给水系统异常造成MFT的事故分析

韩威，崔猛，郑志强，董建朋，韩法玲

（1.河南电力试验研究院，郑州市，450052；2.西安科技大学电气工程与控制学院，西安市，710054）

0 引言

根据DL/T 435—2004《电站煤粉锅炉防爆规程》[1]和DL/T 1091—2008《火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统规程》[2]的要求，为防止锅炉发生爆燃等重大事故，电站锅炉均设计有主燃料跳闸（main fuel trip，MFT）保护。2006—2009年，河南省发生1例汽包水位保护未能及时动作重大事故，其原因为除氧器缺水，给水泵也未跳闸，造成了锅炉缺水；此期间，汽包水位保护动作18次（统计结果仅包括中电投、大唐集团的电厂），其中相当一部分是因控制设备故障、信号干扰、测点上冻、逻辑错误等原因造成的保护动作。本文结合其中较为典型的3次因给水系统异常造成的锅炉MFT误动事故进行分析和讨论。

1 机组设备概况

1.1 机组1概况

机组1为210 MW热电机组，配置东方锅炉厂的DG670/13.7-20型亚临界、自然循环汽包锅炉，采用四角切圆燃烧、单炉膛“π”型布置。配备2台直吹式双进双出磨煤机，分别有4层煤粉管道接至锅炉燃烧器四角。切向燃烧的煤粉燃烧器布置有2层主油燃烧器，并增加1层等离子点火装置。其中给水管路设计为2路，30%锅炉最大连续出力（boiler maximum continuous rating，BMCR）的给水启动旁路和100%BMCR的主给水主路。主给水回路设计有1个电动门。

1.2 机组2概况

机组2为300 MW热电机组，配置东方锅炉厂的DG1025/17.4-II4型亚临界、自然循环汽包锅炉，采用四角切圆燃烧、单炉膛“π”型布置。机组配备5台直吹式中速磨煤机，分别有4层煤粉管道接至锅炉燃烧器四角。其中给水管路设计为2路，30%BMCR的给水启动旁路和100%BMCR的主给水主路。汽包本体设计有3个差压平衡式水位计。

1.3 机组3概况

机组3为300 MW火电机组，配置东方锅炉厂的DG1025/18.2-II6型亚临界一次中间再热、自然循环、单炉膛、平衡通风汽包炉，采用四角切圆燃烧，配备5台直吹式中速磨煤机。给水泵设计1台50%最大持续功率（maximum continuous rating，MCR）的电动给水泵，1台100%MCR的汽动给水泵。

2 机组1异常MFT事故分析

2.1 事故过程

某日，2号机组单机运行，负荷150 MW；16：12：00，运行人员准备进行给水的主、旁路切换操作，先开启给水旁路前后电动门，并准备开启给水旁路调整门；16：13：00，主给水电动门突然关闭（当时该门在“挂起”状态），汽包水位迅速下降；立即调整给水泵勺管、将主给水电动门“解挂”并开启；16：15：00，MFT动作，2号炉灭火，给出“汽包水位低三值”报警信号。

2.2 事故分析过程

（1）检查分散控制系统（distribute control system，DCS）逻辑，发现在阀门为“挂起”状态时，任何联锁逻辑均不会触发阀门动作，包括运行人员手动操作也是闭锁的。同时检查DCS的历史趋势和操作员站操作记录均证明主给水门属于异常关闭，DCS未发出关闭指令。

