超超临界二次再热机组调试技术

王 强

(大唐东北电力试验研究院有限公司， 吉林 长春 130012)

0 引言

超临界二次再热机组以安全、经济、高效、环保而被广泛关注。特别是随着煤价上涨，其优势更为明显的表现出来。我国已经投运及在建的二次再热机组主要有华能莱芜、华电莱州、大唐东营、国电蚌埠、国电泰州、华电句容、国电宿迁、华能安源、江西丰城、国华北海、粤电惠来、深能河源、大唐雷州、国华清远等电厂的数十台机组。但在我国二次再热技术起步较晚，相对较为成熟的一次再热机组的研究、运行、调试经验相对较弱，需要不断的在实践及运行经验中优化，使得二次再热技术更为成熟。

1 某设备及系统概述

某电厂二期工程的锅炉为东方电气股份有限公司设计制造的超超临界参数变压运行直流炉，锅炉型号为:DG1785.49/32.45-II14。采用π型布置，单炉膛、二次中间再热、前后墙对冲燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢架悬吊结构、露天布置。三烟道烟气挡板的控制为东锅首次应用。二次再热超超临界汽轮发电机组，选用上海汽轮机厂引进的西门子汽轮机，型式为：超超临界、二次中间再热、单轴、五缸四排汽、凝汽式汽轮机，型号为N660-31/600/620/620。最大连续出力为697.749 MW，额定出力660 MW。机组取消调节级，采用全周进汽滑压运行方式，同时采用了补汽技术(左右侧各一个补汽阀)。汽轮机具有十级回热抽汽，额定转速为3 000转/分。

2 模拟量控制及问题解析[1]

(1)二次再热机组因其具有较高的经济性，相对于常规同容量的一次再热机组蒸发量、给水流量偏小，水冷壁对水、煤变化比较敏感。在变负荷时发现水冷壁、省煤器、过、再热器壁温有超温现象，根据不同负荷工况及超温程度修改变负荷前馈对水、煤的作用幅度以及滞后时间，并在升降负荷时根据实际曲线分开设置前馈量及变化速率。优化变负荷时风量的前馈，仍然保证加负荷时多加风，减负荷时少减风的理念，对燃料的富氧燃烧及壁温的控制能有很好的改善。优化后，基本上解决了变负荷时水冷壁超温的现象。且其对机组其他主要参数影响较小。

(2)本项目设定的水煤比调节为通过中间点温度控制给水流量，运行人员根据实际工况手动设定过热度。当主蒸汽压力>22.13 MPa 以后，水的饱和温度恒定为374.15 ℃，为了控制的方便和直观性，当压力大于临界压力以后设定虚拟的过热度。运行人员在调节过热度设定值的时候以壁温及过热器减温水调阀开度为依据，保证壁温在安全范围内且尽可能贴近控制值，保证减温水调阀在中、高负荷段有恰当的开度，保证对主蒸汽温度的控制有效、及时，保证机组在额定参数下“压红线”运行。特别注意：调整过热度时，在保证安全的前提下要缓调、勤调。大幅改变过热度设定时会对主蒸汽压力造成比较大的扰动，实践中发现当燃烧工况及汽轮机调门开度不变的情况下，给水流量扰动50 t会对主蒸汽压力产生1.2 MPa左右的压力扰动。调试过程中还发现稳态时单独用给水调节中间点温度时容易对主蒸汽压力造成扰动，压力呈波动状态。中间点温度修正给水流量、主汽压力、锅炉主控的相互耦合情况见图1，波动幅值见表1。通过图1及表1可以看出由于中间点温度单独对给水修正导致的主蒸汽压力大幅度波动，从而使锅炉主控也一直处于较大幅度的调整中，出现了震荡的情况。通过增加煤量辅助修正中间点温度的逻辑，大幅加水的同时减少煤量，大幅减水的同时增加煤量。不仅使得温度控制更为快速准确，同时对主蒸汽压力的扰动更小。最终调整的目的是保证锅炉主控的输出与实际负荷匹配， 中间点温度与主汽压力维持在设定值，中间点温度修正接近于0。注意：煤量对中间点温度修正要设置一定的死区(即优先保证给水先调节，水煤比输出的给水流量超过一定值后开始调节给煤量)，给煤量的调整动作要及时且恢复及时。煤量辅助修正中间点过热度函数见表2。

