南方能源监管局

电力安全信息通报

（2021年第16期）

南方能源监管局电力安全监管处2021年12月9日

内容概要

                               ◆电力安全生产专项整治三年行动工作落实情况

                               ◆电力建设工程质监工作情况

                               ◆火力发电企业技术监督工作评价情况（10月）

广东、广西、海南三省（区）

电力安全生产专项整治三年行动

工作落实情况

一、工作落实要情动态

（一）中国广核集团公司强化专项整治成效，集中资源开展问题攻坚

中广核集团为强化专项整治成效，确保各项行动有序推进和落实落地，在电力安全、交通安全、消防安全、危化品安全、生态环保、网络安全等多个领域采取了专项小组推进和成员公司攻坚相结合的做法，指定具有专业优势的成员公司或部门推动专项行动的落实，专项组织、跟踪、指导、检查三年行动的推动与落实情况，集中资源开展问题攻坚，形成“隐患问题”和“制度措施”两项清单。对于单点散发的突出隐患，采取技术和管理措施加以整治，对于共性、系统性、长期性问题，制定相关制度对其进行规范，实现长效管控，固化整治经验。将三年行动落实情况检查与集团三级检查计划相结合，通过多种途径检查成员公司三年行动执行进展与开展质量，并将检查发现的主要问题、共性问题通过安委会、总经理部月会、三年行动推进专题会等形式予以曝光，引导其他成员公司开展对照自查，将点状问题扩展至整体改进。

（二）超高压公司大力推进作业风险立体防控，强化今冬明春停电检修现场管控

超高压公司积极依托智能化、数字化技术，推进公司级及局级作业监控中心建设，建立作业风险立体防控体系，实现作业风险立体化、源头化、透明化管控，利用建成的作业安全管控及监督可视化平台全面开展中风险以上作业现场监控，利用人工+AI智能行为检测监控人员违章行为，对现场作业进行全方位监管，实现立体防控。针对现场大型检修、隐患整治等施工现场，印发专项安全监督方案，成立管控组织机构，强化安全、进度、质量管控，强化作业现场协调管控，强化停电施工作业期间安全管控。制定发布《今冬明春年度检修及季节性风险防控“保进度、保安全、保质量”三十二项提级管控措施》，从加强年度检修组织、保障现场秩序，做好检修重叠区段和节后复工期的现场安全管控，提级管控临时性检修工作，保障应急响应期间工作有序，强化现场作业风险措施等方面提出十项作业风险提级管控措施，有效管控现场作业和人身风险。

（三）大唐广东分公司强化承包商管理，推行外包队伍一体化管理机制

大唐广东分公司成立工作专班，系统研究治理方法，提高外包队伍管理能力。实行外包队伍一体化管理机制，用一家人、一条心的标准和态度，与公司员工开展同样的安全培训、安全管理、奖惩办法，将外包队伍纳入企业一体化的安全管理体系，从体制机制上确保风险可控在控。按照分类管理、分级管控原则，以帮扶、监督、指导为原则，以提高外包队伍自主管理水平为目的，选派业务能力突出、责任心强的正式员工脱岗担任大型长期外包队伍（超过 10（含）人）挂职副经理；小型长期外包队伍（10 人以下）纳入部门班组统一管理，由正式员工兼任班长。建立外包队伍安全资信评价机制，外包队伍的项目经理、安全员、技术员任命书备案机制，外包队伍和外来人员“正负面清单”和“黑名单”管控机制。

（四）调峰调频公司创新安全管理，不断更新生产运行安全管理技术手段

调峰调频公司创新安全管理，不断更新生产运行安全管理技术手段。一是充分运用“云大物移智链”等创新成果为安全生产服务。制定印发公司《数字发电建设实施工作计划（2021版）》，组建公司集控中心监控系统和数字电厂技术应用工作专班，一体推进集控中心、数字发电建设实施，组织各电厂完成公司集控系统硬件验收和软件功能联合开发，年底前具备发货条件。完成公司设备状态监测系统建设。二是研究制定公司抽水蓄能电站智慧工地建设规划。公司以南宁抽水蓄能项目为载体，从对象、感知、基础应用、高级应用和决策支持五个部分形成架构，研究制定公司抽水蓄能电站智慧工地建设规划。三是开展智慧安全监督管理系统建设。公司成立专班，明确工作职责分工及项目建设目标，建立了沟通协调机制，制定项目建设推进计划。

二、隐患排查及治理情况

2021年1至10月，辖区内电力企业共排查一般隐患79241项（含2020年未整改完成项），整改率97.95%，主要为设备设施事故隐患，落实隐患治理资金共3.63亿元。

电网企业共排查一般隐患4612项，整改率96.47%。一般隐患整改率较高的是深圳供电局（100%）和超高压输电公司（99.25%），其他电网公司整改率均在90%以上。

发电企业共排查一般隐患74629项，整改率97.94%。发电集团中，一般隐患整改率较高的是华能新能源广东分公司、广西水利电力建设集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司海南分公司等13家单位（100%），其他整改率均在80%以上。

