呼倫貝爾公司非停事件匯編

1、非停匯編 第一篇 汽輪機側(cè)原因伊敏發(fā)電廠-#4發(fā)電機斷水保護動作跳閘一、非停經(jīng)過2007年7月16日15：22，4A汽機變跳閘，比率差動光字報警，汽機PC4A段失電，4A內(nèi)冷水泵跳閘，備用泵未聯(lián)動，發(fā)電機斷水保護動作跳閘。二、原因分析4A汽機變比率差動保護裝置誤動作，4A汽機變高低壓側(cè)開關(guān)跳閘，汽機PC4A段失電，4A內(nèi)冷水泵跳閘，4B內(nèi)冷水泵未聯(lián)啟，內(nèi)冷水泵聯(lián)鎖條件之一有水箱水位正常，當4A內(nèi)冷水泵跳閘時，內(nèi)冷水箱水位低，沒有滿足聯(lián)鎖條件，造成發(fā)電機斷水保護動作跳閘。三、暴露問題（一）汽機變比率差動保護裝置存在設(shè)計缺陷。（二）內(nèi)冷水泵聯(lián)鎖邏輯回路設(shè)計不合理。四、防范措施（一）消除保護裝置存在

2、的問題，處理同類型裝置存在的缺陷。（二）取消內(nèi)冷水泵聯(lián)鎖邏輯中的液位低禁起備用泵條件。滿洲里熱電廠-1機組因汽輪機抽氣器逆止閥彈簧及備母脫落停機一、非停經(jīng)過2007年10月19日16：33，#2射水泵跳閘，#1射水泵聯(lián)動成功。16：39，發(fā)現(xiàn)#1機射水壓力突然下降，#1射水泵電流由41A下降到17A，啟動#2射水泵運行仍不打水，真空由0.093MPa急劇下降至0.05MPa，緊急停止#1機運行。二、原因分析檢查發(fā)現(xiàn)抽氣器逆止閥彈簧及備母脫落，造成真空由0.093MPa急劇下降至0.05MPa，緊急停止#1機運行。三、暴露問題汽機抽氣器抽空氣逆止閥大修時檢查并驗收，未發(fā)現(xiàn)螺母及背帽有松動現(xiàn)象，螺

3、母及背帽防松脫未采取措施。四、防范措施（一）利用#2機停運時機，對抽氣器逆止閥彈簧及備母進行檢查，閥柄螺桿上鉆橫孔加橫銷。（二）提高檢修人員的檢修技能，在設(shè)備檢修中及時發(fā)現(xiàn)設(shè)備隱患并加以消除。東海拉爾發(fā)電廠-#1機組因危急遮斷器飛環(huán)泄油孔堵塞停機一、非停經(jīng)過2008年1月12日-13日，東海拉爾發(fā)電廠#1機組主汽門自關(guān)，導(dǎo)致#1機跳閘。二、原因分析由于所有涉及到主汽門關(guān)閉的保護均未動作，且危急保安器滑閥上部密封面密封良好，以前也出現(xiàn)過類似不明原因的非停事件，經(jīng)過分析，認為危急遮斷器飛環(huán)泄油孔堵塞造成危急保安器飛環(huán)擊出是造成此事件的原因。造成飛環(huán)誤動的原因有：（一）油中含有雜質(zhì)，堵塞泄油孔，使危

4、急遮斷器飛環(huán)底部油室積油，積油在離心力作用下對飛環(huán)產(chǎn)生附加作用力，導(dǎo)致飛環(huán)擊出。（二）注油管路上的閥門不嚴，使進入飛環(huán)底部油室的油量大于排油能力，在離心力下作用造成飛環(huán)擊出。三、暴露問題（一）油質(zhì)管理存在問題，油中雜質(zhì)多。（二）檢修人員沒有注意到危急保安器可能出現(xiàn)此種問題，因此沒有重點防范。四、防范措施（一）將該機組危急遮斷器飛環(huán)底部油室泄油孔直徑適當加大（由1.5增大到2.0）。（二）檢查注油管路閥門是否關(guān)閉嚴密，減少進入飛環(huán)底部油室油量。（三）加強油質(zhì)管理，減少油中雜質(zhì)。根河熱電公司-#5機組因末級葉片斷裂停機一、非停經(jīng)過2008年1月29日10：38，根河熱電公司#5汽輪機在運行中突然發(fā)

5、出異常響聲，同時機組劇烈振動，各瓦振動增大，請示中調(diào)同意后，值長下令停機，10：46，#5發(fā)電機解列，破壞真空緊急停機，11：05，轉(zhuǎn)子靜止。轉(zhuǎn)子惰走時間為20分鐘。經(jīng)檢查發(fā)現(xiàn)，第十二級葉片（末級）在接近葉根處斷裂掉一片。經(jīng)緊急搶修，將斷裂葉片所對稱的葉片割掉清理干凈，啟機機組振動正常，#5機于1月29日18：20恢復(fù)備用。二、原因分析由于該機組進行低真空改造后，排汽壓力、溫度均大幅度升高，末級葉片運行工況更加惡化，這是造成葉片斷裂的主要原因。三、暴露問題（一）機組進行低真空改造后，配套措施不完善。（二）事故發(fā)生后，運行值班員處置不夠果斷，在判斷是葉片斷裂后仍進行請示，8分鐘后才停機，延誤了停

6、機時間，極易擴大事故。四、防范措施（一）盡快對該機組末級葉片進行了穿拉筋改造，以提高末級葉片的整體強度。2、加強值長培訓(xùn)，加強反措和應(yīng)急預(yù)案學(xué)習和演練，貫徹落實好“寧停勿損”的原則，避免事故進一步擴大。扎蘭屯熱電廠-#5機組因調(diào)速系統(tǒng)卡澀停機一、非停經(jīng)過2008年3月11日9：40，扎蘭屯熱電廠#5機組因調(diào)壓器滑閥、同步器錯油門、油動機活塞內(nèi)有油污和不同程度的劃痕，造成調(diào)速系統(tǒng)卡澀，機組停機。二、原因分析#5機組因調(diào)壓器滑閥、同步器錯油門、油動機活塞內(nèi)有油污和不同程度的劃痕，造成調(diào)速系統(tǒng)卡澀、負荷劇烈擺動而被迫停機。三、暴露問題該廠在油務(wù)管理上存在漏洞，調(diào)速油油中雜質(zhì)過多。四、防范措施加強油質(zhì)

7、管理，加強化學(xué)監(jiān)督，當油中雜質(zhì)超標時及時濾油。扎蘭屯熱電廠-#5機組低真空保護動作停機一、非停經(jīng)過2008年5月9日12：33，#2循環(huán)泵跳閘，聯(lián)動#1循環(huán)水泵啟動，真空下降， #5機7605開關(guān)跳閘，真空最低值0.065MPa（DCS畫面模擬量），保護定值0.061MPa（接點壓力表開關(guān)量），#5機轉(zhuǎn)速升到3150r/min。DCS系統(tǒng)顯示：（1）主汽門關(guān)閉電磁鐵動作。（2）主汽門關(guān)閉聯(lián)跳發(fā)電機動作。（3）抽汽逆止門裝置電磁鐵動作，信號燈亮。汽機人員到就地檢查，主汽門未關(guān)閉，機組轉(zhuǎn)速3150 r/min，手動降低轉(zhuǎn)速到3000 r/min，現(xiàn)場檢查未發(fā)現(xiàn)異常。二、原因分析（一）循環(huán)水量不足是

