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浙江省電廠熱工控制系統(tǒng)故障統(tǒng)計分析

摘  要：通過對我省網屬電廠2000～2001年上半年熱工考核故障的統(tǒng)計分析，討論了熱工控制系統(tǒng)和**生產存在的一些問題，為減少熱工考核故障次數(shù)，提出了一些建議。
     關鍵詞：熱工  故障  分析  預防　　
　
1 熱工考核故障統(tǒng)計
    根據(jù)各電廠安監(jiān)部門的考核統(tǒng)計，2000～2001年上半年，我省網屬電廠運行機組發(fā)生的列入熱工考核故障共有59次，其中二類及以上故障27次（動作停機21次），按考核定性統(tǒng)計于表1。

2 熱工考核故障分類
2.1 一次設備故障
    一次設備故障占熱工考核故障的比例*大。　　
    (1)火焰檢測裝置誤發(fā)信號。福尼火焰檢測器在鍋爐燃燒工況變化時檢測能力欠強，3次誤發(fā)失火信號，導致鍋爐MFT。2000年4月某機組負荷316MW，運行中的A磨煤機因A2、A4火檢失去而跳閘，引起汽包水位高高，爐MFT動作。次日，負荷270 MW，火檢掃描冷卻風切換至一次風供給時，因風壓擾動，導致A2、A3、B2、B4及D5、D8火檢信號失去，運行中的3臺磨煤機全部跳閘，爐MFT動作。今年4月該機組減負荷至200MW時，因A7、A8火檢失去，引起A磨煤機跳閘，緊接著C、D磨煤機因對應火檢失去連跳，爐MFT動作。
　　(2)壓力開關故障。2000年8月某機組控制在協(xié)調方式，負荷為305 MW，E磨停運。運行中的一次風機A因其液壓油開關漏油引起油壓低保護動作而跳閘，RB信號跳運行中的B磨，但因引風機動葉響應速度慢引起爐膛壓力低開關動作導致機組MFT。2000年2月汽泵2B因潤滑油壓低壓力開關接點誤動而跳閘，電泵自啟后勺管指令在50%處無法上調，運行人員手跳磨煤機A后將勺管控制方式切至操作站操作，過程中CRT顯示汽包水位*低至－380mm。
　　(3)熱電阻故障。因軸承溫度熱電阻誤發(fā)信號，多次造成風機或給泵馬達跳閘，其中2000年1月，某機組給泵因電機偶合器端軸承溫度熱電阻元件故障誤發(fā)信號跳閘，引起汽包水位過低，爐MFT動作。
　　(4)風機振動探頭誤發(fā)信號。2000年2月，某機組控制系統(tǒng)在TF方式，ADS投運，4臺磨煤機運行。因一次風機1B振動高信號誤發(fā)訊跳閘，聯(lián)跳D磨后RB不成功，加上一次風機A的動葉未及時開大，一次風壓快速下降，引起一次風與爐膛差壓低保護動作，導致“失燃料”MFT。而RB不成功的原因，經查明主要是D磨跳閘后，軟件中TRACK源被自動強制為MANUAL，使冷風調門未TRACK到0，并在冷、熱風調門聯(lián)動PID的作用下開大至62%，針對這種情況，熱工人員取消了一次風機動葉控制在一臺PA跳閘后，指令與反饋偏差大于20%自動撤至手動的邏輯。
　　(5)限位開關故障。2000年4月，某機組負荷正常運行在105MW，主汽門突然關閉，發(fā)電機跳閘。電廠考核結論為主汽門閉行程開關誤發(fā)信號引起。同年8月，一磨煤機因平旋閥開狀態(tài)失去，聯(lián)鎖關閉**組平旋閥，引起一次風量低，導致磨煤機跳閘。
2.2 計算機控制系統(tǒng)故障
