350 MW超临界机组循环流化床锅炉主保护分析

司瑞才, 郑　媛, 王长利, 王梦琦, 刘希闻

(1. 国网吉林省电力有限公司 电力科学研究院， 长春 130021；　2. 吉林工程职业学院 机电工程分院，吉林四平 136001；　3. 大唐长山热电厂，吉林松原 138000；4. 华电国际电力股份有限公司 朔州热电分公司， 山西朔州 036000)



350 MW超临界机组循环流化床锅炉主保护分析

司瑞才1, 郑媛2, 王长利3, 王梦琦4, 刘希闻1

(1. 国网吉林省电力有限公司 电力科学研究院， 长春 130021；2. 吉林工程职业学院 机电工程分院，吉林四平 136001；3. 大唐长山热电厂，吉林松原 138000；4. 华电国际电力股份有限公司 朔州热电分公司， 山西朔州 036000)

介绍了一台350 MW超临界机组循环流化床锅炉的主保护设置，对锅炉主燃料跳闸、锅炉跳闸逻辑进行了分析，对运行过程中的投入状况进行了说明。机组运行过程表明：上述逻辑经过一些改进后，机组的安全性可得到保证，为同类型机组锅炉的主保护功能的设置提供参考。

超临界机组； 循环流化床； 锅炉主保护

超临界循环流化床综合了超临界煤粉炉亚临界循环流化床锅炉的特点，既有超临界锅炉的高参数、高效率，又有亚临界循环流化床燃料适应性广、污染物排放低、炉内脱硫效果好、负荷调节性好的优点。然而超临界循环流化床锅炉和常规超临界煤粉炉及常规流化床锅炉在主保护设置和保护对象上存在一定的差异。笔者就某电厂350 MW超临界循环流化床锅炉的主保护设置做了详细介绍，为同类型机组锅炉的主保护功能提供参考。

1　机组概况

该电厂300 MW级热电机组锅炉为超临界参数变压运行直流炉，循环流化床燃烧方式、一次中间再热、平衡通风、全钢架结构；锅炉采用气冷式旋风分离器进行气固分离。锅炉采用前后墙联合给煤，前墙布置6台称重皮带式给煤机，沿宽度方向均匀布置在前墙水冷壁下部；后墙布置2台称重皮带式给煤机(一级给煤机)和2台耐磨刮板给煤机(二级给煤机)。每台锅炉配置2台一次风机、2台送风机、3台高压流化风机、1台四分仓回转式空气预热器，在炉膛下方布置6台滚筒冷渣器。锅炉机组配置1台100% BMCR容量调速汽动给水泵，1台30%BMCR容量的电动给水泵用于机组启动。

为节省燃油，锅炉采用床上床下油枪联合启动点火方式，燃用0号轻柴油。启动油燃烧器共10只，床上共布置6只(两侧墙各1只，前墙4只)大功率床上燃烧器，占总燃烧率的10%，床下配置4台风道燃烧器，占总燃烧率的2.5%。油燃料跳闸OFT(Oil Fuel Trip)逻辑与常规循环流化床锅炉逻辑类似。

2　主保护条件设置

和煤粉锅炉相比，循环流化床锅炉在失去燃料后，并不会像煤粉锅炉那样发生突然灭火，所以循环流化床主保护设置分为主燃料跳闸MFT(Main Fuel Trip)和锅炉跳闸BT(Boiler Trip)两部分[1]。

