热工技术机组故障分析报告汇编热工监督工作交流总结材料Word下载.docx
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与GE构通,想法提高工作油压。
(#7机组工作油压11MPa,#2、#3机组只有8MPa)
2)在就地增装一只压力变送器,信号送到DCS系统,便于运行及时监视及处理;
9月15日某厂#12机CO2灭火保护
动作跳闸分析
9月15日某厂#12机二氧化碳灭火保护接线松动保护动作跳机。
经现场检查确认系火灾控制柜L94F1B发信所致。
分析认为故障原因是由于火灾报警信号L94F1B这副常闭端子本身有松动现象,且在控制箱外部安装雨棚螺栓过程中振动导致MARKVI检测电压断开,控制系统误判火灾报警。
此外,MARKVI控制系统设计火灾保护为单点保护动作,并没有冗余配置,致使机组跳闸。
1)对9F#12机组仪控相关重要保护接线端子进行紧固,举一反三对其他机组作进一步的检查及紧固,避免类似的事件再次发生。
2)做好运行设备消缺的隔离及防范措施。
3)优化保护逻辑,对CO2系统至MARKVI系统保护增加冗余信号判断,减少误动可能。
4月1日某厂9F燃机中压汽包水位高跳闸分析
4月1日4时02分左右9F#12机组启动。
04时33分运行人员发现#12中压汽包水位变送器C点偏差大,联系维修对C点变送器进行处理。
05时14分汽包水位三高报警导致机组跳机。
实际检查就地水位计和电接点水位计确认实际汽包水位正常。
由于#12中压汽包水位变送器C点信号未恢复正常时,#12中压汽包水位变送器B点信号误报导致机组跳机。
检查数据记录,发现在3时49分,#12炉中压汽包三点测量水已存在偏差,#12中压汽包水位变送器B点信号失准。
上水后三点信号逐渐接近后,误认为C点水位为最大偏差信号。
维修人员对汽包C点水位变送器排污处理后,由于排污阀错位以及平衡容器的特点,C点水位处于满量程状态。
5时14分B点汽包水位变送器迅速上升,导致DCS三选逻辑认为三个变送器信号两两偏差大,模块取最高值为当前水位导致机组因中压汽包水位三高报警跳机。
跳机后对中压汽包水位B点变送器进行测量管路排污并紧固排污阀门和高低压联通阀,汽包变送器信号趋于正常。
初步判定为中压汽包水位B点变送器排污阀和联通阀内漏导致变送器信号失准。
1)用于机组保护测量设备消缺时必须做好防止保护系统误动的安全措施,确认该项保护退出或强制后方可开始消缺工作。
2)为便于主保护设备检修消缺需要,在9F#11、#12机DCS画面上增加主保护投撤按钮,保护撤出必须按公司有关规定执行。
3)定期检查分析机组启停运行参数,特别是三取中前的源信号状态,及时发现故障信号,并增设三取中信号偏差大软报警提示。
4)在停机后对各台机组的排污阀进行核对,并割去排污管头部便于观测排污状态。
在检修中安排更换便于操作、不易渗漏的排污阀。
2月17日某厂#6机组总风量低低
保护动作MFT原因分析
(未考核障碍)
2月17日7时40分,#6机组运行人员发现锅炉因“总风量低低”保护动作MFT,当时机组正处于冷态启动阶段,电动引风机6C、二台送风机、一次风机6A运行,磨煤机6B投入运行,汽轮机在盘车状态。
仪控专业人员检查风量的历史曲线,发现是B侧二次风量的SABSIDEFLOW2和SABSIDEFLOW3二个变送器的风量信号大幅度晃动,引起锅炉总风量小于30%(875T/H)而MFT。
对事故原因进行分析认为:
由于现有吹扫装置对联络管有作用,对取样管路不起作用,B侧二次风量二个差压变送器高压取样回路因堵而压力下降,与低压取样回路压力平衡时,引起二次风量信号大幅度晃动到0,导致总风量小于30%(875t/h)而MFT。
(1)设备部仪控专业对三期二次风风量测量装置的吹扫装置进行改造。
(2)设备部仪控专业将“机组启动时在DCS画面检查二次风量投运情况”的检查内容补充到《机组启动仪控检查卡》。
(3)设备部仪控专业增加第一台磨煤机启动后任一个二次风量变送器风量低的硬报警信号。
2月18日某厂#6机组
给水流量低保护动作跳闸分析
