徐州发电厂#7机组DEH系统及其安装

徐州发电厂#7机组DEH系统及其安装 中国电力（） #7DEH [ 日期：2005-08-30 ] [ 来自：徐州发电厂热控公司 ] 本文简要叙述了东汽200MW机组DEH的系统组成及其功能。并对徐州发电厂#7机组DEH系统的安装、调试情况、控制系统在线验收测试进行了介绍。 关键词 200WM机组、DEH、INFI-90、调门、LVDT。 一、系统介绍 1 系统特点： 徐州发电厂#7机组DEH装置采用东汽200MW机组全电调系统，其液压部分由上海仪表厂 按东汽厂的设计生产供货，采用高压抗燃油系统;其电气部份,由东汽厂进行系统设计,采购美国贝利INFI-90硬件, 按分散控制的设计 思想 教师资格思想品德鉴定表下载浅论红楼梦的主题思想员工思想动态调查问卷论语教育思想学生思想教育讲话稿 ,用INFI-90功能模件组态,构成自动控制、超速保护和自 动启动三个功能块,通过液压伺服机构完成机组的自动控制。因此,汽轮机的控制保护系统功能划 分合理,突出了分层分片自治,提高了分散度,增强了总体可靠性。由系列化的 标准 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 硬件组成的上述 各个积木块可独立完成自己的功能,可互相通讯,也可按网络通讯规约受I&C岛统一指挥,协调实现整个电站的自动控制。控制保护系统功能的配置以菜单的方式向用户提供。譬如,基本控制,即自动升速、并网、升负荷、负荷自动控制等由DEH中的自动控制块完成,以转子热应力计算为基 础的自动启动由DEH中的自动启动块完成。 2 系统组成： 系统由用INFI-90功能模件组成的控制柜OIS站；EWS站由东汽选用惠普机266MHZ CPU 3.2G硬盘和128M内存；操作平台为Windows NT4.0 +Richwin97 for NT4.0；EH系统由航天工业部上海八一二所成套供应，其调门位置反馈选用安徽传感器厂产品，压力开关选用上海远东仪 表厂D500/8D电磁阀选用美国Parker公司D3系列，伺服阀使用八一二所生产的SF-20型。 3 DEH I/O点：共有I/O170点，其中： 模拟量输入85点；模拟量输出1点; 开关量输入45点；开关量输出36点； 脉冲量输入3点。 4 控制系统组成： 4.1 硬件部分 DEH硬件配置主要由过程控制单元PCU，操作员站OIS，工程师站EWS和硬手操盘等组成。其 中PCU由多功能处理器MFP，I?O子模件，电源模件和通讯模件等组成。 PCU和OIS通过标准通讯网相连。PCU中的3对MFP通过冗余的控制总线相连，通讯速率1M。MFP和I?O子模件通过扩展子总线相连，通讯速率500K。 PCU中的3对MFP和相关I?O子模件，按功能划分为超速保护、自动控制、阀位控制和ATC控制三部分。每一部分都有一对冗余的MFP作为主模件，各部分的I?O子模件情况如下： 超速保护部分： 三块频率计数子模件、 一块数字量输入子模件、 一块数字量输出子模件 自动控制部分： 二块数字量输入子模件、一块数字量输出子模件、五块液压伺服子模件 ATC控制部分： 二块现场总线子模件、四块小信号输入子模件、四块控制I/O子模件 一块数字量输入子模件、 一块数字量输出子模件（DSO） 操作员站采用一台工业PC机，由主机、21寸彩色CRT、101键盘等组成。 工程师站EWS是一台高性能的PC机。可由 热工专业人员通过EWS对DEH系统进行组态和维护。专业工程师在授权的情况下，可以在现场对系统进行离线或在线修改。 中国电力（） DEH配有一个硬手操盘作为OIS的备用。在紧急手动模式，可用盘上阀位增减按钮，通过硬件 方式控制HSS，对阀门进行手动控制。 4.2软件部分 DEH所供软件包括系统软件和应用软件两部分。 