幾起電站自控事故的原因分析及預(yù)防

牛亞軍 高馳 孟旭波

摘要

電站自控系統(tǒng)的可靠安全運(yùn)行，對(duì)保證發(fā)電機(jī)組的安全穩(wěn)定運(yùn)行有重要意義，由于控制系統(tǒng)邏輯不完善，保護(hù)拒動(dòng)、誤動(dòng)，熱工元器件老化、操作人員技術(shù)水平等諸多原因引起的機(jī)組跳閘事故時(shí)有發(fā)生，對(duì)火電機(jī)組的安全、可靠、經(jīng)濟(jì)運(yùn)行及電網(wǎng)的穩(wěn)定造成威脅。本文列舉了一些熱控案例并對(duì)其分析，提出改進(jìn)預(yù)防措施。

【關(guān)鍵詞】熱控事故 原因分析 預(yù)防措施 重要性

近年來(lái)，隨著火電站機(jī)組容量的上升，工業(yè)自動(dòng)控制技術(shù)的發(fā)展，國(guó)家對(duì)企業(yè)環(huán)保工作要求提高使得火電廠外圍輔助系統(tǒng)增多，電廠自動(dòng)控制系統(tǒng)涵蓋范圍也相應(yīng)擴(kuò)大，系統(tǒng)復(fù)雜性和故障的離散性增加。由于控制系統(tǒng)拒動(dòng)、誤動(dòng)、熱工元器件老化、操作人員技術(shù)水平等諸多原因引起的機(jī)組跳閘事故時(shí)有發(fā)生。

1 資料

根據(jù)相關(guān)統(tǒng)計(jì)資料，2016年全國(guó)上報(bào)的機(jī)組非停事件中，因熱控原因?qū)е碌墓灿?23例。其中控制系統(tǒng)故障37例，熱工檢測(cè)執(zhí)行系統(tǒng)故障26例，電源故障13例，人為不當(dāng)操作25例，線纜傳輸介質(zhì)故障22例，如圖1所示。

2 案例

本文列舉幾例近年發(fā)生的熱控事故案例，通過(guò)對(duì)案例介紹和原因分析，提出一些事故預(yù)防方案。

2.1 邏輯不合理造成機(jī)組跳閘

事件發(fā)生時(shí)工況：機(jī)組負(fù)荷430MW，主汽壓20.2MPa，主汽溫563℃，B、C、D、E、F磨煤機(jī)及A汽泵、電泵運(yùn)行。

2.1.1 事件發(fā)生、擴(kuò)大及處理情況

17：35機(jī)組跳閘，首出“全燃料中斷”，鍋爐MFT動(dòng)作，汽機(jī)跳閘，發(fā)電機(jī)跳閘；迅速派人就地檢查，發(fā)現(xiàn)鍋爐8B MCC段負(fù)荷#8B—次風(fēng)機(jī)油箱電加熱開(kāi)關(guān)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(fēng)吹掃，悶爐；汽機(jī)轉(zhuǎn)速到零投入盤(pán)車。電氣采取拉開(kāi)故障負(fù)荷其所在鍋爐8B MCC電源，隔離故障點(diǎn)，對(duì)鍋爐8B PC段母線測(cè)絕緣合格后，恢復(fù)送電。另外，熱控將給煤機(jī)出口電動(dòng)閥開(kāi)反饋信號(hào)消失，DCS系統(tǒng)無(wú)延時(shí)跳給煤機(jī)改為延時(shí)3秒跳給煤機(jī)。

2.1.2 事件原因及擴(kuò)大原因分析

（1）直接原因分析：#8B—次風(fēng)機(jī)油箱電加熱開(kāi)關(guān)短路著火，導(dǎo)致8BMCC段進(jìn)線電源開(kāi)關(guān)和鍋爐8B PC段進(jìn)線電源開(kāi)關(guān)速斷保護(hù)動(dòng)作跳閘，使#8爐電動(dòng)閥配電柜瞬時(shí)失電，導(dǎo)致運(yùn)行5臺(tái)給煤機(jī)出口電動(dòng)門(mén)失電，運(yùn)行給煤機(jī)全部跳閘，發(fā)出鍋爐全燃料中斷，鍋爐MFT動(dòng)作，機(jī)組跳閘。

