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1、热工仪表常见故障汇编 热工仪表常见故障汇编阳城电厂热工专业组2009年2月22日目 录第一章DCS故障概述3第二章 热工自动化事故案例7案例一 控制器重启引发机组跳闸7案例二 在线传代码致使机组解列8案例三 DCS工作站时钟混乱引发DCS失灵8案例四 CABLETRON集线器总通讯板故障导致MFT误动10案例五 冗余控制器失灵造成机组跳闸10案例六 DCS公用系统故障导致两台机组同时停运事故分析12案例七 漳泽电力股份漳泽发电厂DCS系统20DPU柜AI卡件故障4机210MW停机15案例八 沁北1炉MFT事故报告17案例九 浙江省电厂分散控制系统故障分析19案例十 聊城热电有限公司4机组DCS
2、系统复位导致停机35案例十一 某厂3机ETS电缆故障引起机组跳闸停机事故36案例十二 某电厂12月6日2机水位保护拒动事件38案例十三 某电厂一期集控OS故障分析40案例十四 某电厂ETS动作跳机事故42案例十五 DPU异常事件分析及处理43案例十六 某厂UPS电源故障造成DCS失电的分析45案例十七 安徽某厂1炉一次风失去MFT46案例十八 安徽某厂2炉虚假风量低跳炉47案例十九 某厂隔离器电源接线松动引起执行机构误关导致锅炉MFT动作48案例二十 某电厂3机组给煤机就地柜电源异常跳机事件49案例二十一 某电厂机组受系统冲击引起跳闸事件50案例二十二 某厂电源故障谈DCS电源可靠性52案例二
3、十三 某厂机组风量 25导致MFT事故55案例二十四 某厂机组给水控制柜电源故障导致MFT58案例二十五 安徽某厂DCS通讯中断故障59案例二十六 某厂强行解除保护造成炉膛爆炸60案例二十七 某机组DEH跳闸电源故障案例64案例二十八 安徽某电厂虚假风量低导致机组跳闸65案例二十九 某电厂2号机组DCS系统网络交换机失电导致机组MFT故障66案例三十 安徽某电厂4机组DCS系统DPU与IO卡件通讯故障导致机组跳闸68案例三十一 某电厂5机组DCS逻辑组态不当引起锅炉MFT69案例三十二 DCS网络设备异常造成的停机事故70案例三十三 网络柜内电源切换装置APC故障导致机组跳闸71案例三十四 E
4、TS继电器动作跳机事件71案例三十五 某热电厂一起TSI组态不当引发跳机事件73案例三十六 嘉兴发电有限责任公司3炉锅炉总风量突变的原因分析及防范措施75案例三十七 热工保护拒动的分析76第一章DCS故障概述DCS系统在工业生产过程中的广泛应用使可靠性稳定性问题更加突出也使人们对整个系统要求越来越高人们希望DCS系统尽量少出故障又希望DCS系统一量出现故障能尽快诊断出故障部位并尽快修复处理使系统重新工作为了便于分析诊断DCS系统故障发生部位和产生原因现把故障分为以下几类来进行论述1现场仪表设备故障现场仪表设备包括与生产过程直接联系的各种变送器各种开关执行机构负载及各种温度的一此元件等现场仪表若
5、发生故障直接影响DCS系统的控制功能及操作人员对工艺参数的监视从而给工艺操作带来一定困难在目前的DCS控制系统设计中这类故障占绝大部份这类故障一般是由于仪表设备本身的质量和寿命所致对这类故障比较直观在判断和处理上也相对容易在处理按常规仪表的处理方法一般不会有什么问题对这类故障的处理要求维护人员对常规仪表的故障处理比较熟练以保证故障处理的及时性及准确性由于这类故障属于单点故障对工艺影响不大维护人员对DCS系统知识的要求不高只须按常规仪表处理即可2系统故障这是影响系统运行的全局性故障系统故障可分为固定性故障和偶然性故障如果系统发生故障后可重新启动使系统恢复正常则可认为是偶然性故障相反若重新启动后不
6、能恢复正常而需要更换硬件或软件系统才能恢复则认为是固定性故障这种故障一般是由于系统设计不当或系统运行年限较长所致3硬件故障这类故障主要指DCS系统中IO模块损坏造成的故障这类故障一般比较明显且影响也是局部的它们主是由于使用不当或使用时间较长模块内元件老化所致4软件故障这类故障是软件本身所包含的错误所引起的软件故障又分为系统软件故障和应用软件故障系统软件是DCS系统所带来的若设计考虑不周在执行中一但条件满足就会引发故障造成停机或死机等现象此类故障并不常见应用软件是用户自己编定的在实际工程应用中由于应用软件工作复杂工作量大因此应用软件错误几乎难以避免这就要求在DCS系统调试及试运行中十分认真仔细及
