热控保护误动统计与分析.doc

热控保护误动统计与分析20062012年，收集到热工设备故障引起的机组停机事件34起，热工防误动措施缺失或报警不及时延误故障处理引发的机组非停15起，占统计事件44.1%。，安装不规范，安装质量不高引起的非停9起，占统计事件26.5%。，设备质量不满足现场要求引起的非停4起，占统计事件的11.7%。，设备维护不到位引起的非停4起，占统计事件的11.7%。由于工作人员业务不高，责任心不强引起的非停2起，占统计事件的5.9。从统计数据看，由于热工逻辑防误动措施不完善引起机组非停占全部非停的44%多。热工设备防误动看似简单，要从源头上避免需要做大量细致的工作。由于安装不规范，安装质量不高引起的非停占统计事件的26.5%。这部分非停基本发生在新机投产不长的机组上，新机投产前质量把关不严，或标准掌握不够造成安装质量存在隐患，在投产后的几年内陆续暴露。一、控制逻辑不完善引起的机组非停1、DCS控制逻辑不完善，当部分就地设备异常时，设备故障没有及时发现引起机组非停。1) 2006年10月10日，某公司#3机组给水流量低低，锅炉MFT。原因是磨煤机一次风隔离门不严，热风烤焦了给水流量变送器电缆，三台变送器电缆先后短路（相差3小时），给水流量低低，机组停运。2) 2008年，某公司#1机组轴向位移保护误动，汽机跳闸。原因是（保护为二取一）一个轴向位移探头故障，测量值从-0.1mm缓慢滑向-1.7mm，1个小时后，汽机跳闸。3) 2010年8月11日某公司#4机组OPC误动，锅炉超压，手动MFT。原因是电气送至DEH的三个发电机合闸信号先后消失了两个（相隔9个小时），致汽机OPC动作，锅炉超压，手动MFT。合闸信号2没有及时发现，是造成机组非停的重要原因之一。分析：这三起非停有一个共同点，保护信号从故障到保护误动经过了一个较长的过程，有足够的故障处理时间。只要故障发现及时，完全可以避免非停的发生。建议：在DCS系统内增加保护开关量、模拟量（相互冗余的保护信号）偏差报警回路，将报警信号引入运行光字牌，互相冗余的信号一旦出现偏差，立即报警，及时提醒运行人员。开关量偏差报警回路见图1，模拟量偏差报警见图2：4) 2010 年12 月14日某公司#1 机组DCS卡件故障，火检冷却风机全停，延时20S锅炉MFT。5) 2011年8月4日某公司4机组汽包水位低，锅炉MFT。原因是运行中主汽压超压，高旁快开，由于高旁指令与反馈偏差大20%延时1S高旁切手动，运行人员没有及时发现，汽机抽汽量剧减，给水泵出力不足，锅炉水位保护动作，MFT。6) 2011年8月18日某电厂风量测量异常，锅炉MFT动作。原因是由于制粉系统异常，风量突升超出风量变送器测量量程，导致测量计算的总风量大大低于实际值，计算总风量低于保护动作值，锅炉总风量保护动作。7) 2011年9月21日某公司#2 机组A一次风机执行机构过力矩切手动，B一次风机执行机构由于自平衡功能在8S内由93%下降到0，一次风压低，磨煤机全部跳闸，锅炉MFT。分析：这四起非停全是在个别信号、设备故障情况下，由于DCS逻辑不完善，缺少有效的报警和防保护误动措施，引起机组非停。建议：为防止火检风压压力低造成火焰光纤损坏，在火检风母管引入冷一次风，当火检冷却风机故障时，及时切换到冷一次风，可以维持火检正常运行。根据火检出厂要求，可以适当调整火检冷却风压保护延时时间（部分火检厂家建议延时30分钟）。对机组影响重大的阀门切手动条件要慎重考虑。如高低旁、主给水门等，切手动要有报警光字牌，及时提醒运行人员注意。完善DCS参数超量程或跳变后计算方法，也是防止保护误动的有效措施之一。常用的有取中值、品质差切除、差偏大报警、速率判断等。而一侧一次风机故障，另一侧一次风机执行机构全关，则是明显的逻辑设计错误。8) 2012年3月29日，某公司#2机组在做汽机主汽门阀门活动试验过程中，#1主汽门全关，机组跳闸。9) 2012年4月，某单位小机阀门活动试验过程中，由于试验开关没动作，主汽门全关，小机跳闸。