电站DCS控制系统故障分析及其可靠性提高的探讨

来源 :2017年电站热工自动化技术交流会 | 被引量 : 0次 | 上传用户:qwedddessf
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本文对华能伊敏电厂DCS控制系统的组成、网络结构等方面进行了简要介绍,并以实际使用和生产维护工作中存在的问题为例,对出现的故障问题进行了分析和妥善处理,对提高控制系统可靠性方面提出了一些想法和建议,在同类型设备维护上有一定的借鉴意义.
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随着近几年国内电力产业结构的调整,火力发电机组参与深度调峰已经成为一种必然的趋势.针对660MW超超临界机组,分析了火电机组AGC控制系统中普遍存在的问题,指出了影响AGC性能的关键因素.结合机组运行现状,对给水控制逻辑、汽机主控逻辑、锅炉主控逻辑、燃料主控逻辑、一次风压控制逻辑、送/引风控制逻辑进行了优化调整.根据扰动试验结果,优化效果良好,提高了机组的AGC控制系统的控制品质.
重庆合川发电有限公司#1、#2机组TSI系统为德国EPRO公司生产的MMS6000系统,于2006年投入运行,已经使用10年,设备陈旧,电源模块已经停产无法采购,在使用过程中,也曾因为振动等原因发生过保护误动,热控专业技术人员不断对机组安全监测系统(TSI)出现的各种故障进行总结分析,以此制定出相应的解决方案,在2016年7月至9月#1、2机组小修期间依据此方案进行了改造升级,更新了陈旧的设备,优
本文以某1000MW超超临界火电机组仿真系统为对象,开展仿真实验.总结不同工况下,凝结水流量变化对机组负荷、主汽压力、除氧器水位等参数的影响.实验结果表明,凝结水节流可有效提高机组的负荷响应速度,但会导致除氧器水位出现较大波动,对机组安全运行产生一定隐患.基于上述结果,进行凝结水节流参与协调控制的技术改造,可有效提高机组负荷响应速率,具有重要的工程意义.
在现代600MW及以上的大机组中,采用直流锅炉,汽机侧采用传统的抽汽除氧加热方式,凝结水泵大多采用变频调节方式改变凝结水流量,不利于充分发挥凝泵变频的节能效果.基于此,将协调控制与凝结水流量调节有机结合,充分发挥凝泵变频器的变频节能效果,使得机组在燃烧工况不变的情况下,提高机组适应功率变化速率4~6%MCR/MIN,快速响应电网调峰调频的要求,减小对汽轮机热应力变化的影响和对机组寿命损伤.
黔北发电厂4×300MW机组投产于2004年,二单元除灰控制系统、精处理一、二单元控制系统分别用WINCC、InTouch组态软件、下层为西门子S7-400系统、上下层通过CP1613通讯的控制平台.该类型控制系统运行时间长,设备老化严重并停产多年无法采购备品备件,系统软硬件故障率较高,组态开放性不好、多数模块封装不便开发,严重影响个辅机系统的安全和经济运行.通过全面的技术论证,将其升级改造为HO
黔北电厂#4机组一次调频错误动作率高,通过对逻辑参数的分析,找出一次调频动作合格率低的原因,并提出优化方案.由于DCS和DEH控制系统一体化后,各站之间数据可以用网络变量进行传输,所以将频差硬接线取消,用DEH侧的转速信号直接通过网络变量传输至DCS侧进行转速差判断,消除两侧信号不同步引起的偏差,提高信号的及时性和准确性,能有效的减少一次调频的误动作率。进行逻辑优化后,于2016年12月7日正式投
介绍黔北发电厂脱硫烟气在线监测系统运行中频繁出现无效数据的问题,针对设备、人员实际情况通过专题研究后制定整改措施及措施实施的情况.实施后取得较好效果,基本消除了存在的问题,保证了CEMS系统数据有效性.
白山热电1号机组汽轮机TSI振动保护误动机组跳闸,修改汽轮机TSI保护策略降低保护误动概率.通过实验证明振动保护在盖振测头电缆接地时会影响Y向测量,会导致保护拒动。所以必须加强对TSI系统的日常巡视工作,及时发现及时处理。考虑到此种情况为小概率事件,为保证机组稳定运行此种方案可行,经过此次TSI策略组态修改在不增加任何资金投入的情况下可以有效降低机组振动保护的误动概率,保证了机组安全经济运行。
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给水泵是火电机组的重要辅机之一,承担着锅炉汽包上水的职能,如果给水泵在运行中发生故障,轻则机组进入RB工况,快速减负荷运行,重则汽包水位调节不好,导致机组停运.因此提高给水泵的可靠性,是电厂技术人员不容回避的课题,本司曾经出现过两次给水泵液偶故障的事件,均导致机组减负荷运行,经过技术人员的研究试验,目前完成了给水泵液力耦合器的故障保位的改造,经试验效果良好,大大提高了给水泵的运行可靠性.