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摘要:本文主要针对电厂锅炉给水控制系统的事故及解决措施展开了分析，对系统发生的事故分析作了相信的阐述，并给出了相应的解决措施，以期能为有关方面的需要提供有益的参考和借鉴。
关键词:给水控制系统；事故分析；解决措施
0引言
电厂锅炉，是火电厂三大主设备之一，是提供动力的关键设备，而给水控制系统对于电厂锅炉的正常运作有着重要的作用。因此，维护好给水控制系统，将对电厂锅炉的运作能有极大帮助。我们要对事故的发生做好分析，并采取有效的措施做好事故解决。基于此，本文就电厂锅炉给水控制系统的事故及解决措施进行了分析，相信对有关方面的需要能有一定的帮助。
1事故分析及解决措施
1.1不正确的差压式水位测量取样系统导致机组MFT
某厂新建一台300MW机组,如图1，该机组在带负荷试运行期间，多次发生由于汽包水位高而导致的机组MFT跳闸。经过检查和分析，发现该差压式水位测量取样系统存在着严重的缺陷。
《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中规定:差压式水位计严禁采用将汽水取样管引到一个连通容器(平衡容器)，再在平衡容器中段引出差压式水位计的汽水侧取样的方法。
1.2DCS系统主蒸汽流量计算模型的改进
某600MW机组采用调节级后压力经过修正计算后求得主蒸汽流量，电厂欲将此主蒸汽流量用作汽轮发电机组的运行热效率计算。该机组自投产以来曾进行过多次机组热力性能试验，将试验数值与DCS显示值进行比较后发现；机组在较高负荷时，两者的差异较小；但随着机组负荷的降低，两者之间的差值逐步变大，在350MW左右负荷时，差值达30～40t/h，相对偏差超过3%。
该机组CGS系统的主蒸汽流量计算模型由图2所示的2个计算模块组成。以调节级后压力测量平均值以及主蒸汽温度平均值作为输入值，在第1个模块进行初步算术运算，在第2个模块完成线性修正(见表1)，计算得出主蒸汽流量。
DCS系统的主蒸汽流量显示值是由调节级后压力等测量参数推算求得的，推算的依据应是反映汽轮机通流部分工作特性的弗留格尔公式
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但上述计算模型中存在着下列问题:
(1)弗留格尔公式中输入的温度值应是调节级后的蒸汽温度，而该机组本体中缺少调节级后温度测点，在计算模块中以主蒸汽温度测量值来替代调节级后温度。机组实际运行时，在负荷变动阶段，主蒸汽温度与调节级后温度之间并无明确的对应变化关系，所以这样替代后得出的主蒸汽流量计算结果可能会出现较大的偏差。
(2)计算模块中对调节级后压力测量值作减1处理缺乏依据。
(3)主蒸汽流量与经过模块1计算后的中间计算过程量(经温度修正后的调节级压力)呈线性关系，在计算模块中这一线性关系以数组的形式表示。制造厂在机组投产前就已给出的这一线性关系，可能是以机组设计的主蒸汽流量、调节级后压力、温度等参数计算得出的。但由于汽轮机制造、安装以及长期运行等众多因素的影响，使机组的实际通流尺寸和运行参数与设计状况有差异，该线性对应关系也会随之而变化。
根据以上分析，对原计算模块进行修改。
(1)目前该机组本体中缺少调节级后温度测点，而考虑到汽轮机在变工况运行时，调节级后温度与高压缸第一级抽汽温度变化趋势较为接近的运行特点，因此采用第1级抽汽温度测量值来替代调节级后温度进行修正计算，并取循环效率试验额定负荷运行时的第一级抽汽温度值387℃作为比较的基准温度。
(2)删去原计算模块中对调节级后压力测量值作减1的计算步骤。
(3)利用机组性能考核试验、循环效率试验的结果，推导得出新的主蒸汽流量与调节级后压力等测量参数的关系曲线和线性方程式。
(4)修改后的主蒸汽流量计算式如下:
按式(4)计算得出的主蒸汽流量，从推算值与实验值的比较结果来看，两者不仅在高负荷时保持较好的一致性，在低负荷时的差距也明显减小，各负荷工况最大的主蒸汽流量相对偏差小于0.8%。这反映出修改后的DCS系统主蒸汽流量指标已具有较高的准确性，能满足机组日常运行性能监视和管理工作的需要。
