国产600MW机常见事故分析资料
600MW机组事故报告
＃1机组因主蒸汽温度低跳机事件发生前状态#1机组运行正常，负荷440MW，A/B汽泵运行自动调节，给水主控自动退出。
主给水流量1270t/h，单台汽泵流量680t/h，主蒸汽温度566℃，主蒸汽流量1200t/h。
事件经过02:19监盘发现#1炉储水罐压力测点快速上升，无波动，焓值控制器及焓值修正H自动切换为手动，给水流量快速下降，过热度急剧升高，监盘人员快速手动调整给水流量，将过热度控制在20～30℃之间；联系热工检查后告测量管冻，焓值控制器及焓值修正H无法投自动，给水流量通过给水主控手动调整；03:36监盘发现#1炉主给水流量测点1突变到-17t/h，联系网控屏蔽给水流量低、极低保护，同时联系热工检查后告测点上冻导致。
6:43:08#1炉主给水流量测点2突变至-15t/h，在给水流量下降的过程中，给水主控要求汽泵出力增加，由原来的5126r/min开始上升至5205r/min稳定在5400r/min。
6:43:10 汽泵流量偏置大，造成在6:43:19时汽泵给水调节自动退出“自动”，给水泵退出遥控MEH本地控制，此时锅炉给水信号选择的流量降至-14.3t/h，给水主控被强制350t/h最小流量，负荷447MW，主蒸汽温度565℃，主给水流量测点3点1322.4t/h。
6:45:04 负荷448MW，主蒸汽温度560℃，主给水流量测点3点1580t/h，汽泵转速5400r/min，投入锅炉遥控。
6:45:10 投入汽泵给水调节自动，低调阀开度由63.8%突然增大汽泵转速增加，主给水流量测点3增加；6:45:50退出汽泵给水调节自动，手动调节汽泵出力，到6:46:16负荷445MW，主蒸汽流量1326t/h，主给水流量测点3点1854.7t/h，主蒸汽温度552.8℃，汽泵转速5700.3r/min，低调阀开度89.34%，高调阀开度46%。
锅炉大量进水，主汽温度急剧降低，6:50主汽温度突降至474℃，因“主蒸汽温度低”汽机跳闸，联跳锅炉电气动作。
600MW发电机事故实例分析及防范
600MW发电机事故实例分析及防范1.概况某电厂5号、6号机是上海汽轮发电机公司生产的QSFN-600-2型发电机。
5号机于2007年9月14日和10月11日相继2次发生定子线棒相引线接头处烧毁事故。
2.第1次事故5号发电机于2007年9月2日22: 48第一次并网，事故发生前的最后一次并网时间为9月12日19:12，9月13日15:12升至600MW。
9月14日19:05:39，发电机定子冷水进口压力突然升高，由0.3MPa跃升至0.44MPa，几乎同时发电机定子冷水进口流量突然降低，由104.3t/h突降至89.9t/h。
19:05:45，发变组保护第一套和第二套装置发电机定子接地报警信号发出。
19:05:47，5号机跳闸，当时负荷620MW，跳闸信号为7号瓦振动大（254um）。
9月23日转子抽出，检查情况如下：定子励侧11号槽（C相中性点相引线处）上层线棒水盒处熔断。
定子励侧10号槽上层线棒绝缘套破损，并有局部灼伤痕迹，发现励端定子总进水管内6点钟位置留有约φ170mm的耐油橡胶纸板。
内窥镜检查发现有18根线棒励侧水盒内有异物堵塞，堵塞物为11号槽上层线棒铜熔化后的铜颗粒。
现场更换10、11槽两根上层线棒。
线棒内的堵塞物经压缩空气和高压氮气吹扫清除干净，并通过单根线棒水流量试验。
定子正反冲洗后，进行热水流试验并合格。
图1 励端定子总进水管发现的φ170mm耐油橡胶纸板10月1日，完成整体水压试验。
10月2日完成手包绝缘工作及定子端部固有频率测试和模态分析、手包绝缘电位外移检查、直流耐压、交流耐压等，10月2日晚发电机开始回装。
3.第2次事故9.14事故抢修完成后，5号发电机于10月7日20:08并网。
事故发生前从10月9日3:41最后一次并网，15:04升至600MW，运行至18:37满负荷跳闸。
10月11日18:37:50励磁系统总报警，18:37:51转子接地报警，18:37:51定子接地保护动作跳闸。
国产600MW机组满负荷高加解列事故分析及应对策略
由于 高加 加热 汽源 取 自汽轮 机各 级 抽汽 ，高加汽 侧 水位 高 会 列 ，、、 段 抽 汽将 进 入 中 、 １２ ３ 低压 缸做 功 ， 因此 高加 解列 后 ， 不 及 若 引起 汽机 进 水导 致损 毁汽 轮机 的危 险 ，引起 高加 水位 高 的 可能 原 时 调 节 ， 组 负荷 将 会 大幅 上 升 （ ６ Ｍｗ ， 台高 加 占 １３ ， 机 约 ０ 每 ／ ） 本 因 ： １水 位 变送 器 数 值指 示 输 出错 误 ； ２ 高加 安全 门误 动 ， 生 次 ＃ 机 组 高 加解 列 ， 图 １曲线 ７ 负 荷） 示 ， 组 负 荷 １ ：８ （） （ ） 产 ｌ 如 （ 所 机 Ｏ０ ： 虚假 水位 ； ３ 高加 疏 水 门卡 涩 ， 位 自动 控 制 失灵 ； ４ 高加 水侧 ２ 最 高达 到 ６ １ （） 水 （） ８ ７ Ｍｗ， 到汽 轮机 组 的极 限工 况 ， 时汽轮 机 的 动 达 此 破管 ， 量高压 给水 进入 汽侧 。 大 静 间隙 、 力 瓦 、 向位 移 承 受极 大 的工 作 负 荷 ， 推 轴 极大 地 威 胁汽 轮
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国产 ６ ０ ０ ＭＷ 机组满负荷高加解列事故分析及应对策略
杜 长 华
（ 东 国 华 粤 电 台 山发 电 有 限 公 司 ， 东 台 山 ５ ９ ２ ） 广 广 ２ ２ ８
