燃气发电机组故障停机案例及典型问题汇编
电力生产经营部 二〇一一年七月
前
言
“前事不忘，后事之师”，“避免故障停机是经济运行最有效的措施”。为了使集团新建燃气发电企业从源头上消除安全隐患，在役燃气发电企业更加安全、稳定、经济运行，电力生产经营部收集、整理了集团在役燃气机组投运以来发生的故障停机及燃气机组设计、制造、安装、调试、运行中发现的问题等资料，并汇编成册。燃气发电企业相关人员学习时要提高认识，做到举一反三，采取针对性措施，避免类似事件的发生，确保机组安全、经济、稳定运行。
《燃气发电机组故障停机案例及典型问题汇编》（简称《汇编》）共收集了故障停机案例42个，在这些案例中，天然气调压站系统引起故障停机15例，占总数的35.7%；燃机系统引起的故障停机11例，占总数的26.2%；发电机及电源系统引起的故障停机7例，占总数的16.7%；汽机系统引起的故障停机5例，占总数的11.9%；余热锅炉系统引起的故障停机4例，占总数的9.5%，其中3起故障停机都与运行人员的操作有一定的关系。《汇编》中还收集了1例人身轻伤案例和在役燃气轮机组在设计、制造、安装、调试、运行中发现的典型问题49例。
《汇编》为集团内部学习资料，在收集、整理、汇编过程中得到了京阳热电和京丰燃气的大力支持和帮助，在此表示衷心的感谢！
不妥之处，敬请批评指正。
电力生产经营部 二〇一一年七月
I
目
录
第一章 燃机系统
案例1：#7叶片通道温差大自动停机 ..................................................................................................1 案例2：燃烧器压力波动高高#1燃机跳机 ..........................................................................................3 案例3：模式切换时振动大燃机停运 ...................................................................................................5 案例4：#1燃机88TK-2故障停机处理 ................................................................................................9 案例5：#1燃机燃烧器压力波动大停机 ............................................................................................14 案例6：#
2、#3机因人为误动停机 ....................................................................................................25 案例7：#1燃机燃烧不稳停机 ............................................................................................................28 案例8：#1燃机燃烧器压力波动大停机 ............................................................................................31 案例9：#2燃机伺服阀故障停机 ........................................................................................................36 案例10：#1燃机燃烧器压力波动大跳机。 ......................................................................................42 案例11： #2燃机天然气泄漏停机处理 ............................................................................................48
第二章 汽机系统
案例12：＃1燃机低压排汽温度高停机 ............................................................................................51 案例13：汽机EH油泄漏#
2、3机停运 .............................................................................................53 案例14：右侧中压主汽门泄漏停机 ...................................................................................................57 案例15：#1汽机低压与中压排汽温差大保护停机 ..........................................................................61 案例16：#3汽机卡件故障停机 ..........................................................................................................67
第三章 发电机及电源系统
II
案例17：#1燃机中性点电流畸变跳机 ..............................................................................................74 案例18：#3发电机励磁系统故障#
2、#3机停运 .............................................................................76 案例19：#1燃机380V电源MCC段失电，事故油压低跳机 ..........................................................79 案例20：继保动作#
2、3机停运 ........................................................................................................83 案例21：#2主变差动保护误动#
2、3机停运 ...................................................................................95 案例22：#2燃机发电机过激磁保护动作跳闸 ................................................................................104 案例23：#1燃机励磁碳刷故障 ........................................................................................................106
第四章 余热锅炉系统
案例24： #1燃机高压汽包水位低保护动作停机。 ......................................................................115 案例25：#2燃机水位保护动作停运 ................................................................................................118 案例26：燃机高压汽包水位低跳闸（检修期内试运） .................................................................121 案例27：#1余热炉高压过热器连接管泄漏 ....................................................................................125
