运行部2014年06月22日#2机组非停分析报告

第一篇：运行部2014年06月22日#2机组非停分析报告

盛源热电运行部“06.22”13点41分#2机组

非停原因分析报告

一、事故前的运行方式

盛源热电#

1、#2机组并列运行，#2机组负荷174MW，主汽压力14.22Mpa，主汽温度537.58℃，真空-80.11Kpa，给水流量557h/t，给水压力15.76MPa，真空泵B运行，凝结水泵B变频运行，循环水泵A、C运行，A、B汽动给水泵运行，电泵备用。

二、事故经过

2014年06月22日13时41分，#2机A小机#1轴瓦振动大，致使A小机保护动作跳闸，当时转速3803r/min。13时42分，锅炉MFT动作，主机跳闸、B小机跳闸。

三、事故原因分析

发现A小机#1瓦Y向振动跳变至125um以上，A小机因振动大保护动作跳闸，B小机跟踪出力增大，但给水流量降低较快，B小机无法满足当前给水流量值，当给水流量降低至最小保护流量后，触发锅炉MFT，锅炉灭火，主机、B小机跳闸。

四：事故处理经过

（1）发现报警信号后，华电运行人员立即汇报值长，值长及时电话申请省调同意减负荷处理。

（2）机组跳闸后，应锅炉要求，启动电动给水泵运行。

（3）立即投入高、低压旁路运行。

（4）事后值长给省调上报此次事故的主要原因及经过，并说明

现场设备已恢复正常，具备再次启动条件。

（5）14点45分迅速对整个系统进行恢复，重新点炉。

（6）16点11分省调同意#2机组冲转并网。

（7）16点46分#2机组并网接待负荷。

五、防范措施

1、华电运营即日起就此跳机事故组织各值人员进行认真分析总结并学习。

2、热工班组分析造成此次测点跳变的原因，避免再次发生类似情况导致停机。

3、对主机、小机周围存在的干扰信号源进行排查，有可疑的应采取相应的屏蔽措施。

4、杜绝主机、小机周围干扰信号的出现。

盛源热电运行部

2014年06月22日

第二篇：防止机组非计划停运措施(热控专业)

防止机组非计划停运措施（热控专业）

一、防止DEH/MEH系统故障导致机组非停

（一）DEH/MEH系统检修：

1.DEH/MEH系统检修中严格执行检修程序卡和质量验收单，防止设备检修漏项。

2.检修中对DEH/MEH系统各设备检修及校验时要做好检修记录和校验记录，校验不合格的设备禁止使用。转速探头和位移传感器LVDT、电磁阀等进行绝缘测量、电阻测量，对其填写校验记录，并建立设备健康档案，将使用时间及测量电阻、绝缘电阻进行记录。

3.检修中对DEH/MEH系统所有信号回路电缆进行绝缘测试，绝缘不合格的要查明原因予以解决。

4.检修中对所有信号回路接线进行校线，拆线、接线时均要与图纸核对，发现接线与图纸不符的应立即查明，若发现图纸有问题的应及时修改图纸，涉及到继保专业所送的并网及自动同期信号和电源信号，联系电气专业校线，确保接线准确。

5.对DEH/MEH系统所用电源如直流电源，控制柜电源、24V电源接线进行检查，冗余电源切换，测试切换时间应满足要求。

6.对DEH/MEH系统各卡件与端子板间通讯电缆进行紧固，防止插头松动引起系统异常。

7.对DEH/MEH系统控制机柜接地及信号屏蔽接地进行检查。

8.做好DEH系统的仿真试验、103%超速试验、DEH110%超速试验，并做好试验记录。

9.检查电磁阀电源、熔断器、电缆绝缘，防止直流接地。

10.检查VC、SD卡配臵，确认设臵参数正确可靠。

（二）DEH/MEH系统维护消缺：

1.严格执行设备定期巡视检查制度，重要设备必须保证每天巡视检查。

2.发现设备缺陷及时消除，消缺过程中严格执行工作票制度，涉及到保护的设备必须解除保护，做好安全措施后方可开始工作。

3.每天巡视时对DEH/MEH系统各参数进行检查，如LVDT反馈及大机转速信号，观察各系统各参数工作是否正常，发现异常立即处理，避免事件扩大。

4.定期对DEH/MEH系统24V、220V交直流电源进行检查，观察电源指示灯判断其工作是否正常。

5.每天对DEH/MEH系统卡件进行检查，观察其工作指示灯是否正常。

6.每天对DPU工作状态进行检查，从自检画面和DPU工作指示灯判断DPU的工作状态是否正常，每周对负荷率进行检查，发现异常立即处理。

7.对靠近热源的电缆槽盒加强测温工作，发现温度过高，立即采取措施降温，防止由于温度过高导致电缆短路使设备误动。

8.对检修人员进行培训，提高应对突发异常事件的处理能力。

二、防止FSSS/ETS/TSI系统误动导致机组非停

（一）FSSS/ETS/TSI系统检修：

1.FSSS/ETS/TSI系统检修要严格执行检修程序卡和质量验收单，防止设备检修漏项。

2.检修中对FSSS/ETS/TSI系统设备检修及校验时要做好检修记录和校验记录，尤其是要做好FSSS/ETS保护压力开关的定值校验工作，回装前做好三级验收，主保护用压力开关回装时一定要注意接点使用正确。

