第一篇：%8a%a8门故障导致汽泵无法投运分析报告
今年以来因各种原因造成机组非异停和降出力事件时有发生，与我们创建本质安全性企业的要求格格不入，其主要原因，既有管理制度方面存在漏洞，又有管理制度没有落实到位，对责任心不强的人员没有认真的考核。金竹山#3机B汽泵出口电动门故障的整个处理过程是一个比较典型的案例，多个环节出现了不该发生的问题，各单位要认真的组织学习，举一反三吸取教训，进一步完善和落实我们的点检制度，点检员要做真正的设备主人；运行人员要严格执行《运行交接班制度》，掌控设备的状况，及时按程序进行汇报。
#3机B汽泵出口电动门故障 导致汽泵无法投运分析通报
一、事件经过
2011年2月27日16：30，运行人员接到开#3机通知，马上进行开机前的准备工作。晚班进行阀门试验，23：00运行人员发现#3机B汽动给水泵出口电动门卡涩，现场通知热控人员检查，发现该门开启过程中关状态消失，不能开到位，就地检查只开了一点点，两人就地手动也摇不开，但能够电动关到位，判断为阀门卡涩，并将情况告诉#3机组单元长刘杨军，28日0点左右刘杨军通知汽机点检赵韵奇该门卡涩以及ETS等其它设备缺陷。1点交接班，交班单元长将缺陷情况告诉了接班单元长曾咏华，但未重点交代#3机B汽泵出口电动门卡涩，也未在值班记录上进行记录。汽机点检赵韵奇处理完ETS等缺陷后，约1:30到现场手摇B汽泵出口电动门，发现比较松，认为该门没有卡涩，然后就离开了现场，也没有将情况告诉运行值班人员，运行值班人员也没有对此缺陷再进行跟踪和督促消缺。12：25#3炉点火，18：24#3机并网。20：13在进行#3机并B汽泵过程中发现B汽泵出口电动门打不开，通知检修来人处理，运行人员和检修人员一起手动摇该门，一直到3月1日凌晨3:00左右，经现场判断，该门在摇开的过程中闸板已掉落，并将情况汇报生产领导。由于在机组运行中该缺陷无法处理，B汽泵不能运行，需电泵长期运行，导致#3机组达不到额定负荷，增加了厂用电，并且降低了机组运行的可靠性。
二、事件原因
1、汽机点检员到现场手摇#3B汽泵出口电动门较松，只能说明该门摇开的一小部分没有卡涩，但点检员仅凭此就判断为该门没有卡涩，没有对该门作进一步处理，也没有将情况报告运行值班人员要求再试，是该事件的主要原因。
2、交班单元长刘杨军未能将设备缺陷交代清楚，接班单元长曾咏华在开机过程中没有掌握设备的状况，没有对重要设备缺陷进行跟踪和督促消缺，是该事件的次要原因。
三、暴露的问题
1、设备部汽机点检员责任不到位，错误判断#3B汽泵出口电动门没有卡涩，也没有联系再试，对发生的缺陷没有做到闭环管理，导致失控。
2、运行人员在开机过程中对重要设备的状况心中无数，没有对重要设备缺陷进行跟踪和督促消缺；专业技术人员对开机准备工作的检查和监督不到位。
3、执行汇报制度不严，运行人员没有将重要设备缺陷汇报给值长及相关生产领导。
4、阀门试验卡不规范，存在漏项，阀门试验中发现的缺陷没有严格按流程进行处理。
5、发电部没有严格执行《运行交接班制度》，值班记录不规范，导致重要设备缺陷按值移交不到位。
6、发电部、设备部开机值班领导未掌握重要缺陷情况。
四、防范措施
1、设备部点检员作为设备的主人，必须提高责任心，加强技术培训，提高技术水平，严格执行《设备点检定修管理导则》，加强对设备缺陷的及时处理和闭环管理。对于涉及到机务和热控或者电控专业的缺陷，必须由机务牵头并把关。（责任部门：设备部，控制部，长期坚持）
2、加强开、停机过程管理，规范异常问题和缺陷的处理流程，发电部、设备部、控制部、检修部等部门增加管理人员对重要缺陷和重大操作全程跟踪、监控、督办，防止发生生产失控事件。（责任部门：各生产部门，长期坚持）。
3、发电部对值班记录进行规范，发现影响安全和经济运行的重要缺陷必须记录在值班记录中和登录缺陷系统，并按规定逐级上报，按《运行交接班制度》要求按值移交。（责任部门：发电部，长期坚持）
4、严格执行重大作业到位制度，明确专业技术人员在重大作业过程中应负的职责。（责任部门：发电部，完成时间：3月15日）
5、发电部完善《阀门试验卡》，确保不漏项。（责任部门：发电部，完成时间：3月15日）
五、责任认定及处理
