为保证热控设备和系统的安全、可靠运行，可靠的设备与控制逻辑是先决条件．正常的检修和维护是基础，有效的技术管理是保证。只有对热控系统设备和检修、运行、维护进行全过程管理。对所有涉及热控系统安全的设备环境进行全方位监督．并确保控制系统各种故障下的处理措施切实可行．才能保证热控系统安全稳定运行。纵观目前热控系统的运行环境。以下问题亟待研究解决：

(1)随着热控系统监控功能不断增强，范围迅速扩大，故障的离散性也增大。当热控系统的控制逻辑、测量和执行设备、电缆、电源、热控设备的外部环境，以及安装、调试、运行、维护。检修人员的素质等。这中间任一环节出现问题．都会引发热控保护系统的误动或机组跳闸，影响机组的安全运行。因此，如何进一步做好热控系统从设计、基建安装调试到运行、维护、检修的全过程质量监督与评估，提高热控设备和系统运行的安全可靠性至关重要。

(2)由于各种原因，热控系统设计的科学性与可靠性、控制逻辑的条件合理性和系统完善性、保护信号的取信方式和配置、保护联锁信号定值和延时时间设置、系统的安装调试和检修维护质量、热控技术监督力度和管理水平等都还存在不尽人意之处．由此引发热控保护系统可预防的误动仍时有发生。随着电力建设的快速发展和发电成本的提高．电力生产企业面临的安全考核风险将增加．市场竞争环境将加剧。因此，如何提高机组设备运行的安全性、可靠性和经济性是电厂经营管理工作中的重中之重。

(3)热控设备管理目前仍停留在传统的管理模式上，所有设备的检修，不管运行状况如何。基本都采用定期检修与校验方式。其结果不仅浪费了人力、物力，还有可能增加设备的异常。例如仪表调前合格率统计达98％甚至更高．仍按规定的周期全部进行检测校验。一些单位设备采购时．因对设备质量好坏不了解和无设备选型参考依据．购入一些质量不好的产品，影响甚至威胁到机组的安全运行。因此，如何通过对在线运行设备进行可靠性分类．制定合理的仪表校验周期．是电厂管理工作中迫切需要解决的问题。

(4)随着企业管理向集约化经营和管理结构扁平化发展，为提高经济效益，电厂在多发电、提高机组利用小时数的同时。通常通过减少生产人员以提高劳动生产率。此外，发电企业密切与外包检修企业之间的联系。专业检修队伍取代本厂检修队伍将是新建电厂发展趋势。在这种情况下，如何监督、评价、验收机组热控系统的检修、维护、运行质量．尚缺少一个系统的、可付诸操作的评估标准。综合上述电厂控制设备的运行环境以及电厂设备维护工作方面日益严重的制约因素．本着电力生产“安全第一。预防为主”的方针及效益优先的原则．在中国电力企业联合会科技中心主持下．浙江省电力试验研究院与浙江省能源集团有限公司及所属电厂组成课题组，从提高热控系统的可靠着手，开展了深入的技术研究工作。

2提高热控系统可靠性的技术研究内容

    提高热控系统可靠性的技术研究需从设计开始．贯穿基建安装调试、运行检修维护和管理的整个过程。

2．1 热控典型控制策略研究

目前大机组所采用的辅机控制逻辑．同协调控制策略一样．基本上是随各机组的分散控制系统(DCS)从国外引进的技术，虽各有其特点但技术差异较大。而热控保护和辅机控制逻辑的正确与完善，是大机组安全运行的基础。热控误动有很多原因来自于辅机控制逻辑的不正确或不完善．尤其是新建机组．投产前几年．热控专业一直在进行辅机控制逻辑的改进和完善．但这种改进和完善．多是针对已经发生的故障或发现的某种故障隐患．因此只是被动的事后改进且有其局限性。

控制逻辑的改进需要综合比较和整体优化．充分采用容错逻辑设计方法．对运行中易出现故障的设备。要从控制逻辑上进行优化和完善，通过预先设置的逻辑判断条件来降低或避免整个控制逻辑的失效。近几年．浙江省电力试验研究院在这方面开展了研究工作。完成的《大机组热控典型控制策略研究》项目中。提出了热控设计原则、逻辑优化方法，将特定的容错控制技术、控制系统资源的有效利用技术应用于火电厂热控自动控制系统的设计．更广泛地探讨了提高控制系统可靠性的方法和途径。其提供的容错逻辑设计方法和各类机组的典型逻辑图、SAMA图．为大机组辅机控制逻辑和模拟量控制的设计、咨询、技术改进，以及开展机组故障原因分析等工作提供了技术支持．提供的典型CAD图版为新建机组热控系统设计和组态工作提供了参考。

