洪鼎华 赵永涛 倪 颖
(神华国华徐州发电有限公司,江苏徐州市铜山区,221166)
目前,国内1000 MW 火电机组的DEH 系统和DCS (分散控制系统)负荷调节功能,主要是根据发电机出口功率变送器测量的实际值和给定的负荷指令值,进行逻辑判断后实现水、煤、风、汽等介质的入口量的调节,当两值一致时,则机组的负荷调节完毕。在极端情况下发电机电测系统无输出信号时,DEH (数字式电液调节系统)会自动把发电机有功功率置为1309MW,远远大于给定指令值,使机组不断降低出力直至机组打闸,同时DCS也将退出CCS (协调控制系统)、AGC (自动发电控制)、AVC (无功无压自动控制)的控制模式,而转到人工控制模式,大大增加了人工操作控制风险。由此可见,发电机电测系统的有功功率测量在整个调节过程起到十分关键作用,配置合理与否直接决定了机组运行的安全稳定。
某电厂1000 MW 机组电测系统中发电机有功变送器 (以下简称变送器)常规配置有三台,每台变送器均有两路4~20 mA 输出通道,一路送至DEH 控制系统,一路送至DCS 控制系统;其中11#、12#变送器为单向量程,13#变送器为双向量程;三台变送器的TA 电流回路为单回路串联接法,TV 电压回路为单回路并联接法,辅助电源采用同一路供电方式,如图1所示。
在实际运行中,发现此种配置存在以下问题:
(1)当变送器辅助电源失去时或一台变送器故障,将同时导致无数据送给DCS和DEH 系统;
(2)当该电测系统出现TV 断线时会使三路变送器有功功率失真,变小,进而导致机组打闸;
(3)电网侧发生扰动时三个变送器因输出量程不一致导致扰动时三个数据偏差较大,使CCS、AGC、AVC模式退出;
(4)在发电机并网时DEH 系统出现数秒钟的有功信号质量坏点,会出现机组带负荷速度大为降低的现象。
上述问题严重影响了机组的安全运行,彻底消除这些安全隐患成为当务之急。
2011月12月9日,该厂一台发电机有功功率变送器产生故障,导致送给DEH、DCS两个通道的输出数据严重失真,给机组运行带来安全隐患。为减小故障影响范围,技术人员通过增加3台变送器来,使每台变送器只送出一路信号,即:11#、12#、13#变送器信号送至DEH 系统,14#、15#、16#变送器信号送至DCS 系统,当单台变送器故障时只影响到一路信号,大大降低了单台变送器故障时的影响范围,从而提高了系统安全性。
图1 某电厂1000 MW 机组发电机电测系统原理图
2011年12月24 日,该厂送出线路故障时电网波动引起三个变送器输出量之间偏差较大,在波动峰值时出现了三个数据走向不一致现象,造成DCS系统CCS机炉控制模式退出。经检查分析原配置中有2台变送器4~20mA 对应0~1390 MW的单向变送器,另1 台为4~12~20 mA 对应-1390~0~1390 MW 的双向变送器,这也是造成有功功率偏差的主要原因。为满足DCS系统需详细记录包括逆功率工况在内的有功功率变化情况,向DCS提供数据的14#、15#、16#变送器均统一采用双向变送器-1390~0~1390 MW;而向DEH提供数据的11#、12#、13#变送器均统一采用单向变送器0~1390 MW,各系统采用统一型号变送器的方案很好地消除了三组数据不一致性的安全隐患。
传统方法解决变送器单辅助电源的方式一般有两种:一种是每台变送器从电源点引接一路电源,这种方法占用资源较多,一路失电还是要使对应的变送器退出,只能减少影响,不能彻底消除隐患;第二种是两路电源经电源切换装置后送至6台有功变送器,这种方法因电源切换装置的增加使隐患点增加,不符合电气可靠简单的设计理念。而作为国内新技术产品的双电源变送器可彻底解决该难题。
双电源变送器是把两路送入变送器的电源通过降压变压器降压整流后并联成一路输出,然后再经滤波稳压后得到变送器工作时所需要的稳定电源。当两路电源正常运行时,电源1指示灯和电源2指示灯均亮起;任何一路电源停电时另外一路电源仍然可以不间断提供稳定的工作电源,不会出现因电源切换引起的波动现象,停电的一路电源指示灯会熄灭,如图2所示。
图2 双电源有功功率变送器工作原理框图
双电源有功功率变送器作为长期稳定运行的新产品,彻底消除了单电源变送器失电时导致停机的安全风险,也避免了传统方式下的双电源切换引起的波动和间断供电现象。
在日常生产运行中,发电机TV 电压回路出现单相或三相断线的情况时有发生,一旦送至电测系统的发电机出口11#TV 电压出现断线现象,6台变送器的输出功率数值将小于实际值,会使DEH系统不断增加汽轮机出力,直至汽轮机超速而引起DEH 保护动作打闸,酿成跳机事故。为降低该种风险,我们从发电机出口12#TV 柜再引一路电压至电测系统,并与11#TV 电压形成冗余配置,11#TV 电压送至11#、12#、14#、15#变送器,12#TV 电压送至13#、16#变送器。除此之外,系统配置了一台双电压断线判别装置,当一路TV 电压断线时双电压判别装置发出该路断线报警信号分别送至DEH、DCS系统,及时屏蔽掉故障电压回路有功功率数据,选用正常电压回路的测量数据,减小电测系统TV 断线的影响,有效地避免了因TV 断线小故障引起跳机的大事故。
图3 1000 MW 机组发电机电测系统改进方案原理图
由于该厂1000 MW 机组DEH 系统为西门子设计理念,DEH 系统对有功功率信号上限大于19.8mA (1034 MW),下 限 小 于3.5 mA (-32 MW)判断为质量坏点。当机组并网前发电机转速保持3009r/s,并网瞬间机组的转速降为3000r/s,在锅炉供汽量不变的情况下高出额定转速9转的动能瞬间转化成电能,发电机有功功率将高出指令值50 MW,DEH 系统将快速关闭调门,减少供汽流量,调门关闭后发电机会出现10s左右的逆功率现象,逆功率超过-32 MW 时会造成DEH 系统有功功率信号出现100~200ms的质量坏点。此时汽机调门出现关闭现象,当功率信号大约3.5mA时才重新开启调门,降低了机组带负荷速度。经认真分析研究后,把机组下限值设为2 mA (-160 MW),彻底解决了并网瞬间功率信号质量坏点的现象,从而提高了1000 MW 机组带初负荷的速度。
1000 MW 机组正逐渐成为我国主流火电机组,有许多关于1000 MW 机组安全稳定运行的课题需要探讨。本文以某电厂1000 MW 机组发电机电测系统为例,对原方案在运行中存在的问题进行认真分析,并提出了更加科学合理的新技术方案,运用效果良好,对国内其他同类机组具有借鉴意义。
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