第一篇：关于燃气发电站3号机组增压器故障报告
关于燃气机3号机组增压器故障报告
我站燃气发电机组于20**年11月进站安装调试运行，在运行期间，机组整体运行正常，但是发动机增压器的进气口法兰处有油污渗漏现象，在厂家师傅的指导下，对各连接处的螺丝进行了紧固处理之后，渗漏有明显改观，机组运行所带平均负载为380KW，最大负载不超过410KW，每运行360小时在对机组保养时把增压器检查保养列入重点保养范围。
故障现象：2011年6月27日6点在值班人员在巡检机组时发现3号机组机油消耗过大，（2011.6.25加机油20L）给机组重新加注10L机油并向站长汇报，在8：40发现功率持续下降至280KW，发动机排气口有蓝烟排出，机组水温、油温、增压器油压均在正常范围，于是做降负荷分闸停机处理。
故障分析与处理：初步分析是发动机增压器密封密封不严造成漏气、增压器叶轮转轴卡滞导致进气阻力增大，拆下1-6缸和7-12缸增压器的进气端拨动叶轮检查，发现都卡滞不转，于是将两个增压器拆下更换新的备用增压器后，启动机组运行，观察无异常，并网后逐渐加大负荷机组运行正常。
事后组织人员对更换下来的增压器进行拆检，排除叶轮与机壳卡滞，定位在转轴和轴套，进过拆卸，发现增压器轴套于转轴有不同程度的磨损。
总结：由于机组每运行360小时都对机组进行例行保养，而且把增压器列为重点，上次对此机组保养是叶轮检查无卡滞无堵转现象，旋转正常，纵向轴向无间隙，润滑良好；在机组运行期间，值班人员每15分钟对机组外观及缸温排温等各项参数进行巡检，每两小时记录一次，排除由于排温过高引起的故障；通过此次对损坏的增压器拆检，判断为机械性故障，排除人为维护不到位造成的增压器损坏事故。
燃气电站￥￥站
20%%年$$月%%日
第二篇：约克中央空调离心机组维修故障说明
约克中央空调离心机组维修故障说明
约克彩色图象显示控制中心大大提高了效率且为机组提供了监控、数据记录、安全保护和便利的操作。该控制中心是当今最先进的微处理器控制系统，由工厂负责安装，敷线和测试。控制中心有彩色液晶显示屏（LCD）和各界面的轻触式按键。只需按下单个键就可以显示一系列技术信息和相应部件的彩色图，使信息更清晰明了，使机组操作更便捷。显示可选择中、英文或其它多种语言。
液晶显示屏所示的图片表现了冷水机组、子系统和系统参数的情况，并可以在同一画面同时显示多个运行参数。此外，操作员还可以通过图形界面观察冷水机组的历史运行情况和当前运行情况。在任何时候任何界面都会显示—状态条，它包含了系统状态说明行、详细说明行、控制电源、访问级别、时间和日期。所有的数据都用4位数表示和计算。
在预润滑和惯性停机阶段，系统状态将包括一个定时器，指示所剩的时间。控制中心与约克固态启动器（供选）、约克变速驱动装置（VSD）（供选）和约克机电式（E-M）启动器兼容。在显示屏上清晰地标出了冷水机组各参数的位置，以及对特定操作的指示。数据有公制和英制两种选择、用键盘可以按0.1的增量来输入设定值。
为操作者提供了安全访问密码，以防在未经许可的情况下改变设定值。访问级别分三级、每级均有自己的密码。机组检修用的某些界面、显示数值、可编程设定和手动控制不会给出。这些只有在进入检修访问级别后才能显示出来。属于这一类的冷水机组和控制中心的高级诊断和故障检查信息。
控制中心通过压缩机电机启动器中的1.5或2KVA变压器来断路，以便为所有控制器提供单独的过电流保护电源。提供几个接线条用于下列接线，如：遥控启停、流量开关、冷冻水泵、就地和远程启停装置。控制中心也提供现场联锁，以指示冷水机组的状态。这些触点包括：遥控模式准备启动、正常停机、紧急停机和冷水机组运行触点。压力传感器测出系统的压力，其输出是对应于压力输入的一直流电压；热敏电阻测出系统的温度，其输出是对应于所测温度的一直流电压。可以在运程位置用0-10VDC、4-20mA、触点闭合信号或通过串行通信来更改设定值。远程重设范围可调（达11.1℃）,可以按重设的需要来灵活、有效地使用远程信号。约克ISN楼宇自动化系统（BAS）通过协议接口卡（General Protocal Interface Card,简称GPIC）接收串行数据，该卡装在控制中心内部。
对于约克ISN网络来说，印刷电路板可以向微处理器板请求所需数据。该供选板可以从约克BAS组中获得。运地程序保持在永久性存储器（EPROM）中，避免了因交流电源断电/电池用完而引起冷水机组发生故障。程序设定值保存在RTC存储器中，其备用锂电池至少有11年的寿命。
智能防冻保护使冷水机组能在2.2℃的冷冻水出口温度下运行,当水温过低时机组不会出现麻烦的跳闸.复杂的有程序和传感器将监控冷水机组的水温，以免结冰。每个可编程点都有一个弹出窗口，给出了容许范围，禁止在设计极限之外对冷水机组编程。
主界面
当冷水机组接通电源后，将出现该界面，它显示了冷水机组的外观图形和对运行
工况的参数。当冷水机组运行时，靠色彩浓淡的交替变化来动态演示冷冻水流进/流出管道的情况。该界面还给出需要监控的主要参数。它们是：
显示
——冷冻水出水温度
——冷冻水回水温度
——冷却水进水温度
——冷却水出水温度
——电机运行（LED）
——运行电流占满负荷电流百分比（%）
——运行小时数
——输入功率（KW）（仅对采用变速驱动装置的场合）
另外通过屏幕上的轻触式按键，操作员还可从8个主要界面获取冷水机组的主要信息和各部件情况。这8个界面是；系统、蒸发器、冷凝器、压缩机、油槽、电机、设定值和历史记录。而且，还可通过这些主要界面进入到其他相关界面：固态启动器界面（选项），变速驱动装置界面（选项），通信界面，销售定单界面，运行界面以及趋势图设置界面。
在主界面上还设有注册（Log In）、注销（Log Out）和打印的功能。注册和注销是访问不同安全级别的方式。
显示信息
控制中心对运行的系统进行连续监控，显示并记录任何停机（紧急或正常停机）的原因。状态无论在机组关机、运行、启动还是停机时都显示一条信息，描述冷水机组的运行状态。详细说明行提供状态条中更详细的说明，显示警告、正常停机、紧急述机、禁止启动和其它信息。为了迅速确认问题的类型，用不同的颜色来显示信息：绿色－正常运行、黄色—警告、橙色－正常停机、红色－紧急停机。状态信息包括：
－系统准备启动
－正常停机－自动重启
－紧急停机－手动重启
－系统预润滑（有倒数计时器）
－系统正在运行（有倒数计时器）
－系统正在惯性停机（有倒数计时器）
－禁止启动
—叶片在关机前关闭
运行信息包括
－控制冷冻水出水
－启动抽空阶段的电流限制
禁止启动信息包括
－防再循环××分钟／秒
－叶片电机开关断开
－电机电流﹥１５％ＦＬＡ
警告信息包括：
－实时时钟故障
－冷凝或蒸发压力传感器出错
－制冷剂液位超出范围
－备用润滑－油压过低
－设定值被覆盖
－冷凝器－高压极限
－蒸发器－低压极限
－电机－超出电机电流极限（仅用Ｅ－Ｍ和供选的ＳＳＳ）－叶片没有校准－固定转速
（仅对供选的ＶＳＤ）
（仅对供选滤波器）
－谐波滤波器－禁止运行
－谐波滤波器－数据损失
－谐波滤波器－输入频率范围
常规停机信息包括：
－远程停机
－就地停机
－将压缩机开关置于运行位置
正常停机信息包括：
－多机组启停一触点断开
－系统启停一触点断开
－润滑油－温差过低
－润滑油－温度过低
－冷冻水出水－温度过低
－冷冻水出水－水流开关断开
－冷凝器－流量开关断开
－电机控制器－触点断开
－电机控制器－电流损耗
－断电
－控制中心－时间表
－启动器－线电压过低（仅对供选的ＳＳＳ）
－启动器－线电压过高（仅对供选的ＳＳＳ）
－位置传感器－电压过低
－润滑油－变速泵－传动触点断开
压缩机电机变速驱动
正常停机信息包括（仅对供选的ＶＳＤ）：
－ＶＳＤ停机－请求故障数据
－ＶＳＤ－初始化失败
－ＶＳＤ－Ａ、Ｂ、Ｃ相瞬时电流过高
－ＶＳＤ－Ａ、Ｂ、Ｃ相门启动高
－ＶＳＤ－单相输入电源
－ＶＳＤ－直流总线电压过高
－ＶＳＤ－逻辑板电源
－ＶＳＤ－直流总线电压过低
－ＶＳＤ－直流总线电压不平衡
－ＶＳＤ－预先充电－直流总线电压不平衡
－ＶＳＤ－内部环境温度过高
－ＶＳＤ－电流量程选择无效
