火电厂热工保护系统动作案例分析

张殿聪

【摘 要】热工保护系统是保障火电厂热力设备安全运行的重要设施。完善热工保护系统设计方案、提高运行维护技术水平，减少火电厂热工保护系统动作次数，对大型火电厂安全、经济运行有着非常重要的意义。本文对某600MW等级火电厂发生的典型热工保护系统动作案例进行分析，为同行业人员提供参考，避免类似事件的发生。

【关键词】热工保护；机组跳闸；系统优化

火电厂每次热工保护动作，会造成机组跳闸。因热工保护错误动作或运行人员操作不当导致机组跳闸，将会带来几十万元以上的直接经济损失。相关专业工程技术人员，需要熟悉热工保护的设计原则和规范，根据现场实际情况不断完善和优化系统；运行操作人员要尽可能熟悉系统，及时发现问题并采取正确措施，为后续的处理工作争取更多的时间。

1 热工保护系统简介

火电厂热工保护系统一般可分为主机保护和辅机保护。主机保护包括锅炉保护系统（FSSS）、汽轮机保护（ETS）和机炉电大联锁。辅机保护主要指6KV辅机设备的保护系统，锅炉侧设备主要有送/引/一次风机、空气预热器、炉水循环泵等；机侧设备主要有小汽轮机、给水泵等。

2 热工保护系统动作案例分析

2.1 凝汽器真空低跳闸

2008年12月22日晚，运行人员发现#1机组真空大幅降低，采取各种措施均无效，22时15分，凝汽器真空达到跳闸值，机组保护跳闸。当时两台真空泵运行，A循环水泵运行，此种工况下发生真空低跳闸，基本上可以判断为真空系统发生了较大的泄漏点。但机组跳闸后，经多次系统排查，均无法找到漏点。后热控人员调出了机组跳闸前1小时DCS上所有的运行操作记录，发现在真空开始下降之前，运行人员将锅炉疏水箱水位控制切到自动，调节门突然全开（当时疏水箱水位在1700mm，控制系统水位设定值为900mm）。继续对比真空值和阀门开度曲线，发现当该阀门全开后，真空逐渐下降，最终达到跳机值。随之排查锅炉疏水箱至汽机侧之间管路，发现调节阀门前临时外接了一路疏水管（供调试时锅炉吹管使用）且上面的手动阀门处于打开状态。在系统设计中，正常情况下疏水是要回流到凝汽器进行回收的，当调节阀打开后，凝汽器就与大气直接相同，真空逐渐下降至跳机值。

分析认为：锅炉吹管后，相关人员未恢复疏水系统管路至原有状态（封堵管路或关闭阀门），且运行操作人员没能及时发现真空降低与操作之间的关系，是造成本次跳机两个相关联的因素。

2.2 汽机振动大误动跳闸

2009年6月16日19时59分，#1机组负荷400MW时突然跳闸，DCS跳闸首出显示“汽轮机振动大”。检查确认属DCS热工保护误动，但无进一步可供分析的数据，只能推测为卡件质量问题。为避免再次发生保护误动，专业人员更换了I/O板，并对机组的振动保护进行优化，在原单点保护逻辑中引入一个参考点。优化后的振动保护逻辑为：“同一轴承的X向高高（跳机值）&Y方向高（报警值）”或“同一轴承的Y向高高（跳机值）&X方向高（报警值）”或“某一轴承的高高（跳机值）&相邻轴承的高（报警值）”。

2.3 TSI超速保护误动跳闸

2010年5月29日，#1机组机组启动后，在08时59分，负荷升至290MW时突发汽机TSI超速保护动作跳闸。后查明：TSI超速保护设置为“闭锁”类型，系统将处于“闭锁”状态时的卡件按“Not OK”处理。机组启动后，一块TSI超速卡件处于超速闭锁状态，专业人员未能及时发现并作复位处理，在另一块超速卡件受干扰出现“Not OK”状态时，触发TIS系统“三取二”保护跳闸条件。

