2013年浙江省火电厂热工故障及异常的统计与分析

丁俊宏，孙长生，王蕙，王翔

（1.浙江省电力公司电力科学研究院，杭州310014；

2.浙江浙能绍兴滨海热电有限责任公司，浙江绍兴312073）

发电技术

2013年浙江省火电厂热工故障及异常的统计与分析

丁俊宏1，孙长生1，王蕙1，王翔2

（1.浙江省电力公司电力科学研究院，杭州310014；

2.浙江浙能绍兴滨海热电有限责任公司，浙江绍兴312073）

对浙江省火电厂2013年因热控原因引起的机组跳闸和典型异常事件进行统计和分析，将主要故障异常类型分为系统软/硬件故障、逻辑组态参数不完善、现场设备故障、热工维护不当等几个方面。从提高热控自动化系统的可靠性着手，在完善控制系统逻辑和改进热工现场设备以及提高热控自动化系统的管理措施等方面提出建议，供电厂热工维护人员参考。

火电厂；热工；故障；原因分析；建议

通过持续开展热控系统故障分析工作，可以发现热控系统的薄弱环节和潜在危险，以便有针对性地制定可靠性预防措施，减少因热工设备维护或组态设计原因引起的发电机组非计划停运次数，为企业节能降耗和提高设备健康寿命发挥重要作用。

本文通过对浙江省网属发电厂2013年因热工原因引起机组二类及以上设备障碍和典型异常事件进行统计分析，提出了减少热控系统故障的预防措施，供各发电厂检修维护参考。

1 热工考核故障原因统计分析

据热工技术监督统计，2013年考核为热工专业原因的设备一类障碍为8次，设备二类障碍6次，与热工专业设备相关的典型故障12次。2013年运行机组实际发生的热工设备一类障碍为0.09次/台机组，二类及以上障碍为0.16次/台机组。完成年初上级下达的监督网属机组因热工原因引起的设备二类障碍及以上故障全年不超过0.4次/台机组、因热工原因引起的设备一类障碍及以上故障全年不超过0.25次/台机组的目标，机组的障碍率相对平稳。

对各种故障情况进行分类，主要包括系统软/硬件故障、逻辑组态参数不完善、现场设备故障、热工维护不当以及不明原因等方面，故障归类统计见表1。

表1 故障主要原因归类统计

表1显示，2013年考核到热工专业原因的二类以上障碍以及与热工相关的典型故障中，因控制系统软/硬件故障引起的占11%，因逻辑组态参数不完善引起的占27%，因热工现场设备故障引起的占31%，因热工维护不当引起的占23%，因不明原因引起的占8%。统计表明，由于逻辑组态参数不完善、热工现场设备故障及维护不当原因造成故障的比例较大，说明在热工逻辑参数完善及设备管理方面仍有较多的工作需要进一步开展。结合发电厂事件信息反馈和现场事件原因实际查找情况，可以对引发2013年热工安全考核故障现象及主要原因开展深入分析。

2 热控系统故障现象及原因分析

2.1 控制系统软/硬件故障

2.1.1 设备二类障碍

2013年9月10日4时57分，某发电厂4号机组PCU22 MOD02卡件故障报警，汽泵4A跳闸，RB动作。机组负荷由520 MW减至280 MW，同时发现PCU22 MOD02部分DI状态信号失去。检查发现PCU22 MOD02的MFP主卡件故障，更换后恢复正常。分析认为，因PCU22 MOD02的MFP主卡件故障，导致所有I/O卡件离线，并且有多次离线、在线的反复过程，在线初始化过程中可能误发前置泵4A跳闸信号。同时，PCU22 MOD 02的MFP主卡件故障后，并未发出相应的故障代码，从而系统未能自动切换到冗余的MFP备用卡件。

2.1.2 典型异常

（1）2013年10月9日，某发电厂机组运行中闭式冷却水系统部分调节阀自动关闭，就地手动调节温度期间，负荷由449 MW减至276 MW。检查发现DCS14号站MCS系统中的S-2140521-BQ卡件（AO）故障，卡件指令输出为0 mA，使该卡件中的闭式冷却水用户调整门关闭。检查发现气动调整门无断信号保位功能，需要对不具有“三断”功能的定位器进行更换。

