超超临界机组切BF模式异常原因分析与处理

2019-07-22李文杰

仪器仪表用户 2019年8期

李文杰

（浙江浙能台州第二发电有限责任公司，浙江台州 317100）

1 机组概述

某燃煤电厂1050MW超超临界机组采用上海汽轮机厂制造的超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机，型号为N1050-27/600/600；采用东方锅炉（集团）股份有限公司制造的超超临界变压运行本生直流锅炉，单炉膛、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、前后墙对冲燃烧方式，型号为DG3100/28.25-II1。DCS系统与DEH系统采用艾默生OVATION控制系统一体化设计。

2 事件经过

机组AGC投入、控制方式为CCS模式（协调控制模式），DEH系统限压控制方式投入；运行人员设置DCS系统与DEH系统负荷上限均为1060MW。

17:21:53，机组实际负荷1059MW，A、B、C、D、F磨煤机运行，主蒸汽压力为27.19MPa，总燃料量为403t/h，主蒸汽温度为600.78℃/600.43℃，再热蒸汽温度为602.48℃/603.87℃；机组控制方式由CCS模式自动切至BF模式（锅炉跟踪控制模式）。

3 原因分析

3.1 机组干态运行时，控制方式由CCS模式切至BF模式原因分析

图1 DEH系统“负荷控制投入（协调方式）”信号逻辑回路Fig.1 Logic loop of "load control input (coordination mode)" signal in DEH system

机组控制方式判断逻辑回路在DCS系统组态。异常事件发生时，机组处于干态，基于此工况下对CCS模式、BF模式判断条件解释说明如下：

3.1.1 CCS模式成立条件

当以下条件均满足时，机组处于CCS模式：

1）锅炉干态；2）非RB工况；3）汽泵A/B任一自动；4）送风机A/B任一自动；5）引风机A/B任一自动；6）燃料主控自动；7）实际负荷与主蒸汽压力信号均非坏质量；8）DEH系统初压控制方式未投入；9）负荷控制投入（协调方式）。

3.1.2 BF模式成立条件

当以下条件均满足时，机组处于BF模式：

1）锅炉干态；2）非RB工况；3）汽泵A/B任一自动；4）送风机A/B任一自动；5）引风机A/B任一自动；6）燃料主控自动；7）实际负荷与主蒸汽压力信号均非坏质量；8）DEH系统初压控制方式未投入；9）负荷控制未投入（协调方式）。

其中，“负荷控制投入（协调方式）”信号为DCS系统与DEH系统之间的硬接线传输信号，即：首先在DEH系统内经过相关逻辑回路组态生成“负荷控制投入（协调方式）”信号，再通过硬接线传送至DCS系统内参与逻辑判断。

查阅历史曲线，在17:21:53时刻，DCS系统、DEH系统内“负荷控制投入（协调方式）”信号同时由1变为0。因此，机组控制方式由CCS模式切至BF模式。

3.2 “负荷控制投入（协调方式）”信号变化原因分析

DEH系统“负荷控制投入（协调方式）”信号逻辑回路如图1所示。

如图1所示，以下条件任一满足时，“负荷控制投入（协调方式）”信号置0：

1）“负荷控制协调方式请求”信号与“外部负荷不起作用（external deactive loadsetpoint）”信号同时置0，且运行人员手动撤出协调方式。

2）“外部负荷不起作用（external deactive loadsetpoint）”信号置1。

图2 DEH系统“外部负荷不起作用”信号逻辑回路Fig.2 The signal logic circuit of DEH system"external deactive load setpoint"

查阅历史曲线，异常事件发生时刻，仅“外部负荷不起作用（external deactive loadsetpoint）”信号由0变为1；除此之外，其余信号均无变化且无运行人员撤出协调方式请求。因此，判断“负荷控制投入（协调方式）”信号变化原因为“外部负荷不起作用（external deactive loadsetpoint）”信号由0变为1。

3.3 “外部负荷不起作用（external deactive loadsetpoint）”信号变化原因分析

DEH系统“外部负荷不起作用（external deactive loadsetpoint）”信号逻辑回路如图2所示。

如图2所示，以下条件任一满足时，“外部负荷不起作用（external deactive loadsetpoint）”信号置1：

1）“TSE系统故障（fault in TSE）”信号置1。

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

3）“限制功能动作（limiting function active）”信号置1。

4）“带负荷运行（load operation）”信号与“限压模式投入（limit pressure mode is on）”信号不同时置1。

查阅历史曲线，异常事件发生时刻，仅“限制功能动作（limiting function active）”信号由0变为1；除此之外，其余信号均无变化。因此，判断“外部负荷不起作用（external deactive loadsetpoint）”信号变化原因为“限制功能动作（limiting function active）”信号由0变为1。

