华能莱芜电厂#5机组的锅炉为上海锅炉厂生产的亚临界一次中间再热控制循环汽包炉，制粉系统采用中速辊式磨煤机的直吹系统，共配置了3层油点火器，5层煤燃烧器，燃烧方式为四角切圆。汽机为上海汽轮机厂生产的亚临界中间再热、双缸双排汽凝汽式机组。
机组DCS和DEH、MEH为鲁能控制工程公司提供的LN2000分散控制系统，系统是一体化设计，统一网络，共享操作员站、工程师站、历史站等。华能莱芜电厂二期工程#4机组已于2009年1月18日8时通过168小时满负荷试运行，2009年1月18日正式移交生产；#5机组于2009年6月16日6时通过168小时满负荷试运行，2009年6月16日正式移交生产。
一 电厂控制系统的组成
1.1 电厂控制控制范围
电厂控制系统一体化的组成如下:
(1)DCS系统（包括MCS、SCS、DAS等子系统）；
(2)炉膛安全监控系统( FSSS)；
(3)电气监控系统(ECS)；
(4) 汽轮机数字式电液控制系统（DEH）；
(5)小汽轮机给水泵数字电液控制系统（MEH）；
(6)吹灰系统；
(7)等离子点火功能系统；
（8）除渣系统；
（9）包括公用ECS、燃油、采暖、空压机和供热首站组成的公用系统。
机组DCS结构如图1所示。由DCS网络图结构可见,与大多数火电厂330MW 机组的DCS不同,该工程DCS的应用技术复杂、一体化控制功能范围较广。
?图1
I/O点数
华能莱芜发电厂#4、#5机组单元机组点数达到6160点,两台机组公用部分为1344点。具体点数分布如表1和表2.
MCS | FSSS | SCS | DAS | ECS | DEH | MEH | 总计 | |
AI(4-20mA) | 249 | 32 | 11 | 259 | 72 | 56 | 4 | 683 |
RTD | 28 | 0 | 130 | 223 | 4 | 6 | 0 | 391 |
TC | 24 | 0 | 0 | 346 | 0 | 46 | 0 | 416 |
DI | 19 | 299 | 2186 | 142 | 290 | 54 | 12 | 3002 |
DO | 12 | 199 | 881 | 1 | 90 | 45 | 16 | 1244 |
AO(4-20mA) | 177 | 0 | 0 | 4 | 0 | 19 | 4 | 204 |
SOE | 0 | 0 | 0 | 115 | 43 | 49 | 3 | 210 |
PI | 0 | 0 | 0 | 0 | 4 | 3 | 3 | 10 |
总计 | 509 | 530 | 3208 | 1090 | 503 | 278 | 42 | 6160 |
表1 单元机组I/O表
ECS | 空压机 | 燃油泵房 | 采暖加热 | 供热首站 | 总计 | |
AI(4-20mA) | 50 | 23 | 12 | 16 | 72 | 173 |
RTD | 2 | 6 | 17 | 7 | 50 | 82 |
TC | 0 | 0 | 0 | 0 | 1 | 1 |
DI | 277 | 124 | 27 | 19 | 263 | 710 |
DO | 105 | 66 | 10 | 8 | 115 | 304 |
AO(4-20mA) | 0 | 0 | 1 | 5 | 23 | 29 |
SOE | 44 | 0 | 0 | 0 | 0 | 44 |
PI | 1 | 0 | 0 | 0 | 0 | 1 |
总计 | 479 | 219 | 67 | 55 | 524 | 1344 |
表2 两台机组公用部分I/O表
1.2? 系统配置
华能莱芜电厂#4、#5机组分别布置三个电子间，包括炉1电子间，炉2电子间，汽机电子间。炉1电子间共10面机柜，分布10对DPU，控制着炉侧汽水及吹灰顺控、ECS系统、公用系统，炉2电子间共10面机柜，分布7对DPU，控制着燃烧系统、风烟系统，汽机电子间共13面机柜，分布10对DPU，控制着机侧SCS系统、DEH系统、MEH系统。
1.2.1 系统硬件配置
