几起电站自控事故的原因分析及预防

牛亚军 高驰 孟旭波

摘要

电站自控系统的可靠安全运行，对保证发电机组的安全稳定运行有重要意义，由于控制系统逻辑不完善，保护拒动、误动，热工元器件老化、操作人员技术水平等诸多原因引起的机组跳闸事故时有发生，对火电机组的安全、可靠、经济运行及电网的稳定造成威胁。本文列举了一些热控案例并对其分析，提出改进预防措施。

【关键词】热控事故 原因分析 预防措施 重要性

近年来，随着火电站机组容量的上升，工业自动控制技术的发展，国家对企业环保工作要求提高使得火电厂外围辅助系统增多，电厂自动控制系统涵盖范围也相应扩大，系统复杂性和故障的离散性增加。由于控制系统拒动、误动、热工元器件老化、操作人员技术水平等诸多原因引起的机组跳闸事故時有发生。

1 资料

根据相关统计资料，2016年全国上报的机组非停事件中，因热控原因导致的共有123例。其中控制系统故障37例，热工检测执行系统故障26例，电源故障13例，人为不当操作25例，线缆传输介质故障22例，如图1所示。

2 案例

本文列举几例近年发生的热控事故案例，通过对案例介绍和原因分析，提出一些事故预防方案。

2.1 逻辑不合理造成机组跳闸

事件发生时工况：机组负荷430MW，主汽压20.2MPa，主汽温563℃，B、C、D、E、F磨煤机及A汽泵、电泵运行。

2.1.1 事件发生、扩大及处理情况

17：35机组跳闸，首出“全燃料中断”，锅炉MFT动作，汽机跳闸，发电机跳闸；迅速派人就地检查，发现锅炉8B MCC段负荷#8B—次风机油箱电加热开关短路着火，#8B锅炉变跳闸，锅炉8B PC段与锅炉8B MCC段母线失电；锅炉通风吹扫，闷炉；汽机转速到零投入盘车。电气采取拉开故障负荷其所在锅炉8B MCC电源，隔离故障点，对锅炉8B PC段母线测绝缘合格后，恢复送电。另外，热控将给煤机出口电动阀开反馈信号消失，DCS系统无延时跳给煤机改为延时3秒跳给煤机。

2.1.2 事件原因及扩大原因分析

（1）直接原因分析：#8B—次风机油箱电加热开关短路着火，导致8BMCC段进线电源开关和锅炉8B PC段进线电源开关速断保护动作跳闸，使#8炉电动阀配电柜瞬时失电，导致运行5台给煤机出口电动门失电，运行给煤机全部跳闸，发出锅炉全燃料中断，锅炉MFT动作，机组跳闸。

（2）根本原因分析：l.#8B—次风机油箱电加热器开关故障，导致所在锅炉8BMCC段进线电源开关跳闸，同时越级跳闸，使#8炉8B PC段母线失电，造成#8炉电动阀配电柜失电。2.#8炉电动阀配电柜失电，虽有双电源切换装置，但双电源切换时间约0.6秒，造成#8炉电动阀配电柜母线在很短的时间内无电压，#8炉电动阀配电柜上给煤机出口电动门电源短时失电，给煤机出口电动门开反馈信号消失，导致DCS逻辑判断认为给煤机出口电动门关闭（实际此电动门并末关闭），触发给煤机跳闸，MFT动作。

2.1.3 预防措施

在给煤机跳间触发全燃料中断逻辑中，增加延时1s触发锅炉MFT动作，机组跳闸。

2.2 全燃料丧失锅炉MFT

2.2.1 事件发生时工况

机组负荷500MW，主汽温576℃，再热汽温583℃，总燃料量183t/h，给水量1350t/h。C、D、E、F磨运行，2台汽泵运行，2A汽泵切至辅汽供汽，2B汽泵为四抽供汽，辅汽站为1号机供汽。冷再备用，辅汽供除氧器加热投入，辅汽压力0.83MPa。#2机准备做50%甩负荷试验，根据试验要求将#2机6kV厂用电全部倒至高备变接带，高厂变处于备用状态，厂用6kV电压6.2kV，厂用锅炉PC2A段384V、2B段381V。

2.2.2 事件发生、扩大及处理情况：

0：02根据调试试验要求运行启动电泵时，#2炉MFT，汽机联跳，发电机程序逆功率跳闸。MFT首出：燃料全失。立即汇报领导，通知相关人员到场。热控检查锅炉燃料失去是因为给煤机信号异常。查6kV 2Al、2B1段母线电压在电泵启动瞬间分别降至5.2kV左右，锅炉PC2A段母线电压降至约320V，给煤机MCC2A、2B段双电源自动切换装置中均将电源Ⅰ（炉PC2A段来）设为工作电源，电源Ⅱ（炉PC2B段来）设为备用电源，所以给煤机MCC2A、2B段均是运行在炉PC1A段，两段MCC电压均低至约320V，分析可能会造成给煤机PLC和变频器工作不正常或给煤机接触器脱扣，致使锅炉发燃料全失信号。查6kV0A段电流录波波形，电泵启动电流约2000A即不到3倍额定电流（电机堵转保护启动电流为6Ie，Ie=930A），由于6kV2Al、2B1段母线切至高备变同接在0A分支，因电泵启动电流冲击造成电压同时下降至约5.2kV；另外两段6kV 2A2、2B2段接在0B分支，母线电压下降至约6kV。

