中国大唐集团公司2015年二季度非停分析报告汇编

大唐集团公司2015年第二季度机组非停事件分析报告汇编安全生产部编制2015年07月02日目录一、2015年第二季度非停统计二、2015年第二季度非停简况三、2015年第二季度机组非停分析报告（一）大唐国际石柱发电厂1号机组非停事件（二）安徽公司田家庵电厂6号机组非停事件（三）陕西公司韩二发电厂4号机非停事件（四）甘肃公司景泰发电厂1号机非停事件（五）安徽公司淮北发电厂虎山1号机组非停事件（六）贵州公司野马寨发电厂2号机组非停事件（七）大唐国际新余发电厂2号机组非停事件（八）河北公司马头发电厂9号机组非停事件（九）河南公司林州热电1号机组非停事件（十）江苏公司苏州热电1号机组非停事件（十一）河北公司马头发电厂9号机组非停事件（十二）云南公司观音岩水电2号机非停事件（十三）河南公司首阳山发电厂3号机非停事件（十四）黑龙江公司七台河发电厂3号机组非停事件（十五）黑龙江公司双鸭山发电厂1号机组非停事件一、2015年第二季度非停统计二季度发生非停15台次，同比增加1台次。其中火电发生非停14台次(燃机1次)，水电发生非停1台次。按分子公司统计：国际、河北、安徽、河南和黑龙江各2台次；陕西、贵州、江苏、甘肃和云南各1台次。按基层企业统计：马头2台次；石柱、田家庵、韩二、景泰、淮北、野马寨、新余、林州、苏州、首阳山、双鸭山、七台河和观音岩各1台次。按专业统计：电气6台次、热工3台次、汽机2台次、锅炉4台次。表一：分子公司火电非停统计单位容量（MW）机组台数季度非停统计年度非停累计备注二季度上年同期本年度上年同期集团公司25114182836大唐国际35481.3862448湖南5840150115广西桂冠133030112山西5160150101江苏252061131安徽6650152245河南9745272547河北2870122122吉林4100140011龙江3750122020山东222550001贵州300071031陕西6825181111甘肃3695141020新疆60020101二、2015年第二季度非停简况 1.大唐国际石柱发电有限责任公司#1机组(35万千瓦)4月19日1:30，机组23万千瓦负荷运行中，B磨煤机排渣斗漏需停运处理。B磨煤机停电，将B磨煤机开关由工作位摇至试验位过程中，电源侧C相触头发生放电，6千伏A段母线过流保护动作，6千伏A段母线失压，接于母线上的汽动给水泵前置泵失电（机组只配置一台100%汽泵），给水泵跳闸，给水泵全停保护动作，锅炉MFT,机组跳闸。更换烧损的B磨煤机C相静触头后，6千伏母线恢复正常运行，7:43机组恢复并网运行。2.安徽公司田家庵发电有限责任公司#6机组（30万千瓦）4月21日17:14，机组23万千瓦负荷运行中，#1瓦轴振保护动作，机组跳闸。17:56机组恢复并网运行。跳机后现场判断振动保护误动。3.陕西公司韩城第二发电有限责任公司#4机组（60万千瓦）5月14日11:34，机组8:50由备用恢复并网运行，负荷升至21.4万千瓦时，给水流量由700吨/小时突降至0吨/小时，汽包水位低保护动作，锅炉MFT,因给水不能维持，打闸停机。4.甘肃公司景泰发电有限责任公司#1机组（66万千瓦）5月17日0:30，机组16日21:08由备用恢复并网运行，机组负荷升至34万千瓦后，1X轴振257um、1Y128um,2X、2Y轴振185um，轴振保护动作，机组跳闸。5.安徽公司淮北虎山发电有限责任公司#1机组（66万千瓦）5月20日18:15，18时15分33秒机组55万千瓦负荷运行中，DEH系统1DEH3主DPU故障切换至辅DPU，辅DPU接管不成功，DEH#2柜控制板卡状态错误报警。15分45秒板卡报警消失，在此时间段内，1DEH3的DPU与板卡通讯中断，此时1DEH3的DPU处于失控状态，由于阀门伺服阀机械零偏使阀门缓慢关闭，15分57秒负荷18.67MW，主汽门全关。15分59秒，负荷降至-6.6MW时，程序逆功率保护动作，机组跳闸。23:51机组恢复并网运行。6.贵州野马寨发电厂2号机组启动过程中，2015年5月23日09：46，负荷升至23MW时，锅炉汽包水位“高三值”，MFT动作，汽轮机跳闸，发电机“程跳逆功率”保护动作，发电机与系统解列。7.大唐国际新余发电有限责任公司#2机组（22万千瓦）5月29日9:37，机组17.4万千瓦负荷运行中，省煤器爆管，除氧器水位维持不住，打闸停机。8.河北公司马头发电有限责任公司#9机组（30万千瓦），5月29日22：17机组负荷24.8万千瓦，1号空预器电流由13A开始升高，至22：24，1号空预器辅助电机掉闸，主电机联启后再次掉闸，发1号空预器掉闸信号，RB动作正常。空预器掉闸后立即就地进行盘车,盘车不动。处理过程中排烟温度升高，5月30日0:39紧急停机。31日3:29机组恢复并网运行。9.河南公司林州热电有限责任公司#1机组（35万千瓦）6月2日8:43，机组31.4万千瓦负荷运行中，B引风机因变频器故障跳闸，RB动作。因机组4抽至除氧器抽汽逆止门关闭不严，RB动作过程中除氧器中的汽水返回至小机进汽管道，小机出力快速下降，给水流量低保护动作，锅炉MFT,机组跳闸。9:49机组恢复并网运行。10.江苏公司苏州热电有限责任公司#1机组（18万千瓦）6月4日3:24，机组15万千瓦负荷运行中，发电机负极导电螺钉突然断裂，断裂处拉弧烧熔，拉弧产生的高温、大电流造成转子负极导电螺钉本体绝缘、正负极导电杆间的绝缘材料损坏，转子正负极间短路，转子电流瞬间增大，达到灭磁开关脱扣电流值，灭磁开关跳开，联跳主开关，机组停运。11.河北公司马头发电有限责任公司#9机组（30万千瓦）6月5日5:14，机组满负荷运行中，因煤质变化，炉膛燃烧不稳，主汽压力波动，引起汽包水位大幅波动，给水自动切手动。因处置不及时，汽包水位快速下降，汽包水位低三值保护动作，锅炉MFT，处理过程中发电机逆功率保护动作，机组跳闸。5:44机组恢复并网运行。12.云南公司观音岩水电2号机2015年6月6日09:25:30，监控系统报#2发电机定子接地保护动作、#2发电机保护跳闸动作，#2发电机出口021断路器跳闸、灭磁开关跳闸。13.河南公司首阳山发电有限责任公司#3机组（30万千瓦）6月10日17:36，机组27万千瓦负荷运行中，励磁调节器外部跳闸继电器K02误动，造成励磁调节器出口开关Q02跳闸，失磁保护动作，机组跳闸。14.黑龙江公司七台河发电有限责任公司#3机组（60万千瓦）6月11日17:40，机组34万千瓦负荷运行中，主油箱至汽轮机前轴承箱套装油管的低压保安油供油管路发生断裂(位于前轴承箱底部)，低压保安油系统三个油压低开关动作，导致汽轮机所有进汽门关闭，发电机逆功率保护动作，机组跳闸。15.黑龙江公司双鸭山发电厂1号机组2015年06月16日，1号锅炉1号送风机跳闸，在处理过程中，炉膛负压越限，MFT主保护动作，机组于20时11分跳闸。运行人员对系统及参数检查无异常后，锅炉重新点火，汽轮机转数降至602r/min时，汽轮机挂闸重新冲动，当转数升至1494r/min时，3瓦X轴振大，手动打闸停机。三、2015年第二季度机组非停分析报告大唐国际石柱发电厂1号机组非停事件简要经过：2015年4月19日1时30分，石柱发电厂1号炉B磨煤机停电过程中，因1B磨煤机6kV电源开关C相动触头故障发生放电，6kV1A段母线过流保护动作，该母线的汽动给水泵前置泵停运，锅炉给水泵全停，锅炉MFT，机组跳闸。