技术监督动态172(2014年度热控可靠性分析20150325)

技术监督动态

（内部交流）

主办：江苏方天电力技术有限公司 2015年3月25日第172期

一.

1. 2.

技术监督设备动态 ............................................................... 2

发电厂6kV/10kV厂用中压系统零序保护拒动原因分析 .......... 2 汽轮机凝汽器铜管的腐蚀与保养 ............................. 5

二.

1.

发电设备可靠性分析 ......................................................... 10

江苏省并网电厂2014年度热控专业设备可靠性分析 ........... 10

三.

1.

2.

节能减排 ........................................................................... 20

江苏省热电机组管理信息系统运行 .......................... 20 燃煤机组烟气脱硫实时监控及信息管理系统运行 .............. 20

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一. 技术监督设备动态

1. 发电厂6kV/10kV厂用中压系统零序保护拒动原因分析 1.1. 事故概况

某电厂2号机组高厂变分支零序电流保护动作，2号机组跳闸, 6kV厂用电消失。就地巡检人员发现C7皮带的C7B头部电机冒烟，就地摇测电机绝缘为零。首出原因为C7B开关拒动。检修人员现场确认6kV 输煤B段无电，输煤A段电压正常。 1.2. 故障问题分析

经检查，2号机组6kV厂用A段输煤段负荷开关的仓后敷设2组6kV电缆，由6kV中压开关柜厂家配置2组零序CT，每组电缆穿过一组零序CT。两组零序CT二次并联后接入该间隔综保，作为该间隔零序保护使用。6kV负荷开关后仓2组零序CT二次为并联，发生故障时2组零序CT均有故障电流，但因零序CT二次非同极性并联，流入综保零序电流为0A(理论值)，所以该段零序保护拒动，造成高厂变分支零序电流保护动作停机，越级跳闸，扩大了事故范围。分析认为该问题是由于基建调试过程中接线错误，且在后续运行维护中较难发现。

6kV/10kV厂用中压系统属于经小电阻接地系统。单相接地故障时，故障电流为系统提供的短路电流。同一间隔内负荷电缆由2根电缆并联组成，其接线如图1所示。

图 1 两根电缆并联使用时零序电流互感器安装图

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图1中，TA1和TA2分别为电缆1和电缆2的穿心零序互感器，安装在6 kV开关柜后仓下部。为了准确反映该间隔电缆接地故障时的一次故障电流，使保护装置能够正确、快速动作跳闸或发信号，TA1和TA2二次绕组的接线方式就显得十分重要。

6kV/10kV系统单相短路时一次电流的特点：经过穿心零序互感器传变到二次后，Ik1和Ik2及Ik变换为i21和i22及ik。

图2零序电流互感器二次绕组串联接线

图 3 零序电流互感器二次绕组并联接线

由图2可以看出，TA1和TA2串联时，接地继电器驱动电流

由图 3 可以看出，TA1和TA2并联时，i21和i22叠加后驱动接地继电器，驱动电流i=i21+i22=Ik/Ks。其中Ks为零序电流互感器变比。

按照正常的理解，若要真实测量一次电流的准确数值，上述两电流互感器二次绕组应该并联使用，前提是：零序电流互感器必须与常规电流互感器性能和特性相同。

现场早期零序电流互感器一般变比都比较小、二次绕组匝数较少，因此互感器的内阻抗均比较低，在厂用电系统中，有的电流互感器的内阻抗甚至低于负荷阻抗。根据《火力发电厂厂用电设计技术规定》（DL/T 5153 — 2002） 的要求，“以得到最大的零序

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输出容量为条件”，如果负荷阻抗大于电流互感器的内阻抗，根据理论计算分析，电流互感器二次绕组串联时，输出的容量最大，证明如下

将图2、图3电路等效为如图4(a)、(b)所示的电路图：

图4：电流互感器二次等效电流图

当负荷阻抗远大于电流互感器内阻抗时，电流互感器内阻抗忽略不计，在二次绕组串联和并联不同情况下，电流互感器容量输出的计算结果如下：

由于电流互感器内阻抗远小于负荷阻抗，因此，Zo忽略不计。

串联时 :

并联时 :

比较串联和并联的计算公式可以看出，互感器二次串联时负荷阻抗得到的容量是并联时的4倍。.

根据电流互感器的特点，电流互感器的容量越小、负荷阻抗越大，互感器越容易饱

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和。电流互感器饱和后，会影响继电保护的正确动作，这是人所共知的，由于目前零序电流互感器的内阻抗普遍比较小，为防止电流互感器在系统发生故障时提前饱和，确保继电保护可靠动作，最佳的选择就是将零序电流互感器二次串联使用。这也是《火力发电厂厂用电设计技术规定》(DL/T5153 — 2002) 9.2条中，规定零序电流互感器二次串联使用的根本原因。当然，如果零序电流互感器的内阻抗与常规电流互感器相同，内阻抗趋近无穷大，电流互感器二次完全可以并联使用。根据上述分析和证明，得出如下结论：

（1）一般情况零序电流互感器内阻抗比较小，二次绕组串联使用，负载可获得电流互感器最大的输出容量。但采用串联方式二次电流仅反映故障电流的一半，整定零序保护时应注意。

