洛河2×600MW超临界机组热工自动化系统的优化改进刘斌一、概述大唐淮南洛河发电厂三期2×600MW超临界机组分散控制系统（DCS）采用ABB 公司生产的Symphony控制系统。
软件组态采用Composer 4.3控制软件,图形组态采用PGP 4.0组态软件。
其主要包括：数据采集及处理系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、顺序控制系统（SCS）、旁路系统（BPS）、炉膛安全监视系统（FSSS）以及事故追忆系统（SOE）等。
DEH系统和MEH系统也采用ABB的控制软件及硬件，即与DCS一体化，是一套完成全套机组各项控制功能的完善的控制系统。
两台机组分别于2007年11月30日、12月8日完成168h试运行，正式投入商业营运。
二、热工自动化系统的逻辑优化1、FSSS的逻辑优化1.1 在等离子模式下且等离子均启弧成功，判定为“等离子启弧成功”。
1.2 对煤层运行的判断要考虑到直吹式制粉系统的特点，从磨煤机运行、给煤机运行、煤仓下煤到磨煤机出粉需要一个时间过程，以煤粉A层为例说明判断A 层有火的逻辑：A磨煤机和A给煤机已运行240秒且A层3/4有火。
由此，“有火记忆”逻辑为“任一油层或任一煤层运行”。
1.3 对“失去全部燃料”逻辑变更为“等离子启弧成功”闭锁该保护，通过“有火记忆”来确认的，所以，“失去全部燃料”是在任一油层或任一煤层运行且无“等离子启弧成功”信号的情况下才发出的。
当运行人员切除等离子模式或由一个等离子启弧失败的情况下，“失去全部燃料”就回归到常规模式。
“失去全部燃料”逻辑简图如下所示：1.4 对“失去全部火焰”逻辑也变更为“等离子启弧成功”闭锁该保护，通过“有火记忆”来确认的，所以，“失去全部燃料”是在任一油层或任一煤层运行且无“等离子启弧成功”信号的情况下才发出的。
当运行人员切除等离子模式或由一个等离子启弧失败的情况下，“失去全部火焰”就回归到常规模式。
“失去全部火焰”逻辑简图如下所示：1.5 针对“汽机跳闸”逻辑，考虑到汽轮机跳闸时，在低负荷阶段可以采用停机不停炉的运行方式，维持锅炉最低负荷运行。
蒸汽经汽轮机旁路系统进入凝汽器，待故障原因消除后机组又可以热态启动。
所以增加负荷大于35%时汽机跳闸才触发MFT。
当然“汽机跳闸”取自两个高压主汽门全关行程接点的串接信号，一旦一个行程开关不动作等故障发生就会引起该保护的拒动。
1.6 在炉膛吹扫条件中，增加了以下允许条件：燃烧器摆角在水平位；SOFA挡板全关；燃油母管进、回油快关阀全关；火检冷却风母管压力正常；全部等离子不运行。
2、辅机保护的逻辑优化2.1 原设计上凝泵电机下轴承温度没有进保护逻辑，现该点温度进保护逻辑，其定值为70℃报警，80℃跳凝泵。
2.2 引风机电机轴承温度任一点达95度跳引风机，原逻辑为延迟1S，现改为延迟3S；取消引风机电机绕组温度单点跳风机保护，改为报警；取消引风机轴承振动过大模拟量单点跳风机保护，改为报警；开关量跳风机保护由原来的单点跳风机改为两点与后跳风机。
2.3 送风机电机轴承温度任一点达95度跳引风机，原逻辑为延迟1S，现改为延迟3S；取消送风机电机绕组温度单点跳风机保护，改为报警；取消送风机轴承振动过大模拟量单点跳风机保护，改为报警；保留开关量跳风机保护。
