上海电网并网发电机组20年跳闸原因汇总

〔摘 要〕 以上海电网并网发电机组1996—2015 年20 年间发生的998 次机组跳闸事件为基础，从机组容量、设备分类、跳闸原因、检修质量等方面对机组跳闸原因进行了归类分析并总结规律，就减少发电机组跳闸事件提出了一些建议和措施，为发电企业和管理部门在规划机组检修、质量把控、定期试验、日常维护以及产品选用等方面提供借鉴。

0 概述

1996 年，上海电网并网机组43 台，总装机容量不到6500 MW；2015 年底，上海电网并网各类机组64 台，总装机容量达20300MW。20 年间装机容量增长212 %。随着大容量、高参数机组的大量投运和自动化水平的提高，上海电网并网发电机组运行的稳定性不断得到改善，尽管20 年来装机台数和容量不断扩大，但机组跳闸次数反而从1996 年的69 次逐渐下降到2014 年的30 次和2015年的41 次，保证了上海电网运行的可靠性。

1 按机组容量统计

1996—2015 年，机组跳闸总计998 次，按机组容量、类型归类为：小机组( 指125 MW 及以下容量机组) 跳闸310 次，排第1 位；300 MW 机组282 次，居第2 位；燃气轮机机组跳闸223 次，居第3 位。

表1 为按5 年1 个区间和机组容量大小分类的跳闸数据比较。从表1 可以看出，前10 年小机组跳闸最多；随着小机组的逐年关停，小机组的跳闸次数有所下降，燃机和大容量机组跳闸占比上升。

2 按机组跳闸时间统计

2.1 按年度统计

20 年来，上海地区并网发电机组共发生跳闸998 次，年平均跳闸49.9 次。20 年中机组跳闸最高年份为1996 年( 69 次)，最少年份为2014 年( 30次)。

从前后10 年机组跳闸数据比较可知，前10 年跳闸524 次，占总跳闸次数的52.5 %，平均年跳闸52.4 次；后10 年跳闸474 次， 占47.5 %， 平均年跳闸47.5 次；后10 年年平均跳闸次数相比前10 年减少4.9 次，下降9.35 %。

数据挖掘发现的另一个现象是，凡是有新机组投产的年份，其机组跳闸次数普遍要比没有新机组投产年份平均高7 %—8 %，这与新机组投产初期尚处于磨合调整阶段、设计不完善以及部分产品质量不佳等因素有关。

2.2 按月度统计

图1 为上海电网并网发电机组20 年间跳闸的月分布柱状图。

由图1 可见，20 年间月平均跳闸83.2 次，跳闸次数在月平均线上的有3 个月，以6 月的121次为最高值，比月平均值高出45.4 %; 月平均线以下9 个月，以9 月的61 次最低，比月平均值低26.7 %。

进一步分析发现，6 月、7 月跳闸次数偏高与这一时期大量机组大修有关。由于检修中和检修后存在着把关不严、试验项目不足、深度不够等问题，导致机组检修后的启动及运行初期频繁发生跳闸。这是导致6，7 月份机组跳闸次数偏高的主要原因。

2.3 按小时时段统计

图2 为20 年间上海电网并网发电机组跳闸按小时时段分布柱状图，20 年间每小时时段平均跳闸41.57 次。

由图2 可见，每天09:00 时段(09:00—10:00)发生机组跳闸概率最高，年平均跳闸4.2 次；00:00时段(00:00—01:00) 发生机组跳闸概率最低，年平均跳闸0.8 次。

导致09:00 时段发生机组跳闸概率偏高的主要原因为：每天09:00 时段正是电网负荷急剧增加的时刻，负荷增加需要及时投磨以及提高其他相关辅机出力，以便及时满足电网负荷的要求；但由于启磨不成功或其他辅机不在最佳工作状态，引起被控参数失控而导致机组跳闸概率增大。

3 按机组跳闸原因统计

据统计，在998 次机组跳闸中，按机组跳闸原因统计排前3 位的分别为：机务设备、热工设备和电气设备。

3.1 机务设备

机务设备引起的444 次机组跳闸原因中，排前4 位的分别为：锅炉设备、燃机设备、汽机设备、辅机设备。

3.1.1 锅炉设备

在锅炉设备引起的132 次机组跳闸原因中，排前3 位的分别为：炉膛压力异常、煤质差和塌焦。表2 为锅炉设备引起机组跳闸原因详细分类。

炉膛压力异常、塌焦、全炉膛熄火等都与近几年来煤质下降有关，因此应加强选煤、配煤及优化燃烧调整等措施的落实。在汽包水位异常引起的12 次机组跳闸中，因现场一次门接头( 包括电极) 渗漏和焊缝泄漏等6次，寒冬天气保温措施不到位引起取压阀门冻裂管路冻死3 次，水位剧烈波动3 次。