0：25MFT复位后，再次启动电泵，6kV 2A1、2B1、2A2、2B2段母线电压均下降至约5.8kV，没有对系统造成影响。

1：54#2机并网运行正常。

2.2.3 事件原因及扩大原因分析

直接原因分析：锅炉燃料全失去，造成#2炉MFT。

根本原因分析：启动#2机电泵时，造成2D、2E、2F给煤机变频器低电压保护动作停止工作，锅炉燃料全失去条件满足，导致MFT动作。

2.2.4 增加装置

对给煤机控制系统增加可靠的低电压穿越装置，预防此类事故。

2.3 CCS调整不当使过、再汽温低

2.3.1 事件发生时工况

机组AGC投入，CCS方式，机组负荷789MW。中调负荷指令在790-830MW摆动，实际负荷跟随。主、再热汽温自动控制方式，主汽温在586-599℃摆动，再热汽温在586-602℃摆动。主/再热汽压22.7/4.3MPa，真空_96KPa，B、C、D、E、F磨组运行，煤质为印尼煤，A、B汽泵运行。主汽压力22.7MPa，主汽温度568℃，再热汽温度586℃，给水量2273t/h，煤量292t/h，风量2609t/h，氧量4.35%。减温水切手动全关。

2.3.2 事件的发生、扩大及处理情况

10：03AGC投入，CCS方式，机组负荷785MW，主汽压力22.7MPa，主汽温度555℃，再热汽温度583℃，给水量2323t/h，煤量275t/h，BID指令837MW，风量2495t/h，氧量4.07%。主控画面“风量限制煤量”发出，主汽温度仍有下滑趋势，BID有上升趋势，运行人员联系生产部热控人员检查，手动增加风量偏置，继续观察。10：07机组负荷785MW，主汽压力21.4MPa，主汽温度515℃，再热汽温度570℃，给水量2405t/h，煤量276t/h，BID指令886MW，风量2576t/h，氧量4.07%。主汽温度继续有下滑趋势，BID仍有上升趋势。协调自动控制模式下不能将工况调回，主值汇报值长后，退出AGC，退出CCS方式，炉切BI，机组切限压模式，功率设定820MW。燃料手动模式下渐渐加煤量至325t/h，减BID至779MW，给水量对应值为2287t/h。10：14主汽温度下滑最低至469℃，再热汽温最低至555℃，主汽压力20.9MPa，再热汽压力4.6MPa。主值手动减DEH负荷设定值，主汽温度开始回升。10：36主机调门全开，机组负荷最低降至745MW，主汽压力最低18.8MPa，再热汽压力最低4.2MPa。负荷和汽压开始回升。根据汽温汽压增长趋势主值提前手动减总煤量，渐加BID指令增给水，增加DEH功率设定值。11：00主汽温度566℃，再热汽温595℃，机组负荷810MW，调门开度关至35%，主汽压力恢复至24.2MPa，接近机组目标值，投入CCS。

2.3.3 事件原因及扩大原因分析

直接原因分析：CCS调节品质差，自动调整不当使过、再汽温低。

根本原因分析：

（1）煤质变化较大，可燃成份比例的改变可能会引起所需氧气量变化而引起炉过氧系数的波动，从而在协调逻辑中触动了氧量过减总风量，风量又限制了煤量。

（2）氧量测点不准。9：57至9：59，负荷和煤量基本没变的情况下，锅炉氧量由4.05%升至4.37%。小幅度的变化逻辑认为氧量过剩，而氧量指令输出最低限为0.8（逻辑设定偏低，现热工修改为0.9），指令即以最低限0.8发出，致使风量减少140t/h，出现风限煤条件。

（3）逻辑中BTU修正速度慢。当日煤质的发热量低而且变化较大，BTU修正不及时可能会造成逻辑中煤量（实际煤量乘BTU）值虚高于实际给煤量，误被风量限制。

（4）风限制煤的范围太窄，而煤限制水的范围太宽。造成风限煤发出时，煤限水却没有起作用，水还在随着BID指令不断加，致使煤水比偏离。

（5）机组经过重新下装逻辑，一些回路PID调节特性可能发生变化。

（6）在發现异常后，热工人员检查过程中，在CCS模式下处理观察7分钟，切手动干预偏迟。

3 结语

在电力工业发展进入大电网、大机组和高度自动化以及电力生产企业面临安全考核风险增加和市场竞争环境加剧的今天，进一步深化热控专业管理，完善热控系统配置，提高热控系统设备运行可靠性对机组运行的安全、经济性，及对电网的安全稳定运行都有重要意义。

（注：本文3位作者均从事发电站技术管理工作）

参考文献

[1]高原.谈火电厂热控技术的更新与发展[M].中国电力出版社，2007.

[2]白小勇.火电厂热控保护工作的重要性[J].电力技术，2011.

[3]孙长生等.火电厂热控系统可靠性配置与事故预防[M].中国电力出版社，2010.