600 MW机组给水泵RB功能优化

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摘 要 本文阐述了辅机故障快减负荷（RB）功能的特点、组成以及对影响RB功能能否成功投入的关键因素进行了分析，通过对RB内在因素的分析，对华北A厂2×600 mw机组的RB回路进行了优化调整。并通过试验过程，对后续发生的给水泵rb试验存在的问题进行了深入研究，并根据研究结论对MCS系统、BMS系统、DEH系统功能进行了优化调整，并通过试验取得了良好的效果。成功的实现了600 MW机组的所有重要辅机RB的功能。

关键词 辅机故障快减负荷；MCS；优化调整

中图分类号 TP 文献标识码 A 文章编号 1673-9671-(2012)031-0190-01

1 机组概况

华北A厂为两台600 MW亚临界燃煤发电机组。汽机岛由上海汽轮机厂供货，锅炉岛由上海锅炉厂供货。

汽轮机为一次中间再热四缸四排汽单轴四缸四排汽抽汽凝汽式汽轮机，具有400 t/h的抽汽能力用于海水淡化制水，机组设有八级回热抽汽系统，采用30%MCR容量的高低压两级串联简化旁路系统。机组配有2×50%B-MCR的汽动给水泵和1×30%B-MCR的电动调速给水泵。机前主汽压力为16.7 Mpa，主汽温度和再热器温度均为540℃。

锅炉为上海锅炉厂制造的SG2028/17.5-M909型亚临界、一次中间再热、单炉膛、Π型布置、四角切圆燃烧、平衡通风、全封闭、固态排渣、强制循环汽包型燃煤锅炉，燃用神府东胜煤。锅炉配备2套55%容量的送、引风机和一次风机。五台磨煤机可带额定负荷运行，另设一台备用。

2 RB功能介绍

1）RB的特点。RB是当机组在正常运行中，发生主要辅机设备跳闸，使得整台机组的出力达不到需要达到的负荷要求时，协调控制系统自动的将机组负荷快速的降低到各主要辅机能够达到的负荷设定点上，从而使机组在一个较低的负荷点维持安全稳定运行。由此可以看出，RB同机组负荷协调控制系统有着重要的联系，同时也是一种在机组异常工况下的一种连锁保护功能。

RB控制的好坏直接影响到机组的安全稳定运行，可以有效的减少和避免机组的非计划停运，所以RB是火电机组的一项重要功能和要求。

2）RB的组成。RB系统由锅炉主控、汽机主控以及RB判断回路组成。锅炉主控又包括MCS控制系统和BMS控制系统，汽机主控包括DEH控制系统。RB判断回路用来对是否发出RB信号进行判断，一旦RB动作，RB信号将被分别送给汽机主控和锅炉主控，来响应机组各项参数的变化指令。

3 给水泵RB试验中发现的问题

给水泵RB发生时，汽轮机进汽调门的关闭速度不合适，使得供需发生不平衡，导致汽包水位剧烈变化。另一台运行泵的自动调节系统调节较慢，不足以迅速补充另一台泵跳闸后给水的不足。

4 原因分析及优化改造

由于原设计为给水泵RB时机组切为BASE控制方式，那么机组的降负荷只能通过CCS系统将RB信号送至DEH系统，由DEH系统按照一定的降负荷速率和目标值来降负荷。但是DEH侧的负荷指令信号是从协调控制系统的汽机主控通过增减负荷脉冲信号送到DEH系统而累加形成的，它并不是实际负荷的需求指令，而是负荷参考指令，它反映的是阀门的开度信号。这就使得DEH侧最终不能按照我们预先要求的降负荷目标值和速率来控制，从而使得水的供需矛盾比较突出，并且会导致主汽压力的不稳定，更加剧汽包水位的变化。

