浙江省电厂热工控制系统故障统计分析
摘 要：通过对我省网属电厂2000～2001年上半年热工考核故障的统计分析，讨论了热工控制系统和安全生产存在的一些问题，为减少热工考核故障次数，提出了一些建议。
关键词：热工 故障 分析 预防
1 热工考核故障统计
根据各电厂安监部门的考核统计，2000～2001年上半年，我省网属电厂运行机组发生的列入热工考核故障共有59次，其中二类及以上故障27次（动作停机21次），按考核定性统计于表1。
2 热工考核故障分类
2.1 一次设备故障
一次设备故障占热工考核故障的比例最大。
(1)火焰检测装置误发信号。福尼火焰检测器在锅炉燃烧工况变化时检测能力欠强，3次误发失火信号，导致锅炉MFT。2000年4月某机组负荷316 MW，运行中的A磨煤机因A2、A4火检失去而跳闸，引起汽包水位高高，炉MFT动作。次日，负荷270 MW ，火检扫描冷却风切换至一次风供给时，因风压扰动，导致A2、A3、B2、B4及D5、D8火检信号失去，运行中的3台磨煤机全部跳闸，炉MFT动作。今年4月该机组减负荷至200MW时，因A7、A8火检失去，引起A磨煤机跳闸，紧接着C、D磨煤机因对应火检失去连跳，炉MFT动作。
(2)压力开关故障。2000年8月某机组控制在协调方式，负荷为305 MW，E磨停运 。运行中的一次风机A因其液压油开关漏油引起油压低保护动作而跳闸，RB信号跳运行中的B磨，但因引风机动叶响应速度慢引起炉膛压力低开关动作导致机组MFT。2000年2月汽泵2B因润滑油压低压力开关接点误动而跳闸，电泵自启后勺管指令在50%处无法上调，运行人员手跳磨煤机A后将勺管控制方式切至操作站操作，过程中CRT显示汽包水位最低至－380 mm。
(3)热电阻故障。因轴承温度热电阻误发信号，多次造成风机或给泵马达跳闸，其中2000年1月，某机组给泵因电机偶合器端轴承温度热电阻元件故障误发信号跳闸 ，引起汽包水位过低，炉MFT动作。
(4)风机振动探头误发信号。2000年2月，某机组控制系统在TF方式，ADS投运，4台磨煤机运行。因一次风机1B振动高信号误发讯跳闸，联跳D磨后RB不成功，加上一次风机A的动叶未及时开大，一次风压快速下降，引起一次风与炉膛差压低保护动作，导致“失燃料”MFT。而RB不成功的原因，经查明主要是D磨跳闸后，软件中TRACK源被自动强制为MANUAL，使冷风调门未TRACK到0，并在冷、热风调门联动PID的作用下开大至62%，针对这种情况，热工人员取消了一次风机动叶控制在一台PA跳闸后，指令与反馈偏差大于20%自动撤至手动的逻辑。
(5)限位开关故障。2000年4月，某机组负荷正常运行在105 MW，主汽门突然关闭，发电机跳闸。电厂考核结论为主汽门闭行程开关误发信号引起。同年8月，一磨煤机因平旋阀开状态失去，联锁关闭第二组平旋阀，引起一次风量低，导致磨煤机跳闸。
2.2 计算机控制系统故障
计算机控制系统故障是一年半来引发热工考核故障的另一个主要因素，其中导致二类及以上故障按DCS厂家分类为：
(1)西门子公司的TELEPERM系统。2000年4月，某机组启动2号炉磨煤机B时，2台一次风机、汽泵B、所有运行磨煤机同时跳闸，炉膛熄火，显示“燃料失去”MFT,但汽机未跳闸，发电机未解列，操作员手动停机解列发电机。同月，机组负荷310 MW正常运行时，集控“LCS装置故障”光字牌亮，运行中的3台磨煤机，2台一次风机相继跳闸，“RB动作”光字牌亮后，送风机、引风机跳闸，炉膛熄火机组解列，但MFT首出原因无显示。10月，机组负荷330 MW，再次出现类似4月的情况，炉膛熄火 。MFT首出原因“送风机跳”、“引风机跳”，但MFT信号未发出，手动拍机。上述3次故障现象基本类似。经检查发现：DCS的EHF系统3层CPU控制层模件和BC层所有I／O模件报警红灯亮，程序无法运行。更换EHF系统报警输入模件，重新启动后恢复运行 。