LN2000的人机接口站采用Windows2000为平台。MMI包括操作员站、工程师站、历史站，均采用相同的硬件平台。莱芜电厂单台机组MMI配置5台操作员站、1台值长站、1台工程师站、1台历史站、一套NEC公司50英寸液晶大屏幕、及两台NEC公司42英寸液晶显示器。大屏幕连接操作员站显示操作画面，两台42英寸液晶显示器分别接入了汽包水位及火焰电视信号。
历史数据站His储存所有历史数据，历史趋势、操作信息、SOE等都依赖于历史站的正常工作。莱芜电厂采用了LN2000的专用的全球定位系统GPS卡件，安装在炉#1电子件26柜内，其精度达到ms。历史数据站接受来自GPS的对时信号，再通过网络对操作员站、工程师站、值长站及DPU进行对时，SOE模块直接接受GPS对时信号进行对时。
1.2.2 系统网络配置
本系统具有两层网络结构：上层为高速以太网，是操作员站、工程师站及过程控制站间的信息通路；下层为目前在工业控制领域迅速发展，且具有广泛应用前途的CAN现场总线网，作为PU与I/O模块间的通讯网络。
1、上层网
系统的上层网络采用以太(Ethernet)网作为站间通讯网络，网络标准符合IEEE802.3,通讯协议采用TCP/IP协议标准，通讯速度为100Mbps。Ethernet网络采用CSMA/CD存取控制方法，在网上节点较少，通讯负荷低时，CSMA/CD的响应时间反而比其他存取控制方法更快，因而每个站都有良好的实时性。
本系统网络的拓扑结构为总线型网络，每站点通过双绞线连接于一数据交换机，工程师站、操作员站到机柜的距离较长，与机柜内数据交换机的连接采用带屏蔽的五类网线；总线型Ethernet的网络结构接口简单，总线扩展、站点的扩充十分容易，维护方便。
为保证站间的数据传输的可靠性，系统Ethernet采用两个独立总线网，各站同时挂在两个网上，当运行网出现故障时，系统将自动判断故障性质，并切换到备用网，保持站间通信的畅通。为进一步提高DCS通讯网络的可靠性，通过调研、比较以太网交换机，选用了世界最大的因特网设备制造商美国思科公司的工业以太网交换机。该公司的以太网交换机的自愈、容错性更能满足分散控制系统的要求。
莱芜电厂单元机组有三个电子间，两台机组共用一个集控室及工程师站，所以网络结构相当复杂，网络结构如图所示。 2、CAN现场总线网系统的第二层网络为现场总线网CAN网。通讯速度可根据通信距离组态设置，过程控制站与智能I/O模块之间的通讯就是通过这层网络完成的。该网的传输介质用带胶皮护套屏蔽双绞线。智能模块通过本板上的拨码开关来决定本板在CAN网上的地址。本层网同样为冗余配置的总线型拓扑结构，具有扩展容易、可靠性高等优点。现场总线的使用，适应当今仪表智能化的趋势，降低系统信号线成本，本系统采用的现场总线网为CAN（Control Area Network）网，该网络是目前较为成熟且十分流行的现场总线网之一。 CAN现场总线网有如下特点： ?网络节点可分成不同优先级，以满足不同的实时要求。 ?网络通讯距离最远为10Km（5Kbps）。当网线长度不超过40米时，通信速率可达1Mbps，性能远高于RS485、Bitbus等。 ?采用短帧结构，每帧有效字节数为8个，这样传输时间短，受干扰概率低，网络响应快。 ?网络有较强的检错及纠错功能，可靠性较高。 ?通讯介质可采用普通双绞线，线路造价低。 1.3 DEH控制系统的组成 DEH作为LN2000控制系统的节点，挂在DCS以太网络上，共享以太网上的多台应用/操作处理器，并与DCS控制系统的其它控制器实现数据双向共享，DEH硬件的核心部分采用与山东鲁能控制有限公司提供的LN2000控制系统统一的硬件。每个控制处理器通过冗余的CAN现场总线与DCS的标准输入/输出模块通讯，实现与现场设备之间的I/O接口。DEH的油动机驱动信号接口称为伺服卡，每个油动机配置一块伺服卡，DEH共有10块伺服卡。 DEH控制系统由电气和液压两部分组成。电气部分采用山东鲁能控制公司的LN2000DCS控制系统，液压部分包括高压伺服、高压遮断、高压油和低压遮断系统4部分，由上海汽轮机厂传统成熟结构结合LN2000的特点成套提供。 1.3.1 DEH控制器（电气部分） DEH控制柜共有3个，其中模件柜2个，内装多功能高速DPU控制器、伺服卡、I/O卡件、转速保护卡。