电网电压波动对热控设备的影响分析

1、电网电压波动对热控设备的影响分析一、南京华润热电有限公司#4机组跳机原因分析报告1. 问题描述2014年5月15日21时28分，南京华润热电有限公司#4机组跳闸。2. 系统概述南京华润热电有限公司#4机组锅炉部分为上海锅炉厂生产的亚临界、一次中间再热、控制循环汽包炉，型号为SG-1036/17.5-M871，配五套正压直吹式制粉系统，汽轮机为上海汽轮机厂生产的亚临界、单轴、双缸双排汽、一次中间再热凝汽式汽轮机，型号为N30016.67/538/538，机组额定负荷为330MW。南京华润热电有限公司#4机组控制采用ABB公司的INFI90分散控制系统，设计包含DAS、FSSS、MCS、SCS系统

2、。汽机控制系统采用上海汽轮机厂生产的高压透平油DEH控制系统，DEH部分采用ABB公司的SYMPHONY分散控制系统。3. 事故现象2014年5月15日21时28分， #4号机组负荷285MW，调门顺序阀方式，汽轮机跳闸，锅炉MFT保护动作。汽机高、中压主汽门全关，锅炉磨煤机、给煤机、一次风机全停，光字牌发“#4发电机组热工保护动作”信号。运行人员发现发变组出口主开关未分闸，手动拉开发变组出口2Y14开关及#4机组励磁开关。检查锅炉FSSS保护MFT首出原因为“汽机主汽门关闭”，汽机ETS保护无首出原因，发变组保护发出“外部重动作”信号。4. 检查情况及分析通过对SOE、开关量事件历史记录、模

3、拟量历史记录曲线以及控制系统组态、硬件设计图纸的检查，分析机组跳机的原因。4.1 事件动作顺序结合SOE及开关量事件历史记录（见附件1），机组跳闸过程如下：21:28:06:423426：A、B、C、D、E给煤机跳闸信号发出21:28:07:038： 三只AST油压低信号均发出，表示安全油压已泄。21:28:07:039： 汽机已跳闸信号发出21:28:07:040： 再热主汽门开状态消失，表示再热主汽门已开始关闭。21:28:07:169： 左右高压主汽门已关闭21:28:07:187： 汽机跳闸首跳MFT信号发出21:28:07:189： MFT发生21:28:53:535： 发变组油开关

4、跳闸根据上述动作顺序，结合机组跳闸首出原因，机组跳闸次序为：因系统故障致380V厂用母线电压下跌，首先触发全部给煤机跳闸信号(SOE)，但未触发MFT，600毫秒后汽机安全油压泄去，高低压主汽门全关，触发汽机跳闸并发信号至FSSS系统，锅炉MFT动作，并发信给发变组保护，但发变组保护未动作，46秒后运行人员手动分发变组出口2Y14开关及励磁开关，机组跳闸。4.2 线路及厂用母线电压变化调用历史记录曲线，检查系统故障情况发生时，220kV送出线路电压、380V低压厂用电母线电压（给煤机电源）、保安段母线电压（AST电磁阀电源）的波动情况。(1). 220kV送出线路电压（见附件2）故障发生前，系

5、统电压为232kV，故障发生时，AB相间电压降至222kV，AC相间电压降至221kV，AB相间电压降至218 kV，分别下降了10kV、11kV、14kV。持续时间约2.5秒。(2). 380V低压厂用电母线电压（见附件3/4）故障发生时，低压厂用电母线IVA段电压由380V跌至349V，下降了31V，持续时间约1秒，IVB段电压由380V跌至326V，下降了54V，持续时间约2秒。(3). 保安段母线电压（见附件5/6）故障发生时，保安段母线4A段电压由380V跌至325V，下降了55V，持续时间约3秒，4B段电压由380V跌至344V，下降了36V，持续时间约1.2秒。4.3 给煤机全停

6、未触发全燃料中断MFT原因分析21:28:06，全部给煤机首先触发跳闸信号，根据FSSS保护逻辑，应立即触发“全燃料中断”MFT，但MFT首出原因及事件历史记录为“汽机跳闸”触发MFT，而不是“全燃料中断”。经检查，给煤机A-E发跳闸信号至DCS中的SOE系统用于故障记录，不参与控制逻辑判断。该信号为给煤机PS电源板上的K1继电器动作导致，给煤机PS电源板上共有8只小继电器为：K1：故障停机信号K2：电动机反转信号K3：遥控信号K4：容积式信号K5：给煤信号K6：给煤机运行信号K7：报警信号K8：累积量信号此8个信号为给煤机PS电源板输出至DCS系统，但并不参与DCS控制逻辑，仅作为事故追忆及