2月18日10时4分,#6机组结束小修后已并网,负荷至500MW,机组尚未复役运行。
运行人员开始机组RB试验前CCS控制方式调试。
10时14分CCS协调控制不明原因发生扰动,机组给水流量大幅下降,机组因“给水流量低低”保护动作而跳闸。
2.原因分析及处理
机组跳闸后,检查机组其他系统和设备动作情况正常。
仪控人员查看机组跳闸过程的历史数据发现:
10时04分48秒,在投入协调控制方式后,至给水控制去的负荷指令“BIDTOFW”从514MW下降到96MW,对应的实际给水流量指令从1446t/h下降到900t/h,在流量差作用下,给水PID调节器的输出逐渐下降至0%,导致机组控制至BASE方式。
机组控制方式到BASE方式后,机组功率指令MWD跟踪实际功率,引起煤量、给水流量快速下降,10时14分56秒给水流量低低,锅炉MFT。
进一步检查CCS逻辑,发现:
DROP13的SHEET203的LAG功能块013-04462的高限为100,更改为1050后系统正常。
查看以往的软件备份,发现2010年5月软件备份中还没有这部分逻辑,2011年6月的软件备份中已经有了这部分逻辑,而且LAG功能块013-04462的数值为100。
而2011年12月机组检修前,仪控专业人员将运行控制器EEPROM的逻辑反读到ORACLE数据库文件并转化为软件备份,从该备份软件中发现LAG功能块013-04462的数值已自动修改为1050。
西屋公司DCS控制系统的主备用冗余设计不同,仪控人员通过工程师站对主控制器EEPRPMLAG功能块013-04462的高限参数由100改为1050时,备用控制器EEPROM里面逻辑因与主控制器不一致而未自动得到修改,造成了控制器在重新上电后LAG功能块013-04462的高限由1050重新变为100,最终造成机组投入CCS协调控制方式时系统发生扰动,引起机组跳闸。
仪控专业控制系统软件修改管理工作不规范,未按照控制系统软件修改流程要求进行控制器数据库的数据比较统一。
同时,CCS协调控制出现异常时运行人员未能及时撤出调整也是造成该事件的间接原因。
1)设备部仪控专业进一步完善仪控软件修改制度,提高可执行性。
进一步提高仪控专业技术人员的规范管理,从管理上防范不安全事件的发生。
2)设备部进一步加强仪控内部人员技术培训,提高技术技能。
运行部完善细化重要操作的操作票内容,加强过程监控。
监督意见:
近年来浙江省发电厂由于热工人员软件修改或信号强制不规范已造成数起机组或主要设备跳闸事件,需要加强仪控逻辑修改和信号强制的管理,明确操作流程并严格执行管理制度。
6月4日某厂#9机组汽机跳闸分析
(未考核)
6月4日11时11分33秒,某厂#9机组在C修启动并网后,发生汽轮机跳闸事件。
ETS汽轮机跳闸首出原因:
MFT故障跳机。
而MFT首出原因:
汽机跳闸。
2.原因分析
跳机后检查控制系统历史曲线,从历史记录中分析出:
MFT逻辑中误收到ETS跳闸保护(硬接线),机组MFT,汽机跳闸。
造成本次跳机的原因是DROP13站误采样到了汽机跳闸信号,而DROP42站未发出汽机跳闸信号,导致ETS和MFT的首出信号不一致的情况。
3.防范措施
为避免以上问题,采取了以下措施:
1)增加信号可靠性,加拉电缆增加新通道信号,将原单信号送SCS改为SCS三取二收信号方式。
2)已更换了DO卡的继电器、DI卡件及导致跳闸的信号电缆。
3)考虑对机组的所有该保护进行进行核查,增加逻辑判断。
6月26日某厂#2燃机
气体燃料进气阀间压力低停机分析
(非热工考核)
6月26日10时9分,某厂#2机负荷340MW运行,MarkVIP2测点压力偏差大报警。
运行就地检查无异常发现,通知检修处理,由于P2压力持续低,SRV阀全开,燃机自动减负荷,10时47分,发电机接令解列。
热工检查发现P2压力变送器输出异常(偏低),同时发现上透平北侧两扇燃机轮机间门未关,燃料气模块间温度偏高。
分析认为由于#2燃汽轮机间北侧两扇门未关,造成88BT抽风短路,未能提供燃料气模块合适的冷却风,致使室内温度偏高超过压力变送器允许的工作温度,从而三只变送器示值异常。