2．2编写《分散控制系统故障应急处理导则》

目前国内大中型火电机组热力系统的监控普遍采用DCS，电气系统的部分控制也正逐渐纳入其中。由于各厂家产品质量不一．DCS的各种故障，如电源失电、操作员站“黑屏”或“死机”、控制系统主从控制器切换异常、通信中断、模件损坏等仍时有发生。有些故障因处理不当．造成故障扩大．甚至发生锅炉爆管、汽轮机大轴烧损的事故。因此，防止DCS失灵、热控保护拒动造成的事故已成为机组安全经济运行的重要任务。多年来，从行业组织到地方集团公司，一直都要求所属电厂制定DCS故障时的应急处理预案．并对运行和检修人员进行事故演练。但到目前为止．不少电厂虽有预案但对故障时的处理起不到指导作用，多数情况下还是凭运行和检修人员的经验来处理，结果发生了一些本可避免的事件。如某机组因给煤信号瞬间误发．磨煤机热风门关过程卡涩．运行人员在7min内进行了3次操作，结果是炉膛爆燃导致M盯。笔者也曾参与某电厂一台机组的控制系统故障演习．跟踪现场人员的操作处理过程，感觉其生疏程度若在真的故障情况下。很可能造成事件扩大。因此，结合DCS问题处理方法研究，编写和完善《分散控制系统故障应急处理预案》，并在此基础上组织反事故演习．不断提高相关人员的事故处理能力．对于减少机组或设备运行异常时因操作不当造成故障扩大的发生很有，必要。项目组在总结提炼各电厂开展《分散控制系统故障应急处理预案》编写工作经验的基础上。结合DCS问题处理方法研究．进一步进行了《分散控制系统故障应急处理导则》的编写研究工作．并以此在浙江兰溪电厂600 MW机组上进行了反事故演习，取得了较好效果。

2．3热控系统优化专题研究

贯彻落实《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》和《热控系统检修运行维护规程》，以及电力系统近几年持续开展的设备安全评价工作．对提高热控系统的可靠性．保证电厂安全经济运行都发挥了重要作用。但随着近几年机组容量和控制系统复杂性的增加．因热控原因引起的机组跳闸事件也在上升。暴露出热控系统的可靠性还存在不少薄弱环节。为此，在调研、总结、提炼安全生产最新技术和经验教训的基础上，针对薄弱环节开展了专题研究工作。

(1)提高汽轮机监视仪表(TSI)系统运行可靠性的技术措施。由于TSI系统导致机组运行异常的情况时有发生(据统计，仅2006年1月至2007年4月．浙江省电厂因TSI系统保护误动而引起的跳机事件就多达6次)，为此。这几年各大发电公司都为提高TSI系统的可靠性而组织了各类研讨会和专业会议。制定相应的反事故措施。浙江省电力试验研究院在完成省内电厂近60台机组TSI系统运行情况调研和异动案例的统计、归类分析和研究的基础上．组织专业人员就TSI系统的事故案例、单点信号保护逻辑可靠性和普遍存在的问题进行了专题研究．提出了“从优化TSI系统电源及保护逻辑．减少单点信号保护引起机组误动的概率着手．通过全面核查TSI系统连接线路的规范性．完善TSI系统的安装检修和运行维护管理方法．来提高TSI系统的运行可靠性”的思路，并本着“既要防止拒动．也要防止误动”的原则，于2007年5月出台了《浙江省火电厂提高TSI装置运行可靠性的技术措施》．作为浙江省能源集团有限公司、浙江省电力学会热控及汽轮机专业委员会反事故措施文件，下发浙江省各电厂。实施后取得明显效果。至今未再发生因TSI系统问题导致机组跳闸的事件。

(2)提高热控系统接地可靠性和抗干扰能力的技术措施。火电厂的热控系统工作环境存在大量复杂的干扰．其结果轻则影响测量的准确性和系统工作的稳定性．严重时将引起设备故障或控制系统误发信号造成机组跳闸．因此热控系统最重要的问题之一就是如何有效地抑制干扰．提高所采集信号的可靠性。接地是抑制干扰、提高DCS可靠性的有效办法之一。本应引起足够的重视．然而在基建和生产过程中．却发现大量的热控保护误动事件都与接地有一定的关联。如某电厂机组振动信号柜内及电缆屏蔽层接地连接不规范．在机组整套启动期间．六大风机因振动信号跳变超过保护动作定值全部跳闸而导致。随着近几年因接地原因导致热控系统运行异常案例的增多．接地与干扰问题已成为热控专业的疑难问题之一．

为制定有效的机组反事故措施．减少因接地异常对机组安全运行的影响．项目组在各电厂热控专业的配合下．完成对浙江省各电厂机组接地系统运行情况初步调研．就热控系统的接地问题进行专题分析探讨．形成提高热控系统接地可靠性和抗干扰能力的初步技术措施。但热控接地与干扰问题的研究是一个复杂的课题．一些问题未能找到合理的解释和具体的解决办法．还需要继续收集资料。寻求专家咨询和指导．通过广泛的交流和对疑难问题的深入研究。继续进行提高热控系统抗干扰能力的研究。

(3)热控控制逻辑优化。当用作联锁保护的测量信号本身不可靠时．系统的误动概率会大大增加。而热控保护联锁系统中的触发信号采用了不少单点测量信号．由于这些设备和系统运行在一个强电磁场环境．来自系统内部的异常和外部环境产生的干扰(接线松动、电导耦合、电磁辐射等)，都可能引发单点信号保护回路的误动。如温度测量和振动信号受外界因素干扰．变送器故障．位置开关接触不良或某个挡板卡涩不到位．一些压力开关稳定性差等。统计数据表明．热控单点信号保护回路的异动。很多情况是外部因素诱导下的瞬间误发信号引起．不少故障仅仅是因为某个位置开关接触不良或某个挡板卡涩而造成机组跳闸。如某电厂4号机组冲管初期，突然送风机B跳闸．检查报警记录和历史曲线．发现风机轴承温度(共3点。三取二保护)同时大幅度跳变，超过90℃后风机跳闸。经查原因是就地接线盒处电缆屏蔽层有毛刺．碰到金属电缆套管造成2点接地而引起。某机组原设计单点“低压旁路位置反馈信号大于50％开度”眺机．因就地接线接触不良，该信号跳变至60％开度。触发保护动作。但如设计时将低压旁路全关的行程开关信号取“非”后和该信号相“与”，本次跳机故障可以避免。