2.1 MFT

2.1.1 保护逻辑

当发生下列条件之一时，FSSS(火焰监视保护系统)立即切断锅炉主燃料，显示首出跳闸原因，并进行一系列联锁动作：

(1) 分离器水位高(>18.3 m)。

(2) 省煤器进口给水流量低(<300 t/h)。

(3) 全炉膛燃料丧失，且上部床温低(<450 ℃)。

(4) 点火风量低(<190 000 m3/h)。

(5) 床温低，未投油，且任一给煤机运行。

(6) 汽轮机跳闸，负荷小于30%，高、低压旁路不可用，且已并网。

(7) 总空气流量低于25%(<250 000 m3/h)。

(8) 分离器出口蒸汽温度高越限(>460 ℃)。

(9) 锅炉跳闸。

(10) 炉膛压力高Ⅱ值(>1 500 Pa)。

(11) 炉膛压力低Ⅱ值(<-1 800 Pa)。

(12) 床温高(>990 ℃)。

(13) 点火延时。

(14) 多次点火失败(>3次)。

(15) 手动MFT(软手操)。

2.1.2 联锁动作

当触发MFT，且保护投入时，将自动联锁以下动作：

(1) 停止全部给煤机与石灰石给料。

(2) 关闭燃油系统母管跳闸阀与所有油角阀。

(3) 关闭减温水系统并禁止吹灰。

(4) 送信号至MCS(模拟量控制)。

(5) 报警器发出声光报警。

2.1.3 MFT复位

MFT条件触发后，通过炉膛吹扫进行复位。吹扫条件和常规煤粉炉类似，不同的是根据床温确定不同的吹扫时间。CFB锅炉发生燃料爆炸的可能性很小，床温较高时，床料内的可燃物基本上在要求值以内，缩短吹扫时间，MFT可以很快复位，锅炉可以直接点火或投煤。

2.2 BT

2.2.1 保护条件

当发生下列条件之一时，FSSS立即停止锅炉运行，显示首出跳闸原因，并进行一系列联锁动作：

(1) 手动紧急停炉(硬手操)。

(2) 空气预热器跳闸。

(3) 一次风机均跳闸。

(4) 二次风机均跳闸。

(5) 高压流化风机均跳闸。

(6) 引风机均跳闸。

(7) 流化风机出口母管压力低Ⅱ值(<35 kPa)。

(8) 汽轮机跳闸，且高压旁路或低压旁路不可用。

(9) 炉膛压力高Ⅲ值(>2 600 Pa)。

(10) 炉膛压力低Ⅲ值(<-1 800 Pa)。

(11) DCS(分散控制系统)电源故障。

(12) 给水泵全部跳闸且上部床温高于500 ℃。

2.2.2 联锁动作

当触发BT，且保护投入时，将自动联锁以下动作：

(1) 触发MFT。

(2) 切除送风系统，但确保自然通风维持炉膛压力。

(3) 禁止吹灰，关闭减温水系统。

(4) 送信号至旁路与MCS。

(5) 报警器发出声光报警。

2.2.3 BT复位

BT条件触发后，操作人员可手动复位，也可延时自动复位[2]，见图1。

图1　BT复位逻辑

3　主保护的逻辑实现

3.1 重要辅机停止状态信号的逻辑处理

对主要辅机(引风机、一次风机、二次风机、空气预热器等)的停止状态判断上，增加辅助判断逻辑，以引风机A为例，见图2及图3[3]。图2中，引风机A停止状态，由引风机A停止开关量信号，与引风机A运行开关量信号，再与引风机A电流模拟量信号，经过3取2逻辑判断后，输出引风机A跳闸信号的中间点和硬接线点，硬接线点送至FSSS。图3中，将引风机A跳闸送至FSSS的硬接线点信号、引风机A跳闸中间点信号、引风机A跳闸SOE点信号，输出引风机A已跳闸。再与“引风机B已跳闸”相与，得到最终的“引风机全停”BT条件信号。

图2引风机A停止逻辑图

图3　引风机全停BT逻辑图

按上述方法取信号可有效避免单个接点不可靠而引起保护的误动、拒动。增加逻辑判断的硬接线的接点，是为了避免SOE信号的拒动(试运期间曾出现引风机A跳闸，电气保护装置SOE不能有效输出的情况)。三者相或可以避免由于控制器间的通信故障引起的保护拒动。

3.2 分离器水位高等信号的处理方法

分离器水位、总风量、点火风量、分离器出口温度及给水流量等信号均类似，输入信号均为多个测点来的信号，该信号经过MCS处理后，输出3对硬接线信号和1个中间点通信信号送至FSSS，3对硬接线信号经3取2逻辑后与中间点信号相或，输出经一定延时后发出MFT信号。

分离器水位信号的处理逻辑见图4和图5。

图4分离器水位高MCS系统判断

图5　分离器水位高MFT动作逻辑

3.3 床温信号的处理

该机组锅炉总共配置18个床温测点，前墙上层热电偶7只，后墙上层加左右侧墙上层热电偶共11只。18个温度测点均参与保护逻辑，从前墙侧床温起，依次向右，分为6组。每组信号选取方法都为3取中，当有1个变为坏点时，则变为2取均值，两个测点变为坏点时，取好点。当温度大于990 ℃时，输出1，6组信号取3发MFT动作信号。由于床温信号与MFT不在同一控制器，判断后的信号需要按照图5的方式处理。