继电器端子柜1个，内装由继电器组成的保护硬回路。DPU做为DEH的控制核心，连续地监视和控制机组当前的运行参数；伺服卡接受DPU的指令和就地采集的LVDT信号，进行比较和运算，输出指令控制伺服阀，控制油动机的行程，形成电液控制回路，对机组的转速和负荷进行控制。见图1。 图1 调门控制原理图 1.3.2 液压部分液压部分由供油站、高压伺服系统、高压遮断系统、低压遮断系统组成。其中伺服系统高压调节阀4只、中压调节阀2只、低压调节阀2只（抽汽），为伺服控制，高压主汽门2只、中压主汽门2只，为2位式控制油动机。高/低压遮断系统是机组出现危机工况时，迅速卸掉高压抗燃油，在弹簧力的作用下快速关闭各个阀门，以确保机组的安全运行。见图2。 DEH及MEH的控制处理器由电厂DCS系统集中布置，控制柜为LN2000系列的标准机柜，DEH占三个机柜，MEH占一个机柜，机柜的编号为#71、#72、#76柜，#75柜。 DEH的#71柜布置司服卡及电磁阀控制，共有10块司服卡，#72柜为基本控制，#76柜为试验、ATC、监测。DEH的共有369点(模拟量输入162点，开关量输入100点，模拟量输出44点，开关量输出63点)。
MEH的#75柜前面为LN2000的卡件，共14块。后面则是两块司服卡、特殊接口设备及其供电电源。MEH共有输入60点。(模拟量28点，开关量32点)，输出40点(模拟量8点，开关量32点)。
DEH的输出直接控制十个油动机的开度，其中二个是主汽门油动机，六个是高压调门油动机，两个是中压调门油动机。
对原有的10个油动机作少量的改动，每个油动机的外壳上加装一个电液转换器。DEH的输出经伺服卡控制电液转换器，改变油动机内部的继动器位置，继动器位移由LVDT反馈的伺服卡上，由此组成伺服系统。当继动器根据DEH输出指令定位后，继而使油动机活塞杆按一定比例跟随继动器位移移动，最终稳定在与DEH输出指令相应的位置上。
电液转换器的动力油经由精密滤油器提供。电液转换器底部的油压控制口，接受液压系统一个固定不变的控制油控制；主汽门油动机的控制油与液压系统的安全油联动，当安全油因汽机遮断而降低时，控制油跟着泄去，主汽门油动机将快速关闭；调门油动机的控制油受电磁阀及安全油双重控制，当DEH的OPC动作指令使电磁阀动作时，或当安全油降低时，调门油动机都将快速关闭。
MEH有一个输出控制小机，二个输出分别经电气转换器，然后转换成与液压系统相容的油压信号，去控制小机的调门油动机。
二、DEH、在运行中的使用
运行中DEH的所有操作都可以在运行人员站上进行，通过鼠标，键盘以及CRT上可操作的画面可直接控制汽轮机的整个运行过程。
DEH有十幅画面可供运行人员任意选择，它们是：
·DEH主控画面
·供热控制画面
·阀门活动试验画面
·超速/严密性试验画面
·汽机总图画面
·汽轮机发电机轴承及转子振动显示画面
·ATC画面
·ATC报警1画面
·ATC报警2画面
·汽机缸温
通过对以上画面可对汽机进行如下的控制和操作：
1汽机挂闸复位，中压主汽门在汽机复位后自行开启。
2汽机冲转升速：在具备冲转条件后，设定转速目标值及升速率，用主汽门及中压调门进汽冲动汽机，并自动按设定升速率升速，最终到达设定的转速目标植。经过若干次目标值的设定，将汽机转速提升到阀切换转速。
3主汽门及调门的阀切换：到达阀切换转速后，在主控画面上给出阀切换指令，DEH自动将调门关下主汽门打开，最终由调门控制汽机转速。
4发电机并列：在到达并列转速后，将DEH运行方式改为“自动同期”方式，此时DEH的同期接口，接受外来的升、降转速指令，以每次1转/分的速率升降转速，直到与电网同步，当发电机与电网并列后，DEH自动控制汽机带约5％的初负荷，避免发电机出现逆功率现象。
5汽机升负荷：设定目标功率与升功率速率，使汽机以设定的速率增加功率，直到与目标值一致。此时可投入功率回路，在功率回路投入时，目标功率最终与实际功率一致。功率回路的投入切除无扰动出现。
6投入遥控：当投入遥控方式时，遥控接口接受CCS的负荷指令，汽机阀门开度跟随负荷指令。由CCS投入机跟炉，炉跟机或协调控制方式，汽机进入正常运行状态。