为防止单个部件或设备故障和控制逻辑不完善而造成机组眺闸，在新机组逻辑设计或运行机组检修时．应采用容错逻辑设计方法。对运行中易出现故障的设备、部件和元件．从控制逻辑上进行优化和完善．通过预先设置的逻辑容错措施来降低或避免控制逻辑的误动作。运行机组应对热控保护连锁信号取样点的可靠性进行论证确认。对控制系统的硬件、逻辑条件、定值进行可靠性梳理和评估分析，对机组设备安全运行有严重影响的热控保护逻辑从提高可靠性角度进行优化，例如：a．条件许可的单点信号保护逻辑．改为信号三取二选择逻辑．或根据单点信号间的因果关系。加入证实信号改为二取二逻辑。b．单点测点信号状态无法改变的．通过专题论证，在保证安全性的前提下可改为报警。c．实施上述措施的同时．对进入保护联锁系统的模拟量信号．合理设置变化速率保护、延时时间．以及缩小量程来提高坏值信号剔除作用等故障诊断功能．设置保护联锁信号坏值切除与报警逻辑，减少或消除因接线松动、干扰信号或热电阻故障引起信号突变而导致的系统故障。

浙江省内电厂通过逻辑优化取得了良好的效果。大大提高了机组运行的可靠性．有效地降低了因热控控制同题引起机组非计划停运次数和主要辅机保护的误动次数．如嘉兴发电厂二期4×600MW机组2005年先后投产后运行至2007年底．除2007年1月11日4号机组4号瓦轴瓦温度误发信号(汽轮机内部元件出线磨损先接地后损坏)发生一次跳机外．未发生其他由于热控原因引起的机组非计划停运。

2．4热控设备可靠性分类与测量仪表合理校验周期及方法

热控设备的可靠性差别很大．有的设备运行多年无异常，有的设备一投运问题就层出不穷．其原因除设计外。与设备选型也有较大关系。为保证经济效益的最大化．不同系统的设备应根据可靠性要求．选用可靠性级别不同的设备。而测量仪表的校验周期，应按规程进行周期校验．但由于现有校验规程落后于仪表的发展，各电厂实际上都自定了校验周期．但无据可依。

为提高在线运行仪表的质量．应开展热控设备可靠性分类与测量仪表合理校验周期及方法的专题研究．通过对仪表调前合格率$-u设备故障损坏更换台帐的统计分析，结合设备使用场合、可靠性要求和厂家服务质量，进行热控设备可靠性分类．用于设备选型参考和管理。并以此作为电厂热控测量仪表校验周期制定的依据。实现电厂仪表校验周期的规范化。另外针对传统的测量仪表校验方法在人力、财力方面存在浪费。且不一定能确保仪表在线精度的情况．进行新的仪表校验方法及管理的探讨．如若现场条件许可，仪表运行质量检查可采用在线状态(零点和运行点)核对方式，对核对达不到要求的测量系统，再进行单体仪表的常规性校准。为确保在线热控测量信号的准确性．测量仪表从设备基础数据台帐的建立、设备校验计划和日常维护工作的开始、执行、校验、数据输入、结束及质量统计分析、周期调整等．实现全过程自动化管理。

2．5开展热控系统与设备质量评估工作

目前电力行业在开展设备安全评价、监督或设备评估等工作．但评估标准的细化程度和可操作性方面还存在不足．参与评价的人员对规程的理解和专业水准不同．评价的结果差别较大．且很少开展设计和基建的评估-r作。因此有必要在贯彻落实热控系统检修运行维护规程的基础上。结合安全评价标准。收集、消化吸收国内有关电厂技术管理经验。总结、提炼自动化设备运行检修和管理经验、事故教训，编制一个系统化、规范化、实用、可付诸操作的《热控系统与设备质量评估导则》，用于开展行业热控系统设计、基建、运行维护、检修、监督的评估工作。新建机组评估工作应从设计阶段的设备配置开始。重点深化基建热控的安装调试质量评估．减少设计、选型、安装调试过程中的安全隐患和遗留问题．提高基建移交商业运行机组热控系统的可靠性．改变过去机组移交生产。也就是改造工作开始的那种局面。运行机组评估工作应从运行、维护、检修到管理。

重点对控制逻辑的条件合理性和系统完善性、保护信号的取信方式和配置、保护联锁信号定值和延时时间设置、系统的安装调试和检修维护质量、热控技术监督力度和管理水平等方面进行评估．通过对设备微观变化的分析．掌握设备状况的变化趋势．以此判断安全程度，采取预防措施，防患于未然。通过评估工作的开展．促进热控系统全过程监督的科学化、规范化、精细化管理，提高监督工作的实效性和机组运行的可靠性。

3结语

提高热控系统的可靠性是一个系统工程．客观上涉及热控测量、信号取样、控制设备与逻辑的可靠性，主观上涉及热控系统设计、安装调试、检修运行维护质量和人员的素质．目前所做的工作只是一个起点。有待于和行业的热控同仁们一起，继续深入开展这方面的研究。努力提高热控系统的可靠性。

