火电厂热工方面事故案例分析

6、RB过程中因汽泵最小流量阀问题而造成RB失败 RB过程中因汽泵最小流量阀问题而造成RB失败 过程中因汽泵最小流量阀问题而造成RB
2009年2月21日13时，某厂1#号机组进行引风机RB试验，机组 负荷为605MW，主汽压力为23.7MPa,总煤量为212t/h，13时14分 引风机B跳闸触发RB，给水流量低低触发MFT，RB失败。 原因分析：在RB初始阶段，各回路、各参数正常，当给水流 量降到450t/h时，应联开最小流量阀，但因气压过低，造成最小 流量阀开得很慢，指令发出17s后阀门才开始动作，此时正处于 给水流量在最低处往回走的时刻，阀门的延时使给水流量在最低 处再次减少约200t/h，造成给水流量低低，触发MFT。 处理方法：重新联调阀门，提高气压，使其延时在6s以内。 17时15分重做引风机RB试验，试验成功，参数稳定。
Fra Baidu bibliotek
3、由于DEH系统CPU故障造成机组跳闸 由于DEH系统CPU故障造成机组跳闸 DEH系统CPU
某电厂3#号机组（600MW）在冲转期间，同一天发生7次因 DEH系统故障引起汽机跳闸事件。 原因分析：在DEH逻辑中，流量修正逻辑回路中有一路逻辑 是用再热蒸汽压力作为分母进行计算，而该厂的冲转模式设置为 高压缸冲转模式，从汽机挂闸到机组冲转至750r/min的过程中， 压力变化由负数往正的方向走，当压力刚好为0时，造成计算回 路无意义，引起通讯中断，报DEH系统双CPU故障，机组跳闸。 整改方法：在不影响原先逻辑设计思路的前提下，做切换回 路，当压力等于或者小于0MPa时，取0.01MPa。
10、 10、电源系统隔离出现的问题
确定热控人员在量“6KV IIA段接地信号”时误将万用表的电阻 档当作电压档，把该DI端子的电源正端（注意并不是该端子板电 源的正端）通过万用表电阻档直接接地，导致该柜48VDC电源 （为DI提供电源）瞬间失压，造成该柜逻辑信号出现翻转。 处理情况：该柜所有DI通道都是通过一种跨接器与现场连接，电 源通过该种跨接器后再通过印刷电路板与端子直接连接，而该种 跨接器不具备电源与现场的隔离功能(是一个很大的隐患)，后将 该柜每一个端子板用带光电隔离的跨接器替代了一部分，再做同 样的短路试验，没有出现失压现象。.
8、更换HSS03模件负荷突升问题 更换HSS03模件负荷突升问题 HSS03
某电厂2007年8月7号凌晨1点左右，热控人员接到运行人员 通知，＃1机左侧中压调门反馈突然变紫，指示值为60％，值班 人员经过初步检查确认为HSS03（液压伺服子模件）模件出问题， 将新模件设置好后直接替代原模件。此时造成负荷从295MW冲 到325MW，并造成一系列的联锁反应。后经过分析，因为左侧 中压调门原来的指令一直为100％，在模件出现问题后，左侧中 压调门已经关闭，在更换完好的模件后，该调门突然打开，造成 负荷突增。如果当时热控人员在更换模件前将指令强制到0，然 后再执行下一操作，就可避免。
7、调试过程中因跨环下装造成生产机组跳闸事件
某电厂在2#号机组整组启动前，进行DEH系统调试，一人通 过SYMPHONY系统的环路打开已经投产的1#号机组的DEH系统 逻辑进行参考，但离开时忘记关闭此逻辑页，另一人正在做2#号 机组DEH系统的静态试验，试验中发现了问题，从集控室回到工 程师站准备修改逻辑并下装，发现逻辑已经打开（实际为1#号机 组逻辑），就直接在上面进行改动，并进行离线下装，造成1#号 机组跳闸。 原因分析：1#号机组DEH系统组态离线下装是造成事故的直 接原因. 整改方法:在ABB公司提供的SYMPHONY系统中,环路之间是 可以相互读取逻辑并修改下装的,因此会带来严重的安全隐患,应 将2#号机组单独出来,只让1#号机组挂在公用环上.