3.对FSSS/ETS/TSI系统回路进行绝缘测试，绝缘不合格的查明原因予以解决。

4.检修中对所有信号回路接线进行校线，拆线、接线时均要与图纸核对，发现接线与图纸不符的应立即查明，若发现图纸有问题的应及时修改图纸，确保接线准确。

5.对FSSS/ETS/TSI系统接线进行检查，冗余电源进行切换，测试切换时间是否满足要求，对FSSS/ETS/TSI系统24V、220V交直流电源进行检查。

6.对ETS/TSI系统PLC进行检查和测试，核对程序，检查配臵，逻辑备份，检查PLC电池，发现问题尽快处理。

7.对重要设备回装时专工要到岗到位，严把回装质量关。

8.按照试验项目做好FSSS/ETS/TSI系统保护传动试验，防止试验漏项，必须将全部逻辑纳入到相关系统的试验中，不能实际做的试验从信号源头进行试验。

9.对继电器进行检查校验。

10.对后备硬手操按钮进行检查，确保接点动作正确可靠。

11.对所有检修人员进行培训，提高检修质量。

（二）FSSS/ETS/TSI系统维护消缺： 1.热控人员定期进行保护定值的核实检查。2.热控人员应加强定期巡视检查汽轮机紧急跳闸系统（ETS）和汽轮机监视仪表（TSI）。

3.若发生热工保护装臵（系统、包括一次检测设备）故障，必须办理工作票经总工程师批准后迅速处理。锅炉炉膛压力、全炉膛灭火、汽包水位（直流炉断水）和汽轮机超速、轴向位移、振动、低油压等重要保护装臵在机组运行中严禁退出，当其故障被迫退出运行时，应制定可靠的安全措施，并在8小时内恢复；其他保护装臵被迫退出运行的，必须在24h内恢复。

4.热工逻辑在试验和异常需要强制部分信息点来保证机组的安全运行或试验进行时，必须经过相应权限运行及生产管理人员许可批准，并办理相关登记手续，方可进行强制。

强制时必须有人监护，核对强制单。当强制点需要释放时必须根据机组现运行方式来进行，防止保护误动。

5.对DCS连锁保护逻辑定值由相关专业提出，经生产技术部核准，经公司领导批准后，以修改通知单的方式下发执行。修改后的定值应该存档，并且及时更新热工保护定值单。

6.热控人员应定期在DCS各机柜入口检查电源，如发现电源异常应立即通知运行人员进行相应的操作处理。

7.对于处理主保护相关缺陷，部门管理人员必须到岗到位，起到安全监督的作用，做好安全措施，解除保护后方可开始工作。

三、防止DCS系统故障导致机组非停

（一）DCS系统检修：

1.DCS系统检修中严格执行检修程序卡和质量验收单，防止设备检修漏项。

2.检修中对DSC主机、卡件及各机柜的积灰进行吹扫，做好静电防护措施，主机启停时要做好备份。

3.检查机柜系统地与屏蔽地接地电阻进行测量，对接地不符合要求的及时处理。

4.对DCS系统所用电源进行检查，对电源接线、切换是否满足要求进行检查。

5.检查通讯电缆，总线电缆接线是否牢固，检查对应的模块端子电缆与连接端连接紧固，对应的电源与网线连接

紧固可靠，并对接线端子进行紧固，防止插头或接线松动引起信号波动造成DCS系统和现场设备异常。

6.对重要的辅机、调节系统的卡件和设备检修和回装时，专工要到岗到位，严把质量关。

7.检查卡件通道测量精度，对不合格的卡件予以更换。8.冗余DPU分别做断电、断通讯切换实验，不合格的应处理正常后投入使用。

9.做交换机的切换试验，应保证机组能正常工作。

（二）DCS系统维护消缺：

1.严格执行设备定期巡视检查制度，重要设备必须保证每天巡视检查。

2.发现设备缺陷及时消除，消缺过程中严格执行工作票制度，做好安全措施后方可开始工作。

3.定期对DCS系统电源进行检查，并在DCS工程师站检查系统管理软件有无报警，有问题及时联系领导和专工解决。

4.定期对DSC系统卡件及网线连接进行检查，发现问题及时处理。

5.当全部操作员站出现故障如“黑屏”或“死机”时，由热控人员检查DCS电源柜操作员站的电源状态、电源快切装臵状态，检查系统状态及网络状态，若热控人员在短时间内无法恢复设备，又无备用仪表可以监视时，应停机、停炉。

