足球运动员升高1.60:机组热控装置故障与预防 检修

第五章 大型机组热控装置故障与预防
第五章  大型机组热控装置故障与预防
第一节安全工程师必须具备现代热工自动化的基本知识
第二节火电厂热工自动化的发展概况
第三节大型机组热工自动化的现状
第四节分散控制系统（DCS）
第五节大型机组重要的热工安全保护装置和事故顺序记录仪
第六节大型机组热控装置故障分析
第七节大型机组热控装置故障的预防
第八节热工自动化的进步促进了安全生产
刘  俭
安全工程师必须具备现代热工自动化的基本知识
随着电力工业的飞速发展，电网不断扩大，机组单机容量不断增加，发电厂热工自动化在保证机组安全、经济、稳定运行中的作用越来越重要。没有热控设备的可靠工作，现代化的大机组不可能启停并网，也不可能经济运行，更不可能在事故状态下保障人员、机组和电网的安全。“热工自动化是现代发电厂的生命线”，这一提法是不无道理的。
热工自动化的水平，已经成为衡量一个发电厂现代化程度的标志。一个安全工程师必须具备一定的现代热工自动化基本知识，否则是无法胜任安全监察和管理工作的。
目前，我国火力发电厂的大型机组是指200～600MW机组。由于机组容量大，技术含量高，设备系统复杂，必须依靠自动化设备实现监控和操作，不具备热工自动化的基本知识，不熟悉热控设备的功能和作用，就不可能有效地掌握现代化发电厂的生产过程，及时发现异常，消除隐患，保证安全生产。
随着科技进行，火电厂各专业技术理论都在不断发展，发展最快的当数控制理论和自动化技术；主辅设备都在不断更新，更新换代最快的，也当数热控设备。从近几年电力部热控装置故障统计资料分析，部分单位有关安监人员由于对热控专业知识缺乏必要的了解，对热控装置故障分析比较粗糙，甚至存在概念错误；统计报表填写不清，甚至混乱，这种状况必须改变。
此外，大型机组一般都实现了计算机监控，当机组故障停机时，可以通过计算机的事故追忆打印功能，尽快判断故障原因，为事故调查分析提供了科学可靠的手段。对于安全工程师来说，这也是必须掌握和充分利用的工具。例如，某发电厂一台300MW燃煤机组1996年1月发生了一次锅炉灭火放炮事故，在分析事故时，锅炉主、副值班员都说，看到CRT屏蔽显示上有火焰信号才投煤粉的。如果真是如此，则不应放炮。后来通过计算机事故追忆功能，调出点火焰油曲线进行分析，曲线图上显示在事故时间段内，燃油压力为零，炉膛根本不可能有火焰，事故的原因和责任分析马上清楚了。
火电厂热工自动化的发展概况
发电厂机组容器的增大、参数的提高对热控设备提出了更高的要求，而最近20年也是电子技术发展最迅速的时期。我们不妨简单回顾一下火电厂热控设备的发展历程。
从控制元件来看，经历了从电子管、晶体管、集成电路、大规模集成电路到超大规模集成电路（微处理器等）的发展历程。
从热控仪表来看，经历了从模拟仪表、单元组合仪表、组装仪表、数字仪表、智能化数字仪表到计算机监控设备的发展历程。
从控制方式来看，经历了从就地控制，炉、机、电集中控制到真正意义的少量值班员对整台机组的集中控制的发展历程。
总之，热控设备的发展可以说是“日新月异”。衡量一个工程的自动化程度有一个指标叫“自动化率”，即自动化设备投资与整个工程投资的比。对于火电厂，包括输煤自动化等在内，已由70年代的5％～6％提高到目前的10％以上，单就热控设备投资来看已从2％～3％提高到5％～6％。为热控设备更新换代创造了条件。
大型机组热工自动化的现状
一、大型机组的被控对象和测点数量多
二、采用计算机监控系统，常规仪表在减少
三、80年代以来我国火电厂控制格局的变化
四、大型机组热工自动化水平的3种类型
一、大型机组的被控对象和测点数量多
如前所述，目前，我国火电厂所指的大型机组是200～600MW机组，蒸汽参数为超高压（13.73MPa以上）、亚临界（17.15MPa以上）、超临界（22MPa以上），温度一般均为540℃。由于机组主辅设备多，系统复杂，被控对象数量多。以300MW机组为例，一般有电动机100～130台，电动阀门180～230台，电动执行器65～75台，气动执行器30台左右。
一台机组的测点（I/0通道）数量也是可观的，据统计：200MW机组测点数约1000～2000点；300MW机组测点数约3000～4000点；600MW机组测点数约6000～7000点。测点数包括模拟量输入（AI）、模拟量输出（AO），数字量（开关量）输入（DI）、数字量输出（DO）等。
随着机组容量增加，火电厂控制室仪表和控制柜越来越多，而采用计算机监控系统以后，常规仪表在不断减少，以某厂2台300MW机组为例，前者为燃油机组，建于70年代初期，采用常规仪表为主，小型计算机为辅的监控手段；后者为燃煤机组、建于80年代末期，以分散控制系统为主，常规仪表为辅。这2台机组常规仪表配置情况见表4-5-1。
