2015年浙江省发电厂典型热控故障异常分析与建议

丁俊宏，丁宁，苏烨，王蕙

（国网浙江省电力公司电力科学研究院，杭州310014）

2015年浙江省发电厂典型热控故障异常分析与建议

丁俊宏，丁宁，苏烨，王蕙

（国网浙江省电力公司电力科学研究院，杭州310014）

对浙江省火力发电厂2015年因热控原因引起的机组跳闸异常事件进行了归类统计和分析，从提高热控自动化系统的可靠性着手，在提高热控硬件设备和现场设备的可靠性、完善控制系统逻辑和制定有效的技术管理措施方面提出了建议。

热工；考核；故障原因；建议

根据各发电厂监督工作上报统计，2015年浙江省发生22起设备二类及以上安全生产考核故障，收集上报相关设备异常49起，与2014年的故障异常事件统计情况相比，二类及以上故障发生次数有所增加，见表1。故障主要特点是新建机组发生故障有所减少，部分机组控制系统部件老化。对典型故障异常进行原因分析，总结故障处理的经验教训，并制定相应的反事故预防措施，可以供同类电厂借鉴，避免类似事件的重复发生。

1 故障异常分析

2015年热工二类以上障碍以及典型故障可以分为控制系统硬件和软件故障、热工电源故障、控制逻辑不完善、现场设备故障、检修维护不当等5种类型。

1.1 系统软硬件故障

案例1（ABB控制系统）：2015年3月12日，某300 MW机组运行中四抽电动门突关，四抽多个抽气逆止门和疏水门同时动作，相关阀门控制均在PCU21柜M9控制器。3月23日再次出现四抽3个疏水阀同时打开的情况，并且无相关报警记录。通过逻辑分析确定由于PCU21柜内M7控制器通信送至M9的“负荷低于20%”信号动作造成阀门联锁误动。统计发现柜内控制器通信版本混用，通信负荷率瞬间峰值或干扰时可能引起信号传输错误突变。

表1 2014年、2015年热工故障异常事件统计

案例2（ABB控制系统）：2015年6月29日，某发电厂4号机组带负荷运行中出现循环水泵远程I/O柜出现模件状态报警和信号坏质量报警，循泵A/B出口蝶阀全关，造成凝汽器真空低低保护动作引起机组跳闸。检查发现循环水泵远程I/O柜模件机笼局部电路板腐蚀，导致远程柜与本地控制器通信异常，部分DO指令误发。更换ABB DCS系统远程柜RIO卡件所在的MMU机笼后，通信恢复正常。

案例3（和利时控制系统）：2015年5月23日，某发电厂1号机组运行中1A/1B小机（给水泵汽轮机）指令迅速下降引起小机转速随即下降，给水流量由618.17 t/h降至31.7 t/h，汽包水位最低下降至-220.69 mm后由运行人员操作缓慢回升。分析认为19号冗余控制器中2个转速调节手操器的模式不一致，在主从控制器切换时小机转速指令发生了跳变。

案例4（OVATION控制系统）：2015年1月23日，某发电厂2号机组负荷560 MW运行中转速偏差大报警，2A汽动给水泵跳出转速自动，转速快速下降。分析认为2A小机MEH（小型汽轮机电液调节系统）控制器运算出错，导致2A小机控制方式切手动，阀门指令由20.839突变至4.755，引起转速突降。

1.2 热工电源故障

案例1：2015年1月14日，某发电厂660 MW机组汽门电磁阀同时动作，高、中压主汽门以及调门自动关闭，造成负荷急剧下降引起机组跳闸。检查发现报警画面中“电源L+B”报警；L+A和L+C对应电源监视继电器指示正常；L+B回路电源监视继电器无指示，回路无供电。由于每组电磁阀采用V03和V04供电回路冗余供电，V03由L+A和L+B构成，V04由L+B和L+C构成，正常情况下L+B单路电源失去不会引起电磁阀失电动作。检查发现由于超速保护装置电源回路的端子开路，引起L+B回路失电，V03和V04供电回路上的二极管实际容量不足，造成回路过载运行，二极管发热击穿，电源输出端无电压。如图1、图2所示。

案例2：2015年10月29日，某发电厂6号机组运行中MTSI（给水泵汽轮机安全监视系统）电源故障报警，2台小机由于轴向位移高保护动作跳闸，机组MFT（主燃料跳闸）动作。对故障电源模块检测后发现脉宽调制芯片供电电容老化，分析认为一路UPS电源故障把本路RPS6U电源模块烧毁后，由于另外一路RPS6U模块老化造成带负载能力下降，负荷的瞬间上升把该路模块烧毁，最终芯片供电不足无法正常运行。