6.当部分操作员站出现故障时，应由可用操作员站继续承担机组监控任务（此时应停止重大操作），同时迅速通知热控人员排除故障，并及时汇报上级，记录现象及时间，若故障无法排除，则应根据当时运行状况酌情处理。

7.辅机控制器或相应电源故障时，可切至手动方式运行，迅速联系相关人员处理系统故障，并记录相关现象及时间，同时汇报相关领导，若条件不允许则应将该辅机退出运行。

8.涉及到机、炉保护的控制器故障时应及时联系热控人员到场，汇报相关领导，在做好相关防范措施情况下方可更换或修复控制器模件，涉及到机炉保护电源故障时则应采用强送措施，并应做好防止控制器初始化的预想，若恢复失败则应紧急停机、停炉。

9.调节回路控制器或相应电源故障时，应将自动切至手动维持运行，同时迅速联系相关人员处理系统故障，并根据处理情况采取相应措施，同时应该做好相关纪录及时汇报相关领导。

10.每三个月对DCS逻辑程序进行备份，备份必须注明执行人、时间、内容。

11.加强DCS系统的监视检查，特别是发现CPU、网络、电源等故障时，应及时通知运行人员并迅速采取相应对策。

12.未经许可的情况下，不得随意将磁盘插入DCS工程师站的磁盘驱动器中进行文件的存取操作，也不得将未经本机格式化的存储设备插入DCS工程师站的接口。

13.规范DCS系统软件和应用软件的管理，软件的更新、升级必须履行审批授权及责任人制度。在修改、更新、升级软件前，应对软件进行备份。

14.工程师站、操作员站等人机接口系统应分级授权使用，严禁非授权人员使用工程师站和操作员站的系统组态功能；每三个月更改一次口令，同时检查每一级用户口令的权限设臵应正确，口令字长应大于6个字符并由字母数字混合组成，修改后的口令应做好记录妥善保管。

15.未经允许禁止进入电子间。电子间及工程师站的门锁应保持完好并处于正常工作状态，未经允许禁止携带非本专业人员进入，作与工作无关的事情。机组正常运行期间，未经运行人员同意，任何人不得擅自进入网控楼、电子间及工程师站。外来学习，参观人员经领导同意后方可在专人陪同下进入电子间及工程师站。

四、防止就地设备故障导致机组非停

（一）检修期间对所有带保护、自动调节的测点进行检验，并定期对重要测点进行抽检，对校验不合格的变送器、开关等进行更换。

（二）检修期间对所有阀门进行传动实验，保证阀门动作灵活，开关到位，对重要阀门应能实现＂三断＂保护，并且保护动作方向满足工艺需求及机组安全要求。

（三）对于重要的自动测点及保护测点应实现全程冗余，对于单点保护测点应根据机组情况更改为冗余测点，不能改造的测点应根据情况在逻辑中实现速率判断或质量判断功能并进入保护逻辑。

（四）定期对热工电缆进行巡视、清扫，发现问题立即报告，做好安全措施后方可处理。

（五）就地设备应做好根据季节做好防雨、防寒防冻、防风预防措施。

（六）对于振动较大的地方加强巡视检查，发现设备问题及时汇报处理。

（七）对较热地方的就地设备加强测温检查和防范措施。

（八）加强就地端子箱、盘柜等设备检查巡视、清洁。

五、防止热控电源系统故障导致机组非停

（一）定期检查热控电源系统运行情况，定期对热控电源系统进行测温，以便及早发现事故隐患。

（二）对冗余配臵的电源系统利用每次检修机会做电源切换试验，列为每次检修必做项目，确保电源切换可靠。

（三）进一步完善热控电源失电报警，便于及早发现，及早处理，避免产生不利后果。

（四）在设备改造及电源开关更换时应计算和核对需要的容量，杜绝开关与负载不匹配。

（五）做好设备的防雨措施，防止因设备进水接地造成电源跳闸的事故发生。

六、防止人为原因导致机组非停

（一）加强班组成员的安全学习和技术培训，提高安全意识和安全技能。

（二）机组运行期间修改逻辑必须慎重，可改可不改的逻辑尽量放到机组检修期间修改，并有专人监护并做试验，防止在线下装逻辑造成设备误动。

（三）对控制逻辑的修改要格外慎重，要经过各专业的充分讨论，避免因考虑不周留下事故隐患，并严格履行审批手续。

（四）热控人员在修改逻辑时必须先画出逻辑图，经充分讨论后再进行修改，逻辑修改时必须由一级检修工以上人员监护。

（五）新修改的逻辑必须经过试验后才可投入运行。

（六）对闭环控制逻辑除了核实设计的逻辑图纸和内部组态，还对参数进行审查，防止参数异常导致非停。在机组启动前和大小修期间对逻辑的正确性进行试验传动，确保逻辑动作可靠正确。

