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丁俊宏（1974-）

男，安徽肥東人， 工程師，從事熱工監督管理與熱工自動化技術應用與研發工作。

摘要：浙江省監督網屬電廠2008年與熱控專業有關的機組跳閘的主要原因是控制系統硬件故障、現場設備故障、維護不當和電源故障。為提高熱控自動化系統的可靠性，本文提出了2009年減少熱控系統故障的預防措施，供各電廠檢修維護時參考。

關鍵詞：熱控故障；原因；建議

Abstract: The faults of hardware, installation, power supply and inappropriate maintenance
 of the control system are main causes of tripping of power units in Thermal Power Plants in
 Zhejiang Technology Supervision Network in 2008.In order to improve reliability of the C&I
 system, we propose the prevention measures for decreasing faults of C&I system in 2009, 
which give reference for maintenance in Thermal Power Plants.

Key words: Faults of the C&I system; causes; suggestions

1 前言

    熱控系統的特殊性，是隨著機組容量的上升和控制要求的提高，熱控系統的控制邏輯復雜程度增加，環節增多和故障的離散性增大、使得設備的可靠性相對降低。由于從設計、設備、安裝調試到檢修運行維護及技術管理上，都還存在不足，導致機組誤跳閘甚至損壞主設備事件還時有發生。因此熱控系統的可靠性，已成為是機組安全穩定運行的先決條件。

    做好熱控系統故障分析工作，不但有利于摸索各事件之間的內在聯系，發現熱控系統的薄弱環節和潛在的危險點，有針對性地制定可靠性預防措施來減少因熱控系統原因引起發電機組的非計劃停運次數，而且也是電廠和管理部門，提高設備健康壽命，降能減耗工作中重要的一個環節。本文通過浙江省監督網屬電廠2008年全年機組因熱控原因引起機組二類及以上設備障礙統計分析，提出了2009年減少熱控系統故障的預防措施，供各電廠檢修維護時參考。

2 熱工考核故障原因統計分析與處理

    據熱工監督統計^[1] ，2008年浙江省技術監督網屬火電廠機組，共發生因熱工原因引起的一類障礙及以上故障18次，二類障礙故障3次。平均一類障礙及以上故障為0.22次數/臺·年，二類及以上障礙為0.25次數/臺·年。故障歸類統計如如圖1所示。

                                    圖1   故障主要原因歸類統計

    圖1顯示，2008年考核熱工的設備二類及以上障礙比例中，因控制系統硬件引起的占29%，因現場設備異常引起的占23％，因檢修維護不當引起的占14%，因電源故障引起的占19%。 原因不明的占14%。結合電廠事件信息反饋和參與現場事件原因實際查找情況，筆者對引發2008年熱工安全考核故障現象及主要原因進行如下歸納分析。

2.1 控制系統硬件故障

    控制系統硬件故障，導致設備一類障礙4次，設備二類障礙2次，其中：

    （1）TSI模件設計缺陷引起。某機組488.5MW負荷時跳閘，首出信號為“TSI超速”。TSI機柜模件指示燈當時均正常，超速指示燈未亮。檢查報警記錄發現3塊超速模件的繼電器在2S內發生了多次閉合和釋放的不正常情況，且TSI槽位7、8、9模件發生過故障報警。事后電廠對TSI系統的接地以及電纜的屏蔽情況進行了全面檢查，將3塊超速模件的組態由非獨立表決方式更改為獨立表決方式；在TSI系統3塊超速模件繼電器輸出至ETS的回路中串接發電機開關動作信號。

    （2）DCS通訊模件故障：某600MW機組采用西門子PCS7系統。熱工人員巡檢時發現DEH 01柜主CPU417和從CPU417均存在報警。實際主CPU正常運行，從CPU已停運。判斷為從側光纖接觸不良或光纖同步器故障。在對從CPU417斷電后再送電過程中，汽輪機跳閘。經檢查確認DEH從模件通訊卡EXM448-1已經故障損壞，在此情況下DEH系統未實現真正的冗余導致控制器切換異常，引起機組跳閘。

