全国燃气轮机联合循环机组热控系统典型故障分析及预控措施建议

苏 烨，丁俊宏，丁 宁，，张江丰，孙坚栋

（1.国网浙江省电力有限公司电力科学研究院，杭州 310014；2.杭州意能电力技术有限公司，杭州 310012）

0 引言

自改革开放以来，我国经济持续高速发展，取得了巨大成就，但经济增长带来了能源短缺、环境污染等问题。为此，国务院在《国家中长期科学和技术发展规划纲要（2006—2020 年）》和《十三个五年规划纲要》中提出了实现能源与环境可持续发展的战略目标，要求大力发展洁净煤发电和清洁能源发电技术[1]。燃气轮机联合循环机组是一种清洁高效的发电设备，在所有热机中热能利用效率最高，污染物排放远低于燃煤机组[2-3]。自2006 年起，我国新建了大量燃气轮机联合循环发电机组，尤其是2011—2015 年装机容量由2 642万kW 激增至6 637万kW，5年内增长150%，实现了跨越式发展[1]。

近年来，随着“节能减排”政策深入贯彻落实，国家大力发展和利用清洁能源，但风、光等可再生能源存在间歇性、随机性、波动大等缺点，大规模并网发电对电网安全运行造成严重影响。燃气轮机联合循环机组具有开机灵活、调峰性能好、可靠性高等优点，逐渐成为电网调频调峰的主力机组，但是对燃气轮机联合循环发电机组可靠性、调峰特性等方面的要求也越来越高[4-5]。

热控系统是发电机组控制的核心之一，它的可靠性是确保发电机组安全稳定以及经济运行的基础[6]。当热控系统出现异常时，可能引发机组跳闸事件，严重的故障甚至可能会扩大跳闸事件后果，造成巨大损失。近年来，各大发电集团日益重视热控系统的可靠性，热控系统故障和非停事件逐年降低，但受发电行业发展趋势的影响，火电机组需要承担更多的调峰调频任务，热控系统的可靠性对机组安全运行更为重要，特别是对于特高压受端电网，发电企业已进入“弱开机、低负荷、强备用、长调停”的新常态。燃气轮机联合循环机组通常采取日开夜停的调峰模式，因此燃气轮机联合循环机组对热控系统的可靠性要求更高。导致热控系统故障的原因各种各样，但归纳起来无外乎2 类：一类是人为因素，主要是因热控或运行人员的专业技术素养不高、安全意识薄弱、工作不严谨或安全措施不到位造成的；另一类是热控设备故障，包括设备本身质量问题，也包括安装维护管理不当等。

关于燃气轮机典型故障分析及预控措施方面的研究有很多。国外文献偏重于研究燃气轮机设备故障分析，如文献[7]通过金属切片和金相分析，确定了某燃气轮机机组叶片故障原因，提出材料性能改进建议；文献[8]基于光谱测量和电子显微镜扫描，分析了某燃气轮机喷嘴失效原因。国内文献有很多关于热控系统故障的分析和建议，如文献[9]针对M701F4 单轴燃气蒸汽联合循环机组，研究了由于汽轮机功率折算函数设置错误及蒸汽参数异常导致的机组运行异常及解决方法；文献[10]针对GE MARK VI 燃机控制系统和OVATION DCS（分散控制系统）系统之间的通信异常，分析了故障原因，并给出了解决方法；文献[11]分析了某燃机燃气泄漏试验失败、辅助关断阀故障、清吹故障的原因，介绍了处理过程，提出了解决措施。

通过对热控系统典型故障案例统计分析，及早发现设备缺陷和隐患，并有效加以预控是热控专业工作的一项艰巨任务和追求[12]。目前，关于燃气轮机热控系统典型故障案例方面的研究比较分散，缺乏全面的故障统计分析及预控措施探讨。本文统计分析了全国近百起燃气轮机联合循环机组热控系统故障引起的机组跳闸典型案例，分类探讨了相应预控措施，对提升热控系统可靠性、提高燃气轮机联合循环机组的安全运行具有重要意义。

