中国大唐集团有限公司2018年第三季度机组非计划停运事件汇编

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中国大唐集团有限公司2018年第三季度非停事件汇编安全监督与生产部编制2018年10月10日

1目录2018年第三季度集团公司非停事件汇编......................................1一、三季度非停事件统计分析...........................................1二、三季度非停事件暴露的主要问题.....................................3三、针对三季度非停事件防范措施.......................................52018年第三季度非停事件简况..............................................62018年第三季度集团非停事件分析..........................................9贵州公司发耳发电有限公司3号机组7.1非停事件分析.....................9山西公司阳城发电厂1号机组7.11非停事件分析.........................21龙江公司绥化热电有限公司2号机组7.17非停事件分析...................31安徽公司淮南洛河发电厂3号机组7.17非停事件分析.....................36江苏公司南京电厂1号机组7.20非停事件分析...........................43贵州公司发耳发电有限公司1号机组7.21非停事件分析...................58陕西公司宝鸡热电厂1号机组7.25非停事件分析.........................65福建公司宁德发电有限公司2号机组7.26非停事件分析...................81陕西公司延安热电厂1号机组8.1非停事件分析.........................101陕西公司西安热电厂2号机组8.2非停事件分析.........................111陕西公司延安热电厂2号机组8.4非停事件分析.........................127陕西公司延安热电厂2号机组8.6非停事件分析.........................135河北公司武安发电有限公司2号机组8.6非停事件分析...................144河北公司马头热电分公司9号机组8.15非停事件分析....................156安徽公司淮南洛河发电厂6号机组8.27非停事件分析....................172湖南公司株洲发电有限公司3号机组9.11非停事件分析..................176河南公司首阳山发电有限公司4号机组9.11非停事件分析................191河南公司信阳发电有限公司3号机组9.13非停事件分析..................202

22018年第三季度集团公司非停事件汇编2018年三季度，集团公司共发生非停事件18台次，环比持平，同比增加1台次。本季度非计划停运事件涉及设备原因的14台次，涉及人员责任的4台次，从中暴露出部分企业安全生产管理缺失、隐患排查治理工作不到位、风险辨识能力差、设备老化危险性评估不充分、配煤掺烧管理粗犷、技术人员的专业水平及运行人员异常处置能力亟待提高。各发电企业要认真剖析和学习非停事件汇编，结合企业实际情况，强化管理，深入开展隐患排查治理工作，消除不安全因素，确保机组安全稳定运行，减少机组非计划事件的发生次数。一、三季度非停事件统计分析（一）按专业分类统计电气专业：5台次，占非停事件的27.78%；汽机专业：3台次，占非停事件的16.67%；锅炉专业：5台次，占非停事件的27.78%；热工专业：3台次，占非停事件的16.67%；其他专业：2台次，占非停事件的11.11%；（二）按机组容量统计600MW级机组：6台次，占非停事件的33.33%；300MW级机组：12台次，占非停事件的66.67%；（三）按责任划分统计1/210

3三季度发生的18次非停事件中，涉及设备原因14台次，占77.78%；涉及人员（含管理）责任4台次，占22.22%。涉及人员责任的4次事件：布置定冷水补水电磁阀漏水处理安全措施时，误关主滤网手动门，发电机定冷水流量低保护动作，机组跳闸；检修人员误开真空破坏门，低真空保护动作，机组跳闸；煤质差又逢连续降雨，锅炉燃烧不稳灭火，处理过程中汽包水位高保护动作，机组跳闸；锅炉掉焦，炉膛失去全部火焰，锅炉灭火，机组跳闸。（四）按分公司划分统计容量季度非停统计年度非停累计序号单位（MW）三季度同比本年度同比1湖南7524.85710432广西11936.96001-13山西5481101-14宁夏194200005京津冀170690-32-56河北3167216-17吉林39000-1108龙江388211319江苏2885.8102-110安徽6874215-111山东5318.180-21-412河南11004225313四川2153.4000014贵州3207214315云南3577.67000-116陕西87785311617甘肃6035.30-33-218新疆1919000019内蒙古1848.7000020辽宁2195001121浙江39660-10-222福建2697.611222/210

423江西2770002224广东3616.3002225重庆3761.675000026海外3600000二、三季度非停事件暴露的主要问题（一）电气专业引起的非停事件有所减少电气专业造成的非停事件主要有：电缆穿柜套管内表面屏蔽环沿面放电与母联开关柜电缆静触头形成两相短路，进而发展为三相短路故障，高厂变绕组流过故障电流，重瓦斯保护和差动保护动作，导致机组跳闸；发电机定子线圈进口定子冷却水电导率突然增大，导致定子线棒与直接接地的汇水管之间的绝缘电阻小于注入式定子接地保护装置的动作值，保护动作，机组跳闸；氧化风机开关动静触头放电烧损，高压厂用变低压侧A分支零序保护动作跳工作进线开关，同时闭锁备用进线快切动作，导致A段母线失压，处理过程中负荷下降过快，锅炉省煤器入口流量低，锅炉灭火，机组跳闸；励磁系统主板故障，引发通讯异常，导致励磁输出电压异常引起发电机失磁保护动作，机组跳闸；发电机出线箱进水，导致定子接地保护动作，机组跳闸。5起电气事件暴露出部分企业隐患排查存在死角，检修列项有盲区，各级管理人员对生产现场的隐患重视程度不够。（三）锅炉、汽机专业造成的非停事件呈增长趋势锅炉专业造成的非停事件有：煤质较差又逢连日降雨，锅炉燃烧不稳灭火，处理过程中，汽包水位高保护动作，机组跳3/210

5闸；煤质差，锅炉不稳灭火，因机组未设置停炉不停机保护，机组跳闸；引风机失速，炉膛压力高保护动作，锅炉灭火，机组跳闸；锅炉掉焦，炉膛失去全部火焰，锅炉灭火，机组跳闸；过热器减温水检修期间，对主汽温调整不当，导致水煤比失调，主汽温快速下降，汽轮机防进水保护动作，机组跳闸。汽机专业造成的非停事件有：汽动给水泵组安全油压低，汽泵跳闸，触发锅炉灭火联跳汽轮机；小机润滑油泵切换过程中润滑油压低汽泵跳闸（单汽泵），锅炉灭火，机组跳闸；锅炉灭火保护误发，处理过程中汽机调门无法打开，机组打闸。8起锅炉、汽机非停事件暴露出配煤掺烧管理不完善，运行人员技术水平差，尤其是异常处置能力亟待提高。（二）热工专业造成的非停事件仍占有较大比重热工专业造成的非停事件主要有：汽机轴向位移大保护误动作，机组跳闸；DEH控制柜通讯总线接触不良，转速信号故障信号误发，机组跳闸；小汽轮机两个转速探头故障，MEH保护动作跳闸，给水流量低保护动作，锅炉灭火，机组跳闸。3起热工事件暴露出部分企业热控隐患排查不深入、不彻底，专业技术人员水平有待提高。（四）其他原因引起的非停事件其他原因引起的非停事件主要有：运行人员布置定冷水补水电磁阀漏水安措时，误关定冷水主滤网手动门，发电机定冷水流量低保护动作，机组跳闸；检修人员误开真空破坏手动门，4/210

6低真空保护动作，机组跳闸。2起非停事件暴露出生产现场运行管理、检修管理松散，规章制度执行刚性不足，生产技能培训不扎实，三讲一落实活动流于形式。三、针对三季度非停事件防范措施（一）深入现场，认真开展隐患排查治理工作要高度重视隐患排查工作，建立健全隐患排查长效机制，按专业、系统细化排查范围，积极开展专项隐患排查，各级管理人员要监督治理及整改情况。（二）强化生产现场安全管理工作严格执行安全生产各项规章制度，严厉打击习惯性违章行为，杜绝工作随意性，认真开展三讲一落实活动，重大检修作业必须提高监护等级。（三）完善配煤掺烧管理工作制定科学、合理的掺配方案，做到精细化掺烧，在保证安全的前提下实现最优掺配。（四）加大专业技术人员培训力度认真开展专业知识培训，提高生产人员技术水平。利用仿真机等辅助手段，模拟异常工况，提升运行人员事故处置能力。5/210

72018年第三季度非停事件简况1.贵州公司发耳发电有限公司3号机组（60万千瓦），2018年7月1日9:01，34万负荷机组运行中，受连续降雨天气影响，煤质较差，锅炉全炉膛灭火，处理过程中，汽包水位高保护动作，机组跳闸。2.山西公司阳城发电厂1号机组（35万千瓦）2018年7月11日14:31，机组31万负荷运行中，2号高厂变差动保护动作，机组跳闸。3.龙江公司绥化热电有限公司2号机组（35万千瓦）2018年7月17日05:24，机组17万负荷运行中，汽动给水泵组安全油压低，汽泵跳闸，MFT保护动作，机组跳闸。4.安徽公司淮南洛河发电厂3号机组（30万千瓦）2018年7月17日09:01，机组15万负荷运行中，全炉膛无火保护动作锅炉灭火，因机组未设置停炉不停机保护，机组跳闸。5.江苏公司南京发电厂1号机组(66万千瓦)2018年7月20日10:40，机组53万负荷运行中，定子接地保护动作，机组跳闸。6.贵州公司发耳发电有限公司1号机组（66万千瓦）2018年7月21日9:55，机组55万负荷运行中，运行人员布置定冷水补水电磁阀漏水安措时，误关定冷水主滤网手动门，发电机定冷水流量低保护动作，机组跳闸。6/210

87.陕西公司宝鸡热电厂1号机组（33万千瓦）2018年7月25日9:53，机组16万负荷运行中，DEH控制柜通讯总线接触不良，转速信号故障信号误发，机组跳闸。8.福建公司宁德发电有限公司2号机组（66万千瓦）2018年7月26日10:20,65万负荷运行中，6kVA段母线失电，锅炉省煤器入口流量低保护动作，锅炉灭火，机组跳闸。9.陕西公司延安热电厂1号机组（35万千瓦）2018年8月1日10:40,17万负荷运行中，小汽轮机两个转速探头故障，MEH保护动作小汽轮机跳闸，给水流量低保护动作，锅炉MFT，机组跳闸。10.陕西公司西安热电厂2号机组（30万千瓦）2018年8月2日11:36,21万负荷运行中，发电机失磁保护动作，机组跳闸。11.陕西公司延安热电厂2号机组（35万千瓦）2018年8月4日19:27,33万负荷运行中，布袋除尘器差压大，引风机失速，炉膛压力高保护动作，锅炉MFT，机组跳闸。12.陕西公司延安热电厂2号机组（35万千瓦）2018年8月6日01:56,机组17万负荷运行中，小机润滑油泵切换过程中润滑油压低汽泵跳闸，锅炉MFT，机组跳闸。13.河北公司武安发电有限公司2号机组（30万千瓦）2018年8月6日21:57,25万负荷运行中，汽机轴向位移大保护误动作，机组跳闸。7/210

914.河北公司马头热电分公司9号机组（30万千瓦）2018年8月15日09:52，机组28万负荷运行中，检修人员误开真空破坏手动门，低真空保护动作。15.安徽公司淮南洛河发电厂6号机组（63万千瓦）2018年8月27日05:50，机组35万负荷运行中，炉膛失去全部火焰，锅炉MFT保护动作，机组跳闸。16.湖南公司株洲电厂3号机（31万千瓦）2018年9月11日21:00，机组18万负荷运行中，MFT保护误发锅炉灭火，处理过程中汽机调门无法打开，机组打闸。17.河南公司首阳山电厂4号机（30万千瓦）2018年9月11日22:50,24万负荷运行中，发电机定子接地保护动作，机组跳闸。18.河南公司信阳3号机组（66万千瓦），2018年09月13日机组运行中，过热器减温水检修期间，对主汽温调整不当，导致水煤比失调，主汽温10分钟内下降50度，汽轮机防进水保护动作，机组跳闸。8/210

102018年第三季度集团非停事件分析贵州公司发耳发电有限公司3号机组7.1非停事件分析一、事件经过（一）事故前工况2018年07月01日06时39分，3号机组负荷340MW，主蒸汽压力12.7MPa，A、B引风机运行，A、B送风机运行，A、B汽泵运行，A、B、C、D、E磨煤机运行，机组运行稳定,原煤耗637.35g/kW.h。（二）事故详细经过1.第一次熄火：06时38分，3号机组负荷340MW,锅炉主汽压力、汽包水位、氧量、炉膛负压等各运行参数稳定(附图1)，运行无操作，06时38分46秒，炉膛火焰工业电视突然变黑，炉膛负压急剧下降，运行立即投入AB1、AB2、AB4小油枪，油流量显示2.838t。06时39分11秒炉膛压力至-2950Pa，锅炉MFT动作（MFT同时AB1、AB2油枪见火），首出“炉膛压力低低”，检查机炉电设备联动正常。2.第二次熄火：第一次熄火后锅炉重新吹扫点火，07:32负荷288MW，开始逐步退出大油枪，07:39负荷328MW，运行主操观察炉膛负压、汽包水位稳定，退出最后一只大油枪（AB3），保留A层小油枪运行。07:47分50秒锅炉MFT，MFT首出“炉膛压力低低”。9/210

113.跳机：第二次熄火后锅炉重新吹扫点火，07:56吹扫完毕，逐步投入A层小油枪、AB层大油枪及CD2大油枪（油枪投运过程中AB1大油枪多次重复投运，CD1油枪投不燃），油流量5.8t,8:02启动A磨煤量37.57t,8:08启动B磨煤量31.78t，主汽压力稳在5.56MPa不见增长。08:50运行增启C磨煤机运行，08:50炉膛产正，正压至3210Pa，汽包水位由-105mm急剧上升至+412mm，汽包水位高保护动作，锅炉熄火汽机跳闸，检查机炉电设备联动正常。重新吹扫点火恢复，因煤质差，恢复速度较慢，17时17分，负荷升至530MW曲线。二、原因分析1.第一次熄火技术原因：（1）熄火前原煤耗637.35g/kW.h，燃用热值14.086MJ/kg(3368Cal/g，见下表)，负荷较低，煤质差，锅炉燃烧不稳熄火。附表：锅炉煤样分析报告弹筒发热高位发热低位发热全水项目工业分析量量量分St.ad(单位MJ/kgMJ/kgMJ/kg%%%%%%)符号Qb.adQgr.dQnet.v.arMtMadAadVadFCad3号机49.011.716.10816.16214.0868.01.6837.542.14组21（2）3号炉经过综合升级改造，煤耗比其它机组低10g/kW.h，10/210

12300MW负荷下入炉煤量比其它锅炉少6t，所以，3号炉稳燃性相对较差,相对其他锅炉更容易熄火。2.第一次熄火管理原因：（1）6月29日入厂煤热值14.22MJ/kg（3401Cal/g)，6月30日入厂煤热值13.75MJ/kg（3288Cal/g)，入厂煤热值过低，使现场配煤掺烧非常困难。（2）配煤掺烧管理不到位，掺配后入炉煤热值3368Cal/g，低于最低热值要求（3500Cal/g），导致锅炉燃烧恶化熄火。3.第二次熄火技术原因：（1）煤质较差，A层小油枪对A层煤粉稳定燃烧起不到支撑作用，但发电部主操仍然用常规思维考虑问题，负荷恢复至234MW后，开始撤除大油枪，炉内燃烧变差，此后机组继续升负荷，主汽压力持续下降，继续降低了炉膛温度，在负荷328MW时撤除了起主要支撑作用的最后一只大油枪，导致锅炉熄火。（2）主操仅关注风煤比的调整，未考虑到恢复期间煤粉燃尽率的影响，使用风量过大，进一步降低炉膛温度。（3）主操在不清楚锅炉燃烧工况情况下，未安排就地看火，盲目撤出最后一只大油枪。4.第二次熄火管理原因：（1）部门专业管理人员在机组恢复过程中重点关注水位调整，对燃烧调整指导不够，未能起到专业把关作用。（2）技术培训不到位，运行主操对炉内燃烧工况判断不准11/210

13确，技术水平不足。发电部技术培训管理不到位。（3）发电部安全教育培训效果不明显，员工业务技能不高。运行主操不能正确把握节能与安全的关系，AB2大油枪撤出过早，导致炉内燃烧恶化。5.跳机技术原因：（1）锅炉第二次熄火炉膛温度持续降低后，低热值、低挥发分煤粉在炉内未完全燃烧。（2）第二次熄火恢复时AB1大油枪频繁退出，CD1大油枪投不燃，炉内煤粉存在缺角燃烧情况，部分煤粉未燃。（3）负荷恢复至23MW时，A、B磨运行总煤量70t,5只大油枪及4只小油枪运行接近20t煤量，此时入炉燃料量足够带200MW以上机组负荷，且主汽压力5.56MPa升不上去，汽包水位及炉膛负压波动较大，说明锅炉燃烧不好，运行判断不准确，增启C磨，大量煤粉突然着火，炉膛产正，汽包水位急剧升高水位保护动作锅炉熄火汽机跳闸。6.跳机管理原因：（1）发电部管理人员现场指挥不当，未分析清楚炉内燃烧工况下令启动C磨。（2）检修部缺陷管理不到位，设备部缺陷监督管理不到位，B层小油枪在6月底机组深度调峰前进行油枪试投期间发现投不燃，一直未处理好；AB1大油枪在机组恢复过程中运行不正常，CD1大油枪不能投运，油层支撑缺角。12/210

14（3）运行培训管理不到位，发电部现场值班管理人员、运行人员技术水平不足，对锅炉煤粉未燃尽的现象判断及处理不到位。（4）防止炉膛爆燃措施不完善，熄火后没有及时更换AB1、AB2两只油枪出力（1.1t/h换为2.0t/h），以便恢复时增加引燃煤粉能力。7.结论：燃用煤质差14.086MJ/kg（3368Cal/g)，低于最低热值要求（3500Cal/g），夜间负荷低，炉膛温度下降，导致燃烧恶化锅炉熄火。锅炉熄火恢复过程中，运行对熄火后炉内燃烧工况把握不足，按常规思维逐步撤除油枪，最后一只油枪撤除过早导致第二次熄火。第二次熄火炉膛温度进一步下降，煤粉燃烧困难，负荷恢复至23MW时，由于AB1、CD1油枪未投运，油层支撑缺角，进入锅炉煤粉未完全燃烧，运行判断不准确，增启C磨大量煤粉突然着火，炉膛产正，引起锅炉汽包水位高保护动作锅炉熄火汽机跳闸。三、暴露问题（一）人员问题1.配煤掺烧方案第三章“思路与目标”第四条要求“掺配时保证任一时段热值不低于3500cal/g”，燃管部现场配煤值班人员对人厂煤及掺配用煤热值预估不准确，导致掺配后入炉煤热值低（3368Cal/g），低于最低热值要求（3500Cal/g），暴13/210

15露出燃管部现场配煤值班人员配煤业务能力不足，未严格执行配煤掺烧方案。2.6月29日入厂煤量2.2万吨，全天入厂煤热值14.22MJ/kg（3401Cal/g)，6月30日入厂煤量1.4万吨，入厂煤热值13.75MJ/kg（3288Cal/g)，入厂煤热值低且低热值煤过于集中（详见附表1），使配煤掺烧调节手段受限，现场配煤掺烧非常困难，暴露出公司市场部对入厂煤煤质整体结构调控管理不到位。3.运行主操对炉内运行工况判断不准确，安全意识不足，在熄火恢复中过早撤除油枪，导致第二次熄火。4.第二次熄火恢复负荷23MW时，入炉燃料能量（油量5.8t，煤量70t，燃料量足够带200MW以上机组负荷）远远超过对应负荷，发电部现场值班的锅炉主管、发电部书记对炉内工况判断不准确，下令启动C磨，运行主操对炉内燃烧情况未分析判断，机械执行命令启动C磨，导致大量煤粉突然着火，炉膛产正，暴露出发电部运行值班人员技术业务水平不足，现场值班领导技术把关能力不足。（二）设备问题熄火恢复中AB1大油枪频繁退出，CD1大油枪投不燃，造成锅炉1号角无油层支撑。B层小油枪在6月底机组深度调峰前进行油枪试投期间发现投不燃，一直未处理好，暴露出公司生产现场仍然还存在影响安全运行的隐患。同时暴露出公司设备定14/210

16期工作管理（油枪定期清洗或清洗质量）及缺陷管理方面管理不到位。（三）管理问题1.入厂煤热值低于最低热值要求，且低热值煤过于集中，使燃煤掺配困难，市场部对入厂煤煤质整体结构调控管理不到位。2.入厂煤热值低且煤量不足，燃管部未有效启动燃煤应急措施，入厂煤采购、现场配煤方式、运行燃烧调整应急处置方面未跟进，6月29日、6月30日入炉煤连续两天热值低于3500Cal/g未得到及时调整，暴露出燃煤配烧应急处理不到位。3.发电部周末值班人员配置不恰当，发电部书记与主管值班，主任师、专业副主任、主任未合理搭配值班，值班技术力量不足。（四）环境问题6月底受连续降雨影响，县内煤矿井下漏水，积水现象频发，产量及煤质严重下滑，导致入厂煤热值下降，煤量减少。四、防范措施1.燃管部配煤掺烧管理人员、各收煤班组织学习配煤掺烧方案，提高对低热值煤混配使用的意识，同时修编完善现场配煤掺烧措施下发执行。2.市场部加强县内煤矿沟通、协调，确保县内煤矿产煤及存煤全部入厂，积极配合大唐贵州发电公司燃料分公司采购县15/210

17外市场煤，确保日进煤量不低于当日耗煤量，加权热值不低于3500Cal/g。3.利用现场不同矿点、不同煤种、不同煤质情况以及化验结果反馈，加强各种煤质、煤种混配方式培训，确保现场配煤人员对煤质情况预估准确，提高配煤人员业务技能。4.现场煤质变化大时，燃管部合理使用库存煤量调整现场配煤，立即汇报值长，值长及时通知传达到各台机组，各机主操严格执行预防措施。5.发电部修编完善锅炉燃用劣质煤措施下发执行。措施中明确规定锅炉熄火恢复时油枪撤除规定，炉内出现煤粉未燃烧现象及处理方法等。6.发电部对类似于此类锅炉煤粉未燃或未燃尽的燃烧异常工况组织开展技术讲课，提升运行人员对炉内燃烧情况判断水平。7.周末、节假日值班发电部认真策划，合理搭配值班人员技术力量，专业搭配要合理。8.设备部对油枪缺陷消除情况随时监督到位，严格按缺陷管理制度执行，严格考核。设备部加强油枪定期清洗试验监督管理，确保油枪正常备用。五、责任考核1.第一次熄火：记二类障碍一次，燃管部配煤掺烧管理不到位负主责，市场部入厂煤煤质整体结构调控管理不到位负次16/210

18责，设备部在配煤掺烧管理上负管理责任，根据贵州公司“非停管理办法”熄火考核10000元，考核如下：（1）配煤掺烧工作不到位，混配后热值低于最低热值要求，是造成第一次锅炉熄火主要原因，考核燃管部现场配煤值班管理人员刘某2000元。（2）燃管部部门值班副主任杨某某现场监督管理不到位，考核2000元。（3）燃管部部门主任陆某某负管理责任，考核1000元。（4）燃管部部门书记田某某负管理责任，考核1000元。（5）市场部入厂煤煤质整体结构调控管理不到位，考核分管副主任袁某某1000元，部门主任龙某1000元，部门书记龙某某1000元。（6）设备部配煤掺烧监督管理不到位，考核设备部燃料主管熊某某400元，分管副主任黄某某、部门主任赵某某、部门书记赵某某负管理责任各考核200元。2.第二次熄火：记二类障碍一次，发电部运行值班员、发电部现场值班领导安全意识淡薄，过早撤除油枪导致锅炉熄火，负全部责任，根据贵州公司“非停管理办法”熄火考核10000元，考核如下：（1）发电部主操王某某安全意识不足，熄火恢复过程中过早撤除油枪，对此次熄火负主要责任，考核2000元。（2）发电部单元长金某现场指挥安全把关不严，负主要责17/210

19任，考核1000元。（3）发电部值长张某某负管理责任，考核1000元。（4）发电部锅炉主管严某现场指导技术把关不严，负主要责任考核1000元。（5）发电部部门书记汪某某现场指挥不力，监督不到位，负主要责任考核2000元。（6）发电部锅炉主任师杜某某负技术管理责任考核1000元。（7）发电部部门主任闵某负管理责任考核2000元。3.跳机：记非停一次，发电部在熄火恢复过程中对炉内燃烧情况未判断清楚，启动C磨导致汽包水位高跳机，负主要责任，公司各级安全生产管理人员根据安全生产责任制对此次事件负责，根据贵州公司“非停管理办法”熄火考核80000元，考核如下：（1）发电部主操李某对炉内燃烧工况判断不清，启动C磨导致导致大量煤粉突然着火，炉膛产正，汽包水位高熄火跳机，对此次事件负主要责任，考核5000元。（2）发电部锅炉副操代某协助主操操作，未对锅炉燃烧异常情况提出异议，考核1000元。（3）发电部单元长涂某某负责盘前指挥，对锅炉燃烧异常情况未提出异议，未制止C磨启动，未把好安全关，考核2000元。（4）发电部单元长余某某（主值班）对锅炉燃烧异常情况18/210

