热控典型案例分析.ppt
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1、,国华电力热控典型案例分析,2015年3月,朱延海,2013.10,二,行业及国华电力指导文件,从2000年至2014年12月的统计数据,国华电力生产运行机组因为热控专业造成的非停事件124次。以上未统计基建调试期发生的热控异常。,国华电力热控事件统计,以上统计的非停事件中,有的属于设计问题,如单点保护;有的属于安装不规范,如接地与接线问题;有的属于基建期调试不全面而在生产运行中暴露出来,如逻辑问题、参数整定不当、RB不成功;有的属于设备质量问题,如现场设备异常、电源故障、DEH/DCS故障等问题,还有的属于维护或人为原因,其中不泛有相同或类似原因引起的典型案例。,国华电力热控事件统计,行业及
2、国华电力指导文件,为深化热控专业管理,完善热控系统配置,提高热控系统设备可靠性和机组运行的安全经济性,行业、各电力公司相继制定相关指导文件。,2007年北方联合电力公司组织编写了火力发电厂热工自动化系统安全技术指南,其按照故障类型进行分类分析,结合原国家电力公司防止电力生产重大事故的二十五项重点要求、华能发电集团公司防止电力生产重大事故的重点要求的内容,提出具有普遍意义的对策和日常维护的有效方法,突出了实用性和可操作性,指导北方联合电力公司所属发电企业的热工自动化工作。,行业及国华电力指导文件,2010年电力行业热工自动化技术委员会组织浙江省电力试验研究所、中国大唐集团公司、浙江省能源集团有限
3、公司等单位,开展了提高热工自动化系统可靠性的专题研究,在调研、收集、分析、总结全国发电厂近年来热控系统故障发生的原因及事故教训、热控设备运行检修维护管理经验与问题的基础上,制定了提高热工自动化系统可靠性的重点技术措施火电厂热控系统可靠性配置与事故预控,供电力行业热控人员在进行专业设计、安装调试、检修维护、技术改进和监督管理工作进参考。,2012年中国电力投资集团公司在认真调研、收集、分析、总结新建火电机组近年来热控系统故障发生的情况,以及热控系统设计、设备选型、安装调试及运行维护等各环节所出现的质量问题的基础上,组织编制了新建火电机组热控系统可靠性管理导则(2012),用于对新建火电机组热控系
4、统可靠性管理工作进行指导。,行业及国华电力指导文件,为了加强技术管理、强化信息共享、杜绝同类事件重复发生,国华电力公司组织开展了针对影响机组安全稳定运行的生产事件调研分析工作,在认真调研、收集、分析、总结国华各电厂机组投产以来影响机组安全稳定运行事件基础上,并借鉴行业内已开展的可行性实施方法,在遵循现行国家有关技术规程和行业标准,从热控设计、设备选型、安装调试、逻辑审查及运行维护等方面提出指导意见。,(1)2010年关于开展分散控制系统(DCS)可靠性统计评价工作的通知(国华电发201024号),(2)2012年6月19日召开了主辅机重要信号单点保护改进方案论证会,行业及国华电力指导文件,(3
5、)2013年7月下发关于开展影响机组安全稳定运行事件调研分析的通知(国华电发201359号)并形成国华电力影响机组安全稳定运行事件分析报告,用于生产设备的维护、检查、检修、运行管理和生产人员的技能培训,切实提高设备运行可靠性,减少非计划停运事件的发生。,(4)针对2012 2013年国华电力公司新建机组多次发生因热控逻辑不严谨、定值不合理造成的机组非停事件,国华电力公司2013年下发了关于开展热控逻辑、保护定值再复核、整改的通知(国华电发传2013103号),形成国华电力14台机组热控逻辑、保护定值再复核整改工作报告,提出规范热控逻辑审查工作的十点建议,下发至各发电公司要求结合自身情况继续开展
