【摘 要】 目前新建机组在调试期由于种种原因，使得热工逻辑讨论、调试措施审核、调试过程监督、生产准备及培训工作一般难以做到圆满完善，给机组后期生产运营带来较大隐患，因此在机组投产后，热工专业的首要任务就是做好隐患排查和整改工作。
【关键词】 DCS隐患 DEH隐患 设备隐患
1. 前言
国电蚌埠发电有限公司二期工程建设规模为2×660MW超超临界二次中间再热燃煤发电机组，蒸汽参数31MPa/600/620/620℃。锅炉设备为东方锅炉股份有限责任公司生产的高效超超临界参数变压直流锅炉，二次中间再热，单炉膛，前后墙对冲燃烧方式，尾部三烟道结构，采用挡板调节再热汽温，固态排渣，全钢构架，平衡通风，半露天布置，全悬吊结构П 型锅炉。锅炉型号为DG1785.49/32.45-Ⅱ14型。汽轮机组为上海汽轮机厂生产的N660-31/600/620/620 型超超临界、单轴、五缸四排汽、二次中间再热凝汽式汽轮机。发电机为上海电气集团股份有限公司制造的水氢氢冷却、静态励磁同步汽轮发电机，型号QFSN2-660-2。工程采用包括湿式除尘器、单塔双循环等技术在内的烟气一体化协同超净治理技术，烟尘、SO2、NOx排放分别4.33mg/Nm3、18.5mg/Nm3、30mg/Nm3，满足并优于超低排放的要求。
机组DCS系统采用国电智深EDPF-NT+3.3，DEH系统采用西门子SPPA-T3000，两台机组分别由江苏方天和安徽新力公司进行调试，#3机组于2018年4月15日通过168试运，#4机组于2018年6月14日通过168试运。
#3、#4机组在投产以后出现数次运行不稳定的情况，为此热工专业加强了现场及逻辑隐患排查工作。
2.DCS逻辑隐患排查
机组在基建和调试期时，热控专业通过三联会、四联会、五联会等多次组织运行人员、设备厂家和调试单位进行逻辑保护讨论，但一方面机组采用了较多新技术，可借鉴经验少，另一方面随着机组运行需求的进一步提高，控制逻辑和保护存在了一些与运行方式不一致的地方，这些都是控制逻辑隐患，需要集中排查与修改。
2.1 控制逻辑完善
（1）作为DCS与DEH非一体化配置，两个系统之间的协同配合是协调控制的基础。在DCS压力控制回路中的压力拉回回路是在机组主汽压力偏差与机组变负荷方向不一致达到一定程度时，会拉回主汽压力设定值，已避免机组主汽压力偏差大引起调节波动。而机组在TF方式下时应该是由汽轮机侧的调门来精确的实现压力控制的，因此我们在DCS的压力拉回回路中设置了CCS方式的判断，同时将主汽压力设定与实际值偏差大于3MPa切除CCS模式改为1.85MPa切除，小于DEH进入调压模式的定值2MPa，以避免DCS侧和DEH侧的压力拉回回路同时动作引起机组参数剧烈波动。
（2）在磨煤机和给煤机跳闸逻辑中无切除旁路，在对保护逻辑进行投退时通过热工人员来进行置0或置1操作，一旦由于人为原因发生误操作，极易发生保护误动，因此在停机时我们在磨煤机和给煤机跳闸逻辑中增加了切除旁路，在保护出口处增加逻辑与块，将保护回路与上了一个开关量触发器，正常运行时开关量触发器置1，确保保护正常投入，一旦需要退出保护时，将开关量触发器置0即可，一旦发生人员误操作，也不会导致保护误动。同时将保护投切状态做到DCS画面上，方便对主要保护的状态进行监视。
（3）蚌埠公司二期工程配置的是100%容量汽动给水泵，汽泵转速在3000r/min时再循环流量约为470t/h，锅炉给水流量低保护定值为300t/h延时20s和225t/h延时3s，机组在40%出力时的给水流量为660t/h。因此在正常运行时，一旦给水泵再循环门打开，将很大可能造成机组给水流量低保护动作引起机组跳闸。在基建时再循环门设计的动作逻辑是给水泵流量小于600t/h超驰打开，然而实际在转速3000r/min时，给水泵的汽蚀裕量仅为270t/h。因此我们将汽动给水泵再循环的超驰逻辑取消，正常运行时关闭再循环电动门和调门。当给水流量比汽泵转速-流量汽蚀曲线高50T/H时联锁打开再循环电动门，脉冲2秒投入再循环调门自动，自动设定值为汽泵转速-流量汽蚀曲线上浮20T/H。汽动给水泵流量低的跳闸保护不动。这样可以最大限度保证机组的安全性，同时在给水流量低于汽泵的汽蚀裕量超过20s后才会触发保护。
