电厂热工故障机组跳闸

电厂热工故障机组跳闸（共7篇）

1.电厂热工故障机组跳闸 篇一

电厂设备热工专业常见故障分析与处理

1、取样表管堵

托电在磨煤机、空预器等部位的压力、差压采用了导压管直接取样，取样表管堵塞的故障经常出现。故障现象：表现为压力无变化、差压升高、开关不动作、压力升高、差压降低等。故障原因： 1)设计缺陷：托电一期在设计中就没有取样管吹扫装置，造成取样管经常性被煤粉或灰堵塞。二期虽然设计了取样管吹扫装置，但一直未正常投用。发现这一问题后，经于热工室相关人员联系投用相关吹扫装置，未得到认可，主要担心吹扫装置投用时和投用后会影响到设备的运行工况。2)没有缓冲罐：设计中没有在取样口部位设置缓冲罐。3)吹扫不彻底：托电一期磨煤机的取样设计为一个取样口带多个设备，如压力、差压、开关等，吹扫时限于工况、时间、措施等原因，没有彻底将所有取样管线全部吹扫干净，遗留了隐患 处理方法：吹扫

处理效果：二期设备现在的办法是设备出现问题后，先吹扫，之后将吹扫装置投用，投用吹扫装置后，吹扫次数明显减少。遇小修或大修时，将所有取样管彻底吹扫后，将所有取样吹扫装置投用，相信会有很大的改善。一期限于设备的限制，现在只是出现问题立即吹扫，已经提出改造计划，希望能彻底解决这一问题。

2、温度测点波动

事故现象：测点表现为无规则波动 事故原因： 1)就地设备接线松动。2)接线盒接线松动。处理方法： 1)查找松动处。2)重新紧固。3)螺丝无法紧固的立即更换。

处理效果：螺丝松动的原因一是安装调试时没有紧固良好，另外由于没有使用防松动垫圈，机组长期振动较大造成。已经提计划采购防松动垫圈，逐步更换，争取最大程度减少这类事故。

3、温度测点坏点

事故现象：测点指示最小或最大，成为坏点 事故原因： 1)就地设备接线松动。2)接线盒接线松动。3)就地设备接线短路。4)接线盒接线短路。5)温度元件短路，元件已损坏。6)温度元件断路，元件已损坏。处理方法： 1)测量温度元件阻值。2)检查就地接线。3)检查接线盒接线。4)更换温度元件。5)紧固或更换螺丝。

处理效果：对于重复损坏的元件，采取更换取样地点、更换特殊保护套管。松动处紧固后，表现良好。

4、吹灰器行程开关

故障现象：吹灰器不动作、超限位 故障原因： 1)行程开关不动作：由于机械犯卡，造成开关不动作。开关本身损坏，造成不动作。机械限位超限，开关无法自动复位，造成不动作。2)行程开关位置设置不好：位置设置靠前或靠后，吹灰器行进到位后无法停止，继续行走，造成吹灰器脱位，需重新设置限位。3)线路故障：线路虚接或松动，造成开关不动作或误动作。处理方法： 1)检查开关：开关有无卡涩、动作是否灵活、准确。2)位置检查：手动运行吹灰器，观察行程是否到位、是否超限。重新合理、正确设置开关位置。3)线路检查：检查线路连接是否有松动现象，紧固接线端子，更换螺丝等必要的附件。

处理效果：吹灰器的主要问题就表现在行程开关上，只要对行程开关认真、仔细的重新设定，热工部分可以保证处于良好的运行工况。

5、二期低加液位开关

故障现象：开关经常性误动作 故障原因： 1)设计问题：二期低加液位开关设计的安装位置离设备太远，需经较长的连通管路。首先，响应时间有滞后。其次，低加的温度较高，较长的连通管路对保温要求较高。设计时没有考虑管路内气体排放的问题，管路有几处上下弯管。2)施工问题：施工时未严格按要求施工，管路布置为水平状。3)气体影响：由于上述两种原因，造成取样桶内及取样管内气体无法排放而堆积，取样桶及取样管内温度较高，从而造成液位波动，而使开关误动作。处理方法：二期设备自运行以来，低加液位开关经常出现问题，未实施改造前，只有强制联锁，避免造成由于开关的误动作而造成更严重的后果。后于临修期间，先后对三号、四号机组的低加取样进行了改造。将原取样管的多处折弯处全部改为直管段，并严格按照标准施工，避免管内积留气体。处理效果：改造后，经一周时间的观察，运行效果良好，解除联锁强制，正常投用。投用后至今，运行良好。

6、一期石子煤闸板门 故障现象：闸板门不动作 故障原因： 1)门体犯卡。2)开关反馈故障：由于石子煤所处环境恶劣，开关机械部分进灰，造成开关卡涩，无法正确动作。开关本体进灰，造成开关无法正确动作。开关本身故障，造成开关不动作或误动作。3)就地按钮（转换开关）故障：由于长期振动，就地按钮（转换开关）出现松动，运行人员不通知维护人员，强行操作，造成开关损坏。按钮（转换开关）本身故障，造成开关不动作或误动作。处理方法： a)通知机务人员处理门体犯卡问题。b)检查、清理开关：检查开关动作是否良好，是否进灰，动作反馈是否正确。c)检查就地按钮（转换开关）：检查就地按钮（转换开关）是否松动，动作是否良好，是否正确，紧固就地按钮（转换开关）。处理效果：处理效果良好。一方面使用质量好的按钮（转换开关），并加强巡检力度与频次，做到此类事故防患于未然。另外，定期清理行程开关的积灰，做好预防措施。

7、二期石子煤闸板门 故障现象：闸板门不动作 故障原因： 1)门体犯卡。2)开关反馈故障：由于环境温度较高，加之开关质量不好，造成开关内部动作部件（塑料制品）经常损毁。由于石子煤所处环境恶劣，开关机械部分进灰，造成开关卡涩，无法正确动作。开关本体进灰，造成开关无法正确动作。开关本身故障，造成开关不动作或误动作。3)就地按钮（转换开关）故障：由于长期振动，就地按钮（转换开关）出现松动，运行人员不通知维护人员，强行操作，造成开关损坏。按钮（转换开关）本身故障，造成开关不动作或误动作。处理方法： 1)通知机务人员处理门体犯卡问题。2)检查、清理开关：更换质量较好的开关。检查开关动作是否良好，是否进灰，动作反馈是否正确。3)检查就地按钮（转换开关）：检查就地按钮（转换开关）是否松动，动作是否良好，是否正确，紧固就地按钮（转换开关）。

处理效果：处理效果良好。一方面使用质量好的按钮（转换开关），并加强巡检力度与频次，做到此类事故防患于未然。另外，定期清理行程开关的积灰，做好预防措施。开关自身出现问题及时更换质量较好的开关。

8、磨煤机出口闸板门反馈故障

故障现象：磨煤机出口闸板门反馈不对或门无法动作 故障原因： 1)开关反馈故障：由于所处环境恶劣，开关机械部分进灰，造成开关卡涩，无法正确动作。开关本体进灰，造成开关无法正确动作。开关本身故障，造成开关不动作或误动作。2)由于开关的反馈不到位，造成程序无法正确的执行，如该打开时关到位的信号却没有回来，反馈不对造成门无法动作。

处理方法：检查、清理开关：更换质量较好的开关。检查开关动作是否良好，是否进灰，动作反馈是否正确。

处理效果：处理效果良好。加强巡检力度与频次，做到此类事故防患于未然，定期清理行程开关的积灰，做好预防措施。开关自身出现问题及时更换质量较好的开关。

9、磨煤机密封风门反馈故障

故障现象：磨煤机密封风门反馈不对或门无法动作 故障原因： 1)开关反馈故障：由于所处环境恶劣，开关机械部分进灰，造成开关卡涩，无法正确动作。开关本体进灰，造成开关无法正确动作。开关本身故障，造成开关不动作或误动作。2)由于开关的反馈不到位，造成程序无法正确的执行，如该打开时关到位的信号却没有回来，反馈不对造成门无法动作。

处理方法：检查、清理开关：更换质量较好的开关。检查开关动作是否良好，是否进灰，动作反馈是否正确。

处理效果：处理效果良好。加强巡检力度与频次，做到此类事故防患于未然，定期清理行程开关的积灰，做好预防措施。开关自身出现问题及时更换质量较好的开关。

10、点火枪、油枪故障

故障现象：点火枪、油枪故障反馈不对或无法动作 故障原因： 1)电磁阀故障：由于所处环境恶劣，电磁阀内部进灰，造成动作不到位，电磁阀串气、漏气，使得点火枪、油枪动作不到位或不动作。2)开关反馈故障：由于所处环境恶劣，开关机械部分进灰，造成开关卡涩，无法正确动作。开关本体进灰，造成开关无法正确动作。开关本身故障，造成开关不动作或误动作。3)由于开关的反馈不到位，造成程序无法正确的执行，如该打开时关到位的信号却没有回来，反馈不对造成门无法动作。处理方法： 1)检查清理电磁阀：手动试运，观察电磁阀是否动作，动作是否良好。若电磁阀有问题，拆开电磁阀进行清理、润滑、回装。更换新电磁阀。2)检查、清理开关：更换质量较好的开关。检查开关动作是否良好，是否进灰，动作反馈是否正确。

处理效果：处理效果良好。加强巡检力度与频次，做到此类事故防患于未然，定期清理电磁阀和行程开关的积灰，做好预防措施。电磁阀和开关自身出现问题及时更换质量较好的电磁阀和开关。

11、炉管泄漏报警

故障现象：炉管泄漏经常误报警

故障原因：设备质量不稳定造成。该设备运行极不稳定，其电子部分的灵敏度难于掌握，在说明书上没有明确表达，咨询厂家也没有具体的方案和标准。处理方法： 1)使用厂家配套的检测设备，对二次表进行检查。2)调整二次表的灵敏度。3)使用别的一次元件替换实验。4)使用别的二次元件替换实验。5)更换一次或二次元件。

处理效果：效果不是非常好，有重复故障的出现。已经联系厂家前来处理。

12、炉管泄漏堵灰报警

故障现象：炉管泄漏堵灰经常报警

故障原因：检测管确实堵灰，造成报警出现。堵灰的原因是该检测装置配有定期吹扫装置，但运行人员却不使用该装置，造成检测管堵灰。处理方法： 1)拆下一次元件。2)捅开灰。3)回装。4)检查是否报警。

