350 MW 超临界循环流化床锅炉甩负荷试验控制要点及存在问题分析

2019-02-13王映奇惠志平

山西电力 2019年6期

王映奇，吕建，惠志平

（山西世纪中试电力科学技术有限公司，山西太原 030001）

0 引言

汽轮发电机组的甩负荷试验是考核汽轮机调节系统动态特性和对转速的控制能力，检查汽轮机调节系统的品质，预防机组超速的重要手段。甩负荷试验涉及的调试项目包括机、炉、电、热等多个专业，对试验人员在实践经验、理论水平以及组织能力上都有很高的要求，是一项责任重、风险大的工作。依据《火力发电建设工程机组甩负荷试验导则》（DL/T 1270—2013）采用常规法（甩电负荷）和测功法（甩汽负荷）进行甩负荷，新建机组通常采用常规法（甩电负荷）进行甩负荷。

超临界循环流化床锅炉，由于其蓄热能力较大，在甩负荷过程中容易造成受热面超温、超压，过热度、给水流量、床温等各项参数不易控制的情况。目前，对于国内大多数350 MW 超临界循环流化床甩负荷试验，仍然采用减弱锅炉燃烧进行50%甩负荷，直接压火方式进行100%甩负荷试验。但是在对山西灵石启光电厂350 MW 超临界循环流化床锅炉采用上述方法进行甩负荷试验过程中，发现了诸多问题，并进行了分析研究，为同类型机组进行甩负荷提供参考。

1 设备及系统介绍

1.1 锅炉简介

山西灵石启光电厂的锅炉为上海锅炉厂制造的350 MW 超临界参数变压运行直流炉，型号为SG-1208/25.4-M4605，循环流化床燃烧方式，单炉膛、汽冷式旋风气固分离器、一次中间再热、平衡通风、固态排渣；过热器采用两级喷水调节蒸汽温度（直流负荷之后以调节煤水比来调节温度），再热器采用以烟气挡板调节蒸汽温度为主，同时设置微量喷水和事故喷水调温为辅的调温方式。每台锅炉设置2 台引风机，1 台40%容量启动电动引风机，1 台100%容量汽动引风机，左右对称布置，正常运行采用汽动引风机调节，电动引风机只在锅炉启动及事故处理过程中使用。

1.2 汽轮机简介

汽轮机为上海汽轮机厂生产的超临界汽轮机，型号为CJK350-24.2/0.4/566/566，一次中间再热、单轴、双缸双排、间接空冷（两机一塔）、一级调整抽汽、凝汽式汽轮机，采用数字电液调节系统。每台机组配置1 台100% 锅炉最大连续蒸发量BMCR（boiler maximum continuous rating）容量的汽动给水泵组，汽动给水泵前置泵与主泵同轴连接设计。每台机组设置1 台40%BMCR 容量的启动（备用）电动给水泵，在机组启动和事故情况下使用。汽机旁路系统容量为锅炉额定出力的40%，采用德国SIPOS 两级电动高、低压串联旁路。汽轮机采用数字电液调节系统DEH（digital electronic hydraulic control）的启动顺控子组SGC来控制350 MW 汽轮机在不同温度下的启动流程和模式。

2 试验方法及要求

常规法甩负荷试验是指发电机并网开关突然断开、主汽阀不关闭、机组与电网解列失去全部或部分负荷的情况下，测取转速变化的动态过渡过程，考核汽轮机调节系统转速控制特性的方法。50%与100%甩负荷后要求超速保护不动作，动态过程应能迅速稳定。试验考察机组及各配套辅机、附属设备和相关控制系统设计对甩负荷工况的适应性。

3 试验过程

3.1 50%甩负荷试验过程

试验前要做的准备工作有以下几方面：一是甩负荷之前维持锅炉稳定运行，采用汽轮机功率控制方式，尽量减小锅炉侧主汽压力，防止甩负荷后超压；二是高底旁暖管；三是PCV 开关试验；四是厂用电源切至启备变；五是解除机跳炉、电跳机逻辑保护；六是逐个试验油枪着火情况；七是启动电动给水泵，维持出口压力略低于汽泵出口压力，甩负荷以后，直接手动打闸汽泵，由电泵上水。

