热工可靠性查评常见问题分析

翁疆

(福建华电电力工程有限公司，福州 350013)

1 问题的提出

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，进一步提高热控设备和系统的运行可靠性和机组运行的安全、经济性至关重要。为了进一步加强设备管理，积极应对火电机组热工专业出现的新问题、新情况，努力提高热工设备的可靠性水平，公司组织专门技术人员，按照《华电集团公司热控系统可靠性评估细则(试用)》的要求，同时参考DL/T 261—2012《火力发电厂热工自动化系统可靠性评估技术导则》《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》等行业标准，从热控系统硬件配置、软件功能、现场设备安装、热工独立控制装置、技术管理、外围控制系统等6个方面，先后多次对下属单位开展了提升火电机组热工可靠性管理水平的专项查评工作。通过查评，发现了现有热工系统存在的不少软、硬件问题及隐患，同时，通过对发现的问题及时进行整改，从根本上减少因热控系统软、硬件设备问题而发生的异常或非停的可能，提高了热工设备的可靠性。

本文将对检查过程中发现的典型问题及常见问题进行详细分析，并提出相应的整改建议，以期实现提升热工专业管理水平、提高热控系统可靠性的目标。

2 常见及典型问题分析

(1)《DCS失灵应急预案》中未考虑分散控制系统(DCS)失电情况下的应急预案，《DCS的一对DPU死机的事故应急反措》缺失。

危害性分析：违反了《中国华电集团公司热控系统可靠性评估细则》1.1.3第(2)条相关规定，不符合DL/T 1056—2007《发电厂热工仪表及控制系统技术监督导则》中应急预演部分。

整改建议：建议在《DCS失灵应急预案》中增加DCS失电情况下的应急预案，按照DL/T 1056—2007《发电厂热工仪表及控制系统技术监督导则》原则，建立《DCS的一对DPU死机的事故应急反措》。

(2)未进行模拟量定期扰动试验。

危害性分析：机组长期运行时，各个模拟量控制系统的调节特性将发生一定的变化，为了保证调节品质能够满足机组正常运行的要求，必须定期进行模拟量控制系统定值扰动试验。违反DL/T 1056—2007《发电厂热工仪表及控制系统技术监督导则》8.11中要求“模拟量控制系统应做定期扰动试验，试验周期不宜超过半年。除定期试验外，出现设备大修、控制策略变动、调节参数有较大修改、控制系统发生异常等情况也应进行扰动试验。”

整改建议：建议按照规程要求定期进行模拟量控制系统定值扰动试验。试验数据必须填写完整、规范，并附有相应的曲线。

(3)汽轮机安全监视系统(TSI)至汽轮机危急遮断系统(ETS)跳机信号未采用冗余配置。

危害性分析：DL/T 261—2012《火力发电厂热工自动化系统可靠性评估技术导则》中6.4.1.1D(2)明确规定：“TSI跳机信号应该冗余配置，至少有两路至ETS系统，组成二取一逻辑运行”。目前，单点保护容易发生“误动”。

整改建议：建议按照有关规程的要求，利用现有空置端完成接线进行优化。

(4)TSI轴向位移信号未按分散度设置在不同卡件上，即#4机组TSI柜轴位移信号1A/1B在同一卡件，2A/2B在同一卡件，“1A与1B”或“2A与2B”即发出停机信号。

危害性分析：《防止电力生产事故的二十五项重点要求的通知》(国能安全〔2014〕161号)第9.4.3条要求：“……保护信号应遵循从取样点到输入模件全程相对独立的原则……”。DL/T 261—2012《火力发电厂热工自动化系统可靠性评估技术导则》6.4.2.1B(4)规定：“……其他进入ETS的跳机信号应采用来自不同模块卡件，不同端子板的至少两路信号……”。目前，现场两路探头布置于同一TSI卡件上，若卡件故障，易造成信号误发引起跳机，也可能发生保护拒动。

整改建议：建议增加2块MMS6210卡件，把4个探头各自安装在独立卡件上。

(5)#4机组“机跳炉”信号(到主燃料跳闸(MFT))为单路信号。

危害性分析：DL/T 261—2012《火力发电厂热工自动化系统可靠性评估技术导则》中6.2.3.2D规定：主保护动作跳闸(MFT，ETS，GTS(发电机解列系统——编者注))的开关量信号采取“三选二”逻辑判断(或同等判断功能)。当前的保护设置情况存在误动和拒动风险。

整改建议：按照DL/T 261—2012《火力发电厂热工自动化系统可靠性评估技术导则》中6.2.3.2D规定进行整改。

(6)在ETS中的“电跳机”信号为单路信号。

危害性分析：违反DL/T 261—2012《火力发电厂热工自动化系统可靠性评估技术导则》中6.2.3.2D规定：主保护动作跳闸(MFT，ETS，GTS)的开关量信号采取“三选二”逻辑判断(或同等判断功能)。