（2）2013年4月5日，某发电厂6号机组DEH系统60CKD02控制器故障报警，右侧AP停运。停运并更换至左侧AP控制器，清空AP652两侧控制器的所有逻辑，再重新下装代码后，故障报警消除，两侧AP同步成功且运行正常。

2.2 控制逻辑组态参数不完善

2.2.1 一类障碍

（1）2013年6月16日，某发电厂9号机组在控制再热汽温时，汽机调门调节过大，引起汽包水位波动大。给水泵汽轮机的给水控制指令输出与实际转速偏差达10%，导致2台给水泵汽轮机CCS遥控自动退出，给水自动退出。给水泵汽轮机低压调门跟踪指令目标值继续自动开大，最终汽包水位高高MFT。

（2）2013年9月9日，某发电厂4号机组115 MW运行时，汽包水位从零水位附近快速下降，降到-200 mm以下时，机组紧急停机。检查发现因DCS卡件故障，2台给水泵液耦反馈到零（坏点），致液耦执行机构指令与反馈偏差大于30%，液耦执行机构随即关闭，引起给水流量减小、汽包水位下降。

2.2.2 典型异常

（1）2013年6月1日，乐天5449线B相故障引起负荷瞬时突变，某发电厂3号，4号机组DEH中KU（快控汽门减负荷）回路动作，引起机组功率下降，导致发电机零功率切机保护动作，机组解列。检查确认保护动作情况与原设计相符，但KU回路和零功率切机保护需进一步完善。

（2）2013年7月21日，某发电厂1号机组一次风机1B自动关小动叶开度后出力被压，风机失速。检查发现4PCU柜FEC子模件出现过短时故障，动叶反馈坏质量并保持，导致1B一次风机自动退出。一次风机动叶由模拟量指令和反馈比较后输出的开关量信号控制，由于反馈与指令信号有偏差且大于动作死区，风机动叶不受控，单方向动作使得1B风机失速。事后增加了风机静叶模拟量反馈信号的坏质量判断，出现坏质量信号时将动叶位置保持在当前值，并将引风机动叶指令由模拟量控制修改为开关量控制。

（3）2013年8月22日，某发电厂4号机组锅炉给水流量低MFT跳闸。分析认为当时电网发生了低频振荡，机组由CCS自动切至BI（锅炉跟踪）后，由于操作人员在将机组由BI切至CCS方式过程中误投“带转速控制器的负荷运行方式”，对机组正常调节造成了严重干扰。在投入带转速控制器的负荷运行方式瞬间，电气功率信号发生数次波动，2种因素叠加后，造成机组KU动作。当机组第二次KU动作时，调门快关，导致给水泵汽轮机进汽压力下降和转速快速下降，最终因给水流量低保护动作而MFT。

（4）2013年10月29日，某发电厂1号机组GGH（烟气换热器）A密封风机电机试转送电操作过程中，因人员操作失误导致380 V脱硫1A段母线进线开关跳闸，炉膛压力高高保护MFT跳闸。检查发现1号炉脱硫GGH A密封风机380 V MCC（电动机控制中心）开关柜内设备损坏。由于逻辑延时无法躲过脱硫保安电源的切换时间，造成脱硫保安MCC备用电源切换失败。1号炉脱硫烟气进口挡板失电后，逻辑判断为挡板关闭，联锁增压风机跳闸。因1号炉脱硫旁路挡板电源接在1号炉脱硫保安MCC，该MCC的失电造成脱硫旁路挡板也无法开启，烟气出口通道被阻，最终因炉膛压力高高导致MFT动作。发电厂在该事件后优化了增压风机跳闸逻辑，并调整DCS执行周期和模块执行顺序。

（5）2013年9月22日，某发电厂2号机2A汽动给水泵跳闸，RB动作，给水泵汽轮机跳闸首出原因为超速。检查发现2A给水泵汽轮机低调阀反馈连杆固定螺帽松动，致使转速波动，又因3个转速探头的灵敏度差异造成转速快速变化时转速测量值不同，最终使系统转速（三取中）与3个转速测量值偏差超过100 r/min而判断3个转速值为坏点，触发转速高跳闸。

