第一篇：%8a%a8門故障導致汽泵無法投運分析報告

今年以來因各種原因造成機組非異停和降出力事件時有發生，與我們創建本質安全性企業的要求格格不入，其主要原因，既有管理制度方面存在漏洞，又有管理制度沒有落實到位，對責任心不強的人員沒有認真的考核。金竹山#3機B汽泵出口電動門故障的整個處理過程是一個比較典型的案例，多個環節出現了不該發生的問題，各單位要認真的組織學習，舉一反三吸取教訓，進一步完善和落實我們的點檢制度，點檢員要做真正的設備主人；運行人員要嚴格執行《運行交接班制度》，掌控設備的狀況，及時按程序進行匯報。

#3機B汽泵出口電動門故障 導致汽泵無法投運分析通報

一、事件經過

2011年2月27日16：30，運行人員接到開#3機通知，馬上進行開機前的準備工作。晚班進行閥門試驗，23：00運行人員發現#3機B汽動給水泵出口電動門卡澀，現場通知熱控人員檢查，發現該門開啟過程中關狀態消失，不能開到位，就地檢查只開了一點點，兩人就地手動也搖不開，但能夠電動關到位，判斷為閥門卡澀，并將情況告訴#3機組單元長劉楊軍，28日0點左右劉楊軍通知汽機點檢趙韻奇該門卡澀以及ETS等其它設備缺陷。1點交接班，交班單元長將缺陷情況告訴了接班單元長曾詠華，但未重點交代#3機B汽泵出口電動門卡澀，也未在值班記錄上進行記錄。汽機點檢趙韻奇處理完ETS等缺陷后，約1:30到現場手搖B汽泵出口電動門，發現比較松，認為該門沒有卡澀，然后就離開了現場，也沒有將情況告訴運行值班人員，運行值班人員也沒有對此缺陷再進行跟蹤和督促消缺。12：25#3爐點火，18：24#3機并網。20：13在進行#3機并B汽泵過程中發現B汽泵出口電動門打不開，通知檢修來人處理，運行人員和檢修人員一起手動搖該門，一直到3月1日凌晨3:00左右，經現場判斷，該門在搖開的過程中閘板已掉落，并將情況匯報生產領導。由于在機組運行中該缺陷無法處理，B汽泵不能運行，需電泵長期運行，導致#3機組達不到額定負荷，增加了廠用電，并且降低了機組運行的可靠性。

二、事件原因

1、汽機點檢員到現場手搖#3B汽泵出口電動門較松，只能說明該門搖開的一小部分沒有卡澀，但點檢員僅憑此就判斷為該門沒有卡澀，沒有對該門作進一步處理，也沒有將情況報告運行值班人員要求再試，是該事件的主要原因。

2、交班單元長劉楊軍未能將設備缺陷交代清楚，接班單元長曾詠華在開機過程中沒有掌握設備的狀況，沒有對重要設備缺陷進行跟蹤和督促消缺，是該事件的次要原因。

三、暴露的問題

1、設備部汽機點檢員責任不到位，錯誤判斷#3B汽泵出口電動門沒有卡澀，也沒有聯系再試，對發生的缺陷沒有做到閉環管理，導致失控。

2、運行人員在開機過程中對重要設備的狀況心中無數，沒有對重要設備缺陷進行跟蹤和督促消缺；專業技術人員對開機準備工作的檢查和監督不到位。

3、執行匯報制度不嚴，運行人員沒有將重要設備缺陷匯報給值長及相關生產領導。

4、閥門試驗卡不規范，存在漏項，閥門試驗中發現的缺陷沒有嚴格按流程進行處理。

5、發電部沒有嚴格執行《運行交接班制度》，值班記錄不規范，導致重要設備缺陷按值移交不到位。

6、發電部、設備部開機值班領導未掌握重要缺陷情況。

四、防范措施

1、設備部點檢員作為設備的主人，必須提高責任心，加強技術培訓，提高技術水平，嚴格執行《設備點檢定修管理導則》，加強對設備缺陷的及時處理和閉環管理。對于涉及到機務和熱控或者電控專業的缺陷，必須由機務牽頭并把關。（責任部門：設備部，控制部，長期堅持）

