xx集团公司2018年第一季度非计划事件汇编

中国xx集团公司2018年第一季度非停事件汇编安全生产部编制2018年04月10日目录2018年第一季度集团公司非停事件汇编 1一、四季度非停事件统计分析 1二、一季度非停事件暴露的主要问题 3三、针对一季度非停事件防范措施 52018年第一季度非停事件简况 62018年第一季度集团非停事件分析 10山东公司滨州发电有限公司2号机组1.3非停事件分析 10河北公司清苑热电有限公司1号机组1.4非停事件分析 19安徽公司淮南田家庵发电厂5号机组1.5非停事件分析 30江西公司新余发电有限责任公司1号机组1.13非停事件分析 35贵州公司野马寨发电有限公司3号机组1.18非停事件分析 60陕西公司灞桥热电厂1号机组1.18非停事件分析 74河北公司武安发电有限公司2号机组1.20非停事件分析 84安徽公司马鞍山当涂发电有限公司2号机组1.25非停事件分析 94湖南公司金竹山发电分公司2号机组1.27非停事件分析 111河南公司三门峡发电厂5号机组1.31非停事件分析 116陕西公司宝鸡热电厂2号机组2.8非停事件分析 121甘肃公司八〇三发电厂1号机组2.10非停事件分析 127吉林公司长春第二热电有限责任公司2号机组2.13非停事件分析 138甘肃公司西固热电厂2号机组2.22非停事件分析 144甘肃公司八〇三发电厂2号机组2.24非停事件分析 152河北公司保定热电厂10号机组3.3非停事件分析 161江苏公司苏州热电厂1号机组3.4非停事件分析 171陕西公司灞桥热电厂2号机组3.8非停事件分析 180辽宁公司锦州热电厂2号机组3.15非停事件分析 200京津冀公司丰润热电有限责任公司2号机组3.15非停事件分析 2151/2252018年第一季度集团公司非停事件汇编2018年一季度，集团公司共发生非计划事件20台次，环比减少2台次，同比增加5台次。本季度非计划停运事件涉及设备原因的17台次，涉及人员责任的3台次，说明部分企业仍存在安全生产管理基础薄弱、隐患排查不彻底、设备元件老化分析不足，检修和运行人员技能水平有待提高等问题。各发电企业要认真剖析和学习非计划事件，结合企业实际情况，举一反三，采取防范措施，减少机组非计划事件的发生次数。一、一季度非停事件统计分析（一）按专业分类统计电气专业：2台次，占非停事件的10.00%；汽机专业：5台次，占非停事件的25.00%；锅炉专业：5台次，占非停事件的25.00%；热工专业：4台次，占非停事件的20.00%；其他专业：4台次，占非停事件的20.00%。（二）按机组容量统计1000MW级机组：1台次，占非停事件的5.00%；600MW级机组：2台次，占非停事件的10.00%；300MW级机组：12台次，占非停事件的60.00%；200MW级以下机组：5台次，占非停事件的25.00%。（三）按责任划分统计一季度发生的20次非停事件中，涉及设备原因17台次，占85.00%；涉及人员责任3台次，占15.00%。涉及人员责任的3次事件（含管理责任）：误关一次风机动叶，炉膛负压低保护动作，锅炉BT，处理过程中汽包水位高保护动作，机组跳闸；运行人员隔离热网加热器过程中，将凝汽器汽侧与大气连通，汽轮机真空低保护动作，机组跳闸；运行人员关闭供热LV阀过程中，中压缸排汽压力高保护动作，机组跳闸。（四）按分公司划分统计序号单位容量（MW）季度非停统计年度非停累计一季度同比本年度同比1京津冀170691-31-32陕西877831313安徽687421214甘肃6035.332325广西11936.960-1-16河北316732327河南1100410108江苏2885.810109山东5318.18101010山西54810-10-111贵州3207111112海外360000013湖南7524.857111114吉林3900111115龙江3882000016四川2153.4000017新疆1919000018宁夏1942000019云南3577.67000020浙江39660-10-121江西2770101022辽宁2195101023福建2697.6000024广东3616.3000025重庆3761.675000026内蒙古1848.70000二、一季度非停事件暴露的主要问题（一）锅炉、汽机专业引起的非停事件比重大锅炉专业造成的非停事件主要有：煤质潮湿，锅炉燃烧不稳，炉膛压力高保护动作，锅炉灭火，机组跳闸；竖井烟道灰斗脱落，锅炉灭火，打闸机组；空预器出口一次风门开、关状态不对应，一次风机停用检修过程中，一次风压波动大，汽包水位高三值保护动作，机组跳闸；引风机油质不合格，溢油阀卡涩不回座导致控制油压低保护动作跳闸，锅炉MFT，机组跳闸；锅炉主给水电动调节阀阀芯脱落，汽包水位低保护动作，锅炉灭火，打闸机组。汽机专业造成的非停事件主要有：投热网加热器时采暖抽汽量升高过快，除氧器返汽到四抽，造成A小机推力瓦温度高跳闸，汽包水位低，锅炉MFT，处理过程中主汽温降至460℃，机组跳闸；小机防爆膜损坏，凝汽器真空波动幅度大，汽轮机轴承振动大保护动作，机组跳闸；汽泵前置泵润滑油滤网切换阀入口的法兰错用橡胶垫，老化泄漏，油压低保护动作跳闸，给水流量低，锅炉MFT，机组跳闸；发电机内冷水母管泄露，造成定冷水断水保护动作，机组跳闸；蓄电池单独带UPS长时间运行后失电，造成运行天然气温度低保护动作，机组跳闸。10起锅炉、汽机非停事件反映出部分企业检修把关不严，隐患排查还不到位，对可能存在的缺陷判断不足，设备定期工作不到位，人员技术力量薄弱。（二）热工专业造成的非停事件没有得到有效遏制热工专业造成的非停事件主要有：调节系统发散，锅炉风量低保护动作，机组跳闸；ＤＥＨ系统卡件故障，汽轮机振动大保护动作，机组跳闸；接线端子处电缆头氧化产生测量误差，5号轴瓦温度高保护动作，机组跳闸；调节系统发散，给水量需求异常增大，导致给水泵汽轮机转速过高，机械超速动作，机组跳闸。4起热工事件暴露出部分企业在检修验收上还是不够严谨，部分机组热工控制逻辑存在隐患，技术管理不到位，人员水平有待提高。（三）电气专业造成的非停事件有所减少电气专业造成的非停事件主要有：脱硫高变共箱母线盖板密封垫老化，共箱母线内积水，造成母线相间短路，差动速断保护动作，机组跳闸；高厂变共箱母线盖板密封不严，雨水渗入，高厂变过流一段比率差动保护动作，机组跳闸。2起电气事件暴露出部分企业检修工艺粗放，检修验收标准不高，风险预控存在死角。（四）其他原因引起的非停事件其他原因引起的非停事件主要有：无关一次风机动叶，炉膛负压低保护动作，锅炉BT，处理过程中汽包水位高保护动作，机组跳闸；热网加热器检修隔离过程中，汽轮机真空低保护动作，机组跳闸；火检冷却风压力低开关量保护电缆烧损，保护误动作，锅炉MFT,主汽温度477℃，手动打闸；供热LV阀关闭过程中，中压缸排汽压力高保护动作，机组跳闸。4起非停事件暴露出个别企业部分生产人员工作随意性大，人员岗位资格认证把关不严，培训管理不到位，基础管理薄弱。三、针对一季度非停事件防范措施（一）加强安全管理，杜绝直接人为责任事件严格执行“两票”和“三讲一落实”制度，杜绝生产工作的随意性；认真落实重大操作管理人员到位制度，指导运行人员对操作风险预控措施的执行和落实。（二）加强设备管理，提高设备可靠性1.各基层企业要结合春检认真开展隐患排查工作。对设备可能存在的隐患，要排查到位，制定完善的预防措施，切实保证设备安全。2.加强热工保护逻辑优化和热工设备劣化分析，制定切实可行的治理措施并落实到位，真正做到防患于未然。（三）加强业务培训，提高生产人员技术水平加大生产人员专业知识培训力度，加强岗位练兵，有针对性进行专业培训，加强运行人员仿真机培训，依据典型事故开展反事故处理与反事故演习，提高运行人员操作水平与事故处理能。

