谈紫星，石财荣，黄 静，杨 倩，夏永俊

（1.南昌科晨电力试验研究有限公司，江西南昌 330096；2.神华国华九江发电有限责任公司，江西九江 332000；3.国家电投集团江西电力有限公司景德镇发电厂，江西景德镇 333036；4.国网江西省电力有限公司电力科学研究院，江西南昌 330096）

0 引言

火力发电是江西电网第一大电源，火电机组的运行可靠性关系电网稳定运行及电网调节能力。火电机组的故障停运会对电网稳定运行造成较大影响，可能引发发供电不平衡及局部电网稳定性破坏，情况严重时会导致系统频率瓦解。通过对江西电网统调火电机组2019年度故障停运次数及原因的统计分析，找出在运行过程中对机组可靠性影响较大的环节，为今后强化火电机组运行维护管理提供参考和依据，有助于提升并网火电机组的运行可靠性。

1 总体情况分析

近年来，江西电网新能源增加迅速，为促进清洁能源消纳，对火电机组的调峰幅度和调峰速率要求越来越高。严格的污染物排放标准也对火电机组的运行可靠性带来压力，煤炭质量的波动等都对机组运行稳定性带来影响[1]，相应增加了故障几率。

目前江西电网在役火电机组中，容量主要分为1 000 MW、660 MW及300 MW三个等级，不同容量的火电机组故障停运情况也存在较大差异，2019年度不同容量等级火电机组故障停运情况统计见表1。

表1 2019年度不同容量等级火电机组故障停运情况统计

由表1可知，2019年度300 MW等级机组的每台平均故障停运次数最低，1 000 MW登记机组的每台平均故障停运次数最高，600 MW等级机组居中。

图1 2019年度各等级机组故障停运信息图

图1显示，每台机组的故障停运次数与机组的年平均利用小时数成显著正比关系，与机组的容量等级及机组服役期限无明显关系。我省1 000 MW等级机组均为最近5年投产的，机组设备状况好，但是每台机组的平均故障停运次数最高，这与百万机组的年平均利用小时数最高有关系。而我省300 MW等级机组运行期限大部分在20年以上，但是每台机组的平均故障停运次数是3个等级中最低的，300 MW等级机组的发电煤耗高，各厂的保障全厂发电总量的情况下，优先大容量机组发电，尽量减小300 MW机组的开机时间，300 MW机组的年平均利用小时数是3个等级中最低的。由此可知，我省各等级容量机组的故障停运状况与机组的容量及服役年限无直接关系。从技术监督的反馈情况来看，各机组的设备检修及维护状况差异较小，除去国家电投分宜电厂9号机组因炉型的原因（循环流化床），设备可靠性较差外，其余300 MW级煤粉锅炉的设备可靠性均较好。

2 机组故障停运原因统计分析及改进措施

火电机组主要包含锅炉系统（锅炉本体及辅助设备等）、汽轮机系统（汽轮机本体、凝汽、给水加热系统等）、发电机系统（发电机本体、励磁、冷却系统等）、厂用电系统（含升压设备及厂用低压母线等）、热工及保护等系统[2]，各系统设备故障及人员责任是造成机组故障停运的根本原因，机组故障停运情况统计见表2。

表2 各系统及人员责任造成机组故障停运情况统计

图2 各主要系统引起的机组故障停运次数及占比分布

从图2可知，在2019年度统计的22次机组故障停运事件中，因锅炉系统引起的故障停运为11次（占比50.00%）、汽轮机系统引起的故障停运为3次（占比13.64%）、发电机系统引起的故障停运为5次（占比22.74%）、热工保护系统、厂用电系统及人员责任引起的故障停运均为1次（各占比4.54%）。由此可知，锅炉系统是引起机组故障停运的最主要因素，下面分别对各系统的故障停运事件进行分析。