根据大唐华银金竹山火力发电分公司《事故调查管理标准》附录A中《发电设备二类障碍界定标准》第A.3条规定，该事件定性为：责任性设备二类障碍；
责任归属：设备部（70%）；发电部（30%）
根据大唐华银金竹山火力发电分公司《安全奖惩标准》4.2.2.9条对相关责任人员考核如下：
1、设备部作为设备主人，点检员赵韵奇未能正确履行工作职责,违反《设备点检定修管理导则》有关规定，没有及时组织消缺和试运，对该事件负主要责任。
1.1、给予设备部汽机点检员赵韵奇2个月月奖的考核。1.2、给予设备部汽机点检长章冰400元的考核。1.3、给予设备部分管专业及代理主任伍懿400元的考核。
2、发电部运行值班人员在开机过程中没有掌握设备状况，没有跟踪和督促消缺，重要缺陷没有汇报，交接班重要设备缺陷交接不清楚，对该事件负次要责任。
2.1、给予运行一值单元长曾咏华600元的考核。2.2、给予运行四值单元长刘杨军400元的考核。2.3、给予运行一值值长伍斌300元的考核。2.4、给予发电部汽机专工黄凯300元的考核。2.5、给予发电部分管副主任杨义军300元的考核。2.6、给予发电部主任吴文忠200元的考核。
3、检修副总工程师谢红卫负领导责任，给予200元的考核。
4、运行副总工程师陈跃华负领导责任，给予200元的考核。
5、总工程师赵国光负领导责任，给予200元的考核。
6、生产副总经理龙宁晖负领导责任，给予200元的考核。
7、关于电量和节能，按专项考核标准考核到位。
#3机组B汽泵出口电动门为何会掉芯，待#3机停运后解体查清楚原因后再进行分析处理。
金竹山火力发电分公司
2011年3月7日
第二篇：减温装置无法投运整改措施
冷母管减温装置改造情况说明
一、减温装臵参数： 蒸汽流量：460T/H
一次蒸汽压力：1.275MPa 一次蒸汽温度：320摄氏度 二次蒸汽压力：1.275MPa 二次蒸汽温度：191摄氏度 减温水压力：8.6MPa 减温水温度：104摄氏度 厂家：东方锅炉阀门有限公司
减温系统介绍：本装臵的喷水减温系统采用带机械化喷咀文氏管式喷水减温器。减温水经节流装臵，注入喷咀，射入文氏管，由于喷咀前水柱压头和文氏管喉部截面处高速汽流的作用，减温水即被粉碎成雾状水珠与蒸汽混合迅速完成蒸发，从而达到降低蒸汽温度的作用。为保证减温水的水柱压头，以及喷水点减温水和过热蒸汽有足够的重量流速，减温水的压力应高于二次蒸汽0.5MPa。
二、存在问题：
我厂对外供汽减温装臵于2008年投运至2017年1月5日一直无法投入运行，一旦投入减温水，供汽温度下降迅速，无法控制。
三、历年检修情况：
2010年、2011年、2012年10月系统全停期间，对减温水喷嘴喷水孔封堵，封堵孔数为总数的75%。2010年解体检查喷嘴时发现喷嘴的布臵方向不正确，原方向为与蒸汽流向相反，改为与蒸汽方向相同。2013年10月系统全停期间减温水加装节流截止阀。2014年10月系统全停期间将原封堵的喷水孔部分钻开，钻孔后封堵孔数为总数的50%。
均未能使冷母减温器投运。
四、2016年整改方案：
经过多次封堵节流口即调整喷嘴出口方向后均未能解决减温器无法投运问题。排除了减温器的问题。初步分析是减温水压力过高造成。
若减温水压力过高有以下几种结果：
1）使喷嘴喷出的部分水滴射向管壁，影响水汽的混合。部分未汽化的减温水会导致减温器后段形成大量疏水，导致减温器无法投运。
2）
减温水压力过高时，由于减温水喷嘴的通流面积只能在一定范围内进行调整，即使在通流面积最小时，在压差的作用下，导致减温水量超过蒸汽减温所需的减温水量，超量的部分减温水会使蒸汽温度继续下将，当降低到饱和蒸汽温度以下，就会形成疏水，导致减温器无法投运。
未解决此问题提出以下方案：
由于我厂二期给水母管压力存在波动，减压装臵需根据系统压力的波动进行调节。
改造方案一：在减温器前加装两级可调式减压阀，通过运行试验调整，将给水压力降低到减温器正常工作压力要求。给水压力为6.5Mpa-8MPa,减压后降至1.5-2.0Mpa之间。
改造方案二：加装一套减温器供水装臵，水源选自除氧器下水母管来，加装两台水泵，水泵扬程=200米，流量30t/h。
由于方案二施工工作量大，施工费用高，运行维护成本高。首先采用方案一，进行改造。