三、典型共性问题

（一）基建人身伤亡事故未得到有效遏制

今年8月份连续发生2起基建人身伤亡事故，暴露出电力建设工程施工管理仍然粗放、监管难度大、施工企业良莠不齐等问题，人员流动性大，赶工期、抢进度、以包代管的现象时有发生，现场安全管理和质量管控缺位的现象普遍存在。

（二）电网安全风险依然复杂严峻

南方区域8大基准风险依然存在，非传统风险日益突出，在电力结构高质量转型、以新能源为主体的新型电力系统建设过程中，南方区域主网架交直流交互影响严重、短路电流大范围超标、大面积停电风险防控能力不足三大安全稳定问题仍然突出，“首台套”设备和新技术应用、单一大用户占比过高，海底电缆安全等安全风险更加凸显，电厂临近效应、共模故障等仍未消除。

（三）安全培训教育落实不到位

部分电力企业未能学深悟透习近平总书记关于安全生产重要论述，未能深入理解国家能源局提出的“安全是技术、安全是管理、安全是文化、安全是责任”的总体思路，对照监管机构督查、企业内部自查发现的问题缺乏从管理机制方面进行思考，且未能结合实际研究制定可操作性强的长效机制。

（四）网络安全防护强度不足

南方区域电力行业仍存在网络安全过度依赖边界防护、纵深防护能力不足、核心控制系统防护强度不高、网络安全管理专业性薄弱等问题。部分电力企业网络安全自查、技术检测、漏洞整改工作较为薄弱，对照派出机构督查发现问题开展举一反三，自查自纠能力不强，没有做到立行立改。

 (五）应急能力建设水平不高

部分电力企业应急管理机制不完善，需要尽快推进应急能力评估、预案修订、内外部评审、发布、备案等相关工作，完成应急评估、预案、演练“三达标”工程。

2021年10月广东、广西、海南三省（区）

电力建设工程质监工作情况

一、电力建设工程质量监督检查工作开展情况

2021年10月，广东、广西、海南各电力质监机构开展质量监督检查的电力建设工程项目125个，共发现各类问题1818个，已完成整改闭环877个。具体情况如下：

（一）电网工程

（二）电源工程

二、电力建设工程质量监督注册情况

2021年10月，广东、广西、海南各电力质监机构新办理电力建设工程项目质监注册31个，其中电网工程28个，电源工程3个。具体情况如下：

（一）电网工程

（二）电源工程

三、监管工作动态

（一）南方能源监管局组织召开南方区域西电东送输电通道安全保障工作专题协调会

10月29日，南方能源监管局组织召开南方区域西电东送输电通道安全保障工作专题协调会，推进南方区域电网安全风险联防联控工作任务落实、落地，总结广西西电东送通道安全保障工作专班工作经验、成效，扩展专班平台实现西电东送通道全覆盖，进一步提升西电东送通道运行安全保障水平。会议强调，各专班成员单位要积极应对保障密集通道输电线路运行安全面临的要求和挑战，切实增强责任感和历史使命感，各负其责、齐抓共管，形成工作合力，着力推进树障、山火、外力破坏等难题根本性解决，全力以赴防范电网稳定破坏、大面积停电事故，为保障重要输电通道安全作出新的贡献。

（二）南方能源监管局开展今冬明春电力供应保障暨电力安全生产专项督查

为进一步做好今冬明春能源供应保障工作，推动南方区域电力安全生产形势稳定向好，近日，南方能源监管局会同广东、广西、海南三省（区）电力主管部门开展了今冬明春电力供应保障暨电力安全生产专项督查。督查严格按照“四不两直”工作要求，直奔基层、直插现场，以查阅资料、调阅信息系统、查看现场、谈话问询等多种方式，选取部分有代表性的电力企业和电力建设工程开展重点督查，共督查单位20家，涵盖电网、火电、水电、新能源发电、核电（常规岛部分）企业和电力建设工程。督查组现场反馈了发现的问题，要求有关电力企业举一反三，采取措施彻底整改，并就进一步做好今冬明春电力保供工作和当前安全生产工作提出具体的监管要求。

四、质量监督典型案例及整改情况

（一）广西忻城宿邓低风速试验风电场送出工程

广西中心站在架空输电线路杆塔组立前阶段现场监检时发现，施工单位广西悦捷电力工程有限公司提供的线路路径复测记录，部分转角塔转角实测值与设计值偏差大于1′30″，不符合《电气装置安装工程66kV及以下架空电力线路施工及验收规范》（GB50173-2014）第4.0.2条的规定。目前，上述问题已完成整改。

（二）广西恭城低风速试验风电场项目

广西中心站在商业运行前阶段现场监检时发现，施工单位中国电建集团河南工程有限公司负责施工的4号、5号风机接入控制柜内的外接电缆未挂标识牌、电缆芯线未套线芯号，不符合《风力发电场运行规程》（DL/T666-2012）第6.1.1条、《电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》（GB50171-2012）第6.0.4条的规定。目前，上述问题已完成整改。

（三）海南大唐万宁燃气电厂工程

海南中心站在1号机组整套启动试运前阶段现场监检时发现，施工单位中国能源建设集团广东火电工程有限公司负责施工的厂用高压变压器铁芯及夹件接地线铜搭接面未搪锡，不符合《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》（GB50169-2016）第4.3.2条和《电气装置安装工程母线装置施工及验收规范》（GB50149-2010）第3.1.8条的规定。目前，上述问题已完成整改。

