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FSSS,ETS,DEH学员热控培训完整版


1、FSSS 炉膛安全监控系统介绍 1.1 BCS(程控点火系统)的具体功能 a 锅炉点火准备 b 点火枪点火 c 油枪点火 d 煤燃烧 1.2 FSS(灭火保护系统)的具体功能
a 炉膛吹扫 b 油燃料系统泄漏试验 c 燃料跳闸(MFT)

2、ETS 汽轮机危急遮断系统介绍 2.1 ETS 保护的功能及必要性 2.2 ETS 保护动作的触发条件

2.3 ETS 保护动作的结果及对象 2.4 ETS 保护的逻辑图 2.5 常见故障及处理(具体事例) 3、DEH 3.1 DEH 控制系统控制系统主要功能 3.1.1 自动整定伺服系统静态关系。 3.1.2 自动挂闸。 3.1.3 启动前的控制和启动方式: 自动判断热状态。 3.1.4 转速控制: 设置目标转速、设置升速率、过临界、暖机、3000r/min 定速。 3.1.5 负荷控制: 并网带初负荷; 升负荷:目标、负荷率、暖机; 负荷控制; 主汽压力控制; 一次调频; CCS 控制; 阀位限制; 主汽压力限制。 3.1.6 超速保护。 3.1.7 在线试验: 喷油试验; 电气超速试验、机械超速试验; 阀门活动试验; 主遮断电磁阀试验; 阀门严密性试验。 3.1.8 自动/手动方式之间的切换。 3.1.9 ATC 热应力控制。 3.1.10 ETS 保护停机系统控制
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3.2

DEH 系统常见故障的原因分析及解决办法

FSSS 炉膛安全监控系统介绍
1、概述 炉膛安全监控系统,它的英文名称为Furnace safeguard supervisory system, 简称Fsss, 它是现代大型火电机组锅炉必须具备的一种监控系统,它能在锅炉正常工作和 启停等各种运行方式下,连续地密切监视燃烧系统的大量参数与状态,不断地进 行逻辑判断和运算,必要时发出动作指令,通过种种联锁装置,使燃烧设备中的 有关部件严格按照既定的合理程序完成必要的操作或处理未遂性事故, 以保证锅 炉燃烧系统的安全。
对锅炉最大的威胁就是锅炉炉膛爆燃。炉膛爆燃主要是由于炉膛中积存的可燃混合物 突然被点燃而引起的。这种爆燃严重危及到人身、设备及电厂安全运行。随着锅炉容量的增 加,设备日益复杂,要监控的项目很多,特别是在启停过程中操作十分频繁,即使最熟练的 运行人员, 误操作也难免发生, 因此对于大容量的锅炉必须具备一个周密可靠的安全监控系 统,以确保锅炉安全运行

一般情况下,Fsss 分灭火保护和程控点火两个子系统,灭火保护(FSS)和程控 。 点火系统(BCS) 1.1、BCS(程控点火系统)的具体功能 1.1.1锅炉点火准备(点火前清扫)
点火前清扫的目的是为了在启动前把炉膛及烟道内积聚的没有燃烧的燃料和气体清除 掉。为此要有一个合适的风量并通过一定的时间,一般采用全负荷的30%风量,吹扫时间是5 分钟。进行吹扫必须满足规定的清扫许可条件,如所有制粉系统停运,热风门全关,所有油 阀全关,至少有一对送引风机在运行,辅助风挡板在调节位置,火焰监测器指示“无火焰” 等等。这也是对火焰监测系统和燃烧设备的一次全面检查。当满足所有许可条件时,炉膛吹 扫5分钟,将可能积聚在炉膛和锅炉任何部分的燃料和空气混合物清除掉。 点火前炉膛吹扫条件 1.1.1.1 无MFT 1.1.1.2. FSSS电源正常; 1.1.1.3. 至少一台送风机运行且风门挡板打开; 1.1.1.4. 至少一台引风机运行且风门挡板打开; 1.1.1.5. 一次风机均停; 1.1.1.6. 至少一台空预器运行且风、烟道打开,且停运的空预器完全隔离; 1.1.1.7. 所有磨煤机一次风入口档板关; 1.1.1.8. 所有磨煤机出口阀关,给煤机出口阀关; 1.1.1.9. 所有磨煤机停运,所有给煤机停运; 1.1.1.10. 空气流量大于30%MCR; 1.1.1.11. 炉膛压力正常; 12. 油泄漏试验完成; 13. 点火油阀、主油阀全关;
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14. 所有二次风控制挡板均在点火位置; 吹扫中断 当吹扫在进行的时候,若吹扫允许条件失去一个,“吹扫允许”信号消失,吹扫计时随 着中断。为了确保安全,待排除故障后在重新进行第二次吹扫计时,为了使运行人员随 时了解吹扫过程的状态,系统可以设置“吹扫中断(PURGE INTERRUPUT)”信号逻辑。 吹扫中断后,必须重新建立吹扫条件,吹扫时间重新计时5分钟,直至吹扫成功的结束,锅 炉才能输入下一步的点火工作。

1.1.2 点火枪点火 1.1.3 油枪点火
当清扫完成后,在满足一定的许可条件下,暖炉油才能投入运行,典型的许可条件为: a.清扫完成; b.主油管跳闸阀打开;c.油压正常;d.油温正常;e.雾化蒸汽压力满足。当 上述条件满足后,操作人员发出启动指令,启动暖炉油枪,点火顺序是自动进行的。 即1.1.1、1.1.2和1.1.3总称为点火程控 启动点火器组程序: 1, 插入油枪; 2, 插入高能点火器; 3, 打开吹扫阀,吹扫油抢; 4, 吹扫时间(如10-20s)达到后关吹扫阀,高能点火器通电打火; 5, 开油枪油阀; 6, 点火延时(如15秒)到,高能点火器断电缩回; 启动点火器组按上述步骤顺序进行,与燃烧器控制分组相对应,点火器也是分组控制;一 组油枪同步动作,程序每执行一步,需收到其反馈信号后才能执行下一步程序,否则超时报 警,点火失败;应注意到高能点火器的通电打火时间为定值(如15秒) 停运点火器组程序: 1, 插入高能点火器并通电; 2, 关闭油枪油阀; 3, 打开吹扫阀,吹扫油枪(如1min) ; 4, 关闭吹扫阀; 5, 高能点火器断电并缩回; 6, 缩回油枪.

1.1.4 煤燃烧
当锅炉已经点火暖炉,在满足一定的许可条件下,启动煤燃烧器,即投入磨煤机运行。 许可条件主要有:a.汽包压力>3.5MPa;b 二次风温合适;c 一次风压合适;d 必须有毗邻 层的点火源支持能量。这一许可条件是最重要的,只有具有足够的点火支持能量,才能保 证主燃料进入炉膛即被点燃。

1.2

FSS(灭火保护系统)的具体功能

1.2.1 炉膛吹扫(锅炉灭火之后) 在主燃料跳闸或其他情况停炉后仍有一部分燃料进入炉膛,为了防止可燃混合物 积存造成炉膛爆炸,在跳闸后,进行5分钟风量不小于30%的吹扫。 一般的锅炉跳闸后的吹扫准备条件如下。 (1)所有油枪喷嘴阀全关;

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(2)燃油跳闸阀关闭; (3)炉膛无火; (4)风量不小于30%。 进行5分钟的跳闸后吹扫,5分钟之后发出“后吹扫完成(POST TRIP PURGE COMPLETE)” 信号。 在下列两种情况下可以停掉送风机和引风机。 (1)跳闸后吹扫完成,且炉膛压力高跳闸信号存在; (2)MFT20秒后,且炉膛压力低跳闸信号存在。 1.2.2 油燃料系统泄漏试验 在锅炉点火前的炉膛吹扫之前必须进行油泄漏试验,检查暖炉油母管跳闸阀及各个 油枪喷嘴阀是否严密,以保证当暖炉油母管跳闸阀关闭时无油漏入炉膛。 暖炉油母管泄漏试验程序见下图所示。

图中: A点:油母管泄漏试验开始,暖炉油母管跳闸阀、再循环阀开启。 B点:再循环阀关闭。 C点:暖炉油母管跳闸阀关闭。 D点:油枪喷嘴阀泄漏检查周期开始。 E点:油枪喷嘴阀泄漏检查周期结束,再循环阀开启。 F点:再循环阀关闭,暖炉油母管跳闸阀泄漏检查周期开始。 G点:泄漏试验结束。整个试验时间共130秒。 当同时满足下列条件: (1)所有油枪喷嘴阀关闭; (2)暖炉油母管供油压力正常; (3)暖炉油母管再循环阀关闭。 这时运行人员按动“油泄漏试验开始”按钮,则使油泄漏试验存贮器置位,发出“油泄漏

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试验进行”中的信号,指示灯亮。同时打开暖炉油跳闸阀和打开暖炉油母管再循环阀。保持 15秒钟后关闭暖炉油母管再循环阀,再保持30秒钟关闭暖炉油跳闸阀,同时产生“注油冲压 时间到”信号完成冲压过程,进入15秒钟的油枪喷嘴阀泄漏试验周期。在这15秒之内如油跳 闸阀前后差压高,说明油枪喷嘴阀或油管道有泄漏现象,这时“油管道或油阀泄漏”、“油泄 漏试验失败”和“油泄漏试验进行”存贮器复位,“油管道或油阀泄漏”和“油泄漏试验失败”指 示灯亮,“油泄漏试验进行”指示灯灭,并进行“油泄漏试验失败”报警。运行维护人员须进行 处理, 处理好重新开始整个程序。 如10秒油枪泄漏试验周期内无供油压力与母管压力差压大 信号出现,则说明油枪泄漏试验成功,油枪泄漏试验周期结束。 油枪泄漏试验周期一结束,接着发出指令打开暖炉油母管再循环阀,保持10秒后,关闭再 循环阀,经过60秒后,如暖炉油管压力低,说明暖炉油母管跳闸阀关闭严密,无泄漏现象, 这时发出“泄漏试验完成”信号,“泄漏试验完成”指示灯亮,泄漏试验结束。如满足点火前炉 膛吹扫条件,系统即进入炉膛吹扫周期。

1.2.3 燃料跳闸(MFT) 主燃料跳闸(MFT)也叫锅炉保护或锅炉跳闸是FSSS的重要安全保护功能,在出现任何危机 锅炉安全运行的危险工况下,MFT动作将快速切断所有进入炉膛的燃料,即切断所有煤和油 的输入,以保证锅炉安全,避免事故发生或限制事故进一步扩大。 主燃料跳闸逻辑一般具有首次跳闸原因指示功能,能对引起主燃料跳闸的初始原因进行记 忆,并向运行人员显示出来,这样就方便了运行人员去查找故障的原因,及时采取正确的措 施。

MFT的条件
锅炉的输入主要由三个方面组成,风、燃料、水,锅炉的长期稳定运行是依靠三者之间 的平衡来实现的,通过燃烧燃料产生热能,风是保证燃料燃烧的必须媒介,产生的热能由水 转化为高参数的蒸汽而带走, 达到一个能量的平衡, 而汽轮机利用蒸汽带动发电是锅炉的使 用者,引起锅炉MFT的原因主要就是由于这几种物质的严重不平衡。 从各种工程实际应用系统中,可以对MFT做以下分类。 (1)风量失去平衡 ①引风机全停 ②送风机全停 ③炉膛压力过高 ④炉膛压力过低 ⑤锅炉负荷<30%且风量<30% (2)燃料失去平衡 ①失去全部燃料 ②燃料供应不稳 (3)水失去平衡 ①汽包水位低(延时消除虚假水位); ②汽包水位高(延时消除虚假水位); ③给水泵全停 (4)燃烧工况异常(通常也是风煤比失去平衡引起) ①角火焰丧失 ②全部火焰丧失

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③临界火焰出现 上述仅是FSSS系统中通常具备的MFT条件,而对于锅炉这样一个复杂的系统来讲,存在的跳 炉条件仅靠有限的条件是不可能全部包含的, 另外, 跳炉条件的大量引入系统增加了系统复 杂性,也降低了系统可靠性。一般来讲,对于MFT条件的设置首先是考虑在运行过程中易发 生的危险情况,这些情况下靠人工干预是无法逆转的,必须采取措施停止锅炉的运行,对于 其他情况可以采用手动启动MFT的手段实现保护。 大型机组的MFT触发条件大致相同,一般包括下列几项。 (1)两台送风机全停; (2)两台引风机全停; (3)两台一次风机全停; (4)炉膛压力过高; (5)炉膛压力过低; (6)汽包水位过高; (7)汽包水位过低; (8)燃料丧失; (9)汽机跳闸; (10) 全炉膛火焰丧失; (11) 火检冷却风压力低; (12) 手动MFT; (13) FSSS电源消失。 (14) 两台空气预热器全停 主燃料跳闸条件的必需组成条件 主燃料跳闸条件一旦形成,就会触发MFT而紧急停炉,MFT虽能保障锅炉设备的安全, 避免重大设备损坏事故,如锅炉爆燃事故,但MFT后的紧急停炉,必然是停止了机组的发 电,给电厂造成电量上的经济损失,也给电网供电带来一定的负面影响,锅炉的再次点火启 动必然增加燃油的消耗。为了保证MFT触发条件的可靠,应对主燃料跳闸条件的各个组成 环节进行可靠性分析与设置。 (1)手动MFT 取源装置是采用2只按钮串联;按钮安装于便于操作的控制台上,有防止运行人员误动的措 施。动作时2只按钮同时按下。 (2)两台送风机全停 两台送风机全停的停运信号直接取自马达控制中心(MCC),俗称6KV开关室的送风机的电气 开关辅助接点;取源信号应防止进入同一块保护卡板。不可采用中间继电器的扩充接点,以 提高可靠性。动作条件是两台送风机都在停止状态。 (3)两台引风机全停 两台引风机全停的停运信号直接取自马达控制中心(MCC),俗称6KV开关室的送风机的电气 开关辅助接点;取源信号应防止进入同一保护卡板。不可采用中间继电器的扩充接点,以提 高可靠性。动作条件是两台引风机都在停止状态。 (4)汽包水位过高/低 大型机组汽包水位过高/低信号应采用三取二逻辑, 汽包水位信号应有三个独立的通道。 采用三套水位测量装置, 水位测量装置的取样点均匀布置在汽包两端和中间, 采用单室平衡 容器和进口差压变送器,单室平衡容器上部不保温,变送器及仪表管路应有防冻措施;汽包 水位保护定值应严格根据锅炉厂家设计并参照有关规程、反事故措施的要求。

