350 MW超臨界火電機組100%容量汽泵RB試驗研究及應用

劉瓊偉,王德憲,師曉紅,李 闖,趙 旭,趙強盛,仇建明

(京能十堰熱電有限公司,湖北 十堰 442000)

0 引 言

隨著電網新能源容量的不斷增加,傳統的火電機組逐步向靈活性調峰角色轉變。寬負荷調峰模式下對機組重要輔機設備的可靠性要求也越來越高,尤其是配置100%容量汽動給水泵的機組,一旦汽泵發生故障跳閘就會造成機組非停。目前國內多數300 MW級火電機組給水泵按照100%容量汽動給水泵和50%啟動電動給水泵配置[1]。在機組冷態啟動時采用電泵上水,并網穩定后切換汽泵來控制給水流量。這種配置方式在建設初期降低了成本,但是在后期運行過程中存在較大運行風險,比如在軸承密封水系統異常[2]、EH油伺服系統故障[3]、推力瓦溫度高[4]、除氧器水位低、汽泵入口濾網堵塞、汽源壓力下降等事故工況下,汽泵很容易出現出力受限或跳閘,進而引起機組非停。

針對單汽泵運行的安全性問題,國內諸多學者進行了一系列的研究和應用,其中采用輔機故障減負荷(runback, RB)策略[5]較多:2008年,湖南電力試驗研究院胡雄輝在華能岳陽3號亞臨界機組首次應用汽泵跳閘聯啟電泵RB試驗并獲得成功[6];2015年,鄒包產、韓秋喜、李云等人提出了采用滑壓方式快速下降汽包壓力的方式保證電泵快速出力;2018年,華北電科院邢智煒、岳濤、劉磊等人提出了汽泵跳閘后,聯啟電泵并優化勺管折線函數實現汽泵和電泵并列運行的方案[7];2019年,揭其良、于湛銘、孫永斌等人提出了RB動作后對變負荷速率、壓力變化率進行修正的策略[8];2021年,江溢洋研究了RB觸發時在采用優化滑壓函數的同時減少燃料量投油穩燃的控制策略[9]。通過上述研究發現,汽泵聯鎖啟動電泵并觸發RB目前主要應用在亞臨界機組上,而超臨界機組直流爐對水動力的安全性要求更高,結合現有的輔機故障減負荷策略,研究汽泵和電泵的RB控制,具有實際應用意義。

1 機組概況

1.1 主機配置

某電廠一期工程為2臺350 MW熱電聯產機組,鍋爐采用上鍋生產的 SG-1219/25.4-M4424 型超臨界變壓運行螺旋管圈直流鍋爐,為一次中間再熱、單爐膛、 四角切向燃燒、平衡通風,固態排渣、露天布置、全鋼構架全懸吊結構 П 型,配置A/B兩層交流等離子點火裝置。汽輪機采用東汽生產的C350/260-24.2/1.5/0.4/569/569,超臨界、一次中間再熱、單軸三缸雙排汽、8 級回熱、抽汽式凝汽式機組。發電機采用東方汽輪發電機有限公司生產的汽輪機驅動三相交流隱極式同步發電機,型號為 QFSN-350-2-20。

1.2 給水泵配置

單臺機組配備1臺100%汽動給水泵和1臺50%電動給水泵,汽泵采用北京電力設備總廠生產的TGQ14/6-1型單軸、單缸、凝汽式汽輪機,汽動給水泵主泵與其前置泵同軸布置,汽動給水泵主泵與前置泵分別布置在小汽輪機兩側,主泵由小汽輪機直接驅動,前置泵由小汽輪機通過齒輪箱驅動。電泵采用荏原機械淄博生產的250DCS5FM臥式、多級、雙殼體離心泵,額定功率8 700 kW,額定電壓6 kV,額定電流1 046.5 A。

1.3 汽動給水泵RB試驗技術分析

汽動給水泵RB控制策略是在既定負荷30%～60%工況,在汽泵發生跳閘或出力不足時觸發汽泵RB回路并聯啟電泵,電泵快速出力并克服上水阻力,避免鍋爐觸發鍋爐主燃料跳閘(boiler main fuel trip,MFT)?？刂屏鞒虉D1所示。

