(摘 要〕简要介绍华能福州电厂二期2×350MW汽轮发电机组热工保护的特点，论述了机组投产后热工部分存在的主要问题及解决办法，使机组从不稳定逐步走向稳定。
(关键词〕汽轮发电机组；热工保护；存在问题；改进措施
华能福州电厂二期2×350 MW汽轮发电机组的分散控制系统采用德国西门子公司的TELEPERM XP控制系统。该系统包括AS620B基本型自动子系统、AS620F故障安全型自动子系统，SIMADYN D快速控制子系统、S5-95F汽机保护子系统、OM650操作与监视子系统、SINEC通讯总线和ES680工程设计与调试子系统。这几大部分共同实现了机组数据采集、主辅机启停、保护、联锁、开环和闭环控制等。
机组主辅机保护突出了“保证设备安全”的设计思想，这在硬件配置及控制逻辑上充分体现了出来。锅炉主辅保护如 送风机、引风机、一次风机、磨煤机、给煤机、锅炉汽动给水泵等在配置上采用二取一的保护方式，即两个保护回路中任意一个回路发出跳闸信号设备就跳闸，而且采用“失电跳闸”的故障安全型保护；锅炉主保护均采用开关量三取二方式；汽机主保护几乎都采用模拟量三取二方式，在硬件上冗余配置了两套95F保护系统，任意一套系统无故障即可保证机组安全运行；汽机主要辅机也采用冗余配置。与一期三菱机组相比，机组的主辅机保护项目多，如主机保护达32套，锅炉汽动给水泵保护达26套，主要辅机的轴承及绕组温度保护均采用单点保护，而且设备间的联锁复杂，几乎所有的联锁保护均采用软件逻辑设计而未采用传统的继电器。
1、存在问题与改进措施
由于机组的主辅机保护套数多，而且设备间的联锁复杂，一台设备的故障可能引起一系列设备的跳闸，最终导致机组跳闸，再加上安装和调试遗留的大量不安全隐患，造成投产后机组频繁跳闸，2000年机组跳闸18次，其中属于热工原因的8次。电厂投入了大量精力进行一系列改造，热工方面则以整治现场一次元件为本，另一方面组织力量理顺设备联锁关系，在保证设备安全前提下对逻辑进行大量修改，同时优化自动调节性能，提高机组抗干扰能力。
1.1 辅机轴承温度保护
轴承及绕组温度均采用单点保护，采用热电阻测温，常有接线接触不良、线路断路等引起温度急剧上升保护动作。曾多次发生重要温度测点误动，主要辅机跳闸，导致机组减负荷或最终机组跳闸等事故。轴承及绕组温度的上升应该是一个连续变化的过程，不应是突变的，即升至保护定值-10℃的时间应大于3 s。根据这个规律，并利用温度值超过量程10%或测量回路断线出现“坏质量”现象，提出如下解决办法：(1)对所有接线端子紧固；(2)在温度保护逻辑中加上“坏质量”闭锁功能。这样既消除了误动，又保证了保护的无延迟。该项措施在2000年7月实施后，至今没有发生过接线接触不良而可能引起的事故。
1.2 磨煤机火焰丧失保护
二期1台磨煤机有6个燃烧器，原设计1台磨煤机6个火焰丧失1个，磨煤机跳闸。而实际上6个火焰丧失1个的可能性太大，在调试初期根本无法运行，通过与制造厂家探讨，该保护由“6个火焰丧失1个保护动作”改为“6个火焰丧失3个保护动作”。该项保护的更改，大大减少了磨煤机的跳闸，但仍不时出现磨煤机火焰丧失保护动作。通过观察发现火焰检测探头的安装存在一定死角，无法真实监视到燃烧器的主要火焰区，通过逐一改变安装位置，并在火焰检测探头前加装光纤后，情况得到明显改善。
1.3 磨煤机出口门“开”反馈保护
