电厂调试运行过程中典型事故防范措施

1、收集其它电厂调试运行、运营过程中典型问题及预防措施鉴于新建同类型机组在调试运行、 运营过程中各种问题和事故的发生， 严重威胁了新建机组安全稳定运行， 为充分 吸取经验教训，举一反三，避免同类型事件的发生，确保公司2017年机组双投，并实现机组投产稳定，投产即达标的目标。为此，生产准备部根据生产实际需要，收集了大量当前超临界机组的生产调试和实际运营的相关资料，认真收集整 理了新建或投产超临界机组在调试运营中出现的问题，总结了国内外同类型机组和设备在生产和调试运营过程中的经验 教训，完成了火电机组事故汇编的编写工作，确定了我公司的预防措施，为在理论上最大限度的避免同类型事故的发生 奠定了基础，也为

2、我公司两台 660MW机组顺利接产投运打下了坚实的基础。现按专业将其它电厂调试运行、运营过程 中典型问题及预防措施汇总如下：汽机专业序号兄弟电厂典型事件及经验简介原因简析公司预防措施相关责任 部门备注1.某厂由于对除氧器就地水位监视不到位且调试措 施危险点分析不全，导致 #1机除氧器满水超压事 件。1）水位远控监视没有投入， 现场就地水位监视人员不到 位；2）除氧器水位调节门和再循 环门不能可靠调节；3）安装单位的调试方案可操a. 高度重视各设备试运工作，协助安装、调试单 位做好试运风险评估，避免人身和设备异常事件。b. 加强现场安全技术检查和风险评估及控制。c. 加强现场试运工作的协调和指导

3、。工程设备部、生产准备部吹管前序号兄弟电厂典型事件及经验简介原因简析公司预防措施相关责任 部门备注作性不咼，在控制、调整设备 未完善的情况下进行设备试 运，人身和设备事故的风险 高。d. 加强运行人员的监盘力度，提高监盘水平。e. 确保除氧器水位能够可靠投入远控监视，必 要时现场派人监视水位，做好与集控室操作人员 的密切联系2.凝结水补水泵叶轮偏大， 造成启动后电流大， 后将 泵更换后正常。设计制造及设备选型不匹配加强对所有水泵单体调试的质量监督和试运监 视，发现问题尽早处理工程设备部、生产准备部启动前3.凝结水泵出口门电动门开启力矩过大，开启困难。 造成换过电动头后带压开关正常。凝结水泵P-

4、Q曲线陡，电动门 的电动头选型及配置容量较 小（我公司A凝泵已投运不会 存在此冋题）加强对所有电动门单体调试的质量监督，认真检查电动门开启情况，发现问题尽早处理工程设备部、生产准备部启动前4.当过热器出口升至额定压力时，电泵转速升至 5076rmin ,电泵自由端轴承振动增大至87Um 已超出了电泵振动的最大允许范围。电泵转速在大于520OrPm后，非驱动端振动咼于80 Um ,联系厂家检查确认。设备质量及安装质量问题1、在转动设备安装过程中抓好中心找正及设 备基础安装的各项指标， 加强对设备单体调 试的质量监督2、 在转动设备单体调试过程中， 要加强对设备 振动、轴温等重点参数的监视工程设备

5、部、生产准备部启动时5.EH油质滤油时间太长，油质一直不合格。EH油的滤油工作已进行了近三个月，从进入EH油系统滤油也近50天，而油质一直不合格，严重影响了机 组的启动。a、系统女装质量差，系统内 部杂质太多。b滤油流量不够，不能满足 要求。长时间采用单泵单滤油 机运行，系统中油流速降低， 携带杂质能力差，滤油效果不1、和监理一起加强现场油系统施工的质量监督，抓好管道及设备安装质量，控制好管道 清洁度， 管道在使用前用烝汽吹扫，在安 装过程中及时封口且用氩弧焊；2、对油动机安装前提前用滤油机冲洗；3、准备大流量高效滤油；工程设备部启动前序号兄弟电厂典型事件及经验简介原因简析公司预防措施相关责任

6、 部门备注明显。6.汽机润滑油交、直流油泵联锁试验，在交流油泵跳 闸，直流油泵联启后，电流只有40A （正常运行为240A）, 50S后，电流和压力才能升至正常值。期 间润滑油断油，盘车跳闸。1）电机相序接反；2）控制回路和保护连锁回 路设计存在漏洞；3）润滑油系统设计存在问 题，油压建立缓慢1、电机试转转向正确；2、控制和保护回路、保护定值准确；3、油系统无渗漏，系统无不合理分流，设计合 理；4、按照反措要求查找系统设计上的问题，确保故障情况下润滑油系统压力正常；5、加强运行监视，做好事故预想，防止断油事 故。工程设备部、 生产准备部启动前7.在进行DEH调试时，发现空气引导阀压缩空气管路

7、未接。1）空气引导阀在薄膜阀的 后面，位置比较隐蔽，而 且设计院没有给出压缩 空气的布置图，厂家图纸 也没有画出压缩空气管 道；2）暴露出工程协调及安装 监督不到位1、检查个各气动执行机构和气动门本体过滤 减压阀、放大器、定位器。2、对气动执行机构和气动门的气源管路进行 全面检查试验，确保供气到位，了解阀门位置。热控启动前8.主汽门及中联门关闭试验时间略超标。主汽门及中联门关闭试验时间分别为390毫秒和516毫秒，大于规程规定的 300毫秒。汽轮机代表经与厂内确 认，认为该试验值可以满足要求，并于30日传真确认。设备生产质量问题1）加强设备监造和现场安装质量监督；2） 加强调试过程中的质量监督

