36火电厂机组RB功能的研究

2008年全国发电厂热工自动化专业会议论文集433火电厂机组RB功能的研究郭忠波（华能德州电厂德州253024）摘要：机组RB功能是否能正常投入，对机组的安全运行起着举足轻重的作用，本文重点结合华能德州电厂1台300MW机组RB功能的完善情况，介绍了RB控制策略、试验内容、试验方案和参数设置等。关键词：火电厂机组RB1概述RB（RUNBACK）是机组辅机故障快速自动减负荷控制，RB控制是协调控制系统的一个重要组成部分。当机组正常运行时，突然由于某种原因造成部分重要辅机一台或两台跳闸，导致机组不能继续维持高负荷运行时，RB控制功能将根据跳闸辅机的类型、故障程度以及机组运行的现状，自动计算出当前机组所能保证的安全稳定运行的最大负荷，并将此作为目标负荷协调机组各个控制系统，快速地降低机组负荷。并且要求在快速减负荷过程中能维持机组的主要运行参数在要求的安全范围内变化，而不引起机组保护动作，确保机组安全经济可靠运行。RB控制功能是否正常投运将直接影响机组的安全经济运行,它是考核机组控制性能的一个重要指标。华能德州电厂现总装机容量为265万千瓦，一、二期为四台300MW等级国产机组，锅炉及汽轮发电机组分别由哈尔滨锅炉厂、四川东方集团公司提供，分散控制系统DCS为新华公司XDPS400。机组投产后，由于种种原因，机组的RB功能一直未调试、投用，本文结合我厂＃4机组RB功能完善、试验过程，重点探讨一下RB试验方案的选择和参数优化问题。2RB功能完善2.1RB设计工况根据设计，我厂＃4机组RB有以下工况：2.1.1两台送风机运行，一台跳闸发生送风机RB；2.1.2两台引风机运行，一台跳闸发生引风机RB；2.1.3两台一次风机运行，一台跳闸发生引风机RB；2.1.4两台汽泵运行，一台跳闸切延时1秒电泵联启不成功发生给水泵RB；或一台汽泵和电泵并列运行其中任一台跳闸。2.2RB试验条件2.2.1机组主辅机运行正常；2.2.2锅炉炉膛安全监视系统（FSSS）、汽机及发电机保护等机组主保护必须投入，且动作可靠；2.2.3汽机高低压旁路系统运行良好；2.2.4机组各相关自动控制系统特别是协调控制系统投入自动，同时能够经受较大幅度的负荷扰动，调节品质良好；2008年全国发电厂热工自动化专业会议论文集4342.2.5汽机电液调节装置（DEH）投入可靠且具备良好的负荷调节特性。2.3现场设备的改造：分析我厂机组现状，RB功能投用的前提，必须保证协调控制系统良好投用，为此我们利用机组检修对现场设备进行了部分改造：为提高测量信号精度，将主要参数测量仪表如汽包水位、炉膛压力、汽包压力等变送器由Rosemount1151型更换为3051系列智能变送器。对机组送、引及一次风机挡板执行器由气动执行器改造为智能电动执行器，动作灵敏度大大提高；锅炉减温水等气动执行器的定位器更换为ABB智能定位器，从而为提高控制系统的调节性能打下良好的设备基础。2.4控制系统自动品质的提高通过对各子系统进行扰动试验，不断发现问题，改进完善控制方案、优化调节器参数，提高各控制系统的调节性能。最终主汽压力、汽包水位、炉膛压力波动分别为±0.2Mpa、±20mm、±60Pa,同时我们成功进行了机组协调控制系统负荷摆动试验，为机组RB功能的投用打下了良好基础。2.5RB逻辑检查及控制略确定逻辑的正确及合理是确保机组RB功能实现的重要环节。RB是在机组异常工况下的负荷控制，是一种既具有负荷控制的模拟量控制性质，又具有联锁保护控制的开关量控制性质的复合控制系统。机组协调控制是RB控制的管理层，实现RB的动作判定、机组的减负荷速率及机组的目标负荷计算等功能；CCS、FSSS、DEH是RB控制的执行层，实现快减负荷、切燃烧器等功能。因此，RB功能能否正常投入，不仅取决于RB逻辑判断正确与否，很大程度上决定于各相关系统能否相互配合好。根据我厂实际情况，送、引、一次风机及给水泵RB目标负荷均为60%额定负荷即180MW。