熱控典型事故案例分析

熱控典型事故案例分析案例1.某公司電纜軟管倒灌水至一次風機6A因出口擋板電動頭，導致一次風機跳閘。2015年7月H日22:41，#6機組運行人員發(fā)現(xiàn)一次風機6A跳閘，聯(lián)跳磨煤機6A/6C，機組負荷減至500MW。風機跳閘后，運行人員確認跳閘原因系“風機運行且出口擋板全關”保護動作所導致，進一步檢查一次風機6A出口擋板電動頭內(nèi)部有積水，清理積水并對電動頭內(nèi)部控制卡件進行烘潮處理，仍無法正常操作，后經(jīng)檢修人員更換控制卡件后電動頭操作正常，7月12日15：10，一次風機6A重新投入運行。原因分析：（1）一次風機6A出口擋板電動頭內(nèi)部進水，導致一次風機6A跳閘。（2）“燦鴻”臺風引起暴雨，造成電纜橋架進水，雨水經(jīng)電纜橋架沿一次風機6A出口擋板電動頭電纜軟管倒灌到電動頭內(nèi)部，引起電動頭控制卡件短路故障。暴露問題：（1）增加電纜軟管時，墨守成規(guī)，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）對全廠電動頭電纜軟管進行檢查，對電纜軟管從上到下走向的電動頭進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、磨的風險，不再增加保護管。案例2.重要保護的一次元件可靠性差，導致軸向位移保護誤動2012年5月6日，某發(fā)電公司#14機組（300MW）在電負荷200MW時,汽機保護系統(tǒng)ETS發(fā)軸向位移ETS動作信號，AST電磁閥動作，汽機跳閘，大聯(lián)鎖保護動作，鍋爐MFT動作，發(fā)電機逆功率保護動作跳閘。原因分析：（1）歷史數(shù)據(jù)顯示軸向位移保護軸向位移1信號點（在保護動作時位移值由-0.48mm突增+1.78mm；而其它的瓦溫、振動、軸向位移無明顯變化；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(wěn)定，是本次保護誤動的直接原因。（2）.軸向位移保護采用二取一邏輯判斷，是本保護誤動的間接原因。（3）元件采購過程，購買了沒有經(jīng)生產(chǎn)驗證、證明設備性能可靠性的設備，是本次保護誤動重要原因。暴露問題：（1）對元器件采購把關不嚴（2）風險意識差，對規(guī)程不熟悉。防范措施：（1）對關鍵保護元件，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，均應有品質判斷功能，降低保護誤動的概率。案例3.某公司軸向位移保護設計不規(guī)范，誘發(fā)的保護誤動2016年2月1日10時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一次風機、送風機和引風機運行，A、B汽動給水泵運行。其他各系統(tǒng)和設備運行參數(shù)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(nèi)端子排上拆解大機#1軸承瓦振信號線的過程中，由于用力稍大，使得鄰近的接線不牢固的#2機組軸向位移信號1線開路，輸出值原來的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）未及時緊固接線，信號線標號不清楚，光線不充足。暴露問題：（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4：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51分，運行人員發(fā)現(xiàn)汽動給水泵油動機的一個開度反饋突然由41.54降為-25,機組其它參數(shù)穩(wěn)定。熱工檢修人員13時05分趕到達現(xiàn)場，檢查發(fā)現(xiàn)汽動給水泵油動機 LVDT1連桿脫落，即辦理工作票進行檢修，14時08工作票辦理完畢。14時18分在重新連接LVDT1時，LVDT1反饋值瞬間升高至55%，小機調門指令由25%升至34%，汽動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，因偏差大給水自動切除，運行人員立即手動調整水位，調整無效，汽包水位最高升至305mm，14時20分，汽包水位高保護動，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，自動判斷為壞點，不影響運行。但‘壞點’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，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，未將閥門控制卡上LVDT1接線拆除；或未將LDTV1信號強制為0.（3）自動回路判斷閥門開度遠大于調門指令，且偏差超出允許值，程序立刻執(zhí)行自/手動切換命令，小機調門指令在瞬間由 25%上升至34%。原則上，控制器只有在手動情況下才執(zhí)行控制指令跟蹤閥位的功能，不存在閥門閥位越變現(xiàn)象。