7根据机炉的具体情况可投入阀位限制，高负荷限制以及主汽压力限制功能。
8根据实际运行情况可投入阀门管理功能，在主控画面发出指令后，调门的控制方式可由单阀控制进入顺序阀控制，或从顺序阀控制进入单阀控制，二种控制方式的切换由DEH自动进行。
9阀门试验：在主控画面上可对已全部开足的每个主汽门及中压调门作10％的活动试验。
10OPC试验及切除：在发电机未并列前，主控画面上可以进行OPC试验，快速关闭所有调门以验证回路的正确性，也可以切除OPC功能，校验机械危急遮断器的出击转速。
11手动控制：在主控画面上可以将DEH的运行方式切为手动，并在同一画面上手动控制调节阀的开度增减。(除主控画面外，唯一的三个外置按钮也能进行手动控制的操作)。
“DEH主控画面”除可供操作的按键外，还有如下的显示。
1)汽机挂闸(复置)/遮断状态
2)发电并列/解列状态
3)DEH所处运行方式：自动、遥控、同期、手动
4)运行人员设定的目标值及速率值
5)DEH的设定值及实际值(转速或功率)
6)遥控设定值
7)DEH输出的阀位需求值
8)功率反馈回路投入/切除状态
9)阀位限制，高负荷限制及主蒸汽压力限制的投入/切除状态
10)阀切换状态
11)阀门控制方式(单阀/顺序阀)
12)主汽门、高中压调门油动机的开度
13)中压主汽门开启/关闭状态
14)转速或功率的趋势图
三、MEH在运行中的使用
运行中MEH的所有操作都可以在运行人员站上进行，通过鼠标以及CRT上可操作画面可直接控制汽轮机的整个运行过程。
MEH有三幅画面（只有一台小机），可供运行人员选择，它们是：
·小机主控画面
·小机参数监视画面
·小机ETS画面
只有“主控画面”可操作，其它画面仅向运行人员提供必要的信息。
通过“主控画面”可对汽机进行如下的控制和操作：
1操作启动阀，控制汽机挂闸复位
2操作启动阀，控制高低压主汽门的开启
3汽机冲转升速：在具备冲转条件后，选定转速目标值及升速率，用低压调门汽冲动汽机，并自动按选定的升速率升速，最终到达选定的转速目标值。汽机升速到转速达到给泵的最小工作转速为止。
4到达最小工作转速后，运行方式自动转为转速控制方式，此时可利用转速增、减软键改变转速，使汽机转速在给泵工作转速范围内任意停留。
5投入遥控：当投入遥控方式时，遥控接口接受CCS的转速指令，汽机转速跟随转速指令。由CCS调节给水流量，汽机进入正常运行状态。
6超速试验：通过主控画面上的超速试验键，可使汽机时入超速试验状态，此时汽机的转速设定最高值允许上升到汽机危急遮断器动作的上限。
7手动控制：在主控画面上可将MEH的运行方式切为手动，并在同一画面上手动控制调节阀的开度增减。
MEH 小机的“主控画面”，除供操作外，还提供如下显示
1汽机挂闸(复置)/遮断状态
2MEH所处运行方式：自动、手动、遥控
3运行人员选定的目标值及速率
4MEH设定转速及实际转速
5遥控转速指令
6MEH输出
7高低压调门油动机的开度
8启动阀开度
9油动机控制油压
10高低压主汽门全开/全关状态
11汽机报警及讯息指示
四、机组试运和168期间的LN2000系统
莱芜电厂#4、5机组和公用系统的LN2000分散控制系统，经过分步试运、整组启动和168试运行，MCS控制系统（包括协调控制系统）83套，自动投入率100%；机组主保护33套，主保护投入率100%；辅机保护118套，辅机保护投入率100%；测点投入率100%。各种试验结果良好。
4.1 RB试验
4.1.1 2009年6月7下午,进行了#5机组送风机RB试验。试验前机组工况如下：
机组负荷：255.20MW
协调控制方式：协调控制
运行磨情况：4台磨煤机运行
机前压力：15.09MPa
运行人员手停A侧送风机，A侧引风机连锁跳闸，RB发生，机组控制方式由协调自动切至TF方式， D磨煤机顺序跳闸（间隔10秒）。机组负荷快速降，RB发生后一直为TF方式，负荷一直下降到178.9MW, 机前压力降至14.07 MPa ，RB发生后5分钟，机组各参数趋于稳定。在此过程中，机组各个主要参数值变化平稳，数值见表1，机组各参数的变化趋势见附图。
