周 哲

(安徽華電六安電廠有限公司，安徽 六安 237000)

0 前言

近年來，隨著超超臨界機組容量、參數(shù)逐漸提高，其熱控自動化程度也不斷提高。分散處理單元(distributed processing unit，DPU)是 DCS 系統(tǒng)的控制級單元，是完成控制邏輯、實現(xiàn)各種控制功能的心臟。當(dāng)熱工DPU發(fā)生故障時，由于故障發(fā)生時間的不確定性和現(xiàn)場的實際情況，導(dǎo)致熱工維護人員不能及時處理。為獲取有利時間，穩(wěn)定機組運行，保證人身和設(shè)備安全，需要運行人員能在第一時間正確處理。這既是對運行值班人員事故處理能力的考驗，也是對值班長的協(xié)調(diào)管理能力的高要求。

1 機組簡介

某電廠2臺660 MW機組鍋爐為超超臨界參數(shù)變壓運行螺旋管圈直流爐，汽輪機為上海電氣集團有限公司制造的一次中間再熱、單軸、四缸四排汽、雙背壓、凝汽式汽輪機，發(fā)電機為上海汽輪發(fā)電機有限公司生產(chǎn)的QFSN-660-2型三相同步汽輪發(fā)電機。

2 熱機DPU故障案例分析

2.1 故障前機組運行方式

4號機組負荷580 MW，AGC投入，給煤量200 t/h(A，B，C，D，E制粉系統(tǒng)運行)，給水流量 1 617.5 t/h，總風(fēng)量 1 750 t/h，高調(diào)閥位開度 31.1 %，主汽壓力 23.98 MPa， 機組運行正常。

2.2 故障經(jīng)過

某日02:40，監(jiān)盤人員發(fā)現(xiàn)4號機組TURB02站DPU故障，DCS給水系統(tǒng)畫面4號機A，B汽泵前置泵出口流量、總給水流量及各電動門狀態(tài)無顯示，呈現(xiàn)離線狀態(tài)；凝結(jié)水系統(tǒng)部分電動門狀態(tài)、凝結(jié)水流量無顯示，呈離線狀態(tài)；除氧器水位、各高低加水位、高低加各級疏水氣動門、高低加危急疏水氣動門均無顯示，呈離線狀態(tài)；B循環(huán)水泵電流及各項參數(shù)無顯示，呈離線狀態(tài)。

2.3 處理方法

值長立即安排人員到就地監(jiān)視4號機除氧器水位、各高壓加熱器水位、各低壓加熱器水位；就地檢查號4機B循環(huán)水泵及其余各系統(tǒng)電動門、氣動門正常。解除4號機組AGC，CCS，將控制方式切至TF方式，解除給水主控自動。4號機組監(jiān)盤人員由2人監(jiān)盤增至3人；1人負責(zé)凝結(jié)水系統(tǒng)，調(diào)整除氧器水位正常；1人監(jiān)視汽水系統(tǒng)畫面，調(diào)整總給水流量并監(jiān)視汽泵轉(zhuǎn)速，保證4號爐過熱度正常，并通過過熱度的變化判斷給水流量的增加變化；1人監(jiān)視制粉、風(fēng)煙及其他畫面，確保在TF模式下各主要參數(shù)不出現(xiàn)大幅擾動及異常。

03:00，檢查人員匯報5號低加水位高達500 mm且持續(xù)上漲，立即安排將5號低加危急疏水氣動門開啟，但未成功開啟。隨后立即解列5，6號低加汽側(cè)運行，就地開啟5，6號低加危急疏水氣動門、4號機凝結(jié)水至高、低壓疏水?dāng)U容器減溫水氣動門，并就地急停4號機A低加疏水泵。監(jiān)盤人員發(fā)現(xiàn)4號機組四抽至除氧器電動門關(guān)閉，立即手動開啟并安排人員加強檢查。

