燃机事故案例汇编
《汽轮机飞车事故汇编》
事故原因这次4#机损坏原因是超速飞车。超速原因主要是在打 掉危急保安器后，自动主汽门自动关闭，其副触点接通，联锁发电 机主油开关跳闸，使发动机解列后，热网蒸汽从抽气口倒回作功， 加速汽轮机转速，直至飞车。以下是此次事故原因分析：
1.2 事后检查情况
水冷箱补水门浮球脱落在乙组水冷泵进水口附近；电动主闸门、自 动主汽门、调速汽门严密性不好(停机后,如果关闭低负荷喷水,排汽 缸温度可升至100℃左右)。一段、二段供热抽汽水动逆止门动作灵 活,但二段抽汽至高除水动逆止门活塞脱落卡涩；中压旋转隔板卡在 开度50mm处。透平油中含有大量杂质、水分,外观混浊,有乳化现象, 油箱内壁脏污,整个系统及部件解体清洗后仍有少量颗粒杂质；危急 遮断油门被纤维状杂物卡涩。超速14%保护动作油压按厂家参数定 值,设计值为额定转速下一次油压0.218MPa,动作转速一次油压0.283
1. 操作原因。这次停机是在中压油动机关闭后开不开，停机减负荷 时卡在7000KW以及高压油动门晃动和调速汽门故障等多种不利情 况下，未能进行仪表分析，就盲目操作，操作人员把正常停机操 作改为故障操作，立即打掉危急保安器。操作非常混乱，未按岗 位责任制、监护制度和复诵制度执行，正、副班长代替司机操作 ，在未确定机4/汽51关闭及负荷到零时情况下即打掉危急保安器 ，导致飞车。
(3)定期核准各重点保护电接点压力表并更换精度等级更高的压力表 。 (4)选用智能转速表,替换现役转速表,用转速表的报警和保护输出功 能取代油压接点信号,便于日常监测和事故分析。 (5)分析优化超速保护回路,统一动作条件,对改增智能表和一次油压 信号采用先串联后并联的方式进入超速保护,以保证保护动作的可靠 性。 (6)投入油净化装置,配套大功率滤油设施,严格控制透平油品质。 (7)增设热工工作备用电源,防止工作电源失电后使热工保护(包括超 速保护)失去保护功能。 (8)完善恢复机组热风烘干系统,保证能随时连续投入使用,以防止停 机后部件的锈蚀。在未完善前用抽真空法加以保养。 (9)高压油动机加装电磁阀,加速二次油泄压,使调节汽门更快关闭。 3.2 运行措施 (1)防止超速的各种保护和联锁均应投入运行,按要求进行试验。超速 保护不能可靠动作时,禁止将机组投入运行或继续运行。 (2)定期对自动主汽门、调速汽门和抽汽逆止门进行活动试验。当汽 水品质不符合要求时,应增加活动次数和扩大行程范围。 (3)定期对自动主汽门、调速汽门和旋转隔板进行严密性试验,并尽量 选择停机热态进行。
20起典型汽机事故
2．严格执行规章制度。运行规程不完善的要修改补充，不完善的内容先以书面形式颁布执行。运行人员应按规程操作和处理事故，厂领导不要干预运行人员操作，不得违章指挥操作，不得为避免事故拼设备。必须建立保护装置管理制度，落实责任制，重要保护和联锁装置退出运行时必须经总工程师或厂领导批准，并限期恢复。
2、
揭开低压缸检查，除发现20级有3处、25级有8处、叶片松拉筋有开焊外，还有两处叶片镶焊的司太立合金在距非叶片顶部30mm处裂断，其它部位均未见异常。
3、
对一、二、三段抽汽逆止门进行了汽密性试验，结果一、二段严密，三段抽汽逆止门前疏水管热，说明有漏汽现象。经对全部六段抽汽逆止门解体检查，各门密封面接触无断开处，无贯穿沟痕，深坑等。各门全行程活动自由，无卡涩。
事故后检查发现#2机组轴承损坏，其中#1、2、5、6下瓦和推力瓦损坏严重，需要更换。
二、事故原因分析
经检查分析计算机打印资料和事故后做试验证明，事故直接原因是C抗燃油泵跳闸，因蓄能器漏氢退出运行，造成抗燃油压迅速降低，该保护动作跳机。
3．设备管理不善，未能及时消除缺陷。抗燃油蓄能器、启／备变压器差动保护误动、厂用电和事故油泵自投装置等存在的问题，未及时处理，致使一般事故扩大为全厂停电和损坏主设备重大事故。计算机缺陷不及时消除，不能把9时19分40秒以后的数据资料打印下来，加深了分析事故难度。据反映，工作人员可擅自将重要保护退出运行，未经有关部门批准，限期恢复．
10时50分，热工微保班班长郝宝伟、值班员李树新，来到现场，请示值长，要求退出串轴保护，以便检查。值长刘宝洪在得到运行副总孟凡荣批准同意后将串轴保护联锁主5气门开关断开。当值长刘宝洪询问有没有发电机跳闸的可能时，热工人员回答说：“没事，串轴保护电源已断开”。(实际只断开了跳主汽门回路，去发电机保护回路压板未断)。此时，热工分场专工胡意成恰好来到7号机控制室一起看他们处理。随后郝宝伟令李树新在保护屏处活动串轴保护测量板和鉴别扳，郝宝伟来到操作盘前监视，两块板活动后，串轴保护指示明显摆动，增大到一2．Omm(动作值-1.2mm跳闸，该表量程土2．0)，持续了约7分钟左右。
电厂#3燃机跳机事件分析报告_1
电厂＃3燃机跳机事件分析报告1、事件经过（1）2006年6月15日，220kV双母线并列运行，埗陈线运行于IM，埗万线运行于IIM，＃3、4主变运行于IM，＃9B高备变运行于IM，＃1、2主变检修状态，6kV厂用变由＃9B 高备变带，＃02高厂变在检修。
