汽机诊断系统

汽机诊断系统（共6篇）

汽机诊断系统 篇1

ALSTOM Power控制系统在电力生产过程控制领域有着成熟和广泛的应用, 在过去的25年内全世界有大约500台核电、火电或水电机组应用了它的系列产品。其中P320 TGC数字式汽机保护和控制系统是ALSTOM Power数字式控制器系列的最新产品, 很多火电厂以及核电站都将它作为汽机侧的保护控制系统。某电站二期3#机组同样采用TGC P320控制器, 用于保护、自动控制、基本控制和现场IO采集的模块是C80-35模块, C80-35和C80-75来自于GE Fanuc控制器家族, 是特别为ALSTOM Power和P320控制器的结构设计的。模块C80-35由一个专用的电源、CPU、通信模件和扩展槽组成。根据不同的控制器功能, 模块可以双重或三重冗余。另外, 模块间的通信也是冗余的, 并且采用基于World FIP标准的F8000内部总线通信方式[1]。

1 故障分析*

该机组负荷600MW, 转速探头共6只, 3只测速, 3只跳闸保护。跳闸值110%, 报警值103%。故障描述:TGC在连续发出“转速传感器1坏点”、“转速传感器2坏点”、“汽轮机主测量故障”之后, 控制器发出副控制器激活信号;出现“汽机控制器跳闸”、“跳闸控制器动作”信号, 汽机跳闸。之后重新并网。调出SOE事件历史记录 (表1) , 确认汽机跳闸直接原因为转速传感器信号反馈失效。

从跳闸逻辑图 (图1) 中可以看出, 当任两个不同名编号的转速故障, 将触发汽轮机跳闸。此次跳机时, 1#、2#转速传感器同时故障, 随后汽轮机跳闸, 证明跳闸回路无误动, 为正确动作。1#、2#转速传感器同时故障是造成跳机的直接原因。转速传感器故障的原因有三种可能性:转速探头及接线回路故障;主、副基础控制器转速卡件均故障;转速信号切换不成功。通过对就地转速探头的检查, 未发现接线松动和焊点虚接现象。从TGC跳机报警可以看出, 1#、2#转速传感器同时故障的时间精确到同一毫秒级, 基本可排除转速探头机械问题和接线松动故障的可能性。P320TGC汽机保护系统的基础控制器有主、副两台, 两台互为备用。现场汽机保护的转速传感器冗余3个通道同时进入主基础控制器和副基础控制器。主基础控制器故障副基础控制激活后仍跳机, 所以要判断主副控制器是否都出现故障。

2 离线试验

为进一步研究控制器切换问题, 用两种离线试验方法进行分析。P320控制器运行方式是以task (任务) 为基础, 分为系统、逻辑、调节和测量4类。基本执行周期为50ms, 其他task的执行周期是基本执行周期的整数倍[2]。

2.1 模拟机组跳机后拆除主转速卡的两支转速接线后控制器切换状态

试验前, 主基础控制器处于master状态, 副基础控制器处于stand-by状态。主基础控制器转速卡两支转速接线拆除后, 18:16:36时副基础控制器被激活;18:16:45时主基础控制器切至standby状态, 副基础控制器切至master状态 (表2) 。此次试验说明:若仅是主基础控制器的两支转速信号故障, 副基础控制器会立即被激活, 系统将接收副基础控制器的对应转速信号, 不触发汽机跳闸;仅拆除主控制器转速接线, 调节转速探头故障报警不会发出。

2.2 模拟拆除去主、副转速卡的两支转速总接线后控制器切换状态

试验前, 主基础控制器处于stand-by状态, 副基础控制器处于master状态。18:39:43 084, 拆除两支转速总接线;18:39:43 284, 触发汽机跳闸;手动汽机跳闸信号复位后, 18:45:22 516主控制器被激活;18:45:31 680, 主控制器处于master状态, 副控制器处于stand-by状态 (表3) 。此次试验说明:拆除两支转速总接线, 将直接触发汽机跳闸;此试验模拟调节1#、2#转速探头两支元件故障工况。当副基础控制器转速信号故障, 200ms后, 汽机跳闸, 期间未触发主基础控制器激活信号, 主基础控制器是在汽机跳闸信号复位后激活。

3 结束语

经过分析及试验, 此次跳机的原因初步判断为在主基础控制器转速卡件故障前, 副基础控制器转速卡件已经故障。当主基础控制器转速卡件故障时, 系统虽做出过激活副控制器的动作, 但因副控制器转速卡件也是故障状态, 最终导致1#、2#转速传感器故障, 造成跳机。

参考文献

[1]沈淮.汽机保护和控制系统的总体技术方案[J].自动化博览, 2005, 22 (21) :80~82.

[2]伍广俭.P320分散控制系统在岭澳核电站常规岛的应用[J].广西电力工程, 2001, (1) :71~75.

