燃机事故案例汇编

Preparedon22November2020燃机事故案例汇编燃气—蒸汽联合循环机组安全生产典型事件汇编中国大唐集团公司安全生产部二O一二年十二月前言天然气发电作为优质、高效的清洁能源，对于改善能源结构、保护环境、提高能源利用效率具有重要作用。2003年国家首次打捆招标引进了23台F型重型燃机，到2011年底国内天然气发电装机达到了3265万千瓦，占总装机容量的%。预计2015年国内天然气消费量将达2300亿立方米，发电用天然气可满足7000万千瓦机组，给天然气发电建设带来前所未有的机遇。“前事不忘，后事之师”，为推动集团公司天然气发电安全发展，从源头消除影响机组运行的各类隐患，指导“优化设计、提高效率、降低造价”、“优化运行、确保安全、降本增效”专项活动的深入开展，保证机组“即投产、即稳定、即盈利、即达设计值”，集团公司收集、整理了全国E型、F型各类在役燃气蒸汽联合循环机组投运以来发生的安全生产典型事件，汇编成册。本汇编共收集了典型事件73个，其中燃机系统引起的故障停机29例，占比最大为%；天然气调压站系统引起的故障停机13例、发电机及电源系统引起的故障停机12例、汽机系统引起的故障停机8例、余热锅炉系统引起的故障停机6例、其他因公用系统、热工等缺陷引起的机组故障4次、人身伤亡事故1次。本汇编为内部资料，供学习参考。浙江大唐国际绍兴江滨热电有限责任公司为本汇编做了大量工作，在此表示感谢。本汇编在燃气发电尚属首次，不妥之处，敬请批评指正。目录TOC\o"1-1"\h\z\u第一篇燃机系统（一）9F燃机典型事件案例1：叶片通道温差大自动停机一、事件经过2006年8月3日，#1燃机按中调令于8:12启动，8:24点火，8:45并网；8:49负荷升至50MW时#7叶片通道温度与平均值偏差达到℃，超过设计值25℃，时间超过30秒，触发“BPT温度偏差大”，机组自动停机。二、原因分析年11月份调试期间曾出现#7叶片通道温度高现象，报警值由20℃调到23℃，自动停机值、跳闸值未做改动。其他叶片通道温度报警值维持20℃不变。2.由于日方技术人员在对BPT温差定值进行调整时，考虑不周，设定值偏低（自动停机BPT温差定值实际是25℃，定值最高可小于40℃），导致自动停机。三、防范措施1.在控制系统中，修改燃机负荷35MW-65MW阶段的#1-#20BPT温差定值（尤其#7BPT在启动期间报警由原来的23℃提高到30℃，自动停机由原来的25℃提高到33℃，跳闸由原来的30℃提高的35℃）。2.其他19个BPT温差定值，在燃机负荷35MW-65MW启动期间报警由原来的20℃提高到25℃，自动停机由原来的25℃提高到30℃，跳闸保持原来的35℃。案例2：叶片通道温度趋势变化大自动停机一、事件经过2007年8月20日，#1机组启动并网后DCS上发“”机组自动停机；18:00启动带负荷至20MW检查处理，未发现异常；但隐患仍然存在，需要进一步观察。2008年6月28日，DCS上出现#2机组“”报警，机组自动停机，当时负荷52MW。二、原因分析这两次事件均在并网之后不久发生，三菱公司分析认为是由于并网时机组初始负荷太高所致。三、防范措施出现这种情况，运行人员一般无法处理。三菱公司分析认为，一般要求并网后，等待机组控制模式CSO由“GOVERNOR”切换至“LOADLIMIT”，并且机组并网初始负荷降低至约20MW之后，再投入ALRON，自动升负荷。案例3：电机风机故障停机处理一、事件经过2010年1月23日，机组二拖一运行，AGC投入，总负荷650MW；#1、2燃机负荷均为230MW，汽机负荷190MW，供热量1200GJ/h。14:00监盘人员发现#1燃机MARKⅥ界面发报警（排气框架风机风压低），“EXHFRAMEOR#2BRGCOOLINGTRBL-UNLOAD（排气框架或#2轴承区冷却风机故障）”，立即派人至就地检查该风机并点击MARKⅥ风机界面“#2LEAD”和主复位按钮，该风机仍无法启动。14:01分#1燃机开始自动减负荷，运行人员手动退出AGC，降低热网负荷，机组维持低负荷运行。15:06负荷下降至3MW，调度通知停机，15:09分#1燃机停机。二、原因分析检查发现#1燃机88TK-2风机电机停运，开关就地报“接地保护”动作。将电机本体动力电缆接线拆开后，测量电机本体绝缘，三相对地为兆欧，手动盘电机风扇可以盘动。拆出风机后，风机叶轮本体扇叶端部有不规则坑状损坏，电机本体驱动端轴承小盖及挡油环明显过热且有缺损。风机叶轮拆下后发现电机本体驱动端轴承小盖及挡油环处明显损坏，将挡油环及甩油环拆下后，发现轴承保持架粉碎，滚珠过热变形，轴承外环与电机大盖之间有摩擦，轴承内挡油环与转子轴明显摩擦，转子轴被内挡油环啃出环状沟道。电机非驱动端未见任何异常。将转子抽出发现定子端部有短路放电痕迹，端部线圈过热痕迹，定子铁芯有轻微扫膛现象，电机非驱动端定子端部未见任何异常。如图所示：图1轴承小盖及挡油环明显过热且有缺损图2轴承保持架粉碎图3转子轴被内挡油环啃出环状沟道图4定子端部有短路放电痕迹，伴有轻微扫膛现象从故障现象看，电机驱动端轴承因长期处于高温下工作，导致轴承油脂乳化后流失，轴承处于干涩状态下运行；因摩擦逐渐导致轴承区域明显过热，引发定子端部区域过热，绝缘老化降低，最终定子绕组匝间短路产生高温烧烧损；缺润滑脂是本次故障的直接原因。三、防范措施1.加强设备缺陷管理，对失去备用的运行设备制定防范措施，加强检查，同时尽快修复被用设备，保证设备安全稳定运行。2.改造88TK-2风机电机，将加、排油孔引至电机外侧，加装轴承测温元件，上传到集控室监视。3.对同类型电机，同安装形式电机进行普查，确认设备健康水平，对不能满足运行要求的电机安排检修。4.利用小修时间对所有同类电机解体检查，更换轴承，补充油脂。5.对同类型设备，做好备品备件工作，定期进行更换检修。6.加强设备管理，认真点检，及时消除缺陷，使备用设备处于良好备用状态。