350 MW超临界循环流化床机组故障减负荷试验研究
吕 建 杜鸿飞 王映奇
（山西世纪中试电力科学技术有限公司 山西 太原 ）
摘 要：结合上海锅炉厂350 MW超临界循环流化床机组辅机故障减负荷试验，深入分析了故障减负荷试验过程中的控制要点及控制策略，针对试验过程中存在问题，提出了行之有效的解决措施。
关键词：循环流化床锅炉；故障减负荷；炉膛负压；引风机
1 设备简介
表1 锅炉主要技术参数
2.1 机组控制方式切换2 RB控制要点及策略
机组发生RB，由机炉协调方式转换到汽机跟随方式，汽机控制机侧主汽压力，锅炉主控为开环控制，切除部分燃料，控制机组负荷。
2.2 燃料控制
RB动作后依据目标负荷的燃料主控指令直接迫降至目标煤量，运行给煤机平均动作减少煤量有利于维持整体床温的平衡。
2.3 给水控制
机组给水控制的目的是要实现炉内热负荷与给水流量的匹配达到机组带负荷所需的蒸汽流量；超临界循环流化床锅炉具有蓄热大、燃烧滞后性强的特性，RB动作后总风量和总给煤量的大幅减少引起炉膛稀相区和密相区物料浓度占比发生变化，从而水冷壁和水冷蒸发屏吸热比例变化。结合超临界循环流化床机组的特性，RB给水控制有针对性地采用给水自平衡控制策略，根据机组在干态直流稳态工况下给水流量与主蒸汽流量几乎相等的特性[2]，以经过锅炉给水省煤器入口焓值与锅炉出口主汽焓值的焓增，和设计的焓增之比修正主蒸汽流量信号作为自平衡给水指令的稳态部分；以经过锅炉给水省煤器入口焓值与锅炉分离器出口汽温焓值的焓增，和设计的焓增之比修正锅炉设计主给水流量作为动态热量变化的校正部分，以变负荷给水前馈和主汽压力偏差前馈综合作用作为给水动态和稳态的双重校正部分。以上3部分共同作用作为给水设定的输出值。
自平衡给水流量计算公式：
Qdfw=Qz*M1+DSF*M2+F1[2] （1）
其中，Qdfw代表自平衡给水流量；Qz代表主蒸汽流量；Qsf代表锅炉设计主蒸汽流量；M1表示CFB机组焓值增量矫正参数，M1=（末级过热器实际焓值-省煤器入口实际焓值）/(末级过热器预设焓值-省煤器入口预设焓值)；M2表示CFB机组分离器中间点焓值增量矫正参数，M2=（分离器出口实际焓值-省煤器入口实际焓值）/(分离器出口预设焓值-省煤器入口预设焓值)；F1表示炉膛燃烧内扰引起的热量不平衡信号，F1的值以变负荷给水前馈值和压力偏差函数值综合计算得出。从汽水热平衡的物理意义理解，Qz*M1代表了吸热量的稳态校正部分，Qsf*M2代表了吸热量的动态部分。引风机和二次风机RB动作时给水控制，通过两阶惯性时间（60 s），防止RB过程中炉膛热负荷高减水太快水冷壁温、中间点温度过高。一次风机RB动作时给水控制，通过两阶惯性时间（50 s），是因为一次风机跳闸后炉膛热负荷迅速降低，应快减给水流量，维持较高的过热度有利于汽温的稳定，同时闭锁给水前馈FI的值，防止RB动作初期出现压力偏差大预加给水造成过热度失控。给水自动投入留有给水流量偏置修改功能，如发生主要参数失控可进行手动干预。具体RB工况给水控制逻辑如图1所示。
图1 RB工况给水控制逻辑图
2.4 主蒸汽压力控制
依据不同辅机RB动作，选择相应的滑压速率，由汽机控制主蒸汽压力至目标压力设定值。设置合理的目标压力和滑压速率是RB试验成功的关键之一，其会影响降负荷速度和蒸汽温度的稳定；滑压速率的设置应结合协调变负荷过程中实际主蒸汽压力和目标压力的变化予以确定，滑压速率设置不合理，会存在机跟随方式下主蒸汽压力的调节偏差大，主蒸汽压力波动大切除自动控制方式等问题。RB动作初期因锅炉蓄热量大且存在短暂富氧燃烧，实际主蒸汽压力变化相对慢，可能高于目标压力，设置闭锁汽轮机调节阀开度增大的逻辑，有利于后期锅炉热量和蒸汽温度的维持。综合协调控制模式的滑压曲线和滑压速率，确定二次风机和引风机RB动作后滑压速率为0.75 MPa/min，一次风机滑压速率为1 MPa/min。