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(5)炉膛压力过高/低 炉膛压力高/低保护的检测一般采用均匀布置在锅炉燃烧稳定区的炉前及左右墙位置的三只 压力开关;取样应有防堵措施;定值应严格根据锅炉厂家设计并参照有关规程、反事故措施 要求;取源信号应防止进入同一保护卡板。采用三取二逻辑构成MFT条件,为避免炉膛压力 瞬间波动而产生炉膛压力触发MFT,通常在逻辑条件上加上2~5秒左右的延时。

(6)燃料丧失
信号测点应取自电气给粉机 (给煤机) 接触器辅助接点与燃油主阀行程开关或油角阀行程开 关; 取源信号应防止进入同一保护卡板。 所有给粉机停运与燃油主阀关闭或所有油角阀关闭 条件满足构成MFT发出条件 (7)全炉膛无火 信号测点取自各燃烧器对应的火检装置与电气给粉机接触器辅助接点; 火焰检测器安装严格 按照规程要求,火检控制柜应采用双路电源,其中一路为不间断电源;取源信号应防止进入 同一保护卡板。 动作条件为每层火检四取三且各层均无火与给粉信号证实条件满足, 延时1S 后动作。 对四角喷燃的CE锅炉来说,一般层火焰检测至少有三个以上火检未检测到火焰为该层无火, 各层(包括油层和煤层)均发出“层火焰失去”信号,为全炉膛熄火。为了区别锅炉是正常停 运还是事故(熄火)停炉,采用给煤机运行和油枪油阀状态等作为锅炉无火焰、失去火焰和 有火焰的分辨依据,确保逻辑程序达到保护的目的。 (8)失去重要电源 不论是CCS电源还是FSSS电源,失去电源均指失去整个系统的电源,通常是由失去系统的 220VAC电源引起的,通常CCS、FSSS的交流电源均采用不停电电源系统(UPS),并设置有备 用/旁路220VAC电源。 为了保证分散控制系统的正常工作, 备用/旁路220VAC电源的切换时间 要求小于5ms。

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炉机电大联锁保护及其它
单元机组的锅炉、汽轮机、发电机三大主机是一个完整的整体,每一部分都具有自己的保护 系统, 而任何部分的保护系统动作都将影响其它部分的安全运行, 因此需要综合处理故障情 况下的炉、机、电三者之间的关系,目前大型单元机组逐渐发展成具有较完整的逻辑判断和 控制功能的专用装置进行处理,这就是单元机组的大联锁保护系统。 单元机组大联锁保护系统主要是指锅炉、 汽轮机、 发电机等主机之间以及与给水泵、 送风机、 引风机等主要辅机之间的联锁保护。根据电网故障或机组主要设备故障情况自动进行减负 荷、投旁路系统、停机、停炉等事故处理。 一、炉、机、电大联锁保护系统 下图为炉、机、电大联锁保护系统框图。

炉、机、电大联锁保护系统的动作如下: (1)当锅炉故障而产生锅炉MFT跳闸条件时,延时联锁汽轮机跳闸、发电机跳闸,以保证 锅炉的泄压和充分利用蓄热。 (2)汽轮机和发电机互为联锁, 即汽轮机跳闸条件满足而紧急跳闸系统(ETS)动作时, 将引起 发电机跳闸,而发电机跳闸条件满足而跳闸时,也会导致汽轮机紧急跳闸。不论何种情况都 将产生机组快速甩负荷保护(FCB动作)。若FCB成功,则锅炉保持30%低负荷运行,若FCB不成 功则锅炉主燃料跳闸(MFT)而紧急停炉。 (3)当发电机一变压器组故障,或电网故障而引起主断路器跳闸时,将导致FCB动作。若FCB 成功,锅炉保持30%低负荷运行。而发电机有两种情况:当发电机-变压器故障时,其发电

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机负荷只能为零; 而电网故障时, 则发电机可带5%厂用电运行。 若FCB失败, 则导致MFT动作, 迫使紧急停炉。

二、炉、机、电大联锁保护实例 单元机组大联锁取决于炉、机、电结构、运行方式、自动化水平等。下面以带有旁路系 统的中间再热机组为例作一说明。 该单元机组配置了两台汽动给水泵, 给水泵的容量各为锅 炉额定容量的50%。正常时两台汽动泵运行,一台电动给水泵(容量为30%)作为备用泵。 下图为单元机组联锁保护框图。

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联锁条件及动作情况如下: (l)锅炉停炉保护动作 (MFT)或锅炉给水泵全停时,机组保护动作进行紧急停炉。联 锁保护动作紧急停机(发电机跳闸),单元机组全停。紧急停炉后,机组保护动作,停 全部给水泵。 (2)当汽轮发电机组因保护动作而紧急停机时,单元机组保护系统应自动投入旁路系 统,开启凝汽器喷水门,跳开发电机断路器,将锅炉负荷减到点火负荷(最低负荷)。 这里指出,紧急停机时跳发电机断路器的目的是防止汽轮机自动主汽门关闭后,发电 机变为电动机运行,使汽轮机叶片鼓风而引起低压缸超温,目前国内汽轮机事故停机 后一般不考虑发电机断路器跳闸,因此是否需要或沿时多久自动跳发电机断路器,需 要根据汽轮机厂要求而定。 (3)发电机甩负荷或锅炉气压过高,则机组保护动作,同样投入旁路系统并开启凝 汽器喷水门,锅炉减至点火负荷。 (4)1号和2号汽动给水泵有一台故障而停止运行,或给水压力低时,机组保护动作。 启动电动给水,经t延迟,检查给水泵是否已启动成功,如果电动(备用)给水泵启 动成功,则给水系统可达80% (即50%十30%),相应机组出力也调整为80%。若电动(备 用)给水泵启动不成功,则机组保护动作将锅炉减负荷至50%(一台汽动泵运行工况), 相应的机组出力也调整为50%。 若1号和2号汽动给水泵全部停止运行,机组保护同样自启动电动(备用)给水泵,若启 动成功,则机组出力调整为30%;反之,若启动失败,则发出给水泵全部停运信号, 紧急停炉迫使整个单元机组停运。 (5)有关辅机出力不足,系指送风机、引风机等重要辅机的出力不足。例如,运行中 的两台送风机其中有一台故障,则锅炉负荷减至50%,机组出力相应减至50%。若两台 送风机同时停止运行,则锅炉紧急停炉 (MFT),整个单元机组停运。

第二章 汽轮机保护(ETS)系统
随着汽轮发电机组容量不断增大,蒸汽参数越来越高,热力系统越来越复杂。为提高机 组的经济性,汽轮机的动静间隙、轴封间隙都选择的较小。而汽轮机的旋转速度很高,在机 组启动、运行或停机过程中,因操作不当或某些相关设备故障,很容易使汽轮机的转动部件 和静止部件发生摩擦,引起叶片损坏、大轴弯曲、推力瓦烧毁等恶性事故。为保证机组安全 启停和正常运行,需对汽轮机的轴向位移、转速、振动等机械参数,以及轴承温度、油压、 真空、主汽温等热工参数进行监视和异常保护。当被监视的参数在超过报警值时,发出报警 信号;在超过极限值时保护装置动作,关闭主汽门,实行紧急停机。实现这一功能的控制系 统我们称之为汽轮机保护系统,也称为危机遮断系统或ETS系统(Emergency Trip System)。 第一节 汽轮机保护系统发展过程 随着技术的进步,汽轮机保护系统的硬件也在不断提高。上世纪70年代中期以前,与安全相 关的系统均由电磁继电器组成, 部分采用固态集成电路构成。 80年代开始采用冗余的标准型 可编程序控制器(PLC)。随着对设备安全、人身安全和环境保护的要求越来越高,各工业 企业和仪表自动化行业对过程安全功能,即有关安全系统的功能安全,给予了极大的关注。

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在80年代中期以后, 伴随着微电子技术和控制系统可靠性技术的发展, 专门用于安全系统的 控制器系统、安全型PLC和安全解决方案(Safety Solution)得到迅速发展和推广。 在上世纪90年代国外火力发电厂中, 安全型控制系统和安全型可编程序控制器已经有了许多 应用业绩, 主要用于锅炉燃烧器管理系统 (BMS) 和蒸汽/燃气轮机控制和保护系统 (ETS) 。 在八十年代初,火力发电厂应用DCS和PLC的初期,人们对采用软逻辑实现保护功能,对其 动作速度和可靠性存有疑虑,因此与机组安全有关的功能(如汽机紧急跳闸系统ETS,主燃 料跳闸MFT、汽机防进水保护、主要辅机的联锁保护等)大多数情况下采用电磁继电器或 固态集成电路组成的硬接线逻辑。 随着PLC在电厂大量成功应用,以及PLC性能和可靠性的提高,在八十年代末期,电厂 的ETS系统、FSSS系统、SCS系统开始大规模采用PLC控制,但只是普通的PLC。随着国内 对设备安全、 人身安全和环境保护的认识和要求不断提高, 对安全型控制系统和安全型可编 程序控制器在国内火力发电厂的应用越来越重视。上世纪末,ETS系统采用安全型可编程序 控制器(PLC)的电厂越来越多,如:利港电厂、福州电厂、日照电厂等。 由电磁继电器或固态集成电路组成的硬接线逻辑保护系统的优点是直观, 便于检修、 成本低 廉。缺点是所需硬件较多,能耗高;硬接线多,故障点多;动作迟缓,可靠性差,易引起误 动和拒动;此外无事故追忆功能,不利于事故查找和分析。目前已基本淘汰。 采用普通PLC控制的汽机保护系统具有硬接线少,故障率低,易于与其它系统接口;与 安全型PLC相比较,硬件成本相对较低,但可靠性相对较差。 采用安全型PLC的汽机保护系统安全系数高,一次性投入较大,但维护成本较低。可靠 性在上述三种系统中最高。 此外,国内少数电厂利用DCS实现ETS功能,但这样做有时存在一些问题及安全隐患。如未 采用独立的DCS机柜、不是独立的控制站、I/O卡件配置不合理、直流输出与其他系统公用 等,可能不利于机组事故分析、运行管理和检修维护。ETS在DCS内部实现需要采用单独的 DCS控制站,要求极快的运算速度。DCS系统处理的数据量较大,运算速度增加必然大幅增 加成本。从可靠性和运算速度考虑,采用DCS实现ETS功能不如采用专用PLC。因此这种方 式目前应用的不是很多。 第二节. 汽轮机保护系统项目设置 一、汽轮机保护系统的作用 在汽轮机启、停和正常运行时,对轴向位移、转速、轴振动、轴承振动、轴承温度、 润滑油压、控制油压、凝汽器真空、主汽温、汽缸温度等相关参数进行实时监控,当被监视 的参数超过报警值时,发出报警信号;当监视参数超过极限值时ETS保护装置动作,关闭汽 机主汽门和调门、抽汽逆止们等,实行紧急停机。同时将汽轮机跳闸信号送出, 联跳锅炉和发电机(机炉电大联锁),安全地将机组停运,目的是不扩大事故范围,把 损失降至最低,保护主设备。 常见的汽轮机保护的逻辑框图如下3-1图 图3-1 汽轮机保护逻辑框图

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通常情况下用主汽门关闭信号作为进入FSSS、电气保护的汽轮机跳闸信号。 二、 汽轮机主要保护项目及功能 1、凝汽器真空低保护 当凝汽器真空下降时,会造成汽轮机内焓下降,不仅影响汽机效率,同时会产生水滴,对汽 轮机低压叶片产生水击, 损坏叶片。 因此几乎所有机组都将真空保护设计为汽轮机的主保护。 根据机组设计的不同,有的机组采用压力开关采集真空低信号直接送至ETS系统跳闸。有的 则采用变送器,将凝汽器压力信号送至DCS系统进行处理,经过限值判断后送至ETS系统跳 机。一般采用三取二逻辑。

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关于真空测点的安装,必须注意以下两点: (1)变送器或压力开关的安装位置标高要高于采样点位置。 (2)取样管中间不能有“U”型弯。这样做的目的是防止取样管积水,影响测量。 2、润滑油压低保护 汽轮机润滑油系统是保证汽轮机安全运行的重要辅助系统。如果润滑油压过低,会造 成轴承冷却不够,油膜建立不当,甚至烧瓦等重大设备损坏事故。因此润滑油压低保护是必 不可少的保护。 润滑油压的测量也分为压力开关和变送器两种。 一般用于汽机跳闸的压力取样管从冷油器后 润滑油母管上开取样口。 3、EH油压低保护 EH油是汽轮机油动机的工作介质,也就是通常所说的抗燃油。如果EH油压过低,油动机的 工作驱动力就会降低,会造成调阀开启速度变慢,主汽门缓慢关闭,引起汽轮机调节系统异 常,不能满足机组安全稳定运行要求,因此大型电调机组,设置了此项保护。EH油压的测 量也分为压力开关和变送器两种。 4、汽轮机温度保护 汽轮机温度保护主要包括汽轮发电机轴系轴承温度保护、 发电机定子线圈温度保护、 高压缸 排汽温度保护等。 5、锅炉MFT保护 当锅炉跳闸后,汽轮机跳闸,然后联跳发电机,实现机炉电联动,防止发电机逆功率动 作。 6、发变组保护 当发电机、主变以及线路发生故障,危及机组安全稳定运行时,发变组保护系统发出跳闸信 号送至汽轮机保护(ETS)系统,及时将机组安全停运,防止事故扩大。 7、超速保护 超速保护是汽轮机保护一项重要内容, 当汽轮机转速超过汽轮机转子根据材料、 重量和结构 设计所能承受的最大安全转速时,机组停止运行,防止事故扩大。一般分为机械超速保护和 电超速保护。 8、轴向位移保护 为使汽轮机轴向推力轴承处动静部分的水平间隙保持在合理的设计范围之内而设定的一项 安全保护措施。 9、轴承振动 为保证各轴承处汽轮机动静部分之间的径向间距保持在合理的设计允许范围之内而设定 的一项安全保护措施。 10 手动打闸 手动打闸是汽轮机保护系统的最后一道保护措施, 在试验汽轮机跳闸系统、 测量阀门关闭时 间及汽轮机处于危急情况时人为地使汽轮机跳闸。 11 DEH失电 DEH即汽轮机数字电液调节系统因失去所有能正常工作的电源系统而无法控制汽轮机,为 安全起见跳闸汽轮机。 12、其它保护 除了上述几项保护外,汽轮机保护还有:相邻抽汽间压力偏差保护、火警保护、通 讯总线故障保护等等 三、ETS保护动作对象

