(摘 要〕簡要介紹華能福州電廠二期2×350MW汽輪發電機組熱工保護的特點，論述了機組投產后熱工部分存在的主要問題及解決辦法，使機組從不穩定逐步走向穩定。
(關鍵詞〕汽輪發電機組；熱工保護；存在問題；改進措施
華能福州電廠二期2×350 MW汽輪發電機組的分散控制系統采用德國西門子公司的TELEPERM XP控制系統。該系統包括AS620B基本型自動子系統、AS620F故障安全型自動子系統，SIMADYN D快速控制子系統、S5-95F汽機保護子系統、OM650操作與監視子系統、SINEC通訊總線和ES680工程設計與調試子系統。這幾大部分共同實現了機組數據采集、主輔機啟停、保護、聯鎖、開環和閉環控制等。
機組主輔機保護突出了“保證設備安全”的設計思想，這在硬件配置及控制邏輯上充分體現了出來。鍋爐主輔保護如 送風機、引風機、一次風機、磨煤機、給煤機、鍋爐汽動給水泵等在配置上采用二取一的保護方式，即兩個保護回路中任意一個回路發出跳閘信號設備就跳閘，而且采用“失電跳閘”的故障安全型保護；鍋爐主保護均采用開關量三取二方式；汽機主保護幾乎都采用模擬量三取二方式，在硬件上冗余配置了兩套95F保護系統，任意一套系統無故障即可保證機組安全運行；汽機主要輔機也采用冗余配置。與一期三菱機組相比，機組的主輔機保護項目多，如主機保護達32套，鍋爐汽動給水泵保護達26套，主要輔機的軸承及繞組溫度保護均采用單點保護，而且設備間的聯鎖復雜，幾乎所有的聯鎖保護均采用軟件邏輯設計而未采用傳統的繼電器。
1、存在問題與改進措施
由于機組的主輔機保護套數多，而且設備間的聯鎖復雜，一臺設備的故障可能引起一系列設備的跳閘，最終導致機組跳閘，再加上安裝和調試遺留的大量不安全隱患，造成投產后機組頻繁跳閘，2000年機組跳閘18次，其中屬于熱工原因的8次。電廠投入了大量精力進行一系列改造，熱工方面則以整治現場一次元件為本，另一方面組織力量理順設備聯鎖關系，在保證設備安全前提下對邏輯進行大量修改，同時優化自動調節性能，提高機組抗干擾能力。
1.1 輔機軸承溫度保護
軸承及繞組溫度均采用單點保護，采用熱電阻測溫，常有接線接觸不良、線路斷路等引起溫度急劇上升保護動作。曾多次發生重要溫度測點誤動，主要輔機跳閘，導致機組減負荷或最終機組跳閘等事故。軸承及繞組溫度的上升應該是一個連續變化的過程，不應是突變的，即升至保護定值-10℃的時間應大于3 s。根據這個規律，并利用溫度值超過量程10%或測量回路斷線出現“壞質量”現象，提出如下解決辦法：(1)對所有接線端子緊固；(2)在溫度保護邏輯中加上“壞質量”閉鎖功能。這樣既消除了誤動，又保證了保護的無延遲。該項措施在2000年7月實施后，至今沒有發生過接線接觸不良而可能引起的事故。
1.2 磨煤機火焰喪失保護
二期1臺磨煤機有6個燃燒器，原設計1臺磨煤機6個火焰喪失1個，磨煤機跳閘。而實際上6個火焰喪失1個的可能性太大，在調試初期根本無法運行，通過與制造廠家探討，該保護由“6個火焰喪失1個保護動作”改為“6個火焰喪失3個保護動作”。該項保護的更改，大大減少了磨煤機的跳閘，但仍不時出現磨煤機火焰喪失保護動作。通過觀察發現火焰檢測探頭的安裝存在一定死角，無法真實監視到燃燒器的主要火焰區，通過逐一改變安裝位置，并在火焰檢測探頭前加裝光纖后，情況得到明顯改善。
1.3 磨煤機出口門“開”反饋保護