转 速 指 令 （ 3000 ） 初始负荷
T
目标负荷
断路器已合闸
9、组态不规范出现的时序问题
处理方法：将断路器已经合闸信号组态到同一个模件，再做 试验后，一切正常。
10、 10、电源系统隔离出现的问题
某厂＃2机组的6KV IIA段接地信号发报警信号，电气和热控人员 及时赶到现场对此信号进行检查，当时＃2机组运行稳定。 8时 36分45秒，锅炉MFT，首出原因是“全炉膛灭火”。根据对 SOE和事件记录及历史趋势曲线等进行分析和查证，在11月29 日早上08：36：41：000，＃2机组ECS系统#29柜所有的DI信 号全部由逻辑“1”变为逻辑“0”，导致相关的电气开关由合闸状 态变为分闸状态，导致一系列的逻辑联锁发生，并最终发生MFT。 后经过查证并做端子（该信号所在的端子电源正端）直接对地短 路试验：
系统中因PID PID块应用不当造成给水流量 5、 SYMPHONY系统中因PID块应用不当造成给水流量 波动大
2009年9月15日某电厂1号机组（600MW超临界）投入给水自 动后，汽动给水泵指令由30%直接突变至100%，运行人员及时切 除给水自动，手动调稳给水流量。 原因分析：ABB公司的SYMPHONY系统中，PID功能块中的 仅比例功能用在了给水总指令后面，表面上仅比例功能当K和Kp 设置为1时，相当于给水总指令*1，给水总指令不应该有突变， 实际上会忽略Ki的作用，虽然此时Ki的参数设置为0，如果是 OVATION系统，Ki设置为0是可用的，但在SYMPHONY系统中， Ki设置为0时，会使整个PID功能块输出为最大值，即100%。 整改方法：删除此功能块。
火电厂热工方面事故案例分析
2010年8月
1、某电厂调试期间一次调频试验汽机不调功异常分析 某电厂调试期间一次调频试验汽机不调功异常分析
2010年1月7日11时39分某电厂4#号机组（1000MW）开始 做一次调频试验，在DEH逻辑中强制转速差-8（即实际转速 3008rpm），根据调频曲线，负荷指令下降到893WM，指令动 作正常，11点40分51秒，负荷指令保持893WM，但实际功率下 降到754WM，燃料降到299T/H，还一直在下降没有回头上升的 趋势，最后解除汽机主控自动，解除CCS控制方式，11点47分 负荷指令和功率上升到915MW，机组恢复正常。 原因分析：2010年1月7日11时39分50秒，在DEH逻辑中强 制转速差-8rpm（即转速小于定转速8rpm），在动作瞬间，对应 调频功率降40MW，调频指令动作正常，汽机主控和汽机调功 PID动作方向和幅度也正常。11时52秒后，汽机调功PID一直
2、某厂整套启动期间中压调门突关降负荷异常分析 某厂整套启动期间中压调门突关降负荷异常分析
2010年1月2日4时12分某厂4#号机组中调阀逐渐关小至7%左 右，高调阀开大至67%，再热器压力升高到3.66MPa，负荷为 87MW，运行通知热工逐步强制开启中调阀，5时7分中调阀全开， 再热器压力降至2.06MPa，负荷升高至234MW，5时11分21秒指 令升至109%时突然发生伺服故障，致使中调门全关，引起中调 门全部关闭，负荷急剧下降至2MW，再热器压力快速升高至4. 08MPa，14分44秒运行人员手动停机。 原因分析：（1）因为低压旁路全关的信号线被震松动，逻 辑中高低压旁路未关，且再热压力大于1.4MPa时，中调门流量 修正逻辑将使中调门关小，同时引起再热压力上升导致中调门进 一步关小，导致中调门来回波动。（2）出现伺服阀故障导致中 调门关闭，因此打闸停机。
• 由于 DEH系统CPU故障造成机组跳闸 由于DEH系统CPU 4、3由于DEH转速故障造成机组跳闸 、 、由于DEH系统CPU故障造成机组跳闸 转速故障造成机组跳闸
统的转速卡件工作正常，就地安装也符合安装要求，逻辑判断转 速故障回路及参数设置均正常，后来查到3路转速用的是同一根电 缆，造成转速信号抗干扰能力差，后重新增加两条屏蔽电缆，重 新冲转后一切正常，整个整组期间不再出现此问题。 注：同样的问题曾在梅州电厂、汕尾电厂出现过，后都是经 过重新增加电缆的方法使其不受干扰。