8、和验收工作，严 格各项技术指标，并根据情况做好防止超速 的事故预想。汽机、生产准 备部启动前9.除氧器上水调节门及管道振动太大，造成密圭寸圈破坏，调门损坏。从#2机拆过来更换，调整支吊架 后振动减小。但过了一段时间后，振动问题重新出此问题为典型的设计问题，管 道设计过长、弯道过多、支撑 设计不当以及固定紧固不合1、工程设备部和生产准备部尽早在除氧器上 水调试时发现问题， 有类似管道振动的现象 及时联系设计院和相关部门解决；启动前序号兄弟电厂典型事件及经验简介原因简析公司预防措施相关责任 部门备注现，造成该调门压缩空气管道多次振脱落，调门突关，阀门再次损坏，后将该调门压缩空气管路拆除， 改为就地

9、手动调节，用除氧器溢放水配合调整除氧 器水位。凝结水系统中的再循环调节门处也存在振 动过大，发生振断取样管现象。格、共振等均可能导致管系振 动2、 生产准备部做好事故预想，如果出现类似问 题，如何能完成系统上水，并保证在缺陷消 除前机组能够安全运行；3、加强设备单体调试和系统试运时的质量监 督和验收，严格把关。10.氢气泄露，氢纯度降低较快。发电机气体置换合格 后，将氢压有继续下降趋势。由于零星消缺项目正在进行，电、火焊不断，造成了潜在的危险。这个 问题一直没有得到解决。1）施工质量问题；2）在气密性试验过程中把 关不严。1）严格施工质量监督，质检过程中注意安装工 乙质量 ；2）气密性试验过程

10、中要严格把关，认真检查漏点及时处理，监督好气密试验各项指标。3）发电机充氢后，加强监视，严格动火工作制 度，做好危险点分析和事故预想。工程设备部、生产准备部启动前11.凝汽器真空低。汽机冲转前，凝汽器真空低（三台 泵运行，最高抽至 61kPa）,影响了机组的启动。 后检查真空系统，发现真空低压力测量管道及低旁 后处，多个未安装真空表的二次门未关。后因消缺， 停真空系统，发现A侧热井放水门内漏严重， 将该 门加堵板，再次启动抽真空，真空基本正常。1）系统检查不仔细，阀门泄 漏严重；2）凝汽器注水检漏不彻底， 查漏不细致。1）在凝汽器注水检漏过程中要认真检查系统，检查所有真空系统表计及二次门，确保

11、状态正确。2）对热井放水门要着重检查，防止内漏生产准备部凝汽器 注水检 漏时12.高排通风阀压缩空气管路未接。在进行咼排通风阀试验时，不能开关。该阀压缩空 气未接，后接入临时压缩空气管道，进行手动开关合格（后来高排通风阀的控制系统设备安装完毕， 但考虑到临时气源切换为正式气源时，阀门调试时将造成跳机，安排在停机时进行切换）。1）未设计仪用气管路，工程 协调及安装监督不到位；2）在单体调试和分系统调 试时，把关不严，到使用 时，才发现问题，影响了 机组的启动。1、在单体调试中严格把关， 发现问题及时汇报 并监督整改，工程完工后质量验收后才能进 入调试阶段。2、在整个调试过程中，针对电动门、气动门

12、未 接线、接错线、气源未接、气源接口错等事 件要专门督察，在单体调试和分系统调试 时，严格跟踪监督把关，落实到人，确保单 体调试正确工程设备部启动前13.并网前发现调速级压力P1和高排出口压力P2之比小于1.7 ,说明高压缸进汽量不足，一旦并网，机高排逆止门不严，设备质量问 题1）高排逆止门严密性是保证机组跳闸后不发生 工质倒流、汽轮机超速的重要反措手段。必须抓生产准备部启动前序号兄弟电厂典型事件及经验简介原因简析公司预防措施相关责任 部门备注组逻辑将直接发出汽轮机跳闸指令。经检查怀疑高排逆止门不严，联系厂家确认处理。好设备监造，要求施工单位对安装阀门严格作水 压试验2）加强运行参数的监视，及

13、时发现问题，并做 好防进水和超速的事故预想。14.汽机挂闸后，中压主汽门无法开启，经处理后打开。 后来# 1机挂闸时又发生# 1机左侧中压主汽门开 不到位缺陷。初步分析为电磁阀卡涩或热 工信号问题1）安装过程抓好EH油系统清洁度，油循环时抓 好油质监督、滤油效果和方式；2）单体调试中注意控制信号的输入及反馈；3）加强运行监视做好阀门卡涩和防超速的事故 预想。工程设备部启动前15.低压缸A侧排汽温达155 C ,打闸停机，经三次冲 转均发现该排汽温度均上升快，且采取多种措施均 没有效果，经停机检查发现右侧低压缸喷水喷头堵 塞。数天后，低压缸1B所有喷水孔无水，重新进 行检查后，查出低压缸 1B温

14、度调节阀手动旁路阀 堵，取出几块焊渣。施工质量问题1）在管道焊接过程中严把质量关；2）设备投运前对管道进行冲洗，不留死角，关 键部位重点冲洗检查。3）投运前加强对低压缸喷水的调试检查。工程设备部、生产准备部启动前16.# 1B小汽机冲转，按规定 800RPM暖机30分钟， 继续1B小汽机升速至3200转/分，切至遥控模式， 发现1B给水泵中间抽头泄漏，降# 1B小汽机转速 至800RPM消缺，消缺结束后因# 1B汽泵前置泵前 轴承温度升至87C ,离跳闸值90C较近，放弃启 动1B汽泵。1）设备安装质量问题导致 1B 给水泵中间抽头泄露；2）1B汽泵前置泵轴温高的原 因为冷却系统堵塞。1）在管