图3 DEH系统“限制功能动作”信号逻辑回路Fig.3 "Limited function active" signal logic circuit in DEH system

3.4 “限制功能动作（limiting function active）”信号变化原因分析

DEH系统“限制功能动作（limiting function active）”信号逻辑回路如图3所示。

查阅历史曲线，异常事件发生时刻，“负荷设定值跟踪（track load setpoint）”信号置0。因此，如图3所示，“设定值控制（swfset）”信号为“主蒸汽压力控制偏差（main steam pressure deviation）”信号与“负荷设定值的压力修正系数（pipel）”信号两者的乘积。由于“负荷设定值的压力修正系数（pipel）”信号值为常数0，因此，“设定值控制（swfset）”信号值为0。

综上，异常事件发生时刻，“限制功能动作（limiting function active）”信号置1的判断条件如下：“负荷设定值限制（load setpoint limitation）”信号与“延时负荷设定值（delayed load setpoint）”信号的差值小于0.1MW。由于“负荷设定值限制（load setpoint limitation）”信号为运行人员设置的DEH系统负荷上限值，即为1060MW；因此，需要进一步分析机组稳态运行时，“延时负荷设定值（delayed load setpoint）”信号变化原因。

3.5 “延时负荷设定值（delayed load setpoint）”信号变化原因分析

DCS系统汽机主控回路经运算生成的汽轮机功率指令，通过硬接线传送至DEH系统，并经过一定的升/降负荷速率运算生成“延时负荷设定值（delayed load setpoint）”信号。查阅历史曲线，异常事件发生前，机组负荷指令基本稳定，且运行人员无任何操作。

梳理DCS系统汽轮机主控回路，在机组CCS模式下，汽压偏差（主蒸汽压力设定值-主蒸汽压力实际值）信号经过具有死区和限幅功能的压力修正函数运算生成“压力拉回”回路；机组负荷指令通过一阶惯性环节修正后与“压力拉回”回路运算输出值相加，并叠加一次调频分量，最终产生汽轮机功率指令。

查阅历史曲线，异常事件发生前的17:19:57～17:20:38时间段内，由于一次调频信号频繁动作，造成汽轮机高压调门开度随之频繁变化；与此同时，汽压偏差值逐渐增大，由-0.2MPa增加至-0.5MPa，超过“压力拉回”回路预设动作死区（-0.4MPa）。因此，“压力拉回”回路输出值逐渐增大，最终造成汽轮机功率指令与“延时负荷设定值（delayed load setpoint）”信号值同步增大。

“延时负荷设定值（delayed load setpoint）”信号变化趋势如图4所示。

随着“延时负荷设定值（delayed load setpoint）”信号值逐渐增大，并最终满足“限制功能动作（limiting function active）”信号置1的条件时，“负荷控制投入（协调方式）”信号经上述相关逻辑回路的运算后由1变为0，机组控制方式由CCS模式切至BF模式。

4 防范措施

1）针对直流锅炉大迟延、大惯性的特点，当一次调频信号动作时，机组主要依靠汽轮机高压调门动作，利用锅炉蓄能，以满足一次调频需求。梳理机组逻辑回路内一次调频分量设置情况，在DCS系统汽机主控回路以及DEH系统负荷控制回路内均叠加一次调频分量。当汽轮机高压调门调节裕度足够时，意味着增加了高压调门调节幅度；同时，也增加了机组稳态运行时，特别是额定负荷运行时主蒸汽压力波动的幅度。

取消DCS系统汽机主控回路内一次调频分量，完成典型工况（60%Pe、75%Pe、90%Pe）下频差分别为±0.067Hz、±0.1Hz的一次调频试验。一次调频动态响应指标如表1所示。

根据表1的试验数据证明，取消DCS系统汽机主控回路内一次调频分量，一次调频效果也能满足要求。

综上，可以取消DCS系统汽机主控回路内一次调频分量。

2）查阅相关标准，机组额定负荷运行时对于一次调频变化负荷的要求如下：额定负荷运行的机组应参与一次调频，增负荷方向最大调频负荷增量幅度不小于3%。针对额定负荷为1050MW的机组，设置负荷上限值为1060MW，显然不能满足标准要求。因此，运行人员需提高DCS系统与DEH系统负荷上限设定值，以满足机组额定负荷运行时的一次调频需求。