vx公眾號(hào)：垃圾發(fā)電搬磚工

案例1.某公司爐跳機(jī)保護(hù)信號(hào)冗余度不足，誘發(fā)機(jī)組跳閘。

2014年7月9日，西南某公司#32機(jī)組ETS保護(hù)動(dòng)作，首出故障原因是‘MFT動(dòng)作’；但DCS系統(tǒng)檢查不到MFT動(dòng)作信號(hào)，MFT發(fā)送到ETS系統(tǒng)的信號(hào)回路絕緣完好。

原因分析：

鍋爐MFT跳閘回路發(fā)送到汽輪機(jī)保護(hù)ETS系統(tǒng)的動(dòng)斷觸點(diǎn)信號(hào)僅有一路，冗余度不足；MFT動(dòng)作繼電器輔助觸點(diǎn)、硬接線回路、信號(hào)輸入I/O通道等均有可能故障或受外界影響誤發(fā)信號(hào)，引發(fā)‘爐跳機(jī)’保護(hù)動(dòng)作。

暴露問題：

（1）部分主要保護(hù)按照‘寧誤動(dòng)，不拒動(dòng)’原則設(shè)計(jì)，保護(hù)信號(hào)冗余度不足，可靠性較低。該保護(hù)設(shè)計(jì)不滿足《防止電力生產(chǎn)事故的二十五項(xiàng)重點(diǎn)要求》（國(guó)能安全【2014】161 號(hào)）第9.4.3條‘所有重要的主、輔機(jī)保護(hù)都應(yīng)采取“三取二”邏輯判斷方式，保護(hù)信號(hào)影遵循從取樣點(diǎn)到輸入模件全程相對(duì)獨(dú)立的原則，缺應(yīng)系統(tǒng)原因側(cè)點(diǎn)數(shù)不夠，應(yīng)有防保護(hù)誤動(dòng)措施’的要求。

（2）對(duì)不滿足條件的重要保護(hù)的整改不及時(shí)。

防范措施：

（1）根據(jù)《火力發(fā)電廠熱工自動(dòng)化系統(tǒng)可靠性評(píng)估技術(shù)導(dǎo)則》（DL/T 261-2012）第6.2.3.4條要求，MFT繼電器應(yīng)送出三路動(dòng)斷觸點(diǎn)至ETS裝置，在ETS內(nèi)進(jìn)行三取二邏輯判斷后跳閘；三保護(hù)信號(hào)從取樣到I/O數(shù)據(jù)采集，應(yīng)全程保持獨(dú)立性。

（2）對(duì)原安裝設(shè)計(jì)設(shè)備回路進(jìn)行檢查，必要時(shí)更換繼電器及其信號(hào)傳輸回路。

（3）嚴(yán)格把關(guān)設(shè)計(jì)、安裝過程。

案例2.爐膛壓力取樣防堵裝置堵塞，爐膛壓力保護(hù)誤動(dòng)

2013年12月05日，某公司#5機(jī)組爐膛壓力高高1、爐膛壓力高高2開關(guān)動(dòng)作，保護(hù)誤動(dòng)，鍋爐MFT。

原因分析：

1.事故后檢查發(fā)現(xiàn)，爐膛壓力高高1、爐膛壓力高高2壓力開關(guān)位于蒸汽吹灰槍附近，受水汽影響非常嚴(yán)重，且兩個(gè)測(cè)點(diǎn)取樣管嚴(yán)重堵塞。一般，壓力取樣裝置安裝在煙氣流動(dòng)線路的外側(cè)，遠(yuǎn)離蒸汽吹灰槍，接近爐膛頂部。

2.爐膛壓力防堵裝置內(nèi)沒有防堵結(jié)構(gòu)，是空罐子，防堵效果很差。事情的發(fā)生可能是由于熱態(tài)的焦或灰堵住取樣口，并對(duì)取樣系統(tǒng)內(nèi)的空氣進(jìn)行加熱，導(dǎo)致壓力迅速升高，保護(hù)誤動(dòng)。

3.沒有一本規(guī)程完整明確提出相關(guān)的要求。

《電站煤粉鍋爐爐膛防爆規(guī)程》(DL/T 435 -2004)第3.2.8條‘爐膛壓力檢測(cè)?！狱c(diǎn)四周不應(yīng)有吹灰孔等強(qiáng)氣流擾動(dòng)?！瘍H相對(duì)吹灰孔提要求。

《電力建設(shè)施工及驗(yàn)收技術(shù)規(guī)范——第5部分：熱工自動(dòng)化》(DL/T 5190.5-2004)第 4.3.1.4條‘爐膛壓力取源部件的位置應(yīng)符合鍋爐廠規(guī)定，宜設(shè)置在燃燒室火焰中心的上部’；第4.3.3條‘測(cè)量帶有灰塵或氣粉混合物等介質(zhì)的壓力時(shí)，應(yīng)采取具有防堵和/或吹掃結(jié)構(gòu)的取壓裝置’。強(qiáng)調(diào)防堵與吹掃。

《火力發(fā)電廠熱工自動(dòng)化就地設(shè)備安裝、管路及電纜設(shè)計(jì)技術(shù)規(guī)定》(DL/T 518202004)第4.1.11條‘測(cè)量帶有粉塵的混濁介質(zhì)的壓力時(shí)，應(yīng)設(shè)置具有防堵或吹掃結(jié)構(gòu)的取源部件’ 第4.1.12條‘爐膛壓力取源部件，宜設(shè)置在燃燒室火焰中心的上部(具體位置由鍋爐廠確定)，取源部件應(yīng)具有防堵或吹掃設(shè)施’。要求幾乎完成同上一條。

暴露問題：

（1）未考慮到吹灰器蒸汽對(duì)爐膛壓力取樣管的影響。

（2）對(duì)基建器期間對(duì)防堵裝置驗(yàn)收不嚴(yán)格、或不清楚其原理。

（3）對(duì)相關(guān)規(guī)程不熟悉。

防范措施：

（1）遠(yuǎn)離蒸汽吹灰槍，在爐膛火焰中心中上部、氣流擾動(dòng)小的地方重新選擇合適的爐膛壓力取樣點(diǎn)（煙氣氣流外上部，接近爐頂）。

（2）更換不合格的防堵裝置或加裝吹掃裝置。

（3）、取樣筒傾角大于450的要求，取樣筒口光滑。

（4）參考《火力發(fā)電廠熱工自動(dòng)化系統(tǒng)檢修運(yùn)行維護(hù)規(guī)程》（DL／T 774-2015）第5.4.2.3.3條要求，細(xì)化現(xiàn)場(chǎng)設(shè)備定期工作內(nèi)容，加強(qiáng)取樣管路定期吹灰、利用停爐機(jī)會(huì)對(duì)爐膛內(nèi)部取樣口進(jìn)行檢查、清理積灰、結(jié)焦體。

案例3.某公司因邏輯用保護(hù)的信號(hào)和畫面顯示的信號(hào)又不一致，在做閥門活動(dòng)試驗(yàn)時(shí)，鍋爐MFT保護(hù)誤動(dòng)

2015年4月20日11：46，某公司#1機(jī)進(jìn)行主汽門、調(diào)門全程活動(dòng)性試驗(yàn)，當(dāng)運(yùn)行人員按操作票順序執(zhí)行至第6 條“高壓主汽門試驗(yàn)”，#1高壓主汽門全關(guān)時(shí)，鍋爐MFT保護(hù)誤動(dòng)。機(jī)組跳閘后，儀控人員對(duì)高壓主汽門位置開關(guān)進(jìn)行檢查，發(fā)現(xiàn)送往FSS做MFT邏輯的#2高壓主汽門全關(guān)位置開關(guān)存在積水現(xiàn)象。