    （3）控制器在線下載過程中異常。某廠運行中發現#1爐CRT畫面上部分鍋爐參數指示失真，“DCS控制器故障”光字牌報警。現場檢查發現控制器DCS9403A和DCS9403B都故障報警，對兩個控制器分別進行斷電、斷網絡、重啟試驗，均無法恢復。對控制器組態進行下載后，出現數據傳輸混亂，MFT動作跳閘。該事件應吸取的教訓：故障處理時應制訂完善的安全措施，離線下載前，應將該控制模件所有控制的設備能全部切就地手操（看運行能否滿足）、控制器所有通訊的點強制保持隔離，并將與之對應控制模件有連鎖關系點和不同PCU柜的硬接線點強制。

    （4）DCS模件柜通訊卡件INNIS21故障。某600MW機組滿負荷運行中，OPC動作報警信號和10CKA13 5-11模件報故障信號時斷時續發出。之后#1高加水位HHH1信號和HHH2信號時斷時續發出，高加撤出，給水切換期間流量從1828 t/h下降到最低1684 t/h，時間持續30s。最后汽水分離器出口溫度高導致MFT動作。檢查發現主要原因首先是由于DCS模件柜內的通訊卡件INNIS21故障，引起高加水位高三值誤動，高加撤出。而異常情況下的控制邏輯不完善使得汽水分離器出口溫度高保護動作。事后熱工人員對給水主控、燃料主控和汽機主控的控制策略進行了完善和試驗。MFT保護動作前后的參數變化如圖2所示。

    二類設備障礙中，因FSSS內兩塊模件故障導致鍋爐MFT動作。因DCS信號的通道故障造成一次風機B停反饋誤發引起一次風機RB動作。

                               圖2   MFT前后機組主參數曲線

2.2 現場設備故障

    現場設備故障原因引起設備一類障礙5次。

    （1）某#3燃氣機組負荷300MW運行時，#4軸承#2差脹信號突然增大到-5.49mm引起差脹保護動作機組跳閘。故障原因是#4軸承周圍的溫度遠超過探頭的最高許可工作溫度，導致差脹探頭故障（探頭電阻值由正常的70歐姆左右變為約700歐姆）引起。

    （2）某600MW機組正常運行中高壓旁路調節閥反饋，3秒內由0%突變為99%，汽包水位高高導致MFT動作，高低旁壓力控制自動切到自動控制方式且高旁來回快關了多次。事后檢查確認是高旁閥位置信號轉換器故障，導致反饋電流信號恒為22mA不變，使主蒸汽流量的計算值由1470t/h上升到2427t/h，造成給水控制指令大幅上揚，引起汽包水位高高動作。事后更換了高旁位置轉換器，對高旁流量進入主蒸汽流量計算因子做了臨時性防范措施，修改了相關邏輯。

    （3）某機組150MW負荷運行。在汽門大行程試驗結束后，主汽門正常開啟，試驗復位過程中MFT動作。事后經過分析發現機組跳閘的直接原因是主汽門大行程試驗結束后，A、B側主汽門實際開啟到位，但B側主汽門行程開關內部接點沒有復位。當試驗按鈕復位后，B側主汽門關閉信號仍然存在，因而觸發保護聯鎖動作。

    （4）某300MW機組運行在270MW負荷時，除氧器水位HHH信號LS4214置“1”置“0”頻繁變化。四抽電動隔離總閥和四抽至除氧器電動隔離閥開始關閉，＃1爐汽包水位低報警，之后四抽電動隔離總閥和四抽至除氧器電動隔離閥徹底關閉，小機A/B失去汽源，給水流量突降，造成汽包水位快速降低。電泵自啟，但汽包水位仍快速下降，鍋爐MFT。經過檢查發現除氧器水位HHH液位信號誤動原因是微動開關故障引起。

    （5）某廠#3燃氣機組負荷250MW運行。燃機火災保護動作造成燃機和汽機跳閘。事件發生后現場檢查發現無火災、明火或泄漏現象，進行相關試驗后經分析認為這次火災保護的動作是一次誤發訊造成的。采取了以下措施：將＃1軸承正上方罩殼頂部兩只溫度探頭進行移位；火焰探測器的檢查列入燃機啟動前的檢查項目表；在燃機罩殼內加圖像監控裝置。

