1000MW超超临界机组集控技术的研究与应用

郑镇晖

（广东惠州平海发电厂有限公司，广东惠州，516000）

0 引言

广东惠州平海发电厂有限公司一期工程1.2机组为我国上海电气集团1000MW超超临界机组。设计投产之初，主要承担电网基本负荷运行，但在目前电网新运营形势下，需具备相当调峰能力，在特殊工况下，甚至需深度调峰运行。新形势下，对老机组带来新考验，同时也累积出更新的运行集控经验，例如机组启停更为频繁，调峰幅度更大，负荷响应更快，环保排放指标更苛刻。现将该类型机组在新形势下所遇各特殊异常事件及原因作详细分析探讨。

1 电除尘系统异常事故

1.1 电除尘系统异常事故分析原因

机组满负荷出力时，电除尘出力异常（效率骤降或进水导致电场跳闸）。

1.2 电除尘系统异常事故处理措施

（1）机组满足吹灰条件时，联系化环人员，及时投入吹灰。吹灰时机控制在整点开始十五分钟内。若电除尘出力异常时，立即停止吹灰，并立即汇报值长。

（2）锅炉烟尘排放浓度偏高时，进行引风机出力偏置设置，减少故障侧电除尘烟气量，但两台引风机电流偏差控制不超过50A，同时注意监视引风机本体运行，防止引风机失速。

（3）当单侧电除尘因故障造成吸收塔入口烟尘大于80mg/Nm3（3min均值）或净烟气烟尘浓度折算值超过10mg/Nm3（3min均值），存在小时均值超过10mg/Nm3的风险，应降负荷处理，通过降负荷等措施短时间内如无法将烟尘控制到合格范围内，应快速停运对应侧风组，保证烟尘小时均值不超限。

1.3 机组快速降负荷注意事项

（1）RB功能投入，手动急停上两层磨煤机，保留ABD或ACD磨煤机运行；

（2）检查RB动作正常；机组切至TF方式、锅炉主控指令减至550MW、炉膛压力、风量控制正常、等离子拉弧正常、检查给水量平稳下降、确认机组负荷平稳下降；

（3）机组负荷降至620MW后，RB复位。继续控制给煤量与给水量降负荷，并设置风组出力偏置（降低电除尘故障侧出力）；

（4）防止空预器卡塞，在降低停运侧风机出力前，退出两台空预器的密封间隙调整装置。并联系设备部，做好风机倒转制动准备；

（5）防止风组停运过程中RB误发，风机停运前应将机组RB退出（风机停运后负荷高于600MW机组RB将触发），并退出氧量自动，关闭送风机出口联络挡板。

（6）风组停运顺序为：一次风机-送风机-引风机-空预器；

一次风机停运前，注意防止磨煤机堵磨，提前将磨煤机分离器转速降低（偏置-20），增加磨煤机液压加载力偏置（偏置+20）；风组停运时，注意停运对应侧脱硝系统；风组停运后，及时关闭空预器进出口挡板，保持空预器转动；风组停运后，注意监视运行风机出力，防止风机过流；机组降负荷后，注意监视运行侧脱硝入口温度，及时投入0抽。

2 机组调峰启动异常范例

2.1 异常概况

2020年10月01日平海电厂1号机组调峰停运，经公司领导批准，与中调沟通后，启动1号机组。为适应电力市场的需求，10月3日23:00接到中调启动指令后，部门立即组织协调人员恢复和启动系统，经过多方连夜努力，10月04日09:30，1号炉具备点火条件；与中调沟通后，12:02，1号炉点火成功；17:05，1号发电机并网；19：58，投入脱硝系统；21:01，投入机组CCS协调控制及RB；22:08，投入AGC，机组具备带满负荷能力交系统调度。

具体启动曲线如下：

本次机组启动为1号炉调峰停运后冷态启动。接到开机指令后，运行人员立即联系设备维护人员进行工作收尾，结束工作票。同时，安排各加班人员入厂协助进行系统恢复及机组启动工作。

冲转前中压主汽阀前温度上升较慢，经多次开关主汽阀和提高再热器压力，加强疏水，中压主汽阀前温度上升明显加快，启机总体进程较为顺利。可作为典型1000MW超超临界机组快速调峰启动案例分析。

在此次启动中，出现中压主汽阀前温度上升缓慢，影响汽机冲转走步时间，是大部分该类型机组调峰启动容易出现的问题。

2.2 异常原因

（1）本次汽机高调阀处温度266℃，不需要进行暖阀，采用主汽压大于2Mpa后执行暖阀程序走了两次，每次投入暖阀主汽门开启后检测到调阀温度大于210℃后立即关闭主汽门，由于主汽阀前疏水点与阀门间区域疏水量小，该处温度上升缓慢。