摘
要 ： 细介 绍了国产 ６ ０ＭＷ 机组满负荷高加解列 时的影响点， 详 ０ 对各个影响点加 以分析 ， 并对满 负荷高加解列时提 出应对 的策略 。
负荷工 况下 高加 解列 事故 进行 定 性定 量分 析并 制 定出相 应 的控 制
策 略 显得尤 为重 要 ，避免 在面 临相 应 工况 高加解 列 处 理时 值班 员
国产一台600MW发电机转子裂纹原因分析
国产一台600MW发电机转子裂纹原因分析哈尔滨第三发电有限责任公司（简称哈三）3号机组，2002年4月18日，因机组振动大紧急停机，经检查发现在发电机转子励侧护环下本体与轴柄过渡圆角处，存在一沿转子周向1650、最大深度为180mm的裂纹，转子严重损坏、报废。
事故发生后，国家电力公司组织了专家组对事故原因进行分析，已查明发电机转子裂纹产生原因。
这起事故损失巨大，教训深刻。
在事故处理过程中，哈三工作人员严格执行有关规定，处理得当，避免了更大事故的发生。
一. 事故机组概况哈三3号机组，为哈尔滨电站成套设备公司生产的国产首台优化型600MW机组，N600-16.7/537/537-1型中间再热式汽轮机、QFSN—600—2YH型水氢氢冷发电机，于1996年1月27日投产发电。
1998年3月16日曾因发电机转子励磁引线压板螺钉断裂，造成发电机定、转子严重损坏返厂处理，同时将4号发电机（国产优化型第三台）定子、转子换至3号机组上。
于1998年7月10日投入运行，截至2002年4月18日，累计运行20935.46小时，发电量939023万千瓦时，起停78次。
二. 事故发现过程哈三3号机组于4月5日机组起动由备用转为正常运行。
4月9日5时00分，机组有功功率378MW、无功功率194Mvar，发现8、9、10、11号轴瓦的轴振动均有所上升，其中9、10瓦尤为明显，经采取调整负荷、真空等运行措施，未能抑制机组振动的上升趋势，经省调同意于21时25分与系统解列，解列前，9号轴瓦轴振动幅值为210μm/192μm，10号轴瓦轴振动幅值为185μm/104μm。
当机组惰走通过临界转速区时，9、10号轴瓦轴振动幅值达到500μm（表计指示满刻度）。
停机后对发电机进行了全面检查，仅发现9号轴瓦外油挡磨损严重，更换了油挡。
4月18日机组再次起动，升速至发电机一阶临界转速时，振动保护动作机组跳闸，为查清发电机异常振动原因，决定抽转子返制造厂检查。
600MW发电机组发生中速磨煤机机座地脚螺栓断裂事件的分析与处理
600MW发电机组发生中速磨煤机机座地脚螺栓断裂事件的分析与处理中速磨煤机在电厂发电过程中起着关键的作用，负责粉碎煤炭，将其磨成适合燃烧的粉末状物料。
然而，由于磨煤机的工作条件较为恶劣，容易出现机座地脚螺栓断裂等故障。
本文将对600MW发电机组发生中速磨煤机机座地脚螺栓断裂事件进行分析与处理。
首先，需要对事件进行详细的分析。
中速磨煤机机座地脚螺栓断裂可能有多种原因，如材料缺陷、螺纹设计不合理、工作负载超负荷等。
因此，需要对断裂螺栓进行检测和分析，如材料成分、性能测试、断口形貌等。
其次，针对分析结果，可以采取一系列的处理措施。
首先，针对螺栓的材料问题，可以选择更高强度和耐磨损的材料进行更换。
其次，对于设计问题，可以进行结构改进，增加螺栓连接的接触面积，提高其承载能力。
另外，需要根据工作负载特点，对螺栓进行适当的预紧力调整，以减少负载对螺栓的影响。
此外，为了避免类似事件再次发生，还应加强维护管理。
定期对中速磨煤机进行检修，检查螺栓的紧固情况和螺纹磨损情况。
对于磨损严重的螺纹，要及时更换，以避免螺栓过度松动。
另外，还可以加装振动传感器等设备，实时监测磨煤机的运行状态，及时发现异常并采取相应措施。
最后，要加强员工培训与安全意识。
员工在操作中速磨煤机时需严格按照操作规程进行，严禁超负荷运行和随意调整螺栓的紧固力。
同时，要加强对员工的培训，提高他们的安全意识和操作技能，使其能够正确应对突发事件。
综上所述，600MW发电机组发生中速磨煤机机座地脚螺栓断裂事件的处理需要通过详细的分析找出故障原因，并采取相应的处理措施。
此外，还需要加强维护管理和员工培训，以预防类似事件再次发生。
只有通过全面的措施，才能保障中速磨煤机的正常运行，确保电厂的稳定发电。
6.600MW事故分析(热工)
定电公司600MW机组热控专业典型事件汇编1、定电1号机组DCS系统死机事件2、定电1号机组12送风机跳闸事故3、定电1号机组12送风机跳闸事故4、定电#1机组电泵跳闸导致锅炉MFT事故5、国华定电12汽动给水泵调门积分饱和事件6、定电22汽动给水泵流量低跳22汽动给水泵事故7、定电#1机组高调门二（GV2）位移传感器（LVDT）故障事件8、国华定电#1机组中调门二（IV2）伺服阀故障事件9、2号机组除氧器水位故障引发机组跳闸事故10、2号机组炉膛负压低保护动作机组跳闸事故11、定电给煤机跳闸事件12、邢台电厂#6机组单多阀切换负荷摆动事件定电1号机组DCS系统死机事件一、设备简介：国华定电汽轮机组为上海汽轮机厂生产的2 台N600-16.7/537/537 型600MW 机组。
最大连续出力可达633.7MW。
这是上海汽轮机厂在引进美国西屋电气公司技术的基础上，对通流部分作了设计改进后的新型机组，它采用积木块时的设计。
形式为亚临界参数、一次中间再热、单轴、四缸、四排汽凝汽式汽轮机。
机组能在冷态、温态、热态和极热态等不同工况下启动。
锅炉为上海锅炉厂生产的型号为SG-2026/17.5-M905亚临界一次中间再热、强制循环、单炉膛、四角对冲切圆燃烧方式、燃烧器摆动调温、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构、露天布置燃煤汽包炉。
