年初对生产人员进行《安规》和―两票‖考试)
(二)管理缺陷案例
八、2005年1月17日海恩电厂蛇热线、,11机跳闸事件分析报告
1、事件经过
(1)1月17日10:24时，二控室灯光一闪，运行人员听到事故音响报警信号后，发现1179蛇热线跳闸，控制屏有―保护动作‖、―装置呼唤‖光字牌亮，保护屏有距离、零序保护动作报
警;南热线、西热线、丽热线有高频、距离、零序保护动作。
(2)10:23时左右，四控室照明灯也闪了一下，运行人员发现,11机失磁保护动作跳闸全停，与此同时OPC超速保护动作(当时机组最高转速达3192转);,11机,1轴封风机、,1除氧循泵跳闸,2连锁成功，吹灰密封风机跳闸;,10机88VG2自动切至88VG1运行;,4机低压循泵、除氧循泵自动切至备泵运行，吹灰及档板密封风机跳闸;,11机DCS电气画面有如下报警:汽机保护(全停)、灭磁开关联跳(全停);ETS画面有如下报警:,11机发电机故障、ATS油压低、OPC动作跳闸;发变组保护柜有如下报警:发电机失磁t1、发电机失磁t2、灭磁开关联跳，主汽门关闭;励
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磁调节器柜上有主油开关、灭磁开关断开及机组故障报警灯亮。
(3)故障发生后，电气检修人员赶到现场对,11机PT二次回路、调节器励磁变功率回路、并网开关辅助接点等可能引起失磁的所有回路、接点进行了检查，均未出现异常。
2、原因分析
(1)外委的深宝电力在电厂110kV线路巡线中，发现,8塔附近的树木影响线路安全，于是决定将树木砍伐掉，当时在被砍树木顺着山坡下落中，由于安措不到位，发生树木与高压带电导线之间的安全距离过短，致使导线通过树木对地放电，引起蛇热线距离保护动作、跳闸。
(2),11机失磁保护动作原因不明，但不排除与蛇热线故障有关，具体原因需进一步试验、验证。
(3)线路故障时，7母出现的低电压会引起挂在7母上,03高压厂变所带的厂用电低电压，造成各辅机切换。
3、防范措施
(1)对全厂各辅机低压切换延时进行普查，避免在短时低压时跳闸、切换;
(2)对深宝电力公司进行安全教育，责成当事人停止工作一周，学习线路工作安全规程;
(3)继续与厂家联系查找失磁保护动作原因。
九、2005年1月18日海恩电厂9LX1、X2母线失电事件分析报告
1、事发前运行方式
1月18日，,5、6机重油满负荷挂110kV 5M运行，出力30+31MW;,8机满负荷32MW挂110kV 6M运行;X1循变运行向9LX1、X2母线供电，X2循变在热备用状态。
2、事件经过
(1)15:08时，,5机运行中突然发出―冷却水压力低‖报警，运行人员立即查看三控DCS画面:,5、,6机,2冷却水主泵已停运，,1备泵未联锁投入，X1循变高压侧开关62X2已跳开，便立即合上62X2开关，并到X1、X2循变室检查。
(2)当时湖北电建人员在循泵房进行MCC 4X11、4X21、4XAB开关上加装继电器
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工作，电气检修人员在现场监护。据现场检修人员交待，事发前他们正在4X11开关柜上打孔时突然该开关跳闸，运行人员立即制止其工作。
(3)检查循变保护动作情况，零序过流继电器动作、BCJ出口掉牌。复归4X11零序电流继电器，无法复归。
(4)15:11时，因,5、6即冷却水泵仍未恢复，,5、6机降出力运行;
(5)15:13时，电气检修人员到场检查4X11零序电流继电器，试合4X21开关也合不上;15:19时，经电气人员反复复归4X11零序电流继电器后零序掉牌得以复归。
(6)15:19时，,6机压负荷至8MW时因滑油温度高停机。,5机已压负荷至约10MW，油温约70?。
(7)15:20时，合上6X11及4X11开关，恢复9LX1、9LX2母线供电。
(8)19:22时，因,8机蒸汽温度过低406?，将,8机减负荷后解列。
(9)15:20时，,5、6机,2冷却水泵启动后，,5机逐渐带负荷至基本。
(10)15:25时，检修处理好4X21开关，试验位分合闸正常，将9LX1、X2母线改为由X1、X2循变分段供电运行。
(11)15:40时，,8机并网;16:19时，,6机完成燃油管路冲油开机，16:35时并网。
3、原因分析
(1)本次9LX1、X2母线失电原因为检修人员在4X11开关柜上打孔时产生振动，零序过流继电器受其干扰而动作，X1循变跳闸引起。
(2)因X1、X2循变没有联锁保护，且事发时9LX1、X2为母联方式运行，所以X1循变跳闸后,5、,6机的,1、,2冷却水泵同时失电，,6机冷却水中断，导致滑油温度高停机。另外在事故的处理过程中因4X11零序电流继电器在故障第一时间不能复归及4X21开关不能合闸(均为反复操作后才正常)等原因，两台循变均不能及时恢复运行，又导致了,8机的被迫停机。
(3)4X11及4X21开关出现的现象在我厂ME开关已多次出现过，其开关本身性能及老化是引发上述现象的可能原因。
4、防范措施
(1)进行与在运设备有关的检修工作时要充分考虑相关安措及事故预想，包括相关系统与设备的最佳运行方式;
(2)对电厂现有的ME开关进行全面检查、实验，并逐步更换成其他新型开关。
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(3)将,5、,6机,1、,2冷却水泵电源改接至其他更可靠的电源侧(电气分部2月份完成)。
十、2006年1月11日海天电厂,2发电机励侧风扇叶摩擦事件分析报告
1、事件经过
(1)2006年1月11日，220kV及6kV系统正常运行，,3、,4机组正常运行，,1机组带40MW负荷运行，,2汽轮机检修后准备起机。
(2)8:00时，当,2机冲转至400转时，外部检查人员听到发电机声音不正常，立即就地打闸。待汽轮发电机转子静止后，检修人员拆开发电机励侧端盖进行检查，发现在时钟3点-5点之间发电机风扇叶动、静部分发生摩擦随后机务人员进行了调整处理。15:40时，,2机并入系统。机组晚并列7小时。
2、原因分析及责任分析
(1),2机组于2005年12月份转入检修。这期间，机务检修人员对,1-,4轴瓦进行了解体检查，并对发电机励磁机间隙进行了调整，2006年1月6日投盘车运行2小时过程中曾听到,4瓦有轻微的磨擦声，但未作处理。
在调整间隙时，只考虑到励磁机和发电机静、转子之间的间隙，而没考虑风扇叶与静止部分的间隙，致使风扇叶与静止部分发生摩擦;同时，在检修中和投盘车后没有细致检查，存在的问题没能及时发现和处理，是这次事件的主要原因。
(2)运行在结束工作票时，没有进行细致的验收，在2006年1月6日和1月10日投盘车以及起机前都没有对汽轮发电机组进行细致的检查和听声音，冲转时不对机组进行检查，使存在的问题没有及时发现，是这次事件的次要原因。
(3)安技部相关专业对检修过程、检修结果检测监督不到位，没有组织运、检单位进行严格细致交接验收，使存在问题未及时发现，是这次事件的又一原因。
3、暴露问题
(1)运、检两部人员对检修后的设备不认真履行交接手续，双方都不认真检查，使设备有问题未及时发现。
(2)检修工作不细致，不周全，检修过后对应检查的未检查。
(3)专业管理人员对检修工作的方案、过程、结果的监测监督不到位，不及时收
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集相关检修前后的数据。
(4)运行人员检查不认真，不细致，启动过程人员不到现场检查，对主要参数监视不到位。
(5)由于人员少，起机时人员不充足，运行部安排人员不周到。
(6)起机过程中，主要参数不合理，冷态下蒸汽参数过高。
(7)在事故处理后，汽轮机轴系挠度过大，而没进行合理的调整措施而投盘车进行起机。
4、防范措施
(1)今后各种作业和大型操作，安技部相关专业先进行沟通，事先制定出具体方案，经相关领导审批合格后，下发到运、检两部，并监督落实和执行情况。
(2)各种检修工作，修前要有计划，检修过程中要有监督，修后要整理相关数据进入设备档案，档案要发给安技部和运行部。
(3)各部门领导在各种情况下，要组织好本部门人员进行各种作业和操作，领导要锻炼动手能力，关键时能亲自动手进行作业和操作，加强人员的技术和敬业心的培训，应造就出有团队精神的集体。
(4)2006年4月份之前必须完成运行规程、检修规程、各种作业工艺卡和操作卡;同时，逐步完善设备台帐及档案。各级管理人员要监督执行情况。
(5)严格设备检修后的检修和运行交接制度，检修人员必须及时完整地将检修后的设备移交给运行，运行必须认真地进行验收和接收，并进行把关检查和试验，确认设备健康后方可接收。安技部相关专业要负责组织和监督运检的交接。
(6)运行人员是设备的主人，对运行设备的健康运行负有监督检查和合正常使用的责任，必须认真监视各种参数，认真进行巡回检查，尤其是设备的起动和试运工作的各种检查，严格执行各种规章制度，同时，运行部门要完善运行管理各种规章制度，严格管理，努力提高人员责任心。
(7)检修人员是设备的第二主人，对设备的健康负有检修和维护的责任，要始终贯彻―该修必修、修必修好‖的原则，完善检修管理制度，合理调配各专业人员，严格执行检修工艺卡，加强检修过程监督和管理。
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十一、2006年4月7日海恩电厂,3机因处理冷却水系统缺陷造成被迫
停机事件分析报告
1、事件经过
(1)4月7日11:00时，经值长许可，由热机检修人员无票处理,3机88WC-2出口单向阀上一堵头漏水缺陷。
(2)11:10时，当检修人员对该堵头进行紧固后发现漏水量增大，继而堵头突然喷出，幸未伤及人身。
(3)因堵头脱落后大量的冷却水带压喷出，,3机被迫停机(经报调度同意)。
(4)11:22时，机组切轻油;11:36时，发停机令;11:48时，解列，运行人员采取相关安措后交检修对堵头漏水进行处理。
(5)12:04，检修紧急装上88WC-2出口单向阀上堵头，启泵试压无漏水;
(6)12:29时，,3机发启动令起机;12:44时，,3机并网。本次故障历时0.93小时。
2、原因分析
造成此次停机故障的直接原因是:单向阀堵头喷出(螺牙锈蚀、磨损)后，造成大量漏水，而此处又是在冷却系统母管处，无法隔离而被迫停机处理。检修、运行人员对处理该缺陷时可能会出现的后果考虑的不够充分、全面，对在运设备缺陷处理的综合把握能力有所欠缺是造成此次停机事件的间接原因。
3、防范措施
通过本次事件，对在运设备的缺陷处理作出如下规定:
(1)可隔离的设备缺陷:
1)缺陷点可以实现完全隔离，且不影响其他在运设备及系统的安全运行或短期内不会产生直接影响的缺陷，可按照正常的工作票或口头许可程序处理。
2)缺陷点虽然可以实现完全隔离，且对其他在运设备及系统的安全不会带来直接的影响，但存在安全方面的潜在风险(比如机组的冗余泵、风机等)的缺陷处理，必须由检修分部长、运行当班值长确认其工作的必要性及安措的完整性，并要做好相应的反事故预想。
(2)无法隔离(或不能完全隔离)的设备缺陷:
1)缺陷点无法隔离，且即使在缺陷处理过程中导致缺陷扩大仍不会影响其他在
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运设备及系统的安全运行或短期内不会产生直接影响的缺陷，可按照正常的工作票或口头许可程序处理。
2)缺陷点不能隔离，且对其他在运设备及系统的安全不会带来直接的影响，但如果在缺陷处理过程中导致缺陷扩大后会影响其他在运设备及系统的安全运行的缺陷，必须由检修分部长、运行当班值长确认其工作的必要性及安措的完整性，并要做好相应的反事故预想。
十二、2006年4月18日海天电厂,3燃机断油跳闸事件分析报告
1、事件经过
(1)2006年4月11日，中发来电厂油区卸油，用油罐汽车进行运输。卸油前，安技部出具了供油操作通知，运行部每天早晨在卸油前向中发卸油负责人交待注意事项以及当时机组运行方式的变化情况。
(2)4月18日08:05时，,3燃机声音异常，并发出―重油压力低‖、―液体燃料压力低‖、―液体燃料压力低跳闸‖报警信号，随后,3B主变220kV侧2203开关跳闸，,3燃机有功、无功负荷到零;08:07时,4机手动打闸，机组解列。
(3)现场询问检查发现，中发卸油人员看到卸油压力较低、卸油较慢，擅自关闭了去,3燃机重油出口阀门，以提高卸油压力加快卸油。
(4)将此阀门打开，且机组检查无问题后，09:00时及09:30时，,3、,4机分别与系统并列。
2、原因分析
(1)中发来电厂卸油人员对电厂运行方式和系统不熟悉、不了解，却擅自操作电厂设备，是这次事件的直接原因(中发卸油人员分2个班，3人一班，事发日换班后对电厂运行方式改变不清楚，既没有询问值班员，也没与卸油负责人请示，而擅自操作阀门，造成,3机阻燃油压力低跳闸)。
(2)中发组织措施做得不到位，人员进行交接时，运行方式交接的不清楚，是这次事件的次要原因;
(3)海天电厂运行人员对中发人员操作电厂设备的现象不及时进行制止，是这次事件的次要原因。
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(4)海天电厂对外来人员管理存在不足，虽然给出运行操作指导书，但事先未做好充分的技术措施和组织措施，就准许中发卸油，是这次事件的又一原因。
3、责任处理
(1)中发卸油人员×××擅自操作电厂设备，造成机组跳闸，对这次事故负主要责任，建议中发对其进行严肃处理，并将处理情况通报电厂。
(2)中发组织措施不力，卸油班组交接班交接不清，厂方负有次要责任，建议中发根据责任情况进行相应处理。
(3)电厂运行人员对中发人员操作电厂设备制止不力，负有一定的责任，在月度考核中进行考核。
(4)电厂安技部对外来人员卸油的技术措施和组织措施不力，卸油过程中管理不善，对这次事故负有一定的责任，在月度考核制进行考核。
(5)电厂对外来人员各项工作管理不善，对这次事故负有管理责任，进行通报批评。
4、防范措施
(1)中发卸油期间，电厂把重油运行主要设备用警示带进行围挡，禁止非操作人员进入，随运行方式变化，在重要的阀门悬挂警示牌并将重油出口阀门上锁。
(2)安技部做好防范各类情况发生的防范技术措施和组织措施，制定卸油前后以及中发人员和油车进出厂的检查表，并加强现场监督。
(3)运行部加强对卸油工作的操作管理，明确个阀门的开度和位置，确保不影响机组的正常运行。同时，加强对中发卸油人员各项工作的监督和管理，明确除运行人员外，不准任何人员操作运行中的设备，发现有人动设备及时制止。
(4)完善外来人员施工作业、实习等有关规章制度，加强对外来各项施工作业的管理，杜绝各种问题的发生，确保电厂的安全经济运行。
(5)中发再次来电厂卸油，必须经过电厂安技部人员对中发卸油人员进行相关技术和安全注意事项的培训，考试合格后才准许进行卸油。尤其要严禁擅自操作电厂任何设备，如有需要，必须通知电厂运行人员进行操作。
(6)电厂加强对卸油全过程的管理，办公室和供应部门联合制定人员及卸油车进出电厂的相关规定
(7)中发应制定卸油报安全的组织措施和技术措施;制定出现跑油或车辆事故和其他可能出现异常等事件应急预案，并备好充足应急工具，通报电厂审核。
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(8)中发油车进入电厂必须服从电厂的管理，并严格按照电厂规定的路线、车速及停放制度执行。
(9)以上反措完善之前，暂停中发在电厂进行卸油工作。
十三、2006年6月29日海门电厂,2发变组跳闸事件分析报告
1、事件经过
(1)2006年6月29日前，,02高厂变低压套管底部已渗油多日，属原安装质量问题，但因保质期未过，要等厂家来人解决，故此缺陷一直未处理。为安全起见，从6月26日起将厂用电倒至,9B高备变，,02高厂变转热备用。6月29日下午厂家来人，在履行完工作票手续后，准备处理此缺陷。
(2)事件前，,2机运行参数无异常。16:13时,2发电机在运行中突然跳闸退出运行，,2发电机出口开关502和,2主变220kV侧开关2202跳开，灭磁开关跳闸，主汽门关闭。检查,2发变组保护屏和,02高厂变保护屏，有―高厂变压力释放‖、―灭磁开关联跳‖、―主汽门关闭‖等信号。DCS有远控-5OPC动作报警，汽机最高转数达3160rpm。值班员迅速对汽机打闸。
(3)电气专工到达现场，检查所有报警信息后，意识到在处理,02高厂变缺陷时，没有将有关的保护退出，于是将,02高厂变所有保护退出。16:40时汽机重新挂闸成功，16:43时汽机重新并网。
2、原因分析
(1)电气检修工作班成员、厂家技术服务人员在处理,02高厂变低压套管底部渗油时，由于没有意识到,02高厂变的保护没有退出，工作中不慎，误碰了变压器顶部压力释放器的开关，引起压力释放器保护动作，从而引发一系列开关动作，造成机组跳机。这是此次事故的直接原因。(查看事故报警记录，从动作时间上的顺序判断，引起,2机发变组跳闸的原因就是―高厂变压力释放‖动作造成的。)
(2)由于在处理,02高厂变缺陷工作前考虑不周，在填写处理,02高厂变渗油的工作票时，没有填写二次设备及回路工作安全技术措施单，致使,02高厂变的相关保护没有及时退出。这是造成此次事故的主要原因。
(3)运行人员在接到处理,02高厂变渗油的工作票后，没有认真审核，对不完
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善的安措没有给予及时补充，造成不完善的工作票发出，这也是此次事故发生的主要原因。
3、暴露问题
(1)员工在实际的工作中没有很好的执行工作票制度，工作票从签发到许可都没有很好的把关。工作票签发人、工作负责人、工作许可人，这三人中如果有一人能及时发现安措中存在的问题就可能避免此事故的发生。说明我们工作不细、责任心不强。
(2)工作中安全技术交底没有做或做得不到位，工作班成员不是非常清楚工作中的安全注意事项，工作中马虎、大意。
(3)运行人员在审核工作票时，存在审核流于形式，责任心不强的问题或存在技术不过硬，对系统不熟的问题。
(4)电厂―高厂变压力释放‖保护及一些非电量保护在保护屏上无投退的硬压板，跳闸回路无明显的断开点。
4、防范措施
(1)所有生产人员要加强技术培训，增强业务素质，不断提高工作水平。
(2)所有生产人员工作中严格执行―两票三制‖，增强责任心，认真履行自己的职责。
(3)对各类检修作业，事前要认真做好工作交底，强调工作中的安全注意事项。对有外来施工人员，工作中更要做好监护。
(4)尽快确定并完善电气―二次设备及回路安全技术措施单‖的格式，并与电气一、二种工作票配套执行。
(5)对电厂现有的发变组保护进行认真检查，保护屏上要增加非电量保护的投退压板，以方便此类保护的投退。
十四、2006年7月16日海天电厂消防水泵被淹事件分析报告
1、事件经过
(1)2006年7月16日，中山雨水较大。14:48时，中山市地调电话通知当班值长―中山市已启动防汛防风预警‖。
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(2)15:20时，因雨水流入蒸汽管沟使小锅炉蒸汽压力降至2-3bar，重油值班员请示值长停小锅炉，空转处理线。
(3)15:25时左右，警消队值班员发现消防水泵房开始进水，立即通知消警队长，然后与同事去寻找潜水泵。