表4-5-1                  2台机组常规仪表配置情况
机组类型
显示仪表（只）
记录仪表（只）
光字牌（个）
巡回检测仪（台）
燃油300MW
燃煤300MW
349
19
17
7
368
79
60点×12
100点×6
由于传统观念的影响，我们看到一些电厂在采用新型的计算机监控系统（分散控制系统）以后，仍然大量使用常规仪表的现象。随着人们观念的变化和对新设备可靠性的认同，目前大型机组常规仪表不断减少，逐步实现了单元机组的一体化控制，即不设司炉、司机和电气值班员，而是一台机组配备1名主值班员，2～3名副值班员，对整台机组全面监控。如石洞口二厂的600MW机组，实行的就是这种配置。
80年代以来我国火电厂控制格局的变化
80年代以来我国火电厂控制格局的变化情况如表4-5-2所示。
表4-5-2          80年代以来我国火电厂控制格局的变化
项  目
常规仪表为主体
常规仪表与CRT并存
CRT为主体
机组类型
国产300MW机组
国产300MW机组
引进350MW机组
引进600MW机组
国产引进型
300MW机组
监控系统
国产小型  HN3000
计算机    PDP11
进口DCS
WDPF
进口DCS
N－90
MOD300
进口DCS
WDPF－Ⅱ（望亭）
Procntrol－P（西部）
N－90
MOD300
配置情况
·CRT：2台
·记录仪表：数十只
·指示仪表：数百只
·多点巡测：10台左右
·M/A：约100只
·开关（按钮）：约200个
·CRT：4台
·记录仪表：20只
·指示仪表：100只
·M/A：50～80只
·多点巡测：数台
·CRT：6台
·记录仪表：＜20只
·批示仪表：＜100只
·M/A：20－40只
·CRT：6台
·记录仪表：一
·批示仪表：23/4只
·M/A：36/0只
·开关（按钮）：少数
（深圳西部9个）
监控水平
·数据采集（DAS）
·模拟控制（SPEC-200）
·炉膛保护（FSSS）
·顺序控制（PLC）
·数据采集（DAS）
·模拟控制（CCS）
·炉膛保护（FSSS）
·局部顺序控制(SCS)
·数据采集（DAS）
·模拟控制（CCS）
·炉膛保护（FSSS）
·顺序控制（SCS）
·汽轮机控制（DEH）
·机组自启停
·数据采集（DAS）
·模拟控制（CCS）
·炉膛保护（FSSS）
·顺序控制（SCS）
·汽轮机控制（DEH）
·机组局部自启停
计算机功能
DAS
DAS、CCS、SCS
DAS、CCS、SCS、FSSS、DEH为独立系统
DAS、CCS、SCS、FSSS、DEH、通过通信实现数据共享
典型电站
汉川电厂1号机组
邹县电厂3、4号机组
黄台电厂8号机组
望亭电厂14号电机组
吴泾电厂11、12号机组
石洞口一厂3、4号机组
石洞口二厂1、2号机组
北仑港电厂1号机组
望亭电厂11号机组
深圳西部电厂
3种类型
大型机组热工自动化水平的三种类型如表4-5-3所示。
表4-5-3              大型机组热工自动化水平的三种类型
项  目
I类
Ⅱ类
Ⅲ类
控制方式
1．机炉电集中控制
2．两机一控或一机一控
1．机炉电集中控制
2．两机设一集控室
1．机炉电集中控制
2．两机设一集控室
启停操作
现场有人配合下，在集控室可对机组进行启停操作
现场有人配合下，在集控室可对机组进行启停操作，具有汽轮机的自升速控制（按经验曲线）
除机组启动前的一次性操作外，能根据热应力和寿命管理的要求行机组的启停操作直至并网带负荷
正常运行
靠常规仪表监视机组的参数，具有基本的自动调节项目，可自动也可手动操作。电动机和阀门为单独操作和少数成组，选线操作
配有计算机监控系统，主要依靠CRT和少数模拟仪表进行监视
自动调节项目完善、具有保护连锁功能，主要辅机和阀门采用联动操作或部分顺序控制
配有计算机监视控制系统，以CRT为中心，辅以少数模拟仪表作为监视设备；自动控制和连锁保护、顺序控制已成为一个整体，通过键盘或球标进行操作，只备少数操作器和开关作必要的紧急操作
事故处理
1．常规的报警系统
2．设有简易炉膛安全保护装置及汽压过高，水位过高过低和汽轮机超速，轴位移过大、低油压、低真空停机保护
3．一般有机炉事故停机时状态变化及相关参数的记录
1．除有常规报警系统外在CRT上有报警显示
2．有较完善的锅炉、汽轮机安全保护装置包括振动过大停机保护
3．有事故追忆打印和事件顺序记录
1．除有重要参数和状态的常规报警系统外，有CRT报警分析与提示
2．有完善的锅炉、汽轮机安全保护装置，辅机故障减负荷（RB）、燃烧器管理（BMS）等功能
3．事故处理的操作提示
4．有事故追忆打印和事件顺序记录，大量历史数据存贮
运行方式及
人员配置
1．带基本负荷
2．炉、机、电分开操作