原因分析：

（1）送往FSSS做MFT邏輯的#2高壓主汽門全關(guān)位置開關(guān)積水，導(dǎo)致#2高壓主汽門全關(guān)行程開關(guān)誤發(fā)，并一直保持著。當(dāng)正在進(jìn)行全程活動(dòng)性試驗(yàn)的#1高壓主汽門全關(guān)后，兩個(gè)高壓主汽門關(guān)閉的信號(hào)就同時(shí)出現(xiàn)，且旁路處于關(guān)閉狀態(tài)，汽輪機(jī)停機(jī)信號(hào)發(fā)出，從而觸發(fā)鍋爐MFT保護(hù)動(dòng)作。

（2）#2主汽門門桿的漏汽凝結(jié)成水后沿著電纜滲入位置開關(guān)，引起高壓主汽門全關(guān)信號(hào)不正常動(dòng)作。

（3）控制系統(tǒng)用于邏輯保護(hù)的信號(hào)和畫面顯示的信號(hào)源頭不一致，不能起到有效的監(jiān)控作用。

（4）各種規(guī)程中沒有要求‘保護(hù)信號(hào)必須在操作員站顯示’條款，只有‘可靠性’規(guī)程中規(guī)定，各種故障狀態(tài)必須在操作員站顯示，以供運(yùn)行分析的要求。（太顯而易見，反而沒人重視）

暴露問題：

（1）對(duì)主汽門位置開關(guān)檢查維護(hù)不及時(shí)。機(jī)組啟動(dòng)時(shí)主汽門門桿漏汽，主汽門位置開關(guān)的防水措施不到位，導(dǎo)致漏汽凝結(jié)后沿電纜滲入位置開關(guān)。

（2）保護(hù)梳理工作中有欠缺，使得控制系統(tǒng)用于邏輯聯(lián)鎖保護(hù)的信號(hào)和畫面顯示的信號(hào)源頭不一致。

防范措施

（1）將重要聯(lián)鎖保護(hù)信號(hào)顯示在操作員上，保證聯(lián)鎖保護(hù)信號(hào)與操作員畫面顯示的信號(hào)一致，便于監(jiān)控。

（2）在進(jìn)行重要在線試驗(yàn)前，應(yīng)由熱工先期進(jìn)行信號(hào)檢查，發(fā)現(xiàn)問題及時(shí)解決。

（3）發(fā)生漏汽漏水現(xiàn)象后，熱工專業(yè)應(yīng)及時(shí)做好防護(hù)措施，并檢查相關(guān)設(shè)備是否存在積水、絕緣下降的現(xiàn)象。

案例4.某公司電纜軟管倒灌水至一次風(fēng)機(jī)6A因出口擋板電動(dòng)頭，導(dǎo)致一次風(fēng)機(jī)跳閘。

2015年7月11日22:41，#6機(jī)組運(yùn)行人員發(fā)現(xiàn)一次風(fēng)機(jī)6A跳閘，聯(lián)跳磨煤機(jī)6A/6C，機(jī)組負(fù)荷減至500MW。風(fēng)機(jī)跳閘后，運(yùn)行人員確認(rèn)跳閘原因系“風(fēng)機(jī)運(yùn)行且出口擋板全關(guān)”保護(hù)動(dòng)作所導(dǎo)致，進(jìn)一步檢查一次風(fēng)機(jī)6A出口擋板電動(dòng)頭內(nèi)部有積水，清理積水并對(duì)電動(dòng)頭內(nèi)部控制卡件進(jìn)行烘潮處理，仍無法正常操作，后經(jīng)檢修人員更換控制卡件后電動(dòng)頭操作正常，7月12日15：10，一次風(fēng)機(jī)6A 重新投入運(yùn)行。

原因分析：

（1）一次風(fēng)機(jī)6A出口擋板電動(dòng)頭內(nèi)部進(jìn)水，導(dǎo)致一次風(fēng)機(jī)6A跳閘。

（2）“燦鴻”臺(tái)風(fēng)引起暴雨，造成電纜橋架進(jìn)水，雨水經(jīng)電纜橋架沿一次風(fēng)機(jī)6A出口擋板電動(dòng)頭電纜軟管倒灌到電動(dòng)頭內(nèi)部，引起電動(dòng)頭控制卡件短路故障。

暴露問題：

（1）增加電纜軟管時(shí)，墨守成規(guī)，不考慮是否發(fā)揮電纜軟管防燙、防磨、防砸功能。

（2）對(duì)電纜橋架、電纜軟管未作雨水引流措施。

防范措施：

（1）對(duì)全廠電動(dòng)頭電纜軟管進(jìn)行檢查，對(duì)電纜軟管從上到下走向的電動(dòng)頭進(jìn)行電纜軟管鉆孔疏水引流處理。

（2）未按裝電纜軟管的設(shè)備，其電纜如不存在燙、砸、磨的風(fēng)險(xiǎn)，不再增加保護(hù)管。

案例5.重要保護(hù)的一次元件可靠性差，導(dǎo)致軸向位移保護(hù)誤動(dòng)

2012年5月6日，某發(fā)電公司#14機(jī)組（300MW）在電負(fù)荷200MW時(shí)，汽機(jī)保護(hù)系統(tǒng)ETS發(fā)軸向位移ETS動(dòng)作信號(hào)，AST電磁閥動(dòng)作，汽機(jī)跳閘，大聯(lián)鎖保護(hù)動(dòng)作，鍋爐MFT動(dòng)作，發(fā)電機(jī)逆功率保護(hù)動(dòng)作跳閘。

原因分析：

（1）歷史數(shù)據(jù)顯示軸向位移保護(hù)軸向位移1信號(hào)點(diǎn)（在保護(hù)動(dòng)作時(shí)位移值由-0.48mm突增+1.78mm；而其它的瓦溫、振動(dòng)、軸向位移無明顯變化；軸向位移1外部回路絕緣良好。軸向位移1探頭是上海生產(chǎn)的，性能不穩(wěn)定，是本次保護(hù)誤動(dòng)的直接原因。

（2）.軸向位移保護(hù)采用二取一邏輯判斷，是本保護(hù)誤動(dòng)的間接原因。

（3）元件采購(gòu)過程，購(gòu)買了沒有經(jīng)生產(chǎn)驗(yàn)證、證明設(shè)備性能可靠性的設(shè)備，是本次保護(hù)誤動(dòng)重要原因。

暴露問題：

（1）對(duì)元器件采購(gòu)把關(guān)不嚴(yán)

（2）風(fēng)險(xiǎn)意識(shí)差，對(duì)規(guī)程不熟悉。

防范措施：

（1）對(duì)關(guān)鍵保護(hù)元件，應(yīng)采用經(jīng)大量機(jī)組驗(yàn)證的可靠性高一級(jí)元件，提高保護(hù)的可靠性。

（2）軸向位移保護(hù)，應(yīng)按‘3取2’或‘4取2’的邏輯判斷要求設(shè)計(jì)，所有一次信號(hào)，均應(yīng)有品質(zhì)判斷功能，降低保護(hù)誤動(dòng)的概率。

案例6.某公司軸向位移保護(hù)設(shè)計(jì)不規(guī)范，誘發(fā)的保護(hù)誤動(dòng)