(4)消警队长接到报告后立即赶到消防水泵房，发现进水已达到10厘米左右，且有增大的趋势，立即带两名队员跳进消防泵房门前的阀门井去抬潜水泵，并要求立即切断消防水泵电源(,1消防水泵电源开关拉不出来)，通知值长。潜水泵由于卡瑟在里面，无法取出，消警队长再次通知值长及安全主任，并组织后续赶到的队员用水桶向外排水。
(5)15:45时左右，消防队员将重油车间存放的大功率潜水泵抬到消防水泵房(水位已淹至消防泵电机底座)，请求重油值班员接电源，重油值班员回答说没有工具，警消队人员自行用钥匙接电源。启动潜水泵时，雨水已淹没消防泵电机一半的位置。
(6)运行人员交接班后，将,1消防水泵、泡沫泵和稳压泵电源断开。
(7)17:10分左右，检修及供应人员赶到厂后(当时不在厂内)，从仓库取出两台潜水泵分别放到蒸汽管沟和消防水泵房内，大约18:40时左右各泵开始抽水。
2、原因分析
(1)中山市发生百年一遇的暴雨，油区排水不畅。
(2)消防水泵房电缆沟入口封堵不严，使大量的雨水灌入消防水泵房内。
(3)应急准备不够，运行值长在下大雨及接到中山市调度电话通知后，没有及时协调组织相关人员和部门，相关人员又都不在厂内，致使抢险不及时。
3、暴露问题
(1)各级人员警觉不够，中山突降大雨甚至到暴雨时，各级人员没有引起高度重视。
(2)值长接到地调预警电话后，没有及时汇报领导和组织相关人员，以致影响安排工作和抢险的时间。
(3)对突发事件预警不够，防汛应急预案没能有效的实施。
(4)重油岗位缺少应有的工具，在紧急情况下无从下手。
(5)运行人员一般检修技能有待提高。
(6)当天运行人员岗位人员过少，重油岗只有一人，难以担当过多的操作。
(7)油区的主排水管经200mm，雨水大时排水不能通畅。
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(8)消防泵房电缆入口封堵不严，雨水大时灌入消防泵房，之前曾发生过类似情况，检修对此事没有引起足够的重视，致使在此发生此类事件。
4、防范措施
(1)立即将消防泵房的电缆沟入口进行严密的封堵，防止类似事件再次发生。
(2)将油区主排水沟的两侧雨水井各放置一台潜水泵，将排水管引到河道里，同时在蒸汽管沟内和消防水泵房内各放置一台潜水泵，接好电源，下大雨、暴雨时，由运行人员启动排水泵进行抽水，缓解排水沟的不足。
(3)各级人员提高警觉，留意天气预报，有台风或强热带风暴影响到中山市时，及时启动电厂防汛防风应急预案，生产系统各部门、办公室车队和供应部仓库应留人值班。
(4)各级人员接到上级风汛预警通知时，及时汇报相关领导和部门，以便作好各项应对的准备工作。
(5)各级人员增强责任心，接到风汛的通知后，应积极行动起来，作好全厂排水系统的检查和试验，确保排水系统正常。
(6)风雨期间和过后，生产系统各部门、警消队作好各项检查工作。严防雨水淹设备或因雨水渗漏造成其它事件的发生。
(7)运行将重油岗位配齐相关工具，并加强运行人员岗位技能培训，掌握一般的检修技能，提高事故处理能力，在紧急情况下及时主动进行处理，最大限度减少事故损失。
(8)办公室车队应制定暴雨期间行车安全的相应制度，并安排应急抢险专用车辆。
十五、2006年9月11日海恩电厂,9发电机空冷器汽化停机事件分析报
告
1、事件经过
(1)9月11日8:00时，,7机带基本负荷、,9机满负荷运行。,9发电机进出口水温25.81/34.01?，发电机冷热风温33.76/48.61?，励磁机热风温度56.4?，定子温度75.5?。
(2)8:50时，启动,2、,4循环水泵，,9发电机冷热风温度由
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37.02/51.99/59.45?，在2分钟内涨至44.22/54/50/64.15?，空冷器进出口水温29/37.4?上涨至29/50.9?，但又很快下降，9:07时恢复正常。定子温度79?升至82?，其它参数波动不明显。
(3)9:31时，值班员检查参数发现,9发电机进出口水温25.92/44.56?、冷热风温43.3/55.26?、励磁机热风温度63.48?、定子温度82.89?。冷却水温异常上升，判断为发电机空冷器气化，就到0米打开发电机空冷器出水管顶部空气门排气，气很大。
(4)9:40时，发电机冷却器进出口水温变化不大，但冷热风温仍在上涨，再次到就地全开发电机空冷器空气门。
(5)9:55时，,9发电机定子温度上涨至102?，冷却水进出口温度34.53/45.5?，发电机冷热风温74.15/75.96?，励磁机热风温度已上涨至92.85?，汇报值长，接令减负荷。
(6)10:11时，减负荷至10MW，冷热风温80.22/83.47?，励磁机热风温度98.44?，定子温度105.48?(10:04时该最高温度至105.88?)且继续下降，但热风温度继续上升。
(7)9:58时，值长及单元长就地检查，发现发电机空冷器水滤进出口阀在全开状态，但打开水滤底部放水阀却长时间无水流出，手摸发电机空冷器冷却水进出口水管均热，空冷器一直无水排出，初步判断空冷器水滤入口阀芯或水滤堵，立即电话通知检修派人检查滤网。
(8)10:20时检修人员到，10:25时再次打开水滤底部放水阀进行反向流动冷却。结果底部放水阀很快有水流出，空冷器空气门也很快见水。同时三控汇报励磁机热风温度、发电机冷风温度、冷却水进出口水温快速大幅下降，发电机热风温度、冷却水出口水温也开始下降。
(9)10:31时，恢复原来状态，打开水滤底部放水阀，有气无水，上述温度开始大幅上升，基本可以判断水滤堵或者阀芯掉。
(10)10:56时，,9机解列。关闭发电机冷却水滤进出口手阀后，检查水滤发现在水滤入口处有一块L形钢制铁皮，长约40cm，宽约7cm。取出后再次恢复系统，冷却水滤底部放水正常。11:35时，,9机并网。
2、原因分析
(1)L形铁皮上波纹状水垢痕迹，该铁皮应在循环水管道内滞留过一段时间。
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(2)现场遗留的L形铁皮可能从破损的循环水滤网处抽入循环水管道或者从水滤后的条形栅栏处掉入循环水管道。
(3)隐藏在管道内的L形铁皮在启泵时可能出现扰动，被带到,9机空冷器冷却水管，瞬间对冷却水量产生影响，造成风温的上升，但可能又恢复到未堵塞通道状态，所以各参数又很快恢复正常。
(4)9:29时该L形铁皮流到,9机水滤半圆形入口处，造成冷却水量严重被堵，出现发电机风温、定子温度等快速上升，以致被迫停机。
(5)该事件再次表明了文明生产和安全生产休戚相关，现场文明生产状况差，存在钢板等垃圾杂物是引发本次事件的根本原因;设备维护不到位，循环水滤网有破口是引发本次事件的间接原因。
3、防范措施
(1)热机部检查、修复全厂循环水滤网。
(2)运行部全面清理全厂各机循环水滤网平台的垃圾杂物，保持现场的整洁。
(3)电气、热控部检查全厂发电机温度定值，根据相关标准的要求重新核定。
(4)热机部将循环水滤网平台的条形栅板更换为格形栅板。
(5)继续加大文明生产的执行与监督力度，不留死角。
十六、2007年4月25日海天电厂―4.25‖地震局施工砸坏消防水管事
件分析报告
1、事件经过
(1)2007年4月23日，广东省地震工程勘测中心人员到厂进行地震检测，电厂工程管理人员交待施工单位于4月24日入厂办理相关手续后进行开工作业。因24日下大雨，地震检测未能进厂。4月25日施工队伍入厂，而工程管理人员又外出办事，要求电厂警消队队长协助办理入厂手续，但未提到施工注意事项。
(2)4月25日14:30时左右，施工队伍办完入厂手续后进入厂区，在未办理任何手续、也未通知任何人员的情况下，私自进行开工作业，并在打桩时将消防水管打
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破，发生漏水。
(3)运行人员发现消防水管漏水后，停止施工队伍作业，并电话通知警消队和安全管理人员。警消队人员到现场后，立即隔断阀门，发现漏点喷水减小，故判断为消防水漏，安全
管理人员要求施工人员立即将漏点挖出，并责成检修人员对漏点补焊处理。4月26日，检修人员补焊完毕，警消队将消防水系统恢复正常。
2、原因分析
(1)办公室工程联系人员、工程管理人员均没有认真执行电厂相关安全管理制度，在一系列的工作联系过程中，都没向施工单位讲明进厂施工安全管理事项，使整个事情失控，致使施工单位擅自进厂作业，发生砸漏消防水管事件，是这次事件的主要原因。
(2)施工单位安全意识淡薄，在对电厂情况不了解，尤其是对地下铺设物不清楚，也没有办理任何开工手续的情况下，私自开工作业，发生砸漏消防水事件，是这次事件次要原因。
(3)电厂各级管理人员对现场各项施工监管不到位，现场发生违规作业，没能及时发现和制止，是这次事件的又一原因。
3、暴露问题
此次事件虽然没有造成严重的损失，但事件的性质较严重，从中反映出各级人员安全生产责任制落实不到位，人员的安全意识不强，安全管理上存在漏洞，相关部门没能严格执行安全管理规章制度。
4、防范措施
(1)各部门各级人员严格执行各项安全管理规章制度，提高安全意识，任何外来施工作业，必须办理各项施工手续，对外来人员进行安全教育，认真进行安全、技术交底，防止各类事故的发生。
(2)各项工作对外联系的过程中，必须向施工单位讲明应办理的各种手续，杜绝外来施工单位发生私自作业的现象。
(3)各级管理人员应经常到现场进行巡视检查，发现违规行为及时进行制止。
(4)安技部在5月中旬前完成外来施工队进厂作业，办理各种手续流程表发放到相关部门，在联系施工队伍来厂时将流程表交给施工负责人，要求按流程表办理相关手续，避免发生无票作业现象的发生。
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十七、2007年7月24日海天电厂关于违反探伤规定事件分析报告
1、事件经过
(1)2007年7月24日21:10时左右，武燃探伤人员来厂进行探伤作业。其入厂时，门卫因接到下午准许探伤的通知单，将作业人员放行，并通知燃机区域警消队值班员做好自我防护。
(2)21:30时，探伤作业人员开始拍片，拍片地点在,1燃机对过油管廊下部三通处的两道焊口。22:40时左右，被添加,3燃机抑钒剂的运行值班员发现，告知值长。由于值长和值班员均不知有探伤作业事宜，遂立即停止探伤作业人员工作。
(3)同时，运行值班员认为在探伤作业人员拍片期间，他曾在,1燃机巡视、在,3燃机添加抑钒剂，有可能被X射线照射到，便与探伤人员理论，并发生过激行为，将探伤控制仪砸坏。
(4)当值值长立即汇报电厂相关人员，相关人员对事件进行了了解和处理。
2、原因分析
(1)武燃作业人员没有将当日下午批准的探伤通知单送到运行值长处，只送到了警消队人员手中，使运行岗位不知道晚间有探伤作业，工作联系上脱节是这次事件的主要原因。
(2)安技部关于探伤的事情下发过有关规定和反措要求，探伤人员在作业前必须与当班值长联系得到许可后方可开始作业，而在这次事件前探伤人员并没有与值长联系，就开工作
业，是这次事件的又一主要原因。
(3)武燃公司对电厂提出的规定和要求落实的不到位，探伤负责人不在现场监护作业，是这次事件的次要原因。
(4)运行人员发现探伤作业及时停止其作业，但停止作业期间发生过激行为，是这次事件扩大的主要原因。
3、防范措施
(1)完善在我厂探伤作业规定，得到批准的探伤联系单由武燃负责人分别送到运行值长、警消队门卫手中，如白天作业还应送到检修部部长、办公室工程管理人员手中;安全管理人员将探伤联系单批复后，电话通知相关部门。
(2)相关部门负责人接到联系单和电话通知后，必须及时进行传达到各个岗位人员，办公室应通知场地平整人员。
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(3)探伤作业前，探伤负责人必须与当班值长取得联系，得到值长批准后，方可进行作业，作业完成后，通知当班值长。
(4)运行值班员和警消队值班员在交接班时，必须将探伤作业的情况进行交接。运行当班值长在下一个班进厂前电话通知探伤工作的地点。
(5)探伤作业现场必须按规定，围设警示带，在任云通行的道路上放置―探伤作业，禁止人员通行‖的警示牌;夜间作业必须设警示灯。警示带围设的范围必须符合规定，随着探伤能量的大小，围设范围随之改变。
(6)任何人员发现探伤现场不符合规定，都有权停止其作业，并逐级进行报告。要做文明职工，对存在的问题提出合理要求，不发生过激行为，更好地使各项施工作业安全、有序地进行。
(7)对生产人员进行探伤知识的培训，了解和掌握探伤知识，为今后的各项生产工作奠定良好的基础。
十八、2007年9月17日海天电厂,2机,2凝结水泵电机烧损事件分析
报告
1、事件经过
(1)2007年9月17日早晨，,2机组正常启动，但在启动,2机,2凝结水泵时发生开关跳闸，运行人员进行复位后，再次启动仍然跳闸。运行人员改启,2机,1凝结水泵，并将机组并入系统。
(2)电气检修人员现场测定,2机,2凝结水泵电机对地绝缘为零，就地检查发现电机接线盒外有绝缘烧损熏后的痕迹，将电机整体，拆开电机端盖，发现负荷侧端部靠近铁芯处线圈发生相间短路，造成电机烧损。
2、原因分析
经过电机修理厂拆开端盖并抽出转子检查确认，两相之间的线圈在安装时绝缘受过损伤，经喷漆处理后出厂，在现场长期运行发热后，导致绝缘降损坏，发生相间短路而烧损电机。电机厂家质量问题是此次事件的主要原因。
3、暴露问题
(1)运行人员在发生电机电源开关第一次跳闸后，在没有测定电机绝缘的情况
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下，接着启动第二次，造成电机线圈损坏程度加大;
(2)运行人员定期工作不细致，运行部规定备用电机每周测定一次绝缘，而,2机,2凝结水泵在9月9日测定一次绝缘后，应在9月16日再次测定绝缘，而检查运行部定期工作记录时发现，9月19日只测定了,1电机绝缘，,2电机没有测。
(3)电厂电机已运行近3年时间，没有对主要电机进行过检查试验，电机存在的隐患不能及时发现。
4、防范措施
(1)根据电厂现状，电气专业提交全厂电机定期维护、试验、检查相关事宜的申请报告送厂部审批，并严格进行实施。
(2)运行部加强技术培训，举一反三吸取此次事件的教训，在发生电机电源开关跳闸后，必须进行绝缘的检查，确无问题后，方可再次启动电机，否则不得随意启动跳闸的电机。
(3)加强管理，运行人员严格细致的执行定期工作，不能发生遗漏现象。
(4)运行部做好,2机单台凝结水泵运行跳闸的事故预想。
十九、2008年4月25日海恩电厂仙热线过载切机保护动作事件分析报
告
1、事件经过
(1)4月25日运行方式为:
110kV V母和?母合环挂:,1、3、4、9、10、11机及,02、03高压厂变。 110kV ?母挂:,2、7机及,01高压厂变。
仙热线过载切机保护投入:?段切,1、4机，?段切,3机。
(2)13:20时左右，在,9机升负荷过程中，,1、4机运行中突然开关跳闸，机组解列、灭磁，,1机仍维持空载满速运行，,4机因转速飞升至3216转而超速跳机进入惰走状态。二控仙热线切机保护盘切机保护动作信号继电器掉牌。
(3)因,1机解列，将,2机快速降负荷停机。
(4)13:27时，询问供电局调度值班员;外部线路运行正常，未发生异常。
(5)当时仙热线双回线运行，并未可能出现过载现象，初步判断为切机保护误
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动作，经相关领导同意，退出仙热?、?线切机保护压板后，检查切机保护整定值，并重新申请调度开机。
(6)13:38时，,4机并网。13:39时，,1机并网。14:12时，,2机并网。整个故障处理到机组并网历时19分钟，损失电量4.6万千瓦时。
2、原因分析
(1)此次故障的直接原因是:由于仙热?线1163线路切机保护定值错误引起切机装置误动作。
(2)事后检查仙热?线1164线路切机保护定值现场整定为1218A，而仙热?线1163线路切机保护定值现场整定为860A，经核对供深供调自字第06(03)号定值单，两条线路定值均应整定为1218A。当时,7机在升负荷过程中，使得仙热线各线运行电流均达到860A，启动仙热?线切机保护装置，经延时10秒后动作出口跳机。
(3)当日将仙热?线切机保护定值按照供电局定值通知单要求;重新整定至1218A后，投入仙热线切机保护。
(4)切机保护定值没有按照深供调自字第06(03)号定值单执行，是本次切机保护误动
作的根本原因。
3、防范措施
(1)造成切机保护定值现场整定错误，说明电厂在继电保护及自动装置定值管理方面存在着严重漏洞。生产各部要认真检讨和重新梳理定值管理规定，避免在定值执行和监督环节出现严重的纰漏。
(2)安技部近期要制定保护装置及自动装置定值单审批和下发流程管理规定，监督定值执行情况，加强电厂生产技术管理，对主设备保护装置定值要进行阶段性检查核对工作，对重大的运行方式的变更要提前下发相应的技术通知;规定和要求生产各部根据运方的变化，需要关注和检查的主要项目，并制订或审核反措。
(3)运行部对运行方式变更后的保护定值进行现场验收把关，及时通知相关部门在运行方式改变前按照定值通知单要求更改或检查相关的定值，并做好记录备案，加强特殊运行方式下的设备参数监视工作，并制订预防措施和反事故预案。
(4)检修部电气分部要做好如下工作:
?要重新制定继电保护及自动装置定值管理规定，梳理定值管理工作，加强技术管理和继电保护技术监督工作，对全厂设备继电保护定值进行全面的梳理和完善，并于5月报安技部审核。
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?检修部电气分部要加强继电保护及自动装置的定期检验工作，制订继电保护定期检验条例，每年在春季雷雨前做好线路重合闸和切机保护装置的定期检验工作，特别是运方改变前要重点检查继电保护及自动装置定值是否正确，保护压板投切是否正确，确保设备保护和自动装置动作正确可靠。
?建立健全继电保护及自动装置完好率、投入率和动作正确率的评价制度，每月定期提交继电保护及自动装置―三率‖评价的报表和分析报告。
二十、2008年10月22日海门电厂,1、,2循环水泵电机进水事件分析
报告
1、事件经过
2008年10月22日，,1,,4机全部满负荷运行，,2、,3、,4循环水泵运行，,1循环水泵检修(9月21日因泵盘根漏水致使轴承套损坏转检修)。
10:30时，检修将,1循环水泵上盖吊起。由于,1循环水泵的出口电动门不严，,1循环水泵上盖吊起后，由,1循环水泵出口管倒流回来大量的水从泵壳中涌出，流入到,1循环水泵泵坑内。为方便工作，检修在,1循环水泵泵坑内加一台20T/H的临时排水泵，边排水边工作，且规定每半小时监视一次排水情况。
12:00时运行人员到循环水泵房巡检时，检修已撤离工作现场，临时排污泵工作正常。13:10时和14:20时又有运行人员巡视，也未发现异常情况。14:35时运行值班员巡检发现,1循环水泵泵坑已满水，水正向,2循环水泵泵坑内灌，便立即重新启动临时排水泵无效，马上向值长报告，同时检修人员也到场，因原临时潜水泵已经无法启动，便另接新的潜水泵。
14:45时，,2循环水泵泵坑的水已接近电机底部。14:48时，停止,2外循运行，并将两台燃机负荷减到85MW，此时,2循环水泵泵坑的水已接近电机台面。
15:05时新接入的排污泵开始打水时，,2循环水泵泵坑已满水，相邻的,1泡沫消防泵泵坑进入水已淹没电机一半。15:10时测量,1、,2外循电机绝缘为0。
