中国大唐集团公司2016年第四季度
非计划事件汇编
安全生产部编制 2017年1月10日
目录
2016年第四季度集团公司非计划事件汇编 ....................................................... 1
一、第四季度非计划事件统计分析 ............................................................. 1 二、第四季度非计划事件暴露的主要问题 .................................................. 2 三、针对第四季度非计划事件防范措施 ...................................................... 4 2016年第四季度非计划事件简况 ..................................................................... 6 2016年第四季度集团非计划事件分析 ............................................................ 11
云南公司观音岩水电厂1号机组10.5非计划事件分析 ............................. 11 安徽公司田家庵发电厂6号机组10.7非计划事件分析 ............................. 18 龙江公司双鸭山热电厂2号机组10.14非计划事件分析 ........................... 22 湖南公司耒阳发电厂3号机组10.17非计划事件分析 .............................. 25 吉林公司长春第二热电厂2号机组10.20非计划事件分析 ....................... 32 湖南公司耒阳发电厂3号机组10.22非计划事件分析 .............................. 39 大唐国际石柱发电厂2号机组10.30非计划事件分析 .............................. 48 河北公司武安电厂1号机组11.10和12.1非计划事件分析 ..................... 54 陕西公司灞桥发电厂1号机组11.26非计划事件分析 .............................. 66 江苏公司南京发电厂2号机组11.29非计划事件分析 .............................. 71 贵州公司野马寨发电厂3号机组12.1非计划事件分析 ............................. 76 甘肃公司景泰发电厂2号机组12.5非计划事件分析 ................................ 82
江苏公司南京发电厂2号机组12.13非计划事件分析 .............................. 90 陕西公司灞桥发电厂2号机组12.15非计划事件分析 .............................. 99 贵州公司野马寨发电厂3号机组12.16非计划事件分析 ......................... 106
2016年第四季度集团公司非计划事件汇编
2016年第四季度，集团公司共发生非计划事件16台次，环比减少5台次，同比减少2台次。部分企业存在安全生产管理基础薄弱、安全隐患排查不仔细、机组检修过程管控不力、运行培训不到位、运行人员操作水平较差等问题，各发电企业必须重视非计划事件的深度剖析和学习，举一反三，避免人为原因和管理原因的非计划事件，减少设备原因的非计划事件。
一、第四季度非计划事件统计分析
（一）按专业分类统计
电气专业：6台次，占非计划事件的37.5%； 汽机专业：3台次，占非计划事件的18.75%； 锅炉专业：1台次，占非计划事件的6.25%； 热工专业：6台次，占非计划事件的37.5%。 （二）按机组容量统计
600MW级机组：4台次，占非计划事件的25%； 300MW级机组：8台次，占非计划事件的50%； 200MW级及以下机组:4台次，占非计划事件的25%。 （三）按责任划分统计
四季度发生的16次非计划事件中，涉及设备原因13台次，占81.25%；涉及人员责任3台次，占18.75%。
在13次设备事件中：检修及日常维护不到位10台次，
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占设备非计划事件的76.9%；安装及制造缺陷，金属监督监管不到位3台次，占设备非计划事件的23.1%。
（四）按分公司划分统计 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 单位 国际 湖南 广西 山西 江苏 安徽 河南 河北 吉林 龙江 山东 贵州 陕西 甘肃 新疆 四川 云南 新能源 海外 容量 （MW） 44522.6 6164 10812.2 5307 2880 6134 9838 3028 4100 3849 3283.5 3109.6 7804 4663 600 1567 2732.87 5668.32 360 季度非停统计 四季度 同比 1 0 2 1 0 -1 0 -2 2 2 1 0 0 -1 2 2 1 0 1 1 0 -7 2 1 2 2 1 0 0 -1 0 0 1 1 0 0 0 0 年度非停累计 本年度 同比 6 -9 3 -2 2 0 5 1 4 1 3 -2 6 0 3 0 3 1 4 -1 3 -4 3 -1 9 8 7 4 1 0 0 0 2 2 0 0 0 0 二、第四季度非计划事件暴露的主要问题
（一）热工原因引起的非计划事件比重大
热工原因导致的非计划事件共计6台次：热工PLC模块可靠性差，造成保护动作，机组跳闸；汽包压力测量回路故障造成汽包压力测点异常，导致汽包水位修正异常，汽包水位保护动作机组跳闸；ETS系统电源故障或受到干扰，造成ETS保护动作，机组跳闸；检修试验工作遗漏，强制保护未及时解除，运行设备跳闸后备用设备失去备用作用，机组
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跳闸。
六起事件暴露出部分企业热工管理不扎实，隐患排查工作深度不够，设备劣化趋势跟踪不及时，部分机组热工重要保护逻辑需要优化。
（二）电气专业引起的非计划事件较多
电气专业造成的非计划事件6台次：发电机系统、励磁系统故障，保护动作发电机跳闸，机组停机；定子冷却水设备管道泄漏，机组跳闸；设备电源分配不合理，母线故障后两台给水泵汽轮机同时跳闸，机组保护动作跳闸。
六起事件暴露出电气专业主设备管理存在死角，重要设备电源分配不合理，隐患排查工作落实不到位。
（三）汽机专业造成的非计划事件
汽机专业造成的非计划事件主要有：给水泵汽轮机大气隔膜阀破损，凝汽器真空无法维持，机组停机；循环水泵（间冷水泵）泵轴材质不合格，运行中断轴，造成循环水中断，真空低，机组停机。
这几起非计划事件暴漏出部分企业对设备寿命管理方面欠缺；技改工作过于粗放，对技改设备及厂家了解不深入，材质和制造过程失去监督，设备验收把关不严，对风险分析不够，为非停埋下隐患。
（四）人员责任引起的非计划事件
涉及人员责任的3台次非计划事件，暴露出“两票三制”落实不到位，部分人员工作随意性大；机组深度调峰风险分析不到位，人员操作水平有待提高；技术培训工作不到位，
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事故情况下，处理能力不足；部分专业技术和管理人员在重大操作中作用不明显。
三、针对第四季度非计划事件防范措施
（一）加强热工和电气专业隐患排查，提升机组健康水平
1、加强热工、电气设备故障分析，强化设备定期维护、保养、检查、预试、消缺等工作，掌握设备劣化趋势，针对有隐患设备，制定切实可行的治理措施并落实到位。提高设备消缺的及时性和主动性，不使缺陷发展为异常，异常转变为事故，切断“隐患-缺陷-异常-事故”链条，夯实设备健康水平。
2、深入开展热工隐患排查工作，对机组各种保护逻辑进行全面检查和梳理，针对风险高的热工设备，制定合理的设备故障应急处置预案，及时更换或升级，提高机组自动化水平。
3、结合机组大小修，加强对重要且隐蔽的设备和部位的检查，发现问题及时解决，提高设备可靠性。
（二）加强设备技改管理，保证冬季供热稳定和机组长周期运行
1、高度重视设备技改工作。掌握设备制造工艺、全程跟踪设备制造过程、重点节点全面监督，杜绝粗放型管理，确保设备投入运行后稳定、可靠。
2、做好点检定修管理。充分发挥点检人员作为设备主
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人和技术带头人的作用，加强设备的状态趋势分析，关口前移，把设备预防维护和检查试验作为工作重点，对发现的问题，认真分析原因，严把设备消缺和质量验收关，真正将设备缺陷彻底消除。
（三）加强运行管理，提高生产人员技术水平 1、严格执行“两票”制度，杜绝无票操作；认真落实重大操作管理人员到位制度，指导运行人员对操作风险预控措施的执行和落实。
2、加强现场风险管理，发挥管理人员风险管控作用。现场操作尤其是计划性作业，必须制定详尽的技术措施，并严格落实；进一步加强全员技术培训，提升值班责任心。
3、加大生产人员专业知识培训力度，推广背画系统图、默写操作票，加强运行人员仿真机培训，依据典型事故开展反事故处理与反事故演习，提高运行人员操作水平与事故处理能力。
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2016年第四季度非计划事件简况
1.云南公司观音岩水电站1号机组（60万千瓦）10月5日12:33，机组40.7万千瓦负荷运行中，水机PLC的第二块SOE开关量输入模件的第9个测点在没有外部信号输入的情况下，PLC检测到该测点动作，启动紧急事故停机流程，发电机组机械过速保护误动，机组跳闸。21:38机组恢复备用。
2.安徽公司田家庵发电有限责任公司6号机组（30万千瓦）10月7日22:30，机组19.9万千瓦负荷运行中，一台汽包压力变送器信号跳变,造成汽包水位修正公式运算出错，水位高保护误动，机组跳闸。23:44机组恢复并网运行。
3.龙江公司双鸭山热电有限责任公司2号机组（20万千瓦），10月14日机组13.9万千瓦负荷运行中，因发电机励磁调节器计数器板异常，导致励磁调节器无功功率计算错误，发出“欠励限制”信号，励磁调节器自动增磁，造成发电机机端电压由15.75千伏增高至16.5千伏，同时发电机定子相电流、线电压、发电机定子温度及定子线圈水温快速升高，运行值班员分别在AVR调节及FCR调节方式下，手动减磁无效，13：12分手动打闸停机。16日10:51机组恢复并网运行。
4.湖南公司耒阳发电有限责任公司3号机组（30万千瓦）10月17日1:18，机组15万千瓦负荷运行中，发电机出口
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B相PT内部匝间短路，静子接地3U0保护动作机组跳闸。18日10:53机组恢复并网运行。
5.吉林公司长春第二热电厂2号机组（20万千瓦）10月20日17:39，机组18万千瓦负荷运行中，发电机副励励磁自动组输出开关1K和励磁手动组输出开关2K的共用直流输出负极引出线接线端头在2K接线端子处烧断，造成主励磁机失磁，发电机失磁保护动作，机组跳闸。21日8:54机组恢复并网运行。
6.湖南公司耒阳发电有限责任公司3号机组（30万千瓦）10月22日21:34，机组18万负荷运行中（罗茨-水环式真空泵组运行，A、B真空泵备用），B给水泵汽轮机大气释放阀安全膜板破裂，A、B真空泵自投，真空持续下降，ETS三个真空低保护均动作，机组跳闸。23日3:47机组恢复并网运行。
7.大唐国际石柱发电有限责任公司2号机组（35万千瓦）10月30日6：38，机组15.2万千瓦负荷深调峰运行中，AGC方式，A、C制粉系统运行，主汽压力14.6MPa，给水泵转速3723rpm，给水流量433t/h。C磨煤机火检失去跳闸，启动D磨煤机成功，给水自动解除，给水调整不当，造成锅炉给水流量低于184 t/h，锅炉MFT，机组跳闸。31日8:30机组恢复并网运行。
8.河北公司武安发电有限责任公司1号机组（30万千瓦）11月10日6:15，机组23万千瓦负荷运行中，1号间冷泵传动轴断裂，电流由138安培突降至71安培，真空快
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速下降接近保护动作值-33千帕，手动打闸停机。9:48机组恢复并网运行。
12月1日22:28，河北武安发电有限责任公司1号机组28万千瓦负荷运行中，2号间冷泵传动轴断裂（1号间冷泵检修），电流由139安培突降至74安培，真空维持不住，手动打闸停机。13日5:19机组恢复并网运行。
9.陕西公司灞桥热电有限责任公司1号机组（30万千瓦），11月26日6:30，机组22万千瓦负荷运行中，因锅炉汽包电伴热因过热将汽包压力信号电缆烧损，造成汽包水位修正异常，汽包水位高保护误动，锅炉MFT，机组跳闸。12:58机组恢复并网运行。
10.江苏公司南京发电有限责任公司2号机组（66万千瓦）11月29日6:00， 28日23:28机组由备用恢复并网运行，5:45负荷升至43万千瓦，A内冷泵运行。因发电机定子冷却水调整门未投入自动，发电机定子冷却水温度异常升高，造成定子冷却水泵特性发生变化，内冷水箱水位低报警，B内冷泵自投。运行人员在未掌握异常原因的情况下，盲目停运B内冷泵，定子冷却水流量快速下降，发电机断水保护动作，机组跳闸。15:12机组恢复并网运行。
11.贵州公司野马寨发电有限责任公司3号机组（20万千瓦）12月1日15:51，机组19万千瓦负荷运行中，因ETS系统24伏电源故障，ETS保护全部出口，机组跳闸。17:40机组恢复并网运行。
12.甘肃公司景泰电厂2号机组（66万千瓦）12月5日
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17:43,机组负荷47万千瓦运行中，B凝结水泵变频电源开关接地故障，造成10千伏2B段和保安PC 2B段母线电压瞬时下降（10千伏母线电压由10.6千伏下降至10.07千伏，保安段母线电压由410伏下降至362.9伏），A、B给水泵汽轮机1号电源柜切换开关从工作电源切至备用电源过程中，导致A、B给水泵汽轮机AST电磁阀失电，A、B给水泵汽轮机跳闸，“给水流量”保护动作，锅炉MFT,机组停机。6日6:54机组恢复并网运行。
13.江苏公司南京发电厂2号机组（66万千瓦）12月13日4:02，机组53万千瓦负荷运行中，主变低压侧B相升高座与封闭母线结合部位，一段橡胶密封垫老化收缩后掉落于带电部位，发电机定子接地保护动作，机组跳闸。更换防掉落设计结构的密封垫后机组于14日13:04恢复并网运行。
14.陕西公司灞桥热电有限责任公司2号机组（30万千瓦）12月15日4:54，机组21万千瓦负荷运行中，火检风机跳闸，备用风机未自投（经查火检风机联锁热工忘投），延时60秒后，锅炉MFT。处理过程中“再热汽温度10分钟下降超50度”保护动作，机组跳闸。10:16机组恢复并网运行。
15.贵州公司野马寨发电有限责任公司3号机组（20万千瓦）12月16日23:35，机组16.3万千瓦负荷运行中，因ASP1、ASP2压力开关反馈信号电缆绝缘强度下降，受AST电磁阀220伏直流控制电源干扰，感应电压达到81伏，高于24伏查询电压，ETS主保护误发发变组故障信号，机组
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跳闸。17日8:29机组恢复备用。
