600 MW燃煤機組發生風煤交叉閉鎖分析

傅 斌

（金灣發電有限公司，廣東珠海 519060）

1 設備概況與控制方式

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

機組控制方式分為基本方式（機爐手動控制）、鍋爐跟蹤方式（BFT）、汽機跟蹤方式（TFB）和機爐協調控制方式（CC）四種。CC控制方式綜合了BFT和TFB兩種運行方式，需要改變機組負荷時，在鍋爐增減燃料量的同時，汽機開關調門，用以快速滿足機組負荷需求。機組一般在直流階段35%BMCR（鍋爐最大連續蒸發量）后、參數穩定的情況下，給水、燃料、風量全部投自動控制，進入CC控制方式。

2 風煤交叉閉鎖分析

2.1 加負荷運行狀況

2012年11月22日21：15，4號機組運行正常，負荷為400 MW，參數穩定，5臺磨煤機運行，煤量為137 t／h，水量為1 210 t／h，機組控制方式為CC。AB倉311為平二煤，發熱量為22.863 MJ／kg；C倉304為印尼煤，發熱量為21.612 MJ／kg；DEF倉312為伊泰四煤，發熱量為21.344 MJ／kg。這些煤種的低位發熱量，均要比20.384 MJ／kg校核煤種（晉北煙煤）高出較多。21：16：00開始加負荷，由機組指令控制給水系統、燃料系統、風量系統進行加煤、加水和加風，以達到負荷需求，此時煤量、水量和風量均在上升，如圖1所示。

圖1 21：40：19時運行狀態分析

由控制屏截圖可知，21：40：19時①機組負荷為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。操作員發現：在21：16：00時，再熱汽溫為573.245 8℃，到了21：40：19，再熱汽溫為583.011 1℃，機組負荷已達600.873 1 MW，但是再熱汽溫仍然呈上升趨勢。

2.2 負荷達到600 MW運行狀況

當時認為，由于再熱器為輻射吸熱式，調節再熱汽溫以調節再熱器的擺角為主，調節再熱器的減溫水為輔。而事發當日的燃煤煤種發熱量較高，所以對再熱器運行影響較大。操作員立刻通過擺低再熱器擺角以及投入減溫水噴水進行降溫，但均未見效。21：40：19負荷達到600 MW時，操作員發現給水量上升為1 857.579 t／h，給煤量上升為241.987 8 t／h，再熱汽溫仍無回落趨勢。

按照正常運行工況，在加負荷過程中，煤量及水量都是增加的，因為增加的煤量從進入爐膛到完全燃燒有一定的延時，鍋爐也有一個蓄熱的過程。當負荷快要加到目標值的時候，機組控制會自動減少部分煤量及水量，通過鍋爐的蓄熱來慢慢滑升上去，從而避免加負荷時嚴重超限，對機組參數、電網參數造成影響。

針對此刻再熱汽溫仍在上漲，操作員決定采用修正煤量的手段，在燃料控制系統通過偏置負數煤量來減少煤量。21：40：00監控煤量曲線發現，偏置的煤量并未減少，負荷、主汽壓、再熱汽溫仍呈上漲趨勢。21：40：19煤量達到242 t／h，再熱汽溫上升為583℃，超過設計值14℃。為了避免再熱汽溫繼續上漲，操作員在機組指令控制站，手動減負荷至580 MW。

在正常的減負荷過程中，煤量、水量和風量都會跟隨減少，而此時的煤量、水量和風量不但沒有減少，反而仍然呈上升趨勢，而且負荷、主汽壓、再熱器溫上漲的非常迅速，操作員判斷是機爐協調控制出了問題，迅速把煤量及水量控制切手動，機組控制方式切至汽機跟隨（TFB），在燃料控制系統手動減煤至178 t／h，減水至1 527 t／h，目標負荷手動控制在500 MW，但機組的響應有一個時間過程，負荷、主汽壓、再熱汽溫在減之前仍然有一個上升區域，這是由鍋爐之前的煤量燃燒蓄熱滯后引起的，造成了因負荷超限最高至647 MW，主汽壓超限最高至26.53 MPa，導致高旁動作，過熱器出口PCV閥動作。在此最高點開始回落，最終穩定在486 MW，如圖2所示。

