俄制500 MW机组锅炉送、引风机控制系统改造实践

刘宏伟

(天津国华盘山发电有限责任公司， 天津 301900)

0 前言

某发电公司1#和2#锅炉为俄罗斯波多尔斯克奥尔忠尼启泽机器制造厂制造的ПП- 1650- 25- 545KT(П- 76)型直流超临界参数锅炉与列宁格勒金属制造厂生产的K- 540- 240- 4型汽轮机配套，设计燃用山西晋北烟煤[1]。每台炉配有2台ВДОД- 31.5C型双级静叶可调轴流式送风机(左、右旋各1台)和2台ДОД- 43- 500型双级静叶可调轴流式引风机(左右旋各1台)，脱硫系统配备1台ANN- 4494/2120B型动叶可调轴流式增压风机。

锅炉送、引风系统在实际运行中存在送风机运行开度较低、引风机设计裕量大、运行效率较低低、耗能高、在机组中及低负荷时无法并列运行的问题。为解决上述为题，某发电公司对1#锅炉的送、引、增压风机进行热态试验，测定风机实际运行状况，根据热态试验结果，提出将现有送风机整体和引风机整体更换为动叶可调轴流式风机。改造后，2台送风机和2台引风机年总节电量分别为3 129 138 kWh、2 214 785 kWh，年耗电率分别下降0.13%、0.092%，每年可节省运行费用分别约109.5万元、77.5万元。但是，1#锅炉送、引风机本体设备改造完成后，原送、引风机配套的控制系统由于设备陈旧老化、控制水平低、可靠性低、劳动强度高等诸多问题仍然需要解决。

1 送、引风机控制系统现状

某发电公司1#锅炉原送、引风机油站控制系统全部在就地通过继电器硬接线方式连接，即主要控制逻辑由传统的电磁继电器完成，这种控制系统与现代电厂自动化远程控制存在很大的差距，并且控制系统可靠性偏低，具体表现为：

1)现有控制系统安全系数偏低。控制系统连接方式存在一定的安全隐患，曾出现过因继电器老化、接点氧化导致风机油站设备不能正常工作的现象。

2)现有控制系统自动化水平低。必要的工作联锁和保护联锁功能现有控制系统无法实现；原风机本体和油站温度监测全部在就地显示，过程状态量的监控需要巡检员定时到风机房巡检抄记数据，巡检员的工作量较大；设备的启停控制需要运行人员到风机房现场进行操作，不仅增加了运行人员的劳动强度，而且在油泵故障时不能实现紧急状态下的倒泵操作，严重影响风机的安全稳定运行。

综上所述，现有送、引风机控制系统存在可靠性低、保护联锁功能不完善、运行人员劳动强度大等诸多问题，与现代化电厂自动化远程控制基本要求差距很大，随着1#锅炉送、引风机本体设备改造完成，对配套控制系统进行改造是必要的。

2 送、引风机控制系统技术改造方案

某发电公司1#锅炉送、引风机控制系统就地分别安装1套油站控制设备、1套振动监测系统、一套动叶调整设备以及风机本体和电机温度检测元件(图2)，如图1所示。改造后的送、引风机及油站控制系统全部引入临近的DCS远程站，通过光纤引入主控室，实现远程操作、控制、监视等功能。送、引风机控制系统改造后，热工控制主要实现以下功能：

