DEH负荷压力控制器小选输出逻辑存在缺陷导致机组异常停运.docx

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1、某厂5号汽轮机是电气集团N660-25/600/600,超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、八级回热抽汽、凝汽式汽轮机。控制油系统采用EH高压抗燃油，主汽轮机与给水泵的小汽机共用一套控制油系统。（一）事件过程某月28日6:33:335号机组负荷380MW,煤量165TH,BCDE制粉系统运行，给水流量1023T/H,主汽压13.83MPa,主汽温度608oC,再热汽温度600oC,高压调门A/B,中压调门A/B全开状态。12月28日5:57:36机组负荷指令250MW,实际负荷250MW,协调控制方式，主汽压力设定11.16MPa,实际压力11.19MPa.5:57:38负荷指令由250

2、MW升至273MW。5:59:54负荷指令由273MW升至300MW。6:12:47负荷指令从300MW升至350MW。6:22:11实际负荷上升至340.9MW,实际压力12.62MPa,滑压设定13.5MPa。6:22:12负荷指令从340.9MW升至400MW。6:32:41控制器闭锁增。6:33.17.763至06:33:20.162负荷控制方式与压力控制方式多次切换,最后压力控制方式启作用。6:33:20.663运行投子环，复位控制器闭锁。6:33:29.763至06:33:32.163负荷控制方式与压力控制方式多次切换，最后负荷方式方式启作用。6:33:34.9516:33:35.

3、3636:33:35.3636:33:35.7636:33:35.9116:33:36.1516:33:36.1636:33:36.5016:33:36.5646:33:36.6636:33:36.7116:33:37.110高中压调门跳闸电磁阀动作。高压调门指令24%。压力控制方式启作用。快关指令发出报警，高压调门全关。KU动作甩负荷报警。跳闸电磁阀恢复。高压调阀主指令小于30%。高排逆止门跳闸电磁阀动作。快关恢复。负荷V15MW。KU甩负荷报警消失。中压排汽温度高。6:33:37.211高压缸通风阀跳闸。6:33:37.261 6:33:37,361 6:33:37.462 6:33:37

4、.611 6:33:37.7636:33:38.251 6:33:38.263 6:33:38.411 6:33:38.563 6:33:38.6106:33:38.962冷再逆止动作。高中压调门关反馈消失。限压方式reached消失。冷再逆止阀开反馈消失。局压调阀主指令大于30%o高中压调门跳闸电磁阀动作。负荷15mw,切转速控制。冷再逆止阀全关。高压调阀主指令小于30%o切除协调。高压调门快关报警。6:33:39.011中压调门快关报警。6:33:39.062初压/限压切换，在初压方式。6:33:39.300高压调门跳闸电磁阀恢复。6:33:39.400中压调门跳闸电磁阀恢复。6:33:3

5、9.762高压调门快关指令消失。6:33:39.811中压调门快关指令消失。6:33:39.861负荷15mw消失。6:33:40.700初压请求信号发出。6:33:40.811通风阀全关消失。6:33:44.810通风阀全开。6:33:46.699初压请求信号消失。6:33:52.667高压排气温度高保护动作信号。6:33:55.108锅炉跳闸保护动作。6:33:55.208汽机跳闸。运行人员立即手动干预，确认机电联锁保护动作正常，进行锅炉吹扫，06:51锅炉吹扫后通风结束，锅炉闷炉。07:00主机转速降至510转/分，顶轴油泵自启，主机盘车投入正常。（二）事件原因查找与分析1 .事件原因检

6、查（1）电气专业：对功率变送器进行检查、校验，未发现异常。对功率变送器的工作电源进行检查及切换试验，未发现异常。对功率变送器PT、CT及4-2OmA输出回路端子紧固，未发现松动。对发电机PTcT回路进行检查，未发现异常。查故障录波器有功功率采样、三个功率变送器功率输出、发电机电流及主变电流均有突降，判断发电机实际功率确实存在突降。（2）热工专业：对DEH服务器、FM458控制卡进行检查，未发现异常。对调门跳闸电磁阀电阻、回路绝缘进行检查，未发现异常。检查电气送至DCS系统功率信号的接线，三个电气功率信号分别配置到三个ADDFEM模块，查无异常。三个电气功率变送器传输信号进行电缆绝缘测试，未发现

7、异常。检查压力控制回路、负荷控制回路，未发现异常。2 .原因分析本周为了满足电网对机组协调升负荷速率的要求，进行5号机组协调外挂系统调试优化，同时将机组的升负荷速率由3MWmin提高为7MWmin028日5:57机组开始连续升负荷，6:22压力设定值与主汽压力偏差持续增大，压力控制器输出减小，DEH由负荷控制方式切至压力控制方式。6:33:32,163因运行降负荷，负荷控制器输出减小，切至负荷控制方式。6:33:35.363压力偏差增大值至1.7MPa,压力控制器输出再次减小，切至压力控制方式。由于压力控制器PID调节器积分累积的作用，导致压力控制器指令输出快速由82%下降至28%,压力控制器