圖2 22：28：45時運行狀態分析

由控制屏截圖可知，22：28：45時①機組負荷為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 風煤交叉閉鎖的原因

機組在正常運行中出現控制系統對煤量調節遲緩，煤量一直呈上升趨勢增量，最終造成負荷、主汽壓及再熱汽溫超出限值。分析認為：當負荷剛加至600 MW時，氧量修正指令為53%，此時雖然手動進行減負荷，但氧量修正53%的疊加指令仍在執行，造成減負荷過程中的風量并沒有跟蹤負荷及煤量變化，風量控制系統仍在自動增加風量，而機組協調控制中的風量、煤量、水量的大小都是相互對應的，風量一直保持高位，造成煤量下限閉鎖和水量一直居高不下，導致負荷持續在高位。其主要原因是風煤交叉限制，導致燃料量超調。

2.4 風煤交叉閉鎖的特征

1）出現送風指令上限或者下限閉鎖報警，燃料指令上限或者下限閉鎖報警，給水指令上限或者下限閉鎖報警。

2）檢查相應的風、煤、水控制站的設定值，是否達到高低限的限值。

3）送風控制總站出現高限／低限，可以判斷此時“煤對風”的高限／低限保護動作。

4）給水控制總站出現高限／低限，可以判斷此時“煤對水”的高限／低限保護動作。

5）燃料控制總站出現高限／低限，如果送風控制總站A（自動控制狀態）、M（手動控制狀態）和FX（函數計算值）值偏差大于5%，可能是“風限煤”動作；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”動作。出現“風限煤”的概率一般比較大，重點要檢查送風與煤量。

2.5 防止風煤交叉閉鎖的措施

2.5.1 預防措施

1）將汽輪機數字式電液控制系統（DEH）的汽機轉速測量回路的濾波電容，由0.033μF更換為0.1μF，用以增強信號濾波和抗干擾能力。

2）將風量對煤量的限制范圍由46 t／h改為80 t／h，適當放寬風量對煤量的限制。

3）對風煤水交叉限制的邏輯控制進行跟蹤、分析和優化，進一步提高交叉限制保護的可靠性。

4）加強對汽機轉速測量的監視以及機組變負荷過程中對風煤水自動控制的監視。

5）加入機組風煤水交叉限制動作過程的報警。

2.5.2 對風煤交叉閉鎖的手動干預

1）“煤對風”的高限／低限保護動作，偏置燃料控制站B值，在調整煤量的同時關注水煤比。

2）“煤對水”的高限／低限保護動作，偏置燃料控制站B值，在調整煤量的同時關注水煤比。

3）“風限煤”動作，偏置送風控制站B值，注意機組氧量與爐膛燃燒工況。

4）“水限煤”動作，偏置給水控制站B值，注意煤水比與鍋爐主參數運行狀況。

5）如果需要手動大幅度快速干預煤水，應該首先切給水、氧量手動，然后切燃料手動。

2.5.3 控制參數失調時的手動干預

1）在機組正常運行過程中如果出現主參數失調，需要干預風、煤、水的時候，優先通過各個控制總站增減偏置進行調節；如果干預的幅度較大，需要切風煤水手動干預時，優先切鍋爐主控手動，通過改變鍋爐主控輸出來同步干預煤水；必要時先切給水、氧量手動，再切燃料手動，分別干預煤水。

2）中間點修正0值、送風氧量修正0值不易過大（±30%之內），通過調整風煤水控制站偏置，使得修正量在較為合理的范圍之內。

3）手動升降負荷時要注意煤水比及風煤的匹配。DEH輸出時要注意壓力控制器的實際值與控制值的偏差。

3 結語

隨著我國火電事業的蓬勃發展，火電機組的運行和控制技術日趨成熟。從小機組到大機組，從300 MW到1 000 MW，從超臨界到超超臨界，時至今日仍會出現各種技術問題，而風煤閉鎖在目前國內的大型燃煤機組運行控制中還是存在的，如何避免這些問題和進一步完善協調控制系統，是要研究的新課題。操作員在事故處理過程中應該謹記，機組在任何運行工況下，如果自動控制系統調節不靈敏或是存在問題的時候，應該及時退出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，就能確保機組安全運行。