呼伦贝尔公司非停事件汇编

1、非停汇编 第一篇 汽轮机侧原因伊敏发电厂-#4发电机断水保护动作跳闸一、非停经过2007年7月16日15：22，4A汽机变跳闸，比率差动光字报警，汽机PC4A段失电，4A内冷水泵跳闸，备用泵未联动，发电机断水保护动作跳闸。二、原因分析4A汽机变比率差动保护装置误动作，4A汽机变高低压侧开关跳闸，汽机PC4A段失电，4A内冷水泵跳闸，4B内冷水泵未联启，内冷水泵联锁条件之一有水箱水位正常，当4A内冷水泵跳闸时，内冷水箱水位低，没有满足联锁条件，造成发电机断水保护动作跳闸。三、暴露问题（一）汽机变比率差动保护装置存在设计缺陷。（二）内冷水泵联锁逻辑回路设计不合理。四、防范措施（一）消除保护装置存在

2、的问题，处理同类型装置存在的缺陷。（二）取消内冷水泵联锁逻辑中的液位低禁起备用泵条件。满洲里热电厂-1机组因汽轮机抽气器逆止阀弹簧及备母脱落停机一、非停经过2007年10月19日16：33，#2射水泵跳闸，#1射水泵联动成功。16：39，发现#1机射水压力突然下降，#1射水泵电流由41A下降到17A，启动#2射水泵运行仍不打水，真空由0.093MPa急剧下降至0.05MPa，紧急停止#1机运行。二、原因分析检查发现抽气器逆止阀弹簧及备母脱落，造成真空由0.093MPa急剧下降至0.05MPa，紧急停止#1机运行。三、暴露问题汽机抽气器抽空气逆止阀大修时检查并验收，未发现螺母及背帽有松动现象，螺

3、母及背帽防松脱未采取措施。四、防范措施（一）利用#2机停运时机，对抽气器逆止阀弹簧及备母进行检查，阀柄螺杆上钻横孔加横销。（二）提高检修人员的检修技能，在设备检修中及时发现设备隐患并加以消除。东海拉尔发电厂-#1机组因危急遮断器飞环泄油孔堵塞停机一、非停经过2008年1月12日-13日，东海拉尔发电厂#1机组主汽门自关，导致#1机跳闸。二、原因分析由于所有涉及到主汽门关闭的保护均未动作，且危急保安器滑阀上部密封面密封良好，以前也出现过类似不明原因的非停事件，经过分析，认为危急遮断器飞环泄油孔堵塞造成危急保安器飞环击出是造成此事件的原因。造成飞环误动的原因有：（一）油中含有杂质，堵塞泄油孔，使危

4、急遮断器飞环底部油室积油，积油在离心力作用下对飞环产生附加作用力，导致飞环击出。（二）注油管路上的阀门不严，使进入飞环底部油室的油量大于排油能力，在离心力下作用造成飞环击出。三、暴露问题（一）油质管理存在问题，油中杂质多。（二）检修人员没有注意到危急保安器可能出现此种问题，因此没有重点防范。四、防范措施（一）将该机组危急遮断器飞环底部油室泄油孔直径适当加大（由1.5增大到2.0）。（二）检查注油管路阀门是否关闭严密，减少进入飞环底部油室油量。（三）加强油质管理，减少油中杂质。根河热电公司-#5机组因末级叶片断裂停机一、非停经过2008年1月29日10：38，根河热电公司#5汽轮机在运行中突然发

5、出异常响声，同时机组剧烈振动，各瓦振动增大，请示中调同意后，值长下令停机，10：46，#5发电机解列，破坏真空紧急停机，11：05，转子静止。转子惰走时间为20分钟。经检查发现，第十二级叶片（末级）在接近叶根处断裂掉一片。经紧急抢修，将断裂叶片所对称的叶片割掉清理干净，启机机组振动正常，#5机于1月29日18：20恢复备用。二、原因分析由于该机组进行低真空改造后，排汽压力、温度均大幅度升高，末级叶片运行工况更加恶化，这是造成叶片断裂的主要原因。三、暴露问题（一）机组进行低真空改造后，配套措施不完善。（二）事故发生后，运行值班员处置不够果断，在判断是叶片断裂后仍进行请示，8分钟后才停机，延误了停

6、机时间，极易扩大事故。四、防范措施（一）尽快对该机组末级叶片进行了穿拉筋改造，以提高末级叶片的整体强度。2、加强值长培训，加强反措和应急预案学习和演练，贯彻落实好“宁停勿损”的原则，避免事故进一步扩大。扎兰屯热电厂-#5机组因调速系统卡涩停机一、非停经过2008年3月11日9：40，扎兰屯热电厂#5机组因调压器滑阀、同步器错油门、油动机活塞内有油污和不同程度的划痕，造成调速系统卡涩，机组停机。二、原因分析#5机组因调压器滑阀、同步器错油门、油动机活塞内有油污和不同程度的划痕，造成调速系统卡涩、负荷剧烈摆动而被迫停机。三、暴露问题该厂在油务管理上存在漏洞，调速油油中杂质过多。四、防范措施加强油质

7、管理，加强化学监督，当油中杂质超标时及时滤油。扎兰屯热电厂-#5机组低真空保护动作停机一、非停经过2008年5月9日12：33，#2循环泵跳闸，联动#1循环水泵启动，真空下降， #5机7605开关跳闸，真空最低值0.065MPa（DCS画面模拟量），保护定值0.061MPa（接点压力表开关量），#5机转速升到3150r/min。DCS系统显示：（1）主汽门关闭电磁铁动作。（2）主汽门关闭联跳发电机动作。（3）抽汽逆止门装置电磁铁动作，信号灯亮。汽机人员到就地检查，主汽门未关闭，机组转速3150 r/min，手动降低转速到3000 r/min，现场检查未发现异常。二、原因分析（一）循环水量不足是