（4）机组炉膛压力保护采用压力开关测量，炉膛A侧折焰角处布置炉膛压力高高开关2个，炉膛压力低低开关1个，对侧布置炉膛压力高高开关1个，炉膛压力低低开关2个。这样当炉膛折焰角下部出现局部掉焦时，可能导致炉膛压力保护误动。因此我们将炉膛压力测量模拟量值引入保护，做成四取二保护模式，增加了炉膛压力保护的可靠性。
（5）在METS保护中配置有MEH失电条件，然而由于小机的跳闸电磁阀由MEH柜进行供电，电磁阀带电关闭，失电时小机即会跳闸。那么当MEH柜失电时，小机是一定会跳闸的。这个保护的设置只会带来误动的隐患，因此我们取消了这一保护，增加了METS保护的可靠性。
（6）MFT条件中全燃料丧失的条件是给煤机或者磨煤机跳闸，但是当给煤机出现异常跳闸时，磨煤机还是可以维持一段时间出力的，如果实际进入炉膛的煤粉过少，也会由于着火不好导致火检信号不稳定甚至失去触发全炉膛灭火保护。因此我们删除了全燃料丧失条件中对给煤机状态的判断，通过合理的保护配置，减少或者避免了点火阶段的异常MFT。
（7）逻辑中送风机、一次风机挡板自动状态下根据风机最大出力试验设置了最大开度限制，以防止风机过负荷。但是由于未设置最小出力，在低负荷时可能导致风机出力偏离设计曲线，引起风机出力发生波动，因此根据实际运行曲线分析，增加了挡板自动状态下送风机动叶下限9%，一次风机动叶下限30%。
2.2 保护定值完善
调试期的保护定值是结合厂家说明书，参考同类型兄弟电厂的经验，经过讨论后确定，随着运行经验的积累，同样存在定值设置不合理，引起控制系统动作异常，影响机组安全的隐患，因此我们在原有保护定值的基础上，重新进行了保护定值单的整理，通过与与运行人员讨论，确定了部分定值的修改，并利用停机机会进行了修改。
（1）原主机EH油系统中系统油压建立判断时间为4s，4s时油压未达到正常值，则判断为该油泵异常，可能会导致两台油泵全停。然而实际备用EH联锁启动时建立油压大约需要3s多，当运行油泵跳闸时，可以由蓄能器来短时维持系统油压，因此我们将此定值修改为10秒，提高了系统的稳定性。
（2）MFT条件中火检风丧失的延时时间定值设定时，是参考蚌埠公司一期机组的定值，设定为300s。但是根据二期火检厂家的说明书，火检探头的无冷却风运行时间可以达到1800s，因此热控专业修改了此定值，将延时时间从300s改为了600s。
（3）原EH油压低联锁启动备用泵的条件是系统油压低于11.5MPa，不过ETS保护中EH油压低的动作定值是10.5MPa，EH油泵启动到建压正常大约需要3-4秒，因此在EH油压快速下降时，存在油泵联锁启动成功，但系统压力已经低于跳闸值引起机组跳闸的隐患。经过讨论后将EH油压低联启备用泵定值由11.5MPa修改为13MPa。
2.3 自动控制系统及报警完善
自动控制系统必须在工作异常时，必须要尽快切至手动并发出声光报警提示运行人员，因此合理的切手动条件和声光报警配置，也是机组安全运行的必要条件。我们排查了自动调节系统切手动条件不符合实际工况，可能引起机组参数波动的隐患，整理了自动调节系统切手动条件清单，经过与运行人员讨论，完成了不合理之处的整改。
（1）六大风机动叶自动调节系统是快速系统，理论上应该减小偏差值，尽快切成手动模式，但当机组工况大幅波动，或者机组停机后，风量指令反馈可能存在较大偏差，过早退出自动模式可能使得炉膛压力产生较大波动，因此最终将风机动叶自动调节熊的指令与反馈偏差大于±10%时发声光报警，偏差大于±20%时退出自动模式，同时发出报警。
