发电厂

俗话说：“难的不会，会的不难”，我想收集关于电厂设计、电厂安装、电厂调试、电厂运行、电厂维修、电厂培训和电厂IT应用等方面信息和故事，期望日积月累，会有所收获。

原创于: http://www.gnpc.cn

作者: 黄小桁
笔者参加过大亚湾核电站的整个调试启动接产和投产过程，并在法国法马通公司参与核岛设计工程管理工作（包括核岛调试准备工作），现根据自己的工作实践，阐述岭澳核电站调试管理的主要任务，以及岭澳核电站调试管理的主要思路和方法，供大家参考。

1 　调试的定义和调试管理的目的

核电厂整个循环中经历厂址选择、设计、建造、调试、运行和退役六个主要阶段。调试是将核电厂已安装的部件和系统投入运行并进行性能验证，以确认是否符合设计要求、是否满足性能标准的过程。调试由反应堆装料前和装料后两种条件下的试验组成。

岭澳核电站的单系统调试从1999年7月份开始，1号机总体调试期间为2001年4月至2002年7月，2号机工期与1号机相隔8个月，总体调试期间为2001年12月至2003年3月。在单系统调试试验开始之前，为调试准备阶段。

调试管理的目的是遵循法规和质量保证大纲要求，严格执行调试启动手册程序。在准备阶段建立起所有的必需条件，包括人力、物力、方式等硬件、软件条件。在实施阶段遵循”安全第一、质量第一”的原则，保证调试按质量、进度、投资三大控制的要求顺利进行。

2 　法规要求

核安全法规HAF0300《核电厂运行安全规定》对核电厂的调试提出了必须满足的安全基本要求；HAF0400《核电厂质量保证安全规定》则对核电厂调试期间的质量保证分大纲的制定和实施提出了原则和目标。核安全导则HAF0304《核电厂调试程序》和HAF0405《核电厂调试和运行期间的质量保证》对前述调试相关的法规要求进行了说明和补充，提出建议并叙述实施办法。

岭澳核电站编制了调试启动手册程序，以落实核安全法规以及IAEA有关法规和导则的要求。

3 　调试准备工作管理

调试准备工作从大的方面讲，可分为组织准备、人员培训授权、技术准备、文件准备和物资准备五个方面。

3.1 调试组织准备

岭澳核电站调试队组织机构设置三个业务处和两个功能处。三个业务处是核岛调试处、常规岛及BOP调试处、电气仪表调试处。核岛调试处和常规岛及BOP调试处负责各自专业机械系统包括通风系统的调试，电气仪表调试处负责全厂电气和仪表系统调试并为另两个处提供试验仪表和测量方法支持。两个功能处为行政技术处和值班工程师处。行政技术处负责文件、计划和移交工作；值班工程师处主要由调试值班工程师构成，负责在总体调试期间代表调试启动工作组在主控室进行调试试验工作的总体协调和计划跟踪，并负责组织反应堆物理试验。

调试人员的在岗时间以调试试验工作的需要为依据，并考虑前期准备工作及培训的需要，作出了人员到岗的计划。由于岭澳核电站2台机组工期相差8个月，两台机组总体调试期间有交叉，人员需求有一段明显的高峰，在调试高峰期调试队总人数超过200人。

调试队人员来源，主要由大亚湾核电站和岭澳核电公司内部调配管理骨干和技术骨干，骨干缺额及主要技术人员来自国内有大合同关系的技术服务单位，再补充少量的直接聘用人员，并优先考虑有电站调试经验人员。

3.2 调试人员培训和授权

调试人员必须经过培训和授权来确保其有能力进行所负责的工作，并清楚其工作的安全后果。同时，培训必须有针对性，要根据人员的学历、经验和前期培训的基础，补充进行培训。

为保证培训工作的质量，调试队编制了《调试人员培训大纲》，定义了各个调试岗位人员的培训要求，在此基础上，制定了培训工作计划。首先，充分利用大亚湾核电站现场和培训中心条件开展培训工作。同时，与国内制造厂和研究院联系落实有关泵、阀门、汽机、性能试验、水回路、堆控等调试技术课程的培训。在建调试电厂的现场实习培训占有较大比重。

调试试验岗位人员的现场课堂培训，除安排培训中心公共课程外，主要课程为调试8个培训包的基础培训。在调试准备工作初期，调试队组织各专业负责人员，编写出版调试基础培训教材。公共课程和调试基础培训一期约需3个月时间，至今已进行了4期。经培训考核，已有90人获得授权。

3.3 调试技术准备

调试技术准备中的首要任务是建立起国内技术后援体系。目前，已同核一院、核五院、核七院签订了技术服务合同，以作为核岛调试的国内技术支持单位。常规岛及BOP调试的国内支持单位主要为西安热工院、天津电建、西北调试所。

其次，要确定调试外包项目，对调试中的特殊专业试验项目（如安全壳打压试验评价等）需单列出来，同国内外有资格的单位签订合同执行。

技术准备的其它项目包括建立调试卫星资料库和试验文件管理系统，建立调试管理信息软件，建立调试队预算和物资管理体系。

技术准备中工作量最大的一项工作是调试三级进度计划的编制工作。调试队用一年时间，由各专业处配合一起编制建立起调试三级进度计划数据库。调试进度计划的内容在本文4.1中描述。

3.4 调试文件准备

3.4.1 调试管理文件准备

调试管理文件主要部分为《调试启动手册》，包括五个部分：

- 调试准备工作程序：描述调试准备工作活动的处理。
- 总体程序：主要描述调试队与各外部接口单位的分工与协调。
- 执行程序：主要描述调试队和各接口单位要遵循的具体工作处理方法的程序。
- 调试队组织程序：为调试队内部工作分工和内部各项工作处理方法程序。
- 临时程序：为执行程序无法使用时（缺乏相应条件）应用的临时管理程序。

3.4.2调试技术文件准备

在岭澳工程中，调试试验文件主要由供货商向业主提供。

对于业主来说，调试技术文件准备工作主要涉及对供货商提交设计文件的审查，在供货商提交文件基础上编写部分总体调试文件，并编写部分BOP调试文件。

设计阶段文件的编写审查工作由设计采购队负责，调试队根据到岗人员情况，参加调试文件设计阶段编写工作，使调试技术骨干及早了解所负责调试的系统，做到知其然，也知其所以然。

在试验准备和实施阶段，调试队负责试验程序现场验证生效工作，并负责在试验完成后编写试验报告。
3.5 试验物资准备

调试物资准备主要包括调试临时设备准备、调试仪器仪表和工具准备、调试备品备件和消耗材料准备三项工作。

其中以调试仪器仪表准备工作为重点。核岛、常规岛和BOP供货商提供的调试仪器仪表总数约1100台，其中约720台需定期进行检定或标定。故调试仪器仪表的管理，从一开始就需建立起严格的管理制度，包括仪器仪表的存放、检定和标定、借出使用跟踪、相关管理软件的建立和使用等，保证试验所使用的仪器仪表为有效，从而保证了测量数据的质量。

