徐 飛,方世清

(1. 安慶皖江發(fā)電有限責任公司, 安徽 安慶 246000;2. 神皖能源有限責任公司, 安徽 合肥 230011)

為了考核汽輪機調節(jié)系統(tǒng)的動態(tài)特性進行整套機組啟動前的甩負荷試驗,試驗分為甩50%、100%額定負荷兩個階段進行.若機組甩50%額定負荷后轉速超調量大于5%,或有危及機組安全運行現象或隱患出現,則不可進行100%甩負荷試驗.機組甩100%負荷后,最高飛升轉速不使用超速(定值3 300 r/min)保護動作.試驗中,突然斷開發(fā)電機主開關,使機組與電網解列,在甩去全部負荷的情況下記錄相關曲線,評判試驗結果.試驗及調試的目的是為了在機組投入商業(yè)運行后,如遇甩負荷情況發(fā)生,確保汽輪機最高飛升轉速不超過3 300 r/min.

1 甩負荷試驗概述

安慶電廠二期2×1 000 MW超超臨界燃煤機組分別于2015年5月31日和6月19日完成168 h試運行并轉入商業(yè)運行.汽輪機采用上海汽輪機廠引進的西門子N1000-28/600/620型一次中間再熱、四缸、四排汽、單軸、凝汽式汽輪機.汽輪機DEH和ETS系統(tǒng)均采用艾默生Ovation控制系統(tǒng),能夠實現對汽輪發(fā)電機組的轉速控制、負荷控制和危急遮斷保護.

2019年6月10日,#4機組整套機組在50%甩負荷試驗時,汽輪機轉子的最高飛升轉速為3 089 r/min,超調量為2.97%,發(fā)電機最高電壓27.3 kV,甩50%負荷試驗成功.6月10日20:30,#4機組負荷1 000 MW,主蒸汽壓力27.74 MPa,主蒸汽溫度593 ℃,再熱蒸汽壓力5.37 MPa,再熱蒸汽溫度606 ℃.鍋爐主控、協(xié)調、給水、風量、爐膛負壓等均投自動,電氣跳汽輪機保護壓板解除,發(fā)電機出口電壓27.08 kV.21:20,開始做甩100%負荷試驗,手動斷開發(fā)電機主斷路器2704開關,瞬間將100%負荷甩至0,發(fā)電機開關斷開3 s后,汽輪機轉速飛升至最高轉速3 207 r/min.在此過程中,甩負荷最低轉速為2 987 r/min,75 s后汽機輪轉速穩(wěn)定在3 000 r/min,轉速超調量為6.9%,發(fā)電機最高電壓27.46 kV,試驗數據表明,甩100%負荷試驗成功,#4機組調節(jié)系統(tǒng)動態(tài)特性良好,能滿足機組正常運行期間甩負荷所有要求.

2 500 kV送出線路故障情況

2.1 線路故障前相關情況

2019年2月10日安慶地區(qū)雨夾雪,氣溫0 ℃,東北風3—4級.13:50,#3機組負荷750 MW、#4機組負荷750 MW由自動發(fā)電控制系統(tǒng)(AGC)投入,機組運行正常.電廠500 kV送出線路安雙5375線、安嶺5376線運行,5001開關、5002開關、5003開關、5004開關運行,形成四角合環(huán)運行,見圖1;13:57,因500 kV線路覆冰嚴重,#3、#4機組退出AGC,手動降負荷至400 MW并保持;22:07:05,#3號主變至安嶺5376線的5002開關、#4主變至安嶺5376線的5003開關C相跳閘,重合閘動作不成功,經查為500 kV安嶺5376線路C相接地故障;22:50:57,華東網調對500 kV安嶺5376線路強送電,未成功,將安嶺5376線路轉冷備用;2月11日00:46,將#3主變至安嶺5376線的5002開關、#4主變至安嶺5376線的5003開關從備用改為運行,500 kV系統(tǒng)四角形合環(huán)運行,安嶺5376線路仍保持冷備用,#3、#4機組負荷僅通過500 kV安雙5375單線路送出;09:17,#3、#4機組取消負荷限制,負荷分別由400 MW升至700 MW;10:20,#4機組AGC投入,負荷700 MW,機組運行正常.