处理效果：全是应急方法，未从根本上解决问题。

13、烟风系统风门挡板反馈

故障现象：烟风系统风门挡板反馈不对或挡板无法动作 故障原因： 1)门体犯卡：此原因占此类故障的大多数。2)开关反馈故障：由于所处环境恶劣，开关机械部分进灰，造成开关卡涩，无法正确动作。开关本体进灰，造成开关无法正确动作。开关本身故障，造成开关不动作或误动作。3)由于开关的反馈不到位，造成程序无法正确的执行，如该打开时关到位的信号却没有回来，反馈不对造成门无法动作。处理方法： 1)通知机务人员处理。2)检查、清理开关：检查开关动作是否良好，是否进灰，动作反馈是否正确。处理效果：加强巡检力度与频次，做到此类事故防患于未然，定期清理行程开关的积灰，做好预防措施。开关自身出现问题及时更换质量较好的开关。

14、压力变送器指示不准

故障现象：压力指示偏高或偏低 故障原因： 1)变送器零点漂移。2)变送器渗漏。处理方法： 1)关闭二次门。2)使用手操器检查变送器的零点。3)调整变送器零点。4)检查有无渗漏。

处理效果：变送器零点漂移属于正常现象，处理完成后效果较好。少数时候属于变送器外部问题，如渗漏造成，处理后效果良好。

15、就地压力表

故障现象：压力表指示不准、损坏 故障原因： 1)质量问题：一些就地表计选择厂家不好，仪表质量较差，造成损坏。2)选型不当：就地表计量程选择不当，量程选择较小，仪表波动极易造成损坏。泵体出口处应选择耐振型就地表，却选用普通压力表，造成损坏 3)安装问题：波动较大的地方，没有加装阻尼器，造成仪表损坏。处理方法： 1)拆回校验。2)检查修理。3)更换新表。4)增加阻尼器。处理效果：处理效果良好，基本没有发生重复性故障。限于设备运行工况的影响，以及备品备件的制约，无法全面的根除。

16、化学水转子流量计

故障现象：流量指示不准、无指示

故障原因：该流量计采用波轮式转子，由于测量管内被测液体较脏，液体内的塑料、生料带等细小而柔软的物品缠绕在波轮上面，造成波轮转动不灵活或不转动，甚至造成波轮的损坏，从而影响测量的准确性，或者造成设备的损坏。处理方法： 1)拆下转子。2)清理波轮。3)更换转子。4)回装转子。

处理效果：受运行工况的影响，无法彻底根除此类故障。已经提出改造计划，将现有流量计更换为非接触式的流量计（超声波流量计）。

17、化学水气动门

故障现象：反馈不对或门不动作 故障原因： 1)质量问题：该气动门的反馈开关选用的是微动开关，质量不过关，由于本身的问题，造成开关反馈不对。2)固定方式问题：该微动开关固定只有对角的两个螺丝，而气动门开关的力量较大，时间一长造成开关移位，无法正确反馈。处理方法： 1)检查开关动作情况是否良好。2)检查开关动作是否正确。3)更换开关。4)重新紧固开关。

处理效果：对于松动的开关，紧固后效果良好。损坏的开关，更换新的开关后，重新调整固定位置，效果良好。

18、氢站减压阀

故障现象：减压阀漏气或气动门动作不良好 故障原因： 1)气体腐蚀：氢站所处环境中，含有大量腐蚀性气体，对减压阀的密封圈的腐蚀较大，长时间的腐蚀造成密封圈损坏，造成减压阀泄漏。泄漏严重时造成气动门动作不良好。2)减压阀质量问题。处理方法： 1)拆开减压阀。2)更换垫圈、密封圈。3)紧固、回装。4)更换减压阀。

处理效果：建议全部更换为高耐腐蚀型减压阀。

19、：一期化学水空压机

故障现象：排气温度高报警经常出现 故障原因： 1)机务问题：未按时更换滤网、油脂。2)原件问题：测温元件采用热电阻，出现国一次因为元件损坏而发生报警的问题。处理方法： 1)通知机务人员处理。2)报警确认、消除。3)重新启动。

处理效果：受备品备件不足的影响，经常做重复性工作。20、二期化学水流量计

故障现象：流量计指示不准 故障原因： 1)安装问题：该流量计选用rosemount公司的皮托管流量计，安装时未进行良好、准确的校验，导致所有表计在运行后先后反映出测量不准的现象。2)零点漂移：使用一段时间后出现零点漂移，造成仪表测量不准。处理方法： 1)拆回。2)重新校验。3)使用手操器归零。4)回装。

21、汽车采样

故障现象：经常报警而无法使用 故障原因： 1)原设计的汽车采样是用来抽样检查，现在托电实际的使用方式为每一个送煤车都要采样，造成设备长时间的超负荷运转。2)碎煤块清理不及时：采样系统有余煤回放的功能设计，在余煤回放的过程中，一些碎煤块落在设备和平台上面，由于清理不及时造成堆积，影响设备的正常运行。处理方法： 1)清理夹杂在设备间的碎煤块。2)确认报警、复位系统。3)重新启动。

22、伸缩头

故障现象：伸缩头不动作或脱轨 故障原因： 1)接近开关失灵：长期振动引起开关固定锁母松动，造成开关离接触片脱出有效距离。2)接近开关损坏：卫生清理人员野蛮操作，用水直接冲洗接近开关，长时间的野蛮操作造成开关内部损毁。3)控制箱内故障：环境潮湿，控制箱密封性不好，加之卫生清理人员用水直接冲洗控制箱，造成按钮、转换开关的内部短路，以及控制箱内部的短路，损毁设备并造成设备无法正常运行或出现脱轨现象。处理方法： 1)重新固定接近开关。2)检查接近开关的动作情况。3)检查按钮、转换开关的动作情况和绝缘情况。4)检查控制箱内部的绝缘情况。5)更换接近开关、按钮、转换开关等部件。

处理效果：如果不解决冲洗的问题，现在所做的工作只是临时救急。

23、多管除尘器进水球阀

故障现象：球阀不动作或长时间进水不停 故障原因： 1)球阀犯卡：由于除尘器所用的水是二次净化后水，水质较差，球阀经常性被杂物卡涩。2)球阀位置齿轮或电机损毁：球阀犯卡不严重时，阀体还可勉强动作，但力矩加大，又由于位置齿轮为塑料制品，长时间使用造成齿轮损毁或电机烧毁。3)控制箱进水：控制箱密封性不好，加之卫生清理人员用水直接冲洗控制箱，造成按钮、转换开关的内部短路，以及控制箱内部的短路，损毁设备并造成设备无法正常运行。处理方法： 1)通知机务人员处理。2)检查按钮、转换开关。3)更换按钮、转换开关。4)更换位置齿轮或电机。5)试运。

处理效果：由于水质的问题无法解决，所以提出改造方案，增加入口滤网，电动门改型，待改造后彻底解决此类问题。

24、多管除尘器推杆

故障现象：不动作或误动作 故障原因： 1)机务犯卡：机械卡涩造成不动作。2)虚假液位：煤泥堆积，造成虚假液位，使得推杆误动作。处理方法： 1)通知机务人员处理。2)拆开液位计。3)清理煤泥、液位计。4)回装、试运。

处理效果：已经提出改造方案。

25、输煤煤仓间排污泵

故障现象：液位高时不启动 故障原因： 1)液位浮飘损毁：有浮飘自然损毁，也有浮飘被卷入排污泵而损毁。2)控制箱进水：控制箱密封性不好，加之卫生清理人员用水直接冲洗控制箱，造成按钮、转换开关的内部短路，以及控制箱内部的短路，损毁设备并造成设备无法正常运行。处理方法： 1)更换浮飘。2)检查按钮、转换开关的动作情况和绝缘情况。3)检查控制箱内部的绝缘情况。4)更换按钮、转换开关等部件。

26、除灰电磁阀

故障现象：电磁阀不动作

故障原因：除灰系统的电除尘装置采用了许多电磁阀参与控制，除灰系统是克莱得公司的产品，电磁阀采用海隆公司的产品。该系统中，电磁阀控制气动门启停之后，去到泵体密封隔膜处，再返回到压力开关作为系统正常与否的反馈信号。实际运行中由于泵体密封隔膜除经常破损，导致大量的灰进入气路系统，造成电磁阀失灵和损毁。处理方法： 1)拆除电磁阀。2)清理、修复。3)更换电磁阀。4)吹扫管路和相关气路。5)回装、试运。

处理效果：清理、修复、更换电磁阀都不是彻底解决问题的办法，已经提出改造方案，彻底解决这类问题。

27、除灰冷干机

故障现象：发冷凝温度或蒸发温度报警造成停机 故障原因： 1)温度实际低：由于机器本身的问题造成冷凝温度和蒸发温度实际偏低。2)温变故障：温度变送器本身质量不过关，损毁后造成误发报警。处理方法： 1)通知机务人员、协调厂家。2)校验温变。3)更换温变。4)报警复位、重新启机。

处理效果：多次联系厂家前来，厂家也没有好的解决办法。

28、灰库雷达料位计

故障现象：料位计指示无变化或偏低 故障原因： 1)雷达料位计的信号缆绳接触到料位计安装保护套管上，造成信号无变化。2)雷达料位计的信号缆绳由于灰的流动而偏移、弯曲严重，造成指示偏低。处理方法： 1)将料位计拔出。2)重新施放。3)投用、观察。

处理效果：原设计中并未强调信号缆绳必须固定，经实际使用应该加以固定，待小修有机会放空灰库时加以固定，以彻底解决此问题。

29、渣水系统液位计

故障现象：液位计无指示或指示最大

故障原因：该系统的液位计选用妙声力的超声波液位计，该液位计运行比较稳定可靠。由于所测量的液位池内蒸汽很大，长时间对液位计进行熏蒸，造成液位计失灵。

处理方法： 1)拆除液位计。2)对液位计进行烘干、晾制。3)回装、试运。

处理效果：发现该问题后我们对液位计的安装方式进行了改进，减少蒸汽对其的直接熏蒸，效果非常明显。30、感温电缆

故障现象：感温误报警

故障原因：施工人员作业时，不文明施工，踩坏感温电缆，造成感温电缆短路。处理方法：更换感温电缆 处理效果：良好

31、烟感探测器

故障现象：误报警或上位机不识别 故障原因： 1)灰尘过大造成烟感误报警。2)蒸汽过大造成烟感误报警。3)烟感因进水而腐蚀。4)地址码丢失。5)底座与烟感接触不良 处理方法： 1)处理灰尘源。2)处理蒸汽源。3)更换烟感。