4 　调试过程管理
4.1 调试任务及计划

核电厂安全导则HAF0304《核电厂调试程序》对核电厂调试主要阶段进行了详细描述，岭澳核电站调试各阶段的内容符合HAF0304的要求。

岭澳核电站调试可分为10个阶段，即单系统试验、核冲洗和开盖冷试、冷试、热试准备、热试、装料准备、装料、临界前试验、首次临界和低功率试验、功率提升试验阶段（见表1），每一阶段试验所使用的程序、要点和经验工期已列于表中。

这10个阶段所包括的试验项目由1719个试验程序描述，如何合理地安排这些试验项目，则是调试计划所要解决的问题。一个完整而严密的调试计划是调试实施和管理的基本依据。

调试进度计划的建立首先考虑的是调试期间工程各个里程碑的要求，如冷试、热试、装料等，对应于每个里程碑，都有一份电厂系统必需可用的清单，也就是说，在此里程碑之前，验证这些系统可用的调试试验项目应已完成且结果满意，这就确定了调试试验项目必须完成的最后期限。另一方面，调试试验项目必须在相关系统和设备的安装结束并已移交给调试队以后，也就是说，在安装结束状态报告（EESR）签字后才能开始，从而确定单系统调试的最早开始时间。单一系统内部各试验项目的逻辑关系由系统调试大纲确定，再考虑试验项目对其它系统可用性的要求，从而确定了试验项目与其它系统的试验项目之间的逻辑关系。但有时，试验项目是与安装工作项目或机组状态有逻辑关系（如反应堆压力壳顶盖安装、机组升温升压过程的各个台阶等），故调试计划中也需考虑这些安装工作项目或机组状态变化过程的影响，并根据大亚湾调试经验反馈确定每一试验项目的工期，从而建立起岭澳核电站调试三级进度计划数据库。

在电站调试三级进度计划基础上，制定出调试目标关键路径计划、系统调试四级进度计划、调试周计划以及总体调试期间的三天滚动试验计划。

4.2 调试队外部接口管理

岭澳核电站的调试工作涉及到供货商、设计、施工安装等调试上游单位，也涉及到生产、维修等下游单位，同时还有核安全当局、质保、合同、计划和外部技术支持单位。调试队与这些接口单位的关系由管理程序描述，用程序规定各单位的责任分工并定义工作流程。

4.2.1 与施工队和安装承包商接口管理

与施工队的接口内容包括EESR日期实现与调整、安装结束状态报告检查、遗留项清除、设备消缺工作等。

在EESR之前，调试队对EESR提出技术要求，内容包括：

- 移交系统或子系统的边界
- 特殊要求清单：列出为进行试验而需加装的临时设备（如回路冲洗用滤网）
- 遗留项清单：EESR时暂不安装的部件（如孔板、小疏水管等）。

为试验而加装的临时设备将在试验后拆除，遗留项则需在试验进行到一定阶段时才能清除。根据调试队提出的技术要求，施工队将监督安装承包商修订文件，以将技术要求的内容结合到EESR报告中。
4.2.2 与供应商、设计采购队和设计院的接口管理

接口内容主要涉及供应商调试人员派遣、调试试验程序的宣布可工作(Work Ready)、试验报告的分析审查、设计变更管理、调试意外事件分析处理和不符合项处理。

通常，与设计承包商的接口通过设计采购队进行管理，但在调试期间，由于调试工期较紧，调试队与供货商之间建立直接通信通道，以尽快得到供货商对调试的工作响应，尤其是对试验程序的宣布可工作和试验报告的分析审查工作。

4.2.3 与生产部和维修部的接口管理

接口内容主要涉及设备移交、生产人员的调试参与、运行文件生效、生产人员培训和调试服务（化学分析和仪表标定等）。

调试期间是生产人员及早了解电厂系统设备并掌握技术的最好时机。通过上述活动，调试队在获得生产人员的调试服务支持的同时，也协助生产人员提高技术能力以胜任接产投产工作。

4.3 试验的准备、实施与试验报告管理

由调试队授权试验负责人进行其负责的系统和设备的试验准备、实施与试验报告编写工作。

在试验准备期间，试验负责人检查相应的设计阶段试验程序已正式出版，向设计者，即供应商现场代表或设计采购队，发出文件可工作申请（Work

Ready Request）。设计者将考虑试验程序出版后的设计变更，列出设计变更对试验程序的影响，并宣布试验程序为可工作（Work
Ready）。

调试队行政技术处负责试验文件状态的统一管理，在接到可工作试验程序后，发出试验程序的使用通知（NFU）。

试验负责人在NFU版本试验程序基础上，根据现场系统设备的实际情况对程序进行验证生效，并考虑所有相关的现场设计变更，将试验程序进行适应性修订，使试验程序成为可执行版本（CFA）。CFA版试验程序送设计者特别是供货商现场代表审查并签字。这是供货商对设备的责任的体现。在大亚湾核电站调试期间，两台联变在通电试验过程相继发生线圈绝缘击穿烧毁事件，由于试验程序经过供货商（日本三菱公司）现场代表审查并签字，三菱公司不能摆脱其对试验期间的设备责任，无偿负责两台联变的修复工作。

在装料以后，与核安全相关的CFA试验程序还需送生产部审查，以检查试验实施过程不违反技术规格书的规定。

CFA版本试验程序在经历了上述审查之后，由调试经理签字批准实施。这时试验程序已成为空白试验报告。

试验负责人根据批准实施的CFA试验程序，提出试验许可证申请，准备试验工具、仪器和测量仪表、试验文件、试验期间安全措施和标志等。当一切准备就绪并持有试验许可证，试验负责人在现场按试验程序步骤逐步进行试验。在试验执行完成后，试验负责人收集记录的数据，进行数据处理，对试验数据进行初步的分析评价，并编写出试验报告。试验报告在调试队内部审核后，送供应商或设计采购队进行审查分析，以取得设计者的同意。