8、#5機停機的主要原因。（二）在#2循環(huán)水泵跳閘后#1循環(huán)水泵聯(lián)啟過程中，由于循環(huán)水泵出口門關(guān)閉速度慢，#1、#2循環(huán)泵出口共用同一母管，部分循環(huán)水經(jīng)#2循環(huán)泵流回吸水井，凝汽器內(nèi)循環(huán)水量驟減，凝汽器真空急劇下降，經(jīng)過26秒，凝汽器真空降至0.061MPa，低真空保護動作，跳發(fā)電機7605開關(guān)和關(guān)閉主汽門（自動主汽門未關(guān)閉）。三、暴露問題（一）低真空保護動作，但主汽門沒有關(guān)閉，面對這一異常，運行員沒有進一步查找原因，而是在主保護拒動的情況下直接并網(wǎng)運行，給機組的安全運行帶來極大隱患（當晚停機檢查后發(fā)現(xiàn)磁力斷路油門卡澀）。說明，運行人員以及相關(guān)的管理人員執(zhí)行反措不嚴，事故預(yù)案執(zhí)行不力，事故處理能力

9、差。（二）#2循環(huán)水泵跳閘的原因至今未能查清楚，給日后運行帶來隱患。（三）循環(huán)水泵出口門關(guān)閉速度太慢，大量失水造成低真空保護動作，該出口門或執(zhí)行器選型錯誤，該閥應(yīng)保證較快速的關(guān)閉并能有效防止水錘。四、防范措施(一)加強反措、運行規(guī)程的學(xué)習。(二)更換循環(huán)水泵出口門為蝶閥，并做好防水錘工作。扎蘭屯熱電廠-#5機組低真空保護動作跳閘一、非停經(jīng)過2008年5月11日8：33，準備利用供熱管道，使#4、#5機循環(huán)水出口連通，#4、#5機循環(huán)泵并列運行。準備向連通管內(nèi)注水，為#4、#5機循環(huán)泵并列運行做準備。8：35，關(guān)閉熱網(wǎng)供、回水總門，8：36，關(guān)閉熱網(wǎng)回水至熱網(wǎng)泵入口聯(lián)箱，8：38，微開熱網(wǎng)回水至

10、#4機凝汽器入口門,發(fā)現(xiàn)熱網(wǎng)回水總門不嚴漏流較大，開啟沖洗后關(guān)閉，漏流聲減小，然后到老廠手動關(guān)閉熱網(wǎng)回水總門。9：47，#5機#1循環(huán)泵電流181A，出口壓力0.12MPa，負荷10760KW，主汽流量54.23T/H，主汽壓力3.49MPa，主汽溫度436。9：48，#5機#1循環(huán)水泵電流在181A113A、泵出口壓力0.12MPa0.07MPa開始擺動。9：48，#5機真空由0.081KPa開始下降，9：49，降至0.062KPa，當時機組負荷9558KW，09:49,低真空保護動作，主汽門關(guān)閉，跳發(fā)電機7605油開關(guān)。9：50，恢復(fù)汽輪機轉(zhuǎn)速至額定轉(zhuǎn)速，檢查恢復(fù)后#5發(fā)電機于9：54與系

11、統(tǒng)并列。9：55，#2循環(huán)泵聯(lián)動運行，9:56,真空由0.091KPa驟減至0.062KPa,（當時機組負荷加至6186KW時，#1循環(huán)泵電流119A，#2循環(huán)泵電流112A，）9:56,機組低真空保護再次動作，主汽門關(guān)閉，跳發(fā)電機油開關(guān)。向水塔補水后，10:06,#5發(fā)電機與系統(tǒng)并列。二、原因分析（一）熱網(wǎng)回水總門不嚴，循環(huán)水流到熱網(wǎng)管道內(nèi)，使冷卻水塔水位降低，是#5發(fā)電機跳閘的主要原因。（二）機組跳閘后，在原因不清的情況下，急于啟機，造成第二次停機，說明在運行管理上存在問題。（三）對于重大的技術(shù)操作沒有制定技術(shù)方案，事故預(yù)想不到位，操作隨意性大。（四）按照規(guī)定，熱網(wǎng)停運后，應(yīng)進行濕法防腐，

12、管道內(nèi)應(yīng)充滿水，但實際上卻仍能大量進水，說明熱網(wǎng)防腐工作沒有有效進行。三、暴露問題（一）運行管理落不到實處，重大操作沒有預(yù)案、沒有領(lǐng)導(dǎo)現(xiàn)場指揮、各級人員分工不明確、責任不落實、沒有進行操作前的設(shè)備狀態(tài)檢查確認，發(fā)生異常后沒有查明原因就重新啟動機組，易造成重大設(shè)備損壞事故。（二）熱網(wǎng)回水總門不嚴，說明在設(shè)備管理存在漏洞。（三）已經(jīng)完成了濕法防腐工作，但實際上完全達不到要求，說明熱網(wǎng)系統(tǒng)濕法防腐流于形式，沒有真正落實。四、防范措施（一）組織人員學(xué)習運行規(guī)程、反措、事故預(yù)案。（二）按公司關(guān)于運行管理的相關(guān)文件，抓好運行管理，落實各級人員的職責，做好運行管理的各項工作。（三）高度重視熱網(wǎng)系統(tǒng)的防腐工作

13、，對于無法實施濕法防腐的系統(tǒng)要分析原因，尋找對策。東海拉爾電廠-#4機組因#4調(diào)速汽門關(guān)閉跳閘一、非停經(jīng)過 2008年6月28日20：00，#4機負荷由32.9MW突然甩至“0”，高壓油動機關(guān)閉，調(diào)速汽門關(guān)閉。20：06，#4機解列停機。二、原因分析經(jīng)檢查，#4機高壓油動機伺服閥電源接線松動虛接。三、暴露問題設(shè)備管理工作上存在漏洞，防非停措施落實不到位、檢修人員責任心差。四、防范措施加強設(shè)備的日常檢查、維護工作，充分利用機組迎峰避谷機會，對可能造成機組非計劃停運的設(shè)備系統(tǒng)和重要回路進行認真檢查。東海拉爾發(fā)電廠-#3汽輪機因#5軸瓦軸向振動大停機一、非停經(jīng)過東海拉爾發(fā)電廠#3機組自C修做高速動平

14、衡后，#5軸瓦軸向振動為0.053mm， 2008年8月27日開始，#5軸瓦軸向振動逐漸增大到0.11mm， 2008年10月4日3：31，#5軸瓦軸向振動增大到0.178mm ，8：27，軸向振動增大到0.255mm，11：30，申請停機。經(jīng)檢查瓦座與臺板接觸面有積油，進行了全面清理。10月5日5：00分，啟動#3機組，轉(zhuǎn)速升到3000r/min時測#5瓦振動最大值0.029mm ，18：29，機組負荷47.5MW，#5瓦振動垂直0.024mm，水平0.025mm，軸向0.043mm。二、原因分析（一）#5軸承座與臺板之間的絕緣墊過多（5層），造成即使在各個連接螺絲都擰緊的情況下，仍不能達到

