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1 2008 年浙江省监督网属电厂 热控系统故障原因分析与建议 丁俊宏 项 谨 王 蕙 （浙江省电力试验研究院 杭州 310014） 【摘 要】浙江省监督网属电厂 2008 年与热控专业有关的机组跳闸的主要原因是控制系统硬件故障、现场设备 故障、维护不当和电源故障。为提高热控自动化系统的可靠性，本文提出了 2009 年减少热控系统故障的预防措施， 供各电厂检修维护时参考。 【关键词】热控 故障 原因 建议 1 前言 热控系统的特殊性，是随着机组容量的上升和控制要求的提高，热控系统的控制逻辑复杂程度 增加，环节增多和故障的离散性增大、使得设备的可靠性相对降低。由于从设计、设备、安装调试 到检修运行维护及技术管理上，都还存在不足，导致机组误跳闸、甚至损坏主设备事件还时有发生。 因此热控系统的可靠性，已成为是机组安全稳定运行的先决条件。 做好热控系统故障分析工作，不但有利于摸索各事件之间的内在联系，发现热控系统的薄弱环 节和潜在的危险点，有针对性地制定可靠性预防措施来减少因热控系统原因引起发电机组的非计划 停运次数，而且也是电厂和管理部门，提高设备健康寿命，降能减耗工作中重要的一个环节。本文 通过浙江省监督网属电厂 2008 年全年机组因热控原因引起机组二类及以上设备障碍统计分析， 提出 了 2009 年减少热控系统故障的预防措施，供各电厂检修维护时参考。 2 热工考核故障原因统计分析与处理 据热工监督统计1，2008 年浙江省技术监督网属火电厂机组，共发生因热工原因引起的一类障 碍及以上故障 18 次，二类障碍故障 3 次。平均一类障碍及以上故障为 0.22 次数/台年，二类及以上 障碍为 0.25 次数/台年。故障归类统计实际上如图 1。 图 1 故障主要原因归类统计 图 1 显示，2008 年考核热工的设备二类及以上障碍比例中，因控制系统硬件引起的占 29%，因 pdf 文件使用 “pdffactory pro“ 试用版本创建 2 现场设备异常引起的占 23，因检修维护不当引起的占 14%，因电源故障引起的占 19%。 原因不 明的占 14%。 结合电厂事件信息反馈和参与现场事件原因实际查找情况，我们对引发 2008 年热工安 全考核故障现象及主要原因进行如下归纳分析。 2.1 控制系统硬件故障 控制系统硬件故障，导致设备一类障碍 4 次，设备二类障碍 2 次，其中： 1）tsi 模件设计缺陷引起。某机组 488.5mw 负荷时跳闸，首出信号为“tsi 超速” 。tsi 机柜 模件指示灯当时均正常，超速指示灯未亮。检查报警记录发现 3 块超速模件的继电器在 2s 内发生了 多次闭合和释放的不正常情况，且 tsi 槽位 7、8、9 模件发生过故障报警。事后电厂对 tsi 系统的 接地以及电缆的屏蔽情况进行了全面检查，将 3 块超速模件的组态由非独立表决方式更改为独立表 决方式；在 tsi 系统 3 块超速模件继电器输出至 ets 的回路中串接发电机开关动作信号。 2）dcs 通讯模件故障：某 600mw 机组采用西门子 pcs7 系统。热工人员巡检时发现 deh 01 柜主 cpu417 和从 cpu417 均存在报警。实际主 cpu 正常运行，从 cpu 已停运。判断为从侧光纤 接触不良或光纤同步器故障。在对从 cpu417 断电后再送电过程中，汽轮机跳闸。经检查确认 deh 从模件通讯卡 exm448- 1 已经故障损坏， 在此情况下 deh 系统未实现真正的冗余导致控制器切换异 常，引起机组跳闸。 