最后，由调试经理确认上述过程均已正确实施，并签字批准试验报告。试验报告原本存在调试队文件库中。在电厂投入商业运行时移交给电厂档案馆。

4.4 移交管理

从安装结束开始，系统设备将经历EESR、TOB（隔离移交）、TOM（维修移交）、TOTO（临时运行移交）过程。

EESR过程是安装承包商对设备的责任转移到业主调试队的过程，这是一个具有合同意义的移交过程。EESR签字表明系统设备自安装区域转移进入调试区域。

TOB过程是由生产部运行处承担起系统设备的安全责任管理的过程。TOB签字后，运行处可实施签发试验许可证等各类许可证，保证试验和工作的实施安全条件。

TOM的过程是调试将相关系统设备的维修管理责任转移到维修部的过程，由维修部负责组织一级维修和部分二级维修的项目。

TOTO过程是调试队将已完成了全部或部分试验项目并已证明系统能安全运行的系统和设备的操作和运行责任转移到生产部。

TOTO签字标志着相关系统和设备自调试区域转入临时运行区域，运行处成为设备的运行经理，运行人员根据调试队的计划按正常运行规程对系统和设备进行操作。这使运行人员有机会学习熟悉系统，同时对运行规程进行验证生效。

从反应堆装料开始，由生产部承担起电厂的核安全责任，系统设备的可用性需遵从技术规格书（Technical Specifications）的要求。
4.5 工业安全及许可证管理和CBA的应用

调试期间的工业安全管理遵照岭澳核电站的工业安全守则规定。唯一的例外情况是装料前调试队试验负责人可在其试验许可证范围内，独立担负起隔离经理和工作负责人的责任，进行单系统的小规模工作（如滤网清洗，更换保险丝等），这种例外情况由调试启动手册中专门程序予以规定。

计算机辅助隔离系统（CBA）应用于设备移交和许可证的管理过程。同时，利用CBA系统对临时控制变更（TCA）和临时特殊设备（TSD）进行管理，跟踪TCA和TSD的及时清除，并保证有一份完整而清楚的清单可移交给生产部，以避免在投入商业运行后因这些临时设施对机组安全运行产生潜在影响。

4.6调试期间的核安全管理

核安全法规HAF0300中要求核电厂调试的实施情况应分阶段进行审查，在完成对前阶段调试试验所得结果的评价和监查，并确认已实现了全部目标和满足了全部核安全管理要求之后才允许进行下一阶段的调试试验工作。

岭澳核电站的调试管理中设立现场调试委员会来实施上述法规要求。

现场调试委员会在设定的控制点之前召开会议，以评价前一阶段调试试验结果和机组运行情况，确认下一阶段试验开始的安全条件已得到保证，以批准或向国家核安全局申请批准控制点的释放。

在装料前，需向国家核安全局报送核电站调试大纲，由国家核安全局审核批准。

自装料开始，需遵循国家核安全局审核批准的岭澳核电站运行技术规格书，对核安全相关系统的不可用性，包括因试验引起系统或设备的不可用，要进行严格的控制管理。

对所有的核安全相关的调试试验，在试验完成后，除编写试验报告外，还需编写试验报告分析单，并由供货商审查确认。试验报告的状态和试验报告分析单的状态均应向现场调试委员会报告。

5 　调试质保和质量控制

　　岭澳核电站调试期间质保大纲遵从HAF0400/HAF0405的规定而编制。调试质保大纲的要求在《调试启动手册》及有关调试管理程序中阐述实施。同时，调试队接受质保部的定期监查，积极与质保工作人员合作，分析发现调试管理过程中的薄弱环节，及时采取纠正措施，消除调试工作中潜在的质量问题。
　　在调试队内部，对所有质量相关活动，由执行处负责一级质量控制（QC）工作，行政技术处负责二级QC工作。质量控制工作的要点是严格执行”调试启动手册”等调试管理程序，所有活动都有相应的管理程序予以规定，在实施中有相应的文件跟踪，对已实施的活动有记录和检查，并按要求存档。

6 　　结束语
　　岭澳核电站自主化调试管理工作已经取得初步的经验。岭澳核电调试队将继续遵循国家和IAEA有关法规和导则要求，参照国内外核电厂调试经验反馈，深化岭澳核电站调试管理，保质按期将岭澳核电站两台机组调试好，使机组以良好状态投入商业运行，圆满实现我国百万千瓦级压水堆核电站自主化调试的目标。

来源：http://power.nengyuan.net/2008/0110/1026.html

Design and Development of Simulation System Based on Virtual DCS

程祥武1，李成银1，赵登科1，王自岭2
（1.上海大屯能源股份有限公司，江苏 徐州 221611；2.山东电力研究院，山东 济南 250002）

摘要：根据虚拟DCS原理与技术，设计并开发了一套基于虚拟DCS的火电机组仿真系统，应用于火电厂运行与控制人员的培训。
关键词：虚拟DCS；火电机组；仿真系统
Abstract：By the principle and technology of virtual DCS, a simulation system based on virtual DCS was designed and developed, which was used for training operator and control engineer in fossil power plant.
Key words：Virtual DCS, Fossil Power Unit, Simulation System

1 引言
单元机组采用DCS后，火电厂直接面对的一个问题就是如何有效地对运行人员进行培训，如何使运行人员、热工控制人员对整个DCS有一个系统的了解，这个问题不仅影响到电厂的安全和经济运行，而且关系到能否充分发挥DCS的作用与功能。然而，当DCS系统投入后，为了保证运行可靠和安全，不允许对实际DCS进行频繁的试验性操作，因此，基于实际DCS的培训是不现实的，虚拟DCS技术则应运而生。
虚拟DCS就是将真实DCS系统以软件的形式予以再现，从而实现控制系统的激励模式仿真。因此基于虚拟DCS的火电机组仿真机不仅可以用来培训集控运行人员，也可以用于热控人员的培训。大屯电厂的仿真机正是以LN2000控制系统为基础建立的虚拟DCS型激励式全范围仿真机。
2 原理分析
基于虚拟DCS的火电机组仿真机主要由仿真支撑平台、虚拟DCS、及其之间的数据接口组成。
传统仿真机一般存在于一个支撑平台上，以现场的实际设备或者过程为原型，构建仿真模型。单元火电机组的仿真对象主要包括锅炉、汽机、电气、热控等专业的设备与过程。由于虚拟DCS实现了控制系统的仿真，因此仿真支撑平台可以不再包含热控仿真模型。
虚拟DCS的构成与实际DCS一样，主要是由分散处理单元（DPU）和人机界面（HMI）构成。虚拟DPU是虚拟DCS的核心。是指将实际分散控制单元中的DPU功能移植到虚拟DPU软件上，使DPU功能脱离实际硬件而实现的。这样整个虚拟DCS系统就可以脱离数据采集及数据运算硬件设备而工作。人机界面在虚拟DCS中主要有真实HMI和仿真HMI两种表现形式。
在实现虚拟DCS的前提下，建立虚拟DCS与仿真模型的通信接口，由仿真系统构成的仿真对象经过运算之后，各模型的状态数据通过通信网络传递给虚拟DCS。虚拟DPU接受仿真系统的数据驱动后，将运算结果传递给HMI显示，同时传递给仿真模型，复现实际DCS中的数据控制运算功能。

