談紫星，石財榮，黃 靜，楊 倩，夏永俊

（1.南昌科晨電力試驗(yàn)研究有限公司，江西南昌 330096；2.神華國華九江發(fā)電有限責(zé)任公司，江西九江 332000；3.國家電投集團(tuán)江西電力有限公司景德鎮(zhèn)發(fā)電廠，江西景德鎮(zhèn) 333036；4.國網(wǎng)江西省電力有限公司電力科學(xué)研究院，江西南昌 330096）

0 引言

火力發(fā)電是江西電網(wǎng)第一大電源，火電機(jī)組的運(yùn)行可靠性關(guān)系電網(wǎng)穩(wěn)定運(yùn)行及電網(wǎng)調(diào)節(jié)能力?；痣姍C(jī)組的故障停運(yùn)會對電網(wǎng)穩(wěn)定運(yùn)行造成較大影響，可能引發(fā)發(fā)供電不平衡及局部電網(wǎng)穩(wěn)定性破壞，情況嚴(yán)重時會導(dǎo)致系統(tǒng)頻率瓦解。通過對江西電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)火電機(jī)組2019年度故障停運(yùn)次數(shù)及原因的統(tǒng)計分析，找出在運(yùn)行過程中對機(jī)組可靠性影響較大的環(huán)節(jié)，為今后強(qiáng)化火電機(jī)組運(yùn)行維護(hù)管理提供參考和依據(jù)，有助于提升并網(wǎng)火電機(jī)組的運(yùn)行可靠性。

1 總體情況分析

近年來，江西電網(wǎng)新能源增加迅速，為促進(jìn)清潔能源消納，對火電機(jī)組的調(diào)峰幅度和調(diào)峰速率要求越來越高。嚴(yán)格的污染物排放標(biāo)準(zhǔn)也對火電機(jī)組的運(yùn)行可靠性帶來壓力，煤炭質(zhì)量的波動等都對機(jī)組運(yùn)行穩(wěn)定性帶來影響[1]，相應(yīng)增加了故障幾率。

目前江西電網(wǎng)在役火電機(jī)組中，容量主要分為1 000 MW、660 MW及300 MW三個等級，不同容量的火電機(jī)組故障停運(yùn)情況也存在較大差異，2019年度不同容量等級火電機(jī)組故障停運(yùn)情況統(tǒng)計見表1。

表1 2019年度不同容量等級火電機(jī)組故障停運(yùn)情況統(tǒng)計

由表1可知，2019年度300 MW等級機(jī)組的每臺平均故障停運(yùn)次數(shù)最低，1 000 MW登記機(jī)組的每臺平均故障停運(yùn)次數(shù)最高，600 MW等級機(jī)組居中。

圖1 2019年度各等級機(jī)組故障停運(yùn)信息圖

圖1顯示，每臺機(jī)組的故障停運(yùn)次數(shù)與機(jī)組的年平均利用小時數(shù)成顯著正比關(guān)系，與機(jī)組的容量等級及機(jī)組服役期限無明顯關(guān)系。我省1 000 MW等級機(jī)組均為最近5年投產(chǎn)的，機(jī)組設(shè)備狀況好，但是每臺機(jī)組的平均故障停運(yùn)次數(shù)最高，這與百萬機(jī)組的年平均利用小時數(shù)最高有關(guān)系。而我省300 MW等級機(jī)組運(yùn)行期限大部分在20年以上，但是每臺機(jī)組的平均故障停運(yùn)次數(shù)是3個等級中最低的，300 MW等級機(jī)組的發(fā)電煤耗高，各廠的保障全廠發(fā)電總量的情況下，優(yōu)先大容量機(jī)組發(fā)電，盡量減小300 MW機(jī)組的開機(jī)時間，300 MW機(jī)組的年平均利用小時數(shù)是3個等級中最低的。由此可知，我省各等級容量機(jī)組的故障停運(yùn)狀況與機(jī)組的容量及服役年限無直接關(guān)系。從技術(shù)監(jiān)督的反饋情況來看，各機(jī)組的設(shè)備檢修及維護(hù)狀況差異較小，除去國家電投分宜電廠9號機(jī)組因爐型的原因（循環(huán)流化床），設(shè)備可靠性較差外，其余300 MW級煤粉鍋爐的設(shè)備可靠性均較好。

2 機(jī)組故障停運(yùn)原因統(tǒng)計分析及改進(jìn)措施

火電機(jī)組主要包含鍋爐系統(tǒng)（鍋爐本體及輔助設(shè)備等）、汽輪機(jī)系統(tǒng)（汽輪機(jī)本體、凝汽、給水加熱系統(tǒng)等）、發(fā)電機(jī)系統(tǒng)（發(fā)電機(jī)本體、勵磁、冷卻系統(tǒng)等）、廠用電系統(tǒng)（含升壓設(shè)備及廠用低壓母線等）、熱工及保護(hù)等系統(tǒng)[2]，各系統(tǒng)設(shè)備故障及人員責(zé)任是造成機(jī)組故障停運(yùn)的根本原因，機(jī)組故障停運(yùn)情況統(tǒng)計見表2。

