201301鲍工热控.doc

热控专业一月份技术监督月报1 技术监督概况2013年1月份全省各发电单位严格执行热工技术监督规定，加大机组检修监督工作力度，现场设备运行状况良好，热工监控、保护和自动控制系统运行可靠，未发生影响机组和电网安全的重大事故。2 重点工作2.1 1月6日至15日由技术监督办公室组织32家发电单位参加的山东省2012年度热工技术监督现场检查工作圆满完成，检查采取重点检查、常规检查与热工设备健康状况分析相结合的形式进行，根据国家、行业、地方有关标准、规程的技术要求，结合各发电单位的生产实际情况，在全面综合检查的基础上，对热控过程控制计算机系统电源和接地、报警系统、热工计量和一次调频等进行重点检查，并根据各机组热工设备健康状况给出相应的分析和评价，指导发电单位的热工技术监督工作。2.2 各相关发电生产单位积极开展热工现场设备的检修维护，确保春节期间的机组运行安全，重点进行了现场设备维护消缺、保温防冻措施和设备的维护治理工作。2.3 各单位完成2012年度技术监督工作总结，并讨论制定2013年技术监督计划。2.4 各单位积极开展春季机组检修的准备工作。2.5 针对气温较低的情况，各单位加强仪用空气的管理，通过加强巡检、增加伴热和加强排水等措施，尽可能减少仪用空气带水结冰对控制设备的影响。2.6 黄岛电厂对三期机组的主保护逻辑和重要辅机逻辑进行了梳理，将信号的处理过程和控制逻辑进行整理和校对，其中主保护逻辑和部分辅机逻辑梳理完成，转交各专业审核，计划从下月开始公司各专业集中进行讨论，查找逻辑隐患。3 典型缺陷分析与处理3.1 某机组供热蝶阀误关事件分析事件经过：2013年1月9日2:30运行人员开启#2机供热电动门暖管。2:45开启#2机供热快关阀、逆止门，逐步关供热蝶阀至88%时，供热蝶阀前压力突升，供热安全阀动作，立即减负荷，投油，负荷减至40MW，就地确认供热蝶阀全关（DEH画面显示全开），供热安全阀动作不回座。运行人员通知热工值班人员处理。热工机控班值班人员接电话到现场，了解情况后到就地检查设备，发现LVDT杆固定螺帽脱落，导致LVDT杆不随蝶阀油动机动作。3:06供热蝶阀自动开、关一次，供热安全阀回座。此时就地机控班检查人员也发现了蝶阀开关动作一次。3:52架子扎好，热工人员固定LVDT，调整LVDT反馈。其后运行人员手动开启蝶阀不动，切至硬手操开蝶阀，蝶阀行程在12%不动作。热工人员检查没发现问题，怀疑蝶阀卡涩，联系汽机人员处理。6:15 调速班人员将供热蝶阀油动机泄油后，供热蝶阀逐渐全开。原因分析：2:45:56时开始关小供热蝶阀，此时蝶阀控制在软手操手动状态下，由于LVDT杆固定螺帽脱落，LVDT连杆不随碟蝶阀油动机动作，反馈一直在98.2%，反馈、指令不能平衡，就地控制装置控制油动机一直关小蝶阀。2:46:25时抽汽压力开始快速升高，2:46:33时抽汽压力升至0.85Mpa，压力高联锁保护动作，切除供热（全开蝶阀、关闭抽汽快关阀、逆止阀），蝶阀指令恢复至100%，大于蝶阀反馈（98.2%），就地控制装置控制油动机开始开大蝶阀，可能由于卡涩原因，蝶阀没有开启，抽汽压力未降低。2:46:34时抽汽压力升至1.14Mpa，致使供热安全阀动作；运行人员开始快速减负荷，抽汽压力逐渐降低，3:05:50时左右，抽汽压力降至0.75 Mpa以下，可能由于压力降低，弹簧作用造成蝶阀突然开启，抽汽压力快速下降，安全阀回座；3:06:03时，蝶阀前压力下降至0.19Mpa，蝶阀实际开至98.2%，LVDT固定支架顶住LVDT杆向开方向动作至101.1%，反馈大于指令，就地控制装置又控制油动机关小蝶阀；3:06:03时蝶阀前压力又上升至0.750Mpa。3:52至4:12，热工值班人员处理、调整好LVDT后，蝶阀在软手操、硬手操控制下均无法开启，应是油动机无法泄油所致，6:15 调速班处理后供热蝶阀恢复正常。经分析造成蝶阀关闭的直接原因是由于蝶阀LVDT杆固定螺帽脱落造成的。而蝶阀LVDT固定螺帽脱落是由于机组运行中汽机该区域高频振动大造成的，是导致蝶阀关闭的间接原因。3.2 某厂干灰PLC频繁死机，主要是机组大修后期调试以来频繁发生，经分析主要是电缆夹层内烟煤掺烧电动门配电柜电源电缆、烟煤掺烧吹灰柜电源电缆与干灰PLC至#4机组就地柜的通讯电缆并列敷设（大约10米）。