2.3 維護不當

    維護不當引起的一類障礙有3次，分別是： 

    （1）某機組運行中進行ETS凝結器真空保護定期試驗時，凝汽器真空低開關1、2動作（正常情況下應凝汽器真空低開關1、3動作），造成機組跳閘。事件原因是維護人員在進行4只凝汽器真空開關校驗時，將貼有標簽2和3的蓋子互換，運行人員定期試驗時，按規定的序號操作出錯引起。此類事件監督已提出過多次告警，需要通過強化監督驗收來減少此類事件的發生。

    （2）某燃機100MW負荷運行時。低旁減溫水壓力故障報警，低旁遮斷邏輯觸發跳機。經檢查事件原因是低旁減溫水壓力開關內部積水，導致接點腐蝕卡澀，常閉接點1無法脫開引起。此外金屬電纜套管內存有少量黑色污水將影響電纜壽命。為此熱工人員全面檢查和整改了熱工控制電纜從電纜橋架的引出方式；對燃機的低旁減溫水保護邏輯均進行優化整改（就地增加一個低旁減溫水壓力開關構成3取2保護邏輯）；建立燃機機組開機前熱工專業檢查確認項目表。

    （3）某機組進行ETS在線通道試驗期間，汽輪機跳閘。經檢查PLC的I/O站RIO DROP模件與通訊同軸電纜連接頭有松動現象，由于電纜接觸不良，造成控制站和IO站之間的通訊信號瞬間異常，引起ETS保護誤動。

2.4    電源異常

    電源問題引起設備一類障礙3次，二類障礙1次，分別是：

    （1）某廠＃1機組運行中操作人員發現畫面參數異常，爐側設備無法操作，給粉機均跳閘，機組負荷、汽溫和壓力持續下降；但MFT未翻牌報警，制粉系統未跳閘。熱工人員現場檢查發現FSSS系統機柜PCU02內模件工作異常，所有模件狀態指示燈為紅色（表示停止工作）。機柜雙路電源中的左路電源工作狀態指示綠色正常，右路電源工作狀態指示異常。熱工人員將右路異常電源斷電后，模件恢復正常工作狀態。熱工人員抽出異常的電源模件，發現溫度大大高于正常電源模件。經分析判斷本次事件是因為PCU02柜電源模件故障，FPI保護動作，導致模件失電源停止工作引起。

    （2）某燃機100MW負荷單循環運行。發現高旁控制閥閥位反饋和高旁減溫水控制閥閥位反饋突然失去，高旁控制閥和高旁減溫水控制閥控制器故障及高旁控制油站報警，＃4燃機跳閘。經檢查高旁控制柜內的電源模塊有異常聲響、過載報警燈亮，測試此電源模塊發現已損壞，因該電源模塊未冗余配置，導致機組跳閘。

    （3）某廠＃4、＃5機組正常運行時脫硫系統煙道保護動作，導致#4、#5機組相繼MFT跳閘。檢查發現直接起因是#4機組1C-FCS控制柜送入FGD的風量信號瞬間消失（見圖3）。由于該風量信號是作為增壓風機動葉調節的前饋信號，其結果引起自動調節系統動葉指令從66%迅速減小到29.9%，導致煙道風壓急速上升，煙道保護動作。風量信號和給粉機停運信號均來自1C-FCS控制柜，經分析故障原因是該柜電源瞬間異常引起。

                               圖3   風量信號和增壓風機動作情況

    （4）某機組水灰、脫硫控制室控制臺上，二臺水灰程控系統操作員站CRT界面上所有運行設備狀態全顯示為紅色，界面上所有運行參數顯示框里的內容為問號的形式出現，同時運行人員在CRT上無法操作。檢查發現相關的電源均丟失，水灰程控系統在線UPS電源裝置也無電壓輸出。由此判斷為UPS電源裝置部件本身短路故障，導致UPS電源裝置電源輸入端空氣開關Q3跳閘UPS進線工頻電源失去，而UPS電源裝置配置的蓄電池失效（接近使用年限），最終導致水灰控制系統PLC失去供電電源。

2.5 原因不明

    機組跳閘事件中，原因不明的次數有3次，分別是：

    （1）某機組燃機正常運行時出現外部遮斷信號，機組跳閘。檢查分析排除了發電機差動保護和火災保護系統故障、TCTG遮斷模件故障和人為干擾因素引起的可能性，認為是模件以外的信號干擾引起，實際上事件原因不明。