7、画面显示用，而用于MFT保护跳闸信号时编号为1ZJ继电器动作所致（给煤机说明书及相关图纸查阅）。由此可判断21:28:06时的给煤机跳闸信号可能是由于控制电源电压波动导致中间继电器线圈失磁而误发的信号，实际给煤机并未停运，且给煤机变频器也因电压波动导致出力下降经网络通讯后进入MFT控制器，网络通讯的延时时间具有不确定性。而“汽机跳闸”采用硬接线的方式直接进入MFT控制器，最终“汽机跳闸”最先触发锅炉MFT。4.4 给煤机跳闸原因分析给煤机变频器控制回路电源115VAC，由给煤机动力回路AC相经降压变提供。未采用直流电源或UPS电源，电源回路中亦无稳压装置。当低压厂用母线电压突降时，控制电源电压

8、波动经变压器的感性作用放大，下降幅度增大，控制回路中已吸合的继电器线圈因失磁而释放，给煤机运行信号消失，误发 “给煤机跳闸”信号。根据事件历史记录，事故发生时给煤机可能并未实际跳闸，原因有两方面：1) 21:28:06:423，给煤机跳闸SOE1216信号发出，557毫秒后，信号又恢复，如果给煤机实际跳闸，该信号是无法恢复的。2) 21:28:07:208，锅炉MFT已动作后，给煤机跳闸SOE1216信号再次发出：给煤机实际已跳闸；参与保护给煤机跳闸信号（04M29ANT04M29ENT）由继电器1ZJ同时发出，而先前的SOE1216信号发出时，未得到该信号的证实。由此可判断21:28:06时

9、所发“给煤机跳闸信号”可能是由于控制电源电压波动导致中间继电器线圈失磁而误发的信号，实际给煤机并未停运；而21:28:07:208所发“给煤机跳闸信号”，实际给煤机已停运。4.5 汽机跳闸原因分析汽机AST电磁阀供电电源为110VAC，由厂用保安段与UPS两路电源切换后经220:110变比的变压器提供，电源回路中无稳压装置。事故发生时，厂用保安段为主电源。当厂用保安段母线电压突降时，AST电磁阀电源电压经变压器的感性作用放大，下降幅度大幅增加，电磁阀因线圈失磁而释放，汽机失去安全油压跳机。5. 存在问题此次事故暴露出热控专业存在以下几个问题：1) 给煤机全停MFT保护设置问题根据保护信号与其它

10、系统共用时，该信号应先进入保护控制器的原则，用于保护的给煤机运行信号04M29AS04M29ES应优先进入MFT控制器，不应通过网络通讯的方式传入保护系统。2) 给煤机控制电源及AST电磁阀电源问题本次事件中暴露出的给煤机控制电源及AST电磁阀电源有一共同特征：均为110VAC，由于厂用电系统未提供110VAC等级的系统电源，各控制系统均采用降压变压器简单处理后供设备使用，由于此类变压器的负载较小，当初级线圈电压突变时，次级线圈电压经感性微分作用放大，瞬时变化量远远大于初级电压的变化量，导致负载中的电磁阀及继电器瞬时失磁，造成汽机或锅炉保护动作。6. 结论1) 本次跳机原因是由于电压波动致AS

11、T电磁阀失磁，汽机失去安全油压，高低压主汽门全关，触发汽机跳闸并发信号至FSSS系统，造成锅炉MFT动作。2) 此次跳机过程中系统电压波动是诱因，使用变压器简单降压处理的110VAC电源是本次事故中另一关键因素。7. 改进工作与措施1） 给煤机控制电源改进 （附件7/8）（电气专业已完成）。2） 给煤机动力电源改进（电气专业进行中）。3） 通过机组检修机会，将AST电磁阀供电电源改进为：AST1和AST3为一路供电；AST2和AST4为一路供电。4） 通过检修机会，对重要的保护信号及量值进行核对纠正，确保保护优先原则。8. 附图附件1：事件历史记录附件2：220kV线路电压变化曲线附件3/4：

12、380V厂用A、B段母线电压波动曲线附件5/6：保安段A、B段母线电压波动曲线附件7/8二、大唐南京发电厂#2机组5月15日异常分析报告1、跳机前运行方式2014年5月15日21：27，#2机组负荷535MW,AGC投入。2、异常现象与处理过程2014年5月15日21时28分，#2机组零功率切机保护动作出口跳开#2号发变组开关，机组解列，厂用电快切成功。运行人员立即按照规程规定进行安全停机操作，热控和电气人员随后检查相应保护动作情况。查询历史记录和曲线，#2机组零功率切机保护动作时机组电气量满足保护动作判据，装置动作出口正确。事件过程如下：DCS侧21时28分4秒，#2机组发电机功率跳变,同时锅炉PC段电压下降，煤量开始迅速下降；DEH侧21时28分05.2秒汽轮机转速开始出现大幅度晃动，21时28分08.4秒发电机功率出现跳变；零功率切机保护装置录波显示：21时28分6.14秒#1机组零功率切机保护启动。DCS侧SOE记录21时28分08.79秒锅炉MFT动作首因为失去所有燃料，21时28分08.819秒发变组高压侧断路器分闸，21时28分08.846秒汽轮机跳闸，之后#1、2机组所有一次风机和磨煤机跳闸。（详细动作过程见附图）检查机组无异常情况，经调度同意，#2机组于2014年5月16日8时12分并网，