2010年浙江省火電廠熱控系統(tǒng)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(yàn)研究院，杭州 310014）

隨著發(fā)電機(jī)組裝機(jī)容量的不斷增加，以及熱控系統(tǒng)監(jiān)控功能的不斷增強(qiáng)和范圍的迅速擴(kuò)大，熱工自動化系統(tǒng)的可靠性已成為影響機(jī)組安全經(jīng)濟(jì)運(yùn)行的重要因素。做好熱控系統(tǒng)故障分析，不但可以發(fā)現(xiàn)熱控系統(tǒng)的薄弱環(huán)節(jié)和潛在的危險點(diǎn)，以便有針對性地制定可靠性預(yù)防措施，減少因熱控系統(tǒng)引起的機(jī)組非計(jì)劃停運(yùn)次數(shù)，也是提高設(shè)備健康壽命、降能減耗工作中的重要環(huán)節(jié)。

本文通過對2010年浙江省技術(shù)監(jiān)督網(wǎng)屬電廠的機(jī)組因熱控原因引起機(jī)組二類及以上設(shè)備障礙現(xiàn)象及原因的統(tǒng)計(jì)分析，提出了減少熱控系統(tǒng)故障的改進(jìn)建議，供各電廠檢修維護(hù)時參考。

1 考核故障統(tǒng)計(jì)分析

據(jù)熱工技術(shù)監(jiān)督統(tǒng)計(jì)，2010年浙江省技術(shù)監(jiān)督網(wǎng)屬火電廠機(jī)組共發(fā)生因熱控原因引起的一類障礙17次，二類障礙7次。2010年運(yùn)行機(jī)組實(shí)際發(fā)生的熱工設(shè)備一類障礙為0.20次/臺機(jī)組，二類及以上障礙為0.29次/臺機(jī)組。故障歸類統(tǒng)計(jì)如圖1所示。

圖1 故障主要原因歸類統(tǒng)計(jì)

2010年考核為熱控專業(yè)原因的二類以上障礙中，因控制系統(tǒng)軟（硬）件故障引起的占24%，因現(xiàn)場熱工設(shè)備故障引起的占43%，因檢修維護(hù)不當(dāng)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(jié)合電廠信息反饋和現(xiàn)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(jìn)行歸納分析。

2 典型故障現(xiàn)象及原因分析

2.1 控制系統(tǒng)軟（硬）件故障

控制系統(tǒng)軟（硬）件故障導(dǎo)致設(shè)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(jī)組由于DEH系統(tǒng)的DI點(diǎn)ETS01FA057_DEH由0變1（信號由ETS系統(tǒng)DO發(fā)出），造成機(jī)組跳閘。檢查發(fā)現(xiàn)，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(xiàn)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(rèn)定為一類障礙。

2010年6月17日，某600MW機(jī)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(jī)械偏置作用下關(guān)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(guān)閉后抽汽量減少，至小機(jī)的四段抽汽壓力下降，但小機(jī)高壓調(diào)門需在小機(jī)低壓調(diào)門開度大于80%后開啟，導(dǎo)致小機(jī)出力不夠。同時低負(fù)荷段汽泵的出口流量減少，小機(jī)最小流量保護(hù)動作導(dǎo)致再循環(huán)閥開啟，汽泵出口流量分流造成給水流量進(jìn)一步降低。相關(guān)技術(shù)人員檢測發(fā)現(xiàn)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(jī)閥門伺服卡件故障引至大屏報警和調(diào)整小機(jī)最小流量再循環(huán)門調(diào)節(jié)曲線等處理措施。本次故障認(rèn)定為一類障礙。

2010年10月18日，某660 MW機(jī)組的西門子T3000 DEH系統(tǒng)1號主控制器死機(jī)后未能切換到備用控制器造成機(jī)組跳閘。廠家檢測后認(rèn)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(dāng)縮小DEH控制器冗余切換試驗(yàn)間隔周期的措施，目前系統(tǒng)運(yùn)行正常。本次故障認(rèn)定為一類障礙。