2021年10月广东、广西、海南三省（区）

火力发电企业技术监督工作评价情况

一、安全生产总体概况

截止2021年10月10日，共收到95家电厂提交的2021年10月份技术监督简报。

95家电厂中，600MW及以上等级（含28台1000MW机组）煤电机组有75台，200MW等级和300MW等级煤电机组有72台，其他容量等级的煤电机组20台；300MW等级及以上的气电机组有50台套，其他容量等级的气电机组有37台套。现对95家电厂进行技术监督工作评价，性能、经济、环保等主要指标分析详见附件1。

2021年10月，95家电厂安全生产形势总体平稳，非计划停运事件（以下简称“非停”）共发生40次，较上期相比减少6次；限负荷事件（以下简称“限负荷”）共发生55次，较上期相比减少25次。非停及限负荷情况见表1、图1和图2所示。

表1非停情况表

图1煤电机组非停和限负荷次数对比

图2气电机组非停和限负荷次数对比

10月份的非停次数、限负荷次数较上月下降，各单位需要持续做好发电机组的监控和运维，减少机组非停次数。

据广东调度部门（含深圳）10月份统计，95家电厂中，有2家燃煤电厂合计5台次（万丰1号、万丰2号，谭丰1号、2号、6号机组）因燃煤量供应不足，向调度部门申请机组停运，获批停机备用；有17家燃气机组合计40台次机组因为上游供气商无法提供气源而被迫停机备用，合计等效停运天数144.07天，较9月份等效停运天数104.1天增加约40天。

二、技术监督体系运作评估

总体看，大部分试点电厂均建立了技术监督体系，明确各级监督职责，履行技术监督主体责任，按国家和行业标准开展电力技术监督，技术监督体系运作良好。

通过现场检查和电话询问等方式，对部分试点电厂进行技术监督抽检，情况不一。

其中，展能、白沙等电厂充分发挥技术监督预防作用，强化厂内技术监督保障体系，调动技术监督人员积极性，防微杜渐，举一反三，确保技术监督各项工作落到实处，保障机组运行安全、可靠。悦湾等新厂初步建立起规范的厂内技术监督体系；谭丰、玖茗电厂厂内技术监督体系还须进一步完善；博贺电厂进一步完善技术监督体系，成效明显，机组安全可靠性显著提高。

部分试点电厂的技术监督体系运转不够顺畅，存在执行力偏弱、设备维护不到位的问题。如珠江（2次）、谭丰（2次）等电厂因主要辅助设备维护不到位等原因引起机组非停；海门（10次）、恒益（9次）、恒运（5次）、源和B（5次）、汕头（4次）、小漠（4次）等主力电厂出现因主要辅助设备维护不到位、燃料质量问题等原因引起机组深幅限负荷事件。主力电厂机组可靠性降低，给电力系统稳定运行带来了安全隐患。

三、技术监督安全类指标分析

（一）燃煤电厂

1.600MW及以上等级煤电机组

对600MW及以上等级的75台机组进行安全指标分析，统计期内共发生非停18次、限负荷32次，如图3所示。

图3  600MW及以上等级煤电机组非停与限负荷次数

非停18次分别如下：

（1）10月20日，柘林3号机组锅炉末级过热器左数第50屏外数第5根（入口侧）TP347与HR3C焊口上方200mm处直管段泄漏，向调度部门申请机组停运检修，获批停机。该屏管是集箱末端第二屏管，又在集箱下部，集箱末端的杂物或者蒸汽携带杂物容易进入该管，卡在入口节流短管处，造成管内蒸汽流量减小，汽流对管壁冷却不足。管子在长期超温状态下工作，金相组织发生变化，在热负荷最大的管段发生爆破。

（2）10月8日，沙角C厂3号机组两台循环水泵同时跳闸，抢合不成功，手动打闸，3号机组解列。循环水泵的润滑冷却水泵出口压力取样管不通畅，存在微小堵塞，造成润滑冷却水泵出口压力低，该出口压力低的状态持续24小时，致使两台循环水泵同时跳闸。

（3）10月29日，珠海A厂1号机组三级再热器左数78号屏迎火面第一根管（#78-1）泄漏。该区域烟气流速和温度相对较高，管屏壁温偏高，管屏有结焦，炉管老化相对严重；且今年煤质变差，高负荷时锅炉煤量和烟气量大幅度增加，造成炉膛出口烟温偏差更加严重，加剧管屏老化，该炉管仅使用6年就老化失效。

（4）10月26日，珠海B厂3号机组因高加出口电动阀预启阀泄漏较大，存在爆裂风险，且无法在线隔离，向调度部门申请机组停运检修，获批停机。经检查，高压给水节流吹蚀导致阀壳底部穿孔，导致高压给水向外泄漏所致。

（5）10月30日，珠海B厂3号机组因“凝汽器真空低低”，机组跳闸。3号机组凝补水箱水位变送器取样管堵塞，凝补水箱水位无法显示实际变化，当凝补水箱水位持续下降至低于“凝补水泵进水口”位置时，含有大量空气的汽水混合物被带入凝汽器，引起凝汽器真空快速下降，导致凝汽器真空低低保护动作。