　　計算機控制系統(tǒng)故障是一年半來引發(fā)熱工考核故障的另一個主要因素，其中導致二類及以上故障按DCS廠家分類為：
　　(1)西門子公司的TELEPERM系統(tǒng)。2000年4月，某機組啟動2號爐磨煤機B時，2臺一次風機、汽泵B、所有運行磨煤機同時跳閘，爐膛熄火，顯示“燃料失去”MFT,但汽機未跳閘，發(fā)電機未解列，操作員手動停機解列發(fā)電機。同月，機組負荷310MW正常運行時，集控“LCS裝置故障”光字牌亮，運行中的3臺磨煤機，2臺一次風機相繼跳閘，“RB動作”光字牌亮后，送風機、引風機跳閘，爐膛熄火機組解列，但MFT首出原因無顯示。10月，機組負荷330MW，再次出現(xiàn)類似4月的情況，爐膛熄火。MFT首出原因“送風機跳”、“引風機跳”，但MFT信號未發(fā)出，手動拍機。上述3次故障現(xiàn)象基本類似。經檢查發(fā)現(xiàn)：DCS的EHF系統(tǒng)3層CPU控制層模件和BC層所有I／O模件報警紅燈亮，程序無法運行。更換EHF系統(tǒng)報警輸入模件，重新啟動后恢復運行。
　　通過對系統(tǒng)的分析，上述3次MFT現(xiàn)象，都只有當EHF系統(tǒng)自身發(fā)生了不能再拖延的故障情況下，危急保護功能作用時才會發(fā)生（EHF自身故障，所以MFT后，未自動停機解列，與事故現(xiàn)象相吻合），而更換的EHF模件并不具備這種不能再拖延的故障的特點。
　　2001年3月，某機組C給泵運行，A與B給泵進行運行切換時，出現(xiàn)設備不可操，B給泵勺管關至“0”，給水流量急減，導致汽包水位低低MFT動作。經查原因是模件故障引起。
　　(2)ABB公司的MOD－300系統(tǒng)。2000年2月，某廠2號機組MOD－300系統(tǒng)控制方式在CCS手動方式。由于DEH基本級中模擬量輸入／輸出模件故障，引起調門動作，8塊閥位卡損壞，高壓旁路閥因閥后溫度高快關，導致基本級故障跳汽機，鍋爐MFT。8月16日，1號機組在AGC方式下運行，小機A前置泵因一控制閥的PLC輸出通道故障引起跳閘，導致小機A跳閘。
　　2000年9月，因1號機組呼叫系統(tǒng)喇叭的雜音，通信班人員關掉該系統(tǒng)主機電源，查找問題并處理后，重新開啟該主機電源時，呼叫系統(tǒng)工作恢復正常，但運行人員發(fā)現(xiàn)集控室右側CRT畫面全部失去，同時MFT信號發(fā)出。經查原因是由于呼叫系統(tǒng)主機電源接至1號機組主UPS，通訊人員在帶載合上開關后，給1號機組主UPS電源造成一定擾動，使其電壓瞬間低于195V，導致DCS各子系統(tǒng)后備UPS啟動。但由于BCS系統(tǒng)、歷史數(shù)據(jù)庫子系統(tǒng)、BULK1／O7號子系統(tǒng)后備UPS故障（儀控后備UPS逆變試驗正常，但失去帶負荷能力），造成這些系統(tǒng)失電，集控室右側CRT畫面全部失去，所有制粉系統(tǒng)跳閘，機組由于“失燃料”而MFT。