电厂汽机DEH系统的故障分析 篇2

DEH系统是数字电液控制系统的简称, 它是电厂汽轮机组的专用控制系统, 主要负责对汽轮机组的启停、转速以及功率等进行控制, 是确保机组安全、稳定、可靠运行的有效手段。该系统在电厂汽轮机组中的应用使机组运行的自动化水平获得了显著提升, 在给电厂带来巨大经济效益的同时, 还进一步减轻了运维人员的劳动强度。系统除了能够实现抽气压力控制、热电调节、优先级控制等功能之外, 还为电厂其他自动化系统预留了接口。由于系统采用了当前最为先进的微处理技术, 不但使整个系统的结构更加紧凑、可靠性更高, 而且还便于测试、易于维修。

由于电厂的汽轮机组需要长时间不间断运转, 所以DEH系统作为汽轮机组的主控系统也必须保持长时间的运行。虽然DEH系统的整体性能较为稳定, 但在较长时间的运行过程中, 不可避免地会出现一些故障问题。一旦DEH系统发生故障, 便会对汽轮机组的正常运行造成影响, 所以必须及时查明故障原因, 并采取合理、可行的措施和方法予以消除, 使系统在最短的时间内恢复运行。

2 电厂汽机DEH系统故障分析与解决途径

通过对一些应用DEH系统的电厂进行调查发现, 系统在运行过程中经常会出现各种故障问题, 这对机组的正常运行造成了影响。为此, 必须针对故障问题采取有效解决措施, 争取在最短的时间内消除故障。

2.1 电液系统故障及解决方法

在电液系统中, 电液转换器是较为重要的组成部分之一, 它的故障频率相对较高。较为常见的故障问题有电液转换器的振颤幅值比减小。造成这一问题的主要原因是卡涩死区增大, 即转换器的滑阀出现了较大程度的卡涩;转换器进出口压力差升高, 多表现为进口压力不变、出口压力减小, 通过对其内部机械结构进行分析发现, 导致该问题的具体原因是漏流量增大、滑阀严重磨损。

对上述故障问题进行处理时, 可先将电液转换器解体, 并对各个部件进行检查, 若是滑阀的阀杆磨损严重, 应及时更换, 并对堵塞的滤网进行清洗;如果滤网破损, 应进行更换;此外, 还应看弹簧的弹性是否有所减弱, 若是弹力减小, 则应进行更换。

2.2 油系统故障及处理方法

由于DEH系统的油管路有很大一部分都安装在汽机上, 在机组运行的过程中会产生高温和高压蒸汽, 这样一来, 便会使部分元件或是油管路处于高温高压的环境当中, 随着温度的不断升高, 会导致油的氧化速度加快, 氧化会使EH油的酸值增大, 颜色变深, 当酸值指标超过0.1mgKOH/g时, 会导致油产生空气间隔等问题。此外, 当EH油含水乳化之后, 极有可能造成DEH系统无法正常运行, 严重时会导致汽轮机组危急遮断系统故障。如危急遮断系统复位之后, 若是遇到危机情况, AST会自行动作, 而在EH油乳化的前提下, 泄漏孔会被堵塞, 这样一来, 便无法将油成功泄出, 从而导致主汽门与调门无法关闭, 由此会引起汽机转速飞升, 严重时会造成机组损坏。导致EH油含水过高的主要原因如下:机组在运行过程中使用的冷却水为工业水, 水侧的压力往往要比油侧的压力大, 加之工业水的水质相对较差, 其对铜管具有一定的腐蚀作用, 当机组长时间运行后, 可能会造成冷却水渗漏至油侧;EH油当中的水分绝大部分是水汽结露的产物, 水在油中水解之后, 会使EH油中产生磷酸, 而磷酸本身的催化作用会加速水解反应。

针对上述问题可采取如下方法进行处理:

(1) 要尽可能使DEH系统中的各个元件尤其是管路远离高温区, 注意设计元件的安装位置以防止此类问题, 若是设计中无法避免, 则应采取高温隔热措施。同时可适当增加通风, 借此来降低机组运行环境的温度, 若有必要, 也可通过引入压缩空气对机组进行冷却。

(2) 适当增强抗燃油的流动性, 以此来防止死油区出现, 并在机组停止运行后, 尽可能保持DEH系统的油循环, 这样能够使高温区的油温获得有效降低。

(3) 对于使用工业水的冷油器, 应当采用不锈钢管进行焊接, 或将工业水改换为除盐冷却水。此外可通过体外循环的方式将油中的水分去除掉, 但在滤油时必须注意油箱的油位, 以免油位过低影响机组运行。

(4) 避免油酸值升高最为有效的方法是投用再生装置, 这是因为再生装置中的硅藻土滤芯可使油的酸度有效降低。再生装置的投入时机非常重要, 通常油酸值接近0.1mgKOH/g时为最佳投入时机, 若是油的酸度超过0.5mgKOH/g, 则必须更换新油。

2.3 保护系统故障及处理措施

在电厂汽轮机组DEH系统中保护系统的作用非常重要, 若是保护系统出现故障, 轻则会影响DEH系统的正常使用, 严重时可能会造成DEH系统损坏。这里所指的保护系统具体是指OPC卡件箱当中的设备, 如OPC板和MCP测速板。