表2 各系統(tǒng)及人員責(zé)任造成機(jī)組故障停運(yùn)情況統(tǒng)計

圖2 各主要系統(tǒng)引起的機(jī)組故障停運(yùn)次數(shù)及占比分布

從圖2可知，在2019年度統(tǒng)計的22次機(jī)組故障停運(yùn)事件中，因鍋爐系統(tǒng)引起的故障停運(yùn)為11次（占比50.00%）、汽輪機(jī)系統(tǒng)引起的故障停運(yùn)為3次（占比13.64%）、發(fā)電機(jī)系統(tǒng)引起的故障停運(yùn)為5次（占比22.74%）、熱工保護(hù)系統(tǒng)、廠用電系統(tǒng)及人員責(zé)任引起的故障停運(yùn)均為1次（各占比4.54%）。由此可知，鍋爐系統(tǒng)是引起機(jī)組故障停運(yùn)的最主要因素，下面分別對各系統(tǒng)的故障停運(yùn)事件進(jìn)行分析。

2.1 鍋爐系統(tǒng)

對11次鍋爐系統(tǒng)造成機(jī)組故障停運(yùn)的情況進(jìn)行了統(tǒng)計分析，數(shù)據(jù)見表3。

表3 鍋爐系統(tǒng)造成故障停運(yùn)情況統(tǒng)計

表3和圖3數(shù)據(jù)表明，鍋爐高溫受熱面（含再熱器、過熱器）及水冷壁故障是造成鍋爐系統(tǒng)故障停運(yùn)的主要因素，也是造成機(jī)組故障停運(yùn)的最主要原因。其中高溫受熱面造成的故障停運(yùn)占比達(dá)到54.55%，水冷壁因素占比36.36%。下面針對高溫受熱面（含再熱器、過熱器）及水冷壁故障的典型案例進(jìn)行分析。

圖3 鍋爐系統(tǒng)故障停運(yùn)的各要素統(tǒng)計分析

2.1.1 高溫受熱面（含再熱器、過熱器）的故障停運(yùn)案例

圖4為某660 MW機(jī)組再熱器爆管泄漏的現(xiàn)場圖片，直接原因?yàn)楦邏m煙氣經(jīng)過包墻環(huán)形集箱后，煙氣流動方向發(fā)生改變，順著集箱外弧面流向其側(cè)部相鄰的再熱器過渡連接管，對管子形成正面沖刷，又因通過弧面的煙氣有濃縮特性，其單位煙氣含塵量增大，對管子的吹損增大。間接原因是機(jī)組C修期間“四管”防磨防爆檢查工作不到位。本次再熱器吹損泄漏，其磨損是經(jīng)過了較長時間從量變到質(zhì)變的的過程，機(jī)組C修期間未發(fā)現(xiàn)，暴露了鍋爐“四管”檢查未全面覆蓋，防磨防爆檢查工作不到位。

圖4 某660 MW機(jī)組再熱器區(qū)域的管子泄漏

圖5 是與圖4同一火電廠的另外一臺660 MW機(jī)組，泄漏部位與圖4為同一個區(qū)域。此次泄漏也是因?yàn)楦邏m煙氣的長時間正面沖刷導(dǎo)致。間接原因?yàn)闄C(jī)組連續(xù)運(yùn)行338天，由于用電負(fù)荷緊張，在迎峰度夏前只獲準(zhǔn)一周的調(diào)停時間，沒有充足時間對受熱面進(jìn)行全面檢查。同時也暴露了未吸取另一臺機(jī)組泄漏事件的經(jīng)驗(yàn)教訓(xùn)，未對已暴露的家族缺陷進(jìn)行針對性的檢查。

圖5 某660 MW機(jī)組再熱器區(qū)域的管子泄漏

圖6 為某1000 MW機(jī)組高溫再熱器入口分配集箱管座連接管泄漏后的能量值變化曲線。在停機(jī)后進(jìn)入鍋爐大包內(nèi)檢查發(fā)現(xiàn)左側(cè)第1個高溫再熱器入口分配集箱管座第1排管屏第1根管爆口，爆口形式為環(huán)向裂口，位置在焊縫下側(cè)，斷面粗糙，不平整，破口邊緣呈鈍邊，管子膨脹導(dǎo)致裂紋后開裂，檢查未見對周圍管子吹損現(xiàn)象。在爐左側(cè)第1個集箱發(fā)現(xiàn)管裂紋5處，第2個集箱發(fā)現(xiàn)管裂紋2處，第3個集箱管裂紋4處，第6個集箱發(fā)現(xiàn)管裂紋1處；爐右側(cè)第1個集箱發(fā)現(xiàn)管裂紋1處，共計管裂紋13處。事故原因分析為設(shè)備制造廠家的加工工藝存在缺陷，高溫再熱器入口分配集箱管座存在裂紋，隨著機(jī)組高低負(fù)荷運(yùn)行參數(shù)不斷變化致使裂紋擴(kuò)大，最終導(dǎo)致焊口部位管子爆裂。

圖6 某1 000 MW機(jī)組51、53點(diǎn)爐管泄露監(jiān)測能量值

圖7 和圖8為某660 MW機(jī)組后屏過熱器爆管泄漏圖片，通過外觀檢查、光譜分析及微觀金相組織試驗(yàn)、力學(xué)性能分析及掃描電鏡和能譜分析，確定此次后屏過熱器彎頭爆管的主要原因是晶界應(yīng)力腐蝕，次要原因是管壁有偶爾超溫以及未進(jìn)行固溶處理。