06:00，熱控準備執(zhí)行4號機2號站(4TURB02)切換工作。將4號機A汽泵出口電動門、B汽泵出口電動門、3號高加進水電動門、1號高加出水電動門、高加水側(cè)旁路電動門、主給水電動門控制方式切至就地，將4號機B循環(huán)水泵電機開關(guān)控制方式切至就地，將4號機B循環(huán)水泵出口液控蝶閥控制方式切至就地；并安排人員在循泵房監(jiān)視循環(huán)水泵運行狀態(tài)，做好B循泵跳閘立即手動關(guān)閉其出口液控蝶閥的事故預(yù)想。解除A，B汽泵水量控制自動，投入4號爐A，B層等離子穩(wěn)燃。

07:35，重啟DPU主站，主站工作正常。由副站切至主站，檢查信號正常。更換副站卡件并下裝邏輯，恢復(fù)機組正常運行。

2.4 異常原因

4號機組TURB02號站DPU主站故障，自動切副站，副站出現(xiàn)異常(邏輯丟失)。檢查主副站同時失去作用，導(dǎo)致4號機部分系統(tǒng)參數(shù)、電動門調(diào)門狀態(tài)無法監(jiān)視和操作。

2.5 注意事項

(1) 在解除AGC，CCS控制方式，切至TF方式運行時，由于給水流量無法監(jiān)視，應(yīng)將給水主控切至手動調(diào)節(jié)，并加強對過熱度的監(jiān)視，維持過熱度正常；盡量避免大幅調(diào)節(jié)，維持機組負荷、汽溫、汽壓穩(wěn)定。

(2) 各級加熱器水位無法監(jiān)視時，應(yīng)立即安排人員就地加強監(jiān)視，并保持通訊暢通。發(fā)生異常時，應(yīng)立即匯報監(jiān)盤人員加以調(diào)整，無法調(diào)整時應(yīng)開啟事故疏水，必要時可以解列加熱器汽側(cè)運行。

(3) 低加汽側(cè)解列后，凝結(jié)水溫度的急劇下降會使除氧器壓力下降較快，因除氧器壓力對應(yīng)下的飽和溫度下降速率要小于壓力的下降速率，使除氧器產(chǎn)生“過氧沸騰”，造成除氧器及管道振動大，嚴重時會造成汽泵前置泵入口汽化，故應(yīng)加強對除氧器水位和溫度、壓力的監(jiān)視。除氧器溫度下降過快時，及時開大輔汽至除氧器供汽電動門，必要時降負荷運行，減少進入除氧器的溫度較低的凝結(jié)水流量，減緩除氧器壓力下降速率，防止給水泵汽化。

(4) 加強對各監(jiān)視段壓力、溫度以及大小機軸向位移、低壓缸脹差的監(jiān)視。

(5) 為防止保護誤動，解除FSSS給水流量低低鍋爐MFT保護、A/B給水泵主保護(防止再循環(huán)門誤開），將MEH小機指令控制切至手動，A/B給水泵自動控制切至手動。

(6) 高加汽側(cè)解列后，給水溫度急劇下降，機組負荷約上漲40 MW，手動減負荷至正常；爐側(cè)減煤，機側(cè)控制給水穩(wěn)定或少許加水，監(jiān)視過熱度變化。待主汽溫度開始下降時，穩(wěn)住爐側(cè)給煤不變，減少給水，防止超低溫。注意除氧器水位下降較快時，應(yīng)及時啟動備用凝結(jié)水泵維持除氧器水位。

(7) 目前，運行人員基本熟悉機組各電動門的就地操作方式，但對氣動門就地操作方法仍不了解，僅僅知道重要氣動門失氣后的狀態(tài)。集控人員應(yīng)熟練掌握危急時刻氣動門的就地操作方法，以免出現(xiàn)異常時無法操作，進而導(dǎo)致事故擴大。