20未提出异议，未制止C磨启动，未把好安全关，考核5000元。（5）发电部值长罗某某负管理责任，考核5000元。（6）发电部锅炉主管严某现场指挥不当，下令启动C磨，对此次事件负主要责任考核5000元。（7）发电部支部书记汪某某现场指挥不当，下令启动C磨，对此次事件负主要责任考核5000元，作为部门支部书记，同时负管理责任，考核3000元，合计考核8000元。（8）发电部锅炉主任师杜某某负管理责任考核2000元。（9）发电部副主任杜某某负管理责任考核3000元。（10）发电部副主任赵某某负管理责任考核3000元。（11）发电部部门主任闵某负管理责任考核5000元。（10）发电部分管培训副主任金某某培训管理不到位，负管理责任考核3000元。（11）熄火恢复中AB1大油枪频繁退出，CD1大油枪投不燃，造成锅炉1号角无油层支撑。B层小油枪在6月底机组深度调峰前进行油枪试投期间发现投不燃，一直未处理好。检修部设备定期工作管理（油枪定期清洗或清洗质量）及缺陷管理不到位。考核检修部锅炉班班长金某1000元。考核检修锅炉主管张某1000元。考核检修分管锅炉副主任边某1000元。检修部主任杨某、支部书记吴某负管理责任各考核1000元。（12）设备部缺陷监督管理不到位，考核分管副主任袁某某1000元。19/210

21（13）设备部值班副主任黄某某现场值班监管不力，考核2000元。（14）公司副总工程师汪某某，对设备管理存在问题负管理责任，考核1000元。（15）公司生产副总经理兼总工程师周某某负技术管理责任，分管发电部负直接领导责任，考核5000元。（16）公司生产副总经理邹某某主管生产，负管理责任，考核5000元。（17）公司第一副总经理母某某现场值班，负现场值班管理责任，考核5000元。（18）公司党委书记童某负管理责任，考核5000元。（19）公司总经理冉某某负管理责任，考核5000元。20/210

22山西公司阳城发电厂1号机组7.11非停事件分析一、事件经过（一）事件发生2018年07月11日14点30分，1号机组“发变组保护”动作故障跳闸，厂用电切换正常。检查发现发变组保护柜1号机组2号高厂重瓦斯、变差动等保护动作，就地高厂变变压器油喷出；同时发现厂内35kV配电间有焦糊味，厂内35kV配电间母联开关柜顶部盖板鼓起。（二）事故详细经过1号机组2号高厂变为三卷式变压器，变比：21/38.5/6.3kV，连接组标号：Dd0yn1；厂内35kV为单母分段接线方式，Ⅰ、Ⅱ段之间通过母联开关可互为备用（图1）。故障发生前高厂变35kV侧为厂内35kVⅠ段母线供电（图2），1号高启变35kV侧作为备用电源。故障发生后，办理工作票，隔离系统，全面进行检查。对35kVI段开关柜检查发现35kV母联开关A相触头有明显灼伤痕迹、母联开关与延河泉I线开关间穿柜套管放电严重。对2号高厂变检查及电气试验发现变压器35kV侧、6kV侧绕组及夹件对地绝缘不合格。21/210

23图1：厂内35kV系统图图2：2号高厂变与35kV系统连接示意图22/210

241.对电气保护动作情况进行梳理：14点30分57秒2号高厂变35kV侧发生A、C相间短路，A、C相电压有一定程度下降；约9ms后，发生A、B、C三相短路，电压下降接近为零，最大短路电流达到9.59kA。图2所示，故障发生在母联开关05柜母线位置，因此故障电流通过工作进线开关00BDA03和母线直接流向故障点，母联开关05柜和延河泉Ⅰ线开关04柜的保护安装处均无故障电流流过，因此母联开关和延河泉Ⅰ线开关的过流保护均未动作跳闸。故障电流虽已达到2号高厂变分支35kVI段进线开关00BDA03过流保护动作值（1440A），但由于故障持续时间0.564s，未达到过流保护时限0.8s（35kVⅠ段工作进线开关过流保护定值根据继电保护“选择性”要求，动作时限按极差配合原则整定，其中延河泉Ⅰ线开关0.2s、母联05开关0.5s、工作进线开关0.8s），0.564s后2号高厂变重瓦斯动作，1号机组跳闸，此时2号高厂变已经内部故障。1号机跳闸后，在发电机残压作用下，发电机继续向2号高厂变内部故障点提供短路电流，在0.618s时2号高厂变差动保护动作（图3）。机组跳闸后短路电流消失，工作进线开关00BDA03柜过流保护因未达到动作时限而返回，因此工作进线开关00BDA03过流保护未达到动作条件。23/210

25图3：故障录波图2.对35kVⅠ段开关柜检查发现35kV母联开关A相触头有明显灼伤痕迹（图4）、母联开关与延河泉I线开关间穿柜套管放电严重（图5）。图4图524/210

263.对2号高厂变检查及电气试验发现变压器35kV侧、6kV侧绕组及夹件对地绝缘不合格（表1）。A相静触头烧损处21kV侧绕组15MΩ38.5kV侧绕组06.3kV侧绕组0铁心10MΩ夹件0表1（二）处理过程2号高厂变拆除进行电气系统隔离：1.拆除2号高厂变并返厂修复，拆除后21kV封闭母线接头处做绝缘和封堵处理（图6）；2号高厂变所带负荷改由备用电源1号高启变接带。图625/210

272.35kV开关柜抢修：拆除35kV母联开关柜内母线排及穿柜套管，将母联开关间隔隔离，对相邻开关柜做相应绝缘防护处理（图7），对其它开关柜绝缘件进行了检查和电气试验。图7二、原因分析（一）直接原因通过保护装置的动作时序性和现场实际检查情况，初步分析此次机组故障停运是由于35kV母联柜与延河泉I线柜柜间C相穿柜套管内表面屏蔽环沿面放电与母联开关柜A相静触头形成两相短路进而发展为三相短路故障，造成套管绝缘能力下降的原因正在与ABB厂家进行分析。如下图：26/210

281号机组2号高厂变绕组流过故障电流，重瓦斯保护和差动保护动作，导致1号机组跳闸。同时1号机2号高厂变在35kV分支故障后由于抗短路能力不足引发变压器内部故障。查看与保变天威集团特变电气有限公司签订的2号高厂变采购技术协议中，要求变压器能承受高压侧/低压侧1/低压侧2外部短路，变压器无损坏，承受短路电流230/40/40kA（有效值），时间均为4s；此次故障35kV侧最大短路电流（有效值）为9.59kA，持续时间0.564s；短路电流和时间远未达到变压器最大承受能力，变压器抗短路能力不足，是造成故障扩大的主要原因。（二）间接原因1.按照高压设备预防性试验规程规定的周期和项目对开关柜进行了检修和预试，但未发现开关柜母线室穿柜套管设备隐患。2.变压器抗短路能力不足，虽然招标文件及采购技术协议均对此项技术性能有具体要求，但对变压器抗短路能力试验试验是破坏性试验，变压器在出厂都不做抗短路能力试验。27/210

29三、暴露问题1.现场预试项目及手段有限历次检修及春检虽然对开关柜进行了检修和预试，但未发现开关柜母线室穿柜隐患并采取控制措施。变压器自投运至今各项预试无缺项和漏项情况，且试验合格，但缺乏现场检验变压器抗短路能力的有效手段，对变压器深层次问题未引起足够重视。2.技术管理工作需提高设备检修维护人员技术水平有待提升，对电气设备内部构造有待深入学习和调研，技术管理需加强。深入挖掘设备可能存在的薄弱环节和隐患，通过设备整治和技术改造提高设备可靠性。四、防范措施（一）解决设备问题组织专业人员进行调研及学习，查找开关柜穿柜套管的缺陷，制定解决方案，利用检修彻底处理。（责任人：设备部高宏峰，维护二部王志勇；完成时间：2018年7月31日）加强对变压器设计、定购、制造监督、出厂检验等各个环节的过程管理和把控，尤其要重视变压器厂家对抗短路能力的计算和校核。尽快与制造厂家确定2号高厂变修复方案，采取加强抗短路能力的技术措施,处理方案确定后，举一反三，制定同厂家同型号的2号机组2号高厂变的检查处置方案。（责任人：28/210

30设备部高宏峰，维护二部王新中；完成时间：2018年7月31日）（二）加强开关柜、变压器设备检查1.立即对厂内35kVII段、水源地35kV开关柜等类似设备进行隐患排查和专项检查，制定治理方案。2.结合设备检修计划，对所有35kV开关柜母线及穿柜套管等绝缘件进行详细全面检查。3.强化事件管理。深刻汲取兄弟电厂非停事件教训，按照举一反三原则，深入开展类似问题排查治理工作，全方位、无死角，做到“发现一项，整改一类”，严格整改验收及闭环。五、责任考核本次事件认定为一类障碍，责任单位维护二部。依据分公司《机组非计划停运事件管理办法》和《阳城电厂安全生产工作奖惩管理办法》相关规定，对责任部门、相关责任人进行如下考核：1.考核责任部门维护二部15000元。2.考核维护二部电气一次点检员张毅1600元，考核电气一次班组长韩国强1000元。3.考核维护二部电气专工王志勇600元，分管电气主任助理王新中400元，考核维护二部主任寇海荣400元，党支部副书记（主持工作）常旭东400元。4.考核设备管理部电气专工高宏峰400元，考核设备管理29/210

31部副主任孙志文300元，主任刘林虎300元。5.考核生产总工程师张文龙1500元。6.考核生产副总经理乔永成1500元。7.考核党委书记樊林1000元。8.考核总经理梁金明1000元。30/210

32龙江公司绥化热电有限公司2号机组7.17非停事件分析一、事件经过（一）事件前运行工况1号机组负荷173MW，主汽压力13.5MPa，主汽流量488t/h，给水流量526t/h，分离器过热度25.57℃，汽泵运行，电动给水泵在1号机备用，汽动给水泵过热度、水煤比、转速自动均投入，汽泵转速3545r/min，给水泵小汽轮机调速汽门开度27.9%。（二）事件详细经过4:59:06运行人员发现机组过热度、给水流量、汽泵转速波动，给水流量最大波动40t/h，运行人员为防止给水流量波动对机组过热度造成影响，解除给水过热度、水煤比自动，保留汽泵转速自动，手动调整机组给水流量稳定。5:27:54分离器过热度25.7℃，汽泵转速自动中给水流量设定值522t/h。5:27:57运行人员发现过热度有缓慢下降趋势，通过调整给水流量设定值提高分离器过热度，将给水流量设定值由522t/h设定为510t/h从而维持过热度不变。5:27:57给水泵小汽轮机调速汽门输出指令由28.52%开始缓慢减少，从而调节给水流量至设定值。5:28:00给水泵小汽轮机调速汽门开度反馈突然降至11%，给水流量由524t/h下降至496t/h。5:28:02给水泵小汽轮机调速汽门开度11%，小机转速小于31/210

333000r/min，小机CCS遥控切至手动、汽动给水泵转速自动切至手动。5:28:04给水流量降低至238t/h,锅炉给水流量低285t/h延时10s锅炉MFT条件触发。5:28:06运行人员通过MEH手动增加汽泵转速设定值，小机调速汽门未动作。5:28:14锅炉给水流量低保护动作，锅炉MFT，汽泵跳闸，小机调速汽门关至0，同时机组解列。5:30:00通知热控专业人员、汽机专业人员检查处理。6:10:00热控人员对小机伺服控制卡及信号进行了检查,并未发现问题。随后热控人员和汽机人员对小机调节门进行了拉阀试验,试验过程中发现反馈与指令偏差很大,判断为伺服阀卡涩，汽机专业人员决定对伺服阀进行更换。7:25:00汽机人员更换新伺服阀后，拉阀试验正常。8:26:372号机组与系统并列，恢复正常运行。10:33:432号机给水泵汽轮机冲转正常，恢复正常运行，并入给水系统。二、原因分析（一）直接原因本次停机的主要原因为给水泵小汽轮机调速汽门伺服阀在动作过程中突然卡涩，导致内部滑阀处于开位，油动机内油量不可控，处于持续泄油状态，使得油动机在弹簧力的作用下持32/210

34续关闭，伺服阀位置最终异常停留在11%开度，导致小汽轮机进汽量减少，给水泵转速降低，最终导致给水流量低，MFT动作，机组跳机。三、暴露问题1.基建期施工质量管控不到位。基建期间由于任务重、人员少，施工过程管控存在死角，未全过程高标准监督管路洁净化施工情况，虽然EH油系统通过冲洗和滤油等工序治理，最终达到NASS5级标准，但仍存在有少量杂质和颗粒的风险。2.设备隐患估计不足。投产初期机组EH油出现过油质颗粒度超标情况，及时采取投入在线滤油机、更换滤芯，增加外置PALL滤油机的措施，使EH油指标达到NASS6级的合格标准，并且滤油机长期投入运行，近4个月EH油质化验颗粒度NASS6级，在确定伺服阀卡涩后，立即对2号机EH油进行取样化验，颗粒度NASS6，由于油质长期处于合格状态，因此疏于对设备安全运行隐患的重视，未做好防范措施和预想。四、防范措施1.严格执行技术监控工作，加强油质监督管理，定期化验EH油质，如有超标现象，采取有效措施保证油质各项指标在合格范围内。2.制定合理年度检修计划，结合机组检修时机，更换EH油系统滤芯，每年定期清扫伺服阀，确保伺服阀动作灵活，无卡涩现象。33/210

35五、责任考核本着四不放过的原则，根据《大唐绥化热电有限公司安全生产工作奖惩管理规定》第十六条及《大唐绥化热电有限公司电力生产设备异常、障碍管理规定》，考核如下：1.设备部汽机点检长王某某，设备隐患情况掌握不清，管理经验不足，管理意识不清晰，负主要管理责任，给予1000元的处罚；2.发电部主值班员牛某某对异常发现处理不及时、操作手法不够娴熟，应急处置能力不足，负次要责任，给予800元的处罚；3.发电部值长李某某对机组的各项危险点分析不到位、应急演练培训不到位，负管理责任，给予500元的处罚；4.设备部副主任闫某某，汽机设备的技术分析工作不彻底，防范措施组织实施不到位，负管理责任，给予500元的处罚。5.设备部主任郝某某，对生产设备健康状况了解、掌握不到位，对安全生产的薄弱环节未组织专业技术人员及时解决，负领导责任，给予500元的处罚。6.发电部副主任曹某某，对专业疏于管理，未能做好各项安全措施、技术培训的落实工作，负领导责任，给予500元的处罚；7.发电部主任姜某，风险防控不彻底，运行培训落实不到位，对于机组隐藏的安全风险没有进行及时的预演，未制定相34/210

36关的技术措施和管理措施，负领导责任，给予500元的处罚。8.总工程师马某某，对技术培训情况落实管理不到位，对生产现场作业监督指导负有领导责任，给予500元的处罚。9.生产副总经理王某某，作为安全生产工作主管领导，对生产部门缺乏有效的管理，负直接领导责任，给予500元的处罚。35/210

37安徽公司淮南洛河发电厂3号机组7.17非停事件分析一、事件经过（一）锅炉概况:洛河3号机组额定容量320MW,为亚临界、中间一次再热、单炉膛∏型露天布置、四角同心反向切圆燃烧、平衡通风、固态排渣、四套中储式制粉乏气送粉系统、控制循环燃煤汽包炉。（二）事件前运行工况2018年07月17日08:30，3号机组负荷170MW稳定运行；A、B、C三层给粉机运行，D层给粉机备用，A、B、C三台磨煤机运行，D排粉机、D磨煤机备用，协调控制投入，AGC投入。（三）事件详细过程08:31:00，3号机组主汽压力由12.2MPa开始缓慢下降，总燃料指令由46.58%逐渐上升。08:52:10，3号机组主汽压力降至11.5MPa，总燃料指令升至73.07%，汽机主控增闭锁。运行人员开启D排粉机运行，并投入D2、D4给粉机，随后主汽压力回升。09:01:07，因机组负荷低，投入粉层较多（一次风量相对较大,导致NOx生成量突增），使总排口NOx浓度难以控制（最3高达64mg/Nm,见附件1），为防止发生总排口NOx浓度小时均值超标，先后停运D2、D4给粉机及D排粉机，停运后机组运行工况稳定，炉膛燃烧稳定，炉膛负压无波动(见附件2）。09:07:32，B1、B2、B3、A1、A2、A3煤火检先后发生晃动,36/210

38给粉机相继跳闸，炉膛负压由正常值降至-261Pa，5s内正压至+486Pa（见附件3-4）。09:07:40，监盘人员发现燃烧不稳，立即按下“紧急投油”启动按钮，AA1、AA3油枪投入指令发出;09:07:42，AA2、AA4油枪投入指令发出（热控调阅DCS指令信号,见附件5）。09:07:48，锅炉MFT动作，首发信号“全炉膛失火焰”。二、处理情况3号机组MFT后，调取MFT发生前后数据曲线分析，MFT前各层给粉机转速、一次风速稳定，由此判断给粉机下粉稳定，但各层煤火检晃动大，初步怀疑煤质劣化（见附件6-11）。调取配煤掺烧指令(见附件12)，并对送检煤样化验后证实A层煤热值未达到配煤计划热值（见表1）。3号机组MFT后，从A、B、C粉仓取煤粉样进行化验，化验结果如下：(华东院化验报告详见附件13-15)低位发热量（大配煤掺烧计划粉仓粉样挥发份（%）卡）发热量（大卡）A330519.854200B459417.014300C406322.493500表1通过此表可以看出，A层粉样热值已严重偏离配煤掺烧指令。37/210

392018年07月17日15:57，3号炉重新点火，A煤仓上优质煤，16:32相继投入A层A1、A2、A3、A4给粉机，发现A层煤火检晃动仍较大（见附件16），A层燃烧不稳，由此也反映出3号炉MFT前A粉仓煤质较差，18:15机组冲转，至A层煤火检基本稳定后,19:54机组并网。三、原因分析（一）直接原因1.3号炉A仓煤质较差。当班配煤指令为3号炉A仓：“2号煤场4号～7.5号牌大矿低值煤（热值不低于4200大卡），不要取底部汽车低值煤”。但3号炉MFT后，从3号炉A粉仓取煤粉样化验热值仅为3305大卡；A仓煤质差，导致底层燃烧不稳，火检大幅晃动。2.3号炉B原煤仓混配煤时出现了煤质不均匀。当班配煤指令3号炉B仓为：“1号煤场2.5号～5号牌特殊低值煤与高硫煤1:1混上”。B粉仓煤粉热值（4594大卡）虽然达到配煤掺烧热值要求，但因B原煤仓混配煤时出现了煤质不均现象，导致了B层燃烧不稳火检晃动。3.煤质恶化导致多台给粉机跳闸。由附件6至附件10可以看出，3号炉MFT前各层给粉机转速稳定，一次风速无大幅波动，但各层煤火检晃动大，排除因给粉机下粉不畅导致火检晃动幅度大引发MFT。多只火检晃动大，间断性检测不到火焰，给粉机达到跳闸逻辑条件（相邻角及自身火检均失去，跳闸对应给粉38/210

40机），导致6台给粉机跳闸，判断为煤质劣化导致燃烧不稳、火检晃动大引发MFT。4.锅炉燃烧不稳时,虽进行了紧急投油，但由于锅炉燃烧恶化至MFT间隔时间极短（仅16秒）；运行人员在发现燃烧不稳进行紧急投油至MFT仅间隔8秒，满足不了油枪点火到实际着火的需要（从按紧急投油按钮，油角阀、雾化阀动作，油枪进入炉内至燃烧至少需要10S），油枪火检没有检测到火焰,油枪还未起到稳燃作用即发生了MFT。（二）间接原因1.煤场未实现精细化管理。煤场容量有限，各煤种无法完全分区域、分类存放，存在多煤种混堆现象，导致不能做到精确取煤。2.煤场库存结构不符合省公司规定（40%以上主烧煤种）。我厂煤场容量是按照坑口电站设计，库容偏小，且三期煤场与一二期煤场之间不互联，加之三期干煤棚施工占据近一半的场地，严重影响了我厂来煤接卸、堆放，对深度配煤掺烧工作带来了较大难度，不可避免的出现了分层堆放，同时因市场煤价高等原因，我厂优质煤储量少，且优先供三期630MW机组使用（630MW机组燃烧方式为直吹方式，断煤对机组安全运行影响较大，320MW机组为中储式制粉系统。)，导致一、二期煤场来煤结构、节奏不合理增加了配煤掺烧难度。3.配煤掺烧方案偏离了既定方案，A层应配烧主烧煤种。39/210

41四、暴露问题1.对深度配煤掺烧带来的风险辨识管控不力，应急处置管理不到位。2.煤场管理粗放。迎峰度夏期间运行机组多，来耗煤量大、煤种多，堆、取煤精细化管理不到位，出现个别煤种混堆现象；深度配煤掺烧工作中各个环节协调、配合存在偏差。配煤指令下达不精准，执行过程中导致实际入炉煤质与指令产生偏差；同仓混配掺烧不均匀，造成入炉煤热值波动较大。五、防范措施1.即日起煤场管理部根据不同煤种按照硫分、热值等，合理进行不同煤种分区、分块、分层堆放存取，把握煤场库存动态,科学、合理的利用现有煤场，分管副总工程师对煤场精细化管理进行监督。2.发电部、煤场管理部和辅控中心重新优化混配掺烧方案，保证底层配烧主烧煤种，确保炉内燃烧工况稳定，严禁高硫煤与低热值低硫煤在底层燃烧器混配。3.辅控中心严格执行值长下发的配煤掺烧取煤指令及煤场管理部调度堆煤指令，并加强堆、取煤工作时的巡检工作，发现来煤黏潮、煤中石块或异物多等不利于机组稳定燃烧的异常时，及时汇报值长，由值长下令改变配煤运行方式。4.发电部严格执行《掺配劣质煤种稳定燃烧和防止锅炉灭火运行措施》，专业管理人员监督相关措施的执行，确保措施的40/210

42有效实施。5.发电部与燃料管理部、煤场管理部充分发挥配煤掺烧领导小组的职责，修订和完善配煤掺烧管理制度，及时发现并解决配煤掺烧过程中沟通、指令下达、执行各环节存在的问题。6.即日起由分管副厂长牵头，组建应急响应机构，完善、落实深度配煤掺烧异常应急处置预案，2018年7月26日前完成。六、事件定性及处理意见本次非停定性为一类障碍，主要责任部门：煤场管理部，次要责任部门：辅控中心,根据《大唐淮南洛河发电厂全员业绩考核实施细则》（洛电制〔2016〕16号），考核如下：1.经调查分析煤场管理部由于煤场精细化管理不到位，大矿低值煤与汽车低值煤分层堆放，调度防范措施不足，造成3号炉底层（A层）煤质严重偏离配煤掺烧热值要求。责任部门：煤场管理部。2.辅控中心燃料运行管理不到位，在配煤掺烧指令明确的情况下，取煤过程中未到位检查2号煤场4号～7.5号牌大矿低值煤与底部汽车低值煤分层情况，造成3号炉燃用煤质严重偏离配煤掺烧设计热值。责任部门：辅控中心。3.煤场管理部主任工程师陈羚煤场精细化管理不到位，调度防范措施不足，对本次事件负直接责任，考核1000元。4.煤场管理部主任储华山作为本部门安全生产第一责任人，部门管理不到位，对本次事件负部门管理责任，考核500元。41/210

435.煤场管理部书记金山按照“党政同责，一岗双责”，考核500元。6.煤场管理部副主任常亮作为本部门分管责任人，专业管理不到位，对本次事件负部门管理责任，考核300元。7.辅控中心武言斌作为部门燃料运行大班长，未严格执行取煤现场检查制度，是本次事件间接责任人，考核800元。8.辅控中心主任李万飞作为本部门安全生产第一责任人，部门管理不到位，对本次事件负管理责任，考核500元。9.厂领导考核按照省公司《火电厂非计划停运事件考核办法》执行，厂长孙洪涛、党委书记陈凯、生产副厂长李长春，负管理责任，各考核10000元。10.对本次非停责任单位煤场管理部全员考核当月绩效15960元，次要责任单位辅控中心考核当月绩效7000元。42/210

