国内百万千瓦机组电厂安装调试运行缺陷分析.docx
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国内百万千瓦机组电厂安装调试运行缺陷分析
国内百万千瓦机组设备安装、调试、运行期间的缺陷分析与措施
专业：
电气一次专业
1、发电机
序号
电厂/机组
缺陷分析
外二/#5
发电机线槽温度和定子铁芯温度测温元件损坏
#5发电机定子19号线槽温度和定子铁芯温度测温元件故障，因二测点是埋设在定子线圈和铁芯内部，现无法更换已取消监测，由出水温度测温元件对比监测。
玉环/#2
＃2发电机出口PT高压熔丝熔断，机组停运
分析认为该批熔丝存在质量问题。
邹县/#7
厂家提供的内冷水pH值标准偏低
#7发电机2006年12月投运，运行约半年后，定子内冷水进水压力从390kPa升至485kPa，定子层间温差及出水温差也呈增长趋势（层间温差7.1℃，出水温差10.2℃），经反复冲洗及酸洗处理后，基本恢复正常。
初步分析从运行情况来看，执行厂家提供的内冷水pH值标准低，不能有效控制腐蚀的发生及腐蚀产物沉积堵塞。
为查明原因，制定解决方案，利用本次大修机会对发电机进行全面检查，处理和消除设备隐患和缺陷，使发电机修后达到设计要求。
邹县/#7
#7发电机封闭母线因存在泄漏
由于#7发电机封闭母线因存在泄漏，不能建压到设计压力，在安装、试运及投运后均进行过检漏，但仍没彻底消除漏点，致使保压时间太短。
利用本次大修，进行全面的检查和治理，消除缺陷。
外三/#7
外三厂#7机组发电机出现端盖不平
外三厂#7机组发电机出现端盖不平问题，返厂维修后重新发货（玉环3号机组也出现此问题）。
玉环/#1
#1发电机运行过程中发现漏氢量逐步增加，达到60Nm3/24h
原因是
1、由于油进入密封槽引起密封胶密封作用失效（引起槽内密封胶的固化，以及使固化的密封胶与槽脱开），氢气从密封槽通过端盖中分面泄漏出去。
而引起油进入密封槽的原因是由于端盖对合平面没有涂平面密封剂，油雾慢慢渗入平面引起平面积油并渗入密封槽。
2、现场使用的SIEMENS密封胶（即硅胶）存在固化现象，而不能保持液态的胶状。
固化后的密封胶不能有效填充密封槽，使氢气能够顺利通过密封槽向外排出。
3、密封面不平
2、高低压电机
序号
电厂/机组
缺陷分析
外二/#6
磨煤机6A液压泵电动机烧损
磨煤机6A液压泵油过滤泵跳闸，开关“过载”报警，运行测绝缘合格，检修更换出口滤网，送电开泵正常。
再次启动磨煤机6A液压泵油过滤泵又跳闸，现场检查电动机有焦味，联系检修查为电动机烧坏，调换电动机后，运行正常。
外二/#5
凝泵5A有一相线圈头尾线接反，过流保护动作跳闸
4/14日23:
40，监盘发现凝泵5A非驱动端轴承温度10LCB11CT077快速上升，在确认非测点故障后，立即停用凝泵5A交检修处理。
4/15日，凝泵5A电动机调备品后，在试转时过流（零秒，继电器记录电流2500A）动作跳闸，当时现场检修人员发现电动机倒转，认为电动机电缆相序接错引起，检修将电动机一次电缆调整后，再次启动凝泵5A，电动机过流（零秒，继电器记录电流2500A）和差动保护相继动作跳闸。
将凝泵5A送修理厂检查，发现电动机有一相线圈头尾线接反，造成电动机旋转磁场不平衡，过流保护动作跳闸。
第二次启动凝泵5A，差动保护动作，分析原因是一次电缆调整后，二次差动电流回路未作相应的调整，造成有二相差动保护的一二次电流不平衡，差动保护动作。
修理厂将电动机接线改接和电动机轴承重新处理后，4/17日7:
00，凝泵5A启动正常，恢复运行。
玉环/#1
凝结水泵1B上轴承轴承间隙变大，温度偏高
凝结水泵1B，历时1小时32分钟，当时凝结水泵轴承温度约80℃，已超出正常运行要求范围。