圖7 某660 MW機(jī)組過熱器泄漏圖片

圖8 泄漏管內(nèi)壁微裂紋

還有某300 MW機(jī)組的后屏過熱器泄漏也是由于管壁超溫原因引起，另外某350 MW機(jī)組再熱器泄漏為吹灰器退出故障引起[3]，由于吹灰器未能完全退至“退出”位置，提升閥一直處于開啟狀態(tài)，吹灰蒸汽不停的對著管壁吹刷，最終導(dǎo)致管壁泄漏。

2.1.2 水冷壁受熱面的故障停運(yùn)案例

某廠2臺660 MW機(jī)組均出現(xiàn)了水冷壁中間集箱拉裂引起的泄漏事件，圖9為現(xiàn)場的泄漏照片，兩機(jī)組水冷壁拉裂的位置相同，而且該廠兩機(jī)組自2011年投產(chǎn)以來多次出現(xiàn)此類事件，根本原因是鍋爐廠在該區(qū)域的設(shè)計存在致命缺陷。該廠每次停機(jī)檢查該區(qū)域總能查出一些缺陷，一旦機(jī)組長周期運(yùn)行就很容易出問題。2020年該廠計劃投入大量技改資金對該區(qū)域部位實(shí)施材料升級及結(jié)構(gòu)改良，徹底解決此隱患[2，3]。

圖9 某廠2臺660 MW機(jī)組水冷壁泄漏圖片

還有2次水冷壁泄漏分別為掉大焦砸壞了冷灰斗處的水冷壁管及管材在制造和彎制過程中存在缺陷引起的，經(jīng)過長期運(yùn)行后強(qiáng)度下降造成失效爆裂。此兩次均為偶然事件，概率較小。

2.1.3 省煤器導(dǎo)致的故障停運(yùn)案例

僅有的1次省煤器泄漏是某660 MW機(jī)組的前后煙道中間隔離鋼板開裂，形成煙氣走廊，前煙道煙氣從中間隔離板開裂處向上沖刷管排，造成省煤器管泄漏，如圖10所示。

圖10 某660 MW機(jī)組省煤器泄漏照片

通過上述分析，高溫受熱面的故障主要是泄漏，導(dǎo)致泄漏的原因有管理方面的原因（40%），也有材料缺陷方面的原因（60%）。管理方面主要是機(jī)組停機(jī)檢修期間“四管”檢查沒到位以及機(jī)組運(yùn)行期間未有效控制受熱面超溫；材料缺陷主要是鍋爐廠在設(shè)計及材料加工方面存在固有缺陷。水冷壁泄漏的主要因素為鍋爐廠的設(shè)計缺陷，2020年進(jìn)行升級改造后，此類原因引起的水冷壁泄漏應(yīng)該會大幅減小。鍋爐系統(tǒng)的其他因素故障停運(yùn)事件均為小概率偶發(fā)事件，較難做到有效的事前防范。

根據(jù)已經(jīng)發(fā)生的吹灰器泄漏引起機(jī)組故障停運(yùn)的事件，國網(wǎng)江西電科院在開展迎峰度夏和迎峰度冬技術(shù)監(jiān)督檢查期間，開展了吹灰器泄漏專項(xiàng)隱患督查，分別對華能瑞金電廠1號機(jī)組和華能安源電廠2號機(jī)組開具了吹灰器內(nèi)漏缺陷整改單，并督促限期完成缺陷整改。2019年度未再發(fā)生因吹灰器泄漏導(dǎo)致的故障停運(yùn)事件。

此外，2019年度未發(fā)生因?yàn)槊嘿|(zhì)差導(dǎo)致的鍋爐熄火機(jī)組故障停運(yùn)事件，2017-2018年度我省發(fā)生過因?yàn)槊嘿|(zhì)特性變化大導(dǎo)致的機(jī)組故障停運(yùn)及出力受限事件，通過監(jiān)督平臺的建議措施、信息分享，各廠均開展了經(jīng)驗(yàn)改進(jìn)、集中攻關(guān)，取得了較好的效果，提升了燃用低灰熔點(diǎn)易結(jié)焦煤種的運(yùn)行控制水平。

脫硝噴氨系統(tǒng)引起的空預(yù)器堵塞問題[4]在2019年度也得到了顯著改善，2016-2018年度省內(nèi)機(jī)組多次出現(xiàn)因空預(yù)器堵塞引發(fā)的出力受限問題，通過2017-2018年度連續(xù)2年的噴氨均勻性專項(xiàng)監(jiān)督，以及各電廠持續(xù)投入的技改，此方面的問題已經(jīng)得到了較大緩解。該難題仍然會作為后期技術(shù)監(jiān)督持續(xù)關(guān)注的重點(diǎn)事項(xiàng)。

低氮燃燒方式引起的水冷壁高溫腐蝕問題在2019年度也取得了顯著成效，2017年度我省多臺660 MW機(jī)組因?yàn)楦邷馗g問題出現(xiàn)了爆管故障停運(yùn)事件，通過技術(shù)監(jiān)督的及時通報及預(yù)防改進(jìn)建議，全省各電廠均開展了集中整治和技改投入，極大減小了該類事件的發(fā)生次數(shù)。該難題仍然會作為后期技術(shù)監(jiān)督持續(xù)關(guān)注的重點(diǎn)事項(xiàng)。

