国内百万千瓦机组电厂安装调试运行缺陷分析

国内百万千瓦机组设备安装、调试、运行期间的缺陷分析与措施专业：电气一次专业1、发电机序号 电厂/机组 缺陷分析1. 外二/#5发电机线槽温度和定子铁芯温度测温元件损坏#5 发电机定子 19 号线槽温度和定子铁芯温度测温元件故障，因二测点是埋设在定子线圈和铁芯内部，现无法更换已取消监测，由出水温度测温元件对比监测。2. 玉环/#2 2 发电机出口 PT 高压熔丝熔断，机组停运分析认为该批熔丝存在质量问题。3. 邹县/#7厂家提供的内冷水 pH 值标准偏低#7 发电机 2006 年 12 月投运，运行约半年后，定子内冷水进水压力从 390kPa 升至 485kPa，定子层间温差及出水温差也呈增长趋势（层间温差 7.1，出水温差 10.2），经反复冲洗及酸洗处理后，基本恢复正常。初步分析从运行情况来看，执行厂家提供的内冷水 pH 值标准低，不能有效控制腐蚀的发生及腐蚀产物沉积堵塞。为查明原因，制定解决方案，利用本次大修机会对发电机进行全面检查，处理和消除设备隐患和缺陷，使发电机修后达到设计要求。4. 邹县/#7#7 发电机封闭母线因存在泄漏由于#7 发电机封闭母线因存在泄漏，不能建压到设计压力，在安装、试运及投运后均进行过检漏，但仍没彻底消除漏点，致使保压时间太短。利用本次大修，进行全面的检查和治理，消除缺陷。5. 外三/#7 外三厂#7 机组发电机出现端盖不平外三厂#7 机组发电机出现端盖不平问题，返厂维修后重新发货（玉环 3 号机组也出现此问题）。6. 玉环/#1#1 发电机运行过程中发现漏氢量逐步增加，达到 60Nm3/24h原因是1、由于油进入密封槽引起密封胶密封作用失效（引起槽内密封胶的固化，以及使固化的密封胶与槽脱开），氢气从密封槽通过端盖中分面泄漏出去。而引起油进入密封槽的原因是由于端盖对合平面没有涂平面密封剂，油雾慢慢渗入平面引起平面积油并渗入密封槽。2、现场使用的 SIEMENS 密封胶（即硅胶） 存在固化现象，而不能保持液态的胶状。固化后的密封胶不能有效填充密封槽，使氢气能够顺利通过密封槽向外排出。3、密封面不平2、高低压电机序号 电厂/机组 缺陷分析1. 外二/#6磨煤机 6A 液压泵电动机烧损磨煤机 6A 液压泵油过滤泵跳闸，开关“过载”报警，运行测绝缘合格，检修更换出口滤网，送电开泵正常。再次启动磨煤机 6A 液压泵油过滤泵又跳闸，现场检查电动机有焦味，联系检修查为电动机烧坏，调换电动机后，运行正常。2. 外二/#5凝泵 5A 有一相线圈头尾线接反，过流保护动作跳闸4/14 日 23:40，监盘发现凝泵 5A 非驱动端轴承温度 10LCB11CT077 快速上升，在确认非测点故障后，立即停用凝泵 5A 交检修处理。4/15 日，凝泵 5A 电动机调备品后，在试转时过流（零秒，继电器记录电流 2500A）动作跳闸，当时现场检修人员发现电动机倒转，认为电动机电缆相序接错引起，检修将电动机一次电缆调整后，再次启动凝泵 5A，电动机过流（零秒，继电器记录电流 2500A）和差动保护相继动作跳闸。将凝泵 5A 送修理厂检查，发现电动机有一相线圈头尾线接反，造成电动机旋转磁场不平衡，过流保护动作跳闸。第二次启动凝泵 5A，差动保护动作，分析原因是一次电缆调整后，二次差动电流回路未作相应的调整，造成有二相差动保护的一二次电流不平衡，差动保护动作。修理厂将电动机接线改接和电动机轴承重新处理后，4/17 日 7:00，凝泵 5A 启动正常，恢复运行。3. 玉环/#1凝结水泵 1B 上轴承轴承间隙变大，温度偏高凝结水泵 1B，历时 1 小时 32 分钟，当时凝结水泵轴承温度约 80，已超出正常运行要求范围。电动机进行解体检查轴承，通过测量轴承各间隙，发现轴承间隙偏大，因此，我们对轴承进行更换，并重新装复后，将电动机安装在#4 机，试起动后，测得启动是电流45.5A，运行 3 小时后，电动机上轴承温度 52.769，横向、纵向振动均符合要求。通过对凝泵电动机检修表明，上轴承轴承间隙变大是导致凝泵电动机轴承温度升高的根本原因。4. 玉环/#1接触器主触头接点接触不良引起直流密封油泵无法启动事情经过：2008 年 1 月 15 日，因系统原因，1A 密封油交流油泵电动机跳闸，1B 密封油泵闭锁无法启动，远方联起直流油泵失败，运行人员紧急就地启动直流油泵正常。事后，检修人员检查回路后，发现远方接线端子有松动情况。