2018年第一季度非停事件简况1.山东公司滨州发电有限公司2号机组（35万千瓦）2018年1月3日4：28，机组19万千瓦负荷运行中，调节系统发散，锅炉风量低保护动作，机组跳闸。2.河北公司清苑热电有限公司1号机组（30万千瓦）1月4日12:32，机组22万千瓦负荷运行中，热网加热器水位高解列，导致A汽泵跳闸，汽包水位低，锅炉MFT，处理过程中主汽温降至460℃，机组跳闸。3.安徽公司淮南田家庵发电厂5号机组（30万千瓦）2018年1月5日13:25,机组18万千瓦负荷运行中，锅炉燃烧不稳，炉膛压力高保护动作，锅炉灭火，机组跳闸。4.江西公司新余发电有限责任公司1号机组（22万千瓦）2018年1月13日1:44,机组12万千瓦负荷运行中，竖井烟道灰斗脱落，锅炉灭火，机组跳闸。5.贵州公司野马寨发电有限公司3号机组（20万千瓦）2018年1月18日5:39,机组13万千瓦负荷运行中，ＤＥＨ系统卡件故障，汽轮机振动大保护动作，机组跳闸。6.陕西公司灞桥热电厂1号机组（30万千瓦）2018年1月18日09:34,机组26万千瓦负荷运行中，接线端子处电缆头氧化产生测量误差，5号轴瓦温度高保护动作，机组跳闸。7.河北公司武安发电有限公司2号机组（30万千瓦）2018年1月20日8:38,机组30万千瓦负荷运行中，炉膛负压低保护动作，锅炉BT，处理过程中汽包水位高保护动作，机组跳闸。8.安徽公司马鞍山当涂发电有限公司2号机组（66万千瓦）2018年1月25日19：28,机组30万千瓦负荷运行中，由于真空变化大，汽轮机轴承振动大保护动作，机组跳闸。9.湖南金竹山发电分公司2号机组（60万千瓦）01月27日09：33，机组56万千瓦负荷运行中，由于2号脱硫高变共箱母线盖板密封不严，共箱母线内积聚水汽，造成母线相间短路，2号脱硫高变差动保护动作，机组跳闸。10.河南公司三门峡发电厂5号机组（100万）2018年1月31日18:27，机组80万负荷运行中，汽泵前置泵润滑油滤网切换阀入口的法兰错用橡胶垫，老化泄漏，油压低保护动作跳闸，给水流量低保护动作，锅炉MFT，机组跳闸。11.陕西公司宝鸡热电厂2号机组（33万千瓦）2018年2月8日22:45，机组24万负荷，运行人员隔离热网加热器过程中，汽轮机真空低保护动作，机组跳闸。12.甘肃公司八〇三电厂1号机组（30万千瓦）2018年2月10日14:42，机组23万负荷运行中，引风机油质不合格，溢油阀卡涩、不回座导致控制油压低保护动作跳闸，锅炉MFT，机组跳闸。13.吉林公司长春二热2号机组（20万千瓦）2018年2月13日09:00，机组15万负荷运行中，主给水电动调节阀阀芯脱落,汽包水位低保护动作，锅炉灭火，09:19机组手动打闸。14.甘肃公司西固发电有限公司2号机组（33万千瓦）2018年2月22日21:03，机组20万负荷运行中，火检冷却风压力低保护动作，锅炉MFT，处理过程中，主汽温度降至477℃，手动打闸。15.甘肃公司八〇三电厂2号机组（30万千瓦）2018年2月24日9:58，机组29万负荷运行中，小汽轮机机械超速动作跳闸，给水流量低保护动作，锅炉MFT，机组跳闸。16.河北公司保定热电厂10号机组（20万千瓦），2018年3月3日6：21分，机组12万千瓦负荷运行中，发电机内冷水母管泄露，造成定冷水断水保护动作，机组跳闸。17.江苏公司苏州热电厂1号机组（18万千瓦）2018年3月4日6:49，机组16万千万负荷运行中，天然气温度低保护动作，机组跳闸。18.陕西公司灞桥热电厂2号机组（30万千瓦），2018年3月8日14:37，机组15万千瓦负荷运行中，一次风机停用检修过程中，汽包水位高三值保护动作，机组跳闸。19.辽宁公司锦州热电厂2号机组（30万千瓦），2018年3月15日03:36，机组10万千瓦负荷运行中，雨水进入高厂变母线内，造成B相母线短路接地，高厂变过流一段，高厂变比率差动保护动作，机组跳闸。20.京津冀公司丰润热电有限责任公司2号机（30万千瓦）2018年03月15日9:10，机组22万千瓦负荷运行中，供热LV阀关闭过程中，中压缸排汽压力高保护动作，机组跳闸。

2018年第一季度集团非停事件分析山东公司滨州发电有限公司2号机组1.3非停事件分析一、事件经过1.事件前运行工况2018年1月3日04时25分，2号机组负荷195MW，A、B、C、D制粉系统运行，AGCO模式、入炉煤量96t/h，总风量735t/h，其它各项参数正常。2.事件详细过程4时27分07秒，2号机组运行中总风量低于25%，锅炉MFT动作、汽机跳闸、发电机解列，立即按照规程规定执行停机各项操作。检查跳闸首出信号：MFT首出为总风量低于25%，值长立即通知相关专业、部门及领导，并向省调中心、集团调度中心汇报。经热工专业调取工程师站SOE记录，首发信号为总风量低于25%，锅炉MFT，汽轮机跳闸，发电机程序逆功率跳闸。随即组织锅炉、热工专业人员查找分析总风量低原因。二、事故后检查及处理情况1月3日04时50分，热工人员对二次风量仪表、电气回路、信号屏蔽及DCS卡件、控制器、电源检查，均未发现异常。1月3日05时14分，汽轮机转速到零，投入盘车正常。1月3日05时30分，热工人员对二次风量测量管路进行吹扫，发现测量管路有轻微堵塞。1月3日12时26分，热工、锅炉人员对送、引风机动叶及执行器检查，均未发现异常。1月3日22时35分，2号炉吹扫完成后重新点火。1月4日09时00分，现场召开专题分析会，各专业汇总排查情况，分析原因，初步认为二次风量测量装置积灰、微堵，送风机调节过程中，总风量变化滞后，出现调节系统发散，风量调节、炉膛压力调节异常，造成总风量低于25%，MFT动作，机组跳闸。风量取样管路吹扫后，检查无异常，决定并网。1月4日10时16分，2号机与系统并列。三、原因分析（一）技术原因分析1.锅炉MFT原因分析MFT首出为锅炉总风量小于25%-BMCR，其判断逻辑为（风量小于25%BMCR1、25%BMCR2、25%BMCR3“三取二”，定值为310t/h，延时3s），通过查询SOE记录(见图1)。本次事件直接原因为锅炉总风量小于25%BMCR，触发锅炉MFT、联跳汽轮机、发电机。2.锅炉总风量小于25%BMCR原因分析查阅锅炉MFT动作前4分钟送、引风机动叶开度、炉膛负压、总风量曲线，发现风量调节、炉膛压力调节异常，总风量出现300t/h～1000t/h波动，炉膛压力出现-1000Pa～200Pa波动。见图2。图1机组事故记忆（DCS）图2送、引风机动叶开度、炉膛负压、总风量曲线（1）风量调节、炉膛压力调节异常原因分析04时23分，A送风机动叶开度为38.2%，B送风机动叶开度为31.3%，系统出现轻微波动，总风量实际值低于设定值，送风机进行正常调节，引风机叠加送风机前馈作用参与负压调节；04时23分16秒，实际风量达到设定值，送风调节开始回调，总风量出现不减反增的现象，为减小风量偏差，送风机继续减小开度，总风量减小速度迟缓；04时24分，实际总风量减至设定值以下，送风机开始回调增加动叶开度，总风量出现不增反减的现象，为维持风量，送风机继续开大，随即风量、炉膛压力调节出现超调并逐渐发散；04时26分43秒，运行人员发现炉膛负压波动大，立即切除A/B引风自动，随即AGC、CCS联锁退出，送风自动联锁切为手动，A送风机此时开度为19.2%，B送风机此时开度为15.3%，总风量波动至1000t/h后急剧下降到300t/h左右；炉膛负压最大波动至-1283Pa，送风机出口风压、空预器出口二次风压变为负值，二次风量快速到0，一次风量保持稳定，导致总风量急剧下降。04时27分07秒，锅炉MFT动作，首出为“锅炉总风量小于25%”。（2）测量装置检查04时50分，对二次风量仪表、电气回路、信号屏蔽及DCS卡件、控制器、电源检查，均未发现异常。06时30分，对二次风量测量管路进行吹扫，发现测量管路有轻微堵塞，吹扫后正常。07时30分,对一次风量仪表、测量装置检查，未发现异常。（3）就地执行器检查12时26分，热工、锅炉点检、检修人员对送、引风机动叶及执行器检查，进行传动试验，均未发现异常。