表1? #5机组送风机RB工况机组主参数记录
最低 | 最高 | 单位 | |
汽包水位 | -27.02 | 9.40 | mm |
炉膛压力 | -302.09 | 396.75 | Pa |
主汽温度 | 502.20 | 528.20 | ℃ |
4.1.2 #5机组引风机RB 2009年6月7日，进行了#5机组引风机的RB试验。试验前机组的工况如下：机组负荷： 244.12MW 控制方式：协调运行磨情况：4台磨煤机运行 机前压力：15.55MPa 运行人员手动停止B引风机，B送风机连锁跳闸, RB发生，机组控制方式由协调自动切至TF方式， D磨煤机顺序跳闸（间隔10秒），机组负荷迅速下降。RB发生后5分钟，机组负荷为195.88MW，机前压力降至14.25MPa 。机组各主要参数见表2, 机组各主要参数的变化趋势见附图。表2 #5机组低负荷引风机RB工况机组主参数记录 最低 最高 单位汽包水位 -33.46 24.21 mm 炉膛压力 -236.31 349.58 Pa 主汽温度 487 518 ℃ 4.1.3一次风机RB 2009年6月7日进行了#5机组一次风机的RB试验。试验前机组的工况如下：机组负荷： 247.76MW 控制方式：协调运行磨情况： 4台磨煤机运行机前压力：15.26MPa 运行人员手动停止A一次风机, D、C磨煤机顺序跳闸（间隔5秒），机组控制方式由协调自动切至TF方式。机组负荷迅速下降。RB发生后5分钟，机组负荷为130.53MW，机前压力降至13.70 MPa。机组各主要参数见表3, 机组各主要参数的变化趋势见附图。表3 #5机组一次风机RB工况机组主参数记录 最低 最高 单位汽包水位 -100.54 21.34 mm 炉膛压力 -395.14 -133.16 Pa 主汽温度 486 516 ℃ 4.1.4 试验结论 RB试验前#5机组协调控制系统的各项试验已完成，调节品质良好；RB试验的结果表明，当机组的重要辅机如一次风机，送、引风机单侧跳闸时，依靠自动调节系统的RB功能，#5机组主要参数均能控制在允许的范围之内，完全能够保证机组在事故工况下的安全运行。 4.2 一次调频试验 4.2.1 控制方式机组一次调频控制方式为DEH手动控制方式、DEH功率回路方式、CCS方式，即DEH在功率回路下DEH内汽轮机转速与额定转速之差通过函数计算后直接动作调门；机组在协调控制方式下由CCS直接作用于调门。以上三种方式保证保证一次调频在机组的任何运行方式下都起作用，满足电网要求。 4.2.2 DEH内的一次调频逻辑在机组负荷165～330MW的范围内允许投入一次调频。有关参数如下：一次调频死区：±2r/min 功频调差系数：K=-2MW /r/min （相当于系统速度变动率： ）折合成能流调差率： 一次调频最大负荷变化幅度为额定负荷的±8% 一次调频负荷下限： 165MW 一次调频负荷上限： 330 MW 4.2.3 CCS内的一次调频逻辑当一次调频动作后，CCS根据电网频率信号，经过死区处理后得出的一次调频负荷，直接作用到协调控制回路的汽机主调节器上，补偿汽机负荷变化对锅炉的影响。 4.2.4 一次调频曲线设定根据《华北电网发电机组一次调频运行管理规定》（2006年版）要求，华能莱芜电厂#5机组一次调频负荷补偿曲线设置如下图所示。
4.2.5 试验步骤
4.2.5.1 一次调频试验相关的被测量信号正确可靠。包括：机组转速、机组负荷、调速级压力、主汽压力、再热汽压力、汽包水位、炉膛压力、各调门开度、总调门指令、主汽温度。
4.2.5.2 上述参数在DCS历史数据库的设置正确。
4.2.5.3??? DEH手动方式
确认机组处于DEH手动方式，锅炉主控手动，其它各系统自动投入，机组负荷在中间值（50%-90%额定负荷），检查一次调频动作情况。
在DEH模拟转速为2986r/min，检查一次调频动作情况，记录机组各主参数（改变前后机组负荷、转速、速度级压力、调门开度及炉侧重要参数主汽压力、主汽温度、汽包水位、炉膛负压等）。