案例4：空滤压差大致使燃烧器压力波动大停机一、事件经过2010年3月14日，#1燃机带供热运行，负荷365MW。9:56:57由于雨雪天气，燃机压气机入口空气滤网差压增大，10:08:07发出“#19燃烧器HH2频段压力波动越限”报警；10:08:11发出“#3、#18燃烧器HH2频段加速度越限”报警；10:08:12发出“燃烧器压力波动大降负荷”信号；10:08:13又发出“#1、#2燃烧器HH2频段压力波动越限”报警；10:08:14因燃烧器压力波动大跳闸保护动作停机。二、原因分析1.根据三菱公司设计，其燃烧器是通过调整燃料流量和空气流量来控制燃烧状态。其中扩散燃烧（值班喷嘴）与预混合燃烧（主喷嘴）的燃料比通过值班燃料控制信号（PLCSO）进行控制；进入燃烧器的空气量通过通过燃烧器旁路阀（BYCSO）进行控制。为了抑制燃烧振动增加，保持燃烧器最佳连续运行状态，三菱公司设计了燃烧振动自动调整系统，由自动调整系统（A-CPFM）和燃烧振动检测传感器组成。燃烧振动检测传感器共24个，包括安装于#1-#20燃烧器的压力波动检测传感器和分别安装于#3、8、13、18燃烧器的加速度检测传感器。自动调整系统（A-CPFM）根据燃烧振动检测数据和燃机运行参数，对燃烧器稳定运行区域进行分析，并根据分析结果自动对PLCSO和BYCSO进行修正，从而实现燃烧调整优化。2.#1燃机控制系统对燃烧器压力波动传感器和加速度传感器检测数据分为9个不同的频段进行分析，分别为LOW（15-40HZ）,MID(55-95HZ）,H1(95-170HZ）,H2(170-290HZ）,H3(290-500HZ）,HH1(500-2000HZ）,HH2(2000-2800HZ）,HH3(2800-3800HZ）,HH4(4000-4750HZ）。在不同频段针对燃烧器压力波动传感器和加速度传感器，分别设置了调整、预报警、降负荷、跳闸限值，其中，调整功能由A-CPFM系统完成；预报警、降负荷、跳闸功能由燃机控制系统实现。当24个传感器中任意2个检测数值超过降负荷限值时，触发燃机降负荷；当24个传感器中任意2个检测数值超过跳闸限值时，燃烧器压力波动大跳闸保护动作。此次燃机跳闸即是由于#1、2、19压力波动传感器HH2频段检测数值均超过跳闸限值引起。3.根据三菱公司对燃机跳闸前后运行数据进行的分析，在燃烧器压力波动HH2频段数值出现越限报警时，H1频段数值也出现异常升高。此外，由于该天降雪天气的影响，压气机入口空气滤网差压在原有基础上出现异常增大，最高达到。压气机入口空气滤网差压增大，进入燃机的空气流量减少。在空气流量减少的情况下，燃机运行区域非常接近燃烧器压力波动H1和HH2频段越限报警区域。该台燃机日 计划 项目进度计划表范例计划下载计划下载计划下载课程教学计划下载 出力曲线于10:00从360MW升到370MW，由AGC自动控制。燃机负荷上升燃料阀打开，此时要求进口空气量同时增大，以满足合适的燃空比；但由于压气机入口空气滤网差压大致使进入燃机的空气流量减少，造成燃烧不稳定，引起燃烧振动。燃烧振动出现后燃机控制系统ACPFM已动作并进行调整。当振动值达到报警值时RUNBACK功能也启动，但是由于振动值升高太快，在调节系统的调节发挥调作用前，燃烧振动达到跳机值，导致燃机因燃烧器压力波动越限跳闸。4.空气滤芯为纸质材料，纸纤维遇潮膨胀使得过滤器差压升高。遇雨雪天气（尤其是小雨雪），空气湿度大时空滤器差压升高，雨雪停止，空气湿度降低，差压会快速下降。入口空气过滤器滤芯于2009年10月更换，进入冬季供热后机组长周期高负荷运行，空气滤芯差压上升较快。冬季大雾及雨雪天气较多，纸质空气滤芯处于恶劣运行工况下。机组在供热季必须连续运行，而空气滤芯又不能在机组运行中更换。针对空气滤芯差压升高现象，为保证机组连续高负荷运行，满足供热需求，开展了以下几个方面的工作：一是多次进行在线人工清理，清理后增加一层包面，减少灰尘进入空气滤芯；二是连续投入反吹系统，减少灰尘在滤芯上的积累；三是在空气进气口外侧搭设防雨雪棚，减少进入空气过滤器的雨雪量。三、防范措施1.机组跳闸后，立即启动两台启动炉，一方面向热网系统供蒸汽，使热网系统能够低温运行；另一方面为燃气提供轴封蒸汽，维持凝汽器真空，为燃机的随时启动做准备。2.将数据发送到三菱公司总部即进行数据分析。3月15日凌晨4时，日方提供初步分析结果，确认燃机本体及燃烧器正常，机组跳闸就是由于空滤器差压大，长负荷时空气量不足造成燃烧不稳，出现燃烧振动。3.在压气机空气入口原有单级滤网基础上，增加粗滤，以减小恶劣天气情况下对滤网差压的影响。4.重新进行燃烧调整。由于机组跳闸时（机组在高负荷工况），机组的自动燃烧控制系统已进行调节，调节参数已改变，因此机组启动后需在高负荷段进行燃烧调整，重新对调节参数进行确认、优化，以保证燃烧稳定。三菱公司的燃烧调整专家16日到达，3月17日开始燃烧调整，3月17日16时30分完成燃烧调整工作。5.对于雨雪天气情况下空气滤芯差压升高，而且不能在线更换滤芯，影响机组长周期连续运行的问题。与燃机入口空气系统设计制造商美国唐纳森公司（三菱公司的分包商）进行技术交流，确定了技术 方案 气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载 ，在进气系统的入口加装PE材质的初滤系统，这样能过滤大部分灰尘和雨雪，大量减少进入后面纸质空滤灰尘和雨雪，并可以在线进行水清洗。通过改造一方面可以有效控制空气系统差压，确保机组安全运行；另一方面能极大延长空气滤芯的使用寿命，经济较好。案例5：伺服阀故障处理不当燃烧器压力波动大跳机一、事件经过2010年12月4日晚，热网抽汽调节阀出现控制指令与阀位反馈偏差较大现象（最大16%），经分析认为伺服阀油门卡涩或油路堵塞，从而造成阀门无法动作到位。由于燃机运行过程中无法更换伺服阀，现场采取调整执行器油缸弹簧和修改阀门最小开度逻辑限制，使热网抽汽调节阀控制指令与阀位反馈偏差的现象有所缓解，没有根本解决；若伺服阀异常情况恶化，则会导致热网抽汽调节阀无法朝关闭方向继续动作，热网抽汽流量也无法增加，进而影响燃机和热网系统正常运行。