磨煤機6個出口門由1個雙線圈電磁閥控制對應的6個兩位式氣缸來控制其開關，且該電磁閥屬于失電閉鎖型，由于磨煤機的振動等，氣缸接頭存在微漏，氣缸內氣壓就會逐漸下降，得不到補充，磨煤機振動會引起氣缸縮回現象，致使出口門開反饋脫離，開信號丟失。而當6個出口門開反饋失去3個時磨煤機保護跳閘。針對實際情況，采取了改進措施：(1)做好定期檢查工作，盡量減少氣缸接頭漏氣量；(2)當給煤機運行且有煤時，若沒有狀態偏差，而磨煤機出口門6個開反饋中有1個丟失，則電磁閥自動帶電補氣，同時當開反饋丟失時，給運行人員報警提示，以便通知熱工人員檢查。
1.4 磨煤機一次風流量測量改造
磨煤機一次風流量測量原采用歐羅巴差壓取樣，取樣端的開孔尺寸僅1 mm，很容易堵塞，需經常吹掃取樣管路，而且多次導致風量低于18 m3/s，引起給煤機跳閘。為徹底解決問題，于2001年底全部更換為國產文丘利測風裝置，并結合實際情況，參照一期一次風流量保護，更改為：磨煤機出口與爐膛差壓低于1 kPa且磨煤機一次風流量低于18 m3/s保護跳閘給煤機。改造后不易堵塞，沒有再發生過一次風測量問題引起的給煤機跳閘。
1.5 汽機“通風閥”保護改造
二期設備與一期有個不同的地方：高壓缸排汽有個“通風閥”直通凝汽器，主要用于汽機沖轉至并網帶初負荷期間，高壓缸進汽量小，高壓缸排汽溫度高時排汽至凝汽器，增加高壓缸進汽量，保護汽輪機。由于其行程開關多，動作不到位，從汽機沖轉至并網帶初負荷期間，常有行程開關誤動、減溫水流量不足而引起汽機跳閘，調試期間西門子專家曾經做過多次試驗，定值多次修改都無法解決。通過分析研究，提出了在“通風閥”出口加裝兩個溫度測點，并引入保護回路，在“通風閥”動作時若“通風閥”出口溫度均未達70℃而不需跳閘汽機，這樣難題迎刃而解。
1.6 鍋爐給水泵相關邏輯改造
鍋爐給水泵方面存在的問題也較多，多次造成鍋爐汽包水位MFT。主要問題有：(1)汽動給水泵轉速控制分散在AS620B、SIMADYN兩子系統中完成，AS620B作為運行人員操作接口并給出轉速指令，SIMADYN中設計了汽缸上下溫差大閉鎖升速等控制功能，而升速被閉鎖時沒有給出相應報警。采取措施：從SIMADYN子系統引一閉鎖信號至AS620B中報警，并增設轉速指令與實際轉速偏差報警。(2)汽動給水泵故障跳閘時聯鎖啟動電動給水泵，但電動給水泵啟動瞬間，入口流量劇增，造成入口濾網差壓瞬間達到保護定值60 kPa以上(濾網未臟)，電動給水泵一啟動立即又跳閘，鍋爐汽包補水不及，多次汽包低水位MFT。采取措施：在電動給水泵啟動的前3 s閉鎖該保護。(3)給水調節切“手動”時，稍有不慎，就會觸發鍋爐給水泵的轉速與流量保護、出口壓力與流量保護動作。針對該保護增設了3臺給水泵的特性曲線畫面，代表給水泵特性的光標超出特性曲線邊緣時保護動作，這樣很直觀，便于運行人員調整轉速時使光標不超出特性曲線邊緣，減少給水泵跳閘。
1.7 操作畫面優化，增強報警功能
二期機組除了保留幾個事故按鈕外，全部實現軟手操。由于操作畫面多，不利監視，在事故處理時也一定程度上制約了運行人員的處理。通過對主要操作畫面合并優化以及增加報警信息，如凝汽器水位控制、除氧器水位控制、汽包水位控制3個畫面合并成1個畫面；過熱汽溫調節、再熱汽溫調節3個畫面并成1個畫面；送風調節、引風調節2個畫面并成1個畫面；機組負荷控制畫面上增加煤量、汽包水位、主蒸汽壓力等相關監視信號等，方便了運行人員監視與處理，使得事故得到進一步降低。
1.8 機組啟動過程邏輯修改
機組跳閘后重新啟動時間長，通過對啟動過程有關數據的詳細分析，發現鍋爐吹掃過程占用了大量時間，原吹掃邏輯中要求風煙系統中所有風門、檔板、二次風檔板全開、全關反饋(開關量)必須能檢測到，要求過于苛刻，實際上很難做到這一點，根據實際情況，對邏輯做了修改，即全開反饋采用開行程限位或模擬量開度≥90%、全關反饋采用關行程限位或模擬量開度≤2%。修改后吹掃風量仍遠遠滿足>30%的吹掃要求，這樣既不影響安全，問題又得到解決，現在從MFT到重新并網時間從5～6 h縮短至2 h左右。