整改建议：按照国家能源局最新颁布的DL/T 261—2012《火力发电厂热工自动化系统可靠性评估技术导则》中6.2.3.2D规定进行整改。

(7)火检探头存在“偷窥”现象，未运行磨煤机火检信号强度都在96%以上，无法正确反映磨煤机相应粉管出口的火焰状况，严重影响机组安全运行。

危害性分析：现场检查时A磨煤机和F磨煤机当时停运，有上述情况。如果遇到下雨后的湿煤等不易燃烧的煤时，容易发生灭火。不符合DL/T 435—2004《电站煤粉锅炉炉膛防爆规程》、DLGJ 116—1993《火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统设计技术规定》。

整改建议：按照DL/T 435—2004《电站煤粉锅炉炉膛防爆规程》、DLGJ 116—1993《火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统设计技术规定》调试火检，彻底消除火检探头“偷窥”现象，保证磨煤机火检信号真实可靠。

(8)#3，#4机组发电机保护跳机信号、发电机出口开关跳闸信号为单点保护。

危害性分析：电气专业送至ETS的三路“发电机保护”信号为“或”逻辑判断，“油开关跳闸”信号为单一信号，若任一信号误发，即会造成停机，不利于机组安全、可靠运行。

1.3.5 色谱条件 色谱柱：Acquity UPLC RBEH C18（2.1 mm × 100 mm，1.7μm）；流动相：乙腈-0.5%甲酸溶液（7∶93）；柱温：35℃；流速：0.2 mL·min-1；进样量：2μL。

整改建议：发电机出口断路器分位、合位取非，发电机电流小于5% 额定电流，“三取二”逻辑判断作为跳机信号。“发电机保护”来自A，B，C的信号要有冗余容错的措施，禁止采用单点保护，热工会同电气专业解决，逻辑参考：保护A，B柜各送2 个“保护动作”信号至ETS进行“四取二”逻辑判断；保护C柜送3 个“保护动作”信号至ETS进行“三取二”逻辑判断。

(9)锅炉主保护逻辑点火失败保护不完善，点火延时时间逻辑设定为30 min，且无点火3～5次失败保护。

危害性分析：根据DL/T 1091—2008 《火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统技术规程》6.5.1 MFT动作条件r)多次点火失败(MFT复位后，3～5次点火都不成功)；s)点火延迟(吹扫完成后，延时5～10 min后，不点火)。在锅炉主保护逻辑中，点火延时设计为30 min，且无点火3～5次失败保护，极端情况会造成锅炉MFT不能及时动作，引起爆燃。

整改建议：与机务专业、运行人员进行分析，确定点火延迟时间及点火失败保护方案，如确因实际情况与DL/T 1091—2008《火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统技术规程》要求有出入，则需给出技术说明，否则按照规程要求完善点火失败保护。

(10)#1炉侧协调控制系统(CCS)至汽轮机数字电液控制系统(DEH)汽轮机指令只有1路硬接线。DCS与DEH之间的接口采用的是开关量控制方式，占空比为50%。脉冲当量所代表的机组负荷增量对应于控制精度和控制速率的要求是矛盾的，即1个脉冲所代表的负荷增量大(如5 MW)，控制速率提高，控制精度变差。

危害性分析：#1机组炉侧CCS至DEH汽轮机指令只有1路硬接线，当指令回路发生故障时，可能造成CCS指令无法正常发出而导致设备异常，不满足DL/T 261—2012《火力发电厂热工自动化系统可靠性评估技术导则》6.2.3.6：“CCS到DEH的不同控制系统间的控制指令，除网间通信信号外，还应采用冗余输出通道，由硬接线冗余连接至控制对象。”

机组设置了2种脉冲当量，一种是正常的控制精度和控制速率，另一种是快速减负荷(RB)时的高控制速率和低控制精度。由于现在电厂仅满足自动发电控制(AGC)的O模式运行，要求的控制速率在6 MW/min，正常运行的脉冲当量可以满足要求。但是，如果福建省调度要求电厂采用AGC的R模式运行，则机组正常运行时速率变化上下限会非常大，最高可以达到12 MW/min，那么开关量控制方式就完全不能满足AGC的R模式运行，会被调度考核罚款。

(11)#2和#4机组AGC控制逻辑中，DCS与远程终端单元(RTU)之间的AGC控制信号为4～20 mA，其中4 mA对应0 MW，20 mA对应612 MW。而AGC信号量程为350～600 MW，因此，实际有效信号范围只用了7 mA，AGC的调节品质受到了影响。

