热控典型事故案例分析

热控典型事故案例分析案例1.某公司电缆软管倒灌水至一次风机6A因出口挡板电动头，导致一次风机跳闸。2015年7月H日22:41，#6机组运行人员发现一次风机6A跳闸，联跳磨煤机6A/6C，机组负荷减至500MW。风机跳闸后，运行人员确认跳闸原因系“风机运行且出口挡板全关”保护动作所导致，进一步检查一次风机6A出口挡板电动头内部有积水，清理积水并对电动头内部控制卡件进行烘潮处理，仍无法正常操作，后经检修人员更换控制卡件后电动头操作正常，7月12日15：10，一次风机6A重新投入运行。原因分析：（1）一次风机6A出口挡板电动头内部进水，导致一次风机6A跳闸。（2）“灿鸿”台风引起暴雨，造成电缆桥架进水，雨水经电缆桥架沿一次风机6A出口挡板电动头电缆软管倒灌到电动头内部，引起电动头控制卡件短路故障。暴露问题：（1）增加电缆软管时，墨守成规，不考虑是否发挥电缆软管防烫、防磨、防砸功能。（2）对电缆桥架、电缆软管未作雨水引流措施。防范措施：（1）对全厂电动头电缆软管进行检查，对电缆软管从上到下走向的电动头进行电缆软管钻孔疏水引流处理。（2）未按装电缆软管的设备，其电缆如不存在烫、砸、磨的风险，不再增加保护管。案例2.重要保护的一次元件可靠性差，导致轴向位移保护误动2012年5月6日，某发电公司#14机组（300MW）在电负荷200MW时,汽机保护系统ETS发轴向位移ETS动作信号，AST电磁阀动作，汽机跳闸，大联锁保护动作，锅炉MFT动作，发电机逆功率保护动作跳闸。原因分析：（1）历史数据显示轴向位移保护轴向位移1信号点（在保护动作时位移值由-0.48mm突增+1.78mm；而其它的瓦温、振动、轴向位移无明显变化；轴向位移1外部回路绝缘良好。轴向位移1探头是上海生产的，性能不稳定，是本次保护误动的直接原因。（2）.轴向位移保护采用二取一逻辑判断，是本保护误动的间接原因。（3）元件采购过程，购买了没有经生产验证、证明设备性能可靠性的设备，是本次保护误动重要原因。暴露问题：（1）对元器件采购把关不严（2）风险意识差，对规程不熟悉。防范措施：（1）对关键保护元件，应采用经大量机组验证的可靠性高一级元件，提高保护的可靠性。（2）轴向位移保护，应按‘3取2’或‘4取2’的逻辑判断要求设计，所有一次信号，均应有品质判断功能，降低保护误动的概率。案例3.某公司轴向位移保护设计不规范，诱发的保护误动2016年2月1日10时10分，#2机组（350MW）负荷245MW，主蒸汽温度568℃，压力20MPa，再热蒸汽温度561℃，压力3.15MPa，给水流量794t/h，给煤量114t/h，A、D、E磨煤机运行，A、B一次风机、送风机和引风机运行，A、B汽动给水泵运行。其他各系统和设备运行参数正常，轴位移1显示0.34mm、轴位移2显示0.36mm #2机组供热正常。10时11分02秒，#2机组跳闸，负荷至0，锅炉MFT，热工首发“汽机跳闸”信号。汽机ETS首发“轴向位移大停机”信号。事件原因：（1）#2机#1轴承瓦振信号跳变，热控人员在#2机TSI机柜内端子排上拆解大机#1轴承瓦振信号线的过程中，由于用力稍大，使得邻近的接线不牢固的#2机组轴向位移信号1线开路，输出值原来的0.34mm升至2.46mm。轴向位移大停机信号经2选1后输送至ETS，导致保护动作。（2）重要跳机保护未按‘3取2’或‘4取2’（或或与）逻辑设计，而采用2选1保护设计。（3）未及时紧固接线，信号线标号不清楚，光线不充足。暴露问题：（1）公司对重要保护的逻辑设计不重视。