几起发电厂热工保护系统故障的分析处理

高宪宾，刘 飞

（华电国际十里泉发电厂，山东 枣庄 277103）

随着大型机组所占比重的增加，机组的安全可靠性对整个电网的稳定性影响逐渐加大。发电机组的正常运行离不开热工控制系统，保障机组安全离不开保护系统，因此热工控制和保护系统是否安全可靠成为影响机组及电网安全的重要因素。以下通过热工故障案例的分析，提出了提高热工系统可靠性的防范措施。

1 振动信号突变引起的机组跳闸故障

汽轮机轴振保护是汽轮机的一项非常重要的保护，汽轮机运行中由于转子中心不平衡、轴瓦润滑油压低造成油膜破坏、加热器水位高造成汽轮机水冲击等极端情况下，会发生轴系振动，当TSI（汽轮机安全监视系统）装置轴振信号超过危险值时，会发出跳闸信号至ETS（汽轮机跳闸保护系统）停机。近年来，多个发电厂均出现过由于汽轮机振动保护误动导致机组“非停”事故发生，给发电厂造成了经济损失。

1.1 事故经过

某发电厂6号机组为哈尔滨汽轮机厂生产的300MW机组，TSI装置采用的本特利3500系列汽轮机参数监视系统，机组共有8个轴承，1—6号每个轴承上有2个轴振探头和1个瓦振探头，7，8号仅有X向轴振信号，瓦振仅作为监视报警，振动保护逻辑采用单点保护，即只要有1路轴振探头振动值超过危险值（0.254mm），TSI装置即发出“轴振大”信号至ETS停机。

某日该机组在负荷、主汽压力、主汽流量等参数没有变化的情况下，汽轮机1号轴承Y向振动值在4 s内由0.04mm突升至0.38mm，导致轴承振动大保护动作，机组跳闸。

1.2 故障查找与原因分析

汽轮机跳闸的首出原因为轴承振动大，查阅历史数据：除1Y振动数值存在突增情况外，1X方向轴振及其他轴承振动、1号盖振及轴瓦温度、润滑油压力等数据均没有异常变化。

测量1Y振动探头阻值为8.3Ω正常，就地检查发现1Y延伸电缆接头处缠绕的绝缘带上有水珠并和蛇皮管连接，同时绝缘带存在松动情况。1号轴振探头安装在前箱和高压缸之间1号轴承盖上部，安装位置狭小，且此处轴封漏汽严重，用红外线测温仪测量该处温度高达130℃左右，参考本特利振动探头说明书最高耐受温度为120℃，实际温度超过了允许温度10℃。经分析，认为故障原因为：

（1）振动探头和延长电缆之间的接头处理不当，轴封漏汽的凝结水进入接头处导致接地，串入干扰信号造成轴振值突变；

（2）1号轴承轴封漏汽严重，导致探头温度过高，使振动探头高温老化输出信号突变；

（3）按照设计原则，热工保护系统应设计有防止保护误动和拒动的措施，但该机组振动保护设计为单点保护，没有防止保护误动的措施。

1.3 处理措施

1.3.1 改善工作环境

为消除探头引线和电缆接头接触不良、进水等隐患，将轴封漏汽严重、探头温度较高的振动探头，更换为9 m长一体化耐高温铠装探头，取消中间接头，最高耐温260℃。同时在汽轮机轴封漏汽严重的地方，加装防护挡板，挡住轴封漏汽，在轴承壳体上部加装冷却用压缩空气管对该轴承降温，并加强巡检测温。对于其他不漏汽的轴承，振动探头仍采用1 m探头+8 m延长电缆的连接方式，探头与延长电缆的接头拧紧后，再缠上几圈生料带，外面用直径为8mm的热缩管缩紧，最后在外部套上蛇皮管防护。

1.3.2 优化单点保护逻辑

为避免单一轴振信号故障，误发保护信号导致机组“非停”事故的发生，许多发电厂已对汽轮机轴振保护进行了优化。

虽然各个发电厂所采用的策略各有不同，但总体原则是一致的：既要防止振动保护误动，又要防止振动保护拒动。经过反复论证，将轴振保护修改为：当任一轴承任一方向振动大于机组跳闸值且本轴承另一方向轴振或相邻轴承任一方向的轴振信号大于报警值时，触发振动大机组跳闸，还进行了以下优化。

（1）为避免修改后的振动保护拒动，将原TSI组态中报警3 s延时修改为1 s。

（2）TSI装置的继电器32卡中逻辑语句表达式的长度有限制，只能写下60个逻辑操作符，当采用较为复杂的逻辑语句表达式时，会出现写不下的情况。此时，可以利用32卡的备用通道，将逻辑表达式分开写在2个DO通道中，如分别将1—4号轴振和5—8号轴振逻辑表达式分别写在不同的DO通道上，再在端子排上将此2个DO信号并联后再送至ETS系统。

