随着发电厂电力系统的不断进步，电力自动化水平在不断提高，在发电厂ＡＶＣ、ＡＧＣ、ＤＣＳ、一次调频系统等得到了广泛的应用［１］，但在不断地应用过程中，也暴露出不少因技术不完善或设备控制逻辑缺陷问题，导致发电机机组出现非计划停运的事件。

 

         ２０１８年７月２８日１６时３８分，某发电厂发生一起由于发电机功率变送器故障及ＤＣＳ控制逻辑缺陷，调整不及时，导致机组给水流量低低保护动作，触发机组ＭＦＴ保护机组解列。

 

１、事故发生经过

 

         ７月２８日１６时３４分，运行人员接中调电话令：“要求１号机组退出ＡＧＣ调整，将负荷由５００ＭＷ减至４７０ＭＷ保持。”运行主值开始减负荷，１６时３５分机组负荷突然开始出现大幅度波动，给水流量、总给煤量、主蒸汽温度、主蒸汽流量、主蒸汽压力正在跟随机组负荷整体趋势缓慢降低，汽轮机高压调门也有关小趋势，从负荷波动开始至平稳过程中，１、２号调门均由１００％关至８８．６％，３号调门由１７％关至１６．５％。

 

 

         １６时３６分５８秒，值长马上下令，汽机控制方式由主控切换为手动控制，机组转为ＶＦ控制方式，即锅炉自动跟踪机前压力，汽机为阀位手动控制。但是１号机组负荷指令在１６时３７分１６秒由４５３ＭＷ突然下降到１２８ＭＷ，且在１６时３７分２８秒再次下降到８３ＭＷ，导致１号锅炉开始自动大幅减少煤量和给水量。运行主值在１６时３７分５０秒切除了锅炉主控的自动开进行相关的调节，但在１６时３８分１８秒锅炉因给水流量低低保护动作，触发机组ＭＦＴ保护机组解列。

 

         １号机组解列后，各专业技术人员到达现场，开展相关现场技术分析，初步判断造成本次机组解列的主要原因为参与ＤＣＳ控制的有功功率变送器故障和ＤＣＳ控制逻辑缺陷，导致机组故障解列。并对现场做进一步检查确认，引起ＤＣＳ功率出现异常的是３ＷＦ和４ＷＦ，２个功率变送器故障引起，但ＤＣＳ未见报警。

 

２原因分析

         发电机有功功率变送器损坏是本次事故的主要原因。１号机组ＤＣＳ功率选择模块的逻辑是：３个功率变送器的输入全部正常时，输出中值，当有１个处于故障时，输出剩下２个的平均值，若剩下２个值差大于１００ＭＷ时，则输出２个中的大值，并发出功率坏点的信号。３个功率变送器中，变送器Ａ于６月２３日故障，但未能发现和处理。７月２８日，功率变送器Ｂ故障，且此次损坏过程不像变送器Ａ数值突降至零，而是缓慢降低，导致功率变送器Ｂ与Ｃ的偏差约等于１００ＭＷ期间，ＤＣＳ的选择功能块反复输出二者的平均值或二者的大值，造成了负荷波动的假象。

 

         ＤＣＳ控制逻辑存在缺陷是本次事件的主要原因。汽机主控切手动后汽机负荷指令有２个跟踪值，shou选为跟踪当前负荷，该回路没有问题。但当功率变送器的故障信号触发后，则回路会跟踪当前的锅炉主控的输出值。逻辑中锅炉主控的输出值实际为总的给煤量，其数值与当前负荷存在较大的偏差，切换瞬间必然造成扰动。汽机主控切手动之后，汽机主控输出指令立即由原来的４５３ＭＷ负荷变为１９７ＭＷ，而１９７ＭＷ对应的主汽压力设定值为９．７ＭＰａ，锅炉主控在输入９．７ＭＰａ的前馈之后，又立即变成了１２６ＭＷ。由于当时锅炉主控仍在自动状态，在主汽压力实际值２２ＭＰａ与设定值９．７ＭＰａ的偏差下继续往小调节，１６时３７分４６秒，锅炉主控输出小于８０ＭＷ，内部逻辑将其直自动切除（真自动与假自动的区别是：真自动的输出是根据偏差调节出来的，假自动的输出是根据预先设定的函数输出，但在ＣＲＴ操作界面看来都属于自动状态），故在ＣＲＴ界面看来锅炉主控和汽机主控的输出都固定在７９ＭＷ，负荷跟踪指令大幅度变化，#终机组给水流量低低触发ＭＦＴ保护动作跳机。运行值班人员对负荷大幅波动原因判断不准确和应急处理能力欠缺是本次事故的次要原因。