2016年2月1日10時(shí)10分，#2機(jī)組（350MW）負(fù)荷245MW，主蒸汽溫度568℃，壓力20MPa，再熱蒸汽溫度561℃，壓力3.15MPa，給水流量794t/h，給煤量114t/h，A、D、E磨煤機(jī)運(yùn)行，A、B一次風(fēng)機(jī)、送風(fēng)機(jī)和引風(fēng)機(jī)運(yùn)行，A、B汽動(dòng)給水泵運(yùn)行。其他各系統(tǒng)和設(shè)備運(yùn)行參數(shù)正常，軸位移1顯示0.34mm 、軸位移2顯示0.36mm #2機(jī)組供熱正常。10時(shí)11分02秒，#2機(jī)組跳閘，負(fù)荷至0，鍋爐MFT，熱工首發(fā)“汽機(jī)跳閘”信號(hào)。汽機(jī)ETS首發(fā)“軸向位移大停機(jī)”信號(hào)。

事件原因：

（1）#2機(jī)#1軸承瓦振信號(hào)跳變，熱控人員在#2機(jī)TSI機(jī)柜內(nèi)端子排上拆解大機(jī)#1軸承瓦振信號(hào)線的過程中，由于用力稍大，使得鄰近的接線不牢固的#2機(jī)組軸向位移信號(hào)1線開路，輸出值原來的0.34mm升至2.46mm。軸向位移大停機(jī)信號(hào)經(jīng)2選1后輸送至ETS，導(dǎo)致保護(hù)動(dòng)作。

（2）重要跳機(jī)保護(hù)未按‘3取2’或‘4取2’（或或與）邏輯設(shè)計(jì)，而采用2選1保護(hù)設(shè)計(jì)。

（3）未及時(shí)緊固接線，信號(hào)線標(biāo)號(hào)不清楚，光線不充足。

暴露問題：

（1）公司對(duì)重要保護(hù)的邏輯設(shè)計(jì)不重視。

（2）公司日常檢修維護(hù)不到位，部分日常工作為要求進(jìn)行。

防范措施：

（1）優(yōu)化軸向位移保護(hù)邏輯。

（2）改善TSI柜的照明，加強(qiáng)日常維護(hù)工作的管理。

案例7：某公司300MW機(jī)組更換小機(jī)LVDT引發(fā)的停機(jī)事故

2015年4月3日12時(shí)51分，運(yùn)行人員發(fā)現(xiàn)汽動(dòng)給水泵油動(dòng)機(jī)的一個(gè)開度反饋突然由41.54降為-25，機(jī)組其它參數(shù)穩(wěn)定。熱工檢修人員13時(shí)05分趕到達(dá)現(xiàn)場(chǎng)，檢查發(fā)現(xiàn)汽動(dòng)給水泵油動(dòng)機(jī)LVDT1連桿脫落，即辦理工作票進(jìn)行檢修，14時(shí)08工作票辦理完畢。14時(shí)18分在重新連接LVDT1時(shí)，LVDT1反饋值瞬間升高至55%，小機(jī)調(diào)門指令由25%升至34%，汽動(dòng)給水泵轉(zhuǎn)速突然升高，相應(yīng)給水流量由930t/h升至1180t/h，汽包水位隨即升高，因偏差大給水自動(dòng)切除，運(yùn)行人員立即手動(dòng)調(diào)整水位，調(diào)整無效，汽包水位最高升至305mm，14時(shí)20分，汽包水位高保護(hù)動(dòng)，機(jī)組跳閘。

原因分析：

（1）小機(jī)LVDT采用2選高值，當(dāng)LVDT1連桿脫落時(shí)，自動(dòng)判斷為壞點(diǎn)，不影響運(yùn)行。但‘壞點(diǎn)’判斷僅限對(duì)信號(hào)是否超出量程范圍作出判斷，所以當(dāng)重新連接LVDT1時(shí),LVDT1顯示值瞬間升至55%，并立刻參與邏輯運(yùn)算。

（2）熱工處理缺陷前將LVDT1反饋故障跳小機(jī)保護(hù)切除，未將閥門控制卡上LVDT1接線拆除;或未將LDTV1信號(hào)強(qiáng)制為0.

（3）自動(dòng)回路判斷閥門開度遠(yuǎn)大于調(diào)門指令，且偏差超出允許值，程序立刻執(zhí)行自/手動(dòng)切換命令，小機(jī)調(diào)門指令在瞬間由25%上升至34%。原則上，控制器只有在手動(dòng)情況下才執(zhí)行控制指令跟蹤閥位的功能，不存在閥門閥位越變現(xiàn)象。而在本事故中，功能模塊執(zhí)行順序不正確，因而出現(xiàn)首先執(zhí)行控制器指令跟蹤功能，后執(zhí)行自動(dòng)/手動(dòng)切換功能（因時(shí)間太短，未完全跟蹤）的現(xiàn)象。

（4）運(yùn)行人員反應(yīng)不及時(shí)。

暴露的問題

（1）小機(jī)LVDT1脫落現(xiàn)象暴露出熱工人員檢修質(zhì)量不過關(guān)、日常巡檢不到位。

（2）早期控制系統(tǒng)在控制邏輯的完整性和可靠性存在漏洞。

（3）熱工人員對(duì)控制系統(tǒng)邏輯功能過度信賴，對(duì)可能發(fā)生的問題估計(jì)不足，采取的安全措施不全面。（4）公司運(yùn)行人員對(duì)故障處理失敗帶來的危害性估計(jì)不足，執(zhí)行安全措施意志不堅(jiān)定。

防范措施

（1）對(duì)LVDT1進(jìn)行重新連接并緊固，同時(shí)對(duì)LVDT2螺栓進(jìn)行了緊固。對(duì)振動(dòng)劇烈環(huán)境中的接線進(jìn)行排查，采取緊固、增加墊片、備用螺母等措施。加強(qiáng)日常巡檢，同時(shí)完善相關(guān)邏輯（增加緩沖判斷環(huán)節(jié)、調(diào)整模塊執(zhí)行順序），避免類似缺陷再次發(fā)生。

（2）處理重要系統(tǒng)缺陷時(shí)，從故障處理過程中可能發(fā)生的對(duì)人身與機(jī)組安全產(chǎn)生各種極端危險(xiǎn)的影響出發(fā)，做好危險(xiǎn)點(diǎn)分析和安全技術(shù)措施；如在當(dāng)前無法確保人身安全與設(shè)備安全的情況下，應(yīng)積極向上級(jí)反應(yīng)，待安全條件具備后再進(jìn)行故障處理。

（3）運(yùn)行人員在處理重要故障前，認(rèn)真檢查安全措施是否齊全、是否已經(jīng)執(zhí)行；如條件不具備或熱工人員無法確保安全的工況下，應(yīng)在低負(fù)荷段、停機(jī)狀態(tài)下進(jìn)行檢修等。

（4）熱工部門認(rèn)真執(zhí)行工程質(zhì)量驗(yàn)收工作、加強(qiáng)熱工人員的技能及安全培訓(xùn)。

案例8：某公司300MW機(jī)組鍋爐總風(fēng)量低保護(hù)冗余信號(hào)未分散配置模件而引發(fā)MFT。

2015年6月27日，某公司#3機(jī)組鍋爐總風(fēng)量小于25%保護(hù)動(dòng)作。經(jīng)檢查發(fā)現(xiàn)，#3機(jī)組#10DPU柜D2卡件故障，導(dǎo)致故障卡件上的兩路總風(fēng)量小于25%信號(hào)誤發(fā)，鍋爐最小總風(fēng)量保護(hù)MFT動(dòng)作。

