1、浙江省電力試驗研究院兼：電力行業熱工自動化技術委員會 付秘書長孫長生：電話3 手機郵箱：;網址:Http/兼：電力行業熱工自動化技術委員會 付秘書長交流討論1概述1 隨著技術的發展，熱工自動化系統已基本覆蓋發電廠的各個角落，其可靠性決定著機組運行的安全經濟運行。由于各種原因，如熱控系統設計的科學性與可靠性、控制邏輯的條件合理性和系統完善性、保護信號的取信方式和配置、保護聯鎖信號定值和延時時間設置、系統安裝調試和檢修維護質量、熱控技術監督力度和管理水平，都還存在不盡人意之處（尤其是隨著新建機組容量的不斷增大和機組數量的不斷增加，為其工作的設計、安裝調試、運行維護和檢修人員的技術素質跟不上需要）

2、，引發熱控保護系統可預防的誤動仍時有發生。 我們歸類統計分析了電廠多年因熱工原因引起的設備二類及以上障礙原因，其面上基本比例如圖：1）編寫起因2 a）現場設備異常引起的占據首位約36.4%， b）控制系統軟、硬件引起的占據次位約28%， c）電纜接線、模件松動引起的約占18.2% d）檢修維護不當引起的為13.6% 這些事件除涉及設備質量還與熱工人員檢修運行維護質量有關。為進一步貫徹落實“堅持預防為主，落實安全措施，確保安全生產”的方針，深化管理，完善系統配置，減少熱控系統故障，提高熱控系統可靠性和機組運行安全穩定性，熱工委員會特組織制定、發布了本技術措施。2）編寫起因3根據熱工委員會的安排和

3、組織，浙江省電力試驗研究院、浙江省能源集團有限公司等單位成立熱控系統狀態評估及可靠性控制措施研究項目組，在調研、收集、分析、總結全國近年來熱控系統故障發生的原因及事故教訓、熱控設備運行檢修維護管理經驗與問題的基礎上，進行了基建階段的熱控系統可靠性過程控制、分散控制系統可靠性評估方法、分散控制系統故障應急處理導則、提高TSI系統運行可靠性的若干技術措施、提高熱控接地系統可靠性和抗干擾能力的技術措施、熱工保護與控制邏輯優化、提高汽包水位測量與保護信號可靠性的技術措施、熱控設備可靠性分類與測量儀表合理校驗周期及方法等專題研究。本技術措施是項目中的一部份。3）專題研究涉及課題4技術措施內容的基本結構：

4、3、4 單元機組控制系統和公用與輔助控制系統。5、6二節分別熱工保護、控制邏輯與設備。7 11 節，對熱工測量信號與報警、爐膛火焰、TSI裝置、汽包水位測量與保護內容、硬接線設計和后備監控設備提出了規范。12 、13 電源系統、氣源系統。14 、15 節，電纜與接線、取樣裝置和管路。16 18節，主要提出了熱控設備環境及防護、控制系統故障應急處理預案、定期試驗與管理方面的技術措施。附錄B “熱工保護邏輯可靠性優化”建議附錄A “單點信號保護聯鎖系統可靠性優化”建議附錄D“分散控制系統故障應急處理預案”編寫導則附錄C“通訊故障防范措施建議”接下來重點交流編寫過程的依據。5）內容結構5本技術措施專

5、題研究過程中，我們收集、匯類分析了大量因熱工原因引起的事件和所采取的值得借鑒的預防措施：1。控制系統硬軟件故障案例分析處理與預控措施2。現場設備故障案例分析處理與預控措施3。接地與干擾問題分析處理與預控措施4。檢修維護不當引起的案例分析處理與預控措施5。汽包水位測量系統問題分析與預控措施6。最簡單邏輯優化問題討論與方法熱控系統故障案例分析處理與預控措施 26主要有一般模件故障和控制器故障，前者引起設備誤動作但導致機組跳閘的較少，更換模件都得以解決；后者則出現以下3種情況： （1）控制器誤發信號直接導致機組跳閘。（2）控制器A、B切換過程異常直接導致機組跳閘。（3）控制器A、B切換過程出現異常，

6、熱工人員處理過程中，操作不當導致機組跳閘。硬件故障控制系統硬軟件故障 2.17 控制邏輯存在的缺陷，運行多年相安無事，但在某特定運行環境和綜合因素影響下，則可能顯露而導致機組運行異常事件的發生。如： （1）某600MW機組435MW時切換制粉系統，過程中 “爐膛壓力高高”導致MFT。事件原因是爐膛壓力調節系統在大擾動情況下調節品質欠佳，一次風機動葉控制回路設計不合理引起。 （2）某600MW機組因“汽包水位高”MFT動作，事件起因是一臺給煤機運行信號瞬間消失，引起給水泵RB后不成功，最終引起MFT。經查導致故障擴大的原因，與原邏輯設計中的一個缺陷有著直接關系，該邏輯在這種情況下，將給水泵調節指

7、令置于最大且30min （事件后改為30s）之內禁止運行干預，加上運行對事故處理經驗不足。軟件、邏輯不完善8 2）當DCS與DEH為不同系統時，為防止DEH系統出現異常時，汽輪機失去監視和控制，宜在DCS操作站畫面上，實現主重要參數的監視和操作功能。該操作功能在機組正常運行時應予以屏蔽，當DEH操作員站發生異常時即時開放。3）對輸入輸出模件（I/O模件）的冗余配置給出了指導意見，如： 冗余信號/多臺同類設備各自控制回路的I/O信號， 所有的I/O模件的通道間，應具有信號隔離功能。 用于機組和主要輔機跳閘的保護輸入信號，必須直接接人對應保護控制器的輸入模件。控制系統軟硬故障預防 1） 為便于檢修

8、與維護，工程師站宜具備操作員站顯示功能，否則應在工程師站中配置僅開放顯示功能的操作員站。 94）為隔離或增加容量等需要在測量和控制系統的I/O回路中加裝隔離器時： 宜采用無源隔離器，否則隔離器電源宜與對應測量或控制儀表為同一電源。 應采取有效措施，防止積聚電荷而導致信號失真、漏電流導致執行器位置漂移、電源異常導致測量與控制失常。 隔離器安裝位置，用于輸入信號時應在控制系統側，用于輸出信號時宜在現場側。 5）在兩臺及以上機組的控制系統均可對公用系統進行操作的情況下，必須設置優先級并增加閉鎖功能，確保任何情況下，僅一臺機組的控制系統可對公用系統操作。 6）采用多機一控的電廠，必須保證機組之間的操作