2.5.1FSSS系统RB控制FSSS任务是完成给粉机的自动切除和油枪的投入，达到锅炉快速降负荷的目的。RB时FSSS整体思路是保留3层粉且不投油，给粉机切除后立即关闭相应一次风门，待机组稳定后再由运行人员根据情况打开一次风门进行吹扫，以防积粉自燃。具体步骤为自上而下首先切除E层给粉机；判断若A、B、C三层3/4给粉机运行满足，则延时10S切除D层给粉机；若B、C、D三层3/4给粉机运行满足，而A层3/4不满足则延时10S切除A层给粉机；如B层或C层3/4给粉机运行不满足，则不再切除。2.5.2CCS控制策略CCS控制策略为当发生RB时协调控制方式切至TF滑压方式，由锅炉自动控制机组负荷，汽机自动控制机前压力。为防止当控制回路中被调量与给定值偏差大，控制系统由自动方式切手动，解除了各主要控制回路（包括锅炉主控、汽机主控、燃烧控制、给水控制、送风控制、负压控制、一次风压控制、汽温控制、除氧器水位）的此信号联锁。B层给粉机3/4证实C层给粉机3/4证实D层给粉机3/4证实RB停D层给粉机RB停A层给粉机引风机RB送风机RB一次风机RB给水泵RBA1A2A3A43/4RB停E层给粉机图1:FSSS系统RB逻辑E层给粉机3/4证实A层给粉机3/4证实10S2008年全国发电厂热工自动化专业会议论文集435发生RB时，机组的负荷控制中负荷设定值由RB前实际负荷以600MW/Min的速率降至180MW。为保证锅炉燃烧稳定，将燃料调节器自动跟踪60S，以保持给粉机转速稳定，其后恢复正常。同时为防止给粉机频繁调节，将运行给粉机转速改为一函数调节，设定值根据经验确定为一定值，然后以一定速率由原转速降至此定值。此定值是根据几种煤质运行工况下统计的平均值。为防止给粉机调节过大或过小造成堵管或灭火，将A、B、C、D三层给粉机转速限制为500-700RPM。机组的机前压力控制中通过调节汽机调门控制机前压力。为保证机组负荷与汽压之间的关系匹配，防止调门关闭过大，机前压力控制转为滑压控制。滑压控制在给水泵RB时还可降低给水泵压头，易于上水，便于汽包水位控制。压力设定值根据负荷-压力曲线得到，其中风机RB压力设定值的变化速率为0.3MPa/Min；给水泵RB时为快速降低汽压，压力设定值变化速率设为0.8MPa/Min。为防止调门波动对汽包水位、汽温的影响，设置调门禁开逻辑。当开始RB时，由于锅炉蓄热的影响，机前压力下降较慢。如转为滑压后，压力设定值下降较快，会造成调门开启或不下关，因此RB发生后延时1.5分钟转为滑压，以加快调门关闭速度。在给水RB时，在压力定值叠加一微分信号，以强制下关调门，使主汽流量瞬间降低，以缩短汽水工质重新平衡时间，减少汽包水位波动。在发生送风机RB时，风量设定值根据负荷设定值转换为相应风量，最终为180MW负荷相应风量定值，根据适时定值调节送风机动叶。同时送风机RB时，要立刻关闭相应送风机动叶，并利用平衡功能块作用将另一侧风机动叶快速开启相应开度。在发生引风机RB时，通过调节引风机静叶或变频器控制炉膛负压。发生RB时，要接受送风控制信号作为前馈提前动作。如发生引风机RB，则相应引风机静叶立刻关闭，并利用平衡功能块作用将另一侧挡板快速开启相应开度。同时控制回路中叠加一大参数调节器，当炉膛负压偏差较大时起作用，以加快调节速度。在发生一次风机RB时，立即关闭相应入口调节挡板，并立即将另一侧挡板快速全开；同时为提高一次风压，将辅助风挡板20S内快速关至20％。在发生给水RB时，控制回路切为单冲量调节，此时如采用三冲量，运行汽泵由于平衡模块作用加速，当负荷下降主汽流量降低后，由于主汽流量的前馈作用会使汽泵加速放慢，不能满足给水需快速调节的要求。同时给水RB时，由于负荷快速降低致使四抽压力下降过大不能满足汽泵调节需要，因此将小机用汽快速切为高压辅汽。RB发生时，对于锅炉汽温由于锅炉负荷急剧降低，汽温下降较快，故减温水调门立刻超驰关闭，60S后转入正常汽温调节。注意超驰关闭后应使调节回路转入跟踪，否则有时在超驰结束后调门会随即开启，造成汽温的进一步降低。