故障分析报告汇编Word文件下载.docx

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3.防范措施

1）将#1机组TPS02系统更换为升级后的TPS模件及端子板，待停机时更换#2机组TPS模件及端子板；

2）联系上汽厂，待停机时取消一期机组TPS硬跳机保护；

3）一期机组B修时增加ETS系统输入通道，重要信号采用三取二触发。

监督意见：

1）完善机组主保护各路信号的历史记录，便于故障原因分析。

2）梳理ETS系统的遥控跳闸信号（DEH、MFT和发电机保护），将两路输出信号增加为三路输出信号，分别进入ETS系统不同卡件，在ETS系统中做三取二逻辑。

其它机炉电大联锁保护信号做相同处理。

3）优化机组110％超速保护设置。

如果ETS系统已设置110％硬超速保护，宜取消DEH系统110％硬超速保护。

2012年5月6日某厂#3燃机

润滑油压力低跳闸分析

2012年5月6日19时25分，某厂#3燃机机340MW运行中出现润滑油压力低报警，润滑油压力低动作跳闸

检查发现#3A润滑油泵跳闸，#3B润滑油泵及直流润滑油泵、直流密封油泵自启，润滑油压瞬间由0.25MPa降至0.10MPa后迅速恢复正常。

就地#3A润滑油泵开关翻牌，速断I动作，摇测绝缘0.02M欧，不合格。

GE设计的交流润滑油泵的联锁启备用油泵是通过润滑油母管压力低来实现的，没有泵与泵之间的电气联锁启备泵的设计。

当润滑油母管压力低至联锁值启动备用油泵时润滑油母管压力已低至跳机值。

GE设计部门答复已有最终处理方案，需督促GE公司处理。

2012年5月16日某厂#3燃机

VPRO卡件故障跳机分析

1.事故经过

2012年5月16日10点11分，某厂#3燃机负荷286MW，MKⅥ报警“Y/ZVPRODIAGNOSTICALARM”触发跳机。

VPRO诊断报警和主保护信号（跳机）同时出现，通过检查，不能明确是什么原因引起的跳机，只能怀疑为VPRO卡件出现了异常（不排除当时有强干扰存在）。

据了解，国内燃机电厂也曾发生此类事件，且制造商GE公司至今未给出明确答复。

●加强巡回检查，停机时对柜内接地线进行检查紧固。

●停机时对所有的MARKVI控制器及卡件进行了清灰，更换了VPRO控制卡。

●与GE公司联系，防范此类事故的再次发生。

2012年7月16日某厂＃6机组凝汽器真空低停机分析

1、事件经过

2012年7月16日＃6机组负荷405MW运行。

凝汽器真空-92.79kPa/-94.26kPa，循泵6B运行，叶角开度96.7％。

循泵6A因出口蝶阀控制电源回路检查停运，备用联锁撤出。

13时38分＃6机循泵6B突然跳闸，＃6机凝汽器真空下降。

循泵6B启动条件不满足，紧急停运＃6炉磨煤机B减负荷。

13时40分＃6机凝汽器A/B真空显示跌至-81kPa，低真空保护未动作，运行手按紧急停机按钮，汽机跳闸、锅炉MFT。

40秒钟后，A侧凝汽器压力-64.18kPa，B侧凝汽器压力-52.08kPa，DCS系统SOE记录显示ETS系统低真空保护动作。

2、原因分析

2.1循泵6B跳闸原因分析

现场检查发现6B循泵出口蝶阀控制电源接线松动脱落引起失电。

在循泵蝶阀6A电源检修过程中，外力轻微振动的情况下引起空气开关的进线接线松脱，循泵蝶阀因失电自动关闭，联锁6B循泵跳闸。