2、加強開、停機過程管理，規范異常問題和缺陷的處理流程，發電部、設備部、控制部、檢修部等部門增加管理人員對重要缺陷和重大操作全程跟蹤、監控、督辦，防止發生生產失控事件。（責任部門：各生產部門，長期堅持）。

3、發電部對值班記錄進行規范，發現影響安全和經濟運行的重要缺陷必須記錄在值班記錄中和登錄缺陷系統，并按規定逐級上報，按《運行交接班制度》要求按值移交。（責任部門：發電部，長期堅持）

4、嚴格執行重大作業到位制度，明確專業技術人員在重大作業過程中應負的職責。（責任部門：發電部，完成時間：3月15日）

5、發電部完善《閥門試驗卡》，確保不漏項。（責任部門：發電部，完成時間：3月15日）

五、責任認定及處理

根據大唐華銀金竹山火力發電分公司《事故調查管理標準》附錄A中《發電設備二類障礙界定標準》第A.3條規定，該事件定性為：責任性設備二類障礙；

責任歸屬：設備部（70%）；發電部（30%）

根據大唐華銀金竹山火力發電分公司《安全獎懲標準》4.2.2.9條對相關責任人員考核如下：

1、設備部作為設備主人，點檢員趙韻奇未能正確履行工作職責,違反《設備點檢定修管理導則》有關規定，沒有及時組織消缺和試運，對該事件負主要責任。

1.1、給予設備部汽機點檢員趙韻奇2個月月獎的考核。1.2、給予設備部汽機點檢長章冰400元的考核。1.3、給予設備部分管專業及代理主任伍懿400元的考核。

2、發電部運行值班人員在開機過程中沒有掌握設備狀況，沒有跟蹤和督促消缺，重要缺陷沒有匯報，交接班重要設備缺陷交接不清楚，對該事件負次要責任。

2.1、給予運行一值單元長曾詠華600元的考核。2.2、給予運行四值單元長劉楊軍400元的考核。2.3、給予運行一值值長伍斌300元的考核。2.4、給予發電部汽機專工黃凱300元的考核。2.5、給予發電部分管副主任楊義軍300元的考核。2.6、給予發電部主任吳文忠200元的考核。

3、檢修副總工程師謝紅衛負領導責任，給予200元的考核。

4、運行副總工程師陳躍華負領導責任，給予200元的考核。

5、總工程師趙國光負領導責任，給予200元的考核。

6、生產副總經理龍寧暉負領導責任，給予200元的考核。

7、關于電量和節能，按專項考核標準考核到位。

#3機組B汽泵出口電動門為何會掉芯，待#3機停運后解體查清楚原因后再進行分析處理。

金竹山火力發電分公司

2011年3月7日

第二篇：減溫裝置無法投運整改措施

冷母管減溫裝置改造情況說明

一、減溫裝臵參數： 蒸汽流量：460T/H

一次蒸汽壓力：1.275MPa 一次蒸汽溫度：320攝氏度 二次蒸汽壓力：1.275MPa 二次蒸汽溫度：191攝氏度 減溫水壓力：8.6MPa 減溫水溫度：104攝氏度 廠家：東方鍋爐閥門有限公司

減溫系統介紹：本裝臵的噴水減溫系統采用帶機械化噴咀文氏管式噴水減溫器。減溫水經節流裝臵，注入噴咀，射入文氏管，由于噴咀前水柱壓頭和文氏管喉部截面處高速汽流的作用，減溫水即被粉碎成霧狀水珠與蒸汽混合迅速完成蒸發，從而達到降低蒸汽溫度的作用。為保證減溫水的水柱壓頭，以及噴水點減溫水和過熱蒸汽有足夠的重量流速，減溫水的壓力應高于二次蒸汽0.5MPa。

