9.国家电投火电机组2025年度非停根因分析案例汇编-热工部分_17804974...

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12. 阚山发电#2机组B修后启动升负荷阶段汽轮机跳闸事件事件基本信息 |机组编号|#2机组| |----|----| |涉及系统|DCS控制系统| |事件发生时机组状态|DCS控制系统改造后，机组启动升负荷阶段| |事件发生/发现日期|2025年11月06日| |原因分类|□管理 ☑人因 □设备| |事件名称|#2机组B修后启动升负荷阶段汽轮机跳闸| 1.事件概述 2号机组于2025年9月16日至11月4日开展B级检修，期间实施了DCS系统国产化改造。11月5日机组开始启动调试。11月6日00:02并网运行；01:17投入DEH遥控模式，随即触发汽轮机高排压比低保护，机组跳闸。 2.背景情况 2.1 机组/系统基本情况某电厂建设2×600MW超超临界燃煤发电机组，2005年开工建设，分别于2007年10月和2008年1月通过168小时满负荷试运行转入商业运营。 2.2 子系统/子构件改造前：机组DCS控制系统为爱默生OVATION V3.3.1控制系统。改造后：机组DCS控制系统采用国核自仪NUCON Z200控制系统。事件序列【2025年11月6日】 (1) 根据江苏省调安排，2号机组于11月6日00时02分按时并网。并网后，风烟、给水、燃料等自动调节回路逐步投入，各项性能指标均显示正常。 (2) 01:17:01:799，机组负荷156.37MW，主蒸汽压力9.59MPa；DCS侧汽轮机主控处于跟踪状态、输出值为75.36；DEH侧实际生效的流量指令为489.6，汽轮机高压调门开度21.11%。 (3) 01:17:02:041，在DEH侧投入遥控模式。 (4) 01:17:03:147，汽轮机高压调门由21.11%骤关至3%，机组负荷及调节级压力快速下降。 (5) 01:18:06:065，机组负荷0.95MW，汽轮机调节级压力降至0.01MPa、高排压力降至0.06MPa，汽轮机高排压比低保护动作，机组跳闸。 (6) 01:40，经公司专业与DCS改造人员共同排查确认：机组跳闸原因为DCS和DEH间信号量程转换错误所致，改造前DCS遥控指令量程为0-100，改造后误设为0-650，随即按程序恢复该遥控指令的正确量程。为防范同类问题重复发生，同步对2号机组DCS所有柜间硬接线所涉及的信号量程进行全面核对，未发现异常情况。 (7) 07:20，机组重新等离子点火启动。 (8) 12:43，2号机组恢复并网运行。 (9) 14:45，机组负168MW，DEH侧投入遥控模式运行，各项参数正常。截至今日，2号机组已连续稳定运行37天。 4.事件后果 4.1 直接后果及损失人身伤害：无。设备损坏：无。非停损失：①电量损失：按1号机组同时段平均负荷率60.6%、停运时长11.42小时计算，损失电量415.0万kWh，按停运时段现货市场平均结算电价356元/MWh,损失电费148万元。②非停考核：因事件发生于机组修后首次并网48小时内，依据《江苏电力并网运行管理实施细则》，免予非计划停运考核。 4.2 潜在后果及风险无 5.事件调查分析 5.1 检修原因分析 DCS与DEH柜间遥控信号连接如下图示： DCS共三路汽机遥控指令信号经柜间电缆送至DEH，改造前系统中DCS指令信号（信号①)及跟踪信号的量程均设置为0-100，DEH侧接受的遥控信号（信号②)的量程设置为0-650。 DCS系统改造期间，改造人员在未按规定执行参数修改审批程序的情况下，擅自将DCS侧遥控指令信号量程由0-100修改为0-650。 DEH遥控投入前，DCS侧汽机主控处于跟踪状态（按百分比进行跟踪），跟踪信号数值为75.4，指令信号数值为75.4。因量程设置错误，此时DEH接受的遥控信号数值为75.4，而此时DEH实际生效的流量指令（信号③)数值为489.6。当DEH遥控模式投入瞬间，DEH实际生效的流量指令由489.6切换骤减至75.4，导致汽轮机高压调门由21.11%快速关至3.00%，汽轮机进汽量急剧减少，最终触发高排压比低保护跳闸。 5.2 小结 DCS送至DEH的遥控指令信号量程被错误修改，DCS与DEH间汽机遥控指令信号量程转换错误，导致本次事件发生。 6.分析结论 6.1 直接原因 DCS送至DEH的遥控指令信号量程被错误修改，DCS与DEH间汽机遥控指令信号量程转换错误 6.2 根本原因 (1) 制度执行与监督验收不规范。DCS改造调试期间，热控定值修改、保护投退等核心制度执行不到位，关键节点监督验收未严格按照标准流程开展。 (2) DCS改造调试阶段试验验证不到位。指令信号量程被擅自修改后，改造后组态与原组态参数的不一致未被及时发现，重要信号未实现全覆盖测试，技（含图）（含图）（含图）

