一、 事件经过
某机组为1060MW燃煤直接空冷汽轮发电机组，配备东方 锅炉股份有限公司的DG3000/26.15-Ⅱ1型高效超超临界参数变压直流炉，和东方汽轮机有限公司（以下简称东汽厂）的NZK1060-25/600/600超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、直接空冷凝汽式汽轮机。控制系统采用艾默生OVATION3.2系列产品，DEH和ETS初始设计为日立H5000M系列产品。某年3月至4月，对机组DEH和ETS进行改造，ETS改造后将三路主汽温度信号和三路调节级压力信号接入DEH柜的ATC CTRL44号柜进行逻辑运算，当主汽温度实际值低于保护设定值（调节级压力对应的函数输出值），由ATC CTRL44号柜输出三路DO信号，经连盘电缆接入ETS CTAL45号柜三个DI卡，在ETS控制器中进行三取二逻辑判断后，触发“主汽温度低”保护，实现汽轮机跳闸。
（来源：微信公众号“CAA发电自动化” 作者：热工监督管理）
21时50分02秒机组AGC方式运行，有功功率916.8MW，主汽压力25.2MPa，调节级压力18.5MPa，水煤比6.47，过热度27.3℃，主汽温度三取中值（以下简称主汽温度）597.5℃，A/B/C/D/E/F磨运行。
22时10分11秒F给煤机停运，有功功率675MW，主汽压力22.3MPa，调节级压力14.65MPa，水煤比6.897，过热度8.8℃，主汽温度598.9℃。
22时14分38秒因过热度快速下跌，运行人员切除水煤比自动控制方式，快速加大燃料量，同时大幅减小给水流量，AGC及CCS方式联锁切除，机组维持TF方式运行。有功功率611MW，主汽压力23.8MPa，调节级压力12.91MPa，水煤比8.35，过热度7.51℃，主汽温度587.7℃，A/B/C/D/E/F磨运行，一、二级过热器减温水调门全部关到0%。
22时16分19秒F磨煤机停运，有功功率636.6MW，主汽压力23.7MPa，调节级压力13.4MPa，主汽温度563℃，水煤比4.874，过热度10.374℃。
22时17分13秒机组负荷627MW，调节级压力12.9MPa，主汽温度549.9℃，主汽温度低保护动作，ETS动作，汽机跳闸。
二、原因分析
1.事件原因检查
1）查阅机组跳闸记录
SOE记录如图1和图2所示。图1显示汽轮机跳闸的首发条件为“主汽温度低”，图2显示ETS指令发出后汽轮机主汽门和调门动作正常，MFT联动正常。
图1 SOE记录1
图2 SOE记录2
2）查阅机组跳闸记录
调取机组主要参数历史曲线，见图3~图5所示。
图3机组主要参数历史曲线1
图3显示，21时55分~22时14分期间3号机组以AGC方式连续降负荷，有功功率由895MW降到611MW。期间水煤比由6.42上升到8.35，过热度由28.3℃下降到6.94℃，主汽温度由608.9℃下降到549.4℃。
图4机组主要参数历史曲线2
图5机组主要参数历史曲线3
图4显示，22时17分14秒汽轮机已跳闸，参与保护的3个主汽温度信号分别为549.956℃（A侧温度1）、549.472℃（A侧温度2）、562.647℃（B侧温度1），参与保护的3个调节级压力信号分别为11.445M Pa、11.403MPa、11.440MPa。
图5为汽轮机进汽联箱前A/B两个蒸汽支管的蒸汽温度变化趋势，图中数据显示，机组跳闸时B侧蒸汽温度平均值比A侧蒸汽温度平均值高出14.067℃。
3）保护逻辑检查
检查主汽温度低保护逻辑，见图6~图8所示。图6和图7显示，参与主汽温度保护的信号包含3路主汽温度和3路调节级压力。机组电负荷升到100MW以后，当主汽温度实际值低于当前机组负荷（调节级压力）所允许的极限值时，将分别输出3路“主汽温度低”信号至ETS。图7显示调节级压力对应的主汽温度保护定值函数输出上限值为550℃。图8显示3路主汽温度低信号在ETS控制器中实现三取二功能，触发停机指令。
图6主汽温度低设定值函数1
图7主汽温度低设定值函数2
图8主汽温度低ETS逻辑图
根据图6和图7中的数据，列出“主汽温度低”保护的实际函数如表1所示。
表1 主汽温度低保护定值实际函数
6）核查东汽厂提供的“主汽温度低”保护定值原始函数，如表2所示。
表2 主汽温度低保护定值原始函数