（2）根本原因分析：l.#8B—次風(fēng)機(jī)油箱電加熱器開(kāi)關(guān)故障，導(dǎo)致所在鍋爐8BMCC段進(jìn)線電源開(kāi)關(guān)跳閘，同時(shí)越級(jí)跳閘，使#8爐8B PC段母線失電，造成#8爐電動(dòng)閥配電柜失電。2.#8爐電動(dòng)閥配電柜失電，雖有雙電源切換裝置，但雙電源切換時(shí)間約0.6秒，造成#8爐電動(dòng)閥配電柜母線在很短的時(shí)間內(nèi)無(wú)電壓，#8爐電動(dòng)閥配電柜上給煤機(jī)出口電動(dòng)門(mén)電源短時(shí)失電，給煤機(jī)出口電動(dòng)門(mén)開(kāi)反饋信號(hào)消失，導(dǎo)致DCS邏輯判斷認(rèn)為給煤機(jī)出口電動(dòng)門(mén)關(guān)閉（實(shí)際此電動(dòng)門(mén)并末關(guān)閉），觸發(fā)給煤機(jī)跳閘，MFT動(dòng)作。

2.1.3 預(yù)防措施

在給煤機(jī)跳間觸發(fā)全燃料中斷邏輯中，增加延時(shí)1s觸發(fā)鍋爐MFT動(dòng)作，機(jī)組跳閘。

2.2 全燃料喪失鍋爐MFT

2.2.1 事件發(fā)生時(shí)工況

機(jī)組負(fù)荷500MW，主汽溫576℃，再熱汽溫583℃，總?cè)剂狭?83t/h，給水量1350t/h。C、D、E、F磨運(yùn)行，2臺(tái)汽泵運(yùn)行，2A汽泵切至輔汽供汽，2B汽泵為四抽供汽，輔汽站為1號(hào)機(jī)供汽。冷再備用，輔汽供除氧器加熱投入，輔汽壓力0.83MPa。#2機(jī)準(zhǔn)備做50%甩負(fù)荷試驗(yàn)，根據(jù)試驗(yàn)要求將#2機(jī)6kV廠用電全部倒至高備變接帶，高廠變處于備用狀態(tài)，廠用6kV電壓6.2kV，廠用鍋爐PC2A段384V、2B段381V。

2.2.2 事件發(fā)生、擴(kuò)大及處理情況：

0：02根據(jù)調(diào)試試驗(yàn)要求運(yùn)行啟動(dòng)電泵時(shí)，#2爐MFT，汽機(jī)聯(lián)跳，發(fā)電機(jī)程序逆功率跳閘。MFT首出：燃料全失。立即匯報(bào)領(lǐng)導(dǎo)，通知相關(guān)人員到場(chǎng)。熱控檢查鍋爐燃料失去是因?yàn)榻o煤機(jī)信號(hào)異常。查6kV 2Al、2B1段母線電壓在電泵啟動(dòng)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(jī)MCC2A、2B段雙電源自動(dòng)切換裝置中均將電源Ⅰ（爐PC2A段來(lái)）設(shè)為工作電源，電源Ⅱ（爐PC2B段來(lái)）設(shè)為備用電源，所以給煤機(jī)MCC2A、2B段均是運(yùn)行在爐PC1A段，兩段MCC電壓均低至約320V，分析可能會(huì)造成給煤機(jī)PLC和變頻器工作不正?；蚪o煤機(jī)接觸器脫扣，致使鍋爐發(fā)燃料全失信號(hào)。查6kV0A段電流錄波波形，電泵啟動(dòng)電流約2000A即不到3倍額定電流（電機(jī)堵轉(zhuǎn)保護(hù)啟動(dòng)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(dòng)電流沖擊造成電壓同時(shí)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(fù)位后，再次啟動(dòng)電泵，6kV 2A1、2B1、2A2、2B2段母線電壓均下降至約5.8kV，沒(méi)有對(duì)系統(tǒng)造成影響。

1：54#2機(jī)并網(wǎng)運(yùn)行正常。

2.2.3 事件原因及擴(kuò)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：?jiǎn)?dòng)#2機(jī)電泵時(shí)，造成2D、2E、2F給煤機(jī)變頻器低電壓保護(hù)動(dòng)作停止工作，鍋爐燃料全失去條件滿足，導(dǎo)致MFT動(dòng)作。

2.2.4 增加裝置

對(duì)給煤機(jī)控制系統(tǒng)增加可靠的低電壓穿越裝置，預(yù)防此類事故。

2.3 CCS調(diào)整不當(dāng)使過(guò)、再汽溫低

2.3.1 事件發(fā)生時(shí)工況

機(jī)組AGC投入，CCS方式，機(jī)組負(fù)荷789MW。中調(diào)負(fù)荷指令在790-830MW擺動(dòng)，實(shí)際負(fù)荷跟隨。主、再熱汽溫自動(dòng)控制方式，主汽溫在586-599℃擺動(dòng)，再熱汽溫在586-602℃擺動(dòng)。主/再熱汽壓22.7/4.3MPa，真空_96KPa，B、C、D、E、F磨組運(yùn)行，煤質(zhì)為印尼煤，A、B汽泵運(yùn)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(fēng)量2609t/h，氧量4.35%。減溫水切手動(dòng)全關(guān)。