系统软件由以下几部分组成： 在MFP内，固化在ROM中可供系统设计、组态，完成过程控制、数据采集的标准子程序—功能 码FC 对PCU和OIS进行组态的专用软件 OIS的操作系统软件 通讯模件中的通讯驱动软件 应用软件包括以下几部分： 超速保护功能块 自动控制功能块 ATC控制功能块 OIS软件包（由画面、标签数据库、趋势数据库、日志等组成 ） 前3种功能块存储在3对MFP的非易失性存储器中，用于完成DEH的控制功能。OIS软件包存 储在OIS的硬盘上，用于完成人机接口任务。 5 DEH性能指标: 5.1 额定蒸汽参数下空转转速波动:??1.5r/min 转速控制范围可达4500r/min。 5.2 负荷控制精度??1.5MW 负荷控制范围 0～250MW。 5.3 控制系统不灵敏度:?0.06％。 5.4 转速不等率4.5％，3％～5％范围内可调。 5.5 甩全负荷时,最大升速?8％额定转速,可维持空转。 5.6 可靠性： 计算机MTBF?50000小时 系统MTBF?10000小时 控制系统可用率?99.9％。 二、基本功能及控制方式： #7机组DEH 控制系统的主要功能： 1 自动挂闸 挂闸就是使汽轮机的保护系统处于警戒状态的过程。危急遮断器为东汽传统的部套，保安油压信 号采用薄膜接口阀与高压保安油相连。汽轮机已挂闸为危急遮断器滑阀在上支点，透平保安油压 建立，薄膜接口阀关闭，主汽阀上高压保安油压建立，且危急遮断器滑阀上腔室油压建立，此时 滑阀处于警戒状态。 2 整定伺服系统静态关系 2.1 自动整定伺服系统静态关系. 自动整定伺服系统静态关系的目的在于使油动机在整个全行程上均能被伺服阀控制。在汽轮机启 动前，可同时对5个油动机快速地进行整定，以减少调整时间。DEH接收到油动机整定指令后， 全开、全关油动机，并记录LVDT在两极端位置的值，自动修正零位、幅度，使给定、升程满足 上述关系。 2.2 阀门在线整定 全电调DEH采用INFI-90 系统组成，它的一大特点之一就是不仅在汽机启动前能方便地自动进 行阀门静态关系整定，而且在汽机带负荷正常运行期间，也能方便地分别对单个阀自动进行整定 中国电力（） 以修正各种漂移的影响。 3 启动前的控制 3.1 自动判断热状态 汽轮机的启动过程，对汽机转子是一个加热过程。为减少启动过程的热应力，对于不同的初始温度，应采用不同的启动曲线。 3.2 升速控制 在汽轮发电机组并网前，DEH为转速闭环无差调节系统。其设定点为给定转速。给定转速与实 际转速之差，经PID调节器运算后，通过伺服系统控制油动机开度，使实际转速跟随给定转速 变化。 在给定目标转速后，给定转速自动以设定的升速率向目标转速逼近。当进入临界转速区时，自动 将升速率改为每分钟400r/min快速冲过去。 3.3 暖机 汽机暖机转速通常定为500，1400rpm，故目标值通常定为500，1400，3000r/min，到达目标 转速值后，可自动停止升速进行暖机。 3.4 3000r/min定速 汽轮机转速稳定在3000?2r/min上，各系统进行并网前检查。 发电机做假同期试验，以检查自动同期系统的可靠性及调整的准确性。在假同期试验期间，DE H接收到假同期试验信号，在油开关闭合时，并不判定为发电机并网。这样可防止由于并网加初 负荷，而引起转速升高。 4 负荷控制 4.1 并网、升负荷及负荷正常调节。 4.1.1并网带初负荷 当同期条件均满足时，油开关合闸，DEH立即增加给定值，使发电机带上初负荷避免出现逆功 率。由于刚并网时，未投入负荷反馈，故用主汽压力修正应增加的给定值。给定值=原值+3+f(p 0) 4.1.2 升负荷 投入负荷反馈或调节级压力反馈。在设定目标后，给定值自动以设定的负荷率向目标值逼近，随 之发电机负荷逐渐增大。 定——滑——定 升负荷 在高低压旁路阀全关后，锅炉增加燃烧，高压调节阀维持90%额定值。 随着蒸汽参数的增加负荷逐渐增大。在滑压升负荷期间，一般不投负荷反馈或调节级压力反馈。 若需暖机，应由燃烧控制系统维持燃烧水平，来保持负荷不变。否则应投负荷反馈或调节级压力 反馈，通过调节阀的节流作用，来保持负荷不变。 