15、道焊接过程中严把质量关，做好焊接质 量监督验收工作；2）设备投运前对管道进行冲洗，不留死角；3）加强对运行参数监视和现场检查，做好事故 预想。工程设备部、生产准备部启动前17.真空低造成# 1机组跳闸原因为1A小汽机真空不严 密。在进行1A小汽机抽真空 时造成# 1机真空急降跳机。1）在凝汽器注水检漏过程中认真检查系统有无泄漏，在作真空严密性试验时严把质量关，发现问题及时查找漏点 ；2）小机抽真空时操作要缓慢，并加强对大机真 空的监视。工程设备部、生产准备部凝汽器 注水检 漏时18.#1汽机冲转至2850rpm,但高排温度高达 428C汽高排逆止门不严，设备质量问1、抓好设备监造，要求施工单位

16、对安装阀门严、生产准备部启动前序号兄弟电厂典型事件及经验简介原因简析公司预防措施相关责任 部门备注机跳闸。题格作水压试验；2、加强运行参数的监视。19.#1机组负荷283MW #1机组跳闸，查为小机 1A后 轴承振动2由36UM窜至96UM而跳闸导致锅炉负荷 大于40%无汽泵运行而跳闸。1、小机安装质量问题导致 轴承振动超标2、小机轴承振动探头异常1、加强设备安装质量2、探头安装规氾，测量准确稳疋工程设备部启动前20.由于控制给水流量的调门开太大、启动分离器排放 门未及时开启，且汽水分离器水位计未监视到位， 调整不及时造成汽水分离器满水导致#1炉过热器进水；1、给水调节门自动未投；2、汽水分离

17、器水位调节自动 未投；3、汽水分离器水位计未监视 到位；4、调整不及。1、各调节阀必须动作灵敏、准确、可靠；2、热控测点准确，调试期间汽水分离器水位控 制自动（给水自动）作为关键调试项目，点 火时自动必须投入；3、我厂未设计给水调节门， 运行人员要加强对 汽水分离器水位的控制、调整和监视。工程设备部、生产准备部启动前21.机组负荷238MW ,小机1A的四抽电动门自动关 闭，转速快速下降，给水流量最低降至550T/H，提高电泵转速后给水流量恢复正常。查逻辑中有汽机负荷小于40%则自关小机四抽电动门的逻辑。设计逻辑问题检查确认各逻辑是否正确，符合现场要求工程设备部、生产准备部启动前22.机组在升

18、速过程中， 振动正常，升速至2857转时， 机组振动瞬间突增至 400 m跳闸，而后多次冲转 均振动攀升较快。#5轴承箱两低压缸之间 中间联轴器螺栓档板脱落。（转子咼速转动，档板受离心 力作用，由于档板未完全配合 在子口内，造成档板固疋螺栓 受较大剪切力，致使螺栓被剪 切断，档板脱落。）1）加强设备安装监督质量，严把技术指标质量关；2） 运行人员加强机组冲转过程中的缸温、差胀、 膨胀、振动、轴温等重要参数的监视。工程设备部、生产准备部启动前序号兄弟电厂典型事件及经验简介原因简析公司预防措施相关责任 部门备注23.调试所人员擅自在真空压力保护表管上工作，造成低真空保护动作（汽机跳闸后，自动主汽门

19、未完全 关闭约有10%的开度，造成发电机逆功率未动作 （发电机逆功率I已动作），但调速汽门动作正常， 机组负荷已至-12MW ,经紧急停用EH油泵后，自 动主汽门关闭，手动拉开41MK开关解列发电机）。1）操作不当；2）主汽门关不严。1）各单位要协调好工作，严格执行好机组调试 运行中的各项规定，严禁擅自操作；2）严格调试过程中的质量把关工作，如：汽门 关闭严密性试验等。生产准备部启动前24.试运中闭式水泵跳闸经检查确认为外部指令 导致停止指令发出。外部指令包括：DCS停指令和事故 按钮停指令。经检查，DCS 系统未发出停止闭式水泵指 令。因此可以断定就地有人按 了事故按钮。经了解，公司和 电厂

20、当时均未安排操作事故 按钮，怀疑有人误碰了事故按 钮。1、 检查完善就地事故按钮防护措施，防止 误碰；2、 加强巡检和治安保卫工作，防止人为因 素造成系统或设备运行异常。工程设备部、 生产准备部启动前25.汽机跳闸后有三次发电机跳闸首出原因为“发电机逆功率保护”动作，在大连锁投入的情况下汽机跳 闸应是发电机跳闸的首出原因。检查发现两个主汽门关闭行 程开关拐臂未紧住，导致主汽 门关闭信号未有效发出，汽机 跳闸信号未送出。1、公司严格安装工艺，确保关键部件紧固可 靠。2、热控加强监督，利用合适时间将保护系统 端子和紧固部件全部紧一遍，防止松动。工程设备部启动前26.小机冲转，在升速至1800转左右