9、隔離和網絡設備上的邏輯隔離，確保機組間不能相互訪問，減少網絡風暴對系統的影響。10熱工邏輯與現場設備故障案例與預控措施2.2 當用作聯鎖保護的測量信號本身不可靠時，系統的誤動概率會大大增加。而熱控保護聯鎖系統中的觸發信號采用了不少單點測量信號，由于這些設備和系統運行在一個強電磁場環境，來自系統內部的異常和外部環境產生的干擾（接線松動、電導耦合、電磁輻射等），都可能引發單點信號保護回路的誤動。如溫度測量和振動信號受外界因素干擾，變送器故障，位置開關接觸不良或某個擋板卡澀不到位，一些壓力開關穩定性差等。統計數據表明，熱控單點信號保護回路的異動，很多情況是外部因素誘導下的瞬間誤發信號引起，不少故障僅

10、僅是因為某個位置開關接觸不良或某個擋板卡澀而造成機組跳閘。11 【事件過程】 10年9月12日15:00，某廠1號機負荷300MW，真空泵B運行，A聯鎖備用，真空-83.5kPa時，開始真空嚴密性試驗。解除真空泵A聯鎖，停運B，入口蝶閥聯關正常。15:09:15真空嚴密性試驗完成，此時真空-81.29kPa，聯系現場的巡操準備啟B真空泵，在CRT上點擊啟動后，B真空泵狀態未由綠色變為紅色，也無電流顯示，其入口蝶閥已聯開，聯系現場的巡操詢問得知真空泵未啟動，蝶閥已開出，此時真空為-80.69kPa，馬上在CRT上點擊停運后，其入口蝶閥未關閉，15:09:56時真空降到-78.79kPa，聯系巡操

11、就地關閉B真空泵的入口蝶閥，準備啟A真空泵，到15:10:08，真空很快降至-71.09kPa，汽機跳閘，首出是“低真空保護”動作。 開關誤發信號ETS動作1）熱工邏輯與現場設備故障案例2.212 【事件原因】 （1）造成這次跳機的原因是在做完真空嚴密性試驗后，啟動B真空泵時因真空泵開關本體上發故障信號，真空泵啟動不起，但其入口門卻聯開且關不下，與大氣接通而迅速垮真空跳機。 （2）事后檢查B真空泵無故障電流，無保護動作，關閉B真空泵入口手動門后在工作位置和試驗位置試啟停、聯開關入口蝶閥均正常，因此判斷開關是誤發故障信號。 （3）按設計真空泵啟動后，應在入口蝶閥后前壓差達到3kPa才允許開蝶閥，

12、現為什么會聯開？ 事后檢查是該差壓開關因運行中經常不可靠被熱工人員短接了，造成泵未啟動無出力就聯開了入口蝶閥與大氣接通垮真空跳機。 13 【事件教訓與防范措施】 （1）因入口蝶閥后前壓差開關不可靠，更改成真空泵啟動后應在入口蝶閥前真空達到-78 kPa才允許開蝶閥，有效防止泵無出力就聯開入口蝶閥與大氣接通垮真空事故。 （2）原廠設計的發啟動指令后，分別啟動真空泵和開啟入口蝶閥的控制邏輯不合理，入口蝶閥設計無遠方操作功能。增加了入口蝶閥遠方操作功能后，緊急情況可在遠方操作開關。 （3）真空泵開關啟動時誤發故障信號已發生多次，經聯系開關廠家處理后正常。 （4）針對真空泵磁翻板水位計磁柱長期運行后易

13、卡澀，造成水位誤判斷，水位低后出力降低引起真空下降的問題，增加玻管水位計監視水位。14 【事件過程】05年2月20日02：52:07某電廠#1機組CRT出現過熱汽B出口溫度低報警，02:53:50光字牌出現過熱汽溫度低報警，02:56:05磨煤機熱風調節擋板自動跳出，02:56:15CRT出現一次風和爐膛差壓報警。當時一號機組負荷350MW，磨煤機A、B、C、F四臺運行。運行人員發現磨煤機C熱風調節擋板全開，磨煤機C出口溫度52，機組負荷下降15MW,判斷磨煤機C進水，減給煤機1C煤量，同時鍋爐爐膛壓力大幅晃動，運行人員撤出送風機自動，在準備撤出引風機自動時，02:57:02爐膛壓力低低MFT

14、，汽機跳閘。機組跳閘時磨煤機C出口溫度最低到42，機組跳閘后檢查磨煤機C看不出有進水現象。機組跳閘前主汽壓力和機組功率大幅度上升,02:56:29主汽壓力11.0MPa,機組功率328.7MW，02:57:08機組MFT前主汽壓力11.66MPa,機組功率355.8MW。反饋信號不可靠+運行操作不當2）15 曲線顯示02：50左右 1C磨煤機馬達電流有一突增并迅速回落至正常值，磨煤機磨碗差壓、密封風差壓等均有不同程度波動，給煤機煤量反饋瞬時到零后又恢復（FSS回路檢查時發現有給煤機OFF信號觸發）；約30秒后磨煤機熱風隔離擋板關閉，但關到一定位置時該擋板卡澀，磨煤機一次風流量急劇下降，同時由于

15、一次風出口溫度持續下降，熱風調節擋板在自動位置，冷風調節擋板在手動位置，造成熱風調節擋板持續開大，冷風調節擋板由于前饋回路的作用而持續關小，造成一次風流量持續下降。大約6分鐘后磨煤機C的熱風隔離擋板卡澀自動消除關到位，引起一次風流量的再度急劇下降，BCS收到熱風隔離擋板關閉信號后邏輯要求自動全開冷風隔離擋板，此時一次風流量迅速恢復到磨煤機正常運行值。此后爐膛壓力三個波的在擾動后, 低低MFT。 【事件原因】 一次風流量小造成磨煤機中的煤粉積蓄，恢復后將磨煤機C中大量蓄煤迅速噴向爐膛，造成鍋爐局部爆燃，引風機控制系統來不及調節，導致 爐膛壓力低低MFT。16 根據上述分析，事件原因是給煤機煤量反