8、#5机停机的主要原因。（二）在#2循环水泵跳闸后#1循环水泵联启过程中，由于循环水泵出口门关闭速度慢，#1、#2循环泵出口共用同一母管，部分循环水经#2循环泵流回吸水井，凝汽器内循环水量骤减，凝汽器真空急剧下降，经过26秒，凝汽器真空降至0.061MPa，低真空保护动作，跳发电机7605开关和关闭主汽门（自动主汽门未关闭）。三、暴露问题（一）低真空保护动作，但主汽门没有关闭，面对这一异常，运行员没有进一步查找原因，而是在主保护拒动的情况下直接并网运行，给机组的安全运行带来极大隐患（当晚停机检查后发现磁力断路油门卡涩）。说明，运行人员以及相关的管理人员执行反措不严，事故预案执行不力，事故处理能力

9、差。（二）#2循环水泵跳闸的原因至今未能查清楚，给日后运行带来隐患。（三）循环水泵出口门关闭速度太慢，大量失水造成低真空保护动作，该出口门或执行器选型错误，该阀应保证较快速的关闭并能有效防止水锤。四、防范措施(一)加强反措、运行规程的学习。(二)更换循环水泵出口门为蝶阀，并做好防水锤工作。扎兰屯热电厂-#5机组低真空保护动作跳闸一、非停经过2008年5月11日8：33，准备利用供热管道，使#4、#5机循环水出口连通，#4、#5机循环泵并列运行。准备向连通管内注水，为#4、#5机循环泵并列运行做准备。8：35，关闭热网供、回水总门，8：36，关闭热网回水至热网泵入口联箱，8：38，微开热网回水至

10、#4机凝汽器入口门,发现热网回水总门不严漏流较大，开启冲洗后关闭，漏流声减小，然后到老厂手动关闭热网回水总门。9：47，#5机#1循环泵电流181A，出口压力0.12MPa，负荷10760KW，主汽流量54.23T/H，主汽压力3.49MPa，主汽温度436。9：48，#5机#1循环水泵电流在181A113A、泵出口压力0.12MPa0.07MPa开始摆动。9：48，#5机真空由0.081KPa开始下降，9：49，降至0.062KPa，当时机组负荷9558KW，09:49,低真空保护动作，主汽门关闭，跳发电机7605油开关。9：50，恢复汽轮机转速至额定转速，检查恢复后#5发电机于9：54与系

11、统并列。9：55，#2循环泵联动运行，9:56,真空由0.091KPa骤减至0.062KPa,（当时机组负荷加至6186KW时，#1循环泵电流119A，#2循环泵电流112A，）9:56,机组低真空保护再次动作，主汽门关闭，跳发电机油开关。向水塔补水后，10:06,#5发电机与系统并列。二、原因分析（一）热网回水总门不严，循环水流到热网管道内，使冷却水塔水位降低，是#5发电机跳闸的主要原因。（二）机组跳闸后，在原因不清的情况下，急于启机，造成第二次停机，说明在运行管理上存在问题。（三）对于重大的技术操作没有制定技术方案，事故预想不到位，操作随意性大。（四）按照规定，热网停运后，应进行湿法防腐，

12、管道内应充满水，但实际上却仍能大量进水，说明热网防腐工作没有有效进行。三、暴露问题（一）运行管理落不到实处，重大操作没有预案、没有领导现场指挥、各级人员分工不明确、责任不落实、没有进行操作前的设备状态检查确认，发生异常后没有查明原因就重新启动机组，易造成重大设备损坏事故。（二）热网回水总门不严，说明在设备管理存在漏洞。（三）已经完成了湿法防腐工作，但实际上完全达不到要求，说明热网系统湿法防腐流于形式，没有真正落实。四、防范措施（一）组织人员学习运行规程、反措、事故预案。（二）按公司关于运行管理的相关文件，抓好运行管理，落实各级人员的职责，做好运行管理的各项工作。（三）高度重视热网系统的防腐工作

13、，对于无法实施湿法防腐的系统要分析原因，寻找对策。东海拉尔电厂-#4机组因#4调速汽门关闭跳闸一、非停经过 2008年6月28日20：00，#4机负荷由32.9MW突然甩至“0”，高压油动机关闭，调速汽门关闭。20：06，#4机解列停机。二、原因分析经检查，#4机高压油动机伺服阀电源接线松动虚接。三、暴露问题设备管理工作上存在漏洞，防非停措施落实不到位、检修人员责任心差。四、防范措施加强设备的日常检查、维护工作，充分利用机组迎峰避谷机会，对可能造成机组非计划停运的设备系统和重要回路进行认真检查。东海拉尔发电厂-#3汽轮机因#5轴瓦轴向振动大停机一、非停经过东海拉尔发电厂#3机组自C修做高速动平

14、衡后，#5轴瓦轴向振动为0.053mm， 2008年8月27日开始，#5轴瓦轴向振动逐渐增大到0.11mm， 2008年10月4日3：31，#5轴瓦轴向振动增大到0.178mm ，8：27，轴向振动增大到0.255mm，11：30，申请停机。经检查瓦座与台板接触面有积油，进行了全面清理。10月5日5：00分，启动#3机组，转速升到3000r/min时测#5瓦振动最大值0.029mm ，18：29，机组负荷47.5MW，#5瓦振动垂直0.024mm，水平0.025mm，轴向0.043mm。二、原因分析（一）#5轴承座与台板之间的绝缘垫过多（5层），造成即使在各个连接螺丝都拧紧的情况下，仍不能达到