15:20时乙、丙两值交接班，此时,2机发电机冷风温度64/48度，热风温度77/70度，真
空-92.74kPa;,4机发电机冷风温度37/39度，热风温度56/57度，真空-93.32kPa，余设备及系统参数均正常。由于,2发电机空冷器冷、热风温度上升较
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快，采用了降负荷最低(全厂至269MW)和截流,2、,4机凝汽器回水门等措施，将,2发电机冷热风温度控制到67/80左右、,2发电机定子绕组温度(最高点)控制94.3度以内。
18:50时，检修将汽机,2外循环水泵电机烘干完毕，测量绝缘1000MΩ，送电投运正常。,2发电机风温、定子温度逐渐下降。19:30时，,1、,2机恢复正常，带至基本负荷。
2、原因分析
(1),1循环水泵的出口门不严，造成循环水由出口管大量返水到,1循环水泵泵体并溢流到地坑内，虽然安装了一台临时排水泵，但从中午休息到下午二点半前无一名检修班人员在现场查检查临时排水泵的运行情况，导致排水泵将水排净后空转烧泵，这是造成此次故障的直接原因。
(2)检修工作期间，对排水泵运行情况，没有派人专门看守，工作安排有漏洞;对排水泵可能故障，排水过低等情况预想不到位;这是故障发生的主要原因。
(3)电厂综合水泵房各泵坑的排水汇总管道太小，在流入泵坑的水量稍大一些，就会造成排水不畅通的情况，这是原设计上的一个缺陷。这也是造成此次淹水泵的一个原因。
3、防范措施
(1)检修部应对综合水泵房各泵坑的排水汇总管道定期进行清理，并计入定期工作中。
(2)后期的工业水泵站改造的中，在工业水泵内加设一组固定排污泵，并于循环水泵坑连通。在未加设固定排污泵前，应在,1循环水泵坑处放置一临时排污泵备用。
(3)运行应加强对综合水泵房的检查，遇有特殊情况应缩短巡检时间，及时发现问题，及时处理。
(4)由此次故障反映出的,2发电机定子温度高的问题，请检修部根据情况对,2发电机空冷器和各个循环水泵的轴端密封情况进行检查。
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[误操作及检修不良篇]
(一)误操作案例
一、2004年3月17日海恩电厂,3机燃机起励发生跳机事件分析报告
1、事件经过
(1)3月17日3:22时，,3燃机解列，4:06时机组惰走结束，投入盘车。运行丁值值班员收到两张电气第一种工作票分别为:电A2004-03-10和电A2004-03-11，其工作DIFFERENTIAL LOCKOUT TRIP‖报警，电气控制盘上有―86U跳闸继电器动作‖光字牌亮，,3机立即熄火遮断，惰走。
(3)运行人员马上意识到,3机跳机的原因是发电机出口PT二次开关未投，即刻恢复PT二次开关。
(4)8:02时，,3机惰走结束，重发启动令，点火正常。8:16时，空载满速，合励磁开关起励正常。8:17时，,3机并网成功。计划7:20时并网，故本次事故造成延迟并网0.95小时。
2、原因分析
(1)从事件经过可以很清楚地看出造成此次事故主要原因是没有严格执行操作票制度，既不带操作票又无人监护，导致操作中漏项，安措恢复不到位。
(2)单元长思想上麻痹大意，工作不仔细，组织措施不完善，自己一人到现场恢复安措，没有执行监护复诵制。
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(3)发变组大差保护动作是由于励磁调节器无反馈电压以为机端没有建压不断的增加励磁导致变压器过磁通引起的。
3、防范措施
(1)坚决杜绝习惯性违章，严格执行两票制度，对操作中的违规行为坚决制止否则还会发生类似事件。
(2)思想上绝不能松懈和麻痹大意，养成良好的工作习惯。
(3)在执行电气一类操作票中的操作时，一定要由两人操作:一人监护一人操作，认真执行监护复诵制，必须按操作票填写的顺序逐项操作，每操作完一项应检查确认后，再操作下一项，直至全部操作结束，绝不能流于形式。
二、2004年5月9日海恩电厂,6机失磁保护动作跳闸事件分析报告
1、事件经过
(1)5月9日6:58时，在―AUTO‖方式下发―START‖令，,6机点火、脱扣、过临界各参数均正常。7:09时,6机定速后，当值值班员对机组作例行检查并记录主要运行参数。当时励磁电压14V，励磁电流3A，发电机机端电压11.2kV。
(2)7:15时，,6机值班员例行检查完毕，准备对,6机进行并网操作。因同期操作把手在自动同期的位置上，实际上发电机已经并网运行了。在未检查其它参数的情况下，仅观察到发电机电压比系统电压略高，就进行手动减磁操作，将发电机电压从11.2kV调至11kV时，发现母线电压也跟着下降由11kV降到10.8kV,但此时当班人员仍没有意识到发电机已经并网，就在值班员进行减磁操作过程中，机组出现熄火、遮断，MARKV发―GENERATOR DIFFERENTIAL TRIP‖报警，查发电机控制、保护盘有86G保护总出口继电器动作、40失磁保护继电器动作掉牌，此时值班员还认为机组是在空载情况下失磁保护动作。
(3)检修赶到现场把失磁继电器拔回试验室检查，继电器并无潜动。
(4)打印历史记录显示跳机前机组已在7:10:07就已经并网运行，其有功稳定、无功逐步下降最低值已到-10.5Mvar进入失磁保护动作区。
无功下降MarkV记录如下(时间/Mvar):
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并网操作后，该同期操作把手一直未退出)。
(6)8:19时，在确认此次跳机纯属当值运行人员的操作疏忽所致后，重发起动令，8:33时,6机正常并网。故障全过程历时1.3小时，减少发电量3.9万度。
2、原因分析
(1)运行人员在开机前和交接班例行检查不到位，经历三个值都没有发现前一值并网操作后，应将同期操作把手退出。
(2)当值燃机值班员为新上岗人员对设备运行工况不熟悉，并网操作不熟练。
3、防范措施
(1)严格执行开机前的检查表和交接班制度。
(2)加强对新员工的岗位培训和监护。
(3)电气尽快将506开关指示灯恢复正常。
三、2004年6月3日海恩电厂,6机排气分散度高跳机事件分析报告
1、事件经过
(1)6月3日，,6机准备起机。07:43时，运行人员发现,6机TTXD1_17排气热偶故障开路，显示值为-84?，热控答复暂时不影响运行，并马上派人处理。
(2)07:47时，,6机发启机令，点火升速至满速，07:59:05机组发―燃烧故障‖报警，07:59:06发―排气热偶故障‖报警。08:00时机组并网，08:13时切到重油位，08:16时带满负荷。
(3)08:42:45时，,6机发―排气分散度高‖跳机，查跳机时历史数据: TTXD1_1:526;TTXD1_2:534;TTXD1_3:543;TTXD1_4:544;TTXD1_5:536; TTXD1_6:538;TTXD1_7:541;TTXD1_8:540;TTXD1_9:552;TTXD1_10:542; TTXD1_11:546;TTXD1_12:533;TTXD1_13:541;TTXD1_14:537;TTXD1_15:515;
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TTXD1_16:541;TTXD1_17:599;TTXD1_18:513;TTXM:538;TTXSPL:67.1; TTXSP1:90.2;TTXSP2:88.2;TTXSP3:78.1;DWATT:28.4;TTXD1_17:605?。
(4)08:50时，热控人员到场确认TTXD1_17故障，09:08时将TTXD1_17并接到TTXD1_14上。
(5)09:27时，重新启机，09:43时并网正常。故障全过程历时1小时。
(6)6月6日，,6机小修时更换了,17排气热偶。
2、原因分析
(1)本次跳机的直接原因为,17排气热偶故障:启机前为完全开路状态(查看诊断报警记录06:13:08发―〈S〉TCQA thermocouple TC6 failed‖报警);约在启机脱扣时开始其温度在-84~230?范围内波动，到了8:30时以后波动消失，,17排气热偶温度从300?左右开始缓慢爬升，至8:41:49达540?，超出了当时的TTXM:539?，此后继续上升成为最高点;该热偶单点温度的升高造成TTXSP1，2，3同步上涨，相继超过允许温差TTXSPL值，造成跳机，保护动作正确。
(2)本次跳机的间接原因为:运行人员没有及时发现,17热偶开路及开机后出现的异常波动;检修人员在接到通知后也未能认真分析可能存在的隐患，而是简单的答复暂时不影响运行，没有及时到现场进行相应处理，以造成保护动作。
3、防范措施
(1)运行部应根据目前岗位人员状况，加强对新员工技能培训，值长、单元长加强对新员工运行操作的监控和指导，对各种异常现象(特别是各类报警)应仔细分析，及时处理。
(2)生产管理部负责组织对运行部新员工上岗资格的再认定(6月份完成)。
(3)检修人员在得到运行人员要求处理异常的通知后，应在规定的时间内处理异常，对影响机组安全运行的紧急缺陷可由值长自行决定停机处理后，再向上级汇报;对不影响机组安全运行且在开机状态无法处理的缺陷，由运、检两部共同制定反措后报生管部备案。
(4)对于单点排烟温度异常引起的排气温差大，在确认热电偶故障的情况下，可以采用
并接热电偶的方式维持运行。对于区域性排烟温度异常，不得采用手动调节负荷或预选负荷的方式运行，当班值长应及时将异常情况报生产管理部和厂领导。
(5)检修部向运行部提交诊断报警文本清单并配以相应说明(7月份完成)。由于诊断报警的文本专业性很强，非热控专业人员有时无法理解这些报警。
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(6)今后在运行中如遇到因排气热偶故障造成排气温差增大(如本次事故中的现象:出现负值并经检修确认)时，可暂时采取手动调节负荷或预选负荷等方式来提高允许温差值，避免或延缓跳机，同时通知检修人员紧急到现场处理，但期间必须密切监视故障热偶及其他排气热电偶的变化，确保机组安全。
(7)应尽快到现场进行相应处理，如不能立即到现场，应尽量从检修的专业理解角度提醒运行人员需要注意的问题及相应的反措。
(8)近两年来，由于公司扩张和电厂人员调动，运行各岗位人员变化较大，特别是部分岗位运行人员上岗时间短、对设备不熟悉、操作不熟练，这是近期运行个别误操作的原因之一。按照目前的形势，熟练人员紧缺的问题短期内无法解决，甚至还有加重的现象，而且这问题不仅运行部门有，其它各部门同样如此;但无论有多少理由，有多少客观原因，公司和社会都不会允许我们以此为由多犯错误，我们必须面对，无法逃避。正因如此，我们更应清醒的认识到，以前运行各值各岗各负其责，有事自行处理、自行汇报的管理方式已不能适应目前形势。运行各级值长、单元长必须改变作风，以完善的管理弥补人员的不足，加强日常对下属各岗位人员(特别是新运行人员)的监督、指导、培训，对各种工作应主动安排、仔细过问，充分发挥值长、单元长和老员工的作用，以老带新，彻底扭转目前的不利局面。
四、2004年12月29日海恩电厂,1机88TK-2电机故障事件分析报告
1、事件经过
(1)12月29日0:18时，,1机在停机过程中转速在72,时，运行丙值值班员反映，机头控制室照明灯突然一闪，后发现88TK-2故障红灯亮。经报值长到现场一起查该电机的B相保险熔断，复归热偶、更换保险后启动，即再次出现故障红灯亮，后查A、B二相熔断，经摇测电机三相对地绝缘均为0。
(2)当时检修电气分部在厂内进行消缺工作的人员接到值长通知后即到,1机现场检查，打开风机罩壳用手盘电机不动，打开接线盒闻到一股烧焦味，确认电机烧坏。后经燃机检修配合更换了一台国产电机，并测量新电机绝缘大于500兆欧，合格、可投用，此时已经6:30时左右。
(3)检修在新电机试运前的检查中:发现开关的A、B相保险熔断，更换保险后
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将88TK-2电源开关抽屉插入时听到有放电声，立即拔出抽屉，检查保险完好，抽屉插头上有明显电弧灼伤痕，后进行打磨修复处理后，再次插入抽屉时无放电声，但热继电器出现过热、冒烟。
(4)检修再次拉出电源开关抽屉，检查发现接触器A、B触头粘死，后将其撬开、并作了原状下的打磨修复处理。接着送电试转，启动约2秒后，电流回到530A左右，约8秒后，电流降到450A左右，热继电器动作(原整定刻度为83A)。将88TK-1抽屉换到88TK-2来试验正常，三相电流平衡(78A、热偶整定刻度为90A)。仍然换回88TK-2抽屉，同时将热偶整定刻度调至90A后再试，热偶仍然动作，接着又把热偶调到95A后再试，热偶还是动
作。
(5)热偶动作后需要时间冷却，检修认为只要能躲过启动电流即能正常运行，为了不影响负荷，建议短接热偶后先运行，经请示相关领导同意短接热偶。检修完成短接，并口头答复88TK-2不用试运、直接随机启动。8:46运行发启动令开机，机组点火投入88TK，运行人员随后即发现88TK-2电源开关柜冒烟，立即停机、并断开88TK-2电源开关。
(6)拉出88TK-2抽屉检查发现接触器B相触头有烧伤痕迹，热继电器有焦臭味，抽屉插头B相也有带负载拔插烧伤痕迹，为了安全即将接触器、热继电器进行了更换。接着对电机进行试运，又发现B相无电流即刻停运，将88TK-1电机的电源柜用于88TK-2试运正常。复装后再次检查发现B相保险熔断，但不知保险是什么时候熔断，再次更换保险后试运正常。故障处理的非计划停运时间为10.5小时，影响发电3.3小时。
(7)到12月30日运行中班启机后发现88TK-2出口风压低报警，直到31日上午经实测风压只有10~60mmH2O(正常约为700 mmH2O)，立即采取降负荷处理，检查发现是风机的电机转向错误所致，后经纠正处理后恢复正常。
2、原因分析
(1)电机解体检查发现输出端轴承过热烧坏、保持架脱落(有一块已严重挤压变形)，转子、定子铁芯有较严重的磨损、错位(定)，定子负荷侧线圈局部有聚集碳黑、金属残粒及线圈表层击穿烧熔现象。初步分析认为先是轴承损坏，引发失中及保持架碎片飞进定子与转子气隙内，造成严重动静摩擦，最后导致定子线圈接地。
(2)经查电机该轴承投用约4500小时、不到正常使用寿命的一半，上次定检、加油(12月4日)记录及过程清楚，机械载荷部分均未发现异常，所以该轴承质量
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问题引起提前失效应该是这次故障的起因，是设备检修方面存在的问题。
(3)故障(保护动作)初期的检查、处理中，在未能查明和消除故障原因前提下复位热偶、换保险的再次启动，可能就是加剧电机损坏(严重动静磨擦，引发定子磨损、铁芯错位、线圈接地)以致报废的原因，这是运行丙值在事故处理中的违章、违规行为。
(4)检修在新电机投用前只检查和更换了A、B二个保险，当时却未对其它部分进行详细检查的情况下就推上开关抽屉，结果导致了带负荷―接插‖，造成抽屉插头局部烧熔。经插头打磨处理后，仍在未查明原因的情况下再上开关抽屉，随即热继电器冒烟，再拉出抽屉检查，才发现是因接触器触头粘往所致。
(5)经再次处理后送电试转，又出现了(2S后电流回到530A、8S降到450A左右)热继电器保护动作。后将88TK-1(整定90A)抽屉与88TK-2更换后启动正常，换回将88TK-2(整定调大90、95)再试，仍动作，实际上热继电器因经前面的过热冒烟及反复动作后性能已发生较大偏移。
(6)为解决热继电器的不正常保护动作问题，现场检修电气分部人员请示本部门和生管部领导后短接热偶，但短接后却仍未进行检查、试转就直接投入开机。当时一投88TK-2即发现开关抽屉冒烟，立即停机、断开88TK-2电源开关。后查是保险B相烧断(B相触头、插头有烧伤痕迹)、热继电器有烧焦味，显然冒烟是缺相(B相保险熔断)造成热继电器主路过载(烧红)引起，而此B相是何时熔断，却因缺乏前面过程的检查，而一时无法确定。
(7)上述4~6项，属检修电气分部现处理人员的违章、违规操作造成，可以说是不顾人身、设备安全的野蛮操作行为，处理过程中还存在故障处理请示上报的不全、不实现象，以致出现决定失策、违章不能制止的现象继续发生，如生产管理部对基层请示在未能作详细了解和情况核实的前提下就同意热偶短接，以致电柜冒烟、烧保险的情况再次出现。
(8)设备本身存在安全上的不足，88TK风机总成属全封闭型，运行人员在日常的例行巡
视中无法检查到电机的温度、振动以及风机的运转等情况，加上该风机的电机也没有配置如电流表等在线监视表计，以致运行中无法进行有效监视，这是设备方面还不完善的原因。
(9)88TK-2故障处理运行一天后才发现电机转向错误的原因，纯属设备修后验收、交接不认真和运行交接班制度执行不严所造成，均属人为因素，其涉及运行甲、
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乙、丁三个值，最后由原故障发生的丙值发现和处理。
3、防范措施
(1)加强大容量电机的检修中的轴承质量把关(从选型、订货、验收及试验)以及更换工艺，加强厂内大容量电机的定检、巡检、预试及维护工作，相关工作都要有明确的项目、要求、工艺、流程卡(规定)，都要有详细书面记录(日期、人员、实际状态、执行情况)，特别是日常的加油操作与相关定检工作(电气分部、供应办)。
(2)运行电机保护动作，除了为保证主机安全的紧急状态外，运行人员必须在检查设备(电机和电缆)绝缘符合规定和可以盘动(无法盘动的电机除外)的前提下才可进行恢复、试投。在日常的电机检修和故障处理中检修人员必须严格执行相关安规和检修规程，特别是在未查明和消除故障电机、开关、线路的隐患前，不得擅自送电、重启(运行各值、电气分部)。
(3)建立和完善各类电机特别是大型电机热偶的定值校验和整定办法，按电厂电机规格订购大电流发生器，调整和更换不符合安全运行要求的在线电机保护热偶，以确保和提高电厂各类电机热偶保护的可靠性(电气分部)。
(4)对厂内现有的如,1机88TK风机存在日常无法进行例行安全巡检的大型在运电机，要求检修部两个月内完成结构改造(可以日常的巡检、监视)、对保护装置还不健全的大型电机进行完善，如增加监视用电流表、改进电气保护装置和提高保护性能(热机、电气分部)。
(5)故障报告和分析，主要是为了弄清原因、吸取教训、提高水平、确保安全，这次故障的调查中就出现一系列不正常现象，影响故障调查、分析工作的正常开展，相关部门应加强这方面的教育、监督、管理工作以及加大相关考核力度(运行、检修部)。
(6)日常的设备抢修也一定要严格执行相关检修工艺，不得违章操作、不得野蛮操作，以确保抢修安全和避免抢修的超时现象出现。如这次6时30分换完电机后，抢修一个只有接触器、热偶、保险三个主件的开关抽屉就用了整整4.3个小时、并且过程中反复多次出现烧保险、烧热偶的不安全现象，严重威胁人身、设备安全，影响了机组的及时投用和增加了机组的非计划停用时间(电气分部)。
(7)设备检修中，对需要断开或跳开原设备保护的决定要慎重、工作要做细，要明确职责、权限，当事人对上级要如实反映情况，对因误报、缺报而造成上级领导命令或决定发生错误的，上报人要负主要责任、领导负失察责任(全厂各部)。