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从上图可以看出, ETS系统发出的跳闸信号分别送到下列系统,并动作相应设备: 1. 汽机EHA系统(电液式作动器):EHA系统接受ETS跳闸信号后,动作主汽门、调门跳闸 电磁阀(采用反逻辑时使电磁阀线圈失电;采用正逻辑时则使电磁阀线圈带电),将跳 闸油压泄掉,快速关闭主汽门和调门。 一般跳闸电磁阀会采用四取二逻辑。四个跳闸电磁阀采用串并联方式,即AST1和AST3 并联,AST2和AST4并联,然后串联。只有当AST1、AST3中有一个动作且AST2、AST4 中有一个动作,机组才跳闸。 2.汽轮机抽汽系统 设计汽轮机抽汽系统的目的是提高汽轮机的热效率,一般使用抽汽的热力系统有凝水加 热器(低加)、给水加热器(高加)、除氧器、汽动给水泵(小汽机)、辅助蒸汽系统 等。 在汽轮机跳闸甩负荷时,抽汽管道和加热器内储存的能量可能使汽水倒流,引起汽轮机 反转甚至超速。为防止此类事故发生,在抽汽管道上设计了气动逆止门。当ETS系统发 出汽机跳闸信号时,需要快速关闭气动抽汽逆止门,防止汽轮机超速。此外,当高压加 热器、低压加热器、除氧器的水位出现异常时,为防止水、汽通过抽汽管道流入汽轮机 缸体内,也需要快 速关闭气动抽汽逆止门。 3.汽轮机旁路系统 当ETS系统发出跳闸指令后,联开汽机高压旁路系统,将多余的蒸汽通过高压旁路系统 引至再热器,防止过热器超压;联开汽机低压旁路系统,将再热器内多余的蒸汽通过低 压旁路系统引至凝汽器,防止再热器超压。 4.FSSS系统 汽轮机跳闸后是否需要锅炉跳闸,一般设计了逻辑判断。当负荷较低,且汽轮机跳闸后, 高旁回路、低旁回路都能正常打开,则没有必要锅炉跳闸;否则,ETS系统发出的跳闸 信号送到FSSS系统,将炉侧的一次风机、燃料供应系统停运,实现机、炉联锁。 5. 电气保护系统 ETS系统发出的跳闸信号送到电气保护系统,将发电机主开关断开,将发电机解列,防 止因逆功率损坏发电机。

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第三章 ETS故障实例 1. 情况介绍: 某机组电气UPS电源因故切换,在切换过程中电源发生故障,出现一分钟左右的断 电现象,使使用UPS电源的汽轮机保护装置ETS主PLC因此失电,在UPS电源恢复正常后, 热控人员合闸ETS系统的UPS电源开关, 此时ETS的主PLC送出“机组跳闸”信号到DCS系统, DCS系统根据逻辑设计关闭所以抽汽电动门及抽汽逆止门,小汽轮机因此失去冲转汽源 而转速下降,锅炉的汽包水位迅速下降,致使汽包水位低低保护动作,锅炉MFT,汽轮 机跳闸,发电机解列。作为热控技术人员,在这里我主要分析ETS系统主PLC送电时向 DCS发出“机组跳闸”信号的原因和避免此类事故的解决措施。 2. 原因分析: 下图1是ETS跳闸逻辑的原理图。

说明:“LR1”是挂闸按钮输入触点,用于机组挂闸操作; “TRIP1”是通道1跳闸,指通道1因某一条件动作而跳闸; “TRIP2”是通道2跳闸,指通道2因某一条件动作而跳闸; “AST1”到“AST4”是4个跳闸电磁阀的输出信号; “LR”是机组已挂闸信号;

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“UNITTRIP”是机组跳闸信号,它与“LR”信号相反。 机组正常的操作步骤是,当ETS的PLC正常工作时,在无跳闸条件存在的情况下按 挂闸按钮,此时“TRIP1”、“TRIP2”、 “LR1” 均为1, 所以“AST1”和“AST2”为1并保持, “AST3” 由0变为1,电磁阀AST1和AST3带电,通道1复位。同理,电磁阀AST2和AST4带电,通道 2复位,已复位信号“LR”为1,机组跳闸信号“UNITTRIP”消失,送到DCS的跳闸信号失去, 抽汽逆止门和抽汽电动门可以打开,机组正常运行。 当ETS主PLC的UPS电源失去时,机组跳闸信号“UNITTRIP”触点因为PLC停止工作而 处于打开状态,这与PLC上电后在机组挂闸时的状态一致,所以不会引起机组跳闸,但 当PLC上电时,虽然不存在跳闸条件,即“TRIP1”、 “TRIP2”均为1,而挂闸按钮“LR1”是 脉冲信号,只有按复位按钮才能为1,默认情况下为0,所以“AST1”、“AST2”、“AST3”、 “AST4”状态为0,已复位信号“LR”为了0,跳闸信号“UNITTRIP”为1,但由于ETS系统的副 PLC工作正常,主副PLC的跳闸电磁阀输出为并联,故四个跳闸电磁阀仍然带电,机组 不跳闸。 而主副PLC的机组跳闸信号“UNITTRIP”触点也是并联, 所以送出“机组跳闸信号” 到DCS系统联关抽汽逆止门和抽汽电动门。 从而得出结论,ETS系统PLC上电时的默认状态为跳闸,而且任一PLC都能送出“机 组跳闸”信号到DCS, 这就是为什么主PLC的UPS电源消失后重新送电触发机组跳闸信号的 原因。而对于ETS系统的设计来说,由于主副PLC互为备用,主PLC的失电和送电不应该 影响副PLC的正常工作和输出输入状态的变化,而且汽轮机也并没有因为主PLC失电和 送电而跳闸,最终的跳闸是因为机组大联锁动作所致,所以这次主PLC送出“机组跳闸” 信号到DCS与ETS送出跳闸信号去跳闸汽轮机并不一致, 也就是说这次主PLC不应发出“机 组跳闸”信号,这是设计上的问题。 3. 解决方案研讨: 为了合理解决问题,详细讨论了各种方案,比较优缺点,具体情况如下: 1) 加装继电器,由信号“UNITTRIP”触发,经过继电器的常闭接点送到DCS。优点:任一PLC 的失电和送电不会误发“UNITTRIP”;缺点:a、信号常带电,容易误动,b、加装继电器, 增加故障点。 2) 修改逻辑如下图2,即将“LR”的常闭接点改为常开,在DCS侧将信号取“非”。优点:任一 PLC的失电和送电不会误发“UNITTRIP”;缺点:信号常带电,容易误动。 图2:修改后的逻辑原理图

3) 将主副PLC送出的机组跳闸信号由并联改为串联。优点:任一PLC的失电和送电不会误发 “UNITTRIP”;缺点:在PLC失电后要很及时地恢复电源,并按复位按钮,使跳闸逻辑正常 工作,不然会误跳。这给运行和检修人员带来繁重的工作量,于机组安全也不利。 4) 将主副PLC送出的机组跳闸信号由并联改为串联,加装继电器,由信号“UNITTRIP”触发, 经过继电器的常闭接点送到DCS。优点:任一PLC的失电和送电不会误发

UNITTRIP LR

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“UNITTRIP”;缺点:加装继电器,增加故障点。 5) 将DCS中用于联锁关闭抽汽电动门和抽汽逆止门的“机组跳闸”信号改由就地来的ETS油压 开关实现,开关定值6.89MPa,如果ETS油压低于6.89MPa,则机组跳闸,自然要求联关抽 汽电动门和抽汽逆止门。优点:不影响ETS和DCS的所有已有功能的正常作用,任一PLC 的失电和送电不会产生误动信号;缺点:精确校验ETS油压开关,并检查接线可靠。 4. 方案确定 总结以上方案的优缺点,最终一致同意采用方案五,即改用ETS油压开关进行联 锁功能,避免了因为ETS系统的电源故障而引起的误动,保证了机组的安全稳定运行。

DEH 系统

控制系统控制系统主要功能: DEH 控制系统控制系统主要功能:
1 自动整定伺服系统静态关系。 2 自动挂闸。 3 启动前的控制和启动方式: 自动判断热状态。 4 转速控制: 设置目标转速、设置升速率、过临界、暖机、3000r/min 定速。 5 负荷控制: 并网带初负荷; 升负荷:目标、负荷率、暖机; 负荷控制; 主汽压力控制; 一次调频; CCS 控制; 阀位限制; 主汽压力限制。 6 超速保护。 7 在线试验: 喷油试验; 电气超速试验、机械超速试验; 阀门活动试验; 主遮断电磁阀试验; 阀门严密性试验。 8 自动/手动方式之间的切换。 9 ATC 热应力控制。 10 ETS 保护停机系统控制

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4-1 整定伺服系统静态关系 整定伺服系统静态关系的目的在于使油动机在整个全行程上均能被伺服阀控制。 阀位给定信号与油动机升程的关系为: 给定 0%~100%――升程 0%~100% 为保持对此关系有良好的线性度,要求油动机上作反馈用的 LVDT,在安装时, 应使其铁芯在中间线性段移动。 在汽轮机启动前,可同时对 7 个油动机快速地进行整定,以减少调整时间。 油动机整定只能在 OIS 上选择操作。 在启动前,整定条件为: 汽轮机挂闸 所有阀全关 注意:必须确认主汽阀前无蒸汽,以免整定时,汽轮机失控。整定期间,转速大 于 100r/min 时,机组自动打闸。 DEH 接收到油动机整定指令后,全开、全关油动机,并记录 LVDT 在两极端位置 的值,自动修正零位、幅度,使给定、升程满足上述关系。为保证上述关系有良 好的线性,可先进行 LVDT 零位校正,给定值为 50,移动 LVDT 的安装位置,使 油动机行程为 50%即可。

4-2 挂闸 挂闸就是使汽轮机的保护系统处于警戒状态的过程。危急遮断器采用飞环式结 构。高压安全油与油箱回油由危急遮断装置的杠杆进行控制。汽轮机已挂闸为危 急遮断装置的各杠杆复位,高压安全油与油箱的回油口被切断,压力开关 PS1、 PS2、PS3 发出讯息,高压保安油压建立。 挂闸允许条件: 汽轮机已跳闸; 所有主汽阀全关。 当上述条件满足时,即允许挂闸。操作员发出挂闸指令后,DEH 中相应继电器带 电闭合,使复位电磁阀 1YV 带电导通,透平润滑油进入危急遮断装置,推动杠杆 移动,高压安全油至油箱的回油被切断,PS1、PS2、PS3 发讯,当 DEH 接收到高 压安全油油压建立信号,挂闸完成。 4-3 启动前的控制 1 自动判断热状态 汽轮机的启动过程,对汽机、转子是一个加热过程。为减少启动过程的热应力, 对于不同的初始温度,应采用不同的启动曲线。 高中压缸联合启动时, 自动根据汽轮机调节级处高压内缸壁温 T 的高低划分机组 热状态。 T<320℃ 冷态; 320℃≤T<420℃ 温态; 420℃≤T<445℃ 热态; 445℃≤T 极热态。
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中压缸启动时,自动根据中压内缸壁温 T 的高低划分机组热状态。 T<305℃ 冷态; 305℃≤T<420℃ 温态; 420℃≤T<490℃ 热态; 490℃≤T 极热态。 注:启动状态具体温度限值以主机启动运行说明书为准。 2 高压调节阀阀壳预暖 汽轮机冲转前,可以选择对高压调节阀阀壳预暖。当高压调节阀阀壳预暖功能投 入时,右侧高压主汽阀微开,可同时对 4 个高压调节阀阀壳进行预暖。 3 选择启动方式 汽轮机启动方式有二种:中压缸启动、高中压缸联合启动。 DEH 默认的启动方式为中压缸启动,在机组已挂闸但未运行前也可通过操作员站 选择高中压缸联合启动方式。 4-4 转速控制 在汽轮发电机组并网前,DEH 为转速闭环无差调节系统。其设定点为给定转速。 给定转速与实际转速之差, PID 调节器运算后, 经 通过伺服系统控制油动机开度, 使实际转速跟随给定转速变化。 转速控制器计算产生阀门的流量指令, 该指令通过阀门流量曲线分配以产生每一 CV 及 ICV 的开度指令。高中压缸联合启动时,中压调门一开始就接近全开,依 靠高调门进行转速调节。中压缸启动时,若选择暖机运行方式,机组转速在 400r/min 以下时,CV 阀微开,进行高压缸暖机;当转速大于 400 转时,CV 阀开 度不变,ICV 阀打开;若不选择暖机运行方式,则高压调门不开启,仅开启中压 调门。 在给定目标转速后,给定转速自动以设定的升速率向目标转速逼近。当进入临界 转速区时,自动将升速率改为 300r/min/min 快速冲过去(如操作员设定速率大 于 300r/min/min 则以操作员设定速率为准)。在升速过程中,通常需对汽轮机 进行中速、高速暖机,以减少热应力。 1 目标转速 除操作员可通过 OIS 设置目标转速外,在下列情况下 DEH 自动设置目标转速: 汽机刚挂闸时,目标为当前转速; 油开关刚断开时,目标为 3000r/min; 汽机已跳闸,目标为零; 目标超过上限时,将其改为 3060r/min 或 3360r/min; 自启动方式下,目标由 ATC 来; 目标错误地设在临界区内时,将其改为小于临界转速区下限的特定值。 2 升速率 操作员设定,速率在 0r/min/min~500r/min/min。 操作员未设定的情况下,冷态启动时速率为 100r/min/min,温态启动时速率为 150r/min/min,热态、极热态启动时速率为 300r/min/min。 自启动方式下,速率由 ATC 软件选择得出。 在临界转速区内,速率为 300r/min/min。 3 临界转速
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轴系临界转速当前设定值为(可根据实际情况进行修改): 第一阶:910r/min~1113r/min 第二阶:1541r/min~1946r/min 4 摩擦检查 当实际转速达到 200r/min 时,操作 CRT 上的“摩擦检查(FRIC CHK)”按钮, 关闭所有的阀门,汽机转速逐渐下降,进行摩擦检查,完成后再设定相应的升速 率及目标转速,机组重新升速。 5 暖机 汽机暖机转速通常定为 1500r/min、3000r/min,故目标值通常设为 1500r/min、 3000r/min,到达目标转速值后,可自动停止升速进行暖机。若在升速过程中, 需暂时停止升速,可进行如下操作: 不在 ATC 方式时,操作员发保持指令; 在 ATC 方式下时,退出 ATC 方式后发保持指令; 在临界转速区内时,保持指令无效,只能修改目标转速。 6 3000r/min 定速 汽轮机转速稳定在 3000±2r/min 上,各系统进行并网前检查。 发电机做假并网试验,以检查自动同期系统的可靠性及调整的准确性。在试验期 间,发电机电网侧的隔离开关断开发出假并网试验信号。与正常情况一样同期系 统通过 DEH、发电机励磁系统改变发电机频率和电压。当满足同期条件时,油开 关闭合。由于隔离开关是断开的,实际上发电机并未并网。 故在假并网试验期间,DEH 接收到假并网试验信号,在油开关闭合时,并不判定 为发电机并网。这样可防止由于并网加初负荷,而引起转速升高。 7 外同期 机组并网前,当 DEH 接收到同期装置发来的“同期请求”信号时,根据同期装置 的“同期增”、“同期减”信号自动调整汽机转速,这就是“外同期”方式。当 同期条件均满足时,油开关才可合闸。