8、指令与阀位反馈偏差大于25%,06:33:35.763所有调门快关保护动作，调门全关，机组负荷由372MW降至OMW,触发150ms短甩负荷（KU）,2s后快关恢复（见图1）。由于调门关闭，实际主汽压力上升，调门逐渐开大。06:33:38.263,负荷65.5MW,触发长甩负荷（LAW）,将负荷控制方式切至转速控制方式。因转速控制器指令与调门阀位偏差大于25%,再次触发调门快关保护。06:33:39.300,调门快关保护恢复。因为转速控制器输出为5%,高中压调门保持全关，延迟10s,触发再热器保护，锅炉MFT。图1DEH压力控制器和负荷控制器输出结论：协调外挂系统调节不良导致主汽压力偏差大是本

9、次非停诱因，但不是导致非停的主要原因，主要原因是DEH负荷控制器、压力控制器选小输出逻辑在特殊工况下存在缺陷，具体如下：（1）补汽阀上限为0时，高中压调门全开而补汽阀未在开位，阀门总流量指令有20%空行程，该调节区间主汽压力偏差未随总指令的减小而减小；（2）在控制方式频繁切换时，DCS送来的两个压力设定值不同步，触发闭锁信号，闭锁负荷控制器设定值，45s后运行人员手动复位闭锁信号，负荷设定值与实际负荷有偏差，使负荷控制器指令快速下降；（3）压力控制器和负荷控制器分别计算输出，对输出的值进行取小后输出阀门总流量指令。当闭锁信号复位后，产生指令阶跃，在频繁切换时，引发总流量指令快速下降，触发快关，

10、演化为后面的非停事故。3 .暴露问题（1）机组外挂协调系统调节不良，提高机组升负荷速率后，导致在连续升负荷过程中，主汽压力与设定压力偏差大。（2）控制逻辑不完善，无主蒸汽压力与设定值偏差大报警，不利于运行人员发现异常及时干预。（3）在新外挂协调系统及DEH控制系统方面，对生产人员培训不到位。附参考资料：600MW机组DEH组态逻辑说明1.概况介绍600MW亚临界一次中间再热、高中压合缸单轴三缸四排气凝汽式汽轮发电机组，系统为单元制热力系统。电厂600MW汽轮机采用高中压缸联合冲转方式冲转，右侧高压主汽门为调节型，在冲转前预暖阀体腔室，左侧高压主汽门为开关型，冲转时高压主汽门全部打开。高压调节门

11、，中压主汽门，中压调节门联合冲转。在2150RPM时中压主汽门全开。然后由高压调门，中压调节门控制升速、过临界同期，带初负荷，带全负荷。中压调节门在负荷流量参考值（ReferenCe）达到40%时全开。每台机组配有两个高压主汽门（TVl开关型TV2调节型）、四个高压调节门（GV）、两个中压主汽门（RSV调节型）和两个中压调节门（IV）。机组启动运行方式: 负荷性质： 周波变化范围： 旁路形式及容量： 机组额定出力： 主汽门前蒸汽压力: 主汽门前蒸汽温度: 主汽门前蒸汽流量: 中联门前蒸汽压力: 中联门前蒸汽温度: 中联门前蒸汽流量: 机组工厂编号：定一滑一定运行，高中压缸启动带基本负荷，可调峰

12、运行48.550.5Hz30%B-MCR高低压串联简易旁路600MW16.67MPa（a）5381928.14TH（TRL工况）3.161MPa（a）538741.76T/H75C电厂600MW汽轮机调节系统为高压抗燃油型数字电液调节系统（简称DEH）,液压系统采用了哈尔滨汽轮机控制工程有限公司成套的高压抗燃油EH装置2.控制功能DEH主要控制汽轮机转速和功率，即从汽机挂闸、冲转、暖机、同期并网、带初负荷到带全负荷的整个过程，通过TV、GV、IV和RSV实现，同时具备防止汽机超速的保护逻辑。即超速保护、基本控制。自启停部分，这三部分既相互独立，同时又通过控制总线交换控制信息或状态。2.1 超速

