1、国内某电厂600MW机组事故分析报告XX电厂#1机组停机情况分析报告XX电厂#1机组10次停机情况分析如下：一、3月1日00时23分，在进行XX线由运行转热备用操作中，厂用电消失，#1机组跳闸。1、故障前运行方式3月1日00时23分,1机组负荷300MW（按调总指挥准备进行甩50负荷试验），500kV、母线运行；第一串5011、5012、5013开关运行，第二串5021开关运行；XX、线运行；6主变高压侧5043开关运行于500kV母线，低压侧102开关运行于110kV母线；110kV母联112开关在断开位置；1启/备变带厂用电运行于110kV母线；110kV母线由XX线供电（132开关在合闸
2、状态）。2、故障经过3月1日00时23分电网总调令，将XX线转热备用（执行500kVXX线送电方案修改启动调试内容及步骤第53项）。值长接到调总命令后，监护单元长拉开 500kV 第一串5012开关后，厂用电消失，锅炉MFT，#1机组跳闸。检查发变组保护A、B柜“外部保护跳闸”报警；检查500kV 母线失电，00:25手动拉开5013开关。00:28值长令合上500kV第二串5022、5023开关，500kV母线充电正常，恢复1启/备变运行，恢复厂用电后，9时48分机组并网。3、原因分析在执行总调令“XX线由运行转热备用”的过程中，运行人员忽视了#1机组厂用电运行方式（当时因准备做甩负荷试验，
3、厂用电已由#1启/备变供电），在对侧XX变电所已拉开某某线5163开关的情况下，运行人员盲目地拉开了5012开关，造成了500kVII母线、110kV母线、#1启/备变失电，厂用电消失，导致机组跳闸。4、暴露的问题1）在准备进行#1机组甩负荷试验时，根据试验方案厂用电源已由#1启/备变供电，期间接总调令“XX线由运行转热备用”，致使两项重大操作交叉进行。在将XX线转热备用时，没有认真进行风险分析，值长、单元长忽视了#1机组厂用电当时的运行方式，在没有履行对系统运行方式进行全面检查、没有认真核对值班记录的情况下，盲目地执行总调令，导致#1机组厂用电消失。）在做甩负荷试验及线路停电过程中，电厂运行
4、人员与调试指挥之间沟通、协调不足。5、防范措施1）根据“四不放过”的原则，电厂已对责任者进行了严肃处理，使有关人员得到了教育。2）在执行上级操作方案的同时，要求专业人员和操作人员对运行方式逐级核对，确认无误后方可进入操作程序。3）专业技术人员应针对重大操作制定详细的安全措施和技术措施，并指导和监督运行人员认真落实有关防范措施。4）严格执行“两票三制”，类似重大操作应使用操作票，对系统和方式进行全面检查。5）有重大操作，应履行双重监护制度，要求有专业专工监护。6、责任分析1）当值值长在下达操作倒线路的命令前，忽视了当时的厂用电运行方式，并且自己担当了操作的监护人，对本次故障的发生负有主要责任。2
5、）当班单元长在接到值长的命令后，未结合当时的运行方式对操作的正确性进行必要的判断，盲目操作，导致了故障的发生，对本次事件负有次要责任。二、3月6日16时22分，#1主变冷却装置全停导致#1机组跳闸。1、故障前运行方式500kV升压站5011、5012、5013、5021开关在合闸状态；1机组负荷574MW，机组在CCS方式下运行，6台磨煤机运行，1A、1B汽泵运行，汽包水位投自动，电泵备用。15:30，原电气运行专工，令当班运行人员将#1主变第三组（备用）冷却装置手动投入运行，3组冷却装置全部投入运行。当时#1主变上层油温为60。2、故障经过3月6日16时18分,运行人员巡视#1主变时，发现冷