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(8)设备抢修时，检修和运行部门间特别要做好对故障设备的交接工作，特别是运行人员在没有条件和把握的情况下，不要对故障设备随意乱动、以避免故障的加重和扩大，检修人员在接收故障设备时要详细了解、核实故障的详细情况，无论是修前、修后双方都要对设备进行认真的交接、验收，特别是运行人员对刚经检修的投运设备更要加强状态监护(运行、检修部)。
(9)生产管理部的安全、技术监督管理人员在事故过程中应在第一时间赶赴现场，收集相关资料、监督、协调现场事故处理，确保现场事故处理的有序、安全进行(生产管理部)。
五、2005年4月15日海恩电厂,8机失去厂用电被迫停机事件分析报告
1、事件经过
(1)4月15日17:02时，三控室内交流照明突然全部失去，,8发电机控制盘发声光报警:―强励动作‖;,8机励磁调节器柜上有如下报警:―低励‖、―脉冲丢失‖、―本柜退出‖。
(2)运行人员检查发现:,8发电机无功由6Mvar降至,20Mvar并有波动;定子电流在1.7,2.0KA之间波动;机组转速由3000rpm上升至3024rpm，发电机进入异步运行;凝结水泵、真空泵跳闸，凝汽器水位上升，真空无变化;其它热工参数无变化;控制盘上各辅机及电动门指示灯均失去。检查其他机组运行正常，即判断为,8机厂用电失去。
(3)由于,8发电机进入异步运行，17:05时,8机被迫打闸停机;,5、,6炉过热器安全门起座。
(4),8机厂用电失去后，各电动门及旁路均无法操作，由值班员在机头手动降,5机负荷，当值单元长在三控降,6燃机负荷，却将三控,6机无功调节把手当作有功调节把手进行降负荷操作，于17:04时导致,6机失磁保护动作跳机。
(5)因DCS画面上显示,8机厂用电开关状态为紫色坏质量，当时值班员无法判断厂用电究竟是哪台开关跳闸，到就地去检查后发现为,8厂变低压侧开关4081跳闸。
(6)运行值班员在确认4P8B在断开状态后，于17:06时就地合上4081开关(6208
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开关在合闸位)，恢复,8机厂用电后，立即关闭,5/6炉烟气挡板，,5、,6炉安全门回座(回座压力3.78MPa)。
(7)17:40时，DCS上,8机厂用电画面状态显示恢复正常。
(8),8机厂用电恢复正常后，运行对各系统检查确认正常，,8机挂闸冲转，并于17:33时并网;,6机重新充油后开机，也于18:26时并网。
(9)事后查在,8机厂用电失去前，检修人员正在进行,9机DCS机柜之间的接地线改造工作。当将5,PCU模件柜的+48V直流电源负端与机柜之间的短接线拆除时，突然造成,8机厂用电失去。
2、原因分析
(1)经检查,9机DCS柜,5 PCU模件柜的电源模块+48V和+5V直流电源的公共负端接地连接线(印刷线路板连接部分)有断裂，故当拆除+48V电源接地线时引起该电源浮空无接地点。由于+48V电源浮空后导致该模件柜的DI输入不正常，当时,8机厂用电的,8厂变高压侧及P2备变开关(6208、62P2)状态正是输入该模件柜内，DCS判断6208开关已跳闸、备变高压侧开关62P2在断开位，进而误发指令把4081开关跳开(高压侧联跳低压侧功能)，故备用电源联锁不成功，导致,8机最终失去厂用电。
(2),6燃机跳机是由于运行人员在事故处理过程中误操作无功调节把手，造成失磁保护动作跳机。
3、防范措施
(1)临时用电缆将,9机DCS柜,5 PCU模件柜+48V和+5V电源的负端连接起来，待贝利电源托盘备件到货后进行更换(已完成)。
(2)近期安排专业人员对运行单元长以上人员进行DCS知识培训(5月份完成)，加强运行人员对DCS设备的了解及事故情况下的应急处理能力。
(3)检修应对DCS设备中存在的缺陷和状态异常进行消除和完善，以有效提高我厂各主设备DCS系统的工作可靠性。
(4)当机组运行中出现影响主设备安全的异常时，运行当班人员应当果断处理，避免事
故扩大。
(5)对DCS系统的检查、处理，安措要考虑周全、实施要到位、过程中要细心;运行部门要配合做好相关事故预想。
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六、2005年5月29日海恩电厂,9机启动过程高旁快关导致,7炉安全
门动作以及,7机被迫停机事件分析报告
1、事件经过
(1)5月29日7:18时，,7机启动并网正常，,7炉升温升压，,9机暖管，送轴封。
(2)7:21时，,7炉过热蒸汽压力4.31MPa、高压汽包压力4.33MPa。运行值班员准备拉旁路时,发现高旁不能打开，当时检查旁路电源柜K3快开控制电源跳开。手动一合即跳，检查快开RJ动作，复归RJ后K3仍不能合上，大约1min后RJ(冷却后)复归正常，合上K3小开关正常，快开接触器可以动作。7:22:20手动逐渐打开旁路，此时过热蒸汽压力4.39MPa、高包压力4.51MPa，高压旁路打开正常。
(3)7:28时，高压旁路开到62.9%;过热蒸汽压力3.78MPa;高包压力4.06MPa;燃机负荷刚升到98MW。此时高旁突然全关到零，事后查DCS的SOE出现以下报警:
7:26:51 DCS报警 TE3327高旁后温度高报警 (180度定值);
7:27:55 DCS报警 ―旁路TCV快关‖ 9BYTCVQC;
7:28:17 DCS报警 ―高旁压力调节伐已关‖ MA3305-CLD;
7:28:19 DCS报警 ―自动主汽门前压力高报警‖ PT3302;
7:28:55 DCS报警 ―过热蒸汽压力高‖报警 9PT3105;
7:29:57 DCS报警 ―旁路PCV快开‖ 9BYPCVQO;
―旁路TCV快开‖ 9BYTCVQO。
(4)7:29:50，高过压力达到5.1-5.2MPa时,过热器安全门启座，运行人员立即将燃机手动快速降负荷，同时检查旁路电源柜，发现K3小开关未跳闸，压力快开接触器Q5吸合，但是实际旁路仍然处于关闭位置;RJ热继电器由于动作未冷却，复归不了。测量Q5吸合位置时上口有电,下口无电,判断Q5卡死未能接通旁路快开电机电源。立即到现场手摇高旁, 由于很难操作，动作缓慢，最大打开到12%(反馈)左右。立即通知检修热控张铭派人尽快处理。
(5)7:30:20，高过压力最高5.32MPa，高包压力5.45MPa给水流量维持165t/h;7:31:50，高压过热器5.19MPa，高压汽包5.39MPa，压力开始下降，高压汽包安全门未动作。期间燃机负荷最低已降到17MW，后继续手动降负荷最低到3MW。
(6)7:33时，处理高旁时发现快开接触器Q5在合闸位置粘死不能动作，现场手
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动打开旁路缓慢，高压过热器安全门还未回座，值长令,7机停机。7:34时,7机解列，7:35:45高压过热器压力4.4-4.5MPa时安全门回座。
(7)7:45时，后来经过反复复归热继电器、将接触器触头反复按压后Q5接触器弹出。进行试验旁路开关动作正常。
(8)7:50时，燃机惰走结束，进行检查充油正常后待令。现场检查高压过热器安全门正常，锅炉其他部分未见异常;热控检查确认,9机高旁电源柜正常，具备投运条件，可以启动。
(9)8:05时，令,7机启动。8:19时,7机并网，8:43时,9机并网。
2、原因分析
(1)起机过程中第一次拉旁路未能打开可能是阀门卡涩，导致RJ动作使旁路不能正常打开。经过及时处理后可以打开，防止了初期燃机并网后的压力上升的危险。
(2)旁路处理正常打开之后最大开度达到62.9%左右,已经处于大流量全负荷，燃机已经带上满负荷运行，锅炉压力水平较高。但由于开旁路压力调节阀时未将减温水温度调门及时打开导致高旁后温度快速上升到180?报警，由于值班员未及时看到该报警，导致高旁后温度继续上升到240?启动保护快关旁路，使蒸汽压力突升，引起过热器安全门动作。
(3)7:30时TCV温度调门突然快开100%，是由于高旁后温度逐渐降低之后低于240度快关闭锁解除，PCV高旁压力高快开条件满足时PCV、TCV均发出快开指令，由于PCV快开接触器卡死未能打开;但是TCV打开正常喷水降温,高旁后温度逐渐降低。
(4)当运行人员处理Q5接触器粘死过程中发现高旁后温度已经降低到40度左右，也未再次试用慢开旁路方式，同时由于凝汽器水位低，停止凝泵运行，导致旁路快关保护再次启动，闭锁旁路打开。
(5),9机高旁电源柜年代已久，接触器经常动作卡死导致拉旁路时经常需要复归Q5接触器的RJ，本次Q5接触器烧粘也是导致这次事故处理时间加长的原因之一。
3、防范措施
(1)运行岗位人员因工作需要岗位变动时，应针对个人的技术专业面熟练程度，合理调配。同时运行部应加强岗位技术练兵，以提高运行人员的基本岗位技术水平，保证在各自的岗位上事故处理时能够独当一面。
(2)运行部制定启停机标准操作卡，规定机组起停操作过程中的监视参数，同时对新岗位人员的操作要进行一段时间的监护后合格后方能独立操作。
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(3)进行DCS组态修改:
?在旁路出口温度高(?180?)报警时，快开旁路减温水调节阀;
?旁路压力调节阀开启时自动投入旁路减温水调节阀(经讨论同意后方可实施)。
(4)本次事故中Q5接触器烧粘死造成处理时间加长，属检修部热控分部维护不到位，今后检修对此类设备加强维护。
七、2005年6月17日海天电厂,3燃机重油压力高停机事件分析报告
1、事件经过
(1)2005年6月17日17:35时，,3燃机因重油压力高而切换到轻油运行，当时重油值班员正在取油样，看到油泵出口压力表显示11BAR。经燃油值班员检查重油前置系统无问题后，17:56时全开重油回油手动阀，压力稍有下降，但仍然很高。此后，经现场检查确认燃机处无异常，判断还是重油前置站压力调节可能有问题。18:31时，值长考虑机组长时间烧轻油影响经济，遂将,3燃机解列。
(2)停机后，检修人员起重油泵进行重油回油阀开关试验，确认该阀正常;随后检查重油压力出口调解阀，也没有发现问题;然后对管线进行检查，发现重油泵出口压力取样管阀门已被关闭，将该阀打开压力恢复正常。
(3)由于该阀出口为三通接口，一路是燃油取样管，另一路是重油调解阀的取样管，在运行值班员取样时误将该阀关闭，当再取样时，如不知油泵出口压力取样管阀门关闭的情况下打开油样取样出口阀门时，则会导致油压迅速泄掉，使重油调解阀油侧入口压力为零，泵前回油完全关闭，导致整条管线重油压力突然增高，致使重油快切轻油。后经反复试验也证明了这一结果。
2、原因分析及暴露问题
(1)运行人员对重油设备和系统原理不十分清楚，没有认识到重油泵出口压力取样管阀门关闭的后果。所以在取样的过程中误关此门，同时在取样的过程中也没对此门进行检查就开油样取样门而造成重油出口压力增高。
(2)重油系统的阀门标识不全，给运行人员正确操作到来困难。
(3)运行没有相关操作的操作卡，很容易发生误操作。
3、防范措施
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(1)运行人员加强学习，掌握各系统和设备的原理，有效杜绝误操作。
(2)改变取油样的取样点，在没有改变前把平时不操作的门柄取下。
(3)完善设备标识，保证各设备、系统清楚、明晰。
(4)制作运行各系统标准操作卡，以减少误操作的可能。
八、2005年7月12日海恩电厂,10机滑油温度高跳机事件分析报告
1、事件经过
(1)7月12日15:20时，,10机带基本负荷烧重油运行正常。检修要求检查―,10机循环水换热器燃机侧内冷却水进口阀(运行报缺‖关不到位‖)，由于该组换热器为运行状态，运行当值人员应检修要求将冷却水换热器从工作组切至备用组。
(2)15:25时，切换完毕，查看内循环水泵出口压力4.0bar，滑油温度(LTTH)由63?上升至65?，后又降至60?稳定。
(3)15:48时，检修检查结束，确认该组内冷却水进口阀门确实关不到位，运行人员随即将冷却水换热器切换到了原运行组，此次切换只有运行人员一人操作，检修人员已经离开现场。
(4)15:55时，运行已经将冷却水换热器切换至原工作组，内循环水泵出口压力4.0bar，滑油温度约60?。
(5)16:04时，丁值值班员在接班检查中发现,10机滑油温度升至74?，立即降负荷;交班值班员赶往就地检查换热器内外循环水进出口阀门位置正确，并对运行组换热器进行排气，未发现有气排出。此时滑油温度仍在上升，立即将备用组换热器投入并列运行。
(6)16:07时，,10机因滑油温度高跳机。
(7)16:08时，滑油温度回落，将冷却水换热器退出并联运行，用原工作组运行。
(8)16:14时，对机组进行检查无异常，重新冲油检查正常。16:40时启机点火正常，过临界振动、滑油温度正常，燃机于16:55时并网。
(9)整个故障历时48分钟，影响发电11万千瓦时。
2、原因分析
(1)滑油温度上升原因分析:
?管路带气。从事件经过来看，运行人员在换热器切换操作时已进行了系统排气，
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发现滑油温度上升后，也进行了排气操作，均没有气排出(该换热器仅经短暂退出检查，在此前为长期运行)，故可排除此因素;
?换热器进出口阀门阀芯与阀门把手位置不对应(把手在开位而阀门实际在关位或半关位)。从事件经过里，切换操作完成后内循环泵出口压力仍然有4.0bar，故可排除此因素;
?冷却器切换操作。从历史曲线(滑油温度波形)图上明显的看出换热器进行切换操作时对滑油温度的影响:第一次从工作组切换至备用组时滑油温度仅有小幅上升，并很快回落稳定;但在运行值班员单独进行第二次切换操作后，滑油温度开始快速上升直至跳机，虽然从值班员记录及其事故报告来看切换过程没有误操作，但不能排除运行人员实际操作上的失误导致滑油温度高跳机的可能性。
(2)在进行换热器切换操作后，值班人员没有跟踪监视相关参数的异常，延误处理时机也是导致机组跳闸的原因。
3、防范措施
(1)对于平常很少操作的重大操作项目，必须在单元长监护下完成。
(2)运行部完善各类运行操作卡，严格执行操作卡制度。
(3)运行部继续加强对新员工的业务培训，尤其要作好老师傅对新员工的传帮带。
(4)尽量避开在交接班时间段内对运行机组的辅助设备进行切换操作，以利于切换操作后相关运行状况的跟踪监视延续性。
(5)本次事故发生后，当班运行人员未能按要求在第一时间写出事故经过报告，而是在事件发生后的第三天交出报告且先后提交了3个版本，并且其中第2个版本与其它2个版本及运行记录在操作顺序上的存在着明显差异，使运行事故报告的可信度下降。因此再次重申:在事故发生后运行当班人员必须将事件经过在第一时间详实记录在交接班日志上，同时向生管部提交故障报告。对于运行人员上交的事故报告除根据事故调查要求对细节进行补充外，不得再次进行修改，否则将不予采信。
九、2005年9月1日海恩电厂,8机定子绕组温度高事件分析报告
1、事件经过
(1)9月1日8:16时，,8机并网。8:23时，,8机带至满负荷15MW(,5机
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单机运行)，无功负荷6Mvar，电流900A。
(2)8:40,10:30时，6,炉做水压试验并查漏，单元长去现场进行操作。,5炉、,8机盘前交付给辅操进行监控。
(3)10:50时，水压试验结束后，副操对机组进行检查翻阅D3画面时，发现,8发电机定子绕组温度最高135?，其他在130?以下，冷却水出口温度63?、58?偏低，热风温度110?，循环水压力0.177MPa，电气参数无异常，无任何其他报警信号，判断为发电机空冷器积存空气。
(4)发现异常后，当班值长立即令副操将,8机负荷降至4.5MW，同时令现场巡检的单元长打开,8发电机空冷器放气阀进行放气，打开,8机发电机化妆板门加强通风冷却，D3画面显示发电机冷却水出口温度逐渐升高，发电机绕组温度逐渐下降。处理过程中，现场检查,8发电机本体无异常，冷却水压力及温度正常。
(5)12:02时，,8发电机绕组温度降至112?，,8机逐渐加至满负荷。
2、原因分析
(1)由于,8发电机空冷器积存空气，造成冷却效率下降而发电机绕组温度升高，另由于当时工作较多，运行人员疏于对在运机组详细检查，造成发现不及时。
(2)本次事件的主要原因是运行当班值班人员监盘不到位造成，同时在机组并网后，运行约3小时之久都未抄录运行数据表。虽说未对机组造成被迫停运的事故发生，但是对机组的绝缘损坏及使用寿命的减少都是存在的，且事件发生的原因性质是恶劣。
3、防范措施
(1)按规定及时巡检抄表，根据现象进行分析判断，及时发现隐患并采取有效的处理，防止隐患扩大。
(2)工作较多时单元长应合理安排人员分工，人员不够可以提出要求协助。
(3)建议在D3系统增加发电机温度高的声光报警。
十、2005年9月3日海恩电厂污水车间跑油事件分析报告
1、事件经过
(1)9月2日20:00时，污水间取水池液位1.90m，启动污水处理设备运行水清
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合格外排。
(2)3日0:00时，污水间取水池液位1.80m，污水处理设备连续运行水清外排。
(3)3日8:00时，污水间取水池液位0.85m，污水处理设备连续运行。戊班值班员接班检查,7机旁隔油池发现积油明显增多(油层厚)，立即关闭,7机旁隔油池排放阀，检查污水处理排放口污水井有积油，停污水处理设备运行，同时汇报重油专工。重油专工与值班员进一步检查污水处理排放口至,7机旁隔油池各个污水井都有积油，检查厂外铁路边污水井也有积油，立即组织人员进行清理。
(4)4日1:30时，将各污水井、隔油池积油清理完毕。
(5)4日上午，污水厂反映有余油进入污水厂，环保专工立即去污水厂进行协商处理方案。
2、原因分析
(1)9月3日0:00时污水车间在进行排放时，重油值班员巡检不到位，未及时发现取水池内液位低，污水处理设备对外外排水带油。同时单元长监督不到位，导致污水长时间带油排放，一直到8:00时交班时才发现污水车间跑油。
(2)本次事件造成的后果是非常严重的，除外漏重油的成本及清理费用外更为严重的是造成了污水处理厂部分设备的停运，严重影响了电厂在社会上下的环保方面的形象，由此带来的负面影响是不可估量的。造成此次事件的直接原因是值班人员工作责任心不强，工作疏忽、巡检不到位，同时做为单元长监督、督促不及时，在整个夜班期间都未能及时发现排放的污水带油严重，至使带油污水通过了厂内三道隔油设备流入污水处理厂，造成了本次恶性的环保事件。
3、防范措施
(1)各值班员严格按污水操作规程及有关规定执行，严格控制污水排放标准。
(2)单元长在当班期间加强污水排放检查监督，每班至少检查污水排放水质2次。
(3)值班员在污水排放过程中按规定每小时巡检一次，并取排放污水样(50ml)，经单元长确认后，值班员、单元长在污水排放登记表做好记录。污水排放不合格单元长负同等责任。每天污水排放在16:00-8:00时期间排放污水样(50ml)留样，在此期间抽查未取样者，进入月度考核。
(4)化验白班每天对污水排放至少抽查一次，如出现化验白班没有抽查记录 ，化验白班负监督责任。
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(5)当班,7机值班员每2小时检查,7机污水井积油情况，发现积油后时立即汇报处理，如出现污油跑到,7机隔油池后面，负同等责任。