原因分析：

#10DPU柜內(nèi)D2卡件上第17、18通道為鍋爐總風(fēng)量低于25%信號(hào)的輸出通道，且此信號(hào)輸出繼電器采用常閉節(jié)點(diǎn)（正常工作時(shí)帶電）；當(dāng)卡件故障或失電時(shí)，輸出繼電器失電，導(dǎo)致風(fēng)量低信號(hào)發(fā)出，觸發(fā)了鍋爐總風(fēng)量低MFT保護(hù)動(dòng)作。

暴露問題：

（1）重要保護(hù)冗余信號(hào)未充分分散配置。DCS系統(tǒng)#10DPU柜內(nèi)D2卡件上設(shè)置兩個(gè)鍋爐總風(fēng)量低于25%通道輸出，一旦卡件故障或失電，將造成鍋爐總風(fēng)量低于25%保護(hù)（三取二）中的兩個(gè)條件成立，保護(hù)動(dòng)作。

（2）熱控設(shè)備管理部大小修管理不到位，在以往的大小修作業(yè)中沒有認(rèn)真梳理排查裝置性安全隱患。

防范措施：

（1）根據(jù)《火力發(fā)電廠熱工保護(hù)系統(tǒng)設(shè)計(jì)技術(shù)規(guī)定》（DL／T 5428 -2009）第5.3.5.3條“冗余I/O信號(hào)應(yīng)通過不同的I/O模件和通道引入引出”及《防止電力生產(chǎn)事故的二十五項(xiàng)重點(diǎn)要求》（國(guó)能安全[2014]161號(hào)）第9.4.3條‘ 所有重要的主、輔機(jī)保護(hù)都應(yīng)采用“三取二”的邏輯判斷方式，保護(hù)信號(hào)應(yīng)遵循從取樣點(diǎn)到輸入模件全程相對(duì)獨(dú)立的原則……’的要求，增加DO卡件，分散配置最小風(fēng)量信號(hào)輸出信號(hào)。

（2）對(duì)主保護(hù)和重要輔機(jī)保護(hù)進(jìn)行梳理，發(fā)現(xiàn)保護(hù)冗余輸入信號(hào)的分散性不滿足規(guī)程要求的，應(yīng)積極進(jìn)行整改，避免再次發(fā)生因卡件故障導(dǎo)致的保護(hù)誤動(dòng)。

案例9：某電廠300MW機(jī)組磨煤機(jī)軸承燒毀事故

某電廠鍋爐采用東方鍋爐廠生產(chǎn)的亞臨界壓力中間一次再熱的自然循環(huán)鍋爐，制粉系統(tǒng)為中間儲(chǔ)倉(cāng)式制粉系統(tǒng)，四臺(tái)鋼球磨煤機(jī)承擔(dān)機(jī)組的制粉工作。2014年某月某日，機(jī)組帶滿負(fù)荷運(yùn)行，四臺(tái)磨煤機(jī)正常工作。突然，巡視人員現(xiàn)場(chǎng)發(fā)現(xiàn)B磨煤機(jī)軸承燒紅，通知集控運(yùn)行人員及時(shí)將B磨停下。運(yùn)行人員及時(shí)調(diào)看B磨煤機(jī)軸承溫度，發(fā)現(xiàn)軸承溫度已達(dá)到270℃。且溫度上升趨勢(shì)是平緩上升，最后經(jīng)檢修人員確認(rèn)軸承已經(jīng)燒毀。

原因分析：

（1）作為機(jī)組的重要輔機(jī)，磨煤機(jī)設(shè)置有軸承溫度高于60℃聯(lián)鎖停止磨煤機(jī)的保護(hù)，但是在溫度達(dá)到270℃時(shí)保護(hù)未動(dòng)作，經(jīng)熱控人員檢查發(fā)現(xiàn)是由于邏輯里面的連接的保護(hù)測(cè)點(diǎn)不是實(shí)際的溫度測(cè)點(diǎn)。

（2）未設(shè)置有溫度超溫聲光報(bào)警，在溫度達(dá)到報(bào)警值時(shí)未及時(shí)提醒運(yùn)行人員。

（3）運(yùn)行人員監(jiān)盤不力，溫度上升過程高達(dá)2個(gè)小時(shí)，在2個(gè)小時(shí)的時(shí)間里運(yùn)行人員未發(fā)現(xiàn)磨煤機(jī)B軸承溫度異常。

暴露問題：

（1）重要參數(shù)未設(shè)置聲光報(bào)警。

（2）機(jī)組保護(hù)邏輯試驗(yàn)時(shí)，未按要求在現(xiàn)場(chǎng)測(cè)點(diǎn)處模擬。

（3）運(yùn)行人員監(jiān)盤不認(rèn)真。

防范措施：

（1）嚴(yán)格執(zhí)行標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范，機(jī)組停機(jī)時(shí)間達(dá)到標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定的時(shí)間時(shí)應(yīng)做所有輔機(jī)及主機(jī)的保護(hù)邏輯靜態(tài)試驗(yàn)。

（2）做靜態(tài)試驗(yàn)時(shí)采取在源點(diǎn)加模擬信號(hào)的方法進(jìn)行。

（3）增設(shè)重要參數(shù)的報(bào)警窗口。

案例10.某公司不按要求的方法進(jìn)行聯(lián)鎖保護(hù)試驗(yàn)，導(dǎo)致再熱器空燒保護(hù)誤動(dòng)。

2013年8月27日，某發(fā)電公司#2機(jī)組（660MW）在A修后點(diǎn)火啟動(dòng)過程中，熱工人員根據(jù)值長(zhǎng)命令將防再熱器空燒保護(hù)投入運(yùn)行。該保護(hù)投入不久，鍋爐MFT動(dòng)作，機(jī)組停機(jī)。

原因分析：

（1）事故后調(diào)查發(fā)現(xiàn)，減溫水截止閥關(guān)閉信號(hào)被誤當(dāng)作低旁關(guān)閉信號(hào)被接入再熱器防空燒保護(hù)回路。由于某種原因，減溫水截止閥關(guān)閉，從而觸發(fā)了再熱器防空燒MFT保護(hù)動(dòng)作；

（2）該保護(hù)誤動(dòng)的另一原因是，調(diào)試單位及發(fā)電公司的熱工人員在調(diào)試過程中和列次機(jī)組啟動(dòng)前未嚴(yán)格執(zhí)行熱工連鎖保護(hù)試驗(yàn)‘實(shí)做’的要求進(jìn)行試驗(yàn)，而是采用了軟件模擬的方法進(jìn)行試驗(yàn)，喪失了多次發(fā)現(xiàn)保護(hù)邏輯缺陷的機(jī)會(huì)。

暴露問題：

（1）公司在基建調(diào)試過程中，相關(guān)檢修人員沒有認(rèn)真參與。

（2）公司的聯(lián)鎖保護(hù)試驗(yàn)防范不規(guī)范，把關(guān)不嚴(yán)。

防范措施：

（1）認(rèn)真執(zhí)行連鎖保護(hù)的試驗(yàn)要求，從嚴(yán)制定聯(lián)鎖保護(hù)試驗(yàn)卡，規(guī)范試驗(yàn)防范；如涉及閥門開或關(guān)、電機(jī)啟或停、壓力高或低、液位高或低等重要保護(hù)信號(hào)，應(yīng)明確要求采用物理方法進(jìn)行。

（2）嚴(yán)格把關(guān)試驗(yàn)的過程，杜絕不規(guī)范的試驗(yàn)方法。

案例11. 投/退凝氣器真空保護(hù)，導(dǎo)致ETS誤動(dòng)。

2012年5月15日，某發(fā)電公司在機(jī)組（350MW）啟動(dòng)過程中，熱工人員根據(jù)值長(zhǎng)命令將凝汽器真空保護(hù)低保護(hù)投入運(yùn)行后，機(jī)組凝汽器真空低ETS保護(hù)動(dòng)作，機(jī)組跳閘。