15、要求的连接刚度。（二）轴承座台板及垫片内存油，在台板上和绝缘垫内积油，一方面造成基础刚性下降，另一方面由于汽轮机油浸入二次灌浆，使其强度显著降低，在振动作用下使二次灌浆松裂，二次灌浆与台板分离，使振动进一步增大。 三、暴露问题（一）未严格执行检修工艺标准，轴承座与台板之间垫片过多是当前各单位普遍存在的问题，容易造成基础刚性下降等问题，有关单位要引起高度重视。（二）设备维护不到位，在油档不甩油的情况下，台板垫片积油，说明检修和维护工作不到位。四、防范措施（一）严格按照工艺要求进行轴承座检修，控制轴承座与台板之间的垫片数量及质量。（二）加强检修和运行管理，严格控制轴承漏油，对于出现渗油的的机组要采

16、取有效措施防止油浸入轴承座。伊敏发电厂-#2机因#2主汽门门杆泄汽至除氧器管道泄漏停运一、非停经过2008年10月21日21：35，伊敏发电厂#2机在启动后因#2主汽门门杆泄汽至除氧器管道泄漏，机组停运处理，10月22日0：55，#2机组与系统并列。二、原因分析#门杆泄汽管道在每次汽门解体检修时都会割开，恢复时焊接质量差导致泄漏。三、暴露问题检修人员对门杆泄汽管道重视不够，造成修后即泄漏。四、防范措施（一）加强检修质量管理。（二）保证焊口间距离在热影响区之外，否则应该考虑更换该管段。第二篇 锅炉侧原因东海拉尔发电厂-#3机组因锅炉水冷壁泄漏停机一、非停经过2007年10月9日1：45分，东海拉

17、尔发电厂#3炉前墙密相区上部左角一根水冷壁管因磨损减薄破裂机组停运。二、原因分析（一）锅炉沿水冷壁流下的固体物料与炉内向上运动的固体物料运动方向相反，在角部产生涡旋流对水冷壁管产生冲刷，减薄到一定程度导致爆管。（二）在炉膛密相区域向下流动的固体物料浓度比较高，加重了管排的磨损。三、暴露问题（一）在炉膛密相区管排的磨损已在防护瓦上部延伸发展。（二）引风机改造后，炉负荷可达到额定工况下运行，密相区固体物料浓度高，水冷壁的磨损部位有变化。（三）在现有的条件下，对炉膛密相区管壁的磨损情况估计不足。四、防范措施（一）对炉膛密相区域的管排四角易磨损部位加扣防护瓦。（二）炉膛密相区管排磨损严重，停炉期间需对

18、密相区管排进行检查监测或进一步采用喷涂耐磨材料。（三）采用耐温耐磨浇注料进行防磨。东海拉尔发电厂-#3机组因锅炉水冷壁泄漏停机一、非停经过2008年1月3日23：10，东海拉尔发电厂#3机组因锅炉水冷壁泄漏停机。二、原因分析（一）沿水冷壁面下流的固体物料与炉内向上运动的固体物料运动方向相反，从而在密相区角部产生涡旋流对防磨瓦产生强烈冲刷，将其磨透，导致固体物料直接冲刷水冷壁管造成泄漏。（二）水冷壁加装防护瓦后，固体物料流向发生改变，在防护瓦侧边形成小涡旋流，加速了防护瓦的磨损。三、暴露问题（一）上次对锅炉水冷壁的检查、加装防护瓦在10月9日，至本次停炉运行时间不足3个月，说明锅炉密相区四角涡旋

19、流对防护瓦和水冷壁产生的冲刷非常强烈。（二）锅炉密相区四角加装的防护瓦磨损较快，此种防护方式不能满足长时间运行的要求，较短的时间就被磨穿。（三）此种加装防护瓦的方式，在局部改变了固体物料流向，造成磨损加剧。（四）水冷壁上喷涂的耐磨涂料因长时间运行已经基本被磨掉。四、防范措施（一）改变现有的防护方式，将3炉密相区四角防护瓦拆下，使用浇筑料对水冷壁进行浇筑，加强对水冷壁的防护。（二）定期进行检查，做好对炉膛内水冷壁管冲刷情况的检查检测。（三）对水冷壁管的耐磨涂料重新进行喷涂。汇流河发电厂-#4机组因锅炉水冷壁泄漏停机一、非停经过2008年1月17日17：15，汇流河发电厂#4机组因锅炉水冷壁泄漏停

20、机。二、原因分析爆断管管材长期运行，局部磨损减薄且材料本身存在原始裂纹，管子强度被严重削弱，在高温运行过程中缺陷部位产生应力集中，致使裂纹扩展、缺陷扩大而导致爆管。三、暴露问题 #4炉二级过热器磨损严重，已解除16根，本身已存在缺陷，但各级人员没有足够的重视。四、防范措施 加强锅炉防磨防爆管理，利用停机机会及时锅炉四管磨损情况。汇流河发电厂-#4机组由于汽包水位计热补偿管管座有裂纹泄漏导致停机一、非停经过2008年2月18日15：10，汇流河发电厂#4机组由于汽包水位计热补偿管管座有裂纹泄漏导致停机。二、原因分析 汽包平衡容器热补偿门管管座有裂纹为制造缺陷，在管座与表管连接变径段车削过薄，致使

21、应力集中，产生裂纹。三、暴露问题在检修过程中没有发现此缺陷，暴露出技术监督管理存在漏洞。四、防范措施利用检修机会对所有管座进行检查，消除隐患。伊敏发电厂-#3机组因#3炉后屏再热器泄漏停机一、非停经过2008年7月13日17：50， #3炉后屏再热器运行中发现有漏点，经申请中调同意，机组于21：42分停机临检。二、原因分析由于#3炉后屏再热器三根管和冷却间隔管材材质不同, 膨胀系数不同, 导致后屏再热器管道错位,致使后屏再热器第二根管与冷却间隔管之间的固定板撕开脱落,产生漏点,并吹损将冷却间隔管和后屏再热器第一根、第三根管。三、暴露问题（一）哈尔滨锅炉厂设计时再热汽管屏间材质不一样，第一根管材