3） 控制器在线下载过程中异常。 某厂运行中发现#1 炉 crt 画面上部分锅炉参数指示失真，“dcs 控制器故障”光字牌报警。现场检查发现控制器 dcs9403a 和 dcs9403b 都故障报警，对两个控制 器分别进行断电、断网络、重启试验，均无法恢复。对控制器组态进行下载后，出现数据传输混乱， mft 动作跳闸。该事件应吸取的教训：故障处理时应制订完善的安全措施，离线下载前，应将该控 制模件所有控制的设备能全部切就地手操（看运行能否满足） 、控制器所有通讯的点强制保持隔离， 并将与之对应控制模件有连锁关系点和不同 pcu 柜的硬接线点强制。 4）dcs 模件柜通讯卡件 innis21 故障。某 600mw 机组满负荷运行中，opc 动作报警信号和 10cka13 5- 11 模件报故障信号时断时续发出。之后#1 高加水位 hhh1 信号和 hhh2 信号时断时续 发出，高加撤出，给水切换期间流量从 1828 t/h 下降到最低 1684 t/h，时间持续 30s。最后汽水分离 器出口温度高导致 mft 动作。检查发现主要原因首先是由于 dcs 模件柜内的通讯卡件 innis21 故 障，引起高加水位高三值误动，高加撤出。而异常情况下的控制逻辑不完善使得汽水分离器出口温 度高保护动作。 事后热工人员对给水主控、 燃料主控和汽机主控的控制策略进行了完善和试验。 mft 保护动作前后的参数变化见图 2。 pdf 文件使用 “pdffactory pro“ 试用版本创建 3 图 2 mft 前后机组主参数曲线 二类设备障碍中，因 fsss 内两块模件故障导致锅炉 mft 动作。因 dcs 信号的通道故障造成 一次风机 b 停反馈误发引起一次风机 rb 动作。 2.2 现场设备故障 现场设备故障原因引起设备一类障碍 5 次， 1）某#3 燃气机组负荷 300mw 运行时，#4 轴承#2 差胀信号突然增大到- 5.49mm 引起差胀保护 动作机组跳闸。故障原因是#4 轴承周围的温度远超过探头的最高许可工作温度，导致差胀探头故障 （探头电阻值由正常的 70 欧姆左右变为约 700 欧姆）引起。 2）某 600mw 机组正常运行中高压旁路调节阀反馈，3 秒内由 0%突变为 99%，汽包水位高高 导致 mft 动作，高低旁压力控制自动切到自动控制方式且高旁来回快关了多次。事后检查确认是高 旁阀位置信号转换器故障，导致反馈电流信号恒为 22ma 不变，使主蒸汽流量的计算值由 1470t/h 上 升到 2427t/h，造成给水控制指令大幅上扬，引起汽包水位高高动作。事后更换了高旁位置转换器， 对高旁流量进入主蒸汽流量计算因子做了临时性防范措施，修改了相关逻辑。 3）某机组 150mw 负荷运行。在汽门大行程试验结束后，主汽门正常开启，试验复位过程中 mft 动作。事后经过分析发现机组跳闸的直接原因是主汽门大行程试验结束后，a、b 侧主汽门实 际开启到位，但 b 侧主汽门行程开关内部接点没有复位。当试验按钮复位后，b 侧主汽门关闭信号 pdf 文件使用 “pdffactory pro“ 试用版本创建 4 仍然存在，因而触发保护联锁动作。 4）某 300mw 机组运行在 270mw 负荷时，除氧器水位 hhh 信号 ls4214 置“1”置“0” 频 繁变化。四抽电动隔离总阀和四抽至除氧器电动隔离阀开始关闭，1 炉汽包水位低报警，之后四 抽电动隔离总阀和四抽至除氧器电动隔离阀彻底关闭，小机 a/b 失去汽源，给水流量突降，造成汽 包水位快速降低。电泵自启，但汽包水位仍快速下降，锅炉 mft。