摘要：#2机组DCS和DEH在2006年进行了改造，采用ABB公司SYMPHONY系统，协调系统及三测量等典型逻辑由西安热工院设计组态。汽机调门驱动板使用HSS03模件，调门伺服阀为双线圈，原驱动板为一路输出带双线圈并联，为提高调门驱动冗余和可靠性，在机组调停期间（

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设备简况：

#2机组DCS和DEH在2006年进行了改造，采用ABB公司SYMPHONY系统，协调系统及三测量等典型逻辑由西安热工院设计组态。汽机调门驱动板使用HSS03模件，调门伺服阀为双线圈，原驱动板为一路输出带双线圈并联，为提高调门驱动冗余和可靠性，在机组调停期间（6月1日-23日），将4只调门驱动板增加了一路输出，每路各自带一个线圈。

事前工况：

#2机组调停后于6月24日13:19启动并网。由于#2机组高调门伺服阀电源改造过，根据#2机组启动技术措施要求，在启动、部分进汽方式切换及加负荷过程中，运行人员及检修人员均加强了调门动作情况检查，未见异常。根据电网调度安排，机组保持195MW负荷置机跟踪方式运行。

事件经过：

6月25日6:30，调度通知#2机组加负荷，投用AGC。

6:45 在机跟踪方式由195 MW升压加负荷，加负荷过程中机炉主控及调门均动作正常。

6:52启动B磨组，待机组工况稳定后，7:28投用机组协调方式,7:29机组投入AGC控制。此时机组负荷271MW，主汽压力175kg/cm2，入炉煤量119t/h；主机#1调门开度100%，#2调门开度53%，#3、#4调门关闭，机炉主控及调门均动作正常。

7:30左右，监盘发现“AGC负荷偏差大”报警，检查DEH控制画面，发现#1、2号调门开足，#3调门在40%左右，DEH仍然在自动方式。同时发现负荷从270突升至340MW，高加水位低报警，给水流量突降至138t/h（给水流量测量的最小指示值），立即检查高加相关阀门状态正常、检查给水调阀状态正常、检查给水主控站时发现跳手动，立即将给水主控站投入自动，将给水100%调阀改手动开大。

7:31汽包低水位跳闸。检查锅炉燃料已全部切断、汽机转速下降、盘车油泵启动正常、厂用电成功快切至启动变供，完成跳机后的各项检查。

排查故障原因并落实防范措施后机组启动，并于12：50并网。

原因分析：

机组跳闸后，厂部立即组织进行了故障排查和原因分析，具体情况如下：

1、检查发现，在机组投AGC后机主控指令开始晃动并发散，相应#2、#3高压调门开度上下窜动。检修人员检查汽机调门驱动、反馈等设备均正常，并做了调门的阶跃动作测试，阀门动作正常。根据汽机调门指令和反馈曲线，在调节过程中调门指令和反馈基本一致，说明汽机调门晃动是由于调节振荡引起。

2、7:29:30主蒸汽流量测点1、2同时故障。主蒸汽流量为三测量，当某一测点坏质量或与中值偏差大于100t/h时，判定为该测点故障。因汽机调门快速晃动，主蒸汽流量随之快速晃动，3个流量测点响应特性略有差别，测点1、2变化略快于测点3，测点1、2在一个运算周期内（或前后两个输出值之间）的变化大于100t/h，而参与故障判定的中值为逻辑中上一运算周期的值，使得系统判定主蒸汽流量测点1、2故障。当主蒸汽流量3个测点中有2个测点故障时，逻辑判断主蒸汽流量故障，给水主控站和燃料主控站跳手动。检修人员检查主蒸汽流量3只变送器及测量回路未发现异常。

3、主蒸汽流量作为给水主控站自动调节时的前馈信号，当主蒸汽流量故障时，给水主控站跳手动。由于主蒸汽流量大幅晃动，给水主控站输出随之大幅晃动，但小机转速控制系统接收给水主控站输出指令，转化为转速指令时，有30rpm/秒的速率限制，实际给水流量并未有较大波动，汽包水位也较平稳。7:29:30当给水主控站跳手动时，给水主控站输出为30.4%，正处于一个较低点，小机转速逐渐下降，给泵出口压力降低导致给水流量大幅下降。

4、给水主控站跳手动的同时，燃料主控站也跳手动，机组由协调方式切换至机跟踪方式，汽机调门切换到主汽压力调节回路，为保证控制回路无扰切换，切换的瞬间主汽压力设定值会跟踪当前实际压力，因此汽机调门不再晃动，而是基本保持在当前开度，根据压力的下跌情况慢慢关小。7:29:30机组跳机跟踪时，#1、#2调门开度100%、#3调门开度43%，正处于一个较高点，主蒸汽流量达850t/h以上，而给水流量一直较小，因供水严重不足汽包水位快速下降。虽然运行人员7:30:38将给水主控投自动，7:30:44开大给水100%调阀，但由于处置滞后，7:30:40汽包水位两个测点低于低低定值，延时20秒后机组于7:31:01跳闸。

