河南某发电有限公司3号机组“9•13”非停事件分析

电力18讯：

一、事件前运行工况

2018年09月13日16：35，3号机组负荷360MW，协调运行方式，总煤量185 t/h，给水流量1038 t/h，水煤比5.4，主汽压17.32MPa，主汽温607℃，A、B、D、F制粉系统运行。

二、事件经过

2018年09月13日15：42，许可日计划检修工作，过热器减温水退出运行。

16：39：44，机组负荷363MW，总煤量193 t/h，启动C制粉系统运行。

16：44：00，升负荷至381MW，总煤量198 t/h，给水流量1101 t/h，主汽温度608℃，因为缺少减温水调整手段，运行人员将给水切为手动，锅炉主控切手动，燃料主控在自动方式。运行人员将给水流量由1101 t/h逐渐增加。手动减煤量，总煤量由198 t/h逐渐下降。

16：47：22，给水流量加至1251t/h，总煤量降至182 t/h，主汽温上升至620℃。

16：48：30，主汽温由620℃开始下降，立即手动增加总煤量至220t/h，锅炉水冷壁出口温度由370℃持续上涨。

16：48：26，运行人员减小给水流量，给水流量由1251 t/h开始减小。

16：51：39，主汽温下降至599℃，锅炉水冷壁出口温度上涨至375.8℃。

16：52：37，检查主汽温持续下降，手动将C给煤机煤量由23t/h增加至30 t/h。

16：54：16，给水流量降至1161 t/h。

16：54：17，主汽温度测点1降至567℃，主汽温度测点2降至574℃，主汽温度测点3降至570℃，3号机组跳闸，汽轮机跳闸，发电机、锅炉联锁动作均正常。查DCS首出“汽轮机跳闸”，查ETS机柜“DEH跳闸”报警，满足DCS逻辑“主汽温10min内温降超过50℃””三取二动作条件，“汽轮机防进水”保护动作。

经判明跳闸原因和检查确认机组无异常后，3号机组于9月13日21：23恢复并网运行。

三、原因分析

（一）直接原因

1.运行人员在过热器减温水退出检修期间，调整机组负荷和制粉系统运行方式时，对主汽温调整不当，导致水煤比失调，主汽温快速下降，汽轮机防进水保护动作，是造成本次机组跳闸的直接原因。

（二）间接原因

1.3号炉过热器A侧二级减温水调门门杆漏汽检修，过热器减温水退出运行，仅能通过水煤比调整给水流量与总煤量，主汽温失去重要调整手段是本次机组跳闸的间接原因。

16：36：44至16：47：43期间，运行人员在3号机组升负荷期间,启动C制粉系统运行，主汽温快速升至620℃，运行人员将给水切手动，锅炉主控切手动，快速增水减煤，给水流量由1101t/h增加至1251 t/h，增加给水流量150t/h，总煤量由198t/h减少至182t/h，总煤量降低16t/h。

16：48：00至16：54：52期间，主汽温快速下降过程中，运行人员快速增煤减水，总煤量由182t/h增加至220t/h，增加总煤量38 t/h，给水流量由1251t/h减少到1161t/h，减少给水流量90 t/h。

当机组升负荷时运行人员未考虑启动上层制粉系统对屏过汽温的影响，启动C磨后火焰中心上移，屏过辐射热增加，高过出口汽温快速上升，运行人员增水减煤控制主汽温下降。当主汽温降低过程中，运行人员减水幅度不够，同时增加的燃料对汽温的影响存在滞后性，未起到快速提高主汽温的作用，主汽温10min内温降50℃，“汽轮机防进水”保护动作，机组跳闸。

四、暴露问题

1.运行风险防范措施落实不到位，经验欠缺。

针对过热器减温水退出检修，班前会开展了 “三讲一落实”，分析了汽温变化的风险，学习了减温水退出运行的措施。由于调度令快速加100MW负荷，运行人员对3号机组加负荷操作，运行人员没有严格执行措施中尽量保持负荷稳定的要求。

运行人员在加负荷操作过程中虽然明确了参数调整人员分工，但在操作过程中，汽温升高增水减煤和汽温下降减水增煤调整幅度不匹配，导致汽温下降太快，造成防进水保护动作，机组跳闸。

