控制器重启导致汽包水位低MFT分析
一起汽包水位高MFT的事故分析

一起汽包水位高MFT的事故分析电厂一期2台300 M W汽轮发电机组配套的1,2号锅炉是采用美国CE公司技术制造的1 025 t/h亚临界、控制循环汽包炉,各配备5套中速磨煤机、正压直吹制粉系统。
在一次1号炉滑参数停炉的过程中,发生了一起汽包水位高MFT(主燃料跳闸)锅炉灭火事故。
这起MFT暴露出电厂实行机、炉、电全能值班中在运行管理、人员素质、危险点分析等方面的若干问题,值得深刻反思与改进。
1 事故前运行方式字串91号机组负荷150 MW,A,B汽动给水泵运行,电动给水泵备用。
B,C,D制粉系统运行,A,E制粉系统已停运,给煤仓已烧空。
2 MFT事故经过当天安排1号机组滑参数停机,停炉前烧空所有给煤仓。
晚班接班时,B,C,D 煤仓煤位均在6 m左右,运行人员对B,C,D磨的给煤率偏差进行控制,预计停磨顺序为D,C,B,在D煤仓烧空后开始投油枪助燃并滑参数降负荷。
字串5 18:54,D煤仓煤位到0,主值令副值投入BC层1,3油枪。
19:17,D煤仓走空,D给煤机给煤率开始下降,此时锅炉总煤量58.75 t,机组负荷155 MW,主汽压力9.7 MPa,A,B汽泵转速约3 700 r/min,B煤仓煤位约3.5 m,C煤仓煤位约1 m。
值长汇报中调1号机开始降负荷滑停,主值离开控制盘前布置停机前的检查工作,盘前只有副值一人操作。
约1 min后D给煤机皮带上燃煤完全走空,进入锅炉的总煤量下降至47.5 t,监盘副值增投BC层2,4油枪,维持锅炉总给煤量约47.5 t。
19:25,机组负荷下降至133 M W,主汽压力7.08 MPa,汽包水位+23 mm,A汽泵转速下降至3 104 r/min,B汽泵转速下降至3 108 r/min。
此时2台泵仍在自动状态,但均闭锁往下调。
19:27,BTG盘汽包水位高报警,盘前副值立即大声汇报,开启定排放水,同时立即打闸A汽泵,主值立即到控制盘前启动电泵(从实际情况和曲线分析,此时电泵已自启,并自动开启勺管,可能运行人员发出启动指令时间与自启时间基本一致)。
四炉汽包水位显示失灵MFT动作机组跳闸

四炉汽包水位显示失灵M F T动作机组跳闸集团公司文件内部编码:(TTT-UUTT-MMYB-URTTY-ITTLTY-四号炉汽包水位显示失灵,M F T动作,机组跳闸事件经过:#4机组负荷240MW,协调投入,主汽压力15.5MPa,主汽温度538℃,再热蒸汽压力2.7MPa,再热汽温538℃,机组真空75.5KPa,汽包水位+7.8mm,#4炉底层#1、#3油枪运行,A、B、C、D四台磨煤机运行,#4-1、#4-2引风机、送风机、一次风机运行。
2005年2月12日下午热工人员对#3、#4机主控室后电子间各控制柜柜门风扇进行了吹扫(#3机组停运),17:08#4炉汽包左右侧水位、汽包压力、给水流量、主汽流量、过热器减温水流量均突变为坏点,17:11自动恢复正常;17:12上述各点再次变为坏点,17:13自动恢复正常,热工人员检查未发现明显异常。
18:08#4炉汽包左右侧水位、汽包压力、给水流量、主汽流量、过热器减温水流量均突变为坏点,汽包水位变为坏点且显示在-324mm(MFT动作停机后上述各点自动恢复正常),炉MFT动作,汽轮机、发电机联掉,厂用电切换正常。
18:20#3炉点火,19:05#4机组并网。
20:13#4机负荷82MW,汽包水位+11.2mm,汽包水位CRT画面所有水位点全部不变化,汽包水位无法监视,立即联系热工处理,随后汽包水位突显示为+400mm,炉MFT动作,汽机、发电机联掉。
20:40#4炉点火,21:12#4机组并网。
2月13日#4炉汽包左右侧水位、汽包压力、给水流量、主汽流量、过热器减温水流量5次突变为坏点,均在10秒钟内恢复正常。
暴露问题:(1)12月12日17:08、17:12及18:08汽包水位显示失灵MFT动作与2月13日发生的多次汽包水位显示失灵原因经上海西屋控制系统有限公司专业人员与电厂有关专业技术人员对4#机组Ovation控制系统进行系统检查、分析,同时根据3#机组停机状态的情况进行试验,最终确定为由于电子设备间控制机柜内煤粉过多(当日热工人员吹扫控制器柜门加剧了控制柜内积灰)导致系统电源分配盘中的辅助电源(专供系统供电的变送器)供电回路的电子元件的性能受到影响,#4机组的17号控制器中Branch1、Branch5两条支线带系统供电变送器的信号全部变为坏质量,导致汽包水位保护动作。
最新MFT保护介绍剖析

13、脱硫故障
脱硫MFT取三个脱硫MFT故障1、2、3,经过三取二逻辑 判断脱硫故障MFT。
结束语
谢谢大家聆听!!!