1)机组运行期间不得随意打开轮机间各侧门,防止冷却风短路。
2)加强运行巡回检查质量,提高工作责任心和强化技能培训。
3)在P2压力变送器无法移至较好环境时,在燃料气模块内装设温度报警,有利于运行人员监视。
8月17日某厂#3炉汽包水位低MFT动作
1.事件经过
8月17日某厂#3机组锅炉汽包水位(AALMQBSW01、AALMQBSW02、AALMQBSW03、AALMQBSW04,依次瞬时下降,由于01、02、03点三取二参与汽包水位保护,水位低至至保护动作值,17时17分锅炉MFT动作,机组跳闸。
2.原因分析
热力机械工作票“#3炉定期排污调节阀后电动隔离阀解体检修”结束,运行恢复相关安全措施。
在安全措施恢复过程中,当安措恢复至第16条“关闭#3炉B侧#1平衡容器疏水一次阀,二次阀;
#3炉B侧双色水位计疏水一次阀,二次阀;
#3炉B侧#2平衡容器疏水一次阀,二次阀;
#3炉B侧电接点疏水一次阀,二次阀;
#3炉A侧双色水位计疏水一次阀,二次阀;
#3炉A侧#1平衡容器疏水一次阀,二次阀;
#3炉A侧#2平衡容器疏水一次阀,二次阀;
#3炉A侧电接点疏水一次阀,二次阀;
分别挂“禁止操作”警告牌。
”时,操作人员认为上述阀门在执行安措时处关闭状态,在安措恢复时应开启上述阀门。
因此开启了#3炉A侧#1平衡容器疏水一次阀,二次阀,#3炉B侧#2平衡容器疏水一次阀,二次阀,锅炉汽包水位(AALMQBSW01、AALMQBSW02、AALMQBSW03、AALMQBSW04,依次瞬时下降。
事件暴露出问题:
1)对设备运行工况的风险评估不到位,没有制定安全风险辨识措施卡,风险预控措施不规范。
安全生产管理制度缺失,没有制定针对该项操作专用热机操作卡。
2)运行单元长在指派工作任务时,没有进一步深入仔细核对相关安全措施。
对监护人、操作人缺少针对性安全交底。
监护人、操作人员安全意识淡薄,技术业务水平较低,对可能产生的后果没有充分认识。
1)制定落实专用热机操作卡,认真落实操作前安全技术交底工作。
2)认真落实危险源辨识及预控工作,加强风险辨识工作。
3)加强工作责任性教育,提高人员技术水平,增强安全生产意识。
4)认真落实两票管理制度。
12月6日某厂#1机组真空低保护跳闸分析
(未考核定性)
12月6日19时17分某厂#1机组真空严密性试验过程中,停运#1B真空泵后,该泵进口气动阀未及时联锁关闭,真空快速下跌。
重启#1B真空泵但因过电流跳闸。
运行人员立即停两台磨,就地关#1B真空泵进口手动隔离阀,并启动#1A真空泵。
19时21分低真空保护触发汽机跳闸。
跳机后检查进口气动阀已自行关闭,且多次操作正常,当时未关原因不明。
分析认为停泵试验时,#1B真空泵进口气动阀未及时联锁关闭,#1B真空泵进口逆止门不严密,导致真空破坏。
1)利用停机机会,将进口手动隔离阀改造为电动球阀。
对所有真空泵进口气动阀和进口逆止阀进行全面检查消缺;
2)修改真空严密性试验操作典票,改为先关阀后停泵方式;
3)完善真空泵与进口气动阀的联锁条件:
增加进口气动阀关闭后才允许停泵,以及停泵状态不允许开阀的逻辑;
4)取消真空泵进口气动阀就地控制箱“就地/远方”切换开关。
3月26日某厂#3炉3D给煤机
出口堵煤误报跳闸分析
(二类障碍)
1.故障现象
3月26日某厂#3锅炉3D给煤机跳闸。
经热工检查跳闸原因给煤机出口堵煤开关误动作。
误动作原因是由于煤潮湿,长期运行过程中水汽通过堵煤检测装置进入堵煤开关接盒。
接线盒端盖密封严密,水汽不易发散。
腐蚀堵煤开关接线,导致接线断裂。
1)在#3A-3E堵煤检测装置与堵煤开关接线盒之间加强密封;
2)给煤机堵煤开关接线盒底部打孔,以排除积水和水汽。
定期检查接线盒内部情况。
3月31日某厂#4机组锅炉
乙侧汽包安全门误动作分析
3月31日9时0分,某厂#4炉甲、乙侧汽包压力安全门静态试验。
主汽压降至13.4MPa运行,9∶12#4锅炉乙侧汽包安全门动作。
动作时主汽压力13.03MPa,汽包压力14.31MPa,动作后汽包压力最低到12.7MPa,主汽压力11.5MPa。
水位最低到-150mm左右(电接点)。
