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艾寶物聯(lián)為你分析20個(gè)典型事故案例

文章出處:未知 瀏覽次數:發(fā)表時(shí)間:2019-04-08

案例1.某公司爐跳機保護信號冗余度不足,誘發(fā)機組跳閘。

2014年7月9日,西南某公司#32機組ETS保護動(dòng)作,首出故障原因是‘MFT動(dòng)作’;但DCS系統檢查不到MFT動(dòng)作信號,MFT發(fā)送到ETS系統的信號回路絕緣完好。

原因分析:

鍋爐MFT跳閘回路發(fā)送到汽輪機保護ETS系統的動(dòng)斷觸點(diǎn)信號僅有一路,冗余度不足;MFT動(dòng)作繼電器輔助觸點(diǎn)、硬接線(xiàn)回路、信號輸入I/O通道等均有可能故障或受外界影響誤發(fā)信號,引發(fā)‘爐跳機’保護動(dòng)作。

暴露問(wèn)題:

(1)部分主要保護按照‘寧誤動(dòng),不拒動(dòng)’原則設計,保護信號冗余度不足,可靠性較低。該保護設計不滿(mǎn)足《防止電力生產(chǎn)事故的二十五項重點(diǎn)要求》(國能安全【2014】161 號)第9.4.3條‘所有重要的主、輔機保護都應采取“三取二”邏輯判斷方式,保護信號影遵循從取樣點(diǎn)到輸入模件全程相對獨立的原則,缺應系統原因側點(diǎn)數不夠,應有防保護誤動(dòng)措施’的要求。

(2)對不滿(mǎn)足條件的重要保護的整改不及時(shí)。

防范措施:

(1)根據《火力發(fā)電廠(chǎng)熱工自動(dòng)化系統可靠性評估技術(shù)導則》(DL/T 261-2012)第6.2.3.4條要求,MFT繼電器應送出三路動(dòng)斷觸點(diǎn)至ETS裝置,在ETS內進(jìn)行三取二邏輯判斷后跳閘;三保護信號從取樣到I/O數據采集,應全程保持獨立性。

(2)對原安裝設計設備回路進(jìn)行檢查,必要時(shí)更換繼電器及其信號傳輸回路。

(3)嚴格把關(guān)設計、安裝過(guò)程。

 

案例2.爐膛壓力取樣防堵裝置堵塞,爐膛壓力保護誤動(dòng)

2013年12月05日,某公司#5機組爐膛壓力高高1、爐膛壓力高高2開(kāi)關(guān)動(dòng)作,保護誤動(dòng),鍋爐MFT。

原因分析:

1.事故后檢查發(fā)現,爐膛壓力高高1、爐膛壓力高高2壓力開(kāi)關(guān)位于蒸汽吹灰槍附近,受水汽影響非常嚴重,且兩個(gè)測點(diǎn)取樣管?chē)乐囟氯?。一般,壓力取樣裝置安裝在煙氣流動(dòng)線(xiàn)路的外側,遠離蒸汽吹灰槍?zhuān)咏鼱t膛頂部。

2.爐膛壓力防堵裝置內沒(méi)有防堵結構,是空罐子,防堵效果很差。事情的發(fā)生可能是由于熱態(tài)的焦或灰堵住取樣口,并對取樣系統內的空氣進(jìn)行加熱,導致壓力迅速升高,保護誤動(dòng)。

    3.沒(méi)有一本規程完整明確提出相關(guān)的要求。

《電站煤粉鍋爐爐膛防爆規程》(DL/T 435 -2004)第3.2.8條‘爐膛壓力檢測。……取樣點(diǎn)四周不應有吹灰孔等強氣流擾動(dòng)。’僅相對吹灰孔提要求。

《電力建設施工及驗收技術(shù)規范——第5部分:熱工自動(dòng)化》(DL/T 5190.5-2004)第 4.3.1.4條‘爐膛壓力取源部件的位置應符合鍋爐廠(chǎng)規定,宜設置在燃燒室火焰中心的上部’;第4.3.3條‘測量帶有灰塵或氣粉混合物等介質(zhì)的壓力時(shí),應采取具有防堵和/或吹掃結構的取壓裝置’。強調防堵與吹掃。

《火力發(fā)電廠(chǎng)熱工自動(dòng)化就地設備安裝、管路及電纜

設計技術(shù)規定》(DL/T 518202004)第4.1.11條‘測量帶有粉塵的混濁介質(zhì)的壓力時(shí),應設置具有防堵或吹掃結構的取源部件’ 第4.1.12條‘爐膛壓力取源部件,宜設置在燃燒室火焰中心的上部(具體位置由鍋爐廠(chǎng)確定),取源部件應具有防堵或吹掃設施’。要求幾乎完成同上一條。

 

暴露問(wèn)題:

(1)未考慮到吹灰器蒸汽對爐膛壓力取樣管的影響。

(2)對基建器期間對防堵裝置驗收不嚴格、或不清楚其原理。(3)對相關(guān)規程不熟悉。

防范措施:

(1)遠離蒸汽吹灰槍?zhuān)跔t膛火焰中心中上部、氣流擾動(dòng)小的地方重新選擇合適的爐膛壓力取樣點(diǎn)(煙氣氣流外上部,接近爐頂)。

(2)更換不合格的防堵裝置或加裝吹掃裝置。

(3)、取樣筒傾角大于450的要求,取樣筒口光滑。

(4)參考《火力發(fā)電廠(chǎng)熱工自動(dòng)化系統檢修運行維護規程》(DL/T 774-2015)第5.4.2.3.3條要求,細化現場(chǎng)設備定期工作內容,加強取樣管路定期吹灰、利用停爐機會(huì )對爐膛內部取樣口進(jìn)行檢查、清理積灰、結焦體。

 

案例3.某公司因邏輯用保護的信號和畫(huà)面顯示的信號又不一致,在做閥門(mén)活動(dòng)試驗時(shí),鍋爐MFT保護誤動(dòng)

2015年4月20日11:46,某公司#1機進(jìn)行主汽門(mén)、調門(mén)全程活動(dòng)性試驗,當運行人員按操作票順序執行至第6 條“高壓主汽門(mén)試驗”,#1高壓主汽門(mén)全關(guān)時(shí),鍋爐MFT保護誤動(dòng)。機組跳閘后,儀控人員對高壓主汽門(mén)位置開(kāi)關(guān)進(jìn)行檢查,發(fā)現送往FSS做MFT邏輯的#2高壓主汽門(mén)全關(guān)位置開(kāi)關(guān)存在積水現象。