2010年12月15日，某300 MW機(jī)組因新華DCS系統(tǒng)A網(wǎng)絡(luò)通訊異常，冗余控制器自動重啟切換異常導(dǎo)致機(jī)組跳閘。檢查歷史數(shù)據(jù)發(fā)現(xiàn)交換機(jī)故障引起A網(wǎng)通訊時斷時通，頻繁連接和發(fā)送不成功，造成DPU多次重啟。通訊不穩(wěn)定使重啟后的主從控制器組態(tài)拷貝未完成，主控制器組態(tài)數(shù)據(jù)丟失。DEH系統(tǒng)送FSS系統(tǒng)的3路汽機(jī)脫扣常閉信號由1變0，鍋爐MFT動作。停機(jī)后更換了A網(wǎng)和B網(wǎng)的網(wǎng)絡(luò)交換機(jī)，并完善系統(tǒng)故障記錄和報警，系統(tǒng)恢復(fù)正常。本次故障認(rèn)定為一類障礙。

2010年6月24日，某1000 MW機(jī)組由于凝汽器真空低跳閘。熱工人員檢查發(fā)現(xiàn)由于DCS端子板上的繼電器故障，導(dǎo)致凝汽器真空破壞門誤開，真空低導(dǎo)致ETS系統(tǒng)保護(hù)動作。本次故障認(rèn)定為一類障礙。

2.1.2 改進(jìn)建議

（1）重視控制系統(tǒng)定期試驗(yàn)檢查和記錄工作，特別是網(wǎng)絡(luò)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(fā)現(xiàn)和確定系統(tǒng)故障原因。對存在的系統(tǒng)控制器、卡件或通訊報警應(yīng)及時分析原因并處理，編制完善的控制系統(tǒng)故障應(yīng)急處理預(yù)案。

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

2.2 控制邏輯不完善

控制邏輯不完善故障導(dǎo)致設(shè)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(fā)生單相接地故障，某廠9號、10號機(jī)組DEH系統(tǒng)收到的發(fā)電機(jī)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(fù)荷不平衡回路）動作。汽機(jī)高中壓調(diào)節(jié)閥快關(guān)，9號機(jī)短時間維持較低負(fù)荷后因汽包水位低而MFT，程控逆功率保護(hù)動作；10號機(jī)直接逆功率保護(hù)動作而跳閘。事后暫時退出PLU回路保護(hù)，并在PLU動作條件中增加轉(zhuǎn)速大于3018 r/min或機(jī)組脫網(wǎng)條件，回路中增加相應(yīng)的動作脈沖。本次故障認(rèn)定為一類障礙。

2010年7月12日，某廠3號機(jī)組減負(fù)荷過程中停3C磨時3D磨一次風(fēng)量大幅波動，受停3C磨、一次風(fēng)量及一次風(fēng)壓擾動影響，爐膛負(fù)壓在0.15～-0.45 kPa振蕩波動，撤出3B引風(fēng)機(jī)單邊自動后，因爐膛壓力高高M(jìn)FT。經(jīng)分析發(fā)現(xiàn)存在以下問題：3D磨熱風(fēng)調(diào)節(jié)擋板特性差，從而造成3D磨一次風(fēng)量大幅波動；3號爐引風(fēng)自動在低負(fù)荷階段調(diào)節(jié)品質(zhì)抑?jǐn)_能力差，造成爐膛壓力發(fā)散振蕩；3號爐在爐膛負(fù)壓發(fā)散振蕩，即調(diào)節(jié)品質(zhì)惡化時，運(yùn)行人員也未及時撤出負(fù)壓自動。事后修改控制策略，送風(fēng)自動由原來控制空預(yù)器出口二次風(fēng)壓力與爐膛負(fù)壓的差壓改為直接控制空預(yù)器出口二次風(fēng)壓力，對引風(fēng)自動品質(zhì)按各負(fù)荷段重新調(diào)整。本次故障認(rèn)定為一類障礙。

2.2.2 改進(jìn)建議

認(rèn)真開展檢修后的熱工自動控制品質(zhì)試驗(yàn)，優(yōu)化控制邏輯，提高機(jī)組協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)和各子系統(tǒng)對不同負(fù)荷段的適應(yīng)性。針對不同機(jī)組的調(diào)節(jié)能力，要對功率-負(fù)荷不平衡回路（PLU）功能的可靠性作進(jìn)一步研究。