4．2 负荷控制方式 4.2.1 调节级压力反馈 4.2.2负荷反馈 负荷控制器是一个ＰＩ控制器，用于比较设定值与实际功率，经过计算后输出CV阀ICV阀的控 制信号。 5 一次调频 汽轮发电机组在并网运行时，为保证供电品质对电网频率的要求，通常应投入一次调频功能。当 机组转速在死区范围内时，频率调整给定为零，一次调频不动作。当转速在死区范围以外时，一 次调频动作，频率调整给定按不等率随转速变化而变化。 不等率在3~6%内可调，设为4.5% 死区在0~30rpm内可调，设为4.5rpm(迟缓率为0.3%) 死区范围为：3000?死区值 中国电力（） 6 CCS控制 此时汽轮机负荷目标值受锅炉控制系统控制，负荷率为100MW/min，给定。 7 主汽压力控制 在锅炉系统出现某种故障不能维持主汽压力时，可通过关小调门开度减少蒸汽流量的方法使主汽 压力恢复正常。 8 快卸负荷 当汽轮发电机组出现某种故障时，快速减小调门开度，卸掉部分负荷，以防止故障扩大。在快卸 负荷投入期间，DEH接到快卸负荷信号时，总的阀位参考量在原值基础上以对应档变化率减小， 直到此接入信号消失或切除快卸负荷功能或此参考量减到对应档的下限值。同时目标和设定点即 等于总的阀位参考量，也随着减小。 9 负荷限制 9.１高负荷限制 汽轮发电机组由于某种原因，在一段时间内不希望负荷带得太高时，操作员可 在（0~250）MW内设置高负荷限制值，使DEH设定点始终小于此对应的限制值。当高负荷限 制动作时，若目标大于设定点，则发保持指令，停止增大设定点。 9.２低负荷限制 汽轮发电机组由于某种原因，在一段时间内不希望负荷带得太低时，操作员可 在（0~250）MW内设置低负荷限制值，使DEH设定点始终大于此对应的限制值。当低负荷限 制动作时，若目标小于设定点，则发保持指令，停止减小设定点。 10 阀位限制 汽轮发电机组由于某种原因，在一段时间内不希望阀门开得太大时，操作员可在（0~120）%内设置阀位限制值，使DEH总的阀位给定值为负荷参考量与此限制值之间较小的值。为防止阀位 发生跳变，阀位限制值加有变化率限制，变化率为1%/秒。当阀位限制动作时，若目标大于设 定点，则发保持指令，停止增大设定点。 11 超速保护 11.1超速限制 为避免汽轮机因转速太高离心应力太大而被迫使汽轮机打闸的方法称超速限制。 11.2甩负荷 由于大容量汽轮机的转子时间常数较小，汽缸的容积时间常数较大。在发生甩负荷 时，汽轮机转速飞升很快，若仅靠系统中转速反馈的作用，最高转速可能超过110%，而发生汽轮机遮断跳闸。为此必须设置一套甩负荷超速限制逻辑。若油开跳闸开出现甩负荷时，则迅速动 作超速限制电磁阀，同时将目标转速及给定转速改为3000rpm，待2秒种后，超速限制电磁阀失电，调节阀恢复由伺服阀控制，油动机保持全关，待2秒种后，恢复转速闭环控制，最终使 汽轮机转速稳定在3000rpm，以便事故消除后能迅速并网。 11.3 103%超速 因汽轮机若出现超速,对其寿命影响较大.除对汽轮机进行超速实验时,转速需超出103%外,其他任何时候均不允许发生103%(因网频最高到50.5Hz即101%). 超速实验钥匙开关在正常位置时, 一旦转速超过103%,则迅速动作超速限制电磁阀,关闭高中压调节阀,待转速低于103%时, 超速限制电磁阀失电,调节阀恢复由伺服阀控制,油动机保持全关,待2秒后,恢复调节系统控制. 11.4 超速保护 若汽轮机的转速太高，由于离心力的作用，会损坏汽轮机。虽然为防止汽轮机超 速，DEH系统中配上了超速限制功能，但万一转速限制不住，超过预定转速则立即打闸，迅速 关闭所有主汽阀，调节阀。为了安全可靠，系统中设置了多道超速保护： DEH电气超速保持110% 危机遮断飞锤机械超速保护110~112%为汽机电超速保护的冗余。通道DEH超速信号故障或超速部分主机板（MFT）故障，失去DEH电气超速保护功能时。