热工保护误动、拒动原因浅析及对策

      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，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。在主、辅设备发生某些可能引发严重后果的故障时，及时采取相应的措施加以保护，从而软化故障，停机待修，避免发生重大的设备损坏和人身伤亡事故。但在主辅设备正常运行时，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，并因此造成不必要的经济损失；在主辅设备发生故障时，保护系统也发生故障而不动作，称为保护拒动，并因此造成事故的不可避免和扩大。随着DCS控制系统的成熟发展，热工自动化程度越来越高，凭借其巨大的优越性，使机组的可靠性、安全性、经济性运行得到了很大的提高。但热工保护误动和拒动的情况还时有发生。如何防止DCS系统失灵和热工保护误动、拒动成为火力发电厂日益关注的焦点。

       一、热工保护误动、拒动原因分类

热工保护误动、拒动的原因大致可以概括为：

       1、DCS软、硬件故障；

       2、热控元件故障；

       3、电缆接线短路、断路、虚接；

       4、热控设备电源故障；

       5、人为因素；

       6、设计、安装、调试存在缺陷。

       二、热工保护误动、拒动原因分析

       1、DCS软、硬件故障

随着DCS控制系统的发展，为了确保机组的安全、可靠，热工保护里加入了一些重要过程控制站（如：DEH、CCS、BMS等）两个CPU均故障时的停机保护，由此，因DCS软、硬件故障而引起的保护误动也时有发生。主要原因是信号处理卡、输出模块、设定值模块、网络通讯等故障引起。

       2、热控元件故障

因热工元件故障（包括温度、压力、液位、流量、阀门位置元件、电磁阀等）误发信号而造成的主机、辅机保护误动、拒动占的比例也比较大，有些电厂因热工元件故障引起热工保护误动、拒动甚至占到了一半。主要原因是元件老化和质量不可靠，单元件工作，无冗余设置和识别。

       3、电缆接线短路、断路、虚接

电缆接线断路、断路、虚接引起的保护误动主要原因是电缆老化绝缘破坏、接线柱进水、空气潮湿腐蚀等引起。

       4、设备电源故障

随着热控系统自动化程度的提高，热工保护中加入了DCS系统一些过程控制站电源故障停机保护。因热控设备电源故障引起的热工保护误动、拒动的次数也有上升的趋势。主要原因是热控设备电源接插件接触不良、电源系统设计不可靠导致。山西阳光发电有限公司曾两次因DEH电源故障停机。一些电厂因电磁阀失去电源而导致拒动或误动。

人为因素

因人为因素引起的保护误动大多是由于热工人员走错间隔、看错端子排接线、错强制或漏强制信号、万用表使用不当等误操作等引起。例如，我厂热工人员一次在处理运行中的1A磨一次风流量变送器异常时，准备隔离变送器进行检查，措施中只固化了一次风流量控制挡板的指令，而错误地漏掉强制1A磨一次风流量小于40％停磨保护而导致1A磨停运。一次在检查1B磨轴承温度时（当时1B磨轴承温度高跳磨保护已强制），因看错端子，误将运行中的1C磨轴承温度计解线开路， 1C磨轴承温度高保护误动导致1C磨停运。一次在测量运行中一台磨的温度信号时，没有强制温度高跳磨保护信号，万用表档位误打到欧姆档，导致磨轴承温度高保护误动停磨。一次是在机组运行中办票检查高压缸排汽温度，因未查清信号去向的情况下，在DAS柜内解线校验温度通道时，误发高压缸排汽温度高信号，导致高压缸排汽旁通门开启降发电负荷30MW。

人为因素引起保护拒动大多因热工人员在检修后忘记合仪表电源开关、检修后仪表二次门忘记开启等引起。例如：1986年2月，富拉尔基第二发电厂发生3号200MW机组轴承烧损事故，其主要原因就是热工人员严重违反检修规程，在没开工作票的情况下，在热控盘上工作，并把热工保护总电源开关断开，工作结束后又忘记合上，致使汽机润滑油压低时没能将润滑油泵联动，最后导致轴承断油烧损。