十一、2005年9月16日海恩电厂,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116 bar、,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。
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(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。
(3)运行值班员在值班时监盘不认真，在出现报警时未认真确认，就随手复归，同时又不进入报警画面全面检查，造成未在第一时间内发现盘车跳闸，最终导致大轴抱死。
3、防范措施
(1)加强运行值班人员后夜班巡检及监盘质量，避免诸如随手复归报警等习惯性违章。同时运行部、安全技术部进行不定期的查岗，加强对劳动纪律的监察。
(2)MarkV报警窗口出现报警时，运行人员应及时确认并复归(也可进入报警画，进行确认)防止因报警自动溢出而造成影响运行人员误判断。
(3)在本次事件中，滑油温度超过62?及强制L63QB1L逻辑等操作，均违反了相关规章制度，因此要求运行人员的所有操作必须按照规章制度执行，规范化操作。
(4)燃机在进行手动调整TMGV角度时，最大角度按照,10机750、,1机630控制。
(5)全厂各部门以此事为戒，加强各部内部规范管理，杜绝违章作业。
十二、2005年11月2日海天电厂,1燃机镁钒比用量过高事件分析报告
1、事件经过
(1)2005年10月28日22:00时，机组供油由,3罐切换到,7罐运行，此时含钒量由40ppm上升到46ppm左右，但化学值班员23:00时在燃机取样化验含钒量是40.31ppm，这表明,7罐的油品质量在,1燃机处没体现出来。
(2)10月29日00:40时，,1机组停机，但在这期间，丁值运行人员没对镁钒比进行检测，抑钒剂泵注入量没有进行调整。
(3)11月02日，,1机启机，燃机用油切换到重油运行后，担心镁钒比控制过小，12:55时及时取油样进行检测为1.62，丙值运行人员立即进行了调整，13:20时取样化验为2.05，在这以后均控制在1.93左右。
(4)11月02日当天抑钒剂用量是218.5kg，用油是290.068吨，平均含凡是45.72ppm，耗率为0.7533kg/t，比电厂考核指标0.7087kg/t多出0.0446kg/t。
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2、原因分析
(1)人员责任心不强，对自己的本职工作粗心大意，不认真对待。
(2)10月29日夜班，由于切罐后未进行取样，不能进行调整，致使启机时使抑钒剂控制难度加大。
(3)电厂多次强调抑钒剂用量的问题，针对这一问题还发过专门的通知，提出过具体的要求，现场仍然出现这样的的问题，反映出管理不善，对运行人员有令不执行为存在监管力度不够。
3、防范措施
(1)针对抑钒剂的问题，化水专工应将以前有关规定和通知进行总结，形成统一的规定，经相关领导审批后，下发到运行各值，并组织值长和重油、化学、燃机运行人员学习、考试，达到全部合格，不合格人员实施考核。
(2)生产策划部相关人员，尤其是化水专工，应经常检查相关岗位的记录和通知、规定等执行情况，对存在问题及时处理解决，并向有关领导汇报。
(3)各值值长要对本职各项工作负起责任，要关心边缘岗位人员，每班应对各岗位工作情况进行检查，及时发现问题，及时解决。
(4)运行人员要加强对工作的责任心，严格执行各项规章制度，精心操作和调整运行设备，认真检查各设备状况，认真记录。
十三、2006年1月11日海天电厂,2发电机励磁电源未送电事件分析报
告
1、事件经过
2006年1月11日下午，,2机组起机定速后，准备升压并列，但励磁系统没有电压，不能升压，运行人员通知电气检修进行处理，电气检修人员到电子间检查，发现励磁调节器屏交流起励电源和液晶屏显示电源没有电压，立即到厂用母线室检查，发现,2机MCC柜两路电源开关都在检修位置，经检查没人工作后，将两套电源送电，,2发电机起励正常，,2发电机与15:36时并网。
2、原因分析
(1)从2005年12月21日9:00时停电检修到12月22日17:00时送电后，两
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套电源再没有进行过检修，这说明22日送电时就没将这两套电源送电，是这次事件的主要原因。
(2)从各值正常检查和起机前检查都没发现这两套电源开关在检修状态，对这两套电源作用不十分清楚，是这次事件的又一原因。
3、防范措施
(1)运行部加强内部管理，严肃值班纪律，严格执行开机前的检查，并进一步完善开机前的检查项目，抓好落实工作。
(2)尽快完善部内各项管理规章制度，尤其是―三制‖制度。同时，运行部要随时抽查运行人员―两票三制‖执行情况，发现问题及时处理。
(3)完善电气一次系统图，6kV和380V厂用系统及各段上的负荷图也一同完善，明晰各段都有那些负荷。同时，加强技术培训，让运行人员明白各系统和设备的作用。
(4)在完成系统图的基础上，要求厂用系统操作也应对照系统图开票操作，有效地避免误操作发生。
(5)电气检修人员要将各电源回路的标识标清楚，尤其是二次电源回路和直流回路的表识。
(6)今后电气检修类似的作业，应把安全措施写全，如清扫的开关应一一列出，运行应对检修前开关状态进行纪录，并按值交接，避免出错，同时严格执行工作票结束验收制度。
十四、2006年2月20日海恩电厂,5机滑油温度高跳机事件分析报告
1、事件经过
(1)2月20日7:40时，运行甲值接班值班员进行接班检查时发现主油箱负压调节阀在半开位置，此时油箱负压为-3kPA，即将该阀开至全开位置，主油箱负压无明显变化。对机组其他参数检查，有功28MW、LTTH1为42?、冷却水压力为3.8bar。
(2)8:05时，运行值班员发现滑油温度LTTH1上升到57?，立即检查冷却水系统，压力正常:3.8bar。打开冷油器回水母管上的排气阀进行排气，无气排出;打开雾化空气预冷器排气阀，也无气排出;打开冷却水系统改造时加装的燃机回水排地沟阀进行排水。此时主油箱负压为-3kPa，手动开启88BQ2抽油烟机，油箱负压无明显
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变化。值班员立即汇报单元长、值长。
(3)8:40时，滑油温度LTTH1上升到68?，就地母管温度70?，值班员接运行部部长令，将机组负荷降至25MW。滑油温度仍缓慢上升。
(4)检修人员及运行部分专工到现场后，检查滑油冷却器调节阀VTR-1冷油器进水不在最大位置，运行部长即对滑油冷却器的调节阀VTR-1进行调节。
(5)8:55:14，机组发―滑油温度高‖报警;8:55:20，机组发―滑油温度高跳机‖。此时轮控Mark VI曲线指示:LTTH1为74.1?，机组遮断。机组遮断后滑油温度仍继续上升，LTTH1在3分钟后升至最高95?左右，现场就地母管温度104?，稳定6分钟后逐渐下降至正常值。
(6)9:20时，对机组充油，流量48.2,。9:40时，运维将油箱内加入两桶新滑油，油位在1/2,3/4之间，滑油温度36?，主油箱负压为-4.5kPa。9:50时，检修更换了,1冷油器回水管上的排气阀。
(7)10:07时，机组发启动令，10:27时并网。机组稳定后滑油温度LTTH1为53?。
(8)当晚停机后，热控检修对26QA、26QT-1A、26QT-1B温度开关动作值进行了校验，
动作正常。(26QA动作值为75?，26QT-1A、26QT-1B动作值为82?)。
2、原因分析
(1)本次跳机故障的直接原因是滑油温度高，引起燃机保护动作(正确)。
(2)滑油温度LTTH1在机组稳定运行后上升到68?的原因:当日起机时，运行丙值值班员未按照要求将主油箱负压调节阀开至全开位置(技术通知规定)，当机组投入运行并带负荷后，由于油烟气的增加，热量积累到一定量后，此时在打开主油箱负压调节阀至全开位置，已经不能全部将油烟顺利抽出，导致滑油温度上升到68?，并在此稳定运行(第二天已做试验确认)。
(3)滑油温度LTTH1在由68?上升到74并引起机组跳闸的原因:当时由于机组滑油温度高达68?且有缓慢上升的趋势，运行部部长为了降低滑油温度，就在现场调整冷却水调节阀VTR-1，由于调整方向错误，导致进入滑油冷却器的冷却水量降低，使得滑油温度LTTH1进一步升高，达到温度开关26QT-1A/26QT-1B动作值，导致机组跳闸(第二天已做试验确认)。
3、防范措施
(1)运行部在制定技术通知下发后，必须落实到位，要求每一位值班员都必须
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按照技术通知要求执行。
(2)运行部在开机检查项目上添加该项目内容，即:开机前将主油箱负压调节阀至全开位置，并抄录主油箱及各轴承的负压值。
(3)运行部在针对本次事件在部内进行一次专项培训，并在现场VTR-1调节阀处标注该阀的操作方法。
(4)非当班人员(不论部别及职务)需要对运行设备进行相关检查或调整时必须通过正常途径(经当班运行人员的同意或通过当班运行人员)进行。
(5)运行部立即补充所有设备挂牌和管道标记，对虽有挂牌但模糊不清的也要予以更换(3月15日前完成)。
(6)进行设备在线试验时，一定要按照程序执行审批手续。在可能引起跳机的试验，原则上安排在停机前做。
十五、2006年2月24日海恩电厂,5机切轻油三通阀未到位紧急停机事
件分析报告
1、事件经过
(1)2月24日早上机组并网后，,5机戊值值班员在轻油向重油切换时，发现三通阀不动作(原因为轻油压力低闭锁)，值班员就改为手动操作将三通阀切至重油位，并在交班记录上交代―手动操作轻重油三通阀至重油位‖。
(2)2月24日23:21时，乙值值班员开始发切轻油指令。23:29时，Mark VI重油画面三通阀给定显示0,(全轻油位)，即联系重油值班员停重油泵。
(3)23:32时，,5机发―燃油截止阀前压力低‖报警，现场检查三通阀在重油位，管线有抽空声音，值班员手动紧停,5机。
(4)停机后仔细检查三通阀手轮限制在100,重油位，松开手轮，自动切到轻油位。对三通阀进行静态试验:打开三通阀的控制气源旁路手阀，三通阀切换到重油位;关闭三通阀的控制气源旁路手阀，三通阀切换到轻油位，三通阀动作正常。
(5)23:40时，,5机冲油一次，全面检查,5机恢复备用。
2、原因分析
(1)运行戊值值班员在当日机组并网后切重油时，由于轻油压力波动，闭锁机
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组切重油，其改用手动进行切换。切换到重油位置后，未将三通阀手轮恢复到原始位置(让三通阀的阀芯可以自由动作)。
(2)中班运行乙值值班员在切轻油的过程中，切换指令发出后，由于三通阀的手轮在重油位置，造成三通阀阀芯无法下移(切向轻油位)。值班员误将Mark VI上三通阀的给定值当成阀位反馈值，又未到现场检查三通阀的实际位置，就认为已切到轻油位，通知重油车间停重油泵，造成机组断油抽空，被迫紧急停机。
3、防范措施
(1)运行值班员要加强业务知识学习，特别是针对各自管辖的设备相关知识和操作方面的学习。
(2)认真执行交接班制度，做到交接时设备运行状态清晰，本次事件中，运行戊值在交班记录上已交代―手动操作轻重油三通阀至重油位‖，但是中班值班员根本不知道三通阀的实际状态，造成回切轻油时没有及时将手轮回位。
(3)规范运行交接班日志的书写。本次事件发生后，交接班记录中没有交代该阀的实际状况及怎样恢复的情况。
(4)加强巡检管理，提高巡检质量。本次事件中，三通阀切到手动位置，而整个中班巡检过程中均未发现，如果我们巡检仔细些，就可以及时发现，避免本次事件的发生。
十六、2006年3月27日海门电厂,3机出口开关跳闸事件分析报告
1、事件经过
(1)2006年3月27日7:18时，,3机发启动令，7:33时燃机空载满速，7:35:37时,3机并网成功，7:36:09时MKV突来逆功率报警，引发,3机出口开关跳闸，但燃机仍维持空载满速。
(2)故障发生后，运行人员马上检查报警信息:燃机电气保护装置G60上显示为32(发电机逆功率)动作跳闸，励磁控制屏上跳闸记录显示85(励磁系统未运行而出口开关合闸)，110(非正常顺序跳闸，励磁系统运行前收到跳令)，44(G60跳闸)。
(3)7:50时，电气检修人员到达现场，全面检查了所有电气设备，未发现异常，7:58时燃机再次发同期令并网，一次成功。
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2、原因分析
(1)燃机7:33时刚刚达到空载满速，7:35时燃机发同期令并网，由于这台机组燃油流量不是很稳定，负荷波动较大(最高达7MW)，而燃机并网后，由于是采用预选基本负荷(5MW)方式带负荷，当达到逆功率保护定值(-2.25MW)，保护即动作。
(2)由于早上7点左右，网上负荷变化较大，网频波动也较大，如果燃机并网后所带负荷较小，也容易造成逆功率保护动作，这也可能是机组并网后，跳闸的一个原因。
3、防范措施
(1)对于,3机，机组并网后要预选负荷8MW-10MW，躲过机组负荷波动的最大值。
(2)运行人员在机组并网时，要特别留意网上的频率波动，仔细调整机组运行参数，易于机组并网。
(3)热控人员要对机组启动阶段的有关数据进行记录，便于故障分析。
(4)运行人员待机组并网稳定后，再出去检查设备情况，以免机组运行参数发生变化，没及时调整，引起机组跳机故障。
(5)检修热控人员在下次停机时对子,3燃油伺服阀65FP的零偏和增益重新标定，再作观察。
(6)检修电气、控制人员共同对,3机功率变送器共同校验。
十七、2006年4月19日海恩电厂,8机启动过程,1、2瓦振动大跳机
事件分析报告
1、事件经过
(1)4月19日，运行乙值,8机温态开机，缸温170度，07:25时,8机开始冲转，过临界振动1450rpm,2瓦/75um、,3瓦/75um。07:49时,8机并网。07:54时,5炉并汽。
(2)08:00时，运行戊值接班时机组状态:负荷16MW、油温38?、瓦温54/58/49/50?、回油温44/47/45/45?、胀差-0.9mm、轴向位移0.4mm、滑油压力0.13mp、缸温240/195?。
365
(3)08:15时，,8机加负荷至23MW时，检查各参数发现,8机各瓦振动有慢慢上升趋势，且,2瓦已上升到44um(四个瓦振19/44/31/27)将,5炉旁路重新开大至80%，将负荷降至19MW，,2瓦振动达54um后趋于平缓，其他参数无异常变化。
(4)08:18时，,8机各瓦振动上升加快，运行值班人员立即关,8机调门、开大,6炉旁路，但,1、2瓦振仍快速上升达100um，最高达到170um，机组发―,1、2轴瓦振动大‖，―汽机保护动作‖，主汽门关闭、发电机出口开关跳闸机组进入惰走。关,5、6炉档板停炉、,8机破坏真空。,8机跳闸时，缸温361/332度、总胀
5.6/5.8mm、胀差-1mm、串轴0.43/0.45mm、油温36.5?、瓦温57/60/47/51?、回油温度44/46/46/45?。,8机惰走至300,50rpm进行全面听音检查无异常。
(5)08:50时，接令，,8机重新挂闸冲转低转速听音检查正常，冲转1000rpm对机组全面检查均正常，过临界1455rpm时，,1瓦/37um、,2瓦/27um、,3瓦/45um、,4瓦/35um。
(6)09:01时，,8机定速3000rpm全面检查无异常。09:02时，,8机重新并网。
2、原因分析
(1),8机以往在冷态和温态启机过程中，有时会因为临界振动大而跳机。但并网后在加负荷过程中出现振动高跳机还是首次，瓦振从底部起来后上涨较快在以往温态启机时也有，但上涨到一定时可以通过平滑降低负荷就会下降。,8机在99年汽机叶片改造后曾出现过动叶片断裂卡在下一级的静叶上，导致动静间隙减小，在启动加负荷过程多次振动高跳机，后大修处理后再未出现。故此次,8机温态启机过程中的跳机要引起相关专业人员重视。
(2)从目前分析来看，,8机温态启机过程中的振动高跳机的主要原因是,8机温态启动过程，并网后加负荷速度过快引起。当天启机前,8机缸温170度，根据第一套联合循环运行规程规定，温态启动后的并网带负荷时间，在16MW下需要30分钟，而当天运行乙值值班人员并网后负荷带到16MW只用了11分钟，运行戊值接班后也没有意识到加负荷速度已经过快，机组低负荷暖机时间不够，仍然继续加负荷至23MW，在发现各瓦振动明显上升，,2瓦振上升达到44um时才开始降负荷，降负荷至19MW，振动有所下降，但随后振动又快速上升，再次快速降负荷不能减缓振动上升趋势，导致跳机。从缸温上升的记录看，并网时7:49时上缸温度为173?(机组在冲转过程缸温并没有得到加热暖机)，8:00负荷16MW时缸温240?，8:18时负荷
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23MW时缸温361?，平均温升率达到6?/min,而总胀却只从并网时的4.0mm上升到
5.6mm，说明快速的温升并没有使整个汽缸得到均匀地加热膨胀，并网后的快速温升过快导致缸、转子加热不均匀，而局部膨胀过快又引起动静间隙减小，动静摩擦到导致振动大幅上升而跳机。虽然整个运行过程中的上下缸温差都在合格范围，且在跳机前上下缸温差还在下降，但这仅能说明上下缸局部受热均匀，并不能完全反映整个转子、汽缸受热后的情况，必须依靠汽缸温升、胀差、轴向位移、总涨等指标来综合反映汽机的加热情况。
3、防范措施
(1)运行值班人员必须加强在冷态、温态启动次数相对较少的工况的研究和练习，重视特殊条件下的操作，严格按照运行规程的规定来进行启停机操作。
(2)原,8机规程中规定上缸内壁温度低于150?为冷态，150?,250?为温态，大于250?为热态。此划分是按照原厂家设计调试规定的，为了防止低温下的汽机加热过快导致各部件膨胀不均匀，现将汽机冷态和温态的温度起点抬高，改为冷态低于200?，温态为200?,300?，热态为大于300?。各种状态下的启动冲转、暖机时间不变。
(3)再次重申运行值班人员在机组启动过程中必须加强责任心，必须严格执行规程制度，不能单凭经验来操作，不能抱有―以前也是这么操作没出问题‖的思想，真正做到严谨操作。对于启停机操作中规定的各项指标要严格控制，如启动过程中上下缸温差不能超过35?,50?;汽缸的温升速率不能超过3,4?/min;暖机时间不够不能冲转或加负荷等。
(4)在整个启动过程中应注意各轴瓦振动，轴向位移、胀差、总胀、各轴承温度的变化，注意汽缸热膨胀，不应出现不均匀、不对称和卡涩现象。除汽轮机过临界过程外，如果出现升速或加负荷中任一轴承振动 >0.05mm，应停止加负荷，可采用在此转速或负荷下暖机的办法，若不能消除则必须降低负荷，直至振动 <0.03mm且不再回升方可继续加负荷。
(5)在振动上升较快，需要立即降负荷运行时，操作时应尽可能地平缓，要避免负荷和主汽压的大幅波动。
(6)出现振动高跳机时，必须在机组惰走结束后，投入盘车进行听音等全面检查正常后，经相关领导同意后才可以重新冲转。
(7)此次事件出现在刚交接班后不久，运行交接班人员应详细交接机组的状态
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细节，特别时机组正在启动过程中的交接班要更加清楚，特殊情况一定要交代清楚，接班人员不清楚情况不能接班，交接班要注重实质内容，不能流于形式。