原因分析：1、1号炉B磨煤机开关由“热备用”转“检修”过程中，在将其小车开关由“工作”位摇至“试验”位时，因开关C相动静触头接触变形有粘连，在退试验位时发生放电，造成6kV1A段母线电量保护A1分支零序过流Ⅰ段动作，动作时间：2015.4.19.01:30:35:206，动作值：3.02A保护，该保护动作跳开6kVA段工作电源开关，闭锁A段快切装置。2、6kV1A段母线失电所带设备全部停运，其中包括1号机汽动给水泵前置泵；前置泵失电停运后，汽泵入口压力低，汽动给水泵停运，造成锅炉给水泵全停MFT，汽轮机跳闸，发电机解列。3、1号炉B磨煤机开关C相动静触头有粘连情况分析。该开关柜及开关动、静触头为河南平高电气股份有限公司生产，动静触头啮合度不高，产品加工工艺及质量不高，在使用过程中动、静触头啮合不到位曾4次发生动触头变形，经及时发现并进行更换。本次在开关由工作位摇至试验位过程中，动触头通过弹簧一直与静触头未分开，静触头挡板下落过程中与带电压指弹簧形成放电，将弹簧烧断，最外圈压装弹簧部分留在静触头绝缘套内，内圈压装弹簧部分悬挂在动触头上。如图所示：图1：开关C相动触头严重烧损且向一侧偏斜图2：静触头C相严重烧损图3：静触头挡板下端一处有放电后金属烧融痕迹图4：静触头环氧树脂绝缘套管内部留有烧损的动触头压装弹簧残件暴露问题：对6kV开关动触头易发生变形在安装验收把关不严，发现缺陷重视程度不够，未给予有效解决，日常点检不到位，未发现部分开关已发生变形及时处理，致使发生此次事件；运行人员经验不足,在6kV开关操作过程中未及时发现异常情况并督促消除设备安全隐患。防范措施：1、设备部认真吸取事件教训，对停备状态的2号机组所有6kV工作段、公用段进行全面检查，对处于试验位的1号机组6kV工作段及6kV公用段开关进行全面检查，防止动触头有松动、触指变形、压装弹簧脱落等现象。2、加强设备检查，在每次开关从试验位推至运行位前，先将开关拉至检修位，检查触头正常后再推至试验位，再投入。3、加强运行人员培训，将开关摇至运行位时，如感觉摇柄用力增大，则停止操作，通知检修人员进行检查后再操作。为有效及时检测动静接触头等处发生过热现象，根据系统内外电厂经验，研究增加6kV开关柜无线测温装置实现点巡检盲区的覆盖。设备部联系设备厂家于4月30日前制定了6kV开关触头改造方案，利用大小修进行改造。责任处理：依据《重庆大唐国际石柱发电有限责任公司障碍标准管理办法》（石柱发电制〔2014〕215号），该#1机组非计划停运事件认定为一类障碍。依据《重庆大唐国际石柱发电有限责任公司安全生产奖励实施细则》（石柱发电制〔2014〕248号）相关规定，对相关责任人考核如下：1、1.6kV1B磨开关触头放电造成6kV保护动作是导致机组非停的直接原因，考核设备部电气专责点检员白瑞佳1000元；6kV开关触头曾三次发生变形，设备部未给予高度重视，未研究消除设备隐患，考核设备部电气专业负责人1000元、设备部主任助理500元、设备部主任200元。2、设备部是本次非停事件的责任部门，4月份设备部“部门安全工作”指标未完成确保值，在确保值基础上扣3分。3、发电部运行人员经验不足，安全意识不强，在6kV开关推至工作位操作过程中未及时发现异常，检查不到位，用力不当，考核发电部500元。安徽分公司田家庵电厂6机组非停事件简要经过：2015年04月21日17时15分,田家庵电厂#6机组负荷230MW,AGC运行方式。17时15分30秒，发#6机组“振动大停机”报警信号，ETS保护动作，造成#6机组汽机跳闸，锅炉MFT连锁保护动作，机组解列。检查发现ETS首出为汽机轴振大，进一步检查发现#1轴承Y方向轴承振动测量回路故障，而在事故前#1轴承X方向轴承振动为132μm，机组特殊测量系统TSI发出机组振动大跳闸指令，ETS系统振动保护动作。现场检查#1轴承Y方向轴承振动测量回路故障，其他未发现异常，由于全厂只有#6机组处于单机运行状态，在临时屏蔽#6机组#1瓦Y方向轴承振动后机组冲转，17时57分，#6机组并网。在做好事故预想和安全防范措施后，仪控专业对故障的VB1Y测量回路进行了进一步检查，发现#1瓦轴承处轴封漏汽量较大，泄漏的蒸汽顺着VB1Y振动探头金属软管内部漏到延伸电缆处，蒸汽在管内凝结成水，造成延伸电缆绝缘下降，发生信号故障。在更换新的延伸电缆并对冷凝水做初步的处理后，恢复VB1Y振动监视。原因分析：TSI系统中轴承振动保护的跳闸逻辑为：本轴承同时出现任一方向振动值达到报警值同时另一方向振动值达到跳闸值,发汽机振动大跳机保护指令，若出现信号故障，从保护设计“宁误动，不拒动”原则设计为该信号满足跳机值条件。当时#1轴承的X方向振动为132μm左右，超过报警值（127μm），17时15分30秒时，#1轴承Y方向轴振值突然故障，DCS画面显示由正常值降到0.4μm。TSI机架报警测量回路故障报警，TSI系统判断振动大保护动作，发信号至ETS系统跳汽轮机。附图1：跳闸前后SOE记录附图2：振动及负荷曲线（红色线为#1轴承Y方向轴振值）暴露问题：1、#1轴承X方向振动一直偏大，各专业人员没有意识到问题的严重性，没有针对此现象制定切实可行的预防措施。2、因VB1Y振动探头处温度超过184℃（设备最高工作温度要求不大于177℃），瓦振测点温度超过140℃（设备最高工作温度要求不大于121℃），无法保证探头能稳定测量。泄露的轴封汽在保护管内凝结成水，造成延伸电缆绝缘下降，导致发生振动保护误动。防范措施：针对此次机组非停事故，应采取严格措施。1、运行每小时对#1轴承振动进行实测，并密切监视轴承振动趋势画面，设备部点检及维修部专工在原巡视的基础上增加巡视频次，及时掌握轴承振动情况并分析趋势。2、#1轴承处超出振动装置工作的最高温度。针对此现象，检查其他振动装置有无类似隐患，如有立即处理。结合机组停运机会，对#1轴承轴封进行调整，减少漏气量，同时重新保温，降低振动装置处温度。3、结合停机机会，对汽轮机进行重新配重，降低#1轴承振动。4、在隐患未彻底处理前，暂时屏蔽#1轴承振动的保护。5、优化振动保护逻辑，减少保护误动的可能性。责任处理：为深刻吸取本次不安全事件的教训，落实“四不放过”原则，依据规定，对相关责任单位和责任人考核如下：1、根据淮南田家庵发电厂绩效考核办法，考核责任单位设备部每人100元，共计3400元。2、根据淮南田家庵发电厂绩效考核办法，考核责任单位设备维修部每人100元，共计30000元。3、厂长、党委书记对本次事件负领导责任，按省公司月度工作考核办法执行。4、生产副厂长、总工程师对本次事件负领导责任，警告并通报全厂，考核1000元。5、副总工程师对本次事件负技术管理责任，通报批评，考核1000元。6、设备部分管仪控副主任对本次事件负技术责任，通报批评，考核500元。7、设备维修部分管仪控副主任本次事件负技术责任，通报批评，考核500元。8、设备部维修部仪控班班长、技术员对所管辖设备维护不到位，分别考核500元。陕西分公司韩二发电厂4号机非停事件简要经过：2015年5月14日，韩二发电厂4号机组启动过程中，机组负荷215MW，11:21:39给水流量由701T/H瞬间掉至0T/H，汽包水位突然下降。11:22:57水位低低MFT动作，就地检查机，炉侧给水管路完好，给水流量仍为0T/H，11:34汽包水位-510mm，汽机打闸，#4机组与系统解列。原因分析：1、给水旁路调整门运行中门芯脱落，导致给水旁路流量不足，主路未及时开启，引起汽包水位持续下降，锅炉MFT。2、4号炉给水旁路调整门2014年5月份4号炉大修时对该阀门进行了解体检修，更换了阀芯阀杆组件，更换的阀芯阀杆组件为2013年11月修复的旧备件，旧备件阀杆与阀芯连接后未按原设计采用销孔固定，而采用了点焊固定。