汽包压力补偿方式缺陷引起汽包水位低保护导致MFT.doc

汽包压力补偿方式缺陷引起汽包水位低保护导致MFT佚名来源：内蒙古电网 点击数：49 更新时间：2010-11-22 7:40:341. 事故经过2010 年1 月13 日6 时43 分39 秒，某电厂1 号机组负荷217 MW，DCS 系统汽包水位1、2、3、4 分别在+20 mm 左右，机组运行稳定。6 时43 分43 秒，4 个汽包水位突然同时降至-300 mm，导致MFT 动作，锅炉停运。MFT 保护首出原因为“汽包水位低三值”。6 时46 分再热蒸汽温度下降50 ，汽轮机跳闸，发电机解列。2. 原因分析1 号机组锅炉汽包水位采用常规单室平衡容器测量方式，该方式在火电厂汽包炉中被大量使用，从取样测量到补偿计算都是比较成熟的技术。调出DCS 历史趋势发现：在事故区间，汽包水位平衡容器变送器输出量没有发生跳变，随后调出用于水位补偿计算的汽包压力1、2、3 测点的历史曲线，发现由于变送器零偏，汽包压力测点1 与其它2 个测点的偏差增大，6 时43 分43 秒达到1MPa，当偏差大于1MPa 后汽包压力三取平均模块发报警信号，进入下一级，即4 个汽包水位补偿计算模块，该报警信号应实现水位计算值报警功能，以提醒运行人员加以处理，本次事故中汽包水位补偿计算模块接到该信号后超驰4 个模块输出，同时达到下限-300mm，最终使锅炉主保护动作。结合国内火电厂汽包水位补偿计算的经验，汽包压力参与汽包水位补偿计算，为重要信号，一般为3 个取样点，再进行三选一，如果有坏质量或偏差大等状况应发出报警并切除水位自动，汽包压力应切为二选一或单个正常信号，保证汽包水位的正常监视功能，而不应干预汽包水位的补偿计算。结合国内其他DCS 系统汽包水位的补偿计算均没有超驰水位补偿计算功能，所以我们认为该事故主要原因为DCS 模块功能设计有缺陷。经核对1 号机组和2 号机组该部分逻辑完全相同，模块设置也相同。经分析，上述情况的发生是由于水位补偿模块、三取平均模块输出故障造成的，模块内部设计缺陷是事故发生的直接原因。3. 建议经向电厂了解，西门子公司认为PCS7 系统是西门子工业自动化公司开发的控制系统，用于过程控制的电站库功能块是西门子电站自动化公司开发的，可能存在兼容性不好的现象。建议电厂加强日常维护检查并与西门子公司联系尽快制定出可行方案，解决软件中存在的问题，以保证系统的安全可靠运行。报警信号处理不当引起机组MFT佚名来源：浙江电网 点击数：38 更新时间：2010-11-21 22:37:381. 事件过程2010年8月25日，运行人员查巡画面，发现2号炉FSSS系统的MFT首出画面中“ALL FUEL OFF”（全炉膛燃料丧失）信号存在，联系仪控人员要求检查处理。8时57分，2号机组负荷292MW运行，仪控人员对MFT首出信号进行复归后，该首出报警信号消失，9时27分，2号机组跳闸。2. 原因查找分析机组跳闸后电试院立即赶赴现场与电厂相关专业人员共同进行检查和处理。检查DCS操作员站事件记录和SOE记录，MFT动作顺序正常，MFT首出为“REPURGE REQUIRED”（重吹扫请求）。对锅炉吹扫逻辑和MFT逻辑进行了认真分析。2.1 相关逻辑组状结构（1） MFT首出逻辑中采用“吹扫完成脉冲”完成MFT首出的复位。（2） 正常启动过程中，满足“吹扫允许”条件后，持续进行吹扫5min，对RS触发器的“S端”完成置位，生成“吹扫完成”及“吹扫完成脉冲”逻辑。“MFT脉冲”信号对RS触发器的R端完成复位。（3）重吹扫请求逻辑。以下3个条件同时成立，且B、C条件未复位持续30min后，即生成“重吹扫请求”信号：1)“吹扫完成”。2)“吹扫完成脉冲”信号。对RS触发器的“S端”进行置位，“任一油角阀开”信号（包括微油油角阀）对RS触发器的“R端”进行复位。3）“吹扫不允许”信号对RS触发器的“S端”进行置位，“吹扫完成脉冲”信号RS触发器的“R端”进行复位。