1 故障原因统计分析

近年来，中国自动化学会发电自动化专业委员会在全国范围内收集了95 起因热控系统故障引起的燃气轮机联合循环机组异常的典型案例。按故障原因对这些案例进行分类，结果如图1 所示，其中，就地设备故障排在第一位，运行检修维护排在第二位，其后是系统软硬件故障。

图1 热控系统故障分类

1.1 就地设备故障原因分析

在典型的就地设备故障中，除了突发性故障，对于线缆故障、仪表管路故障等，如果维护检查得当，则可以有效地预控。如图2 所示，对这39 起就地设备故障进一步细分可知，测量表计故障是影响机组安全运行的最主要原因，其次是部件异常故障隐患。

图2 就地设备异常故障分类

（1）14 起测量表计故障分类见表1。

（2）9 起设备系统热控相关部件异常故障分类见表2。

（3）5 起线缆故障分类见表3。

（4）5 起仪表管路故障分类见表4。

表1 测量表计故障分类

表2 部件异常故障分类

表3 线缆故障分类

表4 管路故障分类

（5）4 起执行机构故障原因有IGV（进气导片）油动机传动机构松动、电磁阀故障、IBH（进气加热系统）气动执行器故障、汽包水位调节阀故障等。

（6）2 起取样装置故障主要是由取样装置的传感器故障引起的。

1.2 运行检修维护故障原因细分

如图3 所示，对27 起运行检修维护引起的典型故障进行细分。由图3 可知，在维护消缺过程中因操作失误、隔离不到位以及工作不规范等原因引起的故障排在第一位，其次是运行操作不当原因所致，第三是安装过程存在隐患。

图3 运行检修维护异常故障分类

（1）11 起检修维护消缺失误引起的故障分类见表5。

（2）7 起安装不当引起的故障分类见表6。

表5 检修维护消缺失误引起故障分类

表6 安装不当引起故障分类

（3）9 起运行操作不当引起故障的原因有：运行操作不当、误操作主蒸汽隔离阀导致汽机跳闸1 次，系统投运操作不当引起机组调整8 次。其中大部分属于系统投运不当或不满足运行要求引起的故障。

在这27 起故障中，主要是由于各类技术人员责任心不强，运行人员操作水平不高，以及定期分析、及时处理缺陷不当造成的，进一步加强这方面管理则可以避免此类故障的发生。

1.3 控制系统硬件软件故障原因细分

如图4 所示，对收集统计的20 起控制系统软硬件故障进行细分。由图4 可知，影响控制系统安全运行的主要原因是控制系统网络通信故障，其次是设计配置和模块故障。

图4 控制系统软硬件故障分类

（1）8 起网络通信故障分类见表7。

（2）6 起组态设计配置不当引起的故障分类见表8，主要是燃气轮机控制组态逻辑设计不完善引起的。

表7 网络通信故障分类

表8 设计配置不当故障分类

（3）4 起模件故障的主要原因是I/O 卡件或控制板卡和卡件故障。

（4）2 起控制器故障的原因是控制柜内温度高控制器故障及控制器切换故障。

在20 起硬件和软件故障中，硬件突发性故障防范手段有限，其他9 起故障，则可以通过加强组态检查验收、试验验证和维护严格把关等措施有效避免。

表9 电源系统故障分类

1.4 电源故障原因细分

6 起电源系统故障分类见表9。

（1）2 起检修维护不当引起电源故障的原因为：测点分配不均致使燃机控制系统电源和控制器可靠性降低，交换机散热不好引起燃气轮机发电设备变频启动LCI（静态启动）系统监控画面变黑无画面。

（2）1 起设计配置不合理故障的原因为：高温、潮湿、振动引起燃机就地设备发生DC 125 V 接地故障。

（3）3 起电源装置故障的原因为：汽轮机DEH（数字电液控制系统）控制器电源烧坏导致机组跳闸、高旁控制柜电源故障导致燃机跳闸、燃机控制系统DC 5 V 母线供电柱接触不良引起控制电源故障。

在这6 起电源故障中，除了2 起电源装置本体突发性故障外，其余4 起故障（如维护不当、配置不合理等）如果仔细把关和检查是可以避免的。

1.5 干扰故障原因分析

由于燃气轮机机组控制的精密性和可靠性要求较高，因此机组的抗干扰能力较强，发生干扰故障事件较少，从故障案例来看，主要原因包括卡件多次遭到雷击损坏、保护信号干扰、接线松动绝缘不良等。