（七）DCS强制点时必须履行审批手续，强制时必须核对清楚要强制的点名，是强制为1还是强制为0，再三确认，防止出现误强制。

（八）对于带保护的模拟量点禁止直接强制，强制时强制模拟量自带的高低限点，防止解除强制时无法预知模拟量值而造成保护误动。

（九）处理带保护测点缺陷时必须先进行强制，必须保证强制点是所要处理的点，如果不能100%确认必须将不能确认的点全部强制（走审批手续）然后处理。任何时候绝不允许只依靠现场标示牌进行确认。

（十）处理缺陷时必须小心，严格杜绝由于人为原因造成电源接地、短路等可能引发事故的情况发生，安全措施必须做好，需要停电处理的必须停电，杜绝侥幸心理，安全必须通过措施保证。

第三篇：防止机组非停的技术措施

2012年发电部

防止机组非计划停运的技术措施

为了确保2012年部门安全目标的顺利实现和生产指标的如期完成，防止因运行责任造成的非计划停机事故的发生，部门要求各值班员要牢守“安全第一”的宗旨，确保零人身事故和零非停目标的顺利实现，重申强调各岗位值班员的“责任”和“态度”，杜绝零非停的重点在于汽包水位的控制与调整；杜绝零人身事故的难点在于防止电气误操作的发生，针对去年非停特点，特制定本措施，望各值执行：

一、继续做好以下常规工作：

1.加强运行人员的培训及安全教育工作，提高职工的参数控制能力和操作技能，各项操作严格按照运行规程执行，参数控制在合格范围之内。同时加强各级监护制度，杜绝误操作的发生。

2.严格执行运行“两票三制”，加强设备巡回检查工作，发现缺陷及时联系相关单位处理并登录设备其缺陷；有影响机组安全和供热安全运行的缺陷要及时通知相关单位的第一安全责任人并做好事故预想工作。

3.加强对公用系统（辅机冷却水、空压机）及间冷循环水系统、闭冷水系统的检查和监视，保证各部水位、轴承温度、电机绕组温度正常，发现缺陷及时联系检修处理。空压机要加强对排气温度的监视，必要时切换为工业水运行，保证仪用压缩空气压力正常。

4.每周一上白班认真做好油枪的试投工作，详细记录各油枪的油量，保证油枪良好备用。当出现投油稳燃的情况时，立即联系油库值班员将燃油压力提至3.5Mpa。严格执行定期吹灰制度，吹灰时将吹灰压力调整至2.8～3.0Mpa，吹灰时要监视吹灰器的运行情况，如出现退不出来的现象时，立即联系检修并将该吹灰器的电源停掉就地手动摇出。

5.加强对干排渣系统的检查，要保证各小风门全开且通风正常；检查输送链不发生跑偏、碎渣机上部不发生堵焦，有缺陷要及时联系检修处理，保证设备稳定运行。

6.加强对柴油发电机的定期巡回检查工作，重点对机油油位，柴油油位，蓄电池电压的检查工作。做好定期启停试验工作，并将数据真实记录，发现问题及时汇报。

7.加强对公用段、辅机冷却水段配电室进行重点检查，对公用变压器、辅机冷却水变压器重点进行检查，发现问题及时汇报，当一台变压器出现异常，及时将该段负荷倒至另一台变压器运行，监视运行变压器的运行工况。

8.冬季加强设备防冻的检查，夏季重点加强转机温度的检查。

9.冬季做好间冷防冻工作，严格执行公司防冻措施和事故预案。夏季高温天气在及时投入空冷塔喷雾降温系统的同时要根据机组背压、排汽温度、主蒸汽流量、监视段压力、小机真空、小机排汽温度等对机组的带负荷能力作出综合判断，严禁只监视个别参数使得机组超出力运行而造成设备损坏或引发其他事故。

10.供热期间涉及供热安全的所有缺陷升级管理。11.每日交接班要对辅机冷却水泵房、间冷循环水泵房、空冷塔水泵操作间以及凝泵坑、循环水泵坑的排污泵进行试转，发现问题及时上缺陷联系处理，严防由于系统管路泄漏或暴雨天气时由于排污系统故障造成水淹泵房事件的发生。

12.灰硫当班期间，认真监视脱硫各地坑液位，及时启动地坑泵运行，防止地坑液位过高造成浆液溢流。遇有操作或事故浆液箱浆液倒送等操作，主值应安排专人持对讲机到就地监视操作。遇有地坑泵出力不足等因素造成的少量浆液溢流，及时联系检修处理并会同检修将浆液清理干净，不得拖延否则将严加考核。每班及时对各地坑泵进行反冲洗，防止泵底部堵塞造成出力不足等缺陷。

