2号机组汽动给水泵频繁跳闸异常原因分析及防范措施

2号机组A、B小机频繁跳闸,通过对A、B小机EH油系统和跳闸控制系统的检查试验及分析,找到了引起小机跳闸的主要原因,并制定了相应的防范措施。     

一起因10kV电缆绝缘击穿导致机组跳闸的分析

正1事件经过某电厂2号机组停运前负荷为585 MW,A、B、C、D、E、F 6台磨煤机运行正常,锅炉燃烧稳定,机组处于协调控制方式,机组保护全部投入。当日18:59:03,运行人员发现21号电泵突然跳闸,23号电泵A段开关联启,2号机组10 kV厂用I段所带负荷大面积故障报警,机组发生RB,联跳2C、2D磨煤机,自投A组、F组油枪。由于     

超临界机组小机润滑油系统故障分析

正1 现场情况2016年10月28日21:15,2号机组负荷为427 MW,2A、2B小机运行,中调自动发电控制系统(AGC)要求减负荷至300 MW。21:30:33,机组减负荷至307 MW时,2A小机2号主油泵电流从53.77 A上升至81.1 A后开关跳闸,系统油压低起动2A小机1号主油泵及直流油泵。21:30,2A小机跳闸。21:30:39,集散控制系统(DCS)发出"给水流量低""给水流量低低"报警,2号炉给水流量最低降至     

AST电磁阀线圈烧损的原因分析

1事故经过2010-09-19T23:25,华电能源股份佳木斯热电厂1号机组在运行过程中汽轮机突然跳闸,且无故障输出信号。经检查,跳机前后机组有关运行参数均无异常,报警记录显示在机组跳闸前曾出现ASP-2(跳闸控制油压力SOE)状态报警和B侧220VDC电源SOE报警。对AST系统电源检查发现,2路供电直流电源开关均跳闸,但电源电缆未     

一起由电阻烧毁和接线错误共同引起的机组全停事故

1事故情况 2009年4月17日19：38,某电厂2号机组在运行中突然跳闸,发生了一起主变和发电机组全停的事故。事故时系统接线如图1所示,具体经过如下：该厂扩建临时施工电源电缆接在运行中的2号机组厂用6kV电源B段,在施工中不慎将临时施工电源电缆挖断,造成单相接地故障;     

给泵4A、4B小汽轮机配汽机构改造

1、4号机小汽轮机改造原因及目的 石洞口电厂4号机组2台小汽轮机是北京电力设备总厂1988年制造，1989年投入运行，小机配汽机构采用凸轮形式，这种机构加工和装配要求较高，长期运行还存在齿轮、凸轮磨损问题。     

关于2号机低压内缸挡汽板改造的建议

某公司2×600MW超临界机组（以下简称1号机、2号机）,分别于2007年9月、11月正式投产。汽轮发电机组由上海汽轮机厂生产。1号机组于2008年10～12月大修,2号机组于2009年3～5月大修。大修检查发现1号、2号机A、B低压缸上部挡汽板（也有资料称导流板）均有脱落、     

500kV系统单相瞬时故障引起2台机组跳闸的原因分析

对一起由于500 kV系统B 相瞬时性接地故障引发发电厂2 台660 MW 机组跳闸的事件进行分析,通过分析认为：汽轮机KU保护功率变送器测量失真、KU和零功率切机保护逻辑不完善等多种因素是造成机组跳闸的主要原因,并提出整改措施.     

一次DCS系统接地线松动的分析

2000年4月，安顺电厂1号机组由于DCS系统6号端子柜接地线松动，导致机组停运达4天之久。1 机组跳闸经过 2000年4月2日10:07，安顺电厂1号机组跳闸，SOE打印记录如下： 10:07:20.126 送风机A停止 10:07:20.126 送风机B停止 10:07:20.126 一次风机A停止 10:07:20.126 一次风机B停止 10:07:20.126 引风机A停止 10:07:20.126 引风机B停止 10:07:20.846 MFT动作 机组跳闸后，热工检修人员到现场发现7号PCU柜所有DSI 02模件通道指示灯全部红闪，而且闪亮时间完全一致。就地一次风机、送风机、引风机…     

小缺陷引发大事故

1 事故经过 2001年2月16日，某电厂发生了一起发电机跳闸停机事故，事故经过如下： 10:55，值长联系省调，要求2号机进行机组小修前的各种工况下的振动、摆动测量。省调同意后，11:06，2号机开机并网成功。当时，该厂的运行方式如下： 220 kV双母运行，1号机带60 MW接220 kV甲母，2号机带60 MW接220 kV乙母，全厂总有功为120 MW。主变冷却器方式为：1号冷却器在工作位，2号冷却器在辅助位，3号冷却器在备用位，4号冷却器在停止位。2号主变冷却器工作电源置I段。 12:02，蜂鸣器响，电铃响，2202开关跳闸，造成2号机事故停机…     