28
7、当三个汽包水位全坏时,若压力开关不动作,不输出高三值信号。
8、正常时为三取二。
2、汽包水位高(低)跳闸
当汽包水位投入,且高三值信号来,延时3S发MFT信号。
汽包水位低与汽包水位高类似,在此不做详细介绍。
3、送风机全停
我厂具有两台A、B送风机,每台送风机取两个运行信号。 两个运行信号通过与门输出运行信号。两台送风机均停运2S 后输出送风机全停信号。
MFT首出条件:
1、炉膛压力高跳闸; 2、炉膛压力低跳闸; 3、汽包水位高跳闸; 4、汽包水位低跳闸; 5、送风机全停; 6、引风机全停; 7、一次风机全停; 8、总风量低;
9、火检冷却风丧失; 10、汽机跳闸; 11、紧急停炉; 12、全炉膛灭火; 13、所有燃料丧失; 14、再吹扫请求; 15、两台空预器跳闸; 16、脱硫故障。
同时,为了确保可靠性,还采用了压力开关判断。我厂 采用6个压力开关取样(高低各三个),炉膛压力开关动作 值亦分别高低为2000Pa与-2000Pa。
在逻辑中,当炉膛压力开关输出为1或者炉膛保护值超 过2000Pa,输出炉膛压力高1动作;同理,炉膛压力高2、3 动作均相同。三个判断值经过三取二逻辑后,延时2S输料丧失
所有燃料丧失,首先通过四个F层油角阀全关信号,分 别送入6号DPU1号站10号,11号卡,然后在6号DPU做一个四 取四的逻辑判断,输出F层油阀全关信号。
10、所有燃料丧失
然后取4个吹扫阀全关信号,分别送入6号DPU1号站10号,11号卡, 然后在6号DPU做逻辑判断,输出F层1、2、3、4所有角阀已关信号,或者 当F层有跳闸信号时 ,输出F层所有阀全关。
_107_ 汽轮机事故案例分析

汽轮机事故案例分析周世祥(山西省忻州市河曲县文笔镇山西鲁能河曲发电有限公司)一. 事故原因一台汽动给水泵因为润滑油压低MEST保护跳闸造成锅炉汽包水位低MFT动作二. 事故经过某厂一台600MW机组给水系统配置了二台50%的汽动给水泵和一台30%的电动给水泵。
2006年10月25日17:59监盘人员发现集控室照明闪烁,立即在DCS上检查设备运行情况,发现电动给水泵联启,#1A汽动给水泵跳闸,立即手动操作电动给水泵勺管开度增加电动给水泵出力,同时快减负荷、停止磨煤机、调节汽包水位。
18:00发现#1B汽动给水泵也跳闸,汽包水位降至-336mm,锅炉MFT保护动作造成#1机组故障停止。
机组跳闸后立即检查#1机组跳闸的首出原因为“MFT”,#1A汽动给水泵跳闸的首出原因为“润滑油压力低Ⅲ值”,#1B汽动给水泵跳闸的首出原因为“转速偏差大”。
进一步检查发现造成#1A汽动给水泵跳闸的原因是汽泵A润滑油泵电气故障跳闸,引起润滑油压力低保护跳闸,确认机组无其它异常18:42锅炉点火,19:30汽轮机冲转发电机并网,恢复机组运行。
三. 事故原因综合分析事故发生后立即组织机务、电气、热控工程技术人员对#1A、#1B汽动给水泵跳闸原因进行了全面的分析,并查看了SOE事故追忆,发现#1A汽动给水泵A交流油泵跳闸的原因是机械部分卡涩、导致其电流在70秒时间内突然从24.8A逐渐上升到53.9A,引起电气故障跳闸,虽然B交流油泵、直流事故油泵联启,但是联启时间比较长(2秒左右),润滑油压短时间内下降,润滑油压低Ⅰ值、低Ⅱ值、低Ⅲ值压力开关动作,导致A汽动给水泵润滑油压低METS保护动作跳闸;#1A 汽动给水泵保护跳闸后由于汽包水位下降,处于给水自动控制状态的#1B汽动给水泵为了维持汽包水位在给定值内,其给水自动调节指令增加由75.61%增加到96.62%、对应的汽泵转速由5175r/min 增加到5821r/min,#1B汽动给水泵实际转速在自动状态由5169r/min最高上升到5290r/min后就上升不动了(其原因为高低压进汽动力不足的问题),导致给水调节指令与实际转速发生偏差(偏差为530r/min左右)、#1B小机转速偏差METS保护动作(动作值±500r/min)、#1B汽动给水泵跳闸,造成汽包水位急剧下降,锅炉MFT。