原因分析：

（1）事故后調(diào)查發(fā)現(xiàn)，熱工人員在真空壓力開關(guān)回裝完畢后，忘記打開取樣管的二次門，凝汽器真空低信號(hào)一直保持著；該保護(hù)投入后，凝氣器真空低保護(hù)立刻動(dòng)作，是本次事故的直接原因。

（2）該機(jī)組采用雙PLC控制器實(shí)現(xiàn)ETS保護(hù)功能，一般情況下不可以先查閱保護(hù)信號(hào)的狀態(tài)、或保護(hù)狀態(tài)的提示，再執(zhí)行投保護(hù)的方式；控制器功能落后是本次事故的間接原因。

（3）熱工人員投保護(hù)前，未事先檢查保護(hù)信號(hào)的狀態(tài)是否正確，是本次事故的重要原因。

暴露問題：

（1）熱工人員工作不仔細(xì)，或部分熱工人員對(duì)重要保護(hù)的邏輯不夠熟悉。

（2）構(gòu)成ETS功能邏輯的PLC功能落后，ETS邏輯設(shè)計(jì)思想落后，無法實(shí)現(xiàn)先監(jiān)控后投保護(hù)的正常操作過程。（盲人騎瞎馬，哪有不跳機(jī)？）

防范措施：

（1）完善保護(hù)投入制度，要求熱工人員在投保護(hù)前，應(yīng)通過所有可能的方法，判斷保護(hù)信號(hào)是否正常。

（2）投保護(hù)前，如因資料欠缺或其它原因一時(shí)不能確定（專攻方向不同造成的）的，應(yīng)咨詢精通本領(lǐng)域的同事，而后進(jìn)行工作

（2）更新PLC控制器，優(yōu)化ETS保護(hù)系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)保護(hù)信號(hào)及保護(hù)狀態(tài)的監(jiān)控、保護(hù)系統(tǒng)投入的功能。

案例12.將閥門行程開關(guān)動(dòng)作信號(hào)等同于閥門狀態(tài)信號(hào)，導(dǎo)致磨煤機(jī)誤動(dòng)

2013年3月11日，某發(fā)電公司#2機(jī)組（350MW）E磨煤機(jī)出口#3、#4煤粉排出閥同時(shí)瞬時(shí)出現(xiàn)關(guān)閉信號(hào)，引起磨煤機(jī)E跳閘，保護(hù)誤動(dòng)2次。

原因分析：

（1）.事后調(diào)查發(fā)現(xiàn)閥門電纜絕緣較差，在某種外在干擾因素的影響下，煤粉排出閥的關(guān)閉行程開關(guān)兩根信號(hào)線之間出現(xiàn)瞬時(shí)短路，誤發(fā)煤粉排出閥關(guān)閉行程開關(guān)動(dòng)作信號(hào)；

（2）.由于在磨煤機(jī)保護(hù)里，將煤粉排出閥關(guān)閉行程開關(guān)動(dòng)作信號(hào)等同于煤粉排出閥關(guān)閉狀態(tài)，最終導(dǎo)致磨煤機(jī)跳閘信號(hào)。

暴露問題：

（1）.混淆閥門開、關(guān)狀態(tài)與閥門開關(guān)行程狀態(tài)的之間的關(guān)系。（可靠性規(guī)程：其它執(zhí)行機(jī)構(gòu)與行程開關(guān)的規(guī)定)

防范措施：

（1）.從閥門驅(qū)動(dòng)模塊特定端口取閥門關(guān)狀態(tài)信號(hào)。

（2）.采用閥門開行程未動(dòng)作信號(hào)與關(guān)行程開關(guān)動(dòng)作信號(hào)共同搭建閥門關(guān)狀態(tài)。

案例13：某電廠因低加旁路電動(dòng)門未聯(lián)鎖打開，鍋爐MFT動(dòng)作

2015年05月27日02時(shí)30分左右，某電廠#1機(jī)#1一次風(fēng)機(jī)動(dòng)葉執(zhí)行機(jī)構(gòu)反饋全開，而后又全關(guān)，主汽溫度降低，最低降至400℃，當(dāng)時(shí)負(fù)荷為441MW，02時(shí)34分，#6低加水位高于640mm，低加解列條件觸發(fā)，#6低加入口電動(dòng)門和#5低加出口電動(dòng)門聯(lián)鎖關(guān)閉，#5、#6低加旁路電動(dòng)門聯(lián)鎖開指令發(fā)出，而閥門就地未動(dòng)作，導(dǎo)致除氧器水位無法補(bǔ)水，02：44分，除氧器水位低于1500mm，兩臺(tái)給水泵跳閘，鍋爐MFT動(dòng)作。

原因分析

（1）一次風(fēng)機(jī)動(dòng)葉執(zhí)行機(jī)構(gòu)反饋跳變。

一次風(fēng)機(jī)動(dòng)葉執(zhí)行機(jī)構(gòu)為L(zhǎng)imitorque牌電動(dòng)執(zhí)行器，在長(zhǎng)期使用過程中多次發(fā)生動(dòng)葉擺動(dòng)影響機(jī)組運(yùn)行的情況，分析認(rèn)為可能為執(zhí)行器的控制板發(fā)生故障，導(dǎo)致執(zhí)行器的控制系統(tǒng)紊亂，自身進(jìn)行開關(guān)，影響風(fēng)機(jī)出力。

（2）#5、#6低加旁路電動(dòng)門聯(lián)鎖未能打開。

#1機(jī)跳閘后，04：30分，模擬低加解列試驗(yàn)，#5、#6低加旁路電動(dòng)門可以正常聯(lián)鎖打開。結(jié)合#1機(jī)組啟動(dòng)前的閥門試驗(yàn)以及停機(jī)以后運(yùn)行人員的手動(dòng)試驗(yàn)結(jié)果判斷，在低加解列過程中，低加旁路閥前后可能存在較大的壓差、旁路閥執(zhí)行器的力矩太小等因素，導(dǎo)致低加旁路閥聯(lián)鎖打開失敗。

（3）主汽溫度低保護(hù)未正常動(dòng)作。

機(jī)組運(yùn)行中，主汽溫低保護(hù)沒有正常動(dòng)作，分析可能導(dǎo)致保護(hù)拒動(dòng)的原因：a.該保護(hù)在機(jī)組性能試驗(yàn)過程中退出，試驗(yàn)完成后熱工人員未及時(shí)投入，并未做好保護(hù)投退記錄；b.保護(hù)系統(tǒng)無保護(hù)運(yùn)行狀態(tài)監(jiān)控畫面，運(yùn)行人員未能及時(shí)發(fā)現(xiàn)主汽溫保護(hù)未投。

暴露問題

（1）熱工專業(yè)三級(jí)監(jiān)督管理人員均未認(rèn)真履行自己職責(zé)，對(duì)一次風(fēng)機(jī)動(dòng)葉多次發(fā)生不明原因的擺動(dòng)故障（特別是重要熱工設(shè)備）不夠重視，沒有認(rèn)真檢查、分析、采取有效的消除或預(yù)防措施，導(dǎo)致一次風(fēng)機(jī)動(dòng)葉發(fā)生全開全關(guān)現(xiàn)象。