圖1 #3、#4機組電氣主接線簡圖

2.2 線路故障后機組動作情況

2019年2月11日10:32:26,電廠500 kV送出由于安雙5375線路A相接地故障跳閘.10:32:27,汽輪機數字電液控制系統(tǒng)(DEH)側實際負荷由700 MW增至750 MW,調門微關(負荷設定值為699 MW,轉速由2 999.6 r/min降至2 996.1 r/min,轉速負荷控制器輸出由68.29降至66.22,高壓調門1由28.9%降至27.5%,高壓調門2由28.9%降至28.7%,中壓調門1和中壓調門2為100%);10:32:28,DEH側實際負荷由750 MW降至38.8 MW,調門關閉中(負荷設定值為699 MW,轉速由2 996.1 r/min升至3 127.1 r/min,轉速負荷控制器輸出由66.22降至18.91,高壓調門1由27.5%降至17.7%,高壓調門2由28.7%降至18.7%,中壓調門1由100%降至78.1%,中壓調門2由100%降至76.5%);10:32:29,DEH側實際負荷由38.8 MW降至35.9 MW,調門全關(轉速由3 127.1 r/min升至3 208 r/min,轉速負荷控制器輸出由18.91降至-64.2,此時由于SHUTDOWN快關指令已發(fā)出,高壓調門和中壓調門快關電磁閥失電,高壓調門和中壓調門快速關至0);10:32:30,DEH側實際負荷由35.9 MW降至25.56 MW,轉速由3 208 r/min升至3 214 r/min,高壓調門、中壓調門保持在0%;10:32:39,鍋爐主燃料跳閘(MFT)并聯(lián)跳汽輪機.

3 甩負荷轉速偏高原因分析

本次事件70%甩負荷過程中汽輪機調速系統(tǒng)動作正常,轉速上升后各主汽門、調門關閉動作正常,線路跳閘3 s后汽輪機轉速最高升至3 214 r/min,比基建調試期甩100%負荷試驗時最高轉速3 207 r/min高出7 r/min.針對異常現象,對本次事件和基建調試甩負荷工況的區(qū)別以及DEH甩負荷邏輯的功能、邏輯執(zhí)行順序、邏輯點的組態(tài)等方面進行分析和檢查.

3.1 DEH甩負荷邏輯介紹及分析

3.1.1 DEH甩負荷邏輯介紹

上海汽輪機廠的1 000 MW超超臨界機組設置了甩負荷功能,主要是通過功率不平衡引起閥門反饋和指令偏差,將流量快關保護信號(即C20)送到汽輪機緊急跳閘系統(tǒng)(ETS),使調門動作,快關電磁閥,快速抑制轉速飛升.

甩負荷分為瞬時負荷中斷短甩(KU)和長甩(LAW)兩種,邏輯圖見圖2,其中LAW才是真正意義上的甩負荷.瞬時負荷中斷KU保護是用于電網負荷波動或者甩部分負荷的情況下抑制汽輪機轉速飛升,此時汽輪機組還是并網狀態(tài).

圖2 KU和LAW邏輯圖

當汽輪機實際轉速大于3 018 r/min,下列兩個條件滿足任一條時瞬時負荷中斷KU觸發(fā):

1) 當負荷較高時, 突然出現負荷變化大于負荷跳變限值GPLSPQU(定值:800 MW);

2) 當前為較低負荷, 以下條件應同時滿足:① 實際負荷小于2倍廠用電(定值:104 MW);② 負荷控制偏差大于2倍廠用電(定值:104 MW);③ 實際負荷大于負荷負向逆功率限值(定值:-26 MW);④ 機組處于并網狀態(tài)[1],具體邏輯為并網信號經過5 s的上升延時,再經過3 s的下降延時,即表示機組已并網超過5 s,且3 s前還處于并網狀態(tài).

瞬時負荷中斷KU條件滿足時將觸發(fā)RS觸發(fā)器的SET位,同時經過150 ms延時后發(fā)出一個7 s的脈沖信號對RS觸發(fā)器進行復位,即KU信號觸發(fā)時間為150 ms,且在復位后7 s內不會再次觸發(fā)[2].

3.1.2 甩負荷過程比較和分析

本次事件甩負荷過程中,當負荷較高時,歷史數據中未發(fā)現觸發(fā)信號負荷變化大于負荷跳變限值GPLSPQU,如圖3所示,不能確定是否觸發(fā).由于KU歷史采樣時間間隔為1 s,且KU觸發(fā)后150 ms就復位,歷史趨勢中未能采樣到KU動作記錄.

