1、12、汽机EH油泄漏#2、3机停运13、右侧中压主汽门泄漏停机14、#1汽机低压与中压排汽温差大保护停机15、#3汽机卡件故障停机16、#1燃机中性点电流畸变跳机17、#3发电机励磁系统故障#2、#3机停运18、#1燃机380V电源MCC段失电，事故油压低跳机19、继保动作#2、3机停运20、#2主变差动保护误动#2、3机停运21、#2燃机发电机过激磁保护动作跳闸22、#1燃机励磁碳刷故障23、#1余热炉高压过热器连接管泄漏24、#1燃机增压机变频器快速停机25、增压站#1高压变端子箱进雨水，重瓦斯保护，停机26、1燃机供气压力低跳闸保护动作停机27、#1燃机增压机入口管线气动阀跳闸停运28、
2、#1燃机天然气品质不合格跳闸29、#2增压机跳闸#2、#3机停运30、#1增压机喘振跳闸#1燃机停运第一章 燃机系统案例1：1、经过:2006年8月3日#1燃机按中调令于8时12分启动，8时24分点火，8时45分并列，8时49分当负荷升至50MW时，因#7叶片通道温度与平均值偏差达到26.44，超过了设计的25，时间超过30秒，控制室来“BPT温度偏差大”信号，机组自动停机以保护燃机。8月7日8时17分启动，8时53分并列。2、原因分析：1）2005年11月份调试期间曾出现#7叶片通道温度高现象，报警值由20调到23，自动停机值、跳闸值未做改动。其他叶片通道温度报警值维持20不变。2）由于日方
3、技术人员在对BPT温差定值进行调整时，考虑不周，设定值偏低（自动停机BPT温差定值实际是25，定值最高可小于40）导致自动停机。3、防范措施：1）在控制系统中，修改燃机负荷35MW-65MW阶段的#1-20BPT温差定值（尤其#7BPT在启动期间报警由原来的23提高到30，自动停机由原来的25提高到33，跳闸由原来的30提高的35）。2）其他19个BPT温差定值，在燃机负荷35MW-65MW启动期间报警由原来的20提高到25，自动停机由原来的25提高到30，跳闸保持原来的35。案例2：1、经过：2006年10月5日20时14分，#1燃机来“#20燃烧器压力波动传感器异常信息”及“燃烧器压力波动
4、预报警”光字牌。通知维护部检修班人员到场检查，之后此报警频发。23时02分，来“燃烧器压力波动高高跳闸”光字牌（经查为#6、#7燃烧器压力波动高高），#1燃机跳闸。停机后，技术人员查找压力传感器、信号回路未见异常，经与网局调度协商于6日2时50分#1燃机启动，3 时21分转速3000r/min观察，未见异常，于3时49分机组并列。4时33分“#20燃烧器压力波动传感器异常信息”及“燃烧器压力波动预报警”又发光字牌，机组维持200MW运行。2、分析及处理：10月8日申请停机消缺，更换#20燃烧器压力波动传感器一次元件，当时故障排除。但运行5天后“#20燃烧器压力波动传感器异常信息”及“燃烧器压力
5、波动预报警”又发光字牌。因仅在#20燃烧器压力波动传感器出现异常报警，且未发生灭火现象，机组在200MW长时间运行，此报警信号为误发，由于此信号报警屏蔽后不影响机组正常运行，且机组运行中无法处理，决定暂时将#20燃烧器压力波动传感器信号屏蔽，待燃机C检时彻底检查处理。案例3：1、故障经过2008年10月23日， #1、#3机组运行，#1燃机负荷100MW，#3汽机负荷65MW，总负荷165MW； AGC退出；#2燃机备用。10月23日23：50，#1燃机拖#3汽机性能试验结束,GE调试人员进行了最后一次燃烧调整后,通知安全运行人员机组可以投入协调控制及AGC运行。并告知运行人员，#1燃机燃烧模