（2）熱工保護(hù)邏輯設(shè)計(jì)沒有保護(hù)‘投/退’監(jiān)控畫面，運(yùn)行人員無法監(jiān)控保護(hù)是否有效‘投/退’，也未盡到負(fù)責(zé)投/退保護(hù)的責(zé)任。

（3）熱工在檢修工作結(jié)束后也未徹底檢查是否存在強(qiáng)制信號(hào)。

（4）相關(guān)專業(yè)人員沒有認(rèn)真討論，低加水位高保護(hù)及聯(lián)鎖邏輯執(zhí)行順序、時(shí)間點(diǎn)把握不太合理。

（5）低加旁路閥門執(zhí)行器的力矩太小，關(guān)鍵時(shí)候無法帶載工作。

防范措施

（1）加強(qiáng)熱工專業(yè)三級(jí)監(jiān)督管理。加強(qiáng)熱工專業(yè)的三級(jí)管理，對(duì)重要設(shè)備的故障、反復(fù)發(fā)生的故障應(yīng)認(rèn)真限期整改；各級(jí)技術(shù)人員、負(fù)責(zé)人員應(yīng)認(rèn)真檢查、分析故障的結(jié)癥，采用有效措施，消除故障；短期無法消除的故障，應(yīng)采取可靠的預(yù)防措施。。

（2）設(shè)計(jì)較為完善的熱工保護(hù)‘投/退’管理系統(tǒng)、保護(hù)運(yùn)行狀態(tài)監(jiān)控專用畫面，保障運(yùn)行人員可以有效地監(jiān)控保護(hù)投入情況。

（3）與相關(guān)專業(yè)的認(rèn)真討論，優(yōu)化低加水位高保護(hù)聯(lián)鎖的邏輯。低加水位高保護(hù)動(dòng)作過程中，使低加旁路閥前后差壓保持在較低的程度。

（4）安裝力矩較大的旁路電動(dòng)執(zhí)行器，或?qū)?zhí)行器的力矩調(diào)整到較大且滿足帶載運(yùn)行的位置上。

（5）加強(qiáng)教育，提高熱工人員責(zé)任性。在機(jī)組啟動(dòng)前、工作結(jié)束前等幾個(gè)關(guān)鍵階段，應(yīng)認(rèn)真復(fù)核，在確認(rèn)無強(qiáng)制信號(hào)、設(shè)備正常后，方可結(jié)束工作。

案例14.某公司#32機(jī)組操作員站同時(shí)離線

2014年4月7日，某公司#32機(jī)組主機(jī)兩只數(shù)據(jù)交換機(jī)突然同時(shí)失電，導(dǎo)致所有操作員站離線，嚴(yán)重影響運(yùn)行人員正常操作。

原因分析：

公司DCS控制系統(tǒng)兩臺(tái)數(shù)據(jù)交換機(jī)的電源僅使用一只復(fù)合式的電源切換器（正常情況下，可以同時(shí)輸出一路UPS、一路保安電源），當(dāng)該電源切換器損壞無輸出時(shí)，兩臺(tái)數(shù)據(jù)交換機(jī)同時(shí)失電，導(dǎo)致操作員站離線；復(fù)合式的電源切換器，是本系統(tǒng)的一個(gè)瓶頸設(shè)備。

暴露問題：

對(duì)電源裝置冗余度、危險(xiǎn)分散的重要性認(rèn)識(shí)不夠。數(shù)據(jù)交換器電源設(shè)計(jì)的不滿足《火力發(fā)電廠熱工自動(dòng)化系統(tǒng)可靠性評(píng)估技術(shù)導(dǎo)則》(DL/T 261-2012)第6.5.1.1.a).1)條‘操作員站、工程師站、數(shù)據(jù)服務(wù)器、通信網(wǎng)絡(luò)的工作電源，應(yīng)分別單獨(dú)通過切換裝置接入。否則，操作員站和通信網(wǎng)絡(luò)設(shè)備的電源應(yīng)合理分配在兩路電源上’的要求。

防范措施：

增設(shè)電源切換裝置，冗余的數(shù)據(jù)交換機(jī)分別配置獨(dú)立的電源切換裝置，消除電源瓶頸，提高系統(tǒng)的可靠性。

案例15.某公司#6機(jī)組汽泵組TSI電源模塊均故障導(dǎo)致重要參數(shù)失去監(jiān)控，機(jī)組緊急停運(yùn)。

2015年10月29日 02：03，6號(hào)機(jī)組負(fù)荷550MW，三期集控運(yùn)行人員發(fā)現(xiàn)控制室大屏發(fā)“MTSI POWER LOSS”報(bào)警，汽泵組6A/6B及電泵振動(dòng)、軸向位移參數(shù)顯示壞值，即刻撤出機(jī)組AGC，保持負(fù)荷穩(wěn)定，并立即通知儀控人員處理。儀控人員到現(xiàn)場(chǎng)后進(jìn)行了初步檢查，發(fā)現(xiàn)是汽泵組TSI柜兩個(gè)電源模塊都有故障，安全風(fēng)險(xiǎn)很大，運(yùn)行匯報(bào)省調(diào)同意后，#6機(jī)組于2：33解列調(diào)停消缺。

原因分析：

（1）汽泵組TSI柜兩塊電源模塊都發(fā)生故障，導(dǎo)致軸向位移、振動(dòng)等重要參數(shù)顯示壞值，無法監(jiān)控，需停運(yùn)處理。

（2）汽泵組TSI柜兩個(gè)電源模塊其中一塊電源模塊故障后，由于另外一塊電源模塊也老化，導(dǎo)致其帶負(fù)荷能力下降，無法獨(dú)立支撐小機(jī)TSI機(jī)柜的運(yùn)行。對(duì)換下的電源模塊檢測(cè)發(fā)現(xiàn)脈寬調(diào)制芯片供電電容老化，導(dǎo)致芯片供電不足無法正常運(yùn)行。

暴露問題：

（1）檢修電源時(shí)，未開蓋檢查，未能及時(shí)發(fā)現(xiàn)電容老化現(xiàn)象。

（2）電源切換試驗(yàn)時(shí)，速度過快，單電源的帶載能力沒有得到充分考驗(yàn)，未發(fā)現(xiàn)不合格電源。

防范措施：

（1）按DL/T774-2015 的要求檢修，及時(shí)發(fā)現(xiàn)異常電源裝置。

（2）電源切換試驗(yàn)時(shí)，應(yīng)讓單電源獨(dú)立支撐機(jī)柜運(yùn)行8小時(shí)以上，考驗(yàn)單電源的帶載能力。

（3）根據(jù)風(fēng)險(xiǎn)分散原則，增加一對(duì)TSI電源，各小機(jī)TSI配置獨(dú)立的電源裝置。

案例16.某公司用METS輸出命令觸發(fā)汽動(dòng)給水泵RB，導(dǎo)致汽動(dòng)給水泵RB不動(dòng)作

2013年03月12日，某公司#4機(jī)組（660MW）負(fù)荷650MW，4A、4B、4C、4D、4E、4F制粉系統(tǒng)運(yùn)行，4A、4B汽動(dòng)給水泵運(yùn)行，其余各輔機(jī)運(yùn)行正常，機(jī)組各參數(shù)正常；18：54分17秒， #4機(jī)4A汽動(dòng)給水泵B主油泵跳閘（B相接地），54分18秒4A汽動(dòng)給水泵A主油泵及直流油泵聯(lián)啟；在啟動(dòng)過程中，因4A汽動(dòng)給水泵低油壓保安油蓄能器未能起到緩沖壓力作用，滑油壓力由0.2MPa瞬間降至0.046MPa，4A汽動(dòng)給水泵主汽門關(guān)閉（停運(yùn)），給水泵RB功能未動(dòng)作。

