近年来, 随着可再生能源的快速发展, 火力发电量占发电总量比例呈下降趋势^[1], 但火电厂仍然是我国电能供应的主力军^[2].保证火电厂的安全稳定高效运行是每个电厂首要目标^[3].在火电厂主要参数中, 主蒸汽温度直接影响机组的安全与经济, 因此保证机组主蒸汽温度稳定是有必要的^[4].本文对某超超临界机组高负荷主蒸汽温度低于设计值进行了诊断分析, 并提出了解决方案.

国家电投集团江西电力有限公司景德镇发电厂(简称景电)二期扩建工程2×660 MW机组2号锅炉采用哈尔滨锅炉厂有限责任公司设计和制造的HG 2035/26.15-YM3型超超临界参数直流炉, 其为单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、墙式切圆燃烧、全悬吊结构Π型锅炉.该锅炉变压运行, 采用定-滑或定-滑-定的运行方式, 带基本负荷并参与调峰.锅炉主要设计参数如表 1所示, 表中:BMCR为最大连续蒸发量工况; BRL为额定蒸发量工况; 压力均为表压.

表 1 Table 1

表 1 锅炉主要汽水参数 Table 1 Steam parameters of the boiler 蒸汽类型 参数名称 数值 过热蒸汽 蒸汽流量(BMCR/BRL)/(t·h-1) 2 035/1 938.43 蒸发量(BRL)/(t·h-1) 1 938.43 蒸汽压力(BRL)/MPa 26.15 蒸汽温度(BRL)/℃ 605 再热蒸汽 蒸汽流量(BMCR/BRL)/(t·h-1) 1 665.982/1 564.898 进口/出口蒸汽压力(BMCR)/MPa 5.29/5.10 进口/出口蒸汽压力(BRL)/MPa 4.97/4.80 进口/出口蒸汽温度(BMCR)/℃ 362.4/603 进口/出口蒸汽温度(BRL)/℃ 355.2/603

表 1 锅炉主要汽水参数 Table 1 Steam parameters of the boiler

燃烧器采用CUF(circular ultra firing)墙式切圆燃烧大风箱结构.采用全摆动式燃烧器, 共设六层三菱低NO_x PM(低污染)一次风喷口, 每一层与一台磨煤机相配, 三层油风室, 一层燃尽风室、十层辅助风室和四层附加风室.燃烧器采用三菱MACT燃烧技术, 降低炉内NO_x的生成; 二次风挡板采用非平衡式.

燃烧系统共有24个PM燃烧器, 每个燃烧器分成浓、淡两个喷口, 共48个喷口, 布置于炉膛前后左右四面墙上, 形成强化型大直径单切圆, 在主燃烧器的上方为OFA喷嘴, 在距上层煤粉喷嘴上方处布置有四层A-A(附加燃尽风)喷嘴, A-A风采用角式布置.

本锅炉制粉系统采用中速磨煤机冷一次风机正压直吹式系统设计.每台锅炉配置6座钢制原煤斗及6台由沈阳华电电站工程有限公司生产的HD-BSC26型电子称重式给煤机, 布置在运转层(15 m)平台.磨煤机采用北京电力设备总厂生产的ZGM113G-I型中速磨煤机, 每台最大出力77.24 t·h^-1, 最小出力19.3 t·h^-1, 保证出力67.97 t·h^-1(设计煤种), 布置在煤仓间0 m层.每台炉配备六台磨煤机, 五台磨煤机运行能满足锅炉最大连续出力时对燃煤量的要求, 六台磨煤机中的任何一台均可作为备用.每台炉制粉系统配2台100%容量的密封风机.每台磨煤机配一台给煤机, 给煤机出口与磨煤机进口相对应, 给煤机进口与钢煤斗出口相对应.

该锅炉过热器系统采用四级布置, 以降低每级过热器的焓增, 沿蒸汽流程依次为水平与立式低温过热器、分隔屏过热器、后屏过热器和末级过热器锅炉再热器(分为低温再热器和末级再热器二级).过热器和再热汽结构如图 1所示.

图 1

Figure 1

图 1 过热器和再热器结构 Fig.1 Structure of the superheater and reheater

该锅炉正常运行给水采用两台东方汽轮机有限公司生产的G16-1型给水泵汽轮机.运行方式为变参数、变功率、变转速.额定转速为5 700 r·min^-1, 调速范围为2 840~6 000 r·min^-1.

该厂选用了INFIT控制系统作为控制策略现场实施的软硬件平台^[5].硬件方面:INFIT实时优化控制系统选用Siemens S7系列PLC为硬件平台, 系统采用双冗余电源+CPU模块+modbus通讯模块的硬件配置.软件方面:在Siemens Step7编程环境中采用SCL、STL语言开发了所有的高级算法模块, 并通过面向对象的封装技术, 建立了类似一般DCS系统的组态函数库(但功能更为强大), 之后可通过函数调用以类似DCS组态的方式完成具体机组负荷性能优化工程的建立.