原因分析:

(1)送往FSSS做MFT邏輯的#2高壓主汽門(mén)全關(guān)位置開(kāi)關(guān)積水,導致#2高壓主汽門(mén)全關(guān)行程開(kāi)關(guān)誤發(fā),并一直保持著(zhù)。當正在進(jìn)行全程活動(dòng)性試驗的#1高壓主汽門(mén)全關(guān)后,兩個(gè)高壓主汽門(mén)關(guān)閉的信號就同時(shí)出現,且旁路處于關(guān)閉狀態(tài),汽輪機停機信號發(fā)出,從而觸發(fā)鍋爐MFT保護動(dòng)作。

(2)#2主汽門(mén)門(mén)桿的漏汽凝結成水后沿著(zhù)電纜滲入位置開(kāi)關(guān),引起高壓主汽門(mén)全關(guān)信號不正常動(dòng)作。

(3)控制系統用于邏輯保護的信號和畫(huà)面顯示的信號源頭不一致,不能起到有效的監控作用。

(4)各種規程中沒(méi)有要求‘保護信號必須在操作員站顯示’條款,只有‘可靠性’規程中規定,各種故障狀態(tài)必須在操作員站顯示,以供運行分析的要求。(太顯而易見(jiàn),反而沒(méi)人重視)

暴露問(wèn)題:

(1)對主汽門(mén)位置開(kāi)關(guān)檢查維護不及時(shí)。機組啟動(dòng)時(shí)主汽門(mén)門(mén)桿漏汽,主汽門(mén)位置開(kāi)關(guān)的防水措施不到位,導致漏汽凝結后沿電纜滲入位置開(kāi)關(guān)。

(2)保護梳理工作中有欠缺,使得控制系統用于邏輯聯(lián)鎖保護的信號和畫(huà)面顯示的信號源頭不一致。

防范措施

(1)將重要聯(lián)鎖保護信號顯示在操作員上,保證聯(lián)鎖保護信號與操作員畫(huà)面顯示的信號一致,便于監控。

(2)在進(jìn)行重要在線(xiàn)試驗前,應由熱工先期進(jìn)行信號檢查,發(fā)現問(wèn)題及時(shí)解決。

(3)發(fā)生漏汽漏水現象后,熱工專(zhuān)業(yè)應及時(shí)做好防護措施,并檢查相關(guān)設備是否存在積水、絕緣下降的現象。

 

案例4.某公司電纜軟管倒灌水至一次風(fēng)機6A因出口擋板電動(dòng)頭,導致一次風(fēng)機跳閘。

2015年7月11日22:41,#6機組運行人員發(fā)現一次風(fēng)機6A跳閘,聯(lián)跳磨煤機6A/6C,機組負荷減至500MW。風(fēng)機跳閘后,運行人員確認跳閘原因系“風(fēng)機運行且出口擋板全關(guān)”保護動(dòng)作所導致,進(jìn)一步檢查一次風(fēng)機6A出口擋板電動(dòng)頭內部有積水,清理積水并對電動(dòng)頭內部控制卡件進(jìn)行烘潮處理,仍無(wú)法正常操作,后經(jīng)檢修人員更換控制卡件后電動(dòng)頭操作正常,7月12日15:10,一次風(fēng)機6A 重新投入運行。

原因分析:

(1)一次風(fēng)機6A出口擋板電動(dòng)頭內部進(jìn)水,導致一次風(fēng)機6A跳閘。

(2)“燦鴻”臺風(fēng)引起暴雨,造成電纜橋架進(jìn)水,雨水經(jīng)電纜橋架沿一次風(fēng)機6A出口擋板電動(dòng)頭電纜軟管倒灌到電動(dòng)頭內部,引起電動(dòng)頭控制卡件短路故障。

暴露問(wèn)題:

(1)增加電纜軟管時(shí),墨守成規,不考慮是否發(fā)揮電纜軟管防燙、防磨、防砸功能。

(2)對電纜橋架、電纜軟管未作雨水引流措施。

防范措施:

(1)對全廠(chǎng)電動(dòng)頭電纜軟管進(jìn)行檢查,對電纜軟管從上到下走向的電動(dòng)頭進(jìn)行電纜軟管鉆孔疏水引流處理。

(2)未按裝電纜軟管的設備,其電纜如不存在燙、砸、磨的風(fēng)險,不再增加保護管。

 

案例5.重要保護的一次元件可靠性差,導致軸向位移保護誤動(dòng)

2012年5月6日,某發(fā)電公司#14機組(300MW)在電負荷200MW時(shí),汽機保護系統ETS發(fā)軸向位移ETS動(dòng)作信號,AST電磁閥動(dòng)作,汽機跳閘,大聯(lián)鎖保護動(dòng)作,鍋爐MFT動(dòng)作,發(fā)電機逆功率保護動(dòng)作跳閘。

原因分析:

(1)歷史數據顯示軸向位移保護軸向位移1信號點(diǎn)(在保護動(dòng)作時(shí)位移值由-0.48mm突增+1.78mm;而其它的瓦溫、振動(dòng)、軸向位移無(wú)明顯變化;軸向位移1外部回路絕緣良好。軸向位移1探頭是上海生產(chǎn)的,性能不穩定,是本次保護誤動(dòng)的直接原因。

(2).軸向位移保護采用二取一邏輯判斷,是本保護誤動(dòng)的間接原因。

(3)元件采購過(guò)程,購買(mǎi)了沒(méi)有經(jīng)生產(chǎn)驗證、證明設備性能可靠性的設備,是本次保護誤動(dòng)重要原因。

暴露問(wèn)題:

(1)對元器件采購把關(guān)不嚴

(2)風(fēng)險意識差,對規程不熟悉。

防范措施:

(1)對關(guān)鍵保護元件,應采用經(jīng)大量機組驗證的可靠性高一級元件,提高保護的可靠性。

(2)軸向位移保護,應按‘3取2’或‘4取2’的邏輯判斷要求設計,所有一次信號,均應有品質(zhì)判斷功能,降低保護誤動(dòng)的概率。

 