5.事件调查分析 5.1 检修原因分析 DCS与DEH柜间遥控信号连接如下图示: DCS共三路汽机遥控指令信号经柜间电缆送至DEH，改造前系统中DCS指令信号(信号①)及跟踪信号的量程均设置为0-100，DEH侧接受的遥控信号(信号②)的量程设置为0-650。 DCS系统改造期间，改造人员在未按规定执行参数修改审批程序的情况下，擅自将DCS侧遥控指令信号量程由0-100修改为0-650。 DEH遥控投入前，DCS侧汽机主控处于跟踪状态（按百分比进行跟踪），跟踪信号数值为75.4，指令信号数值为75.4。因量程设置错误，此时DEH接受的遥控信号数值为75.4，而此时DEH实际生效的流量指令（信号③）数值为489.6。当DEH遥控模式投入瞬间，DEH实际生效的流量指令由489.6切换骤减至75.4，导致汽轮机高压调门由21.1%快速关至3.0%，汽轮机进汽量急剧减少，触发高排压比低保护跳机。 5.2 小结 DCS送至DEH的遥控指令信号量程被错误修改，DCS与DEH间汽机遥控指令信号量程转换错误，导致本次事件发生。 6.分析结论 6.1 直接原因 DCS送至DEH的遥控指令信号量程被错误修改，DCS与DEH间汽机遥控指令信号量程转换错误 6.2 根本原因 (1) 制度执行与监督验收不规范。DCS改造调试期间，热控定值修改、保护投退等核心制度执行不到位，关键节点监督验收未严格按照标准流程开展。 (2) DCS改造调试阶段试验验证不到位。指令信号量程被擅自修改后，改造后组态与原组态参数的不一致未被及时发现，重要信号未实现全覆盖测试，技术参数复核机制失效。 (3) 自动调节回路投用前核查监督缺失。DEH遥控等关键回路投入前，未对照预设清单开展系统性核查，系统切换过程中也未对核心参数进行二次确认，风险管控存在盲区。 6.3 促成原因 (1) 逻辑设计存在缺陷。改造过程中未设置“遥控信号与DEH实际生效指令偏差大”的闭锁投遥控逻辑，未能从技术层面规避操作风险。 (2) DCS改造前期策划准备不充分。对重要参数、逻辑关系的梳理存在漏项，自动调节回路调试方案缺乏针对性，未能覆盖跨系统接口等关键环节。 (3) 人员技术能力与责任意识不足。改造人员对DCS模块量程、信号传输量纲的对应关系理解不透彻，存在“想当然”修改参数的现象。 7.问题及原因拓展分析 7.1 同类设备/产品问题排查 (1) 完成本次DCS改造所有自动调节回路控制逻辑及参数设置的排查核对，并结合现场实际工况进行优化整定。 (2) 对所有DCS柜间硬接线信号进行排查，确保信号量程与原DCS系统完全一致，建立《信号量程核对台账》，实行“一人核对、一人复核、签字确认”。 (3) 对DEH指令回路及与DCS间接口信号进行仿真测试，测试结果无异常。 7.2 同类型文件、制度排查（涉及人员失误事件须含人因排查） (1) 完成DCS通道测试清单执行情况的二次复查，结果无异常。 (2) 完成DCS改造自动调节回路调试措施修订，复查热控保护联锁试验签证单，结果无异常。 7.3 重发事件分析无 8.纠正行动和改进行动 |序号|事件原因|行动项|责任部门|计划完成时间|完成情况| |----|----|----|----|----|----| |1|直接原因|全面排查2号机组DCS柜间硬接线信号，所有信号量程设置进行再次核对，确保一致，并做好记录。|能研院|2025.11.06|已完成| |2|根本原因1|严格制度执行与监护监督。调试阶段严格执行热控定值修改、保护投退审批制度，重要操作严格落实“操作人、监护人”，并试验校核修改逻辑或参数的效果，操作过程全程留痕，确保规范可控。|阚山发电<br>能研院|持续工作|| |3|根本原因2|对DCS改造涉及的热工信号实行分级管理，严格开展通道测试及验证工作；针对模拟量信号制定专项测试方案并落地执行，同时开展系统（含DEH、DCS、FSSS等）接口信号仿真测试，确保跨系统测试结果准确可靠。|阚山发电<br>能研院|持续工作|| |4|根本原因3|修订DCS改造自动调节回路调试措施，回路投入及系统切换增设关键参数热控及运行人员复核环节，同步做好技术交底工作。|阚山发电<br>能研院|2025.11.07|已完成| |5|促成原因1|优化自动控制逻辑设计，对自动调节回路控制逻辑及参数设置进行全面排查，增设“指令与反馈偏差超限”触发的手动切换条件及声光报警功能，确保系统异常时能够及时响应。|能研院|2025.11.06|已完成| |6|促成原因2|增加遥控信号与DEH实际生效指令偏差大闭锁投遥控逻辑。|能研院|2025.11.06|已完成| |7|促成原因3|全面总结本次机组DCS改造经验教训，形成《DCS改造问题清单及整改措施》；优化后续机组DCS改造前期策划，细化调试关键节点，制定《重要节点与参数监督清单》，形成标准工作流程与标准管理体系，保障改造全流程规范有序开展。|阚山发电<br>能研院|2025.11.30|已完成| |8|促成原因4|深化DCS改造作业人员技能培训。组织开展量纲转化、跨系统信号关联、重要回路投运前参数核实等专题培训，定期开展技术考试与案例分析，确保作业人员吃透设备原理，杜绝凭经验“想当然”操作。|阚山发电<br>能研院|2026.03.31|| 9.可靠性评估 |评估项|评估结果| |----|----| |事件发生的原因是否明确|是| |当前措施是否能预防事件重复发生|是| |系统设备、工控硬件是否恢复正常|是| |系统结构设计是否合理|是| |运行操作是否存在失误|是| |运行规程是否需要完善|否| |检修制度是否严格执行|是| |检修文件包是否需要完善|是| |定期检验工作是否完成|是| |技术监督管理是否覆盖|是|（含图）