22、和第二根管材分别采用SA-213TP304H和12Cr1MoV，哈锅设计时没有考虑二种材质膨胀系数不一样，造成管材膨胀受阻撕裂爆管。（二）机组检修时没有分析固定管卡脱口原因，只是人为恢复了卡口。（三）停机时没有对变形固定管卡所对应管材进行应力分析，造成管材应力损坏爆管。四、防范措施（一）对爆管的管道进行了更换，修复了损坏的固定管卡。（二）机组检修时变换固定管卡的位置，由原来布置在二根管材的固定管卡改为在同一根管道上（已完成），保证了膨胀均匀，避免由于应力损坏管道。（三）定期对固定管卡进行检查，及时处理各种缺陷，保证机组稳定运行。伊敏发电厂-#1机组因内水冷壁漏泄停机一、非停经过2008年8月1

23、9日19：38，伊敏发电厂#1机组因#1炉内隔墙乙前水冷壁漏泄，机组停运。二、原因分析内隔墙乙前水冷壁第25根管在距顶棚2米左右耆片根部出现横向断裂，第29根管在距顶棚3.5米左右出现纵向爆开，吹损第19、20、21、22、24、25、26、27、28、30、31管，此管是机组原管材，经西安热工院进行分析后认为管材爆管为长期超温造成的，25、29根管泄漏后将其它管材吹损泄漏。三、暴露问题（一）机组运行时由于没有温度监视，造成此处管材长期超温，管材由于超温变形造成爆管。（二）机组检修时对受热面管材普查不到位，造成管材超温变形未能及时发现，机组长时间运行时超过管材极限强度而发生爆管。（三）运行调节

24、监视不到位造成管材超温。机组长期运行时应及时吹灰，增强水冷壁吸热，降低锅炉火焰中心，防止内隔墙超温。四、防范措施（一）对所有管材进行更换，更换管材进行严格检验。（二）运行加强燃烧调整，控制炉膛出口温度，保证受热面不超温。（三）及时进行炉膛吹灰，保证水冷壁吸热正常，降低炉膛出口温度。（四）检修时进行受热面普查，对异常管道进行分析处理，及时更换变形超标管道，保证管道强度满足要求。第三篇 电气侧原因扎兰屯热电厂-#4发电机失磁保护动作跳闸一、非停经过2007年9月25日 ，4机、5机、6炉和7运行。2007年9月25日9：06， ECS上显示5发电机无功由2.065Mvar突增至8.95Mvar，然

25、后摆动，4发电机无功始终显示为4.1 Mvar ，5发电机有功约 9 MW，4发电机有功8MW，两台机组有功变动不大。运行人员调整4机无功无变化，调整5机组无功有摆动。9：16，4发电机跳闸。检查设备未见异常，请示调度同意，#4机组重新并网。事件发生后，公司安生部派出专业技术人员对扎兰屯热电厂#4发电机保护、控制、信号二次接线进行了检查、传动，发现#4发电机励磁调节器电源变压器二次绕组断线。并通过查看#4发电机、#5发电机、系统无功、电压历史曲线发现#4发电机当时已进相运行，最大吸收无功11Mvar,电压降低20%。二、原因分析 由于#4发电机励磁调节器电源变压器二次绕组断线，使励磁调节器退出

26、工作，#4发电机进相运行，失磁保护动作，#4发电机跳闸。三、暴露问题（一）二次图纸与现场实际接线不一致，灭磁开关联跳发电机主油开关未接线。（二）未经相关部门批准，擅自将主设备保护动作信号解除，没有严格执行继电保护和安全自动装置维护检查、传动试验制度。（三）检修人和运行人员分析、处理事故的能力薄弱。四、防范措施（一）应按规程规定加强励磁调节器电源的检查维护，发现问题及时处理。（二）加强技术管理，利用机组停运时机，按照图纸对主设备二次接线、开关等进行检查，防止接线松动、接触不良或漏接线、错误接线。（三）严格执行保护、信号投退制度，严禁随意将保护动作信号解除。严格执行保护和自动装置维护检查、传动试验

27、制度，确保完好。（四）加强运行、检修人员的技术培训，提高运行人员处理事故能力，提高检修人员检修维护技能以及专业人员分析事故的能力。满洲里热电厂-#2发电机出口组合导线接地停机一、非停经过2007年10月6 日10：19，满洲里热电厂1、#2机，2、3炉运行，有功负荷16MW。10月6 日10：19，主控室发出告警信号：2、#3电抗器C相接地和2发电机保护装置发出3Uo接地信号，同时ECS画面2发电机Uc电压降低。10：22，2、#3电抗器退出运行，6KV、段倒为备用变压器上运行，2、#3电抗器C相接地信号消失。电气检修人员及时到现场对系统进行检查，2发电机3Uo接地信号未消失，经检查2发电机3

28、Uo接地信号端子电压为50V，检查2发电机PT电压，发现发电机PT C相电源对地电压均为零，线电压为100V，检查2发电机PT一次保险未发现熔断现象，在运行人员检查过程中发现2发电机出线瓷瓶上挂有细铁线，11：10，在做好安全措施情况下取下细铁线，2发电机PT电压恢复正常，同时2发电机保护装置3Uo接地信号仍未消除，ECS画面显示2发电机三相电压波动较大，11：12，2发电机Ub Uc两相电压波动，同时频率也开始在47Hz到50.4Hz之间变化，装置发出测频异常信号，机组转速、振动、声音均正常。12：08，将2发电机解列停机，进行全面检查。检查2发电机PT保险均未熔断，清扫母线桥、PT小间绝缘