7、时发现并解决5操作使用不当造成故障在实际运行操作中有时会出现DCS系统某功能不能使用或某控制部份不能正常工作但实际上DCS系统并没有故障而是操作人员操作不熟练或操作错误所引起的这对于初次使用DCS系统的操作工较为常见DCS系统一旦出现故障正确分析和诊断故障发生的部位和原因是当务这急故障的诊断是根据经验根据发生故障的环境和现象来确定故障的部份和原因根据平时在工作中对系统故障处理的经验和方法对DCS系统故障诊断可按下述步骤来进行1 是否为使用不当引起的故障这类故障常见的有供电电源故障端子接线故障模块安装错误现场操作错误等2 是否为DCS系统操作错误引起的故障这类故障常见的有某整定参数整定错误某设定
8、状态错误造成的3 确认是现场仪表设备故障还是DCS系统故障若是现场一次仪表故障修复相应现场仪表或更换一次仪表4 若是系统故障应确认是硬件故障还是软件故障5 若是硬件故障则找出相应硬件部位修复或更换硬件模块6 若是软件故障还应确定是系统软件故障还是应用软件故障7 若是系统软件有故障可重启动看是否能恢复正常或重新装载系统软件重新启动后若不能恢复则与系统管理人员或系统厂家联系解决8 若应用软件故障可检查用户编写的程序和组态的所有数据找出故障原因9 利用DCS系统的自诊断测试功能DCS系统的各部份的设计有相应的自诊断功能在系统发生故障时一定要充分利用这一功能来分析和判断故障的部位和原因在实际应用中对D
9、CS系统故障要根据实际情况去分析和判断在实际使用过程中现场常见的系统硬件故障一般包括如下几方面1 系统模块和元件故障可能产生的原因是元器件质量不良使用条件不当调整不当错误的接线引入不正常电压而形成的短路等有时由于现场环境的因素如温度湿度灰尘振动冲击鼠害等原因也会造成系统硬件故障2 线路故障可能产生的原因是电缆导线端子插头损坏或松动造成接触不良或因接线错误调试中临时接线折线或跨接线不当或因外界腐蚀损坏等3 电源故障可以产生的原因是供电线路事故线路负载不匹配可引起系统或局部的电源消失或电压波动幅度超限或某元件损坏或误操作等产生电源故障软件故障包括1程序错误设计编程和操作都可能出现程序错误特别是联锁
10、顺控软件不少问题是由于工艺过程对控制的要求未被满足而引起的2组态错误设计和输入组态数据时发生错误这可以调出组态数据显示进行检查和修改由于DCS系统的都带有自诊断程序系统能及时对挂在总线上或网络上的各回路及功能模块进行周期诊断通过诊断如发现异常现象其内容就被编成代码或相应的故障提示经由总线的操作站传递信息从而在CRT上显示和报告故障发生的位置通过CRT了解故障情况后应进一步通过机柜里插卡或者模块上的一系列发光二极管的显示状态查询不正常状态的故障内容插卡或模块外部的故障则要逐步检查分析常用的故障判断方法有1 直接判断法根据故障现象范围特点以及故障发生的记录直接分析判断产生的原因和故障部位查出故障2
11、 外部检查法对一些明显的有外部特征的故障通过外部检查判断故障部位如插头松动断线碰线短路元件发热烧坏虚焊脱焊等有的故障特别是暂时性故障可以通过人为摇动敲击来发现故障3 替换对比法对有怀疑的故障部件用备件或同样的插卡或模块进行替换或相互比较但要注意替换前要先分析排除一些危害性故障如电源异常负载短路等引起元件损坏的故障若不先排除则替换上的插件或模块会继续损坏4 分段查找法当故障范围及原因不明时可对故障相关的部件线路进行分段逐段分析检查测试和替换5 隔离法可以分段查找法相配合将某些部位或线路暂时断开观察故障现象变化情况逐步缩小怀疑对象最终查出故障部位进行处理或更换对于组态错误只要确认认为存在组态错误只
12、要核对组态表格及组态数据对相应的组态数据进行修改即可一般不存在困难另外充分利用系统厂家提供的故障检查流程图和故障诊断表也是快速诊断和判断处理故障的方法通常在实际工作中经常遇到的DCS系统故障还有死机黑屏及通信故障这些故障通常导致工艺参数不能显示严重时导致工艺系统停车如死机故障产生的原因是多方面的有的是因为操作不当所致更多的原因是由于模块或插件故障所引起的如显示器故障主机故障通信故障产生的原因多由通信线路网卡及网络接线器故障所引起上述是针对DCS系统采用的故障判断和处理的一些方法但是现场故障是千变万化的在实际处理过程中要结合实际情况加以分析和处理同时借助专家故障诊断系统及DCS供应商的技术支持利