（2）电流互感器内阻抗足够大，远大于负荷阻抗，二次绕组可以并联使用，同样能够保证保护装置在故障时正确、可靠动作。 1.3. 处理意见及防范措施

（1）对该厂所有中低压开关柜内配置2个及以上零序CT的开关开展二次回路接线排查及有关试验工作。主要进行零序CT变比试验、极性试验及伏安特性试验等。比对2组零序CT伏安特性是否一致，如偏差过大则建议更换零序CT。对于零序CT的内阻抗与负载阻抗基本匹配，且容量满足要求的，建议其二次回路采用并联方式接线，并确保为同极性并联接入开关柜综保。

（2）对全厂继电保护定值进行复算与校核，并对跳闸逻辑进行梳理及优化，以杜绝保护越级跳闸造成事故扩大。如高厂变低压侧分支零序过流保护，按照《厂用电继电保护整定计算导则》（报批稿）的有关要求应设置两段式，零序过流保护一时限动作于跳本分支断路器、闭锁备用电源切换，并按与下一级零序过流保护最长动作时间配合整定；零序过流保护二时限动作于停机、启动备用电源切换，并按与零序过流保护一时限动作时间配合整定。

2. 汽轮机凝汽器铜管的腐蚀与保养

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2.1. 前言

凝汽器的腐蚀泄漏严重影响机组的水汽品质,威胁到机组的安全经济运行，各种机组投产以来，因凝汽器铜管泄露造成停机事故多起。对于亚临界纯直流锅炉来说，热力系统中的水汽品质提出了更高的要求,而凝汽器的腐蚀泄漏是严重影响机组安全运行的重要因素之一。统计数字表明,国外大型锅炉的腐蚀破坏事故中大约有30%是由于凝汽器管材的腐蚀损坏所引起,在我国这一比例更高。凝汽器腐蚀损坏除直接危害凝汽器管材之外,更重要的是由于大型锅炉的给水水质要求高,水质缓冲性小,冷却水漏入凝结水后迅速恶化凝结水水质,引起机组炉前系统、锅炉以及汽轮机的腐蚀与结垢。因凝汽器的损坏泄漏,常迫使机组降负荷运行,甚至停机,因此凝汽器的腐蚀防护工作至关重要。为此凝汽器冷却管的腐蚀一直为设计、制造和运行人员所迫切关注和高度防范的焦点问题，如果对这个问题给予充分的掌握和解决，就可以在汽轮机组的正常运行中可使凝汽器冷却管在蒸汽侧的腐蚀减少到最低或不发生。 2.2. 铜管腐蚀的主要类型

凝汽器铜管的腐蚀因汽轮机凝汽器的构造、材质、使用条件和冷却水质等因素的不同，其腐蚀形式是多种多样的。一般常见的腐蚀有以下几种：1、溃疡腐蚀；2、冲击性腐蚀；3、脱锌腐蚀；4、热点腐蚀；5、应力腐蚀；6、腐蚀疲劳；7、蒸汽侧的氨腐蚀；8、由于用被污染的冷却水产生的腐蚀。

通过停机检修过程检查凝汽器管板腐蚀情况：由于海军铜和钢两种金属的电极电位相差较大，在凝汽器检修检查中发现管板有明显的电偶腐蚀，尤其在胀口附近管板三角区腐蚀较严重，管板凹凸不平，有棘突状棕褐色腐蚀瘤,除去腐蚀瘤可见黑色腐蚀产物，一般腐蚀坑深度1～2 mm，严重的可达5～7 mm。

（1）铜管的氨蚀

资料显示常温下氨水溶液氨的气液相分配比大约在7～10即汽侧氨浓度是凝结水的7～10倍，加上空抽区局部富集以及隔板处凝结水过冷的影响,空抽区的氨含量比主凝结水高数十或数百倍，个别情况下可达上千倍。当凝结水pH为9.3时，由NH4OH→NH4++ OH- 的电离平衡可推算出凝结水中氨含量为0.37mg/L,如果pH控制不当,

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凝结水pH达9.5时,凝结水中氨含量为0.92mg/L,空抽区按浓缩1000倍计算氨含量分别为370 mg/L和920 mg/L。在如此高浓度的氨环境下，就容易产生氨蚀。有研究表明,氨含量小于100 mg/L，少量的氨提高了溶液的pH，黄铜表面被覆盖的氧化物或氢氧化物所保护，腐蚀受到阻滞，而当氨浓度增大到能与铜离子形成可溶性铜氨络离子时(对HSn70 1A铜管，氨浓度约300 mg/L以上),铜管的腐蚀速度剧增。氨腐蚀常表现为铜管外壁的均匀减薄，但隔板孔处由于凝结水过冷，溶解的氨浓度大大增加，引起铜管环带状的氨蚀而产生切痕，甚至导致凝汽器铜管的切断。

（2）沉积物下腐蚀

沉积物下腐蚀是凝汽器铜管腐蚀的主要形态。循环冷却水中泥砂的沉积、微生物粘泥的附着、水垢的生成都能在铜管内壁形成沉积物。沉积物造成铜管表面不同部位上的供氧差异和介质浓度差异会导致局部腐蚀。铜被氧化生成的Cu2+及Cu+ 离子倾向于水解生成氧化亚铜，并使溶液局部酸化，加剧了腐蚀的发展。