文章来源：http://www.powersafety.com.cn/default/Article/dlkkx/jsjl/200909/51582.html

怎样消除现场感应电压
在石嘴山电厂扩建工程中，发现电动给水泵及点火系统发现感应电压高达100V之多。其中电动给水泵偶合器温度直接受到干扰。信号不稳定，可能影响联锁跳泵。
在以往的工程中，感应电都能遇到，规程中明确规定动力电缆和热工信号线的布置及接地线都有明确的要求。一般在动力回路的二次中，感应电是影响很小可以不及考滤的。但在热工信号回路中它的电压只有几伏及几十毫伏。受到干扰信号会出现跳动和产生特别大的误差。
要想消除干扰保证机组正常运行。首先安装就要按规程去做。信号电缆在上，动力电缆在下平行布排，排线时动力线和控制信号线时不能互相交叉。其次，采用屏蔽线接地也是一种有效的解决办法，一般原则为：仪表信号采用单端接地。现将几种典型屏蔽接地如下：

1. 屏蔽线在仪表侧接地：

其中单侧接地线要牢固可靠，要有专用的接线端子和专用的接地网。如果在现场有接地情况外壳上不应有绝缘漆等杂物。如果把屏蔽线两侧都和地相通，就会给感应电形成一个和地相通的回路。上序问题如果存在都会出现对信号有干扰的可能。在运行中发现问题往往不注意感 应电的存在，却很难把问题彻底处理掉。即使当时消除了，可是过段时间它还会存在。在这种频繁出现的故障中就要考虑到感应电的从在。要想解决问题就必须要掌 握其原理，这样才能从根本上把问题处理掉。
屏蔽电缆、屏蔽电线、屏蔽补偿导线的屏蔽层均应接地，并遵守下列规定：
1. 总屏蔽层及对绞屏蔽层均应接地。
2. 全线路屏蔽层应有可靠的电气连续性，当屏蔽电缆经接线盒或中间端子柜分开或合并时，应在接线盒中间的端子柜内将其两端的屏蔽层通过端子连线，同一信号回路或同一线路屏蔽层只允许有一个接地点。
3. 屏蔽层接地的位置应符合设计规定，当信号源浮空时，应在计算机侧;当信号源接地时，屏蔽层的接地点应靠近信号源的接地点；当放大器浮空时，屏蔽层的一端宜与屏蔽罩相连，另一端宜接共模地（当信号源接地时接现场地，当信号源浮空时接信号地）。

作者：李睿华
作者单位：宁夏电建集团

来源：http://www.any17.com/newscenter/new/dianou/20060902081527.html

1DEH系统的硬件结构
    DEH系统主要由计算机控制部分与液压控制部分(EH)组成。DEH部分完成各种控制回路、控制逻辑的运算，通过操作员站等人机接口设备完成运行操作、监控及系统管理。根据对汽轮机、发电机运行参数的实时采集，经过各种控制策略、控制回路的运算，将最终的阀门控制指令输出到执行机构，通过EH系统由液压执行部件驱动阀门完成对机组的负荷、转速、压力等被调节变量的控制。人机接口是操作人员或系统工程师与DEH系统的人机界面。操作员通过操作员站对DEH进行操作，给出汽轮机的运行方式、控制目标值等各种控制指令，完成各种试验，进行回路投切等。
    EH系统是DEH的执行机构，主要包括供油装置（油泵、油箱）、油管路及附件（蓄能器等）、执行机构（油动机）、危急遮断系统等。供油系统为系统提供压力油。执行机构响应DEH的指令信号，控制油动机的位置，以调节汽轮机各蒸汽进汽阀的开度，从而控制汽轮机运行。危急遮断系统响应控制系统或汽轮机保护系统发出的指令，当DEH发出超速控制信号时，紧急关闭调节阀；当汽轮机保护系统发出停机信号或机械超速等动作引起汽轮机安全油泄去时，危急遮断系统紧急关闭全部汽轮机蒸汽进汽门，使机组安全停机。调门的安全油为OPC油，主汽门的安全油为AST安全油。OPC安全油泄去时，调门快速关闭；AST安全油泄去时，同时通过单向阀泄去OPC安全油，所有阀门快速关闭，汽轮机紧急跳闸。
    综上所述，DEH的硬件系统由控制运算部分、执行机构、危急跳闸系统组成。控制运算部分是DEH系统的核心，由控制柜（包含分散控制单元DPU、通讯板、I/O板）、端子柜、跳闸控制柜等构成，完成对现场采集信号的处理、网上传送、控制回路运算、逻辑功能运算等。执行机构包括主汽门、调节门、油动机、电液伺服阀及供油系统等。跳闸回路完成机组危急遮断功能。具体构成见图1。

2DEH的一般功能
    新型的DEH系统，除了能够完成负荷控制、转速控制等常规控制功能外，一般还具有各种汽轮机功能试验、阀门试验和超速试验等许多附属功能。以DEH—IIIA型系统为例，新型DEH系统常具备以下功能。
2.1摩擦检查
    机组在操作员自动状态，挂闸，操作员投入摩擦检查功能，自动设置某一转速目标值及升速率，转速升到后，目标值置零，调门关下，进行摩擦检查。再按摩擦检查按钮，退出摩擦检查方式。
2.2升速
2.2.1自动方式
    投操作员自动、挂闸，选择控制方式，操作员设定转速目标值、转速升速率，汽轮机逐步打开调节门，自动提升转速。在此过程中，当目标值通过临界转速区时，系统自动设置升速率为最大值。此时设置其它转速目标值无效，保证汽轮机以最快的速度通过临界转速区。
2.2.2程控方式
    汽轮机挂闸启动后，如选择程控启动方式，系统会根据机组热力、应力特性要求，自动设定转速目标值，各阶段暖机的转速及时间，实现启动冲转过程的全程自动。另外，由于考虑了机组本身热力特性，对延长机组本体使用寿命，提高热效率也有很大帮助。
2.3自动同期
    机组升速到同期转速区，电气专业投入同期装置后，向DEH发出“同期允许”信号，DEH系统接收此信号并投入“自动同期”功能，并将此“投入”信号返回电气控制系统。同期装置根据机组转速与网频的差距，向DEH发送“同期增减”信号以调整机组转速与网频同步，准备机组并网。此时DEH处于一种“遥控”状态。
2.4并网带负荷
    机组并网成功后，控制系统将功率目标值设定为额定功率的2%～5%，目标值和给定值为相应功率的阀位开度。投入功率回路后，操作员可设定负荷目标值及升降负荷率，机组功率值将以此速率向目标值变化。投/切功率回路瞬间，给定值、目标值应该自动跟踪机组功率值，实现回路投切过程无扰动。
2.5参与一次调频
    DEH系统均设计有一次调频回路，其工作原理是：机组转速以3 000 r/min为目标值，频差以一定的函数对应为负荷指令叠加到目标值上。一般的频差——指令函数曲线见图2。为防止反复调节引起振荡，应设置一定的频差控制死区。