(1) OPC板的故障问题。在保护系统中, OPC板的主要作用是对OPC电磁阀进行直接控制, 一旦其出现故障, 必须及时进行更换。在更换OPC板的过程中, 出于安全方面的考虑, 可先将板与阀之间的联系暂时切断, 同时要对更换的OPC板进行认真核对, 若是条件允许, 则应对新更换的OPC进行测试。更换完毕并确认OPC板能够正常工作后, 便可重新恢复板、阀之间的连接。

(2) MCP的故障问题。当汽轮机组处于正常运行状态时, 若是MCP上的指示灯点亮, 则说明机组的转速超过1 000r/min;如果指示灯不亮, 则表明MCP测速板出现故障, 此时只需将故障的MCP进行更换便可消除问题。需要特别注意的是, 不得同时对两块以上MCP板进行更换, 而必须依次进行更换。

2.4 伺服系统故障及解决途径

在电厂汽机DEH系统中, 伺服系统是最为重要的组成部分, 这是因为它对机组阀门的运行状态有着直接影响, 一旦伺服系统出现故障, 后果极其严重。伺服系统比较常见的故障有VCC卡故障。

当确定VCC卡出现故障后, 应当先考虑以在线调整的方法进行解决, 如果无法通过在线方式进行调整, 则应及时对故障的VCC卡进行更换处理。在更换VCC卡的过程中, 要确保机组运行安全, 避免阀门突然全关或是全开的情况发生。

3 结语

总而言之, 在电厂生产中, 汽轮机组是不可或缺的重要设备之一, 它的运行稳定与否直接关系到电厂的生产能效。DEH是汽轮机组的主控系统, 一旦出现故障, 则有可能导致汽轮机组处于失控状态, 严重时会引发安全事故。为此, 必须对DEH系统的各种故障问题予以足够的重视, 并采取有效途径和方法在最短的时间内消除, 保证系统稳定运行, 从而对汽轮机组进行有效控制。

参考文献

[1]李立军, 陈向东, 樊印龙.汽轮机数字电液调节系统在液调机组改造中的应用研究[J].浙江电力, 2011 (4) .

[2]林葳.汽轮机DEH系统高调门控制故障及其分析[J].科技与企业, 2013 (3) .

[3]刘晓甫, 王鹏, 发电厂DEH控制系统频繁故障的原因分析及改进措施[J].科技向导, 2012 (8) .

[4]于达仁, 秦骁程.基于非线性辨识的汽轮机调节系统卡涩故障诊断[J].汽轮机技术, 2013 (7) .

大型火电机组汽机旁路系统的应用 篇3

1 旁路的概况

大体上我国火电机组汽机旁路使用情况有如下几种形式:一是成套进口机组原配旁路;二是单独配置的旁路, 其中包括进口机组、引进技术国产化机组和国产机组3种。已使用旁路的容量大致可划分这些等级:30%、35%、40%、50%、60%、100%MCR。通常高、低压旁路的容量一致, 有时低旁容量比高旁容量稍大, 这主要是考虑到高旁的减温喷水量。也有少数机组所配的高旁容量比低旁的大, 一般这时的高压旁路都具有安全阀功能。

旁路控制系统是整个汽机旁路中十分重要的部分。由于旁路系统和汽机电液控制系统 (DEH) 的一些信号交换, 目前绝大多数旁路控制装置是和阀门本体一起供货的。随着大型机组计算机分散控制系统 (DCS) 和旁路控制装置型号不一致时就出现了系统间的通信问题。所以现在普遍采用由DCS来实现旁路的控制功能的方法, 取得了好的效果, 在实践中得到了验证。随着这两大旁路系统国产化工作的完善, 将有利于我国火电机组汽机旁路的应用。

2 旁路容量的选择

通常所说的旁路容量是指机组在额定工作参数下旁路阀的通流能力, 实际选型时应考虑到不同工况下的实际通流量, 引进型N300-170/537/537汽轮机40%旁路变工况运行时通流需求值见表1

如前所述, 国内在确定机组旁路容量时由于看法不一致, 功能要求不同, 使旁路等级相当多, 实际设计时随意性较大。对汽机旁路, 大家都希望其功能的覆盖范围越宽越好, 形成了一些不切实际的需求, 达不到设计功能造成容量的浪费, 反过来削弱了对旁路系统的信任度。容量选择范围是根据对旁路的功能要求和机组是否参与调峰再考虑一定的裕度给出。见表2

汽机旁路容量的选择受到设计计算影响外, 投资是另外一个重要的制约因素。通常对旁路的要求是过热器安全阀不动作, 根据目前实际情况和一些机组的实践结果, 在允许PCV动作的情况下, 40%容量的旁路能够满足多数机组的需要。国内生产的电站锅炉, 过热器出口都装有安全阀, 事实上安全阀也并非完全安全, 一些机组曾出现过安全阀不按规定值起、回座, 甚至起座不回座造成停炉。所以有些机组采用100%容量的旁路系统, 可以不装设过热器安全阀, 经济上、技术上的许多问题和争执都迎刃而解。

