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【摘 要】本文结合笔者多年工作的实践经验，对某电厂因热控原因引起的机组跳闸事件从控制系统软硬件故障、保护控制系统逻辑不完善、现场设备故障、维护不当等方面进行了归类统计，谨供大家作参考之用。
【关键词】热控系统 故障现象 原因分析
中图分类号：TU714 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）35-307-01
1前言
随着机组容量的上升和控制要求的提高，热控系统的可靠性已成为是机组安全稳定运行的先决条件。通过热控系统故障原因的统计分析，发现热控系统的薄弱环节和潜在的危险点，有针对性地制定有效的预防措施，减少因热控系统原因引起的发电机组非计划停运次数，是热工技术监督的一个重要任务，也是提高设备健康寿命和降能减耗工作中的一个重要环节。
2热控系统故障现象及原因分析
结合某电厂事件信息反馈和参与现场事件原因实际查找情况，我们对2011年热工原因引起考核故障的现象及主要原因归纳分析如下。
2.1控制系统软硬件故障
（1）控制系统硬件故障：某机组负荷289MWe运行，磨煤机A、B冷一次风调节挡板自动控制块CRT上黄闪，手动无法操作，DCS值班人员到现场检查后确认为SRZ32卡件故障，在更换备件的过程中锅炉MFT，汽机跳闸、发电机解列。事件的直接原因是AWE110系统上层的EAS模件当时存在隐含故障，但尚未有面板报警，当更换的卡件上电时，增加了EAS模件的异常信息报警，诱发了上层EAS模件的故障，导致自动切换。热控系统故障现象及原因分析在模件切换的过程中导致A段I/OBUS工作不正常，引起EHF系统采集的LQ0906、LQ0904汽包水位高高、低低等常置“1”信号丢失。将AWE110系统上层的EAS模件更换新的备件，系统运行正常，通过在线更换SRZ32卡件试验，系统也运行正常。
（2）控制系统软故障：某#3机组在运行期间，DCS系统MMI人机接口站（除了大屏，包括工程师站和操作员站）突然全部死机，数据无法刷新，无法进行操作，仅能通过大屏进行监控。DCS系统发生的网络通讯故障，主要是由于DCS系统的上位机中，仅安装了windows操作系统的初始版，未安装任何系统补丁（serverpack），windows操作系统存在安全漏洞，上位机中存在蠕虫病毒，在网络通讯过程中，蠕虫病毒大量发数据包，致使C网网络通讯量巨大，而使DCS系统数据通讯交换堵塞。事后重新安装windows操作系统及补丁（serverpack4），提高windows操作系统的安全性，在DCS系统（包括辅控系统）与SIS系统的数据交换通讯中，加装物理隔离器，防止DCS系统（包括辅控系统）与SIS系统之间进行双向的数据传输。
2.2保护控制系统逻辑不完善
控制系统逻辑存在的某些缺陷，虽在机组正常运行中相安无事，但在特定情况下会对机组的安全运行构成威胁发生，，某电厂的1次设备一类障碍事后查明，就是因为保护控制系统逻辑不完善所致。该#2机组运行在50MWe负荷时，10：04：33DCS侧收到#1主汽门关闭的SOE信号，约963ms后该信号复归，10：04：35发电机保护跳机，发电机跳闸后遥跳汽机，10：04：35DCS侧收到#1、#2主汽门关闭的SOE信号。事后检查保护逻辑发现，虽然主汽门的关行程开关有两个，但是由于逻辑设计的原因，形成了实际上的单点保护；#2发电机保护无逆功率判据，当其收到主汽门关闭信号后，延时200ms后保护直接作用于跳闸。这种保护的配置不够完善，当主汽门接点信号受到干扰时易造成保护直接出口，使发电机误停。同时通过调看事发时段历史曲线和查看事发时段的工组票和监控录像，确定当时只有1名施工人员在机头处进行保温工作。经专业人员分析，本次事件排除由于信号干扰行程开关误动引起，认为是由于保温施工过程中，施工人员人为误触动信号引起的可能性较大。但如果保护逻辑完善、信号经冗余判断事输出，本次事件可以避免。
