［導讀］這篇論文是小編近年來看到的最好的一篇機組異常總結性文章，是最好，沒有之一。
論文分析了上海電網10年間多臺機組1455次的減負荷故障，並總結出了一些很有意思的規律，比如：磨煤機是造成機組減負荷故障的第一要因、每天8時和13時故障多發、迎峰度夏和迎峰度冬2個時間點故障發多、減負荷與跳機故障比為3：1等，有點大數據分析的味道。好東西小編不私藏，各位可以慢慢看，關注我們電廠人，一起學電力知識。
0 概況
2006年，上海電網擁有300 MW及以上大型燃煤機組20臺，總容量約8 400 MW。在隨後的10年內，先後投產不同容量的大型燃煤機組8臺。截至2015年底，上海電網大機組達到28臺，總容量約14 300 MW。除此之外，上海電網還陸續投運大型燃氣輪機組若干臺。隨著大型燃煤機組和燃氣輪機組的投運，小型燃煤機組逐漸淘汰，不僅優化了電源點佈局，而且大大改善了上海地區大氣環境。
隨著大容量、高參數機組的大量投運和自動化水平的提高，發電機組運行的安全性不斷得到改善，但自2010年起，隨著外來電量的日益增加，上海電網發電機組利用小時數不斷下降，不少機組長期處於停運狀態或者低負荷運行狀態，嚴重影響發電機組運行的穩定性。2006—2015年的數據表明，因各類主要輔機及其他輔助設備故障引起的機組減負荷事件高達1 455次，年平均減負荷達145.5次。機組頻發減負荷事件不僅影響電網穩定性，也影響到企業經濟效益的提升。
1 減負荷事件統計
根據電網運行日誌統計，2006—2015年，上海電網發電機組共發生1455次機組減負荷事件；每次減負荷容量有大有小，最大達500 MW，最小不足 50 MW。
2 按減負荷時間分析
2.1 按年度分析
2006—2015年，上海電網發電機組年平均減負荷145.5次，年平均機組跳閘47.4次，兩者之間呈3∶1關係。圖1為機組減負荷次數與跳閘次數年度分佈。
2.2 按月度分析
圖2為2006—2015年機組減負荷與跳閘次數月度分佈。
由圖2可見，兩者變化趨勢基本一致，其中減負荷和跳閘次數最高月份發生在迎峰度夏和迎峰度冬2個用電高峰時期。因此，確保這2個用電高峰期間主輔設備運行可靠性具有重要意義。
2.3 按時間點分析
圖3為總減負荷次數、磨煤機故障引起減負荷次數和機組跳閘次數24 h分佈。
圖3 機組減負荷與跳閘次數24 h分佈
圖3顯示，機組減負荷和跳閘次數高發點有2個：8時和13時，這2個高發點正是機組急需快速加負荷點，需要各類輔機頻繁啟動和調整以滿足電網負荷要求。因此，應及早做好主輔設備狀態檢查和消缺，確保加負荷過程中主輔設備都處於最佳健康狀態。
3 按減負荷原因分類分析
分析機組減負荷原因，有利於尋找規律、得出結論、提出防範建議，有效抑制減負荷事件發生。1 455次機組減負荷原因分類如表1所示。
表1 1 455次機組減負荷原因分類
由表1可見，在1 455次機組減負荷原因中，前5位分別為：磨煤機故障、風機故障、高爐休風、泵故障及“四管”洩漏，計962次，佔66.1 %；重要輔機設備(磨煤機、泵、風機、給煤機及空預器)故障共計843次，佔57.9 %。由此可見，主要輔機設備可靠性差是引起機組減負荷事件頻發的主要因素。
3.1 磨煤機設備故障
磨煤機設備故障引起機組減負荷420次，佔28.9 %。圖4為磨煤機設備故障原因分類。
