浙江省联合循环机组热控系统故障分析及措施

丁俊宏，孙长生，庞军（浙江省电力试验研究院，浙江 杭州 310014）

曹阳（萧山发电厂，浙江 杭州 311251）

潘勇进（杭州华电半山发电有限公司，浙江 杭州 310000）

1 引言

浙江省燃油/燃气-蒸汽联合循环机组自投运以来，燃机控制系统多次出现故障，甚至导致多起机组停运。部分燃机控制系统老化现象明显，备品备件采购出现困难。结合近年来我省联合循环机组控制系统多次故障的处理情况，从系统软件硬件、信号测量、执行机构和现场设备维护等多方面进行了分析。对浙江省主要联合循环机组控制系统的可靠性和故障处理进行了总结，指出了控制系统中存在的主要安全隐患。

我省运行中的燃机控制系统类型主要采用MarK V控制系统、MarK VI控制系统和西门子T-XP燃机控制系统。DCS系统主要采用ABB Symphony系统、Ovation系统和西门子TELTPERM ME（TXP）系统。

表1 浙江省主要联合循环机组系统配置（截至2012年4月前）

2 燃机控制系统情况分析

2.1 控制系统通讯网络故障

总体上燃机控制系统通讯网络运行稳定。主要发生的故障包括MARK VI系统网络交换机故障、燃机R/S/T三冗余控制器之间通讯回路故障和燃机控制系统与DCS系统通讯中断等故障。

2.1.1 MARK VI系统网络故障

2007年3月25日，华电半山LCI画面数据变黑无显示，MARK VI报警网络故障。检查网络设备发现用于挂接操作员站的一只交换机指示灯无显示，其供电电源正常，判断交换机故障。机组停运后用预先配置的交换机更换，网络恢复冗余状态。对于拆下的交换机，检查后发现其电压部分的部分元件有烧损迹象。该交换机是在机柜的最底层，散热较差，积灰加上本身产生的热量较大，设备长期工作高温下影响使用寿命。

2.1.2 燃机R/S/T控制器通讯故障

2011年1月14日和5月1日国华余姚#2燃机MARK VI系统两次故障导致机组跳闸。燃机SOE记录显示#2燃机MarKVI的控制器在短时间内频繁出现VCMI通讯卡件故障，导致发出该控制器部分卡件有诊断报警以及部分过程量报警信息，控制器也出现诊断报警。判断原因为MarK VI的R控制器VCMI卡件或通讯电缆性能不稳定，通讯频繁中断。其他、控制器也相继发生通讯故障，导致#2燃机跳闸。事后更换控制器VCMI通讯卡件，再次故障后更换控制器电源模件，检查联接通讯电缆的紧固性，目前系统运行正常。

2.1.3 燃机控制系统与DCS系统通讯故障

浙能镇海#11/#129F机组和华电半山#1/#2/#3机组均发生过MARK VI系统与OVATION系统通迅中断的故障。浙能镇海通过网络升级改造后通讯中断故障相对减少，但也有偶发现象。2011年华电半山三台机组共发生13次MARK Ⅵ与OVATION系统通迅中断的故障，主要发生在机组停机或启动过程中。由于通迅信号主要用于监控，所以未造成事故的扩大。但部分信号用于机组负荷控制逻辑，通讯异常引起AGC控制多次退出。分析认为由于MARK VI操作员站与OVATION控制器之间数据交换容量有限，导致数据交换异常。目前主要处理方法是停机时复位相应的控制器。

2.2 电源系统故障

2.2.1 MarK VI系统电源故障

2008年7月30日，华电半山#1燃机汽机MARK VI控制器R温度高报警。检查发现控制器顶部风扇停运，机架的电源故障红灯常亮。风扇由一路28V供电的，拔下风扇的额插头测量没有电压，证实至少有一路28V故障，由于其它几路电源正常，所以未影响控制器的正常工作。停机后测试各路电源的电压并进行断通电试验，发现又有两路电源失去，电源模块已经很不稳定。后对拆下的电源模块进行检查发现多个直流转换模块已损坏。

