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 030001）

1 设备简介

锅炉在火力发电厂的作用十分重要。锅炉产生的蒸汽推动汽轮机运转，汽轮机带动发电机发电，这就是电厂锅炉的学名叫“蒸汽发生器”原因。其工作原理是：工业锅炉在冷态下，汽包水位标高以下的蒸发系统内充满的水是静止的。当上升管在锅炉内受热时，部分水就生成蒸汽，形成了密度较小的汽水混合物。而下降管在炉外不受热，管中水分密度较大，这样在两者密度差的作用下就产生了推动力，汽水混合物在水冷壁内向上流动，经过上联箱、导管进入汽包，下降管中由汽包来的水则向下流动，经下联箱补充到水冷壁内，这样不断的循环流动，就形成了自然循环。山西某电厂锅炉采用SG-1177/25.4-M4604型超临界循环流化床CFB（circulating fluid bed）锅炉，循环流化床燃烧方式、一次中间再热、平衡通风、全钢构架结构，在负荷≥30%锅炉最大连续出力BMCR（boiler maximum continuous rating）时，直流运行[1]；每台机组配置2台一次风机、2台二次风机，均采用变频调节，2台引风机采用动叶调节，1台100%的汽动给水泵和1台40%的全压电动给水泵。汽轮机为上海汽轮机厂生产的型号为CJK350-24.2/0.4/566/566的一次中间再热、单轴、双缸双排、间接空冷（两机一塔）、凝汽式汽轮机。分散控制系统采用北京国电智深控制技术有限公司的EDPF-NT Plus系统。

2 故障减负荷控制要点及策略

2.1 机组控制方式切换

机组发生故障减负荷RB（run back），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为

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代表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代表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代表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，同时闭锁给水前馈流量指示器FI（flow indicator）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，主蒸汽压力波动大而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。

a）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。

b）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。

c）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、一次风机和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，置目标负荷为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，置目标负荷为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复位条件有3种方式：一是RB动作后12 min复位，二是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，三是手动复位。

3.2 RB试验经过

2021年7月20日—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，具体情况如下。

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。

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。

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690.6 t/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12 min后，负荷下降至237.7 MW后复位。

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；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。

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。另外，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。