开封京源发电有限责任公司2×600MW机组1机自动控制系统及连锁保护优化方案全解

方案签批页
目录
1 概述 -------------------------------------------------------------------
2 2优化目的 -------------------------------------------------------------
3 3优化依据 ------------------------------------------------------------- 3 4自动控制系统问题及优化措施 ----------------------------------
4 5连锁保护评价及优化措施 ---------------------------------------- 7 6优化应具备的条件 ------------------------------------------------ 18 7工期及时间安排 --------------------------------------------------- 19 8组织和分工 --------------------------------------------------------- 19 9安全技术措施 ------------------------------------------------------ 19
10 附图------------------------------------------------------------------- 20
11 附表：机组主要保护列表---------------------------------------- 22
1概述
1.1 自动控制优化简介
为了提高机组的自动投入率，优化现有自动控制系统的调节品质。

2010年5月份河南电力试验研究院对开封京源发电有限责任公司#1机组的自动控制系统进行了全面的检查和评价。

通过检查总结出了目前机组自动控制系统存在的问题，并根据问题，提出具体的优化方案。

1.2 保护评价及优化简介
为了增强机组的连锁保护防误动及拒动的能力，规范各项主辅机保护的实施方法。

2010年5月份河南电力试验研究院对开封京源发电有限责任公司#1机组的连锁保护进行了全面的检查和评价。

检查对象为锅炉主保护、汽机主保护、重要辅机的保护、脱硫主保护及辅机主保护项目等等，评价手段是确认每项保护逻辑功能是否合理，每项保护相关测点的安装位置是否合理，每项保护的电控部分硬件配置是否合理等。

本次检查及评价的主要工作方式为同专业人员座谈、查看DCS组态及ETS组态、检查DCS硬件配置、现场查看测量元件安装情况及取样位置等。

1.3主设备及系统简介
#1机锅炉由东方锅炉（集团）股份有限公司制造，型号：DG1900/25.4-Ⅱ1型超临界参数变压直流本生型锅炉，一次再热，单炉膛螺旋管圈水冷壁，前后墙对冲燃烧，尾部双烟道结构，采用烟气挡板调节再热汽温，固态排渣，全钢构架，全悬吊结构，平衡通风，露天Π型布置。

锅炉配备24只旋流燃烧器，前后墙对冲燃烧，分前后墙各3层布置，每层4只燃烧器；锅炉配备24只点火助燃油枪、8只启动油枪；在锅炉下排前、后墙燃烧器布置有少油点火装置，每个煤粉燃烧器布置一个，每炉共8个，用于启动初期点火。

锅炉配采用中速磨直吹式制粉系统，每炉配6台MPS212型可变加载磨煤机，其中1台备用。

汽轮机为东方汽轮机厂生产的N600-24.2/566/566型超临界、单轴、三缸四排汽、一次中间再热、双背压凝汽式汽轮机，机组运行方式：定一滑一定方式运行。

机组设30％电动调速给水泵1台、50％汽动给水泵2台。

机组采用40%BMCR容量的两级串联旁路加三级减温减压器的旁路系统。

发电机为东方电机股份有限公司生产的QFSN-600-2-22C型三相同步汽轮发电机。

发电机冷却方式为水、氢、氢。

发电机的励磁型式，采用自并激静止可控硅励磁。

1.4 热控系统简介
本工程机炉为单元制机组，采用炉、机、电集中控制方式。

两台机组设一个单元控制室。

每台机组按炉、机、电一体化配置分散控制系统（以下简称DCS）。

在单元控制室通过DCS操作员站即能完成对机组启/停操作、正常运行工况的监视和调整以及异常与事故工况的处理。

热控分散控制系统采用北京ABB贝利控制有限公司的Symphony产品。

整个控制系统按功能分为数据采集系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、旁路控制系统（BPS）、炉膛安全监控系统（FSSS）、顺序控制系统（SCS）、电气量监视控制系统（ECS）。