1．具有协调控制功能，可适应小负荷变化范围内的调频要求
2．炉、机电分别操作
1．具有协调控制，能满足“定-滑-定”复全运行方式和调频调峰的要求
2．炉机电统一操作，一人监盘
主要仪表及自动装置水
平
1．常规仪表、数字巡回检测仪
2．组件组装仪表或编程控制器
3．简易的炉膛安全保护设施
4．汽轮机本体安全监视保护仪表
5．汽轮机控制为液调
1．计算机监视系统，CRT与常规仪表并存
2．组件组装仪表或可编程控制器
3．炉膛安全保护装置
4．汽轮机本体安全监视保护仪表
5．电液并存的汽轮机控制系统
1．微机分散控制系统（DCS），实现DAS、CCS和SCS数据共享，各自动化设备通过通信母线连成一个整体
2．CRT为主只保留个别重要参数的常规仪表
3．配有完善的锅炉、汽轮机安全保护装置
4．汽轮机控制系统为纯电调（DEH）
要  求
除仪表及控制装置要求高质量外，其他均为一般水平
1．对主辅机有较高的可控性
2．有较高的运行、管理水平
1．主辅机可控性能满足调峰要求
2．运行人员水平高并经模拟培训
3．运行管理制度参适应先进技术的要求
注  以上两表摘引自《中国电力》1996年第12期 李子连、王汉生著《火电厂热工自动化的发展、现状及前景》一文。
分散控制系统（DCS）
一、什么是DCS
二、DCS的组成
一、什么是DCS
分散控制系统DCS（Distributed Control System）是基于“4C”技术（Computer Control Communication CRT）的70年代中期出现的新型工业控制系统，采用分布式的计算机系统结构，目的是为了减少风险，提高系统可靠性。其基本思路是：将整个控制系统按照区域、功能和回路作适当分解，再通过总线或通讯网络将它们连接为有机整体。这样，局部性故障不会影响整体的安全运行，同时可以保证各部分工作的高效率。
自1975年Honeywell公司推出第一套DCS以后，全世界有60余家公司生产了1500余种产品，目前约有一万套DCS在运行，我国火电厂自80年代引进DCS，到1996年底已投入或在建的DCS有238套，火电厂引起的DCS型号及生产厂家使用数量一览表见表4-5-4。
表4-5-4                火电厂引起的DCS型号及生产厂家使用数量一览表
序  号
DCS型号
生产厂家
国内合作单位
投入数量
电力部是否推荐
1
N-90（lnfi-90）
Bailey公司
北京贝利控制公司
80
√*
2
WDPF-Ⅱ
美国西屋
上海联合控制公司
新华电力控制公司
31
√
3
Teleperm-me
德国西门子
西门子电站自动化公司
大连中德控制工程公司
29
√
4
MAX-1000
美国MCS公司
（L&N）
上海自动化仪表公司
龙源电力工程技术开发公司
15
√
5
Procontrol-p
ABB公司
北京中能奥特曼公司
14
√
6
HIACS-3000
日本日立
北京日立华胜（原电子部6所）
24
√
7
I/A Series
美国Foxboro
上海福克司波罗公司
6
√
8
Contronic-E
德国H&B
川仪股份有限公司
2
√
9
TDC-3000
美国Honey Well
上海新华
7
×
10
MIDAS-8000
日本三菱
—
6
×
11
T20-(p320)
Cegelec公司
西仪横河
6
×
12
CENTUM(XL)
日本横河
—
4
×
13
SPECTRUM
美国Foxboro
—
1
×
14
MOD-300
ABB公司
—
4
×
*  表中√表示是，×表示否。
为防止电厂应用DCS品种过多，给运行维护备品备件带来困难，电力部选择业绩较好、国内有合作单位的表中前8种为电力部推荐使用的DCS系统。小型分散控制系统如Yewpark等在火电厂中也有应用，表中未列入。此外，我国自行开发的DCS系统在电厂改造中也有使用，如电力工业部电力科学研究院的EDPF等。
DCS的组成
大型火电机组的DCS系统，一般包括数据采集系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、顺序控制系统（SCS）、锅炉炉膛安全监控系统（FSSS）、汽轮机电液控制系统（DEH）。后两种根据厂家经验，如解决好接口问题，可以进入DCS，也可以独立工作。此外，有的机组DCS中还包括汽机旁路控制系统（BPS）。DCS系统的功能分述如下。
（1）数据采集系统（DAS）（Data Acquisition System）。它具有在CRT上显示各种参数、表格、曲线、系统图、棒状图、趋势图、模拟流程图等功能，报警功能，事故顺序记录和追忆打印功能（SOE），显示操作指导信息功能，还具有在线的性能效率计算和经济分析功能等。
