国产660 MW超临界直接空冷机组甩负荷试验分析

杜建桥，曲海云，唐广通，李路江

(1．河北省电力研究院，石家庄 050021；2．河北省电力勘测设计研究院，石家庄 050031)

1 概述

某电厂新装2台660 MW国产超临界直接空冷机组，汽轮机选用CLNZK660-24.2/566/566型超临界、一次中间再热、二缸二排汽、直接空冷凝汽式汽轮机，主要辅机设备有：2台100%容量凝结水泵、3台35%容量电动给水泵、3台100%容量真空泵和56台变频空冷风机以及35%BMCR的高、低压旁路系统。

锅炉采用超临界参数变压直流炉，锅炉结构为单炉膛、四角切向燃烧、一次再热、平衡通风、固态排渣、Π型锅炉，采用中速磨直吹式制粉系统，每台锅炉配6台磨煤机，正常运行时投运5台，1台作为备用。脱硫系统原设计有烟气旁路挡板，为响应国家环保政策要求，工程建设后期将其永久封闭，成为国内首套无旁路串联增压风机脱硫系统。

机组控制系统采用高压全电调控制系统，由DEH、ETS组成。机组TSI及DEH均设置了电超速保护，机轴上装设有机械超速保护，此外DEH还设置了OPC超速控制系统，OPC电磁阀将使高中压调门快速关闭，抑制转速的进一步上升。

该厂2台660 MW超临界直接空冷机组在基建调试中成功进行了甩负荷试验。以下结合甩负荷试验的具体操作过程，分析和探讨试验应重点注意的准备工作、操作要点和安全注意事项，为同类型机组甩负荷试验方法的应用和改进提供参考。

2 试验前的准备

2.1 必备条件

机组经过满负荷运行，所有设备运行正常，主要设备无重大缺陷。FSSS、DAS、SCS、CCS、TSI、ETS、SOE装置均完成功能试验，各自动调节动态特性良好，投用正常。DEH调节系统静态试验、功能试验、调门特性试验均已完成，达到设计要求。调节保安系统动作可靠，超速试验合格，就地及主控手动跳闸装置动作正常。

主蒸汽门和调速汽门严密性试验合格；高、中压调门活动试验正常；抽汽逆止门联锁动作正常，关闭灵活。交、直流润滑油泵自启动试验正常。汽轮机旁路热态调试完毕，功能试验达到设计要求。汽轮机防进水保护功能正常，汽轮机本体疏水门、低压缸喷水阀等联锁动作正常。除氧器的汽源切换试验正常，切换中汽源压力平稳过渡。汽轮机真空破坏门遥控开、关正常。

发电机主开关和灭磁开关跳、合正常。直流电源系统可靠供应。发电机自动励磁调节器功能正常。厂用电切换试验完成，切换灵活快速。柴油发电机调试完毕，保安电源切换试验正常。

炉膛、燃烧器和各受热面没有严重的结焦现象。锅炉过热器、再热器安全阀校验合格。确认EBV阀送电，阀前手动门已开启，操作开关EBV阀一次，确认其灵活可靠。制粉系统、燃烧系统的调整试验已完成。厂用蒸汽汽源能够正常投入。

试验用通信设备齐备，至少拥有可使用同一频道的对讲机4台。甩100%负荷试验时现场工作人员必需的绳索、耳塞和通信设备等齐全，并做好准备。甩负荷经中调批准，甩负荷时，电网周波不低于50 Hz。高速数据采集仪已接线完毕，记录速率设定为200点/s。

2.2 必要操作

进行厂用电切换，确认厂用电切换至启动备用变压器。除氧器汽源由本机切换至辅汽供给。汽轮机轴封用汽及高、低旁路系统蒸汽管道预暖；电动给水泵再循环管道预暖。解除机组的部分联锁：发电机主开关跳闸触发汽轮机跳闸；锅炉MFT触发汽轮机跳闸；汽轮机高排压比保护联锁；锅炉给水流量低MFT保护联锁。调整除氧器水位在较低水位(约1 800 mm)运行，排汽装置水位在正常水位，炉膛压力在100 Pa附近。投入等离子点火装置。

3 试验过程

3.1 甩50%负荷

试验前机组主要参数为：负荷330.8 MW，主蒸汽压力14.15 MPa，主蒸汽温度549 ℃，再热蒸汽压力2.02 MPa，再热蒸汽温度529 ℃，3套制粉系统运行。