44江苏公司南京电厂1号机组7.20非停事件分析一、事件经过(一)事件前运行方式2018年07月20日10时35分，南京发电厂1号机组负荷536MW，1号机发变组保护A、B柜保护正常投入，AGC、AVC投入。（二）事件过程2018年7月20日10时39分51秒，NCS画面发出1号发电机定子接地保护动作信号，10时39分52秒1号机组DCS画面发零功率保护跳闸动作信号、外部重动3动作信号，发电机跳闸，汽轮机联跳，锅炉MFT。（三）事件后检查及处理情况1.检查继电保护装置动作情况事件发生后，调取保护装置动作报告以及故障录波器波形，B套发变组保护装置动作报文如图1和图2所示，故障录波器波形如图3所示。1号机组A套发变组保护装置95%定子接地保护未启动。43/210

45图1发变阻保护装置动作报告图2发变组保护故障记录44/210

46图3故障录波器波形从保护装置起动时刻数据可以看出，机端三相电压为59V左右，且三相平衡。机端和中性点电压（基波有效值）分别为0.26V和0.28V，发电机中性点零序电流几乎为0，发电机注入低频电压电流分别为0.816V、2.09mA，定子接地电阻为397Ω。从故障录波器录波波形看出，录波起动之后，机端三相电压平衡，定子三相电流平衡，机端和中性点电压（基波向量值）分别为0.6V、0.7V。从上述数据看以看出，发电机机端和中性点零序电压很小，未达到95%定子接地保护定值，所以A套发变组定子接地保护未动作。B套注入式定子接地保护在故障时刻检测到的20Hz低频电压电流分别为0.816V、2.09mA，计算出来的定子接地电阻为39745/210

47Ω，乘以折算系数定值11.34后是4.501kΩ，达到注入式定子接地保护动作定值（其中高值为12kΩ，动作于报警，低值为4.5kΩ，动作于停机），定子接地保护动作。动作值与保护动作定值吻合。定子接地保护折算系数定值说明如下：（1）折算系数定值：用于将注入式定子接地保护电阻二次值折算至电阻一次值的定值；（2）保护装置采集发电机中性点接地变二次负载电阻回路的零序电流和零序电压，其中零序电流为二次值，零序电压为分压后的数值。保护装置需将计算得的二次值折算至发电机一次侧，电阻折算系数理论计算公式如下：2KR.Factor=nT*nDIV/nCT其中，nT为接地变压器电压变比、nCT为中间CT电流变比、nDIV为分压器分压比，比如现场采用2/5分压后接入保护装置，则该值取为5/2=2.5。（3）由于以上参数与设计值之间有偏差，因此需通过实测调整该系数。一般在接地变高压侧实际短接一系列电阻，通实测的方式调整电阻折算系数。中性点与大地之间经不同阻值的电阻接地，从装置中读取测量接地电阻的一次值，列成表格记录下来，见图4。与实际电阻比较后，调整折算系数，通过实测该折算系数为11.34。46/210

48图4接地电阻这算系数实测检查过程中，设备部化学专业专职提出定冷水系统加药对定子绝缘影响的疑问。随即调阅发电机定子线圈进水电导率DCS趋势图，发现在机组跳闸前电导率由0.705µS/cm突升至7.9µS/cm，由此初步判断定子接地保护动作的直接原因为发电机定子线圈进口定子冷却水电导率突然增大。2.检查定冷水系统加药情况南京电厂发电机定冷水采用氢型混床-钠型混床处理法。2018年6月23日，1号机组调停启动后发现，定冷水指标劣化，具体表现为pH值由8～9下降至7以下，从而导致定冷水系统铜含量升高，按照DL/T1039-2016《发电机内冷水处理导则》及电厂规程要求，定子冷却水pH值（25℃）8.0～9.0，电导率≤2μS/cm，铜离子≤20μg/L。为降低定冷水系统腐蚀，采用补入除盐水方式来降低系统内铜含量，同时对定冷水系统进行检查，但换水只能在短时间内有效，无法从根本上抑制系统内铜的腐蚀速度（近期1号机组定冷水铜含量见表1）,6月2847/210

49日组织相关专业讨论并制定了1号机定冷水水质超标处理措施（附件1），7月10日，经判断定冷水交换树脂失效。表17月中旬1号机组定冷水铜含量时间7.167.177.187.197.20铜含量12584584855（μg/L）为了从根本上提高1号机组定冷水水质，减少定冷水中铜含量，降低系统铜腐蚀速率，拟对树脂进行再生。为确保树脂再生期间的水质，避免再生期间系统铜腐蚀，根据铜腐蚀机理，采取向1号机组定冷水系统投加NaOH的方法来提高pH，在加碱过程中，控制定子线圈冷却水进水（即定冷水箱出水）电导率≤1.5μs/cm。7月13日运行人员开展了2次NaOH小型投加试验，定冷水pH值分别由7.15上升到7.865、7.342上升到8.366，定冷水电导率最高升至0.78μs/cm，定冷水系统无异常。7月20日10时，化学运行人员对定冷水通药管道先用定冷水进行冲洗，直至钠离子交换器出口电导率与定冷水箱出口电导率平衡。10时38分40秒打开阀门JF1、F01、F02、P01，微开（逐渐开至约1/5开度）钠离子交换器排污阀P03，打开排污隔绝阀P04、阴离子交换器排污阀P05、阴离子交换器出水阀F05及出水过滤器出水阀F06（见图5），将NaOH溶液加入定冷水系统，同时监视发电机定子线圈进水电导率和pH值，10时39分10秒就地发现发电机定子线圈进水电导率快速上升（见图6），48/210

50返回定冷水处理装置处关闭钠离子交换器排污阀（定子线圈进水电导率表距离定冷水处理装置约2米，见图7），停止向系统加入NaOH，10点39分35秒定子线圈进水电导率继续上升至7.92μS/cm（见图8）。图5定冷水处理装置示意图49/210

51图6发电机定子线圈进水电导率上升Na阳床图7发电机定子线圈进水电导率表与定冷水处理装置位置50/210

52图8发电机定子线圈进水电导率最大值图9MFT动作时电导率51/210

5310时39分52秒，1号发电机2501开关跳闸，机组MFT（见图9）。就地检查发变组保护屏，发变组（B柜）第二套保护注入式定子接地保护跳闸。3.检查一次设备现场情况查阅1号发电机运行使用说明书，制造厂家明确提出定子冷却水电导率的高值为5.0µS/cm，高高值为9.5µS/cm。由于1号发电机定子冷却水电导率过高，停机后仍超过6.1µS/cm，对评价1号发电机定子对地绝缘状况产生影响。对定冷水进行置换并调节电导率至1.5µS/cm以下。与此同时，为防止有其他接地故障点存在，将1号发电机出口电压互感器及避雷器从柜体中抽出并开展绝缘电阻测量试验，试验数据如表2所示。表21号发电机出口电压互感器及避雷器绝缘电阻数据设备编号相序110111021103避雷器接地变绝缘电A250025002500100002500阻（M）B250025002500100002500C250025002500100002500根据表2所示，1号发电机出口电压互感器及避雷器绝缘电阻数据符合相关标准要求，合格。待1号发电机定子冷却水水质合格后，对1号发电机定子出线连同励磁变、封闭母线、高厂变和主变等设备开展绝缘电52/210

54阻试验，试验数据如表3所示。表31号发电机定子出线对地绝缘电阻""RR项目1560吸收比定子出线对地112M147M1.31汇水管-地6.2k引水管37k定冷水导电率0.48μS/cm通过与历史相近试验环境下的数据对比，认为1号发电机定子出线对地绝缘状况良好，不存在接地故障。4.恢复并网操作7月20日22:50,1号机组冲转至3000r/min,22:55,起励，加压至20.8kV(1.04倍额定电压)，空载运行20分钟，检查发变组保护、故障录波器、定冷水系统，发电机各参数指标无异常。7月20日23:16分1号机组并网成功，运行无异常。二、原因分析（一）直接原因1号发电机定子线圈进口定子冷却水电导率突然增大，导致定子线棒与直接接地的汇水管之间的绝缘电阻即水阻小于注入式定子接地保护装置的动作值（二次动作值为4.5kΩ），从而引起保护装置动作,是造成此次非停的直接原因。（二）间接原因53/210

551.由于南京电厂使用的定冷水处理装置原理为离子交换工艺处理，正常运行时通过调节三个离子交换器出水比例来控制定冷水pH，从而降低系统铜含量。本次的加碱处理操作中，通过手动微开钠离子交换器排污门很难控制定冷水系统需求的微量加碱要求，最终导致加碱过量，无法精确加药，是造成此次非停的间接原因。2.钠离子交换器中碱液进入定冷水箱底部，同时定子冷却水泵进口管也在定冷水箱底部取水，其中A泵入口管道相距碱液进入位置不超过80公分(见图10)，因此在加碱操作时，进入水箱底部的碱液很快被水泵吸走，而不能在水箱内部充分混合以达到稀释作用，定冷水电导率异常突升，是造成此次非停的间接原因。图10定冷水箱交换器回水管及水泵进水管位置54/210

56三、暴露问题1.定冷水水质异常处理技术措施方案不完善。针对此次一号机组定冷水水质异常，虽然组织人员讨论编制了处理方案，但处理方案论证不充分、不严谨、不完善，尽管明确了控制电导率不超过1.5μS/cm，但具体的控制方法不完善，导致部分高电导率定冷水进入发电机定子线圈。2.专业人员技术培训不到位，技术管理基础不牢靠。未充分考虑和论证定冷水系统投加NaOH后造成导电度异常偏高带来的后续影响，风险辨识能力不足。对DL/T1039-2016《发电机内冷水处理导则》相关要求和内容不掌握，没有严格执行导则中“碱化剂溶液应采用自动控制加药装置加入”的要求，而采用人工加药方式，无法对加碱量进行精确控制。3.设备技术管理不到位，对树脂失效规律和劣化趋势上跟踪不到位，未及时开展树脂再生工作或者采购备品进行更换。四、防范措施1.规范重要设备缺陷方案的组织措施，如方案涉及到新工艺、新方法，开工前上报并请示江苏公司，同意后再实施。2.加强技术管理工作，与科研院、设备制造厂家等单位加强沟通，技术方案涉及到新工艺、新方法或存在较大风险的，应开展方案审查工作，方案通过后再行实施。3.当树脂失效导致定冷水水质异常时，应采取补入加氨后凝结水与除盐水等可靠方式来提高定冷水水质，根据树脂运行55/210

57周期，在树脂失效前，及时开展树脂再生工作，或提前做好更换树脂的采购工作。开展定冷水系统自动控制加碱装置的可行性研究。4.加强人员的技术培训，按照技术监督和集团公司有关制度，重新梳理、完善各专业制度并严格执行和监督，组织发电部、设备部人员对相关标准进行学习。五、对事件责任人的考核处理根据《中国大唐集团公司电力生产设备障碍标准》第2.1.2条规定此次机组非停事件定性为一类障碍，按照《大唐南京发电厂安全生产工作奖惩办法（修订）》从重考核：1.设备部组织制定的定冷水水质异常处理技术措施方案不严谨，技术监控管理不到位，是本次非停事件的主要责任部门，考核10000元。2.发电部相关管理、运行人员专业水平不高，操作中风险辨识不到位，事故预想处理能力不强，是本次非停事件的次要责任部门，考核5000元。3.设备部原分管化学专业副主任张笑对树脂失效规律和劣化趋势上跟踪不到位，未及时开展树脂再生工作或者采购备品进行更换，负技术管理责任，考核给予4000元经济处罚和通报批评处分。4.设备部化学专工高玉春对技术措施审核把关不严，同意采用人工加药方式，未充分考虑加碱量精确控制的问题，负化56/210

58学监督责任，给予4000元经济处罚和通报批评处分。5.发电部分管化学专业副主任周歆、运行值班员金如刚对操作过程的风险辨识不到位，未制定可靠的安全措施并做好充分的事故预想，负次要责任，分别给予2000元经济处罚和通报批评处分。6.发电部当值值长姚卫国，对当值现场操作任务事故预想和异常处置不到位，对本次非停事件负现场管理责任，给予经济处罚4000元。发电部当值运行班组其他成员分别给予600元经济处罚。7.设备部主任王培成、发电部副主任兼支部书记郁建国，作为责任部门安全生产第一责任人，对本次非停事件负技术管理责任，分别给予1000元经济处罚。8.设备部副主任夏国振、发电部副主任刘啸，作为责任部门分管技术管理、专业培训工作的负责人，对本次非停事件负有一定管理责任，分别给予1000元经济处罚。9.总工程师黄俊峰作为企业分管技术负责人，对企业技术管理不到位，给予3000元经济处罚。10.生产副厂长张俊作为企业分管安全生产负责人，对企业安全生产管理不到位，给予3000元经济处罚。57/210

59贵州公司发耳发电有限公司1号机组7.21非停事件分析一、事件经过（一）事件前运行工况2018年7月21日9时53分，1号机组负荷566MW，主蒸汽压力16.5MPa，A、B引风机运行，A、B送风机运行，A、B汽泵运行，A定子冷却水泵运行，B定子冷却水泵正常备用，定子冷取水系统滤网A列运行，B列备用，A、B、C、D、E、F磨煤机运行，机组运行稳定。（二）事件详细过程9时20分，检修办理“1号机定子冷却水箱补水电磁阀漏水处理、1号机定子冷却水箱补水管减压阀下管道堵头渗水处理”工作票，值长罗远强安排巡检田维平现场执行安措。9时53分58秒，报警画面发“发电机内冷水故障”报警，值班人员立即查看内冷水系统，发现B内冷水泵联启，流量为0，并且发“流量低三值”报警，汇报值长，9时54分28秒机组跳闸，锅炉MFT动作，发变组解列，其他设备联动正常。检查机组跳闸首出为“发变组故障”，原因为“发电机断水”保护动作。10时18分锅炉吹扫结束点火，12时07分机组并网逐步恢复负荷。（三）检查处理过程检查锅炉、汽机本体及附属设备无异常，锅炉重新吹扫点火，汽机冲转并网恢复。二、原因分析58/210

60值长办理工作票“1号机定子冷却水箱补水电磁阀漏水处理、1号机定子冷却水箱补水管减压阀下管道堵头渗水处理”，安排巡操在现场执行安措过程中（操作票见附图1）误将“1号机定子冷却水箱补水滤网进口门”关成“1号机A定子冷却水过滤器进口门”（附图2及附图3），导致1号机定子冷却水中断，“发电机断水”保护动作机组跳闸。三、暴露问题1．发电部值长罗远强安排达不到上岗条件值班员进行独立操作，且对操作人员精神状态掌握不清，操作前危险点分析、三讲一落实讲解不彻底。巡操田维平因妻子怀孕产前检查，上班期间精神状态不好，值长盲目安排其独立操作。暴露出发电部部门、班组对员工生活、工作关心不到位，值长对值班员精神状态情况不了解，对人员行为动态关注不足，工作安排随意，操作前危险点分析、三讲一落实讲解未严格执行。2．“1号机定子冷却水箱补水滤网进口门”与“1号机A定子冷却水过滤器进口门”，阀门大小及所处位置完全不一样，且分别为独立的定子冷却水补水系统及供水系统，有明显标识及区别，发电部操作人员没有认真核对操作设备，发生误操作。暴露出发电部巡操对现场设备系统不熟悉，同时暴露出发电部部门、班组技术培训不到位。防误操作方面安全培训不到位。3．巡操田维平外出培训3个月回厂后部门只经过安规考试，未安排进行跟班实习，违反发耳公司安全生产工作规定“离开59/210

61运行岗位30天及以上的主要岗位（值班）人员或离开运行岗位90天及以上的一般岗位（值班）人员，应经过熟悉设备系统、熟悉运行方式的跟班实习两个轮值，并经《电力（业）安全工作规程》等相关行业安全规程考试合格后，方可再上岗工作”。暴露出发电部对安全生产相关要求执行不严格。4．操作人员外出操作未携带对讲机，操作时未与盘上人员取得联系，监盘人员对所操作的系统未进行重点监视。暴露出发电部通讯工器具使用管理不到位，运行操作沟通协调不到位，运行操作风险意识不足。5.机组刚C修后启动，内冷水系统就出现泄漏缺陷。查C修中未安排内冷水系统补充水阀门及管道的检查和检修。暴露出公司等级检修修前分析不到位，修前策划不合理。四、防范措施1.发电部认真组织各班组全面开展安全教育、技术培训，主要是两票三制、安全生产管理规定方面培训，提升运行人员防误操作意识。2.值长在安排工作前充分了解人员精神状态、技术水平是否能胜任相应的操作。操作前认真开展“三讲一落实”及危险点控制措施分析，下令人应对操作人进行严格的安全技术交底。3.运行值班员在操作中严格执行工作票、操作票及相关管理制度，操作时必须进行三核对：系统核对、设备标识标牌核对、设备运行状态核对。60/210

624.值班员外出操作和巡检时必须携带对讲机，保证与盘上人员沟通协调；现场有操作时，在操作前应与盘上取得联系，得到盘上人员许可后方可进行操作，监盘人员应对有操作的系统进行重点监视。5.设备部加强等级检修修前策划分析管理及等级检修过程质量管理，减少机组重复缺陷，对修后一个月内发生缺陷，严格按等级检修考核管理办法落实考核。加强设备消缺维护管理，及时消除缺陷，消缺不及时落实考核。五、责任考核本次事件定性为非停，发电部误操作引起，发电部负全部责任，根据公司管理要求“非停当事故对待”，按照一般事故对相关责任人考核，根据“安全生产奖惩管理标准”考核如下：1.发电部值长罗远强违反公司安全生产相关管理规定，安排离岗三个月巡操人员进行独立操作，且对操作人员精神状态掌握不清，对操作重视程度不足，操作前危险点分析不到位，三讲一落实讲解不彻底。对此次事件负主要责任，降岗并调离值长岗位，考核20000元。2.巡操田维平对系统设备不熟悉，操作中未进行设备核对，发生误操作，对此次事件负直接责任，下岗三个月，考核20000元。3.发电部汽机副操向磊对1号机汽机专业安全经济运行负责。对操作重视程度不足，操作前危险点分析不到位，三讲一61/210

63落实讲解不彻底。考核5000元。4.发电部主操胡兴宇对1号机组安全经济运行负责,对操作重视程度不足。考核3000元。5.发电部主任闵强全面负责发电部工作，运行值班管理、培训管理、安全管理不到位，负主要管理责任，考核10000元。6.发电部支部书记汪和平按“党政同责”、“一岗双责”原则，负管理责任，考核10000元。7.发电部分管汽机副主任赵祥飞负责汽机专业技术管理，负管理责任，考核5000元。8.发电部副主任金建丰分管部门技术培训工作，技术培训管理不到位，负管理责任，考核3000元。9.发电部主管周坤运负责汽机专业技术管理工作，负技术管理责任，考核3000元。10.公司生产副总经理兼总工程师周开贵分管发电部，分管公司运行管理、技术管理和技术培训工作，且周末值班，对发电部运行管理、人员培训、技术管理、安全管理负管理责任，考核10000元。11.公司生产副总经理邹学明主管生产，对公司生产组织、生产指挥体系运转负管理责任，考核5000元。12.公司党委书记童魏“党政同责”、“一岗双责”原则，负管理责任，考核5000元。13.公司总经理冉怒吟是发耳公司安全生产第一负责人，对62/210

64公司安全生产负责，负管理责任，考核5000元。附图1：操作票图63/210

65附图2：1号机定子冷却水系统图误操阀门应操作门附图3：现场操作阀门图应操作阀门误操作阀门64/210

66陕西公司宝鸡热电厂1号机组7.25非停事件分析一、事件经过（一）事件前工况事件前，1号机组正常运行，负荷165MW，主汽温度539℃，主汽压力11.23MPa，AGC投入，1A、1B引风机、送风机、一次风机运行，B、C、D磨煤机运行，A、E磨煤机备用，1A、1B汽泵运行，电动给水泵备用，机组无运行操作和检修作业。（二）事件发生7月25日09时29分，运行人员发现1号机组跳闸，锅炉MFT，发变组解列；ETS跳闸首出为：主汽门关闭。检查交流润滑油泵、顶轴油泵、盘车启动正常，厂用电切换正常；联系相关专业人员检查跳闸原因；同时汇报省调、陕西公司安全监督与生产部、集团公司生产调度中心。（三）事件后检查处理情况1.对就地手动打闸按钮进行检查，未发现人为操作痕迹，隔膜阀正常，未出现隔膜泄漏导致安全油泄压,调阅历史曲线，检查主机润滑油压（0.16MPa）、EH油压（14.7MPa）正常，检查TSI无异常信号，排除汽轮机就地安全油失压导致主汽门关闭的可能。曲线如下：65/210

672.对DEH控制柜电源进行检查，电源电压正常，对机柜卡件进行检查，机柜卡件无故障报警信号。3.查DEH历史报警记录和历史曲线，09:29:24发“汽轮机转速信号故障”。检查DEH逻辑，“汽轮机转速故障”三取二为DEH“逻辑跳机”条件之一，其动作过程为：“汽轮机转速故障”三取二触发逻辑跳机后，DEH发出高中压主汽门关闭指令，通过主汽门控制电磁阀关闭高中压主汽门，主汽门关闭后触发ETS跳机。逻辑图如下：66/210

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69SOE记录如下：4.对DEH转速故障产生的原因进一步分析，检查就地转速探头、接线、测量卡件均正常,就地转速信号未发生跳变现象。检查DEH控制柜（BTC）报警信号，发现“主汽压力信号故障、调节级压力信号故障、汽轮机转速信号故障、第一级汽压传感器故障、主汽压传感器故障、发电机功率信号故障”报警，曲线如下：68/210

70同时发现，DEH控制柜（BTC）DPU发生切换，切换前ADPU为主控状态，BDPU为副控状态，9时29分24秒，BDPU切换为主控状态，出现ADPU与BDPU同时为主控状态并持续运行2秒，曲线如下：69/210

71综合SOE记录、历史报警和历史趋势的分析，结合组态，分析事件经过如下：控制器转速输入信号通道TQ品质判断故障（同一时间其它模拟量输入信号、VPC卡件监视均监测到故障跳变）控制器逻辑跳机控制器主汽门关指令发出现场主汽门关ETS跳机命令发出。5.通过现场确认，发电机零功率保护、DEH110%跳机保护、ETS110%跳机保护、机械超速、OPC功能均正常且投入，暂时退出逻辑跳机条件中“汽机转速信号故障”功能，能够保证机组安全运行。2018年7月25日10:26申请省调同意点火2018年7月25日12:23汽轮机冲转2018年7月25日13:01机组并网。二、原因分析大唐宝鸡热电厂汽轮机为北重产品，DEH和ETS为新华XDPS-400控制系统。（一）直接原因备用DPU硬件故障。经和厂家对各种可能的原因采取排除法后，推断为DPU双机切换接口集成电路工作不稳定导致主控切换异常，导致DEH控制柜（BTC）ADPU与BDPU同时为主控状态，通讯异常，造成转速故障信号误发并触发主汽门关闭。具体分析如下：70/210

72导致转速输入信号通道TQ品质判断故障的原因共三种分别为：（1）就地转速信号异常；（2）I/O卡件故障；（3）DPU运行异常无法与I/O卡件进行通讯；通过历史报警和历史趋势的分析，排除就地转速信号异常，曲线如下：通过对DEH机柜卡件检查，卡件无报警信号，排除I/O卡件故障的可能性，见下图：71/210

73而造成DPU运行异常无法与I/O卡件进行通讯的原因包括：（1）DPU自身硬件故障。主/副控制仲裁电路或其接口故障，I/O卡件接口电路故障，将引起DPU主副控切换或抢主控状态，造成DPU与IO通讯异常。现场DPU投入运行已近十年，不排除由于硬件老化而导致的随机故障可能。（2）控制器嵌入式操作系统程序运算异常；当嵌入式操作系统程序运算异常时，造成控制器自身运行故障进而导致与I/O卡件通讯异常。对近半年的DEH系统DPU切换历史曲线调阅，发现1号机组DEH系统DPU切换正常，未发现通讯异常情况，故排除DEH系统软件异常导致的DPU异常切换。（3）DPU通讯网络异常；当DPU的A网和B网发生通讯故72/210

74障，将引起DPU主副控切换或抢主控状态，造成DPU与IO通讯异常。查阅系统日志无A、B网故障报警记录，可以排除此项可能。（4）I/O总线背板受到干扰。因DPU安装I/O总线背板上，且与接地系统相连，干扰信号通过接地线导入I/O总线背板，干扰双机切换接口电路，造成DPU异常切换，引起IO通讯异常。但在此时间段内，无大型转机启停，生产现场无电焊作业，1号电子间无人员检修，无人使用无线电设备，故排除信号干扰和电磁干扰的可能。（5）DPU所在机柜的5DVC电源输出异常波动；因5DVC电源直接供给I/O总线板并向DPU供电，当5VDC电源输出异常波动时，可能引起DPU的异常切换从而造成与IO的通讯异常。通过调阅DEH系统供电电源曲线，机组跳闸前未发现供电电源的电压异常波动，排除电源波动引起原因，其电源电压曲线如下：73/210

