1、1000MW 机组热控特点及调试问题处理摘要：随着我国经济的迅猛发展，对环保及能源效率的要求越来越高，超临界机组、超超临界机组等高新技术和前沿课题不断涌现。超超临界机组在世界上已经应用了 40 余年。本文就结合国内的 1 000 MW 超超临界机组的一些设计特点进行简要分析，同时也探讨了 1 000 MW 发电机组热控调试中存在的主要问题及对策。 关键词：1000MW 机组；热控特点；调试问题 中图分类号： TM31 文献标识码： A 随着我国积极和科技的不断发展，我国火力发电机组正朝着大容量、高参数方向发展，虽然目前机组类型多以超临界 600MW 为主，但是1000MW 超超临界机组在我国发
2、展是尤其迅速的。自从我国华东电力设计院第一个涉足于 1 000 MW 超超临界机组设计后，在通过玉环电厂、外高桥电厂二期、泰州电厂工程中的实践，从而实现了我国 1000MW 超超临界机组的改造，但是在迅速发展的背景下，1 000 MW 超超临界机组设计还存在诸多的问题。尤其是 1000MW 机组热控系统的设计和 1 000 MW 发电机组热控调试问题。 1、DCS 热控特点 1 000 MW 发电机组的 DCS 热控特点相比 600MW 超临界机组有较为明显的特点。在一般情况下，首先是热控测点数量不同（测点设置见表1） 表 1 测点设置 由以上分析可知，目前对 1 000 MW 机组设计相对较
3、保守，测点设置偏多，DCS 控制器 I/O 点分配较少，DCS 国产应用较少。各设计院设计的1 000 MW 超超临界机组系统测点设置数量在 12 00014 000 点(其中不含纳入 MEH、DEH 的点数)；控制器(单元+公用)对数在 2835 对之间；可以粗略得出每对控制器平均负荷为 350450 点。而在热控设备数量中，1 000 MW 机组的过热器喷水减温调阀、再热器喷水减温调阀、高旁减温/减压调阀、二次风挡板、燃尽风挡板也比 600MW 超临界机组要多。还有尤其是热控自动套数，典型 600MW 超临界机组热控自动套数约 110 套，而 1000MW 机组约 180 套。以往在自动调
4、节品质不好的情况下运行人员往往习惯退出自动进行手动调节，而 1000MW 机组因设备过多而可能来不及手动调节。这就对热控自动化水平提出了更高的要求。 2、炉侧热控特点 炉侧热控特点这主要包括主蒸汽流量由喷嘴实际测量特点和 100%容量高压旁路，不设过热器安全阀的特点。一般机组的主蒸汽流量信号并不是直接测量出来的，而是通过调节级压力计算出来。也就是说，如果1000MW 机组汽轮机没有调节级，也不存在调节级压力，但 DEH 中需要用到主蒸汽流量信号：当主蒸汽流量低于 15%额定流量时，汽轮机将限制升速速率。所以在锅炉一级过热器出口装设了流量喷嘴用于测量实际主蒸汽流量。然而，这套设备在高温高压环境下
5、工作，加上该设备费用相当昂贵，因此，取消该流量喷嘴测量装置是很有必要的。 在一般情况下，100%容量高压旁路，不设过热器安全阀。是因为该设备的容量配置的旁路系统配合再热器安全阀既能用于各种工况的启动，也能满足机组大幅度甩负荷和停机不停炉的运行方式，而且由于高压旁路已具有 100%容量快开泄压功能，因此过热器出口没有设安全门和 PCV 阀。但是要实现再热器设 4 个全行程可调节的液动安全阀（采用比例阀的控制方式：指令输出电流为 12mA 时阀门保持不动，12mA 时阀门开，12mA 时阀门关，指令输出电流与 12mA 偏差越大则开/关速度越快）这样的功能，还必须在 DCS 中用软伺服功能块或函数
6、块进行相应组态。另外，高低压旁路均采用全程自动控制。 3、机侧热控特点 1000MW 机组机侧热控特点相比其它机组的特点，最为凸显的就是DEH 涵括范围更广、 ETS 保护条件较多和临界转速区较宽等的特点。一般的 1000MW 机组 DEH 系统涵括了控制油、润滑油、盘车、抽汽、轴封、疏水等汽轮机辅助系统以及 ETS 功能。这样有利于汽轮机控制的完整性，但是凡事都有两面性，这也在一定程度上增加了 DEH 与 DCS 接口点的数量，从而也就增加了整个控制系统的复杂性。 目前，西门子生产的 1000MW 等级汽轮机是国内 1000MW 超超临界机组中应用最广泛的。其 DEH 系统通过西门子 SPP
7、A-T3000 分散控制系统提供的子组控制器（SGC） 、步进（STEP） 、分支（BRANCH）等功能块的组合，以分步程序自动控制的方式实现启停机全过程。整个启机过程包括 26 个步序，只需要操作员进行确认蒸汽品质、确认暖机结束等有限的几个手动操作，基本实现“一键启机” 。但是也有不足之处，是没有设计各步序的帮助画面。 而与典型 600MW 超临界机组相比，1000MW 超超临界机组 ETS 条件增加了不少，从而为该设备的安全运行提供了良好保障系统。而要使机组具有调频能力，全周进汽必须采取节流的方式，而节流方式将引起经济性的下降。从而就采取了由补气阀承担一次调频功能。因为补气阀使机组在实际运