2 提高热控系统运行可靠性预控措施

通过对95 起燃气轮机联合循环机组热控系统典型故障案例分析可见，由于燃气轮机控制精密性比燃煤火力发电机组高，因此燃气轮机控制系统的就地热控设备故障将直接影响燃气轮机的安全稳定运行，影响占比高于燃煤机组。除了提高就地热控设备的可靠性外，还应该提高控制系统软硬件配置、规范检修试验、加强维护巡检和现场监护以及提高工作人员的专业素质和责任心，做好DCS 日常运行管理，定期统计和分析DCS系统运行情况和存在问题，特别是DCS 运行年限较长的机组，应掌握各种模件的失效机理和模式[13]。在统计和分析存在问题的同时，还应开展各系统的设备评估，不断提高热控系统的可靠性，进而确保机组的可靠运行。

2.1 电源回路故障预控

电源设备故障原因主要有设计配置不合理、电源维护不当以及电源装置故障等。设计配置故障主要表现在几个设备的控制电源均来自同一电源柜或同一段MCC（电机控制中心），失电后几个设备同时跳闸，造成机组误动。有的设备由于维护不当，接线端子长时间运行之后形成过热氧化层，造成接触不良，备用电源切换时间过长，引起设备误动。DCS 系统控制器电源不稳，造成设备状态发生变化，引起误动[14]。

对于以上各种电源故障，主要问题有电源未实现独立冗余或分散配置、设备老化、电源切换时间不满足要求且未定期试验验证等。为了减少电源故障，可采取以下预控措施。

（1）控制系统必须由可靠的两路及以上的独立电源供电，且切换装置可靠，切换时间满足标准和控制实际需要，同时应设立独立于自身的电源报警装置。

（2）机柜两路电源及切换/转换后的各重要装置与子系统的冗余电源均应进行监视，发生任一路总电源故障、电压超限、两路电源之间电压偏差大、电源机柜风扇故障、电源模块超温和冗余电源失去等异常时，控制室内电源故障声光报警信号应正确显示和报警。

（3）电源柜和控制柜应有良好的降温措施和温度报警，所有热控电源必须专用，不得用于其他用途。

（4）必须规范热控电源的日常巡视制度，完善不同电源中断后的恢复过程和更换电源模块的相关操作步骤与安全措施，规范热控交、直流柜和控制系统电源的切换试验。

2.2 控制系统软硬件故障预控

目前，DCS 和燃气轮机TCS（透平控制系统）控制已成为燃气轮机联合循环机组控制系统的主要方式，高度自动化带来了高控制精度，也带来了一定安全风险，一旦控制系统出现故障，常常会导致主要辅机和机组非停，如果后续处理不当，还可能导致事故扩大。

DCS 和TCS 控制系统的主要问题表现在电源、控制器、硬件卡件、通信、人员操作不当或误操作等方面，因此要求日常做好DCS 和TCS的维护和检修工作。

DL/T 261《火力发电厂热工自动化系统可靠性评估技术导则》以及即将颁布实施的《燃气-蒸汽联合循环机组热工自动化系统检修运行规程》对各系统检查评估项目内容有详细要求，可参考执行。此外，加强对DCS 和TCS 的管理是预防事故的重要方法之一，如控制系统定期检查、定期维护、定期试验等。由典型案例分析可以看出，有许多故障是由于人员强制保护、逻辑修改、逻辑检查验收等人为责任造成的，需要在工作中加强管理，提高人员技能水平和责任意识，确保控制系统安全运行[15-17]。