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2016年第四季度集团非计划事件分析
云南公司观音岩水电厂1号机组10.5非计划事件分析 一、事件经过
2016年10月5日大唐观音岩水电开发有限公司500kV第一串、第二串、第三串合环运行，全厂负荷425MW,1号机组带407MW负荷运行，2号机组带18MW负荷运行。500kV观永甲线、观永乙线运行。
12时31分37秒，1号机组水机PLC启动事故停机流程，使#1机组紧急停机电磁阀和事故配压阀动作、011断路器跳闸、1号机组进水口快速门关闭，导致#1发电机组事故停机。 二、原因分析
事件发生后，公司领导、相关部门人员迅速赶到现场组织排查处理，并同时汇报集团公司和云南分公司安生部。专业人员立即到现场对保护装置、一次设备和自动化设备进行检查：
1、设备现场各保护设备检查
检查#1发电机组保护A套、B套、C套均无动作信号和报警信号。
检查#1发电机组故障录波装置，无事故信号启动故障录波记录。
检查#1发电机组一次设备正常。
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计算机监控系统上位机简报信息如下： 图1：监控系统简报信息表
检查计算机监控系统上位机，事故前主用PLC未采集到任何事故信号，只接收到“1号机水机PLC事故停机过程中”信号（机组LCU包括主PLC和水机PLC，主PLC具备全部控制功能，水机PLC只有事故保护停机功能，事故停机启动信号同时接入两套PLC），现场检查主PLC未发现异常信号，检查主PLC事故停机信号回路，未发现任何异常。机组的主PLC和水机PLC相互独立配置，两个PLC的事故信号采用同一事故源的不同接点引入。在监控系统上位机简报信息中未发现主PLC的任何事故信号，且检查停机前主PLC相关的模拟量和开关量信号均采集正常，无报警信息
因事故时只有水机保护启动的信号，判断为此次机组跳闸是因为水机PLC启动紧急事故停机流程引起，将检查重点放在水机PLC。
2、检查水机PLC 1）水机PLC程序检查
检查水机PLC程序，水机紧急事故启动源的逻辑
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没有发现逻辑上的错误，因此PLC程序中的事故启动源的逻辑错误可以排除。
2）外部回路检查
检查水机PLC外部回路，是否存在回路有干扰，从而导致误动。对机械过速、事故停机按钮、紧急停机按钮这三种单点启动水机PLC事故启动源的外部接线回路绝缘检查，二次回路绝缘良好，没有发现回路及接线的问题。SOE事故启动源在逻辑程序中都有延时，最短的为200ms,最长的是2000ms，不存在信号瞬间抖动引起的事故事故停机的情况。短接模拟上诉三种信号，均动作正常。
3）检查SOE动作时间
通过连机PLC截取SOE最后一次动作时间分析，发现第二块SOE模件的第4点（电气过速2）、第7点（电气过速3）两个测点动作时分秒、微秒时间完全一致的动作记录。
由于水机PLC未接入网络模件，因此没有实现对时，PLC中的时间为水机CPU的时间，通过对比水机PLC的时钟和GPS时钟的差，发现该两输入点动作时
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间与监控记录机组跳闸时间一致，同一时间PLC无其它动作信号记录，确认两信号为事故启动源。
解析时间如图：
两信号定义为机组均为电气二级过速信号，水机PLC中电气过速信号按照三取二原则配置，三个信号分别取自三套独立的转速装置，PLC中分别为SOE[1]、SOE[21]、SOE[24],机组跳闸时，SOE[21]、SOE[24]两个信号同时动作，启动了水机PLC紧急事故停机流程。
检查外部接线回路完全独立，各个测点均正常，SOE[21]和SOE[24]两个信号点分别由两套测速装置送过来，两套测速装置输入和输出信号完全独立，两套测速装置动作信号除了送给水机PLC还送给主PLC，在上位机主PLC一览表检查中未发现两个测速装置的电气过速接点动作，检查机组实际转速的模拟量也未达到145%Nr二级过速的值。从截取SOE动作时间看，SOE[21]和SOE[24]两个测速信号开出动作时间记录到微秒都完全一致，并且复归时间也完全一致，动作到复归时间间隔也是0毫秒，两台测速装置同时动作且一致性达到微秒可能性较小。三套转速装置过速信号同时接入主PLC，而主PLC没有任何动作记录，因此判断这次事件是水机PLC模块故误动引起，检查SOE[21]和SOE[24]两测速信号都接在SOE第二块模件上，因此判断应为SOE
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第二块模件故障，导致电气过速信号启动事故停机流程，经厂家分析为模块瞬时故障引起的信号误动。 三、暴露问题
1、#1发电机组为2016年3月进行C级检修，对水机PLC事故停机回路检查、试验均正常；对水机PLC的开入及开出模件检查、试验均正常；日常巡检水机PLC运行正常，未出现异常状态。
2、此次事件是由于PLC的SOE板件内部故障引起，大型PLC的SOE智能模块，由于采集速度块，运行稳定性差，应用中兄弟单位也出现过同样的误动，不适合在事故停机回路中使用，观音岩工程设计使用了大量的SOE模块，作为事故停机控制，存在非停隐患。
3、水机PLC设计功能不完善，SOE动作时间不直观，没有和上位机对时，截取动作时间为水机PLC的内部时钟，给故障分析判断造成很大困难。
4、LCU控制流程设计不完善，对模块误动防范措施不足。
四、防范措施
1、将水机PLC接入到上位机，与上位机进行通讯，确保每次动作的信号都能在上位机记录，避免信号动作后无从查询的问题。
2、更换水机PLC第二块SOE量模件，按厂家要求将模块反回厂家进行测试分析。
3、全部机组启动事故流程由接入SOE模块改接到DI
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模块。对“三取二”事故信号，将事故信号分别改接到不同的3个DI模块，避免单模块故障导则事故误动的风险。
4、梳理监控系统上位机画面报警信息，使简报窗显示清晰，便于事故分析。
5、机组检修时对LCU柜的控制回路、接线等进行整改，清除PLC间的信号互连，清除无用的二次回路接线，防止寄生回路。
6、对事故回路的外部接线进行逐一标识，直接启动机组停机的启动源不能紧邻两个端子，定期对二次回路接线进行紧固。
7、强化安全与技术培训工作，提高人员素质，加强工作责任心，通过各种形式的学习与技术培训，使运行、维护及技术管理人员对系统、设备更加全面地深入熟悉与了解。 五、责任考核
根据中国大唐集团公司《电力生产设备障碍标准规定》，该非停事件为设备一类障碍。事件暴露出技术管理方面存在的漏洞，验收工作不细致，维护检查不到位，设备分析不深入，对误动防范措施不足等问题。根据公司《安全生产奖惩规定》第2.16条规定，依据故障调查分析结果，经研究决定对有关责任人处罚如下：
1、设备管理部作为设备管理部门，对设备验收执行标准不严，设备状态分析不全面不深入，对存在的隐患排查不彻底，对故障发生负有技术管理责任。给予设备管理部主任扣罚300元经济处罚。
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2、二次设备管理专责验收不到位，负有技术管理责任，给予扣罚200元经济处罚。
3、设备维护部作为设备维护部门，对设备维护检查不到位，对隐患排查不到位，对故障发生负有现场管理责任，给予设备维护部主任扣罚300元经济处罚。
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安徽公司田家庵发电厂6号机组10.7非计划事件分析 一、事件经过
2016年10月07日22时40分, #6机组负荷199MW，AGC运行方式。22时40分46秒，#6机组发“汽包水位异常”信号，锅炉MFT保护动作，机组解列。检修人员调阅历史趋势及事件记录，发现“汽包水位异常” 触发原因是一台汽包压力变送器信号跳变造成汽包水位修正公式运算出错，造成汽包水位保护动作。隔离该台汽包压力变送器信号（共有3台变送器），23时00分#6炉重新点火，23时55分#6机并网。 二、原因分析
1、#6炉汽包水位保护逻辑为：汽包压力修正后的汽包水位信号，经三取二判断，输出水位保护高Ⅲ（低Ⅲ）保护信号。修正汽包水位的汽包压力信号为现场3个汽包压力测点三取中选择后的综合信号（见附图1）。根据《中国大唐集团公司防止电力生产事故的二十五项重点要求》6.4.8.1：“锅炉汽包水位高、低保护应采用独立测量的三取二的逻辑判断方式。当有一点因某种原因须退出运行时，应自动转为二取一的逻辑判断方式；当有两点因某种原因须退出运行时，应自动转为一取一的逻辑判断方式，应限期恢复，如逾期不能恢复，应停止锅炉运行。”为此另有一路信号品质判断自动转换逻辑。
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附图1：汽包水位保护逻辑
汽包压力1 汽包压力2 汽包压力3 汽包水位差压2 补偿公式 汽包压力PD 汽包水位差压3 补偿公式 汽包水位3 汽包水位2 三选中 补偿公式 汽包水位1 汽包水位差压1 高低 三选二判断 品质判断自动切换逻辑 或 MFT 汽包水位保护逻辑示意图
图2：汽包压力3跳变造成三取中后的汽包压力（PD）综合信号质量判断为坏点汽包压力（PD）综合汽包压力1、2、3汽包压力3反复跳变 19/114
根据历史趋势分析，在汽包水位保护动作前，汽包压力3（PT0204）故障，反复跳变，在22时40分46秒时三取中后的汽包压力（PD）综合信号质量判断为坏点（见附图2）。质量判断传递到修正后的汽包水位，导致逻辑判断3个汽包水位为坏质量，汽包水位高Ⅲ（低Ⅲ）同时输出为真，锅炉MFT保护动作。
2、三取中判断模块，当输入信号故障时，三取中模块会自动切除故障信号，只选择正常信号进行逻辑运算。通过趋势分析，#6机组汽包压力三取中逻辑在22时40分46秒时质量判断跳变，与逻辑功能块功能不符，已联系 DCS厂家和大唐科研院华东所进一步分析。 三、暴露问题
DCS系统逻辑中多重信号冗余选择功能块不正常工作，
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造成信号质量判断出错。 四、防范措施
1、对故障的汽包压力变送器3进行更换。
2、加强对现场仪表的检查维护，及时发现问题，及时处理。
3、联系厂家对多重信号冗余选择功能块进行检查处理。 4、对汽包水位压力修正逻辑进行完善，3个汽包压力信号直接送至汽包水位修正回路，实现一对一修正，避免多重信号冗余选择功能块工作不正常导致误判断。
5、计划在2016年11月进行#6机组DCS改造，在新系统中重新组态，试验验证保护回路逻辑，杜绝隐患。 五、责任考核
设备维修部仪控专工高某某负技术管理责任，处罚500元。
设备部仪控专工张某某负技术监督责任，处罚500元。
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龙江公司双鸭山热电厂2号机组10.14非计划事件分析 一、事件经过
2016年10月14日13时09分，大唐双鸭山热电有限公司（以下简称“双热公司”）2号机组DCS画面声光报警为：“主变冷却器故障”、“高厂变冷却器故障”、“低励限制报警”，发电机定子A、B、C相电流及AB、BC、AC线电压开始上涨，发电机定子线圈及线圈水温同步升高，励磁系统电流电压上涨，运行值班员在AVR及FCR方式下手动减磁无效。
13时12分，发电机出口电流升至9200A、电压升至16.5kV、定子线圈及线圈水温分别升至58℃、74℃，手动打闸停机。 二、原因分析
经过与哈尔滨电机厂技术人员、东北所技术人员共同分析，此次2号机组非停的主要原因是励磁调节器计数器板异常，导致励磁调节器无功功率计算错误，发出“欠励限制”信号，励磁调节器自动增磁，造成发电机机端电压增高至16.5KV，中间切换至FCR后，虽然手动减磁，但机端电压并未下降，13时12分运行人员手动打闸停机。
10月16日02时完成对2号发电机励磁调节器计数器板更换及静态试验，试验结果均合格，7时45分，机组冲转定速后，对励磁调节器进行空载动态试验，试验结果均合格，10时51分2号机组并网，并网后对励磁调节器进行负载动态试验，试验结果均合格。
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三、暴露问题
1、2号机组励磁调节器2006年9月投产，已到运行年限，设备可靠性降低，给机组安全稳定运行带来了隐患。
2、电气人员技术水平不强，对设备发生故障后，不能及时准确的找明原因，快速消除设备故障。 四、防范措施
1、鉴于励磁系统的重要性及吸取本次事件的教训，计划在2017年结合机组检修时对1、2号机组励磁调节器及整流柜进行整体升级改造，通过升级改造消除设备存在的安全隐患。同时，利用10月下旬1号机组停备时机，联系哈尔滨电机厂技术人员到厂，对1号发电机励磁系统进行全面检查及运行评估，坚决杜绝类似故障发生在1号发电机励磁系统中。
2、加强电气专业人员系统培训，特别是出现异常情况时能够对其进行准确的判断，快速的处理，避免因人员技术水平等原因，导致问题出现后，迟迟无法查明原因，延长问题处理及机组启动时间。 五、责任考核
本次2号机组非停事件，按照双热公司《设备障碍、异常管理实施细则》第四章第二十三条，属一类障碍。因此次非停事件为主要发供电设备被迫停止运行、非计划检修或停止备用。考核如下：
1、设备部电气专业点检长王某某，隐患排查工作落实不到位，造成机组带有重要隐患运行，对此次非停负主要责
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任，考核1000元。
2、设备部副主任李某，作为主管检修管理的领导，对安全生产工作管理不到位，对隐患排查工作管理不力，对此次非停负部门领导责任；考核300元。
3、设备部主任张某某，作为设备部安全生产第一责任人，对此次非停负部门领导责任；考核300元。
4、设备部是本次一类障碍的主要责任部门，考核1000元。
5、检修副总工程师李某某，负领导责任，考核300元。 6、总工程师彭某某，负领导责任，考核300元。 7、生产副总经理屈某某，负领导责任，考核300元。
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湖南公司耒阳发电厂3号机组10.17非计划事件分析 一、事件经过
10月17日凌晨，#3机组运行，负荷149MW。 1时17分8秒，#3机跳闸，厂用电源正常切换至备用，DCS首出“发电机跳闸停机”，检查#3发变组保护A、B柜“定子接地3U0保护”动作。
事后通过对发变组保护及故障录波器录波数据分析，初步判断为发电机间隔一次发生B相接地故障，即刻对发电机、励磁变、中性点接地变、机端封母等电气一次设备检查，未发现异常。通过对发电机、机端TV进行高压试验排查，确定故障点为#3发电机机端3G334 B相TV一次绕组，同时发现3G324 A相TV感应耐压试验时声音异常。
更换3G334 B相、3G324 A相TV后#3发电机经零起升压检查无异常，于10月18日10:53并网运行。 二、原因分析
经华中所、湖南院专业人员事后检查、试验及分析认为，#3发电机机端3G334 B相TV产品质量存在问题，一次绕组发生匝间短路是造成本次机组非停事件的直接原因。
具体检查过程及原因分析如下：
1、发变组保护动作情况及分析（下述所有模拟量均为二次值）
事件发生时，检查#3发变组保护A柜“定子接地3U0”、“起停机”、“定子接地3W”动作，B柜“TV断线（3U0定子接地）”、“发
