350 MW超临界火电机组100%容量汽泵RB试验研究及应用

刘琼伟,王德宪,师晓红,李 闯,赵 旭,赵强盛,仇建明

(京能十堰热电有限公司,湖北 十堰 442000)

0 引 言

随着电网新能源容量的不断增加,传统的火电机组逐步向灵活性调峰角色转变。宽负荷调峰模式下对机组重要辅机设备的可靠性要求也越来越高,尤其是配置100%容量汽动给水泵的机组,一旦汽泵发生故障跳闸就会造成机组非停。目前国内多数300 MW级火电机组给水泵按照100%容量汽动给水泵和50%启动电动给水泵配置[1]。在机组冷态启动时采用电泵上水,并网稳定后切换汽泵来控制给水流量。这种配置方式在建设初期降低了成本,但是在后期运行过程中存在较大运行风险,比如在轴承密封水系统异常[2]、EH油伺服系统故障[3]、推力瓦温度高[4]、除氧器水位低、汽泵入口滤网堵塞、汽源压力下降等事故工况下,汽泵很容易出现出力受限或跳闸,进而引起机组非停。

针对单汽泵运行的安全性问题,国内诸多学者进行了一系列的研究和应用,其中采用辅机故障减负荷(runback, RB)策略[5]较多:2008年,湖南电力试验研究院胡雄辉在华能岳阳3号亚临界机组首次应用汽泵跳闸联启电泵RB试验并获得成功[6];2015年,邹包产、韩秋喜、李云等人提出了采用滑压方式快速下降汽包压力的方式保证电泵快速出力;2018年,华北电科院邢智炜、岳涛、刘磊等人提出了汽泵跳闸后,联启电泵并优化勺管折线函数实现汽泵和电泵并列运行的方案[7];2019年,揭其良、于湛铭、孙永斌等人提出了RB动作后对变负荷速率、压力变化率进行修正的策略[8];2021年,江溢洋研究了RB触发时在采用优化滑压函数的同时减少燃料量投油稳燃的控制策略[9]。通过上述研究发现,汽泵联锁启动电泵并触发RB目前主要应用在亚临界机组上,而超临界机组直流炉对水动力的安全性要求更高,结合现有的辅机故障减负荷策略,研究汽泵和电泵的RB控制,具有实际应用意义。

1 机组概况

1.1 主机配置

某电厂一期工程为2台350 MW热电联产机组,锅炉采用上锅生产的 SG-1219/25.4-M4424 型超临界变压运行螺旋管圈直流锅炉,为一次中间再热、单炉膛、 四角切向燃烧、平衡通风,固态排渣、露天布置、全钢构架全悬吊结构 П 型,配置A/B两层交流等离子点火装置。汽轮机采用东汽生产的C350/260-24.2/1.5/0.4/569/569,超临界、一次中间再热、单轴三缸双排汽、8 级回热、抽汽式凝汽式机组。发电机采用东方汽轮发电机有限公司生产的汽轮机驱动三相交流隐极式同步发电机,型号为 QFSN-350-2-20。

1.2 给水泵配置

单台机组配备1台100%汽动给水泵和1台50%电动给水泵,汽泵采用北京电力设备总厂生产的TGQ14/6-1型单轴、单缸、凝汽式汽轮机,汽动给水泵主泵与其前置泵同轴布置,汽动给水泵主泵与前置泵分别布置在小汽轮机两侧,主泵由小汽轮机直接驱动,前置泵由小汽轮机通过齿轮箱驱动。电泵采用荏原机械淄博生产的250DCS5FM卧式、多级、双壳体离心泵,额定功率8 700 kW,额定电压6 kV,额定电流1 046.5 A。

1.3 汽动给水泵RB试验技术分析

汽动给水泵RB控制策略是在既定负荷30%～60%工况,在汽泵发生跳闸或出力不足时触发汽泵RB回路并联启电泵,电泵快速出力并克服上水阻力,避免锅炉触发锅炉主燃料跳闸(boiler main fuel trip,MFT)。控制流程图1所示。

图1 汽动给水泵RB控制流程图

该控制方案主要存在以下技术难点。

1.3.1 电泵投备时间长

1)电泵入口电动门开行程时间为25 s,出口电动门则为50 s,因此增加了电泵启动和快速出力的时间。

2)正常工况下电泵液力耦合器辅助油泵处于停运状态,这也不利于电泵联锁启动时勺管快速出力。

1.3.2 给水泵全停跳闸MFT

在MFT保护控制回路中,小机跳闸后若电泵未运行或者跳闸延时3 s后跳闸MFT。在汽泵RB发生时,首先要避免电泵启动过载跳闸,保证启动运行时间小于给水泵双停的时间差。