根据事后检查结果发现一方面阀杆与阀芯连接的螺纹处连接后有松动，另一方面阀杆与阀芯固定处点焊强度不足，修旧的备件质量存在安全隐患。（解体后发现旧备件阀杆上与阀芯连接的螺纹偏小，连接后阀杆晃动较大）暴露问题：1、暴露出阀门制造工艺存在问题。修旧的阀门备件未按要求采用销孔固定，而采用了点焊固定，设备点检人员对阀芯组件备品验收时未认识到备品存在的隐患。2、管理存在漏洞。阀门固定工艺变更，没有履行方案审批手续。防范措施：1、按照“四不放过”的原则，深层次分析查找原因，落实岗位责任制度，强化点检定修的责任意识，牢固树立“设备的主人”意识。2、举一反三，对同类型的3号炉给水旁路调整阀、过热器一、二级减温水调整阀进行解体，检查阀芯阀杆的可靠性。3、对损坏的旧备件再次进行修复，修复要求阀芯与阀杆通过螺纹连接后进行销孔固定，并对库存的两台阀芯阀杆组件备品备件进行检查，排查隐患，确保备件质量。责任处理：1、设备部点检员对阀芯组件备品验收时未认识到备品存在的隐患，是发生本次事件的主要原因，负主要责任。2、按照大唐韩城第二发电有限责任公司《安全生产奖惩办法》中一类障碍进行考核。对设备部锅炉点检员史某考核1000元，对设备部锅炉高管张某考核800元。3、设备部主任对此次事件负有管理责任，考核设备部主任强某500元、设备部专业副主任卜某500元。4、公司总工程师杨某对技术监控管理不到位，对本次事件负领导责任，考核200元。5、公司副总经理赵某对设备部管理不到位，对本次事件负领导责任，考核200元。甘肃分公司景泰发电厂1号机非停事件简要经过：2015年5月17日，景泰发电厂1号机组在启动过程中，机组的1瓦、2瓦的振动情况持续增长。虽然采取了延长暖机时间等一系列措施，但是没有扭转瓦振持续增加的趋势。当机组刚刚升负荷至350MW原因分析：1、2013年9月27日，1号机高中压转子返修，后至今机组启动6次，停机6次，历时6个月，对停机惰走过临界数据分析，振动增长最大为1瓦X向平均每次30.7μm。比上阶段第一次转子返厂后振动平均增长值21.6μm以及20102、对返修后高中压转子启动过临界振动数据进行分析，修后至今启动过临界，振动增长最大为2瓦Y向平均每次25μm。比上阶段第一次转子返厂后振动平均增长值21.8μm以及2010年现场动平衡后振动平均增长值16.6μm。3、1号机汽轮机高中压转子于2011年06月、2013年7月返厂处理，但振动仍没有得到根本解决，在机组运行中1X、2X、1Y、2Y振动仍不断发展。4、1号机组汽轮机高中压转子自投运以来，经哈尔滨汽轮机厂专家、著名振动专家施维新长期跟踪认为1号汽轮机高中压转子应力仍然在释放。5、召开1号机组汽轮机启动时振动大跳闸事故分析会，经大唐科研院西北分所、哈尔滨汽轮机厂专家讨论一致认定1号汽轮机振动大为高中压转子长期应力释放热弯曲造成。暴露问题：1、汽机专业技术监控不到位。1号机组长期以来就存在振动偏大的问题，并且进行了高中压转子返厂维修等工作。但是汽机检修人员及技术管理人员过分依赖汽轮机厂家的维修而忽略了机组的日常保养，日常的技术监控工作流于形式，没有对机组振动变化的情况进行跟踪分析，造成机组振动持续发展，最终引起非停事故。2、汽机专业技术管理不到位。虽然已经发现该汽轮机转子存在比较明显的热弯曲和应力持续释放的问题，但是对应采取的技术措施比较单一，没有及时采取动平衡试验或者应力释放等措施，造成轴系振动问题没有及时得到控制和解决。3、措施不到位，缺乏针对性。虽然提前制定了《1号机组启动方案》，但是针对性比较差。没有充分考虑该机组长期以来振动偏大的实际问题，《措施》的指导性和可操作性不强。4、对开机过程中的危险点分析不到位，运行人员凭经验，存在侥幸心理。根据以前开机的经验，该机组的振动情况往往随着负荷增加，机组进气量增大而呈现下降趋势。所以，运行人员主观的认为振动情况可能会好转。加负荷的过程中对高中压转子存在热应力和热变形的危险点分析不到位。防范措施：1、经过大唐科研院汽轮机振动专家、哈尔滨汽轮机厂专家的讨论和分析，认为需要对该高中压转子进行动平衡试验，调整转子配重的设置，改善转子的动平衡特性。2、咨询并聘请汽轮机振动领域的专家和学者共同对该机组的振动情况进行分析和研究，出据权威性的技术处理方案。确保该机组的长期安全稳定运行。3、针对1号机组目前存在较大的热弯曲和热变形的现状，重新制定《1号机组启动的技术方案》，对启动过程中的相关技术参数和控制节点进行详细的要求和规定，突出《技术方案》的针对性和可操作性，避免振动大非停事故的发生。4、强调技术监控的主体责任，强化设备管理人员的“主人翁”意识，落实奖惩制度和责任考核，做好汽轮机设备的日常保养工作和计划检修工作。5、督促专业技术人员认真钻研汽轮机振动方面的技术经验和研究成果，将1号机组的振动问题列为本厂的技术攻关课题，成立专题小组开展技术攻关，总结振动趋势和经验，防止机组振动扩大。6、加强技术交流和培训工作，邀请汽轮机振动领域的专家进行技术支持和经验交流工作，切实提高专业技术人员的业务素质和专业水平，确保专业人员的技能水平能够满足生产现场的工作需要。责任处理：本次事件定性为人为设备性一类障碍，依据《大唐景泰发电厂安全奖惩规定》相关规定，对事故主要责任部门设备部给予2000元的经济处罚，对事故次要责任部门发电部给予1000元的经济处罚。同时对相关责任人进行下列考核：：1、设备部汽机专业点检长曹某做为设备管理主要负责人，对设备管理不到位，对本次事件负主要责任，给予800元经济处罚。2、设备部汽机专业点检长李某做为设备管理次要负责人，对设备管理不到位，对本次事件负次要责任，给予600元经济处罚。3、发电部汽机专工金某做为设备运行负责人，对运行管理不到位，对本次事件负次要责任，给予600元经济处罚。4、设备部主管副主任安某做为汽机专业主管领导，对专业管理不到位，给予500元经济处罚。5、设备部副主任（主持部门工作）周某做为本部门安全第一责任人，负领导责任，给予400元经济处罚。6、发电部副主任（主持部门工作）任某做为本部门安全第一责任人，负领导责任，给予400元经济处罚。7、副总工程师宋某对本次事件负技术领导责任，给予300元经济处罚。8、总工程师徐某对本次事件负领导责任，给予300元经济处罚。9、生产厂长李某对本次事件负领导责任，给予300元经济处罚。安徽分公司淮北发电厂虎山1号机组非停事件简要经过：2015年5月20日18点15分59秒，淮北发电厂虎山#1机组汽轮机跳闸，MFT动作锅炉熄火，ETS首出原因“发变组故障”，立即通知维护人员进行检查，20:10汽轮机转速到零投运盘车。维护人员查明原因后，20:20锅炉点火，23:15主汽压力9.5MPa，主汽温度505℃，再热蒸汽压力0.82MPa，再热蒸汽温度500℃，汽轮机挂闸冲转。23:50汽轮机转速3000rpm，23:51机组并网带负荷。原因分析：虎山DEH系统采用南自美卓公司MAXDNA系统，2015年5月20日18时15分33秒，1号机组负荷550MW，DEH系统1DEH3主DPU故障切换至辅DPU，辅DPU接管不成功，DEH#2柜控制板卡状态错误报警。15分45秒板卡报警消失，在此时间段内，1DEH3的DPU与板卡通讯中断，此时1DEH3的DPU处于失控状态，由于阀门伺服阀机械零偏使阀门缓慢关闭，15分57秒负荷18.67MW，主汽门全关。15分59秒，负荷降至-6.6MW时，电气程序逆功率保护动作，发“发变组故障”跳闸信号至ETS，汽机跳闸，MFT动作。见附图。暴露问题：1.基建期对设备验收把关不严，没有及时发现设备存在的问题。