“四管”( 水冷壁、过热器、再热器、省煤器简称为锅炉“四管”) 泄漏引起机组跳闸11 次，其中前10 年发生7 次，占63.6 %；后10 年4 次，占36.4 %，后10 年相比前10 年下降27.4 %。“四管”泄漏机理大致分为2 类：

(1) 与运行检修相关的“四管”内壁氧化皮大面积脱落堵塞( 近几年已得到有效抑制) 及异物堵塞、吹灰器吹损、烟气磨损和长期超温运行等有关；

(2) 金属材料和结构工艺缺陷，如材料缺陷、焊接缺陷等。在诸多泄漏机理中，以超温爆管引起泄漏居第1 位。

3.1.2 燃机设备

表3 列出了燃机设备引起的120 次机组跳闸原因分类。

燃机机组跳闸主要集中在早期投产的4×100MW 级燃机上。当时国内对燃机技术、运行方式、故障模式等掌握不牢，经验不足，投产初期频繁跳闸，最多时1 年跳闸达24 次。跳闸的主要原因是重油中的杂质造成流量分配器卡涩导致燃油中断。随着对燃机技术的掌握和经验的积累，燃机跳闸事件才逐年有所下降。

影响燃机稳定运行的另一个原因是，燃油和燃气质量下降和压力不稳。以2015 年为例，某台由前方厂供给焦炉煤气和高炉煤气的燃机，由于焦炉煤气和高炉煤气的杂质含量升高、热量不足以及气源压力不稳等原因，造成运行中频繁发生熄火和防喘阀动作，曾发生9 次跳闸。

3.1.3 汽机设备

表4 列出了汽机设备引起的81 次机组跳闸原因分类。

在油系统异常引起的15 次跳闸中，因EH 油管脱落、振裂、隔膜破裂漏油等导致油压异常引起的机组跳闸次数高达10 次，其他为油站机械设备故障。

机组本体振动大共引起机组跳闸14 次，这其中有基建遗留下来的振动大难题，也有检修后引起的振动。如个别瓦振突升、油膜失稳、蒸汽温度波动后发生动静碰磨，以及机组投产以来振动长期偏大等。

调门故障主要包括中调门螺栓断裂、主汽门芯脱落、调门卡涩、抽气逆止门卡涩等。低真空主要集中在少数几个电厂，由低压缸防爆门破裂、真空泵故障等原因造成。MOOG 阀属于精密设备，是汽轮机安全运行的关键部件。一般由于油质劣化及淤泥等造成MOOG 阀卡涩，并导致机组跳闸。

3.1.4 辅机设备

辅机设备引起的70 次机组跳闸原因分类如下。

(1) 煤系统引起机组跳闸27 次，占辅机设备引起机组跳闸总数的38 %，原因分类如表5 所示。其中，断煤和落煤管堵煤以及磨本体设备故障，如磨煤机磨辊、衬瓦故障等，是煤系统引起机组跳闸的主要原因。

(2) 给水系统包括给水泵和炉水泵及相关设备。在给水系统的18 次机组跳闸的原因中，给水门故障9 次，泵本体故障5 次，油站故障4 次。

(3) “六大风机”引起的15 次跳闸的原因中，本体故障11 次，主要原因为轴承损坏、断轴和断叶片等；其他原因有失速、油站故障及振动大等。

(4) 空预器故障引起的6 次跳闸的原因中，以本体故障为主，共5 次。

(5) 增压风机引起的4 次机组跳闸主要原因是机械设备损坏。虽然系统设计有增压风机RB (RunBack，快速减负荷) 功能，但大多未进行RB 试验，或虽进行了试验但试验深度不够，导致增压风机跳闸后RB 不成功，引发机组跳闸。

3.2 热工设备

20 年间，上海电网并网发电机组热工设备引起机组跳闸220 次，占总跳闸次数的22.04 %。其中，1998 年热工设备引起机组跳闸比例最高，占此类跳闸总数的29.2 %；2014 年热工设备引起机组跳闸比例最低，占此类跳闸总数的13.9 %。