13.灰硫要按照交接班制度和巡回检查制度的要求，对所辖设备认真检查，查找灰管、浆液管路、省煤器出灰管路、石灰石料仓、灰库上部、吸收塔本体的漏点及隐患，发现问题及时汇报联系检修处理，避免应发现不及时长时间泄漏而造成的环境污染事故。

14.化水岗位要及时做好水源地水量分析并积极做好与海鑫水厂的联系工作，做到超前调整。确保制水系统运行正 常，确保除盐水箱水位，确保不因运行原因造成储水量不足造成的机组降出力和影响海力供水等不安全事件的发生。

15.严格执行制氢站和燃油泵房的门禁和防火制度，确保制氢站和燃油泵房运行安全。

二、当班期间重点做好以下工作：

1.当班期间所有保护必须正常投入，不得任意退出保护，任何保护的投退须经生产副总经理批准，涉网保护的投退需征得调通中心值班调度员的同意后方可操作。

2.机组正常运行期间要确保CCS、RB正常投运，若CCS出现调节滞后、跟踪不上等情况可根据实际情况短时退出CCS，立即联系热控人员查处。当RB触发后要有专人监视汽包水位，节流主阀控制给水流量，RB动作正常严禁手动干预；当出现动作不正常时汇报值长立即解除RB手动进行操作。如给水泵RB触发后，电动给水泵联启后开启出口门，当汽包水位稳定后及时退出RB。

3.定期进行汽包水位计的校对，水位指示相差较大和汽包水位计刺汽要及时联系检修部门处理。汽包水位的调整要以平衡容器综合水位为准，其它水位计做为参考。当班期间加强对汽包水位的监视，控制小机调门开度不超过85%，低负荷运行期间根据给水流量逐渐节流给水主阀，保证汽包水位处于可控状态，保持给水流量与主蒸汽流量相匹配，当汽包水位超过一定值立即采取节流主阀或降低汽泵转速的方 法将汽包水位控制正常。

4.严格执行操作监护制度和危险点分析预控制度，所有电气操作必须进行操作监护，6kv及以上操作必须进行操作录音，需第二监护人监护的大型操作第二监护人必须到场监护。

5.机组启动并网后加负荷过程中，根据升压速度增加入炉煤量，调整煤量的原则要量少勤调，在200MW负荷内控制升压率不超过0.1Mpa/分，升负荷率不超过8MW/分，保证汽温、汽包水位稳定。另外，启动第二、三台磨煤机时要保持参数稳定，汽包水位控制在-50mm，降磨辊后保证总煤量平衡，避免造成参数大幅波动。

6.严格执行设备定期试验和轮换制度，确保设备良好备用；每班接班前要重点检查各备用设备的联锁投运正常。

7.所有涉及保护的系统本身发生泄漏或保护本身发生故障，应根据当时运行实际汇报相关领导先退出保护，然后进行隔离并联系相关单位处理。

8.各值班员应根据机组的实际运行情况有针对性的加强运行监视调整，例如#2机A小机、#1机#

1、5轴承振动大问题；#1机轴封压力高问题；#1机主机、小机润滑油质监督问题；#

1、2机空侧密封油温高问题等等。

9.针对特殊运行方式和运行设备存在二类及以上缺陷，各值班员要在接班30分钟内有针对性的做好事故预想，并贯 彻到岗位全部人员。

10.加强对入炉二次风总风量的监视，正确分析。当发现风量指示偏低时立即联系热控人员吹扫，保证风量指示正常；当负荷低于150MW时将送风机风量偏置逐渐恢复至零，同时联系热控将风量低保护强制。注意监视炉膛负压的变化，综合判断炉膛负压表计指示的准确性，当计算的炉膛负压于模拟量指示偏差大时联系热控及时处理，必要时将引风自动切除保持负荷稳定；炉膛负压变化达±500Pa判断不清时先投油稳燃，待查明原因且消除后方可撤油，如因燃烧恶化造成炉膛负压变化超过±1000Pa严禁投油稳燃。

11.运行中给煤机煤量至零，要根据磨组差压、出口温度、给煤机、磨煤机电流等参数综合判断是由于给煤机称重装置故障还是给煤机断煤。给煤机称重装置故障应及时调整各磨组煤量，注意汽压的监视与调整，立即联系热控处理；发生给煤机断煤后，要及时将给煤机煤量指令减至12t/h，经振打下煤后及时采取修改汽压设定值或将给煤机自动留一台，通过手动控制入炉总煤量调整升压率不超过0.1Mpa/分，保证主汽压力不能超出额定值，避免影响汽包水位的调整；当高加保护动作造成主汽压力迅速上升，要及时将锅炉主控切除切换为机跟随，并手动减少入炉煤量控制汽压，待汽压恢复正常后及时将煤量补正常，根据汽温减煤减负荷但汽压不能上升，控制汽温汽压正常后稳定负荷投入协调；同 时注意监视调整小机调门不能全开，必要时开启EBV阀降压保证汽包水位正常，当汽压开始下降时要及时通过降低给水泵转速和节流给水主阀的方法控制给水量，防止汽包高水位保护动作。