案例6.某公司軸向位移保護設計不規范,誘發(fā)的保護誤動(dòng)

2016年2月1日10時(shí)10分,#2機組(350MW)負荷245MW,主蒸汽溫度568℃,壓力20MPa,再熱蒸汽溫度561℃,壓力3.15MPa,給水流量794t/h,給煤量114t/h,A、D、E磨煤機運行,A、B一次風(fēng)機、送風(fēng)機和引風(fēng)機運行,A、B汽動(dòng)給水泵運行。其他各系統和設備運行參數正常,軸位移1顯示0.34mm 、軸位移2顯示0.36mm  #2機組供熱正常。10時(shí)11分02秒,#2機組跳閘,負荷至0,鍋爐MFT,熱工首發(fā)“汽機跳閘”信號。汽機ETS首發(fā)“軸向位移大停機”信號。

事件原因:

(1)#2機#1軸承瓦振信號跳變,熱控人員在#2機TSI機柜內端子排上拆解大機#1軸承瓦振信號線(xiàn)的過(guò)程中,由于用力稍大,使得鄰近的接線(xiàn)不牢固的#2機組軸向位移信號1線(xiàn)開(kāi)路,輸出值原來(lái)的0.34mm升至2.46mm。軸向位移大停機信號經(jīng)2選1后輸送至ETS,導致保護動(dòng)作。

(2)重要跳機保護未按‘3取2’或‘4取2’(或或與)邏輯設計,而采用2選1保護設計。

(3)未及時(shí)緊固接線(xiàn),信號線(xiàn)標號不清楚,光線(xiàn)不充足。

暴露問(wèn)題:

(1)公司對重要保護的邏輯設計不重視。

(2)公司日常檢修維護不到位,部分日常工作為要求進(jìn)行。

防范措施:

(1)優(yōu)化軸向位移保護邏輯。

(2)改善TSI柜的照明,加強日常維護工作的管理。

 

案例7:某公司300MW機組更換小機LVDT引發(fā)的停機事故

2015年4月3日12時(shí)51分,運行人員發(fā)現汽動(dòng)給水泵油動(dòng)機的一個(gè)開(kāi)度反饋突然由41.54降為-25,機組其它參數穩定。熱工檢修人員13時(shí)05分趕到達現場(chǎng),檢查發(fā)現汽動(dòng)給水泵油動(dòng)機LVDT1連桿脫落,即辦理工作票進(jìn)行檢修,14時(shí)08工作票辦理完畢。14時(shí)18分在重新連接LVDT1時(shí),LVDT1反饋值瞬間升高至55%,小機調門(mén)指令由25%升至34%,汽動(dòng)給水泵轉速突然升高,相應給水流量由930t/h升至1180t/h,汽包水位隨即升高,因偏差大給水自動(dòng)切除,運行人員立即手動(dòng)調整水位,調整無(wú)效,汽包水位最高升至305mm,14時(shí)20分,汽包水位高保護動(dòng),機組跳閘。

原因分析:

(1)小機LVDT采用2選高值,當LVDT1連桿脫落時(shí),自動(dòng)判斷為壞點(diǎn),不影響運行。但‘壞點(diǎn)’判斷僅限對信號是否超出量程范圍作出判斷,所以當重新連接LVDT1時(shí),LVDT1顯示值瞬間升至55%,并立刻參與邏輯運算。

(2)熱工處理缺陷前將LVDT1反饋故障跳小機保護切除,未將閥門(mén)控制卡上LVDT1接線(xiàn)拆除;或未將LDTV1信號強制為0.

(3)自動(dòng)回路判斷閥門(mén)開(kāi)度遠大于調門(mén)指令,且偏差超出允許值,程序立刻執行自/手動(dòng)切換命令,小機調門(mén)指令在瞬間由25%上升至34%。原則上,控制器只有在手動(dòng)情況下才執行控制指令跟蹤閥位的功能,不存在閥門(mén)閥位越變現象。而在本事故中,功能模塊執行順序不正確,因而出現首先執行控制器指令跟蹤功能,后執行自動(dòng)/手動(dòng)切換功能(因時(shí)間太短,未完全跟蹤)的現象。

(4)運行人員反應不及時(shí)。

暴露的問(wèn)題

(1)小機LVDT1脫落現象暴露出熱工人員檢修質(zhì)量不過(guò)關(guān)、日常巡檢不到位。

(2)早期控制系統在控制邏輯的完整性和可靠性存在漏洞。

(3)熱工人員對控制系統邏輯功能過(guò)度信賴(lài),對可能發(fā)生的問(wèn)題估計不足,采取的安全措施不全面。

(4)公司運行人員對故障處理失敗帶來(lái)的危害性估計不足,執行安全措施意志不堅定。

防范措施

(1)對LVDT1進(jìn)行重新連接并緊固,同時(shí)對LVDT2螺栓進(jìn)行了緊固。對振動(dòng)劇烈環(huán)境中的接線(xiàn)進(jìn)行排查,采取緊固、增加墊片、備用螺母等措施。加強日常巡檢,同時(shí)完善相關(guān)邏輯(增加緩沖判斷環(huán)節、調整模塊執行順序),避免類(lèi)似缺陷再次發(fā)生。

(2)處理重要系統缺陷時(shí),從故障處理過(guò)程中可能發(fā)生的對人身與機組安全產(chǎn)生各種極端危險的影響出發(fā),做好危險點(diǎn)分析和安全技術(shù)措施;如在當前無(wú)法確保人身安全與設備安全的情況下,應積極向上級反應,待安全條件具備后再進(jìn)行故障處理。

(3)運行人員在處理重要故障前,認真檢查安全措施是否齊全、是否已經(jīng)執行;如條件不具備或熱工人員無(wú)法確保安全的工況下,應在低負荷段、停機狀態(tài)下進(jìn)行檢修等。

(4)熱工部門(mén)認真執行工程質(zhì)量驗收工作、加強熱工人員的技能及安全培訓。

 

案例8:某公司300MW機組鍋爐總風(fēng)量低保護冗余信號未分散配置模件而引發(fā)MFT。

2015年6月27日,某公司#3機組鍋爐總風(fēng)量小于25%保護動(dòng)作。經(jīng)檢查發(fā)現,#3機組#10DPU柜D2卡件故障,導致故障卡件上的兩路總風(fēng)量小于25%信號誤發(fā),鍋爐最小總風(fēng)量保護MFT動(dòng)作。

