浙江省监督网属电厂热控系统故障原因分析与建议.pdf
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1、 1 2008 年浙江省监督网属电厂 热控系统故障原因分析与建议 丁俊宏 项 谨 王 蕙 (浙江省电力试验研究院 杭州 310014) 【摘 要】浙江省监督网属电厂 2008 年与热控专业有关的机组跳闸的主要原因是控制系统硬件故障、现场设备 故障、维护不当和电源故障。为提高热控自动化系统的可靠性,本文提出了 2009 年减少热控系统故障的预防措施, 供各电厂检修维护时参考。 【关键词】热控 故障 原因 建议 1 前言 热控系统的特殊性,是随着机组容量的上升和控制要求的提高,热控系统的控制逻辑复杂程度 增加,环节增多和故障的离散性增大、使得设备的可靠性相对降低。由于从设计、设备、安装调试 到检修
2、运行维护及技术管理上,都还存在不足,导致机组误跳闸、甚至损坏主设备事件还时有发生。 因此热控系统的可靠性,已成为是机组安全稳定运行的先决条件。 做好热控系统故障分析工作,不但有利于摸索各事件之间的内在联系,发现热控系统的薄弱环 节和潜在的危险点,有针对性地制定可靠性预防措施来减少因热控系统原因引起发电机组的非计划 停运次数,而且也是电厂和管理部门,提高设备健康寿命,降能减耗工作中重要的一个环节。本文 通过浙江省监督网属电厂 2008 年全年机组因热控原因引起机组二类及以上设备障碍统计分析, 提出 了 2009 年减少热控系统故障的预防措施,供各电厂检修维护时参考。 2 热工考核故障原因统计分析
3、与处理 据热工监督统计1,2008 年浙江省技术监督网属火电厂机组,共发生因热工原因引起的一类障 碍及以上故障 18 次,二类障碍故障 3 次。平均一类障碍及以上故障为 0.22 次数/台年,二类及以上 障碍为 0.25 次数/台年。故障归类统计实际上如图 1。 图 1 故障主要原因归类统计 图 1 显示,2008 年考核热工的设备二类及以上障碍比例中,因控制系统硬件引起的占 29%,因 PDF 文件使用 “pdfFactory Pro“ 试用版本创建 2 现场设备异常引起的占 23,因检修维护不当引起的占 14%,因电源故障引起的占 19%。 原因不 明的占 14%。 结合电厂事件信息反馈
4、和参与现场事件原因实际查找情况,我们对引发 2008 年热工安 全考核故障现象及主要原因进行如下归纳分析。 2.1 控制系统硬件故障 控制系统硬件故障,导致设备一类障碍 4 次,设备二类障碍 2 次,其中: 1)TSI 模件设计缺陷引起。某机组 488.5MW 负荷时跳闸,首出信号为“TSI 超速” 。TSI 机柜 模件指示灯当时均正常,超速指示灯未亮。检查报警记录发现 3 块超速模件的继电器在 2S 内发生了 多次闭合和释放的不正常情况,且 TSI 槽位 7、8、9 模件发生过故障报警。事后电厂对 TSI 系统的 接地以及电缆的屏蔽情况进行了全面检查,将 3 块超速模件的组态由非独立表决方式
5、更改为独立表 决方式;在 TSI 系统 3 块超速模件继电器输出至 ETS 的回路中串接发电机开关动作信号。 2)DCS 通讯模件故障:某 600MW 机组采用西门子 PCS7 系统。热工人员巡检时发现 DEH 01 柜主 CPU417 和从 CPU417 均存在报警。实际主 CPU 正常运行,从 CPU 已停运。判断为从侧光纤 接触不良或光纤同步器故障。在对从 CPU417 断电后再送电过程中,汽轮机跳闸。经检查确认 DEH 从模件通讯卡 EXM448- 1 已经故障损坏, 在此情况下 DEH 系统未实现真正的冗余导致控制器切换异 常,引起机组跳闸。 3) 控制器在线下载过程中异常。 某厂运