电动机进行解体检查轴承，通过测量轴承各间隙，发现轴承间隙偏大，因此，我们对轴承进行更换，并重新装复后，将电动机安装在#4机，试起动后，测得启动是电流45.5A，运行3小时后，电动机上轴承温度52.769℃，横向、纵向振动均符合要求。
通过对凝泵电动机检修表明，上轴承轴承间隙变大是导致凝泵电动机轴承温度升高的根本原因。
玉环/#1
接触器主触头接点接触不良引起直流密封油泵无法启动
事情经过：
2008年1月15日，因系统原因，1A密封油交流油泵电动机跳闸，1B密封油泵闭锁无法启动，远方联起直流油泵失败，运行人员紧急就地启动直流油泵正常。
事后，检修人员检查回路后，发现远方接线端子有松动情况。
初步认定为因远方接线端子松动引起直流油密封油泵无法启动，且接线紧固后，密封油泵启动正常。
2008年1月22晚上，运行人员启动密封油泵失败，立即联系检修人员，检修值班人员在检查后，未发现异常情况，且试起后正常，便认为可能有接线接触不良情况，并在当时再次对接线进行检查紧固。
原因诊断、分析:
2008年1月23日，我们检修人员对密封油直流油泵控制回路进行全面检查，发现在启动时主回路接触器闭合，但电动机未启动。
根据密封油直流油泵控制柜回路图，主回路接触器动作，电动机将经过限流电阻器启动。
但在试启检查时接触器闭合，但电动机未起动。
因此我们对直流油泵接触器（图纸编号为K142）进行了检查。
发现K142主回路接触器主触头节点接触不良。
尔后，对K142接触器节点进行调整后，试起动两次无异常。
因此，本次#1机密封油直流油泵控制柜起动失败原因为主回路接触器接点接触不良引起。
玉环/#3
熔丝质量问题，导致3B段母线进线开关接地保护动作
07年11月27日，电除尘PCB段所带的灰斗贴片加热器柜内着火，导致3B段母线进线开关接地保护动作，跳开除尘3B变压器低压侧开关、由低压侧保护动作联跳3B除尘变6kV侧开关。
从现场烧毁情况看，A相熔断器上端头全部烧毁，B相上端头大部分烧毁，C相几乎完好，略有烧伤迹象；A相下端头大部分烧毁，且A相熔断器下端头与底座熔为一体，应为电弧燃烧所致，B相下端头部分烧毁，C相下端头完好。
A相熔体瓷外壳有新旧不一裂纹，且从颜色上看，其中有两条裂纹火拷时间较长颜色较深，应为着火初期已存在，另外为一条颜色较浅，应为着火后由于火焰烧拷裂开。
初步判断本次加热器柜熔丝烧毁原因应为贴片加热器柜A相熔丝质量原因，并经熔断器接头过热、正常负荷等因素影响，引起熔丝外壳破裂，此时熔丝熔断，产生电弧导致柜内起火。
柜内设备经火焰烧拷后绝缘损坏，导致母线接地保护跳闸。
玉环/公用
接触器触头烧伤,过热，引起电缆绝缘损坏，短路，导致保护动作跳闸
2007年10月21日7:
30，海水淡化MCCA段#2预脱盐水泵电动机开关发生两相短路，导致海水淡化PCA段海水淡化MCC馈线开关HISIC保护动作跳闸，同时预脱盐水泵电动机开关保护动作跳闸。
主要原因为开关在经过多次起、停操作后，在接触器触头上由于操作产生的拉弧引起触头烧伤，烧伤的触头在运行电流（约55A）作用下引起发热，热量经接线端子，传输到开关与接触间的电缆上。
电缆在长时间过热状态下运行后，引起导线外层绝缘材料老化甚至脱落。
当外层绝缘损坏后，距离较近的电缆发生短路，引起跳闸。
短路发生后，巨大的短路电流远远大于空气开关整定电流，此时空气开关的动作时间t几乎为“0”秒。
因此该开关在短路时动作跳闸应为正确动作。
海水淡化MCC馈线开关HSISC保护整定电流为50KA，动作时间为0秒，由于海水淡化变压器阻抗、线路阻抗、预脱盐水泵开关与母线连接的接触电阻等的存在，短路时电流必无法达到50KA，而MCC馈线开关动作时电流为50KA，因而认为海水淡化MCC馈线开关HSISC保护动作为保护误动。
海水淡化MCC进线开关速断保护退出，只有可调短路保护I=10KAT=0.25S。
由于MCC馈线开关已在0秒时动作跳闸，因而进线开关保护将不会动作。
玉环/#1
1B循环水泵震动大造成设备损坏