＃6机组循泵A/B出口蝶阀就地控制箱内，循泵6B出口蝶阀控制电源线采用的是1.0mm2单股铜芯线，线芯过细且接线头过短。

接线工艺不规范，未安装接线鼻子，也未采用打圈增大接线接触面积，造成接线不牢固（虚接状态）。

在＃6机组检修中，外包检修人员未按照检修文件包的要求对循泵所有主重要信号和电源接线进行全面检查和紧固，造成电源线虚接，留下安全隐患。

2.2消缺过程分析

＃6机循泵A/B出口蝶阀在设计时共用一个就地控制箱，布线密集，设备安装紧凑，不利于热工热人员进行日常检修。

在消缺前虽然对该情况进行了安全风险分析和辩识，但是在事故防范措施和应急处理方面存在欠缺。

对缺陷的检修风险评估和危险源辨识不到位，没有做好足够的事故防范措施和应急处理的技术准备。

图16A/6B循泵蝶阀就地柜（右下角的空气开关为6B蝶阀控制电源开关）

2.3ETS低真空保护未动作原因分析

根据事后的检查和多次试验情况可以排除真空压力开关拒动和通道故障。

真空压力开关校验结果正常。

从试验曲线发现各开关动作由于定值的偏差，还是存在时间差。

14时02分15秒开始动作，至14时02分26秒所有压力开关均动作。

在＃6机组跳闸过程中，凝汽器压力急剧上升。

在这种恶劣工况下，由于测点取样位置的不同，压力开关动作与变送器存在一定的动作偏差。

图2凝汽器压力变送器和开关的测点取样位置

3、防范措施

1）采用打圈增大接线接触面积的方法重接#6机组循泵6B出口蝶阀电源电线，检查和紧固控制箱内的接线。

对其它机组主重要信号和电源接线进行全面检查和紧固。

2）提升检修工艺水平，加强检修质量监督，加强技术培训和对消缺过程中的检修风险评估。

加强对外包单检修位安全和质量监控。

________________________________________________________________________________________________________________________________3）考虑将二期循泵出口蝶阀控制纳入DCS，取消现场就地控制箱。

2012年9月14日某厂#2燃机

气体燃料液压跳闸油压力低误动分析

2012年9月14日7时41分，某厂#2机组负荷50MW运行中，MarkVI系统“气体燃料液压跳闸油压力低”报警，机组跳闸停机。

此时液压油泵运行正常，无备用油泵起动，液压油母管压力10.4MPa，系跳闸油压力低动作（此为跳闸油压力开关三取二方式出口），即油压下降至5.5MPa。

经查，GE公司设计时，跳闸油工作油压偏低，正常工作时，已接近保护动作定值，当油压有一定量的波动时，就会导致超过保护定值，导致保护动作。

1）加强巡回检查，有异常立即通知机务处理；

与GE构通，想法提高工作油压。

（#7机组工作油压11MPa,#2、#3机组只有8MPa）

2）在就地增装一只压力变送器，信号送到DCS系统，便于运行及时监视及处理；

2012年9月15日某厂#12机CO2灭火保护

动作跳闸分析

2012年9月15日某厂#12机二氧化碳灭火保护接线松动保护动作跳机。

经现场检查确认系火灾控制柜L94F1B发信所致。

分析认为故障原因是由于火灾报警信号L94F1B这副常闭端子本身有松动现象，且在控制箱外部安装雨棚螺栓过程中振动导致MARKVI检测电压断开，控制系统误判火灾报警。