－ＶＳＤ－Ａ、Ｂ、Ｃ变频器散热温度过低 －ＶＳＤ－转换器散热温度过低
－ＶＳＤ－预先充电－直流总线电压过低 －ＶＳＤ－逻辑板处理
－ＶＳＤ－运行信号
－ＶＳＤ－串行通信（仅对供选滤波器）－谐波滤波器－逻辑板或通信
－谐波滤波器－直流总线电压过高
－谐波滤波器－Ａ、Ｂ、Ｃ相电流过高
－谐波滤波器－锁相环路
－谐波滤波器－预先充电－直流总线电压过低 －谐波滤波器－直流总线电压不平衡
－谐波滤波器－１１０％输入电流过载
－谐波滤波器－逻辑板电源
－谐波滤波器－运行信息
－谐波滤波器－直流变流器１
－谐波滤波器－直流变流器２
紧急停机信息包括：
－蒸发器－压力过低
－蒸发器－压力传感器或出水温度探头
－蒸发器－压力传感器或温度传感器
－冷凝器－高压保护触点断开
－冷凝器－压力过高
－冷凝器－压力传感器超出量程
－辅助安全停机－触点闭合－排气－温度过高
－排气－温度过低
－润滑油－温度过高
－润滑油－压差过小
－润滑油－压差过大
－润滑油－油泵压力传感器超出量程
－润滑油－油槽压力传感器超出量程
－润滑油－压差较准
－润滑油－变速泵－未达到压力设定值
－控制中心－断电
－电机可启动器－电流不平衡（仅对供选的ＳＳＳ）－止推轴承－位置传感器间隙
－止推轴承－位置传感器超出范围
－止推轴承－油温过高
－止推轴承－油温传感器
－软件狗－软件重新启动
压缩机电机变速驱动；紧急停机信息包括（仅对供选的ＶＳＤ）
—ＶＳＤ停机－请求故障数据
—ＶＳＤ－停机触点断开
—ＶＳＤ－１０５％电机电流过载
—ＶＳＤ－Ａ、Ｂ、Ｃ变频器散热温过高 —ＶＳＤ－转换器散温度过高
—ＶＳＤ－预先充电闭锁（仅对供选滤波器）—谐波滤波器－散热温度过高
—谐波滤波器－总需求失真过高
第三篇：故障报告
11日上午9点30分，工程师赶到现场，9点40分，服务工程师原厂工程师也赶到现场，开始检查诊断，发现：
（a）CX700双处理器SPA/SPB通道均不能正常访问；
（b）总共35块硬盘中15块硬盘黄灯告警；
（c）双电池告警；
经查，NS700后端存储CX700多处硬件故障，包括：两个电源、一个LCC卡（线）、两个电池、三块硬盘，众多故障导致CX700双通道都不能对外提供正常存储服务，系统数据遭到破坏。
11日中午12:00，工程师和工程师经过分析日志，认为系统虽然发生多处硬件故障，但是系统能够恢复的可能性还是很大的。
11日下午24:00~12日03:00，备件由专人送达现场。
原厂工程师按照方案进行备件更换：
（a）更换1-0的两个PS
（b）更换0-0 LCC-A，从而恢复了SPA通道
（c）由于1-0-12在硬盘出现故障前,盘阵电源出现故障,至使硬盘数据没能考入到热备盘中,从而使Raid一致性出现损坏,无法重构，数据无法访问。
12日03:00 06:00，支持中心将故障升级至最高级S1，并调集全球支持专家进行故障诊断解决。
12日 06：00~09：00，产品研发专家介入。
12日07:00，工程师电话联系工程师，得知故障还没有修复，于是立即出发，赶往故障现场，了解情况。8:00分，产品研发专家在做了各种尝试之后，提出最后的方案：尝试更换1-0-12硬盘上的logical board，恢复系统数据，但更换logical board需要一块与原来硬盘一模一样的硬盘和专用的工具。由于故障NS700设备型号太老，原来的那种磁盘早已经停止生产，全球备件库也没有这种磁盘，也没有这种工具。
12日08:40，工程师想到有一台02年左右购买的CX600磁盘阵列，与这台CX700的出厂时间相差不是太多，而且这台阵列现在是用于测试系统，于是马上联系值班人员，在100多块磁盘中找到了5块产品号一模一样的磁盘。磁盘找到后，工程师立即联系维护人员打车去取，随后工程师又在工具箱中找到了工具。日09：30 ~ 12：00，从CX600上拆下来的硬盘上拆下一块logical board更换到1-0-12硬盘上，将硬盘插回槽位，数据开始重构，并于中午完成数据重构。
12日 12：00 ~ 14：30，数据恢复完成，公司将恢复出来的宝贵用户数据拷贝出来，系统可以单通道运行，但运行效率较低。
12日14:30~13日00：30，支持中心继续对SPB通道故障进行分析诊断。最终将SPB仅连接0-0盘柜，做成最小启动，SPB仍无法正常工作，故最终将SPB通道故障定位在处理器机柜SPE。
第四篇：火力发电站电气设计开题报告
毕业设计（论文）开题报告
题
目
火力发电厂电气设计
学生姓名
XX
学
号
系
别
电子信息与电气工程学院
专
业
电气工程及其自动化
届
别
指导教师
职
称
2014
年
X
月
X
日
一．综述国内外对本课题的研究动态，说明选题的依据和意义
1.本课题所涉及的问题在国外的研究动态。
最早的火力发电是1875年在巴黎北火车站的火电厂实现的。随着发电机、汽轮机制造技术的完善，输变电技术的改进，特别是电力系统的出现以及社会电气化对电能的需求，20世纪30年代以后，火力发电进入大发展的时期。火力发电机组的容量由200兆瓦级提高到300～600兆瓦级（50年中期），到1973年，最大的火电机组达1300兆瓦。大机组、大电厂使火力发电的热效率大为提高，每千瓦的建设投资和发电成本也不断降低。到80年代后期，世界最大火电厂是日本的鹿儿岛火电厂，容量为4400兆瓦。但机组过大又带来可靠性、可用率的降低，因而到90年代初，火力发电单机容量稳定在300～700兆瓦。现在关于火电厂厂用电研究已经较为成熟，对厂用电设计已经有了一套完整规范。但厂用电主接线的确定对发电厂本身的运行的可靠性、灵活性和经济性密切相关，并且对电气设备选择、配电装置配置、继电保护和控制方式的拟定有较大的影响，因此全面考虑电厂的远景规划，结构布局，运用新技术，新设备，对厂用电电气部分进行优化设计，以提高供电可靠性和稳定性已成为国外研究的新课题。在发电厂电气设备如高压开关方面，向高电压、大开断容量、智能化方向发展。在发电机出口断路器方面，已有SF6型（GCB），它额定电流可达24000A，开断能力160kA，而且结构紧凑，故障率更低(<0.3%)，还可以集成CT、PT、接地开关等设备，成为多功能的组合电器。
2.本课题所涉及的问题在国内的研究动态。
目前我国火力发电厂发电量占全国总发电量的70%以上。截止目前为止，我国火力发电厂单机容量以30万千瓦和60万千瓦机组为主，浙江省温州市玉环县的华能玉环电厂正在投建4台100万千瓦发电机组，首台机组预计今年投产发电。其100万千瓦超超临界火力发电机组主蒸汽压力为25兆帕，主蒸汽和再热蒸汽温度均为600度，这不仅在我国是最高参数，在世界上也处于最前沿水平。此前，上海电气与西门子合作制造的上海外高桥2台90万千瓦火力机组是我国第一个超临界百万级项目，首台机组已于2006年开始发电。
3.选题的依据和意义
由发电，变电，输电，配电和用电等环节组成的电能生产与消费系统。它的功能是将自然界的一次能源通过发电动力装置（主要包括锅炉，汽轮机，发电机及电厂辅助生产系统等）转化成电能，再经输、变电系统及配电系统将电能供应到各负荷中心。由于电源与负荷中心多数处于不同地区，也无法大量储存，电能生产必须时刻保持与消费平衡。因此，电能的集中开发与分散使用，以及电能的连续供应与负荷的随机变化，就制约了电力系统的结构和运行。据此，电力系统要实现其功能，就需在各个环节和不同层次设置相应的信息与控制系统，以便对电能的生产和输运过程进行测量，调节，控制，保护，通信和调度，确保用户获得安全，经济，优质的电能。
二、研究的基本内容，拟解决的主要问题
1.需要考虑发电厂在电力系统中的位置，发电厂在电力系统的地位和作用是决定电气主接线的主要因素。根据发电厂的规模和大小进行接线的可靠性、灵活性和经济性的考虑也不同。
2.要考虑近期和远期的发展规模，发电厂的电气主接线设计，应该根据5-10年的电力发展规划进行。根据负荷的的大小、分布、增长速度，分析各种可能运行的方式，来确定电气主接线的形式及连接发电机数和出线回路。
3.考虑备用容量的有无和大小对电气主接线的影响，发、送、变备用容量是为了可靠的供电，适应负荷的突增、设备检修、故障停运情况下的应急要求等等。
