王洪凱，郭 勇，付 騰

（1.國網(wǎng)遼寧省電力有限公司電力科學(xué)研究院，遼寧 沈陽 110006；2.華能國際電力股份有限公司營口電廠，遼寧 營口 115007；3.中電投東北新能源發(fā)展有限公司，遼寧 沈陽 110181）

一次調(diào)頻導(dǎo)致調(diào)速汽門全關(guān)原因分析

王洪凱1，郭 勇2，付 騰3

（1.國網(wǎng)遼寧省電力有限公司電力科學(xué)研究院，遼寧 沈陽 110006；2.華能國際電力股份有限公司營口電廠，遼寧 營口 115007；3.中電投東北新能源發(fā)展有限公司，遼寧 沈陽 110181）

以某電廠一次調(diào)頻試驗過程中出現(xiàn)的問題為例，重點介紹了一次調(diào)頻控制功能，詳細(xì)分析了事故的成因并具體給出了控制邏輯的優(yōu)化方案。著重闡述了不同機(jī)組的一次調(diào)頻控制邏輯在細(xì)節(jié)處不盡相同，為一次調(diào)頻功能的試驗與優(yōu)化提供了很好的借鑒。

一次調(diào)頻；調(diào)速汽門全關(guān)；控制策略；邏輯優(yōu)化

1 事故過程

某電廠2號機(jī)組在75%額定負(fù)荷（101.25 MW）工況下進(jìn)行一次調(diào)頻試驗，當(dāng)施加0.1 Hz階躍頻差時，觸發(fā)“CCS閥位故障”信號，導(dǎo)致調(diào)速汽門迅速全關(guān)，機(jī)組負(fù)荷快速降至零。

機(jī)組運行人員發(fā)現(xiàn)問題后按照安全措施方案將協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)退出，將調(diào)速汽門的控制權(quán)限切換至DEH閥位控制方式，試驗人員也迅速解除了試驗條件，但調(diào)速汽門并未因控制方式的改變和試驗條件的解除而逐步開啟。

通過對DEH控制邏輯的在線檢查，發(fā)現(xiàn)此時DEH“綜合閥位值”在閥位方式下以0.7%／s的速度逐步升高，但因尚有較大的負(fù)向指令壓制，導(dǎo)致調(diào)速汽門無法迅速開啟。

約4 min后，“綜合閥位值”輸出轉(zhuǎn)為正值，調(diào)速汽門逐漸開啟，在運行人員的操控下逐步恢復(fù)負(fù)荷。

2 一次調(diào)頻控制功能原理

一次調(diào)頻是發(fā)電機(jī)組維持電網(wǎng)頻率穩(wěn)定的重要功能，一次調(diào)頻是指發(fā)電機(jī)組的自動控制系統(tǒng)在電網(wǎng)頻率升、降時自動減少、增加自身負(fù)荷，從而限制電網(wǎng)頻率的變化［1］。它主要利用機(jī)組的蓄能承擔(dān)電網(wǎng)負(fù)荷變化，不需要電網(wǎng)調(diào)度進(jìn)行干預(yù)，其響應(yīng)時間約為幾秒。電網(wǎng)中各機(jī)組通常按容量相對值承擔(dān)一次調(diào)頻量，因此各機(jī)組的不等率設(shè)置大致相同，一般為4%～5%［2］。

火電機(jī)組一次調(diào)頻功能由DEH與DCS控制系統(tǒng)共同實現(xiàn)，控制策略框架如圖1所示。

DEH側(cè)將轉(zhuǎn)速差信號經(jīng)轉(zhuǎn)速不等率設(shè)計函數(shù)直接疊加在汽輪機(jī)調(diào)速汽門指令處，做為前饋信號提升一次調(diào)頻的響應(yīng)速度。DCS側(cè)則在CCS中設(shè)計頻率校正回路，且CCS中的校正指令不經(jīng)速率限制，通過閉環(huán)控制來實現(xiàn)對調(diào)頻負(fù)荷增量的穩(wěn)定調(diào)控［3］。