2.1 锅炉系统

对11次锅炉系统造成机组故障停运的情况进行了统计分析，数据见表3。

表3 锅炉系统造成故障停运情况统计

表3和图3数据表明，锅炉高温受热面（含再热器、过热器）及水冷壁故障是造成锅炉系统故障停运的主要因素，也是造成机组故障停运的最主要原因。其中高温受热面造成的故障停运占比达到54.55%，水冷壁因素占比36.36%。下面针对高温受热面（含再热器、过热器）及水冷壁故障的典型案例进行分析。

图3 锅炉系统故障停运的各要素统计分析

2.1.1 高温受热面（含再热器、过热器）的故障停运案例

图4为某660 MW机组再热器爆管泄漏的现场图片，直接原因为高尘烟气经过包墙环形集箱后，烟气流动方向发生改变，顺着集箱外弧面流向其侧部相邻的再热器过渡连接管，对管子形成正面冲刷，又因通过弧面的烟气有浓缩特性，其单位烟气含尘量增大，对管子的吹损增大。间接原因是机组C修期间“四管”防磨防爆检查工作不到位。本次再热器吹损泄漏，其磨损是经过了较长时间从量变到质变的的过程，机组C修期间未发现，暴露了锅炉“四管”检查未全面覆盖，防磨防爆检查工作不到位。

图4 某660 MW机组再热器区域的管子泄漏

图5 是与图4同一火电厂的另外一台660 MW机组，泄漏部位与图4为同一个区域。此次泄漏也是因为高尘烟气的长时间正面冲刷导致。间接原因为机组连续运行338天，由于用电负荷紧张，在迎峰度夏前只获准一周的调停时间，没有充足时间对受热面进行全面检查。同时也暴露了未吸取另一台机组泄漏事件的经验教训，未对已暴露的家族缺陷进行针对性的检查。

图5 某660 MW机组再热器区域的管子泄漏

图6 为某1000 MW机组高温再热器入口分配集箱管座连接管泄漏后的能量值变化曲线。在停机后进入锅炉大包内检查发现左侧第1个高温再热器入口分配集箱管座第1排管屏第1根管爆口，爆口形式为环向裂口，位置在焊缝下侧，断面粗糙，不平整，破口边缘呈钝边，管子膨胀导致裂纹后开裂，检查未见对周围管子吹损现象。在炉左侧第1个集箱发现管裂纹5处，第2个集箱发现管裂纹2处，第3个集箱管裂纹4处，第6个集箱发现管裂纹1处；炉右侧第1个集箱发现管裂纹1处，共计管裂纹13处。事故原因分析为设备制造厂家的加工工艺存在缺陷，高温再热器入口分配集箱管座存在裂纹，随着机组高低负荷运行参数不断变化致使裂纹扩大，最终导致焊口部位管子爆裂。

图6 某1 000 MW机组51、53点炉管泄露监测能量值

图7 和图8为某660 MW机组后屏过热器爆管泄漏图片，通过外观检查、光谱分析及微观金相组织试验、力学性能分析及扫描电镜和能谱分析，确定此次后屏过热器弯头爆管的主要原因是晶界应力腐蚀，次要原因是管壁有偶尔超温以及未进行固溶处理。

图7 某660 MW机组过热器泄漏图片

图8 泄漏管内壁微裂纹

还有某300 MW机组的后屏过热器泄漏也是由于管壁超温原因引起，另外某350 MW机组再热器泄漏为吹灰器退出故障引起[3]，由于吹灰器未能完全退至“退出”位置，提升阀一直处于开启状态，吹灰蒸汽不停的对着管壁吹刷，最终导致管壁泄漏。

2.1.2 水冷壁受热面的故障停运案例

某厂2台660 MW机组均出现了水冷壁中间集箱拉裂引起的泄漏事件，图9为现场的泄漏照片，两机组水冷壁拉裂的位置相同，而且该厂两机组自2011年投产以来多次出现此类事件，根本原因是锅炉厂在该区域的设计存在致命缺陷。该厂每次停机检查该区域总能查出一些缺陷，一旦机组长周期运行就很容易出问题。2020年该厂计划投入大量技改资金对该区域部位实施材料升级及结构改良，彻底解决此隐患[2，3]。