二、存在問題：

我廠對外供汽減溫裝臵于2008年投運至2017年1月5日一直無法投入運行，一旦投入減溫水，供汽溫度下降迅速，無法控制。

三、歷年檢修情況：

2010年、2011年、2012年10月系統全停期間，對減溫水噴嘴噴水孔封堵，封堵孔數為總數的75%。2010年解體檢查噴嘴時發現噴嘴的布臵方向不正確，原方向為與蒸汽流向相反，改為與蒸汽方向相同。2013年10月系統全停期間減溫水加裝節流截止閥。2014年10月系統全停期間將原封堵的噴水孔部分鉆開，鉆孔后封堵孔數為總數的50%。

均未能使冷母減溫器投運。

四、2016年整改方案：

經過多次封堵節流口即調整噴嘴出口方向后均未能解決減溫器無法投運問題。排除了減溫器的問題。初步分析是減溫水壓力過高造成。

若減溫水壓力過高有以下幾種結果：

1）使噴嘴噴出的部分水滴射向管壁，影響水汽的混合。部分未汽化的減溫水會導致減溫器后段形成大量疏水，導致減溫器無法投運。

2）

減溫水壓力過高時，由于減溫水噴嘴的通流面積只能在一定范圍內進行調整，即使在通流面積最小時，在壓差的作用下，導致減溫水量超過蒸汽減溫所需的減溫水量，超量的部分減溫水會使蒸汽溫度繼續下將，當降低到飽和蒸汽溫度以下，就會形成疏水，導致減溫器無法投運。

未解決此問題提出以下方案：

由于我廠二期給水母管壓力存在波動，減壓裝臵需根據系統壓力的波動進行調節。

改造方案一：在減溫器前加裝兩級可調式減壓閥，通過運行試驗調整，將給水壓力降低到減溫器正常工作壓力要求。給水壓力為6.5Mpa-8MPa,減壓后降至1.5-2.0Mpa之間。

改造方案二：加裝一套減溫器供水裝臵，水源選自除氧器下水母管來，加裝兩臺水泵，水泵揚程=200米，流量30t/h。

由于方案二施工工作量大，施工費用高，運行維護成本高。首先采用方案一，進行改造。

在原有減溫水管道增設兩臺減壓閥，分兩級對減溫水進行將壓。一次減壓后，減溫水壓力4.0MPa,二級減壓后，減溫水壓力1.95MPa。

減壓閥形式為彈簧活塞式減壓閥，通過啟閉件的節流，造成壓力損失迫使進口壓力在出口處降低某一需要值。當流量和壓力變化時，利用本身介質能量，來控制出口壓力基本不變。介質走向由上進下出，當調節出口壓力時，順時針旋轉調節螺栓，迫使活塞向下移動，打開主閥，改變節流面積，造成壓力損失，實現減壓。由于閥后介質通過“X”通道流入活塞下腔并與活塞上方保持平衡，當壓力和流量變化時，使主閥節流面積始終保持相應位臵，由于采用卸荷機構，減少了進口壓力變化對出口壓力的影響，同時加大了出口壓力作用面積，從而減小閥門出口壓力偏差，大大提高了減壓閥的穩定精度。

2017年1月5日開始投運：蒸汽減溫前溫度300攝氏度，減溫后溫度230攝氏度。蒸汽流量210Ｔ／Ｈ。

并且可以根據蒸汽流量，調節減溫水壓力，調整減溫器的蒸汽流量試用范圍，確保減溫器在蒸汽流量低負荷和高負荷時的正常使用。

五、減溫器投運后熱經濟性分析： 減溫器物質平衡式和熱平衡式 D+Dw= Drtp Dh+Dw*hw= Drtp*hrtp hw-減溫水焓

KJ/Kg hrtp-減溫器出口蒸汽焓

KJ/Kg h-新蒸汽焓

KJ/Kg D-新蒸汽量

T/h Dw-減溫水量

Drtp-

減溫器出口蒸汽流量

減溫器新蒸汽溫度300-350（取350計算）攝氏度，壓力1.0MPa減溫后蒸汽溫度200-250（取250計算）攝氏度，壓力1.0MPa 減溫水溫度104攝氏度，壓力1.0+0.3MPa（取#1減壓站標準）=1.3MPa（經噴嘴節流減壓后壓力，噴嘴進口壓力1.95MPa）