機械故障包括：煤粉管漏風漏粉、結焦、分離器故障、底座開裂、支架裂紋、軸徑磨損、振動大等。排前3位的是：煤粉管漏風漏粉17次，結焦13次，分離器故障6次。
熱控設備故障包括：卡件故障、反饋信號異常、接線鬆動、干擾、測量表計故障等。其中，控制卡件故障6次，信號異常4次，接線鬆動3次。
油站漏油故障包括：油泵故障、油位異常、油箱漏油、密封圈失效等。其中，油泵故障7次，漏(滲)油5次，油位異常2次，關注火電廠技術聯盟，一起學知識。
電氣設備故障包括：變頻器故障、電磁閥故障、電纜損壞、馬達故障、軸承溫度高等。其中，變頻器故障9次，電纜頭故障3次，電磁閥故障2次。
圖4 磨煤機設備故障原因分類
圖5為420次磨煤機設備故障24 h分佈。
圖5顯示，磨煤機設備故障引起機組減負荷最高點發生在上午8時的加負荷過程中，此時正是電網需要各臺機組啟動磨煤機快速加負荷時段。此時頻發生減負荷事件，說明磨煤機設備的健康狀態還有待提高。
圖5 磨煤機設備故障24 h分佈
3.2 風機設備故障
風機包括送風機、引風機和一次風機，故障次數共計199次，佔13.7 %。其中送風機80次，引風機61次，一次風機58次。風機設備故障原因分類如表2所示。
由表2可見，在風機設備故障原因中，擋板及動/靜葉故障排第1位，主要集中在卡澀、銷子脫落、連桿脫落、葉片斷裂等。其中，擋板及動/靜葉卡澀高達25次，銷子等機械器件脫落8次。
馬達故障及軸承溫度高包括：馬達發熱、電機線圈溫度高及軸承溫度高、馬達損壞等。其中，軸承溫度高7次，馬達發熱4次，電機線圈溫度高3次。
油站及漏油等故障包括：油泵故障、管路漏油、管路脫落以及逆止閥故障等。
振動大是指與風機有關的設備，如油泵、風機、馬達、軸承等振動超標。
液壓設備故障包括：液壓泵故障、液壓缸故障，液壓缸漏油、液壓缸固定螺栓鬆動等。
其他故障16次，包括電氣設備故障、熱控設備故障、異聲、UPS電源故障等小概率故障。其中，電纜故障4次，熱控設備故障4次，異聲3次。
3.3 高爐休風
高爐休風是大型鋼鐵企業自備電廠的一種特殊運行模式。近年來，由於產能調整以及廠房拆遷等需要，造成供自備電廠的高爐和焦爐煤氣不穩，甚至突發中斷等異常狀況，並引起機組減負荷運行。
圖6為2006—2015年高爐休風變化趨勢。從圖中可見，高爐休風自2008年開始發生並逐年增加，到2014年達到最高值39次。自2015年起，由於大部分鍊鋼設備停產或搬遷才開始急劇下降。
3.4 泵設備故障
泵設備故障引起機組減負荷計104次，佔總減負荷次數的7.1 %。其中，給水泵設備故障69次，佔總減負荷次數的4.7 %；其次為循泵18次，佔總減負荷次數的1.2 %。圖7為104次各類泵設備故障引起機組減負荷次數佔比。
圖6 高爐休風趨勢變化示意
圖7 各類泵設備故障引起機組減負荷次數佔比
給水泵設備69次故障原因分類如表3所示。
油系統故障包括：漏油、油泵故障、馬達發熱、油溫高等。
調門故障包括：晃動、卡澀、鬆動、連桿脫落、螺栓斷裂等。
表3 給水泵設備故障原因分類
熱控設備故障包括：卡件故障、測速探頭損壞、位反異常、接線鬆動、真空表故障等。其中，卡件故障4次。
機械設備故障包括：砂眼漏汽、墊圈損壞、機械咬死、底座螺栓斷裂及鬆動等。
電氣設備故障包括：電磁閥線圈燒壞、電氣接觸器故障、電纜損毀等。