一次调频动作约1分钟后，将转速恢复到3000r/min检查一次调频动作情况，记录机组各主参数（改变前后机组负荷、转速、速度级压力、调门开度及炉侧重要参数主汽压力、主汽温度、汽包水位、炉膛负压等）。
模拟转速为3014r/min，重复以上4.3.1、4.3.2两步。
DEH功率控制方式
确认机组处于DEH功率控制方式，锅炉主控手动，其它各系统自动投入，机组负荷在中间值（50%-90%额定负荷），检查一次调频动作情况。
模拟转速为2986r/min，检查一次调频动作情况，记录机组各主参数（改变前后机组负荷、转速定值、转速值、速度级压力、调门开度及炉侧重要参数主汽压力、主汽温度、汽包水位、炉膛负压等）。
一次调频动作约1分钟后，将模拟转速恢复到3000r/min检查一次调频动作情况，记录机组各主参数（改变前后机组负荷、转速、速度级压力、调门开度及炉侧重要参数主汽压力、主汽温度、汽包水位、炉膛负压等）
模拟转速为3014r/min，重复以上4.4.1、4.4.2两步。
4.2.5.5CCS控制方式
确认机组处于CCS控制方式，其它各系统自动投入，机组负荷在中间值（50%-90%额定负荷），检查一次调频动作情况。
模拟转速从3000转至2986r/min，检查一次调频动作情况，记录机组各主参数（改变前后机组负荷、转速定值、转速值、速度级压力、调门开度及炉侧重要参数主汽压力、主汽温度、汽包水位、炉膛负压等）。
一次调频动作约1分钟后，将模拟转速恢复到3000r/min检查一次调频动作情况，记录机组各主参数（改变前后机组负荷、转速、速度级压力、调门开度及炉侧重要参数主汽压力、主汽温度、汽包水位、炉膛负压等）。
模拟转速为3014r/min，重复以上4.5.1、4.5.2两步。
4.2.6数据记录及分析
4.2.6.1??? 试验数据记录
表1：DEH手动控制方式：
参??? 数 | 扰动前 | 扰动后2秒 | 扰动后15秒 | 扰动后45秒 | 单位 |
转速 | 3000 | 2986 | 2986 | 2986 | r/min |
机组负荷 | 257.89 | 281.85 | 288.83 | 289.46 | MW |
总调门指令 | 87.07 | 96.40 | 96.40 | 96.40 | % |
主汽压力 | 16.05 | 15.87 | 15.65 | 15.48 | MPa |
再热汽压力 | 2.90 | 2.92 | 3.08 | 3.13 | MPa |
备注：汽机调门动作迅速，负荷响应时间小于3秒；扰动后45秒内，压力变化0.57MPa，负荷变化31.57MW。 
图1 DEH手动控制方式网率下降时一次调频曲线
表2：DEH手动控制方式：参 数 扰动前 扰动后2秒 扰动后15秒 扰动后45秒 单位转速 3000 3014 3014 3014 r/min 机组负荷 268.36 247.75 240.29 236.96 MW 总调门指令 87.07 77.74 77．74 77.74 % 主汽压力 16.05 16.27 16.53 16.79 MPa 再热汽压力 2.89 2.88 2.66 2.55 MPa 备注：汽机调门动作迅速，负荷响应时间小于3秒；扰动后45秒内，压力变化0.74MPa，负荷变化31.40MW。 图2 DEH手动控制方式网率上升时一次调频曲线 表3：DEH功率回路：参 数 扰动前 扰动后2秒 扰动后15秒 扰动后45秒 单位转速 3000 2986 2986 2986 r/min 机组负荷 242.04 260.75 266.30 268.52 MW 总调门指令 85.56 97.16 97.06 97.35 % 主汽压力 15.09 14.82 14.60 14.36 MPa 再热汽压力 2.64 2.66 2.85 2.92 MPa 备注：汽机调门动作迅速，负荷响应时间小于3秒；扰动后45秒内，压力变化0.73MPa，负荷变化26.48MW。 