15、要求的連接剛度。（二）軸承座臺板及墊片內(nèi)存油，在臺板上和絕緣墊內(nèi)積油，一方面造成基礎(chǔ)剛性下降，另一方面由于汽輪機油浸入二次灌漿，使其強度顯著降低，在振動作用下使二次灌漿松裂，二次灌漿與臺板分離，使振動進一步增大。 三、暴露問題（一）未嚴格執(zhí)行檢修工藝標準，軸承座與臺板之間墊片過多是當前各單位普遍存在的問題，容易造成基礎(chǔ)剛性下降等問題，有關(guān)單位要引起高度重視。（二）設(shè)備維護不到位，在油檔不甩油的情況下，臺板墊片積油，說明檢修和維護工作不到位。四、防范措施（一）嚴格按照工藝要求進行軸承座檢修，控制軸承座與臺板之間的墊片數(shù)量及質(zhì)量。（二）加強檢修和運行管理，嚴格控制軸承漏油，對于出現(xiàn)滲油的的機組要采

16、取有效措施防止油浸入軸承座。伊敏發(fā)電廠-#2機因#2主汽門門桿泄汽至除氧器管道泄漏停運一、非停經(jīng)過2008年10月21日21：35，伊敏發(fā)電廠#2機在啟動后因#2主汽門門桿泄汽至除氧器管道泄漏，機組停運處理，10月22日0：55，#2機組與系統(tǒng)并列。二、原因分析#門桿泄汽管道在每次汽門解體檢修時都會割開，恢復(fù)時焊接質(zhì)量差導(dǎo)致泄漏。三、暴露問題檢修人員對門桿泄汽管道重視不夠，造成修后即泄漏。四、防范措施（一）加強檢修質(zhì)量管理。（二）保證焊口間距離在熱影響區(qū)之外，否則應(yīng)該考慮更換該管段。第二篇 鍋爐側(cè)原因東海拉爾發(fā)電廠-#3機組因鍋爐水冷壁泄漏停機一、非停經(jīng)過2007年10月9日1：45分，東海拉

17、爾發(fā)電廠#3爐前墻密相區(qū)上部左角一根水冷壁管因磨損減薄破裂機組停運。二、原因分析（一）鍋爐沿水冷壁流下的固體物料與爐內(nèi)向上運動的固體物料運動方向相反，在角部產(chǎn)生渦旋流對水冷壁管產(chǎn)生沖刷，減薄到一定程度導(dǎo)致爆管。（二）在爐膛密相區(qū)域向下流動的固體物料濃度比較高，加重了管排的磨損。三、暴露問題（一）在爐膛密相區(qū)管排的磨損已在防護瓦上部延伸發(fā)展。（二）引風機改造后，爐負荷可達到額定工況下運行，密相區(qū)固體物料濃度高，水冷壁的磨損部位有變化。（三）在現(xiàn)有的條件下，對爐膛密相區(qū)管壁的磨損情況估計不足。四、防范措施（一）對爐膛密相區(qū)域的管排四角易磨損部位加扣防護瓦。（二）爐膛密相區(qū)管排磨損嚴重，停爐期間需對

18、密相區(qū)管排進行檢查監(jiān)測或進一步采用噴涂耐磨材料。（三）采用耐溫耐磨澆注料進行防磨。東海拉爾發(fā)電廠-#3機組因鍋爐水冷壁泄漏停機一、非停經(jīng)過2008年1月3日23：10，東海拉爾發(fā)電廠#3機組因鍋爐水冷壁泄漏停機。二、原因分析（一）沿水冷壁面下流的固體物料與爐內(nèi)向上運動的固體物料運動方向相反，從而在密相區(qū)角部產(chǎn)生渦旋流對防磨瓦產(chǎn)生強烈沖刷，將其磨透，導(dǎo)致固體物料直接沖刷水冷壁管造成泄漏。（二）水冷壁加裝防護瓦后，固體物料流向發(fā)生改變，在防護瓦側(cè)邊形成小渦旋流，加速了防護瓦的磨損。三、暴露問題（一）上次對鍋爐水冷壁的檢查、加裝防護瓦在10月9日，至本次停爐運行時間不足3個月，說明鍋爐密相區(qū)四角渦旋

19、流對防護瓦和水冷壁產(chǎn)生的沖刷非常強烈。（二）鍋爐密相區(qū)四角加裝的防護瓦磨損較快，此種防護方式不能滿足長時間運行的要求，較短的時間就被磨穿。（三）此種加裝防護瓦的方式，在局部改變了固體物料流向，造成磨損加劇。（四）水冷壁上噴涂的耐磨涂料因長時間運行已經(jīng)基本被磨掉。四、防范措施（一）改變現(xiàn)有的防護方式，將3爐密相區(qū)四角防護瓦拆下，使用澆筑料對水冷壁進行澆筑，加強對水冷壁的防護。（二）定期進行檢查，做好對爐膛內(nèi)水冷壁管沖刷情況的檢查檢測。（三）對水冷壁管的耐磨涂料重新進行噴涂。匯流河發(fā)電廠-#4機組因鍋爐水冷壁泄漏停機一、非停經(jīng)過2008年1月17日17：15，匯流河發(fā)電廠#4機組因鍋爐水冷壁泄漏停

20、機。二、原因分析爆斷管管材長期運行，局部磨損減薄且材料本身存在原始裂紋，管子強度被嚴重削弱，在高溫運行過程中缺陷部位產(chǎn)生應(yīng)力集中，致使裂紋擴展、缺陷擴大而導(dǎo)致爆管。三、暴露問題 #4爐二級過熱器磨損嚴重，已解除16根，本身已存在缺陷，但各級人員沒有足夠的重視。四、防范措施 加強鍋爐防磨防爆管理，利用停機機會及時鍋爐四管磨損情況。匯流河發(fā)電廠-#4機組由于汽包水位計熱補償管管座有裂紋泄漏導(dǎo)致停機一、非停經(jīng)過2008年2月18日15：10，匯流河發(fā)電廠#4機組由于汽包水位計熱補償管管座有裂紋泄漏導(dǎo)致停機。二、原因分析 汽包平衡容器熱補償門管管座有裂紋為制造缺陷，在管座與表管連接變徑段車削過薄，致使

21、應(yīng)力集中，產(chǎn)生裂紋。三、暴露問題在檢修過程中沒有發(fā)現(xiàn)此缺陷，暴露出技術(shù)監(jiān)督管理存在漏洞。四、防范措施利用檢修機會對所有管座進行檢查，消除隱患。伊敏發(fā)電廠-#3機組因#3爐后屏再熱器泄漏停機一、非停經(jīng)過2008年7月13日17：50， #3爐后屏再熱器運行中發(fā)現(xiàn)有漏點，經(jīng)申請中調(diào)同意，機組于21：42分停機臨檢。二、原因分析由于#3爐后屏再熱器三根管和冷卻間隔管材材質(zhì)不同, 膨脹系數(shù)不同, 導(dǎo)致后屏再熱器管道錯位,致使后屏再熱器第二根管與冷卻間隔管之間的固定板撕開脫落,產(chǎn)生漏點,并吹損將冷卻間隔管和后屏再熱器第一根、第三根管。三、暴露問題（一）哈爾濱鍋爐廠設(shè)計時再熱汽管屏間材質(zhì)不一樣，第一根管材