南方某电厂#5锅炉汽包水位低低MFT事件技术分析

南方某电厂#5锅炉汽包水位低低MFT事件技术分析摘要文章通过对南方某电厂200MW机组锅炉汽包水位低低MFT事件进行分析,得出机组日常维护、保护设置及事故隐患排查时注意事项,为后续的机组安全运行提供科学指导及依据。
简介南方某电厂#5锅炉型号为HG-680/13.7-YM2型锅炉,是为以煤代油热电联产工程设计的,设计煤种为烟煤,锅炉为超高压参数,带一次中间再热的单锅筒自然循环、固态排渣、四角切圆燃烧、平衡通风、露天布置。
锅炉运行方式以冷凝工况为主,同时满足抽汽工况参数。
炉膛水平切面积为11660×11660mm2(宽×深),锅炉高度为40000mm。
关键词:200MW机组;汽包水位;分析;日常维护;保护设置;事故隐患排查一、事件经过2023年9月30日20时40分,#5机组正常运行,机组负荷191MW,汽包水位+4mm,给水流量545t/h,A、B、C、D、E磨运行,B电动给水泵运行。
20时40分39秒:B电动给水泵例外报告画面发B给水泵润滑油压低低报警,1秒后消失,反复三次后,于20时40分52秒持续发出滑油压低低报警。
20时40分58秒:B电动给水泵事故跳闸,3秒后A电动给水泵联锁启动。
A电动给水泵勺管开大至82%,转速升至5318转,总给水流量降至74/h后回升至273/h,汽包水位持续下降至-252mm。
20时41分45秒:#5锅炉MFT保护动作,跳闸首出为汽包水位低低,联跳#5汽轮机,程跳逆功率跳#5发电机,#5机组解列脱网。
当班控长下令按停机操作将机组安全停运。
21时00分,当值值长下令极热态启动#5机组。
10月1日02时08分,#5机组并网,04时45分加负荷至140MW,投入AGC,交系统调度。
二、检查情况DCS显示#5机B电动给水泵事故跳闸首出为润滑油压力低,经现场检查B电动给水泵无漏油现象,液力耦合器出口润滑油压力表显示为0.21MPa,未发现异常。
经检查逻辑B电动给水泵润滑油压低低压力开关(定值≤0.051MPa)动作,联跳B电动给水泵。
关于锅炉MFT不联跳汽轮机的经验总结

关于锅炉MFT不联跳汽轮机的经验总结托克托发电公司总容量8x600MW+2x300MW,建厂初期,全厂发生锅炉MFT导致机组跳闸的事较多。
因机组多,此类事件发生的概率也大大增加。
经过近几年的摸索,不断完善操作方法,加强仿真机技术培训和反事故演练,目前托克托发电公司各台机组基本都能实现锅炉MFT汽轮机不跳闸。
本文以#4机组发生的一起MFT(锅炉主燃料跳闸)汽轮机不跳闸事件为例,着重分析锅炉MFT 后,汽温的控制手段、汽包水位的控制手段、完善锅炉吹扫的手段,从而达到快速点火带负荷,缩短启动时间,减少负荷损失的目的。
标签:锅炉MFT 低汽温保护汽包水位控制缸温吹扫控制一、前言托克托发电公司二期#4炉容量为600MW,锅炉为北京巴威锅炉公司生产的亚临界,自燃循环汽包炉,前后墙对冲燃烧式,型号:B&BW—2028/17.5—M。
汽轮机是东方汽轮机厂生产,型号:N600-16.7/538/538-1,亚临界,一次中间再热,三缸四排汽,冲动凝汽式。
目前,全国各大电力集团公司所属电厂,对锅炉MFT后,是否联跳汽轮机没有统一的硬性规定。
锅炉MFT后一般有两种处理思路:一种是锅炉MFT后汽轮机跳闸,发电机解列。
这种处理思路的主要目的是防止锅炉MFT后主再热汽温度下降后进入汽轮机,造成汽轮机进冷水或冷汽,发生大轴弯曲事故而设置的一项主保护;另一种是锅炉MFT后汽轮机不跳闸,带一定低负荷,发电机仍然与电网并列。
这种处理思路的主要是充分利用汽包炉及管道的蓄热能力和残余蒸汽继续冲转汽轮机,使其能带一定负荷,在短时间内重新点火,恢复机组负荷。
前提是锅炉侧没有设备故障,灭火原因清楚,适用于保护误动、参数瞬间超限达到保护动作值而发生的灭火。