6、式的切换点降负荷时为100MW左右，升负荷时为115MW到120MW。10月24日00：00，由于AGC总负荷指令为180MW，此时#1燃机负荷达到110MW，燃烧模式由先导预混（PPM）模式切向预混（PM）模式。由于燃机在先导预混模式下，烟囱会有黄烟冒出，值长联系网调，接网调令退AGC及协调将燃机负荷升至120MW，00：08在燃机负荷升至115MW后，由于#2轴承振动达到21.2 mm/s，超过自动停机保护定值20.8mm/s，#1燃机发自动停机令，主值对#1燃机进行主复位，重新发启动令成功，将#1燃机负荷稳定在90MW。值长将情况通知生产保障部并汇报部门领导。00：50值长接调度令重新升
7、负荷至130MW，尝试冲过燃烧模式切换点，00：55分，#1燃机负荷升至115MW后由于#2瓦振动达24.5 mm/s，#1燃机再次发自动停机令，主值对#1燃机又进行主复位，重新发启动令成功，将#1燃机负荷稳定在90MW。值长将情况汇报给部门领导。生产保障部热工人员联系厂家GE人员，GE人员通知热工人员将燃烧模式切换点的燃烧基准温度由2280改为2290，告知运行人员在此切换点可减小振动，冲过切换点。10月24日06：54，经生产保障部热工人员更改燃烧模式切换点的燃烧基准温度后，运行主值人员再次升负荷冲燃烧模式切换点时，#1燃机#2轴承振动达26.84mm/s，超过了燃机振动保护跳机值25.4
8、mm/s跳机。2、故障后检查情况及原因分析燃烧模式切换时，由于GE厂家TA对切换点选择不当，造成燃机内流体波动大，#1燃机发生振动，振动超过燃机跳机保护动作值跳机，联跳#3汽机。#1燃机在性能试验开始前#1燃机燃烧模式切换设定点（由PPM模式切换至PM模式）为2260，模式切换正常；在10月23日性能试验完成后，GE公司进行了火焰筒DLN调整，由GE的现场TA将此设定值改为2280，并将FXKSG1、FXKSG2、FXTG1、FXTG2、FXKG1ST、FXKG2ST、FXKG3ST等相关参数也进行了修改，更改时间为2008年10月23日晚10时。10月24日GE厂家TA再次将燃烧模式切换（由
9、PPM模式切换至PM模式）温度设定值改为2290，燃机于早晨6：54进行燃烧模式切换时因轴承振动大跳机。我方要求GE公司查清跳机原因并做出解释，GE公司解释此次燃烧调整参数修改为GE公司技术部门下发的定值，可能与现场机组情况不能完全匹配，并决定由 GE公司现场TA将#1燃机燃烧模式切换（由PPM切换至PM）温度设定值改回性能试验前稳定运行时的设定值2260，由于DLN设备已经拆除，GE公司TA并未对其它模式切换相关参数做相应的修改。由于燃烧调整由GE厂家全部负责并进行技术封锁，需要专业的设备和软件，故由于燃烧调整参数设定问题引起的振动我厂无法查出其产生原因，需要GE厂家TA再次用DLN设备进行
10、燃烧调整并解决；我公司正在与GE公司进行交涉，令其尽快派相关人员和设备来我公司解决燃烧模式切换引起振动大问题。3、暴露问题1）GE厂家技术服务人员技术把关不严，针对燃机模式切换的调整考虑不周。2）生产保障部热工人员对设备的管理薄弱，对厂家的调整试验，参数修改没有进一步进行分析。3）运行人员在2次燃机因为振动大触发自动停机程序的情况下，仍然进行第三次强行通过燃烧模式切换点，暴露出运行把关不严的问题。4）运行人员在机组非计划停运后，下意识地直接将机组转入计划检修，没有及时汇报上级部门，没有认真履行事故处理程序。4、采取措施1）对GE厂家的技术服务，生产保障部热工人员要紧密跟踪，尽快提高技术技能，加