控制系统故障主要表现在硬件和软件两方面。硬件故障方面，主要有通信故障、控制器之间切换故障等。硬件故障原因与控制系统运行年限、环境条件、日常维护检查有关。统计故障中既有交换机异常造成通信中断，如控制器通信模件内部异常，造成通信中断，机组跳闸；也有主辅控制器切换过程中误发信号造成机组停机。这一类故障发生的偶然性大，大多源于硬件本身原因，预防和控制有一定难度。软件故障问题则更难控制，如系统升级后，软硬件版本存在浮点型匹配问题，造成软件逻辑运算错误。还有一类问题是逻辑和画面操作设计考虑不周全或错误，在一定条件下，误发信号造成机组停机。如案例中的交换机故障、通信卡件和I/O 模件故障、燃机TCS 控制逻辑中FSR 复位逻辑不合理、调压站压力调节系统切自动逻辑设计不合理、燃机防喘放气阀控制回路逻辑设计不合理、燃机燃烧监测保护设计缺陷等。这类问题是可以预防的，要加强逻辑设计论证，修改后要进行必要的回路功能模拟测试。对于控制系统软硬件故障，可采取以下预控措施。

（1）由于燃气轮机控制系统的特殊性，DCS 和TCS 可能为不同厂家的系统，当DCS 与TCS 为不同系统时，DCS 监控画面上应实现燃气轮机关键参数和系统的监视功能，运行操作台上应配备有防误动措施的燃气轮机紧急停等保护按钮，以防TCS 系统出现异常时燃气轮机失去控制和监视。

（2）确保DCS 和TCS 工作的环境条件满足正常生产需求。

（3）完善重要设备和信号全程冗余功能和配置。

（4）完善控制系统逻辑设计和保护的可靠性。

（5）做好DCS 和TCS 的日常运行维护管理工作，加强日常巡视和管理。

（6）加强DCS 和TCS 的检修管理，做好预控措施和风险评估，规范检修工艺及流程。

2.3 就地设备故障预控

热控系统就地设备种类多、数量大，发生故障几率高，加之燃气轮机控制系统的特殊性，就地设备异常很容易造成机组停运。通过案例分析可以得知，就地设备故障具有偶然性和不可预见性，故障原因往往与违反“反措要求”、不正确设计和配置有关。相关规程对就地设备安装、配备、电缆敷设的要求等都有详细规定，关键是在工作中落实。

就地设备主要故障有阀门与执行器故障、管路与伴热故障、电缆故障等。一般情况下，就地设备故障不会直接影响机组安全运行，但是容易与逻辑设计、热力系统设计不当等因素共同作用造成机组非停。执行器故障的普遍原因是设备老化、检查维护不及时、缺少定期测试；电缆故障原因主要是电缆敷设不合理和电缆本身质量不合格、接线松动、防护措施不到位等。针对该类故障可采取以下预控措施：

（1）当开关仪表信号直接接入热控保护系统继电器跳闸回路时，应采取三重冗余配置且定期进行试验；对于死区和磁滞区大等不可靠的开关仪表信号，不允许用于保护连锁。

（2）受自身质量和工作环境影响，燃气轮机部分区域温度较高阀门、挡板状态的行程开关容易误发信号，是保护系统中可靠性较差的装置之一，应采用良好可靠的发讯装置或良好的辅助判断措施来防止拒动或误动。

（3）应设置开关量信号查询电压异常报警，当查询电压低于允许值或失去时，立即对异常电源进行报警，并采取相应的防误动措施。

（4）有故障安全要求的电磁阀，应尽量采用双线圈电磁阀。

（5）燃料控制阀、IGV 伺服阀以及主汽（再热）控制阀LVDT（线性位移差动传感器）应采用冗余配置，其供电电源应取自不同的伺服模件。

（6）对于燃气轮机控制系统特有的系统或装置（进排气系统、通风冷却系统、气体燃料系统、危险气体检测装置、清吹系统等）的设计和配置，应考虑系统冗余配置和可靠性，满足热工保护“杜绝拒动，防止误动”的基本配置原则。