处理效果：良好

2.电厂热工故障机组跳闸 篇二

锅炉金属壁温元件原设计251支, 其中屏式过热器壁温30支, 末级过热器管壁温度30支, 末级再热器壁温81支, 垂直水冷壁24支, 螺旋管圈水冷壁146支, 后根据运行监测需要, 在屏式过热器和末级过热器共增加43支壁温, 共安装294支。

金属壁温元件的安装位置在锅炉承压部件上, 特别是高过、高再测点均在9Cr-1Mo的合金钢管上。

1.1 前期准备工作

施工前期首先根据图纸仔细核对壁温安装具体的位置, 并用记号笔在安装点做好明显标记, 将设计编号写在旁边, 便于施工人员将热电偶与测点一一对应。确认无误后才进行安装工作。

1.2 安装施工工作

开始支架制作安装, 根据现场安装位置确定支架尺寸, 用切割机下料后。用“U”型卡将支架固定在顶棚吊杆上, 金属壁温元件的前端固定装置是一个一面呈半圆型、中间有扁形槽的的长方体不锈钢块, 将不锈钢块紧贴在受热管管壁上, 在不锈钢块的上下侧各点焊1点使之固定 (注意:焊接时, 考虑到9Cr-1Mo与1Cr18Ni9Ti之间是异种钢焊接, 所以用不锈钢焊丝) , 在不锈钢块的侧面有1个M6的螺栓孔。首先对温度元件进行试装, 将元件插入不锈钢块的槽中, 确认已插到底部, 拧紧固定螺丝, 使之固定紧密。

热电偶元件安装。过热器及再热器管壁温度测点均安装在离顶棚管上面100mm内的垂直管段上, 各测点标高一致, 安装人员从试验室领取热电偶, 试验人员测量安装前热电偶正负极间电阻值和绝缘电阻, 并做好记录。安装人员领取热电偶时应对其外观、长度、编号进行检查核对。安装时, 重复试装步骤, 确认已插到底后, 用记号笔做一记号, 沿悬吊管将铠装热电偶固定并引出罩壳外, 穿越罩壳时, 采用保护管加以保护以免温度元件损伤。最后将热电偶引到预先做好的小线槽中, 并通过小线槽引到就地接线盒中 (如图1) 。人员再次测量热电偶正负极间电阻值和绝缘电阻。小线槽和接线盒均安装在锅炉炉顶的大罩上, 安装小线槽时要注意线槽底部要确保高于炉顶的保温层面, 一般保温厚度为25cm左右。实际证明, 这一套施工工序是行之有效的, 安装后, 试转期间, 所有金属壁温测点均在CRT上有效显示。

2 汽机TSI仪表安装

国电常州电厂TSI仪表采用Epro公司生产的mms6000系列汽轮机监视仪表, 每个监视项目由探头 (传感器) 、前置器、监视器三部分组成。监视器采用机箱式结构, 安装在电子间的TSI柜中, 探头装在就地, 和装在接线盒中的前置器以延伸电缆相连。采用的传感器有:电涡流式传感器用来监测差胀、轴位移、偏心度、相位角、转速、零转速和轴振动;磁电式传感器用于监测轴承座振动 (也叫瓦振) ;缸胀采用线性差动变压器式传感器 (LVDT) 。

2.1 前期准备工作

检查各探头检测面有无裂纹、凹凸不平等缺陷、延长电缆的外层绝缘, 探头绝缘。

因为测量轴承振动的探头长度较长, 我们检查其平直度, 方法是:将其螺纹段紧贴玻璃台面滚动, 观察探头检测面的移动轨迹应是直线。

将每个监视项目的探头 (传感器) 、前置器、监视器核对型号并做好标识。送出检定时给检定部门提供相关参数:制造厂的探头安装间隙值、报警和跳机定值;胀差监视器的指示增大时探头与被测面是趋近还是趋远。并根据汽轮机制造厂资料中各探头的安装间隙折算出各探头的安装间隙所对应的电压值, 以备安装时使用。

核对探头和支架的安装位置:检查支架、安装孔内螺纹、安装孔周围的结合面;清除支架安装孔边上的毛刺和丝牙内的油污铁锈杂物。所有要旋入探头螺纹进行试装, 如螺纹啮合不好, 用丝锥进行修理或在探头的螺纹上涂研磨膏旋入进行研磨。

检查转子上键槽的槽口并清除毛刺。

2.2 安装施工工作

前期工作完成后, 进行支架的安装:保证支架有一定的钢性, 安装支架使用弹簧垫圈, 固定牢固、端正, 最后在支架上钻孔打入定位销。轴向位移 (RP) 和胀差 (DE) 的支架固定后, 保证探头安装后其检测面与被测面水平和径向方向平行。

转速、零转速 (ZS) 探头的支架固定后, 使探头检测面正对测速盘:转子轴向应不偏向一边, 转子径向方向能对准轴心。否则就调整支架, 满足要求后固定牢固。安装时, 安装间隙为探头检测面正对齿顶的间隙, 测量间隙电压达到规定值时固定探头并锁紧。如图2:转速与零转速。

偏心 (RS) 和键相 (K准) 支架固定后, 使探头检测面正对转子凸缘。转子上的键槽旋转到键相 (K准) 探头下方时, 其槽口能包容探头检测面。

在机务轴承箱内的工作应已结束, 轴承箱内部和被测面已清理干净后, 我们开始探头的安装工作, 此时, 先将监视器与前置器之间的电缆和监视器电源回路已接线完毕, 先通电检查仪表工作正常, 在前置器端子上能测到24VDC电压, 可以认为具备安装条件。偏心和键相探头的安装与零转速探头安装方法一样, 只是键相探头安装时, 转子上的键槽要完全避开探头检测面。

轴向位移 (RP) 探头安装。轴向位移探头共4支分布在轴的两侧, 安装时转子推力盘应顶足推力瓦工作面, 此时可认为转子轴向位移为零。并紧探头的固定螺栓确认安装合格。

胀差 (DE) 探头安装。本期工程, 高压缸胀差与低压缸胀差各1只, 安装方式也不同, 如图3为高压缸胀差的安装, 先将支架安装在前箱内部的予留孔上, 用螺栓固定。再将探头从侧边的孔中穿出, 迎向盘面, 慢慢旋旋纽, 调整探头面与盘面的间隙使前置器输出电压达到规定值, 固定探头并锁紧。

振动探头安装。轴承座振动探头的安装:先将附件螺丝旋在探头上, 用大平口螺丝刀拧紧, 再将其装在轴承座上, 并使其与轴承座的结合面紧密牢固。轴振动探头的安装:先将探头的引线盒牢固地固定在轴承座上, 它们之间有金属包边的橡胶垫圈 (一个附件) , 盒盖的朝向便于探头的安装;用手旋入探头, 当感觉探头触到转子时回旋两圈, 再接好电缆, 测量前置器输出电压, 并调整探头位置使其达到规定电压值, 最后用扳手固定探头并锁紧。

3 延长电缆的处理

航空插头接好后套上热缩管并用电吹风加热使其套牢, 防止接地;插头的连接处留在轴承箱内和引线盒内, 以便日后探头的拆装。

轴承箱内的延伸电缆固定在油管路或金属构件上, 且不受润滑油的冲击, 多余的电缆圈好后固定;探头引出处的电缆保持自然弧度, 且不与转动部分相碰。

延伸电缆从轴承箱壁引出使用穿线器, 橡胶塞上钻孔直径宜略小于电缆直径, 电缆与橡胶塞之间应涂有耐油密封胶, 防止渗油。同时, 考虑到厂家所供的穿线器是铝质, 在一些地方, 如推力瓦处, 换用不锈钢锥管螺纹接头, 有更好的硬度, 取得了更好的密封效果。

4 结束语

3.电厂热工故障机组跳闸 篇三

【关键词】火电厂；发电机组；电气故障；维修

作为我国电力能源供应的重要组成部分，火电厂在我国电力系统中有着重要的地位。其中，火电厂发电机组电气系统维护作为电气维护人员的重要工作对电厂机组的稳定运行有着重要的意义。针对现代电厂技改现状以及电气技术的发展，火电厂电气维护人员应从自身技术水平的提高入手，强化新技术新理论学习与掌握。同时以经验的积累，常见电气故障特征与排除方法的分类整理等提高电气故障诊断排除效率，保障火电厂发电机组的稳定运行。

1.火电厂发电机组电气故障维修现状分析

随着现代预防性设备维护理论在电厂设备维修的应用，火电厂发电机组电气故障的发生率得到了极大的降低。利用预防性设备维护理论使火电厂发电机组能够在易损零件的使用寿命到期前进行更换。同时根据火电厂发电机组运行情况等科学规划设备的养护、更换时间，实现预防电气故障发生的目的。在这样的电气维修工作环境下，我国电厂电气维护水平得到了极大的提高，相关人员的经验、技术得到了积累与提升。但是，火电厂发电机组技术的不断发展以及现代能源需求下火电厂技改工作的开展使得电厂发电机组常会遇到突发故障等问题。这是就必须采用科学的诊断方式以及维护人员丰富的经验判断故障点，并根据故障情况进行排除。笔者从自身的实际工作经验入手，结合现代火电厂发电机组电气故障分析与排除文献提出了现代火电厂发电机组常见电气故障与维修的方法与重点。

2.现代火电厂发电机组常见电气故障与维修

2.1强化火电厂发电机组电气系统分析——常见电气故障快速排除的基础

作为影响火电厂发电机组稳定运行的重要因素，发电机组电气故障的快速排除是电厂设备维护部门的首要工作之一。针对电气故障快速排除需求，火电厂设备维护部门应强化对火电厂发电机组电气系统的了解与分析。以对电气系统的了解为基础提高电气系统故障的诊断与排除能力。在电厂发电机组技改过程中，也要针对电气系统的技改情况进行了解与分析。根据发电机组电气系统技改的实际情况、设备情况等分析故障易发点，并对易发故障的故障现象进行分析。通过这样的方式使设备维护人员能够在发电机组电气系统故障发生时及时根据故障表现诊断故障点，为快速排除故障奠定基础。