29、子和PT，未发现有放电迹象，测试2发电机定子绝缘和2、#3电抗器绝缘均合格。10月6 日14：35，2发电机并网，3Uo接地信号和测频异常信号没再发出，检查3Uo接地信号端子，电压正常。 二原因分析（一）汽机间上部有一路汽机热网母管，在进行保温时留下部分垃圾，造成细铁线掉在#2发电机出线组合导线瓷瓶上并造成接地。（二）接地消除后2发电机发生铁磁谐振。三、暴露问题（一）基建文明施工管理不严不细，厂房上部施工垃圾物清理不及时，对运行机组构成严重威胁。（二）生产部门及管理人员针对发生发电机电磁谐振故障处理经验不足，相关预防及应对措施准备不充分。（三）生产管理人员、运行人员巡回检查不到位，安全意识差。

30、（四）责任单位对运行时钟管理不到位，事故时间与实际对不上，造成事故分析困难。四、防范措施（一）彻底清除各层屋面上部杂物，加强各级人员安全培训，提高员工安全意识，增强工作责任心。（二）做好处理发电机铁磁谐振故障相关措施和备品材料。（三）提高电气人员处理发电机铁磁谐振能力，加强技术培训。（四）将全厂运行时间统一校准。灵泉电厂-#3机组因锅炉送风机电机烧损停机一、非停经过2007年10月8日，灵泉电厂#3锅炉正常运行。2007年10月8日7：00，锅炉零米运行值班员巡检时发现#3炉送风机电动机冒烟，立即按电动机事故按钮，停止电动机运行。电动机解体后，发现线棒端部有两处对固定环放电。二、原因分析 由于

31、电动机为1991年投入运行，运行时间较长，同时由于电网运行方式原因，机组迎峰避谷，电动机启动频繁，使电动机绝缘老化严重。三、暴露问题（一）电动机投运时间长，绝缘老化。（二）电动机日常管理维护不到位。（三）重要备用设备没有达到备用条件。四、防范措施（一）加强电动机的维护管理，确保重要设备完好。（二）在全厂电动机投运时间较长和启动频繁的情况下，应缩短电动机维护和试验周期。（三）加强备品备件的管理，尤其要保证重要备用设备完好。扎兰屯热电厂-4发电机因出口刀闸短路跳闸一、非停经过2007年10月9日，扎兰屯热电厂#4机、#5机、#6炉、#8炉运行。10月9日23：48，运行中的#4主变、#4发电机跳闸

32、，#4汽轮机自动主汽门关闭，高备变、低备变自投成功，#2、#3电抗器7665、7666开关跳闸，控制室发来“#4主变差动保护动作”和“#4发电机接地”光字牌。检查发现#4主变差动保护动作、#4发电机接地保护发信号、#4发电机7604-6刀闸三相动、静触头有不同程度的电弧烧痕、7604-6刀闸A、B相销钉螺栓烧熔。10月10日6：48，7604-6刀闸处理完毕，#4机组与系统并列。二、原因分析 #4发电机7604-6刀闸A相由于松动，造成动、静结合面接触电阻增大并出现过热，最终引发相间弧光短路，使#4主变差动保护动作。三、暴露问题（一）运行管理松懈，责任心差，巡视检查不到位。（二）检修管理不到位

33、，检修责任制没有得到落实。（三）检修人员在定期维护和检修时没有对设备进行认真检查，隐患发现和处理不及时，致使7604-6刀闸长时间处于超温状态，最终造成事故扩大。四、防范措施（一）在#4、#5发电机出口小间增设测温平台，对重点电气设备进行红外线测温。（二）加强运行管理，采取科学有效的运行监管措施，促进运行人员设备巡视检查、操作调整等责任的落实。（三）加强检修管理，落实检修人员日常维护、定期检查和设备检修责任，确保修后设备完好。（四）落实各级安全检查责任，形成安全管理由计划、布置、检查、总结到考核的闭环高效管理模式。（五）开展设备系统安全隐患排查活动，查找消除各类缺陷和隐患，防止类似事件再次发生

34、。灵泉电厂-#4机组因发电机转子匝间短路停机一、非停经过2007年11月25日，灵泉电厂#4机五瓦振动值增大：当负荷为11MW时，垂直60m，水平71m，轴向60m，经一周的观察发现振动值不断增长，最大发展为：当负荷为23MW时，垂直84m，水平131m，轴向104m；当负荷为15MW时，垂直86m，水平154m，轴向62m 。12月14日至17日，灵泉电厂联系武汉汽轮机厂专业人员利用机组避谷机会对#4机找动平衡，经多次动平衡试验后，仅将水平、垂直振动降到35m以内，但轴向振动增加到140m。12月18日公司生产部会同灵泉电厂，对振动情况、发电机转子试验数据进行了研究分析，发现振幅与励磁电流成

35、线性关系变化，对比11月25日前后在发电机有功、电压相同工况点励磁电流增加15-20A，由此初步判断振动原因是发电机转子匝间短路引起。19日15时将#4发电机转子抽出，扒护环检查发现：发电机转子汽侧、励侧端部线棒绝缘均有破损(部分扁铜线已裸露)，尤其上三层线棒匝间绝缘破损较为严重，两侧线棒一、二层间有多处短路点，转子端部线圈部分变形。二、原因分析发电机运行时间较长(1985年投产至今)，绝缘老化；发电机长期承担电网调峰任务，机组启停频繁，发电机转子线圈在交变热应力和电动力的作用下，加剧了转子线圈匝间绝缘磨损和线圈的变形。三、暴露问题（一）#4机五瓦振动情况汇报不准确，造成振动原因判断不清楚。（