11、强分析和处理故障能力。2）安全运行部加强管理，提高运行人员的故障处理能力，严格执行事故处理和汇报程序。案例4：2010年1月23日，机组二拖一运行，AGC投入，总负荷650MW，1、2燃机负荷均为230MW，汽机负荷190MW，供热量1200GJ/h。1月23日14时00分，监盘人员发现#1燃机MARK界面发报警（排气框架风机风压低）,EXH FRAME OR #2 BRG COOLING TRBL-UNLOAD（排气框架或#2轴承区冷却风机故障）”，立即派人至就地检查该风机并点击MARK风机界面“#2 LEAD”和主复位按钮，该风机仍无法启动。通知生产保障部热工、电气、机务专业，汇报蒋总，汇
12、报部门。14：01，#1燃机开始自动减负荷，运行人员手动退出AGC，降低热网负荷，机组维持低负荷运行。15：06，负荷3MW，调度通知停机，15：09 #1燃机停机。2010年1月23日14时，电气人员到现场后检查，发现#1燃机88TK-2风机电机停运，开关就地报 “接地保护”动作。将电机本体动力电缆接线拆开后，测量电机本体绝缘，三相对地为0.1兆欧，手动盘电机风扇可以盘动。拆出风机后，风机叶轮本体扇叶端部有不规则坑状损坏，电机本体驱动端轴承小盖及挡油环明显过热且有缺损。将电机送至电机检修厂家解体检修。2010年1月20日，#1燃机88TK-1风机电机因振动大停运检修，将电机送至电机检修厂家解
13、体检修，修复周期4天，截至1月23日未修复。风机叶轮拆下后，发现电机本体驱动端轴承小盖及挡油环处明显损坏；将挡油环及甩油环拆下后，发现轴承保持架粉碎，滚珠过热变形，轴承外环与电机大盖之间有摩擦，轴承内挡油环与转子轴明显摩擦，转子轴被内挡油环啃出环状沟道。电机非驱动端未见任何异常。将电机转子抽出后，发现定子端部有一处短路放电痕迹，端部线圈明显过热痕迹。定子铁芯有轻微扫膛现象。电机非驱动端定子端部未见任何异常。图片如下：轴承小盖及挡油环明显过热且有缺损轴承保持架粉碎转子轴被内挡油环啃出环状沟道定子端部有一处短路放电痕迹，伴有轻微扫膛现象从故障现象看，电机驱动端轴承因长期处于高温下工作，导致轴承油脂
14、乳化后流失，轴承处于干涩状态下运行，因摩擦逐渐导致轴承区域明显过热，引发定子端部区域过热，绝缘老化降低，最终定子绕组匝间短路产生高温烧烧损。缺润滑脂是本次故障的直接原因。综上，本次故障的原因分析如下：1）电气专业人员设备缺陷管理不到位。88TK-1风机故障后没有修复，在88TK-2风机故障后，备用设备无法投入而跳机。2）生产各部门在88TK-1风机退备后没有采取好防范措施，没有加强运行风机的检查。3）电气点检人员对88TK-2风机电机的维护、检查不到位；4）运行巡检人员对88TK-2风机电机的检查不到位；5）88TK-2风机电机由于设计原因，运行中无法检查、添加油脂，且轴承温度无测点上传到集控
15、室实时监控；3、暴露问题 1）燃机部分重要辅机设备还存在由于润滑脂检查不方便和温度、电流无法在线监视等原因，检查、维护不到位的情况；2）电气点检人员、运行巡检人员对设备的维护检查不到位；3）电气专业人员设备缺陷管理不到位。4、防范措施1）生产保障部加强设备缺陷管理，对失去备用的运行设备制定防范措施，加强检查，同时尽快修复被用设备，保证设备安全稳定运行。2）改造88TK-2风机电机，将加、排油孔引至电机外侧，加装轴承测温元件，上传到集控室监视；3）对全厂同类型电机，同安装形式电机进行普查，确认设备健康水平，对不能满足运行要求的电机安排检修；4）利用小修时间对所有同类电机解体检查，更换轴承，补充油