2.2加强火电厂发电机组电气系统运行、养护记录管理——提高电气故障检修效率的重点

为了切实了解火电厂发电机组电气系统的实际运行情况、了解电气系统零部件使用情况，为故障诊断与排除奠定基础，火电厂设备维护部门还应加强火电厂发电机组电气系统运行记录的管理。通过对机组运行记录的严格管理、对电气系统相关运行参数的有效记录，使设备维修人员能够在故障发生后通过不同的记录了解故障前的运行情况与异常信息，为快速判断、确定故障点奠定基础。同时，通过养护记录、零部件更换记录还能够使电气维护人员在故障发生时及时对照记录确定是否由易损零部件使用寿命到期引发故障，为提高故障诊断效率、减少电气系统故障对机组运行的应用奠定基础。例如：在发电机组电气系统故障发生时，电气维护人员应首先对故障现象进行观察，并对照故障现象分析故障点。与此同时，查抄相关运行记录、设备零部件更换记录。优先考虑使用寿命到期的零部件损坏可能出现的现象。通过分析对比确定故障点，并进行故障排除。

2.3以科学的管理方式提高电气故障维修质量

根据火电厂发电机组电气系统的组成，其常见故障主要集中在发电机保护、变压器保护、调节装置、高压线路保护等方面。结合我国火电厂发电机组电气系统故障维修水平、人员维修技能与经验可以看出，火电厂设备维护部门已经具有了相当高的电气系统故障排除能力。但是，受传统管理理念以及设备维修基础操作管理等因素影响，发电厂机组电气系统故障维修质量对故障的发生有专业重要的影响。因此，火电厂发电机组电气故障维修必须以科学的管理方式、严格的维修操作管理实现电气故障维修质量的提高。避免电气故障维护工作造成的安全隐患，为提高电气系统使用寿命、提高系统稳定性奠定基础。

火电厂应从自身管理体系的完善入手，对电气故障维修过程进行严格的控制。以现场挂了你、制度完善、岗位工作绩效考核等方式使设备维护人员能够在操作规范的指引下、现场监控人员的监控下保障电气系统维修质量，避免维修过程中不规范操作造成的故障再次发生，为保障发电机组稳定运行奠定基础。

3.以电气设备分级检修方式提高预防常见故障的发生

电厂发电机组常见电气故障维修中，电厂设备维护部门应以分级检修、维护的方式预防常见故障的发生，保障电厂发电机组的稳定运行。通过系统、设备分级方式以及常见电气系统故障分析等制定科学的电气故障预防措施。以这样的方式减少发电机组电气系统常见故障的发生，保障发电机组的稳定运行。按照电气设备对发电机组的影响、电气设备重要性、电气设备故障频率情况以及维修优先级等对发电机组电气系统进行分级检修。以此实现电厂电气设备的科学管理，预防电气系统故障的发生。

4.火电厂发电机组电气故障排除步骤与注意事项

火电厂发电机组电气故障中，线路故障与设备故障时较为常见的故障。绝缘子老化、线路折断虚接等都将导致系统故障的发生。在火电厂发电机组电气故障发生后，应首先对运行记录进行检查，并与中心监控人员进行了解，了解故障发生前的异常情况。在此基础上到现场进行故障现象的观察，如气味、外观等。以外观检查以及异常现象分析故障点，并根据故障的实际原因进行排除。如，线路虚接应确认接触点无故障、绝缘子故障应更换新的备品备件等。通过规范化的现场维修提高故障排除效率，为减少电气系统故障对机组运行的影响奠定基础。

另外，在故障发生后，对于非常见故障或人为因素故障还应进行个别对待。在故障发生后以上述检修方式检修，同时注重与监控人员、操作人员进行沟通。了解故障发生前的是否进行操作，以此判断是否由于误操作等因素造成电气系统故障等。通过规范检修流程与维修过程的质量控制实现火电厂发电机组常见电气故障的维修。

结论：综上所述，火电厂发电机組常见电气故障的发生对发电机组的运行安全有着重要的影响。电厂维护部门应针对电气系统故障维修重要性加强相关管理体系的完善。以预防性检修理论指导电气系统的维修与检修。同时，针对现代电气技术的发生加快人员技术水平的提高。以此使维修人员能够了解并熟悉电厂发电机组技改后的电气系统设备等，为设备维修工作的开展奠定基础。对于电厂发电机组常见电气故障还应进行阶段性的经验总结与探讨。对于易损部件造成的故障应以预防性理论提前进行更换，以此减少故障发生对机组的影响，提高电厂的设备稳定性。

参考文献

[1]常磊.《火电厂发电机组电气故障检修的探析》.电力设备信息.2010.9.

4.电厂跳闸事件简报 篇四

报告

一、事件简称

二、事件时间

三、气象及自然灾害情况

四、事件电厂情况简介

五、事件简况

1、故障前工况（含运行方式、发电出力、故障前相关工作开展情况等）

对运行方式的描述应画出接线图

2、故障经过（含故障经过及故障后处理情况）

六、设备检查情况

1、一次设备检查情况（含站内、线路等设备的检查情况，应附有故障点整体及局部照片并加以详细的文字描述，要求照片必须清晰、容易分辨）；

2、二次设备检查情况（对相关后台机、保护、安自、录波装置的信息及其动作情况、动作过程进行说明，应附有照片和详细的文字描述。应拍摄装置液晶面板的动作、告警报文的完整照片，一张照片不能完整描述的应多张连拍；保护、安自、录波装置可打印动作报文的，应附上打印的扫描照片；应对保护、安自的动作行为进行分析评价，如为何动作、是否正确动作等）； 现场有录波的，要求提供录波源文件，不应只提供照片！

3、其他设备检查情况（其他与事件有关的设备检查情况，同样应以图片+文字的方式详尽说明）

七、事故原因及分析结论

1、事件发生的直接原因、间接原因（结合相关原理、现场实际情况、人为及客观因素等进行分析）。

八、暴露问题

1、人为主观上的问题（需深层次分析）。

2、客观上的问题（设备质量、自然条件等）

九、整改措施

措施必须具体、可行，并明确责任人和整改时限要求。

5.电厂热工故障机组跳闸 篇五

2010对于我个人来说是，转变较大的1年，今年我在学习完电气运行，4月份被公司调动到检修热工开始学习，在检修党支部在公司党委的领导下，在支部全体党员的共同努力下，以毛泽东思想、邓小平理论和“三个代表”重要思想为指导，认真贯彻党的十七届四中全会精神，积极开展“创先争优”活动，以党支部成员带领检修支部全力发挥每位员工干劲，使企业不断优化发展。现就2010年的工作总结如下：

一、#1机组检修

刚刚来到热工检修，便碰到了#1机组大修。在卓电经历艰难与责任的大修后。我们看到检修党支部在修前就启动了党员是一面旗帜活动，并在#1机组大修前期特别设立党员检修带头人。直到2010年4月27日19时20分，#1发电机正式并网运行，标志着#1机组A级检修圆满完成。也标志这检修党支部活动的阶段性成功。到#1机组停时稳定运行近200多天，与设备检修部一贯高度重视设备安全工作是分不开的。这个成功在很大程度是厂领导带领设备检修部全体人员奋战在一线的44个日日夜夜的结果。是检修部人员艰苦与责任同在的44天，是汗水和信心同在的44天，更是党旗和党员同在的44天。

#1机组大修比计划时间提前3天顺利完成。期间顺利完成了检修标准项目1503项、特殊项目33项，改造项27项，金属检验23项，压力容器定检27项，全过程未出现一起安全事故。通过这次大修，可以说我们#1机组已近达到区域同等机组的先进水平。这是检修人高度的责任感，发扬艰苦奋斗、勇于拼搏的优良传统，顶高温，战酷暑，以良好的精神状态和饱满的工作热情精心工作，细心检修设备，确保每一个检修后的设备都是精品工程。检修期间，全体参战人员高标准，严要求，层层传递压力，齐心协力，“以安全为基础，以经济为目标，以质量为中心，以计划为龙头”的检修方针，为#1机组顺利完成大修任务奠定了坚实的基础。

在这1年中，#

2、#

3、#4机组全部小修，我们带头保证设备检修合格率在100%。

二、电厂供热项目施工完成卓资造方案适用于内蒙古卓资发电有限公司间接空冷200MW机组供热抽汽改造，供热从中压排汽先通过一个三通管从机组一侧向热网供汽；三通管的上部管道和供热蝶阀相连，供热蝶阀上法兰和连通管法兰相连的方案。额定供热抽汽量定为150t/h，最大供热抽汽量定为200t/h，对应的抽汽压力0.30MPa 左右，抽汽温度为253.4℃。为考虑汽轮机在低电负荷下供热的可能，最低的抽汽饱和温度定为119℃，对应的抽汽压力为0.196MPa，改造为热、电联供机组。机组供热系统技术改造工程设计、制造、调试、设备验收和性能试验等方面的技术要求，满足现行的国际、国家、电力行业标准、规程、规范，设计方案能保证改造后机组在凝汽及抽汽供热各工况下的运行安全。卓资供热项目是在2010年下半年进行的，通过汽机的供热改造，使的我对系统有更加深刻的了解。

6.垃圾焚烧发电厂热工控制方案 篇六

李宏文

摘要：本文以某大型环保能源集团的一个垃圾焚烧发电厂为例，阐述了垃圾焚烧发电厂控制特点、方案策略、控制手段及控制系统选择与优化。

关键词：垃圾发电，热工控制方案，选择与优化。

垃圾焚烧发电在国内经过十几年的发展，经过引进国外先进设备，消化吸收国外先进技术，形成适应我国垃圾成分特点的相应技术，并开发出有效的分散集约化控制系统。

根据工程的可行性研究、环境影响报告书、初步设计和施工图设计，分析垃圾焚烧发电的热工控制系统。

一、.工程概述

垃圾焚烧发电项目一期工程由两条原生垃圾焚烧线和二套汽轮机发电机组以及辅助公用系统组成。

原生垃圾焚烧，主要工艺设备为两台日处理量350t/d 马丁式逆、顺推（两段）炉排，单锅筒自然循环垃圾焚烧余热锅炉，蒸发量22t/h、过热器出口温度400℃、压力4.0MPa，两套烟气净化处理系统。两套额定电压10.5KV功率7500KW，进汽压力3.8Mpa进气温度395℃的汽轮机发电机组。

发电机组年发电量 12000 万度。

垃圾电厂的机组装机容量都比较小，垃圾焚烧发电厂的控制系统与常规小型燃煤火力发电厂基本一样，由于垃圾发电厂的自动化程度要求高于小型燃煤火力发电厂，从控制方式、控制手段和控制规模上讲，可以说是还要复杂一些。

