PDF《神华集团机组非停事件通报》

神华集团机组非停事件通报 第40期签发^'

现将 2015年 7月 份集团公司电力板块发生的 9起机组非计 划停运事件通报给各单位,请 予以学习.

一、国神集团神二电厂#2机组炉膛负压保护动作非停事件 (一 )事件前工况 2015年 7月 3日09∶ 30,神 头二电厂#2机组负荷 40OMw, 脱硫系统运行正常,增压风机动叶开度 76%,电流226A,炉 膛负 压9Pa,三 台浆液循环泵全部运行,脱硫系统运行正常,脱硫指 标合格. (二 )事件经过 09:3⒈ 58,脱硫操作员站画面变紫,信 号为坏质量. 09∶ 3⒉ 59,操作员站服务器 C0N30信 号恢复. 09:3⒊ 47,增 压风机动叶自动关闭. 09∶ 3⒋ 32,炉 膛正压超限保护动作,锅 炉灭火. (三 )检查处理情况 事件发生后,电厂组织对脱硫整套 DCS 系统接地、柜内直 流母线电压、 接线端子、 模件状态、 动叶执行器进行了全面检查, 未见异常.

(四)事件主要原因 1.神二电厂脱硫 DCS 系统采用的是 ABB 的Symphony 控制系 统,整个系统设置

3 个PCU(过程控制单元)节点.事件发生后, 调取脱硫操作员站 CON30 事件记录,发现 PCU22 控制器从 09:31:58 到09:32:58 期间, DCS 输入信号和模件发坏质量报警, 至09:32:59 恢复,检查人员现场检查时所有模件状态均正常. 进一步对地线以及各类接线进行检查,对环路、模件的固定、端 子板接线等进行全面检查,未发现异常. 2.模拟试验检查.为查找#2 机组脱硫增压风机动叶自动关 闭的原因,利用#1 机组正在进行 B 级检修的机会,对同样设备 在#1 机组进行模拟实验检查.选取#1 机组脱硫供浆调整门指令 作为输出模拟量指令试验通道,试验前指令、位返均为 60%.双 路网络通讯接口模件运行,对控制器进行复位,事件记录有该控 制器的输入输出子模件发 bad input 坏质量报警,280ms 左 右恢复为 Normal 正常状态;

趋势记录显示作为试验阀门的输 出指令复位至零,该试验阀门关闭,位返信号回零.通过以上试 验,结合故障事件记录显示的输入输出子模件发出故障报警、脱2硫增压风机动叶调整执行器关闭至零的现象, 验证了此次事件是 由于控制器的复位而导致的.而电源故障会导致控制器的复位. 3.控制器电源系统检查.脱硫控制柜电源采用双路冗余电 源供电,即保安段和逆变段,对双路电源进行测量,#1 脱硫控 制柜电源模块 5V 输出电压为 5.087V,属于正常;

#2 脱硫控制柜 电压为 5.007V,低于厂家提供的 5.04 V 的下限工作电压. 据此分析,#2 脱硫控制柜内电源模块性能下降是导致本次 非停事件的直接原因.

(五)暴露问题 神二电厂#2 机组

2015 年6月刚进行过 D 级检修, 本次非停 暴露出该单位下列问题: 1.检修标准化工作执行不到位.#2 机D级检修中,在脱硫 控制系统检修时,对电源模块定期检查试验不到位,只进行了控 制系统系统模件切换试验,未对脱硫控制柜电压进行测量,未能 及时发现电源模块性能下降的缺陷. 2. 设备全寿命管理存在不足. #2 机脱硫 DCS 控制系统电源 模件投运已近

8 年, 本次非停暴露出该单位对设备劣化趋势存在 的问题估计不足,技术监督不力,预防措施不够. 3.设备隐患排查不到位.技术人员对设备性能参数掌握不 足,隐患排查有死角,未能及时发现电源电压异常导致控制器复

3 位的隐患. 4.岗位培训工作存在不足.相关管理和检修人员未能真正 掌握控制系统电源模件的技术性能及测试标准, 有关人员未掌握 相关知识.

(六)整改措施 1.针对本次非停事件,认真开展风险评估,对在装 INFI90 控制系统电源、地线、环路及控制系统 I/O 模件进行全面排查, 做好测试试验记录,及时消除所发现的隐患. 2. 强化设备全寿命周期管理,认真开展设备劣化趋势分 析,严格按照厂家指导意见对设备开展检修、维护和更新. 3.加大技能培训力度,邀请 DCS 厂家经常性的进行现场技 术培训和技术交底,提高专业人员技术水平,确保将事故消灭在 萌芽状态.

二、国华舟山电厂#4 机组锅炉 MFT 保护误动非停事件

(一)事件前工况

2015 年7月10 日, #4 机组负荷 186MW, 机组协调投入, AGC 投入,主汽压力 16MPa,主汽温度 559℃,4B、4C、4D 磨煤机运 行,4A、4B 送、引风机、一次风机运行.

