1050MW机组ABB-DEH&ETS控制系统可靠性提升研究及应用

胡昌盛，董冲烈

（国能（惠州）热电有限责任公司，广东 惠州 516083）

某电厂2×1050MW燃煤发电工程项目是印尼国家电力公司（以下简称PLN）在全球公开招标的独立发电商（IPP）BOOT项目，是中国“一带一路”倡议与印尼“建设海洋经济支撑点”的旗舰项目，是中国出口海外的首台百万机组，也是印尼目前单机容量最大的发电机组。

某电厂2×1050MW超超临界汽轮机采用上海汽轮机新一代百万机组，DEH控制系统硬件部分使用ABB SymphonyPlus新一代SD系列，上位机为SymphonyPlus Operation人机接口，危急遮断系统（ETS）首次采用SIL3功能安全等级的ABB S+Safety 800xI系统。

1 ABB-DEH&ETS系统功能

上海汽轮机新一代改进型百万机组控制系统主要包括汽轮监视保护系统（TMS）、危急保护系统（ETS）、汽轮机基本控制系统（BTC）、自启动控制（ATC）、汽轮机辅助系统（AUX）4部分。ABB-DEH&ETS系统结构组成，如图1所示。

图1 ABB-DEH&ETS系统结构组成图Fig.1 Structure composition diagram of ABB DEH&ETS system

监视保护系统（TMS）：监视保护系统（TMS）共两台机柜，主要负责采集就地轴瓦温度、轴向位移、轴承振动、油箱液位、润滑油压、EH油压、凝汽器真空及计算值、低压缸排汽温度、高压缸排汽温度等重要信号进行三选逻辑判断，输出汽轮机监视保护跳闸信号至ETS系统。

危急保护系统（ETS）：危急保护系统（ETS）为SIL3安全等级独立控制系统，接收来自TMS保护信号、超速保护、锅炉MFT保护、电气GTS保护、手动打闸按钮等保护信号完成跳机指令的汇集，同时DO模件通过触发遮断指令使就地阀门快关电磁阀失电，实现机组的保护功能。ETS包括两套BRAUN硬超速保护装置，每套装置接收两路转速信号，三取二保护在BRAUN内部回路实现，每套装置输出两路干接点信号至硬跳闸回路。ETS系统的每个主汽门及调门油动机均包含两个冗余失电动作的快关电磁阀，任一电磁阀失电快关对应阀门。遮断DO输出为分别来自不同模件的触点，并联冗余后对应输出一个电磁阀。

汽轮机基本控制系统（BTC）：汽轮机基本控制系统（BTC）共包含两个模件柜。BTC部分是汽机控制的核心部分，主要完成汽轮机的转速负荷控制、压力控制以及高排温度及高压叶片温度控制，另外包括指令生产器、阀位限制器、TAB限制器等通过综合判断调节实现机组的转速、负荷、压力调节以及试验功能。

汽轮机自动控制（ATC）：汽轮机自动控制部分由一个模件柜构成，主要完成机组的各部套的温度点测量和判断、热应力计算以及汽机自启动部分的顺序控制逻辑。设有应力评估器（TSE），计算在汽轮机启动停机以及正常运行时的允许温升率，以确定最佳的主蒸汽参数及汽轮机的转速和负荷变化率，确保运行中主要部件的应力不超限，延长机组的寿命。

汽轮机辅助控制（AUX）：汽轮机辅助系统硬件部分由两个模件柜组成。辅助系统部分（AUX）控制为典型的汽机岛控制，辅助系统顺序控制主要包括润滑油、EH油、油系统检查。机组的启动停止SGC运行过程中，通过下发指令给辅助系统的顺序控制，实现辅机自动启停功能。

2 硬件部分可靠性提升研究

2.1 DEH与ETS实现既独立又“一体化”的配置

存在问题：ETS系统未单独设计监视画面，只通过OPC通讯后在DEH进行画面组态。无法直接监视卡件状态、网络、首出及重要信号的监视，实时数据和历史数据趋势无法在ETS工程师站查询。