1B循环水泵震动大造成设备损坏，循环水泵1B投入运行后，振动一直偏大，属于带病运行（按设计报警值4.5mm/s，设备正常运行时3mm/s左右，设备损坏前振动6－7mm/s。
），＃1机组168小时试运需要，没有能够及时停运循环水泵1B进行检修处理。
但168小时结束后，没有提出停运转检修意见，集控室没有振动显示，运行人员无法在线监视，现场又无专业人员监护。
3、主变
序号
电厂/机组
缺陷分析
外二/#6
6号主变B相油温高报警
13：
00，6号主变B相油温高报警，17：
00自动消失，分析是由于气温高造成的。
外二/#6
6号主变冷却器电源B故障报警
6号主变冷却器电源B故障报警，检查发现冷却器电源开关B一次触头压紧弹簧断裂。
4、高厂变/启备变
序号
电厂/机组
缺陷分析
外二/#5
厂高变5A#4风扇有异音
厂高变5A校验冷却装置时，发现#4风扇有异音。
更换备用风扇后异音消除。
外二/#5
厂高变5B烃在线监测装置故障报警设置偏低
厂高变5B烃在线监测装置故障报警，现场检查总烃含量114ppm，检修检查后确认厂高变没有问题，故将烃在线监测装置报警值由100ppm调高至130ppm。
5、低厂变和互感器
序号
电厂/机组
缺陷分析
玉环/#1
#1机除灰渣变B相高压侧引出线电缆烧断，负序保护动作，变压器跳闸。
事故后对#1机除灰渣变1A进行了诊断试验，变压器高低压绕组绝缘电阻良好，高低压绕组各相直流电阻平衡，且与交接试验结果相比无明显变化，交流耐压试验通过。
试验结果表明，变压器内部无异常。
故分析变压器引出线电缆烧断的原因为引线电缆鼻子压接工艺差，接触不良，投运后一直存在发热现象，最终将电缆烧断。
外二/#6
6D变压器温度无指示
原因：
检查发现6D变压器温控器的接线插座没有插上
玉环/公用
6kV电压互感器B相绕组和低压绕组绝缘不合格
6、GIS、封母、6KV开关
序号
电厂/机组
缺陷分析
玉环/公用系统
4煤码头6kVB段PT谐振，造成PT爆炸，水油灰母线B段失电
邹电/#7
封闭母线漏点多
7、其它
序号
电厂/机组
缺陷分析
1
锦界/#1机
#1机汽机PCA段#5柜电源开关烧毁
事故原因如下：
1、#1机汽机PCA段#5柜下层开关#1机械真空泵电源开关与框架之间电源侧进线相间短路是造成此次事故的直接原因。
2、但由于短路发生在开关与框架之间，开关与框架之间缝隙约2cm，且与柜后母线通过绝缘层隔离，可以排除柜内遗留物由于振动造成金属搭接及小动物进入引起短路的可能。
3、开关与框架之间有闭锁联板，该联板两侧有两支直径约8mm的弹簧，不排除该弹簧在操作中受到振动等影响脱扣弹出进入开关与框架缝隙造成短路发生的可能性。
4、开关与框架之间的闭锁联板为绝缘材料，不排除闭锁联板位于相间部分绝缘失效造成的相间短路发生。
专业：
热控专业
1、DCS
序号
电厂/机组
缺陷分析
准电300MW机组
2007年4月30日公用系统服务器死机，结束相关进程重新启动服务器后正常，经德国专家远程登陆系统检查发现服务器alarmcontainer设置容量为128MB，而调试过程中报警点比较多，容量已经超过128MB（大概为145MB）。
按照德国西门子人员建议将此区域修改为256MB后正常。
2007年5月20日主要现象为各控制器与服务器通讯间断性中断，经德国专家远程登陆发现扩充CC进程容量为128MB（容量不足），后扩充到256MB后正常。
2007年6月13日系统报警窗故障，且画面切换迟缓，西门子清空所有报警后系统恢复正常。
西门子人员认为由于报警太多，容量超过报警存储区所致。
2007年6月17日16：
40服务器CPU出现间断性高负荷运行并出现死机现象,工程师站无法正常登陆、操作员站无法操作。
工程师站运行时弹出PSD字符报警，退出操作界面缓慢。
手动MFT后重新启动ac、cc进程后正常。