　　(3)阿爾斯通DEH系統(tǒng)。2001年1月，某廠1號機組因PLC電源模件損壞，引起PLC柜該電源模件帶動的6塊繼電器輸出模件無法正常工作，導致小機B跳閘，電泵自啟。同年2月，2號機組備用盤硬報警窗處多次出現(xiàn)“主機EHC油泵2B跳閘”和“開式泵2A跳閘”等信號誤報警，通過CRT畫面檢查發(fā)現(xiàn)PLC的A路部分I／O柜通訊時好時壞，進一步檢查發(fā)現(xiàn)機側PLC的3A、4、5A和6的4個就地I／O柜二路通訊同時時好時壞，與此同時機組MFT動作，首出原因為汽機跳閘。事故后通過檢查所有PLC就地I／O柜的A、B路通訊母線接頭和分支接頭，發(fā)現(xiàn)其中通訊母線B路在PLC4柜內接頭有輕微松動，PLC5和PLC4柜本身的通訊分支接頭也有輕微松動，通過緊固后PLC的通訊恢復正常。
　　(4)和利時HS2000系統(tǒng)。2000年1月底，改造后運行將近半年的某廠3號機組發(fā)生MFT(在此之前多次發(fā)生類似MFT，但因GPS校時軟件問題，使歷史庫、事故追憶、SOE記錄時間不一致，事故原因一直未查明)，爐膛熄火，負荷自動減至3MW左右。根據(jù)記錄分析查明原因為10號站主控單元內部模件板質量問題引起。在更換10號站控制單元模件、更改組態(tài)軟件，并對控制單元內部模板進行噴涂絕緣漆的處理后，系統(tǒng)恢復正常運行。
　　(5)ABB公司INF－90系統(tǒng)故障。2000年4月19日，某機組負荷400MW，因系統(tǒng)控制卡件電荷累積，引起送風機A側電機軸承溫度大幅度跳躍而跳閘，聯(lián)跳引風機A側，對控制卡件放電后，系統(tǒng)恢復正常。
2.3 人為原因
　　因人為原因引起的熱工考核故障主要來自以下3方面：
　　(1)人員誤操作。如大修中進行機組閉式水系統(tǒng)聯(lián)鎖試驗時，試驗人員跑錯位置，強制了運行機組的信號，引起運行中的閉式水泵因“閉式水水箱水位低”跳閘。又如熱工人員在完成一次風機液壓潤滑油系統(tǒng)一壓力開關校驗后，因放氣閥及一、二次閥間誤操作，使該油系統(tǒng)嚴重漏油，造成油箱油位計看不到油位，不得已減負荷23%，降低風機出力至10%。
　　(2)檢修、維護不當。熱控人員在焊接穿線管時未將孔洞堵塞，導致焊接時電火花從孔洞掉入油箱小室，引起火險。在進行DCS系統(tǒng)故障查找過程中，因**措施不周，引起電源間斷路，系統(tǒng)異常，導致機組MFT。
　　(3)試驗不當。某廠熱工人員根據(jù)運行要求，強制“小機1A主油泵停運跳2臺汽泵前置泵”信號，在熱工人員強制信號后，就地停運1A主油泵時，2臺汽泵前置泵跳閘，小機1B跳閘。檢查原因是“小機1A油泵停運跳2臺汽泵前置泵”信號有二路，當時熱工人員只強制一路信號，疏忽了硬跳閘邏輯隱患而未進行強制所致。同年1月，熱工人員在進行1號爐空預器LCS的調試過程中，由于事前**措施考慮不周，發(fā)生1A空預器跳閘。　　
    人員責任故障，涉及到工作人員的工作責任心、技術素質、**意識以及監(jiān)督管理多方面。
2.4 裝置或線路故障
　　裝置或線路故障造成機組跳閘5次。2000年5月，某機組負荷160MW，因BN－7200系統(tǒng)中的中壓差脹保護監(jiān)視表計插件連接扁平線絕緣老化和表計內部元件故障，誤發(fā)“中壓差脹大”信號跳機。同年10月，機組負荷110 MW，“2號機低壓缸差脹＋6．0mm”及“2號機低壓缸差脹＋7．5mm”光子牌發(fā)訊，機組甩負荷至零。經查事故原因為低壓缸差脹探頭接頭間電纜軸芯與金屬外殼“COM”之間絕緣體有所脫落，使電纜軸芯與外殼瞬間短路，GAP電壓大幅下降，導致保護誤動作跳機。2001年4月，某廠1號機ETS裝置連續(xù)3次因“超速”保護動作停機，當時原因未查明。1號機組檢修時，熱工人員對裝置了**檢查，發(fā)現(xiàn)ETS裝置內部試驗板的接地端子與地不通，對試驗板的抗干擾能力進行試驗，結果干擾影響明顯。
