幾起電站自控事故的原因分析及預防

牛亞軍 高馳 孟旭波

摘要

電站自控系統的可靠安全運行，對保證發電機組的安全穩定運行有重要意義，由于控制系統邏輯不完善，保護拒動、誤動，熱工元器件老化、操作人員技術水平等諸多原因引起的機組跳閘事故時有發生，對火電機組的安全、可靠、經濟運行及電網的穩定造成威脅。本文列舉了一些熱控案例并對其分析，提出改進預防措施。

【關鍵詞】熱控事故 原因分析 預防措施 重要性

近年來，隨著火電站機組容量的上升，工業自動控制技術的發展，國家對企業環保工作要求提高使得火電廠外圍輔助系統增多，電廠自動控制系統涵蓋范圍也相應擴大，系統復雜性和故障的離散性增加。由于控制系統拒動、誤動、熱工元器件老化、操作人員技術水平等諸多原因引起的機組跳閘事故時有發生。

1 資料

根據相關統計資料，2016年全國上報的機組非停事件中，因熱控原因導致的共有123例。其中控制系統故障37例，熱工檢測執行系統故障26例，電源故障13例，人為不當操作25例，線纜傳輸介質故障22例，如圖1所示。

2 案例

本文列舉幾例近年發生的熱控事故案例，通過對案例介紹和原因分析，提出一些事故預防方案。

2.1 邏輯不合理造成機組跳閘

事件發生時工況：機組負荷430MW，主汽壓20.2MPa，主汽溫563℃，B、C、D、E、F磨煤機及A汽泵、電泵運行。

2.1.1 事件發生、擴大及處理情況

17：35機組跳閘，首出“全燃料中斷”，鍋爐MFT動作，汽機跳閘，發電機跳閘；迅速派人就地檢查，發現鍋爐8B MCC段負荷#8B—次風機油箱電加熱開關短路著火，#8B鍋爐變跳閘，鍋爐8B PC段與鍋爐8B MCC段母線失電；鍋爐通風吹掃，悶爐；汽機轉速到零投入盤車。電氣采取拉開故障負荷其所在鍋爐8B MCC電源，隔離故障點，對鍋爐8B PC段母線測絕緣合格后，恢復送電。另外，熱控將給煤機出口電動閥開反饋信號消失，DCS系統無延時跳給煤機改為延時3秒跳給煤機。

2.1.2 事件原因及擴大原因分析

（1）直接原因分析：#8B—次風機油箱電加熱開關短路著火，導致8BMCC段進線電源開關和鍋爐8B PC段進線電源開關速斷保護動作跳閘，使#8爐電動閥配電柜瞬時失電，導致運行5臺給煤機出口電動門失電，運行給煤機全部跳閘，發出鍋爐全燃料中斷，鍋爐MFT動作，機組跳閘。

（2）根本原因分析：l.#8B—次風機油箱電加熱器開關故障，導致所在鍋爐8BMCC段進線電源開關跳閘，同時越級跳閘，使#8爐8B PC段母線失電，造成#8爐電動閥配電柜失電。2.#8爐電動閥配電柜失電，雖有雙電源切換裝置，但雙電源切換時間約0.6秒，造成#8爐電動閥配電柜母線在很短的時間內無電壓，#8爐電動閥配電柜上給煤機出口電動門電源短時失電，給煤機出口電動門開反饋信號消失，導致DCS邏輯判斷認為給煤機出口電動門關閉（實際此電動門并末關閉），觸發給煤機跳閘，MFT動作。

2.1.3 預防措施

在給煤機跳間觸發全燃料中斷邏輯中，增加延時1s觸發鍋爐MFT動作，機組跳閘。

2.2 全燃料喪失鍋爐MFT

2.2.1 事件發生時工況

機組負荷500MW，主汽溫576℃，再熱汽溫583℃，總燃料量183t/h，給水量1350t/h。C、D、E、F磨運行，2臺汽泵運行，2A汽泵切至輔汽供汽，2B汽泵為四抽供汽，輔汽站為1號機供汽。冷再備用，輔汽供除氧器加熱投入，輔汽壓力0.83MPa。#2機準備做50%甩負荷試驗，根據試驗要求將#2機6kV廠用電全部倒至高備變接帶，高廠變處于備用狀態，廠用6kV電壓6.2kV，廠用鍋爐PC2A段384V、2B段381V。

2.2.2 事件發生、擴大及處理情況：

0：02根據調試試驗要求運行啟動電泵時，#2爐MFT，汽機聯跳，發電機程序逆功率跳閘。MFT首出：燃料全失。立即匯報領導，通知相關人員到場。熱控檢查鍋爐燃料失去是因為給煤機信號異常。查6kV 2Al、2B1段母線電壓在電泵啟動瞬間分別降至5.2kV左右，鍋爐PC2A段母線電壓降至約320V，給煤機MCC2A、2B段雙電源自動切換裝置中均將電源Ⅰ（爐PC2A段來）設為工作電源，電源Ⅱ（爐PC2B段來）設為備用電源，所以給煤機MCC2A、2B段均是運行在爐PC1A段，兩段MCC電壓均低至約320V，分析可能會造成給煤機PLC和變頻器工作不正常或給煤機接觸器脫扣，致使鍋爐發燃料全失信號。查6kV0A段電流錄波波形，電泵啟動電流約2000A即不到3倍額定電流（電機堵轉保護啟動電流為6Ie，Ie=930A），由于6kV2Al、2B1段母線切至高備變同接在0A分支，因電泵啟動電流沖擊造成電壓同時下降至約5.2kV；另外兩段6kV 2A2、2B2段接在0B分支，母線電壓下降至約6kV。