2.3现场设备故障
（1） 某燃机机组带基本负荷运行，中控屏发出“故障滤波器动作”报警，#1发电机跳闸，#1燃机跳闸。事故的直接原因是#1燃机重油压力变送器故障，造成PLC无法检测到重油流量计出口压力，自动关小重油前置泵出口回油调节阀，从而引起重油泵出口母管压力超过10bar，导致运行重油泵跳泵，并且闭锁另一台泵启动，最后因液体燃料压力低开关动作跳机。事后更换重油压力变送器，并对重油泵的保护连锁逻辑进行完善和优化。
（2）某机组250MWe负荷运行中，#9B小机做低压主汽门松动定期试验时，造成低压主汽门全关，引起汽包水位低，启动#9C电泵，#9炉又因#9B小机自动退出阀门试验恢复正常工作，从而造成汽包水位高MFT动作，导致#9机汽机跳机。事件的直接原因是#9B小机75%行程开关信号不正常，最终导致主汽门全关。同时由于小机主汽门活动性试验逻辑设计上采用75%行程开关单点作为复位条件，存在逻辑不合理的情况。事后经过分析讨论提出了整改措施，对小机主汽门活动性试验逻辑和画面进行完善。
2.4维护不当
（1）某机组在调停过程中对磨煤机热风挡板等进行了逻辑修改，机组运行时将自动系统试投，由于逻辑修改不合理，煤量与热风挡板动作相反，导致运行人员在停运C磨的过程中，其他A、B、D磨煤机的热风挡板也快速关闭，最终导致A、B、D磨煤机跳闸，机组发生MFT。通过该事件，在对自动系统进行逻辑优化完善时，要求相关人员修改逻辑需有专人监督，对试投运的自动回路一定要仔细检查，必须经过复核后才能投运，加强对自动系统的维护和跟踪。
（2）某电厂检修人员因“并网开关1”“、挂闸1”两个信号故障进行处理，在进行“并网开关1”通道更换的过程中，OPC保护动作，过热器安全门动作，调门关至“0”，复原“并网开关1”通道，复位“OPC卡件”，调门仍无法开启，运行人员立即手动停机。事后分析，DEH系统OPC保护回路分逻辑回路和硬接线回路，在硬接线回路中取的是“并网开关1”，只要“并网开关1”接点断开，OPC卡件内部固化逻辑就会触发继电器动作，从而完成OPC保护。在更换“并网开关1”信号通道时，由于该通道实际一直处于“闭合”状态，拆线导致了OPC卡内部固化逻辑监测不到“并网开关1”信号，OPC卡件触发继电器回路，导致保护动作。OPC硬件回路动作后，调门关闭，EH油压15.05MPa，当时机组负荷从83MWe直降到1.10MWe，属于负荷突降。热工人员虽然迅速复归了“并网信号1”通道接线并复位了OPC卡件（事发3秒后），但在DEH系统的手动请求逻辑中，当机组在并网条件下，发电机功率突降60MWe，DEH系统自动将调门控制切至手动，调门手动后相应的调门指令变“0”，导致调门无法开启，当时工况下，运行人员可以选择DEH系统“负荷控制”操作面板上“自动”按钮并设置功率目标值，从而使各调门开启。事件折射出检修人员在对OPC保护逻辑回路没有完全理解消化的情况下，就进行故障检修导致保护误动；运行人员对OPC保护缺乏必要的了解，没有及时采取有效措施；OPC保护硬接线回路设置不合理，存在着误动的可能性。
3结语