圖1 一次調(diào)頻控制策略框圖

該電廠DCS控制系統(tǒng)采用北京國電智深的EDPF系統(tǒng)，DEH控制系統(tǒng)采用北京日立的HIACS 5000M系統(tǒng)，二者之間的數(shù)據(jù)通信采用硬接線形式。經(jīng)電廠優(yōu)化，協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)采用大連凱博科技公司提供的XD－APC先控軟件進(jìn)行組態(tài)，通過工程師站的通信軟件，實現(xiàn)XD－APC與DCS數(shù)據(jù)的讀取與寫入。其一次調(diào)頻控制功能采用圖1所示控制策略構(gòu)建，邏輯組態(tài)在DEH和DCS中實現(xiàn)。

3 一次調(diào)頻事故分析

此次事故在排除就地設(shè)備、系統(tǒng)硬件因素后，將分析重點放在控制系統(tǒng)的邏輯組態(tài)上。通過對DEH和DCS歷史曲線（見圖2、圖3）的分析梳理出事故過程如下。

a.施加0.1 Hz頻差階躍擾動，觸發(fā)“CCS閥位故障”信號。

b.“閥位控制信號”迅速回零，調(diào)速汽門全關(guān)進(jìn)而機(jī)組負(fù)荷降至零。

c.CCS方式切除退至基本方式。

d.試驗人員解除試驗條件。

e.運行人員退出遙調(diào)控制，切換至DEH閥位控制方式。

f.經(jīng)一段時間后，調(diào)速汽門自動開啟，機(jī)組帶負(fù)荷。

圖2 DEH一次調(diào)頻試驗曲線

圖3 DCS一次調(diào)頻試驗曲線

通過圖2可以看出，事件發(fā)生初期，機(jī)組運行在CCS協(xié)調(diào)方式，“CCS功率給定”為60.8%，只是DEH側(cè)“閥位控制信號”迅速降至－163.2%。結(jié)合圖3可見，在切除遙調(diào)方式前“CCS功率給定”信號并不為零。由此可知：一次調(diào)頻試驗期間DCS側(cè)CCS協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)的輸出始終正常，造成“閥位控制信號”瞬間跌落的原因應(yīng)在DEH側(cè)。

在CCS協(xié)調(diào)方式下，“閥位控制信號”由“CCS功率給定”與一次調(diào)頻前饋增量2部分疊加而成。由歷史曲線得知，在事故發(fā)生初期“CCS功率給定”信號正常，問題原因可能在DEH側(cè)，下文重點分析一次調(diào)頻前饋增量邏輯。

一次調(diào)頻前饋增量邏輯是由額定轉(zhuǎn)速與汽輪機(jī)轉(zhuǎn)速差經(jīng)轉(zhuǎn)速不等率設(shè)計函數(shù)運算后得出一閥門增量指令，并將此閥門增量指令直接疊加在汽輪機(jī)調(diào)速汽門指令處。DEH側(cè)的一次調(diào)頻功能是機(jī)組快速響應(yīng)頻率變化的主要手段［4］。為保證一次調(diào)頻控制品質(zhì)的合格，需根據(jù)機(jī)組特性對前饋增益進(jìn)行合理調(diào)整，以能滿足一次調(diào)頻考核指標(biāo)中B1（負(fù)荷響應(yīng)滯后時間）與B2（負(fù)荷調(diào)整幅度）合格為調(diào)整依據(jù)。鑒于該機(jī)組的協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)采用XDAPC先控軟件進(jìn)行組態(tài)且其控制周期為5 s，可知其控制過程存在一定的通信延遲，其調(diào)節(jié)速度也存在一定的滯后。這需要設(shè)置較高的前饋增益來提高一次調(diào)頻的響應(yīng)速度與調(diào)整幅度。從控制策略、邏輯組態(tài)及控制參數(shù)角度分析，一次調(diào)頻控制回路并無問題。

