3超超临界机组热控可靠性监督核查.

超(超)临界机组热控系统可靠性核查2015年8月17日热控系统可靠性核查必要性影响因素分析控制逻辑设计DCS点、卡配置原则自动调节系统中的典型问题一、热控系统可靠性核查的必要性1、超（超）临界机组的显著特点是初参数高、机组效率高、环保效益好和单台机组容量大。随着超（超）临界机组在整个电网所占的比重增加，超（超）临界机组的安全运行对电网的稳定性影响逐渐加大，可靠的热控系统是机组安全运行的重要保障。2、各发电企业对热控系统的重视程度越来越高，我们大唐集团也在积极组织和开展热控系统可靠性评价和核查工作。通过这些持续的、定期的活动可以发现问题、解决问题、优化设计，进行及时的交流和借鉴，使各机组热控系统可靠性不断提升。二、影响因素分析1、人的因素:人为因素是引起热控保护误动、拒动的重要原因，往往是由于保护投退制度执行不严格，日常操作或者保护投退时检查不到位、工作失误等原因引起，很多电厂都有着深刻的教训。因此提高热控系统的可靠性，必须首先防止人为失误。2、保护逻辑和装置的因素:保护逻辑和装置是热控保护系统的核心内容之一。保护逻辑设计的合理性和完整性直接关系到保护系统的可靠性。当现场测量系统的稳定性存在问题时，可以通过对保护逻辑的合适处理，而保证保护系统正确动作。为了避免因人的因素造成保护误动、拒动，国家及行业规程对热控保护功能的投切都有着明确要求。如《火力发电厂热工可靠性评估技术导则》规定“保护回路中不应设置供运行人员可投、切保护的任何操作接口”。国家能源局2014年新制定的《防止电力生产事故的二十五项重点要求》对于保护投切也有明确规定。各厂应该设置严格的保护投退审批制度，如果需要投退保护，必须由运行人员提出后至少经过值长和电厂分管领导两级审批，热控人员执行时也应做到一人操作、一人监护，最大程度的降低风险。同时，恢复保护时也应严格作业措施，避免保护信号发出时投入该保护项目。目前仍存在DCS画面中设置保护“投/切”按钮的现象，主要体现在热控系统改造为DCS的老机组中。设置原因主要是为了方便因设备问题而频繁检修时解除保护，也有惯性思维的问题。在监督中时发现，在少数新建大机组中也存在该问题，这样设置，如果没有严格的管理制度约束，异常工况下运行人员轻易操作，很容易发生保护拒动，其后果不堪设想。各厂热控人员切除DCS保护一般采用拆线、强制模块输入输出、或者将保护输出与上一个ON/OFF模块的方式。但这几种方式在保护投入、退出时均存在着不同程度的操作风险，一旦操作失误或者检查不到位即可能导致保护误动，往往也给热控人员在操作时增加了很大的心理压力。防检修人员误操作的保护“投/切”逻辑热控人员可以加入该逻辑，避免通过拆线、直接强制等方法来投/切保护，从根本上减少了人为误动的几率。该逻辑的好处是：操作简单、可靠，即使操作失误也不会引起严重后果，运行人员还可以通过DCS画面报警提示及时发现。该逻辑具有自锁功能，当保护条件动作时禁止保护投入，避免误动，在恢复保护时提高了安全性。防止人为失误，应该多从人的角度去考虑，热控专业的工作需要细致和耐心，因此更要加强人员的技术培训，不断提高热控人员的工作能力和工作素质，在制定相关对策时，要加强人员的思想教育和约束管理，做到在工作中有条不紊、谨慎细致。同时还应在日常工作中关注热控人员的工作状态、精神状态，将各种人为因素造成保护误动、拒动的可能消除在萌芽状态。三、热控保护逻辑设计1、佐证信号:佐证信号在保护逻辑中主要起到证实主要保护信号真实性的作用，目的是减小保护误动的几率，但如果佐证信号设计不当，反而容易提高保护拒动的几率。因此，在保护逻辑的设计和优化过程中对佐证信号的选择时必须慎重。某机组“磨煤机运行时入口一次风量＜40t/h”逻辑中，在磨煤机运行、给煤机运行且一次风量＜40t/h的同时，要求四个粉管一次风速均小于设定值。在该项保护功能中，磨出口风速主要是对一次风量起到佐证作用，减小保护误动几率，这是一种正确的做法。