为了确保机组安全，后备危急遮 断飞锤机械超速保护自动遮断汽轮机。 另外，DEH还配有下列打闸停机功能： 操作员手打停机 中国电力（） 由紧急停机柜ETS来打闸停机信号 12 在线实验 12.1 喷油实验 为了确保危机遮断飞锤在机组一旦出现超速时，能迅速飞出，遮断汽轮机需经常 对飞锤进行活动实验。此活动实验是将油喷到飞锤中增大离心力，使之飞出。但飞锤因喷油试验 飞出不应打闸。为提高可靠性，采用了冗余设计，二个飞锤，二个危急遮断器滑阀，用杠杆将它 们联系起来。通过移动杠杆，使喷出的飞锤不会遮断汽机。 12.2 超速试验 在汽轮机首次安装或大修时，必须验证超速保护的动作准确性。对每一路超速保 护都应进行试验验证。做超速试验时，将DEH的目标转速设置为3360rpm,慢慢提升汽轮机转速，到达被试验的一路超速保护的动作转速时，此路超速保护动作，遮断汽轮机。因此超速试验也叫 提升转速试验。DEH可自动记录汽轮机遮断转速以及最高转速。 12.2.1 DEH电气超速试验 将DEH超速试验钥匙开关拨到电气位，目标设为3360rpm, 速率设为每分钟180r/min即可进行试验。 12.2.2 机械超速试验 在试验前应将DEH 电气超速值调高。则动作值自动调高为114%，可选择1#、2#或2个飞锤联合进行试验，按选择的试验飞锤号，杠杆相应左、右移动或不移，然后同 样设置目标速率即可提升转速。 12.3 阀门活动试验 为确保阀门活动灵活，需定期对阀门进行活动试验，以防止卡涩。阀门活动 试验对主汽阀均进行10%-15%行程试验，按高压、中压、左、右分为4组进行。中压调节阀作10%行程试验。 13 紧急手动 当手动MFP与HSS伺服模件通讯中断时，手动退到紧急手动方式。在紧急手动方式下，通过硬 盘，高、中5个调节阀根据阀位增减按钮指令增减。变化率为50%/min。 三、安装调试 #7机DEH装置于1998年10月25日开始安装，于12月9日DEH系统上电进入调试，12月27日首次使用DEH开机，全速后做各项试验，12月28日再次开机并网，负荷稳定在200MW。于元月7日做主汽门活动试验和高压遮断阀试验，正常后，机组于99年元月11日报峻工。#7DEH装置的工作全部结束，投入生产。 12月9日系统上电后进入调试阶段，I/O信号核对完毕，开始供油装置的调试试验工作：抗 燃油泵电气联动、抗燃油泵油压联动、抗燃油加热联锁、抗燃油油温联锁、抗燃油油位联锁均正 确。 供油装置调试结束后，开始油循环工作，油循环工作完成后。于12月24日开始阀门校验工作，12月26日完成了阀门校验工作，随后做了静态试验，均成功。12月27日机组点火冲转。使用DEH开机，冲转过程中，中调门波动在，使用中压清洗电磁阀将中调门全开，使转速稳定。 12月28日，机组，修改中调门控制逻辑，将转速分段调整中调门开度。机组冲转至3000rpm，定速做喷油试验成功，做机械超速试验成功，#1撞出子动作转速3285rpm， 2撞出子动作转速3296rpm。做汽机超速103% .110%试验成功。试验完毕后，使用DEH自动同期并网成功，带初始负荷后，投入功率自动回路。 12月29日机组负荷180MW，进行单/顺阀转换，负荷无扰动，切换后负荷带至190MW，#1，#2高调门开度81%，#3高调门开度15%，#4高调门开度0%，中调门全开。 12月30日，负荷220MW，主汽压力13.1Mpa, 调节级压力9.3Mpa,投入调节级压力回路，功率回路切除，负荷无扰动。 12月31日，负荷220MW，投入CCS控制，机组负荷由DCS控制，负荷无扰动。 现将调试工作中出现的问题和采取的措施列举如下，以利以后吸取经验教训。 调试中，由于主机柜直流接地线施工人员未接，曾造成OIS站与主机通讯时好时坏，花费了很 多时间，最后查明主机柜直流接地线未接，将主机柜直流接地线接地后，该故障消除。可见计算 中国电力（） 机控制系统中，交、直接地线是非常重要的。 