2007年6月18日15：
43锅炉正在吹管，所有画面都出现坏点、画面无法操作（工程师站、操作站死机）后检查发现服务器CPU负荷为100％（服务器彻底死机），吹管停止。
西门子人员认为服务器内部各进程分配需重新调整。
外高桥三期
2007年12月16日早上7：
30汽泵启动，8：
20锅炉点火，10：
03分给水泵指令突降为零，MFT动作。
原因为给水泵指令所在DCS控制器未打补丁。
2007年12月23日中午12点47分锅炉加负荷至300MW，干湿态转换，运行人员要求西门子调试人员将给水焓设定值放置画面，西门子调试人员在线更改时导致给水波动，从1180t/h降至960t/h，从干态切换至湿态，而锅炉厂有湿态最低流量限制（随工况变化），给水又从960t/h跳变至1120t/h，此时MEH跳出远控，给水流量迅速上升，给水流量保护动作，锅炉MFT。
后查出为MEH内部逻辑存在问题所导致。
2007年12月23日下午13点40点火，晚上20点24分机组带400MW负荷，上汽厂DEH调试人员，在线修改逻辑时主汽门突然关闭，导致机组跳闸。
08年1月12日，机组带300MW负荷，机组处于干湿态切换临界点，汽水分离器水位信号大幅波动，突变至34米，此时压力12MPa左右，汽机保护动作。
原因为汽机保护条件在逻辑中取点不正确所致。
08年2月26日12时30分，#7机组DCS操作员站全部死机，操作没有反映，DEH系统正常。
运行人员通过DEH操作员站监视汽轮机的各种参数，随时准备紧急停机，经过10分钟后，DCS系统恢复正常。
通过和西门子厂家的交流，此次异常，是由于上层的应用总线和下层的自动化总线之间的应用服务器负荷率比较高，导致数据通讯暂时中断。
外高桥三期
08年3月4日，#8机组26号AP柜数据异常，一些模块数据没有显示，二进制变量显示U，怀疑26号AP有问题，西门子厂家解释，可能在编译下载LOADS7Connection时被中断，重新下载后正常。
08年3月10日，#8机组25号AP柜出现冗余故障，REDF灯常亮。
后更换主侧CPU417H后，重起正常，11日再次检查发现主CPU的REDF灯和副CPU的REDF和BUS2F同时快速闪烁，闪烁频率大约1Hz。
通过和西门子厂家交流，怀疑总线不好，将检查整条总线的通讯。
#8机组的26号柜更换CPU后仍然存在问题，画面数据和实际不一致。
重新下载后数据正确，但运行一段时间后又会出现数据不正确，此现象反复出现多次，此系统应该是存在一些的BUG，调试时需要注意此类问题。
外高桥二期
DCS热控程序修改、编译和在线下载导致机组跳闸
2004年6月19日外二电厂#5机组DCS热控程序修改、编译和在线下载试验，在下载MUM控制器时，发现高压和低压旁路阀门开启，且切至D/E方式（即停机方式），机组负荷在下降，同时给水流量设定值下降，导致锅炉MFT。
2、DEH
序号
电厂/机组
缺陷分析
外高桥二期
DEH卡件失灵
1.004年6月3日外二5号机组负荷为500MW，运行人员发现小汽机5A跳闸报警，接着是发电机逆功率保护动作，机组跳闸。
从DCS和DEH的事故追忆和事件记录分析，汽机跳闸的原因是DEH系统中负责汽机保护功能的卡件发生故障。
2.一期DEH方面问题也很多，多次造成机组跳闸。
阀位信号故障导致汽机跳闸
2006年10月11日外二电厂5号机DEH控制系统发出“高排通风门NOCLSD”（高排通风门未关闭）报警信号。
10分钟后机组FCB动作，负荷由856MW降至0MW，机组跳闸，锅炉未MFT。
根据西门子逻辑，当“高排通风门NOCLSD”信号报警后经过10分钟就发出启动装置减指令，然后控制汽机调门关闭，负荷随之迅速下降。
当指令继续下降到<37%时，汽机主汽门先导阀动作使主汽门关闭。
当指令继续下降<7.5%汽机主汽门跳闸块动作,机组跳闸FCB动作。