由于垃圾成分复杂、受季节变化影响其热值和含水率变化较大，基本是每一次投料的垃圾成分都不一样，就对稳定焚烧控制系统有较高的要求。

二、垃圾焚烧发电对热工自动化的控制要求

1、每天焚烧处理的垃圾量，必须充分燃烧；通过燃烧控制使余热锅炉蒸发量稳定在额定值范围内；必须保证炉膛的温度在850℃以上，必须保证二恶英的分解时间2S；烟气通过烟气净化处理设备，脱硫-脱销-去除有害气体（二恶英类）-除尘，控制烟气排放指标参数在国家标准规定值以下；并优化焚烧控制减低单耗（耗电量、耗水量）提高产汽量；做到保证排放标准的前提下提高发电量。

2、保证垃圾焚烧生产线工艺设备对热工自动化控制系统的要求，确保工艺设备能够安全、可靠稳定的运行。在保证经济合理性的前提下，遵照先进适用的原则，尽量采用先进的技术、质量可靠的设备，并适宜地提高自动化水平。

3、热控专业包括热工检测、热工报警、热工保护、热工控制等部分，尽量采用标准设计、典型设计和通用设计。

三、垃圾焚烧发电监控系统的构成

本工程以和利时MACS V为核心构成 DCS控制系统，完成对两条焚烧线和两套汽轮发电机组及其辅助公用系统和热力系统的监控，为二期设备预留相应的通道和容量。和利时MACS V DCS 控制系统由服务器站、现场控制站、工程师站、操作员站、冗余通讯网络、现场仪表等成。

本一期工程配置5个现场I/O控制站，均配置有一对高性能、大容量的冗余主控单元（一台主控单元可控制多达2048点数字量和模拟量，34M内存），在通过冗余100M工业以太网与操作站间构成一个可靠的实时控制网络的同时，又具备各自独立的控制功能（每对冗余的主控单元分别控制和管理各自的输入输出模块），加上每个现场I/O站内的各卡件都是独立的1：1冗余供电，所以系统的可靠性特别高（系统危险性降到最低）。

另外，本系统远程I/O（控制）机柜，由于是采用防腐、防尘、防雨、微正压设计，加上本系统的控制层采用Profibus DP总线方式结构，所以将I/O站放在I/O点比较集中的现场，也可以放在集中控制室内（每个站可以根据需要带远程扩展柜），这样不仅可以大大降低成本（可以节省大量信号电缆和减少工程量），还可以提高系统信号的抗干扰能力。

1、监控系统的功能 1.1数据采集系统（DAS)1.1.1图形显示功能：包括回路操作显示，分组显示，棒状图显示，趋势显示，工艺流程图显示等等。

1.1.2报警管理：报警显示，可按报警时间，报警优先级，报警区域，报警类型来管理所有报警。报警包括工艺参数越限报警、控制设备故障报警、控制系统自诊断故障报警等。

1.1.3制表记录：包括操作工艺设备的记录与定期记录，事故追忆记录，联锁动作的记录，事故顺序（SOE)记录，跳闸记录等。

1.1.4历史数据存储和检索、性能计算、指导信息、管理报告。1.2模拟量控制系统（MCS)模拟量控制系统能满足焚烧炉、锅炉和汽机及其辅助系统安全可靠、稳定高效运行。在系统故障时，自动地将系统无扰动地从“自动”方式切换 为“手动”方式。1.3 顺序控制系统（SCS)以程序控制为基础，对下列系统进行顺序控制，焚烧炉联锁控制、焚烧炉炉排的控制、出渣系统控制、锅炉吹灰器和布袋除尘器反吹程序控制，汽机联锁保护等。1.4 开环控制和联锁控制系统

对于泵阀联锁、泵泵联锁、各个水池液位控制泵启停、等需要开环控制、联锁控制。2.监控系统的构成 2.1 现场控制站

控制站由主控单元控制器、模拟量输入输出卡件、数字量输入输出卡件、网络通讯等单元构成。为了确保焚烧线和汽轮发电机组更安全可靠运行，尽量减少停炉停机，控制站采用双机热备结构。其中一台为主控单元，另一台为后备主控单元，它随时准备在主控单元出现故障时代替主控单元来继续对 I/O 进行控制。

通讯系统为双网冗余，部分重要输入、输出冗余配置，参与保护的参数实现三取二信号输入确保系统安全可靠，三取二配置的I/O要接入不同的I/O卡件上。

每条焚烧线（焚烧余热锅炉）各设一个现场控制站，汽机各设一个现场控制站，公用辅助系统设一个现场控制站，1对冗余的服务器，各个站之间1:1冗余以100M工业以太网。2.2 操作员站

由工业级控制机与人机接口LCD、操作台、打印机。DCS 系统共提供6台全功能操作员站2台炉各1套、2台机各1套，值长台1套布置在集中控室内。提供1台工程师站布置在工程师站，各个站之间1:1冗余以100M工业以太网。

台操作站、工程师站平时各自完成所控的对象，在特殊需要时通过密码身份的切换可完全对等，互为备用，只要任意一台操作员站正常，即可完成全功能操作，此外，在特殊情况下，也可通过身份密码和权限的切换，实现操作员站和工程师站的切换。2.3 打印机

控制系统设两个网络打印机，一台黑白A3激光打印机(用于报表打印)，一台彩色A3激光打印机（用于事件、报警、图形等打印）安放在工程师站内。2.4 GPS脉冲时钟装置

2.4.1 GPS时钟装置包括天线、接受器、整套装置内部设备之间及GPS装置至DCS系统的连接。2.4.2 装置的时钟输出信号精度至少为1uS，GPS与DCS之间每秒进行一次时钟同步。

2.4.3 GPS时钟装置提供至少8路时钟信号输出通道，能支持以下可选的接口形式：IRIGB（调制或非调制）、1PPS、RS-232、RS422/485、NTP（10 Base-T以太网接口）。

2.4.4 当GPS时钟装置的实时时钟无法跟踪GPS时，装置提供继电器输出接点输出进行报警。2.4.5所供GPS时钟装置提供一路输出信号给电气监控系统，并满足电气监控系统时钟精度需求，达到统一全厂控制系统的时钟。2.5电源

2.5.1和利时电源柜内配置冗余电源切换装置和回路保护设备，二路电源中的一路来自不停电电源(UPS)，另一路来自厂用电源，并用这二路电源在机柜内馈电给DCS现场控制站、服务器机柜、操作员站和工程师站（正常使用UPS电源）。

2.5.2和利时控制柜内的二套冗余直流电源，并这二套直流电源都具有足够的容量和适当的电压，能满足设备负载的要求。

2.5.3 任一路电源故障都报警，二路冗余电源自动切换，以保证任何一路电源的故障均不会导致系统的任一部分失电。3.监控系统可靠性措施

3.1 控制站具有分散性首先控制站在地理位置上是分散布置的，其次控制站所实现的如数据采集、过程控制等按功能进行分散，也就意味着整个控制系统的危险性分散。3.2 冗余配置

3.2.1DCS系统服务器冗余配置

3.2.2控制站主控单元采用双机热备配置 3.2.3通讯总线双缆冗余，重要的I/O通道冗余

3.2.4 DCS网络分为服务器自操作员双网冗余、服务器与工程师站双网冗余供4个网段 3.2.5操作员站为多站互备冗余配置，其中任一操作员站有故障其它的站均能实现上位控制功能，并能冗余后备工程师站（带有有权限管理）。

3.3 锅炉和机组的重要保护和跳闸功能采用独立的多个测量通道，跳闸回路采取三取二逻辑。3.4 对每个独立的控制对象，有投入运行的许可条件，以避免不符合条件的投运，还有动作联锁，以便在危险的运行条件下使设备联锁保护跳闸。

3.5 当主控系统发生全局性或产生大故障时，为确保机组紧急安全停机，设置独立于主控系统的紧急停机按钮。

锅炉操作台需要布置以下操作按钮：

（1）紧急停炉（双确认双按钮，加防护罩不带指示灯）；

（2）汽包事故放水门（双按钮，开、关各一副，加防护罩带指示灯）；（3）向空排汽门（双按钮，开、关各一副，加防护罩带指示灯）；

汽机操作台需要布置以下操作按钮：

（1）紧急停机（双确认双按钮，加防护罩不带指示灯）；（2）启动交流润滑油泵（单按钮，加防护罩带指示灯）；（3）启动直流润滑油泵（单按钮，加防护罩带指示灯）；（4）开真空破坏门（单按钮，加防护罩指示灯）； 电气操作台需要布置以下操作按钮：

（1）紧急停发电机（双确认双按钮，加防护罩不带指示灯）；（2）分发电机灭磁开关（双按钮，加防护罩不带指示灯）；（3）启动消防水泵（单按钮，加防护罩指示灯）；（4）增磁、减磁（各一副按钮，加防护罩指示灯）；

4、DCS监控系统通讯网络

4.1 DCS系统外部设备通讯网络设有并支持，RS323 RS422/485接口MODBUS协议、及PROFIBUS-DP现场总线、HATE协议等。

4.2 DCS与厂级监控信息系统（SIS）

4.2.1和利时DCS系统配置一台数据采集接口可以与SIS相连。数据采集接口功能由值长站完成。包括数据库、网络接口卡(冗余)、驱动程序、相关网络通讯接口功能软件包。

该接口计算机提供的服务能够让SIS系统通过该计算机访问DCS数据，除了这种数据采集接口功能以外该计算机可监视DCS数据，但不具有DCS系统的其它功能。

SIS系统向数据采集接口计算机请求获得数据，数据采集接口计算机接到SIS系统的请求后从DCS系统取得数据并发送给SIS系统。使得SIS系统可以方便地定义所要采集的数据并且与接口计算机实现通讯、实时地取得数据。

4.2.2 SIS系统的接入不会降低DCS的性能，如分辨率、操作响应速度、网络的负荷率等。

5、垃圾焚烧余热锅炉控制方式

垃圾焚烧炉的控制原则是按余热锅炉的蒸发量控制垃圾的投入量、炉排运动及一、二次燃烧空气量，保证余热锅炉效率最大。当炉膛温 度＜850℃时，投入辅助燃烧器，确保二恶英的分解。垃圾焚烧余热锅炉热工控制系统主要由以下几大部分构成： 5.1、以 DCS 为核心的监控系统；

DCS系统同时提供MODBUS 和PROFIBUS-DP 两种通讯协议与控制子系统进行通讯。Modbus 协议是应用于电子控制器上的一种通用语言。通过此协议,控制器相互之间、控制器经由网络和其它设备之间可以通信。常用于智能仪表的通讯。PROFIBUS-DP具有高速低成本，用于设备级控制系统与分散式I/O的通信。是一种用于自动化车间级监控和现场设备层数据通信与控制的现场总线技术。