此外，MARKVI控制系统设计火灾保护为单点保护动作，并没有冗余配置，致使机组跳闸。

1）对9F#12机组仪控相关重要保护接线端子进行紧固，举一反三对其他机组作进一步的检查及紧固，避免类似的事件再次发生。

2）做好运行设备消缺的隔离及防范措施。

3）优化保护逻辑，对CO2系统至MARKVI系统保护增加冗余信号判断，减少误动可能。

2012年4月1日某厂9F燃机中压汽包水位高跳闸分析

2012年4月1日4时02分左右9F＃12机组启动。

04时33分运行人员发现#12中压汽包水位变送器C点偏差大，联系维修对C点变送器进行处理。

05时14分汽包水位三高报警导致机组跳机。

实际检查就地水位计和电接点水位计确认实际汽包水位正常。

由于#12中压汽包水位变送器C点信号未恢复正常时，#12中压汽包水位变送器B点信号误报导致机组跳机。

检查数据记录，发现在3时49分，＃12炉中压汽包三点测量水已存在偏差，＃12中压汽包水位变送器B点信号失准。

上水后三点信号逐渐接近后，误认为C点水位为最大偏差信号。

维修人员对汽包C点水位变送器排污处理后，由于排污阀错位以及平衡容器的特点，C点水位处于满量程状态。

5时14分B点汽包水位变送器迅速上升，导致DCS三选逻辑认为三个变送器信号两两偏差大，模块取最高值为当前水位导致机组因中压汽包水位三高报警跳机。

跳机后对中压汽包水位B点变送器进行测量管路排污并紧固排污阀门和高低压联通阀，汽包变送器信号趋于正常。

初步判定为中压汽包水位B点变送器排污阀和联通阀内漏导致变送器信号失准。

1）用于机组保护测量设备消缺时必须做好防止保护系统误动的安全措施，确认该项保护退出或强制后方可开始消缺工作。

2）为便于主保护设备检修消缺需要，在9F#11、#12机DCS画面上增加主保护投撤按钮，保护撤出必须按公司有关规定执行。

3）定期检查分析机组启停运行参数，特别是三取中前的源信号状态，及时发现故障信号，并增设三取中信号偏差大软报警提示。

4）在停机后对各台机组的排污阀进行核对，并割去排污管头部便于观测排污状态。

在检修中安排更换便于操作、不易渗漏的排污阀。

2012年2月17日某厂#6机组总风量低低

保护动作MFT原因分析

（未考核障碍）

2012年2月17日7时40分，#6机组运行人员发现锅炉因“总风量低低”保护动作MFT，当时机组正处于冷态启动阶段，电动引风机6C、二台送风机、一次风机6A运行,磨煤机6B投入运行，汽轮机在盘车状态。

仪控专业人员检查风量的历史曲线，发现是B侧二次风量的SABSIDEFLOW2和SABSIDEFLOW3二个变送器的风量信号大幅度晃动，引起锅炉总风量小于30%（875T/H）而MFT。

对事故原因进行分析认为：

由于现有吹扫装置对联络管有作用，对取样管路不起作用，B侧二次风量二个差压变送器高压取样回路因堵而压力下降，与低压取样回路压力平衡时，引起二次风量信号大幅度晃动到0，导致总风量小于30%（875t/h）而MFT。

（1）设备部仪控专业对三期二次风风量测量装置的吹扫装置进行改造。

（2）设备部仪控专业将“机组启动时在DCS画面检查二次风量投运情况”的检查内容补充到《机组启动仪控检查卡》。

（3）设备部仪控专业增加第一台磨煤机启动后任一个二次风量变送器风量低的硬报警信号。

2012年2月18日某厂＃6机组

给水流量低保护动作跳闸分析

2012年2月18日10时4分，＃6机组结束小修后已并网，负荷至500MW，机组尚未复役运行。

运行人员开始机组RB试验前CCS控制方式调试。

10时14分CCS协调控制不明原因发生扰动，机组给水流量大幅下降，机组因“给水流量低低”保护动作而跳闸。

2.原因分析及处理

机组跳闸后，检查机组其他系统和设备动作情况正常。

仪控人员查看机组跳闸过程的历史数据发现：

10时04分48秒，在投入协调控制方式后，至给水控制去的负荷指令“BIDTOFW”从514MW下降到96MW，对应的实际给水流量指令从1446t/h下降到900t/h，在流量差作用下，给水PID调节器的输出逐渐下降至0%，导致机组控制至BASE方式。

机组控制方式到BASE方式后，机组功率指令MWD跟踪实际功率，引起煤量、给水流量快速下降，10时14分56秒给水流量低低，锅炉MFT。

进一步检查CCS逻辑，发现：

DROP13的SHEET203的LAG功能块013-04462的高限为100，更改为1050后系统正常。

查看以往的软件备份，发现2010年5月软件备份中还没有这部分逻辑，2011年6月的软件备份中已经有了这部分逻辑，而且LAG功能块013-04462的数值为100。

而2011年12月机组检修前，仪控专业人员将运行控制器EEPROM的逻辑反读到ORACLE数据库文件并转化为软件备份，从该备份软件中发现LAG功能块013-04462的数值已自动修改为1050。

西屋公司DCS控制系统的主备用冗余设计不同，仪控人员通过工程师站对主控制器EEPRPMLAG功能块013-04462的高限参数由100改为1050时，备用控制器EEPROM里面逻辑因与主控制器不一致而未自动得到修改，造成了控制器在重新上电后LAG功能块013-04462的高限由1050重新变为100，最终造成机组投入CCS协调控制方式时系统发生扰动，引起机组跳闸。

仪控专业控制系统软件修改管理工作不规范，未按照控制系统软件修改流程要求进行控制器数据库的数据比较统一。

同时，CCS协调控制出现异常时运行人员未能及时撤出调整也是造成该事件的间接原因。

1）设备部仪控专业进一步完善仪控软件修改制度，提高可执行性。

进一步提高仪控专业技术人员的规范管理，从管理上防范不安全事件的发生。

2）设备部进一步加强仪控内部人员技术培训，提高技术技能。

运行部完善细化重要操作的操作票内容，加强过程监控。

近年来浙江省发电厂由于热工人员软件修改或信号强制不规范已造成数起机组或主要设备跳闸事件，需要加强仪控逻辑修改和信号强制的管理，明确操作流程并严格执行管理制度。

2012年5月9日某厂＃1机组2X轴振大

汽机跳闸原因分析

（未考核热工）

2012年5月9日7时32分，#1机组启动期间，大机转速定速3000转/分钟，机组未并网。

2012年5月9日7时32分44秒，1号机组并网前，汽机2X轴向振动瞬间由30.83μm突增至433.13μm（随即变为坏点），超过保护定值（250μm），导致汽轮机轴承振动大ETS保护动作，汽机跳闸。