2.3.2 事件的發(fā)生、擴(kuò)大及處理情況

10：03AGC投入，CCS方式，機(jī)組負(fù)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(fēng)量2495t/h，氧量4.07%。主控畫(huà)面“風(fēng)量限制煤量”發(fā)出，主汽溫度仍有下滑趨勢(shì)，BID有上升趨勢(shì)，運(yùn)行人員聯(lián)系生產(chǎn)部熱控人員檢查，手動(dòng)增加風(fēng)量偏置，繼續(xù)觀察。10：07機(jī)組負(fù)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(fēng)量2576t/h，氧量4.07%。主汽溫度繼續(xù)有下滑趨勢(shì)，BID仍有上升趨勢(shì)。協(xié)調(diào)自動(dòng)控制模式下不能將工況調(diào)回，主值匯報(bào)值長(zhǎng)后，退出AGC，退出CCS方式，爐切BI，機(jī)組切限壓模式，功率設(shè)定820MW。燃料手動(dòng)模式下漸漸加煤量至325t/h，減BID至779MW，給水量對(duì)應(yīng)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(dòng)減DEH負(fù)荷設(shè)定值，主汽溫度開(kāi)始回升。10：36主機(jī)調(diào)門(mén)全開(kāi)，機(jī)組負(fù)荷最低降至745MW，主汽壓力最低18.8MPa，再熱汽壓力最低4.2MPa。負(fù)荷和汽壓開(kāi)始回升。根據(jù)汽溫汽壓增長(zhǎng)趨勢(shì)主值提前手動(dòng)減總煤量，漸加BID指令增給水，增加DEH功率設(shè)定值。11：00主汽溫度566℃，再熱汽溫595℃，機(jī)組負(fù)荷810MW，調(diào)門(mén)開(kāi)度關(guān)至35%，主汽壓力恢復(fù)至24.2MPa，接近機(jī)組目標(biāo)值，投入CCS。

2.3.3 事件原因及擴(kuò)大原因分析

直接原因分析：CCS調(diào)節(jié)品質(zhì)差，自動(dòng)調(diào)整不當(dāng)使過(guò)、再汽溫低。

根本原因分析：

（1）煤質(zhì)變化較大，可燃成份比例的改變可能會(huì)引起所需氧氣量變化而引起爐過(guò)氧系數(shù)的波動(dòng)，從而在協(xié)調(diào)邏輯中觸動(dòng)了氧量過(guò)減總風(fēng)量，風(fēng)量又限制了煤量。

（2）氧量測(cè)點(diǎn)不準(zhǔn)。9：57至9：59，負(fù)荷和煤量基本沒(méi)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(rèn)為氧量過(guò)剩，而氧量指令輸出最低限為0.8（邏輯設(shè)定偏低，現(xiàn)熱工修改為0.9），指令即以最低限0.8發(fā)出，致使風(fēng)量減少140t/h，出現(xiàn)風(fēng)限煤條件。

（3）邏輯中BTU修正速度慢。當(dāng)日煤質(zhì)的發(fā)熱量低而且變化較大，BTU修正不及時(shí)可能會(huì)造成邏輯中煤量（實(shí)際煤量乘BTU）值虛高于實(shí)際給煤量，誤被風(fēng)量限制。

（4）風(fēng)限制煤的范圍太窄，而煤限制水的范圍太寬。造成風(fēng)限煤發(fā)出時(shí)，煤限水卻沒(méi)有起作用，水還在隨著B(niǎo)ID指令不斷加，致使煤水比偏離。

（5）機(jī)組經(jīng)過(guò)重新下裝邏輯，一些回路PID調(diào)節(jié)特性可能發(fā)生變化。

（6）在發(fā)現(xiàn)異常后，熱工人員檢查過(guò)程中，在CCS模式下處理觀察7分鐘，切手動(dòng)干預(yù)偏遲。

3 結(jié)語(yǔ)

在電力工業(yè)發(fā)展進(jìn)入大電網(wǎng)、大機(jī)組和高度自動(dòng)化以及電力生產(chǎn)企業(yè)面臨安全考核風(fēng)險(xiǎn)增加和市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)環(huán)境加劇的今天，進(jìn)一步深化熱控專業(yè)管理，完善熱控系統(tǒng)配置，提高熱控系統(tǒng)設(shè)備運(yùn)行可靠性對(duì)機(jī)組運(yùn)行的安全、經(jīng)濟(jì)性，及對(duì)電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行都有重要意義。

（注：本文3位作者均從事發(fā)電站技術(shù)管理工作）

參考文獻(xiàn)

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