6、相关工作。,典型案例分析-设计,案例1:(1)2006年6月某电厂600MW亚临界机组发生过振动跳机事件,主机振动保护采用复合振动单点保护,因信号跳变发生跳机。(2)2008年9月某电厂600MW亚临界机组锅炉增压风机差压开关取样表管漏气导致失速保护误动作,增压风机跳闸。失速测量的是差压信号,只设计了1个测点,测点仪表管堵或测点故障都有可能导致保护误动或拒动。(3)2012年2某电厂660MW超超临界锅炉增压风机失速保护设计为单点保护,失速保护管堵塞误动跳闸。,分析:这是典型的单点保护案例,2012年6月19日国华公司召开了主辅机重要信号单点保护改进方案论证会,对相关单点保护在设计上与主辅机厂
7、家、设计院进行了讨论,并下发了会议纪要,要求各发电公司结合实际进行改进。,典型案例分析-设计,要求:主机和主要辅机保护测点应采用“三重冗余”设置,安装位置、阀门、管道、取样装置等独立设置,逻辑采用“三取二”方式。即不仅信号冗余,取样回路也要独立取样,冗余信号还应分配到不同的卡件;不能实现冗余配置的保护信号,可增加关联信号的判断,否则应研究改为报警的可行性,或采取相应的防误动措施。在热工单点保护及可靠配置优化方面可参考火电厂热控系统可靠性配置与事故预控火电厂热控系统可靠性配置与事故预控。但在现场,由于基建安装遗留的信号冗余而取样回路不冗余是普遍存,冗余信号分配在同一卡件也在个别电厂出现过。,典型
8、案例分析-设计,案例2:(1)2007年1月某电厂600MW亚临界机组汽水系统单排污门内漏停机处理。(2)2009年1月某电厂600MW亚临界及超临界机组4台机组发电机断水保护。断水保护取样管路为三路共用一个取样点,且后面的连接方式均为螺纹连接,有一处发生泄漏,就会造成断水保护误动。,分析:规范里要求取样一次阀应安装在汽、液测点附近且一次阀前管路距离取样点尽可能短、材料与管道相同,高温高压测点取样一次阀,应为两个工艺阀门串联连接,现场还存在单个一次阀且为仪表阀,一次阀前的管径也不符合要求,另外部分现场为了维护操作方便,将一次阀远移至变送器保护箱前,如果一次阀前取样管路泄漏,将无法隔离,可能造成
9、系统停运,或机组强停,这样降低了取样的可靠性;现场还有部分介质温度较高、或介质为油润滑油的取样一次阀采用螺纹接口,如果泄漏将造成一定的安全风险。,典型案例分析-设计,主汽压测点:一次阀应为两个工艺阀门串联连接,单个一次阀且为仪表阀,一次阀前的管径也不符合要求。(DL_T 5182),给水流量测点:冗余取样未独立,一次阀前取样短管不符合要求。,典型案例分析-设计,凝结水流量测点:一次阀安装于变送器保护箱前,一次阀螺纹接头,操作方便,但易泄漏,降低可靠性。,典型案例分析-设计,要求:取样装置和管路安装应符合DL/T 5182-2004火力发电厂热工自动化就地设备安装、管路及电缆设计技术规定,取样管
10、路、测量管路及取压短管的材质和规格,应根据被测介质的类别、参数及管路的安装位置进行选择,应符合表的规定。”、“冗余配置的变送器,应有各自的测量管路、阀门及附件。”、“5.4.2 阀门通径和连接方式的选择,应符合下列规定。3)当介质参数温度大于100时,一次门和排污门均采用焊接式连接方式。”、“4.4.13 就地设备和安装部件,应采取适当的防腐涂漆措施。”;DL/T 5190.5-2004电力建设施工及验收技术规范 第五部分:热工自动化取源阀门应尽量靠近测点和便于操作,并固定牢固,还应采取能补偿主设备热态位移的措施。被测介质温度大于100测量管路的取源阀门应选用焊接式连接,其他阀门宜选用外螺纹连