图9 某厂2台660 MW机组水冷壁泄漏图片

还有2次水冷壁泄漏分别为掉大焦砸坏了冷灰斗处的水冷壁管及管材在制造和弯制过程中存在缺陷引起的，经过长期运行后强度下降造成失效爆裂。此两次均为偶然事件，概率较小。

2.1.3 省煤器导致的故障停运案例

仅有的1次省煤器泄漏是某660 MW机组的前后烟道中间隔离钢板开裂，形成烟气走廊，前烟道烟气从中间隔离板开裂处向上冲刷管排，造成省煤器管泄漏，如图10所示。

图10 某660 MW机组省煤器泄漏照片

通过上述分析，高温受热面的故障主要是泄漏，导致泄漏的原因有管理方面的原因（40%），也有材料缺陷方面的原因（60%）。管理方面主要是机组停机检修期间“四管”检查没到位以及机组运行期间未有效控制受热面超温；材料缺陷主要是锅炉厂在设计及材料加工方面存在固有缺陷。水冷壁泄漏的主要因素为锅炉厂的设计缺陷，2020年进行升级改造后，此类原因引起的水冷壁泄漏应该会大幅减小。锅炉系统的其他因素故障停运事件均为小概率偶发事件，较难做到有效的事前防范。

根据已经发生的吹灰器泄漏引起机组故障停运的事件，国网江西电科院在开展迎峰度夏和迎峰度冬技术监督检查期间，开展了吹灰器泄漏专项隐患督查，分别对华能瑞金电厂1号机组和华能安源电厂2号机组开具了吹灰器内漏缺陷整改单，并督促限期完成缺陷整改。2019年度未再发生因吹灰器泄漏导致的故障停运事件。

此外，2019年度未发生因为煤质差导致的锅炉熄火机组故障停运事件，2017-2018年度我省发生过因为煤质特性变化大导致的机组故障停运及出力受限事件，通过监督平台的建议措施、信息分享，各厂均开展了经验改进、集中攻关，取得了较好的效果，提升了燃用低灰熔点易结焦煤种的运行控制水平。

脱硝喷氨系统引起的空预器堵塞问题[4]在2019年度也得到了显著改善，2016-2018年度省内机组多次出现因空预器堵塞引发的出力受限问题，通过2017-2018年度连续2年的喷氨均匀性专项监督，以及各电厂持续投入的技改，此方面的问题已经得到了较大缓解。该难题仍然会作为后期技术监督持续关注的重点事项。

低氮燃烧方式引起的水冷壁高温腐蚀问题在2019年度也取得了显著成效，2017年度我省多台660 MW机组因为高温腐蚀问题出现了爆管故障停运事件，通过技术监督的及时通报及预防改进建议，全省各电厂均开展了集中整治和技改投入，极大减小了该类事件的发生次数。该难题仍然会作为后期技术监督持续关注的重点事项。

2.2 汽轮机系统

对汽轮机系统造成机组故障停运的情况进行了统计分析，数据见表4。

表4 汽轮机系统造成故障停运情况统计

丰城二期发电厂5号机组因汽轮机6号轴承Y向振动[5]大幅度波动跳闸（其它轴承测点振动平稳正常），引起锅炉熄火及发电机跳闸。检查发现5号汽轮机6号轴承Y向测振元件损坏，无其它异常，更换测振元件后汽轮机振动恢复正常。