6、行中发现#1 炉 CRT 画面上部分锅炉参数指示失真,“DCS 控制器故障”光字牌报警。现场检查发现控制器 DCS9403A 和 DCS9403B 都故障报警,对两个控制 器分别进行断电、断网络、重启试验,均无法恢复。对控制器组态进行下载后,出现数据传输混乱, MFT 动作跳闸。该事件应吸取的教训:故障处理时应制订完善的安全措施,离线下载前,应将该控 制模件所有控制的设备能全部切就地手操(看运行能否满足) 、控制器所有通讯的点强制保持隔离, 并将与之对应控制模件有连锁关系点和不同 PCU 柜的硬接线点强制。 4)DCS 模件柜通讯卡件 INNIS21 故障。某 600MW 机组满负荷运行中,O
7、PC 动作报警信号和 10CKA13 5- 11 模件报故障信号时断时续发出。之后#1 高加水位 HHH1 信号和 HHH2 信号时断时续 发出,高加撤出,给水切换期间流量从 1828 t/h 下降到最低 1684 t/h,时间持续 30s。最后汽水分离 器出口温度高导致 MFT 动作。检查发现主要原因首先是由于 DCS 模件柜内的通讯卡件 INNIS21 故 障,引起高加水位高三值误动,高加撤出。而异常情况下的控制逻辑不完善使得汽水分离器出口温 度高保护动作。 事后热工人员对给水主控、 燃料主控和汽机主控的控制策略进行了完善和试验。 MFT 保护动作前后的参数变化见图 2。 PDF 文件使用
8、 “pdfFactory Pro“ 试用版本创建 3 图 2 MFT 前后机组主参数曲线 二类设备障碍中,因 FSSS 内两块模件故障导致锅炉 MFT 动作。因 DCS 信号的通道故障造成 一次风机 B 停反馈误发引起一次风机 RB 动作。 2.2 现场设备故障 现场设备故障原因引起设备一类障碍 5 次, 1)某#3 燃气机组负荷 300MW 运行时,#4 轴承#2 差胀信号突然增大到- 5.49mm 引起差胀保护 动作机组跳闸。故障原因是#4 轴承周围的温度远超过探头的最高许可工作温度,导致差胀探头故障 (探头电阻值由正常的 70 欧姆左右变为约 700 欧姆)引起。 2)某 600MW
9、机组正常运行中高压旁路调节阀反馈,3 秒内由 0%突变为 99%,汽包水位高高 导致 MFT 动作,高低旁压力控制自动切到自动控制方式且高旁来回快关了多次。事后检查确认是高 旁阀位置信号转换器故障,导致反馈电流信号恒为 22mA 不变,使主蒸汽流量的计算值由 1470t/h 上 升到 2427t/h,造成给水控制指令大幅上扬,引起汽包水位高高动作。事后更换了高旁位置转换器, 对高旁流量进入主蒸汽流量计算因子做了临时性防范措施,修改了相关逻辑。 3)某机组 150MW 负荷运行。在汽门大行程试验结束后,主汽门正常开启,试验复位过程中 MFT 动作。事后经过分析发现机组跳闸的直接原因是主汽门大行程
10、试验结束后,A、B 侧主汽门实 际开启到位,但 B 侧主汽门行程开关内部接点没有复位。当试验按钮复位后,B 侧主汽门关闭信号 PDF 文件使用 “pdfFactory Pro“ 试用版本创建 4 仍然存在,因而触发保护联锁动作。 4)某 300MW 机组运行在 270MW 负荷时,除氧器水位 HHH 信号 LS4214 置“1”置“0” 频 繁变化。四抽电动隔离总阀和四抽至除氧器电动隔离阀开始关闭,1 炉汽包水位低报警,之后四 抽电动隔离总阀和四抽至除氧器电动隔离阀彻底关闭,小机 A/B 失去汽源,给水流量突降,造成汽 包水位快速降低。电泵自启,但汽包水位仍快速下降,锅炉 MFT。经过检查发
11、现除氧器水位 HHH 液位信号误动原因是微动开关故障引起。 5)某厂#3 燃气机组负荷 250MW 运行。燃机火灾保护动作造成燃机和汽机跳闸。事件发生后现 场检查发现无火灾、明火或泄漏现象,进行相关试验后经分析认为这次火灾保护的动作是一次误发 讯造成的。采取了以下措施:将1 轴承正上方罩壳顶部两只温度探头进行移位;火焰探测器的检 查列入燃机启动前的检查项目表;在燃机罩壳内加图像监控装置。 2.3 维护不当 维护不当引起的一类障碍有 3 次,分别是: 1)某机组运行中进行 ETS 凝结器真空保护定期试验时,凝汽器真空低开关 1、2 动作(正常情 况下应凝汽器真空低开关 1、3 动作) ,造成机组
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