（2）模拟量控制系统（MCS）（Modulating Control System）亦称机组协调控制系统（CCS）（Coordinated Control System）。其设计思想是将炉机电综合控制，以自动调节为主，将逻辑控制、联锁保护等功能结合在一起，构成一种具有多种控制功能，满足不同运行工况要求的综合性过程控制系统。它是在常规机炉局部控制系统上发展起来的，在局部控制子系统上加入协调控制器，对各子系统进行协调。它是实现机组全方位全过程控制的基础，也是DCS最基本的控制功能。
（3）顺序控制系统（SCS）（Sequence Control System）。与MCS系统不同，SCS主要用于断续生产过程，在火电厂中主辅机启停，输煤自动化，化学水处理等生产过程大量需要顺序控制。SCS是DCS的重要组成部分，其核心部件微处理器或可编程逻辑控制器（PLC）代替了常规继电器，使顺序控制的功能有了很大进步。大型机组中SCS以子功能组级及执行级控制为主，一个功能组可能包含若干顺序控制系统。
（4）锅炉炉膛安全监控系统（FSSS）（Furnace Safeguard Supervisor System）。它用于大型机组的锅炉监控保护，可以进入DCS成为其中的一部分，也可以独立运行。下面还将详细介绍。
（5）汽机电液控制系统（DEH）（Digital Electro－hydraulic Control System）。其主要功能包括汽轮发电机自启停（暂不要求）及并网带负荷工况下的转速调节和功率调节，具有机组甩负荷情况下的超速保护功能。某些DEH系统还具有机组运行参数监视、记录和报警功能。汽机控制系统经历了电液并存和纯电调两个阶段，纯电调中又从模拟电调AFH向以计能。汽机控制系统经历了电液并存和纯电调两个阶段，纯电调中又从模拟电调AEH向以计算机为基础的数字电调DEH发展。在CCS中，DEH接受协调控制器的控制。此外，一些汽动给水泵也装有电液调节装置，称为MEH（Micro Electro－hgdraulic），这里不再赘述。
大型机组重要的热工安全保护装置和事故顺序记录仪
一、锅炉炉膛安全保护装置（FSSS）
二、汽轮机安全监控保护装置
三、事故顺序记录仪
一、锅炉炉膛安全保护装置（FSSS）
锅炉炉膛安全保护装置（FSSS）一般包括炉膛安全保护系统（FSS）和燃烧器管理系统（BMS）两部分。
FSS由炉膛压力、火焰检测，逻辑运行部件和输出控制元件，汽包水位保护等构成，而BMS是根据负荷和炉膛安全的要求切投燃烧器的控制系统。成套引进的大型机组一般都包括FSSS设备。美国Forney公司生产的AFS－1000装置在国内应力较多，目前北京仪表公司已能合作生产。对于200MW及以下机组，各地自行研制开发了许多灭火保护装置，也发挥了一定作用。目前使用较多的是东北电院研制的MFSS－B（C）型灭火保护装置，它以微处理机为核心控制部件，具有炉膛火焰监测、燃烧不稳报警、灭火保护逻辑、炉膛清扫逻辑、压力保护、首次跳闸原因记忆，事故顺序记录，打印跳闸原因及自检等功能。简易炉膛安全保护装置必须具备三种功能，即火焰检测、炉膛压力保护和吹扫功能。
从使用FSSS的情况来看要防止两种不利于设备安全的倾向。
其一，随意停退锅炉膛安全保护装置，或不严格遵守吹扫时间不少于5min的规定，以致锅炉灭火放炮事故屡有发生。
其二，应用FSSS要根据炉型、燃烧系统以及我国煤种多变的国情，合理确定逻辑条件，否则可能造成频繁的主燃料跳闸（MFT）。如某厂AFS－1000装置在火焰检测中包括临界火焰、角火焰、全炉膛火焰跳闸三个逻辑条件，MFT经常动作，后经简化、修改逻辑条件，保护误动大为减少。
（TSI）（Turbine Supervisory Instrumentation）
汽轮机监控保护装置是汽机安全运行必不可少的装置。80年代我国200MW机组多次发生汽轮机轴系破坏事故，而国产汽轮机监控保护装置稳定性、准确性和可靠性都不尽如人意，于是先后进口了美国本特利公司7200、3300系列TSI和德国菲利浦公司RMS700系列TSI，包括轴振动、轴承盖振动、轴向位移、相对膨胀、偏心度、转速、鉴相、汽缸热膨胀指示报警、跳闸等功能。两个公司的TSI的关键测量元件采用的都是根据电涡流效应原理设计的涡流传感器，其灵敏度、精度高、抗干扰能力强、线性度好、为非接触式、安装调试方便，采用多种保护系统，测量信号三取二或二取二，并有故障自诊断功能，可靠性也大大加强。本特利7200系列指示表为指针刻度式，3300系列为数字液晶显示；7200系列的监测器为单通道，3300系列为双通道，菲利浦RMS700系列与本特利7200系列水平相当，最近本特利公司又开发了3500系统。许多电厂虽然在大机组上配备了进口的TSI，但安装维护存在问题，不能全功能的投入、没有充分发挥TSI的作用，应引起重视。
