談紫星，石財榮，黃 靜，楊 倩，夏永俊

（1.南昌科晨電力試驗研究有限公司，江西南昌 330096；2.神華國華九江發(fā)電有限責任公司，江西九江 332000；3.國家電投集團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，火電機組的運行可靠性關系電網(wǎng)穩(wěn)定運行及電網(wǎng)調(diào)節(jié)能力。火電機組的故障停運會對電網(wǎng)穩(wěn)定運行造成較大影響，可能引發(fā)發(fā)供電不平衡及局部電網(wǎng)穩(wěn)定性破壞，情況嚴重時會導致系統(tǒng)頻率瓦解。通過對江西電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)火電機組2019年度故障停運次數(shù)及原因的統(tǒng)計分析，找出在運行過程中對機組可靠性影響較大的環(huán)節(jié)，為今后強化火電機組運行維護管理提供參考和依據(jù)，有助于提升并網(wǎng)火電機組的運行可靠性。

1 總體情況分析

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

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

表1 2019年度不同容量等級火電機組故障停運情況統(tǒng)計

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

圖1 2019年度各等級機組故障停運信息圖

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

2 機組故障停運原因統(tǒng)計分析及改進措施

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

表2 各系統(tǒng)及人員責任造成機組故障停運情況統(tǒng)計

圖2 各主要系統(tǒng)引起的機組故障停運次數(shù)及占比分布

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

2.1 鍋爐系統(tǒng)

對11次鍋爐系統(tǒng)造成機組故障停運的情況進行了統(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)故障停運的主要因素，也是造成機組故障停運的最主要原因。其中高溫受熱面造成的故障停運占比達到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行分析。

圖3 鍋爐系統(tǒng)故障停運的各要素統(tǒng)計分析

2.1.1 高溫受熱面（含再熱器、過熱器）的故障停運案例

圖4為某660 MW機組再熱器爆管泄漏的現(xiàn)場圖片，直接原因為高塵煙氣經(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機組，泄漏部位與圖4為同一個區(qū)域。此次泄漏也是因為高塵煙氣的長時間正面沖刷導致。間接原因為機組連續(xù)運行338天，由于用電負荷緊張，在迎峰度夏前只獲準一周的調(diào)停時間，沒有充足時間對受熱面進行全面檢查。同時也暴露了未吸取另一臺機組泄漏事件的經(jīng)驗教訓，未對已暴露的家族缺陷進行針對性的檢查。

圖5 某660 MW機組再熱器區(qū)域的管子泄漏

圖6 為某1000 MW機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。在停機后進入鍋爐大包內(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，隨著機組高低負荷運行參數(shù)不斷變化致使裂紋擴大，最終導致焊口部位管子爆裂。

圖6 某1 000 MW機組51、53點爐管泄露監(jiān)測能量值

圖7 和圖8為某660 MW機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、力學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力腐蝕，次要原因是管壁有偶爾超溫以及未進行固溶處理。

圖7 某660 MW機組過熱器泄漏圖片

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，最終導致管壁泄漏。

2.1.2 水冷壁受熱面的故障停運案例

某廠2臺660 MW機組均出現(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，兩機組水冷壁拉裂的位置相同，而且該廠兩機組自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)域的設計存在致命缺陷。該廠每次停機檢查該區(qū)域總能查出一些缺陷，一旦機組長周期運行就很容易出問題。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)過長期運行后強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 省煤器導致的故障停運案例

僅有的1次省煤器泄漏是某660 MW機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%）。管理方面主要是機組停機檢修期間“四管”檢查沒到位以及機組運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計缺陷，2020年進行升級改造后，此類原因引起的水冷壁泄漏應該會大幅減小。鍋爐系統(tǒng)的其他因素故障停運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組故障停運的事件，國網(wǎng)江西電科院在開展迎峰度夏和迎峰度冬技術監(jiān)督檢查期間，開展了吹灰器泄漏專項隱患督查，分別對華能瑞金電廠1號機組和華能安源電廠2號機組開具了吹灰器內(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)生因吹灰器泄漏導致的故障停運事件。