36、二）没有执行防止电力生产重大事故的二十五项重点要求中防止转子匝间短路的措施： 调峰运行的发电机，应在停机过程和大修中分别进行动态、静态匝间短路试验，有条件的可加装转子绕组动态匝间短路在线监测装置，以便及早发现异常。灵泉电厂#3、#4机组经常迎峰避谷，没有定期对发电机转子进行动态试验。（三）主设备历史试验数据的保存管理不到位，试验数据的记录没有可追溯性。四、防范措施（一）所属各电厂(尤其是机组运行时间较长的电厂)要利用机组调峰停运的机会，进行发电机转子静态交流阻抗和不同转速下的交流阻抗试验，测量绝缘电阻、直流电阻，并与历史试验数据进行比较。（二）所属各电厂利用机组检修时间，对发电机转子进行试验，

37、必要时利用单开口变压器法、波形探测法对转子进行试验，并对试验数据进行认真的分析。（三）加强运行管理，高度重视运行分析工作，对机组运行参数的变化，要及时进行分析，查找原因。（四）加强对主设备历史试验数据的保存管理，试验数据的记录要有可追溯性。（五）各单位要以此为戒，举一反三，充分认识到技术监督工作对安全生产的支持作用，全面加强技术监督工作，尤其是金属、化学、绝缘的监督工作，对于自身无法完成的技术监督项目要依托电科院的技术手段。海拉尔热电厂-#1发电机过流保护动作跳闸一、非停经过2008年4月18日5：15，海拉尔热电厂#1发电机过流保护动作跳闸。二、原因分析因#1炉甲磨煤机电机发生单相接地故障后

38、，产生铁磁谐振，造成#1发电机测量PT三相一次保险熔断，电压接点闭合，使复合电压过流保护失去电压闭锁。备用电源3651开关合闸时，由于6KVI段存在单相接地，使非故障相对地电压升高1.732倍，与备用电源的正常电压进行合环，产生很大的环流，加上发电机原有负荷电流，使#1发电机复合电压过流保护动作，主油开关、灭磁开关、厂用分支开关跳闸。三、暴露问题（一）运行人员事故处理能力差，在“#1发电机强励回路断线”、“定子接地”、“发电机PT断线”光字牌发出后，未及时对#1发电机PT保险进行检查更换，造成#1发电机有功、无功功率失去监视。（二）#1发电机有功、无功功率失去监视后，电气运行人员在不了解发电机

39、运行工况的情况下，盲目加负荷，造成#1发电机过负荷。（三）#1发电机过流保护动作后，运行人员不能提供当时发电机的准确运行参数，给分析原因造成很大困难。（四）“6KV I段接地”、 “6KV 配电装置故障”信号失灵，无法准确判断故障点位置。（五）运行人员在甲磨煤机电机跳闸后，没有立即启动备用磨煤机，而是强启故障磨煤机，造成故障扩大。四、防范措施（一）加强运行人员的培训，提高运行人员处理事故的能力。（二）加强电气系统事故、预报信号的维护检查，确保事故、预报信号完好。（三）对运行时间较长的电气设备要加强检查试验，必要时缩短试验周期。（四）发生设备异常或事故后，应严格按照运行规程操作，同时应迅速查明事

40、故原因。东海拉尔发电厂-#3机组励磁机扫膛停机一、非停经过2008年5月24日5：04，东海拉尔发电厂#3发电机组运行中各瓦振动缓慢上升，运行人员到现场检查，发现#3励磁机有异音，#5瓦处有油渗出且冒烟.5月24日5：08，主控发出“#3发电机转子回路一点接地”信号，#3发电机无功负荷由8Mvar降至-3Mvar，有功负荷急剧下降，运行人员紧急打闸停机。停机后检查发现：#3机5瓦下瓦脱出，5瓦4条连接螺栓断裂，瓦盖与瓦座连接螺栓脱出，地脚螺栓松动；励磁机静子磁极有两个脱落，其它六个磁极线圈全部损坏，转子电枢绕组全部烧损，转子铁芯烧损、刮磨严重。二、原因分析 由于励磁机静子磁极的固定螺栓（M18

41、）有一个断裂，静子磁极松动，与转子发生摩擦，造成励磁机扫膛、损坏。三、暴露问题励磁机制造厂家使用的磁极固定螺栓不合适，原设计为M20的螺栓，而实际使用的螺栓为M18，强度降低，最终导致该螺栓断裂。四、防范措施（一）利用#4机组停运时机，检查#4励磁机静子磁极的固定螺栓是否存在同样的问题。（二）检修时应对励磁机静子磁极、联轴器等与高速旋转部件相关的固定、连接螺栓检验，检验合格后方可使用。伊敏发电厂-#3发电机漏氢停机一、非停经过2008年8月11日9：30，3发电机在运行中突然发现漏氢严重，氢压下降速度快4KPa/h，经检查内冷水箱内含氢量严重超标。8月11日12:54，#3机组停运。8月12日

42、对内冷水系统查漏，发现#3发电机汽端出水管处波纹补偿器泄漏严重，检查发现波纹管与法兰焊接处有一长约50mm的裂纹。将#4发电机膨胀节拆下安装在#3发电机上。8月14日4：25， #3机组并网，16：00，发现#3发电机氢压下降很快，检查内冷水箱内含氢量严重超标。8月14日19：40， #3机组停运。8月15日对内冷水系统查漏，发现#3发电机汽端出水管处波纹补偿器泄漏严重，检查发现波纹管与法兰焊接处有一长约80mm的裂纹。二、原因分析内冷水管波纹补偿器存在质量问题，一是原有的波纹补偿器与哈电机厂提供的备件焊接工艺不同，焊接工艺不符合GB/T12777-1999要求；二是波纹补偿器安装尺寸偏差大，