分析：汽机主汽门附近环境温度高，行程开关在高温下易老化。由于行程开关故障，造成主汽门试验过程中全关时有发生，鉴于行程开关的可靠性不高，主汽门活动试验单凭行程开关做恢复信号不合理。建议：主汽门活动试验逻辑中，增加主汽门关闭时间限制。关指令超过1.5S（可以根据现场试验进行修改），不管开行程开关是否脱开，立即开阀。2、单点保护故障引起机组非停10) 2008年1月24日某公司#2机组2轴承Y向振动探头故障，振动大汽机跳闸。11) 2011年6月21日某公司#1机组#5轴承相对振动跳变导致机组跳闸。12) 2012年10月25日，某公司6号机组汽轮机#1Y振动值突变，汽轮机轴振大保护动作，机组跳闸。振动大原因是由于外包工误碰探头接头。分析：这三起非停都是由于振动测量回路故障引起的。汽轮机振动保护涉及测点多，600MW超临界机组振动保护设计18个测点；而1000MW超超临界机组振动保护不但包括相对振动，还包含绝对振动，测点更多。为避免单一测点故障引起机组非停，增加针对性的限制条件是必要的。建议：目前各电厂都有各自的作法。常用的是同一轴的某个方面的振动跳机值与另一方向的报警值相与作为跳闸条件。13) 2012年7月16日，某公司ECS卡件故障，误发发电机故障，汽机ETS跳闸，机组非停。14) 2012年10月24日，某公司#4机组汽机主汽门全关信号误发，机组跳闸。汽机全关信号送FSSS为单点保护。分析：这两起非停是典型的单点保护误动。这几年华电国际反措中反复要求避免单点保护，但个别单位的三取二信号整改不彻底，控制系统间的信号传递没有按三取二要求整改，特别是电子间内不同控制系统的保护信号（如FSSS与ETS之间）传递很多都采用了单信号，这两起非停都是由于控制系统间信号传递采用了单通道。潍坊公司2机组DCS运行13年，目前存在坏通道的DI卡件共有34块，其中一块DI卡上有3个以上坏通道的达11块。3机组DCS运行7年，目前存在坏通道的DI卡有6块。DCS系统随着运行时间不断延长，硬件故障率将越来越高，重要保护、联锁信号如果不能实现三取二，保护误动的可能性随时都有可能发生。电气送热控的保护信号，单点保护还是较多。建议： DCS系统重要保护、联锁信号全部改为三取二，对DI通道不足的，及时加装新卡件。如汽机主保护、给水泵保护、FSSS保护、三大风机保护信号，对电气专业送热工保护信号无法送出三路的，可将跳闸信号、运行信号取反、电流小于5A作为三取二。三取二输入输出设计见下图加强电气与热控专业的技术交流，尽可能的避免单点保护。3、 对控制设备组态语句不熟悉，引发的非停15) 2008年7月，某公司#2机组#1轴承Y向振动大报警，机组跳闸。分析：该公司汽机轴振保护逻辑在TSI（本特利3500）继电器模块内实现，当时的保护逻辑是#1轴X向振动大二值与#1轴Y向振动大一值同时成立，作为汽机轴振大保护的条件之一。TSI继电器模块与逻辑有正常与（当任一条件故障时，转为或关系，系统默认为正常与）、真与（当任一条件故障时，默认为0）两种选择，见下图。6月份，#2机组#1轴X向振动探头故障，保护与逻辑自动改为或逻辑。1Y振动大一值，保护误动。建议：将TSI（本特利3500）继电器模块内的逻辑与设置为真与，避免保护误动。新华DCS系统，与门的输入端不断开输入时，默认为1。与逻辑自动转为或逻辑。二、由于安装质量不规范造成的非停1、设备安装质量差，引起机组非停。1) 2010 年6 月14 日某厂3 机组汽机振动大，汽机跳闸。原因是LVDT 线性位移传感器固定支架开焊，阀门误关，#1 轴承振动大汽轮机跳闸。2) 2011年3月，某电厂#3机组运行中VV阀自开，汽机跳闸。原因是VV阀为气关式气动门，仪用气源管为铜管，安装不规范，运行中仪用气管脱开，VV阀失气打开，汽机跳闸。分析：这两次非停看似很低级，但由于设备安装固定不牢、仪用气管脱落现象在电厂并不鲜见，只是后果没这次严重。