21、，3B小机振动迅 速升高导致小机跳闸。从历史曲线看小机在升速前 各振动值正处在下降状态， 机 组还未稳定，说明暖机还不充 分。1）小机在启动过程中，需充分暖机，一般在1800 转左右振动较大，在升速前需观祭各轴承的振动，当各轴承振动趋势稳疋后再升速。2）加强监视，严格执行好各项运行规定。生产准备部启动前序号兄弟电厂典型事件及经验简介原因简析公司预防措施相关责任 部门备注27.机组正常开机停交流润滑油泵时，润滑油压力迅速下降，交流润滑油泵无法停运。主油泵的出口逆止阀的设备 原因导致其开度不足，润滑油 压建立不起来。1 更换了主油泵的出口逆止阀；2 更换了主油泵进口法兰垫片；3、加强运行监视做好事

22、故预想。28.#6机在首次冲转过程中，当转速提升至600转/分钟做摩擦试验后，再次升速至300转/分钟左右时， #3瓦金属温度突然瞬间升至130C,强行打闸停机，经揭瓦处理后再次冲转至2937转/分时，#4瓦金属温度升至118 C,打闸停机揭瓦检查并处理。1、安装时工艺较差，下轴瓦 顶轴油孔和顶轴油管冲洗不 干净,导致杂物进入瓦内；2、#3、4瓦轴系标咼偏咼。1、严格安装工艺，加强质量监督；2、加强机组启动过程中的运行监视，做好事故 预想。工程设备部、 生产准备部启动前29.小机5170rmin暖机准备进行超速试验，厂用电突然全部中断，B小机交流润滑油泵失电停止，直流 事故油泵联动成功，就地立

23、盘检查B小机直流事故 油泵出口压力 0.43MPa正常，但润滑油压力指示的 零，检查各轴承回油中断，16: 06B小机停止，从记录分析B小机#1、#2轴承温度最高达 458 C。后 揭瓦检查#1、#2轴瓦钨金完全熔化，轴承也有不 同程度的损坏。1、直流油泵出口可调式逆止 阀装反， 造成润滑油中断 轴。2、进行了 B小机润滑油系 统的联锁试验，也进行了 B小 机的ETS保护试验，但试验 时，试验人员粗心大意，只检 查油泵联启正常，没有检查发 现事故油泵联动后润滑油压 和轴承回油是否正常是这次 事故的主要原因。1、在进行有关油系统的联锁保护试验时，一定要进行设备的实际联动试验， 不能只进行信号接

24、点的模拟试验，并且一定要就地检查设备各轴承 回油是否正常，油泵出口压力和润滑油压力是否 正常，也要对照就地与 DCS上指示是否对应 。2、思想上高度重视调试中的各项工作，不得马虎大意；各项调试工作要检查、 监督到位，不能 只做在表面；生产准备部启动前30.凝汽器真空突然下降，导致跳机凝结水泵入口滤网进行清理 工作，凝结泵密封水门关闭、1、严格两票三制，特别是与真空系统运行相关 的系统或阀门进行工作时，一定要按规定做好安生产准备部启动前序号兄弟电厂典型事件及经验简介原因简析公司预防措施相关责任 部门备注凝结泵吸入罐空气门没有关 闭，造成凝汽器真空下降。全措施。2、做好危险点分析和事故预想。31.

25、给水泵汽轮机汽源切换时转速摆动大（小机高、低压进汽采用新汽内切换方式， 高压调节阀和低压 调节阀共用一个油动机。MEH设计上当小机的调节阀开度大于75%寸低压调节阀全开，再逐渐开启 高压调节阀。低压汽源从汽缸的上半通过五个喷咀 进入，高压汽源从汽缸的下半通过二个喷咀进入， 高压进汽和低压进汽是相互独立的。这样开启高压汽源时不会引起低压进汽压力的变化。经检查为高压高汽调节阀的 弹簧没有加预紧力，主汽门一 开，高压汽就直接进入汽缸内 造成给水泵汽轮机转速摆动 大。1、加强我厂小机汽源切换时的检查和监视；2、加强对设备的学习和理解，做好事故预想。生产准备部启动前32.发电机进行氢气置换后， 在线漏氢

26、检查仪检查发电 机定子冷却水箱内氢气浓度逐渐增大，就地实测其内氢气浓度也在增加。定子线圈冷却管接头渗漏或 氢气通过冷却水绝缘管渗透 至冷却水中。1、运行中加强对定子冷却水箱内氢纯度的监视，观察其变化速度，并做好记录。2、机组运行或停止时调整发电机定子冷却水进水温度高于冷氢温度至少25 C,以避免在事故状态下机内氢气湿度严重超标时，水蒸汽在具有高电压的定子绕组及定子冷却 水流过的部件上结露。3、机组运行或停止时都要保证定子水压力，氢 气冷却器冷却水压力都应低于氢气压力至少 0.04MPa,防止发生泄漏时，发电机进水，绝 缘受潮或事故的发生。生产准备部启动前序号兄弟电厂典型事件及经验简介原因简析公

27、司预防措施相关责任 部门备注33.某厂汽机转速升至3000rmin时，# 1轴振动大(250um)，遥控打闸。高压汽封摩擦，间隙不合理。1、盘车状态下加强对各动静部分摩擦检查，确保正常。2、冲转时，检查大轴偏心、轴向位移、差胀、 上下缸温差正常，符合启动条件。3、冲转过程中，加强对各轴承振动的监视，发 现不正常时，及时处理。生产准备部启动时34.机组启动过程中低压缸安全膜破。送汽封后轴加风机启动晚； 除氧器满水，大量热水放至凝 汽器造成。1、汽轮机送汽封、抽真空前必须先启动轴加风 机，保持一定的轴加负压。2、严密监视除氧器水位，防止高水位，溢流阀 动作，大量热水排入凝汽器，引起安全膜鼓破。生产