燃机烧重油联合循环运行，＃3燃机带基本负荷101.2MW。
燃机和发电机运行参数均正常。
（2）中午时分，东莞地区突降大雨，闪电打雷不断，13:38:40秒＃3燃机突发“发电机差动保护跳闸”信号，机组遮断，＃3燃机主变高压侧开关2203跳闸，就地检查发电机间和＃3主变未发现异常。
（3）在＃3燃机发“发电机差动保护跳闸”信号的同时，＃3锅炉MCC进线开关43A3H跳闸，44A3H联锁合上，＃1除氧循环泵、＃1低压循环泵、＃1除氧加联氨泵、＃1除盐水泵、＃2空压机等辅机跳闸。
汽机快速降负荷停机，13:37手动切除补汽，13:38:18时汽机解列，打闸（主汽门前压力：4.14Mpa，温度：492℃）。
就地检查＃3锅炉MCC进线开关43A3H 的过流保护动作，稍后复位，检查无其它异常，恢复43A3H运行。
（4）＃3燃机跳机后，电气检修人员迅速赶到现场，检查发现＃3燃机发电机继电保护装置G60上有跳闸报警信号灯亮，系定子差动保护动作，检测＃3燃机定子线圈和＃3主变低压侧绕组绝缘为50MΩ，网控埗陈线和埗万线保护屏上有A、B相过流启动信号，收发信机上有启信信号，检查故障录波屏＃3主变高压侧电流和220kV两组母线故障时的电压波形图，B、A相电压降低和电流升高有较大畸变。
其它未见异常。
（5）仔细检查未发现其它问题后，17:00时汇报中调并申请开机。
但因当天一直在下雨，电力负荷需求不大，中调回令机组18:30重新并网。
2、原因分析故障时正值打雷、暴雨，造成220kV线路遭雷击，可能是相间闪络或对A、B相地放电，由于系统电压冲击，引起燃机定子差动保护误动，跳开＃3主变高压侧开关2203。
汽机典型事故案例汇编补充
案例1：××电厂#1机闭式水箱水位突然上升一、事件经过#1机闭式水系统正常运行，闭式冷却器短接，在氢冷器供回水短接打循环，其他用户都没有投入，水位在525mm，水温37℃。
9:10在监视画面发现闭式水箱水位在上升，并且上升很快,派人去就地看水位，就地磁翻板水位计也在上升，下到零米没有发现泵停或门关，判断出水没有问题，水位上升到1200mm（溢流1300mm）,及时关断进水手动门，用手机询问化学确认已经启动除盐水泵。
二、事故原因没考虑到突然启泵，造成水位上升。
三、暴露问题1. 专业联系不到位。
2. 上水调门有缺陷不能及时投运没有做好预想。
四、防范措施1.上水调门不能及时投运时上水完成后及时关闭进水门。
2.加强监盘,做好事故预想。
3.加强各专业间设备启停联系。
案例2：××电厂#2机顶轴油泵损坏事故一、事件经过12月21日，#2机调停。
20：49分，#2机打闸，#2发电机解列。
21：17分，#2机转速至零，停止轴封供汽，投入盘车，顶轴油压时有时无，而运行人员没有及时查找原因，也没有通知检修及时检查。
22：36分，运行人员发现B顶轴油泵冒烟，启动A顶轴油泵，通知设备部和华新检修，设备部和华新检修人员检查发现顶轴油压就地显示为零，而盘车继续在投入，设备部要求运行紧急停盘车，一边组织华新检修准备手动盘车；一边组织华新检修拆#3机两台顶轴油泵装在#2机，并且对#2机顶轴油系统进行检查，发现#2机顶轴油进油总门没有全开，立即进行处理。
22：55分，B顶轴油泵已换好，启动后油压为13.0Mpa，#2机投入自动盘车，对各分压力进行调整，均正常后，手动盘车方案放弃。
0：51分，A顶轴油泵更换完后，试转正常，切换为A顶轴油泵运行。
二、事故原因1.22：36分，设备部人员检查发现各压力均为零，并且两台顶轴油泵泵体温度都高，后经解体检修，发现两台泵均有不同程度的损坏，其根本原因系缺油所致。
乌石化总厂气轮机飞车事故
汽，当将1．27 MPa抽汽供外网的电动门关闭后，蒸汽喷射
随即停止。 [评析] 经调查，这是一起由于关键设备存在隐患及事故应 急处理时无序操作导致飞车的责任事故。主要原因如下： (一)1．27 MPa抽汽逆止阀阀碟铰制孔螺栓断裂使阀碟脱 落，抽汽逆止阀无法关闭，是机组超速飞车的主要直接原因。
通过调查表明，3号机发生超速飞车是在按正常程序恢复生产，
薛良和马新俊又数次手打危急遮断器按钮，但转速依然飞速上 升，在转速达到3 800 r／min时，薛良下令撤离，马新俊在撤
退中，看见的转速为4 500 r／rain，
约1时40分左右，3号机组发生超速飞车。随即一声巨响，机
组中部有物体飞出，保温棉渣四处散落，汽机下方及冷油器 处起火。乌石化和热电厂领导迅速赶至现场组织事故抢险， 并采取紧急措施对热电厂的运行设备和系统进行隔离。于凌 晨4：20将火扑灭，此时，汽轮机本体仍继续向外喷出大量蒸
乌鲁木齐石油化工总厂 “2.25”特别重大事故
[案例] 1999年2月25日凌晨1时40分左右，中国石油乌鲁木