1)送、引风机油站油泵、循环油泵、电加热器等在DCS实现启停控制功能，运行人员可直接在显示器(CRT)上位机进行操作。

2)送、引风机油站润滑油压、控制油压在DCS实现油压低联启备用泵、油压高联停备用泵的联锁功能。

3)增加送、引风机轴承温度高、轴承振动大、电机前后轴承温度高和控制油压低等保护逻辑。

4)在SCS1站控制柜内安装送、引风机保护压板，便于保护投退操作。

5)增加送、引风机动叶自动调节控制逻辑及控制油压低切除送、引风机动叶自动逻辑。

6)改造后的送、引风机报警系统全部在DCS系统中实现，由CRT发出报警信号，便于运行人员监视和控制。

图1 送风机就地控制设备

图2 送风机电机温度检测元件

3 送、引风机的联锁与保护控制要求

3.1 送风机的联锁与保护控制要求

3.1.1 油站油泵联锁控制要求

送风机油站油泵联锁，以1#油泵为工作泵、 2#油泵为备用泵并允许远控(2#油泵联锁投入)为例：

1)2#泵允许启动条件： 2#油泵过载脱扣(非)、2#控制电源断路器脱扣(非)、油箱液位低低(非)同时满足。

2)联锁启动条件：油站控制油压力低(≤1.0 MPa)联泵，或润滑油压力低(≤0.12 MPa)联泵，或1#油泵过载脱扣，或1#油泵控制电源断路器脱扣，或送风机前轴承温度高(>90 ℃)联泵，或送风机中轴承温度高(>90 ℃)联泵，或送风机后轴承温度高(>90 ℃)联泵。

3)联锁停止条件：油站控制油压力高(≥1.8 MPa)停泵，或润滑油压力高(≥0.3 MPa)联泵，或油箱液位低低(≤230 mm)与控制油压力低(≤0.8 MPa)。

4)2#泵允许停止条件：2#油泵工作与1#泵工作。

5)保护停条件：2#油泵过载脱扣或2#控制电源断路器脱扣。

3.1.2 电加热联锁控制要求

1)电加热启动允许条件：3#油站控制电源断路器脱扣(非)、油箱液位低 (非)、油箱液位低低(非)同时满足。

2)电加热联锁启动条件：电加热连锁投入与油箱油温低于15 ℃。

3)电加热允许停止条件：电加热工作。

4)电加热联锁停止条件：联锁投入与油箱油温高于25 ℃。

5)电加热保护停：3#油站控制电源断路器脱扣或油箱液位低或油箱液位低低。

3.1.3 保护逻辑

1)送风机振动高保护，保护投入条件：保护压板投入，保护动作值≥10 mm/s，报警值≥4.6 mm/s，延时15 s，保护逻辑二取二。当风机X方向振动值达到报警值振动高≥4.6 mm/s、Y方向达到动作值振动高高≥10 mm/s或者Y方向振动值达到报警值振动高≥4.6 mm/s、X方向达到动作值振动高高≥10 mm/s，延时15 s,保护动作停止风机运行。

2)送风机前、中、后轴承温度高保护，保护投入条件：保护压板投入，保护动作值≥110 ℃，报警值≥80 ℃，保护逻辑三取二。

3)送风机电机前、后轴承温度高保护，保护投入条件：保护压板投入，保护动作值≥95 ℃，报警值≥80 ℃，保护逻辑二取二。

4)送风机控制油压力低保护，保护投入条件：保护压板投入，保护动作值≤0.8 MPa，延时30 s,保护逻辑三取二。

3.1.4 送风机动叶调节装置控制

1) 动叶调节装置NG003、NG004改造后逻辑为AO型调节门逻辑，逻辑设计在MCS2站。

2)改造后CRT画面手动方式操作端为开度指令操作方式。

3)取消原动叶调节装置在立盘设有的硬手操。

4)修改控制头跳线及控制回路接线。

3.2 引风机的联锁与保护控制要求

3.2.1 油站油泵联锁控制要求

引风机油站油泵联锁，以1#油泵为工作泵， 2#油泵为备用泵并允许远控(#2油泵联锁投入)为例：

1) 2#泵允许启动条件：2#油泵过载脱扣(非)、2#控制电源断路器脱扣(非)、油箱液位低低(非)同时满足。

2)联锁启动条件：油站控制油压力低(≤3.5 MPa)联泵，或润滑油压力低(≤0.12 MPa)联泵，或1#油泵过载脱扣，或1#油泵控制电源断路器脱扣，或引风机前轴承温度高(>90 ℃)联泵，或引风机中轴承温度高(>90 ℃)联泵，或引风机后轴承温度高(>90 ℃)联泵。

3)联锁停止条件：油站控制油压力高(≥4.2 MPa)停泵，或润滑油压力高(≥0.35 MPa)联泵，或油箱液位低低(≤150 mm)与控制油压力低(≤3.0 MPa)。