13. 豫新发电#6机组高缸胀差大保护动作跳闸事件事件基本信息 |机组编号|#6机组| |----|----| |涉及系统|TSI系统| |事件发生时机组状态|#6机组负荷127MW，主汽压力12.8MPa，主蒸汽流量533t/h,主汽温542℃,再热汽温534℃,AGC在投、协调在投，热网在投,分汽缸在投。| |事件发生/发现日期|2025年11月28日| |原因分类|☑管理 □人因 ☑设备| |事件名称|#6机组高缸胀差大保护动作跳闸| 1.事件概述 11月28日21:30，运行人员发现#6机组缸差胀测点跳变，热工维护值班人员检查测点。21:38:27，高缸胀差跳变至-5.59mm，触发高缸胀差大跳机保护（保护定值≤5mm、≥7mm），首出“高、低缸胀差大停机”,#6机组跳闸。 2.背景情况 2.1 机组/系统基本情况 #6机组于2006年02月投运，TSI系统型号MMS6000，同步投运。 2.2 子系统/子构件 2.2.1 TSI系统 #6机原TSI系统型号为MMS6000，因卡件老化、故障频繁且备件停产。2021年9月TSI系统升级为AMS 6500系列，改造范围为#6机组电子间TSI机柜及柜内卡件，就地轴振、转速、高、低缸胀差、轴位移等探头未更换。 2.2.2 改造后系统运行情况改造完成后，AMS 6500系列TSI系统在#6机组投入使用，运行状态良好，各项监测数据稳定。在事件发生前，#6机组处于正常运行状态，各主要参数均在可控范围内。无TSI系统的异常报警记录，也未发现与缸差胀测点相关的明显异常趋势。 2.3 #6机TSI系统最近一次检查检修情况 2025年9月1日至10月15日，#6机组开展B级检修。热工专业人员将#6【缺少答案，请补充】