（2）光字报警的设置一般是参考同类型机组，同时根据实际机组运行的需要来配置。由于目前运行人员紧缺，人员监盘压力大，因此光字报警需要尽可能的完善，以便在机组工况和设备出现异常时及时提醒运行人员进行处理。目前已排查此类型隐患，对光字报警进行完善，例如在光字报警中增加了各辅机备用失去，长延时保护开始计时等光字报警。同时也对主要光字报警加入了语音提示，以便于运行人员及时作出处理。
3. DEH隐患排查
作为上汽的引进型汽轮机，西门子T3000是作为配套控制系统进行同步引进的，液压部分是采用高压抗燃油的电液伺服控制系统。由SPPA-TXP3000与液压系统组成的数字电液控制系统通过数字计算机、电液转换机构、高压抗燃油系统和油动机控制汽轮机主汽门、调节汽门和补汽阀的开度，实现对汽轮发电机组的转速与负荷实时控制。在实际使用中热控专业发现，其控制逻辑的设置思路是偏向于设备保护的，而根据“保人身、保电网、保设备”的总体原则，其控制逻辑是存在较多需要进行完善的。
（1）机组甩负荷逻辑判断是根据机组负荷的下降速率来判断，而一旦发电机功率变送器受到干扰产生波动，甩负荷逻辑可能误动，所有调门快速关闭，引起很大的工况扰动甚至导致机组跳闸。因此在甩负荷回路逻辑中加入了转速大于3018r/min的判断条件。
（2）ETS保护中EH油压低保护逻辑设置如下：控制油泵母管压力曾经大于150bar(靠RS触发器记忆)，与A控制油泵压力小于105bar且B控制油泵压力小于105bar延时5秒触发ETS。正常运行时控制油泵母管压力曾经大于150bar和备用泵出口压力小于105bar是一直触发的，因此该保护为单点保护，容易引起保护误动作。目前修改逻辑为控制油泵母管压力曾经大于150bar(靠RS触发器记忆)，与A控制油泵压力小105bar且B控制油泵压力小于105bar延时5秒且EH母管油压低于105bar触发ETS。而且由于随EH油系统整套配供的测量装置是集成的压力模块，难以校验和隔离，因此热控专业准备在EH油母管上增加3个压力变送器，对母管压力低三取二判断后动作ETS。
（3）我公司的阀门流量特性曲线是由上汽设计处根据机组蒸汽流量结合六个调门加两个补汽阀的流量特性计算得出的。但在#4机组出现了超高压调门抖动的情况，为了解决此问题，上汽给出了新的流量曲线，使得#4机组OSB指令偏小（相同负荷、相同主汽压力情况下OSB指令较#3机组偏低10%），超高调门开度曲线较#3机组偏低，导致调节能力减弱，易发生高、中调门提早参与调节，目前仍然在与上汽进行沟通，讨论流量特性曲线的实际试验方法。在此之前，我们对DCS与DEH的压力拉回回路进行了优化，减少机组DEH进入调压模式的情况。
（4）DEH中主汽压力设定值与实际值偏差大于1.5MPa时会通过压力拉回回路参与压力调节，使得在协调控制方式下，机组进入锅炉、汽机双调压模式，且机侧通过关闭调门进行压力调节，可能导致机组负荷下降和调门全关现象。西门子原装引进逻辑中该定值为1.0MPa，在我厂调试时已改为1.5MPa。但是协调逻辑中不应设置双调压回路，因此目前已将两台机组DEH进入调压模式的定值从1.5MPa放大至2MPa。并针对逻辑设置，编制了《二单元协调控制系统投切说明》供运行人员学习操作。
（5）ETS保护逻辑未设置切除旁路，在对保护逻辑进行投退时通过热工人员来进行置0或置1操作，一旦由于人为原因发生误操作，极易发生误操作导致保护误动，因此在停机时我们对主要保护回路增加切除旁路，在保护出口处增加逻辑与块，将保护回路与上了一个开关量触发器，正常运行时开关量触发器置1，确保保护正常投入，一旦需要退出保护时，将开关量触发器置0即可，一旦发生人员误操作，也不会导致保护误动。
（6）西门子引进的EST逻辑中，对模拟量三选保护中设置有偏差大判断，一旦有某一个点偏差达到预定值，就会判断该点为坏点，在保设备的前提下，就设置该点已达到跳闸值，一旦有另外一个点超过跳闸值，保护即会动作。因此我们在保留了模拟量点坏点判断的情况下，取消了偏差大触发保护的设定，在三选的模拟量点中，有一个点品质坏，则会切除该点，同时发出报警，提醒运行人员。