DCS控制系统为西门子TXP7.4控制系统。
二、事件经过：从2004年2月2日到2月10日，DCS系统共发生三次死机事故，其具体现象如下：2004年2月2日23点54分，出现五台操作员站相继死机，其中两台自动恢复，三台经过手动重新启动后恢复，所有AP发生间断性网络连接故障并自动恢复，到2月3日1点41分，DCS系统恢复正常。
2004年2月9日4点54分，出现五台操作员站相继死机，其中三台自动恢复，一台经过手动重新启动后恢复，D01P2B、D01P2A、D01P3A、D01P1B也发生间断性OM系统停掉后又自恢复，所有AP发生间断性网络连接故障并自动恢复，到2月9日9点12分，DCS系统恢复正常。
国产600MW机组典型事件汇编(电气简版)
国产600MW机组典型事件汇编（电气）目录台山600MW电气异常情况介绍 (3)1. 国华台电1号发电机端部铁芯螺母松动 (3)2. 国华台电2号发电机中性点CT匝间短路 (4)3. 台电2号发电机定子接地故障 (6)4. 台电1号发电机漏氢超标 (8)5. 2号发电机定冷水压差大 (9)6. 04年4月26日风机跳闸降负荷事件 (11)7. 01号02号启备变关口表电压失电事件 (14)8. 1号发电机并网时失磁保护动作事件 (15)9. 1B高厂变压力释放保护接线遭雨淋导致110V直流1B段正母线绝缘降低事件 (16)10. 1号机组冲转暖机过程中两次MFT (17)11. 2004年12月05日一号发电机差动保护动作跳机事件 (19)12. 2BCA低电压保护动作导致C9B、C10B带式皮带机跳闸 (20)13. 励磁试验造成＃2机组停机事件 (22)14. 在2号机上断1BCA15开关时2BCA13开关跳闸事件 (24)定洲600MW电气异常情况介绍 (26)1. 定电主变冷却器电源跳闸事件 (26)2. 11磨煤机开关不能正常合闸未遂事件调查报告 (27)3. 22闭冷泵电机接线松未遂事件调查报告 (28)4. ＃1发电机温度高引起的线棒损坏事故报告书 (29)5. 6KV 22 段失电事故调查报告书 (33)6. 母联201开关失电事故报告书 (34)7. 2号机停机后发变组保护各类信号处理 (36)8. 6KV脱硫段电动机开关掉闸事故报告书 (38)9. 脱硫变中性点电阻柜、分支刀闸柜设备损坏事故报告书 (40)10. 起备变高压出线A相单相接地事故报告书 (43)11. 2号机组失磁事故报告书 (45)绥中800MW机组电气典型事件 (46)1. #1发电机故障停机事件 (46)盘山500MW电气异常情况介绍 (49)1. 96年4月OBD02 6kV母线段小动物短路事件 (49)2. 96年3月26日电缆爆燃着火事件 (49)3. 发电机并网发生非全相 (51)4. 1998年#1发电机定子线棒磨损事件 (52)5. 2001年1月7日500kV CT 故障#2机故障停机事件 (55)6. 2002年2#机组运行中失磁引起系统振荡 (57)7. 2003年#2号发电机定子线棒磨损事件 (59)8. 2004年2#炉电除尘24除尘变烧毁 (61)600MW电气异常情况介绍（沧东供稿） (62)1. 因快切装置造成的发电厂6kV1B1段母线失电事件 (62)2. 因系统误操作引发发电机跳闸事件 (63)3. 因系统操作引发的发电机跳闸事件 (63)4. 因主变压器冷却系统故障引发的发变组跳闸事件 (64)5. 因CT 故障引发的发电机跳闸事件 (65)6. 因继电保护整定错误引发的发变组跳闸事件 (65)7. 因控制回路缺陷引发的发变组跳闸事件 (65)8. 发电机氢气爆燃事件 (66)9. 发电机定子出水温度高且偏差大事件 (66)10. 发电机安装中发电机质量事件 (67)11. 发电机封闭母线温度高事件 (67)12. 发电机漏气事件 (68)台山600MW电气异常情况介绍1. 国华台电1号发电机端部铁芯螺母松动1.1 设备简介：国华台电1、2号发电机是上海汽轮发电机有限公司采用美国西屋公司技术生产的水氢氢水内冷600MW机组，定子铁芯采用0.5毫米厚扇形高导磁率、低损耗的无取向冷轧硅钢片迭装而成，定子铁芯轴向用反磁支持筋螺杆和对地绝缘的高强度反磁钢穿心螺杆，通过两端的压指、压圈及分块压板用螺母拧紧成为整体，经过数次冷态和热态加压、并紧固螺母而成为一个结实的铁芯整体。
国产600MW机组典型汽机事故汇编讲解
国产600MW机组典型汽机事故汇编1. 发电机消泡箱溢油1.设备简介密封油密封瓦为双流环式密封瓦，系统分空侧密封油和氢侧密封油两个部分，空侧油设有空侧密封油箱和一台空侧交流油泵、一台直流油泵，氢侧油设有氢侧密封油箱和两台空侧交流油泵，氢侧密封油箱顶部和底部装有4支针阀，用于运输或紧急情况下限制氢侧油箱的排油阀或补油阀工作，密封油系统投入运行时，均应完全打开。
2.事件经过03年10月16日机组调试时为处理1号机组密封油备用压差阀无法自动跟踪问题，9：40施工单位办理“密封油备用压差阀”检修工作票，17：10工作结束。
在此期间，为配合DEH 仿真试验，9：51启动密封油高压备用油泵运行，10：11启1A EH油泵运行，17：05启交流润滑油泵运行。
18：07 CRT画面发消泡箱油位高报警；19：15运行人员检查发现就地发电机检漏仪有油滴出，密封油氢侧回油箱满油，就地检查发现高压备用密封油泵至密封油手动门关闭，发电机密封油备用压差阀前后手动门开启，就地悬挂的“禁止操作”牌被弃置一边，立即关闭密封油备用压差阀前手动门，启动氢侧密封油泵强制排油，5分钟后，氢侧回油箱油位降刻度50，停泵。