经过检查发现除氧器水位 hhh 液位信号误动原因是微动开关故障引起。 5）某厂#3 燃气机组负荷 250mw 运行。燃机火灾保护动作造成燃机和汽机跳闸。事件发生后现 场检查发现无火灾、明火或泄漏现象，进行相关试验后经分析认为这次火灾保护的动作是一次误发 讯造成的。采取了以下措施：将1 轴承正上方罩壳顶部两只温度探头进行移位；火焰探测器的检 查列入燃机启动前的检查项目表；在燃机罩壳内加图像监控装置。 2.3 维护不当 维护不当引起的一类障碍有 3 次，分别是： 1）某机组运行中进行 ets 凝结器真空保护定期试验时，凝汽器真空低开关 1、2 动作（正常情 况下应凝汽器真空低开关 1、3 动作） ，造成机组跳闸。事件原因是维护人员在进行 4 只凝汽器真空 开关校验时，将贴有标签 2 和 3 的盖子互换，运行人员定期试验时，按规定的序号操作出错引起。 此类事件监督已提出过多次告警，需要通过强化监督验收来减少此类事件的发生。 2）某燃机 100mw 负荷运行时。低旁减温水压力故障报警，低旁遮断逻辑触发跳机。经检查事 件原因是低旁减温水压力开关内部积水，导致接点腐蚀卡涩，常闭接点 1 无法脱开引起。此外金属 电缆套管内存有少量黑色污水将影响电缆寿命。为此热工人员全面检查和整改了热工控制电缆从电 缆桥架的引出方式；对燃机的低旁减温水保护逻辑均进行优化整改（就地增加一个低旁减温水压力 开关构成 3 取 2 保护逻辑） ；建立燃机机组开机前热工专业检查确认项目表。 3）某机组进行 ets 在线通道试验期间，汽轮机跳闸。经检查 plc 的 i/o 站 rio drop 模件与 通讯同轴电缆连接头有松动现象， 由于电缆接触不良， 造成控制站和 io 站之间的通讯信号瞬间异常， 引起 ets 保护误动。 2.4 电源异常 电源问题引起设备一类障碍 3 次，二类障碍 1 次，分别是： 1）某厂1 机组运行中操作人员发现画面参数异常，炉侧设备无法操作，给粉机均跳闸，机组 负荷、汽温和压力持续下降；但 mft 未翻牌报警，制粉系统未跳闸。热工人员现场检查发现 fsss 系统机柜 pcu02 内模件工作异常，所有模件状态指示灯为红色（表示停止工作） 。机柜双路电源中 的左路电源工作状态指示绿色正常，右路电源工作状态指示异常。热工人员将右路异常电源断电后， 模件恢复正常工作状态。热工人员抽出异常的电源模件，发现温度大大高于正常电源模件。经分析 判断本次事件是因为 pcu02 柜电源模件故障， fpi 保护动作，导致模件失电源停止工作引起。 pdf 文件使用 “pdffactory pro“ 试用版本创建 5 2）某燃机 100mw 负荷单循环运行。发现高旁控制阀阀位反馈和高旁减温水控制阀阀位反馈突 然失去，高旁控制阀和高旁减温水控制阀控制器故障及高旁控制油站报警，4 燃机跳闸。经检查 高旁控制柜内的电源模块有异常声响、过载报警灯亮，测试此电源模块发现已损坏，因该电源模块 未冗余配置，导致机组跳闸。 3）某厂4、5 机组正常运行时脱硫系统烟道保护动作，导致#4、#5 机组相继 mft 跳闸。检 查发现直接起因是#4 机组 1c- fcs 控制柜送入 fgd 的风量信号瞬间消失（见图 3） 。由于该风量信 号是作为增压风机动叶调节的前馈信号，其结果引起自动调节系统动叶指令从 66%迅速减小到 29.9%， 导致烟道风压急速上升， 烟道保护动作。 风量信号和给粉机停运信号均来自 1c- fcs 控制柜， 经分析故障原因是该柜电源瞬间异常引起。 图 3 风量信号和增压风机动作情况 4）某机组水灰、脱硫控制室控制台上，二台水灰程控系统操作员站 crt 界面上所有运行设备 状态全显示为红色，界面上所有运行参数显示框里的内容为问号的形式出现，同时运行人员在 crt 上无法操作。