《2016年江苏省发电企业迎峰度冬技术监督情况通报》印发

6 热控专业

6.1 总体情况

本次技术监督检查对发电机组AGC控制、一次调频功能、一次调频在线检测系统、分散控制系统、保护系统、热控自动调节系统、辅助程控系统、热控一次测量元件、执行机构及防冻防冻设施等进行了较全面的检查，并依据技术监督服务合同所涉及的服务项目开展了相关服务工作。

各电厂分散控制系统控制功能基本正常，操作员站、工程师站、网络通讯、控制机柜等控制性能稳定，DAS、SCS、MCS、FSSS等控制功能满足对机组正常控制的各项要求。DEH系统及MDEH系统转速控制、负荷控制、阀门管理等控制功能正常，调节精度满足机组运行需要。ETS、FSSS和机组级横向连锁保护基本稳定全程投用。汽轮机监视仪表TSI装置指示正确，实现对汽轮机轴承振动、瓦振、轴向位移、差胀等重要参数的准确测量，确保相关保护的稳定投入。给水泵、风机等重要辅机设备的连锁保护投用正常，实现对主要辅助设备的安全监控。

协调控制系统、制粉系统、风烟系统、汽水系统等主要自动调节系统投运正常，对机组负荷、主汽压力、炉膛压力、氧量、汽包水位等重要参数进行自动控制，控制性能基本满足机组运行需要。统调机组基本具备AGC控制和一次调频控制功能，多数电厂已根据“统调机组考核办法_苏经信电力2016-481”的要求设定机组AGC负荷调节范围、负荷断点、变负荷率、不等率、调节死区等控制参数，AGC及一次调频控制性能满足相关要求。

化学补给水系统、输煤系统、出灰系统等生产过程实现程序控制。脱硫脱硝控制系统功能较为完备，烟气连续监视系统CEMS仪表投运正常，数据采集及通讯功能正常，具备连续投运的条件。各电厂根据专业特点，有针对性的开展迎峰度冬准备工作，制定专项措施，从设备维护、缺陷管理、露天设备防护、系统接地维护、测量信号回路抗干扰措施、防止保护误动等方面有条不紊地开展工作，为机组迎峰度冬进行全面的准备。

6.1.1 安全生产情况及技术参数指标

热控主要控制系统DAS、SCS、FSSS、MCS、DEH、MEH、ETS、TSI等系统运行性能稳定，电动、气动执行机构动作可靠，热电偶、热电阻、变送器等一次元件能结合机组检修进行定期检定，重要参数测量准确。锅炉主保护MFT、汽轮机主保护ETS、主要辅机保护连锁投入等各项保护均正常投入。全省热控设备安全生产情况较好，未出现严重的安全生产隐患。

多数发电公司能定期开展“三率”统计工作，综合检查的结果，热控主要自动装置完好率为100%，投入率大于95%，利用率大于95%。保护装置完好率、投入率均为100%，主要仪表合格率为100%，DAS测点合格率大于99%，各项技术指标满足技术监督规定。

6.2 工作亮点

6.2.1 国华徐州电厂对引风机失速信号引出管增加电伴热保温措施，大大延长由于烟气凝结导致测量装置堵塞的时间，增强失速信号监测的准确性和保护的可靠性。

6.2.2 华能南通电厂热工专业严格执行检修标准项目，技改工程后热工RB试验均在预调参数后重新开展试验，机组RB功能持续稳定投用，投产至今28次RB动作均告成功。

6.2.3 华润徐州电厂全厂表计定期校验，A类压力表半年一次定期校验。能源类标记定期校验，确保精度在合格范围内。高精度取样电极传感器、低偏差云母水位计，内装平衡容器在全过程、全工况条件，水位运行情况良好，同侧静态偏差在20mm以内，动态偏差在30mm以内。通过水位计改造，实现了多原理水位计共存，在不同工况下、不同原理水位测量准确、可靠，满足了DL/T13932014《火力发电厂锅里汽包水位测量系统技术规程》的技术要求。完善了2号机组露天仪表管路的伴热措施，采用电伴热和蒸汽伴热加强保温，并在仪表管路敷设温度元件，实现自动投切功能。

6.2.4 江苏南通电厂空预器间隙采用激光测量，控制策略纳入DCS控制系统，便于控制系统的维护和系统的正常投用。

6.2.5 金陵燃机电厂对F级燃机火灾保护进行优化，消除单一信号故障引起保护误动作的隐患。依据消防区域划分，对原单一跳闸逻辑进行双重配置，增强保护的可靠性。

6.3 本次检查发现的主要问题和整改建议

6.3.1 涉网控制功能存在的主要问题及建议

(1)DCS系统中没有建立“AGC紧急召唤”功能。按照江苏省调要求，参与AGC控制的发电机组应增加“AGC请求或退出命令”的信号接口，以接受省调关于AGC紧急投用的相关指令，但热控控制系统中普遍未设置相关通道接口及报警功能，不满足调度机构涉网控制的要求。建议DCS系统中增加与PMU装置的接口信号，完善逻辑功能，为机组参与深度调峰做好准备。