图1 V04输出端子套管烧焦

图2 V03和V04内部二极管已熔断

1.3 控制逻辑不完善

案例1：2015年3月3日，某发电厂3号机组在启动过程中突发分离器液位高导致机组MFT动作。检查发现分离器下降管出口温度信号故障突变，引起分离器液位信号从8.3 m突升至15.2 m，造成MFT误动。事后完善了分离器液位计算逻辑，并计划增加温度测点构成冗余测量方式。

案例2：2015年7月29日，某发电厂4号机组带370 MW负荷运行中，汽包水位信号异常升高，最终汽包水位高高锅炉MFT。检查发现由于配合机组性能试验，热控人员现场拆除主蒸汽温度元件后，导致主蒸汽温度信号迅速下降。由于主蒸汽流量计算采用了主蒸汽温度修正，主蒸汽温度信号快速下降使主蒸汽流量显示值急速上升，而实际蒸汽流量未增加，最终导致汽包水位高高。

案例3：2015年4月16日，某燃机电厂9号机组凝汽器液位低低开关误动造成凝结水泵跳闸，同时逻辑条件禁止备用凝结水泵的启动，最终导致凝汽器水位高高保护动作引起机组跳闸。分析认为凝汽器液位低低开关接入凝结水泵电气回路的单点保护，运行中单点信号动作造成联锁功能异常。

1.4 现场设备故障

案例1：2015年3月12日，某发电厂4号机组B凝结水泵跳闸，经检查为除氧器上水主调门前电动门故障引起。事后检查发现该电动门电源板上有烧痕，设备厂家认为电源板供电异常造成固态继电器异常翻转。电动门在该时段自发关闭后打开，B凝结水泵出口流量低，再循环门未能及时开到80%，造成凝结水泵B保护跳闸。

案例2：2015年7月28日，某9E燃机运行中，余热锅炉烟气挡板由100%直接关到0%，多次操作开启指令挡板均不动作。检查分析发现余热锅炉挡板跳闸电磁阀线圈短路，导致挡板液压站液压油油压无法建立，烟气挡板突然关闭。

案例3：2015年4月11日某发电厂1号机组负荷624 MW运行中，1A小机转速偏差大跳闸，机组RB（机组辅机故障减负荷）动作，检查历史曲线发现1A小机转速测点1和3测量同时失准引起。分析认为1A小机磁阻式转速探头1和探头3在3 400～3 900 r/min区域间抗干扰能力差，并且画面报警设置不完善，导致转速测点1波动未及时发现。

案例4：2015年5月28日，某发电厂1号机组1 030 MW负荷运行中，1B小机连杆固定处螺丝松动造成1B小机调门反馈突变，如图3所示。伺服卡发出关小1B小机调门的指令，1B小机的实际转速下降，CCS（协调控制系统）运算输出的1B小机转速指令升高。最终1B小机实际转速与CCS指令偏差大于2 000 r/min，汽泵无出力跳闸保护动作，触发汽泵跳闸RB动作。

案例5：2015年9月15日，某发电厂5号燃机启动后，由于20CB-1阀门阀杆卡涩，阀杆无法完全打开，使启动线圈一直处于得电状态，电气回路长期大电流运行，延时FU7熔断器烧毁，引起机组负荷在12 MW时燃机4个防喘放气阀无法关闭，触发自动减负荷逻辑，自动减负荷至发电机开关解列。

1.5 检修维护不到位

图3 1B小机连杆固定处螺丝松动

案例1：2015年4月20日，某发电厂1号机组进行汽机高压主汽门活动性试验过程中，运行人员按操作票要求执行到1号高压主汽门全关步骤时，机组跳闸。检查发现由于2号主汽门的全关行程开关内积水，造成该全关信号一直处于动作状态。当试验中1号高压主汽门实际全关后，2个高压主汽门关闭信号同时处于动作状态，满足机组再热器保护条件，机组发生MFT。

案例2：2015年4月22日，某发电厂2A磨煤机一次风量2个测点信号偏差大。就地拆卸接头检查仪表管路，发现内部积灰较多，吹扫后，测点测量值恢复正常。分析维护记录发现风量信号偏差大的情况约每周出现1次，且均为仪表管堵塞导致。说明定期吹扫处理周期不合理。

案例3：2015年6月9日，某发电厂4号机组检修后机组启动过程中，4C电动引风机跳闸引起RB动作。检查发现RB逻辑中引风机跳闸“三取二”功能块计算异常引起，由于检修中对DCS系统逻辑进行了修改完善，但未对该RB逻辑进行逻辑模拟验证。再次逻辑修改后对控制器分别进行清空下装处理后正常。

案例4：2015年1月17日，某发电厂3号机组3A小机低压调门关闭，给水流量突降，3A汽泵转速由5 690 r/min快速下降，手动打闸3A汽泵，机组RB。检查发现3A小机低压调门伺服装置控制信号航空插座螺口变形，插头未拧到位，运行中因持续振动插头触点松脱，控制信号丢失造成调门快速关闭。

