1 000 MW超超临界机组出线故障引起汽轮机转速偏高原因分析与处理

徐 飞,方世清

(1. 安庆皖江发电有限责任公司, 安徽 安庆 246000;2. 神皖能源有限责任公司, 安徽 合肥 230011)

为了考核汽轮机调节系统的动态特性进行整套机组启动前的甩负荷试验,试验分为甩50%、100%额定负荷两个阶段进行.若机组甩50%额定负荷后转速超调量大于5%,或有危及机组安全运行现象或隐患出现,则不可进行100%甩负荷试验.机组甩100%负荷后,最高飞升转速不使用超速(定值3 300 r/min)保护动作.试验中,突然断开发电机主开关,使机组与电网解列,在甩去全部负荷的情况下记录相关曲线,评判试验结果.试验及调试的目的是为了在机组投入商业运行后,如遇甩负荷情况发生,确保汽轮机最高飞升转速不超过3 300 r/min.

1 甩负荷试验概述

安庆电厂二期2×1 000 MW超超临界燃煤机组分别于2015年5月31日和6月19日完成168 h试运行并转入商业运行.汽轮机采用上海汽轮机厂引进的西门子N1000-28/600/620型一次中间再热、四缸、四排汽、单轴、凝汽式汽轮机.汽轮机DEH和ETS系统均采用艾默生Ovation控制系统,能够实现对汽轮发电机组的转速控制、负荷控制和危急遮断保护.

2019年6月10日,#4机组整套机组在50%甩负荷试验时,汽轮机转子的最高飞升转速为3 089 r/min,超调量为2.97%,发电机最高电压27.3 kV,甩50%负荷试验成功.6月10日20:30,#4机组负荷1 000 MW,主蒸汽压力27.74 MPa,主蒸汽温度593 ℃,再热蒸汽压力5.37 MPa,再热蒸汽温度606 ℃.锅炉主控、协调、给水、风量、炉膛负压等均投自动,电气跳汽轮机保护压板解除,发电机出口电压27.08 kV.21:20,开始做甩100%负荷试验,手动断开发电机主断路器2704开关,瞬间将100%负荷甩至0,发电机开关断开3 s后,汽轮机转速飞升至最高转速3 207 r/min.在此过程中,甩负荷最低转速为2 987 r/min,75 s后汽机轮转速稳定在3 000 r/min,转速超调量为6.9%,发电机最高电压27.46 kV,试验数据表明,甩100%负荷试验成功,#4机组调节系统动态特性良好,能满足机组正常运行期间甩负荷所有要求.

2 500 kV送出线路故障情况

2.1 线路故障前相关情况

2019年2月10日安庆地区雨夹雪,气温0 ℃,东北风3—4级.13:50,#3机组负荷750 MW、#4机组负荷750 MW由自动发电控制系统(AGC)投入,机组运行正常.电厂500 kV送出线路安双5375线、安岭5376线运行,5001开关、5002开关、5003开关、5004开关运行,形成四角合环运行,见图1;13:57,因500 kV线路覆冰严重,#3、#4机组退出AGC,手动降负荷至400 MW并保持;22:07:05,#3号主变至安岭5376线的5002开关、#4主变至安岭5376线的5003开关C相跳闸,重合闸动作不成功,经查为500 kV安岭5376线路C相接地故障;22:50:57,华东网调对500 kV安岭5376线路强送电,未成功,将安岭5376线路转冷备用;2月11日00:46,将#3主变至安岭5376线的5002开关、#4主变至安岭5376线的5003开关从备用改为运行,500 kV系统四角形合环运行,安岭5376线路仍保持冷备用,#3、#4机组负荷仅通过500 kV安双5375单线路送出;09:17,#3、#4机组取消负荷限制,负荷分别由400 MW升至700 MW;10:20,#4机组AGC投入,负荷700 MW,机组运行正常.