热工设备分为DCS 和常规仪表2 类。其中DCS 引起跳闸96 次，占43.6 %；常规仪表引起跳闸124 次，占56.4 %。表6 为前后10 年热工设备引起机组跳闸数据比较。

分析数据发现，热工设备引起机组跳闸的主要原因有：

(1) 控制系统存在安全隐患，如部分早期投运的DCS 系统通信网络为单路，没有冗余配置；A/B 侧辅机控制逻辑放置在同一个控制器内等；

(2) 热工重要保护为单测点保护，没有达到“3选2”或“2 选2”逻辑判断要求；

(3) 逻辑开关长期稳定性差，降低了保护动作准确性；

(4) 保护定值设置存在错误；

(5) 没有设置合理的超量程及超速率自动切除保护功能；

(6) 脱硫脱硝系统控制逻辑、保护定值存在不符合工艺流程现象，影响了系统运行的可靠性。

3.2.1 DCS 系统

DCS 系统引起的96 次机组跳闸原因中，各类模件故障引起跳闸68 次，约占70.8 %；控制软件故障18 次，约占18.8 %；通信环路故障10 次，约占10.4 %。

在各类模件故障中，CPU 故障( 包括DEH模件故障9 次) 引起机组跳闸25 次，故障原因有CPU 硬件故障、主备切换不成功、CPU 插脚接触不良等。I/O 模件故障有插脚接触不良、硬件损坏、强电窜入等。电源模件故障原因有主备切换不成功、电容短路、输出电压下降或不稳等。通信模件故障有接触不良、负荷过高引起信号紊乱及硬件损坏等。

控制软件故障包括逻辑错误，参数、公式设置不当和控制功能不完善等。部分机组对RB 逻辑/ 参数设置没有进行复核，调试期间未进行完整的RB 试验，机组大修后也未安排RB 试验，未能充分发挥RB 作用。以及近年来脱硫脱硝改造中不重视算法以及公式、逻辑组态等的验证校核；CCS (Coordination Control System，协调控制系统) 逻辑设计存在不足、与DCS 控制程序衔接存在缺陷以及调试、试验过程中未能及时发现隐患等。

统计分析发现，后10 年DCS 引起机组跳闸相比前10 年下降14.6 %。原因在于早期热工专业对DCS 的掌握不深，处理缺陷的经验和应对故障的能力不足。随着DCS 的广泛应用和普及，热工专业技术水平的提高，以及单点保护、逻辑设计、报警优化等方面的完善和整治，DCS 本身故障及误动、误操作、软件缺陷等不断下降，改善了机组运行的安全性和可靠性。

3.2.2 常规仪表

常规仪表故障引起的124 次机组跳闸原因分类如表7 所示。

(1) 振动监测系统引起机组跳闸18 次，排常规仪表故障引起机组跳闸第1 位。各类测量探头故障15 次，原因为探头安装不良、探头及信号线振动、监测系统内部逻辑组态掌握不透、内部参数设置不合理以及没有定期进行校验检查等。

(2) 14 次接插件及熔丝故障引起机组跳闸原因中，接插件故障10 次，熔丝故障4 次。接插件故障集中在多芯航空插头上，表现为松动、锈蚀以及脱落等。

(3) 13 次控制电源及气源引起跳闸原因中，控制电源9 次，气源4 次。

(4) 13 次接线端子松动锈蚀及干扰原因中，接线端子松动及锈蚀9 次，干扰4 次。

(5) 压力变送器及压力开关原因中，压力变送器4 次，压力开关7 次。其他16 次小概率原因分别为：FSS ( FireSuppression System，灭火系统) 故障、水位计冻堵、限位器故障及管路泄漏等。

3.3 电气设备

电气设备引起的205 次机组跳闸原因中，开关线路77 次，占比38 %；发电机39 次，占比19 %；励磁系统26 次，占比13 %；变压器16 次，占比8 %；差动保护13 次，占比6 %；变频器7 次，占比3 %；其他27 次，占比13 %。

3.3.1 开关线路

在开关线路故障引起的77 次机组跳闸中，排前3 位的分别为：厂用电异常故障( 包括6 kV 及110 V、保安电源、UPS 故障及低电压等)、电缆故障、断路器故障。

(1) 厂用电异常故障36 次，包括6 kV 母线因异物发生短路，辅机故障导致母线电压降低及开关工作异常等。数据分析发现，近年来6 kV 开关的缺陷和故障有所上升，应加强对6 kV 开关设备的运行和检修管理，对故障率高的设备积极技改。