2.2 MFT 逻辑中断点的形成分析（1）锅炉启动及吹扫逻辑机组发生MFT后，在无MFT条件存在时，吹扫5min后复位MFT及MFT首出，如果停止吹扫后（即吹扫不允许）30min内不点火，机组就需重新吹扫。ON/OFF功能块置1时生成“吹扫完成脉冲”信号，在机组冷态进行连锁试验时，通过ON/OFF功能块完成MFT及MFT首出信号的复位。在机组冷态下进行相关试验时（如汽机挂闸），需要强制MFT条件，还需通过“吹扫完成逻辑”中的ON/OFF功能块复位MFT。强制恢复时恢复到正常状态，如果存在MFT条件，MFT动作、MFT首出也报出。锅炉仍然需要正常流程点火（无MFT条件时、吹扫后复位MFT及MFT首出），不留逻辑断点。所以仪控人员在编制强制卡时把“吹扫完成逻辑”中的ON/OFF功能块对MFT及MFT首出复位作为标准项。（2）逻辑断点的形成如果锅炉点火时未吹扫，用吹扫完成逻辑中的ON/OFF功能块来复位MFT及MFT首出，“吹扫完成”信号不能形成，MFT首出应该复位。即使在运行中用吹扫完成逻辑中的ON/OFF功能块来复位MFT首出，由于“吹扫完成”信号不成立，不会启动重新吹扫逻辑。“吹扫完成”信号存在，表明机组是按标准流程进行吹扫后正常点火，未形成逻辑断点。机组按标准流程来进行吹扫来点火，发现某一MFT条件不稳定或容易触发，暂对MFT触发器该条件进行强制，过程中该MFT条件触发，因为该MFT条件既进MFT触发器，又进MFT首出逻辑，所以MFT未触发，而MFT首出触发。因为MFT未触发，所以吹扫完成逻辑中的MFT脉冲未能复归“吹扫完成”信号。“吹扫完成”信号仍然存在，而MFT首出画面有首出信号，形成逻辑断点。（3）本次事件的过程分析根据运行记录分析，2010年5月6日2号机组复役启动。按正常流程进行吹扫后用“微油点火”模式进行点火。由于冷态点火且“微油点火”方式下小油枪流量小、2B磨一次风加热装置投运不正常，使微油火检信号较弱，“失火检退油枪”频繁动作（现场观察着火），故暂时强制“失火检退油枪”、“微油火检信号”。由于小油枪油角阀状态反馈存在问题，在逐投小油枪过程经常退出，频繁触发“全炉膛燃料丧失”MFT条件，暂将该条件短时强制。点火初期，少量投用的油枪出现油角阀反馈故障自动退出，“全炉膛燃料丧失”条件满足，由于信号强制机组不发出MFT信号，但在首出画面上就留下“全炉膛燃料丧失”信号，逻辑断点产生。2010年8月25日运行人员检查画面时发现，“全炉膛燃料丧失”MFT首出信号存在，仪控人员按照标准强制条中的MFT首出复归方法对MFT首出信号进行复归，因为逻辑断点存在的原因，从而触发“重吹扫请求”锅炉MFT。3. 存在问题（1）在启用逻辑条件强制期间以及解除恢复后，相关DCS画面及逻辑组态核查不够全面。恢复常态后对因强制而产生逻辑断点等遗留问题，专业认识不足，使异常信号产生初期未能及时发现，造成“全炉膛燃料丧失”MFT首出报警信号长时间存在，错失处理的有利时机，留下了安全隐患。（2）仪控人员对现有逻辑强制后可能形成的逻辑断点认识不足，在编制强制卡时没有注明相关条件。特别在对“全炉膛燃料丧失”MFT首出信号复位前，对该报警信号可能产生的条件和原因分析不够全面，未意识到可能产生的异常情形，按常规方式进行复位，最终导致了正常运行的锅炉“重吹扫请求”条件满足，触发锅炉MFT。（3）“重吹扫请求”信号逻辑不够严密，未能区分机组已经点火运行状态，仍然按吹扫完成后30min后未点火来处理。4. 防范措施（1）加强逻辑信号的强制管理措施，对重要仪控信号的强制和复归操作严格执行监护和确认，完善仪控强制/解除的执行程序和流程。（2）针对以上逻辑功能组态中存在的问题和不足，进行研究和分析，提高逻辑功能的可靠性及适用性，待机组停运，修改相关逻辑。（3）目前机组启停及重大试验操作期间，在非正常运行方式或非常态工况下，为符合和满足特定要求，需要热工人员短时对逻辑功能适应性调整或改变，执行中存在风险，应引起高度重视。