图3就地二次风量测量装置（4）自动逻辑排查1）总风量计算DCS逻辑中，总风量计算公式为：总风量=A侧二次风量三个测点平均值+B侧二次风量三个测点平均值+5台磨煤机一次风量总和。2）送风自动切手动条件排查切手动之前总风量指令为737t/h，反馈为457t/h，偏差280t/h，未达到送风被调量与设定值偏差大于300t/h切手动条件。发现问题：=1\*GB3①送风被调量与设定值偏差大于300t/h，设定偏差较大，不能在异常工况下及时切除自动。=2\*GB3②二次风量三个测点取平均值，改为取中值较为合理。=3\*GB3③送风指令至引风自动前馈过小，引风自动调节过缓。3）二次风量控制二次风量的给定值为燃料量主控函数及氧量校正后计算得出，运行人员可通过偏置微调定值。回路手动时，自动计算偏置，使设定值跟踪被调量，实现手/自动无扰切换；检查煤量对应总风量函数配置符合现场工况要求。4）机组启动后进行总风量扰动试验根据DL/T657-2015《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程》进行扰动试验，定值扰动量为±100t/h，衰减率、稳定时间满足要求。图4运行操作行为记录（5）运行操作行为记录机组跳闸前30分钟无重大操作。见图4（二）管理原因分析1.风量测量装置应加强吹扫，发现测量系统异常应缩短吹扫周期。本次事件虽表现出自动调节系统出现超调、发散，但是根本原因是二次风测量装置反应迟缓，不能快速响应，导致送风、引风自动调节发散，最终造成总风量低保护动作。2.对自动调节系统隐患排查不彻底，需进一步优化。在逻辑排查过程中，二次风量三个测点取平均值不合理，应改为取中值；送风被调量与设定值偏差大于300t/h时自动切手动，设定偏差值较大，不能在异常工况下及时切除自动。3.热工专业人员需要进一步加强培训，对问题的排查、分析经验欠缺，同时对自动调节系统不熟悉，没有及时发现测量系统、自动系统存在的潜在隐患。分析认为导致本次机组跳闸的原因为：二次风量取样管路积灰、微堵，总风量测量数据变化迟缓、滞后，引起风量调节、炉膛压力调节异常发散，最终导致总风量低于25%、MFT动作，机组跳闸。四、暴露问题1.二次风量管路内积灰，引起测量出现较大偏差，导致自动调节系统超调、发散。2.送风自动切手动限值过大（300t/h），不能在特殊工况下提早切除自动。3.二次风量三个测点取平均值不合理，需修改为取中值。4.送风指令至引风自动前馈过小，使引风自动调节过缓。5.隐患排查不彻底，未及时发现重要设备自动参数存在隐患。五、防范措施1.检修人员加强对重要测量设备日常巡检，继续加强定期工作管理，运行发现参数异常报警，及时联系专业人员分析处理。2.通过现场扰动试验，优化送风、引风自动切手动限值、引风前馈及PID参数，优化风量测点取值方式。举一反三，按照集团公司《火电机组热工专业管理提升攻坚专项活动》要求，对其它重要自动逻辑进行排查、优化。3.调研高精度、可靠性高的风量测量装置，利用机组检修机会进行改造。4.为保证风量测量装置准确性，增加自动吹扫设备，利用机组停机机会进行改造。5.加强设备管理，继续开展热控测量系统隐患排查，确保类似事件不再发生。6.加强专业技术培训工作，全力提升生产人员技能水平。7.加强对集团公司非停通报的学习，举一反三查找本厂存在的安全隐患，及时整改，提高机组的可靠性。六、责任考核本次事件根据《xx滨州发电有限公司安全生产工作奖惩规定》，第二十二条规定，对相关责任人处理如下：1.设备部主任杜某某，对部门设备管理不到位，对本次事件负管理责任，考核800元。2.设备部书记周某某，按照“一岗双责”要求，对部门设备管理不到位负管理责任，考核800元。3.设备部热工专工梁某某，作为专业负责人，对日常设备管理和技术监督管理不到位，负技术责任，考核800元。4.设备部热工班长梁某某，作为班组长，负管理责任，组织隐患排查及技术培训不到位，考核1000元。5.设备部炉控技术员肖某，作为专业技术管理人员，组织热工专项检查不到位，技术管理不到位，负主要技术责任，考核1500元。

河北公司清苑热电有限公司1号机组1.4非停事件分析一、事件经过1.事件前运行工况2018年1月4日11时49分30秒，1号机组负荷231MW，主汽压力16.2MPa，主汽流量925t/h，给水流量925t/h，采暖抽汽量391t/h，工业抽汽量53t/h，汽包水位1.902mm，机组正常运行。2.事件详细过程11时49分47秒，机组长曹华发现“热网疏水至除氧器调门切手动”光字牌报警，查该调门指令58%、反馈48%，派巡检张衡就地确认阀门开度，同时运行人员盘前关采暖抽汽调节阀，阀位由50%关至25%；11时52分06秒，热网加热器水位高三值（1120mm）触发保护动作，热网加热器汽侧解列。机组主汽压力及负荷逐渐升高，主汽压力最高升至17.28MPa，机组负荷最高升至287MW；11时53分55秒，机组负荷232MW，机组长曹华将机组协调方式解除，手动开大汽轮机主调门和低压缸进汽调节阀，关采暖抽汽调节阀；11时55分50秒，巡检张衡就地确认热网疏水至除氧器调整门实际开度卡至54%位置，就地手摇活动该阀门后反馈与指令跟踪正常；11时56分59秒，机组负荷287MW，重新投运热网汽侧运行，采暖抽汽调节阀逐渐开启至15%，随着热网进汽流量的增加，逐渐关闭汽机调门，维持主汽压稳定；11时58分48秒，机组负荷265MW，1A、1B小机进汽温度由362℃开始下降，压力由0.87MPa开始下降，12时01分06秒，1A小机进汽温度下降至234℃，压力降至0.74MPa，1A小机跳闸，跳闸首出为推力轴承温度高（跳闸值90℃）。同时电泵联启，运行人员紧急降负荷，停D、E制粉系统,投油助燃。手动调整电泵和1B小机出力；12时03分17秒机组负荷222MW，水位最低降至-315mm。此时运行人员手动输入1B小机转速目标值4600r/min降低1B汽动给水泵转速；12时04分22秒，1B小机转速指令与反馈偏差大于400rpm，由遥控方式切到就地方式；12时06分05秒，机组负荷190MW，1B小机进汽压力0.53MPa，进汽温度188℃，1B小机转速下降至1841r/min，汽包水位-330mm；12时06分32秒，机组负荷148MW，汽包水位低至低三值（-350mm），触发停炉不停机保护，锅炉灭火，机组负荷最低降至8MW；12时09分33秒，汽包水位恢复至低三值以上，MFT条件消失，开始炉膛吹扫；12时14分33秒，炉膛吹扫完毕，油枪投入运行，锅炉点火；12时17分16秒，启动1B一次风机；12时18分26秒，开启1B一次风机入口电动门；12时21分18秒，启动1B磨煤机及其给煤机，启动后发现1B磨煤机未建立风压，检查1B一次风机出口电动门未开启；12时25分48秒，开启1B一次风机出口电动出口门，风机开启后8min内无开启出口风门指令；12时26分45秒启动1A一次风机；12时28分32秒，主汽温度降至460℃，达到锅炉跳闸保护动作值，锅炉灭火，汽轮机跳闸；12时45分，炉膛吹扫完成重新点火；13时51分，汽轮机冲转；14时21分，1号机组发电机并网带负荷运行。二、原因分析1.热网加热器解列原因分析1号机组热网疏水泵出口调整门卡后，运行人员对热网加热器水位监视不到位，没有及时发现水位升高并采取调整措施是加热器保护动作解列的主要原因。2.1A给水泵汽轮机跳闸原因分析热网加热器解列后，机组负荷由230MW迅速升至287MW，主汽压力最高升至17.28MPa。投入热网加热器时采暖抽汽量升高过快（1分05秒内，由21.3t/h增加至239.5t/h），导致机组负荷下降过快（5分49秒内，由287MW降至228MW），四段抽汽压力迅速降低。由于除氧器的热惯性，造成四段抽汽压力低于除氧器压力（最大压差0.05MPa），除氧器中的低温蒸汽返至小汽轮机进汽系统，1A小汽轮机进汽温度由362℃降至242℃，进汽量由18t/h升至22t/h，轴向推力增大，工作面推力瓦温度达保护动作值（90℃），保护动作1A小汽轮机跳闸。