初步认定为因远方接线端子松动引起直流油密封油泵无法启动，且接线紧固后，密封油泵启动正常。2008 年 1 月 22 晚上，运行人员启动密封油泵失败，立即联系检修人员，检修值班人员在检查后，未发现异常情况，且试起后正常，便认为可能有接线接触不良情况，并在当时再次对接线进行检查紧固。原因诊断、分析:2008 年 1 月 23 日，我们检修人员对密封油直流油泵控制回路进行全面检查，发现在启动时主回路接触器闭合，但电动机未启动。根据密封油直流油泵控制柜回路图，主回路接触器动作，电动机将经过限流电阻器启动。但在试启检查时接触器闭合，但电动机未起动。因此我们对直流油泵接触器（图纸编号为 K142）进行了检查。发现 K142 主回路接触器主触头节点接触不良。尔后，对 K142 接触器节点进行调整后，试起动两次无异常。因此，本次#1 机密封油直流油泵控制柜起动失败原因为主回路接触器接点接触不良引起。5. 玉环/#3熔丝质量问题，导致 3B 段母线进线开关接地保护动作07 年 11 月 27 日，电除尘 PC B 段所带的灰斗贴片加热器柜内着火，导致 3B 段母线进线开关接地保护动作，跳开除尘 3B 变压器低压侧开关、由低压侧保护动作联跳 3B 除尘变 6kV 侧开关。从现场烧毁情况看，A 相熔断器上端头全部烧毁，B 相上端头大部分烧毁，C相几乎完好，略有烧伤迹象；A 相下端头大部分烧毁，且 A 相熔断器下端头与底座熔为一体，应为电弧燃烧所致，B 相下端头部分烧毁，C 相下端头完好。A 相熔体瓷外壳有新旧不一裂纹，且从颜色上看，其中有两条裂纹火拷时间较长颜色较深，应为着火初期已存在，另外为一条颜色较浅，应为着火后由于火焰烧拷裂开。初步判断本次加热器柜熔丝烧毁原因应为贴片加热器柜 A 相熔丝质量原因，并经熔断器接头过热、正常负荷等因素影响，引起熔丝外壳破裂，此时熔丝熔断，产生电弧导致柜内起火。柜内设备经火焰烧拷后绝缘损坏，导致母线接地保护跳闸。6. 玉环/公用接触器触头烧伤,过热，引起电缆绝缘损坏，短路，导致保护动作跳闸2007 年 10 月 21 日 7:30，海水淡化 MCC A 段#2 预脱盐水泵电动机开关发生两相短路，导致海水淡化 PC A 段海水淡化 MCC 馈线开关HISIC 保护动作跳闸，同时预脱盐水泵电动机开关保护动作跳闸。主要原因为开关在经过多次起、停操作后，在接触器触头上由于操作产生的拉弧引起触头烧伤，烧伤的触头在运行电流（约 55A）作用下引起发热，热量经接线端子，传输到开关与接触间的电缆上。电缆在长时间过热状态下运行后，引起导线外层绝缘材料老化甚至脱落。当外层绝缘损坏后，距离较近的电缆发生短路，引起跳闸。短路发生后，巨大的短路电流远远大于空气开关整定电流，此时空气开关的动作时间 t 几乎为“0”秒。因此该开关在短路时动作跳闸应为正确动作。海水淡化 MCC 馈线开关 HSISC 保护整定电流为 50KA，动作时间为 0 秒，由于海水淡化变压器阻抗、线路阻抗、预脱盐水泵开关与母线连接的接触电阻等的存在，短路时电流必无法达到 50KA，而 MCC 馈线开关动作时电流为 50KA，因而认为海水淡化MCC 馈线开关 HSISC 保护动作为保护误动。海水淡化 MCC 进线开关速断保护退出，只有可调短路保护 I=10KA T=0.25S。由于 MCC 馈线开关已在 0 秒时动作跳闸，因而进线开关保护将不会动作。7. 玉环/#11B 循环水泵震动大造成设备损坏1B 循环水泵震动大造成设备损坏，循环水泵 1B 投入运行后，振动一直偏大，属于带病运行（按设计报警值 4.5mm/s，设备正常运行时 3mm/s 左右，设备损坏前振动 67mm/s。），1 机组 168 小时试运需要，没有能够及时停运循环水泵 1B 进行检修处理。但 168小时结束后，没有提出停运转检修意见，集控室没有振动显示，运行人员无法在线监视，现场又无专业人员监护。3、主变序号 电厂/机组 缺陷分析1. 外二/#6 6 号主变 B 相油温高报警13：00，6 号主变 B 相油温高报警，17：00 自动消失，分析是由于气温高造成的。2. 外二/#6 6 号主变冷却器电源 B 故障报警6 号主变冷却器电源 B 故障报警，检查发现冷却器电源开关 B 一次触头压紧弹簧断裂。4、高厂变/启备变序号 电厂/机组 缺陷分析1. 外二/#5 厂高变 5A #4 风扇有异音厂高变 5A 校验冷却装置时，发现#4 风扇有异音。更换备用风扇后异音消除。2. 