安全门动作后无法手动回座,9时14分自动回座,动作时间2分钟。
9时23分后锅炉汽包水位稳定后,恢复压力至13.1MPa。
#4锅炉乙侧汽包安全门电磁阀至安全门下缸进气阀在检修人员关闭该阀门的情况下,未完全关死。
当模拟安全门开信号(起座)后,仪用汽泄漏至安全门下缸,导致#4炉乙侧汽包安全门起座,设备误动,属阀门老旧导致漏气。
1)更换老旧针型阀,以保证今后试验的顺利进行。
2)在机组停机检修时安排检查安全门汽缸进气阀。
6月4日某厂#3炉#3C炉水泵
冷却水流量开关误动跳闸分析
6月4日,某厂#3机组负荷160MW运行中,#3炉#3C炉水循环泵冷却水流量低跳炉水循环泵。
查看曲线发现当时3C炉水循环泵冷却水流量未低。
3C炉水循环泵冷却水流量流量开关是Flotech产品。
现场检发现查此流量开关接线盒积水,积水是从开关驱动杆漏入。
由于积水导致流量开关接点导通,引起3炉#3C炉水循环泵冷却水流量开关误动。
1)#3炉#3C炉水循环泵冷却水流量开关接线盒内积水清理;
2)行程开关接点清洁干燥;
3)接线盒底部开孔防止积水,并做好定期检查工作。
11月25日某厂#2炉高压电磁泄放阀
误动原因分析
11月25日09时53分,运行人员发现#2炉高压电磁泄放阀就地自动开启,#2炉高压电磁泄放管道泄漏声较大,大量蒸汽冒出,运行人员手动关闭电磁泄放阀,阀门关闭后又自动开启,再次关闭仍自动开启。
热工告知运行人员可通过就地控制柜由自动控制切至手动的方式防止阀门再次开启。
阀门切手动后,电磁泄放阀关闭正常,阀门可远方进行自动/手动操作。
10时0分,热工人员查看就地#2炉高压电磁泄放阀压力控制器,显示#2炉高压主蒸汽压力为1969Psi-1990Psi(该信号仅就地显示和控制,不远传至DCS画面),DCS画面上显示#2炉高压主蒸汽系统管道实际压力为1679Psi。
晚上#2机组停机后20时0分,对压力变送器和压力控制器进行校验,结果发现压力变送器校验正常,而压力控制器显示压力值偏高,且偏差较大。
由此判断为二次表计,即就地压力控制器故障。
热工专业更换压力控制器,故障现象消除。
12月6日某厂#1机组1A小机
振动信号高跳闸RB动作
1.事件过程
12月6日8时55分某厂#1机组负荷285MW,#1A汽泵跳闸(首出:
轴承振动HH),电泵联启,机组RB动作,切#1E磨,目标负荷220MW。
对轴承振动信号(GE16303)测量系统的延伸电缆、前置器进行检查,未发现异常。
由于振动测量故障前无任何报警和故障预兆,怀疑探头老化所引起。
1)退出该点的振动保护;
2)待停机时彻底检查以及保护逻辑优化。
各电厂典型热控系统故障异常汇总
1.1月10日某厂2D给煤机启动后给煤机煤量反馈失去
事件经过:
1月10日7时42分08秒,正常启动#2炉D制粉系统。
启动2D给煤机后,给煤机煤量反馈失去,给煤机其他参数正常,给煤机正常运行至7时42分28秒,运行人员手动停运给煤机,煤量反馈恢复。
运行人员重新启动给煤机,煤量反馈显示正常,给煤机运行正常。
原因分析及处理:
热控人员就地检查给煤机控制柜内设备,控制器及变频器均运行正常。
未发现明显的异常。
热控人员检查给煤机所有曲线,参数均正常。
分析DCS煤量反馈坏点的原因是信号本身故障断开或者反馈信号超出DCS量程范围。
第一种可能是由于控制板工作异常或是接线插头之间接触不好,导致信号故障断开;
第二种情况的原因:
当给煤机初次启动,有可能因落煤不畅或是本身启动力矩较大,就地控制使给煤机转速异常导致煤量反馈瞬时超调。
以往也出现过多次给煤机启动时煤量直接瞬时升到65T/h最大,停运再次启动煤量即能加到正常最低煤量16.25T/h。
原因基本是就地落煤不畅、皮带煤层过湿过重或皮带无煤等原因导致,设备本身正常。
因此确定本次故障原因是给煤机煤量反馈信号故障断开或就地工况导致煤量瞬时超限。
防范措施:
对给煤机板件上的连接插头进行检查和清洗,并考虑对插头连接进行固定。
2.1月15日某厂3A小机低压调门故障
1月15日9时某厂#3机负荷210MW,AGC状态,#3A、#3B、#3C、#3D制粉运行,#3A、#3B汽泵投自动运行,#3C电泵备用。