热工设备在安装过程中，普通支架的焊接、套管的焊接要求不高，监督不严，甚至存在无证上岗的现象。仪用气管的安装还不规范。建议：卡套式仪用气连接活节安装前必须胀口，对不锈钢（16以上）管道接头尽可能不采用卡套连接，无法避免时，活节可用点焊进行固定。支架开焊，是典型的焊接质量问题，规范热工专业非承压部件焊接工艺，杜绝出现无证作业，可有效避免类似事件的再次发生。3) 2012年7月29日，某公司2号机真空低试验模块总进气管螺母松动导致汽轮机真空低保护动作跳闸。分析：接头松动引起取样压力异常，本没有什么可分析的。可近几年由于试验块引起保护误动的情况时有发生。根据反措要求，新建机组热工保护测点都加装了试验模块。满足机组运行中定期试验要求。但在使用中也发现了不少的问题，如试验块接头松动，引起保护误动，真空试验块堵塞引起真空低保护动作，润滑油压试验模块堵塞引起润滑油压力保护动作等。低压系统的试验块由于压力低，介质不流动，传递性能差，长期运行很容易造成堵塞。而真空试验块在凝汽器注水时，如果接口不严，容易引起试验块进水锈蚀，管路堵塞。建议：对低压试验块定期清洗检查，真空试验块要定期检查试验压力表指示。重要保护的压力开关应分散布置在不同的试验块上，分散风险。2、设备安装位置不合适，基础振动大，设备故障引起机组非停。4) 2009年3月22日某电厂#3锅炉因A一次风机出口电动门故障，误发全关信号，一次风机跳闸，锅炉燃烧不稳，MFT。5) 2009年11月30日某公司3机组B一次风机出口电动门误发全关信号，B一次风机跳闸，锅炉燃烧不稳，MFT。分析：前几年，由于新建项目工期紧，风机执行机构直接安装在风道上的现象较多。这两起非停都是因为一次风机出口电动门固定在一次风机出口风道上，风道长期振动大，造成电动门卡件故障（电缆绝缘破损），误发电动门全关信号，一次风机跳闸。建议：一体化电动执行机构由于集成度高，受到电厂热工人员的青睐，但在使用中也发现了一些问题，如安装位置振动大，执行机构的故障率会很高；悬空管道上的电动门，检修难度大；环境温度高的区域，执行机构故障率居高不下。电动执行机构的安装要尽量避开这三种环境，实在避不开的，可采用分体式执行机构。电动执行机构尽量固定在地面基础上。设计有出口门全关联停辅机的设备，要对出口门误发关信号的可能性进行评估，定期检查。防患于未然。3、由于接线松动，造成保护误动或设备异动，引起机组跳机。6) 2011年3月16日某公司#1机组增压机回流阀控制指令接线开路，回流阀全开，增压机出口压力低保护动作，机组停机。7) 2011年5月10日某公司#5机组B小机推力瓦温度元件航空插头虚接，温度虚高达跳闸值，小机跳闸，由于给水RB未投入，锅炉联箱入口温度高，MFT。分析：PT100温度元件、伺服阀等引线较细的设备，由于设备环境存在不同程度的振动，出现接线松动的几率较大。建议：取消就地端子排和插头，直接将元件引线与电缆焊接，是目前采用较多的一种方法。对单一保护进行重点排查，尽可能实现三取二或二取二，实在无法实现的，可以通过质量判断、故障切除或增加其它相关限制条件，防止单一接线松动引起保护误动。对重要保护信号采用接线打圈或焊接线卡子的接线方式，也是避免接线松动的有效方法。对重要阀门的调节信号尽可能减少中间接线端子。4、由于压力取样管没有有效隔离引起的机组非停8) 2009年4月16日某电厂#4机组润滑油压力开关母管试验放油阀活结泄漏汽机跳闸。9) 2011年6月12日，某电厂#3机主机高压安全油压力表焊口断裂，由于压力表没有隔离阀，机组打闸停机处理。分析：这两起非停都是由于压力取样管出现泄漏后，没有及时有效隔离，造成的非停。而油系统取样管基本由主设备厂家配供，如汽机EH油、汽机润滑油、发电机密封油、磨煤机油站、三大风机油站的压力取样管，有的没有隔离阀，有的采用卡套式隔离阀，一旦渗漏，处理难度很大。特别是卡套活节，一旦受力，泄漏不可避免。建议：目前，大部分老厂已对油系统取样管进行隐患治理，或增加非卡套式隔离阀，或将部分活节改为焊接。