外二/#5厂高变 5B 烃在线监测装置故障报警设置偏低厂高变 5B 烃在线监测装置故障报警，现场检查总烃含量 114ppm，检修检查后确认厂高变没有问题，故将烃在线监测装置报警值由100ppm 调高至 130ppm。5、低厂变和互感器序号 电厂/机组 缺陷分析1. 玉环/#1#1 机除灰渣变 B 相高压侧引出线电缆烧断，负序保护动作，变压器跳闸。事故后对#1 机除灰渣变 1A 进行了诊断试验，变压器高低压绕组绝缘电阻良好，高低压绕组各相直流电阻平衡，且与交接试验结果相比无明显变化，交流耐压试验通过。试验结果表明，变压器内部无异常。故分析变压器引出线电缆烧断的原因为引线电缆鼻子压接工艺差，接触不良，投运后一直存在发热现象，最终将电缆烧断。2. 外二/#6 6D 变压器温度无指示原因：检查发现 6D 变压器温控器的接线插座没有插上3. 玉环/公用 6kV 电压互感器 B 相绕组和低压绕组绝缘不合格6、GIS、封母、6KV 开关序号 电厂/机组 缺陷分析1 玉环/公用系统 4 煤码头 6kVB 段 PT 谐振，造成 PT 爆炸，水油灰母线 B 段失电2 邹电/#7 封闭母线漏点多7、其它序号 电厂/机组 缺陷分析1锦界/#1 机#1 机汽机 PC A 段 #5 柜 电源开关烧毁事故原因如下：1、 #1机汽机PC A段#5柜下层开关#1机械真空泵电源开关与框架之间电源侧进线相间短路是造成此次事故的直接原因。2、 但由于短路发生在开关与框架之间，开关与框架之间缝隙约2cm，且与柜后母线通过绝缘层隔离，可以排除柜内遗留物由于振动造成金属搭接及小动物进入引起短路的可能。3、 开关与框架之间有闭锁联板，该联板两侧有两支直径约8mm的弹簧，不排除该弹簧在操作中受到振动等影响脱扣弹出进入开关与框架缝隙造成短路发生的可能性。4、 开关与框架之间的闭锁联板为绝缘材料，不排除闭锁联板位于相间部分绝缘失效造成的相间短路发生。专业：热控专业1、DCS序号 电厂/机组 缺陷分析1.2007 年 4 月 30 日公用系统服务器死机，结束相关进程重新启动服务器后正常，经德国专家远程登陆系统检查发现服务器 alarm container 设置容量为 128MB，而调试过程中报警点比较多，容量已经超过 128MB（大概为 145MB）。按照德国西门子人员建议将此区域修改为 256MB 后正常。2.2007 年 5 月 20 日主要现象为各控制器与服务器通讯间断性中断，经德国专家远程登陆发现扩充 CC 进程容量为 128MB（容量不足），后扩充到 256MB 后正常。3.2007 年 6 月 13 日系统报警窗故障，且画面切换迟缓，西门子清空所有报警后系统恢复正常。西门子人员认为由于报警太多，容量超过报警存储区所致。4.准电 300MW 机组2007 年 6 月 17 日 16：40 服务器 CPU 出现间断性高负荷运行并出现死机现象,工程师站无法正常登陆、操作员站无法操作。工程师站运行时弹出 PSD 字符报警，退出操作界面缓慢。手动 MFT 后重新启动 ac、cc 进程后正常。5.2007 年 6 月 18 日 15：43 锅炉正在吹管，所有画面都出现坏点、画面无法操作（工程师站、操作站死机）后检查发现服务器 CPU 负荷为 100（服务器彻底死机），吹管停止。西门子人员认为服务器内部各进程分配需重新调整。6.2007 年 12 月 16 日早上 7：30 汽泵启动，8：20 锅炉点火，10：03 分给水泵指令突降为零，MFT 动作。原因为给水泵指令所在 DCS 控制器未打补丁。7.2007 年 12 月 23 日中午 12 点 47 分锅炉加负荷至 300MW，干湿态转换，运行人员要求西门子调试人员将给水焓设定值放置画面，西门子调试人员在线更改时导致给水波动，从 1180t/h 降至 960t/h，从干态切换至湿态，而锅炉厂有湿态最低流量限制（随工况变化），给水又从 960t/h 跳变至 1120t/h，此时 MEH 跳出远控，给水流量迅速上升，给水流量保护动作，锅炉 MFT。后查出为 MEH 内部逻辑存在问题所导致。8.2007 年 12 月 23 日下午 13 点 40 点火，晚上 20 点 24 分机组带 400MW 负荷，上汽厂 DEH 调试人员，在线修改逻辑时主汽门突然关闭，导致机组跳闸。9.08 年 1 月 12 日，机组带 300MW 负荷，机组处于干湿态切换临界点，汽水分离器水位信号大幅波动，突变至 34 米，此时压力 12MPa 左右，汽机保护动作。