43、最大张口偏差为16mm，使波纹补偿器受力不均，在这两个因素的同时作用下导致波纹补偿器泄漏。三、暴露问题（一）哈尔滨电机厂采购波纹补偿器时，对波纹补偿器的产品质量未认真验收。（二）波纹补偿器安装法兰错口、张口工艺粗糙，造成波纹补偿器安装尺寸偏差大，最大张口偏差为16mm。四、防范措施（一）联系哈电机厂提供合格的备件将#3机汽、励两端波纹补偿器全部更换，安装时认真调整间距使应力作用在波纹补偿器中间位置，保证密封及绝缘，防止运行中再次出现泄漏现象。#4发电机停机时全部更换波纹补偿器。（二）认真与厂家核实波纹补偿器安装要求，#3、#4机组检修时对安装法兰错口、张口进行整改处理。（三）在发电机内冷水出、

44、进管道上加装压力表，以便监视压力变化情况。（四）运行中对内冷水管路及机壳振动进行测量，同时对内冷水电导率及内冷水箱内含氢量等数据的监测，并制定发电机内冷水系统运行措施。（五）机组启动前严格按发电机定子线棒反冲洗规定进行冲洗。防止发电机线棒发生铜沉积，威胁机组安全运行。东海拉尔发电厂-#3机组励磁机转子电枢绕组击穿跳闸一、非停经过2008年10月24日4：47，值长接到#3机班长电话通知“#3机转速已到2500转/分”，值长通知电气班长进行并机操作，电气运行人员检查发电机、变压器及有关回路的信号和控制直流电源已投入，4：49，在班长监护下，操作人员合上#3发电机灭磁开关，检查#3发电机定子电压约

45、为600V，将#3发电机励磁调节器电源由自励切换到他励进行升压，此时#3发电机电压突升至2.06KV，#3发电机过电压保护动作、#3发电机灭磁开关跳闸、#3发电机2903开关跳闸（用#3主变高压侧开关并列），同时#3发电机一点接地报警信号来牌。解体检查#3发电机励磁机，发现励磁机转子电枢绕组烧损，对地绝缘为零。 二、原因分析 由于#3发电机励磁调节器调节特性差，发电机在升压过程中，励磁机电压突升，造成励磁机转子电枢绕组烧损。三、暴露问题（一）没有严格执行运行规程，在汽轮机转速还未达到3000转/分时，值长就发出并机操作命令。（二）运行管理不到位，对于发电机励磁调节器的操作步骤没有统一的标准。（

46、三）#3、#4发电机出口断路器由于产品质量原因，无法进行正常的发电机并列操作，目前发电机并列主要是用主变高压侧开关操作。四、防范措施（一）加强运行管理，严格执行运行规程，对发电机励磁调节器的操作步骤要进行统一、规范，并在运行规程中明确规定。（二）对#3、#4发电机的励磁调节器、出口断路器进行更换。第四篇 热工侧原因伊敏发电厂-#4机组因锅炉全炉膛灭火保护动作跳闸一、非停经过2008年3月29日4：11，伊敏发电厂#4机组因21HCU机柜电源箱底板故障，造成机柜控制器模块故障，造成全炉膛灭火保护动作停机。二、原因分析#4机组#21HCU机柜电源箱底板故障（此电源箱控制#5、#6、#7、#8角火焰

47、检测状态），造成机柜控制器模块故障。当电源自动恢复时，模块初始化，#5、#6、#7、#8角火焰检测状态由“1”（有火）变为“0”（无火），全炉膛灭火保护MFT动作（8取6）。三、暴露问题（一）热工专业人员对新投机组专业技术知识掌握不够，对于新投机组DCS控制逻辑研究、分析不够，没有发现隐患，人员的专业技术水平亟待提高。（二）DCS控制系统HCU控制柜电源设计不合理，存在安全隐患。（三）热工专业日常维护还停留在表面上，对设备的掌握不全面、不深入。四、防范措施（一）对#4机组#21HCU机柜内电源箱进行更换，对#3机组的机柜电源箱底板进行检查。（二）加强检修人员的专业技术培训（包括理论知识与实际操

48、作），尤其是加强新机组的专业技术培训，进一步提高检修人员的专业技术水平和实际操作水平。伊敏发电厂-#4机组因汽机主控操作站故障跳闸一、非停经过2008年4月25日15：56，热工专业在处理#1、6操作员站离线故障过程中， #4机组#3、#4高调门运行中突然关闭。15：59，#4机组#1、#2高调门关闭，汽包水位低保护动作，锅炉MFT，机组跳闸。二、原因分析热工人员在处理#6操作员站离线故障，导入标签数据库，再次启动#6操作员站时，因“汽机主控操作站”故障产生错误指令，造成汽机高调门突关，汽动给水泵出力降低，汽包水位急剧下降，导致锅炉汽包水位低保护动作。三、暴露问题（一）二期机组DCS控制系统不

49、完善，#6操作员站数据源设置不合理，设备可靠性差。（二）热工专业技术管理薄弱，防机组非停工作没有落实到位。（三）专业技术培训工作滞后，不能够满足企业日益发展的需要。四、防范措施（一）认真研究操作员站经常离线故障的原因，制定切实可行的解决方案。（二）进一步咨询厂家，确认#6操作员站再次启动时发生错误指令的原因，制定相应的防范措施，杜绝类似事件再次发生。（三）加强专业人员的技术培训工作，努力提高专业技术人员尤其是重要生产岗位人员的技术水平，为机组安全稳定运行奠定基础。 扎兰屯热电厂-#5机因主汽门关闭行程开关故障跳闸一、非停经过2008年10月2日7：45，扎兰屯热电厂#5机发出“自动主汽门关闭”

