DEH逻辑缺陷导致的异常停机分析及逻辑优化

杜之正，亓振烨，周广飞

(华电电力科学研究院有限公司山东分院，山东 济南 250003)

汽轮机电液控制系统DEH作为电厂汽轮机组的重要组成部分，是保证机组正常运行的基础，DEH系统如果出现故障，必定会严重影响机组的正常运行。本文针对因DEH逻辑缺陷造成的2次异常停机事故，分析原因并进行DEH逻辑优化。

1 ATT试验逻辑缺陷及优化

1.1 事故经过

某1000 MW超超临界机组滑停过程中，根据定期工作安排进行ATT试验。机组负荷498.1 MW，A、B、C 3台磨煤机运行，左侧超高压调节门开度21.7%，右侧超高压调节门开度22.8%，左侧高压调节门、右侧高压调节门、左侧中压调节门、右侧中压调节门均全开。左侧超高压调节门开始ATT试验，在恢复全开过程中，调节门逐渐开至20%以后，高压调节门、中压调节门开度未变化；1 min后，汽轮机所有调节门突然关至12%，机组负荷降至216 MW，给水压力20.6 MPa，主蒸汽压力升至20.0 MPa，给水流量低信号发出，锅炉MFT。试验及停机过程中，由于调节门开度变化剧烈，汽流冲击汽轮机转子，轴系不稳定，顶轴油泵自启转速设置值过低，未能及时联启顶轴油泵形成稳定的油膜，造成1号轴承下轴瓦磨损[1]。

1.2 逻辑缺陷分析

检查所有汽轮机调节门触发12%开度逻辑，所有调节门共用1个置12%高限逻辑；检查每个调节门阀位高限切换条件都引用1个ATT顺控56步序(调节门试验完成后，将高限恢复至试验前状态)，当该步序持续2 s不复位时，会将所有调节门置12%高限；检查ATT顺控56步序持续2 s发出的条件，56步序复位条件为每个调节门高限大于101.5%，正常设置为105%。在本次试验前，因左侧超高压调节门、右侧超高压调节门全开状态下漏真空，经与汽轮机厂家沟通确认将超高压调节门阀位限制设置为92%[2]。

锅炉MFT原因为触发“给水流量低”MFT条件；给水流量低原因为主蒸汽压力升高接近给水压力，上水困难；主蒸汽压力升高原因为汽轮机超高压、高压、中压调节门开度减小，机前压力升高；调节门开度减小原因为ATT试验56步序未复位，持续2 s后发出所有调节门12%指令；56步序未复位原因为试验前左侧超高压调节门、右侧超高压调节门高限手动置92%高限，不满足56步序复位条件；左侧超高压调节门、右侧超高压调节门手动置92%高限的原因为机组左侧超高压调节门、右侧超高压调节门全开状态下漏真空[3]。

1.3 逻辑优化

优化ATT试验56步序复位逻辑，切除所有调节门阀位限制小于101.5%延时2 s发出所有调节门置12%高限逻辑，避免特殊工况下，ATT试验造成机组异常停机。

2 调节门快关C20逻辑缺陷及优化

2.1 事故经过

某机组投入AGC模式，AGC目标负荷509 MW，负荷指令517 MW，机组负荷547 MW，主蒸汽温度567.8 ℃，总煤量189.9 t/h，主给水流量1534.5 t/h，总阀位指令77%。在跟踪AGC指令过程中，触发锅炉“再热器保护丧失”MFT条件，锅炉MFT[4-5]。联锁跳闸汽轮机、发电机，大联锁保护动作正常。