4-5 负荷控制 1 并网带初负荷 当同期条件均满足时,油开关合闸,DEH 立即增加给定值使发电机带上 5%的初 负荷,以避免出现逆功率。 2 升负荷 在汽轮发电机组并网后,DEH 为实现一次调频,调节系统配有转速反馈。在试验 或带基本负荷时,也可投入负荷控制或主汽压力控制。在负荷控制投入时,目标 和给定值均以 MW 形式表示。在主汽压力控制投入时,目标和给定值均以 MPa 形 式表示。在此两种控制方式均切除时,目标和给定值以额定压力下总流量的百分 比形式表示。 在设定目标后,给定值自动以设定的负荷率向目标值逼近,随之发电机负荷逐渐 增大。在升负荷过程中,通常需对汽轮机进行暖机,以减少热应力。 2.1 目标 除操作员可通过 OIS 设置目标外,在下列情况下,DEH 自动设置目标:
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负荷控制刚投入时,目标为当前负荷值(MW); 主汽压力控制刚投入时,目标为当前主汽压力(MPa); 发电机刚并网时,目标为初负荷给定值(%); 手动状态,目标为阀门总流量指令(%); 负荷控制或主汽压力控制刚切除时,目标为阀门总流量指令(%); 跳闸时,目标为零; CCS 控制方式下,目标为 CCS 给定(%); 目标太大时,改为上限值 115%或 640MW。 2.2 负荷率 操作员设定,负荷率在 0MW/min~100MW/min 内; 自启动方式下,负荷率由 ATC 选择得出; 若目标以百分比表示时,则负荷率也相应用百分比形式。 2.3 暖机 汽轮机在升负荷过程中,考虑到热应力、胀差等各种因素,通常需进行暖机。若 需暂停升负荷,可进行如下操作: 不在 CCS 方式时,操作员发保持指令; 在 CCS 方式下时,退出 CCS 方式后发保持指令。 2.4 定-滑-定升负荷 在高低压旁路阀全关后,锅炉增加燃烧,高压调节阀维持 90%额定值。随着蒸汽 参数的增加负荷逐渐增大。在滑压升负荷期间,一般不投负荷控制或主汽压力控 制。若需暖机,应由燃烧控制系统维持燃烧水平,来保持负荷不变,否则应投负 荷控制或主汽压力控制,通过调节阀的节流作用,来保持负荷不变。 3 负荷控制方式 3.1 负荷控制 负荷控制器是一个 PI 调节器,用于比较设定值与实际功率,经过计算后输出指 令控制 CV 阀和 ICV 阀。 在满足以下条件后,可由操作员投入该控制器: 机组已并网,负荷在 30.0MW~600MW 之间; 功率信号正常; 主汽压力控制未投入; 负荷限制未动作; TPC 未动作; 系统处于自动方式; 一次调频未动作。 负荷控制器切除条件: 操作员切除该控制器; 负荷小于 30.0MW 或大于 600MW; 功率信号故障; 汽机已跳闸; 到滑压点时; TPC 动作; 手动方式; 一次调频动作;
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高、低负荷限制动作; 油开关断开 。 负荷控制与主汽压力控制不能同时投入,应先切除一个,另一个才能投入。在负 荷控制投入时,设定点以 MW 形式表示。采 用 PID 无差调节,稳态时实际负荷 等于设定值。 3.2 主汽压力控制 主汽压力控制器是一个 PI 调节器,它比较设定值与主汽压力,经过计算输出指 令控制 CV 阀和 ICV 阀。 当满足以下条件时,可由操作员投入该控制器: 控制系统处于自动方式; 负荷控制未投入; 主汽压力信号正常; TPC 未动作; 一次调频未动作; 负荷限制未动作。 主汽压力控制器切除条件: 操作员将其切除; 主汽压力故障; 设定点与实际主汽力之差大于 1Mpa; TPC 动作; 一次调频动作; 负荷限制动作; 油开关断开; 汽机已跳闸。 主汽压力控制与负荷控制不能同时投入,应先切除一个,另一个才能投入。 在主汽压力控制投入时,设定点以 MPa 形式表示。采用 PID 无差调节,稳态时实 际主汽压力等于设定的值。 3.3 一次调频 汽轮发电机组在并网运行时,为保证电网的稳定,从而保证供电品质,通常应投 入一次调频功能。当机组转速在死区范围内时,频率调整给定为零,一次调频不 动作。当转速在死区范围以外时,一次调频动作,频率调整给定按不等率随转速 变化而变化。 一次调频功能投入条件: 自动状态且转速回路无故障; 负荷初次大于 10%额定负荷后。 不等率在 3~6%内可调,初步设为 4.5%。死区在 0r/min~30r/min 内可调,初步 设为 2r/min。死区范围为:3000±死区值。 3.4 CCS 控制 此时汽机的阀门总指令受锅炉控制系统控制。 当满足以下条件,可由操作员投入 CCS 控制: 控制系统在自动方式; 机组已并网; 接收到 CCS 请求信号及 CCS 指令信号正常; TPC 未动作。
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切除 CCS 控制的条件: TPC 动作; 高、低负荷限制动作; 手动方式; 无 CCS 请求或 CCS 指令信号故障; 油开关断开。 在 CCS 方式下,DEH 的目标等于 CCS 给定,一次调频死区改为 30r/min。在投入 CCS 前应先切除负荷控制、主汽压力控制。 CCS 给定信号与目标及总阀位给定的对应关系为:4mA~20mA 对应 0%~100%。CCS 给定信号代表作总的阀位给定。 3.5 主汽压力低保护(TPC) 在锅炉系统出现某种故障不能维持主汽压力时, 可通过关小调门开度减少蒸汽流 量的方法使主汽压力恢复正常。 TPC 功能投入条件: 并网; 主汽压力信号正常; 自动方式。 TPC 功能切除条件: 油开关断开; 主汽压力信号故障; 手动方式。 主汽压力限制值上电缺省值为 16MPa,操作员可在 TPC 功能切除时,在 8MPa~ 18MPa 内设置此限制值。 在 TPC 功能投入期间,若主汽压力低于设置的限制值,则 TPC 动作。动作时,设 定点在刚动作时的基础上, 1%/秒的变化率减小。 以 同时目标和总的阀位参考量, 也跟随着减小。若主汽压力回升到限制值之上,则停止减设定点。若主汽压力一 直不回升,实际负荷降到一定值时,停止减。 在 TPC 动作时,自动切除负荷控制、主汽压力控制、CCS 控制方式。 4 负荷限制 4.1 高负荷限制 汽轮发电机组由于某种原因,在一段时间内不希望负荷带得太高时,操作员可在 570MW~660MW 内设置高负荷限制值,该值将限制实际功率不得大于此值。 4.2 低负荷限制 汽轮发电机组由于某种原因, 在一段时间内不希望负荷带得太低时,操作员 可在 0MW~60MW 内设置低负荷限制值,该值将限制实际功率不得小于此值。 5 阀位限制 汽轮发电机组由于某种原因,在一段时间内,不希望阀门开得太大时,操作员可 在 0%~120%内设置阀位限制值。 总的阀位给定值为负荷参考量与此限制值之 DEH 间较小的值。 为防止阀位跳变,阀位限制值加有变化率限制,变化率为 1%/秒。

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4-6 超速保护 1 超速限制 为避免汽轮机转速飞升,并且超速打闸的方法称为超速限制。 1.1 甩负荷 由于大容量汽轮机的转子时间常数较小,汽缸的容积时间常数较大。在发生甩负 荷时,汽轮机的转速飞升很快,若仅靠系统的转速反馈作用,最高转速有可能超 过 110%,而发生汽轮机遮断。为此必须设置一套甩负荷超速限制逻辑。 在机组甩负荷时,DEH 超速限制继电器动作,迅速关闭高压及中压调节阀,同时 使目标转速及给定转速改为 3000r/min, 一段时间后, 调节阀恢复由伺服阀控制, 最终使汽轮机转速稳定在 3000r/min,以便事故消除后能迅速并网。 1.2 加速度限制 当汽轮机转速大于 3060r/min、 加速度大于 49r/min/s 时, 加速度限制回路动作, 快速关闭中压调节阀,抑制汽轮机的转速飞升。 1.3 功率-负荷不平衡 当甩负荷情况发生时,这个回路用来避免汽轮机超速。 当汽轮机功率(用中排压力表征)与汽轮机负荷(用发电机负荷表征)不平衡 时, 会导致汽轮机超速。当中排压力与发电机负荷之间的偏差超过设定值时, 功率-负荷不平衡继电器动作,快速关闭中压调节阀,抑制汽轮机的转速飞升。 1.4 103%超速 因汽轮机若出现超速,对其寿命影响较大。除对汽轮机进行超速试验时,转速需 超过 103%额定转速外, 其它任何时候均不允许超过 103%额定转速(因网频最高到 51Hz 即 102%)。 正常运行时,一旦转速超过 103%,则迅速动作超速限制电磁阀,关闭高、中压 调节阀,油动机保持全关,转速低于 103%额定转速时,超速限制电磁阀失电, 调节阀恢复由伺服阀控制。 2 超速保护 若汽轮机的转速太高,由于离心应力的作用,会损坏汽轮机。虽然为防止汽轮机 超速,DEH 系统中配上了超速限制功能,但万一转速限制不住,超过预定转速则 立即打闸,迅速关闭所有主汽阀、调节阀。为了安全可靠,系统中设置了多道超 速保护: DEH 电气超速保护 110%; 危急遮断飞环机械超速保护 110%~112%。

4-7 在线试验 1 喷油试验 喷油试验的目的是活动飞环,防止出现卡涩,确保危急遮断器飞环在机组一旦出 现超速,达110%~112%额定转速时能迅速飞出遮断汽轮机,保证机组安全。 此试验是将油喷到飞环中增大离心力,使之飞出。但飞环因喷油试验飞出不应打 闸。为此,增加了试验用隔离电磁阀。 做喷油试验时,隔离电磁阀4YV带电,检测到隔离电磁阀在隔离位后,2YV带电,
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油喷进危急遮断器中,飞环击出,ZS2发讯,然后使2YV失电,过一段时间后,1YV 自动挂闸,挂上闸后,再使隔离电磁阀失电,全部试验过程结束。 喷油试验允许条件: 喷油试验按钮在试验位; 转速在2985r/min~3015r/min内。 2 超速试验 在汽轮机首次安装或大修后,必须验证超速保护的动作准确性。对每一路超速保 护都应进行试验验证。 做超速试验时,将DEH的目标转速设置为3360r/min,慢慢提升汽轮机转速,到达 被试验的一路超速保护的动作转速时,此路超速保护动作,遮断汽轮机。因此超 速试验也叫提升转速试验。DEH可自动记录汽轮机遮断转速以及最高转速。 2.1 DEH电气超速试验 在DEH“超速试验”操作画上,将目标设为3310r/min,机组转速由3000r/min开 始缓慢上升。当转速到达3300r/min时,DEH发出打闸指令遮断汽轮机,关闭各个 主汽门和调门。 2.2 机械超速试验 在DEH“超速试验”操作画上选择, DEH将目标转速设置为3360r/min ,机 组转速由3000 r/min开始缓慢上升到飞环动作转速,遮断汽机。飞环动作转速 在110%~111%之间满足要求。 3 阀门活动试验 为确保阀门活动灵活,需定期对阀门进行活动试验,以防止卡涩。为减小试验过 程中负荷的变动,建议投入负荷控制。 阀门活动试验允许条件: 所有主汽阀全开; 负荷在150MW~600MW内; 自动状态; 非CCS方式; 阀门活动试验包括高压主汽阀活动试验、中压主汽阀活动试验(带中压调节阀一 起活动)、高压调节阀活动试验。 3.1 MSV阀活动试验 右侧开始试验时,MSVR以10%/秒的速度从全开位到全关位,当MSVR关到 10%时,MSVR快关阀带电,全关到零位,然后,MSVR快关阀失电,MSVR以10%/秒 的速度从全关位到全开位。 左侧开始试验时, MSVL试验电磁阀带电, MSVL从全开位到全关位, 当MSVL关到10% 时,MSVL快关阀带电,全关到零位,然后,MSVL试验电磁阀及快关阀失电,MSVL 从全关位到全开位。 注:MSVR及MSVL不能同时试验。 3.2 CV阀活动试验 CV1试验时,CV1以10%/秒的速度从当前阀位到全关位,当关到10%时,快关阀带 电,全关到零位,然后,CV1快关阀失电,CV1以10%/秒的速度从全关位开启到试 验前的阀位。CV2、CV3、CV4活动试验同CV1。 注:当有一个CV阀试验时,其它CV阀不能同时试验。 3.3 ICV及RSV活动试验
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左侧试验时,ICVL以10%/秒的速度从当前阀位到全关位,当关到10%时,快关阀 带电, 全关到零位, 接着, RSVL试验电磁阀带电, RSVL从全开位到全关位, 当RSVL 关到10%时,RSVL快关阀带电,全关到零位,然后,RSVL试验电磁阀及快关阀失 电,RSVL从全关位到全开位,接着,ICVL快关阀失电,ICVL以10%/秒的速度从全 关位开启到试验前的阀位。右侧活动试验同左侧。 注:当左侧试验时,右侧不能同时试验。 4 主遮断电磁阀试验 在高压遮断集成块上有四个主遮断电磁阀5YV、6YV、7YV、8YV及各自的试验压力 开关,四个主遮断电磁阀应分别做试验,确保做试验时不打闸。 5 阀门严密性试验 汽轮机启机后并网之前, 应进行主汽阀和调节阀的严密性试验。 即在额定真空时, 当高、中压主汽阀或高、中压调节阀关闭以后,汽轮机转速应迅速下降至转速n 以下,n可按下式进行计算: 1000r/min×n=P/P0 式中:P为当前主蒸汽压力,应不低于50%额定主蒸汽压力 P0为额定主蒸汽压力 试验开始后,DEH按照上式计算出一个可接受转速,然后计算从当前转速下降到 可接受转速所经过的时间。 运行人员根据汽机转速是否达到可接受转速来判断主 汽阀或调节阀的关闭是否严密。 自动/ 4-8 自动/手动方式之间的切换 汽机控制方式分为自动、手动方式。 若自动部分出现故障,则切到汽机手动方式运行。 有下列情况则退出自动方式: 阀门严密性试验; 刚并网时,转速小于2980r/min。 无上述情况且阀位限制不动作,则允许投入自动方式。