国电丰城电厂2号机组因为大机调门GV1处OPC油管接头漏油导致EH油箱油位无法维持被迫停机。直接原因：2号机组大机调门GV1油动机OPC油管安装质量不合格，油管平面与接头平面存在一定的张口，张口大的一侧油管平面未有效压紧接头平面内部密封圈，经高压油不断挤压后，张口大的一侧密封圈部分被挤出油管平面产生渗漏，密封圈在高压油的冲击下被剪断，造成泄漏，因漏点无法隔离被迫停机。间接原因：油动机接口设计不合理，油动机进回油管接口均设计在油动机控制块的背面，管接头离主汽门、调门壳体不到150 mm，油管与油动机接头连接时需进行二次90°弯头过渡，极大地增加了弯管和O型圈装配难度，且机组运行过程中，受一次调频影响油管长期存在高频振动，油管接头及弯头处应力较大，容易造成密封圈损坏或弯头焊缝裂纹而漏油停机。根本原因：检修质量管控不到位。在EH油管更换项目实施过程中，该处油动机进油管就进行过多次弯管调整，对存在的张口未及时消除。反映出工作人员能力不足，施工监管不严，质量管控不到位。

大唐抚州电厂2号机组于2019年9月3日因汽轮机汽门卡涩故障引发机组超速至3840 r/min的严重安全事件，最终汽轮发电机组转子被迫返厂检修，造成了较大的经济损失。省电科院在2018年底的迎峰度冬年终技术监督检查中，针对大唐抚州电厂2台汽轮机发电机组均未按照《防止电力生产事故的二十五项重点要求》和制造厂要求定期开展“汽门全行程活动试验”的情况，分别对1号机组和2号机组开具了整改单要求，要求该厂尽快完成1号机组和2号机组的汽轮机汽门全行程活动试验。但是由于发电任务重以及汽轮机生产厂家备件供应不及时，截至事故发生前，该项隐患仍未完成整改，最终引发了机组超速的严重安全事件。该事件反映了电厂对技术监督提出的整改要求不重视，经济指标的权重考虑超过了安全生产。这也是目前存在的影响我省火力发电机组安全生产的较普遍因素。

2.3 发电机系统

对发电机系统造成机组故障停运的情况进行了统计分析，数据见表5。

表5 发电机系统造成故障停运情况统计

表5数据表明，发电机系统的故障绝大部分均发生在励磁系统（占比60%）。

神华九江电厂2号机组因出现发电机端部绝缘故障，机组运行过程中发电机差动保护动作跳闸，停机检查后发现是发电机制造过程中存在缺陷。该厂1号机组在后面的检修期间对此问题进行了专项检查，也发现了同样的问题。此缺陷已通过技术监督的方式及时通报了全省所有电厂，各厂均进行了相应的专项检查，及时排除了安全隐患。

国电丰城电厂4号机组发电机机端侧A相211CT绕组二次出线电缆较短，在穿孔处紧贴孔壁（基建安装遗留隐患），受周围振动环境影响，电缆线长时间与金属孔不断摩擦，致绝缘层受损，电缆线触碰金属外壳接地，此处接地与发电机差动电流回路保护接地构成两点接地，导致发电机机端A相211电流一部分流入差动回路，一部分经两个接地点形成闭环。被分流后的机端侧A相211电流与发电机中性点侧A相131电流幅值不等形成差流，造成发电机差动保护动作跳闸。

国家电投分宜电厂9号机组运行过程中发电机励磁着火，机组保护动作跳机。原因是绝缘材料性能下降，接触不良导致发热返火烧损。

国家电投新昌电厂2号机组B定冷水泵接线盒C相接线绝缘破损，导致接地，产生大电流使电源开关脱扣，B定冷水泵跳闸，而A定冷水泵处于检修状态失去备用，导致定冷水流量到零，发电机断水保护动作停机。

2.4 热工控制系统

仅有的1次热工控制系统引起的故障停运事件是某660MW机组由于B侧引风机动叶调节执行器控制板故障触发炉膛压力高II值保护动作，锅炉MFT动作，机组跳闸。

原因分析：

1）通过查阅DCS历史曲线及SOE记录，因B引风机动叶执行器反馈回路的异常波动，造成阀门指令和反馈正偏差一直存在，直接导致执行器控制板中的伺服模块一直驱动动叶往“开”方向动作，造成风机出力增大，电流上升最大至936 A，炉膛负压出现剧烈下降。