同时联系施工单位进行排油处理。
19：35从发电机出线端检漏仪排出油4.5桶，机侧检漏仪排出油0.5桶，打开发电机底部放油没有油放出。
3.原因分析3.1发电机密封油备用压差阀入口门开启是造成发电机消泡箱溢油的直接原因。
密封油备用压差阀没有经过调试整定，处于不可投运状态，无法起到正常调节左右；3.2当时发电机内部无风压，交流润滑油泵处于运行状态，低压油通过尚未整定好的密封油备用压差阀进入密封瓦使密封油氢侧回油量增大，氢侧回油箱满后很快充满0.1M3的消泡箱并越过迷宫式档油板和转子之间的间隙进入发电机内部；3.3密封油氢侧回油箱上下四个强制手柄，在系统投运时应保持处于完全松开状态，以保证浮子调整阀的正常工作，当时密封油氢侧回油箱上部两个强制手柄处于强制状态，使得氢侧回油箱油位高甚至满油后，排油不畅，使得油位继续升高，造成消泡箱进一步满油。
600MW发电机组发生中速磨煤机机座地脚螺栓断裂事件的分析与处理
600MW发电机组发生中速磨煤机机座地脚螺栓断裂事件的分析及处理某电厂600MW机组燃料采用贫煤，制粉系统采用中速磨正压直吹系统，每台炉配置6台ZGM113K型中速辊式磨煤机，该型磨煤机为MPS-225中速磨煤机技术制造，是国产MPS中速磨煤机中比较成熟的一种，具有高效节能、重量轻、占地小、投资省等优点。
1.事件经过10月，该电厂2号机组进入整套启动，在磨煤机投入制粉后，6台磨煤机均出现不定时振动偏大现象，其中A磨经过约72h运行后，巡视发现振动加剧，机座炉前左侧第一颗地脚螺栓断裂，该处机座底板与灌浆层出现最大1mm缝隙，并随振动开阖，因试运需要，采取临时措施将断裂地脚螺栓焊接，并用垫片填塞缝隙，在加强监护情况下继续低负荷运行。
24h后振动加剧，同位置第一颗重复断裂，同时第二颗地脚螺栓也一齐断裂。
地脚螺栓材质：Q235，规格：M24。
2.事件分析从运行情况分析，磨煤机在启动未进煤制粉前运行各工况正常，加负荷运行后不定时出现振动较大现象，但不随负荷变化。
磨机经一段时间运行，开启排渣门发现有铁件排出。
每次较大振动过后均能排出铁件、煤矸石和石块，而且铁件尺寸较大（如M24螺栓、煤矿用链条链环、刮板等）。
原煤混杂铁件和较硬煤矸石等，设备在较恶劣工况下运行且长时间得不到改善，是此次故障发生的主要原因。
从结构和工作原理分析来看，液压加载力是通过压架施加给磨辊的。
为保证在无煤的条件下，磨辊与衬板之间无接触，磨辊（整圈）和衬板之间有5~8mm 的间隙，而该间隙是利用压架与机壳之间的调整垫来调整的，从而使磨辊和衬板之间形成合适间隙。
所以在无煤或给煤量不足情况下，液压加载力和磨辊及压架自重由机壳承载，同样当运行中磨辊与衬板间无煤且磨辊被抬高后下落的冲击力，也将由机壳承载传递到机座和基础。
在不考虑加速度冲击情况下，仅加载油压15MPa时约为300kN与磨辊自重93kN加载力之和。
当原煤混杂铁件和较硬煤矸石等，且长时间煤质达不到设计要求时，随着磨煤机以24.4r/min的转速运行，机座底板与灌浆层间因长时间承受冲击和挤压而出现缝隙；一旦缝隙出现，机壳将出现周期性振动，地脚螺栓将承受周期性冲击载荷，势必造成地脚螺栓产生金属疲劳而断裂。
600MW机组典型RB事故及暴露问题
600MW机组典型RB事故及暴露问题1 前言广东国华台电首期两台600MW机组为国内上海电气集团生产，控制系统采用德国西门子的分散控制系统TELEPERM—XP，由南京西门子实施。
控制系统成熟，逻辑较完善，在40%负荷以上完全能够实现机组协调控制而且运行稳定，RB控制比较成熟，能够实现给水泵、炉水泵、空预器、引风机、送风机、一次风机、制粉系统RB功能。
但是在RB逻辑设计上也存在着一些小问题，致使台电一号机组在一次1D给煤机就地点动中出现RB误发现象，将事故扩大险些发生机组跳闸的事故，下面就RB逻辑和此事故作以介绍。
2 RB逻辑设计为保证各辅机设备满足机组出力要求，在各辅机发生故障时应使机组自动快速降负荷到运行辅机的出力范围，一般机组都设计了RUN BACK（RB）逻辑。
广东国华台电首期两台600MW的RB实现给水泵、炉水泵、空预器、引风机、送风机、一次风机、制粉系统RB功能（如图2所示RB逻辑）。
RB逻辑分别计算了给水泵、炉水泵、空预器、引风机、送风机、一次风机、磨煤机等设备的最大出力，选取其中最小值作为辅机出力限制，当此辅机上限大于 95%时在此上限基础上增加10%裕度，主要考虑到在高负荷区运行时，煤种发生变化发热量可能达不到设计值不能满足机组负荷要求。
当机组正常运行时，锅炉主控指令信号必然小于最大可能出力运算回路的输出XQ20（参看逻辑），所以小选模块输出为锅炉主控指令反馈，其值再减1%，经过变化率限制后送至大选模块的CH1通道，大选模块的CH2通道输入为机组辅机最大可能出力，因此正常运行时大选模块输出XQ01为机组辅机最大可能出力，并且不发生RB。
当有关辅机故障跳闸后，经最大可能出力运算回路处理后，其输出值大幅度下降，当其值下降到当前机组实际负荷时，小选模块输出切换到XQ20信号，同时由于限速块作用，大选模块的CH1通道的输入值滞后于XQ20，所以输出切换至CH1通道，同时产生RB 激活信号，此时如果机组实际负荷大于45%时触发 RB实时信号XV20，此信号还通过300S保持信号维持RB动作时间。
600MW机组运行事故案例
