2.新疆华电哈密热电有限责任公司 新疆维吾尔自治区哈密市伊州区 839000）
摘要：发电机组热控装置是火电厂机组的重要组成部分，对火电厂能否安全稳定的运行起着决定性的作用。发电机组热控系统对现在的火电厂整体运行起着监视控制的作用，对所有涉及热控系统运行的设备状态全方位监视，并确保控制系统各种故障下的处理预控措施切实可行，保证热控系统稳定运行，从而保证了机组安全可靠的长周期运行。
关键词：火电厂；发电机组热控装置；故障分析；处理措施
前言
发电机组热控装置设备作为火电厂的关键设备，对火电厂的发电能力、发电效率及发电质量起着决定的作用，保证火电厂发电机组的安全、可靠、经济的运行有着重要的意义。随着科学技术的快速发展，热控设备也变得越来越智能化、现代化，使得控制结构也越来越复杂，当热控设备发生重大故障时，机组参数不能正常监视，设备无法控制，造成机组非停和经济损失。因此，如何提高机组设备运行的安全性、可靠性和经济性是电厂运行管理工作的重中之重。
1.我厂主机参数和控制系统简介
1.1 主机设备简介
我厂锅炉型号为DG520/13.7－Ⅱ1型自然循环、单汽包、单炉膛、一次中间再热、岛式布置、高压循环流化床锅炉。汽轮机型号为CZK150/145－13.2/0.294/535/535优化型超高压、一次中间再热、三缸双排汽、单轴冲动式空冷汽轮机。发电机型号为QF－150－2，其额定功率150 MW，采用空气冷却方式，机端自并励静止励磁方式发电机。
1.2 控制系统简介
主机DCS（分散控制系统）采用和利时控制系统，包含DAS（数据采集系统）、MCS（模拟量控制系统）、FSSS（锅炉燃烧管理系统）、SCS（顺序控制系统）等子系统；DEH（汽轮机数字电液控制系统）为引进Foxboro公司产品，ETS（汽轮机危急跳闸系统）为施耐德PLC，TSI（汽轮机监视仪表）为艾默生MMS6000型。
2.锅炉系统热控设备故障及处理
2.1燃烧系统氧量分析仪故障及处理措施
氧量分析仪实时监视着烟气中含氧量，含氧量大小关系着燃料燃烧是否充分，直接影响锅炉的热效率，烟气氧量是否过剩对机组低氧燃烧控制及节能减排意义重大。
2.1.1故障现象
氧量测量偏差大，不能够正常反应烟气的含氧量，运行人员无法判断烟气中的含氧量，燃烧控制系统无法投入自动，降低了锅炉燃烧效率，造成燃料的浪费，给机组安全和经济运行带来了极大的危害。
2.1.2氧化锆误差的原因分析及处理措施
（1）在安装测点位置选择时，确保氧化锆探头所处空间位置是烟气流通良好、流速平稳无旋涡、烟气密度不稀薄的区域、探头深入尺寸足够、无振且烟气含氧量实际值具有代表。（2）氧化锆安装时确保固定法兰及标气口无漏气现象，否则会影响测量精度、造成信号波动，对输出电势影响较大。（3）在氧化锆调试标定期间，应严格控制标准气体的流速（控制压力）即控制参比气体和被测烟气两侧总压力近似相等，从而减少测量误差。（4）氧化锆在机组运行期间应定期进行巡检，由于氧量测量系统运行时间过长，因其所处位置温度较高、烟道振动、配件老化等原因，会出现法兰垫、标准气入口等部位松动、漏风。因此，必须对氧化锆氧量测量系统进行定期维护和检查，同时要经常观察氧量的变化情况，发现显示异常要及时处理。（5）加强氧量计的定期校验工作，至少每月一次，与便携式氧量计进行数据对比分析，如有数据偏差，氧量数据更新慢，立即更换氧量计锆池，保证烟气氧量的测量的快速、准确、稳定性。
2.1.3效果分析
在实际应用通过对测点位置的选取，氧化锆安装的密封检查，仪表调试时标气流速的控制及测量系统运行期间的监控、定期维护有效的减小了由于取样、安装、调试、操作带来的测量误差，确保氧化锆可以有效的、准确的对锅炉烟气含氧量进行测量，从而提高了测量精度。不仅提高了热控设备的可靠性，也提高了机组运行的效率和经济性。
2.2石灰石给料系统的料位故障及处理措施
石灰石给料系统控制稳定性和石灰石控制系统优化运行是循环流化床锅炉脱硫环保参数达标的重要手段之一。其热控给料机料位自动监测和给料自动控制是否正常是实现监测和控制的关键。
2.2.1故障现象
石灰石给料系统料位故障导致自动系统无法投入，烟气中二氧化硫环保参数超标，造成机组环保超标事故。
2.2.2石灰石给料系统料位故障的原因分析及处理措施