(2) 电缆故障17 次，包括电缆烧损、电缆头爆裂以及局部破损等故障。其中以电缆头爆裂较多，原因为电缆终端头附件质量不佳、电缆质量差、电缆头制作工艺不良达不到规定要求，以及红外巡检和绝缘试验未按期进行等。

(3) 断路器故障5 次。其故障原因有产品质量不良、断路器操作机构故障、内部放电以及含硫气体腐蚀电极导致断路器击穿短路等。近年来GIS 设备故障率较高，主要是绝缘类缺陷和故障，如未清理干净的灰尘、金属微粒，盆式绝缘子裂纹，导体因碰撞刮擦而留下的毛刺，安

装或运行中机械振动导致的导体接触不良，局部电场过强引起内部绝缘击穿；还有不少电厂的开关、GIS 设备存在老化严重的隐患。

3.3.2 发电机

39 次发电机故障引起机组跳闸原因分类如表8所示。

发电机故障包括：机端PT 出现匝间短路故障造成发电机定子接地；发电机集电环磨损以及发生环火造成转子接地；厂高变差动速断保护设备抗干扰性能差；绕组引线固定支架断裂以及端部磨损振动等。

3.3.3 励磁系统

励磁系统故障26 次，主要包括：调节器因元器件老化及风扇停运造成可控硅过热击穿；调节器LCP 板故障及其到功率桥的同轴通信电缆故障；脉冲同步信号异常造成机组无功深度进相引起发变组失磁保护动作等。

造成励磁系统抗干扰能力差的原因有：屏蔽电缆的屏蔽线直接缠绕在接地铜排上；微机保护用控制电缆屏蔽层没有接地或没有选用屏蔽电缆以及发变组、母差保护柜内CT 二次接地不规范等。

3.3.4 变压器

16 次变压器故障原因分类如表9 所示。变压器本体故障原因有气温突升引起放油管喷

油、套管爆裂、低压侧线圈烧损、匝间短路、油色谱数据异常突变以及变压器辅助设备故障等。

辅助设备指冷却风扇、瓦斯继电器、压力释放阀等。

非电量保护外回路管理不善引起的机组跳闸也时有发生，如非电量保护回路电缆绝缘破损、定值正确性无法校核验证等。要加强非电量保护定值和外回路管理，做好防雨、防潮工作，并定期校验非电量保护中间继电器的动作时间及动作功率，确保非电量保护动作正确可靠。

3.3.5 差动保护

差动装置故障13 次，集中在微机保护系统的可靠性不高和差动装置本体故障上。

3.3.6 变频器

变频器故障引起机组跳闸集中在辅机大功率电机改变频调速工作早期，仅2005 年就发生3 次因变频器工作异常及故障引起的机组跳闸事故。变频器故障主要有低电压穿越不成功、绝缘不良及变频器室环境条件差等。在2005 年后的几年中，由于逐步掌握了变频器工作特性、采取了低电压穿越技术和改善变频器室环境条件等措施，有效遏制了因变频器故障引起的机组跳闸事件的发生。

3.3.7 其他

其他27 次跳闸，位列前4 项的原因分别为：人为( 如跑错仓、接错线、PT 端子箱内小开关标识错误等) 7 次，雷害5 次，风筝引起外线路故障3 次，电气试验3 次。

3.4 运行原因

运行原因引起机组跳闸63 次，大多发生在机组加减负荷过程中，由于操作不当导致被控参数发散越限引起机组跳闸。如CCS 方式与BI 方式切换过程中造成给水流量过低，定冷水温度调节阀切手动后水温急剧上升，切磨过程中引起主汽压越限以及误开排污等，都是由于运行人员经验不足、对操作对象特性不熟以及操作不当等造成的。

运行原因具体为：燃烧调整不当17 次，误操作12 次，辅机设备切换不成功9 次，升降负荷过快6 次，故障处理不当5 次，其他小概率事件14 次。比较前后10 年数据，发现前10 年发生36 次，占57.1 %；后10 年发生27 次，占42.9 %，后10年跳闸次数相比前10 年下降14.2 %。

3.5 维护原因

在维护原因引起的32 次机组跳闸中，没有及时发现设备缺陷并加以处理6 次，维护过程中误碰误动5 次，电缆磨损及老化4 次，现场管路冻堵3 次，其他14 次。细分原因可归为巡回检查不到位没有及时发现设备缺陷13 次，没有做好预防性措施9 次，消缺拖延5 次，误碰误动5 次。根据前后10 年数据比较发现，前10 年发生21 次，占55.3 %；后10 年发生17 次，占44.7 %，后10 年跳闸次数相比前10 年下降10.6 %。