2.5 主汽温和再热汽温的控制
RB动作后，燃料和风量的快速降低，炉膛热负荷减少，造成主汽温和再热汽温波动；再热器受热面布置于烟道尾部，烟气量的大幅减少，再热蒸汽温度受炉内高温物料辐射换热影响较小，故一次风机RB动作后再热蒸汽温度下降更加剧烈，所以在引风机、二次风机和一次风机RB时要设计不同的减温水超驰控制策略，实现主汽温和再热汽温的控制。
a）引风机、二次风机RB动作，过热减温水调节阀开度超驰关至0%，再热减温水调节阀开度超驰关至0%，自动调节跟踪。
b）一次风机RB动作，过热减温水调节阀超驰关闭至0％并切为手动控制；再热减温水调节阀超驰关至0％并切为手动控制。
2.6 炉膛负压控制
锅炉RB发生后因总风量和总燃料量的巨幅变化，会增加负压的调节难度。因此，应有针对性地设计控制策略以有利于负压调节，具体如下：
二次风机RB动作时不会联锁跳闸同侧引风机，依靠前馈函数关系超驰关小每台引风机动叶指令。一次流化风量和二次风量随着目标负荷指令以40 kｍ３/ｈ的速率下降至设定值，风量以一定速率下降，一是起到配合炉膛负压调节作用，二是以维持炉内富氧燃烧，保证风煤配比。跳闸风机指令置最小，运行风机依靠偏置平衡回路逻辑将运行风机指令叠加至指令输出上限。
为防止运行风机和变频器过流造成风机跳闸，设置引风机动叶、一次风机和二次风机变频器指令输出上限，设置风机变频器电流越限报警逻辑和电流越限闭锁增变频指令逻辑。
协调运行方式下，自动控制逻辑切手动控制条件为执行机构指令与反馈偏差大，被调量与设定值偏差大切手动控制，RB动作后依据控制特点需要，屏蔽相应辅机切手动逻辑，以满足剧烈工况下自动调节的要求。
3 RB试验过程
3.1 RB方式运行条件
机组汽轮机主控、燃料主控、给水自平衡控制、一次风机、二次风机变频均投入自动、引风机动叶控制投入自动，且机组负荷大于170 MW，允许投入RB。结合机组锅炉燃烧特性和风机允许最大出力情况，设置RB的触发负荷和目标负荷。
a）引风机RB：2台引风机运行时，其中1台跳闸，置目标负荷210 MW，当小于当前负荷指令30 MW，引风机RB动作。
b）二次风机RB：2台二次风机运行时，其中1台跳闸，置目标负荷210 MW，当小于当前负荷指令30 MW，二次风机RB动作。
c）一次风机RB：保证物料的正常流化是关键，结合风机实际出力情况，２台一次风机运行时，其中１台跳闸，置目标负荷170 MW，当小于当前负荷指令20 MW，一次风机RB动作。
机组设置RB复位条件为，RB动作后12 min复位、RB动作后实际负荷与目标负荷之差小于20 MW发5 s脉冲复位、手动复位的3种方式。
3.2 RB试验经过
2021年7月20日—7月21日，在机组90%额定负荷以上，采取就地事故按钮手动跳闸风机的方式，分别进行二次风机、引风机、一次风机RB试验，各试验均采取全程自动控制，整个动态过程各主要参数运行平稳，具体如下：
a）二次风机RB试验：协调控制模式下，机组负荷320.2 MW、主蒸汽压力22.63 MPa、总燃料质量流量210 t/h，就地事故按钮跳闸1号二次风机，触发二次风机RB。2号二次风机变频器负荷率由74.5％迅速增加至95％，二次风体积流量维持在208 km3/h，总燃料质量流量下降至132.2 t/h，给水质量流量下降至683.7 t/h，过热度控制在53.2 ℃，过热蒸汽和再热蒸汽参数稳定，未出现汽温巨幅波动；引风机和一次风机减少出力，维持参数稳定，负压最大波动至-368.3 Pa，床温由890.8 ℃下降至838.7 ℃。RB动作12 min后负荷下降至235.2 MW，满足时间复位条件，RB自动复位。各项参数稳定，满足试验要求。二次风机RB动作各主要参数变化如表2所示。
