热工案例（2015-3-20）
（案例1）济宁#2炉A一次风机变频器故障锅炉MFT
案例概况：
6月10日， #2机组负荷276MW，A、B、C、D制粉运行，主汽压15.9MPa，炉膛压力-40Pa，主、再热汽温544/537.5℃，A、B一次风机变频运行。
6:06:08，#2炉A一次风机变频器重故障信号发出，变频器停运，出口门联关，RB保护动作正常，D制粉跳闸，变频切工频不成功。
6:15:08，A一次风机工频突然自启，延时联开A一次风机出口门，炉膛压力快速升高，6:15:41炉膛压力高高保护动作，锅炉MFT。
9:08，锅炉投等离子点火，11:02汽轮机开始冲转，11:41#2机组与系统并列。
原因分析：
6月10日变频器故障后检修人员对变频器进行了初步的检查，发现#2炉A一次风机变频器故障信号为“B3模块上行通讯故障”，刀闸柜上的变频开关KM1、KM2在合闸位置，工频开关QF2在分闸位置。检修人员打开刀闸柜柜门，手动打掉KM1、KM2。12日夜间，利用A一次风机停运机会，会同变频器厂家对变频器进行了全面检查，检查中发现变频开关KM2的辅助接点烧毁。开关示意图如下：
6KV开关QS1刀闸KM1开关变频器KM2开关QS2刀闸QF2开关电机
根据DCS历史曲线、变频器图纸以及现场检查情况分析本次变频器故障引起锅炉MFT动作的原因分析：
1、6:06:08，A一次风机变频器的B3模块上行通讯故障后，变频器重故障，变频器的PLC自动发出变频切工频的指令，应该依次断开变频开关KM2、KM1，然后合上工频开关QF2。但是由于KM2、KM1均在合闸位置，并未断开，PLC由于未检测到KM2、KM1的分闸位置信号，因此未发出QF2的合闸指令。与此同时，A一次风机6KV侧开关一直处于合闸状态。
2、6:15:08，A一次风机工频开关QF2突然合闸，电机启动，DCS系统接收到A一次风机工频运行信号后，延时自动打开A一次风机出口电动门，造成炉膛压力突然升高，6:15:41炉膛压力升至2000Pa时，“炉膛压力高高”保护动作，锅炉MFT。
3、变频器开关KM2、KM1未分闸、工频开关QF2突然自动合闸的原因分析：
（1）、变频开关KM2、KM1未分闸的原因：
合闸回路控制接点与QF2合闸回路中的常闭接点相邻合闸线圈分闸回路分闸线圈变频开关KM2的分合闸回路
串接在变频器KM2分闸回路中的KM2常开接点在A一次风机变频投运后就接触不良、接触电阻偏大。当变频器故障发出变切工指令时，KM2常开接点接触不良造成分闸线圈的电压偏低，无法带动机构分闸，接点接触不良也造成接点发热拉弧，时间一长就导致了接点烧毁。
PLC中变频开关KM2、KM1的分闸顺序是先断开KM2、再断开KM1，在
PLC未接到KM2的分闸状态时，不会发出KM1的分闸指令，因此在KM2未分闸的情况下，KM1也无法分闸。
（2）工频开关QF2突然自动合闸的原因：
与KM2分闸回路中的常开合闸回路合闸按钮接点相邻合闸线圈接点分闸回路分闸按钮分闸线圈接点工频开关QF2的分合闸回路
变频开关KM2辅助接点的接线端子板中，KM2的常开接点同工频开关QF2合闸回路中的KM2常闭接点相隔很近，在变频开关KM2常开接点烧毁时，影响到相邻的工频开关QF2的KM2常闭接点，两接点之间发生短路，从而导致变频开关KM2的分闸命令通过两接点间的短路串入工频开关QF2的合闸回路，造成QF2突然合闸。
暴露的问题（运行控制问题）：
1、专业班组对高压变频器培训力度不够，工作人员处理故障熟练程度有待提高。高压变频器检修规程编制存在漏洞，检修不够深入细致，应根据日常发现的设备缺陷增加相应检修项目并做好相关试验记录。