4、考虑主变台数对主接线的影响变电所主变的容量和台数，对变电所主接线的选择将产生直接的影响。通常对大型变电所，由于其传输容量大，对供电可靠性要求高，因此，其对主接线的可靠性、灵活性要求也高。二容量小的变电所，其传输容量小，对主接线的可靠性、灵活性要求低。
5、考虑负荷的重要性分级和出线回数多少对主接线的影响对一级负荷，必须有两个独立电源供电，且当一个电源失去后，应保证全负荷不间断供电；对二级负荷，一般要有两个电源供电，且当一个电源失去后，能保证大部分二级负荷供电；对三级负荷，一般只需一个电源供电。
三、研究的步骤、方法、措施及进度安排
（一）研究的步骤、方法及措施。
1.拟定主接线的方案：分析原始资料，确定主接线，主变形式，比较并确定最佳方案。合理的选择个侧的接线方式，确定所用电接线方式。
2.计算短路电流：选择计算短路点、计算各点的短路电流、并列出计算结果表。
3.合理地选择主要的电气设备：选择220KV、500KV电气的主接线、主变双侧的断路器和刀闸、限流电抗器、避雷针、避雷器、避雷线和各个电压等级主母线上的电压互感器。
4.配置主要的电气设备：配置各级电压互感器、配置避雷器和各个支路的电流互感器和屋内屋外配电装置。
5合理设计各种保护：防直击雷保护、主变的继电保护、发电机的继电保护和发
电厂出线的线路的保护。
（二）进度安排
2014年09月01日-09月25日
毕业论文选题
2014年09月26日-10月19日
完成论文编写的前期工作
2014年10月20日-11月11日
拟写开题报告
2014年11月20日-12月20日
修改毕业论文提纲
2015年02月10日-03月20日
撰写论文初稿
2015年03月21日-04月20日
指导老师修改确定二稿
2015年04月21日-05月10日
指导老师修改确定三搞
2015年05月11日-05月16日
经多次修改毕业论文，最后定稿
2015年05月17日-05月18日
进行论文答辩
四、主要参考文献
电路（第四版）
高等教育出版社
邱关源编
1999年
电力系统继电保护原理（第四版）
中国电力出版社
贺家李等编
2010年
电力系统暂态分析（第三版）
中国电力出版社
李光琦编
2006年
电力系统稳态分析（第三版）
中国电力出版社
陈珩编
2007年
发电厂电气部分
中国电力出版社
李先彬编
2005年
电力工程电气设计
中国电力出版社
卓乐友编
2004年
电力工程电气设计手册
水利电力出版社
水利水电部西北电力设计院编
2006年
五、指导教师意见
签名
****年**月**日
六、毕业设计（论文）指导小组意见
签名
****年**月**日
七、系毕业设计（论文）工作领导小组意见
签名
****年**月**日
第五篇：燃气发电机组故障停机案例及典型问题
燃气发电机组故障停机案例及典型问题汇编
电力生产经营部 二〇一一年七月
前
言
“前事不忘，后事之师”，“避免故障停机是经济运行最有效的措施”。为了使集团新建燃气发电企业从源头上消除安全隐患，在役燃气发电企业更加安全、稳定、经济运行，电力生产经营部收集、整理了集团在役燃气机组投运以来发生的故障停机及燃气机组设计、制造、安装、调试、运行中发现的问题等资料，并汇编成册。燃气发电企业相关人员学习时要提高认识，做到举一反三，采取针对性措施，避免类似事件的发生，确保机组安全、经济、稳定运行。
《燃气发电机组故障停机案例及典型问题汇编》（简称《汇编》）共收集了故障停机案例42个，在这些案例中，天然气调压站系统引起故障停机15例，占总数的35.7%；燃机系统引起的故障停机11例，占总数的26.2%；发电机及电源系统引起的故障停机7例，占总数的16.7%；汽机系统引起的故障停机5例，占总数的11.9%；余热锅炉系统引起的故障停机4例，占总数的9.5%，其中3起故障停机都与运行人员的操作有一定的关系。《汇编》中还收集了1例人身轻伤案例和在役燃气轮机组在设计、制造、安装、调试、运行中发现的典型问题49例。
《汇编》为集团内部学习资料，在收集、整理、汇编过程中得到了京阳热电和京丰燃气的大力支持和帮助，在此表示衷心的感谢！
不妥之处，敬请批评指正。
电力生产经营部 二〇一一年七月
I
目
录
第一章 燃机系统
案例1：#7叶片通道温差大自动停机..................................................................................................1 案例2：燃烧器压力波动高高#1燃机跳机..........................................................................................3 案例3：模式切换时振动大燃机停运...................................................................................................5 案例4：#1燃机88TK-2故障停机处理................................................................................................9 案例5：#1燃机燃烧器压力波动大停机............................................................................................14 案例6：#
2、#3机因人为误动停机....................................................................................................25 案例7：#1燃机燃烧不稳停机............................................................................................................28 案例8：#1燃机燃烧器压力波动大停机............................................................................................31 案例9：#2燃机伺服阀故障停机........................................................................................................36 案例10：#1燃机燃烧器压力波动大跳机。......................................................................................42 案例11： #2燃机天然气泄漏停机处理............................................................................................48
第二章 汽机系统
案例12：＃1燃机低压排汽温度高停机............................................................................................51 案例13：汽机EH油泄漏#
