通过对近年收集的因热控原因导致机组跳闸或运行异常的案例分析和统计,认为故障主要原因涉及热控设备日益老化、热控逻辑不完善、隐患排查不彻底、就地设备维护不当、部分设备存在设计隐患、电缆敷设和维护未遵循规程规定、电源配置不合理、维护人员水平不足和操作不规范等。综合这些案例的分析统计结果,发电厂专业人员总结案例提出的具体措施和专业的跟踪研究,在此,就故障的应对策略提出一些建议供参考。

一、热控设备老化

大多数设备的故障率是时间的函数,典型故障曲线即常说的 “浴盆曲线”(效率曲线), 指设备从投入到报废为止的整个寿命周期内,其可靠性的变化曲线,是以使用时间为横坐 标,以失效率为纵坐标的一条两头高,中间类似浴盆的曲线。运行十多年的设备已开始趋 于浴盆的右边曲线,导致近年热控设备因老化造成误动和参数异常的风险日益增加。

(2) 某电厂1号机组28号数据处理单元 (DPU)故障造成 DCS通信堵塞,引发1~9号主副 DPU重启,风烟系统调节参数异常,引起炉膛压力高保护动作MFT,机组跳闸。DCS系统1~9号主副DPU已投运20年,其他DPU也已达到10年。

(3)某电厂1号机组汽轮机安全监视系统 (TSI)控制系统7号瓦振动模件故障,误发 “7号瓦绝对振动大”信号,触发汽轮机跳闸。TSI系统运行已10年。

(4)某机组由于高压旁路压力变送器2电压波动,误发主蒸汽压力高信号,高压旁路 “主蒸汽压力升高斜率超限”保护动作,高压旁路快开,快开后未及时发现,调整不当造成 “汽包水位高”保护动作。根本原因为高压旁路压力变送器元件老化。

(5)某机组1号瓦Y向振动前置器性能下降,抗干扰能力降低造成运行人员使用对讲机使振动数据异常,机组跳闸,根本原因为振动前置器使用年限长达14年,电子元器件性能下降,抗干扰能力下降。

分析这些案例的主要原因,都与设备老化有关,建议如下。

(1)电子元器件寿命的限制,运行周期一般在十年到十二年左右,其性能指标将随时间的推移逐渐变差。多家电厂DCS、TSI系统运行时间超过十年,硬件老化问题日渐严重, 未知原因故障明显上升。建议对运行时间久、抗干扰能力下降、模件异常现象频发、有不明原因的热工保护误动和控制信号误发的DCS、DEH 设备,应及时进行性能测试和评估, 据测试和评估结果制定和完善 《DCS失灵应急处理预案》,并按照重要程度适时更换。

(3)做好热控设备的劣化统计分析、备品备件储备和应急预案的演练工作,发现问题 及时正确处置。

二、热工控制逻辑不完善

组态逻辑考虑不周,部分算法块应用设置不合理,逻辑存在深层次隐患当就地设备存在故障的情况,不能进行有效的报警、调节和联锁呈多发态势。

(1)某机组基建中DCS系统设计存在时序缺陷,当主油箱液位3测点信号发生跳变 时,三取二逻辑 MSL3SEL2封装块内部数据流计算顺序错误,误发信号导致机组跳闸。查找原因的试验中过程,发现当信号从坏质量恢复到好点时,若同时触发保护动作对象,数 据流异常会造成坏质量闭锁功能失效,从而导致保护误动。进一步检查分析发现,发现当DCS系统封装块中存在中间变量时,数据流排序功能并不能保证序号分配完全正确,需进行人工复查和试验确认。

(2)某电厂6号机组除氧器水位控制系统没有设置水位高联锁关闭除氧器上水主、副调节阀及水位高高联锁开启除氧器溢流阀逻辑,在大幅度变工况下造成除氧器水位高Ⅲ值联关四抽电动门和止回阀,锅炉 MFT动作。

(3)某电厂1号锅炉过热器B侧一级减温水电动调节阀反馈变为坏点,造成给水流量设定值异常,给水流量降至453t/h,给水流量低低保护动作,锅炉 MFT。

(4)某电厂6号锅炉运行人员下调炉膛压力设定值后,引风机功率突然加大,炉膛压 力低低保护触发,锅炉 MFT。

(5)某电厂1号机组脱硫吸收塔浆液密度计故障,致使吸收塔液位计算值由8.75m突变至-120m,吸收塔液位低触发浆液循环水泵全停,FGD 请求MFT 保护动作,锅炉 MFT。