而在本事故中，功能模塊執(zhí)行順序不正確，因而出現(xiàn)首先執(zhí)行控制器指令跟蹤功能，后執(zhí)行自動/手動切換功能（因時間太短，未完全跟蹤）的現(xiàn)象。（4）運行人員反應不及時。暴露的問題（1）小機LVDT1脫落現(xiàn)象暴露出熱工人員檢修質量不過關、日常巡檢不到位。（2）早期控制系統(tǒng)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(tǒng)邏輯功能過度信賴，對可能發(fā)生的問題估計不足，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的危害性估計不足，執(zhí)行安全措施意志不堅定。防范措施（1）對LVDT1進行重新連接并緊固，同時對LVDT2螺栓進行了緊固。對振動劇烈環(huán)境中的接線進行排查，采取緊固、增加墊片、備用螺母等措施。加強日常巡檢，同時完善相關邏輯（增加緩沖判斷環(huán)節(jié)、調整模塊執(zhí)行順序），避免類似缺陷再次發(fā)生。（2）處理重要系統(tǒng)缺陷時，從故障處理過程中可能發(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)，做好危險點分析和安全技術措施；如在當前無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(zhí)行；如條件不具備或熱工人員無法確保安全的工況下，應在低負荷段、停機狀態(tài)下進行檢修等。（4）熱工部門認真執(zhí)行工程質量驗收工作、加強熱工人員的技能及安全培訓。案例5：某公司300MW機組鍋爐總風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機組鍋爐總風量小于25%保護動作。經(jīng)檢查發(fā)現(xiàn)，#3機組#10DPU柜D2卡件故障，導致故障卡件上的兩路總風量小于25%信號誤發(fā)，鍋爐最小總風量保護MFT動作。原因分析：#10DPU柜內(nèi)D2卡件上第17、18通道為鍋爐總風量低于25%信號的輸出通道，且此信號輸出繼電器采用常閉節(jié)點（正常工作時帶電）；當卡件故障或失電時，輸出繼電器失電，導致風量低信號發(fā)出，觸發(fā)了鍋爐總風量低MFT保護動作。暴露問題：（1）重要保護冗余信號未充分分散配置。DCS系統(tǒng)#10DPU柜內(nèi)D2卡件上設置兩個鍋爐總風量低于25%通道輸出，一旦卡件故障或失電，將造成鍋爐總風量低于25%保護（三取二）中的兩個條件成立，保護動作。（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)中沒有認真梳理排查裝置性安全隱患。防范措施：（1）根據(jù)《火力發(fā)電廠熱工保護系統(tǒng)設計技術規(guī)定》（ DL/T5428-2009）第5.3.5.3條“冗余I/O信號應通過不同的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，分散配置最小風量信號輸出信號。（2）對主保護和重要輔機保護進行梳理，發(fā)現(xiàn)保護冗余輸入信號的分散性不滿足規(guī)程要求的，應積極進行整改，避免再次發(fā)生因卡件故障導致的保護誤動。案例6：某電廠300MW機組磨煤機軸承燒毀事故某電廠鍋爐采用東方鍋爐廠生產(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(tǒng)為中間儲倉式制粉系統(tǒng)，四臺鋼球磨煤機承擔機組的制粉工作。2014年某月某日，機組帶滿負荷運行，四臺磨煤機正常工作。突然，巡視人員現(xiàn)場發(fā)現(xiàn)B磨煤機軸承燒紅，通知集控運行人員及時將B磨停下。運行人員及時調看B磨煤機軸承溫度，發(fā)現(xiàn)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℃時保護未動作，經(jīng)熱控人員檢查發(fā)現(xiàn)是由于邏輯里面的連接的保護測點不是實際的溫度測點。（2）未設置有溫度超溫聲光報警，在溫度達到報警值時未及時提醒運行人員。（3）運行人員監(jiān)盤不力，溫度上升過程高達2個小時，在2個小時的時間里運行人員未發(fā)現(xiàn)磨煤機B軸承溫度異常。暴露問題：（1）重要參數(shù)未設置聲光報警。（2）機組保護邏輯試驗時，未按要求在現(xiàn)場測點處模擬。（3）運行人員監(jiān)盤不認真。防范措施：（1）嚴格執(zhí)行標準規(guī)范，機組停機時間達到標準規(guī)定的時間時應做所有輔機及主機的保護邏輯靜態(tài)試驗。（2）做靜態(tài)試驗時采取在源點加模擬信號的方法進行。（3）增設重要參數(shù)的報警窗口。案例7.某公司不按要求的方法進行聯(lián)鎖保護試驗，導致再熱器空燒保護誤動。2013年8月27日，某發(fā)電公司#2機組（660MW）在A修后點火啟動過程中，熱工人員根據(jù)值長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動作，機組停機。