图1 #3、#4机组电气主接线简图

2.2 线路故障后机组动作情况

2019年2月11日10:32:26,电厂500 kV送出由于安双5375线路A相接地故障跳闸.10:32:27,汽轮机数字电液控制系统(DEH)侧实际负荷由700 MW增至750 MW,调门微关(负荷设定值为699 MW,转速由2 999.6 r/min降至2 996.1 r/min,转速负荷控制器输出由68.29降至66.22,高压调门1由28.9%降至27.5%,高压调门2由28.9%降至28.7%,中压调门1和中压调门2为100%);10:32:28,DEH侧实际负荷由750 MW降至38.8 MW,调门关闭中(负荷设定值为699 MW,转速由2 996.1 r/min升至3 127.1 r/min,转速负荷控制器输出由66.22降至18.91,高压调门1由27.5%降至17.7%,高压调门2由28.7%降至18.7%,中压调门1由100%降至78.1%,中压调门2由100%降至76.5%);10:32:29,DEH侧实际负荷由38.8 MW降至35.9 MW,调门全关(转速由3 127.1 r/min升至3 208 r/min,转速负荷控制器输出由18.91降至-64.2,此时由于SHUTDOWN快关指令已发出,高压调门和中压调门快关电磁阀失电,高压调门和中压调门快速关至0);10:32:30,DEH侧实际负荷由35.9 MW降至25.56 MW,转速由3 208 r/min升至3 214 r/min,高压调门、中压调门保持在0%;10:32:39,锅炉主燃料跳闸(MFT)并联跳汽轮机.

3 甩负荷转速偏高原因分析

本次事件70%甩负荷过程中汽轮机调速系统动作正常,转速上升后各主汽门、调门关闭动作正常,线路跳闸3 s后汽轮机转速最高升至3 214 r/min,比基建调试期甩100%负荷试验时最高转速3 207 r/min高出7 r/min.针对异常现象,对本次事件和基建调试甩负荷工况的区别以及DEH甩负荷逻辑的功能、逻辑执行顺序、逻辑点的组态等方面进行分析和检查.

3.1 DEH甩负荷逻辑介绍及分析

3.1.1 DEH甩负荷逻辑介绍

上海汽轮机厂的1 000 MW超超临界机组设置了甩负荷功能,主要是通过功率不平衡引起阀门反馈和指令偏差,将流量快关保护信号(即C20)送到汽轮机紧急跳闸系统(ETS),使调门动作,快关电磁阀,快速抑制转速飞升.

甩负荷分为瞬时负荷中断短甩(KU)和长甩(LAW)两种,逻辑图见图2,其中LAW才是真正意义上的甩负荷.瞬时负荷中断KU保护是用于电网负荷波动或者甩部分负荷的情况下抑制汽轮机转速飞升,此时汽轮机组还是并网状态.

图2 KU和LAW逻辑图

当汽轮机实际转速大于3 018 r/min,下列两个条件满足任一条时瞬时负荷中断KU触发:

1) 当负荷较高时, 突然出现负荷变化大于负荷跳变限值GPLSPQU(定值:800 MW);

2) 当前为较低负荷, 以下条件应同时满足:① 实际负荷小于2倍厂用电(定值:104 MW);② 负荷控制偏差大于2倍厂用电(定值:104 MW);③ 实际负荷大于负荷负向逆功率限值(定值:-26 MW);④ 机组处于并网状态[1],具体逻辑为并网信号经过5 s的上升延时,再经过3 s的下降延时,即表示机组已并网超过5 s,且3 s前还处于并网状态.

瞬时负荷中断KU条件满足时将触发RS触发器的SET位,同时经过150 ms延时后发出一个7 s的脉冲信号对RS触发器进行复位,即KU信号触发时间为150 ms,且在复位后7 s内不会再次触发[2].

3.1.2 甩负荷过程比较和分析

本次事件甩负荷过程中,当负荷较高时,历史数据中未发现触发信号负荷变化大于负荷跳变限值GPLSPQU,如图3所示,不能确定是否触发.由于KU历史采样时间间隔为1 s,且KU触发后150 ms就复位,历史趋势中未能采样到KU动作记录.