无论哪种处理,锅炉灭火后,由于汽温的降低及进汽量的减少,都会引起缸温的下降,汽轮机被强制冷却。
这样,会产生3个方面的问题:1.汽轮机金属材料的温度下降速率;2. 汽轮机金属材料的温度下降幅度;3. 汽轮机汽缸上下缸温差。
MFT保护介绍
满足下列任一条件时,全炉膛灭火信号的发生:
1、当所有五层煤火检显示“无火”与“任一层给粉机证实”
信号给出>5 秒,建立“全炉膛灭火”信号;
2、 当MFT 发生前20 秒给粉机见火投运台数大于15 台,且5
秒内失去四分之三火检,建立“全炉膛灭火”信号;
各煤粉层“无火”逻辑如下: 1、 A 层无火逻辑 下列任一条件建立,则发出“A 层无火”信号: (1)F 层油至少2/4 没运行,且A 层3/4 没运行; (2)A 层所有给粉机全停且B 层所有给粉机全停(延时5 秒);
汽锅炉吹扫完成后,4小时(14400S)内没有点火,发 再吹扫请求。
两台空预器跳闸取A、B空预器主辅变频器运行信号,A主辅变频器 运行信号送入17号DPU1号站11号卡, B主辅变频器运行信号送入16号 DPU1号站4号卡,再在7号DPU做逻辑判断,当A、B空预器主辅变频器运行 信号全为0时,延时2S输出两台空预器跳闸信号。 同送风机与引风机类似,为提高可靠性,空预器也应才用空预器停 转,电流,品质坏三点综合判断。
上图中,可分为以下六种情况: 1、当1,2点汽包水位保护切除或为坏点时,采取一取一的形式,即当 3点水位为好点取高三 值3动作,输出汽包水位高三值信号; 2、当1,3点汽包水位保护切除或为坏点时,采取一取一的形式,即当 2点水位为好点取高三 值2动作,输出汽包水位高三值信号; 3、当2,3点汽包水位保护切除或为坏点时,采取一取一的形式,即当 1点水位为好点取高三 值1动作,输出汽包水位高三值信号; 4、当1点汽包水位保护切除或为坏点时,采取二取一的形式,即当2、3点水位为好点,且 任一高三值动作,输出汽包水位高三值信号; 5、当2点汽包水位保护切除或为坏点时,采取二取一的形式,即当1、3点水位为好点,且 任一高三值动作,输出汽包水位高三值信号; 6、当3点汽包水位保护切除或为坏点时,采取二取一的形式,即当1、2点水位为好点,且 任一高三值动作,输出汽包水位高三值信号; 7、当三个汽包水位全坏时,若压力开关不动作,不输出高三值信号。 8、正常时为三取二。
一起汽包水位测量异常导致锅炉MFT事故的分析
一起汽包水位测量异常导致锅炉MFT事故的分析王可栋【期刊名称】《电力安全技术》【年(卷),期】2010(012)001【总页数】2页(P28-29)【作者】王可栋【作者单位】中外合资合肥第二发电厂,安徽,合肥,231607【正文语种】中文某电厂锅炉采用哈尔滨锅炉有限责任公司生产的亚临界一次中间再热自然循环单炉膛汽包锅炉,型号为:HG-1156/17.4-YM1。
汽包东侧装有远传水位计(L003)和汽包压力(P002)测点;汽包西侧装有2只采用多测孔技术改造后,取样管分离的独立汽包远传水位计(L001、L002)和1个汽包压力(P001)测点。
汽包远传水位计采用同侧汽包压力测点进行压力补偿,温度补偿采用定值补偿。
汽包水位报警定值水位为+120mm,-180mm;MFT定值水位为:+240mm,-330mm。
汽包水位MFT采用三取二逻辑,任意1只汽包水位测量值偏差大于平均值63.5mm会造成该汽包水位测量单通道故障,触发该通道MFT,汽包水位达到MFT定值也会触发该通道MFT,当锅炉MFT通道有2个激活后就会触发锅炉MFT保护。
1 事故经过2008-04-20T13:43,运行人员发现锅炉汽包水位异常,锅炉MFT第一通道由于汽包水位偏差大于63.5mm单通道触发,在集控室操作员站上观察汽包水位曲线,3台汽包水位示值之间偏差较大,并且有发散趋势。