可实现现场设备层到车间级监控的分散式数字控制和现场通信网络，从而为实现工厂综合自动化和现场智能化提供了可行的解决方案，最大优点在于具有稳定的国际标准保证，并经实际应用验证具有普遍性，用于PLC等车间级控制系统的通讯。5.2、焚烧炉综合燃烧控制系统（ACC）

ACC（炉排控制系统）与焚烧余热锅炉主控系统通讯通过 PLC（S7-300）实现炉排液压自动控制和接受 DCS 来的含氧量、炉膛温度和主汽流量信号，可实现自动燃烧控制。ACC 系统与焚烧余热锅炉总控DCS 通讯采用 ProfiBus-DP 现场总线通讯。

5.2.1 在ACC就地控制柜设有操作面板，并设有切换开关,可以选择“DCS 信号接受/不接 受”,当选择“不接受”时，DCS 不能操作炉排系统所有动作，但显示仍正常。

5.2.2 当选择“DCS 信号接受时”,大部分动作都能就地(OP 面板)和主控室同时操作,以最后操作的动作为最后指令。

主要控制推料器、逆顺 推炉排的进退，料层调节、炉排冷却风机、清灰风机各风室风门的开关，主油泵、滤油泵和冷却油泵的启停，还有行程和阀位的反馈显示，液压站压力、油温、油位参数和泵的状 态显示。还有相关控制变量的设定值进行设定，包括速度、时间和长短行程设定。5.2.3 对逆推炉排、顺推炉排、推料间隔控制中的“间隔开,间隔停”料层厚度调节等时间设定设有选择开关,当选择“就地”时,DCS 不能操作;当选择“远方”时,就地不能操作，推料、逆推、顺推、出渣 DCS/PLC 选择开关是共用一个的。

5.2.4 对于少数操作不频繁的参数操作,DCS 上不设操作控制,可以就地地操作面板去操作。5.2.5 ACC 与 DCS 系统之间有焚烧余热锅炉联锁，紧急停炉信号联锁、引风机跳闸联锁用于ACC 紧急停止，联锁保护信号采用硬接线，为无源常开触点。5.3、启动燃烧器控制系统，辅助燃烧器控制系统；

就地综合燃烧控制系统、主控制系统上监控。燃烧器控制逻辑由厂家进行 PLC 编程，通过硬接线方式接入DCS 系统进行控制。实现远程和就地的燃烧器控制，在 DCS 上实现启停，油调节阀的控制，自动控制时设有点火允许开关，在现场的配合下，DCS 向 PLC 发出吹扫指令，吹扫完成后实现点火。

根据炉膛温度，DCS 能够自动启停辅助燃烧器，确保炉膛温度不低于 850℃。

6、烟气净化处理系统；

烟气净化控制系统采用了西门子公司的S7-300 系列PLC，可采用 profbus-DP 协议与 DCS 系统通讯，需要进入的点达到 500 多点，由于通讯的点太多，控制站的响应速度会变慢。为了避免出现这种情况，我们采取以下控制方案：

6.1烟气净化处理系统和布袋除尘控制系统配一台上位机，通过以太网与 PLC 通讯，放在中控室进行监视和操作。

组成完整独立的烟气净化系统，只需将在线监测的数据通讯到烟气净化控制系统控制和DCS监视，既减轻DCS系统负荷，又减少DCS至PLC的中间环节，直接由PLC的上位机监视和控制，分散了系统风险。

7、就地远传监视仪表和控制设备；

焚烧余热锅炉及汽轮机组的运行参数监视检测，温度、压力、流量、物位、液位、主辅系统控制各种电动门、电磁阀、电动机、执行器等控制均进入DCS 集中控制，并有状态、故障显示，运行检修、就地远程控制功能。

8、辅助车间控制系统；

8.1化学水处理控制系统由一台 PLC 控制站和一台上位机组成，化水系统是一个完整独立的控制系统，余热锅炉和汽轮机组的汽水取样在线检测数据，通讯至化学水处理系统和主控DCS 监视，方便运行人员及时了解汽水指标参数。

8.2污水处理控制系统由一台 PLC 控制站和一台上位机组成，是一套完整独立的控制系统，只将必要的监视控制通过profbus-DP 协议通讯到DCS监控。

8.3也可将化水和污水的两台上位机可通过交换机组成一个对等的工业以太网络（通讯协议为 TCP/IP），实现操作站和工程师站的互备，通过 ProfiBus-DP 协议与 DCS 系统进行通讯，监视必要的运行参数。

8.4空压机站控制系统，通过 MODBUS 协议与 DCS 系统通讯，监视空压机的运行状态，通过硬接线方式，实现在 DCS 上的控制操作。

8.6飞灰固化控制系统，定期运行操作,DCS不设控制监测,由就地控制操作。

9、微机型电气综合测控保护系统（微机保护）；

微机型电气综合测控保护系统，是发电厂电气监测、保护、控制的一套完整独立电气保护测控系统，具有高安全性、可靠性、稳定性。执行电力规范标准。

本工程采用许继CCZ8000微机保护系统，配置WBF-821A和WFB-822A发电机主保护和后备保护、WBH-821和WBH-822主变主保护和主变后备保护、WXH-823线路保护、WJE-821故障解列装置、WXH-800母线保护装置、WCB-822厂变保护、WBT-821备自投、WCH-821母联保护测控、WDH-821电动机保护、WYJ-821电压检测并列测控、同期屏、电度表屏。组成一套完整的发电厂站微机电气综合测控保护系统。

微机型电气综合测控保护系统通过RS422/485接口 MODBUS 协议通讯和硬接线方式和 DCS 系统进行通讯联锁，主要监视主变、厂用变，高低压配供线路的电压、电流、功率和电气主开关状态等。

10、烟气在线监测系统（CEMS）；

烟气在线监测系统是德国西克 麦哈克的MCS100E监测设备，在每套焚烧线的烟气出口安装了独立的监测探头，配置独立的监测分析设备。

烟气排放参数通过ProfiBus-DP 协议进入 DCS 系统，另提供一路同样使用ProfiBus-DP 协议或采用RS422/485接口MODBUS协议通讯给烟气净化处理系统作为控制变量。烟气在线监测数据采集仪器采用硬接线方式（4-20mA）信号将烟气监测参数通过电信局环保专线网络上传地方环保监测平台。

11、余热锅炉吹灰系统；

焚烧余热锅炉激波吹灰系统自带PLC控制系统，由PLC控制吹灰时间、频率，激波吹灰系统通过RS422/485接口 MODBUS 协议与 DCS 系统进行通讯，监控吹灰系统的启停和手/自动、故障状态显示，可远传和就地控制调整。

12、地中衡称重系统；

本项目采用一套全自动无人值守地中衡称重记录管理系统、称重系统通过RS422/485接口 MODBUS 协议与 DCS 系统进行通讯，仅上传日入厂垃圾重量、石灰粉重量、生物质重量等数据。

13、公示屏数据显示，LED公示屏通过RS422/485接口 MODBUS 协议与 DCS 系统进行通讯，按环保部门要求显示烟气排放相关参数。

四、焚烧炉燃烧控制子系统

1、锅炉给水三冲量串级调节系统； 锅炉给水控制的主要任务是使锅炉的给水量跟踪锅炉的蒸发量，保证锅炉汽水平衡和正常运行所需的工况，对锅炉汽包水位实现自动控制，使其在允许范围内变化，以提高锅炉汽轮机组的安全性和锅炉运行的经济性。

本工程采用常用的串级三冲量控制方式。该系统由主、副两个 PID 调节器和三个冲量（汽包水位、蒸汽流量、给水流量）构成。这个系统有三个回路，即 I 为主回 路，Ⅱ为副回路，Ⅲ为前馈回路，副回路的作用主要为快速消除内扰，主回路用于校正水位偏差，而前馈通道则用于补偿外扰，主要用于克服“虚假水位”现象。该系统的主调节器 PID1 为水位调节器，它根据水位偏差产生给水流量给定值，副调节器 PID2 为给水流量调节器，它根据给水流量偏差来控制给水流量，蒸汽流量信号作为前馈信号用来 维持负荷变动时的汽水平衡，由此构成的是一个前馈－反馈双回路控制系统。该系统可保证稳态时汽包水位无静态偏差，其控制品质较高。为了测量准确，汽包的液位采取三选中的测量措施且汽包液位有汽包压力补偿，给水流量有给水温度补偿，主蒸汽流量有主蒸汽温度与压力补偿。

2、过热蒸汽温度串级调节系统； 锅炉汽包产生出来的饱和蒸汽，经三级过热器加热成过热蒸汽。使热蒸汽达到设计蒸汽温度，垃圾焚烧余热锅炉设计了两级过热器蒸汽温度串级调节系统（一级减温器、二级减温器），在此过热汽温调节控制系统中，副回路对主汽温度起粗调作用，而主调节器对主汽温度起细调作用。过热汽温调节对象为一高阶惯性环节，它可用一个一阶惯性环节和一个纯滞后环节的串联近似，这样就可以用史密斯补偿器进行补偿，可以显著改善系统的调节品质。

3、炉膛负压调节系统；

3.1垃圾焚烧余热锅炉燃烧的稳定性和可靠性是实现焚烧余热锅炉安全经济运行的关键，余热锅炉炉膛负压是一个重要控制参数，炉膛负压的大小受引风量、一次、二次风量与燃料量三者的相互作用影响。

3.2传统的焚烧余热炉膛负压控制方式是引风机电机恒速运行时，检测炉膛负压再根据负压给定值经 PID 运算后，由执行器控制引风机入口挡板开口度，改变风阻调节引风量来调整。3.3焚烧余热锅炉炉膛负压闭环控制中，若负压过大，还会造成炉内燃料的费，导致排烟温度过高，炉膛漏风量增加，引风机电耗增加。负压过小，又会影响燃料的充分燃烧，焚烧余热炉膛向外泄漏烟气（含可燃气体）飞灰等，影响焚烧余热锅炉的安全经济运行。

3.4我们变频调速技术，将原有引风机风门挡板开至最大，应用炉膛负压闭环控制，通过调节引风机电机转速直接调节风量来实现焚烧余热锅炉炉膛负压自动调节控制，保证垃圾焚烧余热锅炉运行在设计要求炉膛负压范围内。

