河北某热电公司1号机组11.20非停事件分析

一、事件前工况

2018年11月20日18:00，1号机组BLR方式运行，电负荷在175MW-185MW之间波动，电热折算总负荷227MW，主汽流量664t/h，给水流量652t/h，A磨煤机备用，B、C、D、E磨煤机运行，A、B一次风机变频方式运行，A、B汽动给水泵运行、电泵备用，锅炉的总煤量132t/h，机组运行正常。

二、事件经过

11月20日18:00:23，1号机组A一次风机跳闸，触发RB保护动作；

18:00:24 E磨煤机联锁跳闸；

18:00:34 D磨煤机联锁跳闸，机组以50MW/min速率降至150MW；

18:00:46汽包水位低一值报警（-100mm）；

18:00:55 A、B汽动给水泵异常报警；

18:01:00汽包水位低二值报警（-200mm）；

18:01:04 主值投入BC层1号角油枪稳燃；

18:01:16汽包水位升至-100mm；

18:01:25机组长开启A磨入口快关门，启动A磨煤机；

18:02:23汽包水位高一值报警（+100mm）；

18:02:29汽包水位高二值报警（+125mm）；汽包水位达+150mm后汽包紧急放水第一道门联开至37%报过力矩故障，第二道门打开；

18:02:54汽包水位高三值（+250mm）；

18:02:57锅炉MFT；

18:02:58汽包水位高四值（+280mm）联跳汽轮机。运行人员检查发电机已跳闸、灭磁开关已断开、厂用电已切至启备变带；高中压主汽门、调速汽门关闭，汽轮机转速下降，交流润滑油泵联启正常；检查锅炉MFT联动情况正常。打开1、2号机组B列辅汽串联门，调整轴封压力至正常；复位B一次风机变频器;待锅炉吹扫完成后启动B一次风机；18:25投入小油枪，锅炉点火，启动制粉系统，21:21汽轮机冲转，22:12机组并网，22:38机组负荷升至150MW，供热投入。

三、原因分析

（一）直接原因

    1号机组A一次风机故障跳闸后，触发RB保护动作，联跳E、D磨煤机，汽包水位快速下降，给水流量上升至857t/h，当汽包水位降至-186m时，与汽包水位设定值-26mm偏差大于150mm，A、B汽动给水泵异常报警，给水自动切除，此时主汽流量525t/h，给水流量高于主汽流量331t/h，汽包水位快速升高至高三值+250mm，锅炉汽包水位高保护动作，触发MFT，汽包水位继续升高至高四值+280mm，炉跳机保护动作，汽机跳闸。运行人员在处理A一次风机RB中，未能及时发现给水自动切除，给水流量大于主汽流量约331t/h持续90s左右，汽包水位持续上升，是导致此次锅炉灭火、汽机跳闸事件的直接原因。

（二）间接原因

1.A一次风机变频器模块故障、风机跳闸，机组RB保护动作，是诱发此次事件的间接原因。

2.汽包水位+150mm，汽包紧急放水第一、二道电动门联开，但第一道电动门卡涩至37%（电动门报过力矩故障），在汽包水位快速上升期间不能有效降低汽包水位，是此次事件另一个间接原因。

四、暴露的问题

1.根据2018年1月，热工专业管理提升专项活动现场督查专家的建议：“自动调节需设置合理的测量信号偏差大报警定值及切自动功能；设置需考虑RB发生时，将自动控制系统偏差大切除自动或闭锁指令等逻辑的偏差限值适当放宽，必要时可以解除。”在2018年4月1号机组停备时，热控根据上级下发的检查通报和相关会议纪要进行了给水自动调节的逻辑修改，但对专家建议没有充分理解且切除给水自动逻辑定值未与发电部专业充分论证，设置定值也未充分考虑多台给煤机频繁断煤、炉膛掉焦、RB保护动作、供热切除等异常情况的相关要求，只是热工专业臆断150mm的定值足以躲开各类工况的扰动，同时未按照设备异动管理的规定，履行相应的设备异动手续并交发电部留存。

2.运行人员惯性思维严重，监盘质量低。历次机组RB动作过程中，均未发生过汽包实际水位与设定水位偏差大切除给水自动的情况，在本次RB保护动作后运行人员忙于点油枪、启动备用磨，未能及时发现光字牌及“软光字”发出的汽泵异常、汽包水位报警，造成异常处理过程出现重大疏漏。

3.事故预想不充分，运行人员技术水平低。处理机组RB过程中主次不分，分工混乱，无人监视调整汽包水位，未及时发现给水自动切除，造成短时间内汽包水位迅速上升，机组跳闸。

4.电气专业技术人员对变频器内部运作机理、故障成因受制于厂家技术壁垒和自身技能水平限制，掌握不够深入；对变频器的隐性故障缺乏检测手段，对曾经发生过的设备故障分析仅依靠厂家的判断和报告，未主动作为,采取有力措施予以消除，暴露出电气专业技术人员在高压变频设备技术管理上的无力。