(二)事件经过

7 月10 日00:03:21,#4 锅炉 MFT 动作,机组跳闸,锅炉

4 MFT 首出显示:汽机跳闸.汽机 ETS 首出显示:锅炉 MFT.

(三)检查处理情况 1.查阅 SOE 记录如下: 00:03:21:629, 汽机已跳闸 1,2,3 动作;

00:03:21:648, TV1 主汽门开到位恢复;

00:03:21:670, TV2 主汽门开到位恢复;

00:03:21:695, TV2 主汽门关到位动作;

00:03:21:704, TV1 主汽门关到位动作;

00:03:21:799, #4 炉MFT 动作;

00:03:21:808, #4B 给煤机停止动作;

00:03:21:808, #4C 给煤机停止动作;

00:03:21:809, #4D 给煤机停止动作;

00:03:21:879, #4A 一次风机已跳闸动作;

00:03:21:883, #4B 一次风机已跳闸动作;

00:03:22:308, DCS 停给水泵汽机动作;

2.检查#4 炉DCS 的MFT 首出原因为 汽机跳闸 .检查汽 机跳闸三个动作信号历史曲线,7 月10 日00:03:21:629 汽机已 跳闸

1、

2、3 同时动作.核对 SOE 记录, #4 炉MFT 首出原因为 汽机已跳闸. 3.检查#4 机汽机 ETS 首出原因为 锅炉 MFT ,与SOE 记5录 汽机已跳闸 锅炉 MFT 时间先后顺序矛盾. 4.检查#4 机汽机 AST 跳闸线圈配置情况:M5 卡件

1、2 通 道控制 AST-

1、AST-3.M6 卡件

1、2 通道控制 AST-

2、AST-4. 检查就地端子箱,AST 跳闸线圈接线紧固.跳机电磁阀电源一路 来自保安段,一路来自 UPS,检查正常. 5.检查#4 机汽机已跳闸至锅炉 MFT 信号电缆绝缘正常.汽 机已跳闸三路接点信号为 ETS 同一卡件输出.DCS 分三块卡件接 收,三路信号电缆为同一根电缆.用500V 兆欧表测量电缆相间、 对地绝缘,测量结果大于 100MΩ.各电缆芯对地交流电压小于

8 伏. 6.检查锅炉 MFT 至ETS 电缆绝缘正常.ETS 接收锅炉 MFT 的三个信号接在不同卡件,DCS 侧的 MFT 信号分三个卡件输出. MFT 至ETS 为两根电缆,其中一根电缆为两个信号共用.用500V 兆欧表测量电缆相间、对地绝缘,测量结果大于 100MΩ,符合 要求.各电缆芯对地交流电压小于

8 伏. 7.根据现场情况:1)SOE 记录事件时序为先主汽门关闭, 再触发 MFT,炉侧 MFT 首出为 汽机已跳闸 ,机侧 ETS 首出为 锅炉 MFT ;

2)ETS 逻辑表明,在无跳闸信号输入而机组实际 跳闸的情况下,ETS 会发 就地跳闸 首出.而本次 ETS 首出为 锅炉 MFT ;

3)无ETS 故障报警.根据上述分析,判断此次跳

6 机是 ETS 收到了跳闸指令,汽机侧先跳闸,然后触发炉侧 MFT, 而机侧跳闸的原因是 MFT 至ETS 的跳机电缆受到干扰, 在实际无 MFT 情况下,机侧 ETS 收到了因干扰产生的 MFT 信号,使汽机跳 闸,继而触发机跳炉.该判断与 SOE 事件顺序、ETS 跳闸首出记 录相符. 8.电缆产生干扰的原因分析:电缆使用不当,易受外界干 扰.现有的 MFT 至ETS 电缆,为普通控制电缆,容易受干扰.与 下列电缆选用规范不符合:1) 《电力工程电缆设计规范》 (GB50217)中3. 6.

6 条要求 弱电信号、控制回路的控制电 缆,当位于存在干扰影响的环境又不具备有效抗干扰措施时,宜 具有金属屏蔽 .2) 《火力发电厂热工自动化系统可靠性评估技 术导则》 (DL/T261)6.4.2.1 第九条要求 接入 ETS 系统的开关 量信号至少应采用屏蔽控制电缆 .3) 《火力发电厂热工自动化 系统可靠性评估技术导则》 (DL/T261)6.6.3.3 要求 重要信号 传输采用屏蔽双绞线电缆 .

(四)事件主要原因 用于传输锅炉 MFT 指令至 ETS 的信号电缆未按照标准要求 使用屏蔽电缆,并与海水淡化部分动力电缆混放,导致电缆受到 干扰,MFT 指令误发至 ETS,造成汽轮机跳闸.

(五)暴露问题

7 舟山电厂#4 机组于

2014 年6月投产, 本次非停暴露出该单 位基建期重要信号卡件、电缆设计未按标准执行,图纸审核不到 位,施工阶段监理质量监督不到位,交工验收把关不严等一系列 问题.

(六)整改措施 请舟山电厂依据 四不放过 原则,进一步分析造成机组 非停的根本原因, 全面排查梳理类似安全隐患, 制定有效的整改、 优化措施,杜绝同类事件的再次发生.