ATC热应力控制 4-9 ATC热应力控制 1 在ATC方式下,DEH的控制参数为: 油开关断开时,目标转速等于0r/min、200r/min、1500r/min、3000r/min,升速 率为120r/min/min,180r/min/min,360r/min/min。 机组并网后,负荷率在1.5MW/min~30MW/min内,以0.5MW/min为步长变化。暖机 时发负荷保持指令。 2 转子应力计算 对高压转子来说,计算高压第一级后应力,对中压转子来说,计算再热蒸汽入口 处的应力,在这两处,应力最大。高压转子应力计算如下,首先,根据主蒸汽流 量、主蒸汽温度及修正蒸汽流量(根据无负荷时的汽轮机转速计算得出)计算出 第一级后的蒸汽温度。转子表面的传热系数从蒸汽流量函数得到。根据第一级后 蒸汽温度及传热系数,计算得到转子的温度场(温度分布)。然后,根据转子表 面温度、转子平均温度、转子中心孔温度计算得到转子表面应力及转子中心孔应
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力。 中压转子应力计算方法与高压转子相同。只不过蒸汽温度是通过直接测量得到 的。 由于热应力有滞后效应,因此根据蒸汽温度或压力的变化得到其预期值,使用预 期值进行控制。当高压和中压转子应力被选作控制参数时,以应力水平不超限来 选择合适的升速率或负荷率。 3 监视和顺序控制 ATC有下列两个检查功能: a) 条件检查:当完成任一控制步骤要转到下一控制步骤前,检查规定的汽轮 机及其辅助设备的条件是否得到满足; b) 当ATC执行任一控制步骤时,连续检查规定的条件。 监视功能:当主汽轮机或它的辅助设备不满足要求的条件时,相关的不满足项显 示在操作员站上,以提示运行人员。 4 ATC控制方式(汽轮机自动控制) 它是一种汽轮机自动启动的方式。它监视所有的条件,当所有条件得到满足时, ATC根据控制步骤自动启动汽轮机。当违反条件出现时,ATC将违反条件告知运行 人员,并停止顺序启动。运行人员可以设法满足条件,或者忽略它,然后执行启 动顺序。 退出ATC控制时,除了应力计算以外,ATC不执行任何操作。 4-10 ETS 控制系统 ETS 是汽轮机危急遮断系统(Emergency Trip System)的英文缩写,其作用 是当危及汽轮机本体安全的情况出现时,输出跳闸指令,使汽轮机迅速跳闸。 当下述任一条件出现时,ETS 输出跳闸指令,使就地高、中压主汽门及高、中压 调门的两组跳闸电磁阀失电,使汽轮机跳闸: --旁路阀故障停机; --润滑油压非常低(三取二); --抗燃油压力非常低(三取二); --低排 A 温度非常高(三取二); --低排 B 温度非常高(三取二); --TSI 超速停机(三取二); --凝汽器(A)真空非常低(三取二); --凝汽器(B)真空非常低(三取二); --轴承金属温度非常高; --高排金属温度非常高; --汽机/发电机轴承金属温度非常高; --轴向位移非常高(三取二); --高压缸胀差非常高; --低压缸胀差非常高; --发电机故障跳闸; --锅炉主燃料跳闸; --主汽/再热汽温差超限; --远方停机按钮信号;
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--主汽门全关; --DEH 跳闸。

DEH 系统常见故障的原因分析及解决办法
汽轮机 DEH 纯电调控制系统在长期运行过程中出现故障时,如何及时、正确地 进行处理,对于整台机组的安全可靠运行是非常重要的。作为检修、维护工程技术 人员,在处理这些问题前,必须首先判断设备的故障点,了解设备出现故障的具体 部件、严重程度及处理过程中必须遵循的方法,同时必须充分认识到故障的复杂性 以及如果违反检修规程和技术要求可能产生的严重后果。只有这样,才能准确、快 速地做好设备故障的处理工作。下面的内容主要来自于公开发表的文献,经整理而 得,供从事 DEH 运行及维护的技术人员参考。 一.调节系统摆动 1.1 现象 现象 1:DEH 控制系统在运行中,发现汽轮机转速很难控制在 3 000 r/min,大概有 ±25 r/min 的转速波动,造成并网困难。 现象 2:主汽阀和调节汽阀开度不稳定,调节汽阀开度波动大且摆动频繁。如某台 135 MW 机组带 100 MW 运行,出现高压调节汽阀波动频繁、主汽压力波动大.运行人员将 协调控制方式改为 DEH 控制方式.投入功率反馈回路。约 10 s 后高调门出现较大范围 的波动,功率出现振荡、摆动现象,运行人员立即退出功率反馈回路。负荷在约 30 s 内降到 60 MW,导致主汽压力急剧上升。锅炉安全阀动作。 1.2 原因分析 产生调节系统摆动的原因很多。但比较典型的几个原因如下。 (1)热工信号问题。当二支位移传感器发生干扰或 DEH 各控制柜及端子柜内屏蔽接地 线不好,电源地 CG 和信号地 SG 没有分开,造成 VCC 卡输出信号含有交流分量。当伺服 阀信号电缆有某点接地时均会发生油动机摆动现象。 (2)伺服阀故障。伺服阀即电液转换器,作用是将 DEH 控制系统输出的电信号转换成 液压信号,控制油动机行程,从而达到控制调门开度的目的。而一旦某个伺服阀故 障(通常是因为油质欠佳造成伺服阀机械部分卡涩),其对应的调门将不能正常响应 DEH 控制系统的输出指令,从而引起调速系统工作不正常。伺服阀故障现象比较常见,
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轻则引起调节系统摆动,重则造成停机或机组不能正常启动。伺服阀故障的主要原 因是油质不好,有渣滓等沉淀物存在,造成油质不合格,使伺服阀堵塞。 (3)阀门突跳引起的输出指令变化。当某一阀门工作在一个特定的工作点时,由于蒸 汽力的作用,使主阀由门杆的下死点突然跳到门杆的上死点,造成流量增大。根据 功率反馈,DEH 发出指令关小该阀门,在阀门关小的过程中,同样在蒸汽力的作用下, 主阀又由门杆的上死点突然跳到阀杆的下死点,造成流量减小,DEH 又发出开大该阀 门指令。如此反复,造成油动机摆动。 (4)油动机与阀门连接处松动,如连接的螺纹磨损,油动机与阀门的动作不一致, 阀门具有一定的自由行程,但阀门开至某一中间位置,由于蒸汽力的左右,阀门开 始晃动。 (5)位移传感器 LVDT 故障,反馈信号失真,主要表现在插头松动、脱落,LVDT 线圈 开路或短路; (6)伺服阀指令线松动,导致伺服阀频繁动作; (7)调速汽门重叠度设置不合理;

(8)阀门控制 VCC 卡内部的两路 LVDT 频率接近,造成振荡; (9) VCC 卡内部的增益设置不合理。 1.3 解决方法 对于热工信号问题造成的调节系统摆动,解决的办法是将所有现场信号进行屏 蔽,信号地线均接到信号地 SG,并与电源地 CG 分开。另外一种原因就是 VCC 卡故障。 如某台 135 MW 机组 GV3 调门运行中发现有小幅摆动, 经检查发现 VCC 卡中 LVDT 变送 器 外壳与电路板之间存在短路现象,于是在 VCC 卡中 LVDT 变送器外壳与电路板上加装上 隔离片,消除了 VCC 卡中的线路短路,解决了调节系统摆动问题。 对于油质问题引起的调节系统摆动,解决的方法是加强滤油、保证油质,特别 要注意 EH 油系统检修后的油循环,在油质合格前将伺服阀旁路,不让油流过伺服阀, 油质合格后,再将伺服阀投入,可有效地防止伺服阀"大面积"堵塞。
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2.某厂高压调门抖动 在正常单阀运行条件下,GV2 高压调节汽门大幅波动,而其它 3 个高压调门没有 波动。这种波动是随机出现的。GV2 高压调节汽门先是小幅摆动,然后突然大幅波动, 此后摆动幅度逐渐减小直至消失。分析后认为 GV 高压调节汽门摆动的原因在于阀位 位移反馈信号出现问题。即在正常运行时条件下机组振动相对较大,而位移传感器 固定在机组操纵座上。随着机组振动,位移传感器引出到航空插头处的焊点可能出 现虚焊或松动现象,则当焊点振开时 GV#2 高压调节汽门的位移反馈信号消失。而在 正常运行时高压调节汽门能够稳定在任意位置,是由于 DEH 对高压调节汽门输出指令 为"0"。DEH 输出指令是给定信号,为+信号。输入信号为位移传感器的反馈信号, 为一信号。输出、输入信号在 DEH 中比较后为"0 ,高压调节汽门即停在任意位置。 如果位移传感器的位置反馈信号突然消失,则输出信号就是给定信号,为+信号,GV#2 高压调节汽门全开直至机械限位。由于 GV#2 高压调节汽门全开,功率增大。在 DEH 功率给定不变情况下.DEH 接受功率增大信号后,又向高压调节汽门发出关小阀门指 令。由于此时 GV 2 高压调节汽门没有反馈信号,阀门无法停在稳定位置,于是又全 关直至机械限位。机组输出功率降低,于是 DEH 又发出开阀指令,高压调节汽门又过 开。这样反复波动就造成 GV#2 高压调节汽门大幅波动。由于是 GV#2 高压调节汽门位 移传感器引出线焊点虚焊或松动造成这种结果。而焊点又没有完全断开,波动一段 时间后引线又接上,所以 GV#2 高压调节汽门的波动是随机的,逐渐减小直至消失。 3.某厂高压调门抖动及其处理 3.1 现象 (1)在 1 号机组投运后,3 号高调门经常出现抖动的现象,导致阀门管理方式由顺序阀 跳为单阀方式,引起机组负荷波动。其间检查了控制回路的各段连接电缆,对 MVP 卡进行了更换、调整,但未能消除抖动现象。 (2)为进一步分析问题,尝试将 3 号高调门的 MOOG 阀线圈解除 1 组,结果 3 号高调门的 抖动现象基本消除。 3.2 原因 MOOG 阀的 2 组线圈是冗余配置的,其中任意 1 组故障后,另外 1 组仍然能够维持工 作。而从 MVP 卡件的线路图中分析,这 2 组线圈在输出回路中是并联关系。MVP 卡的驱
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动输出接近于电流源,原来须分别负载 2 组线圈上的工作电流,当解除其中 1 组后使 电流源负载减轻 50 ,因此相对原来 2 组线圈而言工作更加稳定,对干扰信号的抑制

能力得到加强,但这样做降低了回路的可靠性。现场的这种干扰对于每个调门控制 回路上的作用基本相同。当解除全部 M0OG 阀的冗余线圈后,加强对干扰信号的抑制 能力,调门才能够稳定工作。上述处理方法牺牲了回路的冗余程度,从某种意义上 降低了可靠性。但是因为原 DEH 系统的硬件无法有效抑制现场叠加的随机干扰,故 用牺牲冗余度来克服干扰引起的调门抖动也是为保证汽机安全稳定运行不得已的选 择。对此,应用抗干扰能力更强的伺服词驱动卡替代现在的 MVP 卡,同时满足抗干扰 和冗余输出的要求。 二.LVDT 传感器故障 1.1 典型现象 1.1.1 某厂 DEH 系统采用 LVDT(阀位反馈传感器)为双通道高选位置反馈方式,即阀位 反馈传感器同时输 两路阀位信号。进入控制系统后选阀位高值。该方式可以克服单 通道位置反馈方式的部分缺陷,可以避免单通道阀位反馈传感器由于信号消失使阀 门全开,从而引起汽轮机超速的可能性。但是双通道高选 LVDT 位置反馈也存在由于 位置选高值会引起阀门关闭,使负荷减少的可能。如某厂 4 号机组(135 MW)运行中出 现 1 号调门关闭,负荷从 97.8MW 下滑至 57.4 MW 的现象,主汽压力从 13.6 MPa 上升

