提高机组热控主保护可靠性的措施

金晓东

（江苏华电扬州发电有限公司，江苏 扬州225000）

某公司有2台330 MW燃煤机组及2台400 MW级燃气机组，2×330 MW燃煤机组的汽轮机型号为N330-16.7/538/538，是哈尔滨汽轮机厂生产的亚临界中间一次再热凝汽式汽轮机，单轴、双缸双排汽，高中压合缸。锅炉锅炉为东方锅炉厂生产的DGl036/18.2—Ⅱ4型锅炉。锅炉为亚临界参数、四角切圆燃烧方式、自然循环汽包炉。#6机组DCS、DEH系统为上海新华公司的XDPS-400e系统，#7机组DCS、DEH系统为国电南自的MAX ICS系统。

1 背景

由于热控保护的存在，电厂中的各种热力设备在非正常运行状态下不会出现过大或毁灭性的损坏，从而大大提高了电厂的安全性和可恢复性。热工保护可分为两级保护，即事故处理回路和事故跳闸回路的保护。事故处理的目的是维持机组继续运行。但是，当事故处理回路或其他自动控制系统处理事故无效时，机组设备处于危险工况下，或者这些自动控制系统本身失灵而无法处理事故时，只能被迫进行跳闸处理，使整套机组停止运行。跳闸处理的目的是防止机组产生机毁人亡的恶性事故，所以跳闸处理是热工保护最极端的保护手段，也称主保护。从近期集团内外的安全通报可以看出，由于主保护误动或者拒动导致的机组非停、设备和人身事故仍然很多，迫切需要从这些事故中汲取教训，改善和提升热控主保护的可靠性[1]。

随着计算机及网络技术的发展，DCS技术得以飞速发展，热控主保护控制方式也越来越成熟。现在的热控主保护多采用软件加硬接线技术，在DCS系统故障或失灵的时候仍然可以安全地停运机组；源头设备大多采用三取二方法采集信号，过程传输采用冗余技术。但DCS的硬件或者软件出现问题仍会引起主保护系统出现误动和拒动；线路断路或者虚接会引起系统保护故障；热控设备电源故障也会引起主保护系统失灵；现场传感设备、计算机及网络系统的基础元件仍然是电子产品，随着使用年限的增加，出现故障的概率在不断增大，所以迫切需要提高热控主保护系统的可靠性。

2 技术层面的几个重要提升措施

2.1 完善主保护逻辑，合理设置主保护的定值

增加了主油箱油位的主保护，原来的油位是由油位变送器（差压式）送模拟量信号至DCS系统，增加了两路雷达式液位计，加上原有变送器信号共三路，根据油位低低定值产生三个开关量信号，经过三取二逻辑后，输出两路DO点，串联后形成跳闸信号至机组ETS系统。

增加了MFT逻辑中的点火失败逻辑，根据实际情况将点火失败的时间定为1 h。增加了总风量低逻辑。

原空预器全停延时时间为4 s，未考虑空预器马达电机启动时间，一台空预器跳闸后，另外一台来不及启动，机组可能就已跳闸。将空预器全停延时时间修改为30 s。火检冷却风压低低延时时间为5 s，不合理，改为延时2 min。

2.2 将重要的辅机信号分散到不同的DPU中布置

重要的辅机信号在同一DPU中，可能会因该DPU故障造成重大损失。分散控制系统应遵循机组重要功能分开的独立性配置原则，各控制功能应遵循任一组控制器或其他部件故障对机组影响最小。

分部利用某次DCS系统改造的机会，将两台火检冷却风机、两台定子冷却水泵、两台开式水泵、闭式水泵A/B、真空泵A/B、两台循环水泵、两台凝结水泵、两台项轴油泵、交流油泵和直流油泵分散到不同的DPU中，极大地提升了机组的安全性。

2.3 将重要的信号由单信号源改成三取二逻辑判断

在某次检修中，将TSI中多个单点保护进行改造。#7机组TSI至ETS保护跳机逻辑分别有#1～#6轴承振动大、TSI超速、胀差大、轴向位移大共9条，均为单点保护形式。

改造方案：删除TSI原组态中超速三取二判断跳闸回路、胀差二取二判断跳闸回路、轴向位移四取二判断跳闸回路；在TSI系统组态中将#1/#3/#5轴振大跳机信号组成或逻辑、#2/#4/#6轴振大跳机信号组成或逻辑，并分别送出三路信号；三块超速卡均根据实际转速判断超速信号，并分别输出，送至ETS用作三取二跳机；在TSI组态中，对四路轴向位移信号进行比较判断，分别送一路跳机信号至ETS用作“（1+2）*（3+4）”四取二判断；胀差跳机信号扩展至2路，分别送一路跳机信号至ETS用作二取二判断。