原因分析：

4A小機(jī)交流油泵聯(lián)動(dòng)過程中，掛閘油壓低，隔膜閥上腔油壓降低，隔膜閥打開，造成ASL低3個(gè)開關(guān)同時(shí)動(dòng)作，MEH判斷停機(jī)（非故障跳閘）, 發(fā)出停止指令，小機(jī)主氣門以及調(diào)門關(guān)閉。由于RB邏輯內(nèi)給水泵RB觸發(fā)條件為METS發(fā)出的小機(jī)跳閘命令信號(hào)，而過程中未觸發(fā)相應(yīng)開關(guān)動(dòng)作，METS系統(tǒng)PLC無動(dòng)作指令輸出，RB邏輯未收到RB觸發(fā)信號(hào)，所以RB未動(dòng)作。

暴露問題：

對(duì)RB的基本定義不清楚。

《火力發(fā)電廠輔機(jī)故障減負(fù)荷》（DL/T1213-2013）第3.3條（RB定義） ‘輔機(jī)故障降負(fù)荷。當(dāng)機(jī)組發(fā)生部分主要輔機(jī)跳閘故障，使機(jī)組最大理論出力低于當(dāng)前實(shí)際負(fù)荷，機(jī)組協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)將機(jī)組負(fù)荷快速降低到所有輔機(jī)實(shí)際所能達(dá)到的相應(yīng)出力，并能控制機(jī)組參數(shù)在允許范圍內(nèi)保持機(jī)組繼續(xù)運(yùn)行?！?/b>定義中指出觸發(fā)RB的條件是主要輔機(jī)跳閘故障，不是METS發(fā)出的停機(jī)命令；否則，就縮小了定義的適用范圍。在本案中，是小機(jī)跳閘故障（無論何種原因）。

防范措施：

（1）根據(jù)《火力發(fā)電廠輔機(jī)故障減負(fù)荷》（DL/T1213-2013）第4.2.4條機(jī)組觸發(fā)RB條件‘輔機(jī)跳閘或停運(yùn)’的要求優(yōu)化二期RB功能（如安全油壓低三取二）。

（2）類似的，如ETS系統(tǒng)直接向MFT發(fā)跳閘命令，也作相應(yīng)的改進(jìn)。

案例17.某公司#2瓦溫度高保護(hù)單點(diǎn)設(shè)計(jì)，導(dǎo)致保護(hù)誤動(dòng)跳機(jī)。

2014年07月05日，#1機(jī)負(fù)荷280MW，#1機(jī)#2瓦溫度(左側(cè))先從79℃突升到123.5℃，熱工保護(hù)自動(dòng)退出；而后#2瓦溫度下降至105℃左右（報(bào)警值107℃），熱工保護(hù)又自動(dòng)恢復(fù)投入狀態(tài)，最后當(dāng)#2瓦溫度再次上升到112.7℃（約歷時(shí)4秒）,汽輪機(jī)瓦溫高保護(hù)誤動(dòng)，機(jī)組跳閘。調(diào)閱歷史曲線發(fā)現(xiàn)，#2瓦溫度測(cè)點(diǎn)對(duì)應(yīng)的雙支熱電阻的工作用熱電阻工作不穩(wěn)定。（類似，天津某公司的供熱泵溫度高保護(hù)誤動(dòng)作）

原因分析：

（1）參數(shù)設(shè)計(jì)時(shí)，曲解了信號(hào)恢復(fù)正常后保護(hù)自動(dòng)復(fù)位的要求。《火力發(fā)電廠熱工自動(dòng)化系統(tǒng)可靠性評(píng)估技術(shù)導(dǎo)則》（DL/T261-2012）第6.2.4.1.b).6)條‘參與保護(hù)的緩變參數(shù)，應(yīng)設(shè)置信號(hào)變化率越限報(bào)警且保護(hù)自動(dòng)切除功能，信號(hào)恢復(fù)時(shí)，保護(hù)功能應(yīng)自動(dòng)復(fù)歸、報(bào)警信號(hào)應(yīng)手動(dòng)手動(dòng)復(fù)歸’中，‘信號(hào)恢復(fù)’應(yīng)指故障元件經(jīng)處理后可以正確測(cè)量被測(cè)的物理參數(shù)；而本案中#2瓦溫度下降至動(dòng)作值之下的105℃時(shí)，遠(yuǎn)未到達(dá)軸承正常瓦溫79℃，熱工保護(hù)就自動(dòng)恢復(fù)；當(dāng)#2瓦溫度再次緩慢上升時(shí)，熱工保護(hù)誤動(dòng)，機(jī)組跳閘。

（2）沒有充分利用雙支熱電阻的冗余特性，也是本次保護(hù)誤動(dòng)的原因之一。

暴露問題：

（1）對(duì)恢復(fù)測(cè)點(diǎn)恢復(fù)正常狀態(tài)理解不正確。信號(hào)恢復(fù)，是相對(duì)與相關(guān)設(shè)備正常運(yùn)行時(shí)參數(shù)，不是低于報(bào)警值或動(dòng)作值的意思。

（2）未充分利用雙支熱電阻的有利條件優(yōu)化保護(hù)系統(tǒng)。

（3）完善保護(hù)信號(hào)的品質(zhì)判斷，可以延緩保護(hù)動(dòng)作的時(shí)間；軟件方法，可以在某種程度上緩解誤動(dòng)的可能，但不能杜絕。

防范措施：

（1）根據(jù)《火電廠熱控系統(tǒng)可靠性配置與事故預(yù)防》第6.2.4.1條e)款‘用于聯(lián)鎖保護(hù)的測(cè)量信號(hào)，應(yīng)有壞點(diǎn)質(zhì)量保護(hù)剔除功能并作為二級(jí)報(bào)警信號(hào)在大屏幕上報(bào)警（無論信號(hào)點(diǎn)是否冗余），信號(hào)正常后應(yīng)自動(dòng)恢復(fù)保護(hù)功能’的要求，提高‘正常復(fù)位’的條件，重新優(yōu)化保護(hù)系統(tǒng)。

（2）或參照《火電廠熱控系統(tǒng)可靠性配置與事故預(yù)防》中第14個(gè)優(yōu)化案例，將雙支溫度點(diǎn)中的跳閘值和報(bào)警值組成與邏輯判斷，輸出并報(bào)警；或采用熱電偶測(cè)溫，避免誤動(dòng)。

案例18.某公司接入I/O卡件電氣信號(hào)地線冗余度不足，維護(hù)時(shí)引發(fā)機(jī)組跳閘

2014年7月18日，某公司 #1機(jī)組DCS控制系統(tǒng)#29DPU-B4 I/O卡件發(fā)生故障，在更換B4卡件過程中， A6卡件中的#1發(fā)變組出口QS1（5011-6隔離刀閘）閉合狀態(tài)消失（并網(wǎng)信號(hào)消失），觸發(fā)高旁快開功能、關(guān)閉四段抽汽電動(dòng)閥，汽動(dòng)給水泵轉(zhuǎn)速下降，省煤器入口流量低低保護(hù)動(dòng)作，機(jī)組停機(jī)。

原因分析：

經(jīng)檢查發(fā)現(xiàn)，眾多送至DCS電氣開關(guān)量信號(hào)公用一根接地線，接入點(diǎn)為B4卡件；公用方式是接地線通過I/O卡件底座總線實(shí)現(xiàn)不同卡件、不同開關(guān)量信號(hào)之間的地線連接；當(dāng)更換B4卡件時(shí)，其它卡件上電氣開關(guān)量信號(hào)的地線同時(shí)失去，信號(hào)顯示斷開狀態(tài)。

