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机组热工主要保护系统的分析及完善


600MW 机组热工主要保护系统的分析及完善
发表时间:2010-6-29 作者:朱晓星 1,刘武林 1,王伯春 1,谢红卫 2,袁艳纯 2 摘要:对热工故障引起非计划停运次数较多的某电厂 600Mw 机组热工主要保护系统进行了全面分析, 发现主要是 DCS(分散控制系统)接地系统、ETS(汽轮机危急遮断系统)、TSI(汽轮机监视仪表)、热工电 源、阀门流量特性、部分逻

辑及配置存在问题。针对这些问题进行了整改,并增加了停炉不停机。 0 引言 某电厂 2 台 600Mw 机组自 2006 年投产以来,热工主保护动作的次数一直相对较多,2007 年就因热 工主保护动作发生 6 次停机,严重影响了机组的安全和经济性能。故此,湖南省电力公司试验研究院根 据文献[1-5]的要求,组织人员对这 2 台机组的热工主要保护系统及相关设备进行了全面分析,并与电厂 工作人员一起对其进行了整改和完善。 该 600Mw 机组锅炉为东方锅炉 (集团) 股份有限公司引进美国福斯特惠勒公司技术生产的 DGZO30/17 -Ⅱ3 型亚临界、“w”型火焰燃烧方式锅炉,共 36 个煤燃烧器,采用双进双出钢球磨煤机的直吹式制粉系 统;汽轮机为哈尔滨汽轮机厂提供;DCS 系统采用 ABB 北京贝利公司的 Symphony 控制系统;TSI 系 统采用 Bendy 3500 系统;ETS 采用冗余 PLC (可编程控制器)控制,由哈尔滨汽轮机厂提供。 1 问题分析 通过对历次事故原因及对其热工主要保护系统软硬件的全面分析,该厂 600Mw 机组存在以下主要问 题: (1) DCS 接地系统不可靠:DCS 电源系统采用的是 ABB 公司 SymPhony Ⅲ型电源,但基建时按照Ⅱ 型电源的接地方式进行机柜安装,与Ⅲ型电源接地技术要求差异很大。 (2) ETS、TSI 系统不可靠:2007 年由于 ETS、TSI 系统原因各发生了 1 次跳机事故,反映出系统硬件 可靠性不高,需通过更换硬件或信号冗余等方式增强可靠性;手动停机按钮的配置不满足“操作员站及 少数重要操作按钮的配置应能满足机组各种工况下的操作要求,特别是紧急故障处理的要求。紧急停机 停炉按钮配置,应采用与 Dcs 分开的单独操作回路” [l]的要求;此外,还存在部分 ETS 信号采用常闭 接点不符合热控维护人员习惯、ETS 组态不能直接上载监视、TSI 机柜散热不好等问题。 (3) 热工电源系统存在隐患:在直流电源回路电源监视中采用交流 220V 型继电器;电源监视继电器 线包接线并联至 2 路直流 220V 电源分保险上端头,且 2 路直流 220V 电源分保险上端头全部并联在一 起,一旦并联环接部分出现短路,将联跳 2 路直流电源;AST(自动停机跳闸)和 OPC(超速保护控制)电 磁阀的 2 路直流电源都是从第 1 路进线电源上取;任意 1 路电源丧失或模件故障时没有报警;电气侧的 功率变送器原仅由 1 路电源供电等。 (4) 阀门流量特性函数与实际不符: 投入多阀方式运行以来, 负荷在 560MW 左右、 总流量指令在 92% 左右时,高调门 Gv4 多次出现摆动现象,摆动幅度为±8%~±10%;在多阀切为单阀方式时,负荷波动幅 度也较大,约达 17MW,反映出组态中设置的阀门流量特性函数与实际情况不符。 (5) 部分逻辑和配置有待优化:由于设备原因,吹扫条件经常难以满足;部分 MFT(主燃料跳闸) 逻辑的构成条件需要优化;炉膛压力 HH/LL 开关取样管缺乏防堵防漏的监视手段;声光报警系统部分 信号反复报警造成运行人员听觉疲劳;部分重要信号没有进 SOE 系统,如“全炉膛灭火”信号、“手动停 机按钮输出”信号等,不利于事故分析。