6、却装置全停，检查就地开关均在合闸状态，立即电话汇报单元长，并快速去400V汽机PC段母线室准备抢送主变冷却装置电源；集控人员接到#1主变冷却装置全停汇报后，立即开始投油枪降低机组出力。16时22分，#1发电机负荷降至560MW时机组跳闸。经处理并消除其它缺陷后，3月7日16时48分锅炉点火，21时59分，#1机组并网。3、原因分析1）当时原电气运行专工自认为变压器油温较高，令运行人员在上层油温60时手动投运第三组备用冷却装置，在#1主变3组冷却装置全部投入运行后，由于两路冷却装置电源总开关（在400V汽机PC段上）容量偏小（3组主变冷却装置同时运行实测电流是117A，电源开关的额定电流是80A
7、），所以造成两路电源过负荷相继跳闸。2）冷却装置电源消失后没有光字牌报警，而且DCS画面上设置的是W级报警，运行人员未能及时发现冷却装置全停故障,贻误了处理时机，导致#1机组跳闸。4、暴露的问题1）电厂集控运行规程（A版）描述的主变冷却装置与现场实际情况不符，应尽快修订完善。2）电气专业人员未对#1主变冷却装置实际电气系统进行深入核对，运行人员在60手动投入主变第组冷却装置没必要，且未加强跟踪检查。）主变冷却装置电源开关容量偏小。）运行人员对报警装置的W级报警重视不够，没有及时发现DCS画面上的报警信号，贻误了故障处理时机。5、防范措施1）要求厂家尽快提供设备详细资料，并结合现场运行实际，确定
8、主变冷却装置运行方式。尽快组织对集控运行规程（A版）进行全面修订，从制度上保证机组安全运行。）根据厂家提供的技术资料，进一步核实主变冷却装置电源开关容量，并作相应处理。 ）加装“主变冷却器全停”光字牌，将DCS上的“主变冷却器全停”报警改为A级报警（已完成）。）加强设备管理，应对同类型开关进行逐一排查，对照实际设备参数，认真核算、复查有关保护定值，发现异常，尽快整改。）加强运行值班管理，全面提高监盘质量，运行人员应严密监视各种报警信号，及时发现并正确处理各类异常情况。6、责任分析1）集控运行规程（A版）对设备规范描述有误。2）运行人员对主变冷却装置运行要求不熟悉，在没有必要的情况下投入第三台主
9、变冷却装置，且未能及时发现DCS画面上的报警信号，并及时采取相应措施，监盘不到位。三、3月13日00时03分,#1炉E磨因润滑油压低值跳闸，CCS手动退出，切至TF方式，00时10分汽包水位低保护动作，锅炉MFT，机组跳闸。1、故障前运行方式3月13日00时03分,1机组负荷501MW，机组在CCS方式、定压运行；1A、1B送、引、一次风机运行，炉膛负压投自动；1B密封风机运行，1A密封风机投备用；6台磨煤机同时运行，各容量风控制投自动，燃料指令约72%；1B汽泵和电泵同时运行，汽包水位投自动；1B凝结水泵运行，1A凝结水泵投备用，除氧器水位投自动；高、低加系统正常投用；参数均在正常范围内。2
10、、故障经过3月12日23时30分许，运行通知维护#1E磨润滑油A滤网差压大，维护通知运行巡检人员切换为B滤网运行，准备清理A滤网。3月13日00点03分50秒，#1炉E磨润滑油压低值跳闸，运行人员手动退出CCS（协调控制），切至TF（汽机跟随）方式。燃料指令下降为60.4%，负荷迅速下降。运行人员投入E2和B2两支油枪（负荷最低降为418.6MW），0时06分31秒负荷又迅速上升，0时9分41秒负荷最高升至598MW，0时10分39秒汽包水位低保护动作，锅炉MFT，#1机组跳闸。经处理，1时40分机组并网。3、原因分析#1E磨煤机因润滑油出口滤网堵造成油压低跳闸，燃料指令降为60.4%（跟踪实
11、际值），负荷迅速下降。运行人员为恢复锅炉出力，并稳定燃烧，手动增加燃料指令，由60.4%加至69.5%，此过程使磨煤机容量风的风量不断增加，虽然最终的燃料指令69.5%低于跳磨前的72%，煤量184 t/h低于跳闸前的200t/h，但是由于增加的容量风幅度较大，且只增加到五台磨煤机上（五台磨煤机左、右侧容量风各增加了15t/h，两侧共增加30t/h），携煤粉量已远大于跳磨前6台磨煤机的携粉量（如按磨煤机的风煤比1.1计算，可增加煤粉量28 t/h。但在极短时间内较大幅度增加容量风进入磨煤机，容量风带走的煤粉量短时会较多），加上2支油枪的助燃作用（可增加约2-3万负荷），最终使负荷迅速上升至59