22、和第二根管材分別采用SA-213TP304H和12Cr1MoV，哈鍋設(shè)計時沒有考慮二種材質(zhì)膨脹系數(shù)不一樣，造成管材膨脹受阻撕裂爆管。（二）機組檢修時沒有分析固定管卡脫口原因，只是人為恢復(fù)了卡口。（三）停機時沒有對變形固定管卡所對應(yīng)管材進行應(yīng)力分析，造成管材應(yīng)力損壞爆管。四、防范措施（一）對爆管的管道進行了更換，修復(fù)了損壞的固定管卡。（二）機組檢修時變換固定管卡的位置，由原來布置在二根管材的固定管卡改為在同一根管道上（已完成），保證了膨脹均勻，避免由于應(yīng)力損壞管道。（三）定期對固定管卡進行檢查，及時處理各種缺陷，保證機組穩(wěn)定運行。伊敏發(fā)電廠-#1機組因內(nèi)水冷壁漏泄停機一、非停經(jīng)過2008年8月1

23、9日19：38，伊敏發(fā)電廠#1機組因#1爐內(nèi)隔墻乙前水冷壁漏泄，機組停運。二、原因分析內(nèi)隔墻乙前水冷壁第25根管在距頂棚2米左右耆片根部出現(xiàn)橫向斷裂，第29根管在距頂棚3.5米左右出現(xiàn)縱向爆開，吹損第19、20、21、22、24、25、26、27、28、30、31管，此管是機組原管材，經(jīng)西安熱工院進行分析后認為管材爆管為長期超溫造成的，25、29根管泄漏后將其它管材吹損泄漏。三、暴露問題（一）機組運行時由于沒有溫度監(jiān)視，造成此處管材長期超溫，管材由于超溫變形造成爆管。（二）機組檢修時對受熱面管材普查不到位，造成管材超溫變形未能及時發(fā)現(xiàn)，機組長時間運行時超過管材極限強度而發(fā)生爆管。（三）運行調(diào)節(jié)

24、監(jiān)視不到位造成管材超溫。機組長期運行時應(yīng)及時吹灰，增強水冷壁吸熱，降低鍋爐火焰中心，防止內(nèi)隔墻超溫。四、防范措施（一）對所有管材進行更換，更換管材進行嚴格檢驗。（二）運行加強燃燒調(diào)整，控制爐膛出口溫度，保證受熱面不超溫。（三）及時進行爐膛吹灰，保證水冷壁吸熱正常，降低爐膛出口溫度。（四）檢修時進行受熱面普查，對異常管道進行分析處理，及時更換變形超標管道，保證管道強度滿足要求。第三篇 電氣側(cè)原因扎蘭屯熱電廠-#4發(fā)電機失磁保護動作跳閘一、非停經(jīng)過2007年9月25日 ，4機、5機、6爐和7運行。2007年9月25日9：06， ECS上顯示5發(fā)電機無功由2.065Mvar突增至8.95Mvar，然

25、后擺動，4發(fā)電機無功始終顯示為4.1 Mvar ，5發(fā)電機有功約 9 MW，4發(fā)電機有功8MW，兩臺機組有功變動不大。運行人員調(diào)整4機無功無變化，調(diào)整5機組無功有擺動。9：16，4發(fā)電機跳閘。檢查設(shè)備未見異常，請示調(diào)度同意，#4機組重新并網(wǎng)。事件發(fā)生后，公司安生部派出專業(yè)技術(shù)人員對扎蘭屯熱電廠#4發(fā)電機保護、控制、信號二次接線進行了檢查、傳動，發(fā)現(xiàn)#4發(fā)電機勵磁調(diào)節(jié)器電源變壓器二次繞組斷線。并通過查看#4發(fā)電機、#5發(fā)電機、系統(tǒng)無功、電壓歷史曲線發(fā)現(xiàn)#4發(fā)電機當時已進相運行，最大吸收無功11Mvar,電壓降低20%。二、原因分析 由于#4發(fā)電機勵磁調(diào)節(jié)器電源變壓器二次繞組斷線，使勵磁調(diào)節(jié)器退出

26、工作，#4發(fā)電機進相運行，失磁保護動作，#4發(fā)電機跳閘。三、暴露問題（一）二次圖紙與現(xiàn)場實際接線不一致，滅磁開關(guān)聯(lián)跳發(fā)電機主油開關(guān)未接線。（二）未經(jīng)相關(guān)部門批準，擅自將主設(shè)備保護動作信號解除，沒有嚴格執(zhí)行繼電保護和安全自動裝置維護檢查、傳動試驗制度。（三）檢修人和運行人員分析、處理事故的能力薄弱。四、防范措施（一）應(yīng)按規(guī)程規(guī)定加強勵磁調(diào)節(jié)器電源的檢查維護，發(fā)現(xiàn)問題及時處理。（二）加強技術(shù)管理，利用機組停運時機，按照圖紙對主設(shè)備二次接線、開關(guān)等進行檢查，防止接線松動、接觸不良或漏接線、錯誤接線。（三）嚴格執(zhí)行保護、信號投退制度，嚴禁隨意將保護動作信號解除。嚴格執(zhí)行保護和自動裝置維護檢查、傳動試驗

27、制度，確保完好。（四）加強運行、檢修人員的技術(shù)培訓(xùn)，提高運行人員處理事故能力，提高檢修人員檢修維護技能以及專業(yè)人員分析事故的能力。滿洲里熱電廠-#2發(fā)電機出口組合導(dǎo)線接地停機一、非停經(jīng)過2007年10月6 日10：19，滿洲里熱電廠1、#2機，2、3爐運行，有功負荷16MW。10月6 日10：19，主控室發(fā)出告警信號：2、#3電抗器C相接地和2發(fā)電機保護裝置發(fā)出3Uo接地信號，同時ECS畫面2發(fā)電機Uc電壓降低。10：22，2、#3電抗器退出運行，6KV、段倒為備用變壓器上運行，2、#3電抗器C相接地信號消失。電氣檢修人員及時到現(xiàn)場對系統(tǒng)進行檢查，2發(fā)電機3Uo接地信號未消失，經(jīng)檢查2發(fā)電機3

28、Uo接地信號端子電壓為50V，檢查2發(fā)電機PT電壓，發(fā)現(xiàn)發(fā)電機PT C相電源對地電壓均為零，線電壓為100V，檢查2發(fā)電機PT一次保險未發(fā)現(xiàn)熔斷現(xiàn)象，在運行人員檢查過程中發(fā)現(xiàn)2發(fā)電機出線瓷瓶上掛有細鐵線，11：10，在做好安全措施情況下取下細鐵線，2發(fā)電機PT電壓恢復(fù)正常，同時2發(fā)電機保護裝置3Uo接地信號仍未消除，ECS畫面顯示2發(fā)電機三相電壓波動較大，11：12，2發(fā)電機Ub Uc兩相電壓波動，同時頻率也開始在47Hz到50.4Hz之間變化，裝置發(fā)出測頻異常信號，機組轉(zhuǎn)速、振動、聲音均正常。12：08，將2發(fā)電機解列停機，進行全面檢查。檢查2發(fā)電機PT保險均未熔斷，清掃母線橋、PT小間絕緣

29、子和PT，未發(fā)現(xiàn)有放電跡象，測試2發(fā)電機定子絕緣和2、#3電抗器絕緣均合格。10月6 日14：35，2發(fā)電機并網(wǎng)，3Uo接地信號和測頻異常信號沒再發(fā)出，檢查3Uo接地信號端子，電壓正常。 二原因分析（一）汽機間上部有一路汽機熱網(wǎng)母管，在進行保溫時留下部分垃圾，造成細鐵線掉在#2發(fā)電機出線組合導(dǎo)線瓷瓶上并造成接地。（二）接地消除后2發(fā)電機發(fā)生鐵磁諧振。三、暴露問題（一）基建文明施工管理不嚴不細，廠房上部施工垃圾物清理不及時，對運行機組構(gòu)成嚴重威脅。（二）生產(chǎn)部門及管理人員針對發(fā)生發(fā)電機電磁諧振故障處理經(jīng)驗不足，相關(guān)預(yù)防及應(yīng)對措施準備不充分。（三）生產(chǎn)管理人員、運行人員巡回檢查不到位，安全意識差。