全年熱母管供汽量按平均120T/H 計算

計算出減溫水量：10.46T/H

增加蒸汽量：10.46T/H 全年增加蒸汽量：10.46*24*365=91629.6T 蒸汽價格按245元/噸計算，減溫水價格按10元每噸計算 產生經濟效益：21441326.4 元

此外由于供汽溫度降低，避免供汽管道補償器超溫運行，延長補償器的使用壽命。

第三篇：自檢無法找到硬盤的故障分析教程

自檢無法找到硬盤的故障分析教程 功能描述：

自檢無法找到硬盤的故障分析教程

操作步驟：

知識重點：筆者有兩塊硬盤，舊的是IBM硬盤，新的是邁拓硬盤。一天筆者打開電腦，發現系統自檢時無法通過，并且聽到機箱內有“啪啪”的響聲，而且硬盤燈狂亮不止。重啟用軟盤引導，發現已經無法識別硬盤。..筆者有兩塊硬盤，舊的是IBM硬盤，新的是邁拓硬盤。一天筆者打開電腦，發現系統自檢時無法通過，并且聽到機箱內有“啪啪”的響聲，而且硬盤燈狂亮不止。重啟用軟盤引導，發現已經無法識別硬盤。因為前兩天剛新裝了一塊邁拓硬盤，所以懷疑是這塊新硬盤有問題，于是重啟BIOS進入查看，發現兩塊硬盤都沒有被識別出，連續檢測幾次后終于可以正確識別了。保存信息后退出重啟，這回自檢沒有出現問題，但是進入系統桌面時，再次出現“啪啪”的響聲，硬盤燈狂閃不止。雖然偶爾可以進入系統，但是在打開資源管理器時又會失去響應。把新裝的邁拓硬盤卸掉，只接舊的IBM硬盤，故障消失。本來以為問題找到了，可是第二天開機故障重新出現，突然意識到可能是硬盤電源線或數據線出了問題。把數據線拔下來，再插牢后，“啪啪”的響聲徹底消失，進入系統，文件讀寫操作一切正常。看來可能是在安裝硬盤時，牽拉硬盤線過猛造成硬盤數據線插頭和硬盤數據插槽接觸不良，從而導致自檢時磁頭無法找到硬盤引導區，而頻繁進行定位發出“啪啪”的響聲。

第四篇：工程故障分析報告

工程故障分析報告

一．背景：

某大型物流公司兩棟倉庫樓，一棟辦公樓，及外圍門口共安裝監控123個點，其中有八個球機，由于傳輸距離較遠，采用了光端機傳輸。

二．故障出現：

倉庫樓2的攝像機頻繁出現攝像機壞、電源壞或者光端機通道壞，倉庫樓1當貨運電梯啟動時周圍的攝像機會出現較嚴重的干擾現象。8個球機全部不能控制。

三．故障分析：

1.由于倉庫樓1只有在電梯啟動時才會出現干擾現象，所以先確認監控

電路跟電梯電路是否接在同一線路或者接得很近，發現電梯電路跟監控電路非常接近，當電梯啟動時會產生強電流，而且會有磁場，會對攝像機產生干擾，所以要分開走線。

2.由于倉庫樓2頻繁出現壞攝像機、電源或光端機通道，因此先檢查電

源電壓是否過高或電壓不穩，發現該樓的電路系統很不穩定，電壓波動較大，當電壓偏高時會電流會瞬間增大，導致燒壞電源或者攝像機的電路模塊，所以建議增加一個穩壓器，3.球機不能控制，由于球機的485線是接在嵌入式上的，所以先檢查球

