2011-05电厂事故分析

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1、某电厂4号机组A小机调节系统故障调查1.简述2011年3月10日，某电厂4号机组A小机低压调门反馈出现不随转速指令下降改变的现象。通过检查后发现：在给水指令下降时，转速指令下降，低调门指令也相应下降，但调门实际开度不变，小机实际转速下不来。低调门指令下降到零时，调门开度依然不变。当CCS协调转速指令上升时，调门指令及开度都随指令变化而变化。也就是调门的开度可以上升，但不能下降。打闸后再启小机，调节系统恢复正常运行。2.调查情况2011年3月11日，通过分析4号机组A小机阀门的指令、反馈等历史数据（3月1日开

2、机到3月11日），发现从开机开始，4号机组A小机的控制就不正常，从3月3日开始，反馈与指令偏差大于2%，到3月6日，明显工作不正常，到3月10日，通过正常的指令，已经不能控制调节门了。打闸后再启小机，能够暂时恢复正常运行，但时间一长，又会出现相同的情况，在3月11日下午时，反馈与指令有2%左右的偏差。根据电厂的记录此故障以前共出现五次，日期为：20101120；20101129；20101213；20110122；20110310。因此可以判断4号机组A小机的电液转换器在20101120以前就已经存在故障。

3、3月10日A小机的转速控制情况见表1。表13月10日A小机的转速控制情况时间转速1转速2低调门反馈低调门指令给水指令05:474821.574821.6641.9235.204799.2505:504817.134817.241.76.694801.805:594825.684825.5641.670.284796.408:055322.695322.748.660.015329.708:175316.255316.352.3350.245356.7509:484893.894893.941.70.0048

4、19.7509:49打闸10.02挂闸恢复4号机组A小机的电液转换器采用VOITH的动圈式电液转换器，信号和位移是一一对应的关系，是一个比例环节。分析认为，产生故障的原因可能是线圈在低电流时有剩磁或液压部分有故障。电厂应尽快联系厂家以便确定原因。1.建议建议在发生反馈故障大时，测量电液转换器两端的电压，以进一步排除控制系统的问题；由于小机的高调门已经退出运行，可以考虑采用高调门的电液转换器进行替换；在没有处理好该故障前，运行人员应严密监视A小机的运行情况，一旦发生偏差过大，要及时打闸再重新启机。某电厂协调控

5、制系统锅炉指令不跟踪原因分析1.故障现象简介某发电有限责任公司2×330MW扩建工程控制系统，采用新华XDPS400+系统，将FSSS、DAS、DEH、SCS、MCS、ECS都包含其中。近期多次发生在AGC作用突降负荷时，机组汽机、锅炉侧动作不一致，及机组超压现象。（1）2010-01-19，06：14，1号机组AGC投入，一次调频投入，协调控制系统以CCBF方式运行，机组实际负荷303.87MW，机前压力15.86MPA，压力设定值16.00MPA，实际煤量174t/h，AGC指令312.30MW，锅炉燃

6、料量达上限信号触发，机组负荷指令闭锁增。06：15，AGC负荷指令突降至275.80MW，锅炉主控输出、实际煤量都未随之变化，汽机主控输出按设定速率减少，机组负荷随之下降，机前压力开始上升，06：16，AGC负荷又增加到297.32MW，抵消了压力上升的趋势。未造成机组超压。（2）2010-01-09，04：00，2号机组机组AGC投入，一次调频投入，协调控制系统以CCBF方式运行，机组实际负荷301.87MW，机前压力16.21MPA，压力设定值16.30MPA，实际煤量170t/h，AGC指令323.0

7、9MW，锅炉燃料量达上限信号触发，机组负荷指令闭锁增。04：01，AGC负荷指令突降至279.48MW，锅炉主控输出、实际煤量都未随之变化，汽机主控输出按设定速率减少，机组负荷随之下降，机前压力开始上升，04：04，机前压力大于设定值，锅炉主控指令开始逐步减少，但已无法遏制压力上升趋势。04：06，运行人员将CCS切手动，手动迅速减煤，并增大汽机调门开度，由于锅炉燃料调整惯性大，不能马上使压力下降。04：08，机前压力达17.3MPA，机前压力上升速度越限，高旁阀发出6%调节开指令，高旁动作。04：09，机

8、组实际负荷达310MW，机前压力开始下降，降至17.3MPA以下，高旁关闭。2.锅炉主控计算回路简介图1为该机组处于CCBF方式下的锅炉主控指令计算回路组态图，在以锅炉跟随为基础的协调方式运行时，汽机侧调节机组负荷，锅炉侧调整主汽压力。为减少主汽压力的波动幅度，增加了机组负荷指令对锅炉主控的前馈作用。机组负荷变化时，在汽机调门开度快速响应这一变化的同时，先有锅炉主控计算回路中的机组负荷对锅炉主控的前馈作用（对机组