将电源电缆与通讯电缆分开一定距离后死机问题基本解决。为彻底解决问题，下一步计划将通讯电缆回抽，加装电缆保护管。3.3 某机组起包水位低三值MFT原因分析事件经过：2012年12月23日6：02，#3机组负荷180MW，#1高加水位一测点指示异常，6：09：36高加解列；6时15分，逐步投入#3机高加，之后出现汽包水位、给水流量波动大，小机上水方式异常、小机 “锅炉自动”频繁解除、汽泵最小流量阀没有关到位、电泵启动后出力提升较慢情况。汽包水位降低较快，6：21：31，汽包水位低低保护动作，锅炉灭火。6：45锅炉点火成功，7:30#3机组负荷180MW，恢复正常运行。原因分析：1）高加投入过程中，汽包水位测量值与设定值偏差大，汽包水位调节解除自动，期间汽泵指令手动降低至36%，汽泵出力快速降低，给水流量和汽泵入口流量快速下降，汽泵最小流量阀快速全开，汽包水位调整不好，汽包水位低低保护动作，锅炉灭火。 2）#1高加有两台水位测量变送器，其中一台变送器运行中发生故障，#1高加水位自动解除，#1高加实际水位在逐渐升高。3分40秒后，6：05水位升到了343mm（超过高值307mm），运行人员开始对#1高加正常疏水调门进行调节，但仍未采取应急措施去降低水位，致使#1高加水位仍持续升高399mm，当故障变送器测量信号恢复正常时，两台变送器显示值均超过高值（307mm），#1高加水位高、高、高值相继发出，联锁保护回路动作条件满足，高加解列。#1高加水位变送器异常，高加水位调节回路自动解除，运行人员3分40秒后才采取措施，错过了高加水位调整的最佳时机是高加解列的直接原因。3.4 某机组DCS系统（FOXBORO I/A,S）所有操作员站数据交换突然变慢，DCS系统画面变兰、无数据显示。处理过程：热工值班人员快速赶到现场后，对DCS系统交换机、控制器、通讯卡件检查，各状态指示灯正常，控制功能正常，无报警信息，判断操作员站通讯堵塞。值班人员在上海FOXBORO公司技术专家的电话协助下，将AW6001、AW6002工程师站（具有历史数据采集、和厂实时系统通讯功能）数据交换网络线断开，重新连接，16:35分，DCS系统恢复正常。原因分析：通过DCS系统报警检查、网络交换机检查、CP负荷率检查，以及请FOXBORO厂家到厂检查、分析后判断主要有以下原因：1）2006年#6机组DCS系统投产，2009年出现FOXBORO原配交换机故障，电厂更换为原网络交换机的更新换代产品，且交换机内未设网络地址，厂家怀疑与原系统不匹配；2）通过系统报警信息及CP负荷率检查，发现数据运行缓慢前，CP6004、CP6006曾出现离线报警，且其负荷率达66.2%、72.4%，系统故障时，各操作员站不断找寻离线的CP，导致网络负荷率升高，造成网络拥堵，最终所有操作员站数据无法正常刷新。3.5 机组火检频闪事件经过：机组自试运以来，火检模拟量与开关量值有时频繁闪烁，给机组稳定运行带来隐患；原因分析：1月3日，进入炉膛对火检安装位置进行检查，发现煤火检安装位置与设计图纸不符，煤火检安装角度错误，造成火检指示不准。整改措施：1）鉴于火检安装位置存在积灰及安装角度存在错误问题，火检厂家上海神明控制工程有限公司重新绘制安装图纸，并出具修改方案。2）上海神明控制工程有限公司立即发送火检安装固定块至淄博公司，达到安装条件。3）热控分场、锅炉分场根据新的安装图纸，在厂家技术人员的指导下，将火检探头拆除，重新进行安装固定。4)在机组运行后，上海神明控制工程有限公司重新对火检进行调试，调试分中低负荷和高负荷工况，确保火检信号指示准确。火检位置调整后，在机组启动期间对火检进行了调试，运行至今，火检指示稳定。3.6 给煤机煤量无法增加原因分析：事件经过：#1炉C给煤机远方启动后无法增加给煤量，在DCS升高给煤量给定时，给煤机煤量反馈无变化。原因分析：现场检查远方启动后给煤机启动正常，在DCS系统改变给煤量指令后就地面板显示正常。检查给煤机SETUP01-SETUP36各参数设置，其中SETUP03值设置错误，故障状态时设置为“1”，实际应设置为“0”，修改参数后，启动给煤机正常。