图1为实际过程、虚拟DCS仿真模式、传统仿真模式的逻辑结构比较。

从图中可以看出，与传统的仿真相比，虚拟DCS仿真更能够复现实际机组的DCS系统，并与实际系统的逻辑结构相同，没有传统仿真中逻辑关系上的混乱与逻辑环节的缺失。传统仿真将控制算法与模型连接在一起，只是实现了DCS 外观功能的仿真，对于工程师站的组态仿真则无能为力，仿真培训对象只能局限于运行人员，缺乏对热控人员的培训功能。
3 结构设计
仿真机的硬件包括一台模型服务器（LN服务器）、一台虚拟DPU服务器（VDPU服务器）、一台虚拟DCS的工程师站、若干台操作员站等主要设备，以及交换机、网线、投影仪、打印机等附属设备。
与传统的仿真机相比较，在设备项目上主要增加了一台虚拟DPU服务器。通过虚拟DPU主要实现控制逻辑的仿真，并将逻辑运算的结果发送给操作员站和模型服务器。因此在数据流程上与传统仿真机也不再相同，更加贴近真实系统。模型服务器不再直接与操作员站交换数据，而是通过数据接口与虚拟DCS系统交换数据。
LN模型服务器主要用来运行仿真支撑平台和仿真模型。LN仿真支撑平台提供仿真模型的运行环境，实现仿真模型模块间的同步、控制以及数据接口，管理仿真系统数据，并提供仿真模型的建立、修改和调试的功能。仿真模型由多个模块组成，实现对被仿真对象实际模型的仿真，火电机组的仿真模型包括由锅炉、汽机和电气等模型构件。
VDPU服务器主要用来运行虚拟DPU程序，利用多线程技术，建立多个虚拟DPU，实现DPU和控制逻辑运算的仿真。而数据库的配置、SAMA图的组态、操作员界面的组态等功能则由虚拟DCS的工程师站来实现。
操作员站主要用来模拟人机交互界面，采用真实的HMI可以获得与现场完全一致的仿真效果，但软件的成本往往过高。利用第三方软件重新组态的HMI，可以获得高逼真度的仿真界面，对于大多数仿真机来讲是一种非常实用的技术方案。
网络设备主要用来进行数据的传输与交换，一是VDPU服务器与操作员站之间的数据传输，二是VDPU服务器与LN服务器之间的数据传输。在虚拟DCS系统中，虚拟DPU和操作员HMI采用统一的数据库，在VDPU服务器中进行配置。而仿真模型数据库与虚拟DCS系统数据库一般并不相同，二者之间的数据传输需要进行特殊的配置。
投影仪主要用来模拟集控室内的盘台，通过软件来实现盘台的仿真，避免了硬件盘台的资金和维护困难。同时它可以连接到任意一台操作员站上，方便教学。
4 开发过程
4.1 虚拟DCS的开发
虚拟DCS技术是整个项目的关键，整套虚拟DCS由LN控制系统改造而成，主要是虚拟DPU的实现。试验应用表明，一台性能较好的服务器即可完成一台火电单元机组所有DPU的运算量。根据仿真机的标准和培训需求，虚拟DCS必须实现与仿真模型同步的培训功能，如初始条件的加载、模型运算的冻结与解冻、临时状态的快照、回退和重演功能，而这些是真实的DCS系统所不具备的。
由于大屯电厂的控制系统并不是LN系列产品，不能将现场实际的DCS工程文件直接拷贝使用，必须在新的虚拟DCS内重新组态。组态的内容包括DPU内运算的SAMA图和操作员站人机界面。虚拟DCS包括90多种控制算法模块，涵盖输入输出、数学运算、逻辑功能、控制功能、信号源、选择功能、时间功能、线性对象、非线性对象等常见类型，能够完成不同DCS系统SAMA图的重新组态仿真。为了能够仿真不同DCS系统的人机界面，对虚拟DCS的HMI组态工具进行了改造，扩充了图形控件。
为了使仿真系统尽可能的简单以便于使用与维护，虚拟DCS的仿真内容除了现场DCS系统，还包括FSSS、DEH系统等独立于DCS之外的控制系统和就地操作的仿真，因此必须增加虚拟DPU的数量，HMI也同样增加。
4.2 仿真模型的开发
设备的仿真模型是仿真系统的核心，算法模块是仿真精度的基础。所有的算法采用C语言开发，算法模块是模型的最小单元。一个（或一组）模块用于模拟一个仿真对象实体，模块间的连接关系体现了仿真对象中各实体间的关系。仿真模型构件可以由一个或多个模块组成，反映一定抽象层次上的实际系统部件的特性。根据仿真范围，单元火电机组的仿真型由锅炉模型构件、汽机模型构件、电气模型构件。而控制模型构件的功能由虚拟DCS支撑平台实现。
工质的流动计算是热物理计算的基础，由专门流体网络程序进行模拟，保证了仿真精度和速度。电网络计算也采用了同样的方法。
仿真的变速功能一般应用在大容量系统，如汽包上水、汽轮机暖缸等，由于并不涉及控制系统，实现方法与传统仿真机相同。
4.3 仿真系统的联调
虚拟DCS数据库为实际运行系统的组态数据库，主要包括AI，AO，DI，DO数据类型，在实际DCS中对应现场的测点与执行机构，其构成、组态由控制工程设计人员完成。仿真模型数据库依据现场的实际设备及工艺流程，由仿真机建模人员使用仿真支撑系统设计完成。
在虚拟DCS和仿真模型开发完成以后，就可以将二者连接起来进行整体调试。根据模型工程师和DCS工程师分别提供输入输出清单，使模型侧数据点和DCS侧数据点一一匹配起来。
5 应用与结论
基于虚拟DCS的仿真系统清楚地界定了控制与控制对象，使得仿真系统的开发工作分工更加清晰和专业化，尤其是控制系统的仿真更加贴近真实DCS系统的组态。不仅降低了开发难度，而且有利于提高仿真逼真度。
热控人员可以在仿真机上进行数据库组态、SAMA图组态、逻辑调整、HMI组态等培训，并成功地进行了一次热控技术比武。
基于虚拟DCS的仿真系统的锅炉、汽机、电气模型的开发方式与常规仿真机相同，因此仿真范围和精度并没有改变，对集控运行人员培训的功能并没有减弱。作为仿真培训的辅助工具，抽点、回退、重演等功能得到了较好的解决。
基于虚拟DCS的激励式仿真系统能够很好地弥补这一缺点，是节省投资、缩短开发周期、获得最高逼真度和最多应用功能的理想技术方案。
参考文献：
[1]韩璞等，基于虚拟DCS的激励式仿真系统分析与设计，华北电力大学学报，2005，（32），2
[2]王立志等，虚拟DCS技术及实现，山东电力技术，2004，5
[3]冷杉，论虚拟分散控制系统技术，中国电力，2003，（36），2

