机组甩负荷试验不成功原因分析

机组甩负荷试验不成功原因分析

靳亚林李金波胡宇光

（中国能源建设集团华北电力试验研究院有限公司天津300162）

摘要：某国外2×610MW再热凝汽式汽轮发电机组，进行甩负荷试验，最高飞升转速使超速保护动作。通过对机组甩负荷试验过程有关参数、曲线进行分析，开展仿真试验及相关测试工作，查找问题原因，提出合理解决办法。

关键词：汽轮发电机组；甩负荷；超速保护；

0引言

甩负荷试验是检验火力发电机组调节系统动态特性的重要试验，也是防止发生超速事故的措施。机组甩负荷后最高飞升转速不应使超速保护动作，调节系统能迅速稳定，并能有效控制机组空负荷运行。其性能优劣对机组和电网的稳定运行有直接影响。

1设备及系统概况

某国外2×610MW燃油（气）机组，汽轮机采用上海汽轮机厂制造的亚临界、单轴、中间一次再热、三缸四排汽、凝汽式汽轮机。与之配套的锅炉为上海锅炉厂生产的亚临界参数、一次中间再热、半露天布置、单炉膛正压运行、烟气再循环调温、四角切圆燃烧、轻油点火、自然循环箱型汽包燃油锅炉。

机组的调节保安系统采用数字式电液控制系统（DEH），其液压调节系统的控制油为14.5MPa的磷酸酯抗燃油，机械保安油为0.6—0.8MPa的低压透平油，该系统有一个独立的高压抗燃油供油装置。每个进汽阀门均有一执行机构控制其开关，其中中压主汽阀执行机构为开关型两位式执行机构，高压主汽阀执行机构、高、中压调节阀执行机构为伺服式执行机构，接收来自DEH控制系统的工作介质均为高压抗燃油，单侧进油，即所有阀门执行机构靠液压开启阀门、弹簧力关闭阀门。

2甩负荷试验要求

依据《火力发电建设工程机组甩负荷试验导则》（DL/T1270-2013）相关要求如下：

1）汽轮机甩负荷后超速保护应不动作，动态过程能迅速稳定；

2）机组及各配套辅机、附属设备和相关控制系统的设计应适应甩负荷工况：

3）凝汽式、背压式汽轮机甩负荷试验，应按50%和100%额定负荷两级进行。当甩50%额定负荷后，若第一次飞升转速超过105%额定转速，则应中断试验，查明原因，具备条件后，重新进行50%甩负荷试验。

3机组甩负荷试验及过程

3.1试验方法

用常规法进行甩负荷试验，即甩电负荷试验，突然断开发电机出口断路器，使机组与电网解列，通过甩去50%及100%额定负荷，记录曲线，测取汽轮机调节系统的动态特性参数，该方法是考核汽轮机调节系统动态特性最直接的方法。

3.2本电厂甩负荷正常动作过程

1）甩负荷前，负荷大于30%额定负荷，冷再热压力＞0.966MPa。甩负荷动作（即DEH中并网信号消失，BR1、BR2、BR3三取二）瞬间，DEH自动变为带旁路模式，负荷预判逻辑使保护系统OPC动作，所有调节阀全关。机组转速短暂飞升后下降，DEH转为“转速控制”。

2）OPC动作时间满7.5秒后，若转速低于OPC恢复转速（通常低于3090r/min），中调门打开至预设开度，控制转速稳定在3000r/min，高调门保持关闭。此时由中调门进行控制，维持空转。

3）在冷再热压力低于0.828MPa后，高调门开启，转速由中调门切换为高调门控制，稳定在3000r/min，中调门随着高调门开启，恢复至2900r/min记忆转速（高中缸联合启动阶段的记忆转速）。此时，汽轮机变为高、中压缸启动方式。

4）转速稳定3000r/min，在确定各系统状态正常后，以高、中压缸联合启动方式重新同期，并网带负荷。

3.3机组甩负荷试验介绍

#5机组于4月2日进行50%额定负荷甩负荷试验，试验时最大飞升转速为3208r/min，转速超调量大于5%，机组动态特性不能满足要求。

在#5机甩50%额定负荷试验时，发电机出口断路器断开，机组解列，甩负荷预测功能不等转速升至OPC动作值3090r/min，直接触发OPC动作，发出关闭高压调节阀（GV）和中压调节阀（IV）、高压缸排汽逆止门、各段抽汽逆止门的指令。机组GV、IV调节阀在甩负荷时没有及时的关闭，出现了一定的迟缓，导致在甩负荷汽轮机突然失去负荷瞬间还在进汽，使汽机转速没有得到有效控制，产生汽机转速飞升过高的情况，动态飞升曲线如图1所示：

图1#5机组甩50%额定负荷时的动态飞升曲线

#6机组于4月5日进行50%额定负荷甩负荷试验，试验时最大飞升转速为3138r/min，转速超调量为4.6%，虽然没有超出3150r/min，但与同类型机组相比，此次甩50%负荷试验瞬时最高转速明显偏高。随后，在机组甩100%额定负荷甩负荷试验时，最大飞升转速至3325r/min，超速保护动作机组跳闸，严重影响机组设备安全运行，动态飞升曲线如图2所示。