过程趋势如下图：

热控值班人员发现情况后，迅速赶到就地振动接线盒处对2X涡流探头前置器进行测量，检查发现该测点电压大幅摆动，初步判断为振动探头故障，导致测量信号突变。

热控人员随即将该探头拆除，检查探头外观及信号线插头，并测量探头电阻；

发现探头外观完好，接线插头接触良好，信号线外观情况良好，但是探头线圈直流电阻为680MΩ,正常探头电阻值应在0.9-1.0Ω范围内，据此确定探头封装线圈内部断线，导致探头故障。

随后热控人员更换新的振动探头以及前置器，现场调试合格，8时23分，故障处理完毕，2X振动测点恢复正常。

2X振动探头安装在汽轮机2号轴承箱箱盖外，涡流探头的信号线通过1M处快速中间接头与延长线对接后，再接至接线盒内的配套的前置器进行信号处理。

涡流探头振动测点故障常见原因是预置延长线的中间接头松动，我们首先检查了中间接头的接线情况，该接头对接后内层用防水胶带缠裹，外层用热缩管热缩处理过，工艺较为可靠，排除了中间接头松动的可能；

如图所示：

由于2瓦处环境温度相对较高，可能会造成延长线绝缘老化。

仔细检查了探头延长线外皮，无发黄变脆的迹象，而且外部蛇皮保护管外观良好。

排除高温引起探头延长线老化的可能；

之前发生过探头黑色圆柱体磨损的情况，发现故障探头黑色圆柱体外观良好，无磨损痕迹。

但用手触摸探头黑色圆柱体时发现头部的黑色圆柱体松动，判断为头部松动导致探头内部线路断裂。

正常的探头头部黑色圆柱体为环氧树脂材质，内部埋有测量线圈，外部套有金属安装螺纹套，环氧树脂头与金属螺纹套应当是压制为一体，且牢固无松动。

如下图所示：

该探头头部松动的原因可能有：

✓探头本身质量不过关或在探头拆装、运输过程中存在磕碰，留下隐患；

✓该处测量环境较为恶劣，2瓦轴封处有漏汽现象，导致探头处的环氧树脂脆化；

✓使用年限较长，元件老化，被油冲击后发生断裂。

✓检修期间对各振动探头进行可靠性检查，重点检查本体头部，以及中间接线的工艺质量，测量接线电阻是否正常，对不合格的探头进行更换；

✓进一步规范探头检修工艺，在探头拆、装、保存过程中加强探头保护，探头安装前进行探头质量检查，尤其是探头线圈部位的检查。

✓细化探头安装台账，增加记录每只探头的安装时间项，监控每只探头的使用时间，对使用年限超过一年的探头在机组临修时进行拆卸检查；

对使用年限在一年之内的探头进行外部测量检查。

2012年5月31日某厂＃7机组ATT试验中EHC油压低动作跳闸分析

（非热工考核）

2012年5月31日，某厂＃7机组负荷710MW，处于协调控制方式。

根据设备定期切换/试验工作安排进行＃7机组ATT试验（主机主汽门、调门全行程活动性试验）。

11时55分，运行人员在CRT执行ATTESV/CV的SGC子程序，开始ATT试验。

12时完成A侧高压主汽门/调门试验。

12时01分10秒，SGC执行B侧高压主汽门/调门试验，在B侧高压调门第二次全关时EHC油压急剧下降。

12时01分33秒，备泵自启动，但油压仍继续快速下跌，立即至就地关闭B侧主汽门、调门EHC油进油手动隔离阀。

12时01分51秒，汽机因EHC油压低保护动作跳闸，锅炉MFT。

机组跳闸后，仪控人员检查确认为高压调门B跳闸电磁阀1卡涩。

更换高压调门B的2个跳闸电磁阀，之后手动进行主汽门调门的活动性试验，所有主汽门调门动作正常，EHC油压没有大的波动。

上汽西门子1000MW汽机的高压调门EHC油路图如图1所示。

图11000MW汽机高压调门EHC油路图

经确认，ATT试验SGC程序如下：

记忆高调门的开度；

高压调门A缓慢关闭；

高压主汽门A＃1跳闸电磁阀动作，高压主汽门A关闭；

高压主汽门A＃1跳闸电磁阀恢复，高压主汽门A打开；