4、减温减压器出口压力温度控制系统； 4.1减温减压器的压力控制：

Pset：减温减压器的压力设定值；

Pvap2：减温减压器的压力测量值；

由于减温减压器的压力是一个快相应信号，用 Pset，Pvap2构成一个简单的PID回路，来控制蒸汽调门开度。

4.2减温减压器的温度控制：

Hvap1：主蒸汽焓值，由 TVap1(主蒸汽温度)、Pvap1(主蒸汽压力)得到；

Hwat：给水焓值，由 Twat(给水温度)、Pwat(给水压力)得到；

Hset：减温减压器蒸汽焓值设定值，由 Tset(减温减压器的温度设定值)、Pset(减温减压器的压力设定值)得到；

Kjs：由理论计算得到的水汽比(给水流量与主蒸汽流量的比值)；

能量守恒公式有: Hvap1+ Kjs * Hwat =(1 + Kjs)* Hset

即有: Kjs =(Hvap1Hwat)4.3温度控制可用2级PID控制：

副控用 Tset,Tvap2(减温减压器的温度测量值)构成一个简单的PID回路，来调整水汽比 K，以消除水汽流量、压力、温度测量的误差。

主控用 K*Fvap(水汽比乘主汽流量)、Fwat(水流量)构成一个简单的PID回路，来控制给水调门开度。副控为慢调PID，主控为快调PID。

5、烟气净化处理控制系统；

5.1烟气净化处理主要有由脱酸、除尘、活性炭吸附3 个部分组成。采用的工艺主要是半干法/ 干法+ 活性炭吸附+ 布袋除尘器，脱酸是垃圾焚烧烟气净化系统的核心。

5.2通过监测反应塔入口和出口的压差和烟气流量来调节石灰浆量，雾化喷嘴喷入石灰浆，在净化塔内以很高的传质速率与烟气混合，烟气中小液滴与氧化钙颗粒以很高的传质速率与烟气中的SO2 等酸性物质混合反应，垃圾焚烧余热锅炉的烟气经过净化塔、活性炭吸附、布袋除尘器净化达到国家的大气污染物排放标准。

5.3烟气净化系统主要控制调节子项：1反应塔出口温度调节；2排烟量与中间反应物回流量间的自动调节； 3排烟中 HCL 和 SO2 酸性气体含量与石灰乳量间的自动调节；4活性炭吸附量的自动调节；

5、除尘器差压调节、布袋的离线清灰、布袋的反吹；6飞灰收集输送调节；

6、顺序控制系统（SCS)

顺序控制主要在锅炉辅助控制系统中，包括： 启动燃烧器、辅助燃烧器、炉排清灰系统、风机系统、布袋除尘器控制系统、石灰浆制备系统、锅炉定期排污系统、锅炉自动吹灰系统等。

7、锅炉联锁保护系统

7.1 事故停炉联锁保护由DCS主控系统内完成。只有停炉的逻辑条件出现时（按垃圾焚烧余热锅炉制造厂的技术要求）联锁保护系统能自动切断进入焚烧系统的垃圾和其他燃料，停止推料器和炉排的运动，关闭所有燃烧器，关闭所有风机。锅炉安全保护系统包括：MFT、炉膛吹扫、油泄漏试验、锅炉点火、炉膛火焰监视和灭火保护功能、MFT首出和快速减负荷等。

7.2 局部保护：锅炉汽包水位保护高水位保护：打开紧急放水电动门； 低水位保护：LLL保护动作停炉；主蒸汽压力超压保护：自动打开生火排汽电动门；

8、综合燃烧控制装置

综合燃烧控制装置控制下列各环节，液压装置、受料斗档板、推料器、逆推炉排、顺退炉排、一次和二次燃烧空气调节、炉排清灰风机、炉排冷却风机、出渣机、辅助燃烧器等，组成综合燃烧控制装置及其系统（ACC）。

五、垃圾发电厂汽轮机组的运行方式

1.垃圾焚烧发电厂汽轮机组的运行方式因垃圾焚烧工况特点而定：

1.1正常情况垃圾燃烧的热惯性很大，蒸发量不能立即改变。为了充分利用热能，必须有一台机组运行在前压调节方式下，即机跟随的运行方式，这样才能保证机炉热能参数稳定运行。1.2汽机检修或汽机故障检修时，焚烧炉继续运行处理一定的垃圾量，产生的多余蒸汽应经旁路冷凝系统，冷凝后回收凝结水重复使用或者直接由旁路放空系统放空（这种情况造成能源的浪费）达到停机不停炉继续处理焚烧垃圾。

1.3二台套汽轮发电机组配置的垃圾焚烧线，可以不设旁路冷凝系统，一台机组检修或故障可以转移负荷到另一台机组，可以保证一条焚烧线的正常运行（本工程取消了旁路冷凝系统）。1.4当外电网发生故障时应有一台汽机带厂用电在转速控制方式下运行（孤网运行）。

六、汽轮机控制系统构成

2.1 以DCS为核心的汽轮机监控系统

1)汽轮机调节系统、凝汽器热井水位自动调节系统、疏水调节系统、射水真空调节系统、轴封调节系统、循环水调节系统，2）除氧器模拟量控制系统（MCS)、除氧器液位自动系统，除氧器压力自动调节系统，减温减压装置压力、温度调节系统，给水调节系统、2.2汽机危急跳闸系统（ETS）采用硬接线组态进入DCS，ETS危机跳闸系统和DCS。

2.3 汽机安全监视系统（TSI）主要监视汽机超速、轴振动、轴位移等参数，分别由汽机安全监视仪表和主控系统监视，以确保其系统安全性和数据可靠性。

2.4汽机数字电液调节系统（DEH 系统实现前压、功率、转速调节）采用美国伍德沃德Woodward 505汽轮机控制系统，Woodward 505数字电液控制系统与DCS 系统硬接线互通联锁、保护、控制信号。

2.5 Woodward 505数字电液调节系统是一种汽轮机智能控制装置，它接受汽机转速、主蒸汽压力、发电机功率信号，经过速度／负荷 PID、限制控制 PID 和串级 PID 等运算后，输出控制信号给电液转换阀，通过油动机驱动进汽调节阀，还可实现一系列的系统保护。

2.6本工程中它要实现垃圾焚烧发电所要求的前压控制、功率控制和转速控制。在两台汽机正常运行时，有一台运行在前压调节状态下。外电网跳闸时，控制器切换到转速控制方式，带约 20%的厂用电运行。

2.7 汽机联锁保护系统，汽轮机是高温高压蒸汽热能动力高速运转的设备，在机组启动、运 行或停机过程中，必须按设备制造厂的技术规定要求操作，违规违章操作很容易发生严重的安全事故，汽轮机辅机设备必须协同工作才能保证汽轮机组的安全运行。所以汽轮机联锁保护系统是及其重要的。

汽轮机主要保护：润滑油压力过低、汽机超速、汽机轴位移大、胀差过大、冷凝器真空度过低、泠凝器热井水位过低、发电机故障跳闸、轴振动和轴承温度等重要的监视和保护。

汽机联锁保护系统中，重要的信号如汽轮机转速HH 信号、凝汽器压力HH信号、润滑油压力LLL 信号均采用3 取 2信号组合法，提高保护系统的动作率和减低拒动误动作率，提高系统的可靠性。

2.8机组联锁保护；主要是机组跳闸保护，由DCS主控系统内完成。当汽轮机、发电机跳闸条件出现时，联锁保护系统关闭汽机自动主汽门，调节门及抽汽逆止门，实现机跳电或电跳机，在汽机就地盘及中央控制室的控制台上设有紧急停机按钮。在紧急情况时，操作人员能迅速按急停按钮保护机组设备安全。

八、.热工自动化设备选型 5.1 温度测量

1)选用符合 IEC 标准且为电站设计的热电偶、热电阻测温元件；（上海自动化仪表）2)联锁保护用温度信号一般选用温度开关或电接点双金属温度计；（上海自动化仪表）3)就地温度显示选用双金属温度计；（上海自动化仪表）5.2 压力测量

1)选用智能式压力、差压变送器；（罗斯蒙特3051）

2)联锁保护用压力信号一般选用压力开关或电接点压力表；（美国SOR压力开关）

3)就地压力显示，选用弹簧管压力表，膜盒式压力表、膜片压力表。（选用上海自动化仪表）5.3 流量测量 根据被测介质的性质，对于汽水流量采用孔板、喷咀测量（孔板、喷嘴的节流损失过大）我们采用新型的流量测量元件德尔塔吧、其他导电介质流量选用电滋流量计、燃料油流量测量选用金属管转子流量计等。（江苏杰创电磁流量计）5.4 物位侧量

1)液位测量一般选用差压液位变送器。常压容器选用静压式液位变送器也可以采用远传磁翻板液位计；

2)储浆、液位侧量选用超声波物位计；（西门子超声波液位计）3）液位信号测量选用磁性浮球液位开关。

5.5 调节阀选用进口调节阀或引进电动调节阀也可用国内知名品牌调节阀；（上仪调节阀配PS执行器）

5.6执行机构选用角行程电动执行机构驱动。带全开、全关位置信号反馈，4-20mA 信号控制。5.7 电动阀选用机电一体化电动头（扬州电力）5.8 变频器 选用性能优异的变频器；（选用ABB）

5.9 烟气排放监测系统确保烟气的排放指标符合国家标准，每条焚烧线设一套烟气检在线测仪表以检测烟气中的 HCL、SO2、CO2、NOX、CO、O2 等组分含量。（选用西克麦哈克）

九、工业电视监控系统

工业电视监控系统服务器置于电子间，在中控室设置监视器、大屏幕、LED等，视频信号采用光纤通讯采集，工业电视系统设置一套服务器可通过网络实时查询监视。并根据监视对象配置带云台可调焦距、光圈的摄像机。基本监视对象有：

1）门卫室 2）地磅房 3）垃圾卸料平台 4）垃圾进料斗 5）炉膛火焰监视 6）汽包水位 7）出渣口8）烟囱 9）升压站10）高低配电间 11）厂区等重要的设备安全及保安管理点。

十、厂内网络通讯系统

电信运营商提供固定电话、移动通讯、互联网接入服务及设备，我们采用100M光纤网络、25门内部虚拟网电话（可选开外线）、80部电信工作手机，配置两个通讯站（办公楼电讯间、主厂房），组成全厂生产调度指挥和网络办公安全监控系统。