75跳闸时间09:29:25根据以上分析，备用主控在工作主控工作正常的情况下，异常切为主控，导致备用主控和工作主控同时工作，通讯网络无法识别主控，使通讯中断。因此，备用主控硬件故障是本次跳机的直接原因。曲线如下：74/210

76（二）间接原因1号机组DEH控制系统“逻辑跳机”条件“转速故障三取二直接关闭主汽门”设置不完善，是导致此次机组跳机的间接原因。三、暴露问题1．隐患排查不全面不彻底，在DEH已运行近十年的情况下，对DEH系统核心硬件设备劣化分析不够，控制系统的可靠性未得到有效保证。2．保护逻辑核查工作不到位，对DEH控制系统“逻辑跳机”条件设置不完善的情况未及时发现并完善。3．机组跳闸后分析处理时间较长，暴露出技术培训不到位，人员技术力量差。4．热控管理提升工作开展还不够扎实，硬件和控制逻辑隐患排查工作不细致。四、防范措施1.利用停机机会，对DEH系统软硬件开展性能检测和诊断，对1、2号机组DEH控制系统的老化硬件设备进行更换，切实解决DEH控制系统存在的隐性问题，确保设备在运行中不出现故障。机组停运后具备条件后，将故障DPU送厂家进行性能检测，进一步确认故障原因。2.对1、2号机组DEH控制系统“逻辑跳机”条件进行全面排查，对设置不合理或考虑不周全的逻辑进行优化，确保机组75/210

77逻辑设置合理，动作准确，同时对1、2号机组DCS系统主、辅机保护逻辑进行核查，对逻辑中存在的不足进行完善。目前已经对“转速故障联关主汽门”逻辑进行了优化。6月27日，组织西北科研院、新华厂家对1、2号机组DEH控制系统“逻辑跳机”条件进行了优化并投入，由原来的“转速故障联关主汽门”改为“脱网状态下，转速故障联关主汽门”，其逻辑框图优化：3.加强热控人员技术培训，强化分析问题和处理问题能力。重点对热控的DEH、ETS、DCS的通讯可能引起的故障回路进行专题讲座，提高班组技术人员对通讯故障的判断能力和处理能力。4.进一步扎实开展热控管理提升工作，对热控设备隐患进行排查，控制逻辑隐患进行排查和优化。五、责任考核76/210

78依据《大唐宝鸡热电厂安全生产工作奖惩实施细则》，此次非停事件定性为：一类障碍，责任部门:设备部。相关责任人考核如下：1.热控一班副班长杨某某，作为1号机组DEH、ETS系统专责人（A角），对本次非停事件负主要责任，给予罚款1200元。2.热控一班技术员姚某某，作为1号机组DEH、ETS系统专责人（B角），对本次非停事件负次要责任，给予罚款1000元。3.热控一班班长姚某某，作为班组第一安全负责人，对本次非停事件负主要管理责任，给予罚款800元。。4.热控专业主管王某某，对本次非停事件负专业管理责任，给予罚款600元的处罚。5.设备部副主任何某某，安全工作管理不到位，给予罚款400元的处罚。6.设备部主任李某某，做为设备部安全第一负责人，给予罚款300元的处罚。7.设备部书记兰某某，党政同责，给予罚款300元的处罚。8.总工程师周某某，对本次非停事件负技术管理责任，给予罚款200元的处罚。9.生产厂长罗某某，对本次非停事件负领导责任，给予罚款200元的处罚。附件一：GE新华关于非停的技术报告77/210

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82福建公司宁德发电有限公司2号机组7.26非停事件分析一、事件经过（一）事件前运行工况2018年7月26日10:17:00宁德发电公司1至4号机组运行，全厂负荷2103MW，其中2号机组负荷652MW，负荷稳定。锅炉6台磨煤机全部运行，两台送风机、两台引风机和两台一次风机均正常运行。1、2号机组循环水系统单元内联络运行方式，1号机组1A循环泵运行，1B循环泵备用，2号机组两台循环泵运行。（二）事件详细过程一单元5号氧化风机为超低改造后新增设备，于26日9:30首次风机带载试运行。09:31启动5号氧化风机进行试运，启动后检查就地运行正常。10:00再次进行就地检查无异常。10:18:072号机DCS报“B柜-高厂变A分支保护动作”、“E柜-高厂变A分支零序过流”、“6kV厂用2A段快切装置闭锁”。6kV厂用2A段母线失压。光字牌报警：“空预器跳闸”、“一次风机运行异常”、“轴封系统异常”、“热控动力电源失去”、“发变组保护动作”、“脱硫系统故障”、“励磁系统故障”、“UPS故障”、“循环水系统异常”。2A、2C、2E给煤机跳闸，2A、2C、2E磨煤机电流为零，开关在合闸状态，造成磨冷、热一次风门未联锁关闭。A侧引、送和一次风机电流为零，开关在合闸状态，造成上述风机出口门81/210

83未联锁关闭，其中2A一次风机出口门未关闭，造成一次风压进一步快速下降。2A汽前泵电流为零，开关在合闸位，2A汽泵未跳闸。2A循环水泵电流为零，开关在合闸位，出口蝶阀未联关，循环水母管压力低，1B循环水泵联锁启动。运行人员检查发现后手动关闭出口蝶阀。2A闭式冷却水泵电流为零，开关在合闸位，闭式冷却水压力低联启2B闭式冷却水泵。2A凝结水泵电流为零，开关在合闸位，凝结水系统压力低联启2B凝结水泵。82/210

84一单元5号氧化风机、2号吸收塔浆液循环泵1和2电流为零，开关在合闸位。5号搅拌器跳闸。10:18:55因2A、2C、2E磨煤机失电停转，机组负荷快速下降。一次风母管压力降至2kPa，造成运行的2B、2D、2F磨一次风量分别降至51t/h，38t/h和48t/h，一次风量低，磨实际出粉量大幅降低，机组负荷快速降低。一次风压低，手动关闭2A、2C、2E磨煤机冷热风调整门，同时等离子拉弧稳燃。但因出粉量少，2F磨燃烧不稳，失去火检跳闸，负荷进一步降低。10:19:53机组负荷降至347MW，2A汽前泵已停运，但仍在运行状态导致2A小机未联锁跳闸。10:20:46机组负荷降至128MW，四抽压力降至0.33MPa，2B汽泵供汽调门全开，汽泵转速降至4307r/min，汽泵出口压力22.9MPa，锅炉汽水分离器压力22.8MPa，锅炉压力高，给水泵因汽源压力低出力不足，打不上水，省煤器入口流量低于保护值260t/h，10:20:49锅炉MFT，汽轮机跳闸，发电机解列。发现6kVA段进线开关跳闸，母线失电。10:25就地检查发现2号机6kV开关室有焦糊味。11:05确认6kVA段一单元5号氧化风机开关C相动静触头放电烧损，汇报省调。11:20投入盘车，12:30启动2B磨锅炉点火，15:30汽轮机冲车，15:50定速3000r/min，同期装置报“整定参数出错”，更换备件后进行假同期试验正常，19:22机组恢复并网。83/210

8514:00各项安措完成后，电气专业开始拆除开关损坏部件，更换开关静触头护罩，对母线铜排、柜内进行清理，18：30母线耐压试验通过。20:156KV2A段恢复运行。二、原因分析（一）直接原因2号锅炉省煤器入口流量低，锅炉MFT。（二）间接原因1.5号氧化风机开关C相动静触头放电烧损，高压厂用变低压侧A分支零序I段保护动作跳6kV2A段工作进线开关，同时闭锁6kV2A段备用进线快切动作，导致A段母线失压。6KV2A段瞬间失电,A段相关6kV运行电机开关因电压低保护被闭锁而未联跳，不满足机组RB的动作条件，RB不能正常动作。2A、2C、2E给煤机失电后，给煤量大幅下降，炉主控切除，机组运行方式切至“机跟随”，汽机调门动作主要为维持机前压力，运行人员虽然手动降低定压值，因锅炉蒸发量快速下降，高调门快速关小，造成机组负荷下降较快。2A一次风机出口门、2A、2C、2E磨煤机冷热风隔绝门和调整门仍在打开状态，一次风母管压力低，锅炉热负荷进一步快速降低。四段抽汽压力快速下降，小机供汽不足，导致给水泵出力不足。2.6kVA段母线检查情况及分析2号机6kVA段母线故障跳闸后，电气专业人员到2号机6kV母线室进行检查，首先闻到2号机6kV母线室焦糊味，检查84/210

866kV工作分支情况，未发现异常情况。前后触碰6kVA段各负荷开关柜门，发现5号氧化风机电源开关柜体温度明显比其它电源开关温度高，初步判断故障间隔为5号氧化风机电源开关。办理工作票后，拆开中柜门，发现开关上部有明显黑灰，拉出电源开关，发现开关上端C相梅花触头烧损，柜体与母线连接的C相静触头烧损。明显黑灰C相梅花触头烧损，融成一块85/210

87C相静触头烧损初步分析造成2号机6kVA段母线失电原因为：5号氧化风机电源开关上端C相梅花触头与母线连接的静触头接触不良，接触电阻增大，运行期间过热烧损，造成6kV2A段进线开关跳闸，6kV2A段母线失电。3.5号氧化风机开关烧损原因分析故障后公司相关专业人员通过分析和调查，推断造成开关触头烧损可能原因有以下几种：（1）开关梅花触头或静触头内部存在异物。（2）开关梅花触头在送入开关前存在问题，开关长时间不用，触头氧化严重或弹簧老化松弛导致动静触头的紧力配合不够。（3）开关动触头与静触头中心存在偏差,开关梅花触头可能在推入过程中偏歪，虽仍然可以强力推入，但是容易造成梅花触指的弹簧及其结构产生变形，动静触头之间啮合不紧，接触电阻增大。86/210

88针对上述几种可能性，结合调查情况，通过排除逐一分析如下：（1）从开关烧损的动触头和柜内静触头看，未发现异物。（2）查阅开关投运前的各类检查记录如下：在5氧化风机电机空试前，6月29日，运行人员送电操作时，将开关拉出，检修人员会同运行人员对开关的外观进行了检查，无异常后，方重新送入开关柜内。6月29日检查时对开关部分做了外观检查，未见异常。5号氧化风机电源开关送电前的检查记录87/210

895号氧化风机电源开关2016年试验报告根据集团公司预试规程规定，真空开关的试验周期为1至3年，试验并未超期。可以确认开关在2016年B修后正常，2016年至事故前，该开关并未挪作他用，长期放在该开关间隔内备用，且柜门封闭,在开关投运前虽也对开关外观进行了检查，但仍不能排除开关C相动触头和静触头本身有问题，导致的啮合不到位，引起过热烧损。（3）分析第三种情况，通过开关故障后的照片看，C相放88/210

90电烧损，其他两相正常，说明开关轨道正常，否则应该是三相都偏离。在开关送电操作过程中，开关无卡涩、碰撞等异常情况，不会发生开关推入过程中发生碰撞导致触头变形情况。综合上述分析，可以确认开关烧损主要原因是开关C相动静触头本身有问题，啮合不到位。4.保护动作情况及动作分析（1）现场检查2号机发变组动作情况如下：1）2号机主变及高厂变保护B柜RCS-985B保护装置10:18:07报“A1分支零序过流保护t1动作”；2）2号机主变及高厂变保护E柜WFB-802A保护装置10:18:08报“A1零序过流t1动作”；3）2号发电机及励磁变保护A柜RCS-985G保护装置10:20:48报“程跳逆功率保护动作”；4）2号发电机及励磁变保护D柜WFB-801A保护装置10:20:49报“程跳逆功率保护动作”。（2）继电保护的动作报告如下：89/210

911）主变高厂变保护B柜RCS985B保护动作报告90/210

922）主变高厂变保护E柜WFB802A保护动作报告3）2号机故障录波器波形如下91/210

934）2号发电机及励磁变保护A柜RCS-985G保护动作报告5）2号发电机及励磁变保护D柜WFB-801A保护动作报告：92/210

94（3）保护动作分析1）2A高厂变低压侧A分支零序保护动作分析2A高厂变低压侧分支零序保护定值设置两段：零序I段定值为0.6A、0.4S，保护动作跳本分支进线开关，闭锁本段快切；零序Ⅱ段定值为0.6A、0.7S，启动主变、高厂变全停。通过保护装置动作报告和故障录波器录波图分析：2号机主变及高厂变保护B柜RCS-985B保护动作时，2A高厂变低压侧A分支零序电流二次值为1.78A（CT变比为300:1）、动作时间为400ms；2号机主变及高厂变保护E柜WFB-802A保护动作时，2A高厂变低压侧A分支零序电流二次值为1.778A（CT变比为300:1）、动作时间为400ms。2A高厂变低压侧A分支零序保护动作时，故障分支零序电流值大于整定定值，保护正确动作。结合保护的动作范围，2A高厂变低压侧A分支零序I段保护动作，零序Ⅱ段保护未动作，可初步判断故障范围2号机6kV2A段。2）2号机6kV2A段母线低电压保护分析2号机主变及高厂变保护动作跳开2号机6kV2A段进线开关、闭锁6kV2A段快切装置后，2A段母线失电，母线PT二次电压到零。由于母线保护装置REF542plus(ABB)设置掉零（Undervoltagelimit=0）保护,闭锁母线低压保护动作，致使9S时，2A送风机、2A引风机、2A一次风机、2A汽动给水泵前置泵、2A凝结水泵、2A、2A磨煤机、2C磨煤机、2E磨煤机、2A循环93/210

95水泵未联跳。3）低电压保护逻辑说明2号机6kV母线保护装置REF542plus设置低电压保护，根据华东院设计图纸保护逻辑为任意两项电压低同时PT未断线则保护延时动作出口。低电压保护定值为60V，时间为0.5S、9S分别跳不同的电动机负荷。逻辑图如下：接入母线保护装置的电压空开为带辅助接点的单级空开，为防止PT二次断线造成母线低电压保护误动作，设置PT断线逻辑。PT断线逻辑三相电压中任意一相电压低与上该相PT空开辅助接点。当PT二次空开跳闸同时该相电压低时同时，触发PT断线闭锁报警。逻辑图如下：为防止PT一次保险两相、三相熔断，PT断线闭锁逻辑无94/210

96法闭锁保护，将造成母线低电压保护误动作，母线保护装置REF542plus设置掉零（Undervoltagelimit=0）保护。掉零保护的阈值为40%Ustart(Ustart为低电压定值60V)，即当母线电压低于24V时，闭锁母线低电压保护。装置说明书中关于该保护的部分如下图：95/210

97低电压保护闭锁定值可由装置内部控制字进行设置，即保护动作范围为40%Ustart至100%Ustart，即2A段母线电压保护低电压动作范围为线电压在24V至60V之间。2号机6kV2A段进线开关跳闸后，2号机母线电压失电，母线电压下降至零，母线保护装置电压掉零闭锁动作，闭锁母线低电压保护，从而导致母线低电压保护未动作。三、暴露问题1.专业对长期没有使用的备用设备管理不到位，在设备投运前没有按照新设备投运对待，检查、调试记录不齐全。此次氧化风机开关的启用，有设备异动申请，有一单元2号机组20BBA段新增5号氧化风机电机20BBA266KV开关柜接线工作票，但未见开关检查工作票，未见开关调试报告，电气一次设备交代记录中也只有“2号吸收塔5号氧化风机电机接线工作结束，电机及电缆合格，具备送电条件”的说明，未见对96/210

98开关检查的交代，反映出专业对开关的投运重视不够。2.对新投运的设备，验收流程、标准不规范，没有组织多方验收，对备用开关启用可能存在的问题预计不足。查阅开关投运前的记录，只见承包方施工人员对开关外观进行了检查，记录上未见点检人员的验收痕迹，检查记录格式不规范，点检人员未组织多方验收，对备用开关可能存在的问题预计不足。3.技术管理不扎实，母线低电压保护配置顾此失彼。根据华东设计院的母线低电压保护逻辑图，继电保护专业考虑保护配置时顾此失彼，在配置母线低电压保护时考虑防止母线PT熔断器两相、三相熔断时造成保护误动的情况，将电压掉零闭锁功能投入。4.隐患排查工作存在死角。继电保护专业隐患排查治理工作存在死角，未能排查出2号机REF542plus母线保护装置电压掉零闭锁功能投入后存在的隐患，未能排查出华东院设计的母线低电压保护逻辑图存在的问题。未能充分考虑6kV母线电压长期失压时，母线低电压保护不动作后对其它设备的影响。四、防范措施1.修编管理制度，针对备用设备的启用，要按新设备投运对待，资料、检查记录、试验记录齐全，多方验收后才能投运设备。97/210

992.加强开关操作管理。操作开关时，摇动开关手车至工作位过程中，发现摇动有阻力，应及时将开关手车拉至间隔外，检查动触头是否变形，并检查开关无法顺利摇进的原因，发现问题及时联系检修人员处理。3.利用停备、检修等机会，对开关进行检查，通过外观检查判断触头有无过热迹象，对出现松弛的拉紧弹簧安排更换，防止长时间弹簧老化失效，确保触头接触良好。4.调研技术成熟可靠的红外测温技术在重要开关上实施，实现对重要开关的数据远传及远方报警，监视开关触头运行温度，避免开关触头接触不良引发过热损坏。5.为防止导电接触面长期不检修而引起氧化皮积累导致接触电阻增大，将6KV开关触头与导电臂接触面的检修及修后开关导电回路电阻的测试纳入开关检修的标准项目。6.加强检修全过程管理及管控，全面修订检修作业指导书，推进现场检修工艺卡制定工作，确保做到检修有标准，验收有标准，严格质量验收程序，严禁验收环节形式化，明确各级人员责任范围，落实各级人员责任。7.继电保护专业对4台机组6kV母线低电压保护配置情况进行整体检查，排查其他机组低电压保护是否也存在类似的逻辑，对低电压保护动作逻辑、保护装置说明书、整定定值单等相关资料进行排查。8.根据排查实际情况，申请将6kV母线保护REF542plus电98/210

100压掉零闭锁功能退出，修改低电压逻辑。五、责任考核（一）此次事件定性为非停，记一类障碍一次，责任部门为设备部，鉴于电气一次专业是此次非停事件直接引发专业，承担70%考核责任，电气二次专业是此次非停事件间接引发专业，承担30%考核责任。依据《福建大唐国际宁德发电有限责任公司安全生产奖惩办法》一类障碍考核规定对相关责任人考核如下：1.电气专业点检闫继刚，在5号氧化风机开关启用时检查验收不严格，未及时发现和消除隐患，造成开关运行中烧损，母线跳闸，负现场管理责任，给予经济处罚1400元。2.设备部电气点检长宋春生对专业管理不到位，对此次事故负主要专业管理责任，给予经济处罚700元。3.设备部继保专业技术员林玮对低压保护配置不合理，是造成机组跳闸的主要原因，负现场技术管理责任，给予经济处罚600元。4.设备部继保专业主任尹宇鹏对专业管理不到位，对此次事故负次要专业管理责任，给予经济处罚300元。5.设备部主任孙伟对电气一次、二次专业负部门管理责任，给予经济处罚800元。（二）宁德发电公司根据集团新下发的《安全生产奖惩办法》对《福建大唐国际宁德发电有限责任公司安全生产奖惩办99/210

101法》同步进行修编。对此次非停事件，为严肃责任制落实，依据本办法第三十三条认定公司领导管理责任并考核如下：1.总工程师何家靖负技术管理责任，考核400元。2.生产副总经理席斌对分管的安全生产工作负直接领导责任，考核400元。3.根据制度要求，考核纪委书记敖亚新200元，总会计师宋加泽200元。4.总经理赵继康负领导责任，考核300元。100/210

102陕西公司延安热电厂1号机组8.1非停事件分析一、事件经过（一）事件前运行方式08月01日9:03，1号机组负荷344MW,AGC方式，主汽流量1099t/h，主汽压力22.8MPa，主汽温度534℃，再热汽压力3.92MPa，再热汽温度552℃，A、B、C、E磨煤机运行，总煤量156t/h。（二）事件详细过程9:03，1号机组开始减负荷，至9:44负荷降至175MW。10:40:28，1号机组负荷降至175MW，1号机小机MEH转速给定3801r/min，小机系统转速3802r/min，其中，小机MEH转速1、2、3的信号值分别为3802、3803、0r/min。10:40:33，1号机小机MEH转速2信号值变为0r/min。10:40:34，1号机小机MEH转速2信号值由0r/min开始上升，10:40:42，升至5235r/min。10:40:44，1号汽轮机跳闸。首出信号为“MFT遮断”；MFT首出信号为“给水泵跳闸”；给水泵跳闸首出信号为“小机转速故障”。二、原因分析1号机组MEH转速测量探头2、3故障，引起转速信号异常波动，从而导致小汽轮机跳闸，是本次1号机组非停的直接原因。具体分析如下：101/210

1031.机组MEH转速测量系统配置情况单元机组配置1台汽动给水泵，两机共用一台50%容量的电动给水泵，汽动给水泵转速配置为：MEH配置3套转速测量装置，用于转速控制；METS配置3套转速测量装置，用于超速保护；就地配置1套转速测量装置，用于就地显示。MEH转速1、2、3通过和利时三取中模块HSMEDSEL处理后形成小机系统转速，该模块的功能为：三个转速信号偏差均小于100r/min时，取中间值；一个转速与另外两个偏差均大于100r/min时，认为该转速故障，取另外两个的平均值；任意两个转速偏差均大于100r/min时，保持前一个扫描周期的值。2.机组非停直接原因分析09:34:55，小机处于遥控方式，转速给定值为4314r/min，转速1为4316r/min，转速2为4316r/min，转速3为4318r/min，小机系统转速为4316r/min（转速1、2、3三选中后的值）。09:35:00，转速3因探头故障下降至0r/min，转速1为4316r/min，转速2为4316r/min，此时，小机处于遥控方式，转速给定值为4314r/min，小机系统转速为4316r/min（转速1、2两点取平均值），曲线见图1。102/210

104图1小机MEH转速3信号故障10:40:28，小机处于遥控方式，转速给定值为3801r/min，转速1为3802r/min，转速2为3803r/min，转速3为0r/min，小机系统转速为3802.6r/min（转速1、2两点取平均值）。10:40:33，转速2因探头故障从3802r/min下降至3702r/min，MEH将系统转速保持在3752r/min，转速2继续下降至0r/min时，由于转速2和转速3偏差小于100r/min，MEH将系统转速跳变至0r/min。此时，小机的控制方式因转速设定值和系统转速偏差大由遥控切至自动，转速设定值跟踪系统转速变为0r/min，曲线见图2。103/210

105图2MEH判断转速2信号故障10:40:34，小机处于自动方式，转速给定值为0r/min，转速1为3802r/min，转速2为0r/min，转速3为0r/min，小机系统转速为0r/min（转速2、3两点取平均值）。10:40:43，转速2测量值从0r/min上升至100r/min，由于转速2与转速3偏差大于100r/min，MEH将系统转速保持为50r/min（转速2、3两点取平均值），转速2继续上升至5235r/min，由于转速1与转速2小于100r/min，系统转速为4508r/min（转速1、2两点取平均值）,此时转速给定保持不变，为0r/min,系统转速和转速设定值偏差超过1000r/min，触发小机转速故障跳闸，延时2s后小机跳闸，引起MFT动作，导致机组非停，曲线见图3。104/210

106图3小机转速故障触发小机跳闸（一）间接原因1.MEH转速测量装置可靠性差采用单列辅机配置的机组，单个辅机设备的可靠性对机组可靠性影响大大增加。我厂一号机组汽动给水泵采用单台配置，转速测量装置为北京电力设备厂随汽动给水泵配套供货，生产厂家为上海维特锐实业发展有限公司，型号为ZS-1，自2017年11月15日开始随一号机组整套试运投入使用。转速探头2、3正常时阻值为1100Ω，小机停运后，对转速探头2、3阻值进行测量，转速2的阻值在1kΩ到50MΩ不断变化，转速3的电阻为50MΩ，通过和厂家沟通后，确认是转速探头故障，确认传真见图4，说明该型号产品存在严重质量问题。105/210

107图4小机厂家关于确认转速探头故障的回复2.MEH转速信号的坏质量判断功能不完善我厂DEH、MEH采用和利时的HOLLIASMACS6.5.3系统，测速卡型号为K-FCO1，该转速卡不具备转速信号坏质量判断功能，而HSMEDSEL模块仅根据转速信号间的偏差来判断该信号是否故障，当转速2、3为0r/min，转速1为3802r/min时，HSMEDSEL模块进行错误的处理，输出为0r/min，即系统转速为0r/min；当转速2因探头故障跳变时，系统转速随之跳变，进而触发转速设定值与系统转速偏差大跳小机条件。3.DCS报警配置不完善。小机转速作为重要的安全监视参数，其故障报警信息未在DCS软光字报警画面配置，当转速信号故障后，不能及时发出报警信息。三、暴露问题（一）设备管理问题106/210