经初步分析，认为位置开关可能设备老化导致信号感应不准确未能收到阀门关闭信号。
华能玉环电厂
一号机组DEH系统故障造成＃1机组跳机
1.＃1机组DEH系统布朗硬超速单元的硬接线逻辑为“六取二”逻辑。
装置包含A回路和B回路，每个回路有三个通道；装置的自检时间设定为1小时，A、B回路检定时发生了重叠，满足逻辑“六取二”条件跳机。
4.18＃2机由于DEH系统轴承温度保护两块热偶卡件同时故障造成机组跳闸。
1.＃2汽轮机轴承温度保护两块热偶卡件同时故障，使汽轮机＃1、3、6、7轴承温度测点第1点、第3点同时坏点，满足三取二保护动作条件。
2.现有DEH逻辑设计把故障信号也作为三取二跳闸条件之一，这种设计不合理，易造成保护误动。
3.旁路
序号
电厂/机组
缺陷分析
1
外高桥二期
旁路控制系统故障
2005年1月6日外二6号机发“高/低压旁路异常光字牌报警”，高、低压旁路状态显示为关闭，检查CRT上相关锅炉画面，发现再热器安全门A和D在开启状态，安全门A开度显示为47％，安全门D开度显示出错，热工检查后认为是旁路与DCS的通讯出现故障，发现＃6机组旁路的PLC控制系统的CPU主站和从站均死机，以致造成集控室旁路操作面板与旁路PLC控制系统的通讯中断，旁路系统不能正常工作。
2
高旁误开
2005年5月外二电厂满负荷运行，高旁快开。
热工检查一主汽压力变送器信号电缆损坏。
在高旁控制系统中有三个主汽压力测点取平均值作为作为实际主汽压力信号，其中一点信号电缆损坏造成平均值（实际压力信号）波动，导致实际压力值大于高旁压力设定值，高旁快开。
4、TSI
序号
电厂/机组
缺陷分析
1
华能玉环电厂
2007年1月12日，#2机组#8瓦轴振跳变，当时负荷800MW，后用就地测振仪发现实振不大，是一种干扰信号，经过检查发现探头的延长电缆与动力电缆放在一起走的，这种干扰是动力电缆给的，将电缆改放后，现象未发生。
2
2006年12月22日，#2机组#3瓦轴振持续跳变，当时负荷800MW，检查#3瓦轴振测量回路发现屏蔽线未接地，接地后现象消除。
3
2006年12月10日，#1机组汽机TSI系统故障，在软件组态检查中发现一些量程报警参数设置不对，改后故障消除。
4
2006年12月6日，#1机组汽机轴向位移没信号，经检查轴向位移探头间隙调整不对，重新调整后正常。
5、其他
序号
电厂/机组
缺陷分析
外高桥三期
逻辑内部发现量纲不一致现象。
外三逻辑中就出现同一工程量，但量纲不一样，如流量信号有的地方用t/h，有的用kg/s，还有压力有的用bar,有的用MPa。
量纲的混乱在运行过程中不利于运行人员的监视。
就地侧点安装错误的现象发生过多次，如给水泵试转时，给水泵本体温度点显示偏差很大，导致启动条件不允许，调试人员检查了上层接线及DCS卡件工作情况均正常，最后发现就地该侧点安装位置有误。
设备就地安装点信号线引至保温箱或端子箱时出现不少上下标签不一致现象，校线出现紊乱，影响调试速度。
华能玉环电厂
2008年1月2日#2炉空预器2A出口一次风挡板误发“关”信号，引起一次风机2A跳闸。
就地检查#2炉空预器2A出口一次风挡板电缆线烧坏，现已将损坏电缆恢复，电缆套管转移到远离风道漏风处，并对#2炉空预器2B出口一次风挡板做同样的处理。
外高桥二期
给水流量低信号误发
2005年2月23日5号机发出给水流量低信号，造成MFT跳闸。
经检查发现5号机的给水流量不准确，在锅炉炉前31米平台的给水流量变送器箱内，发现A变送器的正压侧接头漏，同时水漏入装在下面的B变送器内，造成A变送器信号小，B变送器信号短路，给水流量低保护动作，机组MFT。
华能玉环电厂
2008年1月2日1机组F磨电机线圈温度第三测点跳变，后检查为：
就地接线端子松动。
紧固接线端子，温度显示正常
因出口蝶阀开位信号消失，#1B循环水泵跳闸。
