［导读］这篇论文是小编近年来看到的最好的一篇机组异常总结性文章，是最好，没有之一。
论文分析了上海电网10年间多台机组1455次的减负荷故障，并总结出了一些很有意思的规律，比如：磨煤机是造成机组减负荷故障的第一要因、每天8时和13时故障多发、迎峰度夏和迎峰度冬2个时间点故障发多、减负荷与跳机故障比为3：1等，有点大数据分析的味道。好东西小编不私藏，各位可以慢慢看，关注我们电厂人，一起学电力知识。
0 概况
2006年，上海电网拥有300 MW及以上大型燃煤机组20台，总容量约8 400 MW。在随后的10年内，先后投产不同容量的大型燃煤机组8台。截至2015年底，上海电网大机组达到28台，总容量约14 300 MW。除此之外，上海电网还陆续投运大型燃气轮机组若干台。随着大型燃煤机组和燃气轮机组的投运，小型燃煤机组逐渐淘汰，不仅优化了电源点布局，而且大大改善了上海地区大气环境。
随着大容量、高参数机组的大量投运和自动化水平的提高，发电机组运行的安全性不断得到改善，但自2010年起，随着外来电量的日益增加，上海电网发电机组利用小时数不断下降，不少机组长期处于停运状态或者低负荷运行状态，严重影响发电机组运行的稳定性。2006—2015年的数据表明，因各类主要辅机及其他辅助设备故障引起的机组减负荷事件高达1 455次，年平均减负荷达145.5次。机组频发减负荷事件不仅影响电网稳定性，也影响到企业经济效益的提升。
1 减负荷事件统计
根据电网运行日志统计，2006—2015年，上海电网发电机组共发生1455次机组减负荷事件；每次减负荷容量有大有小，最大达500 MW，最小不足 50 MW。
2 按减负荷时间分析
2.1 按年度分析
2006—2015年，上海电网发电机组年平均减负荷145.5次，年平均机组跳闸47.4次，两者之间呈3∶1关系。图1为机组减负荷次数与跳闸次数年度分布。
2.2 按月度分析
图2为2006—2015年机组减负荷与跳闸次数月度分布。
由图2可见，两者变化趋势基本一致，其中减负荷和跳闸次数最高月份发生在迎峰度夏和迎峰度冬2个用电高峰时期。因此，确保这2个用电高峰期间主辅设备运行可靠性具有重要意义。
2.3 按时间点分析
图3为总减负荷次数、磨煤机故障引起减负荷次数和机组跳闸次数24 h分布。
图3 机组减负荷与跳闸次数24 h分布
图3显示，机组减负荷和跳闸次数高发点有2个：8时和13时，这2个高发点正是机组急需快速加负荷点，需要各类辅机频繁启动和调整以满足电网负荷要求。因此，应及早做好主辅设备状态检查和消缺，确保加负荷过程中主辅设备都处于最佳健康状态。
3 按减负荷原因分类分析
分析机组减负荷原因，有利于寻找规律、得出结论、提出防范建议，有效抑制减负荷事件发生。1 455次机组减负荷原因分类如表1所示。
表1 1 455次机组减负荷原因分类
由表1可见，在1 455次机组减负荷原因中，前5位分别为：磨煤机故障、风机故障、高炉休风、泵故障及“四管”泄漏，计962次，占66.1 %；重要辅机设备(磨煤机、泵、风机、给煤机及空预器)故障共计843次，占57.9 %。由此可见，主要辅机设备可靠性差是引起机组减负荷事件频发的主要因素。
3.1 磨煤机设备故障
磨煤机设备故障引起机组减负荷420次，占28.9 %。图4为磨煤机设备故障原因分类。
机械故障包括：煤粉管漏风漏粉、结焦、分离器故障、底座开裂、支架裂纹、轴径磨损、振动大等。排前3位的是：煤粉管漏风漏粉17次，结焦13次，分离器故障6次。
热控设备故障包括：卡件故障、反馈信号异常、接线松动、干扰、测量表计故障等。其中，控制卡件故障6次，信号异常4次，接线松动3次。
油站漏油故障包括：油泵故障、油位异常、油箱漏油、密封圈失效等。其中，油泵故障7次，漏(渗)油5次，油位异常2次，关注火电厂技术联盟，一起学知识。
电气设备故障包括：变频器故障、电磁阀故障、电缆损坏、马达故障、轴承温度高等。其中，变频器故障9次，电缆头故障3次，电磁阀故障2次。
图4 磨煤机设备故障原因分类
图5为420次磨煤机设备故障24 h分布。
图5显示，磨煤机设备故障引起机组减负荷最高点发生在上午8时的加负荷过程中，此时正是电网需要各台机组启动磨煤机快速加负荷时段。此时频发生减负荷事件，说明磨煤机设备的健康状态还有待提高。
图5 磨煤机设备故障24 h分布
3.2 风机设备故障