8、行时，不必通过主调门的节流就具备调频功能，可以避免节流损失，而且调频反应速度快；此外，补汽阀还具有提高变负荷速率、提高补汽阀开启前工况机组经济性的功能，有利于提高大电网的稳定性。目前一般机组均设计有 ETS 在线试验功能，以防止润滑油、EH 油、凝汽器真空等进 ETS 保护的重要压力开关拒动，为此还特意增设了 ETS 在线试验组件。同时汽机阀门活动试验是通过依次动作每个阀门上的每个跳闸电磁阀来实现的，每个阀门将全关动作两次，这也同时验证了跳闸电磁阀的可靠性。此外，在一般 1000MW 机组临界转速区下，但由于汽轮机轴系较长，且各段转子临界转速区不完全一样，而一般 1000MW 机组临界转速区为
9、 660r/min840r/min 及 1020r/min2910r/min，范围较宽。 4、1000MW 发电机组热控调试的问题及对策分析 1 000 MW 发电机组热控调试所针对的机组配制不同，所出现的问题也不同。下面就以某电厂 21 000 MW 超超临界机组为例，主要探讨 1 000 MW 发电机组热控 DCS 系统调试问题和 DEH 系统调试问题。 （备注：前后墙燃烧方式、平衡通风、内置式带循环泵启动系统、固态排渣、全钢悬吊结构 型燃煤锅炉，汽轮机选用上海汽轮机有限公司和西门子联合设计制造的超超临界、一次中间再热、凝汽式、单轴、四缸四排汽汽轮机） 4.1、 DCS 系统调试 在一般情
10、况下，DCS 系统调试问题主要出现在控制器扫描时间设置不合理、控制器失电恢复出现异常和运行中控制器等故障问题。那么下面就围绕这 3 个方面的问题进行探讨。首先控制器扫描时间设置不合理问题。针对这一问题采取控制器扫描时间优化措施，将 FSSS 公用逻辑控制器扫描时间设置为 100 ms，给水汽轮机 MEH 和 METS 控制器扫描时间分别设置为 100 ms 和 200 ms，其余控制器设置为 250 ms。其中用于并网控制的逻辑应放在不同任务区，该区扫描时间为 50 ms，画面刷新时间为100 ms。3 区的扫描时间加快后，分配给 3 区的控制器内存容量也应该加大，否则不能满足负荷率不大于 4
11、0%的要求；其次是控制器失电恢复出现异常问题。在定义点时，选择了“period save”选项，并下装到控制器，之后又取消该选项。针对以上情况，进行了以下操作：关掉主备控制器，格式化控制器闪存卡，重新下装控制器；第三是运行中控制器等故障问题。针对这一情况，执行批处理功能来检查所有控制器的逻辑图，通过查看生成的检查结果文件，找出有错误的逻辑图，修复后再下装到控制器。在后期调试过程，要求编辑完逻辑图后，在保存前，先执行编译来检查错误。 4.2、DEH 系统调试 常见 DEH 系统调试存在的主要问题包括:汽机主保护模拟量信号偏差大、负荷控制闭锁、压力和负荷控制器频繁切换等。首先针对汽机主保护模拟量信
12、号偏差大问题。为此就要重新设置保护信号偏差定值，根据实际情况，将偏差定值放宽到量程的 5%10%，以避免汽机主保护误动；其次是负荷控制闭锁问题。机组调试期间，经常出现负荷控制指令闭锁，一般同时出现“controller notok”的报警信号。当发现有闭锁信号，立即进行释放复位，将此按钮投入，按钮状态会变成 Released；第三是压力和负荷控制器切换问题，针对这一问题，只要将最大负荷设定值设得比负荷设定值大一点或者是手动减 BID 输出，使主汽压力与设定值基本一致后，压力控制器输出会逐步减小，又会自动切到初压控制方。 结束语 本文就针对 1000MW 机组热控特点进行简单介绍，也重点探讨了关
13、于DCS 系统调试和 DEH 系统调试问题，同时也提出了相应问题的解决对策。不过在 1000MW 机组热控调试问题不仅仅只是 DCS 系统调试问题和 DEH 系统调试问题，而且还有很多，比如还有联锁保护的调试、模拟量控制系统的调试等。目前由于我国在 1000MW 机组热控技术上还处于发展阶段，存在的各种问题也是正常的，只要我们在实际的工作中，不断地去总结经验和汲取教训，相信 1000MW 机组在我国发展会取得瞩目的成绩。 参考文献： 1朱晓星,寻新,盛锴.1000MW 机组热控特点及调试问题处理J. 湖南电力,2010,S1:74-77. 2刘玉文. 1000MW 超超临界机组运行特性研究D.华北电力大学（河北）,2009.
