原标题：2月27日河北某热电厂在线滤油！小问题连锁反应致非停事件分析报告

正文：

河北某热电厂10号机组2月27日非计划停运事件分析报告

导读：案例中的暴露的也是现在很多电厂普遍存在的问题，没事都好，有事时才发现细节东西平时关注不到位，出事时就会连锁反应。

(一)事件前机组运行工况

河北某热电厂10号机组为哈尔滨汽轮机有限公司制造的超高压、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、双抽凝汽式机组。给水系统配置2台100%容量DG750-180液力耦合调速给水泵组，一运一备，两台给水泵配置一台滤油机可在线滤油。

2020年02月27日11时20分，10号机组负荷170MW，主汽压力13.5MPa，主汽温度541℃，主汽流量550t/h，工业抽汽流量89t/h，1号给水泵运行，电流425A，给水泵转速5494r/min，勺管位置73%，给水泵润滑油压0.24MPa，机组运行正常，2号给水泵备用（备用状态出口门全开，勺管开度30%）， 1号给水泵滤油中。

(二)事件详细经过

11:17:55，1号给水泵润滑油压低一值（定值0.1MPa，开关量）报警，辅助油泵联启，值长立即安排人员就地检查。

11:17:56，1号给水泵润滑油压低（定值0.15MPa，模拟量）报警。

11:20:26，1号给水泵润滑油压低二值（定值0.08MPa，开关量）保护动作，10号机1号给水泵跳闸，给水流量由615t/h快速下降到0。

附图1：1号给水泵运行趋势图

11:20:33，2号给水泵联锁启动成功，值班员手动将勺管以速开模式操作两次（4%每次）开至38%，随后将勺管开度置数至80%，提高给水流量。

11:21:09，2号给水泵入口流量达到380t/h，再循环门开始联锁关闭，19秒后全关。

附图2：2号给水泵运行趋势图

11:21:13，锅炉MFT保护动作，首出原因汽包水位低三值（定值-230mm）。停炉不停机保护动作，负荷以200MW/min速率降至6MW，工业抽汽切除。

11:35:00，复位锅炉MFT，具备点火条件。陆续投入AA2、AA4、BC1大油枪运行，燃油量1.4t/h。炉膛火检A层2号角火检，B层1、2号角火检正常，3、4号角火检不稳定。

11:52:40，炉膛出口烟温314℃，一次风温241℃，投入A2给粉机，转速188r/min，主汽压力5.28MPa，主汽温度338℃。

11:55:27，炉膛烟温314℃，一次风温241℃，投入A4给粉机，转速210r/min，主汽压力5.02MPa，主汽温度336℃。

12:00:40，炉膛烟温323℃，一次风温239℃，投入A1给粉机，转速330r/min，主汽压力4.2MPa，主汽温度336℃。

12:05:25，炉膛烟温340℃，一次风温237℃，投入A3给粉机，转速219r/min，主汽压力3.75MPa，主汽温度337℃。

12:06:46，炉膛烟温348℃，一次风温236℃，投入B1给粉机，转速231r/min，主汽压力3.8MPa，主汽温度339℃。

12:09:15，炉膛负压下降至-573Pa，B层4号角、 C层1号角、D层4号角有火检显示，40秒后消失，A层2号角，B层1、2号角有火检显示。

12:09:30，停运B1给粉机，炉膛烟温402℃，主汽压力3.7MPa，主汽温度353℃。

12:12:40，投入AA1油枪助燃，油量增加0.7 t/h，未检到火检信号，油枪自动退出。

12:12:43，炉膛压力急剧升高，A层3、4号角，B层4号角，C层1号角出现火检显示，炉膛压力高(定值1666Pa)MFT动作，送风机掉闸（定值2800Pa），炉膛压力最高至2985Pa,炉膛出口烟温最高432℃。

附图3：给粉机投入趋势图

12:25:00，就地查无异常后开始启动送风机，陆续投入AA4、AA2、BC1大油枪及4台A层给粉机。

12:37:02，主汽压力由0.98MPa、烟温216℃开始回升。

12:52:00，主汽压力升至1.13MPa，烟温升至420℃。

12:53:00，就地检查AA2、AA4大油枪灭火，仅剩余BC1大油枪正常运行，退出各给粉机运行。陆续投入各个大油枪均不着火，检修进行处理，主汽压力温度开始下降。