（6）10月17日，红海湾4号机组上层省煤器B44-2-内1管的外弧面产生泄漏，向调度部门申请机组停运检修，获批停机。经分析，该管材料存在原始缺陷，长期运行后，产生纵向穿透性裂纹，裂纹扩展直至产生泄漏。

（7）10月29日，源和3号机组锅炉再热器保护动作，机组跳闸。经分析，机组汽轮机2号轴承处的高压缸轴封存在蒸汽泄漏缺陷，轴封漏汽会导致该区域温度升高，汽轮机转速传感器（霍尔原理传感器）安装在2号轴承处，当该区域温度超过传感器工作温度，传感器会出现短时测量偏差。汽轮机转速传感器1故障，转速传感器2偶发测量偏差，BRUAN超速保护装置A检测到“转速1/2/3”速两两瞬时偏差大（大于30转/分钟），BRUAN超速保护装置A硬回路动作，切断K1-K4扩展继电器电源，ETS跳闸回路短暂失电，造成汽轮机多个汽阀不同程度关闭，继而导致锅炉再热器保护动作。

（8）10月19日，恒益1号机组汽轮机9Y轴承振动达到125μm，且振动持续增大，为防止缺陷扩大，向调度部门申请机组停运检修，获批停机。

（9）10月22日，国投钦州4号机组触发“给水流量低低”保护，MFT动作，机组跳闸。经检查，运行人员将汽泵转速由3528rpm微调为3568rpm，但误输入3268rpm，操作后未对汽泵转速、给水流量等相关参数进行监视，导致给水流量急剧下降，触发“给水流量低低”保护。

（10）10月27日，华电贵港1号机组末级过热器爆管，向调度部门申请机组停运检修，获批停机。1号机组从并网至升负荷，长达6h维持在140MW以下湿态负荷运行，致使饱和蒸汽携带系统中氧化皮等杂质进入过热器，堆积在末级过热器最内侧56-12弯头处，从而导致短时超温发生爆管。

（11）10月3日，铜鼓1号机组脱硫系统消缺（鼓泡塔与除雾器清理，脱硫烟道腐蚀处理），向调度部门申请机组停运检修，获批停机。

（12）10月3日，铜鼓4号机组2号高调阀泄漏，无法在线处理，向调度部门申请机组停运检修，获批停机。

（13）10月10日，铜鼓6号机组脱硫系统消缺，向调度部门申请机组停运检修，获批停机。

（14）10月20日，铜鼓7号机组脱硫系统消缺、锅炉T23水冷壁裂纹隐患排查，向调度部门申请机组停运检修，获批停机。

（15）10月20日，甲湖湾2号机组15号滑动支架变形、裂纹存在重大安全隐患，向调度部门申请机组停运检修，更换新到货的支吊架备件，获批停机。

（16）10月29日，阳西5号机组检修工作（4A高加两根管子泄漏）未完成，向调度部门申请延期，获批停机。属于第五类非停。

（17）国投钦州1号机组A修工作（7月11日-10月15日，叶片销钉更换）未完成，向调度部门申请延期，获批停机。属于第五类非停。

（18）大唐合山3号机组锅炉过热器泄漏，向调度部门申请机组停运检修（9月24日-10月8日），获批停机。首爆口位于活动链接件与管件焊缝熔合处，爆口左右管段活动链接件部分焊缝存在开裂。

2.200MW等级和300MW等级煤电机组

对200MW等级和300MW等级的72台煤电机组进行安全指标分析，统计期内共发生非停8次、限负荷19次，如图4所示。

图4  200MW等级和300MW等级煤电机组非停与限负荷次数

非停8次分别如下：

（1）10月9日，茂名6号机组“汽包水位低低”保护动作，机组跳闸。经分析，6号机组就地标识牌错误，现场“四抽逆止门仪用空气进气门”标识牌挂为“二抽逆止门仪用空气进气门”，运行人员在执行工作票安全措施时，误关闭仪用空气阀门，造成四抽至小机供汽逆止阀关闭，致使两台小机汽源中断，两台汽动给水泵转速、给水流量迅速下降，导致“汽包水位低低”保护动作。

（2）10月9日，妈湾4号机组脱硫吸收塔入口管接缝处泄漏，向调度部门申请机组停运检修，获批停机。产生泄漏的原因是玻璃钢管位置地基沉降及玻璃钢结构形式（有接缝）引起的。

（3）10月29日，珠江3号机组锅炉后屏过热器左数第8屏后数（背火面）第3根异种钢焊口破裂泄漏（裂约4/5圈），向调度部门申请机组停运检修，获批停机。此次出现开裂的焊口为异种钢焊口，材质为TP304H+12Cr2MoWVTiB（钢102）异种钢焊接接头，且焊口上部管子母材（钢102）已使用超过25年，材质老化导致产生泄漏。

（4）10月22日，珠江4号机组A、B侧高压主汽门存在内漏情况，向调度部门申请机组停运检修，获批停机。经分析，内漏的原因是：机组长期运行，主汽门大阀碟套筒与导向套之间形成较多的氧化皮引起卡涩；且弹簧长期运行后，性能劣化，弹力变小，导致主汽门关不严。