16、脂；5）对同类型设备，做好备品备件工作，定期进行更换检修；6）电气专业加强设备管理，认真点检，及时消除缺陷，使备用设备处于良好备用状态。案例5：#1燃机燃烧器压力波动大停机（程朝晖）1、事件经过:2010年3月14日#1燃机带供热运行，机组负荷365MW。9时56分57秒由于雨雪天气，燃机压气机入口空气滤网差压增大，10时08分07秒发出“#19燃烧器HH2频段压力波动越限”报警；10时08分11秒；发出“#3、#18燃烧器HH2频段加速度越限”报警；10：08：12，发出“燃烧器压力波动大降负荷”信号；10时08分13秒又发出“#1、#2燃烧器HH2频段压力波动越限”报警；10时08分14秒
17、#1燃机因燃烧器压力波动大跳闸保护动作停机。1）根据三菱公司设计，其燃烧器是通过调整燃料流量和空气流量来控制燃烧状态。其中，扩散燃烧（值班喷嘴）与预混合燃烧（主喷嘴）的燃料比通过值班燃料控制信号（PLCSO）进行控制；进入燃烧器的空气量通过通过燃烧器旁路阀（BYCSO）进行控制。为了抑制燃烧振动增加，保持燃烧器最佳连续运行状态，三菱公司设计了燃烧振动自动调整系统，由自动调整系统（A-CPFM）和燃烧振动检测传感器组成。燃烧振动检测传感器共24个，包括安装于#1-#20燃烧器的压力波动检测传感器和分别安装于#3、#8、#13、#18燃烧器的加速度检测传感器。自动调整系统（A-CPFM）根据燃烧振
18、动检测数据和燃机运行参数，对燃烧器稳定运行区域进行分析，并根据分析结果自动对PLCSO和BYCSO进行修正，从而实现燃烧调整优化。2）#1燃机控制系统对燃烧器压力波动传感器和加速度传感器检测数据分为9个不同的频段进行分析，分别为LOW（15-40HZ）,MID（55-95 HZ）,H1（95-170 HZ）,H2（170-290 HZ）,H3（290-500 HZ）,HH1（500-2000 HZ）,HH2（2000-2800 HZ）,HH3（2800-3800 HZ）,HH4（4000-4750 HZ）。在不同频段针对燃烧器压力波动传感器和加速度传感器，分别设置了调整、预报警、降负荷、跳闸限
19、值，其中，调整功能由A-CPFM系统完成；预报警、降负荷、跳闸功能由燃机控制系统实现。当24个传感器中任意2个检测数值超过降负荷限值时，触发燃机降负荷；当24个传感器中任意2个检测数值超过跳闸限值时，燃烧器压力波动大跳闸保护动作。此次燃机跳闸即是由于#1、#2、#19压力波动传感器HH2频段检测数值均超过跳闸限值引起。3）根据三菱公司对燃机跳闸前后运行数据进行的分析，在燃烧器压力波动HH2频段数值出现越限报警时，H1频段数值也出现异常升高。此外，由于3月14日降雪天气的影响，压气机入口空气滤网差压在原有基础上出现异常增大，最高达到1.6KPa。压气机入口空气滤网差压增大，说明进入燃机的空气流量
20、减少。在空气流量减少的情况下，燃机运行区域非常接近燃烧器压力波动H1和HH2频段越限报警区域。由于我公司燃机日计划出力曲线为10时00分从360MW升到370MW，由北京市调AGC自动控制。燃机负荷上升燃料阀打开，此时要求进口空气量同时增大，以满足合适的燃空比，由于压气机入口空气滤网差压大造成进入燃机的空气流量减少，造成燃烧不稳定，引起燃烧振动。燃烧振动出现后燃机控制系统ACPFM已动作进行调整。而且当振动值达到报警值时RUNBACK功能也启动，但是由于振动值升高太快，调节系统的调节发挥调节作用前，燃烧振动达到跳机值，导致燃机因燃烧器压力波动越限跳闸。图1：机组负荷指令、图2：燃烧自动调整系统