启用逻辑条件强制期间以及解除恢复后，相关DCS画面及逻辑功能组态要进行全面检查。模件故障导致汽轮机跳闸事件分析及建议佚名来源：东北电网 点击数：27 更新时间：2010-11-21 22:15:442010 年7 月5 日3 时20 分26 秒，某发电厂2 号汽轮机在运行中2 个OPC 油压低报警，GV1、GV2、GV3、GV4、IV1、IV2 调门全关2s 后，在机组处于并网状态下，汽轮机主保护中的压比保护动作，汽轮机跳闸。电力科学研究院有限公司与电厂共同对2 号汽轮机跳闸原因进行分析，经分析判定为41 号站中的D5 卡件误发信号导致机组跳闸。7 月7 日，DCS 软件控制公司技术人员到达现场对C5、D5 卡件进行更换，随后电科院热工专业又对更换后的卡件进行了现场通道测试、OPC 软件仿真试验和OPC 硬件仿真试验，经过验收试验确定新更换的卡件可投入使用并且OPC 各项保护功能完善，机组具备启动条件。7 月8 日机组进入运行备用状态。近期发现另一台同型机组D5 卡也发生故障，由此确认该卡存在共性问题。1. 设备简介故障机组于2009 年3 月15 日进入商业运行，为350MW 燃煤机组，汽轮机为哈尔滨汽轮机厂产品，亚临界、一次中间再热、单轴、两缸两排汽、单抽供热。DEH 调节系统采用了某软件公司控制程序，DEH 系统和DCS 系统为一体化控制。计算机控制部分包括基本控制柜和端子柜、ATC 控制柜和端子柜共2 个机柜，EH 液压系统由供油系统、油管路、油动机、危急保安系统组成。系统配有双路交流220V 电源，一路为UPS 电源，另一路为系统保安段电源。OPC电磁阀采用直流220 伏控制电源。2. 故障经过2010 年7 月5 日3 时20 分26 秒，运行中2 个OPC 油压低报警，GV1、GV2、GV3、GV4、IV1、IV2 调门全关。3 时20 分28 秒，汽轮机主保护(ETS)中压比低保护动作汽轮机跳闸。3 时20 分32 秒，交流润滑油泵联启正常。3 时20 分42 秒，手动启动2C 电泵。3 时21 分32 秒，打跳2A、2B 汽泵；打跳2E、2D、2C 制粉系统，投入2 号炉A、C层1、2、3、4 号小油枪。立即检查2 号机6kV 2A、2B 段、380V PC 段、保安段电压正常，检查2 号发电机保护间保护C 屏有“汽机跳闸联跳发电机”、“励磁联跳”报警，全面检查2 号发变组、励磁系统、GIS 系统、直流系统、UPS 系统均无异常。检查ETS 有“DEH 压比低”保护。3 时21 分42 秒，2 号炉MFT 动作。由于2A、2B 汽泵跳闸，给水泵瞬时无法满足锅炉给水需要，锅炉MFT 动作。跳闸首出原因为“汽包水位低三值”。联跳2A 磨煤机、2A、2B 一次风机、2A 密封风机，A、C 层1、2、3、4 号小油枪，联关燃油速断阀，主汽、再热器减温水气动门。3 时25 分，2 号炉开始吹扫。3 时30 分，吹扫结束。3. 故障原因分析OPC 油压低，GV1、GV2、GV3、GV4、IV1、IV2 调门全关，是OPC 的液压保护部分的正常动作。压比保护是在机组处于并网状态，且调节级压力与高排压力比值小于1.7 两个条件同时满足时动作。本次机组并网状态下调门全关导致调节级压力突然变小，从而使压比值小于1.7，因此汽轮机压比保护动作，汽轮机跳闸。问题的关键是OPC 油压因何降低？经分析，导致油压降低的原因有4 个：OPC 电磁阀保护动作、OPC 电磁阀节流孔堵塞、油系统管路出现漏油、调门大幅度抖动。汽轮机专业首先对油系统管路进行检查，没有发现漏油点。因此可以排除油系统管路出现漏油，引起OPC 油压低的可能；随后又对OPC 电磁阀进行解体检查，没有发现节流孔堵塞。排除了因OPC 电磁阀节流孔堵塞造成的OPC 油压低的可能；查询图1 所示的历史曲线可以看出，OPC 油压低报警前所有调门均稳定没有大幅度调整，系统油压稳定，因此排除了调门大幅度抖动引起的OPC 油压低情况。