在原有减温水管道增设两台减压阀，分两级对减温水进行将压。一次减压后，减温水压力4.0MPa,二级减压后，减温水压力1.95MPa。
减压阀形式为弹簧活塞式减压阀，通过启闭件的节流，造成压力损失迫使进口压力在出口处降低某一需要值。当流量和压力变化时，利用本身介质能量，来控制出口压力基本不变。介质走向由上进下出，当调节出口压力时，顺时针旋转调节螺栓，迫使活塞向下移动，打开主阀，改变节流面积，造成压力损失，实现减压。由于阀后介质通过“X”通道流入活塞下腔并与活塞上方保持平衡，当压力和流量变化时，使主阀节流面积始终保持相应位臵，由于采用卸荷机构，减少了进口压力变化对出口压力的影响，同时加大了出口压力作用面积，从而减小阀门出口压力偏差，大大提高了减压阀的稳定精度。
2017年1月5日开始投运：蒸汽减温前温度300摄氏度，减温后温度230摄氏度。蒸汽流量210Ｔ／Ｈ。
并且可以根据蒸汽流量，调节减温水压力，调整减温器的蒸汽流量试用范围，确保减温器在蒸汽流量低负荷和高负荷时的正常使用。
五、减温器投运后热经济性分析： 减温器物质平衡式和热平衡式 D+Dw= Drtp Dh+Dw*hw= Drtp*hrtp hw-减温水焓
KJ/Kg hrtp-减温器出口蒸汽焓
KJ/Kg h-新蒸汽焓
KJ/Kg D-新蒸汽量
T/h Dw-减温水量
Drtp-
减温器出口蒸汽流量
减温器新蒸汽温度300-350（取350计算）摄氏度，压力1.0MPa减温后蒸汽温度200-250（取250计算）摄氏度，压力1.0MPa 减温水温度104摄氏度，压力1.0+0.3MPa（取#1减压站标准）=1.3MPa（经喷嘴节流减压后压力，喷嘴进口压力1.95MPa）
全年热母管供汽量按平均120T/H 计算
计算出减温水量：10.46T/H
增加蒸汽量：10.46T/H 全年增加蒸汽量：10.46*24*365=91629.6T 蒸汽价格按245元/吨计算，减温水价格按10元每吨计算 产生经济效益：21441326.4 元
此外由于供汽温度降低，避免供汽管道补偿器超温运行，延长补偿器的使用寿命。
第三篇：自检无法找到硬盘的故障分析教程
自检无法找到硬盘的故障分析教程 功能描述：
自检无法找到硬盘的故障分析教程
操作步骤：
知识重点：笔者有两块硬盘，旧的是IBM硬盘，新的是迈拓硬盘。一天笔者打开电脑，发现系统自检时无法通过，并且听到机箱内有“啪啪”的响声，而且硬盘灯狂亮不止。重启用软盘引导，发现已经无法识别硬盘。..笔者有两块硬盘，旧的是IBM硬盘，新的是迈拓硬盘。一天笔者打开电脑，发现系统自检时无法通过，并且听到机箱内有“啪啪”的响声，而且硬盘灯狂亮不止。重启用软盘引导，发现已经无法识别硬盘。因为前两天刚新装了一块迈拓硬盘，所以怀疑是这块新硬盘有问题，于是重启BIOS进入查看，发现两块硬盘都没有被识别出，连续检测几次后终于可以正确识别了。保存信息后退出重启，这回自检没有出现问题，但是进入系统桌面时，再次出现“啪啪”的响声，硬盘灯狂闪不止。虽然偶尔可以进入系统，但是在打开资源管理器时又会失去响应。把新装的迈拓硬盘卸掉，只接旧的IBM硬盘，故障消失。本来以为问题找到了，可是第二天开机故障重新出现，突然意识到可能是硬盘电源线或数据线出了问题。把数据线拔下来，再插牢后，“啪啪”的响声彻底消失，进入系统，文件读写操作一切正常。看来可能是在安装硬盘时，牵拉硬盘线过猛造成硬盘数据线插头和硬盘数据插槽接触不良，从而导致自检时磁头无法找到硬盘引导区，而频繁进行定位发出“啪啪”的响声。
第四篇：工程故障分析报告
工程故障分析报告
一．背景：
某大型物流公司两栋仓库楼，一栋办公楼，及外围门口共安装监控123个点，其中有八个球机，由于传输距离较远，采用了光端机传输。
二．故障出现：
仓库楼2的摄像机频繁出现摄像机坏、电源坏或者光端机通道坏，仓库楼1当货运电梯启动时周围的摄像机会出现较严重的干扰现象。8个球机全部不能控制。
三．故障分析：
1.由于仓库楼1只有在电梯启动时才会出现干扰现象，所以先确认监控
电路跟电梯电路是否接在同一线路或者接得很近，发现电梯电路跟监控电路非常接近，当电梯启动时会产生强电流，而且会有磁场，会对摄像机产生干扰，所以要分开走线。