12.正常运行中，锅炉各检查孔、看火孔应严密关闭，减少炉膛漏风；应勤检查炉内燃烧情况，发现喷燃器口结焦要及时清除。合理进行一、二次风的配比，磨煤机停运要关闭相对应的周界风门、辅助二次风门，启动磨煤机时要根据煤量及时开启相应的风门。当发生中间的磨煤机断煤时根据运行情况必要时先投油稳燃，然后再进行相应的调整，锅炉负荷低于70%的额定负荷时要及时将周界风关闭。

13.中间的磨组检修期间，加强对磨煤机密封风机的检查和监视，保证冷却水畅通，电机线圈温度在正常范围之内，各磨煤机的密封风与一次风差压正常。按规定做好密封风机、火检冷却风机切换工作，在活动期间进行定期切换时要通知部门专工进行监护。

14.加强对干排渣系统的检查和监视，特别是炉膛吹灰期间要派人就地监视干排渣系统的运行情况。发现输送链异常要及时关闭挤渣机，联系检修处理。如发现拦截网或上部结焦立即采取措施消除，严重时汇报部门启动应急预案。输送链经检修后投运时，要缓慢开启挤渣机并注意观察渣量及风温的变化，渣量大或风温上升较快时关闭挤渣头采用间歇 式排放至正常。如输送链检修超过两小时后投运要通知部门专工到场监护。

15.6kv厂用母线电压维持在6.3kv以上运行，在厂用段其他负荷运行中发生故障时，防止由于短路电流过大造成母线电压过低的情况发生。

16.进一步加强对机组EH油系统设备管路内外漏情况的监视、分析和判断，及时发现泄漏点以便采取措施，发现油动机漏油，通知热控强制关闭泄漏油动机，然后运行人员关闭进回油门。根据油箱油位进行补油。小机EH油泄漏威胁到大机安全运行时立即手打小机跳闸，确认RB动作正常否则人为干预注意汽包水位的调整，根据泄漏点进行隔离。坚决杜绝由于运行巡检发现不及时造成EH油位、油压下降机组跳闸事故。

17.冬季供热期间，由于供热量增大主汽流量偏高，小机调门运行中开度大于85%控制不当易造成调门卡，而派生出水位事故的发生。运行中注意调门开度的变化，当发现开度大于85%时先及时提高辅汽联箱压力是调门回调后在减少机组热负荷进行控制。严禁大幅减负荷造成四段抽汽压力瞬间下降小机调门开度增大而卡。当单元机组发生异常减负荷时要注意并列两台辅汽联箱运行。当班期间注意冷再至辅汽联箱调整门在自动位，根据小机调阀开度将压力设定在0.75～0.8MPa之间。18.冬季做好间冷防冻工作，严格执行公司防冻措施和事故预案。发现间冷泄漏如果未造成循环水压力下降，通知检修确认后进行解列。若由于泄漏点较大影响循环水压力时及时启动充水泵维持压力，同时将泄漏的冷却三角解列。单元机组循环水大面积泄漏影响到相邻机组时立即解列两台机循环水系统，根据机组背压接带负荷。夏季高温天气在及时投入空冷塔喷雾降温系统的同时要根据机组背压、排汽温度、主蒸汽流量、监视段压力、小机真空、小机排汽温度等对机组的带负荷能力作出综合判断，严禁只监视个别参数使得机组超出力运行而造成设备损坏或引发其他事故。

19.认真做好脱硫旁路挡板定期活动试验，防止因脱硫系统故障旁路挡板未打开造成锅炉正压保护动作机组非停事故发生。

发电部 2012-1-12 9

第四篇：广州发展观音山风电场全场机组停运事件分析报告(20161028)

广州发展观音山风电场10月22日全场机组停运事件

分析报告

2016年10月22日16时20分，广州发展观音山风电场甲值运维人员巡检时听到35kV母线PT柜有不正常的放电异音，随后将异常情况向风电场相关领导汇报，风电场将情况及时向公司做了汇报。为确保电气设备运行安全，风电场18时15分向调度申请停运25台风机，停运35kV母线，排查故障点。截至10月24日23时20分，故障点已排除，25日06时49分，风机逐台投入正常运行。根据期间风资源情况，整个过程损失电量约3万千瓦时。

事件发生后，新能源投资管理公司及惠东风电公司领导高度重视，立刻组织抢修。新能源投资管理公司组织了由安健环总监和惠东风电公司技术人员等人组成的调查组对事件进行调查分析。经调查分析，事件有关情况如下：