第五章 天然气增压机系统
案例28：#1燃机增压机变频器快速停机 ........................................................................................127 案例29：增压站#1高压变端子箱进雨水，重瓦斯保护，停机 ....................................................129 案例30：#1燃机变频器故障快速停机 ............................................................................................132 案例31：“燃机燃料供应压力低跳闸”保护动作停机 ...................................................................134 案例32：＃1燃机供气压力低跳闸保护动作停机 ..........................................................................137 案例33：#1燃机增压机入口管线气动阀跳闸停运 ........................................................................139 案例34：#1燃机天然气品质不合格跳闸 ........................................................................................142
III
案例35：#2增压机跳闸#
2、#3机停运 ...........................................................................................144 案例36：#2增压机跳闸#
2、#3机停运 ...........................................................................................146 案例37：#1增压机跳闸#
1、#3机停运 ...........................................................................................148 案例38：#1增压机喘振跳闸#1燃机停运 .......................................................................................153 案例39：#2增压机跳闸#
2、3机停运 .............................................................................................157 案例40：#2增压机跳闸#2燃机停运 ...............................................................................................160 案例41：#1增压机跳闸#1燃机停运 ...............................................................................................164 案例42：#1增压机跳闸#1燃机停运 ...............................................................................................167
第六章 人身轻伤
案例43：酸液外漏人身轻伤 .............................................................................................................173
第七章 典型问题
问题1：#1燃机PM1接管焊口运行中泄漏 ....................................................................................177 问题2：燃料气PM
1、PM
4、D5支管控制阀外漏天然气 .............................................................178 问题3：GE公司对主辅机的备件使用存在“垄断”嫌疑 .............................................................179 问题4：GE公司对主辅机的技术性文件保密 .................................................................................180 问题5：燃机发电机氢气纯度低 .......................................................................................................181 问题6：燃机发电机励磁系统可控硅多次烧毁。 ...........................................................................181 问题7：发电机变压器保护装置（GE）DSP采样板故障使保护误动 ...........................................182 问题8：燃机发电机端部绝缘在运行较短时间内出现磨损情况 ...................................................183 问题9：燃机罩壳本体配套的立式冷却风机系统运行中振动较大 ...............................................184
IV
问题10：燃机发电机绝缘在线监测装置（GCM）进出口管路未安装油水分离器 .....................185 问题11：燃机冷却风机出口压力开关定值漂移问题 .....................................................................185 问题12：燃机透平间危险气体探头零点漂移问题 .........................................................................186 问题13：MB-H发电机励侧有105Hz的类椭圆振型（阻尼1.86％） ..........................................187 问题14：MB-H发电机励磁装置考虑设计无功补偿环节...............................................................188 问题15：M701F燃机低压厂用负荷（三菱配电段）不符合行标要求 .........................................189 问题16：MB-H发电机励磁装置强力时间与行标不符 ..................................................................189 问题17：发变组配置的GE保护DSP模块硬件存在问题 ..............................................................190 问题18：施耐德开关Mic6.0A保护控制单元接地保护存在误动风险 ..........................................191 问题19：进口设备资料及售后服务问题 .........................................................................................192 问题20：DCS系统CP配置问题 .......................................................................................................192 问题21：控制系统选型问题 .............................................................................................................193 问题22：电源系统分配问题 .............................................................................................................194 问题23：大联锁调试问题 .................................................................................................................194 问题24：设备的单点保护问题 .........................................................................................................195 问题25：foxboro I’A serise特性问题 .............................................................................................195 问题26：M701F机组闭式水、工业水系统存在的问题 ................................................................196 问题27：三菱M701F机组TCA风机无备用 ...................................................................................197 问题28：三菱M701F机组TCA风机空气吸入口无滤网 ...............................................................198 问题29：高、中压给水泵最小流量阀容易产生漏流 .....................................................................198
V
问题30：循环水泵选型方面的问题 .................................................................................................199 问题31：凝泵的几点建议 .................................................................................................................200 问题32：三菱M701F机组原设计顶轴油系统压力无在线显示 ....................................................200 问题33： M701F机组控制油、润滑油系统未设计离线滤油机 ...................................................201 问题34：三菱M701F机组原设计密封油系统真空泵无备用........................................................201 问题35：考虑轴封加热器汽侧设置水位报警 .................................................................................202 问题36：余热锅炉烟囱振动剧烈 .....................................................................................................203 问题37：冬季烟囱出口结冰 .............................................................................................................203 问题38：余热炉内护板脱落问题 .....................................................................................................204 问题39：余热炉原设计烟气阻隔板易脱落 .....................................................................................205 问题40：低压汽包内件脱落问题 .....................................................................................................205 问题41：余热锅炉没有设计底部加热系统 .....................................................................................206 问题42：M701F机组BPT偏差大的问题 ........................................................................................206 问题43：低压主蒸汽参数上升很慢 .................................................................................................207 问题44：余热炉吹管过程中高压升压过快 .....................................................................................208 问题45：空气入口过滤器差压大导致跳闸 .....................................................................................208 问题46：启动初期余热炉汽水品质不合格 .....................................................................................209 问题47：冷态启动凝汽器真空大幅下降 .........................................................................................210 问题48：温、热态启动中压汽包水位波动大 .................................................................................211 问题49：润滑油泵无法实现在线检修 .............................................................................................211
VI 燃气发电机组故障停机案例汇编
第一章 燃机系统
案例1：#7叶片通道温差大自动停机