（2）检查DCS内部卡件、预制电缆、继电器等，均未发现异常。将故障范围确定在DCS柜外。

（3）查现场资料，得到阀门控制电缆布置如图1所示。

图1 阀门控制电缆布置Fig.1 The arrangement of valve control cable

（4）在DCS机柜处测量阀门“关指令”电缆绝缘时发现，其中1根线对地的电阻只有500 Ω。

（5）检查阀门本体控制回路，发现控制指令采用“24 V”采集，指令线缆的2根线芯均采用悬空设计。因此，当其中1芯发生接地后，不会导致指令动作。

（6）打开阀门控制柜发现DCS指令送到阀门控制柜的端子排后，1路短接到阀门本体，同时转接到接触器控制回路中，而在阀门控制柜内，关闭指令得1根线缆是直接连接在接触器的线圈上，分闸线圈电阻为500 Ω（见图1），同时线圈的N端是直接接地的，造成关闭指令线的一芯间接接地（500 Ω）。同时发现，关闭指令线的另一芯被甩开到另一接触器（主给水旁路门的控制接触器）下的导轨处，几乎贴紧导轨。

（7）后经模拟试验确认，发生异常事故的诱因是主给水旁路门的接触器动作后，瞬间形成了一小幅振动，进而导致主给水门关闭指令的那根基本悬空的电缆被振到导轨处，而导轨是接地的，结果指令线的2根线芯同时接地形成回路，导致主给水电动门关闭。

2.3 防范措施

（1）将主给水电动门的控制电缆重新拉放，直接从DCS机柜放到电动门处，中间不得进行转接，不得和动力电缆走在同一桥架，并将屏蔽线在DCS侧充分接地，防止干扰[3-4]。

（2）对全厂所有的一体化控制电动门进行排查[5]，防止同类设备发生同样事故。

（3）重要设备的控制回路[6]在投运前必须进行绝缘测试，并根据设备情况在大修期间定期进行维护。

3 机组2异常MFT事故分析

3.1 事故过程

某日，1号机组单机运行，负荷270 MW，汽包水位-10 mm。04：10：09，运行人员发现汽包水位2为425 mm，汽包水位2报警；04：10：25，汽包水位1突然上升至413 mm；04：10：26，MFT动作，1号炉灭火，给出“汽包水位高三值”报警。

3.2 事故分析过程

（1）检查DCS逻辑，发现在04：08：00时刻汽包水位1、2出现上涨趋势，仅汽包水位3和电接点汽包水位显示接近。

（2）检查DCS内部逻辑，MFT动作正确，“汽包水位高”保护设计为“三取二”动作。

（3）检修人员反映，现场检查汽包水位计变送器箱时，取样管上冻，造成汽包水位1、2显示错误，并最终导致MFT误动作。

（4）现场检查发现变送器箱设计的电加热电源线绝缘故障，导致电加热异常跳闸，变送器箱内温度迅速下降，引起取样管上冻。

（5）检查DCS汽包水位补偿逻辑[7]，发现由于变送器上冻，但变送器测量的差压值当时并未超量程，因此DCS仍判断为好点，保护未自动将已上冻的测点剔除，造成MFT保护误动作。

3.3 防范措施

（1）将电加热器电源电缆重新拉放，且应考虑对此加热装置设计双路冗余电源，充分保障电源的可靠性。在变送器箱内增加1个温度测点引至DCS显示。在冬季夜晚较冷时应定期监视和记录温度值。

（2）由于变送器测量的差压量程较大，且测量的差压在DCS还需要补偿计算，因此，在超过一定差压时，汽包水位补偿值将超出正常的显示范围，此时应考虑增加相应的DCS逻辑，将该测点判断为坏点并将其从保护中切除。逻辑可采取当任一汽包水位超过±330 mm（汽包实际水位上下限）时，判断坏质量，并切除其保护功能[8]。

（3）对除氧器水位等其他重要水位计检查，加强防冻措施。

（4）排查主保护涉及到模拟量品质判断的逻辑，统一增加测量结果超出一定范围后自动切除保护功能，同时对于测量同一工质的多测点的增加偏差大报警。

4 机组3异常MFT事故分析

4.1 事故过程

某日，3号机170 MW运行。09：00：00，主蒸汽流量590 t/h，给水流量530 t/h，汽泵转速3 924 r/min。09：00：45，汽泵突然超驰动作，转速飞升至5 160 r/ min，给水流量突升至1 180 t/h，汽包水位突升较快，运行人员立即打开汽包事故放水，锅炉汽机发电机（boiler turbine generator，BTG）盘上小机降速无效，立即将小机打闸。09：01：45汽包水位升至+250 mm，MFT动作，汽机因“汽包水位高”保护动作跳闸。