设备改造单位安装时，石灰石给料机料位安装位置设计和安装不合适；控制电缆部分接线错误和控制逻辑不完善，造成给料机料位检测质量差致使石灰石给料机料位自动系统无法投入。验收时把关不严，没有按照标准验收。联系改造单位重新设计安装可靠料位计，重新核对设备所有接线且完善优化组态、完成两台机组石灰石给料系统料位计的标定和自动参数设置。经过调试、试运、严格把关验收后石灰石给料机料位自动能够正常经济的运行。
2.2.3效果分析
石灰石给料机料位自动投入运行系统正常。投入后节约了每台石灰石给料机机的电耗，提高了设备的经济性和自动投入率、炉内脱硫正常、烟气二氧化硫环保参数在合格范围之内。
2.3锅炉燃油系统
锅炉启动以及低负荷时的稳燃都需要锅炉燃油系统提供燃油。
2.3.1故障现象
发电机组自投入运行以来，燃油系统突出表现为运行操作过于繁琐，检修维护量较大。多次发生调节系统失控等情况。
2.3.2燃油系统故障原因分析及处理措施
此问题的原因是设计过于繁琐，给运行与检修维护带来不必要的操作量和维护量。燃油进油调节阀控制器故障，为满足运行要求，同时减少检修维护工作量，重新定位控制器，改造原设计回路和重新整定PID参数。
2.3.3效果分析
通过改造简化了运行的操作程序和PID参数整定，也减少了检修维护工作量。运行两年来效果良好，未出现系统设备异常。
3.汽机系统热控设备故障及处理
3.1循环泵出口液动蝶阀失电关闭
循环水泵的作用是将循环水送往凝汽器，吸收乏汽热量后返回凝结水箱，形成循环冷却。如果冷却水供给量不能满足机组要求将导致换热效果差，会导致凝汽器真空下降，轻则降低机组的经济性，严重时真空破坏，造成机组停运。
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3.1.1故障现象
在试运行期间，由于施工人员使供电母线失电导致控制回路失电，油路控制电磁阀失电，循环泵出口液动蝶阀关闭，机组失去循环水而立即降负荷，维持低负荷运行。
3.1.2循环泵出口液动蝶阀关闭故障原因分析及处理措施
原控制逻辑改造前电磁阀动作采用正逻辑控制方式，循环水泵出口液动蝶阀均为失电关阀，即循环水泵液动蝶阀出口门的启、停由控制油路的电磁阀的电来控制。因此会发生失电关阀的现象。由于火电厂的循环水泵泵房大都建在离机组较远的空冷塔旁，巡检次数为6 h巡检1～2次，同时又未安装摄像监控装置，提供油压的控制装置和油泵远程没有监视，运行状态处于盲区。因此必须进行油路控制方式的修改，以便不管什么原因引起控制回路失电，出口蝶阀仍保持原状态。油泵电机的工作取决于油系统的压力。当压力大于6.5MPa时停止油泵工作，当系统油压小于6 MPa时，启动油泵电机向系统供油，以保持正常的油腔压力。
3.1.3效果分析
通过油路控制方式的修改及更换电磁阀和控制逻辑修改后，运行2年正常，有效保证了机组的安全、经济运行。
3.2机组历史库“DEH跳闸”无记录
汽机DEH（汽轮机数字电液控制系统）为引进Foxboro公司产品。Foxboro I/A软件上采用UNIX系统完全兼容的VENIX和SOLARIS操作系统。
3.2.1故障现象
2013年7月10日，开机冲转参数为：主汽压力2.0 MPa，主汽温度330 ℃，再热汽温330 ℃，真空55 kPa，高压内上缸壁温259 ℃，润滑油温度42 ℃，大轴弯曲0.105 mm，化学化验蒸汽品质合格。在5∶17时汽轮机转速500 r/min，汽轮机自动主汽门突然关闭，锅炉熄火。“DEH跳闸”信号发出。事后在工程师站查询不到相关历史数据，无法提供事故分析有力的数据。
3.2.2原因分析及处理措施
2013年7月13日进行检查，发现历史库的数据组态存在以下问题：（1）现历史库开关量组态中的Deadband均设置为数值2。按照厂家原设计组态点为开关量时设置应小于1，否则采集数据无变化。由此导致已设置的开关量采集不到，故无法查询到历史点。（2）现历史库采样点的RetentionSpBn设置较短，只设置了168 h，即7 d。（3）原有开关量和模拟量的点数较少，不能满足各种异常分析的需要。处理措施为（1）现有开关量和模拟量的数量不能满足异常分析和重要操作分析的需要，应扩大点数，其历史库可存储2 000个开关。（2）对开关量和模拟量的设置和组态按照生产厂家的方法进行设置；同时建议将现历史库采样点RetentionSpBn设置为1个月，所有跳闸点的采样频率设置1 s。（3）停机检查现操作员站的历史库是否开启；工程师站历史库更新后应对操作员进行下装；保证两个站的历史库点数、设置一样。
3.2.3效果分析