2.6参与协调控制
    大型机组的协调控制是机组必备的功能之一。实现CCS与DCS一体化后，在控制系统内部实现汽轮机与锅炉的协调控制会更加方便、安全。协调控制的实现，综合考虑了机侧与炉侧不同被控对象的特性，在很大程度上改善了机组的负荷响应能力，也减少了运行人员由于负荷变动进行的运行操作，降低了劳动强度。
    协调控制的基本原理是：当允许条件满足时，投入“DEH遥控”按钮，机组的负荷定值将由CCS回路控制，DEH系统负责将接收到的CCS负荷指令转换成相应阀门开度指令送给执行机构，控制机组的电负荷值。CCS向DEH发送指令增减脉冲信号，控制负荷给定值与负荷值变化。CCS指令也可以是模拟信号，视系统要求而定。
2.7多阀控制和单/多阀切换
    机组运行过程中可工作在“单阀”、“顺序阀”2种阀门开度方式。在“多阀”方式下，机组升降负荷时，应按阀门流量特性要求顺序开启/关闭相应阀门，以减小截流损失，提高机组运行的稳定性。投入“单阀”，各阀门恢复开度一致。切换过程中，应尽量保持功率值无扰。
2.8主汽压控制（TPC）
    阀位控制、额定主汽压、满负荷工况时，可投入主汽压控制。具体方法是设定主汽压定值，按“主汽压控制”钮，当主汽压小于定值时，调门开度减小，保证主汽压不会出现过低的情况。
2.9汽轮机调压力（TCP）
    设定主汽压值，投入TCP，当主汽压高于设定时，调门开大；主汽压低于设定时，调门开小，以维持主汽压波动小于一定值。
2.10超速保护和超速试验
2.10.1超速试验
机组做超速试验时，转速目标值可以设定到103%（3 090 r/min）、110%（3 300 r/min）。103%超速试验，机组在3 090 r/min转速动作，高调门、中调门全关；110%超速试验，机组在3300 r/min转速动作，AST信号触发使主汽门、调门全关，紧急停机。机械超速试验，应闭锁103%、110%试验逻辑不被触发，机组转速升到机械超速触发点。在操作员自动方式下，甩负荷试验（油开关跳闸），一般触发OPC动作，调门全关，自动调节转速恢复到3 000 r/min。
2.10.2超速保护
    运行过程中的超速保护动作，103%超速动作有软件、硬件2套保护回路。控制系统测量转速值升到3 090 r/min，触发OPC信号，OPC电磁阀带电打开，泄去OPC母管油压使调门关闭；另外，系统软件判断转速超过103%时，自动将调门给定值置零，实现双重保护作用，最大限度提高机组安全性。
2.11阀门在线试验
    投入“阀门试验”，选择需要试验的阀门，可以进行阀门在线试验。观察阀门关要求的行程，如做主汽门全关的试验，相应的调门自动关闭/开启，保证对机组没有扰动。
3EH与CCS控制信号的联络
    随着工业自动化程度的不断提高，发电厂单机容量的增大，分散控制系统（DCS）在国内外大型发电厂的应用日趋广泛。机组运行方式也向单元制、协调控制的方向发展。为实现单元制机组的汽轮机、锅炉两大主设备间的协调控制，必须将汽轮机的控制系统纳入整个机组的控制中，即在汽轮机本身的控制回路上加入协调控制回路。不投入协调控制时，汽轮机控制系统本身可以独立完成对转速、功率等被调量的控制；当投入协调控制回路时，DEH侧退出本身的功率等控制回路，接受协调控制系统发出的负荷指令。此时的DEH系统处于开环状态，功率的调节由协调控制系统的相关回路完成。
    以下是协调控制系统与DEH系统之间的联络信号及功率控制回路在DEH与CCS系统之间的切换过程，其示意图见图3。
    a.DEH投入功率控制时，由DEH本身的功率回路完成负荷调节。
    b. 由协调控制系统发出“请求DEH投入CCS”开关量信号到DEH系统，请求DEH投入到CCS控制；同时，协调控制系统进行逻辑运算，判断DEH投入CCS的条件是否满足，若条件满足，发出“CCS允许”信号到DEH。