为解决这一问题，通过和阀门厂技术人员进行讨论后，确认热网抽汽调节阀电控部分PLC的控制逻辑为：阀门的控制指令和反馈在PLC内部进行偏差比较并放大后，输出驱动伺服阀动作；通过修改PLC逻辑增大PLC输出，在目前控制指令和阀位反馈存在偏差的情况下，可以增加阀门进油量，进而使阀门可以继续跟随指令进一步关小，从而达到缩小指令和反馈偏差的目的。阀门厂技术人员对PLC逻辑修改方案讨论后决，定通过修改PLC内部伺服逻辑中的比例放大系数来增加PLC的输出电压，通过在线进行修改。12月9日17时燃机带电负荷350MW，抽汽量约117t/h，机组AGC投入。18:18热网抽汽降至80t/h。因热工人员无法完成在线下载，运行值班人员并将热网抽汽降至50t/h，并按热工人员要求将热网抽汽调节阀解列为手动调整。在热网抽汽流量降低至50t/h并与运行人员共同确认安全措施都已做到位后，于19:03:14开始进行PLC逻辑修改离线下载，19:03:24离线下载完成，随后热网抽汽调节阀动作出现大幅波动，导致热网抽汽量和中压缸排汽压力也出现较大波动。19:03:41发出“中压缸排汽压力高”报警；19:04:08发出“中压缸排汽压力低”报警；19:04:50陆续发出“#2、#3、#7、#8燃烧器H1频段压力波动越限”预报警和报警；19:04:51触发“燃烧器压力波动大降负荷”信号；19:04:54秒#1燃机因燃烧器压力波动大跳闸保护动作，#1燃机跳机。二、原因分析通过对燃机停机前后趋势分析，19:03:14开始进行离线下载，此时控制指令为%，阀位反馈为%；19:03:24离线下载完成，此时阀位反馈为%，此后阀门开始关闭，最低关至%，此过程中运行人员手动开启阀门，指令最大至50%，但是阀门并没有跟随指令开启，而是继续朝关方向动作，约20秒后，阀门迅速开启，最高开至70%；而在此过程中运行人员手动关闭阀门，阀门依然没有跟随指令关闭，而是继续朝开的方向动作，约40s后又迅速关闭，最低关至11%。由于热网抽汽调节阀动作出现大幅波动，造成热网抽汽流量和中压缸排汽压力的波动，进而引起汽机负荷和燃机负荷计算值的波动；燃机负荷计算值的波动造成IGV阀门的动作，进而影响燃机燃料进气量的变化，在燃料量未发生明显变化的情况下（由于此时机组负荷指令未发生变化，因此燃料阀门的动作未发生明显变化），造成#1燃机由于燃烧振动引起燃烧器压力波动大跳闸保护动作，机组跳闸。通过检查分析认为本次机组跳闸的原因为：1.经检查发现伺服阀油路存在堵塞造成伺服阀阀芯动作卡涩，在控制指令变化后，伺服阀不能准确动作到位；表现为当运行人员手动操作阀门时，阀门没有迅速跟随控制指令动作，直到控制指令和阀位反馈偏差到一定程度时，伺服阀阀芯才能动作，造成阀门迅速开启和关闭，从而引起阀门动作出现大幅波动。2.厂家对PLC逻辑中阀门参数的调整增强了PLC的输出作用，造成在离线下载完毕后，阀门向关方向运动较大，已经影响到了中压缸排汽压力，同时由于伺服阀阀芯动作卡涩，从而引起阀门动作出现大幅波动。3.在逻辑下载前厂家提供的上位机组态软件信息与下载后实际情况相差较大，是造成本次事件发生的原因之一。三、防范措施1.控制系统逻辑修改、下载的工作时一定要对下载的风险进行仔细全面的评估，必须对修改后可能造成的问题进行充分讨论，通过技术手段将危险因素进行闭锁。2.热网抽汽调节阀作为冬季供热中重要设备，出现故障在燃机运行过程中无法在线更换；可通过在控制油系统加装隔离阀门实现；在热网停运后对热网抽汽调节阀油缸进行冲洗，确保伺服阀工作油质的可靠。案例6：人为误动停机一、事件经过2010年5月11日，#2、3机组纯凝工况运行，总负荷366MW，#2燃机负荷244MW，#3汽机负荷122MW；#1燃机停运。20:35分#2燃机做完燃烧调整试验，进入baseload（基本负荷）开始性能试验。20:50运行人员做停运的#1燃机PM4清吹阀传动试验。20:53得到运行值长许可后，进入工程师站，误将运行中的#2燃机PM4清吹阀作了传动试验。20:54分#2燃机PM4清吹阀故障报警，保护动作跳#2燃机，联跳#3汽机。二、原因分析1.热工人员未履行工作票程序，无工作内容、操作和安全措施纪录，未进行危险点分析，工作疏忽，误将运行中的#2燃机PM4清吹阀关闭，#2燃机PM4清吹阀故障报警，保护动作跳#2燃机，联跳#3汽机，是本次故障的主要原因。2.热工专业管理松懈，未严格工程师站 管理制度 档案管理制度下载食品安全管理制度下载三类维修管理制度下载财务管理制度免费下载安全设施管理制度下载 ，检修人员在无监护的情况下单人操作，是本次故障的管理原因。三、防范措施1.严格执行各项安全生产管理制度，各部门负责人加强对生产人员执行安全生产管理制度的管理、检查和考核。2.加强安全教育，提高责任心，认真监盘，精心操作。3.严格执行《电子间、工程师站管理制度》和《生产现场计算机使用和管理制度》，操作时双人进行，一人操作，一人监护。同时对电气PC间、电子间、GIS间、继电保护间加强出入管理，严格执行出入登记制度。4.生产人员值班时要保持良好的精神状态，操作时精神要高度集中。5.开展反习惯性违章的学习活动，督促各部门严格执行公司安全生产制度。案例7：燃机燃烧不稳停机一、事件经过2010年5月13日00:50分，#1、2燃机拖#3汽机以“二拖一”方式运行，#1燃机负荷110MW,#2燃机负荷195MW，#3汽机负荷200MW，总负荷505MW。00:51按调度曲线将总负荷降至450MW，运行人员将#1燃机负荷降至90MW，根据燃机特点，#1燃机燃烧模式自动由预混燃烧模式（PM1+PM4喷嘴运行）切至亚先导模式（PM1+PM4+D5喷嘴运行）。00:52分#1燃机报“Highexhausttemperaturespreadtrip”（排气分散度高跳闸），#1燃机灭火，发电机解列，#2、3机组继续以“一拖一”方式运行正常。