至 14.4 MPa,造成过热器安全门动作。本次异常的原因是 1 号调门的 LVDT1 故障。其 开度信号虽然被高选选中,但未真实反映 1 号调门开度(比实际值偏大),DEH 通过 VCC 卡硬件判断,将 1 号调门关闭。 1.1.2 某厂 1 号机组运行期间,多次出现调门晃动现象,其特征是:调速汽门的开度 指令保持不变,而调速汽门的开关程度忽大忽小、反复振荡,造成负荷随之波动, 相应的 EH 油管晃动,给机组的安全运行带来了较大的威胁;1 号机 4 号高压调门 LVDT
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传动杆在运行中断裂;1 号机 3 号高压调门 LVDT 就地位置 1 号机 4 号高压调门 LVDT 传 动 杆断裂是由于传动杆与变送器有摩擦,LVDT 传动杆长,阀门频繁动作损坏传动杆;1 号机 4 号高压调门 LVDT 就地位置与 CRT 开度显示不符, 有可能是 LVDT 传动杆位置变动 或信号电缆有干扰信号。 1.2 原因分析及解决方法 1.2.1DEH 控制系统的阀门执行机构是阀门位置伺服控制回路组成的闭环控制装置, 跟随阀门移动的阀门位移传感器(LVDT)将阀门的位置信号转换成电气信号,作为伺 服控制回路的负反馈。计算机输的阀门位置指令信号与阀门位置反馈信号相等时, 阀门被控制在某一位置。可见阀门位置反馈信号在阀门伺服控制同路中是一个非常 重要的信号,该信号的可靠性直接关系到闭环控制装置的可靠性。LVDT 实质是一只 差动变压器。有三根引线。当 1 号、3 号任一根线开路时,输出信号至最大;当 2 号线 开路时,输 信号至最小。当汽轮机处于单阀控制时,LVDT 故障造成的危害会小一些; 当汽轮机处于顺序阀控制方式时,1 号、2 号调门的 LVDT 故障造成的危害就会大一些。 甚至停机。解决方法采用 LVDT 智能高选阀位反馈方式。:LVDT 信号偏差大报警、自 动判别并切除故障信号、信号超出正常范围时则输出为低限值等逻辑判断能力,使 两只 LVDT 实现真正的双冗余,将系统故障率降到最低。 1.2.2 参数设置不当。在输入指令不变的情况下,调门反馈信号发生周期性的连续变 化。2 只 LVDT 在 VCC 卡内部高选,但如果 2 只 LVDT 频差过小,会导致高选在 2 只 LV DT 之 间来回切换造成振荡,但这种振荡只要通过将频差调大即可避免。 1.2.3 机械原因造成故障。连接 LVDT 铁芯与线圈内壁产生径向摩擦,将铁芯或线圈磨 坏,导致调门波动;这种情况比较复杂,原因很多,调门与 LVDT 膨胀不均、调门振 动、铁芯固定不正等都会导致这种情况。可以采取以下方式避免,安装时尽量保证 铁芯与连接板孔垂直,将铁芯提起对准线圈孔洞与连接板孔让铁芯自由落体直至顺 利通过 2 孑 L,然后将铁芯固定,对 LVDT 进行全行程的滑动检查,观察 LVDT 铁芯和滑 杆走动是否顺畅;也可将 LVDT 传感器改为万向节型,效果也不错。 1.2.4 两只 LVDT 交叉工作相互干扰
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阀门位置反馈是取现场对应阀门的两只 LVDT 的高选值,运行中 2 只 LVDT 数值相 近。经常出现大小相互交错现象,造成高选后 LVDT 值波动,使高调门发生摆动,影 响机组的稳定运行。对此,采用了将一个 LVDT 的零点和满度调得稍微小一点,这样 就避开了数值交叉点,解决了高调门不正常摆动。 在运行过程中,如果故障一路 LVDT 信号成为高选值,CRT 上就不能正确反应出实际阀 位,运行人员不能迅速发现问题,影响机组的安全运行。针对这一问题,修改了控 制器组态,对两路 LVDT 的反馈信号进行判断,增加偏差大报警信号,并接人声光报 警,以便运行人员及早发现和解决问题,真正实现了两路 LVDT 相互冗余。 1.2.5 接线问题。2 只 LVDT 导线用同 1 根电缆线造成信号干扰;LVDT 导线与金属接触,

极易造成导线磨损接地,致使位置反馈跳变,造成调节门摆动。正确的方法应当是 每个 LVDT 单独采用 1 根屏蔽电缆。 1.2.6 原设计的 LVDT 的细长芯杆一端直接与油动机活塞杆固定联接,另一自由端在线 圈中产生位移,振动容易引起传感器动静部分磨损和芯杆断裂。针对这一问题,现 将位移传感器的细长芯杆直接与阀门联接改为长粗杆过渡联接的方式,粗杆下部分 与油动活塞固定相连,中间采用活动关节与上部分粗杆相连,位移传感器的芯杆一 端再固定在粗杆上部,另一端为自由端,改进后传感器芯杆的固定端由原来的刚性 连接变成了柔性连接,既减少了动静部分的摩擦,又消除了芯杆上承受的应力,即 使振动较大也不易磨损和断裂。这种连接方式在安装时相对麻烦一些,但可靠性大 大提高。 1.2.7 以前为了检修方便,新华公司设计的传感器引出线采用航空插头连接形式,而 传感器长期工作在温度高、振动大的环境,极易造成插针氧化、接触不良,引起信 号故障,这种情况在运行过程中也多次出现。现改为直接焊接引线, 避免了航空插 头接触不良引起的故障。 1.2.8LVDT 传感器反馈信号在从就地传回机房变送器的过程中,由于现场各种大功率 电机动力缆的电场干扰,以及各种电气设备的电源电统与反馈信号电缆的混杂交错, 使反馈电压信号极易受到外部电场的干扰。系统静态时用示波器观测反馈信号可见
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干扰成分,当大的电气设备启停时,信号所受的干扰更为明显。为克服外界电场干 扰,可专门为 DEH 控制及反馈信号电缆敷设单独的封闭 电缆槽盒,使其与现场的干扰源屏蔽开来,以减少这类干扰的产生。在分析 LVDT 反 馈信号干扰时,同一根反馈信号电缆中多个反馈信号间的相互干扰问题应引起注意。 某厂 DEH 系统改造之初,这种现象表现十分显著。最初反馈信号连接选用的是一根 l4*1.0 屏蔽缆,接两个调门共四路 LVDT 反馈信号。虽然反馈信号线间屏蔽接地处理 的很好,但静态时实测反馈交流电压有(0.06-0.1)V 的信号波动,改进接线方式, 用一根 4*1.0 屏蔽缆单独对应一支 LVDT 传感器,波动值范围降为(0.01-0.03)V, 波动值显著下降。由此可见,采取用一根多芯屏蔽电缆带多路反馈信号的连接方法, 不利于克服多路 LVDT 反馈信号间的相互干扰,LVDT 反馈信号线的接线方式应选择一 根反馈电缆对应一支 LVDT 的接线方式。 1.2.9 LVDT 传感器浸油 LVDT 位移传感器在运行期间多次发生故障,这是因为长时间处于振动状态,造成了 线圈断线,因此要及时更换 LVDT,并对因机务漏油浸泡的 LVDT 电缆,加强巡视,对 漏油部位及时清理,同时,将 LVDT 电缆尽快改为铠装密封电缆。 三.调门卡涩 1.现象及原因分析 1.1 高调门打不开。某厂#2 机组曾出现在处理 GV2 调门机械卡涩过程中,由于伺服阀 (MOOG 阀)故障,出现调门全关到"0"位后无法打开的现象。 1.2 部分高调门,部分中调门打不开。这些现象都直接影响机组的启动及正常运行, 而且严重威胁设备的安全可靠性。经过分析各种故障现象及查阅相关的资料,其产 生的原因大致有以下几种情况:1)电液伺服阀故障导致蒸汽调门不好用。如伺服阀 滤网、喷嘴堵塞,有黑色胶状物;阀芯与阀套过封度变小,阀芯破损严重,泄漏量

增加等,都会引起电液伺服阀故障,造成蒸汽调门打不开或大幅度振动。高压汽阀 和调阀工作原理图如图 1 所示。 1.3 试验电磁阀故障也会导致中调门无法开启。
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如试验电磁阀节流孔径偏小,误动作、阀芯卡涩未回座等症状都会引起试验电磁阀 故障。 1.4 快速卸载阀故障导致蒸汽调门无法开启。如卸载阀卡涩、不严密等导致快速卸载 阀不好用,油压建立不起来使蒸汽调门打不开 4)管道有残余杂质造成 EH 油质不合格。 由于 EH 油质不合格会导致电液伺服阀、电磁阀、卸载阀故障,甚至 DEH 控制系统瘫痪。 1.5EH 油长时间在高温区工作会发生氧化变质、水解反应和酸值升高,这样会产生一 种类似碳化物的黑色、粘稠状物质,使油液颗粒度增加。该物质极易堵塞电液伺服 阀滤网及喷嘴,造成阀的振动或产生忽开忽关现象,这也是非常普遍的现象。 2 机 组常常发生油滤网堵塞,EH 油压也常常从 12.6 MPa 下降到 11.8MPa,即使更换新滤 网后运行不久,又会造成油滤网堵塞,其产生原因可能就是因为近期负荷高、环境 温度高,再加之近期使用国产 EH 油滤网(检修人员认为该种国产滤网质量不佳)等多 方面因素造成的。自 2005 年 10 月下旬以来,随着环境温度下降,EH 油温已经降到 43 ℃左右(原来最高可达 55℃甚至更高),检修人员更换了出口卸载阀并经常更换 EH 油 箱呼吸器中的硅胶干燥剂,现在油压已经趋于稳定,保持在 12.4~12.6 MPa 之间, EH 油滤网差压也保持了较低的水平。 2.解决办法 2.1 加强 EH 油质监视及管理,严格按照制造厂的要求一丝不苟地进行油质监测和管 理。坚持抗燃油的再生净化处理达到标准,油质酸值保持在 0.2 mgKOH/g1).2 下。 2.2 降低电液伺服阀的工作环境温度。 2.3 拆装电液伺服阀、试验电磁阀及快速卸载阀应严格按规定要求去做,不能受强磁 场干扰,不能受空气污染,密封圈每次都要进行更换。 2.4 电液伺服阀需要定期进行更换滤网,密封圈等维护工作,同时,还需要定期返厂 调整。 2.5 精滤器组件应长期投运,每个月清扫一次 EH 油箱上的磁棒。在长期运行期间也要 定期检查滤芯,发现有问题及时更换,以确保油质始终保持洁净标准范围内。 2.6 在换新油时,要对新油进行不少于 24h 的循环冲洗(利用冲洗块),待油质合格后 更换滤芯。 (7)更新再生装置。EH 油再生装置如图 3 所示。
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四.DEH 硬软件的故障处理 1.VCC 卡故障 VCC 卡可能出现的故障包括:与 BC 板通信中断;VCC 板停止运行;LVDT 调整电路异 常;综合放大回路异常等。 1.1 某厂 2 号机 GV3 调门运行中发现有小幅摆动,经检查发现 VCC 卡中 LVDT 变送器外 壳 与电路板之间存在短路现象,于是在 VCC 卡中 LVDT 变送器外壳与电路板上加装上隔离 片,消除了 VCC 卡中线路短路问题。由于其具有通用性,因此,DEH 系统中所有 VCC 卡都加装了隔离片。 1.2 确定故障在 VCC 卡后,应当首先确认该 VCC 卡的故障是否可以通过在线调整解决。 如无法调整,确认需更换时,必须保证机组运行的安全及负荷的稳定,即防止产生 阀门突然全开或全关。如在线更换 VCC 卡时,应按以下方法进行: (1)当 VCC 卡控制的阀门处于全关位置,且 DEH 输出指令为 0 时,可将机组 DEH 控制切 至 手动位置, 然后拔下该 VCC 卡, 确认新的 VCC 卡型号、 跳线及软件版本与原 VCC 卡相同。 插入新 VCC 卡,并检查其工作是否正常。按照 VCC 卡 LVDT 调整方法,整定零位、满度、 放大倍数及偏置电压等。确认控制系统工作正常、状态正确、跟踪良好后,投入自 动。注意在调整过程中,必须保证机组安全及负荷稳定。 (2)当该 VCC 卡控制的阀门不处于全关状态或 DEH 输出指令不为 0 时,必须通过阀门全 行程试验,强制 DEH 指令使阀门开度逐渐到 0 后,再更换 VCC 卡。同时,可考虑投入 功率回路,在关小阀门过程中,负荷维持稳定。指令到 0、阀门全关后,再进行处理。 VCC 卡件电源环线端子松动故障的处理和防范措施 1.3 实例

2002 年 11 月 28 日 22:10 时,某厂运行人员发现 3 号机组 DEH 系统 OIS 上显示高调 1、高 调 2、中调 1、中调 2 频繁出现全关现象,实际检查也是如此,严重影响了机组安全稳
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定运行,为了维持机组继续运行,值班人员与班长两人商议暂时采用电池把 1 号高调 门、2 号高调门全开(中调 1、中调 2 用电池也全开),维持系统运行。同时通知检修人 员迅速到现场查找原因,由于现象具有共性,调门指令没有变化而调门频繁出现全 关、全开现象,椐此检修人员判断卡件电源可能有问题。于是对卡件电源彻底检查 时,发现 VCC 卡的+5 V 电源环线端子松动造成调门故障,重新紧固+5 V 电源端子,用 万用表检查其它电源正常后,撤电池,使系统恢复遥控运行。 7 月 6、7 日,IV1、IV2 的 LVDT 阀门位置反馈 3 次从全开位置突关,负荷突降约 100 MW, 再热器压力突升 0.31 MPa,4 S 内自动恢复;12 日.3 号机组再次出现 6 次负荷突降, 降幅为 10~50 MW.5 S 内自行恢复,查高调门不同程度关过,中调门 f 已强制开)、 主汽门未动,断开 OPC 板至 VCC 板信号线后,出现高、中调门小幅关闭 15 次.负荷突 降.调门大幅关闭 5 次,最后一次高中调门全关,负荷到零 DEH 切手动开调门负荷突 升。引起锅炉水位波动大,MFT 保护动作。后断开 OPC 电磁阀电源 13 日,3 号机组 6 个 调门大幅度波动至零,调门全关,锅炉 MFT 保护动作,运行人员紧急 DEH 切手动开启 调门手动无效,机组逆功率保护动作跳机、炉。上述故障特点是调门指令不变。调 门自关。主汽门不动,且 OPC 电磁阀已停电,判断为 OPC 电磁阀体部分故障,机组停 运后,更换 2 只 OPC 电磁阀、1 只 AST 电磁阀和 1 块 DI 板,解除所有强制点,但机组启 动 后故障仍然出现 9 次,机组被迫强迫停运。 原因分析: 机组停运后进行静态仿真和混合仿真试验,最终查证调门突关原因为原 GV4、GV3 卡 件(之一)OPC 信号进入 VCC 板的输入端因信号发生间歇性短路故障,造成 OPC 信号误 发,通过总线使各调门指令 S 值清零,造成阀门瞬开瞬关、且关闭后在手动开启失效 的现象。在 VCC 板至总线板输出端均置有电容,各 VCC 板 OPC 信号触发电平不一致,故 各阀门动作不一致。分析认为,是由于 VCC 卡上高频变压器积灰等原因.造成高频变 压器金属外壳与总线板出现间歇短接,造成信号间歇短路,引起 OPC 信号误发。 故障处理: 对 VCC 卡结构进行相应改进,现将所有 VCC 板高频变压器底部加装垫片做好可靠绝缘
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措施.加强定期清扫工作,防止接点短路造成信号误发,同时要严格控制热工电子 间温度湿度,保证设备运行环境,提高运行可靠性,有效防止了类似事件的发生。 2.基本控制计算机过热死机 某厂曾发生 1 号机 DEH A、B 基本控制计算机主板温度过高的死机现象,经检查发现 386 /12 主板工作时发热量较大,主机箱内其它插件板与主机板很近,长时间运行时机 柜内热量不能及时散放出去,因此,为保证主机正常工作,将 DEH 主机箱加装风扇板。 3.DEH 控制器负荷高 某厂 DEH 的机柜硬件配置采用的是一对互为冗余的 DPU,DEH 机柜通讯负荷率长期处在 5O 的较高水平上,紧急情况下容易造成通讯数据的堵塞,造成 DEH 系统的瘫痪。为 解决 DEH 机柜通讯负荷率过高的问题,我们采用了 2 对 DPU,将在 3 机中 1 对 DPU 完 成的 功能分散至 2 对 DPU 中,改造后 DEH 机柜通讯负荷率降到 25 左右。 4.DEH 控制系统跳闸逻辑的修改