2.3 現(xiàn)場設(shè)備故障

熱工現(xiàn)場設(shè)備故障共導(dǎo)致設(shè)備一類障礙5次，設(shè)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(jī)冷態(tài)開機(jī)過程中出現(xiàn)排氣熱電偶第24點(diǎn)開路，導(dǎo)致排氣分散度大保護(hù)動作，機(jī)組跳機(jī)。檢查發(fā)現(xiàn)排氣溫度熱電偶現(xiàn)場振動很大，長期運(yùn)行后導(dǎo)致接觸點(diǎn)嚴(yán)重磨損而損壞開路，引起測量異常。停機(jī)后對熱電偶元件進(jìn)行全面檢查更換，目前排氣溫度信號正常。本次故障認(rèn)定為一類障礙。

2010年6月29日，某300 MW機(jī)組發(fā)電機(jī)程序保護(hù)動作跳閘，檢查發(fā)現(xiàn)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(fā)。該溫控器安裝在現(xiàn)場勵磁變保護(hù)罩上，在夏季環(huán)境溫度較高情況下長期運(yùn)行后出現(xiàn)了信號跳變。事后將勵磁變繞組溫度信號引至DCS系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)保護(hù)功能，避免溫控器故障引起保護(hù)誤動。本次故障認(rèn)定為一類障礙。

2010年8月24日，某燃機(jī)的汽機(jī)2號測速探頭故障和汽機(jī)控制器故障報警，汽機(jī)轉(zhuǎn)速柜第二測速探頭卡件顯示轉(zhuǎn)速為零，汽輪機(jī)跳閘的首出原因是S5-95F超速保護(hù)1動作。更換轉(zhuǎn)速信號的延伸電纜后再次出現(xiàn)保護(hù)動作引起汽輪機(jī)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(zhuǎn)速測量回路的通道自檢后，汽機(jī)沖轉(zhuǎn)并恢復(fù)運(yùn)行。分析認(rèn)為目前使用的BRAUN轉(zhuǎn)速探頭耐高溫性差，故障率較高，考慮更換汽機(jī)轉(zhuǎn)速探頭產(chǎn)品型號。本次故障認(rèn)定為一類障礙。

2010年12月29日，某300 MW機(jī)組滿負(fù)荷運(yùn)行，3個汽包水位信號中的A點(diǎn)從負(fù)超限跳至正超限；B點(diǎn)水位上升；C點(diǎn)水位呈下降趨勢，實(shí)際給水流量由1 001t/h下降至935t/h。隨后出現(xiàn)爐水泵差壓低觸發(fā)RB。由于爐水循環(huán)不良，3臺爐水泵相繼跳閘，機(jī)組MFT。事后檢查發(fā)現(xiàn)汽包水位C點(diǎn)高壓側(cè)冷凝筒后一次閥閥桿滲漏，A點(diǎn)汽包水位變送器的三閥組泄漏。雖然A、B點(diǎn)的冷凝筒獨(dú)立但使用同一測量筒，A點(diǎn)長時間泄漏后影響到B點(diǎn)，使得B點(diǎn)水位信號產(chǎn)生了上升趨勢。由于當(dāng)時選擇了B點(diǎn)控制水位自動，給水流量下降后，造成實(shí)際汽包水位逐步降低。由于運(yùn)行人員沒有參照就地水位計(jì)和電接點(diǎn)水位計(jì)進(jìn)行監(jiān)視，CRT畫面上汽包水位信號失真最終導(dǎo)致水位失控。目前已計(jì)劃將高溫高壓部位的差壓變送器與三閥組改用一體式結(jié)構(gòu)，從3個獨(dú)立測量筒中分別接取汽包水位3個測點(diǎn)。本次故障認(rèn)定為一類障礙。