齐石油化工总厂(以下简称乌石化)热电厂3号发电机一变压器 组污闪，3号汽轮发电机组甩负荷。在当班操作人员进行事故 处理时，发生汽轮机超速飞车的设备事故，同时发电机及机 组油系统着火。事故无人员伤亡，设备直接经济损失1 916万 元。
复位低压调压器时，由于外管网低压蒸汽倒流进入汽轮机所引 起的。根据对1．27 MPa抽汽逆止阀解体检查和鉴定结果证实， 造成低压蒸汽倒流的原因是：抽汽逆止阀铰制孔螺栓断裂，阀 碟脱落，致使该逆止阀无法关闭。
(二) 运行人员在发电机差动保护动作后，应先关闭抽汽电动
门后解列调压器。但依据制造厂资料编制的规程有关条款模糊 不清，未明确上述操作的先后顺序，3号机组操作人员对操作
燃气机组典型事故案例分析及基建生产期反事故措施
燃气机组典型事故案例分析及基建生产期反事故措施为了确保燃气机组安装、调试、运行期间安全生产，有效控制事故发生，把好安全生产这个关口，从在役燃气机组投运以来发生的故障案例中，选择了部分典型案例作为培训学习。
目的是希望燃气电厂相关人员能以身边发生的这些不安全事例为借鉴，举一反三、深刻反思、吸取教训、改进工作、加强管理、提前预控，做好详细的防范措施，避免类似事故再次发生。
反事故措施目录表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℃，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）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：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。
事故处理及典型事故案例
燃烧器旁路阀异常
燃烧器旁通阀安装在过渡段。通过旁通阀调整空气流 量，从而控制燃烧空气流量。此报警监视燃烧器旁通 阀故障。 当下列任何一条件发生，报警发出： • 在机组打闸后旁通阀没有打开。 • 旁通阀控制信号输出（BYCSO）和实际阀位存在 ±5%或更大的偏差＞5S。 • 旁通阀参考信号（BYREF）和实际阀位存在±5%或 更大的偏差＞5S。 • 当旁通阀参考信号（BYREF）和实际阀位存在±5% 或更大的偏差＞10S。燃气轮机跳闸，报警发出。
燃机跳闸条件
15.燃烧器压力波动高高跳闸。 当下列任一条件发生时，报警信号发出，机组 跳闸： 当24个传感器（20个压力波动传感器和4个加速 度传感器）中某频段至少有两个传感器超过了 高限值。 当至少两个压力波动传感器达报警值， 燃机Runback。如至60%负荷时仍存在至少两 个预报警，机组跳闸，报警发出。 16.低周波跳闸。机组并网运行速度（47Hz）延 时 0.1秒跳闸
叶片通道温度偏差高跳闸
• 叶片通道温度偏差表示燃烧器到燃机出口处的 • • •
温度偏差。此报警是为了保护燃气轮机内部部 部件。如温度偏差大，燃机叶片经受热应力也 大。 当叶片通道温度（BPT）偏差（偏离BPT平均 温度）超出+20℃/-30℃,机组控制工程师必须 立刻减负荷直到报警复位，并检查热电偶，然 后在12小时内停机处理。 当BPT偏差超出+25℃/-40℃达30s，机组控制 工程师必须按正常停机程序立刻停机。 BPT偏差超过+20℃/-30℃报警发出。
20.燃烧器旁路阀异常跳闸。当旁通阀基准值 （BYREF）和实际阀位存在±5%或更大的偏差 ＞10S。燃气轮机跳闸，报警发出。 21. IGV异常跳闸。当IGV基准值（IGVCSO）同 实际的IGV位置偏差达±5%或偏差更大＞10s， 报警发出，燃机跳闸。 22. 输入信号故障跳闸。当TCS的两个转速信 号、发电机功率信号、燃烧室压力信号、滑油 温度信号、汽机低压缸排汽压力信号、汽机中 压缸进汽压力信号故障，或全部BPT或EXT温度 信号故障时，报警发出，燃机跳闸
S109FA燃气-蒸汽联合循环机组重大设备事故典型案例分析
S109FA燃气-蒸汽联合循环机组重大设备事故典型案例分析薛丽华（江苏华电戚墅堰发电有限公司，江苏常州 213001）摘要：本文主要对杭州华电半山发电有限公司、江苏华电戚墅堰发电有限公司、江苏华电望亭天然气发电有限公司以及北京三吉利能源股份有限公司的张家港华兴燃机电厂等第一批打捆招标的九台GE公司机组进行非计划停运典型案例统计、分析和研究，并提出相应的对策关键词：联合循环；非计划停运；案例分析0 概述重大设备事故对电厂造成的损失是巨大的，有时是难以估量的。
GE 9FA单轴燃气－蒸汽联合循环发电机组主设备的故障率较高，先后发生有发电机转子故障、汽轮机个别缸体中分面法兰螺栓断裂、汽机高压调门阀座垫圈吹入汽机造成汽机叶片损坏、压气机断叶片、燃机透平叶片断裂等一系列重大故障。
据统计，迄今共发生主设备故障18次，损失巨大。
1.发电机转子故障1.1 转子绕组匝间短路某机组在起动过程中突因发电机机侧轴承的7X振动异常，发生跳闸；后又先后经过近十次起动试验，均发生跳闸。
