600 MW燃煤机组发生风煤交叉闭锁分析

傅 斌

（金湾发电有限公司，广东珠海 519060）

1 设备概况与控制方式

金湾发电厂2台600 MW超临界燃煤机组，锅炉为超临界变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次中间再热、采用四角切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构Π型、露天布置；汽机为三缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式铭牌功率为600 MW，额定功率为671.209 MW。过热器出口压力为25.4 MPa，过热器出口温度为571℃，再热器出口温度为569℃，连续最大蒸发量为1 913 t／h，过热器出口压力释放阀（PCV阀）动作压力为26.5 MPa。设计煤种为神府东胜煤，收到基低位发热量为22.760 MJ／kg，校核煤种为晋北烟煤，收到基低位发热量为20.384 MJ／kg。

机组控制方式分为基本方式（机炉手动控制）、锅炉跟踪方式（BFT）、汽机跟踪方式（TFB）和机炉协调控制方式（CC）四种。CC控制方式综合了BFT和TFB两种运行方式，需要改变机组负荷时，在锅炉增减燃料量的同时，汽机开关调门，用以快速满足机组负荷需求。机组一般在直流阶段35%BMCR（锅炉最大连续蒸发量）后、参数稳定的情况下，给水、燃料、风量全部投自动控制，进入CC控制方式。

2 风煤交叉闭锁分析

2.1 加负荷运行状况

2012年11月22日21：15，4号机组运行正常，负荷为400 MW，参数稳定，5台磨煤机运行，煤量为137 t／h，水量为1 210 t／h，机组控制方式为CC。AB仓311为平二煤，发热量为22.863 MJ／kg；C仓304为印尼煤，发热量为21.612 MJ／kg；DEF仓312为伊泰四煤，发热量为21.344 MJ／kg。这些煤种的低位发热量，均要比20.384 MJ／kg校核煤种（晋北烟煤）高出较多。21：16：00开始加负荷，由机组指令控制给水系统、燃料系统、风量系统进行加煤、加水和加风，以达到负荷需求，此时煤量、水量和风量均在上升，如图1所示。

图1 21：40：19时运行状态分析

由控制屏截图可知，21：40：19时①机组负荷为600.873 1 MW，②主汽压为24.323 MPa，③主汽温为568.873 4℃，④再热汽温为583.011 1℃，⑤给水量为1 857.579 t／h，⑥氧量修正指令为53.071 5，⑦总煤量为241.987 8 t／h。操作员发现：在21：16：00时，再热汽温为573.245 8℃，到了21：40：19，再热汽温为583.011 1℃，机组负荷已达600.873 1 MW，但是再热汽温仍然呈上升趋势。

2.2 负荷达到600 MW运行状况

当时认为，由于再热器为辐射吸热式，调节再热汽温以调节再热器的摆角为主，调节再热器的减温水为辅。而事发当日的燃煤煤种发热量较高，所以对再热器运行影响较大。操作员立刻通过摆低再热器摆角以及投入减温水喷水进行降温，但均未见效。21：40：19负荷达到600 MW时，操作员发现给水量上升为1 857.579 t／h，给煤量上升为241.987 8 t／h，再热汽温仍无回落趋势。

按照正常运行工况，在加负荷过程中，煤量及水量都是增加的，因为增加的煤量从进入炉膛到完全燃烧有一定的延时，锅炉也有一个蓄热的过程。当负荷快要加到目标值的时候，机组控制会自动减少部分煤量及水量，通过锅炉的蓄热来慢慢滑升上去，从而避免加负荷时严重超限，对机组参数、电网参数造成影响。

针对此刻再热汽温仍在上涨，操作员决定采用修正煤量的手段，在燃料控制系统通过偏置负数煤量来减少煤量。21：40：00监控煤量曲线发现，偏置的煤量并未减少，负荷、主汽压、再热汽温仍呈上涨趋势。21：40：19煤量达到242 t／h，再热汽温上升为583℃，超过设计值14℃。为了避免再热汽温继续上涨，操作员在机组指令控制站，手动减负荷至580 MW。

在正常的减负荷过程中，煤量、水量和风量都会跟随减少，而此时的煤量、水量和风量不但没有减少，反而仍然呈上升趋势，而且负荷、主汽压、再热器温上涨的非常迅速，操作员判断是机炉协调控制出了问题，迅速把煤量及水量控制切手动，机组控制方式切至汽机跟随（TFB），在燃料控制系统手动减煤至178 t／h，减水至1 527 t／h，目标负荷手动控制在500 MW，但机组的响应有一个时间过程，负荷、主汽压、再热汽温在减之前仍然有一个上升区域，这是由锅炉之前的煤量燃烧蓄热滞后引起的，造成了因负荷超限最高至647 MW，主汽压超限最高至26.53 MPa，导致高旁动作，过热器出口PCV阀动作。在此最高点开始回落，最终稳定在486 MW，如图2所示。

