2010年浙江省火電廠熱控系統考核故障原因分析與建議

丁俊宏，孫長生，王 蕙，蘇 燁

（浙江省電力試驗研究院，杭州 310014）

隨著發電機組裝機容量的不斷增加，以及熱控系統監控功能的不斷增強和范圍的迅速擴大，熱工自動化系統的可靠性已成為影響機組安全經濟運行的重要因素。做好熱控系統故障分析，不但可以發現熱控系統的薄弱環節和潛在的危險點，以便有針對性地制定可靠性預防措施，減少因熱控系統引起的機組非計劃停運次數，也是提高設備健康壽命、降能減耗工作中的重要環節。

本文通過對2010年浙江省技術監督網屬電廠的機組因熱控原因引起機組二類及以上設備障礙現象及原因的統計分析，提出了減少熱控系統故障的改進建議，供各電廠檢修維護時參考。

1 考核故障統計分析

據熱工技術監督統計，2010年浙江省技術監督網屬火電廠機組共發生因熱控原因引起的一類障礙17次，二類障礙7次。2010年運行機組實際發生的熱工設備一類障礙為0.20次/臺機組，二類及以上障礙為0.29次/臺機組。故障歸類統計如圖1所示。

圖1 故障主要原因歸類統計

2010年考核為熱控專業原因的二類以上障礙中，因控制系統軟（硬）件故障引起的占24%，因現場熱工設備故障引起的占43%，因檢修維護不當引起的占14%，因控制邏輯不完善引起的占14%，不明原因的占5%。本文結合電廠信息反饋和現場原因查找情況，對2010年熱工安全考核部份典型故障及主要原因進行歸納分析。

2 典型故障現象及原因分析

2.1 控制系統軟（硬）件故障

控制系統軟（硬）件故障導致設備一類障礙5次，二類障礙1次。

2.1.1 主要故障情況

2010年6月1日，某300 MW機組由于DEH系統的DI點ETS01FA057_DEH由0變1（信號由ETS系統DO發出），造成機組跳閘。檢查發現，DO卡及繼電器底板電子元件或控制器的IO接口卡寄存器出現故障，造成信號通道異常。更換該分支的DO卡、繼電器底板和下方的分支終端塊后正常。本次故障認定為一類障礙。

2010年6月17日，某600MW機組1號高壓主汽門IMHSS03伺服卡故障報警，同時1號主汽門反饋消失變成壞值，69 s后鍋爐MFT動作，首出條件為給水流量低低。由于伺服卡故障后輸出為0，1號高壓主汽門在伺服閥機械偏置作用下關閉。鍋爐主汽壓力上升，上水壓差減小，給水流量下降。主汽門關閉后抽汽量減少，至小機的四段抽汽壓力下降，但小機高壓調門需在小機低壓調門開度大于80%后開啟，導致小機出力不夠。同時低負荷段汽泵的出口流量減少，小機最小流量保護動作導致再循環閥開啟，汽泵出口流量分流造成給水流量進一步降低。相關技術人員檢測發現伺服卡的故障原因是卡件上的芯片與底座接觸不良。事后采取了將各汽機閥門伺服卡件故障引至大屏報警和調整小機最小流量再循環門調節曲線等處理措施。本次故障認定為一類障礙。

2010年10月18日，某660 MW機組的西門子T3000 DEH系統1號主控制器死機后未能切換到備用控制器造成機組跳閘。廠家檢測后認為通訊接口的元件老化或操作頻繁造成了控制器的通訊接口硬件損壞。采取了適當縮小DEH控制器冗余切換試驗間隔周期的措施，目前系統運行正常。本次故障認定為一類障礙。