申请调停，经查发现发电机开端盖检查发现转子绕组的其中一极的第8号线圈从槽底起的第2、第3匝之间已短路，并且有部分绕组铜熔化后甩到了第7、第8号线圈护环侧的空间。
故障点找到后，经与GE公司交涉，发电机转子由GE公司委托哈尔滨电机厂进行返厂修理，6号、8号线圈更换、所有线圈接头重新焊接、所有绝缘更换。
修理结束返回现场，在完成现场装复工作后，起动成功并网发电。
GE公司提供了发电机转子故障的原因分析认为：由于该事故导致转子绕组接头烧毁熔化，无法确认故障的根本原因，通过对周边材料的检查和分析来推测，事故的主要原因可能是由于8＃绕组接头焊接前表面处理不当导致部件使用寿命缩短。
1.2 转子内部接地某机组起动，升速至1550rpm时，突然励磁跳闸，LCI脱扣，机组转速下降，Mark Ⅵ发报警信息：C-Abort stop trip；M1 Abort stop trip ；M2 Abort stop trip；C-field ground fault trip；M1 field ground fault trip；M2 field ground fault trip；EX2K TRIPBAD FIELD；励磁故障代码：24。
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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），“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。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
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。
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3.09%。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。
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。
二、Байду номын сангаас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。
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。
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。
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。
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，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。
2008年6月28日，DCS上出现#2机组“GT No.9 BLADE PATH TEMP TREND CHANGE LARGE AUTO STOP”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“LOAD LIMIT”，并且机组并网初始负荷降低至约20MW之后，再投入ALR ON，自动升负荷。
“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39.7%；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。
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26.44℃，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
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。
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：
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“GT NO.3 BLADE PATH TEMP TREND CHANGE LARGE AUTO STOP”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。
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1.6kPa。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。