综上所述，要提高热控保护系统的可靠性，必须从客观设备、逻辑入手是一个全方位的工作；从生产维护、管理入手是一个全过程的工作。只有全方位、全过程的做好热控系统工作，才能有效地为机组的安全运行保驾护航。
【关键词】热控系统 故障现象 原因分析
中图分类号：TU714 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）35-307-01
1前言
随着机组容量的上升和控制要求的提高，热控系统的可靠性已成为是机组安全稳定运行的先决条件。通过热控系统故障原因的统计分析，发现热控系统的薄弱环节和潜在的危险点，有针对性地制定有效的预防措施，减少因热控系统原因引起的发电机组非计划停运次数，是热工技术监督的一个重要任务，也是提高设备健康寿命和降能减耗工作中的一个重要环节。
2热控系统故障现象及原因分析
结合某电厂事件信息反馈和参与现场事件原因实际查找情况，我们对2011年热工原因引起考核故障的现象及主要原因归纳分析如下。
2.1控制系统软硬件故障
（1）控制系统硬件故障：某机组负荷289MWe运行，磨煤机A、B冷一次风调节挡板自动控制块CRT上黄闪，手动无法操作，DCS值班人员到现场检查后确认为SRZ32卡件故障，在更换备件的过程中锅炉MFT，汽机跳闸、发电机解列。事件的直接原因是AWE110系统上层的EAS模件当时存在隐含故障，但尚未有面板报警，当更换的卡件上电时，增加了EAS模件的异常信息报警，诱发了上层EAS模件的故障，导致自动切换。热控系统故障现象及原因分析在模件切换的过程中导致A段I/OBUS工作不正常，引起EHF系统采集的LQ0906、LQ0904汽包水位高高、低低等常置“1”信号丢失。将AWE110系统上层的EAS模件更换新的备件，系统运行正常，通过在线更换SRZ32卡件试验，系统也运行正常。
（2）控制系统软故障：某#3机组在运行期间，DCS系统MMI人机接口站（除了大屏，包括工程师站和操作员站）突然全部死机，数据无法刷新，无法进行操作，仅能通过大屏进行监控。DCS系统发生的网络通讯故障，主要是由于DCS系统的上位机中，仅安装了windows操作系统的初始版，未安装任何系统补丁（serverpack），windows操作系统存在安全漏洞，上位机中存在蠕虫病毒，在网络通讯过程中，蠕虫病毒大量发数据包，致使C网网络通讯量巨大，而使DCS系统数据通讯交换堵塞。事后重新安装windows操作系统及补丁（serverpack4），提高windows操作系统的安全性，在DCS系统（包括辅控系统）与SIS系统的数据交换通讯中，加装物理隔离器，防止DCS系统（包括辅控系统）与SIS系统之间进行双向的数据传输。
2.2保护控制系统逻辑不完善
控制系统逻辑存在的某些缺陷，虽在机组正常运行中相安无事，但在特定情况下会对机组的安全运行构成威胁发生，，某电厂的1次设备一类障碍事后查明，就是因为保护控制系统逻辑不完善所致。该#2机组运行在50MWe负荷时，10：04：33DCS侧收到#1主汽门关闭的SOE信号，约963ms后该信号复归，10：04：35发电机保护跳机，发电机跳闸后遥跳汽机，10：04：35DCS侧收到#1、#2主汽门关闭的SOE信号。事后检查保护逻辑发现，虽然主汽门的关行程开关有两个，但是由于逻辑设计的原因，形成了实际上的单点保护；#2发电机保护无逆功率判据，当其收到主汽门关闭信号后，延时200ms后保护直接作用于跳闸。这种保护的配置不够完善，当主汽门接点信号受到干扰时易造成保护直接出口，使发电机误停。同时通过调看事发时段历史曲线和查看事发时段的工组票和监控录像，确定当时只有1名施工人员在机头处进行保温工作。经专业人员分析，本次事件排除由于信号干扰行程开关误动引起，认为是由于保温施工过程中，施工人员人为误触动信号引起的可能性较大。但如果保护逻辑完善、信号经冗余判断事输出，本次事件可以避免。
