火电厂热工方面事故案例分析

1、编辑ppt火电厂热工方面事故案例分析2010年8月编辑ppt1 1、某电厂调试期间一次调频试验、某电厂调试期间一次调频试验汽机不调功异常分析汽机不调功异常分析 2010年1月7日11时39分某电厂4#号机组（1000MW）开始做一次调频试验，在DEH逻辑中强制转速差-8（即实际转速3008rpm），根据调频曲线，负荷指令下降到893WM，指令动作正常，11点40分51秒，负荷指令保持893WM，但实际功率下降到754WM，燃料降到299T/H，还一直在下降没有回头上升的趋势，最后解除汽机主控自动，解除CCS控制方式，11点47分负荷指令和功率上升到915MW，机组恢复正常。 原因分析：2010

2、年1月7日11时39分50秒，在DEH逻辑中强制转速差-8rpm（即转速小于定转速8rpm），在动作瞬间，对应调频功率降40MW，调频指令动作正常，汽机主控和汽机调功PID动作方向和幅度也正常。11时52秒后，汽机调功PID一直编辑ppt1 1、某电厂调试期间一次调频试验、某电厂调试期间一次调频试验汽机不调功异常分析汽机不调功异常分析以固定斜率下降，汽机主控的指令下降关调门，导致汽机功率一直下降，查原因为 汽机调功PID的输入偏差信号=（调频功率+未加调频功率的负荷指令-实际功率+主汽压力偏差修正值）,但当时频率高动作会让汽机的调功PID的输入偏差信号保持，导致汽机调功PID一直以固定斜率下降

3、，功率一直下降不回头。整改措施：（1）根据南方电网南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则与南方区域发电厂并网运行管理实施细则,自保持逻辑应该做在不带频差补偿的AGC信号上，而不应该做在汽机主控PID输入逻辑上。（2）增加功率偏差大切除CCS自动逻辑。编辑ppt2 2、某厂整套启动期间某厂整套启动期间中压调门突关降负荷异常分析中压调门突关降负荷异常分析 2010年1月2日4时12分某厂4#号机组中调阀逐渐关小至7%左右，高调阀开大至67%，再热器压力升高到3.66MPa，负荷为87MW，运行通知热工逐步强制开启中调阀，5时7分中调阀全开，再热器压力降至2.06MPa，负荷升高至234MW，5时1

4、1分21秒指令升至109%时突然发生伺服故障，致使中调门全关，引起中调门全部关闭，负荷急剧下降至2MW，再热器压力快速升高至4. 08MPa，14分44秒运行人员手动停机。 原因分析：（1）因为低压旁路全关的信号线被震松动，逻辑中高低压旁路未关，且再热压力大于1.4MPa时，中调门流量修正逻辑将使中调门关小，同时引起再热压力上升导致中调门进一步关小，导致中调门来回波动。（2）出现伺服阀故障导致中调门关闭，因此打闸停机。编辑ppt2 2、某厂整套启动期间某厂整套启动期间中压调门突关降负荷异常分析中压调门突关降负荷异常分析 整改措施：（1）修改再热压力修正中调指令逻辑。因为高低旁容易关反馈消失引起

5、误动，可将逻辑修改为低旁与高旁全关信号 或 负荷大于某一定值时，再热压力才修正中压调门。（2）当伺服阀故障时，可不把调门指令置0，应维持故障前的指令，实现坏点传递功能。编辑ppt3 3、由于、由于DEHDEH系统系统CPUCPU故障造成机组跳闸故障造成机组跳闸 某电厂3#号机组（600MW）在冲转期间，同一天发生7次因DEH系统故障引起汽机跳闸事件。 原因分析：在DEH逻辑中，流量修正逻辑回路中有一路逻辑是用再热蒸汽压力作为分母进行计算，而该厂的冲转模式设置为高压缸冲转模式，从汽机挂闸到机组冲转至750r/min的过程中，压力变化由负数往正的方向走，当压力刚好为0时，造成计算回路无意义，引起通

6、讯中断，报DEH系统双CPU故障，机组跳闸。 整改方法：在不影响原先逻辑设计思路的前提下，做切换回路，当压力等于或者小于0MPa时，取0.01MPa。编辑ppt3 3、由于、由于DEHDEH系统系统CPUCPU故障造成机组跳闸故障造成机组跳闸 某电厂3#号机组（600MW）在冲转期间，同一天发生7次因DEH系统故障引起汽机跳闸事件。 原因分析：在DEH逻辑中，流量修正逻辑回路中有一路逻辑是用再热蒸汽压力作为分母进行计算，而该厂的冲转模式设置为高压缸冲转模式，从汽机挂闸到机组冲转至750r/min的过程中，压力变化由负数往正的方向走，当压力刚好为0时，造成计算回路无意义，引起通讯故障，报DEH系