（2）公司日常检修维护不到位，部分日常工作为要求进行。防范措施：（1）优化轴向位移保护逻辑。（2）改善TSI柜的照明，加强日常维护工作的管理。案例4：某公司300MW机组更换小机LVDT引发的停机事故2015年4月3日12时51分，运行人员发现汽动给水泵油动机的一个开度反馈突然由41.54降为-25,机组其它参数稳定。热工检修人员13时05分赶到达现场，检查发现汽动给水泵油动机 LVDT1连杆脱落，即办理工作票进行检修，14时08工作票办理完毕。14时18分在重新连接LVDT1时，LVDT1反馈值瞬间升高至55%，小机调门指令由25%升至34%，汽动给水泵转速突然升高，相应给水流量由930t/h升至1180t/h，汽包水位随即升高，因偏差大给水自动切除，运行人员立即手动调整水位，调整无效，汽包水位最高升至305mm，14时20分，汽包水位高保护动，机组跳闸。原因分析：（1）小机LVDT采用2选高值，当LVDT1连杆脱落时，自动判断为坏点，不影响运行。但‘坏点’判断仅限对信号是否超出量程范围作出判断，所以当重新连接LVDT1时，LVDT1显示值瞬间升至55%，并立刻参与逻辑运算。（2）热工处理缺陷前将LVDT1反馈故障跳小机保护切除，未将阀门控制卡上LVDT1接线拆除；或未将LDTV1信号强制为0.（3）自动回路判断阀门开度远大于调门指令，且偏差超出允许值，程序立刻执行自/手动切换命令，小机调门指令在瞬间由 25%上升至34%。原则上，控制器只有在手动情况下才执行控制指令跟踪阀位的功能，不存在阀门阀位越变现象。而在本事故中，功能模块执行顺序不正确，因而出现首先执行控制器指令跟踪功能，后执行自动/手动切换功能（因时间太短，未完全跟踪）的现象。（4）运行人员反应不及时。暴露的问题（1）小机LVDT1脱落现象暴露出热工人员检修质量不过关、日常巡检不到位。（2）早期控制系统在控制逻辑的完整性和可靠性存在漏洞。（3）热工人员对控制系统逻辑功能过度信赖，对可能发生的问题估计不足，采取的安全措施不全面。（4）公司运行人员对故障处理失败带来的危害性估计不足，执行安全措施意志不坚定。防范措施（1）对LVDT1进行重新连接并紧固，同时对LVDT2螺栓进行了紧固。对振动剧烈环境中的接线进行排查，采取紧固、增加垫片、备用螺母等措施。加强日常巡检，同时完善相关逻辑（增加缓冲判断环节、调整模块执行顺序），避免类似缺陷再次发生。（2）处理重要系统缺陷时，从故障处理过程中可能发生的对人身与机组安全产生各种极端危险的影响出发，做好危险点分析和安全技术措施；如在当前无法确保人身安全与设备安全的情况下，应积极向上级反应，待安全条件具备后再进行故障处理。（3）运行人员在处理重要故障前，认真检查安全措施是否齐全、是否已经执行；如条件不具备或热工人员无法确保安全的工况下，应在低负荷段、停机状态下进行检修等。（4）热工部门认真执行工程质量验收工作、加强热工人员的技能及安全培训。案例5：某公司300MW机组锅炉总风量低保护冗余信号未分散配置模件而引发MFT。2015年6月27日，某公司#3机组锅炉总风量小于25%保护动作。经检查发现，#3机组#10DPU柜D2卡件故障，导致故障卡件上的两路总风量小于25%信号误发，锅炉最小总风量保护MFT动作。原因分析：#10DPU柜内D2卡件上第17、18通道为锅炉总风量低于25%信号的输出通道，且此信号输出继电器采用常闭节点（正常工作时带电）；当卡件故障或失电时，输出继电器失电，导致风量低信号发出，触发了锅炉总风量低MFT保护动作。暴露问题：（1）重要保护冗余信号未充分分散配置。