2.4 一次风机相关逻辑作如下修改：一次风机电机轴承温度任一点达95度跳引风机，原逻辑为延迟1S，现改为延迟3S；取消一次风机电机绕组温度单点跳风机保护，改为报警；取消一次风机轴承振动过大模拟量单点跳风机保护，改为报警；保留开关量跳风机保护。
2.5 凝泵A(B)推力轴承温度高保护跳闸由单点改为任一点温度跳闸值和另一点温度报警值相与后延时3秒凝泵跳闸；凝泵A(B)电机推力轴承温度高保护跳闸由单点改为任一点温度跳闸值和另一点温度报警值相与后延时3秒凝泵跳闸；凝泵A(B)电机线圈温度高保护跳闸改为任一相线圈任一点温度跳闸值和同一相另一点温度报警值相与后延时3秒凝泵跳闸；凝泵A(B)电机下轴承温度高跳闸改为报警。
2.6 开式泵A(B)轴承温度高保护跳闸改为报警；开式泵A(B)电机线圈温度高保护跳闸改为任一相线圈任一点温度跳闸值和同一相另一点温度报警值相与后延时3秒凝泵跳闸。
2.7 闭式泵A(B)轴承温度高保护跳闸改为报警；闭式泵A(B)电机线圈温度高保护跳闸改为任一相线圈任一点温度跳闸值和同一相另一点温度报警值相与后延时3秒凝泵跳闸。
2.8 电泵润滑油冷油器进、回油温度高保护跳闸改为报警；电泵工作油冷油器进油温度高保护跳闸改为报警；电泵电机绕组温度高保护跳闸改为任一相线圈任一点温度跳闸值和同一相另一点温度报警值相与后延时3秒凝泵跳闸；电泵前置泵径向轴承温度高保护跳闸改为报警；电泵电机径向轴承温度高保护跳闸改为报警；电泵进水端径向轴承温度高保护跳闸改为任一点温度跳闸值和另一点温度报警值相与后延时3秒凝泵跳闸；电泵出水端径向轴承温度高保护跳闸改为任一点温度跳闸值和另一点温度报警值相与后延时3秒凝泵跳闸；电泵推力轴承（主推力瓦）温度高保护跳闸改为任一点温度跳闸值和另一点温度报警值相与后延时3秒凝泵跳闸；电泵推力轴承（辅推力瓦）温度高保护跳闸改为任一点温度跳闸值和另一点温度报警值相与后延时3秒凝泵跳闸。
2.9 循泵电机下轴承温度高跳闸改为报警；循泵电机定子线圈温度高跳闸改为任一相线圈任一点温度跳闸值和同一相另一点温度报警值相与后延时3秒凝泵跳闸；循泵电机上轴承推力瓦温度高跳闸改为任一点温度跳闸值和另一点温度报警值相与后延时3秒凝泵跳闸；循泵电机上轴承导瓦温度高跳闸改为任一点温度跳闸值和另一点温度报警值相与后延时3秒凝泵跳闸。
2.10 补给水泵电机轴承及线圈温度高跳闸改为报警。
2.11 前置泵A(B)轴瓦温度高跳闸改为报警；前置泵A(B)电机驱动端轴承温度高跳闸改为任一点温度跳闸值和另一点温度报警值相与后延时3秒凝泵跳闸；前置泵A(B)电机非驱动端轴承温度高跳闸改为任一点温度跳闸值和另一点温度报警值相与后延时3秒凝泵跳闸；前置泵A(B)电机定子线圈温度高跳闸改为任一相线圈任一点温度跳闸值和同一相另一点温度报警值相与后延时3秒凝泵跳闸。
2.12 小机A(B)高压抗燃油低跳闸逻辑改为报警；汽泵A(B)机械密封水循环液温度高跳闸改为报警；小机A(B)推力轴承温度高跳闸改为任一点温度跳闸值和另一点温度报警值相与后延时3秒凝泵跳闸；小机A(B)前后径向轴承温度高跳闸改为报警；汽泵A(B)进水端径向轴承温度高跳闸改为任一点温度跳闸值和另一点温度报警值相与后延时3秒凝泵跳闸；汽泵A(B)出水端径向轴承温度高跳闸改为任一点温度跳闸值和另一点温度报警值相与后延时3秒凝泵跳闸；汽泵推力轴承（主推力瓦）温度高保护跳闸改为任一点温度跳闸值和另一点温度报警值相与后延时3秒凝泵跳闸；汽泵推力轴承（辅推力瓦）温度高保护跳闸改为任一点温度跳闸值和另一点温度报警值相与后延时3秒凝泵跳闸。