2.专业人员未进行DEH的系统培训，对设备的性能没有掌握，不能对设备出现的异常现象做出原因分析。

3.对于DEH系统中DPU切换可能带来的后果，没有认真思考，异常分析不到位，风险敏感度不够。防范措施：1、由于无DEH内部报警说明资料，已联系南自美卓公司技术人员来厂分析原因及商讨处理方案。2、厂家初步判断为DEH系统通讯总线问题，待停机后检查更换。3、厂家已拷回DEH系统数据，带回研发部分析，提出相应的处理意见。4、6月12日16:20南自美卓公司技术人员到厂对#1机组1DEH3柜主控和辅控DPU在线更换，因机组运行，软件版本未进行升级。#1机组DPU系统在线切换四次均正常。6月14日#2机调停后南自美卓公司技术人员对#2机组2DEH3柜主控和辅控DPU进行更换，软件版本升级到6.1.0.6。DPU切换正常,对终端电阻检查正常。责任处理：新厂项目部对本次非停承担责任，依据《大唐淮北发电厂新厂区防非停发电量可靠性等单项指标考核办法(试行）》规定，考核新厂项目部绩效奖60000元。贵州分公司野马寨发电厂2号机组非停事件简要经过：2015年5月23日，野马寨发电厂2号机组启动过程中，09时46分12秒，负荷升至23MW时，锅炉汽包水位“高三值”，MFT动作，汽轮机跳闸，发电机“程跳逆功率”保护动作，发电机与系统解列。原因分析：1、锅炉启动过程中运行人员对锅炉水位手动控制不力，调节水位时，没有把握好给水流量、主蒸汽流量、汽包水位三者之间的关联关系。当汽包水位下降到-50mm时，副操增大给水量，将给水旁路从0%开大至47.5%，给泵勺管开度从16.7%提升至51.38%，操作幅度过大，以至于给水流量从0t/h升至334t/h，远大于主蒸汽流量，汽包水位快速回升。2、锅炉汽包水位快速回升过程中，虽然副操有减少给水流量的行为，但汽包水位一直处于快速上升趋势。至46分08秒时,已将给泵勺管开度降至14.98%，旁路开度降至0%，给水流量降到2t/h，但汽包水位已升至+177.6mm还在上升。即使此时给水旁路调节门已关闭，但由于惯性作用，至46分19秒时,汽包水位达+200mm，“MFT”动作，汽轮机跳闸。3、运行人员对汽包水位调节控制不当，调节水位时对给水调节门、给水泵勺管操作幅度过大导致给水流量与主蒸汽流量严重失衡，汽包水位急速上升而无法控制是此次发生高水位跳机的主要原因。暴露问题：1、运行人员在调节锅炉汽包水位时经验不足、盲目操作。未能正确平衡给水流量、主蒸汽流量、汽包水位三者之间的关系。暴露出处理异常情况时头脑不清晰，操作顾此失彼。2、运行人员操作技能差，在操作给水调节门与给泵勺管时，大开大关，操作幅度过大，导致汽包水位变化幅度大。仅1分33秒的时间汽包水位就从-110mm上升至+200mm保护动作。暴露出运行培训未能注重实操技能的提高。3、运行人员处理参数异常的应变能力差，超前意识不强。在汽包水位回升时，没能根据变化趋势及时有效调整给水流量，操作过程滞后，最终造成汽包水位高三值，锅炉“MFT”动作，并扩大到机组解列。4、部门管理人员对运行培训重视不够，现场指导不力。近两年机组启停均未发生汽包水位造成锅炉灭火事件发生，导致部门管理人员思想松懈、盲目自信，致使此次锅炉汽包水位调整上犯低级错误。防范措施：1、发电部认真总结、吸取教训，组织各班组在学习班针对此次事件暴露的问题认真学习和总结，增强汽包水位调整经验及事故的处理能力，避免类似事故的再次发生。2、发电部各值针对机组启动期间汽包水位的调整、锅炉汽温调整配合进行一次专题讲课，并进行考试。3、发电部各值利用学习班组织学习《中国大唐集团公司防止电力生产重大事故二十五项重点要求实施导则》，部门管理人员到场指导、监督。4、发电部加强岗位培训，注重实效，岗位晋升必须严格把关。责任处理：根据野马寨公司《安全生产奖惩管理》规定第十条，发生机组非停考核2000元。1、水位调整操作人员发电部运行四值副操李某负直接责任、主要责任，考核500元。2、水位调整操作监护人员发电部运行四值主操陈某负直接责任、次要要责任，考核300元。3、发电部运行四值副值长严某负班组技术管理责任，考核200元。4、发电部运行四值值长孙某负现场管理责任，考核200元5、发电部锅炉专责黄某培训工作不到位负技术管理责任，考核200元。6、发电部安全专责龙某现场监督管理不到位负监督责任，考核200元。7、发电部主任兼分管领导王某负领导责任，考核200元。8、按照“党政同责”原则，考核发电部党支部书记张某200元。江西分公司新余发电厂2号机组非停事件简要经过：2015年05月29日凌晨4：01分，新余发电厂2号机组炉四管泄漏装置报警（低再下组乙侧烟气区域），现场检查为乙侧低再区域第二排省煤器悬吊管下联箱进口管穿墙处有水汽漏出，判断炉内受热面存在泄漏。上午9:00左右，现场检查泄漏扩大，与省调协调，申请提前停机进行处理，省调同意并安排停机处理。9：36：35炉膛压力突然增大，至9：36：47炉膛压力增大至1822Pa，锅炉MFT动作。锅炉灭火前机组负荷172MW，锅炉燃烧相对稳定，炉膛压力正常，氧量3.47/3.66，主汽压12.92MPa/12.90MPa，主汽温537.45/533.63℃，主蒸汽流量256.11/236.5T/h；锅炉灭火后汽包水位急降，除氧器水位最低降至1020mm，就地检查炉乙侧省煤器悬吊管处有较大的泄漏声并有水流至炉原因分析：1、省煤器悬吊管在烟道内为垂直布置，检查上部烟气走廊情况正常，判定右数3、4、5根省煤器悬吊管减薄原因均为吹损。2、右数第4、5根悬吊管吹损（泄漏）部位与低过入口联箱右侧疏水管漏点朝向对应，分析右数第4、5根悬吊管均为低过疏水管泄漏后吹损。右数第3根悬吊管吹损部位与第4根悬吊管缺口位置对应，判定第3根悬吊管为第4根泄漏后吹损减薄。第4根悬吊管爆口3、从各管子表面吹损情况看，右数第4根悬吊管缺口很大、四周外翻，缺口附近有较大范围明显吹损，说明该悬吊管是经吹损减薄后无法承受内部压力突然爆破；低过入口联箱右侧疏水管焊缝处漏点很小，且漏点附近管壁无减薄现象，说明疏水管是因为本身安装焊口缺陷发生泄漏。第4根悬吊管爆口综合以上分析，此次受热面泄漏原因为：低过入口联箱右侧疏水管炉内管段中部原安装焊缝存在缺陷，经过近二十年长时间运行后缺陷扩大导致泄漏（原始漏点），吹损炉前数第二排省煤器悬吊管右数第4、5根，并导致右数第4根悬吊管泄漏。暴露问题：1、质量验收把关不严。基建安装时期焊口未能做到100%射线检验，焊口原始缺陷未能及时发现。2、焊工技术水平不足、焊接质量差。3、金属监督管理存在漏洞。2014年10月2号机大修中对所有炉外管进行了100%焊口检验，炉内受热面焊口仅进行了部分检查，未能对炉内焊口进行全面检验。4、隐患排查和防磨防爆管理不到位，焊缝是缺陷的易发部位，低过入口联箱疏水管焊口布置在炉内，增加安全隐患，对基建安装焊口未进行全面检查，未及时发现隐患并整改。防范措施：1、更换2号炉竖井烟道再热器侧省煤器后悬吊右数第3、4、5根吹损管。2、对该区域低过、包墙及省煤器悬吊管下联箱疏水管进行检查更换，更换的炉内管子，布置时严格控制炉内部分不超过一个焊口。3、利用机组停备、检修机会，制订计划，对炉内受热面焊口进行100%拍片检验。4、严格按照公司防磨防爆锅炉制度执行受热面检查、复查工作。责任处理：本次不安全事件责任单位为设备部。根据《新余发电公司安全奖惩规定》第十八条规定，考核结果如下：1、设备部锅炉室防磨防爆小组组长负主要责任，考核1000元。2、设备部锅炉室副点检长（主持工作）负技术责任，考核400元。