某电厂3#号机组（600MW）在冲转期间，同一天发生7次因DEH系统故障引起汽机跳 某电厂1#号机组冲转期间，定速3000r/min，DEH三个转速 闸事件。 原因分析：在DEH逻辑中，流量修正逻辑回路中有一路逻辑是用再热蒸汽压力作为 探头转速发生突变，因三个转速相互之间偏差超过100r/min,判断 分母进行计算，而该厂的冲转模式设置为高压缸冲转模式，从汽机挂闸到机组冲转至 为DEH转速故障，触发ETS跳机。 750r/min的过程中，压力变化由负数往正的方向走，当压力刚好为0时，造成计算回路 无意义，引起通讯故障，报DEH系统双CPU故障，机组跳闸。 原因分析：DEH三个转速探头在冲转升速过程中转速较为稳 整改方法：在不影响原先逻辑设计思路情况下，做切换回路，当压力等于或者小 定，在定速3000r/min一段时间后才出现的突变，经检查，DEH系 于0MPa时，取0.01MPa。
1、某电厂调试期间一次调频试验汽机不调功异常分析 某电厂调试期间一次调频试验汽机不调功异常分析
以固定斜率下降，汽机主控的指令下降关调门，导致汽机 功率一直下降，查原因为 汽机调功PID的输入偏差信号= （调频功率+未加调频功率的负荷指令-实际功率+主汽压 力偏差修正值）,但当时频率高动作会让汽机的调功PID的 输入偏差信号保持，导致汽机调功PID一直以固定斜率下 降，功率一直下降不回头。 整改措施：（1）根据南方电网《南方区域并网发电厂辅 助服务管理实施细则》与《南方区域发电厂并网运行管理 实施细则》,自保持逻辑应该做在不带频差补偿的AGC信号 上，而不应该做在汽机主控PID输入逻辑上。（2）增加功 率偏差大切除CCS自动逻辑。
某厂整套启动期间中压调门突关降负荷异常分析 2、某厂整套启动期间中压调门突关降负荷异常分析 整改措施：（1）修改再热压力修正中调指令逻辑。因为高 低旁容易关反馈消失引起误动，可将逻辑修改为低旁与高旁全关 信号 或 负荷大于某一定值时，再热压力才修正中压调门。（2） 当伺服阀故障时，可不把调门指令置0，应维持故障前的指令， 实现坏点传递功能。
11、由于DCS电源故障触发MFT问题分析 11、由于DCS电源故障触发MFT问题分析 DCS电源故障触发MFT
2007年11月06日晚上，某电厂#10机组正常运行，22:06左 右CRT上所有模拟量控制的阀门突然变为粉红色，运行人员无法 在CRT上进行操作。5秒钟后，机组MFT动作，MFT的首出为 “汽包水位HH”、“汽包水位LL”和“总风量<25%”三个条件同时 出现，后来查为DCS的MCS21控制柜系统电源故障后，造成 MCS系统所有控制器复位，送到FSSS的“汽包水位HH”、“汽 包水位LL”和“总风量<25%”三个信号的DO输出由原来的“1”变 为“0”状态，DO输出继电器的常闭点接通，于是就造成了三个 条件同时引发MFT的出现。. 机组MFT后，22:09电厂热控人员接到通知对DCS故障进行处理， 22:17热控人员检查发现MCS21柜内所有IO卡件均为红色
11、由于DCS电源故障触发MFT问题分析 11、由于DCS电源故障触发MFT问题分析 DCS电源故障触发MFT
故障状态，所有控制器（6对）的状态灯均显示红色（正在复位 的状态），电源监视卡IPMON01的“EXTERNAL”、“SYSTEM POWER”和“PFI”同时亮。热控人员试图复位IPMON01卡，但 不成功。检查机柜的背面时，发现连接“5V电源母排”与“系 统电源总线条”（SYSTEM POWER BUS BAR）的两根黄色粗 电缆发烫变软（估计有约70~80℃），测量“5V电源母排”的电 压为5.200V，正当热控人员拔弄这两根发烫的电缆时，电源监视 卡IPMON01的报警消失，MCS21所有控制器和IO卡恢复正常。 此时测量“系统电源总线条”5V电源的电压为5.083V。
9、组态不规范出现的时序问题
某厂在刚开始做并网试验时，汽机的六个调门突然开到最 大（100%的开度），致使转速过高而OPC动作。后经分析，查 看组态，发现电气断路器已经合闸信号来自另外一个主模件 （BRC300），在试验过程中，实际断路器已经合闸，但是其合 闸信号来的迟点，导致负荷目标值未切换过来，负荷目标值仍然 以原转速（3000转/分钟）作为目标值，如下示意图：