DCS系统#10DPU柜内D2卡件上设置两个锅炉总风量低于25%通道输出，一旦卡件故障或失电，将造成锅炉总风量低于25%保护（三取二）中的两个条件成立，保护动作。（2）热控设备管理部大小修管理不到位，在以往的大小修作业中没有认真梳理排查装置性安全隐患。防范措施：（1）根据《火力发电厂热工保护系统设计技术规定》（ DL/T5428-2009）第5.3.5.3条“冗余I/O信号应通过不同的I/O模件和通道引入引出”及《防止电力生产事故的二十五项重点要求》（国能安全[2014]161号）第9.4.3条‘所有重要的主、辅机保护都应采用“三取二”的逻辑判断方式，保护信号应遵循从取样点到输入模件全程相对独立的原则……’的要求，增加DO卡件，分散配置最小风量信号输出信号。（2）对主保护和重要辅机保护进行梳理，发现保护冗余输入信号的分散性不满足规程要求的，应积极进行整改，避免再次发生因卡件故障导致的保护误动。案例6：某电厂300MW机组磨煤机轴承烧毁事故某电厂锅炉采用东方锅炉厂生产的亚临界压力中间一次再热的自然循环锅炉，制粉系统为中间储仓式制粉系统，四台钢球磨煤机承担机组的制粉工作。2014年某月某日，机组带满负荷运行，四台磨煤机正常工作。突然，巡视人员现场发现B磨煤机轴承烧红，通知集控运行人员及时将B磨停下。运行人员及时调看B磨煤机轴承温度，发现轴承温度已达到270℃。且温度上升趋势是平缓上升，最后经检修人员确认轴承已经烧毁。原因分析：（1）作为机组的重要辅机，磨煤机设置有轴承温度高于60℃联锁停止磨煤机的保护，但是在温度达到270℃时保护未动作，经热控人员检查发现是由于逻辑里面的连接的保护测点不是实际的温度测点。（2）未设置有温度超温声光报警，在温度达到报警值时未及时提醒运行人员。（3）运行人员监盘不力，温度上升过程高达2个小时，在2个小时的时间里运行人员未发现磨煤机B轴承温度异常。暴露问题：（1）重要参数未设置声光报警。（2）机组保护逻辑试验时，未按要求在现场测点处模拟。（3）运行人员监盘不认真。防范措施：（1）严格执行标准规范，机组停机时间达到标准规定的时间时应做所有辅机及主机的保护逻辑静态试验。（2）做静态试验时采取在源点加模拟信号的方法进行。（3）增设重要参数的报警窗口。案例7.某公司不按要求的方法进行联锁保护试验，导致再热器空烧保护误动。2013年8月27日，某发电公司#2机组（660MW）在A修后点火启动过程中，热工人员根据值长命令将防再热器空烧保护投入运行。该保护投入不久，锅炉MFT动作，机组停机。原因分析：（1）事故后调查发现，减温水截止阀关闭信号被误当作低旁关闭信号被接入再热器防空烧保护回路。由于某种原因，减温水截止阀关闭，从而触发了再热器防空烧MFT保护动作；（2）该保护误动的另一原因是，调试单位及发电公司的热工人员在调试过程中和列次机组启动前未严格执行热工连锁保护试验‘实做’的要求进行试验，而是采用了软件模拟的方法进行试验，丧失了多次发现保护逻辑缺陷的机会。暴露问题：（1）公司在基建调试过程中，相关检修人员没有认真参与。（2）公司的联锁保护试验防范不规范，把关不严。防范措施：（1）认真执行连锁保护的试验要求，从严制定联锁保护试验卡，规范试验防范；如涉及阀门开或关、电机启或停、压力高或低、液位高或低等重要保护信号，应明确要求采用物理方法进行。（2）严格把关试验的过程，杜绝不规范的试验方法。案例8.投/退凝气器真空保护，导致ETS误动。2012年5月15日，某发电公司在机组（350MW）启动过程中，热工人员根据值长命令将凝汽器真空保护低保护投入运行后，机组凝汽器真空 低ETS保护动作，机组跳闸。