2）该机组在C修材料计划中，重要设备未配置合理的备件。在C修检修中，已经发现B引风机动叶执行器减速箱内齿轮存在磨损卡涩现象、A引风机动叶执行器控制板异常。因无备件采用利旧方式（从仓库找到移交的旧执行器）分别进行了整体更换，未充分考虑到旧执行器已使用较长时间，存在元器件老化的安全隐患，仍将其用于重要控制设备，暴露出设备大小修及备品备件管理上存在漏洞，风险防范意识不强，解体检修过程中未能认真分析、未能准确预估利旧的后果。

此次故障停运事件发生后，江西电科院及时对全省统调机组采取了如下措施，并提出建议：

1）根据已发生的引风机控制系统引起机组故障停运的事件，国网江西电科院在开展迎峰度夏和迎峰度冬技术监督检查期间，针对此项隐患开展了专项督查。我省多数火电厂DCS系统和热工设备运行超过十年，存在电子模块老化问题，部分模件性能趋于不稳定，执行器频繁故障。

（1）国电九江电厂在2019年共更换7台执行器、厂家到场处理好一台故障执行器。建议及时采购更新电动执行器，到货做好在运更换方案后，立即安排对存在较大安全隐患的三大风机执行器进行整体更换，彻底消除仍存在的旧执行器安全隐患；

（2）华能井冈山电厂2号机组DCS使用ABB的INFI-90系统，由于原设计的各部件配置较低，随着近几年不断的进行测点扩充，逻辑增补，目前已经出现了环路裕度不足，无备用测点位置等问题，这些对系统的故障分析和处理，带来许多不便；尤其是随着DCS系统运行年限增加，现有部分设备已出现器件老化（如电源系统故障，主模件故障，通讯故障，运行不稳定、性能已经落后问题）；近两年2号机组DCS系统设备的故障率明显升高，危害加大，已经成为机组继续运行的一大安全隐患；

（3）华能瑞金电厂随着DCS系统运行年限达到10年以上，电子元器件老化现象明显，如：2019年03月06日，1号炉18号DPU B03AO卡件故障触发5S卡件故障报警，后自动恢复，期间两侧喷氨调门指令均自保持；2019年03月12日，脱硫4号DPUA路5V电源模块故障；2019年04月01日，1号炉44号操作员站死机，无法使用等。

根据以上发现的安全隐患，要求全省统调发电机组定期开展DCS系统性能测试工作、DCS系统控制电源测试工作以及DCS系统模件检测工作，更换性能趋于不稳定的控制模件，对ETS等重要热工设备进行逐步更新，对保持使用的加强巡检，发现异常及时处理，对热工设备包括测量表计的可靠性进行全面梳理和隐患排查，举一反三，对存在的设计、质量、老化等安全隐患制定整治计划和预防措施，以提高热控设备的可靠性；对于重要阀门执行器做好备品备件工作，对于应用于重要系统及控制对象的电子类设备，原则上不再采用利旧方式，特殊应急情况下，做好安全措施并及时制定整改计划。

2）根据上述提出的检查要求，各电厂开展了热控设备的隐患排查工作。其中，

（1）针对DEH系统电源隐患，华能安源电厂完成了DEH系统电源优化，DEH中6YV、7YV、8YV、9YV电磁阀原供电方式为：两路电源通过切换装置后输出到上述电磁阀；现变更为6YV、7YV电磁阀单独一路电源，8YV、9YV电磁阀单独的另外一路电源。从而避免了电源切换时存在瞬间失电的可能造成油压低。

（2）国家电投新昌电厂利用两台机组的停机机会完成DCS系统电源升级改造工作（共更换12套24 V电源）。

（3）赣能丰城二期电厂热工专业对《2019年江西并网发电企业热工技术监督考核评比细则》和《江西省电力技术监督管理办法》进行了学习宣贯；吸取“5号机组6号瓦振动高高跳机障碍”教训，开展热工保护逻辑设置合理和可靠性排查工作，落实防热工保护拒动和误动反措。

