TF控制在火电单元机组的应用

周珑

（百超（上海）精密机床有限公司，上海 200135）

在我国大型火力发电厂的热工控制系统中，为解决负荷控制过程中内外能量平衡问题，并依据单元机组的负荷控制特点，单元机组的协调控制系统的概念（Coordinated Ccontrol System，简称CCS）被提出来。广义上来说，也可以称之为单元机组负荷控制系统，在其综合控制下，汽轮发电机和锅炉成为一个整体，根据内部运行参数及电网负荷需求，机组可同时完成协调运行。一方面对内可以使得主蒸汽压力偏差维持在允许范围内，另一方面也可以使其对外具有良好的调频能力及较快的功率响应。

1 协调控制方式分类

常见的机组协调控制方式有以下几种方案：

1）以锅炉跟随为基础的协调控制方式（简称BF）

该方式是在汽轮机侧控制负荷（输出电功率）PE、锅炉侧控制主蒸汽压力pT的基础上，让汽轮机侧的控制配合锅炉侧控制pT的一种协调控制方式。在实际应用中，它还包括不完全BF方式，即汽轮机侧控制负荷，锅炉侧手动调节燃烧及主汽压力。

2）以汽轮机跟随为基础的协调控制方式（简称TF）

该方式是在锅炉侧控制负荷（输出电功率）PE、汽轮机侧控制主蒸汽压力 pT的基础上，让汽轮机侧的控制配合锅炉侧控制PE的一种协调控制方式。在实际应用中，它还包括不完全TF方式，即汽轮机侧控制主蒸汽压力，锅炉侧手动调节燃烧及机组负荷。

3）综合型协调控制方式（简称CCS）

该方式能较好地保持机组内、外两个能量供求的平衡关系，即具有较好的负荷适应性能，又具有良好的汽压控制性能，是一种较为合理和完善的协调控制方式，但系统结构较为复杂，对主/辅设备的性能、燃料热值稳定等方面要求较高。

另外，在实际运行中，还有一种手动调节锅炉出力和机组负荷的方式BASE，该方式对运行人员的操作要求较高，蒸汽参数及机组负荷控制起来有较大的难度。

2 TF方式的特点

该厂机组控制方式一般采用BF或 CCS，下面主要分析的是我厂 2×300MW 机组事故情况下采用较多的TF控制方式，尤其是不完全TF方式，它在机组的尽快恢复稳定运行，减少控制人员的操作难度方面具有突出的表现，该厂控制员利用此方式多次化解机组运行险情。下面先对TF方式作一下简要的介绍。

以汽轮机跟随为基础的协调控制方式如图1所示。

图1 以汽轮机跟随为基础的协调控制方式

锅炉的主控制器接受机组负荷指令P0（功率给定值）和机组实发功率反馈信号PE；当负荷指令P0改变时，产生负荷偏差ΔP=P0-PE，锅炉主控制器依照此偏差值调控子控制系统指令PB，进而使锅炉燃烧率（包括相应的给水流量等）得以改变，并最终适应负荷的能量需求。

汽轮机主控制器接受主蒸汽压力的给定值p0和机前实际主蒸汽压力反馈信号pT，当锅炉侧调负荷或某些因素导致主蒸汽压力值pT改变时，产生汽压偏差Δp= p0-pT，汽轮机主控制器依此调节其子控制系统的负荷指令NT，使得进汽流量及进汽调节阀的开度μT随之改变，从而保证主蒸汽压力pT的稳定。

该协调方式是以加大汽压动态偏差为代价来换取负荷响应速度的提高的。由于这种协调控制方式直接由负荷指令控制燃烧率，可以说它是通过加快锅炉侧的负荷响应速度，使机炉之间的动作达到协调的。

而不完全TF方式属于TF控制应用的一种扩大型，在该厂300MW 机组也应用较多，即汽轮机侧控制主蒸汽压力，锅炉侧手动调节燃烧及机组负荷，相比完全TF方式，后者在机组锅炉侧主/辅设备故障、锅炉子控制系统故障、RB保护动作的情况下，对于机组控制员更好的掌控机组运行，使机组尽快恢复稳定方面的作用尤为突出。因为在实际发电生产中，锅炉子系统出故障及主要辅机故障的机率较高，诸如制粉系统、空预器、给水泵、引送风机等故障跳闸，一旦出现这些情况，锅炉主控制器将无法投入自动，锅炉燃烧、水位、主蒸汽参数极易大幅波动，机组负荷也难以稳定，一旦控制不好就可能造成锅炉MFT，机组跳闸。由于现在广泛推行全员值班制度，一台 300MW 机组仅两人控制，在事故面前，如何合理分工，抓住主要参数，才能腾出手来尽快明晰故障类型及危险点，将机组控制稳定。而主汽压力就是这个主要参数，只有这个参数尽可能稳定，才能为锅炉燃烧、水位等调整创造良好条件，控制员才不至于受忙脚乱，顾此失彼，不完全TF方式正好适应了这种工况，虽然牺牲了机组负荷（可由值长及时向调度申请机组负荷调频减少不合格电量），但稳住了主汽压力，有利于控制员专心调整燃烧和水位，尽快将机组稳定下来，下面举一个该厂发生的机组跳闸案例来印证不完全TF方式的合理利用对机组稳定运行的作用。