1.2007年3月6日＃1B循环水泵出口蝶阀限位开关接线松动，导致阀门实际在全开状态时，发出蝶阀开位信号消失信号，延时31分钟后，循环水泵跳闸。
2.查阅历史数据，14：
26：
38＃1B循环水泵出口液控蝶阀开位信号从“1”到“0”，机组虽然没有大屏光字牌报警信号，但机组控制系统发出＃1B循环水泵出口液控蝶阀状态从“1”到“0”的系统报警，并在集控室大屏幕下方显示报警内容。
运行人员没有及时发现此信号并采取有效措施，致使延时31分钟后＃1B循环水泵于14：
57：
53跳闸。
专业：
电气二次专业
1、定值整定错误
序号
电厂/机组
缺陷分析
华能玉环/01高备变
线路对侧单相重合闸时,本侧高备变差动保护误动。
原因是保护定值中，高压侧绕组1接地项误整定为“不在保护区内”，线路单相重合闸时，产生的零序电流辐值超过差动保护最小动作值，保护误动。
应该将该项定值改为“在保护区内”，在线路发生单相接地或单相重合闸时，可以滤掉零序电流，保护就不会误动作。
外二/#5机
空预器电动机大修，解体情况两台电机状况均不好，一台电机端盖轴承处磨损严重，一台电机线圈的转子均有发热痕迹，热继电器定值放大（40A）后已不能有效保护电机。
华能玉环
400V工作段零序电流保护上下级定值配合不当，段上一条负荷馈线发生接地故障时，电源进线零序保护动作切除整个工作段。
华能玉环
华能玉环电厂发电机未设计定子匝间保护，不符合继电保护技术规程的要求。
不管发电机制造厂怎么保证，仍然有发生匝间短路故障的可能和案例，匝间保护不应该取消。
华能玉环
400VPC段不能并联切换，电源切换必须在该段停电后操作，给正常运行操作带来不便。
现正准备整改。
外二/#6机
6/7日20:
50，3kV厂用6B段母线低电压继电器（BC相）故障，付接点闭合，引起母线低电压保护动作，通过ECS逻辑出口跳3kV厂用6B段母线所有辅机，机组RB动作，负荷减至450MW。
电气检修调换3kV厂用6B段
母线低电压继电器，并对3kV厂用6B段母线低电压保护回路进行了改进，将原来的（AB相）或（BC相）任一只低电压继电器动作就出口跳闸，改为（AB相）和（BC相）低电压继电器串联出口跳闸，以防止一只低电压继电器故障引起母线低电压保护误动。
序号
电厂/机组
缺陷分析
外二/＃6机
高厂变重瓦斯保护重动中间继电器动作功率小，致使运行中高厂变重瓦斯保护误动作停机。
外二/#6机
6A输送转子对定子扫膛，本身保护未动作，上一级保护动作切掉整段负荷。
事故扩大的原因为本电机零序CT容量小（1VA），故障时CT饱和较快，导致保护不能动作。
华能玉环/线路
线路投产后一年，线路保护检验传动时，传保护单相出口，却跳了三相开关。
经检查发现，屏后三相跳闸端子之间有连接片虚搭，为调试阶段遗留问题。
说明调试期间接线不规范，并且传动试验项目不全。
外二/＃6机
2006年3月15日，6A凝泵差动保护动作，开关跳闸。
经查记录故障波形，电机中性点侧CT的A相电流异常，电流峰值有时会变小。
分析可能为CT二次端子松动引起的差流增大，致使差动保护误动。
外二/#03高备变
#03高备变复役，保护投用时，虽然将保护柜上的跳闸、故障灯和出口继电器全部复归，但是，没有发现有载调压瓦斯动作继电器掉牌继电器已动作。
当一期220kV开关合上，开关即跳闸。
分析原因是：
#03高备变检修时，有载调压开关油箱换过油，换油是用油泵对油箱注油，造成有载调压瓦斯继电器动作，#03高备变检修结束后，检修对有载调压瓦斯继电器复归不到位，造成有载调压瓦斯继电器长动作，运行对#03高备变复役时，没有发现有载调压瓦斯动作信号继电器掉牌，也没注意DCS的报警信号。
6.
外二/#5机
4/14日23:
40，监盘发现凝泵5A非驱动端轴承温度10LCB11CT077快速上升，在确认非测点故障后，立
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