（4）大唐抚州电厂组织了2号机组除氧器水位异常分析会、1号机组低负荷协调控制品质异常分析会、ABB公司DCS控制系统卡件频繁故障分析会，提交和完成设备异动共计114项，有效的保证了机组安全稳定运行；

（5）国家电投贵溪电厂学习了《2019年江西省电力系统热工专业技术监督考核、评比实施细则》；针对新的《防止电力生产事故的二十五项重点要求》，开展了查找、排查保护设备隐患的工作，如：火检风机、大小机的润滑油系统、DCS系统等热工重要设备；

（6）国家电投景德镇电厂针对三大风机动叶执行机构稳定性不强，完成1号炉三大风机动叶执行机构换型改造，更换稳定性更高的设备。

（7）国电九江电厂开展了“机组降故障停运三个专项治理”及安全环保隐患排查整改工作，针对暴露出来的三大风机执行器频繁故障，DCS系统电源模块多处报警，主机LVDT反馈波动甚至突变等多个问题进行了一一排查整改。

通过迎峰度夏及迎峰度冬期间的隐患排查和缺陷整改措施，2019年度未再发生因热控系统隐患导致的机组故障停运事件。

2.5 厂用电系统

对厂用电系统造成机组故障停运的情况进行了统计分析，数据见表6。

表6 厂用电系统造成故障停运情况统计

大唐抚州电厂2号机6 kV 2A段工作电源进线柜内穿芯式电流互感器等电位线接线错误导致机组故障停运。当电流互感器等电位线与接地线连接时，一次母排与地电位之间仅靠母排热缩套、空气间隙及电流互感器内壁表面树脂层绝缘，又因B相电流互感器内壁与一次母排相互碰磨，长期在电晕、振动摩擦和热作用下，绝缘持续劣化最终导致电击穿。形成了一次母排→热缩套→互感器内壁表层树脂绝缘→等电位线→地的放电通路，最终发生一次母排对电流互感器内壁放电故障。

主要原因：开关柜安装、设计要求不明确。查阅设计资料，厂家提供KYN28开关柜安装维护使用手册，未明确穿芯式电流互感器等电位线安装方式及位置。同时，点检、检修人员平时对6 kV开关日常巡检工作不到位，未能及时发现穿芯式电流互感器等电位线接线错误隐患，最终导致故障扩大击穿绝缘。事故发生后该厂择机对1号机组的同类情况进行了整改。

2.6 人员责任

对人员责任造成机组故障停运的情况进行了统计分析，数据见表7。

表7 人员责任造成故障停运情况统计

国家电投分宜电厂9号机组并网后由中压缸切高压缸进汽过程中汽包水位控制不当，导致水位保护动作跳机。此事件反映了运行人员技术水平有待提高。

3 结语

3.1 结论

1）通过对2019年度江西省统调火电机组故障停运原因的分析可以看出，锅炉系统是导致机组故障停运的最主要因素，其次是发电机系统，再次是汽轮机系统。同时，也出现了1次因运行人员操作不当引起的机组故障停运事件。

2）锅炉系统的多数故障发生在高温受热面的泄漏，导致泄漏的原因有管理方面的原因（40%），也有材料缺陷方面的原因（60%）。管理方面主要是机组停机检修期间“四管”检查没到位以及机组运行期间对受热面超温控制不严；材料缺陷主要是锅炉厂在设计及材料加工方面存在固有缺陷。水冷壁泄漏是锅炉系统的次多故障，主要因素为锅炉厂的设计缺陷，2020年相关电厂进行升级改造后，此类原因引起的水冷壁泄漏会大幅减小。

3）其他系统引起的故障停运事件绝大多数为设备设计生产过程中存在的固有缺陷以及其他小概率偶发因素，也存在少数检修施工监管不严、质量管控不到位的情况。该类故障停运事件较难做到有效的事前防范。