(2)多数电厂未建立发电机组一次调频技术台账，不满足国家能源局涉网安全管理规定。建议电厂在DCS系统监视画面中增加大频差显示报警，加强对电网实际大扰动时机组一次调频管理。在电网实际大频差扰动时，开展机组一次调频动作性能分析，补充一次调频技术管理台账。

(3)少数机组DCS、DEH系统中一次调频控制存在手动投切按钮，不满足国家能源局涉网安全中一次调频自动投用的要求。建议取消操作画面中手动切投按钮，完善自动切投逻辑，规范一次调频投用功能。

(4)部分机组未开展大修后一次调频试验，不满足江苏发电机组涉网试验管理规定和反措要求。部分机组增容改造后试验工作，未开展相关涉网试验工作。按照江苏电网发电厂涉网试验管理规定以及反措要求，调速系统改造后应重新开展一次调频试验。建议相关机组严格执行各项涉网管理规定，开展一次调频、AGC调节范围等性能试验工作。

(5)部分机组低负荷段一次调频负荷响应快速性较差。在一次调频试验导则60%额定负荷段，由于燃煤机组滑压运行时，主汽压力较低，汽机调门流量特性减弱，DEH中一次调频前馈作用减小，导致机组一次调频初始负荷响应快速性较高负荷段显著减小。建议在DEH一次调频控制策略中增加主汽压力修正功能，改善机组低负荷段一次调频负荷性能。

(6)部分机组一次调频功能在网上实际偏差考核时性能较差，负荷响应指数不满足江苏电网发电机组涉网考核办法的要求。建议对小偏差不等率进行修正，减小小频差时不等率，增强机组对小频差扰动的响应能力。

(7)部分机组一次调频在线监测功能中热工一次调频测试逻辑正常，但DCS与PMU接口存在问题，机组一次调频控制不能可靠执行省调测试要求。建议对省调与PMU装置信号传输、PMU装置与DCS系统信号接口进行检查。结合DCS系统采集周期，确定PMU装置与DCS系统之间信号的脉宽时间长度，确保DCS系统可靠接受省调一次调频在线测试信号。

(8)部分F级燃机不具备一次调频在线监测功能，不满足经信委关于江苏发电机组涉网管理办法的要求。建议电厂开展相关整改工作，在DCS及TCS中增设一次调频在线测试程序，具备一次调频在线测试功能。部分F级燃机一次调频在线检测功能不完善。相关控制逻辑在MARK VI系统中未进行修改完善，在线测试性能不满足机组实际需要。建议对MARK VI系统中一次调频测试逻辑进行修改，以正常开展一次调频测试工作。

(9)部分机组一次调频试验于2011年按照“江苏电网发电机组涉网试验规程”[苏电调2011]653号文件的要求开展，试验缺少大频差扰动，一次调频负荷响应技术指标分析方法已不满足江苏经信委江苏发电机组涉网考核细则的相关要求。建议电厂重新开展试验，出具规范的一次调频试验报告。

(10)部分非供热机组AGC运行过程中，负荷实际调节下限未达到55%额定负荷，不满足苏经信电力〔2016〕481号“江苏电网统调发电机组运行考核办法”的要求。建议电厂按照要求将机组AGC下限值设置为55%额定负荷，在AGC运行过程中规范AGC管理。建议电厂开展AGC调节范围考核试验工作，在试验基础上，对机组正常参与55%额定负荷以下AGC控制的负荷下限进行试验。

(11)部分燃煤机组AGC速率设置远低于1.5%额定负荷/min的考核要求，除影响AGC考核速率以外，因精度指标中含有速率修正，也大大降低了AGC调节精度的技术指标。建议在机组稳定运行前提下，提高AGC变负荷率，将变负荷率设置为2%额定负荷/min左右，改善机组AGC调节品质。

6.3.2 技术监督管理主要问题及建议

(1)部分电厂没有编制分散控制系统故障应急处理预案，不满足国能安全〔2014〕161号《防止电力生产事故的二十五项重点要求》中相关要求。建议依据实际系统配置，编制控制系统网络、控制器、控制模件故障时的应急处理措施，并对预案进行演练。部分机组编制了DCS系统失灵预案，但内容不够完善，针对性和可操作性不够，不满足国家能源局“25项反措”的相关要求。建议对DCS系统中各故障类型进行分类，制定控制器离线、输入输出模件通道故障等各故障类型的应急预案，完善DCS系统失灵预案。制定DCS系统软件组态下装、工程师站管理等制度，规范控制系统运行维护工作。