（2）通知并网时间由原来的20:00以后突然提前至17:00，升温升压速率突然加快，疏水时间不足，为保证温升率不超过2℃/min，加煤速度偏慢。

2.3 采取措施及防范

（1）发现中压主汽阀前温度上升缓慢后，多次执行暖阀步序，加强管道内蒸汽流通量，温升效果明显。

（2）通过调整高低旁开度，调整再热器压力升降扰动，促进疏水。

（3）适当提高再热器压力，保证1.6Mpa以上，确保疏水畅通

图2 1号机组启动缸温曲线

3 典型1000MW超超临界机组停运操作范例

3.1 案例概况

2021年01月29日，1号机组C修停运。本次停机炉侧主汽温降至534℃，再热蒸汽温降至517℃，机组解列，手动MFT，锅炉闷炉。01月29日20:14退出1B汽泵运行；20:22分1号机负荷425MW退出CCS，切TF模式；20:34汽轮机打闸，发电机解列灭磁；20:38锅炉MFT；20:48锅炉吹扫完成，停运风组；22:34盘车投入正常，盘车转速73rpm，汽轮机转子惰走120分钟。整个机组停运过程脱硝未退出，顺利完成停机前制定的各项目标。

这里需特别说明，在目前我国环保排放要求日益严格前提下，机组停运时，需特别考虑污染物排放（尤其是NOx排放）情况，如存在排放超标，需立即打闸机组。所以，判断机组停运是否安全顺利标准，污染物排放是一个重要指标。本次中调正式下达停机指令离机组打闸时间较短，给烧空原煤仓和滑降主再热汽温的时间比较仓促，但班组内各岗位人员分工明确，配合恰当，各项工作安排较为顺利，圆满完成了本次停机任务，但其中亦遇到磨煤机断煤和退泵过程给水波动异常情况，可作为机组停运典型范例。其中机组停运曲线如下。

3.2 停机过程存在问题及原因

3.2.1 C磨突然断煤

原因：C磨原煤仓料位计显示失真，显示煤量138吨，实际煤仓已烧空，导致C给煤机煤量突然快速下降直至断煤。

图3 组停运曲线

防范措施及整改情况：1C原煤仓料位计填写缺陷单，提醒检修人员对该测点检修，提高测量准确性，为运行操作提供真实数据。立即加大其他运行中A、E磨煤机出力至73吨，保证总煤量基本稳定，保证锅炉燃烧稳定。另外，针对原煤仓料位计显示不准确，做好事故预想，防止突然断煤。

3.2.2 退出1B汽泵，给水流量波动大，过热度快速上涨

原因：1C磨煤机断煤，要求快速退出1B汽泵，1A汽泵出力未同步增大，造成给水流量由1200t/h减至1035t/h，过热度快速上涨。

防范措施及整改情况：降低1B汽泵出力时，监视1A汽泵出力同步增大，保证给水流量稳定。过热度快速上涨时，及时解除1A汽泵自动，手动增加转速，保证给水流量。

4 防范系统振荡组织措施及技术措施

由于我单位机组与500kV系统接入，为保证1、2号机组及电网安全运行，防止因大功率发电机非同期并列或失磁等原因引起的系统振荡，以及针对系统出现的电网振荡能够及时正确地进行处理，需进行相关技术总结，用以指导现场具体操作。

4.1 运行中采取防止功率振荡措施

发电机并网操作必须采用自动准同期方式，严格执行操作票制度，安排有操作经验的电气专业监护人进行监护。发电机正常运行中励磁方式应采用AVR模式运行，自动备用通道应保证能够自动切换操作。正常运行中应保证发变组保护、线路保护按规定投入；功角测量装置、电网安全稳控装置、失步解列装置、故障录波装置等要按中调命令投入。运行人员应按照巡回检查制度对装置、设备进行认真检查，发现问题及时通知有关人员处理。

运行值班过程中认真监盘，精神集中，严格按照调度命令调整机组出力。因系统事故，电压剧烈波动等引起发电机的自动励磁调节器和强行励磁动作，在允许的时间内运行人员认真监视其动作，发现电压异常及时汇报中调和相关专业人员。若发电机失磁，应立即降低发电机有功出力，检查失磁原因迅速恢复励磁；若不能恢复应解列发电机。若发电机失磁，发电机失磁保护动作，按机组紧急停运处理。