21、调节记录图3：先导燃料阀控制参数调整记录图4：燃机旁路阀控制参数调整记录图5：燃烧振动报警记录 图6：机组跳闸报警记录图7：机组跳闸时运行工况分析图4）空气滤芯为纸质材料，纸纤维遇潮膨胀使得过滤器差压升高。遇雨雪天气（尤其是小雨雪），空气湿度大时空滤器差压升高，雨雪停止，空气湿度降低，差压会快速下降。在用的入口空气过滤器滤芯是2009年10月更换，由于进入冬季供热后机组长周期高负荷运行，空气滤芯差压上升较快。而且今冬北京大雾及雨雪天气较多，对纸质空气滤芯来说是恶劣运行工况。由于机组在供热季必须连续运行，而空气滤芯又不能在机组运行中更换，针对今冬空气滤芯差压升高的现象，为保证机组连续高负荷运行，
22、满足供热需求，我公司主要开展了以下几个方面的工作以缓解差压上升的趋势：多次进行在线人工清理，并在清理后增加一层包面，减少灰尘进入空气滤芯连续投入反吹系统，减少灰尘在滤芯上的积累在空气进气口外侧搭设防雨雪棚，减少进入空气过滤器的雨雪量。3、事故处理及防范措施1）机组跳闸后，立即启动公司的两台启动炉，一方面向热网系统供蒸汽，使热网系统能够低温运行，另一方面为燃气提供轴封蒸汽，维持凝汽器真空，为燃机的随时启动做准备。2）立即进行机组运行数据的分析工作，通过数据分析我公司认为是由于空气滤网差压大，在机组涨负荷过程中由于空气量不足造成燃烧振动，机组跳闸。同时将数据发送到三菱公司高砂总部，要求三菱公司立即
23、进行数据的分析。三菱公司也十分重视，由于是周末，三菱公司领导亲自指示技术人员加班进行分析。3月15日凌晨4时，日方提供初步分析结果，和我公司分析结果一致，确认燃机本体及燃烧器正常，机组跳闸就是由于空滤器差压大，涨负荷时空气量不足造成燃烧不稳，出现燃烧振动，并表示3月15日早再组织专家进行进一步分析确认。3）机组跳闸后，我公司立即组织人员连续作业，进行空气过滤器的更换，至3月15日早7时完成滤芯的更换工作。并计划在压气机空气入口原有单级滤网基础上，增加粗滤，以减小恶劣天气情况下对滤网差压的影响。4）三菱公司3月15日上午10时提交了最终分析结果，确认燃机本体机燃烧器正常，跳闸原因确认为空气流量不
24、足造成。得到答复后，我公司立即向北京市调进行汇报沟通，市调同意机组再次并网。机组于3月15日13时30分启动，15时30分并网，并网后机组运行正常。由于机组跳闸时（机组在高负荷工况），机组的自动燃烧控制系统已进行调节，调节参数已改变，因此机组启动后需在高负荷段进行燃烧调整，重新对调节参数进行确认、优化，以保证燃烧稳定。三菱公司的燃烧调整专家16日到达公司，经过和北京市调申请，市调安排3月17日0时开始燃烧调整，3月17日16时30分完成燃烧调整工作。5）对于雨雪天气情况下空气滤芯差压升高，而且不能在线更换滤芯，影响机组长周期连续运行的问题，我公司已进行技术论证，已多次和燃机入口空气系统的设计制
25、造商美国唐纳森公司（三菱公司的分包商）进行技术交流，确定了技术方案，计划在进气系统的入口加装PE材质的初滤系统。加装的初滤系统能过滤大部分灰尘和雨雪，大量减少进入后面纸质空滤灰尘和雨雪，由于初滤不是纸质材料可以在线进行水清洗。这样一方面可以有效控制空气系统差压，确保机组安全运行，另一方面能极大延长空气滤芯的使用寿命，经济较好。此项目我公司基本和唐纳森公司达成意向，计划于2010年9-10月份安装并投入使用，保证2010年-2011年供热季的安全运行。案例6：#2、#3机因人为误动停机（程朝晖）1、故障经过：2010年5月11日，#2、3机组纯凝工况运行，总负荷366MW，#2燃机负荷244MW