图3 KU触发条件同时满足

KU触发后,无负荷中断信号,C10被复位,有效负荷设定PS-PSW被置为“0”,再通过PI负荷/转速前馈作用于转速负荷控制器(NPR),DEH系统流量指令快速降低.在快速降低过程中,高压调门、中压调门指令流量与反馈偏差小于-0.25时,触发高压调门、中压调门流量快关保护信号C20,C20信号触发高压调门、中压调门SHUTDOWN指令,高压调门、中压调门跳闸电磁阀失电,调门快速关闭.

本次事件中,由于是电网线路故障,机组与电网之间的发电机主开关2704并没有脱开,即油开关始终是闭合的,150 ms后KU复位,DEH系统再次进入负荷控制方式,负荷目标值跟踪实际负荷,直至2 s后触发LAW,机组进入转速控制方式,转速目标3 000 r/min.而机组整套启动前的甩负荷试验时是直接将发电机主开关2704脱开,机组直接进入转速控制方式,转速目标3 000 r/min.在两种工况下,DEH 逻辑执行的差异也是本次事件中甩负荷转速偏高的原因之一.

3.2 DEH逻辑组态问题及分析

针对异常现象,对事件机组DEH组态进行检查.事件机组DEH系统采用的是艾默生公司的Ovation系统,DEH、ETS一体化布置,高压调门和中压调门流量快关SHUTDOWN指令皆采用柜间通讯点,无硬回路接线.甩负荷控制回路位于DEH控制器(Drop 42控制器)TASK 3任务区,任务区扫描时间为50 ms,调门跳闸电磁阀回路位于ETS控制器(Drop 41控制器)TASK 3任务区,任务区扫描时间为20 ms,即高压调门和中压调门在DEH控制器(Drop 42控制器)中进行流量快关判断后采用站间广播通讯方式送至ETS控制器(Drop 41控制器)跳闸电磁阀回路,对事件机组逻辑组态检查后发现高压调门和中压调门SHUTDOWN指令信号的广播Frequency和OPP Rate设置是S(slow).

点的组态广播Frequency和OPP Rate设置有S(slow)和F(fast)两个选项.查阅Ovation系统相关资料,点的组态广播Frequency和OPP Rate设置成S时每1 s广播一次,设置成F时每0.1 s广播一次.

调门SHUTDOWN点的组态广播通讯速率会影响调门跳闸电磁阀失电的速度,从而影响甩负荷时调门关闭速度,导致甩负荷时转速偏高.

4 甩负荷仿真试验

为验证调门SHUTDOWN点的组态广播通讯速率快慢对甩负荷时调门关闭速度的影响,事件机组停机期间进行了甩负荷仿真试验.

4.1 试验条件

1) 机组主汽门调门回装完毕,主汽门调门快关试验合格,DEH静态试验合格；

2) 将机组左右两侧调门SHUTDOWN指令Frequency和OPP Rate分别设置成S和F,即#1高压调门SHUTDOWN指令、#1中压调门SHUTDOWN指令Frequency和OPP Rate设置成S，#2高压调门VP卡SHUTDOWN指令、#2中压调门SHUTDOWN指令Frequency和OPP Rate设置成F；

3) 将仿真试验中涉及到的重要测点数据采样周期由1 s更改为0.1 s,并下装完毕,方便数据记录；

4) 机组高中压调门SHUTDOWN指令和高中压调门反馈分别接入录波仪.

4.2 试验过程

所有试验条件具备后,进行DEH系统仿真试验,仿真试验分别模拟以下两种工况:1) 机组负荷700 MW,高压调门开度36%,中压调门开度100%工况下,将实际负荷强制为0 MW(事件工况);2) 机组负荷700 MW,高压调门开度36%,中压调门开度100%工况下,将发电机出口开关强制为分开(整套启动前甩负荷工况).分别记录从SHUTDOWN指令触发到调门关闭的时间.