2.由于仓库楼2频繁出现坏摄像机、电源或光端机通道，因此先检查电
源电压是否过高或电压不稳，发现该楼的电路系统很不稳定，电压波动较大，当电压偏高时会电流会瞬间增大，导致烧坏电源或者摄像机的电路模块，所以建议增加一个稳压器，3.球机不能控制，由于球机的485线是接在嵌入式上的，所以先检查球
机地址码，协议，波特率是否正确。发现所有球机的地址码全部一样，所以地址码肯定是有问题的，由于机器已经装上，重启球机有点困难，只能先试几个地址码，最终确定是安装时球机设置问题，球机功能正常。
四．结论：
通过此次的故障排查，大型的监控系统应注意这么几个问题：
1、监控系统的线路，应该与强电线路分开走线。
2、监控线路应该避开干扰源。
3、应该使用安全并且稳定的电源，避免因电压不稳或者电流过大烧坏设备。
第五篇：光伏电站运维故障成本分析
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光伏电站运维故障成本分析
众所周知，光伏电站的投资是业主主要考虑的一个因素，而往常业主一般会比较重视组件、支架、逆变器、箱变等设备的成本分析，殊不知，电站的运维成本也是一个比较大的占比。而电站建成运行一定时间后，各种因素导致的故障也会逐渐显现。今天国内知名光伏逆变器厂家古瑞瓦特就光伏电站运维过程中可能会出现的故障问题进行对比分析。
1、集中式方案分析
就采用集中式方案的光伏系统的各节点及设备而言，不考虑组件自身因素、施工接线因素及自然因素的破坏，直流汇流箱和逆变器故障是导致发电量损失的重要源头。
如前文所述，直流汇流箱故障在当前光伏电站所有故障中表现较为突出。一个1MW的光伏子阵，一个组串（假设采用20块250Wp组件，共5kW）因熔丝故障不发电，即影响整个子阵发电量约0.5%；如果一个汇流箱（16进1出，合计功率80kW）故障，即导致涉及该汇流箱的所有组串都不能正常发电，将影响整个子阵发电量约8%。因汇流箱通信可靠性低，运维人员难以在故障发生的第一时间发现故障、处理故障。多数故障往往在巡检时或累计影响较大时才被发现，但此时故障引起的发电量损失已按千、万计算。
如果一台逆变器遭遇故障而影响发电，将导致整个子阵约50%的发电量损失。集中式逆变器必须由专业人员检测维修，配件体积大、重量重，从故障发现到故障定位，再到故障解除，周期漫长。按日均发电4h计算，一台500kW的逆变器在故障期间（从故障到解除，按15d计算）损失的发电量为500kW×4h/d×15d=30000kWh。按照上网电价1元/kWh计算，故障期间损失达到3万元。
2、组串式方案分析
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同样不考虑组件自身因素、施工接线因素及自然因素的破坏，采用组串式方案的光伏系统因没有直流汇流箱，无熔丝，系统整体可靠性大幅提升，几乎只有在遭遇逆变器故障时才会导致发电量损失。组串式逆变器体积小，重量轻，通常电站都备有备品备件，可以在故障发生当天立即更换。单台逆变器故障时，最多影响6串组串（按照每串20块250Wp组件串联计算，每个组串功率为5kW），即使6串组串满发，按照日均发电4h计算，因逆变器故障导致的发电量损失为5kW×6×4h/d×1d=120kWh。按照上网电价1元/kWh计算，故障导致发电损失为120元。
考虑更极端的情况，电站无备品备件，需厂家直接发货更换，按照物流时间7d计算，故障导致发电损失为120元/d×7d=840元。
3、比较结果
两种方案对比计算数据见下表：
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注：
1.组串每串按20块250Wp组件串联计算，每个组串功率5kW；
2.直流汇流箱按16进1出计算，每个汇流箱合计功率80kW；
3.日均发电按4h计算，集中逆变器修复时间按15d计算，上网电价按1元/kWh计算。
从表中可以看出，相比集中式方案故障损失动辄上万的情况，组串式方案优势显而易见，其因故障导致的损失仅相当于集中式方案的几百分之一到几十分之一。
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