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电机过激磁（定时限）”、“定子接地3U0”动作，C柜“失磁联跳”、“热工保护”动作。录波文件显示故障期间机端A、C相电压有所升高，最高值达64V左右，B相电压降低，最低值达44V左右，#3发变组故障录波器记录的各保护、开关动作时序如下表所示： 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 开关量名称 B柜TV断线（3U0定子接地） B柜过激磁（定时限） A柜定子接地3U0 保护Ⅰ跳 B柜定子接地3U0 保护Ⅱ跳 A分支2501开关跳闸 B分支2601开关跳闸 630开关跳闸 MK跳闸 失磁联跳 A柜起停机 热工保护 变位时间 1:16:47 553ms 1:17:4 864ms 1:17:8 019ms 1:17:8 027ms 1:17:8 043ms 1:17:8 053ms 1:17:8 057ms 1:17:8 059ms 1:17:8 065ms 1:17:8 103ms 1:17:8 228ms 1:17:8 311ms 1:17:8 493ms 备注 动作行为：发信 动作行为：发信 动作行为：全停 动作行为：全停 机组全停后 机组全停后 机组全停后 1）“定子接地3U0”保护动作分析
保护动作时刻装置记录的发电机端零序电压A柜21.4V（B柜25.9V，两柜电压取自不同的机端TV），发电机中性点零序电压37V左右（两柜取自同一TV），均远远大于定值，保护动作正确。
定子接地3U0保护原理如下。
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图1：经t延时6s后定子接地3U0保护发信同时动作跳闸
2）其他保护动作原因分析
B柜“TV断线（3U0定子接地）”发信是该柜检测到的机端零序电压先于中性点零序电压到达定值造成的（见上原理图所示）。
B柜“过激磁（定时限）”发信是因为在定子接地过程中，B相电压降低至44V左右，A、C两相电压升高至63V左右，达到过激磁（定时限）倍数定值附件，从而可能发信，因实际值在定值边界且保护带2S延时，故B柜未发出信号。
A柜“起停机”保护动作是由于该柜检测到的主开关跳闸位置信号在零序电压消失前来到而造成。
C柜“失磁联跳”、“热工保护”动作是机组全停后产生的正常信号。
2、发电机定子绕组直流耐压试验情况 试验电压 （V） 被 试 部 分 C-ABE （μA） B-ACE （μA） A-BCE （μA） 0. 5Un 10000 5 5 6 1. 0Un 20000 7 8 9 1. 5Un 30000 8 11 10 2. 0Un 40000 12 13 10 汇水管对地电阻：60KΩ μA表内阻：1.2KΩ 水导电率：0.5μS/Cm 水温：39.4℃ 环温： 24℃ 湿度： 70% 通过与历史数据比较无异常，确定故障点不在发电机内部。
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3、发电机机端TV检查及试验情况
检查发电机机端3G314（发电机励磁Ⅰ通道、测量用）、3G324（发变组保护A柜用）、3G334（发变组保护B柜用）三组共9个TV外观正常，一次保险接触良好，无熔断现象。通过对上述9个TV进行绝缘电阻、直流电阻、空载特性、感应耐压试验，发现3G334 B相TV在进行空载特性试验时出现异常，试验电压（TV二次绕组加压）加至1V左右，TV出现较大异响，试验仪器出现过流现象，无法进行继续升压，测量一次绕组直流电阻为1345Ω，较历史数据低1000Ω左右，判断为该TV一次绕组存在匝间短路故障。
其它TV上述各项试验均合格，但对3G324 A相TV试验时发现声音较大，送至湖南电科院进行局放试验不合格，592pC。
4、发电机机端TV匝间短路造成发电机定子接地3U0保护动作可能原因分析
干式TV一次绕组位于里层，温升相对较高而散热条件最差，因绝缘材料或工艺缺陷导致绝缘材料老化，绝缘强度降低，最终发生层间或匝间短路，而在短路匝内产生较大环流导致温度更加上升，绝缘强度进一步下降导致短路继续发展，最终引起故障相电压降低，机端三相电压不平衡，产生零序电压，当零序电压达定子接地3U0保护定值时，保护动
作。
三、暴露问题
备品备件管理不到位。#3、#4机组发电机机端TV总共
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备品数量只有1个。而本次处理过程中发现有2个不合格TV，其中1个匝间短路已损坏，另1个局放严重超标592pC;在电网要求尽早并网的情况下，只能将原更换下来的局放不合格的TV（287pC）暂时装上使用。 四、防范措施
1、即刻采购备品TV，利用停备机会更换目前局放试验存在超标的3G324 A相TV，未更换前加强对发电机机端电压、电流等电气参数的监视，加强现场设备的检查。
2、严格执行集团公司《大唐企业标准Q/CDT—2005电力设备交接和预防性试验规程》试验标准及周期要求，对每次小修发电机机端TV试验数据进行分析，在发现横向和纵向对比有明显异常或数据合格但比较值相差大的情况下，虽未到局部放电试验周期也应考虑安排进行局部放电试验进行检查。
3、加强备品备件数量的科学管理。对于发电机机端TV备品，每台机应至少按照3台储备，其中保护用至少2个，励磁用至少1个，在使用后应及时进行补充；严格执行电气设备交接预防性试验要求，禁止采购集团公司及电网公司列入黑名单的厂家产品，优先采购在其它电厂使用信誉较好的厂家产品。
4、针对历年来系统内外均发生过发电机TV故障导致的机组非计划事件，进行运行中如何监测TV工况的技改可行性研究，以便及时发现并处理可能存在的缺陷。 五、责任认定及考核
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1、定性：设备一类障碍
2、责任归属：设备管理部，负全部责任
3、处理：按照依据《大唐华银电力股份有限公司耒阳分公司安全生产工作奖惩办法》（2016版）责任明细与奖励考核细则，给予相关人员如下处罚：
1）成某某，设备部电气点检长，对本次事件负有主要责任，考核800元。
2）邓某某，设备部电气点检员，对本次事件负有次要责任，考核500元。
3）谢某某，设备部分管副主任，对本次事件负有直接管理责任，考核2000元。
4）李某某，设备部主任，对本次事件负有管理责任，考核1500元。
5）欧阳某，安监部安监专责（分管电气），对本次事件负有直接安全监督责任，考核300元。
6）肖某某，安监部主任，对本次事件负有安全监督管理责任，考核600元。
7）晏某某，总经理助理（分管检修），对本次事件负有检修管理不到位责任，考核1000元。
8）考核设备管理部1200元，并考核设备管理部非计划停运奖。
9）根据《中国大唐集团公司湖南分公司基层企业安全生产专项奖励考核办法》（试行）以及《大唐华银电力股份有限公司耒阳分公司安全生产工作奖惩办法》（2016版）
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之规定，考核公司总经理吴某某10000元，考核公司党委书记李某某10000元，考核公司生产副总经理冯某10000元，考核公司总工程师龚某某10000元。
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吉林公司长春第二热电厂2号机组10.20非计划事件分析 一、事件经过
2016年10月16日9时28分，长春二热2号机组按省调令启动并网。
事件发生前2号发电机有功负荷180MW，无功负荷88Mvar，定子电流7372A，定子电压15916V，转子电流1511A，转子电压323V，励磁自动组1K运行。
10月20日17时38分47秒，2号机DCS来“失磁保护动作”光字牌，励磁自动组1K开关跳闸，手动组2K联动合闸。
17时39分27秒，警铃响，“发电机失磁保护动作”、“发变组保护第一组出口跳闸”、“发变组保护第二组出口跳闸”、“灭磁开关跳闸”、“1K跳闸”、“2K跳闸”、“灭磁开关联跳”、“612A开关跳闸”、“622A开关跳闸”、“612B开关跳闸”、“622B开关跳闸”光字牌亮。
检查2号发变组A、B屏来“2号发电机主开关4012跳闸，检查612A、622A、612B、622B开关跳闸，检查厂用备用电源开关602A、602B联动合闸，检查6kVIIA段、6kVIIB段、380V保安段、220V不停电段、110V直流母线、220V直流母线运行正常。
检查发现2号机单控电子间微机励磁操作屏内2号机励磁系统自动组输出1K开关和手动组输出2K开关接至分流器的共用负极引线在分流器的接线端子处过热烧断。
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检查2号发电机、励磁机、整流柜、励磁调节器及励磁系统其他设备均未见异常。
2016年10月20日21时18分，电气检修人员重新制作连接引线，完成励磁系统自动组输出1K开关和手动组输出2K开关输出至负极分流器的共用引线更换工作。
21时31分，起励升压至额定电压，检查发电机及励磁系统设备均无异常，向省调汇报。
2016年10月21日8时52分，2号发变组按调度令与系统并列，机组恢复正常运行方式。 二、原因分析
1、2号发变组4012开关跳闸原因：2号发变组失磁保护动作停机。
2016年10月16日17时38分45秒,2号机失磁保护启动，经500ms，失磁保护Ⅰ段动作出口减出力，经1000ms,失磁Ⅲ段动作出口跳1K，经41642ms失磁Ⅱ段动作解列灭磁。各开关动作情况动作结果正确，失磁保护正确动作。
图1：2号发变组A屏保护报文
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2、2号发电机失磁保护动作原因：励磁自动组输出开关1K和励磁手动组输出开关2K共用至负极分流器的引线在分流器接线端子处过热烧断，造成主励磁机失磁，进而导致发电机失磁，失磁保护正确动作，机组停机。
图2：故障点正面引线烧损情况
图3：故障点背面分流器过热情况
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图4：故障引线烧损情况
图5：2号机组励磁系统图
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三、暴露问题
1、电气定期工作执行不到位，对电气设备连接部位、接线端头等的测温存在死角，未能及时发现此处接线端子过热现象。
2、隐患排查不认真，对标检查流于形式。2号机组于2016年7月1日--7月14日进行C级检修，检修中未能发现该处接线工艺不合理，引线端头未直接接在分流器本体上，而是接在分流器引出端子的固定螺丝上，存在接触面小，接触不良易过热的隐患。
3、检修作业不细致，三级验收把关不严。此励磁操作屏（手动组功率屏）是在1999年励磁系统改造后投入运行的，其中2K开关在2013年进行了换型改造，其一次引线仍采用原电缆引线，对铜芯绝缘导线错误采用铜铝过渡接头压接，其接合处易发生氧化、过热的问题未予以足够重视，以至形成隐患，导致机组非停事件。 四、防范措施
1、全面检查电气一、二次设备定期工作标准执行情况，
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检查电气主设备及重要附属设备的重点部位，如电源开关触头、一次接线连接部位、电缆接线端头等是否列入定期测温标准，运行、点检和检修人员是否按规定的周期定期进行测温检查。
2、按省公司要求开展励磁系统专项检查工作。检查引线接头连接是否通过绝缘板紧固，检查铜芯绝缘导线是否错误使用铜铝过渡接头。
3、按照《集团公司火电机组电气定期工作标准》和《省公司电气设备红外检测指导意见》要求，对运行机组励磁系统一次回路所有引线接头进行红外成像测温，三天内完成检查。
4、对存在过热隐患的连接部位、接线端头、开关、接触器触头等列入2017年检修重点项目，并在检修作业后期的回装、接线阶段，加强三级验收检查，避免接线端头接触不良，接线损伤、绝缘距离不足、压接面积不足、接线不合理等遗留隐患，避免类似事件的重复发生。
5、在2017年机组检修中，对1、2号机组励磁操作柜中的一次电缆进行全部更换。 五、责任考核
依据集团公司《电力生产设备障碍标准》和大唐长春第二热电有限责任公司《安全生产考核实施细则》规定，考核如下：
1、电气车间对本次2号机组非计划停运负主要责任，考核电气车间6000元；
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2、设备管理部电气点检长对设备检修验收把关不严，监控不到位，未及时发现设备存在的隐患，采取有效措施进行控制，负有技术管理责任，给予500元的经济处罚。
3、发电管理部电气专工对设备巡视检查督导不到位，对本次2号机组非计划停运负次要责任，给予200元的经济处罚。
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湖南公司耒阳发电厂3号机组10.22非计划事件分析 一、事件经过
耒阳#3机组真空系统设置#3A、3B两台水环式真空泵和#3C罗茨-水环式高效真空泵；#3A、3B汽动给水泵小汽轮机与主机共用1个凝汽器。
事发前，#3C真空泵运行，#3A、B真空泵备用。根据联锁定值，#3C真空泵入口真空高于-90 kPa联启#3B真空泵，高于低Ⅰ值（-85.3kPa）联启#3A真空泵。
22日21:09，#3机组负荷从220MW按AGC指令开始减负荷，21时33分，#3机组负荷180MW，凝汽器真空-95.39KPa。
21时33分37秒真空开始快速下降，21时33分39秒，#3C真空泵组入口真空降至-90kPa，#3B真空泵联锁启动。
21时34分30秒，主机真空降至低Ⅰ值（开关量，定值为-85.3kPa），#3A真空泵联锁启动，真空低Ⅰ值报警，运行监盘人员立即切换至真空系统画面检查，发现#3A、#3B真空泵联启，立即汇报值长，并做进一步参数检查。
21时34分40秒，真空降至低Ⅱ值（开关量，定值为-80.3KPa，DCS模拟量显示真空值-83.6KPa）ETS三个真空低保护压力开关均动作，汽轮机跳闸，机组解列，运行按事故停机处理。
22时10分，检查发现#3B小机大气释放阀安全膜板破裂，裂口面积约40cm2，对其进行更换，同时一并更换#3A小机大气释放阀。
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23日2时30分，处理完毕后，机组送轴封抽真空正常，于3时47分重新并网。 二、原因分析：
1、#3B小机大气释放阀安全膜板破裂是造成机组真空快速下降导致本次非计划事件发生的直接原因。
2、对小机大气释放阀的检修项目管理混乱是造成本次非计划事件发生的主要原因。
大气释放阀的解体检修是A修标准项目，在《2013年#3机组A修检修项目表》中安排了大气释放阀的解体检修项目；《#3机#3B给水泵汽轮机检修作业指导书》明确提出“清理、检查进汽管及短管密封圈、法兰、小机大气释放阀垫子更换”，但未设置H点；实际检修过程中，未对大气释放阀垫子进行解体检查，只进行了外观检查，并以灌水查漏检查严密性。查询点检员2013年的大修工作总结，有“对A、B小机进行了系统灌水查漏，没有发现系统法兰及管道漏；排汽蝶阀关闭严密，也没有发现泄漏”的描述，但纸质版的质量验收记录没有存档。
大气释放阀的检查及处理没有列入C修项目，在项目制定讨论中，认为是铝制膜板有问题只会产生裂纹渗漏而不会发生严重的破口泄漏，不需要直接进行阀门的解体检查，只需要进行灌水查漏等进行间接式检查，事实上存在的裂纹在特定时期可能发生扩散而撕开一个大口子，存在明显而严重的漏洞。
