推荐一种先进的超超临界机组故障安全型控制系统

     作者：郑晓蒙

    安徽淮南田集电厂（以下简称田集电厂）二期扩建工程2×660 MW超超临界机组，是目前国内乃至世界首次采用再热蒸汽温度达到620℃、供电煤耗280g/(kW．h)的60万kW级超超临界机组，代表了当前世界上60万kW等级火电机组的最高参数技术水平。对其控制系统的整体设计，首先需要理顺一期工程热控保护设置合理性；其次针对二期新出现的100%大旁路等设备，结合田集电厂锅炉、汽机设备实际情况，构建新的保护策略；再次对机组联锁保护统一协商，实现机组重大保护分层设计与实施，最终完成故障安全型控制系统构建工作。

    1  控制系统总体设计及实施

    田集电厂二期工程I/O测点数量与一期相仿，系统接口构成基本一致，差别在于数字电液控制系统( DEH)和小汽轮机电液控制系统(MEH)整体化程度更进一步，汽机危急跳闸系统( ETS)和给水泵汽机危急跳闸系统( METS)也进入DCS，机组一体化程度更高。因此，整个机组总体设计可以一期为蓝本，同时参照《火电厂热控系统可靠性配置与事故预控》的要求，即为防止一对控制器故障而导致机组被迫停运事件的发生，重要的并列或主／备运行的辅机（辅助）设备控制分开布置，对机组控制系统总体设计以故障安全原则为依据优化原有控制分配。

    1.1控制器数量确定及实施

    近几年来，国内经济形势不再迅猛发展，再加上新建机组审批日渐严格，使DCS制造厂家间相互竞争异常激烈。即便是进口DCS制造厂，为了争夺新建机组这块长远发展的“蛋糕”，也不惜血本降低DCS投标价格，原本价格不菲的控制器如今近似“白送”，但如何确定机组实际需要的控制器数量成为控制器配置的首要任务。很多新建机组没有以设计院预估的I/O测点数量为依据，只是简单地以将降低控制器组态存储容量作为明确控制器数量的依据，忽视控制器之间和厂级环网间的通信负荷，在分配控制对象时，反而出现顾此失彼、不能实现总体性能最优的境况。

    田集电厂一期工程采用19对控制器实现单元机组控制（不含DEH本体控制，二期同），2对控制器用于公用系统。一期工程控制器分配最大的问题在于，锅炉侧制粉系统两台磨煤机公用一个控制器，机组低负荷运行，若两台磨煤机公用的控制器出现故障，会导致机组负荷瞬间降至稳燃负荷以下，一旦处理不当极可能造成主燃料跳闸（main fuel trip，MFT）。为此，在DCS招标期间，以设计院预估的8 854点为基础，按照实际工艺流程故障安全原则划分系统，并结合一期项目经验．将二期工程增加控制器至21对，锅炉制粉系统每层使用一对控制器，增加3对控制器，协调控制系统减少1对控制器（原因分析见1.2），以真正达到重要的并列或主／备运行的辅机（辅助）设备控制基本分开布置，同时控制器配置数量又不会过多而导致工艺系统分散，增加故障概率。

    1.2控制器分配方案实施

    超超临界直流炉作为一个多输入、多输出被控对象，风、煤、水子系统间耦合性很强。机组风煤比或水煤比失调，会直接影响燃烧，处理不好可能跳机。运行过程中只要送风、燃料、给水主控所处控制器出现故障，整个机组就将面临失控局面。因此，合理布置直流炉协调控制系统是控制器分配方案中的重要内容。

    田集一期项目燃料、风量和给水控制分别由不同控制器实现，任一控制器出现故障，就会对机组安全型运行造成影响，增加了机组故障发生概率。田集二期控制器分配时考虑到机组各子系统故障等级，将风、煤、水子系统和协调控制系统全部纳入10号控制器。与此同时，考虑到旁路系统接口众多，涉及信号较广、独立性强的特点，将旁路控制分配至15号控制器；过热、再热汽温按照A/B两侧划分两个不同控制器。机组模拟量控制负荷分配均匀，故障等级最高的10号控制器I/O测点163点，最大扫描周期42 ms，组态内容只占存储器容量的9%，极大地提高了机组协调控制可靠性。田集二期最终控制器分配如表1所示。

    由表1可知，二期控制器分配有如下特点：①重要的并列或主／备运行的辅机（辅助）设备控制基本分开布置；②MFT、协调控制柜涉及现场测点较少；③锅炉、汽机和电气控制对象分界清楚；④所有控制器编号以控制对象为界重新命名。

    2重大保护信号设计与实施

    2.1  重要监控测点预先布置

    田集二期与一期的区别在于再热器出口温度为623℃，壁温测点布置须重点考虑末级再热器（以下简称末再）的监测保护。一期末再的横向屏间测点为每隔4片设置一点，共67点。为更准确地监测横向偏差，田集二期末再的横向屏间测点优化为每1片设置一点。同屏壁温测点仍设置在炉宽左右各1/4位置，共100点。调试期间，为便于更好地观察温升情况，末再汽温测点增加18点，末级过热器（以下简称末过）增加42点；与此同时，一些重点监测区域中的管片上将原先1个温度测点增加至2个，以提高温度监测可靠性，其中末再8点，末过7点，后屏过热器5点，调试期间新增温度测点共80点。由于积极参与基建初期的锅炉厂设计联络会、锅炉优化方案推介会，上述测点得以均匀布置在控制器DROP13和DROP14中(见表1)，这样编排既不会因为控制器故障失去监控手段，也利于减轻控制器负荷。田集二期壁温测点共473点，较一期290点多183点，机组初次启动期间，所有测点工作正常，为再热器出口温度安全稳定达到623℃提供了有效的保障、验证手段。