26、，#3汽机负荷122MW；#1燃机停运。20:35，#2燃机做完燃烧调整试验，进入baseload（基本负荷）开始性能试验。50，生产保障部热工人员XX联系运行人员做停运的#1燃机PM4清吹阀传动试验。20：53，XX得到运行值长XX许可后，进入工程师站，误将运行中的#2燃机PM4清吹阀作了传动试验。54， #2燃机PM4清吹阀故障报警，保护动作跳#2燃机，联跳#3汽机。机组跳闸后，值长立即通知相关人员到场，汇报调度，并要求运行人员立即对各系统进行检查：汽机各主汽门关闭，转速下降，交流润滑油泵，顶轴油泵联启正常，汽机惰走正常；#2燃机油系统运行正常，惰走正常。运行人员启动启动锅炉，辅汽系统投入
27、正常。21:20 #1燃机盘车投入。50 #3汽机盘车投入。2、故障后处理情况：由于故障原因明显，生产各部门准备重新起机，22：00运行值长向调度申请起机。5月12日00：16，调度令#2、#3机组启动。机组于5月12日01：08并网。3、事故原因分析：（1）事故的原因生产保障部热工人员XX，未履行工作票程序，无工作内容、操作和安全措施纪录，未进行危险点分析，工作疏忽，误将运行中的#2燃机PM4清吹阀关闭，2燃机PM4清吹阀故障报警，保护动作跳#2燃机，联跳#3汽机，是本次故障的主要原因。生产保障部热工专业管理松懈，未严格工程师站管理制度，检修人员在无监护的情况下单人操作，是本次故障的管理原因
28、。（2）事故暴露出来的问题：1）工作票制度的执行存在管理漏洞。2）生产保障部热工人员责任心不强，麻痹大意，发生误操作。3）生产保障部热工人员夜间工作时，执行工作票制度不规范。4）生产保障部热工专业未执行双人操作规定，工程师站管理制度执行不严格。5）发电部值长XX不严格执行工作票制度。6）安全监察部对公司安全生产制度执行的监督松懈。 4、防范措施：1）公司各生产部门严格执行各项安全生产管理制度，各部门负责人加强对生产人员执行安全生产管理制度的管理、检查和考核。2）公司各生产部门加强安全教育，提高责任心，认真监盘，精心操作。3）生产保障部严格执行电子间、工程师站管理制度和生产现场计算机使用和管理制
29、度，操作时双人进行，一人操作，一人监护。同时对电气PC间、电子间、GIS间、继电保护间加强出入管理，严格执行出入登记制度。4）生产人员值班时要保持良好的精神状态，操作时精神要高度集中。5）利用安全活动月，各部门切实开展反习惯性违章的学习活动。6）安全监察部加强检查监督，督促各部门严格执行公司安全生产制度。案例7：#1燃机燃烧不稳停机（董坤）1、事故经过：2010年5月13日00:50，1、2燃机拖3汽机以“二拖一”方式运行，#1燃机负荷110MW,#2燃机负荷195MW，#3汽机负荷200MW，总负荷505MW。00:51按调度曲线将总负荷降至450MW，运行人员将#1燃机负荷降至90MW，根
30、据燃机特点，#1燃机燃烧模式自动由预混燃烧模式（PM1+PM4喷嘴运行）切至亚先导模式（PM1+PM4+D5喷嘴运行）。52 #1燃机报“High exhaust temperature spread trip”（排气分散度高跳闸），#1燃机灭火，#1发电机解列，#2、3机组继续以“一拖一”方式运行正常。2、事故后处理情况：#1机组于5月14日22：18并网。（1）事故原因分析我公司专业人员和GE公司现场工程师立即到现场进行检查和分析。通过对#1燃机跳闸信号和机组当前运行状态的分析得出结论，此次机组跳闸事故的原因是由于#1燃机在降负荷过程中，燃机由于自身特性，当运行负荷低于90 MW时，燃烧模式自动切换，由预混模式进入亚先
