组汽泵同步器位置突变故障分析与处理.pdf

320mw 超临界机组小机同步器位置突变故障分析与处理 王 昕 （华能南京电厂，江苏 南京，210035） 摘 要： 针对华能南京电厂 320mw 超临界燃煤1 机组在协调工况运行时连续发生两次小机汽泵同步器突然开大的 问题，介绍了事件发生的经过。根据对分散控制系统（dcs）历史数据、历史趋势图的检查和处理，通过在线试验 手段分析了事故的原因，提出并执行了防范措施，解决协调控制系统（ccs）给水、燃料指令突变以及汽泵同步器 位置突变的问题。 关键词：320mw 超临界 汽泵同步器 协调控制 在线试验 位置突变 1 引言 华能南京电厂1机组是前苏联制造的 320mw 超临界燃煤发电机组， 于 1994年 3月投产发电。 2002 年 1 月利用机组大修将分散控制系统（dcs）的电子部分改为 hiacs- 5000m 系统。协调控制 系统(ccs)作为 dcs 系统中重要的一个子控制系统，是把锅炉与汽轮机在参数检测、过程调节、联 锁保护、逻辑控制等各个方面作为一个整体进行控制，使锅炉与汽轮机共同承担电网的负荷控制与 机前压力的稳定任务。我厂1 机组协调控制系统完成锅炉主控侧负荷管理、给水控制与调节、燃 料控制与调节等。08 年 7 月 16 日#1 机组协调工况运行，连续发生两次由于协调控制系统中的给水 指令突变，造成汽泵同步器突然开大，燃料指令突变的问题，对发电机组安全、稳定、经济运行产 生了极大影响。通过历史数据分析、在线试验发现是由于主汽压力信号突变引起。有效、及时的采 取了措施之后，彻底消除了这一威胁机组安全运行的隐患。 2 协调控制给水调节系统结构简介 给水控制系统回路超临界压力直流炉的给水控制对机组负荷、蒸汽压力、蒸汽温度均有较大影 响, 所以给水控制系统的品质直接影响到协调控制系统的品质。给水调节器以锅炉主控信号 n0作为 给定值, 同时引入主汽压力微分前馈补偿以及参数自适应环节来改善系统的动态特性, 调节器输出 为给水流量指令，作用于汽泵或电泵, 以满足给水量的需求。给水调节系统结构图见图 1。 pdf 文件使用 “pdffactory pro“ 试用版本创建 图 1：给水调节系统结构图 3 事件经过 2008 年 7 月 16 日 10 时 08 分 46 秒，10 时 55 分 24 秒，连续发生两次汽泵同步器突然开 大现象。 现以第 2 次故障经过分析， 10 时 55 分 23 秒， 1 号机组 agc(自动发电控制)工况平稳运行, 机组负荷 309mw, 机前压力 23.47 mpa，给水指令 886t/h 并保持稳定 ，小机同步器 sk058 开度 指示 66.4。10 时 55 分 24 秒，机组负荷（实发功率）未变，维持 309mw，机前压力 dcs 趋势 显示未变化，仍为 23.47mpa，给水指令突变为 1058t/h，小机同步器 sk058 突然开大，开度指示 为 91.08%，接近开足位置，实际给水从 880t/h 上升至 1070t/h，两侧燃料频控值从 60%加到 76% 左右。电调系统发“ccs 偏差大”信号，自动从 agc 协调工况切为保压 1 工况。 发生两次异常，运行人员均通过手动解列给水汽泵同步器 sk058 自动，手动关小汽泵同步器， 恢复给水定值，实际给水恢复。燃料频控值根据给水指令与实际给水，自动恢复。给水与燃料恢复 后，运行人员重新投入协调工况运行。 同类缺陷在 03 年发生过一次，但未查处异常。经过：03 年 7 月 24 日 21：45，1 机汽泵同 步器开度由 73.3%突降至 58%，给水流量由 1040t/h 下降至 820t/h，汽泵转速由 4316rpm 下降至 4115rpm，机组负荷由 308mw 下降至 284mw，电调自动切换至“保压 1”工况，立即解除给水自 动，手动增加给水流量。经检查未发现异常，后又恢复至协调工况。 