原因为汽机保护条件在逻辑中取点不正确所致。10.外高桥三期08 年 2 月 26 日 12 时 30 分，#7 机组 DCS 操作员站全部死机，操作没有反映，DEH 系统正常。运行人员通过 DEH 操作员站监视汽轮机的各种参数，随时准备紧急停机，经过 10 分钟后，DCS 系统恢复正常。通过和西门子厂家的交流，此次异常，是由于上层的应用总线和下层的自动化总线之间的应用服务器负荷率比较高，导致数据通讯暂时中断。11.08 年 3 月 4 日，#8 机组 26 号 AP 柜数据异常，一些模块数据没有显示，二进制变量显示 U，怀疑 26 号 AP 有问题，西门子厂家解释，可能在编译下载 LOAD S7 Connection 时被中断，重新下载后正常。12.外高桥三期08 年 3 月 10 日，#8 机组 25 号 AP 柜出现冗余故障，REDF 灯常亮。后更换主侧CPU417H 后，重起正常，11 日再次检查发现主 CPU 的 REDF 灯和副 CPU 的 REDF和 BUS2F 同时快速闪烁，闪烁频率大约 1Hz。通过和西门子厂家交流，怀疑总线不好，将检查整条总线的通讯。#8 机组的 26 号柜更换 CPU 后仍然存在问题，画面数据和实际不一致。重新下载后数据正确，但运行一段时间后又会出现数据不正确，此现象反复出现多次，此系统应该是存在一些的 BUG，调试时需要注意此类问题。13. 外高桥二期DCS 热控程序修改、编译和在线下载导致机组跳闸2004 年 6 月 19 日外二电厂#5 机组 DCS 热控程序修改、编译和在线下载试验，在下载 MUM 控制器时，发现高压和低压旁路阀门开启，且切至 D/E 方式（即停机方式），机组负荷在下降，同时给水流量设定值下降，导致锅炉 MFT。2、DEH序号 电厂/机组 缺陷分析1.DEH 卡件失灵1.004 年 6 月 3 日外二 5 号机组负荷为 500MW，运行人员发现小汽机 5A 跳闸报警，接着是发电机逆功率保护动作，机组跳闸。从 DCS 和 DEH 的事故追忆和事件记录分析，汽机跳闸的原因是 DEH 系统中负责汽机保护功能的卡件发生故障。2.一期 DEH 方面问题也很多，多次造成机组跳闸。2.外高桥二期阀位信号故障导致汽机跳闸2006 年 10 月 11 日外二电厂 5 号机 DEH 控制系统发出“高排通风门 NO CLSD”（ 高排通风门未关闭） 报警信号。10 分钟后机组 FCB 动作，负荷由 856MW 降至0MW，机组跳闸，锅炉未 MFT。根据西门子逻辑，当“高排通风门 NO CLSD” 信号报警后经过 10 分钟就发出启动装置减指令，然后控制汽机调门关闭，负荷随之迅速下降。当指令继续下降到 37% 时，汽机主汽门先导阀动作使主汽门关闭。当指令继续下降 7.5 % 汽机主汽门跳闸块动作, 机组跳闸 FCB 动作。经初步分析，认为位置开关可能设备老化导致信号感应不准确未能收到阀门关闭信号。3. 华能玉环电厂一号机组 DEH 系统故障造成1 机组跳机 1.1 机组 DEH 系统布朗硬超速单元的硬接线逻辑为“六取二”逻辑。装置包含A 回路和 B 回路，每个回路有三个通道； 装置的自检时间设定为 1 小时，A、B 回路检定时发生了重叠，满足逻辑“六取二”条件跳机。4.4.182 机由于 DEH 系统轴承温度保护两块热偶卡件同时故障造成机组跳闸。1.2 汽轮机轴承温度保护两块热偶卡件同时故障，使汽轮机1、3、6、7 轴承温度测点第 1 点、第 3 点同时坏点，满足三取二保护动作条件。2. 现有 DEH 逻辑设计把故障信号也作为三取二跳闸条件之一，这种设计不合理，易造成保护误动。3.旁路序号 电厂/机组 缺陷分析1旁路控制系统故障2005 年 1 月 6 日外二 6 号机发“高/低压旁路异常光字牌报警”，高、低压旁路状态显示为关闭，检查 CRT 上相关锅炉画面，发现再热器安全门 A 和 D 在开启状态，安全门 A 开度显示为 47，安全门 D 开度显示出错，热工检查后认为是旁路与 DCS 的通讯出现故障，发现6 机组旁路的 PLC 控制系统的 CPU 主站和从站均死机，以致造成集控室旁路操作面板与旁路 PLC 控制系统的通讯中断，旁路系统不能正常工作。2外高桥二期高旁误开2005 年 5 月外二电厂满负荷运行，高旁快开。热工检查一主汽压力变送器信号电缆损坏。