开封京源发电有限责任公司2×600MW机组#1机自动控制系统及连锁保护优化方案

方案编码：RG-SFA-YH05开封京源发电有限责任公司2×600MW机组＃1机组自动控制系统及连锁保护优化方案河南电力试验研究院二○一○年五月方案签批页委托方意见年月日批准年月日审核年月日编写年月日目录1概述-------------------------------------------------------------------22优化目的-------------------------------------------------------------33优化依据-------------------------------------------------------------34自动控制系统问题及优化措施----------------------------------45连锁保护评价及优化措施----------------------------------------76优化应具备的条件------------------------------------------------187工期及时间安排---------------------------------------------------198组织和分工---------------------------------------------------------199安全技术措施------------------------------------------------------1910附图-------------------------------------------------------------------2011附表：机组主要保护列表----------------------------------------22开封京源发电有限责任公司2×600MW机组#1机组自动控制系统及连锁保护优化方案河南电力试验研究院第2页共34页1概述1.1自动控制优化简介为了提高机组的自动投入率，优化现有自动控制系统的调节品质。2010年5月份河南电力试验研究院对开封京源发电有限责任公司#1机组的自动控制系统进行了全面的检查和评价。通过检查总结出了目前机组自动控制系统存在的问题，并根据问题，提出具体的优化方案。1.2保护评价及优化简介为了增强机组的连锁保护防误动及拒动的能力，规范各项主辅机保护的实施方法。2010年5月份河南电力试验研究院对开封京源发电有限责任公司#1机组的连锁保护进行了全面的检查和评价。检查对象为锅炉主保护、汽机主保护、重要辅机的保护、脱硫主保护及辅机主保护项目等等，评价手段是确认每项保护逻辑功能是否合理，每项保护相关测点的安装位置是否合理，每项保护的电控部分硬件配置是否合理等。本次检查及评价的主要工作方式为同专业人员座谈、查看DCS组态及ETS组态、检查DCS硬件配置、现场查看测量元件安装情况及取样位置等。1.3主设备及系统简介#1机锅炉由东方锅炉（集团）股份有限公司制造，型号：DG1900/25.4-Ⅱ1型超临界参数变压直流本生型锅炉，一次再热，单炉膛螺旋管圈水冷壁，前后墙对冲燃烧，尾部双烟道结构，采用烟气挡板调节再热汽温，固态排渣，全钢构架，全悬吊结构，平衡通风，露天Π型布置。锅炉配备24只旋流燃烧器，前后墙对冲燃烧，分前后墙各3层布置，每层4只燃烧器；锅炉配备24只点火助燃油枪、8只启动油枪；在锅炉下排前、后墙燃烧器布置有少油点火装置，每个煤粉燃烧器布置一个，每炉共8个，用于启动初期点火。锅炉配采用中速磨直吹式制粉系统，每炉配6台MPS212型可变加载磨煤机，其中1台备用。汽轮机为东方汽轮机厂生产的N600-24.2/566/566型超临界、单轴、三缸四排汽、一次中间再热、双背压凝汽式汽轮机，机组运行方式：定一滑一定方式运行。机组设30％电动调速给水泵1台、50％汽动给水泵2台。机组采用40%BMCR容量的两级串联旁路加三级减温减压器的旁路系统。发电机为东方电机股份有限公司生产的QFSN-600-2-22C型三相同步汽轮发电机。