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

26、括#21磨煤机控制逻辑、一次风机动叶总指令，初始化下装完成后，控制器内部数据清零，重新开始运算，造成一次风机动叶指令大幅偏离初始化下装前数值，最终导致机组跳闸。（2）2010年9月某电厂热控人员退出#4炉分离器出口温度高锅炉MFT保护时，在DCS系统进行保护逻辑强制时，由于对需强制的41侧温度保护逻辑与门模块内部参数检查不细致，对操作结果没有认真确认就进行操作，在强制保护信号时，没检查其强制值缺省为“1”而直接执行，导致锅炉MFT动作、机组跳闸。,典型案例分析-生产,分析：DCS逻辑修改及维护一般都是具备相应的专业水平，专业技能相对较高的人员进行管理，操作人员误操作往往出现在疲劳、思想不集中或

27、随意的情况下，不经认真核查而导致误操作；另外，对于新建机组，在生产准备阶段人员较少，没有安排专人对DCS进行系统培训或跟踪调试，调试期间的修改或维护依赖厂家或调试单位，当转入生产运行后，专业人员实操的机会又少，对相关的系统功能或逻辑功能掌握不熟，在维护过程中导致误操作。,要求：除了加强培训外，还要针对DCS系统自身特点，完善管理制度，DCS逻辑修改、参数修改及强制必须有相应专业技能的人员监护；设备运行期间，参数的修改和逻辑下载应做好风险预控，对可能存在的风险应做好措施。,典型案例分析-生产,案例11：（1）2012年1月某电厂1000MW机组#3炉高过出口集箱压力变送器2、3仪表管路冻结，两套

28、仪表压力指示异常升高，造成锅炉出口集箱压力高保护动作，锅炉MFT，机组跳闸。（2）2009年1月某电厂600MW亚临机组汽包水位高锅炉MFT。原因为汽包水位保护仪表管上冻，造成汽包水位高，导致跳闸。,分析：仪表管冻住导致保护误动的案例较多，北方地区在基建期对防寒防冻就做得比较完善，中部、南方地区冬天处于零下的温度相对较短或较少，对防寒防冻重视不够，当遇到极端天气（2008年南方雪灾），就会出现误动情况。另外，因设备分工也会出现真空状态，如某电厂冬天经常出现一些测点异常，检查伴热状态都正常，后来发现一次阀处保温不好，且无伴热，阀内被冻住。,要求：中部或北方地区应做好仪表管路的防寒防冻措施，同时特

29、别注意取样一次阀的保温、二次仪表的防冻，做好设备的防护工作。南方地区也应有天气异常时应对措施。,典型案例分析-生产,案例12：（1）2011年4月某电厂#12电泵勺管由65%突降至0，锅炉汽包水位低导致锅炉MFT动作，机组跳闸。原因为勺管接线盒信号线接地所致。（2）2011年3月某电厂1000MW机组#41一次风机动叶调节执行器内反馈线虚接，造成一次风系统调节紊乱，制粉系统因一次风压低跳闸，锅炉MFT动作。（3）2011年5月某电厂#4机组跳闸，首出为“VV阀故障开启”。由于VV阀气动头自身压缩空气供气管脱开。该阀气动头自身压缩空气供气管接头卡套胀接不良，在运行中，该管路从卡套中脱出，导致气动

30、头失气开门。（4）2010年某电厂由于电源接线松动，MFT继电器柜部分继电器电源失电，造成锅炉MFT（软回路），机组跳闸。,典型案例分析-生产,大机油系统取样管路接头渗漏较多，因油管路较细，所以冗余压力开关共用一路取样管。,以此图中气动执行器为图例，气动执行器有气开或气关式，当气源接口漏气时会引起执行器关闭或打开。,典型案例分析-生产,分析：接线松动、重要气动执行器气源管脱落、大机控制油仪表管路接头松动引起的系统停运、机组停运的案例较多；部分设备由于厂家成套供应，如就地接线盒、控制系统机柜内部配线，都可能存在接线松动或破皮现象，在调试期间很难发现；调试人员为方便卡件插拔、查接线的方便，卡件可能