图2 22：28：45时运行状态分析

由控制屏截图可知，22：28：45时①机组负荷为486.517 1 MW，②主汽压为23.462 3 MPa，③主汽温为552.672 6℃，④再热汽温为554.977 2℃，⑤给水量为1 526.718 5 t／h，⑥氧量修正指令为53.071 5，⑦总煤量为177.915 1 t／h。

2.3 风煤交叉闭锁的原因

机组在正常运行中出现控制系统对煤量调节迟缓，煤量一直呈上升趋势增量，最终造成负荷、主汽压及再热汽温超出限值。分析认为：当负荷刚加至600 MW时，氧量修正指令为53%，此时虽然手动进行减负荷，但氧量修正53%的叠加指令仍在执行，造成减负荷过程中的风量并没有跟踪负荷及煤量变化，风量控制系统仍在自动增加风量，而机组协调控制中的风量、煤量、水量的大小都是相互对应的，风量一直保持高位，造成煤量下限闭锁和水量一直居高不下，导致负荷持续在高位。其主要原因是风煤交叉限制，导致燃料量超调。

2.4 风煤交叉闭锁的特征

1）出现送风指令上限或者下限闭锁报警，燃料指令上限或者下限闭锁报警，给水指令上限或者下限闭锁报警。

2）检查相应的风、煤、水控制站的设定值，是否达到高低限的限值。

3）送风控制总站出现高限／低限，可以判断此时“煤对风”的高限／低限保护动作。

4）给水控制总站出现高限／低限，可以判断此时“煤对水”的高限／低限保护动作。

5）燃料控制总站出现高限／低限，如果送风控制总站A（自动控制状态）、M（手动控制状态）和FX（函数计算值）值偏差大于5%，可能是“风限煤”动作；如果给水控制总站S、M和FX偏差大于200 t／h，可能是“水限煤”动作。出现“风限煤”的概率一般比较大，重点要检查送风与煤量。

2.5 防止风煤交叉闭锁的措施

2.5.1 预防措施

1）将汽轮机数字式电液控制系统（DEH）的汽机转速测量回路的滤波电容，由0.033μF更换为0.1μF，用以增强信号滤波和抗干扰能力。

2）将风量对煤量的限制范围由46 t／h改为80 t／h，适当放宽风量对煤量的限制。

3）对风煤水交叉限制的逻辑控制进行跟踪、分析和优化，进一步提高交叉限制保护的可靠性。

4）加强对汽机转速测量的监视以及机组变负荷过程中对风煤水自动控制的监视。

5）加入机组风煤水交叉限制动作过程的报警。

2.5.2 对风煤交叉闭锁的手动干预

1）“煤对风”的高限／低限保护动作，偏置燃料控制站B值，在调整煤量的同时关注水煤比。

2）“煤对水”的高限／低限保护动作，偏置燃料控制站B值，在调整煤量的同时关注水煤比。

3）“风限煤”动作，偏置送风控制站B值，注意机组氧量与炉膛燃烧工况。

4）“水限煤”动作，偏置给水控制站B值，注意煤水比与锅炉主参数运行状况。

5）如果需要手动大幅度快速干预煤水，应该首先切给水、氧量手动，然后切燃料手动。

2.5.3 控制参数失调时的手动干预

1）在机组正常运行过程中如果出现主参数失调，需要干预风、煤、水的时候，优先通过各个控制总站增减偏置进行调节；如果干预的幅度较大，需要切风煤水手动干预时，优先切锅炉主控手动，通过改变锅炉主控输出来同步干预煤水；必要时先切给水、氧量手动，再切燃料手动，分别干预煤水。

2）中间点修正0值、送风氧量修正0值不易过大（±30%之内），通过调整风煤水控制站偏置，使得修正量在较为合理的范围之内。

3）手动升降负荷时要注意煤水比及风煤的匹配。DEH输出时要注意压力控制器的实际值与控制值的偏差。

3 结语

随着我国火电事业的蓬勃发展，火电机组的运行和控制技术日趋成熟。从小机组到大机组，从300 MW到1 000 MW，从超临界到超超临界，时至今日仍会出现各种技术问题，而风煤闭锁在目前国内的大型燃煤机组运行控制中还是存在的，如何避免这些问题和进一步完善协调控制系统，是要研究的新课题。操作员在事故处理过程中应该谨记，机组在任何运行工况下，如果自动控制系统调节不灵敏或是存在问题的时候，应该及时退出CC控制方式，切换至TFB或者基本控制方式。只要控制好煤和水，就能确保机组安全运行。