(6)某电厂来煤水分高造成 A给煤机断煤,炉前油杂质多,造成油燃料跳闸 (OFT) 保护动作,延时点火逻辑不合理造成机组MFT。

(7)某机组2A引风机润滑油压力突降,压力低低1、2、3开关动作后延时10s跳闸 该引风机,再5s后该引风机B润滑油泵才联锁启动,逻辑设计不合理导致机组 RB误 动作。

(8)MARKVIe三选中模块对输入信号的品质时刻进行质量可靠性评估计算,当其中 或全部输入信号不可信时,将输出预先设置的计算方案或预先设置的数值,如果这个预先 设置得不合理,将成为设备运行的一个隐患。某机组首次采用 MARKVIe系统改造,对热 井水位计算预先设定的参数值不合理,当热井水位跳变时,模块输出水位值为0,造成2B 凝结水泵跳泵,同时闭锁了2A凝结水泵启动。

上述案例与监督不力、隐患排查不到位相关,建议如下。

(1)针对上述问题1,修改汽轮机主油箱油位低保护逻辑,增加延时模块,防止出现 时序问题或油位测点测量异常导致信号误发。同时,对 MSL3SEL2封装块及相关类型的封 装块采取防误动措施,重新梳理内部数据流问题后,经试验确保数据流排列正确。因此, 设计、优化逻辑时,应分析这些逻辑的功能与时序的关系,合理组态,并实际测试其在各种异常工况下逻辑时序处理及功能块设置符合DCS组态规范要求。

(3)深入开展热工逻辑梳理及隐患排查治理工作,为每个现场设备、保护联锁回路、每个自动调节回路建立隐患排查卡片。从每个保护、联锁、自动涉及的取源部件及取样管路、测量仪表 (传感器)、热工电源、设备防护、行程开关、传输电缆及接线端子、输入输出通道、控制器及通信模件、组态逻辑、伺服机构、设备寿命管理、安装工艺、设备质量、人员本质安全等所有环节进行全面排查。

(4)应对照事故案例、反事故措施、相关标准开展隐患排查,梳理保护联锁、模拟量调节、启停允许条件中的缺陷,及时优化完善;单列辅机配置的发电机组,辅机的保护条 件已间接上升为主保护条件,应核查辅机保护判据的可靠性。

三、单点保护信号不可靠

热工测点信号易受测量元件变送器故障、接线松动、信号断线、信号干扰等因素的影响。单点信号作为保护联锁动作条件时,外部环境的干扰和系统内部的异常都会导致对应保护误动概率增加,除前述故障案例中发生的多起单点信号误发导致机组跳闸外,另有更 多的是导致设备运行异常。

(1)某机组因汽动给水泵前置泵入口流量瞬间到0后变坏点,汽动给水泵再循环阀在流量到0后15s内开启到41%但未达到60%,导致最小流量保护动作,1号汽动给 水泵跳闸,负荷由250MW 下降至149MW,电动给水泵联启正常,检查原因是汽动给水泵前置泵入口流量变送器故障。

(2)某锅炉1号给煤机因误发下插板执行器全关反馈信号导致跳闸,检查原因为执行器内 部电缆由于振动导致与执行器壳体发生碰磨,绝缘层破损。

(3)某岛电厂因供天然气管道上的总阀门问题,导致6部燃气机组全数跳闸,造成全岛无预警大规模停电事件,检查原因是天然气管道上的总阀门及保护信号均为“单点”。

因此,单点信号作为重要设备与控制系统动作条件,一旦异常会导致严重的设备事故 甚至是社会安全责任事故,由此可见单点保护的持续完善,对提高机组可靠性的重要性不言而喻,建议如下。

(1)深入进行保护与重要控制系统中的单点信号排查,且加深对单点保护的认识深度, 不仅排查直接参与保护逻辑的单点信号,还应查找热力系统中那些隐藏着的单一重要设备或逻辑;如循环水泵备用联启逻辑中,采用的母管压力低联启逻辑中,母管压力取样点为是否单点。

(2)二点信号采取“或门”判断逻辑 (如电气送过来的机组大联锁中的“电跳机”两个开关量保护信号采用“或门”逻辑),共用冗余设备采用一对控制器 (如全厂公用 DCS 系统中六台空气压缩机的控制逻辑集中在一对控制器中,控制器或对应机柜异常,可能导 致所有空气压缩机失去监控或全厂仪用气失去),也应列入“单点”且为重点管控范围。应组织可靠性论证,存在误发信号导致设备误动安全隐患的保护与控制系统,采取必要的防 范措施。