12、8MW。由于A汽泵正检修，只有B汽泵和电泵运行，只能供给80%的给水流量，无法满足当时给水流量的要求，造成汽包水位保护动作。4、暴露的问题1)锅炉在调试期间的燃烧调整工作不全面，在锅炉燃料扰动的情况下，锅炉燃烧不稳定。协调控制系统CCS调节品质差，不能有效抑制扰动。2) 磨煤机跳闸后，运行人员采取的控制方式使燃料指令增加速度过快，造成负荷在短时间内骤增，出现超调，使得给水供给不足，汽包水位低跳闸。3）运行人员对水位调节特性掌握不够熟练。4）维护人员清理磨煤机油站滤网不及时。5、防范措施1）磨煤机跳闸后，锅炉燃烧不稳，应立即投入燃烧不稳定的燃烧器对应的油枪，进行助燃。2)运行人员应加强监视、巡检
13、，磨煤机润滑油泵出口滤网压差高时，应及时联系维护人员清理。3）应制定磨煤机跳闸等故障情况下的运行操作规定（电厂已制定），并组织学习培训，在故障处理时执行。4）应及时补做锅炉燃烧调整的相关试验。5）应联系#1机组调试单位，对协调控制系统进行完善，提高调节品质，达到实用要求。6、责任分析1）#1E磨煤机因润滑油出口滤网堵造成油压低跳闸是本次故障停机的起因。应加强缺陷管理，严格执行缺陷管理制度，严格缺陷考核。2）运行人员在异常、事故情况下处理方法欠妥，处理能力、经验不足，是本次机组故障停运的主要原因。3）热控CCS协调控制系统品质差，不能在较大扰动情况下起作用，是本次事故的另一主要原因。四、4月7日
14、11时51分，#1机组因DCS风机控制卡件故障，导致1A一次风机动叶关闭，锅炉燃烧恶化，汽包水位保护动作，锅炉MFT，机组跳闸。1、故障前运行方式4月7日11时47分，1机组负荷405MW，机组运行方式为TF方式； 1A、1B一次风机、1B送风机、1A、1B引风机运行，1A送风机在检修，炉膛负压投自动；1A密封风机运行，1B密封风机投备用；四台磨煤机运行，各容量风控制投自动；E2、F2、A1、B1、B4、E3、A3油枪运行；1A、1B汽泵运行，汽包水位投自动，电泵备用；1A凝结水泵运行，1B凝结水泵投备用，除氧器水位投自动；高、低加系统正常投用。2、故障经过11时47分15秒，#1机组带负荷4
15、05MW，1A一次风机动叶自动关到零，一次风母管压力由6.8kPa迅速降至2.8kPa，炉膛负压降至221Pa，炉膛火焰发暗。立即手动开1A一次风机动叶，操作不动，立即开1B一次风机动叶提高一次风压。汽包水位快速下降至236mm，由于水位投自动，小机自动增加给水，给水流量达到1400T/H（此时蒸汽流量为956 T/H）。11时48分，1A汽泵在4400转/分给水自动自动切除，汽包水位急剧上升，最高上升至+233 mm，运行人员手动解除1B汽泵给水自动，降低给水流量至440 T/H。11时49分50秒，汽包水位迅速下降，立即增加给水流量至1100T/H（此时蒸汽流量为879T/H），11时51
16、分14秒，汽包水位迅速下降至290 mm以下，汽包水位低三值保护动作，锅炉MFT，机组跳闸。12时12分，锅炉吹扫完成后点火启动，13时58分，#1机组并网。3、原因分析1）因DCS风机控制卡件故障，#1A一次风机开度指令到零，动叶全关，锅炉进粉量减少，燃烧不稳，水位波动大，调整跟不上，导致汽包水位低动作。2）一次风机压力未投自动，#1A一次风机动叶全关后，一次风压力降低较多，燃料量短时大量减少，造成在7只油枪投入的情况下，燃烧仍然不稳；汽包水位自动的品质较差，未起到应有作用。4、 暴露的问题1）DCS系统与就地设备不匹配，使得DCS双风机控制卡件不能实现互为备用。调试期间调试措施不完备，未对