附图4 ：主汽压力趋势图

13:09:00，主汽压力低至0.76MPa，负荷-2MW。

13:11:06，10号发电机逆功率保护动作,发电机解列，汽轮机跳闸。

19:35:00，10号机组并网。

二、原因分析

(一)1号给水泵跳闸原因分析

1号给水泵润滑油压低是导致给水泵掉闸的直接原因。

经现场检查，现场大量跑油，滤油机出口软管接头处存在裂口，耦合器油箱油位低，是润滑油压低的直接原因。

检修部滤油工作负责人擅自离开滤油现场，未安排替班人员，导致滤油工作无人看护，不能及时发现油管泄漏，系统跑油是给水泵润滑油压低的主要原因。

滤油机出入口管道采用钢丝塑料软管连接，从油管破破裂位置分析，运行中钢丝塑料软管在压制接口向下位置受到金属接头的剪切作用，滤油机运行时，受油系统管道振动影响，在压制接口位置处于碰磨状态，出现减薄现象，最终发展成裂口，是润滑油大量泄漏的原因。

附图5：滤油机出口软管裂口

(二)锅炉MFT原因分析

汽包水位低三值（-230mm）是锅炉MFT保护动作的直接原因。

10号机组高负荷运行（给水流量615 t/h），1号给水泵掉闸后汽包水位急速下降，2号给水泵联启（勺管位置开度在30%，再循环门全开），手动置数调节勺管开度仍无法满足所需流量，是汽包水位快速下降的原因（2号给水泵联启至锅炉MFT动作时长45秒）。

给水泵备用状态勺管开度未设置在线跟踪逻辑，增加了给水泵勺管人为调整时间，是汽包水位低的间接原因。

(三)锅炉爆燃原因分析

运行人员未发现B1燃烧器灭火，未及时退出B1给粉机，造成炉内煤粉浓度大，在投入AA1油枪时发生爆燃，是锅炉放炮的直接原因。

AA2油枪投入后用油量0.9t/h，AA4油枪投入后用油量1.3t/h，BC1油枪投入后用油量1.4-1.5t/h，达不到设计要求（单支油枪设计出力0.8t/h），油枪堵塞、火焰变形、火检不稳定是燃烧器燃烧不稳定的主要原因。

给粉机未设置对应火检消失相关联锁，火检消失后不能自动停运给粉机，是锅炉爆燃的间接原因。

入炉煤中掺烧15%左右无烟煤，挥发分低（6-8%），煤粉着火及燃尽时间长，导致炉膛内部未燃尽煤粉积聚，是锅炉爆燃的间接原因。（当日飞灰一值12.52%，二值10.74%，对比未掺烧无烟煤时的飞灰升高约8%）

锅炉运行规程中未明确规定给粉机投运条件（温度、时间间隔等），运行人员操作没有依据，存在盲目性，投粉过快，是导致锅炉爆燃的间接原因。

(四)发电机逆功率保护动作原因分析

机组恢复过程中，锅炉油枪无法稳定燃烧，导致主汽压力持续下降，机组无法维持最低负荷，是造成发电机逆功率保护动作的直接原因。

停机后对油枪抽枪检查，油枪喷嘴均存在积碳，部分喷嘴堵死，影响雾化效果，对燃油进行检查，目测发现油中水分含量偏高，含有杂质，目前正对燃油品质进行化验。

附图6：油枪堵塞情况

锅炉MFT后，机组恢复过程中，锅炉发生爆燃，延缓了机组恢复的时间，是造成主汽压力持续下降的原因之一。

锅炉MFT后，机组负荷在10MW上下波动，没有稳定在最低负荷，也是导致主汽压力持续下降原因之一。

三、暴露问题

（一）对疫情期间保证安全稳定工作重视不足。未落实集团、国际关于疫情防控期间确保安全生产稳定的要求，没有采取严格控制现场作业、加强现场安全检查频次等强化安全管控的措施。

（二）给水泵滤油工作不重视，设备管理问题突出。汽机专业未执行滤油机管理要求，班组“三讲一落实”流于形式，在对给水泵滤油期间，检修部负责人未严格执行负责人离开现场超过10分钟应及时停止滤油工作相关规定，擅自离开滤油现场，运行巡视检查未能及时发现异常，滤油工作出现无人看护情况。

（三） 设备点检技术水平有待提高，设备劣化分析不到位。给水泵滤油机自2015年投运以来，接头管路使用的塑料软管一直未进行更换，未考虑油温影响，压制软管金属接头易出现损伤，汽机专业点检未及时发现，对滤油风险掌握不足，暴露出专业技术人员对重要辅机附属设备管理精细度不够。