2.2.2 电源熔丝共用造成阀门失电误动

2011年5月28日萧山发电厂#3燃机现场远程机柜由于30CPA22.F5熔丝熔断，卡件失去电源，五级底部及顶部防喘放气阀失电打开，燃烧不稳而跳机。检查发现部分阀门的控制卡件和开到位、关到位反馈信号的24VDC供电电源共用同一个熔丝。其中任一设备接线短路接地导致熔丝断路后，30CPA22.BA5卡件失去电源，控制信号消失，#3燃机五级底部、顶部防喘放气阀（单控电磁阀）失电动作，导致#3燃机五级底部及顶部防喘放气阀误开，如图1所示。

图1 现场远程机柜24VDC电源配置

2.3 输入输出系统故障

2.3.1 DI/DO卡件端子板故障

MarK VI采用的开关量I/O卡件为VCRC，它可带48个触点输入信号和24个继电器输出信号。2011年5月华电半山#3机组开缸检修期间，汽机再热冷却阀RHCV无法操作。检查发现通道对应的熔丝已经熔断，回路电阻接近0，判断为电缆或就地电磁阀线圈问题。就地发现由于在长期的高温环境下电缆老化脱皮造成线芯短路，更换电缆及熔丝后正常。

2011年6月1日华电半山#3机组真空破坏门无法操作，该阀门为380VAC电源的开关型阀门，由汽机MARK VI控制，就地操作正常。同一端子板其它通道试验也未能动作，检查预制电缆是紧固的，对控制器进行断电重启操作后，试验通道正常，阀门远操开关也恢复正常。进一步的检查发现控制器机架及卡件积灰严重造成。

2.3.2 GE燃机火检信号共用端子板

2011年7月22日国华余姚#1燃机#4火检探头故障报警。测点显示测量值-25，指示失去火焰。后#2/#3火检探头相继指示火焰失去，燃机熄火保护动作。检查发现火检探头信号是全部送至同一块模拟量输入卡件，卡件故障导致信号失去。该4个探头进入同一个接线端子板，如果接线端子板发生故障，将造成保护误动。

2.3.3 燃机信号电缆故障造成设备异常

燃机信号电缆故障造成多次设备异常。2003年3月27日金华燃机#3机组由于基建遗留的一根废弃电缆未及时拆除，雨天潮湿信号短路串接进DCS系统，引起#3机电超速保护误动作跳机。2005年8月18日金华燃机#5机组出现“#244报警 L4_FB_ALM TCEA 4 REALY CIRCUIT FDBK(EXTRNL TRIP)”卡件故障跳机，检查发现卡件之间的带状电缆接触不良所致。

2011年8月16日国华余姚MarK VI系统发出“燃气调节阀GCV3没有跟踪指令”报警，检查GCV3指令反馈偏差增大，#1燃机跳闸。通过SOE查得机组跳闸原因为#1燃机PM4管路燃气调节阀GCV3的指令与反馈相差5%以上，燃机MFT动作。同时燃机发出诊断报警“#1燃机T10槽伺服卡件故障”。即T控制器读到的LVDT值与另二个R控制器和S控制器存在偏差，及T控制器发出的伺服电流与另外二个R控制器和S控制器存在偏差。对T控制器与端子板连接的37针信号电缆进行检查发现第8针异常，为断开状态。如图2所示，更换37针信号电缆后，对GCV3传动正常。

图2 T控制器37针信号电缆

2.4 控制逻辑优化

燃机控制保护逻辑比较完善，特别是启停顺控、燃烧监测保护等经过长期的优化已比较成熟。近年来随着运行中发现的问题和经验积累，也发现了部分设计不合理之处，各电厂已相应进行了控制逻辑的进一步优化。经过优化后，控制逻辑更加合理可靠。