某日21时00分机组升负荷至340 MW，同时退出发电机AVC，将发电机无功功率升至100 MVar；启动主机润滑油泵、高压密封油备用泵正常；21时05分，开始进行机组甩50%负荷试验，试验倒计时剩10 s时每间隔5 s停运C、B磨煤机， 保留A磨煤机等离子方式运行；倒计时剩1 s时，将2个低压旁路调整门直接开至30%，倒计时至0 s时，试验总指挥发出“开始”指令，断开发电机主开关，同时锅炉侧运行人员手动打开EBV阀泄压，汽轮机侧运行人员调整高、低压旁路门，汽轮机高排通风阀开启。

汽轮机在甩负荷后高、中压调门迅速关闭，机组转速最高飞升至3 109 r/min，后回落至2 979 r/min，逐渐稳定在3 000 r/min，整个动态过程历时70 s，OPC动作一次。甩负荷后锅炉侧引风、增压风机自动调整及时，负压波动最大达-300 Pa，主蒸汽压力最高升至16.97 MPa，后开始下降,主蒸汽温度、再热蒸汽温度下降至500 ℃后趋于稳定。检查各项参数正常，试验结束，恢复正常操作，于21时37分重新并网。

甩50%负荷机组主要参数变化曲线见图1。

图1 甩50%负荷机组主要参数变化曲线

3.2 甩100%负荷

试验前机组主要参数为：负荷660.6 MW，主蒸汽压力23.4 MPa，主蒸汽温度556 ℃，再热蒸汽压力3.97 MPa，再热蒸汽温度561 ℃，5套制粉系统运行。

机组于00时56分开始进行甩100%负荷试验，倒计时剩10 s时每间隔5 s停运C、D、E磨煤机， 保留A、B磨煤机运行；倒计时至0 s时，试验总指挥发出“开始”指令，断开发电机主开关，同时锅炉侧运行人员手动打开EBV阀、现场试验人员手动拉开过热器出口安全阀进行泄压，汽轮机侧运行人员根据主蒸汽压力变化情况调整高压旁路调整门开度。

甩负荷后汽轮机高、中压调门迅速关闭，机组转速最高飞升至3 205 r/min后回落至2 988 r/min，逐渐稳定在3 000 r/min，整个动态过程历时51 s，OPC动作一次。通过高低压旁路的调整和手拉过热器出口安全门进行泄压，未造成锅炉超压，主蒸汽压力最高升至27.7 MPa后逐渐回落，主、再热蒸汽温度基本保持在549 ℃和555 ℃。检查机组各项参数正常，试验结束，恢复正常操作，具备并网条件，准备并网。00时59分因高压旁路调整门门杆与执行器脱扣，决定停机消缺，01时02分机组停运。

主要运行参数变化曲线如图2所示。

图2 甩100%负荷机组参数变化曲线

4 试验结果及数据分析

4.1 甩50%负荷

甩50%负荷后，汽轮机转速最高飞升至3 109 r/min后回落，70 s后速稳定在3 000 r/min，转速动态超调量为4.0%，满足规程中甩50%负荷动态超调量不超过5%的要求；同时，甩负荷后机组的主蒸汽、再热蒸汽温度波动很小，主、再热蒸汽压力维持良好，锅炉燃烧稳定，并实现了快速并网，因此机组具备进行甩100%额定负荷的条件。

4.2 甩100%负荷

甩100%负荷过程中，通过高、低压旁路调整和手拉安全门控制主、再热蒸汽压力，参数维持良好，锅炉保持2台磨煤机运行，燃烧稳定。机炉热力系统及各辅机设备运转正常，各主要参数调节平稳，机组各保护动作正常。甩100%负荷试验后，汽轮机转速最高飞升至3 228 r/min分后回落，51 s后稳定在3 000 r/min，机械超速保护装置和电超速保护均未动作，动态超调量为7.6%，汽轮机调节控制系统的动态调节特性良好，能够适应甩负荷工况的要求。甩100%负荷后的转速飞升曲线见图3。

图3 甩100%负荷记录仪曲线

该次试验最终实现了锅炉不灭火、不超压，汽轮机不超速，发电机不过电压，脱硫、脱硝系统全程投入，且机组具备了快速并网条件。

5 试验的操作要点

5.1 主蒸汽、再热蒸汽压力的调整

机组发生甩负荷后必然造成锅炉主蒸汽、再热蒸汽压力急速上升，因此甩负荷的同时首先快速打开低旁门，同时根据锅炉压力快速调整高旁门，但要注意高、低旁后的温度不要超温。为了使主蒸汽压力尽快恢复正常、减轻高压旁路调整压力，甩负荷的同时必须打开电磁泄压阀，而且甩100%负荷时还要采取就地手拉过热器出口安全门的方式配合降低主蒸汽压力，试验结果证明，此种方式在较短时间内将主蒸汽压力有效控制，为快速并网创造了条件。