其他故障包括：異聲、濾網堵塞、軸承溫度高、接頭脫落、機械密封漏等事件。
3.5 “四管”洩漏
“四管”(水冷壁、過熱器、再熱器、省煤器管簡稱為“四管”)洩漏引起機組減負荷102次，佔總減負荷次數的7.0 %。在102次“四管”洩漏中，排第1位的是水冷壁管洩漏，共計44次。詳細分類如表4所示。
表4 “四管”洩漏分類
“四管”洩漏機理分2類：一類與內壁氧化皮大面積脫落堵塞或異物堵塞、吹灰器吹損、煙氣磨損和超溫等有關；另一類與金屬材料和結構工藝有關，如材料缺陷、焊接缺陷和膨脹等。
3.6 給煤機設備故障
給煤機設備故障引起機組減負荷89次，佔總減負荷次數的6.1 %。原因分類如表5所示。
表5 給煤機設備故障原因分類
堵煤和斷煤主要是指由於煤質潮溼引起的給煤機停運。機械設備故障包括：刮板損壞、齒輪箱故障、銷子斷裂等。
小皮帶故障包括：撕裂、跑偏、打滑、傳導軸斷裂、卡澀等。
熱控設備故障包括：卡件故障、測速器故障、計量設備故障等。
電氣設備故障包括：馬達及電氣開關故障等。
其他故障包括：異聲、振動大、擋板故障、軸承溫度高、清掃鏈斷裂、軸承磨損等。
3.7 主設備故障
主設備(指機、電、爐設備)故障引起機組減負荷74次，佔總減負荷次數的5.1 %。主要包括：凝汽器洩漏、發電機冷卻水系統異常、電刷冒煙、大機振動大、油質劣化、超溫、冷卻水系統垃圾堵塞、定子接地報警、定子線圈溫度高、軸電流異常、爐膛壓力異常、氫冷器漏、旁路異常、主變油色譜數據異常、雙色水位計漏等低烈度危險事件。
3.8 調門故障
調門(包括主汽門、給水調門、減溫水調門、旁路門等)故障56次，其中主汽調門故障39次。主汽門故障原因有：晃動、卡澀、鬆動、油動機故障、管道洩漏等。
3.9 煤質差
煤質差主要是指熱值低、灰分高、含硫量高。煤質差導致鍋爐燃燒不穩、調整困難、制粉系統故障率高，既影響鍋爐運行的安全性，又影響企業經濟效益。
3.10 其他故障
其他故障引起機組減負荷224次，佔總減負荷次數的15.4 %。詳細分類如表6所示。
表6 其他故障分類
3.10.1 結焦打焦及吹灰
結焦原因引起減負荷43次。主要原因是來煤雜，而且灰分高、熱值低，這是一種危害性較大的運行缺陷。必須從煤種選擇、配煤、運行調整等多方面進行治理，使結焦程度降到最低，減少打焦吹灰頻度。
3.10.2 脫硫脫硝設備故障
因脫硫脫硝設備故障引起的減負荷36次。主要包括：增壓風機故障、GGH故障、監測數據超標、擋板卡澀、振動大、電氣設備故障等。其中，增壓風機故障7次，GGH故障4次，監測數據超標4次。
3.10.3 空預器故障
因空預器故障引起的減負荷31次。主要原因有：馬達故障、聯軸器故障、振動大、熱控設備故障、防磨板脫落、齒輪箱故障、漏油等。其中，馬達故障7次，聯軸器故障4次，振動大3次，熱控設備故障2次。
3.10.4 熱控設備故障
因熱控設備故障引起的機組直接減負荷24次，佔總減負荷次數的1.7 %。加上間接原因(指熱控設備故障造成輔機設備跳閘並引起機組減負荷) 49次，兩者共計73次，佔總減負荷次數的5.0 %。
熱控設備故障包括：卡件故障、變送器接頭滲漏、火焰探頭異常、熱控氣源異常、電接點水位計異常以及測量信號干擾等。
3.10.5 燃氣不穩及喘振