2.2 汽輪機(jī)系統(tǒng)

對汽輪機(jī)系統(tǒng)造成機(jī)組故障停運(yùn)的情況進(jìn)行了統(tǒng)計分析，數(shù)據(jù)見表4。

表4 汽輪機(jī)系統(tǒng)造成故障停運(yùn)情況統(tǒng)計

豐城二期發(fā)電廠5號機(jī)組因汽輪機(jī)6號軸承Y向振動[5]大幅度波動跳閘（其它軸承測點(diǎn)振動平穩(wěn)正常），引起鍋爐熄火及發(fā)電機(jī)跳閘。檢查發(fā)現(xiàn)5號汽輪機(jī)6號軸承Y向測振元件損壞，無其它異常，更換測振元件后汽輪機(jī)振動恢復(fù)正常。

國電豐城電廠2號機(jī)組因?yàn)榇髾C(jī)調(diào)門GV1處OPC油管接頭漏油導(dǎo)致EH油箱油位無法維持被迫停機(jī)。直接原因：2號機(jī)組大機(jī)調(diào)門GV1油動機(jī)OPC油管安裝質(zhì)量不合格，油管平面與接頭平面存在一定的張口，張口大的一側(cè)油管平面未有效壓緊接頭平面內(nèi)部密封圈，經(jīng)高壓油不斷擠壓后，張口大的一側(cè)密封圈部分被擠出油管平面產(chǎn)生滲漏，密封圈在高壓油的沖擊下被剪斷，造成泄漏，因漏點(diǎn)無法隔離被迫停機(jī)。間接原因：油動機(jī)接口設(shè)計不合理，油動機(jī)進(jìn)回油管接口均設(shè)計在油動機(jī)控制塊的背面，管接頭離主汽門、調(diào)門殼體不到150 mm，油管與油動機(jī)接頭連接時需進(jìn)行二次90°彎頭過渡，極大地增加了彎管和O型圈裝配難度，且機(jī)組運(yùn)行過程中，受一次調(diào)頻影響油管長期存在高頻振動，油管接頭及彎頭處應(yīng)力較大，容易造成密封圈損壞或彎頭焊縫裂紋而漏油停機(jī)。根本原因：檢修質(zhì)量管控不到位。在EH油管更換項(xiàng)目實(shí)施過程中，該處油動機(jī)進(jìn)油管就進(jìn)行過多次彎管調(diào)整，對存在的張口未及時消除。反映出工作人員能力不足，施工監(jiān)管不嚴(yán)，質(zhì)量管控不到位。

大唐撫州電廠2號機(jī)組于2019年9月3日因汽輪機(jī)汽門卡澀故障引發(fā)機(jī)組超速至3840 r/min的嚴(yán)重安全事件，最終汽輪發(fā)電機(jī)組轉(zhuǎn)子被迫返廠檢修，造成了較大的經(jīng)濟(jì)損失。省電科院在2018年底的迎峰度冬年終技術(shù)監(jiān)督檢查中，針對大唐撫州電廠2臺汽輪機(jī)發(fā)電機(jī)組均未按照《防止電力生產(chǎn)事故的二十五項(xiàng)重點(diǎn)要求》和制造廠要求定期開展“汽門全行程活動試驗(yàn)”的情況，分別對1號機(jī)組和2號機(jī)組開具了整改單要求，要求該廠盡快完成1號機(jī)組和2號機(jī)組的汽輪機(jī)汽門全行程活動試驗(yàn)。但是由于發(fā)電任務(wù)重以及汽輪機(jī)生產(chǎn)廠家備件供應(yīng)不及時，截至事故發(fā)生前，該項(xiàng)隱患仍未完成整改，最終引發(fā)了機(jī)組超速的嚴(yán)重安全事件。該事件反映了電廠對技術(shù)監(jiān)督提出的整改要求不重視，經(jīng)濟(jì)指標(biāo)的權(quán)重考慮超過了安全生產(chǎn)。這也是目前存在的影響我省火力發(fā)電機(jī)組安全生產(chǎn)的較普遍因素。

2.3 發(fā)電機(jī)系統(tǒng)

對發(fā)電機(jī)系統(tǒng)造成機(jī)組故障停運(yùn)的情況進(jìn)行了統(tǒng)計分析，數(shù)據(jù)見表5。

表5 發(fā)電機(jī)系統(tǒng)造成故障停運(yùn)情況統(tǒng)計

表5數(shù)據(jù)表明，發(fā)電機(jī)系統(tǒng)的故障絕大部分均發(fā)生在勵磁系統(tǒng)（占比60%）。

神華九江電廠2號機(jī)組因出現(xiàn)發(fā)電機(jī)端部絕緣故障，機(jī)組運(yùn)行過程中發(fā)電機(jī)差動保護(hù)動作跳閘，停機(jī)檢查后發(fā)現(xiàn)是發(fā)電機(jī)制造過程中存在缺陷。該廠1號機(jī)組在后面的檢修期間對此問題進(jìn)行了專項(xiàng)檢查，也發(fā)現(xiàn)了同樣的問題。此缺陷已通過技術(shù)監(jiān)督的方式及時通報了全省所有電廠，各廠均進(jìn)行了相應(yīng)的專項(xiàng)檢查，及時排除了安全隱患。