(详见图1）图11A小汽轮机跳闸过程趋势图综上所述，在热网加热器保护动作切除后，运行人员未等机组稳定就快速投入热网加热器，且投入过程中对四段抽汽压力监视不到位，导致除氧器低温蒸汽进入小汽轮机做功，是造成1A小汽轮机工作面推力瓦温度高保护动作跳闸的主要原因。3.锅炉MFT动作灭火原因分析1A小机跳闸后，电泵联启，1B小机升转速至5049r/min，主给水流量870t/h，机组负荷210MW。电泵升转速过程中，汽包水位最低降至-319mm，但是运行人员在汽包水位没有明显回升的情况下降低1B小机设定转速，加之降负荷过程中除氧器低温蒸汽冷汽倒灌1B小机进汽管道，1B小机进汽压力、温度降低导致1B小机出力不足（由5023r/min降至2112r/min）。但是运行人员没有发现1B小机进汽参数劣化趋势，未将机组负荷降至一台电泵对应的负荷，导致给水流量低于蒸汽流量，最终造成汽包水位低三值保护动作锅炉灭火。（详见图2）图2汽包水位低，锅炉MFT过程趋势图综上所述，运行人员在1A小汽轮机跳闸后，锅炉水位调整不当是导致锅炉灭火的直接原因。4.机组停机解列原因分析锅炉MFT动作8分钟后，完成锅炉吹扫工作，油枪点火成功。运行人员启动1B一次风机，未开启风机出口门情况下开启了风机入口风门，并开始执行制粉系统启动操作。1A制粉系统因启动条件不满足无法启动，随即启动1B制粉系统，启动后发现1B一次风机出口门未开启，一次风压未建立。在1A一次风机启动建压过程中，主汽温降至460℃，达到汽轮机跳闸保护动作值，汽轮机跳闸，发电机解列。（详见图3）综上所述，锅炉MFT动作锅炉灭火后，运行人员操作顺序错误，一次风压不能建立导致制粉系统启动后不能及时投煤制粉，是造成主汽温度低于460℃，保护动作汽轮机跳闸，发电机解列的主要原因。小结：1号机组热网疏水泵出口调整门卡致使热网加热器水位升高，运行人员对热网加热器水位监视不到位，没有及时采取正确调整措施造成热网加热器保护动作解列；热网加热器解列后运行人员处置不当，导致除氧器低温蒸汽进入小汽轮机进汽管道造成1A小汽轮机工作面推力瓦温度高保护动作跳闸；1A小汽轮机跳闸后，锅炉水位调整不当导致锅炉灭火；锅炉MFT动作锅炉灭火后，运行人员操作顺序错误，导致制粉系统启动后不能及时投煤制粉，是造成主汽温度低于460℃，保护动作汽轮机跳闸，发电机解列的主要原因。图3停炉不停机过程中，主汽温度低导致机组停机过程趋势图总之，运行人员应急处理能力不强，在机组出现异常时采取措施不当是造成此次清苑公司1号机组非计划停运的主要原因。三、暴露问题（一）专业技术管理水平有待提高1.运行人员异常处理能力较差，技术水平参差不齐，应对重要辅机及热网系统突发故障处理手段单一。热网疏水门异常处置不当，导致事故扩大，后续处置过程仍存在操作不当，最终导致机组非停。2.发电运行部供热系统故障应急预案未能得到充分落实。运行人员在异常处理过程中组织不严密，沟通不及时，技术措施及事故预案执行不到位，在热网加热器切除情况下，在切除原因不清、机组系统参数不稳定、未执行操作票制度的情况下贸然进行恢复操作；3.设备检修维护人员对影响热网安全性的主要阀门日常技术管理不到位，重视程度不足，日常维护手段欠缺。4.设备管理部、发电运行部对管路系统优化工作认识不足，未能及时根据实际需求，对热网系统管路进行优化，造成热网系统应对突发故障处理手段受限。（二）应急技术措施及培训工作存在漏洞1.发电运行部保障机组安全运行技术措施及供热系统故障应急预案内容不完善，针对性不强，不能全面指导运行人员进行异常应急处理。2.发电运行部反事故培训工作不到位，日常培训工作没有针对性，与实际脱节，未能结合应急处置措施利用仿真机进行联系实际的培训工作。运行人员对应急处置及异常处理措施不能完全掌握、应用。四、防范措施（一）提高技术管理水平，完善应急处置措施1.发电运行部针对本次事件，制定《保障机组安全运行技术措施》，修编完善《供热系统故障应急预案》，组织学习、落实。2.发电运行部加强技术管理、培训工作，组织运行人员对此事件进行分析并深刻学习“停炉不停机”及“单台给水泵跳闸”的技术措施，同时针对各项典型应急操作通过仿真机进行实操培训，提高运行人员系统操作水平和事故处理能力，避免此类事件再次发生。（二）强化热工保护管理，优化热工控制逻辑1.针对此事件暴露的热工保护逻辑隐患，增加针对热网加热器解列的专项保护逻辑。2.结合检修对重要辅机设备的程启、程停逻辑进行修改、传动，保证其可正常使用。（三）加强设备日常维护管理，提高设备可靠性1.完善重要阀门日常维护工作计划，结合检修周计划定期对重要阀门进行检查保养，消除卡涩、拒动隐患。2.结合机组检修，在热网疏水泵出口调整门前增加一路至循环水回水母管的危急放水管路。开展第二台热网疏水泵变频改造，取消调整阀门的改造论证工作。五、责任考核（一）根据集团公司“电力生产设备障碍标准（2011版）”，本次事件构成设备一类障碍，依据《xx河北发电有限公司安全生产工作奖惩细则》中第三十二条规定进行考核xx清苑热电有限公司人均50元，总计22550元。发电运行部负主体责任，设备管理部、控制部负技术管理责任。具体考核如下：1.发电运行部对本次事件负主要责任，发电运行部当值一号机机组长曹某、主值高某作为主要操作人对本次事件负直接责任，各考核4000元；主值张某对本次事件负间接责任，考核2000元；当值值长杨某某对本次事件负主要管理责任，考核3000元；发电运行部汽机汽机专业主管王某、锅炉专业主管杜某某对本次事件负主要技术管理责任，各考核1800元；发电运行部技术主管副主任张某负技术管理责任，考核1000元；发电运行部调度主管副主任郭某某负管理责任，考核1000元；发电运行部书记任某某负培训管理责任，考核1000元；2.控制部热控主管臧某某对重要辅机设备的程启、程停逻辑不健全负主要技术管理责任，考核400元；控制部副主任张某某负管理责任，考核300元，控制部副主任（主持工作）王某负全面管理责任，考核200元。3.设备管理部汽机专业点检杨某对热网加热器疏水门卡涩负直接技术管理责任，考核400元；设备管理部汽机专业点检长李某某负技术管理责任，考核300元；主任助理李某负管理责任，考核200元；副总工程师兼设备管理部主任杨某某负全面管理责任，考核200元。4.维护部汽机班组对热网加热器疏水门卡涩负日常维护不到位责任，考核450元；维护部汽机专业主管崔某负技术管理责任，考核300元；维护部主任郑某某负管理责任，考核200元。（二）依据《xx河北发电有限公司机组检修、技术改造项目质量奖惩管理办法》第十三条规定，参照检修一般质量事件对xx清苑热电有限公司发电部主任、总工程师、生产副总经理进行追责，具体考核如下：1.发电运行部副主任（主持工作）李某作为发电运行部安全生产第一责任人，对本次事件负部门全面管理责任，考核2000元；2.技术负责人周某作为主管生产技术领导，对本次事件负技术管理责任，考核2000元；3.副总经理缴某某作为主管生产领导，对本次事件负管理责任，考核2000元。

