DQZHAN訊：一起ATT試驗引起的再熱器保護動作、機組跳閘事件
1 事件經(jīng)過
1月9日，某1000MW超超臨界機組621MW負(fù)荷時進行ATT試驗。1號高壓調(diào)門逐漸關(guān)小、2號高壓調(diào)門由于調(diào)節(jié)作用逐漸開大，在1號高壓調(diào)門開度降到2%。時，鍋爐再熱器保護動作，鍋爐MFT，汽機跳閘。
2 設(shè)備簡介
本次高壓調(diào)門ATT試驗，對應(yīng)部分再熱器保護邏輯邏輯說明如下：（注：以下條件為“與”邏輯（四個條件都為“1”時）則延時10s觸發(fā)再熱器保護動作）
（1）1號高壓主汽門或高壓調(diào)門關(guān)閉（正常運行時，此信號狀態(tài)為0）；
（2）2號高壓主汽門或高壓調(diào)門關(guān)閉（正常運行時，此信號狀態(tài)為0）；
（3）高壓旁路閥閥位小于5%（正常運行時，此信號狀態(tài)為1）；
（4）燃料量大于80t/h（正常運行時，此信號狀態(tài)為1）。
邏輯中涉及“1號高壓主汽門或高壓調(diào)門關(guān)閉”、“ 2號高壓主汽門或高壓調(diào)門關(guān)閉”等四組信號均由DEH控制系統(tǒng)經(jīng)對應(yīng)閥門模擬量反饋值組態(tài)成開關(guān)量信號（當(dāng)模擬量反饋小于3%時出“1“），再通過繼電器經(jīng)硬接線送至DCS側(cè)生成DCS側(cè)調(diào)門關(guān)閉信號，完成上述邏輯功能。
3 檢查分析
檢查再熱器保護邏輯回路，發(fā)現(xiàn)DEH送往DCS側(cè)“2號高壓調(diào)門關(guān)閉”信號在機組運行時一直為1，檢查DEH送往DCS側(cè)“2號高壓調(diào)門關(guān)閉”信號對應(yīng)通道繼電器，發(fā)現(xiàn)其內(nèi)部磁鐵脫落，造成常開觸點一直處于閉合狀態(tài)。DEH送往DCS側(cè)“2號高壓調(diào)門關(guān)閉”信號一直為1。
至此，事件過程可作如下還原：
試驗前，DEH側(cè)1號、2號高調(diào)模擬量指示均正常，閥位反饋均為44%，高壓調(diào)門閥限設(shè)置為95%。1號高壓調(diào)門ATT試驗時逐漸關(guān)小，模擬量反饋為2.8%時，DEH側(cè)“1號高調(diào)關(guān)閉”信號觸發(fā)，同時DCS側(cè)“1號高調(diào)關(guān)閉”信號變?yōu)?。此時，由于組成再熱器保護動作的四個條件中: 高壓旁路閥閥位小于5%條件已滿足，燃料量大于80t/h條件已滿足，1號高壓主汽門或高壓調(diào)門關(guān)條件已滿足，而2號高壓主汽門或高壓調(diào)門關(guān)條件本不應(yīng)滿足，但由于繼電器故障存在，該條件也已滿足，因此，隨著ATT試驗中“1號高調(diào)關(guān)閉”信號出“1”時，觸發(fā)再熱器保護邏輯的四個條件均出“1“，保護動作條件滿足，延時10s，再熱器保護動作，鍋爐MFT，汽機跳閘。
對DEH側(cè)“2號高壓調(diào)門關(guān)閉” 信號所對應(yīng)通道的繼電器更換后，進行仿真試驗，故障現(xiàn)象消失，信號恢復(fù)正常。分析認(rèn)為由于2號高壓調(diào)門關(guān)閉”信號對應(yīng)通道繼電器的質(zhì)量原因，其內(nèi)部磁鐵脫落，造成常開觸點一直處于閉合狀態(tài)，導(dǎo)致信號誤發(fā)是導(dǎo)致此次保護誤動的主要原因。
4 措施與建議
（1）擇機對相同型號繼電器進行外觀檢查，更換缺陷繼電器；
（2）增加重要柜間信號狀態(tài)監(jiān)視畫面，并定期檢查柜間信號狀態(tài)一致性。增加重要柜間信號狀態(tài)大屏報警，及早發(fā)現(xiàn)并處理硬接線輸出信號和接收信號不一致的情況。
（3）完善、優(yōu)化再熱器保護邏輯。
（4）有跳機風(fēng)險的定期試驗，工作前要確認(rèn)設(shè)備正常與信號正確。
建議完善重要保護信號的狀態(tài)監(jiān)視和報警功能，確保硬接線信號輸出輸入兩端的狀態(tài)一致性；利用DCS和DEH系統(tǒng)一體化條件，完善ATT試驗的閉鎖功能，在用于機組保護邏輯的汽機閥門狀態(tài)信號未恢復(fù)到正常狀態(tài)前，閉鎖啟動ATT試驗功能。