1、经过: 2006年8月3日#1燃机按中调令于8时12分启动，8时24分点火，8时45分并列，8时49分当负荷升至50MW时，因#7叶片通道温度与平均值偏差达到26.44‴，超过了设计的25‴，时间超过30秒，控制室来“BPT温度偏差大”信号，机组自动停机以保护燃机。8月7日8时17分启动，8时53分并列。
2、原因分析：
1）2005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。
3、防范措施：
1 燃气发电机组故障停机案例汇编
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‴，自动停机由原来的保持原来的35‴。
25‴提高到30‴，跳闸2 燃气发电机组故障停机案例汇编
案例2：燃烧器压力波动高高#1燃机跳机
1、经过：
2006年10月5日20时14分，#1燃机来“#20燃烧器压力波动传感器异常信息”及“燃烧器压力波动预报警”光字牌。通知维护部检修班人员到场检查，之后此报警频发。23时02分，来“燃烧器压力波动高高跳闸”光字牌（经查为#
6、#7燃烧器压力波动高高），#1燃机跳闸。停机后，技术人员查找压力传感器、信号回路未见异常，经与网局调度协商于6日2时50分#1燃机启动，3 时21分转速3000r/min观察，未见异常，于3时49分机组并列。4时33分“#20燃烧器压力波动传感器异常信息”及“燃烧器压力波动预报警”又发光字牌，机组维持200MW运行。
2、分析及处理：
10月8日申请停机消缺，更换#20燃烧器压力波动传感器一次元件，当时故障排除。但运行5天后“#20燃烧器压力波动传感器异常信息”及“燃烧器压力波动预报警”又发光字牌。因仅在#20燃烧器压力波动传感器出现异常报警，且未发生灭火现象，机组在200MW长时间运行，此报警信号为误发，由于此信号报警屏蔽后不影响机组正常运行，且机组运行中无法处理，决定暂时将#20燃烧器压力波动传感器信号屏蔽，
3 燃气发电机组故障停机案例汇编
待燃机C检时彻底检查处理。
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案例3：模式切换时振动大燃机停运
1、故障经过
2008年10月23日， #
1、#3机组运行，#1燃机负荷100MW，#3汽机负荷65MW，总负荷165MW； AGC退出；#2燃机备用。
10月23日23：50，#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,通知安全运行人员机组可以投入协调控制及AGC运行。并告知运行人员，#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00：00，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21.2 mm/s，超过自动停机保护定值20.8mm/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。值长将情况通知生产保障部并汇报部门领导。
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24.5 mm/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
5 燃气发电机组故障停机案例汇编
成功，将#1燃机负荷稳定在90MW。值长将情况汇报给部门领导。
生产保障部热工人员联系厂家GE人员，GE人员通知热工人员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，经生产保障部热工人员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26.84mm/s，超过了燃机振动保护跳机值25.4mm/s跳机。
2、故障后检查情况及原因分析
燃烧模式切换时，由于GE厂家TA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。
#1燃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，由GE的现场TA将此设定值改为2280℉，并将FXKSG
1、FXKSG
2、FXTG
1、FXTG
2、FXKG1ST、FXKG2ST、FXKG3ST等相关参数也进行了修改，更改时间为2008年10月23日晚10时。
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。
我方要求GE公司查清跳机原因并做出解释，GE公司解释此次燃烧
6 燃气发电机组故障停机案例汇编
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我厂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；我公司正在与GE公司进行交涉，令其尽快派相关人员和设备来我公司解决燃烧模式切换引起振动大问题。
3、暴露问题
1)GE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)生产保障部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)运行人员在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)运行人员在机组非计划停运后，下意识地直接将机组转入计划检修，没有及时汇报上级部门，没有认真履行事故处理程序。
4、采取措施
7 燃气发电机组故障停机案例汇编
1)对GE厂家的技术服务，生产保障部热工人员要紧密跟踪，尽快提高技术技能，加强分析和处理故障能力。
2)安全运行部加强管理，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。
8 燃气发电机组故障停机案例汇编
案例4：#1燃机88TK-2故障停机处理
1、故障经过
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。
1月23日14时00分，监盘人员发现#1燃机MARKⅥ界面发报警（排气框架风机风压低）,EXH FRAME OR #2 BRG COOLING TRBL-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“#2 LEAD”和主复位按钮，该风机仍无法启动。通知生产保障部热工、电气、机务专业，汇报蒋总，汇报部门。
14：01，#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3MW，调度通知停机，15：09 #1燃机停机。
2、故障后检查情况及原因分析
2010年1月23日14时，电气人员到现场后检查，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0.1兆欧，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。将电机送至电机检
9 燃气发电机组故障停机案例汇编
修厂家解体检修。
2010年1月20日，#1燃机88TK-1风机电机因振动大停运检修，将电机送至电机检修厂家解体检修，修复周期4天，截至1月23日未修复。
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。将电机转子抽出后，发现定子端部有一处短路放电痕迹，端部线圈明显过热痕迹。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。图片如下：
轴承小盖及挡油环明显过热且有缺损
10 燃气发电机组故障停机案例汇编
轴承保持架粉碎
转子轴被内挡油环啃出环状沟道
11 燃气发电机组故障停机案例汇编
定子端部有一处短路放电痕迹，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。
综上，本次故障的原因分析如下：
1)电气专业人员设备缺陷管理不到位。88TK-1风机故障后没有修复，在88TK-2风机故障后，备用设备无法投入而跳机。