2.2 逻辑缺陷分析

机组投入AGC模式后，AGC目标负荷509 MW，负荷指令517 MW，实际负荷547 MW，负荷指令与实际负荷偏差大于30 MW，锅炉主控由自动切为手动，机组由限压方式切为初压模式(TF)，压力回路输出76.27%，负荷回路输出76.32%，DEH控制回路由负荷回路切为压力控制回路，汽轮机高压调节门关至64.6%；此时主蒸汽压力设定值为21.45 MPa，实际主蒸汽压力为20.3 MPa。为保证主蒸汽压力达到设定值继续关高压调节门，总阀位指令由76.27%突降至36.39%，高压调节门关至12.9%，中压调节门由99%关至23.7%，此时压力设定21.17 MPa，实际压力20.23 MPa，机组实际负荷410 MW。总阀位指令突降原因为在限压切初压1 s脉冲消失的瞬间，负荷跟踪信号0.96 s后未触发，2 s后负荷跟踪信号恢复。由于负荷回路未及时跟踪，又存在负荷负向偏差，所以负荷回路输出持续降低，存在负荷回路输出值低于压力回路输出值的情况，导致压力回路激活信号FDPRIE消失，压力输出为跟踪回路，按当时压力偏差0.9 MPa计算，1个扫描周期50 ms压力回路输出降低6%左右，此时总阀位指令小选为压力回路输出值。下个扫描周期由于负荷负向偏差存在，负荷回路PID上限PIRYU为总阀位输出减去负荷回路前馈，被压力控制器输出限制，在PIRYU的基础上继续向下计算，结果导致负荷回路在该扫描周期内输出值比压力回路输出值低，总阀位指令小选为负荷回路输出值[6]。经过几个扫描周期的叠加相减，总阀位指令迅速减小，由于历史站采集精度原因，只能采集总阀位指令减小过程中的某一时刻值，所以总阀位指令由76.27%突降至36.39%。

总阀位指令在DEH压力和负荷回路来回切换的过程中继续由36%降为20%，触发调节门快关条件C20，高压调节门关至2.3%，中压调节门关至0，调节门反馈小于5%判定调节门已关。汽轮机总阀位指令为20%，调节门快关指令消失，汽轮机高压调节门由2.36%开至6.68%，中压调节门由0开至2.38%。

2.3 逻辑优化

a.因触发负荷跟踪信号“与”逻辑块的2个输入为1时，输出为0，状态未翻转，导致触发条件未能及时触发。因此及时更新DEH软件系统补丁和定期对控制器进行清理，清除控制器残余垃圾文件，重新组态触发负荷跟踪信号的“与”逻辑块。

b.补汽阀存在流量指令80%～100%空行程，因补汽阀现阶段没有投入使用，未能参与调节。因此将补汽阀逻辑切除，高压调节门流量重新分配，解决了空行程问题。

c.在限压切初压过程中，负荷跟踪实际负荷延时时间过长(0.96 s)。当负荷回路存在负向偏差时(大于14 MW)，负荷回路0.08的偏置无法及时作用，导致初压模式下，负荷回路继续起作用。因此限压切初压时，负荷跟踪实际负荷延时时间改为0.48 s[7]。

d.机组正常限压运行时，由于压力偏差大，导致负荷回路与压力回路来回切换。因此将压力回路偏置由-15更改为-20。

e.“再热器保护丧失”条件触发后调节门快关，延时3 s触发MFT，延时时间较短，不利于甩负荷后的机组自动恢复。结合同类型机组进行调研，设置“再热器保护丧失”延时10 s触发MFT。C20快关指令发出后，调节门关闭，当C20快关条件不满足时，调节门将再次缓慢开启，维持机组2倍厂用电负荷运行[8-9]。

f.锅炉主控自动切手动后，压力设定改为瞬时跟踪实际压力，目标压力维持原目标压力，经过速率2.5 MPa/min限制后送DEH[10]。机组升降负荷过程中，蒸汽温度变化较大，水、煤变化幅度相应减弱。锅炉主控切除条件需要增加延时，防止信号突变后锅炉主控切除自动。

3 结束语

针对2次异常停机事故，分析DEH逻辑存在的缺陷并进行逻辑优化。目前国内大多新建机组DEH系统实现了与DCS系统一体化，工程人员需要对西门子DEH控制逻辑进行转换，实现相应的功能。但由于不同控制系统在结构、算法模块、运算方式和机理上的差异，部分功能无法与西门子DEH控制系统保持一致，甚至还存在危及机组安全的缺陷,需要进一步对DEH逻辑缺陷进行排查和逻辑优化。