发电机冷却方式为水、氢、氢。发电机的励磁型式，采用自并激静止可控硅励磁。开封京源发电有限责任公司2×600MW机组#1机组自动控制系统及连锁保护优化方案河南电力试验研究院第3页共34页1.4热控系统简介本工程机炉为单元制机组，采用炉、机、电集中控制方式。两台机组设一个单元控制室。每台机组按炉、机、电一体化配置分散控制系统（以下简称DCS）。在单元控制室通过DCS操作员站即能完成对机组启/停操作、正常运行工况的监视和调整以及异常与事故工况的处理。热控分散控制系统采用北京ABB贝利控制有限公司的Symphony产品。整个控制系统按功能分为数据采集系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、旁路控制系统（BPS）、炉膛安全监控系统（FSSS）、顺序控制系统（SCS）、电气量监视控制系统（ECS）。随主机设备供货的汽轮机数字电液控制系统（DEH）、给水泵用小汽轮机数字电液控制系统（MEH）与DCS采用相同的硬件设备，网络配置和操作员站采用一体化设计。2优化目的通过对自动控制系统及连锁保护项目的检查和优化，提高自动投入率，消除热控DCS连锁保护逻辑及热控设备的连锁保护中存在的隐患和错误，修改和完善与最新导则和规程不符合的保护项目。对于提高整体机组运行的的安全性和可靠性，防止机组发生重大设备损坏事故，具有极其重要的指导意义。3优化依据3.1《发电厂热工仪表及控制系统技术监督导则DL/T1056-2007》3.2《火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程DL/T774-2004》3.3《火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统验收测试规程DL/T655-2006》3.4《火力发电厂汽轮机控制系统验收测试规程DL/T656-2006》3.5《火力发电厂开关量控制系统验收测试规程DL/T658-2006》3.6《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程DL/T657-2006》3.7《火力发电厂分散控制系统验收测试规程DL/T659-2006》3.8《火力发电厂设计技术规程DL5000-2000》3.9《火力发电厂热工控制系统设计技术规定（DLT5175）(DL5000-2000的补充规定)》3.10《电力建设施工及验收技术规范第5部分-热工自动化》3.11《火电施工质量检验及评定标准(热工仪表及控制)》3.12《电站煤粉锅炉防爆规程（DLG435-2004）》3.13《火力发电厂汽轮机安全监视装置技术条件(国家标准)（GBT13399-92）》开封京源发电有限责任公司2×600MW机组#1机组自动控制系统及连锁保护优化方案河南电力试验研究院第4页共34页3.14《火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则（DL／T834-2003）》3.15《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》(2000年9月28日)4自动控制系统问题及优化措施#1机组的自动控制系统总体投入情况比较好，投入率也比较高。主要系统协调控制系统、给水控制系统及汽温控制系统投入长期运行，且调节品质满足运行要求；AGC也正常使用，且调节品质满足中调要求。送风控制系统，由于氧量控制策略及总风量测量存在的问题，导致氧量校正不能投入运行。其他各控制回路也存在一定的缺陷，现分述如下：4.1自动控制系统存在的问题1）送风控制系统总风量测量存在的问题目前的总风量信号，是由12个单点测量的分二次风量、4个单点测量的燃尽风量、6台磨煤机一次风量累加得出，其中任何一个测量信号故障都会造成总风量的不准确及不可靠，造成对控制系统的干扰。运行中曾经发生一个二次风量故障异常波动，导致相对应的给煤机煤量也波动，造成燃烧不稳，最终停炉。由于总风量的不可靠，造成锅炉总风量保护也不能正确动作。