13、保护部分超速保护部分的主要作用是提供转速三取中、油开关状态及汽机自动停机挂闸（ASL）状态三选二、超速保护逻辑、超速试验选择逻辑以及DEH跳闸逻辑,它控制着OPC电磁阀，同时汇总DEH相关跳闸信号后通过硬接线送ETS,并有转速和负荷调节控制。2.1.1 系统转速选择SPEED#1 SPEED#2 SPEED#3SYSTEM SPEED转速三选二实际上是三取中逻辑，即由三路转速信号中的两路先分别大选，然后再对三个大选结果进行小选。图4.1三选二逻辑当出现以下情况时认为转速1信号故障：在转速设定值大于300RPM且没有主汽门严密性试验且汽机不在临界转速时，转速1坏质量在转速设定值大于300RPM且

14、没有主汽门严密性试验且汽机不在临界转速时，转速1与系统转速相差大于10RPM转速IFCS子模件故障转速2、3信号故障以此类推。当出现以下情况时认为系统转速信号故障：任意两路转速故障在转速设定值大于300RPM且没有主汽门严密性试验且汽机不在临界转速时，系统转速与给定相差500RPM,延时5秒发生系统转速故障后，若此时发电机没有并网，DEH将产生超速跳闸命令至ETS。2.1.2 并网开关状态DEH判断机组是否并网的唯一根据是开关状态，因此该信号的重要性不言而喻。设计有两路开关合闸信号，对每路开关进行三取二，当一路信号中至少两个开关合闸信号来且没有假并网试验进行时，DEH才认为机组真正并网了。DE

15、H判断汽机是否挂闸也是通过对AST母管压力的三取二实现的。2.1.3 超速保护超速保护（OPC）通过控制OPC电磁阀快速关闭GV和IV,直到汽机转速低于3060RPM才复位OSP电磁阀，并将转速维持在3000RPM。它实际上由两部分组成：转速大于103%保护和发电机解列瞬间的甩负荷预感器（LDA）。未进行电气超速或者机械超速试验转速且系统转速无故障时，转速超过3090RPM系统转速大于2900RPM时转速飞升过快？发电机油开关断开且中压缸排汽压力（IEP）大于额定压力0.865MPa的15%或者该测点坏质量，则此时转速是否超过3090RPM,OPC电磁阀都要动作，这就是甩负荷预感器的功能。2.

16、1.4 DEH跳闸电厂600MW汽轮机跳闸功能是由ETS控制AST电磁阀实现的，DEH只汇总以下的跳闸条件，它并不控制AST跳闸电磁阀：并网前系统转速故障或者超速（大于3180RPM）并网后汽机转速大于3180RPM或低于2000RPM系统电源（220VAC）故障阀门严密性试验结束ATC方式下任何ArC跳闸命令（组态中没有激活）ATC方式下是否允许ATC跳闸可以通过工程师站进行选择。2.1.5 超速试验超速试验包括OPC超速试验（103%）、电气超速试验（106%）和机械超速试验（112%）,这几项试验在逻辑上相互闭锁，即任何时候只有一项超速试验有效。对于机械超速试验，除满足上述条件外，ETS

17、操作盘上的“超速保护”钥匙开关必须在“试验”位，机械超速试验才允许进行。超速试验的允许条件：汽机挂闸发电机未并网系统转速大于2950RPMOPC超速试验必须没有OPC保护动作的条件存在在电气或者机械超速试验过程中，如果汽机转速超过3360RPM,为安全起见DEH将无条件发出超速跳闸指令送ETSo2.2 基本控制部分基本控制部分是DEH的核心，它提供与转速和负荷控制相关的逻辑、调节回路。这部分还包括与自动控制有关的其他功能，如设定值/变化率发生器、限值设定、阀门切换、阀门管理、阀门试验以及阀门校验等。与基本控制有关的重要模拟量，如发电机有功功率、主蒸汽压力、中压排汽压力和调节级压力同样都是三取二

18、。2.2.1 远方挂闸/ETS复位导致汽机跳闸的原因总结起来有两个：一个是汽机危急保安装置动作后保安油压消失，薄膜阀动作后将AST母管内EH抗燃油排泄掉，所有阀门关闭；另外一个是AST跳闸块上AST电磁阀动作后直接将抗燃油排掉引起阀门全部关闭。远方挂闸的作用就是复位危急保安机构，即DEH通过控制安装在汽轮机前箱附近的板式气动挂闸电磁阀使得保安油压重新建立起来；远方复位ETS则是指通过DEH送出复位AST跳闸电磁阀指令给ETS,使AST跳闸电磁阀恢复带电状态，从而恢复AST母管油压。ETS复位操作是时间长度为5秒的脉冲信号，即命令发出5秒后自动消失；远方挂闸操作则在挂闸后若50S内汽机仍未挂闸，