排除了上述3 种的可能性后，只有电磁阀动作这一个原因。按常规，电磁阀动作应有OPC 信号驱动，但下面的工作证明并无正常的OPC 信号输出。图 1 机组跳闸时历史曲线图1 中汽轮机转速在机组跳闸前后最高峰值为3005rpm/min ， 没有超过3090rpm/min，因此可排除103%超速引起OPC 电磁阀动作。图1 中还可看到OPC 油压低报警前逻辑判断OPC 输出指令和硬件SD 卡中的OPC 保护输出指令都没有信号发出，热工专业又对引起OPC 电磁阀动作的保护逻辑进行确认，没有发现引起OPC 电磁阀动作的信号发出。机组跳闸时刻的历史记录证明在OPC 油压低前没有OPC 动作指令记录，OPC 油压低信号可以在图1 的历史曲线中看到明显尖峰，也不符合OPC 正常信号特点，综合以上分析OPC 电磁阀必然不是由于OPC 指令发出而动作的。自动同期请求历史记录表明，7 月5 日3 时20 分26 秒，所有调门关闭时刻查询SOE系统捕捉到D5 卡“自动同期请求输入信号置1”报警，但是在查看历史曲线时并没有条件会引起“自动同期请求输入信号置1”输出，因此该信号为不正常信号。在检查41号站自动同期请求输入信号电缆及内部各接线电缆时发现D5 卡件指示灯发生异常，也证实了D5 卡故障，因此判定D5(开关量输入输出卡)卡件故障，OPC 信号和“自动同期请求输入信号置1”报警为误发信号。7 月5 日下午，电科院热工专业和汽机专业针对该电厂汽轮机跳闸故障的原因进行了专业讨论并进行了深入分析。分析此次机组跳闸过程为41 号站D5 卡件故障而OPC 动作输出两路信号的其中一路也恰在此D5 卡件上，在无OPC 指令发出的情况下D5 卡件误发信号，造成OPC 继电器节点闭合，OPC 动作后OPC 油压降低致使所有调门全关，当调门全关后造成调节级压力和高排压力迅速降低（调节级压力快于高排压力降低），致使压比值小于1.7 且当时机组处于并网状态，因此汽机压比主保护动作导致汽轮机跳闸。7 月6 日14 时，DCS 软件控制公司技术人员到达现场。经过对D5 卡件全面检查，同意电科院热工专业对D5 卡件存在故障的判断。7 月7 日13 时，DCS 厂家对两路OPC 指令所在的41 号站C5、D5 板卡和卡座进行更换。4. 故障处理过程（1）7 月7 日13 时，由DCS 软控公司厂家对2 号机组DCS 系统41 号站C5、D5 卡件及其底板进行更换。更换完毕后，电科院热工专业对新更换的C5、D5 卡件利用FLUKE 信号源加入数字量信号进行测试。同时在控制逻辑中强制C5、D5 卡的数字量输出指令，利用万用表在卡件终端进行测试，经过测试输入信号、输出指令均正确。（2）由于OPC 继电器动作状态未进入SOE 记录，因此在事故追忆时无法直观地从历史记录中查询。经电科院热工专业建议，电厂完善了此项缺陷。7 月7 日17 时将2个OPC 电磁阀动作继电器动作信号用硬接线接入SOE 卡。修改完毕后电科院热工专业对OPC 保护程序进行仿真试验，用FLUKE741 信号源发出转速信号，当转速达到3091rpm/min 时，软件中两路OPC 动作指令同时动作使OPC 电磁阀带电动作，经现场检查OPC 电磁阀动作正确，OPC 油压回零。控制逻辑试验结论为：OPC 电磁阀的保护逻辑动作确认，SOE 记录准确无误。（3）SD 卡为OPC 硬回路保护，其功能为确保在DCS 控制逻辑失效的前提下，OPC电磁阀能正常动作。因此建议电厂将SD 卡输出的3 个OPC 动作信号用硬接线进入SOE卡。7 月7 日17 时，电厂将SD 卡输出的3 个OPC 动作信号用硬接线进入SOE 卡。修改完毕后电科院热工专业对OPC 硬件保护逻辑进行仿真试验，首先屏蔽控制逻辑中的OPC 输出指令，然后模拟并网信号并强制功率大于10%额定负荷，采用FLUKE741信号源发出转速信号，当转速达到3091rpm/min 时，SD 卡输出三路保护信号使OPC 电磁阀动作。