圖3 KU觸發(fā)條件同時滿足

KU觸發(fā)后,無負荷中斷信號,C10被復位,有效負荷設定PS-PSW被置為“0”,再通過PI負荷/轉速前饋作用于轉速負荷控制器(NPR),DEH系統(tǒng)流量指令快速降低.在快速降低過程中,高壓調門、中壓調門指令流量與反饋偏差小于-0.25時,觸發(fā)高壓調門、中壓調門流量快關保護信號C20,C20信號觸發(fā)高壓調門、中壓調門SHUTDOWN指令,高壓調門、中壓調門跳閘電磁閥失電,調門快速關閉.

本次事件中,由于是電網線路故障,機組與電網之間的發(fā)電機主開關2704并沒有脫開,即油開關始終是閉合的,150 ms后KU復位,DEH系統(tǒng)再次進入負荷控制方式,負荷目標值跟蹤實際負荷,直至2 s后觸發(fā)LAW,機組進入轉速控制方式,轉速目標3 000 r/min.而機組整套啟動前的甩負荷試驗時是直接將發(fā)電機主開關2704脫開,機組直接進入轉速控制方式,轉速目標3 000 r/min.在兩種工況下,DEH 邏輯執(zhí)行的差異也是本次事件中甩負荷轉速偏高的原因之一.

3.2 DEH邏輯組態(tài)問題及分析

針對異?，F象,對事件機組DEH組態(tài)進行檢查.事件機組DEH系統(tǒng)采用的是艾默生公司的Ovation系統(tǒng),DEH、ETS一體化布置,高壓調門和中壓調門流量快關SHUTDOWN指令皆采用柜間通訊點,無硬回路接線.甩負荷控制回路位于DEH控制器(Drop 42控制器)TASK 3任務區(qū),任務區(qū)掃描時間為50 ms,調門跳閘電磁閥回路位于ETS控制器(Drop 41控制器)TASK 3任務區(qū),任務區(qū)掃描時間為20 ms,即高壓調門和中壓調門在DEH控制器(Drop 42控制器)中進行流量快關判斷后采用站間廣播通訊方式送至ETS控制器(Drop 41控制器)跳閘電磁閥回路,對事件機組邏輯組態(tài)檢查后發(fā)現高壓調門和中壓調門SHUTDOWN指令信號的廣播Frequency和OPP Rate設置是S(slow).

點的組態(tài)廣播Frequency和OPP Rate設置有S(slow)和F(fast)兩個選項.查閱Ovation系統(tǒng)相關資料,點的組態(tài)廣播Frequency和OPP Rate設置成S時每1 s廣播一次,設置成F時每0.1 s廣播一次.

調門SHUTDOWN點的組態(tài)廣播通訊速率會影響調門跳閘電磁閥失電的速度,從而影響甩負荷時調門關閉速度,導致甩負荷時轉速偏高.

4 甩負荷仿真試驗

為驗證調門SHUTDOWN點的組態(tài)廣播通訊速率快慢對甩負荷時調門關閉速度的影響,事件機組停機期間進行了甩負荷仿真試驗.

4.1 試驗條件

1) 機組主汽門調門回裝完畢,主汽門調門快關試驗合格,DEH靜態(tài)試驗合格；

2) 將機組左右兩側調門SHUTDOWN指令Frequency和OPP Rate分別設置成S和F,即#1高壓調門SHUTDOWN指令、#1中壓調門SHUTDOWN指令Frequency和OPP Rate設置成S，#2高壓調門VP卡SHUTDOWN指令、#2中壓調門SHUTDOWN指令Frequency和OPP Rate設置成F；

3) 將仿真試驗中涉及到的重要測點數據采樣周期由1 s更改為0.1 s,并下裝完畢,方便數據記錄；

4) 機組高中壓調門SHUTDOWN指令和高中壓調門反饋分別接入錄波儀.

4.2 試驗過程

所有試驗條件具備后,進行DEH系統(tǒng)仿真試驗,仿真試驗分別模擬以下兩種工況:1) 機組負荷700 MW,高壓調門開度36%,中壓調門開度100%工況下,將實際負荷強制為0 MW(事件工況);2) 機組負荷700 MW,高壓調門開度36%,中壓調門開度100%工況下,將發(fā)電機出口開關強制為分開(整套啟動前甩負荷工況).分別記錄從SHUTDOWN指令觸發(fā)到調門關閉的時間.