31、没有按要求进行紧固，这些带入到生产中都会带来隐患。另外，控制油系统的阀组、取样管路接口较多，且采用螺纹接头，无渗漏很难管理，任一接头松动泄漏都可能造成设备误动；,要求：机组调试168h前应安排人员统一排查卡件、机柜内部所有接线以及重要设备的接线紧固情况，机组检修后启动前也应进行专项检查；对于控制油系统接头较多，渗漏很难管理的情况下，采取仪表管路接头采取焊接方式。,典型案例分析-生产,案例13：（1）2011年3月某电厂300MW亚界机组全炉膛灭火锅炉MFT。原因为12一次风机停运，操作员手动开启12一次风机入口挡板至48%，逻辑中12一次风机入口挡板指令未被屏蔽，还参与计算，造成一次风量降低，

32、11、12制粉系统因一次风量低跳闸，触发全炉膛火焰丧失MFT动作。（需增加一次风机运行状态判断逻辑）（2）2011年12月某电厂#1机组因“多次点火失败”保护动作，机组跳闸。（逻辑不完善）（3）2010年9月某电厂#1机组跳闸，跳闸原因为DEH系统“中压供热母管压力低于2.15MPa、供热遮断停机”动作；由于#1机组投产以来，中压可调整抽汽快关调节阀没有进行带负荷调试，且制造厂说明书没有对汽轮机中压供热压力低保护进行说明和阐述，调试期间该保护也没有进行传动；运行规程也没有对运行参数调整范围规定（中压供热抽汽不小于2.2MPa且不大于2.8MPa），逻辑功能存在盲区。,典型案例分析-生产,分析：

33、逻辑一般按照功能说明书进行设计，由于逻辑设计人员经验有限，逻辑判断的边界条件可能没有考虑周全，导致在特殊工况下逻辑误判断。另外，一些工程为交钥匙工程，一些逻辑设计较为复杂，部分功能电厂人员不清楚，在异常处理时措施不全，引起保护动作。,要求：（1）在逻辑设计时应考虑设备检修时逻辑判断，若不能全部涵盖所有检修工况，应制订设备检修时逻辑强制措施；（2）安排专人核对逻辑组态与功能说明书是否一致，记录有疑义的逻辑并讨论，在调试期间，收集调试出现的问题，减少因调试时强制逻辑而放过不合理的逻辑；（3）建议除了调试前后国华组织几次逻辑审查外，电厂内部还应组织运行、机务、热控进行逻辑梳理，一方面是为了学习，另一

34、方面根据设备运行特点进行完善；生产运行中，运行人员遇到特殊运行工况下不合理的逻辑，也应提出逻辑修改建议；热控专业在每次逻辑修改后应完善相应逻辑功能说明书，定期发布，供生产人员学习。（4）在2014年热控年会上，也提出了规范热控逻辑审查工作的十项规定。,典型案例分析-生产,案例14：2013年10月13日23时33分，某发电厂600MW亚临界(过热蒸汽压力:17.42 MPa,温度:541,蒸发量:1968 t/h)1号机组协调方式运行，当时机组负荷为350MW，B、C、D、E磨煤机运行，A、B汽动给水泵运行且投自动，A汽动泵再循环阀投自动且在全关位，B汽动泵再循环阀手动开度为28%（运行人员在

35、机组低负荷时手动打开再循环阀,防止再循环打开对给水造成较大的扰动），汽包水位9mm，主蒸汽流量870 t/h，主给水流量812 t/h，此刻给水和主蒸汽流量平衡、汽包水位稳定。23时43分11秒，炉膛燃烧工况突变造成汽包水位出现较大的波动，从+10mm快速上升至+90mm,1A、1B汽动给水泵在自动调节系统控制下快速降低转速调节汽包水位，造成2台给水泵前置泵流量小于340t/h、再循环阀超驰（定值为：340t/h）100打开，使锅炉主给水流量快速下降。处理过程中运行人员几次干预不成功，于23时51分19秒，汽包水位降低至-300mm，锅炉MFT动作，机组跳闸。（见中国电力14年第9期）,工况曲