检修人员检查汽包水位取样装置、汽包水位变送器等设备未发现明显异常,此时3台汽包水位示值不断变大。
14:11:36,锅炉第二通道MFT,通道由于水位低于-330mm触发,锅炉MFT保护三取二保护逻辑成立,造成锅炉跳闸。
2 原因分析在锅炉MFT触发后,检修人员检查了汽包水位采集卡件、汽包水位变送器、汽包水位取样管道及控制电缆。
(1) 检查汽包水位采集卡件和汽包水位变送器。
该厂DCS系统采用德国ABB公司PROCTROL-P控制系统,汽包水位采集卡件为81EA04。
供热机组汽包水位低引起的炉MFT事故分析
供热机组汽包水位低引起的炉MFT事故分析作者:叶明韩丽来源:《中国新技术新产品》2012年第17期摘要:通过一起供热机组由于汽包水位低引发的炉MFT 事故的介绍,分析了事故的原因,并针对暴露的问题提出相应的预防措施。
关键词:供热机组;汽包水位低;MFT图文分类号:TM59锅炉汽包水位的控制与调整一、保持汽包正常水位的重要性汽包水位严重过高或满水时,蒸汽大量带水,会使主汽温度急剧下降,蒸汽管道和汽轮机内发生严重水冲击,甚至造成汽轮机叶片损坏事故。
汽包水位过低会引起锅炉水循环的破坏,使水冷壁管超温过热;严重缺水而又处理不当时,则会造成炉管大面积爆破的重大事故。
因此,锅炉运行中保持水位正常是一项极为重要的工作,绝对不能有丝毫的疏忽大意。
二、影响汽包水位变化的主要因素。
(1)锅炉负荷的变化负荷突然增加,在燃烧和给水未调整之前,汽压将迅速下降,造成炉水饱和温度下降,汽水混合物比容增大,体积膨胀,使水位上升,形成虚假水位,但此时给水流量并没有随负荷增加,因而在大量蒸汽逸出水面后,水位也即随之降低。
(2)燃烧工况的变化如燃料量突然增加,锅炉燃烧率和炉水汽化加强,体积膨胀,使水位暂时升高;由于锅炉蒸发量的增加,而给水流量却未变,继而又即发生水位下降。
锅炉燃烧率减弱时汽包水位的变化则与此相反。
(3)给水压力的变化如果给水系统不正常使给水压力变化时,将使进入锅炉的给水流量发生变化,从而引起汽包水位的波动。
在其它情况不变时,给水压力升高,将引起汽包水位升高;给水压力下降,将引起汽包水位下降。
(4)汽包相对水容积的大小汽包的相对水容积越大,水位变化速度越慢;汽包的相对水容积越小,水位变化速度则越快。
(5)设备泄漏或故障的影响运行中如发生高压加热器、省煤器、水冷壁泄漏或给水系统主要设备故障等情况,都会造成汽包水位的变化。
综上所述,影响汽包水位变化的因素很多,水位变化是各种因素综合作用的结果。
所以,正常运行中应认真监视各项参数及工况的变化,及时进行有关的调节,将调节工作做在水位变化之前,一旦发生水位变化时,应迅速查明引起水位变化的原因,及时分析判断汽包水位的变化趋势和进行必要的调节,保证汽包水位的稳定运行。
电泵跳闸汽包水位调整过程分析
电泵跳闸汽包水位调整过程分析摘要:汽包是锅炉设备中重要的组成部分,汽包液位对于锅炉运行的安全性有着重要的影响,也是评价锅炉设备是否处于正常运行状态的一个参考指标,其能够对锅炉负荷与给水的平衡关系进行全面的反应,水位过高或者过低都会引起严重的后果。
因此,对于锅炉汽包水位调整的控制是十分必要和必须的。
关键词:汽包水位;液位;水位调整;原理1 事故经过2011年6月13日18:55,某电厂#8机组处于协调运行方式,负荷585MW,运行稳定,两台送风机、两台引风机、两台一次风机、六台磨煤机及81、82电泵均运行良好,各参数正常。
18:59:01,81电泵跳闸(B相对地放电,引起差动保护动作跳闸),83电泵A段开关联启,机组RB,将协调方式切至汽机跟随运行方式。
由于目标负荷小于65%ECR,C、D磨煤机自动跳闸。
至17:05汽包水位高二值触发MFT保护动作,锅炉灭火,机组联跳。
同以往电泵RB过程相比,造成此次汽包水位升高有四方面原因:(1)给水流量长时间大于给水流量运行人员未进行有效干预。
(2)炉内燃料骤增加剧了汽包水位上升趋势。