7.电厂热工故障机组跳闸 篇七

热控保护系统是火力发电厂一个十分重要的不可缺少的组成部分, 其对提高机组主辅设备的可靠性和安全性具有十分重要的作用。它在主、辅设备发生某些可能引发严重后果的故障时, 能够及时采取相应措施软化故障, 保护设备, 使设备停机待修, 从而避免发生重大设备损坏或人身伤亡事故。在主辅设备正常运行时, 如果保护系统因自身故障而引起动作, 造成主辅设备停运, 称为保护误动, 这会造成不必要的经济损失;在主辅设备发生故障时, 保护系统因发生故障而不动作, 称为保护拒动, 这会造成事故不可避免地扩大。随着DCS控制系统的不断成熟和发展, 系统热工自动化程度越来越高, 凭借其巨大的优越性, 机组的可靠性、安全性、经济性得到了很大提高。但是, 由于设计选型、安装调试、检修维护、技术管理等各种复杂原因, 使得热工自动化系统在设备质量的可靠性、逻辑控制的完善性及合理性、热工保护信号的取信方式及配置、热工保护联锁信号的定值及延时时间的设置、热工技术的管理及人员的技能等许多方面, 都还存许多不尽人意之处, 由此会引发热工保护系统不必要的误动时有发生。

2 热工故障类型及原因

根据电厂故障原因的分析和本人参加现场事故原因分析查找过程的体会, 将热工自动化系统异常引起机组二类及以上故障的原因分为以下几种。

2.1 测量模件故障

测量模件“异常”引起机组跳闸的故障占比较高, 但相对来讲其故障原因的分析查找和处理较容易。引起模件“异常”的原因有硬性故障和软性故障两种, 硬性故障只能通过更换模件才能恢复系统正常运行, 而软性故障通过复位或初始化有问题的模件, 即可使系统恢复正常工作。比较典型的这类故障案例有四种:应分而未分模件的共用模件故障;冗余输入信号共用同一模件故障;未冗余配置的输入/输出信号模件故障;I/O模件损坏导致的其它I/O模件及其对应的主模件故障。

值得指出的是, 若模件配置合理, 上述有些故障可以避免。

2.2 主控制器故障

重要系统的主控制器冗余配置, 可大大减少主控制器“异常”所引发的机组跳闸次数。主控制器“异常”多为软故障, 通过复位或初始化能恢复其正常工作, 但也有少数会引起机组跳闸, 其多发生在双机切换不成功时, 如某机组发生给水操作站运行DPU死机, 备用DPU不能自启动, 导致汽包水位失控, 运行手动MFT;又如风烟系统I/O站运行DPU发生异常, 自动向备份DPU切换不成功, 引起在同一控制站内的空预器甲、乙挡板突然关闭等。

2.3 DAS系统异常

DAS系统是构成自动保护系统的基础, 但由于受到自身及其接地系统可靠性、现场磁场干扰及安装调试等质量的影响, DAS信号值可能会瞬间较大幅度地变化而导致保护系统误动, 甚至导致机组误跳闸发生。比较典型的这类故障有:模拟量信号漂移;DCS故障诊断功能设置不全或未设置;DCS故障诊断功能设置错误等。

2.4 DCS软件故障

软件原因引起的故障, 多数发生在投运不久的新系统上, 而在老系统上发生的概率相对较少。但此类故障一旦发生, 查找真正原因比较困难, 需对控制系统软件有较全面地了解和掌握, 才能通过分析、试验来判断可能的故障原因, 其通常都需厂家人员到现场一起进行。这类故障主要有:软件不成熟引起的系统故障;通信阻塞引发的故障;软件安装或操作不当引起的故障;总线通讯故障;软件组态错误引起的故障等。

2.5 电源系统故障

DCS的电源系统, 通常采用1:1冗余方式供电 (一路由机组的大UPS供电, 另一路由电厂的保安电源供电) , 任何一路电源的故障不会影响到相应过程控制单元内模件及现场I/O模件的正常工作。在实际运行中, 子系统及过程控制单元柜内电源系统出现故障的情况为数不少, 主要有:电源模件故障;电源系统连接处接触不良故障;后备UPS功能失效故障;电源开关质量引起的故障等。

2.6 SOE信号准确性

一旦机组发生MFT或跳机时, 运行人员首先要根据SOE信号发生的先后顺序来进行设备故障的判断。因此, SOE记录信号的准确性对快速分析查找机组设备故障原因有着重要作用。这方面曾碰到过的问题主要有:SOE系统的信号分辨力无从了解;SOE报告内容凌乱;SOE报表上多个点的时间标志相同。

2.7 控制系统接线

控制系统接线松动、错接引起的机组故障案例较多, 有时此类故障原因很难查明。此类故障直接影响机组的安全运行, 故障原因主要为接线松动、接线错误、通讯或接插件接头松动等。

针对此类原因所引起的故障, 在基建监督检查和机组检修中, 已将手拉接线以确认是否可靠的方法列入了质量验收内容, 减少了因接线原因所引起的机组误动。同时, 电厂也制定了热工控设备通讯电缆随机检修紧固制度。

2.8 单点信号引发热工保护系统误动和停机

通过对近几年热工保护异常动作情况的分析, 发现由单点信号故障导致机组跳闸的误动故障主要有以下几类:测温元件或测量系统故障;振动探头异常故障;位置开关故障;变送器故障;压力开关故障;检修维护不当故障等。

2.9 电缆

(1) 冗余设备未分电缆测量与控制:某机组1#EH油泵跳泵后, 2#EH油泵不能自启, 油压低保护动作跳机, 重启过程中因运行处理不当, 导致轴瓦烧损停机。其起因是两台EH油泵共用一根DCS柜至油泵就地柜的控制电缆, 且其短路接地, 两台EH油泵的控制电源的熔丝熔断了。事故后两油泵采取分电缆控制加以改进。本例事故证实了“同用途设备分模件、分电缆、分电源控制”的重要性。

(2) 电缆不符合环境要求时, 会引起过热或绝缘损坏。

(3) 电缆绝缘下降、接线不规范 (松动、毛刺等) 、信号线拆除后未及时恢复等也会引起热工系统异常。此外, 随着机组运行时间的延长, 电缆原先紧固的接头或接线可能会因气候、氧化等原因而发生松动, 电缆的绝缘性能也可能因此而下降。

2.10 接地问题

电力、电子设备的接地是保障操作人员安全、消除外界各种干扰、保证设备正常运行的前提, 但因接地故障而引起的热工系统异常情况也时有发生, 例如:某电厂运行中突然发生在晚上到第二天早上9点之间, 风机轴承参数显示有较大幅度波动;某机组DCS改造运行后不久, 发现600个左右的热电偶信号中有大约200个信号白天会大幅跳跃, 而到了晚上这些信号跳跃的幅度会小很多。

2.11 设备环境

有些DCS的模件对灰尘和静电比较敏感, 如果模件上的积灰较多可能会造成该模件的部分通道不能正常工作, 因此要做好电子室孔洞的封堵, 以保持空气的清洁度。停机检修时, 应及时进行模件的清扫, 但应注意, 有些机组的DCS模件在吹扫、清灰之后, 往往会发生故障率升高的现象 (有电厂曾发生过内部电容爆炸事件) , 其可能原因与拔插模件吹扫时的防静电措施不当、压缩空气的干燥度和吹扫后模件及插槽的清洁度不够等有关, 因此, 在模件工作时, 应确保其防静电措施可靠, 吹扫用压缩空气有过滤措施 (最好采用氮气吹扫) , 吹扫后模件及插槽内清洁。

2.12 热工信号

机组的软报警点未分级或分级不完善、描述错误、报警值设置与设计或运行实际不符时, 会导致操作画面上不断出现误报警信号, 而使运行人员疲倦于真实报警信号, 从而无法及时发觉异常设备。

应对软报警点组织专项核对清理, 整理并修改数据库里软报警量程和上、下限值;通过数据库和在装软件的逻辑比较, 矫正和修改错误描述, 删除重复和没有必要的软报警点;对所有软报警重新进行分组、分级;用不同的颜色并开通操作员声音报警;使软报警在运行监控中发挥作用。

2.13 原因不明故障案例分析

有些软件故障, 通过分析判断, 故障原因有些已查明, 有些至今仍不明, 不排除外部电磁波干扰引起保护信号误动而跳闸的可能性。在确认非硬件引起故障的前提下, 建议松开屏蔽电缆的屏蔽线与地间的连接, 测量屏蔽线与地间的绝缘是否符合要求, 检查回路信号端子间及与信号端子临近端子间的绝缘, 是否有其它信号通过绝缘损坏的临近端子窜入而造成误动。

2.14 控制系统可靠性与其它专业的关系

需要指出的是热工保护系统误动作的次数与相关部门的配合、相关人员的事故处理能力密切相关, 有些故障可转危为安, 有些故障可导致机组停机。有关部门与热工人员良好配合, 可减少或加速一些误动隐患的消除。要减少机组跳闸次数, 除需要提高热工设备可靠性和自身因素外, 还需要热工人员和机务人员协调配合及有效工作, 才能达到对热工自动化设备的全方位管理。需要运行人员做好事故预判, 完善相关事故操作指导, 以提高监控管理能力和事故处理能力。

3 防止热工保护误动、拒动应采取的措施及对策

由于热控设备覆盖到热力系统和热力设备的所有参数, 各系统相互联系又相互制约, 任何环节的故障都有可能使热工保护系统发出跳机停炉信号, 从而造成不必要的损失。因此, 如何提高保护系统的可靠性是一项十分重要而又迫切的工作。

应尽可能地采用冗余设计。目前, 过程控制站的电源和CPU冗余设计已十分普遍。一些保护执行设备 (如跳闸电磁阀) 的动作电源也应该监控起来。对一些重要的热工信号也应该进行冗余设置, 并且对来自同一取样的测点信号进行有效监控和判断, 重要测点的测量通道应布置在不同的卡件里以分散危险, 提高其可靠性。重要测点就地取样孔也应该尽量采用多点并相互独立的方法取样, 以提高其可靠性, 并方便故障处理。一个取样、多点并列的方法有待进一步改进, 比如本厂给水流量的三个测点中有两个来自同一个取样点, 这会导致处理其中一个测点时会跳给水泵。总之, 冗余设计对故障查找、软化和排除十分快捷和方便。

应尽量采用技术成熟、可靠的热控元件。随着热控自动化程度的提高, 对热控元件的可靠性要求也越来越高。采用技术成熟、可靠的热控元件对提高DCS系统整体的可靠性有着十分重要的作用。随着热控自动化要求的不断提升, 热控设备的投资也在不断增加, 切不可为了节省投资而“因小失大”。在合理投资的情况下, 一定要选用品质和运行业绩较好的就地热控设备, 以提高DCS系统的整体可靠性及保护系统的可靠性和安全性。

参考文献

[1]电厂自动化, 2001, (1) .