二、原因分析通过对#1燃机跳闸信号和机组当前运行状态的分析认为，此次机组跳闸事故的原因是由于#1燃机在降负荷过程中，由于自身特性当运行负荷低于90MW时，燃烧模式自动切换，由预混模式进入亚先导预混燃烧模式后，由于#2、3燃烧筒（总共18个燃烧筒）在燃烧切换后未能够有效稳燃，导致#2、3燃烧筒灭火，致使在燃烧模式切换完成后燃机排气温度#15、16、17、18、19这五个测点温度不升反降（900-1100华氏度），相比于其他26支排气温度（1200-1300华氏度）较低，最终满足跳闸条件（最高排气温差℃大于允许排气温差℃，延时2s跳闸）导致#1燃机因排气分散度高而保护动作跳闸。GE公司技术人员通过其燃烧专家远程检查分析，确认了上述机组跳闸原因，并有针对性的提出了机组现场检查的项目和要求，具体检查项目如下：1.检查#16到#19号排气热电偶状态；2.检查#1、2、3、4联焰管是否泄露；3.检查燃机清吹阀，燃烧调整阀动作情况，重新进行逻辑传动；按照要求检查后均未发现异常，再次联系美国GE总部技术人员，经对方技术人员再次确认和分析后，GE方确认其之前燃烧调整的定值在燃烧切换过程中存在部分参数配比不合理的问题，需要对机组重新进行燃烧切换点的燃烧调整工作，5月14日＃1机组启动并网后在燃烧模式切换点进行两次切换试验，切换正常。虽然#1燃机再次启动并燃烧模式切换正常，为了确保安全经济运行，采集了近期#1燃机模式切换和5月13日#1燃机故障跳机时模式切换的报警、参数、趋势图，联系GE要求给出5月13日#2、3燃烧筒灭火的具体原因。三、防范措施1.要求GE公司今后提供正式工作方案和安全措施。2.热工人员需尽快熟悉燃机燃烧调整的技术问题。3.加强部门专业人员对GE公司设备结构、性能和维护的培训。案例8：燃机伺服阀故障停机一、事件经过2010年7月4日，机组二拖一纯凝工况运行，AGC投入，总负荷580MW，其中#1燃机负荷180MW，#2燃机负荷180MW，#3汽机负荷220MW。#2燃机速比阀前压力P1:cm2，P2:cm2，IGV开度51%。14时18分，#2燃机跳闸，跳闸首出原因为：EXHAUSTOVERTEMPERATURETRIP（排气温度高跳闸）。#2燃机跳闸后，运行人员按照正常操作程序进行停机操作，#1、3机组维持稳定运行，#1燃机负荷170MW，#3汽机负荷99MW，总负荷269MW。二、原因分析检查历史曲线发现，14:18:08燃机平均排气温度到达华氏度，超过保护动作值1240华氏度，保护动作正确。从历史趋势分析，14:18:05，#2燃机IGV导叶在指令未变化情况下关小，此时IGV指令增大，指令与反馈偏差不断增大，平均排气温度迅速上升，14:18:08秒IGV指令74%，IGV反馈57%，排气温度越过跳闸值，机组跳闸。从以上过程来看，IGV阀的失控是导致排气温度上升的直接原因。从IGV伺服阀电流曲线发现，14:17:44秒IGV伺服阀电流开始异常波动，至18:05伺服阀电流失去。初步认为燃机压气机进口可变导叶伺服阀故障引起IGV开度减小，燃机压气机进风量减少，导致燃机排气温度高，超过设定值而燃机跳闸。图5事故跳闸曲线经GE公司维护项目代表确认，认为IGV控制伺服阀存在故障。对IGV控制伺服阀卡件及电缆检查，无异常。进行IGV控制伺服阀传动试验，IGV伺服阀电流仍有波动。曲线见图6。图6跳闸后IGV伺服阀传动电流曲线20:50更换IGV控制伺服阀，21:00分IGV控制伺服阀传动试验正常(见图7)。23:46机组启动，IGV工作正常，0:56机组并网。图7更换IGV伺服阀后传动电流曲线通过与伺服阀制造商沟通，结合已采集到的数据信息进行分析，伺服阀控制失灵可能的原因主要如下：1.伺服阀阀体内喷嘴或节流孔堵塞，导致控制油油路不通，伺服阀控制失灵；2.伺服阀阀球或阀芯阀套磨损量偏大，引起伺服阀偏置电流波动，伺服阀控制失灵。针对以上情况，检查了最近几个月#2燃机润滑油的油务监督报表，报表显示在此期间，燃机润滑油的油质始终合格。另外，燃机控制油取自润滑油供油母管，经过液压油泵加压后供给各液压控制阀，在液压油泵出口和各液压控制阀供油管上均配置有高精度过滤器，即供给伺服阀的液压油油质优于油务监督的结果，满足伺服阀对油质的要求。按照伺服阀制造商的要求，每两年应进行定期的清洗检测。此次故障的伺服阀截止到事故前，投入运行1年，未到定期清洗检测期。伺服阀于2010年7月5日送上海MOOG控制有限公司检测，结果为内部磨损，属偶发故障。三、防范措施1.严格按照伺服阀制造商建议，定期清洗检测，保证伺服阀良好的工作性能。2.充分调研并吸取同类型燃机电厂在伺服阀检修方面的经验，将伺服阀的检修纳入到燃机小修的 标准 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 项目。3.深入学习并掌握伺服阀的工作原理和结构，提高原因分析和解决问题的能力。4.保证伺服阀备件合理的库存数量，将关键设备的伺服阀备件作为事故备件储存。5.做好滤油工作和油务监督，防止油质恶化。案例9：天然气泄漏停机处理一、事件经过2011年7月5日04:40分#2燃机启动清吹过程中，燃机MARK-VI发“HAZGASMONITORRACK3LEVELHIGH”报警，查看MARK-VI危险气体画面发现气体阀门间危险气体浓度监测仪表45HT-9B探头最高至10LEL（报警值是10LEL，表示天然气爆炸浓度下限4%的10%），45HT-9C探头最高至4LEL，2号燃机启机程序自动闭锁，启动失败，燃机开始降速停运。二、原因分析经过对气体阀门间燃气模块进行查漏，确认两处漏点：一是PM4阀门阀杆处泄漏严重；二是双筒滤网切换阀一侧阀杆有轻微渗漏。图8天然气泄漏点经过对PM4阀门进行解体发现，该阀门的阀杆密封（O型圈）破裂，导致天然气泄漏。主要有以下几个方面的原因：1.从解体拆除的O型圈破裂情况看，属于O型圈材料缺陷。该O型圈无法很好地适应天然气冷热温度变化带来的塑性变形，从而破裂导致天然气泄漏。2.