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汽机技术DCS、DEH、TSI、ETS的关系

发布时间:2019-06-19 20:09 来源:未知 编辑:admin

  ETS是实现汽机安全稳定运行的停机保护系统,在机组发生异常时能够使汽机安全的停车;

  DCS主要是针对锅炉而言的控制,用于全场的锅炉及汽机的设备等的一些控制;

  TSI是汽机运行时的重要参数的监视,以及在出现异常时能够发出停机信号使汽机安全停车,四者相互联系且相互配合的。缺一不可。

  TSI系统:气轮机检控仪表系统,油超速信号,润滑油压低0.02,发电机主保护动作等),在相应连锁投入情况下,当信号动作时,给磁断电磁阀送电,从而泄掉一次安全油和附加保安油进行停机;还有动作同时将相应动作信号传给DCS系统做记录及显示。

  DEH系统:数字电液控制系统,其主要是将相应的电信号转换为液压信号实现对气轮机的控制,它可以开出AST动作信号,直接动作AST电磁阀,泄掉高压抗燃油以达到停机目的。

  TSI是指汽轮机监控仪表,主要用于测量汽轮机轴振、瓦振、偏心、转速、位移和差胀等信号,各监测值超限均提供报警信号、还提供连锁投盘车及联锁启停顶轴油泵信号。位移、振动、差胀等信号均参与主汽轮机跳闸保护。还要把采集的信号传输给DEH、ETS系统。

  ETS是指汽轮机跳闸保护系统,当气轮机运行异常,汽轮发电机控制系统无法控制气轮机系统在正常范围内时,为防止损害汽轮发电机系统,ETS使汽轮机跳闸,关闭所有的汽轮机进汽阀。具体保护功能各厂有所区别。

  DEH是指数字电调系统,主要功能为汽轮机转速控制;自动同期控制;负荷控制;参与一次调频;机、炉协调控制;快速减负荷;主汽压控制;单阀控制、多阀解耦控制;阀门试验;轮机程控启动;OPC控制;甩负荷及失磁工况控制;双机容错;与DCS系统实现数据共享;手动控制。跳闸信号需要传输给ETS实现保护。

  2016年10月6日09时18分,#1机组跳闸,首出原因为汽包水位高Ⅲ值保护动作。经过调查,整理事件经过如下:

  2016年9月29日11:40,热控专业对#1机组A、B、C热网循环泵入、出口电动门进行分体式改造,办理工作票“#1机组A、B、C热网循环泵入、出口电动门分体式改造。该工作由中国电建集团河南工程公司负责施工,工期至10月9日15:00.

  2016年10月6日09:00,热控专业张某某将工作票押回并要求运行人员恢复措施,进行设备调试。

  09:14运行人员恢复工作票措施,对1A、1B、1C热网循环泵入、出口电动门进行送电。此时运行方式为:负荷281MW, A、B、C磨煤机运行,A、B小机运行,电泵在备用状态,主蒸汽压力15.9MPa.

  1、检修公司作业人员在恢复热工接线时,错将电源线接至设备接地端子,电源接地短路造成保安PC1A段电源开关跳闸,暴露出检修人员责任心不强。

  2、DCS网络设备UPS电源开关(空开)存在缺陷,致使DCS网络柜电源失去,DCS通讯异常,无法操作。暴露出专业管理不到位,未及时发现隐患。

  3、工作负责人及热控专业人员未认真履行检修技改质量验收制度,暴露出工作中质量验收流于形式,专业检修管理不到位,把关不严。

  4、重要设备电源监视系统存在漏洞。DCS网络柜电源开关无电源监控报警,热控电源柜进线电源存在设计缺陷(仅监视开关上口供电情况)。

  在设备恢复接线过程中,中国电建集团河南工程公司热控人员霍某某、任某某误将1B热网循环泵入、出口电动执行机构电源C相接至设备外壳接地端子上,使设备送电时C相接地,造成保安A段进线电源开关跳闸, DCS网络柜电源消失,DCS无法操作,是本次非停的根本原因。

  保安A段进线C磨煤机油站电源失电跳闸,1A、1C磨煤机跳闸,蒸发量瞬间减少,由于DCS网络柜电源消失,DCS无法操作,给水流量无法调节,给水量大于蒸发量,造成汽包水位高Ⅲ值动作,是导致本次非停的直接原因。(1)工作负责人未认真履行职责,未认真执行三级验收制度,是导致本次非停的间接原因之一。

  (2)专业人员及各级管理人员在设备验收管理中未认真履行职责,对设备验收流于形式,是导致本次机组非停的间接原因之一。

  (3)技术支持部热控专业管理不到位,未及时发现#1机组DCS网络设备UPS电源开关(空开)跳闸,造成保安A段失电后#1机DCS网络柜电源消失,网络通讯异常,DCS系统无法操作,是导致本次机组非停的间接原因之一。

  (4)1B热网循环泵入、出口门电动机C相接地,由于其上两级开关为塑壳断路器,不具备瞬时脱口功能,且保护动作时间长于保安段工作电源进线开关动作时间,致使保安A段工作电源进线开关越级跳闸,保安A段失电,是导致本次非停的间接原因之一。

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