FSSS-ETS-DEH学员热控培训完整版

PAGEPAGE2FSSS炉膛安全监控系统介绍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2.1ETS保护的功能及必要性2.2ETS保护动作的触发条件2.3ETS保护动作的结果及对象2.4ETS保护的逻辑图2.5常见故障及处理（具体事例）3、DEH3.1DEH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。3.1.93.1.10ETS保护停机系统控制3.2DEH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概述炉膛安全监控系统，它的英文名称为Furnacesafeguardsupervisorysystem，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1.1.1.11.1.1.2.

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；1.1.1.1.1.1.9.

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；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（PURGEINTERRUPUT）”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。1.2FSS（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；（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（POSTTRIPPURGECOMPLETE）”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。（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。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。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（EmergencyTripSystem）。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。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（SafetySolution）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。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。11DEH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。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；“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UNITTRIPLR“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。9ATC热应力控制。10ETS保护停机系统控制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。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，经PID调节器运算后，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/min4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。63000r/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：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；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。3.4CCS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。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，以1%/秒的变化率减小。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。DEH总的阀位给定值为负荷参考量与此限制值之间较小的值。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。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。

1.4103%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，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。

2.1DEH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。

3.1MSV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。

3.2CV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。

3.3ICV及RSV活动试验

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/minn=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。

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。

4－9ATC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。4ATC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。

4-10ETS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；--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3000r／min，大概有

±25r／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100MW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10s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30s

内降到60MW，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，

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135MW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。

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GV2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

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(135MW)运行中出

现1号调门关闭，负荷从97．8MW下滑至57．4MW的现象，主汽压力从13．6MPa上升

至14．4MPa，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

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LVDT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