云浮电厂汽轮机DEH系统调频控制的改进和应用

云浮电厂汔轮机　ＤＥ　Ｈ系统调频控制的攻递和应用　陈永雄　（云浮发电厂，广东云浮５２７３２８）　ｌ　汽轮机液压调节系统改为ＤＥＨ后存　在的问题　云浮电厂４台汽轮机组由液调改为ＤＥＨ后，调　原因的就是各机组未能根据频率的变化，迅速、及时地　调整电厂的输出负荷（一次调频），维持局部电网的稳　定。由此可以看出，机组参与一次调频的重要性和必　要性。随着电调机组的不断增多，改造和完善电调中　一节系统采用独立的控制回路，在不投入一次调频情况　下，机组不能参与电网系统调频。当输电线路故障与　电网解列后，机组将孤立运行或处于局部小电网运行　状态。在这种情况下，如果系统负荷出现不平衡，小电　网频率波动会很大，有可能引发ＯＰＣ动作（动作转速　为３　０９０　ｒ／ｍｉｎ），甚至直接出现超速保护动作跳机，使　小电网瓦解，发生厂用电中断事故。若直接选用一次　调频，因设计在（３　０００±２０）ｒ／ｍｉｎ范围内，设定的负荷　变化斜率太大，会引起负荷波动太大，影响机组和系统　负荷的稳定性。另外，ＯＰＣ动作转速（３　０９０　ｒ／ｍｉｎ）偏　低，一旦动作会迅速关闭调节阀，使汽轮机瞬间停止输　出功率，严重破坏机组和系统的稳定性。　、二次调频和ＯＰＣ控制逻辑变得更加迫切和必要。　２超速控制及一、二次调频逻辑的改造　和完善　２．１一次调频逻辑改造　（１）机组并入大网运行时的设置　调速范围：　（３　０００±３０）ｒ／ｍｉａ调速死区：±３　ｒ／ｍｉｒｎ；对应的负荷　范围：±１３．５　ＭＷ。　（２）机组与大网解列带本地小网时的设置（３　０００±１５０）ｒ／ｍｉｎ。　速度　变动率　—５　；调速死区：±１２　ｒ／ｍｉｎ；调速。范围：　（３）机组与大网解列带本地网的判定发电机出　随着电网容量不断扩大，一次调频的作用不应有　丝毫减弱，当频率变化时，电网中运行的机组均应自动　参与调整，维持频率在正常范围。去年我国海南省出　现因台风破坏供电线路而引发全省大面积停机，机组　甩负荷后，绝大部分机组都不能保持单机运行，导致整　个电网瓦解；２００３年美国、加拿大、英国、意大利等国　先后出现大面积停电事故。造成事故的一个不容忽视　收稿日期：２００５—０８—１１　口开关合闸，转速超过（３　０００＿＋６０）ｒ／ｍｉｎ范围时，判断　为与大网解列带小网运行。　（４）投切方式　由值班人员根据需要，手动投入　或切除。　２．２增加二次调频　（１）手动投入逻辑设置转速偏差超过（３　０００±　作者简介：　陈永雄，１９９１年参加工作，云浮电厂汽机运行主管。　维普资讯 http://www.cqvip.com