循环冷却水水质、杀菌处理、阻垢处理、循环水流速、清洗情况以及凝汽器的停用等都是影响沉积物形成的因素,其中铜管清洗情况（胶球清洗、高压水冲洗等）的影响较为显著。如机组凝汽器的胶球清洗系统不能运行，铜管内壁形成沉积物，导致铜管沉积物下腐蚀严重,涡流探伤情况显示，铜管判废比例明显高于机组凝汽器胶球清洗系统正常运行的其它部位。

（3）应力腐蚀

黄铜管本身对应力腐蚀破裂敏感,当同时存在足够大的拉应力和含氨的腐蚀介质时，会导致应力腐蚀破裂。曾出现过凝汽器空抽区黄铜管断裂，部分铜管中存在较大的拉应力，加之空抽区氨含量较高,经过一段时间运行,应力腐蚀不断加剧,最终导致铜管断裂。近年对在役凝汽器铜管涡流探伤中也发现部分铜管汽侧有裂纹，其中大多是位于空抽区的黄铜管，裂纹以横向为主，也有少量纵向裂纹，有的裂纹相当微小，在查漏中很难被发现，造成汽水品质长时间超标，有很大危害。 2.3. 防护措施

（1）停用检查与保养

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凝汽器设备在停备用期间，由于设备中有水,而且铜管直接与空气接触，使设备停备用腐蚀速率远大于运行中腐蚀。采用停用超过3天，将水侧放空，打开人孔门通风干燥；短时间停用，维持循泵运行，防止循环水中的悬浮物沉积等措施，减缓凝汽器的停用腐蚀。

利用检修机会对凝汽器设备的腐蚀、结垢、清洁等情况进行检查，及时掌握凝汽器运行的第一手资料，并根据检查要求建立检查台帐，规范检查情况的记录，规范凝汽器铜管管样的制作、保管方法。由于涡流探伤检测出要漏而未漏的铜管，查出铜管中存在的隐患，涡流探伤检测是以电磁感应理论为基础，根据探头靠近导体时，导体产生的感应涡流影响探头中线圈周围的磁场，造成线圈阻抗增量发生变化来识别缺陷。涡流探伤对掌握凝汽器铜管的现状，以便更好地进行维护保养工作有重要作用，对铜管质量进行把关，应加强检修中凝汽器铜管的涡流探伤工作。

（2）循环冷却水加药处理

通常，提高凝汽器耐腐蚀能力有两种直接有效的途径：（1)更换凝汽器管材，选用耐蚀能力强的材料；(2)加强管理维护，改善循环冷却水水质，为凝汽器设备创造较为温和的环境。鉴于换管材代价很大，我们应注重于运行中循环冷却水的杀菌处理、阻垢处理、加缓蚀剂处理等维护工作。

循环水耗氧量(ＣＯＤ)高,即水中有机物含量高，为细菌和藻类的孳生、繁殖提供养料，导致粘泥的产生并在铜管内附着沉积。加强杀菌处理能杀灭或抑制细菌、藻类以及贝类等生物的生长，防止微生物腐蚀和粘泥附着产生的沉积物下腐蚀。考虑到细菌、微生物等的耐药性，可交替使用多种杀菌剂，以达到预期的杀菌灭藻效果。在选择杀菌剂时要进行杀菌剂对阻垢剂阻垢性能和铜缓蚀剂缓蚀性能的影响试验，根据试验结果确定杀菌方案。

铜管结垢不仅影响凝汽器的真空和端差，影响机组运行经济性，而且结垢后产生的垢下腐蚀严重威胁机组安全运行。随着节水和环保的要求不断提高，改进配方，尽量不用含磷阻垢剂，使用弱酸树脂处理的方法，成为循环水阻垢处理的发展方向。

（3）保持铜管清洁

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铜管内壁各类污物的沉积而产生的沉积物下腐蚀是凝汽器腐蚀泄漏的主要原因，因此保持铜管内表面的清洁至关重要。为了提高铜管的耐氨蚀能力，将机组排汽区更换为不锈钢管，空抽区部分海军铜管更换为白铜管，但在机组在做甩负荷试验后并网不久发现复水硬度大，停机后检查发现有一根铜管断裂。通过分析主要原因是更换不锈钢管之后由于支撑不适，在机组运行中发生振动剪切应力大，导致管子断裂。

凝汽器铜管结垢，是与胶球清洗不正常,胶球回收率低,胶球清洗没能将铜管中沉积的污物及时清除有直接的关系。

为保证胶球清洗的效果,对收球率低的胶球清洗装置及时进行检查、检修和改进,提高胶球收球率,并定期对铜管进行高压水射流清洗,使少数胶球未能清洗到及管口被杂物堵塞的铜管得以彻底清洗，上述现象即可得以缓解。

（4）凝汽器管板的防腐处理

为了减缓和防止管板腐蚀，早在80年代各厂就在管板上除锈后涂环氧树脂，以隔离钢基体和冷却水的接触，收到一定的效果。但由于环氧树脂脆，与管板附着力较小，加上除锈及涂刷工艺较为落后，在水流的冲击下局部涂层会剥落，管板上这些局部裸露的部位成为阳极区而加速腐蚀，近年已逐渐改用涂防腐胶以及喷锌涂胶法。目前使用的喷锌涂胶法，先对已形成的较深的腐蚀坑进行冷焊修补，再对水室进行喷砂除锈及喷锌处理,最后涂防腐胶。喷锌处理形成的富锌层不仅能作为牺牲阳极保护碳钢管板，而且增加了胶层与碳钢的附着力，很大程度上克服了因局部除锈不彻底或清洗度不够造成的附着力差的问题。