表2 二次风机RB动作各主要参数变化表
机组负荷/ MW
总燃料质量流量/(t·h-1)
主蒸汽压力/MPa
给水质量流量/(t·h-1)
过热度/℃
主蒸汽温度/℃
再热蒸汽温度/℃
炉膛负压/Pa
平均床温/℃
二次风体积流量/(km3·h-1)
流化风体积流量/(km3·h-1)
试验前数值
320.2
22.63
990.5
566.02
566.0
-93.0
890.8
393.7
376.6
RB过程中最大值
320.2
22.80
905.0
567.70
554.9
240.1
892.7
210.1
356.1
RB过程中最小值
230.1
18.90
683.7
563.40
553.3
-368.3
838.7
183.3
312.2
RB结束后稳态值
230.1
18.90
716.0
567.00
555.0
-102.0
838.0
b）引风机RB试验：协调控制模式下，机组负荷319.6 MW、主蒸汽压力22.75 MPa、总燃料质量流量212.1 t/h，就地事故按钮跳闸2号引风机，触发引风机RB。引风机跳闸后联跳同侧二次风机，1号二次风机变频器负荷率由74.2％迅速增加至95％，二次风体积流量维持在212 km3/h，总燃料质量流量下降至135.6 t/h，给水质量流量下降至661.6 t/h，过热度控制在40.2 ℃，过热蒸汽和再热蒸汽参数稳定，未出现汽温巨幅波动；1号引风机维持炉膛负压，负压最大波动至348 Pa，床温由883.6 ℃下降至840.2 ℃。RB动作12 min后，负荷下降至223.5 MW后复位。引风机RB动作后各项参数稳定，满足试验要求。引风机RB动作各主要参数变化如表3所示。
表3 引风机RB动作各主要参数变化表
机组负荷/MW
总燃料质量流量/(t·h-1)
主蒸汽压力/MPa
给水质量流量/(t·h-1)
过热度/℃
主蒸汽温度/℃
再热蒸汽温度/℃
炉膛负压/Pa
平均床温/℃
二次风体积流量/(km3·h-1)
流化风体积流量/(km3·h-1)
试验前数值
319.6
212.1
22.75
974.7
564.0
563.0
883.6
386.8
364.2
RB过程中最大值
262.2
150.4
22.65
745.3
570.3
556.0
883.9
RB过程中最小值
220.9
130.1
19.20
661.6
557.0
554.3
840.2
187.0
RB结束后稳态值
224.14
141.7
19.00
651.4
570.0
557.0
840.2
231.0
c）一次风机RB试验：协调控制模式下，机组负荷319.3 MW、主蒸汽压力22.4 MPa、总燃料质量流量197 t/h，就地事故按钮跳闸1号一次风机，触发一次风机RB。2号一次风机变频器负荷率由76.5％迅速增加至90％，流化风体积流量瞬间低至111 km3/h后维持在210 km3/h，总燃料质量流量下降至122.1 t/h，给水质量流量下降至690.6t/h，过热度最低降至6.8 ℃，过热蒸汽和再热蒸汽参数出现明显波动；负压最大波动至-1 615 Pa，床温由887.2 ℃下降至816.6 ℃。RB动作12min后，负荷下降至237.7 MW后复位。一次风机RB动作各主要参数变化如表4所示。
表4 一次风机RB动作各主要参数变化表
机组负荷/MW
总燃料质量流量/(t·h-1)
主蒸汽压力/MPa
给水质量流量/(t·h-1)
过热度/℃
主蒸汽温度/℃
再热蒸汽温度/℃
炉膛负压/Pa
平均床温/℃