2010年2月10日，某1000 MW機(jī)組因雷雨天氣發(fā)生機(jī)組跳閘。查閱DEH系統(tǒng)歷史記錄，實(shí)際并無汽機(jī)保護(hù)動作信號。為復(fù)現(xiàn)跳閘動作情況，進(jìn)行了超速保護(hù)模擬試驗(yàn)。在同組的2塊轉(zhuǎn)速卡上同時加3400 Hz的干擾信號，持續(xù)時間小于7.5 ms時，超速保護(hù)沒有動作；持續(xù)時間至9 ms時，超速保護(hù)動作，6塊DO卡件失電，DEH系統(tǒng)沒有超速保護(hù)動作記錄；干擾信號持續(xù)時間9～20 ms時，DEH系統(tǒng)超速保護(hù)動作記錄時有時無；干擾信號持續(xù)時間超過20 ms時，DEH系統(tǒng)超速保護(hù)動作記錄正常。說明雷擊時干擾信號持續(xù)9～20 ms時，將導(dǎo)致超速保護(hù)動作，而歷史數(shù)據(jù)中沒有超速保護(hù)記錄?，F(xiàn)場仔細(xì)檢查還發(fā)現(xiàn)一組轉(zhuǎn)速表的機(jī)架屏蔽端子內(nèi)部未接地，導(dǎo)致實(shí)際轉(zhuǎn)速信號的電纜屏蔽層沒有接地。事后對DEH系統(tǒng)信號線和電源線屏蔽接地情況進(jìn)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(wǎng)，斷開了與集控樓較近的鍋爐鋼柱與地網(wǎng)連接點(diǎn)。整改后系統(tǒng)恢復(fù)正常運(yùn)行。本次故障認(rèn)定為二類障礙。

2010年4月7日，某廠5號機(jī)組905 MW負(fù)荷運(yùn)行時，5A給水泵出口電動門全開反饋失去，給水RB觸發(fā)動作后負(fù)荷降至530 MW。檢查發(fā)現(xiàn)5A給水泵出口電動門處于振動較大的區(qū)域，執(zhí)行機(jī)構(gòu)全開位置脫開導(dǎo)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(guān)到位信號”相與后作為給水泵出口電動門全關(guān)條件，并在檢修時增加汽泵出口門模擬量信號。本次故障認(rèn)定為二類障礙。

2.3.2 改進(jìn)建議

（1）2010年出現(xiàn)的汽機(jī)轉(zhuǎn)速探頭故障、電磁閥故障、行程開關(guān)誤動以及勵磁變壓器就地溫度控制器故障等，均為運(yùn)行環(huán)境不符合要求造成的。因此需要重視現(xiàn)場控制設(shè)備的運(yùn)行環(huán)境，日常巡檢中加強(qiáng)對熱工設(shè)備的溫/濕度環(huán)境和運(yùn)行狀況檢查，盡早發(fā)現(xiàn)隱患。

（2）加強(qiáng)熱工信號電纜屏蔽接地的規(guī)范性。熱工控制系統(tǒng)接地良好是保證系統(tǒng)正常運(yùn)行的基礎(chǔ)，系統(tǒng)接地不可靠可能造成系統(tǒng)抗干擾能力下降、信號測量不準(zhǔn)、卡件燒毀甚至控制系統(tǒng)崩潰，需要引起足夠重視。建議在基建調(diào)試和系統(tǒng)改造階段重視對接地系統(tǒng)的檢查，在日常檢修維護(hù)時加強(qiáng)對DCS/TSI/DEH等重要系統(tǒng)信號電纜的屏蔽接地規(guī)范性檢查，避免雷擊或其他干擾信號進(jìn)入系統(tǒng)導(dǎo)致保護(hù)誤動。對TSI系統(tǒng)的電源模塊需要設(shè)置故障報警信號，便于盡早發(fā)現(xiàn)系統(tǒng)電源故障。

2.4 維護(hù)不當(dāng)

