牛亞軍 高馳 孟旭波

摘要

電站自控系統(tǒng)的可靠安全運行，對保證發(fā)電機組的安全穩(wěn)定運行有重要意義，由于控制系統(tǒng)邏輯不完善，保護(hù)拒動、誤動，熱工元器件老化、操作人員技術(shù)水平等諸多原因引起的機組跳閘事故時有發(fā)生，對火電機組的安全、可靠、經(jīng)濟(jì)運行及電網(wǎng)的穩(wěn)定造成威脅。本文列舉了一些熱控案例并對其分析，提出改進(jìn)預(yù)防措施。

【關(guān)鍵詞】熱控事故 原因分析 預(yù)防措施 重要性

近年來，隨著火電站機組容量的上升，工業(yè)自動控制技術(shù)的發(fā)展，國家對企業(yè)環(huán)保工作要求提高使得火電廠外圍輔助系統(tǒng)增多，電廠自動控制系統(tǒng)涵蓋范圍也相應(yīng)擴(kuò)大，系統(tǒng)復(fù)雜性和故障的離散性增加。由于控制系統(tǒng)拒動、誤動、熱工元器件老化、操作人員技術(shù)水平等諸多原因引起的機組跳閘事故時有發(fā)生。

1 資料

根據(jù)相關(guān)統(tǒng)計資料，2016年全國上報的機組非停事件中，因熱控原因?qū)е碌墓灿?23例。其中控制系統(tǒng)故障37例，熱工檢測執(zhí)行系統(tǒng)故障26例，電源故障13例，人為不當(dāng)操作25例，線纜傳輸介質(zhì)故障22例，如圖1所示。

2 案例

本文列舉幾例近年發(fā)生的熱控事故案例，通過對案例介紹和原因分析，提出一些事故預(yù)防方案。

2.1 邏輯不合理造成機組跳閘

事件發(fā)生時工況：機組負(fù)荷430MW，主汽壓20.2MPa，主汽溫563℃，B、C、D、E、F磨煤機及A汽泵、電泵運行。

2.1.1 事件發(fā)生、擴(kuò)大及處理情況

17：35機組跳閘，首出“全燃料中斷”，鍋爐MFT動作，汽機跳閘，發(fā)電機跳閘；迅速派人就地檢查，發(fā)現(xiàn)鍋爐8B MCC段負(fù)荷#8B—次風(fēng)機油箱電加熱開關(guān)短路著火，#8B鍋爐變跳閘，鍋爐8B PC段與鍋爐8B MCC段母線失電；鍋爐通風(fēng)吹掃，悶爐；汽機轉(zhuǎn)速到零投入盤車。電氣采取拉開故障負(fù)荷其所在鍋爐8B MCC電源，隔離故障點，對鍋爐8B PC段母線測絕緣合格后，恢復(fù)送電。另外，熱控將給煤機出口電動閥開反饋信號消失，DCS系統(tǒng)無延時跳給煤機改為延時3秒跳給煤機。

2.1.2 事件原因及擴(kuò)大原因分析

（1）直接原因分析：#8B—次風(fēng)機油箱電加熱開關(guān)短路著火，導(dǎo)致8BMCC段進(jìn)線電源開關(guān)和鍋爐8B PC段進(jìn)線電源開關(guān)速斷保護(hù)動作跳閘，使#8爐電動閥配電柜瞬時失電，導(dǎo)致運行5臺給煤機出口電動門失電，運行給煤機全部跳閘，發(fā)出鍋爐全燃料中斷，鍋爐MFT動作，機組跳閘。

（2）根本原因分析：l.#8B—次風(fēng)機油箱電加熱器開關(guān)故障，導(dǎo)致所在鍋爐8BMCC段進(jìn)線電源開關(guān)跳閘，同時越級跳閘，使#8爐8B PC段母線失電，造成#8爐電動閥配電柜失電。2.#8爐電動閥配電柜失電，雖有雙電源切換裝置，但雙電源切換時間約0.6秒，造成#8爐電動閥配電柜母線在很短的時間內(nèi)無電壓，#8爐電動閥配電柜上給煤機出口電動門電源短時失電，給煤機出口電動門開反饋信號消失，導(dǎo)致DCS邏輯判斷認(rèn)為給煤機出口電動門關(guān)閉（實際此電動門并末關(guān)閉），觸發(fā)給煤機跳閘，MFT動作。