13、用现代网络技术进行远程诊断和处理已是一种快捷有效的故障判断和处理方法虽然专家诊断系统还不完善还在不断的发展中但对我们进行DCS系统的故障判断和处理是有帮助的在日常工作中除了掌握相应的故障判断和处理方法外更应该加强系统的日常维护防范系统故障的发生同时采取相应的管理措施来保证系统的安全可靠如加强DCS系统的环境和操作管理加强防静电措施和良好的屏蔽控制室要加强防雷措施并应该有安全可靠的接地系统等案例一 控制器重启引发机组跳闸11事件经过 2001年11月1日A电厂4号机组停机前有功负荷270MW无功96MVarAB励磁调节器自动并列运行手动50Hz柜跟踪备用14时26分事故音响发出发电机出口开关励磁
14、开关跳闸调节器A柜退出运行调节器B柜退出运行等报警信号发出机组解列对ECS控制系统检查试验发现14控制器发生故障已离线与之冗余的34控制器发生重启更换了14和34控制器主机板后机组重新启动不久发变组与系统并列12原因分析 根据历时数据分析13时31分14控制器硬件故障而离线运行热备用的34控制器自动由辅控切为主控14时26分34控制器由于通讯阻塞引起WATCHDOG误判断致使控制器重启由于控制器控制励磁调节器的方式为长信号没有断点保护功能34控制器重启后不能自动回到断点前的状态导致AB调节器自动退出运行手动50Hz柜自动投入由于发电机失磁发电机端电压下降导致厂用电源电压降低手动50Hz柜输出电
15、压继续降低手动50Hz柜投入后发电机没有脱离失磁状态直至切除励磁装置造成发电机失磁保护动作发电机出口开关跳闸 14控制器和34控制器控制发变组设备包括厂用电切换的备自投继电器接点BK34控制器重启后BK自动复位继电器接点断开BK投到退出位置造成6KV电源开关64106420开关自投不成功13防范措施com控制器更换后来制造厂确认这一批主板晶振存在问题同意免费更换利用停机机会更换4号机组所有控制器主板com一控制器IO卡通讯卡离线报警功能com部WATCHDOG的时间设置太短易造成误判断对所有控制器进行软件升级comAQKBQK方式开关和厂用电备自投BK开关组态图增加断点保护功能防止控制器自启动
16、后励磁调节器和厂用电自投开关退出运行comCS系统的所有组态对存在以上问题的逻辑进行修改com节器厂家使调节器内部可以作到运行状态自保持将控制器控制调节器的方式改为短脉冲信号控制comS内增加手动50Hz柜输出电压自动跟踪功能案例二 在线传代码致使机组解列11事件经过 2002年7月12日B电厂5机组监盘人员发现机组负荷从552MW迅速下降主汽压力突升汽轮机调门开度由原来的20关闭到10并继续关闭高调门继续迅速关闭至0机组负荷降低至5MW运行人员被迫手动紧急停炉汽轮机跳闸发电机解列12原因分析DCS与汽轮机控制系统分别由两家国外公司制造两系统差异较大通讯问题没有很好地解决存在一些难以消除的缺陷
17、热控人员在DCS工程师站上向负责DCS与汽轮机控制系统通讯的PLC传送通讯代码时DCS将汽轮机阀位限制由正常运行中的120修改为025造成汽机123号调门由20关闭至0机组负荷由552MW迅速降至5MW13防范措施com行期间禁止DCS传代码工作com运期间DCS传代码时应经运行班长同意并做好安全措施comS操作员站对汽轮机控制系统操作员站画面进行操作的功能闭锁但在DCS操作员站上仍能监视到汽轮机控制系统的信息案例三 DCS工作站时钟混乱引发DCS失灵11事件经过 2001年8月3日C电厂2号机组负荷200MW1至9控制器处于控制方式51至59控制器处于备用方式8时23分各控制器依次发NTP报
18、警历史站报警窗口显示如下Aug3082350drop77NTPtoomanyrecvbufsallocated30Aug3082350drop47NTPtoomanyrecvbufsallocated308时26分2控制器脱网52控制器切为主控11时05分52控制器脱网13时39分7控制器脱网57控制器切为主控在7控制器向57控制器切换瞬间由该控制器控制的AB磨煤机跳闸15时11分9控制器脱网59控制器切为主控在9控制器向59控制器切换瞬间由该控制器控制的E磨煤机跳闸15时51分1控制器脱网51控制器切为主控在1控制器向51控制器切换瞬间由该控制器控制的A引风机动叶被强制关闭15时22分重启操