30、（四）責任單位對運行時鐘管理不到位，事故時間與實際對不上，造成事故分析困難。四、防范措施（一）徹底清除各層屋面上部雜物，加強各級人員安全培訓(xùn)，提高員工安全意識，增強工作責任心。（二）做好處理發(fā)電機鐵磁諧振故障相關(guān)措施和備品材料。（三）提高電氣人員處理發(fā)電機鐵磁諧振能力，加強技術(shù)培訓(xùn)。（四）將全廠運行時間統(tǒng)一校準。靈泉電廠-#3機組因鍋爐送風機電機燒損停機一、非停經(jīng)過2007年10月8日，靈泉電廠#3鍋爐正常運行。2007年10月8日7：00，鍋爐零米運行值班員巡檢時發(fā)現(xiàn)#3爐送風機電動機冒煙，立即按電動機事故按鈕，停止電動機運行。電動機解體后，發(fā)現(xiàn)線棒端部有兩處對固定環(huán)放電。二、原因分析 由于

31、電動機為1991年投入運行，運行時間較長，同時由于電網(wǎng)運行方式原因，機組迎峰避谷，電動機啟動頻繁，使電動機絕緣老化嚴重。三、暴露問題（一）電動機投運時間長，絕緣老化。（二）電動機日常管理維護不到位。（三）重要備用設(shè)備沒有達到備用條件。四、防范措施（一）加強電動機的維護管理，確保重要設(shè)備完好。（二）在全廠電動機投運時間較長和啟動頻繁的情況下，應(yīng)縮短電動機維護和試驗周期。（三）加強備品備件的管理，尤其要保證重要備用設(shè)備完好。扎蘭屯熱電廠-4發(fā)電機因出口刀閘短路跳閘一、非停經(jīng)過2007年10月9日，扎蘭屯熱電廠#4機、#5機、#6爐、#8爐運行。10月9日23：48，運行中的#4主變、#4發(fā)電機跳閘

32、，#4汽輪機自動主汽門關(guān)閉，高備變、低備變自投成功，#2、#3電抗器7665、7666開關(guān)跳閘，控制室發(fā)來“#4主變差動保護動作”和“#4發(fā)電機接地”光字牌。檢查發(fā)現(xiàn)#4主變差動保護動作、#4發(fā)電機接地保護發(fā)信號、#4發(fā)電機7604-6刀閘三相動、靜觸頭有不同程度的電弧燒痕、7604-6刀閘A、B相銷釘螺栓燒熔。10月10日6：48，7604-6刀閘處理完畢，#4機組與系統(tǒng)并列。二、原因分析 #4發(fā)電機7604-6刀閘A相由于松動，造成動、靜結(jié)合面接觸電阻增大并出現(xiàn)過熱，最終引發(fā)相間弧光短路，使#4主變差動保護動作。三、暴露問題（一）運行管理松懈，責任心差，巡視檢查不到位。（二）檢修管理不到位

33、，檢修責任制沒有得到落實。（三）檢修人員在定期維護和檢修時沒有對設(shè)備進行認真檢查，隱患發(fā)現(xiàn)和處理不及時，致使7604-6刀閘長時間處于超溫狀態(tài)，最終造成事故擴大。四、防范措施（一）在#4、#5發(fā)電機出口小間增設(shè)測溫平臺，對重點電氣設(shè)備進行紅外線測溫。（二）加強運行管理，采取科學(xué)有效的運行監(jiān)管措施，促進運行人員設(shè)備巡視檢查、操作調(diào)整等責任的落實。（三）加強檢修管理，落實檢修人員日常維護、定期檢查和設(shè)備檢修責任，確保修后設(shè)備完好。（四）落實各級安全檢查責任，形成安全管理由計劃、布置、檢查、總結(jié)到考核的閉環(huán)高效管理模式。（五）開展設(shè)備系統(tǒng)安全隱患排查活動，查找消除各類缺陷和隱患，防止類似事件再次發(fā)生

34、。靈泉電廠-#4機組因發(fā)電機轉(zhuǎn)子匝間短路停機一、非停經(jīng)過2007年11月25日，靈泉電廠#4機五瓦振動值增大：當負荷為11MW時，垂直60m，水平71m，軸向60m，經(jīng)一周的觀察發(fā)現(xiàn)振動值不斷增長，最大發(fā)展為：當負荷為23MW時，垂直84m，水平131m，軸向104m；當負荷為15MW時，垂直86m，水平154m，軸向62m 。12月14日至17日，靈泉電廠聯(lián)系武漢汽輪機廠專業(yè)人員利用機組避谷機會對#4機找動平衡，經(jīng)多次動平衡試驗后，僅將水平、垂直振動降到35m以內(nèi)，但軸向振動增加到140m。12月18日公司生產(chǎn)部會同靈泉電廠，對振動情況、發(fā)電機轉(zhuǎn)子試驗數(shù)據(jù)進行了研究分析，發(fā)現(xiàn)振幅與勵磁電流成

35、線性關(guān)系變化，對比11月25日前后在發(fā)電機有功、電壓相同工況點勵磁電流增加15-20A，由此初步判斷振動原因是發(fā)電機轉(zhuǎn)子匝間短路引起。19日15時將#4發(fā)電機轉(zhuǎn)子抽出，扒護環(huán)檢查發(fā)現(xiàn)：發(fā)電機轉(zhuǎn)子汽側(cè)、勵側(cè)端部線棒絕緣均有破損(部分扁銅線已裸露)，尤其上三層線棒匝間絕緣破損較為嚴重，兩側(cè)線棒一、二層間有多處短路點，轉(zhuǎn)子端部線圈部分變形。二、原因分析發(fā)電機運行時間較長(1985年投產(chǎn)至今)，絕緣老化；發(fā)電機長期承擔電網(wǎng)調(diào)峰任務(wù)，機組啟停頻繁，發(fā)電機轉(zhuǎn)子線圈在交變熱應(yīng)力和電動力的作用下，加劇了轉(zhuǎn)子線圈匝間絕緣磨損和線圈的變形。三、暴露問題（一）#4機五瓦振動情況匯報不準確，造成振動原因判斷不清楚。（

36、二）沒有執(zhí)行防止電力生產(chǎn)重大事故的二十五項重點要求中防止轉(zhuǎn)子匝間短路的措施： 調(diào)峰運行的發(fā)電機，應(yīng)在停機過程和大修中分別進行動態(tài)、靜態(tài)匝間短路試驗，有條件的可加裝轉(zhuǎn)子繞組動態(tài)匝間短路在線監(jiān)測裝置，以便及早發(fā)現(xiàn)異常。靈泉電廠#3、#4機組經(jīng)常迎峰避谷，沒有定期對發(fā)電機轉(zhuǎn)子進行動態(tài)試驗。（三）主設(shè)備歷史試驗數(shù)據(jù)的保存管理不到位，試驗數(shù)據(jù)的記錄沒有可追溯性。四、防范措施（一）所屬各電廠(尤其是機組運行時間較長的電廠)要利用機組調(diào)峰停運的機會，進行發(fā)電機轉(zhuǎn)子靜態(tài)交流阻抗和不同轉(zhuǎn)速下的交流阻抗試驗，測量絕緣電阻、直流電阻，并與歷史試驗數(shù)據(jù)進行比較。（二）所屬各電廠利用機組檢修時間，對發(fā)電機轉(zhuǎn)子進行試驗，