磨煤机6个出口门由1个双线圈电磁阀控制对应的6个两位式气缸来控制其开关，且该电磁阀属于失电闭锁型，由于磨煤机的振动等，气缸接头存在微漏，气缸内气压就会逐渐下降，得不到补充，磨煤机振动会引起气缸缩回现象，致使出口门开反馈脱离，开信号丢失。而当6个出口门开反馈失去3个时磨煤机保护跳闸。针对实际情况，采取了改进措施：(1)做好定期检查工作，尽量减少气缸接头漏气量；(2)当给煤机运行且有煤时，若没有状态偏差，而磨煤机出口门6个开反馈中有1个丢失，则电磁阀自动带电补气，同时当开反馈丢失时，给运行人员报警提示，以便通知热工人员检查。
1.4 磨煤机一次风流量测量改造
磨煤机一次风流量测量原采用欧罗巴差压取样，取样端的开孔尺寸仅1 mm，很容易堵塞，需经常吹扫取样管路，而且多次导致风量低于18 m3/s，引起给煤机跳闸。为彻底解决问题，于2001年底全部更换为国产文丘利测风装置，并结合实际情况，参照一期一次风流量保护，更改为：磨煤机出口与炉膛差压低于1 kPa且磨煤机一次风流量低于18 m3/s保护跳闸给煤机。改造后不易堵塞，没有再发生过一次风测量问题引起的给煤机跳闸。
1.5 汽机“通风阀”保护改造
二期设备与一期有个不同的地方：高压缸排汽有个“通风阀”直通凝汽器，主要用于汽机冲转至并网带初负荷期间，高压缸进汽量小，高压缸排汽温度高时排汽至凝汽器，增加高压缸进汽量，保护汽轮机。由于其行程开关多，动作不到位，从汽机冲转至并网带初负荷期间，常有行程开关误动、减温水流量不足而引起汽机跳闸，调试期间西门子专家曾经做过多次试验，定值多次修改都无法解决。通过分析研究，提出了在“通风阀”出口加装两个温度测点，并引入保护回路，在“通风阀”动作时若“通风阀”出口温度均未达70℃而不需跳闸汽机，这样难题迎刃而解。
1.6 锅炉给水泵相关逻辑改造
锅炉给水泵方面存在的问题也较多，多次造成锅炉汽包水位MFT。主要问题有：(1)汽动给水泵转速控制分散在AS620B、SIMADYN两子系统中完成，AS620B作为运行人员操作接口并给出转速指令，SIMADYN中设计了汽缸上下温差大闭锁升速等控制功能，而升速被闭锁时没有给出相应报警。采取措施：从SIMADYN子系统引一闭锁信号至AS620B中报警，并增设转速指令与实际转速偏差报警。(2)汽动给水泵故障跳闸时联锁启动电动给水泵，但电动给水泵启动瞬间，入口流量剧增，造成入口滤网差压瞬间达到保护定值60 kPa以上(滤网未脏)，电动给水泵一启动立即又跳闸，锅炉汽包补水不及，多次汽包低水位MFT。采取措施：在电动给水泵启动的前3 s闭锁该保护。(3)给水调节切“手动”时，稍有不慎，就会触发锅炉给水泵的转速与流量保护、出口压力与流量保护动作。针对该保护增设了3台给水泵的特性曲线画面，代表给水泵特性的光标超出特性曲线边缘时保护动作，这样很直观，便于运行人员调整转速时使光标不超出特性曲线边缘，减少给水泵跳闸。
1.7 操作画面优化，增强报警功能
二期机组除了保留几个事故按钮外，全部实现软手操。由于操作画面多，不利监视，在事故处理时也一定程度上制约了运行人员的处理。通过对主要操作画面合并优化以及增加报警信息，如凝汽器水位控制、除氧器水位控制、汽包水位控制3个画面合并成1个画面；过热汽温调节、再热汽温调节3个画面并成1个画面；送风调节、引风调节2个画面并成1个画面；机组负荷控制画面上增加煤量、汽包水位、主蒸汽压力等相关监视信号等，方便了运行人员监视与处理，使得事故得到进一步降低。
1.8 机组启动过程逻辑修改
机组跳闸后重新启动时间长，通过对启动过程有关数据的详细分析，发现锅炉吹扫过程占用了大量时间，原吹扫逻辑中要求风烟系统中所有风门、档板、二次风档板全开、全关反馈(开关量)必须能检测到，要求过于苛刻，实际上很难做到这一点，根据实际情况，对逻辑做了修改，即全开反馈采用开行程限位或模拟量开度≥90%、全关反馈采用关行程限位或模拟量开度≤2%。修改后吹扫风量仍远远满足>30%的吹扫要求，这样既不影响安全，问题又得到解决，现在从MFT到重新并网时间从5～6 h缩短至2 h左右。