2.3现场设备故障
（1） 某燃机机组带基本负荷运行，中控屏发出“故障滤波器动作”报警，#1发电机跳闸，#1燃机跳闸。事故的直接原因是#1燃机重油压力变送器故障，造成PLC无法检测到重油流量计出口压力，自动关小重油前置泵出口回油调节阀，从而引起重油泵出口母管压力超过10bar，导致运行重油泵跳泵，并且闭锁另一台泵启动，最后因液体燃料压力低开关动作跳机。事后更换重油压力变送器，并对重油泵的保护连锁逻辑进行完善和优化。
（2）某机组250MWe负荷运行中，#9B小机做低压主汽门松动定期试验时，造成低压主汽门全关，引起汽包水位低，启动#9C电泵，#9炉又因#9B小机自动退出阀门试验恢复正常工作，从而造成汽包水位高MFT动作，导致#9机汽机跳机。事件的直接原因是#9B小机75%行程开关信号不正常，最终导致主汽门全关。同时由于小机主汽门活动性试验逻辑设计上采用75%行程开关单点作为复位条件，存在逻辑不合理的情况。事后经过分析讨论提出了整改措施，对小机主汽门活动性试验逻辑和画面进行完善。
2.4维护不当
（1）某机组在调停过程中对磨煤机热风挡板等进行了逻辑修改，机组运行时将自动系统试投，由于逻辑修改不合理，煤量与热风挡板动作相反，导致运行人员在停运C磨的过程中，其他A、B、D磨煤机的热风挡板也快速关闭，最终导致A、B、D磨煤机跳闸，机组发生MFT。通过该事件，在对自动系统进行逻辑优化完善时，要求相关人员修改逻辑需有专人监督，对试投运的自动回路一定要仔细检查，必须经过复核后才能投运，加强对自动系统的维护和跟踪。
（2）某电厂检修人员因“并网开关1”“、挂闸1”两个信号故障进行处理，在进行“并网开关1”通道更换的过程中，OPC保护动作，过热器安全门动作，调门关至“0”，复原“并网开关1”通道，复位“OPC卡件”，调门仍无法开启，运行人员立即手动停机。事后分析，DEH系统OPC保护回路分逻辑回路和硬接线回路，在硬接线回路中取的是“并网开关1”，只要“并网开关1”接点断开，OPC卡件内部固化逻辑就会触发继电器动作，从而完成OPC保护。在更换“并网开关1”信号通道时，由于该通道实际一直处于“闭合”状态，拆线导致了OPC卡内部固化逻辑监测不到“并网开关1”信号，OPC卡件触发继电器回路，导致保护动作。OPC硬件回路动作后，调门关闭，EH油压15.05MPa，当时机组负荷从83MWe直降到1.10MWe，属于负荷突降。热工人员虽然迅速复归了“并网信号1”通道接线并复位了OPC卡件（事发3秒后），但在DEH系统的手动请求逻辑中，当机组在并网条件下，发电机功率突降60MWe，DEH系统自动将调门控制切至手动，调门手动后相应的调门指令变“0”，导致调门无法开启，当时工况下，运行人员可以选择DEH系统“负荷控制”操作面板上“自动”按钮并设置功率目标值，从而使各调门开启。事件折射出检修人员在对OPC保护逻辑回路没有完全理解消化的情况下，就进行故障检修导致保护误动；运行人员对OPC保护缺乏必要的了解，没有及时采取有效措施；OPC保护硬接线回路设置不合理，存在着误动的可能性。
3结语
综上所述，要提高热控保护系统的可靠性，必须从客观设备、逻辑入手是一个全方位的工作；从生产维护、管理入手是一个全过程的工作。只有全方位、全过程的做好热控系统工作，才能有效地为机组的安全运行保驾护航。