解决措施：SIL3 ETS控制系统变更增加配置，实现与DEH控制系统按照既独立又“一体化”的配置，ETS工程师站具备网络卡件、首出报警、重要参数监视、历史实时趋势查询（进行中）、SOE等功能，同时SymphonyPlus Operation也可以通过专用OPC进行ETS系统相关数据监视。

2.2 实现S+Operation与S+Engineering的友好融合

存在问题：ABB系统工程师站无DEH画面监视操作和趋势查询等操作员站功能，不能满足生产需求。ABB SymphonyPlus系统工程师站与操作员站为不同软件系统，工程配置两台操作员站（集控室）、一台工程师站（工程师站），服务器配置在操作员站，工程师站无法查看画面及趋势。

解决措施：ABB SymphonyPlus系统工程师站增加配置客户端软件，通过操作员站服务器读取数据，实现画面监视操作和趋势查询等操作员站功能。

2.3 改进DEH & ETS网络、电源结构网络冗余配置

存在的问题：DEH网络结构较于传统的三层网，每台操作员站兼具服务器的作用，同时ETS系统通过OPC通讯至DEH服务器，服务器与交换器通过光电转换模块，但由于光电转换模块较多，网络存在薄弱环节，可靠性较低。

解决措施：单台机组DEH新增加两个级联交换机，用于取代4个光电转换模块；每个操作员站由原来的单个CNET网线均增加为双路CNET网线；光缆选用钢铠单模4芯光纤；尾纤要加保护软套；网线是采用带屏蔽的超六类网线，预制网线水晶头。

2.4 测试发现并整改ETS DI卡件越级熔断隐患

存在问题：ETS柜内DI卡件的上层保险为T3.5A 250V CQMST型保险，当任意一个DI信号短接或接地时，即会导致该DI信号所在DI卡的上层保险损坏，使该DI卡失电，存在越级熔断、ETS保护误动的风险，严重影响机组的安全。

解决措施：经测量损坏的保险电阻为17.7KΩ，初步判断不是普通意义上的熔丝（熔丝熔断后电阻为+∞），应为正温度型热敏电阻（PCT），即所谓的万次保险。最终厂家更换ETS DI880卡件底座，更换为成熟的单通道独立的DI卡件底座，避免越级熔断，保护误动的风险。

2.5 ETS跳闸及控制回路电源单独冗余配置

ETS控制电源、跳闸电源各两路220VAC电源分别单独取自电气UPS装置，实现控制电源、跳闸电源的完全独立冗余配置。采取的可靠性措施如下：

1）ETS机柜两路跳闸继电器硬接线回路分别增加一路DC24V电源，与已有的一路的DC24V电源可靠冗余，保证接线电气的连续性。

2）ETS控制系统跳闸回路电源模块功率较大（24V×40A=960MW），电源模块温度超过40℃。在设计时采取独立设置强制冷却手段，ETS机柜增加风扇（设置3个风扇），同时优化电源模块安装位置利于散热。

2.6 改进型甩负荷策略解决同类型机组共性问题

超超临界机组DEH甩负荷回路的快关信号跨控制器通信，主要通过以太网或硬接线实现。快关信号经过控制器处理周期和通讯时间导致调门关闭响应时间时间变长，曾发生多次甩负荷失败。

本项目结合同类型机组出现的问题，在一体化普通方案基础上研究改进，增加C20动作、Rapaid动作硬回路直接断掉硬回路供电的方案，如图2所示。

图2 优化后快关电磁阀甩负荷动作回路Fig.2 Optimized load rejection action circuit of quick close electromagnetic valve

优化后方案的特点在于快关信号可以不跨控制器通信，可在同一控制器内直接使快关电磁阀供电回路负端动作。当调门快关信号触发后，通过TP卡的ROM继电器直接断掉电磁阀供电负端，系统相应速度更快。

