摘要：在電力系統發展的過程中，發電機功率變送器是發電廠電力系統重要的控制設備，其直接影響發電機的運行狀態。近期因發電機負荷變化或電氣一次設備故障時，誘發發電機功率變送器發生故障，導致機組其他主要設備參數異常，直接引起機組給水流量低的保護動作，觸發機組ＭＦＴ保護機組解列。
隨著發電廠電力系統的不斷進步，電力自動化水平在不斷提高，在發電廠ＡＶＣ、ＡＧＣ、ＤＣＳ、一次調頻系統等得到了廣泛的應用［１］，但在不斷地應用過程中，也暴露出不少因技術不完善或設備控制邏輯缺陷問題，導致發電機機組出現非計劃停運的事件。
２０１８年７月２８日１６時３８分，某發電廠發生一起由于發電機功率變送器故障及ＤＣＳ控制邏輯缺陷，調整不及時，導致機組給水流量低低保護動作，觸發機組ＭＦＴ保護機組解列。
１、事故發生經過
７月２８日１６時３４分，運行人員接中調電話令：“要求１號機組退出ＡＧＣ調整，將負荷由５００ＭＷ減至４７０ＭＷ保持。”運行主值開始減負荷，１６時３５分機組負荷突然開始出現大幅度波動，給水流量、總給煤量、主蒸汽溫度、主蒸汽流量、主蒸汽壓力正在跟隨機組負荷整體趨勢緩慢降低，汽輪機高壓調門也有關小趨勢，從負荷波動開始至平穩過程中，１、２號調門均由１００％關至８８．６％，３號調門由１７％關至１６．５％。
１６時３６分５８秒，值長馬上下令，汽機控制方式由主控切換為手動控制，機組轉為ＶＦ控制方式，即鍋爐自動跟蹤機前壓力，汽機為閥位手動控制。但是１號機組負荷指令在１６時３７分１６秒由４５３ＭＷ突然下降到１２８ＭＷ，且在１６時３７分２８秒再次下降到８３ＭＷ，導致１號鍋爐開始自動大幅減少煤量和給水量。運行主值在１６時３７分５０秒切除了鍋爐主控的自動開進行相關的調節，但在１６時３８分１８秒鍋爐因給水流量低低保護動作，觸發機組ＭＦＴ保護機組解列。
１號機組解列后，各專業技術人員到達現場，開展相關現場技術分析，初步判斷造成本次機組解列的主要原因為參與ＤＣＳ控制的有功功率變送器故障和ＤＣＳ控制邏輯缺陷，導致機組故障解列。并對現場做進一步檢查確認，引起ＤＣＳ功率出現異常的是３ＷＦ和４ＷＦ，２個功率變送器故障引起，但ＤＣＳ未見報警。
２原因分析
發電機有功功率變送器損壞是本次事故的主要原因。１號機組ＤＣＳ功率選擇模塊的邏輯是：３個功率變送器的輸入全部正常時，輸出中值，當有１個處于故障時，輸出剩下２個的平均值，若剩下２個值差大于１００ＭＷ時，則輸出２個中的大值，并發出功率壞點的信號。３個功率變送器中，變送器Ａ于６月２３日故障，但未能發現和處理。７月２８日，功率變送器Ｂ故障，且此次損壞過程不像變送器Ａ數值突降至零，而是緩慢降低，導致功率變送器Ｂ與Ｃ的偏差約等于１００ＭＷ期間，ＤＣＳ的選擇功能塊反復輸出二者的平均值或二者的大值，造成了負荷波動的假象。
ＤＣＳ控制邏輯存在缺陷是本次事件的主要原因。汽機主控切手動后汽機負荷指令有２個跟蹤值，shou選為跟蹤當前負荷，該回路沒有問題。但當功率變送器的故障信號觸發后，則回路會跟蹤當前的鍋爐主控的輸出值。邏輯中鍋爐主控的輸出值實際為總的給煤量，其數值與當前負荷存在較大的偏差，切換瞬間必然造成擾動。汽機主控切手動之后，汽機主控輸出指令立即由原來的４５３ＭＷ負荷變為１９７ＭＷ，而１９７ＭＷ對應的主汽壓力設定值為９．７ＭＰａ，鍋爐主控在輸入９．７ＭＰａ的前饋之后，又立即變成了１２６ＭＷ。由于當時鍋爐主控仍在自動狀態，在主汽壓力實際值２２ＭＰａ與設定值９．７ＭＰａ的偏差下繼續往小調節，１６時３７分４６秒，鍋爐主控輸出小于８０ＭＷ，內部邏輯將其直自動切除（真自動與假自動的區別是：真自動的輸出是根據偏差調節出來的，假自動的輸出是根據預先設定的函數輸出，但在ＣＲＴ操作界面看來都屬于自動狀態），故在ＣＲＴ界面看來鍋爐主控和汽機主控的輸出都固定在７９ＭＷ，負荷跟蹤指令大幅度變化，#終機組給水流量低低觸發ＭＦＴ保護動作跳機。運行值班人員對負荷大幅波動原因判斷不準確和應急處理能力欠缺是本次事故的次要原因。