3 電氣DPU故障案例分析

3.1 故障前機組運行方式

3號機組負荷454 MW，AGC投入，給煤量 170 t/h(B，C，D，F(xiàn) 制 粉 系 統(tǒng) 運 行)， 給水流量 1 500 t/h，總風(fēng)量 1 460 t/h，主汽壓力18.42 MPa。

3.2 故障經(jīng)過

21:55，監(jiān)盤人員發(fā)現(xiàn)3號機DCS電氣報警畫面發(fā)“發(fā)電機保護A屏發(fā)電機差動跳閘”“發(fā)電機保護A屏發(fā)電機定子接地3ω0”“發(fā)電機保護A屏發(fā)電機定子接地3U0跳閘”“發(fā)電機保護A屏發(fā)電機低壓記憶過流跳閘”“發(fā)電機保護A屏發(fā)電機對稱過負荷定時限”“發(fā)電機保護A屏發(fā)電機對稱過負荷反時限”“發(fā)電機保護A屏發(fā)電機失磁”“發(fā)電機保護A屏發(fā)電機轉(zhuǎn)子一點接地跳閘”“發(fā)電機保護A屏發(fā)電機程跳逆功率跳閘”信號；3號機“3ELEC1”熱工控制柜CP主、CP輔、BK主、I/O主、I/O輔及A，B DPU故障；3號發(fā)變組所有參數(shù)測點、6 kV工作3A段所有開關(guān)測點、3號爐分離器水位測點離線；3號機組切至TF方式。切除給水自動，穩(wěn)定3號機組運行。就地檢查3號發(fā)變組、勵磁系統(tǒng)、6 kV系統(tǒng)、400 V系統(tǒng)設(shè)備狀態(tài)，并連續(xù)監(jiān)視。同時，將3號機UPS切至直流供電，投入3號爐A，B層等離子運行。

21:56，就地檢查發(fā)現(xiàn)3號機電子間3號機“3ELEC1”熱工控制柜上方空調(diào)管道漏水。立即采取防水措施，并將DCS電子間空調(diào)機組停運。

3.3 處理方法

22:13，2期集控室正常照明滅、集控大屏幕監(jiān)視滅，直流事故照明切換正常；3號爐C磨煤機跳閘，3號機保安PC 3A段母線所有負荷停運，3號機400 V除塵PC 3A段自動切至3號C除塵變供電；3號機主機B潤滑油泵、3號機B交流密封油泵、3號機B小機B交流潤滑油泵、3號爐A密封風(fēng)機、3號機A火檢冷卻風(fēng)機跳閘；備用設(shè)備聯(lián)鎖啟動，3號爐排渣機跳閘，A，B空預(yù)器出口熱一次風(fēng)電動門關(guān)閉，B引風(fēng)機動葉控制跳手動。啟動3號機柴油發(fā)電機，恢復(fù)3號機保安PC 3A段。立即手動開啟A，B空預(yù)器出口熱一次風(fēng)電動門，控制3號機組運行穩(wěn)定。立即派人就地檢查，發(fā)現(xiàn)3號機照明變低壓側(cè)4334開關(guān)、3號A鍋爐變低壓側(cè)4315開關(guān)、3號機A除塵變低壓側(cè)4327開關(guān)跳閘。

22:18，就地檢查無異常后，手動試合3號機照明變低壓側(cè)4334開關(guān)成功，手動試合3號A鍋爐變低壓側(cè)4315開關(guān)成功。將3號爐F制粉系統(tǒng)切換為A制粉系統(tǒng)運行，啟動3號爐C磨煤機運行；穩(wěn)定3號機組330 MW運行，退出3號爐空預(yù)器間隙控制系統(tǒng)，投入3號爐空預(yù)器連續(xù)吹灰。檢查各輔機、MCC電源恢復(fù)正常，加強監(jiān)視各系統(tǒng)參數(shù)正常。