使用防腐涂层,有力地防止了管板的腐蚀，但如果涂层不均匀或其它原因造成涂层的廓起、剥落、破裂等缺陷，缺陷部位的碳钢会成为腐蚀原电池的阳极而加重腐蚀。为了解决这个问题，许多发电厂对凝汽器水室进行涂胶联合外加电流阴极保护处理。以直流恒电位仪提供阴极电流,安装于凝汽器水室内的铂铌合金作为辅助阳极，被保护凝汽器外壳为阴极。阴极保护系统投运后，测量各参比点的钢板电位比起始值低0.2～0.4Ｖ。防腐涂层与阴极保护的联合使用，一方面有效防止了涂层缺陷可能产生严重的局部腐蚀，另一方面由于有绝缘的防腐涂层，可减少保护所需的电流。此外，阴极保护对铜管端部也形成保护，对防止铜管的脱锌腐蚀、应力腐蚀、冲刷腐蚀等均有一定效果。经

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过两年多的运行，保护效果显著，两次小修检查管板保护良好，铜管管口光滑，可见清晰的硫酸亚铁膜，未发现明显腐蚀结垢现象，未发生凝汽器泄漏，凝结水合格率为100%。

（5）硫酸亚铁镀膜

硫酸亚铁镀膜是一种传统的铜管保护方法,但镀膜质量不好时反而会促进铜管腐蚀机组利用ISO 9002质量体系的管理方法对硫酸亚铁镀膜工作从临时系统的设计安装、成膜前的预处理、成膜中工艺条件的控制、成膜质量的评价、成膜设备的维护管理、成膜药品的质量检验等影响成膜质量的各个环节实行全面工序管理，有效地提高了成膜质量。

二. 发电设备可靠性分析

1. 江苏省并网电厂2014年度热控专业设备可靠性分析 1.1. 概况

2014年度，各发电公司不断深化热控技术监督管理，将提高热控设备的可靠性作为热控专业技术监督的重点工作，大力开展系统升级改造，完善保护连锁功能，落实“反措”各项要求。锅炉保护、汽轮机保护、机炉电大连锁等重要保护的完好率、投入率等技术指标均达到100%，为发电机组的安全稳定运行提供了重要保证。

全年，江苏电网统调发电机组锅炉MFT、汽轮机ETS保护共动作46次/台，涉及超（超）临界燃煤机组、亚临界燃煤机组、燃气轮机等机组类型。其中，由于电气主保护动作引起热控主保护动作的情况也包括在内，但不包括因机组其它非热控设备故障引起的手动停机。全年 46台/次热控主保护动作中，热控保护正确动作26台/次，误动20台/次，正确动作率为56.5%，误动率为43.5%。全年未发生热控主保护拒动事件，拒动率为0%。与去年相比较，热控主保护动作次数、误动作次数均有下降，热控主保护正确动作率有所提高。2013/2014年度保护动作对照表见表1。

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年度 2013 2014 动作次数正确动作误动作 拒动 （台/次） （台/次） （台/次） （台/次） 46 27 26 27 20 0 0 正确率(%) 误动率(%) 50.0 56.5 50.0 43.5 表1 2013/2014年度热控主保护动作对照表 热控主保护误动作以外，引起汽轮机保护和锅炉MFT主保护动作的原因分类见表2。主保护动作原因主要分为锅炉设备异常、燃机/汽机设备异常、电气设备异常以及热控保护误动作等。

类别 原因 2013（台/次） 2014（台/次） 2013比例（%） 2014比例（%） 锅炉设备异常 8 5 14.8 10.8 正确动作 燃机/汽机设备异常 11 4 20.4 8.7 电气设备异常 8 17 14.8 37.0 误动作 保护误动 27 20 50.0 43.5 表2 2013/2014年度热控主保护动作类别统计表 全年，热控保护动作的主要原因仍为保护误动作，占触发因素的比例较大。电气设备故障是引起热控主保护正确动作的主要原因，所占比例大于锅炉设备异常和燃机/汽机设备异常。

1.2. 保护误动故障类别

热控保护误动作原因依据功能环节可分为测量、系统、控制功能、人员等因素。为此，热控专业重视重要的压力开关、变送器等一次元件的校验工作，以保证测量元件的可靠性。各发电公司着力开展DCS、DEH、ETS、TSI系统的维护工作，对相关系统的控制功能进行定期试验。同时，不断完善保护定值的管理，严格执行保护投退管理制度，对人员行为进行规范，有效保证了热控保护的可靠运行。2014年热控主保护误动率为43.5%，相对去年有所下降。热控保护误动产生的类型包括：DCS系统故障、ETS系统故障、TSI误发信号、控制功能不完善等。详细统计见表3。