十八、2006年4月30日海恩电厂,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。
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(10)08:11时，汽机第五次挂闸后在1000转暖机。08:20时电话汇报廖总。
(11)8:44时，暖机结束时振动3.54/6.4/5.85/0.54微米。第四次过临界振动值降低，临界振动:107/109/14/14微米。
(12)8:51时，,9机并网。
2、原因分析
(1)本次,9机推迟并网的原因是因为,9机启动操作过程中，,9机汽机房MCC进线开关49BQ出现跳闸，备用开关49AQ联锁合闸，值班人员在复归电气报警时，未引起足够的重视，未仔细检查厂用电切换后相关设备的状态。使得,9机盘车停运20分钟，造成转子挠度大，同时又因为盘车时间不够就进行冲转导致机组振动高跳机。厂用电切换后，汽机房MCC上的设备基本上恢复了原来的运行状态，但,9盘车电源带有接触器，接触器电源是依靠进线的交流电源提供，交流电失去后接触器断开，电源正常后需重新投入盘车才能吸合。对于同时DCS出现的盘车跳闸报警，运行人员当时误判断为拉旁路后，汽机自行冲转盘车跳开。冲转前跳盘车这种现象在启动过程中经常会出现，但和本次跳盘车性质是截然不同的。汽机自行冲转盘车跳开，汽机转子是以高于盘车转速运行，转子仍然得到充分的均匀换热，厂用电失去后盘车跳开，转子是静止的。值班人员发现转子静止后，再投入盘车运行，转子已未转动20分钟，而当时的汽机缸温在365?，如此高的缸温转子的静止导致转子出现热应力变形，出现弯曲挠度大，再冲转时不可避免地产生临界高振动。
(2)从运行人员的汇报看，冲转前的转子挠度已达到4.5丝，已经属于较高水平(规定5丝以下)。值班人员未引起足够重视，可能是为了争取及时并网，在盘车时间不够的情况下，仍然进行冲转。直到第四次振动高跳机后，才汇报领导。虽然每次跳机后的暖机时间都有所延长，但是由于对高温下停盘车的复杂性认识不够(,9机正常冲转临界振动值一直在80,90微米的高水平)，且始终抱有赶时间处理失误的错误思想，采取了多次冲转的办法。第五次经过充分的暖机后过临界振动有所下降，勉强通过临界区，振动值也达到了100微米。
(3),9汽机房MCC进线开关49BQ出现跳闸，后运行人员现场检查开关上无任何报警，属于开关偷跳。
3、防范措施
(1)电气部在,9机有机会停机时立即对49BQ开关进行检查，查明49BQ开关偷跳的原因，此类开关偷跳在我厂已出现多次。,2凝泵无法启动的原因同时检查。
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(2)再次重申运行值班人员在机组启动过程中必须增强责任心，复归报警时必须看清报警文本 liquid fuel forwarding press low trip
22:46:43:593 heavy fuel trip
22:46:44:718 lockout relay 74/86 2a trip
22:46:44:718 g60a gloal alarm
370
22:46:47:218 gt axtat shaft displacement
22:46:48:000 voter mismatch <r> ssdiff2
22:46:54:593 rfgulalor not in operation
22:47:04:093 turb compl flop damper not closed
22:47:13:593 exhaust frame pressure trouble
22:47:18:468 heavy fuel purge failure to close
22:47时向值长汇报,3燃机轻油泵进口压力低跳机，并询问,1燃机是否起了轻油泵。初步判断由于起了轻油泵，泵入口抢油导致,3燃机轻油入口压力低，开关动作。
与此同时，值长令,4机快速降负荷，由于汽机HP主汽门前温度下降过快，值长令,4机打闸停机。22:48时值长将,3燃机跳机和4,机打闸情况汇报省调。
23:06时,3燃机投入盘车，盘车转速正常，有轻微刮缸。
23:10时,3燃机开始冲油，并启动,1燃机轻油泵做试验，试验结果证实,1燃机启动轻油泵会造成,3燃机轻油泵入口压力瞬间低至-0.5bar，致使压力开关动作(压力开关定值-0.2bar)。23:30时冲油结束。
23:46时值长令,3燃机发启动令，24:00时,3燃机并网，5月9日6:56时,4机并网。
2、原因分析
此次故障的原因比较清楚，就是由于,1机做启机准备时，启动轻油泵，导致泵入口抢油，造成,3燃机轻油入口压力低，开关动作，机组跳机。由于,3机故障跳机，造成,4机被迫停机。
3、暴露问题
(1)在故障原因很明确的情况下，应争取时间，向调度申请迅速恢复启机。此次,3燃机从跳机到再次并网，共用时1小时15分。属人为原因造成的延误。
(2)相关试验应尽可能安排在机组停机时试验，不要在安排启机的机组上耽误时间。
(3)运行人员在此次试验中做得不彻底，如应检查一台机组冲油时，是否会对另一台机的泵的出口及切换站的油压产生影响。
4、防范措施
(1)检修部要进行技改，将泵入口前轻油压力低跳机逻辑取消。
371
(2)在技改未完成前，机组启动时，运行人员要将,1、,3机的L63FD2L信号强制为―0‖。
(3)燃机在烧重油状态下跳机，在机组重新启动冲油前，要将双联滤和高压油滤切至备用滤，以减小冲油时间。被置换的双联滤和高压油滤要尽快将其中的重油置换出来，以免堵塞滤网。
(4)运行部要加强对运行人员的技术培训，做好事故预想，将已有的事故预想汇编成册，下发给运行人员学习，不断提高操作技能。
二十、2006年6月22日海恩电厂,5机柴油机故障事件分析报告
1、事件经过
(1)6月22日零点接班，值班员对,5机及柴油机系统进行了全面检查，无异常。柴油机滑油位1/2，内冷却水位1/4，,5机计划水洗。
(2)1:38时，,5机在停机惰走结束后，断开88FD-1.2，88FE的电源，机组选CRANK方式，发启动令。
(3)1:41时，柴油机暖机后开始升速。
(4)1:43时，,5机发出―启动装置跳闸‖报警。值班员从,6机控制室立即赶到机头(,6机当天通宵运行)，确认柴油机跳闸，机组在惰走过程中。再次检查柴油机滑油位1/2，辅机间地面有大量积水，对柴油机内冷却水液位进行检查，接近1/5，较接班时有下降，同时地面夹杂着少许暗色液体。根据以往经验初步怀疑冷却水连接套管有漏，但停机状态漏点不明显。联系三控值班员一起给柴油机的膨胀水箱加入少量冷却水，使液位大于1/5。
(5)3:22时，机组试发启动令，升速后发现柴油机左侧内冷却水至柴油机本体的连接卡环松脱，大量内冷却水喷到柴油机缸体上，同时柴油机缸头通风排气管有暗色混合物排出，柴油机排烟较黑。
(6)3:24时，立即发停机令。柴油机冷却水(冷却器进口)水温85摄氏度，滑油位1/2，事后汇报值长，联系检修。
(7)4:07时，手动拧紧松脱的卡环，并检查外循环水系统无异常后，发启动令，通过仔细观察柴油机冷却水(冷却器进口)水温最高达到了95摄氏度，且柴油机缸
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头通风排气管大量暗色混合物排出，排烟仍然较黑。
(8)4:09时，柴油机跳闸，检查柴油机滑油位仍为1/2，内冷却水位1/7。
2、原因分析
(1)故障产生的主要原因是发动机中冷却系统缺水，造成发动机冷却不良产生高温，导致缸盖高温后出现裂纹，缸盖水套中水进入燃烧室，产生拉缸现象，同时冷却水通过燃烧室进入油底壳，润滑油乳化。
(2)发动机中冷却系统缺水的原因有两种可能:
?柴油机启动前膨胀水箱无水(假水位);
?柴油机启动时水箱有水，启动运行后，由于柴油机左侧内冷却水套回水的连接卡环松脱造成大量跑水，使得柴油机冷却系统缺水。
从后期的分析及现场的状况来看，是第?种情况造成柴油机冷却系统缺水。
(3)柴油机第一次跳闸时，检查地面已有少许暗色液体且柴油机内冷却水位较接班时有下降，说明此次柴油机跳机已有故障引起的跳闸。由于值班员根据以往经验初步怀疑冷却水连接套管有漏，但停机状态漏点不明显，因此在补入冷却水后进行第二次试启动，以此来检查漏水点。但是在第二次跳闸后，故障特征已是很明显，仍然进行第三次启动，为此加重柴油机的损坏程度。
(4)柴油机冷却水温度高时轮控系统未发报警，经分析是由于该电接点温度计所装位置比指示用的表位置偏低， 在故障发生时， 管道内局部无水，指示表指示95?，而电接点温度计所在位置盘管道可能还有水，造成控制系统不报警。
3、防范措施
(1)检修对所辖设备加强日常的巡检、维护，确保在运设备无安全隐患。
(2)运行加强管理，规范操作，对于运行规程及操作卡、起机检查卡内的要求，必须严格执行，不达到要求严禁起机。
(3)运行加强事故处理规范，在主设备发生故障跳闸后，没有确认引起故障跳闸的原因消除之前，严禁再次启动。
(4)再次重申运行设备调度纪律，对于主设备的停运，当班值长可以不用申请直接执行，而对于跳闸后且原因不明，需重新启动的，则必须报请总工同意后方可再次启动。
(5)针对此次事件中存在的问题(启动过程中未记录相关参数，出现跳闸现象未查清楚之前再次启动，检查处理程序、权限不符合规范等问题)运行部制定相关反
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措。
(6)运行部制定现场事故处理原则，要求制定值班员在现场发生异常时，应汇报的内容，什么情况下单元长、值长到现场处理及汇报程序。
(7)设备存在一些小缺陷，属于运行力所能及的缺陷，运行可以自行处理;而对于可能影响的机组安全运行的且运行无法应急处理的缺陷，可立即通知检修到场处理。
(8)运行部在晚上进行水洗时，应合理调配已停机的值班人员，协助在运机组搞好生产。
(9)在设备出现异常时，以处理设备异常为主，不必应怕耽误机组并网而抢时间，放弃安全。
(10)运行部针对现有膨胀水箱放置位置情况，在水箱液位计上做最低水位标志，明确柴油机运行极低限水位要求。
(11)热控检修提供一套MR VI的报警组成的文本图纸，供运行使用。
(12)安全技术部针对此次事件故障分析过程，反思事故调查中程序、手段、方式及方法，是否需要加以改进。
二十一、2006年8月8日海门电厂,1跳机事件分析报告
1、事件经过
2006年8月8日，两套机组使用,4罐重油运行，7时,4罐油位2.9m。8:25时因重油滤网压差高(16psi)，重油滤网由,1切换到,2运行。09:20时,1燃机滤网更换后立即给备用滤网冲油，此时,2滤网压差上升较快。
09:38时因,1、,3燃机滤网均出现压差上升较快，且,1燃机,1重油滤网还在充油不能马上使用，值长令由,4罐切,1罐(油位10.7m)运行，09:40倒罐完毕。
09:40时,1燃机重油压力低，FFU2压力为3.6bar，值班员强制启动备用重油泵，压力上升到4.5bar后又下降3.6bar。
09:42时先后出现―重油燃料压力低‖、―高压油滤压差高报警‖和―液体燃料压力低跳闸‖信号，,1燃机跳机。,2汽机随即快速减负荷，09:47解列,2发电机出口开关502，汽机打闸。,1燃机跳闸后，燃机值班员迅速手动拉开防喘阀临时电源(没
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有注意到防喘阀开否，当时在燃油画面)。
10:10时,1燃机滤网切换完毕，10:14时,1燃机并网，10:50时,2发电机并网。
2、原因分析
事件跳机前后打印出以下信息:
09:42:13 HEAVY FUEL PRESS LOW重油压力低;
09:42:33 LIQUID FUELFILTERDIFF PRESS HIGH高压油滤压差高;
09:42:34 LIQUID FUEL PRESSURE LOW液体燃料压力低;
09:42:37 LOW LIQUID FUEL PRESS--TRIP液体燃料压力低跳闸;
09:42:37 HEARY FUEL TG -TRIP重油状态跳闸。
(1)从以上事件经过和打印的报警信息可以分析，故障是由于燃机燃油压力低，致使燃油截止阀前的压力开关63FL-2动作跳机(动作值为2.41?0.07bar)。跳机时运行中的,4罐油位2.41m，8:25时滤网切换后，从滤网中放出的重油可以看到，油的粘度较大，一滩一滩的，可以叠摞，而且油中含水较多。运行中的,4油罐因无静置时间，油水不能彻底分离，尤其是接近油罐底时，油中含水更多，而纸质的重油滤网对水份有吸附作用，导致重油滤网压差快速上升，截止阀前压力降到跳机值，这是造成跳机的客观原因。
(2)电厂的运行规程，基本上是以海恩电厂的运行规程为蓝本进行修改的，对于日用油罐的安全油位也是按照海恩电厂的运行经验定为2m，没有修改过，在以前的运行中也没有发生过什么问题。但由于电厂,4日用油罐容积只有2000立方米，与海恩电厂及其它电厂的罐容相比要小很多，低液位运行时容易将油罐底部的杂质和水份搅起，这次故障说明在重油杂质多以及油中含水较大的情况下，,4罐在2m油位运行是不安全的，因此需进一步修改和完善我厂的运行规程。
(3)运行人员在此次故障处理中，存在操作失误，造成了此次跳机。三通阀前、重油滤后的FFU2压力低，是由于重油滤网压差高引起的，此时重油滤之前的重油压力是正常的，由于它是依靠重油回油调节阀调节回油来维持的。当运行人员启动备用重油泵后，此阀很快又将重油滤网前的压力重新调回到之前的正常水平。因此，FFU2在短时间冲高后，又回到之前的低压状态。由于运行人员对系统不熟悉，误以为启动备用重油泵后FFU2压力可以恢复，在机组程序保护切轻油状态下，强制切回重油，造成,1燃机因燃机的压力低保护跳机，这是造成此次跳机的直接原因。
(4)在两台燃机重油滤压差同时快速上涨时，如果运行人员果断采取措施，立
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即切罐运行，也可以避免此次跳机发生。
3、防范措施
(1)立即着手修改电厂运行规程中不完善的内容。为避免再发生因油罐底部油质差，造成滤网堵塞跳机，对于,4罐，安全油位由原来的2m暂改为2.5m。对此，安技部下发正式通知，运行人员对,4油罐运行到2.5m的敏感油位附近时要密切关注滤网压差情况，出现异常时应采取果断措施，保证机组安全运行。
(2)运行人员要加强事故预想培训，对预想的情况要进行经常性的模拟演练，并对演练结果进行总结和评价，以提高运行人员对紧急情况的处理能力。
(3)运行重油值班员每天要对日用罐进行一次排水，避免油罐底部积水过多。此外，对于底部脏油要定期倒回储油罐，保持日用罐的清洁。
(4)重油值班员要定时对重油处理线出口含水量进行检测，并依据检测结果，合理调整处理线的运行参数，减少油中的含水量。
二十二、2006年10月30日海恩电厂,5炉启动过程中汽包控制安全门
动作事件分析报告
1、事件经过
(1)10月30日13:48时，,6机发启动令，14:00时,6机并网并根据排烟情况(烟色)
带满基本负荷;14:02时,8开始暖轴封温态启机，14:50时,8机并网逐步带负荷暖机。
(2)14:12时，,5机发启动令，14:30时,5机并网，根据排烟情况带满基本负荷。
(3)14:53时，逐步开启,5炉烟气挡板启动,5炉，当过热蒸汽压力升至0.2MPa时，开启,5炉向空排气电动门和锅炉出口电动门。15:00时全开,5炉烟气挡板，过热蒸汽压力1.0MPa。开,5炉旁路开度至50%(手操器指针指示值)，15:03时正在关注,8机振动时(最近,8机在停机惰走过程振动异常)，运行值班员突然听到一声巨响，立即查看机组各参数，发现,5炉汽包压力4.38MPa，过热蒸汽压力4.26MPa，判断为,5炉安全门动作，即开大,5炉旁路，在开旁路过程发现手操器开度指示由50%一下摆到20%左右之后逐渐开大，15:04时当,5炉旁路开度拉至90%(D/3反馈
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为89.8%)时，,5炉汽包压力4.18MPa，过热蒸汽压力3.9MPa安全门回座，调节各参数至正常值。就地检查发现,5炉汽包控制安全门有动作过迹象，未发现其他异常。
(4)15:10时，,5炉并汽。15:30时，,5、,6炉旁路全关，,8机带满负荷。
2、原因分析
(1)值班员开,5炉旁路后，因关注,8机振动而忽略了,5炉，没有做到对,5炉的时时监控。
(2),5炉旁路用手操器开到开度至50%，但手操器上指示是给定值，而不是反馈值，不准确，运行人员又未看旁路实际开度(反馈值)，导致旁路开度不够，使得锅炉压力上升。
3、防范措施
(1)运行操作时不能以给定值作为现场的开度指示，而应该以现场实际跟踪到位的反馈值为准。
(2)操作过程中应做到全盘兼顾，避免类似事件再次发生。
二十三、2007年2月10日海门电厂220kV埗陈线2850开关由检修转冷
备用误操作事件分析报告
1、事件经过
2007年2月10日18时48分，运行值班员××(无受令资格，当班副值长因事未能及时接班)接到当值调度的1150号综合令―将220kV埗陈线2850开关由检修转冷备用‖后,即开始准备操作票，在填票时错误的将―断开220kV埗陈线线路侧接地开关285040接地刀闸‖也列入操作项目中，操作票写完自认为―正确‖无误后，就和另一值班员到220kV开关站操作，操作结束后向当班调度值班员作了汇报。
两天后，调度因其它工作，在核对电厂埗陈线285040接地刀闸状态时，发现前两天电厂已执行的1150调度综合令的操作有误，责成电厂运行值班员及时更正了操作，并指出此误操作的恶劣性质，要求电厂给予责任人全厂通报批评。
2、原因分析
(1)由于有资格接受调度令的当值值长因事没能按时接班，又没有让其他值长先顶替其接班，自认为两套机组停运，班上没什么事，就让交班值长交班先走了，使
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无资格受令的值班员××受令，这是造成此次误操作的主要原因。
(2)当班值班员××接令后由于对―开关‖和―线路‖由检修转冷备用的概念理解不清，故错误的将―断开220kV埗陈线线路侧接地开关285040接地刀闸‖也列入操作项目中。这是造成
此次误操作的直接原因。
(3)由于当班值长没能按时接班，使操作票没能认真履行―三级‖审查程序，对操作票中的错误没能及时发现，这也是造成此次误操作的主要原因。
3、防范措施
(1)运行部立即组织值长和单元长学习《广东电力系统调度规程》和《广东电网调度运行管理资料》，安技部将于3月中旬组织考试，对考试不合格的暂时取消受令资格。今后运行部每年应组织值长、单元长、电气值班员进行两次相关规程的学习，两次学习间隔时间不得大于6个月，并进行考试，考试合格者才能继续担任相关的职务，通过组织培训学习，提高全体运行值班员的业务素质。
(2)运行部要及时上报接受调度令培训的人员，经电厂领导批准后，立即组织人员去广州培训，增加电厂接受调度令资格的人员。
(3)运行部要加强对值班的管理，值班人员要严肃值班纪律，今后运行每值值班中必须保证至少要有两名有资格受令的人员值班，以提高对操作票的审查力度。
二十四、2007年2月11日海恩电厂小锅炉重油箱溢油事件分析报告
1、事件经过