    c. DEH接收上述“请求”、“允许”2个开关量信号，由DEH操作员进行“DEH投入CCS”操作（操作按钮完成），返回“DEH投入CCS”开关量信号到CCS系统，同时断开本身的功率等控制回路，准备接受CCS系统的负荷指令。
    d. 协调控制系统接收“DEH投入CCS”信号，完成协调控制回路控制方式的切换，并开始送出有效的负荷指令到DEH系统，进行负荷的控制。经过负荷调节器运算送到DEH系统的负荷指令有2种形式：模拟量信号形式和开关量信号形式。这2种信号都可以完成负荷控制的任务，由DEH系统转换成相应的阀门开度指令送到执行机构，实现对阀门开度的闭环控制。
4RB信号、FCB信号的产生及与DEH的联络方式
    辅机故障减负荷(RB)是协调控制系统必备功能之一。在炉辅机故障时RB信号触发汽轮机快关调门，稳定主汽压力，配合锅炉控制系统快减负荷。RB信号用硬接线连接CCS与DEH系统，炉辅机发生故障后，协调控制并不切除（即汽轮机仍在CCS遥控方式），控制方式切换到“锅炉基本”，转由协调控制系统的汽轮机调压控制回路调节主汽压力，其输出指令与DEH系统反馈比较，偏差大于一定值时，偏差报警模块发出偏差报警信号，并和“辅机故障信号”进行逻辑“与”运算后，触发RB信号送至DEH系统。DEH接收RB信号后，以预定的RB速率关闭调节门快减负荷，同时维持主汽压力。由于送到DEH的RB信号在CCS侧是断续产生的（只有在偏差大于一定值时才有可能触发RB），所以RB产生以后，关调门的动作也是断续的，避免了长信号触发RB使汽轮机关门过快引起超压。
    DEH-IIIA系统负荷产生指令的具体算法如图4。与一般使用斜坡增减函数发生器产生按一定速率增减指令的方法不同，DEH—IIIA的负荷指令变化采用类似“循环增量法”的方法，即在每个运算周期中将经过速率选择运算的变化速率（图4中的RATE）累加到负荷指令上。运算周期是分散控制单元DPU的“页周期”，对于每一个“页周期”，DPU

中所有的页都会执行一次。“页周期”一般取50～200 ms，所以若变负荷速率取为6 MW/min，页周期取200 ms，即每s完成5次页计算，则折算到DUP页中的速率为6/（60×5）=0.02。无论是CCS的负荷指令，还是RB、FCB开关指令，都是经过这样的指令形成逻辑转换为DEH自身的负荷指令的。
    如果锅炉因事故灭火，触发“快速回切”（FCB）长信号，此时汽轮机会退出CCS遥控，调节门以预定的FCB速率快速关闭，尽量维持系统主汽压力的稳定，利用锅炉蓄热带厂用电运行，直至锅炉重新启动点火。
5结论
    机组协调控制的实现，在很大程度上依赖于CCS与DEH系统间信号的稳定、可靠、快速地传输。由于DEH系统本身具备响应速度快的优点，在保证控制系统稳定性的前提下，使用负荷增减指令的开关量传输方式能够更及时地传递负荷指令，提高协调控制系统整体的反应速度，进一步满足电网对机组的出力进行快速调节的要求。通过若干台投入CCS系统运行机组实践检验，证明这种传输方式能够安全、有效地实现CCS、AGC控制，并获得了很好的调节效果。 综上所述，DEH系统与传统的汽轮机液调控制系统、电液共存式控制系统相比具有很多优点。采用纯电调系统，控制精度高、执行机构线性度好，减少了机械部件之间的传动环节，进一步减小了阀门迟缓率和控制死区的不利影响，改善了大型发电机组转速负荷控制的稳态、动态特性。DEH系统的投入，使机组能够稳定、快速地响应机组负荷指令变化，这样才有可能进一步投入协调控制系统(CCS)和机组自动发电控制(AGC)。

来源: http://hi.baidu.com/100zhao/blog/item/5c888682df4a1390f603a68f.html/cmtid/97a6ba0080b5648de950cd94

摘要：结合葛洲坝水力发电厂电气二次设备安装、调试过程中存在的技术隐患，分析技术隐患产生的原因，从而阐述三峡左岸电厂电气二次设备安装、调试质量应控制的几个关键环节。

关键词：技术隐患； 电气二次设备； 安装； 调试； 质量控制； 环节

中图分类号：TV 73 文献标识码：A

1前言

水 电机组运行参数的调节、控制和状态的监视，是通过电气二次设备实现的。当机组主设备运行稳定后，二次设备运行状况的优劣，是亘接影响电厂的安全、高效发、 供电的关键因素。假如机组的励磁装置可控硅阻容保护回路击穿导致拆柜检修，假如顶盖浮子或水位传感器故障，导致淹水导，则该电厂的机组安装生产和安全记录 将受到极大的威胁。

葛洲坝电厂作为三峡工程的实战演习，在已过去的20年中，经历了机组安 装、调试、投运，机组大、小修和设备改造后的调试投运，尤其是完成了机组控制设备从以晶体管集成电路为主的控制到计算机局域网（LAN）的实时控制的改 造。在二次设备施工改造过程中，处理过很多技术隐患。在此，通过几个实例力求概括二次设备安装调试质量应控制的几个关键环节，以供三峡左岸电厂二次设备安 装调试时质量控制参考。

2二次设备配置特点

三 峡左岸电厂二次设备是基于双冗余、全分布、全开放计算机网络配置，计算机监控系统（SCADA）可分为3层，它们分别是厂站层，主要由包括数据服务器、历 史记录服务器、I/O接日的模拟返回屏、消防系统。工业电视系统、调度电话和行政电话服务器等组成，对厂内执行AVG、AVC和各类监视、告警、工业电视 画面显示和编辑等功能，对外接受三峡梯调、华中、华东、重庆和国家等信息；现地控制单元（LCU）分布在各台机组、公用设备、GIS室等，LCU该受上位 机的指令，执行开停机、I/O执行和数字信号反馈和事件记录、机组调试试验等功能；物理层设备包括发电机励磁装置、水轮机调速器、发变组保护设备、GIS 保护设备、工业设备远程1/O或可编程控制器（PL以及各类基础自动化元件，如各类传感器、测温元件、继电器和接触器、浮子和压力接点等。