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DCS系DEH系ETS系TSI误测量异常 6 控制功能不完善 7 人为 因素 4 原因不明 0 类别 2013次数 2014次数 2013年（%） 2014年（%） 统故障 统故障 统故障 发信号 1 5 1 3 4 3 0 3 4 6 0 0 3.7 18.5 3.7 11.1 22.2 25.9 14.8 0 20.0 15.0 0 15.0 20.0 30.0 0 0 表3 2013/2014年度热控保护误动原因统计表 与2013年相比，DCS系统故障原因引起保护误动作的次数有所增加，ETS故障和人为因素造成保护误动作的事件得以杜绝。DEH系统故障、TSI系统故障和控制功能不完善等因素与上年基本持平。2014年，热控保护误动作的原因类别中，故障类型集中分布于信号测量异常、DCS控制系统、DEH控制系统、TSI控制系统等故障中，故障涉及的范围较广。热控原因引起异常停机的原因归纳如下：

（1）DCS系统故障

随着新建机组不断投运，DCS系统升级改造工作的进行，DCS系统的可靠性得到显著提升。但老旧DCS系统逐渐暴露出电源、熔丝、卡件等硬件老化问题。随着硬件设备的老化，早期DCS系统控制器、I/O分配等设计问题日趋严重。某机组国电智深公司EDPF-NT系统中两台送风机动叶指令集中布置于同一块输出模件，模件故障后导致两台送风机均失去控制，引起机组跳闸。ABB Symphony 协调系统控制机柜电源电压低，引起送风机、引风机、一次风机执行机构控制指令关闭，风烟系统运行异常，导致锅炉燃烧中断，引起锅炉炉膛压力低保护动作。WDPF系统由于输出继电器板供电电源保险丝故障，继电器驱动电源失去，误发风量低信号触发MFT。某脱硫控制系统卡件故障,在更换卡件时发生短路使得上位电源开关断开，引起脱硫系统跳闸。

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（2）DEH系统故障

DEH系统是汽轮机正常运行的重要控制系统，与系统相关的电液转换器、LVDT、电磁阀等硬件设备发生故障后将导致控制功能异常，间接或直接引发汽轮机跳闸。本年度DEH故障停机主要原因为阀门控制卡故障、阀门控制卡电源故障，导致汽轮机调门失控，引起机组跳闸。MARK V系统中，汽轮机高压调门因控制模件故障后突然关闭，因负荷较高调门开度较大，运行调整不及导致停机。上汽DEH系统阀门控制卡电源故障，导致汽轮机调门关闭，手动停炉后，电气逆功率保护动作，汽轮机跳闸。上汽DEH系统阀门控制卡电源故障，导致汽轮机主汽门、调门缓慢关闭，机组跳闸。

（3）汽轮机监视系统故障

TSI装置故障是热控保护误动的重要原因，尽管2014年度TSI故障引起机组跳闸已不是热控保护误动作的主要原因，但问题依旧存在。本特利3300汽轮机监视系统由于振动探头耐温性能较差，“1瓦轴承瓦振”信号突变增大，导致1号轴承复合振动信号跃变，汽轮机振动保护动作。某机组本特利3300装置机架接地线为1.5mm2普通导线，抗干扰能力弱，振动测量回路受到干扰。由于两台送风机振动信号同时异常，送风机振动保护“三取一”控制逻辑动作，导致送风机全停，锅炉MFT保护动作。某机组本特利3500系统前置器1Y故障，导致遮断信号误发，由于1X以前的报警因没有得到复归，导致振动保护动作。

（4）测量回路异常

就地参与机组以及重要辅机保护连锁信号的可靠性是机组保护连锁正常运行的重要保证。相关重要信号发生异常时，将导致被控设备运行异常，直接或间接导致机组跳闸。测量回路易出现的问题包括：热电偶绝缘下降、转换回路异常、测点安装不当、信号供电回路异常等。某机组汽轮机同一轴承三只热电偶元件中，第2、3只热电偶绝缘下降，信号测量发生跳变。其中，第二只轴承温度信号大于130℃，且与另外两只温度值偏差大，汽轮机保护动作。某机组T3000汽轮机DEH系统中主汽压力信号由于转换回路异常，四只压力信号故障并变小值，导致DEH系统退出功率控制进入主汽压力控制模式。由于主汽压力信号变坏值后小于主汽压力设定值，导致高、中压调门关闭，电气逆功率保护动作。某机组电泵入口压力取压点未在管道的中心线下方的0°至90°范围之

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间，压力开关和变送器从主管道侧面取压且仪表管向上敷设，仪表管中空气存留，导致测量压力波动，压力开关出现瞬间动作，误发电泵入口压力低信号，间接引起机组跳闸。某机组GGH由于就地主、辅电机变频器控制转速表与变频器公用一路控制电源，转速表故障导致控制电源跳闸，引起主辅电机运行状态信号翻转。主辅电机“运行”信号取反后作为“停运”信号，触发MFT保护。

（5）重要控制功能不完善

控制系统中人机接口、保护连锁、自动调节等功能是保证机组各系统正常运行的重要手段。控制功能自身的可靠性是该功能得以有效运行的基本条件，各项控制功能中应有完善的防误操作、异常工况保护措施。控制功能不完善主要体现在以下几个方面：

操作步长不受限。某1000MW机组运行人员在修改机组协制负荷指令上限值时，误将负荷指令上限值从900MW限值设置成100MW。机组在CCS控制时，煤量、给水流量快速下降，导致锅炉给水流量低保护动作。