2月11日晚23时，正常启动小锅炉，当时重油箱油位在三分之二位置。凌晨五时三十分，观察当时重油箱油位在不足三分之一位置，随即开启补油阀对重油箱补油，补油阀开度为两圈半，按之前的补油经验，此阀门开度下将重油箱油位补至三分之二正常位置大约需要一小时左右，凌晨六时三十分再去观察重油箱油位时，发现重油箱正在溢油，立即关闭补油阀。
此时，油箱底部地面及旁边的路面已开始积油，为避免积油大量流入污水井，找来塑料桶放入下水道进行接油，但此时已有少量重油流入下水道，将此事件电话告知供热部部长，同时联系本部门值班人员及盛邦公司在供热管道抢修的几名施工人员协助清理污油。随后专业清洗人员赶到，负责后续的清理工作。
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2、原因分析
(1)此次事件的发生原因在于值班人员(当事人)工作疏忽和经验不足，在补油过程中没有做到勤于观察油位，而是根据不成熟的经验去工作。
(2)由于重油箱补油管接在,10燃机油泵的出口，泵未开启时补油靠的是静压，补油时间较长，在泵开启时补油时间会大大缩短，而此次补油过程的后段时间内,10燃机的油泵是在运行状态，因此导致补油过程缩短而溢油，由于值班人员对此设备状况并不了解，且未勤于观察油位而酿成了此次事件，值班人员(当事人)负有不可推卸的责任。
(3)从制度上来看，重油箱加油没有完善的工作流程及操作卡。
(4)从管理上来看，对现有人员的岗位培训及管理不到位。
(5)从设备监控来看，设备没有监视、操控保护装置，只能依靠人来监视、操控。
3、防范措施
(1)加强人员专业技能的培训和教育以及现场安全生产管理。
(2)逐步完善重油箱加油的操作卡以及其他小锅炉相关的管理规定(要求在2月30日前完成)。
(3)杜绝人员工作中的经验主义。
(4)现场人员对设备加强监视。
(5)进行设备技术整改，确保油箱油位在满位时自动关闭停止补油(要求3月10日前完
成技改方案制定)。
(6)在目前技术整改未完成之前，供热部进行试验，确定重油箱补油分别在停泵及启动泵状态下的补油耗时，以此制定有针对性的补油期间监控方式(要求2月18日前完成)。
二十五、2007年4月16日海恩电厂,1机滑油油温高跳机事件分析报告
1、事件经过
(1)4月16日09:30时，检修人员电话通知:,1机天然气加热器计划有工作，,1机值班人员对加热器系统全面检查。
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(2)11:30时，检修人员再次电话通知:,1机天然气加热器计划有工作，询问天然气加热器的目前状况，并告之其冷却水系统已投运。
(3)12:00时，现场检查时发现天然气加热器一堵头处漏水。
(4)14:30时，,1机值班人员到现场检查，发现,1机天然气加热器一堵头处喷水严重且堵头已掉落在地面上，现场无施工人员。即刻打开水箱补水阀加强补水并通知检修人员到场进行检查并确认。
(5)14:50时，因,1机天然气加热器一堵头处喷水严重，即对,1机天然气加热器进行隔离，在进行隔离操作时误将燃机冷却水联络门打开(误以为天然气加热器模块的旁路门)，引起冷却水压力低，联琐备泵。打开燃机冷却水联络门后，关闭天然气加热器进出口门，引起管路憋压，冷却水断水，滑油温度快速上升。
(6)14:54时，在恢复操作、快速减负荷中，因滑油温度高机组跳闸。,2机快速减负荷停机，14:56时,2机解列、打闸，汇报各领导及调度。
(7)15:00时，对系统进行检查时，发现透平冷却水支撑腿处和冷却水回水套管处漏水，恢复系统至正常方式。
(8)15:30时，,1机高盘冷拖，交检修处理漏水。18:20时，处理完透平冷却水支撑腿处和冷却水回水套管处漏水，启冷却水泵，检查机组冷却水系统正常，滑油化验无水分。
(9)18:35时，机组充油，各油滤排气正常;18:52时，,1机高盘10分钟开机;19:21时，,1机并网。
2、原因分析
(1)因武燃工程公司施工人员无票在运行设备中私自工作引起,1机天然气加热器一堵头处喷水严重是此事件的诱因。
(2)在对,1机天然气加热器进行隔离操作时误将燃机冷却水联络门打开(误以为天然气加热器模块的旁路门)是引起,1机滑油温度高机组跳闸的主要原因。
(3)现场施工单位安全意识淡薄，安全管理不到位，对现场施工安全没有做到电厂方工作监护制度。
(4)运行操作人员没有按照规定填写操作卡，同时没有认真执行操作监护制度。
(5)对LNG系统移交后相关资料没有移交，运行人员对系统不熟悉。同时对于已经参与运行的新设备、介质流向等都没有及时挂铭牌。
3、防范措施
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(1)运行部对LNG改造的相关设备及时完善标示;及时下发临时图纸及切换、操作指导书;并利用五一前安全大检查，对全厂运行设备标示牌进行一次全面普查和整改。
(2)安全网要加强对现场施工监管，严格监督现场无票作业行为，发现立即制止，确保在运设备安全。
(3)运行部要把07年4月14日作为安全活动日，吸取教训。在如何杜绝―人为误操作‖方面，制定详细的反措培训计划，加强操作人员的安全风险意识教育和技能培训工作;今后工作中，运行部要坚决杜绝人为误操作;对安全管理要做到实处，对每件事情要做实、做细、做精;要落实到各部门、各班组。
(4)生产各职能部门要加强人员对新系统、新设备的培训学习，让每一个运行、检修人员熟知新系统性能、操作方法和事故处理程序。
(5)此次事件说明在施工和运行管理上面出现了严重违规现象。要求生产各部门加强制度建设和将管理制度落实到实处。
二十六、2007年8月6日海门电厂,1燃机因燃油压力低跳机事件分析
报告
1、事件经过
2007年8月6日，,1燃机烧重油带基本负荷运行，10:06时因全厂压缩空气压力下降到3.4bar，重油泵出口压力下降，重油切换站L63FU2L压力低报警，燃机切轻油运行。10:10时全厂压缩空气压力下降原因找到，并启动,3机空压机，全厂压缩空气压力达5bar。为减少轻油用量，马上切回重油运行，同时值长令强制L63FU2L为―0‖。11:22时重油滤压差13psi，此时备用重油滤还在充油。11:32时,1机来报警―LIQUID FUEL FILTER DIFF PRESSURE
HIGH;LIQUID FUEL PRESSURE LOW;LOW LIQUID FUEL PRESSURE TRIP;MASTER PROTECTIVE/TURBINE TRIP‖，,1机熄火跳机，进入惰走。
检查,1机发电机出口断路器已跳开，励磁电压和电流为0。,2机紧急打闸停机。11:50时,1燃机惰走至盘车后冲油，12:08时,1燃机冲油完成后启高盘，将燃机内部油气及残油甩干，12:27时,1机重新并网，13:09时,2机重新并网。
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2、原因分析
(1)此次跳机的主要原因是，,2空压机因故障正在检修，,1空压机工作不正常，,3机空压机没有正常投运，造成全厂压缩空气压力低，引起重油泵出口压力下降，重油滤压差上升速度较快，运行人员没来得及切换滤网，造成跳机。
(2)此次跳机的直接原因是，在全厂压缩空气压力非正常情况下，值长错误下令强制L63FU2L为―0‖，使得燃机在重油压力低时，不能切轻油运行。
3、防范措施
(1)尽快修复,2空压机。在此之前，将两台燃机的空压机恢复备用，运行部每月定期检查两台燃机的空压机设备状况，每月至少运行一次。
(2)将重油滤网压差报警值由15psi改为10psi，以便运行人员能有充裕时间，对备用滤充油切换。
(3)由运行部负责尽快制定出电厂压缩空气压力异常情况的应急处理预案，下发运行人员学习。
二十七、2007年9月5日海天电厂重油处理线跳停事件分析报告
1、事件经过
(1)2007年9月5日处理,6罐新进辽河油，当时处理线进口K+Na约35ppm、处理流量在18m3/h，破乳剂用量300ppm，出油K+Na约0.5~0.6ppm，从9月4日晚上8点分离机投入运行后一直正常。
(2)9月5日8:00时左右，重油值班员为加快处理进度，将一线进油流量从18m3/h调整至30m3/h，破乳剂用量调整为600ppm。8:08时，一线二级分离机运行电流高报警，随即一线分离机热偶动作跳停。电气检修人员现场测试电机绝缘正常，将热偶复位。
(3)9:00时，再次启动处理线，并将流量调至19m3/h，进油3分钟后，二级电流仍快速上升至80A，值班员将处理线空转，发现电流继续上升到135A后才下降，重新进油，并手动进行密封，3分钟后电流仍然上升，到排渣口检查发现大量跑油，立即空转，重油值班员多次进行密封、试验都无效，停运重油一线转检修。
(4)检修人员对一线二级分离机上部解体，对密封件检查，发现钵体内有积渣，
382
底部滑动盘一阀塞有划痕，基本上判定由于阀塞泄漏所致，随即进行了更换。17:00时启动处理线运行情况正常。
2、原因分析
(1)运行人员在提高处理线流量时速度过快造使电流突升，造成处理线负荷过重而发生跳闸的主要原因。
(2)检修人员在对一线二级分离机定检时，没将阀塞的密封面清理干净，使杂质粘附在阀塞上造成阀塞划痕，是发生跑油的主要原因。
3、防范措施
(1)重油值班员今后在提高重油处理线的流量时，应缓慢的进行，避免流量过大发生电流突升以及发生重油排渣负荷过大而发生跳闸。
(2)检修人员增强责任心，在处理线检修时，必须将设备部件清理干净，专业专工做好检修质量和三级验收制度执行情况监督工作。
(3)针对不同的油品，专业专工制定处理线运行方式和设备检修相关要求下发到运、检两部门，运检两部门人员必须不折不扣地严格执行，专业专工做好人员执行情况监督检查工作，发现问题及时处理。
(4)运行部在重油值班岗位配备500伏摇表一块，今后发生电动机跳闸，运行值班员必须在第一时间内对电机测定绝缘。
(5)安技部热控和油化专工相互配合研究解决重油处理线发生过负荷时电流过大时应进入如空转状态的一系列程序，避免在发生过负荷时直接电气动作跳闸。
二十八、2008年7月31日海恩电厂,9汽机上下缸温差大事件分析报告
1、事件经过
(1)7月31日07:02时，,9汽机上缸温382.6/384.96?，下缸温339.96/342.44?，温差43?，缸温度出现明显的下降趋势。
(2)07:12时，暖轴封母管。
(3)07:13时，上缸温380.52/382.93?，下缸温267.36/268.34?，下缸温度出现明显的下降趋势，上下达到115?左右的温差。
(4)07:22时，,9汽机送轴封。
383
(5)08:24时，,9汽机冲转。
(6)以,7机并网到到,9机并网时间跨度算，7月30日为40分钟，31日为82分钟，则31日汽机并网时间相对30日延误了42分钟，少发电约3.22万kWh。
2、原因分析
(1)查阅主汽母管沿程参数，提示未出现明显的带水现象，尤其是近机侧，过热度均210?以上，且暖轴封时间晚于缸温急剧下降时间，因此排除从主汽阀和轴封进水的可能。数据和时间如下:
07:02时，过热器出口参数1.88MPa/226.97?，过热度15?;
07:02时，主汽阀前出参数0.08MPa/315?，过热度213?;
07:12时，过热器出口参数1.75MPa/223.28?，过热度14.78?
07:12时，主汽阀前出参数0.06MPa/313?，过热度211.7?。
(2)抽汽母管(4米层)温度曲线显示抽汽母管温度急剧下降先于下汽缸，提示抽汽母管存水且水位逐步上升。曲线如下:
06:31时，抽汽母管温度180.06?，出现不明显下降趋势;
06:52时，抽汽母管温度159.21?，出现明显下降趋势;
07:01时，抽汽母管温度71.87?，出现急剧下降趋势。
(3)现场确认抽汽管0米快关阀前手动阀前疏水至本体扩容器管线，扩容器侧手动阀未开(不正确阀位)，此阀应保持常开位置，否则运行中管道凝结水位将逐步上升。但停机后因无汽源，水位无法迅速上升到汽缸位置，因此可以排除该原因。
(4)查阅凝汽器水位、凝汽器补水阀开度和凝泵流量曲线，提示凝汽器补水阀晚上较长时间全开，导致凝汽器水位上升后进入汽缸，进而导致下汽缸温度急剧下降。相关事件如下:
03:11时，凝汽器补水阀全开，凝汽器水位迅速上升到1750mm;
03:19时，凝汽器水位1992mm，基本达水位计满量程(2m);
06:41时，凝结水流量从0 开始增大(之后直到汽机启动，未停泵);
07:35时，凝汽器水位下降至满量程以下可读数的位置，1968mm;
07:00时，凝汽器补水阀关闭。
(5)上下缸温差温差大分析结果:因凝汽器补水阀的控制对象是除氧器的水位，7月30日晚上停机后，凝汽器补水阀未从自动切换到手动关闭，随着停机后除氧器的水位下降，补水阀逐步开大直到满开，最终导致凝汽器汽侧水位上升，汽缸进水(分
384
别从末级和抽汽口位置进入)。
3、防范措施
(1)停机后，运行值班员应将凝汽器汽侧补水阀切换到手动方式，且关闭到0位。
(2)停机后，值班员仍应保持对设备的关注，当发现凝汽器水位迅速升高时，应查明原因，如果是阀门内漏，则关闭手动隔离阀，同时报检修处理。
(3)停机后，当出现抽汽母管或其他温度异常变化时，及时检查和排除原因。
(4)通过技术手段，杜绝类似情况发生。热控修改DCS 程序，当抽汽母管或下缸温度下降速率达到或超过3?/min 时，应报警;当凝汽器汽侧液位达到或高于1800mm时，补水调节阀全关且切换至手动。同时，热控检查全厂同类机组的凝汽器补水阀控制逻辑，对存在同类隐患的控制逻辑进行修改。
(5)本次调查发现抽汽管0米疏水到本体扩容器手动阀未开，虽然不是导致本次故障的原因，但是抽汽管道内存水使汽机运行存在风险，尤其是高负荷遮断时，容易发生汽水逆行进入汽机，发生水冲击事件，因此该管线应保持畅通常开。
二十九、2008年11月18日海门电厂,1机燃油压力低跳机事件分析报
告
1、事件经过
(1)2008年11月18日，220kV及厂用电系统标准方式运行，第一套机组满负荷运行，第二套机组备用，重油处理线运行(流量60t)，厂用蒸汽系统由小锅炉供给(包括,1燃机前置站重油加热器和处理线重油加热)。
(2)9:57时，重油值班员要求对小锅炉油箱进行补油，燃机值班员请示值长后同意补油，但要求加强联系、缓慢操作补油阀门、以保证,1燃机重油压力稳定(注:补油阀开启前FFU1:5.7bar、FFU2:5.0bar，开启后FFU1:5.6bar、FFU2:4.9bar)。
补了7分钟后，重油值班员要求开大补油阀开度，考虑到重油压力离燃机切轻油及跳机还有较大空间，燃机值班员同意其要求，但是再次强调其操作时一定要缓慢，且开度不能过大。(注:燃机切轻油压力为FFU2:3.5bar，机组跳机压力为主燃油泵入口压力低开关63FL-2:其值为1.8bar)。
385
(3)10:07:28时，MKV来P332―CRUDE OIL FORWARDING PUMP FAULT‖报警，重油泵自动由,2切到,1运行，此时FFU1:3.2bar、FFU2:2.5bar，燃机值班员立即通知重油值班员关小补油阀开度。
10:07:31时，MKV来P312―HEAVY FUEL PRESS LOW‖、P416―HEAVY FUEL TEM
FAULT-XFERT LOOKOUT‖报警，燃机快切轻油，快切轻油成功后机组维持稳定运行。燃机值班员观察FFU1和FFU2压力稳定后立即发指令回切重油。
10:07:49时，MKV来P202―LIQUID FUEL PRESSURELOW‖报警，此时FFU2:1.8bar。 10:07:52时，MKV来P274―LOW LIQUID FUEL PRESSURE-TRIP‖报警，,1发电机出口开关跳闸，,1燃机跳机熄火，进入惰走状态。
(4)10:08时，因跳机原因明确，值长令燃机值班员检查系统后马上进行冲油操作。
10:09时，汽机值班员报―主蒸汽温度无法维持‖，值长令其快速降负荷解列，打闸停机，维持真空等待燃机再启动。
(5)10:18时，,1燃机冲油置换结束，FQL1:18.54%，憋压压力:7.5bar。 10:20时，燃机值班员检查系统正常，值长令在―AUTO‖位发启动令。
10:34时，,1燃机重新并网;10:54时，,1燃机切到重油位;10:55时，,2汽机并网。11:13时，,1燃机带至基本负荷。
2、原因分析
(1)故障的起因是重油值班员操作不当，进行补油过快而引起重油压力低，是本次故障的直接原因。以前因小锅炉使用较少，基本都是在停机补油;现在因要多发电，用小锅炉带厂用蒸汽;这样小锅炉的使用时间大大提高，补油频繁;重油值班员对补油操作经验不足，对以往出现的故障学习不够，才造成本次故障的发生。
(2)补油方式上存在问题，电厂油罐出口处有一个补油管道，在机组运行时利用油罐静压补油，可以避免引起机组供油压力波动，但是相关人员对系统不熟，没有从根本上避免小锅炉补油对机组影响，是本次故障的根本原因。
(3)燃机轻、重油切换程序存在缺陷，当时燃机值班员在发现机组快切轻油后，观察重油压力FFU1、FFU2都稳定在5.7bar便开始回切重油操作，结果切换三通阀在瞬间开到85,重油压力无法维持，3秒后机组发燃油压力低信号跳机。
切油程序中的缺陷:机组快切轻油后，三通阀后燃油温度FTL很快就降到40,50?，但切油程序中用于与其比较计算三通阀开启速率的反馈温度Reference却下降
386
很慢，约每分钟下降十几度，此时反馈温度还在100?以上〈正常运行时为160?〉，由于双方差值太大，所以再次回切重油时三通阀开度会瞬间开至85,，此时轻油流量计已停转，相当于全开快切回重油，流量变化过大重油泵出口压力调压阀根本来不及调节，很容易造成机组燃油压力低跳机。
3、防范措施
(1)正常情况下，小锅炉补油改由油罐出口重油泵入口管道，利用油罐静压补油。
(2)如果油罐油位较低，小锅炉紧急补油使用重油泵出口管道时，补油阀只开一小圈，减小对机组油压的影响，防止油压波动机组快切轻。
(3)燃机值班员在机组快切轻油后不要立即回切重油，等反馈温度Reference低一些再进行切油操作;或者先将切油设定温度Setpoint改为与FTL接近后，再发指令开始切重油(此方法有待验证)，防止油压低跳机。
(4)请检修部对燃机切轻、重油程序进行研究，讨论一个切实可行的方案，在程序上防止这种快开现象的发生，从根本上解决此类跳机问题。
三十、2008年11月28日海门电厂,4机大气薄膜爆破事件分析报告
1、事件经过
2008年11月28日7:15时，第二套机组启机准备中，开,3炉高低压过热器及集汽联箱疏水，,4机均压箱暖管。
07:31时，,3燃机并网，,4机送轴封，启,1真空泵。07:32时单元长启,2循环水泵，发现,1真空泵跳闸。因前一天刚对,1真空泵检修，且就地检查正常，遂再次进行启动，,1真空泵启动后运行正常。
07:39时，单元长见均压箱压力高，到就地关均压箱旁路，07:41时又见高低压蒸汽压力偏高，确认真空已建立-85kPa，停止,1真空泵，并将高旁开度门由20%开至40,，低旁开度由25%开至45,。
07:44时，,4机真空由-85kPa突降到-52kPa，低旁快关后马上快开100,(低压蒸汽压力最高600kPa)，高旁也快关后马上快开至100,(高压蒸汽压力最高
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5.83MPa)，值长令解除高低旁快开保护，但为时已晚，真空+4kPa，,4机低压缸大气薄膜爆破。07:45时，值长令,3机减负荷切轻油停机。