TSI功能的扩展是加装汽机瞬态数据管理系统（TDM）（Transient Data Manager），如数据管理系统2000。它也是本特利公司的产品，具有三大功能，第一，对汽机瞬态（即启停机）数据的在线采集、贮存和分析功能，第二，对机组稳定（正常运行）数据的在线采集、贮存和分析功能，第三，对报警、跳闸时全部数据的锁定功能。瞬态数据可处理为波德图、极坐标图、轴心轨迹图；稳态数据可形成振动、轴位移的各种趋势图（如：20min、24h、1周、4周、12周等时间趋势）、频谱分析图及波形图等，对分析汽机运行工况，防止轴系事故极为有利。
（SOE）（Sequence of Events Recorder）也称SER（Sequential Events Recorder）
对于安全工程师，SOE是必须重点了解的热工自动化装置，其作用相当于继电保护专业的故障录波器，但覆盖面大，功能更强大。对于大型机组来说，要控制监视大量信号越限或多个联锁动作，运行人员难以迅速辨认各个信号动作的先后次序和时间，尤其是事故的首发点，而对于瞬间的人为错误所造成的故障，有时甚至无法查清。据国外资料介绍，一般人为错误所造成的故障达全部故障的20％～25％。
大型机组数据采集系统（DAS）一般都具有事故顺序记录仪SOE的功能，而对于没有DAS系统的200MW机组，电力部曾下文要求安装事故顺序记录仪（SER）。从60年代第一代扫描式事故顺序记录仪问世后，至今已发展到第五代，它是以微处理机控制的具有强大网络功能的监测仪表，主要用来监视大型设备和生产过程控制系统的运行状态，记录每种输入状态（包括模拟量、开关量等）变化的顺序和精确时间，分辨率达1ms，还可以对故障前后一段时间进行追忆打印，为故障原因分析提供准确依据，也便于尽快排除故障，缩短停机时间。经常对记录资料进行分析，还可以发现设备潜在的隐患和操作上存在的问题，超前预防系统故障的发生。
SOE是分析大型机组故障必不可少的工具，应该充分利用和掌握。例如某厂一台300MW机组投产不久发生两次FSSS没有显示出原因的MFT动作停炉，经分析可能是FSSS系统的PC机失电，于是将FSSS的PC机失电信号引入SOE，经过事故追忆打印，发现FSSS的UPS电源（System－100型）切换时间长达46ms，而PC机失电分辨时间为25ms，于是将PC机改为由切换时间为16ms的UPS供电，有效防止了停炉事故。又如某厂原来辅机无SOE记录，磨煤机跳闸原因不明。加装SOE装置后，查找故障原因大为方便，磨煤机跳闸原因不明。加装SOE装置后，查找故障原因大为方便，磨煤机跳闸引起MFT的次数大为减少。
现场在使用SOE功能时发现事故追忆采样时间过长或故障前后时间太短等问题，一般可以修改系统软件解决，或在设计时就对SOE的功能和硬件软件配置提出要求，以满足故障分析的需要。
大型机组热控装置故障分析
一、概述
二、热控故障系统（部件）分类及分析
三、热控故障技术分类及分析
四、热控故障元件（零部件）分类及分析
五、热控故障责任分类及分析
一、概述
从各电厂上报电力部的事故和一类故障报表分析可知，1995年热控装置事故共29起，一类障碍230起；1996年热控装置事故50起，一类障碍207起，约占当年发电事故的5％和一类障碍的7％左右。由于某些单位有关人员，报表填得很不规范，给故障分析带来很大的困难，主要问题有：
（1）不属热控装置的故障统计到热控装置故障分类中。如某供电局220kV线路掉闸，某电厂运行人员误开疏水门造成低真空保护动作停机，某电厂直流系统误操作造成锅炉灭火等等。
（2）故障简题与事故设备、部件、技术原因分类风马牛不相及。如某厂“3号炉因炉膛保护装置误动灭火造成停机”，而事故设备栏为“汽机本体”，部件分类为“中压汽缸”，技术分类为“胀差超限”，弄不清是锅炉问题还是汽机问题。
（3）故障简题过于简单而分类栏中充斥“不明”“待查”等“虚”词甚至干脆大量空气不填。如简题“×机组跳闸”你能判断是什么性质的故障吗？按《调规》填报手册的要求，事故简题最多可输入30个汉字，应用简题的文字将事故（一类故障）的发生处所、设备、事故形态及原因后果作一概括的描述，很多单位都达不到要求。
对1995年、1996两年热控装置事故和一类障碍进行筛远，统计列表如表4-5-5。
表4-5-5              1995、1996年热控装置事故和一类障碍筛选统计表
机组类别
事故（次）
一类障碍（次）
1995年
1996年
合计
1995年
1996年
合计
600（500）MW
11
11
46
24
70
300～360MW
14
33
47
82
112
194
200～210MW
6
2
8
45
28
73
125MW及以下
6
4
10
35
33
68
水电机组
12
6
18