2.4.1 燃机MarK VI系统GCV阀门三冗余控制回路设计不合理

2011年8月16日国华余姚MarK VI系统中T控制器读到的LVDT值与另两个R控制器和S控制器存在偏差，T控制器发出的伺服电流与另外两个R控制器和S控制器存在偏差造成＃1燃机跳闸。GCV控制回路中T控制器的伺服电流输出异常，另外两个控制器不能将其错误纠正。MARK VI未实现真正的三冗余。在处理信号电缆故障时，T控制器读到的阀门开度反馈与实际阀门开度产生偏差，发出错误的阀门开度指令，影响了输出到执行机构的伺服电流，导致GCV3阀门开度产生偏差，达到保护动作值机组跳闸。

以MarK VI发出60%指令进行试验， T处理器接收到错误的阀门开度反馈83%（与指令偏差达到23%），T处理即对其所控制的对应伺服阀发出+98%的电流关阀信号，在GCV3阀门第三个伺服阀接收到指令后开始作用关闭阀门，阀门实际开始关闭，R、S处理器的电缆没有故障，在接收到实际阀门反馈与指令发生偏差时开始发出开阀指令，最终各自对本身所控制的伺服阀发出-48%的开阀指令，而此时实际阀门开度为54%，与指令偏差达到6%，达到燃机跳机值（5%）发出机组跳闸信号，如图3所示。

图3 R/S/T控制器指令输出原理图

2.4.2 阀门控制逻辑不完善在反馈信号误发时造成阀门误动

2005年10月6日金华燃机#5机组满负荷运行中燃油截止阀位置反馈全开故障误发信号，燃机熄火保护动作，引起20CF-1电磁阀失电，机组停机。

2011年2月7日萧山发电厂#4燃机底部防喘放气阀在关位时开到位信号的接近开关故障误发“1”信号，由于逻辑中该阀的DCM模块在开/关反馈端口同时收到“1”信号时阀门默认打开，导致5级底部防喘放气阀打开，引起燃烧工况发生变化，触发#4燃机天然气控制系统保护动作。

2011年2月13日萧山发电厂#3燃机天然气疏水SGC执行，扩散管道排放阀开启后，燃机扩散管道排放罐疏水阀关位信号（接近开关）异常，触发天然气疏水系统保护动作。

2.5 控制系统及操作站故障

2011年12月5日华电半山#2燃机MARK Ⅵ#9交换机损坏，燃机有异常报警，检查发现#9交换机工作指示灯无，交换机停运，更换新机后正常。2011年2月20日和11月7日华电半山燃机MARK Ⅵ操作员站出现蓝屏死机现象，运行人员无法操作。更新备用机，并重新安装软件后恢复正常。交换机损坏主要原因是交换机和操作员主机从机组投运近六年，计算机主机设备老化严重，故障率普遍增加。

金华燃机#2联合循环DCS系统的冗余主控制卡中一组故障，目前单主控制卡运行。主控制卡失去冗余对机组长期稳定运行构成安全隐患。

龙湾燃机控制系统尤其是接口设备存在一定程度的老化现象。同时MARK-V系统原配置的设备例如工程师站、网卡等设备属于早期产品，目前市场上已淘汰，无法采购新的备品。

2.6 设备运行环境不符合要求

2007年2月6日华电半山#3机#2差胀指示器“负差胀”大保护动作，#3机跳机。“负差胀”误动作原因是差胀测量系统的探头故障（开路）。2007年12月4日#3机组#2差胀到达-7.0mm，机组跳机。检查发现#2差胀探头因现场异常高温导致探头内部脆化碎裂脱落。

2010年7月20日华电半山#3机组运行中，可燃气体检测探头（透平排气段）45HT-5A/45HT-5D损坏，导致跳机。检查发现由于88BT出风口有泄漏电，大雨后雨水进入危险气体探头，导致探头损坏，信号误发。