28、准备部启动时35.#1机初次带负荷，#7、8低加因水位高一直处于解 列状态。投#7、8低加时，汽轮机真空由90.65 KPa 下降至81 KPa ,低真空保护动作汽机跳闸。投#7、#8低加时误开汽侧放 水门。(对系统不熟悉，操作 时上下联系脱节，发生异常不 能及时联系和消除。)1、加强现场培训，做好危险点分析和预控； 严格执行操作票制度，上下联系好，密切注意真空 变化。2、操作真空系统的任何阀门时，要估计到对真 空的影响，上下联系好，影响真空时应立即停止 操作，恢复原运行方式，查找原因。生产准备部启动时36.#1机汽轮机高排压力高信号管路冻结，保护动作，机组跳闸冋排压力冋信号吕路未加保 温，气

29、温低，信号管路冻结， 高排压力高信号管路及压力 开关处水变成冰膨胀，压力升 高，汽机跳闸。1、对于信号管路、变送器等增加保温或伴热装 置，切实做好冬季防冻措施， 防止测量信号不准 或开关误动作；2、做好机组冬季防冻的其他安全防护措施生产准备部序号兄弟电厂典型事件及经验简介原因简析公司预防措施相关责任 部门备注37.误关#2机汽机润滑油压 ETS试验块进油门，造成 保护动作跳机。(现场对接有保护的重要阀门、压 力开关、变送器、热工表计等，没有明显的标记； 操作人员对系统不熟悉， 工作时没有考虑后果， 运 行与维护在工作中联系脱节。)#2机就地因润滑油压 ETS试 验块压力表活节漏油，在处理 过程

30、中误将该试验块进油门 关闭，造成“汽机润滑油压低” 保护两个通道同时接通，ETS动作，汽机跳闸。1、现场对接有保护的重要阀门、压力开关、变 送器、热工表计等，要有明显的标记。2、 操作人员对系统要熟悉，加强运行监视。工程设备部、 生产准备部38.某厂#1机组冲转至 2900rmin ,阀切换后， 冷再管道振动剧烈，经查由高排逆止门忽开忽关引 起，手动打闸(措施：机组冲转时手动将高排通风阀打开，高排逆止门关闭，等到3000rmin后再 开启高排逆止门，关闭咼排通风阀，基本解决了冷 再管道振动的问题。)汽机一旦挂闸，OPC母管建立 油压，压缩空气便送至高排逆 止门气缸，使其处于自由状 态，汽机冲转

31、后由蒸汽将其顶 开，如果此时汽量不足，此门 便不能全开，致使冷再管道剧 烈振动。1、加强机组启动调试中的检查和监视，做好事 故预想；2、机组启动过程中加强对高排逆止门的检查监 视。39.某厂#1机组负荷由600MW笔至520MVy凝汽器真空由 91.4KPa 降至 89.53kPa。检查有部分疏水开启，造成 负荷降低、真空下降。提高对系统疏水认识， 在机组正常运行时，开关 疏水或进行相关操作时做好事故预想和防范措 施。40.工作票未终结即启系统，造成凝水系统跑水(1) 运行人员对机组工作票 审核不严，把关不严，对本机 组检修工作了解不全面；(2) 系统启动前检查不细致， 对设备检修情况不了解。

32、(1) 值班人员应全面了解本机组的运行检修情况，严格执行运行规定， 对系统操作要检查、 监 护到位，否则严禁启动。(2) 加强对“两票”执行的全过程监督管理，把安全责任、技术要求落实到实际工作之中，做到各项工作均在“受控”状态，杜绝粗放式管理。序号兄弟电厂典型事件及经验简介原因简析公司预防措施相关责任 部门备注41.公用系统隔离不完全，造成串水1、安全措施不完善；2、对公用、交叉系统不熟悉。1、加强对公用系统的查找和学习；2、机组调试期间关于工作票安全措施要更加细 致严密，严格执行好各项安全规定；3、工作许可人要做好把关工作。42.滇东电厂凝结器投运后多次泄露，凝结水超标#1机组凝汽器钢管因为

33、运输 损伤和安装问题、焊接质量问 题，出现了大量的泄漏现象， 严重地影响了机组的运行。1）机组穿管前严格检查钢管质量；2）穿管时严格按操作规程进行；3）严格焊接等工艺质量监督。43.#1机盘车铜套损坏，严重影响机组安全：开始冲转时，盘车啮合电磁阀 带电，盘车不能及时脱开， 机 组第二次冲转时，转速到 1296rpm,盘车脱开信号才返 回，有可能造成盘车损坏。1. 首先应全面检查盘车控制箱接线和逻辑的正 确性，包括自动投盘车的逻辑。2. 将盘车电流信号送入 DCS以便运行监视；3. 盘车现有信号必须校验正确，可靠送入DCS以便运行人员能有效监视。4. 运行人员加强盘车系统的检查、监视，发现异 常

34、应及时停运、联系有关人员检查。44.在#1机组的试运过程中，发现B汽动给水泵、电动给水泵润滑油中含有大量水分1）停泵隔离过程中，系统阀 门不严密，长时间没及时投 入密封水，致使蒸汽串进轴 承，随润滑油进入油箱内。2）运行过程中，密封水系统 调整不当所致。1）加强对汽泵和电泵油质的监视，防止进水；2）设备停运和运行中要加强对泵体密封水的调 整和监视符合规定；序号兄弟电厂典型事件及经验简介原因简析公司预防措施相关责任 部门备注45.某机组负何300MW主汽压超压，咼旁减压阀快开， 咼旁减温水开启，咼旁管路发生剧烈振动，部分支 吊架变形，管道损坏。由于咼旁疏水布置不合理，当咼旁快开时，大量的咼温、咼