3 旁路的应用

理想的汽机旁路应具备以下的基本功能: (1) 机组启动过程中为新蒸汽提供一个快速通道, 加速工质循环, 缩短启动时间, 并冷却再热器, 避免干烧。 (2) 机组变负荷运行时将多余蒸汽引入旁路, 有效地避免安全阀动作, 减少向空排汽和工质损失。电气故障或汽机跳闸时维持锅炉最低稳燃负荷, 实现带厂用电运行或停机不停炉 (FCB) 。 (3) 使锅炉产生的蒸汽和汽机金属温度相匹配, 减少转子及汽缸的热应力, 延长使用寿命; (4) 降低机组启动期间管壁的过热和内部氧化物的生成, 减少汽机阀门及叶片的硬粒子侵蚀; (5) 具有安全阀功能的100%容量旁路系统可以取代过热器安全阀, 节约投资, 降低设备维护量和故障率; (6) 保护凝汽器。

3.1 旁路与中压缸启动

大型火电机组为提高机组的热经济性, 除采用高参数外, 还采用中间再热方式。即从锅炉来的蒸汽经过高压缸作工功后, 高压缸排汽再返回锅炉再热器加热, 加热后的高温再热蒸汽再进入中、低压缸作功。中间再热汽轮机的启动方式按冲转时的进汽方式可分为两种, 一种为高、中压缸联合启动 (亦可称高压缸启动) , 即蒸汽同时进入高压缸和中压缸冲动转子;另一种中压缸启动, 即冲转时高压缸不进汽, 只由中压缸进汽。锅炉点火、升压和汽轮机暖管疏水同时进行, 当主汽门前蒸汽参数达到机组要求的冲转条件时, 用同步器或启动滑阀开启高、中压自动主汽门和调速汽门进行冲转。

而中压缸启动则完全不同, 为实现中压缸启动, 汽轮发电机组必须配置高、低压串联的两级旁路系统。即新蒸汽经过汽轮机第一级旁路进入中间再热器冷端管道, 再热后的蒸汽可经过第二级旁路排入凝汽器。这种系统使锅炉的中间再热器可以布置在烟温较高的区域, 以便改善锅炉再热器汽温的特性, 使再热蒸汽温度容易达到与中缸温度状态相匹配的数值。具备中压缸启动功能的汽轮机, 其调节系统应适应中压缸启动运行的一些特殊需要, 如冲转时能使高压主汽门、调节汽门处在全关位置, 而中压调节汽门能控制升速及带初始负荷的能力。在切换时, 高压主汽门、调节汽门能按负荷要求逐渐开启。另外, 调节系统也能对高压排汽逆止门或其旁路门、高压缸真空系统阀门按预暖程序要求进行控制。

中压缸冲转为全周进汽, 对中压缸和中压转子加热均匀, 随着再热蒸汽压力的升高, 对高压缸进行倒暖缸, 高压缸和高压转子的受热也比较均匀, 这样就减少启动过程中的汽缸和转子的热应力。采用中压缸启动, 缩短了机组的启动时间, 提高了经济性, 同时也提高了高转速下机组的安全性。随着国内具有中压缸启动功能的机组数量逐渐增加, 中压缸启动作为一种启动运行方式, 已受到越来越多地重视。

3.2 旁路在FCB时的应用

机组快速减负荷功能 (FCB) 曾经受到极大重视, 但是也有许多问题需要解决, 例如在快速减负荷的时候, 锅炉燃料必须保证锅炉稳定燃烧, 所以热工控制系统应该处于良好的自动控制下, 多台给水泵的调节, 旁路及时有效的参与等等。对旁路而言, 只要容量合适, 当发生FCB的时候, 要及时快开, 此时蒸汽会对旁路有比较强的冲击, 所以要求旁路系统管道阀门设计安装合理, 避免出现管道振动。

实践表明, 可靠的、具有足够容量的旁路系统是实现FCB功能的前提保证。对机组启动、变压运行和甩负荷等工况均可应付自如, 尤其机组甩负荷时, 能快速而精确地动作;起到三用阀的作用, 取消了高压安全门, 采用可控中压安全门, 点火排汽系统和启动疏水系统都比较简单, 再热器通汽保护可使再热器不用昂贵的奥氏体钢, 又可布置在高温区, 从而减少受热面积, 且旁路外形尺寸小, 低压旁路直接安装在凝汽器上。旁路要真正起到三用阀作用, 要求其容容量应>80%, 动作时间<3s, 才可以保证FCB功能的实现, 从而减少锅炉启停次数, 缩短了恢复时间, 同时也减少了汽轮机的热冲击。

4 旁路系统存在的问题

目前汽机旁路系统在使用过程中问题集中反映在: (1) 旁路功能设计的深度, 包括机组甩负荷带旁路的可行性, 旁路和机组FCB功能配合的必要性; (2) 旁路参与机组运行时汽轮机的要求以及和DEH等系统的协调问题; (3) 旁路容量的统一设计等问题。

5 结束语

在我国电网内, 大量的火电机组承担了调峰任务, 一些机组由担任基本负荷改成调峰运行或改成两班制运行, 这种状况将持续相当长一段时间, 因此切实地考查汽机旁路系统应用中存在的问题并有效地加以解决对提高机组和电网的运行水平具有现实的意义。

摘要：介绍了火电机组汽机旁路系统的作用以及在国内应用的具体情况, 指出存在的问题, 提出相关的对策, 着重说明旁路容量的选择以及旁路在中压缸启动和FCB中的重要应用。

关键词：汽机旁路,FCB,容量,问题分析,机组启停

参考文献

[1]贾庆堂, 庄贺庆.中压缸启动汽机转子寿命损耗[M].中国电机工程学报, 1991.