7、统双CPU故障，机组跳闸。 整改方法：在不影响原先逻辑设计思路情况下，做切换回路，当压力等于或者小于0MPa时，取0.01MPa。 4、由于、由于DEH转速故障造成机组跳闸转速故障造成机组跳闸 某电厂1#号机组冲转期间，定速3000r/min，DEH三个转速探头转速发生突变，因三个转速相互之间偏差超过100r/min,判断为DEH转速故障，触发ETS跳机。 原因分析：DEH三个转速探头在冲转升速过程中转速较为稳定，在定速3000r/min一段时间后才出现的突变，经检查，DEH系统的转速卡件工作正常，就地安装也符合安装要求，逻辑判断转速故障回路及参数设置均正常，后来查到3路转速用的是同一根电缆，

8、造成转速信号抗干扰能力差，后重新增加两条屏蔽电缆，重新冲转后一切正常，整个整组期间不再出现此问题。 注：同样的问题曾在梅州电厂、汕尾电厂出现过，后都是经过重新增加电缆的方法使其不受干扰。编辑ppt5 5、 SYMPHONY系统中因系统中因PIDPID块应用不当造成给水流量块应用不当造成给水流量波动大波动大 2009年9月15日某电厂1号机组（600MW超临界）投入给水自动后，汽动给水泵指令由30%直接突变至100%，运行人员及时切除给水自动，手动调稳给水流量。 原因分析：ABB公司的SYMPHONY系统中，PID功能块中的仅比例功能用在了给水总指令后面，表面上仅比例功能当K和Kp设置为1时，相

9、当于给水总指令*1，给水总指令不应该有突变，实际上会忽略Ki的作用，虽然此时Ki的参数设置为0，如果是OVATION系统，Ki设置为0是可用的，但在SYMPHONY系统中，Ki设置为0时，会使整个PID功能块输出为最大值，即100%。 整改方法：删除此功能块。 编辑ppt6 6、RBRB过程中因汽泵最小流量阀问题而造成过程中因汽泵最小流量阀问题而造成RBRB失败失败 2009年2月21日13时，某厂1#号机组进行引风机RB试验，机组负荷为605MW，主汽压力为23.7MPa,总煤量为212t/h，13时14分引风机B跳闸触发RB，给水流量低低触发MFT，RB失败。 原因分析：在RB初始阶段，各

10、回路、各参数正常，当给水流量降到450t/h时，应联开最小流量阀，但因气压过低，造成最小流量阀开得很慢，指令发出17s后阀门才开始动作，此时正处于给水流量在最低处往回走的时刻，阀门的延时使给水流量在最低处再次减少约200t/h，造成给水流量低低，触发MFT。 处理方法：重新联调阀门，提高气压，使其延时在6s以内。17时15分重做引风机RB试验，试验成功，参数稳定。 编辑ppt7 7、调试过程中因跨环下装造成生产机组跳闸事件、调试过程中因跨环下装造成生产机组跳闸事件 某电厂在2#号机组整组启动前，进行DEH系统调试，一人通过SYMPHONY系统的环路打开已经投产的1#号机组的DEH系统逻辑进行参

11、考，但离开时忘记关闭此逻辑页，另一人正在做2#号机组DEH系统的静态试验，试验中发现了问题，从集控室回到工程师站准备修改逻辑并下装，发现逻辑已经打开（实际为1#号机组逻辑），就直接在上面进行改动，并进行离线下装，造成1#号机组跳闸。 原因分析：1#号机组DEH系统组态离线下装是造成事故的直接原因. 整改方法:在ABB公司提供的SYMPHONY系统中,环路之间是可以相互读取逻辑并修改下装的,因此会带来严重的安全隐患,应将2#号机组单独出来,只让1#号机组挂在公用环上.编辑ppt8 8、更换、更换HSS03HSS03模件负荷突升问题模件负荷突升问题 某电厂2007年8月7号凌晨1点左右，热控人员接

12、到运行人员通知，1机左侧中压调门反馈突然变紫，指示值为60，值班人员经过初步检查确认为HSS03（液压伺服子模件）模件出问题，将新模件设置好后直接替代原模件。此时造成负荷从295MW冲到325MW，并造成一系列的联锁反应。后经过分析，因为左侧中压调门原来的指令一直为100，在模件出现问题后，左侧中压调门已经关闭，在更换完好的模件后，该调门突然打开，造成负荷突增。如果当时热控人员在更换模件前将指令强制到0，然后再执行下一操作，就可避免。编辑ppt9 9、组态不规范出现的时序问题组态不规范出现的时序问题 某厂在刚开始做并网试验时，汽机的六个调门突然开到最大（100%的开度），致使转速过高而OPC动