随主机设备供货的汽轮机数字电液控制系统（DEH）、给水泵用小汽轮机数字电液控制系统（MEH）与DCS采用相同的硬件设备，网络配置和操作员站采用一体化设计。

2优化目的
通过对自动控制系统及连锁保护项目的检查和优化，提高自动投入率，消除热控DCS 连锁保护逻辑及热控设备的连锁保护中存在的隐患和错误，修改和完善与最新导则和规程不符合的保护项目。

对于提高整体机组运行的的安全性和可靠性，防止机组发生重大设备损坏事故，具有极其重要的指导意义。

3优化依据
3.1《发电厂热工仪表及控制系统技术监督导则DL/T1056-2007》
3.2《火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程DL/T774-2004》
3.3《火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统验收测试规程DL/T655-2006》
3.4《火力发电厂汽轮机控制系统验收测试规程DL/T656-2006》
3.5《火力发电厂开关量控制系统验收测试规程DL/T658-2006》
3.6《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程DL/T657-2006》
3.7《火力发电厂分散控制系统验收测试规程DL/T659-2006》
3.8《火力发电厂设计技术规程DL5000-2000》
3.9《火力发电厂热工控制系统设计技术规定（DLT 5175）(DL 5000-2000的补充规定)》3.10《电力建设施工及验收技术规范第5部分-热工自动化》
3.11《火电施工质量检验及评定标准(热工仪表及控制) 》
3.12《电站煤粉锅炉防爆规程（DLG 435-2004）》
3.13《火力发电厂汽轮机安全监视装置技术条件(国家标准)（GBT 13399-92）》
3.14《火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则（DL／T 834-2003）》
3.15《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》(2000年9月28日)
4自动控制系统问题及优化措施
#1机组的自动控制系统总体投入情况比较好，投入率也比较高。

主要系统协调控制系统、给水控制系统及汽温控制系统投入长期运行，且调节品质满足运行要求；AGC 也正常使用，且调节品质满足中调要求。

送风控制系统，由于氧量控制策略及总风量测量存在的问题，导致氧量校正不能投入运行。

其他各控制回路也存在一定的缺陷，现分述如下：
4.1 自动控制系统存在的问题
1）送风控制系统
总风量测量存在的问题
目前的总风量信号，是由12个单点测量的分二次风量、4个单点测量的燃尽风量、6台磨煤机一次风量累加得出，其中任何一个测量信号故障都会造成总风量的不准确及不可靠，造成对控制系统的干扰。

运行中曾经发生一个二次风量故障异常波动，导致相对应的给煤机煤量也波动，造成燃烧不稳，最终停炉。

由于总风量的不可靠，造成锅炉总风量保护也不能正确动作。

氧量校正系统不能正常投入
目前的氧量校正系统的控制方式，是通过校正燃尽风量指令，控制总燃尽风量来维持烟气含氧量。

此种方式存在两个问题：一是由于燃尽风量在总风量中占比比较小，造成氧量的调节裕量不够；二是由于总燃尽风量是由4个单点测量的燃尽风量累加所得，任何一点故障都可能导致氧量校正系统不能投入。

2）燃料控制系统
燃料控制系统在正常工况下，其调节满足要求。

在给煤机断煤时，由于给煤量信号处理回路没有正确工作，引起煤量波动较大，会导致炉膛燃烧不稳，存在一定的安全隐患。

3）一次调频功能调节品质不能满足中调要求。

4.2 自动控制系统优化措施
1）送风及氧量系统
由于目前的控制策略氧量校正无法投入，以及总风量采用各个分二次风量及每台磨得一次风量累加后作为总风量，不可靠。

本次大修增加了总二次风量测量装置：在A、B 侧空气预热器出口分别增加二次风量测风装置，用来测量A、B测的总二次风量。

相应的送风控制策略改造如下：
总风量控制
总二次风量由新加装的A、B侧空预器出口二次风量相加所得，取代原来的由各分二次风量与燃尽风量之和所得，总风量由总一次风量加上总二次风量。