3、DEH系统的改进和处理3.1 模拟量输入卡是否对外供电问题：根据外围变送器是否需要DEH供电的不同来决定模件的供电方式，更改端子板的跨接件。
3.2 #5机调试中发现DEH机柜端子板出线方式与现场安装图纸不一致，后更改液压伺服子模件HSS与端子板的联络电缆（具体更改如下表）以保证一致性，#6机组也进行了同样的调整。
3.3 汽轮机首次冲转中，当实际转速到达目标值后波动较大，原设计在转速控制时，按操作员设置的目标转速和目标升速率升速，这造成了转速的较大过调。
后更改组态，当实际转速与目标转速偏差在50rpm之内时，升速率为实际转速与目标转速的偏差，最小为5rpm 。
在以后多次的汽轮机冲转过程中转速控制精度符合要求。
3.4 修改DEH一次调频回路逻辑以满足一次调频的性能要求，并多次试验，结果满足要求。
3.5 在机组首次并网时发现DEH接受到功率信号品质为坏值，运行人员无法监视该信号。
在此前已经和电气专业进行的接口联调均正常，用万用表测量DEH卡件接入端信号也正常，此时怀疑DEH卡件可能出现故障，用信号发生器模拟功率信号的电流值，DEH系统参数显示正常。
这时我们认为可能是信号衰减或干扰造成的，采用加装隔离器的方法，加装隔离器后功率信号显示正常。
4、ETS系统的逻辑优化4.1 大机调节级压力与高排压力比值小于1.7跳机改为大机调节级压力与高排压力比值小于1.7且机组负荷大于210MW时跳机。
4.2 高压缸左、右侧排汽温度高于427℃，相与后加延时3秒跳机。
4.3 汽轮机任意Y向绝对振动高于254um跳闸改为汽轮机任意Y向绝对振动高于254um与任意X向振动高于125um相与后跳闸。
4.4 取消A、B小机速关油压力低跳闸逻辑，A、B小机速关油压力低改为报警。
2三、目前热控系统存在的问题1、机组正式投入商业运行后，因电网原因，AGC虽具备投运条件，但一直未投，故在AGC方式下机组响应负荷的能力如何尚不清楚，从现在情况看，机组CCS 方式下，运行手动改变负荷，当变负荷幅度较大时（超过40MW），变负荷率6MW/min,机组负荷超调现象较严重。
2、再热器减温设计上主要调温手段为摆动火嘴控制，但一直未投入自动运行，主要原因是四个角执行器动作不一致。
3、CCS方式下滑压与负荷的曲线设置不合理，根据现在的对应关系，当机组负荷在535MW以上时主汽压力才进入超临界。
4、磨煤机出口档板风门控制现为层控，除A层能够就地单操外，其他层无法就地进行单独操作，需利用大小修机会解决，以利于检修或运行人员进行事故处理。
5、吹灰程控在调试期间因时间紧张未完成程控调试工作，机组正式转入商业运行后从运行情况看，吹灰程控逻辑上存在较大问题，经常在吹灰过程中中断，现协调会已经开过，将于近期对逻辑进行调试和优化。
6、给煤机断煤现象频繁发生，对锅炉燃烧和炉膛压力调节造成较大影响，能否从控制上采取措施解决这个问题？7、机组调试期间因时间紧迫，RB试验仅只做了磨煤机跳闸试验，其它辅机未做，因此辅机故障或跳闸情况下RB动作情况如何尚未验证。