22:26，為防止3號發(fā)變組保護A屏保護裝置誤動，退出3號發(fā)變組保護A屏“跳滅磁開關(guān)I”“跳滅磁開關(guān)II”“跳主變高壓側(cè)4703斷路器I”“跳主變高壓側(cè)4703斷路器II”“關(guān)主汽門”出口壓板。

23:30，3號發(fā)變組所有參數(shù)測點、6 kV工作3A段所有開關(guān)測點恢復(fù)正常。機組恢復(fù)正常，投入3號發(fā)變組保護A屏“跳滅磁開關(guān)I”“跳滅磁開關(guān)II”“跳主變高壓側(cè)4703斷路器I”“跳主變高壓側(cè)4703斷路器II”“關(guān)主汽門”出口壓板。

3.4 異常原因

3號機電子間3號機“3ELEC1”熱工控制柜上方空調(diào)管道漏水導(dǎo)致3號機“3ELEC1”熱工控制柜CP主、CP輔、BK主、I/O主、I/O輔及A，B DPU故障。

3.5 注意事項

(1) 輔機電機跳閘后，檢查備用設(shè)備聯(lián)鎖啟動正常，檢查各電氣系統(tǒng)、負荷運行狀態(tài)，母線失電后配合電氣維護人員檢查無異后可試強合1次，保證機組系統(tǒng)設(shè)備的正常穩(wěn)定運行。

(2) 關(guān)鍵參數(shù)無法監(jiān)視時，要善于從其他參數(shù)或現(xiàn)象來分析判斷，提前預(yù)調(diào)整，保證機組安全穩(wěn)定運行。

(3) 母線失電后恢復(fù)，應(yīng)檢查母線運行正常，并逐一檢查各負荷正常，確認無誤后再將原跳閘輔機投入備用。

(4) 發(fā)現(xiàn)煤量、水量異常波動，確認無其他異常后，及時將控制方式切至TF模式，將煤量、水量恢復(fù)至正常值，維持煤水比穩(wěn)定，分離器出口蒸汽過熱度正常。

4 結(jié)束語

近年來，隨著火電機組容量、參數(shù)逐漸提高，為了提高機組安全經(jīng)濟運行，控制系統(tǒng)廣泛使用DCS。在享受不斷完善和功能齊全的自動控制系統(tǒng)的同時，一旦DPU設(shè)備故障，也會給電力生產(chǎn)人員帶來不可預(yù)測的后果。

(1) 處理熱工DPU卡件故障一定要分清主次，專業(yè)分工明確，責(zé)任到人。統(tǒng)一指揮口令，協(xié)調(diào)各專業(yè)之間的處理措施，避免重要項目重復(fù)操作或無人操作。另外，要安排專人對系統(tǒng)設(shè)備進行全面檢查和專項檢查，防止發(fā)生二次事故或事故擴大化。

(2) 故障發(fā)生后，若機組未跳閘，立即調(diào)整機組燃燒穩(wěn)定，維持機組負荷穩(wěn)定；各監(jiān)盤人員要做好事故預(yù)想，對自己的操作任務(wù)、操作目的要明確，并對操作行為負責(zé)。關(guān)鍵時刻要保持清醒頭腦，忙而不亂，確保事故可控、在控。

(3) 運行值班員應(yīng)加強業(yè)務(wù)技能學(xué)習(xí)，不斷提升各崗位整體協(xié)調(diào)、危急時刻保證機組安全運行的決斷能力，真正做到下令正確、及時，指揮從容鎮(zhèn)定、有條不紊，盡量縮短事故處理時間，保障機組的安全與經(jīng)濟運行。

參考文獻：

1 焦宏波，竇紅霞.火電廠典型熱工保護誤動的原因分析與改進[J].電力安全技術(shù)，2011，13(3)：53-55。

2 邸若冰.一起冗余DPU全停引起的機組跳閘分析[J].電力安全技術(shù)，2011，14(4)：30-32.

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