硬件试验结论为：OPC 硬跳闸回路动作正确，SOE 记录准确无误。5. 建议通过此次机组跳闸的故障分析，今后电厂应该注意以下几点：（1）加强监视如出现卡件报警，应由电厂技术人员立即检查卡件是否损坏；（2）在每次停机检修时，应重新进行OPC 仿真试验，以及早发现问题；（3）加强巡检，防止人为原因造成的电磁阀误动作。循泵远程柜故障导致循泵跳闸事件原因分析佚名来源：浙江电网 点击数：32 更新时间：2010-11-21 22:09:461. 事件经过2010 年7 月7 日21 时30 分以及2010 年7 月8 日2 时40 分，某发电厂6 号机组循泵远程I/O 柜出现2 次部分子模件反复报警故障，循泵B 因出口蝶阀误关闭导致跳闸。2. 故障分析及查找（1）故障现象检查系统log 日志文件，对模件故障进行统计，发现出现问题的模件并不固定于一种类型模件，包括ASI23 模件，FEC12 模件，DSI14 模件，DSO14 模件均出现过异常报警。这些模件分别安装在3 个MMU 内，该RIO 共有25 块子模件，其中出现过故障报警的模件有13 块。模件故障的现象比较类似，先后为通道信号坏质量、模件报警、模件恢复正常，最后通道信号根据当前状态恢复；模件从报警到正常持续时间从几秒到几十秒不等。部分模件反复故障的频率较高。检查循泵出口蝶阀关闭条件，未发现有条件可以导致出口蝶阀关闭。（2）故障分析针对一个RIO 下多个子模件出现故障的情况，如果是DCS 内部原因引起，分析原因可能是子扩展总线X.B 工作异常，包括模件本身的故障或MMU 的故障引起，可能是共性的问题例如电源和接地。考虑到仅仅是部分模件出现故障，电源故障的可能性较小，子扩展总线通讯异常导致问题的可能性较大。现场检查该循泵远程I/O 柜电源系统，测量所有+15V、-15V、5V、PFI、24V、48V 电源均正常。为确保电源更加可靠，更换了右侧电源模件，紧固所有接地线。由于子模件与控制器是通过X.B 子扩展总线在MMU 内完成通讯的，RIO 相当于对X.B做了延长。MMU 内部的非正常线路短接将造成X.B 通讯不正常，反映到控制器即不能够正常读取子模件信息。本次异常中的模件故障是多个模件反复出现，而不是表现为长时间通讯故障，所以认为MMU 工作异常导致故障报警的可能性最大，子模件故障的可能性较小但需加强观察。（3 ）初步结论根据模件故障无重复性的现象分析模件单元MMU 的非正常线路短接将造成XB 通讯不正常，控制器不能正常读取子模件信息，多个模件反复出现并复位。目测发现MMU 机笼印刷电路板有一定的锈蚀现象，与循泵房工作环境有关，但故障过程难以复现。3. 防范措施（1）更换频繁出现故障报警的I/O 模件5 块，地址为1、19、20、21、24。（2）现场更换6 号机组循泵远程I/O 控制柜的全部MMU 机笼。对本次故障更换下的MMU 机笼送ABB 公司进行检测分析。（3）利用检修机会对3、4、5 号机组循泵远程I/O 控制柜机笼进行更换，计划检修期间联系ABB 公司到现场进行主机侧DCS 控制柜的检查。（4）做好循泵房电子室温湿度控制。某厂6号机组循泵远程柜故障导致循泵跳闸分析本站通讯来源：本站原创 点击数：94 更新时间：2010-11-4 0:15:201. 事件经过2010 年7 月7 日21 时30 分以及2010 年7 月8 日2 时40 分，某发电厂6 号机组循泵远程I/O 柜出现2 次部分子模件反复报警故障，循泵B 因出口蝶阀误关闭导致跳闸。2. 故障分析及查找（1）故障现象检查系统log 日志文件，对模件故障进行统计，发现出现问题的模件并不固定于一种类型模件，包括ASI23 模件，FEC12 模件，DSI14 模件，DSO14 模件均出现过异常报警。这些模件分别安装在3 个MMU 内，该RIO 共有25 块子模件，其中出现过故障报警的模件有13 块。