2.3 热工现场设备故障

热工现场设备故障导致设备一类障碍3次，设备二类障碍1次，未考核但与热工相关的主要故障4次。

2.3.1 一类障碍

（1）2013年2月6日，某发电厂6号机出现“差胀高遮断1，2，3”（-4.7 mm）跳闸。打开2号轴承盖对探头和延伸电缆进行检查，发现电缆接头有氧化现象并造成接触不良，引起信号变化。更换探头及延伸电缆后信号恢复正常，检修中通过增加差胀探头构成冗余保护。

（2）2013年4月10日，某发电厂一期烟囱改造结束，脱硫系统由原小烟囱切换到大烟囱运行。在进行试验电动关闭2号炉原烟气挡板门时，原烟气进口压力低保护动作，2号增压风机跳闸，联跳2号炉的3号、4号引风机，最终因MFT动作停机。

（3）2013年9月1日，某发电厂2号机组正常运行、负荷344.5 MW，MARK VI系统出现液压跳闸油压力低，机组跳闸。检查液压系统，液压油压力开关均正常。通过报警记录分析发现就地紧急按钮信号为跳闸首出原因。因紧急按钮5个信号的串接回路连接点松动，引起P模块保护动作，液压跳闸油电磁阀动作，从而关闭CV阀、IV阀、燃料截止阀等。该事件后对燃机跳闸按钮的设置进行了优化。

2.3.2 二类障碍

2013年10月21日，某发电厂4号机组4号增压风机跳闸，脱硫旁路打开，脱硫撤出，首出原因为增压风机振动大。检查发现信号线和接地线均正常，分析最大可能为有干扰信号从3号机组增压风机振动测量系统信号电缆引入（3号、4号机组增压风机振动测量系统在同一机柜内）。事后断开B修中的3号机组增压风机振动测量系统电源，拆除相应的信号电缆。

2.3.3 未考核但与热工相关的主要障碍

（1）2013年12月20日，某发电厂2号机组负荷295 MW运行，进行2号机组ETS通道定期试验，在A侧低真空试验中，低真空保护动作，机组跳闸。通过跳闸后的试验及2013年12月31日停机试验分析，认为该次跳机的主要原因是气温变化，取样管路存在U型布置，导致取样管道存有积水引起B侧真空逐步下降。试验中还发现逻辑上存在故障隐患。

（2）2013年2月27日，某发电厂2号机组2B增压风机进口挡板全开信号失去（3取2），造成脱硫2B增压风机跳闸，联跳2B引风机，机组RB动作。检查发现增压风机进口挡板执行机构连杆球头磨损严重，引发挡板摆臂晃动，导致1个开限位行程开关脱扣，另1个开限位行程开关故障，引起增压风机进口挡板开信号（三取二）消失。事件后，增加了增压风机进出口挡板限位开关任一信号丢失的声光报警，并探讨脱硫取消旁路逻辑的优化方案。

（3）2013年6月17日，某发电厂5号机组运行中，右侧高旁压力开关控制回路故障，导致高旁安全电磁阀瞬间失电，高旁阀C开启。事后检查了信号回路，并考虑将保护动作优化为“三取二”控制方式。

（4）2013年7月23日，某发电厂消缺时拉开2A引风机油站油泵A电源后，2台油泵控制电源切换所需延时继电器失效造成控制电源失电，2台油泵全停，2A引风机跳闸，机组RB动作。在运行处理的过程中，锅炉因给水流量低而MFT动作。

2.4 热工检修维护不当

2.4.1 一类障碍

（1）2013年12月21日，某发电厂2号机组463 MW负荷运行时，2台润滑油泵全停保护动作跳闸。检查发现TCS控制柜端子排同一端子有3根接线，接线不够紧固导致TCS系统中有适配器的电源线虚接，失电后其所带的DO卡信号丢失，DCS系统失电信号从“1”变为“0”，联停2台润滑油泵，保护动作，机组跳闸。