表1 水煤比修正给水、主汽压力、锅炉主控的耦合峰值

表2 水煤比输出的给水流量与给煤量修正

(3)当煤质变化较大时，自动方式下的煤量热值校正功能(BTU)并不能很好适用，具有校正时间长、滞后和稳定性差等固有弊端。所以要运行人员手动修正(BTU)使中间点温度对给水的修正趋于合理，使锅炉主控输出的功率与机组实际数值匹配，然后再切换BTU为自动方式。建议增加设计煤种与实际煤种偏差较大时的煤质报警，提醒运行人员注意。运行人员调整BTU时一定要注意，每次变动不得超过2 t煤且待压力反向变动趋于稳定后进行下一次调节，图2所示为运行人员调整BTU过度导致的负荷压力波动的情况。运行人员在4分钟内BTU修正由0.86变为0.92，煤量改变了20 t，主蒸汽压力波动了1.5 MPa，对协调系统造成了极大的扰动。

图1 水煤比修正给水、主汽压力、锅炉主控的耦合

图2 运行人员手动调整BTU不当

(4)送、引风机、一次风机RB时，根据给水流量的函数曲线降低给水流量的过程中发现水冷壁、过热器、再热器壁温有超温的现象，对不同RB工况修改给水流量滞后时间，对于超温较大的情况，增加逻辑判断设计超驰增加给水流量的逻辑，同时兼顾主蒸汽压力的变化、降负荷速率、超高压调门开度等情况进行综合处理。

(5)磨煤机RB未能及时触发逻辑分析，燃料RB的判断条件为，磨煤机跳闸且当前运行的给煤机最大给煤量比当前实际负荷小20 MW且磨煤机跳闸则触发燃料RB。磨煤机取10 s跳闸信号，磨煤机跳闸置给煤机给煤量0t/h，但设置了一个2.5 t/s的速率，所以未能触发燃料RB，将此切换速率修改为50 t/s后，燃料RB动作正常。

(6)高负荷(600 MW以上负荷)阶段以1.5%～2%变负荷或者蒸汽吹灰时，发现配置100%出力的给水泵汽轮机低调全开，高调开度较大且动作较快。对给水流量的扰动较大，会发现给水流量在1700 t/h±50 t/h上下波动，给水泵汽轮机低调与高调的重叠度曲线。函数见表3：

表3 给水泵汽轮机转速PID与低压调门及高压调门指令关系

建议修改此函数曲线见表4：

表4 修改后给水泵汽轮机转速PID与低压调门及高压调门指令关系

修改后的曲线使得高调开度根据PID输出更加平缓，不致于导致给水流量大幅波动的情况发生。后面优化中也可以考虑通过高压调门控制低压主汽门前压力，低压调门控制转速。避免两个调门均控制转速导致给水流量波动的情况发生。

(7)东方锅炉生产的660 MW超超临界二次再热尾部三烟道烟气挡板的π型锅炉为首次应用，所以对于烟气挡板对于再热器汽温的控制还处于试验阶段，根据相关研究制定控制策略为：相对固定二次再热器烟气挡板开度(防止三烟道挡板相互影响并对一再、二再汽温造成扰动)，一次再热器烟气挡板可以控制一次再热器和二次再热器吸热量的偏差，同时用低温过热器烟气挡板来控制一次再热器和二次再热器的总吸热量。如果烟气挡板极易卡涩则烟气挡板的自动投入要慎重。投入自动后烟气挡板对再热器汽温的调整是一个缓慢的过程，调节参数设置的不宜过于灵敏，再热器汽温的调节是煤水比、燃烧、配风、减温水多方面的调整，应该主要以燃烧调整、配风为主，事故状态下投入减温水调节的方式。

3 上汽西门子汽轮机调试问题解析[2]

(1)上汽西门子汽轮机普遍存在极热态、热态启机后空负荷3000 rpm运转时容易造成高排温度高而切缸，二次再热机组超高排温度、高排温度在这种情况下超温现象更为明显，在本项目发生过因并网不及时导致切缸，而并缸过程有一定风险性。为了避免发生切缸，一定要与调度部门确定好并网时间，再进行冲转，冲至3 000转稳定后，检查没有问题后要及时并网。