检查发现相关的电源均丢失，水灰程控系统在线 ups 电源装置也无电压输出。由此判 断为 ups 电源装置部件本身短路故障，导致 ups 电源装置电源输入端空气开关 q3 跳闸 ups 进线 工频电源失去，而 ups 电源装置配置的蓄电池失效（接近使用年限） ，最终导致水灰控制系统 plc 失去供电电源。 2.5 原因不明 机组跳闸事件中，原因不明的次数有 3 次，分别是： 1）某机组燃机正常运行时出现外部遮断信号，机组跳闸。检查分析排除了发电机差动保护和火 pdf 文件使用 “pdffactory pro“ 试用版本创建 6 灾保护系统故障、tctg 遮断模件故障和人为干扰因素引起的可能性，认为是模件以外的信号干扰 引起，实际上事件原因不明。 2）某厂#4 机组负荷 300mw 正常运行中机组跳闸，mft 首出原因为“汽机跳闸” 。热工专业人 员对 ets 系统认真进行 110v 电源瞬件断电试验、相关电缆绝缘检查、电源单端接地试验和相关的 ets 联锁试验，均未发现异常。事故原因不明。 3）某厂#3 机组 249mw 负荷正常运行时 mft 动作，首出原因为汽机跳闸。事故发生后进行了 一系列模拟试验及检查，对可能的原因进行了分析和排除，事故直接原因不明。 3 提高热工系统可靠性的建议 据中国电力企业联合会统计，2008 年电力行业参加全国火电 600mw 级竞赛机组的平均非计划 停运次数 1.23 次/台，且多数为热控系统原因引起。这反映了系统设计、设备选型、安装调试和检修 维护中还存在不少薄弱环节。浙江省内电厂近几年开展提高热控系统可靠性技术研究2，通过控制 逻辑条件的合理性和系统完善性、保护信号的取信方式和配置、保护联锁信号定值和延时时间的设 置等方面的优化研究和反事故措施落实，降低了因热控系统问题引起机组非计划停运次数和主要辅 机保护的误动次数。但上述故障事件表明，影响热控系统可靠性的因素仍有存在。因此需要我们继 续深入这方面的研究，对热控系统设备和检修、运行、维护进行全过程管理，对所有涉及热控系统 安全的设备环境进行全方位监督，确保控制系统反事故措施切实可行并落实到实处。为此根据以上 事件的归类统计分析，就提高热工系统可靠性工作提出以下建议，供同行检修维护中参考： 1) 进一步检查“提高 tsi 系统运行可靠性的若干技术措施”落实情况，确认接地符合要求， 单点保护信号已采取相应措施。开展 tsi 系统和 ets 系统的定期试验工作，总结出定期试验的技术 要求和具体方法，完善后加以推广。 2) 落实“提高汽包水位测量与保护信号可靠性的技术措施” ，确认汽包水位测量偏差控制在允 许范围内，防止因汽包水位测量信号失准导致机组跳闸事件的发生。 3) 鉴于控制器故障引起的机组故障事件呈上升趋势，为提前发现控制器隐患，将控制系统冗 余切换试验应列入机组 c 修常规检修项目。 4) 为减小机组运行中控制系统设备故障处理时的风险，继续深入专题研究，针对本厂 dcs 系 统的可能故障，制定出可操作性强的处理方案，规范、完善 dcs 故障应急处理预案和反事故措施。 所有涉及保护的信号动作后应设计有报警信号，动作信号回复后的保护应设置为自动复归。 5) 减少现场设备引起的保护系统误动应作为提高可靠性的重点。日常巡检中加强对热工设备 的环境状况和运行状况检查，检修时将端子接线、通讯电缆紧固工作和屏蔽接地可靠性应列入机组 检修项目，避免接头松动或信号干扰造成的异常。 6) 经过热工人员多年来努力，热工电源的故障引