非热控装置
3
3
10
4
14
总  计
29
50
79
230
207
437
从表中统计可见：
（1）200MW以上大型火电机组热控故障的比例为：事故66次，占全部事故76次的86.8％，一类障碍337次，占全部一类障碍423次的79.7％。近两年热控装置故障主要集中在大型火电机组。
（2）大型机组中由于200MW机组趋于稳定近两年投产又较少，热控事故在减少，而300～600MW机组热控装置有增多的趋势。
（3）大型机组热控设备复杂，且机组投产后前2～3年热控装置故障多，列入统计的大部分是新投产机组，运行4～5年后的机组热控装置故障比较少。
热控故障系统（部件）分类如表4-5-6所示。从表中可见：
表4-5-6            热控故障系统（部件）分类表
系统（部件）类型
事故（次）
一类障碍（次）
合计（次）
常规热工仪表装置
9
50
59
常规自动控制装置
11
68
79
分散控制系统（DCS）
8
8
数据采集系统（DAS）
1
17
18
模拟量控制系统（MCS）
4
26
30
顺序控制系统（SCS）
5
48
53
电液调节系统（DEH）
8
21
29
炉膛安全监控系统（FSSS）
24
88
112
汽机控制系统（TCS TSI ETS等）
9
56
65
旁路控制系统（BPS）
2
2
4
其他
3
39
42
（1）常规热工仪表和自动控制装置故障占全部热控装置故障的27.7％，其中大部分为常规热工保护误动，如低真空、低油压保护误动等。
（2）列入分散控制系统的故障只有8次，主要是电源和通讯回路故障，其他都列入了各子系统中。
（3）炉膛安全监控系统、汽机控制系统、顺序控制系统故障较多，主要是因为这些系统直接作用于机炉停动，构成事故和一类故障而列入统计。数据采集系统、模拟量控制系统正好相反，形成故障统计的较少，并不能说明DAS、MCS问题少。
特别需要指出的是，1997年9月国家电力公司安运部对台州电厂7号机组控制系统频繁死机的情况发出了通报。这样的情况是不多见的。通报指出：“浙江台州电厂7号机组（容量为330MW）自去年10月机组整体启动调试和试生产以来，分散控制系统由于软件和硬件故障共发生22次系统死机，其中造成机组不正常跳闸达8次，分散控制系统（以下简称DCS）存在的问题已对机组的安全、稳定运行造成严重威胁。目前情况尚未得到根本性好转，有关技术改进措施有待进一步验证和观察。”
台州电厂7号机组分散控制系统为西门子公司的TELEPERMME/XP系统，由上下两层结构组合而成。上层（OM）结构是由西门子TELEPERM XP部分产品组成，以实现人－机对话、编程和数据处理功能。下层（AS）结构是由西门子TELEPERM ME的部分产品组成，以实现现场信息采集、实时控制功能。上、下层结构通过各自的通讯总线（上层为以太网，速率为10M，下层为CS275通讯总线，速率仅为250K）由通讯PU来进行数据交换。这种由两种不同系列产品搭配的结构组态，由于硬件故障率高，系统软件不成熟，相互之间通讯不协调（其实际瓶颈是CS275），再加上工程设计方面存在的缺陷，导致DCS工作不正常，死机多。
部自动化领导小组推荐的系统为成熟的TELEPERM ME系统，而其选用的TELEPERM ME/XP系统是混合型过渡产品，硬件欠可靠，系统软件欠成熟，从而造成机组投运以来频繁跳闸。
通报指出：大型发电机组的DCS是机组启停和运行的中枢系统，对保证机组安全稳定运行至关重要，发生问题有可能造成机组设备的严重损坏，必须引起有关单位领导和专业技术人员的高度重视，防止任何盲目行为。
热控故障技术分类见表4-5-7，分析此表可得出如下几点结论。
表4-5-7                    热控故障技术分类表
技术分类
事故（次）
一类障碍（次）
合计（次）
保护误动
51
207
258
仪表失灵
3
31
34
调节失灵
5
65
70
程控失灵
4
33
37
电源故障
8
39
47
其他
5
48
53
（1）保护误动占热控故障的51.7％，是热控故障的主要方面。热工保护误动是指由于热控装置本身及附件的故障造成保护装置误动作。如果设备运行参数真正达到动作值使保护动作则为正确动作。目前，对热工保护动作情况没有像继电保护专业一样有一个“正确动作率”的考核指标，这是不合适的，不利于加强管理，不利于减少热工保护误动率，提高设备安全稳定水平。此外，现场往往把一些原因不明的设备故障统统装到“保护误动”这个筐子里，掩盖了故障发生的真正原因，对安全是很不利的，加强考核可以避免这种情况发生。
（2）1995、1996年的热控故障报表中只有一个是厂填报“3号炉灭火保护拒动”。保护拒动是比误动更危险的故障，很可能危及主设备的安全。看来各单位普遍不重视，应予以纠正。