2 整改措施 2.1 ETS 系统整改 (l) 为利于检修,将所有输入信号改取常开接点;为防止弹片老化致使电源接线接触不良,将原本为 弹片压紧式的 ETS 机柜电源输入接线端子改为螺钉压紧式接线端子。 (2) 手动停机信号改造:原 ETS 系统中仅将手动紧急停机按钮的接点作为 PLC 的输入信号,经 PLC 逻辑运算后才发出跳闸指令, PLC 出现故障, 在 或输入/输出通道出现故障的情况下可能会导致保护拒 动。现将分别取自 2 个“手动停机”按钮的 2 副常闭接点并联后再串入 AST 跳闸电磁阀(失电动作)的 供电回路中,确保了紧急停机按钮采用隔离于控制系统的单独操作回路。 (3) 重新编写 ETS 逻辑:由于原 ETS 组态不能直接上载监视,现用 CONCEPT2.6 新软件平台重新编 写 ETS 组态。 (4) 机跳炉信号的改造:原机跳炉信号从 ETS 系统送出,实际上仅表示“ETS 双通道动作”,即仅代表 “ETS 跳闸指令已发出”,而并不代表“ETS 已经跳闸”。该信号曾误发引起了 MFT,而汽轮机实际并未跳 闸。现改取 DEH 中的“汽机已挂闸三取二”信号取反作为机跳炉的硬接线信号。 2.2 TSI 系统的整改 (1) TSI 超速保护的整改:原送 ETS 执行跳机的 2 路“TSI 超速三取二信号”是分别从 1、2 号超速卡件 的“超速动作”继电器送出的,任一路信号动作均执行跳机。曾因 2 号 TSI 超速卡件故障,继电器烧坏直 接动作造成停机 1 次。现从 TSI 系统 3 号超速卡件也送出 1 路超速信号到 ETS 系统,在 ETS 系统侧利 用组态再进行三取二后才执行跳机。 (2) TSI 机柜散热性能改造:原 TSI 机柜散热性能不好,造成机架变形。现在 Tsl 框架的上、下方向 都钻了散热孔,之后一直运行正常。 2.3 声光报警系统的优化 经分析,机组存在报警设置不科学的问题,机组正常运行时报警信号过多,特别是可能存在某个信号 频繁报警,容易造成运行人员听觉疲劳,时间一长就对报警不重视,甚至将语音报警音箱电源断开。这 是一个严重的安全隐患,将直接导致真正出现异常工况时不能够及时引起运行人员的重视,以致造成本 可避免的非停异停。 经讨论后对声光报警系统进行了整改,取消了部分不太重要的报警;修改了频繁报警的信号的报警定 值;优化逻辑使设备正常停运时不报警,事故跳闸时才报警;对“给煤机绪煤”等频繁报警信号增设报警 解除按钮。 2.4 热工控制系统电源配置的整改 (l) 热工直流电源柜的电源系统改造:电源监视继电器换为正确型号,且增加 1、个同型号继电器, 以分别监视 2 路直流 220v 电源,任意一路失去就发出硬光字牌声光报警;拆除 2 路电源的并接线,使 2 路电源隔离;AST 和 OPC 电磁阀的 2 路直流电源改为分别从 2 路进线电源取;电气侧的功率变送器改 由 2 路电源切换之后的可靠电源供电。 (2) "DCS 机柜有任一路电源失去”声光报警的改造: 原本 DCS 任意机柜的任意一路电源丧失或模件故 障时没有报警,可能造成故障不能及时被发现、处理,影响机组安全性。现已补充了“Dcs 机柜有任一路 电源失去”的声光报警;此外,还补充了 DCS 各机柜通信模件和控制器模件“任一模件故障”,的声光报 警。 2.5 OCS 接地屏蔽系统检查整改