韩景复
广东省电力设计研究院
【摘 要】 随着新建火力发电机组的不断投产，汽轮发电机组甩负荷试验的进行已经越来越普遍，本文结合具体实例，说明了汽轮发电机组在进行常规法甩负荷试验之前，应进行静态模拟甩负荷试验的重要意义，并对试验结果进行分析。
【关键词】 甩负荷 飞升转速 超速保护控制（OPC）电磁阀
汽轮发电机组的甩负荷试验是考验汽轮机调节系统对转速的控制能力，检查汽轮机调节系统的品质，预防机组超速的重要手段。自《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）》颁布以后，甩负荷试验就得到了广泛的开展，并且随着《火电机组达标投产考核标准（2001年版）》的颁布而成为基建达标的一项必检项目。由国家电力公司发布的《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》第九章“防止汽轮机超速和轴系断裂事故”中明确规定“9.1.11 对新投产的机组或汽轮机调节系统经重大改造后的机组必须进行甩负荷试验。对已投产尚未进行甩负荷试验的机组，应积极创造条件进行甩负荷试验。”[1]
为了确保机组在运行中或甩负荷试验时不发生危险，要求机组必须进行危急保安器试验、汽门严密性试验、超速试验、汽门关闭时间试验、抽汽逆止门关闭时间试验和静态模拟仿真试验。本文主要结合广东粤泷发电有限公司罗定发电厂135MW机组2号机的甩负荷试验实例分析说明在机组静止状态下进行模拟甩负荷试验的重要意义。
1、关于静态模拟甩负荷试验的说明
静态模拟甩负荷试验是汽轮发电机组进行实际甩负荷试验前应该进行的一项预备性试验。试验在汽轮发电机组停止状态下进行。试验方法是：汽轮机挂闸，手动将汽轮机所有汽门开启至满负荷位置（一般在实际试验中将所有汽门全开），电气专业实际合上发电机出口开关（但实际发电机没有与电网并上），由热工专业解除“发电机出口开关跳开汽机掉闸”的连锁条件，并模拟发电机出口开关跳开后触发超速保护控制（OPC）电磁阀动作致使调节汽门关闭的条件, 包括发电机负荷或代表发电机负荷的主蒸汽流量。将需要采集的发电机出口开关跳开信号、OPC电磁阀动作信号、所有汽门（主要是高、中压调节汽门）位移行程信号接入专用高速数据采集装置。一切条件准备就绪后手动断开发电机出口开关，利用采集仪器测量发电机出口开关断开时刻、汽轮机汽门开始关闭时刻、汽轮机汽门完全关闭时刻，然后计算出各分段时间，结合汽轮机厂家提供的汽轮机动态常数设计值，将上述各参数代入《汽轮机调节系统控制系统试验导则》(DL/T 711-1999)给出的甩负荷瞬时最高飞升转速静态预测公式（本文后面详细介绍的公式1）就可以计算出汽轮机实际甩负荷发生时最高飞升转速的理论值。
2、机组设备状况简介
广东省罗定发电厂2号汽轮发电机组是装机容量为135MW燃煤机组，其中锅炉是由东方锅炉厂生产的DG420/13.7-Ⅱ2型一次中间再热、π型布置、超高压自然循环汽包炉；汽轮机是由上海汽轮机厂生产的N135-13.24/535/535型超高压、中间再热、双排汽单轴布置冲动凝汽式汽轮机；发电机是由上海汽轮发电机厂制造的QFS-
135-2型发电机。机组采用DEH纯电调控制系统。该套机组于2004年6月4日首次点火整套启动，2004年6月12日完成72小时试运行，2004年6月23日通过24小时试运行考核后移交生产投入商业运行。
3、甩负荷试验过程和分析
根据国家电力公司对新投产机组必须进行甩负荷试验这一要求，罗定发电厂2号发电机组于2004年6月12日进行第一次甩负荷试验，由于超速保护控制 (OPC)电磁阀动作缓慢导致试验失败，经过对失败原因进行详细分析并对OPC电磁阀进行更换处理后，于2004年6月22日成功进行了甩50％和 100％负荷试验。
3.1 首次甩负荷试验
罗定发电厂2号汽轮发电机组于2004年6月12日下午16：00顺利通过72小时试运后，试运指挥组决定于当晚22：00进行甩负荷试验。在试验前按照要求完成了各项准备试验，但静态模拟甩负荷试验由于启动前试验条件不具备未能进行，这也正是首次甩负荷试验最终失败的主要原因。
2号汽轮发电机组于22：00进行甩100％负荷试验，在发电机出口开关手动跳开后，汽轮机1、2号危急保安器先后动作导致汽机跳闸，高、中压主汽门迅速关闭切断汽轮机进汽，仅仅经过1.44s的时间汽轮机组就达到最高飞升转速3281r/min。
3.2 甩负荷试验记录数据
利用DATAQ DI722高速数据采集装置记录了整个甩负荷试验过程曲线。以发电机出口开关断开瞬间做为计时起点零，到各个调节汽门因OPC电磁阀动作开始关闭的时刻这段时间为延迟时间，再到各个调节汽门关闭结束时刻这段时间为总关闭时间。分析试验记录结果发现从发电机出口开关跳开到所有调节汽门全部关闭的总时间相对偏长，虽然在国家和电力行业标准中没有对发电机跳闸OPC电磁阀动作调节汽门关闭的总时间象对汽门关闭试验的时间一样进行具体要求，但参考其他相同类型机组（同为上海汽轮机厂生产的同型号135MW机组）相比较要长的多。例如参考罗定发电厂1号汽轮发电机组，静止状态下进行的甩负荷模拟试验的调节汽门总关闭时间最长的中压调节汽门也才只有0.197s（关于1号机组的数据来源于广东省电力试验研究所编写的罗定发电厂1号机组整套启动调试报告），而2号汽轮发电机组的中压调节汽门要经过0.835s才能完全关闭，具体比较请参见下表1、表2：
表1 罗定电厂1号机静态模拟
甩负荷试验数据记录
汽 门
名 称
GV1
GV2
GV3
GV4
ICV1
ICV2
延 迟
时 间
（s）
0.033
0.033
0.033
0.033
0.033
0.033
总关闭
时 间
(s)
0.147
0.160
0.150
0.157
0.197
0.197
注：表中GV1～4分别表示1～4号高压调节汽门、ICV1～2分别表示1～2号中压调节汽门，以下同
表2 罗定电厂2号机首次甩100%负荷
试 验 数 据 记 录
汽 门
名 称
GV1
GV2
GV3
GV4
ICV1
ICV2
延 迟
时 间
（s）
0.020
0.020
0.020
0.020
0.020
0.020
总关闭
时 间
(s)
0.515
0.515
0.515
0.515
0.835
0.835
3.3 甩负荷最高飞升转速静态预测
《汽轮机调节系统控制系统试验导则》(DL/T 711-1999)给出了甩负荷瞬时最高飞升转速静态预测公式：[2]
△nmax=(n0/Ta)ψ[Tv+αH(tH1+tH2/2)+αI(tI1+tI2/2)]r/min
公式（1）
式中：
n0－额定工作转速，r/min
Ta －转子时间常数，s 计算时取设计值7.0。
ψ －甩负荷相对值，%
Tv －蒸汽容积时间常数，s 计算时取设计值0.264。
αH、αI－高、中低压缸功率比例系数，% 计算时近似取用αH=0.3、αI=0.7。
tH1 tI1－高、中压油动机延迟时间，s
tH2 tI2－高、中压油动机工作行程等值关闭时间或工作行程关闭时间(总关闭时间减去延迟时间)，s
按照《汽轮机调节系统控制系统试验导则》(DL/T 711-1999) 给出的甩负荷瞬时最高飞升转速静态预测公式，结合表2中记录的试验数据对甩100％负荷进行最高飞升转速静态预测：将由试验数据记录得出的关闭时间数值 tH1、tH2、tI1、tI2代入公式（1）：
△nmax = (n0/Ta)ψ[Tv+αH(tH1+tH2/2)+αI(tI1+tI2/2)]
=（3000/7.0）×100%×[0.264
+0.3 (0.02+0.495/2)+0.7(0.02+0.815/2)]
= 276 r/min
根据以上计算结果，完全有理由相信，DEH控制系统OPC电磁阀动作后汽门关闭时间偏长是导致罗定发电厂2号汽轮发电机组首次甩负荷失败的直接原因。
3.4 问题处理和处理后效果
利用2号汽轮发电机组停机消缺的机会联系上海新华厂对两个OPC电磁阀进行更换处理，并于2004年6月18日进行静态模拟甩负荷试验，试验记录数据如下表3所示：
表3 罗定电厂2号机OPC电磁阀更换后
静态模拟甩负荷试验数据记录
汽 门
名 称
GV1
GV2
GV3
GV4
ICV1
ICV2
延 迟
时 间
（s）
0.015
0.015
0.015
0.015
0.015
0.015
总关闭
时 间
(s)
0.180
0.190
0.190
0.180
0.210
0.210
根据表3的试验数据结合公式（1）进行甩100%负荷静态飞升转速预测：
△nmax = (n0/Ta)ψ[Tv+αH(tH1+tH2/2)+αI(tI1+tI2/2)]
=（3000/7.0）×100%×[0.264
+0.3(0.015+0.17/2)+0.7(0.015+0.195/2)]
= 160 r/min
3.5 问题处理后甩负荷试验过程简述
经过对OPC电磁阀进行更换处理，并在静止条件下进行模拟甩负荷试验达到要求后，罗定发电厂2号汽轮发电机组于2004年6月22日再次进行甩负荷试验，试验结果如下：
3.5.1 甩50%负荷试验
6月22日做甩50%负荷（67MW）试验：最高飞升转速是3072r/min，OPC动作一次持续约2.5秒，经96秒后基本稳定转速3000r/min。
3.5.2 甩100%负荷试验
6月22日做甩100%负荷（127MW）试验：最高飞升转速是3153r/min， OPC动作一次持续大约12秒，经128秒后基本稳定转速3000 r/min。
甩100%负荷最高飞升转速153r/min与在静态条件下预测的甩负荷瞬时最高飞升转速160 r/min相比仅相差7r/min，可见在静态条件下的预测结果还是比较准确的，对实际甩负荷试验有一定的指导意义。
4、结束语
目前电力资源的紧缺可以说是全国性的问题，广东省电力资源形势尤为严峻，未来几年是广东省电力建设高峰时期，各新建机组将相继投产，甩负荷试验是汽轮发电机组投产前必须进行的试验项目之一。虽然目前关于火力发电机组甩负荷试验的研究经验已经相当丰富，但为了保证这项具有一定危险性的试验的顺利进行，试验前的各项准备工作和预备性试验是必不可少的。
本文中引用的甩负荷试验实例广东省罗定发电厂2号汽轮发电机组尽管装机容量相对较小，但其在甩负荷试验中所发生的问题及分析方法完全可以应用到其他大容量亚临界机组甚至超临界机组。
在进行机组甩负荷试验前进行静态模拟甩负荷试验并对试验结果进行详细分析计算是非常重要的，可以在一定程度上避免甩负荷试验中出现不必要的风险。
参考文献：
[1] 国家电力公司.防止电力生产重大事故的二十五项重点要求.北京：中国电力出版社，2001.
[2] 中华人民共和国国家经济贸易委员会.汽轮机调节控制系统试验导则.DL/T 711-1999.