但由于风速测量大都是差压式管路，容易发生堵塞等情况，造成风速测量发生偏大或偏小，将佐证条件设计为4个粉管风速低于定值相“与”反而增加了保护拒动的可能。不合理的佐证信号某机组送风机联锁跳闸逻辑中“高压油压力低低”保护为单点保护，电厂反映由于现场没有模拟量的油压测点，难以对该项保护条件进行容错和佐证处理。经过对该送风机油系统的相关信号进行梳理，发现还设计有“油压正常”、“油压低”的开关量信号，且这两个信号与“油压低低”存在因果关系，故将其它们作为上述保护逻辑的佐证，即将“油压正常”信号取反后与“油压低”、“油压低低”信号相“与”再输出跳闸指令，有效避免了单点保护存在的风险。合理的佐证信号2、单点保护信号的处理：在热控保护逻辑当中经常出现单点保护信号，这是由多种原因造成的。如设备制造厂提供设备时一次元件为单支单点、工艺条件限制只能是单点、保护逻辑设计疏忽造成等等原因。(1)电机温度单点保护信号少数机组为了避免6KV电机轴承的单点温度高保护误动，将全厂所有电机轴承温度高保护降为报警等级而不触发保护动作，报警后由运行人员判断、操作。这种现象其实很危险，容易造成设备损坏和事故扩大。解决方案首先应考虑轴承上是否已设计有相近位置的温度测点可进行保护的冗余判断。将单点单支的温度元件换成双支元件，分别设置跳闸定值和报警定值，保护逻辑改为“二取二”判断。在保护逻辑中加入信号品质和变化速率的判断条件。(2)单点硬接线保护信号案例：某公司发电机发变组保护跳汽轮机的保护设计为：将电气A、B、C、D、E保护柜各送出的一路保护输出常开接点在E柜内并为一路送到ETS机柜，其中A、B柜保护项目相同，C、D柜保护项目相同，因此这种保护的设计等于是将冗余的保护条件变成了单点保护，由此会增加误动、拒动的几率。解决方案：将电气保护柜中E柜的保护输出拓展为2副常开接点E1、E2，A、C柜保护输出接点与E1相并，B、D柜保护输出接点与E2相并，并分别送到ETS机柜中相互独立的2块I/O模块，在ETS系统中采用“二取一”逻辑判断后跳闸汽轮机。(3)保护逻辑中引入单点应谨慎案例：某公司MFT逻辑中，“脱硫系统跳闸MFT”逻辑为：三个脱硫烟气温度高于定值“三取二”判断后，和FGD入口事故喷淋气动门全开信号相“与”输出MFT跳闸信号。分析：气动门在长周期运行和反复开关动作后，全开、全关的限位开关可靠性往往较差，即气动门实际到位后相应限位开关的信号并不触发，增加了保护拒动风险。同时从设备保护角度来讲，一旦脱硫烟气温度达到设计限值，无论喷淋气动门是否全开，均应该立即停炉以保障系统安全。“FGD入口事故喷淋气动门全开”信号的引入降低了“脱硫系统跳闸MFT”信号的可靠性。3、TSI轴承振动保护探讨及研究国内应用TSI装置主要品牌：美国本特利内华达公司的3500系统；德国艾普公司的MMS6000系统；瑞士韦伯公司的VM600系统。德国申克公司的产品在我集团百万机组也有应用业绩任一振动测点达到跳闸值因为TSI设备的差异和汽轮机厂家的要求不同，大机组TSI轴承振动保护逻辑的设计也各具特点，但保护逻辑设计中防误动和拒动的原则始终不变。2008年1月24日某公司#2机组＃2轴承Y向振动探头故障，振动大触发汽机跳闸。2011年6月21日某公司#1机组#5轴承相对振动跳变，导致汽机跳闸。2012年10月25日，某公司#6机组汽轮机#1Y振动值突变，汽轮机轴振大保护动作，机组跳闸。振动大原因是由于外包工误碰探头接头。TSI单点保护的典型误动案例《机械振动在非旋转部件上评价测量机器的振动第2部分》GB/T6075.2-2012/ISO10816-2：2009中指出：“为避免虚假信号引起的不必要停机，实际采用多个传感器控制逻辑，并在触发机器自动停机的任何自动动作之前，规定一个时间延迟。因此如果收到振动停机信号，而且至少被两个独立的传感器确认超过了规定的有限延迟时间才可以触发停机。典型的延时时间是1到3秒。”