國電豐城電廠4號機(jī)組發(fā)電機(jī)機(jī)端側(cè)A相211CT繞組二次出線電纜較短，在穿孔處緊貼孔壁（基建安裝遺留隱患），受周圍振動環(huán)境影響，電纜線長時間與金屬孔不斷摩擦，致絕緣層受損，電纜線觸碰金屬外殼接地，此處接地與發(fā)電機(jī)差動電流回路保護(hù)接地構(gòu)成兩點(diǎn)接地，導(dǎo)致發(fā)電機(jī)機(jī)端A相211電流一部分流入差動回路，一部分經(jīng)兩個接地點(diǎn)形成閉環(huán)。被分流后的機(jī)端側(cè)A相211電流與發(fā)電機(jī)中性點(diǎn)側(cè)A相131電流幅值不等形成差流，造成發(fā)電機(jī)差動保護(hù)動作跳閘。

國家電投分宜電廠9號機(jī)組運(yùn)行過程中發(fā)電機(jī)勵磁著火，機(jī)組保護(hù)動作跳機(jī)。原因是絕緣材料性能下降，接觸不良導(dǎo)致發(fā)熱返火燒損。

國家電投新昌電廠2號機(jī)組B定冷水泵接線盒C相接線絕緣破損，導(dǎo)致接地，產(chǎn)生大電流使電源開關(guān)脫扣，B定冷水泵跳閘，而A定冷水泵處于檢修狀態(tài)失去備用，導(dǎo)致定冷水流量到零，發(fā)電機(jī)斷水保護(hù)動作停機(jī)。

2.4 熱工控制系統(tǒng)

僅有的1次熱工控制系統(tǒng)引起的故障停運(yùn)事件是某660MW機(jī)組由于B側(cè)引風(fēng)機(jī)動葉調(diào)節(jié)執(zhí)行器控制板故障觸發(fā)爐膛壓力高II值保護(hù)動作，鍋爐MFT動作，機(jī)組跳閘。

原因分析：

1）通過查閱DCS歷史曲線及SOE記錄，因B引風(fēng)機(jī)動葉執(zhí)行器反饋回路的異常波動，造成閥門指令和反饋正偏差一直存在，直接導(dǎo)致執(zhí)行器控制板中的伺服模塊一直驅(qū)動動葉往“開”方向動作，造成風(fēng)機(jī)出力增大，電流上升最大至936 A，爐膛負(fù)壓出現(xiàn)劇烈下降。

2）該機(jī)組在C修材料計劃中，重要設(shè)備未配置合理的備件。在C修檢修中，已經(jīng)發(fā)現(xiàn)B引風(fēng)機(jī)動葉執(zhí)行器減速箱內(nèi)齒輪存在磨損卡澀現(xiàn)象、A引風(fēng)機(jī)動葉執(zhí)行器控制板異常。因無備件采用利舊方式（從倉庫找到移交的舊執(zhí)行器）分別進(jìn)行了整體更換，未充分考慮到舊執(zhí)行器已使用較長時間，存在元器件老化的安全隱患，仍將其用于重要控制設(shè)備，暴露出設(shè)備大小修及備品備件管理上存在漏洞，風(fēng)險防范意識不強(qiáng)，解體檢修過程中未能認(rèn)真分析、未能準(zhǔn)確預(yù)估利舊的后果。

此次故障停運(yùn)事件發(fā)生后，江西電科院及時對全省統(tǒng)調(diào)機(jī)組采取了如下措施，并提出建議：

1）根據(jù)已發(fā)生的引風(fēng)機(jī)控制系統(tǒng)引起機(jī)組故障停運(yùn)的事件，國網(wǎng)江西電科院在開展迎峰度夏和迎峰度冬技術(shù)監(jiān)督檢查期間，針對此項(xiàng)隱患開展了專項(xiàng)督查。我省多數(shù)火電廠DCS系統(tǒng)和熱工設(shè)備運(yùn)行超過十年，存在電子模塊老化問題，部分模件性能趨于不穩(wěn)定，執(zhí)行器頻繁故障。

（1）國電九江電廠在2019年共更換7臺執(zhí)行器、廠家到場處理好一臺故障執(zhí)行器。建議及時采購更新電動執(zhí)行器，到貨做好在運(yùn)更換方案后，立即安排對存在較大安全隱患的三大風(fēng)機(jī)執(zhí)行器進(jìn)行整體更換，徹底消除仍存在的舊執(zhí)行器安全隱患；

（2）華能井岡山電廠2號機(jī)組DCS使用ABB的INFI-90系統(tǒng)，由于原設(shè)計的各部件配置較低，隨著近幾年不斷的進(jìn)行測點(diǎn)擴(kuò)充，邏輯增補(bǔ)，目前已經(jīng)出現(xiàn)了環(huán)路裕度不足，無備用測點(diǎn)位置等問題，這些對系統(tǒng)的故障分析和處理，帶來許多不便；尤其是隨著DCS系統(tǒng)運(yùn)行年限增加，現(xiàn)有部分設(shè)備已出現(xiàn)器件老化（如電源系統(tǒng)故障，主模件故障，通訊故障，運(yùn)行不穩(wěn)定、性能已經(jīng)落后問題）；近兩年2號機(jī)組DCS系統(tǒng)設(shè)備的故障率明顯升高，危害加大，已經(jīng)成為機(jī)組繼續(xù)運(yùn)行的一大安全隱患；