3、小机大气释放阀点检定修不规范是造成本次非计划
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事件的重要原因。
在日常维护中，没有制定切实可行的作业指导书，列明检查内容和标准，只作为灌水查漏的一个检查点。在对小机大气释放阀铝制膜板日常点检过程中没有认真检查和发现存在压痕的隐患，错过了提前处理的机会。
4、真空持续下跌过程中，运行值班人员看盘责任心不强，敏感性不够，技术水平不高，未及时发现并做降负荷处理（AGC未切除，实发指令未变），待真空低Ⅰ值报警后仅有10s钟真空低Ⅱ值保护动作跳机，对造成本次非计划事件负有一定责任。 三、暴露问题：
1、生产管理工作随意性较大，检修过程和效果管控不力。
大修标准项目未做到100%执行；取消项目的审批流程缺失；作业指导书审批不严谨；质量验收极不规范；检修台账和资料管理等技术管理基础工作有欠缺；隐患排查工作不细致，未查出该安全隐患。
2、安全膜板采用十字形筋板支撑型式与设计图不相符，安装工艺存在隐患。
图1：安全膜板情况（背面、正面）
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大破裂起始点 裂纹
如上图1所示，大气释放阀安全膜板为铝板，通径520mm，厚度0.5mm，直接以十字形筋板支撑，以螺栓固定和纸板密封，安全膜板设计爆破压力（0.11～0.12MPa）。机组启停、事故处理、运行中安全膜板在筋板处受到内外压差、震动，产生交变应力引起疲劳，并且在高真空的运行工态下突发性地撕裂一个大口子。
图2：安全膜板设计图（正视图）
图3：安全膜板设计图（俯视图）
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3、多年来对小机大气释放阀安全膜板的检修工作不到位。
小机大气释放阀解体检修项目实际未执行，未做到检修项目100%完成，设备管理存在漏洞。历年来机组检修中对大气释放阀安全膜板的检查仅限于外观检查、结合灌水查漏进行是否存在漏点的检查，未按规定进行大修解体检查，在机组小修、停备检修等工作中，也没有及时对该处进行补查，导致未能及时发现基建时小机大气释放阀的安全膜板实际支撑方式与设计图纸不符。
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该部位2016年5月#3机组小修前的小机灌水查漏中未发现漏点，在检修总结中描述为“1.5.3.真空系统的主要工作： 对凝汽器铜管进行了灌水查漏，查出真空系统的主要漏点是#8低加大法兰中分面原加装的密封罩焊口泄漏；同时将低压缸上的4个大气释放阀更换成铅板垫子”；9月2日，在小机大气释放阀处用氦质谱仪进行真空系统查漏，泄漏量为E-08级，无泄漏。设备管理人员据此判断该处无泄漏隐患。
4、凝结器真空低Ⅰ值保护定值设置不合理。
低Ⅰ值定值为-85.3KPa，低Ⅱ值跳机定值为80.3KPa，从本次真空下降速度看，低Ⅰ值降到低Ⅱ值时间仅10s，不利于运行人员进行事故处理。
5、运行规范化值班工作有待加强，反事故处理能力不足。
本次事件中，运行监盘人员在凝汽器真空下降10KPa，DCS发出报警后才发现凝汽器真空快速下降的异常情况，同时，也没有在第一时间采取快速降负荷等有效的事故处理手段。
四、防范措施：
1、将#3、4机组四台给水泵汽轮机安全膜板改为骨架加钢网支撑，以提高安全膜板支撑的强度，避免压差变化引起的疲劳破裂。
责任部门：设备部
完成时间：停小机逐台更换，2016年10月30日（10月25日已经完成）。
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2、严格执行《大唐集团A级检修管理办法》和公司C修管理办法等标准，认真策划检修项目，完善作业指导书的编制，其中每个大修期进行膜板必须解体更换，严格过程验收、签证管理，确保检修质量，将小机安全膜板的检查列入大小修重点项目。
责任部门：设备部、控制部 完成时间：长期
3、加强点检和维护，每次检修都要制定详尽可行的作业指导书，并进行见证点停工待检和质量验收，同时每次机组启停、事故处理后根据排汽温度的变化和安全膜板的爆破压力进行针对性检查，发现异常及时更换。
责任部门：设备部、检修部 完成时间：长期。
4、增加机二级报警“真空变化率高”（定值0.4KPa/min），并联锁启动备用真空泵逻辑；同时，根据运行情况将低Ⅰ值报警值设置为-89KPa。
责任部门：控制部
完成时间：2016年10月30日。
5、加强运行规范化值班管理，提高运行人员责任心和技能水平，对主要运行参数进行重点监视和操作调整。
责任部门：发电部 完成时间：长期。
6、大力推行仿真机培训和考问讲解，提高运行人员事故应急处理能力。
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责任部门：发电部 完成时间：长期。
五、责任处理：
1、定性：设备一类障碍
2、责任归属：设备管理部负主要责任、检修部负次要责任
3、处理：按照依据《大唐华银电力股份有限公司耒阳分公司安全生产工作奖惩办法》（2016版）责任明细与奖励考核细则，给予相关人员如下处罚：
1）伍某某，设备部汽机点检长，对本次事件负有主要责任，考核800元。
2）张某某，设备部汽机点检员，对本次事件负有次要责任，考核500元。
3）孙某某，设备部分管副主任，对本次事件负有直接管理责任，考核2000元。
4）李某某，设备部主任，对本次事件负有管理责任，考核1500元。
5）杨某，检修部汽机专工，对本次事件负有一定技术责任，考核300元。
6）金某某，检修部汽机副主任，对本次事件负有一定管理责任，考核600元。
7）陈某，发电部当值值班员，对本次事件负有一定责任，考核300元。
8）唐某某，发电部当值值长，对本次事件负有一定管
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理责任，考核600元。
9）陈某某，发电部生产副主任，对本次事件负有一定管理责任，考核600元。
10）沈某，安监部安监专责（分管汽机），对本次事件负有直接安全监督责任，考核300元。
11）肖某某，安监部主任，对本次事件负有安全监督管理责任，考核600元。
12）晏某某，总经理助理（分管检修），对本次事件负有检修管理不到位责任，考核1000元。
13）考核设备管理部4200元、检修部1800元，并考核设备管理部和检修部非计划停运奖。
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大唐国际石柱发电厂2号机组10.30非计划事件分析 一、事件经过
10月30日6时35分，2号机组深调，负荷153MW。06时27分50秒 E磨石子煤系统改造后，值班员吕献发准备启动试运，将E磨热一次风调门由0%逐渐开至5%进行暖磨。
06时33分26秒，值班员将D磨冷一次风调门由39%逐渐关至24%。
06时35分41秒，值班员将D磨冷一次风调门关至0，D磨退出备用。
06时35分54秒，值班员将E磨热一次风调开度关至0%。
06时36分15秒，炉膛压力-202Pa，C磨所有火检摆动，；36分24秒炉膛压力+456Pa，C磨C2、C3、C4煤火检失去跳闸。此时给水流量454t/h，总煤量为35.6t/h。
06时36分29秒，陆续投入A1、A2、C3、C4、C2、C1油枪。
06时37分10秒，启动D磨。
06时37分3秒，值班员李某某将给水流量自动偏置由-120 t/h减小至-140t/h，继续减至400t/h（自动调节给水流量最低值）后保持。
06时38分07秒，给水流量400t/h,汽泵转速3611rpm，运行人员解除给水自动，并手动降低汽泵转速。
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06时38分35秒，汽泵转速降至3546rpm，给水流量282t/h，汽泵入口流量降至300t/h，3s后汽泵再循环门联开。
06时38分38秒，给水流量低至138.6t/h；06:38:53 给水流量低保护动作，锅炉MFT，机组跳闸。
06时39分15秒，轴封压力-3.7kPa，温度为308℃，将再热冷段至轴封供汽压力调节阀手动开至100%，将辅汽至轴封供汽调节阀开至100%，开启高旁，高旁因卡涩未打开（运行过程中该门不严运行人员曾手动摇关）。
06时40分53秒，机组长李某某开启凝汽器真空破坏阀。
06时52分52秒，运行人员就地手动摇开高旁至9.4%。 07时30分，运行监盘发现杂用、2号仪用空压机报“重故障跳闸”报警。
07时42分，就地停送电后报警消失，重新启动运行正常。
07时54分20秒，检查发现低压缸防爆门破裂。 10月31日08时30分38秒，发电机并网成功。 二、原因分析
1、机组深调过程中，两台磨运行，热负荷低，炉内燃烧脆弱，不宜进行大幅参数操作调整，易对锅炉负压造成扰动。此次事件运行人员短时间内操作D、E磨煤机一次风，造成一次风量较大幅度减少，导致炉膛压力波动、燃烧不稳煤火检摆动，C磨火检失去保护动作跳闸，是本次事件的诱因。
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2、C磨掉闸后，及时采取投油枪，抢启D磨燃烧逐渐稳定。但值班员李某某错误判断水煤比偏大，减少给水偏置，当调整400t/h的下限后，又进一步解除自动继续降低汽泵转速进行减水，致使给水流量降至300t/h联开汽泵再循环门，给水流量快速下降至138.6t/h，15s后保护动作，锅炉MFT，是本次事件的直接原因。
3、机组跳闸后，机炉长李某某发现轴封压力低，及时采取倒辅汽、开高旁，无效果及时破坏真空措施。但在机组跳闸厂变切换过程中，06时49分杂用、2号仪用空压机报“重故障跳闸”，监盘人员未及时发现，导致仪用压缩空气压力由0.65MPa降至0.28MPa，气动疏水门因压缩空气压力不足自动开启，疏水进入凝汽器，最终导致低压缸防爆门破裂。
4、空压机掉闸原因分析：杂用、1号仪用空压机电源接至380V电除尘PC1B段，2号、3号仪用空压机接至380V电除尘PC2B段。由于380V电除尘PC1B段检修，杂用空压机电源改取至380V电除尘 PC2A段,1号仪用空压机电源断电。2号机组跳闸厂用电切换过程中，因PC2A、PC2B段相序电压存在动态偏差，触发空压机相序保护器动作，运行和备用的所有空压机均报重故障并跳闸。 三、暴露的问题
1、发电部日常培训管理失控。仿真机不能满足正常培训要求，部门管理人员未引起重视，仿真机培训长期未能有效开展；日常培训力度不够，考试流于形式，针对性不强，运行人员经验严重匮乏，导致异常扩大；未吸取以往事故教
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训，防范措施未认真落实，类似事件重复发生。
2、发电部专业管理不到位。专业管理没有进行及时总结，深度调峰技术措施编制不详细，对机组深调过程中燃烧脆弱，放松了防控警惕性。
3、运行管理不规范。异常处理分工不明确，指挥协调力度不够，遇故障时慌乱，且存在不具备基本知识的人员上盘进行异常处理，导致异常扩大；监盘质量不高，未及时发现仪用空压机掉闸；DCS软光字报警、工艺报警信息实际未有效起到提示作用，发电部未给予重视，未按要求落实整改。
4、运行人员对机组设备状态了解不全面，对设备交代不掌握，当高旁远方不能打开，轴封中断，未紧急去就地手动摇开高旁。 四、防范措施
1、发电部牵头，按照分公司《关于石柱发电公司“10.30”非停事件暴露问题整改督察督办的通知》要求，落实责任部门责任人，逐条逐项落实整改。
2、发电部完善机组深度调峰技术措施，深调过程中减少对燃烧有扰动的操作，明确规定禁止进行的操作项目。
责任部门：发电部，时间：11月15日。
3、对辅控转集控运行人员开展汽水系统针对性培训。组织各运行值学习系统内因汽水系统调整造成的非停案例，并利用仿真机开展事故演练，提高运行人员异常处理能力。
责任部门：发电部，时间：12月31日。
4、取消仪、杂用空压机相序保护，在DCS画面增加空
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压机跳闸报警光字。
责任部门：设备部，时间：11月11日（已完成）。 5、当机组停运后，运行人员对系统进行全面检查，及时发现异常并处理，防止发生设备损坏。
责任部门：发电部，时间：长期。
6、当机组发生异常，运行人员要严格按规程操作，如发生远方设备操作失败，紧急情况下应立即去就地手动操作。
责任部门：发电部，时间：长期。
7、发电部、设备部配合，梳理完善DCS软光字报警、工艺报警信息，恢复软光字声音报警，确实发挥报警作用。
责任部门：发电部、设备部，时间：11月30日。 六、责任考核
依据《重庆大唐国际石柱发电有限责任公司障碍标准管理办法》（石柱发电制〔2014〕215号）规定，该事件认定为一类障碍。责任单位：发电部；责任值：运行三值。
依据《重庆大唐国际石柱发电有限责任公司安全生产奖励实施细则》（石柱发电制〔2016〕67号）第二十五条规定对责任者处理如下：
1、机组长李某某对学习人员监盘监护不到位，对本事件负主要责任，给予公司内部通报批评，考核4000元。
2、集控主值吕某某制粉系统运行调整不当，造成磨煤机掉闸，对本次事件负次要责任，考核3000元。
3、辅控副值李某某给水调节失误，考核1000元。
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4、集控副值王某指导给水调节失误，考核1000元。 5、发电部值长刘某某现场指挥不当，对不具备监盘能力的人员参与事故处理负现场管理责任，考核2000元。
6、发电部锅炉高级主管张某某专业培训和管理不到位，负技术管理责任，考核2000元。
7、发电部主任助理杨某，负集控运行管理责任，考核2000元。
8、发电部副主任高某某负部门管理责任，考核2000元。
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河北公司武安电厂1号机组11.10和12.1非计划事件分析 一、事情经过
1号机组2016年11月10日1号间冷泵故障经过： 06时10分，1号机组负荷222.40MW，主汽压力13.96Mpa，主汽温度：535.53℃，1号循环水泵运行电流137.94A，2号循环水泵备用，机组遥调投入，顺序阀运行。
06时14分，1号循泵电流140.54A，机组真空-89.82kpa，电流突降至75.08A，机组真空开始下降。
06时16分，机组真空 -27.52 kpa ，机组手动打闸。 06时24分，启动2号间冷泵。 09时49分，机组并网运行。
10日下午公司组织厂家技术人员到场进行原因分析，分析认为，泵轴可能断裂（水泵运行电流74A，与电机空载电流基本一致），公司要求厂家立即组织生产轴系所有备件一套，计划在12月10前到货，以便机组检修时进行更换泵轴。
11月26日，1号机组锅炉泄漏消缺期间，从1号间冷泵出口侧进入泵体内检查，通过电机盘动转子，电机、联轴器直至密封盘根处轴系均转动，但水轮不转动，判断间冷泵轴断裂。27日再次催促厂家备件加快制造进度，同时公司领导考虑到2号间冷泵存在断轴可能性，要求设备部催促厂家再制造一套转子备件，已备急用。
1号机组2016年12月01日2号间冷泵故障经过： 22时38分，1号机组负荷 273.39MW，主汽压力
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15.06Mpa，主汽温度：540.6℃，2号循环水泵运行，1号泵故障停运，机组遥调投入，顺序阀运行。
22时28分，2号循泵电流132.0 A ，机组真空 91.64kpa，电流突降至75.35A，机组真空开始下降。