50、信号，#5发电机7605开关跳闸，#5发电机负荷降至零，值班人员检查#5发电机各保护均正常，无保护动作，#5机转速升至3170r/min，就地检查自动主汽门未关闭，经检查为#5机自动主汽门行程开关故障，误发主汽门关闭信号联跳#5发电机7605开关，经处理，#5机于8：47并网。二、原因分析自动主汽门关闭信号行程开关（型号为LX19K）由于弹簧支架损坏，使动、静触点闭合误发“自动主汽门关闭”信号，联跳发电机7605开关，汽轮发电机组与系统解列。三、暴露问题此次事件暴露出扎兰屯热电厂在设备管理工作上存在漏洞，防非停措施落实不到位，检修人员责任心差。四、防范措施（一）认真吸取此次事故教训，对重要设备

51、应定期检查和校验。（二）加强设备可靠性的管理，对所有设备进行分级管理，对重要设备定期进行检修、维护。（三）进一步完善和落实各类事故预案，防止类似事件再次发生。（四）要求各单位检查轴向位移保护装置使用情况，尤其是变送器安装在前箱接线盒的单位，要进行“使用温度”测试，对于使用环境温度超过40的要采取隔热措施或利用机组停运机会重新选择合适位置安装变送器，避开前箱高温区域。（五）利用机组停运机会对变送器进行温度漂移试验，对传感器探头进行温度漂移试验。根河热电公司-5机组因轴向位移保护装置误动跳闸一、非停经过10月24日11：45，#5机轴向位移发出报警信号，轴向位移保护动作（报警值：1.0mm、动作值

52、：1.2mm），轴向位移显示值为2.0mm，汽机主汽门关闭。运行人员迅速旋紧主汽门手轮，对机组进行检查确认正常后，退出轴向位移保护，11：47，开启主汽门冲转，主汽门的开度仅能维持机组负荷为3MW时的进汽量。11：55，#6机暖管，12：38，#6机组并入系统，12：41，#5汽轮机打闸解列。10月25日19：04，#5机与系统并列。二、原因分析对轴向位移变送器进行了温漂试验，发现050时，位移量变化为0.3mm，50-65时，位移量达到0.5mm。位移变送器存在老化现象，输出不成线性。解体检查主汽门 发现预起阀定位杆有毛刺，经分析是主汽门瞬间关闭引起，经对预起阀定位杆进行打磨后回装。 三、暴

53、露问题（一）热工保护装置定期检验测试漏项，没有及时发现保护装置存在的隐患。（二）检修维护管理工作不到位，检修人员责任心差。（三）在未查清轴向位移保护动作原因的情况下，即重新启动机组，极易造成重大设备损坏事故，安全管理存在漏洞，未能严格执行反措要求。四、防范措施（一）加强机组重要热工仪表、元件的定期校验，进一步完善试验手段、方法，确保热工保护和装置安全可靠。（二）落实责任，认真排查可能造成机组非计划停运事件的各类隐患，制定措施，努力减少因管理、监督和日常检查维护不到位造成的机组非停。（三）为防止事故扩大，在故障原因未彻底查清之前严禁将主保护和安全装置解除，严禁盲目和随意启动故障设备，坚决杜绝违章

54、指挥。 第五篇 人为原因伊敏发电厂-#4机组因锅炉全炉膛灭火保护动作跳闸一、非停经过2008年2月26日2：26，因4A引风机振动大，停风机检修过程中对入口导叶进行传动，4B引风机入口导叶投入自动，在开启4A引风机入口导叶过程中，4B引风机入口导叶联关，导致锅炉正压，锅炉全炉膛灭火保护动作机组跳闸。二、原因分析传动4A引风机入口静叶时安全措施不到位，没有将锅炉炉膛负压自动调节解除。三、暴露问题（一）日常培训不到位，造成部分运行人员对新投运机组的专业技术知识掌握不够。（二）日常安全管理存在漏洞，部分人员安全意识淡薄。四、防范措施（一）加强运行人员技术培训，尤其是新上岗人员、新机组人员的专业技术培

55、训，进一步提高运行人员的专业技术水平和实际操作水平，确保运行人员的安全技术素质满足安全生产需要。（二）严格执行规章制度，强化日常安全管理，相关管理人员要加大规章制度执行情况的监督检查和考核力度，确保规程、制度和规定执行到位。东海拉尔发电厂-#3机组低真空保护动作跳闸一、非停经过2008年10月1日17：00，东海拉尔发电厂#3机组负荷34MW左右（额定功率50MW），主汽压力8.78MPa，主汽温度510，真空值-0.087MPa。17：51，#3机凝汽器热井水位超过最高报警水位（最高报警水位1.2m），真空降低至-0.063MPa，低真空保护动作（低真空保护动作值-0.063MPa），自动主

56、汽门关闭，机组跳闸。18：05，#3机组重新并网运行。二、原因分析由于监盘人员疏忽，没有及时调整水位，致使凝汽器热井满水，造成低真空保护动作，机组跳闸停运。三、暴露问题（一）运行人员水平低下，操作技能差，运行人员培训亟待加强。（二）该厂在运行管理上存在较大漏洞，在事故原因没有查清时急于恢复机组运行，极易造成重大设备损坏事故。（三）现场出现故障时，生产指挥较为混乱，极易造成次生事故。（四）未能严格执行反措要求，运行人员发现机组低真空后解除了低真空保护，但是没有来得及，否则后果不堪设想；另外机组先解列后打闸停机，极易造成汽轮机飞车事故。四、防范措施（一）加强运行人员专业技术培训，提高人员技术水平。（二）加强运行管理，严格执行规程反措规定和要求，严格执行事故处理四不放过原则。东海拉尔发电厂#4机组跳闸事件一、非停经过10月1日17：50，#4机负荷37MW（额定功率50MW），主汽压力8.77MPa，主汽温度512，真空值-0.090MPa。17：53（在#3机组跳闸两分