（3）華能瑞金電廠隨著DCS系統(tǒng)運(yùn)行年限達(dá)到10年以上，電子元器件老化現(xiàn)象明顯，如：2019年03月06日，1號爐18號DPU B03AO卡件故障觸發(fā)5S卡件故障報警，后自動恢復(fù)，期間兩側(cè)噴氨調(diào)門指令均自保持；2019年03月12日，脫硫4號DPUA路5V電源模塊故障；2019年04月01日，1號爐44號操作員站死機(jī)，無法使用等。

根據(jù)以上發(fā)現(xiàn)的安全隱患，要求全省統(tǒng)調(diào)發(fā)電機(jī)組定期開展DCS系統(tǒng)性能測試工作、DCS系統(tǒng)控制電源測試工作以及DCS系統(tǒng)模件檢測工作，更換性能趨于不穩(wěn)定的控制模件，對ETS等重要熱工設(shè)備進(jìn)行逐步更新，對保持使用的加強(qiáng)巡檢，發(fā)現(xiàn)異常及時處理，對熱工設(shè)備包括測量表計的可靠性進(jìn)行全面梳理和隱患排查，舉一反三，對存在的設(shè)計、質(zhì)量、老化等安全隱患制定整治計劃和預(yù)防措施，以提高熱控設(shè)備的可靠性；對于重要閥門執(zhí)行器做好備品備件工作，對于應(yīng)用于重要系統(tǒng)及控制對象的電子類設(shè)備，原則上不再采用利舊方式，特殊應(yīng)急情況下，做好安全措施并及時制定整改計劃。

2）根據(jù)上述提出的檢查要求，各電廠開展了熱控設(shè)備的隱患排查工作。其中，

（1）針對DEH系統(tǒng)電源隱患，華能安源電廠完成了DEH系統(tǒng)電源優(yōu)化，DEH中6YV、7YV、8YV、9YV電磁閥原供電方式為：兩路電源通過切換裝置后輸出到上述電磁閥；現(xiàn)變更為6YV、7YV電磁閥單獨(dú)一路電源，8YV、9YV電磁閥單獨(dú)的另外一路電源。從而避免了電源切換時存在瞬間失電的可能造成油壓低。

（2）國家電投新昌電廠利用兩臺機(jī)組的停機(jī)機(jī)會完成DCS系統(tǒng)電源升級改造工作（共更換12套24 V電源）。

（3）贛能豐城二期電廠熱工專業(yè)對《2019年江西并網(wǎng)發(fā)電企業(yè)熱工技術(shù)監(jiān)督考核評比細(xì)則》和《江西省電力技術(shù)監(jiān)督管理辦法》進(jìn)行了學(xué)習(xí)宣貫；吸取“5號機(jī)組6號瓦振動高高跳機(jī)障礙”教訓(xùn)，開展熱工保護(hù)邏輯設(shè)置合理和可靠性排查工作，落實(shí)防熱工保護(hù)拒動和誤動反措。

（4）大唐撫州電廠組織了2號機(jī)組除氧器水位異常分析會、1號機(jī)組低負(fù)荷協(xié)調(diào)控制品質(zhì)異常分析會、ABB公司DCS控制系統(tǒng)卡件頻繁故障分析會，提交和完成設(shè)備異動共計114項(xiàng)，有效的保證了機(jī)組安全穩(wěn)定運(yùn)行；

（5）國家電投貴溪電廠學(xué)習(xí)了《2019年江西省電力系統(tǒng)熱工專業(yè)技術(shù)監(jiān)督考核、評比實(shí)施細(xì)則》；針對新的《防止電力生產(chǎn)事故的二十五項(xiàng)重點(diǎn)要求》，開展了查找、排查保護(hù)設(shè)備隱患的工作，如：火檢風(fēng)機(jī)、大小機(jī)的潤滑油系統(tǒng)、DCS系統(tǒng)等熱工重要設(shè)備；

（6）國家電投景德鎮(zhèn)電廠針對三大風(fēng)機(jī)動葉執(zhí)行機(jī)構(gòu)穩(wěn)定性不強(qiáng)，完成1號爐三大風(fēng)機(jī)動葉執(zhí)行機(jī)構(gòu)換型改造，更換穩(wěn)定性更高的設(shè)備。

（7）國電九江電廠開展了“機(jī)組降故障停運(yùn)三個專項(xiàng)治理”及安全環(huán)保隱患排查整改工作，針對暴露出來的三大風(fēng)機(jī)執(zhí)行器頻繁故障，DCS系統(tǒng)電源模塊多處報警，主機(jī)LVDT反饋波動甚至突變等多個問題進(jìn)行了一一排查整改。

通過迎峰度夏及迎峰度冬期間的隱患排查和缺陷整改措施，2019年度未再發(fā)生因熱控系統(tǒng)隱患導(dǎo)致的機(jī)組故障停運(yùn)事件。

2.5 廠用電系統(tǒng)