16、饋信號誤發，磨煤機C熱風隔離擋板關閉過程中的卡澀引起。但運行人員事件處理不當，發現磨煤機出口溫度低時雖采取一定措施，如減少給煤機C煤量指令,撤出送風機自動,但不夠果斷，未能及時作出停給煤機或磨煤機處理，在隨后的爐膛壓力發生振蕩時也未能作出有效的干預，則導致了MFT。 【事件教訓與防范措施】 （1） 更換給煤機C就地控制柜的相關卡件。 （2）處理磨煤機C熱風隔離擋板開位置開關的缺陷。 （3）將給煤機OFF延時30秒關熱風隔離擋板改為保持30秒；關熱風隔離擋板同時，關閉熱風調節擋板。 （4）調整放慢冷風調節擋板TRACK全開的速率。 （5）增加#1機組磨煤機溫度低報警和低風量報警。報警信號進行優化

17、，提供不同等級報警信號指導運行操作 （6）進一步完善#1機組爐膛壓力的調節品質。17 【事件過程】某機組運行中突然跳閘，首次故障信號顯示為“軸承溫度高”，經檢查4號軸承推力瓦溫度顯示167，3小時后萬用表測量值約為200 的mV數且有波動，大約10分鐘后再檢查無mV信號。連接線損壞 【事件原因】（1）檢查曲線該溫度信號48s內由85升高至167，超過設計條件（任一軸瓦溫度升高至115延時2秒）觸發ETS動作跳機，其它點顯示未變化。（2）檢查該回路設置的溫升速率保護值為18/s，但曲線變化最快時也未達8/s。？（3）分析認為測溫元件熱電偶的引出尾線（多股軟線）逐步損傷斷線碰地，地電位疊加在測量回

18、路，引起溫度變化。 機組檢修時，開缸檢查發現引線處于油沖刷位置，與金屬間磨擦導致熱偶引出尾線磨損已斷。3）18 （1）基建安裝時，引線未可靠固定，未考慮油沖刷因素影響。（2）單點溫度信號保護，可靠性差，600MW機組東方汽輪機作為保護，但上海汽輪機不作為保護，該信號是否可以僅作為報報警，或與相鄰報警信號組成與邏輯判斷，建議組織討論。（3）速率保護定值設置18/s太大，降低了其保護功能，建議改為5/s。【事件教訓與處理措施】19 【事件過程】某電廠燃機機組運行中跳閘，首次故障信號顯示“排氣溫度分散度高”。檢查CRT上參數顯示為1170華氏度。 【事件原因】經檢查排氣熱電偶元件故障，正常情況下熱電

19、偶元件故障，CRT顯示將被置為-118華氏度并作為環點信號被自動剔除。但由于同時補償電纜絕緣不好，地電位串入信號回路，使得CRT顯示為1170華氏度，由于速率保護未設，控制系統不能識別該點為壞信號，造成該機組因跳閘。 【事件教訓】？（1）重要保護電纜絕緣檢查列入機組檢修內容 （2）重要保護信號回路設置速率保護。 4）電纜損壞2021 1）保護回路中不應設置運行人員可投、撤保護和手動復歸保護邏輯的任何操作設備。200MW及以下機組的工程師站中，已設計有投切開關的保護系統應設置有狀態顯示和投、撤開關操作的確認功能。 2）MFT、ETS、GTS間的跳閘指令，必須至少有兩路信號，通過各自的輸出模件，并

20、按二選一或三選二邏輯啟動跳閘繼電器 3）單元機組的鍋爐、汽輪機和發電機之間跳閘保護間的聯鎖關系 （5。8。4）保護邏輯組態時，應合理配置邏輯頁面和正確的執行時序， 5）應對熱工保護聯鎖信號進行全面梳理，從提高動作可靠性的角度出發進行優化 。邏輯與現場設備故障預防措施22為避免單個部件或設備故障而造成機組跳閘，在新機組邏輯設計或運行機組檢修時，應采用容錯邏輯設計方法，對運行中易出現故障的設備、部件和元件，從控制邏輯上進行優化和完善，通過預先設置的邏輯措施來降低或避免控制邏輯失效：1）通過增加測點的方法，將單點信號保護邏輯，改為信號三選二選擇邏輯。 2）無法實施1）的，通過對單點信號間的因果關系研

21、究，加入證實信號改為二取二邏輯。3）無法實施1）和2）的單測點信號，通過專題論證，在信號報警后可通過人員操作處理保證設備安全的前提下可改為報警。4）實施上述措施的同時，對進入保護聯鎖系統的模擬量信號，合理設置變化速率保護、延時時間和縮小量程（提高壞值信號剔除作用靈敏度）等故障診斷功能，設置保護聯鎖信號壞值切除與報警邏輯，減少或消除因接線松動、干擾信號或設備故障引起的信號突變而導致的控制對象異常動作。 23熱工測量信號與報警2.3測量信號不可靠，機組軟報警點未分級或分級不完善，描述錯誤，報警值設置與設計或運行實際不符，由此導致操作畫面上不斷出現誤報警信號，使運行人員疲倦于報警信號，無法及時發現設

22、備異常，或通過軟報警去發現、分析問題。提高報警信號的可靠性，對軟報警點組織專項核對整理并修改數據庫里軟報警量程和上、下限報警值；通過數據庫和在裝軟件邏輯的比較，矯正和修改錯誤描述，刪除重復和沒有必要的軟報警點，對所有軟報警重新進行分組、分級，采用不同的顏色并開通操作員站聲音報警。使軟報警在運行人員監盤中發揮作用。必要性1）24 7.2 模擬量信號可靠性預控措施 ;7.3 熱工報警信號的定值設置;應能正確反映設備運行狀況。7.4 DCS的報警信號分級，應按運行實際要求進行一級、二級、三級分級;7.5 隨著機組環境的運行狀況的變化，機組熱工報警信號須不斷完善（新建機組整套啟動前、新建機組試運行結束

23、后30天內、新建機組試生產結束后的第一次機組檢修中、運行機組應每兩年修訂一次 )7.6 進行熱工報警信號的綜合管理和分析研究工作，通過對報警信號功能的不斷完善，提高報警信號對可能發生事故的預告能力。熱工測量信號與報警預控措施25測量與控制電纜、管路2.41）冗余設備電纜未分開敷設：某機組#1EH油泵跳泵后#2EH油泵不能自啟，油壓低保護動作跳機。起因是兩臺EH油泵共用一根DCS柜至油泵就地柜的控制電纜短路接地，兩臺EH油泵的控制電源熔絲熔斷引起。事故后兩油泵分電纜控制，從本例事故可看到 “同用途設備分模件、分電纜、分電源控制”的重要性。2）電纜不符環境要求，引起過熱、絕緣損壞3）電纜絕緣下降、