22时30分，机组真空-26.39 kpa，机组手动打闸，机组停机消缺至现在。
12月02日，1号间冷泵解体后，发现1号间冷循环水泵在下轴承套凸肩处断裂，断面见照片。
图1：1号泵断轴（上半截已送出加工试样）
图2：1号间冷循环水泵轴断裂处
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图3：1号间冷泵轴断口形貌
12月2日，2号间冷泵解体后，发现2号间冷循环水泵在下轴承套下凸肩靠近盘根套处断裂。
图4：2号泵断轴（下半截已送出加工试样）
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图5：2号间冷泵轴断裂处 图6：2号间冷泵轴断口形貌
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二、原因分析
2016年12月2日公司立即组织召开分析会，12月3日河北公司生产领导、安生部相关人员驻武安公司组织分析。
1、设备概况：
循泵型号：YJG48左-43；单泵流量：17750m3/h；单泵扬程：19.7m；额定功率：1400KW；转速：496rpm ；生产厂家：长沙水泵厂有限公司。
1机组和2号机组分别于2016年9月、7月结合1、2号机组检修时，完成了间冷循环水泵的技术改造工作，改造厂家：湖南山水节能科技股份有限公司，改造内容如下：
A、更换叶轮：重新设计流线，确保流量和扬程满足现场需要。
B、泵轴材质更换：材质由 45号钢改进为2Cr13。 C、泵盖（下）更换：改为整体铸造结构，加强筋板及上下法兰不采用焊接结构，材质为铸钢-20。
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D、机械密封改造为盘根密封。 E、水泵下轴承室增加衬套。 2、泵轴断裂原因分析
2.1泵轴在各轴颈变化位置设置过渡倒角为R1、R1.5，设计偏小，同时，1号泵轴肩倒角表面粗糙，存在加工刀痕和明显磨损痕迹。倒角设计偏小、表面粗糙，易造成应力集中，是造成泵轴断裂的间接原因。
2.2 12月3日大唐东北所金属人员到场，对1、2号泵轴进行断口宏观检查，在泵轴外周均可见明显疲劳裂纹源，疲劳裂纹由疲劳源向轴芯部扩展，出现放射状贝壳纹路，通过断口观察初步推断泵轴为疲劳断裂。1号泵轴断口氧化现象较轻，基本呈金属颜色，2号泵轴断口存在明显氧化痕迹。查看泵轴调质处理温度曲线，发现泵调质处理过程中，加热温度、温升速率以及保温时间(规程要求4-5小时而实际仅有1.5小时，见附件湖南山水工艺规程和实际热处理升温保温曲线）、冷却速度与相关规程存在偏差，影响泵轴机械性能。12月4日对断轴进行金属试样加工并送至东北所进行理化试验。12月8日东北所出具结果如下：
1）从宏观断口分析可知，该轴的断裂形式属金属疲劳断裂，可以发现明显的疲劳断裂源区，存在贝壳纹状疲劳扩展纹路。随后，由于材料强度过高，塑性过低，疲劳裂纹产生后，断裂方式以脆性断裂为主，造成泵轴运行时间较短即发生断裂失效。
2）2Cr13属亚共析钢，如果退火预备组织完善，淬火
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加热能使碳化物充分固溶于奥氏体，可获得无残余铁素体或少量铁素体及中等针状马氏体，回火后获得回火马氏体组织，经调质处理后其耐蚀性与强韧性均会优良。Cr13型不锈钢，Cr含量高，导热性差，淬火加热时应十分缓慢，并采用充分预热或分级加热，淬火后由于相变的体积效应、组织应力应及时回火。本例中，通过观察断轴其金相组织，说明该轴没按正常的热处理工艺（调质）进行加工，原因为：其一，轴内部存在大量未熔块状铁素体，从表面至芯部逐渐增多，说明淬火温度不足或保温时间不够；其二，材料内部晶界位置存在大量碳化物析出，证明淬火工艺未达到理想目的，或者回火处理不足或保温时间不够，造成了析出的碳化物类型及数量的变化；其三，通过调质处理可以降低材料硬度，提高塑性。此失效泵轴硬度明显偏高、塑性不足，虽然表面热处理层硬度有所下降，但仍明显高于标准值，造成了材料的综合力学性能不足，裂纹一旦发生即快速扩展，造成泵轴的短期失效。
3）轴的表层硬度比中心部位低，这是一个少见的现象，说明热处理单位为达到表面硬度要求只采取了降低表层硬度的措施，而未严格按热处理工艺进行加工，表层与芯部组织有较大区别，造成表层与芯部硬度相差较大，导致工件存在较大内应力，而工件的非正常调质组织也导致其综合机械性能下降，实际的力学性能检验结果也表明其强度硬度高，而塑性指标很差，硬而脆。
4）轴肩处本来就是应力集中处，加之该处为硬度过渡
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区，在外力反复作用下极易萌生裂纹，同时泵轴轴肩倒角施工与设计图不符，设计值偏小，加工表面粗糙，存在明显加工刀痕和磨损痕迹，结合泵体解体后现场检查情况，倒角加工的不规范，加重了应力集中现象，非常不利于零件的安全运行。
综上所述：1号、2号间冷循环水泵泵轴的断裂形式为疲劳→脆性断裂，造成这一断裂的主要原因是热处理质量较差，没达到其正常的组织状态，泵轴热处理后力学性能达不到标准及技术要求，这是泵轴断裂的直接原因。另外，各轴肩处倒角设计偏小，存在加工刀痕和明显磨损痕迹。倒角设计偏小、表面粗糙，易造成应力集中，是造成泵轴断裂的次要原因。 三、暴露问题
1、生产厂家湖南山水节能科技公司对泵轴热处理工艺把控不严，热处理工艺存在漏洞，加热时间、冷却温度速率等与规程规范的要求有较大偏差，泵轴力学性能达不到标准，没达到其正常的组织状态，是造成泵轴断裂的直接原因。
2、水泵设计存在问题，泵轴轴肩倒角设计存在偏小，加工精度不高，存在可见加工刀痕，造成轴肩处存在应力集中隐患，是造成泵轴断裂的间接原因。
3、公司相关人员风险意识不足,敏感性不强，在1号泵轴断裂后对2号泵轴断裂的可能性估计不足，对水泵零部件的制造和到货进度督促不力，致使设备到货不及时，延误了设备的处理时间。
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4、设备到货验收不到位：泵轴进厂后，对泵轴材质进行了光谱检验，轴肩、键槽等易造成应力集中等部位进行了着色检查，但未能发现泵轴轴肩倒角设计值R1偏小的隐患，对零件加工精度检查不足。
5、监造工作力度不够：在设备制造阶段，派驻了设备催货人员，但催货人员见证了制造过程，督促了制造进度，对制造过程中质量问题特别是深层次问题如加工尺寸是否符合图纸要求、是否符合设计规范等重视不足、能力不够。 四、防范措施
1、要求厂家在备件泵轴制造时，严格执行泵轴热处理工艺规范、技术要求。
1.1完成时间：12月7日1号机组2号间冷泵泵轴到货开始安装，12月9日1号机组2号间冷泵试泵正常，机组具备启动条件。
2号间冷泵泵轴设计与加工工艺的改进：在此次加工时将倒角由原来的R1变更为R2。热处理工艺未做变化，仍然沿用原热处理工艺。轴肩处的倒角改变可以减小此处的应力集中，改善机械性能，但效果有限。根据东北所的分析报告，本次间冷泵泵轴断裂的主要是热处理工艺不当造成，虽然湖南山水节能科技公司对此根泵轴提供了性能保证承诺，由于热处理工艺未做改进甚至未能达到其出具的工艺要求，泵轴的机械性能没有完全保证，有可能短时间内再次断裂。
针对目前安装在1号机2号间冷泵的泵轴仍然存在断轴隐患，安排生产厂家再加工一根泵轴，热处理工艺按照新制
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定的工艺执行，我公司安排金属监督专业人员见证试件力学性能试验，试验合格后进行精加工。
1.2由湖南山水提供图纸及处理工艺规程，委托沈阳恒运泵业有限公司加工制作一根泵轴，目前热处理已经完成，正在进行精加工，预计2016年12月14日到场安装在1号间冷泵，预计12月16日24:00安装完成。
2、厂家对备件泵轴轴肩、台阶等倒角更改为大于R2(原设计为R1、R1.5），同时对泵轴进行刚度、强度、稳定性校核计算，确认轴径选取是否合理，校核计算应按最危险界面（薄弱轴颈处）进行。
完成时间：2016年12月5日
3、为了保证2号机组2台间冷泵安全运行，安排厂家再加工2根泵轴。目前泵轴粗加工已完成，正在进行热处理，已安排金属专业人员和汽机专业人员去湖南山水见证热处理过程、热处理后的机械性能试验以及加工尺寸校核等。
完成时间：2016年12月17日到货。在2号机组停机时安排更换#1、#2间冷泵泵轴。
4、加强设备到货验收管理，对照图纸逐件、每个部位详细校，返现问题及时反馈、验证。
责任人：设备部点检人员，完成时间：长期。 5、加强监造工作管理，监造人员要对图纸、工艺的执行等影响质量问题的因素重点监督、跟踪，发现异常及时制止、纠偏。
责任人：维护部技术人员，完成时间：长期。
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五、责任考核：
1、2016年11月10日非计划事件考核：
1.1、造成本次机组低真空保护停机的主要原因为运行中的1号间冷循环水泵内部故障，水泵出力消失，造成机组间接空冷循环水停滞，导致凝汽器内真空急剧下降。
依据《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》，认定为设备一类障碍，按照《大唐武安发电有限公司安全生产工作奖惩规定》，考核设备管理部部门领导班子，汽机专业点检长、点检员月度绩效总额的10%。
其中：设备部汽机点检员王某某，技术改造验收管理不到位，对该次事件负主要责任，考核525元；设备部汽机点检长靳某某，技术管理不到位，对该次事件负技术责任，考核350元；设备部其他汽机点检员，对该次事件负连带责任，考核525元；设备部副主任杨某某对该次事件负管理责任，考核175元；设备部主任吴某某对该次事件负领导责任，考核175元。
同时，维护部汽机维护班副班长吴某某对检修工艺质量监督管理不到位，对该次事件负监督责任，考核300元。
1.2、造成本次机组低真空保护停机的次要原因为运行人员对重要参数关注不到位，没有监视到间冷泵电流降低，没有判断出1号间冷泵运行异常，没有及时开启备用泵，最终导致真空降低打闸停机。
依据《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》，认定为设备异常，按照《大唐武安发电有限公司安全生产工作奖惩规定》，考核发电部集控副值崔某某
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500元。
2、2016年12月01日非计划事件考核： 责任部门：设备部
依据《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》，认定为设备一类障碍，按照《大唐武安发电有限公司安全生产工作奖惩规定》，考核设备管理部部门领导班子，汽机专业点检长、点检员月度绩效总额的10%。
其中：设备部汽机点检员王某某，技术改造验收管理不到位，对该次事件负主要责任，考核525元；设备部汽机点检长靳某某，技术管理不到位，对该次事件负技术责任，考核350元；设备部其他汽机点检员，对该次事件负连带责任，考核525元；设备部副主任杨某某对该次事件负管理责任，考核175元；设备部主任吴某某对该次事件负领导责任，考核175元。
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陕西公司灞桥发电厂1号机组11.26非计划事件分析 一、事件经过：
2016年11月26日6时，1号机组负荷230MW，主汽流量806T/h，主汽压力15.54MPa，主汽温度541℃，A、B、C、E磨煤机运行，总煤量107.1吨，热水流量4180t/h，热水网温度81℃。
6时25分24秒，1号机组“汽包水位高”锅炉MFT动作，汽轮机跳闸，发变组“程跳逆功率保护动作”，机组解列。
经现场检查发现，汽包压力保温柜内电伴热带烧融、汽包压力变送器输出信号电缆烧融，DCS画面上汽包压力显示坏点，汽包水位高III值动作。
现场检查、测试汽包压力变送器正常，更换汽包压力变送器输出信号线缆，确认无其它异常后，机组点火启动，于2016年11月26日12时52分恢复并网，安排投入五段抽汽，热网温度逐步由故障后75℃上升至故障前81℃。
立即组织抢修，对1号炉汽包压力变送器输出信号线缆进行更换、对变送器进行检查校验。
现场检查、测试汽包压力变送器正常，更换汽包压力变送器输出信号线缆，确认无其它异常后，机组点火启动，于2016年11月26日12时52分恢复并网。 二、原因分析：
电伴热带存在质量问题，运行过程中伴热带过热短路、
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烧融，造成汽包压力变送器输出信号电缆烧融，1号机组DCS汽包压力测点1、测点3显示坏点，测点2坏点并持续跳变（26.64Mpa、28.18Mpa、24.97Mpa, 对应汽包水位为-19.07mm、-17mm、295mm），汽包压力“坏质量判断逻辑”频繁切换输出，汽包压力2信号由坏点变为正常值过程中，异常汽包压力值参与汽包水位计算，造成计算后的汽包水位值高于高III值，“汽包水位高”保护动作，机组跳闸。 三、暴露问题
1、巡检、点检巡回检查不到位，在伴热带发生故障后，未能及时发现伴热带存在问题。
2、对电伴热质量验收把关不严，设备到货后未进行相关检测、试验，未发现电伴热带存在质量隐患，也未及时发现现场伴热带故障。
3、技术培训不到位，运行人员对汽包压力监视不到位，对汽包压力对汽包水位的修正不熟悉，未能采取进一步措施。
四、采取措施：
1、加强对电伴热质量入厂验收，设备到货后技术人员会同物资人员、供应商共同对材料、设备质量进行验收，并进行必要试验，证明质量无问题后方能入库使用，坚决杜绝不合格产品入库。进一步规范物资管理，对发生质量问题的供货商列入黑名单，终止其供货资格。
责任部门：物资部、设备部、检修公司 整改时间：长期。
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2、举一反三，进行排查，安排全面更换同批次伴热带。 责任部门：检修公司
整改时间：2016年11月30日前。
3、全面普查DCS逻辑，完善重要测点报警功能。 责任部门：发电部、检修公司
整改时间：2016年12月30日前完成全面普查DCS逻辑，2017年6月30日前增加报警功能。
4、进一步进行讨论和论证，若汽包压力测点为坏点后，剔除其参与运算功能，经手动复位后该信号才能参与逻辑运算。
责任部门：设备部
整改时间：2016年12月30日前。
5、增加坏质量报警逻辑，若汽包压力三个点全坏，坏点质量判断选定汽包压力输出值为18.3MPa并在DCS画面进行报警，直至确认测点正常、故障消除后，才能手动进行复位，由此可以避免三个点全坏、且其中任一个汽包压力信号时好时坏时对汽包水位计算的影响，防止水位计算错误造成跳机。
责任部门：设备部
整改时间：2017年6月30日前。
6、加强检修及运行人员巡回检查管理，发现异常情况或DCS报警后，要求及时到现场检查设备实际运行状态并采取措施。
责任部门：发电部、检修公司
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整改时间：长期。
7、进一步落实防寒过冬措施，定期开展电伴热系统专项检查，明确检查周期和标准，定期进行测温，分专业、分区域、列表排查全厂伴热带系统。检修专业增加检查频次，检查次数由每日一次增加为每日两次。
责任部门：发电部、检修公司 整改时间：2016年11月30日前。