3、设备部负责人负有管理责任，考核300元。4、公司分管副总工程师负领导责任，考核200元。5、公司副总经理负领导责任，考核100元。河北分公司马头发电厂9号机非停事件简要经过：2015年5月29日22：17马头发电厂9号炉1号空预器电流由13A开始升高，至22：24空预器辅助电机掉闸，主电机联启后再次掉闸，1号空预器掉闸，RB动作正常，机组维持150MW负荷运行。1号空预器掉闸后运行人员立即至就地手动盘车，同时联系检修人员到场。盘车时机械沉，盘车不动，初步判断预热器内卡杂物，运行中不能处理，于是申请停机处理，调度批复后于23：10机组开始滑停，原因分析：根据检查结果，进汽连接管与吹灰枪管间焊缝填充量少，随吹灰器投运时间增加，强度不能满足要求，焊口断裂（具体位置如图1所示），吹灰枪管尾部断裂后下垂，与旋转的空气预热器转子碰撞，前部吹灰枪管焊口被撕裂，导致吹灰枪管脱落。脱落的吹灰枪管随预热器旋转，在经扇形板处因阻力增大导致预热器电流增加，最终卡涩于烟气侧与二次风侧间的R2扇形板处，导致预热器掉闸。暴露问题：1、吹灰枪管与连接管焊口为2011年空气预热器脱硝适应性改造时焊接，期间未能发现焊缝填充量少的缺陷。暴露出检修三部对外包工程的管理不到位，对可能造成设备损坏、机组停运的关键质量控制点把关不严，质量跟踪及验收存在盲区。2、技术监督管理不到位，技术人员对低温低压管道焊口焊接的监督及管理工作重视程度不够。在改造期间及历次检修中仅从焊缝外观进行宏观检查，暴露出对设备存在的隐患了解不全面，使隐性缺陷长期存在。防范措施：1、结合2015年度机组检修，对该机组及其他机组锅炉空气预热器吹灰器吹灰枪管与连接管、进汽管与连接管焊缝进行全面探伤检查，发现问题及时处理。2、加强对外包工程管理，对可能造成设备损坏、机组停运的关键点严格排查，执行三级验收制度，杜绝盲区存在。在检修及改造中，加强对低温低压管道焊口焊接质量监督检查力度，保证焊口质量。责任处理：1、检修部设备验收质量把关不严，扣发月奖20000元。2、设备部作为设备管理部门，对外包工程管理不到位，三级验收制度存在盲区，安全风险意识不强，缺乏敏感性，对故障发生负有管理责任。考核专业邵某300元，设备部副主任刘某200元。河南分公司林州热电1号机组非停事件简要经过：2015年6月2日1号机组负荷310MW（350MW超临界机组），1B、1C、1D、1E制粉系统运行，1A、1B汽泵组运行，给水控制在自动调节方式，控制方式为基本方式，RB投入，引风机变频在“自动”方式下运行，1A、1B引风机一次电流136A/140A;二次电流230A/246A。8时37分1B引风机变频器跳闸，1B送风机联跳，RB动作，1E制粉系统跳闸，AB1、AB2、AB4油枪自动投入（3号角油枪定检）。运行人员手动增投CD1、CD2、CD4油枪助燃。8时42分，小机转速从4242rpm突降至2070rpm，小机调门由45%快速开至100%，立即启动电泵增加给水流量，电泵流量100t/h，手动增加电泵出力，由于当时主汽压为18.6MPa，电泵出力增加迟缓，主给水流量由592t/h突降270t/h，锅炉MFT动作。原因分析：1、四抽至除氧器逆止门不严，导致事故减负荷过程中除氧器饱和蒸汽进入A、B小机入口管道造成压力波动从而引起给水流量波动低至跳闸值，是本次1号机组跳闸的主要原因。2、运行人员经验不足，没有及时发现小机进口压力和温度降低，虽然启动电泵，但由于主汽压高，电泵出力不足，没有有效控制给水流量，是本次1号机组跳闸的次要原因。3、1B引风机变频器故障跳闸，是造成机组RB动作，给水流量低低保护动作，锅炉MFT动作的间接原因。图：小机汽源、除氧器汽源接线图 暴露问题：1、此次事件暴露出设备的可靠性不高。四抽至除氧器逆止门不严导致除氧器存汽返至小机，引起小机转速大幅度波动。2、反措落实不到位。对其他单位的除氧器至四抽返汽事故学习不深入，防控措施落实不到位。3、技术学习不到位。电气二次人员技术水平欠缺，未能彻底消除引风机变频器存在的隐患。防范措施：1、结合机组停机机会，检查四抽至除氧器逆止门的严密性，发现问题及时处理，必要时更换四抽至除氧器逆止门，同时再增加一道逆止门，使两个逆止门串联布置，消除除氧器返汽至四抽的隐患。2、结合机组检修机会，增加1、2机组辅汽至小机管道的自动疏水器，保证紧急时辅汽至小机供汽能够快速投入。3、在辅汽至小机管道自动疏水器没有增加之前，保持机组辅汽至小机管道疏水门一定的开度；小机汽源切换时，加强对疏水管道和阀门的检查。4、制定防止小机转速波动的措施，进行学习并严格执行。同时加强运行人员的培训，充分利用仿真机平台，提高运行人员的事故处理能力。5、为防止机组RB动作后由于汽动给水泵汽源问题造成给水流量低，增加机组RB动作后联启电动给水泵逻辑。具体逻辑为当机组负荷大于280MW时，RB动作后联锁启动电泵。6、增加机组RB动作后除氧器压力比四抽压力高0.04Mpa时，联锁关闭四抽至除氧器加热蒸汽电动门逻辑。增加除氧器压力低于四抽压力0.03Mpa时，联锁打开四抽至除氧器加热蒸汽电动门逻辑。7、对1B引风机变频器主控板、V5功率单元进行更换，对4台引风机变频器功率单元的驱动通讯板供电电源加装抗干扰屏蔽环。8、将机组四抽至除氧器逆止门作为计划检修的标准项目，且每年不少于一次解体检修。9、计划增加引风机变频-工频自动切换装置及DCS逻辑，确保变频器故障时工频能够及时运行。责任处理：按照省公司《电力生产事故（事件）调查规程》第八条第四款1.2“发电机组、35～220kV输变电主设备被迫停运、非计划检修或停止备用，尚未构成事故者”的规定，此次1号机组非计划停运事件定性为一类障碍，根据公司《安全生产工作奖惩管理办法》第十五条规定，具体考核如下：1、此次事件按非停考核，按照公司安全奖惩管理办法，考核10000元，主要责任设备部。1B引风机变频器故障跳闸，是引发事件的原因，考核电气二次专业3000元；四抽至除氧器抽汽逆止门关闭不严造成除氧器向小机返汽引发小机出力下降是给水流量低低MFT动作机组跳闸的直接原因，考核设备部汽机专业3000元；设备部长胡某、孙某、付某设备管理不到位，分别考核1000元。2、连带考核发电部2000元、安监部1000元。3、生产副总经理刘某、总工程师王某对此事件负有领导责任，分别考核500元。苏州1号机组非停事件简要经过：2015年6月4日03时15分，1号联合循环机组总荷155MW，供热量53.2t/h。03时16分，1号燃机发转子电流越限报警，0.4S后，1号燃机发电机出口开关跳闸，03时24分，汽机手动打闸。现场检查发现，#1燃气发电机负极导电螺钉断裂脱落，导流环搭接面处变形张开，导电螺钉安装孔处电弧灼伤烧蚀，转子轴表面导电螺钉压盖无松动，导电螺钉断为三段。整体更换了励磁短轴，经转子绝缘、交流阻抗等试验合格后，机组启动运行正常。原因分析：#1燃气发电机负极导电螺钉材质存在缺陷，在应力的作用下突然断裂，导电螺钉断裂后上部螺钉在离心力的作用下飞出，断裂处拉弧烧熔，拉弧时产生的高温、大电流造成转子负极导电螺钉本体绝缘、正负极导电杆间的绝缘材料损坏，致使转子正负极间短路，转子电流瞬间增大，达到灭磁开关脱扣电流值，灭磁开关跳开，机组停运。附图：暴露问题：1、发电机导电螺钉在生产制造过程中材质存在缺陷。2、对发电机导电螺钉材质把关不严。防范措施：1、结合机组计划检修，检查处理每台发电机转子及刷架等部位紧固件紧固情况，重点检查导电螺钉是否松动，锁定垫片有无变形，及时消除存在的缺陷。在螺栓表面做好标记，便于检修中的检查处理。