图3 DEH功率回路方式网率下降时一次调频曲线表4：DEH功率回路：参 数 扰动前 扰动后2秒 扰动后15秒 扰动后45秒 单位转速 3000 3014 3014 3014 r/min 机组负荷 244.89 222.37 216.82 216.02 MW 总调门指令 86.54 75.64 76.43 77.01 % 主汽压力 15.06 15.31 15.53 15.72 MPa 再热汽压力 2.65 2.63 2.41 2.33 MPa 备注：汽机调门动作迅速，负荷响应时间小于3秒；压力变化0.66MPa，负荷变化28.87MW。 图4 DEH功率回路网频上升时一次调频曲线 表5：CCS控制方式：参 数 扰动前 扰动后2秒 扰动后15秒 扰动后45秒 单位转速 3000 2986 2986 2986 r/min 机组负荷 241.10 257.42 265.35 266.14 MW 总调门指令 86.46 95.67 96.68 96.40 % 主汽压力 14.78 14.67 14.36 14.19 MPa 再热汽压力 2.64 2.65 2.81 2.88 MPa 备注：汽机调门动作迅速，负荷响应时间小于3秒；扰动后45秒内，压力变化0.59MPa，负荷变化25.04MW 图5 协调方式网频下降时一次调频曲线表6：CCS控制方式：参 数 扰动前 扰动后2秒 扰动后15秒 扰动后45秒 单位转速 3000 3014 3014 3014 r/min 机组负荷 236.00 229.03 222.53 222.37 MW 总调门指令 86.63 77.30 78.17 78.81 % 主汽压力 14.95 15.10 15.36 15.55 MPa 再热汽压力 2.65 2.64 2.46 2.40 MPa 备注：汽机调门动作迅速，负荷响应时间小于3秒；扰动后45秒内，压力变化0.60MPa，负荷变化24.63MW。 图6 协调方式网频上升时一次调频曲线 4.2.6.2 试验数据分析华能莱芜电厂#5机组一次调频参数按照《华北电网发电机组一次调频运行管理规定》要求设置，机组转速不等率为5％，一次调频死区为±2rpm（0.034Hz），一次调频的负荷变化幅度为26.4MW，以上参数设置满足《华北电网发电机组一次调频运行管理规定》的要求。机组热态试验在单阀方式下共进行3种运行方式6个试验，其中包括：DEH手动控制方式 、DEH功率控制方式和协调控制方式，分别通过模拟改变转速进行增减负荷试验。对上述记录的数据和曲线进行分析： ? DEH手动控制方式机组负荷开环控制，只能使机组负荷改变大致相当的负荷，但不能保证负荷准确满足条件,机组调门动作迅速，负荷反应的延迟时间小于3s，在45秒内负荷达到机组应补偿的负荷量31MW左右，在额定参数下，能满足负荷变化要求。在机组转速偏差为14r/min时，机组调门动作迅速，机组主汽压力变化0.7MPa左右，机组运行稳定。一次调频的各参数均满足要求。 ? DEH功率控制方式机组负荷闭环控制。机组调门动作迅速，负荷反应的延迟时间小于3s，在45秒内负荷达到机组应补偿的负荷量26MW左右，机组主汽压力变化0.7MPa左右，降负荷时汽包水位和炉膛压力变化较小，机组运行稳定。一次调频的各参数均满足要求。 ? 机组投入协调控制，负荷实行闭环控制，同时燃烧调节进行燃料调整。调门指令和各调门开度由DEH侧的作用快速变化，延迟时间满足3秒要求，在45秒内负荷达到机组应补偿的负荷量25MW左右，机组主汽压力变化0.6MPa左右，降负荷时汽包水位和炉膛压力变化较小，汽包水位变化不大，机组运行稳定。一次调频的各参数均满足要求。 4.2.7 试验结论华能莱芜电厂#5机组一次调频功能能够满足《华北电网发电机组一次调频运行管理规定》（2006年版）规定的各参数要求，机组运行稳定。 4.3 AGC试验 2009年6月8日下午，在华能莱芜电厂#5机组一次风/制粉系统、给水系统、风烟系统（含氧量校正）、主汽温/再热汽温控制系统等子系统投入自动且工作稳定的状况下，首先将DEH切为CCS方式投汽机主控自动，机/炉主控制器控制方式为TF方式；相继投入锅炉煤主控自动、锅炉主控自动，机/炉主控制器控制方式转换为协调控制方式。当#5机组协调控制投入稳定后，进行了AGC大负荷爬坡试验。