對廠用電系統(tǒng)造成機(jī)組故障停運(yùn)的情況進(jìn)行了統(tǒng)計分析，數(shù)據(jù)見表6。

表6 廠用電系統(tǒng)造成故障停運(yùn)情況統(tǒng)計

大唐撫州電廠2號機(jī)6 kV 2A段工作電源進(jìn)線柜內(nèi)穿芯式電流互感器等電位線接線錯誤導(dǎo)致機(jī)組故障停運(yùn)。當(dāng)電流互感器等電位線與接地線連接時，一次母排與地電位之間僅靠母排熱縮套、空氣間隙及電流互感器內(nèi)壁表面樹脂層絕緣，又因B相電流互感器內(nèi)壁與一次母排相互碰磨，長期在電暈、振動摩擦和熱作用下，絕緣持續(xù)劣化最終導(dǎo)致電擊穿。形成了一次母排→熱縮套→互感器內(nèi)壁表層樹脂絕緣→等電位線→地的放電通路，最終發(fā)生一次母排對電流互感器內(nèi)壁放電故障。

主要原因：開關(guān)柜安裝、設(shè)計要求不明確。查閱設(shè)計資料，廠家提供KYN28開關(guān)柜安裝維護(hù)使用手冊，未明確穿芯式電流互感器等電位線安裝方式及位置。同時，點(diǎn)檢、檢修人員平時對6 kV開關(guān)日常巡檢工作不到位，未能及時發(fā)現(xiàn)穿芯式電流互感器等電位線接線錯誤隱患，最終導(dǎo)致故障擴(kuò)大擊穿絕緣。事故發(fā)生后該廠擇機(jī)對1號機(jī)組的同類情況進(jìn)行了整改。

2.6 人員責(zé)任

對人員責(zé)任造成機(jī)組故障停運(yùn)的情況進(jìn)行了統(tǒng)計分析，數(shù)據(jù)見表7。

表7 人員責(zé)任造成故障停運(yùn)情況統(tǒng)計

國家電投分宜電廠9號機(jī)組并網(wǎng)后由中壓缸切高壓缸進(jìn)汽過程中汽包水位控制不當(dāng)，導(dǎo)致水位保護(hù)動作跳機(jī)。此事件反映了運(yùn)行人員技術(shù)水平有待提高。

3 結(jié)語

3.1 結(jié)論

1）通過對2019年度江西省統(tǒng)調(diào)火電機(jī)組故障停運(yùn)原因的分析可以看出，鍋爐系統(tǒng)是導(dǎo)致機(jī)組故障停運(yùn)的最主要因素，其次是發(fā)電機(jī)系統(tǒng)，再次是汽輪機(jī)系統(tǒng)。同時，也出現(xiàn)了1次因運(yùn)行人員操作不當(dāng)引起的機(jī)組故障停運(yùn)事件。

2）鍋爐系統(tǒng)的多數(shù)故障發(fā)生在高溫受熱面的泄漏，導(dǎo)致泄漏的原因有管理方面的原因（40%），也有材料缺陷方面的原因（60%）。管理方面主要是機(jī)組停機(jī)檢修期間“四管”檢查沒到位以及機(jī)組運(yùn)行期間對受熱面超溫控制不嚴(yán)；材料缺陷主要是鍋爐廠在設(shè)計及材料加工方面存在固有缺陷。水冷壁泄漏是鍋爐系統(tǒng)的次多故障，主要因素為鍋爐廠的設(shè)計缺陷，2020年相關(guān)電廠進(jìn)行升級改造后，此類原因引起的水冷壁泄漏會大幅減小。

3）其他系統(tǒng)引起的故障停運(yùn)事件絕大多數(shù)為設(shè)備設(shè)計生產(chǎn)過程中存在的固有缺陷以及其他小概率偶發(fā)因素，也存在少數(shù)檢修施工監(jiān)管不嚴(yán)、質(zhì)量管控不到位的情況。該類故障停運(yùn)事件較難做到有效的事前防范。

4）2019年度未發(fā)生因?yàn)槊嘿|(zhì)差導(dǎo)致的鍋爐熄火機(jī)組故障停運(yùn)事件，2017-2018年度我省發(fā)生過因?yàn)槊嘿|(zhì)特性變化大導(dǎo)致的機(jī)組故障停運(yùn)及出力受限事件，通過監(jiān)督平臺的建議措施、信息分享，各廠均開展了經(jīng)驗(yàn)改進(jìn)、集中攻關(guān)，取得了較好的效果，提升了燃用低灰熔點(diǎn)易結(jié)焦煤種的運(yùn)行控制水平。

5）脫硝噴氨系統(tǒng)引起的空預(yù)器堵塞問題在2019年度也得到了顯著改善，2016～2018年度省內(nèi)機(jī)組多次出現(xiàn)因空預(yù)器堵塞引發(fā)的出力受限問題，通過2017～2018年度連續(xù)2年的噴氨均勻性專項(xiàng)監(jiān)督，以及各電廠持續(xù)投入的技改，此方面的問題已經(jīng)得到了較大的緩解。該難題仍然會作為后期技術(shù)監(jiān)督持續(xù)關(guān)注的重點(diǎn)事項(xiàng)。

