【摘要】　荆门热电厂采用数字电液调节系统(DEH)对5号机组原有液压调节系统进行改造，实现了汽轮机纯电调控制。通过对DEH投运过程中出现问题的分析和处理，保证了DEH各项功能的实现，改善了汽轮机调节手段，提高了机组自动化控制水平。
【关键词】　汽轮机　数字电液调节系统　热控设备　改造
0　前言

　　荆门热电厂5号机组是1983年建成投产的200 MW燃煤汽轮发电机组。锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的HG670/140-8型单汽包自然循环中间储仓式煤粉炉，汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的N200-130-535/535-34型一次中间再热冷凝式汽轮机。10 多年来，该机组作为主力机组在电网内发挥了重要作用。在该机组建设时，热控设备采用的是70 年代末期产品，自动化程度不太高。为提高自动化控制水平，确保机组安全、经济、稳定运行并适应创一流电厂的需要，决定对该机组热控设备进行改造，采用国产分散控制系统(DCS)实现协调控制系统(CCS)和数据采集系统(DAS)的功能。为彻底改善汽轮发电机组的调节水平，使机组实现协调控制，对原有汽轮机的液压调节部分进行了改造，采用DEH实现机组纯电调控制。

1　改造方案

　　5号机原有调节系统为机械液压式，通过凸轮配汽机构喷嘴调节方式对汽轮机进行转速控制和负荷调节，所有操作均由运行人员就地操作。这种方式显然存在许多不足：(1)调节方式灵敏度低、迟缓率大，负荷响应慢、适应力差；(2)所有操作必须靠人工在机头就地操作，转速控制和负荷调节既不能远方操作，更不能自动控制，运行人员劳动强度大，且影响机组控制的可靠性与安全性；(3)原有调节方式不具备与其它系统的通信能力，无法实现机组协调控制，更不能满足电网自动负荷调度AGC的要求及提高机组整体自动化水平。针对以上问题，对原有汽轮机液压调节部分进行改造，采用DEH-3A控制器和高压抗燃油液压部分组成的数字式电液控制系统，实现纯电调控制功能。在改造过程中，取消凸轮配汽结构，重新设计弹簧座，配4 套高压油动机和4 套中压油动机，采用伺服阀控制的单侧油动机与调节阀门的阀杆相连接；增加DEH-3A控制器、操作员站、工程师站和高压抗燃油供油系统；增加OPC电磁阀；将原保安系统全部保留，包括安全油控制的高压主汽门自动关闭器，并在原安全油系统与高压抗燃油系统间增加隔膜阀，安全油系统动作时，高压抗燃油系统跟随动作。

2　DEH主要功能

　　改造后的控制系统采用计算机控制，精度高、可靠性好，汽轮机运行人员只需通过操作员站进行键盘操作，就可达到对机组的控制。DEH控制系统具有以下功能：(1)汽轮机转速控制。汽轮机挂闸后，可用手动或自动方式设定目标转速，由高、中压调节汽门联合控制汽轮机升速到3 000 r/min。在升速过程中，能自动快速通过预置的临界转速。(2)自动同期控制。汽轮机升速到3 000 r/min后，DEH发出同期请求，可接受同期装置的指令，将汽轮机控制到同步转速，实现并网带负荷。(3)机组负荷控制。机组并网后，DEH能自动给出初始负荷指令，使机组带上初始负荷。并网后，DEH由功率和调节级压力反馈，组成串级调节系统，实现功率-频率调节，对机组进行负荷控制。(4)参与机组协调控制。DEH可接受CCS的负荷指令，控制汽轮机负荷，与锅炉调节系统一起实现机炉协调控制。(5)主蒸汽压力控制(TPC)。DEH可控制调节汽门开度实现机调压，并实现低汽压保护功能，维持汽压稳定。(6)多阀控制功能。通过单阀/多阀切换，提供阀门管理功能，实现节流调节和喷嘴调节，满足机组不同运行方式和节能需要。(7)快速减负荷(RUNBACK)。针对机组不同辅机故障情况，提供3 档快速减负荷速率和限制值，使机组在部分辅机故障时快速减负荷。(8)阀门试验。为保证每个阀门活动灵活，可通过DEH对每个调节汽门进行在线活动试验，并在试验过程中通过其它阀门的调节作用，维持机组负荷稳定。(9)OPC控制功能。为防止汽轮机超速，在油开关跳闸、汽轮机转速达到额定转速的103%时，DEH的OPC功能作用，关闭高、中压调节汽门，使转速下降到低于3 090 r/min后再开启，控制转速并维持3 000 r/min运行。(10)超速保护功能。接收到转速信号达110%额定转速(3 300 r/min)时，DEH发出指令关闭所有进汽门，实现停机保护。(11)参数监视功能。DEH可对各参数进行采集，运行人员可通过操作员站的CRT画面，对机组运行过程进行参数监视。