1081．设备选型不可靠，质量把关不严此次事件暴露出热控人员对重要调节系统的测量设备质量把关不严，对单辅机配置中设备可靠性要求认识不到位，对随汽动给水泵配套供货的转速探头在未调研是否可靠的情况下直接投入使用，参与小机转速的调节，给安全生产埋下隐患。2.对单辅机设备重视程度不够从设备选型、设备运行维护到设备隐患排查，对单辅机设备的重视程度不够，没有按主机对待。3.设备巡检不到位热控人员对MEH系统巡检不到位，转速3在2018年7月30日出现回零的异常现象，曲线见图5，热控人员未及时发现。图5小机MEH转速3信号故障107/210

109（二）技术管理问题1.热控人员专业技术水平不足热控人员发现较深层逻辑隐患的能力不足，对关键设备、关键技术的掌握深度不够，没有及时发现小机转速控制逻辑存在的隐患并采取进一步措施。2.运行人员经验和专业水平不足运行人员对关键系统和重要参数熟悉程度和掌握深度不够，在监盘时忽视对给水泵汽轮机主画面MEH的主要参数转速的监视。3.隐患排查工作不到位MEH转速卡因设计原因无转速信号坏质量判断功能，热控技术人员对该固有缺陷可能引起的后果认识不足，未意识到在转速探头同时出故障时会引起系统转速输出错误，对单辅机设备的隐患排查工作不到位。四、防范措施1.更换转速测量探头。1号机小机MEH转速测量探头为磁阻式传感器，型号ZS-1。因该型号探头可靠性差，为了彻底解决问题，将MEH转速探头全部进行换型。2.增加转速探头故障报警，消除系统固有缺陷设备部热控人员增加单点故障报警,实现在任一小机转速信号故障情况下均发声光报警功能，同时与科研院、和利时厂家108/210

110人员沟通，解决MEH转速卡不具备判断转速信号坏质量功能的固有缺陷。3.加强设备巡检工作，单辅机和主机同等对待落实设备管理责任制，对主机和单辅机所有涉及保护和重要控制的设备、逻辑按专责划分，重新修订巡检标准，确保责任到人。4.提升热控人员专业水平制定热控班组培训计划，加强技术管理，通过技术讲课，逻辑组态考试等形式提高人员解决实际问题的能力。5.发电部组织运行人员对本次事件进行专题学习，并编制主要监视画面及参数清册，下发运行人员学习执行。6.通过此次事故，热控专业、集控专业需吸取教训，举一反三，热控专业对两台机组同类型测点及逻辑进行隐患排查，集控专业对关键岗位、关键系统加强培训和事故预想。五、责任考核（一）性质认定1号机组“8.01”跳机事件定性为第一类非停；按照《大唐延安热电厂事故事件管理标准》规定，本次非停事件记一类障碍一次。（二）责任及考核1.设备部热控专业小机专责人朱某，专业技术水平不足，对MEH中小机转速坏点判断逻辑认识不足，对单辅机设备重视109/210

111程度不够，设备巡检不到位，考核1000元。2.集控运行人员，未及时发现并填写MEH小机转速测点缺陷，考核500元。3.设备部热控专业主管田某某，设备管理不到位，对本次事件负技术管理责任，考核500元。4.设备部主任工程师李某，为设备部热控专业主管领导，对部门人员生产技术管理不到位，考核500元。5.基建副总兼设备部主任王某，作为设备部安全生产第一责任人，对本次事件负部门领导责任，考核300元。6.发电部汽机主管周某，未针对小机转速异常制定技术措施，对本次事件负运行技术管理责任，考核200元。7.总工程师郝某作为全厂技术管理总负责人，对本次事件负技术领导责任，考核200元。8.生产副厂长陈某某作为主管生产领导，对本次事件负生产管理责任，考核200元。110/210

112陕西公司西安热电厂2号机组8.2非停事件分析一、事件经过(一)事件前运行工况2018年08月02日11点00分，2号机组负荷192MW，2号机发变组保护A、B、C柜正常投入，AGC投入，AVC投入。A、B、C、D磨煤机运行，E磨煤机备用，煤量89.5t/h，总风量488kNm/h，脱硝A、B侧喷氨自动投入。330kV系统标准运行方式，启备变接于Ⅰ母，厂用系统标准运行方式。（二）事件详细经过2018年08月02日11点00分56秒，大唐西安热电厂2号发电机组励磁综合故障报警，AVC自动退出，检查发现DCS励磁电压由280.1V突降至0V，励磁变温度由81.3℃突降为0℃。11点02分16秒，励磁电流在7.6A～1938A之间大幅波动，机组有功功率在179MW～220MW之间摆动，无功功率在-13.5MVar～168MVar大幅波动，发变组保护B柜“转子一点接地”保护出口告警。值长立即汇报省调，解除AGC，通知设备部点检立即到位排查，汇报发电部主任，通知检修部主任安排电气排查。11点05分00秒，励磁电流大幅波动消失，稳定在1748A。11点08分56秒，励磁电流再次大幅波动，无功功率同步摆动，最低至-163.9MVar。11点09分55秒，发变组保护A、B柜“发电机失磁保护”111/210

113动作出口，发变组出口开关3322、3320断路器、2号机磁场断路器跳闸，发电机与系统解列，汽轮机联动跳闸，锅炉MFT，2号机6kV-A、B段厂用快切装置动作切换至备用厂用电源。汽机主汽门调门关闭，机组转速下降，轴封汽源切至辅汽供，主机疏水门联开，各段抽汽电动门关闭，交流润滑油泵，氢密封备用油泵联锁启动；MFT保护动作正确。11点10分，手动打闸汽泵A、B,启动电动给水泵。11点12分，汽机转速降至二阶临界转速区域，机组振动正常，4瓦振动最大值52.7微米，4Y振动最大值56.7微米。11点16分，汽机转速降至一阶临界转速区域，机组振动正常，1Y振动最大值63.1微米。11点21分，汽机转速降至1143rpm，启动顶轴油泵B。11点28分，停运送引风机A、B。12点27分，汽机转速到零，惰走时间77分钟，投入盘车运行。事故前后机组主要参数情况如图1～图4所示：112/210

114图1-有功、主汽温度、主汽压力、转速变化趋势图图2-电气主要参数变化趋势图113/210

115图3-汽轮机1、2瓦振动变化趋势图图4-汽轮机3、4瓦振动变化趋势图114/210

116（三）事故后检查及处理情况1.事故后检查（1）对发变组保护检查情况事故发生后检查发变组保护A、B柜，收集发变组保护故障信息。发变组保护A柜于2018年08月02日11点09分51秒发“发电机失磁t1动作”、“发电机失磁t2动作”信号。发变组保护B柜于11点02分14秒开始发“转子一点接地低定值动作”、“转子一点接地高定值动作”信号，随后以上两种信号交替动作、自动复归，共计16次；11点09分51秒B柜发“发电机失磁t1动作”、“发电机失磁t2动作”信号。发变组保护B柜发转子接地信号时，转子对地电阻值均为0KΩ（转子一点接地低定值1kΩ延时6秒发信，转子一点接地高定值10kΩ延时1秒发信）。转子一点接地保护动作分析查阅发变组保护B柜转子一点接地动作录波文件分析，故障录波图如下图所示。115/210

117图5-发变组保护B柜转子一点接地录波图由录波图可以看出，发电机转子电压间歇性输出直流电压（正常状态）和纯交流电压（非正常状态），转子接地保护漏电流在励磁电压正常时小于50mA，而当发电机转子电压异常时，转子接地保护漏电流超过100mA，最大可达150mA。判断在励磁电压输出为交流电压量时，严重影响转子接地保护漏电流测量，进而导致保护装置对转子回路接地绝缘电阻的计算，最终导致转子接地保护多次出口发信。失磁保护动作分析通过发变组失磁保护动作报文分析（如图6所示）：116/210

118图6-失磁保护动作报文根据失磁保护动作报文数据分析，失磁动作测量阻抗如图7所示，测量阻抗已落入失磁保护动作阻抗圆内，此时转子电压已降至零，满足失磁保护动作条件，失磁保护t1、t2出口为正确动作。117/210

119图7-失磁保护动作阻抗示意图（2）发电机转子及励磁变检查检查2号发电机转子绕组，测量绝缘电阻＞40MΩ，转子直流电阻正常，励磁变低压侧（含交流母线）绝缘电阻＞50MΩ，发电机励磁直流母线绝缘电阻＞10MΩ。通过检查结果判断，发电机转子回路、励磁交流直流母线、励磁变无故障。（3）励磁系统检查检查励磁系统就地控制面板LCP，报警信息如图8、图9所示。118/210

120图8-励磁LCP故障报警画面1图9-励磁LCP故障报警画面220时30分厂家技术人员通过应急通道对整流桥逐一进行小电流试验。试验显示励磁三个整流桥的调节输出正常，试验结果排除整流桥故障。后台调取励磁系统1、2通道的故障列表检查分析，内容如下：1)通道1故障记录ThuAug02201811:59:00.760099ResetThuAug02201811:57:32.7400119+StandbyalarmThuAug02201811:57:32.1800-119-StandbyalarmThuAug02201811:57:31.6200142+AuxiliariesOFFThuAug02201811:01:10.2800153+EGCfault119/210

121ThuAug02201811:00:11.9200-127-FCBfailedThuAug02201811:00:11.4800-145-TestsupplyThuAug02201811:00:10.2800-157-StabilizeractiveThuAug02201811:00:07.6400119+StandbyalarmThuAug02201811:00:06.9200127+FCBfailedThuAug02201811:00:06.0600-119-StandbyalarmThuAug02201811:00:05.500043ConverterfailureThuAug02201811:00:05.5000197+Conv.faillevel1ThuAug02201811:00:05.5000196+ConverterblockedThuAug02201811:00:05.5000195+ARCnetnodefailThuAug02201811:00:05.5000161+Converter1ThuAug02201811:00:05.5000162+Converter2ThuAug02201811:00:05.5000163+Converter3ThuAug02201811:00:03.5200-153-EGCfaultThuAug02201811:00:03.5000153+EGCfault2)通道2故障记录ThuAug02201811:59:00.660099ResetThuAug02201811:57:32.6000119+StandbyalarmThuAug02201811:57:32.1200-119-StandbyalarmThuAug02201811:57:31.5200142+AuxiliariesOFFThuAug02201811:01:11.3000119+StandbyalarmThuAug02201811:01:10.7600-119-Standbyalarm120/210

122ThuAug02201811:01:10.2600-111-CommonSTBYfaultThuAug02201811:00:11.0600-145-TestsupplyThuAug02201811:00:10.1800-157-StabilizeractiveThuAug02201811:00:07.9400119+StandbyalarmThuAug02201811:00:07.3800-119-StandbyalarmThuAug02201811:00:06.5000119+StandbyalarmThuAug02201811:00:06.0000-119-StandbyalarmThuAug02201811:00:05.5000137+StandbytripThuAug02201811:00:05.4000197+Conv.faillevel1ThuAug02201811:00:05.4000196+ConverterblockedThuAug02201811:00:05.4000195+ARCnetnodefailThuAug02201811:00:05.4000161+Converter1ThuAug02201811:00:05.4000162+Converter2ThuAug02201811:00:05.4000163+Converter3ThuAug02201811:00:04.5000119+StandbyalarmThuAug02201811:00:03.9800-119-StandbyalarmThuAug02201810:59:54.4400111+CommonSTBYfaultThuAug02201810:59:54.4200-111-CommonSTBYfaultThuAug02201810:59:48.5200119+StandbyalarmThuAug02201810:59:48.0200-119-StandbyalarmThuAug02201810:59:47.5000119+StandbyalarmThuAug02201810:59:45.9200-119-Standbyalarm121/210

123ThuAug02201810:59:45.4400-137-StandbytripThuAug02201810:59:45.4400111+CommonSTBYfaultThuAug02201810:59:45.4200-111-CommonSTBYfault从故障记录看，励磁装置ARCNet通讯系统异常，导致所有三个整流桥的CIN板与AVR控制通道之间无法正常通讯，系统报出三个整流桥的CIN接口板通讯节点故障，三个整流桥的CIN板同时报警。ARCNet通讯故障判断是三个整流桥中至少一个CIN板异常造成，同时通过DCS系统检查发现，励磁电压与励磁变温度同时降至0，约9分钟之后恢复正常，如图2所示。机组跳闸前励磁变温度已超过80℃，因此励磁变温度突降至0℃并自动恢复正常，判断为COB板故障造成输出错误。备用通道COB板报文进行检查，存在同样的故障报文，工作通道在故障中未自动切换至备用通道，工作通道也有备用通道故障报文，判断备用通道COB板故障。从图10的波形分析，并与发变组保护录波图（图5）对照，在转子一点接地时，励磁电压间歇性输出直流电压和交流电压。122/210

124图10-转子接地保护动作时故障录波图（励磁输出异常）通过分析判断这是由于三个整流桥CIN板中至少一块CIN板在ARCNet通讯异常后，其发给该桥可控硅的脉冲出现混乱，导致整个励磁输出异常，间歇性出现励磁电压为纯交流电压的现象。励磁装置输出异常导致励磁电流大幅波动，无功功率同步摆动，最低至-163.9MVar，造成发电机进相运行，持续时间约7分钟，并最终导致发变组失磁保护动作，机组解列。2.处理情况123/210

125现场更换2号机励磁系统1、2两个通道的COB主控板，更换三个整流桥的CIN接口板。重新灌入内部程序后进行小电流假负载试验，试验结果正常，确认励磁系统1、2通道新更换COB板及CIN板正常。机组冲转后，励磁装置进行空载动态试验（包括：手动起励、自动起励、逆变灭磁、分开关灭磁、手自动切换、通道切换试验）试验结果正常，机组随即并网投运。二、原因分析（一）直接原因2号机励磁系统COB主板、CIN板故障，引发励磁系统通讯异常，导致COB主板发给整流桥可控硅的脉冲出现混乱，励磁输出电压异常引起发电机失磁，励磁电压降低为零，失磁保护动作是导致本次非停的直接原因。（二）技术管理原因对励磁系统内部通讯结构了解不深，对其重要性认识不足，也缺乏有效的检测、检验手段。技术管理存在漏洞，自投产以来，未安排励磁系统全面检修，未及时发现励磁系统内部通讯环节存在的隐患。三、暴露问题2012年检修期间发现COB板故障，励磁系统无法正常启动，更换COB板后正常，未扩大检查范围，对CIN板进行深入检查，也未安排励磁系统全面大修，排除励磁系统存在的隐患，各级124/210

126管理人员对励磁系统的认识存在不足。四、防范措施1.联系励磁系统厂家对2号机组励磁系统故障的两块COB板、三块CIN板进行检测，确定具体故障原因。2.联系励磁系统厂家利用停机机会对我厂励磁系统进行一次全面评估，根据评估结果确定检修项目。3.调整励磁系统巡检、点检周期，并做好巡检记录。4.加强励磁室空调维护力度，确保励磁室环境温湿度符合要求。五、责任追究本次非停事件是由于2号机励磁系统故障引起发电机失磁，进而导致发变组失磁保护动作，机组非计划停运，按照我厂《安全生产事故、事件调查规定》附录C中，C1.1“发电机组、输变电主设备被迫停运、非计划检修或停止备用，尚未构成事故者。”统计为技术设备部一类障碍。按照《安全生产奖惩管理规定》考核如下：1.技术设备部电气专业点检员刘鹏，对本次事件负直接责任，处罚3000元。2.技术设备部电气点检员王超，对本次事件负技术管理责任，处罚2000元。3.技术设备部主管电气副主任刘彬，对本次事件负主要管理责任，处罚1000元。125/210

1274.技术设备部主任杨远航，作为技术设备部安全第一负责人，对部门生产、技术全面负责，处罚500元。5.技术设备部党支部书记李智英，按照“党政同责”原则，处罚500元。6.技术设备部电气二次班班长张鲁彬，作为班组安全第一负责人，对本次事件负有管理责任，处罚500元。7.技术设备部电气二次班技术员吕昭博，作为班组技术负责人，对班组管辖设备负有技术管理责任，处罚500元。8.总工程师杜秦洲主管全厂技术管理和培训工作，对本次事件负领导责任，处罚1000元。9.生产副厂长王克运作为主管生产安全的第一责任人，对本次事件负领导责任，处罚1000元。126/210

128陕西公司延安热电厂2号机组8.4非停事件分析一、事件经过（一）事件前运行工况2018年8月4日，2号机组负荷340MW，AGC方式，主汽流量1142t/h，主汽压力24.12Mpa，主汽温度561℃，再热压力3.97Mpa，再热温度543℃，A、B、C、E磨煤机运行，总煤量145t/h，正在进行尾部烟道吹灰工作。（二）事件详细过程19:01:34AGC指令加负荷至350MW，引风机电流713A，引风机动叶开度90.08%，布袋除尘器差压4253Pa，辅控运行人员采用特殊清灰方式加强喷吹，除尘器差压下降不明显。机组长汇报值长并申请限负荷，值长令：手动限负荷至347MW。19:10:10负荷347MW，引风机电流739.12A，引风机动叶开度93.23%，布袋式除尘器差压4607Pa，限负荷至343MW观察，引风机电流下降至717A，动叶开度降至89.67%。19:26:21负荷343MW，引风机电流737A，引风机动叶开度93.83%，布袋式除尘器差压达4781Pa，机组长汇报值长申请继续限负荷至340MW，同时观察运行。19:27:43监盘人员发现炉膛压力快速升至+600pa，引风机入口风压突然由-8KPa上升至-3.87KPa，出口风压由2.95Kpa下降至0.55Kpa，引风机电流由741A下降至560A。立即汇报值长并解除送风机动叶自动准备手动降低总风量。127/210

12919:27:53炉膛压力高至＋2000pa，锅炉MFT动作，2号机组跳闸，MFT首出为“炉膛压力高高”。检查汽机转速下降正常，主机交流润滑油泵联启正常，手动启动顶轴油泵，发电机出口开关3302断开、灭磁开关断开，2号机与电网解列,厂用电切换正常。19:40:21锅炉吹扫结束。20:10:17停运通风组并全面检查。00:472号炉重新点火成功。04:34主机定速3000r/min。04:412号机组并网。二、原因分析（一）直接原因1.当值人员在除尘器差压大，无法有效处理的异常情况下，未能及时向省调申请解除AGC，有效减负荷，造成引风机动叶开度过大，导致引风机最终失速，随后炉膛压力瞬间突升，来不及调整，锅炉MFT。风机失速：由于SCR出入口烟气流量测点不准确，取脱硫入口烟气流量进行换算,风机故障前的烟气量为116.3m³/s，风机全压10.95kPa,当时风机动叶开度达95%,引风机出口风压下降、入口风压上升，电流下降。工况点已落入不稳定区域，造成炉膛压力突升。128/210

130图1：锅炉MFT动作前手动限制负荷图2：锅炉MFT动作129/210

131图3：锅炉MFT动作前布袋除尘器差压图4：引风机P—Q曲线（失速点见蓝色三角）130/210

132（二）间接原因1.2号机组自3月8日处于长期停运状态，6月30日启动后差压较高，7月份机组负荷率偏低，低负荷下喷吹方式选择为差压模式，700Pa以下就会停止喷吹，虽然组织了专题分析会，但运行人员未能找出降差压的有效措施，导致除尘器布袋积灰逐渐增多，使机组高负荷运行时除尘器差压过高。（布袋除尘器设计差压：1100-1350Pa,7月2日2号炉满负荷运行，布袋除尘器差压2242Pa，7月18日明显增大至2909Pa，7月24日增大至3740Pa，8月3日增大至4900Pa。）图5：布袋除尘器差压高专题分析会议纪要131/210

1332.除尘气化风机在此次起机后缺陷较多，对正常喷吹产生一定影响，造成布袋差压进一步升高。三、暴露问题（一）运行管理1.当值人员执行力不足，未能严格执行专业主管在当时情况下，要求引风机动叶开度不得大于90%的交代措施。2.除灰专业运行人员专业技术水平较差，在布袋差压逐渐增大情况下，采取的措施不到位，未能有效控制布袋差压上升。3.集控人员对于风机的性能掌握不到位，对于风机在满负荷运行期间危险点没有足够的认识，在风机出力明显处在危险运行区间未能果断采取有力措施。4.运行人员培训不到位，岗位责任制未能得到有效落实，造成人员工作作风不够严谨，重要运行问题久拖不决。（二）设备管理喷吹系统设备缺陷较多，2B、2A灰斗气化风机先后发生故障，造成除尘器方式选择受限，布袋除尘器积灰量增加，差压持续增大。集团公司关于《发电企业迎峰度夏技术措施》执行不到位，设备缺陷未及时消除，影响机组正常带负荷。（三）技术管理1.对除尘器差压大的原因虽组织进行了分析，但制定的布袋除尘器降差压措施针对性不强，效果不佳。2.对异常运行工况下的措施宣传不彻底，交底不到位，未132/210

134能使运行人员清楚知悉可能产生的严重后果，未能采取有效措施避免事故发生。四、防范措施1.针对本次非停原因，制定《防止布袋除尘器差压增大技术措施》，审核下发至各班组严格执行。2.针对本次非停原因，制定《防止引风机失速技术措施》，审核下发至各班组严格执行。3.完成气化风机出口调压阀、喷吹泄压阀、安全阀的定值优化、调整。4.编制《机组高负荷运行情况下限负荷出力》规定。5.组织布袋除尘器工作原理及差压控制专项培训。6.组织防止风机失速专项培训，并进行事故演练。五、责任考核（一）性质认定1号机组“8.4”跳机事件定性为第一类非停；按照《大唐延安热电厂事故事件管理标准》规定，本次非停事件记发电部一类障碍一次。（二）责任及考核1.发电部值长吉某某，未将引风机技术交代传达给机组长，机组长多次申请减负荷时，减负荷指令下达不果断，值组技术管理不到位，对本次事件负主要责任，考核2000元。2.发电部当值机组长邵某，对引风机动叶开度相关技术措133/210

135施不清楚，对引风机动叶开度大于90%危险工况认识不足，对本次事件负机组管理责任，考核1000元。3.运营部副主任兼除灰主管李某某，未能及时解决除尘器差压大问题，技术管理不到位，对本次事件负专业管理责任，考核1000元。4.发电部锅炉主管唐某，对班组技术措施执行管理不到位，对本次事件负专业管理责任，考核500元。5.发电部副主任王某某，分管部门技术、生产管理工作，对部门人员生产技术管理不到位，考核500元。6.运行副总兼发电部主任杨某，作为发电部安全生产第一责任人，对本次事件负部门领导责任，考核500元。7.发电部副书记兼副主任高某，按照“党政同责、一岗双责”的原则，考核500元。8.运营部主任王某某，作为运营部安全生产第一责任人，对本次事件负部门领导责任，考核200元。9.总工程师郝某作为全厂技术管理总负责人，对本次事件负技术领导责任，考核200元。10.生产副厂长陈某某作为主管生产领导，对本次事件负生产管理责任，考核200元。134/210

136陕西公司延安热电厂2号机组8.6非停事件分析一、事件经过（一）事件前运行工况2018年8月6日2号机组负荷183MW，AGC方式，主汽流量593t/h，主汽压力16.2Mpa，主汽温度556℃，再热压力1.9Mpa，再热温度543℃，A、B、C磨煤机运行，总煤量79t/h。（二）事情详细经过8月5日白班2号机组启动后工作量较多，如加热汽源、疏水的切换，补氢、凝泵滤网清理后恢复等工作，导致没有时间执行小机润滑油泵切换定期工作，值组自行决定延至后夜上班后补做。01:40夜班运行人员开始补做白班未进行的2号机小机2A交流润滑油泵切换至2B运行定期工作。01:54:31就地检查完毕，盘前检查2A小机交流油泵运行电流为17.82A，DCS上启动2B小机交流油泵，启动电流为25.44A，运行电流为11.85A，就地检查泵出口压力0.5MPa，盘前检查小机系统润滑油压0.23MPa。01:55:51停运2A小机交流润滑油泵，01:55:52发现油压下降，立即启动2A小机润滑油泵。01:55:54小机直流油泵联启（此时油压0.08MPa），延时3S小机跳闸，锅炉MFT，机组跳闸。检查小机跳闸首出为“润滑油压低低”，锅炉MFT首出为“给水泵跳闸”。135/210

137二、原因分析（一）直接原因进行小机交流油泵定期切换工作时，运行人员只根据盘前系统压力0.23MPa和2B小机交流油泵就地出口压力表0.5MPa来判断2B小机润滑油泵运行正常，未结合电流综合分析油泵实际出力不足（2B泵电流11.85A，正常运行电流17-18A），草率停运2A小机润滑油泵且未及时投入备用联锁，（热控逻辑设置为备用油泵启动后，备用联锁自动退出，因此操作票规定在油泵切换前需手动退出联锁备用，停运后投入备用联锁）；在发现油压下降，手动启动2A小机润滑油泵，但小机润滑油压力已快速降至低低值，导致给水泵跳闸，引起机组非停。图1：小机油泵切换过程曲线136/210