(3)对于单点保护的控制系统,应通过增加测点的方式实现三取二逻辑判断方式。对于无法增加冗余测点的,应对信号进行可靠性处理,如增加信号品质判断处理等,当信号品质判断为坏点时,自动退出该点保护并设报警,也可选用与该点信号相关联的信号作为容错逻辑。

四、论证不充分，验收不周全

基建或改造项目的修改方案和质检点内容,都应事前充分讨论,保证修改方案完善、质检点内容设置周全。

某机组日立公司 H5000M 系统的 DEH 和 ETS改造后,全部功能纳入 OVATION DCS一体化控制。在机组运行中,由于水煤比 (过热度)调节品质差,主蒸汽温度大幅下降,触发主蒸汽温度低保护动作,机组跳闸。经检查,原因为 MFT保护条件中的主蒸汽 温度低保护设定值整定错误,主蒸汽温度低保护定值严重偏离了东汽厂提供的设计值,当调节级压力为13.03MPa时,主蒸汽温度保护设定值达到最大值550℃,该动作值偏离原始设计值+41.2℃。这个事件发生前,方案中虽也要求对软、硬联锁保护逻辑、回路及定值进行传动试验一环,但试验检查内容不周全,未明确折线函数的检查内容。在主保护试验中没有针对折线函数进行逐点检验,使组态中的隐患在后续试验过程中未能发现。

五、就地热控设备故障频发、存在设计缺陷

就地运行环境恶劣加速就地热控设备老化,加上部分设备设计缺陷和检修维护不到位, 造成就地热控设备故障不断。

(1)某电厂4号机组给水泵汽轮机真空压力开关取样管接头开裂松动,给水泵汽轮机凝汽器漏真空,排气压力高跳闸。

(2)某电厂3号炉A一次风机因润滑油压力开关受潮误发“润滑油压力低”保护信号跳闸,给水流量低造成机炉全跳。

(3)某电厂2号机组测量筒内沉积的磁化的金属颗粒扰动吸附到浮筒壁上致使抗燃油 位磁性开关动作误发油位低信号,1号抗燃油泵跳闸,2号抗燃油泵未联启,造成汽轮机 跳闸。

(4)某电厂1号主汽门控制伺服卡 HSS13故障,造成主汽门关闭,机组停运。同年, 5A给水泵汽轮机低压调节阀伺服卡故障,反馈坏点,关闭汽门,给水泵汽轮机跳闸。某品牌伺服卡存在设计缺陷,易故障。

(5)某电厂3号机组增压风机动叶执行机构反馈装置组合传感器故障,导致反馈信号突变,造成增压风机出力降低炉膛压力高停机。同年,该电厂2号机组B引风机动叶电动执行机构组合传感器的反馈磁环与动齿轮脱开,造成反馈一直不变,指令反馈偏差大,导 致执行机构一直到全开,炉膛压力低MFT跳闸。某品牌电动门组合传感器存在设计缺陷, 易故障。

为减少上述案例的发生,需要专业了解设备的运行和性能的变化趋势,认真日常巡检, 加强设备维护技能培训,建议如下。

(1)认真统计、分析每次热工保护动作发生的原因,举一反三,消除多发性和重复性故障。对重要设备元件严格按规程要求进行周期性测试,完善设备故障、测试数据库、运行维护和损坏更换登记等台账。通过与规程规定值、出厂测试数据值、历次测试数据值、同类设备的测试数据值比较,从中了解设备的变化趋势,做出正确的综合分析、判断,为 设备的改造、调整、维护提供科学依据。

(2)建立控制系统运行日常巡检制度,以便及时发现控制系统异常状况。运行期间应 加强对执行机构控制电缆绝缘易磨损部位和控制部分与阀杆连接处的外观检查;检修期间 做好执行机构等设备的预先分析、状态评估及定检工作,针对易冲刷的阀门除全面检查外, 应核实紧固力矩;对阀杆与阀芯连接部位采取切实可行的固定措施,防止阀杆与阀芯发生松脱现象。

(3)重视就地热控设备维护。TSI传感器、火检探头、调节阀伺服阀、两位式开关、执行器、电磁阀等故障多发,是设备检修和日常巡检维护的重点。压力测量宜采用模拟量 变送器替代开关量检测装置,例如,炉膛压力保护信号、凝汽器真空保护信号的检测可选 用压力变送器,便于随时观察取样管路堵塞和泄漏情况;有条件的情况下,应在 OPC和 AST管路中增加油压变送器,实时监视油压,及时发现处理异常现象。