初步判断为指令信号转换卡A1因积灰，卡件接触不良，导致卡件复位恢复出厂设置。防范措施及处理方案：1）记录并存档给煤机各设置参数，给煤机校验完毕后应检查给煤机设置参数的正确性。2）将键盘锁端子（107、117）进行短接，禁止给煤机正常运行期间触动就地给煤机操作面板屏幕时误修改参数。3）检查给煤机密封情况，防止灰尘、煤粉进入。3.7 某厂#2机 “汽机轴振大”误报警事情经过：2013-01-21 12:06:10，运行人员发现#2机后备盘光字牌“汽机轴振大”报警 。处理过程：仪控专业人员到现场检查历史趋势，发现#2机组#2Y振动探头短时（10秒左右）上升至报警值，瞬间返回，就地检查接线正常，探头电压正常，前置器输出正常。原因分析：就地发现#2轴承座轴封漏汽严重，2Y探头处温度达120度左右，根据以往经验，怀疑就地#2轴承座轴封漏汽严重导致探头特性短时变化。机组运行时无法更换探头，且经观察，2Y探头暂时稳定。待停机后更换振动2Y探头3.8 某送风机轴承箱前部温度从33快速上升至45，上升趋势连续明显，运行巡检员到就地检查无其他异常（轴承箱前部温度无法进行就地测量），13：01 涨至70， #6机减负荷减至200MW，立即将#6炉6B侧风机负荷倒至A侧。13：10 最高涨至84。13：50 经仪控队检修人员处理，温度降至41。仪控队检修人员检查发现6B送风机轴承温度快速升高，系pt100热电阻元件出现线间干扰电压，造成测量信号出现异常升高，对接线进行放电处理后温度显示正常。3.9 某厂机组DCS（LN2000）13站有一DPU（13）离线，本站有汽包水位跳机保护、#1吸风机变频指令、#1送风机耦合器指令、#1吸风机挡板开度、所有减温水流量调节等重要控制设备，为尽快恢复13DPU的运行，经研究决定将汽包水位保护解除，将涉及到的所有执行器全部打到就地状态，将工业抽汽切换至#7机组，停止#5机组采暖抽汽，给水泵由#1切换到#2运行，#5炉停止D 制粉系统运行，降低1吸风机变频控制指令到30%、1送风机勺管控制指令到0，充分做好#13过程站失灵的准备和事故预想。对#13DPU进行送电重启，1分钟后，重启失败，确认该DPU存在故障，热工人员立即将已准备好的备用DPU更换上。备用DPU安装就位后，重启一次成功，立即下装组态程序，进行了主、备DPU切换试验，主、备DPU运行正常，运行操作正常，确认遗漏之后恢复系统正常运行，保护投入。3.10 脱硫DCS控制系统历史站硬盘损坏：事件经过：2013年1月10日19时左右，四期脱硫DCS系统画面中DROP160站显示灰色，离线状态，经检查历史站DROP160主机死机，无法启动。原因分析：1、四期脱硫历史站为#7、#8机组公用，运行时间长，硬盘已使用6年以上，历史站硬盘数据读取频繁，易造成硬件故障。2、RAID 5方式配置的硬盘在主机机箱内5块硬盘并排布置，该类型硬盘转速高、散热量大，位于中间的硬盘散热效果差，易造成损坏。防范措施：1）将DROP160站主机从操作台下移至操作台上方，加强通风散热。2）每天系统工程师必须定时巡检(其他人非工程师不允许替代)，及时查看系统报警信息，检查硬盘指示灯状态，并将检查情况记入巡检记录。（发现故障报警的立即更换，RAID 5方式下，可在线单独更换1块硬盘，不影响主机运行）。3）从2013年1月14日起，备份#7主机及脱硫历史站1年的历史数据，同时，每周将历史站中新发生历史数据用光盘刻录保存，并存放在其他操作员站主机硬盘中，避免历史站故障造成数据丢失。4）在机组停运后，将#7主机及脱硫历史站主机存储由RAID 5方式更改为两块大容量硬盘采用RAID 1方式冗余配置，RAID 1方式下两块硬盘同时写入数据，任何一块硬盘损坏不影响数据存储。4 技术改造4.1 根据环保局要求德州电厂#5机组取消脱硫烟气旁路，就地将旁路挡板执行器和外部行程开关接线拆除，在脱硫DCS系统中将旁路挡板相关的信号拆除和相关控制、联锁逻辑和画面删除。机组DCS、脱硫DCS联锁保护逻辑进行了如下修改：4.1.1机组DCS逻辑修改：1）DCS系统MFT条件逻辑增加：脱硫FGD请求机组MFT（3取2）。