圖1 汽動給水泵RB控制流程圖

該控制方案主要存在以下技術難點。

1.3.1 電泵投備時間長

1)電泵入口電動門開行程時間為25 s,出口電動門則為50 s,因此增加了電泵啟動和快速出力的時間。

2)正常工況下電泵液力耦合器輔助油泵處于停運狀態,這也不利于電泵聯鎖啟動時勺管快速出力。

1.3.2 給水泵全停跳閘MFT

在MFT保護控制回路中,小機跳閘后若電泵未運行或者跳閘延時3 s后跳閘MFT。在汽泵RB發生時,首先要避免電泵啟動過載跳閘,保證啟動運行時間小于給水泵雙停的時間差。

1.3.3 電泵帶載啟動拉低6 kV母線電壓

不同于機組冷態啟動,電泵聯鎖帶載啟動會明顯拉低6 kV母線電壓,對同負荷段其他負載產生較大影響。

1.3.4 電泵入口流量低存在汽蝕風險

離心電泵在啟動運行后需要保證入口壓頭滿足電泵必須汽蝕余量,保證電泵運行安全,因此需要對再循環門的控制邏輯進行優化。

1.3.5 電泵運行后不出力或出力不足

電泵運行后,要實現快速出力才能保證鍋爐受熱面水動力安全。一方面是再循環門控制和勺管開度控制是保證電泵有效出力的關鍵;另一方面是汽泵RB動作后,鍋爐主控切手動,在汽輪機跟蹤方式(turbine follow mode, TF)運行。該模式下汽機主控調壓,鍋爐主控跟隨實際煤量控制功率[10-11]。通過對滑壓曲線的優化,有利于加快電泵快速上水。需要解決以下問題:

1)電泵出口電動門聯鎖開啟時間及汽泵惰走時與電泵并列運行時是否搶水;

2)勺管開度特性與再循環門開度曲線是否匹配;

3)勺管開度特性與給水上水壓力相匹配。理論上,給水壓力要大于啟動分離器出口壓力與受熱面給水上升壓力之和。

1.3.6 鍋爐長時間斷水存在觸發MFT風險

受熱面水動力不足引起鍋爐斷水,給水流量遠低于設計值,且水冷壁、過熱器等受熱面超溫均存在MFT主保護動作風險,分析如下:

1)給水流量低低。汽泵跳閘后電泵短時間內不出力,給水流量低于313 t/h時,延時時間不合理時會觸發MFT;

2)受熱面超溫風險。給水泵跳閘或者出力不足時,水冷壁、分離器出口、過熱器、再熱器等受熱面處于斷水工況存在較大超溫風險,要考慮停運上層制粉系統。

1.3.7 汽泵RB動作后鍋爐存在燃燒惡化風險

汽泵RB動作后,鍋爐主控指令超馳降低機組負荷至目標值,同時跳閘上層制粉可能會引起鍋爐燃燒惡化。

2 汽泵RB試驗優化研究

2.1 電泵投備及自啟動邏輯優化

2.1.1 電泵進、出口電動門聯開

該工程采用離心電泵,理論上需要關門啟動,但考慮到電泵出口配置了逆止門,在電泵投入備用后可以提前自動開啟,有效縮短電泵啟動時間。

2.1.2 液力耦合器輔助油泵聯啟

由于汽泵跳閘或出力不足偶然性較大,為保證勺管快速出力,考慮在電泵投備后自啟輔助油泵。

2.1.3 電泵聯啟邏輯優化

如圖2所示,電泵投入備用狀態下,在汽泵跳閘或者給水流量低于333 t/h時,延時2 s,啟動電泵。

圖2 電泵投備及自啟邏輯

2.2 電泵帶載啟動動態試驗

2.2.1 試驗過程

汽泵RB結果取決于電泵帶載啟動是否成功,為此在2020年機組檢修停機期間,開展了電泵帶載聯鎖啟動試驗,主要針對6 kV母線電壓壓降及電泵啟動是否過載等參數進行測試。2020年10月31日13∶18∶43,機組實際負荷234.32 MW,電泵電流為0 A,6 kV母線電壓為6.36 kV;13∶18∶45,啟動電泵,電泵啟動電流為1 498 A,6 kV母線電壓為5.73 kV; 13∶18∶49,電泵電流恢復至171.4 A,6 kV母線電壓恢復至6.35 kV,電泵啟動結束。此次電泵試驗運行參數如圖3所示。