1.3.3 电泵带载启动拉低6 kV母线电压

不同于机组冷态启动,电泵联锁带载启动会明显拉低6 kV母线电压,对同负荷段其他负载产生较大影响。

1.3.4 电泵入口流量低存在汽蚀风险

离心电泵在启动运行后需要保证入口压头满足电泵必须汽蚀余量,保证电泵运行安全,因此需要对再循环门的控制逻辑进行优化。

1.3.5 电泵运行后不出力或出力不足

电泵运行后,要实现快速出力才能保证锅炉受热面水动力安全。一方面是再循环门控制和勺管开度控制是保证电泵有效出力的关键;另一方面是汽泵RB动作后,锅炉主控切手动,在汽轮机跟踪方式(turbine follow mode, TF)运行。该模式下汽机主控调压,锅炉主控跟随实际煤量控制功率[10-11]。通过对滑压曲线的优化,有利于加快电泵快速上水。需要解决以下问题:

1)电泵出口电动门联锁开启时间及汽泵惰走时与电泵并列运行时是否抢水;

2)勺管开度特性与再循环门开度曲线是否匹配;

3)勺管开度特性与给水上水压力相匹配。理论上,给水压力要大于启动分离器出口压力与受热面给水上升压力之和。

1.3.6 锅炉长时间断水存在触发MFT风险

受热面水动力不足引起锅炉断水,给水流量远低于设计值,且水冷壁、过热器等受热面超温均存在MFT主保护动作风险,分析如下:

1)给水流量低低。汽泵跳闸后电泵短时间内不出力,给水流量低于313 t/h时,延时时间不合理时会触发MFT;

2)受热面超温风险。给水泵跳闸或者出力不足时,水冷壁、分离器出口、过热器、再热器等受热面处于断水工况存在较大超温风险,要考虑停运上层制粉系统。

1.3.7 汽泵RB动作后锅炉存在燃烧恶化风险

汽泵RB动作后,锅炉主控指令超驰降低机组负荷至目标值,同时跳闸上层制粉可能会引起锅炉燃烧恶化。

2 汽泵RB试验优化研究

2.1 电泵投备及自启动逻辑优化

2.1.1 电泵进、出口电动门联开

该工程采用离心电泵,理论上需要关门启动,但考虑到电泵出口配置了逆止门,在电泵投入备用后可以提前自动开启,有效缩短电泵启动时间。

2.1.2 液力耦合器辅助油泵联启

由于汽泵跳闸或出力不足偶然性较大,为保证勺管快速出力,考虑在电泵投备后自启辅助油泵。

2.1.3 电泵联启逻辑优化

如图2所示,电泵投入备用状态下,在汽泵跳闸或者给水流量低于333 t/h时,延时2 s,启动电泵。

图2 电泵投备及自启逻辑

2.2 电泵带载启动动态试验

2.2.1 试验过程

汽泵RB结果取决于电泵带载启动是否成功,为此在2020年机组检修停机期间,开展了电泵带载联锁启动试验,主要针对6 kV母线电压压降及电泵启动是否过载等参数进行测试。2020年10月31日13∶18∶43,机组实际负荷234.32 MW,电泵电流为0 A,6 kV母线电压为6.36 kV;13∶18∶45,启动电泵,电泵启动电流为1 498 A,6 kV母线电压为5.73 kV; 13∶18∶49,电泵电流恢复至171.4 A,6 kV母线电压恢复至6.35 kV,电泵启动结束。此次电泵试验运行参数如图3所示。

图3 电泵试运行参数

2.2.2 启动过载试验

由表1可知,电泵启动电流约为1 498 A,持续时间为5 s。参照电泵启动运行说明书,电泵过载速断电流保护定值为7.35 In,速断动作时间为0.05 s,实际数据远小于保护定值,允许该工况下的带载启动。

表1 电泵试启参数

2.2.3 给水泵双停时间测试

13∶18∶43电泵启动指令发出后;13∶18∶44前置泵运行,间隔为1 s;而双泵停运跳闸MFT时间为3 s,满足设计要求。但考虑到电泵启动到正常运行时间为5 s,可将双泵停运跳闸MFT延时改为6 s。

2.2.4 厂用6 kV母线耐压测试

分析表1可知,电泵联启瞬间电压下降至5.73 kV,依据式(1)计算出电压偏差δU：

(1)

式中:U为火电厂6 kV母线电压,kV;UN为火电厂6 kV母线的标称电压,kV。

按照GB/T 12325—2008《电能质量 供电电压偏差》规定“20 kV及以下三相供电电压偏差为标称电压的±7%”。分析表1数据,此次试验电压偏差计算结果为-4.5%,电泵启动试验工况满足母线电压质量要求。

2.3 电泵防汽蚀及快速出力控制优化

2.3.1 汽泵RB负荷控制优化

在TF模式下,锅炉主控通过输出给煤量变化实现对机组功率的控制[12-14]。在汽泵跳闸或出力不足时,设定RB目标负荷145 MW,并触发汽泵RB动作,如图4所示;锅炉主控超驰减负荷指令,如图5所示,图中SP为设定点,PV为过程值。

图4 汽泵RB负荷设定回路

图5 汽泵RB负荷控制回路

图6 TF控制回路优化

2.3.2 主汽压力控制逻辑优化

汽泵RB动作后,机组由CCS(协调控制系统)模式转为TF模式,由汽机主控制器维持机组实际负荷对应的压力设定值。为了保证电泵快速出力,汽泵RB动作后,参考其他辅机RB控制策略来迅速改变压力设定函数和压力变化率,函数设定见表2和表3。