通过对系统的分析，上述3次MFT现象，都只有当EHF系统自身发生了不能再拖延的故障情况下，危急保护功能作用时才会发生（EHF自身故障，所以MFT后，未自动停机解列，与事故现象相吻合），而更换的EHF模件并不具备这种不能再拖延的故障的特点。
2001年3月，某机组C给泵运行，A与B给泵进行运行切换时，出现设备不可操，B给泵勺管关至“0”，给水流量急减，导致汽包水位低低MFT动作。经查原因是模件故障引起。
(2)ABB公司的MOD－300系统。2000年2月，某厂2号机组MOD－300系统控制方式在CCS手动方式。由于DEH基本级中模拟量输入／输出模件故障，引起调门动作，8块阀位卡损坏，高压旁路阀因阀后温度高快关，导致基本级故障跳汽机，锅炉MFT。8月16日，1号机组在AGC方式下运行，小机A前置泵因一控制阀的PLC输出通道故障引起跳闸，导致小机A跳闸。
2000年9月，因1号机组呼叫系统喇叭的杂音，通信班人员关掉该系统主机电源 ，查找问题并处理后，重新开启该主机电源时，呼叫系统工作恢复正常，但运行人员发现集控室右侧CRT画面全部失去，同时MFT信号发出。经查原因是由于呼叫系统主机电源接至1号机组主UPS，通讯人员在带载合上开关后，给1号机组主UPS电源造成一定扰动，使其电压瞬间低于195 V，导致DCS各子系统后备UPS启动。但由于BCS系统、历史数据库子系统、BULK1／O7号子系统后备UPS故障（仪控后备UPS逆变试验正常，但失去带负荷能力），造成这些系统失电，集控室右侧CRT画面全部失去，所有制粉系统跳闸，机组由于“失燃料”而MFT。
(3)阿尔斯通DEH系统。2001年1月，某厂1号机组因PLC电源模件损坏，引起PLC柜该电源模件带动的6块继电器输出模件无法正常工作，导致小机B跳闸，电泵自启 。同年2月，2号机组备用盘硬报警窗处多次出现“主机EHC油泵2B跳闸”和“开式泵2A跳闸”等信号误报警，通过CRT画面检查发现PLC的A路部分I／O柜通讯时好时坏，进一步检查发现机侧PLC的3A、4、5A和6的4个就地I／O柜二路通讯同时时好时坏，与此同时机组MFT动作，首出原因为汽机跳闸。事故后通过检查所有PLC就地I／O柜的A、B路通讯母线接头和分支接头，发现其中通讯母线B路在PLC4柜内接头有轻微松动 ，PLC5和PLC4柜本身的通讯分支接头也有轻微松动，通过紧固后PLC的通讯恢复正常。
(4)和利时HS2000系统。2000年1月底，改造后运行将近半年的某厂3号机组发生MFT(在此之前多次发生类似MFT，但因GPS校时软件问题，使历史库、事故追忆、SOE记录时间不一致，事故原因一直未查明)，炉膛熄火，负荷自动减至3 MW左右。根据记录分析查明原因为10号站主控单元内部模件板质量问题引起。在更换10号站控制单元模件、更改组态软件，并对控制单元内部模板进行喷涂绝缘漆的处理后，系统恢复正常运行。
(5)ABB公司INF－90系统故障。2000年4月19日，某机组负荷400 MW，因系统控制卡件电荷累积，引起送风机A侧电机轴承温度大幅度跳跃而跳闸，联跳引风机A侧 ，对控制卡件放电后，系统恢复正常。
2.3 人为原因
因人为原因引起的热工考核故障主要来自以下3方面：
(1)人员误操作。如大修中进行机组闭式水系统联锁试验时，试验人员跑错位置 ，强制了运行机组的信号，引起运行中的闭式水泵因“闭式水水箱水位低”跳闸。又如热工人员在完成一次风机液压润滑油系统一压力开关校验后，因放气阀及一、二次阀间误操作，使该油系统严重漏油，造成油箱油位计看不到油位，不得已减负荷23%，降低风机出力至10%。
(2)检修、维护不当。热控人员在焊接穿线管时未将孔洞堵塞，导致焊接时电火花从孔洞掉入油箱小室，引起火险。在进行DCS系统故障查找过程中，因安全措施不周，引起电源间断路，系统异常，导致机组MFT。