安徽公司淮南田家庵发电厂5号机组1.5非停事件分析一、事件经过2018年01月05日12时，5号机组负荷190MW，由于暴雪煤场全被积雪覆盖，煤场煤潮上煤困难，各皮带落煤筒、煤仓落煤口、给煤机下煤口、磨煤机进口等处堵塞严重，需频繁停止设备进行人工疏通，制粉困难，各粉仓粉位持续较低，燃烧波动大。一方面加强人工处理上煤，一方面联系省调降负荷，由于天气恶劣，省调只同意降至175MW，12时30分开始投油助燃，12:34，AA层2号大油枪投入；12:40，AA层3号大油枪投入；12:44，AA层1号大油枪投入。但主汽压力仍缓慢下降，13:02，运行人员切除AGC，手动降负荷至162MW，13:06，运行人员切除燃料自动，继续手动降负荷至145MW。至13:28分左右，负荷降至100MW，此时由于給粉不稳定，炉内燃烧晃动大，炉膛压力大幅波动，自动调整不稳定，13:28:53，锅炉炉膛压力高Ⅲ值信号发出，锅炉MFT动作，5号机组跳闸。二、原因分析2018年01月02日10:56，6号机组并网后，双机在网运行，双机运行每天需用煤6000吨左右其中需主烧煤（即火车煤约3000吨）。从2018年01月04日淮南地区开始遭遇近十年来大暴雪，火车来煤极少（从01月02日至05日总共来煤73节K车，约4380吨），且煤场全被积雪覆盖，普遍达30厘米以上，煤场煤潮湿，输煤系统全线淤堵，上煤十分困难，难以制粉，两台机组各粉仓粉位持续较低，到1月5日下午，由于給粉不稳定，5号炉燃烧晃动大，炉膛压力大幅波动，自动调整不稳定，13:28:53，锅炉炉膛压力高Ⅲ值信号发出，锅炉MFT动作，5号机组跳闸。图1MFT前后负荷、炉膛压力曲线图2MFT前后负荷、炉膛压力、主汽压力曲线图3MFT前后给粉机转速曲线图4MFT前后负荷、炉膛压力、主汽压力曲线三、暴露问题1.由于天气原因，造成煤场被积雪覆盖，煤受潮，输煤系统全线淤堵，制粉十分困难，煤位、粉位不能保持，是造成此次事故的客观原因。2.恶劣天气下应急方案执行不到位，事故预想不充分，应对煤潮和来煤少的情况，上煤不畅，难以制粉时，虽加强人工处理堵煤并投油助燃，但仍然未能维持粉仓粉位，造成燃烧波动，是造成此次事故的主要原因。四、防范措施1.提高恶劣天气下应急方案执行力度，应对恶劣天气，加强事故预想、响应等级及力度，确保应急方案执行到位，应急管理、执行人员24小时在现场就地轮班值守，全厂所有生产单位按应急方案分工组织人员由值长统一调度，并组织两支10人备用队伍，以备急用，确保制粉稳定。2.对输煤、制粉系统薄弱环节进行改造，增强应对复杂煤种的适应性，减少堵煤环节，提高制粉可靠性。3.进一步优化引风机自动控制系统调节品质，在做好安全措施前提下，进行大扰动下调节品质调试及试验，提高锅炉炉膛压力控制的稳定性。五、责任考核1.副总工程师刘某某负管理责任，考核4000元2.发电运行部主任潘某某考核5000元3.发电运行部书记陶某考核5000元4.发电部副主任杨某某、夏某某各考核2000元5.发电运行部当值值长考核2000元6.发电运行部当值单元长考核1000元7.燃料管理部主任夏某某考核2000元8.煤场管理部主任徐某某考核2000元9.设备部主任李某某考核2000元10.设备部书记胡某考核2000元11.维修部主任叶某某考核2000元12.维修部书记杨某考核2000元13.扣除发电运行部无非停绩效30000元、设备维修部无非停绩效35000元、设备部无非停绩效12000元、安监部无非停绩效2000元。其它单位和有关人员按厂部非停考核制度进行考核。

江西公司新余发电有限责任公司1号机组1.13非停事件分析一、事件经过1月13日1时37分，机组负荷116MW，15台给粉机运行，主汽压8.12MPa/8.08MPa，主汽温538℃/538℃，后屏烟温609℃/591℃，炉膛氧量4.3%/3.8%，炉膛压力28Pa/22Pa，SCR反应器入口烟温368℃/363℃。竖井烟道输灰系统四台仓泵均正常运行，电袋除尘器输灰系统运行正常。1月13日1时38分,集控室运行人员听到一声闷响，炉膛压力突然增大至220Pa/339Pa，捞渣机监视画面显示一片模糊，火检风机跳闸，1时40分锅炉灭火保护动作。值长安排人员就地检查，发现1号炉10米层烟灰弥漫，26米层竖井烟道下部竖井烟道灰斗脱落后掉落至0米。检查人员汇报值长，值长立即命令进行停机操作，1时43分汽轮机打闸，1号机组安全停运。值长电话汇报生产总值班、新余发电公司领导、相关部门负责人。同时安排燃运增加高热值燃煤掺配比例至30%（之前因高热值煤储量不足，控制在25%左右），以确保2号机组稳定运行。机组长钟小军检查至1号炉0米层，发现甲送风机和邻炉加热管道处起火，判断油管泄漏，立即报告值长停运燃油泵，电话联系新余发电公司消防队灭火；值长下令将1号炉两台送风机、火检风机断电；1时55分新余发电公司消防人员到达现场，2时15分将火扑灭。按照《安全生产信息报告制度》，事故发生后新余发电公司及时汇报江西分公司、集团公司。图1烟气调温挡板及灰斗示意图（红色线范围内为脱落部分）二、原因分析1.机组停运前竖井烟道输灰系统运行情况查看2017年12月18日至2018年1月13日输灰系统气压曲线，甲侧下灰相对均匀，乙侧下灰量相对较多，不稳定。系统输灰气压曲线如下：图21号炉低过/低再甲侧输灰压力曲线图3乙侧输灰气压曲线（1月13日停机前）2.事故发生后烟气调温挡板、膨胀节检查情况锅炉烟气调温挡板、灰斗及其连接烟道是通过铰链螺栓悬挂在包墙过热器下联箱焊接板上。现场检查脱落断裂部位为：再热器烟气调温挡板上接口焊缝、过热器烟气调温挡板下接口焊缝、转向烟道膨胀节出口端第一个波谷。外观检查烟气调温挡板接口焊缝断面为新鲜断纹。转向烟道膨胀节出口端第一个波谷底部存在旧裂缝（运行中已发生泄漏），其他部位未发现旧裂纹。1月25日对过热器烟气调温挡板上焊缝进行磁粉检验，发现5处存在微裂纹，已安排处理。图4烟气调温挡板外框处断口和损坏的烟气调温挡板3.脱硝改造前后烟道对比情况1号机组于2015年2月完成脱硝改造，改造后灰斗出口转向烟道与改造前相比在垂直方向增高13.5m。因空间限制，入口烟道与SCR反应器外护板共壁设计，下部为固定端。改造前设计为弹簧悬吊架支吊。图5脱硝改造后和脱硝改造前烟道标高4.转向烟道膨胀节补偿量与烟道膨胀量对比竖井烟道灰斗出口转向烟道膨胀节出口烟道在2015年脱硝改造时进行了重新设计，新烟道与膨胀节（利旧）接口为膨胀节出口焊缝，在脱硝设计时，对脱硝侧烟道膨胀量进行了复核，炉侧烟道膨胀量未复核，膨胀节总的膨胀量未进行复核。当时设计思路为：脱硝侧烟道向下膨胀量与改造前烟道的膨胀量相当，考虑锅炉侧系统未做改动，膨胀节整体膨胀量维持之前状态，综合膨胀量应该满足要求。5.输灰系统情况输灰系统分竖井烟道输灰系统（系统图6）、除尘器输灰系统两部分。竖井烟道输灰系统甲侧2个仓泵串联，乙侧2个仓泵串联，2个输送单元共用一根输灰管输送至3号、4号灰库；一电场和一袋场输灰系统各一根输灰母管输送至1号、2号灰库；二、三袋场输灰系统共用一根输灰母管输送至3号、4号灰库。除尘器灰斗、仓泵均安装了料位计，竖井烟道输灰系统只有仓泵安装了料位计，灰斗无料位计，灰斗是否积灰不能直观判断。图6竖井烟道输灰系统罐吹扫一遍，确保输灰畅通；接着进入进料阶段:进料阀、透气阀打开，物料自由落入仓泵内，当料位计发出料满信号或达到设定的落料时间时（日常运行时以落料时间进行控制），进料阀、透气阀关闭；接着进入流化加压阶段:泵体加压阀打开，压缩空气从泵体底部的气化室进入，扩散后穿过流化床，在物料被充分流化的同时，泵内的气压也逐渐上升；接着进入输送阶段：当泵内压力达到0.1MPa，压力传感器发出信号，防堵阀打开，之后出料阀开启，流化床上的物料流化加强，输送开始，泵内物料逐渐减少，此过程中流化床上的物料始终处于边流化边输送的状态；最后进入吹扫阶段:当泵内物料输送完毕，压力降至设定值，加压阀和防堵阀关闭，之后出料阀关闭，完成一次工作循环。输灰系统运行调整方式：根据输灰历史曲线压力的高低、输灰时间的长短来调整下一次落料时间。设备正常运行情况下，输灰时间长，输灰压力高，说明仓泵内物料多，可通过缩短落料时间控制。例如：输灰时间达180s以上或输灰压力高达压缩空气母管压力时，可采取减少落料时间来控制；输灰时间低于40s时，适当增加落料时间，控制输灰时间。（在实际的运行过程中，因下灰不均，会出现落料时间小幅增加而输灰时间过长现象，此时运行人员手动调整）。查机组1月5日至1月13日8天竖井烟道输灰系统甲、乙侧气压曲线，输灰系统单次停运时间最长4.5小时。截图如下：图71月5日9:00至1月13日1:00竖井烟道甲侧输灰气压曲线图81月5日9:00至1月13日1:00竖井烟道乙侧输灰气压曲线入炉煤灰份长期超设计值，灰量大，竖井烟道落灰管落料不稳定（如图9），在相同的落料时间下，前一个循环落灰量较大，到下一个循环时落灰量却较少，运行调整困难，影响输灰量。