19、则DEH给出“远方挂闸失败”（RESETTURBINEFAIL）信号。（注：汽机挂闸也可通过运行人员操纵前箱附近跳闸杠杆手动挂闸；同样，ETS复位也可通过ETS操作盘上的复位按钮实现。）2.2.2 转速控制电厂600MW汽轮机是由GV/RSV/IV控制冲转的。汽机挂闸且阀门不在校验状态时，运行人员可发出RUN（开主汽门）命令，此时TV全开，GV,RSV,IV保持关闭。RUN实际上就是开机命令指令，一旦发出，就意味着冲转开始；在汽机运行期间RUN命令始终保持，只有当汽机重新跳闸才能清除掉。运行人员通过DEH画面设定目标转速3000RPM和升速率；一旦目标值发生改变，程序自动进入HOLD状态，当运

20、行人员选择“运行”命令后，转速给定按照事先设定的升速率向目标值爬升，转速PID在偏差的作用下输出增加，开启GV、RSV、IV,汽机实际转速随之上升。当转速给定与目标值相等时，程序自动进入HOLD状态，等待运行人员发出新的目标值。升速过程中，运行人员可随时发出HOLD命令（临界区除外），这时，转速给定等于当前实际转速，汽机将停止升速，保持当前转速。为保证汽机安全通过临界区，当实际转速在760860RPM,14901810RPM,21502250RPM时，转速进入临界区，此时，升速率自动设置为300RPMmino转速临界区的范围可通过工程师站在线修改（根据现场需要）。在冷态启动方式时，必须对高压主

21、汽门和调门腔室进行暖阀，暖阀必须在转速低于IoORPM的情况下进行，并且满足以下任一个条件：凝汽器A真空高于33.3KPa汽机挂闸4个高调门和2个中主门中至少有5个关闭高压疏水阀开（代表负荷低于10%,硬接线DEH-20从284D-TB2-5,6来）暖阀指令发出后，TV2以预先设定好的阀门开度（操作员站可修改）以2分钟脉冲开启和关闭右高主门，直到主汽门腔室金属温度高于21（C或暖阀1小时后自动停止。当有汽机跳闸信号或RUN信号来时也停止暖阀。当转速达到400RPM时，机组进行磨检听音。当转速达到800/1000RPM时,进入HOLD状态，进入中速暖机阶段，这些都由运行人员手动操作。暖机结束后，

22、由GV,IV控制汽机升速到3000RPM。此外，当转速超过2750RPM,程序自动将升速率降低为IoORPM/min；超过2900RPM,升速率降为50RPMmin,使得3000RPM定速时转速更稳定。3000RPM定速后，可以进行自动同期。DEH对自同期装置发出的转速给定增/减脉冲变成15RPM,通过速率限制器（增减速率都为1转/秒）将15RPM和目标值迭加后，形成新的目标值并通过限幅器限制在同期转速允许范围内（29853015RPM）。如果自动同期方式无法投入，其原因如下：转速超过29853015RPMDEH在手动控制方式汽机跳闸发电机并网系统转速故障自同期装置未发出允许信号自同期允许时自

23、同期增/减信号品质坏2.2.3 自动带初负荷发电机并网后，DEH在现有阀位流量参考值REFERENCE上加2%,这个开度对应于大约5%的初负荷。初负荷的实际大小还决定于当时主蒸汽压力，因此引入了主蒸汽压力进行修正，即主汽压较高时阀门开度小，反之则较大。初负荷大小可以在工程师站上修改。2.2.4 负荷控制负荷控制一般分为开环和闭环两种方式。所谓闭环指的是控制过程引入发电机有功功率反馈或者主蒸汽压力反馈，此时汽机调门受负荷PID或者主汽压力PlD的控制调节；开环方式则需要运行人员随时注意实际负荷的变化，目标负荷与实际负荷的近似程度依赖于调门阀门流量曲线和当前蒸汽参数。开环负荷控制也称为阀位方式。此

24、外，锅炉自动方式也是负荷控制的一种，只不过它属于协调运行的范畴。刚投入发电机功率闭环时，目标负荷和负荷给定跟踪当前实际负荷，以便保证功率闭环投入时无扰。运行人员可根据需要设定负荷目标值和升负荷率，最大升负荷率为100MW/min。在协调模式下，升负荷率为100MWmin,在单/顺序阀方式进行切换时，升负荷率自动降为5MWmin,其他情况下升负荷率为操作员站设定值（高限值为50MWmin）o一旦目标负荷发生改变，程序自动进入HOLD状态，当运行人员发出GO命令后，负荷给定按照设定好的升负荷率向目标值逼近。当负荷给定等于目标值时，重新进入HOLD状态。当11主汽压力闭环投入时，升负荷率还要乘以一个