2、机组停备期间测量发电机转子绕组直流电阻并与历史测试记录进行比对，发现误差超过1%以上的应立即分析，直至查明原因并处理后方可允许机组投运。3、将发电机红外成像测试周期由原先每月1次调整为每15天一次（2014版能源局发布的二十五项反措要求为每季度一次）；4、完善点检工作计划，加强对主设备的劣化分析。责任处理：根据中国大唐集团公司《电力生产设备障碍标准》规定，该非停事件定为一类障碍。鉴于该起非停事件原因是生产厂家制造质量问题，日常检查、维护手段有限，故酌情减轻考核。1、考核责任部门设备部5000元；2、对主要责任者电气点检长给予500元的经济处罚；3、对设备部副主任给予500元的经济处罚。河北马头9号机非停事件简要经过：2015年6月5日9号机组MFT动作前机组负荷300MW，主汽压力投自调，五层给粉机运行；两台汽动给水泵投自调运行；两台引风机、送风机、一次风机运行，4台制粉系统运行。主汽压力、主汽温度、汽包水位波动幅度较大（主汽压力波动值为16.26～17.58MPa，主汽温度波动值为528℃～549℃，汽包水位波动值为-50～160mm）。05:04:34值班员切除A、B层给粉机自动，频繁手动调整A、B层给粉机转速。05:08:26汽包水位高一值报警，05:09:03汽包水位升至165mm，与设定值60mm偏差大于100mm，给水泵自动切除，汽动给水泵转速维持在4500r/min，但值班员未发现。05:10:41汽包水位低一值报警，05:11:14汽包水位低二值报警，值班员均未发现汽包水位报警的异常情况，直至05:12:18发现水位低后才汇报单元长并手动将1号汽泵指令由50%增加至80%，给水流量由535t/h增加至566t/h。05:12:43汽包水位低三值，MFT、FCB动作。FCB逻辑参数设置未经实际检验，FCB频繁动作后导致调门开度过小，05:15:23发电机逆功率保护动作停机。原因分析：1、主压力自调和给水自调波动大的原因分析锅炉主压力自动调节原先PID整定参数是在入炉煤热值20000Kj/Kg的条件进行的参数整定优化，给粉机平均转速上限为550r/min，锅炉主控指令上限为63.5%，调节效果良好。在2015年5月初，因为9号机组锅炉结焦现象严重，厂部研究决定通过调整煤的热值降低炉膛温度的方式预防和控制炉膛结焦，将入炉煤平均热值由20000Kj/Kg调整为平均18000Kj/Kg。由于入炉煤热值降低，发现在升负荷过程中，锅炉主控指令经常达到指令上限依然无法满足压力和带负荷的需要。5月12日，为满足带负荷要求决定放开9、10号机组给粉机转速上限，同时放开锅炉主控指令的上限的方式减缓或消除因煤质引起的妨碍压力调节和带负荷的现象。完成该工作后，控制中心组织自调小组人员进行了4×24小时的主压力自调优化工作，通过采取降低给粉机指令在原上限值以上时的折线函数的斜率和对主压力自调中调节器的PID参数分工况变参数的优化工作，对主压力调节有了一定改善，但仍不能使其达到较好的调节品质。通过调阅历史曲线分析，目前的主压力自调参数和策略已不能较好的适应机组的当前工况和煤质，造成机组时常会出现主压力波动大的现象，而主压力自调的品质又会直接影响到给水自调和主汽温调节。2、锅炉MFT动作原因分析（1）查历史曲线，05:04汽包水位低5mm，汽泵转速上升，同时主汽压力下降、给水与汽包差压增大（由1.4MPa增加至2MPa），给水流量增加，汽包水位快速上升，05：07给水流量最高达1026t/h后汽泵转速开始下降，但汽包水位仍在上升，05:08:26汽包水位高一值报警，05:09:03汽包水位升至165mm，与设定值60mm偏差大于100mm，给水泵自动切除，给水泵转速固定在4500r/min，给水流量随汽包压力的升高而减小，05:10:41汽包水位低一值报警，05:11:14汽包水位低二值报警，值班员均未发现报警信息，至05：12：18主汽压力由17.13MPa升至17.58，给水流量由617t/h下降至535t/h，但在此期间值班员未及时发现异常情况并进行干预。相关数据历史曲线如下：（2）查DCS内操作记录，5：07～5：12期间，值班员一直在忙于调整主汽压力与主汽温度。操作记录如下：（3）操作记录显示，给水泵自动切除3分钟后05：12：18值班员才发现水位低至125mm异常现象，手动增加1号汽泵转速并汇报单元长，单元长立即增加监盘人员进行补救。05：12：38给水流量上升至566t/h，但是为时已晚，05：12：43汽包水位低三值，MFT动作。3、逆功率动作原因查阅相关历史曲线，在主蒸汽压力17.1MPa左右时，汽轮机在并网后，蒸汽流量需大于35t/h（初参数越高对应蒸汽流量越低），方可保证发电机功率在10MW以上，防止发电机发生逆功率的情况。相关曲线如下：5：12：40锅炉发生MFT后，汽机执行FCB，此时主蒸汽压力16.7MPa，顺序阀方式下DEH指令将1、2号高调门开度关至10.1%，3、4号高调门开度关至0%，中调门开度关至5.6%，负荷迅速下降。由于实际运行中未进行FCB试验，未对实际FCB发生后调门开度参数进行优化，当FCB动作后，由于阀门曲线特性差，导致机组负荷降至8MW以下，使DEH站低负荷限制保护动作（限制值8MW），发指令使调门开启，1秒后1、2高调门开度增加0.5%左右，1、2号中调门开度增加0.5%左右，导致机组负荷升至10.9MW，此时由于机组正在进行吹扫MFT未复位，导致FCB再次动作，机组负荷再次降至8MW以下，低负荷限制动作，重复上次过程，此时负荷升至10.3MW，MFT未复位导致FCB又再次动作，使负荷降低，由于在调门开度过小的前提下FCB频繁动作，使调门开度更小，最终发电机功率显示为-5.3MW，DEH系统判断功率点为坏点，低负荷限制保护不再动作，此时由于主蒸汽流量已降低至28t/h，不足以维持发动机功率大于-3MW。05：14：23负荷降到－3MW以下，持续时间60秒后满足保护动作条件，发电机保护动作出口。05：15：23主开关、灭磁开关跳闸停机。相关曲线如下：综合上述，造成停机的原因为：为了适应调整煤的热值降低炉膛温度的方式预防和控制炉膛结焦的现状，采用放开9、10号机组给粉机转速上限，同时放开锅炉主控指令的上限的调整方式，但是调节品质不佳使得主汽压力波动大，影响汽包水位波动大，引发给水自调切除但运行人员未及时发现，当3分钟后发现并手动调整时由于汽包水位下降过快已不能挽回，造成汽包水位低三值。FCB逻辑参数设置不合适，FCB频繁动作后导致调门开度过小，不足以维持发电机功率在逆功率保护定值以上，导致保护动作停机。暴露问题：1、入炉煤质的变化，已影响到主汽压力的稳定性，相关管理人员在执行放开给粉机转速上限措施前未认真研究可能导致的后果，给粉机转速上限由550转直接放到了最大值1000转，使得PID参数对煤质变化后适应性变差，表现为汽压、汽温、水位自调波动大。暴露出各级管理人员对措施制定存在随意性，同时对机组自动调节品质不佳的现象没有重视，采取更好的策略进行优化。2、运行中机组出现自调波动大的异常运行状况后，何时切除自动手动干预没有具体的措施，全凭值班员根据以往经验进行处置。暴露出运行技术管理方面没有及时跟上生产现场的需求。3、主汽压力及温度波动大，值班员在MFT发生前一直进行频繁手动调整。但是未及时报告单元长增加监盘人手，导致未能及时发现汽包水位高一值报警、给水自调切除、汽包水位低一值报警、汽包水位低二值报警等一系列异常状况，虽然后来进行了增加汽泵转速的补救操作，但已不能挽回MFT动作结果。发电部管理与技术人员与班组对汽压波动的后果重视程度不够，未及时制定相关控制措施。