该阀门在阀杆处的密封结构设计不尽合理：1）机组运行期间，天然气温度高达185℃；2）GE公司设计燃机本体外壳无保温层，机组运行期间，透平罩壳内的局部温度高约120℃；3）燃气模块与透平罩壳相通。以上三点会引起燃气模块内部温度偏高，即燃气控制阀的运行环境很差，如此工况下，燃气控制阀阀杆密封采用的单O型圈极易因塑性变形导致密封失效。三、防范措施1.请专业机构对损坏密封圈进行检查分析，确定其材质、质量适用性，必要情况下联系原厂家对密封材料进行升级。2.燃机燃气小间在机组停备时系统不带压，无法进行天然气查漏；考虑在每次机组启动前一天，联系热工专业强制开辅助关断阀，对燃气模块内的管道系统进行充压查漏，确保发现问题及时处理，并将其作为今后机组启动前的定期工作执行。3.组织与设备制造厂家就事故原因进行讨论，制定有针对性的技术改造方案，并对库存的阀门进行改造实施；待停机检修过程中，分别对在装的两套燃气控制阀进行相应改造。案例10：机组提前进入BPT温控一、事件经过2009年6月7日，#2机由300MW向330MW升负荷过程中，当负荷升至306MW时，#2机即进入BPT温控，整个升负荷过程缓慢耗时11分钟，而正常仅需不到3分钟。2010年2月24日15:09分#2机组由300MW升至350MW过程中，机组提前进入BPT温控，升负荷速率降低，15:21进入EXT温控，最高负荷仅为325MW。2010年11月24日10:24当时大气温度℃，#3机升负荷至320MW时，燃机提前进入BPT控制，升负荷速度减慢。二、原因分析随着机组运行时间变久，机组性能发生变化，3台机先后数次出现提前进入BPT温控的问题。另外，冬天和夏天大气温度变化较大，燃机燃烧不能适应大气温度变化也导致提前进入温控。三、防范措施一般的解决办法是进行压气机水洗以及重新进行燃烧调整。从实施效果看，水洗效果不是很明显，重新进行燃烧调整效果较好；但是季节变化后又会再次出现提前进入BPT温控问题，讨论准备将大气温度变化放进IGV控制模块，使燃烧控制适应温度变化的需要。案例11：机组调压段SSV阀故障关闭一、事件经过2008年4月15日17:07分#3机运行过程中，#3机调压段SSV阀故障跳开，天然气自动切换到备用调压旁路供。现场检查发现SSV阀已关闭，且阀体大量漏气，立即拉隔离带隔离漏气区域，并将#3机调压路隔离并泄压，关闭备用路至#2机调压路球阀，交检修处理。二、原因分析经检查分析，认为SSV阀指挥器阀口垫老化导致指挥器故障。三、防范措施更换三台机组调压段SSV阀的指挥器。出现此类事故时，应做好机组调压段跳闸、备用调压段不能正常投运的事故预想。如果有机组在停运状态则关闭备用调压段至停运机组调压段的球阀。如果机组调压段无天然气外漏、阀门损坏等异常情况，只是SSV阀误动作，可以考虑恢复机组调压段。案例12：主燃料流量控制阀前后压差频繁波动一、事件经过2010年11月30日13:00分#3机组正常运行，负荷稳定，主燃料流量控制阀前后压差在至之间频繁快速波动，主燃料压力控制阀A指令及现场实际位置也在小范围内频繁变化，导致机组负荷有约1MW的波动。二、原因分析经检查分析，故障原因为机组主燃料流量控制阀压差变送器、主燃料流量控制阀及压力控制阀A存在问题。三、防范措施进行了主燃料流量控制阀压差变送器1拆校，并调整了#3机组主燃料流量控制阀及压力控制阀A。案例13：机组轴承振动大一、事件经过2009年1月21日，#2机组#2轴承振动开始略有增大，1月23日晚上检修停机时，X向振动最大至87um，#2轴承Y向振动最大至88um，而之前该值皆为50um左右；其他轴承振动皆低于60um。2月7日，#2机组3000rpm空载时，#2轴承轴振动X、Y向振动值均达120um（随转速逐渐升高），06:08手动停机。后经三菱JV工作人员检查分析后告知是压气机转子第三级有裂痕，需停机检修，更换转子。二、原因分析燃机的压气机转子设计存在问题，运行中产生裂纹，导致振动大。机组过一、二阶临界转速的时候，振动也会增大。三、防范措施出现此类事件时，应该严密监视机组蒸汽参数、真空、差胀、轴向位移、汽缸金属温度是否变化，润滑油压、油温，轴承金属温度是否正常。机组突然发生强烈振动或清楚听出机内有金属摩擦声时，应立即打闸停机。案例14：进口导叶IGV和旁路阀控制偏差大一、事件经过2010年5月15日06:27，#3机并网时，控制油供油压力瞬间降至，备用泵联锁启动，控制油压力恢复正常，就地检查无异常；06:29分#3机组发出“”报警，机组跳闸（当时机组出力37MW）。经检查，控制油系统无异常。初步分析可能为控制油杂质影响旁路阀动作造成旁路阀指令值与实际阀位偏差过大，超过跳机值，导致机组跳机；检查确认控制油系统及燃烧器旁路阀正常后，#3机重新启机，运行正常。2010年5月25日，#3机启动时DCS发出IGV和燃烧旁路阀控制偏差大报警(26日启动时出现IGV控制偏差大报警)，而后立即复归，表明控制油系统仍然存在隐患，需进一步查找原因并彻底消除缺陷。二、原因分析这两次事件都是因为控制油系统存在杂质造成。由于控制油再生回路硅藻土过滤器过滤效果不好，而且长期运行硅藻土本身也会产生杂质。三、防范措施1.增加控制油再生装置，更换原来的硅藻土过滤器滤芯。2.将IGV和旁路阀控制偏差达5%时直接跳机，更改为控制偏差达3%时报警。出现报警时，如果报警未复归，应暂停升负荷，避免偏差进一步加大导致跳机。案例15：机组停机过程模式切换时分散度大跳闸一、事件经过22:58值长令停#3机，预选负荷250MW，22:58:48机组负荷258MW，TTRF1=2252。MKVI报COMBUSTIONTROUBLEG3/L30SPA。HIGHEXHAUSTTEMPERATURESPREADTRIPG3/L30SPT，机组跳闸，第一分散度352℃，第二分散度333℃，第三分散度330℃，#20-#28热电偶出现低温区。二、原因分析经查为PM4清吹阀VA13-6内漏，#3机组燃烧系统脆弱，出现LBO熄火现象。三、防范措施1.