甩负荷过程：02:12:55 试验总指挥下令甩掉50%负荷。02:12:57 汽轮机转速飞升至3 090 r/min，02:13:07 汽轮机高排温度高（实际温度432 ℃）触发汽轮机跳闸。由于本工程为上汽SGC 机组，02:56:46 汽轮机转速达224 r/min，汽轮机挂闸重新冲转，所以03:02:55 汽轮机定速3 000 r/min。03:07:48 再次并网带初负荷。从甩负荷至再次并网，时间长达55 min，而且炉侧水冷屏和高温再热器超温严重。

锅炉侧主要操作：接到甩负荷指令以后，锅炉侧专人打开PCV 阀进行泄压，高旁开至63%，低旁根据再热器压力逐渐开至33%，主汽压力由11.6 MPa 升至21.3 MPa，再热压力由2.1 MPa升至2.87 MPa，主汽温度由544 ℃升至561 ℃，再热气温由548 ℃升至587 ℃。汽泵打闸后，根据主汽压力调整电泵出力，维持给水流量400 t/h左右，给煤量由147 t/h 减至90 t/h，维持锅炉燃烧稳定。由于汽轮机跳闸以后不能快速挂闸冲转，而且循环流化床蓄热量较大，所以导致水冷屏温度最高至511 ℃，高温再热器壁温最高至610 ℃，关闭PCV 后，02:26:55 锅炉手动BT，水冷屏及高温再热器壁温恢复正常。

1 号机组甩负荷后，甩负荷预判回路动作触发硬回路快关电磁阀失电，调门快速关闭同时转速控制回路PID 维持汽轮机转速3 000 r/min。试验表明，DEH 负荷预判回路动作快速、可靠，调节性能良好，转子飞升转速3 089 r/min 为甩负荷前3 000 r/min 的3%，远小于行业标准5%的要求值。试验合格，可进行100%甩负荷试验。

3.2 100%甩负荷试验过程

50%甩负荷试验合格后，机组负荷升至350 MW，100%甩负荷采用锅炉压火方式，基本操作及控制点与50%甩负荷相同。

甩负荷过程：07:11:58 试验总指挥下令甩掉100%负荷。07:12:13 汽轮机转速升至3 206 r/min，07:12:58，高排温度高（实际温度431 ℃）导致汽轮机跳闸。09:14:06，汽轮机转速降至64 r/min，开始挂闸冲转，09:21:16，汽轮机定速3 000 r/min，09:27:23 发电机并网。从甩负荷至再次并网共用136 min，锅炉侧各项参数正常。

锅炉侧主要操作：甩负荷倒计时到8 s 直接开锅炉PCV 阀，倒计时到5 s 锅炉手动BT，倒计时到0 s，断开发电机并网开关，负荷降至0 MW。汽泵打闸，根据主汽压力调整给水泵出力，维持给水流量400 t/h 左右。高旁开至50%，低旁开至23%，由于低旁调门卡死，导致低旁不能开启。为防止再热器超压，将高旁关至15%。08:55:43 低旁处理完毕后，高旁开至63%，低旁开至89%，维持主汽压力稳定。07:15:13，启动电动引风机，维持负压-300 Pa。主汽压力由21.6 MPa 升至26.1 MPa，再热压力由4.3 MPa 降至1.3 MPa，主汽温度由555 ℃降至438 ℃，再热器温度由564 ℃降至502 ℃。08:52:16，启动风烟系统，维持最低流化风量，启动前墙6 台给煤机，此时平均床温为616 ℃，总给煤量90 t/h，氧量由18.9%降至6.4%后维持燃烧稳定，等待冲转并网。

100%甩负荷试验，甩负荷预判回路动作触发硬回路快关电磁阀失电，调门快速关闭同时转速控制回路PID 维持汽轮机转速3 000 r/min，试验表明DEH 负荷预判回路动作快速、可靠，调节性能良好，转子最高飞升转速3 201 r/min，危机保安器未动作，符合试验要求。