2、运行人员在处理风机变频跳闸未正常切至工频运行时，未及时拉开A一次风机6KV开关，造成工频自启动后一次风机投入。暴露出运行人员经验不足，风险意识不够。
采取的措施：
1、更换故障的辅助接点，并在变频器检修的工序卡中增加辅助接点检查的相关内容。
2、利用设备停电检修的机会，在工频开关QF2、变频开关KM2及KM1的分合闸回路中增加分闸、合闸回路的指示装置，以便及时发现分合闸回路的异常。
3、咨询厂家，提出修改变频器PLC程序的建议：在变频器变切工指令发出后，一定时间内（1分钟）如果工频开关QF2未合闸，即判断变切工失败，停止指令输出，同时跳开6KV侧开关。
4、A一次风机变频器的模块上行通讯故障曾经发生过，是东方日立厂家2009年出厂的产品普遍存在的缺陷，目前电厂检修部准备逐步对其进行控制系统改造，以减少此类故障的发生。
5、运行人员在风机跳闸后，当确认未切工频运行时，应拉开风机6KV电源开关，同时检查进出口风门全部关闭。
6、检修人员需要加强对高压变频器设备的检修维护力度，通过技能培训提升检修人员对变频器的故障分析、处理能力，提高运行人员在故障处理时对运行设备、参数监视与调整水平。
（案例2）达拉特电厂#3机组因压缩空气压力低锅炉MFT
案例概况：
9月28日14:07分，机组负荷177MW，A、C磨运行， B、D磨备用。#1汽泵运行， #2、#3给水泵备用，给水自动调节，给水流量423t/h,汽包水位20mm。
14:07:51，给水流量指示为0t/h，14:07:57，水位控制切手动。14：08：52，运行启动#2给水泵，汽包水位-260mm。14：09：09，汽包水位-300mm。炉MFT，首出“汽包水位低”，14：16：25，汽温低汽机跳闸，发电机“逆功率”保护动作，机组解列。
原因分析：
由于给水再循环气动调整门压缩空气减压阀滤网堵，引起压缩空气压力偏低，致使再循环气动调整门缓慢开启，开到70%突开，进入汽包的给水被旁路，给水流量量骤降，汽包水位低低。
暴露的问题（设备维护问题）：
设备维护工作不到位。
采取的措施：
热工检修负责对汽泵再循环气动调整门压缩空气减压阀进行检查，定期清理滤网。
（案例3）岳阳电厂#6机组凝汽器真空低汽机跳闸
案例概况：
2014年8月4日13:50：00，机组负荷450MW，机组协调方式运行，真空泵B运行，凝汽器真空7.11 KPa。13:51:22，#6机组跳闸，SOE首出记录为“凝汽器真空低跳闸”，ETS柜光字牌“凝汽器真空低”首出灯闪烁。汽机跳闸后联跳锅炉、发电机。
查DCS凝汽器真空趋势，发现汽机跳闸后真空仍为5.15KPa，并未到达跳闸值28KPa，判断为凝汽器真空低保护误动作。
检查ETS柜内四个凝汽器真空低开关信号，分别为LV1、LV3、LV2、LV4，其中LV3、LV4在ETS 通道A、B数字量输入模件上通道灯均已点亮，ETS输入端子上LV3、LV4信号正负端电压差值均为零，LV3、LV4真空低信号已来。就地检查汽机机头真空压力开关盘，发现LV3（设备编号60MAG10CP013）真空压力开关取样二次门在关闭状态、LV4（设备编号60MAG10CP017）真空压力开关取样二次门处在微开状态，测量LV3、LV4开关输出节点已闭合，压力开关均已动作。分别打开LV3、LV4真空压力开关取样二次门后，LV3、LV4开关输出节点断开，LV3、LV4真空低信号消失。
原因分析：
#6机组凝汽器真空保护回路共采用四个真空低压力开关，分别为LV1、LV3、LV2、LV4，保护动作逻辑为LV1、LV3任意一个开关动作与LV2、LV4任意一个开关动作。
直接原因:LV3、LV4开关均动作，触发凝汽器真空低保护动作造成机组跳闸。逻辑图如下：
1、 LV3开关动作原因:真空低压力开关取样二次隔离阀没有打开,原因是在