目录一、机组跳闸事故统计及反措 (1)1、#1炉汽包水位低，锅炉MFT (6)2、#1机凝汽器真空低，汽机跳闸 (7)3、#1炉OFT动作，被迫手动MFT (7)4、#1汽轮机轴承振动测点坏，保护动作汽机跳闸 (8)5、#1炉热一次风母管膨胀节鼓开，紧急停炉 (9)6、#1主变冷却器全停发变组跳闸 (10)7、#1汽机保护误动作，机组跳闸 (11)8、#1机组1B磨煤机跳闸，燃烧恶化，锅炉灭火 (12)9、#1锅炉火检风压低，锅炉MFT (14)10、#1机汽轮机高排压力高信号管路冻结，保护动作，机组跳闸 1511、#1锅炉燃烧恶化，MFT后，炉内仍有余火，手动MBT (15)12、#1机组低负荷试验时锅炉灭火 (17)13、#1发电机定子接地3Ω保护动作，机组跳闸 (19)14、线路保护动作，机组跳闸 (19)15、#2锅炉受热面爆破，紧急停炉 (20)16、#1机组并列风机时，锅炉吸送风机全停 (21)17、#1锅炉燃烧恶化，锅炉灭火 (23)18、#2机组密封风机出口风门关闭，锅炉MFT (25)19、启/备变检修，#2锅炉灭火，6KV厂用电失去 (25)20、误关#2机汽机润滑油压ETS试验块进油门，造成保护动作跳机29二、异常情况分析 (30)1、启/备变送电后跳闸 (30)2、#1炉MFT后，炉膛有余火 (30)3、#1汽机冲转时高排逆止门不能全开使冷再管道剧烈振动 (31)4、#1机组开式泵电机过流保护动作，两台开式泵跳闸 (31)5、1B小机转速失灵，手动打闸 (32)6、#1机#4GV晃动，引起负荷波动 (32)7、循环水处理A变03AT跳闸 (33)8、#1机组锅炉侧直流电压低，炉侧辅机油泵跳闸 (33)9、#1机#7轴承顶轴油管漏油 (34)10、#1发电机自动准同期并列不成功 (34)11、#1机凝泵密封水基调仪故障 (35)12、#1炉磨煤机旁路风挡板自开，负荷突降 (35)13、#2机组高负荷时汽泵跳闸 (35)14、#1机组高加事故解列 (36)15、#1机汽机疏水误开，机组负荷突降 (37)16、#1机凝输泵全停，凝汽器真空下降 (38)17、主厂房空压机电机控制保险熔断，就地跳闸 (39)18、#1炉磨煤机旋风子乏气管道超温 (40)19、启动锅炉一级空预器着火烧毁 (40)20、#1机组高加疏水管道振动大 (41)21、1B小机主汽门误关，造成机组减负荷 (42)22、#1炉炉膛掉大渣 (42)23、#1炉炉膛掉大焦，磨煤机切单端运行 (44)24、#1机组小机跳闸后油中进水 (45)25、#1、2机组就地基调仪频繁故障 (46)26、#1机组启A凝泵时、管道振动大，放气管振断 (47)27、#1机汽泵密封水水封注水不良漏真空 (47)28、#1机组投停暖风器影响锅炉总风量 (48)29、#1机小机供汽管道疏水不充分，造成小机转速突降 (48)30、#1炉1D磨煤机低压润滑油压突降 (50)31、#1机B小机控制由“锅炉自动”切至“硬手操” (51)32、工作票未终结即启系统，造成凝水系统跑水 (51)33、公用系统隔离不完全，造成串水 (52)34、#2汽轮机高压缸叶片断裂 (53)35、#1机密封油平衡阀动作不正常，发电机漏氢严重 (54)36、#1机组6KV母线备用电源开关运行中跳闸，原因未查清 (56)37、高调门阀杆固定销子脱出，调门关小 (56)38、1B真空泵电机过流烧坏 (57)39、2B引风机轴承冷却水盘管断裂 (57)40、#2主机润滑油中进水 (57)41、2B凝泵出力突降 (58)42、#2机组DCS电气画面测点离线 (58)43、#1机#6低加频繁解列 (59)44、#2机500M3水箱补水管道掉落 (59)45、#1机组运行中引风机跳闸 (60)46、主机盘车频繁脱扣 (61)47、6KV2B1段母线PT B相一次保险熔断 (61)48、#2发变组2PT断线 (61)49、#2机组启动过程中高压差胀高 (62)50、#2机电泵组故障 (62)51、1B汽泵最小流量阀故障 (63)52、主厂房仪用空气压力低，备用空压机不自起，2D磨煤机跳闸6353、2B空预器跳闸 (64)54、#2汽轮机盘车跳闸 (66)55、凝水再循环旁路门电动头一固定螺栓断裂 (67)56、#2机组直流110V A母线接地 (68)57、误碰事故按钮造成2D磨煤机跳闸 (68)58、#1机#1高调门弹簧上压盖与两竖杆连接螺栓脱开 (69)59、#1机ETS试验盘凝汽器低真空#1、3开关动作报警 (70)60、#1炉1A空预器电流波动大，上轴承损坏冒烟着火 (70)61、＃1机组1B汽前泵、汽泵跳闸 (71)62、#1机凝结水压力降低 (72)63、主厂房仪用空气压力降低，险些造成#2机组停机 (73)64、燃烧调整总结 (75)三、运行措施及规定汇编 (82)1、＃1、2机厂用电运行规定 (82)2、单机运行安全措施 (83)3、机组运行期间防冻措施 (84)4、冬季机组停机期间防冻措施 (85)5、＃1、2炉消防水系统冬季防冻措施 (86)6、关于机组自动控制的有关说明 (87)7、节日期间保电措施 (92)8、热工保护装置解投规定 (92)9、#1机组一次调频功能试验运行措施 (93)10、设备定期工作操作规定 (94)11、设备定期工作操作措施 (94)12、关于空压机的运行规定 (100)13、空压机及主厂房与干除灰联络门运行方式的规定 (101)14、聊城发电厂黑启动方案 (102)15、主变、高压厂变冷却器夏季运行方式暂行规定 (120)16、＃1发电机停运1A1氢冷器的运行规定 (121)17、#1、2机炉房及室外照明投停规定 (122)18、发变组保护压板投停 (123)19、#1柴油发电机远方启动试验方案 (128)21、关于发电机采用自动准同期并列的几点说明 (129)22、启备变停电期间保证#1、2机组安全运行的操作措施 (132)23、防止锅炉结焦与堵渣的措施 (134)24、吹扫磨煤机一次风量测量管线注意事项 (136)25、关于旋风子乏气管道超温处理措施 (137)26、磨煤机油站雨淋阀误动喷水的有关措施 (137)27、煤仓烧空磨煤机停运后监督措施 (139)28、关于锅炉侧相关辅机切换的说明 (139)29、关于6月1日#1炉引风机跳闸分析 (139)30、锅炉低负荷不投油稳燃试验措施 (141)31、#2炉最低稳燃负荷试验过程 (142)32、防止小机油中进水措施 (144)33、空侧密封油倒至高压备用油措施 (145)34、汽轮机由“单阀”切换为“顺序阀”措施 (146)35、关于#2机组热态启动时中压主汽门的操作规定 (146)36、1B汽泵最小流量阀关闭后的安全措施 (147)37、#2机高调门晃动原因分析及运行措施 (147)38、汽轮机真空严密性试验 (148)39、#1机B循泵大修期间保证机组安全的运行措施 (149)40、生产厂房暖汽、房顶风机运行规定 (150)41、防止汽轮机超速的措施 (151)42、汽机超速试验技术措施 (152)一、机组跳闸事故统计及反措1、#1炉汽包水位低，锅炉MFT事故经过：2002年8月2日20时20分，#1机负荷260MW，A小机运行B小机停运，电泵备用。
600MW机组定排事故原因分析及改造
２ 事 故 原 因分 析
２１ 扩 容 器 设 计 参 数 ．
图 １ 定 排 系统 圈
２３ 蒸 汽 带 水 原 因 ＿
扩 容器设计 参数见 表 １ 所示 。
表 １ 扩 容 器 设计 参 数
设计 时 ， 为减 小进入定 排 的水 对简体 的冲刷 ， 在 各 进入定 排 的接管 出 口处 ，用 ２ｍ ｍ厚 的不 锈钢板 焊 在管 口作为 防冲挡板 。该容器并 未设置 有效 的汽
２ ０ｍｍ（ 此 ６ 在
根据 事故 发生时 的运行情 况 ，在事 故放水 时水
量大 、 力高 ， 压 因而对筒 壁造成 冲刷 ； 另外 ， 口不锈 管
钢 防冲挡板 只有 ２ｍｍ厚 ，其强 度不 足 以抵 挡 高压
Ａ＋Ａ
水 的冲击 ： 因此 决定取 消管 口处 防 冲挡 板 ， 在所 有进 口管 对称 面 简 体 的 １０ 方 位 上 增 加 防 冲刷 钢 板 ， ８。
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３ 治 理 方 案
３１ 增 加 防 冲 刷 钢 板 ．
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４ ０ ｍｍ ８
ｂ ， ｍｍ
ａ 直径 ３ ５ｍｍ 的疏 水 管 堵 板 及小 孔 钻 孔 图 ２
防 冲刷钢 板宽 度不 小于 管 口直径 的 ３倍 ，长 ４４ ０ ０
殴
ｂ 两 端堵 板 钻 孔 图
直 径 １ ｍ ２ｍ 均 匀布 置
600MW等级超临界机组低旁快开造成机组跳闸事故案例
600MW等级超临界机组低旁快开造成机组跳闸事故案例1、事件经过某日23时57分，某600MW等级超临界机组负荷358MW，处于AGC方式运行，主蒸汽压力16.8MPa，高、低旁处于关位。
23时57分07秒A、B低旁阀快开，都开至55%左右，高旁阀未开。
23时57分08秒“负荷>50%、低旁开度>50%且高旁未开”的ETS保护条件动作，汽机跳闸。
2、动作过程分析该机组汽轮机ETS系统逻辑设置有机组负荷>50%、低旁开度>50%且高旁未开联锁机组跳闸保护条件。
旁路控制系统中设置有高旁快开联开低旁逻辑：高旁快开指令收到，触发1s的低旁发快开指令。
检查DCS报警记录发现：23时57分07秒285，高、低旁分别发快开信号；23时57分07秒533，高旁快开信号消失。
高、低旁分别发快开信号，且高旁快开指令仅持续0.3s。
所以可判断为主汽压力突变，压力测量值与设定值之差超过1MPa而触发高旁快开。
由于快开指令持续时间太短，高旁电磁液压快开回路来不及作出实质性响应，故高旁未开。
而低旁快开指令达1s，导致A、B 低旁均开至55%左右。
综合分析其他参数，当时机组工况平稳，不存在旁路动作的条件，判断为旁路误动。
此时机组负荷为358MW，满足机组负荷>50%、低旁开度>50%且高旁未开ETS跳闸条件，引起ETS保护动作，汽机跳闸。
对旁路主蒸汽压力变送器测量回路进行检查，检查回路正常。
更换了旁路主蒸汽压力变送器，同时更换旁路PLC机柜内PLC卡件底板和底板上的卡件。
3、旁路的主汽压力突变原因分析（1）CRA（供电与通讯模件）故障引起在更换AI卡件时(未更换CRA卡件前，CRA卡件功能为电源和通讯卡件)，发现在卡件插拔过程中该底板上的所有卡件会出现瞬时失电的过程，此现象在更换CRA卡件后消失。
施耐德厂家认为，目前旁路配置为一块CRA电源同时供8块卡件的电源，CRA电源额定供电电流3A，8块卡件需要供电电流2.8A，电源配置偏低。
600MW超临界机组事故分析整理
#1机组事故跳机现象及处理经过一、事故前运行状况运行一值白班，时间：2007年08月01日9时39分#1机组485MW，A、B、D、E、F五台磨煤机运行，总煤量215T/H，A、B引送风机运行，送风手动，引风自动，A、B一次风机自动投入，A、B汽泵自动运行，A、B循环水泵运行，机组控制方式为CCS；6KV厂用电分别由A、B高厂变接带，厂用电快切正常投入。