圖3 電泵試運行參數

2.2.2 啟動過載試驗

由表1可知,電泵啟動電流約為1 498 A,持續時間為5 s。參照電泵啟動運行說明書,電泵過載速斷電流保護定值為7.35 In,速斷動作時間為0.05 s,實際數據遠小于保護定值,允許該工況下的帶載啟動。

表1 電泵試啟參數

2.2.3 給水泵雙停時間測試

13∶18∶43電泵啟動指令發出后;13∶18∶44前置泵運行,間隔為1 s;而雙泵停運跳閘MFT時間為3 s,滿足設計要求。但考慮到電泵啟動到正常運行時間為5 s,可將雙泵停運跳閘MFT延時改為6 s。

2.2.4 廠用6 kV母線耐壓測試

分析表1可知,電泵聯啟瞬間電壓下降至5.73 kV,依據式(1)計算出電壓偏差δU：

(1)

式中:U為火電廠6 kV母線電壓,kV;UN為火電廠6 kV母線的標稱電壓,kV。

按照GB/T 12325—2008《電能質量 供電電壓偏差》規定“20 kV及以下三相供電電壓偏差為標稱電壓的±7%”。分析表1數據,此次試驗電壓偏差計算結果為-4.5%,電泵啟動試驗工況滿足母線電壓質量要求。

2.3 電泵防汽蝕及快速出力控制優化

2.3.1 汽泵RB負荷控制優化

在TF模式下,鍋爐主控通過輸出給煤量變化實現對機組功率的控制[12-14]。在汽泵跳閘或出力不足時,設定RB目標負荷145 MW,并觸發汽泵RB動作,如圖4所示;鍋爐主控超馳減負荷指令,如圖5所示,圖中SP為設定點,PV為過程值。

圖4 汽泵RB負荷設定回路

圖5 汽泵RB負荷控制回路

圖6 TF控制回路優化

2.3.2 主汽壓力控制邏輯優化

汽泵RB動作后,機組由CCS(協調控制系統)模式轉為TF模式,由汽機主控制器維持機組實際負荷對應的壓力設定值。為了保證電泵快速出力,汽泵RB動作后,參考其他輔機RB控制策略來迅速改變壓力設定函數和壓力變化率,函數設定見表2和表3。

表2 機組負荷對應的滑壓函數f2(x)設定

表3 壓力變化速率f1(x)設定

為了加快電泵出力,該方案中采用給水壓力和分離器出口壓力偏差函數來設定主蒸汽壓力變化速率。

2.3.3 電泵再循環門和勺管控制邏輯及優化

電泵聯鎖啟動后,需要預防入口流量低汽蝕、電泵啟動后長時間不出力等兩種工況,其關鍵在于再循環門和電泵勺管的控制。考慮到汽泵跳閘或者出力不足為突發事故工況,該試驗對汽泵再循環及勺管控制回路進行了優化。

1)電泵投入備用后,再循環門超馳開至100%;在電泵聯啟正常運行后,以鍋爐負荷對應的開度變化速率控制關閉再循環門,如圖7所示。

圖7 再循環門控制控制回路

不同的鍋爐負荷對給水冷卻量的要求不同,為此設置了不同負荷下的開度速率函數來對再循環門進行自動控制,鍋爐負荷越高對應再循環門開度速率越大,電泵出口給水量增加越快,充分保證鍋爐給水量,函數關系見表4。

表4 鍋爐負荷對應f2(x)函數關系表

2)電泵投入備用后,機組負荷大于145 MW時,勺管開度超馳開至20%,在電泵聯鎖啟動后,根據機組負荷指令函數f1(x),并以5%/s逐步增大勺管開度,保證電泵快速出力,如圖8所示。