37、必要時利用單開口變壓器法、波形探測法對轉(zhuǎn)子進行試驗，并對試驗數(shù)據(jù)進行認真的分析。（三）加強運行管理，高度重視運行分析工作，對機組運行參數(shù)的變化，要及時進行分析，查找原因。（四）加強對主設(shè)備歷史試驗數(shù)據(jù)的保存管理，試驗數(shù)據(jù)的記錄要有可追溯性。（五）各單位要以此為戒，舉一反三，充分認識到技術(shù)監(jiān)督工作對安全生產(chǎn)的支持作用，全面加強技術(shù)監(jiān)督工作，尤其是金屬、化學(xué)、絕緣的監(jiān)督工作，對于自身無法完成的技術(shù)監(jiān)督項目要依托電科院的技術(shù)手段。海拉爾熱電廠-#1發(fā)電機過流保護動作跳閘一、非停經(jīng)過2008年4月18日5：15，海拉爾熱電廠#1發(fā)電機過流保護動作跳閘。二、原因分析因#1爐甲磨煤機電機發(fā)生單相接地故障后

38、，產(chǎn)生鐵磁諧振，造成#1發(fā)電機測量PT三相一次保險熔斷，電壓接點閉合，使復(fù)合電壓過流保護失去電壓閉鎖。備用電源3651開關(guān)合閘時，由于6KVI段存在單相接地，使非故障相對地電壓升高1.732倍，與備用電源的正常電壓進行合環(huán)，產(chǎn)生很大的環(huán)流，加上發(fā)電機原有負荷電流，使#1發(fā)電機復(fù)合電壓過流保護動作，主油開關(guān)、滅磁開關(guān)、廠用分支開關(guān)跳閘。三、暴露問題（一）運行人員事故處理能力差，在“#1發(fā)電機強勵回路斷線”、“定子接地”、“發(fā)電機PT斷線”光字牌發(fā)出后，未及時對#1發(fā)電機PT保險進行檢查更換，造成#1發(fā)電機有功、無功功率失去監(jiān)視。（二）#1發(fā)電機有功、無功功率失去監(jiān)視后，電氣運行人員在不了解發(fā)電機

39、運行工況的情況下，盲目加負荷，造成#1發(fā)電機過負荷。（三）#1發(fā)電機過流保護動作后，運行人員不能提供當時發(fā)電機的準確運行參數(shù)，給分析原因造成很大困難。（四）“6KV I段接地”、 “6KV 配電裝置故障”信號失靈，無法準確判斷故障點位置。（五）運行人員在甲磨煤機電機跳閘后，沒有立即啟動備用磨煤機，而是強啟故障磨煤機，造成故障擴大。四、防范措施（一）加強運行人員的培訓(xùn)，提高運行人員處理事故的能力。（二）加強電氣系統(tǒng)事故、預(yù)報信號的維護檢查，確保事故、預(yù)報信號完好。（三）對運行時間較長的電氣設(shè)備要加強檢查試驗，必要時縮短試驗周期。（四）發(fā)生設(shè)備異?；蚴鹿屎?，應(yīng)嚴格按照運行規(guī)程操作，同時應(yīng)迅速查明事

40、故原因。東海拉爾發(fā)電廠-#3機組勵磁機掃膛停機一、非停經(jīng)過2008年5月24日5：04，東海拉爾發(fā)電廠#3發(fā)電機組運行中各瓦振動緩慢上升，運行人員到現(xiàn)場檢查，發(fā)現(xiàn)#3勵磁機有異音，#5瓦處有油滲出且冒煙.5月24日5：08，主控發(fā)出“#3發(fā)電機轉(zhuǎn)子回路一點接地”信號，#3發(fā)電機無功負荷由8Mvar降至-3Mvar，有功負荷急劇下降，運行人員緊急打閘停機。停機后檢查發(fā)現(xiàn)：#3機5瓦下瓦脫出，5瓦4條連接螺栓斷裂，瓦蓋與瓦座連接螺栓脫出，地腳螺栓松動；勵磁機靜子磁極有兩個脫落，其它六個磁極線圈全部損壞，轉(zhuǎn)子電樞繞組全部燒損，轉(zhuǎn)子鐵芯燒損、刮磨嚴重。二、原因分析 由于勵磁機靜子磁極的固定螺栓（M18

41、）有一個斷裂，靜子磁極松動，與轉(zhuǎn)子發(fā)生摩擦，造成勵磁機掃膛、損壞。三、暴露問題勵磁機制造廠家使用的磁極固定螺栓不合適，原設(shè)計為M20的螺栓，而實際使用的螺栓為M18，強度降低，最終導(dǎo)致該螺栓斷裂。四、防范措施（一）利用#4機組停運時機，檢查#4勵磁機靜子磁極的固定螺栓是否存在同樣的問題。（二）檢修時應(yīng)對勵磁機靜子磁極、聯(lián)軸器等與高速旋轉(zhuǎn)部件相關(guān)的固定、連接螺栓檢驗，檢驗合格后方可使用。伊敏發(fā)電廠-#3發(fā)電機漏氫停機一、非停經(jīng)過2008年8月11日9：30，3發(fā)電機在運行中突然發(fā)現(xiàn)漏氫嚴重，氫壓下降速度快4KPa/h，經(jīng)檢查內(nèi)冷水箱內(nèi)含氫量嚴重超標。8月11日12:54，#3機組停運。8月12日

42、對內(nèi)冷水系統(tǒng)查漏，發(fā)現(xiàn)#3發(fā)電機汽端出水管處波紋補償器泄漏嚴重，檢查發(fā)現(xiàn)波紋管與法蘭焊接處有一長約50mm的裂紋。將#4發(fā)電機膨脹節(jié)拆下安裝在#3發(fā)電機上。8月14日4：25， #3機組并網(wǎng)，16：00，發(fā)現(xiàn)#3發(fā)電機氫壓下降很快，檢查內(nèi)冷水箱內(nèi)含氫量嚴重超標。8月14日19：40， #3機組停運。8月15日對內(nèi)冷水系統(tǒng)查漏，發(fā)現(xiàn)#3發(fā)電機汽端出水管處波紋補償器泄漏嚴重，檢查發(fā)現(xiàn)波紋管與法蘭焊接處有一長約80mm的裂紋。二、原因分析內(nèi)冷水管波紋補償器存在質(zhì)量問題，一是原有的波紋補償器與哈電機廠提供的備件焊接工藝不同，焊接工藝不符合GB/T12777-1999要求；二是波紋補償器安裝尺寸偏差大，