由此可以看到，优化给水泵RB控制性能，我们可以从以下几个方面入手：

1）优化DEH系统的负荷下降速率和目标值，使得DEH侧的高调门的关闭速度同给水的减少相适应，维持机组主汽压力的稳定。

2）对于未跳闸的那台给水泵，应在给水泵工作区范围内尽最大可能的迅速提高其出力，以弥补跳闸给水泵瞬间造成的锅炉总给水量的缺口。

3）迅速降低锅炉的热负荷。

从以上三个方面入手，我们对RB控制回路进行了以下修改和调整：

1）给水泵RB时，机组协调控制系统自动切为TF控制方式，即锅炉主控为手动控制，保持燃煤量的不变，汽机主控为自动控制方式，用来调节机组的主汽压力。RB动作时的汽机主控调节器参数进行强化，用以快速调节主汽压力，维持汽压稳定。同时，为了使得汽轮机调门的调节能够更好的匹配锅炉蒸发量的减少，我们对机组滑压曲线进行了修订，在RB发生初期，汽机调门并不立即关小，而是延迟一段时间，随着热负荷的减少，蒸发量的减少，逐渐关闭汽机调门，这样能够更好的保证水汽的平衡，维持汽包水位的稳定。

2）优化给水泵控制回路逻辑，加入超驰指令，当给水泵RB信号发出时，立即送到运行泵控制回路中一个强迫增加出力信号，将运行泵的出力迅速提高到安全范围内的满出力。

上述几项措施执行完后，我们进行了两项给水泵RB试验：

1）459.7MW时的汽泵跳闸电泵不连启试验：

试验前工况：机组在协调方式负荷459.7 MW稳定运行，磨煤机11.12.13.14.15运行，主汽压力15.5 MPa，总煤量192.7 t/h，炉膛压力-88 Pa，汽包水位9.34 mm，主汽流量1 537.2 t/h，过热气温536.8℃，再热器温536.6℃。

试验过程：运行人员就地手动停止12给水泵，大屏报警显示 “RB”。汽压快速下降，调门下关，负荷降至236.8 MW，实际降负荷率

49.5 MW/min，一次风压最高至9.04 KPa，最低至6.91 KPa，总燃料量迅速减至119.8 t/h，主汽压降至14.2 MPa，汽包水位最高112.5 mm，最低-175.8 mm，炉膛负压最低-1 066 Pa，最高至95.0 Pa，过热气温534.2℃，再热气温519.9℃。

结论：试验过程顺利，各项主要参数在允许范围内。由于RB前，459.7 MW工况运行了5台磨，RB发生后，联跳两台磨，负荷快速降至236.8 MW，对试验造成了不利影响。

2）600MW时的汽泵跳闸电泵连启试验：

试验前工况：机组在协调方式负荷600.7 MW稳定运行，磨煤机11.12.13.14.15运行，主汽压力16.3 MPa，总煤量247.0 t/h，炉膛压力

-90.4 Pa，汽包水位44.5 mm，主汽流量2132.9 t/h，过热气温536.5℃，再热器温537.4℃。

试验过程：运行人员就地手动停止11给水泵，电泵勺管67％联启后投自动，大屏报警显示 “RB”。汽压快速下降，调门下关，负荷降至366.5 MW，实际降负荷率30 MW/min，一次风压最高至9.65 KPa，最低至8.27 KPa，总燃料量迅速减至144.3 t/h，主汽压降至12.9 MPa，汽包水位最高89.3 mm，最低-114.1 mm，炉膛负压最低-1069 Pa，最高至83.0 Pa，过热气温517.5℃，再热气温513.6℃。RB过渡时间7分35秒。

结论：机组始终处于TF运行方式，机组各项主要参数控制良好，无需运行手动干预，试验成功。

5 结束语

通过试验过程中对RB动作后联动的MCS系统、BMS系统、DEH系统的优化调整，使得给水泵RB试验在中负荷及高负荷均取得了圆满成功。各主要参数均在控制范围内，满足机组辅机故障时不跳机的需要，为机组长周期安全稳定运行提供了有力保障。

参考文献

[1]毕祯福.火力发电厂热工自动控制实用技术.中国电力出版社,2008.

[2]罗志浩,王达峰,姚文伟.600MW机组RB功能试验及其分折.

[3]李华东.超临界与亚临界机组RB控制策略比较.