35、 压蒸汽瞬间进入高旁引起管 道的振动。1）明确我厂旁路开关相关逻辑；2）加强对旁路投停的监视和调整；3）如旁路在备用应暖管充分。46.工业水压力低，空压机跳闸，造成机组跳闸。运行人员对系统了解不清，操 作错误，导致工业水中断，引 起空压机跳闸。1）加强对运行人员的培训，并制定了工业水系统倒换技术措施；2）加强对公用系统的学习，防止误操作。47.某机在首次冲转过程中， #3瓦金属温度突然瞬间 升至130 C,强行打闸停机，经揭瓦处理后再次冲 转至2937转/分时，#4瓦金属温度升至 118 C, 打闸停机揭瓦检查并处理。安装时工艺较差，下轴瓦顶轴 油孔和顶轴油管冲洗不干净，导致杂物进入瓦内，#3

36、、4瓦 轴系标咼偏咼。1）加强机组安装工艺质量监督；2） 加强机组启动时的运行监视，防止设备损坏。序号兄弟电厂典型事件及经验简介原因简析公司预防措施相关责任 部门备注池州#2机在开机挂闸时隔膜阀上部油压低，无法1、制造工艺不良，焊接质量1）加强安装、焊接工艺质量监督，必要的重要 部位进行探伤；建立安全油压，ETS装置不能正常投入。（停机后差；2、在安装时没有进行全2）加强运行监视，做好事故预想。48.主油箱放油检查发现高压密封备用油泵出口逆止面检查，造成油管道承压后焊阀法兰焊口多处断裂， 重新对法兰焊口进行焊接。）口开焊断裂、泄露，安全油压低。汽轮机#3、4轴振大，最大15丝，超过合格值。1、

37、轴承安装间隙原安装说明工程技术人员和监理密切配合，加强对设备重点 部位安装时的工艺质量监督；（如轴承、轴瓦等）（1、调整轴承间隙；2、转子加平衡块进行动平衡书有误，在安装时是按照厂家处理。）说明书要求进行安装的， 间隙49.保留过大；2、#3、4轴瓦轴颈磨损较严重，轴承过桥工艺孔中铁銷杂物未清理干净所致。序号兄弟电厂典型事件及经验简介原因简析公司预防措施相关责任 部门备注50.某厂#4机在带负荷过程中四号轴振逐步增大至跳 机值，保护动作跳机（停机后对#4瓦解瓦检查， 瓦面、间隙进行必要的调整；2、调整中低压连通管冷拉值长度，取上限值；3、调整低压缸后轴封间隙。）造成轴振增大的原因是在机 组带负

38、荷过程中由于连通管 冷拉值不足造成汽缸膨胀受 阻，高压缸台板抬起，引起轴 振增大。设计安装问题，加强设备安装的质量监督。51.汽机停运后盘车投不上 （盘车装置在自动位置自启 动不成功，立即就地将其打为手动， 按“盘车投入” 按扭启动不成功，直接按“电机启动”按扭也不成 功，盘车啮合到位后，按“点动”按扭，盘车电机， 可以启动，但必须直按着。）电机正常启动回路有问题。1 ）、停机前必须试转交直流油泵、 顶轴油泵、盘 车电机运转正常，确保停机后盘车装置能正常投入，并做好停机后盘车不能投入的事故预想。2）如果汽机停机后电动盘车不能投入，应尽快联系检修处理，并拆掉盘车电机固定端端盖，采用手动盘车，防止

39、转子冷却不均而弯曲。3）、每次汽机冲转时做好盘车不能脱扣的事故预想，否则立即手打停机， 手动脱开，防止设备 损坏。52.主给水切换中导致锅炉 MFT （锅炉主给水由旁路 切为主路时，主给水电动门“黄闪”就地检查判断 可能没有开启，后来盘上显示全开状态（红色），该门实际就地并没有开启， 主给水旁路调门检测到 主给水调门全开后即自动全关到零位，锅炉给水流量低低MFT。）主给水电动门状态不对， 就地实际未开，检查不到位。我厂给水系统没有给水旁路调整门，不存在切换 问题，但对设备有故障时的现场检查监视和确认 问题应引起重视，确保现场检查到位， 防止断水 事故的发生序号兄弟电厂典型事件及经验简介原因简析

40、公司预防措施相关责任 部门备注53.汽机启动转速升至300OrPm 时，在2900-31OorPm之间摆动，导致机组不能并网，耽误很长时间，后来处理后冲3000 rpm时，转速升至将近 3100rpm。1）、DEH系统有问题，或有 些系系数设置仍有问题；2）、汽机调门伺服阀有问题；3）、汽机调门线性传感器有问 题；1）、机组启动冲转时注意监视转速，若超速应果断打闸停机；2）、甩负荷停机时特别注意汽机转 速，出现超速果断处理，必要时紧急破坏真空。3 ）、热工修改逻辑应有一定程序。54.#1炉炉管爆破泄漏。异物堵塞，造成管内介质（蒸 汽）流动阻力增大，流速减小 使管道超温爆破，1 ）、运行中加强炉