138图2：小机油泵切换后，润滑油压变化曲线图3:2B小机交流油泵启动后电流及润滑油母管压力变137/210

139（二）间接原因1.当班人员对定期工作的管理制度执行不到位，定期工作自行延后至夜班，而延期没有汇报专业主管，在执行定期工作时也未进行升级监护。2.2B小机交流油泵启动后泵体的排气单向阀卡涩，造成小机油泵内积存的气体无法正常排出，导致油泵出力不足（小机交流润滑油泵位于油箱顶部立式布置，在备用周期内，油箱内的气体通过油封缓慢渗入泵体，导致泵体内积存气体）。图4:油泵泵体排气阀138/210

140图5:油泵泵体排气阀节流孔（直径φ1.5mm）有杂质卡塞图6:油泵泵体排气阀节流孔清理后运行人员经验欠缺对小机油泵切换过程中的参数变化及危139/210

141险点不熟悉，忽略了油泵电流及油泵出口压力是否对应这一重要判据。三、暴露问题（一）运行管理1.定期工作管理混乱，运行人员未经批准擅自延后重要辅机切换定期工作。2.交接班制度执行不严格，交、接班运行班组未做到交接班五清楚，对运行方式与注意事项不清楚、对现场设备不清楚、对设备缺陷与异常情况不清楚盲目进行交、接班。3.对于集团公司、陕西公司下发的非停汇编中类似非停案列学习不深入、不能做到举一反三。4.运行班组主要岗位经验欠缺，值长、机组长未针对油泵切换失败进行事故预想；操作过程当中操作人、监护人责任缺失，未对备用油泵启动后的参数进行全面分析，未及时发现盘前参数异常，盲目停运运行油泵；不清楚小机油压失去再次建压时间，对操作风险辨识能力差。（二）设备管理1.针对重要辅机润滑油泵泵体可能存在积存空气的这类隐患，未彻底排查并制定预防性措施。2.未严格执行集团公司、陕西公司《关于做好2018年迎峰度夏期间机组稳发满发工作的通知》中相关要求，未及时发现小机油泵排气单向阀卡涩，未对主要设备，重要辅机设备进行140/210

142预防性消缺。四、防范措施1.针对本次非停事件，各专业主管重新梳理可能导致机组跳闸的重要定期工作，调整在工作日白班进行，并安排集控全员重新学习定期工作制度。2.对可能导致机组跳闸的重要定期工作在每日生产早会上进行通报，并提升监护等级。除事故状态下紧急切换，现场所有辅机的油泵切换工作提升至值长监护，其他所有涉及主机跳闸的定期工作提升至专业主管监护，监护人严格执行“三讲一落实”规定。3.针对两台机组单辅机油泵泵体积存空气以及排气单向阀卡涩的隐患进行彻底排查，予以消除，同时明确责任人，形成定期检查机制。4.结合本次事故教训，举一反三，组织运行人员认真学习本次非停分析报告，以及系统内同类事故通报，提高对设备操作的危险点分析和控制能力。5.加强运行人员培训，仿真机演练过程中，在事故处理演练的同时要结合机组、重要辅机启停，辅机切换等常规操作，建立运行人员对设备启动到建立稳态的时间观念，以及在仿真机上熟悉各设备在不同工况下的参数。6.建立对运行值班员“两票三制”执行情况评价考核体系，推动运行交接班质量，定期工作执行情况，巡回检查质量的同141/210

143步提高。7.各专业主管对可能导致主机、辅机跳闸的定期工作操作票重新进行审核、细化操作步骤，完善危险点分析及控制措施。五、责任考核（一）性质认定1号机组“8.6”跳机事件定性为第一类非停；按照《大唐延安热电厂事故事件管理标准》规定，本次非停事件记发电部一类障碍一次。（二）责任及考核1.发电部运行人员张某、蔡某某，为2号机小机润滑油泵切换操作监护人及操作人，对本次事件负主要责任，共考核3000元。2.发电部机组长王某，擅自将白班重要定期工作放置夜班执行，对本次事件负机组管理责任，考核1000元。3.发电部值长穆某某，对值组擅自改变定期工作执行时间不清楚，值组管理不到位，对本次事件负值组管理责任，考核500元。4.发电部汽机主管周某，对定期工作执行情况监管不到位，技术培训不到位，对本次事件负专业管理责任，考核500元。6.发电部副主任王某某，分管部门技术、生产管理工作，对部门人员生产技术管理不到位，考核500元。7.发电部副书记兼副主任高某，分管部门安全培训管理工142/210

144作，对部门人员培训管理不到位，考核500元。8.运行副总兼发电部主任杨某，作为发电部安全生产第一责任人，部门管理不到位，对本次事件负部门领导责任，考核500元。9.总工程师郝某作为全厂技术管理总负责人，对本次事件负技术领导责任，考核200元。10.生产副厂长陈某某作为主管生产领导，对本次事件负生产管理责任，考核200元。143/210

145河北公司武安发电有限公司2号机组8.6非停事件分析一、事件经过（一）事件前运行情况2018年08月06日22时00分，1、2号机组正常运行,1号机组负荷253MW，主蒸汽压力16.9MPa，主蒸汽温度528℃。2号机组正常运行。2号机组负荷250MW，主蒸汽压力16.36MPa，主蒸汽温度537℃，再热蒸汽压力2.8Mpa，再热蒸汽温539℃，汽包水位5.85mm。轴向位移1A-0.249mm,轴向位移2A-0.266mm,#1轴承金属温度85.3℃，推力轴承前面中心金属温度（1）59.2℃，推力轴承前面中心金属温度（2）63.7℃，推力轴承背面中心金属温度（1）46.8℃，推力轴承背面中心金属温度（2）46.4℃，1号轴承X向振动82.6μm，1号轴承Y向振动67.9μm，1瓦瓦振5.386μm，偏心3.78μm。（二）事件详细过程22:00:002号机组正常运行。2号机组负荷250MW，主蒸汽压力16.36MPa，主蒸汽温度537℃。22:00:362号机组汽轮机跳闸，锅炉BT，汽轮机跳闸首出信号为轴位移大停机，锅炉BT首出信号为汽轮机跳闸。22:00:362号机组发电机解列。22:05左右，热控人员第一时间到达主控室，了解情况后对事故原因进行查找，查阅DEH工程师站历史曲线发现四个轴位移大跳机信号中仅1B轴位移大跳机信号由0变为1并持续0.6144/210

146秒，1A、2A、2B轴位移大跳机信号始终为0，未发生翻转，轴位移模拟量信号1A、2A在汽轮机跳闸前分别为-0.249mm，-0.266mm，发生跳闸后变为0.1mm左右，并且缸胀、推力瓦温度等测点未见异常。初步判断为热工保护误发，导致汽轮机跳闸，汇报领导，同时查找事故发生原因。22:24:262号机组锅炉开始点火。07日03时左右，热控人员对更换完通道的信号进行传动试验，观察机组参数及开关量信号无异常，汽轮机进行冲车。联系TSI设备厂家进一步分析。04:24:322号机组并网。（三）事件后检查及处理情况22:05左右，热控人员接到运行人员通知后第一时间到达主控室，了解情况后对事故原因进行查找，查阅DEH工程师站历史曲线发现四个轴位移大跳机信号中仅1B轴位移大跳机信号由0变为1并持续0.6秒，1A、2A、2B轴位移大跳机信号始终为0，未发生翻转，轴位移模拟量信号1A、2A在汽轮机跳闸前分别为-0.249mm，-0.266mm，发生跳闸后1A、2A分别为0.069mm，0.107mm，并且缸胀、推力瓦温度等测点未见异常。热工人员对1A、1B、2A、2B轴向位移测点的测量回路全面检查，未见异常。对TSI系统1A轴向位移大、1B轴向位移大、2A轴向位移大、145/210

1472B轴向位移大输出到ETS卡件的信号线进行检查，绝缘合格。分别对TSI系统四个输出通道和ETS系统四个输入通道进行通道测试，未见控制回路及ETS系统异常。查看历史曲线，1B轴向位移大开关量信号触发0.6秒之后消失，说明ETS系统确实检测到1B轴向位移大的开关量信号。ETS系统中保护逻辑为（1A或1B）与（2A或2B），可以推测出2A和2B中至少有一个开关量信号触发。ETS系统控制器扫描周期为20毫秒，历史站的扫描周期为500毫秒，如果开关量信号的高电平维持时间小于500毫秒，就存在历史数据采集不到的可能性。可以推测，2A、2B中，存在触发的信号，信号高电平保持时间大于20毫秒，且小于500毫秒，历史数据未采集到。轴向位移1A、2A有模拟量信号送入DEH系统并显示在画面上，查阅历史曲线，事发当时未有变化，并且随着汽机打闸之后惰走到盘车状态，1A、2A模拟量由0.069mm、0.107mm，缓慢变化到0.120mm、0.146mm，无跳变现象，测量正常。轴向位移1B、2B无模拟量显示，且TSI系统中2A同卡件上的“低压胀差大”信号没有发出，因此推测误发信号的为轴向位移大1B和2B。汇报领导，同时查找事故发生原因。热控人员将TSI系统轴向位移大1B、2B输出通道和对应的ETS系统输入通道进行更换，并进行逻辑组态。更换完毕后对应146/210

148关系如下：轴向TSI输出通TSI输出通ETS输入通ETS输入通位移道更换前道更换后道更换前道更换后卡件---------卡件----------1A10-RL1----A1-TB11---卡件卡件卡件卡件1B12-RL212-RL3A2-TB13A2-TB16卡件---------卡件----------2A13-RL3----B1-TB11---卡件卡件卡件卡件2B14-RL214-RL3B2-TB13B2-TB42018年08月07日03时左右，热控人员对更换完通道的信号进行传动试验，观察机组参数及开关量信号无异常，汽轮机进行冲车。4时24分，2号机组并网。二、原因分析导致轴向位移大信号误发的可能原因有：1.ETS系统开关量输入卡件通道异常；2.TSI系统轴向位移大开关量信号输出至ETS系统的电缆绝缘或者屏蔽线不合格；3.TSI系统轴向位移测量回路异常；4.TSI系统轴向位移开关量输出卡件异常；147/210

149（1）ETS系统开关量输入卡通道正常性分析经过测量，ETS系统轴向位移大对应的4个通道的查询电压正常（DC48.6V、DC48.9V、DC48.8V、DC48.5V）。对4个通道进行短接，信号触发正常。ETS系统中轴向位移大信号（1A、1B、2A、2B）同卡件的其它信号均无异常。因此，ETS系统开关量输入卡通道异常导致信号误发可以排除。（2）TSI系统轴向位移大开关量信号输出至ETS系统的电缆绝缘和屏蔽线分析4个开关量信号是通过4根独立的信号电缆传输，电缆外观无伤痕。在TSI和ETS侧解开信号线，用500MΩ的摇表进行检查（信号线对地及线间），电阻均>50MΩ，满足GB/T9330.3规程要求，绝缘合格。在ETS侧解开信号电缆的屏蔽线，用500MΩ的摇表进行检查，对地电阻为无穷大，恢复ETS侧信号电缆的屏蔽线，用500MΩ的摇表进行检查，对地电阻为0，可以判定TSI系统至ETS系统的信号电缆屏蔽线符合单端接地的要求。因此，TSI系统轴向位移大开关量信号输出至ETS系统的电缆绝缘和屏蔽线不合格导致信号误发可以排除。（3）轴向位移测量回路正常性分析148/210

150经过检查4个轴位移测点（1A、1B、2A、2B）传感器引出线与前置器的接头，接头紧固，无松动。用万用表测量（1A、1B、2A、2B）前置器的供电电压分别为直流-24.3V、直流-24.6V、直流-24.6V、直流-24.5V，供电电压正常。对（1A、1B、2A、2B）前置器至TSI输入卡件的信号线用500V摇表进行检查（信号线对地及线间），电阻均>50MΩ，满足GB/T9330.3规程要求，前置器至TSI系统输入卡件的信号线绝缘合格。在TSI系统侧解开前连接前置器的信号电缆屏蔽线，用500MΩ的摇表进行检查，对地电阻为无穷大，恢复TSI系统侧前连接前置器的信号电缆屏蔽线，用500MΩ的摇表进行检查，对地电阻为0，可以判定TSI系统至前置器的信号电缆屏蔽线符合单端接地的要求。事发当时，现场无作业人员工作，也无大功率设备启停。查询历史曲线，TSI系统其它测点（开关量和模拟量），如轴振、瓦振、胀差、偏心，都没有明显变化。因此可以排除现场干扰对系统的影响，轴向位移测量回路正常性。（4）TSI系统轴向位移大输出卡件通道正常性分析用信号发生器在TSI系统4个轴向位移对应的卡件上加信号，4个开关量输出信号正常。149/210

151TSI系统轴向位移输出卡件通道原理图如下：TSI系统轴向位移输出卡件通道继电器驱动回路如下：通过查看VM600硬件手册中输入输出卡输出通道硬件回路150/210

152图（上图），输出继电器驱动回路中采用三极管进行通断控制。工作原理:通过控制三极管基极和发射极之间的偏置电压（Ubc），来控制三极管集电极的电流。当三极管基极和发射极之间的正向偏置电压大于0.7V（PN结导通电压）时，三极管工作在放大状态，集电极和发射极之间导通，产生极电流，也就是输出继电器的驱动线圈回路电流。继电器吸合，输出接点（常开点）闭合。当三极管基极和发射极之间的正向偏置电压小于0.7V（PN结导通电压）时，三极管工作在截止状态，集电极和发射极之间截止，极电流消失，也就是输出继电器的驱动线圈回路断开，继电器复位，输出接点（常开点）断开。从VM600输出卡件通道原理图，可以知道三极管的PN结导通电压由机架背板（VM600RackBackplane）提供，通过插针接口（IndustryPackInterface）送入开关控制器（Open-collectordrivers）。轴向位移输出卡中电子元件已经连续通电工作近8年（2011年6月上电），已经接近电子元件的正常使用寿命（10年），热控专业人员技术力量薄弱，不清楚设备裂化趋势，由于电子元件老化，绝缘电阻降低等原因，在背板电压小幅波动时，轴向位移大1B和2B通道的三极管的正向偏置电压在短时间内出现大于0.7V的情况，轴向位移输出卡继电器短时间内吸合，是造成轴向位移输出卡误发信号的原因。综上所述:TSI系统轴向位移输出卡电子元件老化，绝缘降151/210

153低，使得控制三极管导通的电压升高，在背板电压小幅波动时，1B、2B输出通道三极管瞬间导通（PN结导通电压都来自背板），继电器触点（常开点）瞬时吸合，2号机组轴向位移大1B、2B信号误发，是造成2号汽轮机跳闸的直接原因。三、暴露问题（一）管理方面1.热控专业管理提升攻坚活动及隐患排查工作开展不细致、不深入。热工专业人员更多的去关注测点取样，信号传输，逻辑合理性等方面，忽略了设备的内部电子元件、总线接口、电池等设备，热控隐患排查工作不全面，不彻底。2.查阅TSI检修记录，历次检修均只是对TSI系统现场探头、引出线和前置器成套进行了检修，没有对TSI系统机架进行送检，暴露出热控专业人员对检测技术管理不细致。3.热控专业未建立控制系统电子元件劣化台账，暴露出控制部对于电子设备劣化管理方面存在问题。（二）技术方面1.热控专业人员对控制系统性能底数和内部结构掌握不明晰，暴露出热控专业技术人员在系统性能和内部结构方面能力欠缺。2.ETS系统控制扫描周期与数据采集周期不匹配，存在小于500ms的控制信号无法采集的问题，且SOE系统设计中只有主保护动作的最终信号（如轴向位移大四取二之后触发ETS的信号），152/210

154没有将触发最终信号的原始信号（如1A轴向位移大）纳入SOE管理，导致在设备故障分析中无法对事发时控制系统数据进行准确的追溯，暴露出热控专业人员在控制系统功能缺失方面技术力量存在薄弱环节。3.武安公司控制系统机笼背板、内部数据总线、公用配电线路等公用电子元件已经连续运行8年（2011年6月上电），已经逐渐接近电子元件的使用寿命（10年），本次TSI系统背板电压波动和输出通道控制电压异常情况，暴露出热控专业人员在设备可靠性方面技术能力欠缺。四、防范措施1．更深入的开展热控专业管理提升攻坚活动和隐患排查工作。对热控设备内部电子元件、总线接口、电池等设备进行排查，不留死角。2．建立控制系统电子元件劣化台账。包括控制器电池、通讯模块、交换机等，对于超出电子元件使用寿命的进行更换。3．完善热控设备检测台账。在TSI检测台账中增加TSI控制系统机架（含CPU、背板和电源模块）。4．完善TSI系统检修作业指导书。在TSI作业指导书中增加TSI控制系统机架（含CPU、背板和电源模块）检修内容。5．开展控制系统网络结构培训，提高热控人员对控制系统网络结构维护水平。6．利用2018年9月份2号机组停机检修的机会，更换2153/210

155号机组TSI系统机架背板，并对2号机组TSI系统进行全面检测，含现场传感器探头、引出线、前置器、信号电缆、输入输出卡件，并进行通道测试。7．完善SOE报警功能。将“轴向位移大”、“高排温度高”、“凝汽器真空低”等触发主保护动作的原始开关量信号接入SOE，利用SOE的高速检测功能，捕捉高电平维持时间短的开关量信号，为事故分析提供更多的数据支持。五、责任考核按照《大唐河北发电有限公司所属企业2018年业绩考核实施办法》及《大唐武安发电有限公司设备障碍、异常标准及调查统计规定》，2号机组因汽轮机轴向位移大保护误动发生非计划停运，构成设备一类障碍。相关责任人考核如下：1.控制部热控一班技术员段某某，作为2号机组TSI系统设备负责人，对设备日常维护不到位，负主要责任，考核2500元。2.控制部热控一班班长郄某某，作为班组的第一负责人，对本班组所辖设备日常维护、劣化分析不到位，负次要责任，考核2000元。3.控制部热控专业主管李某，对控制系统电子元件的劣化趋势管理不到位，负技术管理责任，考核2000元。4.控制部主任助理袁某某，对部门的教育培训、隐患排查工作组织、检查不到位，负技术管理责任，考核1500元。154/210

1565.控制部主任吕某，作为控制部安全生产第一责任人，部门管理不到位，技术管理重视不够，负部门领导责任，考核1500元。6.副总工程师张某某，作为主管生产技术领导，对本次事件负技术管理责任，考核1000元。7.副总经理范某某，作为主管生产领导，对本次事件负领导责任，考核1000元。155/210

157河北公司马头热电分公司9号机组8.15非停事件分析一、事件经过（一）事件前运行工况2018年8月15日09:49，9号机组负荷280MW，1号、2号循环水泵运行，凝汽器循环水入口压力0.18MPa，2号凝结水泵运行，凝汽器水位855mm，0号真空泵运行，汽封压力0.04MPa，真空-0.0894MPa。（二）事件详细过程2018年3月16日，大唐河北发电有限公司马头热电分公司（以下简称马头热电）9号机组停止对外供热，供热系统与主机系统隔离，进入保养及检修期；3月21日设备部编制的《六单元热网加热器冲洗方案》（编号:2018SJ-008）完成审批，设备部汽机点检员王滨通知检修部汽机专业主管耿军（时任，2018年8月7日调至设备部）可以开始六单元热网加热器检修工作，但是没有交代审批的冲洗方案。检修部汽机专业主管耿军接到工作任务后，汇报检修部汽机专业主任李国栋，根据设备分工安排汽机检修一班负责9号机1号、2号热网加热器检修工作，汽机检修一班办理了“9号机1号、2号热网加热器检修及保养”热机第一种工作票，工作时间为2018年4月14日至9月30日。按照热网加热器检修工艺要求，先对热网加热器进行通风保养，之后准备冲洗工器具。8月10日，检修部汽机专业主管王兵（现任）通知汽机一班班156/210

158长杨建军安排冲洗9号机1号、2号热网加热器。汽机一班班长杨建军组织员工开始布置现场，做冲洗准备。8月15日8时30分,检修部汽机一班召开班前会,班长杨建军安排9号机热网加热器冲洗工作,并向工作负责人刘自平（检修工，男，59岁）交待工作当中易发生人身伤害的危险点和安全控制措施。15日9时，班长杨建军、工作负责人刘自平及2名临时工共同到达9号机12.6米平台热网加热器冲洗现场，进行开工前的准备。此时，9号机负荷280MW，各项参数正常。15日9时30分，班长杨建军未经运行人员许可，将冲洗水泵水箱水源就近接至9号机真空破坏门注水管排污门上，开启9号机真空破坏门注水管排污门、9号机凝汽器真空破坏手动门注水门，向冲洗泵水箱注水，水箱水位至一半时，班长杨建军关闭上述阀门，随后离开工作现场。工作负责人刘自平带领2名临时工开始冲洗作业，冲洗泵水箱没水时，停止冲洗工作。15日9时45分，工作负责人刘自平准备向冲洗水泵水箱加水，开启9号机真空破坏门注水管排污门后到水箱处（相距约20米）检查，发现无水流出。15日9时49分，工作负责人刘自平返回水源处，误将9号机真空破坏门当做补水总门，开启阀门听到有声音后，再次到水箱处检查，发现仍无水流出，此时意识到可能错误操作了阀门，返回水源处查看所开阀门标志牌为9号机真空破坏门，157/210

159立即将该阀门关闭。15日9时51分，主控室运行值班员李海英监盘发现9号机真空降低至-0.086MPa，备用真空泵联启，立即查找真空降低原因，并汇报值长降低机组负荷。15日9时54分，9号机组负荷降至274MW时，真空-0.080MPa，“低真空”保护动作，机组跳闸。停机后，检修部汽机专业主任李国栋到现场检查时，工作负责人刘自平汇报了开关阀门的情况，李国栋立即向在六单元集控室的副总工程师葛少康、生产副总经理刘楹进行汇报。生产副总经理刘楹了解到是误操作真空破坏门引起的“低真空”保护动作后下令重新启动。15日10时5分，锅炉点火，机组启动。15日12时44分，9号机组并网。二、原因分析（一）直接原因工作负责人刘自平未核对设备名称标识，擅自开启挂有“未经允许禁止操作”警示牌的9号机真空破坏门是造成9号机机组“低真空”保护动作停机的直接原因。（二）间接原因在此次作业人员违章操作阀门导致机组非停的过程中，保证安全生产的多道防线被突破，各个关口没有发挥应有的作用，教训深刻，主要有：158/210

1601.安全生产意识关。企业安全生产管理不严格，规章制度执行不严肃，还没有全员树立“违章就是事故”的理念，部分员工遵章守纪、安全生产意识不强。检修部汽机检修一班班长杨建军、工作负责人刘自平工作随意，超出工作范围，在未经运行人员同意的情况下，操作运行设备。2.安全风险辨识关。检修部汽机检修一班班前会开展安全风险辨识形式化，不符合集团公司《岗位作业和环境安全风险辨识与管控指导意见》的要求，在作业前未通过查阅规程、系统图、岗位安全风险告知卡等方式，对该项工作进行安全风险分析，并结合工作任务实际制定具体、全面的控制措施。3.专业技术培训关。企业没有按照《电业安全工作规程》（GB26164.1-2010）第3.3.2条的规定，对从业人员特别是调整岗位人员进行及时全面岗位培训，工作负责人刘自平由调速班调至检修部汽机检修一班，工作范围从调速专业扩展到整个汽机专业后，专业技术培训不满足实际工作要求，其对当日作业的相关系统不熟悉，对误开真空破坏门的严重后果认识不足。4.方案编制审批关。设备部编制的《六单元热网加热器冲洗方案》，不符合“三措两案”内容要求，在冲洗工作承担方由外委变更为本企业检修部后，没有对方案中的冲洗设备、冲洗工期、安全措施等要求进行修订，并重新审批。5.技术方案落实关。《六单元热网加热器冲洗方案》没有下发到班组，设备部、检修部专业技术人员在方案审批后，没有159/210