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

脫硝噴氨系統(tǒng)引起的空預器堵塞問題[4]在2019年度也得到了顯著改善，2016-2018年度省內(nèi)機組多次出現(xiàn)因空預器堵塞引發(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監(jiān)督持續(xù)關注的重點事項。

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機組因為高溫腐蝕問題出現(xiàn)了爆管故障停運事件，通過技術監(jiān)督的及時通報及預防改進建議，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監(jiān)督持續(xù)關注的重點事項。

2.2 汽輪機系統(tǒng)

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

表4 汽輪機系統(tǒng)造成故障停運情況統(tǒng)計

豐城二期發(fā)電廠5號機組因汽輪機6號軸承Y向振動[5]大幅度波動跳閘（其它軸承測點振動平穩(wěn)正常），引起鍋爐熄火及發(fā)電機跳閘。檢查發(fā)現(xiàn)5號汽輪機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振動恢復正常。

國電豐城電廠2號機組因為大機調(diào)門GV1處OPC油管接頭漏油導致EH油箱油位無法維持被迫停機。直接原因：2號機組大機調(diào)門GV1油動機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，因漏點無法隔離被迫停機。間接原因：油動機接口設計不合理，油動機進回油管接口均設計在油動機控制塊的背面，管接頭離主汽門、調(diào)門殼體不到150 mm，油管與油動機接頭連接時需進行二次90°彎頭過渡，極大地增加了彎管和O型圈裝配難度，且機組運行過程中，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力較大，容易造成密封圈損壞或彎頭焊縫裂紋而漏油停機。根本原因：檢修質(zhì)量管控不到位。在EH油管更換項目實施過程中，該處油動機進油管就進行過多次彎管調(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，質(zhì)量管控不到位。

大唐撫州電廠2號機組于2019年9月3日因汽輪機汽門卡澀故障引發(fā)機組超速至3840 r/min的嚴重安全事件，最終汽輪發(fā)電機組轉(zhuǎn)子被迫返廠檢修，造成了較大的經(jīng)濟損失。省電科院在2018年底的迎峰度冬年終技術監(jiān)督檢查中，針對大唐撫州電廠2臺汽輪機發(fā)電機組均未按照《防止電力生產(chǎn)事故的二十五項重點要求》和制造廠要求定期開展“汽門全行程活動試驗”的情況，分別對1號機組和2號機組開具了整改單要求，要求該廠盡快完成1號機組和2號機組的汽輪機汽門全行程活動試驗。但是由于發(fā)電任務重以及汽輪機生產(chǎn)廠家備件供應不及時，截至事故發(fā)生前，該項隱患仍未完成整改，最終引發(fā)了機組超速的嚴重安全事件。該事件反映了電廠對技術監(jiān)督提出的整改要求不重視，經(jīng)濟指標的權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)電機組安全生產(chǎn)的較普遍因素。

2.3 發(fā)電機系統(tǒng)

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

表5 發(fā)電機系統(tǒng)造成故障停運情況統(tǒng)計

表5數(shù)據(jù)表明，發(fā)電機系統(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號機組因出現(xiàn)發(fā)電機端部絕緣故障，機組運行過程中發(fā)電機差動保護動作跳閘，停機檢查后發(fā)現(xiàn)是發(fā)電機制造過程中存在缺陷。該廠1號機組在后面的檢修期間對此問題進行了專項檢查，也發(fā)現(xiàn)了同樣的問題。此缺陷已通過技術監(jiān)督的方式及時通報了全省所有電廠，各廠均進行了相應的專項檢查，及時排除了安全隱患。

國電豐城電廠4號機組發(fā)電機機端側(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)電機差動電流回路保護接地構(gòu)成兩點接地，導致發(fā)電機機端A相211電流一部分流入差動回路，一部分經(jīng)兩個接地點形成閉環(huán)。被分流后的機端側(cè)A相211電流與發(fā)電機中性點側(cè)A相131電流幅值不等形成差流，造成發(fā)電機差動保護動作跳閘。

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

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

2.4 熱工控制系統(tǒng)

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

原因分析：

1）通過查閱DCS歷史曲線及SOE記錄，因B引風機動葉執(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，造成風機出力增大，電流上升最大至936 A，爐膛負壓出現(xiàn)劇烈下降。