4.3 试验结果

1) 实际负荷强制为0 MW(事件工况)时，调门关闭时间对比如表1所示.机组仿真试验带负荷至700 MW,#1、#2高压调门开度36%,#1、#2中压调门开度100%，模拟电网故障时的工况,将实际负荷强制为0 MW,KU动作,转速目标切至3 000 r/min,负荷目标切至0 MW,通过负荷转速控制器的输出将调门流量下调,阀门开始关闭,关闭过程中触发流量快关保护信号C20,触发调门SHUTDOWN指令,调门跳闸电磁阀失电,阀门快速关闭,KU在0.15 s后复位,数据记录显示#2高压、中压调门(F)SHUTDOWN指令触发时间比#1高压、中压调门(S)快约100 ms,KU在0.15 s复位后,负荷转速控制器继续运行在负荷回路,直至2 s后触发LAW,切至转速回路；

表1 0 MW工况下调门关闭时间对比

2) 发电机出口开关强制为分开(整套启动前甩负荷工况)时，调门关闭时间对比如表2所示.机组仿真试验带负荷至700 MW,#1、#2高压调门开度36%,#1、#2中压调门开度100%，模拟整套启动前甩负荷工况,将发电机出口开关2704断开,DEH系统直接切至转速回路,负荷目标0 MW,转速目标3 000 r/min,通过负荷转速控制器的输出将调门流量指令下降,高压、中压调门开始关闭,关闭过程中触发流量快关保护信号C20,触发调门SHUTDOWN指令,调门跳闸电磁阀失电,阀门快速关闭,数据记录显示#2高压、中压调门(F)SHUTDOWN指令触发时间比#1高压、中压调门(S)分别快约200、500 ms.

表2 发电机出口开关强制为分开

4.4 试验结果分析

1) 调门SHUTDOWN指令广播Frequency和OPP Rate设置的快慢会影响阀门关闭速度.两种工况下,#2高压、中压调门明显比#1高压、中压调门关闭速度快,说明调门SHUTDOWN指令广播Frequency和OPP Rate设置的快慢会影响阀门关闭速度.

2) 调门SHUTDOWN指令广播Frequency和OPP Rate设置改为F会使拐点提前,阀门关闭速度加快.从图4仿真试验波形图中可以发现,#1中压调门和#2中压调门关闭过程中都有明显的拐点,从逻辑动作顺序来看,可以假设,拐点前为调门伺服阀作用动作区域,拐点后为跳闸电磁阀失电动作区域,在SHTUDOWN指令Frequency和OPP Rate改为F后,拐点提前,阀门关闭速度加快.

图4 仿真试验波形图

5 优化措施

依据对此次电网线路问题造成机组跳闸甩负荷过程中转速偏高的异常现象所做的分析及仿真试验结果,提出两条优化措施:

1) 上海汽轮机厂的超超临界机组尤其是DEH、ETS系统一体化后的机组,DEH控制器(Drop 42控制器)高压、中压调门SHTUDOWN指令的Frequency和OPP Rate设置应由S修改为F,保证柜间通讯能快速广播,加快ETS控制器(Drop 41控制器)跳闸电磁阀回路接收指令的速度;

2) 在DEH控制器(Drop 42控制器)高压、中压调门SHTUDOWN指令和ETS控制器(Drop 41控制器)跳闸电磁阀回路之间增加阀门流量快关保护硬回路信号(由Drop 42控制器送至Drop 41控制器SOE卡件),通过网络通讯和硬回路双重作用确保甩负荷时跳闸电磁阀的及时响应.

6 结语

大型汽轮机组均设置了比较完善的甩负荷功能,上海汽轮机厂的超超临界机组引进的德国西门子技术百万机组DEH控制系统甩负荷控制逻辑较为成熟,甩负荷可靠性得到了验证.随着电网运行可靠性的增加,机组在实际运行过程中发生甩负荷的概率较小,未能引起热控人员足够的重视.本文案例介绍的DEH甩负荷控制逻辑中存在的问题,可能是同类型采用Ovation系统的上海汽轮机厂的超超临界机组存在的共性问题,可为其他同类型机组提供参考.