(1) DCS 接地系统的检查整改:对 DCS 接地系统进行全面整改,使之尽量符合 Symphony 系统Ⅲ型 接地的技术规范。基建安装时各机柜与金属安装底座之间垫有 1 层橡胶绝缘体,不符合技术规范中“机 柜本体与金属安装底座之间应有可靠的电气连接,推荐使用焊接的方式安装机柜;安装底座要求与整个 建筑的接地系统有可靠的连接”的要求,但橡胶绝缘体要取出难度很大,故只有采取替代措施,将各机 柜接地铜缆连到夹层的电缆桥架上作为接地。但严格来说,夹层的电缆桥架不能被认为是“可靠的建筑 接地系统”,曾发现电气 UPS 柜的接地地极(整改后的 DCS 系统的电源地)与电缆夹层接地铜牌的地极 间存在电势不平衡的情况。 (2) DCS 屏蔽系统的检查:利用检修机会对接入热工控制系统的电缆的信号屏蔽层连接情况进行了全 面检查。主要发现 TSI 系统有屏蔽接地不好的情况,已进行了整改。 2.6 DCS 系统通信问题的整改 在 2007 年 2 台机组 DCS 系统出现多次同一机柜中不同主控模件之间的通信错误,造成过停机事故。 调研发现其他采用该批次型号 DCS 硬件的电厂也曾发现类似情况,认定根本原因是该批次型号的 DCS 硬件存在问题。已会同 Dcs 技术人员一起,采取了升级主模件及通信模件芯片、将 MFP12/BRCIOO 模 件全部升级为 BRC3OO 以保证控制器型号的统一、重要通信信号多重冗余化等整改措施。 2.7 MFT 相关逻辑与设备优化 (1) 吹扫条件的优化[2, 6]:在发生 MFT 后,为在保证安全的情况下尽可能快的具备炉膛吹扫条件, 对 MFT 吹扫条件及炉膛点火允许条件进行了优化,主要包括“所有油燃烧器油阀关”修改为“所有油燃 烧器油阀非关≤3 支”;“所有磨煤机和给煤机停,磨温风门和出口门关”,修改为“所有磨煤机非运行”;取 消“启动吹扫”按钮,改为吹扫条件满足则自动开始吹扫计时等。 (2) 停炉不停机(MFT RB)功能的实现[7]:停炉不停机功能在 MFT 原因清楚、故障排查恢复及时的情 况下,可省去汽机冲转、并网过程,能为恢复运行节约宝贵时间,节约大量燃油;而且汽轮机不解列, 对电网可减少冲击,对电厂可减少非停。设计的停炉不停机控制策略为:除锅炉汽包水位高三值 MFT 之外,MFT 其他条件不直接联跳汽机,而是触发 RB(辅机故障减负荷),机组切到汽机跟随方式运行, DEH(数字式电液控制系统)侧以一定速率向总流量指令 20%的目标降负荷,维持低负荷运行。另具有下 列 2 项主汽温度低保护:当 MFT 动作且主汽温度低于 450℃时,汽机跳闸;当 MFT 动作,主汽压力在 10 MPa 以上时主汽温度过热度低于 110℃或主汽压力在 110 MPa 以下时主汽温度过热度低于 80℃的情 况下,汽机跳闸。 (3) 炉膛压力开关取样管的改造:从炉膛压力高二值/低二值共 6 个开关中选取 4 个,在其取样管上 并接压力变送器,以监视取样管是否堵、漏,防止炉膛压力保护误动或拒动。 2.8 OEH 阀门流量特性优化试验 DEH 阀门流量特性曲线的优化能使单阀/顺序阀切换过程更平稳,负荷扰动更小,主汽温度、主蒸 汽压力等参数更为稳定;能提高机组运行的经济性和控制的稳定性。