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1、汽轮机数字电液调节系统(DEH)调试全套1.概述神华国华宁东发电厂二期2660MW扩建工程是超超临界空冷机组，同步建设石灰石-石膏湿法脱硫设施及SCR脱硝装置并预留扩建条件。本工程的生产用水，由宁夏宁东水处理有限责任公司提供经过处理后的煤矿疏干水，不足部分采用太阳山供水工程提供的经过处理后的黄河地表水。本工程装设2660MW超超临界间接空冷燃煤机组酒己两台超超临界、一次中间再热、平衡通风、固态排渣直流锅炉，采用定一滑一定方式运行。每台锅炉配1台100%容量的动叶可调轴流式一次风机，酉己1台100%容量的动叶可调轴流式送风机，酉己1台100%容量的动叶可调轴流式引风机，引风机设计裕量同时必须满足
2、烟气脱硫、脱硝系统的要求,烟气经过脱硫塔后至湿式除尘器然后排至间冷塔内。本工程2X660MW汽轮机为超超临界、一次中间再热、单轴、三缸二排汽间接空冷凝汽式汽轮机，机组能以定滑定方式运行，滑压运行的范围暂按4090%额定负荷，汽轮机采用高中压联合启动方式，可带基本负荷并调峰运行，凝汽器为干式空冷凝汽器。本工程发电机为2660MW水氢氢冷却的汽轮发电机组，以发电机、变压器组单元接线接入厂内75OkV配电装置发电机出口不设断路器，750kV配电装置采用3/2断路器接线，2回750kV出线，启动/备用变高压电源直接由一期的330kV升压站引接。本工程采用集成的自动控制系统实现热力生产系统及各辅助系统的
3、生产集中监控自动化，并为全厂信息系统(IT)提供实时数据，实现全厂管理信息化，进一步实现数字化、网络化，全面提升全厂的自动控制水平和信息管理水平，达到国内火力发电厂的先进水平，并具有扩展和提升的空间。DEH控制系统的主要目的是控制汽轮发电机组的转速和功率，从而满足电厂供电的要求。机组在启动和正常运行过程中，DEH接收CCS指令或操作人员通过人机接口所发出的增、减指令，采集汽轮机发电机组的转速和功率以及调节阀的位置反馈等信号，进行分析处理，综合运算，输出控制信号到电液伺服阀，改变调节阀的开度，以控制机组的运行。国华宁东660MW机组系哈尔滨汽轮机有限责任公司设计生产的(N660-28/600/6
4、20)型超超临界、一次中间再热、单轴四缸四排汽间接空冷式汽轮发电机组。本机组采用高、中压缸联合启动方式冲转。每台机组配有两个高压主汽门（TV）.两个高压调门（GV）、两个中压主汽门（RSV）和两个中压调门（IV）o机组启动运行方式：定-滑-定运行，高中压缸联合启动负荷性质：带基本负荷，可调峰运行周波变化范围：48.550.5Hz机组额定出力：660MW主汽阀前额定蒸汽压力：28MPa主汽阀前额定蒸汽温度：600机组工厂编号：CCHK01A660MW汽轮机调节系统为高压抗燃油型数字电液调节系统（简称DEH）,电子设备采用了杭州和利时自动化有限公司的T800K系统，液压系统采用了哈尔滨汽轮机厂有限
5、责任公司成套的高压抗燃油EH装置。汽机岛控制系统采用和利时公司成熟的HOLLiAS-K系列硬件加MACSV6系统软件平台，组成DEH-DCSf化的控制系统。汽机岛控制系统配置一台工程师站、一台操作员站作为人机接口主要设备，挂接在DCS系统的系统网上，实现数据、资源共享。系统网下挂5个现场控制站：ETS保护系统（47#站）、BTC基本控制系统（46#站）、ATC自启动控制系统（45#站）、AUXl辅机控制系统（48#站）、AUX2辅机控制系统（49#站）。现场控制站由双冗余K系列主控单元及DP网下挂的若干K系列I/O模块和DEH专用测速模块、伺服模块组成。模块类型、数量根据I/O信号量配置。汽机