2010年12月15日，某300 MW機組因新華DCS系統A網絡通訊異常，冗余控制器自動重啟切換異常導致機組跳閘。檢查歷史數據發現交換機故障引起A網通訊時斷時通，頻繁連接和發送不成功，造成DPU多次重啟。通訊不穩定使重啟后的主從控制器組態拷貝未完成，主控制器組態數據丟失。DEH系統送FSS系統的3路汽機脫扣常閉信號由1變0，鍋爐MFT動作。停機后更換了A網和B網的網絡交換機，并完善系統故障記錄和報警，系統恢復正常。本次故障認定為一類障礙。

2010年6月24日，某1000 MW機組由于凝汽器真空低跳閘。熱工人員檢查發現由于DCS端子板上的繼電器故障，導致凝汽器真空破壞門誤開，真空低導致ETS系統保護動作。本次故障認定為一類障礙。

2.1.2 改進建議

（1）重視控制系統定期試驗檢查和記錄工作，特別是網絡冗余功能、冗余電源性能、控制器切換功能和卡件熱插拔功能等。完善故障報警，便于及時發現和確定系統故障原因。對存在的系統控制器、卡件或通訊報警應及時分析原因并處理，編制完善的控制系統故障應急處理預案。

（2）熱工繼電器故障可能造成設備異常，要對重要的保護繼電器開展定期檢查預試工作。

2.2 控制邏輯不完善

控制邏輯不完善故障導致設備一類障礙3次。

2.2.1 主要故障情況

2010年9月19日，由于220kV線路發生單相接地故障，某廠9號、10號機組DEH系統收到的發電機出口功率信號瞬間變化過快，變化速率超過0.6 MW/ms限值，PLU（功率-負荷不平衡回路）動作。汽機高中壓調節閥快關，9號機短時間維持較低負荷后因汽包水位低而MFT，程控逆功率保護動作；10號機直接逆功率保護動作而跳閘。事后暫時退出PLU回路保護，并在PLU動作條件中增加轉速大于3018 r/min或機組脫網條件，回路中增加相應的動作脈沖。本次故障認定為一類障礙。

2010年7月12日，某廠3號機組減負荷過程中停3C磨時3D磨一次風量大幅波動，受停3C磨、一次風量及一次風壓擾動影響，爐膛負壓在0.15～-0.45 kPa振蕩波動，撤出3B引風機單邊自動后，因爐膛壓力高高MFT。經分析發現存在以下問題：3D磨熱風調節擋板特性差，從而造成3D磨一次風量大幅波動；3號爐引風自動在低負荷階段調節品質抑擾能力差，造成爐膛壓力發散振蕩；3號爐在爐膛負壓發散振蕩，即調節品質惡化時，運行人員也未及時撤出負壓自動。事后修改控制策略，送風自動由原來控制空預器出口二次風壓力與爐膛負壓的差壓改為直接控制空預器出口二次風壓力，對引風自動品質按各負荷段重新調整。本次故障認定為一類障礙。

2.2.2 改進建議

認真開展檢修后的熱工自動控制品質試驗，優化控制邏輯，提高機組協調控制系統和各子系統對不同負荷段的適應性。針對不同機組的調節能力，要對功率-負荷不平衡回路（PLU）功能的可靠性作進一步研究。

2.3 現場設備故障

熱工現場設備故障共導致設備一類障礙5次，設備二類障礙3次。

2.3.1 主要故障情況

2010年6月27日，某廠燃機冷態開機過程中出現排氣熱電偶第24點開路，導致排氣分散度大保護動作，機組跳機。檢查發現排氣溫度熱電偶現場振動很大，長期運行后導致接觸點嚴重磨損而損壞開路，引起測量異常。停機后對熱電偶元件進行全面檢查更換，目前排氣溫度信號正常。本次故障認定為一類障礙。

2010年6月29日，某300 MW機組發電機程序保護動作跳閘，檢查發現勵磁變壓器（簡稱勵磁變）溫控器故障造成勵磁變溫度高高誤發。該溫控器安裝在現場勵磁變保護罩上，在夏季環境溫度較高情況下長期運行后出現了信號跳變。事后將勵磁變繞組溫度信號引至DCS系統實現保護功能，避免溫控器故障引起保護誤動。本次故障認定為一類障礙。