二、事故现象：9：39：21定期工作试启动#1机电泵，机、炉、电光字牌报警，机组负荷到零，检查#1发电机出口5012、5013开关已跳闸，机、炉联锁跳闸正常，6KV1A、1B、1C段快切正常，但6KV1C段切换后造成备用电源进线开关“过流、低电压”保护动作造成6KV1C段失电，A、B、C三台空压机全部跳闸，仪用气压力由0.712MPa 下降至最低0.389MPa.就地检查发变组保护为C屏B高厂变A相差动保护动作。
三、事故处理过程：1.9：51：44将6KV1C段备用进线开关6161B开关合闸，09：55恢复公用PCA及公用MCCA、B段电源，启动A、B、C空压机。
2.10：51#1炉MFT复位，10：55启动B磨煤机，10：56因启动分离器至大气扩容器左侧3A阀电动门开不了造成分离器水位达13.2M引起MFT动作，联系九江维护处理同时派人就地将其摇开。
3.11：28#1机汽机转速到零，投入大机盘车。
4.因两台密封风机入口滤网堵，暂停启炉。
11：55将A密封风机入口滤网拆除。
5.12：08启动B磨煤机锅炉点火成功，12：24启动A磨煤机，12：41主汽压7.19MPa，主汽温482度，再热汽压0.29MPA，再热汽温476度，汽机挂闸开始冲转，就地检查盘车未脱扣，手动打闸将盘车脱扣后重新挂闸继续升速，13：09大机定速3000RPM，13：22#1发电机并网；13：47将厂用电切换至本机高厂变接带。
14：25启D磨、14：50启E磨逐渐将负荷升至320MW，15：23停电泵。
国产600MW机组典型事件汇编(锅炉)
国产600MW机组典型事件汇编（锅炉）目录台山600MW锅炉异常情况介绍 (3)1. 台电二号锅炉A引风机A备用润滑油泵不打压 (3)2. 台电一号锅炉风机跳闸降负荷 (4)3. 台电二号锅炉火检风机运行时风压骤降事件 (7)4. 台电一号锅炉B侧烟温探针误入炉膛烧坏 (8)5. 台电二号锅炉B空预器液力连轴器故障导致停转 (9)6. 台电一号锅炉断油停炉 (10)7. 台电一号锅炉D磨煤机石子煤斗进水造成机组RB动作 (11)8. 台电二号锅炉汽包水位高保护动作掉闸 (13)9. 台电一号锅炉吹灰器减压站检修伤人未遂 (15)10. 台电一号锅炉屏过出口联箱至空预器吹灰手动截止阀外漏 (17)11. 台电一号锅炉分隔屏夹屏定位管弯头爆管事件 (18)定洲600MW锅炉异常情况介绍 (22)1. 04年5月17日1号锅炉前包墙过热器泄漏 (22)2. 定电二号锅炉水冷壁泄漏事件 (27)3. 04年11月10日#2炉捞渣机张紧轮轴承损坏 (30)4. 7月14日#1炉左侧汽包水位计泄漏 (32)5. 1号炉省煤器给水入口电动门漏泄 (34)6. 8.31日汽包水位高分析 (36)7. 2005年3月19 #2锅炉长杆1、2吹灰器损坏 (38)绥中800MW锅炉异常情况介绍 (40)1. #1锅炉费斯顿Ⅰ爆管 (41)2. 热段再热器管道弯头焊缝裂纹造成停炉 (44)3. #1炉水冷壁管漏泄 (45)盘山500MW锅炉异常情况介绍 (46)1. #2锅炉启动过程中跳闸事件 (46)2. 点火启动过程中门杆断裂原因分析 (47)3. 锅炉22空气预热器大轴断裂事件 (49)4. 锅炉水冷壁超温爆管 (53)5. 锅炉水冷壁孔门爆管事件 (54)6. 主蒸汽管道焊缝返修 (56)邯峰电厂660MW锅炉异常情况介绍（沧东供稿） (58)1. 邯峰电厂660MW“1.6”锅炉由于煤质变化大引起锅炉正压保护动作 (58)2. 邯峰电厂660MW“1.11”锅炉汽包水位变送器表管冻引起锅炉MFT保护动作 (59)3. 邯峰电厂660MW“1.20”锅炉灭火保护动作 (59)4. 邯峰电厂660MW10月12日#1机降负荷分析报告 (61)吴泾电厂600MW锅炉异常情况介绍（沧东供稿） (62)5. 吴泾电厂2001年6月22日＃2炉高水位MFT动作 (62)6. 吴泾电厂10月11日炉水泵信号故障引起MFT (62)7. 吴泾电厂2001年2月23日送风机B动叶自行关闭锅炉风量低MFT跳闸 (63)北仑电厂600MW锅炉异常情况介绍（宁海供稿） (64)1. 北仑电厂1号机组锅炉炉膛爆炸事故事件 (64)2. 北仑电厂4号机组锅炉号炉包覆过热器爆管事件 (65)3. 北仑发电厂1号锅炉承压部件爆漏 (67)4. 北仑发电厂2号炉低温再热器爆管事件 (68)5. 北仑发电厂2号锅炉过热器爆泄事件 (70)6. 北仑电厂＃1锅炉渣斗结渣排清水事故处理分析 (73)台山600MW锅炉异常情况介绍1. 台电二号锅炉A引风机A备用润滑油泵不打压1.1 设备简介：台电的引风机采用的是成都电力机械厂生产的AN型静叶可调轴流通风机,电机为上海电机厂制造,其中风机轴承采取油脂润滑,电机轴承采取强制润滑,电机油站由提供,下面为引风机油站参数:1.2 事件经过：2004年6月11日16时#2炉A引风机润滑油站润滑油泵准备进行正常定期切换，由运行的B 泵切换到备用的A泵。
600MW发电机故障分析
珠海1# 700MW定子绕组气堵烧毁
1999年10月，珠海1#带700MW运 行才7.5小时，励端接引线接头烧损定 子引线环铜线烧掉750mm。
原因：氢压 5kg/cm2进水压力仅 1.5kg/cm2 （反冲洗阀未闭）造成气堵 。
教训：定子线圈温度高，曾报过
警，没有及时处理。
40
2000年7月珠海1#返修后转子匝 间短路
1.转子锻件热处理不当，造成材料回火脆性， 冲击值下降，脆性转变温度升高，缺口敏感性 增加，是哈三#3机转子开裂的内因之一
2.转子励磁引线压板槽槽底根部附近有浅表层 夹渣是哈三#3机转子开裂的内因之二
3.转子励磁引线压板槽槽底根部R角偏小,存在 应力集中是转子开裂外因
14
平圩2#线棒接头漏水