41、受热面温度控制，发现超温， 及时分析原因，采取措施，严禁炉受热面长期超 温运行。2）、加强汽水品质监视和监督3）、停机时间较长时，安排对炉受热面易损部位 进行探伤检查。55.#1炉启动时温度控制不住（冲转前主蒸汽温度太咼与冲转压力不匹配）（1）燃烧方面；（2）给水流 量太大；（3）给水温度低（4）高低旁开度太小；（5） 减温水与主蒸汽压差太小；本 厂过热器一二减温水取自省 煤器出口，从而使得主蒸汽温度难以控制。1、我厂炉型和该厂相近；2、我厂减温水设置与该厂相近，在试运中要加 强对过热器减温水的监视和控制，提前做好预防 措施。3、该厂由于高低旁的开度太小，再热蒸汽压 力太高，限制了流过过热器的

42、蒸汽流量，使 得主蒸汽温度上升， 我厂旁路设置与该厂相近， 在试运中要加强对旁路的控制。适当提高给水 温度。序号兄弟电厂典型事件及经验简介原因简析公司预防措施相关责任 部门备注56.当时机组负荷300MW锅炉给水由B汽动给水泵带， 调试人员正在做汽机左侧中压主汽门和调门联合 松动试验，试验过程中，机组的负荷下降速度较快， 造成省煤器入口给水流量低低MFT保护动作。做中压主汽门和调门联合松 动试验时，由于中压调门关闭 速度太快，引起四段抽汽压力 与四抽至除氧器压力的差值 降低，从而使得四抽# 1&# 2 逆止门关闭，小机低压汽源失 去，而咼压备用汽源切换不及 时，致使小机B转速迅速下降，

43、 给水流量迅速降到240th以下(237.85th ) ,MFT保护动 作。(1) 注意中压主汽门和调门联合松动试验时阀门 关闭的速度。(2) 对小机的低压汽源和高压汽源的切换配合 进行调试，确保切换正常。(3) 在高低压汽源切换配合调整好之前，将小机的工作汽源预先切至咼压冷端再热汽源或辅汽。 只有当松动试验做到中压主汽门、调门关闭，四抽# 1&2逆止门不关后，才能进行四抽带小机运 行做阀门松动试验，以保证在做中压主汽门和调 门的联合松动试验时小机的可靠工作。4)做好事故预想，加强对相关设备系统的监视。57.给水流量低低MFT机组并网后进行暖机过程中， 电动给水泵突然跳闸(无汽泵运行)

44、电泵跳闸原因为勺管工作油 温度咼，而CRT显小并不咼。 CRT显示的电泵工作油温度模 拟量信号当时出现瞬间突然 由29 C升到547 C, 6秒后又 回到29C,造成冷油器的冷 却水调门先开启到 78% ,然 后突然关闭到零，最后卡在关 闭位置。1、热控人员加强信号的维护，保证信号的可靠 性。2、运行人员加强运行监视，熟悉各种工况下的 运行参数，发现异常，及时发现处理。序号兄弟电厂典型事件及经验简介原因简析公司预防措施相关责任 部门备注58.负荷300MV，主汽压力 15MPa主汽温度 500C, 再热器压力1.8MPa,再热器温度 480 C,小汽机 1B汽源导至辅汽供汽，进行汽机左侧中压主

45、汽门和调门活动试验，汽机调门关闭后，机组功率下降 到89MW汽机高压缸排汽压力升高，四抽和三抽 压力到零，锅炉再热器压力升高到5.2 MPa ,热段安全门动作。1）机组负荷急剧下降；2）汽机中压调节门后监视段 压力降到零，从现象分析是左 侧中压主汽门和调门关闭后 中压缸进汽量极小。1）做阀门松动试验时加强对负荷和各监视段压力的监视，发现问题和异常及时处理；2）一侧试验时要检查确认另一侧中压主汽门和调门是否止常；3）与厂家确认进行汽机阀门活动试验的负荷、方法，确认是阀门部分行程还是全行程试验，做好事故预想。59.机组负荷640MV,磨煤机1A、1B、1C、1D及汽泵1A、1B运行，电泵备用，机组

46、运行正常。两台汽 泵相继跳闸造成省煤器入口流量低，锅炉MF"。（汽机跳闸后转子惰走时间为 80min,而设计惰走时间 为58min ,反映出汽轮机主汽阀及调节汽阀严密性 不够，发电机逆功率未能及时动作；惰化蒸汽不 能及时投入，分离器的CO浓度上涨至500PPM汽 泵润滑油中进水。RB保护不能投靠手动切锅炉负 荷）汽泵前置泵1A、1B都因 为电机线圈温度超过 90 C跳 闸，造成汽泵跳闸。最终导致 锅炉MFT机组停运。（汽泵1A 跳后电泵联启正常，但因再循环阀自动投不上关闭时间 较长，电泵并没有接带负荷。）1、 检查确认各测点保护定值正确无误，严格调 试把关；2、严格调试质量把关，确保

47、各项试验符合标准，保护试验动作正常；（如调门严密性、RB、逆功率等）3、 制粉系统惰化系统要咼度重视，防止制粉系 统事故发生；4、 做好防汽泵油中进水措施。（汽泵密封水冋 题）序号兄弟电厂典型事件及经验简介原因简析公司预防措施相关责任 部门备注60.2号机组低过进水严重，致使汽温低不得不手动 打闸停机事故。（锅炉MFT后，磨机内大量存煤， 在机组冲转前启动磨煤机，由于磨机的旁路风量 增加较快，使大量煤粉瞬间进入炉膛，造成虚假水位。另外，水位控制未能充分认识起磨加风瞬 间对水位的影响，造成低过进水严重， 致使汽温 低不得不手动打闸停机。）1、锅炉MFT后，磨机内大量存煤，启磨时未能充分认知到 旁