汽机诊断系统 篇4

一、旁路系统的功能介绍

(一) 启动功能

在各种启动工况下, 保证锅炉产生的蒸汽温度能迅速与汽轮机金属温度相匹配, 降低热应力并缩短启动时间。

(二) 保护再热器

如主蒸汽不满足汽轮机进汽要求时, 能使主蒸汽经过高旁减温减压后进入再热器冷端, 防止再热器干烧, 起到保护作用。

(三) 保护汽机通流部分

机组启动时, 由于温度的变化, 附着在管壁表面的金属氧化颗粒会脱落并进入蒸汽, 如果这些小颗粒进入汽机, 会对汽机通流部分造成侵蚀。所以, 机组启动时投运旁路的目的之一是使蒸汽中的固体小颗粒通过旁路系统进入凝汽器, 从而防止汽轮机调速汽门、喷嘴及叶片的硬力侵蚀。

(四) 维持机组低负荷运行

当电网要求机组负荷低于锅炉稳燃负荷时, 必须投运旁路以维持锅炉的最低燃烧量。

(五) 调整锅炉压力, 回收工质功能

旁路系统能够适应定压和滑压运行, 在机组负荷变化或锅炉燃烧波动时, 具有调节功能, 避免锅炉安全阀动作、减小噪音、回收工质。设置100%旁路系统的锅炉可以不设置过热器安全阀, 在汽轮机快速降负荷或甩负荷时, 高旁减压阀、低旁减压阀等快速 (2s～3s) 开启之后自动跟踪, 能使主汽压平稳过渡, 汽轮机维持额定转速, 防止锅炉压力飞升。

(六) 实现汽轮机中压缸启动功能

大容量的旁路系统可满足机组中压缸启动要求, 缩短机组启动时间。

二、旁路系统主要功能的实现

旁路系统要想顺利实现以上功能, 必须满足以下几点要求:

第一, 汽轮机的热力系统中除需设计旁路本身的管道外还必须设置必要的辅助管道和阀门, 如在汽轮机的高压缸排汽口 (逆止阀前) 设计通向凝汽器的管路和阀门等。

第二, 汽轮机本体部分的阀门 (中压主汽阀、高压排汽逆止阀) 及旁路系统各阀门 (主汽调节阀、减温水调节阀) 有良好的严密性和可靠性。

第三, 旁路系统的控制部分和汽轮机DEH系统从适应各种工况下的运行要求出发, 做好信号的协调和参数的设置。

第四, 高压缸进汽通流量与中压缸进汽通流量之间的比值可根据不同的情况进行变化。

第五, 汽轮机热力系统管路 (含旁路系统管路) 布置合理, 管路的走向和强度应能避免在应急工况打开旁路时产生强烈振动造成的管道损坏。

第六, 旁路系统应设计合理的疏水系统, 避免发生管道内的水冲击。

三、旁路系统选型的实例分析

某机组在废弃30%MCR旁路系统运行两年后大修中发现如下问题:

一是调节级喷嘴损坏:高压内缸打开后发现喷嘴组的出汽边损坏。

二是中压第一级隔板静叶出汽边损坏:中压第一级隔板静叶上半出汽边顺气流方向有40片损坏, 且顺气流方向逐渐发展严重。中压第一级隔板静叶照片见图1, 动叶照片见图2。

经过分析研究, 造成这些损坏的原因有两个:

(一) 固体颗粒的冲击

受热面管道内的金属氧化物脱落, 被蒸汽机械携带冲击叶片。固体颗粒侵袭多发生在机组启停阶段及变工况运行时, 损害部位多在叶片的出汽边内弧侧, 而且造成叶根处金属沉积。

(二) 湿蒸汽冲蚀

机组在低负荷运行时, 汽柜端部5号、6号调门阀座环处的凝结水滴, 当调门开启瞬间会进入汽轮机, 对叶片造成冲蚀。

从上面的例子可以看出:旁路系统对机组的影响是一个长期而缓慢的过程。不论是从机组长期经济效益还是对汽轮机寿命的影响来看, 旁路系统在提高机组使用率、减少机组在启动过程中汽轮机特别是调节级的腐蚀, 延长汽轮机寿命都有着不可替代的影响。