24、接線不規范（松動、毛刺等）、信號線拆除后未及時恢復等，引起熱工系統異常情況也有發生，此外隨著機組運行時間的延伸，電纜原先緊固的接頭和接線，可能會因氣候、氧化等因素而引起松動，電纜絕緣可能會因老化而下必要性1）2627 14.1 熱控系統DCS電子室設計無電纜夾層時，其電纜橋架應設計供檢修維護用人行通道。14.3 控制和信號電纜的安裝敷設14.4 電纜的連接14.5 應列入基建機組電纜安裝質量驗收和運行機組A級檢修電纜檢修質量驗收并建檔的內容15.2 爐膛壓力取樣點標高，取樣管直徑應不小于60mm，與爐墻間的夾角小于45。15.3 汽輪機潤滑油壓測點須位置（注油器出口處）。15.4 冗余信號從取

25、樣點到測量儀表的全程，均應互相獨立分開設置。15.5 測量蒸汽或液體介質的儀表與測點安裝位置。測量與控制電纜、管路預控措施28接地與干擾問題案例與預控2.5 【事件過程】某電廠#1機組DCS，采用OVATION系統進行改造，上電不久發現600個左右的熱電偶信號中，有大約200個信號，白天在大幅跳躍，而到了晚上這些信號的跳躍幅度會小很多。二點接地引起干擾1）29 經一段時間的分析檢查，發現這些信號跳變的熱電偶元件均為搭殼式，其負端在現場都處于接地狀態。而根據OVATION熱電偶模件的結構，其負端在DCS側也接地。這樣就造成了熱電偶測量回路的二端接地，由于現場的地與DCS的地之間存在著電勢差，且這

26、個電勢差不穩定（白天現場施工比較多，電動設備的啟停比較頻繁，晚上干擾相對較小），因此導致了熱電偶信號的跳躍，且白天與晚間信號跳躍幅度上的不同。【事件原因】30 （1）實際上OVATION系統為解決此問題，在熱電偶的特性模件內部專門設置有2個跨片。如果熱電偶負端現場不接地，那么屏蔽線必須在OVATION側單端接地，此時二個跨片須同時保留。如果熱電偶現場接地，那么屏蔽線也必須在現場接地，二個跨片須同時去掉。但由于是改造機組，原來安裝的熱電偶屏蔽線都是DCS側接地，現場的接地線已經被剪掉了，處理起來非常困難，經討論后采用了一種折中的方案：凡是參與控制的熱電偶信號，都嚴格按照西屋公司的標準連接回路，但

27、對于DAS信號，如果熱電偶是搭殼式的，特性模件中只去掉一個跨片，即熱電偶現場接地，而屏蔽線OVATION側接地。經過多年的運行觀測，精度基本符合要求，沒有發生因接地方式的不同出現問題。【事件教訓與處理措施】31 （2）熱電偶可分為搭殼式和非搭殼式兩大類，其中非搭殼式熱電偶的測量電極與外面的保護管絕緣，而搭殼式熱電偶的測量負極與外面的保護管則是導通的。國內生產的熱電偶絕大多數是非搭殼式，而國外生產的熱電偶搭殼式的居多。該電廠的1、2號機組為進口機組，搭殼式的熱電偶比較多，上述案例告訴我們，如果在安裝調試中不熟悉這一點，有時會在無意中造成二點接地而導致測量異常情況發生。此外由于現場環境比較惡劣，有

28、時也會出現熱電偶正極或負極接地的情況，在這種情況下，OVATION系統由于自身一側熱電偶接地，就會出現信號大幅跳躍的情況。如果這個信號參與控制，就容易引起設備的誤動。 【事件教訓與處理措施】32 【事件過程】 某機組開始沖管，當時兩側送/引風機運行，熱井換水，鍋爐水沖洗。16:48分突然發生送風機B跳閘。檢查報警記錄和歷史曲線如圖8所示，發現送風機B軸承三點溫度同時發生大幅度跳變且超過90 ，檢查該保護為三取二方式，當三點溫度同時超過90后風機跳閘。二點接地引起干擾2）33 (1)從曲線分析三點溫度信號同時發生變化，趨勢基本一致，可以排除接線松動和模件故障的可能。 (2)檢查DCS機柜側接線情

29、況，端子接線緊固無松動現象。且該三點溫度為四線制熱電阻信號，12根信號線用同一根16芯電纜。該電纜屏蔽線浮空未接至機柜接地排，原因為該電纜屏蔽線已存在接地現象，為避免兩點接地故暫時未在機柜側接地。當晚在機柜側和就地接線盒處用對講機模擬干擾源，未發生溫度信號跳變。 (3)次日早晨在做好保護邏輯強制后，對該電纜進行了拆線檢查，發現在就地接線盒處電纜屏蔽層引出時，有毛刺碰到金屬電纜套管，形成兩點接地產生地環電流，引起信號誤動。 (4)雖該溫度信號保護，已設計為三取二邏輯方式，但因未設置信號變化速率大撤出保護的邏輯功能，三點溫度同時發生跳變時，導致了風機跳閘。【事件原因】34 （1）熱工人員對該處屏蔽

30、接線整理，確保DCS側機柜處單點接地后，信號恢復正常，投運后至今未再發生類似現象。（2）三取二的保護信號同時誤動的情況不多見，但從本事件來看，除了做好系統接地及抗干擾措施外，對涉及的保護信號，即使已采用了三取二信號判斷邏輯，仍然應考慮增加變化速率大撤出保護的邏輯。（3） 本事件中，“12根信號線用同一根16芯電纜”不符合全程冗余要求。基建機組應分電纜進行敷設。【事件教訓與處理措施】35 1）除非控制系統制造商有特殊要求，否則控制與測量信號電纜屏蔽層應保持良好的單端接地；其中信號端不接地的回路其屏蔽線應直接接在機柜地線上；信號端接地的回路其屏蔽線應在信號端接地。屏蔽層接至信號源的公共端，避免形成