为了确保汽轮机的安垒、稳定运行,DEH 的跳闸逻辑功能修改为在各种控制方式下均 起作用,为了防止汽轮机轴承金属温度高、轴承回油温度高和推力瓦的工作面与非 工作面温度高信号误发造成跳机,汽轮机跳闸逻辑修改为: ? 汽轮机任一轴承温度高与该轴承的回油温度高均存在则跳机。 ? 汽轮机推力瓦的工作面与非工作面各 l1 点温度中,均采用 11 取 2 的跳机逻辑 5.ETS (Emergency Trip System)控制柜 24V 辅助电源故障 5.1 某厂 2005 年 6 月 6 日下午 15 时,1 号机组冲转至 1 613 r/min,2 号轴承振动达 0.27 mm,汽机 ETS 首跳记忆"轴振保护动",但 DEH 保护未动作,运行人员手动紧急打闸。 分析 ETS 控制回路逻辑,发现逻辑回路正确,动作的开关量点已经输出。分析这种情 况的保护拒动可能是继电器回路动作不可靠造成。经过检查,发现 ETS 机柜开关量输 出模块辅助电源 DC24 V 电源保险熔断,致使该电源所带的 ETS 继电器柜的 24 V 继电 器未动作,致使由 ETS 机柜送入 DEH 机柜的"ETS 跳闸" 开关量信号未送出,保护拒
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动。 5.2 故障处理 经过分析逻辑及柜内接线图,决定从 ETS 机柜的软、硬件回路予以完善。具体措施如 下。 (1)从运行操作台单独提供一路手打停机信号直接送入 DEH 继电器柜硬跳闸回路, 确保 Ovation 机柜卡件外供电源故障时,实现运行人员紧急停机。 (2)ETS 机柜增加开关量模块直接送出跳闸信号至 DEH 继电器柜。 (3)在软硬光子牌中增加 DEH110VDC 失电报警,在软光子中增加所有内供电模块失电 报警的画面 6.单多阀切换及应流量曲线不准引起负荷在某一点晃动 单阀切顺序阀控制时,DEH 的阀门管理程序会根据系统的蒸汽流量请求值,计算顺序 阀控制时每一个调门的阀位值;对每一个调门,算出目前单阀控制时的蒸汽流量与 待转换顺序阀控制方式下应有的蒸汽流量的差值。切换时,阀门管理程序以切换前 的负荷指令为依据,并根据阀门流量特性曲线确定待转换控制方式下的阀位值,当 阀门流量特性曲线与机组真实值差别较大时,切换后负荷波动就会比较大。可见, 阀门流量特性曲线严重偏离机组的实际情况导致控制方式切换时负荷的大幅度波 动。应重新测定阀门的蒸汽流量特性曲线,优化 DEH 控制系统的阀门管理程序。 五.DEH 组态丢失 某厂 2003 年 7 月 9 日 2:15 时,1 号机组准备冲转,运行人员发现在 OIS 上无法输入目 标 值,通知检修人员到现场,在 OIS 上和 EWS 上还是无法输入,检修人员初步认定是死 机,可经复位,仍不好用。检查组态,发现程序丢失了 30 页,重装组态后,故障排 除。为了查清 30 页丢失的原因,检修人员查阅了历史记录,并经分析,发现是前几 天 UPS 电源和保安段电源互切造成的;DEH 系统 DPU11 和 DPU31 分别是 UPS 和保安 段电 源供电,当时 DPU1 1 先断电,DPU31 切为主控,这过程中拷贝组态时,保安段又断电, 致使拷贝组态不全,造成丢失。

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六.高压调门阀杆脱落 1.现象:某厂高压调门连续发生脱落。 2.原因分析 调门导向套与阀头间距离 46mm,调门有效调节行程为该距离值得 35%(16mm)。当 调门开度值大于 16mm 时,已经失去调节作用。因制造厂在配套油动机时所选定 的油动机行程为 184mm,而按调门行程 46mm 通过杠杆比例折算出油动机实际行 程应为 172mm,油动机设计行程多出的 12mm 造成阀杆螺纹受力过大而损坏。但 油动机全开时的满开度行程产生的调门行程值大于调门自身的极限行程值时,在 调门全开时阀头上端面与导向套下端面顶死,此时油动机活塞下部仍有高压 EH 油产生的力通过杠杆作用到与连接杆与阀杆的连接螺纹上,造成连接杆螺纹及销 子损坏。另外如果连接杆端面与阀杆端面留有较大间隙时,在快关过程中,巨大 的弹簧作用力会直接作用在连接螺纹上,造成螺纹及销子损坏。 3.预防调门阀杆脱落的措施 (1)设计时考虑留足油动机行程的安全尺寸。 (2)提高连接杆与阀杆的装配工艺水平,避免调门弹簧座的弹力直接施加在阀杆连 接螺纹上而造成损坏。 (3)在阀门完成校验后,在实际运行过程中,应避免使阀门的开度指令大于 LVDT 反馈的最大值,以避免油缸下部油压达到 EH 系统的油压,可将阀门开度指令的最大 值调整为 99%或 98%。 (4)对碟形弹簧垫片与机械限位档杆进行调整,碟型弹簧具有缓冲作用,调整的当, 可以避免阀杆螺纹的损坏。

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一下为参考资料不翻译:
二、保护系统的输出信号: 保护系统的输出信号主要包括跳闸指令、跳闸信号及跳闸首出原因、试验电磁阀 (及其闭锁电磁阀)的输出指令,以及系统本身的报警信号。 1、跳闸指令。ETS的跳闸指令直接送到就地,通过跳闸电磁阀的失电或带电动作,使控 制油压失去,关闭汽轮机所有阀门,使系统处于跳闸状态。为了保证跳闸信号的正确动作, 跳闸指令的输出根据跳闸电磁阀的数量和油路设计一般有三种情况: a、二取一,两个跳闸电磁阀任一动作,都释放危急跳闸系统的液压油,使汽轮机跳闸。 这种设计容易发生误动,较少采用。 b、三取二,三个跳闸电磁阀任两个动作,都释放危急跳闸系统的油压,使汽轮机跳闸。 这种设计从逻辑上说很合理,即防拒动又防误动,从软件和继电器上也容易实现三 取二逻辑设计,但用机械油路实现三取二逻辑则较困难,实际应用中有一部分机组 的跳闸系统如此设计。 c、四取二,四个跳闸电磁阀分两组,先并联后串联,每一组中都至少有一个跳闸电磁 阀动作则释放危急跳闸系统的油压,使汽轮机跳闸。这种设计应用最多,因为除即 防拒动又防误动外,用机械油路很容易实现逻辑设计,与保护控制系统的接口也容 易实现。 2、跳闸信号及首出跳闸原因信号。 这些信号送到ETS的输出通道或DCS等其他系统来显示,主要是为了迅速、准确地分析 跳闸原因。其中首出跳闸原因逻辑回路可在ETS系统中作出,也可由DCS系统根据ETS送出 的跳闸信号自行做出, 但这就要求DCS系统的硬件和软件有很强的实时性, 即硬件要有很快 的采样周期,甚至达到毫秒级,软件也要有很快的运算周期或扫描周期,以保障显示真正的 跳闸首出原因。为了区分跳闸信号和首出跳闸信号,ETS系统中跳闸信号可用长信号送出, 而首出跳闸信号用脉冲信号送出以示区别,即在ETS的LED上或DCS系统的画面显示上以颜 色或字符闪动来提醒运行人员跳闸首出原因。 3、试验电磁阀的输出指令。 使ETS系统可以进行跳闸回路的在线动作试验,通过试验检验保护信号的正确输入和各 个跳闸输出通道的正确动作。 试验包括两方面的内容,一个是对跳闸信号的试验,如真空低、控制油压低、润滑油压 低、轴向位移大等,通过试验来检验就地开关的正确动作、跳闸信号的正确输入、跳闸逻辑 的正确设计等; 另一个是对跳闸电磁阀的试验, 即通过让跳闸电磁阀动作来检验试验按钮信 号的正确输入、跳闸电磁阀的正确动作、跳闸电磁阀反馈信号的正确输入 等。其中对跳闸电磁阀的试验一般有两种措施,一种措施是直接让所试验跳闸电磁阀跳 闸, 通过其它跳闸电磁阀的不动作来闭锁跳闸油路, 用油压开关的动作来监视和确认跳闸电 磁阀的动作状态;另一种措施是送出指令到闭锁电磁阀来闭锁跳闸油路,当其反馈(油压开 关信号或行程开关信号) 回来后再动作跳闸电磁阀, 依靠其行程开关或油压开关检验跳闸电 磁阀的动作状态。 4、系统本身的报警信号。 主要送到DCS等其他系统,用来显示ETS系统的主电源、各分布电源和控制器的工作状 况,以及单个跳闸信号的输入变化情况,为运行和检修人员及时提供ETS系统状态信息。 三、通常采用的保护信号

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1、振动大跳机。 振动包括各个轴承处的振动,它指的是各轴承处汽轮机动静部分之间的径向间距,应 保持在合理的设计允许的范围之内;同时,振动是反映汽轮机转子静、动平衡程度的重要依 据,通过分析各轴承处的振动幅值和振动相位,可以了解转子的动平衡特性,给转子加重的 位置和重量的确定提供了直接的依据,进而改善了转子的动平衡特性,降低了机组的振动。 汽轮机的振动根据测量和显示形式的不同为相对振动和绝对振动,其中相对振动指的 是大轴相对于汽缸的振动幅值, 一般采用涡流式探头测量; 而绝对振动指的是大轴相对于汽 缸的相对振动与轴承盖相对于基础的绝对振动的矢量复合后的振动幅值, 一般用一个涡流式 探头和一个压电式探头测量。按照一般的安装设计,从机头向发电机看右侧为X方向,安装 一组相对振动探头,测量大轴的相对振动;左侧为Y向,安装一组复合振动探头,测量大轴 的绝对振动(见图3-4)。振动大停机指任一相对振动或绝对振动幅值达到跳闸值,即采取 或逻辑。振动的报警值一般为0.125mm,跳闸值为0.254mm,具体值根据厂家提供的数据确 定。同时,不同转速范围内的振动报警与跳闸值也可能不同(如转速<666rpm时,报警值 0.076mm,跳闸值为0.102mm;转速>666rpm时,报警值0.125mm,跳闸值为0.254mm)。为 避免信号误动,跳闸输出信号通常加1秒的延时。 2、轴向位移大。 轴向位移指的是大轴轴向推力盘与轴向推力轴承之间的相对位移,即汽轮机轴向推力 轴承处动静部分的水平间隙。 因为推力轴承承受蒸汽作用在转子及动叶片上的轴向推力, 并 确定了转子的轴向位置, 因此轴向位移就表明了推力轴承所承受的力的大小, 也表明了推力 瓦块表面乌金的磨损程度,为了保证设备的安全,它应保持在合理的设计范围之内。实际应 用中,轴向位移的零位一般定在轴向推力间隙的中间,以大轴向发电机

侧移动为正方向, 因此轴向位移的报警和跳闸就各有正负两个值, 如报警值为±0.9mm, 跳闸值为±1.0mm。 轴向位移报警通常采取逻辑或,即任一轴向位移大或信号坏则发出报警信号;轴向位 移大跳闸逻辑则根据安装的探头数量可采取相应的措施, 如果安装三个探头则采取2/3逻辑, 安装四个探头时分两组1A、1B和2A、2B(具体安装如图3-5所示),跳闸逻辑采用(1A+1B) *(2A+2B),即先或后与(或者先并联后串联),即两组中均有一个轴向位移达到跳闸值 则系统跳闸。轴向位移传感器单个故障时报警,2/3故障时跳机。为避免信号误动,通常加1 秒的延时。 图3-