2、TSI“二取二”保护二取二“相邻轴瓦”有两种情况：一种是通过联轴器相连的两瓦相邻；另一种是中间隔着缸体的两瓦相邻，其相关性并不被广泛认同。汽轮机振动的主要原因有转子质量不平衡、轴承损坏、油管崩裂造成摩擦、电磁不平衡、热不平衡等多种，在本瓦轴承损坏时，有可能只是本瓦出现振动增大的情况或者向联轴器相连的轴瓦传递的可能性更多，而对于隔着缸体的相邻两瓦其传递的能量要少一些。即使是振动故障中出现最多的转子质量不平衡的情况下，虽然相邻两瓦振动具有相关性，但是具体定值的给出还需要根据实际情况进行计算。案例：2015年4月21日，某机组#1轴承X方向轴振处于报警值以上，#1轴承Y方向轴振测量突然异常，CRT画面示值由正常值突降到0.4μm，TSI机架发出“测量回路故障”报警，机组其他运行参数均正常。由于3500系统关于信号质量判断的逻辑是：如果信号故障，即判断该信号到达跳闸值。原因：检查Y方向轴振测量异常的原因是高温蒸汽进入振动探头保护罩以及金属软管，并在金属软管远端内冷凝成水，由于金属软管内部充满蒸汽和冷凝水，导致延伸电缆接头处受潮，绝缘下降。最终导致测量回路异常。TSI相同轴瓦“二取二”保护误动案例TSI“二取二”保护的注意事项采用TSI“二取二”保护方案的机组，建议适当减小报警定值（建议由原设计的125μm改为l00μm甚至更小，综合平时正常运行值和机组启动过临界时的振动值考虑）。同时当任一轴承振动达到报警或动作值时，都应有明显的声光信号，以便振动值瞬间变化过快或有单点振动达到限值时，提醒运行人员加强监视，设法安排检修、消缺，必要时手动停机。3、TSI保护延时设置TSI振动保护在普遍采用“单点保护”阶段，因屏蔽、干扰、接线等问题发生了较多的误动案例。但对于目前已进行振动大“二取二”等冗余判断的机组，已可以达到防止单点信号突变、故障造成保护误动的要求。同时经过多台机组TSI跳闸输出信号的实测，发现TSI各信号通道已存在几百毫秒不等的延时。因此振动保护中过长的延时设置反而会在振动确实过大的时候增加设备损坏的风险，故建议汽轮机振动保护延时设置不大于1秒。四、DCS点、卡配置原则控制柜号卡件号信号名称1011机组电负荷-1至FGD机组电负荷-2至FGD12炉膛左侧压力低低-1炉膛右侧压力低低炉膛左侧压力高高炉膛右侧压力高高-118引风机A运行至FGD引风机B运行至FGD30再热主汽门（左）全关再热主汽门（右）全关主汽门（左）全关主汽门（右）全关1911炉膛左侧压力-1炉膛左侧压力-2炉膛右侧压力2125给水泵汽轮机A设定转速给水泵汽轮机B设定转速DCS设计过程中信号的IO通道和卡件的分配是一项非常重要的工作，必须在设计阶段就按照风险分散的要求进行合理分配，一旦分配存在问题会给机组的安全运行埋下很多隐患。点、卡配置原则1）冗余的I/O信号必须分别配置在不同的I/O模件上。2）2台互为冗余的辅机，各自控制回路的I/O信号必须分别配置在不同的控制器模件上，多台组合辅机(如给粉机)各自的I/O信号也必须分组分散配置在不同I/O模件上，减小单块I/O模件故障对机组安全稳定运行的影响。3）重要控制回路的I/O信号不应配置在同一块I/O模件上。五、自动调节系统中的典型问题热控系统的可靠性不仅局限于保护系统本身，很多机组在自动调节系统中也存在各种影响系统可靠性的典型问题，有的已导致机组异常甚至非停。案例：某660MW超临界机组在AGC方式下维持350MW负荷稳定运行，此时炉膛压力、总风量等参数突然同步发生大幅振荡并呈发散趋势。总风量最高值达1080t/h，最低值到525.67t/h，两送风机动叶最低分别关至1.6%和5.5%，总风量振荡幅度加大后触发“总风量低低（600t/h）MFT”。该机组在高负荷区间（570MW）也曾发生类似现象，但当时送风控制系统经过PID调节能逐步过渡到新的稳定状态；而在低负荷区间风量信号发生扰动时，在相同的调节参数下，送风控制系统则无法达到新的平衡，说明风机特性在不同开度区间相差较大。自动调节系统中，“设定值与测