风机包括送风机、引风机和一次风机，故障次数共计199次，占13.7 %。其中送风机80次，引风机61次，一次风机58次。风机设备故障原因分类如表2所示。
由表2可见，在风机设备故障原因中，挡板及动/静叶故障排第1位，主要集中在卡涩、销子脱落、连杆脱落、叶片断裂等。其中，挡板及动/静叶卡涩高达25次，销子等机械器件脱落8次。
马达故障及轴承温度高包括：马达发热、电机线圈温度高及轴承温度高、马达损坏等。其中，轴承温度高7次，马达发热4次，电机线圈温度高3次。
油站及漏油等故障包括：油泵故障、管路漏油、管路脱落以及逆止阀故障等。
振动大是指与风机有关的设备，如油泵、风机、马达、轴承等振动超标。
液压设备故障包括：液压泵故障、液压缸故障，液压缸漏油、液压缸固定螺栓松动等。
其他故障16次，包括电气设备故障、热控设备故障、异声、UPS电源故障等小概率故障。其中，电缆故障4次，热控设备故障4次，异声3次。
3.3 高炉休风
高炉休风是大型钢铁企业自备电厂的一种特殊运行模式。近年来，由于产能调整以及厂房拆迁等需要，造成供自备电厂的高炉和焦炉煤气不稳，甚至突发中断等异常状况，并引起机组减负荷运行。
图6为2006—2015年高炉休风变化趋势。从图中可见，高炉休风自2008年开始发生并逐年增加，到2014年达到最高值39次。自2015年起，由于大部分炼钢设备停产或搬迁才开始急剧下降。
3.4 泵设备故障
泵设备故障引起机组减负荷计104次，占总减负荷次数的7.1 %。其中，给水泵设备故障69次，占总减负荷次数的4.7 %；其次为循泵18次，占总减负荷次数的1.2 %。图7为104次各类泵设备故障引起机组减负荷次数占比。
图6 高炉休风趋势变化示意
图7 各类泵设备故障引起机组减负荷次数占比
给水泵设备69次故障原因分类如表3所示。
油系统故障包括：漏油、油泵故障、马达发热、油温高等。
调门故障包括：晃动、卡涩、松动、连杆脱落、螺栓断裂等。
表3 给水泵设备故障原因分类
热控设备故障包括：卡件故障、测速探头损坏、位反异常、接线松动、真空表故障等。其中，卡件故障4次。
机械设备故障包括：砂眼漏汽、垫圈损坏、机械咬死、底座螺栓断裂及松动等。
电气设备故障包括：电磁阀线圈烧坏、电气接触器故障、电缆损毁等。
其他故障包括：异声、滤网堵塞、轴承温度高、接头脱落、机械密封漏等事件。
3.5 “四管”泄漏
“四管”(水冷壁、过热器、再热器、省煤器管简称为“四管”)泄漏引起机组减负荷102次，占总减负荷次数的7.0 %。在102次“四管”泄漏中，排第1位的是水冷壁管泄漏，共计44次。详细分类如表4所示。
表4 “四管”泄漏分类
“四管”泄漏机理分2类：一类与内壁氧化皮大面积脱落堵塞或异物堵塞、吹灰器吹损、烟气磨损和超温等有关；另一类与金属材料和结构工艺有关，如材料缺陷、焊接缺陷和膨胀等。
3.6 给煤机设备故障
给煤机设备故障引起机组减负荷89次，占总减负荷次数的6.1 %。原因分类如表5所示。
表5 给煤机设备故障原因分类
堵煤和断煤主要是指由于煤质潮湿引起的给煤机停运。机械设备故障包括：刮板损坏、齿轮箱故障、销子断裂等。
小皮带故障包括：撕裂、跑偏、打滑、传导轴断裂、卡涩等。
热控设备故障包括：卡件故障、测速器故障、计量设备故障等。
电气设备故障包括：马达及电气开关故障等。
其他故障包括：异声、振动大、挡板故障、轴承温度高、清扫链断裂、轴承磨损等。
3.7 主设备故障
主设备(指机、电、炉设备)故障引起机组减负荷74次，占总减负荷次数的5.1 %。主要包括：凝汽器泄漏、发电机冷却水系统异常、电刷冒烟、大机振动大、油质劣化、超温、冷却水系统垃圾堵塞、定子接地报警、定子线圈温度高、轴电流异常、炉膛压力异常、氢冷器漏、旁路异常、主变油色谱数据异常、双色水位计漏等低烈度危险事件。
3.8 调门故障
调门(包括主汽门、给水调门、减温水调门、旁路门等)故障56次，其中主汽调门故障39次。主汽门故障原因有：晃动、卡涩、松动、油动机故障、管道泄漏等。
3.9 煤质差
煤质差主要是指热值低、灰分高、含硫量高。煤质差导致锅炉燃烧不稳、调整困难、制粉系统故障率高，既影响锅炉运行的安全性，又影响企业经济效益。
3.10 其他故障
其他故障引起机组减负荷224次，占总减负荷次数的15.4 %。详细分类如表6所示。
表6 其他故障分类
3.10.1 结焦打焦及吹灰
结焦原因引起减负荷43次。主要原因是来煤杂，而且灰分高、热值低，这是一种危害性较大的运行缺陷。必须从煤种选择、配煤、运行调整等多方面进行治理，使结焦程度降到最低，减少打焦吹灰频度。