2)生产各部门在88TK-1风机退备后没有采取好防范措施，没有加强运行风机的检查。
3)电气点检人员对88TK-2风机电机的维护、检查不到位；
12 燃气发电机组故障停机案例汇编
4)运行巡检人员对88TK-2风机电机的检查不到位；
5)88TK-2风机电机由于设计原因，运行中无法检查、添加油脂，且轴承温度无测点上传到集控室实时监控；
3、暴露问题
1)燃机部分重要辅机设备还存在由于润滑脂检查不方便和温度、电流无法在线监视等原因，检查、维护不到位的情况；
2)电气点检人员、运行巡检人员对设备的维护检查不到位； 3)电气专业人员设备缺陷管理不到位。
4、防范措施
1)生产保障部加强设备缺陷管理，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)对全厂同类型电机，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)电气专业加强设备管理，认真点检，及时消除缺陷，使备用设备处于良好备用状态。
13 燃气发电机组故障停机案例汇编
案例5：#1燃机燃烧器压力波动大停机
1、事件经过: 2010年3月14日#1燃机带供热运行，机组负荷365MW。9时56分57秒由于雨雪天气，燃机压气机入口空气滤网差压增大，10时08分07秒发出“#19燃烧器HH2频段压力波动越限”报警；10时08分11秒；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时08分13秒又发出“#
1、#2燃烧器HH2频段压力波动越限”报警；10时08分14秒#1燃机因燃烧器压力波动大跳闸保护动作停机。
2、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
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（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（15-40 HZ）,MID(55-95 HZ）,H1(95-170 HZ）,H2(170-290 HZ）,H3(290-500 HZ）,HH1(500-2000 HZ）,HH2(2000-2800 HZ）,HH3(2800-3800 HZ）,HH4(4000-4750 HZ）。在不同频段针对燃烧器压力波动传感器和加速度传感器，分别设臵了调整、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3月14日降雪天气的影响，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1.6KPa。压气机入口空气滤网差压增大，说明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。由于我公司燃
15 燃气发电机组故障停机案例汇编
机日计划出力曲线为10时00分从360MW升到370MW，由北京市调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，由于压气机入口空气滤网差压大造成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已动作进行调整。而且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，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。
图1：机组负荷指令
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图2：燃烧自动调整系统调节记录
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图3：先导燃料阀控制参数调整记录
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图4：燃机旁路阀控制参数调整记录
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图5：燃烧振动报警记录
图6：机组跳闸报警记录
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图7：机组跳闸时运行工况分析图
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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。
在用的入口空气过滤器滤芯是2009年10月更换，由于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。而且今冬北京大雾及雨雪天气较多，对纸质空气滤芯来说是恶劣运行工况。由于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，针对今冬空气滤芯差压升高的现象，为保证机组连续高负荷运行，满足供热需求，
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我公司主要开展了以下几个方面的工作以缓解差压上升的趋势：①多次进行在线人工清理，并在清理后增加一层包面，减少灰尘进入空气滤芯②连续投入反吹系统，减少灰尘在滤芯上的积累③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。
3、事故处理及防范措施
1)机组跳闸后，立即启动公司的两台启动炉，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)立即进行机组运行数据的分析工作，通过数据分析我公司认为是由于空气滤网差压大，在机组涨负荷过程中由于空气量不足造成燃烧振动，机组跳闸。同时将数据发送到三菱公司高砂总部，要求三菱公司立即进行数据的分析。三菱公司也十分重视，由于是周末，三菱公司领导亲自指示技术人员加班进行分析。3月15日凌晨4时，日方提供初步分析结果，和我公司分析结果一致，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，涨负荷时空气量不足造成燃烧不稳，出现燃烧振动，并表示3月15日早再组织专家进行进一步分析确认。
3)机组跳闸后，我公司立即组织人员连续作业，进行空气过滤器的更换，至3月15日早7时完成滤芯的更换工作。并计划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。
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4)三菱公司3月15日上午10时提交了最终分析结果，确认燃机本体机燃烧器正常，跳闸原因确认为空气流量不足造成。得到答复后，我公司立即向北京市调进行汇报沟通，市调同意机组再次并网。机组于3月15日13时30分启动，15时30分并网，并网后机组运行正常。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日到达公司，经过和北京市调申请，市调安排3月17日0时开始燃烧调整，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，我公司已进行技术论证，已多次和燃机入口空气系统的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，计划在进气系统的入口加装PE材质的初滤系统。加装的初滤系统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，由于初滤不是纸质材料可以在线进行水清洗。这样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。此项目我公司基本和唐纳森公司达成意向，计划于2010年9-10月份安装并投入使用，保证2010年---2011年供热季的安全运行。
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案例6：#