(4)加强老化测量元件 (尤其是压力变送器、压力开关、液位开关等)日常维护,对于采用差压开关、压力开关、液位开关等作为保护联锁判据的保护,宜采用模拟量变送器 的测量信号。

(5)在机组停机备用或大小修时,对现场的所有 TSI传感器的螺钉螺母进行检查紧 固,紧固前置器与信号电缆的接线端子,信号电缆应尽可能绕开高温部位及电磁干扰源。检查各轴承箱内的出线孔是否有渗油,并记录各 TSI测点的间隙电压,作为日后的数据分析。

六、忽视信号电缆检修维护

信号电缆敷设不当、老化及绝缘破损、槽盒进水、端子锈蚀、高温区域电缆防护不当等问题造成因信号电缆引起非停事故不断发生。

(1)某电厂3号机组轴封溢流电动门电缆短路、电动门突开, “凝汽器 A 真空低”动作,3号机组跳闸。

(2)某电厂1号机组两台引风机入口挡板控制电缆绝缘烧损,两台引风机相继跳闸, 导致“引风机全停”保护动作,机组跳闸。

(3)某电厂2号机组DCS控制器因保安电源电缆破损失去电源,误发 “A低压缸排气 温度高”跳机信号,汽轮机跳闸。

(4)某电厂2号汽轮机1号轴承振动 (Y)振动探头与延长线金属接头松动虚接,导 致传感器电压突变,振动信号突升,触发ETS振动保护动作,机组跳闸。

(5)某电厂高压缸导汽管管道部分外层保温脱落,造成其上方电缆槽盒内的电缆长期受高温辐射,导致部分电缆绝缘层受热损坏,内部导线相间发生间接虚接,AST油压开关 两路电缆相间阻值过低,在外界干扰情况下阻值降低触发油压低信号,触发“汽轮机已挂 闸”信号消失,机组跳闸。

(6)某电厂四抽电动门电缆在电缆槽盒至穿线口处过于锋利导致电缆损伤,误发指令信号,电动门自动关闭,使给水泵汽轮机失去汽源,备用汽源切换过程中造成汽动给水泵 振动大跳闸。

分析上述案例,我们可看到基本都是由电缆损坏引起,若在检修维护、监督、日常巡检中,予以重视,则可以避免,为此建议如下。

(1)加强控制电缆安装敷设的监督,信号及电源电缆的规范敷设及信号电缆屏蔽层的可靠接地是最有效的抗干扰措施 [尤其是现场总线控制系统 (FCS)],避免380VAC动力电缆与信号电缆同层、同向敷设,同时电缆敷设应避开热源、潮湿、震动等不利环境。

(2)对控制电缆定期进行检查,电缆损耗程度评估、绝缘检查列入定期工作当中。机组运行期间加强对控制电缆绝缘易磨损部位的外观检查;在检修期间对重要设备控制回路电缆绝缘情况开展进行测试,检查电缆桥架和槽盒的转角防护、防水封堵、防火封堵情况, 提高设备控制回路电缆的可靠性。

(3)对于重要保护信号宜采用接线打圈或焊接接线卡子的接线方式,避免接线松动, 并在停机检修时进行紧固;对重要阀门的调节信号应尽可能减少中间接线端子;对热工保护系统的电缆应尽可能远离热源,必要时进行整改或更换高温电缆。

(4)针对目前多发的热工信号接线松动问题,应采取预控措施改进接线工艺,提高信号传输的安全可靠性。提倡采用红外设备定期开展设备接线松动问题排查。

七、电源模块未定期检修更换、电源配置不合理

电源故障的原因多为电源模块老化、检修时未进行解体检修检查老化情况、电源未冗 余配合和设计不合理。

(1)某电厂2号机组因ETS电源装置故障,导致 AST电磁阀失电,汽轮机跳闸。

(2)某电厂9机组DEH 控制系统因24V电源模件故障,SDP转速卡失电导致110% 超速保护误动作,机组跳闸。

(3)某电厂2号机组因锅炉热控电源柜失电,导致磨煤机出口煤阀电磁阀全部失电, 锅炉 “失去全部火焰”导致 MFT动作。

(4)某电厂3号机组 AST电磁阀等失电控制的设备采用了交流电磁阀控制,因6kV 及380V厂用电压突降,UPS逆变器输入电压降低至164VDC。ETS系统危急遮断一、二 通道电磁阀开启,汽轮机危急遮断油压快速下降,汽轮机跳闸。

(5)某电厂 UPS电源1为 A、C、E给煤机控制电源供电且为唯一电源,UPS电源异 常导致给煤机跳闸,主蒸汽温度和压力快速下降速率超过规程的限度,手动打闸停机。