2010年8月5日停机过程中华电半山#1机发出气体清吹故障跳机和预混PM4 通道（G3）气体燃料喷嘴清吹系统压力故障报警，同时#1机跳机。#6清吹阀控制电磁阀因长期处在高温环境中工作，内部橡胶密封圈老化导致内漏。2011年3月20日#1燃机预混PM4 通道（G3）气体燃料喷嘴清吹系统压力故障、气体清吹故障跳机报警，#1燃机跳机，更换燃料气#6清吹阀后正常，分析清吹阀故障原因可能是清吹阀存在泄漏。

2.7 现场设备异常

燃机控制系统现场设备中典型问题主要有多次发生排气热电偶故障造成排气分散度大动作、阀门电磁阀排气孔滤网堵塞造成阀门动作异常、燃机压力开关不可靠以及测温探头校验问题。

2.7.1 排气热电偶故障造成排气分散度大动作

2003年2月5日金华燃机#4机组由于1#排气热电偶故障，相邻的2#或18#热电偶受干扰瞬间信号不稳定引起排气温度分散度高保护动作，机组跳闸。

2010年6月27日华电半山#3机冷态开机过程中，排气热电偶第15点开路，因机组运行中故障无法处理；后又出现排气热电偶第24点开路，排气分散度大保护动作，机组跳闸。

2011年11月3日浙能镇海#12燃机第21点排气热电偶温度显示突变为零，后第17点排气热电偶温度值开始下降，排气离散度高动作引起机组跳闸。经检查发现由于第21点温度元件引出线磨穿损坏，第17点温度元件引出线已有磨损，造成温度值下降，最终引起分散度大保护动作。

2.7.2 阀门电磁阀排气孔滤网堵塞造成阀门动作异常

2010年12月13日国华余姚#1燃机发生PM模式切换失败故障，2011年1月2日国华余姚#2燃机在停机过程中由PM模式向PPM模式切换时跳闸，同时发出 “G1清吹管路阀门VA13-1故障”和“G1管路压力开关动作” 报警。燃机逻辑要求在模式切换中，如果VA13-1不能在8s中关闭将引起跳机。事后对VA13-1进行了传动试验，在关闭指令发出后，阀门在长达100多秒的时间里都不能关闭。检查发现VA13-1的电磁阀排气孔滤网有堵塞现象，更换新滤网后阀门正常。

2.7.3 西门子机组高压调门前疏水调节阀位反装置故障

西门子机组高压调门前疏水调节阀采用的是FISHER气动调节阀，没有独立的DVC位置控制模块，阀门的反馈只依靠阀门内部的一个齿轮电位器来完成。机组运行中多次出现反馈漂移等现象。通过增加西门子的定位模块及非接触式接近探头，使阀门的定位及位反都实现了智能模块控制，提高了控制精度，解决了由于阀门原因导致的顺控执行故障。

2.7.4 燃机压力开关可靠性

萧山燃机安装的防喘压力开关经常出现定值漂移故障，易造成燃机压气机防喘振压力开关输出误动作。燃机压缩空气系统五个压力开关（其中三个压力开关参与燃机保护，三取二，另两个作为联锁启动信号）共用同一个取样管，并且管径细、接头多。容易出现接头泄漏造成压力开关误报引起保护误动。如图4所示。

图4 燃机压缩空气系统压力开关取样情况

2.7.5 机组BRAUN转速探头故障导致机组跳闸

2010年8月24日萧山#3机组“汽机测速探头2故障”，“汽机控制器故障”报警，汽机跳闸。系统为保证RBAUN转速测量模件各转速测量通道的正常工作，自动自检的程序每一小时对测量系统进行一次。#3机组第一次跳闸发生前3秒， #2转速通道从故障状态突然恢复到正常状态，自检程序开始执行，1秒后#2转速通道又出现故障状态，导致超速保护三取二逻辑触发。更换汽机测速探头2，屏蔽#3汽机转速测量回路的通道自检，机组恢复运行。