25、系数0.05,当发电机功率闭环和主汽压力闭环都没有投入，即阀位控制方式时升负荷率要乘以100/650,即变成功率百分数。当负荷达到40%左右时IV全开。投入功率闭环回路的允许条件如下：功率闭环和主汽压力闭环刚刚退出有功功率信号没有故障汽机负荷在8-630MW之间汽机转速在2950305OrPm范围以内主蒸汽压力闭环未投入非协调模式阀位限制未动作高负荷限制未动作主汽压力保护未动作自动控制方式RUNBACK未发生快关中调门未动作汽机未跳闸发电机并网锅炉稳定燃烧后DEH可转入锅炉自动方式，即协调方式。电厂协调控制方案为“炉跟机”方式，DEH接收来自机炉主控器的流量指令（4-2OmA）此时汽机为开环控

26、制，只作为执行机构。锅炉自动方式投入的允许条件如下：有协调控制请求信号发电机功率闭环没有投入主汽压力闭环没有投入负荷高限未动作主汽压限制未动作自动控制方式汽机未跳闸油开关合闸2.2.5 主蒸汽压力限制/保护（TPR）及闭环控制（TPC）主蒸汽压力限制功能投入且油开关合闸且主汽压力降低到保护限值以下时，调门将以0.4%/s的速率关闭，直到主汽压力恢复到限制值之上0.07MPa或负荷流量参考值小于20%为止。DEH的汽压保护功能主要用于单元制机组在锅炉异常运行工况时恢复稳定燃烧，有助于防止锅炉灭火事故的发生；汽压保护动作过程中，由于GV关闭，主汽压将得以回升，但汽机负荷也会随之下降，因此建议机组在

27、接近额定参数下运行时投入。投入汽压保护功能必须满足以下条件（同时满足）：主蒸汽压力信号无故障主汽压大于90%额定值（额定压力为16.67MPa）主汽压大于其限制设定值0.35MPa油开关合闸自动控制方式负荷不低于20%主蒸汽压力闭环控制（TPC）投入。刚投入主蒸汽压力闭环时，负荷给定跟踪实际主蒸汽压力，以保证主蒸汽压力闭环无扰切换；主蒸汽压力闭环方式下目标值和变化率均对应于额定参数下的百分比。主蒸汽压力闭环投入的允许条件如下：功率闭环和主汽压力闭环非刚刚退出主蒸汽压力信号没有故障主蒸汽压力在4.217MPa之间系统转速在2950305OrPm范围以内发电机功率闭环未投入阀位限制未动作高负荷限制

28、未动作主汽压力保护未动作自动控制方式RUNBACK未发生快关中调门未动作非协调模式汽机未跳闸油开关合闸.2.6负荷限制负荷限制功能分为高负荷限制和低负荷限制。高负荷限制允许运行人员设定负荷最大值，当实际负荷超过负荷高限时，发出高限报警并关自动以0.4%/s的速率关闭调门，将负荷降低到高限值以下2MW。高负荷限制功能只有在并网后才起作用，所设定的限值不得低于当前实际负荷，当高负荷限制未作用时，高限为640MWo低负荷限制则是保证实际负荷不低于运行人员设定的负荷最小值，低负荷限制起作用时，DEH只发出低限报警，负荷恢复必须由人工完成。当低负荷限制未作用时，低限为2MW。负荷低限的设定不得高于当前实

29、际负荷。2.2.7 阀位限制阀位限制功能允许运行人员设定平均阀位的最大值。当平均阀位超过阀位限制时将产生报警。汽机跳闸或者ATC方式下，阀位限值自动设定为120%。2.2.8 频率校正频率校正实际上就是机组参加电网的一次调频。只要系统转速没有故障，就可以在并网后参加一次调频。为了机组稳定运行，不希望机组因为网频变化频繁调节，因此设置了2RPM内范围的死区（可调）。当投入协调方式运行时，MCS系统发送给DEH的负荷指令已经包含了频率修正分量36MW。当电网频率波动，系统转速大于额定转速9.2RPM时，DEH将关小调门5.54%,减小36MW负荷以维持电网频率，反之亦然。即转速在2990.8RPM

30、3009.2RPM之间变化，调频指令范围为5.54%,迭加到阀位设定值上输出。当发电机并网且在自动控制方式且转速闭环投入时，如果转速波动在调频死区外，一次调频将自动投入。电厂600MW汽轮机一次调频不等率为0%6%连续可调，我厂设为4%,调频幅度设为6%o2.2.9 RUNBACK当接收到外部系统RUNBACK命令后，按照预先设定好的速率减负荷，直到RUNBACK命令消失或者达到减负荷目标终值。DEH提供三档RUNBACK接口，分别是：RB1：以36%/分钟的速率减负荷至24%RB2：以50%/分钟的速率减负荷至30%RB3：以50%/分钟的速率减负荷至50%这三档RUNBACK速率和目标值均