重要参数波动大时仍然只有1个人监盘，使得给水自调切除3分钟后才发现异常。4、FCB动作目的是在锅炉灭火后，发电机不脱网，汽轮机维持较低负荷，等待锅炉重新点火成功后能够快速回复。由于实际运行中未进行FCB试验，未暴露出FCB逻辑参数设置不合适，阀门特性曲线差，在实际FCB动作后机组负荷不能维持目标负荷的隐患。防范措施：1、优化配煤掺烧工作细节，燃料部加强配煤管理，减小煤质掺配的不均匀性；发电部总结运行经验，提出既能防止结焦又能满足机组带负荷需求的合理煤质要求，给主汽压力自调稳定性创造良好的外部条件。配煤发生重大变化前设备部组织相关部门提前进行运行中注意问题的研究，制定临时措施。2、控制中心与设备部、发电部的锅炉专业讨论分析，研究出适合当前工况的给粉机上限值。对主汽压力、水位调节逻辑，进行优化完善，组织自调优化小组成员对9、10号机组的煤质情况进行统计和分析，继续对现场的主压力自调进行优化，并记录每次不同入炉煤热值下摸索出的相关自动参数和策略。邀请电研院自调优化方面的专家到厂指导，寻求更好的自调策略和方案，避免措施制定的随意性。3、发电部加强安全管理，做好有针性措施：（1）加强对值班员技术培训工作，制定出现自调波动大的异常运行状况后，何时切除自动手动干预的具体措施；对影响机组安全运行的参数要提高监盘敏感性，如汽包水位、炉膛压力、火检指示等参数要重点监视、第一时间调整；重要参数发生异常、波动大或主要设备自调切除，值班员立即汇报单元长；单元长接到值班员汇报后要立即增派人员调整，必要时汽包水位设专人调整。（2）组织各班组，重新学习并严格执行《防止锅炉发生满缺水事故措施》；对目前主汽压力对汽包水位的影响，制定专项调整措施与要求。（3）由值长牵头，单元长组织班组成员开展汽包水位调整模拟演练，切实提高值班员操作水平。4、控制中心优化FCB逻辑参数和阀门特性曲线，保证FCB动作后能够维持目标负荷大于10MW。责任处理：1.发电部调整不当造成锅炉灭火，扣发月奖20000元。2.控制中心FCB逻辑参数设置不合适，未进行FCB试验造成机组非停，扣发月奖36000元。3.设备部锅炉专业程某对汽压、汽温、水位自调波动大状况何时切除自动手动干预没有具体的措施负技术管理不到位责任，考核400元。4.设备部热控专业胡某对FCB逻辑参数设置不合适，阀门特性曲线差，未进行FCB试验负技术监控管理不到位责任，考核400元。5.设备部副主任张某在优化自调性能放开给粉机转速上限措施前未组织研究可能导致的后果，对本次事件负管理责任，考核300元。6.设备部主任刘某对发电部异常运行措施和控制中心技术管理不到位负管理责任，考核300元。7.公司副总经理杜某在加强配煤管理防止结焦和优化自调稳定性的总体协调工作中对措施的制定存在随意性，没有进行统一考虑和综合研究，对本次事件负领导责任，考核300元。云南公司观音岩水电2号机非停事件简要经过：2015年6月6日09:25:30，云南公司观音岩水电#2发电机定子接地保护动作、#2发电机保护跳闸动作，#2发电机出口021断路器跳闸、灭磁开关跳闸。运行人员电话汇报调度。原因分析：1、检查及分析2号发电机保护动作停机后，维护人员查看计算机监控系统简报信息，监控系统简报信息中有#2发电机B屏定子接地保护动作跳闸、2号机组发电机B屏保护跳闸停机事故信号。#2发电机保护B柜检查有保护装置有跳闸动作信号。调取故障录波波形查看，故障时发电机零序电压3U0达到动作值。发电机保护B套正确动作。测量#2发电机定子线圈绝缘和吸收比正常。检查封闭母线、发电机中性点接地变柜设备均正常。检查#2机励磁变发现C相绕组测温电阻、电缆及其插头被损坏。分析为励磁变C相绕组测温电阻及其电缆绝缘损坏，高压电通过测温电阻的电缆与控制箱内插头处接地，导致发电机C相接地。2、非停详细原因分析通过以上检查和分析，确认此次事件的原因为：励磁变厂家在励磁变绕组测温回路出厂时存在安装错误，错误地将绕组测温电阻放置到变压器高压绕组内，因测温电阻的绝缘耐压等级达不到20kV，运行中缓慢放电，最终导致绝缘损坏、击穿，励磁变C相的高压侧绕组通过测温回路接地，并最终导致发电机定子接地保护动作停机。暴露问题：1、#2发电机为2015年4月30日新投运机组，设备出厂验收工作不够细致，盲目相信厂家，对厂家设备质量盲信，对厂家设备组装过程中出现的问题未得到足够重视，未能发现该励磁变绕组测温电阻安装位置的错误。/2、设备投产验收标准执行不严，不细致，未能及时发现设备缺陷，导致设备安全隐患不能及时排除，带入生产期。2、对集团公司反措要求执行不严，责任落实不到位，技术管理存在漏洞，对设备状态分析浮于表面。防范措施：1、检查#2机组励磁变A、B相的测温电阻安装位置正确，并固定牢固。已检查#1机组励磁变测温电阻A、B、C三相安装位置正确。2、检查全厂所有干式变压器的测温电阻安装位置正确，并固定牢固。3、加强对一次设备的巡检，并定期进行红外测温。平时正常巡视时注意保存数据，定期对比分析。4、加强后续#3、#4、#5号机组设备出厂验收工作管理，尤其是干式变测温装置安装位置的正确性，确保设备出厂验收合格。加强厂家设备组装过程中出现的问题过程管控，及时消除存在的设备安全隐患。5、进一步加强技术管理，全面对已投运一次设备上安装的辅助设备进行全面检查、优化和整改，确保设备的正确性。6、对投产以来存在的问题进行再剖析，举一反三，对存在问题及时组织整改，制定防范措施。7、强化安全与技术培训工作，提高人员素质，加强工作责任心，通过各种形式的学习与技术培训，使运行、维护及技术管理人员对系统、设备更加全面地深入熟悉与了解。8、加强设备管理，防止因管理不到位、技术上存在漏洞造成事故，按安全质量专项治理等要求，组织对系统、设备的功能、保护、控制、逻辑开展专项治理，对存在的事故隐患立即进行整改，做到防患于未然。责任处理：根据公司《安全生产奖惩规定》和《事故调查规程》等有关规定，经研究决定对有关责任单位处罚如下：、1、水电七局观音岩项目部作为安装单位对2号机组励磁变出厂验收工作不细致、安装质量把关不严、验收标准执行不严，没有及时发现测温回路接线错误，给予水电七局观音岩项目部扣罚20000.00元。2、华咨监理作为监理单位，对2号机组励磁变安装质量把关不严、不细致，未能及时发现设备缺陷，负有监理责任，给予华咨监理观音岩项目部扣罚2000.0元。根据中国大唐集团公司《电力生产设备障碍标准规定》，该非停事件为设备一类障碍。事件暴露出技术管理方面存在的漏洞，验收工作不细致，盲从厂家，验收标准执行不严，反措要求执行不到位，设备分析不深入等问题。根据公司《安全生产奖惩规定》第2.16条规定，依据故障调查分析结果，经研究决定对有关责任人处罚如下：1、机电物资部主任对设备安装、监理工作管理不到位和安装质量检查不到位，负有管理责任，决定给予扣罚300元经济处罚。2、设备安装管理专责现场设备安装监管和验收不到位，负有技术管理责任，决定给予扣罚200元经济处罚。3、设备管理部副主任管理不到位，负有管理责任，决定给予扣罚300元经济处罚。4、2号机组启动验收电气专业组组长，对设备投运前验收把关不严，决定给予扣罚300元经济处罚。河南洛阳首阳山3号机组非停事件简要经过：2015年06月10日17时36分35秒，3号机发“失磁保护跳闸”、“3号故障录波器启动”报警信号。3号发电机跳闸，汽轮机跳闸、锅炉MFT；主再热汽门关闭，调速汽门、各段抽汽逆止门、高排逆止门关闭；汽轮机转速开始下降；3号机组6kV厂用电自动切换成功。18时16分30秒，3号汽轮机转速到0rpm，盘车自动投入；3号炉脱硫、脱硝系统按规定停运；其它操作按机组停运后相关要求执行。