暴露問題：

（1）設(shè)計(jì)、基建過程中，忽視了對(duì)電氣DI信號(hào)公用地線冗余的重要性?！痘鹆Πl(fā)電廠熱工自動(dòng)化就地設(shè)備安裝管路及電纜設(shè)計(jì)技術(shù)規(guī)定》（5182-2004）第6.3.4條‘同一安裝單位中的開關(guān)量輸出(DO)與開關(guān)量輸入(DI)可以合用一根電纜’；《火力發(fā)電廠熱工自動(dòng)化就地設(shè)備安裝管路及電纜設(shè)計(jì)技術(shù)規(guī)定》（5182-2004）條文說明第6.3.1條‘在允許和許可的情況下，電纜合并可以節(jié)省投資，減少拉放電纜的工作量，但要注意，不能給安裝接線及運(yùn)行維護(hù)帶來麻煩’等，以及其他一些規(guī)程，均只說明電纜在某種情況下可以合并，但沒有DI公用地線是否可以合并，及如何合并的要求。

（2）熱工人員在基建時(shí)，對(duì)電氣接入信號(hào)的方式不清楚。

防范措施：

（1）在設(shè)計(jì)、基建過程中，重視冗余配置（包括接線），提高可靠性。

（2）在DCS系統(tǒng)DI模件上，增加地線，至少滿足各電氣開關(guān)量輸入DI模件均接入獨(dú)立的地線。

案例19.某公司因邏輯用保護(hù)的信號(hào)和畫面顯示的信號(hào)又不一致，在做閥門活動(dòng)試驗(yàn)時(shí)，鍋爐MFT保護(hù)誤動(dòng)

2015年4月20日11：46，某公司#1機(jī)進(jìn)行主汽門、調(diào)門全程活動(dòng)性試驗(yàn)，當(dāng)運(yùn)行人員按操作票順序執(zhí)行至第6 條“高壓主汽門試驗(yàn)”，#1高壓主汽門全關(guān)時(shí)，鍋爐MFT保護(hù)誤動(dòng)。機(jī)組跳閘后，儀控人員對(duì)高壓主汽門位置開關(guān)進(jìn)行檢查，發(fā)現(xiàn)送往FSS做MFT邏輯的#2高壓主汽門全關(guān)位置開關(guān)存在積水現(xiàn)象。

原因分析：

（1）送往FSS做MFT邏輯的#2高壓主汽門全關(guān)位置開關(guān)積水，導(dǎo)致#2高壓主汽門全關(guān)行程開關(guān)誤發(fā)，并一直保持著。當(dāng)正在進(jìn)行全程活動(dòng)性試驗(yàn)的#1高壓主汽門全關(guān)后，兩個(gè)高壓主汽門關(guān)閉的信號(hào)就同時(shí)出現(xiàn)，且旁路處于關(guān)閉狀態(tài)，汽輪機(jī)停機(jī)信號(hào)發(fā)出，從而觸發(fā)鍋爐MFT保護(hù)動(dòng)作。

（2）#2主汽門門桿的漏汽凝結(jié)成水后沿著電纜滲入位置開關(guān)，引起高壓主汽門全關(guān)信號(hào)不正常動(dòng)作。

（3）控制系統(tǒng)用于邏輯保護(hù)的信號(hào)和畫面顯示的信號(hào)源頭不一致，不能起到有效的監(jiān)控作用。

（4）各種規(guī)程中沒有要求‘保護(hù)信號(hào)必須在操作員站顯示’條款，只有‘可靠性’規(guī)程中規(guī)定，各種故障狀態(tài)必須在操作員站顯示，以供運(yùn)行分析的要求。（太顯而易見，反而沒人重視）

暴露問題：

（1）對(duì)主汽門位置開關(guān)檢查維護(hù)不及時(shí)。機(jī)組啟動(dòng)時(shí)主汽門門桿漏汽，主汽門位置開關(guān)的防水措施不到位，導(dǎo)致漏汽凝結(jié)后沿電纜滲入位置開關(guān)。

（2）保護(hù)梳理工作中有欠缺，使得控制系統(tǒng)用于邏輯聯(lián)鎖保護(hù)的信號(hào)和畫面顯示的信號(hào)源頭不一致。

防范措施

（1）將重要聯(lián)鎖保護(hù)信號(hào)顯示在操作員上，保證聯(lián)鎖保護(hù)信號(hào)與操作員畫面顯示的信號(hào)一致，便于監(jiān)控。

（2）在進(jìn)行重要在線試驗(yàn)前，應(yīng)由熱工先期進(jìn)行信號(hào)檢查，發(fā)現(xiàn)問題及時(shí)解決。

（3）發(fā)生漏汽漏水現(xiàn)象后，熱工專業(yè)應(yīng)及時(shí)做好防護(hù)措施，并檢查相關(guān)設(shè)備是否存在積水、絕緣下降的現(xiàn)象。

案例20.某公司#6機(jī)組汽泵組TSI電源模塊均故障導(dǎo)致重要參數(shù)失去監(jiān)控，機(jī)組緊急停運(yùn)。

2015年10月29日 02：03，6號(hào)機(jī)組負(fù)荷550MW，三期集控運(yùn)行人員發(fā)現(xiàn)控制室大屏發(fā)“MTSI POWER LOSS”報(bào)警，汽泵組6A/6B及電泵振動(dòng)、軸向位移參數(shù)顯示壞值，即刻撤出機(jī)組AGC，保持負(fù)荷穩(wěn)定，并立即通知儀控人員處理。儀控人員到現(xiàn)場(chǎng)后進(jìn)行了初步檢查，發(fā)現(xiàn)是汽泵組TSI柜兩個(gè)電源模塊都有故障，安全風(fēng)險(xiǎn)很大，運(yùn)行匯報(bào)省調(diào)同意后，#6機(jī)組于2：33解列調(diào)停消缺。

原因分析：

（1）汽泵組TSI柜兩塊電源模塊都發(fā)生故障，導(dǎo)致軸向位移、振動(dòng)等重要參數(shù)顯示壞值，無法監(jiān)控，需停運(yùn)處理。

（2）汽泵組TSI柜兩個(gè)電源模塊其中一塊電源模塊故障后，由于另外一塊電源模塊也老化，導(dǎo)致其帶負(fù)荷能力下降，無法獨(dú)立支撐小機(jī)TSI機(jī)柜的運(yùn)行。對(duì)換下的電源模塊檢測(cè)發(fā)現(xiàn)脈寬調(diào)制芯片供電電容老化，導(dǎo)致芯片供電不足無法正常運(yùn)行。

暴露問題：

（1）檢修電源時(shí)，未開蓋檢查，未能及時(shí)發(fā)現(xiàn)電容老化現(xiàn)象。

（2）電源切換試驗(yàn)時(shí)，速度過快，單電源的帶載能力沒有得到充分考驗(yàn)，未發(fā)現(xiàn)不合格電源。

防范措施：

（1）按DL/T774-2015 的要求檢修，及時(shí)發(fā)現(xiàn)異常電源裝置。

（2）電源切換試驗(yàn)時(shí)，應(yīng)讓單電源獨(dú)立支撐機(jī)柜運(yùn)行8小時(shí)以上，考驗(yàn)單電源的帶載能力。

（3）根據(jù)風(fēng)險(xiǎn)分散原則，增加一對(duì)TSI電源，各小機(jī)TSI配置獨(dú)立的電源裝置。

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