2 提高热控系统可靠性的预控措施

（1）梳理统计ABB DCS系统控制器通信版本的，对不同通信版本共用的控制机柜配置进行完善。对重要保护信号在源端和接收端增加并列通信点，在接收端将通信点相与或者三取二后再作为联锁保护信号。

（2）评估完善外围远程站设备的更新升级周期，消除卡件或通信接口设备老化造成的故障隐患。停机时对DCS系统的背板、模件外观进行全面检查，对存在的局部腐蚀等情况的MMU背板和模件及时进行更换。做好各台机组模件的更换记录，通过统计分析对部件寿命进行预估。

（3）在组态设计中考虑将冗余配置的系统及各自辅助设备逻辑功能分配在不同的控制器中。案例2中2台循泵的控制在同一控制器中，且远程柜与本柜通过一对模件通信。一旦通信模件或其所在的MMU故障，2台循泵都将失去控制和监视。

（4）严格执行电源设备巡检制度，定期对DCS电源柜、电动门电源柜和仪表电源柜等进行红外测温检查，建立台账记录。加强外围热控系统的运行环境维护，确保DCS远程站以及PLC控制站等电源设备运行稳定性。

（5）梳理重要系统的电源异常报警设置，完善系统大屏报警功能，及时将热控系统单路电源异常信息提供给热控维护人员，提高热工电源故障报警及时性。

（6）检修中对TSI系统电源进行冗余功能检查，确保电源模块的输出电压及功率满足设备运行需要；完善TSI系统硬件配置，考虑将2台小机的TSI框架独立设置。

（7）梳理机组主重要调节保护信号的修正逻辑，优化修正信号取信方式，提高主蒸汽温度取信可靠性，重要信号应采用3取2逻辑配置。

（8）对在DCS系统和电气回路中重复设置的联锁保护条件进行梳理，取消不必要的重复保护。对必需的电气回路的单点信号应增加证实条件，提高信号可靠性。

（9）做好设备改造前的图纸和逻辑审查，重要信号如磨煤机减速器温度测点等，需设计接入DCS系统，以便于显示和控制。

（10）做好现场设备故障统计分析，利用检修机会，对出现故障同类电动门的电源板和控制板进行全面检查，及时更换可能故障的板卡。

（11）采用抗干扰性能好的磁阻式转速传感器，启动过程中重点检查冗余转速信号，完善转速信号故障报警设置。

（12）重视设备使用前的检查测试，避免运行中设备出现故障异常情况。适当缩短老旧电磁阀回路和动作试验检修周期，确保电磁阀正常可用。

（13）梳理完善现有机组在线试验允许条件，在机组设备或相关热工信号不处于试验前的正常状态时，应闭锁执行在线试验指令；DCS和DEH等热控系统中用于机组保护的重要信号应增加显示报警和历史记录功能。

（14）加强对热工现场设备漏水积水防护的规范性检查，对电缆入口朝向不合理的行程开关进行位置调整或防护，消除渗漏隐患；做好热工设备及取样管路防冻工作，特别是仪表柜入口部位的局部保温。

（15）加强现场安装的监督检查，及时发现安装隐患，做好热工现场设备的日常巡查。对存在振动磨损的仪表管建立检查台账，分析薄弱点，在机组检修中更换；通过日常检查及时发现连杆断裂隐患，完善固定方式。

（16）热控人员在对逻辑修改后，应按规范要求进行静态检查、联锁试验，确保逻辑功能符合要求。编写完善系统组态下装和备份操作卡，通过实操演练提高热控人员的维护操作能力。

3 结语

通过对2015年浙江省发电机组热控系统故障案例的分类分析，总结了提高热控系统可靠性的事故预控措施。针对控制系统老化和电源故障情况需要及时开展系统设备的升级改造。热工现场设备故障及检修维护不当原因造成的故障增多，说明热控系统完善和设备管理水平提升方面仍有较多的工作需要进一步开展。

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[6]曾海波.西门子SPPA-T3000紧急跳闸系统故障与处理

（本文编辑：张彩）

Analysis and Suggestion of Typical Thermal Control Faults and Abnormalities of Power Plants in Zhejiang Province in 2015

DING Junhong，DING Ning，SU Ye，WANG Hui
（State Grid Zhejiang Electric Power Research Institute，Hangzhou 310014，China）

This paper classifies and analyzes unit tripping abnormalities caused by thermal control of coal fired power plant in Zhejiang province in 2015.In view of reliability improvement of thermal control automation system，the paper brings forward some suggestions on improving hardware reliability of thermal control system，perfecting control system logic as well as laying out effective technical management measures.

thermal engineering；check；failure cause；suggestion

TK37

B

1007-1881（2017）01-0027-04

2016-10-10

丁俊宏（1974），男，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。