在机组停运期间更换PM4清吹阀VA13-6,并定期活动清吹阀。在未查出具体原因时，临时抬高燃烧切换点温度，确保机组正常启停。2.联系GE厂家，进行季节性燃烧调整。案例16：机组启动过程因天然汽温度低负荷迫降一、事件经过06:44机组清吹阶段手动启动中压给水泵，投入性能加热器，进水及出水阀开启。但进、出口通风阀均未正常关闭，性能加热器未正常投入，温控阀一直处于全关状态。由于性能加热器原有的蓄热以及少量的中压给水经过性能加热器从出水管通风阀直接排向废液池行程的循环，天然气温度维持在150℃左右。06:53分#4燃机点火成功。07:02机组并网，07:27随着机组负荷增加，天然气流量增大后，天然气温度开始下降，07:38分#4机组天然气温度下降到141℃，进行燃烧模式切换。（此时，DCS修正韦伯指数会发出超限报警）07:41分#4机组负荷266MW，因韦伯指数低触发燃机RUNBACK条件，机组负荷迫降到158MW，负荷最低达到125MW。07:42手动开启温控阀到55%，07:44手动关闭进出水通风阀。天然气温度从129℃开始回升，07:52分#4机组天然气温度达172℃，燃烧模式切换正常。二、原因分析在机组启动过程中，采取手动投入性能加热器方式，但未能及时检查出设备运行状态。在燃烧模式切换前，未能注意到重要监视参数值（天然气温度）及相关DCS重要报警。三、防范措施加强对重要参数监视，及时发现异常情况并防范措施。启停过程中应重点确认各辅机系统的正确投运或退出；严肃“两票三制”的执行。案例17：燃气轮机压气机损坏事故一、事件经过2012年1月3日18:45:30集控室听到两声巨响并伴随有较强的震动，MKⅥ发“COMPDISCHARGEXDUCERDIFFFAULTIGH”、“LOSSOFCOMPRDISCHARGEPRESSBIAS”报警，压气机排气压力低至cm3，机组跳闸，负荷由370MW甩到零，BB1X、BB1Y振动，BB1、BB2瓦振26mm/s，1S后BB1X、BB1Y涨至，BB1、BB2涨至46mm/s，排烟温度最高797℃。按紧急事故停机处理，盘车投入正常，盘车电流55A，惰走时间26min。1月4日，打开压气机排气缸人孔门检查,发现有大量叶片碎屑。1月5日，进入排气烟道检查,在放喘放气阀出口及附近烟道底部发现大量叶片碎屑，检查三动外观无异常，三级护环底部有碎屑，下游有粉状。1月6日，检查进气涡壳，发现IGV轴套有刮擦，其它无异常。1月8日，对压气机、透平孔探检查，发现压气机S3下半有2片根部断裂，其后叶片损毁严重，透平部件未见损伤，二级护环底部有大量金属粉尘。图9S12级叶片严重受损变形图10S4级#20断裂叶片根部上图最上为S12级叶片，S9-S12级叶片严重受损变形（上面4级），但基本未断裂，沿旋转方向倒伏。S5-S8级叶片大部分断裂（上部凹槽下面4级），仅余小量严重变形残片，沿旋转方向倒伏。上半右侧中分面第1片S8叶片叶根槽损坏（红色箭头处）。缸体内表面严重刮伤。S4叶片严重受损变形，有2片从根部断裂；S3严重受损变形，有1片从根部断裂，有1片从叶尖片断裂。1月15日，拆除排气框架和透平缸，排气框架检查情况较好，筋板根部裂纹发展不大，未发现其他异常。透平缸吊开后检查喷嘴和动叶没有发现异物打击出现创伤性损坏痕迹，一喷内部冷却通道内充满碎末，一级复环轻微刮擦，二喷轮间密封部分损坏，二动蜂窝密封被打碎，三动蜂窝密封有损伤，整体情况良好。1月17日，拆除压排缸，吊出内缸，下午吊出燃机转子，S15和S16全部从根部打断，S17、EGV1和EGV2基本维持原状，过渡段状况较好，没有发现大的损伤，下半缸S3确认断裂2片。二、原因分析GE公司9FA系列燃气轮机在国内发生的压气机断叶片事故有五起之多，导致压气机转子和压体不同程度的损坏，主要原因是设备的材质问题和设计原因而所致。三、防范措施1.对压气机进行优化设计的P4包改造，更换压气机优质叶片。2.加强运行过程中机组振动等的监视，对于低频分量进行深入分析。2.提高机组运行过程中各变化量的重视程度，对机组及其部件进行劣化度跟踪分析。4.结合运行数据变化，以不定期和定期相结合的方式对机组通流部分进行孔探检查，尽量避免机组频繁启停对机械通流部件的损坏。（二）9E燃机典型事件案例18：模式切换时振动大燃机停运一、事件经过2008年10月23日，#1、3机组运行，#1燃机负荷100MW，#3汽机负荷65MW，AGC退出。23:50分#1燃机拖#3汽机性能试验结束,GE调试人员进行了最后一次燃烧调整后,通知运行人员机组可以投入协调控制及AGC运行。并告知#1燃机燃烧模式的切换点降负荷时为100MW左右，升负荷时为115MW到120MW。10月24日00时00分，由于AGC总负荷指令为180MW，此时#1燃机负荷达到110MW，燃烧模式由先导预混（PPM）模式切向预混（PM）模式。由于燃机在先导预混模式下，烟囱会有黄烟冒出，值长联系网调，接网调令退AGC及协调将燃机负荷升至120MW，00:08在燃机负荷升至115MW后，由于#2轴承振动达到s，超过自动停机保护定值s，#1燃机发自动停机令，主值对#1燃机进行主复位，重新发启动令成功，将#1燃机负荷稳定在90MW。00:50值长接调度令重新升负荷至130MW，尝试冲过燃烧模式切换点，00:55分#1燃机负荷升至115MW后由于#2瓦振动达s，#1燃机再次发自动停机令，主值对#1燃机又进行主复位，重新发启动令成功，将#1燃机负荷稳定在90MW。经GE人员确认将燃烧模式切换点的燃烧基准温度由2280℉改为2290℉，告知运行人员在此切换点可减小振动，冲过切换点。10月24日06:54更改燃烧模式切换点的燃烧基准温度后，运行主值人员再次升负荷冲燃烧模式切换点时，#1燃机#2轴承振动达s，超过了燃机振动保护跳机值s跳机。二、原因分析燃烧模式切换时，由于GE厂家技术服务人员对切换点选择不当，造成燃机内流体波动大，#1燃机发生振动，振动超过燃机跳机保护动作值跳机，联跳#3汽机。