由两台送风机动叶控制总风量，氧量校正信号修正总风量指令。

控制原理图见附图一：送风及氧量系统控制原理图。

二次分风门控制
二次分风门控制由原来的闭环控制改造为开环控制，根据相应给煤机的煤量由函数发生器产生开度指令，控制二次分风门开度。

燃尽风门控制
燃尽风门控制由原来的闭环控制改造为开环控制，根据当前实际功率由函数发生器产生开度指令，控制燃尽风门开度。

2）给煤机控制的优化
对给煤量信号处理回路进行优化，避免给煤机断煤时造成总煤量大幅波动引起总燃料量频繁调整，造成炉膛燃烧不稳。

优化给煤机转速控制连锁回路，在给煤机断煤时，将转速指令跟踪到最小，避免瞬间高转速带负荷。

由于分二次风量是单点测量且精度较低，取消分二次风量对相应给煤机出力的限制，以免分二次风量异常时造成相应给煤机煤量波动，导致燃烧不稳。

3）一次调频回路
为保证一次调频回路正确及快速动作，需对一次调频回路逻辑做如下优化：
由于低负荷时主汽压力也较低，同样的调门开度变化对应的流量变化也较小，机组滑压运行时低负荷情况下一次调频响应时间较长。

如果通过调整PID参数满足要求，到高负荷时又会引起调速系统摆动。

为解决此问题，在DEH侧根据主汽压力对阀位指令进行修正。

为增加一次调频响应速度，减弱开/关调门时由于调门节流不同对负荷造成的影响，在一次调频要求升、降负荷时，引入不同的修正系数，具体系数在一次调频试验时由试验人员确定。

一次调频是机组必备的功能，不应设计为可由运行人员随意切除的方式，现一次调频设置有投切按钮，根据相关规定，取消投切RCM功能块，改为ON/OFF块。

需从画面中删除投退按钮。

需从画面中删除DEH侧一次调频功能的投退按钮。

组态中增加投退一次调频功能的ON/OFF块。

4）凝结水泵改变频控制后除氧器水位控制的改造
凝结水泵改变频控制后，通过控制凝结水泵转速控制除氧器水位，除氧器上水调节阀控制凝结水母管压力。

当凝结水母管压力低时，闭锁凝结水泵转速继续减。

控制原理图见附图二：凝结水泵变频方式下除氧器水位控制原理图。

在工频方式下，还是由除氧器上水调节阀控制除氧器水位。

5）储水罐水位计算回路的优化
目前储水罐水位在锅炉干态运行时显示满水。

在锅炉干态运行时，进入汽水分离器已是微过热蒸汽，所以储水罐里没有水。

故需对储水罐水位计算回路优化，使其能正确显示储水罐水位。

6）电泵抢水回路优化
目前电泵抢水时，升速率太快，且高转速时超过5600转/分的上限。

需对电泵抢水回路优化，保证电动给水泵的安全运行。

7） #8低加水位控制系统及#3高加水位控制系统调节品质优化
#8低加水位控制系统及#3高加水位控制系统水位波动大，调节品质超标，不满足
运行要求。

需对调节器参数进行优化整定，提高调节品质。

4.3 自动控制系统优化目标
1）送风及氧量系统
50%负荷以上，送风及氧量系统能投入自动控制。

氧量稳态品质指标：±1%。

燃烧率指令增加时，风量应能在30秒内变化，氧量应能在1分钟内变化。

2）一次调频
能正常长期投入，并满足中调要求。

3）除氧器水位
稳态品质指标：±20mm。

当水位给定值改变100mm时，过渡过程衰减率ψ=0.7～0.8；稳定时间小于20分钟。

4）其它说明
因设备、测量问题等无法实现控制系统投入或控制品质不合格，河南电力试验研究院负责查明问题所在并提供给开封京源发电有限责任公司合理的解决方案和建议。

5连锁保护评价及优化措施
经过对#1机组热控DCS连锁保护逻辑的全面检查，看出#1机组的大部分连锁保护设置较为可靠合理，其重要的保护及连锁逻辑均采用冗余信号或采用硬接线的形式触发，各控制器逻辑分配和冗余信号及设备在控制器中布置合理。