2、3机停运.............................................................................................53 案例14：右侧中压主汽门泄漏停机...................................................................................................57 案例15：#1汽机低压与中压排汽温差大保护停机..........................................................................61 案例16：#3汽机卡件故障停机..........................................................................................................67
第三章 发电机及电源系统
II
案例17：#1燃机中性点电流畸变跳机..............................................................................................74 案例18：#3发电机励磁系统故障#
2、#3机停运.............................................................................76 案例19：#1燃机380V电源MCC段失电，事故油压低跳机..........................................................79 案例20：继保动作#
2、3机停运........................................................................................................83 案例21：#2主变差动保护误动#
2、3机停运...................................................................................95 案例22：#2燃机发电机过激磁保护动作跳闸................................................................................104 案例23：#1燃机励磁碳刷故障........................................................................................................106
第四章 余热锅炉系统
案例24： #1燃机高压汽包水位低保护动作停机。......................................................................115 案例25：#2燃机水位保护动作停运................................................................................................118 案例26：燃机高压汽包水位低跳闸（检修期内试运）.................................................................121 案例27：#1余热炉高压过热器连接管泄漏....................................................................................125
第五章 天然气增压机系统
案例28：#1燃机增压机变频器快速停机........................................................................................127 案例29：增压站#1高压变端子箱进雨水，重瓦斯保护，停机....................................................129 案例30：#1燃机变频器故障快速停机............................................................................................132 案例31：“燃机燃料供应压力低跳闸”保护动作停机...................................................................134 案例32：＃1燃机供气压力低跳闸保护动作停机..........................................................................137 案例33：#1燃机增压机入口管线气动阀跳闸停运........................................................................139 案例34：#1燃机天然气品质不合格跳闸........................................................................................142
III
案例35：#2增压机跳闸#
2、#3机停运...........................................................................................144 案例36：#2增压机跳闸#
2、#3机停运...........................................................................................146 案例37：#1增压机跳闸#
1、#3机停运...........................................................................................148 案例38：#1增压机喘振跳闸#1燃机停运.......................................................................................153 案例39：#2增压机跳闸#
2、3机停运.............................................................................................157 案例40：#2增压机跳闸#2燃机停运...............................................................................................160 案例41：#1增压机跳闸#1燃机停运...............................................................................................164 案例42：#1增压机跳闸#1燃机停运...............................................................................................167
第六章 人身轻伤
案例43：酸液外漏人身轻伤.............................................................................................................173
第七章 典型问题