（四）隐患排查不彻底，专业技术管理存在漏洞。

1.给水泵油位未设置远程监控，运行值班员只能通过巡检定期监视，缺乏实时监控手段。

2.备用给水泵勺管开度设置值偏低，不能在机组高负荷时起到备用泵作用；给水泵再循环门联锁关闭条件设置值偏高，应对突发工况不能满足流量需求。

3.润滑油压模拟量信号报警发出较晚，报警作用失去应有效果。

（五）运行管理不到位，事故处理能力不足。

1.重要辅机主要参数监视不到位，未及时发现给水泵润滑油压下降，没有进行分析判断，采取有效措施。

2.机组MFT后停炉不停机恢复调整过程中预控能力不足，对油枪燃烧状态、给粉机灭火判断不准确，反映出运行应急培训不到位。

3.运行专工对停炉不停机动作后的操作调整措施不完善，对煤质、油枪、DEH等问题考虑不全面，没有在现场给出明确的调整意见。

（六）防止锅炉灭火放炮反事故措施落实不到位，生产管理基础工作不扎实。

1.燃油系统定期工作标准低，定期试验不能反映油枪是否处于可用状态，检修维护未定期对雾化部件进行清理及雾化试验。

2.油库燃油品质缺乏监督，油罐定期排污未观察排油含水情况。

3.运行规程未明确规定给粉机投运条件（温度、时间间隔等），运行人员操作没有依据，存在盲目性，规程修订不严谨。

4.给粉机跳闸未设置火检信号消失联停逻辑，对锅炉内部爆燃危害认识不足。

四、防范措施

1.全厂职工牢固树立“保人身、保电网、保设备”的安全意识，就如何提高生产管理和技术培训等方面组织生产部门大讨论，吸取经验教训，切实提高安全生产管理水平。

2.全面检查滤油设备塑料软管，举一反三，排查类似隐患，将滤油设备的连接软管更换为金属管道，并加装观察孔;增加1台给水泵滤油机，单台给水泵对应单台滤油机，增加设备可靠性，严格执行设备滤油规程。

3.根据给水泵设计参数和相关技术资料，改变润滑油压模拟量测点取样位置，增加多级压力低光字牌报警，研讨增加润滑油外置油箱，设置油位远传测点监视及报警功能可行性。

4.优化备用给水泵勺管跟踪控制逻辑，修改给水泵再循环门联锁关闭定值，邀请电科院研究给水泵跳闸后机组控制方式及快速甩负荷控制逻辑优化的可行性。

5.结合机组检修，改造火检设备确保信号可靠后增加火检消失联跳对应给粉机逻辑，对全炉膛灭火保护逻辑进行优化，提高火检可靠性。

6.优化油枪耗油量计量装置，便于运行人员记录真实用油量，油枪前单独设置过滤装置，保证燃油质量。

7.加强运行人员培训，开展机组典型工况重要参数技术比武，提高运行人员监盘质量及发现异常的能力。

8.仿真机演练过程中，在事故处理演练的同时要结合机组、重要辅机启停、辅机切换等常规操作，建立运行人员对设备启动到建立稳态的时间观念，开展各种工况下的事故演练。

9.细化煤质掺烧工作，尤其是涉及煤种改变、燃烧工况改变的情况下，完善不同煤种在事故情况下的稳燃措施，增加就地巡视人员安全防护用品相关要求。

10.细化定期工作标准，明确要求每周对2只油枪抽枪检查，对进行雾化试验，并对炉前滤网清理；每10天对油枪进行投油试验，并记录单支油枪用油量，根据耗油量与设计值对比分析油枪状态；每月对油罐内部以及燃油管路内燃油油质分析，根据油品化验结果定期对油罐进行排污。

11.针对本次锅炉内部爆燃衍生危害，锅炉专业利用检修期间对炉膛内部结构部件进行检查，消除隐患。

12.开展机组高负荷下给水泵掉闸后确保不掉机、低负荷阀位控制技术难题攻关行动，充分利用专家技术组平台，解决实际问题。

五、责任追究

依据《河北某热电厂设备障碍异常标准》，此次事件认定为一类障碍，按照《河北某热电厂安全生产工作奖惩办法（2016版）》对相关责任人进行考核。

来源：电力安全生产

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