11、接式。取源阀门前不宜采用卡套式接头。”;火电厂热控系统可靠性配置与事故预控也有相关要求。,典型案例分析-设计,案例3:(1)2007年7月某电厂600MW亚临界机组给煤机在电源切换过程中失电导致给煤机全停机组MFT。(2)2010年12月某电厂300MW亚临界机组随工艺设备配套供应的就地控制箱厂家内部设计不够合理。比如箱内控制电源取自动力电源,当动力电源中断并在很短的时间内(80ms)恢复,由于控制回路继电器已经掉电,电动机无法维持原状态,存在安全隐患,由电气MCC供电的电动机则不存在此类问题。(3)2012年2月某电厂660MW机组1A引风机因油泵电源中断跳闸,机组RB动作正常。1A引风机油
12、站控制箱控制电源设计不合理,为单路电源,一旦失电,将造成两台油泵均不能启动。此次事件中,由于控制电源开关脱扣器故障,造成开关误动,控制回路断电后,油泵失电,备用油泵也因控制回路失电而不能联锁启动,造成1A引风机油压低跳闸。,典型案例分析-设计,分析:对于一些重要的辅助设备或系统,还存在控制箱设计为一路电源,或进线来自同一电源段,特别是新建机组,若没有对设计提出要求,厂家设计为一路电源;另外,也存在设计有冗余电源的,但切换装置切换时间不能满足设备要求,导致负荷段电源切换或某段电源失去时,相关设备异常,或扩大事故范围。如部分电厂在给煤机控制电源、执行器动力电源等存在切换时间过长,造成变频器故障停运
13、、执行器瞬间失电反馈信号异常等事件。,要求:系统设计时必须实现动力电源分段、分组供给;控制电源分段、分组供给,不应直接取用动力电源;除停电一段时间不影响设备工作外,所有控制电源实现双路供给,分别由厂用、保安或UPS电源;所有双路控制电源实现无扰切换。严格进行冗余电源切换试验,录波记录切换时间以及对负载的影响。,典型案例分析-基建,案例4:(1)2008年5月某电厂660MW超临界机组汽轮机调速汽门控制接线端子破损导致机组停运。汽轮机调门接线端子基建中均为插接式,由于工作环境为高温,高腐蚀,造成接线端子破损,脱落,造成调门突发故障。(2)2012年1月某电厂300MW亚临界机组运行中发现主机#1
14、轴承附近有蒸汽泄漏,#1轴承振动探头及部分延伸电缆烧毁,引起该通道振动保护旁路,失去监视。,主汽门处高温,安装底板未隔热,线缆易烫损,行程开关内触点易氧化腐蚀。,典型案例分析-基建,瓦振探头埋在保温里,电缆保护管从主汽门上部经过且直接贴在保温金属护板上,电缆已损坏,典型案例分析-基建,分析:生产运行中主汽门漏汽、轴封漏汽引起的烧损电缆、损坏设备时有发生,基建期线缆桥架安装时应避开高温管道或高温蒸汽易漏点;有的则属于保温措施不当引起的,所以要做好保温工作。也有的属于必须处理高温环境下工作,如主汽门行程开关、大机转速、振动等一些测点,由于轴封漏汽等原因,工作环境温度较高,所以需采取隔热和密封措施,
15、选用耐高温的行程开关、探头和线缆。,要求:端子盒安装应尽量避开高温及腐蚀性环境,若无法避免,则应有良好的隔热和密封措施,确保盒内设备能正常工作;关键部位接线采取专用接线头,并将接线头与电缆连接部位采用焊接方式。在日常巡检采用点温的方式对设备加强巡视,发现及时处理。,典型案例分析-基建,案例5:(1)2009年3月某电厂330MW亚临界 DEH伺服卡24V两路供电电源的保险熔断,高压主汽门和中压调门关闭,造成机组负荷瞬间降至为0,机组手动打闸停机(DEH伺服卡24V两路供电电源保险容量小,更换为6A)。(2)2013年11月某电厂600MW亚临界机组ETS保护误动,经检查,ETS触摸屏故障,触摸