3　DEH投运过程中出现的问题

　　DEH系统各部分完成现场安装、接线和调试后，大修完的5号机组于1997年12月5日点火启动，一次成功地由DEH控制机组升速到3 000 r/min，实现并网带负荷。在DEH投运过程中曾出现过一些问题，经处理后，基本实现了其各项功能，对机组进行了有效的控制调节。
3.1　机组启动初期隔膜阀卡死问题
　　在DEH投运初期的汽轮机启动过程中，曾出现隔膜阀卡死、建立不起油压问题，使汽轮机无法挂闸启动。经检查发现，是由隔膜阀卡死造成的。在引进型300 MW机组中，隔膜阀的承受压力为0.7 MPa左右，采用Fisher薄膜式阀门作隔膜阀就能满足要求。荆门热电厂这台200 MW机组隔膜阀正常工作时的透平油压为2.0 MPa，因此选用了Fisher活塞阀。系统投运不久，因油质不干净使活塞卡住不能动作。在处理过程中试图通过旋转螺杆使活塞活动，由于是在阀芯落座的状态下旋转的，使活塞接触面受到损伤，造成活塞阀关闭不严密，出现泄漏现象，建立不起油压。经更换一个新活塞式隔膜阀后，问题得到解决。为防止类似故障出现，一方面选择能承受高压的薄膜式隔膜阀，克服活塞式隔膜阀卡涩问题；另一方面，在采用活塞式隔膜阀时，切实保证通过阀门的油质洁净，并注意在处理卡死时的修复工艺。

3.2　高、中压缸负荷分配比例的影响问题

　　DEH对300 MW机组启动升速时，先让中压调节汽门处于全开状态，由6 个高压调节汽门参加调节，对机组进行转速控制。但高、中压调节汽门都参加了调节，因而在调节参数设置上不一样。对于200 MW中间再热机组，根据技术经济比较，保证中间再热压力合理的方法是使机组高压段占整个机组功率的1/3～1/4，即高、中压负荷分配一般为1∶3。根据调节汽门特性，前50%行程控制90%的流量，后50%行程仅改变10%流量。该机组高压调节汽门行程为40 cm，其中空行程7 cm，即前50%行程(20 cm)中只有13 cm控制90%的流量，精度要求很高。
　　按高、中压负荷分配比例为1∶3，当转速升到2 300 r/min以上时，中压调节汽门全开，经再热器进入中压调节汽门的蒸汽有时间迟延，而中压调节汽门又不在控制状态，只靠高压调节汽门调节，控制效果不佳。将分配比例按1∶2进行调节参数整定后，控制效果有所好转，但转速达2 700 r/min以上时，中压调节汽门还可能全开。经试验，按分配比例1∶1.8进行参数整定，避免了升速过程中出现中压调节汽门全开而影响控制效果的现象，提高了转速控制精度。

3.3　油开关跳闸信号接法的影响问题
　　　　
　　1997年12月10日机组在系统改造初期启动过程中，当时带负荷40 MW，突然出现主蒸汽调节汽门全关，指令出现3 000 r/min后又瞬间变成250 MW，且再无法开启高压调节汽门，使运行人员无法进行操作。经检查分析，是由于油开关跳闸信号误发引起的。油开关跳闸是由2 个接点信号分别送来同时作用，因信号质量问题，其中一个闪动先发出油开关跳闸信号，DEH接受到此信号后，即刻由负荷控制转为转速控制，并自动给出目标指令3 000 r/min(按额定转速给出)。因该油开关跳闸信号并非真实信号，当闪动恢复后，DEH又按负荷控制的上限值给出250 MW指令(转到负荷控制时自动给出的最大负荷值)，且此时应切至手动，用阀门手动键开启高压调节汽门。由于系统投运初期，运行人员还不熟悉这种操作程序，便作了打闸停机处理。

　　由历史数据记录得到的该过程各参数变化曲线示于图2。其中曲线1～5分别表示负荷指令、转速指令、实际转速、负荷曲线及调节级压力。从中可看出，出现油开关跳闸信号时，负荷由40 MW甩到0 MW，而转速指令为3 000 r/min，油开关跳闸信号瞬间闪动后，负荷指令由170 MW突变为250 MW，操作人员打闸后，负荷指令和转速指令全下降到0。从调节级压力曲线5可看出，机组带负荷40 MW时，IP只有1.8 MPa，DEH的OPC功能是在IP≥3.0 MPa时才起作用。因此在出现上述故障时，虽有油开关跳闸信号，但因当时IP=1.8 MPa＜3.0 MPa，OPC不能起作用，无法控制调节汽门先关后开，以维持机组在额定转速运行。为此，一方面将2 个油开关跳闸信号先串联后送给DEH，以提高信号可靠性；另一方面，将系统功能和程序向运行人员交待清楚，让运行维护人员掌握，以利于运行操作。