（3）TSI装置的继电器32卡件如果涉及到“与”逻辑，有一个重要选项为“AND VOTING SETUP”。该选项系统默认为“正常与”，如果选择该模式，则当运行中某个通道故障旁路灯亮起时，该通道的报警和跳闸在“与”运算中都为“1”，与该通道超过跳闸值“相与”的逻辑表达式中只要有1路信号超过报警值，就会触发机组跳闸，因此这种模式是非常危险的。应选择“真与”模式，此时情况正好相反，当运行中某个通道故障旁路灯亮起时，该通道的报警和跳闸在“与”运算中都为“0”，与该通道超过报警值“相与”的逻辑表达式将会拒动。因此应严格执行TSI装置巡检制度，发现通道故障旁路灯亮时，立即检查处理，防止振动保护拒动。

（4）由于7，8号轴振仅有1个振动探头，为防止振动保护拒动，8号轴振保护采用8号轴振超过危险值“与”7号轴振或6X与6Y轴振中任一个超过报警值，作为触发条件，如图1所示。

图1 修改后的轴振保护逻辑

2 热工电源故障造成的保护误动

汽轮机ETS保护系统多数设计为PLC（可编程逻辑控制器），也有部分发电厂采用DCS系统的专用卡件替代PLC。不论是DCS还是PLC，其I/O模块的电源设计均采用了双路冗余设计。根据电工学知识可知：电压源不能直接并联。通过以下的案例可知，冗余直流电源设计存在缺陷会造成严重的后果。

2.1 事故经过

某发电厂5号机组ETS系统采用的是西门子S7-300双PLC冗余保护系统，I/O卡件采用24 V外供电方式，DO输出通过24 V扩展继电器，控制4个AST（遮断电磁阀），1与3和2与4号AST电磁阀采用先并联再串联的油路结构，采用UPS（不间断电源）和保安段2路冗余电源供电，正常运行时为常带电。当PLC接收到跳闸信号时，PLC输出继电器动作，AST电磁阀失电打开，卸掉AST油压，汽轮机所有进汽阀门关闭，机组跳闸。

某日该机组带供热系统调试，负荷51.71MW，主汽压力6.39 MPa，主汽流量209.37 t/h，各项参数正常，无重大操作，ETS系统1—4号AST电磁阀突然动作，甲、乙主汽门关闭，机组跳闸。

2.2 原因查找与分析

ETS首出跳闸原因显示为发电机主断路器跳闸，电气继电保护装置记录电气跳闸原因为汽轮机跳闸，二者互相矛盾。

调阅送至DCS系统的ETS跳闸条件信号的历史趋势及SOE事故追忆记录，ETS无跳闸原因，最先输出的是AST电磁阀1，2，3，4动作跳闸。

对AST电磁阀控制接触器的24 V DC双路电源进行拆线测量，发现一路24 V DC电源模块输出电压为零。

经分析，故障原因为：由于设计失误，两路24 V DC电源的输出直接并联后接至24 V电源母排，向下串联PLC跳闸接点后，控制AST电磁阀的接触器线圈。机组运行中，其中一路24 V DC电源模块突然老化损坏输出电压为零。由于电源模块的内阻很小，使另一路24 V DC电源瞬间短路，从而使处于带电吸合状态的AST电磁阀接触器线圈失电，接触器常闭接点断开，1—4号AST电磁阀失电，造成机组跳闸。

2.3 处理措施

（1）将24 V电源模块更换为带失电报警功能的直流24 V模块，增加24 V高选模块，两路直流24 V分别送至高选模块的输入端，经过高选后输出。当被高选输出的一路24 V电源模块故障失电时，其电压一旦降低到低于另一路24 V电源模块的输出电压，高选模块立即切换至另一路24 V电源输出，确保接触器在电源模块故障时不失电。

（2）利用机组停机的机会，对所有热工电源系统增加交流、直流电源失电报警，对直流电源供电回路全面排查，消除直流电源不经高选直接并联的隐患。

3 热工一次元件故障造成的保护误动

汽轮机高压主汽门关闭信号是机、炉、电大联锁的触发信号之一。某发电厂主汽门关闭信号由现场高压主汽门关闭行程开关发出，采用二取一设计，甲、乙两侧任一行程开关动作发出主汽门关闭信号，通过DCS系统DO继电器送至FSSS（锅炉炉膛安全监控系统）停炉、电气继电保护装置跳闸，由于没有设计防止保护误动措施，当任一行程开关老化故障误发信号时，将必然导致机组“非停”的后果。

3.1 事故经过

某日机组负荷258.5MW，主汽压力16.14 MPa，主汽流量690.04 t/h，机组运行在AGC（自动发电量控制）方式，各项参数正常，无重大操作，A主汽门关闭信号突然发出，锅炉MFT（主燃料跳闸），机组跳闸。

3.2 故障查找与原因分析

检查锅炉MFT首发原因：机组A侧主汽门关闭。现场检查A侧高压主汽门阀杆处存在很轻微的漏汽现象，用红外测温仪测量主汽门行程开关安装底板温度高达130℃，测量B侧高压主汽门行程开关的安装底板温度分别为70℃。A与B两侧主汽门行程开关采用霍尼韦尔公司LSA6B型产品（最高耐温120℃），在大修中曾同时更换。对比两行程开关的老化情况判断：A侧高压主汽门行程开关因长期超温工作，内部微动开关触点受热老化，引起接点抖动，导致A侧主汽门关闭信号误发。