16、屏供电保险熔断(容量5A,容量过大),输入电源短路,在其保险烧断瞬间拉低所有并联的DI模件扫描电压和转速模件供电电压(机组正常运行时,润滑油压低、EH油压低、凝汽器真空低等信号为1;当无扫描电压时,该信号变为0),导致保护误动。这种外部24V电源故障引起的保护误动在其他发电集团也时有发生。,热控控制系统电源系统图,典型案例分析-基建,热控控制系统电源系统图,典型案例分析-基建,案例(2)中ETS内电源配电图,典型案例分析-基建,7-至触摸屏,3、4、5-至转速卡,1、2-至DI模件输入端,典型案例分析-基建,分析:专业人员往往关注热控电源的前一部分,如是否冗余配置,切换装置时间是否满足要求,电
17、源模件本身的故障率,忽略负载端电源故障情况,如热控控制器、卡件供电、扫描电源一般为冗余电源模件输出后经二极管耦合接至各负载端,负载电源熔丝容量是否匹配,负载电源熔丝熔爆时对其他并联电源是否有影响很少做相关试验。负载熔丝容量一般为厂家设计,容量大小很少去关注,有的厂家设计过小,会发生熔丝熔断,有的厂家设计偏大,或调试期工程人员或调试人员人为的换成大容量,导致起不到保险作用;另外,也存在外围设备与控制模件共用电源,如机柜风扇、就地控制装置显示设备,这些会降低控制模件工作电源的可靠性。如上述案例(2)中,一个负载电源的故障拉低其它并联负载电源,引起保护误动。,相关试验,典型案例分析-基建,提出改进回
18、路,典型案例分析-基建,典型案例分析-基建,要求:梳理卡件电源或扫描电压电源保险丝容量应合理,且电源不应与其它外设设备共用;做好电源管理台帐;核实一下热控保护回路保险丝容量是否与设计容量一致,如果容量过大,要与厂家进一步核实,包括计算方法;部分厂家在出厂时容量设计过大,也会带来一定的隐患;如果并联负载电源容量差别较大,建议设单独供电,还可利用机组检修时,对并联电源做熔爆试验,用录波器录波并联电源的下降幅度,看是否影响其他模件或设备工作。核查电源回路间公用线的连通性、所有接线螺丝的紧固性。,典型案例分析-基建,案例6:(1)2011年9月某电厂#2机组给水流量低保护动作,机组跳闸。原因为压力变送
19、器C和A接反,仪控人员处理C主蒸汽压力取样管渗漏缺陷时,引起给水流量波动,机组跳闸。(2)2011年9月某电厂600MW超界机组省煤器入口给水流量过低MFT。原因为处理主蒸汽压力测点PT-32003C导压管接口处渗漏水缺陷时,因基建安装时设备接线错误,造成现场关闭的阀门与强制逻辑信号的阀门不相符,给水流量低机组跳闸。,典型案例分析-基建,分析:基建期设备标识牌管理相对滞后,有的是临时挂牌,转入运行后,又突击挂牌;又因设备分工不同,存在一次阀由运行人员挂牌,二次阀或排污阀由热控人员挂牌,特别是在仪表管已被保温的情况下,就可能挂错现象;另外在检修时,存在设备标牌随意乱放,恢复后又随意乱挂,存在错位
20、现象。,要求:应完善设备标识,设备标牌应经设备负责人和运行人员共同确认;设备传动应由运行、调试人员共同确认签字;调试、检修期间交叉作业较多,标识牌应加以保护,缺少的标识应及时补充。,典型案例分析-基建,案例7:(1)2004年3月某电厂600MW亚临界机组汽包水位保护动作,锅炉MFT。调试期短,全程给水自动试验(含并泵试验)及小机高低压调门重叠度、定值优化均未进行,汽泵高低压调门逻辑设置不合理,重叠度小,死区较大,汽包水位热工调节性能欠佳。(2)2010年6月某电厂600MW#41引风机非驱动端轴承温度高跳闸,机组RB动作不成功,机组跳闸。RB跳磨逻辑设计存在缺陷,原设计中当RB动作后只对#4