4.3 試驗結果

1) 實際負荷強制為0 MW(事件工況)時，調門關閉時間對比如表1所示.機組仿真試驗帶負荷至700 MW,#1、#2高壓調門開度36%,#1、#2中壓調門開度100%，模擬電網故障時的工況,將實際負荷強制為0 MW,KU動作,轉速目標切至3 000 r/min,負荷目標切至0 MW,通過負荷轉速控制器的輸出將調門流量下調,閥門開始關閉,關閉過程中觸發(fā)流量快關保護信號C20,觸發(fā)調門SHUTDOWN指令,調門跳閘電磁閥失電,閥門快速關閉,KU在0.15 s后復位,數據記錄顯示#2高壓、中壓調門(F)SHUTDOWN指令觸發(fā)時間比#1高壓、中壓調門(S)快約100 ms,KU在0.15 s復位后,負荷轉速控制器繼續(xù)運行在負荷回路,直至2 s后觸發(fā)LAW,切至轉速回路；

表1 0 MW工況下調門關閉時間對比

2) 發(fā)電機出口開關強制為分開(整套啟動前甩負荷工況)時，調門關閉時間對比如表2所示.機組仿真試驗帶負荷至700 MW,#1、#2高壓調門開度36%,#1、#2中壓調門開度100%，模擬整套啟動前甩負荷工況,將發(fā)電機出口開關2704斷開,DEH系統(tǒng)直接切至轉速回路,負荷目標0 MW,轉速目標3 000 r/min,通過負荷轉速控制器的輸出將調門流量指令下降,高壓、中壓調門開始關閉,關閉過程中觸發(fā)流量快關保護信號C20,觸發(fā)調門SHUTDOWN指令,調門跳閘電磁閥失電,閥門快速關閉,數據記錄顯示#2高壓、中壓調門(F)SHUTDOWN指令觸發(fā)時間比#1高壓、中壓調門(S)分別快約200、500 ms.

表2 發(fā)電機出口開關強制為分開

4.4 試驗結果分析

1) 調門SHUTDOWN指令廣播Frequency和OPP Rate設置的快慢會影響閥門關閉速度.兩種工況下,#2高壓、中壓調門明顯比#1高壓、中壓調門關閉速度快,說明調門SHUTDOWN指令廣播Frequency和OPP Rate設置的快慢會影響閥門關閉速度.

2) 調門SHUTDOWN指令廣播Frequency和OPP Rate設置改為F會使拐點提前,閥門關閉速度加快.從圖4仿真試驗波形圖中可以發(fā)現,#1中壓調門和#2中壓調門關閉過程中都有明顯的拐點,從邏輯動作順序來看,可以假設,拐點前為調門伺服閥作用動作區(qū)域,拐點后為跳閘電磁閥失電動作區(qū)域,在SHTUDOWN指令Frequency和OPP Rate改為F后,拐點提前,閥門關閉速度加快.

圖4 仿真試驗波形圖

5 優(yōu)化措施

依據對此次電網線路問題造成機組跳閘甩負荷過程中轉速偏高的異?，F象所做的分析及仿真試驗結果,提出兩條優(yōu)化措施:

1) 上海汽輪機廠的超超臨界機組尤其是DEH、ETS系統(tǒng)一體化后的機組,DEH控制器(Drop 42控制器)高壓、中壓調門SHTUDOWN指令的Frequency和OPP Rate設置應由S修改為F,保證柜間通訊能快速廣播,加快ETS控制器(Drop 41控制器)跳閘電磁閥回路接收指令的速度;

2) 在DEH控制器(Drop 42控制器)高壓、中壓調門SHTUDOWN指令和ETS控制器(Drop 41控制器)跳閘電磁閥回路之間增加閥門流量快關保護硬回路信號(由Drop 42控制器送至Drop 41控制器SOE卡件),通過網絡通訊和硬回路雙重作用確保甩負荷時跳閘電磁閥的及時響應.

6 結語

大型汽輪機組均設置了比較完善的甩負荷功能,上海汽輪機廠的超超臨界機組引進的德國西門子技術百萬機組DEH控制系統(tǒng)甩負荷控制邏輯較為成熟,甩負荷可靠性得到了驗證.隨著電網運行可靠性的增加,機組在實際運行過程中發(fā)生甩負荷的概率較小,未能引起熱控人員足夠的重視.本文案例介紹的DEH甩負荷控制邏輯中存在的問題,可能是同類型采用Ovation系統(tǒng)的上海汽輪機廠的超超臨界機組存在的共性問題,可為其他同類型機組提供參考.