9时26分32秒,3A小机低压调门第一路LVDT到4.99,低压调门全关(第二路LVDT到0),9时26分36秒锅炉自动退出,9时26分51秒后第一路LVDT正常,运行投回锅炉自动。
期间3A小机转速从4500转最低到1871转,汽包水位低到-40mm。
9时37分07分,3A小机低压调门第一路LVDT再次到4.99,低压调门关死(第二路LVDT到0),9时39分27秒转速从4768转到0,到9时44分34秒期间转速一直在0(9时37分运行人员手动启电泵),其后第一路LVDT恢复正常阀门开启,9时44分48秒转速到4881,运行人员拍3A前置泵跳3A小机。
期间汽包水位最高到+160mm。
处理措施:
检查发现#3A小机低压调门的第一路LVDT存在着时好时坏的情况,会发生突然反馈到最高造成阀门全关的情况,更换该LVDT和配套的VCC卡件后恢复正常。
3.1月28日某厂#1机组小机B
MEH系统CPU故障
1月28日18时36分38秒#1机组DCS显示报警“MEHstop(KKS:
10MEH02BT006)”。
原因分析:
。
脾值班量反馈信号故障断开;
或是,或是_____________________________________________________________________________________________________________热控人员根据报警内容判断为小机BMEH系统CPU故障。
就地检查MEH控制柜发现1B小机从侧CPU所有指示灯红闪,CPU414模块故障失效。
检查CPU故障记录为memorytesterror,判断CPU模块存储器故障。
20时25分电泵启动,1B小机退至热备状态后进行在线更换CPU,更换结束后从侧CPU投入运行。
经主从侧CPU切换试验,证实MEH系统已工作正常。
更换控制器CPU后系统运行正常。
2月2日1某厂#3机组FGD旁路挡板门上位机无法操作
2月2日10时,运行发现#3机组FGD旁路下挡板门操作缓慢(整个行程需要十多分钟,正常情况四五分钟)。
由于挡板开关操作进气排气均正常,当时热工与运行、机务共同确认为阀门卡涩导致动作缓慢。
2月2日下午发现#3机组FGD旁路上挡板门无法关闭。
检查发现定位器已接收到上位机指令,且有输出气压,故排除逻辑回路及定位器的问题。
机务人员手动关门至80%以下后操作正常,再次打开后,仍需手动由100%关至80%以下方能正常关闭。
检查锁气器发现有轻微漏气,更换备件后旁路挡板彻底无法操作(原设备型号57D-55-RE,更换为同型号后无法运行,根据分析及事后与其他机组对比确认,现场原锁气器实际型号应为57D-85-RE,判断设备出厂时标签被贴错或者更换过气控阀内滑阀)。
于是将旧锁气器拆回班组清洗,回装后慢开、慢关操作正常,快开试验后,又出现无法操作的故障,再次拆卸、清理、清洗,直至晚上20时恢复后正常。
分析认为#3旁路挡板门控制锁气器(气控阀)设备长周期运行,由于气控阀内部滑阀密封圈老化导致锁气器有漏气故障,从而造成挡板门操作异常。
对原锁气器进行清理、清洗后安装恢复后试验动作正常。
5.2月4日某厂#2机组#3高压调门因LVDT的竖连杆断裂而关闭,导致主机轴向位移突降
2月4日8时40分,#2机组负荷300MW运行,运行人员发现主机轴向位移从0.53mm突降至0.43mm,DEH系统“伺服系统故障”、“阀位偏差大”报警,检查主机#3高压调门反馈全关。
立即将机组控制方式撤至BASE后,全开主机#4高压调门,同时检查主机相关系统无其它异常,就地检查#3调门实际全关。
检修人员至现场后检查发现#3高压调门LVDT安装在弹簧筒上的竖连杆已断裂。
#2机组DEH改造后,为增加调门位置反馈信号的可靠性,设置了二个LVDT,LVDT的传动机构较为复杂。
和2011年#2机组#1高压调门LVDT竖连杆二次发生断裂故障进行对比,2011年#1高压调门竖连杆发生了前后歪曲,而本次#
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