    2.2重大辅机停信号三重化设计

    送风机、引风机和一次风机属于锅炉重大辅机，若其中一台辅机在运行过程中出现故障，需要紧急停运。由于DCS侧停输出卡件或继电器故障，将导致停信号不能及时送至6 kV电气开关跳闸辅机。这不但会导致重大辅机损坏，更可能扩大至锅炉本体破坏，后果非常严重。常规重大辅机停信号通常只设计一路停信号，一次风机因MFT需要停运制粉系统，另有MFT硬回路输出，送风机和引风机则只有一路，不管是卡件还是输出回路故障，均有可能使风机在炉膛压力超限或设备故障时发生拒动事故。因此，田集二期六大风机停信号均由三个不同输出卡件构成硬件三取二表决回路，合成停指令送至电气开关。其中，停指令至电气开关使用双线制设计，避免单线破损影响停指令输出。通过六大风机停指令各环节冗余、三重化设计，极大地提高了机组辅机保护的可靠性，使设备动作回路完全达到了故障安全要求。

    2.3故障安全型逻辑设计与实施

    田集二期故障安全型逻辑设计重点之一在于设备状态信号的优化判断。除了重大辅机停状态由停、运行取非、电流小于SA（信号正常）三取二表征外，田集二期逻辑组态也对涉及跳闸重大设备的阀门状态进行了优化设计。如凝泵出口门阀位信号，在凝泵运行过程中，凝泵出口门开到位或关到位限位开关受现场阀门震动而误动，导致开到位、关到位信号均短暂消失或出现。在凝泵跳闸逻辑中，凝泵运行证实后，凝泵出口门关信号出现，至跳闸凝泵，由于现场限位开关的误动作，会引起凝泵跳闸，影响机组正常运行。为此，将凝泵出口门阀位信号进行优化，凝泵运行后，凝泵出口门开到位与关到位都出现，或阀门开到位后，关指令未发，开、关到位信号均消失。这两情况下，逻辑粼断出口门阀位故障状态，闭锁凝泵跳闸条件同时发报警至运行画面，提醒运行人员关注凝泵运行状态，并通知热控检修人员及时消缺。对于机组重大设备有联锁关系的阀门、挡板状态位置而言，即便能提供开和关三路位置反馈，由于现场管道震动等因素的存在，开关位反同时故障的概率也很大，因此，位反单点设计已不是先骨干系统误动的主要起因。通过及时判断阀门位反故障状态，能有效避免现场限位开关误动引起的设备跳闸，从而提高系统故障安全可靠性，有利于机组稳定运行。

    3  重大保护条件优化设计和实施

    MFT重大保护联锁涉及如下修改（部分）。

    ①空预器出口温度高高MFT:锅炉厂要求空预器全停机组MFT，鉴于空预器全停联跳所有送、引风机，且送或引风机全停均触发MFT，因此，空预器全停和送或引风机全停MFT内容重复，该保护要求不予采纳。考虑到现实工况空预器主或辅马达正常运行时，会发生空预器联轴器断裂，造成空预器停运的事故。为避免此类事件发生，通过设计院与锅炉制造厂协商，空预器单侧出口烟气温度测点由两点增加至三点，在DCS内通过模拟量三选处理模块合成空预器出口烟气温度综合信号，再经设定值为260℃的高选，输出空预器单侧烟气温度高高MFT，两侧相或形成空预器出口温度高高MFT条件。

    ②MFT停给水泵：田集二期取消电动给水泵，给水前置泵与给水泵为同轴泵设计，锅炉启动上水必须给水泵运行，冷态点火初期炉内热负荷不高，各级汽温、螺旋管固水动力变化不大，若机组MFT跳闸所有给水泵．不利于系统快速恢复。据此修改锅炉厂原有控制要求，机组MFT时给水流量低于700 t/h，保留给水泵A，反之则跳闸所有给水泵。由于田集二期采用控制系统一体化设计，在不改变MFT硬回路设计的前提下，经由METS内部信号处理逻辑修改，使上述方案得以顺利实施。此部分改动有效地缩短了机组启动初期锅炉升温升压时间。

    4结束语

    田集二期2x660 MW扩建工程3号机组于2013年12月22日正式并网发电投入商业运行，从开工到并网的总工期仅仅16个月，提前5个月完成基建任务。机组投产后，主汽温和再热汽温均达到设计要求，3号机组成为国内首台实现再热蒸汽温度620 cC连续、稳定运行的机组。

在整个机组调试过程中，故障安全型控制系统的设计与实施工作，使机组最终在如此紧的工期内实现机组安全、可靠、经济投产目标，为基建火电电厂深度调试探索出一条切实可行的高效道路。

    5摘要：

    火电机组故障安全型控制系统设计与实施是当前基建工程深度调试的全新项目。在安徽淮南田集电厂二期基建工程期间，通过与电力设计研究院协调现场测点布置、会同控制系统制造厂设置故障安全型卡件内部接线、联系设备制造商完善保护条件，以及连同电厂运行和热控部门讨论定值保护清单等工作，在机组基建初期，全面完整设计故障安全型控制系统。调试阶段以设备实际运行工况优化控制策略。从机组基建调试到商业投运至今未发生热控原因造成的误动作。