三、神福鸿山电厂#4 机组 主蒸汽温度低 保护动作非停事 件

(一)事件前工况

2015 年07 月11 日23:12,#4 机组负荷 990MW,协调方式 运行,A、B、C、D、E 磨煤机运行,给水流量 2880t/h,总煤量 394t/h,水燃比 7.8,机侧主蒸汽温度 592℃,#

1、#

2、#3 高加 正常投入,高加正常疏水及事故疏水在自动状态.

(二)事件经过 23:12:25,#3 高加液位-260mm,副值为避免水位过低,将#3 高加正常疏水门由自动切为手动调整,手动将疏水门开度由 52.56%分步关至 49.56%,观察水位由-245mm 缓慢上升至最高 -9.27mm.

8 23:15:28,手动将#3 高加正常疏水开大至 50.56%. 23:18:27,手动将#3 高加正常疏水调至 50%,观察液位下 降至-100mm. 23:19:08,重新投入#3 高加正常疏水自动控制方式,#3 高 加液位设定值自动跟踪当前值-55mm,#3 高加液位缓慢上升至 -49mm,手动将#3 高加液位设定值修改为-50mm,正常疏水开度由 50%自动缓慢开大至 60.68%,#3 高加水位由-33mm 下降至-55mm. 23:20:02,#3 高加液位维持设定值-50mm 未变情况下,#3 高加液位由-55mm 波动至-198.73mm,正常疏水调门自动由 60.68%关小至 19.01%. 23:20:15,#3 高加液位波动至-24mm,#3 高加事故疏水调 门自动开启调整液位;

23:20:22,#3 高加液位继续上涨至高二值 88mm,此时#3 高 加正常疏水调门开度 60%,保护联锁关闭#2 高加正常疏水调门 (由71%关至 0%) ,此时#2 高加液位-60mm;

23:20:34,#3 高加正常疏水和事故疏水调门全开,液位继 续上涨至 113.34mm 后开始下降. 23:20:38,#2 高加水位涨至-48mm,#2 高加事故疏水开始 开启,10s 后#2 高加液位高二值动作,此时#2 高加事故疏水阀 开度 15%,保护联关#1 高加正常疏水.

9 23:20:50,#2 高加事故疏水调门开度指令由 21%至100%, 9s 后疏水门全开,此时#2 高加液位仍持续上升至 247mm. 23:20:40,#3 高加液位高二值复归.#2 高加正常疏水由强 制状态切至自动状态,开始开启. 23:21:00,#2 高加液位上升至 255mm,#2 高加液位高三值 保护动作,高加解列. 23:21:02,高加解列后,机组参数、工况大幅变化: 1) 23:21:09,由于高加切旁路过程中给水通路短时受阻, 且负荷骤升至 1000MW 引起主汽调门关小,主汽压力上升,给水 流量由 2880t/h 降至 2566t/h,给水泵转速上升;

23:21:23, A 汽动给水泵转速 5543r/min,B 汽动给水泵转速 5542r/min. 23:22:20,高加水侧切换完毕后给水阻力下降,给水流量回升, 给水流量最高增加至 3139t/h. 2) 23:22:10,锅炉给水指令 2894t/h,实际给水流量降至 2570t/h,因给水流量偏差大于 200t/h,给水主控自动切手动, 机组 CCS 控制方式自动切除,水燃比强制切为手动,机组控制模 式变成燃料、给水手动,汽机调门自动方式;

3) 23:22:29,由于高加解列,进入汽轮机做功蒸汽增加, 主蒸汽压力由 26.4MPa 上升至 26.8MPa,机组负荷由 987MW 突升 至1083MW.在此期间,调节级压力由 19.91MPa 上升至最大

10 20.1Mpa.轴向位移由-0.17mm 变化至-0.16mm,推力瓦非工作面 温度 61.92℃变化至 61.83℃,工作面温度 69.76℃变化至 70.4℃.调节级压力、轴向位移、推力瓦温度均在正常范围内, 且无明显变化. 4)由于高加解列,过热蒸汽温度快速上升,过热器一级减 温水及二级减温水调节阀快速开大, 过热蒸汽温度最高上升至 618℃,再热汽温最高上升至 605℃. 值长联系设备部汽机专业点检检查#2 高加是否有泄漏情 况,通知设备部热控专业检查给水自动切除原因. 23:23:00,主值手动降低给水泵转速,A 汽动给水泵转速由 5543r/min 下降至 5116r/min,B 汽动给水泵转速由

5542 r/min 下降至 5123r/min,总给水流量降至 2460t/h;

同时手动减少燃料 主控输出,降低 A、B、C、D、E 磨煤机给煤量,A、B、C、D 给 煤机指令由 81T/H 降至 76T/H, F 给煤机指令由 70T/H 降至 65T/H, 总给煤量降至 370t/h,机组负荷、主蒸汽压力开始下降. 23:23:20,由于高加解列后,高加至除氧器疏水中断,除氧 器水位........