161继续跟踪方案发布、学习、执行、落实，失去技术方案对现场作业的指导作用。检修部汽机检修一班没有按照冲洗方案“水源取自零米复水器西侧消防水管”要求进行加热器冲洗作业。6.作业区域隔离关。9号机热网加热器在12.6米层相对独立，在长时间进行热网加热器保养、冲洗作业期间，没有采取与运行区域隔离的措施，增大现场作业人身、设备安全风险。7.安全生产警示关。9号机真空破坏门处警示标志、管道名称颜色等不符合集团公司《安全设施标准》的要求，现场悬挂的“未经允许，禁止操作”牌采用A4纸黑色字体打印制成，达不到醒目的警示要求。8.运行区域管控关。发电部单元长对现场检修作业掌握不全面，巡视检查人员对9号机组运行区域12.6米平台加热器冲洗作业人员、作业设施以及机组周边的环境变化不敏感，巡视检查没有发现现场异常和检修人员扩大工作范围，对运行区域现场管控不到位。9.过程检查指导关。设备部、检修部有关管理人员对现场工作进度和作业风险不掌握，没有按照《电业安全工作规程》（GB26164.1-2010）第4.5.1条的规定，对检修现场进行及时检查，纠正违章行为，作业现场履行检查职责不到位。10.现场安全监督关。安监部管理人员对生产现场作业信息掌控不及时，没有开展现场作业安全监督，对作业现场全过程监督不到位。160/210

16211.规章制度执行关。企业反违章工作开展不深入，未贯彻落实到各级管理人员和员工，不执行安全生产规章制度、标准、要求的现象普遍存在，反违章责任未真正落实，严重违章行为没有杜绝。12.安全责任落实关。此次事件的发生，反映出企业各级有关人员的岗位安全责任没有落实到位，日常安全生产疏于管理，制度落实止于墙上不执行、责任落实止于会上不考核，领导责任、技术责任、管理责任、监督责任都未得到有效落实，没有做到安全生产可控在控。三、暴露问题（一）企业对特殊时期保证安全稳定工作重视不足在迎峰度夏保大负荷、落实集团公司贯彻中央有关决策部署视频会议精神和陈飞虎总经理要求的各级确保安全生产稳定的关键时期，没有采取严格控制现场作业、加强现场安全检查频次等强化管控的措施，未持续保持反违章力度，发生作业人员严重违章操作导致机组非停事件。（二）遵章守纪意识淡薄员工现场作业随意性大，超出工作范围，在未经运行人员同意的情况下，操作运行设备；工作负责人刘自平无视“未经允许禁止操作”警示牌，盲目对真空破坏门进行操作，反映出安全生产规章制度对员工约束力不强，员工安全意识、执行规章制度的意识尚未牢固树立，还未养成遵章守纪的良好作业行161/210

163为习惯。（三）生产技术管理薄弱1.设备部制定的《六单元热网加热器冲洗方案》（编号:2018SJ-008）2018年3月21日经过审批后，没有发至检修部汽机检修一班，班组在作业前，不知道该方案，不清楚方案中对作业流程、冲洗水源取水的系统和连接方式的要求。2.六单元热网加热器冲洗工作承担方由外委变更为本企业检修部后，没有对方案中的冲洗设备、冲洗工期、安全措施等要求进行修订，并重新审批。3.没有制定六单元热网加热器冲洗工作流程，未对该工作各阶段完成时间提出要求，汽机检修一班办理的工作票期限时间较长（从2018年4月14日至9月30日），有关部门（设备部、检修部、发电部、安监部）对工作进展不清楚，没有深入现场检查安全、技术措施的执行情况，未能发现纠正在作业过程中的违章行为，现场作业失去有效管控。（四）反违章工作开展不力2017年，河北公司提出建立“3+1”机制要求，马头热电修订了违章积分管理制度，加强了现场违章行为的管控，但各级责任主体仍然存在层层衰减现象，反违章责任未落实，工作不深入，存在盲区。1.2018年1-7月份，安监部对检修部检查发现的违章是56项，违章积分共49分；检修部对所属11个班组的自查违章积162/210

164分中，有9个班组是0分（包括汽机检修一班），只有2个班组有违章积分，检查发现的违章是12项，违章积分共9.5分；汽机检修一班只有1项自查违章（为外委人员违章），违章积分是0.5分。2.企业领导对检修部违章积分长时间处于各生产部门之首，且远远高于其他部门的现象未能给予足够重视，只是将部门主管领导列入负面清单及进行经济处罚，没有深入分析原因，未及时纠偏和采取管控措施，导致员工对规章制度缺乏敬畏之心，执行随意。3.检修部对本部门及班组反违章责任落实不力，对落实反违章机制存在理解偏差，有关要求的执行流于形式，反违章机制未发挥作用，反映出对反违章工作不重视，这是安全生产基础不牢的重要原因。（五）基础管理工作不扎实1.在持续强化“7+1+1”措施落实方面，加强班组建设力度不大，针对性不强，没有突出抓好员工安全意识和安全素质提升，提高员工安全意识和风险识别能力。班组作业前安全风险辨识流于形式，汽机检修一班班前会仅对该项目作业进行了防人身方面的安全交底，且安全交底内容与工作联系不紧密，对执行规章制度、防误动设备等方面的没有预控措施，未起到警示和提醒作用。2.企业领导未严格按规定每月参加班组班前会和班组安全163/210

165活动，个别月份存在企业领导参会未发言的现象，对班组管理缺乏有效的检查和指导。（六）安全风险辨识能力不足随着企业改革需要，近两年汽机检修进行了两次班组合并，工作负责人刘自平由调速班调至检修部汽机检修一班，工作范围从调速专业扩展到整个汽机专业，对专业知识、设备系统熟悉程度的要求越来越高，技术培训未满足实际工作要求，其对9号机真空破坏门的作用、9号机真空破坏门注水系统了解不多，对误开真空破坏门的严重后果认识不足，风险辨识能力不高。（七）汲取事故教训不深刻此次事件与大唐长山热电厂“2•25”较大事故的发生过程极为相似，都是由于检修人员未核对设备名称标识，擅自开启阀门造成的，性质极其恶劣，反映出马头热电没有认真汲取“2•25”较大事故的教训，存在“把别人的事故当故事”的问题，没有采取有效措施防止同类事件发生。（八）隐患排查治理工作不深入没有按照标准根据输送介质不同，确定不同管道外表面的刷漆颜色，如9号机真空注水管道（除盐水），10号机真空破坏门前空气管道均是是黑色，颜色不对，9、10号机真空破坏门前空气管均没有管道名称、介质流向，9号机真空破坏门处“未经允许，禁止操作”警示标志牌等都不符合要求。制度建设不完善，对于管道颜色没有明确管理部门，对现场管道上没有名称164/210

166等隐患也没有安排处理。（九）安全责任落实不到位在此次作业人员违章操作阀门导致机组非停的过程中，突破保证安全生产的多道关口，涉及到的岗位都没有发挥应有的作用，岗位安全责任不落实，生产管理“宽松软”问题突出，未得到有效整改，持续深化安全生产专项整治工作没有落实到各级岗位。（十）追责考核力度不足企业违章积分管理办法中，考核追责标准偏低，对违章者和连带责任人的惩戒力度不够，对各级人员遵章守纪的引导作用不充分。四、防范措施（一）开展安全警示教育将本次事件作为典型案例，在河北公司系统立即开展为期一个月安全警示教育活动。落实集团公司贯彻中央有关决策部署视频会议精神，以及陈飞虎总经理关于各级都要讲政治、顾大局、不分心、不懈怠、确保安全生产稳定方面不出任何问题的要求，各企业组织管理人员参加班组安全日活动，学习会议精神、领导讲话要求和“8·15”内部统计事故的通报，提高干部员工特殊时期保证安全稳定工作重要性的认识，通过剖析典型案例，汲取事故教训，增强“违章就在眼前，事故就在身边”的危机感、紧迫感，牢固树立违章就是事故、隐患就是事故的165/210

167安全工作理念，旗帜鲜明地全员反违章、除隐患，提高全员遵章守纪意识，促进员工良好作业习惯养成。（二）加强班组安全风险辨识指导在安全警示教育活动期间，企业领导班子成员、副总工程师、生产部门主任、副主任及专业管理人员要参加班组班前会，对班组开展安全风险辨识工作进行有针对性的指导。（三）开展反违章专题讨论各企业组织生产部门管理人员、生产部门组织班组长、班组长组织员工开展专题讨论，重点讨论：企业、部门、班组反违章工作存在哪些薄弱环节，如何加强企业、部门、班组反违章工作，从哪些环节（关口）可以斩断不安全事件的发生等。（四）完善反违章机制。1.河北公司制定印发《关于反违章机制建设的指导意见》，指导和规范各企业反违章工作。2.各企业组织学习《关于反违章机制建设的指导意见》，深刻理解河北公司反违章机制建设的核心和工作要求，梳理本企业反违章管理制度存在的不足，结合企业实际，修订完善、印发本企业反违章管理制度，并组织实施。（五）开展同岗位反思活动各企业领导班子成员和生产系统各级人员，特别是发电部、设备部、维护部、控制部、安全监察部管理人员都要通过学习通报，开展一次反思活动，对照通报中追责岗位的角色，反思166/210

168应该如何做好本岗位工作，怎样把好各道关口，并撰写不少于1000字的汲取事故教训手写体会，促进履责到位意识提高。企业领导班子成员的体会由安全监察部收齐后，将扫描件发至河北公司安生部邮箱；企业生产系统人员的体会由部门主任审核后，送至企业安全监察部备查。（六）排查治理同类隐患系统各企业要对照通报中“十二道失守关口”、“十项暴露问题”，举一反三，排查本企业安全生产管理各个方面存在的漏洞,深化安全生产专项大检查，对排查发现的问题要制定整改方案，限时落实整改措施，消除隐患，降低风险，确保安全生产可控在控，确保后四个月生产安全稳定，实现全年安全目标。五、责任考核依据《大唐河北发电有限公司马头热电分公司障碍、异常标准及调查统计规定》（马电制〔2018〕5号）规定，认定本次事件为一类障碍。根据《大唐河北发电有限公司马头热电分公司安全生产工作奖惩规定》考核标准，对相关部门、责任人考核如下:1.工作负责人刘某某安全意识薄弱、责任心差、麻痹大意，误开9号机真空破坏门导致机组真空低保护动作掉闸，对本次事件负有主要责任，经济处罚7000元，并下岗三个月；2.工作班班长杨某某“三讲一落实”执行不到位，危险点分析不全面，在未经运行人员允许的情况下将冲洗水泵水箱水167/210

169源接至9号机真空破坏门注水管排污门上，对本次事件负有次要责任，经济处罚4000元，并下岗一个月；3.检修部汽机专业主管王某对本专业技术管理、专业培训等工作负有直接管理责任，对本次事件负主要技术管理责任，经济处罚3000元；4.检修部汽机专业主管副主任李某某对本部门技术管理、专业培训等工作负有主要管理责任，对本次事件负技术管理责任，经济处罚3000元；5.检修部主任刘某某作为部门安全生产第一责任人，安全职责履行不到位，隐患排查落实不到位，对本次事件负主要管理责任，经济处罚3000元；6.检修部支部书记戈某某对员工的思想教育重视程度不够，按照“党政同责，一岗双责”的原则，经济处罚3000元；7.设备部点检负责人王某没有安排执行方案、对现场方案措施执行情况以及安全措施执行情况检查指导不到位，对本次事件负技术管理责任，经济处罚3000元；8.设备部主任李某某对点检管理不到位，经济处罚2000元；9.发电部主任张某某对部门制度建设有遗漏、工作票执行不彻底、重要设备关注度不够有管理责任，经济处罚2000元；10.安监部区域负责人王某某对现场控制不力，现场巡检168/210

170不到位，未能及时发现现场的违规现象，对本次事件负监督不到位责任，经济处罚1000元；11.安监部主任刘某某对本次事件负有安全监督不到位的管理责任，经济处罚2000元；12.公司总工程师吕某某作为主管生产技术领导，对本次事件负技术管理责任，经济处罚5000元；13.公司副总经理刘某作为分管安全生产工作的负责人，安全生产、隐患排查、等工作履职不到位，对本次事件负主要领导责任，经济处罚5000元；14.党委书记郭某某作为公司党委主要领导，按照“党政同责，一岗双责”的原则，经济处罚3000元；15.公司总经理秦某某作为安全生产第一责任人，对本次事件负领导责任，经济处罚3000元。169/210

171附件1：系统图真空注水排污门140真空破坏门真空油箱除盐水93791391023410321739710574297号低压加热器2726758号低压加热器116131PS127PS1067678281271078977231313298128135MM88133129114113115112110136986111611162351710855565734381341301251091046316203618583315328437141231241201055964191221211176560119凝凝66汽汽94器器118100坑99坑85303125249067403922219291696896956号低压加热器5号低压加热器828180437172704142126444950518745525354464748凝结水泵86101839号机空气、低加系统图图号9-05-6-附件2：现场冲洗取水门170/210

172附件3：影响真空相关参数曲线171/210

173安徽公司淮南洛河发电厂6号机组8.27非停事件分析一、事件经过（一）事件前运行工况2018年8月27日05时50分，6号机组负荷350MW稳定运行，BF+CCS方式，AGC投入。A、B、C、D四套制粉系统运行，其中A磨煤机煤量41t/h，B磨煤机煤量44/h，C磨煤机煤量41t/h，D磨煤机煤量49t/h，水煤比6.3，校正前总煤量175t/h，氧量4.0%左右，炉膛压力等参数正常。（二）事件详细过程2018年8月27日05时56分52秒，6号炉MFT动作，首出原因为“全炉膛火焰丧失”。机组MFT前炉膛负压从-60Pa晃动至-128Pa，就地检查锅炉底部捞渣机周围有大量的水溅出，地面有散落的焦块，判断炉膛有掉焦现象。调阅捞渣机处的历史录像，MFT发出前3秒炉底捞渣机有大量的炉底水封水溅出（见附图一、附图二）注：DCS系统与录像系统有时间差。机组MFT后炉膛负压先往正向变化至239.8Pa，后往负向变化至-1502.3Pa（见附图三中的绿色趋势线）。正常情况下机组MFT后，由于进入炉膛的风粉混合物突然消失、炉膛热负荷骤降，导致炉膛负压先下降后上升。而此次炉膛负压的异常变化，是由于焦块落入炉底水封使水大量蒸发，产生的蒸汽在机组MFT以后才使炉膛负压变正。热控人员对6号炉火检运行情况及机组跳闸前后数据进行172/210

174检查，历史数据显示：机组跳闸前，火检信号正常，炉膛压力稳定，A、B、C、D制粉系统运行正常，锅炉燃烧状况良好。05时56分50秒，D层3号、4号角有火信号消失,D层无火信号发出；A层1号、2号角有火信号消失，A层无火信号发出；C层4号角有火信号消失，05时56分51秒，C层2号角有火信号消失，C层无火信号发出；B层1号角、2号角有火信号消失，B层无火信号发出；四层燃烧器均触发无火信号，05时56分52秒，全炉膛失火焰保护动作(动作情况见附图四、附图五)。（三）结焦检查过程结焦的根本原因是熔化状态下的灰沉积在受热面上,灰的熔点是结焦的根本原因。1.运行调整方面：对炉膛氧量、受热面吹灰进行了全面检查。近一周锅炉氧量控制合适，未出现缺氧燃烧的现象（见附图六）；检查了近一周受热面吹灰执行情况，均按规定执行（见附图七）；各磨煤机一次风速、燃烧器摆角、煤粉细度的控制与以往未结焦时基本一致。2.燃烧设备状况：对炉本体、燃烧器、二次风箱全面检查，未发现异常情况。3.煤质特性：灰份软化温度＜1350℃为易结焦煤种，集控规程中明确规定6号炉入炉煤灰份变形温度＞1500℃、软化温度＞1500℃、流动温度＞1500℃。调查了事故前一个星期内入炉煤灰份熔融特性，其中襄垣高硫煤灰份变形温度1295℃、软173/210

175化温度1323℃、流动温度1360℃。8月19日入炉107吨，8月20日入炉176吨，8月21日入炉498吨，8月23日入炉877吨，8月24日入炉1034吨，8月26日入炉972吨，8月19日入炉107吨，一周内共有4697吨此煤种未经过掺配直接进入炉内燃烧(见附表八)。此煤种不仅易结焦，而且煤灰份熔融特性各项温度均严重低于集控规程规定值。二、原因分析（一）直接原因通过运行参数的变化、热控人员的检查及调取历史视频录像，判断原因为：锅炉掉焦造成A、B、C、D层部分火检信号消失，致使所有层火检均达到了“2/4火检消失”全炉膛火焰丧失的MFT条件，机组跳闸。（二）间接原因从运行调整、燃烧设备及来煤情况综合分析此次结焦的原因为：易结焦的煤种未经过合理的掺配直接进入炉内燃烧。三、暴露问题1.煤场管理部对于来煤特性及堆取管理不善，无法合理配煤。2.煤场管理部在煤质特性不明的情况下，直接入炉，没有合理配烧。3.当易结焦煤种入厂后，煤场管理部未制定合理的掺烧方案而直接配仓入炉，导致炉内结焦。174/210

176四、责任考核本次非停定性为一类障碍，责任部门：煤场管理部,根据《大唐淮南洛河发电厂全员业绩考核实施细则》（洛电制〔2016〕16号），考核如下：1.配煤掺烧负责人何俊，技术管理不到位，对本次事件负直接责任，考核1000元。2.煤场管理部主任储华山作为本部门安全生产第一责任人，部门管理不到位，对本次事件负部门管理责任，考核1000元。3.煤场管理部书记金山按照“党政同责，一岗双责”，考核1000元。4.煤场管理部副主任常亮作为本部门分管责任人，专业管理不到位，对本次事件负部门管理责任，考核800元。5.厂领导责任考核按照省公司《火电厂非计划停运事件考核办法》执行，厂长孙洪涛、党委书记陈凯、生产副厂长李长春，负管理责任，各考核16000元。6.对本次非停责任单位煤场管理部全员考核当月绩效15960元。175/210

177湖南公司株洲发电有限公司3号机组9.11非停事件分析一、事件经过（一）事件前运行工况2018年9月11日，事件发生前3号机组负荷180MW，运行方式正常，参数正常。（二）事件详细经过20:58:17，3号机组锅炉MFT、首出记忆“MFT继电器动作”。MFT后续动作正常。运行人员立即按照运行规程进行处理，严格控制机组关键参数。20:59:33，运行操作“DEH切手动”按钮，操作“GV减”按钮手动快减负荷。21:00:45，40MW负荷左右，运行人员操作“GV增”按钮，调门无反应。切换DEH手动、自动方式操作均无效。检查机组振动、大轴偏心、发电机定子铁芯、定子及转子绕组温度、低压缸排汽温度无明显变化，就地发电机、碳刷温度正常，无异常声音。21:14，热控人员赶至集控室开展事故分析及现场处置，发现DCS系统状态一览中DCS2柜B面8板(DO卡)报警，其余DCS自检正常。21:43，经省调调度员同意，手动打闸、解列。22:13，热控人员根据与GE公司、湖南电科院及大唐华中院等单位技术人员的沟通结果，更换故障卡件，报警消除。176/210

17822:27，汽机转速到零，参数正常。12日00:00至03:30，热控、电控等专业人员对MFT硬继电器柜中的交、直流接触器（扩展继电器）外观、触点可靠性和绝缘状况、电源品质、热工电缆绝缘、DCS卡件通道等关键环节进行了一系列的排查、测试和验证，均未发现异常情况。03:50，热控人员对实现MFT保护逻辑的6/26号DPU进行重启，DPU跟踪正常。04:15，3号炉点火。恢复中，低压旁路电动门故障至07:15处理好。09:40，3号机组重新并网。二、原因分析（一）直接原因DCS2柜B面8板(DO卡)故障,汽机调门切手动后，调门无法开启，造成机组被迫解列，是本次事件的直接原因。MFT发生后，运行人员通过“DEH切手动”进行机组快减负荷操作。图1DEH切手动界面图2DEH阀门后备操作按钮组态177/210

179图3DEH阀门VPC端子板20:59:33，运行操作“DEH切手动”，DEH逻辑读取的伺服卡“钥匙自动位”信号由1变为0，表示伺服卡操作权限由DEH系统转交给了手动指令信号。之后操作“GV减”命令，汽轮机关门过程正常。21:00:45之后，运行开始尝试发“GV增”命令，但是汽轮机调门已经无响应。图4DEH切手动操作记录1178/210

180图5DEH切手动操作记录2运行尝试将“DEH切手动”切除，但是“钥匙自动位”仍然为0，表示伺服卡操作权限未能转回DEH控制系统。热控人员在现场检查发现DCS2柜B面8板(DO卡)系统报警，而该板就是“DEH切手动”、“GV增”、“GV减”所在DO输出板，停机之后，通过更换该卡件，DEH系统恢复正常。图6DCS2柜B面8板(DO卡)报警华中院技术专家判断，从处理过程和结果来看，DCS2柜B179/210

181面8板(DO卡)故障导致DEH伺服卡系统控制权丢失；深层次原因则是控制方案选择问题，汽机快减负荷应当在DEH自动模式下，通过操作快速减小总阀位指令来关闭调门，而不应直接将伺服卡切到手动去操作，这种方式是极端情况的后备操作手段。（二）间接原因1.3号机组MFT硬跳闸柜信号异常，造成MFT保护误动锅炉灭火，是本次事件的间接原因。排查MFT动作前后15分钟内的报警记录和SOE记录，发现MFT动作前后无异常报警，且只有MFT动作结果的记录，并无其他触发MFT条件的信号发生。（1）“MFT继电器动作”首出逻辑具有高可信度。图7MFT动作前后报警记录180/210

182图8MFT动作前后SOE记录图9MFT动作前后历史记录历史记录表明，20:58:17，MFT动作，首出记录为“MFT继电器动作”（Y06P102显示16通道动作，即HARDMFT表征的硬跳闸柜动作）；0.5秒后，“MFT继电器动作”（HARDMFT）及其他重要MFT硬跳闸柜输入和输出信号均动作。MFT主保护逻辑页面扫描周期为50ms，首出显示为“MFT继电器动作”，XDPS-400保护和首出逻辑采用FIRST算法块同步181/210

183实现;而历史记录采样周期仅为0.5s，不足以用历史记录中的排序证明MFT硬跳闸柜动作滞后于MFT主保护。后续进行了十余次不同类型的“硬跳闸柜动作触发MFT”试验，对SOE和历史记录进行了比较和验证，结果表明：“硬跳闸柜动作”快于MFT动作250ms,但因历史记录采集和记录精度只有0.5s，历史记录的试验结果没有一次能够准确还原实际动作时序。首出逻辑因其高分辨率和准确性而具有高可信度。图10硬跳闸柜动作触发MFT试验SOE记录（2）首出信号“MFT继电器动作”具有唯一性机组MFT动作条件共16项，将每项保护触发条件与“MFT动作”进行对比分析后，同步触发MFT可能性最大的保护项目为“两台一次风机跳闸”；除“MFT继电器动作”条件外，其他所有触发MFT动作的信号均进入SOE记录；在MFT动作前后，并没有发现“一次风机全停”等保护信号动作的SOE记录。检查“一次风机全停”保护的组态方式为“有磨组运行且两台一182/210

184次风机全停”；故障前机组主要参数稳定，两台一次风机和A、B、C三台磨组均运行；MFT动作时直接跳闸所有运行磨组和两台一次风机,该保护项目不具备先于MFT动作的条件，故SOE没有相应记录。后续试验证明SOE信号通道均正常，因而排除“一次风机全停”同步触发MFT的可能。综上，判定“MFT继电器动作”是造成锅炉MFT的首个触发条件。（3）造成MFT硬继电器柜误动的因素“MFT继电器动作”（HARDMFT）表征MFT硬继电器柜动作。新华公司XDPS-400系统早期的MFT硬跳闸柜设计为带电动作，包括直流和交流两个跳闸回路。触发“MFT继电器动作”的条件有：（1）MFT软逻辑来MFT1、MFT2、MFT3、MFT4四路跳闸硬继电器柜信号，四取一动作；（2）手动按钮（双NO接点串联，两按钮同时按下触发）；（3）四路DCS电源柜电源丧失（双NC接点串联，两路电源均失去触发），四取一动作。MFT硬跳闸柜与MFT软逻辑之间存在“互跳”关系。“MFT继电器动作”（HARDMFT）取自硬跳闸柜直流接触器R2和交流接触器R12的双NO接点并联，二取一动作，MFT软逻辑侧为防止死锁设置有15秒脉冲。MFT软逻辑通过MFT1～MFT4四路跳闸信号直接动作MFT硬跳闸柜。183/210

185图11MFT硬跳闸柜（继电器柜）原理图由于MFT硬跳闸柜普遍缺少监测手段，从其结构、回路并结合试验结果分析，造成“MFT继电器动作”误动的因素，主要有四个方面：①MFT软逻辑指令输出继电器（MFT1～MFT4）误动；②MFT硬跳闸柜内接触器误动；③“MFT继电器动作”信号（HARDMFT）误动；④手动按钮或DCS电源监视继电器误动。针对上述可能的因素，先后开展了如下排查工作。（1）检查MFT软逻辑指令输出继电器外观正常，热工电缆绝缘正常，对应DO卡件无报警，卡内其他DO通道信号无异常。表1MFT动作输出指令继电器检验结果名称MFT1MFT2MFT3MFT4项目接点外观良好良好良好良好线圈阻值R/Ω607609600589184/210