原因分析：1、根据发变组故障录波图、发变组保护动作报告和停机后检查情况分析认为：3号发电机励磁调节器出口开关Q02跳闸，是引起3号发电机失磁保护动作的直接原因。2、励磁调节器外部跳闸继电器K02受到外部回路干扰引起误动，进而造成励磁调节器出口开关Q02跳闸，机组失磁，机组失磁保护动作停机。暴露问题：1、K02继电器抗干扰能力差。2、励磁回路无故障监视功能。3、设备管理不到位。技术管理人员对设备特性掌握不够，没有及时与厂家技术人员沟通，所以未能及时发现设备设计过程中存在的隐患。4、防止机组非计划停运的技术措施落实不到位。设备部管理人员和专业技术人员对设备可能存在的薄弱点和薄弱环节不清楚，对可能引起机组跳闸设备运行状况重视程度不够。防范措施：1、增加K02继电器抗干扰能力；在励磁调节器外部跳闸继电器K02上并联增加一个大功率K02′继电器，新增继电器K02′采用南瑞NR0521B继电器，该启动功率大于7W，增加外部跳闸回路抗干扰能力，目前已实施，详见附图四。因南瑞NR0521B继电器只有两组接点，不能满足现场3组接点需要，所以实施并联，并联后测试动作功率：K02继电器启动功率为5.4W，K02′启动功率为7.2W，满足要求，另外测试动作电压值满足国标要求，可以保证可靠动作。2、增加外部继电器K02、K02′动作监视回路。为加强外部跳闸继电器的动作监视，现将两个外部跳闸继电器K02、K02′的备用接点引入故障录波器进行监控，目前已实施。3、从4号机组励磁系统图纸看，4号机组外部跳闸回路接线方式与3号机组存在差别（外部跳闸直接引至Q02跳闸线圈，同时并联引入K02继电器，相当于Q02跳闸线圈与K02励磁线圈并联），具体有无问题还需机组停运后检查测试确认，目前已做好停机检查的准备工作。4、强化设备技术管理。技术管理人员要及时与厂家技术人员沟通，及时发现设备设计过程中存在的隐患并及早制定相应的防范措施。5、各级管理人员和专业技术人员加强对重要设备的了解程度，掌握设备的健康水平，认真组织、全方位开展设备隐患排查治理工作，切实解决设备存在的隐性问题。责任处理：按照《大唐洛阳首阳山发电厂安全生产工作奖惩细则》对相关部门及责任人进行处罚。1、按照《大唐洛阳首阳山发电厂安全生产工作奖惩细则》第十九条条第二款，对设备管理部经济处罚3000元。2、设备部电气二次专业高级主管马某对设备存在的隐患未及时策划、整改、处理，考核500元。3、设备部部长苏某对设备管理不到位，对本次事件有管理责任，考核200元。附件一：3号励磁调节器相关记录及逻辑图附件二：3号发电机故障录波图附件三：3号发变组保护动作报告附件四：发电机励磁系统一次图附件五：3号励磁调节器上次检修及日常维护情况附件一：3号励磁调节器内部相关记录及逻辑图励磁调节器装置内部记录：Faultlogger06/11/1522:58:371-0Time（时间）Code（故障代码）Description（释义）2128:38:20.90215+Userevent1注明：时间为装置内部统计时间。2.励磁调节器装置“Userevent1”记录逻辑图

附件二3号发电机故障录波图图1：图2：附件三3号发变组保护动作报告：备注：3号发电机手动对时与3号发电机故障录波器时间相差约3分钟。附件四：发电机励磁系统一次图（上半部分为3号机组，下半部分为4号机组）

附件五：3号励磁调节器上次检修及日常维护情况上次检修情况：2014年03月-04月，3号机A级检修，我公司委托国网河南电力公司电力科学研究院对3号机励磁调节器进行了以下检查和试验：一、励磁调节器的静态试验：外部检查：对励磁调节器柜内端子排及各元器件进行了检查，发现II通道2861C板上二极管（型号DSA2-16A）处有焊接松动现象，已更换为备用2861C板（编号：3BHE006422R0001）；对励磁调节器柜内的风机进行了更换，测试正常。硬件设置检查：对励磁调节器所有电路板的硬件设置进行了检查，与出厂设置相同。软件版本检查：对励磁调节器所有电路板的软件版本进行了检查与核对，与定值单相符。二次回路及绝缘检查：内部励磁主回路绝缘大于500MΩ，外部二次回路绝缘大于50MΩ，结果均正常。交、直流电源特性试验：结果表明输出电压偏差均符合标准要求。模拟量通道检验：各模拟量采样误差满足标准要求。开关量信号校对：各开关量及报警信号输入、输出正确，符合设计要求。与外部回路联调传动，结果正确。小电流试验：I、II通道整流桥输出正常。限制单元特性实测与校核：对转子过励限制、定子过流限制的反时限特性进行了实测，对P/Q限制器动作特性进行了校核。二、发电机空载/负载工况下励磁调节器的动态性能试验：发电机空载下起励试验：起励控制快速平稳、起励性能良好，符合要求。发电机空载下灭磁试验：调节器逆变灭磁性能良好，分开关灭磁性能良好。发电机空载下阶跃响应试验：调节器自动、手动通道方式下做5%阶跃试验，均满足标准要求。发电机空载下调节器通道及控制方式切换试验：在切换过程中励磁电压和定子电压均无明显扰动，切换平稳，手、自动方式跟踪良好。发电机空载下V/HZ限制器校核试验：V/HZ限制器工作稳定可靠，性能正常。发电机空载下PT二次回路断线试验：结果正常发电机负载下调节器通道及控制方式切换试验：切换过程中励磁电压、定子电压、有功、无功均无明显扰动，切换平稳，手、自动方式跟踪良好。发电机负载下阶跃响应试验：通过对比在PSS投入和退出情况下有功功率的波动图，验证了PSS功能正常。发电机负载下限制器检验试验：励磁电流限制器、定子电流限制器限制功能正常可靠，调节器运行稳定。黑龙江七台河3号机组跳闸事件简要经过：2015年06月11日17时40分21秒，汽轮机保安油系统OPC、AST母管油压低1、2、3同时出现报警，汽轮机主汽门、调节汽门全部关闭，汽轮机跳闸。17时40分25秒程序逆功率发电机保护动作跳闸，17时40分27秒锅炉MFT，厂用电自动切换正常，3号机组正常停运。原因分析：1、能够出现汽轮机AST母管油压低导致汽门全关的原因，一是隔膜阀上腔低压保安油失压导致隔膜阀动作，二是AST电磁阀出现故障。经热控检测发现4个AST电磁阀均正常，没有失电等异常现象。因此判断，隔膜阀上腔低压保安油失压使隔膜阀开启，导致高压保安油失压是本次机组跳闸的主要原因。2、套装油管路内供油管路断裂导致低压保安油系统失压。机组运行中管路断裂后，导致主油泵对危急遮断器滑阀的供油失去油压，隔膜阀控制油失压造成隔膜阀动作开启，导致高压保安油系统（EH油）泄压，汽轮机全部汽门关闭，机组跳闸。高备泵启动后，泄漏部位导致前箱内低压保安油系统管路无法建立起正常的油压，隔膜阀不能正常关闭，机组无法正常挂闸启动。暴露问题：1、在设备管理上仍抱有“想当然”的思想，对“免检”、“免维护”的设备监测和检查意识欠缺，对哈汽同类设备系统外企业出现的类似事件没有引起高度的重视，更没有采取相应的技术手段进行排查和治理，设备管理不深入、不细致。2、设备管理标准不高，解决问题的态度不硬朗，缺乏深入分析的责任心，“结症”发现不准确，设备管理预防能力不足，“亡羊补牢”成为设备管理的常态方式。3、专业技术水平有待加强，对设备熟知程度不够，对“静态”设备存在管理薄弱点，对设备结构特点和薄弱环节掌控不清楚，不能及时发现隐患并制定有针对性的检查方法和防范措施。4、专业管理人员对信息的收集和了解差距较大，学习能力不强，警惕性不高。公司出现此次事件后，在网上收集相应的资料，发现系统内外有多家企业出现过类似事件。但专业管理人员对此类信息掌握较少，没有引起足够的重视，也未制