(關鍵詞〕汽輪發電機組；熱工保護；存在問題；改進措施
華能福州電廠二期2×350 MW汽輪發電機組的分散控制系統采用德國西門子公司的TELEPERM XP控制系統。該系統包括AS620B基本型自動子系統、AS620F故障安全型自動子系統，SIMADYN D快速控制子系統、S5-95F汽機保護子系統、OM650操作與監視子系統、SINEC通訊總線和ES680工程設計與調試子系統。這幾大部分共同實現了機組數據采集、主輔機啟停、保護、聯鎖、開環和閉環控制等。
機組主輔機保護突出了“保證設備安全”的設計思想，這在硬件配置及控制邏輯上充分體現了出來。鍋爐主輔保護如 送風機、引風機、一次風機、磨煤機、給煤機、鍋爐汽動給水泵等在配置上采用二取一的保護方式，即兩個保護回路中任意一個回路發出跳閘信號設備就跳閘，而且采用“失電跳閘”的故障安全型保護；鍋爐主保護均采用開關量三取二方式；汽機主保護幾乎都采用模擬量三取二方式，在硬件上冗余配置了兩套95F保護系統，任意一套系統無故障即可保證機組安全運行；汽機主要輔機也采用冗余配置。與一期三菱機組相比，機組的主輔機保護項目多，如主機保護達32套，鍋爐汽動給水泵保護達26套，主要輔機的軸承及繞組溫度保護均采用單點保護，而且設備間的聯鎖復雜，幾乎所有的聯鎖保護均采用軟件邏輯設計而未采用傳統的繼電器。
1、存在問題與改進措施
由于機組的主輔機保護套數多，而且設備間的聯鎖復雜，一臺設備的故障可能引起一系列設備的跳閘，最終導致機組跳閘，再加上安裝和調試遺留的大量不安全隱患，造成投產后機組頻繁跳閘，2000年機組跳閘18次，其中屬于熱工原因的8次。電廠投入了大量精力進行一系列改造，熱工方面則以整治現場一次元件為本，另一方面組織力量理順設備聯鎖關系，在保證設備安全前提下對邏輯進行大量修改，同時優化自動調節性能，提高機組抗干擾能力。
1.1 輔機軸承溫度保護
軸承及繞組溫度均采用單點保護，采用熱電阻測溫，常有接線接觸不良、線路斷路等引起溫度急劇上升保護動作。曾多次發生重要溫度測點誤動，主要輔機跳閘，導致機組減負荷或最終機組跳閘等事故。軸承及繞組溫度的上升應該是一個連續變化的過程，不應是突變的，即升至保護定值-10℃的時間應大于3 s。根據這個規律，并利用溫度值超過量程10%或測量回路斷線出現“壞質量”現象，提出如下解決辦法：(1)對所有接線端子緊固；(2)在溫度保護邏輯中加上“壞質量”閉鎖功能。這樣既消除了誤動，又保證了保護的無延遲。該項措施在2000年7月實施后，至今沒有發生過接線接觸不良而可能引起的事故。
1.2 磨煤機火焰喪失保護
二期1臺磨煤機有6個燃燒器，原設計1臺磨煤機6個火焰喪失1個，磨煤機跳閘。而實際上6個火焰喪失1個的可能性太大，在調試初期根本無法運行，通過與制造廠家探討，該保護由“6個火焰喪失1個保護動作”改為“6個火焰喪失3個保護動作”。該項保護的更改，大大減少了磨煤機的跳閘，但仍不時出現磨煤機火焰喪失保護動作。通過觀察發現火焰檢測探頭的安裝存在一定死角，無法真實監視到燃燒器的主要火焰區，通過逐一改變安裝位置，并在火焰檢測探頭前加裝光纖后，情況得到明顯改善。
1.3 磨煤機出口門“開”反饋保護
磨煤機6個出口門由1個雙線圈電磁閥控制對應的6個兩位式氣缸來控制其開關，且該電磁閥屬于失電閉鎖型，由于磨煤機的振動等，氣缸接頭存在微漏，氣缸內氣壓就會逐漸下降，得不到補充，磨煤機振動會引起氣缸縮回現象，致使出口門開反饋脫離，開信號丟失。而當6個出口門開反饋失去3個時磨煤機保護跳閘。針對實際情況，采取了改進措施：(1)做好定期檢查工作，盡量減少氣缸接頭漏氣量；(2)當給煤機運行且有煤時，若沒有狀態偏差，而磨煤機出口門6個開反饋中有1個丟失，則電磁閥自動帶電補氣，同時當開反饋丟失時，給運行人員報警提示，以便通知熱工人員檢查。