图2　油开关跳闸信号影响机组运行的过程记录

1—负荷指令；2—转速指令；3—实际转速；4—负荷曲线；
5—调节级压力

3.4　发电机失磁引起的控制系统故障

　　1998年4月，机组运行过程中由于发电机失磁引起DCS工作不正常，锅炉熄火停机。DCS恢复工作后，锅炉点火，在汽轮机启动过程中，发现8 个调节汽门中的4 个Vcc卡不能复位，DEH不能投入自动。对Vcc卡进行复位处理后，DEH允许投入自动。但运行人员将DEH打到自动位后，发现仍有2 个调节汽门不能开启，进而将高压缸排汽逆止门垫子吹坏，影响了机组正常启动运行。
　　从DCS工作条件和DEH投入自动的逻辑条件进行检查分析，认为是在发电机失磁过程中，对DCS的工作电源有一个大的波动，因UPS电源在系统运行中处于旁路状态，所以发电机失磁时不能正常切换到UPS电源，使操作员站失电，DPU断掉。恢复电压后对Vcc卡并未全部复位，仍有2 个Vcc卡未复位，不能正常工作。DEH投入自动位的逻辑程序是：只要少于2 个Vcc卡故障时就可投入自动。因此，在2 个Vcc卡还未复位时就有了允许投自动的信号显示，运行人员投入自动后却不能开启这2 个Vcc卡所对应的调节汽门，造成以上问题。
　　为此，对DCS电源性能要求进行了全面试验，包括DCS备用电源切换试验、UPS电源切换试验、卡件适应的电源范围测试及电压突变试验等。经试验确认，DCS卡件的工作电压范围均在制造厂家提供的技术指标范围内，且所有电源正常切换时间均能满足DCS工作要求。引起上述故障现象的主要原因首先是UPS电源处在旁路状态，未做到冗余备用，因此不能保证DCS供电电源出现问题时，UPS电源正常切换供电；另外，DEH的2 个或少于2 个Vcc卡故障可投入自动的逻辑条件还不适应现场运行需要，应进行修正；同时，采用DCS对机组进行控制时，都应有DCS失电的停机保护。而在荆门热电厂5号机组进行控制系统改造时，却未加入DCS失电的停机保护功能，甚至连失电的报警显示都没有，因此在发电机失磁电源出现故障时既没有保护措施，又无报警显示，使运行人员不能掌握系统工作情况，无法正常操作。事后对这几个问题进行了认真处理，保证了DEH正常运行。

4　DEH改造后的运行效果

　　5号机组汽轮机改造为DEH纯电调控制后，及时处理了试运中出现的问题，保证了控制系统正常工作，基本实现了各项功能，取得了较好效果。(1)由于原来液压调节系统是一个纯转速有差调节系统，改成纯电调控制系统后，可实现转速和功率的无差调节，提高了机组的负荷适应性。(2)取消了原来凸轮配汽机构，通过伺服阀对各调节汽门实行控制，可经阀门切换使机组在启动时采取单阀控制，提高转子使用寿命，也可实现喷嘴调节以提高机组效率。同时，还可通过软件修改阀门的凸轮特性，提高控制效果。(3)采用操作员站方式进行操作，克服了汽轮机运行人员就地操作的困难，减轻了运行人员的劳动强度；同时操作人员通过操作员站提供的CRT对运行参数进行在线监视，提高了操作的可靠性。(4)由于采用DEH控制系统，通过网络实现机炉控制系统间的通信和数据传递，为实现协调控制创造了条件。在试运过程中，已对机炉协调控制方式进行了试验，在锅炉自动调节系统正常投入的情况下，可投入CCS，进而接受AGC指令，实现自动负荷调度功能。
　　当然，对200 MW老机组的汽轮机控制系统改造也有多种方式，采用电液并存的电调方式在东北锦州电厂等老机组改造中，也取得了成功经验和良好效果，而在荆门热电厂5号机组上采用纯电调方式改造成功，全国还是首例。在采用DEH纯电调控制系统对200 MW及以下老机组进行改造时，必须注意老机组的特点，认真进行设计和组态，不能完全照搬300 MW机组DEH的应用经验。在老机组热控设备改造中，由于不是新建机组，又不是更换全部设备，在改造部分与保留部分的接口问题上应充分考虑，特别要重视控制系统与原有保护系统接口和逻辑关系的设定，避免出现影响机组安全运行的问题。另外，还应注意对热工人员和运行人员的技术培训，详细介绍制造厂的设计思想、新系统功能和逻辑关系，并在系统投运前制定新的操作运行规程供运行人员遵照执行，满足对热控设备操作和维护的需要，确保机组安全和稳定运行。