    （2）某廠#4機組負荷300MW正常運行中機組跳閘，MFT首出原因為“汽機跳閘”。熱工專業人員對ETS系統認真進行110V電源瞬件斷電試驗、相關電纜絕緣檢查、電源單端接地試驗和相關的ETS聯鎖試驗，均未發現異常。事故原因不明。

    （3）某廠#3機組249MW負荷正常運行時MFT動作，首出原因為汽機跳閘。事故發生后進行了一系列模擬試驗及檢查，對可能的原因進行了分析和排除，事故直接原因不明。

3 提高熱工系統可靠性的建議

    據中國電力企業聯合會統計，2008年電力行業參加全國火電600MW級競賽機組的平均非計劃停運次數1.23次/臺，且多數為熱控系統原因引起。這反映了系統設計、設備選型、安裝調試和檢修維護中還存在不少薄弱環節。浙江省內電廠近幾年開展提高熱控系統可靠性技術研究[2]，通過控制邏輯條件的合理性和系統完善性、保護信號的取信方式和配置、保護聯鎖信號定值和延時時間的設置等方面的優化研究和反事故措施落實，降低了因熱控系統問題引起機組非計劃停運次數和主要輔機保護的誤動次數。但上述故障事件表明，影響熱控系統可靠性的因素仍有存在。因此需要繼續深入這方面的研究，對熱控系統設備和檢修、運行、維護進行全過程管理，對所有涉及熱控系統安全的設備環境進行全方位監督，確保控制系統反事故措施切實可行并落實到實處。為此根據以上事件的歸類統計分析，就提高熱工系統可靠性工作提出以下建議，供同行檢修維護中參考。

    （1）進一步檢查“提高TSI系統運行可靠性的若干技術措施”落實情況，確認接地符合要求，單點保護信號已采取相應措施。開展TSI系統和ETS系統的定期試驗工作，總結出定期試驗的技術要求和具體方法，完善后加以推廣。

    （2）落實“提高汽包水位測量與保護信號可靠性的技術措施”，確認汽包水位測量偏差控制在允許范圍內，防止因汽包水位測量信號失準導致機組跳閘事件的發生。

    （3）鑒于控制器故障引起的機組故障事件呈上升趨勢，為提前發現控制器隱患，將控制系統冗余切換試驗應列入機組C修常規檢修項目。

    （4）為減小機組運行中控制系統設備故障處理時的風險，繼續深入專題研究，針對本廠DCS系統的可能故障，制定出可操作性強的處理方案，規范、完善DCS故障應急處理預案和反事故措施。所有涉及保護的信號動作后應設計有報警信號，動作信號回復后的保護應設置為自動復歸。

    （5）減少現場設備引起的保護系統誤動應作為提高可靠性的重點。日常巡檢中加強對熱工設備的環境狀況和運行狀況檢查，檢修時將端子接線、通訊電纜緊固工作和屏蔽接地可靠性應列入機組檢修項目，避免接頭松動或信號干擾造成的異常。

    （6）經過熱工人員多年來努力，熱工電源的故障引起機組故障跳閘事件雖已明顯減少，但還有發生。作為提高熱工系統可靠性的一個措施，應對機組電源可靠性、失電故障預防、處理及安全保證措施進一步專項梳理檢查和專項研究，對問題采取相應的措施。

    （7）深入開展輔助控制系統，尤其是旁路和脫硫控制系統的可靠性研究工作，對邏輯的正確性、保護條件及信號取樣的合理性、與DCS接口的可靠性以及控制策略進行全面梳理、論證和完善。

    （8）編寫機組PLC控制系統的設備檢修維護技術規程，用于指導和規范機組PLC系統的檢修、運行維護工作。

    （9）繼續做好熱控系統可靠性基建過程監督工作，減少移交生產時安全隱患和設備缺陷。

    （10）總結2008年浙能集團熱工技能大賽經驗，進一步開展熱工人員素質培訓工作。嚴格按規程要求進行熱工自動化系統的檢修運行維護，提高檢修運行維護質量，杜絕因人為原因引起的熱工自動化系統故障。


參考文獻

[1] 丁俊宏. 2008年度浙江省火電廠熱工安全考核故障統計、原因淺析與建議[R]. 杭州: 浙江省電力試驗研究院.

[2] 孫長生. 提高電廠熱控系統可靠性技術研究[J]. 中國電力.