自动调节系统手/自动切换功能不完善。某机组功率调节回路发散振荡，汽轮机调门大幅晃动，引起汽包水位自动调节发生振荡。协调系统、汽包水位自动调节系统手/自动切换条件不完善，在机组功率、汽包水位严重偏离设定值时未能及时退出自动控制，引起机组事故扩大。由于水位控制不稳定，导致锅炉汽包水位低三值保护动作。

保护连锁逻辑不严谨。某1000MW机组在进行交流油泵低油压连锁启动试验时，运行人员在备用油泵连锁启动成功且油压正常后将之切为“手动”并停运。在备用油泵启动并油压正常5s后，顺控逻辑自动停运主油泵，导致两台油泵均停，润滑油压下降。由于直流油泵未投用连锁，导致润滑油压低保护动作。油泵自动停运逻辑不严谨，没有考虑润滑油系统油泵的运行状态，自动停运油泵逻辑存在疏漏。

RB工况下自动调节系统适应性较差，不能对炉膛压力、给水流量等参数的大幅扰动进行有效抑制。某机组一次风机跳闸后，RB控制逻辑正常，跳剩3台磨煤机，目标煤量105t/h。在自动减水过程中，小汽轮机转速指令快速下降，低压调门开度从60%下降到20%时，小汽轮机转速和给水流量未明显下降。在小汽轮机4200rpm时，运行人员将给水控制切为手动控制，继续在遥控方式下减小汽泵转速指令。由于汽泵调节快速

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性差，当汽泵转速下降，给水流量快速下跌时，运行人员提升转速指令，但给水流量未能及时回升，导致给水流量低，锅炉MFT。某机组一次风机RB动作，一次风压降至5.0kPa，炉膛负压迅速降至-2263Pa，由于一次风率过高（大于50%），一次风机跳闸对锅炉冲击较大，炉膛压力出现大幅波动导致锅炉灭火。 1.3. 热控设备存在的主要问题 （1）分散控制系统元器件老化

控制系统问题主要存在于DCS系统和DEH系统中，尤其以ABB Symphoney 系统控制器电源和上海汽轮机厂配供DEH阀门控制卡电源的问题尤其突出。ABB Symphoney 系统投运时间较长，设计理念和系统配置的可靠性不高。在功能分散时，早期DCS系统控制器控制功能划分未完全考虑热力系统的分散性，存在制粉系统、风烟系统、给水系统控制集中布置于同一对控制器中的现象。由于控制器切换失败、电源故障等原因导致整对控制器异常时，将危及机组重要热力系统的正常运行。原上海汽轮机厂DEH系统阀门控制卡电源由两对开关电源切换后提供±15V DC阀门控制卡电源。由于电源故障导致汽轮机调门失去正常控制，引起汽轮机调门关闭，危及机组安全运行。由于DCS模件故障，重要控制回路AI/AO、DI/DO回路异常时将导致送风机、引风机、给水泵等主要辅机失去正常调节，引起重要辅机或主设备保护误动作。控制回路AO、DO通道中A/D、D/A转换通道、保险熔丝存在老化问题，转换通道、保险丝等异常时，将导致被控设备异常跳闸。

（2）测点安装方式不当

风烟系统取压部件和测量回路应具有有效的防堵能力。按照规定，炉膛压力取压部件直径应不小于60mm，与炉壁角度应不大于45°，以保证测量通道取压点处具备较好的防积灰、放堵塞能力。各型锅炉炉膛压力测量回路中均存在取源部件管径偏小的问题，虽加装了反向吹扫装置，但防堵能力仍不能满足测量回路长期正常工作的需要。部分锅炉由于受到安装位置的影响，引压筒安装角度较大，导致炉膛压力测量回路长期运行后，出现炉膛压力信号实时性、准确性下降，影响自动调节和保护的正常投用。部分上海锅炉厂300MW锅炉中，炉膛与二次风箱差压测量回路不相互，存在差压信号测量管路与炉膛压力测量管路公用的现象，使炉膛压力测量的可靠性下降。给水系统中，存在压

江苏电网电力技术监督动态 16 力取压点开孔位置不当，未按照要求安装在管道的中心线下方的0°—90°范围内，相关变送器、压力开关等元件安装位置未安装于取压点下方，致使测量管路中空气积存，影响测量的稳定性和可靠性。300MW机组中，部分汽包水位平衡容器的选型仍不符合反措要求，汽包水位平衡容器仍为双室平衡容器，未按照要求安装单室平衡容器，反措要求未完全落实到位。

（3）本特利3300装置可靠性差

电厂汽轮机TSI装置中，除轴向位移安装为冗余测点以外，其它振动、差胀等信号均为单一测量方式，不符合保护连锁对于测点的配置原则。在役TSI装置中，本特利、飞利浦、VM600装置探头均采用涡流式、压电式测量原理，测量的准确性基本相当。全省汽轮机TSI装置中，仅极少数机组仍未对本特利3300装置进行技术改造，测量探头、前置器、二次仪表的稳定性存在隐患。本特利3300装置电源模件单一，电源的可靠性较差。该装置检测汽轮机轴系相对振动和轴瓦绝对振动，二者矢量计算出轴承绝对振动参与保护，振动保护可靠性较差。在进行振动保护报警、跳闸相互闭锁逻辑中，对于振动报警、跳闸信号的管理存在疏漏，没有发挥保护逻辑防止由于探头、前置器等故障导致误发信号引起保护误动的作用。部分电厂已对本特利、飞利浦装置探头与前置器的延长线进行了一体化改造，增强了信号的稳定性。没有进行改造的机组，延长线中对接部件的检修安装工艺不能满足机组长期运行的需要，振动、轴向位移等信号出现飘移、跳变等现象。