13. 豫新发电#6机组高缸胀差大保护动作跳闸事件事件基本信息机组编号: #6机组涉及系统: TSI系统事件发生时机组状态: #6机组负荷127MW，主汽压力12.8MPa，主蒸汽流量533t/h,主汽温542℃,再热汽温534℃,AGC在投、协调在投, 热网在投,分汽缸在投。事件发生/发现日期: 2025年11月28日原因分类: ☑管理 □人因 ☑设备事件名称: #6机组高缸胀差大保护动作跳闸 1.事件概述 11月28日21:30，运行人员发现#6机组缸差胀测点跳变，热工维护值班人员检查测点。21:38:27，高缸胀差跳变至-5.59mm，触发高缸胀差大跳机保护（保护定值≤-5mm、≥7mm），首出“高、低缸胀差大停机”,#6机组跳闸。 2.背景情况 2.1 机组/系统基本情况 #6机组于2006年02月投运，TSI系统型号MMS6000，同步投运。 2.2 子系统/子构件 2.2.1 TSI系统 #6机原TSI系统型号为MMS6000，因卡件老化、故障频繁且备件停产。2021年9月TSI系统升级为AMS 6500系列，改造范围为#6机组电子间TSI机柜及柜内卡件，就地轴振、转速、高、低缸胀差、轴位移等探头未更换。 2.2.2 改造后系统运行情况改造完成后，AMS 6500系列TSI系统在#6机组投入使用，运行状态良好，各项监测数据稳定。在事件发生前，#6机组处于正常运行状态，各主要参数均在可控范围内。无TSI系统的异常报警记录，也未发现与缸差胀测点相关的明显异常趋势。 2.3 #6机TSI系统最近一次检查检修情况 2025年9月1日至10月15日，#6机组开展B级检修。热工专业人员将#6汽轮机本体TSI系统轴振、转速、高、低缸胀差、轴位移等探头拆除送检，检测单位为方圆检测认证集团有限公司。检测结果显示高缸胀差探头绝缘偏低且不太灵敏。由于该探头带有“高缸胀差大”停机保护，采购新的高缸胀差探头及前置器并回装，厂家技术人员到厂指导安装，回装过程中在现场对该探头进行了全行程校验，合格。 3.事件序列 3.2.1 11月28日21:30，运行人员发现#6机组高压缸差胀测点跳变，通知热工维护值班人员检查。 3.2.2 21:38:27，高缸胀差跳变至-5.59mm，触发高缸胀差大跳机保护（保护定值≤-5mm、≥7mm），首出“高、低缸胀差大停机”,#6机组跳闸,发电机解列。 3.2.3 停机后高缸胀差显示一直在-5mm左右，现场立即召开分析会，通过调取轴向位移、振动、低压缸胀差及其他运行参数历史曲线，初步判断高压缸胀差测点故障。将该测点保护退出，热工专业同步检查该测点。 3.2.4 21:50，#6炉点火。 3.2.5 21:58，汽机挂闸冲转。 3.2.6 22:04，#6机冲转至3000转。 3.2.7 22:48，申请省调同意#6机组并网运行； 3.2.8 11月29日0:05，测点处理好，高缸胀差测点显示正常。 4.事件后果: 4.1 直接后果及损失 #6机组跳闸。 4.2 潜在后果及风险单机运行供热备用能力不足，存在供热投诉风险。 5.事件调查分析事件发生后，电厂立即成立了调查小组，对事件进行了详细调查和根本原因分析。 5.1 本次高缸胀差测点跳变原因: 5.1.1 2025年10月#6机组B修期间，#6机高缸胀差探头及前置器送检，检测结果显示探头绝缘偏低且不灵敏，采购并更换了高缸胀差探头及前置器。排除探头及前置器问题，重点排查前置器至TSI系统电缆、接线、卡件。 5.1.2 检查TSI柜内卡件指示灯及电压正常，判断卡件无异常；检查TSI柜内及就地接线盒内接线端子，无松动。 5.1.3 将TSI柜内、就地接线盒内高缸胀差信号线拆除，对高缸胀差信号电缆进行绝缘检查，三根导线（红、黄、蓝）线间及对地绝缘均为无穷大。 