绘制出主汽温度低保护实际曲线和原始曲线如图9所示。图9显示，在8.34 4）保护信号硬件配置检查 经核查，参与主汽温度保护的3路主汽温度信号分别接入DEH柜的ATC CTRL44号柜的C3卡5通道、C4卡4通道、C5卡6通道，3路调节级压力分别接入DEH柜的ATC CTRL44号柜的D1卡2通道、C8卡7通道、B1卡7通道，3路“主汽温度低”开关量信号发送端位置分别为DEH柜的ATC CTRL44号柜的A5卡3通道、A6卡3通道、D5卡3通道，3路“主汽温度低”开关量接收端位置分别为ETS CTAL45柜的A2卡11通道、B2卡13通道、C2卡9通道。输入和输出信号的硬件配置情况满足规程要求。 5）保护传动试验检查 调取ETS改造后的试验记录，显示3号机组启动前，维护人员于2018年4月17日进行了“主汽温度低”保护传动试验，试验方法采用了“就地模拟信号”的方式。经过询问得知，试验人员采用强制调节级压力信号和模拟主汽温度的方法进行保护传动，保护动作正确。 2.事件原因分析 1）机组跳闸的原因为主汽温度低。在机组连续降负荷过程中调节级压力低于13.03MPa时，主汽温度实际值低于保护设定值550℃，“主汽温度低”保护动作。该动作值偏离原始设计值+41.2℃，动作性质归属于保护误动作。 2）保护误动作的原因为保护设定值整定错误。作为ETS改造项目的负责单位，未能按照合同约定保留原日立H5000M系统中的“主汽温度低”保护功能，作为遗留问题带到调试现场。在现场调试过程中由某公司热控队维护人员独自完成该保护的组态工作，由于当时没有监护人在场，导致该项保护定值未能正确设置，且在后续试验过程中也没能发现存在的隐患。 3）主汽温度大幅下降原因为水煤比（过热度）调节品质差。如图12所示，22时06分00秒~22时14分17秒过热度由21.494下降到6.94，最大控制偏差为-17.928℃，图3中显示水煤比系数由正常的6.47上升到8.35，而水煤比控制输出的给水调节指令和燃料调节指令分别变化了-32.4t/h和+8.02t/h，其调节能力远远不能满足运行的要求。此时锅炉一、二级减温水调门早已全部关闭，主汽温度已出现明显的下降趋势。 图12水煤比失调效果1 图13水煤比失调效果2 4）水煤比失调的原因是协调控制系统逻辑存在缺陷。图13显示，22时08分37秒~22时11分17秒机组变负荷过程中（图中红框区域），给水流量调节速率明显滞后燃料指令，其延迟时间远远大于直流锅炉给水流量调节应有的延迟时间。进一步查阅逻辑确认，负荷变动前馈量仅仅叠加在燃料指令回路，相对而言燃料量下降速率远大于给水量，这是也水煤比失调的另一个重要原因。 22时11分17秒~22时14分37秒变负荷过程进一步加剧了主汽温度的下跌，尽管在22时14分38秒秒运行人员将水煤比控制切到手动方式，大幅调整燃料量和给水量，仍然无法延缓主汽温度下跌的速度，22时16分19秒F磨煤机停运，主汽温度加速下跌到保护整定值（550℃），导致汽轮机跳闸。3.暴露的主要问题 1）技术监督管理工作不到位 （1）未能严格执行《热控保护定值逻辑管理标准》。检修期间修改机组主保护逻辑时，没有设置专职的监护人，未能及时纠正组态工作中产生的错误。 （2）项目计划中质检点内容设置不全面。虽要求对软、硬联锁保护逻辑、回路及定值进行传动，但未明确折线函数的检查内容。 （3）热控主保护试验内容不全面，没有针对折线函数进行逐点检验，未能通过试验检查出组态中的错误。 2.水煤比调节品质差 （1）降负荷过程中过热度、水煤比大幅波动时，给水系统未能快速参与调节，在失去减温水调节手段后，造成主蒸汽温度失控现象。 （2）给水指令滞后锅炉主控指令的时间过长，导致给水调节严重滞后于燃料量。 （3）协调控制系统逻辑不合理，负荷变动时不能保持给水指令与燃料指令的动态平衡关系，导致水煤比大幅波动。 （4）启/停磨工况下机组抗干扰能力差。主汽温度大幅下跌起始点发生在F给煤机停运2分钟后，加速下跌发生在F磨煤机停运时刻。 三、防范措施 事件后，对控制逻辑进行了优化： 1）增加“主汽温度低”光字牌报警功能，当主汽温度大幅低于正常范围时，提示运行人员及时干预，同时单向闭锁燃料指令和给水指令，防止快速降负荷过程主汽温度大幅下跌。 2）优化水煤比控制逻辑，在水煤比-给水调节器中增加微分功能，加大给水指令对过热度的响应速度。 3）优化给水指令跟随锅炉主控指令的惯性时间参数，保证负荷变动时合适的水煤比系数。 4）增加启/停磨工况下燃料量和一次风母管压力超驰控制功能，提高协调控制系统抗干扰能力。 5）修改给水控制手动偏置量的限幅值，由当前的±20t/h调整到±200t/h，在水煤比出现大幅波动时，要求运行人员及时调整给水指令的偏置量，手动干预水煤比以稳定主汽温度。 为防范数亿事件再次发生，热工技术监督管理工作采取了认下防范措施： 1）重新修订《热控保护定值逻辑管理标准》，增加保护定值逻辑修改执行审批流程，开工前必须明确执行人、监护人以及执行内容，经部门专工及以上人员审核后方可开工。 2）完善热控联锁保护试验卡，规范试验步骤，增加折线函数逐点检验的项目。 3）对改造后的ETS进行普查，包括逻辑关系、保护定值、函数、软/硬联锁回路，生技部按H点进行验收。