19、作员站drop213备用时钟站NTP报警未消失15时35分重启历史站NTP报警未消失15时59分重启工程师站主时钟站NTP报警基本消失16时09分重启历史站16时30分系统恢复正常12原因分析NTP软件的作用就是维持网络时钟的统一主时钟设置在工程师站上备用时钟设置在操作员站上控制器脱网原因为主时钟与备用时钟不同步造成系统时钟紊乱从而造成NTP报警导致控制器脱网NTP故障的原因有两种可能一种是主频为400MHz工作站不同于1号机组的270MHz SUN公司在400MHz工作站上对操作系统有较大改进 工作站2号机组所用的11版本软件在400MHz工作站上未测试过不能确保11版本软件在此配置上不出问
20、题另一种是主时钟与备用时钟不同步在8月3日控制器脱网后曾发现Drop214的时钟比其它站快了2秒当时Drop214的画面调用速度较慢经重启后正常并且NTP时钟报警是在系统运行73-75天左右才出现的估计是系统时钟偏差积累到一定程度后导致主备时钟不同步而引起系统时钟紊乱最终导致控制器脱网NTP时钟故障使控制器脱网处理不及时会使报警的控制器依次脱网从而导致整个控制系统瘫痪13防范措施com次故障现象制造商将comcom控制系统可靠运行定期重启主时钟和备用时钟站14D电厂5号机组在2002年试运期间曾发生DCS时钟与GPS时钟不同步引发DCS操作员站失灵事件由于网上传送的数据均带时间标签时钟紊乱后会
21、给运行机组带来严重后果基本情况与C电厂2号机组类似采取的措施是暂时断开GPS时钟待软件升级和问题得到根本解决后再恢复GPS时钟案例四 CABLETRON集线器总通讯板故障导致MFT误动11事件经过2002年1月1日E电厂1号机组负荷250MW51至59控制器处于控制方式1至9控制器处于备用方式ABCEF磨煤机运行18时57分所有磨煤机跳闸直吹炉MFT动作机组跳闸12原因分析经分析确认是DCS集线器的总通讯板故障导致连在其上的所有控制器同时发生切换在控制器向备用控制器切换过程中575859控制器PK键信号误发这三个控制器属FSSS系统即CRT上磨煤机跳闸按钮的跳闸和确认指令同时发出使所有磨煤机跳
22、闸导致MFT动作13防范措施 CABLETRON集线器属于早期产品目前在市场上购买备件已比较困难采用CISCO集线器来取代CABLETRON集线器案例五 冗余控制器失灵造成机组跳闸11事件经过2003年3月23日F电厂3机组停机前电负荷115MW炉侧主汽压955MPa主汽温537主给水调节门开度43旁路给水调节门开度47每一条给水管道均能满足100负荷的供水汽包水位正常其它各参数无异常变化监盘人员发现锅炉侧部分参数显示异常各项操作均不能进行同时炉侧CRT画面显示各项自动已处于解除状态调自检画面发现3控制器离线23控制器处于主控状态运行人员立即联系热工人员处理同时借助汽机侧CRT画面监视主汽压主
23、汽温并对汽包电接点水位计和水位TV加强监视主汽压在9096MPa波动主汽温在510540波动汽包水位在75-50mm波动维持运行几分钟后热工人员赶到现场发现3控制器离线23控制器为主控状态但23控制器主控下的IO点汽包水位主汽温主汽压给水压力等均为坏点自动控制手操失灵经过多次重启3控制器恢复升为主控状态在释放强制的IO点时监盘人员发现汽包水位急剧下降就地检查发现旁路给水调节门在关闭状态手动摇起三次均自动关闭汽包水位TV和显示表监视不到水位手动停炉停机12原因分析根据能追忆到的历史记录分析可以推断3控制器主控故障前23控制器辅控因硬件故障或通讯阻塞已经同IO总线失去了通讯当3控制器因主机卡故障离
24、线后23控制器升为主控但无法读取IO数据造成参与汽水系统控制的一对冗余控制器同时失灵给水自动控制系统失控汽包水位保护失灵在新更换的3控制器重启成功后释放强制点的过程中DCS将旁路给水调节门指令置零逻辑如此设计是为了在控制器故障时运行机组向更安全的方向发展关闭旁路调节门而旁路调节门为老型号的阀门相当于解除了自保持的电动门接受脉冲量信号切手动时不能做到电气脱扣因此紧急情况下不能顺利打开造成汽包缺水13防范措施com323控制器主机板同时考虑增加主机板的备品储备com讯卡使控制器与IO卡之间的通讯为冗余的com控制器IO卡BC卡的通讯进行监测增加脱网逻辑判断功能生成报警点并进行历史记录一旦控制器工作