来源：http://www.gaikuo.com/html/7/2007/0316/13524.html

盖新华 陈滨（新海发电有限公司） 杨建明（东南大学）
1． 背景与目的
　　国内200MW汽轮机在现代化技术改造中，大多采用基于高压抗燃油数字电液(DEH)控制系统替代原有机械液压调节系统，不仅极大地改善了调节系统的调节品质，而且工作稳定性、可靠性和安全性也有很大提高。然而，作为机组超速保护一道重要屏障的机械超速危急遮断系统仍然被保留了下来，并且继续与润滑系统共用油源。机械超速危急遮断系统是一种机械液压超速保护装置，由离心式超速危急保安器、危急遮断错油门和隔膜阀等组成。当机组转速达到超速危急保安器动作转速时，在离心力的作用下危急保安器的飞锤或飞环飞出，击打危急遮断错油门使之动作，释放机械超速危急遮断油压，导致隔膜阀动作， DEH系统中自动停机遮断（AST）油压被释放，使主汽门和调节汽门快速关闭。
　　机组DEH改造后保留机械超速危急遮断系统，其固有缺陷仍然困扰着机组的运行安全，突出表现为下列三个方面：
　　第一，试验、检测极不方便且充满风险。超速危急保安器是一个机械部件，要检测和调整其动作转速，必须在高速旋转状态下进行，无论采用什么方式设定动作转速（如在机组或专用试验装置上进行设定），最终都必须在机组的超速试验中加以验证。在危急保安器动作值大于电子超速保护装置动作值的机组中，在做机械超速危急遮断系统动作试验时，要在其它超速保护装置全部解除情况下将机组缓慢升至危急保安器的动作转速。这种情况下，机械超速危急遮断系统往往就是机组超速保护的最后一道屏障。如果试验时蒸汽参数较高、试验操作升速速率过快，超速危急遮断器或危急遮断一旦存在故障，很容易引发超速，乃至发生毁机恶性事故。据美国保险公司统计[1]，汽轮发电机组发生超速毁机恶性事故，50%发生于超速试验中。我国发电厂的超速毁机也大多发生于超速试验中。
　　其次，国产200MW机组轴封系统蒸汽泄漏问题仍是十分棘手的难题，油中带水严重影响机械超速保护系统的工作可靠性。润滑油系统油中带水、机械杂质等油液污染对机械超速危急遮断系统部件产生锈蚀、卡涩的隐患依然存在，机械超速危急遮断系统工作可靠性差。很多机组在进行检修后的超速试验中，曾多次发生过(包括DEH 改造前)挂闸电磁阀卡涩和机械超速危急遮断系统拒动故障，既影响了正常生产和增加了调试费用，又留下了巨大的安全隐患。
　　最后，机械超速危急遮断系统在线试验检测不完整，运行中不能及时发现故障和通过活动试验防止故障发生。国产200MW汽轮机机械超速危急遮断系统的在线喷油试验仅能检测和活动超速危急保安器，但不能检测危急遮断错油门，危急遮断错油门长期不动，在油液污染时极易造成动作迟缓和卡涩。
　　国产200MW机组现存润滑供油系统与机械超速危急遮断系统的固有不足及超速试验潜在风险，威胁着机组的运行安全。为了适应日益增长的安全、可靠、高效的电力生产要求，利用新技术，正确理解和认识国外机组先进的设计理念，突破现行法规和设计规范滞后于技术发展的束缚，睿智地选择可靠性更高、能方便和无风险地进行在线或离线试验、并能在线进行自检和维护的新型超速遮断系统，以取代机械超速危急遮断系统，理所当然的就成为机组技术进步关注的重点。