3 二次设备安装调试质量应控制的几个环节

三峡左岸电厂二次设备安装调试质量目标是应符合设备合同文件中的技术条款、安装试验规程和性能保证值的要求。

质 量控制通常分为主动控制和被动控制，主动控制是在工程开工前的方案和图纸审核等；而被动控制是指正式施工过程中，监理和政府职能部门的质量监督机构通过诸 如旁站监理、质量检查等发现问题，纠正质量偏差。基于第2节中的配置方式，三峡左岸电厂二次设备安装时质量控制重点应放在以下几个环节。

3.1图纸审核应注意原理的正确性和控制过程的完备性

审查二次设备的原理图、配线图和程序框图时，首先应验证图纸的正确性，但原理正确并不等于控制过程是完备的，尤其是用计算机控制。

例 如，葛洲坝电厂发电机组为自动准同期方式。励磁装置中功率柜采用负压风冷方式，两台风机互为备用。风机设有机组LCU自动开启、自动停止，风机控制把手上 有“自动、手动、停止”3个位置。同时机组LCU和上位机可以单独启、停风机。在控制原理上，当发电机空载升压后，如果LCU开机流程中设置的1台励磁风 机未启动，则自动准同期后，由断路器辅助接点通过重复继电器作为备用回路启动励磁风机。这样设计，原理上无疑是正确的，但不是完备的。就风机备用启动回路 本身而言，在现场的实际运行中，由于断路器中问重复继电器的两对常开接点分别接入两台励磁风机，因此出现两台风机同时启动。就开机流程而言，诸如机组 LCU励磁风机启动开出令的维持时问，风机接触器的动作特性，以及数字反馈信号采集的原因等，将导致风机在开机过程中启动失败。机组LCU做断路器位置开 出试验时，如果风机电源投入，励磁风机两台也会同时启动。

解诀的方法是将1台风机接触器的辅助常闭接点串在另1台风机的自保持回路中即可。

由此可见图纸资料审查作为质量控制中主动控制的重要性，它不仅可以影响工程建设的质量和进度，更主要在于为设备投产后长期安全、稳定运行打好了良好的基础。

3.2 基础自动化元件校验

基础自动化元件校验是电气二次设备安装质量控制的另一个重要环节。它直接关系到机组调试是否顺利完成，各种开关电器设备能否正确动作，各辅机设备能否正常投入和退出。

水电站基础自动化元件可分为以下几类：

继 电器类：从用途上分，包括中间继电器、时间继电器、交流接触器、直流接触器、信号继电器、转速继电器、示流器、热耦继电器等；接点类：压力接点、水位油位 常规接点、水位油位磁性接点、行程和限位接点、风压接点等；传感器类（包括电流源和电压源）：位移传感器、压力传感器、压差传感器、水位油位传感器、温度 传感器等；

电磁阀：如过速电磁铁、技术供水系统的各电磁阀、排污阀等；

变送器类：包括CT、PT及其二次仪表和采样回路，P、Q变送器或直接差行交流采样的回路；测温电阻类：三部轴承测温系统、定于测温系统、各变压器测温系统等；

表计类：如电压、电流、功率、压力表以及分流器等。

基础自动化元件的校验应严格遵循设备采购合同中的技术规范条款和指定的校验规程进行；在无上述标准时，应按厂家说明书中的性能保证值进行校验。在校验过程中，应结合元件所在的原理图和实际接线的电气距离，校核动作的正确性和准确级是否符合技术规范要求。

例 如，某新装机组灭磁开关合闸线圈直流电阻力4.4Ω，动作电压值为183 V，设计操作电源为DC 220 V；由于灭磁开关的操作按开关电器设备的规定，必须设置专用合闸电源，同时合闸线圈只能短时通电（通过时间继电器实现），按设计的电源电缆线径和直流母线 至灭磁开关安装地点的距离，计算电阻值为3．8Ω，合闸线圈上的电压力12lV。合闸线圈校验和电源电缆的计算结果送交业主和监理单位后，批准通电试验， 实际测量合闸线圈上的电压为123V，合灭磁开关时，合闸力不够，开关发生往复操作。后从该机组动力盘取交流，加装单相桥式整流电路，直流输出电压为 197 V，满足合闸线圈动作值要求，开关一次会闭成功。

因基础自动化元件校验不合格而导致工期拖延的现场实例不胜枚举，建议基础自动化元件校验时，应有现场试验经验的技术人员和电厂维护人员参与。

3.3 配线和复查

配 线工作不单指芯线上端子排，应该是电缆敷设完毕后，包括开电缆、做电缆头、做电缆屏蔽地线、号头编写、对线、上端子。配线时，应特别注意芯线的预留长度 （裕度）、各类插头和电缆接地线的连接应符合技术规范要求。配线时经常犯的错误是，用烙铁焊接芯线时，焊渣或造成虚地、虚焊、假焊，短路等；对称回路配 反，如电动阀的开启与关闭、电磁铁的开启与关闭、直流元件有正负极要求的极性接反等等。

