国内百万千瓦机组电厂安装调试运行缺陷分析.doc

国内百万千瓦机组设备安装、调试、运行期间的缺陷分析与措施 专业：电气一次）） 序号 电厂/机组 缺陷分析 外二/#6 6号主变B相油温高报警 13：00，6号主变B相油温高报警，17：00自动消失，分析是由于气温高造成的。 外二/#6 6号主变冷却器电源B故障报警 6号主变冷却器电源B故障报警，检查发现冷却器电源开关B一次触头压紧弹簧断裂。 4、高厂变/启备变 序号 电厂/机组 缺陷分析 外二/#5 厂高变5A #4风扇有异音 厂高变5A校验冷却装置时，发现#4风扇有异音。更换备用风扇后异音消除。 外二/#5 厂高变5B烃在线监测装置故障报警设置偏低 厂高变5B烃在线监测装置故障报警，现场检查总烃含量114ppm，检修检查后确认厂高变没有问题，故将烃在线监测装置报警值由100ppm调高至130ppm。 5、低厂变和互感器 序号 电厂/机组 缺陷分析 玉环/#1 #1机除灰渣变B相高压侧引出线电缆烧断，负序保护动作，变压器跳闸。事故后对#1机除灰渣变1A进行了诊断试验，变压器高低压绕组绝缘电阻良好，高低压绕组各相直流电阻平衡，且与交接试验结果相比无明显变化，交流耐压试验通过。试验结果表明，变压器内部无异常。故分析变压器引出线电缆烧断的原因为引线电缆鼻子压接工艺差，接触不良，投运后一直存在发热现象，最终将电缆烧断。 外二/#6 6D变压器温度无指示 原因：检查发现6D变压器温控器的接线插座没有插上 玉环/公用 6kV电压互感器B相绕组和低压绕组绝缘不合格 6、GIS、封母、6KV开关 序号 电厂/机组 玉环/公用系统 4煤码头6kVB段PT谐振，造成PT爆炸，水油灰母线B段失电 邹电/#7 封闭母线漏点多 7、其它 序号 电厂/机组 缺陷分析 1 锦界/#1机 #1机汽机PC A段 #5柜 电源开关烧毁 事故原因如下： #1机汽机PC A段#5柜下层开关#1机械真空泵电源开关与框架之间电源侧进线相间短路是造成此次事故的直接 但由于短路发生在开关与框架之间，开关与框架之间缝隙约2cm，且与柜后母线通过绝缘层隔离，可以排除柜内遗留物由于振动造成金属搭接及小动物进入引起短路的可能。 开关与框架之间有闭锁联板，该联板两侧有两支直径约8mm的弹簧，不排除该弹簧在操作中受到振动等影响脱扣弹出进入开关与框架缝隙造成短路发生的可能性。 开关与框架之间的闭锁联板为绝缘材料，不排除闭锁联板位于相间部分绝缘失效造成的相间短路发生。 专业：热控专业 1、DCS 序号 电厂/机组 缺陷分析 准电300MW机组 2007年4月30日公用系统服务器死机，结束相关进程重新启动服务器后正常，经德国专家远程登陆系统检查发现服务器alarm container设置容量为128MB，而调试过程中报警点比较多，容量已经超过128MB（大概为145MB）。按照德国西门子人员建议将此区域修改为256MB后正常。 2007年5月20日主要现象为各控制器与服务器通讯间断性中断，经德国专家远程登陆发现扩充CC进程容量为128MB（容量不足），后扩充到256MB后正常。 2007年6月13日系统报警窗故障，且画面切换迟缓，西门子清空所有报警后系统恢复正常。西门子人员认为由于报警太多，容量超过报警存储区所致。 2007年6月17日16：40服务器CPU出现间断性高负荷运行并出现死机现象,工程师站无法正常登陆、操作员站无法操作。工程师站运行时弹出PSD字符报警，退出操作界面缓慢。手动MFT后重新启动ac、cc进程后正常。 2007年6月18日15：43锅炉正在吹管，所有画面都出现坏点、画面无法操作（工程师站、操作站死机）后检查发现服务器CPU负荷为100％（服务器彻底死机），吹管停止。西门子人员认为服务器内部各进程分配需重新调整。 外高桥三期 2007年12月16日早上7：30汽泵启动，8：20锅炉点火，10：03分给水泵指令突降为零，MFT动作。原因为给水泵指令所在DCS控制器未打补丁。 2007年12月23日中午12点47分锅炉加负荷至300MW，干湿态转换，运行人员要求西门子调试人员将给水焓设定值放置画面，西门子调试人员在线更改时导致给水波动，从1180t/h降至960t/h，从干态切换至湿态，而锅炉厂有湿态最低流量限制（随工况变化），给水又从960t/h 跳变至1120t/h，此时MEH跳出远控，给水流量迅速上升，给水流量保护动作，锅炉MFT。后查出为MEH内部逻辑存在问题所导致。 2007年12月23日下午13点40点火，晚上20点24分机组带400MW负荷，上汽厂DEH调试人员，在线修改逻辑时主汽门突然关闭，导致机组跳闸。 08年1月12日，机组带300MW负荷