36、线,典型案例分析-生产,典型案例分析-生产,分析：（1）造成本次停机事件的主要原因是汽动给水泵再循环阀自动控制系统不正常，在机组低负荷运行时汽动给水泵再循环阀超驰开对给水系统造成很大扰动，加之运行人员干预时机掌握不好，最终造成机组停机事件。火力发电厂由于给水泵再循环阀控制策略问题曾造成多次停机，是火力发电厂共性的技术难题。（2）设置给水泵再循环控制系统的目的是保证给水泵在不同转速下工作在允许的最小流量以上，从而防止水泵汽蚀。给水泵再循环系统是典型的PID控制系统。调节器的定值是给水泵转速的函数，给水泵流量与定值的偏差作为控制量去控制给水泵再循环阀的开度。由于调试期未很好的对参数设定，造成PID

37、控制不能正常投入而退出运行、只保留了超驰打开再循环阀逻辑和保护打开再循环阀逻辑。,典型案例分析-生产,（3）原有给水泵再循环控制系统不能正常投入自动的原因如下：a）PID控制与给水泵再循环超驰打开没有很好的配合，原控制策略意图是当给水流量低时，先由PID调节器调节打开再循环阀（控制较稳定），这样维持水泵流量大于给水泵允许的最小流量，不会对给水系统造成大的扰动；但系统发生大的扰动时，在PID调节器调节过程中，给水泵流量也低到了再循环阀超驰打开的定值从而触发再循环阀打开100%，这种情况使超驰打开再循环阀快于PID调节器动作，使PID调节器作用失去，从而对给水系统造成很大的扰动。b）在再循环阀打开

38、瞬间、阀门又关闭，造成给水泵再循环阀跳跃。其原因是当再循环阀打开瞬间、给水泵流量增大，与定值（转速的函数）相比是实际给水流量大于定值，调节器将再循环阀关闭，随之给水流量又小于定值，阀门又打开，如果在临界点工作，这种现象将发生多次，严重时造成阀门损坏。,典型案例分析-生产,c)给水泵再循环超驰打开100%对给水系统扰动太大：原有的控制策略是当给水流量低时触发PID调节器的超驰控制将再循环阀打开100%，在机组低负荷时，给水流量已经很低，这时再循环阀打开100%，大量水从再循环阀回到除氧器，实际给水流量大大降低，很难保证锅炉上水的要求。,典型案例分析-生产,改进控制策略：在满足给水泵安全运行情况下

39、，给水泵再循环阀尽量不或少打开，以减少再循环阀打开对主给水的影响，这种控制策略在提高系统安全的前提下，也提高了系统经济性（再循环没有必要打开而打开时，将造成能源浪费和对给水系统扰动）。控制步骤：1）在前置泵流量较高时（最小流量的1.69倍），由PID调节器进行控制；2）在前置泵流量进一步降低到超驰打开定值（最小流量的1.46倍）并经一定的延时（10s）后，超驰将再循环开一定的开度（4060）；3）当前置泵流量严重不足（最小流量的1.23倍）时，保护动作将给水泵再循环阀100%打开。如：图中红色是本控制策略要点。,改进控制策略,典型案例分析-生产,改进控制策略,典型案例分析-生产,典型案例分析-

40、生产,改进控制策略：改进控制策略是根据给水泵转速确定3个层次控制的定值，这样即保证给水泵的安全，同时兼顾机组低负荷运行的节能，具体说明如下：(1）为了保证3个控制步骤的协同性而增加了函数F2(X)和F3(X)，F1(X)、F2(X)和F3(X)分别对应PID调节器定值、超驰打开定值和保护动作打开再循环阀定值，均是给水泵转速的函数。(2）为了防止再循环阀在小流量打开时损坏阀芯，设计了小流量切除函数F(X)，即当PID调节器输出小于15%，再循环阀关闭。(3）PID定值回路增加了死区控制。由于再循环阀在15以下关闭，阀门一打开就大于15，如果不对定值回路进行控制，阀门将在此范围不断的打开关闭，从而