氧量校正系统不能正常投入目前的氧量校正系统的控制方式，是通过校正燃尽风量指令，控制总燃尽风量来维持烟气含氧量。此种方式存在两个问题：一是由于燃尽风量在总风量中占比比较小，造成氧量的调节裕量不够；二是由于总燃尽风量是由4个单点测量的燃尽风量累加所得，任何一点故障都可能导致氧量校正系统不能投入。2）燃料控制系统燃料控制系统在正常工况下，其调节满足要求。在给煤机断煤时，由于给煤量信号处理回路没有正确工作，引起煤量波动较大，会导致炉膛燃烧不稳，存在一定的安全隐患。3）一次调频功能调节品质不能满足中调要求。开封京源发电有限责任公司2×600MW机组#1机组自动控制系统及连锁保护优化方案河南电力试验研究院第5页共34页4.2自动控制系统优化措施1）送风及氧量系统由于目前的控制策略氧量校正无法投入，以及总风量采用各个分二次风量及每台磨得一次风量累加后作为总风量，不可靠。本次大修增加了总二次风量测量装置：在A、B侧空气预热器出口分别增加二次风量测风装置，用来测量A、B测的总二次风量。相应的送风控制策略改造如下：总风量控制总二次风量由新加装的A、B侧空预器出口二次风量相加所得，取代原来的由各分二次风量与燃尽风量之和所得，总风量由总一次风量加上总二次风量。由两台送风机动叶控制总风量，氧量校正信号修正总风量指令。控制原理图见附图一：送风及氧量系统控制原理图。二次分风门控制二次分风门控制由原来的闭环控制改造为开环控制，根据相应给煤机的煤量由函数发生器产生开度指令，控制二次分风门开度。燃尽风门控制燃尽风门控制由原来的闭环控制改造为开环控制，根据当前实际功率由函数发生器产生开度指令，控制燃尽风门开度。2）给煤机控制的优化对给煤量信号处理回路进行优化，避免给煤机断煤时造成总煤量大幅波动引起总燃料量频繁调整，造成炉膛燃烧不稳。优化给煤机转速控制连锁回路，在给煤机断煤时，将转速指令跟踪到最小，避免瞬间高转速带负荷。由于分二次风量是单点测量且精度较低，取消分二次风量对相应给煤机出力的限制，以免分二次风量异常时造成相应给煤机煤量波动，导致燃烧不稳。3）一次调频回路为保证一次调频回路正确及快速动作，需对一次调频回路逻辑做如下优化：开封京源发电有限责任公司2×600MW机组#1机组自动控制系统及连锁保护优化方案河南电力试验研究院第6页共34页由于低负荷时主汽压力也较低，同样的调门开度变化对应的流量变化也较小，机组滑压运行时低负荷情况下一次调频响应时间较长。如果通过调整PID参数满足要求，到高负荷时又会引起调速系统摆动。为解决此问题，在DEH侧根据主汽压力对阀位指令进行修正。为增加一次调频响应速度，减弱开/关调门时由于调门节流不同对负荷造成的影响，在一次调频要求升、降负荷时，引入不同的修正系数，具体系数在一次调频试验时由试验人员确定。一次调频是机组必备的功能，不应设计为可由运行人员随意切除的方式，现一次调频设置有投切按钮，根据相关规定，取消投切RCM功能块，改为ON/OFF块。需从画面中删除投退按钮。需从画面中删除DEH侧一次调频功能的投退按钮。组态中增加投退一次调频功能的ON/OFF块。4）凝结水泵改变频控制后除氧器水位控制的改造凝结水泵改变频控制后，通过控制凝结水泵转速控制除氧器水位，除氧器上水调节阀控制凝结水母管压力。当凝结水母管压力低时，闭锁凝结水泵转速继续减。控制原理图见附图二：凝结水泵变频方式下除氧器水位控制原理图。在工频方式下，还是由除氧器上水调节阀控制除氧器水位。5）储水罐水位计算回路的优化目前储水罐水位在锅炉干态运行时显示满水。在锅炉干态运行时，进入汽水分离器已是微过热蒸汽，所以储水罐里没有水。故需对储水罐水位计算回路优化，使其能正确显示储水罐水位。6）电泵抢水回路优化目前电泵抢水时，升速率太快，且高转速时超过5600转/分的上限。需对电泵抢水回路优化，保证电动给水泵的安全运行。7）#8低加水位控制系统及#3高加水位控制系统调节品质优化#8低加水位控制系统及#3高加水位控制系统水位波动大，调节品质超标，不满足开封京源发电有限责任公司2×600MW机组#1机组自动控制系统及连锁保护优化方案河南电力试验研究院第7页共34页运行要求。需对调节器参数进行优化整定，提高调节品质。4.