如果旁路系统选择设置快开功能, 就必须选择30%MCR以上的大旁路系统;如果管道里面积水, 旁路快开就有可能造成水冲击, 严重时甚至造成管道的损坏, 所以旁路系统要实现快开功能, 旁路疏水系统要保证能及时将管道内积水排干净, 其要保持热态运行工况, 这将增加汽轮机热耗, 从而影响到汽轮机的运行经济性。在汽轮机旁路系统的选型上必须充分考虑机组在各方面的需要, 既要有利于提高机组的长期经济效益, 又要能减少机组建设的初投资。

四、旁路系统的选型原则

(一) 机组的运行方式

机组在电网中承担的任务与机组的运行方式有着直接的联系, 按照所担负的任务, 其大致可分为:

1. 基本负荷机组

基本负荷机组经常带满负荷或接近满负荷, 年启动次数少, 主要以计划停机为主。这种类型的机组启停次数少, 但要求事故状态下能快速恢复, 可以选用15%MCR旁路系统或5%MCR串联疏水来提高启动速度。在旁路系统的选择上应偏重于维持机组日常运行的稳定性和在事故状态下迅速恢复运行的能力, 提高机组日常运行的经济效率和机组的可用率。

2. 调峰机组

调峰机组白天带满负荷, 夜间和休息日带低负荷甚至停机, 在选择旁路系统时应当侧重于维持机组在低负荷运行时的稳燃能力, 缩短启停的时间, 提高机组的经济效益。由于机组启停频繁, 为了减少对汽机调节级和中压缸第一级的损坏, 应当选用容量较大的30%MCR旁路系统或15%MCR旁路系统。

(二) 机组的启动方式

1. 高中压缸联合启动

高中压缸联合启动即高中压缸同时进汽冲转。这种启动方式虽然存在着启动慢等缺点, 但由于高中压缸的加热比较均匀, 汽轮机系统比较简单, 甚至可以不设置旁路系统, 故得到了广泛的应用。

2. 中压缸启动

中压缸启动即启动冲转时高压缸不进汽而中压缸进汽冲转, 当达到一定转速或带初负荷后, 再切换至高压缸进汽。中压缸启动的优点是:高压缸热应力小、启动速度快。

其缺点是:必须要设置汽轮机旁路系统和高压缸排汽通风阀 (VV阀) ;控制系统比较复杂, 在DEH逻辑的设计上的实现比较复杂。

(三) 事故处理方式

机组旁路系统处理事故时重点考虑的还有单元机组因电网故障甩负荷时锅炉的处理方式, 主要有两种:

1. 停机停炉的方式

一般在再热器在低烟温区域的情况下使用, 即再热器不需要保护, 机组启动过程对进汽参数无严格要求。这种事故处理方式可以选择较低容量的旁路甚至可以取消旁路, 而选用5%BMCR的串联疏水来替代。

2. 锅炉维持最低负荷运行, 汽轮机空转或带厂用电运行

如果选择这种方式, 就必须选择大容量的旁路系统, 而且要求其有较先进的控制、保护、连锁功能, 初投资高, 日常的运行维护费用也比较高;对电网来说, 这种事故处理方式对保证电网安全运行有利, 但随着电网容量的增长和保护系统的完善, 发生全网停电的可能性很低, 所以电厂一般不选择这种事故处理方式。

五、结语

集散系统在电厂汽机锅炉中的应用 篇5

当前,电力行业的管理水平和设备技术水准不断提高,计算机控制技术和通信技术的发展帮助热力发电企业能够对主要设备进行原本难以实现的精确控制,从而使电厂汽机锅炉的管理水平实现跨越式发展,达到精细化精准化的要求。在此过程中,使用集散系统对电厂汽机锅炉进行进行监测和控制是重要的改进手段。

汽机锅炉的节能降耗和精确控制是一项复杂的工作,由于调节参数和被调节参数数量多,以及存在多种多样的扰动参数,可能干扰监测结果的准确度。常规的基于模拟信号的自动控制系统,是无法满足对汽机锅炉的控制要求的。

在此情况下,通过对国外集散系统控制设备的引进和应用,可以快速、方便的提升电力生产企业的安全、经济运行管理水平。

2 集散系统构成

2.1 系统设计理念

集散系统参照了当今工业设计领域中较为常见的模块化设计思路,通过按照不同企业不同的需求对硬件设备的针对性选择,并针对不同的功能要求选择不同的软件组件,就可以快速、精准的搭建出一套符合用户厂家需求且成本受控的集散系统,实现预定控制目标。

2.2 系统设计结构

集散系统通常由管理员站、锅炉控制站和汽机控制站构成。锅炉控制站负责对电厂锅炉运行状态及相关参数进行监测、记录、控制和上传。汽机控制站对汽机运行状态及相关参数进行监测、记录和保护联锁控制。而管理员站实现具备权限的系统管理人员对锅炉汽机及集散系统本身进行管理和在线状态监测及数据记录分析。