(3)82送风机单侧失去风量对炉内燃烧的扰动增加了调节难度。
低电压导致81送风机调节油站两台泵切换,切换瞬间存在两台泵均停运信号,导致81送风机动叶切至手动位,RB触发后锅炉主控减风量时81送风机动叶开度维持原状不变,最终导致82动叶关闭。
(4)机组负荷较高。
2 过程分析下面从给水量调整和燃料调整两方面人为操作因素进行分析2.1 给水流量调整分析2.1.1 电泵RB汽包水位特性分析及汽水偏差对汽包水位的影响单纯的给水泵跳闸(指其他设备未故障)引起水位波动特性为先低后高,主要原因为电泵跳闸瞬间给水流量立即减小造成汽包水位的降低,而后随着备用泵的联启和蒸汽流量(RB动作关小汽机调门)的降低,汽包水位会出现上升情况。
在电泵跳闸瞬间可能会出现汽包水位低触发MFT的危险工况,但由于事发突然,运行人员一般无法及时干预,主要靠自动完成。
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控制器重启导致汽包水位低MFT分析周旭战(中国大唐集团科学技术研究院有限公司华中分公司,河南 郑州 450000)摘 要:本文分析XDPS控制器电源故障,导致冗余控制器同时重启、汽包水位低MFT动作的软、硬件原因。
通过专业检测、电源切换风险分析和模拟试验,论证了电源器件老化直接导致控制器初始化重启,控制器启动后因SFT算法块输出初值和速率设置不合理,触发汽包水位低MFT动作的结论,提出应不断改进控制器电源老化的检测手段,通过针对性试验,设置合理的控制参数,共同减少机组保护误动的技术措施。
关键词:XDPS;控制器电源;初始化;电源切换;SFT算法;输出初值;MFTDCS(分散控制系统)是火电厂的神经系统,控制器是其核心组成单元,控制器电源的可靠性直接影响DCS和机组的安全运行。
XDPS分散处理系统(XinHua Distributed Processing System),主要包括XDPS-400、XDPS-400+、XDPS-400e等产品,凭借其先进合理的系统结构和技术性能,以及较高可靠性,广泛应用于600MW、300MW及其以下机组新建电厂和老厂改造工程[1]。
随着机组运行时间不断增长,DCS控制器(分布式处理单元DPU)电源问题日渐突出。
1 机组概况某公司2号机组采用东方锅炉(集团)股份有限公司生产的亚临界、一次中间再热、自然循环汽包锅炉,型号DG1025/17.4-Ⅱ14。
汽机采用上海汽轮机厂生产的一次中间再热、高中压合缸、双缸双排汽、单轴、冷凝式汽轮机,型号N300-16.7/537/537。
DCS采用上海新华公司分散型控制系统XDPS-400+,版本号XDPS2.05,于2004年12月投入使用。
2 故障过程6月14日机组#13、#33DPU控制器发生故障,该控制器主要包括汽包水位测量、补偿计算和调节,以及2A/2B/2C三台液偶调节电动给水泵的联锁、保护逻辑等。
故障发生前,机组负荷170 MW,2C给水泵运行,2A、2B给水泵备用,汽包水位正常。
03:29:08 2号机组发DPU脱网报警。
03:29:50 2号机45操作员站确认DPU脱网报警。
03:30:43 33 DPU begin to run(#33DPU开始运行)。
03:30:43 13 DPU begin to run(#13DPU开始运行)。
03:30:45 DPU脱网报警信号消失。
03:30:45 DPU33节点:Connect Partner Thread OK (连接副控线路正常)。
03:30:45 DPU33节点:Begin to Copy Algo(开始复制组态)。
03:30:45 DRUMLEVELL1汽包水位低一值报警。
03:30:45 DRUMLEVELL2汽包水位低二值报警。
03:30:55 MFT报警发出。
03:30:55 SOE记录锅炉故障遮断报警发出,一次风机全停,汽机挂闸信号消失。