8、就此次伴热带问题召开专题会，就伴热带检查、维护、施工工艺标准、异常情况处理进行明确。电伴热系统投入后，针对汽包水位、汽包压力、给水流量、减温水流量等有伴热系统的重要测点加强监视，发现异常立即就地检查伴热带发热情况，并开展劣化分析活动。
责任部门：设备部、发电部、检修公司 整改时间：2016年12月30日前。 五、责任认定
1、公司热控一班班长张某，对伴热电缆质量把关验收不严，对伴热电缆运行中检查维护不到位，异常发现不及时，负主要责任，考核1500元。
2、公司热控专工楚某某，负技术管理不到位责任，考核800元。
3、公司热控副经理强某，负专业管理责任，考核600元。
4、公司经理曹某，负部门领导责任，考核300元。 5、副总兼设备部何某某，负设备管理责任，考核300
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元。
6、总工程师林某某，负技术管理责任，考核200元。 7、厂长王某某，负生产管理责任，考核200元。
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江苏公司南京发电厂2号机组11.29非计划事件分析 一、事件过程：
2016年11月29日5时59分，2号机组负荷435MW，A、B、C、D磨运行，总煤量170t/h，机组CCS方式运行。
2号机组于11月28日14时50分冷态启动，23时28分并网。11月29日05时0分，发电机定子冷却水箱水位690mm，A定子冷却水泵运行，B定子冷却水泵备用，定子冷却水压力0.33MPa，定子冷却水流量120t/h。
05时45分，机组升负荷至435MW，发电机定子冷却水箱水位低发声光报警（低于550mm），运行监盘人员检查发现定子冷却水箱水位降至548mm，二台定子冷却水泵运行（后查曲线发现B定子冷却水泵因定冷水流量低于104t/h于05时15分联锁启动，无声光报警，运行人员未及时发现），定子冷却水压力上升至0.45MPa，定子冷却水流量上升至127t/h（流量显示已经满量程）。运行监盘人员立即稳定当前负荷，并安排巡检人员就地进行现场检查。
05时53分，巡检人员到达现场，发现定子冷却水系统地面有积水，水箱水位降至500mm。巡检人员首先进行了补水操作，随后检查发现就地发电机定子冷却水净化装置管道式浮球流量计（共计三只）接头漏水（接头为塑料材质，由于冷却水水温较高而产生变形），并向值长进行了汇报。
05时57分，运行监盘人员发现定子冷却水出水温度上升到88.9℃（报警值为85℃，有闪烁报警，无声音报警），
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发电机定子线圈层间温度约85℃，闭冷水至定子冷却水冷却器调整门在手动状态（因冬季闭式冷却水温度低，机组启动初期，闭冷水至定子冷却水冷却器调整门开度小，位于死区附近，无法投自动，采用远方手动调整，升负荷过程中，未及时投入自动），立即开大闭冷水至定子冷却水冷却器调整门，定子冷却水温开始下降。
06时0分18秒，定子冷却水箱水位下降至491mm并有继续下降趋势，运行监盘人员停运B定子冷却水泵。B定子冷却水泵停运后，定子冷却水流量、压力迅速下降，定子冷却水流量最低下降至84t/h（发电机断水保护定值为93t/h，延时30秒动作），压力最低下降至0.23MPa。B定子冷却水泵停运后，运行人员未立即投入B定子冷却水泵备用联锁；定子冷却水流量下降后，运行人员反应不及时，手动启动Ｂ定子冷却水泵过程中，06时0分48秒，2号机组发电机断水保护动作，发电机跳闸，机组解列。
15时12分，2号机组恢复并网运行。 二、原因分析：
1、机组启动过程中，闭冷水至定子冷却水冷却器调整门未及时投入自动，对定子冷却水温度监视不严，造成定子冷却水水温异常升高，密度下降，定子冷却水泵出力下降，是本次2号机组跳闸的主要原因。
2、运行人员对异常的分析和事故应急处理能力不足，在定子冷却水箱水位下降时，手动停运B定子冷却水泵，造成定子冷却水流量快速下降，触发发电机断水保护动作，是
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本次2号机组跳闸的直接原因。 三、暴露的问题：
1、“两票三制”执行不严。交接班时对闭冷水至定子冷却水冷却器调整门等设备状态交接不清楚；监盘人员未按照要求查看监视画面，对定子冷却水系统失去监视，未能及时发现定子线圈出水温度高闪烁报警、备用定子冷却水泵自启等异常情况；机组冷态启动标准操作票执行不严格，未按照规定逐项唱票，逐项操作，逐项确认打钩。
2、运行人员技能不足。发生异常后，运行人员未能及时准确分析备用定冷水泵联启原因，做出错误判断；停B定子冷却水泵后未立即投入备用联锁保护；定子冷却水流量下降到保护定值以下时，反应迟缓，未及时重新启动B定子冷却水泵。
3、应急处理组织混乱。应急处理组织不力，未能及时协调相关人员共同参与应急处理；安排巡检人员现场检查，在对漏点进行隔离之前，就停用B定子冷却水泵。
4、培训工作开展不实。培训管理工作流于表面，学习集团公司各项安全生产制，反措和事故通报不深入，对集团公司、省公司多次检查督查发现的问题还存在认识不到位、整改不充分的现象。运行重大操作的事故预想、异常分析和事故处理程序掌握不到位。
5、报警系统不完善。声光报警不全面，部分重要设备启停和参数异常未设置声光报警；部分闪烁报警值不科学，随着机组不断的设备改造，未及时对相应数据定值进行优化
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调整。
四、防范措施：
1、强化体制机制建设，堵塞生产管理漏洞。严格落实“每天一小时”、“现场巡回检查”、“点检定修”、“绩效考核”等各项制度，加大对“两票三制”“三讲一落实”执行情况的检查力度。加强运行管理，落实运行岗位责任制，加强奖惩考核力度，提高监盘质量。完善巡回检查手册，加强机组启动规范化管理，完善启动操作票。加强运行交接班管理，提高运行交接班质量，对系统设备状态、保护投入、联锁自动投切情况、异常情况等做书面交接记录。针对机组启停等常规检查操作和重大操作交叉作业的情况加强技术指导和监护。建立各级管理人员对运行工作的监督管理机制，利用SIS系统加强对机组运行状态的检查，通过现场巡查加强对生产人员工作完成情况的检查管理。
2、狠抓人员业务培训，确保培训工作取得实效。加强企业培训工作，全力提升生产人员技能水平。以取得实效为核心，深入推进“人人上讲台”、岗位竞赛、每月一考、仿真机培训、默化系统图等活动。加强对集团公司各类规章制度，反措和事故通报的学习，对各类培训活动完成情况、实际效果进行跟进检查，强化学习效果。根据企业绩效管理办法，将专业考试成绩纳入绩效考核，并作为岗位升降的参考依据之一，加大奖惩力度，实现“奖优罚劣”，加强管理人员现场检查和考问的频次，运用事故预想、事故处理汇编、反事故演习等方式提高生产人员业务能力。
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3、有针对性地加强设备治理，优化报警系统。强化设备治理，明确设备责任到人，针对本次管道式流量计接头高温变形的问题，开展相关调研工作，确定能否采用金属类接头及钢化玻璃制流量计替代原有流量计，彻底消除该漏点安全隐患。同时对全厂管道式流量计进行检查，对存在漏点的就行更换处理。全面优化锅炉、汽机、电气、辅控等相关专业现有的DCS声光报警内容，编制声光报警手册，建立重要参数分级报警机制，并利用停机机会进行组态修改并定期组织传动试验。逐页梳理DCS画面，将需要变色闪烁报警点整理成册并根据相关规程、制造厂资料等确定报警定值，利用停机机会进行组态修改。 五、责任考核
根据《中国大唐集团公司电力生产设备障碍标准》，此次机组跳闸事件定性为一类障碍，责任部门为发电部。
根据《大唐南京发电厂经济责任制考核细则》规定，对责任部门发电部处罚10000元。按《大唐南京发电厂安全生产奖惩规定》，对主要责任人集控主值班员季某某、集控副值班员朱某分别给予2000元经济处罚，次要责任人值长王某给予1500元经济处罚，对班组成员分别给予300元经济处罚，对发电部主任陈某某给予1000元经济处罚，技术专工于某某给予600元经济处罚，生产副厂长张某、总工程师司徒某某分别给予500元经济处罚。
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贵州公司野马寨发电厂3号机组12.1非计划事件分析 一、事件经过：
2016年12月01日15时30分，3号机机组正常运行中，机组负荷190MW，锅炉燃烧稳定，机组各项参数正常。
15时38分41秒，3号机DCS系统“本体安全监视”画面中ETS主保护信号“发电机故障停机、手动停机、ASP1动作”闪烁报警，AST1、AST3电磁阀动作，ASP1开关压力高报警。
15时45分31秒，3号机DCS系统“本体安全监视”画面中ETS主保护信号“EH油压低停机、润滑油压低低停机、真空低停机”闪烁报警。
15时51分41秒，AST2、AST4电磁阀动作，ASP2开关压力过低报警，3号机组跳闸，主汽门关闭，程跳逆功率保护动作，发变组断路器DL跳闸，机组甩负荷到0 MW。BTG光字牌发“汽轮机跳闸”报警。启动高、低压油泵运行，检查发变组联动正常，汽机侧、锅炉侧设备联动正常。
15时53分21秒, 3号炉过、再热器向空排汽电动门、安全阀动作。主汽压至14.89MPa，汽包压力15.25MPa，主汽温551℃，汽温汽压上升较快控制不住，锅炉“手动MFT”，3号炉熄火,调整汽包水位及炉膛压力正常。
15时55分秒，汽轮机转速至2560r/min，远方复位ETS后挂闸。15时58分31秒，汽轮机转速降至1367r/min，全面检查汽轮机机组各参数正常后，开主汽门，升速到
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3000r/min稳定运行。
16时03分31秒，锅炉吹扫点火成功，主参数为9.15MPa，476℃。等待热控人员查找原因。
16时20分，热工维护人员初步判断为ETS控制柜24VDC电源模件故障。
16时35分，热工维护人员开始更换24VDC电源模件，更换莫迪康昆腾140系列PLC模件18块。17时20分，ETS控制柜24VDC电源、PLC模件更换结束，测量电源模件输出电压分别为24.03VDC/24.05VDC，上电确认正常后，连接PLC核对梯形图无误，检查柜内及现场设备接线无松动现象。17时29分，测试ETS主保护跳机信号，汽轮机跳闸，跳机首出信号均正常。通知运行事件处理完毕，可以并网。
17:40:11，3号发变组并网成功，逐渐恢复机组负荷。 二、原因分析：
2016年15时54分，热工维护人员接值长通知，及时赶到现场检查。跳机前3号机DCS系统“本体安全监视”画面中ETS主保护信号“真空低、润滑油压低、EH油压低”等信号同时发出，随后跳机信号发出，3号汽轮机跳闸。现场核实凝汽器真空低、汽轮机润滑油压低、EH油压低等情况并未真实发生，初步判断本次跳机是3 号机ETS控制柜24VDC电源模块故障或PLC模块故障导致。
16时20分，热工维护人员检查ETS控制柜两路24VDC电源模件输出电压，分别为23.63VDC/23.70VDC，连接PLC检查梯形图DO、DI点反应正常。各级热工专业人员初步判
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断本次跳机事件是由于ETS控制柜用24V电源输出电压低引发的PLC控制系统的DO、DI点反转所致。
16时35分，热工维护人员开始更换2块24VDC电源模件，更换莫迪康昆腾140系列PLC模件18块。17时20分，ETS控制柜24VDC电源、PLC模件更换结束，测量电源模件输出电压分别为24.03VDC/24.05VDC，上电确认正常后，连接PLC核对梯形图无误，分别短接各现场输入信号，PLC输入模块对应指示灯常亮，检查柜内及现场设备接线无松动现象。
17时29分，测试ETS主保护跳机信号，汽轮机跳闸，跳机首出信号均正常。通知运行事件处理完毕，可以并网。
19时20分，在停运检修的1号机组ETS柜将更换下来的电源模件进行电压、电流检测，带负荷试验。但在进行#1电源模件热拔插过程中，24VDC电源模件“OK”灯时有时无，电源模件无电压输出。拆开#1电源模件，发现内部两根220VAC电源接线松动,有灼伤痕迹。 三、暴露问题：
1、安全意识淡薄，未深刻吸取集团系统内外热工专业设备故障引起机组停运事件案例教训，对热工设备进行隐患排查。
2、检修部对采购的备品备件要求不高，使用民用级代替工业级电源。3号机组ETS控制柜24VDC电源模件在2010年大修时更换质量等级低，安全可靠性差的电源。
3、检修部制定检修项目不严谨，ETS、TSI、DEH、DCS
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等重要控制系统电源检查维护，周期过长，不能够完全保障设备安全长周期运行。
4、检修部未严格按照《火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程》的要求，制定合格合规的热控设备检修文件包、检修工艺卡，对ETS、TSI、DEH、DCS等控制系统重要电源只进行电流、电压的测量和外观检查，未开展电源内部的接线端子紧固检查维护。
5、检修部门设备台账管理不规范，不能全面、有效地分析设备健康状况。查检修部近两年无正式版的ETS、TSI、DEH、DCS等控制系统重要电源测试记录；
6、检修部重要设备台账分析不到位，未依据分析结果制定测试、检修等工作。未将ETS、TSI、DEH、DCS电源模块、跳闸继电器纳入寿命管理。
7、1、2、3号机组部分主保护信号、ETS、TSI、DEH、DCS等重要控制系统电源报警未纳入DCS系统报警栏滚动报警监视，不能及时发现故障。
8、设备部对检修部制定的检修计划、检修文件包、检修工艺卡审核不严，未逐项按照《火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程》的要求进行梳理，未及时到现场监督检修部门认真执行检修工艺标准。 四、采取措施：
1、完善1、2、3号机组ETS控制柜内设备记录台账。ETS电源模块、跳闸继电器纳入寿命管理。
2、认真梳理1、2、3号机组ETS、TSI、DEH、DCS
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等重要控制系统重要电源，确认正在使用的均为工业级以上，并认真做好台账。
3、对1、2、3号机组ETS、TSI、DEH、DCS等重要控制系统电源认真执行机组逢停必需检查、试验的工作要求，并仔细记录电源各项性能参数。
4、根据大唐集团公司火力发电设备隐患排查治理手册要求，认真开展热工隐患排查工作，并制定治理计划。
5、根据DL/T261-2012《火力发电厂热工自动化系统可靠性评估技术导则》6.4.2.1的要求，将1、2、3号机组ETS、TSI、DEH、DCS控制柜各类交、直流电源均进入DCS监视, 并纳入DCS系统报警栏滚动报警。
6、认真梳理1、2、3号机组主保护信号，将机组主保护信号全部纳入DCS系统报警栏滚动报警。
7、严格按照《火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程》的要求，制定检修计划，编制热控设备检修文件包、检修工艺卡。
8、检修部制定DCS培训计划，按期按照计划完成培训、提高技术维护水平，经考试合格者才允许上岗。 五、责任认定
本次机组跳闸事件，设备方面的原因为
3号机ETS控制
柜24VDC电源模块故障；管理方面的原因为检修部热工专业只在制度中规定机组A级修检修进行ETS、TSI、DEH、DCS等控制系统电源检查维护，周期过长，维护、监督均不到位。