3.3 处理措施

（1）抬高A与B侧高压主汽门行程开关安装底板，中间加装隔热石棉垫，避开高温门杆漏汽，阻挡高温辐射；每次机组停机检修，要对主汽门行程开关打开检查，若发现有端子老化、拐臂动作不灵的情况，应及时更换处理。

（2）“高压主汽门关闭”逻辑由原来的“任一侧高压主汽门关闭”修改为：任意一侧的高压主汽门“开到位”信号“取反”和该侧主汽门“关到位”信号“相与”，发出“主汽门关闭”信号，修改后的保护逻辑既防止了保护误动也避免了拒动。

（3）对处于高温环境下的保护用一次元件，如大（小）机TSI振动探头、大（小）机主汽门行程开关等进行全面排查，采取加装防护挡板、加装压缩空气的方法对测点冷却，同时对单点保护的逻辑进行合理优化，避免单一保护元件高温老化而导致保护误动。

4 电机烧毁引发的机组非停事故

电气400 V保安电源一般分为A与B两段，冗余配置的小功率辅机分别挂在两个不同的电源段，热工阀门电动装置的电源取自400 V的某一段，一般没有按照分段原则进行设计，当该段电源故障时，自动或手动切换至另一段。下面这起案例是某机组由于电气辅机故障引起400 V电源电压剧烈波动，使所有给粉机一次风门电动装置控制电源瞬间失电，一次风门关信号误发，造成FSSS系统误发联锁停给粉机信号，引发机组MFT。

4.1 事故经过

某日，机组AGC方式运行，负荷263MW，A，B，C，D排粉机及A与B磨煤机运行，A，B，C，D层和E1与E3给粉机运行。启动D磨煤机，9 s后D磨煤机电机跳闸，“电气6kV 7B段母线接地”报警，锅炉MFT，首出原因为“全炉膛无火”。

4.2 检查情况

现场查阅D磨煤机保护装置动作记录：速断保护动作，A相二次电流64 A，C相二次电流88.47 A（速断保护动作定值为18 A）。

调阅故障录波器记录，发现D磨跳闸时引起机组6kV 7B段、400 V 7B段电压降低，从电压开始下降至恢复正常时间约为120 ms，期间6kV 7B段电压最低降至1.37kV，400 V 7B段电压最低降至90 V。

调阅DCS报警记录，发现D磨煤机故障后，机组所有给粉机一次风挡板“已关”报警信号发出。

炉侧电动门磁力柜电源设计为2路供电方式，分别接至机组400 V工作7A段和400 V保安7B段，故障时磁力柜电源工作在400 V保安7B段，而400 V保安7B段的工作电源为机组400 V工作7B段。各电动门控制回路电源取自各自动力回路。就地阀门开、关行程信号送至磁力柜控制回路，经继电器扩展后，通过其常闭接点将信号送至FSSS系统显示阀门状态和参与联锁。

4.3 原因分析

（1）磨煤机电机大修时检查不细致，没有及时发现电机线圈端部引线存在碰触的隐患并采取相应措施。

（2）由于磨煤机电机为重载、频繁启动的电机，线圈端部引线在巨大的电动力作用下碰触、摩擦，加之运行中振动作用，最终导致电机引线间绝缘磨损，引起电机A与C相端部引线相间短路，电机保护装置速断保护动作，磨煤机电机跳闸。

D磨煤机电机故障时导致400 V 7B段母线电压最低降至90 V，造成所有给粉机一次风挡板控制回路电源由220 V降至50 V左右。扩展继电器线圈释放，其常闭接点闭合，所有给粉机一次风挡板“已关”信号误发。FSSS系统接收到一次风挡板关闭信号，联锁动作跳闸给粉机，造成运行中的给粉机全部跳闸，燃料丧失，触发锅炉MFT。

4.4 处理及防范措施

（1）电机大修时，对电机端部引线进行仔细检查，重点检查端部引线间有无碰触部位、引线固定是否牢固等。对于重载、频繁启动的磨煤机、排粉机电机等，应根据电机实际运行情况，合理安排其检修周期。

（2）完善FSSS系统给粉机跳闸逻辑：采用一次风门开到位信号“取非”和关到位信号“相与”联锁跳闸给粉机，避免由于一次风门电源故障误跳给粉机。

（3）利用机组检修机会，增加电动门磁力柜电源自动切换装置。

5 结语

热工保护的设计原则是“宁可误动、不可拒动”，然而，近年来热工保护误动引发的机组“非停”事故越来越频繁，如何在不违背热工保护设计原则的基础上，让热工保护既能防止拒动又能防止误动，这是摆在热工维护人员面前不得不面对的一道难题。通过对4个典型热工事故案例进行逐一剖析，提出相应的整改措施，有利于提高热工保护的可靠性。

[1]王志祥，黄伟.热工保护与顺序控制[M].北京：中国电力出版社，2009.