再次梳理事故過程信息，通過對邏輯的審查發(fā)現(xiàn)，“CCS閥位故障”由“CCS閥位”與“綜合閥位值”偏差越限產(chǎn)生。

當(dāng)“CCS閥位”與“綜合閥位值”偏差絕對值大于5%時，觸發(fā)“CCS閥位故障”信號。試驗期間，DEH側(cè)前饋增益設(shè)置為2.59，當(dāng)施加0.1 Hz階躍頻差時，DEH側(cè)前饋作用產(chǎn)生的閥位增量為9.33%，這直接導(dǎo)致DEH側(cè)綜合閥位值的突降，觸發(fā)“CCS閥位故障”信號。當(dāng)“CCS閥位故障”存在時，控制邏輯通過ASW模擬開關(guān)將“CCS閥位”切換至“綜合閥位值”。這導(dǎo)致“綜合閥位值”由原來的“CCS閥位”與一次調(diào)頻前饋增量兩部分疊加變?yōu)椤熬C合閥位值”與一次調(diào)頻前饋增量2部分疊加。于是在每個控制周期內(nèi)，“綜合閥位值”與一次調(diào)頻前饋增量疊加后被賦給新的“綜合閥位值”。在一次調(diào)頻投入期間，每一周期指令均被減少9.33%。雖然當(dāng)負(fù)荷低于60 MW時，DEH側(cè)一次調(diào)頻功能會自動退出，但因負(fù)荷的跌落存在時間上的滯后?？紤]到DEH掃描周期為0.1 s，可以推算出從試驗開始至DEH側(cè)一次調(diào)頻退出時間為［60.8%－（－163.2%）］／（9.33%?10）＝2.4 s。

至此得知：由“CCS閥位故障”導(dǎo)致的邏輯切換使“綜合閥位值”在2.4 s的時間內(nèi)被快速減掉224%。而這正是導(dǎo)致調(diào)速汽門全關(guān)，負(fù)荷快速降至零的直接原因。在運行人員退出遙調(diào)控制轉(zhuǎn)為DEH閥位控制方式后，經(jīng)233 s后調(diào)速汽門再次逐漸開啟。

4 DEH相關(guān)邏輯的策略研究

通過對歷史曲線和控制邏輯的分析發(fā)現(xiàn)，現(xiàn)有邏輯雖已具備一次調(diào)頻控制功能，但相關(guān)輔助邏輯的控制策略尚有待商榷。原因一是目前絕大多數(shù)數(shù)字電液調(diào)節(jié)系統(tǒng)是由汽輪機(jī)制造廠設(shè)計和制造的專用裝置［5］，而汽輪機(jī)廠家對電網(wǎng)考核細(xì)則的了解并不全面透徹，導(dǎo)致其對涉網(wǎng)環(huán)節(jié)控制理念的理解不足，其控制邏輯也勢必存在漏洞；二是因各廠機(jī)組汽輪機(jī)的不同或分散控制系統(tǒng)的不同，其控制邏輯也有所差異，造成各廠間DEH組態(tài)方式不一致，進(jìn)而導(dǎo)致其控制功效的偏離。

以本次事故為例：按照DEH控制策略，“CCS閥位故障”信號的作用是用于判斷CCS閥位指令信號是否正常，在CCS閥位指令出現(xiàn)問題時，通過進(jìn)一步的邏輯處理，實現(xiàn)機(jī)組的安全穩(wěn)定運行。即當(dāng)“CCS閥位”與“綜合閥位值”存在偏差越限時，通過輔助保護(hù)邏輯使“綜合閥位值”自保持。

但控制策略中并未考慮到一次調(diào)頻功能可能對其造成的影響。一次調(diào)頻前饋作用會快速改變“綜合閥位值”，以求實現(xiàn)機(jī)組對負(fù)荷的快速響應(yīng)。而“綜合閥位值”階躍變化導(dǎo)致的偏差越限并不能表示“CCS閥位”信號的異常，此次“CCS閥位故障”信號屬于誤發(fā)。此外，在“CCS閥位故障”狀態(tài)下，控制系統(tǒng)除報警并自保持“綜合閥位值”外，并未解除遙調(diào)切回DEH控制，亦是導(dǎo)致后繼問題加劇的重要因素。

綜上所述，此次調(diào)門全關(guān)事件的原因在于DEH側(cè)“CCS閥位故障”信號邏輯判據(jù)不嚴(yán)謹(jǐn)以及“CCS閥位故障”信號觸發(fā)后的控制策略不合理。

