傅 斌

（金灣發(fā)電有限公司，廣東珠海 519060）

1 設(shè)備概況與控制方式

金灣發(fā)電廠2臺(tái)600 MW超臨界燃煤機(jī)組，鍋爐為超臨界變壓運(yùn)行螺旋管圈直流爐，單爐膛、一次中間再熱、采用四角切圓燃燒方式、平衡通風(fēng)、固態(tài)排渣、全鋼懸吊結(jié)構(gòu)Π型、露天布置；汽機(jī)為三缸四排汽、單軸、雙背壓、凝汽式銘牌功率為600 MW，額定功率為671.209 MW。過(guò)熱器出口壓力為25.4 MPa，過(guò)熱器出口溫度為571℃，再熱器出口溫度為569℃，連續(xù)最大蒸發(fā)量為1 913 t／h，過(guò)熱器出口壓力釋放閥（PCV閥）動(dòng)作壓力為26.5 MPa。設(shè)計(jì)煤種為神府東勝煤，收到基低位發(fā)熱量為22.760 MJ／kg，校核煤種為晉北煙煤，收到基低位發(fā)熱量為20.384 MJ／kg。

機(jī)組控制方式分為基本方式（機(jī)爐手動(dòng)控制）、鍋爐跟蹤方式（BFT）、汽機(jī)跟蹤方式（TFB）和機(jī)爐協(xié)調(diào)控制方式（CC）四種。CC控制方式綜合了BFT和TFB兩種運(yùn)行方式，需要改變機(jī)組負(fù)荷時(shí)，在鍋爐增減燃料量的同時(shí)，汽機(jī)開(kāi)關(guān)調(diào)門，用以快速滿足機(jī)組負(fù)荷需求。機(jī)組一般在直流階段35%BMCR（鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量）后、參數(shù)穩(wěn)定的情況下，給水、燃料、風(fēng)量全部投自動(dòng)控制，進(jìn)入CC控制方式。

2 風(fēng)煤交叉閉鎖分析

2.1 加負(fù)荷運(yùn)行狀況

2012年11月22日21：15，4號(hào)機(jī)組運(yùn)行正常，負(fù)荷為400 MW，參數(shù)穩(wěn)定，5臺(tái)磨煤機(jī)運(yùn)行，煤量為137 t／h，水量為1 210 t／h，機(jī)組控制方式為CC。AB倉(cāng)311為平二煤，發(fā)熱量為22.863 MJ／kg；C倉(cāng)304為印尼煤，發(fā)熱量為21.612 MJ／kg；DEF倉(cāng)312為伊泰四煤，發(fā)熱量為21.344 MJ／kg。這些煤種的低位發(fā)熱量，均要比20.384 MJ／kg校核煤種（晉北煙煤）高出較多。21：16：00開(kāi)始加負(fù)荷，由機(jī)組指令控制給水系統(tǒng)、燃料系統(tǒng)、風(fēng)量系統(tǒng)進(jìn)行加煤、加水和加風(fēng)，以達(dá)到負(fù)荷需求，此時(shí)煤量、水量和風(fēng)量均在上升，如圖1所示。

圖1 21：40：19時(shí)運(yùn)行狀態(tài)分析

由控制屏截圖可知，21：40：19時(shí)①機(jī)組負(fù)荷為600.873 1 MW，②主汽壓為24.323 MPa，③主汽溫為568.873 4℃，④再熱汽溫為583.011 1℃，⑤給水量為1 857.579 t／h，⑥氧量修正指令為53.071 5，⑦總煤量為241.987 8 t／h。操作員發(fā)現(xiàn)：在21：16：00時(shí)，再熱汽溫為573.245 8℃，到了21：40：19，再熱汽溫為583.011 1℃，機(jī)組負(fù)荷已達(dá)600.873 1 MW，但是再熱汽溫仍然呈上升趨勢(shì)。

2.2 負(fù)荷達(dá)到600 MW運(yùn)行狀況

當(dāng)時(shí)認(rèn)為，由于再熱器為輻射吸熱式，調(diào)節(jié)再熱汽溫以調(diào)節(jié)再熱器的擺角為主，調(diào)節(jié)再熱器的減溫水為輔。而事發(fā)當(dāng)日的燃煤煤種發(fā)熱量較高，所以對(duì)再熱器運(yùn)行影響較大。操作員立刻通過(guò)擺低再熱器擺角以及投入減溫水噴水進(jìn)行降溫，但均未見(jiàn)效。21：40：19負(fù)荷達(dá)到600 MW時(shí)，操作員發(fā)現(xiàn)給水量上升為1 857.579 t／h，給煤量上升為241.987 8 t／h，再熱汽溫仍無(wú)回落趨勢(shì)。