31、屏蔽層環路，增加抗干擾能力。 4）具有“一點接地”要求的控制系統，機組大修時，應在解開總接地母線連接的情況下，進行DCS接地、屏蔽電纜屏蔽層接地、電源中性線接地、機柜外殼安全接地等四種接地系統對地的絕緣電阻測試，以及接地電極接地電阻值測試 接地與干擾問題預防措施 2）控制與測量信號電纜的屏蔽層不應作為信號地線，以防止電纜屏蔽層產生磁場感應電流形成干擾； 。 3）現場過渡連接時，電纜屏蔽線應通過端子可靠連接，保證屏蔽層接地的全程貫通連續性，不得有斷層存在 。36 5）同軸電纜和模擬信號回路控制電纜宜采用集中一點接地的方式，且一般將接地點選取在控制室。當經過電磁干擾嚴重區域的電纜或露天安裝的控制設

32、備信號和電源電纜屏蔽，宜采用雙重屏蔽或復合式總屏蔽，內屏蔽層為一點接地，外層蔽層為兩點接地，或在現場側安裝防雷浪涌保護器SPD并保證安裝可靠。（非正式） 7）通常繼電保護裝置通常從抗高頻干擾考慮而要求屏蔽電纜采用兩點接地。而熱工控制系統主要是考慮抗低頻干擾而要求屏蔽電纜一點接地。當電氣信號進入DCS時，則應按熱工要求一點接地，或加裝信號隔離器。 （非正式） 接地干擾預防措施 6）信號電纜在控制系統側單點接地解決不了的干擾問題，可以在干擾源側單點接地試驗，看是否有利于干擾電壓對地放電，減少或防止干擾電壓的串入 。 （非正式） 37熱控系統故障應急處理措施2.6需要指出的是熱工保護系統誤動作的次數

33、，與有關部門的配合、運行和熱工人員對事故的處理能力密切相關，類似的故障有的轉危為安，有的導致機組停機。一些異常工況出現或輔機保護動作，若運行操作得當，本可以避免MFT動作。此外有關部門與熱工良好的配合，可減少或加速一些誤動隱患的消除；因此要減少機組跳閘次數，除熱工需在提高設備可靠性和自身因素方面努力外，需要熱工和機務的協調配合和有效工作，達到對熱工自動化設備的全方位管理。需要運行和熱工人員做好事故預想，完善相關事故操作指導，提高監盤和事故處理能力。38熱控系統故障應急處理措施2.6制定有可操作的熱控系統故障應急處理預案是基礎，但目前各電廠編寫的熱控故障應急處理預案（簡稱預案）內容參差不齊，有的

34、內容不能滿足故障時的處理需求，起不到指導作用，有的無預案，多數是憑著運行和檢修人員的經驗處理。結果發生了一些本可避免的機組跳閘。有些機組跳閘，向上匯報是熱工系統不好引起，實際上卻是運行操作不當引起。有的機組出現異常，運行人員操作手忙腳亂，本可以不停機的停了機，本該停機的未停機。 同樣熱工人員也存在故障處理不當，導致了機組跳閘。必要性1）39 為確保機組運行過程中發生控制系統故障時能夠迅速、準確地組織故障處理，最大限度地降低故障造成的影響，發電廠必須根據本廠配置的具體情況，將控制系統危險源進行分級列表，制訂切實可操的熱工控制系統應急處理預案，并定期進行反事故演習。根據故障可能造成的后果，將危險源

35、分為兩級，處理不及時會引起機組跳閘的為級；暫時不會引起機組跳閘，但處理不當會使得事故擴大并引發機組跳閘的為級。17.5中提出了制訂DCS或DEH系統故障時的處理措施與安全對策包含內容 。目前委員會在組織全國9個電科院或集團技術中心、11個電廠，11家DCS廠家在編制分散控制系統故障應急處理預案規范編制熱控系統故障應急處理措施40電纜接線錯誤 9）電纜插頭接線松動10）檢修維護不當 8）11）維護人員跳錯間隔報警信號未及時復歸 7）與檢修維護不當有關的熱工考核事件分析 2.7電焊作業不當1）控制器故障處理不當 2）保護試驗方法不當 3）4）5）通訊軟件配置失誤頁面執行時序不當DC24V異常6）反

36、饋信號不可靠12）41 【事件1過程】尾部煙道爆炸，壓塌煙道下方的控制室，導致人員死亡 【事件原因】熱工人員修改組態后下載時，操作及措施不當，引起增壓風機檔板關閉，導致尾部煙道爆炸，炸塌的煙道壓塌煙道下方的控制室，導致人員死亡。 事件一: 人員死亡組態下載時，操作及措施不當 1）42 【事件過程】2008年1月17日凌晨3時10分當時#1機負荷100MW左右，1時40分運行發現#1爐CRT畫面上部分鍋爐參數指示失真，“DCS控制器故障”光字牌亮運行通知檢修部熱工和設備部。熱工到現場發現3B兩個控制器現場都故障報警，經值長同意，對3A和3B兩個控制器分別進行斷電、斷網絡、重啟試驗，均無法恢復，在

37、此期間1#爐鍋爐火焰強度信號、過熱器、再熱器汽包壁溫、粉倉溫度、一次風風速、一次風混合溫度、一次風噴口溫度、送引風液耦溫度、部分油槍油角伐位置信號；旁路煙道、減溫水系統位置及控制信號等等均失去監視及無法控制。設備部專工報經設備部門領導同意，按照DCS廠家技術人員要求，再次對控制器外部回路進行檢查，均無法恢復。 3A3B兩個控制器工作。此時運行人員已經對上述信號失去監視達1個半小時，廠家技術人事件二: MFT動作43員要求解決此問題唯一途徑是對3A3B控制器進行組態重新下載，設備部專工再次報經設備部門領導同意，3時10分對控制器組態進行下載，發生數據傳輸混亂，發生#1爐全爐膛滅火，MFT事故跳閘