(关键词〕汽轮发电机组；热工保护；存在问题；改进措施
华能福州电厂二期2×350 MW汽轮发电机组的分散控制系统采用德国西门子公司的TELEPERM XP控制系统。该系统包括AS620B基本型自动子系统、AS620F故障安全型自动子系统，SIMADYN D快速控制子系统、S5-95F汽机保护子系统、OM650操作与监视子系统、SINEC通讯总线和ES680工程设计与调试子系统。这几大部分共同实现了机组数据采集、主辅机启停、保护、联锁、开环和闭环控制等。
机组主辅机保护突出了“保证设备安全”的设计思想，这在硬件配置及控制逻辑上充分体现了出来。锅炉主辅保护如 送风机、引风机、一次风机、磨煤机、给煤机、锅炉汽动给水泵等在配置上采用二取一的保护方式，即两个保护回路中任意一个回路发出跳闸信号设备就跳闸，而且采用“失电跳闸”的故障安全型保护；锅炉主保护均采用开关量三取二方式；汽机主保护几乎都采用模拟量三取二方式，在硬件上冗余配置了两套95F保护系统，任意一套系统无故障即可保证机组安全运行；汽机主要辅机也采用冗余配置。与一期三菱机组相比，机组的主辅机保护项目多，如主机保护达32套，锅炉汽动给水泵保护达26套，主要辅机的轴承及绕组温度保护均采用单点保护，而且设备间的联锁复杂，几乎所有的联锁保护均采用软件逻辑设计而未采用传统的继电器。
1、存在问题与改进措施
由于机组的主辅机保护套数多，而且设备间的联锁复杂，一台设备的故障可能引起一系列设备的跳闸，最终导致机组跳闸，再加上安装和调试遗留的大量不安全隐患，造成投产后机组频繁跳闸，2000年机组跳闸18次，其中属于热工原因的8次。电厂投入了大量精力进行一系列改造，热工方面则以整治现场一次元件为本，另一方面组织力量理顺设备联锁关系，在保证设备安全前提下对逻辑进行大量修改，同时优化自动调节性能，提高机组抗干扰能力。
1.1 辅机轴承温度保护
轴承及绕组温度均采用单点保护，采用热电阻测温，常有接线接触不良、线路断路等引起温度急剧上升保护动作。曾多次发生重要温度测点误动，主要辅机跳闸，导致机组减负荷或最终机组跳闸等事故。轴承及绕组温度的上升应该是一个连续变化的过程，不应是突变的，即升至保护定值-10℃的时间应大于3 s。根据这个规律，并利用温度值超过量程10%或测量回路断线出现“坏质量”现象，提出如下解决办法：(1)对所有接线端子紧固；(2)在温度保护逻辑中加上“坏质量”闭锁功能。这样既消除了误动，又保证了保护的无延迟。该项措施在2000年7月实施后，至今没有发生过接线接触不良而可能引起的事故。
1.2 磨煤机火焰丧失保护
二期1台磨煤机有6个燃烧器，原设计1台磨煤机6个火焰丧失1个，磨煤机跳闸。而实际上6个火焰丧失1个的可能性太大，在调试初期根本无法运行，通过与制造厂家探讨，该保护由“6个火焰丧失1个保护动作”改为“6个火焰丧失3个保护动作”。该项保护的更改，大大减少了磨煤机的跳闸，但仍不时出现磨煤机火焰丧失保护动作。通过观察发现火焰检测探头的安装存在一定死角，无法真实监视到燃烧器的主要火焰区，通过逐一改变安装位置，并在火焰检测探头前加装光纤后，情况得到明显改善。
1.3 磨煤机出口门“开”反馈保护
磨煤机6个出口门由1个双线圈电磁阀控制对应的6个两位式气缸来控制其开关，且该电磁阀属于失电闭锁型，由于磨煤机的振动等，气缸接头存在微漏，气缸内气压就会逐渐下降，得不到补充，磨煤机振动会引起气缸缩回现象，致使出口门开反馈脱离，开信号丢失。而当6个出口门开反馈失去3个时磨煤机保护跳闸。针对实际情况，采取了改进措施：(1)做好定期检查工作，尽量减少气缸接头漏气量；(2)当给煤机运行且有煤时，若没有状态偏差，而磨煤机出口门6个开反馈中有1个丢失，则电磁阀自动带电补气，同时当开反馈丢失时，给运行人员报警提示，以便通知热工人员检查。