5.1.4 对就地接线盒内电缆进行检查，发现高缸胀差前置器接线中的COM端黄色导线绝缘层有破损现象，包扎破损的信号电缆后高压缸胀差测点恢复正常显示(2.9mm左右)。 5.2 #6机TSI系统上次检修情况说明 2025年9月1日至10月15日#6机组B级检修，期间将高缸胀差、轴振等本体测量探头及前置器拆除送检，接到检测单位高缸胀差探头检测不合格的通知后，采购缸胀差探头及前置器，回装前在现场对该探头进行了全行程校验，合格。 5.3 技术监督执行情况排查高缸胀差探头及前置器更换后接线时，热工技术监督人员未对该信号线电缆进行仔细检查，技术监督管理作用未有效运转。 5.4 探头校验台账排查检查2022年#6机组A级检修高缸胀差探头检测报告，报告显示合格。 5.5 高缸胀差测点运行情况排查调取近期高缸胀差历史数据，数据显示正常，无跳变。 5.6 小结本次#6机组高缸胀差测点跳变引起汽轮机保护动作跳闸，原因是由于高缸胀差前置器接线中的COM端黄色导线绝缘层有破损现象，裸露的铜芯接地造成测点跳变。 6.分析结论 6.1 直接原因 6.1.1 检查分析，#6汽轮机前箱处就地接线盒内探头前置器至TSI系统信号电缆其中一芯（黄色电缆芯）因电缆老化导致绝缘层龟裂、破损，裸露的信号线铜芯由于振动碰触到接线盒内转速探头引线金属屏蔽层产生接地现象，导致高压缸胀差测点跳变，达到跳闸值-5mm，#6汽轮机跳闸。 6.1.2 #6汽轮机高缸胀差测点为单点保护，不符合《二十五项反措（2023版）》第9.5.2条“所有重要的主、辅机保护都应采用三取二、四取二等可靠的逻辑判断方式，保护信号应遵循从取样点到输入模件全程相对独立的原则，确因系统原因测点数量不够，应有防保护误动及拒动措施，保护信号供电亦应采用分路独立供电回路”的相关要求。 6.2 根本原因（一）为什么高缸胀差测点跳变 1.#6汽轮机前箱处就地接线盒内探头前置器至TSI系统信号电缆其中一芯（黄色电缆芯）因电缆老化导致绝缘层龟裂、破损。 2.裸露的信号线铜芯由于振动碰触到接线盒内转速探头引线金属屏蔽层，产生接地现象，导致高缸胀差测点产生跳变。（二）为什么高缸胀差信号电缆线芯缺陷未被发现 1.高缸胀差探头、前置器安装后，接线人员责任心不强，未对信号线电缆进行仔细检查，直接将信号线接到前置器接线端子上。 2.#6汽轮机前箱处接线盒小、接线盒内信号线多、位置拥挤、空间狭小，不利于接线人员检查线缆是否存在缺陷。 3.设备管理薄弱，电缆老化等隐蔽性缺陷的定期检查、评估机制不完善，未提前发现并处置信号电缆绝缘层问题，暴露出设备质量管理漏洞。（三）为什么缺乏检查与监督 1.生技部、设备部热工专业技术管理人员质量管理意识欠缺，未对重要带保护测点电缆质量进行监督。 2.TSI系统检修文件包中重要带保护测点电缆检查内容缺失，质量管控体系出现漏洞。（四）为什么管理失控和质量体系运转失效 1.单点保护问题未受重视，存在侥幸心理。2023年公司开展单点保护整改工作，机组TSI系统改造后整改了轴向位移单点保护；高压缸胀差测点因安装不便，起初无改造案例未安排整改，2025年7月咨询有成熟经验后制定整改计划，申报2026年技改项目。对此单点保护漏洞缺乏有效预控措施。 2.对集团公司基础产业部及技术监督中心要求未落实到位。《关于开展火电机组热工单点保护隐患排查的通知》（国家电投技监函2025 15号）《集团公司火电机组热工单点保护隐患排查情况的通报》（〔2025〕515号）中对单点保护的排查要求及技术措施做了明确且详细的规定，且兄弟单位也出现了类似案例，但公司技术管理人员在执行环节存在偏差，思想上未真正重视，在抓落实上没有尽到职责。 7.问题及原因拓展分析 7.1 同类设备/产品问题排查 7.1.1 利用机组停运机会，对大、小汽轮机、重要辅机接线盒内、DCS、TSI、ETS【缺少答案，请补充】（含图）（含图）