機地址碼，協議，波特率是否正確。發現所有球機的地址碼全部一樣，所以地址碼肯定是有問題的，由于機器已經裝上，重啟球機有點困難，只能先試幾個地址碼，最終確定是安裝時球機設置問題，球機功能正常。

四．結論：

通過此次的故障排查，大型的監控系統應注意這么幾個問題：

1、監控系統的線路，應該與強電線路分開走線。

2、監控線路應該避開干擾源。

3、應該使用安全并且穩定的電源，避免因電壓不穩或者電流過大燒壞設備。

第五篇：光伏電站運維故障成本分析

古瑞瓦特官網：http://www.tmdps.cn/

光伏電站運維故障成本分析

眾所周知，光伏電站的投資是業主主要考慮的一個因素，而往常業主一般會比較重視組件、支架、逆變器、箱變等設備的成本分析，殊不知，電站的運維成本也是一個比較大的占比。而電站建成運行一定時間后，各種因素導致的故障也會逐漸顯現。今天國內知名光伏逆變器廠家古瑞瓦特就光伏電站運維過程中可能會出現的故障問題進行對比分析。

1、集中式方案分析

就采用集中式方案的光伏系統的各節點及設備而言，不考慮組件自身因素、施工接線因素及自然因素的破壞，直流匯流箱和逆變器故障是導致發電量損失的重要源頭。

如前文所述，直流匯流箱故障在當前光伏電站所有故障中表現較為突出。一個1MW的光伏子陣，一個組串（假設采用20塊250Wp組件，共5kW）因熔絲故障不發電，即影響整個子陣發電量約0.5%；如果一個匯流箱（16進1出，合計功率80kW）故障，即導致涉及該匯流箱的所有組串都不能正常發電，將影響整個子陣發電量約8%。因匯流箱通信可靠性低，運維人員難以在故障發生的第一時間發現故障、處理故障。多數故障往往在巡檢時或累計影響較大時才被發現，但此時故障引起的發電量損失已按千、萬計算。

如果一臺逆變器遭遇故障而影響發電，將導致整個子陣約50%的發電量損失。集中式逆變器必須由專業人員檢測維修，配件體積大、重量重，從故障發現到故障定位，再到故障解除，周期漫長。按日均發電4h計算，一臺500kW的逆變器在故障期間（從故障到解除，按15d計算）損失的發電量為500kW×4h/d×15d=30000kWh。按照上網電價1元/kWh計算，故障期間損失達到3萬元。

2、組串式方案分析

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同樣不考慮組件自身因素、施工接線因素及自然因素的破壞，采用組串式方案的光伏系統因沒有直流匯流箱，無熔絲，系統整體可靠性大幅提升，幾乎只有在遭遇逆變器故障時才會導致發電量損失。組串式逆變器體積小，重量輕，通常電站都備有備品備件，可以在故障發生當天立即更換。單臺逆變器故障時，最多影響6串組串（按照每串20塊250Wp組件串聯計算，每個組串功率為5kW），即使6串組串滿發，按照日均發電4h計算，因逆變器故障導致的發電量損失為5kW×6×4h/d×1d=120kWh。按照上網電價1元/kWh計算，故障導致發電損失為120元。

考慮更極端的情況，電站無備品備件，需廠家直接發貨更換，按照物流時間7d計算，故障導致發電損失為120元/d×7d=840元。

3、比較結果

兩種方案對比計算數據見下表：

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注：

1.組串每串按20塊250Wp組件串聯計算，每個組串功率5kW；

2.直流匯流箱按16進1出計算，每個匯流箱合計功率80kW；

3.日均發電按4h計算，集中逆變器修復時間按15d計算，上網電價按1元/kWh計算。

從表中可以看出，相比集中式方案故障損失動輒上萬的情況，組串式方案優勢顯而易見，其因故障導致的損失僅相當于集中式方案的幾百分之一到幾十分之一。