进行甩负荷及FCB回路模拟试验，将调节阀开启至全开状态，在DEH工程师站模拟甩负荷及FCB功能，验证控制逻辑的正确性，以及在线测试调节阀动作特性及时间。验证控制逻辑正确，高压调节阀动作总时间170ms，中压调节阀动作总时间260ms。

DEH现场进行1050MW机组实际的甩负荷试验，分别进行50%、75%、100%甩负荷试验：①甩50%最高转速飞升，最高转速为3078rpm；②甩75%最高转速飞升，最高转速为3111rpm；③甩100%最高转速飞升，最高转速为3129rpm。汽机转速控制回路在一个周期的波动即控制到3000rpm定速，系统表现出了良好的动态特性，在同类型机组中调速性能处于最先进水平。

3 软件部分可靠性提升研究

3.1 评估优化ETS保护逻辑

1）评估优化取消主保护项目：跳闸电磁阀断线保护PASSIVATION XV10、凝汽器水位高ETS保护、油系统紧急停止按钮保护、EH系统紧急停止按钮保护、#1低压缸静叶环蒸汽温度高保护、#2低压缸静叶环蒸汽温度高保护，IP WET STM PROT TRIP PROT、HP WET STM PROT TRIP PROT、发电漏液液位高保护、冷氢A/B温度高保护、励磁风温高保护。

2）评估优化的单点保护项目

SIL3 ETS增加一路“TURBINE SYSTEM ETS N.TRIP”硬接线信号至TMS，实现ETS至SGC和流量指令、阀门指令清零逻辑冗余配置。

TMS、ETS保护条件汽轮机顺控54步信号为通信网络信号。顺控54步信号需从ATC增加一路（只有一个DO卡件）硬接线至TMS，实现二取二逻辑处理，并采取防拒动的措施。

TMS保护条件高压缸蒸汽温度高保护，保护定值是转子温度经函数处理后，为通信网络点参与主保护。转子温度信号需从ATC增加一路（只有一个AO卡件）硬接线至TMS，实现二取均逻辑处理。

TMS保护条件润滑油箱油位低保护，保护定值是汽机转速经函数处理后为通信网络点参与主保护。油位保护定值信号需从BTC增加两路硬接线至TMS，实现三取中逻辑处理。

TMS的每个保护项目均设置热控工程师保护投退防误操作闭锁逻辑，实现保护状态的可视化，并在画面上显示投入/退出状态监视。

3.2 “电跳机”实现三取二配置满足SIL3要求

印 尼PPA协 议“FSS and ETS shall satisfy the safety integrity level（SIL）requirements”的要求，实际是发电机电气保护停机项目满足SIL3 ETS系统三取二保护的要求。本项目“电跳机”大联锁实现方式为：发电机保护A屏（三取二）、发电机保护B屏（三取二）、发变组保护A屏（三取二）、发变组保护B屏（三取二）、电气非电量保护屏（三取二）共5个屏各送出3个独立的干接点信号在ETS（控制周期5ms）进行三取二处理，后进行五取一。满足二十五项反措、印尼PPA协议、集团负面清单以及国华逻辑审查管理等要求，在行业内“电跳机”保护设置是最先进、最可靠的配置方案。

3.3 印尼“大机小网”背景下DEH控制策略优化

1）一次调频逻辑控制策略

转速不等率：5%（自适应在线调整）。

调频死区：±12rpm（±0.2Hz）。

调频范围：525MW～1050MW。

限制幅度：±63MW（自适应在线调整）。

一次调频（DEH+CCS）设置投切按钮。

2）优化DEH KU/LAW功能逻辑

通过调研行业内同类型机组关于西门子机型DEH系统KU、LAW功能逻辑优化，以及后期投运控制系统逻辑配置情况，结合本项目电气零功率切机，在甩负荷试验成功验证后，DEH取消长甩LAW功能，保留短甩功能（在甩负荷识别信号增加0.1s延时，且汽机转速大于3030rpm，短甩功能在2s内复位，防止发生误动）。