(2)部分投入商运的新建机组保护连锁定值清册没有正式审批发布，技术资料管理存在不足。建议对控制系统中各参数的报警值进行梳理，对清册中的定值进行核对，履行审批程序后发布执行。

(3)部分DCS系统中报警功能较混乱，不利于运行人员对机组异常情况的监视。报警功能存在报警内容不全、报警分级不明等问题。建议电厂按照热力参数重要程度，分级设置报警监视功能和提示信息，充分发挥报警功能的重要性。

(4)部分电厂未建立完善的顺序控制技术监督台账，顺序控制系统完好率、投入率等技术指标准确性有待提高。建议对机组顺控系统进行梳理，完善技术监督台账，准确开展顺控系统技术监督工作。

(5)联合循环燃气轮机保护传动试验中普遍缺少燃机侧保护静态校核试验记录，机组保护连锁试验项目不全面。润滑油压力低、汽包水位保护采用模拟传动试验，未进行实际动作校核。建议完善燃机保护校核工作，加强对实动保护项目的监督。

6.3.3 控制系统存在的主要问题及建议

(1)ABB公司DCS系统设备运行时间较长，卡件故障率增加，DCS运行稳定性下降，且控制器BRC100已停产，备品备件缺乏，建议开展机组DCS升级改造工作，更换下来的模件也可以补充作为2号机组备品。部分电厂FOXBORO系统2005年投产，设备运行时间较长，卡件故障率增加，DCS运行稳定性下降，升级改造工作仍未完成(现状FCP270、FCP60混用)。建议开展DCS全面升级改造的准备工作。部分电厂MAX1000+ PLUS分散控制系统于2002年投如运行， MAX DNA系统运行时间也较长。系统DPU、I/O卡件备件较为缺乏，部分信号转换精度超差，控制性能下降趋势较为严重，系统运行存在较大的不稳定隐患。建议开展分散控制系统的技术改造工作，提升控制系统的可靠性。

(2)部分电厂化补水、精处理、加药、除灰渣等辅控制系统设备老化，自动化水平较低，相关系统稳定性较差。建议对精处理、加药、除灰渣等控制系统进行升级改造。

(3)部分电厂公用系统服务器偶发死机现象，部分附属设备损坏，服务器可靠性需要提升。DEH系统服务器为富士通西门RX100 S4系统，DCS系统为FT R4300系统，系统自投产以来没有经过升级。建议电厂针对系统运行现状，开展T3000系统运行维护及完善化工作，提升系统可靠性。

(4)部分机组DCS系统未配置全球定位系统 (GPS)，未能实现时间同步，不满足“25项反措”第9.1条中关于分散控制系统(DCS)配置的要求。建议电厂继续完善DCS系统中GPS接口，实现全厂时间同步。

(5)部分电厂脱硫控制系统工程师站等设备老化，影响脱硫系统的正常控制。建议对现DCS控制系统进行完善，加强备品备件管理，开展控制系统升价改造工作。

(6)部分电厂炉管泄露监测系统使用时间较长，大部分传感器设备存在不同程度的老化和腐蚀，灵敏度和准确性下降，经常发生误报影响对锅炉实际泄露情况的判断。建议对炉管泄露监测系统进行完善。

(7)部分给煤机控制板件使用寿命在十年以上，元件存在老化失灵隐患，控制器备件原设备厂家已经停产换代，备件采购困难，建议及时升级产品，提高性能解决生产备件采购问题。

(8)飞利浦MMS6000 TSI装置由于设备运行时间较长，卡件故障率增加，建议开展飞利浦MMS6000卡件升级工作，确保汽轮机轴系保护可靠投入。

6.3.4 保护连锁存在的主要问题及建议

(1)部分机组汽轮机保护包括“循环水泵全停”，循泵冬季单泵运行为主，该保护有一定的误动风险。建议对保护逻辑可靠近进行优化，如讲泵出口压力信号作为辅助判断，提高该保护的可靠性。

(2)部分机组机侧主保护投入画面包含了 “on/off”信息，便于快速了解主保护投入状态，但炉侧主保护投入状态画面未显示该状态，建议进行主保护投入信息补充，指导运行人员进行后续操作。

(3)部分汽轮机保护中未设置主油箱油位低跳机保护，不满足国家能源局“25项反措”第8.4.9条款要求。主油箱油位仅采用两只浮球式模拟量测量装置和一个液位开关进行油位测量及报警监视，测量回路的可靠性和准确性尚不具备投用保护的条件，ETS系统中也未设置相关保护逻辑。建议电厂对现测量回路进行技改，完善该项保护。