41、对给水系统造成影响，也容易损坏阀门（定值在-4040t/h或根据实际机组情况确定）。,典型案例分析-生产,(4）增加了前置泵运行时再循环阀的控制回路。由于给水系统前置泵取消了再循环阀，为此增加了前置泵运行时再循环阀打开的控制回路，此功能见图中蓝色部分，在启动前置泵时起作用，给水泵启动后此回路退出运行。(5）图中在超驰打开和保护打开再循环阀增加了延时，是保证PID调节器真正起到控制作用，实现3个层次协同控制而设置，具体时间经过试验确定。(6)在相应的切除自动回路增加了延时。为了使控制系统全程控制有效，防止短的干扰造成自动退出，在相应的切除自动回路（定值和变送器故障）增加了延时。,典型案例分析-生

42、产,改进后应用效果：优化后的控制特性，从图中看出，同样的扰动，给水泵前置泵流量分别达到324.9t/h、345t/h，大于超驰定值是190t/h（3000r/min），且在超驰打开再循环阀增加了10 s延时，故再循环超驰打开未动作，这期间PID控制器已经将给水流量提升，故两台给水泵再循环阀均未打开，在给水自动系统和优化后的再循环控制系统的配合下，将汽包水位调整到正常状态。此优化控制策略消除了原有控制系统的缺陷，改善给水控制系统的调节品质，提高了系统的安全性能，给水系统全程不需要运行人员干预。由于优化后的相关定值是给水泵转速的函数，扩大了给水系统调节范围。优化后的控制策略在机组负荷在15以上再循

43、环阀是不需要打开的，较现有的机组负荷在50以下就将再循环阀打开降低了给水系统的能耗。,优化后曲线,典型案例分析-生产,典型案例分析-生产,案例15：2011年1月，某电厂室外互感器损坏导致电网500kV系统接地故障，使得正在运行的本厂和周边电厂各一台600MW机组由于给煤机电源电压低跳闸（低电压最长时间为0.6s）。两台600MW机组同时停运，对电网安全运行构成巨大威胁，这种故障类似风力发电的低电压穿越过程，发生以上事件的电网公司要求网内电厂必须解决此类问题。通过调研，国华系统内采用施道克(STOCK)或合资厂给煤机的发电公司均存在此类问题，是国华共性的隐患，遇到过此类问题的发电公司采用不同的

44、方式进行了改进，由于关注点不同和理解差异，实施的方案不能满足规程需要。（见2014年热控专业会，中国电力14年第2期）,典型案例分析-生产,电网要求：电网公司规定的低电压穿越标准，当电网电压20额定电压时，机组安全工作时间大于0.5s；当电网电压60额定电压时，机组安全工作时间大于5s；当电网电压90额定电压时，机组可长期工作。电网公司规定的高电压穿越标准，当电网电压130额定电压时，机组安全工作时间大于0.5s。当电网电压90、130额定电压时，机组运行时间按现行的规程规定控制。电网公司提出的低或高电压穿越标准，已经突破现有的规程，为此各发电公司根据以上要求，全面检查主机、辅机和控制系统的性

45、能，如果确有困难不能达到电网要求，应积极与当地电网公司沟通解决。新建机组应检查现有设备和系统，对不能满足电网要求的要立即进行完善，防止入网安评不能通过。,典型案例分析-生产,改进措施：解决电源波动或瞬间失去引起MFT误动作主要手段除了从给煤机动力电源和控制电源来考虑可靠性外，还应从逻辑方面加以改进。（1）给煤机停运判断逻辑增加35秒延时，延时（35秒）目的是躲过厂用电最不利切换或电网故障造成的最长故障时间；（2）DCS启动给煤机的启动指令应保证在厂用电波动或瞬间失去恢复后能够自动启动给煤机。即将DCS启动给煤机指令由脉冲指令改为电平指令；给煤机就地控制柜的逻辑应保证在厂用电波动或瞬间失去恢复后