二次风体积流量/(km3·h-1)
流化风体积流量/(km3·h-1)
试验前数值
319.3
887.2
RB过程中最大值
274.2
136.6
22.42
-1615
RB过程中最小值
237.7
505.2
515.4
816.6
RB结束后稳态值
244.1
4 RB试验过程中存在的问题分析
二次风机和引风机RB试验完成，各项主要参数稳定且满足机组试验要求，一次风机RB试验过程中存在以下主要问题。
4.1 炉膛负压波动大
一次风机RB试验过程中负压最低为-1 615 Pa，主要原因：一是试验中由于冷渣器排渣不畅，锅炉床层压力较高，一次风机跳闸后，导致原炉膛稀相区大量物料回落密相区，阻力增大，造成一次流化风量迅速降低；二是一次风机对引风机的前馈量偏小，造成负压波动较大；三是运行的2号一次风机通过偏置平衡回路叠加至变频器输出指令上限90%，未能达到风机最大出力；四是一次风机跳闸后，出口门联锁关闭时间为45 s，入口调门未超驰关，一次风量形成短路，造成一次流化风量低于临界流化风量[3-4]。
4.2 汽温偏低
一次风机RB试验过程中汽温偏低，主要原因：一是给水前馈中压力偏差函数修正给水未闭锁，RB动作后造成给水流量增大，主汽压力升高，过热度降低；二是当炉内燃烧急剧减弱时给水惯性时间较长造成水煤比失调，导致汽温波动大。
5 RB试验逻辑优化
对于上述存在的问题有针对性地提出优化方案，并在2号机组进行试验达到了预期的效果。
5.1 炉膛负压波动大
根据上述炉膛负压波动大的原因提出针对性解决措施：一是使冷渣器变频超驰增10%的变频指令，加大冷渣器的排渣能力；二是优化一次风机前馈负荷指令对应的函数关系，关小每台引风机动叶的指令（如表5所示）；三是通过参数分析一次风机变频90%开度未出现超电流，故重新设定上限为95%达到风机允许最大出力；四是一次风机跳闸后超驰关闭跳闸一次风机入口调门指令至0％的逻辑。
表5 负荷指令前馈函数
5.2 汽温波动大
根据上述汽温波动大的原因提出针对性解决措施：一是用压力偏差函数修正给水，RB动作闭锁该前馈值，RB动作结束后以一定的速率缓慢释放；二是给水惯性时间由原来的50 s改为30 s，快速匹配炉内燃烧工况。
6 结束语
超临界CFB机组在RB动作过程中，因风量和燃料量的巨幅变化，锅炉床层压力较高，通过增大冷渣器变频出力，有效降低一次风阻力，设置合适的风烟联锁逻辑并增加合适的超驰控制前馈便于负压调节。同时，RB动作后炉内燃烧急剧减弱，给水控制应该依据不同辅机RB设定相应的给水惯性时间，有利于主再热汽温的控制。应直接平均减少运行给煤机的煤量，有利于整体床温的均匀性。
参考文献：
[1] 上海锅炉厂1 177 t/h超临界循环流化床锅炉SG–1177/25.4–M4604使用说明书[M].上海：上海锅炉厂，2018：2-3.
[2] 任建立.300 MW超临界循环流化床自平衡给水控制系统研究[J].电子世界，2019（2）：158-159.
[3] 王映奇，吕建，惠志平.350 MW超临界循环流化床锅炉甩负荷试验控制要点及存在问题分析[J].山西电力，2019（6）：65-68.
[4] 刘锋，金晶. 1000 MW超超临界机组SCR脱硝喷氨控制策略的优化与改进[J].浙江电力，2018，37（3）：68-72.
吕 建 2014年毕业于山西大学 自动化专业，工程师，从事电厂热控调试工作。
杜鸿飞 2014年毕业于太原理工大学 自动化专业，工程师，从事电厂热控调试工作。
王映奇 2010年毕业于太原电力高等专科学校 热能动力装置与应用，工程师，从事电厂锅炉调试工作。
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