25、异常可及时报警并处理com制器超温报警功能在控制器出现故障之前可以采取措施将事故消灭在萌芽之中com位等重要调节保护系统的输入信号一般应为三路相互独立的信号通过分流器将这三路信号变成六路信号分别进六块端子板和AI卡件送入两对控制器一对控制器用于调节保护另一对控制器只参与保护这样可以很好地解决一对冗余的控制器同时故障时重要保护失灵的问题com要自动调节系统的执行机构使之具有完善的操作功能comDCS失灵时若主要后备硬手操或监视仪表不能维持正常运行运行人员应立即停机停炉comIS系统接口站中的所有硬盘共享功能确保DCS系统同MIS系统只具备单向通讯功能案例六 DCS公用系统故障导致两台机组同时停运
26、事故分析次日10424号机通循环水1335并网12103号机通循环水1348并网15062循泵房所有设备再次同时发生误跳误动因6循泵自启3号机循环水压力得以保住运行人员抢合8循泵成功4号机循环水压力得以保住 鉴于DCS公用循环水系统频发故障在未找到真正原因并加以解决之前为防止再次发生事故制定了循环水系统运行的应急措施方案将2循泵房远程控制柜内4台循泵及出口液控蝶阀的跳闸继电器全部拔除避免DCS引起设备误动循环水系统采用单元制运行运行派专人加强就地监视循泵停运操作在电气监控系统上进行3事故原因分析 31从DCS系统查看各动作设备的跳合闸或开关指令均无输出运行也无相关操作记录排除CRT盘上人为误操
27、作可能 32查看各循泵出口蝶阀连通管联络门冷却塔循环水进水电动门冷却水泵工业水回水电动门等状态发现所有设备均在同一时刻发生误动排除某些设备先动再联动其它设备可能 33由于循泵跳闸的同时伴随循泵出口母管连通管12联络门自关34塔循环水进水电动门自关1冷却水泵跳闸工业回水电动门12自关这些设备均没有循泵跳闸联动的逻辑控制电源也取自不同的MCC盘除交流电源外还有直流电源段上供电设备除2循泵房外均运行正常所以可以排除动力电源的影响 34查看DCS报警历史发现跳泵前1秒均发生有DPU6484 1站和2站卡件故障报警进一步查看12站各卡件的报警累积记录每块卡件均发生2次以上的报警初步判断公用循环水控制系统
28、发生故障是导致事故的原因 结合事故现象和各设备状态历史趋势仔细分析后发现2循泵房所有非DCS控制的设备未误动进入DCS控制但配电箱拉开的设备未误动而所有由DCS控制的设备均在同一时刻发生了误动判断事故发生时DCS远程控制柜所有出口继电器同时带电动作使得所有设备反态动作 运行设备自停备用设备自启 这一结论经试验得到证实 进一步检查继电器误动原因发现远程柜电源系统和接地系统在设计和施工方面均存在大量安全隐患经贵州电力试验研究院DCS厂家和电厂技术人员共同对远程柜反复进行电源系统品质测试接地系统噪声测试电源切换试验电源降压试验除未捕捉到继电器误动现象外其它事故中发生的现象均已出现经分析试验采取的手段
29、有限不可能完全模拟出事故时突发恶劣工况如瞬间大幅压降和大能量电磁干扰等但足以证明远程柜电源系统和接地系统不符合规范是造成本次事故的根本原因4改进措施41 远程柜电源系统改进措施 1 将远程柜的两路电源进线 UPS和保安段 均com线并接以降低线损电压经测试提高电源电压35V 2 将远程柜空调的电源改接到就地MCC盘上减小空调启停对远程柜供电电压的影响 3 将B路电源 保安段 增加一小型UPS 1kvA6min 防止电源瞬间突降42 远程柜接地系统改进措施 1 在远程柜同底座槽钢间增加胶木板将远程柜与低压电气柜用胶木板绝缘隔离使机柜完全浮空 2 重新在循泵房外电缆沟内选择接地点接地电阻022厂家
30、要求 25 3 将远程柜光纤盒内两根钢丝加上绝缘 4 将24V电源接地线接地43 DCS改进措施 1 按危险分散的原则重新分配DO通道使一块卡件只控制一台循泵 2 增加卡件故障次数自动累计功能便于分析 3 将远程柜两路电源状态和2个备用继电器的输出接点引入DCS对设备的运行状态进行全程监控记录 以上改进措施实施后未立即恢复循泵跳闸继电器34号机循环水系统继续在严密监视状况下运行了3个月未再发生任何异常2005-7-29将所有循泵和出口蝶阀跳闸继电器装复后循环水系统一直稳定运行至今至此可认为事故隐患已经消除5取得的经验教训 51 循环水系统由于运行中设备操作少电厂基本都是无人值守因此对其控制系统