调门LVDT的校验 由于东汽厂第一次配套生产200MW机组DEH，所配LVDT量程太大（达1500mm而调门行程只有42mm），线圈安装位置未标定，调试人员经验不足等原因。LVDT的线性段一直未找到，以至调门反馈线性太差，阀门校验一直未能完成，后经我厂技术人员、东汽厂 的共同努力，对LVDT进行重新标定，重新安装，并重新设置伺服卡的参数，最终完成了LVDT线圈的校验工作。 主汽门活动试验的调验 由于主汽门活动试验要求主汽门关闭15%后，行程开关动作，试验结束， 主汽门重新回到全开位置。由于所选用的行程开关及东汽厂选的安装位置，以致，行程开关在主 汽门关闭至30%后才能动作，调试中发现最大的关到60%才动作，虽对行程开关进行了调整， 但仍无法满足要求。同时，考虑到行程开关接点信号不可靠，为防止做阀门活动试验时，主汽门 关闭过大，经考虑，改为活动试验进行到1.5S后结束。1月7日负荷220MW，做阀门活动成功。现主汽门活动试验每天一次。 高压遮断电磁阀试验的调试 在汽机3000rpm时，做高压遮断试验，主汽门关闭，试验失败。经 分析有两种原因：（1）高压遮断试验节流孔直径过大，试验时，高压保安油下降太大。（2）高压保安油建立压力开关PS6定值高（12Mpa），当6YV动作时，由于高压保安油压力瞬间波 动，PS6动作，DEH系统误认为失去高压保安油，发出跳机指令。 针对上述两种原因，分别采取了更换节流孔，更改PS6定值的措施（PS6由12 Mpa更改为8.7 Mpa），同时对PS6信号加了1S的延时滤波，以上措施实施后，高压遮断电磁阀试验成功。 高压遮断模块 遗留的问题：调试结束后，机组运行中，发现一些问题，主要有： 1开机时，中调门晃动剧烈，500rpm以后，中调门从0~100%晃动，引起汽机转速不稳，波动 达200/min左右。无奈，只好用中调门清洗电磁阀将中调门全开，才顺利开机并网。 2单/顺阀切换时，#3、#4调门从0~17%来回晃动几分钟，引起负荷波动。 遗留问题的解决: 单/顺阀切换时，#3，#4调门晃动。经对#3，#4调门顺阀时流量/阀位曲线分析，发现#3，#4调门顺序启阀方式的预启阀斜度过陡，其斜率设置为340（阀位/流量），即流量发生0.05%的变化，阀门就开关17%。因此，将#3，#4调门顺序阀流量曲线预启阀段加以修改，修改后 的斜率为8.5,经测试，顺/单切换平稳#3，#4调门开启平滑负荷没有波动，同时切换时间也缩 短了。 开机时，中调门晃动问题。为了解决这个问题，生计部，多次召集热工、检修部、发电部、汽机 的专业技术人员进行分析讨论。经反复分析讨论，认为转速调节回路P、I、D参数设置不当，中调门伺服卡控制增益设置太大，中高压调门流量比过大（4倍）。并制定了在2月18日停机时，中调门将伺服卡控制增益降低，改流量比为进行试验措施，2月18日，机组解列后，将中高调门流量比改为3倍，并把中调门伺服卡控制增益分别降至6、4、2。试验完毕后，对数据进 行了分析，发现当控制增益为6时，中调门晃动幅度已降为42%～70%，同时转速波动降为2958～3025rpm，振幅70转，2月20日，与东汽厂技术人员，对转速调节回路及2月18日的试验结果作了进一步分析，肯定了2月18日的试验方向，同时，东汽厂技术人员认为，冲转时， 中/高压调门流量比可继续降低，不会结机组造成危害。2月21日，对软件作了一些修改，并做 了一些试验，最终把伺服卡的控制增益定为16，中/高压调门流量比定为1.5，并网后仍为3倍。2月22日10时左右，机组开始冲转，10时50分，机组顺利并网，现将开机时一些参数列类如 下： 目标转速 rpm 转速变化 中国电力（） rpm 中调门开度 % 升速率 再热汽压力MPa 500 ?514?495?501?500 13 100 0.34/0.34 1000 ?1007?997?1000 42?39?40 100 0.33/0.34 1350 ?1367?1348?1350 48 400 0.45/0.45 3000 ?3005?2999?3000 54 100 0.47/0.47 四、控制系统在线验收测试 1999年4月8日至4月11日DEH测试组对徐州发电厂#7机组的数字式电液控制系统（DEH）进行了在线验收测试。 