（3）热工仪表、调节、程控失灵故障占热控故障的28.3％，电源故障占10%，比例也是比较高的。
热控故障元件（零部件）分类见表4-5-8，分析此表可得如下结论。
表4-5-8              热控故障元件（零部件）分类表
元件（零部件）
事故（次）
一类故障（次）
合计（次）
测量元件
8
58
66
控制装置
47
47
热工电源（计算机电源）
10
30
40
计算机卡件
9
28
37
续表4-5-8
元件（零部件）
事故（次）
一类故障（次）
合计（次）
计算机软件
4
7
11
保护装置
4
30
34
电缆（光缆）
4
12
16
仪表管道
3
10
13
火焰检测器
12
8
20
执行器（调节阀电磁阀等）
8
18
27
继电器
2
9
11
压力开关（温度开关）
3
16
19
变送器
3
10
13
端子箱（接线盒等）
1
7
8
信号装置
2
24
26
二次表
5
5
通信接口
3
3
其他
31
31
（1）一次仪表故障包括测量元件、变送器、压力温度开关、火焰检测器、仪表管道等，约占全部故障的26.3％。主要是测点断线、短路，火检器缺乏维护脏污积灰，变送器、压力温度开关损坏，仪表管路堵塞，冻坏等等。
（2）二次仪表故障包括控制装置，保护装置，信号装置等，占全部故障的21.4％。因报表填得太笼统，上述“装置”不知具体所指。
（3）计算机故障包括卡件（硬件）、软件，通信接口等，约占全部故障的10％。卡件故障有制造质量问题，也有施工、调试、运行中使用不当引起的损坏。电力部火电厂DCS调查组曾对16个电厂的17套DCS硬件损坏情况做过调查统计，Infi－90（N－90）WDPF H－3000、T－ME、MAX－1000等五种DCS硬件年平均损坏率；卡件为0.5％～8％，外设为0％～12％。软件故障主要是定值设置如调节速率设置等存在问题。
（4）执行元件故障包括执行器、调节阀、电磁阀、继电器等，约占全部故障的8％，主要是执行元件卡涩、粘连、损坏等。
（5）热控公用设备故障包括电源（UPS）、电缆（光缆）、端子箱、接线盒等方面，约占全部故障的13％，电源方面的问题较多，如备用电源不能自投，保险配置不合理，UPS电源内部故障等造成电源中断，以及稳压电源波动引起保护误动，电缆（光缆）故障主要有控制电缆着火，施工中电缆受伤，运行中断路等。端子箱接线盒问题主要有接触不良，端子箱进水等引起的设备异常。
热控故障责任分类见表4-5-9，分析此表可得如下结论。
表4-5-9                  热控故障责任分类表
责任分类
事  故（次）
一类故障（次）
合计（次）
本 单 位 过 失
热工人员
27
115
142
检修人员
4
44
48
运行人员
3
3
试验人员
4
4
领导人员
2
5
7
规划设计单位
6
28
34
制造单位
16
112
128
修造单位
1
2
3
施工安装单位
4
34
38
调试单位
3
11
14
科研单位
1
2
3
未填
6
21
27
待定
3
16
19
其他人员
3
24
27
自然灾害
2
2
（1）本单位责任造成的热控设备故障共204次，占全部热控故障40.9％，其中近70％的故障又是由于热工人员的过失造成的。因此，加强发电厂热控设备的管理，提高热工人员的技术水平和培养爱岗敬业精神十分重要。
（2）制造（修造）单位责任造成的热控设备故障共131次，占全部热控故障的26.3％，是除本单位责任外数量最多的，说明热控设备的制造质量存在一定问题，应引起生产厂家重视。
（3）从热控故障责任的分布看，从规划、设计制造、施工安装、调试、科研、生产（运行、检修以至试验和领导人员）等方面都有责任，可见必须抓全过程的管理，才能从总体上提高热控设备的安全运用水平。
（4）在责任分类中还有46次故障责任不清，报表中未填或待定，约占10％，应按“三不放过”的原则，严格分清责任，才能使责任者真正吸取教训，杜绝故障的发生。
大型机组热控装置故障的预防
一、必须有良好的外部环境条件
二、加强热控装置运行维护管理
三、努力提高热工保护的可靠性，减少误动拒动
四、推行“热控工作票”制度
五、加强培训，不断提高热工人员的工作水平
从上节的分析中我们可以看出，大型机组热控系统复杂，故障的离散性很大。而以DCS为主体的热控装置包括计算机系统硬、软件、测量元件、开关、变送器、电缆、显示器以及执行机构等组成，还必须有完善的外部环境。系统中任一环节出现问题，均会导致系统部分功能失效或引发系统故障、机组跳闸，甚至损坏主设备。因此必须加强对热控设备全方全的管理。
大型机组热控设备的外部环境条件是指合格的控制室和电子装备室、UPS电源、计算机系统接地以及仪用气源等。上述设备一般不属热控专业管辖范围，但其好坏又直接影响热控设备的安全稳定运行。