分析本次#6机高压缸胀差测点跳变事件中，未发现高缸胀差信号电缆线芯缺陷的原因。

说明本次事件中缺乏检查与监督的原因。

阐述本次事件中管理失控和质量体系运转失效的原因。

列出针对本次事件的纠正行动和改进行动。（含图）

说明本次事件的责任划分及考核情况。

简述本次荆门燃机电厂#1汽轮发电机组跳闸事件的完整经过。

说明本次事件涉及的机组/系统基本情况。

2.背景情况 2.1 机组/系统基本情况汽轮机为杭州中能汽轮动力有限公司生产的C23-7.8/1.3型抽凝汽轮机；EH油箱为上海置道液压控制技术有限公司生产的0508.2367T1201.AW型油箱，有效容积为500L。 2.2 子系统/子构件无 3 事件序列 3.1 2025年08月06日09时16分，许可工作票。 3.2 2025年08月06日14时55分，开展滤油工作。 3.3 2025年08月06日15时00分，#1燃机发电机负荷40MW，#1汽轮发电机负荷9.6MW，主汽压力5.1MPa，蒸发量65t/h，主汽温度540℃。 3.4 2025年08月06日15时18分12秒，#1汽机报警首出“EH油箱液位低低”，触发汽机ETS保护动作，#1汽轮发电机组跳闸。 3.5 2025年08月06日16时57分，#1汽轮机冲转，17时12分#1汽轮发电机并网。 4.事件后果 4.1 直接后果及损失第一套机组负荷短时间（约2小时）降低19.4%，省调暂未对该事件定性。 4.2 潜在后果及风险无 5. 事件调查分析事件发生后，荆门绿动能源有限公司成立了事件调查小组，组织发电部、生技部、安环部等人员对事件过程进行调查及分析；湖北公司安排专业人员前往电厂协助分析。 5.1 就地设备检查 #1汽机跳闸后，值长立即要求就地巡检人员检查EH油箱液位（259mm）并核对DCS显示液位（269mm），两者基本一致。检查#1汽机EH油箱、油管道及滤油机，未发现漏油现象。联系热控专业检查确认EH油箱液位保护定值无异常。 2025年08月07日00时24分，接省调令，#2发电机（22.5MW）调停备用。 2025年08月07日09时至11时，对#1汽机EH油液位保护动作试验，模拟事件发生过程，试验结果：当EH油箱液位降至269mm时，液位低低开关动作，触发ETS系统跳闸。 5.2 EH油箱液位计及保护情况 EH油箱共设计三个液位开关分别为“液位高报警（液位＞500mm）”、“液位低报警（液位＜300mm）”、“液位低低跳闸（液位小于180mm）”，从右至左安装顺序为“液位高报警”、“液位低报警”、“液位低低跳机”。 2025年08月08日，热工对#1汽机EH油箱液位开关拆开检查，发现液位低开关与液位低低开关的安装位置与图纸正好相反，但接线与图纸相符；随后，对#2汽机EH油箱液位开关也拆开检查，检查结果：#2汽机EH油箱液位开关安装与接线均与图纸一致。 5.3 EH油滤油情况: 2024年07月30日#1汽机EH油质化验结果为NAS 6级，安排滤油工作。滤油期间#1汽机处于停机备用状态，油箱液位在409mm，滤油过程中油位下降至350mm；在2024年07月30日至2025年08月05日期间，由于#1汽机运行时长较短，且历次EH油质化验均合格，故未安排滤油工作。 5.4 EH油箱液位开关维护情况: 自投产以来，由于汽机运行时长较短，故未对EH油箱液位开关开展维护作业。#1、#2汽机分别于2024年04月09日和2023年11月08日进行了ETS系统保护传动试验。针对EH油位低低保护，因现场无法模拟油箱实际的低低液位状况，仅采用在开关处短接的方式对跳闸回路进行了测试。测试结果：动作正常。【缺少答案，请补充】（含图）（含图）（含图）（含图）（含图）（含图）

请指出#1汽机跳闸的直接原因是什么？

请指出#1汽机跳闸的根本原因是什么？

请指出#1汽机跳闸的促成原因是什么？

请针对此次事件的各类原因，列出对应的纠正行动和改进行动？

请对此次事件进行可靠性评估？