(6)某厂给水泵汽轮机紧急跳闸系统 (METS)设计2路220V 交流电源经接触器切 换后同时为2个跳闸电磁阀供电,2个跳闸电磁阀任一个带电给水泵汽轮机跳闸,此设计 存在切换装置故障后两路电磁阀均失电的隐患;另一电厂循环水控制柜电源设计为 UPS和 电动机控制中心 (MCC)电源供电,运行中由于循环水控制柜 UPS电源装置接地故障, 同时造成 MCC段失电,当从 UPS切至 MCC电源时两个控制器短时失电重新启动,导致 循环水出力不足,真空低保护动作停机。

上述案例可见,电源配置的合理性仍然是需要引起重视的问题,建议如下。

(1)UPS供电主要技术指标应满足 《火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程》 (DL/T774)的要求,并具有防雷击、过电流、过电压、输入浪涌保护功能和故障 切换报警显示,且各电源电压宜进入故障录波装置和相邻机组的DCS系统以供监视;UPS 的二次侧不经批准不得随意接入新的负载。

(2)独立配置的重要控制子系统 (如ETS、TSI、METS、MEH、火焰检测器、炉膛安全监控系统 (FSSS)、循环水泵等远程控制站及I/O站电源、循环水泵控制蝶阀等),必 须有两路互为冗余且不会对系统产生干扰的可靠电源。同时,在运行操作员站设置重要电 源的监视画面和报警信息,以便及时发现问题、处理问题。

(3)对于保护联锁回路失电控制的设备,如AST电磁阀、磨煤机出口闸阀、抽气止回 阀、循环水泵出口蝶阀等若采用了交流电磁阀控制,应保证其控制电源的可靠性,电源的 切换时间应满足快速电磁阀的切换要求。

(4)检修期间做好冗余电源的切换试验工作,规范电源切换试验方法,明确质量验收 标准。在DCS、DEH 等控制电源切换试验验收标准中,电源回路连续带载运行的应满足 最低时间要求 (建议不低于24h),确保控制系统供电电源的可靠性。

八、维护人员水平有待提高，操作需规范化

热控人员的维护不当和操作失误造成非停事件时有发生,并且很多错误比较低级,需 要加强人员的技术培训和操作监护制度的严格执行。

(1)某电厂4号炉机组负荷267MW,磨煤机B、C、D、F运行,因磨煤机 C一次风量逐步下降,下降至50t/h以下时磨煤机跳闸。后检查4号炉磨煤机C热风隔离挡板控制 柜发现控制柜内有水迹,控制气源过滤器滤杯内存在大量积水。排尽控制气源管和过滤器 内积水后更换电磁阀,清除控制回路上的水滴后挡板动作正常。分析认为,控制柜内电磁 阀动作时,气源中积水排出喷溅到柜内电气回路,相关信号短路引起挡板误关。后过滤器改为带自动排水功能的过滤器,对柜内电气回路与电磁阀排气口之间采取隔离措施。

(2)某电厂热控人员强制低压旁路阀后疏水罐液位开关高二值时,误将汽轮机跳闸信 号由0强制为1,导致机组跳闸。

(3)某电厂1号机组6号高压加热器水位测量平衡容器注水冲洗不充分,参考端管内存有气泡,水位变送器测量信号失准,水位高保护误动作,汽轮机跳闸。

(4)某电厂1号机组,检修人员安装给水流量性能试验测点时,强制给水流量为当前 值,但未解除汽包水位自动,在机组变负荷时给水调节失控,汽包水位高锅炉 MFT。

(5)某电厂更换抗燃油系统试验模块压力表时,安全措施执行不到位,未关严压力表 手动门,检修人员在拆开故障压力表时抗燃油系统泄压,导致抗燃油系统压力低,机组保护动作。

(6)某电厂热控人员消除给水流量变送器接头渗漏缺陷时,退出保护强制错误,造成 给水流量保护误动。

上述案例主要原因基本与维护人员操作规范化和专业水平有关,在此建议如下。

(1)组织热控人员开展专项培训,认真学习热工保护管理细则等热工各项管理制度和 非停事故,切实认识到热工操作的重要性和危险性,增强检修人员的工作责任心和考虑问 题的全面性,提高检修人员的防误意识及防误能力。

(2)制定热工保护定值及保护投退操作制度,对热工逻辑、保护投切操作进行详细规 定,明确操作人和监护人的具体职责,重要热工操作必须有监护人。

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