43、最大張口偏差為16mm，使波紋補償器受力不均，在這兩個因素的同時作用下導(dǎo)致波紋補償器泄漏。三、暴露問題（一）哈爾濱電機廠采購波紋補償器時，對波紋補償器的產(chǎn)品質(zhì)量未認真驗收。（二）波紋補償器安裝法蘭錯口、張口工藝粗糙，造成波紋補償器安裝尺寸偏差大，最大張口偏差為16mm。四、防范措施（一）聯(lián)系哈電機廠提供合格的備件將#3機汽、勵兩端波紋補償器全部更換，安裝時認真調(diào)整間距使應(yīng)力作用在波紋補償器中間位置，保證密封及絕緣，防止運行中再次出現(xiàn)泄漏現(xiàn)象。#4發(fā)電機停機時全部更換波紋補償器。（二）認真與廠家核實波紋補償器安裝要求，#3、#4機組檢修時對安裝法蘭錯口、張口進行整改處理。（三）在發(fā)電機內(nèi)冷水出、

44、進管道上加裝壓力表，以便監(jiān)視壓力變化情況。（四）運行中對內(nèi)冷水管路及機殼振動進行測量，同時對內(nèi)冷水電導(dǎo)率及內(nèi)冷水箱內(nèi)含氫量等數(shù)據(jù)的監(jiān)測，并制定發(fā)電機內(nèi)冷水系統(tǒng)運行措施。（五）機組啟動前嚴格按發(fā)電機定子線棒反沖洗規(guī)定進行沖洗。防止發(fā)電機線棒發(fā)生銅沉積，威脅機組安全運行。東海拉爾發(fā)電廠-#3機組勵磁機轉(zhuǎn)子電樞繞組擊穿跳閘一、非停經(jīng)過2008年10月24日4：47，值長接到#3機班長電話通知“#3機轉(zhuǎn)速已到2500轉(zhuǎn)/分”，值長通知電氣班長進行并機操作，電氣運行人員檢查發(fā)電機、變壓器及有關(guān)回路的信號和控制直流電源已投入，4：49，在班長監(jiān)護下，操作人員合上#3發(fā)電機滅磁開關(guān)，檢查#3發(fā)電機定子電壓約

45、為600V，將#3發(fā)電機勵磁調(diào)節(jié)器電源由自勵切換到他勵進行升壓，此時#3發(fā)電機電壓突升至2.06KV，#3發(fā)電機過電壓保護動作、#3發(fā)電機滅磁開關(guān)跳閘、#3發(fā)電機2903開關(guān)跳閘（用#3主變高壓側(cè)開關(guān)并列），同時#3發(fā)電機一點接地報警信號來牌。解體檢查#3發(fā)電機勵磁機，發(fā)現(xiàn)勵磁機轉(zhuǎn)子電樞繞組燒損，對地絕緣為零。 二、原因分析 由于#3發(fā)電機勵磁調(diào)節(jié)器調(diào)節(jié)特性差，發(fā)電機在升壓過程中，勵磁機電壓突升，造成勵磁機轉(zhuǎn)子電樞繞組燒損。三、暴露問題（一）沒有嚴格執(zhí)行運行規(guī)程，在汽輪機轉(zhuǎn)速還未達到3000轉(zhuǎn)/分時，值長就發(fā)出并機操作命令。（二）運行管理不到位，對于發(fā)電機勵磁調(diào)節(jié)器的操作步驟沒有統(tǒng)一的標準。（

46、三）#3、#4發(fā)電機出口斷路器由于產(chǎn)品質(zhì)量原因，無法進行正常的發(fā)電機并列操作，目前發(fā)電機并列主要是用主變高壓側(cè)開關(guān)操作。四、防范措施（一）加強運行管理，嚴格執(zhí)行運行規(guī)程，對發(fā)電機勵磁調(diào)節(jié)器的操作步驟要進行統(tǒng)一、規(guī)范，并在運行規(guī)程中明確規(guī)定。（二）對#3、#4發(fā)電機的勵磁調(diào)節(jié)器、出口斷路器進行更換。第四篇 熱工側(cè)原因伊敏發(fā)電廠-#4機組因鍋爐全爐膛滅火保護動作跳閘一、非停經(jīng)過2008年3月29日4：11，伊敏發(fā)電廠#4機組因21HCU機柜電源箱底板故障，造成機柜控制器模塊故障，造成全爐膛滅火保護動作停機。二、原因分析#4機組#21HCU機柜電源箱底板故障（此電源箱控制#5、#6、#7、#8角火焰

47、檢測狀態(tài)），造成機柜控制器模塊故障。當電源自動恢復(fù)時，模塊初始化，#5、#6、#7、#8角火焰檢測狀態(tài)由“1”（有火）變?yōu)椤?”（無火），全爐膛滅火保護MFT動作（8取6）。三、暴露問題（一）熱工專業(yè)人員對新投機組專業(yè)技術(shù)知識掌握不夠，對于新投機組DCS控制邏輯研究、分析不夠，沒有發(fā)現(xiàn)隱患，人員的專業(yè)技術(shù)水平亟待提高。（二）DCS控制系統(tǒng)HCU控制柜電源設(shè)計不合理，存在安全隱患。（三）熱工專業(yè)日常維護還停留在表面上，對設(shè)備的掌握不全面、不深入。四、防范措施（一）對#4機組#21HCU機柜內(nèi)電源箱進行更換，對#3機組的機柜電源箱底板進行檢查。（二）加強檢修人員的專業(yè)技術(shù)培訓(xùn)（包括理論知識與實際操

48、作），尤其是加強新機組的專業(yè)技術(shù)培訓(xùn)，進一步提高檢修人員的專業(yè)技術(shù)水平和實際操作水平。伊敏發(fā)電廠-#4機組因汽機主控操作站故障跳閘一、非停經(jīng)過2008年4月25日15：56，熱工專業(yè)在處理#1、6操作員站離線故障過程中， #4機組#3、#4高調(diào)門運行中突然關(guān)閉。15：59，#4機組#1、#2高調(diào)門關(guān)閉，汽包水位低保護動作，鍋爐MFT，機組跳閘。二、原因分析熱工人員在處理#6操作員站離線故障，導(dǎo)入標簽數(shù)據(jù)庫，再次啟動#6操作員站時，因“汽機主控操作站”故障產(chǎn)生錯誤指令，造成汽機高調(diào)門突關(guān)，汽動給水泵出力降低，汽包水位急劇下降，導(dǎo)致鍋爐汽包水位低保護動作。三、暴露問題（一）二期機組DCS控制系統(tǒng)不

49、完善，#6操作員站數(shù)據(jù)源設(shè)置不合理，設(shè)備可靠性差。（二）熱工專業(yè)技術(shù)管理薄弱，防機組非停工作沒有落實到位。（三）專業(yè)技術(shù)培訓(xùn)工作滯后，不能夠滿足企業(yè)日益發(fā)展的需要。四、防范措施（一）認真研究操作員站經(jīng)常離線故障的原因，制定切實可行的解決方案。（二）進一步咨詢廠家，確認#6操作員站再次啟動時發(fā)生錯誤指令的原因，制定相應(yīng)的防范措施，杜絕類似事件再次發(fā)生。（三）加強專業(yè)人員的技術(shù)培訓(xùn)工作，努力提高專業(yè)技術(shù)人員尤其是重要生產(chǎn)崗位人員的技術(shù)水平，為機組安全穩(wěn)定運行奠定基礎(chǔ)。 扎蘭屯熱電廠-#5機因主汽門關(guān)閉行程開關(guān)故障跳閘一、非停經(jīng)過2008年10月2日7：45，扎蘭屯熱電廠#5機發(fā)出“自動主汽門關(guān)閉”