一、事件发生前的35kV系统运行方式

事件发生前，观音山风电场升压站及风机集电线路、箱变以及25台风机正常运行。35kV系统接线图如图1所示，当时的运行方式：#1主变带35kV母线运行，301、311、312、313、314、315开关合闸，31PT（35kV母线PT）投运，25台风机正常运行。

图1：观音山风电场35kV系统接线图

二、事件经过

2016年10月22日16时20分，运维人员巡视站内设备发现35kV母线PT柜有放电异音，立即向风电场副场长汇报，副场长经现场确认后立即向公司领导汇报，并向电网申请停运观音山风电场35kV母线，对PT柜进行检查。

18时15分，运维人员向惠州地调申请停运观音山风电场所有风电机组和35kV母线，对35kV母线柜进行检查。

18时48分，开始切除升压站内负荷，停运#

1、#

2、#3集电线路，停运#1站用接地变，断开#1主变低压侧开关301开关，35kV母线停运。

19时10分，启动柴油发电机，合上402开关，由柴油机供厂用电负荷。

19时24分，拉出31PT小车检查，未发现触头有放电痕迹。

22日20时许，惠东风电公司组织技术人员并联系厦门ABB厂家及电力科技公司的技术人员，于22时30分一同从

广州赶往风电场参与故障抢修工作，途中到ABB厂家备件库取备件，10月23日03时27分到达风电场，随后做好相关安全措施。

23日05时30至8时50分，抢修人员对35kV母线进行检修，发现35kV母线B相穿柜套管（PT柜与#3集电线路开关柜之间）均压弹簧环移位，立即处理恢复原位，测母线绝缘正常。

23日9时至24时，抢修人员对31PT小车及PT柜进行检查、绝缘测试等工作。PT绝缘正常，与PT连接的母排绝缘较低（A相：400MΩ；B相：38MΩ；C相：25MΩ），检查PT柜静触头发现B、C两相母排表面出现铜绿，抢修人员清理母排表面并对PT柜烘潮，测烘潮后与PT连接的母排绝缘正常（A相：142GΩ；B相：780GΩ；C相：1000GΩ），之后再测，绝缘没有明显的下降，装回所有拆卸设备。

24日00时40分，对35kV母线及PT进行送电试运，合上#1主变低压侧301开关，35kV母线电压正常，检查PT柜内仍有异音，但异音相比之前明显减小。随后再次断开#1主变低压侧301开关，将35kV母线停运。

经排除检查后，怀疑故障点在35kV母线PT侧，决定将35kV母线PT及消谐装置拆卸后送往科技公司南沙片区做进一步检查试验。24日6时许，将PT及消谐装置装车送往科技公司南沙片区。

24日09时30分至14时00分，经科技公司检测确认，35kV母线全绝缘PT未发现故障，分析认为是PT相间距离偏小以及设备受潮（湿度低）引起相间爬电，建议在PT相间加装绝缘隔板，同时对PT柜烘潮除湿。15时30分从南沙返回观音山风电场，19时10分到达观音山风电场。23时20分加装绝缘隔板和烘潮除湿完毕，升压站35kV母线恢复正常运行，检查35kV PT柜内未发现异音，25台风机具备恢复正常发电条件。

25日06时49分，第一台风机并网发电，其他风机相继投运，风电场恢复正常生产状态。

三、原因分析

（一）直接原因

风电场机组全停的直接原因是停运35kV系统处理母线PT柜内异常放电故障。PT柜内发生异常放电的原因有：

1、PT柜加热除湿装置运行设计不合理，自动退出运行的温度值为25℃,不适应观音山风电场的自然气候条件，退出运行时间较多，PT柜除湿效果差，PT出线铜排对地及相间绝缘下降。2、35kV母线PT相间间距过小，PT安装后间隙只有6mm。

3、PT柜上端母排B相均压环移位，改变了柜内的电磁场分布。

（二）间接原因

1、PT柜除湿装置是按厂家设定自动投运，运行规程也未编制加热检查的有关内容，风电场运维人员经验不足，没有及时发现母线室湿度大以及PT柜内潮气过重，未能及时调整PT柜除湿装置的运行方式，降低空气湿度。

2、惠东风电公司业务处于起步阶段，目前技术人员不足，风电场的技术监督管理工作力度不足。3、35kV母线室空调柜机排放冷空气接近电气设备柜，容易引起电气设备凝露。

4、风电场高中压配电系统设备无备用，一旦设备出现故障，都会导致全场风机停运。

四、事件定性及责任界定

该事件未造成人员伤亡和设备损坏的直接经济损失，间接损失电量约3万千瓦时。根据《广州发展集团股份有限公司生产安全事故（事件）报告和调查处理规定》第5.2.5条规定“风电场的风电机组全部非计划停运，属于A类障碍”，第5.4.4条规定“新机组及新建电力、燃气、化工等设备设施移交生产后一年内发生的设备障碍，由于设计、制造、施工安装、调试等单位责任造成的，经产业集团安健环管理部门核实，按相应障碍进行统计，但不予考核”。