31、可根据电厂要求进行修改。2.2.10 单阀/顺序阀切换阀门切换的实质是阀门喷嘴配汽和节流配汽方式，也就是全周进汽和部分进汽的转换，其目的是为了兼顾机组的经济性和快速性，解决变负荷过程中均匀加热与部分负荷经济性的矛盾。所谓单阀，即蒸汽通过所有调节阀和喷嘴室，在360全周进入调节级动叶，所有调节阀同时开启和关闭，阀门以节流调节的方式控制汽机负荷。顺序阀则是让调节阀按照一定的次序逐个开启和关闭，在一个调节阀完全开启之前，另外的调节阀保持关闭状态，蒸汽以部分进汽的形式通过调节阀和喷嘴室，即喷嘴配汽。单阀方式下，调节级全周进汽，调节级叶片加热均匀，有利于改善热应力，这样可以较快地改变负荷，但节流损失较大

32、。顺序阀方式下，阀门逐个开启，蒸汽通过变化的弧段进入动叶片，节流损失大大减小，机组运行的热经济性得以明显改善，但同时对叶片产生冲击，容易形成部分应力区，负荷改变速度受到限制。因此，冷态启动或低参数下变负荷运行期间，采用单阀方式能够加快机组的热膨胀，减小热应力，延长机组寿命；额定参数下变负荷运行时，机组的热经济性是电厂运行水平的考核目标，采用顺序阀方式能有效地减小节流损失，提高汽机热效率。对于定压运行带基本负荷的工况，调节阀接近全开状态，这时节流调节和喷嘴调节的差别很小，单阀/顺序阀切换的意义不大。对于滑压运行调峰的变负荷工况，部分负荷对应于部分压力，调节阀也近似于全开状态，这时阀门切换的意义也

33、不大。对于定压运行变负荷工况，在变负荷过程中希望用节流调节改善均热过程，而当均热完成后，又希望用喷嘴调节来改善机组效率，因此这种工况下要求运行方式采用单阀/顺序阀切换来实现两种调节方式的无扰切换。如果投入闭环控制，负荷扰动在一定程度上可以得到改善，即如果投入功率闭环回路，当实际功率与负荷设定值相差大于4%时，切换自动中止；当负荷调节精度达到3%以内时，切换又自动恢复。如果投入主汽压力闭环回路，当实际压力值与负荷设定值相差大于2%时，切换自动中止；当负荷调节精度达到1.5%以内时，切换又自动恢复。上述限制过程对运行人员的操作没有任何要求。这样,阀门切换过程中如果投入功率闭环，则功率控制精度在3%

34、以内；单阀/顺序阀切换也可以开环进行，显然，此时负荷扰动的大小与阀门特性曲线的准确性及汽机运行工况有关。电厂的DEH高调门开启顺序为GV#1/GV#2/GV#3-*GV#4,即GV#1和GV#2和/GV#3同时开启，然后是GV#4。根据300/600MW引进型汽轮机DEH设计经验和电厂机组的热力计算数据，GV#1/GV#2/GV#3与GV#4的阀门重叠度为20%,这样既能保证减小阀门开启过程中节流损失，又可避免因重叠度过小导致阀位震荡。单阀方式时4个高调门同时动作，不存在重叠度的问题。2.2.11 阀门试验阀门试验分为阀门严密性试验和活动试验两部分。阀门严密性试验在3000RPM定速（转速大于

35、2995RPM）后油开关合闸前进行，其目的是检验主汽门和调节门的严密程度，保证事故工况下阀门能可靠地关闭，截断蒸汽进入汽缸，防止超速。严密性试验分别对主汽门（TV/RSV）和调节门（GV/IV）进行试验。主汽门严密性试验开始时，DEH将TV2和RSV三个调节型主汽门阀位指令置为零，同时使TVl开启/关闭电磁阀带电，TVl关闭；主汽门关闭后造成汽机转速下降，而目标转速仍为3000RPM,因此产生了转速偏差，转速PID在该偏差的作用下输出增加至100%,使GV和IV全开。调门严密性试验时，RSV/TV是全开的，DEH将GV/IV阀位指令设置为零，关闭GV/IVo无论是主汽门严密性试验还是调门严密性

36、试验，由于未试验的阀门在全开位置，因此试验结束后，为保证安全运行，防止汽机超速，DEH将发出跳闸指令，这就意味着每次严密性试验结束后汽机都需要重新挂闸、升速。当汽机转速下降到当前主汽压力乘以59.99时，则认为严密性试验合格。汽机并网后，TV、GV,RSV和IV全部开启，因此必须定期对阀门做活动试验，以防止卡涩。按照600MW汽轮机运行规程，再热主汽门和中压调节阀门活动试验单侧分组进行：RSVl和IVl,RSV2和1V2一共两组，任何时候只有一组试验有效，即阀门活动试验必须单侧进行。而高主门TV,高调门GV按照75C.000.6SM规程，活动试验为逐个进行的。而且活动试验时一个有效，即TV2,

