600 MW熱控系統故障原因分析與預控措施

樊健剛，章衛軍，葉國滿，張 鵬，丁俊宏

（1.浙能樂清發電有限責任公司，浙江 樂清 325609；2.浙江省電力試驗研究院，杭州 310014）

熱控系統作為火力發電機組控制的神經中樞，其任何一個環節出現問題，都會導致系統部分功能失效或引發系統故障、機組跳閘甚至損壞主設備。通過對樂清發電廠600 MW機組因熱控原因引起的機組故障的統計分析，從熱控系統硬/軟件的質量和控制邏輯的完善性，保護信號的取信方式和配置的合理性等方面，提出了減少熱控系統故障的措施。

1 熱控系統硬件故障及原因分析

1.1 模件和機籠故障

某日00：14，1號機組負荷603 MW，機組協調投入，發現超速保護控制（OPC）模件故障動作發信，00：15高加汽水側均自動撤出，操作員站畫面上信號時好時壞，機組負荷最高至637 MW，00：18機組協調撤出，轉為汽機跟隨方式運行，00：20汽水分離器出口溫度高，機組主燃料跳閘（MFT）動作。經分析，故障原因是模件和機籠故障，引起PCU13的M3所有子模件地址混亂，1號高加水位高三值連續跳變，高加保護動作自動撤出；同時0NIS模件CPU故障，造成整個通信網絡中斷。

1.2 小機低調門模件故障

某日07：25，1號機組處于協調控制狀態，A，B給水泵汽輪機（簡稱小機）轉速控制均為遙控方式，A小機轉速4 945 r/min，A低調門開度42.7%，機組負荷436 MW，給水流量1 279 t/h。07：26 A小機跳閘，首出信號為出口流量低。機組給水泵快速減負荷（RB）動作，負荷降至308 MW，給水流量降至888 t/h。故障原因是A小機低調門HSS03模件出現故障，故障代碼是HSS03的N+8（ABB手冊說明為硬件致命錯誤），故障現象是模件指示燈亮，低調門快速關斷，反饋成虛線，出現壞質量信號，導致出口流量低低，A小機跳閘，機組給水泵RB動作。

1.3 控制器冗余切換不成功

某日機組處于協調運行方式，數字電液控制系統（DEH）為限壓控制方式，遙控投入。機組實際負荷451 MW運行正常。14：47機組跳閘，大屏報警顯示汽機跳閘。DEH畫面1號核心柜數據基本中斷，顯示為紅底壞點，歷史曲線呈虛線顯示，2號站數據正常。DEH安全性模件顯示故障。運行人員無法操作1號核心柜所屬控制設備。經故障查找，發現DEH 1號核心柜主控單元PG414主模件故障，PG414從模件在停止狀態。主PG414故障燈均在閃爍，包括INTF和EXTF（CPU內、外部故障）、BUS1F和BUS2F（總線1，2故障）、IMF1F和2F（接口模塊 1，2故障）、REDF（CPU 冗余故障）。因此判斷故障原因是DEH 1號核心柜PG414主模件故障，冗余切換從模件未成功，導致fail safe模件通信故障。由于主模件邏輯運算停止，安全故障型模件的輸出由1變為0，汽機各個閥門的跳閘電磁閥信號失電，閥門油動機高壓控制油直接回油，閥門關閉。同時安全故障型模件發出DEH至MFT信號。

1.4 伺服模件故障

某日1：30：30，2號機組遠控撤出，負荷減至290 MW后穩定，主給水流量穩定在820 t/h左右。1：33：10，2號機組負荷突然從290 MW開始下跌至193 MW，供2臺汽泵的四抽壓力從0.42 MPa下跌至0.3 MPa。主給水流量從820 t/h持續下降。1：33：43，主給水流量持續下降至低低流量保護動作值，鍋爐MFT，汽機跳閘。經查找分析，故障原因是伺服模件故障，廠家對該故障伺服模件硬件檢測，發現為模件的XU14芯片與安裝座沒有完全接觸所致。