1、测试目的 通过对徐州发电厂200MW汽轮机组（#7）DEH系统的在线性能测试，检验DEH系统中电子部分的硬件、软件的性能，I/O的精度，抗干扰能力及系统的可靠性、实时性和组态的灵活性等技术指标；检验DEH系统转速控制、负荷控制、OPC超速保护、超速跳闸保护等控制功能及其控 制精度；阀门关闭时间等。 2、测试依据 1、“火力发电厂汽轮机控制系统在线验收测试规程”DL/T 656-1998 2、“火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程” DL/T 659-1998。 3、“火力发电厂分散控制系统技术规范”（G-RK-95-51）电规发（1995）74号文。 4、汽轮机数字式电液控制系统（DEH）技术规范书（徐州发电厂200MW机组改造工程）。 3. 测试结果 3.1 DEH系统电子部分的性能测试 3.2 主控制器（多功能处理器 MFP）冗余切换试验： 本DEH系统的硬件采用贝利（Bailey）公司的INFI-90模件，其多功能处理器为双冗余配置，A、B互为热备用。试验时，分别切除OPC、ATC、基本控制三个控制站的主MFP，热备用MFP立即自动投入运行，且对系统的监视和控制均无影响，系统工作均正常，投入（插进）拔出的MFP对系统的工作亦无影响。 试验结果：MFP冗余切换正常。 3.3 MFP负荷率和内存余量的测试 在机组带负荷正常运行时，调用测试软件对MFP的负荷率、执行周期和内存余量的测试结果如下： 负荷率% 扫描周期 ms 执行周期 ms 内存占用量KB 内存余量 KB 内存余量百分率% OPC 34 50 17 11.23 500.77 97.8 ATC 51 500 226 267.54 244.46 47.8 基本控制 41 250 112 83.72 428.28 83.5 各控制站MFP的负荷率均小于60%，内存余量百分率均大于40%，满足规程DL/T 659-1998的 规定 关于下班后关闭电源的规定党章中关于入党时间的规定公务员考核规定下载规定办法文件下载宁波关于闷顶的规定 。 3.4 模拟量精度测试 满足规程DL/T 659-1998的规定 3.5 CRT画面调用时间测试 实测结果：＜1秒。 3.6 DEH与DCS的CCS控制指令接口检查 中国电力（） DEH对CCS控制信号故障时的自保持功能测试，测试结果：自保持功能正常。 3.7 备用模件数、备用I/O点数及其备用百分率的检查。检查结果如下： 槽位数 空槽数 空槽位百分率% I/O点数 备用I/O点数 备用I/O点数百分率% OPC 12 5 41.7 35 4 11.4 ATC 12 0 0 146 32 21.9 AUTO 自动控制 12 2 16.7 64 10 15.6 总计 36 7 19.4 245 46 18.8 3.8 DEH控制功能的测试 3.8.1 高、中压主汽门，高、中压调门关闭时间测试 高压调门和中压调门油动机全行程的关闭时间测试结果如下： #1高压调门 CV1 #3高压调门 CV3 #4高压调门 CV4 中压调门油动机ICV 阀门或油动机 行程 阀门全行程42mm 油动机全行程237mm 关闭时间 0.0238秒 0.0293秒 0.0239秒 0.168秒 高、中压主汽门全行程关闭时间测试结果如下： #1高压主汽门MSV1 #2高压主汽门MSV2 #2中压主汽门RSV2 阀门全行程（mm） 80 150 关闭时间（秒） 0.0464 0.0474 0.0768 3.8.2 阀门管理功能测试 机组运行在150MW，由顺序阀（多阀）控制切向单阀控制，切换时间为10分钟（4月10日21:35至21:45），切换过程中对机组的功率影响很小，仅为?0.6MW。 