在性能试验开始前#1燃机燃烧模式切换设定点（由PPM模式切换至PM模式）为2260℉，模式切换正常；在10月23日性能试验完成后，GE公司进行了火焰筒DLN调整，此设定值改为2280℉，并将FXKSG1、FXKSG2、FXTG1、FXTG2、FXKG1ST、FXKG2ST、FXKG3ST等相关参数也进行了修改。10月24日GE厂家TA再次将燃烧模式切换（由PPM模式切换至PM模式）温度设定值改为2290℉，燃机于早晨6:54进行燃烧模式切换时因轴承振动大跳机。GE公司解释此次燃烧调整参数修改为GE公司技术部门下发的定值，可能与现场机组情况不能完全匹配，并决定由GE公司现场TA将#1燃机燃烧模式切换（由PPM切换至PM）温度设定值改回性能试验前稳定运行时的设定值2260℉，由于DLN设备已经拆除，GE公司TA并未对其它模式切换相关参数做相应的修改。由于燃烧调整由GE厂家全部负责并进行技术封锁，需要专业的设备和软件，故由于燃烧调整参数设定问题引起的振动问题，发电企业无法查出其产生原因，需要GE厂家TA再次用DLN设备进行燃烧调整并解决。次此事件暴露出如下4方面的问题：厂家技术服务人员技术把关不严，针对燃机模式切换的调整考虑不周。2.热工人员对设备的管理薄弱，对厂家的调整试验、参数修改没有进一步进行分析。3.在2次燃机因为振动大触发自动停机程序的情况下，仍然进行第三次强行通过燃烧模式切换点，暴露出运行把关不严的问题。4.在机组非计划停运后，直接将机组转入计划检修，没有及时 汇报 关于vocs治理的情况汇报每日工作汇报下载教师国培汇报文档下载思想汇报Word下载qcc成果汇报ppt免费下载 上级部门，没有认真履行事故处理程序。三、防范措施1.对GE厂家的技术服务，要求热工人员紧密跟踪，尽快提高技术技能，加强分析和处理故障能力。2.加强管理，提高运行人员的故障处理能力，严格执行事故处理和汇报程序。案例19：燃机振动高跳机一、事件经过2011年9月09日，＃3机运行，BB3测点故障（于09月05日启机后就大幅波动，从－70mm/s到＋203mm/s，由于机组一直连运，未进行处理），BB5于09月09日上午09点多出现波动，从＋s到＋s，其它参数正常。13:57:52出现highvibrationtriporshutdown，机组跳闸，＃1烃泵联跳。跳机前后＃3振动参数：时间BB1BB2BB3BB4BB5BB10BB11BB1213:57:516113:57:52113:57:53113:57:54113:57:552412.事件原因＃3机BB3、BB5振动探头故障或电缆接触不良。三、防范措施更换BB3、BB5振动探头，检查紧固电缆接线。案例20：燃机压力低丢失火焰跳机一、事件经过2010年12月02日10:19分#1燃机带预选103MW运行，#2机带运行，#1燃机出现P2压力低，丢失火焰跳机报警，机组跳机。10:21气化站出现“电厂#1燃机跳机信号”，#2烃泵跳停，#2气化器出口安全门A205和烃泵出液母管安全门A202分别动作9次。经检查发现。#1机P2压力2S钟内从18bar降到7bar。值班人员手动传动#1机速断阀，强制信号L20FS1，阀门不动作，甩开电磁阀20FS，测量20FS线路（Mark_v到电磁阀前接线箱），绝缘合格，测量电磁阀电压为80V，有波动，判断为电磁阀故障，将#3机20FS电磁阀拆至#1机，强制信号动作正常。气化站烃泵跳停后，值班员退出“燃机跳机联锁”，烃泵自动启动，值班员再次手动停运，关闭烃泵出口手动阀，回流指令给定30％，通过辅调卸车，降低主调后压力。2.事件原因从跳机历史数据上看，速比阀开度％，FPG2为,在3s内，速比阀开至％，FPG2降至,怀疑速比阀前供气中断。通过#3机安全阀动作及前置过滤器上天然气压力表显示25bar，可以排除气化站异常造成天然气管线供气中断（气化站异常也不可能造成供机组天然气中断），初步判断为#1机速断阀故障造成机组供气中断熄火跳机。三、防范措施1.定购备件，以备故障时更换。2.加强设备定期维护力度，降低设备事故率。3.修改燃机跳停后烃泵操作程序。案例21：发电机故障停机一、事件经过12月29日0:18分#1机在停机过程中，运行值班员发现机头控制室照明灯突然一闪，后88TK-2故障红灯亮。到现场检查发现该电机B相保险熔断，复归热偶、更换保险后启动，再次出现故障红灯亮，后查A、B二相熔断，经摇测电机三相对地绝缘均为0。现场打开风机罩壳用手盘电机不动，打开接线盒闻到一股烧焦味，确认电机烧坏。更换了一台国产电机，并测量新电机绝缘大于500兆欧，合格、可投用。在新电机试运前的检查中发现，开关的A、B相保险熔断，更换保险后将88TK-2电源开关抽屉插入时听到有放电声，立即拔出抽屉，检查保险完好，抽屉插头上有明显电弧灼伤痕，后进行打磨修复处理后，再次插入抽屉时无放电声，但热继电器出现过热、冒烟。本次事故后再次拉出电源开关抽屉，检查发现接触器A、B触头粘死，后将其撬开、并作了原状下的打磨修复处理。接着送电试转，启动约2秒后，电流回到530A左右，约8秒后，电流降到450A左右，热继电器动作（原整定刻度为83A）。将88TK-1抽屉换到88TK-2试验正常，三相电流平衡（78A、热偶整定刻度为90A）。仍然换回88TK-2抽屉，同时将热偶整定刻度调至90A后再试，热偶仍然动作，接着又把热偶调到95A后再试，热偶动作。检修人员分析认为只要能躲过启动电流即能正常运行，为了不影响负荷，建议短接热偶后先运行，经请示相关领导同意短接热偶。检修完成短接，并口头答复88TK-2不用试运、直接随机启动。8时46分运行发启动令开机，机组点火投入88TK，运行人员随后即发现88TK-2电源开关柜冒烟，立即停机、并断开88TK-2电源开关。拉出88TK-2抽屉检查发现接触器B相触头有烧伤痕迹，热继电器有焦臭味，抽屉插头B相也有带负载拔插烧伤痕迹，为了安全即将接触器、热继电器进行了更换。接着对电机进行试运，又发现B相无电流，立刻停运，将88TK-1电机的电源柜用于88TK-2试运正常。