1.3由于隔离器电源连线松动引起执行机构误关，导致锅炉MFT动作
1.3.1事故概况
某日上午7:20左右，某厂1号机组负荷125MW，汽包水位自动调节正常，执行机构开度64%。在7:20:32左右，运行发现11号给水泵转速突然下降，同时由于给水泵模拟量手操站输出与给水泵液耦执行机构偏差大(大于10%自动跳出)，给水自动调节跳至手动。11号给水泵转速最低降至1780r/min，液耦执行机构从60%降至5%左右，汽包水位迅速下降。7:20:54左右，运行人员在就地逐渐开大执行机构，至7:21:03执行机构开至12%，但汽包水位已降至－225.74mm。运行继续开大勺管，但未能使水位停止下降，至7:21:20，MFT动作，首出原因为“汽包水位低”，此时执行机构开度为67%。
经热工人员检查，DCS系统工作正常，汽包水位测量信号正常，调节器没有发出指令关勺管，运行也没有操作液耦执行机构。因此，热工人员确定是AO信号回路有问题。进一步检查，发现11号给水泵液耦执行机构AO通信信号隔离器的24VDC电源接线处有松动现象，对接线进行紧固后，控制回路恢复正常动作。
1.3.2故障原因分析
由于选用的执行机构与DCS的输出信号不匹配，因此在DCS的模拟量输出回路和执行机构之间加装了信号隔离器，信号隔离器的供电电压为24VDC，通过24V稳压电源供电，当电源消失时，执行机构从当前位置关至0。因此，这次故障的原因是由于隔离器的电源接线松动，使隔离器电源消失，从而引起执行机构误关。
1.3.3处理意见及防范措施
(1)由于接线和通信电缆接头松动，引起的热控设备的故障已多次发生。这表明:控制系统经过一段时间运行以后，原先紧固的接头和接线，可能会因气候、氧化等因素而松动。为避免此类故障的发生，建议在机组检修中，将热控系统所有重要保护回路的接线和通信电缆接头紧固工作列入检修项目，并进行抽奖验收。
(2)对信号隔离器进行冗余供电，确保不失电；对所有可能引起机组跳闸的热控系统电源回路，都应考虑冗余供电。
1.4给泵转速调节滞后造成汽包水位调节品质恶化
一台125MW机组在负荷平稳的工况下给水流量调节发生振荡，并呈现出发散的趋势，运行人员不得不切为手动控制。对调节过程曲线进行分析，造成给水流量振荡的原因是给泵转速调节滞后，如图3所示，勺管位置反馈滞后于给泵转速指令竟达9s以上。
该机组采用液力耦合器进行电动给泵转速调节，调节滞后是由3个因素促成的。
(1)电动执行器全行程时间太长(110s)；
(2)DCS控制响应时间慢(4s)；
(3)给水泵转速控制回路组态不合理，给水流量PID调节器的给水泵转速指令送至另一个控制器输出，又增加了通信传输时间的不确定性。
其中，电动执行器全行程时间太长是最主要的因素。给水流量调节是快速控制回路，执行器全行程时间应该在30s左右比较合理。控制响应时间慢是DCS控制系统的先天性不足，短期内难以解决。改变执行器全行程时间，并对给水泵转速控制回路进行合理组态之后，给水流量调节恢复正常。
2汽包水位控制系统定值扰动试验
图4为一台300MW机组采用改进措施的给水定值扰动试验的情况。该机组给水控制系统采用了串级三冲量控制方案，正常运行时，通过调节一台100%容量的电泵转速以控制锅炉给水量，实现对汽包水位的控制。如图所示，扰动量为60mm。扰动试验曲线:水位控制的过程衰减率为0.8，稳定时间为4～5min，水位静态偏差为10mm，调节品质符合要求。由于采用了改进的给水控制系统，给水量和主汽流量信号配合得当，又兼顾了汽包水位的变化，在负荷大幅变动过程中，汽包水位控制得比较好，水位波动很小。
3结语
综上所述，给水控制系统的正常运行对电厂锅炉有着极大的帮助，并会影响着电厂的电力生产。因此，我们需要针对给水控制系统出现的事故，及时做好分析研究，并采取有效的措施对事故进行解决，以保障电厂锅炉的运行正常。
参考文献
[1]朱峰、汤益琛、陈新.1000MW机组锅炉给水系统控制逻辑及相关事故分析[J].能源与环境.2012（04）.
[2]高文辉.试论电厂锅炉过热器爆管原因分析及对策[J].科技创新导报.2014（34）.