37、GVl,GV2,GV3逐个活动。高压主汽门活动试验开始时，TV2先以1%/s的速度关闭。当关到一定位置时（可根据实际情况定暂定75%）TV2重新以3%/s的速率开启；当TV开到原先试验前的阀位时，试验结束，1分钟后发活动试验停信号。高调门以GVl为例，其他阀门等同：GVl活动试验开始时，GVl先以1%/s的速度关闭，活动15S后以1%/s的速度重新打开到原来的位置，100秒后发活动试验停信号。TV/GV活动试验必须满足以下条件：没有阀门进行活动试验没有阀门进行在线校验阀门试验已经结束自动控制方式汽机处于顺序阀运行方式锅炉自动方式已经退出TV2/GV伺服卡工作正常汽机负荷在40MW与450MW之

38、间中压主汽门活动试验开始时，处于所试验RSV侧的IV先以1%/s的速度关闭。当IV全关后，RSV以1.25%/s的速度关闭，；RSV关到行程的75%后，RSV以3%/s的速度重新开启，然后IV再以1%/s的恢复速度打开。当IV再次全开后，试验结束。RSV/IV活动试验必须满足以下条件：没有阀门进行活动试验没有阀门进行在线校验阀门试验已经结束自动控制方式汽机处于顺序阀运行方式锅炉自动方式已经退出RSV2/1V伺服卡工作正常汽机负荷在40MW与450MW之间阀门活动试验过程中，如果投入功率闭环或主汽压力闭环，当试验侧阀门缓缓关闭时，由于反馈的作用，使调门指令增大，从而使未试验侧的阀门慢慢开启，以弥

39、补试验侧阀门关闭引起的负荷下降，这样就可基本维持试验过程中负荷不致于变动太大。当然由于阀门试验要降负荷，而调节过程又要维持负荷，这两种要求的匹配合理与否决定了负荷扰动的大小。如果投入闭环控制，而试验过程中未试验侧的阀门开度保持不变，汽机负荷随着试验侧的阀门关闭而逐渐减小。2.2.12 阀门校验阀门校验就是当液压系统正常工作后，通过调整HSS使阀位控制精确并具有尽可能好的动态响应，因此阀门校验分为阀位校验和控制参数整定两部分。系统初次使用或者在线更换了HSS以及LVDT时，必须对相应的HSS模件进行校验，否则HSS将不能正常工作。电厂DEH中需要校验的阀门是1个TV,4个GV和2个IV,所以一共

40、有9块HSS需要校验。阀门校验可以在停机或并网后在线运行时进行。校验前HSS必须满足以下条件：A/D、D/A转换器无故障HSS输出1、2无故障HSS与MFP通讯正常HSS模件状态正常。在线阀门校验时，必须是在单阀运行方式下，而且机组负荷小于180MW。校验前要选择相应的阀门。停机状态下可以对任何一个阀门进行校验（TV/GV/1V）,在线运行时只能选择GV。阀门校验前还可以选择是否进行中点校验（NULLCHECK所谓中点就是当LVDT两个次级线圈电压相等时的位置，即LVDT拉杆的物理中间位置。中点校验可以使LVDT有效测量的线性区尽可能得到利用。阀门校验设计了以下四种校验速率：全程30秒全程60

41、秒全程35分全程70分在线阀门校验时，只能以全程35分钟和70分钟的速率进行。阀门校验允许每个阀门校验的最大次数为8次；一旦校验开始，校验速率、校验次数被程序锁定，无法在校验过程中修改。阀门校验过程一般分为阀位校验和控制器调整。阀位校验步骤如下：先将HSS检波增益SW6中的第8位设置为1,表示此时增益为2o设置所校验阀门为开始校验执行状态（汽机复位）。读取FC150中对应于阀门关闭位的S8值。如果S8的值在9之间，拔出HSS,利用SW6增大增益。SW6中各波段位对应于增益数值如下：SW6位12345678增益2510204075100150HSS重新插回MMU中。继续读取S8中数值并改变SW6