（2）2013年7月30日，某发电厂1号机组负荷312 MW运行中，磨煤机A/C/D跳闸，汽包水位大幅波动。因汽动给水泵转速指令与泵实际转速的偏差过大，A/B汽动给水泵退出遥控撤到MEH自动。期间炉侧2台操作员站CRT黑屏，运行无法及时干预，最终因汽包水位高高MFT动作。分析认为：机组增容改造后，修改了一次风机RB逻辑判断处理回路参数，当实际负荷上升时，锅炉指令反馈运算值超出允许带载能力，触发一次风机RB动作。

2.4.2 二类障碍

（1）2013年1月24日，某发电厂1号锅炉高压汽包水位测量C测点异常，造成1号机组不能启动。热工人员连续对C点取压管路进行了3次排污操作，均无水排出。事后检查发现1号锅炉高压汽包水位变送器C4点水侧取压管路堵塞。

（2）2013年3月19日，某发电厂4号机组4A引风机故障报警，4A引风机静叶开度从57%突关至当时的指令值32%，操作无效后，锅炉主控指令手动减至84%。撤出焓控加水无效后，燃料RB减负荷至340 MW。后经检查发现防雨罩设计不合理，执行机构防雨橡皮圈老化，因连日阴雨造成4A引风机静叶执行机构内部有少量水气进入，引起主控制板故障，静叶误动。

（3）2013年11月17日，某发电厂2号机组2B引风机电机轴承温度高保护动作，造成2B引风机跳闸。分析认为是测温元件安装不牢固，在接线处存在接触电阻，增大了测量回路的电阻值，导致温度上升，单点保护引起风机跳闸。事件后完善了引风机电机前轴承、后轴承温度高跳引风机的逻辑。

2.4.3 未考核但与热工有关的主要障碍

2013年5月15日，某发电厂1号机组脱硫原烟气压力低保护动作，导致增压风机跳闸、锅炉MFT。分析认为增压风机烟气压力调节与引风机炉膛负压调节品质差、抗扰动能力弱。炉膛负压调整过程中，当炉膛负压有稍大范围的波动时，调节对象出现振动发散现象，最后导致原烟气压力低触发增压风机跳闸保护，引起锅炉MFT。

2.5 原因不明

2.5.1 一类障碍

2013年9月7日，某发电厂4号机组突发MFT跳闸，检查发现跳闸原因是锅炉总风量低低。分析认为：机翼式风量测量装置在堵灰情况下有可能无法正确检测到风量变送器所需的差压值，从而导致二次风量测量值迅速下降到零。另外，送风机出口压力偏低，在空预器阻力增大、炉膛压力上升后，实际送风的阻力增大，进入炉膛的送风量减少。2种因素造成送风量测量值下降到零。但上述分析还需进一步验证。

2.5.2 二类障碍

2013年7月11日，某发电厂2号机2A汽动给水泵跳闸、RB动作，跳闸首出原因为2A汽动给水泵轴瓦温度高。检查历史曲线发现2A汽动给水泵推力轴承后温度明显上升，从21时41分38秒的69.79℃到21时42分28秒达到120.28℃后保护动作，21时42分32秒，该点温度最高至184.15℃，随后该点温度逐步下降，1 min后恢复至60℃。同时，对应的后轴承振动跳闸前为30 μm，跳闸时振动最大达到76 μm。就地检查接线端子紧固良好，分析认为可能存在干扰，具体原因待停泵后进行检查。

3 提高热控系统可靠性的措施及建议

根据对以上事件的归类统计和分析，就提高热控系统可靠性工作提出以下建议，供检修维护中参考：

（1）日常巡检中重视对控制系统的状态检查，在机组检修后按规范要求进行热控系统性能测试，确保系统电源、网络通信及控制器等冗余切换功能正常可靠。对出现过故障的同类卡件的寿命进行分析评估，必要时应及时安排批量更换。

（2）梳理厂内重要或公用系统的气动调整门，确保其具备断电/断气/断信号保位功能，对不具备“三断”功能且直接影响机组安全运行的阀门定位器要进行更换。对电动门的操作保持功能进行检查，防止点动后设备单向持续动作影响机组正常运行。

