2010年浙江省火电厂热控系统考核故障原因分析与建议

丁俊宏，孙长生，王 蕙，苏 烨

（浙江省电力试验研究院，杭州 310014）

随着发电机组装机容量的不断增加，以及热控系统监控功能的不断增强和范围的迅速扩大，热工自动化系统的可靠性已成为影响机组安全经济运行的重要因素。做好热控系统故障分析，不但可以发现热控系统的薄弱环节和潜在的危险点，以便有针对性地制定可靠性预防措施，减少因热控系统引起的机组非计划停运次数，也是提高设备健康寿命、降能减耗工作中的重要环节。

本文通过对2010年浙江省技术监督网属电厂的机组因热控原因引起机组二类及以上设备障碍现象及原因的统计分析，提出了减少热控系统故障的改进建议，供各电厂检修维护时参考。

1 考核故障统计分析

据热工技术监督统计，2010年浙江省技术监督网属火电厂机组共发生因热控原因引起的一类障碍17次，二类障碍7次。2010年运行机组实际发生的热工设备一类障碍为0.20次/台机组，二类及以上障碍为0.29次/台机组。故障归类统计如图1所示。

图1 故障主要原因归类统计

2010年考核为热控专业原因的二类以上障碍中，因控制系统软（硬）件故障引起的占24%，因现场热工设备故障引起的占43%，因检修维护不当引起的占14%，因控制逻辑不完善引起的占14%，不明原因的占5%。本文结合电厂信息反馈和现场原因查找情况，对2010年热工安全考核部份典型故障及主要原因进行归纳分析。

2 典型故障现象及原因分析

2.1 控制系统软（硬）件故障

控制系统软（硬）件故障导致设备一类障碍5次，二类障碍1次。

2.1.1 主要故障情况

2010年6月1日，某300 MW机组由于DEH系统的DI点ETS01FA057_DEH由0变1（信号由ETS系统DO发出），造成机组跳闸。检查发现，DO卡及继电器底板电子元件或控制器的IO接口卡寄存器出现故障，造成信号通道异常。更换该分支的DO卡、继电器底板和下方的分支终端块后正常。本次故障认定为一类障碍。

2010年6月17日，某600MW机组1号高压主汽门IMHSS03伺服卡故障报警，同时1号主汽门反馈消失变成坏值，69 s后锅炉MFT动作，首出条件为给水流量低低。由于伺服卡故障后输出为0，1号高压主汽门在伺服阀机械偏置作用下关闭。锅炉主汽压力上升，上水压差减小，给水流量下降。主汽门关闭后抽汽量减少，至小机的四段抽汽压力下降，但小机高压调门需在小机低压调门开度大于80%后开启，导致小机出力不够。同时低负荷段汽泵的出口流量减少，小机最小流量保护动作导致再循环阀开启，汽泵出口流量分流造成给水流量进一步降低。相关技术人员检测发现伺服卡的故障原因是卡件上的芯片与底座接触不良。事后采取了将各汽机阀门伺服卡件故障引至大屏报警和调整小机最小流量再循环门调节曲线等处理措施。本次故障认定为一类障碍。

2010年10月18日，某660 MW机组的西门子T3000 DEH系统1号主控制器死机后未能切换到备用控制器造成机组跳闸。厂家检测后认为通讯接口的元件老化或操作频繁造成了控制器的通讯接口硬件损坏。采取了适当缩小DEH控制器冗余切换试验间隔周期的措施，目前系统运行正常。本次故障认定为一类障碍。

2010年12月15日，某300 MW机组因新华DCS系统A网络通讯异常，冗余控制器自动重启切换异常导致机组跳闸。检查历史数据发现交换机故障引起A网通讯时断时通，频繁连接和发送不成功，造成DPU多次重启。通讯不稳定使重启后的主从控制器组态拷贝未完成，主控制器组态数据丢失。DEH系统送FSS系统的3路汽机脱扣常闭信号由1变0，锅炉MFT动作。停机后更换了A网和B网的网络交换机，并完善系统故障记录和报警，系统恢复正常。本次故障认定为一类障碍。

2010年6月24日，某1000 MW机组由于凝汽器真空低跳闸。热工人员检查发现由于DCS端子板上的继电器故障，导致凝汽器真空破坏门误开，真空低导致ETS系统保护动作。本次故障认定为一类障碍。

2.1.2 改进建议

（1）重视控制系统定期试验检查和记录工作，特别是网络冗余功能、冗余电源性能、控制器切换功能和卡件热插拔功能等。完善故障报警，便于及时发现和确定系统故障原因。对存在的系统控制器、卡件或通讯报警应及时分析原因并处理，编制完善的控制系统故障应急处理预案。