48、路风带粉的危害性；2、给 水控制未能充分预见启磨瞬 间的虚假水位，在水位高时， 未能及时有效地控制水位。3、 给水燃料控制协调不好。1、 操作过程不可过快，应严格按照规程执行。2、加强自身培训工作，努力提高相关知识，做 好事故预想，切不可盲目操作。3、加强机组启动、停止等大型操作的统一协调 工作，做好制粉系统和水位控制的调整。4、做好防止分离器满水，造成过热器进水 的预防措施，防止设备损坏。61.偏心测点不准确。因汽轮机无大轴弯曲测量点， 要求偏心测点应确保正确，但 该电厂的女装质量存在冋题。加强TSI探头兀件的安装质量监督， 确保测点准 确。控仪队TSI系统安装 时锅炉部分62.某厂在吹管过

49、程中，因螺旋管壁温超温发MFT，锅炉灭火。容量风增加较快，给水流量 没有及时供给，煤水比失调；1）加强水煤比调整，运行根据水煤比及时调整燃 烧和给水；2）加强对螺旋水冷壁管壁温监测；序号兄弟电厂典型事件及经验简介原因简析公司预防措施相关责任 部门备注63.吹管过程中多次发现锅炉熄火后炉内仍有火苗情 况，公司和电厂对个别阀拆管后试验油阀无漏油。油角阀平台位于油枪上部， 系 统油管路均低于角阀平台且 角阀至油枪管路较长，导致油 抢停用后寸油流入炉内着火。1）针对此问题加强对我厂油枪油管路的安装质量 监督，杜绝此类问题发生，防止燃油漏入炉内；2）严格油系统泄漏试验标准，确保试验合格；3）要有防止燃油

50、泄漏如炉膛的安全预防措施。64.# 3炉雾化蒸汽压力低多次导致OFT动作投入空预器吹灰导致辅助蒸 汽压力迅速下降，运行来不及 调整致使雾化蒸汽压力最低达 0.36Mpa,OFT 动作。1、修改空预器吹灰逻辑，将四只空预器吹灰器同 时投入改为每侧只有一只吹灰器工作；（根据我厂情况可借鉴）当雾化蒸汽压力低于 07 MPa时，闭锁投入空 预器吹灰；3、修改OFT保护逻辑，当雾化蒸汽压力低时延时1分钟，（可借鉴）4、运行人员加强监视和调整雾化蒸汽压力。65.9月23日早化学化验报告#3炉D、E磨煤机油质 发生乳化。E磨油箱9月22日下午刚换新油，23 中午化学化验油质 D、E、F磨油质全部发生乳化。油

51、中进水1）机组调试运行期间加强设备用油的化验和监督， 防止造成设备损坏；2）加强运行检查和监视，及时发现问题并处理；3）做好各设备防止油中进水的预防措施，并做好 事故预想。（如磨、风机、电泵、凝泵等）66.某机组试运时，3A、3B磨油站进水被淹。（油 质乳化被迫换油，油站内所有电机、变送器、压力 开关等设备被淹需更换或烘烤处理。）公司人员在更换冷却水阀门 时未办工作票和通知运行人 员，运行查系统后投入开式 水，水从拆卸下的管口进入油 站内，直接导致3A磨油站被 水淹没。1）机组调试运行期间必须严格两票三制，坚决杜 绝无票操作和工作；2）严格考核监督制度；3）机组调试运行期间，应加强设备、系统投

52、入前 的检查力度，要全面细致到位，严格系统检查卡。4）位置较低设备根据我厂情况增加排污设备和防 进水设备。67.序号兄弟电厂典型事件及经验简介原因简析公司预防措施相部责任部门备注68.#1炉点火相继投入三只油枪后，就地油枪油压低 于0.7MPa,即关闭回油快关阀后，炉前调阀后油压由0.9MPa升至1.6MPa,炉膛压力保护动作 MFT关闭回油快关阀后，锅炉进油 量骤增，锅炉冒正压，送风机 在手动状态，引风机投自动导 叶开大，自动控制超限退出， 在炉膛燃烧骤变时炉膛负压 调整不及时，致使 MFT动作。1、应缓慢关闭回油截止阀与调节阀冋时控制进油 压力，最后关闭回油快关阀。2、燃油调节阀控制自动、

53、送风自动和引风自动作 为调试的重点系统，点火时必须投入自动。3、点火前完成火检调试，确保可靠、灵敏，逻辑 正确。69.吹管运行中给水流量失灵显示2678th，当汽压达5.5MPa开启临冲门吹管，给水流量突然从2678变为280th，MFT动作，后来给水流量计处理好， 升压过程中开大给水调节阀时给水流量暂时上升， 但很快又下降，经分析为给水调节阀阀芯脱落，#1炉停炉。给水流量低 MFT原因经事后 查证给水调节阀正常，系给水 流量变送器故障所致。1、运行人员加强监视，发现给水流量异常，立即 联系切换第二组流量变送信号。2、 对重要的变送器进行校验报告检查，确保校验 合格。定期对机组测点进行全面对比检查，发现异常及时处理3、严格安装工艺，确保接线准确、牢固生产准备 部热控启动前70.锅炉MFT动作，首出为给水流量低低。原因是瞬间 开启