以上案例表明，影響DCS系統硬件正常工作的重要因素是產品的設計及工藝。如果所提供的硬件在設計及工藝上存在缺陷，則很難保證其應用的可靠性。

2 熱控系統邏輯不完善

某日，4號機組減負荷至340 MW進行A一次風機動葉檢修。檢修完畢后11：49集控遠方全行程操作A一次風機動葉正常。11：57運行人員投入B一次風機動葉自動，B一次風機動葉指令下滑，立即撤出B一次風機動葉自動，此時動葉開度已經降至50%以下，一次風壓急跌而MFT，首出信號為爐膛壓力低低。經查找分析，故障原因是B一次風機投入自動時，A一次風機動葉在全開位置，從而影響投入自動的B一次風機動葉指令，導致B一次風機動葉快速關至50%以下。此外因一次風機自動控制回路中采用總PID進行控制，PID輸出指令經偏置計算回路分配至2臺風機動葉，為防止單側一次風機檢修過程中，操作檢修側風機動葉影響運行側風機動葉的自動控制，原邏輯中保證在風機停運時將停運側風機動葉指令切為0，再進入動葉指令的偏置計算回路，以實現運行側風機動葉自動指令不受停運側風機動葉指令影響。但本次事故過程中，因一次風機A未送電，使A一次風機停運信號未能收到，回路仍選擇A動葉指令作為輸出進入偏置計算回路，在B風機動葉投入自動后，受A指令影響迅速關至50%以下，引起風壓急跌，最終導致機組MFT。

現場設備故障導致機組跳閘事件，涉及設備質量、安裝位置、運行環境等因素，往往還與單點信號有關。如某日00：11，3號機自動發電控制（AGC）模式，負荷450 MW，3號機模擬量自動調節系統（MCS）畫面機組負荷跳變（最低至350 MW），MCS畫面上汽泵RB觸發，AGC、協調退出，汽機退至初壓方式，汽機、鍋爐處于跟隨方式，負荷下滑，大屏RB未報警，磨煤機未跳閘、小機運行正常。00：27運行人員手動復歸RB信號，機組負荷繼續下滑，后將鍋爐主控撤至手動方式，手動加煤量將機組負荷穩定在350 MW。同時儀控人員檢查發現畫面RB報警是因B汽泵出口電動門開反饋信號跳變引起，強制后汽機控制投回限壓方式，鍋爐主控自動投入，機組恢復協調方式。經查找分析，故障原因為電動門為經濟型SIPOS電動頭易產生故障；邏輯設計組態不完善，單點保護可靠性低，當汽泵出口電動門開反饋丟失即導致汽泵運行狀態丟失。

3 安裝檢修維護不當

3.1 高溫燙傷電纜引起機組跳閘

某日4號機組跳閘前處于協調方式運行，負荷451.6 MW。19：14，機組MFT，首出信號為再熱器保護喪失。經檢查，原因是B中壓主汽門閥位反饋信號電纜未按設計要求敷設耐高溫電纜且敷設的走向不合理，電纜保護管從中主門上經過且直接貼在保溫金屬護板上，由于保溫施工不規范，中主門閥體上部保溫不嚴密，閥體輻射熱量直接傳遞至電纜保護管，現場實測電纜保護管溫度達到100℃以上，使電纜被高溫燙傷短路，造成電源開關跳開，A，B中壓主汽門開啟信號同時失去，導致“汽機低壓旁路關閉且A，B中壓主汽門開啟信號失去”信號條件觸發保護動作。局部更換B中主門的3根電纜為耐高溫電纜；并調整電纜走向以避開高溫部位。A，B中主門閥位模擬量反饋供電電源24 V DC電源開關各自單獨設置。經試驗系統恢復正常后，機組于次日05：57并網。

3.2 壓力開關接線柱掛水引起機組減負荷

某日00：18，A空預器跳閘，RB動作，負荷由510 MW下降至330 MW，一次調頻及遠控均退出，但A一次風機未聯跳，手動停A一次風機，檢查其他RB動作結果均正確，首出信號為A空預器齒輪油壓低，查就地A空預器齒輪油油壓為0.05 MPa，故障原因是壓力開關防水性能差，受雷雨天氣影響接線柱掛水短接，導致A空預器因齒輪油壓力低保護動作而跳閘。而A一次風機未聯跳原因是由于聯跳回路采用的是空預器就地跳閘信號，原設計邏輯不夠完善。