按照正常運(yùn)行工況，在加負(fù)荷過(guò)程中，煤量及水量都是增加的，因?yàn)樵黾拥拿毫繌倪M(jìn)入爐膛到完全燃燒有一定的延時(shí)，鍋爐也有一個(gè)蓄熱的過(guò)程。當(dāng)負(fù)荷快要加到目標(biāo)值的時(shí)候，機(jī)組控制會(huì)自動(dòng)減少部分煤量及水量，通過(guò)鍋爐的蓄熱來(lái)慢慢滑升上去，從而避免加負(fù)荷時(shí)嚴(yán)重超限，對(duì)機(jī)組參數(shù)、電網(wǎng)參數(shù)造成影響。

針對(duì)此刻再熱汽溫仍在上漲，操作員決定采用修正煤量的手段，在燃料控制系統(tǒng)通過(guò)偏置負(fù)數(shù)煤量來(lái)減少煤量。21：40：00監(jiān)控煤量曲線發(fā)現(xiàn)，偏置的煤量并未減少，負(fù)荷、主汽壓、再熱汽溫仍呈上漲趨勢(shì)。21：40：19煤量達(dá)到242 t／h，再熱汽溫上升為583℃，超過(guò)設(shè)計(jì)值14℃。為了避免再熱汽溫繼續(xù)上漲，操作員在機(jī)組指令控制站，手動(dòng)減負(fù)荷至580 MW。

在正常的減負(fù)荷過(guò)程中，煤量、水量和風(fēng)量都會(huì)跟隨減少，而此時(shí)的煤量、水量和風(fēng)量不但沒(méi)有減少，反而仍然呈上升趨勢(shì)，而且負(fù)荷、主汽壓、再熱器溫上漲的非常迅速，操作員判斷是機(jī)爐協(xié)調(diào)控制出了問(wèn)題，迅速把煤量及水量控制切手動(dòng)，機(jī)組控制方式切至汽機(jī)跟隨（TFB），在燃料控制系統(tǒng)手動(dòng)減煤至178 t／h，減水至1 527 t／h，目標(biāo)負(fù)荷手動(dòng)控制在500 MW，但機(jī)組的響應(yīng)有一個(gè)時(shí)間過(guò)程，負(fù)荷、主汽壓、再熱汽溫在減之前仍然有一個(gè)上升區(qū)域，這是由鍋爐之前的煤量燃燒蓄熱滯后引起的，造成了因負(fù)荷超限最高至647 MW，主汽壓超限最高至26.53 MPa，導(dǎo)致高旁動(dòng)作，過(guò)熱器出口PCV閥動(dòng)作。在此最高點(diǎn)開(kāi)始回落，最終穩(wěn)定在486 MW，如圖2所示。

圖2 22：28：45時(shí)運(yùn)行狀態(tài)分析

由控制屏截圖可知，22：28：45時(shí)①機(jī)組負(fù)荷為486.517 1 MW，②主汽壓為23.462 3 MPa，③主汽溫為552.672 6℃，④再熱汽溫為554.977 2℃，⑤給水量為1 526.718 5 t／h，⑥氧量修正指令為53.071 5，⑦總煤量為177.915 1 t／h。

2.3 風(fēng)煤交叉閉鎖的原因

機(jī)組在正常運(yùn)行中出現(xiàn)控制系統(tǒng)對(duì)煤量調(diào)節(jié)遲緩，煤量一直呈上升趨勢(shì)增量，最終造成負(fù)荷、主汽壓及再熱汽溫超出限值。分析認(rèn)為：當(dāng)負(fù)荷剛加至600 MW時(shí)，氧量修正指令為53%，此時(shí)雖然手動(dòng)進(jìn)行減負(fù)荷，但氧量修正53%的疊加指令仍在執(zhí)行，造成減負(fù)荷過(guò)程中的風(fēng)量并沒(méi)有跟蹤負(fù)荷及煤量變化，風(fēng)量控制系統(tǒng)仍在自動(dòng)增加風(fēng)量，而機(jī)組協(xié)調(diào)控制中的風(fēng)量、煤量、水量的大小都是相互對(duì)應(yīng)的，風(fēng)量一直保持高位，造成煤量下限閉鎖和水量一直居高不下，導(dǎo)致負(fù)荷持續(xù)在高位。其主要原因是風(fēng)煤交叉限制，導(dǎo)致燃料量超調(diào)。

2.4 風(fēng)煤交叉閉鎖的特征

1）出現(xiàn)送風(fēng)指令上限或者下限閉鎖報(bào)警，燃料指令上限或者下限閉鎖報(bào)警，給水指令上限或者下限閉鎖報(bào)警。

2）檢查相應(yīng)的風(fēng)、煤、水控制站的設(shè)定值，是否達(dá)到高低限的限值。

3）送風(fēng)控制總站出現(xiàn)高限／低限，可以判斷此時(shí)“煤對(duì)風(fēng)”的高限／低限保護(hù)動(dòng)作。

4）給水控制總站出現(xiàn)高限／低限，可以判斷此時(shí)“煤對(duì)水”的高限／低限保護(hù)動(dòng)作。

5）燃料控制總站出現(xiàn)高限／低限，如果送風(fēng)控制總站A（自動(dòng)控制狀態(tài)）、M（手動(dòng)控制狀態(tài)）和FX（函數(shù)計(jì)算值）值偏差大于5%，可能是“風(fēng)限煤”動(dòng)作；如果給水控制總站S、M和FX偏差大于200 t／h，可能是“水限煤”動(dòng)作。出現(xiàn)“風(fēng)限煤”的概率一般比較大，重點(diǎn)要檢查送風(fēng)與煤量。