3 熱工故障的防范
    隨著機組容量的增加、機組運行特點的改變和DCS技術的廣泛應用，一方面熱控自動化設備已由原來的配角地位轉變?yōu)闆Q定機組**經濟運行的主導因素，其任一環(huán)節(jié)出現(xiàn)問題，都有導致熱控裝置部分功能失效或引發(fā)系統(tǒng)故障、機組跳閘、甚至損壞主設備的可能。另一方面熱工保護的誤動次數(shù)與其他專業(yè)的配合、運行人員的操作水平密切相關。有關部門與熱工良好的配合，可減少誤動或加速一些隱患的消除；當一些異常工況出現(xiàn)或輔機保護動作時，若運行操作得當，可以避免MFT動作。為防范熱工故障的發(fā)生提出以下建議：
　　(1)對熱工系統(tǒng)存在的一些影響機組**經濟運行的隱患進行技術攻關。如西門子DCS－EHF系統(tǒng)故障真正原因未查明，自動化改造后投運的機組存在的“死機”、DCS的歷史數(shù)據(jù)庫、SOE、事故追憶等功能不完善，鍋爐火檢運行不穩(wěn)定，保護系統(tǒng)風煙測量回路的灰堵等問題。
　　(2)在完善并嚴格執(zhí)行已有規(guī)章制度基礎上，建議：1)建立儀控設備通訊電纜定期緊固制度；2)完善保護系統(tǒng)風煙測量管路定時吹掃制度。新建機組或機組大修中，增加固定式吹掃管路，通過閥的手動或自動切換，進行定期吹掃；3)完善聯(lián)鎖保護試驗操作卡，操作卡上對既有軟邏輯又有硬邏輯的保護系統(tǒng)應有明顯標志。
　　(3)主動分析查找熱工設備缺陷和隱患，及時整改、完善。1)“四防”(防水、防灰堵、防人為誤動、防凍)措施常抓不懈；2)保護用電接點水位計公用線與測量筒體間的連接應采用直接或間接的焊接方式。避免因連接處的高溫氧化造成接地電阻增大，影響可靠性；3)機組同參數(shù)重要信號測量的分模件處理，同用途多臺設備的分模件和分電源控制問題應得到確認；4)機組的硬保護系統(tǒng)進行整改完善，所有引起機組跳閘的熱工信號盡可能從就地引入DCS，對測量元件的自診斷(包括速率)及保護功能應確認可靠；5)整理DCS的軟報警，使與經審核頒發(fā)的熱工報警、保護定值表相符；6)完善控制柜內的**措施(如裸露的電源片間的防護，接地系統(tǒng)的連接，外露接線的消除，人員工作時可能觸及到設備的**性等)。
    (4)加強設備造型、采購和驗收等各環(huán)節(jié)的把關，凡未經電廠一年以上實際運行時間證明是合格的新產品，**于次要系統(tǒng)少量試用，不可用在保護系統(tǒng)中(尤其是風機、給水泵中使用的溫度元件的更換要慎重)。
　　(5)加強電廠熱控設備的運行維護管理，認真分析、統(tǒng)計發(fā)生的每一次保護動作(包括正確動作)，并舉一反三，消除多發(fā)性和重復性故障。　　
    (6)針對性地進行工作人員的**、責任感教育，定期進行專業(yè)技術培訓和考試，不斷提高工作人員的**意識、業(yè)務水平和愛崗敬業(yè)精神。

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