46、，能够在DCS控制（远控）；（3）降低给煤机停运对闭环控制系统的扰动，在全部给煤机瞬间失去时，逻辑设计在3+t（取1s）秒内各种自动系统不切换，使故障时模拟量指令和反馈保持故障前的值。,基建机组安装、调试注意事项,1、仪表取样管路敷设（1）冗余信号共用1个取样点、取样管、一次阀、排污阀，运行中无法进行单个隔离检修，同时增加了保护误动或拒动的概率。（2）高温高压测量回路取样一次阀前的管路敷设和管材不符合行业标准，降低了取样系统的可靠性。取样一次阀，应为两个工艺阀门串联连接，安装于取样点附近且便于运行检修操作的场所。排污门也宜采用两个排污门串联连接。（3）取样系统伴热不当，导致测量参数异常。（4）

47、管路敷设坡度应符合DL/T 5190.5的要求，不允许出现可能引起积气（测量蒸汽或液体介质时）或积水（测量气体介质时）的管路弯曲，否则应装设排气、排水装置。取样管路过长、走向存U型弯，导致信号测量时滞、不准。（5）排污阀应安装在保温保护箱外，并设排污槽和排污总管。,基建机组安装、调试注意事项,炉膛压力变送器安装位置低于取样点约15米左右，管路有多处弯头，且中间存在U型弯，易积灰堵塞。,AST油压共用取样管，带保护；,基建机组安装、调试注意事项,末过进出口压力变送器排污阀及排污槽装在保护箱内,凝结水流量一次阀安装在保温保护箱外；离取样点较远,基建机组安装、调试注意事项,2、设备安装位置（1）现场

48、设备应有可靠的防水、防尘、防振、防高温、防火、防腐蚀措施。（2）执行机构的安装位置应便于检修维护，异常情况下便于运行人员就地操作。如：磨煤机风门调节、送引风机动叶调节等执行机构安装位置常常悬空，缺少操作维护平台。（3）现场设备安装位置应留有维护空间，机柜内进线孔或设备出线部位不应有雨水进入的隐患。（4）现场热控设备的安装应考虑防振、防高温的要求，如采用分体式执行机构，有可靠的保温措施、采用耐高温产品防止高温损坏。（5）现场及控制台、屏上的紧急停机停炉操作按钮，均应有防误操作安全罩。（6）热控系统现场设备标识牌，应通过颜色标识其重要等级。,基建机组安装、调试注意事项,3、按照火电厂热控系统可靠性

49、配置与事故预控，核查热控主辅机保护信号冗余配置情况，系统功能在控制器的配置情况，冗余信号至卡件的分配情况，不符合要求及时变更整改。,基建机组安装、调试注意事项,4、大型辅助设备往往配供就地控制装置，如风机油站控制柜、磨煤机油站控制柜等，为实现远方操作及保护，这些控制装置又与DCS 之间有大量联系，如果送DCS 信号使用了公共线，而且部分信号采用常闭点，在现场维护作业时，因误碰公共线，导致油泵停止信号误发，引起风机跳闸。因此，要求：1）考虑将所有连锁保护功能全部进入DCS，保护信号不再通过就地控制装置转接；2）尽量采用常开点信号；3）尽量避免采用公共线；4）必须由就地装置提供的开关量信号尽量采用

50、干接点，模拟量信号要充分考虑装置及DCS 的接地要求，若两者都必须接地时应设置信号隔离器；5）对于一些并联接线，要回路环接；,基建机组安装、调试注意事项,5、热控逻辑、定值审查（1）严格执行逻辑审查制度，在调试不同阶段组织各专业进行逻辑和定值审查，在调试过程进行验证，并在机组整套168试运前完成逻辑和定值的优化；（2）应通过调试充分暴露逻辑设计和参数设置存在的问题，对试运期间退出的保护，应详细记录并严格履行审批手续。整体调试期间，主辅机保护不应退出，不能投入的应分析、整改；案例：某电厂机组小修，从以前一次风机RB试验报告获知，一次风机RB时炉膛压力达最低达-1885Pa，而炉膛压力MFT保护定