17、DCS系统冗余卡件进行切换试验，未发现该问题。2）一次风机压力自动未投、汽包水位自动品质较差。5、防范措施1）已将DCS送就地设备的控制输出信号加装信号隔离器，解决了DCS系统与SIPOIS电动执行器接地不匹配的问题，并通过试验验证，冗余控制卡件已可互为备用。2）在有条件情况下，补做DCS系统卡件切换试验。3）切换卡件时，应首先对该卡件控制的设备进行检查，采取适当的防范措施后，再实施切换。6、责任分析1）电厂、DCS设备厂家、调试单位、监理单位有关人员均未发现部分DCS卡件不能冗余备用问题，安装调试质量控制不严格。2）调试单位自动控制系统调试质量差。五、4月12日10时12分，因#2高压主汽门
18、油动机泄漏，#1机组跳闸。1、故障前运行方式4月12日10时12分，1机组负荷602MW，机组在CCS方式、定压运行；1A、1B送、引、一次风机运行，炉膛负压投自动；1B密封风机运行，1A密封风机投备用；6台磨煤机运行，各容量风控制投自动；1A、1B汽泵运行，汽包水位投自动，电泵备用；1B凝结水泵运行，1A凝结水泵投备用，除氧器水位投自动；高、低加系统正常投用；1AEH油泵运行，1BEH油泵备用。2、故障经过4月12日10时12分48秒，汽机主汽门突然关闭，主汽压力瞬间升至19.7MPa，汽包水位迅速下降至300 mm以下，汽包水位低三值动作，汽轮机跳闸，发电机联跳，锅炉MFT动作。4月13日
19、3时58分，锅炉吹扫完成后点火启动。7时42分机组并网。3、原因分析故障原因为#2高压主汽门油动机进油关断阀与油动机连接螺栓（同侧两根螺栓）断裂，造成高压抗燃油冲破密封胶圈外泄，#2高压主汽门油动机处泄漏，EH油压迅速下降，1BEH油泵联起，油压还是维持不住，2分钟后油压到零造成汽机主汽门关闭，汽包压力迅速上升，使得汽包水位迅速下降，汽包水位低三值动作，锅炉MFT，机组跳闸。事后对螺栓进行检查，发现其断裂口有明显的旧痕，说明这2根螺栓在安装前就可能存在缺陷。安装中使用了厂家提供的有缺陷的螺栓，是造成这次故障的主要原因。4、暴露的问题厂家提供的螺栓可能存在缺陷，说明重要部件出厂质量把关不严，安装
20、过程中缺乏可靠的检验手段。5、防范措施1）已经通知厂家对螺栓进行分析并做强度试验。2）加强对有关部位的巡检，防止此类螺栓再次发生问题，做好防范喷油的措施。3）请权威部门对断裂的螺栓进行试验和分析，提出有针对性的检查措施，利用停机机会检查#1机相关螺栓，必要时全部更换为检验合格的螺栓。4）对在建机组的该类螺栓也必须按上述措施进行严格检验并做好记录，并请制造厂明确安装要求，严格安装工艺，加强质量监督，坚决杜绝同类问题的再次发生。6、责任分析初步认定这次故障的主要责任是东方汽轮机厂家，属于设备质量问题。六、4月24日15时10分，#1机组锅炉泄漏，经向调度申请，机组停机。1、故障前运行方式4月24日
21、12点20分，1机组负荷600MW, 在CCS方式、定压运行；1A、1B送、引、一次风机运行，引风机投自动；1A密封风机运行，1B密封风机投备用；6台磨运行，各容量风控制投自动；1A、1B汽泵运行，汽包水位投自动，电泵备用；1B凝结水泵运行，1A凝结水泵投备用，除氧器水位投自动；高、低加系统正常投用。2、故障经过4月24日12点20分，发现#1炉本体46米炉左侧水冷壁内漏、炉尾部烟道左侧包墙下联箱疏水管座处外漏,向总调提出#1机组滑停申请，总调同意#1机组滑停申请，13：00执行总调令1号机组开始滑停。15时10分，执行总调令1机组与系统解列。检查处理#1炉本体46米炉左侧水冷壁鳍片管、炉尾部