重要控制器（如：ETS、FSSS等）的扫描周期能够满足需要。

在逻辑排查中也发现了一些存在事故隐患和易产生保护误动和拒动的逻辑，相对来说，存在问题和需要完善的地方较多，电厂应根据实际情况对逻辑进行优化和完善，或采取其它措施避免发生事故隐患的情况发生。

具体存在的问题及优化措施如下：
5.1 锅炉主保护项目
1）主保护投退状态显示
各项主保护在DCS上无投退显示。

根据《DL/T1083-2008火力发电厂分散控制系统
技术条件》5.3.1.10规定：保护和连锁功能应保持始终有效，运行人员不能人工切除。

当由于运行工况需要进行切除时，应采用明显的特殊标志予以标识，已便于运行人员了解实际保护和闭锁功能的投入状态。

优化措施：依据以上标准执行,且将带投退的辅机保护也增加画面显示。

2）锅炉主保护项目：送风机全停
逻辑附图1：
存在误动隐患：运行信号采用网络变量，当网络故障时，收不到运行信号，将产生误动。

存在拒动隐患：电流信号采用网络变量，网络故障时，收不到信号，将产生拒动。

优化措施：将原电气开关送DCS的“停止信号”在就地开关处，换为“运行信号”；取消网络信号电流的逻辑；注意原信号在就地更换后，在DCS上排查和更改原“停止”信号被使用的其他逻辑。

3）锅炉主保护项目：引风机全停
存在拒动、误动隐患，分析原因、优化措施同“送风机全停”。

4）锅炉主保护项目：给水流量低及给水流量极低
保护原理：采用“三取二或三全坏动作方案”见下图。

存在拒动隐患：当三个信号坏二个后，保护将不起作用。

优化措施：采用《二十五项反措》里规定的关于“汽包水位”保护的动作方案，具体逻辑见下图；同时应加大报警功能，以预防流量测量管上冻、渗漏等其它故障，造成
的流量偏差过大，严重时将影响调节系统，可采取“主汽流量”与“给水流量”偏差过大时自动切除三选块中的这个值，三个流量之间偏差大时也应进行报警和切除给水自动，防止给水过调造成锅炉停炉。

5）锅炉主保护项目：一次风机全停
存在拒动、误动隐患，分析原因、优化措施同“送风机全停”。

6）锅炉主保护项目：失去火检冷却风
存在拒动和误动隐患：三个触发MFT动作的火检冷却风压力开关装在了火检冷却风机出口母管处，且三个压力开关和一个变送器共用一个取样管，当取样管故障时将使保护失去作用。

优化措施：1）将三个压力开关改装至远端冷却风母管分支上，且分别开口。

2）本次机组大修中将改造火检冷却风系统，直接引用冷一次风做冷却用，鉴于此，取消“火检冷却风全停”保护，根据后续改造内容在制定完善的报警逻辑。

7）空预器相关逻辑问题
目前很多机组发生电机脱开事故，造成电机空转，实际空预器未旋转的情况。

结合本情况对空预器以下的相关逻辑进行优化：
a).增加主、辅电机紧急停按钮：出现上述情况时，逻辑不能自动将故障电机跳开，和
启动备用电机，同时又因为空预器停止条件不满足，运行人员又无法手动停空预器，。