DEH控制策略为DEH作为CCS控制系统的执行机构，接受协调控制协调机前压力调节器的输出指令，保证调门快速动作。根据以上制定的控制策略，我们对机组的有关控制逻辑进行了完善。3RB试验过程3.1送风机RB试验情况2004年11月8日进行了送风机RB试验。试验工况及条件为：机组负荷为272.07MW；机前压力为16.8Mpa；机组运行方式为DEB定压协调；送风、引风、汽包水位、除氧器水位等各子系统自动。2008年全国发电厂热工自动化专业会议论文集43621时14分试验开始，A送风机就地事故按钮动作，发送风机RB,切除D/E两层给煤机，不投油，关闭A送风机入口动叶，给粉机转速根据函数设定降至410RPM(Σn/18),风量降至760t/h,主汽压力以0.3MPa/min的速率下降，机组负荷在21时04分负荷降至198MW基本稳定不变，21时14分20秒运行人员手动复位，RB结束。表1：送风机RB机组参数变化情况工况炉膛压力（Pa）汽包水位(mm)主汽温度(℃)再热汽温度(℃)试验前－36.32－7.28536.64538.70试验中－624(Min)60.79（Max）－137.6(Min)516.52(Min)509.73(Min)3.2一次风机RB试验情况2005年5月5日，进行了一次风机RB试验。当时机组负荷260.80MW；主汽压力15.88MPa；机组运行方式为CCS协调（DEB），锅炉、汽机主控自动，送风、引风、一次风、汽包水位、汽温控制、除氧器水位控制均在自动状态。21时41分24秒，按下A一次风机事故按钮，一次风机RB发生，逻辑依次跳掉E层、D层给粉机，保留下三层给粉机，控制方式切为TF滑压控制。A一次风机指令快速降至0％,B一次风机入口挡板指令同时升至100％；一次负压最低2005Pa,最高至2717Pa；机组负荷到达204MW后，21时48分20秒，手动复位RB，试验结束。表2：一次风机RB机组参数变化情况工况炉膛压力（MPa）汽包水位(mm)主汽温度(℃)再热汽温度(℃)试验前－65.00Pa－3.50508.00505.00试验中82.96（Max）－239Pa(Min)59.00（Max）－124.00(Min)478.00465.003.3汽动给水泵RB试验情况2005年5月5日，进行了一次风机RB后，随后进行了汽泵RB试验。当时机组负荷261MW，主汽压力14.63MPa。机组运行方式为CCS协调（DEB），锅炉、汽机主控自动，送风、引风、一次风、汽包水位、汽温控制、除氧器水位控制均在自动状态。22时16分18秒，A汽泵跳闸，给水泵RB发生，运行方式切为TF滑压控制，机组目标负荷降至180MW，D/E层给粉机切除，保留下三层给粉机，给粉机转速大幅波动但快速回调稳定至589RPM，A小机转速迅速降至0％，B小机转速升至5545RPM；22时26分30秒，机组负荷到达180MW后，RB复位，试验结束。表3：汽动给水泵RB机组参数变化情况工况炉膛压力（Pa）汽包水位(mm)主汽温度(℃)再热汽温度(℃)试验前－63.00Pa－27.00509.00505.00试验中60.99（Max）－242Pa(Min)－279.00(Min)479.00461.002008年全国发电厂热工自动化专业会议论文集4373.4RB试验分析总体看，送风机、一次风机、给水泵RB试验，运行方式切换正常，机组运行较稳定，试验比较成功。送风机RB试验过程中，因为机组负荷与给粉机目标转速的函数关系欠准确，RB未达到180MW目标负荷，但RB后机组运行稳定。汽包水位波动较大，控制系统有待进一步优化参数。给粉机转速下冲波动问题：根据曲线观察，可使给粉机转速在RB发生后适当保持一段时间，以避免给粉机转速因为积分作用大幅波动，减少不稳定因素。给水RB发生后联开辅汽至小机联络门逻辑需完善，保证小机供气压力，稳定汽包水位。至此＃4机组送风、一次风、汽泵RB功能试验基本取得成