2.3 单站设计结构

其中单个站在硬件组成上通常由现场控制功能模块及基础背板组成。现场控制功能模块为整个集散系统提供完整的过程控制处理。包括基础控制、顺序控制、批量控制以及数据换算等功能。理论上来说适应多种工业生产过程。现场控制功能模块接受本站传感或引入的多种过程信号,并转换为统一通信协议下的数字信号进行处理和记录。同时,还根据预先设定条件和人机交互界面传递的管理员指令完成对工控对象制定参数的过程控制操作动作,由于处理频率高、设定动作阈值及控制参数的多样性,并可提供具有侧重点的预置模式以供选择,因此可以保证汽机锅炉的运转过程保持在预先设定的参数条件下以最优方式运行。

2.4 基础背板属于硬件层,用以承载不同构成的现场控制功能模块

此外,还具备通用CPU插槽及网络耦合器,以实现针对不同规模设备及控制项的数据运算需求灵活选择CPU及网络设备。此外,还应具备与现场控制功能模块相应的输入/输出(I/O)模块,以接受设备参数或传感器监测信号的上传。电源模块应保证现场控制功能模块的功耗相适应,并应具备正常电源与备用电池(UPS)平滑切换功能,电池应能够保持2小时以上的系统持续运行能力,以及长时间的数据保持(低功耗待机模式)能力。

且针对重点设备或恶劣工作环境应将硬件层设置为冗余备份,以保证系统运行的可靠性。

3 集散系统主要功能组态

3.1 锅炉汽包水位自动调节功能

锅炉汽包水位自动调节功能采用串联级差反馈调节控制层级设计,监测信号内容主要包括:锅炉汽包水位信号、给水流量信号、蒸汽流量信号、电动执行机构状态信号、电动执行机构控制信号(输出)、比例积分微分信号处理模块及信号保持器。

该功能根据来自管理员权限的不同调节信号对汽包水位信号的预期影响,设定比例积分微分信号处理模块的正反作用,然后将蒸汽流量信号发送至比例积分微分信号处理模块的补偿输入端,根据预先设置的调节质量参数组中的补偿系数以及比例数值、积分数值。

3.2 汽机保护联锁

同样使用顺序控制功能块,由于主要执行保护的逻辑结构简单,操作状态明确,因此可以使用价格低廉的单片机系统作为控制,相应的工控语言可以简单明了的定义和描述汽机调整开关动作的条件及反馈。

3.3 系统联锁复合功能设置

单一功能模块虽然类型多种多样,但其基本组成类似,均为微处理器(CPU)、只读程序存储器及预置/用户程序存储器、数字量/模拟量转换器等。

总的来说,这类基于固件的复合控制功能主要提供要素有:带有优先级识别的开关(分断)命令,通常按照设备保护、安全联锁、手动调整命令的顺序、依优先度执行命令;组件故障、力矩动作、命令存在客观错误、动作命令发出后反馈信号超时(设备拒动)时控制回路闭锁并报警;输入/输出信号超出正常阈值或设定阈值范围告警提示等等。此外,还提供系统模块自身故障检测诊断功能。主要针对主用及配套PCB电路板、模拟信号输入输出转换回路、随机存储器、只读存储器、数字信号/模拟信号转换回路等多种自身硬件故障。

3.4 系统功能拓展编程语言结构

通常情况下,集散系统采用的编程语言倾向于面向功能模块的汇编语言。像汇编语言的常见特点一样,编程语句通常由操作码和操作数组成。其中操作码主要是与、或、非等逻辑运算符,或者是加减等数字运算符;操作数涵盖相应模块寄存器内的数据存储区地址。而针对电厂汽机锅炉系统的特点,程序结构主要分为初始化区、慢循环区和快循环区。其中初始化区负责存储模块功能实现运行过程中常用的参数以及固定参数;慢循环区处理普通数据监测及比对;快循环区处理高优先度的数据或信号处理。

4 集散系统在电厂汽机锅炉的应用效果

目前在国内热力电厂中,汽机锅炉应用集散系统已经有所应用,从目前反馈情况来看,还是发挥了相当积极的作用,自动调节功能、保护动作准确率均达到了较高水准。虽然存在硬件构成灵活性大于通用性导致运行维护人员培养难度大、维护工作技术要求高等缺点,但随着相关专业依托高校研发和培养的开展,以及国内对相关技术的消化和发展,集散系统在电厂汽机锅炉上的应用必将具有广阔的前景。

参考文献

[1]谢又成,周育才,任萍,潘维加.集散控制系统实验室的建设[J].实验室研究与探索,2007(05):106-107.

汽机诊断系统 篇6

一、TSI系统故障原因分析与处理

通过对近2台机组汽轮机安全监视系统运行情况统计, 将引起测量显示异常甚至导致保护系统误动的主要原因、处理措施以及可能存在的主要隐患归纳如下。

1. TSI信号测量部件故障。

这类故障所占比例不多, 通常表现为信号逐渐增大或突然上跳, 维护数秒时间后很快下降至某一值后在一定范围内波动 (也有的一段时间后恢复正常显示) 。

2. 单点信号保护逻辑易误动。

为保证TSI信号触发保护系统的及时性, 火电机组TSI系统输出的触发保护信号, 原设计多采用单点测量信号且不加延时。但由于TSI系统在电厂运行的环境是一个强电磁场环境, 来自系统内部的异常 (测量部件、装置等) 和外部环境因素产生的干扰 (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。事实上统计数据表明, TSI系统的异动, 因被监控参数真实变化导致的少之又少, 因TSI装置本身故障造成的也不多见, 绝大多数是外部因素诱导下的误发信号引起, 且其脉冲维持时间很少超过4 s。