13、作。后经分析，查看组态，发现电气断路器已经合闸信号来自另外一个主模件（BRC300），在试验过程中，实际断路器已经合闸，但是其合闸信号来的迟点，导致负荷目标值未切换过来，负荷目标值仍然以原转速（3000转/分钟）作为目标值，如下示意图：转速指令（3000）初始负荷断路器已合闸T目标负荷编辑ppt9 9、组态不规范出现的时序问题组态不规范出现的时序问题 处理方法：将断路器已经合闸信号组态到同一个模件，再做试验后，一切正常。编辑ppt1010、电源系统隔离出现的问题 某厂2机组的6KV IIA段接地信号发报警信号，电气和热控人员及时赶到现场对此信号进行检查，当时2机组运行稳定。 8时36分45秒，

14、锅炉MFT，首出原因是“全炉膛灭火”。根据对SOE和事件记录及历史趋势曲线等进行分析和查证，在11月29日早上08：36：41：000，2机组ECS系统#29柜所有的DI信号全部由逻辑“1”变为逻辑“0”，导致相关的电气开关由合闸状态变为分闸状态，导致一系列的逻辑联锁发生，并最终发生MFT。后经过查证并做端子（该信号所在的端子电源正端）直接对地短路试验：编辑ppt1010、电源系统隔离出现的问题 确定热控人员在量“6KV IIA段接地信号”时误将万用表的电阻档当作电压档，把该DI端子的电源正端（注意并不是该端子板电源的正端）通过万用表电阻档直接接地，导致该柜48VDC电源（为DI提供电源）瞬间

15、失压，造成该柜逻辑信号出现翻转。处理情况：该柜所有DI通道都是通过一种跨接器与现场连接，电源通过该种跨接器后再通过印刷电路板与端子直接连接，而该种跨接器不具备电源与现场的隔离功能(是一个很大的隐患)，后将该柜每一个端子板用带光电隔离的跨接器替代了一部分，再做同样的短路试验，没有出现失压现象。.编辑ppt1111、由于、由于DCSDCS电源故障触发电源故障触发MFTMFT问题分析问题分析 2007年11月06日晚上，某电厂#10机组正常运行，22:06左右CRT上所有模拟量控制的阀门突然变为粉红色，运行人员无法在CRT上进行操作。5秒钟后，机组MFT动作，MFT的首出为“汽包水位HH”、“汽包水

16、位LL”和“总风量25%”三个条件同时出现，后来查为DCS的MCS21控制柜系统电源故障后，造成MCS系统所有控制器复位，送到FSSS的“汽包水位HH”、“汽包水位LL”和“总风量25%”三个信号的DO输出由原来的“1”变为“0”状态，DO输出继电器的常闭点接通，于是就造成了三个条件同时引发MFT的出现。.机组MFT后，22:09电厂热控人员接到通知对DCS故障进行处理，22:17热控人员检查发现MCS21柜内所有IO卡件均为红色编辑ppt1111、由于、由于DCSDCS电源故障触发电源故障触发MFTMFT问题分析问题分析故障状态，所有控制器（6对）的状态灯均显示红色（正在复位的状态），电源监

17、视卡IPMON01的“EXTERNAL”、“SYSTEM POWER”和“PFI”同时亮。热控人员试图复位IPMON01卡，但不成功。检查机柜的背面时，发现连接“5V电源母排”与“系统电源总线条”（SYSTEM POWER BUS BAR）的两根黄色粗电缆发烫变软（估计有约7080），测量“5V电源母排”的电压为5.200V，正当热控人员拔弄这两根发烫的电缆时，电源监视卡IPMON01的报警消失，MCS21所有控制器和IO卡恢复正常。此时测量“系统电源总线条”5V电源的电压为5.083V。编辑ppt1111、由于、由于DCSDCS电源故障触发电源故障触发MFTMFT问题分析问题分析原因分析：根

18、据此次事故的现象及热控人员的处理情况，可以肯定是由于MCS21控制柜的“系统电源总线条”的5V电源下降至低于4.75V后，引起电源监视卡IPMON01的PFI保护动作，将所有控制器复位，从而触发MFT。引起“系统电源总线条”的5V电源电压下降，有两个原因，一是连接“5V电源母排”和“系统电源总线条”的电缆连接存在接触不良，接触电阻增大引起较大压降。二是某处存在短路。用钳表测量“5V电源母排”至“系统电源总线条”的电流为3334A。如此大的电流，当线阻（包括接触电阻）大于0.0136时，即会引起“系统电源总线条”的5V电源下降到低于4.75V，从而引起PFI保护动作。在线阻为0.0136时，发热功率为3320.0136=14.81W，如此大的发热功率引起“5V电源母编辑ppt1111、由于