因此应增加主、辅电机紧急停按钮，该按钮仅在紧急状况下使用，且在连锁投入的情况下才能有效使用。

b).修改“空预器电机停止判断条件”：此信号用于解列单侧风机，连关空预器风挡板。

现逻辑设计如下图。

判断运行信号不在，即为停止信号。

但目前电厂常出现的事故是，由于上如事故切换为辅电机运行后，因就地电气端子线环境恶劣，灰尘很大，造成运行信号反馈上不来，结果空预器已经旋转了，反而最终解列了风机。

因此，
采取优化措施，增加电流辅助判断，即电流小于一定值，且运行状态消失同时满足判断为空预器电机停止。

电流定值由运行专业根据设备情况提供（接近空转电流定值，小于正常一定电流即可，精度不需要很高）。

注：参与MFT保护的“空预器停止”判断逻辑保持原来设计不变。

8）OFT保护项目定值问题
存在问题：根据锅炉厂定值及说明书，“油压低低保护”、“吹扫蒸汽压力低低”的延时时间均为2s，动作于OFT，但实际组态为前者为10s，后者为5s。

优化措施：依据锅炉厂提供资料执行。

5.2 汽机主保护项目
1）重要汽机保护的压力开关安装在同一取样管
存在保护拒动和误动的隐患：参与连锁保护的重要测点的压力开关来自同一取样管。

现场发现的例如：真空低（3个）等开关均来自同一取样管。

优化措施：结合系统状况，将开关的取样管独立配置，现场设计有三个报警用的开关，其取样管为独立配置，将报警与跳机的开关位置互换，电缆接线也做互换。

2）汽机主保护项目：支持轴承金属温度过高保护
存在保护误动的隐患：保护采用单点配置，且无热电阻防断线功能。

优化措施：见下图和说明：
逻辑说明：
a).各瓦温测点逻辑相同，分别通过逻辑判断，得到瓦温高高停机信号和瓦温异常报警
信号。

任一瓦温的停机信号即发出停机指令至ETS；任一瓦温的异常报警信号即发出报警至操作员站。

b).坏质量判断增加“变化速率超限自动切除”功能，变化速率要合理，考虑极限情况
下实际瓦温的变化率。

定值设置过大，可能造成保护误动；定值设置过小，可能造成保护拒动，需要协调机务专业人员推荐合理数据。

c).信号异常记忆功能：变化速率和幅值超限及“TSTQ”坏质量任一信号发出即记忆异
常信息，此点保护自动退出；热工人员检查确认测点正常后在组态中投入保护。

d).上述逻辑在一定程度上可减少保护误动的几率，但不能完全避免测点的各种异常情
况造成的保护误动，需要运行人员加强单点保护的监视及对报警信息的高度重视和及时处理。

3）汽机主保护项目：推力瓦温度过高保护
存在保护误动的隐患：保护采用单点配置，且无热电阻断线保护。

优化措施：同支持轴承温度保护优化方案，增加速率判断；同时考虑就地增加推力瓦温测点，有条件的话，在推力瓦块上加装测点，保障相邻两个瓦块均有测点，或每个瓦块上装两个测点，用于保障保护的可靠力度；增加临近瓦温测点温度值偏差大于一定值报警，偏差值由运行人员根据系统运行特点确定。

4）DEH失电（交流）的极端情况推理及“汽机跳闸信号”的处理措施鉴于目前有某厂600MW机组的东方系统发生了DEH完全失电（交流）情况，并造成了锅炉超压运行的事故，对本机组的设计情况进行该事故的推理工作，并提出改进措施。

DEH失电后，汽机能正常跳闸；
DEH失电后，高负荷情况下，锅炉不会联跳，将发生超压运行情况。

原因为：“汽机跳闸”信号采用DEH发出的综合信号，大连锁将不会动作，同时“再热器
保护”采用的主汽门行程信号也是DEH转发的信号，“再热器保护”不会动作，因此将会发生锅炉超压运行状况；针对此，将“再热器保护”采用的主汽门行
程信号改为就地行程开关接点信号（原调门全关信号取法保持不变），该接点
已接到DCS的TSCS控制器，可将其用盘间电缆的方式转到FSSS跳炉用。

