發(fā)電機功率變送器故障導(dǎo)致機組停運原因分析及措施

上海自儀公司在電力系統(tǒng)發(fā)展的過程中，發(fā)電機功率變送器是發(fā)電廠電力系統(tǒng)重要的控制設(shè)備，其直接影響發(fā)電機的運行狀態(tài)。近期因發(fā)電機負荷變化或故障時，誘發(fā)發(fā)電機功率變送器發(fā)生故障，導(dǎo)致機組其他主要設(shè)備參數(shù)異常，直接引起機組給水流量低的保護動作，觸發(fā)機組ＭＦＴ保護機組解列。

隨著發(fā)電廠電力系統(tǒng)的不斷進步，電力自動化水平在不斷提高，在發(fā)電廠ＡＶＣ、ＡＧＣ、ＤＣＳ、一次調(diào)頻系統(tǒng)等得到了廣泛的應(yīng)用［１］，但過程中，也暴露出不少因技術(shù)不完善或設(shè)備控制邏輯缺陷問題，導(dǎo)致發(fā)電機機組出現(xiàn)非計劃停運的事件。

２０１８年７月２８日１６時３８分，某發(fā)電廠發(fā)生一起由于發(fā)電機功率變送器故障及ＤＣＳ控制邏輯缺陷，調(diào)整不及時，導(dǎo)致機組給水流量低低發(fā)機組ＭＦＴ保護機組列。

１、事故發(fā)生經(jīng)過

７月２８日１６時３４分，運行人員接中調(diào)電話令：“要求１號機組退出ＡＧＣ調(diào)整，將負荷由５００ＭＷ減至４７０ＭＷ保持?！边\行主值開始時３５分機組負荷突然開始出現(xiàn)大幅度波動，給水流量、總給煤量、主蒸汽溫度、主蒸汽流量、主蒸汽壓力正在跟隨機組負荷整體趨勢緩慢降低，汽輪機關(guān)小趨勢，從負荷波動開始至平穩(wěn)過程中，１、２號調(diào)門均由１００％關(guān)至８８．６％，３號調(diào)門由１７％關(guān)至１６．５％。１６時３６分５８秒，值長馬上下令，汽機控制方式由主控切換為手動控制，機組轉(zhuǎn)為ＶＦ控制方式，即鍋爐自動跟蹤機前壓力，汽機為閥位手動號機組負荷指令在１６時３７分１６秒由４５３ＭＷ突然下降到１２８ＭＷ，且在１６時３７分２８秒再次下降到８３ＭＷ，導(dǎo)致１號鍋爐開始自動大幅水量。運行主值在１６時３７分５０秒切除了鍋爐主控的自動開進行相關(guān)的調(diào)節(jié)，但在１６時３８分１８秒鍋爐因給水流量低低保護動作，觸發(fā)機組Ｍ列。

１號機組解列后，各專業(yè)技術(shù)人員到達現(xiàn)場，開展相關(guān)現(xiàn)場技術(shù)分析，初步判斷造成本次機組解列的主要原因為參與ＤＣＳ控制的有功功率變送器控制邏輯缺陷，導(dǎo)致機組故障解列。并對現(xiàn)場做進一步檢查確認，引起ＤＣＳ功率出現(xiàn)異常的是３ＷＦ和４ＷＦ，２個功率變送器故障引起

２原因分析

發(fā)電機有功功率變送器損壞是本次事故的主要原因。１號機組ＤＣＳ功率選擇模塊的邏輯是：３個功率變送器的輸入全部正常時，輸出中值，當有時，輸出剩下２個的平均值，若剩下２個值差大于１００ＭＷ時，則輸出２個中的大值，并發(fā)出功率壞點的信號。３個功率變送器中，變送器Ａ于６月２未能發(fā)現(xiàn)和處理。７月２８日，功率變送器Ｂ故障，且此次損壞過程不像變送器Ａ數(shù)值突降至零，而是緩慢降低，導(dǎo)致功率變送器Ｂ與Ｃ的偏差約等于間，ＤＣＳ的選擇功能塊反復(fù)輸出二者的平均值或二者的大值，造成了負荷波動的假象。

ＤＣＳ控制邏輯存在缺陷是本次事件的主要原因。汽機主控切手動后汽機負荷指令有２個跟蹤值，shou選為跟蹤當前負荷，該回路沒有問題。但當故障信號觸發(fā)后，則回路會跟蹤當前的鍋爐主控的輸出值。邏輯中鍋爐主控的輸出值實際為總的給煤量，其數(shù)值與當前負荷存在較大的偏差，切換瞬間必汽機主控切手動之后，汽機主控輸出指令立即由原來的４５３ＭＷ負荷變?yōu)椋保梗罚停?，而１９７ＭＷ對?yīng)的主汽壓力設(shè)定值為９．７ＭＰａ，鍋爐主控ＭＰａ的前饋之后，又立即變成了１２６ＭＷ。由于當時鍋爐主控仍在自動狀態(tài)，在主汽壓力實際值２２ＭＰａ與設(shè)定值９．７ＭＰａ的偏差下繼續(xù)往?。常贩郑矗睹耄仩t主控輸出小于８０ＭＷ，內(nèi)部邏輯將其直自動切除（真自動與假自動的區(qū)別是：真自動的輸出是根據(jù)偏差調(diào)節(jié)出來的，假自動的輸出定的函數(shù)輸出，但在ＣＲＴ操作界面看來都屬于自動狀態(tài)），故在ＣＲＴ界面看來鍋爐主控和汽機主控的輸出都固定在７９ＭＷ，負荷跟蹤指令大幅度變給水流量低低觸發(fā)ＭＦＴ保護動作跳機。運行值班人員對負荷大幅波動原因判斷不準確和應(yīng)急處理能力欠缺是本次事故的次要原因。