维护原因引起的跳闸，主要有巡检不到位，检修质量不良，专业之间沟通不及时等；还有维护过程中外包队伍和外来人员的误碰误动，极寒天气情况下的保温防冻不到位，现场管道泄漏等。这些情况如能加强巡检质量、人员责任心和及时沟通协调，是完全可以避免机组跳闸事件发生的。

3.6 不明原因

不明原因引起机组跳闸34 次，不明原因是指当时没有寻找到机组跳闸的确切原因。不明原因主要发生在前10 年，当时机组控制普遍采用分立式仪表，没有事故记录及历史纪录曲线，仅有少量掉牌继电器用于重要保护回路跳闸后的掉牌记录，无法进行深入细致的分析追忆，给事故原因分析带来了一定难度。随着DCS 的广泛采用，其强大的记忆功能和丰富的历史趋势曲线，为事故原因分析和查找提供了便利，不明原因引起的跳闸逐渐减少。

在34 次不明原因跳闸中，前10 年23 次，占67.6 %；后10 年11 次，占32.4 %，后10 年跳闸次数相比前10 年下降35.2 %。

4 结论及建议

通过对1996—2015 年发生的998 次机组跳闸事件的归类和分析，发现20 年来上海并网机组跳闸次数总体呈下降趋势，机组运行可靠性不断提高，反映了整个上海并网机组基本维持在良好状态，发电设备可靠性维持在较好的水准上。这与发电企业专业人员的业务能力的提升、自动化水平的提高、产品质量的控制以及电厂对机组运行可靠性的重视、技术管理的强化密不可分。

发电机组，尤其是大型发电机组的运行可靠性直接影响到电网的安全性。为了减少发电机组跳闸次数，采用可靠的设备与控制逻辑是先决条件，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、产品质量、维护消缺、人员素质、专业协调、外包监管等方面着手，切实做好如下工作。

(1) 要充分分析和利用电厂SIS ( safety instrumentedsystem，安全联锁仪表系统) 中的信息，这些信息包括设备缺陷、辅机故障、跳机停炉等内容。尤其应做好故障统计和原因的定期汇总和分析，通过分析比较找出规律，并举一反三地排查机组运行中暴露出来的异常数据和信息，及时加以整改。通过对这些数据的长期积累和分析，有利于形成企业的知识库，这些知识和数据库对今后发电设备的技术改造、人员培训、日常维护消缺、优化完善和快速故障诊断具有指导作用。

(2) 机组运行过程中的缺陷或故障是设备所处的一种意外状态，如果没有及时发现，就会迅速扩散成停炉跳机事件。因此，要加强运行人员的操作和技能培训，使其熟悉、掌握设备的特性、性能指标、使用环境，研究正确的操作方法，提高业务熟练程度以及应对可能突发事件的能力，减少操作的盲目性，避免误操作。事实证明，运行人员的正确判断和及时有效的操作处置对抑制机组的异常工况具有关键作用，如果运行人员在机组异常工况下能有效正确处置，就能有效减少机组跳闸概率。

(3) 统计分析表明，机组大修结束后的一段时间内，机组发生跳闸概率相对偏高，这与检修工艺水平不高、验收不严、试验项目不全和试验深度不够、产品质量欠佳等因素有关。因此要进一步加强对设备检修质量的控制和现场监督验收，认真有效地按照规程要求开展各项试验。切不可以资金短缺、时间有限、人手不足等为借口而将那些应做或必做的项目搁浅不做、省做或漏做。对试验中的项目要合格一项、验收一项、通过一项，只有这样才能有效保证修后设备长周期、高可靠性运行。

(4) 要重视大机组RB 逻辑优化和试验。每次机组大修后均应切实有效地完成所有辅机设备RB功能试验，以确保辅机发生故障情况下实现机组自动减负荷运行，避免由此引起的大机组频繁跳闸事件的发生。

(5) 外包队伍的安全管理仍有很多薄弱点，如现场安全监管不到位，现场安全管控力度不够，外包队伍安全教育培训不到位，违章行为控制措施落实不到位，违章情况通报处罚不及时等。因此要求加强对外包人员危险点分析及防控措施培训，严防触碰关键部件( 如就地按钮、开关、插座、端子等)，防止现场清扫过程中发生污水侵入接线盒、端子箱等敏感部位，确保维护、消缺工作万无一失。

来源： CAA发电自动化