高压主汽门A＃2跳闸电磁阀动作，高压主汽门A关闭；

高压调门A打开到100％；

高压调门A＃１跳闸电磁阀动作，高压调门A关闭；

高压调门A＃1跳闸电磁阀恢复，高压调门A恢复到100％开度；

高压调门A＃2跳闸电磁阀动作，高压调门A关闭；

高压主汽门A＃2跳闸电磁阀恢复，高压主汽门A打开；

高压调门A＃2跳闸电磁阀恢复，高压调门A恢复到试验前开度。

一组高压主汽门、调门试验程序完成后，接着做下一组，直至四组阀门试验完成，程序结束。

经分析，本次ATT试验导致机组跳闸原因为高压调门B第二次全关活动试验时，高压调门B跳闸电磁阀1虽然已经带电，但电磁阀1实际还在开启卸油状态，当调门指令至100％，调门伺服阀开启，导致EHC油进油与回油导通，EHC油压快速下降。

EH油油路如图蓝色线路所示。

EHC油压下降过程中，备用EHC油泵自启动正常，但进油流量小于跳闸电磁阀回流流量，无法提升油压，最终导致EHC油压低汽机跳闸。

高压调门B跳闸电磁阀1故障是导致跳机的直接原因。

事件直接原因是#7机组进行ATT试验过程中，高压调门B跳闸电磁阀1故障卡涩，导致机组因EHC油压低保护动作跳闸。

分析认为西门子对ATT试验油路设计过于简单，试验过程容易引起机组跳闸。

1）机组停机检修前，暂停三期的主机ATT试验，手动执行高中压主汽门和调门活动性试验（不经过跳闸电磁阀实现，具体实施需方案审批），机组启停时进行主机ATT试验。

2）继续加强EHC油质监督和处理，加强油质检测中不能检测到的亚微米颗粒油质处理，减缓油系统小颗粒凝聚。

下次检修时进行＃7机组的主机EHC油系统冲洗和更换。

3）定期清洗、测试或更换主机跳闸电磁阀、先导阀等随机组检修周期进行；

伺服阀的检修执行检修规程规定。

完善相关试验逻辑，跳闸电磁阀出现异常时，立即中断试验，隔离相应阀门的进油，避免EHC油压突降。

2012年6月4日某厂#9机组汽机跳闸分析

（未考核）

2012年6月4日11时11分33秒，某厂#9机组在C修启动并网后，发生汽轮机跳闸事件。

ETS汽轮机跳闸首出原因：

MFT故障跳机。

而MFT首出原因：

汽机跳闸。

2.原因分析

跳机后检查控制系统历史曲线，从历史记录中分析出：

MFT逻辑中误收到ETS跳闸保护（硬接线），机组MFT，汽机跳闸。

造成本次跳机的原因是DROP13站误采样到了汽机跳闸信号，而DROP42站未发出汽机跳闸信号，导致ETS和MFT的首出信号不一致的情况。

3．防范措施

为避免以上问题，采取了以下措施：

1）增加信号可靠性，加拉电缆增加新通道信号，将原单信号送SCS改为SCS三取二收信号方式。

2）已更换了DO卡的继电器、DI卡件及导致跳闸的信号电缆。

3）考虑对机组的所有该保护进行进行核查，增加逻辑判断。

2012年6月26日某厂#2燃机

气体燃料进气阀间压力低停机分析

2012年6月26日10时9分，某厂#2机负荷340MW运行，MarkVIP2测点压力偏差大报警。

运行就地检查无异常发现，通知检修处理，由于P2压力持续低，SRV阀全开，燃机自动减负荷，10时47分，发电机接令解列。

热工检查发现P2压力变送器输出异常（偏低），同时发现上透平北侧两扇燃机轮机间门未关，燃料气模块间温度偏高。

分析认为由于#2燃汽轮机间北侧两扇门未关，造成88BT抽风短路，未能提供燃料气模块合适的冷却风，致使室内温度偏高超过压力变送器允许的工作温度，从而三只变送器示值异常。

1）机组运行期间不得随意打开轮机间各侧门，防止冷却风短路。

2）加强运行巡回检查质量，提高工作责任心和强化技能培训。

3）在P2压力变送器无法移至较好环境时，在燃料气模块内装设温度报警，有利于运行人员监视。

2012年8月17日某厂#3炉汽包水位低MFT