原因分析:

#10DPU柜內D2卡件上第17、18通道為鍋爐總風(fēng)量低于25%信號的輸出通道,且此信號輸出繼電器采用常閉節點(diǎn)(正常工作時(shí)帶電);當卡件故障或失電時(shí),輸出繼電器失電,導致風(fēng)量低信號發(fā)出,觸發(fā)了鍋爐總風(fēng)量低MFT保護動(dòng)作。

暴露問(wèn)題:

(1)重要保護冗余信號未充分分散配置。DCS系統#10DPU柜內D2卡件上設置兩個(gè)鍋爐總風(fēng)量低于25%通道輸出,一旦卡件故障或失電,將造成鍋爐總風(fēng)量低于25%保護(三取二)中的兩個(gè)條件成立,保護動(dòng)作。

(2)熱控設備管理部大小修管理不到位,在以往的大小修作業(yè)中沒(méi)有認真梳理排查裝置性安全隱患。

防范措施:

(1)根據《火力發(fā)電廠(chǎng)熱工保護系統設計技術(shù)規定》(DL/T 5428 -2009)第5.3.5.3條“冗余I/O信號應通過(guò)不同的I/O模件和通道引入引出”及《防止電力生產(chǎn)事故的二十五項重點(diǎn)要求》(國能安全[2014]161號)第9.4.3條‘ 所有重要的主、輔機保護都應采用“三取二”的邏輯判斷方式,保護信號應遵循從取樣點(diǎn)到輸入模件全程相對獨立的原則……’的要求,增加DO卡件,分散配置最小風(fēng)量信號輸出信號。

(2)對主保護和重要輔機保護進(jìn)行梳理,發(fā)現保護冗余輸入信號的分散性不滿(mǎn)足規程要求的,應積極進(jìn)行整改,避免再次發(fā)生因卡件故障導致的保護誤動(dòng)。

 

 

案例9:某電廠(chǎng)300MW機組磨煤機軸承燒毀事故

某電廠(chǎng)鍋爐采用東方鍋爐廠(chǎng)生產(chǎn)的亞臨界壓力中間一次再熱的自然循環(huán)鍋爐,制粉系統為中間儲倉式制粉系統,四臺鋼球磨煤機承擔機組的制粉工作。2014年某月某日,機組帶滿(mǎn)負荷運行,四臺磨煤機正常工作。突然,巡視人員現場(chǎng)發(fā)現B磨煤機軸承燒紅,通知集控運行人員及時(shí)將B磨停下。運行人員及時(shí)調看B磨煤機軸承溫度,發(fā)現軸承溫度已達到270℃。且溫度上升趨勢是平緩上升,最后經(jīng)檢修人員確認軸承已經(jīng)燒毀。

原因分析:

(1)作為機組的重要輔機,磨煤機設置有軸承溫度高于60℃聯(lián)鎖停止磨煤機的保護,但是在溫度達到270℃時(shí)保護未動(dòng)作,經(jīng)熱控人員檢查發(fā)現是由于邏輯里面的連接的保護測點(diǎn)不是實(shí)際的溫度測點(diǎn)。

(2)未設置有溫度超溫聲光報警,在溫度達到報警值時(shí)未及時(shí)提醒運行人員。

(3)運行人員監盤(pán)不力,溫度上升過(guò)程高達2個(gè)小時(shí),在2個(gè)小時(shí)的時(shí)間里運行人員未發(fā)現磨煤機B軸承溫度異常。

暴露問(wèn)題:

(1)重要參數未設置聲光報警。

(2)機組保護邏輯試驗時(shí),未按要求在現場(chǎng)測點(diǎn)處模擬。

(3)運行人員監盤(pán)不認真。

防范措施:

(1)嚴格執行標準規范,機組停機時(shí)間達到標準規定的時(shí)間時(shí)應做所有輔機及主機的保護邏輯靜態(tài)試驗。

(2)做靜態(tài)試驗時(shí)采取在源點(diǎn)加模擬信號的方法進(jìn)行。

(3)增設重要參數的報警窗口。

 

案例10.某公司不按要求的方法進(jìn)行聯(lián)鎖保護試驗,導致再熱器空燒保護誤動(dòng)。

2013年8月27日,某發(fā)電公司#2機組(660MW)在A(yíng)修后點(diǎn)火啟動(dòng)過(guò)程中,熱工人員根據值長(cháng)命令將防再熱器空燒保護投入運行。該保護投入不久,鍋爐MFT動(dòng)作,機組停機。

原因分析:

(1)事故后調查發(fā)現,減溫水截止閥關(guān)閉信號被誤當作低旁關(guān)閉信號被接入再熱器防空燒保護回路。由于某種原因,減溫水截止閥關(guān)閉,從而觸發(fā)了再熱器防空燒MFT保護動(dòng)作;

(2)該保護誤動(dòng)的另一原因是,調試單位及發(fā)電公司的熱工人員在調試過(guò)程中和列次機組啟動(dòng)前未嚴格執行熱工連鎖保護試驗‘實(shí)做’的要求進(jìn)行試驗,而是采用了軟件模擬的方法進(jìn)行試驗,喪失了多次發(fā)現保護邏輯缺陷的機會(huì )。

暴露問(wèn)題:

(1)公司在基建調試過(guò)程中,相關(guān)檢修人員沒(méi)有認真參與。

(2)公司的聯(lián)鎖保護試驗防范不規范,把關(guān)不嚴。

防范措施:

(1)認真執行連鎖保護的試驗要求,從嚴制定聯(lián)鎖保護試驗卡,規范試驗防范;如涉及閥門(mén)開(kāi)或關(guān)、電機啟或停、壓力高或低、液位高或低等重要保護信號,應明確要求采用物理方法進(jìn)行。

(2)嚴格把關(guān)試驗的過(guò)程,杜絕不規范的試驗方法。 

案例11. 投/退凝氣器真空保護,導致ETS誤動(dòng)。

2012年5月15日,某發(fā)電公司在機組(350MW)啟動(dòng)過(guò)程中,熱工人員根據值長(cháng)命令將凝汽器真空保護低保護投入運行后,機組凝汽器真空低ETS保護動(dòng)作,機組跳閘。