3. 接地不规范, 干扰信号串入。

不同的地网间会产生电势差, 在屏蔽层产生环流, 叠加在信号上会引起模拟量波动或突变。因此通过可靠的接地和正确的电缆防护措施来抑制干扰, 是提高TSI系统运行可靠性的有效办法之一。

4. 延伸电缆至前置器的接头松动、污染。

延伸电缆接头和前置器及机柜的接线, 因安装检修时紧固程度不够, 或随着运行时间的推移及气候、氧化等因素的影响, 原先紧固的接头和接线会出现松动而造成接触不良, 使信号波动。如某电厂3#机组的轴承振动, 其测量值瞬间跳变后又自行恢复, 且反复出现。经仔细检查, 发现异常原因为探头延伸电缆与前置器的接头松动引起, 将其拧紧后信号恢复正常。另一机组检修结束恢复安装, 在盘车装置未启动, 汽轮机转子静止的情况下, TSI超速信号跳变, 测量直流间隙电压在DC12 V到DC15 V之间波动 (安装间隙电压应为DC12 V) , 经查原因是测速探头1米线末端的接头存在接触不良引起, 处理后恢复正常。

5. 周围环境影响, 导致信号异常。

TSI系统一次元件主要是电涡流探头, 探头中有一线圈, 前置器中高频振荡电流通过延伸电缆流入该线圈, 产生一个轴向磁场。当有外部磁场影响该线圈产生的磁场时, 电涡流的大小就不能正确地反映探头与被测物间的间距, 引起测量显示异常。

6. 电源系统故障。

目前, TSI系统的供电基本上采用双电源供电。虽然到目前为止, 还没出现过因电源失去, 使整个系统瘫痪的情况, 但对于TSI系统的可靠运行来说, 电源供电对系统运行始终也是个安全隐患。

二、提高TSI装置运行可靠性的若干技术要求

为了减少机组的误动作, 根据上述的分析归纳, 应从优化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, 完善系统的安装检修和运行维护管理方法, 来提高系统的运行可靠性。笔者提出以下技术措施以供参考。

1. 提高TSI电源的可靠性。

TSI系统应配置两路可靠的AC220 V电源冗余供电 (切换时间应不大于5 ms, 保证TSI装置不会初始化) ;应配置至少两块电源模块实现装置电源间的无隙切换。原设计二路电源切换时间达不到要求的, 应进行改造或优化。

2. 保护逻辑及定值优化。

(1) 保护动作输出的跳机信号增加1 s延时。

(2) 采用轴承的相对振动作为振动保护的信号源。并将逻辑优化为本轴承的X向相对振动达到跳机值且相邻任一轴承达到报警值时, 本轴承振动保护信号动作。

(3) 机组的给水泵汽轮机, 若振动保护设计以前为单点信号保护, 改为二取二逻辑输出。

3. 安装与线路连接。连接线路问题是影响TSI系统运行可靠性的另一个重要原因。安装、检修、运行和维护中, 注意满足以下要求。

(1) 新安装或检修更换传感器时, 确保传感器尾线与延伸电缆接头处绝缘 (当接头在汽机机壳内部时要用热缩管绝缘) , 延伸电缆的固定与走向不应存在损伤电缆的隐患。

(2) 轴向位移、差胀传感器的检修、调试应在机务的配合下进行, 并在传动记录中签字。

(3) 前置放大器应安装在金属箱中, 箱体须妥善接地。对VM600系统可通过断开COM与地的短接线来实现。TSI供电的电源地仍然保留以保证安全, 但此时电源地只作安全地, 不再兼做仪表地。

4. 运行维护管理。

(1) TSI探头第一次安装前和校验周期到期后的检修安装前, 应提交有资质的检定机构出具的正式校验合格报告。

(2) 振动探头处应贴有警示牌, 严禁磁性物体接近探头, 在离探头5 m处严禁使用步话机通话。

(3) TSI系统的涡流探头、延长电缆和前置器, 须成套校验并随机组大修进行, 但瓦振探头的校验周期不宜超过2年。运行时, 定期检查振动等信号的历史曲线, 若有信号波动现象, 应引起高度重视, 及时检查传感器的各相应接头是否有松动或接触不良, 电缆绝缘层是否有破损或接地, 屏蔽层接地是否符合要求等。

(4) 连锁实验时, 对TSI系统的每个保护进行一一确认 (对既有硬逻辑又有软逻辑的保护系统, 连锁实验单上要特别注明, 并分别进行实验) 。

(5) 汽机启动或运行中, 一旦出现TSI信号异变, 应立即通知热工人员检查原因并保存异常现象曲线, 注明相关参数后归档。

(6) 如果存在卡件故障, 在重新下载组态前, 应确认系统可以自动更新组态, 否则应人工确认组态参数的版本正确。

三、结论