圖8 電泵勺管控制回路優化

結合電泵再循環門的開度變化來逐步開啟電泵勺管,一方面減少電泵再循環流量并保證汽泵必須汽蝕裕量,另一方面是保證電泵出口給水壓力不斷增大,進而實現快速上水。鍋爐負荷對應勺管開度函數見表5。

表5 鍋爐負荷對應的勺管開度函數f1(x)關系表

2.4 鍋爐斷水保護控制優化

在鍋爐MFT保護回路中,省煤器入口流量低于313 t/h延時15 s跳閘MFT,設置該保護的目的是防止受熱面超溫。在現有MFT回路中,分離器、水冷壁、過熱器、再熱器等受熱面均設置了超溫保護,咨詢廠家并結合首次電泵聯鎖啟動試驗結果對該保護跳閘時間進行優化,對應時間函數見表6。

表6 機組負荷對應給水流量低時間函數

2.5 鍋爐穩燃控制策略

2.5.1 等離子自啟穩燃

汽泵RB發生時,B層等離子自動投入,每個對角拉弧投入間隔時間為10 s,投入順序為B1、B3、B2、B4。

2.5.2 跳磨邏輯優化

汽泵RB發生后, FSSS按從上到下依次跳閘,按照E磨、D磨的順序跳閘對應的磨煤機,保留下層3臺機運行。

3 汽泵RB試驗過程及分析

3.1 動態試驗過程

2021年4月3日20:25:33,由運行人員投入汽泵RB回路,勺管自動開至20%;

20:33:19,機組實際負荷207.32 MW,勺管開度19.62%,母線電壓6.26 kV,電泵電流為0 A;

20:33:20,運行人員手動觸發汽泵跳閘動作按鈕,汽泵跳閘,METS動作;

20:33:21,電泵正常聯鎖啟動,啟動瞬間6 kV母線電壓拉低至5.48 kV,汽機RB正常動作,機組由協調模式切換至機跟隨模式;

20:33:22,E磨煤機、D磨煤機跳閘;

20:33:23,鍋爐給水流量低于313 t/h;

20:33:40,電泵勺管開度39.5%,再循環開度50%,電泵開始出力;

20:33:44,B層等離子啟弧成功;

20:33:46,給水流量達到347 t/h,出力正常,水冷壁、過熱器、再熱器各受熱面溫度高、給水流量低低等MFT保護條件均未觸發,試驗成功,試驗過程如圖9所示。

圖9 汽泵RB試驗過程曲線

3.2 試驗結果分析

3.2.1 電泵啟動過載分析

20:33:20,汽泵跳閘;

20:33:21,電泵運行信號觸發,遠小于給水泵雙停跳閘時間,且啟動電流為1 498 A,未超過過載保護定值。

20:33:21,勺管開度19.62%,電泵啟動后母線電壓5.48 kV,供電電壓偏差為-8.67%,略超過-7%。

3.2.2 鍋爐斷水及超溫分析

20:33:24,鍋爐給水流量252.93 t/h,低于313 t/h開始斷水;

20:33:41,電泵開始出力;

20:33:45,鍋爐給水流量319.65 t/h正常出力,鍋爐整體斷水時間為21 s,遠小于給水流量低動作MFT動作保護時間。

3.2.3 鍋爐受熱面超溫分析

結合表7可知,在鍋爐斷水工況下,螺旋水冷壁、分離器出口溫度、過熱器受熱面溫度、再熱器受熱面均遠小于報警值,不存在受熱面超溫風險。

表7 各受熱面超溫數據分析

4 結 語

在既定60%額定負荷下,汽泵RB試驗研究表明,該機組RB控制方案中,針對100%容量汽動給水泵在跳閘或者出力不足時,通過電泵聯啟邏輯控制優化后,能夠達到避免給水泵全停和防止鍋爐受熱面超溫的效果,可有效避免機組MFT動作,減少機組非計劃停運。此次RB試驗控制方案實施成功,對同類型機組具有參考意義。