（3）当机组MEH系统因给水泵汽轮机的给水控制指令输出与实际转速偏差大导致遥控自动退出时，运行人员习惯在DCS给水画面上进行操作，但近年来由此造成数次人工干预失败。因此需要对偏差定值的合理性进行确认，可考虑适当放大偏差允许范围。

（4）严格执行热工控制逻辑修改及参数修改管理制度，在现场试验中对修改后的逻辑和参数进行复核确认后方可投入自动。

（5）热工画面的操作按钮设置和报警信息应便于运行人员监控，且不同运行或试验工况下的控制逻辑闭锁功能应考虑完善，避免运行人员误操作。

（6）上海汽轮机厂DEH系统的KU回路存在误动引起机组功率下降的可能，导致发电机零功率切机保护动作。应对KU逻辑保护回路进一步完善。

（7）检查重要阀门或挡板在失电后的状态输出情况，对失电后开反馈和关反馈信号均失去的设备，应确认其反馈状态用于联锁的逻辑是否完善，避免因状态信号失去而导致其他设备误动作。

（8）对使用时间较长的TSI系统探头和延伸电缆，检修中应认真进行外观检查，避免机组运行中由于设备老化而造成故障。

（9）燃气轮机就地紧急停机操作按钮信号采用常闭接点串接进入保护回路，任一接点松动都可能引起保护动作。因此必须加强日常检查，必要时将操作按钮移至可靠的位置。

（10）加强对外围DCS及TSI等共用系统的检修隔离措施的检查，避免相邻机组或设备在检修施工中对热工信号产生干扰影响。

（11）认真检查机组真空及给水泵汽轮机排汽压力测量取样回路的布置情况，避免取样管路有U型布置。取样管径应适当加大，保证凝结水流动不影响测量取样的准确性。

（12）做好露天布置的热工设备的防雨措施，定期检查设备防雨橡皮密封圈，对老化的密封圈及时进行更换。

（13）检修中应安排检查就地热工控制柜及外围辅控系统的冗余控制电源，正确评估电源配置的合理性。

（14）做好检修后热工控制柜内接线的紧固检查，避免同一端子上接入3个以上接线或虚接的情况，需要时应采用线鼻子压接方式。

（15）做好参与重要保护的风量测量信号回路的定期检查维护，保证风量测量装置运行正常。机组启动前检查风量信号投运情况，必要时改用可靠性高的测量装置。

[1]孙长生，朱北恒，尹峰，等.火电厂热控系统可靠性配置与事故预控[M].北京：中国电力出版社，2010.

[2]DL/T 261-2012火力发电厂热工自动化可靠性评估技术导则[S].北京：中国电力出版社，2012.

[3]DL/T 774-2004火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程[S].北京：中国电力出版社，2005.

（本文编辑：龚皓）

Statistics and Analysis of Thermotechnical Faults and Anomalies of Coal-fired Power Plants in Zhejiang Province in 2013

DING Junhong1，SUN Changsheng1，WANG Hui1，WANG Xiang2
（1.State Grid Zhejiang Electric Power Research Institute，Hangzhou 310014，China；2.Zhejiang Zheneng Shaoxing Binhai Thermoelectricity Co.，Ltd.，Shaoxing Zhejiang 312073，China）

This paper conducts statistics and analysis on unit tripping and typical abnormal events caused by thermal control in coal-fired power plant in Zhejiang province in 2013.Primary failures are divided into software and hardware faults of the system，incomplete logical configuration parameters，field equipment faults, improper thermal maintenance，etc.Starting with increasing reliability of thermal control automation system, this paper proposes suggestions from aspects of completing control system logic，improving field thermal equipment，enhancing management measures of thermal control automation system and so on,which can be references for thermal maintenance personnel in power plants.

coal-fired power plant；thermal engineering；failure；cause analysis；suggestion

TK38

：B

：1007-1881（2014）10-0023-05

2014-06-27

丁俊宏（1974－），男，安徽肥东人，高级工程师，从事热工自动化技术管理、热工测量及热工保护可靠性研究等工作。