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一起ATT试验引起的再热器保护动作、机组跳闸事件

时间:2020-11-08 01:24 来源: 作者: 点击:

火力发电网讯:1 事件经过

1月9日,某1000MW超超临界机组621MW负荷时进行ATT试验。1号高压调门逐渐关小、2号高压调门由于调节作用逐渐开大,在1号高压调门开度降到2%。时,锅炉再热器保护动作,锅炉MFT,汽机跳闸。

2 设备简介

本次高压调门ATT试验,对应部分再热器保护逻辑逻辑说明如下:(注:以下条件为“与”逻辑(四个条件都为“1”时)则延时10s触发再热器保护动作)

(1)1号高压主汽门或高压调门关闭(正常运行时,此信号状态为0);

(2)2号高压主汽门或高压调门关闭(正常运行时,此信号状态为0);

(3)高压旁路阀阀位小于5%(正常运行时,此信号状态为1);

(4)燃料量大于80t/h(正常运行时,此信号状态为1)。

逻辑中涉及“1号高压主汽门或高压调门关闭”、“ 2号高压主汽门或高压调门关闭”等四组信号均由DEH控制系统经对应阀门模拟量反馈值组态成开关量信号(当模拟量反馈小于3%时出“1“),再通过继电器经硬接线送至DCS侧生成DCS侧调门关闭信号,完成上述逻辑功能。

3 检查分析

检查再热器保护逻辑回路,发现DEH送往DCS侧“2号高压调门关闭”信号在机组运行时一直为1,检查DEH送往DCS侧“2号高压调门关闭”信号对应通道继电器,发现其内部磁铁脱落,造成常开触点一直处于闭合状态。DEH送往DCS侧“2号高压调门关闭”信号一直为1。

至此,事件过程可?作如下还原:

试验前,DEH侧1号、2号高调模拟量指示均正常,阀位反馈均为44%,高压调门阀限设置为95%。1号高压调门ATT试验时逐渐关小,模拟量反馈为2.8%时,DEH侧“1号高调关闭”信号触发,同时DCS侧“1号高调关闭”信号变为1。此时,由于组成再热器保护动作的四个条件中: 高压旁路阀阀位小于5%条件已满足,燃料量大于80t/h条件已满足,1号高压主汽门或高压调门关条件已满足,而2号高压主汽门或高压调门关条件本不应满足,但由于继电器故障存在,该条件也已满足,因此,随着ATT试验中“1号高调关闭”信号出“1”时,触发再热器保护逻辑的四个条件均出“1“,保护动作条件满足,延时10s,再热器保护动作,锅炉MFT,汽机跳闸。

对DEH侧“2号高压调门关闭” 信号所对应通道的继电器更换后,进行仿真试验,故障现象消失,信号恢复正常。分析认为由于2号高压调门关闭”信号对应通道继电器的质量原因,其内部磁铁脱落,造成常开触点一直处于闭合状态,导致信号误发是导致此次保护误动的主要原因。

4 措施与建议

(1)择机对相同型号继电器进行外观检查,更换缺陷继电器;

(2)增加重要柜间信号状态监视画面,并定期检查柜间信号状态一致性。增加重要柜间信号状态大屏报警,及早发现并处理硬接线输出信号和接收信号不一致的情况。

(3)完善、优化再热器保护逻辑。

(4)有跳机风险的定期试验,工作前要确认设备正常与信号正确。

建议完善重要保护信号的状态监视和报警功能,确保硬接线信号输出输入两端的状态一致性;利用DCS和DEH系统一体化条件,完善ATT试验的闭锁功能,在用于机组保护逻辑的汽机阀门状态信号未恢复到正常状态前,闭锁启动ATT试验功能。

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