根据以往经验，油系统就地压力表的取样隔离阀不宜开的太大，防止压力表弹簧管（目前压力表弹簧管破裂时有发生）破裂引起系统压力波动。三、由于设备质量不高引起的机组非停1、设备质量存在缺陷，引起机组非停1) 2011年7月26日某电厂4号炉误发给粉机全停，锅炉燃料丧失，MFT。原因是给粉机运行反馈继电器由两路24VDC电源转换装置供电，两路24VDC在出口直接并接。一路24VDC电源插件故障，导致两路24VDC电源无输出。误发给粉机全停。2) 2011年8月1日某公司5机组伺服卡两路电源装置故障，造成汽机调门全关，汽机跳闸。3) 2011年11月28日某电厂#5机组汽机AST电磁阀误动，汽机跳闸。原因是AST电磁阀接触器由两路24VDC电源转换装置供电，两路24VDC在出口直接并接。一路24VDC电源插件故障，导致两路24VDC电源无输出。AST电磁阀控制接触器失电，AST电磁阀动作。分析：以上海新华直流24V转换装置为例，24VDC输出接线有两种方式，一种是两路电源装置并联输出时，输出接VD+、V-，其中VD+输出带隔离二极管；另一种是电源转换装置单独使用时，输出接V+、V-。见下图。这三起非停事件中的电源转换装置输出接线显然采用了第二种接法。建议：两路直流电源转换装置并联使用时，首先要保证电源转换装置有隔离输出（如图1所示），输出电源接VD+，可对故障电源进行有效隔离；重要电源设置，可参照图2所示，采用电源分散布置：如汽轮机AST电磁阀电源设计回路，#1、#3电磁阀采用一路电源模块供电，#2、#4电磁阀采用一路电源模块供电，真正实现物理隔离，可靠性更高。同时对每路电源进行实时监视报警，缩短故障发现和处理时间。2、由于测量设备异常涉及到设备损坏4) 2011年4月16日某公司#3汽轮机断油化瓦。其中涉及到润滑油箱油位信号长期异常，发电机漏油检测开关不正常，影响了运行人员对润滑油系统异常的判断。分析：热工测量设备是运行人员的眼睛，是热工保护、自动调节系统正确动作的基础。新机投产，由于测量设备出现异常影响机组稳定的情况并不少见。部分主设备厂家配供热工测量设备价格便宜、质量较差：安徽、宁夏区域两个单位4台机组共配有12套发电机漏油检测开关，机组投产最长的4年，由于不能正常动作已更换10套。汽机润滑油油箱油位计厂有配供的全是液位开关，而液位开关一旦故障，很难被及时发现。部分热工测量设备选型缺少统一的标准，易受外界影响的因素较多，投用时间不长就发现质量问题：如某电厂投产4年，风量测量装置全部进行改造；脱硫系统密度计使用好的单位不多。这部分设备还有待于加强技术的探讨和交流，提升热控设备的可靠性。建议：部分电厂对油箱油位开关进行改造，更换为差压变送器送DCS，系统简单，维护方便，运行监视直观。四、由于设备维护不到位造成的非停1、由于设备维护不到位引起的非停1) 2009年11月10日，某公司#1炉单侧风机运行消缺时，1B空预器B2扇形板下降接触器接点粘连，扇形板持续下降，导致空预器卡涩跳闸，锅炉MFT。2) 2011年2月15日某公司汽包水位低，锅炉MFT。原因是除氧器水位变送器汽伴热投入后，没有及时检查投入效果，造成除氧器水位取样管伴热异常，除氧器水位变送器相继异常（三台变送器异常相隔最长30分钟）误发水位低联跳给水泵，汽包水位低，锅炉MFT。分析：这两起非停是由于设备维护不当引起的机组非停，空预器扇形板提升装置接触器安装在空预器就地控制箱内，环境卫生差、温度高，继电器触点易沾灰氧化造成触点电阻增大，在触点断开时造成拉弧或粘连。建议：大电流回路接触器接点要定期检查测试，接触电阻超出标准的及时更换。仪表管伴热要编制详细的投停步骤，做到规范化，程序化。现在各单位的管理制度、标准、规范、措施大而全，但不细。具体操作还处在凭经验的阶段。由人员能力和经验的不足引起不良后果的情况时有发生。检修步骤程序化是下一步检修管理的方向。2、热工设备防雨防潮措施不当，造成机组非停。3)