(2) 第一次真空严密性试验不合格。进行了第二次试验，试验过程中真空下降较多，及时终止试验，启动全部真空泵，轴封压力显示正常，但是真空依然维持不住，真空下降至25 kPa，机组停机。大机真空低跳闸有两个条件：1.真空<30 kPa，三取二跳机；2.真空进入危险区(有中压缸至低压缸连通管压力的函数见表5)三取二，延时5 min跳机。

表5 低压连通管对应的真空跳机值

图3 真空严密性跳机曲线

第一次真空严密性不合格分析为轴封汽压力低导致漏真空(试验时轴封压力为设计值3.5 kPa)，所以进行第二次真空严密性试验时将轴封压力提高到8 kPa后真空仍然下降，直到触发跳机保护。从曲线中可以看到轴封压力提高后，汽封冷却水液位是不断下降的。所以判断实际造成真空低跳机原因为：轴封漏气经轴封加热器后进入轴加疏水U型管(正压)，凝汽器真空为-90 kPa，若两个压力的绝对值大于U型管内水柱所对应的压力，则U型管内的水将被吸入凝汽器，无法达到密封的效果，相当于从轴封直接漏汽至凝汽器，真空必然降低。建议停机之后对此U型管进行详细检查和分析，查看具体高度水柱能够达到10 m对应的100 kPa压力值，如果达不到则进行优化改造。另外以后再做真空严密性实验时，一旦发生此种情况，要及时终止试验、恢复真空的同时将轴封加热器疏水管路至轴加疏水U型管至凝汽器手动门关掉，让轴封疏水不再进入凝汽器，而是排入地沟。可暂时控制住真空，避免跳机事故的发生。

(3)本台机组设计的高旁容量为40%，冲转期间为了保持合适的冲转压力和温度要求只启动一台磨煤机带30 t煤量运行，并网初期维持初始负荷，高旁会很快收完，高旁全关后DEH侧的汽机主控会自动切换为压力控制，如果此时燃烧出现波动会造成汽轮机为了维持压力而关小调门，造成所带负荷过小甚至逆功率的可能。要求在并网初期严密监视超高压调门及高压调门的开度，及时调整燃烧保持合适的主蒸汽压力及温度的上升速率。主蒸汽压力过低时要及时将压力控制切换为负荷控制。

(4)汽轮机轴封压力控制投入自动以后设定值默认为3.5 kPa，运行人员改动不了。PID没有设置跟踪逻辑，所以为了避免投入自动时，压力偏差大导致轴封进汽阀或者溢流阀波动，手动调整轴封压力在3.5 kPa附近投入轴封压力自动。当轴封进汽由进汽调阀控制时，若轴封进汽温度<320 ℃，延时180 s后全关轴封进汽调门，全关后又恢复自动调节。此逻辑是为了避免轴封进汽温度过低，对汽轮机转子进行冷却，在机组3000 rpm或是低负荷期间进汽调门关闭过程中会造成轴封进汽压力很低，容易使冷空气进入汽缸并且影响真空，此功能还有待于继续观察。运行人员要监视好轴封进汽温度，温度低时及时投入加热装置，根据真空及机组实际运行情况由运行人员选择是否投入此功能。

4 结论

本工程为超超临界二次再热机组，控制及保护有其特殊性。调试过程中制定了合理的控制策略，并对变负荷前馈对风、水、煤的作用幅度及作用时间进行了变参数的优化，对壁温超温的情况(特别是RB期间)设计了超驰加水的逻辑功能。提出了煤质变化较大需要手动修改BTU时的注意事项，增加中间点温度对煤的辅助调节，对稳定主汽压力及锅炉主控与实际负荷的匹配非常有益。优化了给水泵汽轮机低压调门、高压调门的线性关系，避免高压调门开启后给水流量的大幅波动。制定了合理的烟气挡板调温方式。对于二次再热西门子汽轮机在启动调试期间的切缸、真空低跳机事故、并网初期注意事项以及轴封压力的控制及系统设计提出了合理的运行方式及解决方案，保证了机组安全、稳定、经济的运行。