火电机组运行中功率波动事件的分析

088河南电力2020年增刊
火电机组运行中功率波动事件的分析
李
建
（大唐信阳发电有限责任公司，河南
信阳
464000）
作者简介：李建（1986－），男，本科，
工程师，从事热控专业检修管理工作。

摘
要：某发电公司一期总装机容量为2ˑ320MW 汽包炉机组。

在正常运行期间2号机组出现了几次较大的功率波动
现象，最大波动幅度21.6MW ，严重影响了机组的安全运行。

在功率波动时段，机组运行方式为协调控制方式，励磁AVＲ在自动状态、PSS 在投入状态，一次调频在投入状态。

通过对历史数据及运行方式的诊断分析，确认波动原因为阀位曲线不合理、功率回路PID 参数强度过大、运行人员控制方式不合理等。

几次的功率波动事件，原因不同，热工检修人员分别采用相应措施，对相关参数进行了调整，对运行人员的控制方式进行优化，成功解决了功率异常波动问题。

关键词：功率波动；诊断；优化；调整中图分类号：TM621．6
文献标识码：B
文章编号：411441（2020）01－0088－05
0引言
火力发电机组协调控制系统的主要任务是协调
控制锅炉、汽轮机运行，维持两者之间的能量平衡，保持主蒸汽压力的稳定。

接受电网调度所的负荷自动指令，使机组适应电网负荷变化的要求。

这就使得发电机组实发功率的稳定显得尤为重要，如果实发功率异常波动，在协调控制方式下，势必引起调门指令、主汽压力等相关参数的联锁扰动。

若不加以干预或控制，将会导致扰动加剧，严重时会导致机组非计划停运。

本文主要对该机组发生的几次功率波动事件进行深入分析，找到了导致功率波动的真正原因。

鉴于采用类似设计的电厂用户还有很多，问题的分析和解决过程对同类型系统具有一定的参考价值。

1
系统简介
1．1
机组概况
大唐信阳公司一期总装机容量为2ˑ320MW 超临界汽包炉机组，均于2001年投产运行，热控控制采用两机一控方式，炉、机、电均在单元控制室集中监控。

DCS 采用北京ABB 贝利公司提供的PGP 型控制系统。

1．2
火电机组负荷控制原理
负荷指令处理回路又称负荷管理控制中心，它和机炉主控制器共同组成了负荷控制系统。

负荷管理控制中心的主要作用是对外部要求的负荷指令（AGC
指令；手动增、减指令）和内部负荷指令（跟踪指令；ＲB /ＲD /ＲUP 指令）进行选择，并根据机组主辅机运行的情况加以处理，使之转变为机、炉设备负荷能力、安全运行所能接受的实际负荷指令（ALD ），实际负荷指令又称ULD ，即单元机组实际负荷指令。

通过改变单元主控站的手/自动状态，即可实现AGC 方式和本机控制方式的切换。

在AGC 投入允许条件满足的情况下，运行人员将单元主控站投入自动，即为AGC 方式；若因某种原因或运行人员将M /A 站切为手动，即为本机方式。

AGC 方式下，机组接受电网调度中心指令作为目标负荷，本机方式下，由运行人员根据调度中心指示，在M /A 站上手动给出目标负荷。

负荷控制阶段，若DEH 遥控未投，负荷设定值输入到负荷控制回路，经一次调频修正后再与功率反馈信号进行比较，经调节运算形成功率（流量）请求值，必要时该值还与调节级压力进行比较运算，输出流量请求信号送给阀门管理程序；若DEH 遥控投入，则负荷设定值经标度转换后直接作为流量请求信号输入到阀门管理程序。

阀门管理程序根据流量请求信号计算出阀位开度请求信号（阀位给定值）送入执行机构。

在执行机构中，阀位给定值数字量信号送入DEH 的模拟系统，经数/模转换后，送入伺服放大器与阀位反馈比较，求偏差，放大后的电流信号送至电液转换器线圈，电流在线圈上产生磁力（有方向），
该DOI:10.19755/ki.hnep.2020.s1.026
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磁力的方向控制电液转换器与油动机之间的进、泄油。