2、#3机因人为误动停机
1、故障经过：
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，#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，生产保障部热工人员XX联系运行人员做停运的#1燃机PM4清吹阀传动试验。20：53，XX得到运行值长XX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， #2燃机PM4清吹阀故障报警，保护动作跳#2燃机，联跳#3汽机。
机组跳闸后，值长立即通知相关人员到场，汇报调度，并要求运行人员立即对各系统进行检查：汽机各主汽门关闭，转速下降，交流润滑油泵，顶轴油泵联启正常，汽机惰走正常；#2燃机油系统运行正常，惰走正常。运行人员启动启动锅炉，辅汽系统投入正常。
21:20 #1燃机盘车投入。 21:50 #3汽机盘车投入。
2、故障后处理情况：
由于故障原因明显，生产各部门准备重新起机，22：00运行值长向调度申请起机。5月12日00：16，调度令#
2、#3机组启动。机组于
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月12日01：08并网。
3、事故原因分析：
(1)事故的原因
生产保障部热工人员XX，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。
生产保障部热工专业管理松懈，未严格工程师站管理制度，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。
(2)事故暴露出来的问题：
1）工作票制度的执行存在管理漏洞。
2）生产保障部热工人员责任心不强，麻痹大意，发生误操作。 3）生产保障部热工人员夜间工作时，执行工作票制度不规范。 4)生产保障部热工专业未执行双人操作规定，工程师站管理制度执行不严格。
5)发电部值长XX不严格执行工作票制度。
6)安全监察部对公司安全生产制度执行的监督松懈。
4、防范措施：
1）公司各生产部门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。
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2）公司各生产部门加强安全教育，提高责任心，认真监盘，精心操作。
3）生产保障部严格执行《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）利用安全活动月，各部门切实开展反习惯性违章的学习活动。 6）安全监察部加强检查监督，督促各部门严格执行公司安全生产制度。
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案例7：#1燃机燃烧不稳停机
1、事故经过：
2010年5月13日00:50，＃
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 #1燃机报“High exhaust temperature spread trip”（排气分散度高跳闸），#1燃机灭火，#1发电机解列，#
2、3机组继续以“一拖一”方式运行正常。
2、事故后处理情况：
#1机组于5月14日22：18并网。
3、事故原因分析：
（1）事故原因分析
我公司专业人员和GE公司现场工程师立即到现场进行检查和分析。通过对#1燃机跳闸信号和机组当前运行状态的分析得出结论，此次机组跳闸事故的原因是由于#1燃机在降负荷过程中，燃机由于自身特性，当运行负荷低于90 MW时，燃烧模式自动切换，由预混模式进入亚先导预
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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，最终导致#1燃机因排气分散度高而保护动作跳闸。
机组保护动作情况分析：
1）最高排气温差TTXSP1（此时由#18排气温度引起：268.492‴）大于允许排气温差TTXSPL（268.155）
2）次高排气温差TTXSP2（此时由#17排气温度引起：263.764‴）大于0.8倍的TTXSPL（约为214.524‴）
3）延时2s后#1燃机于00:52:03跳机。 机组当时运行状态满足附件中保护动作条件1 （2）针对事故原因的检查和试验
我公司专业技术人员查清楚事故原因后，立即与GE公司亚特兰大总部技术人员进行了联系，通过其燃烧专家远程检查分析后，确定了上述机组跳闸原因，并针对性的提出了机组现场检查的项目和要求，我公司立即组织技术人员按照其要求安排检查，具体检查项目如下：
1）检查#16到#19号排气热电偶的状态； 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；
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按照其要求进行以上检查后，均未发现异常。我公司立即联系美国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，故要求对我公司机组重新进行机组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，但我公司专业人员已采集近期＃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、趋势图继续分析原因，并联系GE人员，要求GE给出5月13日#
2、3燃烧筒灭火的具体原因。
（3）事故暴露出来的问题：
1）GE进行燃烧调整时参数配比不合理。
2）生产保障部热工人员对燃机燃烧调整的有关技术问题未掌握。
4、防范措施：
1）公司对GE今后的工作要求GE提供正式工作方案和安全措施。 2）生产保障部热工人员对尽快熟悉燃机燃烧调整的技术问题。 3）生产保障部加强部门专业人员对GE设备的结构、性能和维护的培训。
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案例8：#1燃机燃烧器压力波动大停机
1、事件经过: 2010年6月8日上午，#1燃机机组带250MW负荷正常运行。 10:05根据调度命令，机组开始升负荷，负荷目标值355MW。 10:10:36机组负荷升至314 MW时，TCS发出“#
1、#
2、#
3、#4燃烧器HH2频段越限报警；
10:10:36 TCS发出“燃烧器压力波动大降负荷”信号； 10:10:37 #1燃机因燃烧器压力波动大跳闸保护动作停机。
2、原因分析：
1）根据三菱公司设计，M701F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20个安装于#1-#20燃烧器的压力波动检测传感器和4个分别安装于#
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
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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（15-40 HZ）,MID(55-95 HZ）,H1(95-170 HZ）,H2(170-290 HZ）,H3(290-500 HZ）,HH1(500-2000 HZ）,HH2(2000-2800 HZ）,HH3(2800-3800 HZ）,HH4(4000-4750 HZ）。在不同频段针对燃烧器压力波动传感器和加速度传感器，分别设臵了调整、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、#
3、#4压力波动传感器HH2频段检测数值均超过跳闸限值引起。
3）机组跳机后，公司立即组织技术人员开展对机组运行数据的分析工作和设备状态的确认工作，同时将相关数据发送给三菱高砂。燃料数据报告表明燃料组分甲烷含量96.31%，低位发热量为36.17MJ/M3,较以往稍高；运行曲线表明机组运行时空气燃料调整系统动作正常，振动出现后燃机控制系统（ACPFM）立即动作进行调整，振动值达到报警值时RUNBACK功能随后启动，但是由于振动值升高太快，调节系统尚未完全发挥作用，燃烧振动达到跳机定值，导致燃机因燃烧器压力波动越限。