38、，經控制器組態進行下載后，3B兩個控制器恢復正常工作。 【事件原因】經查事故追憶，#1爐MFT首出原因是全爐膛滅火引起，保護動作原因是DCS940控制器3A，3B兩個控制器故障，熱工為了消除故障，并經設備部領導和制造廠技術人員同意下載，下載時DCS940控制器3A，3B所涉及的一次風門全部關閉，導致燃料失去，全爐膛滅火保護動作。 【事件教訓與防范措施】安全措施不完善，控制器組態進行下載前，未將所有該控制器涉及的硬、軟信號采取相應措施。如將現場設備切至手動，本次事件本可以避免44 【事件3過程】07年4月21日某電廠#2機DCSSYS報警。經檢查系#3PCU柜M3、M4冗余控制模件組BRC100

39、中的主控制模件狀態燈綠閃，指示燈7、8亮，從模件狀態燈綠色，但冗余指示8燈不亮。因該對BRC100控制模件的控制對象包括：機爐協調系統、RB、風門等控制。 熱工人員采取相關安全措施：1）撤出#2機組協調控制，改為基本級控制：汽機主控切手動方式，鍋爐主控切手動方式，燃料主控切手動控制。給煤機各自手動控制；2）DEH控制系統中，撤出CCS控制，改為投入DEH的功率回路控制機組的負荷，不再接受CCS來的控制信號。3）撤出送風機出口壓力控制系統、引風機出口壓力控制系統、一次風控制系統、爐前燃油壓力和流量控制系統自動，均改為手動控制；4）降負荷至200MW。 在制定相關處理方案并咨詢ABB公司后，于16

40、時06分進行手動冗于切換，但不成功，操作員站上對應的該對BRC狀態量顯示紫顏色。對該對BRC模件進行離線下載，16時09分回到執行狀態時，送風機動葉自關，引起爐膛壓力低MFT。 事件三: MFT動作45 【事件原因】根據上述故障現象分析，主控制模件狀態燈綠閃，其錯誤信息為NVRAM內存檢查錯誤；主模件指示燈7、8亮、表明主模件繼續在執行狀態運行，主模件出錯時沒能完成冗余切換；從模件狀態燈綠色，表明從模件在執行狀態，但冗余指示8燈不亮，表明從模件冗余切換不成功。這種情況下不能強制手動冗余切換。由于電廠熱工人員就該問題的判斷與處理，過于相信DCS廠家技術人員的水平，在未制訂完善安全措施的情況下，進

41、行了手動冗于切換，切換不成功后對該對BRC模件進行了離線下載，控制模件下載后在回到執行狀態時有初始掃描過程，將賦予初始值使控制輸出至零，從而導致控制對象狀態失控。46 【事件教訓與防范措施】 1）基于以上分析，暴露出故障分析處理過程中，技術人員考慮問題的全面性有待進一步提高。對DCS公司技術人員提出的問題的判斷和處理方案，應經過充分論證和確認。 2）上述故障需通過離線下載，對故障控制模件初始化來解決。但進行問題處理前，應制定完善的安全措施并邀請DCS廠家、電試院等技術人員一起論證，為防止離線下載后，在回到執行狀態時的初始掃描過程中，軟件初始值導致失控狀態值輸出，引起對象異常動作，下述條件必須滿

42、足： 將控制模件所有控制的設備能全部切就地手操，（看運行能否滿足） 對該控制模件所有通訊的點進行全部隔離，并強制與之對應的控制模件的連鎖關系點。 對不同PCU柜的硬接線點進行強制。47 【事件過程】某熱電廠#4機組100MW，某日新華公司工程師應電廠要求，在現場進行ASDPU實時數據通訊。目的是將#3機組中的公用系統的控制,通過通訊功能在4機組中能進行監視和操作。調試通訊軟件的工作中，因配置失誤將3機組中的大量實時數據廣播到#4機組的實時網中，導致#4機組的通訊紊亂，DPU的負荷率急劇升高，多個DPU先后復位，導致機組MFT，運行人員手動打閘停機后，6KV開關自投成功，但#0高備變高壓側303

43、開關自投不成功。兩臺交流潤滑油泵失電，由于該廠潤滑油壓低聯啟直流油泵的聯鎖未做電氣硬邏輯聯鎖，故直流油泵未自動聯啟，同時沒有及時手動啟動直流油泵，導致汽機#4瓦燒瓦機組MFT調試通訊軟件的工作中，因配置失誤引起機組通訊紊亂，導致機組MFT 2）48 【事件原因】經現場調查，4機組控制器的負荷率偏高，有半數控制器高于75%，因此#4機組的DCS系統在通訊異常的情況下容易導致控制器復位，但該DCS相同配置在同類型100MW機組的使用中，控制器負荷率都在“規范書”允許的范圍內。經當地省電科院、熱電廠、DCS生產廠家三方聯合調查后，認為DCS系統本身軟硬件工作是穩定可靠。事件與安全管理不善有關，因人為

44、失誤導致控制器復位。49 【事件教訓與防范措施】 （1）投入商業運行的控制系統，無論是DCS廠家的工程師，還是用戶的維護人員，原則上不準在機組運行時對系統再進行軟、硬件的改動。尤其不得進行與A、B實時網絡有關的更改或調試工作。 （2）如果在機組運行時的確需要進行在線修改，DCS廠家的工程師必須與用戶單位的技術部門共同制定安全措施并得到批準后方可實施。在線實施時必須要有監護人員。 （3）系統設計必須堅持規范書中的安全原則，在電氣保護邏輯中設置交、直流潤滑油泵的掉閘直聯和低油壓聯動的硬邏輯。其他涉及機組安全停機的聯鎖功能，也應考慮設計硬邏輯聯鎖。 （4）對使用DCS硬件從事工程項目的工程公司或代理

45、商，DCS生產廠商應加強對項目整體質量的監督，委派項目經理，及時進行組態優化的指導和機組投運前的檢查。 （5）DCS生產廠家將會同當地省電科院及電廠，在停機時對組態進行檢查和優化。50 1）控制系統的邏輯組態及參數修改、軟件的更新、升級保護連鎖信號的臨時強制與解除，均應履行審批授權及責任人制度，嚴格執行規定的程序，實行監護制，做好記錄備案。 3）控制器故障處理時的安全措施應通過論證，并經試驗驗證正確后，制成標準處理卡；離線下載時應保證所有相關控制對象處于安全狀態。 組態下載出錯預防措施 4）原則上不對在線運行控制系統進行軟、硬件的改動。尤其不得進行與A、B實時網絡有關的更改或調試工作。如在機組