（5）10月20日，新田4号机组MGGH漏水，烟囱入口温度低，烟囱入口漏水严重，向调度部门申请机组停运检修，获批停机。

（6）9月30日，恒运8号机组处理缺陷（凝汽器铜管泄漏、B二级引风机故障、电除尘出力低），向调度部门申请机组停运检修，获批停机。10月7日恢复并网。

（7）10月29日，恒运9号机组处理缺陷（锅炉掉大渣，捞渣机故障），向调度部门申请机组停运检修，获批停机。

（8）10月7日，大唐合山2号机组C级检修工作未完成，向调度部门申请延期，获批停机。属于第五类非停。

3.其他容量等级煤电机组

对其他容量的20台煤电机组进行安全指标分析，统计期内共发生非停3次、限负荷4次，如图5所示。

图5  其他容量等级煤电机组非停与限负荷次数

非停3次分别如下：

（1）10月25日，华粤2号机组一次风机电机前轴承异响，且振动大，向调度部门申请机组停运检修，获批停机。

（2）10月20日，东糖乙1号机组给水泵故障，锅炉缺水保护动作，机组跳闸。经检查，发现是给水泵B逆止阀故障，导致B给水泵倒转。

（3）9月29日，东糖乙2号机组屏式过热器泄漏，向调度部门申请机组停运检修，获批停机。经分析，受回厂原煤煤质影响，负荷波动大且灰渣物理特性有改变，冲刷吊屏底部耐磨料，局部耐磨料脱落导致管子超温，产生泄漏。

（二）燃气电厂

1.300MW及以上等级气电机组

对300MW及以上等级的50台气电机组进行安全指标分析。统计期内共发生非停5次，未发生限负荷事件，如图6所示。

图6  300MW及以上等级气电机组非停与限负荷次数

非停5次分别如下：

（1）10月25日，黄埔2号机组排气温度热电偶异常保护，机组快速停机。经检查，燃机排气温度第8支元件头部断裂，触发108B、C测点均故障（A测点备用），导致燃机保护顺控停运。

（2）10月8日，崖门2机组燃机发出“组燃机发出fault-step to spinning reserve”报警，燃机触发RB，机组快速停机。初步分析认为，压气机排气压力变送器故障导致机组跳闸的可能性较大。

（3）10月25日，展能2号机组D修，孔探检查发现压气机叶片损伤，向调度部门申请延长检修时间，获批。经检查，压气机R17级动叶轴向窜动，与S17级静叶发生动静碰磨，导致叶片受损。

（4）10月9日，钰海2号机组燃机排气“差压高”保护动作，机组跳闸。经检查，2号锅炉气候挡板门电动执行机构接线盒进雨水，电动执行控制关阀回路因泡水形成通路，锅炉气候挡板门动作关闭，导致2号燃机排气差压高。

（5）10月26日，钰海1号机组燃机转速“坏质量”保护动作，机组跳闸。经检查，52号控制器总线通讯PDP卡件内部参数的Watchdog Timeout（看门狗时间超时）设置过大，导致总线A、B两路总线通讯冗余切换失败，造成燃机转速等参数“坏质量”。

2.其他容量等级气电机组

对其他等级的37台气电机组进行安全指标分析，统计期内共发生非停6次，未发生限负荷事件，如图7所示。

图7其他容量等级气电机组非停与限负荷次数

非停6次分别如下：

（1）10月5日，立沙岛1-2号机组天然气阀门压缩空气软管破裂，向调度部门申请机组停运检修，获批停机。经检查分析，软管断裂位置的环境有约200℃高温，同时管内带有燃烧室反吹回的高压高温气体，管道受高温膨胀，在长年运行中发生锈蚀、老化以及金属疲劳，致使软管壁锈蚀点破裂，高温高压气体冲出，将软管撕裂。更换软管后，机组恢复备用状态。

（2）10月4日，洪湾4-5机组控制卡件故障，机组跳闸。燃机多次出现L3PPRO-1D5AZ卡件故障报警，且陆续出现“L46D-ALM（蓄电池125VDC接地故障）”、“L63HLT-ALM（控制油压力低跳闸）”、“L63HGL-ALM（气体燃料阀控制油压力低）”等报警。更换相关控制卡件，且完成相关抗干扰试验，机组恢复正常运行。

（3）10月14日，樟洋1-2机组燃机的励磁机旋转二极管故障报警，燃机发电机出口开关跳闸，燃机空载满速，手动停燃机和汽机。经检查，励磁控制器采样板内发电机出口电压回路保险熔断，导致励磁系统收到的三相电压信号缺相，经旋转二极管故障回路检测，误判为旋转二极管故障。

（4）10月25日，丰达1号机组燃机进气室空气滤已超期服役8个月（运行时间超期2178h），拟更换空气滤，向调度部门申请机组停运检修，获批停机。

（5）10月30日，南山3-4号机组发“L86CB1防喘阀位置故障”报警，MK VIe主画面4个防喘阀位置开关均显示在开位。向调度部门申请机组停运检修，获批停机。经分析，燃机防喘阀控制电磁阀20CB卡涩。