2.5 防止風(fēng)煤交叉閉鎖的措施

2.5.1 預(yù)防措施

1）將汽輪機(jī)數(shù)字式電液控制系統(tǒng)（DEH）的汽機(jī)轉(zhuǎn)速測(cè)量回路的濾波電容，由0.033μF更換為0.1μF，用以增強(qiáng)信號(hào)濾波和抗干擾能力。

2）將風(fēng)量對(duì)煤量的限制范圍由46 t／h改為80 t／h，適當(dāng)放寬風(fēng)量對(duì)煤量的限制。

3）對(duì)風(fēng)煤水交叉限制的邏輯控制進(jìn)行跟蹤、分析和優(yōu)化，進(jìn)一步提高交叉限制保護(hù)的可靠性。

4）加強(qiáng)對(duì)汽機(jī)轉(zhuǎn)速測(cè)量的監(jiān)視以及機(jī)組變負(fù)荷過(guò)程中對(duì)風(fēng)煤水自動(dòng)控制的監(jiān)視。

5）加入機(jī)組風(fēng)煤水交叉限制動(dòng)作過(guò)程的報(bào)警。

2.5.2 對(duì)風(fēng)煤交叉閉鎖的手動(dòng)干預(yù)

1）“煤對(duì)風(fēng)”的高限／低限保護(hù)動(dòng)作，偏置燃料控制站B值，在調(diào)整煤量的同時(shí)關(guān)注水煤比。

2）“煤對(duì)水”的高限／低限保護(hù)動(dòng)作，偏置燃料控制站B值，在調(diào)整煤量的同時(shí)關(guān)注水煤比。

3）“風(fēng)限煤”動(dòng)作，偏置送風(fēng)控制站B值，注意機(jī)組氧量與爐膛燃燒工況。

4）“水限煤”動(dòng)作，偏置給水控制站B值，注意煤水比與鍋爐主參數(shù)運(yùn)行狀況。

5）如果需要手動(dòng)大幅度快速干預(yù)煤水，應(yīng)該首先切給水、氧量手動(dòng)，然后切燃料手動(dòng)。

2.5.3 控制參數(shù)失調(diào)時(shí)的手動(dòng)干預(yù)

1）在機(jī)組正常運(yùn)行過(guò)程中如果出現(xiàn)主參數(shù)失調(diào)，需要干預(yù)風(fēng)、煤、水的時(shí)候，優(yōu)先通過(guò)各個(gè)控制總站增減偏置進(jìn)行調(diào)節(jié)；如果干預(yù)的幅度較大，需要切風(fēng)煤水手動(dòng)干預(yù)時(shí)，優(yōu)先切鍋爐主控手動(dòng)，通過(guò)改變鍋爐主控輸出來(lái)同步干預(yù)煤水；必要時(shí)先切給水、氧量手動(dòng)，再切燃料手動(dòng)，分別干預(yù)煤水。

2）中間點(diǎn)修正0值、送風(fēng)氧量修正0值不易過(guò)大（±30%之內(nèi)），通過(guò)調(diào)整風(fēng)煤水控制站偏置，使得修正量在較為合理的范圍之內(nèi)。

3）手動(dòng)升降負(fù)荷時(shí)要注意煤水比及風(fēng)煤的匹配。DEH輸出時(shí)要注意壓力控制器的實(shí)際值與控制值的偏差。

3 結(jié)語(yǔ)

隨著我國(guó)火電事業(yè)的蓬勃發(fā)展，火電機(jī)組的運(yùn)行和控制技術(shù)日趨成熟。從小機(jī)組到大機(jī)組，從300 MW到1 000 MW，從超臨界到超超臨界，時(shí)至今日仍會(huì)出現(xiàn)各種技術(shù)問(wèn)題，而風(fēng)煤閉鎖在目前國(guó)內(nèi)的大型燃煤機(jī)組運(yùn)行控制中還是存在的，如何避免這些問(wèn)題和進(jìn)一步完善協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)，是要研究的新課題。操作員在事故處理過(guò)程中應(yīng)該謹(jǐn)記，機(jī)組在任何運(yùn)行工況下，如果自動(dòng)控制系統(tǒng)調(diào)節(jié)不靈敏或是存在問(wèn)題的時(shí)候，應(yīng)該及時(shí)退出CC控制方式，切換至TFB或者基本控制方式。只要控制好煤和水，就能確保機(jī)組安全運(yùn)行。