对 2 台机组进行了 DEH 系统阀门 流量特性优化试验,发现均存在高调门压损过大的情况,GV1~GV4 全开时阀后压力与主汽压力比值为 85.84%-92.74%(正常应为 95%~98%),特别是 2 号机组 GVI、GV3 阀后压力在调门开全时反而有下降。 2.9 热控逻辑的优化及设备改造 (l) ON/OFF 块的统计:统计 DCS 系统中 ON/OFF 保护投退开关的数量及状态,并在画面上显示,使 保护投退情况一目了然,以避免人为原因造成的保护拒动、误动。 (2) 固定油枪改造及自投:由于燃烧煤质较差,2 台机组经常灭火。为了在保证安全的前提下尽可能

减少灭火次数,每台机组选取 12 根油枪进行固定式油枪改造,以在自身及相邻位置的煤燃烧器燃烧不 稳时,自动打开该位置自投油枪的油角阀并打火稳燃。 (3) 增加组态易读性:对重要组态页增加了中文描述;对重要保护系统编写了与组态一致的详细逻辑 说明书;编制了 MFT / ETs 试验操作卡并保证随时更新。 (4) 对防止汽轮机进水保护的 DCS 逻辑进行了优化。 (5) 重要辅机设备及信号的改造:2007 年曾因重要辅机设备的信号不可靠造成了 2 次停机。对 2 台机 组的重要辅机设备及重要信号进行了改造以提高信号可靠性,主要包括:对重要温度保护信号增加了温 升率判别逻辑;增加疏水阀门后管壁温度测点,以监视疏水阀门内漏情况;增加大屏过热器壁温测点; 增加一次风速测量装置;凝泵出口门改为分体式以避免电路板振坏;加装 1 台凝汽器水位变送器等。 2.10 其他方面 (1) SOE 测点配置的优化:原 SOE 测点配置不合理,部分重要信号没有进 SOE 系统,如全炉膛灭火、 手动停机按钮输出等,且部分 S0E 信号来源不合理,造成事故分析的困扰。对此进行了讨论整改。 (2) 相关工作制度、资料的完善:编制了《热控定期工作管理标准》,其中包含炉膛压力取样管定期 吹扫、火检光纤定期清扫等定期工作制度;组织对《热工保护、联锁、报警资料汇编》、《热控设备检 修技术标准》、《热工保护联锁报警定值清册》进行修改和完善;制定了热控备品备件管理、重要热控 设备资料管理、工程师站工作管理等相关管理制度等。 (3) 热控人员培训工作:制订了《热控技术考核培训制度》,加强热控人员培训力度。 3 整改效果 经以上整改后,2008 年该厂仅发生 1 次由于 DCS 主控制器故障引起的热控原因非停,比 2007 年减 少 5 次;此外,停炉不停机功能的成功动作,避免了 7 次非停异停;全年热工主保护正确动作率 100%。 4 结语 (l) 对于热工故障频发的机组,深入分析历次故障原因,有针对性地完善其控制系统电源配置、接地 屏蔽,将重要保护信号多重冗余,优化逻辑组态、声光报警,加强热控人员技术培训,能减少故障的发 生。 (2) 完善的停炉不停机功能确实能有效避免机组非停异停,但必须要全面考虑对机组安全的影响,制 定严密的保护逻辑。 (3) 阀门流量特性优化试验能发现阀组本身以及流量特性函数中存在的问题,应在阀门通流部分改造 后及时进行该项试验.以确保组态中的流量特性函数符合实际情况,提高机组运行的经济性和稳定性。 (4) 完善的管理制度有利于减少人为造成的系统故障,清晰易懂的组态、逻辑说明和主保护操作卡有 利于减少误操作,对于新建机组尤为重要。 (5) 增加逻辑、完善组态不可避免地需要增加大量功能块,此时务必采取措施防止控制器的负荷率超 标,以免引起新的问题。


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