熱工檢修維護(hù)不當(dāng)導(dǎo)致設(shè)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(jī)組在運(yùn)行中出現(xiàn)鍋爐“重吹掃請求”條件引起MFT動作。檢查發(fā)現(xiàn)為了復(fù)位存在的 “全爐膛燃料喪失”首出信號，儀控按標(biāo)準(zhǔn)強(qiáng)制卡進(jìn)行“吹掃完成”脈沖信號強(qiáng)制，觸發(fā)30 min后鍋爐“重吹掃請求”條件滿足。本次故障認(rèn)定為一類障礙。

2010年11月29日，某600MW機(jī)組風(fēng)量調(diào)整試驗(yàn)時需要對實(shí)際風(fēng)量進(jìn)行修正，熱工人員在風(fēng)量計(jì)算邏輯回路中增加一個系數(shù)模塊（該模塊輸出信號上限默認(rèn)為100）。下裝程序執(zhí)行時，實(shí)際風(fēng)量計(jì)算值由400t/h突變?yōu)?00t/h，導(dǎo)致送風(fēng)防喘振回路限制作用，送風(fēng)機(jī)指令減小，爐膛壓力低低動作。事件發(fā)生后，規(guī)定了運(yùn)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(rèn)定為一類障礙。

2010年11月21日，某300 MW機(jī)組A級檢修后運(yùn)行中發(fā)生真空低保護(hù)動作跳閘。ETS保護(hù)屏上4個低真空壓力開關(guān)全部動作，而機(jī)組跳閘時實(shí)際真空-96.5 kPa，為正常值。檢查低真空保護(hù)試驗(yàn)塊發(fā)現(xiàn)2只真空壓力表接頭均有松動現(xiàn)象，緊固后恢復(fù)正常。事后完善了ETS報警功能，要求日常巡檢中檢查ETS保護(hù)屏上ETS異常報警信號，在線試驗(yàn)時儀控人員須到現(xiàn)場確認(rèn)各試驗(yàn)電磁閥、壓力開關(guān)和就地指示表是否正常。本次故障認(rèn)定為一類障礙。

2.4.2 改進(jìn)建議

（1）上述機(jī)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(qiáng)、熱工邏輯修改以及信號強(qiáng)制的流程管理不嚴(yán)密等問題。因此必須加強(qiáng)熱工技術(shù)管理，在制度上加以完善，嚴(yán)格按要求執(zhí)行，修訂完善熱工巡檢制度、邏輯修改信號強(qiáng)制管理制度和熱工工作標(biāo)準(zhǔn)化作業(yè)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(diǎn)，避免由于測量信號失準(zhǔn)造成保護(hù)誤動或控制失靈。完善機(jī)組熱工啟動檢查和日常巡檢內(nèi)容，將就地主、重要信號取樣管路檢查列入必查項(xiàng)目。重視現(xiàn)場設(shè)備檢修和控制邏輯修改內(nèi)容的檢查確認(rèn)以及對系統(tǒng)報警信息的分析，盡早發(fā)現(xiàn)并消除熱工控制系統(tǒng)故障隱患。

3 結(jié)語

近年來浙江省發(fā)電廠熱工專業(yè)開展了單點(diǎn)保護(hù)信號梳理、保護(hù)信號取信方式配置、保護(hù)聯(lián)鎖信號定值和延時時間的設(shè)置等反事故措施的落實(shí)，大大提高了熱控系統(tǒng)可靠性。本文對2010年發(fā)生的熱控系統(tǒng)考核故障進(jìn)行分析，梳理了熱工控制系統(tǒng)軟（硬）件、現(xiàn)場設(shè)備、控制邏輯和檢修維護(hù)管理中存在的影響熱控系統(tǒng)可靠性的因素，提出應(yīng)加強(qiáng)熱工控制系統(tǒng)設(shè)備檢查和檢修運(yùn)行維護(hù)的精細(xì)化管理，完善熱工控制邏輯和重要熱工控制設(shè)備故障緊急處理預(yù)案，以進(jìn)一步提高熱控系統(tǒng)的可靠性和可維護(hù)性。

[1]電力行業(yè)熱工自動化技術(shù)委員會.火電廠熱控系統(tǒng)可靠性配置事故預(yù)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(jī)組熱工保護(hù)系統(tǒng)可靠性改進(jìn)[J].浙江電力，2010，29（10）∶53-56.