31、安全稳定性的要求更为突出一旦发生故障尤其在扩大单元制运行时会直接威胁到两台机组的安全运行造成的后果极为严重设计时应对厂家硬件配置图纸方案严格审查做到一劳永逸 52 循泵房环境远较电子设备间差远程控制装置应充分考虑现场温湿度防尘防电磁干扰等因素并为所增设防护设施考虑完善配套解决方案 53 施工单位为图方便循泵房DCS控制装置电源往往直接从就地低压电气盘柜取而循泵房低压电气设备一般属3类负荷电源可靠性较低甚至未达到两路冗余在安装验收时应加以注意检查 54 设计时远程柜电源电缆由热工专业开列很难精确计算电缆长度和线损可能造成的压降在安装时应现场实际测量电缆走向确定长度后再根据控制装置负载大小核算电源
32、电缆线径确保电源品质 55 电厂平面设计时循泵房通常距主厂房较远在丘陵山区其地基多采用回填处理周围设置接地桩不能满足要求只有电气接地网覆盖该区域实际工程中又不可能为远程柜设置单独接地点因此循泵房远程柜接地点的选择尤为重要应与附近电气设备接地点保持足够距离防止干扰反窜案例七 漳泽电力股份漳泽发电厂DCS系统20DPU柜AI卡件故障4机210MW停机发生时间 2005年1月2日1事件描述11事件发生前状态4机组有功215MW无功39Mvar主汽压力1267MPa1268 MPa主汽温度530535再热汽压力231 MPa23 MPa再热汽温534535533535其它参数正常12事件过程1月1日1
33、3时55分4机组有功负荷突变至300MW高中压调速汽门关闭锅炉过热器再热器压力升高过热器安全门再热汽安全门动作负荷下降至38MW压力下降后4-2再热汽安全门不回座4炉投油维持参数1月1日14时40分热工人员更换20DPU柜AI卡后逐渐恢复负荷至110MW检修继续处理4-2再热汽安全门不回座缺陷1月2日3时32分4-2再热器安全门不回座故障经处理无效申请中调批准4炉停炉消缺 1月2日3时35分4机打闸停机1月2日23时40分对故障的4-2再热器安全门更换阀杆阀芯后报中调同意4炉点火1月3日9时10分4发电机组与系统并列2事件原因及纠正行动21原因分析com DCS系统AI卡件故障是事件发生的主要
34、原因事件发生后热工人员检查发现DCS系统20DPU柜AI卡件模拟量输入卡件测点有发电机有功功率信号2凝汽器真空信号2主汽压力信号2CPUCOM灯不亮判断为DCS卡件故障4机组正常运行方式为协调CCS控制下的负荷方式DCS控制系统中发电机有功功率信号有两路AI输入在DCS内部经过逻辑判断二选一高选作为DCS控制系统实发功率信号DCS卡件故障使系统误以为发电机有功功率为300MW当时机组目标负荷设定值为215MW导致DCS系统误发指令将汽机高中压调速汽门关闭汽机4-24-4高调门所有中调门同时关闭 4-14-3高调门在关闭过程中在52左右保持1分钟后才继续关闭使再热器压力升高再热器安全门动作com
35、 4-2再热汽安全门不回座是造成事件扩大的重要原因在再热器安全门动作过程中流过安全门阀芯的蒸汽使阀芯和阀杆在高速汽流作用下剧烈震荡振断阀芯导向翼使阀芯阀杆失去径向约束从而更加剧了阀芯的摆动导致阀杆与活塞挂接处猛烈撞击阀杆和活塞连接最终脱开导致42再热器安全门主阀动作后无法回座22纠正行动com电厂DCS系统逻辑组态不完善建议改为1增加信号品质判断功能当任一路发电机功率信号超出正常值范围时逻辑判断应予以剔除不影响DCS控制并发出报警信号2当两路发电机有功功率信号出现偏差并大于20MW发出报警信号3当以上两种情况任意一种出现时DCS应将CCS协调控制切除将DEH运行方式切为阀位控制方式以避免功率信
36、号故障引起负荷大幅波动com 对4-14-3高压调门在50左右停留1分钟的原因进行分析并要求设备制造厂家提供相关的资料com 再热器安全门主阀为原苏联产品结构上存在安全门动作后阀芯脱落从而无法回座的可能一方面对故障的4-2再热器安全门更换阀杆阀芯另外对同类型的安全门从结构上予以改造必要时进行更换沁北1炉MFT事故报告事故前运行方式2005年 3 月 26 日 1机组负荷600MW协调方式 1A1B1C1D1E磨煤机均带47th自动运行1F磨煤机检修主汽温度560主汽压力242Mpa再热器压力38Mpa再热器温度533机组运行正常事故经过12时39分28秒1炉MFT动作首出为失去燃料保护动作汽机
