李文杰

（浙江浙能臺州第二發(fā)電有限責任公司，浙江 臺州 317100）

1 機組概述

某燃煤電廠1050MW超超臨界機組采用上海汽輪機廠制造的超超臨界、一次中間再熱、單軸、四缸四排汽、雙背壓、凝汽式汽輪機，型號為N1050-27/600/600；采用東方鍋爐（集團）股份有限公司制造的超超臨界變壓運行本生直流鍋爐，單爐膛、一次中間再熱、平衡通風、固態(tài)排渣、全鋼構架、全懸吊結構、前后墻對沖燃燒方式，型號為DG3100/28.25-II1。DCS系統(tǒng)與DEH系統(tǒng)采用艾默生OVATION控制系統(tǒng)一體化設計。

2 事件經(jīng)過

機組AGC投入、控制方式為CCS模式（協(xié)調控制模式），DEH系統(tǒng)限壓控制方式投入；運行人員設置DCS系統(tǒng)與DEH系統(tǒng)負荷上限均為1060MW。

17:21:53，機組實際負荷1059MW，A、B、C、D、F磨煤機運行，主蒸汽壓力為27.19MPa，總燃料量為403t/h，主蒸汽溫度為600.78℃/600.43℃，再熱蒸汽溫度為602.48℃/603.87℃；機組控制方式由CCS模式自動切至BF模式（鍋爐跟蹤控制模式）。

3 原因分析

3.1 機組干態(tài)運行時，控制方式由CCS模式切至BF模式原因分析

圖1 DEH系統(tǒng)“負荷控制投入（協(xié)調方式）”信號邏輯回路Fig.1 Logic loop of "load control input (coordination mode)" signal in DEH system

機組控制方式判斷邏輯回路在DCS系統(tǒng)組態(tài)。異常事件發(fā)生時，機組處于干態(tài)，基于此工況下對CCS模式、BF模式判斷條件解釋說明如下：

3.1.1 CCS模式成立條件

當以下條件均滿足時，機組處于CCS模式：

1）鍋爐干態(tài)；2）非RB工況；3）汽泵A/B任一自動；4）送風機A/B任一自動；5）引風機A/B任一自動；6）燃料主控自動；7）實際負荷與主蒸汽壓力信號均非壞質量；8）DEH系統(tǒng)初壓控制方式未投入；9）負荷控制投入（協(xié)調方式）。

3.1.2 BF模式成立條件

當以下條件均滿足時，機組處于BF模式：

1）鍋爐干態(tài)；2）非RB工況；3）汽泵A/B任一自動；4）送風機A/B任一自動；5）引風機A/B任一自動；6）燃料主控自動；7）實際負荷與主蒸汽壓力信號均非壞質量；8）DEH系統(tǒng)初壓控制方式未投入；9）負荷控制未投入（協(xié)調方式）。

其中，“負荷控制投入（協(xié)調方式）”信號為DCS系統(tǒng)與DEH系統(tǒng)之間的硬接線傳輸信號，即：首先在DEH系統(tǒng)內經(jīng)過相關邏輯回路組態(tài)生成“負荷控制投入（協(xié)調方式）”信號，再通過硬接線傳送至DCS系統(tǒng)內參與邏輯判斷。

查閱歷史曲線，在17:21:53時刻，DCS系統(tǒng)、DEH系統(tǒng)內“負荷控制投入（協(xié)調方式）”信號同時由1變?yōu)?。因此，機組控制方式由CCS模式切至BF模式。

3.2 “負荷控制投入（協(xié)調方式）”信號變化原因分析

DEH系統(tǒng)“負荷控制投入（協(xié)調方式）”信號邏輯回路如圖1所示。

如圖1所示，以下條件任一滿足時，“負荷控制投入（協(xié)調方式）”信號置0：

1）“負荷控制協(xié)調方式請求”信號與“外部負荷不起作用（external deactive loadsetpoint）”信號同時置0，且運行人員手動撤出協(xié)調方式。

2）“外部負荷不起作用（external deactive loadsetpoint）”信號置1。

圖2 DEH系統(tǒng)“外部負荷不起作用”信號邏輯回路Fig.2 The signal logic circuit of DEH system"external deactive load setpoint"

查閱歷史曲線，異常事件發(fā)生時刻，僅“外部負荷不起作用（external deactive loadsetpoint）”信號由0變?yōu)?；除此之外，其余信號均無變化且無運行人員撤出協(xié)調方式請求。因此，判斷“負荷控制投入（協(xié)調方式）”信號變化原因為“外部負荷不起作用（external deactive loadsetpoint）”信號由0變?yōu)?。

3.3 “外部負荷不起作用（external deactive loadsetpoint）”信號變化原因分析

DEH系統(tǒng)“外部負荷不起作用（external deactive loadsetpoint）”信號邏輯回路如圖2所示。

如圖2所示，以下條件任一滿足時，“外部負荷不起作用（external deactive loadsetpoint）”信號置1：

1）“TSE系統(tǒng)故障（fault in TSE）”信號置1。

2）“SGC第52步指令（SGC STEAM TURBINE (MS)STEP52）”信號置1。

3）“限制功能動作（limiting function active）”信號置1。

4）“帶負荷運行（load operation）”信號與“限壓模式投入（limit pressure mode is on）”信號不同時置1。

查閱歷史曲線，異常事件發(fā)生時刻，僅“限制功能動作（limiting function active）”信號由0變?yōu)?；除此之外，其余信號均無變化。因此，判斷“外部負荷不起作用（external deactive loadsetpoint）”信號變化原因為“限制功能動作（limiting function active）”信號由0變?yōu)?。