在高旁控制系统中有三个主汽压力测点取平均值作为作为实际主汽压力信号，其中一点信号电缆损坏造成平均值（实际压力信号）波动，导致实际压力值大于高旁压力设定值，高旁快开。4、TSI序号 电厂/机组 缺陷分析12007 年 1 月 12 日，#2 机组#8 瓦轴振跳变，当时负荷 800MW，后用就地测振仪发现实振不大，是一种干扰信号，经过检查发现探头的延长电缆与动力电缆放在一起走的，这种干扰是动力电缆给的，将电缆改放后，现象未发生。22006 年 12 月 22 日，#2 机组#3 瓦轴振持续跳变，当时负荷 800MW，检查#3 瓦轴振测量回路发现屏蔽线未接地，接地后现象消除。32006 年 12 月 10 日，#1 机组汽机 TSI 系统故障，在软件组态检查中发现一些量程报警参数设置不对，改后故障消除。4华能玉环电厂2006 年 12 月 6 日，#1 机组汽机轴向位移没信号，经检查轴向位移探头间隙调整不对，重新调整后正常。5、其他序号 电厂/机组 缺陷分析3 逻辑内部发现量纲不一致现象。外三逻辑中就出现同一工程量，但量纲不一样，如流量信号有的地方用 t/h，有的用 kg/s，还有压力有的用 bar,有的用 MPa。量纲的混乱在运行过程中不利于运行人员的监视。4 就地侧点安装错误的现象发生过多次，如给水泵试转时，给水泵本体温度点显示偏差很大，导致启动条件不允许，调试人员检查了上层接线及 DCS 卡件工作情况均正常，最后发现就地该侧点安装位置有误。5外高桥三期设备就地安装点信号线引至保温箱或端子箱时出现不少上下标签不一致现象，校线出现紊乱，影响调试速度。6华能玉环电厂2008 年 1 月 2 日#2 炉空预器 2A 出口一次风挡板误发“关”信号，引起一次风机2A 跳闸。就地检查#2 炉空预器 2A 出口一次风挡板电缆线烧坏，现已将损坏电缆恢复，电缆套管转移到远离风道漏风处，并对#2 炉空预器 2B 出口一次风挡板做同样的处理。7外高桥二期给水流量低信号误发2005 年 2 月 23 日 5 号机发出给水流量低信号，造成 MFT 跳闸。经检查发现 5 号机的给水流量不准确，在锅炉炉前 31 米平台的给水流量变送器箱内，发现 A 变送器的正压侧接头漏，同时水漏入装在下面的 B 变送器内，造成 A 变送器信号小，B 变送器信号短路，给水流量低保护动作，机组 MFT。8 2008 年 1 月 2 日 1 机组 F 磨电机线圈温度第三测点跳变，后检查为：就地接线端子松动。紧固接线端子，温度显示正常9华能玉环电厂因出口蝶阀开位信号消失，#1B 循环水泵跳闸。1.2007 年 3 月 6 日1B 循环水泵出口蝶阀限位开关接线松动，导致阀门实际在全开状态时，发出蝶阀开位信号消失信号，延时 31 分钟后，循环水泵跳闸。2.查阅历史数据，14：26：381B 循环水泵出口液控蝶阀开位信号从“1”到“0”，机组虽然没有大屏光字牌报警信号，但机组控制系统发出1B 循环水泵出口液控蝶阀状态从“1”到“0”的系统报警，并在集控室大屏幕下方显示报警内容。运行人员没有及时发现此信号并采取有效措施，致使延时 31 分钟后1B循环水泵于 14：57：53 跳闸。专业：电气二次专业1、定值整定错误序号 电厂/机组 缺陷分析1.华能玉环/01高备变线路对侧单相重合闸时,本侧高备变差动保护误动。原因是保护定值中，高压侧绕组 1 接地项误整定为“不在保护区内”，线路单相重合闸时，产生的零序电流辐值超过差动保护最小动作值，保护误动。应该将该项定值改为“在保护区内”，在线路发生单相接地或单相重合闸时，可以滤掉零序电流，保护就不会误动作。2. 外二/#5 机空预器电动机大修，解体情况两台电机状况均不好，一台电机端盖轴承处磨损严重，一台电机线圈的转子均有发热痕迹，热继电器定值放大（40A）后已不能有效保护电机。3. 华能玉环400V 工作段零序电流保护上下级定值配合不当，段上一条负荷馈线发生接地故障时，电源进线零序保护动作切除整个工作段。1. 华能玉环华能玉环电厂发电机未设计定子匝间保护，不符合继电保护技术规程的要求。不管发电机制造厂怎么保证，仍然有发生匝间短路故障的可能和案例，匝间保护不应该取消。2. 华能玉环 400V PC 段不能并联切换，电源切换必须在该段停电后操作，给正常运行操作带来不便。现正准备整改。3. 外二/#6 机6/7 日 20:50，3kV 厂用 6B 段母线低电压继电器（BC 相）故障，付接点闭合，引起母线低电压保护动作，通过 ECS 逻辑出口跳 3kV 厂用 6B 段母线所有辅机，机组 RB 动作，负荷减至 450MW。