46、運行時的確需要進行在線修改，DCS廠家工程師必須與用戶單位技術部門共同制定安全措施并得到批準后方可實施。 2）保護邏輯組態時，應合理配置邏輯頁面和正確的執行時序，注意相關保護邏輯間的時間配合，防止由于取樣延遲和延遲時間設置不當而導致保護聯鎖系統動作時序不當。 51 【事件過程】某電廠機組檢修啟動后運行不到半個月，機組故障潤滑油壓下跌，低于保護動作值時ETS保護未動作，導致大軸燒損。 【事件原因】檢修后啟動前的試驗，未啟動油泵建立油壓通過物理試驗潤滑油壓低保護系統的可靠性，而是通過短接壓力開關接點端子進行回路試驗，使得壓力開關接點氧化導致接觸不良問題未能得到及時發現，機組故障潤滑油壓下跌低于保護

47、動作值時，壓力開關動作，但觸點接觸電阻大， ETS保護未動作，從而導致大軸燒損。 大軸燒損保護試驗不規范致汽機大軸燒損 3）52 1）熱工保護聯鎖試驗中盡量采用物理方法進行實際傳動，如條件不具備可在測量設備校驗準確的前提下，在現場信號源點處模擬試驗條件進行試驗，但禁止在控制柜內通過開路或短路輸入端子的方法進行試驗。試驗出錯預防措施 2）規范熱工保護聯鎖系統試驗過程，減少試驗操作的隨意性，確保試驗項目或條件不遺漏，保護聯鎖系統試驗，應編制規范的試驗操作卡（操作卡上對既有軟邏輯又有硬邏輯的保護系統應有明確標志），檢修、改造或改動后的控制系統，均應在機組起動前，嚴格按照修改審核后的試驗操作卡逐步進行

48、試驗。 。53 【事件過程】某熱電廠機組容量為300MW， DCS控制系統采用WDPFB型，正常運行時給水泵運行狀態為：1號泵備用，2號泵A段運行，3號泵B段運行。運行人員發現3號給水泵有缺陷需停泵檢修，決定做倒泵檢修。考慮到倒泵后，1號和2號給水泵同時運行在6kVA段電源，為保證6kVA、B段電源負荷的平衡，2號泵也需倒電源。步驟為：啟1號泵、停止2號泵A段、啟2號泵B段、停3號泵并停電。運行人員按照步驟開始正常操作：啟動1號泵，停止2號泵A段。在穩定系統操作過程中發現1號泵潤滑油濕逐漸升高并報警，隨即迅速啟動2號給水泵B段，2號泵啟動后馬上跳閘，立即啟動2號泵A段，啟動成功。但此時汽包水位

49、波動劇烈，汽包水位低保護動作，觸發鍋爐主保護MFT動作，鍋爐滅火。機組MFT控制邏輯及執行時序問題，導致MFT保護動作 4）54 【事件原因】造成此次鍋爐主保護動作的直接原因為：2號給水泵啟動失敗，汽包水位失控，汽包水位低保護動作。經邏輯查找分析，3臺給水泵的控制邏輯存放在同一個DPU的同一個控制區，回路時間定義為ls。2號給水泵A段控制邏輯放在回路號12201224中，A段控制邏輯放在回路號12401244中。2號泵A、B段啟動指令和運行信號均為過程IO信號。由于2號泵在停運后仍處于備用方式。當1號泵因泵潤滑油濕升高導致跳閘并聯動2號泵A段合閘時，正好運行手動啟動2號泵B段，在這個ls的執行

50、周期中，控制回路檢測到的2號泵狀態為A段停、B段停，因此A段和B段允許合閘，控制指令有效，A段和B段同時合閘，在這個執行周期中A段、B段互鎖邏輯失效。在第二個執行周期中，過程IO檢測到A段合閘、B段合閘，兩段同時保護動作，導致2號泵跳閘。 【事件教訓與防范措施】針對2號泵控制邏輯存在的問題，以及控制時序在邏輯控制中的作用，對2號泵控制邏輯進行了修改。55 【事件過程】某機組負荷160MW，#3機跳閘，鍋爐首出“汽機跳閘”，發電機首出“汽機跳閘”，ETS無首出，ETS通道顯示“遙控1”“遙控2”。經過SOE確認，在1時12分42秒764毫秒到1時12分42秒766毫秒2毫秒內出現“超速遮斷”、“

51、凝汽器真空低低遮斷”、“軸承油壓低低遮斷”、“EH油壓低低遮斷”，1時12分42秒788毫秒“裝置遮斷報警”（四個AST電磁閥指令信號），這些信號由ETS裝置（PLC）DO輸出， 1時12分42秒789毫秒到1時12分42秒801毫秒2毫秒內“超速遮斷”、“凝汽器真空低低遮斷”、“軸承油壓低低遮斷”、“EH油壓低低遮斷”四個信號復歸，從信號出現到復歸間隔約25毫秒，在后12秒內又反復出現十幾次信號反復。ETS動作外部DC24V故障致機組ETS動作5）56 【事件原因】根據以下分析認為，ETS裝置誤動原因為外部DC24V故障所引起。 （1）汽機轉速在并網運行時，只要系統周波正常，一般不可能出現“

52、超速遮斷”，根據轉速信號分析也正常，“凝汽器真空”、“軸承油壓”、“EH油壓”根據DCS信號也正常，無任何其他報警，也沒有連鎖啟動備泵，這四個信號也無同時觸發的必然聯系，可以判定是ETS裝置誤動。 （2）ETS裝置動作條件“凝汽器真空低低遮斷”、“軸承油壓低低遮斷”、“EH油壓低低遮斷”信號，均由四個開關串并連結構組成（可同時有效地防止誤動和拒動）；“超速遮斷”信號則由三取二判斷邏輯組成，因此這四個信號構成的合理性與可靠性沒有問題，ETS其他信號沒有觸發。分析這四個信號區別于其他信號不同處，發現這四個信號的共同特點是由常閉點57組成，其他信號如“軸向位移”、“振動”、“差漲”等信號由常開點組成