图9竖井烟道输灰气压曲线竖井烟道输灰系统有异物或灰量大导致输灰不畅，影响输灰量，截图如下。输灰曲线过长，输灰不畅。输灰曲线过长，输灰不畅。图10竖井烟道输灰气压曲线6.近期入炉煤灰份及灰量情况（1）入炉煤灰份远超设计值。新余发电公司主烧煤种以省内汽车煤为主，受江西省煤炭去产能政策影响，主烧高热值煤储量不足，事故发生前高热值煤掺配比例仅25%左右，入炉煤灰份远超设计值（设计煤种灰份为34.58%）。新余发电公司1号机组12月18日启动以来，入炉煤灰份逐渐上升，1月1日至1月12日，日平均灰份为49.73%（其中1月9日最高，均值为57.52%，当日零班为60.16%，1月12日灰份均值为54.60%）。1号机组2017年12月18日启动至2018年1月13日停运前入炉煤灰份情况：取样时间热值（千卡/千克）零班灰份(%)白班灰份(%)晚班灰份(%)平均灰份(%)1号炉入炉煤量(t)2017-12-18435739.2540.2541.4640.3221882017-12-19434140.6338.1344.7341.1621882017-12-20439835.9842.9142.3340.4121192017-12-21437938.1638.9940.0639.0720812017-12-22443136.2339.9643.2139.8020392017-12-23417138.3543.9344.5942.2920642017-12-24425542.4939.1542.6541.4321292017-12-25458437.6837.4539.6438.2618862017-12-26398947.5741.5943.9444.3720462017-12-27385141.7748.1949.546.4919572017-12-28373646.9746.0747.8946.9819452017-12-29349348.4948.9949.9449.1419002017-12-30370048.5244.9945.3846.3018152017-12-31410233.642.1445.1240.2918512018-01-01393746.5743.7842.4844.2818282018-01-02365539.3654.0248.7947.3917172018-01-03344055.649.4747.4250.8319712018-01-04367949.7141.3850.6547.2516582018-01-05398052.3746.4335.3444.7121292018-01-06367944.2249.0947.5646.9616452018-01-07331347.9553.1951.9251.0222802018-01-08338351.747.2951.0550.0122212018-01-09285760.1655.1657.2557.5224122018-01-10339946.7153.5953.6851.3324422018-01-11339554.9148.8449.0150.9223022018-01-12300855.2155.1853.4254.602109（2）灰量计算。根据DL/T5142-2012《火力发电厂除灰设计技术规程》：固态排渣炉，竖井烟道灰斗灰量取总灰渣量的5%。日期1号炉入炉煤量(t)入炉煤灰份(%)1号炉总灰量(t)竖井烟道处灰量(t)竖井烟道处每小时灰量(t/h)2017-12-18218840.32882441.842017-12-19218841.16901451.882017-12-20211940.41856431.782017-12-21208139.07813411.692017-12-22203939.8812411.692017-12-23206442.29873441.822017-12-24212941.43882441.842017-12-25188638.26722361.502017-12-26204644.37908451.892017-12-27195746.49910451.902017-12-28194546.98914461.902017-12-29289249.14934471.952017-12-30181546.3840421.752017-12-31185140.29746371.552018-01-01182844.28809401.692018-01-02171747.39814411.702018-01-03197150.831002502.092018-01-04165847.25783391.632018-01-05212946.43988492.062018-01-06164549.09807401.682018-01-07228053.191213612.532018-01-08222147.291050532.192018-01-09241255.161330672.792018-01-10244253.591308652.732018-01-11230248.841124562.342018-01-12210955.181163582.42从据以上数据分析：1月5日后灰量逐渐增加，其中9、10日灰斗灰量超过正常系统出力2.66t/h。输灰系统出力裕量不足，竖井烟道灰斗下灰和输灰不畅，灰斗积灰。（3）1号炉竖井烟道输灰系统停运检修时间统计（1号机组2017年12月18日启动至2018年1月13日停运）序号日期竖井烟道停运时间（根据吹灰压力曲线获得）消缺停运时间统计(h)缺陷名称12017-12-195:50-10:204.51、1号炉竖井烟道输灰母管至1号炉电除尘4.5米层弯头处有一个漏点2、1号炉竖井烟道输灰不畅22017-12-2015：40-16:310.851、1号炉竖井烟道B1出口管结合处漏灰2、1号炉竖井烟道至前池上方有一个漏点3、1号炉竖井烟道至前池上方有一个漏点4、1号炉竖井烟道靠近2号炉电除尘4.5米层楼梯旁有一个漏点32017-12-2110:26-11：431.28零排放3号灰库库顶有一个漏点42017-12-2221:38-22：581.331号炉竖井烟道母管漏灰（靠零排放风机旁）52017-12-2514:35-16：101.58零排放3号灰库库底弯头处有一个沙眼62017-12-2714:30-15：210.853号灰库库底管道有一漏点漏灰72017-12-3116:55-18：071.21、1号炉竖井烟道输灰母管漏灰（靠近送风机）2、零排放3号灰库顶部有两处漏点82018-1-214:51-15：270.61、1号炉竖井烟道甲侧加压阀电磁阀故障2、1号炉竖井烟道输灰母管靠零排放西大门处有一漏点92018-1-914:03-15：000.951、3号灰库库顶有一个漏点2、3号灰库库底三个漏点102018-1-1116:59-17：420.711号炉竖井烟道输灰母管有漏（前池上方）合计13.85从2017年12月18日始，30分钟以上消缺停运输灰系统次数为10次，最长停运时间4.5小时（积灰量约8.46m3），停运时间合计为13.85小时，输灰系统停运消缺会导致灰斗一定量积灰。7.灰斗结构及积灰情况竖井烟道出口转向烟道及灰斗整体重心偏向炉后侧（重心位于低过侧烟气调温挡板下方），锅炉厂在灰斗炉前壁面设有拉筋，而在炉后侧灰斗上部空间内未设置拉筋，炉后侧载荷主要集中在转向烟道上部吊杆与低过侧烟气调温挡板下护板炉后侧下焊缝处加强筋板上（如图11）。灰斗上部空间较大，在烟气调温挡板后形成一个扩容区域，烟气流速减缓，飞灰在该区域沉积，再通过输灰系统输出。根据运行中漏灰点位置估算灰斗存灰位置：炉前灰斗顶上部约2.5米位置，炉后侧沿着转向斜烟道堆积至膨胀接出口处（模拟图如下），事后现场积灰体积测量及积灰清运车数统计，测算灰量约245m3。