2.4 电缆与接线预控

燃气轮机联合循环机组的电缆和接线除了满足煤机相关要求外，还有自己的特殊性要求，因此必须考虑：

（1）进入DCS 和TCS 的一些信号电缆，必须采用合格的阻燃屏蔽电缆。

（2）长期运行在高温区域的电缆和补偿导线应使用耐高温特种电缆或耐高温补偿电缆。

（3）冗余设备的控制测量信号和电源电缆均须全程分电缆敷设，热控系统的测量和电源信号严禁合用电缆。

（4）一次元件的接线应有防止高温损坏电缆、振动摩擦导致断线、接线松动的措施，特别是在燃气轮机高温和振动大的区域。

（5）需现场接线箱过渡连接时，保证电气的连续性，屏蔽线也应通过接线箱端子进行可靠连接，同时在检修期间需对接线的安全性、可靠性进行检查。

2.5 运行、检修、维护不当故障预控

人是运行、检修维护的主体，业务水平往往与专业技术能力、工作状态、思想意识等多方面有关，防止人员误操作有规程、制度、奖惩等多种手段，需要结合实际综合运用。控制人的不安全行为是杜绝人为事故最根本的保证，在投运系统前需要对投运系统进行详细检查，分析系统状态是否满足机组的安全运行要求。

发电自动化专业委员会每年收集的人为故障导致机组非停或异常案例比较多，如气源质量不满足要求造成机组停运，热控人员对工作票程序和安全措施未执行到位，没有对工作内容和操作进行详细核实，未进行危险源辨识或辨识不详细。管理方面存在的问题有：热控专业管理不到位，工程师站等管理制度执行不严格，检修人员或逻辑修改人员在无监护情况下单独操作和修改等。这些问题与人员的技术能力和素质、企业管理等因素有关，只要加强认识和管理完全可以预防和控制相关故障的发生，具体预控建议如下：

（1）在投运系统前，需要对投运的系统进行详细检查并分析系统状态，确认是否满足机组安全运行要求。

（2）按照要求严格执行工作票、逻辑修改、参数修改审批制度。

（3）工程师站、TCS 电子室、DCS 电子室等重要场所应制定完善的管理制度。

（4）实行热工逻辑修改、保护投撤、信号强制与解除强制信号的审批、监护及记录等制度。

（5）应建立有效的控制系统故障应急处理预案和措施，制定DCS 和TCS 故障时的处理措施与安全对策。

2.6 系统干扰故障预控

目前，DCS 和PLC（可编程逻辑控制器）控制系统在电厂生产过程中得到广泛应用，各种就地设备安装位置相对比较分散。有些安装位置和环境比较恶劣，除高温、潮湿、粉尘等环境外，甚至处于强电磁干扰环境。要提高控制系统可靠性，一方面必须要求制造厂提高设备抗干扰能力，另一方面应从设计、施工和维护入手，每个环节要足够重视，增强系统抗干扰能力。干扰问题在生产现场普遍存在，发生问题后查找和处理有很大难度，在工作中要高度重视，认真对待。

在本文收集和分析的案例中，出现了多个由于干扰造成误发信号的非停事件。这类故障主要是由于测量回路中线缆、模件抗干扰能力较弱，屏蔽接地系统存在隐患，容易受到外界因素干扰所造成的，例如卡件多次遭到雷击损坏、保护信号干扰、接线松动绝缘不良等。建议采取以下措施减少系统干扰故障：

（1）易受雷电干扰的系统和区域，应和电气专业配合，选择合理的位置和设备来安装防浪涌保护器。

（2）DCS 应具有可靠的接地措施，控制与测量信号电缆屏蔽层应保持良好可靠的接地，在检修期间应对接地和屏蔽进行相应的可靠性检查。

（3）易受干扰的测量元件、仪表、传感器、区域（如IGV 角度测量传感器、燃料控制阀区域）等处应贴有明显警示标志，在离测量元件5 m 内严禁使用对讲机等干扰设备，严禁带磁性的物体接近测量元件。

3 结语

针对中国自动化学会发电自动化专业委员会近几年来收集的燃机热控系统典型故障案例，结合燃气轮机联合循环机组特点，分析总结了燃气轮机联合循环机组热控系统故障原因。由于燃气轮机联合循环机组热控系统关键设备的可靠性要求比燃煤机组更高，其故障不仅涉及到热控系统的设计、安装与调试、人员素质以及运行检修维护质量，还与控制系统软硬件和逻辑、就地设备可靠性等多个方面有关。在统计和分析各类故障的基础上，探讨并提出了提高燃气轮机联合循环机组热控系统可靠性的预控措施，以期提升燃气轮机联合循环机组安全运行水平，减少机组跳闸事件的发生。