07:48时，单元长在启,3循环水泵时，发现,2循环水泵出口门未开，并立即开启，真空开始恢复。
08:25时，检修将,4机大气薄膜简单处理好，真空恢复正常。
08:39时，,3机并网。09:05时，,4机并网。
29日凌晨，检修人员对,4机低压缸大气薄膜进行了更换，机组恢复正常。
2、原因分析
1、故障起因是单元长在启,2循环水泵时，忘记开启出口电动门，凝汽器水侧没有建立压力，,4机真空是由两台真空泵抽出来的，所以在开大高低旁路门后，由于没有循环水冷却，造成真空快速下降，导致,4机低压缸大气薄膜爆破。
(2)循环水泵出口门没有投入自动，这样在启泵后就没有自动联开出口门。
(3)循环水泵之间没有连锁保护，即在跳泵，压力低等情况，无备泵联启;
(4)在真空快速下降至-50kPa时，保护快关旁路动作正确;快关后主汽压力升高至保护定值时，保护快开旁路动作也正确;但两个条件同时存在时，保护如何动作，在程序没有任何关系，这样旁路就频繁进行开关动作，即程序本身存在缺陷。
(5)凝汽器失去冷却水后没有闭锁高低旁快开条件。
3、防范措施
(1)加强对运行员工的技术培训，在操作中，并加强操作监护，当有其他操作时，应将原操作对其他值班员作详细交待;
(2)开机时应将循环水泵出口门投入自动，这样可以保证启泵后延时自动联开出口门。非特殊情况禁止将循环水泵出口门投手动。
(3)为防止循环水泵跳泵，将循泵之间设联锁保护;
(4)对在真空低和主汽压力高的情况下，旁路如何动作做出明确规定。
(5)为防止循环水断水情况发生时，高低旁保护快开，造成对凝汽器的损坏;应增加一个以凝汽器循环水入口压力低为条件的一个闭锁机组启动的逻辑。
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(二)检修不良案例
三十一、2004年5月13日海恩电厂,1小锅炉点火异常事件分析报告
1、事件经过
5月13日，,1小锅炉出现点火异常，检修人员多方查找原因:更换了点火器、点火变压器、气瓶;并对气管路及相关部件清扫;但一直未能解决，只能用乙炔瓶气代点火，直至5月21日联系厂家对整个点火系统进行全面检查处理后用煤气点火恢复正常。
2、原因分析
经检查检修人员更换新点火器后空气回路有一个阀门未打开，属检修相关人员对所更换备件的检查不够认真，且对所管辖设备结构、特点不够熟悉所致。
3、防范措施
(1)检修相关人员要加强所辖设备工作原理及结构特点的学习和了解，不断提高业务水平。
(2)检修生产中要逐步建立和完善检修工艺卡制度。
三十二、2005年7月11日海天电厂,3机,1高压燃油过滤器法兰喷油
造成机组跳闸事件分析报告
1、事件经过
(1)2005年7月11日4:00时，,3燃机水洗孔探结束，准备启动，燃机值班员发现,2高压油过滤器上盖漏油，通知燃机检修人员处理，检修人员告知切,1过滤器。5:43时，,3机组并入系统。6:06时，切换重油运行。
(2)6:40时，检修人员开票处理,2过滤器漏油。7:16时，,1高压过滤器上盖法兰处喷油，保护动作，,3机跳闸，值长令汽轮机值班员紧急停,4机，7:18时，,4机值班员减负荷后手动切开,4发电机出口2204开关，,4机组解列中超速保护动作。
(3)停机后检修人员恢复了,2高压油过滤器，并打开,1高压油过滤器的上盖
389
发现密封圈有10多公分被挤压坏造成漏泄。
(4),3燃机辅机间的现场清理完毕后，经调度批准，,3、,4机组相继并网。
2、原因分析及责任分析
(1)主要原因:检修作业工艺和质量不过关，在7月10日更换,1高压油过滤器芯后，恢复上盖时垫圈被挤出压槽，在通入高压高温油后，使垫圈被呲开而发生喷油，对此次事故负有直接责任。
(2)次要原因:运行对检修过后的过滤器没及时进行充油验收，有隐患的设备没能及时发现而投入备用，对此次事故负有间接责任。
3、暴露问题
(1)检修工艺和质量不过关。
(2)值长在下出,4机紧急停机令时，下令不具体，不明确。值班员直接切开发电机出口开关操作不当。
(3)事件后，对保护动作情况没有进行透彻的分析。
(4)事件后，再次启机前没有严格执行启机前检查表。
(5)相关人员对工作票把关不严。
4、防范措施
(1)加强检修工艺和检修质量，为加强检修质量，今后在办理工作票时，必须附有检修工艺卡。
(2)运行对检修后的设备作好验收工作，对现验收工作存有问题的要及时提出合理的建议。对工作票结束时暂时不具备完全验收条件的，待具备条件后，再补充验收(如机组运行中更换备用高压燃油过滤器，不能及时充油验收等)。
(3)完善、分析公司生产系统是否正常，提供各系统存有不合理的建议。
(4)值长下达的指令必须明确、具体，包括在平时的工作中下达的指令，平常要加强这方面的锻炼。
(5)事故后的各种操作，更加要细心，严格执行检查卡和操作卡，以有效地避免忙中出错。
(6)在异常情况下，运行单位要及时制定相应的反措，让每个岗位都清楚在异常情况下如何有效地进行事故预防。
(7)做好燃机故障跳机时，汽轮机如何进行停机的预想。
(8)保护动作后，运检人员要相互配合及时对保护动作情况进行分析和总结，
390
为事故分析会提供准确有效的数据。
(9)运行各值根据现有设备分工，整理出所管辖设备现有规程、标准操作卡、运行参数的设置及控制和标准要求，以及各项技术通知、检修技术交底等制度，并根据现有的设备状况，运行进行完善和补充。逐步理顺运行操作规范。
三十三、2005年8月23日海恩电厂,3机高压油滤密封垫破损造成跳机
事件分析报告
1、事件经过
(1)8月23日10:11:25时，,3机发―切换阀前重油压力低‖;10:11:37时，发―液体燃料
入口压力低‖;10:11:47时，发―转速控制基准故障‖，运行值班员查看机组已熄火遮断。联系重油值班员确认无任何操作后，立即到,3机现场进行检查，发现辅机间内到处是喷射的重油，初步判断可能为供油管线有爆管。立即汇报值长安排检修进行处理。
(2)10:35时，,3机惰走完毕进入盘车装态。按照部长指令对机组进行充油，检查供油管线具体漏油处。经充油检查为高压油滤上盖靠启动电机侧漏油。运行做好安全隔离措施后，进行检查处理。
(3)检修打开,3机高压油滤上盖检查为密封垫破损造成漏油(该密封垫为22日凌晨更换的)。立即进行更换并擦拭辅机间的重油。
(4)12:56时，检修工作结束(此次密封垫更换为金属垫)，对,3机启动马达摇测绝缘为2500兆欧。13:19时,3机起机，13:37时并网，故障历时2.4小时。
2、原因分析
(1)检修热机分部在22日凌晨更换此密封垫时安装工艺不规范。同时，更换密封垫工作是检修协助运行维护班进行的，运行维护班负有管理及技术监护不到位职责。
(2)该高压油虑密封垫处本身设计无凹槽，在纸垫发生破损时会被冲破，导致大量漏油。
3、故障反措
(1)对于密封垫处本身设计无凹槽的高压油虑应使用金属密封垫，严禁使用纸
391
垫。
(2)检修部门加强检修工艺的规范化。
(3)大修期间考虑取消该滤网(现滤网内已无滤芯)。
(4)运行、检修巡检人员及化验取样人员尽量避免在高压管道接口、阀门、滤网附近长时间停留，以免本次类似事件的再次发生，造成人员的烫伤。
(5)明确已取消滤芯的滤网设备责任部门为检修部热机分部。
三十四、2005年12月10日海恩电厂,3炉低压过热器安全门故障事件
分析报告
1、事件经过
(1)12月10日至13日，,3炉进行了扩大性小修。由于项目多、工期短、劳动力紧，阀门检修工作外委由黑龙江火电三公司(包括低压过热器安全门)进行。
(2)14日上午，第四套联合循环整体启动，十点整，同锅检所人员开始对低压过热器安全门进行校验，升压至安全门整定压力后，发现安全门未起座，手动松开安全门的弹簧压紧螺丝约4cm，安全门仍不起座。后检查该阀门发现其阀杆导向套位置安装有误，导致阀杆位置不正，使弹簧压缩量增加，造成安全门达到起座压力仍然无法动作，致使此安全阀校验失败。因该管路系统中还有其它的超压保护，经相关部门人员研究决定先将补汽投入运行，待晚上停机后，再作处理。
2、原因分析
该次检修失误直接导致了,3炉部分超压保护功能的失效。经查核，发生的原因如下:
黑龙江火电三公司检修人员未按照检修工艺及质量要求完成检修工作是本次事件的直接原因，而我厂技术人员在验收阀门时，只重视了对阀门部件以及密封面的检查，忽视了检修工序的跟踪监督是造成本次事件的间接原因。另外该安全阀为杭州锅炉厂配套产品，但是并没有配套的安装图纸，因此无法按图施工，从而也影响了装配时出现失误。
3、防范措施
(1)完善外委检修队伍的质量管理体系及运作的监管，严格、细化工艺卡制度。
392
(2)在设备检修时，特别对没有图纸的设备，在解体过程中一定要做好标志，最后复装时按配合顺序、解体的标记和定值尺寸进行。
(3)设备检修时，要从细处做起，严把质量关，本着以修必修好的原则，不能因为检修进度而忽视检修质量。
三十五、2006年2月27日海天电厂重油二线一级分离机振动事件分析
报告
1、事件经过
(1)2006年2月17日，检修人员对二线一级分离机进行定期检查，对分离机上半部分进行了清理和一些部件的更换，当日检查完毕。
(2)2月27日15:37时，启动重油处理二线。15:40时，二线一级分离机出现振动高报警并跳闸，电流显示120.6A，振动值为10.1mm/s，油化专工现场检查未发现问题。此后进行了第二次启动，3分钟后又出现同样的振动报警并跳闸。
(3)2月28日，检修人员将二线一级分离机上部进行解体，对横、立轴晃动量检查，发现立轴晃动量达到16μm(标准要求?5μm)，判断立轴轴承有问题，更换了立轴三个轴承，并于3月1日装复完毕，启机试运，但仍有异音，停运。
(4)3月2日，外请海恩热电厂人员对齿轴箱横竖轴齿轮咬合部位进行打磨处理，并重新调整咬合度，还对分离机进行检查和重装。经试运，分离机运转正常。
2、原因分析
(1)检修人员对设备结构、部件材质、使用要求以及特点了解得不够，在拆装过程中，该处理的部位没能及时检查处理，对于检修细节不注重，从而造成检修质量和工艺不佳，是这次振动大造成跳闸的主要原因。
(2)对专用工具的正确使用掌握得不够，在使用过程中造成设备安装工艺达不到要求，是这次振动的次要原因。
3、防范措施
(1)加强检修人员各项技术培训，提高责任心和技术水平。
(2)在2006年5月底前完善、细化重油分离机检修工艺卡。
(3)完善三级验收制度(班组验收、检修部验收、安技部验收)，尤其是要加强
393
检修过程分每一道工序的验收;安技部细化验收项目列表，每一季验收有相关人员签字，在检修工作中，安技部相关专业专工必须监督执行验收制度。
(4)安技部专工、设备负责人对设备状况、参数事先进行了解，做到有针对性地计划检修。
(5)检修人员要了解和掌握有关专用工具的使用性能，避免因工具使用不当而造成进修质量和工艺不佳。
(6)检修人员应与运行人员加强沟通和交流，检修人员在检修过程中发现缺陷应通知运行人员，运行印巴设备状态和参数等相关现象和数据提供给检修人员，双方共同把我电厂设备保持在良好的状态。
(7)监修完的设备启动和运行中应注意的问题，检修人员必须以书面的形式向运行人员
交待，不得口头交待。
(8)监修完的设备，运、检双方进行认真的交接，能投入试运的必须投入试运，避免修完存在缺陷的设备投入备用。
三十六、2006年4月10日海门电厂,1燃机延迟并网事件分析报告
1、事件经过
2006年4月10日6:25时，,1主变由冷备用转热备用，7:04时,1燃机启动，7:20时,1主变高压侧开关2201同期并网时合不上，经检查发现新改造的合闸继电器有一根线接错(应接于5号接线柱的线接在了6号接线柱上)，使合闸继电器不能正确动作。要求值长联系中调值班人员将2201开关由热备转冷备用。7:35时省调下2358综合令:220kV,1主变高压侧开关由两侧隔离开关热备转冷备用，执行完毕汇报省调。将合闸继电器的线恢复，就地分合2201开关动作正常，请值长联系中调将2201开关转备用。由于已到中调交接班时间，回告20分钟后再进行联系，之后三次联系没有答复。
在与中调联系的过程中，热控专工也在现场检查设备，特别是检查了在4月4日修改的一个保护逻辑，8:40时左右发现在前几天修改的逻辑中有一处错误，误将L4PSTX1修改成L63FD2LX。为了保证机组安全，重新修改并下装SEQ，此时,1燃机空载全速。9:02时在下装S-CORE时燃机跳闸，9:30时下装完毕，9:35时重新发启
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动令，9:49时,1燃机并网。
2、原因分析
(1)4月8日、9日按南网继电保护反措规定，需将,1、2主变220kV断路器跳合闸继电器更换为带电流保持线圈的中间继电器，接线完后就地进行了带开关跳合闸试验正确。工作结束后，厂家技术人员在整理2201断路器汇控柜二次线时将合闸继电器保持回路的线(接于5号接线柱)扯脱，在未告知我方人员的情况下，将线误接至6号接线柱上，造成4月10日早晨,1机并网时2201开关合不上。这是造成此次并网延迟的主要原因。
(2)热控专工在检查4月4日修改的一个保护逻辑中发现了一处错误，为保证机组安全，在修改程序下装过程中，造成,1燃机遮断，又使得机组延迟并网30分钟。这是造成此次并网延迟的又一原因。
3、防范措施
(1)电气、热控人员要加强工作责任心，特别是有厂家技术人员来我厂工作时，更要谨慎、细心，防止出现这样或那样的纰漏。
(2)对任何检修工作、设备改造工作，结束后要认真作好验收工作。
(3)认真执行现场工作监护制度，对电气工作更不得有丝毫的马虎。
(4)加强设备异动制度的执行和管理工作。对热控的参数修改一定要加强校对。
三十七、2006年7月26日海恩电厂,7机排气热偶故障跳机事件分析报
告
1、事件经过
(1)7月25日17:30时，,7机运行中MarkV发―燃烧故障‖报警，TTXSP1瞬间由22?升至到160?后又回到正常值，运行值班员没有监视到具体是哪一个热电偶发生变化。
(2)19:30时，再次出现上述变化，情况相同。
(3)7月26日零点接班，,7机按计划停机后，热控检修对机组排气热电偶进行检查，发现TTXD-1,TTXD-6热电偶导线绝缘下降。由于时间关系，只更换了TTXD-1,TTXD-4热电偶的测点引出线到就地端子箱的电缆，将TTXD-5与TTXD-23、
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TTXD-6与TTXD-12热电偶进行了并接，并计划在27日水洗时彻底进行处理。
(4)7:19时，,7机按照调度时间并网运行。
(5)10:12:51，,7机MarkV发―燃烧故障‖报警，查TTXSP1:280?，TTXD-3:260?且波动大，其他测点均正常，运行即通知热控检修检查。
(6)10:30时，热控检修人员到场进行检查。
(7)10:40时，运行许可热控人员开工作票将,3排气热气偶与,9号排气热气偶并接。热控人员将L30SPT强制为0后，在Mark V盘上的<R>机TBQA-61、62上拆开TTXD-3排气热电偶接线端子。当继续拆下Mark V<R> TBQA-65、66上的TTXD-9排气热电偶一条信号线(TBQA-65端子)时，,7机发―排气热电偶扩散高跳机‖报警，燃机遮断。
(8)11:17时，热控人员处理完毕，机组发启动令起机，11:34时机组并网运行。
2、原因分析
(1)热控人员在处理TTXD-3排气热电偶故障时，为防止拆开TTXD-3、TTXD-9排气热电偶导致机组误跳闸，在拆解工作前，将―排烟温差高遮断‖机组的逻辑强制为―0‖，由于,7 机对此程序进行修改过，而该检修工作人员又不知道，故误将原信号L30SPT强制为―0‖(实际该保护信号已更改为L30SPTN)。当时，TTXD-3排气热电偶已故障(-84?)TTXSP1大幅上升，在拆开TTXD-9排气热电偶端子时，该测点开路使其变为-22?，又引起TTXSP2大幅上升，且次低点TTXD-9和次次低点TTXD-10(543?)相邻，导致保护动作(L30SPTN逻辑翻转为1)，机组跳闸遮断。
(2)燃机排气热电偶故障的原因是由于,7机排气室漏气、保温缺失等原因，长期烘烤该处的热电偶电缆，导致电缆绝缘损坏而故障。
(3)本次事件是现场检修人员不了解程序已修改而误操作造成。热机分部在基础文档管理以及技术培训、人员安排等方面存在的管理漏洞是诱发事故的根本原因。
3、防范措施
(1)在今后的检修工作中，尤其要对在线检修工作，应细化安措内容，而且还要进行工艺、设备、人员、环境等全方位的危险点分析，做好相应的预控措施。
(2)检修、运行针对现场运行设备存在的安全隐患(暂时无法彻底处理)应做好针对性的应急预案、事故预想，以便于事故发生时及时、正确处理，避免事故扩大化。
(3)设备经技术异动后，要及时修改相关图纸、运行规程等相关资料，以保证
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资料与现场实际一致，同时安排相关培训，使所有相关人员及时了解到实际情况，尤其要对新上岗以及轮岗人员进行重点培训。
(4)严格执行工作监护制度，遇到重要工作时，管理人员必须深入一线，亲临现场，指导工作，确保工作安全。
(5)全厂燃机排气室已完成了全面检查、评估及处理方案的制度。热机分部在外协技术人员未到厂进行彻底处理之前，应自行采取临时的应急处理。
(6)热控、电气两个专业尽快完成高温区域电缆的技改，不能技改的则要加监测探头(温度测点)，进行在线监测。
(7)当生产现场出现事件时，运行部严格按照汇报制度，及时通知相关人员。各相关人
员接到通知后，要立即到现场协同作战，尽快排除故障。相关部门负责人也要在第一时间内到达现场进行事件处理的指挥、协调工作。
(8)事件处理结束后，安全技术部要及时组织召开事故分析会。事件分析不仅要分析技术层面上的问题，而且还要挖掘出深层的管理问题。
三十八、2007年4月17日海恩电厂,3炉吹灰减温水阀故障被迫停机事
件分析报告
1、事件经过:
(1)4月17日11日上午，运行人员执行热机―炉2007,04,45:处理吹灰蒸汽疏水管消漏‖工作票的相关安措过程中发现吹灰减温水手动阀的盘根压盖处有渗水现象。
(2)10:46时，由当时在现场的锅炉检修人员拧紧盘根压盖时，盘根突然吹破，大量喷水;运行人员立即将,3机快速降负荷至10MW，同时,4机拉旁路快速减负荷后于11:00时解列机组。
(3)11:30时，完成处理减温水阀的相关安措，检修开始抢修;11:35时，处理完毕(添加盘根、拧紧压盖)，阀门试压无漏。
(4)11:45时，,4机重新冲转，11:57时并网。本次故障历时0.95小时。
2、原因分析
(1)抢修时现场检查吹灰减温水手动阀的盘根压盖未压入盘根室内，在盘根密
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实度不足情况下检修人员热态调整盘根紧力是触使盘根密封状态发生变化而吹损泄漏的直接原因。
(2),3炉吹灰蒸汽减温水手动阀是在本年度大修中经解体检修(外委盛邦进行)后投运不足1个月，检修过程中的相关安装工艺及监督不到位是引发此次故障的间接原因。
(3)在本次故障中反映出检修工艺及监督不到位、不严格执行相关检修管理规定等管理问题是引发本次故障的根本原因。
3、防范措施
(1)严把检修质量管，尤其是外委检修项目的质量监督与验收，确保检修质量。
(2)严格执行电厂关于在运设备消缺工作的相关规定，及时消除设备缺陷，提高设备安全稳定运行水平。
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