2. 电子超速保护系统的组成和特点

2.1 电子超速保护系统的特点
　　电子超速保护系统（Electronic overspeed protection systems,　EOPS）是一种防止旋转机械过速而损害设备的保护装置，以测速齿轮盘、无源（如磁阻式）或有源（如电涡流式、光电式、霍尔等）转速传感器为一次检测元件，以微处理器为核心的监控装置对被检测的转速信号进行计数和逻辑运算后输出相应的保护信号。电子超速保护系统通常用三套相同的监控装置对同一转速进行测量，经“3取2”逻辑运算后输出失电动作（即故障—安全型）的保护信号。它的采样时间一般为5ms，动态响应时间（包括继电器）不大于 40ms。目前，先进的电子超速保护系统还具有智能化自诊断功能，除随时对转速传感器进行无损伤的在线检测、保证一次检测回路的正确可靠外，还能够利用超速保护系统“3取2”冗余逻辑回路单通道故障不会引起机组跳闸跳机的特点，通过模拟产生转速脉冲频率信号定期或不定期地逐一对各监控装置进行全方位的在线检测，及时监视各监控装置的工作状态。这些系统通常还采用了模块化的设计方案，当机组运行期间电子超速保护系统一旦出现故障时能够可以在线更换模件，而不会引起机组跳闸停机。正是因为电子超速保护系统具有的强大的自诊断功能，涵盖了从转速传感器、传输线路直到监控装置的所有设备，所以才最大限度地保证了电子超速保护系统极高的可靠性。
　　同时，电子超速保护系统超速保护动作的定值可按要求任意设置，并且可以用标准转速校验台或用信号发生器代替转速传感器对全系统进行模拟试验，其试验的正确性、重复性、方便性是机械超速危急遮断系统无法比拟的，从而使对机组超速动作转速的检测无需机组旋转即可实现的愿望变为现实。正是由于电子超速保护系统这些突出的优点，使之替代机械超速危急遮断系统的条件已经成熟，所以，一些国际上信誉度很高的标准，如美国石油协会（American Pertroleum Institute API）已经要求汽轮机的超速保护选用基于“3取2”的电子超速保护系统而不选用机械超速保护系统。目前，国际上专业制造电子超速保护系统的厂家有美国的 BENTLY、WOODWARD（GE）和德国BRAUN、EPRO等公司，这些厂家的产品国内都有用户。
2.2 德国BRAUN公司E16型电子超速保护系统
　　E16型电子超速保护系统由三块独立的测速模块E1655、一块测试模块E1696和三只A5S霍尔效应转速传感器组成，外形如图1所示。其主要功能有：
　　2.2.1 三块测速模块E1655配合带推挽输出的A5S系列转速传感器，在机组

静态及运行状态下可以独立地对转速传感器、传输线路进行监测。每块测速模块E1655不仅接受本通道的转速脉冲信号，同时还接受其它两个通道的转速脉冲信号，并持续地对三个通道的转速脉冲信号进行比较，如果某通道的转速信号与其它两个通道的转速信号有明显偏差，则认定该通道传感器有故障。
　　2.2.2 下列三种情况下，E1655的两个超速保护继电器输出两路相互独立的失电跳机信号：
　　⑴、在汽轮机转速超过设定的保护动作转速值时（SP1）；
　　⑵、外部给定了跳闸信号（如压力、温度等越限信号）；
　　⑶、转速传感器故障及供电中断。
　　2.2.3 测试模块E1696可对测速模块E1655 以“外部测试”和“定期自动”两种方式进行自诊断检测。为了避免在对测速通道进行测试时引起误动作，在用“外部测试”方式测试时其它两个通道都被闭锁。测试模块进行定期自动巡检时，依次给各个测速模块输出高于或低于SP1的转速信号，相应通道在高于SP1时出现超速跳机信号，低于SP1时不出现超速跳机信号；最后再依次输出“强制跳机”信号，相应通道出现跳机信号。如果在测试和巡检中发现某一通道出现错误，则巡检过程自动被终止，同时，系统由“3取2”转为“2取1”，并向外发出“系统故障”信号。

3. 改造方案与改造内容

3.1 设备概况和改造设计思想
　　江苏省新海发电有限公司#11机是北京重型电机厂生产的200MW汽轮发电机组，其数字电液控制系统为上海新华控制工程有限公司生产的DEH III型，设置了三道超速保护，即103%超速保护控制(OPC)系统、110%自动停机遮断(AST)系统和112%机械超速危急遮断(MOET)系统。因AST动作值现场不能更改，无法通过超速试验检测和调整机械超速危急保安器动作值，故后将MOET的动作转速提前于AST，约3280rpm。
　　改造的设计思想是拆除原可靠性差、技术落后的机械超速危急遮断系统，增设一套E16型电子超速保护系统及AST电磁阀执行机构，并将主汽门和调节汽门的快速卸载阀改为电磁、液压双作用的快速卸载阀，且在就地设置手动机械打闸阀，从而构成超速保护控制(OPC)、自动停机遮断(AST)和电子超速停机遮断（EOST）3套相对独立工作、并有多重冗余电磁阀超速停机驱动机构的汽轮机超速保护系统。同时将#11机继电器构成的ETS改造为SIEMENS S7-300 PLC可编程控制器。