50、信號，#5發(fā)電機7605開關(guān)跳閘，#5發(fā)電機負荷降至零，值班人員檢查#5發(fā)電機各保護均正常，無保護動作，#5機轉(zhuǎn)速升至3170r/min，就地檢查自動主汽門未關(guān)閉，經(jīng)檢查為#5機自動主汽門行程開關(guān)故障，誤發(fā)主汽門關(guān)閉信號聯(lián)跳#5發(fā)電機7605開關(guān)，經(jīng)處理，#5機于8：47并網(wǎng)。二、原因分析自動主汽門關(guān)閉信號行程開關(guān)（型號為LX19K）由于彈簧支架損壞，使動、靜觸點閉合誤發(fā)“自動主汽門關(guān)閉”信號，聯(lián)跳發(fā)電機7605開關(guān)，汽輪發(fā)電機組與系統(tǒng)解列。三、暴露問題此次事件暴露出扎蘭屯熱電廠在設(shè)備管理工作上存在漏洞，防非停措施落實不到位，檢修人員責任心差。四、防范措施（一）認真吸取此次事故教訓(xùn)，對重要設(shè)備

51、應(yīng)定期檢查和校驗。（二）加強設(shè)備可靠性的管理，對所有設(shè)備進行分級管理，對重要設(shè)備定期進行檢修、維護。（三）進一步完善和落實各類事故預(yù)案，防止類似事件再次發(fā)生。（四）要求各單位檢查軸向位移保護裝置使用情況，尤其是變送器安裝在前箱接線盒的單位，要進行“使用溫度”測試，對于使用環(huán)境溫度超過40的要采取隔熱措施或利用機組停運機會重新選擇合適位置安裝變送器，避開前箱高溫區(qū)域。（五）利用機組停運機會對變送器進行溫度漂移試驗，對傳感器探頭進行溫度漂移試驗。根河熱電公司-5機組因軸向位移保護裝置誤動跳閘一、非停經(jīng)過10月24日11：45，#5機軸向位移發(fā)出報警信號，軸向位移保護動作（報警值：1.0mm、動作值

52、：1.2mm），軸向位移顯示值為2.0mm，汽機主汽門關(guān)閉。運行人員迅速旋緊主汽門手輪，對機組進行檢查確認正常后，退出軸向位移保護，11：47，開啟主汽門沖轉(zhuǎn)，主汽門的開度僅能維持機組負荷為3MW時的進汽量。11：55，#6機暖管，12：38，#6機組并入系統(tǒng)，12：41，#5汽輪機打閘解列。10月25日19：04，#5機與系統(tǒng)并列。二、原因分析對軸向位移變送器進行了溫漂試驗，發(fā)現(xiàn)050時，位移量變化為0.3mm，50-65時，位移量達到0.5mm。位移變送器存在老化現(xiàn)象，輸出不成線性。解體檢查主汽門 發(fā)現(xiàn)預(yù)起閥定位桿有毛刺，經(jīng)分析是主汽門瞬間關(guān)閉引起，經(jīng)對預(yù)起閥定位桿進行打磨后回裝。 三、暴

53、露問題（一）熱工保護裝置定期檢驗測試漏項，沒有及時發(fā)現(xiàn)保護裝置存在的隱患。（二）檢修維護管理工作不到位，檢修人員責任心差。（三）在未查清軸向位移保護動作原因的情況下，即重新啟動機組，極易造成重大設(shè)備損壞事故，安全管理存在漏洞，未能嚴格執(zhí)行反措要求。四、防范措施（一）加強機組重要熱工儀表、元件的定期校驗，進一步完善試驗手段、方法，確保熱工保護和裝置安全可靠。（二）落實責任，認真排查可能造成機組非計劃停運事件的各類隱患，制定措施，努力減少因管理、監(jiān)督和日常檢查維護不到位造成的機組非停。（三）為防止事故擴大，在故障原因未徹底查清之前嚴禁將主保護和安全裝置解除，嚴禁盲目和隨意啟動故障設(shè)備，堅決杜絕違章

54、指揮。 第五篇 人為原因伊敏發(fā)電廠-#4機組因鍋爐全爐膛滅火保護動作跳閘一、非停經(jīng)過2008年2月26日2：26，因4A引風機振動大，停風機檢修過程中對入口導(dǎo)葉進行傳動，4B引風機入口導(dǎo)葉投入自動，在開啟4A引風機入口導(dǎo)葉過程中，4B引風機入口導(dǎo)葉聯(lián)關(guān)，導(dǎo)致鍋爐正壓，鍋爐全爐膛滅火保護動作機組跳閘。二、原因分析傳動4A引風機入口靜葉時安全措施不到位，沒有將鍋爐爐膛負壓自動調(diào)節(jié)解除。三、暴露問題（一）日常培訓(xùn)不到位，造成部分運行人員對新投運機組的專業(yè)技術(shù)知識掌握不夠。（二）日常安全管理存在漏洞，部分人員安全意識淡薄。四、防范措施（一）加強運行人員技術(shù)培訓(xùn)，尤其是新上崗人員、新機組人員的專業(yè)技術(shù)培

55、訓(xùn)，進一步提高運行人員的專業(yè)技術(shù)水平和實際操作水平，確保運行人員的安全技術(shù)素質(zhì)滿足安全生產(chǎn)需要。（二）嚴格執(zhí)行規(guī)章制度，強化日常安全管理，相關(guān)管理人員要加大規(guī)章制度執(zhí)行情況的監(jiān)督檢查和考核力度，確保規(guī)程、制度和規(guī)定執(zhí)行到位。東海拉爾發(fā)電廠-#3機組低真空保護動作跳閘一、非停經(jīng)過2008年10月1日17：00，東海拉爾發(fā)電廠#3機組負荷34MW左右（額定功率50MW），主汽壓力8.78MPa，主汽溫度510，真空值-0.087MPa。17：51，#3機凝汽器熱井水位超過最高報警水位（最高報警水位1.2m），真空降低至-0.063MPa，低真空保護動作（低真空保護動作值-0.063MPa），自動主

56、汽門關(guān)閉，機組跳閘。18：05，#3機組重新并網(wǎng)運行。二、原因分析由于監(jiān)盤人員疏忽，沒有及時調(diào)整水位，致使凝汽器熱井滿水，造成低真空保護動作，機組跳閘停運。三、暴露問題（一）運行人員水平低下，操作技能差，運行人員培訓(xùn)亟待加強。（二）該廠在運行管理上存在較大漏洞，在事故原因沒有查清時急于恢復(fù)機組運行，極易造成重大設(shè)備損壞事故。（三）現(xiàn)場出現(xiàn)故障時，生產(chǎn)指揮較為混亂，極易造成次生事故。（四）未能嚴格執(zhí)行反措要求，運行人員發(fā)現(xiàn)機組低真空后解除了低真空保護，但是沒有來得及，否則后果不堪設(shè)想；另外機組先解列后打閘停機，極易造成汽輪機飛車事故。四、防范措施（一）加強運行人員專業(yè)技術(shù)培訓(xùn)，提高人員技術(shù)水平。（二）加強運行管理，嚴格執(zhí)行規(guī)程反措規(guī)定和要求，嚴格執(zhí)行事故處理四不放過原則。東海拉爾發(fā)電廠#4機組跳閘事件一、非停經(jīng)過10月1日17：50，#4機負荷37MW（額定功率50MW），主汽壓力8.77MPa，主汽溫度512，真空值-0.090MPa。17：53（在#3機組跳閘兩分