3 提高控制系统可靠性的技术措施

对于燃机控制系统的性能和维护方法还要经过长时间的摸索，结合近年来我省提高热工控制系统可靠性措施的要求，提出几点控制系统运行维护方面的建议：

（1）机组运行中关注控制器卡件的诊断报警，及时分析并排除故障。通过燃机在部分转速情况下控制器冗余试验，实际验证MarK VI控制器三冗余配置可靠性。

（2）做好系统定期检修工作。包括卡件清灰、控制器、通讯网络和电源系统冗余切换试验工作，确保控制系统稳定可靠运行。对用于机组负荷控制逻辑的信号考虑通过改为硬接线连接方式提高信号的可靠性。

（3）MarK VI系统电源的DC-DC模块对输入电压的要求比较高，一旦电源受到干扰或本身电压的不稳定等因素的影响，将会大大降低其使用寿命。为确保直流转换电源稳定性，建议检修中定期进行电源模块性能测试。

（4）梳理系统设备卡件和电源共用情况，将重要下挂设备进行分电源回路处理。检查燃机重要保护信号的取样和信号通道布置情况，避免冗余联锁保护信号共用取样和卡件构成的隐患。

（5）完善阀门控制逻辑，避免由于单个阀门反馈信号误发时直接引起跳闸保护动作。修改DCM块内部参数，当控制燃机防喘放气阀的DCM模块在同时收到开、关反馈为“1”时，防喘放气阀不会自动打开。

（6）通过控制系统改造升级，提高燃机控制系统与DCS系统通讯的可靠性。由于老化引起的控制器异常，需要修复主控制卡和操作站设备。对于无法采购备品备件的系统设备，应考虑进行系统升级改造。

（7）在高温区域应按要求使用耐高温信号电缆，并尽量将信号电缆远离高温热源。控制电缆存在老化后内部脱焊、断线虚接风险。在检修中需要对控制电缆进行全面绝缘紧固检查，梳理电缆配置情况，去除废弃电缆。

（8）及时处理消除现场导致高温或泄漏的原因。选用耐温更高等级的探头，通过敷设检修压缩空气气源管路，对探头进行冷却。对长期处于高温下运行的热工设备应考虑进行移位，保证热工设备运行正常。

（9）加强系统工作环境的维护，严格控制电子间机柜温湿度要求。避免温度偏高、设备积灰影响控制器和交换机寿命，做好定期的设备巡检工作。

（10）停机时定期对排气温度热电偶元件进行检查。在燃机中修时，对排气热电偶进行更换。在单点排气温度元件故障后运行人员减少负荷操作，并及时更换元件处理。

（11）清吹管路阀门电磁阀排气孔滤网较密，在长时间运行后容易堵塞。建议将重要电磁阀检查和滤网更换纳入到定期工作中。

（12）对不可靠的压力开关进行换型，以防止压力开关输出误动作。利用储气罐上备用取样孔和其它取样口，保证参与主保护的三个开关信号全程取样独立布置，提高系统可靠性。

（13）更换西门子燃机不可靠的防喘放气阀开反馈接近开关，将防喘放气阀接近开关的反馈检查列入热工机组启动前检查项目。重新加工燃机扩散管道排放罐疏水阀接近开关检测的金属靶面，消除原有靶面的凹口使接近开关检测没有盲区。

4 结语

通过近年来各发电厂对系统软硬件升级、测量回路整改和控制逻辑的完善优化，总体上保证了燃机控制系统运行基本稳定。随着浙江省新建的一批燃气-蒸汽联合循环机组投入生产运行，需要梳理现有燃机控制系统存在问题，提出了相应的预防措施，进一步提高燃机控制系统运行维护的可靠性。对于燃机MarK VI控制系统与DCS系统通讯中断、R/S/T三冗余控制器不明原因误发跳闸信号等疑难问题仍需要进一步研究分析。

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