(3)试验不当。某厂热工人员根据运行要求，强制“小机1A主油泵停运跳2台汽泵前置泵”信号，在热工人员强制信号后，就地停运1A主油泵时，2台汽泵前置泵跳闸，小机1B跳闸。检查原因是“小机1A油泵停运跳2台汽泵前置泵”信号有二路，当时热工人员只强制一路信号，疏忽了硬跳闸逻辑隐患而未进行强制所致。同年1月，热工人员在进行1号炉空预器LCS的调试过程中，由于事前安全措施考虑不周，发生1A空预器跳闸。
人员责任故障，涉及到工作人员的工作责任心、技术素质、安全意识以及监督管理多方面。
2.4 装置或线路故障
装置或线路故障造成机组跳闸5次。2000年5月，某机组负荷160 MW，因BN－7200系统中的中压差胀保护监视表计插件连接扁平线绝缘老化和表计内部元件故障 ，误发“中压差胀大”信号跳机。同年10月，机组负荷110 MW，“2号机低压缸差胀＋6．0 mm”及“2号机低压缸差胀＋7．5mm”光子牌发讯，机组甩负荷至零。经查事故原因为低压缸差胀探头接头间电缆轴芯与金属外壳“COM”之间绝缘体有所脱落，使电缆轴芯与外壳瞬间短路，GAP电压大幅下降，导致保护误动作跳机。2001年4月 ，某厂1号机ETS装置连续3次因“超速”保护动作停机，当时原因未查明。1号机组检修时，热工人员对装置了全面检查，发现ETS装置内部试验板的接地端子与地不通，对试验板的抗干扰能力进行试验，结果干扰影响明显。
3 热工故障的防范
随着机组容量的增加、机组运行特点的改变和DCS技术的广泛应用，一方面热控自动化设备已由原来的配角地位转变为决定机组安全经济运行的主导因素，其任一环节出现问题，都有导致热控装置部分功能失效或引发系统故障、机组跳闸、甚至损坏主设备的可能。另一方面热工保护的误动次数与其他专业的配合、运行人员的操作水平密切相关。有关部门与热工良好的配合，可减少误动或加速一些隐患的消除；当一些异常工况出现或辅机保护动作时，若运行操作得当，可以避免MFT动作。为防范热工故障的发生提出以下建议：
(1)对热工系统存在的一些影响机组安全经济运行的隐患进行技术攻关。如西门子DCS－EHF系统故障真正原因未查明，自动化改造后投运的机组存在的“死机”、DCS的历史数据库、SOE、事故追忆等功能不完善，锅炉火检运行不稳定，保护系统风烟测量回路的灰堵等问题。
(2)在完善并严格执行已有规章制度基础上，建议：1)建立仪控设备通讯电缆定期紧固制度；2)完善保护系统风烟测量管路定时吹扫制度。新建机组或机组大修中 ，增加固定式吹扫管路，通过阀的手动或自动切换，进行定期吹扫；3)完善联锁保护试验操作卡，操作卡上对既有软逻辑又有硬逻辑的保护系统应有明显标志。
(3)主动分析查找热工设备缺陷和隐患，及时整改、完善。1)“四防”(防水、防灰堵、防人为误动、防冻)措施常抓不懈；2)保护用电接点水位计公用线与测量筒体间的连接应采用直接或间接的焊接方式。避免因连接处的高温氧化造成接地电阻增大，影响可靠性；3)机组同参数重要信号测量的分模件处理，同用途多台设备的分模件和分电源控制问题应得到确认；4)机组的硬保护系统进行整改完善，所有引起机组跳闸的热工信号尽可能从就地引入DCS，对测量元件的自诊断(包括速率)及保护功能应确认可靠；5)整理DCS的软报警，使与经审核颁发的热工报警、保护定值表相符；6)完善控制柜内的安全措施(如裸露的电源片间的防护，接地系统的连接，外露接线的消除，人员工作时可能触及到设备的安全性等)。
(4)加强设备造型、采购和验收等各环节的把关，凡未经电厂一年以上实际运行时间证明是合格的新产品，仅限于次要系统少量试用，不可用在保护系统中(尤其是风机、给水泵中使用的温度元件的更换要慎重)。
(5)加强电厂热控设备的运行维护管理，认真分析、统计发生的每一次保护动作(包括正确动作)，并举一反三，消除多发性和重复性故障。
(6)针对性地进行工作人员的安全、责任感教育，定期进行专业技术培训和考试 ，不断提高工作人员的安全意识、业务水平和爱岗敬业精神。