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现场又对燃烧器压力波动传感器和加速度传感器进行了检测，正常；同时检查汽机燃机状态，确认无异常。当夜三菱回复意见认为：运行数据并未反映出燃机性能存在明显异常状况，判断可能由于燃气组分存在瞬时性、大幅度变动；或者燃气温度、进气温度发生较大变化，从而导致HH2频段振动的发生领域接近运行点，造成跳机。认为机组可再次启动、并网运行，但为了安全起见，建议运行时将GT负荷控制在195MW以下，同时尽早对燃机实施燃烧调整。
3、处理经过：
1）机组跳机后，公司迅速将启动炉启动，保证汽机轴封系统供汽，维持凝汽器真空，为燃机的随时启动做准备。
2）进行原因分析、设备检查确认具备开机条件后，当夜联系市调准备开机，经调度同意机组于6月9日12：25分并网。
3）经和三菱公司沟通，机组于6月13日白天进行了燃烧调整，三菱TA现场收集了运行相关数据，待汇总研判后出具最终报告。
附件1：机组跳闸时运行工况分析图
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附件2：机组跳闸报警记录
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案例9：#2燃机伺服阀故障停机
1、事故经过：
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P1:32.07Kg/cm2，速比阀前压力P2: 29.83Kg/cm2，IGV开度51%。
14时18分，#2燃机跳闸，跳闸首出原因为： EXHAUST OVER TEMPERATURE TRIP排气温度高跳闸
＃2燃机跳闸后，运行人员立即该报告相关人员到场处理并按照正常操作程序进行停机操作，并维持＃
1、3机组维持稳定运行。此时＃
1、3机一拖一稳定运行，总负荷269MW，＃1燃机负荷170MW，＃3汽机负荷99MW。
2、事故后处理情况：
相关人员到场后，经检查历史曲线发现14时18分08秒平均排气温度到达1240.44华氏度，超过保护动作值1240华氏度，保护正确动作。从历史趋势分析，14时18分05秒，#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时18分08秒，IGV指令74%，IGV反馈57%，排气温度越
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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时17分44秒开始IGV伺服阀电流异常波动，至18分05秒伺服阀电流失去。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。见图一
图1 事故跳闸曲线
随后，集团电力生产经营部专业主管、GE公司维护项目代表、京阳热电有关技术人召开分析会，认为IGV控制伺服阀故障。
对IGV控制伺服阀卡件及电缆检查，无异常。
IGV控制伺服阀传动试验，IGV伺服阀电流仍有波动。曲线见图二。
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图2 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，IGV控制伺服阀传动试验正常。见图三
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图3 更换IGV伺服阀后传动电流曲线
23:10向调度请示启机，23:46机组启动，IGV工作正常，0:56，机组并网。
3、事故原因分析：
（1）事故原因分析
通过与伺服阀制造商的沟通，并结合已采集到的数据信息进行分析，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，引起伺服阀偏臵电流的波动，
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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，燃机控制油的来源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臵有高精度的过滤器，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：每两年应进行清洗检测的定期工作。此次故障的伺服阀是2009年4月检修期间，更换到#2燃机IGV执行机构上的全新的伺服阀，截止到事故前，投入运行一年，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。正式检测报告近期提供。
经调研同类燃机电厂IGV伺服阀情况，故障率均很低。可基本确定故障为产品质量偶发故障。
3）事故暴露出来的问题： 设备管理存在不足。
4、防范措施：
为了吸取教训，避免事故再次发生，将从以下几个方面进行总结，并认真执行各项防范措施：
1）严格按照伺服阀制造商的建议，定期清洗检测伺服阀，保证伺服
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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项目。
3）深入学习并掌握伺服阀的工作原理和结构，提高事故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。
做好滤油工作，防止油质恶化，做好油务监督。
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案例10：#1燃机燃烧器压力波动大跳机。
1、事件经过
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，通过和江南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。
12月9日下午，江南阀门厂技术人员携上位机组态软件到厂后，对PLC逻辑修改方案进行讨论：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，并且江南阀门厂技术人员认为修改可
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在线进行。
2010年12月9日17时04分运行值班人员发出热工工作票一张，工作内容内容为#1燃机中压排汽压力调节阀控制回路逻辑修改。当时燃机带电负荷350MW，抽汽量约117t/H，机组AGC投入。18时18分，热网抽汽降至80t/H。因热工人员无法完成在线下载，经领导批准离线下载，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时03分14秒开始进行PLC逻辑修改离线下载，19时03分24秒离线下载完成，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时03分41秒，发出“中压缸排汽压力高” 报警；19时04分08秒，发出“中压缸排汽压力低” 报警；19时04分50秒，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时04分51秒，触发“燃烧器压力波动大降负荷”信号；19时04分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。
2、故障原因分析
通过对燃机停机前后趋势曲线进行分析，19时03分14秒开始进行离线下载，此时控制指令为28.31%，阀位反馈为35.7%；19时03分24秒离线下载完成，此时阀位反馈为39.91%，此后阀门开始关闭，最低关
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