３０）ｒ／ｍｉｎ，发电机出口开关合闸。　（２）自动投入逻辑设置转速偏差超过（３　０００±　６０）ｒ／ｒａｉｎ，发电机出口开关处于合闸，ＤＥＨ已判断机　组小网运行。　（３）退出二次调频的逻辑设置　当转速偏差在　３　０００　ｒ／ｍｉｎ±（３０～６０）ｒ／ｍｉｎ之间，可手动退出二次　调频。当转速偏差小于（３　０００４－３０）ｒ／ｍｉｎ时则自动退　出二次调频。　２．３　ＯＰＣ超速保护完善　（１）增加功率不平衡快速减负荷。当汽轮机功率　与小网负荷出现功率不平衡，而机组超速至１０３　额　定转速时，汽轮机快速减负荷，使汽机出力与负荷尽快　平衡，同时一、二次调频参与调整。　（２）增加功率不平衡或超速超限ＯＰＣ动作功能。　当汽轮机功率与小网负荷相差很大时，机组转速迅速　上升，功率不平衡量＞６０　额定负荷或机组超速至　１０７　额定转速时，ＯＰＣ保护控制动作，迅速关闭调节　阀，汽轮机转速迅速下降。　（３）并网前保留原超速至１０３　额定转速ｏＰｃ保　护，但并网后１０３％ＯＰＣ超速保护切除，由功率不平　衡量＞６０　额定功率或超速至１０７　额定转速逻辑来　实现。调频和ＯＰＣ工作范围见图１。　图　一次调频、二次调频、。Ｐｃ工作范围　３应用试验　改造完善后在４号机组上进行了实际试验。　囝匮匦　圃　逞磺磐憎鞲　町　∞　∞　∞　３．１第一次甩负荷带小网（厂用电）试验　３．１．１试验参数条件　主蒸汽压力３．３４　ＭＰａ；调节级压力１．８４　ＭＰａ；再　热蒸汽压力０．５６　ＭＰａ；转速３　０００　ｒ／ｍｉｎ；功率３０　Ｍｗ；高压调节阀开度３４％；中压调节阀开度１００　９／６；　一次调频投入，二次调频未投，锅炉投油稳燃。　３．１．２试验动作过程　发电机与（大）网解列后，负荷由３０　Ｍｗ突降至５　Ｍｗ，转速飞升。一次调频参加调节，升至３　０６０　ｒ／ｍｉｎ　时，二次调频自动投入，一、二次调频叠加调节。转速　飞升至３　０９０　ｒ／ｍｉｎ时，功率不平衡快速减负荷。由于　解列前负荷是厂用电负荷的６倍，虽然一、二次调频及　功率不平衡快速减负荷同时执行，转速还是飞升至　１０７　额定转速，ＯＰＣ超速保护动作，调速汽阀关闭，　转速升至３　２３４　ｒ／ｍｉｎ。此后，机组负荷基本稳定维持　在５　ＭＷ。在试验过程中ＯＰＣ两次动作，转速动态飞　升量７．８　。　３．２第二次甩负荷带小网（厂用电）试验　３．２．１试验参数条件　主蒸汽压３．９２　ＭＰａ；调节级压力１　ＭＰａ；再热蒸　汽压力０．２７　ＭＰａ；转速３　００１　ｒ／ｍｉｎ；功率１４　Ｍｗ；高　压调节阀开度２２　９／６；中压调节阀开度１００　；一次调频　投入，二次调频未投，锅炉投油稳燃。　３．２．２试验动作过程　发电机与（大）网解列后，负荷由１４　ＭＷ突降为　３．７　ＭＷ，转速飞升，一次调频开始调节，升至３　０６０　ｒ／　ａｒｉｎ时，二次调频自动投入，一、二次调频叠加调节，转　速飞升至３　０９０　ｒ／ｒａｉｎ时，功率不平衡执行快速减负　荷，转速继续升高，直至峰值３　１７４　ｒ／ｒａｉｎ。从甩负荷　开始后第９　Ｓ，小网（厂用电）系统已基本稳定，到第１８　Ｓ，转速降至３　０３０　ｒ／ｒａｉｎ，且变化趋于平缓。再过９０　Ｓ　后，转速就稳定在（３　０００±１５）ｒ／ｒａｉｎ，发电机功率稳定　在３．９　ＭＷ左右，全过程约２　ｍｉｎ。在试验过程中，　１０７　额定转速ＯＰＣ超速保护未动作。解列前负荷是　厂用负荷的３．６Ｎ，转速动态飞升量５．８３　。　４　存在问题及今后注意事项　（１）两次甩负荷辐度都不是很大，以第一次试验　为例，甩负荷辐度为８２％（２５　ＭＷ），转速飞升的峰值　（下转第３９页）　维普资讯 http://www.cqvip.com

，ｌ＝余汽水控制器（ＡＰＩ３　余锅炉保护控制器（＾ＰＩ５　一．　一　悃　回　圃　图４改造前的电接点汽包水位ＭＦＴ保护回路　，ｃ余汽水控制器（ＡＰＩ３）　冗余锅炉保护控制￣ＡＰＦＩ５　兀’动作　一３改后效果　．　一匝　匝　圜　兀’动作　一匝　圃　图５采用变送器汽包水位信号ＭＦＴ保护回路　人工投入相应数量的油枪。为方便运行，现在逻辑中　增加３层油枪投入顺控功能（每层６支），自动投入。　ＲＢ动作。在２　ｍｉｎ　５　Ｓ内，机组负荷从３５０　ＭＷ下降　至２６５　ＭＷ，最后基本稳定在２７５　Ｍｗ上，主蒸汽压力　稳定在１６．４　ＭＰａ，仅波动０．２　ＭＰａ，汽包水位最低至　一１００　ｍｍ，最高至５６　ｍｍ，后稳定于设定值一５０　ｍｍ　处。ＲＢ动作基本成功。目前，ＲＢ功能尚有不足，须　２００５年８月２日，３Ｄ给煤机跳闸引发机组燃料　进一步改进完善。　（上接第３１页）　间，由于时间较长，且进入空冷散热器的蒸汽量较少，　即停止工作致使风机停止运行，故机组运行背压会突　然增加，迫使机组降负荷运行，严重时可造成停机。　（１３）为加强冬季防冻观测，应在每一逆流区的凝　结水收集管口处装设凝结水温度测点。　如果在冬季，不要期望通过反转逆流区的风机获取热　量。因这时汽量甚少，反转也不会达到预热效果，相反　容易造成散热器内的凝结水冻结。　（１６）空冷系统能力工况和额定工况的性能试验　应与汽轮机的热耗试验同时进行，否则，在进行空冷性　能试验时，汽轮机排汽焓不能测量，只能取理论值，致　使所得空冷系统的性能准确度不高。　（１４）每台机组的散热器清洗系统按２套清洗驱　动装置设计，实现在冲洗每一冷却单元时从两边同时　冲洗的功能，以期缩短清洗时间。　（１５）在进行汽轮机冲转和发电机空负荷试验期　（上接第３６页）　击，对机组带小网运行的稳定性带来一定影响。　（３）当甩负荷时，锅炉必须及时投油稳燃，迅速调　已经到达３　２３４　ｒ／ｒａｉｎ，接近４号机机械超速的动作值　３　２７５　ｒ／ｒａｉｎ。若是甩负荷量更大，转速飞升会更高，　所以机械超速动作值不宜调得太低，以免汽机跳闸。　（２）通过机组一、二次调频及功率不平衡快速减　负荷功能，汽轮机转速控制较好，ＯＰＣ动作瞬间关闭　调节阀，切断汽轮机进汽，对汽轮发电机会产生一定冲　整汽包水位，并应及时开启旁路门降低锅炉压力，避免　安全门动作。　（４）已对４台机组ＤＥＨ进行了改造，今后还须继　续试验，不断探索、总结和提高。