2.1.3 預(yù)防措施

在給煤機跳間觸發(fā)全燃料中斷邏輯中，增加延時1s觸發(fā)鍋爐MFT動作，機組跳閘。

2.2 全燃料喪失鍋爐MFT

2.2.1 事件發(fā)生時工況

機組負(fù)荷500MW，主汽溫576℃，再熱汽溫583℃，總?cè)剂狭?83t/h，給水量1350t/h。C、D、E、F磨運行，2臺汽泵運行，2A汽泵切至輔汽供汽，2B汽泵為四抽供汽，輔汽站為1號機供汽。冷再備用，輔汽供除氧器加熱投入，輔汽壓力0.83MPa。#2機準(zhǔn)備做50%甩負(fù)荷試驗，根據(jù)試驗要求將#2機6kV廠用電全部倒至高備變接帶，高廠變處于備用狀態(tài)，廠用6kV電壓6.2kV，廠用鍋爐PC2A段384V、2B段381V。

2.2.2 事件發(fā)生、擴(kuò)大及處理情況：

0：02根據(jù)調(diào)試試驗要求運行啟動電泵時，#2爐MFT，汽機聯(lián)跳，發(fā)電機程序逆功率跳閘。MFT首出：燃料全失。立即匯報領(lǐng)導(dǎo)，通知相關(guān)人員到場。熱控檢查鍋爐燃料失去是因為給煤機信號異常。查6kV 2Al、2B1段母線電壓在電泵啟動瞬間分別降至5.2kV左右，鍋爐PC2A段母線電壓降至約320V，給煤機MCC2A、2B段雙電源自動切換裝置中均將電源Ⅰ（爐PC2A段來）設(shè)為工作電源，電源Ⅱ（爐PC2B段來）設(shè)為備用電源，所以給煤機MCC2A、2B段均是運行在爐PC1A段，兩段MCC電壓均低至約320V，分析可能會造成給煤機PLC和變頻器工作不正常或給煤機接觸器脫扣，致使鍋爐發(fā)燃料全失信號。查6kV0A段電流錄波波形，電泵啟動電流約2000A即不到3倍額定電流（電機堵轉(zhuǎn)保護(hù)啟動電流為6Ie，Ie=930A），由于6kV2Al、2B1段母線切至高備變同接在0A分支，因電泵啟動電流沖擊造成電壓同時下降至約5.2kV；另外兩段6kV 2A2、2B2段接在0B分支，母線電壓下降至約6kV。

0：25MFT復(fù)位后，再次啟動電泵，6kV 2A1、2B1、2A2、2B2段母線電壓均下降至約5.8kV，沒有對系統(tǒng)造成影響。

1：54#2機并網(wǎng)運行正常。

2.2.3 事件原因及擴(kuò)大原因分析

直接原因分析：鍋爐燃料全失去，造成#2爐MFT。

根本原因分析：啟動#2機電泵時，造成2D、2E、2F給煤機變頻器低電壓保護(hù)動作停止工作，鍋爐燃料全失去條件滿足，導(dǎo)致MFT動作。

2.2.4 增加裝置

對給煤機控制系統(tǒng)增加可靠的低電壓穿越裝置，預(yù)防此類事故。

2.3 CCS調(diào)整不當(dāng)使過、再汽溫低

2.3.1 事件發(fā)生時工況

機組AGC投入，CCS方式，機組負(fù)荷789MW。中調(diào)負(fù)荷指令在790-830MW擺動，實際負(fù)荷跟隨。主、再熱汽溫自動控制方式，主汽溫在586-599℃擺動，再熱汽溫在586-602℃擺動。主/再熱汽壓22.7/4.3MPa，真空_96KPa，B、C、D、E、F磨組運行，煤質(zhì)為印尼煤，A、B汽泵運行。主汽壓力22.7MPa，主汽溫度568℃，再熱汽溫度586℃，給水量2273t/h，煤量292t/h，風(fēng)量2609t/h，氧量4.35%。減溫水切手動全關(guān)。