2014年底按照制定的措施实施改进，现历史库通过多次异常查询已正常，满足了异常分析的要求。
4.主机和利时DCS故障及处理
4.1神华神东上湾热电厂两台150MW机组DCS采用和利时公司生产的MACS6.5.2系统，此DCS系统的历史数据存储机制在设计上存在缺陷。
4.1.1故障现象
和利时控制系统组态逻辑更改后，需要对主、从历史站进行数据下装和数据生效，而历史站的数据生效工作会造成历史站数据存储短时间中断（8小时以内）。2号机组进行了余热改造和调节控制逻辑优化工作，而这些工作必须对DCS历史站进行数据下装，每次下装都会造成DCS历史数据出现断点。自2号机组投产至今，在机组运行期间共发生8次历史数据断点现象。
4.1.2DCS控制系统故障原因分析及处理措施
由于是软件设计问题，在软件升级前，和利时公司没有有效的防范措施，针对此问题，提出如下建议：（1）历史站下装不要跨过整十分钟。但是，此条措施很难实现，由于历史站数据生效需要对每个控制站重新建立连接，对23个控制站建立连接需要10分钟左右，因此，无法控制历史站下装不超过十分钟。（2）在机组运行期间，减少或避免DCS逻辑修改次数，尽可能的不对服务器进行下装。（3）DCS升级改造，更换主机机笼和MACS6主控制器，取消服务器，单独增加历史站。
4.2和利时DCS网络存在的问题
和利时公司的DCS控制系统，网络架构为P-P网络结构，即通过交换机级联的方式形成两条完全独立、相互冗余总线型网络结构，即128段和129段冗余控制网。
4.2.1故障现象
DCS网络通信中断，就地设备和控制站无法登录，监视和控制失灵，给电厂安全稳定运行造成极大危害。
4.2.2网络故障原因分析及处理措施
（1）当128段和129段分别出现一个断点时，存在“网崩”风险，即造成网络瘫痪。（2）两台单元机组及公用DCS在同一个网段内未进行分域隔离，存在各网段间相互干扰的问题。（3）末级交换机的带宽降低问题，即网络主干道信息经多台交换机逐级汇流后逐渐增加，在末级交换机出现带宽不足，导致信息传输出错的风险。上湾热电厂DCS网络结构优化方案为将原设计150MW机组DCS交换机级联总线型网络结构升级为三层交换机星型网络结构。即第一层交换机用于“控制站连接”，二层根交换机实现“跨交换机站间通讯”，第三层核心交换机实现“跨域通讯”。上位机网络布置方案是将一台大屏幕操作员站和两台运行操作员站挂在第一层交换机上，剩余操作员站、工程师站、历史站、接口机均挂在二层交换机上。交换机接口分配原则。将站间网络通讯点较多的控制站挂在同一个交换机上。网络柜布置方案是将128网段和129网段底层交换机分别布置在两个机柜内；新增2台交换机分别安装在两个网络机柜内；新增2台核心交换机安装在公用网络机柜内，使用原公用系统网络交换机电源，且每台核心交换机采用冗余电源供电方式。
5.结束语
综上所述，现如今我国的火力发电已经加强了对技术方面的全面改革，此次阶段的火电厂热控装置已然得到了巨大的发展和升级。由热控装置设备来看，组装的仪表逐渐发展为数字化表盘，热控装置也向新的水平迈进。热控装置部分机组都具备单独的计算机跟踪设备，时刻进行监视与控制。目前，火电厂热热控装置在控制体系的设置方面应用了人机接口保护技术及分配自律颁布技术等，提高了仪表在控制方面的使用率，配合设备运行的自动化援助体系应用了智能设备、人工神经网络体系及数字装置，在体系升级后，获取了很大的成绩，发挥了很大的作用。为了进一步促进及增强火电厂热控装置的建设，保证其安全体系故障性可以在自动化系统运作中更强、更稳定、更可靠，在此层面上，普及火电厂的热控装置需要向火电厂的发展方向迈进，同支援体系相结合，分析热控装置工作过程中存在的问题，增强智能人工化系统设备的应用研究。
提高热控系统的可靠性是一个系统工程，只有对热控系统设备和检修、运行、维护进行全过程管理。对所有涉及热控系统安全的设备环境进行全方位监督，并确保控制系统各种故障下的处理措施切实可行，才能保证热控系统安全稳定运行。
参考文献：
[1]岳敏.大型机组热控装置故障与预防［J］.民营科技，2011（03）.
[2]李翠娟.火电厂发电机组热控装置故障分析[J].科学之友：下旬，2012（1）：18-19.
论文作者:刘振琦1,程亚娟2
论文发表刊物:《电力设备》2018年第6期
论文发表时间:2018/6/19
标签：机组论文; 系统论文; 火电厂论文; 故障论文; 设备论文; 交换机论文; 烟气论文; 《电力设备》2018年第6期论文;