6、岛控制系统网络结构示意图、基本控制站硬件系统示意图2 .编制依据2.1 火力发电建设工程机组调试质量验收及评价规程（DL/T5295-2013）o2.2 火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程（DL/T657-2006）o2.3 火力发电建设工程启动及验收规程（2014年版）。2.4 汽轮机调节控制系统试验导则DL/T711-1999o2.5 汽轮机电液调节系统性能验收导则DL/T824-2002o2.6 热控设备厂家正式图纸、说明书、证明书及技术要求。2.7 设备订货合同、技术协议要求。2.8 电力建设施工质量验收及评价规程（热工仪表及控制装置）DL/T5210.4-2009o在上述标准发生矛
7、盾时处理原则为：首先应按设备订货合同、技术协议的要求及制造厂的正式图纸规定执行，如合同及制造厂无明确规定或规定不全时，按国家标准、部颁标准和规程条例执行。3 .DEH调试目的对DEH控制系统进行冷、热态调试，保证DEH系统硬件安装正确，模件组态和通讯的正确性，软件正常装载与恢复。使运行人员能对汽轮机进行操控，确保DEH汽轮机数字电液调节系统正常投入。4 .DEH系统的功能4.1 转速控制在发电机油开关断开期间，按照ATC程控指令、热应力建议升速率以及轴系运行情况，自动将汽轮机转速从盘车状态提升到额定转速，并与同期装置配合实现同期并网。给定转速与实际转速的差值经一次调频不等率修正后，转换为百分数
8、分别叠加在功率给定回路及阀位给定回路上,再接到转速功率PID的设定、前馈及跟踪端。在升速阶段实现转速无差调节，在并网带负荷阶段实现一次调频功能。在测速模块与伺服模块之间设置了转速反馈快速通道，可有效提高转速动态响应品质。4.2 功率回路控制发电机油开关刚合闸时，自动投入功率闭环控制，自动带3%-5%初负荷。操作员可设置初负荷值。可接受机炉协调系统来的目标功率给定或操作员设置，采用功频调节PID算法，调整机组有功功率及供电频率,以满足电网运行要求。并且与锅炉协调配合兼顾锅炉蒸发量与汽机耗汽量的平衡。在汽机功控方式下，目标功率在遥控方式下由机炉协调系统设置，遥控功率给定信号故障时操作员可修改。在T
9、SE应力计算投入时，实际负荷率为热应力建议值与操作员设置值的小选值。给定功率以实际负荷率逐渐逼近目标功率，在转速功率PID的作用下，机组功率随给定功率平稳地接近目标值。利用给定转速与实际转速的差值，根据设置的不等率按比例修正功率给定值，使机组参与电网一次调频。在退出汽机功控方式时,目标功率自动跟踪实际功率功率偏置为2%,以实现无扰切换。只有在旁路或锅炉投入主汽压力闭环调节期间，才能投入汽机功控方式,以防止主汽压力失稳。可在并网前预设初负荷值。发电机油开关刚合闸时，自动投入功率闭环控制，在转速功率PID作用下自动带初负荷。4.3 压力回路控制整个系统有3个主汽压力闭环控制回路：旁路、汽机、锅炉。
10、在机组运行期间任何时候只有1个且必须有1个投入闭环调节,以维持超超临界直流炉主汽压力稳定。压力控制优先级设置为：旁路汽机锅炉可接受机炉协调系统来的目标压力给定或操作员设置,采用压力PID调节算法，在初压方式下将主汽压力维持在给定值。在限压方式下将主汽压力限制在设定值以上。在初压或限压方式下，目标压力由机炉协调系统设置，遥控压力给定信号故障时操作员可修改。在初压方式下，给定功率以压变率逐渐逼近目标压力，在主汽压力PID的作用下，主汽压力随给定压力平稳地接近目标值。在限压方式下，压力偏置设置为IMPa。正常情况下实际主汽压力与给定主汽压力相等，主汽压力PID输出上限值，不限制总阀位给定值。当实际压
11、力下降到限制值以下时，主汽压力PID输出值下降，限制总阀位给定值，调节阀关小。在初压及限压方式均退出下，目标压力自动跟踪主汽压力。压力偏置设置为IMPa,主汽压力PID输出上限值。高旁调压、锅炉调压投入或转速超出300030rmin范围时退出机调压方式。旁路压控刚退出时，自动投入初压方式。利用主汽压力PID调节作用，协助锅炉控制滑压升负荷。4.4 阀门试验在汽机功控方式下，若功率信号全故障，自动切换为阀位控制方式。当功率信号故障恢复正常后，可按照机炉协调系统指令自动切换为功率控制方式。在初压方式下，若主汽压力信号全故障，自动切换为阀位控制方式。当主汽压力信号故障恢复正常后，可按照机炉协调系统指