5.为了治理变频器老化，提高设备可靠性，该变频器于  2018年9月进行了返厂大修并通过了厂家出厂试验，2018年9月28日投入运行，目前运行不足两月便出现问题，暴露出检修质量、验收环节上存在欠缺。

6.变频器保护与其它同类厂家设计对比存在欠缺，过压保护设置为重故障，保护不启动旁路而采取直接触发变频器掉闸方式，但实际情况是因电气元件的绝缘故障，常伴随瞬时过压，而单元模块的过压故障设计为停机故障，造成变频器可靠性严重降低。

7.隐患排查不彻底，设备可靠性差。汽包紧急放水是防止汽包水位高的一项重要联锁保护措施，但在本次汽包水位+150mm时分析两道门开启存在不同步的现象，导致流量和力矩发生变化，造成第一道电动门未能完全打开，为故障扩大埋下隐患。

五、防范措施

1.考虑近期锅炉结焦，断煤等客观因素易导致水位波动异常，将水位偏差解自动定值放宽至250mm；梳理重要调节自动解除条件控制逻辑，排查类似隐患制定合理防范措施；停机时加入在RB保护动作时，将给水偏差大切除自动逻辑闭锁。

2.规范设备异动管理。设备异动审批单须经设备部、发电部专业、主管副部长、总工程师签字，设备异动发生后及时办理设备异动通知单移交手续；对已发生的设备异动进行梳理，检查设备异动通知单使用、学习、掌握情况。

3.提高监盘质量、加强异常报警监视、确认。机组正常运行期间，至少每两分钟查看并确认“软光字”及光字牌发出的每一项报警，通过DCS系统参数分析、就地检查、联系设备人员鉴定等方式确定报警原因并及时消除；异常处理期间，运行人员对各类报警重点监视，分析报警原因，避免遗漏重要报警信息。

4.深入剖析此次异常处理中暴露的运行问题，发电部组织各运行值进行一个月仿真机专项培训，重点培训异常处理关键点、分工和配合处置能力，在机组启停和异常处理过程中，指定专人负责汽包水位调整。

5.提升专业技术人员的技术水平。通过加强与厂家的沟通，认真分析厂家出具的检测报告及故障分析资料，加强与兄弟电厂专业人员的技术交流，积累经验、增强自身的技术储备；设备返厂维修时安排专业人员鉴证出厂性能试验，严格按照项目标准逐条严格验收，并做好合格证、检测报告等资料的归档管理；与变频器厂家沟通，确认“过压故障”触发停机的合理性，并确认是否能够实现将“过压故障”触发停机改造为触发单元旁路而不停机。

6.将汽包紧急放水电动门执行器力矩值由80%调整到100%，保证执行器力矩输出可靠；锅炉水压试验或机组停机过程中，做一下带压情况下的实际放水试验，若电动门过力矩故障报警则更换为大力矩执行器。

六、责任考核

根据本次事件暴露问题，我们将按照“四不放过”的原则，依据公司安全生产奖惩细则，对包括分管安全生产副总经理及总工程师在内的相关人员进行追责考核，处理决定如下：

1.热电公司发电部丙值1号机机组长，一次风机RB动作处理过程中，协调指挥不力，对给水自动切除以及汽包水位快速升高等异常情况未能及时发现，导致汽包水位高保护动作，锅炉灭火、机组跳闸，对本次事件负主要责任，处以3000元经济处罚。

2.热电公司发电部丙值1号机主值，故障处理过程中对重要参数和报警信息监视不到位，未能及时发现给水自动切除、汽泵异常、汽包水位高报警信号，对本次事件负次要责任，处以2000元经济处罚。

3.热电公司发电部丙值值长，是本值第一责任人，未能对运行操作异常处理进行有效的管理，对本次事件负现场管理责任，处以2000元经济处罚。

4.热电公司发电部锅炉专工，技术管理、技术培训工作不到位，没有针对供热期重要辅机跳闸制定有针性的术防范措施，对运行异常处理培训不力，对本次事件负技术责任，处以1000元经济处罚。

5.热电公司发电部主管集控副部长，技术管理、现场管理不到位，对本次事件负监督责任，处以1000元经济处罚。

6.热电公司发电部部长，是发电部第一责任人，对部门安全管理不到位，对本次事件负监督责任，处以1000元经济处罚。

7.热电公司设备部电气点检长，1号炉A一次风机变频器跳闸是本次事件的诱因，对本次事件负技术管理责任，处以1000元经济处罚。

8.热电公司设备部热工点检，汽包水位设定值与实际值偏差大切除自动的定值设定不合理、无设备异动通知单、汽包紧急放水第一道电动门卡涩，对本次事件负技术管理责任，处以2000元经济处罚。

9.热电公司设备部部长，是设备部第一责任人，对部门安全管理不到位，对本次事件负监督责任，处以1000元经济处罚。

10.热电公司总工程师，作为分管技术的领导，负技术管理不到位的责任，处以1000元经济处罚。

11.热电公司生产副总经理，作为安全生产分管领导，安全生产管理不到位，负直接领导责任，处以1000元经济处罚。