2.日计划策划不严密，专业管理不到位。针对减温水退出检修工作制定了运行措施，但措施没有细化负荷和制粉系统调整的措施，也没有明确要求运行方式变化前汇报。

3.机组重要系统退出期间未进行全程监护。该项工作开展前，锅炉运行高管到场监护运行调整及安措布置，在机组各项参数稳定后，减温水系统未恢复、机组加负荷前，因其他工作离开现场，未做到全程监护。

4.设备管理存在漏洞。3号炉过热器A侧二级减温水调门检修时因前后电动门无法隔离严密，导致过热器减温水被迫退出。

五、防范措施

1.立即组织发电部运行人员对此次非停事件暴露出的问题进行讨论反思，举一反三开展安全专项学习。

2.提高日计划管控水平，加强运行人员安全风险辨识能力及安全风险防控措施的执行力。在未接收到相关防范措施的情况下，不允许运行人员开展重要检修隔离及调整措施。当机组运行与相关措施要求发生冲突、需要改变运行方式时，值长要按照日计划要求汇报公司领导和有关部门，采取有效措施后方可开展相关操作。

3.加强日计划的动态监督指导。在机组重要系统设备退出运行期间，管理人员必须到现场对运行人员操作调整进行全过程监督指导，不得因其他工作离开现场。

4.加强重要辅机或系统退出运行期间措施修编。根据机组不同负荷及运行工况，制定详细具体的措施，并在措施中明确对主要参数的运行操作要求。

5.加强运行人员技术培训。针对此次异常中运行人员暴露的问题，开展有针对性的仿真机培训，提高运行人员的事故处理能力。

6.加强设备管理，提高设备可靠性，以阀门零泄漏为目标开展阀门泄漏治理工作。利用机组停备检修机会，对锅炉过热器一、二减温水调门前后电动门进行治理。

7.完善热工逻辑。热工专业增加机组主蒸汽10min温降大于30℃光字牌报警。

六、责任考核

根据集团公司《电力生产设备障碍标准》、公司《安全生产管理标准》和《安全生产奖惩管理标准》，按照“四不放过”的原则，对3号机组“9.13”机组停运事件进行了分析，查明了事件原因，认定该事件为一类障碍。

(一)责任部门认定

发电部当值运行人员对机组运行调整不当，造成主汽温10min内温降超过50℃，汽轮机防进水保护动作，机组跳闸。认定为发电部负主要责任，设备管理部对锅炉减温水系统设备维护不到位，认定为设备管理部负次要责任。

(二)对相关责任的处罚

按照公司《安全生产奖惩管理标准》5.4.6条、第a)-f)款，按照运行人员误操作规定对有关班组和责任人处罚如下：

1.扣除发电部当月零障碍全部基础绩效，扣除五值二期当月基本奖金额度的50%。

2.发电部值长梁某某，作为当值值长，为此次事件的值班第一责任人, 给予处罚2000元，下岗1个月处理。

3.发电部机组长周某某，作为当值机组长，为此次事件的主要责任人, 给予处罚2000元，下岗1个月处理。

4.发电部锅炉高管曹某，作为锅炉运行专业管理人员，对此次事件负技术管理责任，给予处罚500元。

5.发电部副部长周某某，作为锅炉运行分管主任，对此次事件负管理责任，给予处罚500元。

6.发电部部长孙某，作为发电部第一责任人，对此次事件负管理责任，给予处罚500元。

7.发电部支部副书记蔡某，作为发电部党支部负责人，按照“党政同责、一岗双责”要求，给予处罚500元。

8.设备管理部锅炉专业点检员杨某某，作为锅炉点检员，为此次事件负间接责任，给予处罚500元。

9.设备管理部锅炉专业点检长于某某，作为锅炉专业负责人，对此次事件负管理责任，给予处罚300元。

10.设备管理部主任工程师吴某，分管锅炉专业，对此次事件负管理责任，给予处罚300元。

11.设备管理部主任朱某，作为设备管理部第一责任人，对此次事件负管理责任，给予处罚300元。

12.设备管理部支部书记奚某某，作为设备管理部党支部责任人，按照“党政同责、一岗双责”要求，给予处罚300元。

13.公司总工程师陈某，对此次事件负领导责任，给予处罚1000元。

14.公司生产副总经理李某某，对此次事件负领导责任，给予处罚800元。