设计、安装、调试存在缺陷。

许多机组因热控设备系统设计、安装、调试存在质量缺陷导致机组热工保护误动或拒动。例如：1997年12月16日，秦皇岛电厂发生的锅炉严重缺水重大事故，虽然原因是多方面的，但其中汽包水位变送器环境温度（温度补偿设计定值50℃，实际130℃）的影响造成了测量误差，水位虚高108mm，使汽包低水位保护拒动；锅炉A炉水循环泵在测量系统故障的情况下，又未采取替代措施而失去了保护作用，由于采用三取三的保护逻辑，因而在炉水循环破坏的情况下，B、C炉水循环泵差压低跳泵，A泵只发差压低报警而未能跳泵，导致MFT未动作，最终造成水冷壁大面积爆破的重大事故。又如：上海锅炉厂曾将汽包汽水取样管引到一个连通容器（称此容器为平衡容器），再在此容器的中段引出差压水位表的汽水侧取样管，使得水位表的量程由1270mm减少到860mm。这种设计明显是错误的，因为它不仅影响了汽包水位的准确测量，而且还会影响低水位跳闸信号的可靠发出，使锅炉造成事故。由于这一原因造成的锅炉事故，已在一些电厂中发生过。这在《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中明文规定禁止该方法的取样。一些电厂在基建安装中，炉膛负压取样管不按照设计安装，因取样管安装倾斜角度不够或水平向下安装，导致取样管被灰严重堵塞，而不能测量，导致炉膛负压保护拒动。

       三、防止热工保护误动、拒动应采取的措施及对策

由于热控设备覆盖着热力系统和热力设备的所有参数，各系统不仅相互联系，而且相互制约，因此，任何一个环节的故障都有可能通过热工保护系统发出跳机停炉信号，从而造成不必要的经济损失。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。

       1、尽可能地采用冗余设计。过程控制站的电源和CPU冗余设计已成为普遍，对一些保护执行设备（如跳闸电磁阀）的动作电源也应该监控起来。对一些重要热工信号也应进行冗余设置，并且对来自同一取样的测点信号进行有效的监控和判断，重要测点的测量通道应布置在不同的卡件以分散危险，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考虑改进。总之，冗余设计对故障查找、软化和排除十分快捷和方便。

       2、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，所以，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，根据热控自动化的要求，热控设备的投资也在不断地增加，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、运行业绩较好的就地热控设备。以提高DCS系统的整体可靠性和保护系统的可靠性、安全性。

       3、保护逻辑组态进行优化。优化保护逻辑组态，对提高保护系统的可靠性、安全性，降低热控保护系统的误动、拒动率具有十分重要的意义。

       4、提高DCS硬件质量和软件的自诊断能力。努力提高DCS系统软、硬件的质量和自诊断能力，对提前预防、软化故障有着十分重要的作用。

       5、对设计、施工、调试、检修质量严格把关。提高热控设备的设计、施工、调试、检修质量对提高热控保护的可靠性有着长远的重要意义。

       6、严格控制电子间的环境条件。温度、湿度、灰尘及振动对热控电子设备有十分大的影响。严格控制电子间的环境条件，可以延长热控设备的使用寿命，并且可以提高系统工作的可靠性。这一点，一定要引起我们足够的重视。

       7、提高和改善热控就地设备的工作环境条件。就地设备工作环境普遍十分恶劣，提高和改善就地设备的工作环境条件，对提高整个系统的可靠性有着十分重要的作用。如：就地设备接线盒尽量密封防雨、防潮、防腐蚀；就地设备尽量远离热源、辐射、干扰；就地设备（如：变送器、过程开关等）尽量安装在仪表柜内，必要时对取样管和柜内采取防冻伴热等措施。

       8、严格执行定期维护制度。做好机组的大、小修设备检修管理，及时发现设备隐患，使设备处于良好的工作状态。做好日常维护和试验。停机时，对保护系统检修彻底检修、检查，并进行严格的保护试验。

       9、加强技术培训，提高热控人员的技术水平和故障处理能力。

       四、结束语

       随着电力事业和高新技术的快速发展，发电设备日趋高度自动化和智能化，系统的安全性、可靠性变得日益重要。但是，无论多么先进的设备，从可靠性角度看，绝对可靠（即不出故障）是绝对办不到的。因此，在一定意义上讲，“有故障”是绝对的。但是，故障与事故之间并不是必然的关系，对故障也不是不能防范，关键是如何尽早检测、发现故障，然后预防、软化、控制和排除故障，避免故障的进一步扩大。努力使热工保护的正确动作率达到100％，为热力设备的安全运行把好最后的一道关。这是我们设计、安装、调试、检修人员追求的最高目标。