最终控制阀门开度，以实现汽轮发电机组的转速控制和负荷控制。

2
异常事件一
2．1
故障现象
2018年5月20日22：41：08信阳华豫2号机组发
生功率波动，省调WAMS 系统曲线见图1。

08：41：07左右电网频率短暂升至50.033Hz 以上，机组一次调频动作，在之后的5分钟内机组功率频繁波动。

波动过程中功率的波动频率为0.27Hz ，最大波动峰峰值21.6MW 。

电网频率不波动，发电机电流同频波动。

图1
2号机组2018年5月20日省调WAMS
显示的功率波动曲线
2．2事件经过
发生此次功率波动时段，机组运行方式为顺序阀功率控制方式，
2号机组负荷设定为150MW 稳定运行。

由于煤质变化导致主蒸汽压力由10.26MPa 升至10.47MPa 。

在协调回路控制方式下，由于主蒸汽压力升高，导致高压调节汽门总阀位指令下降，当总阀位指令下降至58.98% 62.96%区域时，该区域阀位指令达到了高压调门CV1、
CV2拐点位置（总阀位指令58.98% 62.96%对应高调门指令50% 100%），总阀位指令的小幅变化引起CV1、CV2、CV3大幅度波动，从而引起功率波动。

波动数分钟后，运行人员通过控制燃烧将主蒸汽压力降低，使总阀位指令升高避开58.98% 62.96%区域后，负荷趋于稳定，未再出现波动情况。

动作趋势见图2，图中曲线1、
2、3分别为高压调门CV1、CV2、CV3的反馈，曲线4为
发电机功率，曲线5为总阀位指令，曲线6为主蒸汽压力选择值，曲线7为功率回路。

图2信阳华豫2号机组2018年5月20日DCS
显示的功率波动曲线
2．3原因分析
通过查询历史数据，该机组多次出现相似现象，
且均发生在机组负荷低、主蒸汽压力较高的时间段，该时段总阀位指令在58.98% 62.96%区域，与高调
门CV1、CV2的阀位曲线拐点重合，极易出现高压调节汽门大幅度波动的现象，在顺序阀控制方式下，该
机组高调门开关先后顺序为CV1、CV2、CV3、CV4，当
CV1、CV2开关波动波动时，必将带动引起CV3波动。

高调门的同时波动必然会引起发电机组进汽量的变
化，从而导致负荷波动。

综合分析认为：在机组低负荷运行时主汽压力控制较高，高调门管理曲线存在设计不合理区间。

当总阀位指令降低至高调门拐点区间时，不能及时避开拐点区域，导致高调门开度波动，从而引起负荷波动。

2．4
整改措施
依据不同负荷段高调门的开关历史趋势，对高调门管理曲线进行调整，适当调整了高调门的重叠度和空行程区段的开关速度。

调整前后高调门管理曲线对比如图3所示。

整改措施实施后，在不同的负荷段进行了升降主汽压力试验，将总阀位指令在57% 65%区域多次运行，均未发生高调门波动、功率波动现象。

经过数日的运行观察，该机组未发生功率波动现象。

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年增刊
图3信阳华豫2号机组高调门CV1、CV2管理
曲线调整前后对比
3异常事件二
3．1事件经过
2018年7月3日23：11：48信阳华豫2号机组发生功率波动。