表2 机组负荷对应的滑压函数f2(x)设定

表3 压力变化速率f1(x)设定

为了加快电泵出力,该方案中采用给水压力和分离器出口压力偏差函数来设定主蒸汽压力变化速率。

2.3.3 电泵再循环门和勺管控制逻辑及优化

电泵联锁启动后,需要预防入口流量低汽蚀、电泵启动后长时间不出力等两种工况,其关键在于再循环门和电泵勺管的控制。考虑到汽泵跳闸或者出力不足为突发事故工况,该试验对汽泵再循环及勺管控制回路进行了优化。

1)电泵投入备用后,再循环门超驰开至100%;在电泵联启正常运行后,以锅炉负荷对应的开度变化速率控制关闭再循环门,如图7所示。

图7 再循环门控制控制回路

不同的锅炉负荷对给水冷却量的要求不同,为此设置了不同负荷下的开度速率函数来对再循环门进行自动控制,锅炉负荷越高对应再循环门开度速率越大,电泵出口给水量增加越快,充分保证锅炉给水量,函数关系见表4。

表4 锅炉负荷对应f2(x)函数关系表

2)电泵投入备用后,机组负荷大于145 MW时,勺管开度超驰开至20%,在电泵联锁启动后,根据机组负荷指令函数f1(x),并以5%/s逐步增大勺管开度,保证电泵快速出力,如图8所示。

图8 电泵勺管控制回路优化

结合电泵再循环门的开度变化来逐步开启电泵勺管,一方面减少电泵再循环流量并保证汽泵必须汽蚀裕量,另一方面是保证电泵出口给水压力不断增大,进而实现快速上水。锅炉负荷对应勺管开度函数见表5。

表5 锅炉负荷对应的勺管开度函数f1(x)关系表

2.4 锅炉断水保护控制优化

在锅炉MFT保护回路中,省煤器入口流量低于313 t/h延时15 s跳闸MFT,设置该保护的目的是防止受热面超温。在现有MFT回路中,分离器、水冷壁、过热器、再热器等受热面均设置了超温保护,咨询厂家并结合首次电泵联锁启动试验结果对该保护跳闸时间进行优化,对应时间函数见表6。

表6 机组负荷对应给水流量低时间函数

2.5 锅炉稳燃控制策略

2.5.1 等离子自启稳燃

汽泵RB发生时,B层等离子自动投入,每个对角拉弧投入间隔时间为10 s,投入顺序为B1、B3、B2、B4。

2.5.2 跳磨逻辑优化

汽泵RB发生后, FSSS按从上到下依次跳闸,按照E磨、D磨的顺序跳闸对应的磨煤机,保留下层3台机运行。

3 汽泵RB试验过程及分析

3.1 动态试验过程

2021年4月3日20:25:33,由运行人员投入汽泵RB回路,勺管自动开至20%;

20:33:19,机组实际负荷207.32 MW,勺管开度19.62%,母线电压6.26 kV,电泵电流为0 A;

20:33:20,运行人员手动触发汽泵跳闸动作按钮,汽泵跳闸,METS动作;

20:33:21,电泵正常联锁启动,启动瞬间6 kV母线电压拉低至5.48 kV,汽机RB正常动作,机组由协调模式切换至机跟随模式;

20:33:22,E磨煤机、D磨煤机跳闸;

20:33:23,锅炉给水流量低于313 t/h;

20:33:40,电泵勺管开度39.5%,再循环开度50%,电泵开始出力;

20:33:44,B层等离子启弧成功;

20:33:46,给水流量达到347 t/h,出力正常,水冷壁、过热器、再热器各受热面温度高、给水流量低低等MFT保护条件均未触发,试验成功,试验过程如图9所示。

图9 汽泵RB试验过程曲线

3.2 试验结果分析

3.2.1 电泵启动过载分析

20:33:20,汽泵跳闸;

20:33:21,电泵运行信号触发,远小于给水泵双停跳闸时间,且启动电流为1 498 A,未超过过载保护定值。

20:33:21,勺管开度19.62%,电泵启动后母线电压5.48 kV,供电电压偏差为-8.67%,略超过-7%。

3.2.2 锅炉断水及超温分析

20:33:24,锅炉给水流量252.93 t/h,低于313 t/h开始断水;

20:33:41,电泵开始出力;

20:33:45,锅炉给水流量319.65 t/h正常出力,锅炉整体断水时间为21 s,远小于给水流量低动作MFT动作保护时间。

3.2.3 锅炉受热面超温分析

结合表7可知,在锅炉断水工况下,螺旋水冷壁、分离器出口温度、过热器受热面温度、再热器受热面均远小于报警值,不存在受热面超温风险。

表7 各受热面超温数据分析

4 结 语

在既定60%额定负荷下,汽泵RB试验研究表明,该机组RB控制方案中,针对100%容量汽动给水泵在跳闸或者出力不足时,通过电泵联启逻辑控制优化后,能够达到避免给水泵全停和防止锅炉受热面超温的效果,可有效避免机组MFT动作,减少机组非计划停运。此次RB试验控制方案实施成功,对同类型机组具有参考意义。