42、设置，直到S8的值在一9-10之间。设置零点校验并重新开始。当LVDT处于中点（NULL）时，调整LVDT和阀门相对位置，使LVDT中点和阀位中间位置相对应。取消中点校验（NULLCHECK）,则阀门向满度开启。阀门全开时，FC150中的S9记录LVDT满度电压。记录结束后，阀门关闭，在阀门零位上重新更新S8的数值。如果阀门校验次数不止一次，则阀门重新进行上述过程，直到校验结束。阀位校验结束后S8和S9分别记录了全开和全关位置时LVDT反馈电压。正常情况下，HSS接受LVDT两个次边电压，并与S8和S9的数值对比，可计算出阀门开度百分比。当重新校验时，S8和S9的数值将被新的校验所取得的数值更

43、新。影响控制器响应的因素很多，如伺服阀、LVDT以及液压执行机构的特性、系统非线性度、闭环系统延迟时间等。确定控制器增益首先要考虑系统响应时间及稳定性，模拟控制器调整的目标就是在保证系统稳定性的前提下获得较高的频响特性。HSS本身是个PID控制器，它将微分和积分设计成常数，可调整的只有比例增益，增大比例增益会降低系统稳定性，但可以提高频响特性，所以调整HSS控制器的方法就是找出仅次于引起不稳定（振荡）时的增益。调整增益前，先确认阀位校验已经结束。HSS模件对应控制器增益的SW2各个开关与增益的对应关系如下：SW2位12345678增益20.5018.2515.0513.1010.005.502

44、.011.10增益调整的具体步骤如下：通过工程师站输入25%、50%、75%、90%的阶越阀位指令使阀门开启或关闭，观察阀门对每个控制指令的响应过程，即阀门应当无振荡平稳地到达各个指令所对应的位置上。如果在各个指令上阀门响应都比较平稳，则利用SW2将增益增大一档，重复上述过程，直到在任一阀位指令上出现振荡。将控制器增益比振荡时对应的增益减小一个级别，则该阀门HSS增益调整结束。2.2.13 快关中调门当（中排压力百分数-功率百分数）大于30%时，发出快关中调门信号。当快关中调门信号来且发电机并网（延时50S躲过刚并网时的逆功率）且汽机没有跳闸且功率大于额定功率的30%且中排压力与功率信号无故障

45、时，发出快关中调门指令让左右中调门快关电磁阀动作，动作时间为2秒。2.2.14 跳闸偏置逻辑当有以下任一信号来时，发跳闸偏置指令给GV和IV,关闭所有调门。启动调门严密性试验汽机跳闸OPC动作高压缸进排汽压力比低（组态中已屏蔽）2.3 自启停部分汽轮机自启停（ATC）是以转子应力计算为基础，控制并监视汽轮机从盘车、升速、并网到带负荷全过程。基本的ATC逻辑由两部分组成，即转子应力计算、监视和启动步骤。这两部分相辅相成，共同组成一套使汽轮机自动完成从盘车到带负荷整个过程的平稳、高效的控制系统。ATC所监视的参数除具有数据采集和报警功能外，还可以由逻辑设定，根据参数状态的变化暂停自启动或自动切除A

46、TC方式。同样，由于某个参数不满足自启停条件而使ATC暂停的话，运行人员可以将其“超越”（OVERRIDE）,使ATC继续下去。另外，一些监视参数还可以请求汽机跳闸，运行人员可根据这些参数的重要与否决定直接触发汽机跳闸或者仅提醒机组处于不安全状态。转子应力监视是大型汽轮发电机组启停控制种不可缺少的重要组成部分。高压转子温度变化最大的地方是调节级所在的轴段，应力程序将根据调节级金属温度和汽机转速计算出该段有效的转子表面/中心孔温度和应力、转子平均温度、表面应力系数以及中心孔处的离心应力，具体计算结果如下：高压转子容积平均温度高压转子表面温度高压转子中心孔温度高压转子表面应力系数高压转子表面热应力

47、高压转子中心孔热应力高压转子中心孔离心应力中压转子则以中压持环温度和汽机转速计算出中压转子最大应力截面上的表面、内孔温度和应力、转子平均温度、表面应力系数等，具体计算结果如下：中压转子容积平均温度中压转子表面温度中压转子中心孔温度中压转子表面应力系数中压转子表面热应力中压转子中心孔热应力中压转子中心孔离心应力应力计算结果用于确定以下自启停和汽机基本控制参数：高中压转子表面应力比率高中压转子中心应力比率高中压转子表面理想的应力比率高中压转子中心理想的应力比率高中压转子表面应力寿命损耗高中压转子中心应力寿命损耗主蒸汽温度监视再热蒸汽温度监视升速率负荷变化率初负荷暖机点转子应力对应着汽轮机使用寿命。通常600MW汽轮机推荐的使用寿命为IOoOO次循环曲线，在某些特殊情况下，也可以使用5000次或3000次疲劳循环作为选择许用应力的依据。因此，DEH设计了NORMALMEDIUM.HEAVY分别代表Io