186动作电压Ud/V14141414动作电压U返/V4444结论合格合格合格合格（2）检查和测量MFT硬跳闸柜内所有接触器线圈电阻正常，接点正常，外观正常；柜内接线牢固可靠，无异常；接地装置正常；柜内交、直流电源品质正常。通过实际动作试验，表明接触器功能正常。表2MFT硬跳闸柜内接触器检验结果名称线圈阻值R接点情况项目并联R1～R8623Ω良好直流接触器R95.24kΩ良好R105.32kΩ良好并联R11～R1863.7Ω良好交流接触器R19507Ω良好R20531Ω良好（3）“MFT继电器动作”信号（HARDMFT），检查所在DI卡无报警，卡内信号无异常，热工电缆绝缘正常。（4）检查手动按钮接点正常，实际动作试验结果正常；电源监视继电器线圈电阻正常，接点正常，外观正常；柜内接线牢固可靠，无异常；柜内电源品质检查正常。表3DCS机柜电源监视继电器检验结果名称DCS2柜DCS3柜DCS6柜COM7柜项目（锅炉侧）（汽机侧）（工程师站）（公用系统）线圈阻值继电器16.156.136.146.13R/kΩ185/210

187外观良好良好良好良好线圈阻值6.156.066.166.14继电器2R/kΩ外观良好良好良好良好（5）在DCS机柜中，发现存在DO输出继电器指示灯微亮闪烁现象，更换DO卡件后该异常消失，卡件因素造成DO继电器误发指令的可能性较大。图12DO输出继电器异常发信2.热控人员处理DCS系统故障的技能不足，是本次事件的间接原因。3.MFT硬跳闸柜早期设计方案的防误动措施考虑不足，是本次事件的重要原因。三、暴露问题（一）管理问题1.未严格落实公司《安全生产专项行动方案》，对降非停工作重视程度不够，降非停措施不到位。186/210

1882.热工专项提升活动开展不扎实，有关生产部门及领导对机组DCS系统设备老化、维护不足存在的风险认识不足，对异常情况下可能导致事故扩大的风险辨识不到位。3.隐患排查不到位，风险评估不够深入，DCS系统运行年限久，针对隐蔽的背板、插槽排查不到位。4.检修管理不到位，在机组计划性检修期间，MFT硬跳闸回路的接线端子检查、紧固、测试等开展组织不到位。5.培训工作不到位，针对DCS系统卡件安装工艺特点的技术培训有待加强。6.加强技术管理工作不到位，运行规程修编不及时、不到位。7.缺陷管理不到位，DCS2柜B面8板(DO卡)上午9点发出故障信号后，没有得到及时处理。8.生产现场管理不到位，锅炉重新点火后，低压旁路电动门缺陷处理3小时，期间未做熄火、保温保压处理。（二）技术问题1.集控运行人员处理事故汽机快减负荷时，习惯通过“DEH切手动”完成，操作方式较为单一，存在隐患。2.未按新规定、要求，及时完善MFT保护动作时停炉不停机控制策略，一直停留在老的技术层面。3.触发MFT动作的“MFT继电器动作”信号、MFT信号未纳入SOE，不利于异常分析。187/210

1894.MFT硬跳闸柜缺少监测手段，早期设计方案的防误动措施考虑不足，不利于在装置故障后快速进行事故分析。5.DCS2柜B面8板(DO卡)上午9点发出故障信号，未集中在热机主光字牌页面显示，不能给予运行人员明显提示。四、防范措施1.利用3号机组B级检修机会，深入检查3号机组DCS2柜B面8板(DO卡)的插槽、背板、电缆情况。2.利用机组检修机会，将MFT指令送硬跳闸柜四取一单点保护改为（MFT1与MFT3）或（MFT2与MFT4）。同时更换MFT指令输出继电器所对应的DO卡。3.取消HARDMFT信号DI通道动作MFT单点反跳逻辑，MFT硬跳闸柜动作接点信号按交、直流回路分别送SOE，并增加MFT动作结果SOE记录。4.取消直接串入硬跳闸柜保护的四路DCS电源柜电源丧失触发MFT硬跳闸柜动作接线，降低保护误动风险，并将电源监视信号引入DCS。5.在热机主光字牌页面，增加DCS系统卡件故障报警。6.定期进行MFT硬跳闸柜维护和试验。7.分析机组快减负荷控制策略，完善相关组态逻辑。8.控制系统中DEH减负荷控制策略优化后，及时修改运行规程相应内容。9.充分依托华中院技术力量，讨论机组MFT动作时的停炉188/210

190不停机控制策略优化可行性，并制定方案，具备条件时进行技改。10.以DCS系统卡件维护、安装和指标测试为重点，加强员工技能培训，提高系统维护质量。11.落实公司《安全生产专项行动方案》，强化降非停工作管理，对涉及控制系统的设备缺陷，应直接报告本专业专责及以上人员，严格落实消缺的及时性，暂时不能完成整改的，应制定相关控制措施，严格落实督办人员责任。12.继续深化热工专项提升活动，进一步增强“靠保护要安全”的理念，对照集团公司《火力发电隐患排查治理手册》，深入开展隐患排查，降低现场安全风险，提升设备可靠性。13.提升节能管理意识，制定机组启停、异常和事故处理等特殊条件下节能措施。五、责任考核根据中国大唐集团公司企业标准Q/CDT0100003—2011《电力生产障碍标准》2.1.2条规定：“发电机组、35～220kV输变电主设备被迫停运、非计划检修或停止备用，尚未构成事故者”，3号机组跳闸定性为设备一类障碍。根据《大唐华银株洲发电有限公司安全工作奖惩标准》（大唐华银株制〔2016〕10号）4.3.2条规定，对相关责任人、责任部门考核如下：1.主要责任部门：控制部，人均扣奖200元，共考核9800189/210

191元。2.3号机组炉侧DCS系统设备主人吴贤良，履行设备隐患排查治理不到位，负主要责任，考核1200元。3.控制部热控专责朱砂，作为技术管理责任人，指导班组隐患排查管理不到位，负技术责任，考核800元。4.控制部副主任陶丛伟，分管热控专业，热工专项提升工作不到位，负管理责任，考核800元。5.控制部主任贺鹰，作为部门安全第一责任人，负直接领导责任，考核800元。6.副总工程师兼设备管理部主任熊文明，负责检修管理，对热工控制系统隐患排查治理不到位，负直接领导责任，考核400元。7.生产副总经理王飞，具体负责本公司降非停工作，负领导责任，由华银公司进行考核。190/210

192河南公司首阳山发电有限公司4号机组9.11非停事件分析一、事件经过（一）事故前工况2018年09月11日22:52，4号机组负荷216MW，B、C、D磨煤机运行，总煤量91吨，主汽压力15.48MPa。两台引风机运行，炉膛负压自动；两台一次风机运行，风压在自动控制方式；两台送风机运行，机组运行参数均正常。（二）事故详细经过2018年09月11日22时52分48秒，二期集控室4号机组BTG盘同时发出多个光字牌报警，分别为“定子接地跳闸”、“发变组保护装置异常”、“发变组保护装置异常”、“4A/4BBZT动作”、“汽机跳闸”、“一次风机A跳闸”、“一次风机B跳闸”、“主燃料跳闸”、“磨煤机B(C、D)跳闸”；查看4号发变组解列，汽轮机跳闸，锅炉灭火。控制员翻看保护动作首出为“发电机故障”，汇报值长，立即执行单机故障跳闸处理预案。开启主汽至轴封供汽门，开启高旁前疏水门，打开高旁电动门，用高旁带高压辅汽系统，调整辅汽至轴封压力正常后，关闭主汽至轴封供汽门。同时，完成机组停运相关工作。发电机定子接地保护动作，４号机组跳闸后，值长立即汇报发电部部长及公司领导。并向河南公司和集团公司调度中心汇报机组跳闸情况。事件发生后，各级人员立即赶赴现场，组织排查分析，根191/210

193据现场６.5米水迹情况，判断发电机定子接地原因可能为出线箱进水所致，随即办理工作票，将发变组解备做安措，进行检查。对发电机三相出线箱解体检查，Ｂ相出线箱盘式绝缘子积水清理烘干，Ａ、Ｃ相检查正常。12日05:30检修工作结束，机组开始恢复启动，07:20机组定速后，做发电机手动零起升压试验正常，08:35４号机组并网正常运行。二、事故发生后检查情况1.就地检查发现4号发电机底部B相出线箱处向地面滴水，4号发电机端部B相出线箱内有进水痕迹，4号发电机氢冷器排空气门处现场检查，发现励端氢冷器放空气门漏斗处地面有水印。图1:发电机励端氢冷器排空气门图2:发电机底部外壳水渍(白色)发电机三相出线箱解体后，发现Ｂ相盘式绝缘子内有积水，Ａ、Ｃ相盘式绝缘子正常。192/210

194图３:发电机Ｂ相出线箱盘式绝缘子有１厘米深积水2.查看发变组保护动作报告，22:52:46定子接地保护动作。发电机机端A、B、C三相电压分别为66.73V、51.43V、56.43V。发电机A、B、C三相电流分别为2.17A、2.17A、2.18A；中性点零序电压为19.8V，机端零序电压为16.07V，均高于保护定值15V（以上电气数据均为二次值），发变组保护正确动作。图４:发电机保护装置动作报告193/210

1953.查看4号机故障录波器录波报告，发电机故障录波器录波结果与发变组保护动作记录一致。图５:发电机故障录波报告4.查看热工事故追忆，保护动作均正常。图６:4号机组ETS首出截图194/210

196图７:4号机组SOE报告5.运行操作情况：9月11日巡检员梁学峰执行班中巡回检查，22:33就地检查4号发电机时，发现发电机热风温度60.2℃，较正常运行偏高，为排查发电机氢冷器是否有空气，打开发电机氢冷器排空气门，见有少量空气排出,接着又到6.5米检查发电机氢冷器冷却水回水门状态，未见异常。检查完毕后又返回13米观察氢冷器排空气情况，发现接水漏斗向外溅水，漏至发电机运转平台,立即关闭排空气门。22:42左右，回到集控室向值长曹俊茂汇报了4号发电机风温偏高和氢冷器排空气情况。发电机风温偏高原因：应3号机组B级检修循环水池清淤工作的前期准备要求，关闭辅机冷却水回水至3号机循环水池手动门，对4号机组发电机冷却水回水量有影响,见附图８。195/210

197图８.二期辅机冷却水回水至3、4机循环水池系统图三、原因分析（一）直接原因1.发电机B相出线箱进水，导致定子接地保护动作，是4号发电机定子接地跳闸的直接原因。2.巡检员在打开4号发电机氢冷器排空气门进行排气检查过程中，没有一直在排空气门处监视排气情况，没有根据气水排出情况及时关闭排空气门，导致排空气过程中励端漏斗溅水到漏斗外部，又沿发电机下外壳流入B相出线箱，导致B相接地，是本次事件的主要原因。3.设备部电气专业没有按照河南公司下发的防止发电机出线箱进水的措施进行排查整改,是导致本次发电机氢冷器排空气门排水溅出漏斗流入发电机B相出线箱导致其定子接地保护动作跳机的又一个主要原因。四、暴露问题（一）生产管理存在漏洞。从生产领导到部门主任及各级人员对４号机组单机安全运196/210

198行的敏感性差，岗位风险辨识及防控存在差距，制度和责任落实不到位。单机保电措施中没有明确主要参数异常时汇报、操作和处置流程；巡检员操作发电机氢冷器排空气门时没有及时汇报班长和值长，值长对关键环节和现场操作的管控不到位。（二）技术培训及技术管理不到位。日常技术培训开展不扎实，技术管理工作存在薄弱环节。值长及运行人员存在重主轻辅现象，对附属设备及公用系统不熟悉，异常参数分析不认真、不深入，风险辨识能力不足，导致处置方法失控。（三）安全生产双重预防机制落实不到位。一是风险辨识不到位，各级人员对发电机氢冷器排空气过程中漏斗溅水可能导致的严重后果辨识不全面。二是隐患排查治理不深入，虽然开展了日常隐患排查，但对发电机周边环境各种原因导致的漏水因素考虑不全，特别是氢冷器排气到发电机出线箱进水会导致定子接地跳机的隐患长期未发现。三是发电机氢冷器排空气管道及漏斗设计存在安全隐患。发电机氢冷器排空气门接水漏斗和发电机本体紧密接触，一旦有水溅出漏斗后，存在直接顺着漏斗排水管外壁流入发电机外壳最底部汇集，滴落流入发电机出线箱内部的风险。（四）“两防”管理开展不到位，标准不高。对曾经发生的类似发电机出线箱进水非停事件，吸取教训197/210

199不深刻，没有进行举一反三全面排查整改，消除隐患。（五）运行管理存在漏洞。发电部领导及管理人员参加班前会、班后会和安全活动日过程中，对单机保电措施的宣贯学习流于形式，督促检查、落实考核不到位；运行人员执行存在偏差，值长、班长对参数出现异常不敏感，组织分析不到位，应急处置能力欠缺。五、防范措施（一）以秋季安全生产大检查为契机，开展安全生产大讨论，落实责任，堵塞生产管理漏洞。１.针对此次非停事件开展全员反思活动，提高各级人员安全生产的敏感性。2.补充完善单机保电措施，明确主要参数异常时汇报、操作和处置流程；规范各级人员的作业行为。3.完善日常巡检过程中异常处理及汇报制度,规范排空气门操作流程并严格执行。４.加强值长管理，严格落实公司《安全生产调度管理奖惩办法》，提高值长对关键环节和现场操作的管控能力。（二）加强技术管理，强化日常技术培训工作，提高现场人员操作技术水平。１.组织收集附属系统导致机组非停的事故案例，全员学习讨论，吸取教训，提高全员对附属系统重要性的认识。２.对现有运行人员的技术能力进行评估，查找薄弱环节，198/210

200开展有针对性的技术培训，通过规程考试、默画系统图和手写操作票等方式，提高全员技术水平和风险防控能力。３.开展有针对性的仿真培训，逐步提高运行人员异常处置能力。（三）到位做实安全生产双重预防机制。１.公司各部门重新梳理完善《岗位风险辨识清单》，组织学习，提高各级人员的风险辨识和应急处置能力。２.持续开展查除保专项行动，对发电机出线箱、封闭母线和厂用电共箱母线进行隐患排查治理，提高设备可靠性。针对发电机本体与运行平台周边缝隙制定封堵方案，从根本上消除此类安全隐患。３.对电气、热工设备及控制柜周边的排空气门和放水门进行排查，对存在安全风险的阀门处设置操作警示牌。（四）加强“两防”管理工作，落实河南公司下发的“两防”文件管理要求，深刻吸取系统内外不安全事件教训，认真开展专项隐患排查治理，杜绝类似事件重复发生。（五）加强运行安全管理，持续提升运行管控水平。1.立即组织发电部全体人员学习《大唐洛阳首阳山发电有限公司安全生产运行管理规定》，严格执行班前会、班后会和安全活动日制度，对布置的工作及管理要求进行闭环管控。２.严格落实“两票三制”、“三讲一落实”、“安全生产责任制”等有关要求，结合现场实际，完善单机运行保电措施，并199/210

201逐条落实到责任人，确保措施落实到位。六、责任认定及考核。按照《大唐洛阳首阳山发电有限责任公司电力安全生产事故（事件）调查规程》第4.4.1条规定，此次事件造成4号发电机组被迫停运，定性为责任一类障碍，按照《大唐洛阳首阳山发电有限责任公司安全生产工作奖惩细则》，按照“一案双查”要求，对相关责任单位和责任人进行考核如下:1.发电部运行四值巡检员梁学峰，对此次事件负主要责任，给予下岗3个月处理。2.对发电部运行四值当班值长曹俊茂，给予下岗1个月处理。3.对发电部运行四值当班班长班长王晓军，给予经济处罚800元。4.发电部汽机专业主管王玉波，负专业技术管理责任，给予经济处罚800元。5.设备部电气专业高管陈飞，负设备技术管理责任，给予经济处罚800元。6.设备部分管部长韩亚军，负设备管理责任，给予经济处罚800元。7.发电部分管副部长孙俊卿，负直接管理责任，给予经济处罚1000元。8.发电部部长杨宏亮，负部门领导责任，给予经济处罚1000200/210

202元。9.公司总工程师谢文辉，技术管理不到位，负有技术领导责任，给予经济处罚1000元。10.公司生产副总经理张永智，生产管理不到位，负有领导责任，给予经济处罚1000元。11.取消责任者及责任者所在班组、部门年度所有评先资。201/210

203河南公司信阳发电有限公司3号机组9.13非停事件分析一、事件前运行工况2018年09月13日16：35，3号机组负荷360MW，协调运行方式，总煤量185t/h，给水流量1038t/h，水煤比5.4，主汽压17.32MPa，主汽温607℃，A、B、D、F制粉系统运行。二、事件经过2018年09月13日15：42，许可日计划检修工作，过热器减温水退出运行。16：39：44，机组负荷363MW，总煤量193t/h，启动C制粉系统运行。16：44：00，升负荷至381MW，总煤量198t/h，给水流量1101t/h，主汽温度608℃，因为缺少减温水调整手段，运行人员将给水切为手动，锅炉主控切手动，燃料主控在自动方式。运行人员将给水流量由1101t/h逐渐增加。手动减煤量，总煤量由198t/h逐渐下降。16：47：22，给水流量加至1251t/h，总煤量降至182t/h，主汽温上升至620℃。16：48：30，主汽温由620℃开始下降，立即手动增加总煤量至220t/h，锅炉水冷壁出口温度由370℃持续上涨。16：48：26，运行人员减小给水流量，给水流量由1251t/h开始减小。16：51：39，主汽温下降至599℃，锅炉水冷壁出口温度上202/210

204涨至375.8℃。16：52：37，检查主汽温持续下降，手动将C给煤机煤量由23t/h增加至30t/h。16：54：16，给水流量降至1161t/h。16：54：17，主汽温度测点1降至567℃，主汽温度测点2降至574℃，主汽温度测点3降至570℃，3号机组跳闸，汽轮机跳闸，发电机、锅炉联锁动作均正常。查DCS首出“汽轮机跳闸”，查ETS机柜“DEH跳闸”报警，满足DCS逻辑“主汽温10min内温降超过50℃””三取二动作条件，“汽轮机防进水”保护动作。经判明跳闸原因和检查确认机组无异常后，3号机组于9月13日21：23恢复并网运行。三、原因分析（一）直接原因1.运行人员在过热器减温水退出检修期间，调整机组负荷和制粉系统运行方式时，对主汽温调整不当，导致水煤比失调，主汽温快速下降，汽轮机防进水保护动作，是造成本次机组跳闸的直接原因。（二）间接原因1.3号炉过热器A侧二级减温水调门门杆漏汽检修，过热器减温水退出运行，仅能通过水煤比调整给水流量与总煤量，主汽温失去重要调整手段是本次机组跳闸的间接原因。203/210

20516：36：44至16：47：43期间，运行人员在3号机组升负荷期间,启动C制粉系统运行，主汽温快速升至620℃，运行人员将给水切手动，锅炉主控切手动，快速增水减煤，给水流量由1101t/h增加至1251t/h，增加给水流量150t/h，总煤量由198t/h减少至182t/h，总煤量降低16t/h。16：48：00至16：54：52期间，主汽温快速下降过程中，运行人员快速增煤减水，总煤量由182t/h增加至220t/h，增加总煤量38t/h，给水流量由1251t/h减少到1161t/h，减少给水流量90t/h。当机组升负荷时运行人员未考虑启动上层制粉系统对屏过汽温的影响，启动C磨后火焰中心上移，屏过辐射热增加，高过出口汽温快速上升，运行人员增水减煤控制主汽温下降。当主汽温降低过程中，运行人员减水幅度不够，同时增加的燃料对汽温的影响存在滞后性，未起到快速提高主汽温的作用，主汽温10min内温降50℃，“汽轮机防进水”保护动作，机组跳闸。四、暴露问题1.运行风险防范措施落实不到位，经验欠缺。针对过热器减温水退出检修，班前会开展了“三讲一落实”，分析了汽温变化的风险，学习了减温水退出运行的措施。由于调度令快速加100MW负荷，运行人员对3号机组加负荷操作，运行人员没有严格执行措施中尽量保持负荷稳定的要求。运行人员在加负荷操作过程中虽然明确了参数调整人员分204/210

206工，但在操作过程中，汽温升高增水减煤和汽温下降减水增煤调整幅度不匹配，导致汽温下降太快，造成防进水保护动作，机组跳闸。2.日计划策划不严密，专业管理不到位。针对减温水退出检修工作制定了运行措施，但措施没有细化负荷和制粉系统调整的措施，也没有明确要求运行方式变化前汇报。3.机组重要系统退出期间未进行全程监护。该项工作开展前，锅炉运行高管到场监护运行调整及安措布置，在机组各项参数稳定后，减温水系统未恢复、机组加负荷前，因其他工作离开现场，未做到全程监护。4.设备管理存在漏洞。3号炉过热器A侧二级减温水调门检修时因前后电动门无法隔离严密，导致过热器减温水被迫退出。五、防范措施1.立即组织发电部运行人员对此次非停事件暴露出的问题进行讨论反思，举一反三开展安全专项学习。2.提高日计划管控水平，加强运行人员安全风险辨识能力及安全风险防控措施的执行力。在未接收到相关防范措施的情况下，不允许运行人员开展重要检修隔离及调整措施。当机组运行与相关措施要求发生冲突、需要改变运行方式时，值长要按照日计划要求汇报公司领导和有关部门，采取有效措施后方可开展相关操作。3.加强日计划的动态监督指导。在机组重要系统设备退出205/210

207运行期间，管理人员必须到现场对运行人员操作调整进行全过程监督指导，不得因其他工作离开现场。4.加强重要辅机或系统退出运行期间措施修编。根据机组不同负荷及运行工况，制定详细具体的措施，并在措施中明确对主要参数的运行操作要求。5.加强运行人员技术培训。针对此次异常中运行人员暴露的问题，开展有针对性的仿真机培训，提高运行人员的事故处理能力。6.加强设备管理，提高设备可靠性，以阀门零泄漏为目标开展阀门泄漏治理工作。利用机组停备检修机会，对锅炉过热器一、二减温水调门前后电动门进行治理。7.完善热工逻辑。热工专业增加机组主蒸汽10min温降大于30℃光字牌报警。六、责任考核根据大唐集团公司《电力生产设备障碍标准》、公司《安全生产管理标准》和《安全生产奖惩管理标准》，按照“四不放过”的原则，对3号机组“9.13”机组停运事件进行了分析，查明了事件原因，认定该事件为一类障碍。(一)责任部门认定发电部当值运行人员对机组运行调整不当，造成主汽温10min内温降超过50℃，汽轮机防进水保护动作，机组跳闸。认定为发电部负主要责任，设备管理部对锅炉减温水系统设备206/210

208维护不到位，认定为设备管理部负次要责任。(二)对相关责任的处罚按照公司《安全生产奖惩管理标准》5.4.6条、第a)-f)款，按照运行人员误操作规定对有关班组和责任人处罚如下：1.扣除发电部当月零障碍全部基础绩效，扣除五值二期当月基本奖金额度的50%。2.发电部值长梁彦海，作为当值值长，为此次事件的值班第一责任人,给予处罚2000元，下岗1个月处理。3.发电部机组长周新成，作为当值机组长，为此次事件的主要责任人,给予处罚2000元，下岗1个月处理。4.发电部锅炉高管曹焱，作为锅炉运行专业管理人员，对此次事件负技术管理责任，给予处罚500元。5.发电部副部长周立国，作为锅炉运行分管主任，对此次事件负管理责任，给予处罚500元。6.发电部部长孙俊，作为发电部第一责任人，对此次事件负管理责任，给予处罚500元。7.发电部支部副书记蔡俊，作为发电部党支部负责人，按照“党政同责、一岗双责”要求，给予处罚500元。8.设备管理部锅炉专业点检员杨国强，作为锅炉点检员，为此次事件负间接责任，给予处罚500元。9.设备管理部锅炉专业点检长于宏英，作为锅炉专业负责人，对此次事件负管理责任，给予处罚300元。207/210

20910.设备管理部主任工程师吴刚，分管锅炉专业，对此次事件负管理责任，给予处罚300元。11.设备管理部主任朱斌，作为设备管理部第一责任人，对此次事件负管理责任，给予处罚300元。12.设备管理部支部书记奚奇峰，作为设备管理部党支部责任人，按照“党政同责、一岗双责”要求，给予处罚300元。13.公司总工程师陈星，对此次事件负领导责任，给予处罚1000元。14.公司生产副总经理李红平，对此次事件负领导责任，给予处罚800元。208/210