复装后再次检查发现B相保险熔断，但不知保险是什么时候熔断，再次更换保险后试运正常。二、原因分析1.电机解体检查发现输出端轴承过热烧坏、保持架脱落（有一块已严重挤压变形），转子、定子铁芯有较严重的磨损、错位（定），定子负荷侧线圈局部有聚集碳黑、金属残粒及线圈表层击穿烧熔现象。初步分析认为先是轴承损坏，引发失中及保持架碎片飞进定子与转子气隙内，造成严重动静摩擦，最后导致定子线圈接地。2.经查电机该轴承投用约4500小时、不到正常使用寿命的一半，上次定检、加油（12月4日）记录及过程清楚，机械载荷部分均未发现异常，所以该轴承质量问题引起提前失效应该是这次故障的起因。3.故障（保护动作）初期的检查、处理中，在未能查明和消除故障原因前提下复位热偶、换保险的再次启动，加剧了电机损坏（严重动静磨擦，引发定子磨损、铁芯错位、线圈接地）以致报废。4.在新电机投用前只检查和更换了A、B二个保险，当时却未对其它部分进行详细检查的情况下就推上开关抽屉，结果导致了带负荷“接插”，造成抽屉插头局部烧熔。经插头打磨处理后，仍在未查明原因的情况下再上开关抽屉，随即热继电器冒烟，再拉出抽屉检查，才发现是因接触器触头粘往所致。5.经再次处理后送电试转，又出现了（2S后电流回到530A、8S降到450A左右）热继电器保护动作。后将88TK-1（整定90A）抽屉与88TK-2更换后启动正常，换回将88TK-2（整定调大90、95.再试，仍动作，实际上热继电器因经前面的过热冒烟及反复动作后性能已发生较大偏移。6.为解决热继电器的不正常保护动作问题，现场检修电气分部人员请示本部门和生管部领导后短接热偶，但短接后却仍未进行检查、试转就直接投入开机。当时一投88TK-2即发现开关抽屉冒烟，立即停机、断开88TK-2电源开关。后查是保险B相烧断（B相触头、插头有烧伤痕迹）、热继电器有烧焦味，显然冒烟是缺相（B相保险熔断）造成热继电器主路过载（烧红）引起，而此B相是何时熔断，却因缺乏前面过程的检查，而一时无法确定。7.上述4～6项，属检修处理人员的违章、违规操作造成，可以说是不顾人身、设备安全的野蛮操作行为，处理过程中还存在故障处理请示上报不全、不实现象，以致出现决定失策、违章不能制止的现象继续发生。三、防范措施1.加强大容量电机的检修中的轴承质量把关（从选型、订货、验收及试验）以及更换工艺，加强厂内大容量电机的定检、巡检、预试及维护工作，相关工作都要有明确的项目、要求、工艺、流程卡（规定），都要有详细书面记录（日期、人员、实际状态、执行情况），特别是日常的加油操作与相关定检工作。2.运行电机保护动作，除了为保证主机安全的紧急状态外，运行人员必须在检查设备（电机和电缆）绝缘符合规定和可以盘动（无法盘动的电机除外）的前提下才可进行恢复、试投。在日常的电机检修和故障处理中检修人员必须严格执行相关安规和检修规程，特别是在未查明和消除故障电机、开关、线路的隐患前，不得擅自送电、重启。3.建立和完善各类电机特别是大型电机热偶的定值校验和整定办法，按照电机规格订购大电流发生器，调整和更换不符合安全运行要求的在线电机保护热偶，以确保和提高各类电机热偶保护的可靠性。4.对日常无法进行例行安全巡检的大型在运电机，进行结构改造（可以日常的巡检、监视）、对保护装置还不健全的大型电机进行完善，如增加监视用电流表、改进电气保护装置和提高保护性能。5.日常的设备抢修一定要严格执行相关检修工艺，不得违章操作、不得野蛮操作，以确保抢修安全和避免抢修的超时现象出现。6.设备检修中，对需要断开或跳开原设备保护的决定要慎重、工作要做细，要明确职责、权限，当事人对上级要如实反映情况，对因误报、缺报而造成上级领导命令或决定发生错误的，上报人要负主要责任、领导负失察责任。7.设备抢修时，检修和运行部门间特别要做好对故障设备的交接工作，特别是运行人员在没有条件和把握的情况下，不要对故障设备随意乱动、以避免故障的加重和扩大，检修人员在接收故障设备时要详细了解、核实故障的详细情况，无论是修前、修后双方都要对设备进行认真的交接、验收，特别是运行人员对刚经检修的投运设备更要加强状态监护。8.生产管理部的安全、技术监督管理人员在事故过程中应在第一时间赶赴现场，收集相关资料、监督、协调现场事故处理，确保现场事故处理的有序、安全进行。9.健全和完善安全生产管理办法，强化员工安全教育、培训，加强现场安全生产监管和安全考核力度。案例22：卡件损坏自动停机一、事件经过2007年06月12日18:47分#3燃机MARKV、发电机定子温度高高、重油温度高高、发电机热风温度高高、发电机冷风温度高高同时报警，机组快切轻油,检查#3发电机定子温度均位大于430℃,冷、热风温度为390-410℃，WTTL1、WTTL2、ATTC1、ATLC1、LTOT、LTOT1、LTOT2、FTH、FTHH、FTD、FTL均显示不正常，数值在415℃左右，到现场检查重油回油温度及重油加热器出口温度均在正常值内(121℃左右)；检查机组的有功、排气温度、CPD、CTD、FQL1、FSR等均正常；18:47:28#3燃机进入自动停机程序，19:00燃机脱网，19:06机组熄火，19:20燃机盘车投入。二、原因分析故障发生后值班员到就地检查重油回油温度,无异常；检查#3发变组保护柜,母线保护柜,出线保护柜,故障滤波上均无异常报警；检查发现TBCA板卡已损坏，认为此次停机是由TBCA板卡坏引起的。三、防范措施1.加强现场检查，完善防雷措施。2.采购相关卡件备用。案例23：电机故障停机一、事件经过2月11日0:26分#1机正常解列熄火，临界振动、惰走正常；当晚运行人员做定期工作测量88QA电流（）正常；4:28机组发“直流泵运行报警”，查88QA故障灯亮、88QA跳闸、88QE启动，检查现场无跑油、手摸88QA电机较烫手，经复归热继电器后88QA启动运行，其三相电流较停机后升高、分别为195/208/196A、且各相电流波动达20A；4:29投88TG/88QB/88QV恢复盘车