4）2019年度未发生因为煤质差导致的锅炉熄火机组故障停运事件，2017-2018年度我省发生过因为煤质特性变化大导致的机组故障停运及出力受限事件，通过监督平台的建议措施、信息分享，各厂均开展了经验改进、集中攻关，取得了较好的效果，提升了燃用低灰熔点易结焦煤种的运行控制水平。

5）脱硝喷氨系统引起的空预器堵塞问题在2019年度也得到了显著改善，2016～2018年度省内机组多次出现因空预器堵塞引发的出力受限问题，通过2017～2018年度连续2年的喷氨均匀性专项监督，以及各电厂持续投入的技改，此方面的问题已经得到了较大的缓解。该难题仍然会作为后期技术监督持续关注的重点事项。

6）低氮燃烧方式引起的水冷壁高温腐蚀问题在2019年度也取得了显著成效，2017年度我省多台660MW机组因为高温腐蚀问题出现了爆管故障停运事件，通过技术监督的及时通报及预防改进建议，全省各电厂均开展了集中整治和技改投入，极大减小了该类事件的发生次数。该难题仍然会作为后期技术监督持续关注的重点事项。

7）2019年各统调发电机组烟气脱硫系统运行平稳，各电厂未发生因脱硫系统隐患导致的故障停运事件。根据2018年全省统调电厂出现的脱硫系统引起机组故障停运的事件，江西电科院在迎峰度夏和迎峰度冬技术监督检查期间，持续督促全省各统调发电机组进一步优化脱硫系统主要运行参数（烟温和循环浆泵）与锅炉系统的联锁保护设置并做好日常逻辑传动试验工作。

8）火力发电机组安全生产“两票三制”中的“设备定期试验和轮换制度”是及早发现设备异常和保障设备安全运行的最基本最有效的手段，在历次的监督检查中都将该项工作的落实情况作为最主要的检查内容并逐一开具整改项目，但由于各方面的原因，尤其是出现了机组故障停运的电厂，普遍存在不重视该项整改单闭环管理的现象。这也是目前存在的影响我省火力发电机组安全生产较普遍的因素。

3.2 建议

1）机组检修时，重点强化对锅炉高温受热面、水冷壁、蒸汽管路等易发故障设备的检查和检测，尽早发现设备缺陷，提高机组运行可靠性。

2）对于在运行过程中已经出现过故障的重要辅机设备，应及时采购新的备品备件，利用机组检修时机及时更换。对于热工控制系统的电子元器件，应按照相关规程要求，对超过使用年限的老化元器件及时更换，必须保证此类技改项目的资金支持力度。

3）部分电厂原有烟气脱硫系统建设时设置有烟气旁路系统，目的是烟气脱硫系统故障时烟气通过旁路进入烟囱排放，后应国家生态环境部要求取消了烟气旁路系统，但对烟道上的烟气档板大都保留未拆除。2019年省外火电机组运行时发生脱硫系统出口净烟气档板电动执行器控制板腐蚀烧损，执行器失控误动作，导致烟气档板关闭从而引起机组故障停运的情况，建议电厂对烟气脱硫系统现有烟气档板运行状况进行检查，拆除不必要的档板，对需保留的档板做好日常传动装置试验工作，保证档板开关动作正确和信号传输准确。

4）火电厂安全生产管理工作应紧紧围绕生产人员的业务培训及非生产人员的安全培训，实行全员、全方位、全过程的安全管理，减少因人员责任造成的机组故障停运，夯实安全生产基础。

5）针对技术监督通报的机组故障停运信息，应及时组织本厂对相关设备或系统进行全面的检查，对存在的类似缺陷尽快安排消缺完善。技术监督单位与发电企业都要重视整改项目的闭环管理，设备检修作业安排应紧密结合缺陷整改的内容，及时高效的完成缺陷整改，充分发挥技术监督对安全生产的引导作用。