 

         运行值班人员在判断有功功率大幅波动原因时出现偏差，误认为高压调整门优化引起的，shou先将汽轮机主控切为手动，待发现给水和给煤量失控后，再把锅炉主控切为手动，错过#佳的事故处理时间，也是引起本次事故的次要原因。

 

３事件暴露问题

         ①电厂管理人员对设备故障未能及时发现处理，当发电机有功功率变送器Ａ故障后，运行和电气检修人员没有及时给予处理。

         ②产品质量存在一定的问题，发电机功率变送器存在质量不稳定的缺陷，给机组安全稳定运行带来隐患。

         ③热控逻辑组态存在重大隐患，功率变送器故障后，汽机主控在手动状态下不应跟踪给煤量，而应跟踪另外１个负荷值或经当前给煤量计算出的１个近似负荷值，这样才能避免切换时引起机组负荷指令的大幅扰动［２］。

         ④运行人员对功率异常波动的判断和应急处理能力不足。功事变送器故障导致负荷显示出现波动后，机组实际的其他各项参数平稳，如励磁电压、电流、高调门的开度、主汽压力、调节级压力等并未发生明显变化，且ＤＥＨ侧的功率显示也未发生波动，此时不宜匆忙进行重大操作；又或者在确定要将汽机主控切手动后，应同时将锅炉主控切至手动进行干预，这样则能避免锅炉在自动状态下继续降低指令，不至于使当时的工况继续恶化。

 

４防范措施

         ①将发电机有功功率变送器设置故障声音报警，以便运行及时发现故障信号。

         ②将已坏的功率变送器进行更换，将原来已调换的通道恢复正常。联系功率变送器生产厂家对该批次的功率变送器进行质量分析，查找故障原因和整改措施；同时，对其他兄弟单位使用功率变送器的情况进行调研，以保证功率变送器的质量。

         ③重新全面梳理优化各模拟量控制系统的逻辑组态，特别是那些未经试验验证

过的极端情况下的逻辑，确保机组组态在各小概率工况下逻辑的准确性。

         ④充分利用仿真机，模拟各种正常和非正常条件，验证ＤＣＳ系统各子系统的显示、联锁、保护和调节功能，及时发现和消除ＤＣＳ逻辑隐患。另外，通过仿真机对机组的仿真过程，提高运行人员和检修人员对机组事故现象的认识和机组异常工况的快速处理能力。

 

５进一步的优化完善的措施

         ５．１对机、炉主控重要测量信号异常的报警梳理将机组功率、主汽压力、给水流量、总送风#、炉膛压力等冗余测量信号的故障报势、测量信号间的偏差报警重新检查确认（见表１）。并将冗余信号选择模块报警输出和调节偏差报警引出至软光字牌，当信号异常时，发出“ＸＸＸ异常”声光报警。

         ５．２增加主要系统输出指令闭锁增减功能为防止调节系统输出指令化过快，增加了送风调节系统、炉膛压力调节系统、一次风母管压力调节系统、给水调节系统指令与反馈偏差大时，禁止指令向偏差增大方向变化的功能，直到偏差减少后恢复正常调节功能。

         ５．２．１送风机调节系统。炉膛压力大于５００Ｐａ或总风量指令大于实际风量３００ｔ／ｈ或风机动叶开度指令大于动叶反馈５％，风机动叶开度禁增；炉膛压力小于－８００Ｐａ或总风量指令小于实际风量－３００ｔ／ｈ，或风机动叶开度指令小于动叶反馈５％风机动叶开度禁减。

         ５．２．２炉膛压力调节系统。炉膛压力小于－８００Ｐａ或风机动叶开度指令大于动叶反馈５％，引风机动叶开度禁增；炉膛压力大于５００Ｐａ或风机动叶开度指令小于动叶反馈５％，引风机动叶开度禁减。

         ５．２．３一次风母管压力调节系统。一次风母管压力高于设定值２ＫＰａ或风机动叶开度指令大于动叶反馈５％，引风机动叶开度禁增；一次风母管压力低于设定值２ｋＰａ或风机动叶开度指令小于动叶反馈５％，引风机动叶开度禁减。

         ５．２．４给水调节系统。总给水流量高于设定值３００ｔ／ｈ以或单泵入口流量高于设定值２００ｔ／ｈ，或给水泵转速指令高于转速反馈３００ｒ／ｍｉｎ，给水泵转速指令禁增；总给水流量低于设定值３００ｔ／ｈ，或单泵入口流量低于设定值２００ｔ／ｈ，或给水泵转速指令低于转速反馈３００ｒ／ｍｉｎ，给水泵转速指令禁减。