问题1：#1燃机PM1接管焊口运行中泄漏....................................................................................177 问题2：燃料气PM1、PM4、D5支管控制阀外漏天然气.............................................................178 问题3：GE公司对主辅机的备件使用存在“垄断”嫌疑.............................................................179 问题4：GE公司对主辅机的技术性文件保密.................................................................................180 问题5：燃机发电机氢气纯度低.......................................................................................................181 问题6：燃机发电机励磁系统可控硅多次烧毁。...........................................................................181 问题7：发电机变压器保护装置（GE）DSP采样板故障使保护误动...........................................182 问题8：燃机发电机端部绝缘在运行较短时间内出现磨损情况...................................................183 问题9：燃机罩壳本体配套的立式冷却风机系统运行中振动较大...............................................184
IV
问题10：燃机发电机绝缘在线监测装置（GCM）进出口管路未安装油水分离器.....................185 问题11：燃机冷却风机出口压力开关定值漂移问题.....................................................................185 问题12：燃机透平间危险气体探头零点漂移问题.........................................................................186 问题13：MB-H发电机励侧有105Hz的类椭圆振型（阻尼1.86％）..........................................187 问题14：MB-H发电机励磁装置考虑设计无功补偿环节...............................................................188 问题15：M701F燃机低压厂用负荷（三菱配电段）不符合行标要求.........................................189 问题16：MB-H发电机励磁装置强力时间与行标不符..................................................................189 问题17：发变组配置的GE保护DSP模块硬件存在问题..............................................................190 问题18：施耐德开关Mic6.0A保护控制单元接地保护存在误动风险..........................................191 问题19：进口设备资料及售后服务问题.........................................................................................192 问题20：DCS系统CP配置问题.......................................................................................................192 问题21：控制系统选型问题.............................................................................................................193 问题22：电源系统分配问题.............................................................................................................194 问题23：大联锁调试问题.................................................................................................................194 问题24：设备的单点保护问题.........................................................................................................195 问题25：foxboro I’A serise特性问题.............................................................................................195 问题26：M701F机组闭式水、工业水系统存在的问题................................................................196 问题27：三菱M701F机组TCA风机无备用...................................................................................197 问题28：三菱M701F机组TCA风机空气吸入口无滤网...............................................................198 问题29：高、中压给水泵最小流量阀容易产生漏流.....................................................................198
V
问题30：循环水泵选型方面的问题.................................................................................................199 问题31：凝泵的几点建议.................................................................................................................200 问题32：三菱M701F机组原设计顶轴油系统压力无在线显示....................................................200 问题33： M701F机组控制油、润滑油系统未设计离线滤油机...................................................201 问题34：三菱M701F机组原设计密封油系统真空泵无备用........................................................201 问题35：考虑轴封加热器汽侧设置水位报警.................................................................................202 