按照《火力发电厂除灰设计技术规程》，干灰堆积密度为0.7至0.9t/m³（因此处为粗灰，灰颗粒间隙大，取下限值0.7t/m³），积灰折合重量约0.7×245=171.5t，与灰斗设计存储量（折合重量0.7×31=21.7t）相比，灰斗承重增加149.8t。图11灰斗结构简图新余发电公司1号炉电袋除尘器因布袋阻力大，引风机出力受限，机组接带负荷能力差(运行中日均负荷维持在120MW左右)，同时，为控制引风机入口负压，防止风机失速，运行中必须对送风量进行控制，同负荷下烟气流量相对减少。图12开机后时间段负荷变化情况图13开机后时间段除尘器布袋阻力变化情况图14开机后时间段送风机出口风压变化情况8.灰斗脱落过程分析灰斗积灰过量超载导致烟道撕裂、脱落。灰斗积灰量逐渐增加，转向烟道膨胀节开裂，当灰量增加达到载荷极限时，膨胀节出口端原有裂缝瞬间撕裂，转向烟道上部吊杆载荷突然上升，吊杆下焊缝拉裂，继而低过侧烟气调温挡板下护板炉后侧下焊缝处加强筋板焊缝拉裂，烟道及灰斗炉后侧开始下坠，烟道护板焊缝撕裂后脱落。图15烟道撕裂顺序：位置1→位置2→位置3→位置4→位置5综以上情况，分析原因如下：（1）直接原因：灰斗积灰过量导致烟道超载撕裂、脱落。新余发电公司对运行中存在的输灰不畅通、烟道膨胀节泄漏等缺陷未进行深层次分析，在入炉煤灰份增加情况下未采取应对措施，导致输灰系统出力下降，灰斗料位逐渐上升，积灰重量超过烟道载荷极限，烟道撕裂、失稳，灰斗脱落。（2）间接原因：eq\o\ac(○,1)除尘器压差上升、脱硝改造后烟道结构变化，低再低过灰斗处煤灰分配率升高。脱硝改造时烟道垂直高度上升，飞灰在烟道内停留时间长，在重力分离作用下落灰量相对改造前同工况下增多，且主要集中在炉后侧；受除尘器压差大影响，为保证引风机运行安全，运行中限制送风量，烟气量、烟气流速下降，也是灰斗处落灰量增加的一个因素。eq\o\ac(○,2)入炉煤灰份远超设计值运行。迎峰度冬期间，新余发电公司双机运行，受煤炭去产能政策影响，高热值煤储量不足，为保证双机正常运行，新余发电公司控制高热值煤掺配比例在25%左右，入炉煤灰份上升，1月1日至1月12日，日平均灰份达49.73%，远超设计值34.58%。eq\o\ac(○,3)新余发电公司降非停措施执行不力，措施主要集中在受热面泄漏方面，对辅机存在的异常关注的少。eq\o\ac(○,4)烟道及灰斗设计不合理。锅炉设计时转向烟道空间大，烟速减缓，可能存灰空间大（达400m3）；烟道载荷设计安全裕度小且分布不均，抗外力干扰能力差；转向烟道及灰斗偏心炉后，炉后侧烟道载荷大且烟道出口侧未设置内部拉筋，容易超载；灰斗未设计安装料位计，机组运行中无法判断灰斗实际料位状况。三、暴露问题1.安全生产责任制落实不到位。对运行中存在的输灰不畅通、烟道膨胀节泄漏等缺陷，设备点检未组织劣化分析、运行专工未组织异常分析、检修质量未把关、部门领导对专业管理松懈等，暴露出安全生产责任制落实不到位，没有履职尽责。2.制度执行严重不到位。新余发电公司《缺陷管理制度》第九条，要求点检员每月召开专业点检分析会，负责缺陷和设备劣化分析工作，掌握设备运行状况及劣化趋势，及早发现隐患，制定定修计划，主动消缺，减少缺陷的发生。自2017年12月18日至2018年1月12日，1号炉输灰系统缺陷41条，但设备部锅炉除灰专业只是简单的统计，没有组织劣化分析，查找原因。3.新余发电公司《异常分析管理办法》中将“除灰管道停止运行超过1小时”作为异常，但发电部运行人员没有录入异常，设备部也未组织分析。4.安全生产基础薄弱。一是查阅脱硫运行和除灰检修班组管理记录，均无输灰系统缺陷和异常分析，对缺陷和异常无管理，班组建设差距大。二是锅炉专业技术人员水平低，责任心缺失。未能及时发现输灰系统出力低的问题。5.风险辨识和隐患排查治理不到位。设备部、发电部和检修公司锅炉专业现场安全风险辨识不到位，对存在的风险认识不清，对1号炉伸缩节漏灰的安全隐患熟视无睹，治理不彻底。灰斗未设计安装料位计，运行中不能有效监控，技术人员没有采取有效措施进行设备整治，降低安全生产风险。6.新余发电公司部门工作作风不扎实，存在失职现象。生产调度会上，新余发电公司领导多次提醒注意落灰斗堵灰缺陷，但设备部、发电部主要领导没有组织灰斗缺陷异常分析，没有安排召开专题会深层次查找原因，安全生产工作不严、不细和不实，部门主要领导存在失职现象。7.运行管理严重不到位。运行日常测温、定期反吹和灰管敲打等定期工作流于形式，运行规程（无积灰应急处置内容）和定期工作（无测温记录要求）内容不完善，导致不能正确全面指导运行人员操作；“值建制”工作开展不彻底，值长对辅控班组重视程度不够，对辅机出现的异常不敏感，未对异常组织分析，查明原因，制定和落实防范措施。专业及部门管理人员监督职责不落实，对日常管理存在的疑难问题，麻木不仁，熟视无睹。8.检修管理混乱，各级验收把关不严。检修人员责任心差，检修工艺执行不力，存在应付现象，同时各级验收标准低，检修公司消缺管理混乱，导致输灰系统缺陷频发，系统出力无法保证。9.新余发电公司对煤炭市场变化应对不足，未提前储备足量的高热值燃煤。在双机运行期间，为防止因燃料供应不足导致机组停运，严格控制高热值煤掺配比例在25%左右，入炉煤灰份远超设计值。发电部、设备部对入炉煤煤质变化极不敏感，未结合实际情况，制定防止灰斗积灰的有效应对措施。10.现场应急处置方案不健全。新余发电公司《除灰系统异常事故现场处置方案》只注重环境保护方面，缺少灰斗、输灰管堵塞时，如何有效降低料位措施。四、防范措施1.严格落实安全生产责任。完善新余发电公司安全生产责任制，进一步明确岗位安全生产责任，完善工作机制，严格考核监督，强化落实执行，提高各级人员的履职能力和责任意识。2.设备恢复过程中，对所有设备、材料及现场拼装部件、施工工序进行逐级严格验收，焊缝高度及补强措施严格按锅炉厂补充设计图严格执行，确保安装质量。检修过程中同步安排除尘器布袋清洗，空气预热器换管等项目，提高设备可靠性。3.两台机组竖井烟道灰斗加装料位计，确保运行中监视到位。4.改善入厂煤结构，增加高热值煤入厂占比。优化配煤掺烧，提高入炉煤热值，降低入炉煤灰份，减少灰量。5.完善输灰系统日常管理工作。在每根落灰管和仓泵设置固定测温点，对除灰定期工作规定进行修订，将灰管和仓泵温度与输灰压力曲线进行对比分析，发现落灰不畅及输灰数据异常及时调整并联系处理；每班对竖井烟道及一电场仓泵下灰管进行2次反吹，保障下灰通畅；落灰、输灰故障或输灰系统检修期间导致灰斗积灰及料位报警，及时采取放灰等应急措施。6.加强设备的巡检、点检，做好数据的统计与分析工作，策划好计划性检修，同时做好日常隐患排查，对存在的问题制定整改计划，及时消除，闭环管理。专业定期组织好日常缺陷分析、频发缺陷分析、设备劣化分析，召开专业会议，对设备上存在的重大隐患组织技术人员攻关。7.做好日常输灰系统的消缺工作，提高消缺质量。发现缺陷及时处理，避免长时间设备停运导致灰管堵灰或灰斗积灰。利用机组停运机会，对2号炉灰斗进行加固；做到机组逢停必查，对现场清理干净，防止遗留杂物进入落灰管和输灰系统管道，减少运行中下灰和输灰不畅现象。8.优化日常巡检、点检路线。减少高温高压设备、有悬空设备坠落风险区域的巡查时间，对存在风险区域内的重要设备加强远程参数的监视，并对存有高风险区设置警示牌。9.做好技术培训工作，提升专业技术人员技能水平。10.提高检修人员责任心，不定期检查检修人员工艺执行情况，严格按照设备消缺制度监督缺陷消除的及时性、时效性，提高设备的可靠性，加强对检修过程和消缺后的验收把关，对一些关键验收点实施验收卡制度。部门领导定期检查班组标准化建设，对班组标准化建设不到位的情况落实责任，督促指导整改。11.严格按异常管理办法要求将各类异常录入异常分析系统，进行认真分析，查找原因并督促及时消除。12.提升运行管理工作，积极解决日常管理存在的疑难问题，深化“值建制”工作，落实值长岗位职责，推动安全生产工作。