（2）热工继电器故障可能造成设备异常，要对重要的保护继电器开展定期检查预试工作。

2.2 控制逻辑不完善

控制逻辑不完善故障导致设备一类障碍3次。

2.2.1 主要故障情况

2010年9月19日，由于220kV线路发生单相接地故障，某厂9号、10号机组DEH系统收到的发电机出口功率信号瞬间变化过快，变化速率超过0.6 MW/ms限值，PLU（功率-负荷不平衡回路）动作。汽机高中压调节阀快关，9号机短时间维持较低负荷后因汽包水位低而MFT，程控逆功率保护动作；10号机直接逆功率保护动作而跳闸。事后暂时退出PLU回路保护，并在PLU动作条件中增加转速大于3018 r/min或机组脱网条件，回路中增加相应的动作脉冲。本次故障认定为一类障碍。

2010年7月12日，某厂3号机组减负荷过程中停3C磨时3D磨一次风量大幅波动，受停3C磨、一次风量及一次风压扰动影响，炉膛负压在0.15～-0.45 kPa振荡波动，撤出3B引风机单边自动后，因炉膛压力高高MFT。经分析发现存在以下问题：3D磨热风调节挡板特性差，从而造成3D磨一次风量大幅波动；3号炉引风自动在低负荷阶段调节品质抑扰能力差，造成炉膛压力发散振荡；3号炉在炉膛负压发散振荡，即调节品质恶化时，运行人员也未及时撤出负压自动。事后修改控制策略，送风自动由原来控制空预器出口二次风压力与炉膛负压的差压改为直接控制空预器出口二次风压力，对引风自动品质按各负荷段重新调整。本次故障认定为一类障碍。

2.2.2 改进建议

认真开展检修后的热工自动控制品质试验，优化控制逻辑，提高机组协调控制系统和各子系统对不同负荷段的适应性。针对不同机组的调节能力，要对功率-负荷不平衡回路（PLU）功能的可靠性作进一步研究。

2.3 现场设备故障

热工现场设备故障共导致设备一类障碍5次，设备二类障碍3次。

2.3.1 主要故障情况

2010年6月27日，某厂燃机冷态开机过程中出现排气热电偶第24点开路，导致排气分散度大保护动作，机组跳机。检查发现排气温度热电偶现场振动很大，长期运行后导致接触点严重磨损而损坏开路，引起测量异常。停机后对热电偶元件进行全面检查更换，目前排气温度信号正常。本次故障认定为一类障碍。

2010年6月29日，某300 MW机组发电机程序保护动作跳闸，检查发现励磁变压器（简称励磁变）温控器故障造成励磁变温度高高误发。该温控器安装在现场励磁变保护罩上，在夏季环境温度较高情况下长期运行后出现了信号跳变。事后将励磁变绕组温度信号引至DCS系统实现保护功能，避免温控器故障引起保护误动。本次故障认定为一类障碍。

2010年8月24日，某燃机的汽机2号测速探头故障和汽机控制器故障报警，汽机转速柜第二测速探头卡件显示转速为零，汽轮机跳闸的首出原因是S5-95F超速保护1动作。更换转速信号的延伸电缆后再次出现保护动作引起汽轮机跳闸。更换2号测速探头，并且拆除2号探头的就地延伸电缆，并旁路3号转速测量回路的通道自检后，汽机冲转并恢复运行。分析认为目前使用的BRAUN转速探头耐高温性差，故障率较高，考虑更换汽机转速探头产品型号。本次故障认定为一类障碍。

2010年12月29日，某300 MW机组满负荷运行，3个汽包水位信号中的A点从负超限跳至正超限；B点水位上升；C点水位呈下降趋势，实际给水流量由1 001t/h下降至935t/h。随后出现炉水泵差压低触发RB。由于炉水循环不良，3台炉水泵相继跳闸，机组MFT。事后检查发现汽包水位C点高压侧冷凝筒后一次阀阀杆渗漏，A点汽包水位变送器的三阀组泄漏。虽然A、B点的冷凝筒独立但使用同一测量筒，A点长时间泄漏后影响到B点，使得B点水位信号产生了上升趋势。由于当时选择了B点控制水位自动，给水流量下降后，造成实际汽包水位逐步降低。由于运行人员没有参照就地水位计和电接点水位计进行监视，CRT画面上汽包水位信号失真最终导致水位失控。目前已计划将高温高压部位的差压变送器与三阀组改用一体式结构，从3个独立测量筒中分别接取汽包水位3个测点。本次故障认定为一类障碍。

2010年2月10日，某1000 MW机组因雷雨天气发生机组跳闸。查阅DEH系统历史记录，实际并无汽机保护动作信号。为复现跳闸动作情况，进行了超速保护模拟试验。在同组的2块转速卡上同时加3400 Hz的干扰信号，持续时间小于7.5 ms时，超速保护没有动作；持续时间至9 ms时，超速保护动作，6块DO卡件失电，DEH系统没有超速保护动作记录；干扰信号持续时间9～20 ms时，DEH系统超速保护动作记录时有时无；干扰信号持续时间超过20 ms时，DEH系统超速保护动作记录正常。说明雷击时干扰信号持续9～20 ms时，将导致超速保护动作，而历史数据中没有超速保护记录。现场仔细检查还发现一组转速表的机架屏蔽端子内部未接地，导致实际转速信号的电缆屏蔽层没有接地。事后对DEH系统信号线和电源线屏蔽接地情况进行了整改，同时为了防止雷击通过锅炉钢柱直接影响集控楼的二次接地网，断开了与集控楼较近的锅炉钢柱与地网连接点。整改后系统恢复正常运行。本次故障认定为二类障碍。