因燃氣不穩及喘振等引起的減負荷23次。其中，燃氣不穩8次，喘振4次。其他還包括漏油、漏水、焊縫裂紋、有害氣體數據異常等。
3.10.6 撈渣機故障
因撈渣機故障引起的減負荷21次，包括堵塞5次、斷鏈4次、電流大2次，還有如繼電器接觸不良、導向輪脫落、齒輪和皮帶脫扣等。
3.10.7 其他事件
因其他事件引起的減負荷46次，佔總減負荷次數的3.2 %。主要包括：小管道洩漏、高加漏、閥門異常、管道焊縫裂紋、抽氣機異常、密封圈吹損、壓氣機異常等。
需要特別指出的是，在重要輔機設備故障中因變頻器故障引起的減負荷共計29次，其中，磨煤機系統9次，風機系統12次，給煤機系統8次。這些故障大多發生在2006年、2007年大功率輔機電機改變頻調速工作早期；由於對大功率變頻器掌握不透，瞭解不深，致使變頻器故障頻發。隨著技術人員對變頻技術的深入瞭解和掌握，變頻器運行可靠性得到極大改善，故障率受到明顯遏制。
4 結論及建議
通過對1455次減負荷事件的歸類分析發現：
(1) 磨煤機等主要輔機設備故障是造成機組減負荷運行頻發的第一要因；
(2) 每天8時和13時是減負荷事件頻發時間點；
(3) 迎峰度夏和迎峰度冬2個用電高峰時期是減負荷事件高發時期；
(4) 機組減負荷次數和跳閘次數之間大致呈3∶1關係。
雖然機組減負荷事件對電網衝擊沒有機組跳閘嚴重，但仍給電網負荷和頻率的穩定帶來一定的擾動。要想減少發電機組減負荷次數，可靠的設備是先決條件，正常的檢修和維護是基礎，有效的技術管理和監督是保證。為此，應從日常管理、檢修試驗、設備質量、維護消缺、人員素質等方面著手，切實做好如下工作。
(1) 消除各個環節中的風險因素。海因裡希法則指出，任何重大事故的發生看似偶然，其實是各種因素積累到一定程度的必然結果，都是有端倪可查、有徵兆可尋、有苗頭可發現、有隱患可排除的，都會經過萌芽、發展、發生的過程。風險可能存在於所有環節，只有把所有環節中的風險因素消除掉，事故才能徹底避免。因此，要善於從日常運行中找隱患，從常規現象中見異常，從細枝末節中尋苗頭，做到防患於未然。
(2) 加強設備缺陷分析管理，提高輔機設備運行可靠性。設備缺陷是指運行機組主輔設備和公用系統的異常(如震動、位移、卡澀、鬆動、失靈等)，或者因設備異常引起參數不正常等“搶先起跑”現象。加強缺陷管理的目的是防止和減少設備故障率，提高設備可靠性。因此必須做到：缺陷不消除不放過；消除的缺陷原因不清不放過；缺陷對設備系統影響不分析不放過；未排除其他同類設備及系統是否存在同樣的缺陷不放過；延期處理缺陷未制定防範措施和處理預案不放過，從而實現設備可控、在控和本質安全。
(3) 積極使用先進監測手段。“工欲善其事，必先利其器”。近年來，發電機組已處於“強饋入、弱開機、低負荷、深調峰”新常態，這給發電機組的安全運行帶來新課題。為此在採用傳統檢修、維護、消缺等手段基礎上，積極採用如紅外成像檢測、視頻監控、仿真驗證、狀態監測等新技術、新方式，實現立體化、全天候監控，確保現場設備安全可靠運行。
當前，機組運行環境紛繁複雜，引發減負荷的因素眾多，防止非計劃減負荷工作千頭萬緒，運行人員要盡心盡責，維護人員要勤查勤治；更要未雨綢繆，抓好源頭控制，查清風險因素，達到減少和預防機組減負荷事件頻發的目的。
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