運行值班人員在判斷有功功率大幅波動原因時出現(xiàn)偏差，誤認為高壓調(diào)整門優(yōu)化引起的，shou先將汽輪機主控切為手動，待發(fā)現(xiàn)給水和給煤量失控主控切為手動，錯過#佳的事故處理時間，也是引起本次事故的次要原因。

３事件暴露問題

①電廠管理人員對設(shè)備故障未能及時發(fā)現(xiàn)處理，當發(fā)電機有功功率變送器Ａ故障后，運行和電氣檢修人員沒有及時給予處理。

②產(chǎn)品質(zhì)量存在一定的問題，發(fā)電機功率變送器存在質(zhì)量不穩(wěn)定的缺陷，給機組安全穩(wěn)定運行帶來隱患。

③熱控邏輯組態(tài)存在重大隱患，功率變送器故障后，汽機主控在手動狀態(tài)下不應(yīng)跟蹤給煤量，而應(yīng)跟蹤另外１個負荷值或經(jīng)當前給煤量計算出的１值，這樣才能避免切換時引起機組負荷指令的大幅擾動［２］。

④運行人員對功率異常波動的判斷和應(yīng)急處理能力不足。功事變送器故障導(dǎo)致負荷顯示出現(xiàn)波動后，機組實際的其他各項參數(shù)平穩(wěn)，如勵磁電壓、的開度、主汽壓力、調(diào)節(jié)級壓力等并未發(fā)生明顯變化，且ＤＥＨ側(cè)的功率顯示也未發(fā)生波動，此時不宜匆忙進行重大操作；又或者在確定要將汽機主控切時將鍋爐主控切至手動進行干預(yù)，這樣則能避免鍋爐在自動狀態(tài)下繼續(xù)降低指令，不至于使當時的工況繼續(xù)惡化。

４防范措施

①將發(fā)電機有功功率變送器設(shè)置故障聲音報警，以便運行及時發(fā)現(xiàn)故障信號。

②將已壞的功率變送器進行更換，將原來已調(diào)換的通道恢復(fù)正常。聯(lián)系功率變送器生產(chǎn)廠家對該批次的功率變送器進行質(zhì)量分析，查找故障原因和時，對其他兄弟單位使用功率變送器的情況進行調(diào)研，以保證功率變送器的質(zhì)量。

③重新全面梳理優(yōu)化各模擬量控制系統(tǒng)的邏輯組態(tài)，特別是那些未經(jīng)試驗驗證過的極端情況下的邏輯，確保機組組態(tài)在各小概率工況下邏輯的準確性。

④充分利用仿真機，模擬各種正常和非正常條件，驗證ＤＣＳ系統(tǒng)各子系統(tǒng)的顯示、聯(lián)鎖、保護和調(diào)節(jié)功能，及時發(fā)現(xiàn)和消除ＤＣＳ邏輯隱患。另機對機組的仿真過程，提高運行人員和檢修人員對機組事故現(xiàn)象的認識和機組異常工況的快速處理能力。

５進一步的優(yōu)化完善的措施

５．１對機、爐主控重要測量信號異常的報警梳理將機組功率、主汽壓力、給水流量、總送風#、爐膛壓力等冗余測量信號的故障報勢、測量信號重新檢查確認（見表１）。并將冗余信號選擇模塊報警輸出和調(diào)節(jié)偏差報警引出至軟光字牌，當信號異常時，發(fā)出“ＸＸＸ異?！甭暪鈭缶?/span>

５．２增加主要系統(tǒng)輸出指令閉鎖增減功能為防止調(diào)節(jié)系統(tǒng)輸出指令化過快，增加了送風調(diào)節(jié)系統(tǒng)、爐膛壓力調(diào)節(jié)系統(tǒng)、一次風母管壓力調(diào)節(jié)系統(tǒng)統(tǒng)指令與反饋偏差大時，禁止指令向偏差增大方向變化的功能，直到偏差減少后恢復(fù)正常調(diào)節(jié)功能。

５．２．１送風機調(diào)節(jié)系統(tǒng)。爐膛壓力大于５００Ｐａ或總風量指令大于實際風量３００ｔ／ｈ或風機動葉開度指令大于動葉反饋５％，風機動葉膛壓力小于－８００Ｐａ或總風量指令小于實際風量－３００ｔ／ｈ，或風機動葉開度指令小于動葉反饋５％風機動葉開度禁減。

５．２．２爐膛壓力調(diào)節(jié)系統(tǒng)。爐膛壓力小于－８００Ｐａ或風機動葉開度指令大于動葉反饋５％，引風機動葉開度禁增；爐膛壓力大于５００Ｐ開度指令小于動葉反饋５％，引風機動葉開度禁減。

５．２．３一次風母管壓力調(diào)節(jié)系統(tǒng)。一次風母管壓力高于設(shè)定值２ＫＰａ或風機動葉開度指令大于動葉反饋５％，引風機動葉開度禁增；一次風設(shè)定值２ｋＰａ或風機動葉開度指令小于動葉反饋５％，引風機動葉開度禁減。

５．２．４給水調(diào)節(jié)系統(tǒng)?？偨o水流量高于設(shè)定值３００ｔ／ｈ以或單泵入口流量高于設(shè)定值２００ｔ／ｈ，上海自儀公司或給水泵轉(zhuǎn)速指令高于轉(zhuǎn)速反饋３０ｎ，給水泵轉(zhuǎn)速指令禁增；總給水流量低于設(shè)定值３００ｔ／ｈ，或單泵入口流量低于設(shè)定值２００ｔ／ｈ，或給水泵轉(zhuǎn)速指令低于轉(zhuǎn)速反饋３００ｒ泵轉(zhuǎn)速指令禁減。