部门领导对各专业出现的异常及时督促分析、提出防范措施并督促措施的落实，日常工作中不定期对定期工作执行情况及措施的落实情况进行检查。13.做好降非停措施的执行与监督工作。14.生产部门制定提高作风建设实施细则，从严、细、实入手细化措施，监督执行、不断提高中层干部履职能力。15.加强设备部内部管理，提升管理水平。规范点检日志内容，成立班组建设技术检查组，定期对检修公司班组建设技术问题进行检查、指导，确保检修记录、台账规范；组织对缺陷管理情况进行抽查，下达检查通报，每月组织缺陷分析，对缺陷管理不到位的专业落实责任；落实每天现场点检，就地签到等行为规范；每月5日前完成上月度劣化分析，挂网，针对劣化趋势，制定定检方案，对设备存在的重大难以解决的问题，组织成立攻关专项小组，不定期组织技术攻关。16.完善新余发电公司《除灰系统异常事故现场处置方案》，组织分析存在的安全风险，制定切实可行的降料位措施，杜绝类似现象再次发生。五、责任考核依据《电力安全事故应急处置和调查处理条例》（国务院令第599号）和集团公司《生产安全事故报告与调查规程》（2017版），此次事故定性为一般设备事故。依据集团公司《安全生产奖惩规定》（2015版）第十九条，处理如下：1.新余公司总经理王某，作为新余公司安全第一责任人，对存在的责任制不落实、安全生产管理混乱、设备缺陷管理不善等问题管理不到位，负有领导责任。建依据第十九条第四款“（四）对事故企业负有领导责任的安全第一责任者、分管领导给予警告、记过、降级处分”的规定，建议集团公司给予警告处分，并处10000元经济处罚。2.新余公司党委书记旺某某，作为公司安全生产的主要负责人，对存在的责任制不落实、安全生产管理混乱、员工思想教育培训管理不到位等负有领导责任。根据集团公司安全生产“党政同责，一岗双责”的原则，依据第十九条第四款“（四）对事故企业负有领导责任的安全第一责任者、分管领导给予警告、记过、降级处分”的规定，建议集团公司给予警告处分，并处10000元经济处罚。3.新余公司总工程师邓某某，全面负责新余公司安全生产工作，未落实主体责任，对输灰系统缺陷未引起高度重视，技术责任履行不到位，运行管理不到位，生产管理混乱，对灰斗脱落的发生负主要领导责任。依据第十九条第四款“（四）对事故企业负有领导责任的安全第一责任者、分管领导给予警告、记过、降级处分”的规定，给予记过处分，并处20000元经济处罚。4.设备部主任胡某某对输灰不畅通隐患不敏感、不重视，未督促组织设备、运行和检修综合分析，现场安全风险把控不力，应承担管理责任。依据第十九条第三款“(三)对事故企业责任部门（车间、区队）负有管理责任的负责人给予警告、记过、降级、撤职处分”的规定，给予警告处分，并处10000元经济处罚。5.设备部分管副主任刘某某对输灰不畅通导致烟道膨胀节泄漏，没有督促专业组织分析，责任制和制度落实不到位，应承担管理责任。依据第十九条第六款“（六）对事故企业其他领导、有关职能（职权）部门领导、技术专工，按事故责任的划分，参照上述规定执行”的规定，给予警告处分，并处10000元经济处罚。6.检修公司经理黄某某对日常输灰系统消缺不及时，消缺质量把关不严，检修管理严重不到位，应承担管理责任。依据第十九条第六款“（六）对事故企业其他领导、有关职能（职权）部门领导、技术专工，按事故责任的划分，参照上述规定执行”的规定，给予警告处分，并处10000元经济处罚。7.锅炉队长陈某对输灰不畅通导致烟道膨胀节泄漏，日常组织消缺不及时，检修质量把关不严，班组管理混乱，应承担次要责任。依据第十九条第六款“（六）对事故企业其他领导、有关职能（职权）部门领导、技术专工，按事故责任的划分，参照上述规定执行”的规定，给予警告处分，并处10000元经济处罚。8.发电部副主任（主持工作）王某某对输灰不畅通导致烟道膨胀节泄漏，没有引起重视，未督促组织召开运行分析会，提前预警，运行管理混乱，应承担管理责任。依据第十九条第三款“(三)对事故企业责任部门（车间、区队）负有管理责任的负责人给予警告、记过、降级、撤职处分”的规定，给予警告处分，并处10000元经济处罚。9.发电部分管领导刘某某对输灰不畅通导致烟道膨胀节泄漏，未督促组织运行分析，技术管理严重不到位，应承担管理责任。依据第十九条第六款“（六）对事故企业其他领导、有关职能（职权）部门领导、技术专工，按事故责任的划分，参照上述规定执行”的规定，给予警告处分，并处10000元经济处罚。10.设备部锅炉点检长孙某某对输灰不畅通导致烟道膨胀节泄漏，未及时组织专业分析，查找深层次原因，设备管理不到位，专业管理混乱，应承担负次要责任。依据第十九条第二款“(二)对事故次要责任者给予警告、记过、降级、撤职处分”的规定，给予警告处分，并处10000元经济处罚。11.设备部锅炉除灰点检员常某对输灰不畅通，导致灰斗积灰严重，未进行缺陷和劣化分析，责任制和制度落实严重不到位，应承担主要责任。依据第十九条第一款：“(一)对事故主要责任者给予记过、降级、撤职处分，或给予解除劳动合同处理”的规定，给予记过处分，并处20000元经济处罚。12.发电部脱硫除灰专工王某某对输灰不畅通，导致灰斗积灰严重，未组织运行分析，对输灰不畅通后果研判不足，责任制和制度落实严重不到位，应承担主要责任。依据第十九条第一款：“(一)对事故主要责任者给予记过、降级、撤职处分，或给予解除劳动合同处理”的规定，给予记过处分，并处20000元经济处罚。

贵州公司野马寨发电有限公司3号机组1.18非停事件分析一、事件经过1.事件前运行工况2018年01月18日3号机组正常运行中，机组负荷140MW，主汽温度534℃,主汽压力8.12MPa,再热汽温511℃,再热汽压力1.47MPa,A磨煤机运行，A/B引、送风机运行，A给水泵变频运行，B给水泵工频备用。B凝结水泵变频运行，A凝结水泵工频备用。2.事件详细过程2018年01月18日05时39分，3号机组DCS系统“本体安全监视”画面中ETS主保护信号汽轮机“振动大”报警，主汽门关闭，3号机组跳闸，ETS首出汽轮机“振动大”。程跳逆功率保护动作，发变组断路器DL跳闸，机组甩负荷到0MW。05时39分12秒，运行人员手动MFT，3号炉熄火。检查发变组联动正常，汽机侧、锅炉侧设备联动正常。检查DEH系统、DCS系统画面上汽轮机轴振、瓦振、偏心显示正常，就地检查汽轮机振动正常。二、事故后检查及处理情况接到运行通知后，热控专业人员到现场，开展以下工作：（1）05时53分，热工专业人员接值长通知，赶到现场检查。查看DCS工程师站“本体安全监视”画面有汽轮机“振动大”，“ASP2动作”，“主汽门关闭”三个信号报警，查阅汽轮机轴振、瓦振历史趋势未见异常。在线查看DEH工程师站的汽轮机轴振、瓦振测点参数正常。查看3号机组电子设备间TSI控制柜系统工作正常。ETS控制柜系统工作正常，首出汽轮机汽轮机“振动大”，振动大、ASP2、主汽门关闭信号报警。运行人员3次对ETS系统进行复位均失败，确认汽轮机“振动大”信号一直存在，初步判断热工保护误动。（2）06时13分，经值长批准同意，值班人员屏蔽ETS控制柜入口汽轮机“振动大”信号，ETS系统复位成功。（3）核查野马寨公司3号汽轮机轴承振动保护逻辑及定值设置按照基建期间设计要求执行。汽轮机各轴承振动数据经TSI采集，送DEH进行逻辑判断，DEH逻辑判断后送ETS作为汽轮机主保护条件。汽轮机“振动大”DEH逻辑为：任一同轴承振动X向、Y向达到跳机定值且瓦振达到报警值时联锁跳闸汽轮机；X向、Y向跳机定值为260μm、瓦振报警定值为80μm。（4）2018年1月25日，更换3号机组DEH系统M7控制器所在的模件安装单元、数字输出子模件IMDSO14及出口继电器端子板、数字输入子模件IMDSI14、模拟量输入子模件IMFEC12。重新铺设3根DEH至ETS信号控制电缆，保护信号传动试验正常。（5）2018年01月23日，邀请北京ABB贝利公司技术工程师到现场对3号机组DEH系统进行检查。通过现场所获得的真实数据，在跳机的时刻控制器（2