1992年投运，2004年增容改造至 630MW，2004年12月26日线棒水接 头8处漏气不漏水，4处漏水，后3处 补焊成功，1处堵空心线。 原因：水质差引起冲蚀。
2001年俄盘山2X500MW，伊敏 2X500MW定子绕组振动大，端部松动， 垫块脱落将主绝缘磨损
原因：定子端部设计有问题
37
ABB石洞口一台600MW 2004年 励端护环下转子槽楔断裂
原因是整长转子槽楔因转子 挠度引起的疲劳断裂
38
ALSTOM 北仑600MW铁心松动
2003年7月17日发现铁心有异 声，原因是铁心夹紧环松动，处理 方法重新装紧夹紧环。由ALSTOM 完成。另外，定子线棒需要全部更 换。
中
3
A相的23、24上层线棒间
23号线棒：730 24号线棒：765
中
4
A相的24、25上层线棒间
24号线棒：660 25号线棒：710
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国产600MW机组
运行中常见问题的分析及预防措施
国华公司发电营运部
2002年12月
目录
第一部分汽机
1、主机、小机EH系统油管路布置不合理
2、主机轴瓦振动超标
3、主机高调门漏油
4、前置泵轴承室油档漏油
5、小机油箱排烟机轴封漏油
6、小机低压调门油动机漏油
7、高排逆止门无法拆开
8、高压主汽门关闭时间过长
9、小机轴承座油杯开裂造成漏油
10、主机高压调门法兰漏气
11、低加疏水不畅
12、高加疏水调门自动关闭
13、主机轴瓦温度高停机处理
14、主汽门阀杆活动试验时功率波动
15、主机、小机EH系统油管路布置不合理
16、主机调汽阀运行中涡流金属声
17、主机EH系统油泵振动大、温度高
18、高排逆止门连杆断裂
19、主机润滑油中水分含量超标
20、主机上下缸温差大造成机组降负荷
21、主机轴瓦振动测量误差造成机组跳闸
22、汽泵前置泵冷却水泄漏
23、主机润滑油滤网损坏造成轴瓦温度升高
24、电泵前置泵滤网堵塞造成电泵跳闸
25、电泵工作油冷油器出口温度高
26、电泵入口压力低跳闸
27、高压缸夹层设计不合理造成上下缸温差大
28、冲转时冷再管道振动
29、主机顶轴油管泄漏
30、小机主汽门误关
32、小机跳闸后密封水进入润滑油中
33、机组高负荷时汽泵跳闸
34、高压内缸底部定位销脱落
35、主汽门做活动试验时打不开
36、小机油箱中含水较多
37、主汽阀关不到位
38、高加事故疏水门法兰垫漏
39、汽泵机械密封水温度高
41、综合给水泵房的水泵打不出水
42、机本体安装过程中发现的制造缺陷
43、机组高负荷时高压轴封漏汽严重
44、循环泵出口碟阀操作油站改建
45、主汽压力变送器泄漏吹坏压力测点
第二部分电气
1、发电机差动保护动作，机组跳闸
2、发电机线棒出水温度高
3、发电机安装期间发现问题
第三部分锅炉
1、启动炉水冷壁过热泄露
2、吴泾电厂过热汽安全门漏汽
3、磨煤机旁路风挡板自开
4、从机组总启动开始到168结束六台磨煤机跳闸共28次
5、密封风机承力侧轴承轴向振动超标
6、启停磨煤机对燃烧、水位、负荷冲击较大
7、磨煤机精碳密封环处漏风大
8、磨煤机启停过程中易发生震动
9、磨煤机出口风压、进出口压差、一次风量等仪表管长期运行后易堵塞
10、空预器冷端空气侧旁路密封片严重损坏
11、一次风机推力、支撑轴承振动大
12、密封风机电机润滑油变质
13、炉短吹灰器B9、B19、B20长时吹灰不停
14、预热器吹灰器无法正常运行
15、末级再热器管排前后凹凸不齐
16、盘电过热器出口安全门内漏
17、密封风机前后轴承运行时声音异常
18、一次风机推力、承力轴承振动偶尔超标，风机基础振动较大
19、磨煤机出口门问题
20、在168试运初期各磨煤机石子煤箱不同程度的出现了堵煤问题
21、磨煤机出口节流元件脱落
22、点火能量问题
23、汽温超温及偏差
24、磨煤机石子煤处理系统喷射器不能将石子煤斗中的水抽出
25、石子煤箱堵死，无法清理
26、防冻问题
27、连排安全门经常起座
28、密封风机飞车事故
29、北仑港电厂KPAV100磨煤机减速机齿轮损坏
30、轴流风机叶片损坏
31、空压机主机头温度高
32、启动锅炉一级空预器着火
33、煤粉管道温度高达280℃
34、送风机入口动叶断裂
35、A/C/D/E磨煤机拉杆关节球轴承脱出
36、火检探头问题
37、火检冷却风机出口风压低
38、炉水循环泵壳与吸入集箱温差大
39、炉水循环泵体会发生剧烈振动
40、炉水循环泵电机未设计电加热器
41、炉水循环泵冷态运行时电机超额定电流
42、启动炉容量小问题
43、炉前来油调节门、二减左调门及油区再循环基地调节阀经常操作不动
44、氧量表盘指示始终偏高
45、关于空预器跳闸后的处理
46、暖风器投运时存在撞管问题
47、对于两侧暖风器出口风温不同问题
48、空预器入口烟温、出口风温低问题
49、送风机动叶指令相同时，电流及风机出力相差较大
50、送风机润滑油站加热器控制回路测温元件无效
51、炉水循环泵电机注水压力低无法满足连续注水需要
52、吹灰器汽源电动截止门在带压工况下无法正常打开
53、系统正常的运行时吹灰系统无法检修
54、磨煤机石子煤排渣门反馈开关可靠性差
55、锅炉引风机跳闸导致锅炉灭火
56、锅炉吹灰器烧损
57、锅炉一次风机抢风跳闸
58、主汽压力波动
59、磨煤机切换导致汽包水位高灭火停机
60、邯峰电厂锅炉掉焦导致炉膛负压保护动作
61、邯峰电厂锅炉降负荷造成炉MFT动作
62、台山#1机主机
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