（1）控制室和电子装备室要符合厂家防尘、温度和湿度的要求。电子装备室的环境温度应保持在19～23℃，湿度35％～50％，且应独立安装调温调湿的空调，否则北方冬季干燥易产生静电，南方潮湿模件易结露。
（2）进入热工表盘的交、直流电源应各有两路互为备用，交流电源中的一路应来自交流不停电电源UPS，直流电源应来自厂用蓄电池阻。DCS应采用双UPS冗余方式供电，每台UPS负荷不得超过40％切换时间一般小于5ms或符合厂家要求。
（3）热控装置特别是DCS应有良好的接地系统，合理的电缆屏蔽，抗系统干扰符合要求，以免控制系统误发信号。
（4）仪用压缩空气不能和其他空压系统混用，气压、含尘含水含油等指标达到设计要求，据了解国内各电厂这方面是最薄弱的，完全符号要求的不多。
（1）要把热控系统所有设备看成一个整体全面管理，不能只重视计算机系统，而忽视现场设备维护，反之也是不对的。有些电厂对DCS硬件维修管理重视，而对软件管理不完善，现场几乎所有人都可以修改软件和组态，这是很危险的。
（2）对热控系统设备的检修维护要规范化，项目、周期都要明确，定期对设备进行检查、测试、传动、清扫。
从热工故障的分析中可知热工保护的可靠性是降低热控装置故障率的主要途径。
（1）认真做好热工保护联锁试验是防止保护误动拒动的必要手段。大小修和日常定期维护要规定试验项目，联锁试验可分级管理，班组负责一般辅机保护联锁试验，车间组织主要辅机保护联锁试验，厂级组织机电炉大联锁和汽机保护试验，锅炉保护试验等。联锁试验应在现场模拟工作条件进行传动，严禁在控制柜内输入端子处进行模拟试验。
（2）不能随意停退保护和修改保护定值。没有征得制造厂家同意并经电厂生产副厂长（或总工）批准，任何人不得擅自取消、退出保护或改动保护定值。特殊情况下经批准临时退出保护要限期及时恢复。
（3）建议设立“热工保护正确动作率”考核指标。有了考核指标，加上安全生产责任制的落实，热工保护的可靠性是可以大幅度提高的。
宝钢电厂2台350MW进口机组由于设备质量好，安装调试好，运行维护好，热工自动化系统投产以来运行一直正常。据统计，2台机组投运10年只发生10次MFT，且无一次误动或拒动，正确率100％。人家能做到的我们为何不能做到呢？
多年来热控设备检修维护使用的是热力工作票。但现代热控系统间联系更加紧密，并相互制约，热力工作票只列出热力设备的隔离范围和安全措施，并不反映热控设备应执行的安全措施，也没有反映保护解除情况和热控系统隔离措施等，因此有必要推行“热控工作票”制度。电厂经过一段时间收集、整理，制定出标准工作票，以便进行计算机管理。国外目前均采用此种作法，华能各电厂也已采用，其他电厂也有采用的，都取得了较好的效果。
从上节热控故障责任分析中可以看到，由于热工人员的失误造成热控故障的占本单位责任的70％。热控专业知识更新快，新技术新设备层出不穷，技术培训十分重要，此外，热工人员的基本功的培养也是不能忽视的，更重要的是应该培养热工人员的责任感和受岗敬业精神。这些是减少热控故障的根本措施。
热工自动化的进步促进了安全生产
一、显著的安全效益
二、热工自动化状况是衡量电厂现代化的标志
一、显著的安全效益
由于计算机监控设备的可靠工作，发电厂安全生产得到加强，安全效益是明显的。第一保护了主辅设备，防止设备严重损坏，同时也保护了人身安全。第二通过SOE功能可尽快判断停机原因，消除缺陷，减少停机时间。第三便于运行分析，为机组故障诊断，维修预测，寿命估算创造了条件。借助控制理论和计算机的运算分析，出现了故障检测与诊断，不正常工况的监测与剖析，容错控制等新技术，这样可以及时掌握设备状况，使设备的维修管理从预防性维修过渡到预知维修，提高设备的安全水平。
热工自动化工作，不能单纯看作只是热控专业的工作，而是一个系统工程，是工程综合水平的体现。既反映热控设备的可靠性，又反映主辅设备的可控性，更反映领导职工的观念、知识、技能的水平。因此热工自动化状况是衡量电厂现代化水平的标志，也是衡量领导现代化管理水平的标志。
由于过去国内长期缺电，在事故处理上重负荷，轻设备，表现在随意停退保护，故障时忙于人工干预，不使用自动处理等，这是很不利于安全生产的。国外大型核电机组流行一种“30分钟无人干预”原则，即事故发生后一段时间内对控制台实行封锁，不允许人工干预，一方面可以避免人为误操作扩大事故，另一方面也体现了对机组监控系统的信赖和信心。
这一原则在常规电厂也开始得到承认，我国300MW及以上机组已具备了向“30分钟无人干预”过渡的条件，因为大型机组DCS的可靠性已经得到确认，DCS中用于事故处理和设备保护的功能如负荷禁增（BI）、禁减（BD），辅机故障减负荷（RB），机组快速甩负荷（FCB）以及MFT等已在实践中证明了其有效性。
总之，热工自动化的进步和发展将在电力工业安全生产中发挥越来越大的作用。