4 提高熱控系統可靠性的預控措施

4.1 電纜及現場設備的防護

由于發電廠的特殊性，有部分電纜仍不可避免工作在高溫、潮濕、粉塵等惡劣環境下，時間一長，其絕緣就會由于老化而降低，有的甚至因高溫燙傷直接短路，而導致保護發生誤動。

（1）從管理和檢修方面著手，全面排查全廠高溫處電纜及保護管，在設備臺賬清冊上列出工作在高溫、潮濕等惡劣環境下的電纜，長期運行在高溫區域（超過60℃）的電纜（汽輪機調節閥、主汽閥關閉信號、火焰檢測器等）和補償導線（機側主蒸汽溫度、汽缸或過熱器壁溫）等，均應使用耐高溫特種電纜，并盡量避開高溫區域敷設。

（2）涉及主保護動作信號條件的設備，均應分電源、分電纜、分模件設計和安裝。

（3）將減少現場設備故障引起的保護系統誤動作為熱控研究的重點對象。除做好設備和電纜的防水措施、全面檢查電纜屏蔽層連接的連續性與單點接地的可靠性外，機組檢修計劃中應列入電源及重要保護電纜的絕緣檢測項目，記錄其絕緣電阻并和以前所測的絕緣電阻進行比較，若發現電纜的絕緣電阻有較大的變化，則應立即查明原因并及時更換。

4.2 控制邏輯完善

（1）為避免未送電情況下一次風機停運信號無法接收，導致邏輯無法正確切換，對一次風機運行信號邏輯進行完善。當收到一次風機運行信號時，選擇風機動葉指令進入動葉偏置計算回路；當一次風機運行信號為0時，選擇0作為風機動葉指令進入動葉偏置計算回路。當一次風機未送電情況下，因風機運行信號為0，可保證此回路正常作用，邏輯見圖1。

圖1 修改后的一次風機運行信號控制邏輯

（2）搭建控制仿真系統，模擬重要模塊死機對系統的影響程度，做好事故預想。

（3）對單點保護信號集中清理，在停機檢修時增裝壓力變送器或壓力開關，減少單點保護信號的存在，以防止單點保護誤動。

（4）為減少單點信號誤動，有的機組保護信號改為三選二，有的增加證實信號改為二選二。但如果系統或裝置內部軟件設置不當和維護不及時，同樣會導致保護誤動。

（5）將重要保護信號越限消失后的復歸設置為自動，并在大屏上設置信號牌，用于次重要類保護信號的共用報警。

4.3 技術管理

（1）完成《熱控系統故障應急導則》編寫，機組檢修中進行認真驗證和完善，并定期反事故學習，提高運行、維護人員在熱控系統故障時的應急處理能力，消除熱控系統故障時因人員操作處理不當而導致故障范圍擴大的隱患。

（2）應對熱控系統積極開展仔細自查，全面分析系統軟硬件回路中任一可能導致主保護誤動、拒動的因素，檢查設計、組態、安裝、接線、保險、屏蔽、接地、報警等是否完善，同時在生產過程中將系統的各種異常情況進行詳細記錄，以便匯總分析，提前發現不符合要求的控制邏輯、回路并進行優化，以保證熱工自動控制、保護、聯動的可靠性，保證機組的安全運行。

（3）更多地開展專業人員間的學習、交流，更深入地了解熱控系統硬/軟件性能和設置，收集其他發電廠案例和經驗，核查和統計采用單點信號作為熱控保護聯鎖的現狀，專題梳理、研究、評估控制邏輯的可靠性，聯合相關專業人員一起分析探討優化措施。

（4）避免因人為因素引起的保護誤動，如人員走錯間隔、看錯端子排接線、錯誤或遺漏強制信號、萬用表使用不當、沒有嚴格執行“兩票三制”等。應加強人員素質培訓，嚴格按規程要求進行熱控系統的檢修運行維護，提高檢修運行維護質量，尤其是完善并嚴格執行熱控保護定值及邏輯修改制度、聯鎖投撤制度，并實行監護制，以減少在運行、檢修、維護中人為原因引起的熱控自動化系統故障。

5 結語

為保證熱工自動化設備和系統的安全可靠運行，可靠的設備與控制邏輯是先決條件，正確的檢修和維護是基礎，有效的技術管理是保證[1]。只有對熱控系統設備和檢修運行維護進行全過程管理，盡早發現缺陷和處理，并確保熱控系統在各種故障下的處理措施具體且切實可行，才能在提高熱控系統可靠性方面卓有成效。

[1]孫長生.提高熱控系統可靠性技術研究[J].中國電力，2009，42（2）：56-59.

[2]朱北恒.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（8）：56-58.