17：55接省调令，信阳华豫2号机晚高峰后停机。

运行人员停所有制粉系统烧粉仓，按22：00做停机准备。

21：13调度突然令加负荷200MW，坚持到23：00以后停机，由于粉仓粉位过低，在后续停机过程中，汽轮机高调门波动，负荷波动较大。

最大波动峰峰值50MW。

电网频率不波动，发电机电流同频波动。

3．2事件分析和整改措施
通过查询历史趋势可得出如下结论：
（1）在降负荷停机的过程中，目标负荷设定为150MW，由于粉仓粉位过低，在后续停机过程中，主汽压控制较高14.5MPa（同比偏高2.2MPa），导致总阀位指令使高调门CV3处于似开非开的状态，不利于负荷控制，从而导致负荷波动。

（2）根据趋势分析，在降负荷停机初期，投入功率回路，负荷设定150MW，负荷由193.38MW开始下降，此时CV1、CV2指令开始小幅摆动，CV3未开启。

当负荷将至189.89时，功率回路PID运算输出导致CV3介入开启，从而加剧CV1、CV2指令的波动，导致功率出现大幅波动。

当功率回路PID运算输出使CV3关闭后，负荷趋于稳定。

说明功率回路的PID运算，比例作用太强，导致调节过于灵敏，从而导致了这次停机过程中负荷的波动。

综合分析认为：
（1）在停机过程中，主汽压控制较高，导致总阀位指令使高调门CV3处于似开非开的状态，不利于负荷控制，从而导致负荷波动。

（2）功率回路的PID运算，比例作用太强，调节过于灵敏，使调门摆动加剧，从而导致负荷波动。

整改措施：
（1）运行人员加强汽压调整，将主汽压力控制在合理的范围内。

（2）热工人员对功率回路PID参数进行优化，适当调整比例系数。

4异常事件三
4．1事件经过
2018年7月15日机组启动后，22：14：48#2机组270MW运行时，出现一次较大的功率波动现象。

汽机调门波动，负荷波动较大。

最大波动峰峰值50MW。

电网频率不波动，发电机电流同频波动。

功率波动时段，机组运行方式为顺序阀功率控制方式，励磁AVＲ在自动状态、PSS在投入状态，一次调频在投入状态。

4．2原因分析
机组启动后，功率回路投入（启停机时投入），单阀控制模式（尚未切至顺序阀），升负荷和稳定负荷阶段功率控制良好，但在降负荷（300MW降至270MW）过程中，综合阀位指令出现波动，导致高调门摆动，从而使负荷波动，最后互相影响，呈振荡发散状态。

通过对比1号机组功率回路的PID参数，发现2号机功率回路调节参数过于灵敏，极易导致在变负荷时阀门调节过快，导致负荷波动。

综合分析认为，本次功率波动的原因是功率回路的PID调节过于灵敏，不适合降负荷过程。

上次发生功率波动后虽然对参数进行了优化，但幅度较小。

且优化后没有做相关试验，从而导致了功率波动事件的再次发生。

4．3控制措施
（1）机组正常运行时保持协调方式运行，如因其它原因须投入机组功率回路运行时，如果在降负荷过程中，出现高调门波动的情况，及时将功率回路退出，基本方式下调整稳定后，投入协调方式（避开阀门拐点开度进行功率回路与协调方式的切换）。

（2）运行人员严密注意锅炉稳燃，在汽包压力微分波动降至－3时应及时投油稳燃，同时注意锅炉负压不应大幅波动；在高调门波动时还应注意锅炉汽包水位，注意汽泵自动投入情况及汽泵自动调节情况。

（3）当出现高调门波动，机组负荷大幅波动时，及时增启抗燃油泵，密切关注抗燃油压力变化。

（4）如出现给水自动退出时，应及时手动在给水画面中输入汽泵指令以调整汽泵出力从而控制汽包
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水位在+50mm至－50mm之间。

（5）如负荷波动导致汽泵指令和实际转速偏差超过200rpm而使得汽泵自动退出，汽泵转速指令转入MEH控制，此时应立即至MEH画面中调整汽泵转速实际值和设定值偏差小于200r/min，投入汽泵给水自动。