问题36：余热锅炉烟囱振动剧烈.....................................................................................................203 问题37：冬季烟囱出口结冰.............................................................................................................203 问题38：余热炉内护板脱落问题.....................................................................................................204 问题39：余热炉原设计烟气阻隔板易脱落.....................................................................................205 问题40：低压汽包内件脱落问题.....................................................................................................205 问题41：余热锅炉没有设计底部加热系统.....................................................................................206 问题42：M701F机组BPT偏差大的问题........................................................................................206 问题43：低压主蒸汽参数上升很慢.................................................................................................207 问题44：余热炉吹管过程中高压升压过快.....................................................................................208 问题45：空气入口过滤器差压大导致跳闸.....................................................................................208 问题46：启动初期余热炉汽水品质不合格.....................................................................................209 问题47：冷态启动凝汽器真空大幅下降.........................................................................................210 问题48：温、热态启动中压汽包水位波动大.................................................................................211 问题49：润滑油泵无法实现在线检修.............................................................................................211
VI 燃气发电机组故障停机案例汇编
第一章 燃机系统
案例1：#7叶片通道温差大自动停机
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： 燃气发电机组故障停机案例汇编
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‴，自动停机由原来的保持原来的35‴。
25‴提高到30‴，跳闸2 燃气发电机组故障停机案例汇编
案例2：燃烧器压力波动高高#1燃机跳机
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，燃气发电机组故障停机案例汇编
待燃机C检时彻底检查处理。燃气发电机组故障停机案例汇编
案例3：模式切换时振动大燃机停运
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 燃气发电机组故障停机案例汇编
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25.4mm/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 燃气发电机组故障停机案例汇编
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 燃气发电机组故障停机案例汇编
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。燃气发电机组故障停机案例汇编
案例4：#1燃机88TK-2故障停机处理
1、故障经过
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MARKⅥ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MARKⅥ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。
2、故障后检查情况及原因分析
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 燃气发电机组故障停机案例汇编
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 燃气发电机组故障停机案例汇编
轴承保持架粉碎
转子轴被内挡油环啃出环状沟道 燃气发电机组故障停机案例汇编
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； 燃气发电机组故障停机案例汇编
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。燃气发电机组故障停机案例汇编
案例5：#1燃机燃烧器压力波动大停机
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#1燃机因燃烧器压力波动大跳闸保护动作停机。
2、原因分析：
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 燃气发电机组故障停机案例汇编
（A-CPFM）根据燃烧振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（15-40 HZ）,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，分别设臵了调整、预报警、降负荷、跳闸限值，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 燃气发电机组故障停机案例汇编
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 燃气发电机组故障停机案例汇编
图2：燃烧自动调整系统调节记录 燃气发电机组故障停机案例汇编
图3：先导燃料阀控制参数调整记录
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图4：燃机旁路阀控制参数调整记录 燃气发电机组故障停机案例汇编
图5：燃烧振动报警记录
图6：机组跳闸报警记录 燃气发电机组故障停机案例汇编