2）該機組在C修材料計劃中，重要設備未配置合理的備件。在C修檢修中，已經(jīng)發(fā)現(xiàn)B引風機動葉執(zhí)行器減速箱內(nèi)齒輪存在磨損卡澀現(xiàn)象、A引風機動葉執(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備，暴露出設備大小修及備品備件管理上存在漏洞，風險防范意識不強，解體檢修過程中未能認真分析、未能準確預估利舊的后果。

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

1）根據(jù)已發(fā)生的引風機控制系統(tǒng)引起機組故障停運的事件，國網(wǎng)江西電科院在開展迎峰度夏和迎峰度冬技術監(jiān)督檢查期間，針對此項隱患開展了專項督查。我省多數(shù)火電廠DCS系統(tǒng)和熱工設備運行超過十年，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，到貨做好在運更換方案后，立即安排對存在較大安全隱患的三大風機執(zhí)行器進行整體更換，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號機組DCS使用ABB的INFI-90系統(tǒng)，由于原設計的各部件配置較低，隨著近幾年不斷的進行測點擴充，邏輯增補，目前已經(jīng)出現(xiàn)了環(huán)路裕度不足，無備用測點位置等問題，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)運行年限增加，現(xiàn)有部分設備已出現(xiàn)器件老化（如電源系統(tǒng)故障，主模件故障，通訊故障，運行不穩(wěn)定、性能已經(jīng)落后問題）；近兩年2號機組DCS系統(tǒng)設備的故障率明顯升高，危害加大，已經(jīng)成為機組繼續(xù)運行的一大安全隱患；

（3）華能瑞金電廠隨著DCS系統(tǒng)運行年限達到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，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，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等重要熱工設備進行逐步更新，對保持使用的加強巡檢，發(fā)現(xiàn)異常及時處理，對熱工設備包括測量表計的可靠性進行全面梳理和隱患排查，舉一反三，對存在的設計、質(zhì)量、老化等安全隱患制定整治計劃和預防措施，以提高熱控設備的可靠性；對于重要閥門執(zhí)行器做好備品備件工作，對于應用于重要系統(tǒng)及控制對象的電子類設備，原則上不再采用利舊方式，特殊應急情況下，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電磁閥單獨一路電源，8YV、9YV電磁閥單獨的另外一路電源。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組的停機機會完成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)熱工技術監(jiān)督考核評比細則》和《江西省電力技術監(jiān)督管理辦法》進行了學習宣貫；吸取“5號機組6號瓦振動高高跳機障礙”教訓，開展熱工保護邏輯設置合理和可靠性排查工作，落實防熱工保護拒動和誤動反措。

（4）大唐撫州電廠組織了2號機組除氧器水位異常分析會、1號機組低負荷協(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，提交和完成設備異動共計114項，有效的保證了機組安全穩(wěn)定運行；

（5）國家電投貴溪電廠學習了《2019年江西省電力系統(tǒng)熱工專業(yè)技術監(jiān)督考核、評比實施細則》；針對新的《防止電力生產(chǎn)事故的二十五項重點要求》，開展了查找、排查保護設備隱患的工作，如：火檢風機、大小機的潤滑油系統(tǒng)、DCS系統(tǒng)等熱工重要設備；

（6）國家電投景德鎮(zhèn)電廠針對三大風機動葉執(zhí)行機構(gòu)穩(wěn)定性不強，完成1號爐三大風機動葉執(zhí)行機構(gòu)換型改造，更換穩(wěn)定性更高的設備。

（7）國電九江電廠開展了“機組降故障停運三個專項治理”及安全環(huán)保隱患排查整改工作，針對暴露出來的三大風機執(zhí)行器頻繁故障，DCS系統(tǒng)電源模塊多處報警，主機LVDT反饋波動甚至突變等多個問題進行了一一排查整改。

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)隱患導致的機組故障停運事件。

2.5 廠用電系統(tǒng)