（6）10月8日，南山1-2号机组发出“气体小间通风故障遮断”报警，触发L4VLFLT逻辑动作，1号燃机跳闸。初步判断，受台风“狮子山”暴雨大风影响，燃气小间风压开关63VL-4L、5L误动作，触发L4VLFLT逻辑动作。

四、发电企业需要关注及解决的问题

（一）综合专业

2021年10月共发生40次非停，以发电企业归属为统计口径，央属企业的机组共发生13次非停，广东省属企业的机组共发生8次非停，广东地方电厂的机组共发生19次非停，广西自治区属企业的机组共发生0次非停，非停情况见表2。

表2以发电企业归属为统计口径的非停情况

10月份，电厂发生3次因人为操作失误引起的非停（国投钦州4号机组运行参数调整失误、茂名6号机组就地标识牌错误挂牌、钰海1号机组通讯卡件参数设置失误），随着社会用电负荷维持紧张状态，机组必须长周期高负荷运行，对机组可靠性提出了更高的要求。各电厂应强化管理，持续做好发电机组的监控和运维，减少机组非停次数，保障机组可靠运行，保障电力安全稳定供应。

（二）金属专业

10月份，“四管泄漏”持续高发。各电厂应严格控制锅炉主蒸汽及再热蒸汽温度压力、受热面壁温等参数，并做好超温超压记录，对超温超压幅度、时间、次数及累计时间进行统计分析，研究制定针对性措施解决超温超压问题；应坚持“逢停必查”的原则，充分利用每次停炉检修机会，根据相关标准、设备运行状况及相同机组存在的问题制订检测检查计划，尽可能消除隐患。

（三）锅炉专业

锅炉专业在统计有效的136台燃煤机组中（除停炉、未参与调峰等机组外），平均调峰深度为46.01%，稍低于9月份47.21%的平均调峰深度。

调峰能力较好的电厂主要有：阳西6号机组为28.4%。调峰能力较差的电厂主要有：华粤电厂两台60MW机组，因机组容量特别小且为掺烧生物质的CFB锅炉，调峰深度为84%。

调峰深度与地区电负荷的需求、机组大小和类型、设计最低稳燃负荷等因素有关。

五、工作要求

（一）严肃对待非计划停运和限负荷频发情况

各发电企业对近期发生的发电机组非计划停运和限负荷要进行再分析、再整改，查清管理责任，查明技术问题，不断强化反事故措施的刚性执行，避免同类型事件重复发生。要严格按照“四不放过”的原则，对非计划停运相关责任单位、责任人员实施问责追究，切实增强各级人员抓实安全生产的责任感、紧迫感。

（二）高度重视安全风险隐患排查治理

各发电企业要严格落实风险管控和隐患排查治理双重预防机制，要针对当前电力供应紧张形势下机组连续高负荷运行可能累积的风险隐患，加大查治力度、广度和深度，全面辨识各类安全风险，落实有效管控措施，及时发现并消除缺陷隐患，确保发电机组设备处于良好工况。

（三）加强机组运行维护管理

各发电企业要加强机组关键设备的巡查和运行维护，强化技术监督的刚性执行，全面分析评估设备状态，科学安排消缺检修计划，全力做好燃料供应储备，确保设备安全可靠运行，保障系统安全稳定运行和电力可靠供应。

附件1

技术监督主要指标分析

（性能类、经济类、环保类等）

一、燃煤电厂

（一）600MW及以上等级机组

1.性能指标分析

（1）机组振动

统计期内，600MW及以上等级煤电机组共75台，除部分机组处于检修或备用外，以66台机组数据作为基数分析汽轮机振动安全指标趋势，如图1所示。

图1  600MW及以上等级煤电机组振动数据

数据显示，共有6台汽轮机的振动幅值超过125μm。阳西电厂2号机组9号瓦、铜鼓4号机组2号瓦的轴振幅值长期处于高位，存在较大的安全隐患。珠海A厂2号机组、珠海B厂3号机组振动有所增加，应尽快查明原因。恒益1号机组9号瓦轴振有持续爬升趋势，10月19日，恒益电厂向调度部门申请机组停运检修，获批停机。

机组振动幅值高的电厂应当将振动优化作为专项整改工作，以提高机组运行可靠性。

（2）轴向位移

本期统计600MW及以上等级煤电机组共75台，除部分机组停机检修或备用外，数据有效的有66台，如图2所示。

图2  600MW及以上等级煤电机组轴向位移

数据显示，试点电厂各机组轴向位移正常。

（3）轴瓦最高温度

本期统计600MW及以上等级煤电机组共75台，除部分机组停机检修或备用外，数据有效的有66台，如图3所示。

图3  600MW及以上等级煤电机组最高瓦温

数据显示，试点电厂各机组轴瓦最高温度正常。

2.经济指标分析

（1）直接厂用电率

本期统计的600MW及以上等级煤电机组共75台，除部分机组处于检修或备用外，数据有效的有66台，如图4所示。

图4  直接厂用电率

66台机组直接厂用电率介于3.17%～8.69%之间，平均值为5.22%，较上月份厂用电率平均值5.15%升高0.07个百分点。博贺2号机组（在运机组）提供的直接厂用电率为40.92%，明显与实际不符，博贺电厂应核对该数据。