5）发电机断水保护
保护动作原理采用“三取二”方式，采用就地的三个差压开关，理论上能有效避免误动情况，但因就地三个差压开关采用一个取样孔和截流孔原件，仍存在一定的误动几
率，因此，应增加“压力闭锁”功能，即在三个开关动作的同时，判断定子冷却水压力高于正常一定值或低于正常一定值时保护才动作，定值可根据系统运行情况，由汽机专业出具。

优化逻辑见下图。

6）汽机主保护项目：主汽阀入口蒸汽温度过低保护
存在拒动隐患：逻辑取用三个温度的三取中值判断温度低后保护动作。

当三个信号中一个坏质量时，逻辑将自动选为其它两个信号的平均值，当一个信号到达保护动作值后，而另一个未到达时，三选块逻辑取平均后，未达到保护动作值将使保护不能动作。

优化措施：采用，“三选二”方式，优化逻辑见下图。

5.3 主要辅机保护项目
1）辅机保护项目：辅机温度保护速率设置
存在误动及拒动隐患：在辅机轴承温度测点跳辅机逻辑中，为防止温度保护误动作，逻辑中增加了温度升速率高保护退出逻辑。

但各温升速率自动退出保护定值设置基本为5℃/s。

而实际的试验室的试验条件下，PT100热电阻的实际温升率可达到＞40℃/秒。

温度升速率设置过低则增加了温度保护拒动的风险性。

温度的下降速率根据逻辑原理应设置为不起作用或者较大的数值，否则也可引起保护拒动。

优化措施：对于热电阻参与的跳闸保护，首先应先从安装源上进行一定的整改措施，尽量避免单点保护，同时要加大报警的功能；另外速率限制功能应根据不同的系统，考
虑设置不同的定值，如磨煤机出口温度和风机轴承温度的温升性质不同，不可统一设置为5℃/s，建议和机务专业讨论后最终确定；具体的优化措施参考汽机主保护项瓦温高保护推荐逻辑。

具体涉及到的辅机保护项见附件。

2）重要辅机保护项：运行时入口门或出口门已关保护
存在误动隐患：该保护在辅机运行中，实际为单点保护，存在一定的误动隐患。

优化措施：增加“阀门或挡板的开状态信号消失”做为辅助判断条件，谨防误动。

该保护涉及到的辅机有：送、引、一次风机、电动给水泵等。

3）磨煤机相关跳闸条件
一次风机全停跳磨:原始逻辑见下。

为防止风机检修时，停止信号传不到DCS，将保护优化为，运行信号均不在。

密封风机全停：采用两个风机“停止”信号，优化方式在逻辑上改为“运行”
信号均不在。

分离器出口温度高：保护采用三取中逻辑，原始逻辑见下图。

就地实际测点为6个，将逻辑优化为1、2、3测点“三取二”，再和4、5、6测点的“三取二”
相或。

4）除氧器水位低跳给水泵
存在拒动隐患：现设计保护采用“模拟量二选中值”判断后动作，跳闸给水泵。

对于保护采取“模拟量二选中值”不具有谨慎性，不能完全反应实际水位情况，且运行人员可以在画面上随意切换“模拟量二选块”的选择值，等于切除了保护的测点，安全性也不可靠。

优化措施：若除氧器本体条件满足，增加一个能可靠动作的液位开关，引入保护，这样可将保护设计为“三取二”方式；在目前的基础上，将逻辑修改为两个水位任一个达到跳闸值，就让保护动作；增加两个液位偏差大于一定值就报警，偏差值由运行专业人员提供。

5）交、直流润滑油泵的连锁启动逻辑：
存在拒动隐患：连锁启动条件里的油压低信号，为就地的单点信号，易发生拒动。

优化措施：增加模拟量辅助判断条件，任一满足就连锁启动油泵，定值参考压力开关的补偿后的校验定值；连锁启动条件均为脉冲信号，为防止运行人员误操作，增加润滑油压力正常后才允许停止油泵逻辑；同时为方便运行人员停泵，将润滑油启动油泵的连锁开关恢复，但要加强投退操作的书面管理工作。

6）抽汽逆止门连锁关闭条件：汽机跳闸。