37、跳闸发电机自动解列12时40分1机做停机处理14时10分1炉点火15时03分1机冲车15时16分1机与系统并列17时45分投协调负荷带至400MW 四原因分析 事故发生后26日27日热工检修人员对锅炉MFT跳闸组合继电器控制回路及设备进行了检查未发现异常对本次事故涉及到的控制器内的保护逻辑进行了检查未发现异常运行人员热工检修人员分别依据SOE报表26日运行部打印1份后丢失OIS18操作员站操作及事件报警记录SIS系统历史曲线等进行了分析基本得出停机顺序为2台一次风机全部失去逻辑信号误发5台运行磨煤机相继跳闸锅炉MFT失去燃料保护动作停炉联停2台一次风机但对于产生2台一次风机全部失去逻辑信号未得
38、到统一认识29日14时30分在策划部安监生技专工组织监督下检修部热工专业运行部共同在1机组上做了现场模拟停机试验即将一次风机送试验位1B一次风机出口挡板送电依次做了在1B一次风机出口挡板全开状态下瞬间接入阀门故障信号试验在1B一次风机出口挡板全开状态下瞬间中断全开信号试验及在1B一次风机出口挡板全开状态下运行人员手动操作关随后立即操作开等3项试验试验结果为第1项第3项试验过程中系统运行未见异常第2项试验过程中通过操作员站操作及事件报警记录窗口监视事件记录顺序为1B一次风机出口挡板MSDD开状态报警信号1D磨煤机来失去全部一次风机跳闸信号1D磨煤机跳闸继电器动作信号1B一次风机出口挡板MSDD开
39、状态报警消失信号等基本与1机停机前事件报警记录一致因此本次停机原因可以确定如下 11B一次风机出口挡板全开状态信号回路故障造成信号瞬间消失导致控制器误发2台一次风机全部失去逻辑信号继而5台运行磨煤机相继跳闸最终锅炉MFT失去燃料保护动作停炉 21A一次风机出口挡板长期故障造成2台一次风机全部失去逻辑中1A一次风机回路已动作即2台一次风机全部失去逻辑50生成而当1B一次风机回路故障时保护逻辑信号输出最终锅炉MFT动作停炉 32台一次风机全部失去保护逻辑设计不合理不应该引入一次风机出口挡板全开信号导致当现场一次设备故障时误发保护动作信号 五暴露出的问题及防范措施 1检修部热工专业取消目前1机组2台
40、一次风机全部失去控制逻辑中一次风机出口挡板全开信号2机组采取暂时屏蔽信号的方法待机组停运时彻底取消期间要求运行部做好因上述信号屏蔽而造成的系统运行方式变更措施及事故预想工作另外策划部组织运行部检修部专业人员举一反三全面普查目前机组保护控制逻辑中存在的过保护问题并及时提出变更方案上述全部工作4月8日前完成 2检修部热工专业应加强对机组重要阀门档板设备的检查维护工作定期开展紧固接线端子测线路绝缘馈电回路检查及电动头控制装置功能测试等工作保证重要阀门档板设备反馈信号的可靠性要求检修部热工专业利用本次1机组D级检修将1机组重要阀门档板设备全部检查测试完成2机组利用日常设备巡检时陆续完成时间控制在4月3
41、0日前 3针对本次事故中1A一次风机出口挡板长期故障造成50保护动作生成的现象检修部热工专业及控制逻辑审查小组成员应深刻反思提高自身安全意识提高自身业务水平在今后工作中坚决杜绝类似现象发生同时要求检修部热工专业利用周安全活动时间开展针对性学习 4针对本次事故停炉过程中操作员站操作及事件报警记录无磨煤机分闸信号报警缺陷要求检修部热工专业将目前的磨煤机合闸信号报警修改为非合闸信号报警此项工作1机组4月8日前完成2机组利用随机停磨时间陆续完成 5针对目前我厂机组热控系统SAMA图不完善情况要求检修部热工专业在10月31日前完成修改补充工作策划部11月30日前完成印刷工作并下发至运行检修及专业管理人员
42、 6针对本次事故发生后SOE报表丢失的现象规定自本通报下发之日起机组运行中事故发生后SOE报表的打印收集保管传递工作由运行部负责并在第一时间内将打印原件传递至策划部安监人员如相应专业需要报表时可予以复印 7从本次事件中还可以看出目前我厂的逐级汇报制度执行的不顺畅在问题出现后值长应及时通知部门及策划部安监以便于人员及时到位掌握第一手资料便于事故的分析判断 六责任认定 1本次事件的主要原因是2台一次风机全部失去保护逻辑设计不合理不应该引入一次风机出口挡板全开信号导致当现场一次设备故障时误发保护动作信号 2此次事件的直接原因是检修人员对现场保护不熟悉对1A一次风机出口挡板故障未引起足够的重视在1B一