2010年4月7日，某厂5号机组905 MW负荷运行时，5A给水泵出口电动门全开反馈失去，给水RB触发动作后负荷降至530 MW。检查发现5A给水泵出口电动门处于振动较大的区域，执行机构全开位置脱开导致反馈信号失去。为防止RB误动，在汽泵RB逻辑中将“出口门不在开位”和“关到位信号”相与后作为给水泵出口电动门全关条件，并在检修时增加汽泵出口门模拟量信号。本次故障认定为二类障碍。

2.3.2 改进建议

（1）2010年出现的汽机转速探头故障、电磁阀故障、行程开关误动以及励磁变压器就地温度控制器故障等，均为运行环境不符合要求造成的。因此需要重视现场控制设备的运行环境，日常巡检中加强对热工设备的温/湿度环境和运行状况检查，尽早发现隐患。

（2）加强热工信号电缆屏蔽接地的规范性。热工控制系统接地良好是保证系统正常运行的基础，系统接地不可靠可能造成系统抗干扰能力下降、信号测量不准、卡件烧毁甚至控制系统崩溃，需要引起足够重视。建议在基建调试和系统改造阶段重视对接地系统的检查，在日常检修维护时加强对DCS/TSI/DEH等重要系统信号电缆的屏蔽接地规范性检查，避免雷击或其他干扰信号进入系统导致保护误动。对TSI系统的电源模块需要设置故障报警信号，便于尽早发现系统电源故障。

2.4 维护不当

热工检修维护不当导致设备一类障碍3次。

2.4.1 主要故障情况

2010年8月25日，某厂2号机组在运行中出现锅炉“重吹扫请求”条件引起MFT动作。检查发现为了复位存在的 “全炉膛燃料丧失”首出信号，仪控按标准强制卡进行“吹扫完成”脉冲信号强制，触发30 min后锅炉“重吹扫请求”条件满足。本次故障认定为一类障碍。

2010年11月29日，某600MW机组风量调整试验时需要对实际风量进行修正，热工人员在风量计算逻辑回路中增加一个系数模块（该模块输出信号上限默认为100）。下装程序执行时，实际风量计算值由400t/h突变为100t/h，导致送风防喘振回路限制作用，送风机指令减小，炉膛压力低低动作。事件发生后，规定了运行中需下装逻辑时，热工人员必须有完整的方案措施。本次故障认定为一类障碍。

2010年11月21日，某300 MW机组A级检修后运行中发生真空低保护动作跳闸。ETS保护屏上4个低真空压力开关全部动作，而机组跳闸时实际真空-96.5 kPa，为正常值。检查低真空保护试验块发现2只真空压力表接头均有松动现象，紧固后恢复正常。事后完善了ETS报警功能，要求日常巡检中检查ETS保护屏上ETS异常报警信号，在线试验时仪控人员须到现场确认各试验电磁阀、压力开关和就地指示表是否正常。本次故障认定为一类障碍。

2.4.2 改进建议

（1）上述机组异常事件暴露出在工作流程中存在的疏漏，以及工作人员安全意识不强、热工逻辑修改以及信号强制的流程管理不严密等问题。因此必须加强热工技术管理，在制度上加以完善，严格按要求执行，修订完善热工巡检制度、逻辑修改信号强制管理制度和热工工作标准化作业卡。

（2）及时检查、处理压力变送器及流量变送器信号的热工取样管路或取样阀门泄漏点，避免由于测量信号失准造成保护误动或控制失灵。完善机组热工启动检查和日常巡检内容，将就地主、重要信号取样管路检查列入必查项目。重视现场设备检修和控制逻辑修改内容的检查确认以及对系统报警信息的分析，尽早发现并消除热工控制系统故障隐患。

3 结语

近年来浙江省发电厂热工专业开展了单点保护信号梳理、保护信号取信方式配置、保护联锁信号定值和延时时间的设置等反事故措施的落实，大大提高了热控系统可靠性。本文对2010年发生的热控系统考核故障进行分析，梳理了热工控制系统软（硬）件、现场设备、控制逻辑和检修维护管理中存在的影响热控系统可靠性的因素，提出应加强热工控制系统设备检查和检修运行维护的精细化管理，完善热工控制逻辑和重要热工控制设备故障紧急处理预案，以进一步提高热控系统的可靠性和可维护性。

[1]电力行业热工自动化技术委员会.火电厂热控系统可靠性配置事故预控[M].北京：中国电力出版社，2010.

[2]朱北恒，孙长生，丁俊宏.2009年浙江火电机组热工保护系统可靠性改进[J].浙江电力，2010，29（10）∶53-56.