例 如，某机组励磁装置同步变压器一次测取自阳极刀闸的进线侧，同步变压器一次侧和二次侧的引出线焊接在变压器两侧的抽头上。小电流试验时，各通道调整正常， 励磁工作面报完工。当发电机空载升流至0.7Ie时，监护人员听到励磁功率柜有放电声音。采取逆变和跳开灭磁开关后，检查发现同步变压器一次侧有一相的焊 点在焊接端子时有一节焊锡丝与变压器铁芯有虚接触而形成放电间隙，清除焊锡丝后，放电现象消失。其他诸如传感器有正负极要求的将线配反，烧坏传感器；电磁 阀、电动阀配反而导致相反操作的技术隐患均有发生。

因此复查工作是保证配线质量的重要环节，复查时，应确认接线的正确性和接线可靠性（尤其是CT口路、计算机等）。

3.4 试验

试验是直接考核设备综合性能的关键环节。因此设备试验，应注意以下几个方面：

(1)试验前的准备工作：包括试验仪器、仪表，试验记录表格，试验原理分析，试验人员职责分工，熟悉试验大纲，安全措施等；

(2)试验开始前，应检查消防、安全应急措施是否落实；

(3)试验应由有经验的技术人员统一协调、指挥各工作面的试验工作；

(4)试验时，设专人监护，防止误合试验电源或试验人员误入带电间隔；

(5)试验开始后，应严格按照试验大纲进行各项试验，并做好原始记录；

(6)新技术试验（由于现行的试验规程相对滞后，有些最新发展的技术的试验应根据厂家的技术资料进行，如励磁、电调给定按钮的防粘连试验）；

(7)试验完工后，应及时整理试验记录、试验报告，以利于标准化管理。

本文强调上述几个环节，是因为这几个环节出现技术隐思和事故的机率高于其它环节，同时在施工过程中容易疏忽。

作者简介：许承庆，葛洲坝电厂原副总工程师，教授级高级工程师。

来源：http://www.hwcc.com.cn/newsdisplay/newsdisplay.asp?Id=62641

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关键词：传感器，小浪底电厂，应用

1、引言

黄河小浪底水利枢纽位于黄河中游最后一段峡谷的出口，是承上启下、控制黄河水沙的关键枢纽。黄河小浪底水电厂总装机容量6＊300MW，是河南电网 调峰调频和事故备用的主力发电厂。小浪底电厂是国家一流水力发电厂，充分应用了尖端的自动化产品。在现代自动化生产过程中，需要要用各种传感器来监视和控 制生产过程中的各个参数，使设备工作在正常状态或最佳状态，因此优良的传感器是现代化生产的基础。

2、传感器简介

传感器是一种能够感受规定的被测量，并按照一定的规律转换成可用输出信号的器件或装置，其输入信号（被测量）往往是非电量，输出信号常常为易于处理的电量，比如电压或电流。

传感器种类很多，分类标准不一样，叫法也不一样，常见的有电阻传感器、电感式传感器、电容式传感器、温度传感器、压电式传感器、霍尔传感器、热电偶 传感器、光电传感器、数字式位置传感器等。在水电厂应用的传感器主要有电流传感器、电压传感器、光电编码器、压力传感器、液位传感器、温度传感器、流量传 感器等，主要用来检测位置、直线位移、压力、温度、流量等。

3、电厂对传感器的要求

现代化大型水电厂一般具有“无人值班，少人值守”的要求，为提高整体效率和设备工作的可靠性，对传感器就有很高的要求：
（1）可靠性高、有很强的抗干扰能力；
（2）满足精度和速度的要求；
（3）使用和维护方便，适合电厂的特殊环境；
（4）成本低。

4、温度的检测

温度传感器是一种将温度高低转变成电阻值大小或其他电信号的装置。常见的有以铂、铜为主的热电阻传感器、以半导体材料为主的热敏电阻传感器和热电偶传感器等。

PT100铂热电阻在小浪底水电厂得到了广泛的应用，温度传感器不仅用来检测水轮发电机组的上导、推力、下导、水导轴承的温度以及四部导轴承油槽中的油温，还主要测量发电机定子和转子的温度以及用来冷却它们的空气冷却器中水的温度。
在 实际的工作中，由于水轮发电机组的四部导轴承环境恶劣，经常出现铂电阻导线断裂的情况，因此需要对铂电阻的根部导线进行特殊的防护，以防止发电机组在转动 过程中，油槽中的杂质对其进行不断的冲击。此外，盘柜的安装位置与传感器位置有相当的距离，为防止导线引起测量误差需要采用三线制接法。

5、压力的检测

压力传感器是一种将压力信号转变成电信号的传感器。根据工作原理，可分为压电式传感器、压阻式传感器和电容式传感器。它是检测气体、液体、固体等所 有物质间作用力能量的总称，也包括测量高于大气压的压力计以及测量低于大气压的真空计。电容式压力传感器的电容量是由电极面积和2个电极间的距离决定，因 灵敏度高、温度稳定性好、压力量程大等特点近来得到了迅速发展。在小浪底水电厂中，压力传感器主要用来检测压力气罐和压力油罐的压力以及集水井中用来检测 水位的压力。此时，压力传感器将压力信号转换成4-20mA的电信号，用以计算出相应的压力信号或是水位信号。

无论在空压机控制系统或油压装置控制系统中，或是在电厂检修或渗漏排水控制系统中，都需要安装相互备用的2套压力传感器甚至3套传感器，主要是能够 安全地检测到被测量，防止由于压力气罐和压力油罐的压力大幅降低出现机组事故停机，也防止由于集水井中的水位过高，不能及时排出厂房的渗漏水出现水淹厂 房。

来源：http://www.mw35.com/article/apply/17297.html