1000MW超超临界机组热控设备故障综合分析

[摘 要]百万千瓦超超临界机组是火电厂发展的方向，如何做好百万千瓦超超临界机组热控生产准备是摆在每一个热控技术人员面前思考的重要课题。本文通过分析1000MW机组基建过程和投产后发生的十五起由于热控原因导致机组跳闸事件，从设备制造、系统设计、设备安装、机组调试运行等方面，分析故障类型和原因，提出有针对性的防范措施，为新建机组热控设备安装调试和生产运行管理提供参考，保证同类型机组已经发生的重大问题不重复发生，重复性故障得到有效控制，提升新建机组设备的可靠性。

[关键词]机组跳闸；原因分析；防范对策

1 主机设备简介

国华电力公司自2009年9月21日宁海6号机组第一台1000MW机组投产以来，先后投产了8台机组，容量8000MW，其中宁海、台山和徐州电厂1000MW机组三大主机设备相同，锅炉为上海锅炉厂生产的超超临界参数变压运行直流燃煤锅炉，汽轮机为上海电气集团股份有限公司生产的高效超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式汽轮机，发电机选用上海电气集团引进西门子技术制造的水-氢-氢冷却发电机。绥中电厂两台1000MW机组锅炉为东方锅炉股份有限公司生产的超超临界参数变压运行直流炉、单炉膛、前后墙对冲燃烧、低NOX旋流燃烧器、一次中间再热、半露天布置、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型布置的燃煤锅炉，汽轮机由东方汽轮机厂、日立制造，发电机由东方电气股份有限公司、日立制造。

2 同类型设备发生过的主要技术问题

通过对国华电力1000MW机组基建过程和投产后发生的主要热控技术问题和重复性问题进行统计和分析，归纳出机组调试生产期间发生的主要问题15项。其中与设备接线不牢固导致机组跳闸的有4起、机组调试导致跳闸的事件有3起、电动调节执行器故障导致的机组跳闸5起、与逻辑不严谨、定值不合理有关的事件有3起。

2.1 热工设备接线问题

2.1.1 设备接线松动导致机组跳闸的事件有4起

①2009年10月2日，某电厂6号机组由于1、2号高调门跳机电磁阀2号接线端子松动，如图1所示，造成2号高调门电磁阀2失电动作，使EH油回油管路导通，EH油压低，ETS保护动作跳机。

②2010年1月1日， 某电厂3号机组在整套启动过程中，由于DCS电子间MFT控制柜内硬接线松动引发MFT误动，MFT动作。

③2010年01月24日，某电厂3号机组做甩50%负荷试验，由于#1中调门快关电磁阀接线松动脱落，甩负荷时汽轮机转速至3390r/min，电超速保护3300r/min，机械超速保护3280r/min均动作正常，机组跳闸试验不合格。

④2011年3月10日，某电厂41一次风机电动执行器内部指令与反馈公用信号线由于振动在插头接线端子处虚接，如图2所示，导致一次风量调节不稳，所有燃料丧失，MFT保护动作。

2.1.2 原因分析

①是2号高调门电磁阀装在2号高调门上，机组运行时产生的振动使接线端子松动，厂家提供的DEH逻辑设计中防止保护误动的措施不够完善，在控制逻辑中，当单个跳闸电磁阀失电动作时，仅将该调门关闭，没有考虑到单个跳闸电磁阀失电打开时，调门伺服阀指令仍存在，跳闸电磁阀打开使调门伺服阀EH油回油管路导通，造成EH油压低。②是专业人员对百万机组MFT保护逻辑采用反逻辑（失电保护跳闸）带来的设备风险评估不足。在逻辑组态保护控制的选择上只关注保护设计的安全性，忽略了控制回路的可靠性。③是基建期间生产准备人员设备责任制落实的不彻底不到位，生产管理人员工作经验不足，基建安装期间对重要保护的电磁阀、传感器、MFT控制柜和重要电动执行装置等接线端子进行跟踪检查记录不到位，没有及时发现问题，给机组安全运行埋下隐患。④是为规避一个风险却带来另一个更大安全隐患。 2010年6月，某电厂41引风机由于振动使静叶调节执行装置内组合传感器磁环脱落，导致机组跳闸。事件发生后，生产管理人员没有对引风机、送风机、一次风机电动调节执行装置采取有效的加固方式，而是采用引风机、送风机、一次风机电动控制执行装置与附近钢梁通过槽钢和铁丝连接的方式消除振动，加剧了送风机、一次风机电动调节执行装置振动。2011年1月，该厂停备消缺期间对41一次风机电动调节执行装置进行检查，发现内部控制板件固定螺丝由于振动发生过断裂问题，在检查处理过程中专业人员对设备的了解和掌握程度不足，发现问题后不能准确的判断出设备故障点，对一次风机动叶挡板的频繁波动现象没有及时组织分析，没有采取有效的防范措施，致使2个月后（3月10日）41一次风机电动调节执行装置发生故障，导致该厂4号机组跳闸。