03:30:59 DPU13:Copy OK!(复制成功)。
03:30:59 DPU13:Download Or Copy Succeed!(下装或复制成功)。
3 故障特点故障发生前,机组负荷稳定,设备运行正常,给水系统无重大操作。
故障发生后,DPU重启,期间工艺系统重要参数均显示离线。
分析故障前后参数,具有以下特点:一是#13DPU与#33DPU同时脱网,95s后,几乎同时完成自检并重启,#33DPU首先获得主控位置,#13DPU进入跟踪状态。
二是#33DPU进入主控时,汽包水位低一值、低二值报警同时发生。
三是汽包水位低一、低二值报警与MFT动作间隔10s,与MFT逻辑设置时间一致。
四是故障前后,水位测量差压、汽包压力、正压侧冷端补偿温度等工艺参数正常,计算后的汽包水位1显示正常,但汽包水位2和3在DPU初始化重启后,显示-300 mm。
因此,冗余DPU同时异常重启,DPU初始化完成后,汽包水位2和3计算错误,导致汽包水位低二值保护延时10s后MFT动作。
故障过程中主要参数变化如图1所示。
4 原因分析故障发生时,机侧电子间空调系统停运,柜内热电偶冷端补温度历史趋势显示最高值达33.43℃,判断机柜温度较高。
在排除测点泄漏、接地、屏蔽和干扰等因素后,判断造成故障的主要原因包括硬、软两个方面。
直接原因是DPU初始化完成后,汽包水位逻辑计算输出结果错误,根本原因是冗余DPU同时异常重启。
机组在完善逻辑、更换DPU后恢复运行,故障DPU整体返厂进行检验。
4.1 硬件原因正常情况下,DPU上电到初始化完成约为90 s,从DPU脱网报警到#13、#33DPU同时重启,且#33DPU首作者简介:周旭战(1975- ),男,汉族,河南许昌人,硕士研究生,工程师,主要从事火电机组热控调试、DCS 改造、技术监督。
先进入主控位置,主辅DPU同时完成重启的现象,可判断两者同时脱网并开始重启。
导致DPU重启的主要因素有:一是DPU负荷率过高;二是网络堵塞或中断;三是DPU电源故障;四是元器件老化,抗干扰能力差等。
故障DPU返厂检测发现DPU主板上的电容存在鼓包或开裂的原因:一是主板已工作10余年,接近故障临界点;二是现场工作温度高,加速了元器件老化,寿命降低。
电容鼓包或开裂,说明电解电容的容量失去,电解电容主要起到电压滤波和稳压功能,用于将+5V输入电压转换为内部CPU、外围大规模集成电路、内存工作所需要的+2.8V、+3.3V电压。
电容容量减小甚至失去,会造成CPU及外围芯片工作电压不稳定,此时外围比较小的动力干扰就会引起主机板复位,易导致单DPU复位,冗余DPU跟踪失败等现象。
XDPS-400+控制柜电源组件主要包括电源配电箱和直流电源模块。
电源配电箱采用2路220VAC输入,经过滤波器之后作为DPU和I/O电源,并提供一路切换后的电源,通常作为机柜风扇或检修电源使用。
其原理见图2。
其中,A路是主电源,只要A路供电正常,切换后的电源只取A路,与上电顺序无关。
DPU电源模块原设计由A路或B路分别供电,当其中一路电源故障时,可保证另一路电源对应的DPU工作正常。
但从现场电源分配箱输出端子排接线看,通过外加短接线,DPU输入电源按XDPS-400系统早期设计方式,接到了切换后的电源[2],即#13、#33DPU的输入电源实际上都取自A路。
在XDPS系统中,DPU开关电源内置在DPU中,有图1 DPU重启前后主要参数变化图2 XDPS-400+电源配电箱原理图两种供电方式:一种为电源直接并联,另一种为采用交流切换技术,采用交流切换技术需要预防几个方面的风险:一是电源切换继电器本身有一定的故障率,增加一个切换过程,就存在危险集中的环节,应严格要求其具有高可靠性指标。
二是普通继电器切换时间通常是十几ms,甚至几十、上百ms,DPU 不重启的最大失电时间很严格(如某型DPU 要求≤40 ms),切换时间不一定能满足DPU 的不失电要求[3],且参数会随着元器件的老化,发生飘移。