53、。 ETS本次事件能區分“常開點”與“常閉點”信號，且隨著“常閉點”信號觸發機組跳閘后，控制系統會發出“遙控1”、“遙控2”信號。再檢查“裝置遮斷報警”在沒有掛閘前一直保持，說明ETS的PLC掃描運行正常，PLC工作電源是由自己所配的電源模件構成，主、叢CPU同時工作，而數字量輸入驅動由外部DC24V供DI模件，如果外部DC24V故障時，所有的常閉點由于沒有驅動電源，PLC的DI模件將會判定常閉點狀態改變。為了驗證分析的正確性，確認事件誤動原因，進行了試驗論證，人為拉24V電源，所出現的信號跟跳機時現象吻合，因此判定ETS裝置誤動為外部DC24V故障引起。58 【事件教訓與防范措施】 （1）停

54、機時對可能的故障點加以檢查：并且對所有電源接線點加以緊固。 （2）DC24V雖然有冗余設計，但它是經整流橋堆并接，并沒有分卡分端子輸出，負端共用線連接也未形成環路，因此在檢修時對電源回路加以優化，再加一路冗余DC24V 分卡分端子供DC24V，并形成環路連接。59 將下列檢查、確認工作列入新建機組安裝和運行機組檢修計劃及驗收內容并建立專用試驗記錄檔案： 1）熱工電源的專用性，電源故障診斷系統的完備性； 2）熱工交直流柜和DCS電源的切換試驗，切換時間的可靠性； 3）電源熔斷器容量和型號（應速斷型）與已核準發布的清冊的一致性，DI通道熔斷器的完好性，電源上下級熔比的合理性； 4）電源回路間公用線

55、的連通性、所有接線螺絲的緊固性（包括盤內廠家的電源連接電纜的接觸可靠性）； 5）電源電纜的絕緣、溫度符合性，各級電源電壓測量值的正確性。電源系統預防措施60裝置內報警信號未及時復歸 7） 1）某機組因#3軸承X向相對振動信號誤發跳閘，按保護邏輯組態不應動作（本軸承的X向相對振動高報警信號和本軸承的Y向絕對振動跳機信號組成與邏輯），但檢查發現1個月前，#3軸承Y向絕對振動信號曾誤發，由于其繼電器輸出信號觸發后運行人員未復位（裝置設置為“閉鎖”）被保留，使跳機邏輯條件滿足。 2）某新建機組進行試驗，連接錄波器監視轉速過程中，轉速信號跳機。檢查發現DEH測速卡故障報警信號消失后的復歸設置為手動，工作

56、人員將錄波器連接第一個轉速信號時，錄波器上無顯示（錄波器接地造成），而CRT報警未引起運行人員注意，測速卡該通道報警輸出被保留，當工作人員未查明原因又去連接第二個轉速信號，轉速“三選二”條件滿足，ETS動作。61 為減少單點保護信號誤動，有的改為三選二，有的增加證實信號改為二選二。但系統或裝置內部軟件設置不當和維護不及時，同樣會導致保護誤動。建議將裝置內部的信號復歸改為自動方式，信號報警改為手動復歸，同時將次一級的報警信號在大屏上設立綜合報警信號牌。預 防 措 施62 8） 1）某廠#5機組負荷400MW，運行人員在執行閥活動性全行程試驗過程中，再熱器保護動作，鍋爐MFT。原因是B側中壓調門位

57、置信號接線錯誤，當運行人員執行“中聯門A全行程活動性試驗”時，再熱器保護動作條件之一“當機組負荷大于25%，低旁閥門均關閉且中聯門AB均關閉延時10秒”滿足，導致機組跳閘。 2）某廠#6機負荷250MW，AGC運行方式，進行ETS定期試驗。在進行真空保護通道試驗時，因真空開關2和3安裝位置交叉（開關為SOR，真空開關至接線端子的引線與真空開關一體），當對一真空通道進行試驗時，真空開關1和真空開關2同時動作（原本應該為真空開關1和3動作），使ETS保護動作，汽機跳閘。 3）某電廠#3機負荷400MW，高旁不明原因快開，運行人員立即將高旁切至手動后關閉。后查明原因是將高旁慢開反饋信號串入了DCS高

58、旁快開邏輯中所致。 事件反映了檢修后的聯鎖試驗內容和步驟不規范。電纜接線錯誤63 9） 1）某電廠#1機組輔機由PLC控制，某日引風機控制系統1B因“馬達軸承溫度高”而跳閘，聯跳送風機1B，RB動作正常。原因是就地接線松動導致接觸電阻增大，溫度跳變超過跳閘定值而引起。事后熱工在熱電阻引出線連接處安裝彈簧墊片。機組改造中將重要輔機控制引入DCS，設置熱電偶斷線邏輯處理。 2）某300MW機組，負荷160MW時跳閘，首出“汽機跳閘”，ETS無首出， SOE記錄2毫秒內出現“超速遮斷”、“凝汽器真空低低遮斷”等信號、原因是ETS裝置外部DC24V負端接線松動引起。 3）某電廠#1機組PLC#4/5/

59、6/7B柜A路故障或B路故障多次報警，兩路通訊曾短時同時失去，導致部分設備顯示異常或動作。事件原因是是PLC通訊電纜接頭松動引起。電纜插頭或接線松動 64 2） 運行中定期檢查與自動保護相關的測量信號歷史曲線，若有信號波動現象，應引起高度重視，及時檢查處理（檢查系統中設備各相應接頭是否有松動或接觸不良，電纜絕緣層是否有破損或接地，屏蔽層接地是否符合要求等）。任何時候，一旦出現信號異變，熱工人員應及時檢查原因并保存異常現象曲線，注明相關參數后歸檔。 1）采用手松拉接線的方式，檢查接線的可靠性；將緊固電纜接線、緊固通訊電纜接頭、公用線環路連接檢查，作為機組常規檢修工作列入檢修計劃。電纜插頭或接線松

60、動 65 10） 1）某300MW機組出力230M W正常運行時，除氧器主調定位器連桿脫落，調節閥失去調節控制（相當于二位式閥門），造成凝結水流量在1400-0t/h間劇烈波動，最終引起汽包水位LL導致MFT動作。此事件反映二個方面問題：檢修質量與驗收不到位（除氧器主調定位器連桿未插銷）。調節閥失控至汽包水位低低MFT近20分鐘時間內，有多個報警信號且水位曲線逐漸下降過程，運行未能及時發現。 2）某機組#1爐磨煤機A跳閘，RB動作，負荷減到220MW。檢查后發現，就地“潤滑油壓力低低”信號開關進水引起。 3）某廠#3燃機100MW負荷運行。低旁減溫水壓力故障報警，16:40:59秒低旁遮斷邏輯