12、令自动切换为初压、限压方式。在阀控方式下，操作员可通过修改目标阀位，调整机组功率。阀位控制方式下，机组具备电网一次调频功能。4.5 协调控制控制在机调功、机调压或机限压方式下，DEH通常在目标功率遥控方式、目标压力遥控方式，接受来自机炉协调主控器的功率给定和主汽压力给定信号，利用DEH的转速功率PID及主汽压力PID调节器控制汽轮机进汽调节阀开度，与锅炉配合实现机炉协调控制。在机调功方式下，在退出目标功率遥控方式时，操作员可通过修改目标功率，来调整机组功率。在机调压投入或机限压投入方式下，当退出目标压力遥控方式时，操作员可通过修改目标压力，在初压方式下调整主汽压力，在限压方式下调整主汽压力限制
13、值。4.6 启动装置在机组刚跳闸时，启动装置TAB值清O并保持为Oo当收到汽机程控挂闸指令或操作员单击挂闸按钮时，启动装置TAB值逐渐增大到15%。AST跳闸电磁阀带电，安全油压建立，机组进入已挂闸状态。当收到汽机程控预暖指令或操作员单击预暖按钮时，启动装置TAB值逐渐增大到25%。若满足预暖条件，自动进入预暖程控。操作员单击蒸汽品质确认后，汽机程控发出全开主汽门指令或操作员单击开主汽门按钮时，启动装置TAB值逐渐增大到55%。主汽门逐渐全开，快关电磁阀失电，OPC油压建立。当收到汽机程控运行指令或操作员单击运行按钮时，启动装置TAB值逐渐增大到65%o自动设置目标转速及升速率，经中速暖机后升
14、到额定转速进行高速暖机，等待并网。机组并网后，启动装置TAB值逐渐增大到100%。4.7 阀门管理高中压缸流量指令满足1:3关系。在总阀位给定值大于33%后，中调门全开。由于阀门升程-流量特性曲线具有较大非线性，为了改善调节系统性能,需要对阀门流量曲线进行修正，使总阀位给定值与实际流量尽量呈线性关系。阀门流量修正曲线与阀门结构尺寸密切相关，必须按照汽轮机厂提供的相关资料计算，或经阀门流量特性试验得到。4.8 限制管理4.8.1 阀位限制操作员可通过修改阀位限制值，限制总阀位给定值，从而限制进入汽缸的蒸汽流量。当PID输出值超过阀位限制时，阀位限制动作不允许功率给定值再增加，同时将产生报警。机组
15、刚跳闸时，阀位限制值清零。汽机程控冲转时，自动设置阀位限制值为120%。4.8.2 高负荷限制高负荷限制功能退出时，高负荷限制值自动修改为110%。高负荷限制功能投入后，操作员可在50%110%范围内修改高负荷限制值。经一次调频修正后的功率给定不会超过高负荷限制值，因此，只要功率信号无全故障，由于转速功率PID的调节作用，发电机功率被限制在高负荷限制值以下。4.8.3 低负荷限制低负荷限制功能退出时，低负荷限制值自动修改为3%o低负荷限制功能投入后，操作员可在3%50%范围内修改高负荷限制值。若机组转速大于3015rmin,则自动退出低负荷限制功能。经一次调频修正后的功率给定不会小于低负荷限制值，因此，只要功率信号无全故障，由于转速功率PID的调节作用，发电机功率被限制在低负荷限制值以上。4.8.4 超速限制当转速超过3090rmin时，OPC电磁阀动作关调门。当转速小于3060rmin时，OPC电磁阀动作复位。若油开关跳闸，在转速-功率PID控制下，将机组转速维持到3000rmino在负荷大于30%期间，当发生油开关跳闸时，控制系统切换到转速PID方式，目标给定等于3000rmin,OPC电磁阀动作调门立即关闭，2秒后控制恢复到转速PID方式，将机组转速维持到3000rmino在负荷大于30%期间，当外部电网线路开关跳闸