4.2 事故分析过程

（1）小机转速指令在集控室立盘处设计有数字逻辑站（硬手操按钮），通过检查数字逻辑站的组态确认，当时3号小汽机突然误发“小机低压进汽电动门关”指令，导致小机低压调门失去汽源。

（2）由于在自动状态，小机自动开启高压调门。观察趋势发现，高压调门在开启后，小机转速突然飞升至5 160 r/min，给水流量突升至1 114 t/h。

（3）检查小机阀门流量曲线正常，高调门汽源参数正常，怀疑高调门伺服阀有问题[9]。

（4）现场检查确认小机高压调门伺服阀卡涩，从而导致高调门在刚开启后，并无流量输出，进而导致高调门全开，小机转速飞升，锅炉给水量过大。

4.3 防范措施

（1）应加强组态的维护工作，在大修或修改组态后，必须进行完善的试验和严谨的验收工作[10]，尤其是对涉及到软逻辑、硬回路相冗余的设备，在进行整改和试验时必须同步进行修改，并分别进行连锁保护试验验证。

（2）定期对处于备用的设备进行在线试验，以防其备用在故障位置，导致关键时刻不能正常投入。

（3）在条件允许时定期对伺服阀、危机遮断（automatic shift trip，AST）电磁阀等油路阀门进行清洗工作，并且按照规程规定定期进行阀门活动试验。

5 结论

给水系统在设计阶段应充分了解所控设备的详细资料，如事例1中的主给水电动门的控制特性在设计时出现冲突，导致安装时混接了2套不同的强、弱电控制回路，造成控制电缆绝缘不合格，而调试过程中，也未引起重视，未将废弃的阀门控制柜内电缆全部甩开，为事故突发遗留了重大隐患。

汽包水位测量系统的保温设计在给水系统中愈发重要，变送器箱内电加热采取单一电源回路设计，也无相应的报警功能，不符合生产运行的需要，如文中事例2，电加热若设计了2路可靠电源，或者可靠的报警和监视措施，就不会造成保护误动。同时，DCS中要设计完善的水位保护逻辑，不能简单地只对变送器输出信号进行坏质量判断，也要考虑到因变送器引入管上冻等特殊情况下的逻辑处理。

在机组生产运行中，要定期对给水系统的备用设备进行维护和试验，如对小机的油系统进行定期清污工作，防止出线伺服阀卡涩，以及运行中处于备用状况的给水调门、最小流量阀等设备进行定期的活动试验，防止真正需要急用时动作不正常。

[1]DL/T 435—2004电站煤粉锅炉炉膛防爆规程[S].北京：中国电力出版社，2004.

[2]DL/T 1091—2008火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统技术规程[S].北京：中国电力出版社，2008.

[3]苗长信，姚长青.某600 MW机组锅炉异常MFT分析[J].电力建设，2008，29（8）：81-83.

[4]DL/T 5190.5—2004电力建设施工及验收技术规范第五部分：热工自动化[S].北京：中国电力出版社，2004.

[5]姚波威，吕强.机电一体化原理及应用[M].北京：国防大学出版社，2005：1-32.

[6]DL/T 5136—2001火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程[S].北京：中国电力出版社，2001.

[7]侯子良.锅炉汽包水位测量系统[M].北京：中国电力出版社，2005：16-18.

[8]李平，杨平.锅炉汽包水位保护技术研究进展[R].上海：上海电力学院，2007：1-3.

[9]梁利华.液压传动与电液伺服系统[M].哈尔滨：哈尔滨工程大学出版社，2005：344-349.

[10]DL/T 1012—2006，火力发电厂汽轮机监视和保护系统验收测试规程[S].北京：中国电力出版社，2006.