6kV系统单相接地引起过电压事故分析

1 事故概况1.1 事故经过 1993年2月18日7时05分,在9号发电机满负荷运行中,6kV厂用十三段来接地信号,绝缘监察表测得A相、C相对地电压为6kV,B相对地电压为0。2s后,发电机出口开关229和发电机灭磁开关跳闸。厂用工作电源6131、6132、6141、6142开关跳闸。6014和6013开关联动成功,后经20～30s又跳闸,机组与系统解列构成事故。9号机6kV厂用电系统接线见附图。     

某电力有限公司2号机组跳闸原因分析

2008年7月9日9：40,某电力有限公司2号机组运行在AGC方式,负荷516．7MW,四台磨煤机运行,6大风机正常运行,2A、2B汽泵运行,给水泵汽轮机及除氧器均由四抽供汽,电泵备用。省煤器入口流量1628t／h,主汽温度534．8℃。     

600MW机组低压内缸挡汽板的改造

某公司2×600MW超临界机组（以下简称1,2号机）,分别于2007年9月、11月正式投产。其汽轮发电机组由上海汽轮机厂生产。1号机组于2008年10～12月期间大修,2号机组于2009年3～5月期间大修。大修检查发现,1,2号机组的A,B低压缸上部挡汽板均有脱落、焊口开裂现象。     

汽轮机润滑油泵故障的分析和处理

对镇海电厂9E燃机联合循环机组运行中2号润滑油泵电机轴承抱轴故障引起润滑油压力急跌,备泵启动无效引起机组跳闸的故障原因进行全面分析,提出设备维护和检修过程中的注意事项。     

黄埔发电厂“7·13”事效分析

1998年7月13日,黄浦发电厂5号机组因6kV厂用电事故与系统解列。现就6kV系统事故起因、发展、后果、教训、对策等方面分析讨论的情况综述如下。1事故前运行状态5号机组电气系统图如图1。事故前5号机组有功300MW因5号机6kV厂用A段进线开关605a（SN10－10Ⅲ）副油筒渗油而退出605a开关,进行缺陷处理,5号机6kV厂用A段转由起动变（10B）供电,其它按正常运行方式运行,即5号机6kV厂用A、B段（65aM、65bM）分别由10B、25B供电,此时6050a刀闸小车未拉出。7月13日16：00,更换605a开关A相副油简工作结束。2事故经过7月13日16：50,5号机…     

封闭母线防水密封圈局部未卡入槽导致机组跳闸分析

1事件经过 某电厂某年9月11日18：31：56,6号发电机（320MW机组）正常运行时,6号机汽机主气门突然关闭,锅炉灭火,发变组出口开关630及灭磁开关跳闸。厂用6kV工作电源开关U2302、V2302开关跳闸,备用电源开关U2305、V2305开关自动投入。DCS首出原因：定子接地保护动作。     

210MW燃煤发电机组ETS故障分析及对策

广州某企业集团公司 7号机组的汽轮机是东方汽轮机厂生产的 2 10MW机组 ,ETS(汽机紧急跳闸系统 )控制器采用施耐德公司ModiconCompact系列PLC ,PLC采用双机并列运行方式。在通过 72小时试运行时 ,由于系统原因而引起机组跳闸和不能正常挂闸 ,本文介绍的是该故障的原因和处理及对策     

INFIT控制系统异常引起机组跳闸分析与对策

针对某电厂5号机组控制系统加装INFTT系统后,因1台磨煤机运行信号丢失,引起控制系统异常,最终导致机组主燃料跳闸(简称MFT)事件,综合分析判断异常原因,并制定相应的防范措施,确保了机组安全稳定运行。     

空冷机组振动原因探讨

对大同二电厂2号机和太原二电厂8号机两台大型空冷机振动原因进行了初步探讨。排汽缸温度对轴承支承标高变化的影响是引起空冷机组不稳定振动的重要原因。合理的空冷汽轮机结构设计和严格的安装检修质量，是提高空冷机组运行稳定性的有效途径。     

汽轮机辅机系统单点控制逻辑分析及改进

针对大唐珲春发电厂2台330 MW汽轮机辅机控制系统部分保护、联动逻辑,由于采用单点控制,在机组运行中极易产生误动、拒动,造成重要辅机误跳闸,甚至会造成机组停机等问题。通过对各单点逻辑的分析,根据实际情况,改进控制逻辑,从而避免了单点逻辑造成的重要辅机误跳闸,提高了机组运行的安全性及经济性。