1.4 磨煤機一次風流量測量改造
磨煤機一次風流量測量原采用歐羅巴差壓取樣，取樣端的開孔尺寸僅1 mm，很容易堵塞，需經常吹掃取樣管路，而且多次導致風量低于18 m3/s，引起給煤機跳閘。為徹底解決問題，于2001年底全部更換為國產文丘利測風裝置，并結合實際情況，參照一期一次風流量保護，更改為：磨煤機出口與爐膛差壓低于1 kPa且磨煤機一次風流量低于18 m3/s保護跳閘給煤機。改造后不易堵塞，沒有再發生過一次風測量問題引起的給煤機跳閘。
1.5 汽機“通風閥”保護改造
二期設備與一期有個不同的地方：高壓缸排汽有個“通風閥”直通凝汽器，主要用于汽機沖轉至并網帶初負荷期間，高壓缸進汽量小，高壓缸排汽溫度高時排汽至凝汽器，增加高壓缸進汽量，保護汽輪機。由于其行程開關多，動作不到位，從汽機沖轉至并網帶初負荷期間，常有行程開關誤動、減溫水流量不足而引起汽機跳閘，調試期間西門子專家曾經做過多次試驗，定值多次修改都無法解決。通過分析研究，提出了在“通風閥”出口加裝兩個溫度測點，并引入保護回路，在“通風閥”動作時若“通風閥”出口溫度均未達70℃而不需跳閘汽機，這樣難題迎刃而解。
1.6 鍋爐給水泵相關邏輯改造
鍋爐給水泵方面存在的問題也較多，多次造成鍋爐汽包水位MFT。主要問題有：(1)汽動給水泵轉速控制分散在AS620B、SIMADYN兩子系統中完成，AS620B作為運行人員操作接口并給出轉速指令，SIMADYN中設計了汽缸上下溫差大閉鎖升速等控制功能，而升速被閉鎖時沒有給出相應報警。采取措施：從SIMADYN子系統引一閉鎖信號至AS620B中報警，并增設轉速指令與實際轉速偏差報警。(2)汽動給水泵故障跳閘時聯鎖啟動電動給水泵，但電動給水泵啟動瞬間，入口流量劇增，造成入口濾網差壓瞬間達到保護定值60 kPa以上(濾網未臟)，電動給水泵一啟動立即又跳閘，鍋爐汽包補水不及，多次汽包低水位MFT。采取措施：在電動給水泵啟動的前3 s閉鎖該保護。(3)給水調節切“手動”時，稍有不慎，就會觸發鍋爐給水泵的轉速與流量保護、出口壓力與流量保護動作。針對該保護增設了3臺給水泵的特性曲線畫面，代表給水泵特性的光標超出特性曲線邊緣時保護動作，這樣很直觀，便于運行人員調整轉速時使光標不超出特性曲線邊緣，減少給水泵跳閘。
1.7 操作畫面優化，增強報警功能
二期機組除了保留幾個事故按鈕外，全部實現軟手操。由于操作畫面多，不利監視，在事故處理時也一定程度上制約了運行人員的處理。通過對主要操作畫面合并優化以及增加報警信息，如凝汽器水位控制、除氧器水位控制、汽包水位控制3個畫面合并成1個畫面；過熱汽溫調節、再熱汽溫調節3個畫面并成1個畫面；送風調節、引風調節2個畫面并成1個畫面；機組負荷控制畫面上增加煤量、汽包水位、主蒸汽壓力等相關監視信號等，方便了運行人員監視與處理，使得事故得到進一步降低。
1.8 機組啟動過程邏輯修改
機組跳閘后重新啟動時間長，通過對啟動過程有關數據的詳細分析，發現鍋爐吹掃過程占用了大量時間，原吹掃邏輯中要求風煙系統中所有風門、檔板、二次風檔板全開、全關反饋(開關量)必須能檢測到，要求過于苛刻，實際上很難做到這一點，根據實際情況，對邏輯做了修改，即全開反饋采用開行程限位或模擬量開度≥90%、全關反饋采用關行程限位或模擬量開度≤2%。修改后吹掃風量仍遠遠滿足>30%的吹掃要求，這樣既不影響安全，問題又得到解決，現在從MFT到重新并網時間從5～6 h縮短至2 h左右。