4)2#泵允许停止条件：2#油泵工作与1#泵工作。

5)保护停条件：2#油泵过载脱扣或2#控制电源断路器脱扣。

3.2.2 电加热联锁控制要求

1)电加热启动允许条件：3#油站控制电源断路器脱扣(非)、油箱液位低 (非)、油箱液位低低(非)同时满足。

2)电加热联锁启动条件：电加热连锁投入与油箱油温低于15 ℃。

3)电加热允许停止条件：电加热工作。

4)电加热联锁停止条件：联锁投入与油箱油温高于25 ℃。

5)电加热保护停：3#油站控制电源断路器脱扣或油箱液位低或油箱液位低低。

3.2.3 油站循环油泵联锁控制要求

以1#循环油泵为工作泵，2#循环油泵为备用泵并允许远控(2#循环油泵联锁投入)为例：

1) 2#循环油泵允许启动条件：2#循环油泵过载脱扣(非)、2#循环油泵控制电源断路器脱扣(非)、油箱液位低低(非)同时满足。

2)联锁启动条件：1#循环油泵过载脱扣，或1#控制电源断路器脱扣，或2#为主泵与供油温度>40 ℃。

3)联锁停止条件：1#主泵与油温低于35 ℃或油箱液位低低与油箱液位低；2#主泵与油温低于35 ℃或油箱液位低低与油箱液位低。

4) 2#循环油泵停止允许条件：2#循环油泵工作和联锁停止。

5)保护停止条件：2#循环油泵过载脱扣或2#控制电源断路器脱扣。

图3 炉膛压力控制原理图

3.2.4 保护逻辑

1)引风机振动高保护，保护投入条件：保护压板投入，保护动作值≥10 mm/s，报警值4.6 mm/s，延时15 s，保护逻辑二取二。当风机X方向振动值达到报警值振动高≥4.6 mm/s、Y方向达到动作值振动高高≥10 mm/s或者Y方向振动值达到报警值振动高≥4.6 mm/s、X方向达到动作值振动高高≥10 mm/s，延时15 s,保护动作停止引风机运行。

2)引风机前、中、后轴承温度高保护，保护投入条件：保护压板投入，保护动作值≥110 ℃，报警值≥80 ℃，保护逻辑三取二。

3)引风机电机前、后轴承温度高保护，保护投入条件：保护压板投入，保护动作值≥95 ℃，报警值≥80 ℃，保护逻辑二取二。

4)引风机控制油压力低保护，保护投入条件：保护压板投入，保护动作值≤3.0 MPa，延时30 s,保护逻辑三取二。

3.2.5 引风机动叶调节装置控制

1)动叶调节装置NR001、NR002改造后逻辑为AO型调节门逻辑，逻辑设计在MCS2站。

2)改造后CRT画面手动方式操作端为开度指令操作方式。

3)取消原动叶调节装置在立盘设有的硬手操。

4)修改控制头跳线及控制回路接线。

4 优化炉膛压力控制回路

优化后的回路中增加了两路前馈信号，如图3所示：

1)一路为一次风机辅机故障减负荷(RB)工况下，锅炉送风量快速降低，炉膛负压降低，此时在送风量前馈的作用下，快速关闭引风机动叶，达到稳定炉膛负压的目的；当一次风机RB结束后，以一个很小的速率下缓慢释放前馈分量[3]。

2)另一路前馈信号为在非送风机RB动作工况下，炉膛负压调整引入送风机动叶开度指令前馈，送风机动叶开关时快速动作引风机动叶，确保炉膛压力稳定。当发生送风机RB时，快速锁定该路前馈量在当前位置，然后按照一个非常缓慢的速率逐步降低前馈量，达到避免由于1台风机动叶开度快速关小，在前馈作用下会快速关闭运行引风机动叶，导致炉膛压力波动剧烈、甚至锅炉总燃料跳闸(MFT)的目的。

5 结束语

风机控制系统改造后，风机本体监测和油站控制全部引入DCS控制，实现了设备的自动控制、远程控制、远程监视报警等功能，提高了风机控制系统的可靠性，保证了风机和油站的安全、经济运行，同时减少了运行人员的劳动强度。改造后的风机控制系统各项性能指标优于原俄制设备，有力保障了发电机组的安全稳定运行，为今后同类工程的建设积累了经验。