图2#6机组甩100%额定负荷时的动态飞升曲线

4仿真试验

针对两台机组甩负荷试验后引起动态超速，进行现场仿真试验。5月3日对#5机组高、中压调节阀进行三次仿真试验，分别测取了发电机出口断路器的开指令发出至分闸完成的时间、OPC动作输出的时间，以及高压调节阀和中压调节阀的关闭时间，试验相关数据如下：

图3第一次仿真试验数据（模拟断路器分闸）

图4第二次仿真试验数据（断路器实际分闸）

图5第三次仿真试验数据（断路器实际分闸）

数据分析：从仿真试验数据可以看出，各调节阀关闭时间实测基本正常（仿真状态下高压调节阀关闭时间在100ms左右，中压调节阀在160ms左右），但是发电机出口断路器断开后（机组甩负荷）到OPC触发的时间较长，分别为522.2ms和702.8ms，导致在发电机解列后到最后一个调节阀全关的时间分别为689.6ms和870ms。

5机组甩负荷试验超速原因分析

根据甩负荷不成功动态飞升曲线及仿真数据分析，从并网信号消失至OPC指令发出时间在0.5s以上，时间较长，是导致甩负荷试验时转速飞升过高的根本原因，检查现场DEH组态设置及进行相关测试情况如下：

5.1现场DEH组态设置及其影响

#5、#6机组DEH组态设置相同，共有两种运算周期，分别为：Normal（500ms）、Critical（40ms）。控制器运算周期为500ms，属于常规设置。逻辑组态中与OPC保护相关的回路运算周期为40ms：SYSTEM-STATUS逻辑页及其中与并网信号相关的算法运算周期均为40ms；OPC逻辑页及其中与OPC保护相关的算法运算周期均为40ms。相关的DI（BR1、BR2、BR3）、DO（OPC01、OPC02）运算周期设置为500ms。

由于现场相关IO信号的运算周期设置过慢，判断其为导致并网信号消失至OPC指令发出时间较长的原因。根据现场甩负荷过程分析，修改DEH卡件中有关甩负荷IO信号的扫描周期，并没有对“并网信号消失至OPC指令发出时间产生影响”。

5.2测试过程

1）测试旨在对比改变IO信号的扫描周期对整个回路的运算周期产生的影响。

2）测试从并网信号DI输入到OPC的DO输出的整个回路。

3）并网信号采用BR1，D1F37C的第11通道；

4）SYSTEM-STATUS逻辑中BR2、BR3信号使用BR1替代。

5）OPC信号采用OPC01，41F45R的第2通道。

6）将BR1、OPC01引入示波器，以分析BR1动作至OPC01输出的间隔时间。

5.3测试结果

图6IO信号扫描周期均设置为Normal时输出时间

（蓝色为BR1，黄色为OPC01）

图7IO信号扫描周期均设置为Critical时输出时间

（蓝色为BR1，黄色为OPC01）

将甩负荷相关的DI、DO信号的DTAG及BUFFER扫描周期部分设置为Normal情况下，经测试发现，从BR1动作至OPC01输出的间隔时间为520ms、1s、500ms、640ms、480ms、280ms。

根据以上测试结果对比发现，只有将甩负荷相关的DI、DO信号的DTAG及BUFFER扫描周期均设置为Critical，整个回路才能达到最快的Critical的运算周期，任一模块没有设置，整个回路都达不到最快的运算周期。

现场将相关DI信号（BR1、BR2、BR3）、DO信号（OPC01、OPC02）及卡件的扫描周期均设置为Critical后，将并网信号消失至OPC指令发出的时间进行测试，在100ms以内。

6结论

通过对机组甩负荷试验超速原因分析及采取措施，完善了调节系统组态设置，消除了IO信号及卡件扫描周期设置不合理问题。随后进行两台机组50%及100%额定负荷甩负荷试验均成功完成，超速保护均未动作，OPC功能可有效控制转速飞升。

机组甩负荷试验应全面监视、采集相关参数等过程信号。进行甩负荷试验前应进行DEH组态设置检查并进行甩负荷仿真试验，通过静态下强制、加信号等手段，模拟并网带负荷状态，通过断开发电机出口断路器模拟甩负荷试验，记录发电机出口断路器动作信号、OPC电磁阀动作信号、高中压调节阀关闭时间等参数，检验甩负荷试验动作情况。

参考文献：

[1]国家能源局.火力发电建设工程机组甩负荷试验导则，DL/T1270-2013

[2]上海汽轮机厂.调节保安系统说明书

作者简介：

靳亚林（1978.10—），男，40岁，大学毕业，中国能源建设集团华北电力试验研究院有限公司，高级工程师，从事电力工程机组调试工作，为公司调试项目提供技术支持，

李金波（1985.04—），男，33岁，大学毕业，中国能源建设集团华北电力试验研究院有限公司，工程师，从事电力工程机组调试工作，担任项目调试负责人并为公司调试项目提供技术支持，

胡宇光（1978.09—），男，40岁，大学毕业，中国能源建设集团华北电力试验研究院有限公司，工程师，从事电力工程机组调试工作，担任项目调试负责人并为公司调试项目提供技术支持，。