3.4 汽动给水泵跳闸逻辑信号的处理

该机组配置1台100% BMCR容量调速汽动给水泵，给水泵汽轮机电液控制系统(MEH)与给水泵汽轮机保护系统(METS)采用Ovation系列一体化控制系统。

给水泵全部跳闸且上部床温大于500 ℃条件中，汽动给水泵跳闸采用主汽门关闭且汽动给水泵已跳闸二选一输出。主汽门关闭采用低压主汽门关闭且低压主汽门开信号未出现，作为已关闭信号。汽动给水泵已跳闸是由METS逻辑判断后送出的3对硬接线信号至FSSS。

汽动给水泵已跳闸信号，是由METS同一块DO卡件上输出，系统试运期间曾出现METS卡件故障，系统只输出了1路跳闸信号，导致保护的拒动。增加此辅助判断逻辑作为汽动给水泵跳闸的判断逻辑，可以有效地避免保护拒动的再次发生。汽动给水泵已跳闸逻辑判断见图6。

图6　汽动给水泵已跳闸逻辑判断

3.5 全炉膛燃料丧失处理方法

循环流化床锅炉配置有床上燃烧器和风道燃烧器，床上燃烧器用于助燃，风道燃烧器用于点火加热。全炉膛燃料丧失且上部床温低(<450 ℃)跳闸条件中，燃料丧失判断逻辑为：任一床上燃烧器投运过，或任一风道燃烧器投运过，任一给煤机运行过(复位条件为MFT发出)，且所有床上燃烧器、所有风道燃烧器及所有给煤机停运[4]。

4　机组运行过程中保护的投运情况

4.1 给水流量低保护

由于汽动给水泵容量设置偏大，汽动给水泵再循环调节阀流量小于270 t/h时全开，高于400 t/h时全关，中间流量、再循环门线性变化，导致低负荷给水流量变化频繁，易发生保护误动。在整个试运过程中，给水流量低保护在锅炉湿态运行时做切除处理。

4.2 点火风量保护

锅炉点火期间，实际点火风量始终保持在临界流化风量点之上，但由于风量测量装置易堵塞，造成测量风量与实际风量偏差较大，失去保护的意义，锅炉吹管直至整套试运期间，点火风量低保护一直处于切除状态，建议改为报警。

4.3 其他保护

在整个试运过程中，除给水流量低与点火风量低保护外，其余保护均全程正常投入。

5　结语

该机组调试及试运期间，曾多次发生MFT，后经不断的讨论、修改，解决了这一问题。另外还有一些保护逻辑需要进一步的改进，比如没有设计MFT操作盘停机按钮，在机组的试运过程中，运行人员曾把BT操作盘按钮误认为MFT操作盘按钮，造成BT，致使能够挽回的工况不能及时恢复；应增加DCS电源故障锅炉跳闸逻辑。

总体来看，机组整套试运期间，FSSS运行稳定，没有发生由于逻辑不合理或定值不当引起的保护误动。

[1] 温武，周策. 300 MW循环流化床锅炉主保护分析[J]. 山西电力，2009,156(5):38-40.

[2] 段宝. 1 177 t/h循环流化床锅炉主保护逻辑分析[J]. 发电设备，2011,25(1):19-22.

[3] 杜强. 田集电厂600 MW超临界机组MFT系统相关逻辑分析[J]. 华东电力，2008,36(6):104-107.

[4] 辛晓钢，王彪，陈起，等. 循环流化床锅炉主保护设计及可靠性分析[J]. 内蒙古电力技术，2011,29(6):28-30.

Analysis on Main Protection Logic of a 350 MW Supercritical CFB Boiler

Si Ruicai1, Zheng Yuan2, Wang Changli3, Wang Mengqi4, Liu Xiwen1

(1. STATE GRID Jilin Electric Power Co., Ltd., Electric Science and Research Institute,Changchun 130021, China;2. Department of Mechanical and Electrical Engineering, Jilin Engineering Vocational College, Siping 136001, Jilin Province, China;3. Datang Changshan Thermal Power Plant,Songyuan 138000, Jilin Province, China;4. Shuozhou Thermal Power Branch Company, Huadian Power International Corporation Limited, Shuozhou 036000, Shanxi Province, China)

An introduction is presented to the main protection configuration of a 350 MW supercritical circulating fluidized bed (CFB) boiler, with focus on the control logic of main fuel trip and boiler trip, including a description to the investment condition in the running process. Operation results show that the unit security can be guaranteed after some improvements on the said logics, which may service as a reference for configuration of the main protection logic in similar boiler units.

supercritical unit; CFB; boiler main protection logic

2015-11-02

司瑞才(1983—)，男，工程师，主要从事大型火电机组热控调试及热控试验。

E-mail: src6865444@163.com

TK229.66

A

1671-086X(2016)04-0274-04