1.4 磨煤机一次风流量测量改造
磨煤机一次风流量测量原采用欧罗巴差压取样，取样端的开孔尺寸仅1 mm，很容易堵塞，需经常吹扫取样管路，而且多次导致风量低于18 m3/s，引起给煤机跳闸。为彻底解决问题，于2001年底全部更换为国产文丘利测风装置，并结合实际情况，参照一期一次风流量保护，更改为：磨煤机出口与炉膛差压低于1 kPa且磨煤机一次风流量低于18 m3/s保护跳闸给煤机。改造后不易堵塞，没有再发生过一次风测量问题引起的给煤机跳闸。
1.5 汽机“通风阀”保护改造
二期设备与一期有个不同的地方：高压缸排汽有个“通风阀”直通凝汽器，主要用于汽机冲转至并网带初负荷期间，高压缸进汽量小，高压缸排汽温度高时排汽至凝汽器，增加高压缸进汽量，保护汽轮机。由于其行程开关多，动作不到位，从汽机冲转至并网带初负荷期间，常有行程开关误动、减温水流量不足而引起汽机跳闸，调试期间西门子专家曾经做过多次试验，定值多次修改都无法解决。通过分析研究，提出了在“通风阀”出口加装两个温度测点，并引入保护回路，在“通风阀”动作时若“通风阀”出口温度均未达70℃而不需跳闸汽机，这样难题迎刃而解。
1.6 锅炉给水泵相关逻辑改造
锅炉给水泵方面存在的问题也较多，多次造成锅炉汽包水位MFT。主要问题有：(1)汽动给水泵转速控制分散在AS620B、SIMADYN两子系统中完成，AS620B作为运行人员操作接口并给出转速指令，SIMADYN中设计了汽缸上下温差大闭锁升速等控制功能，而升速被闭锁时没有给出相应报警。采取措施：从SIMADYN子系统引一闭锁信号至AS620B中报警，并增设转速指令与实际转速偏差报警。(2)汽动给水泵故障跳闸时联锁启动电动给水泵，但电动给水泵启动瞬间，入口流量剧增，造成入口滤网差压瞬间达到保护定值60 kPa以上(滤网未脏)，电动给水泵一启动立即又跳闸，锅炉汽包补水不及，多次汽包低水位MFT。采取措施：在电动给水泵启动的前3 s闭锁该保护。(3)给水调节切“手动”时，稍有不慎，就会触发锅炉给水泵的转速与流量保护、出口压力与流量保护动作。针对该保护增设了3台给水泵的特性曲线画面，代表给水泵特性的光标超出特性曲线边缘时保护动作，这样很直观，便于运行人员调整转速时使光标不超出特性曲线边缘，减少给水泵跳闸。
1.7 操作画面优化，增强报警功能
二期机组除了保留几个事故按钮外，全部实现软手操。由于操作画面多，不利监视，在事故处理时也一定程度上制约了运行人员的处理。通过对主要操作画面合并优化以及增加报警信息，如凝汽器水位控制、除氧器水位控制、汽包水位控制3个画面合并成1个画面；过热汽温调节、再热汽温调节3个画面并成1个画面；送风调节、引风调节2个画面并成1个画面；机组负荷控制画面上增加煤量、汽包水位、主蒸汽压力等相关监视信号等，方便了运行人员监视与处理，使得事故得到进一步降低。
1.8 机组启动过程逻辑修改
机组跳闸后重新启动时间长，通过对启动过程有关数据的详细分析，发现锅炉吹扫过程占用了大量时间，原吹扫逻辑中要求风烟系统中所有风门、档板、二次风档板全开、全关反馈(开关量)必须能检测到，要求过于苛刻，实际上很难做到这一点，根据实际情况，对逻辑做了修改，即全开反馈采用开行程限位或模拟量开度≥90%、全关反馈采用关行程限位或模拟量开度≤2%。修改后吹扫风量仍远远满足>30%的吹扫要求，这样既不影响安全，问题又得到解决，现在从MFT到重新并网时间从5～6 h缩短至2 h左右。