2010年8月24日，某燃機的汽機2號測速探頭故障和汽機控制器故障報警，汽機轉速柜第二測速探頭卡件顯示轉速為零，汽輪機跳閘的首出原因是S5-95F超速保護1動作。更換轉速信號的延伸電纜后再次出現保護動作引起汽輪機跳閘。更換2號測速探頭，并且拆除2號探頭的就地延伸電纜，并旁路3號轉速測量回路的通道自檢后，汽機沖轉并恢復運行。分析認為目前使用的BRAUN轉速探頭耐高溫性差，故障率較高，考慮更換汽機轉速探頭產品型號。本次故障認定為一類障礙。

2010年12月29日，某300 MW機組滿負荷運行，3個汽包水位信號中的A點從負超限跳至正超限；B點水位上升；C點水位呈下降趨勢，實際給水流量由1 001t/h下降至935t/h。隨后出現爐水泵差壓低觸發RB。由于爐水循環不良，3臺爐水泵相繼跳閘，機組MFT。事后檢查發現汽包水位C點高壓側冷凝筒后一次閥閥桿滲漏，A點汽包水位變送器的三閥組泄漏。雖然A、B點的冷凝筒獨立但使用同一測量筒，A點長時間泄漏后影響到B點，使得B點水位信號產生了上升趨勢。由于當時選擇了B點控制水位自動，給水流量下降后，造成實際汽包水位逐步降低。由于運行人員沒有參照就地水位計和電接點水位計進行監視，CRT畫面上汽包水位信號失真最終導致水位失控。目前已計劃將高溫高壓部位的差壓變送器與三閥組改用一體式結構，從3個獨立測量筒中分別接取汽包水位3個測點。本次故障認定為一類障礙。

2010年2月10日，某1000 MW機組因雷雨天氣發生機組跳閘。查閱DEH系統歷史記錄，實際并無汽機保護動作信號。為復現跳閘動作情況，進行了超速保護模擬試驗。在同組的2塊轉速卡上同時加3400 Hz的干擾信號，持續時間小于7.5 ms時，超速保護沒有動作；持續時間至9 ms時，超速保護動作，6塊DO卡件失電，DEH系統沒有超速保護動作記錄；干擾信號持續時間9～20 ms時，DEH系統超速保護動作記錄時有時無；干擾信號持續時間超過20 ms時，DEH系統超速保護動作記錄正常。說明雷擊時干擾信號持續9～20 ms時，將導致超速保護動作，而歷史數據中沒有超速保護記錄?，F場仔細檢查還發現一組轉速表的機架屏蔽端子內部未接地，導致實際轉速信號的電纜屏蔽層沒有接地。事后對DEH系統信號線和電源線屏蔽接地情況進行了整改，同時為了防止雷擊通過鍋爐鋼柱直接影響集控樓的二次接地網，斷開了與集控樓較近的鍋爐鋼柱與地網連接點。整改后系統恢復正常運行。本次故障認定為二類障礙。

2010年4月7日，某廠5號機組905 MW負荷運行時，5A給水泵出口電動門全開反饋失去，給水RB觸發動作后負荷降至530 MW。檢查發現5A給水泵出口電動門處于振動較大的區域，執行機構全開位置脫開導致反饋信號失去。為防止RB誤動，在汽泵RB邏輯中將“出口門不在開位”和“關到位信號”相與后作為給水泵出口電動門全關條件，并在檢修時增加汽泵出口門模擬量信號。本次故障認定為二類障礙。

2.3.2 改進建議

（1）2010年出現的汽機轉速探頭故障、電磁閥故障、行程開關誤動以及勵磁變壓器就地溫度控制器故障等，均為運行環境不符合要求造成的。因此需要重視現場控制設備的運行環境，日常巡檢中加強對熱工設備的溫/濕度環境和運行狀況檢查，盡早發現隱患。