3.8.3 机组起动时转速控制的测试 #7机组于4月10日晚降负荷后停机（约为23:30分左右），于次日15:36开始启动。启动方式为自动汽轮机控制（ATC），投用热应力计算。转速控制过程如下：从4月11日15:36开始，投入ATC，自动设置第一个目标转速500rpm，升速率每分钟180r/min，于15:39达到500 rpm；随即自动设置下一个目标转速：1100 rpm，升速率每分钟180 r/min（因是热态启动，无低速暖机过程），于15:42达到1100 rpm，ATC控制提示：“中压转子内孔温度低”和“转子截面内孔温度低”，保持转速，至15:59上述两项保持转速（即不允许继续升速）的条件仍存在，运行 人员手动超越上述两项限制，ATC设置下一个目标转速2500 rpm，升速率每分钟180 r/min，机组过临界转速时，ATC自动将升速率提高为每分钟400 r/min，过后又降为每分钟180 r/min，16:06达2500 rpm；ATC控制提示：“中压转子内孔温度低”、“转子截面内孔温度低”、“予期高压转子表面应力高”，而保持转速（暖机）；至16:14运行人员干予手动超越上述在项限制升速 条件，ATC设置目标转速3000 r/min，升速率每分钟120 rpm，16:18转速达3000 r/min。此次用ATC升速，由盘车转速升至3000 r/min，共历时42分钟。控制过程中动态偏差如下： 1100+15rpm，1100-4rpm振荡一次； 2500+2rpm；2500-2rpm 3000+0rpm，3000-1rpm 汽轮机组用自动汽轮机控制（ATC）进行升速控制取得了成功。 中国电力（） 3.8.4 103%nH（3090 rpm/分）OPC超速保护功能测试 测试结果：OPC动作值为3089 rpm/分。 3.8.5 110% nH（3300 r/min OPT超速保护跳闸功能测试： 因3300 r/min高于危急保安器动作转速，修改定值为3200 r/min做OPT功能测试。 测试结果：OPT动作值为：3199 r/min。 3.8.6 高、中压主汽门和中压调门油动机在线活动试验及高压遮断模块试验 试验结果：正常。 3.8.7 负荷控制功能测试 试验工况：机组功率由DEH控制。 1999年4月8日23:45机组实发功率220MW，变负荷给定功率187MW，给定的变负荷变化率每分钟9%（每分钟19.8MW）。 4月8日23:55机组实发功率187MW，给定功率154MW，给定的负荷变化率每分钟9%NH/分（19.8MW）。 4月9日00:04:20机组实发功率154MW，给定功率187MW，给定的负荷变化率每分钟9%NH/分（19.8MW）。 4月9日00:19机组实发功率187MW，给定功率220MW，给定的负荷变化率每分钟9%NH（19.8MW）。 上述4次变负荷试验，给定的负荷的变化幅度均为15% NH/分（33MW），负荷变化率均为每分钟9%NH（19.8MW/分）。 试验结果：实发功率基本上跟随给定功率，两条曲线基本上重合，从打印出的记录曲线上分辨不 出两者的差别。 4、测试结论： 本DEH系统的硬件采用Bailey-ETSI公司INFI-90分散控制系统的模件，其性能指标满足规程DL/T 659-1998的要求。 应用软件的组态、修改、维护方便，并能在线下载。 应用ATC（包括热应力计算）自启动机组取得成功。 DEH的控制和保护功能，实测结果表明：满足规程DL/T 659-1998和“汽轮机数字式电液控制系统（DEH）技术规范书（徐州发电厂200MW机组改造工程）”的要求。 五、存在问题 DEH顺序阀控制时，阀点位置不合适。机组带220MW负荷时，#1、#2高压调速汽门全开，#3高压调速汽门只开30%左右，节流损失大。因此，需对顺序阀控制时的阀门流量曲线进行修 正，提高#3高压调速汽门的开度，减少#3高压调速汽门的节流损失。