5 相關(guān)邏輯的優(yōu)化調(diào)整

為保證機(jī)組在一次調(diào)頻功能投入的條件下安全穩(wěn)定運行，需對本次事故暴露的問題進(jìn)行邏輯優(yōu)化。

一是需對“CCS閥位”與“綜合閥位值”偏差大觸發(fā)“CCS閥位異常”信號增加一判據(jù)，即判斷偏差大時一次調(diào)頻是否動作。在一次調(diào)頻動作時，DEH側(cè)一次調(diào)頻前饋增量會快速改變“綜合閥位值”，導(dǎo)致“CCS閥位”與“綜合閥位值”存在偏差。而此情況是為了保證一次調(diào)頻能夠得到快速響應(yīng)的必須階段，因此在一次調(diào)頻動作時，需屏蔽“CCS閥位異?！毙盘柕挠|發(fā)。

二是當(dāng)“CCS閥位異?！睍r，需自動切除CCS方式。在出現(xiàn)“CCS閥位異?！睍r，已說明“CCS閥位”信號存在安全隱患，因此為降低運行風(fēng)險，需果斷退出遙調(diào)，并對信號觸發(fā)的原因進(jìn)行分析，對問題的根源進(jìn)行處理，以確保機(jī)組安全穩(wěn)定的運行。

經(jīng)優(yōu)化調(diào)整后，本次一次調(diào)頻試驗所暴露的問題均得以妥善解決，機(jī)組一次調(diào)頻控制策略更加成熟，一次調(diào)頻功能也更加完善。

6 結(jié)束語

近年來，隨著電網(wǎng)公司一次調(diào)頻考核細(xì)則的出臺，火電機(jī)組的一次調(diào)頻功能得到了更多的關(guān)注，一次調(diào)頻的控制策略也更加趨于成熟。但是通過本文看到，一次調(diào)頻控制邏輯在其同一理念下也存在著細(xì)微差別，而對這些細(xì)節(jié)的疏忽就會導(dǎo)致安全事故的發(fā)生。因此對每臺機(jī)組的相關(guān)邏輯還需細(xì)致解讀與嚴(yán)謹(jǐn)推敲，才能在保證機(jī)組安全穩(wěn)定運行的基礎(chǔ)上取得積極的成效。

［1］李建軍，王 禮，王英薈.超（超）臨界燃煤機(jī)組一、二次調(diào)頻研究與應(yīng)用［J］.東北電力技術(shù)，2012，33（8）：13－16.

［2］朱北恒.火電廠熱工自動化系統(tǒng)試驗［M］.北京：中國電力出版社，2006.

［3］火力發(fā)電機(jī)組一次調(diào)頻試驗導(dǎo)則：Q／GDW 669－2011［S］.

［4］季俊偉.大容量火電機(jī)組一次調(diào)頻功能試驗研究［J］.東北電力技術(shù)，2015，36（2）：1－5.

［5］代云修，張燦勇.汽輪機(jī)設(shè)備及系統(tǒng)［M］.北京：中國電力出版社，2006.

Analysis on Primary Frequency Regulation Resulting in Governing Valve Closed

WANG Hong?kai1，GUO Yong2，F(xiàn)U Teng3
（1.Electric Power Research Institute of State Grid Liaoning Electric Power Co.，Ltd.，Shenyang，Liaoning 110006，China；2.Yingkou Power Station of Huaneng Power International Inc.，Yingkou，Liaoning 115007，China；3.CPI Northeast New Energy Development Co.，Ltd.，Shenyang，Liaoning 110181，China）

Based on the problems in the process of primary frequency regulation test of a power plant，primary frequency regulation functions are introduced in this paper，incident cause is analyzed in detail and a control logic optimization are given.The unit primary frequency regulation control logic is Illustrated.It provides a good reference for primary frequency regulation testing and optimization.

Primary frequency regulation；Governing valve closed；Control strategy；Logic optimization

TK263.7

A

1004－7913（2016）05－0053－03

王洪凱（1982—），男，學(xué)士，工程師，主要從事熱工自動控制技術(shù)研究。

2015－12－29）