有14台机组的直接厂用电率超过6%，如果配置汽动给水泵，则需要进行系统的运行方式优化调整及节能诊断。

（2）发电煤耗

本期统计的600MW及以上等级煤电机组共75台，除部分机组处于检修或备用外，数据有效的有66台，如图5所示。

图5  发电煤耗

数据显示，发电煤耗介于273～317g/kWh之间。23台机组的发电煤耗超过了300g/kWh，明显超过设计值或者行业平均值，需要进行技术改造或系统的运行方式优化调整及节能诊断。

3.环保指标分析

本期统计的600MW及以上等级煤电机组共75台，数据有效的有68台。

68台机组中，有9台机组存在环保指标超标，超标次数合计61台次，累计超标时间共计2173min。与2021年9月份数据（74台次、3485min）相比，超标次数和累计超标时间均明显减少，具体超标情况如图6所示。

图6  环保指标分析

个别机组出现了多次、长时间的超标，如博贺1号机组超标次数为40次，超标时间为551 min。

机组超标的电厂应针对超标情况进行综合整治，尽量减少超标次数及时间。

（二）200MW级和300MW级煤电机组

1.性能指标分析

（1）机组振动

本期统计的200MW和300MW等级煤电机组共72台，除部分机组停机检修或备用外，数据有效的有66台，如图7所示。

图7  200MW和300MW等级煤电机组振动数据

数据显示，有6台机组振动幅值超过125μm。

荷树园3、4号机组及珠江电厂2号机组部分轴振幅值长期偏大，需加强监视后续变化情况。汕头1号机组1X测点幅值相比于9月数据有显著的恶化现象，且距离振动保护裕量很小，需尽快查明原因。

（2）轴向位移

本期统计的200MW和300MW等级煤电机组共72台，除部分机组停机检修或备用外，数据有效的有66台机组，如图8所示。

图8  200MW等级和300MW等级煤电机组轴向位移

数据显示，茂名5号机轴向位移偏大，其余各机组轴向位移正常。

（3）轴瓦最高温度

本期统计的200MW和300MW等级煤电机组共72台，除部分机组停机检修或备用外，数据有效的有66台机组，如图9所示。

图9  200MW等级和300MW等级煤电机组轴瓦最高温度

数据显示，试点电厂各机组轴瓦最高温度正常。

2.经济指标分析

（1）热电比

本期统计的200MW和300MW等级煤电机组共72台，在运供热机组35台，在运供热机组的热电比为0.2～93.35%，如图10所示。

图10  200MW和300MW等级煤电机组热电比

恒运9号机组10月提供的热电比为552.86%，而恒运6、7、8号机组10月提供的热电比分别为：57.96%、45.24%、54.63%，且恒运9号机组9月提供的热电比为44.53%。明显看出，恒运9号机组10月提供的热电比与实际不符，恒运电厂应核对该数据。

（2）直接厂用电率

本期统计的200MW和300MW等级煤电机组共72台，除部分机组停机检修或备用外，数据有效的有66台机组，如图11所示。

图11  直接厂用电率

66台机组直接厂用电率介于3.87～11.12%之间，平均值为6.40%，较上月平均值6.41%降低0.01个百分点。

有9台机组直接厂用电率超过8%，厂用电率高的机组需及时进行辅机运行方式优化。

（3）发电煤耗

本期统计的200MW和300MW等级煤电机组共72台，除部分机组停机检修或备用外，数据有效的有66台机组，如图12所示。

图12  发电煤耗

66台机组发电煤耗介于271～332g/kWh之间，供热量对发电煤耗影响很大。

3.环保指标分析

本期统计200MW和300MW等级煤电机组共72台，数据有效的有68台。

68台机组中，有11台机组存在环保指标超标，超标次数合计17台次，累计超标时间共计1260 min。与2021年9月份数据（38台次、2460min）相比，超标次数和累计超标时间均明显减少，具体超标情况如图13所示。

图13  环保指标分析

机组超标的电厂应针对超标情况进行综合整治，尽量减少超标次数及时间。

（三）其他容量等级煤电机组

1.性能指标分析

（1）轴向位移

本期统计的其他容量等级煤电机组共20台，数据有效的有18台机组（双水6号机组和东糖乙2号机组停机），如图14所示。

图14  其他煤电机组轴向位移

数据显示，双水5号机轴向位移数值为“-1”，该数据偏大，需查找原因。其余各机组轴向位移正常。

（2）轴瓦最高温度

本期统计的其他容量等级煤电机组共20台，数据有效的有18台（双水6号机组和东糖乙2号机组停机），如图15所示。

图15  其他煤电机组最高瓦温

数据显示，试点电厂各机组轴瓦最高温度正常。

2.经济指标分析

（1）热电比

本期统计的其他容量等级煤电机组20台，在运的供热机组有10台，10台机组热电比为24.35～237%，如图16所示。

图16  热电比

（2）直接厂用电率

本期统计的其他容量等级煤电机组共20台，数据有效的有18台，如图17所示。

图17  直接厂用电率

直接厂用电率为6.76～24.64%。直接厂用电率高的机组，需要及时进行辅机运行方式优化。

（3）发电煤耗

本期统计的其他容量等级煤电机组共20台，数据有效的有18台机组，如图18所示。

图18  发电煤耗

发电煤耗介于229～433g/kWh之间，供热量对发电煤耗影响很大。

3.环保指标分析

其他容量等级煤电机组共20台，数据有效的有17台。

17台机组中，有12台机组存在环保指标超标，超标次数合计58台次，累计超标时间共计3468min，与2021年9月份数据（27台次、1620 min）相比，超标次数和累计超标时间均大幅增加，如图19所示。

