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1、汽轮机数字电液调节系统(DEH)调 试全套L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
2、量同时必须满足烟气脱硫、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2 X 660MW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
3、系统实现热力生产系统及各辅助系统的生 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
4、有限责任公司设计生产的(N660-28/600/620 )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:48.5 50.5Hz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
5、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-DCS f 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
6、/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/T 657-2006 )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/T 711-1999o2.5 汽轮机电液调节系统性能验收导则DL/T 824-2002o2.6 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
7、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/T 5210.4-2009o在上述标准发生矛盾时处理原则为: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
8、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
9、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TSE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
10、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。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
11、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
12、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
13、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
14、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,
15、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