华能莱芜电厂#5机组AGC试验分三个负荷段进行（中间有磨煤机起/停操作），负荷段1：165MW—190MW（3台磨煤机运行）；负荷段2：190MW—280MW（4台磨煤机运行）；负荷段3：280MW—330MW（5台磨煤机运行）。 4.3.1 2009年6月8日下午15时20分，A、B、C、D磨煤机运行，在省中调的调度下，#5机组跟随AGC指令进行（270MW—280MW）负荷段 AGC升降负荷试验：试验开始时负荷为270.9MW，机组负荷变化率设定6MW/min。 AGC指令负荷目标275MW，负荷变动量为5MW，到达目标值，进入稳态，负荷为273MW； AGC指令负荷目标260MW，负荷变动量为15MW，到达目标值，进入稳态，负荷为262MW； AGC指令负荷目标280MW，负荷变动量为20MW，到达目标值，进入稳态，负荷为280MW； 4.3.2 2009年6月8日下午15时39分， E磨煤机启动正常后，联系省中调，#5机组跟随AGC指令继续进行（280MW—330MW）负荷段 AGC升降负荷试验：试验开始时负荷为280MW，机组负荷变化率设定6MW/min。 AGC指令330MW，负荷变动量为50MW，到达目标值，进入稳态，负荷为330MW； AGC指令305MW，负荷变动量为25MW，到达目标值，进入稳态，负荷为304MW； AGC指令295MW，负荷变动量为10MW，到达目标值，进入稳态，负荷为294MW； AGC指令280MW，负荷变动量为15MW，到达目标值，进入稳态，负荷为279MW； 4.3.3 2009年6月8日下午16时21分，E磨煤机停止结束后，联系省中调，#5机组跟随AGC指令继续进行（190MW—280MW）负荷段 AGC升降负荷试验：试验开始时负荷为280MW，机组负荷变化率设定6MW/min。 AGC指令200MW，负荷变动量为80MW，到达目标值，进入稳态，负荷为201MW； AGC指令190MW，负荷变动量为10MW，到达目标值，进入稳态，负荷为189MW； 4.3.4 2009年6月8日下午16时55分，D磨煤机停止结束后，联系省中调，#5机组跟随AGC指令继续进行（165MW—190MW）负荷段 AGC升降负荷试验： AGC指令180MW，负荷变动量为30MW，到达目标值，进入稳态，负荷为179MW； AGC指令165MW，负荷变动量为15MW，到达目标值，进入稳态，负荷为166MW； AGC指令170MW，负荷变动量为5MW，到达目标值，进入稳态，负荷为168MW； AGC指令190MW，负荷变动量为25MW，到达目标值，进入稳态，负荷为188MW； 4.3.5 2009年6月8日下午17时13分，D磨煤机启动正常后，联系省中调，#5机组跟随AGC指令继续进行（190MW—280MW）负荷段 AGC升降负荷试验： AGC指令240MW，负荷变动量为50MW，到达目标值，进入稳态，负荷为241MW； AGC指令275MW，负荷变动量为35MW，到达目标值，进入稳态，负荷为276MW； 4.3.6 2009年6月8日下午17时40分，试验结束，试验过程中AGC指令随机进行了多次的上升和下降试验（详细变化见附图），试验过程中机组负荷变化率5～6MW/min，AGC指令变化率在4 MW/min内，负荷最大偏差不大于4MW。试验结果良好。 试验数据如下：序号 被控参数 动态偏差 稳态偏差 1 实际功率 ±4MW ±1.0MW 2 主蒸汽压力 ±0.30MPa ±0.1MPa 3 主蒸汽温度 ±3℃ ±2℃ 4 再热汽温度 ±5℃ ±3℃ 5 炉膛压力 ±80Pa ±30Pa 试验曲线见附图
附图? #5机组 AGC试验曲线
4.3.7 试验结论
从上述试验数据看，华能莱芜电厂#5机组参与AGC控制时，能满足省调关于AGC控制的各项技术要求：控制范围为165MW—330MW，负荷变化率不小5MW/min，负荷偏差不大于4MW。华能莱芜电厂#5机组已具备投入AGC的条件。
五、结论
山东鲁能控制工程有限公司的LN2000分散控制系统硬件可靠，软件组态功能强大，已经完全满足新建330MW大型发电机组的需要。
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