图7：机组跳闸时运行工况分析图 燃气发电机组故障停机案例汇编
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，满足供热需求，燃气发电机组故障停机案例汇编
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：①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②连续投入反吹系统，减少灰尘在滤芯上的积累③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。燃气发电机组故障停机案例汇编
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。燃气发电机组故障停机案例汇编
案例6：#
2、#3机因人为误动停机
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，#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。20:50，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。20:54，#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，辅汽系统投入正常。
21:20 #1燃机盘车投入。21:50 #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
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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。
(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。燃气发电机组故障停机案例汇编
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。燃气发电机组故障停机案例汇编
案例7：#1燃机燃烧不稳停机
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）。00:52 #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。
3、事故原因分析：
（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导预 燃气发电机组故障停机案例汇编
混燃烧模式后，由于#
2、3燃烧筒（总共18个燃烧筒）在燃烧切换后未能够有效稳燃，导致#
2、3燃烧筒灭火，致使在燃烧模式切换完成后燃机排气温度#
15、#
16、#
17、#
18、#19这五个测点温度不升反降（900-1100华氏度），相比于其他26支排气温度（1200-1300华氏度）较低，最终导致#1燃机因排气分散度高而保护动作跳闸。
机组保护动作情况分析：
1）最高排气温差TTXSP1（此时由#18排气温度引起：268.492‴）大于允许排气温差TTXSPL（268.155）
2）次高排气温差TTXSP2（此时由#17排气温度引起：263.764‴）大于0.8倍的TTXSPL（约为214.524‴）
3）延时2s后#1燃机于00:52:03跳机。机组当时运行状态满足附件中保护动作条件1（2）针对事故原因的检查和试验
我公司专业技术人员查清楚事故原因后，立即与GE公司亚特兰大总部技术人员进行了联系，通过其燃烧专家远程检查分析后，确定了上述机组跳闸原因，并针对性的提出了机组现场检查的项目和要求，我公司立即组织技术人员按照其要求安排检查，具体检查项目如下：
1）检查#16到#19号排气热电偶的状态； 2）检查#1、2、3、4联焰管是否泄露；
3）检查燃机清吹阀，燃烧调整阀动作情况，重新进行逻辑传动； 燃气发电机组故障停机案例汇编
按照其要求进行以上检查后，均未发现异常。我公司立即联系美国GE总部技术人员，经对方技术人员再次确认和分析后，GE方确认其之前燃烧调整的定值在燃烧切换过程中存在部分参数配比不合理的问题，故要求对我公司机组重新进行机组燃烧切换点的燃烧调整工作，5月14日＃1机组启动并网后在燃烧模式切换点进行两次切换试验，切换正常。
虽然＃1燃机再次启动并燃烧模式切换正常，但我公司专业人员已采集近期＃1燃机模式切换和5月13日＃1燃机故障跳机时模式切换的报警、参数、趋势图继续分析原因，并联系GE人员，要求GE给出5月13日#
2、3燃烧筒灭火的具体原因。
（3）事故暴露出来的问题：
1）GE进行燃烧调整时参数配比不合理。
2）生产保障部热工人员对燃机燃烧调整的有关技术问题未掌握。
4、防范措施：
1）公司对GE今后的工作要求GE提供正式工作方案和安全措施。2）生产保障部热工人员对尽快熟悉燃机燃烧调整的技术问题。3）生产保障部加强部门专业人员对GE设备的结构、性能和维护的培训。燃气发电机组故障停机案例汇编
案例8：#1燃机燃烧器压力波动大停机
1、事件经过: 2010年6月8日上午，#1燃机机组带250MW负荷正常运行。10:05根据调度命令，机组开始升负荷，负荷目标值355MW。10:10:36机组负荷升至314 MW时，TCS发出“#
1、#
2、#
3、#4燃烧器HH2频段越限报警；
10:10:36 TCS发出“燃烧器压力波动大降负荷”信号； 10:10:37 #1燃机因燃烧器压力波动大跳闸保护动作停机。
2、原因分析：
1）根据三菱公司设计，M701F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20个安装于#1-#20燃烧器的压力波动检测传感器和4个分别安装于#
3、#
8、#
13、#18燃烧器的加速度检测传感器。自动调整系统（A-CPFM）根据燃烧振动检测数据和燃机运行参数，对燃烧器
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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（15-40 HZ）,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，分别设臵了调整、预报警、降负荷、跳闸限值，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、#
3、#4压力波动传感器HH2频段检测数值均超过跳闸限值引起。
3）机组跳机后，公司立即组织技术人员开展对机组运行数据的分析工作和设备状态的确认工作，同时将相关数据发送给三菱高砂。燃料数据报告表明燃料组分甲烷含量96.31%，低位发热量为36.17MJ/M3,较以往稍高；运行曲线表明机组运行时空气燃料调整系统动作正常，振动出现后燃机控制系统（ACPFM）立即动作进行调整，振动值达到报警值时RUNBACK功能随后启动，但是由于振动值升高太快，调节系统尚未完全发挥作用，燃烧振动达到跳机定值，导致燃机因燃烧器压力波动越限。
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现场又对燃烧器压力波动传感器和加速度传感器进行了检测，正常；同时检查汽机燃机状态，确认无异常。当夜三菱回复意见认为：运行数据并未反映出燃机性能存在明显异常状况，判断可能由于燃气组分存在瞬时性、大幅度变动；或者燃气温度、进气温度发生较大变化，从而导致HH2频段振动的发生领域接近运行点，造成跳机。认为机组可再次启动、并网运行，但为了安全起见，建议运行时将GT负荷控制在195MW以下，同时尽早对燃机实施燃烧调整。
3、处理经过：
1）机组跳机后，公司迅速将启动炉启动，保证汽机轴封系统供汽，维持凝汽器真空，为燃机的随时启动做准备。