3.2 改造方案
　　3.2.1 增设一套采用“3取2”保护逻辑的德国BRAUN 公司生产的E16型汽　　轮机专用转速监测系统，设定保护动作转速为3270rpm(109%)。E16型超速保护系统的采样时间为5ms，整体响应时间小于15 ms，满足超速保护快速性要求。该系统能在线地检测转速传感器、电子测量模件E1655和遮断继电器整个通道的工作状态，通过E16编程可自动地产生高于 SP1(设定为3275rpm)、低于SP1(设定为3265rpm)的频率脉冲信号和强制跳闸信号定时检测各通道的工作情况，检测到故障时则通过测试模件E1696发出通道故障报警信号。
　　3.2.2 将#11机由继电器构成的ETS系统改造为用两套并行工作的SIEMENS　S7-300 PLC，以提高机组危急遮断系统的工作可靠性。
　　3.2.3 增装一套与AST电磁阀组结构基本相同的电子超速保护停机遮断电磁阀组（AST2），与原AST电磁阀组（AST1）并列在停机遮断油路上运行。AST2 电磁阀组与AST1同样具有在线试验功能，与E16电子超速保护系统构成了独立于AST1，替代机械超速危急遮断系统的新的超速保护危急遮断系统。为了进一步增加系统的可靠性，在电子超速停机遮断AST2电磁阀组模块上设置一个就地手动停机打闸阀，接入AST油路，该停机遮断阀主要用于就地手动停机操作。
　　改造后的超速保护系统原理如图3所示。

　　3.2.4 更换新型快速卸载阀。为了提高直接驱动主汽门、调速汽门的快速卸载阀的可靠性，将原主汽门、调节汽门的单作用快速卸载阀更换成电磁、液压双作用的快速卸载阀，增加了一个电控卸压通道。新的快速卸载阀的结构如图四所示，是由液控溢流阀(下部)和电磁阀两部分复合而成。电控快速卸载是带电动作电磁阀实现的，在电磁线圈带电时，铁芯带动电磁阀的滑阀右移，开启停机遮断油路与回油油路的通道，使液控溢流阀杯状滑阀上部的液压作用力下降，杯状滑阀在油动机油缸的油压作用下开启，快速地排泄油动机油缸中的油液，从而实现油动机的快速关闭。当电磁、液压双作用的快速卸载阀正常运行时，有两个通道可同时供AST油卸压，当电控通道有故障时，下部的液压通道照常可以卸掉AST油压。这样就实现了从电子超速保护装置，AST超速保护停机遮断电磁阀组直到主汽门和调速汽门的驱动机构都是双通道的冗余配置。

　　3.2.5拆除机械超速危急遮断器，并按原机械超速危急遮断器与高压转子及主油泵齿形联轴器的连接要求，加工制造一了个替代机械超速危急遮断器并与原短轴尺寸相同的的测速小轴，其上有一与小轴整体加工的模数为3，齿数为60的测速齿轮盘，在其相应的位置制作了测速传感器安装支架，将E16型电子超速系统的测速传感器安装在该支架上。新的转速测量位置与原设在主油泵端部的测速齿轮盘同为103%、109%和110%超速保护提供了沿转子轴向两个不同的测量位置，从而消除小轴断裂事故对机组运行安全的威胁。在新的测速传感器安装支架上新设4个A5S型霍尔转速传感器，3个为正常使用，1个作为故障备用。
3.3 汽轮机新的超速保护系统动作逻辑
　　新海发电有限公司#11机组超速保护系统改造后，将形成三道超速保护安全屏障，即OPC、AST和EOPT。按分层保护的设计原则，设计超速保护动作转速分别为103%、109%和110%。即当机组转速上升至103%额定转速时，OPC的“2取1”电磁阀组带电动作，快速关闭调节汽门；超速事故工况下，当转速升至109%额定转速时，E16电子超速保护装置输出两路超速跳机信号，一路不经过ETS直接送AST1、AST2电磁阀组和主汽门、调速汽门的电磁、液压双作用卸载阀的电磁阀，另一路通过ETS送AST1、AST2电磁阀组和主汽门和调速汽门的电磁、液压双作用卸载阀的电磁阀；当转速升至 110%时（包括低真空、低油压等其它保护），DEH通过ETS使AST1和AST2电磁阀组和主汽门、调速汽门的电磁、液压双作用卸载阀的电磁阀动作，快速泄放AST停机遮断油路油压，关闭高、中压主汽门、调速汽门。

4. 结 论
　　新海发电有限公司#11机新的超速保护系统具有两套“3取2”转速测量装置，一套基于双PLC并行工作的ETS，三套冗余设计的停机遮断油路快速泄压执行机构，不仅有力地确保了机组超速工况下保护系统正确、可靠动作，并且通过带电动作和失电动作两种电磁阀的组合，又使超速保护系统误动作的概率降到最低。系统改造后进行了全面的性能试验，各项试验均一次成功，超速动作值正确可靠。特别是电子超速保护系统动作值修改十分方便，在做AST超速试验时，将电子超速保护系统修改动作值作后备保护，彻底消除了超速试验的风险。
　　新海发电有限公司等发电厂对汽轮机组进行的超速保护系统改造，既是技术进步的要求，更是安全生产的迫切需要。新海发电有限公司#11机组调节系统DEH改造后，在机组检修后的超速试验中就曾发生过多起机械超速危急遮系统拒动的故障，处理、调整既影响了机组的正常生产，又消耗了不少人力和试验燃油，造成相当可观的经济损失。虽然机组超速保护有工作较为可靠的OPC和AST作保障，但机械超速危急遮断系统不能可靠工作总是安全运行的隐患。为确保机组运行安全，减少不必要的生产损失，在消化、吸收国外机组系统设计经验和学习国外先进设计理念的基础上，国内多家发电厂对汽轮机组进行了以电子超速保护系统替代机械超速危急遮断系统的现代化改造，他们的成功实践有力地证明了用电子超速保护系统替代机械超速危急遮断系统在技术上是成熟的。这些电厂用自己的创新精神和开拓性工作论证了电子超速保护系统具有强大的生命力，它必将成为彻底根治机械超速危急遮断系统固有缺陷，进一步提高机组安全可靠性的重要手段。我们相信，随着电网对发电厂运行可靠性的要求越来越高，对汽轮机组进行以电子超速保护系统替代机械超速危急遮断系统的现代化改造的思路会被更多的人认知和接受。

参考文献
　　[1] Jeff Rudd,Electronic overspeed detection systems,ORBIT,1999
　　[2] 杨建明，新海发电有限公司#11机组超速保护系统改造可行性研究与设计，2002年3月

来源:  http://www.cec.org.cn/4-6/technology/lwj/lunwen.asp?id=481