5.2 主蒸汽、再热蒸汽温度的调整

由于甩负荷后锅炉蒸发量快速锐减，为保证蒸汽的过热度，避免蒸汽带水，并且为机组尽快并网创造条件，减温水的控制必须超前准备。因此，在甩负荷倒计时40 s左右(此时间一般取决于减温水阀门全行程动作历时)，开始操作关闭所有的减温水调整门和电动截止门。试验结果表明，减温水的超前控制是必要的，在甩负荷后约5 min内，蒸汽温度变化不大，而后随锅炉蒸发量缓慢变化，为机组尽快并网提供了支持。

5.3 锅炉燃烧的调整

由于机组高、低压旁路容量为35%BMCR，机组甩负荷后锅炉只能维持较低的蒸发量，因此，燃料的减少必须快速、同步并且保证安全燃烧。燃料减少过早势必影响甩负荷“开始”时的负荷量，减少过晚将可能引起锅炉长时间超压并给甩负荷后的操作制造麻烦，而且减燃料速度过快可能引起炉膛负压大幅波动甚至造成负压保护动作。试运期间通过对制粉系统运行特性和锅炉燃烧特性的摸索和试验，最终确定了每间隔“5 s”停运一套制粉系统，甩50%负荷时保留一套(A制粉系统)，甩100%负荷时保留2套(A、B制粉系统)，并根据燃烧情况适当调整制粉出力的方式。甩50%、100%负荷后，锅炉均实现了安全、稳定燃烧。

5.4 炉膛负压的控制

因该工程在建设后期永久封闭了脱硫系统烟气旁路挡板，成为了国内首例无旁路串联增压风机脱硫系统，因此，增压风机与锅炉引风机调节特性的合理匹配是锅炉炉膛负压控制的关键环节，尤其机组异常运行工况时(甩负荷、RB)，除了燃料的合理控制以外，增压风机的调节方式更是技术难点。通过负压扰动等试验的摸索，确定了增压风机的协调控制方式，即：以送风机开度作为前馈，脱硫系统入口烟气压力作为反馈，并增加甩负荷、RB特殊工况时的增压风机动叶预动作逻辑，避免了增压风机与引风机的相悖调节，甩50%负荷时炉膛负压最大波动至“-300 Pa”，甩100%负荷时炉膛负压最大波动至“-625 Pa” ，实现了锅炉炉膛负压的可靠控制。

5.5 凝结水、给水的调整

由于该工程机组配备3台35%额定容量电动给水泵系统，因此，甩负荷试验时给水的调整采用了甩负荷后停运1台给水泵、退出第2台给水泵并热备用、保持第3台给水泵正常上水的方式，同时，根据主蒸汽压力的变化及时调整给水压力，保证甩负荷后锅炉给水流量至少在650 t/h以上。但要特别注意，甩负荷后给水量的剧烈变化势必造成除氧器水位大幅波动，从而造成凝结水主调门频繁调整，高、低压旁路的调整特别要求凝结水保持较高压力，此时凝结水泵必须切换至工频运行，因此，凝结水系统的压力将大幅变化，甚至出现瞬间超压，而精处理系统的管道法兰因无法承受这种压力变化可能会出现喷水现象，所以在机组甩100%负荷时，需临时退出精处理系统，甩负荷后恢复正常运行。

5.6 汽轮机转速的控制

甩负荷试验成功的重要标志是汽轮机不超速，因此，试验前对甩负荷逻辑进行了优化，即甩负荷后联开高排通风阀、导汽管通风阀及第二通风阀，主、再热管道疏水阀门取消联开，这样大大降低了有害气体做功的能力，有效保证了汽轮机转速的可靠控制。

6 结束语

此次试验的成功表明，虽然超临界机组甩负荷后工况变化剧烈，运行参数的调整和系统设备的操作相对复杂而且比较困难，但通过制定科学的操作方案，细化试验责任分工和必备条件，明确关键的操作要点，试验过程中根据各参数的变化情况，合理控制操作步序的时间间隔，完全可以实现甩负荷后锅炉不灭火、汽轮机不超速并维持空转、发电机不过电压和迅速恢复并网带负荷的标准要求。该型国产660 MW超临界直接空冷机组甩负荷试验中采取的措施和操作要点等，可为同类型机组甩负荷试验方法的应用和改进提供参考和借鉴。