（2）加強熱工信號電纜屏蔽接地的規范性。熱工控制系統接地良好是保證系統正常運行的基礎，系統接地不可靠可能造成系統抗干擾能力下降、信號測量不準、卡件燒毀甚至控制系統崩潰，需要引起足夠重視。建議在基建調試和系統改造階段重視對接地系統的檢查，在日常檢修維護時加強對DCS/TSI/DEH等重要系統信號電纜的屏蔽接地規范性檢查，避免雷擊或其他干擾信號進入系統導致保護誤動。對TSI系統的電源模塊需要設置故障報警信號，便于盡早發現系統電源故障。

2.4 維護不當

熱工檢修維護不當導致設備一類障礙3次。

2.4.1 主要故障情況

2010年8月25日，某廠2號機組在運行中出現鍋爐“重吹掃請求”條件引起MFT動作。檢查發現為了復位存在的 “全爐膛燃料喪失”首出信號，儀控按標準強制卡進行“吹掃完成”脈沖信號強制，觸發30 min后鍋爐“重吹掃請求”條件滿足。本次故障認定為一類障礙。

2010年11月29日，某600MW機組風量調整試驗時需要對實際風量進行修正，熱工人員在風量計算邏輯回路中增加一個系數模塊（該模塊輸出信號上限默認為100）。下裝程序執行時，實際風量計算值由400t/h突變為100t/h，導致送風防喘振回路限制作用，送風機指令減小，爐膛壓力低低動作。事件發生后，規定了運行中需下裝邏輯時，熱工人員必須有完整的方案措施。本次故障認定為一類障礙。

2010年11月21日，某300 MW機組A級檢修后運行中發生真空低保護動作跳閘。ETS保護屏上4個低真空壓力開關全部動作，而機組跳閘時實際真空-96.5 kPa，為正常值。檢查低真空保護試驗塊發現2只真空壓力表接頭均有松動現象，緊固后恢復正常。事后完善了ETS報警功能，要求日常巡檢中檢查ETS保護屏上ETS異常報警信號，在線試驗時儀控人員須到現場確認各試驗電磁閥、壓力開關和就地指示表是否正常。本次故障認定為一類障礙。

2.4.2 改進建議

（1）上述機組異常事件暴露出在工作流程中存在的疏漏，以及工作人員安全意識不強、熱工邏輯修改以及信號強制的流程管理不嚴密等問題。因此必須加強熱工技術管理，在制度上加以完善，嚴格按要求執行，修訂完善熱工巡檢制度、邏輯修改信號強制管理制度和熱工工作標準化作業卡。

（2）及時檢查、處理壓力變送器及流量變送器信號的熱工取樣管路或取樣閥門泄漏點，避免由于測量信號失準造成保護誤動或控制失靈。完善機組熱工啟動檢查和日常巡檢內容，將就地主、重要信號取樣管路檢查列入必查項目。重視現場設備檢修和控制邏輯修改內容的檢查確認以及對系統報警信息的分析，盡早發現并消除熱工控制系統故障隱患。

3 結語

近年來浙江省發電廠熱工專業開展了單點保護信號梳理、保護信號取信方式配置、保護聯鎖信號定值和延時時間的設置等反事故措施的落實，大大提高了熱控系統可靠性。本文對2010年發生的熱控系統考核故障進行分析，梳理了熱工控制系統軟（硬）件、現場設備、控制邏輯和檢修維護管理中存在的影響熱控系統可靠性的因素，提出應加強熱工控制系統設備檢查和檢修運行維護的精細化管理，完善熱工控制邏輯和重要熱工控制設備故障緊急處理預案，以進一步提高熱控系統的可靠性和可維護性。

[1]電力行業熱工自動化技術委員會.火電廠熱控系統可靠性配置事故預控[M].北京：中國電力出版社，2010.

[2]朱北恒，孫長生，丁俊宏.2009年浙江火電機組熱工保護系統可靠性改進[J].浙江電力，2010，29（10）∶53-56.