原因分析:

(1)事故后調查發(fā)現,熱工人員在真空壓力開(kāi)關(guān)回裝完畢后,忘記打開(kāi)取樣管的二次門(mén),凝汽器真空低信號一直保持著(zhù);該保護投入后,凝氣器真空低保護立刻動(dòng)作,是本次事故的直接原因。

(2)該機組采用雙PLC控制器實(shí)現ETS保護功能,一般情況下不可以先查閱保護信號的狀態(tài)、或保護狀態(tài)的提示,再執行投保護的方式;控制器功能落后是本次事故的間接原因。

(3)熱工人員投保護前,未事先檢查保護信號的狀態(tài)是否正確,是本次事故的重要原因。

暴露問(wèn)題:

(1)熱工人員工作不仔細,或部分熱工人員對重要保護的邏輯不夠熟悉。

(2)構成ETS功能邏輯的PLC功能落后,ETS邏輯設計思想落后,無(wú)法實(shí)現先監控后投保護的正常操作過(guò)程。(盲人騎瞎馬,哪有不跳機?)

防范措施:

(1)完善保護投入制度,要求熱工人員在投保護前,應通過(guò)所有可能的方法,判斷保護信號是否正常。

(2)投保護前,如因資料欠缺或其它原因一時(shí)不能確定(專(zhuān)攻方向不同造成的)的,應咨詢(xún)精通本領(lǐng)域的同事,而后進(jìn)行工作

(2)更新PLC控制器,優(yōu)化ETS保護系統,實(shí)現保護信號及保護狀態(tài)的監控、保護系統投入的功能。 

案例12.將閥門(mén)行程開(kāi)關(guān)動(dòng)作信號等同于閥門(mén)狀態(tài)信號,導致磨煤機誤動(dòng)

2013年3月11日,某發(fā)電公司#2機組(350MW)E磨煤機出口#3、#4煤粉排出閥同時(shí)瞬時(shí)出現關(guān)閉信號,引起磨煤機E跳閘,保護誤動(dòng)2次。

原因分析:

(1).事后調查發(fā)現閥門(mén)電纜絕緣較差,在某種外在干擾因素的影響下,煤粉排出閥的關(guān)閉行程開(kāi)關(guān)兩根信號線(xiàn)之間出現瞬時(shí)短路,誤發(fā)煤粉排出閥關(guān)閉行程開(kāi)關(guān)動(dòng)作信號;

(2).由于在磨煤機保護里,將煤粉排出閥關(guān)閉行程開(kāi)關(guān)動(dòng)作信號等同于煤粉排出閥關(guān)閉狀態(tài),最終導致磨煤機跳閘信號。

暴露問(wèn)題:

(1).混淆閥門(mén)開(kāi)、關(guān)狀態(tài)與閥門(mén)開(kāi)關(guān)行程狀態(tài)的之間的關(guān)系。(可靠性規程:其它執行機構與行程開(kāi)關(guān)的規定)

防范措施:

(1).從閥門(mén)驅動(dòng)模塊特定端口取閥門(mén)關(guān)狀態(tài)信號。

(2).采用閥門(mén)開(kāi)行程未動(dòng)作信號與關(guān)行程開(kāi)關(guān)動(dòng)作信號共同搭建閥門(mén)關(guān)狀態(tài)。

 

案例13:某電廠(chǎng)因低加旁路電動(dòng)門(mén)未聯(lián)鎖打開(kāi),鍋爐MFT動(dòng)作

2015052702時(shí)30分左右,某電廠(chǎng)#1#1一次風(fēng)機動(dòng)葉執行機構反饋全開(kāi),而后又全關(guān),主汽溫度降低,最低降至400℃,當時(shí)負荷為441MW,02時(shí)34分,#6低加水位高于640mm,低加解列條件觸發(fā),#6低加入口電動(dòng)門(mén)和#5低加出口電動(dòng)門(mén)聯(lián)鎖關(guān)閉,#5、#6低加旁路電動(dòng)門(mén)聯(lián)鎖開(kāi)指令發(fā)出,而閥門(mén)就地未動(dòng)作,導致除氧器水位無(wú)法補水,0244分,除氧器水位低于1500mm,兩臺給水泵跳閘,鍋爐MFT動(dòng)作。

原因分析

1)一次風(fēng)機動(dòng)葉執行機構反饋跳變。

一次風(fēng)機動(dòng)葉執行機構為Limitorque牌電動(dòng)執行器,在長(cháng)期使用過(guò)程中多次發(fā)生動(dòng)葉擺動(dòng)影響機組運行的情況,分析認為可能為執行器的控制板發(fā)生故障,導致執行器的控制系統紊亂,自身進(jìn)行開(kāi)關(guān),影響風(fēng)機出力。

2#5、#6低加旁路電動(dòng)門(mén)聯(lián)鎖未能打開(kāi)。

#1機跳閘后,0430分,模擬低加解列試驗,#5、#6低加旁路電動(dòng)門(mén)可以正常聯(lián)鎖打開(kāi)。結合#1機組啟動(dòng)前的閥門(mén)試驗以及停機以后運行人員的手動(dòng)試驗結果判斷,在低加解列過(guò)程中,低加旁路閥前后可能存在較大的壓差、旁路閥執行器的力矩太小等因素,導致低加旁路閥聯(lián)鎖打開(kāi)失敗。

3)主汽溫度低保護未正常動(dòng)作。

機組運行中,主汽溫低保護沒(méi)有正常動(dòng)作,分析可能導致保護拒動(dòng)的原因:a.該保護在機組性能試驗過(guò)程中退出,試驗完成后熱工人員未及時(shí)投入,并未做好保護投退記錄;b.保護系統無(wú)保護運行狀態(tài)監控畫(huà)面,運行人員未能及時(shí)發(fā)現主汽溫保護未投。

暴露問(wèn)題

1)熱工專(zhuān)業(yè)三級監督管理人員均未認真履行自己職責,對一次風(fēng)機動(dòng)葉多次發(fā)生不明原因的擺動(dòng)故障(特別是重要熱工設備)不夠重視,沒(méi)有認真檢查、分析、采取有效的消除或預防措施,導致一次風(fēng)機動(dòng)葉發(fā)生全開(kāi)全關(guān)現象。