（6）依据2号机组高调门管理曲线，总阀门指令在58.98% 70%之间（此时CV1/2开度在50% 100%，CV3开度在0% 18%，GV4开度在0%）处于阀门拐点位置，通过调整主汽压使得总阀门指令避开此开度运行。

特别是在降负荷时应严格控制主汽压力，不宜过高，应严格遵循先滑降压力、再降负荷的方法，在机组降负荷过程中总阀门指令避开此区域运行。

同时控制负荷变化速度，以≯3MW/min的速度进行操作。

（7）当出现高调门大幅波动，导致负荷大幅波动的情况时，运行人员立即严密监视汽轮机主参数在合格外围之内无大幅波动，就地检查抗燃油系统运行正常，无渗漏油情况发生。

4．4整改措施
热工人员立即对根据同类型机组功率回路PID 参数，进行参数优化调整。

在条件具备的情况进行升降负荷试验。

5异常事件四
5．1事件经过
2018年8月7日20：19，信阳华豫2号机组启动后，实发功率285MW，协调、单阀运行方式，期间出现多次功率波动现象，功率波动幅度13MW，高调门开度为34%左右。

5．2原因分析
通过查询趋势，发现发生此次波动时机组的运行状况具有诸多相同工况，如单阀运行方式、负荷波动时调节级压力下降、负荷波动时4个调门后高导管压力（高调门后压力）随之下降、负荷波动时高调门开度为34.6%左右。

通过趋势及参数做出如下分析：
（1）在负荷指令不变时，阀位反馈分别为CV1：34.67%，CV2：34.51%，CV3：34.57%，CV4：34.29%。

一号高导管后降了1.76MPa，二号高导管后降了2.33MPa，三号高导管后降了0.68MPa，四号高导管后降了0.74MPa。

调节级压力及高导管压力都下降，说明4个调门确实都往关方向动作了。

但从DCS反馈趋势上看4个高调门未动，DCS未检测到阀门小幅度动作痕迹。

（2）查综合阀位指令趋势，负荷变化时阀位指令有0.1左右的下降趋势，再次说明此时高调门往关方向动作了。

（3）通过对比近两次机组启动并网后单阀运行时段的参数，发现1、2号高调门后高导管压力参数出现异常变大现象，其中2号高调门后高导管压力偏离其它3个最多达1.48MPa（正常情况下单阀控制时，四个高导管压力应相近），四个高调门开度一致且下降开度接近的情况下，高导管压力有的最大下降2MPa，有的仅下降1MPa以下，该现象待具备条件后检查阀体时候存在问题。

7月15日启动后正常时段具体参数：
8月7日启动后异常时段具体参数：
16：34波峰波谷变化值
单阀阀位35.16%33.46% 1.8%
负荷219MW192MW27MW
一号高导
管压力
10.2MPa8.81MPa 1.4MPa
二号高导
管压力
10.81MPa9.24MPa 1.57MPa
三号高导
管压力
10.83MPa9.47MPa 1.4MPa
四号高导
管压力
11.02MPa9.83MPa 1.39MPa
调节级压
力
10.2MPa8.81MPa 1.39MPa
17：46波峰波谷变化值
单阀阀位33.95%30.85% 3.18%
负荷255MW221MW34MW
一号高导
管压力
11.66MPa9.96MPa 1.7MPa
二号高导
管压力
12.26MPa10.49MPa1.77MPa
三号高导
管压力
12.26MPa10.57MPa1.69MPa
四号高导
管压力
12.53MPa11.07MPa1.56MPa
调节级压
力
10.57MPa9.17MPa 1.4MPa 20：10波峰波谷变化值
单阀阀位34.27%34.27%0%
负荷288MW267MW 1.1MW
一号高导
管压力
13.89MPa11.88MPa2.01MPa
二号高导
管压力
13.49MPa10.91MPa2.58MPa
三号高导
管压力
13.63MPa12.5MPa 1.13MPa
四号高导
管压力
14.13MPa13.03MPa 1.1MPa
调节级压
力
11.91MPa10.35MPa1.56MPa
15：24波峰波谷变化值
单阀阀位34.74%34.74%0%
负荷282MW269MW12.5MW
一号高导
管压力
13.58MPa11.85MPa1.73MPa
二号高导
管压力
13.45MPa10.83MPa2.62MPa
三号高导
管压力
13.41MPa12.67MPa0.74MPa
四号高导
管压力
13.76MPa13.03MPa0.73MPa
调节级压
力
11.67MPa10.4MPa 1.2MPa 综合分析认为：
CV1、CV2高调门阀体存在异常，导致综合阀位
（下转第135页）
2020年增刊河南电力
135
图5燃气发生器安装
部施工全部完成后方可进行安装。