2.3.2 事件的發(fā)生、擴(kuò)大及處理情況

10：03AGC投入，CCS方式，機組負(fù)荷785MW，主汽壓力22.7MPa，主汽溫度555℃，再熱汽溫度583℃，給水量2323t/h，煤量275t/h，BID指令837MW，風(fēng)量2495t/h，氧量4.07%。主控畫面“風(fēng)量限制煤量”發(fā)出，主汽溫度仍有下滑趨勢，BID有上升趨勢，運行人員聯(lián)系生產(chǎn)部熱控人員檢查，手動增加風(fēng)量偏置，繼續(xù)觀察。10：07機組負(fù)荷785MW，主汽壓力21.4MPa，主汽溫度515℃，再熱汽溫度570℃，給水量2405t/h，煤量276t/h，BID指令886MW，風(fēng)量2576t/h，氧量4.07%。主汽溫度繼續(xù)有下滑趨勢，BID仍有上升趨勢。協(xié)調(diào)自動控制模式下不能將工況調(diào)回，主值匯報值長后，退出AGC，退出CCS方式，爐切BI，機組切限壓模式，功率設(shè)定820MW。燃料手動模式下漸漸加煤量至325t/h，減BID至779MW，給水量對應(yīng)值為2287t/h。10：14主汽溫度下滑最低至469℃，再熱汽溫最低至555℃，主汽壓力20.9MPa，再熱汽壓力4.6MPa。主值手動減DEH負(fù)荷設(shè)定值，主汽溫度開始回升。10：36主機調(diào)門全開，機組負(fù)荷最低降至745MW，主汽壓力最低18.8MPa，再熱汽壓力最低4.2MPa。負(fù)荷和汽壓開始回升。根據(jù)汽溫汽壓增長趨勢主值提前手動減總煤量，漸加BID指令增給水，增加DEH功率設(shè)定值。11：00主汽溫度566℃，再熱汽溫595℃，機組負(fù)荷810MW，調(diào)門開度關(guān)至35%，主汽壓力恢復(fù)至24.2MPa，接近機組目標(biāo)值，投入CCS。

2.3.3 事件原因及擴(kuò)大原因分析

直接原因分析：CCS調(diào)節(jié)品質(zhì)差，自動調(diào)整不當(dāng)使過、再汽溫低。

根本原因分析：

（1）煤質(zhì)變化較大，可燃成份比例的改變可能會引起所需氧氣量變化而引起爐過氧系數(shù)的波動，從而在協(xié)調(diào)邏輯中觸動了氧量過減總風(fēng)量，風(fēng)量又限制了煤量。

（2）氧量測點不準(zhǔn)。9：57至9：59，負(fù)荷和煤量基本沒變的情況下，鍋爐氧量由4.05%升至4.37%。小幅度的變化邏輯認(rèn)為氧量過剩，而氧量指令輸出最低限為0.8（邏輯設(shè)定偏低，現(xiàn)熱工修改為0.9），指令即以最低限0.8發(fā)出，致使風(fēng)量減少140t/h，出現(xiàn)風(fēng)限煤條件。

（3）邏輯中BTU修正速度慢。當(dāng)日煤質(zhì)的發(fā)熱量低而且變化較大，BTU修正不及時可能會造成邏輯中煤量（實際煤量乘BTU）值虛高于實際給煤量，誤被風(fēng)量限制。

（4）風(fēng)限制煤的范圍太窄，而煤限制水的范圍太寬。造成風(fēng)限煤發(fā)出時，煤限水卻沒有起作用，水還在隨著BID指令不斷加，致使煤水比偏離。

（5）機組經(jīng)過重新下裝邏輯，一些回路PID調(diào)節(jié)特性可能發(fā)生變化。

（6）在發(fā)現(xiàn)異常后，熱工人員檢查過程中，在CCS模式下處理觀察7分鐘，切手動干預(yù)偏遲。

3 結(jié)語

在電力工業(yè)發(fā)展進(jìn)入大電網(wǎng)、大機組和高度自動化以及電力生產(chǎn)企業(yè)面臨安全考核風(fēng)險增加和市場競爭環(huán)境加劇的今天，進(jìn)一步深化熱控專業(yè)管理，完善熱控系統(tǒng)配置，提高熱控系統(tǒng)設(shè)備運行可靠性對機組運行的安全、經(jīng)濟(jì)性，及對電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行都有重要意義。

（注：本文3位作者均從事發(fā)電站技術(shù)管理工作）

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