0：25MFT復位后，再次啟動電泵，6kV 2A1、2B1、2A2、2B2段母線電壓均下降至約5.8kV，沒有對系統造成影響。

1：54#2機并網運行正常。

2.2.3 事件原因及擴大原因分析

直接原因分析：鍋爐燃料全失去，造成#2爐MFT。

根本原因分析：啟動#2機電泵時，造成2D、2E、2F給煤機變頻器低電壓保護動作停止工作，鍋爐燃料全失去條件滿足，導致MFT動作。

2.2.4 增加裝置

對給煤機控制系統增加可靠的低電壓穿越裝置，預防此類事故。

2.3 CCS調整不當使過、再汽溫低

2.3.1 事件發生時工況

機組AGC投入，CCS方式，機組負荷789MW。中調負荷指令在790-830MW擺動，實際負荷跟隨。主、再熱汽溫自動控制方式，主汽溫在586-599℃擺動，再熱汽溫在586-602℃擺動。主/再熱汽壓22.7/4.3MPa，真空_96KPa，B、C、D、E、F磨組運行，煤質為印尼煤，A、B汽泵運行。主汽壓力22.7MPa，主汽溫度568℃，再熱汽溫度586℃，給水量2273t/h，煤量292t/h，風量2609t/h，氧量4.35%。減溫水切手動全關。

2.3.2 事件的發生、擴大及處理情況

10：03AGC投入，CCS方式，機組負荷785MW，主汽壓力22.7MPa，主汽溫度555℃，再熱汽溫度583℃，給水量2323t/h，煤量275t/h，BID指令837MW，風量2495t/h，氧量4.07%。主控畫面“風量限制煤量”發出，主汽溫度仍有下滑趨勢，BID有上升趨勢，運行人員聯系生產部熱控人員檢查，手動增加風量偏置，繼續觀察。10：07機組負荷785MW，主汽壓力21.4MPa，主汽溫度515℃，再熱汽溫度570℃，給水量2405t/h，煤量276t/h，BID指令886MW，風量2576t/h，氧量4.07%。主汽溫度繼續有下滑趨勢，BID仍有上升趨勢。協調自動控制模式下不能將工況調回，主值匯報值長后，退出AGC，退出CCS方式，爐切BI，機組切限壓模式，功率設定820MW。燃料手動模式下漸漸加煤量至325t/h，減BID至779MW，給水量對應值為2287t/h。10：14主汽溫度下滑最低至469℃，再熱汽溫最低至555℃，主汽壓力20.9MPa，再熱汽壓力4.6MPa。主值手動減DEH負荷設定值，主汽溫度開始回升。10：36主機調門全開，機組負荷最低降至745MW，主汽壓力最低18.8MPa，再熱汽壓力最低4.2MPa。負荷和汽壓開始回升。根據汽溫汽壓增長趨勢主值提前手動減總煤量，漸加BID指令增給水，增加DEH功率設定值。11：00主汽溫度566℃，再熱汽溫595℃，機組負荷810MW，調門開度關至35%，主汽壓力恢復至24.2MPa，接近機組目標值，投入CCS。

2.3.3 事件原因及擴大原因分析

直接原因分析：CCS調節品質差，自動調整不當使過、再汽溫低。

根本原因分析：

（1）煤質變化較大，可燃成份比例的改變可能會引起所需氧氣量變化而引起爐過氧系數的波動，從而在協調邏輯中觸動了氧量過減總風量，風量又限制了煤量。

（2）氧量測點不準。9：57至9：59，負荷和煤量基本沒變的情況下，鍋爐氧量由4.05%升至4.37%。小幅度的變化邏輯認為氧量過剩，而氧量指令輸出最低限為0.8（邏輯設定偏低，現熱工修改為0.9），指令即以最低限0.8發出，致使風量減少140t/h，出現風限煤條件。

（3）邏輯中BTU修正速度慢。當日煤質的發熱量低而且變化較大，BTU修正不及時可能會造成邏輯中煤量（實際煤量乘BTU）值虛高于實際給煤量，誤被風量限制。

（4）風限制煤的范圍太窄，而煤限制水的范圍太寬。造成風限煤發出時，煤限水卻沒有起作用，水還在隨著BID指令不斷加，致使煤水比偏離。

（5）機組經過重新下裝邏輯，一些回路PID調節特性可能發生變化。

（6）在發現異常后，熱工人員檢查過程中，在CCS模式下處理觀察7分鐘，切手動干預偏遲。

3 結語

在電力工業發展進入大電網、大機組和高度自動化以及電力生產企業面臨安全考核風險增加和市場競爭環境加劇的今天，進一步深化熱控專業管理，完善熱控系統配置，提高熱控系統設備運行可靠性對機組運行的安全、經濟性，及對電網的安全穩定運行都有重要意義。

（注：本文3位作者均從事發電站技術管理工作）

參考文獻

[1]高原.談火電廠熱控技術的更新與發展[M].中國電力出版社，2007.

[2]白小勇.火電廠熱控保護工作的重要性[J].電力技術，2011.

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