（4）西门子T3000电液控制系统防外部扰动能力不足

分散控制系统广泛应用于现代发电厂中，相关控制设备对信号的稳定性要求较高，特别是运算周期在毫秒级的控制系统，如西门子T3000电液控制系统，能对瞬时变量做出响应，使机组失去正常控制。T3000系统在捕捉到机组有功功率瞬间跌落时，依据负荷衰减速率将汽轮机转入甩负荷控制模式，但由于不能及时恢复正常负荷控制，常使机组发生停运。依据已发生的外部扰动特性，扰动持续时间一般为几十毫秒，一般DCS系统、DEH系统均不会做出及时响应而能避免控制方式发生切换，能维持机组稳定运行。但运算周期快、控制精度高的西门子DEH系统虽能做出响应，但长甩控制逻辑的适应性较差，不能及时退出空载额定转速控制，使机组有功功率得不到快速提升，导致电气逆功率保护动作。从长甩控制逻辑原理分析，该控制功能应适用于机组孤网运行的控制，

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（5）防低电压穿越能力不足

供电电压失稳尤其是电压突降对热控设备的正常运行提出更高的要求，但现阶段，给煤（粉）机变频器控制电源、失电动作方式的汽轮机跳闸（快关）电磁阀电源不完全具备防止电压跌落的能力。给煤（粉）机控制电源常取自变频器动力电源，而动力电源未加装低电压穿越装置或采取有效的可靠供电方式。因此，当动力电源跌落时，给煤（粉）机控制电源随之下降，引起给煤（粉）机控制电源控制指令、状态信号翻转，设备停运导致锅炉全燃料中断。引进技术的汽轮机危及保安系统中，跳闸（快关）电磁阀一般采用失电动作的跳闸方式。该控制电源虽均采用双路冗余供电，但电源切换值与电磁阀动作值不相匹配，切换点小于电磁阀最低工作电压要求，即使电源切换成功，也不能避免切换过程中电磁阀动作。对于未采用UPS电源作为主电源的跳闸（快关）电磁阀，切换装置的切换性能是保证汽轮机跳闸回路正常工作的重要环节，也是提高低电压穿越能力的主要手段。一般电厂未对跳闸（快关）电磁阀的供电方式进行针对性的改造，如交叉供电、主电源设置管理工作需进一步加强。

（6）重要自动调节系统保护功能欠缺

机组协制系统、给水系统、风烟系统等自动调节系统对机组主汽压力、汽包水位、炉膛压力、总风量等重要参数实现自动控制，并使之运行于机组安全区间范围之内，是影响机组安全运行的重要因素。自动调节系统除具备自动控制功能以外，还依据调节性能和热力系统运行要求，设置了调节偏差大、执行器卡涩、闭锁等保护性功能，防止在自动调节系统异常时发生控制功能紊乱。但为了提升机组变负荷速率，部分电厂适当牺牲主要参数的稳定性，放大甚至取消了炉膛压力偏差禁增、禁减功能，取消了风--煤交叉、煤--水交叉功能，在机组大幅负荷变化时可能引起风、煤、水失衡，导致锅炉运行工况恶化。部分电厂自动调节系统中取消了调节偏差大切手动功能，在自动调节系统发生振荡等不稳定控制时，不能及时退出自动状态，使机组运行稳定性下降。Foxboro系统PI调节器不具备抗积分饱和功能，给水调节系统在机组RB工况下，常发生积分饱和现象，在给水需反向控制时的及时性较差，特别容易导致给水流量低现象的发生，引起锅炉跳闸。

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1.4. 提高热控设备可靠性的建议 （1）加强风险识别与管控

分散控制系统、ETS系统、DEH系统、TSI系统等是与热控保护连锁密切相关的主要系统，实现对热控保护连锁功能，相关系统的正常运行对机组安全稳定运行起到至关重要的作用。应通过技术监督管控，从人员、设备、技术等环节对热控系统存在的安全风险进行有效识别，对重要测量元件、信号回路、模件、软件功能进行排查，采取有针对性的风险防范措施并指导热控设备运行维护工作，提高风险预控能力。对于热控设备出现的故障缺陷，应严格执行缺陷管理制度，及时消缺并做好风险管控措施，防止故障影响范围扩大。在检修工作中，建议重视元件校验和系统定期试验工作，以周期性检定、校核、试验等手段保证热控设备的完好性。