5、#2机组调停期间将汽机调门驱动改为双回路而未进行协调系统参数优化，造成调门晃动。

调停前的5月21日开始，#2机组#1调门多次出现“伺服阀输出故障”报警，但对阀门全开状态未影响。专业人员分析了可能原因，在机组调停后进行了逐项排查。经咨询ABB技术人员，怀疑现场回路有不确定的故障。经履行批准手续后将#1调门伺服阀回路的电缆、接线等全部进行了更换，同时为提高调门驱动系统的冗余和可靠性，将4只调门驱动板增加了一路输出，每路输出各自带一个线圈（汽机调门伺服阀为双线圈，原驱动板为一路输出带双线圈并联），驱动板其余参数ABB技术人员认为不用进行调整。改动后，热控做了调门的阶跃动作测试，阀门动作快速平稳，小幅阶跃无超调，超过50%的阶跃时有不到1%的少量超调，但迅速稳定不晃动或抖动。6月17日，江苏省电科院来厂对#2机组做了调速系统建模静态试验，认为调门动作响应情况在他们做过的机组中属于较好的。6月24日，#2机组启动过程中和启动后（当天一直在机跟踪方式下运行），检修人员对调门调节情况进行了跟踪观察，未发现有异常状况。

综上所述，改变调门驱动回路后，调门动作特性发生了变化，与协调系统调节参数不匹配，投用AGC后由于外扰使调节系统输出发散，机组工况失稳，主蒸汽流量大幅晃动，造成三取中逻辑判断测点故障，给水主控站在较低点跳手动，给水流量大幅下降，汽包水位低跳闸。

检查试验情况

1、跳闸后对设备进行了全面检查，再次对调门进行了动作检查，动作正常。基于对跳闸原因及调门控制系统异动的分析，机组再次启动前将调门驱动板的控制增益减小了一半，并明确调节系统整定完成前维持机跟踪方式运行。并网后机组在机跟踪方式下做了压力和负荷扰动，调节良好。

2、6月26日上午，在25日分析的基础上，厂部组织对调节系统优化整定方案和措施进行了讨论确定，下午，热控人员对#2机组协调系统进行了负荷扰动试验和参数优化，在此过程中调整了驱动板的控制增益和协调至机主控的比例参数。在协调方式、不同负荷变动速率、各工况下进行了试验：180MW～210MW 全周、部分进汽方式下负荷扰动试验；250MW～280MW 部分进汽方式下负荷扰动试验；270MW～300MW间部分进汽方式下变负荷扰动试验；300MW～330MW部分进汽方式下负荷扰动试验；330MW负荷时部分进汽方式下一次调频动作试验。从1秒试验曲线上看，调门驱动板的控制增益改变后，阀位反馈与指令一直完全一致，看不出任何区别，但负荷反馈相对负荷指令的滞后有差别。这也可以验证调节晃动是由于调门驱动回路变化后动作特性发生了改变，与协调系统调节参数不匹配。经过参数优化调整后，协调系统调节性能满足AGC及一次调频要求。目前，驱动板的控制增益设置为原来的65%，协调至机主控的比例参数设置为原来的90%。

暴露问题：

1、技术管理存在疏漏。对设备异动特别是对机组调节系统的异动没有组织深入的讨论和分析，没有落实严密的管理和技术措施。

2、热控人员专业技能深度不够，措施不到位。对调门驱动回路更改后对机组协调系统的影响分析不全面，预控措施不到位，没能全程跟踪设备异动后运行情况，对运行人员交底不具体，不全面。

3、运行人员在机组控制方式切换过程中对相关参数变化疏于观察，未能及时发现异常；对调节系统发生异常造成工况大幅波动的情况处置不及时、不到位。

4、“三取中”测量逻辑中故障逻辑判据不全面，在极端工况下存在误判情况。

防范措施：

1、组织专业技术人员学习《设备异动管理规范》等技术文件，举一反三，加强技术文件的学习和执行，切实履行好各级人员的技术管理责任。

2、加强检修人员技能培训，提升对设备和系统的认识水平，从根本上提高风险防控意识。设备或逻辑异动后，必须做好充分的静态、动态试验。

3、加强运行人员培训，提高运行人员判断及处理事故的能力。

4、优化协调系统调节参数、调门驱动板控制增益（已完成）。

5、讨论完善“三测量”逻辑。目前已将主蒸汽流量测点故障判定中偏差定值由100t/h改为400t/h。

来源：虹电力