2.4 对主要辅机“运行”“停止”信号采用开关合闸、分闸、电流信号三取二进行状态判断

对两台机组参与主保护的主要辅机，如送风机、引风机、一次风机、空预器等，在逻辑中将“运行”“停止”信号采用开关合闸、分闸、电流信号三取二进行状态判断项目，提升了保护系统的可靠性。

2.5 原逻辑中信号源为通讯点，改为硬接线方式

空预器全停主保护逻辑中，信号为通讯号。通讯点作为保护信号不可靠，保护误动、拒动风险较高。

原逻辑中空预器A、B的停运判断逻辑分别位于DPU17、DPU18中，判断结果以单点网络通讯的方式传输至DPU16，用于FSSS逻辑判断。本次改造在DPU17中新增3个空预器A停运信号DO点，DPU18中新增3个空预器B停运信号DO点。同时，在DPU16中新增3个空预器A停运信号DI点及3个空预器B停运信号DI点，DO、DI点之间通过硬接线连接的方式进行信号传递。

2.6 信号在同一块卡件未分散布置，改为分散到不同卡件布置

每台机组设置有5层共20条煤火检信号，用于FSSS系统作保护判断条件。由于机组投产时间较早，火检信号以层为单位，分别布置在5块DI卡上。DI卡故障导致煤层灭火信号存在误发的可能。

3 管理层面的几项重要举措

3.1 建立健全完善的热控主保护投入和切出管理制度，并严格遵照执行

近年来，部门从实际出发，先后制定和修订了《热控控制系统管理规定》《热控分部保护自动及计算机系统投入退出管理制度》《热控分部保护切投操作票制度》《热控分部保护及逻辑修改制度》等多项切实可行的制度。在此基础上，公司下发了《公司热控保护、热控定值及逻辑管理办法》，并在实际工作中，狠抓制度的落实，严格制度的执行，有力地防止了主保护系统人为误操作和故障的发生，从源头上保证了主保护系统的安全性[2]。比如第4条规定，机组运行过程中，主保护必须全程投入；第5条规定，机组运行中主保护因故被迫退出运行时，必须由主管生产的副总经理或总工程师同意，制定落实可靠的安全运行措施，并在8 h内恢复；第12条规定，热控主保护投退，由分部专工负责操作并设监护人，操作前应做好危险点分析，并对操作的正确性负责。

3.2 提升日常巡迥检查质量，每日必查主保护设备，发现异常及时处理

为了提高巡迥检查的效果，分部制定了《巡迥检查制度》，制度要求各班组每天对燃机、煤机相关主保护的设备进行仔细检查。包括以下几方面：①主保护系统硬件，包括就地设备（测点、探头、变送器、压力开关等）、TSI机柜、ETS机柜等；②主保护系统软件，包括DCS系统、DEH系统、TSI系统、ETS系统的DPU、卡件、通信模件等的运行状况；③外部环境，包括工程师站、电子设备间、就地端子箱、就地设备等的温度、湿度检查记录，对空调运行情况检查；④对相关设备的电源系统进行检查，保证双路电源全部正常，发现异常需及时汇报给班组、分部。

3.3 机组检修及调停时间超过15 d，对热控主保护系统性能及参数进行全面试验

分部根据相关规程及规范要求，制定了《热控分部DCS系统定期试验制度》，要求机组大、小修及调停时间超过15 d，需对热控主保护系统性能及参数进行全面试验，并严格执行。

对热控主保护系统性能及参数全面试验包括以下几方面：①必要时对相关机柜及卡件柜进行清灰工作；②对主保护系统相关的电源进行切换试验；③必要时对相关的就地设备、延伸电缆、前置模块等进行检查、校验；④对信号电缆的绝缘进行检查；⑤对相关逻辑进行检查和试验；⑥对DPU、卡件模块等冗余模件进行切换试验；⑦模拟动作信号，检查主保护动作情况；⑧检查相关的硬接线回路、继电器、按钮等设备。

4 结论

通过提高热控主保护可靠性，机组的安全稳定运行得到了充分保障。在今后的工作中，将一如既往对监测其他电厂发生的热控主保护事故，认真排查设备隐患，把事故苗头消灭在萌芽状态。并不断汲取行业内的先进经验和做法，不断提升热控主保护系统的性能。