（2）增强硬件设备容错性

热控变送器、转换模件、电源模件、控制器等设备均存在寿命周期管理的问题，正常的使用寿命周期里设备的可靠性可通过相对应的检修手段加以管理。但由于偶发性的设备故障难以避免，在出现偶发异常时，设备的容错能力是保障热控可靠性的重要手段。冗余测量、冗余转换、冗余判断、冗余控制等是提升热控设备可靠性的基本方法。因此，在安装环节，应重视取源部件的分散安装、取压管路分散布置，避免测量源头的信号干扰。在信号传输过程中，从现场实际使用情况看，对于重要的TSI等弱电信号电缆应分散传输，减少弱电信号在电缆回路中的相互干扰。DCS、DEH、ETS、TSI等系统中，信号通道应冗余配置，以保证测量信号和控制信号的可靠性。对于采用越限判断、补偿计算的控制算法，应避免采用选择模块算法对信号进行处理，而应对模拟量信号分别进行运算，防止选择算法模块异常时，误发高、低越限报警信号。DCS控制系统中，控制器应按照热力系统进行分别配置，避免给水系统、风烟系统、制粉系统等控制对象集中布置于同一对控制器中，以避免由于控制器离线、死机造成系统失控，使机组失去有效控制。

（3）增强电源系统可靠性

公用控制系统的供电电源应取自相关单元机组的UPS电源，避免单元机组电源对公

江苏电网电力技术监督动态 19 用系统的可靠控制造成的整体影响，以满足电厂公用系统正常运行的需要。DCS系统操作员站工作主电源应做到分散，即部分操作员站采用一路电源，部分操作员站采用另一路电源，避免在双路电源发生切换时，造成所有操作员站异常。西屋汽轮机危急保安系统中，建议取消跳闸电磁阀供电电源切换装置，将两路电源分别进行交叉布置，即1号、2号跳闸电磁阀采用一路电源，3号、4号跳闸电磁阀采用另外一路电源进行供电，防止双路电源切换不成功，导致跳闸电磁阀瞬时失电，引起汽轮机跳闸。汽轮机阀门控制卡电源模块除需定期试验和更换外，应对供电模块供电方式进行调整。汽轮机阀门控制卡电源模块通常为冗余配置，经切换或高选后驱动各阀门控制卡。但主电源模块故障时，可能导致所有阀门控制卡工作异常，引起所有调门关闭。建议取消双路电源切换或选择功能，按照双侧进汽方式分别对相关阀门控制卡供电，降低由于电源故障导致两侧调门全关的安全风险。

（4）提高执行机构 “三失”性能

电动、气动执行机构均需具有保位功能，在失电、失气、失信号时，执行机构的开关状态和开度应保持不变，维持当前运行工况。热控专业在设备管理过程中，应结合试验，开展执行器“三失”性能试验，对不具备保位功能的执行器进行改造。重点开展调节型、开关型气动执行器的“三失”性能试验工作，依据执行器“三失”特性，合理选择执行器开、关类型，在定位器、仪用气源故障时，将气动执行器置于安全的缺省工作位置，为运行调整和检修赢得时间。对电动执行器应加强重新上电时，执行器状态信号的检查，防止重新上电时信号出现翻转，触发保护连锁误动作。对于出现开、关信号瞬时跳变的执行器，应及时更换执行器控制模块或在软件组态上增加延迟处理等防范措施，防止执行器状态翻转引起主要辅机设备跳闸。

（5）完善自动调节系统控制功能

自动调节系统中异常工况下的手/自动切除、报警功能是自动调节系统重要安全措施。该功能保证在自动调节系统发生调节偏差大、执行机构偏差大等异常时，及时退出自动控制。在自动调节系统切除后，相关报警功能应及时警示运行人员，恢复控制参数手动调整，避免机组运行工况恶化。主要自动调节系统中，建议对主汽压力、氧量、炉膛压力等重要参数偏差闭锁增、减功能逻辑进行完善，当机组重要参数偏差超出正常运行要求时，及时闭锁自动调节系统的持续调节作用，维持机组稳定运行。在汽轮机调门

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检修、锅炉系统改造、控制系统改造等工作后，建议开展自动调节系统动态试验，在控制对象或执行机构调节特性发生变化时，通过定值扰动、变负荷等试验，对比例、积分、微分、前馈系数等控制参数进行重新验证，若控制功能异常时，需重新整定相关控制参数，提高自动调节系统的控制品质。

三. 节能减排

1. 江苏省热电机组管理信息系统运行

2015年3月10日-2015年3月25日期间，信息系统采集、计算、发布模块未发生大范围故障，软件平台运行稳定；全省范围内未出现大范围现场设备故障，现场出现的故障问题已及时安排人员处理。

2015年3月10日-2015年3月25日期间，发生故障共14起。8起采集故障由于DCS转发程序故障造成，已及时联系技术部门协调排查故障；6起采集故障由于终端直采设备造成，已及时安排人员协调现场负责人恢复，故障现象已经在5个工作日内解决。

2. 燃煤机组烟气脱硫实时监控及信息管理系统运行

“燃煤机组烟气脱硫实时监控及信息管理系统” 2015年3月10日-2015年3月25日期间，信息系统采集、计算、发布模块未发生大范围故障，软件平台运行稳定；全省范围内未出现大范围运行故障，现场出现的故障问题已及时安排人员处理。

2015年3月10日-2015年3月25日期间，发生故障共16起。其中9起采集故障由于厂站方通讯设备故障、厂站方采集工控机故障造成采集数据无法上传，已及时联系厂站负责人员安排处理，现场人员检修相应通讯设备后及时恢复；7起采集故障由于厂站方生产运行设备、表计故障造成采集数据异常，已及时联系厂站负责人员安排，检修处理后已恢复。