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按照《大唐贵州野马寨发电有限公司安全生产工作奖惩办法》规定，本次非停定性为一类障碍，检修部负主要责任，设备部负监督责任，公司领导负领导责任，对相关责任人考核如下：
1、考核检修部DCS班2000元，其中考核班长周某某600元，技术员杨某400元，班组1000元；
2、连带考核检修部主任赵某400元，党支部书记董某400元，分管副主任雷某某600元，专业主管杜某400元；
3、考核设备部主任张某200元，专业主管杨某某200元；
4、考核公司总经理焦某某400元，党委书记谭某某400元，分管副总经理张某某600元，副总工程师秦某某300元。
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甘肃公司景泰发电厂2号机组12.5非计划事件分析 一、事件经过：
2016年12月5日，2号机组AGC方式运行,机组负荷468MW,B凝结水泵变频运行，A凝结水泵工频备用。
17时43分32秒，2号机组B凝结水泵变频电源开关电气故障跳闸，凝结水流量突降，A凝结水泵工频联启。同时2号机A、B汽泵MEH故障跳闸，给水流量突降至214t/h，电泵联启正常，勺管开度20%，电泵前置泵出口流量最大至174T/h，机组给水流量快速降低，17时43分59秒，锅炉给水流量低MFT保护动作，汽轮机跳闸，首出“MFT停机”，17时44分05秒，发电机程序逆功率保护动作，发电机解列。运行人员就地检查发现2号凝泵变频室有焦糊味， 2号机10KV配电室B凝结水泵变频电源开关保护动作报文为 “B相电流速断保护”动作。
23时40分，2号机B凝结水泵变频柜切换刀闸、瓷瓶更换完毕，B凝泵变频启动，12月6日1时01分2号炉点火，6时54分并网。
图1：B凝结水泵变频电源开关保护动作记录
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二、原因分析：
1、事后调阅历史曲线发现，10KV 2B段母线电压由10.6KV突降至10.07KV后恢复正常，保安PC 2B段母线（由锅炉2B段接带）电压由410V突降至362.9V后恢复正常，因A/B小机汽机1号电源柜ASCO切换开关主电源取自保安PC 2B 段，备用电源取自机组UPS，保安PC 2B 段电压突降后，A/B小机汽机1号电源柜ASCO切换开关动作，（开关由主电源切换至备用电源，电压恢复正常后再切换至主电源），期间失电约1秒，导致A/B小机汽机1号电源柜瞬间失电，A/B小机AST电磁阀瞬间失电，小机保安油泄去，A/B小机跳闸，电泵联启后，机组负荷高，给水流量难以维持，是本次2号机组跳闸的直接原因。
图2：A/B小机汽机1号电源柜接线方式
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图3：10KVB段、保安PC段母线电压变化
图4：ASCO开关由主电源切换至备用电源（备注：此
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时间滞后GPS时间11分02秒）
图5：小机跳闸高、低 油压电磁阀控制逻辑图
2、事后，断开2号机凝结水泵变频柜所有电源开关后，
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检查发现柜内B凝结水泵变频柜切换刀闸处有明显放电痕迹，刀闸触头、瓷瓶有放电痕迹。这是造成10KV 2B段母线电压降低导致A/B小机跳闸，机组非停的诱因。
图6：B凝结水泵变频柜切换刀闸放电烧损
现场全面检查后，确定无法进行现场修复，立即对B凝结水泵变频柜切换刀闸进行了更换。
图7：更换后的B凝泵变频柜切换刀闸及瓷瓶
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三、暴露问题：
1、热控设备隐患排查不彻底，对A/B小机汽机电源柜ASCO切换开关主电源、备用电源不合理接线方式没有及时发现。作为重要负荷的A/B小机MEH保护ASCO开关，主电源应由UPS 接带，备用电源由保安PC段接带，而实际现场接线方式为主电源由保安PC段接带，备用电源由UPS接带，这就对设备安全运行留下隐患。
当保安PC段电压波动时，ASCO切换开关动作时间缓慢的隐患才暴露造成A/B小机跳闸的后果。
2、热控电源切换试验工作方法不正确。日常热控电源切换试验只在机组停运且小机未挂闸情况下进行电源切换操作，机组运行中未执行过切换试验，切换试验存在盲区和死角。
3、设备检修项目不全，质量不高。2号机B凝泵变频柜切换刀闸在开关柜内，机组检修期间只安排了清扫清擦，
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设备运行中刀闸接触不良的隐患无法发现，运行过程中导致刀闸发热弧光短路故障。暴露出电气设备定期测温，巡回检查不到位。
4、运行人员和设备维护人员定期巡检方法单一，手段不多，设备运行中接触不良引起局部发热不能在第一时间及时发现，故障不能及时消除，设备长期安全稳定运行无法保障。
四、防范措施：
1、立即更换2号机凝结水泵变频柜切换刀闸，并重点检查刀闸动、静触头结合面、弹簧强度，机械强度，并就地进行刀闸分合闸试验，测试接触电阻合格。同步结合1号机组消缺，排查刀闸接触情况，全面进行检查处理。
2、立即着手对两台机组小机AST电磁阀电源改接至UPS电源，确保小机保护系统设备供电的可靠性。并对全厂同类型ASCO切换开关进行切换试验排查，对热控电源柜所带负荷进行排查，对切换开关动作时间缓慢的择机检修维护。目前已经完成停备的1号机相关设备排查处理。
3、立即着手修订热控电源切换试验方案，明确要利用机组停机解列前，针对性开展AST电磁阀等电源切换试验，确保热控电源切换试验满足生产实际。同时要联系设备厂家开展针对性的技术讲课培训，就检修项目，检修标准，巡检方法等进行强化培训，提高运行和设备维护人员的技术能力。
4、设备管理人员和技术人员要强化设备隐患的检查频
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次及检查质量，设备责任落实到人，防止设备运行中隐患扩大。
五、责任考核：
本次事件依据《大唐景泰发电厂安全奖惩规定》对责任部门、责任人考核处理如下：
1、大唐景泰发电厂设备部对#2机组设备管理不到位，隐患排查不彻底，负本次事件主要管理责任，考核设备部3000元。
2、设备部电气点检长赵某某考核1500元。 3、设备部热控班技术员魏某某考核2000元。 4、设备部热控班班长考核1500元。 5、设备部主管副主任安某某考核1000元。 6、设备部主任张某某考核1000元。 7、主管检修副总工程师宋某某考核800元。 8、总工程师徐某某考核500元。 9、生产厂长李某某考核500元。
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江苏公司南京发电厂2号机组12.13非计划事件分析 一、事件经过:
2016年12月13日4时02分，大唐南京发电厂2号机组运行中发生定子接地保护动作机组跳闸。
事件发生前运行方式：1、2号机组（2×660MW）正常运行于220kV母线。1号发电机负荷526.75MW，AGC投入；2号机组负荷527.8MW，AGC投入；220kV系统：4Y37线、4Y39线及1号主变高压侧2501开关运行于I母，4Y38线、4Y40线及2号主变高压侧2502开关运行于II母，母线合环运行。
4时02分，2号机组DEH报警、锅炉MFT，运行人员排查保护动作记录，排除外部重动，首出为发电机定子零序电压保护动作，检查发变组保护装置，2号机组发电机保护A套定子95%接地保护、B套注入式定子接地保护均动作，跳2号发电机主变高压侧2502开关、励磁开关，发电机解列，模向连锁保护关闭主汽门，锅炉MFT。监视发电机各部温升正常，现场检查发电机本体无异常声音、气味，振动数值正常，检查发电机内冷水系统参数正常，运行人员按规程停用锅炉和汽机；测量2号发变组20kV系统对地电阻为零。 二、原因分析:
1、保护装置的动作情况及分析
查看发电机A、B套保护报文：4时02分51秒，2号机组发电机保护A套定子95%接地保护、B套注入式定子接
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地保护均动作于跳闸，发变组RCS985保护装置图形见附件2。调取故障录波器录波文件（见附件1），4时02分51秒272毫秒到806毫秒约500毫秒内，发电机机端零序电压由约3V增大逐渐增大到10V（发电机零序电压定值为10V，延时0.5秒跳闸）；再经约600毫秒，2号发变组高压侧开关分闸，2号发电机机端零序电压最大值约48V。保护动作前后，匝间专用PT三相电压及纵向零序电压均无变化，且纵向零序电压以三次谐波为主，可以推断不存在匝间或相间短路故障。主变高压侧电流非常平稳，推测主变高压侧状态正常，无接地故障或相间故障发生。从发电机端三相电压幅值可以看出A相电压最高，最大约79V，B相电压最低为约30V，明显较低，判定发变组系统B相发生接地。
2、现场设备检查试验情况
电厂专业人员立即组织对2号发电机、发电机出线及各连接部分各系统进行全面排查，将发变组转检修，拆除发电机机端与20kV封母软连接线后，分别测量发电机本体对地、封闭母线-高厂变高压侧-主变低压侧对地电阻，发电机本体侧对地绝缘410MΩ，封闭母线-高厂变高压侧-主变低压侧对地绝缘电阻为0MΩ，排除发电机存在故障；拆除励磁变与封闭母线连接线，封闭母线对地绝缘电阻仍为0MΩ，排除励磁变存在故障。
检查主变本体、拆开主变低压侧B相出线与封闭母线间软连接处的活动套筒，发现活动套筒橡胶密封垫有部分滑落，橡胶密封垫、软连接下部导体部位均有放电痕迹；现场
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图片见附件3。取出橡胶密封垫后，测量封闭母线-高厂变高压侧-主变低压侧对地绝缘电阻为670MΩ，故障现象消除。发电机出线系统接线和故障点如下图所示：
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图1：2号主变低压侧B相出线及滑落的橡胶密封垫
滑落的橡胶密封垫
2号主变低压侧B相出线
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图2：主变低压侧B相出线处的放电痕迹
放电痕迹
图3：橡胶密封垫的放电痕迹
放电痕迹
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3、原因分析
2号主变低压侧B相活动套筒内的橡胶密封垫老化断裂滑落，与软连接下部的导电部位形成放电，发生定子B相单相接地，引起发变组定子接地保护动作是造成机组跳闸的直接原因，具体分析如下：
发电机出线封闭母线与变压器低压侧连接处密封结构如下图所示：
图中红线所指的橡胶密封垫是直径1550mm，宽度为40mm，厚度为10mm的橡胶环，图中2所指的是活轻套筒筒壁，厚度为15mm，从图中可看出，筒壁如只压住了胶垫
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的外边缘的部分，大部分胶垫就可能没有被压住。当橡胶环老化到一定程度，发生硬化断裂，部分橡胶垫就可能滑落，进入图中红色标注区域的上部，橡胶密封垫的材质是氯丁橡胶，主要用于密封，老化后绝缘性能较差，引起带电部分对地放电，产生接地故障。 三、暴露问题:
1、对封闭母线活动套筒部位的管理不到位。查检修记录，2014年11月2号机组大修时拆开此活动套筒，未查到橡胶垫专项检查记录，检修文件中对该橡胶密封垫缺少检查和判定标准。
2、专业管理人员的技术水平有待提高。查2号机组自2010年12月投产以来，运行中的红外检测记录显示，该软连接部位温度在60-70℃，夏季最高温度81.31℃,未认真分析对橡胶垫老化的影响；没有及时了解到制造厂家对橡胶密封垫已改造的相关信息，没有及时安排更换。 四、防范措施:
1、采用新型密封胶垫对原旧型式密封垫进行改造，新型密封胶垫采用的密封形式，密封垫可套在筒壁上，安装后筒壁准确压在密封垫中部，有利用提高安装工艺水平，减少密封胶垫掉落的几率。如下图所示：
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2、立即对2号主变低压侧三个活动套筒采用新型密封胶垫进行更换（本次停机已更换）；利用2017年5月1号机组C修或机组调停机会完成1号主变低压侧、1号高厂变高压侧、2号高厂变高压侧、高压启动备用变低压侧活动套筒的全套橡胶密封垫的更换。
3、制造单位对橡胶密封垫的使用没有明确的更换周期，为防止类似事件再次发生，将该橡胶密封垫的更换周期定为2-3年。
4、加强专业技术管理，做到制度落实、责任落实，强化专业技术人员的培训、管理和考核。
5、加强与科研院华东所和兄弟电厂的沟通与联系，获取各单位反事故的经验和措施，及时发现和消除设备隐患。 五、责任处理:
根据《中国大唐集团公司电力生产设备障碍标准》，此
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次机组跳闸事件定性为一类障碍，责任部门为维修部。
根据大唐南京发电厂经济责任制考核细则规定，对责任部门维修部处罚20000元。
按大唐南京发电厂安全生产奖惩规定，对主要责任人维修部配电班组长张某给予2000元经济处罚，次要责任人孙某给予1500元经济处罚，班长赵某某给予1000元经济处罚，对班组成员给予300元经济处罚，对分管领导维修部经理蒋某某给予1000元经济处罚，维修部副经理宋某给予800元经济处罚，电气专工高某某给予600元经济处罚，分管生产厂领导张某、总工程师司徒某某分别给予500元经济处罚。
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陕西公司灞桥发电厂2号机组12.15非计划事件分析 一、事件经过
2016年12月15日，大唐灞桥热电厂2号机组电负荷200.5MW，主汽流量716T/h，主汽压力14.14MPa，主汽温度535℃，A、B、C、D磨煤机运行，总煤量111.1吨，2号机组A、B、C、D热网加热器运行，热水流量3720t/h，热网供水温度94℃，热网供水压力0.77Mpa。
04时46分35秒，2号炉A火检冷却风机跳闸。 04时47分35秒，锅炉MFT保护动作，首出为“两台火检冷却风机全停”，锅炉灭火。机组快减负荷保护动作，运行人员立即启动2号电动给水泵并手动打跳2A、2B汽动给水泵，对锅炉进行补水，保持汽包水位。
04时53分40秒，机组负荷由200.5MW下降至1.39MW，主蒸汽温度由535℃下降至486℃，再热汽温由537℃下降至484℃，再热汽温“10分钟下降50℃”保护动作，汽轮机跳闸。
04时53分55秒，机组负荷由1.39MW降低至-5.4MW，2号发变组保护A、B柜“程跳逆功率保护动作”，发电机解列，厂用切换成功。2号机组解列后，值长立即令1号机组增加热网出力1000t/h，并通知125MW机组值长助理启动11号热网循环泵，保持热网压力不低于0.7Mpa，并通知供热公司值班人员2号机组解列。
立即安排检查2号炉2A火检冷却风机跳闸原因，发现就地控制柜热继电器二次接线松动脱落，安排进行紧固处
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理。
检查火检冷却风机就地盘柜，发现封堵不严、柜门未关严，盘柜内积灰较大，安排对盘柜进行封堵清灰。同时，对2B火检冷却风机“就地/远方”开关进行活动，DCS远方启动试转2A、2B火检冷却风机，启动正常。