4 事件分析与处理 4.1 锅炉主控给水调节系统各调节过程量分析 热控在 10 时 55 分 24 秒第 2 次发生上述异常后接到运行电话，立即赴现场展开分析、处理， 针对给水流量指令突变了接近 200t/h，结合 dcs 协调控制趋势图（见下图 2） ，分析锅炉主控给水 调节系统 dcs 逻辑(参见本文图 1)各调节过程量信号： + + - - n0 前馈 给水流量指令 + + pd d pt d n0 ne pi a/m nf st st k 2 1 1 1 + + pdf 文件使用 “pdffactory pro“ 试用版本创建 图 2：dcs 协调控制趋势图 1）根据曲线分析，锅炉负荷指令 n0 与实发功率 ne 判断未发生突变：趋势图中上述两模拟量 信号（图 2 中的曲线 1 与曲线 2）未变化，假设发生突变而图 2 中未捕捉到，由于负荷指令与实发 功率信号在电调汽机主控回路也参与调节控制高调门，而高调门未发生晃动，可判断锅炉负荷 指令 n0与实发功率 ne 未发生突变。 2）一次调频叠加指令未发生突变：一次调频当时未投，一次调频叠加指令nf 为零。 3）主蒸汽压力 pt 压力异常信号发出：经过对历史趋势及相关数据分析，发现协调工况下，给 水流量突变前锅炉主控回路发机前压力异常信号（见下图 3 的曲线 3） 。当压力小于主蒸汽压力量程 （040mpa）的5（2mpa）或大于量程的 105（42mpa） ，或 ai 板件该压力通道故障，dcs 会判断机前压力异常并发异常信号。机前压力突变会叠加到锅炉主控给水回路，引起给水指令突变， 造成汽泵同步器突然开大。但从 dcs 协调控制图 2（上图 2）曲线 4 分析，实际主蒸汽压力在突变 前后均为 23.47mpa，未显示压力变化。即开关量信号发异常，而模拟量信号无异常变化。热控为 了对了确认异常原因，通过以下在线试验确认了故障是为主蒸汽压力信号突变造成。 （图 13 对应 的时间由于日立 dcs 系统的原因，对应的时间时区上比北京时间晚 1 小时） 4.2 在线试验 pdf 文件使用 “pdffactory pro“ 试用版本创建 由于 dcs 开关量信号采集周期为 100ms，模拟量信号采集周期为 250ms，为了确认是由于瞬 间主汽压力信号突变，而模拟量信号未捕捉到造成，热控通过在线试验确认异常原因。 图 3：机前压力异常信号趋势图 1）在线试验安全措施执行 08 年 7 月 16 日下午 13 时许，热控同运行人员仔细沟通好后，做好如下相关安全措施，通过有 关置数（图中紫色线部分）保障协调工况给水输出正常：1) ccs 偏差大信号置数为零。2）给水指 令通过置数保持当前值 910.1t/h。3）主蒸汽压力异常信号置数为零。 图 4 锅炉主控给水调节系统逻辑图 pdf 文件使用 “pdffactory pro“ 试用版本创建 2）在线试验 通过置数模拟主蒸汽压力突变到2mpa（发压力异常信号对应的模拟量压力值） ，故障现象复 现，给水指令突变到 1100t/h（可参见锅炉主控给水调节系统逻辑图（上图 4） “pif”宏命令输出） ， 由此可最终确定由于压力异常造成给水指令突变、小机同步器位置突变故障。 5 防范措施执行及效果 热控针对上述分析，制定并执行了正常运行及停机后的防范措施： 1）正常运行时将锅炉主控中的主汽压力点加入滤波，防止压力突变；停机后修改逻辑，将主汽 压力信号加入一阶延迟逻辑并下装到控制器 2）将控制器中压力异常信号置数；停机后修改逻辑，将压力异常信号加延时接通回路并下装 3）停机后更换 ccs 控制器机柜主汽压力输入信号 ai 模板。 措施执行后至今未发生给水指令突变、小机同步器位置突变故障。 6 结束语 协调控制系统作为负荷管理、给水调节、燃料调节及与电液调节系统耦合的重要系统，系统中 牵涉到的重要过程量信号（遥调信号、实发功率、主汽压力、主给水流量等） ，要确保其信号的可靠 程度。结合本次故障，要加强对重要信号的趋势监视；dcs 设计与改造时，此类信号设计应采用软 硬回路双设计、信号电缆采用可靠屏蔽电缆，屏蔽线单点接地，电缆敷设时与动力电缆分开敷设、 信号采用三取中设计等，确保协调回路正常、可靠运行。结合华能南京电厂#1 机组小机同步器位置 突变故障处理，给 300mw 及以上容量的机组协调控制系统重要信号如何确保可靠性提供了一定经 验；同时，在确保机组安全运行的前提下，本文着重介绍的如何利用在线试验的手段来分析、定性 故障原因也值得一定的借鉴。 参考文献： 1 金以慧. 过程控制