后续处理措施如下：（1）根据厂家建议将回滞电压由0.5伏增加到1.2伏，以增强转速测量信号抗干扰能力；（2）将“闭锁”设置改为“非闭锁”；（3）原TSI系统采用非独立表决“三取二”后共输出两路TSI超速信号至ETS系统进行“相或”逻辑，任一TSI超速信号都会导致汽机跳闸。现增加一路TSI超速信号至ETS系统再进行“三取二”逻辑。

2.4 EH油压低跳闸

2011年6月5日，#2机组负荷600MW。22时15分，巡检人员发现汽机右侧高压调节门GV3进油管路与油动机连接处向外喷油，管路振动大。1分钟后GV3进油螺母和丝口脱开，因无法恢复管路连接，大量EH油泄漏，系统“EH油压低”保护动作触发汽机跳闸。

分析认为，该汽轮机共有4个GV调门。在顺序阀控制方式下，基本上由GV3承担着一次调频的调节任务，调节频率大。调节过程中电液伺服阀的频繁动作引起EH油系统管路振动，长期受此振动影响，GV3油动机油接头出现渗油、松脱。在本次事件中，如果能够及早退出一次调频和AGC控制，将机组稳定在某一个负荷点，将大大减缓EH油管路振动，为后续补救工作赢得时间，避免跳机。

2.5 发电机断水保护误动跳闸

2011年6月14日，#1机组负荷600MW。08时43分，空调系统冷水机组全部跳闸，08时56分，#1机组DCS来“PCU35M05有IO模件故障”报警，该柜控制的发电机定子冷却水、开式循环冷却水、闭式循环冷却水等系统画面监测参数显示异常。09时19分，#1机组发电机因断水保护动作跳闸。

分析认为：（1）基建期间，厂内通风与制冷设备在总体设计上没有统一协调，考虑不周，把关不严，存在较大缺陷；（2）事发当天室外空气湿度非常大，在冷水机组跳闸后又没有关闭空调风机的情况下，大量湿空气通过新风管道被送入电子间，致使室内湿度迅速增大（至97%），从而引发DCS35号柜模件误发发电机断水保护信号，机炉电大联锁保护动作跳发电机；（3）运行人员如果及时采取措施，关闭电子间新/排风口调节挡板，可以为后续补救工作赢得时间；（4）应在电子间内增加柜式空调，可以在原有空调系统故障或出力不足时，起到除湿及降温作用。

2.6 MEH柜模件重启导致小汽轮机不出力，锅炉给水流量低跳闸

2015年4月15日，#1机组600MW时突发给水流量低跳闸。后查明该事故属ABB公司DCS系统典型的PFI故障问题。负责小汽轮机控制的MEH机柜误发PFI故障，模件重启，小汽轮机转速控制指令归零，锅炉失去给水，最后给水流量低保护动作。在后续工作中，按ABB公司的方案，屏蔽了所有机柜的PFI信号。

3 结语

该厂投产以来的典型热工保护动作中，与热工保护系统设计、设备质量相关的有三次，分别是“汽机振动大跳闸”、“MEH柜模件重启导致小汽轮机不出力，锅炉给水流量低跳闸”和“TSI超速保护误动跳闸”，事故后分别对软硬件系统作了完善、改进。与操作补救措施不到位有关的有三次，分别是“凝汽器真空低跳闸”、“EH油压低跳闸”和“发电机断水保护误动跳闸”。目前，新建电厂都推行运行操作员全能值班制度，人员数量较少，很难掌握全厂所有系统，在没有事故预案的情况下，短时间内应对突发事件有很大的难度。借助网络文献，认真研究国内各类事故原因，结合本厂实际情况逐步建立各种事故预案，对减少热工保护动作次数有着非常重要的意义。

【参考文献】

[1]孙长生，等.提高电厂热控系统可靠性技术研究[J].中国电力，2009（09）：56-59.

[2]陈尚兵，王会.汽轮机振动保护逻辑的优化与探讨[J].浙江电力，2008（01）：45-47.

[3]朱北恒，等.2009年浙江火电机组热工保护系统可靠性改进[J].浙江电力，2008（01）：53-56.

[责任编辑：王楠]