2.1.3 防范对策

对百万机组保护逻辑由于采用反逻辑带来的风险要进行学习掌握，DCS逻辑设计中防止保护误动的措施要完善。对上汽的跳闸电磁阀、调门伺服阀的结构认识要清楚，对这两个阀门进油、回油管路相关性要综合考虑。热控设备安装接线期间，根据热控系统的重要性程度、可靠性程度、安装调试节点，结合生产准备人员的技术特长和工作经验合理安排跟踪人员。对一些非常重要的如DEH系统、接地系统、TSI系统、隐蔽系统等在安装后安排监理、技术人员检查确认。生产准备人员在机组调试前要对热工保护联锁回路接线进行了复核校对，确保保护联锁回路接线的正确性，对机组运行中主要保护系统存在的由于接线松动造成保护误动的风险进行评估，对重要保护的电磁阀、传感器等接线端子牌进行检查和紧固。

2.2 机组调试方面的问题

2.2.1 与调试有关的事件有3起

①某电厂6号机组调试期间，在进行送风机RB试验试验过程中，由于给水流量PID调节器块内输出限制，内部设置给水泵上升速率为300rpm/min，且模块抗积分饱和，不下降到底不能回调，造成给水流量低低保护动作，锅炉MFT动作。

②某电厂1号机组调试期间，引风机机RB试验过程中，M☒EH对汽动给水泵转速在PID内部限制为600rpm/min，转速设置为4120rpm，实际转速4790rpm，在调节器积分作用下，转速迅速下降到2800rpm，给水流量低到827T/H，锅炉MFT动作。

③某电厂3号机组进行31号一次风机RB试验过程中，相对于锅炉煤量和风量，给水流量自动调节下调较快，导致锅炉内压力高于锅炉上水压力，给水动力不足，造成给水流量低低保护动作，锅炉MFT，MFT动作后没有联跳汽动给水泵。

2.2.2 原因分析

在机组调试期间，热控逻辑的修改内容较多，在进行单台汽泵最大出力等试验时，为保证调试安全和效果，对给水流量PID调节器的输出和汽动给水泵转速速率等逻辑和参数进行修改限制，逻辑参数修改后没有及时进行登记和记录，在机组RB试验前，调试单位和生产部门也没有对修改过的参数认真进行检查核对，没有及时对限制数值进行恢复，在机组RB过程中由于MEH控制系统数值限制，使给水流量控制不稳定，导致给水流量低低保护动作，锅炉MFT。

机组在整套启动过程中，为保证机组能够顺利点火和试验，需要对个别联锁开关量信号进行解线（硬回路联锁信号需要打开MFT柜内端子排上的硬接线）或仿真，调试人员将MFT动作联跳给水泵汽轮机接线打开后，调试人员未对解线情况进行记录，电厂调试跟踪人员也没有起到很好的监督作用，机组启动前没有将MFT动作联跳给水泵汽轮机接线恢复。

2.2.3 防范对策

调试单位在调试期间的设备异动、DCS逻辑仿真、参数修改和在MFT柜内端子排解线等工作要有详细的记录，生产部门相关跟踪人员也要认真记录并在机组启机前对热工表计、DCS系统控制柜、MFT出口柜、DEH/MEH/TSI/MTSI系统控制柜内接线认真检查，发现异常要与调试单位和施工单位认真联系并尽快恢复，最大限度地消除设备存在的缺陷和隐患。新建机组要完善异动流程，从审批、实施、校验传动、培训等几个方面加强管理。

在机组启动前一定要认真核实设备的实际状态，试验前检查控制逻辑有无限制和强制条件，对设备异常变动要找到根源、查明原因，对永久性变更要完成相关的审批流程（工程期要有设计变更）。在调试合同中明确了效益调试费，制定详细的调试费兑现细则，在正常调试方案的基础上应增加设备系统优化运行、节能降耗的具体要求，使各设备参数与系统ว达到最佳匹配，重点关注燃＼水比、风＼燃比、交叉限制、加速度控制等技术指标。

2.3 执行器故障问题

2.3.1 电（气）动执行器故障导致机组跳闸的事件有5起

①2010年6月24日，某电厂6号机组真空破坏门自动开启，低真空保护动作跳闸。

②2010年6月28日，某电厂4号机组静叶调节电动执行器内组合传感器传动齿轮磁环脱落，导致引风机全开，电机电流保护动作41引风机跳闸，在RB动作过程中，42引风机跳闸，锅炉MFT。

③2011年2月15日，某电厂5号发电机氢冷却器冷却水回水可调气动门西门子定位器故障，造成冷氢温度调节门关闭，使冷氢温度上升到ETS保护动作值，发电机组跳闸。

④2011年3月10日，某电厂4号41一次风机由于电动执行器内部指令与反馈公ฝ用信号线在插头接线端子处虚接，导致一次风量调节不稳，所有燃料丧失，MFT保护动作。

⑤2011年5月6日，某电厂#4机组VV阀气动头供气管从卡套内脱出，VV阀失气全开，ETS保护动作，机组跳闸。

2.3.2 原因分析

专业对热工设备的日常点检存在漏洞，不能有效的发现设备的异常状况。对设备的了解和掌握程度不足，专业技能掌握不深，发现设备历史曲线异常后，不能准确的判断出设备故障点。机组跳闸前，电动（气动）调节执行装置反馈和指令跟踪不好，反馈大幅波动，热控人员在日常曲线检查过程中没有能够及时发现，运行人员在历史曲线检查中也没有及时发现。机组检修后专业对重要气动执行器气源管路和接头的巡视检查存在不足，对设备检修后拆卸脚手架过程中可能误碰周围热控设备的风险评估存在不足。