3.10.2 脱硫脱硝设备故障
因脱硫脱硝设备故障引起的减负荷36次。主要包括：增压风机故障、GGH故障、监测数据超标、挡板卡涩、振动大、电气设备故障等。其中，增压风机故障7次，GGH故障4次，监测数据超标4次。
3.10.3 空预器故障
因空预器故障引起的减负荷31次。主要原因有：马达故障、联轴器故障、振动大、热控设备故障、防磨板脱落、齿轮箱故障、漏油等。其中，马达故障7次，联轴器故障4次，振动大3次，热控设备故障2次。
3.10.4 热控设备故障
因热控设备故障引起的机组直接减负荷24次，占总减负荷次数的1.7 %。加上间接原因(指热控设备故障造成辅机设备跳闸并引起机组减负荷) 49次，两者共计73次，占总减负荷次数的5.0 %。
热控设备故障包括：卡件故障、变送器接头渗漏、火焰探头异常、热控气源异常、电接点水位计异常以及测量信号干扰等。
3.10.5 燃气不稳及喘振
因燃气不稳及喘振等引起的减负荷23次。其中，燃气不稳8次，喘振4次。其他还包括漏油、漏水、焊缝裂纹、有害气体数据异常等。
3.10.6 捞渣机故障
因捞渣机故障引起的减负荷21次，包括堵塞5次、断链4次、电流大2次，还有如继电器接触不良、导向轮脱落、齿轮和皮带脱扣等。
3.10.7 其他事件
因其他事件引起的减负荷46次，占总减负荷次数的3.2 %。主要包括：小管道泄漏、高加漏、阀门异常、管道焊缝裂纹、抽气机异常、密封圈吹损、压气机异常等。
需要特别指出的是，在重要辅机设备故障中因变频器故障引起的减负荷共计29次，其中，磨煤机系统9次，风机系统12次，给煤机系统8次。这些故障大多发生在2006年、2007年大功率辅机电机改变频调速工作早期；由于对大功率变频器掌握不透，了解不深，致使变频器故障频发。随着技术人员对变频技术的深入了解和掌握，变频器运行可靠性得到极大改善，故障率受到明显遏制。
4 结论及建议
通过对1455次减负荷事件的归类分析发现：
(1) 磨煤机等主要辅机设备故障是造成机组减负荷运行频发的第一要因；
(2) 每天8时和13时是减负荷事件频发时间点；
(3) 迎峰度夏和迎峰度冬2个用电高峰时期是减负荷事件高发时期；
(4) 机组减负荷次数和跳闸次数之间大致呈3∶1关系。
虽然机组减负荷事件对电网冲击没有机组跳闸严重，但仍给电网负荷和频率的稳定带来一定的扰动。要想减少发电机组减负荷次数，可靠的设备是先决条件，正常的检修和维护是基础，有效的技术管理和监督是保证。为此，应从日常管理、检修试验、设备质量、维护消缺、人员素质等方面着手，切实做好如下工作。
(1) 消除各个环节中的风险因素。海因里希法则指出，任何重大事故的发生看似偶然，其实是各种因素积累到一定程度的必然结果，都是有端倪可查、有征兆可寻、有苗头可发现、有隐患可排除的，都会经过萌芽、发展、发生的过程。风险可能存在于所有环节，只有把所有环节中的风险因素消除掉，事故才能彻底避免。因此，要善于从日常运行中找隐患，从常规现象中见异常，从细枝末节中寻苗头，做到防患于未然。
(2) 加强设备缺陷分析管理，提高辅机设备运行可靠性。设备缺陷是指运行机组主辅设备和公用系统的异常(如震动、位移、卡涩、松动、失灵等)，或者因设备异常引起参数不正常等“抢先起跑”现象。加强缺陷管理的目的是防止和减少设备故障率，提高设备可靠性。因此必须做到：缺陷不消除不放过；消除的缺陷原因不清不放过；缺陷对设备系统影响不分析不放过；未排除其他同类设备及系统是否存在同样的缺陷不放过；延期处理缺陷未制定防范措施和处理预案不放过，从而实现设备可控、在控和本质安全。
(3) 积极使用先进监测手段。“工欲善其事，必先利其器”。近年来，发电机组已处于“强馈入、弱开机、低负荷、深调峰”新常态，这给发电机组的安全运行带来新课题。为此在采用传统检修、维护、消缺等手段基础上，积极采用如红外成像检测、视频监控、仿真验证、状态监测等新技术、新方式，实现立体化、全天候监控，确保现场设备安全可靠运行。
当前，机组运行环境纷繁复杂，引发减负荷的因素众多，防止非计划减负荷工作千头万绪，运行人员要尽心尽责，维护人员要勤查勤治；更要未雨绸缪，抓好源头控制，查清风险因素，达到减少和预防机组减负荷事件频发的目的。
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