4.2 功率振荡事故处理

电网同步振荡和异步振荡的判别和处理进行系统振荡事故处理，首先判断出是同步振荡还是异步振荡，两者发生均会出现电气量摆动，但也有明显的区别。

同步振荡特点是：各机组电气量以平均值为中心振荡，不过零；振荡周期稳定清晰不变，摆动频率低，一般在0.2-2.0HZ；表数波动平缓无跳变，机组振动较小，观察电压及频率的变化可以估算振荡周期；中枢点电压保持较高水平一般不低于80%，同步振荡出现各机组仍保持同步运行，频率基本相同。

4.3 同步振荡的现象及处理

原因：发电机失磁或低励引起；人员误操作或保护误动引起；汽轮机调速系统故障。

现象：定子电流表数往复摆动，通常电流超过额定值。定子电压表数剧烈摆动，通常电压指示降低。有、无功功率表数剧烈摆动。转子电流表数在正常值附近摆动。发电机发出有节奏的响声，且与表数摆动合拍。如发电机和系统同步振荡，发电机表数与系统表数摆动一致，如发电机与系统发生异步振荡，发电机表数和系统表数摆动相反，失步保护动作停机，故障录波器动作。发电机电压、母线电压波动并保持较高水平（一般不低于80%）。发电机有功、无功在正常值附近波动，机组振动小，振动节奏和表数波动合拍，发电机频率在正常值附近波动，振动周期清晰，波动频率一般在0.2-2.0HZ范围。同步振荡一般没有机组保护动作。高、中压调阀摆动频繁且幅度大。

处理措施：立即将发现的情况汇报中调。确认机组发生振荡，立即退出机组CCS，转“手动”模式。如汽轮机调速系统故障，应立即现场确认阀门位移传感器故障，应紧急关闭故障阀门，同时关闭该阀门油动机进油门，尽快平息波动。依据情况立即增加发电机励磁电压，必要时可适当降低发电机有功。若振荡发生在机组启动或停机过程，应立即暂停操作。若发电机组非同期并网、励磁系统异常等强迫振荡引起的同期振荡，应立即消除上述故障，如一时无法消除，则应解列发电机组。在采取以上措施后，应报告调度值班人员，听候调度指令。系统振荡恢复同步过程中，有关参数指示值波动减慢，波动幅度逐渐减小至消失，频率差逐渐减小至消失。

4.4 异步振荡的现象及处理

异步振荡的特点是各机组电气量摆动频率较高，振荡周期不清晰，表数显示跳变，机组发出不正常的、有节奏轰鸣声；定子电流、机组功率振幅很大，过零；线路电气量出现较高频率摆动，振动中心电压变化很大；异步振荡出现时各机组已不能保持同步运行出现一定的频率差。

原因：由于系统故障引起。发电机失磁或低励引起。人员误操作或保护误动引起。

现象：发电机定子电流指示往复摆动，并超过正常值。转子电流表数变动较大。发电机电压、母线电压剧烈变动，通常电压指示降低。发电机有功、无功指示剧烈摆动，同时发出不正常的有节奏的轰鸣声且与表数摆动合拍，机组振动较大。线路电压电流变化较大振荡中心的电压变化最大，各机组不能保持同步运行；频率变化大，而且出现一定的频率差。异步振荡一般伴有保护动作。如发电机和系统同步振荡，发电机表数与系统表数摆动一致，如发电机与系统发生异步振荡，发电机表数和系统表数摆动相反，失步保护动作停机，故障录波器动作。

处理：立即将发现的情况汇报中调。退出 CCS，若频率升高，可减少机组有功出力；若频率降低，可增加机组出力，直至振荡消除，在振荡平息前不得投入 CCS。如果振荡原因由系统引起，增加发电机励磁电流。当采用自动励磁时，严禁干扰励磁调节器动作。根据振荡情况，立即增加发电机无功出力，增加发电机励磁电流，尽量使母线电压运行在允许值上限，根据中调及值长命令执行。如果振荡原因是由于发电机误并列引起，或因发电机失磁引起的系统振荡，立即将发电机解列。如果发电机和系统发生振荡，失步保护未动作，应立即将发电机解列。 系统发生振荡时未经调度员的许可，不得将发电机从系统中解列。若振荡发生在机组并网时，应立即解列发电机。系统异步振荡恢复时有关参数指示值波动减慢，波动幅度减小逐渐消失，频率差逐渐减小至消失。