圖3 DEH系統(tǒng)“限制功能動作”信號邏輯回路Fig.3 "Limited function active" signal logic circuit in DEH system

3.4 “限制功能動作（limiting function active）”信號變化原因分析

DEH系統(tǒng)“限制功能動作（limiting function active）”信號邏輯回路如圖3所示。

查閱歷史曲線，異常事件發(fā)生時刻，“負荷設定值跟蹤（track load setpoint）”信號置0。因此，如圖3所示，“設定值控制（swfset）”信號為“主蒸汽壓力控制偏差（main steam pressure deviation）”信號與“負荷設定值的壓力修正系數(shù)（pipel）”信號兩者的乘積。由于“負荷設定值的壓力修正系數(shù)（pipel）”信號值為常數(shù)0，因此，“設定值控制（swfset）”信號值為0。

綜上，異常事件發(fā)生時刻，“限制功能動作（limiting function active）”信號置1的判斷條件如下：“負荷設定值限制（load setpoint limitation）”信號與“延時負荷設定值（delayed load setpoint）”信號的差值小于0.1MW。由于“負荷設定值限制（load setpoint limitation）”信號為運行人員設置的DEH系統(tǒng)負荷上限值，即為1060MW；因此，需要進一步分析機組穩(wěn)態(tài)運行時，“延時負荷設定值（delayed load setpoint）”信號變化原因。

3.5 “延時負荷設定值（delayed load setpoint）”信號變化原因分析

DCS系統(tǒng)汽機主控回路經(jīng)運算生成的汽輪機功率指令，通過硬接線傳送至DEH系統(tǒng)，并經(jīng)過一定的升/降負荷速率運算生成“延時負荷設定值（delayed load setpoint）”信號。查閱歷史曲線，異常事件發(fā)生前，機組負荷指令基本穩(wěn)定，且運行人員無任何操作。

梳理DCS系統(tǒng)汽輪機主控回路，在機組CCS模式下，汽壓偏差（主蒸汽壓力設定值-主蒸汽壓力實際值）信號經(jīng)過具有死區(qū)和限幅功能的壓力修正函數(shù)運算生成“壓力拉回”回路；機組負荷指令通過一階慣性環(huán)節(jié)修正后與“壓力拉回”回路運算輸出值相加，并疊加一次調頻分量，最終產(chǎn)生汽輪機功率指令。

查閱歷史曲線，異常事件發(fā)生前的17:19:57～17:20:38時間段內，由于一次調頻信號頻繁動作，造成汽輪機高壓調門開度隨之頻繁變化；與此同時，汽壓偏差值逐漸增大，由-0.2MPa增加至-0.5MPa，超過“壓力拉回”回路預設動作死區(qū)（-0.4MPa）。因此，“壓力拉回”回路輸出值逐漸增大，最終造成汽輪機功率指令與“延時負荷設定值（delayed load setpoint）”信號值同步增大。

“延時負荷設定值（delayed load setpoint）”信號變化趨勢如圖4所示。

隨著“延時負荷設定值（delayed load setpoint）”信號值逐漸增大，并最終滿足“限制功能動作（limiting function active）”信號置1的條件時，“負荷控制投入（協(xié)調方式）”信號經(jīng)上述相關邏輯回路的運算后由1變?yōu)?，機組控制方式由CCS模式切至BF模式。

4 防范措施

1）針對直流鍋爐大遲延、大慣性的特點，當一次調頻信號動作時，機組主要依靠汽輪機高壓調門動作，利用鍋爐蓄能，以滿足一次調頻需求。梳理機組邏輯回路內一次調頻分量設置情況，在DCS系統(tǒng)汽機主控回路以及DEH系統(tǒng)負荷控制回路內均疊加一次調頻分量。當汽輪機高壓調門調節(jié)裕度足夠時，意味著增加了高壓調門調節(jié)幅度；同時，也增加了機組穩(wěn)態(tài)運行時，特別是額定負荷運行時主蒸汽壓力波動的幅度。

取消DCS系統(tǒng)汽機主控回路內一次調頻分量，完成典型工況（60%Pe、75%Pe、90%Pe）下頻差分別為±0.067Hz、±0.1Hz的一次調頻試驗。一次調頻動態(tài)響應指標如表1所示。

根據(jù)表1的試驗數(shù)據(jù)證明，取消DCS系統(tǒng)汽機主控回路內一次調頻分量，一次調頻效果也能滿足要求。

綜上，可以取消DCS系統(tǒng)汽機主控回路內一次調頻分量。

2）查閱相關標準，機組額定負荷運行時對于一次調頻變化負荷的要求如下：額定負荷運行的機組應參與一次調頻，增負荷方向最大調頻負荷增量幅度不小于3%。針對額定負荷為1050MW的機組，設置負荷上限值為1060MW，顯然不能滿足標準要求。因此，運行人員需提高DCS系統(tǒng)與DEH系統(tǒng)負荷上限設定值，以滿足機組額定負荷運行時的一次調頻需求。

圖4 “延時負荷設定值”信號變化趨勢Fig.4 Change trend of "delay load setting value(delayed load setpoint)" signal

表1 典型工況下一次調頻動態(tài)響應指標Table 1 Next FM dynamic response index under typical working conditions

5 結束語

DCS系統(tǒng)與DEH系統(tǒng)之間的信號傳送主要采用硬接線方式，這些信號之間的邏輯關系容易被運行、維護人員忽視。通過梳理DCS系統(tǒng)與DEH系統(tǒng)之間互連硬接線信號的邏輯關系，提前做好事故預想，能夠有效提高機組運行的可靠性。