图19  环保指标分析

个别机组出现了多次、长时间的超标，如定能2号机组超标次数为13次，超标时间为768 min。机组环保指标超标的电厂应针对超标情况进行综合整治，尽量减少超标次数及时间。

二、燃气电厂

（一）300MW及以上等级气电机组

1.性能指标分析

（1）机组振动

本期统计的运行中的300MW及以上等级燃气蒸汽联合循环机组共50台，除两台机组停机检修或备用外，数据有效的有45台，如图20所示。

图20  300MW以上等级气电机组振动

数据显示，试点电厂各机组轴系轴振幅值均在合格范围内，运行状态下的轴振幅值低于125微米。

（2）轴瓦最高温度

本期统计的300MW及以上等级燃机共50台，除部分机组停机检修或备用外，数据有效的有45台，如图21所示。

图21  300MW以上等级气电机组最高瓦温

数据显示，福新1号机组数据填报有误，其余试点电厂各机组轴瓦最高温度正常。

（3）高压缸上下缸温差

本期统计的300MW及以上等级燃机共50台，除部分机组停机或备用、部分机组无此测点外，数据有效的有42台，如图22所示。

图22  300MW以上等级气电机组高压缸上下缸温差

数据显示，试点电厂各机组高压缸上下缸温差正常。

（4）中压缸上下缸温差

本期统计的300MW及以上等级燃机共50台，数据有效的有44台，如图23所示。

图23  300MW以上等级气电机组中压缸上下缸温差

崖门2号机组中压缸上下缸温差达到46℃左右，该数据偏大较多，有可能会影响机组启动。崖门电厂应检查数据，查找原因，同时应准备相应的应急措施与预案。

2.经济指标分析

（1）直接厂用电率

本期统计的燃气电厂300MW以上等级机组共50台，除一台机组处于检修或停机备用状态外，数据有效的有45台，如图24所示。

图24  直接厂用电率

数据显示，直接厂用电率为1.19～5.28%。

（2）联合循环热耗率

本期统计的燃气电厂300MW以上等级机组50台，数据有效的有45台，如图25所示。

图25  联合循环热耗率

燃气蒸汽联合循环机组热耗率介于5871～11023kJ/kWh之间。玖铭1号、2号机组与悦湾1号、2号机组的燃机联合循环热耗率最高，可能是报送燃机部分的热耗率，应按整套燃气-蒸汽联合循环报送。

3.环保指标分析

本期统计的燃气电厂300MW以上等级机组50台，数据有效的有46台，如图26所示。

图26  环保指标分析

烟气氮氧化物排放浓度最大值在10.2～49.0mg/Nm3，全部满足小于50 mg/Nm3的标准要求。

（二）其他容量等级气电机组

1.性能指标分析

（1）机组振动

本统计期内其他容量等级机组共37台，数据有效的有36台机组，如图27所示。

图27  其他容量等级气电机组振动

数据显示，仅福华德6-7机组轴振幅值略超报警值，其余机组振动幅值均在合格范围内。

（2）轴瓦最高温度

本统计期内其他容量等级机组共37台，数据有效的有36台（高埗3-4号机组调停），如图28所示。

图28  其他容量等级气电机组最高瓦温

数据显示，各试点电厂机组轴瓦最高温度正常。

（3）高压缸上下缸温差

本统计期内其他容量等级机组共37台，除部分机组处于检修或停机备用状态、部分机组无该测点外，数据有效的有28台，如图29所示。

图29  其他容量等级气电机组高压缸上下缸温差

数据显示，樟洋3-4号机存在较大的负偏差为-26.7℃，该数据偏大较多，樟洋电厂应检查数据，查找原因。其余各试点电厂机组高压缸上下缸温差正常。

（4）中压缸上下缸温差

该容量等级的大部分气电机组只有一个汽缸，即无中压缸。除部分机组处于检修或停机备用状态、部分机组未填报数据外，数据有效的有9台，如图30所示。

图30  其他容量等级气电机组中压缸上下缸温差

数据显示，各试点电厂机组中压缸上下缸温差正常。

2.经济指标分析

（1）直接厂用电率

本统计期内其他容量等级机组共37台，数据有效的有36台，如图31所示。

图31  直接厂用电率

直接厂用电率为1.76～5.78%。直接厂用电率偏高的机组，需要及时进行辅机运行方式优化。

（2）联合循环热耗率

本统计期内其他容量等级机组共37台，数据有效的有36台，如图32所示。

图32  联合循环热耗率

数据显示，以上机组联合循环热耗率介于7065～13819kJ/kWh之间。

3.环保指标分析

其他容量等级机组共37台，数据有效的有36台，如图33所示。

图33  环保指标分析

烟气氮氧化物排放浓度最大值在7.7～46.3mg/Nm3，全部满足小于50 mg/Nm3的标准要求。