22、烟道左侧包墙下联箱疏水管座漏点后，按计划4月28日13时39分机组并网。3、原因分析4月27日进入炉膛检查，发现#1炉本体46米炉左侧水冷壁鳍片管有3处漏点、炉尾部烟道左侧包墙下联箱疏水管座有1处漏点，经初步分析，属于厂家设备问题。4、暴露的问题#1炉本体46米炉左侧水冷壁鳍片管有缺陷，初步判断属厂家设备问题；炉尾部烟道左侧包墙下联箱疏水管座有气孔，是厂家焊接质量问题。设备制造、安装过程中厂家、监造人员把关不严。另外，运行人员对炉膛泄漏报警装置的报警不够重视。5、防范措施1）加强对锅炉设备巡回检查，做到及时发现及时处理。2）已将更换下来的缺陷管道送有关部门分析，抓紧催要报告，真正查清泄漏原因，
23、制定出有针对性的防范措施。3）将此问题及时反馈到在建机组，对锅炉受热面要严格检查、探伤，严格水压试验标准，做到早发现早处理，防患于未然。4）重视炉膛泄漏报警装置。6、责任分析初步认定此次停运属于设备质量问题，责任单位是北京锅炉厂。七、4月29日，汽包水位低三值保护动作，锅炉MFT，汽机联跳，#1机组跳闸。1、故障前运行方式4月29日8时10分，1机组负荷600MW, 在CCS方式、定压运行；1A、1B送、引、一次风机运行，引风机投自动；1A密封风机运行，1B密封风机投备用；B、C、D、E、F磨运行，A磨检修；各容量风控制投自动；1A、1B汽泵运行，汽包水位投自动，电泵备用；1A凝结水泵运行，1
24、B凝结水泵投备用，除氧器水位投自动；高、低加系统正常投用。2、故障经过4月29日8时10分，设备维护人员交待A2容量风挡板卡涩已处理好，运行准备启动A磨运行。8点11分降负荷至590MW后，投入A磨对应的四支油枪，正在暖A磨煤机，在暖磨过程中汽包压力一直上升：在8点17分42秒至8点24分15秒期间的6分33秒内，汽包压力由17.816MPa上涨至19.11Mpa，1PCV阀在8点23分12秒动作，同时发现水位下降，已降至200mm以下，仍有下降趋势，紧急将A、B汽泵切手动调整水位，启动电泵作备用；手操小机指令由78缓慢加至90，汽泵转速加至5350转,汽包水位已开始上升。8点26分B小机转速
25、迅速下降，随之汽包水位急剧下降，手动打掉D磨、降负荷，但因负荷过高，水位降至低三值，保护动作触发炉MFT，机组跳闸。3、原因分析1）由于投入了油枪，使锅炉蒸发量增加，蒸汽压力上升较快；锅炉主控及燃料主控调节品质较差，且磨煤机容量风挡板在饱和区，虽然调节幅度很大，但煤粉减少过慢，造成主汽压力快速上升。2）#1B小机在8点25分21秒时，蒸汽进汽流量已经达到当时工况下的最大值，转速不再上升，造成给水量不足。其后由于转速指令的持续增加而小机转速不增加，导致偏差越来越大，MEH判断“伺服阀不正常”，#1B小机调门关闭，汽包水位大幅下降。3）燃料自动调节发生异常时，运行人员不能很好的判断、进行有效的处理
26、，使故障扩大化。 4、暴露的问题1）运行人员在增减燃料时，缺乏经验，在汽包压力已经开始上升的过程中，依然投油、投磨。2）在异常工况下，小机的低压汽源不够，而小机高压汽源因未调试而未投入。3）CCS协调控制系统调节品质差。5、防范措施1）运行人员在增减燃料时，应密切监视汽包压力及其变化速度、机组负荷变化情况、相应系统自动投入情况，在汽包压力已经开始上升的过程中，不能再投油、投磨。2）机组在CCS、定压方式运行时，在调节品质调试合格前，运行人员应根据实际运行情况及时进行手动干预。3）在小机调整过程中，运行人员应密切注意操作员站的小机阀位的变化情况，在增加指令时应根据实际转速加减流量指令，在小机出力
27、到极限时不应再增加指令。在DCS系统增加MEH的小机阀位信号，以便于运行人员进行小机转速调整。4）热控人员应收集并分析、研究此次事件的曲线、记录，进一步优化自动调节系统的调节品质，必要时应联系原调试单位处理。研究小机转速指令与实际转速偏差大保护定值，使之符合运行实际情况。6、责任分析1）运行人员燃烧调整经验不足，异常情况下的处理方法不妥，造成汽包压力大幅上升是本次故障停机的起因。2）小机高压汽源未调试而不能投入，导致异常工况下小机出力不足是本次机组故障停运的主要原因3）调试单位未能将CCS协调控制系统的品质调试合格，也是这次事故的一个原因。八、5月2日23时01分，因#5、6低加解列、除氧器压