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

表6 廠用電系統(tǒng)造成故障停運情況統(tǒng)計

大唐撫州電廠2號機6 kV 2A段工作電源進線柜內(nèi)穿芯式電流互感器等電位線接線錯誤導致機組故障停運。當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：開關柜安裝、設計要求不明確。查閱設計資料，廠家提供KYN28開關柜安裝維護使用手冊，未明確穿芯式電流互感器等電位線安裝方式及位置。同時，點檢、檢修人員平時對6 kV開關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，最終導致故障擴大擊穿絕緣。事故發(fā)生后該廠擇機對1號機組的同類情況進行了整改。

2.6 人員責任

對人員責任造成機組故障停運的情況進行了統(tǒng)計分析，數(shù)據(jù)見表7。

表7 人員責任造成故障停運情況統(tǒng)計

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

3 結(jié)語

3.1 結(jié)論

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

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%）。管理方面主要是機組停機檢修期間“四管”檢查沒到位以及機組運行期間對受熱面超溫控制不嚴；材料缺陷主要是鍋爐廠在設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計缺陷，2020年相關電廠進行升級改造后，此類原因引起的水冷壁泄漏會大幅減小。

3）其他系統(tǒng)引起的故障停運事件絕大多數(shù)為設備設計生產(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、質(zhì)量管控不到位的情況。該類故障停運事件較難做到有效的事前防范。

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

5）脫硝噴氨系統(tǒng)引起的空預器堵塞問題在2019年度也得到了顯著改善，2016～2018年度省內(nèi)機組多次出現(xiàn)因空預器堵塞引發(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監(jiān)督持續(xù)關注的重點事項。

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機組因為高溫腐蝕問題出現(xiàn)了爆管故障停運事件，通過技術監(jiān)督的及時通報及預防改進建議，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監(jiān)督持續(xù)關注的重點事項。

7）2019年各統(tǒng)調(diào)發(fā)電機組煙氣脫硫系統(tǒng)運行平穩(wěn)，各電廠未發(fā)生因脫硫系統(tǒng)隱患導致的故障停運事件。根據(jù)2018年全省統(tǒng)調(diào)電廠出現(xiàn)的脫硫系統(tǒng)引起機組故障停運的事件，江西電科院在迎峰度夏和迎峰度冬技術監(jiān)督檢查期間，持續(xù)督促全省各統(tǒng)調(diào)發(fā)電機組進一步優(yōu)化脫硫系統(tǒng)主要運行參數(shù)（煙溫和循環(huán)漿泵）與鍋爐系統(tǒng)的聯(lián)鎖保護設置并做好日常邏輯傳動試驗工作。

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

3.2 建議

1）機組檢修時，重點強化對鍋爐高溫受熱面、水冷壁、蒸汽管路等易發(fā)故障設備的檢查和檢測，盡早發(fā)現(xiàn)設備缺陷，提高機組運行可靠性。

2）對于在運行過程中已經(jīng)出現(xiàn)過故障的重要輔機設備，應及時采購新的備品備件，利用機組檢修時機及時更換。對于熱工控制系統(tǒng)的電子元器件，應按照相關規(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目的資金支持力度。

3）部分電廠原有煙氣脫硫系統(tǒng)建設時設置有煙氣旁路系統(tǒng)，目的是煙氣脫硫系統(tǒng)故障時煙氣通過旁路進入煙囪排放，后應國家生態(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年省外火電機組運行時發(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，導致煙氣檔板關閉從而引起機組故障停運的情況，建議電廠對煙氣脫硫系統(tǒng)現(xiàn)有煙氣檔板運行狀況進行檢查，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工作，保證檔板開關動作正確和信號傳輸準確。

4）火電廠安全生產(chǎn)管理工作應緊緊圍繞生產(chǎn)人員的業(yè)務培訓及非生產(chǎn)人員的安全培訓，實行全員、全方位、全過程的安全管理，減少因人員責任造成的機組故障停運，夯實安全生產(chǎn)基礎。

5）針對技術監(jiān)督通報的機組故障停運信息，應及時組織本廠對相關設備或系統(tǒng)進行全面的檢查，對存在的類似缺陷盡快安排消缺完善。技術監(jiān)督單位與發(fā)電企業(yè)都要重視整改項目的閉環(huán)管理，設備檢修作業(yè)安排應緊密結(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)揮技術監(jiān)督對安全生產(chǎn)的引導作用。