原因分析：（1）事故后调查发现，热工人员在真空压力开关回装完毕后，忘记打开取样管的二次门，凝汽器真空低信号一直保持着；该保护投入后，凝气器真空低保护立刻动作，是本次事故的直接原因。（2）该机组采用双PLC控制器实现ETS保护功能，一般情况下不可以先查阅保护信号的状态、或保护状态的提示，再执行投保护的方式；控制器功能落后是本次事故的间接原因。（3）热工人员投保护前，未事先检查保护信号的状态是否正确，是本次事故的重要原因。暴露问题：（1）热工人员工作不仔细，或部分热工人员对重要保护的逻辑不够熟悉。（2）构成ETS功能逻辑的PLC功能落后，ETS逻辑设计思想落后，无法实现先监控后投保护的正常操作过程。（盲人骑瞎马，哪有不跳机？）防范措施：（1）完善保护投入制度，要求热工人员在投保护前，应通过所有可能的方法，判断保护信号是否正常。（2）投保护前，如因资料欠缺或其它原因一时不能确定（专攻方向不同造成的）的，应咨询精通本领域的同事，而后进行工作（2）更新PLC控制器，优化ETS保护系统，实现保护信号及保护状态的监控、保护系统投入的功能。（2016年8月份，西北某国电电力公司发生机会完全一样的故障）案例9.将阀门行程开关动作信号等同于阀门状态信号，导致磨煤机误动2013年3月11日，某发电公司#2机组（350MW）E磨煤机出口#3、#4煤粉排出阀同时瞬时出现关闭信号，引起磨煤机 E跳闸，保护误动2次。原因分析：.事后调查发现阀门电缆绝缘较差，在某种外在干扰因素的影响下，煤粉排出阀的关闭行程开关两根信号线之间出现瞬时短路，误发煤粉排出阀关闭行程开关动作信号；.由于在磨煤机保护里，将煤粉排出阀关闭行程开关动作信号等同于煤粉排出阀关闭状态，最终导致磨煤机跳闸信号。暴露问题：（1）.混淆阀门开、关状态与阀门开关行程状态的之间的关系。（可靠性规程：其它执行机构与行程开关的规定）防范措施：（1）.从阀门驱动模块特定端口取阀门关状态信号。（2）.采用阀门开行程未动作信号与关行程开关动作信号共同搭建阀门关状态。案例10：某电厂因低加旁路电动门未联锁打开，锅炉 MFT动作2015年05月27日02时30分左右，某电厂#1机#1一次风机动叶执行机构反馈全开，而后又全关，主汽温度降低，最低降至400℃，当时负荷为441MW，02时34分，#6低加水位高于640mm，低加解列条件触发，#6低加入口电动门和#5低加出口电动门联锁关闭，#5、#6低加旁路电动门联锁开指令发出，而阀门就地未动作，导致除氧器水位无法补水， 02：44分，除氧器水位低于1500mm，两台给水泵跳闸，锅炉MFT动作。原因分析（1）一次风机动叶执行机构反馈跳变。一次风机动叶执行机构为Limitorque牌电动执行器，在长期使用过程中多次发生动叶摆动影响机组运行的情况，分析认为可能为执行器的控制板发生故障，导致执行器的控制系统紊乱，自身进行开关，影响风机出力。（2）#5、#6低加旁路电动门联锁未能打开。

#1机跳闸后，#1机跳闸后，04：30分，模拟低加解列试验，#5、#6低加旁路电动门可以正常联锁打开。结合#1机组启动前的阀门试验以及停机以后运行人员的手动试验结果判断，在低加解列过程中，低加旁路阀前后可能存在较大的压差、旁路阀执行器的力矩太小等因素，导致低加旁路阀联锁打开失败。（3）主汽温度低保护未正常动作。机组运行中，主汽温低保护没有正常动作，分析可能导致保护拒动的原因：a.该保护在机组性能试验过程中退出，试验完成后热工人员未及时投入，