運行值班人員在判斷有功功率大幅波動原因時出現偏差，誤認為高壓調整門優化引起的，shou先將汽輪機主控切為手動，待發現給水和給煤量失控后，再把鍋爐主控切為手動，錯過#佳的事故處理時間，也是引起本次事故的次要原因。
３事件暴露問題
①電廠管理人員對設備故障未能及時發現處理，當發電機有功功率變送器Ａ故障后，運行和電氣檢修人員沒有及時給予處理。
②產品質量存在一定的問題，發電機功率變送器存在質量不穩定的缺陷，給機組安全穩定運行帶來隱患。
③熱控邏輯組態存在重大隱患，功率變送器故障后，汽機主控在手動狀態下不應跟蹤給煤量，而應跟蹤另外１個負荷值或經當前給煤量計算出的１個近似負荷值，這樣才能避免切換時引起機組負荷指令的大幅擾動［２］。
④運行人員對功率異常波動的判斷和應急處理能力不足。功事變送器故障導致負荷顯示出現波動后，機組實際的其他各項參數平穩，如勵磁電壓、電流、高調門的開度、主汽壓力、調節級壓力等并未發生明顯變化，且ＤＥＨ側的功率顯示也未發生波動，此時不宜匆忙進行重大操作；又或者在確定要將汽機主控切手動后，應同時將鍋爐主控切至手動進行干預，這樣則能避免鍋爐在自動狀態下繼續降低指令，不至于使當時的工況繼續惡化。
４防范措施
①將發電機有功功率變送器設置故障聲音報警，以便運行及時發現故障信號。
②將已壞的功率變送器進行更換，將原來已調換的通道恢復正常。聯系功率變送器生產廠家對該批次的功率變送器進行質量分析，查找故障原因和整改措施；同時，對其他兄弟單位使用功率變送器的情況進行調研，以保證功率變送器的質量。
③重新全面梳理優化各模擬量控制系統的邏輯組態，特別是那些未經試驗驗證
過的極端情況下的邏輯，確保機組組態在各小概率工況下邏輯的準確性。
④充分利用仿真機，模擬各種正常和非正常條件，驗證ＤＣＳ系統各子系統的顯示、聯鎖、保護和調節功能，及時發現和消除ＤＣＳ邏輯隱患。另外，通過仿真機對機組的仿真過程，提高運行人員和檢修人員對機組事故現象的認識和機組異常工況的快速處理能力。
５進一步的優化完善的措施
５．１對機、爐主控重要測量信號異常的報警梳理將機組功率、主汽壓力、給水流量、總送風#、爐膛壓力等冗余測量信號的故障報勢、測量信號間的偏差報警重新檢查確認（見表１）。并將冗余信號選擇模塊報警輸出和調節偏差報警引出至軟光字牌，當信號異常時，發出“ＸＸＸ異常”聲光報警。
５．２增加主要系統輸出指令閉鎖增減功能為防止調節系統輸出指令化過快，增加了送風調節系統、爐膛壓力調節系統、一次風母管壓力調節系統、給水調節系統指令與反饋偏差大時，禁止指令向偏差增大方向變化的功能，直到偏差減少后恢復正常調節功能。
５．２．１送風機調節系統。爐膛壓力大于５００Ｐａ或總風量指令大于實際風量３００ｔ／ｈ或風機動葉開度指令大于動葉反饋５％，風機動葉開度禁增；爐膛壓力小于－８００Ｐａ或總風量指令小于實際風量－３００ｔ／ｈ，或風機動葉開度指令小于動葉反饋５％風機動葉開度禁減。
５．２．２爐膛壓力調節系統。爐膛壓力小于－８００Ｐａ或風機動葉開度指令大于動葉反饋５％，引風機動葉開度禁增；爐膛壓力大于５００Ｐａ或風機動葉開度指令小于動葉反饋５％，引風機動葉開度禁減。
５．２．３一次風母管壓力調節系統。一次風母管壓力高于設定值２ＫＰａ或風機動葉開度指令大于動葉反饋５％，引風機動葉開度禁增；一次風母管壓力低于設定值２ｋＰａ或風機動葉開度指令小于動葉反饋５％，引風機動葉開度禁減。
５．２．４給水調節系統�？偨o水流量高于設定值３００ｔ／ｈ以或單泵入口流量高于設定值２００ｔ／ｈ，或給水泵轉速指令高于轉速反饋３００ｒ／ｍｉｎ，給水泵轉速指令禁增；總給水流量低于設定值３００ｔ／ｈ，或單泵入口流量低于設定值２００ｔ／ｈ，或給水泵轉速指令低于轉速反饋３００ｒ／ｍｉｎ，給水泵轉速指令禁減。
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