据上述原因分析，导致本次事件发生的主要原因属于设备在设计、施工安装和调试过程中留下的隐患。所以本次事件的责任单位定为35kV配电装置设备厂家ABB公司。按A

类障碍统计，不予考核。

五、整改防范措施及建议

1、修改和完善运行、维护规程，完善配电柜的加热驱潮装置的运行方式，根据风电场现场环境和天气湿度情况，修订加热驱潮装置投退温湿度定值；完善PT投退的操作要求。落实电气设备的定期试验工作。定期对配电设备进行清扫、保护校验、绝缘监测和电气试验等工作，并做好工作台账。

2、采取措施提高三相PT间的绝缘强度。目前已采取在三相PT间加装绝缘隔板的临时措施，下一步有条件时须对柜内PT的布置方式进行改造，加大三相PT电气距离，提高绝缘性能。

3、加强电气设备巡检。定期检查电气设备间温度湿度以及驱潮装置工作状态是否正常，做好巡检记录。根据定期工作安排加强对PT柜上端母排均压环检查。

4、重新布置电气设备间内的空调摆设方式，严禁直接对着电气设备柜排放冷空气。

5、加强技术力量，进一步加强发电设备的可靠性管理和技术监督工作，做好事故预想，保障设备良好运行。

6、举一反三，针对本次事件暴露的问题，开展专项安全检查，对风电场所有的电气设备间（空间），包括塔筒、箱变等进行隐患排查，落实整改。

7、加强不安全事件信息及时报送工作，严格按照规定的要求和格式报送。

8、建议对35kV母线不停电、临时单独退出PT的运行方式和对35kV母线分段或双母线改造进行调研研讨。同时，对全场类似因单个设备故障而导致全场风机全部非计划停运的A类障碍进行全面排查，研讨并提出专门的技改方案。

广州发展新能源投资管理有限公司

2016年10月25日

上图：处理铜锈后的PT柜静触头

上图：加装PT相间绝缘隔板

上图：均压环移位

第五篇：机组启停报告制度

机组启停报告制度

1总则

1.1为规范机组启停规范，特此指定辽宁沈煤红阳热电有限公司《机组启停报告制度》。2制度引用依据

2.1《辽宁电网调度运行规程》相关条文。3机组正常启动报告制度

3.1机组启动前72小时应向省调提请机组并网计划，正确填写并网操作票后并汇报部门领导。当班值长关注并网操作票审批流程。操作票终审结束后汇报部门相关领导。

3.2机组并网时间确定后，汇报公司有关领导，协调检修单位及公司相关部门严格按照并网时间安排机组启动相关事宜。通知各相关单位作好机组启动准备 3.3通知运行人员做好机组启动的各顶工作。

3.4机组具备锅炉点火条件，由当班值长向省调值班员申请锅炉点火，在省调值班员核对机组启动操作票无误后并得到网调同意后，向我厂下发同意锅炉点火的命令，锅炉方可进行点火操作。

3.5机组具备并网条件,汇报省调值班员,省调值班员发出可以并网的命令后，方可进行机组并网的操作。

3.6机组并网后，汇报省调机组并网的时间,并汇报公司相关领导及集团公司调度值班员。

3.7机组并网后，按照省调相关指令机组升负荷，并按照相关规定及时投入一次调频、AGC、AVC等。3.8机组正常带负荷后及时终结省调相关机组启动操作票及实验操作票。4机组停运报告制度 4.1机组计划停运

4.1.1机组计划停运前72小时应向省调提请机组解列停机计划操作票，当班值长关注停机操作票审批流程。操作票终审结束后汇报部门相关领导。

4.1.2 机组停运时间确定后，汇报公司有关领导，协调检修单位及公司相关部门严格按照停机时间安排机组停机相关事宜，通知各相关单位作好机组停机准备。

4.1.3机组计划停运前48小时通知输煤运行部做好机组停运前煤斗上煤工作，尽量烧光原煤仓内存煤。

4.1.4机组具备停止条件时，汇报省调值班员，申请机组解列停机，得到省调值班员发出可以停机的操作指令后，方可进行停机操作。

4.1.5机组解列后，向省调汇报机组解列时间，并汇报机组转检修。4.1.6机组解列后，汇报公司有关领导及集团公司调度值班员。4.2机组非计划停机

4.2.1机组因事故需要停机，汇报公司有关领导、省调，说明机组的实际情况及需要停机的原因。在得到机组解列指令后方可执行停机操作。

4.2.2机组停运后汇报省调机组停运时间，必要时需按照省调要求填写机组事故汇报单。

4.2.3机组因事故跳闸时，第一时间汇报省调，并说明机组跳闸的原因、时间及影响范围（如供热等）。汇报公司相关领导机组跳闸情况。

4.2.4机组解列后，及时联系相关检修单位进行机组抢修工作。