6）低氮燃燒方式引起的水冷壁高溫腐蝕問題在2019年度也取得了顯著成效，2017年度我省多臺660MW機(jī)組因?yàn)楦邷馗g問題出現(xiàn)了爆管故障停運(yùn)事件，通過技術(shù)監(jiān)督的及時通報及預(yù)防改進(jìn)建議，全省各電廠均開展了集中整治和技改投入，極大減小了該類事件的發(fā)生次數(shù)。該難題仍然會作為后期技術(shù)監(jiān)督持續(xù)關(guān)注的重點(diǎn)事項(xiàng)。

7）2019年各統(tǒng)調(diào)發(fā)電機(jī)組煙氣脫硫系統(tǒng)運(yùn)行平穩(wěn)，各電廠未發(fā)生因脫硫系統(tǒng)隱患導(dǎo)致的故障停運(yùn)事件。根據(jù)2018年全省統(tǒng)調(diào)電廠出現(xiàn)的脫硫系統(tǒng)引起機(jī)組故障停運(yùn)的事件，江西電科院在迎峰度夏和迎峰度冬技術(shù)監(jiān)督檢查期間，持續(xù)督促全省各統(tǒng)調(diào)發(fā)電機(jī)組進(jìn)一步優(yōu)化脫硫系統(tǒng)主要運(yùn)行參數(shù)（煙溫和循環(huán)漿泵）與鍋爐系統(tǒng)的聯(lián)鎖保護(hù)設(shè)置并做好日常邏輯傳動試驗(yàn)工作。

8）火力發(fā)電機(jī)組安全生產(chǎn)“兩票三制”中的“設(shè)備定期試驗(yàn)和輪換制度”是及早發(fā)現(xiàn)設(shè)備異常和保障設(shè)備安全運(yùn)行的最基本最有效的手段，在歷次的監(jiān)督檢查中都將該項(xiàng)工作的落實(shí)情況作為最主要的檢查內(nèi)容并逐一開具整改項(xiàng)目，但由于各方面的原因，尤其是出現(xiàn)了機(jī)組故障停運(yùn)的電廠，普遍存在不重視該項(xiàng)整改單閉環(huán)管理的現(xiàn)象。這也是目前存在的影響我省火力發(fā)電機(jī)組安全生產(chǎn)較普遍的因素。

3.2 建議

1）機(jī)組檢修時，重點(diǎn)強(qiáng)化對鍋爐高溫受熱面、水冷壁、蒸汽管路等易發(fā)故障設(shè)備的檢查和檢測，盡早發(fā)現(xiàn)設(shè)備缺陷，提高機(jī)組運(yùn)行可靠性。

2）對于在運(yùn)行過程中已經(jīng)出現(xiàn)過故障的重要輔機(jī)設(shè)備，應(yīng)及時采購新的備品備件，利用機(jī)組檢修時機(jī)及時更換。對于熱工控制系統(tǒng)的電子元器件，應(yīng)按照相關(guān)規(guī)程要求，對超過使用年限的老化元器件及時更換，必須保證此類技改項(xiàng)目的資金支持力度。

3）部分電廠原有煙氣脫硫系統(tǒng)建設(shè)時設(shè)置有煙氣旁路系統(tǒng)，目的是煙氣脫硫系統(tǒng)故障時煙氣通過旁路進(jìn)入煙囪排放，后應(yīng)國家生態(tài)環(huán)境部要求取消了煙氣旁路系統(tǒng)，但對煙道上的煙氣檔板大都保留未拆除。2019年省外火電機(jī)組運(yùn)行時發(fā)生脫硫系統(tǒng)出口凈煙氣檔板電動執(zhí)行器控制板腐蝕燒損，執(zhí)行器失控誤動作，導(dǎo)致煙氣檔板關(guān)閉從而引起機(jī)組故障停運(yùn)的情況，建議電廠對煙氣脫硫系統(tǒng)現(xiàn)有煙氣檔板運(yùn)行狀況進(jìn)行檢查，拆除不必要的檔板，對需保留的檔板做好日常傳動裝置試驗(yàn)工作，保證檔板開關(guān)動作正確和信號傳輸準(zhǔn)確。

4）火電廠安全生產(chǎn)管理工作應(yīng)緊緊圍繞生產(chǎn)人員的業(yè)務(wù)培訓(xùn)及非生產(chǎn)人員的安全培訓(xùn)，實(shí)行全員、全方位、全過程的安全管理，減少因人員責(zé)任造成的機(jī)組故障停運(yùn)，夯實(shí)安全生產(chǎn)基礎(chǔ)。

5）針對技術(shù)監(jiān)督通報的機(jī)組故障停運(yùn)信息，應(yīng)及時組織本廠對相關(guān)設(shè)備或系統(tǒng)進(jìn)行全面的檢查，對存在的類似缺陷盡快安排消缺完善。技術(shù)監(jiān)督單位與發(fā)電企業(yè)都要重視整改項(xiàng)目的閉環(huán)管理，設(shè)備檢修作業(yè)安排應(yīng)緊密結(jié)合缺陷整改的內(nèi)容，及時高效的完成缺陷整改，充分發(fā)揮技術(shù)監(jiān)督對安全生產(chǎn)的引導(dǎo)作用。