首先将燃气发生器连同储存运输箱放置在燃机右侧，打开燃机撬右侧护板和顶部护板及燃气发生器储存运输箱上盖，通过安装在上方钢架上的专用导轨吊装梁，吊起燃气发生器缓慢滑送至燃机撬体内部，放置在内部安装支架上实现与高速涡轮的对接安装。

3．9燃机与压缩机联轴器安装
燃机内部部件及管道连接完成后，可对燃机与压缩机进行最终对中，依据上文燃机找中要求进行完成后，进行联轴器安装。

清理联轴器法兰并检查法兰上没有凹痕或毛边的存在。

检查联轴器的完整性。

使用联轴器螺栓将支配转接器与轴承法兰用盘式元件与隔离圈末端进行装配；不要拆除圆盘，直至完成隔离圈中心部分的安装之前都应保持帽式螺钉的安装，拆开隔离圈中心部分，小心连接螺栓。

将支配转接器与透平轴承末端相连；按照设计扭矩值要求上紧螺栓。

预先装配、接入联轴器保护罩膨胀节以及相关垫圈。

将薄垫片插入隔离圈中心部位并插入连接螺栓。

拆除安装螺钉，并按照图纸上的扭矩值要求上紧连接螺栓，完成联轴器的整个安装工作。

4结论
PTG25型燃机安装的施工技术在沙特阿美MGS－1燃气增压站项目应用后，取得了良好的经济和社会效益，对提高工程质量、优化了施工工期、保证压气站核心设备的安全、有效、稳定长期运行，避免了设备停运对整条长输管线的影响，得到了业主的好评。

其所取得的技术成果，在沙特阿美MGS－2燃气增压站的施工中以及对国内天燃气长距离输送增压站燃机设备的施工及应用具有显著的借鉴意义和指导作用，极具推广价值。

参考文献
［1］阿美燃机施工标准SAUDI AＲAMCO TYPICAL INSPEC-TION PLAN＆SAUDI AＲAMCO INSPECTION CHECK-LIST．
［2］GE石油和天然气安装技术手册GE Oil＆Gas Technical Package for Installation（TPI）Installation Manual Gas Tur-bine PGT25+PIP DLE Ce/Co PCL603．
收稿日期：2018－05－20
檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾（上接第91页）
有小幅变化时，调门的通流量大幅变化，阀门曲线不线性，从而导致负荷波动。

5．3整改措施
联系科研院技术人员对2号机组高压调节汽门进行阀位整定，确保阀门开度与主汽流量成线性关系。

6结论
火力发电机组的协调控制系统的稳定性决定着机组是否能够长周期安全运行，能够导致功率波动的因素有很多，通过几次的功率波动事件的排查分析，确认关键因素主要在于以下几个方面：
（1）高调门的阀门曲线应设置合理，适当优化高调门的重叠度和空行程区段的开闭速度，避免总阀位指令到达高调门拐点区间处。

（2）功率回路PID的自动调节参数应设置合理，作用不能太强。

（3）调节执行机构的稳定运行。

该机组经过一系列的整改，试验验证后，目前2号机组在任何工况下都能运行稳定，未再次出现功率波动事件。

收稿日期：2019－06－22。