2015年1月22日至2015年2月2日, 2^#机组频繁发生高负荷时段主蒸汽温度波动事件.事件过程:机组自动发电量控制系统(AGC)方式运行, 负荷550 MW, A、B、C、D、E、F六台磨运行, 水煤质量比为6.5, 过热度为42 ℃, 两台给水泵汽轮机转速为5 250 r·min^-1(较正常值偏高), 主蒸汽和再热汽温度分别为600、602 ℃.此时AGC加负荷至660 MW.机组负荷为600 MW时, 给水泵汽轮机转速为5 950 r·min^-1, 水煤质量比快速下降至5.7, 过热度快速上升至58 ℃, 主蒸汽温度上升至610 ℃, 再热汽温度上升至615 ℃.随后, 机组负荷下降至580 MW, 给水泵汽轮机转速仍维持在5 950 r·min^-1, 水煤质量比恢复至6.4, 过热度恢复至43 ℃, 主蒸汽温度最低降至578 ℃.在加负荷过程, 反复出现上述波动.

在加负荷过程中(从550 MW增加至660 MW), 加负荷指令下达后, 协调中汽机主控控制调门开度按速率增加负荷, 同时锅炉主控发出增加给水流量、给煤量、风量指令协调进行.当2^#机组在两台给水泵汽轮机转速均达到5 950 r·min^-1时, 给水流量仍不能满足满负荷需求, 此时, 负荷增加时实际给水流量未发生变化(因给水泵汽轮机转速已达到最大值), 但给煤量增加, 造成锅炉过热度(汽水分离器出口蒸汽温度与对应压力下蒸汽温度之差)上升较快, 主再热蒸汽温度上升, INFIT协调系统会根据实际运行参数控制水煤质量比在基本正常范围内(即限制锅炉给煤量的增加), 逐步降低系统过热度设定值, 并根据主蒸汽压力下降情况限制汽轮机调整门开度, 闭锁增负荷.当INFIT协调系统中过热度设定值小于实际过热度时, 抵消了过热蒸汽温度低需增加过热度自动控制速率, 系统发出减小锅炉给煤量指令, 此偏差越大, 锅炉给煤量波动幅度也越大, 过热度实际波动幅度也越大.同时, 因为该厂锅炉主蒸汽温度变化较过热度变化滞后约10 min, 且INFIT协调系统在系统过热度设定值与实际过热度偏差较大时会发生过调指令, 若此时不能手动及时正确干预, 系统就会出现过热度、主蒸汽温度大幅度波动.在协调自动控制中如给水流量实际值在一定时间内达不到给水流量设定值时, 系统会自动提高给水流量设定值, 造成给水流量设定值不断偏离给水流量实际值(与磨煤机煤量顶表现象相同).此时, 机组若发出降负荷指令, 则会出现给煤量下降而给水流量长时间保持在现有最高流量不变, 引发水煤失调, 水煤质量比快速上升, 主蒸汽温度瞬时大幅度下降现象发生.其原因为: ① A、B给水泵汽轮机再循环存在严重漏流, 漏流量约为400 t·h^-1; ② INFIT协调滞后, 在协调控制中, 当给水流量达到低于设定值时, 给水泵汽轮机转速设定值会持续增减, 直到INFIT系统通过主蒸汽温度和过热度进行调节, 此过程大约需10 min.

现场措施主要有:

(1) 调整2^#机组给水泵汽轮机再循环调整门及调整门后电动门行程, 减小汽泵再循环管的漏流量.

(2) 加负荷过程中, 当机组负荷增加至600 MW时, 将加负荷速率减小至3 MW·min^-1, 并严密监视汽泵转速.若发现给水泵汽轮机转速达5 920 r·min^-1或INFIT协调系统过热度设定值与实际过热度偏差超过8 ℃, 加强对主再热蒸汽温度、过热度、给煤量及给水流量等参数的监视, 若给水泵汽轮机转速继续上升或温差继续增大, 则停止加负荷.

(3) 当给水泵汽轮机转速达5 950 r·min^-1且INFIT协调系统过热度设定值与实际过热度偏差超过10 ℃时, 必须适当降低机组负荷运行(更改机组负荷高限或申请退AGC), 待机组参数稳定后再根据实际运行情况逐步增加负荷.

以上措施实施后, 由于两台给水泵汽轮机未停运, 再循环门漏流未彻底根除, 机组负荷最高可增加至630 MW.通过运行人员认真监视和调整, 主蒸汽温度未再出现大幅度波动事件.

主蒸汽温度偏低会给机组的安全运行带来很大隐患.造成本机组主蒸汽温度偏低的主要原因为快速加负荷过程中, 给水泵汽轮机的给水流量达不到设计要求, 导致INFIT协调系统水煤质量比失调, 过热度大幅度波动.在运行调整过程要严密监视机组负荷变化, 控制负荷变化率, 及时调整水煤质量比, 保证机组安全运行.