危害性分析：建议核对DCS与RTU之间功率信号量程设置是否与AGC的功率信号量程设置对应，即统一设置为4 mA对应350 MW，20 mA对应612 MW。通过设置，AGC控制信号的精度就可以提高1倍，对AGC控制系统长期投入“自动”、提高调度中心考核的调节速率(K1)、调节精度(K2)、响应时间(K3)和调节性能综合指标(Kp)会有帮助。

整改建议：修改RTU与DCS的控制信号量程。

(12)RB逻辑组态不完善，使得RB动作过程太长，可能造成RB失败，危及机组安全运行。

危害性分析：#4机组和#2机组的RB逻辑设计，在RB发生时采用滑压式RB，不是采用定压式RB，这样发生的RB过程中负荷下降相对较慢，过渡过程时间较长。而在RB逻辑设计中，判断RB结束的条件为实际负荷与目标符合的偏差小于30 MW或负荷变化速率小于8 MW/min。这样的逻辑设计，RB动作中实际负荷到达目标负荷的过渡时间会很长，或者实际负荷根本就达不到目标负荷而无法自动终止RB动作，就可能会造成RB失败。

整改建议：建议电厂根据机组的实际情况，增加RB发生后3 min强制退出RB的逻辑或者在画面上增加人工退出RB的按钮。

(13)#4机组和#2机组协调控制系统中负荷控制(汽轮机控制)调节品质有可提高的空间。

危害性分析：根据DL/T 1210—2013《火力发电厂自动发电控制性能测试验收规程》“响应时间小于60 s，负荷变化速率大于等于1.5%Pe/min，稳态负荷偏差小于±1.0%Pe”。

整改建议：建议优化控制系统逻辑，重新进行扰动试验，整定比例-积分-微分(PID)参数，使协调控制系统中负荷控制(汽轮机控制)调节品质满足规程要求。

(14)画面和定值清册中缺少汽轮机高压内、外缸上下温差大于50 ℃报警和汽轮机低压内、外缸上下温差大于35 ℃报警。

危害性分析：不符合《防止电力生产事故的二十五项重点要求的通知》(国能安全〔2014〕161号)8.3.4(4)“高压外缸上、下缸温差超过50 ℃，高压内缸上、下缸温差超过35 ℃”规定。

整改建议：查阅汽轮机厂设备说明书，确定上述测点的保护定值。在热工保护定值表中增加以上项目的报警定值，利用停机机会在DCS组态中正确设置、增加以上报警点，并做试验验证。

(15)MFT逻辑中汽轮机跳闸逻辑为主汽门关闭，逻辑不完善。

危害性分析：违反了《中国华电集团公司热控系统可靠性评估细则》附件二《ETS保护检查记录》第5条相关规定“汽轮机跳闸信号，应采用主汽门关闭信号、汽轮机安全油压丧失信号二取一逻辑判断方式”。若安全油压失去，主汽门未完全关闭，ETS不能正确、及时动作。

整改建议：建议按细则要求完善该逻辑。

3 结束语

分析近几年热工原因造成的机组“非停”，从管理原因分析，有单点保护冗余反措落实不到位、修后RB试验项目不全、检修项目中重要元器件级检查测试项目设置不全面的原因，逻辑隐患排查存在重保护联锁轻自动协调的问题，现场隐患排查存在隐蔽部位排查不细致、不彻底的问题。从人员技术素质分析，存在人员风险意识不强，隐患排查技能不足等原因。从技术、设备原因分析，有设备改造时修改控制逻辑与现场实际不符、自动控制组态设置参数不合理、保护输入信号抗干扰能力差、就地设备防护不到位、热工电源可靠性差等问题。因此，要求各单位排查隐患时要做到查管理和查技术并重，重点通过隐患排查工作来提高人员安全技术素质，提高反事故能力，建立隐患排查的长效机制。同时，借助外部查评机会，针对查评问题制定有针对性的整改计划， 分阶段完成整改，不断提高热控系统可靠性。对于暂时不具备整改条件的问题，要制定切实可行的防范措施，整改落实到位，一定要防止保护误动、拒动情况发生，整体提高电厂热控系统的可靠性水平。

[1]火力发电厂热工自动化系统可靠性评估技术导则：DL/T 261—2012[S].

[2]中国华电集团公司.中国华电集团公司火电机组热控系统可靠性评估细则(试行)[Z].2014.

[3]徐光宝.浅谈提高热工保护信号的可靠性[J].华北电力技术，2008(4):45-47,54.

[4]陈永秋.火力发电厂热工保护误动拒动原因分析及对策[J].电力技术，2014(4):69-72.