原因分析：（1）事故后調查發(fā)現(xiàn)，減溫水截止閥關閉信號被誤當作低旁關閉信號被接入再熱器防空燒保護回路。由于某種原因，減溫水截止閥關閉，從而觸發(fā)了再熱器防空燒MFT保護動作；（2）該保護誤動的另一原因是，調試單位及發(fā)電公司的熱工人員在調試過程中和列次機組啟動前未嚴格執(zhí)行熱工連鎖保護試驗‘實做’的要求進行試驗，而是采用了軟件模擬的方法進行試驗，喪失了多次發(fā)現(xiàn)保護邏輯缺陷的機會。暴露問題：（1）公司在基建調試過程中，相關檢修人員沒有認真參與。（2）公司的聯(lián)鎖保護試驗防范不規(guī)范，把關不嚴。防范措施：（1）認真執(zhí)行連鎖保護的試驗要求，從嚴制定聯(lián)鎖保護試驗卡，規(guī)范試驗防范；如涉及閥門開或關、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行。（2）嚴格把關試驗的過程，杜絕不規(guī)范的試驗方法。案例8.投/退凝氣器真空保護，導致ETS誤動。2012年5月15日，某發(fā)電公司在機組（350MW）啟動過程中，熱工人員根據(jù)值長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保護動作，機組跳閘。原因分析：（1）事故后調查發(fā)現(xiàn)，熱工人員在真空壓力開關回裝完畢后，忘記打開取樣管的二次門，凝汽器真空低信號一直保持著；該保護投入后，凝氣器真空低保護立刻動作，是本次事故的直接原因。（2）該機組采用雙PLC控制器實現(xiàn)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(zhí)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，無法實現(xiàn)先監(jiān)控后投保護的正常操作過程。（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不能確定（專攻方向不同造成的）的，應咨詢精通本領域的同事，而后進行工作（2）更新PLC控制器，優(yōu)化ETS保護系統(tǒng)，實現(xiàn)保護信號及保護狀態(tài)的監(jiān)控、保護系統(tǒng)投入的功能。（2016年8月份，西北某國電電力公司發(fā)生機會完全一樣的故障）案例9.將閥門行程開關動作信號等同于閥門狀態(tài)信號，導致磨煤機誤動2013年3月11日，某發(fā)電公司#2機組（350MW）E磨煤機出口#3、#4煤粉排出閥同時瞬時出現(xiàn)關閉信號，引起磨煤機 E跳閘，保護誤動2次。原因分析：.事后調查發(fā)現(xiàn)閥門電纜絕緣較差，在某種外在干擾因素的影響下，煤粉排出閥的關閉行程開關兩根信號線之間出現(xiàn)瞬時短路，誤發(fā)煤粉排出閥關閉行程開關動作信號；.由于在磨煤機保護里，將煤粉排出閥關閉行程開關動作信號等同于煤粉排出閥關閉狀態(tài)，最終導致磨煤機跳閘信號。暴露問題：（1）.混淆閥門開、關狀態(tài)與閥門開關行程狀態(tài)的之間的關系。（可靠性規(guī)程：其它執(zhí)行機構與行程開關的規(guī)定）防范措施：（1）.從閥門驅動模塊特定端口取閥門關狀態(tài)信號。（2）.采用閥門開行程未動作信號與關行程開關動作信號共同搭建閥門關狀態(tài)。案例10：某電廠因低加旁路電動門未聯(lián)鎖打開，鍋爐 MFT動作2015年05月27日02時30分左右，某電廠#1機#1一次風機動葉執(zhí)行機構反饋全開，而后又全關，主汽溫度降低，最低降至400℃，當時負荷為441MW，02時34分，#6低加水位高于640mm，低加解列條件觸發(fā)，#6低加入口電動門和#5低加出口電動門聯(lián)鎖關閉，#5、#6低加旁路電動門聯(lián)鎖開指令發(fā)出，而閥門就地未動作，導致除氧器水位無法補水， 02：44分，除氧器水位低于1500mm，兩臺給水泵跳閘，鍋爐MFT動作。原因分析（1）一次風機動葉執(zhí)行機構反饋跳變。一次風機動葉執(zhí)行機構為Limitorque牌電動執(zhí)行器，在長期使用過程中多次發(fā)生動葉擺動影響機組運行的情況，分析認為可能為執(zhí)行器的控制板發(fā)生故障，導致執(zhí)行器的控制系統(tǒng)紊亂，自身進行開關，影響風機出力。（2）#5、#6低加旁路電動門聯(lián)鎖未能打開。

#1機跳閘后，#1機跳閘后，04：30分，模擬低加解列試驗，#5、#6低加旁路電動門可以正常聯(lián)鎖打開。結合#1機組啟動前的閥門試驗以及停機以后運行人員的手動試驗結果判斷，在低加解列過程中，低加旁路閥前后可能存在較大的壓差、旁路閥執(zhí)行器的力矩太小等因素，導致低加旁路閥聯(lián)鎖打開失敗。（3）主汽溫度低保護未正常動作。機組運行中，主汽溫低保護沒有正常動作，分析可能導致保護拒動的原因：a.該保護在機組性能試驗過程中退出，試驗完成后熱工人員未及時投入，