4 甩负荷过程中的问题及控制要点

4.1 50%甩负荷过程中的控制要点

由于本工程没有启动锅炉，汽动引风机汽源取至四段抽汽和辅汽联箱，辅汽联箱的汽源由再热器冷段提供，在50%甩负荷过程中，只有采用不停炉减弱燃烧的方式进行，直接打闸汽泵，通过高低旁来控制冷再压力的稳定，才能保证汽动引风机的安全运行，从而维持锅炉燃烧稳定。汽泵打闸后，通过40%出力的电泵给锅炉上水。甩负荷后主汽压力突升，导致给水泵上水困难。循环流化床锅炉本身蓄热量较大，如果继续维持燃烧，若控制不当或者并网时间较长，会直接导致受热面超温。50%甩负荷不停炉控制要点如下。

a）试验前将汽机切至功率控制模式，尽量减小主汽压力。

b）汽压控制：主要通过PCV 阀和减弱燃烧的方式进行汽压控制。通过高低旁控制汽压，受限较多，同时还需保证再热压力，维持汽动引风机的稳定运行。另外，当主汽压力回头后要及时关闭PCV 阀，防止再热器超温。

c）汽温控制：甩负荷初期需注意水冷壁壁温，过热器、再热器壁温，防止超温。待气压回头后要迅速关闭减温水总门，防止气温下降过快，10 min 下降50 ℃将停机。应预见性地开启一、二级减温水调整门以及再热器的减温水调整门，防止汽温的快速上涨。同时保证汽温的最好办法就是保证锅炉的蒸发量，所以旁路对防止超温也是至关重要的。另外，在机组并网后，应根据锅炉的热负荷及时地增加负荷来满足锅炉的蒸发量要求。需要强调的是，如果汽温超温严重应根据实际情况手动锅炉BT。

d）给水控制：根据分离器压力提高电泵转速，控制电泵出口压力大于分离器压力。过热度是给水控制的主要参考对象，如果过热度不正常上升时，一定要增大给水流量，防止水冷壁超温。

4.2 100%甩负荷过程中的控制要点

a）提前10 s 开PCV 阀，提前5 s 锅炉手动BT，充分利用循环流化床锅炉蓄热，尽可能降低主汽压力，避免安全门动作。

b）锅炉BT 动作后要快速启动电动引风机，维持负压-300 Pa，防止可燃气体在炉膛内集聚，发生爆炸。

c）高低旁控制：先全开低旁，然后再开高旁，根据主汽压力和再热压力控制高低旁开度。

d）重新启动后，维持最低流化风量230 000 m3/h左右，给煤量维持90 t/h 左右，根据省煤器出口氧量，适当增减煤量。这个过程中需特别注意，给煤太多容易发生爆燃，造成锅炉结焦事故；给煤太少不能维持床温，必要时需投油助燃。从实际情况来看，重新启动风烟系统后，平均床温为616 ℃，投煤后，氧量下降明显，床温上升稳定。

4.3 甩负荷过程中出现的问题及分析

4.3.1 两次甩负荷过程均出现高排温度高跳机

在进行50%及100%甩负荷过程中，甩负荷预判回路动作后，稳定3 000 r/min 时，高排温度＞427 ℃，跳闸，汽轮机保护动作。分析原因，首先排除温度测点问题，然后检查高排通风阀开关位置正常，逻辑保护核对无误。可能由于甩负荷后，汽轮机内蒸汽流量迅速减小，导致汽轮机内由于鼓风摩擦产生的热量不能及时被带走，导致高排温度升高。检查高排通风管道管径为114 mm，相比同类型机组晋能集团大土河电厂350 MW 超临界循环流化床机组高排通风管道管径为168 mm，管道较细，导致高排温度高。

4.3.2 再热器和水冷屏超温

在进行50%甩负荷过程中，由于采用减弱燃烧不停炉的方式，甩负荷后主汽压力由11 MPa 升至21 MPa，导致给水难以控制，过热温度升至90 ℃，水冷屏超温严重，最高至511 ℃，同时为了控制主汽压力，PCV 打开时间较长，导致再热器蒸汽流通量小，加之炉内物料仍在持续循环放热，再热器超温严重，最高温度至610 ℃，所以手动BT。分析原因，由于本工程机组为上海汽轮机厂的SGC 机组，默认为600 r/min 以上均为临界转速，所以汽轮机跳闸以后需在转速降至600 r/min以下才可以重新挂闸冲转，时间将近30 min。而采用锅炉压火方式，可保证机组安全运行。

4.3.3 阀门卡涩问题

在进行甩负荷过程中，多次发生PCV 阀打不开，打开之后关不上，还有低旁阀卡涩，电动引风机静叶脱扣等一系列影响机组安全稳定运行的情况。所以，在甩负荷之前应多次试验，保证试验过程中开关灵活可靠，从而保证试验顺利进行。