43、次风机出口挡板全开状态信号回路故障造成信号瞬间消失的情况下导致控制器误发2台一次风机全部失去逻辑信号继而5台运行磨煤机相继跳闸最终锅炉MFT失去燃料保护动作停炉 1 测量模件故障典型案例分析 测量模件异常引起的机组跳炉跳机故障占故障比例较高但相对来讲故障原因的分析查找和处理比较容易根据故障现象故障首出信号和SOE记录通过分析判断和试验通常能较快的查出异常模件这种异常模件有硬性故障和软性故障二种硬性故障只能通过更换有问题模件才能恢复该系统正常运行而软性故障通过对模件复位或初始化系统一般能恢复正常比较典型的案例有三种 1 未冗余配置的输入输出信号模件异常引起机组故障如有台130MW机组正常运行中突
44、然跳机故障首出信号为轴向位移大经现场检查跳机前后有关参数均无异常轴向位移实际运行中未达到报警值保护动作值本特利装置也未发讯但LPC模件却有报警且发出了跳机指令因此分析判断跳机原因为DEH主保护中的LPC模件故障引起更换LPC模件后没有再发生类似故障另一台600MW机组运行中汽机备用盘上汽机轴承振动高汽机跳闸报警同时汽机高中压主汽门和调门关闭发电机逆功率保护动作跳闸随即高低压旁路快开磨煤机B跳闸锅炉因汽包水位低MFT经查原因系1高压调门因阀位变送器和控制模件异常使调门出现大幅度晃动直至故障全关过程中引起1轴承振动高高保护动作跳机更换1高压调门阀位控制卡和阀位变送器后机组启动并网恢复正常运行 2
45、冗余输入信号未分模件配置当模件故障时引起机组跳闸如有一台600MW机组运行中汽机跳闸随即高低压旁路快开磨煤机B和D相继跳闸锅炉因炉膛压力低低MFT当时因系统负荷紧张根据SOE及DEH内部故障记录初步判断的跳闸原因而强制汽机应力保护后恢复机组运行二日后机组再次跳闸全面查找分析后确认2次机组跳闸原因均系DEH系统三路安全油压力低信号共用一模件当该模件异常时导致汽轮机跳闸更换故障模件后机组并网恢复运行另一台200MW机组运行中汽包水位高值值相继报警后MFT保护动作停炉查看CRT上汽包水位2点显示300MM另1点与电接点水位计显示都正常进一步检查显示300MM的2点汽包水位信号共用的模件故障更换模件后
46、系统恢复正常针对此类故障事后热工所采取的主要反事故措施是在检修中有针对性地对冗余的输入信号的布置进行检查尽可能地进行分模件处理 3 一块IO模件损坏引起其它IO模件及对应的主模件故障如有台机组 CCS控制模件故障及一次风压高低报警的同时CRT上所有磨煤机出口温度电流给煤机煤量反馈显示和总煤量百分比氧量反馈燃料主控BTU输出消失F磨跳闸 首出信号为一次风量低 4分钟后CRT上磨煤机其它相关参数也失去且状态变白色运行人员手动MFT 当时负荷410MW 经检查电子室制粉系统过程控制站 PCUOl柜MOD4 的电源电压及处理模件底板正常二块MFP模件死机且相关的一块CSI模件 模位1-5-3有关F磨C
47、CS参数 故障报警拔出检查发现其5VDC逻辑电源输入回路第4输出通道连接MFP的IO扩展总线电路有元件烧坏 由于输出通道至BCS 24VDC 因此不存在外电串入损坏元件的可能 经复位二块死机的MFP模件更换故障的CSI模件后系统恢复正常根据软报警记录和检查分析故障原因是CSI模件先故障在该模件故障过程中引起电压波动或IO扩展总线故障导致它IO模件无法与主模件MFPO3通讯而故障信号保持原值最终导致主模件MFPO3故障 所带A-F磨煤机CCS参数 CRT上相关的监视参数全部失去且呈白色2 主控制器故障案例分析 由于重要系统的主控制器冗余配置大大减少了主控制器异常引发机组跳闸的次数主控制器异常多数
48、为软故障通过复位或初始化能恢复其正常工作但也有少数引起机组跳闸多发生在双机切换不成功时如 1 有台机组运行人员发现电接点水位计显示下降调整给泵转速无效而CRT上汽包水位保持不变当电接点水位计分别下降至甲-300mm乙-250mm并继续下降且汽包水位低信号未发MFT未动作情况下值长令手动停炉停机此时CRT上调节给水调整门无效就地关闭调整门停运给泵无效汽包水位急剧上升开启事故放水门甲丙给泵开关室就地分闸油泵不能投运故障原因是给水操作站运行DPU死机备用DPU不能自启动引起事后热工对给泵引风送风进行了分站控制并增设故障软手操 2 有台机组运行中空预器甲乙挡板突然关闭炉膛压力高MFT动作停炉经查原因是风烟系统IO站DPU发生异常工作机向备份机自动切换不成功引起事后电厂人员将空预器烟气挡板甲1乙1和甲2乙2两组控制指令分离分别接至不同的控制站进行控制防止类似故障