05时11分，锅炉点火，机组于10时16分并网，同时安排投入热网。18时05分，机组负荷200MW，热网运行正常，机组恢复故障前运行状态。 二、原因分析
1、2号炉2A火检冷却风机就地控制柜热继电器接点二次接线松动脱落，导致2A火检冷却风机交流接触器KM1线圈失电，造成2A火检冷却风机跳闸。
2、2A火检冷却风机跳闸后，由于2B火检冷却风机联锁逻辑被强制，导致联锁启动指令无法发出，造成2B火检冷却风机未能联启。
3、2A火检冷却风机跳闸后，运行人员没有及时发现，未及时强合2B火检冷却风机，导致两台火检冷却风机全停60s，锅炉MFT。
4、04时47分35秒，锅炉MFT动作,锅炉灭火，机组快减负荷后再热汽温度“10min下降50℃保护”动作，04时53分40秒，汽轮机跳闸。04时53分55秒，发变组保护A、B柜“程跳逆功率保护动作”，机组解列。 三、暴露问题
1、事故调查分析不细致，调查过程中资料收集不全。
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现场不同层面人员检查的信息通报不全，热控人员释放强制信号后，未及时汇报，电气运行人员就地活动“远控/就地”切换开关描述不清，存在异常情况未及时通报或描述不清的情况，导致调查组信息掌握不足，分析判断出现偏差。最初做出：切换开关在“就地”位置是2B火检冷却风机未联锁启动的原因；后再次深入研究分析，才找出未联锁启动的真正原因。
2、设备管理检查维护不到位、检修质量不高。2号炉2A火检冷却风机就地控制柜热继电器接点二次线未上紧。
3、热控逻辑修改管理制度未认真执行。机组检修过程中做2号机组“两台火检冷却风机全停触发MFT”试验，对2B冷却风机联锁启动逻辑进行了强制，未进行登记，试验完毕后未进行及时恢复，开机前对所有逻辑复查不细致。机组非停后，恢复强制逻辑未登记、汇报。
4、运行人员事故异常分析、处理不及时，监盘不认真。未能及时发现2号炉2A火检冷却风机跳闸、2B火检冷却风机未联启，未立即强合2B火检冷却风机。
5、生产现场防止误碰措施管理不到位。冷却风机就地控制柜切换开关无防止误碰的措施，存在运行人员、检修人员、保洁人员误碰的隐患。
6、电气、热控就地盘柜封堵管理不到位。现场盘柜封堵不严，盘柜积灰严重。
7、DCS异常报警分级管理不完善。异常情况时光子报
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警画面未按照主保护、重要辅机、一般参数越限的重要程度进行分类报警，不利于运行人员根据报警重要程度优先处理。
四、防范措施
1、加强事故调查过程管理、严肃事故调查规程要求。组织进行事故调查规程宣贯，明确事故调查及处理职责分工，强调信息上报纪律，要求针对发现问题及时汇报、随时汇报，不得隐瞒、不得遗漏，否则从严处理。
责任部门：安监部
整改期限：2016年12月31日前。
2、落实设备管理责任，提高设备维护质量和检修工艺，检修过程中加强对接线牢固程度的检查，并做好验收检查监督；日常定期检查和清扫过程中加强接线端子的检查，确保接线牢固可靠。
责任部门：检修公司 整改期限：长期。
3、认真落实《热控逻辑修改、保护投退管理制度》，针对此次事件，再次组织进行热控保护投退、逻辑修改制度的宣贯，落实执行情况的过程监督，严格执行修改时登记、审批及启动前复核的管理要求。
责任部门：检修公司、发电部 整改期限：长期。
4、强化运行值班纪律，提高运行监盘质量。加强培训，针对此次事件利用仿真机进行专项模拟演练，提高运行人
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员技术水平和事故应急处理能力。
责任部门：发电部
整改期限：2016年12月31日前。
5、对冷却风机就地控制柜切换开关加装防误碰防护罩，同时举一反三，普查所有就地按钮防护措施，防止设备运行过程中检修、运行及保洁人员误碰。
责任部门：检修公司
整改时间：2016年12月31日前。
6、加强设备管理和巡回检查，巡检过程中及时关闭柜门、完善封堵，定期检查现场控制柜、保护柜、电源柜的积灰情况，并进行清扫。
责任部门：检修公司
整改时间：2016年12月31日前。
7、对DCS告警信息进行分级管理，将主要保护、主要附属设备、一般报警信息按重要程度进行分类显示。
责任部门：检修公司
整改时间：2017年4月（结合机组检修进行）。 8、加强运行人员监盘管理，要求对DCS画面加强动态检查，DCS画面下部集中报警信号灯亮时，必须点击对二级软光字报警信号进行确认及处理；同时交接班必须对画面参数、位置信号进行认真检查核对，发现参数异常、位置变位应保持高度警惕，及时通知检修检查处理。
责任部门：发电部
整改期限：2016年12月31日前。
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五、责任考核
根据大唐灞桥热电厂《安全生产工作奖惩管理标准》，对相关责任人处理如下：
1、检修公司变电班田某某,设备检修质量不过关，在2016年6月份机组机组过程中检修质量不高，造成2号机组2A火检冷却风机就地控制柜热继电器接点二次线脱开，引起2A火检冷却风机跳闸。负直接责任，考核2000元；
2、检修公司热控班付某，逻辑强制、释放未按制度执行，未履行登记、审批程序，为2A火检冷却风机跳闸后2B火检冷却风机不能联启埋下隐患；且非停发生后不能主动反映真实情况，给事故分析调查带来困难。负主要责任，给予下岗一个月，考核3000元；
3、检修公司副经理强某，对2B火检冷却风风机联锁被强制未掌握，热控专业管理制度、管理责任落实不到位，保护逻辑投、退无记录，负领导责任，考核2000元；
4、检修公司副经理禹某，对电气技术管理不到位， 2A火检冷却风风机热偶接线松动导致跳闸，负领导责任，考核2000元；
5、检修公司经理兼支部书记曹某，2A火检冷却风机风机接线松动导致跳闸、2B火检冷却风风机联锁被强制导致未联锁，部门检修技术管理和培训不到位，负领导责任，考核2000元；
6、发电部机组长姚某，未及时发现2A火检冷却风
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机跳闸、未及时强合2B火检冷却风机，致使两台火检冷却风机全停导致锅炉MFT,监盘不认真，事故处理措施不当，负主要责任，考核3000元；
7、发电部值长张某，2A火检冷却风机跳闸、2B火检冷却风机未联锁， MFT锅炉灭火后减负荷及气温调整措施不及时，导致“10分钟下降50℃保护”动作，事故处理指挥不到位，事故判断不准确，负次要责任，考核2500元；
8、发电部主任苏某某，火检风机全停导致MFT及“10分钟下降50℃保护”，运行管理和技术培训、事故处理培训不到位，负领导责任，考核2000元；
9、发电部党支部书记邓某某，按“党政同责”原则，，负领导责任，考核2000元；
10、检修副总兼设备部主任何某某，设备管理不到位，生产管理制度执行不严，负领导责任，考核3000元；
11、参照《中国大唐集团公司发电企业机组检修、技术改造项目质量事件管理办法》第三章，总工程师林某某，生产技术管理和培训管理不到位，考核3000元；生产副厂长王某某，生产管理制度和生产责任制落实不到位，考核3000元。
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贵州公司野马寨发电厂3号机组12.16非计划事件分析 一、事件经过
2016年12月16日23时37分，3号机组正常运行中，机组负荷163MW，锅炉燃烧稳定，机组各系统及主机参数正常，机组所有保护均投入正常。
23时37分11秒，3号机DCS系统“本体安全监视”画面中“发变组故障、ASP2动作”闪烁报警。23时37分21秒， AST1、AST2、AST3、AST4电磁阀动作，ASP2开关压力过低报警，3号机组跳闸。BTG光字牌发“汽轮机跳闸”报警。启动高、低压油泵运行，检查发变组联动正常，汽机侧、锅炉侧设备联动正常。
23时37分50秒,主汽门关闭，程跳逆功率保护动作，发变组断路器DL跳闸，213开关断开，3号机组甩负荷到0MW。
23时49分，汽轮机转速至1055rpm，全面检查汽轮机机组各参数正常后，远方复位ETS后汽轮机挂闸，开主汽门，升速到3000rpm稳定运行。
12月17日00时50分，热工维护人员检查发现3号机ASP1、ASP2压力开关反馈电缆与AST1、AST2、AST3、AST4电磁阀控制电缆共用一根电缆，长期处于高温环境下，导致电缆绝缘降低，受到AST电磁阀220VDC控制电源干扰，感应电压窜入ASP1、ASP2压力开关反馈信号电缆，影响ETS主保护信号采集板误发“发变组故障”保护跳机。
08时29分，热工维护人员铺设耐高温电缆后测量相关电
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缆对地电阻和电压均正常，做AST电磁阀活动试验、ETS输入信号通道试验及ETS跳机试验均正常。
热工维护人员对周围主要热工控制电缆进行同类问题排查，发现3号机右高压主汽门，右中压主汽门开关反馈电缆绝缘为零。为彻底消除安全隐患，排查3号机组高压缸周围的热工控制电缆，请示上级公司领导同意，停运3号机组，对3号汽轮机高压缸周围的热工电缆进行彻底治理，消除安全隐患。 二、原因分析
1、设备原因：
1）ASP1、ASP2压力开关反馈电缆与AST1、AST2、AST3、AST4电磁阀控制电缆共用一根电缆，汽机高压缸处控制电缆存在大量中间接头，不符合《DLT5182-2004火力发电厂热工自动化就地设备安装、管路及电缆设计技术规定》6.3.2“要求抗干扰的微弱信号及低电平信号，不应与强电回路同一根电缆”，重要的保护、信号控制电缆不允许有中间接头。长期处于高温环境下，导致电缆绝缘降低，受到AST电磁阀220VDC控制电源干扰，存在感应电压近81VDC，窜入ASP1、ASP2压力开关反馈信号电缆，影响ETS主保护信号采集板误发“发变组故障”保护跳机。
2、管理原因：
1）检修部热工专业只在制度中规定机组A级修检修进行ETS、TSI、DEH、DCS、MFT等控制系统的电源模块、I/O模件、接线回路检查维护，周期过长，不能保障设备运行的
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安全可靠性。
2）检修部制定的检修文件包、检修工艺卡只要求对ETS、TSI、DEH、DCS、MFT等控制系统电源模块、I/O模件、接线回路检查，未开展电缆绝缘测试。
3）设备部对检修部制定的检修计划、检修文件包、检修工艺卡未提出缩短检查周期和扩大检查范围的要求，不能保证设备安全长周期运行，设备部监督不到位。 三、暴露问题
1、设备问题
ASP1、ASP2压力开关反馈电缆与AST1、AST2、AST3、AST4电磁阀控制电缆共用一根电缆，长期处于高温环境下，导致电缆绝缘降低，受到AST电磁阀220VDC控制电源干扰，存在感应电压，窜入ASP1、ASP2压力开关反馈信号电缆，影响ETS主保护信号采集板误发“发变组故障”保护跳机。
2、管理问题
1）安全意识淡薄，未深刻吸取集团系统内外热工专业设备故障引起机组停运事件案例教训，对热工设备彻底进行隐患排查。特别是2010年11月3号机右高压主汽门漏汽，损坏热工控制电缆，只更换3号机右侧#1、#4高压调节门及右高压主汽门控制电缆，未彻底排查治理同一电缆桥架上其它重要控制电缆。
2）检修部制定检修项目不严谨，汽机保护（ETS）、汽机本体监视（TSI）、锅炉主燃料跳闸（MFT）、分散控制系统（DCS）等主要系统的电源模块、I/O模件、接线回路
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未列入检修重点检修项目，不能够完全保障设备安全长周期运行。
3）检修部门设备台账管理不规范，不能全面、有效地分析设备健康状况。查检修部近两年无正式版的ETS、TSI、DEH、DCS等控制系统的接线回路、电源模块、I/O模件测试检查记录。
4）检修部重要设备台账分析不到位，未依据分析结果制定测试、检修等工作。未将ETS、TSI、DEH、DCS、MFT等控制系统的主要保护控制电缆、电源模块、I/O模件、跳闸继电器等纳入寿命管理。
5）设备部对检修部制定的检修计划、检修文件包、检修工艺卡审核不严，未逐项按照《火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程》的要求进行梳理，未及时到现场监督检修部门认真执行检修工艺标准。 四、防范措施
1、完善1、2、3号机组ETS、TSI、DEH、DCS、MFT等控制系统设备台账。ETS、TSI、DEH、DCS、MFT等控制系统的重要保护控制电缆、电源模块、I/O模件、跳闸继电器纳入寿命管理。
2、认真排查3号汽轮机高压缸周围控制电缆，更换老化及受损电缆，并认真做好台账。对1、2号汽轮机周围热控重要保护控制电缆进行排查，并制定治理方案。
3、严格按照《中国大唐集团公司防止电力生产事故的二十五项重点要求》第9.4.3 条“所有重要的主、辅机保护都
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应采用“三取二”的逻辑判断方式，保护信号应遵循从取样点到输入模件全程相对独立的原则，确因系统原因测点数量不够，应有防保护误动措施。”对1、2、3号机组锅炉、汽机主保护进行排查，对存在的单点保护进行统计，并制定整改方案，逐步实施。对重要保护信号采取隔离措施，防止干扰信号造成保护误动。
4、对1、2、3号机组ETS、TSI、DEH、DCS等重要控制系统电源模块、I/O模件、保护接线回路认真执行机组逢停必查、试验的工作要求，并仔细记录各项性能参数。
5、根据大唐集团公司火力发电设备隐患排查治理手册要求，认真开展热工隐患排查工作，并制定治理计划。
6、严格按照《火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程》的要求，制定检修计划，编制热控设备检修文件包、检修工艺卡。
7、检修部制定DCS培训计划，按期按照计划完成培训、提高技术维护水平，经考试合格者才允许上岗。 五、责任考核：
本次机组跳闸事件，设备方面的原因为热工ETS系统ASP1、ASP2压力开关反馈电缆设计施工时与AST1、AST2、AST3、AST4电磁阀控制电缆共用一根电缆，不符合《DLT5182-2004火力发电厂热工自动化就地设备安装、管路及电缆设计技术规定》6.3.2“要求抗干扰的微弱信号及低电平信号，不应与强电回路同一根电缆”。且电缆长期处于高温环境下，导致电缆绝缘降低，受到AST电磁阀220VDC控
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制电源干扰，存在感应电压近81VDC，窜入ASP1、ASP2压力开关反馈信号电缆，影响ETS主保护信号采集板误发“发变组故障”保护跳机；管理方面的原因为热工设备维护、监督均不到位。
按照《大唐贵州野马寨发电有限公司安全生产工作奖惩办法》规定，本次非停定性为一类障碍，检修部负主要责任，设备部负监督责任，公司领导负领导责任，并按规定加倍考核，对相关责任人考核如下：
1、考核检修部DCS班4000元，其中考核班长周某某1200元，技术员杨某800元，班组2000元；
2、连带考核检修部主任赵某800元，党支部书记董某800元，分管副主任雷某某1200元，专业主管杜某800元；
3、考核设备部主任张某400元，专业主管杨某某400元； 4、考核公司总经理焦某某800元，党委书记谭某某800元，分管副总经理张某某1200元，副总工程师秦某某600元。
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