电气检修调换 3kV 厂用 6B 段母线低电压继电器，并对 3kV 厂用 6B 段母线低电压保护回路进行了改进，将原来的（AB 相）或（BC 相）任一只低电压继电器动作就出口跳闸，改为（AB 相）和（BC 相）低电压继电器串联出口跳闸，以防止一只低电压继电器故障引起母线低电压保护误动。序号 电厂/机组 缺陷分析1. 外二/6 机 高厂变重瓦斯保护重动中间继电器动作功率小，致使运行中高厂变重瓦斯保护误动作停机。2. 外二/#6 机6A 输送转子对定子扫膛，本身保护未动作，上一级保护动作切掉整段负荷。事故扩大的原因为本电机零序 CT 容量小（1VA），故障时 CT 饱和较快，导致保护不能动作。3. 华能玉环/线路线路投产后一年，线路保护检验传动时，传保护单相出口，却跳了三相开关。经检查发现，屏后三相跳闸端子之间有连接片虚搭，为调试阶段遗留问题。说明调试期间接线不规范，并且传动试验项目不全。4. 外二/6 机2006 年 3 月 15 日，6A 凝泵差动保护动作，开关跳闸。经查记录故障波形，电机中性点侧 CT 的 A 相电流异常，电流峰值有时会变小。分析可能为 CT 二次端子松动引起的差流增大，致使差动保护误动。5.外二/#03 高备变#03 高备变复役，保护投用时，虽然将保护柜上的跳闸、故障灯和出口继电器全部复归，但是，没有发现有载调压瓦斯动作继电器掉牌继电器已动作。当一期 220kV 开关合上，开关即跳闸。分析原因是：#03 高备变检修时，有载调压开关油箱换过油，换油是用油泵对油箱注油，造成有载调压瓦斯继电器动作，#03 高备变检修结束后，检修对有载调压瓦斯继电器复归不到位，造成有载调压瓦斯继电器长动作，运行对#03 高备变复役时，没有发现有载调压瓦斯动作信号继电器掉牌，也没注意 DCS 的报警信号。6. 外二/#5 机4/14 日 23:40，监盘发现凝泵 5A 非驱动端轴承温度 10LCB11CT077 快速上升，在确认非测点故障后，立即停用凝泵 5A 交检修处理。4/15 日，凝泵 5A 电动机调备品后，在试转时过流（零秒，继电器记录电流 2500A）动作跳闸，当时现场检修人员发现电动机倒转，认为电动机电缆相序接错引起，检修将电动机一次电缆调整后，再次启动凝泵 5A，电动机过流（零秒，继电器记录电流 2500A）和差动保护相继动作跳闸。将凝泵 5A 送修理厂检查，发现电动机有一相线圈头尾线接反，造成电动机旋转磁场不平衡，过流保护动作跳闸。第二次启动凝泵 5A，差动保护动作，分析原因是一次电缆调整后，二次差动电流回路未作相应的调整，造成有二相差动保护的一二次电流不平衡，差动保护动作。修理厂将电动机接线改接和电动机轴承重新处理后，4/17 日 7:00，凝泵 5A 启动正常，恢复运行。7.华能玉环/01主变主变低压侧 PT A 相一次熔丝老化熔断，主变低压侧接地保护(零序过电压保护)动作,从而引起 1 号主变跳闸。8. 外二/#6 机#6 机柴油发电机校验过程中超频、过电压保护多次动作，后经检查，分析为过电压保护设定值漂移，校准后试开正常。但该继电器无备品，仍可能发生不正常现象。9. 外二/#6 机#6 机并网后进行厂用电自动切换时，厂用电切换报故障中断执行。后检查发现 6B 10KV 开关一根同期线松，造成同期条件不满足。10.外二/#04 高备变有载调压瓦斯继电器内部绝缘损坏，导致出口接点端子接地，同时直流系统正极发生接地，形成两点接地瓦斯保护误动作跳闸。11. 外三/#7 机2008 年 4 月 8 日外三 7 号机转子接地保护动作，发电机跳闸，FCB 成功。对转子绕组绝缘进行测试，其正极和负极的绝缘电阻为 200M，保护误动原因为检查转子绕组一点接地保护的回路接线，发现保护接线未压接好，轻拉即脱落。专业：锅炉专业1、管阀序号 电厂/机组 缺陷简要描述/分析14.北京热电/#4机组北京热电#4 机组一级左侧减温水管泄漏：减温水母管安装工艺存在问题，造成管道与流量孔板的内径不相同，管道内径为34mm，孔板内径为 32mm，焊接后出现台阶，减温水经流量孔板节流后产生涡流，对管壁产生冲刷，长时间后造成管壁减薄。2.陕西蒲电/1机组陕西华电蒲城发电有限公司1 机组主蒸汽阀门为上海电站阀门厂生产的高压闸板阀，2007 年 3 月 20 日，锅炉点炉水压试验后，甲侧主汽门无法全开，由机械人员牵头，热工人员强制开关数次，仍无法全开，最后由于电网急需负荷，锅炉点火，机组启动。