3 案例分析

3.1 事故经过

2006年04月25日17：06，#4机带负荷240MW，A送风机突然跳闸，A送风机跳闸后，机组RB保护动作，E层给粉机跳闸，主汽压力下降，机组自动快速减负荷至142MW，控制员立即增大天然气流量以稳定锅炉燃烧，同时手动调整引、送风机维持负压和正常风量，锅炉燃烧得以维持。17：12 A送风机投运正常，此时机组负荷在142MW，主汽压力回升，立即投负荷控制，目标负荷200MW，负荷率15MW/min，机组开始加负荷，同时继续增加汽泵转速，17：14主汽压力上升趋势加快，汽包安全门动作，汽包水位迅速下降，给水流量下降，最后到零，继续增加汽泵转速仍不见给水流量回升，17：16水位降至－350mm锅炉MFT动作，汽机跳闸，发电机解列。

3.2 原因分析及处理过程

分析认为：17：06分，A送风机突然跳闸，RB保护动作。由于锅炉、燃料、汽机的主控均以手动方式控制，DEH处于负荷控制方式（即不完全BF）。RB动作后，汽机主控随之自动强切，机组处于汽机跟随方式。也就是说，当主汽压力增大时，调节汽机调门用以阻止主汽压力提高；相反，当主汽压力下降时，使汽机调门关小，以保证主汽压力平衡。通过历史曲线不难看出，RB发生后，在约3min的时间内，DEH负荷从240 MW迅速下降到145 MW，同时，主汽压力从16.59 MPa跌至16.066 MPa，而后趋于稳定。整个TF控制期间，主汽压力的波动不是十分明显。可以看出，在没有采取其它的稳压方式时，若不能快速减小负荷，就不能保证主汽压力维持在允许范围。保证主汽压力，虽然是以牺牲功率为代价，但同时也保障了其他的参数的稳定。17：10：03，工作人员切除TF运行方式，DEH处于负荷控制，这种情况下，升负荷率影响负荷的增减。据厂家资料，DEH和MCS中升负荷率范围处于 0～15MW 之间，超出范围的设定则无效。17：11min，主汽压力上升，2min后呈快速上升趋势，工作人员进行增加负荷，因受升负荷率限制，快速开大汽机调门不能使锅炉压力维持平衡，导致主汽压力持续上升。17：15：54，安全门动作发生，DEH负荷为158.7 MW，主汽压力18.66 MPa，低于其最大限19.633 MPa。

另外还需指出，TF方式下锅炉压力的稳定过程是十分快速的，其中DEH控制器不受升负荷率的限制，MCS中汽机调门受汽机主控输出直接控制。我们知道，在汽包的压力突然下降时，炉水的饱和温度随压力相应下降，从而放出大量热进行自行蒸发，引起炉水内汽泡增多，体积膨胀，致使水位上升，形成一个虚假的水位。而在汽包的压力突然提升时，使得与之对应的饱和温度也随之提高，其中产生的一些热量被用来对炉水进行加热，减少蒸发量，因此炉水内汽泡减少，体积减少，从而使得水位下降，同样形成一个虚假水位。因此，RB动作发生，汽机主控强投维持主汽压力，有其相应的理论支持。此次RB触发后3min，工作人员切除TF方式，DEH进入负荷控制，在恢复A送风机以后，由于未采取其它有效措施将主汽压力得以有效控制（注：锅炉主控、燃料主控在手动），致使安全门动作，给水位控制带来很大难度。分析任为：引起锅炉汽包水位低Ⅲ值MFT动作机组跳闸的主要原因是作为控制员在恢复送风机时未注意锅炉燃料的投入，送风量的匹配，引起主汽压力回升，加之又将TF方式切除，投入负荷控制，使得加负荷受限，从而主汽压力升高，锅炉安全门动作。造成锅炉进水困难，机组因汽包水位低跳闸。

4 结论

通过上述分析，笔者认为作为运行人员，特别是机组控制员要进一步加强学习，特别是要了解热工保护动作逻辑，掌握不同工况下机组的控制方式并加以合理应用，加强在事故处理中的沟通和联系，要经常做好各类事故预想，提高事故处理能力。当前，我国火电机组发电小时数大幅下降，运营成本持续上涨，在川火电机组发电形势更为严峻，因此切实抓住难得的发电机遇，练好内功，保证机组稳定运行显得尤为重要。

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