（7）DEH中设计有切缸逻辑，当超高排和高排温度（三取二）达到495℃就会将超高压缸和高压缸切除，如果超高排和高排温度继续上升达到530℃就会触发ETS保护。但是当排汽温度下降后，由于逻辑和系统的问题导致并不能进行并缸操作，只有将机组打闸后重新操作，如此则等同于将机组保护定值从530℃降低为495℃，因此我们在切缸逻辑中增加了机组未并网且主汽温度小于500℃，并网以后发报警不切缸，极热态开机时不切缸，而只是排汽温度大于530℃后触发ETS保护。
（8）针对DEH中部分逻辑设计较复杂，且各方人员对DEH系统及逻辑比较陌生的情况，我们编制了《二期轴封系统控制原理》、《DEH启机逻辑》、《ETS逻辑》，并从网络收集《DEH控制面板说明》、《西门子DEH培训》、《西门子DEH系统逻辑优化》等资料进行培训与分享，方便进行DEH逻辑学习，提高生产人员的总体水平。
4. 现场设备隐患排查
现场设备的可靠测量和运行，是控制系统的眼睛和手脚，无论是眼睛出现异常和偏差，还是手脚出现麻木和抖动，都会给机组安全运行带来隐患。
（1）发电机断水保护采用三个差压开关测量，但三个差压开关的正压测和负压侧分别取自同一导压管，而且导压管的接头采用活接方式，存在漏水的隐患，有可能导致保护误动，因此计划利用检修机会对取压管进行改造，三个测点分别从定冷水进回水母管上单独取样。
（2）调试时由于压缩空气系统干燥系统的问题，导致压缩空气系统大量带水，在极寒天气下造成气动门过滤器上冻，气动门失气异常动作；或者气动门气缸结冰导致气动门卡死无法动作。针对此现象一方面全面排查了空气干燥器自动排水装置动作情况，检查气动门过滤器滤芯情况，同时将重要气动门的过滤器处增加保温和伴热装置，进口处增加了排水门。
（3）由于汽机房基础构架的影响，轴封系统压力取样管经过一个U形弯后上行到汽机运转层平台，使得轴封压力测量存在滞后性，可能导致轴封压力调节阀波动影响机组真空。目前已利用检修机会已对轴封压力取样管进行移位改造，取消了U形弯。同时在DEH增加轴封压力低于2KPa时联锁关闭轴封溢流阀的两个出口电动隔离门的逻辑，以提高系统的可靠性。
（4）单台汽泵的配置方式，汽泵跳闸即意味着机组跳闸。在对汽泵组进行专项隐患排查后，在小机速关油管路加装压力变速器，方便运行人员随时监视小机速关油压力；检查小机跳闸电磁阀控制回路接线情况和电源，并紧固端子，测量电磁阀阻值正常；在小机跳闸首出中增加“速关油压低”与“速关阀开状态失去”首出逻辑，已便于事故分析；在小机机头位置增加高清摄像机，小机速关组件加防护罩，防止人员误动；增加停机电磁阀电源回路监视继电器，辅助判断停机电磁阀回路问题。
（5）由于调试期给煤机系统出现较多设备故障，因此根据给煤机的故障分析，对给煤机信号回路进行了检查并对线路增加防护，避免给煤机称重信号异常；对转速安装盒开孔，调整了转速探头接线方式，提高转速测量的稳定性；对给煤机清扫链断链探头增加防护，防止断链保护误动引起给煤机跳闸。
（6）新建机组一旦在基建期未经历严寒的考验，就需要在第一次入冬前进行防寒防冻专项检查，全面排查仪表伴热，检查是否存在遗漏不全或是损坏情况，并及时进行处理，确保仪表投运正常。同时责任到人，每天定时巡检。
（7）汽轮机二瓦处探头温度高，可以达到130℃，给机组的安全运行带来了极大隐患，经了解西门子机型都有此类问题，因此在该处增加了冷却压缩空气吹扫，同时在左右侧均布置了轴流冷却风机进行吹扫，温度下降至90℃以下。
（8）汽轮机本体接线盒采用树脂材料，防静电效果差，可能引起测点跳变，因此我们采购了不锈钢接线盒计划利用停机机会进行更换，目前采取的措施是在接线盒上张贴警示标识。
5. 结论
新建机组的热工逻辑保护隐患排查是对调试期的一次有必要的补充完善，是机组长周期安全稳定运行的必要条件。对于排查出来的问题，能够在机组运行中处理的，要做到立行立改，暂时不具备处理条件的，要列入以后的检修项目中，及时整改。