(4)部分汽轮机保护中存在信号单一、防误动措施存在不完善等现象，LBO、EH、LV等试验块不满足信号独立采样的要求，汽轮机保护的可靠性存在薄弱环节。汽轮机差胀保护中，差胀测量信号单一，信号测量不满足多重冗余的配置要求。汽轮机轴承振动逻辑中采用单项信号报警、跳闸相与的方式，触发汽轮机振动保护。该逻辑构成并不能有效避免单个测量回路信号异常导致的振动保护误动作。建议对于汽轮机保护中单一测量回路进行冗余改造，对振动保护逻辑进行优化完善，提升汽轮机保护的可靠性。主汽门全关、定冷水等相关保护信号需进行完善。

(5)小汽轮机跳闸回路误动的可能性较大，小汽机长期连续运行存在隐患。小汽轮机跳闸回路中采用两个跳闸电磁阀并联方式实现危急跳闸功能，跳闸电磁阀需长期带电运行，由跳闸回路接线松动、单个电磁阀失电等因素导致小汽机误跳的概率较大。建议对小汽机跳闸模块进行优化，采用串并联型式增强跳闸回路的可靠性。

(6)西门子汽轮机EH油母管上压力测点数量不足，保护不满足三取二标准配置的要求。现保护逻辑为EH油母管油压力建立后，EH油泵A出口油压低、EH油泵B出口油压低同时满足时，EH油压力低保护动作。在EH油系统正常投运后，该项保护为单点保护，保护可靠性较差。建议对EH油系统试验块进行改造，增加表征母管油压测点数量，完善三取二保护逻辑，规范投入EH油压力低保护。

(7)部分机组中汽轮机振动保护投用X、Y项单点保护，保护可靠性较差。建议对现汽轮机振动保护逻辑进行完善，消除单点振动信号误发导致汽轮机跳闸。

(8)部分锅炉PCV阀门就地压力开关动作值不稳定，存在飘逸现象，易引起PCV阀门误动作。建议在保留手动硬操作回路的同时，增加DCS系统压力保护连锁功能，取消就地压力连锁功能，保证PCV阀的正常工作。PCV阀电气回路定期试验工作开展较差。没有严格执行“25项反措”第7.1.2 条款：“各种压力容器安全阀应定期进行校验”的要求。另外，按照《电力工业锅炉压力容器监察规程》(DL 612—1996)第9.1.14条款的规定，“安全阀应定期进行放汽试验。锅炉安全阀的试验间隔不大于一个小修间隔。电磁安全阀电气回路试验每月应进行一次。各类压力容器的安全阀每年至少进行一次放汽试验。”热控专业应定期开展电磁安全阀电气回路的试验工作。建议定期对安全阀控制回路进行试验和检查，确保安全阀控制回路的完好性。

(9)部分DEH系统中甩负荷预测功能控制逻辑及参数未经校核，长甩、短甩功能与机组实际性能可能不相匹配。建议电厂与制造厂进行核查，完善相关控制功能，避免甩负荷功能不正常引起机组运行异常。

(10)部分就润滑油压直流油泵连锁定值与汽机跳闸值不一致，不满足反措要求。连锁直流油泵压力定值为0.058MPa，跳闸定值为0.04MPa，不满足在连锁启动直流油泵时跳闸汽轮机的要求。建议对相关定值进行审核，得到设置制造厂家的确认。

6.3.5 测量回路存在的主要问题及建议

(1)部分汽轮机润滑油主油箱未安装氢气含量检测装置，不满足能源局“25项反措”要求。反措第10.5.2条要求：严密监测氢冷发电机油系统、主油箱内的氢气体积含量，确保避开含量在4%～75%的可能爆炸范围。电厂应按照要求，加装氢气含量检测装置，保证人身设备安全。

(2)部分引风机就地执行动调机构位置反馈采用单LVDT，信号回路断线或LVDT断线易造成控制指令变最大值，引风机出力异常增大，危及锅炉安全运行。建议加强设备维护，完善动调执行机构定位功能异常时的保护措施。

(3)部分低压加热器水位测量中差压变送器、磁翻板水位计偏差较大，不利于系统运行和准确监视。建议加强水位测量装置的运行维护，开展水位标定工作，提高水位测量的准确性。

(4)部分机组瓦振信号不准确，部分数值明显异常。建议对开展探头、二次模件的校验工作，准确设置各项技术参数，消除缺陷。必要时增加信号隔离装置，消除回路中的干扰。部分汽轮机给水泵中部分振动信号存在跳变现象，振动信号的可靠性不满足保护投用的条件。建议排查信号电缆接地、屏蔽等防护措施外，消除探头与前置器之间的延长线中间接头，改善振动信号的稳定性。

(5)部分单室平衡容器的参比水柱存在温度差，且为非线性递减，该现象致使较难计算参比水柱中的水密度，由此导致产生水位测量误差存在，需要人为热态运行中干预修正参数，建议采用更加准确和可靠的汽包水位计，可以从根本上解决汽包水位测量参数人为修正问题，提高测量系统精度，消除安全隐患。