2）DCS系统引入脱硫烟气压力信号，当烟气压力大于1500Pa与锅炉MFT同时满足时，联跳A侧引风机。4.1.2 FGC-DCS逻辑修改：1）FGD请求机组MFT条件： 吸收塔出口净烟气温度高于80； 吸收塔出口净烟气温度高于75，延时10Min； 吸收塔出口净烟气温度高于70，延时20Min； 浆液循环泵全部停运； 增压风机停止、且增压风机电流失去（小于30A）。任一条件满足触发FGD请求机组MFT。2）增压风机跳闸相关逻辑要求： 增压风机运行，且油压低、任一风机或电机轴承温度高，延时10秒增压风机跳闸；(暂不投入，待加装变送器观察情况后再定) 机组MFT后10分钟内且两台引风机均停，延时3秒增压风机跳闸。 其它跳闸条件改为报警。 增压风机保护跳闸联跳浆液循环泵，仅保留两台运行。 增压风机跳闸后，增压风机动叶开至最大通流量对应开度。3）GGH跳闸逻辑条件： GGH转速低跳闸改为报警。4）浆液循环泵跳闸逻辑条件： 跳闸条件：润滑油压力低； 其它条件改为报警。5）增加吸收塔入口事故喷淋系统，投入条件为： 吸收塔出口净烟气温度（3选2）高于70； 少于2台浆液循环泵运行，且原烟温度高于80； 增压风机入口烟气温度（3选2）高于160触发。任一条件满足启动事故喷淋系统。6）增加GGH入口事故喷淋系统，投入条件为： GGH主、辅电机均未运行，延时2S。7）除雾器冲洗联锁更改要求： 吸收塔出口烟温高于70C，联锁启动除雾器事故冲洗程序； FGD请求机组MFT，联锁启动除雾器事故冲洗程序； 事故冲洗程序：联开除雾器下层冲洗门，再联启冲洗水泵、联开冲洗水总门。8）FGD-DCS需取消的逻辑： 取消所有涉及旁路挡板的逻辑。 取消所有涉及原、净烟气挡板的逻辑，保留操作界面。 吸收塔液位低跳浆液循环泵改作报警。 原烟气烟尘浓度高跳FGD逻辑取消改为报警。 增压风机跳闸后相关原有烟气挡板的动作逻辑取消。 增压风机、浆液循环泵电机温度、轴承温度保护改为报警，氧化风机相关联锁保护不变。 4.1.3 增加以下监控点：1) 机组DCS增加IO点： FGD原烟气压力大于1500Pa（FGD-DCS至机组DCS，1个）； FGD跳闸信号（FGC-DCS至机组DCS，3个）； FGD故障光字牌报警信号（FGD-DCS至机组DCS，1个）；2）FGD-DCS增加IO点：引风机停止信号（机组DCS至FGD-DCS，1个）；吸收塔出口温度测点信号（就地至FGD-DCS，3个）；吸收塔入口烟温（喷淋后）测点信号（就地至FGD-DCS，3个）；增压风机油站出口压力测点（就地至FGD-DCS，1个）；引风机调节指令、AGC指令信号（DCS至FGD-DCS，各1个）。4.2 百年电力为保证脱硫效率，减少吸收塔结垢，降低石灰石消耗量，在脱硫操作员站增加石膏PH定值可调功能，运行人员可根据需要在限定范围内调节石膏PH定值。4.3 十里泉电厂针对近期300MW机组DCS系统在正常运行中出现的#88DPU、#84DPU故障重启问题，1月29日，利用#7机组停机机会，GE新华控制公司派技术人员对#7机组DCS系统DPU内的NK.BIN文件进行升级，并通过了DPU性能测试，下一步将在#6机组停机时，再对#6机DCS系统DPU文件进行升级，以解决DPU正常运行中故障重启问题。4.4 黄岛厂部分能源计量仪表安装在全厂较偏僻的位置，所以部分涉及全厂热平衡的用汽表计未接入全厂的SIS系统，通过调研和现场仪表的实际安装情况，确定使用无线通讯模块的方式对其进行接入改造，本月已采用无线通讯模块将全厂对外供汽的流量信号接入3号机组再转接至SIS系统，目前接入信号运行稳定，下一步将结合测量装置改造和加装无线通讯模块的方式完成全厂涉及热平衡表计的接入工作。4.5 聊城热电#5、6机组凝汽器补水流量计安装于调整门后至凝汽器水平管道上，在小流量工况下，凝汽器负压导致水平管段不满管，测量不准，1月份趁停机机会，将孔板移至调整门后竖直管段安装，孔板前后管段符合测量要求，保证凝汽器补水时管道内满水测量。5 反措落实5.1 百年电力完善保护控制逻辑。#4机DEH增加EH油泵禁止合闸功能，确保在设备检修时不能启动油泵；为防止保护误动跳闸脱硫增压风机等重要设备，经批准取消增压风机出、入口门全开信号消失、增压风机旁路门全关信号消