2.3.3พ 防范对策

制定调节品质历史曲线检查和热工设备状态评价的管理规定，责任人要按照要求定期对所辖设备进行点检和历史曲线分析；热工加强应知应会技能培训工作，加强对二十五项反措等相关制度和标准的学习；运行人员要加强设备的运行状态的监视工作，热控和运行专业管理人员要对所辖系统进行定期查看，强化专业对设备的现场精密点检的力度。根据机组运行的实际工况，修改冷氢报警定值，并梳理重要信号的报警定值。增加重要气动调节门指令与反馈大偏差报警，针对比较重大的缺陷，热工编写相应的设备故障处理操作卡，通过不断完善操作卡，可以缩短消缺时间和减少人员误操作，提高工作效率。机组检修后对气动执行器的气源管路和接头等进行重点检查，防止拆卸脚手架过程中，由于脚手杆误碰到气动执行器气源管路，导致气动执行器气源管脱落事件的发生。

2.4 逻辑组态方面的问题

2.4.1 与逻辑不严谨、定值不合理有关的事件有3起

①某电厂7号机组调试期间，7A送风机手动跳闸后，7A引风机连锁跳闸，RB动作，7B引风机超驰开启85%，7B引风机超过额定电流退出自动，引发燃料退出自动，不再进一步减煤，水量减少到对应负荷，运行人员手动停磨煤机和手动加水幅度不足，造成煤水比失调，分离器出口温度达到493度，水冷壁温度高保护动作，锅炉MFT。

②某电厂6号机组调试期间，进行给水泵RB试验时，在超驰加速过程中，泵转速上升过快，给水泵入口补水不足，造成给水泵入口压力和除氧器压力差压大于1MPA，机组保护动作跳闸。

③某电厂2号机组调试期间，由于1号机组并网瞬间，2号机组有功功率瞬间波动20%，触发引风机、 一次风机、送风机、空预器、给水泵、磨煤机RB同时动作，给水量增加致使主汽温度急剧下降，运行人员手动MFT。 

2.4.2 原因分析

RB是机组工况剧烈变化的控制功能，因此对控制策略、参数整定以及相关控制系统要求较高。国内DCS组态大多数ร情况是根据锅炉厂家提供的控制策略进行组态，国外公司设计的RB控制策略和回路设计较为复杂，需要进行大量的实验数据，然后进行优化，而目前国内电厂基建期间由于受到工程建设时间限制，大多要求机组整套启动后，尽快玩完成各项试验，使机组尽快进入168小时运行。由于调试时间较短，例如“泵转速超驰给位调节回路”的功能调试还没有起到作用，水/燃比调节参数整定还没有进一步优化等。

2.4.3 防范对策

在机组停运的情况下，按设计的功能依次模拟RB产生的条件，进行RB功能模拟试验。试验中，主要应检查以下一些内容：所有的RB数字量输入回路能够正确动作；负荷运算回路、负荷指令变化速率等RB控制参数己正确设定；协调控制系统输出至FSSS系统，除磨煤机RUNBACK外，其它RUNBACK发生后，FSSS将按一定的时间间隔以从下往上的顺序跳磨煤机、给煤机，直至与要求的负荷相匹配。在进行RB动态试验之前，协调控制系统及控制子系统已正常投用，并完成相应的定值扰动和负荷摆动试验，调节品质合格；协调控制系统在TF方式下的定值扰动试验合格，调节品质符合要求。

3 结束语

新（扩）建机组热控人员应深度参与DCS组态、热工设备安装和调试工作，既促进热工人员的培训，又可以保证设备投产后我们能够自主维护，避免控制设备黑匣子产生。当设备发生故障后，能够及早发现，做到自主分析和处理，避免由于发现和处理不及时导致停机事件的发生。热工对DCS、DEH、ETS和MEH等控制系统，要严格按照《二十五项反事故措施》的要求排查影响系统安全的各种因素，制定反事故措施。防止因误操作引起机组停运事件，热工保护动作后，应立即查明原因，制定有效措施，杜绝原因不明，措施不到位而强行启动机组，造成保护再次动作跳机。针对比较重大的缺陷，热工编写相应的设备故障处理操作卡，通过不断完善操作卡，可以缩短消缺时间和减少人员误操作，提高工作效率。

参考文献：

[1] 张磊、李光华，锅炉设备与运行.电力电力出版社，2008

[2] 朱北恒，火电厂热工自动化系统试验. 电力电力出版社，2007

[3] DL/T-5175-2003，火力发电厂热工控制系统设计技术规范（J）.北京，中国电力出版社，2003

[4] 张磊，超超临界火电机组集控运行. 电力电力出版社，2008