28、力下降、四抽压力下降、#1B小机调门关闭，汽包水位低三值保护动作，锅炉MFT，机组跳闸。1、故障前运行方式5月2日21时，1机组负荷500MW,CCS方式、定压运行；1A、1B送、引、一次风机运行，引风机投自动；1A密封风机运行，1B密封风机投备用；B、C、D、E、F磨运行，各容量风控制投自动；1A、1B汽泵运行，汽包水位投自动，电泵备用；1A凝结水泵运行，1B凝结水泵投备用，除氧器水位投自动；高、低加系统正常投用。 2、故障经过5月2日21点01分，DCS控制柜10CBA09的BG075卡件发生故障。运行人员发现低加水位异常，疏水调门不能操作，全面检查后发现，辅汽系统、抽汽系统各电动门、逆止
29、门均不能操作，联系维护人员处理。22点42分，6号低加解列，四抽压力为0.783MPa,22点46分5号低加解列，四抽压力为0.756MPa,5低加解列后，四抽压力的下降趋势加快。23时00分，DEH画面显示#1B小机调门关至0位，此时汽包水位快速下降，立即启动电泵，手停一台磨煤机，并且迅速提高电泵勺位。23时01分，水位低三值保护动作，锅炉MFT，机组跳闸。3、原因分析1）由于热工卡件故障，导致低加的疏水调门关闭，低加水位高跳闸。在6低加、5低加相继切除后，进入除氧器的凝结水温度降低约35.5，相应除氧器压力下降（0.722Mpa），因除氧器饱和水的温度下降，进入除氧器加热的四抽抽汽流量大为
30、增加，导致四抽压力下降，四抽供小机的蒸汽作功能力下降，同时供给小机的蒸汽量减少，小机转速下降，使汽包水位下降，CCS发出增加小机转速指令，开大小机调门，因指令不断增加，而转速基本保持不变，导致#1B小机指令与实际转速偏差越来越大，MEH软件判断为伺服卡故障，小机调门随之关闭。锅炉汽包水位不能维持引发锅炉MFT。2）在异常工况，小机的低压汽源不够，而小机高压汽源因未调试而没有投入，导致了小机进汽不足，不能正常向锅炉供水，汽包水位低导致锅炉MFT。4、暴露的问题1）在异常工况，小机的低压汽源不够，而小机高压汽源因未调试而不能投运，存在较大安全隐患。2）缺陷处理不及时，运行发现近2小时后，缺陷没有得
31、到消除。5、防范措施1）小机高压汽源投运是调试未完项目，应联系调试单位、东汽厂家完成调试工作，使小机高压汽源能正常投入。2）在目前小机供汽量不足的情况下，作为临时措施，在咨询东汽厂家并征得厂家的认可后，热工人员把MEH中“伺服阀故障”的判断条件的相关参数放大。建议进一步研究小机转速指令与实际转速偏差大保护定值与方案，使之符合运行实际情况。3）电厂应编制低加解列事故处理方案，并组织学习培训。6、责任分析1)热控卡件故障导致低加切除、引起小机出力不足是本次机组故障停运的主要原因。2）小机高压汽源因未调试而未投入，导致异常工况下小机出力不足是本次机组故障停运的原因。九、5月7日4:35,#1机组因A
32、凝泵电机上轴承冒烟切换至B凝泵运行后，B凝泵又跳闸，抢合不成功，打闸停机，申请调度同意，转为停机消缺。1、故障前运行方式5月7日2时26分，#1机组负荷600MW，机组在CCS方式、定压运行；1A、1B送、引、一次风机运行，引风机投自动；1A密封风机运行，1B密封风机投备用；6台磨煤机运行，各容量风控制投自动；1A、1B汽泵运行，汽包水位投自动，电泵备用；1B凝结水泵运行，1A凝结水泵投备用，除氧器水位投自动；高、低加系统正常投用。2、故障经过5月7日2时28分A凝泵电机上轴承冒烟，运行启动B凝泵运行，并手动停运A凝泵；机组运行方式不变；4时32分，B凝泵跳闸，4时33分重启B凝泵不成功，凝泵全停；4时