模件故障的现象比较类似，先后为通道信号坏质量、模件报警、模件恢复正常，最后通道信号根据当前状态恢复；模件从报警到正常持续时间从几秒到几十秒不等。部分模件反复故障的频率较高。检查循泵出口蝶阀关闭条件，未发现有条件可以导致出口蝶阀关闭。（2）故障分析针对一个RIO 下多个子模件出现故障的情况，如果是DCS 内部原因引起，分析原因可能是子扩展总线X.B 工作异常，包括模件本身的故障或MMU 的故障引起，可能是共性的问题例如电源和接地。考虑到仅仅是部分模件出现故障，电源故障的可能性较小，子扩展总线通讯异常导致问题的可能性较大。现场检查该循泵远程I/O 柜电源系统，测量所有+15V、-15V、5V、PFI、24V、48V 电源均正常。为确保电源更加可靠，更换了右侧电源模件，紧固所有接地线。由于子模件与控制器是通过X.B 子扩展总线在MMU 内完成通讯的，RIO 相当于对X.B做了延长。MMU 内部的非正常线路短接将造成X.B 通讯不正常，反映到控制器即不能够正常读取子模件信息。本次异常中的模件故障是多个模件反复出现，而不是表现为长时间通讯故障，所以认为MMU 工作异常导致故障报警的可能性最大，子模件故障的可能性较小但需加强观察。2.3 初步结论根据模件故障无重复性的现象分析模件单元MMU 的非正常线路短接将造成XB 通讯不正常，控制器不能正常读取子模件信息，多个模件反复出现并复位。目测发现MMU 机笼印刷电路板有一定的锈蚀现象，与循泵房工作环境有关，但故障过程难以复现。3. 防范措施（1）更换频繁出现故障报警的I/O 模件5 块，地址为1、19、20、21、24。（2）现场更换6 号机组循泵远程I/O 控制柜的全部MMU 机笼。对本次故障更换下的MMU 机笼送ABB 公司进行检测分析。（3）利用检修机会对3、4、5 号机组循泵远程I/O 控制柜机笼进行更换，计划检修期间联系ABB 公司到现场进行主机侧DCS 控制柜的检查。（4）做好循泵房电子室温湿度控制。东汽机组PLU（功率负荷不平衡）保护存在的问题和防范措施本站通讯来源：本站原创 点击数：92 更新时间：2010-11-4 0:23:26 1、事件过程事件发生前，某电厂9号机组负荷288MW，AGC控制方式、10号机负荷300MW，AGC控制方式。2010年9月19日17:33:39， 9、10号机组负荷同时突降； 9月19日17:33:53，10号机组逆功率保护动作，#10发变组跳闸，主变220VK开关跳闸；9月19日17:37:14 ，9号机组MFT动作，汽机跳闸，主变220VK开关跳闸，MFT首出：汽包水位低低MFT。事件发生后，经检查后发现因电网系统故障冲击，9、10机组汽机PLU保护同时动作，致使本次事件发生。故障查清后 9号机组于9月19日23时04分重新并网、10号机组于9月20日2时33分重新并网。2、PLU保护说明和暴露的问题1)PLU保护说明功率负荷不平衡（PLU）是东汽(东芝)机组特有的一项保护，其目的是：当汽轮机带载突降时（机组甩负荷、对侧的变电站线路跳闸，荷载突降），快关高、中压调节阀（CV与ICV），抑制汽轮机转速的飞升，避免汽轮机超速。该保护逻辑是东汽机组的典型逻辑，目前集团的东汽机组均设计该逻辑（兰溪：凤台、嘉兴3/4号机组、台州9/10机组，北仑二期也有类似设计），保护动作持续2秒（2秒脉冲）。保护动作逻辑条件：表征机组负荷的参数（再热器压力或调节级压力）和表征发电机组的参数（发电机电流或发电机功率）之差40%且发电机电流（功率）的减少超过40%/10ms。兰溪和嘉兴的机组使用的DEH是日立的系统，PLU保护由三块专用模件实现判断，凤台和台州机组的PLU保护在DEH中由控制器实现。2) 暴露的问题保护设计的目的是当系统检测到汽轮机带载突然大幅降低时,通过保护的动作来抑制汽轮机转速的飞升,避免汽轮机超速。结合9月19日台州9、10号机组的事件，当时由于受电侧一条出线跳闸，系统瞬间短路，引起9、10号机组