21、4、#45、#46磨煤机发出跳磨指令,而不对#41、#42、#43磨煤机发跳磨指令。(3)2011年某电厂1000MW机组送风机RB试验失败,机组跳闸。原因:A送风机引风机联锁跳闸后,RB动作,B引风机超驰开启到85%,B引风机过电流退出自动,引发燃料退出自动,造成煤水比失调,水冷壁温度高MFT保护跳闸。(4)2011年某电厂1000MW机组送风机RB试验失败,机组跳闸。原因:给水流量调节器PID块内输出限制,内部设置给水泵转速上升速率为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,锅炉MFT。(5)2011年某电厂1000MW机组给水泵RB试验失败,机组跳闸。原
22、因:给水泵入口压力与除氧器压力差大,汽泵保护动作跳闸,原因是超驰加速过程中,泵转速上升速率过快,给水泵入口补水不足,造成差压大于1MPa,保护跳闸,锅炉给水流量低MFT跳闸。,典型案例分析-基建,分析:在调试期,机组协调、模拟量、RB调试都需要时间来进行深度调试,有的项目因其他原因影响工期进度,就压缩热工的调试时间,或减少试验项目,RB试验又带有一定的风险,试验时只选择低负荷试验,或只选做一、两个试验项目,逻辑、参数是否完善,无法经过考验,所以进入商业运行期,若发生RB时,成功率较低。,要求:相关试验严格执行DL/T 657 火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程、DL/T 658 火力发电厂开
23、关量控制系统验收测试规程、DL/T 1213-2013火力发电机组辅机故障减负荷技术规程,不能缩短调试周期和降低调试质量;,典型案例分析-基建,案例8:2011年10月某电厂1000MW机组“汽水分离器水位高”保护动作锅炉MFT。原因:分离器贮水箱疏水调节阀1、2没有正常投入自动(原设计当疏水调阀开度指令超过5%时,会自动投入疏水调阀1、2的自动,疏水调阀根据分离器水位进行调节。事后检查疏水调阀自动投自动的定值在168试运期间调试单位由5%改为105%,且机组168小时试运后未恢复,导致调阀1、阀2自动投入自动这一功能不能实现),分析:由于基建调试期参与人员较多(厂家、调试人员、业主),管理制
24、度不完善,逻辑参数修改具有随意性,且没有相关记录,为生产运行埋下隐患。,要求:调试期间应编制相关管理制,严格执行逻辑修改、定值修改、保护投退等制度,并实行监护制度;做好逻辑修改明细台账;禁止私自修改逻辑。,典型案例分析-生产,案例9:(1)2012年1月某电厂250MW机组#21一次风机入口调节挡板连杆脱落导致炉膛压力低三保护值,保护动作,机组跳闸。(2)2012年3月某电厂600MW机组#31汽泵低压调门LVDT固定螺丝松动脱开,致使锅炉给水流量大幅波动,最终导致锅炉中间点温度高保护动作,机组跳闸。,分析:由于执行机构经常动作,或所在的本体或管道有振动,会发生连接部位松动、脱落,或发生弯曲扭
25、力,连杆断裂,除了上述案例,还出现过除氧器上水调门执行器连杆脱落造成除氧器水位低跳给水泵,机组跳闸;部分电厂将执行器连杆连接部位采用点焊、弹簧垫片,LVDT采用万向节连接方式,大大提高可靠性。,要求:将重要调节设备的检查,如现场执行构连杆、行程开关是否松动、脱落或动作时产生扭曲应力,规范到日常巡检中,防止调节失控;做好现场执行机构连杆、行程开关等防止松动、脱落措施;制订关键设备失效的应急措施;对于振动较大的地方,可改为分体式。,典型案例分析-生产,案例10:(1)2012年07月某电厂DCS人为误操作导致跳闸停机;原因为机组正常运行期间,DCS发生人为误操作引起的初始化下装,因#11控制站内包
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