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3、超速。 转速是汽轮机需要监视的一项重要参数,它直接联系着汽轮机的安全稳定运行,汽轮 机转子根据材料、 重量和结构设计都有所能承受的最大安全转速, 当然实际设计的超速动作 值要保守一些。超速保护根据动作值包括初级电超速(一般为额定转速的109%~110%,如 通常取3300rpm)、危急电超速(一般为额定转速的113%,即3390rpm)和机械超速(一般 为额定转速的111%~113%)。其中初级电超速和危急电超速通常由ETS系统实现,采用2/3 (三取二)逻辑,超速跳闸信号由ETS系统的测速卡接受汽轮机的转速信号后,产生超速信 号,或由其他系统测量转速信号后直接将超速保护信号送到ETS系统中。机械超速指受弹簧 力作用的飞锤在汽轮机运行到一定转速下飞出, 通过机械机构泄掉控制油压, 关闭所有汽门。 初级电超速保护可以通过试验按钮切除 (为了保证操作的正确性, 一般设计有切除确认按钮, 避免误操作),以便做机械超速试验和危急超速试验,而危急电超速保护功能一直起作用, 不允许切除, 以保障汽轮机的绝对安全。 机械超速试验可以通过注油试验或直接升汽轮机转 速来完成。 为了保证系统的安全和信号稳定,有的机组还设计有其它一些超速动作逻辑如: 1、转速加速度超限:16%/sec(或≧480rpm/sec),信号来自冗余测速卡件或冗余处理 器,即通过硬件或软件形成跳闸信号送进ETS系统; 2、转速信号丢失或故障:指几个转速信号相互不一致或转速信号探头故障以及信号丢 失,(包括加速度超限,或转速大于某一值(如300rpm)却仍有零转速信号存在,或

转速小于某一值(如2rpm)却无零转速信号存在),转速信号单个故障时报警,2/3转 速信号故障时系统跳闸。其中,零转速信号由硬件产生,而转速大于或小于某一值由软件产 生,这样就比较了系统软硬件的工作情况,避免保护误动。 另外,现在的汽轮机控制系统中一般还设计有103%(3090rpm)超速动作,输出此信号 时, 通过泄掉各调节汽门的控制油压使其关闭, 同时阀位指令输出为零, 但主汽门并不关闭, 即系统不跳闸。当转速低于3000rpm(或2950rpm)时,再逐步开启调节汽门,恢复正常转 速调节功能。

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4、胀差大。 汽轮机转子的质量比汽缸小得多,工作时四周有蒸汽流动。因此在启动及正常工作时, 转子的膨胀量大于汽缸,使得转子与汽缸之间产生相对膨胀,即称差胀或胀差。胀差根据安 装位置分为高压缸胀差、中压缸胀差和低压缸胀差,分别测量汽轮机不同部位的胀差。胀差 大保护所监视的就是胀差探头安装处汽轮机各部分动静间隙是否达到最大允许值 (跳闸值) , 以跳闸汽轮机,避免引起动静部分机械摩擦。 汽缸与转子的膨胀死点不同,内缸与外缸的膨胀死点又有差别,这些因素使得汽轮机 不同截面的动静部分轴向间隙不同。在机组启动时,转子、汽缸受蒸汽加热后均发生膨胀, 汽缸以轴向定位横销(一般在低压缸内)为中心,分别向前、后两侧膨胀,即定位横销为汽 缸膨胀的绝对死点。 而转子以轴向推力轴承为中心向两侧膨胀, 即推力轴承为转子的相对活 动死点,此时转子的膨胀量大于汽缸的膨胀量称为正膨胀,或称为长轴。相反,在冷却过程 中(如停机或减负荷时),转子收缩快于汽缸,动静间隙减小,此时若转子的膨胀量小于汽 缸的膨胀量则称为负膨胀,或称为短轴,因此胀差保护的报警和跳闸值都是两个,正值远大 于负值,具体值以厂家提供的参数为准。为避免信号误动,胀差跳闸信号通常加1秒的延时。 5、凝汽器真空低。 凝汽器的真空直接反映了汽轮机本体的工作情况,尤其是后几级叶片的工作状态,以 及射水抽汽器、热交换面、循环水泵、凝结水泵等的工作状况。同时,凝汽器的真空高低也 直接影响汽轮机的正常工作效率和安全稳定运行,因此它也是汽轮机保护中一项重要参数。 凝汽器真空低保护通常采用2/3(三取二)跳闸逻辑,可以附加联锁条件,如汽轮机转速大 于300rpm,即汽轮机刚启动时对真空要求不是很严格,在一定转速以上则必须保持设计的 真空度,以保障汽轮机的正常运行。 6、控制油压低。 控制油指的是提升主汽门和开关调节汽门的抗燃油,它是汽轮机正常运行和控制用的 最终介质及动力。 控制油压过低则严重影响汽轮机的控制精度和稳定运行, 控制油压低保护 通常采用2/3跳闸逻辑。另外,有的机组还设计有控制油位低保护,使保护系统更完善。 7、润滑油压低、润滑油位低。 一定的润滑油压是为各轴承提供一定流量润滑油的保障,也保证了轴承有一定的润滑 油膜厚度, 油压过低将直接影响轴承的正常工作和汽轮机本体的安全。 润滑油压低保护通常 采取2/3跳闸逻辑。另外,一般机组还设计有隔膜阀,它的工作原理是当润滑油压失去时, 隔膜阀动作,泄掉控制油压,关闭所有汽门,使汽轮机跳闸,这是一套机械 保护装置。 8、MFT。 MFT本意指锅炉主燃料跳闸(Main Fuel Trip),在这里泛指锅炉跳闸,此时汽轮机因 失去一定数量和质量的过热蒸汽汽源而跳闸。目前相当一部分机组都设计有机炉电大联锁, 即锅炉、汽轮机、发电机三者中任一主设备跳闸,则联锁跳闸另两主设备,当然其中含有联 锁条件, 比如: 若汽轮机跳闸且机组负荷大于40% (适合于设计有40%最大容量的旁路系统) , 则跳闸锅炉。而个别机组则没有设计MFT跳闸汽轮机这项保护,靠锅炉蓄热让汽轮机维持 3000RPM或带最低负荷,锅炉侧则迅速消缺并恢复,减少停机时间,提高工作效率。 9、油开关跳闸、发变组故障、发电机逆功率。 指发电机甩负荷或发电机保护动作或发电机向汽轮机输出功率,汽轮机失去负荷或失 去带负荷的能力,为避免超速和设备损坏而跳闸汽轮机。有些机组设计有FCB功能,即发电 机解列或故障时甩掉负荷,但不跳闸汽轮机,此时汽轮机维持3000rpm空转,或带厂用电运 行,当发变组缺陷处理完后,迅速升参数带负荷,以缩短启动时间提高经济效益。
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10、高压缸排汽压力高、高压缸排汽温度高、一级排汽温度高、低压缸排汽温度高。 这些信号监视的是汽轮机本体内部的工作情况, 尤其是动叶和静叶等通流部分的状况, 避免 故障发生时,事故的产生与扩大。一般设计的具体跳闸逻辑有两路,一路是排汽温度高(或 排汽压力高)II值并延时一定时间后跳机,另一路是排汽温度高(或排汽压力高)III值直接 跳机。即参数高II值时报警,并允许机组继续运行一定时间,如果超时则跳闸。而参数高III 值时,则不允许机组继续运行,为保护设备安全,立即跳闸汽轮机。 11、手动打闸。 手动打闸是汽轮机保护系统的最后一道保护措施,它是在试验汽轮机跳闸系统、测量 阀门关闭时间及汽轮机处于危急情况时人为地跳闸汽轮机而使用。 具体手段包括就地打闸手 柄和运行人员手动停机按钮, 其中就地手柄打闸是通过机械装置直接泄掉控制油压, 关闭所 有汽门(一般就地打闸手柄送一副干接点到ETS系统中,来监视手柄的位置变化,同时经过 跳闸逻辑使系统跳闸,并送出跳闸指令到就地跳闸电磁阀,ETS系统再送出“就地跳闸”信号 到DCS系统中,来说明汽轮机的真正跳闸原因);而运行人员手动停机按钮分集控室紧急停 机按钮和就地停机按钮两种,同时每种手动停机信号分两路,一路进ETS系统,通过跳闸逻 辑输出跳闸指令到跳闸电磁阀使系统跳闸,另一路不进ETS,而设计在跳闸回路中(一般为 串联方式),直接动作跳闸电磁阀,泄掉控制油压,使汽轮机跳闸。为安全起见,集控室紧 急停机按钮一般设计为两个串联,以免误动。 12、失去定子冷却水。 失去定子冷却水指发电机冷却水系统异常, 一般包括具体三种信号: 定子冷却水出口温度高 (如出口水温>84°C)、定子冷却水流量低以及定子冷却水压力低。逻辑上通常采用 2/3(三 取二逻辑)并加适当时间的延时。

ETS 系统的可靠性设计原则
汽轮机保护系统的配置除满足热工连锁保护系统基本原则外, 在总体设计时还应考虑以下可 靠性原则。 一、 系统独立。ETS系统必须采用独立的单元控制器,不准与其他系统公用一个或几 个处理器。虽然ETS系统输入输出信号不多,跳闸逻辑也比较简单,使用目前普遍采用的控 制器都能实现所设计的功能, 硬件和软件性能也能达到控制要求, 但作为汽轮机的重要保护 系统,为了保障其相对独立性,避免因其他系统软件或硬件的修改或其他系统的操作、试验 而引起保护误动或拒动,必须将其与其他系统分开设计,独立运行,包括电源系统和处理器 以及输入输出卡件和继电器等外部设备。 二、 电源必须冗余配置。电源的冗余配置包括主电源冗余和分布电源冗余,主电源冗 余即ETS系统同时从外界接受的一路UPS(不间断电源系统)电源和一路保安电源。一般每 一路主电源都带两路分布电源分别供给两个控制处理器, 即每一个处理器的电源也采用冗余 配置; 每一路主电源又另带两路分布电源为输入信号提供工作电源, 另带两路分布电源为跳 闸电磁阀的输出指令信号提供工作电源。这样处理器的电源、跳闸电磁阀的电源、跳闸输入 信号的供给电源等都做到冗余配置。 处理器的电源类型根据具体产品的不同而不同, 有接受220VAC的, 也有接受24CDC的; 跳闸信号的电源一般用24VDC,也有用110VDC和220VAC的。而跳闸电磁阀的电源则普遍 采用110VDC或110VAC,以抗干扰避免误动。 三、 输入信号的冗余与逻辑处理。为了保障输入信号的可靠性,许多信号采取冗余配 置,如控制油压、润滑油压、真空、轴向位移、定子冷却水的压力和流量等,多采用相同的

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三个测点甚至四个测点输入, 而ETS系统中逻辑处理根据信号冗余数量的不同而不同, 如1/2 (二取一)逻辑,或2/3(三取二)逻辑,或2/4(先并联后串联)逻辑。采用2/3(三取二) 逻辑的较多,因为它在逻辑上既避免误动,又可避免拒动,同时在硬件上又容易设计。 四、 输出信号的冗余与逻辑处理。为了保障跳闸指令的正确动作,避免拒动和误动, 输出信号也采取冗余配置,典型的设计有1/2(两个并联)、2/3(三取二)、2/4(先并联后 串联)等几种。因为1/2(两个并联)方式容易误动,而用2/3、2/4方式既可避免误动,又可 避免拒动,故实际应用中采用2/3、2/4方式的较多,尤其是2/4方式,因其考虑地机械部分跳 闸油路的方便设计。 五、 PLC冗余控制。即主副PLC同时接受完全相同的跳闸输入信号,这些跳闸信号可 以是直接从就地或其他系统来的冗余跳闸信号, 也可以是经ETS系统的继电器扩展或其他形 式处理以后的跳闸信号,然后通过冗余PLC相同的逻辑判断,分别送出跳闸指令,跳闸指令 相或后送到就地的跳闸电磁阀。有些机组的ETS系统甚至设计采用三重冗余,以保证保护系 统的可靠稳定安全运行。采用双重冗余时,相同的输出跳闸信号一般采取1/2(二取一)逻 辑,即输出信号相或;采用三重冗余时,则采用2/3(三取二)逻辑,即三个控制器输出的 相同跳闸指令信号先经过2/3(三取二)逻辑,送出一个真正的跳闸指令,再与其他跳闸指 令一同送到就地跳闸设备。

六、 跳闸首出的产生。为了方便分析汽轮机跳闸原因,有必要显示所有超限或
动作的跳闸原因,尤其是引起机组跳闸的首要原因。因为PLC及其输入输出卡件的采样 周期和运算扫描周期为毫秒级,已足够分辨跳闸信号的先后顺序,因此一般在PLC中都设计 跳闸首出的产生逻辑,也有一些ETS系统只是将跳闸信号送到DCS系统中,再由DCS做跳闸 首出产生逻辑。 七、 失电跳闸。即跳闸电磁阀在正常情况下是带电运行,截断泄油口,失电时跳闸电 磁阀动作,打开泄油口,所有阀门因失去控制油压而关闭。设计为失电跳闸主要是从安全角 度考虑, 即汽轮机保护系统因失电而失去对汽轮机的保护功能, 为保障设备的安全使汽轮机 处于跳闸状态。 八、 工艺要求严格。ETS系统是强电控制和弱电控制并存的装置,因此系统设计和布 线工艺是否合理,接线是否可靠,则是消除干扰,确保装置正常工作的关键。一般要求强电 信号和弱电信号经过不同的电缆桥架和敷设走向进出ETS机柜,屏蔽线单点接地。尤其是汽 轮机转速信号,除要求屏蔽线在ETS机柜中单点接地外,还要将电缆的备用芯和信号负端也 在ETS机柜中单点接地。 九、 输入信号的灵活处理。为了保证现场输入跳闸信号的可靠性和稳定性,有些ETS 系统的输入跳闸信号工作电源采用强电,如220VAC、110VAC、110VDC等,而PLC的输入 卡件则接受24VDC或48VDC等弱电信号,因此可采用继电器进行转换。所以设计输入信号 进继电器有双重作用,一是信号扩展,使跳闸信号为冗余PLC服务,另一个就是进行强电与 弱电的转换,保证PLC接受可靠的现场跳闸信号,避免跳闸误动作。 十、 在线试验。为了验证跳闸回路的畅通,保证跳闸系统的可靠、正确动作,ETS系 统一般都设计有在线试验手段, 以便对一些重要的跳闸信号 (如: 控制油压低、 润滑油压低、 凝汽器真空低等)和跳闸电磁阀进行在线试验。而对其他跳闸信号和电源与PLC的冗余性以 及跳闸首出原因的正确与否,则可以在条件允许时,如机组试运前或大小修后,通过从就地 或ETS机柜的端子排上断开或短接跳闸信号,检验跳闸系统的动作情况。

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