三是切换继电器如果特性差、切换速度慢,当主路电源电压波动时,通过切换继电器的动、静触点和触点切换时产生的弧光形成回路,在两路电源间出现环流,持续的环流造成继电器过热甚至烧毁,动、静触点彻底短路,最终造成两路电源全部失去[4]。
四是普通的电源切换试验通常采用模拟某路电源完全失去,观察DPU 等模件是否重启,该方法有一定的缺陷,它很难模拟出电源参数异常时的复杂情况。
若继电器的低电压切换值小于DPU 模件的耐压下限,就存在工作电压瞬间下降,低于DPU 模件的耐压下限,但大于电源继电器切换动作电压的情况,此时电源并不切换,如果电压下降持续时间超过DPU 不重启的最大失电时间,将导致该对DPU 全部失电;工作电源电压恢复正常时,DPU 得电自动重启[5]。
这可以解释一些电源切换试验正常,但仍会发生工作电源故障失压而导致机组DCS 系统失电的现象。
此外,如果主、辅DPU 电源都采用电源配电箱切换后的同一路电源,该路电源品质变化时,将对投运时间过长,不断老化的主、辅DPU 同时造成异常影响。
4.2 软件原因机组汽包水位测量采用单室平衡容器差压法,每只平衡容器下端各设计了1支PT100热电阻,根据测量温度值折算对应的密度值,正压侧不饱和水密度补偿组态见图3。
图3 正压侧不饱和水密度补偿组态冷端补偿温度首先进行坏品质、高低限和变化超速率判断,若任一故障出现,自动切为50℃对应的常数。
实测温度值按照≤40℃,≥80℃和40℃-80℃分为三个区间,根据汽包压力进行密度值折算,正常温度和压力下,密度值约为900 kg/m 3。
因机组正常运行时冷端补偿温度变化缓慢,所以两个软切换算法块(SFT 算法)均设置了100(单位/分钟)的切换速率。
XDPS 算法块有“输出初值”属性,缺省情况下为“0”,SFT 算法块也是如此。
正常情况下,机组启动前DPU 已正常非常运行,输出初值不起作用。
但当机组运行时,冗余DPU 异常重启,完成初始化后,第一个周期的计算结果可能是根据输入量进行正常运算的结果,也可能是算法块的初始值,DPU 初始化完成后,首个周期的输出结果具有不确定性。
通过虚拟DPU 平台,强制参数为故障前正常工况值,模拟SFT 算法块的输出从“0”,按照100(单位/分钟)的速率变化到900,得到一组试验曲线和故障过程的特征曲线非常吻合。
即:DPU 初始化重启后,在最初的6 min 时间,因冷端补偿密度非常低,计算出的水位值远小于-300 mm,但由于高低限幅,输出被限制在-300,MFT在10 s后正常动作;在稍后的近3 min时间,当计算水位大于-300 mm限制后,历史趋势才显示出实际计算值,并以相对恒定(水位对应的差压输入信号一直有小幅高频波动)的速率趋于正常值(零水位)。
为验证虚拟DPU的试验结果,使用XDPS-400e最小化系统搭建SFT算法块测试逻辑,观察到SFT算法块在真实DPU重启后,会从输出初值“0”开始,以设置的固定速率向目标值变化,且输出初值可以手动调整。
据此,可以判断DPU电源模件性能老化后,当输入电源品质明显变化时导致DPU初始化重启,水位2、3补偿逻辑中的SFT算法块因输出初值作用,从“0”开始向“900”缓慢变化时,计算出的水位远低于-300 mm,10s后直接触发MFT动作。
5 结论5.1 随着DCS投产时间增长,控制器电源等元器件逐渐老化。
电子间工作温度过高,将加速老化速度;应重视电源老化造成的DPU复位,冗余DPU跟踪失败异常分析。
5.2 电源在线切换试验对于发现电容容量下降等隐性故障作用有限,DCS电源老化监测应借助专业检测手段,及时发现并更换故障部件。
5.3 高质量输入电源是DPU正常工作的重要前提。
应定期对DPU的供电电源(UPS电源、保安电源)进行检测,有条件时可增加在线快速录波装置[6]。