3 月 24 日，1 炉甲侧主汽流量瞬间降低为 30 吨/h,紧急停炉检查发现，主汽门的闸阀门板限位脱落，卡在阀杆上部，强制开关时，造成阀杆与阀芯连接螺栓滑丝，门板脱落。陕西蒲电采购的上海电站阀门厂的主汽阀为更新换代产品，设计上存在严重缺陷，门板的限位为两个 M12 螺栓连接固定，强度不够。另外阀杆与阀芯门架采用螺栓连接，也存在强度不足，应采用焊接后整体加工工艺。厂家代表最后也承认产品存在设计安全隐患。对现场的特殊工况考虑不够。2、本体序号 电厂/机组 缺陷简要描述/分析1.三河1 机组/淮电2 机组/台电2 机组/绥电2 机组/盘山1 机组/太仓/玉环2机组1、 三河1 机组包墙过热器下联箱疏水管泄漏，插接焊口角焊缝的薄弱部位，在机组运行中出现漏汽。2、 准电2 机组尾部竖井烟道侧包墙过热器泄漏停机，焊口存在原厂家焊接裂纹，机组长时间运行导致该处包墙管鳍片焊口裂纹不断扩展，最终导致该管发生泄漏。3、 台电2 机组 2006 年 8 月 30 日 1 号炉延伸侧墙集箱预留管焊口泄漏，厂家开孔失误，这个部位的温度大约 700左右，然而 20G 的许用温度450，预留管焊缝长期过热爆管。4、 绥电#2 机组高温对流过热器内壁生成的氧化皮在一定条件下大面积脱落，造成管道堵塞，介质流速降低，环境温度高的地方因冷却不够造成长期过热爆管。5、 盘山#1 机组炉膛水吹灰投运时，水吹吹到处灰渣脱落、热阻减少、该区域管子热负荷瞬时升高，造成局部水冷壁管热负荷偏大，管道内汽水提前发生相变，导致大比热区与高热负荷区重叠，大比热区内管道的水汽比容变化，造成流动阻力增加，质量流速降低，造成传热恶化。6、 太仓#8 机组末级再热器泄漏，上海锅炉厂有限公司对异径管焊口结构设计不合理，焊接过程工艺质量控制不到位，造成焊口开裂。7、 玉环“1.19”2 锅炉三级过热器爆管，机组停运。在制造加工过程中，锅炉过热器联箱钻孔后没有进行倒角，形成“草帽形”金属刨花，运行中被蒸汽冲刷落下携带至过热器管子节流圈处，造成蒸汽流量突然降低，使管子瞬间过热产生爆管。2.准电2 机组/陕西蒲城1机组/准电2机组/上海外高桥二厂#2 机组1、 准电#2 机组尾部竖井包墙过热器泄漏停机：B 侧尾部竖井烟道中隔墙处密封板与侧包墙管未全部密封焊接，留有一条上部宽 25mm、下部宽 40mm、长 500mm 的原始安装间隙，高速烟气在此形成烟气走廊，飞灰磨损锅炉 A、B 侧中隔墙处后侧包墙过热器管，造成2 炉 B 侧尾部竖井烟道中隔墙处后侧包墙过热器联箱前数第一根过热器管壁减薄泄漏。2、 陕西蒲城发电厂1 塔式锅炉拉稀管，边管与侧墙形成烟气走廊，严重磨损水冷壁拉稀管，造成水冷壁拉稀管泄漏。3、 准电因#2 机组一级过热器泄漏申请停机处理：结构设计不合理：此种结构设计主要目的是利用省煤器出口管组将一级过热器管组拉住，在运行过程中一级过热器管与省煤器悬吊管的膨胀方向不同，省煤器悬吊管向炉下膨胀，一级过热器管组向炉前膨胀，这样悬吊管挂钩与挂钩下方水平过热管直接接触存在相对位移现象，从而产生机械磨损。2、管排晃动：因烟气的扰动，一级水平过热器管组存在一定的晃动，管排晃动过程中水平管与省煤器挂钩碰撞磨擦发生机械磨损，最终导致泄漏。4、 上海外高桥二厂2 锅炉在 B 级检修当中，检查发现长吹灰器对一级过热器悬吊管存在磨损现象，已经对磨损部位进行了加装防磨护瓦处理。3.陕西蒲城电厂/#1、#2 机组1、 陕西蒲城电厂#1#2 亚临界直流塔式锅炉标高 102.6 米，热态锅炉理论向下膨胀量 640mm，由于运行人员没有严格按照运行规程升温升压曲线操作，追求快速加减负荷，经常提高升温升压速率，使得炉墙热应力无法完全释放，导致炉墙大面积蛇行变形，最大变形量 150mm 左右，锅炉实际向下膨胀量为 460mm 左右。3、吹灰器1河北定洲发电厂/#2 机组2007 年 3 月 19 日河北定洲发电有限公司#2 锅炉开始做机组性能试验，试验措施需关闭吹灰汽源手动门，机组性能试验结束后，未恢复措施（打开吹灰汽源手动门）的情况下，便进行吹灰，造成炉膛出口#1、2 长吹灰卡在炉内。4、预热器序号 电厂/机组 缺陷简要描述/分析1. 玉环/#1 机组07 年 3 月玉环#1 机组进行燃烧调整试验前氧量及排烟温度标定工作，没有办理工作票，没有做好工作前危险源辨识，致使现场试验工作有关人员职责不清，随意操作运行设备，引起 B 空预器跳闸，1 机组 RB 动作甩 500MW 负荷。