2)熱工保護邏輯設計沒(méi)有保護‘投/退’監控畫(huà)面,運行人員無(wú)法監控保護是否有效‘投/退’,也未盡到負責投/退保護的責任。

3)熱工在檢修工作結束后也未徹底檢查是否存在強制信號。

4)相關(guān)專(zhuān)業(yè)人員沒(méi)有認真討論,低加水位高保護及聯(lián)鎖邏輯執行順序、時(shí)間點(diǎn)把握不太合理。

5)低加旁路閥門(mén)執行器的力矩太小,關(guān)鍵時(shí)候無(wú)法帶載工作。

防范措施

1)加強熱工專(zhuān)業(yè)三級監督管理。加強熱工專(zhuān)業(yè)的三級管理,對重要設備的故障、反復發(fā)生的故障應認真限期整改;各級技術(shù)人員、負責人員應認真檢查、分析故障的結癥,采用有效措施,消除故障;短期無(wú)法消除的故障,應采取可靠的預防措施。。

2)設計較為完善的熱工保護‘投/退’管理系統、保護運行狀態(tài)監控專(zhuān)用畫(huà)面,保障運行人員可以有效地監控保護投入情況。

3)與相關(guān)專(zhuān)業(yè)的認真討論,優(yōu)化低加水位高保護聯(lián)鎖的邏輯。低加水位高保護動(dòng)作過(guò)程中,使低加旁路閥前后差壓保持在較低的程度。

4)安裝力矩較大的旁路電動(dòng)執行器,或將執行器的力矩調整到較大且滿(mǎn)足帶載運行的位置上。

5)加強教育,提高熱工人員責任性。在機組啟動(dòng)前、工作結束前等幾個(gè)關(guān)鍵階段,應認真復核,在確認無(wú)強制信號、設備正常后,方可結束工作。

案例14.某公司#32機組操作員站同時(shí)離線(xiàn)

2014年4月7日,某公司#32機組主機兩只數據交換機突然同時(shí)失電,導致所有操作員站離線(xiàn),嚴重影響運行人員正常操作。

原因分析:

公司DCS控制系統兩臺數據交換機的電源僅使用一只復合式的電源切換器(正常情況下,可以同時(shí)輸出一路UPS、一路保安電源),當該電源切換器損壞無(wú)輸出時(shí),兩臺數據交換機同時(shí)失電,導致操作員站離線(xiàn);復合式的電源切換器,是本系統的一個(gè)瓶頸設備。

暴露問(wèn)題:

對電源裝置冗余度、危險分散的重要性認識不夠。數據交換器電源設計的不滿(mǎn)足《火力發(fā)電廠(chǎng)熱工自動(dòng)化系統可靠性評估技術(shù)導則》(DL/T 261-2012)第6.5.1.1.a).1)條‘操作員站、工程師站、數據服務(wù)器、通信網(wǎng)絡(luò )的工作電源,應分別單獨通過(guò)切換裝置接入。否則,操作員站和通信網(wǎng)絡(luò )設備的電源應合理分配在兩路電源上’的要求。

防范措施:

增設電源切換裝置,冗余的數據交換機分別配置獨立的電源切換裝置,消除電源瓶頸,提高系統的可靠性。

 

案例15.某公司#6機組汽泵組TSI電源模塊均故障導致重要參數失去監控,機組緊急停運。

2015年10月29日 02:03,6號機組負荷550MW,三期集控運行人員發(fā)現控制室大屏發(fā)“MTSI POWER LOSS”報警,汽泵組6A/6B及電泵振動(dòng)、軸向位移參數顯示壞值,即刻撤出機組AGC,保持負荷穩定,并立即通知儀控人員處理。儀控人員到現場(chǎng)后進(jìn)行了初步檢查,發(fā)現是汽泵組TSI柜兩個(gè)電源模塊都有故障,安全風(fēng)險很大,運行匯報省調同意后,#6機組于2:33解列調停消缺。

原因分析:

(1)汽泵組TSI柜兩塊電源模塊都發(fā)生故障,導致軸向位移、振動(dòng)等重要參數顯示壞值,無(wú)法監控,需停運處理。

(2)汽泵組TSI柜兩個(gè)電源模塊其中一塊電源模塊故障后,由于另外一塊電源模塊也老化,導致其帶負荷能力下降,無(wú)法獨立支撐小機TSI機柜的運行。對換下的電源模塊檢測發(fā)現脈寬調制芯片供電電容老化,導致芯片供電不足無(wú)法正常運行。

暴露問(wèn)題:

(1)檢修電源時(shí),未開(kāi)蓋檢查,未能及時(shí)發(fā)現電容老化現象。

(2)電源切換試驗時(shí),速度過(guò)快,單電源的帶載能力沒(méi)有得到充分考驗,未發(fā)現不合格電源。

防范措施:

(1)按DL/T774-2015 的要求檢修,及時(shí)發(fā)現異常電源裝置。

(2)電源切換試驗時(shí),應讓單電源獨立支撐機柜運行8小時(shí)以上,考驗單電源的帶載能力。

(3)根據風(fēng)險分散原則,增加一對TSI電源,各小機TSI配置獨立的電源裝置。

 

案例16.某公司用METS輸出命令觸發(fā)汽動(dòng)給水泵RB,導致汽動(dòng)給水泵RB不動(dòng)作

2013年03月12日,某公司#4機組(660MW)負荷650MW,4A、4B、4C、4D、4E、4F制粉系統運行,4A、4B汽動(dòng)給水泵運行,其余各輔機運行正常,機組各參數正常;18:54分17秒, #4機4A汽動(dòng)給水泵B主油泵跳閘(B相接地),54分18秒4A汽動(dòng)給水泵A主油泵及直流油泵聯(lián)啟;在啟動(dòng)過(guò)程中,因4A汽動(dòng)給水泵低油壓保安油蓄能器未能起到緩沖壓力作用,滑油壓力由0.2MPa瞬間降至0.046MPa,4A汽動(dòng)給水泵主汽門(mén)關(guān)閉(停運),給水泵RB功能未動(dòng)作。

原因分析:

4A小機交流油泵聯(lián)動(dòng)過(guò)程中,掛閘油壓低,隔膜閥上腔油壓降低,隔膜閥打開(kāi),造成ASL低3個(gè)開(kāi)關(guān)同時(shí)動(dòng)作,MEH判斷停機(非故障跳閘), 發(fā)出停止指令,小機主氣門(mén)以及調門(mén)關(guān)閉。由于RB邏輯內給水泵RB觸發(fā)條件為METS發(fā)出的小機跳閘命令信號,而過(guò)程中未觸發(fā)相應開(kāi)關(guān)動(dòng)作,METS系統PLC無(wú)動(dòng)作指令輸出,RB邏輯未收到RB觸發(fā)信號,所以RB未動(dòng)作。

暴露問(wèn)題:

對RB的基本定義不清楚。

《火力發(fā)電廠(chǎng)輔機故障減負荷》(DL/T1213-2013)第3.3條(RB定義) ‘輔機故障降負荷。當機組發(fā)生部分主要輔機跳閘故障,使機組最大理論出力低于當前實(shí)際負荷,機組協(xié)調控制系統將機組負荷快速降低到所有輔機實(shí)際所能達到的相應出力,并能控制機組參數在允許范圍內保持機組繼續運行。定義中指出觸發(fā)RB的條件是主要輔機跳閘故障,不是METS發(fā)出的停機命令;否則,就縮小了定義的適用范圍。在本案中,是小機跳閘故障(無(wú)論何種原因)。

防范措施:

(1)根據《火力發(fā)電廠(chǎng)輔機故障減負荷》(DL/T1213-2013)第4.2.4條機組觸發(fā)RB條件‘輔機跳閘或停運’的要求優(yōu)化二期RB功能(如安全油壓低三取二)。

    (2)類(lèi)似的,如ETS系統直接向MFT發(fā)跳閘命令,也作相應的改

進(jìn)。

 

案例17.某公司#2瓦溫度高保護單點(diǎn)設計,導致保護誤動(dòng)跳機。

2014年07月05日,#1機負荷280MW,#1機#2瓦溫度(左側)先從79℃突升到123.5℃,熱工保護自動(dòng)退出;而后#2瓦溫度下降至105℃左右(報警值107℃),熱工保護又自動(dòng)恢復投入狀態(tài),最后當#2瓦溫度再次上升到112.7℃(約歷時(shí)4秒),汽輪機瓦溫高保護誤動(dòng),機組跳閘。調閱歷史曲線(xiàn)發(fā)現,#2瓦溫度測點(diǎn)對應的雙支熱電阻的工作用熱電阻工作不穩定。(類(lèi)似,天津某公司的供熱泵溫度高保護誤動(dòng)作)

原因分析:

(1)參數設計時(shí),曲解了信號恢復正常后保護自動(dòng)復位的要求。《火力發(fā)電廠(chǎng)熱工自動(dòng)化系統可靠性評估技術(shù)導則》(DL/T261-2012)第6.2.4.1.b).6)條‘參與保護的緩變參數,應設置信號變化率越限報警且保護自動(dòng)切除功能,信號恢復時(shí),保護功能應自動(dòng)復歸、報警信號應手動(dòng)手動(dòng)復歸’中,‘信號恢復’應指故障元件經(jīng)處理后可以正確測量被測的物理參數;而本案中#2瓦溫度下降至動(dòng)作值之下的105℃時(shí),遠未到達軸承正常瓦溫79℃,熱工保護就自動(dòng)恢復;當#2瓦溫度再次緩慢上升時(shí),熱工保護誤動(dòng),機組跳閘。

(2)沒(méi)有充分利用雙支熱電阻的冗余特性,也是本次保護誤動(dòng)的原因之一。

暴露問(wèn)題:

(1)對恢復測點(diǎn)恢復正常狀態(tài)理解不正確。信號恢復,是相對與相關(guān)設備正常運行時(shí)參數,不是低于報警值或動(dòng)作值的意思。

(2)未充分利用雙支熱電阻的有利條件優(yōu)化保護系統。

(3)完善保護信號的品質(zhì)判斷,可以延緩保護動(dòng)作的時(shí)間;軟件方法,可以在某種程度上緩解誤動(dòng)的可能,但不能杜絕。

防范措施:

(1)根據《火電廠(chǎng)熱控系統可靠性配置與事故預防》第6.2.4.1條e)款‘用于聯(lián)鎖保護的測量信號,應有壞點(diǎn)質(zhì)量保護剔除功能并作為二級報警信號在大屏幕上報警(無(wú)論信號點(diǎn)是否冗余),信號正常后應自動(dòng)恢復保護功能’的要求,提高‘正常復位’的條件,重新優(yōu)化保護系統。

(2)或參照《火電廠(chǎng)熱控系統可靠性配置與事故預防》中第14個(gè)優(yōu)化案例,將雙支溫度點(diǎn)中的跳閘值和報警值組成與邏輯判斷,輸出并報警;或采用熱電偶測溫,避免誤動(dòng)。

 

案例18.某公司接入I/O卡件電氣信號地線(xiàn)冗余度不足,維護時(shí)引發(fā)機組跳閘

2014年7月18日,某公司 #1機組DCS控制系統#29DPU-B4 I/O卡件發(fā)生故障,在更換B4卡件過(guò)程中, A6卡件中的#1發(fā)變組出口QS1(5011-6隔離刀閘)閉合狀態(tài)消失(并網(wǎng)信號消失),觸發(fā)高旁快開(kāi)功能、關(guān)閉四段抽汽電動(dòng)閥,汽動(dòng)給水泵轉速下降,省煤器入口流量低低保護動(dòng)作,機組停機。

原因分析:

經(jīng)檢查發(fā)現,眾多送至DCS電氣開(kāi)關(guān)量信號公用一根接地線(xiàn),接入點(diǎn)為B4卡件;公用方式是接地線(xiàn)通過(guò)I/O卡件底座總線(xiàn)實(shí)現不同卡件、不同開(kāi)關(guān)量信號之間的地線(xiàn)連接;當更換B4卡件時(shí),其它卡件上電氣開(kāi)關(guān)量信號的地線(xiàn)同時(shí)失去,信號顯示斷開(kāi)狀態(tài)。

暴露問(wèn)題:

(1)設計、基建過(guò)程中,忽視了對電氣DI信號公用地線(xiàn)冗余的重要性?!痘鹆Πl(fā)電廠(chǎng)熱工自動(dòng)化就地設備安裝管路及電纜設計技術(shù)規定》(5182-2004)第6.3.4條‘同一安裝單位中的開(kāi)關(guān)量輸出(DO)與開(kāi)關(guān)量輸入(DI)可以合用一根電纜’;《火力發(fā)電廠(chǎng)熱工自動(dòng)化就地設備安裝管路及電纜設計技術(shù)規定》(5182-2004)條文說(shuō)明第6.3.1條‘在允許和許可的情況下,電纜合并可以節省投資,減少拉放電纜的工作量,但要注意,不能給安裝接線(xiàn)及運行維護帶來(lái)麻煩’等,以及其他一些規程,均只說(shuō)明電纜在某種情況下可以合并,但沒(méi)有DI公用地線(xiàn)是否可以合并,及如何合并的要求。

(2)熱工人員在基建時(shí),對電氣接入信號的方式不清楚。

防范措施:

(1)在設計、基建過(guò)程中,重視冗余配置(包括接線(xiàn)),提高可靠性。

(2)在DCS系統DI模件上,增加地線(xiàn),至少滿(mǎn)足各電氣開(kāi)關(guān)量輸入DI模件均接入獨立的地線(xiàn)。

    

案例19.某公司因邏輯用保護的信號和畫(huà)面顯示的信號又不一致,在做閥門(mén)活動(dòng)試驗時(shí),鍋爐MFT保護誤動(dòng)

2015年4月20日11:46,某公司#1機進(jìn)行主汽門(mén)、調門(mén)全程活動(dòng)性試驗,當運行人員按操作票順序執行至第6 條“高壓主汽門(mén)試驗”,#1高壓主汽門(mén)全關(guān)時(shí),鍋爐MFT保護誤動(dòng)。機組跳閘后,儀控人員對高壓主汽門(mén)位置開(kāi)關(guān)進(jìn)行檢查,發(fā)現送往FSS做MFT邏輯的#2高壓主汽門(mén)全關(guān)位置開(kāi)關(guān)存在積水現象。

原因分析:

(1)送往FSS做MFT邏輯的#2高壓主汽門(mén)全關(guān)位置開(kāi)關(guān)積水,導致#2高壓主汽門(mén)全關(guān)行程開(kāi)關(guān)誤發(fā),并一直保持著(zhù)。當正在進(jìn)行全程活動(dòng)性試驗的#1高壓主汽門(mén)全關(guān)后,兩個(gè)高壓主汽門(mén)關(guān)閉的信號就同時(shí)出現,且旁路處于關(guān)閉狀態(tài),汽輪機停機信號發(fā)出,從而觸發(fā)鍋爐MFT保護動(dòng)作。

(2)#2主汽門(mén)門(mén)桿的漏汽凝結成水后沿著(zhù)電纜滲入位置開(kāi)關(guān),引起高壓主汽門(mén)全關(guān)信號不正常動(dòng)作。

(3)控制系統用于邏輯保護的信號和畫(huà)面顯示的信號源頭不一致,不能起到有效的監控作用。

(4)各種規程中沒(méi)有要求‘保護信號必須在操作員站顯示’條款,只有‘可靠性’規程中規定,各種故障狀態(tài)必須在操作員站顯示,以供運行分析的要求。(太顯而易見(jiàn),反而沒(méi)人重視)

暴露問(wèn)題:

(1)對主汽門(mén)位置開(kāi)關(guān)檢查維護不及時(shí)。機組啟動(dòng)時(shí)主汽門(mén)門(mén)桿漏汽,主汽門(mén)位置開(kāi)關(guān)的防水措施不到位,導致漏汽凝結后沿電纜滲入位置開(kāi)關(guān)。

(2)保護梳理工作中有欠缺,使得控制系統用于邏輯聯(lián)鎖保護的信號和畫(huà)面顯示的信號源頭不一致。

防范措施

(1)將重要聯(lián)鎖保護信號顯示在操作員上,保證聯(lián)鎖保護信號與操作員畫(huà)面顯示的信號一致,便于監控。

(2)在進(jìn)行重要在線(xiàn)試驗前,應由熱工先期進(jìn)行信號檢查,發(fā)現問(wèn)題及時(shí)解決。

(3)發(fā)生漏汽漏水現象后,熱工專(zhuān)業(yè)應及時(shí)做好防護措施,并檢查相關(guān)設備是否存在積水、絕緣下降的現象。

 

案例20.某公司#6機組汽泵組TSI電源模塊均故障導致重要參數失去監控,機組緊急停運。

2015年10月29日 02:03,6號機組負荷550MW,三期集控運行人員發(fā)現控制室大屏發(fā)“MTSI POWER LOSS”報警,汽泵組6A/6B及電泵振動(dòng)、軸向位移參數顯示壞值,即刻撤出機組AGC,保持負荷穩定,并立即通知儀控人員處理。儀控人員到現場(chǎng)后進(jìn)行了初步檢查,發(fā)現是汽泵組TSI柜兩個(gè)電源模塊都有故障,安全風(fēng)險很大,運行匯報省調同意后,#6機組于2:33解列調停消缺。

原因分析:

(1)汽泵組TSI柜兩塊電源模塊都發(fā)生故障,導致軸向位移、振動(dòng)等重要參數顯示壞值,無(wú)法監控,需停運處理。

(2)汽泵組TSI柜兩個(gè)電源模塊其中一塊電源模塊故障后,由于另外一塊電源模塊也老化,導致其帶負荷能力下降,無(wú)法獨立支撐小機TSI機柜的運行。對換下的電源模塊檢測發(fā)現脈寬調制芯片供電電容老化,導致芯片供電不足無(wú)法正常運行。

暴露問(wèn)題:

(1)檢修電源時(shí),未開(kāi)蓋檢查,未能及時(shí)發(fā)現電容老化現象。

(2)電源切換試驗時(shí),速度過(guò)快,單電源的帶載能力沒(méi)有得到充分考驗,未發(fā)現不合格電源。

防范措施:

(1)按DL/T774-2015 的要求檢修,及時(shí)發(fā)現異常電源裝置。

(2)電源切換試驗時(shí),應讓單電源獨立支撐機柜運行8小時(shí)以上,考驗單電源的帶載能力。

   (3)根據風(fēng)險分散原則,增加一對TSI電源,各小機TSI配置獨立的電源裝置。

 

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