2）进行原因分析、设备检查确认具备开机条件后，当夜联系市调准备开机，经调度同意机组于6月9日12：25分并网。
3）经和三菱公司沟通，机组于6月13日白天进行了燃烧调整，三菱TA现场收集了运行相关数据，待汇总研判后出具最终报告。
附件1：机组跳闸时运行工况分析图
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附件2：机组跳闸报警记录
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案例9：#2燃机伺服阀故障停机
1、事故经过：
2010年7月4日，机组二拖一纯凝工况运行，AGC投入，总负荷580MW，其中＃1燃机负荷180MW，＃2燃机负荷180MW，＃3汽机负荷220MW。＃2燃机速比阀前压力P1:32.07Kg/cm2，速比阀前压力P2: 29.83Kg/cm2，IGV开度51%。
14时18分，#2燃机跳闸，跳闸首出原因为： EXHAUST OVER TEMPERATURE TRIP排气温度高跳闸
＃2燃机跳闸后，运行人员立即该报告相关人员到场处理并按照正常操作程序进行停机操作，并维持＃
1、3机组维持稳定运行。此时＃
1、3机一拖一稳定运行，总负荷269MW，＃1燃机负荷170MW，＃3汽机负荷99MW。
2、事故后处理情况：
相关人员到场后，经检查历史曲线发现14时18分08秒平均排气温度到达1240.44华氏度，超过保护动作值1240华氏度，保护正确动作。从历史趋势分析，14时18分05秒，#2燃机IGV导叶在指令未变化情况下关小，此时IGV指令增大，指令与反馈偏差不断增大，平均排气温度迅速上升，14时18分08秒，IGV指令74%，IGV反馈57%，排气温度越
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过跳闸值，机组跳闸。从以上过程来看，IGV阀的失控是导致排气温度上升的直接原因。从IGV伺服阀电流曲线发现，14时17分44秒开始IGV伺服阀电流异常波动，至18分05秒伺服阀电流失去。初步认为燃机压气机进口可变导叶伺服阀故障引起IGV开度减小，燃机压气机进风量减少，导致燃机排气温度高，超过设定值而燃机跳闸。见图一
图1 事故跳闸曲线
随后，集团电力生产经营部专业主管、GE公司维护项目代表、京阳热电有关技术人召开分析会，认为IGV控制伺服阀故障。
对IGV控制伺服阀卡件及电缆检查，无异常。
IGV控制伺服阀传动试验，IGV伺服阀电流仍有波动。曲线见图二。
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图2 跳闸后IGV伺服阀传动电流曲线
20:50，更换IGV控制伺服阀。
21:00，IGV控制伺服阀传动试验正常。见图三
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图3 更换IGV伺服阀后传动电流曲线
23:10向调度请示启机，23:46机组启动，IGV工作正常，0:56，机组并网。
3、事故原因分析：
（1）事故原因分析
通过与伺服阀制造商的沟通，并结合已采集到的数据信息进行分析，可能的原因主要如下：
1）伺服阀阀体内喷嘴或节流孔堵塞，导致控制油油路不通，伺服阀控制失灵；
2）伺服阀阀球或阀芯阀套磨损量偏大，引起伺服阀偏臵电流的波动，39 燃气发电机组故障停机案例汇编
伺服阀控制失灵。
针对以上情况，检查了最近几个月#2燃机润滑油的油务监督报表，报表显示在此期间，燃机润滑油的油质始终合格。另外，燃机控制油的来源取自润滑油供油母管，经过液压油泵加压后供给各液压控制阀，在液压油泵出口和各液压控制阀供油管上均配臵有高精度的过滤器，即供给伺服阀的液压油油质优于油务监督的结果，满足伺服阀对油质的要求。
按照伺服阀制造商的要求：每两年应进行清洗检测的定期工作。此次故障的伺服阀是2009年4月检修期间，更换到#2燃机IGV执行机构上的全新的伺服阀，截止到事故前，投入运行一年，未到定期清洗检测期。
伺服阀于2010年7月5日送上海MOOG控制有限公司检测，结果为内部磨损，属偶发故障。正式检测报告近期提供。
经调研同类燃机电厂IGV伺服阀情况，故障率均很低。可基本确定故障为产品质量偶发故障。
3）事故暴露出来的问题： 设备管理存在不足。
4、防范措施：
为了吸取教训，避免事故再次发生，将从以下几个方面进行总结，并认真执行各项防范措施：
1）严格按照伺服阀制造商的建议，定期清洗检测伺服阀，保证伺服
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阀良好的工作性能。
2）充分调研并吸取同类型燃机电厂在伺服阀检修方面的经验，将伺服阀的检修纳入到燃机小修的标准项目。
3）深入学习并掌握伺服阀的工作原理和结构，提高事故分析和解决问题的能力。
4）保证伺服阀备件合理的库存数量，将关键设备的伺服阀备件作为事故备件储存。
做好滤油工作，防止油质恶化，做好油务监督。
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案例10：#1燃机燃烧器压力波动大跳机。
1、事件经过
12月4日晚，热网抽汽调节阀出现控制指令与阀位反馈偏差较大现象（最大16%），经分析认为伺服阀油门卡涩或油路堵塞，从而造成阀门无法动作到位。由于燃机运行过程中无法更换伺服阀，现场采取调整执行器油缸弹簧和修改阀门最小开度逻辑限制，使热网抽汽调节阀控制指令与阀位反馈偏差的现象有所缓解，没有根本解决；若伺服阀异常情况恶化，则会导致热网抽汽调节阀无法朝关闭方向继续动作，热网抽汽流量也无法增加，进而影响燃机和热网系统正常运行。为解决这一问题，通过和江南阀门厂技术人员进行讨论后，确认热网抽汽调节阀电控部分PLC的控制逻辑为：阀门的控制指令和反馈在PLC内部进行偏差比较并放大后，输出驱动伺服阀动作；通过修改PLC逻辑增大PLC输出，在目前控制指令和阀位反馈存在偏差的情况下，可以增加阀门进油量，进而使阀门可以继续跟随指令进一步关小，从而达到缩小指令和反馈偏差的目的。
12月9日下午，江南阀门厂技术人员携上位机组态软件到厂后，对PLC逻辑修改方案进行讨论：决定通过修改PLC内部伺服逻辑中的比例放大系数来增加PLC的输出电压，并且江南阀门厂技术人员认为修改可
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在线进行。
2010年12月9日17时04分运行值班人员发出热工工作票一张，工作内容内容为#1燃机中压排汽压力调节阀控制回路逻辑修改。当时燃机带电负荷350MW，抽汽量约117t/H，机组AGC投入。18时18分，热网抽汽降至80t/H。因热工人员无法完成在线下载，经领导批准离线下载，运行值班人员并将热网抽汽降至50t/H，并按热工人员要求将热网抽汽调节阀解列为手动调整。
在热网抽汽流量降低至50t/h并与运行人员共同确认安全措施都已做到位后，于19时03分14秒开始进行PLC逻辑修改离线下载，19时03分24秒离线下载完成，随后热网抽汽调节阀动作出现大幅波动，导致热网抽汽量和中压缸排汽压力也出现较大波动。19时03分41秒，发出“中压缸排汽压力高” 报警；19时04分08秒，发出“中压缸排汽压力低” 报警；19时04分50秒，陆续发出“#
2、#
3、#
7、#8燃烧器H1频段压力波动越限”预报警和报警；19时04分51秒，触发“燃烧器压力波动大降负荷”信号；19时04分54秒，#1燃机因燃烧器压力波动大跳闸保护动作，#1燃机跳机。
2、故障原因分析
通过对燃机停机前后趋势曲线进行分析，19时03分14秒开始进行离线下载，此时控制指令为28.31%，阀位反馈为35.7%；19时03分24秒离线下载完成，此时阀位反馈为39.91%，此后阀门开始关闭，最低关
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