2.玉环/14 机组玉环14 机组空预器支承轴承运行时有异音，支承轴承座重新加工后异音还时存在。运行一段时间后（一般需要 2 周以上时间）异音消失，过程中未发现电机电流不正常。机组满负荷 1000MW 长时间运行后（超过 24 小时）出现异音，锅炉加强吹灰，降低进口烟气温度后情况好转。3. 外二/6 机组外二/6 机组空预器 A 在试转过程中，出现电流晃动缺陷，做锅炉动力场实验时，电流波动非常大，达 20A-38A，在中途的停机过程中进行了抢修，更换了两节围带，从围带圆周测量和磨损情况分析，围带找正过程中，由于围带自身椭圆度较大，大齿轮的起始位置与围带之间靠的太近，加上围带自身吊带结构，导致围带最突点与大齿轮产生机械冲击，围带向内侧变形，以致大齿轮和围带之间的咬合性降低。5、风机序号 电厂/机组 缺陷简要描述/分析1.玉环/14 机组玉环各机组的一次风机、送风机、引风机均出现过左右两侧风机盘面显示叶片开度一样，电流差别很大的现象，且风机出力也不一样，经分析，出现此类现象的原因是各风机在试运结束后未进行风机叶片开度的仔细检查核对，风机叶片实际开度与显示开度有偏差，尤其是1 机组引风机 A/B 电流相差很大，1000MW 负荷时，A 引风机叶片需要全部打开至无裕量（盘面显示），经重新核对时发现实际开度与盘面显示差 10 度以上。2.玉环/1、2机组玉环 1 号机组、2 号机组一次风机在连续运行 10 个月时间时均出现过风机振动瞬间跳变，X 向瞬间最大振动为 11mm/s，Y 向振动正常，经停机检查后发现进口消音器密封条有部分脱落，随进口气流撞击叶片，叶片出现不同程度损伤。3. 玉环/3 机组玉环3 机组引风机 B 静叶调杆在运行调节叶片过程中发现有松动现象。经停风机检查，发现静叶调节机构松动后，引起各静叶开度存在一定偏差，风机负荷变化进行调节时也存在相应偏差。松动原因主要是因为运行过程中调节机构处振动相对较大，引起调杆松动。4. 玉环/1 机组 玉环1 机组一次风机进行油泵切换时由于切换瞬间两台油泵并列运行，引起油压过高，两台油泵一起跳停。6、制粉系统序号 电厂/机组 缺陷简要描述/分析1 玉环/1 机组 C2 煤粉管道泄漏积粉自燃，烧坏该角油枪电磁阀线圈一个、火检预置电缆和探头一套。2 玉环/4 机组 4F 磨煤机启动过程中发生自燃，导致旋转分离器气封环变形断裂，下轴承油封严重损坏。分析：该磨在停运期间未对磨内部剩余的煤粉进行充分地吹扫，在暖磨过程中温度上升过快引起煤粉自燃。3 玉环/2 机组 2A 给煤机跳闸，检查发现皮带跑偏并受损严重。分析：原煤仓疏松机搅拌器脱落，掉至给煤机，卡住给煤机托辊，造成皮带无法转动。4 玉环/外二/一期磨煤机入口风道石子煤堆积燃烧。分析：由于磨煤机刮板室及一次风道设计上的缺陷，磨煤机入口风道容易堆积石子煤。5 玉环/外二/一期磨煤机石子煤斗石子煤着火。分析：石子煤采用干式排放方式，容易造成石子煤堆积燃烧。7、其他序号 电厂/机组 缺陷简要描述/分析1上海外高桥二厂/3、4 机组由于锅炉燃用煤与我厂燃用煤间的差异性（其设计为神木煤，后来因来煤较杂），带来了较多的问题，磨煤机的磨损大，煤粉管道弯头磨损严重，同时因煤种变化和设计原因，再热器汽温始终较正常参数低，运行中被迫将喷嘴向上倾运行，下部 A 磨不运行，这样造成 40 支喷嘴磨损严重，外二厂已对喷嘴进行了贴陶瓷、换用新型防磨材料制作喷口等改进。 专业：汽机专业1、本体序号 电厂/机组 缺陷分析15. 玉环/#3 机2008 年 1 月 12 日，#3 机液压盘车离合器故障，导致盘车失效。由于盘车离合器小轴锁母的锁紧垫松脱，在汽机 3000rpm 时锁母旋转松脱，造成小轴轴向位移过大，高速转动的小轴与低速转动的液压马达驱动轴产生摩擦，产生很多金属屑，使得离合环温度剧烈上升。金属屑进入离合环，造成离合环损坏，根本原因，是厂家组装的锁紧垫质量以及装配工艺不良引起的。16. 玉环/#3 机3 机组 5、6、8 瓦振动偏大，分别达到 122.6um、112.8um、103.2um。在机组调试期间3 机组 2、3、8 瓦振动就比较大，后经轴承座基础检查、轴瓦安装各间隙检查、中心复测、发电机平衡块调整等多项措施处理，振动降至目前水平但仍偏大。17. 玉环/#1 机低压内缸及7、8 号