3.4 电网导致发电机功率信号波动时DEH逻辑优化

1）当DEH侧3个发电机功率信号两个及以上故障时（包括两两偏差大于20MW），功率控制器的给定值与实际值偏差大（50MW）且汽轮机转速在2970rpm～3030rpm之间，DEH自动切初压控制，联锁CCS控制切TF方式。

2）当CCS侧3个发电机功率信号两个及以上故障时（包括两两偏差大于20MW，已经有），功率控制器的给定值与实际值偏差大（50MW），CCS控制切TF方式，联锁DEH自动切初压控制。

3）电气功率变送器无法增加滤波环节，建议DEH负荷控制器PID的功率测量值增加一阶惯性环节（1s～3s），防止功率信号抖动时负荷PID输出产生扰动。

3.5 优化完善DEH-SGC与DCS-APS接口

辅助系统顺序控制主要包括润滑油、EH油、油系统检查，以及汽机疏水和抽汽逆止门和轴封系统控制。机组的启动停止SGC运行过程中，通过下发指令给辅助系统的顺序控制，实现辅机自动启停功能。为满足机组APS功能的灵活运行，实现DEH-SGC与DCS-APS接口更好地融合，做了如下优化方案：

1）在原有大DEH的设计基础上，轴封系统控制部分逻辑及测点变更到DCS控制，可以实现轴封系统与机组APS功能的无缝链接。

2）分别增加润滑油系统、EH油系统APS启动、停止指令，系统运行、停止反馈信号，可以在机组DCS-APS时，灵活调用DEH-SGC顺控程序。

4 严格在线试验指导故障应急处理

以问题为导向，重在复原故障现象，深入分析故障原因，总结应急处理经验，形成故障应急处理标准操作卡。

问题1：转速卡TP800-ROM继电器误动作。此问题为重复出现的问题，若在机组运行时发生，DEH & ETS逻辑Rapid travel、FAST CLOSE动作，汽轮机油动机跳闸电磁阀动作，阀门关闭机组跳闸。

问题2：核心卡件CPM810故障率较高（已更换3块），严重影响机组安全运行。若在机组运行时发生，DEH阀门卡（伺服卡+通讯卡）故障油动机失控，可能引发机组甩负荷动作，机组负荷压力大幅波动，EH油系统工作异常，诱发机组发生低频振荡，甚至导致机组直接跳闸（或需要即刻停机处理）等，严重影响机组安全运行。

问题3：单个模块底座故障，导致整个控制站失去控制。控制系统底座串联设计，回路中的任何一个卡件或者通讯电缆故障，导致整个控制站故障，整个DEH失去控制，都会给机组安全运行带来风险。一是DEH失去控制，保护系统直接动作机组跳闸，二是若需检查处理，需要通过排查法进行故障排查，排查故障及更换底座在机组运行时无法处理，需要停机处理。

在控制系统调试期间，组织进行DEH转速卡件和伺服卡件抗干扰试验、常规I/O卡件在线更换试验、工程师站及操作员站网络在线冗余切换试验、AI模件底座保险及通道保险熔断验证试验、BRAUN卡手动自检功能验证试验、DEH侧甩负荷及FCB回路模拟试验。针对冗余伺服模件进行在线冗余切换实验，实验过程采用示波器录波验证，当模件切换时伺服系统控制正常，满足可靠性及实际运行的要求。

根据在线试验情况，按照火力发电厂分散控制系统典型故障应急处理预案，制定相关措施，明确应急处理标准操作，并结合日常维护和机组检修采取预控措施。

5 结语

某电厂#1机组于2019年12月12日完成COD试运行，在汽机冲转、并网发电、甩负荷试验和168h满负荷试运中均一次成功，控制逻辑保护投入率100%，自动投入率100%，保护正确率100%。机组投产即连续安全运行超400天，创同类型机组新纪录，ABB Symphony Plus SD系列控制系统在上汽改进型超超临界机组DEH控制系统上首次应用并安全可靠运行。本项目长周期安全稳定运行，源源不断地为印尼电网提供可靠的电源提供了可靠性保障，为推动电力建设行业高质量发展以及中印尼两国电力事业互惠合作起到良好的示范作用。