曾振任

（廣東粵電云浮發(fā)電廠有限公司，廣東 云浮527328）

0 引言

某電廠2×300 MW機(jī)組工程鍋爐、汽輪機(jī)、汽輪發(fā)電機(jī)的生產(chǎn)廠商均為上海電氣集團(tuán)股份有限公司。其中，鍋爐為亞臨界參數(shù)自然循環(huán)單汽包循環(huán)流化床鍋爐，單爐膛，絕熱式旋風(fēng)分離器，無外置床。分散控制系統(tǒng)采用北京國電智深控制技術(shù)有限公司生產(chǎn)的DEPF-NT分散控制系統(tǒng)。

＃6機(jī)組剛剛投產(chǎn)不久由于運(yùn)行人員經(jīng)驗(yàn)不足和協(xié)調(diào)控制邏輯不完善，導(dǎo)致發(fā)生了一次非計(jì)劃停機(jī)事故，暴露了控制邏輯不完善問題。

1 事故經(jīng)過和過程分析

1.1 跳機(jī)前，負(fù)荷不能降，汽壓偏大的過程

（1）基本過程：投高加—干擾主汽壓低—負(fù)荷偏低—鍋爐主控上調(diào)—總煤量增加—高加投完—主汽壓猛升—負(fù)荷偏高—降負(fù)荷失敗。

（2）詳細(xì)過程：由歷史曲線可知，16：42負(fù)荷設(shè)定值300.9 MW，目標(biāo)值301.0 MW，實(shí)際值301.2 MW，主汽壓力15.53 MPa。開始投入高加運(yùn)行。投抽汽逆止閥后抽汽電動(dòng)開始開啟，汽壓偏差開始增大。由于汽壓的影響，實(shí)發(fā)功率開始波動(dòng)，并偏低。鍋爐主控、汽機(jī)主控自動(dòng)控制開始向上調(diào)，煤量增加。至17：05，汽壓偏差到1.28 MPa。實(shí)發(fā)功率289.4 MW，設(shè)定值為300.9 MW，兩者偏差11.5 MW。由于負(fù)荷偏差大，汽壓偏差大，鍋爐主控、汽機(jī)主控繼續(xù)增加。至17：08，鍋爐主控為168.4 t／h（鍋爐主控的輸出量以煤量為單位）、汽機(jī)主控為330.7 MW?？偯毫繛?64 t。17：08，這個(gè)時(shí)候高加也逐漸投完。汽壓也有所回升，實(shí)發(fā)負(fù)荷偏差逐漸減小，鍋爐主控開始向下微調(diào)，從168 t到163 t。17：14，高加基本投完，汽壓向上升，實(shí)發(fā)負(fù)荷開始回升。17：15，高加投完。汽壓增加過快，實(shí)發(fā)負(fù)荷開始比負(fù)荷設(shè)定值高。鍋爐主控、汽機(jī)主控下調(diào)至（160.6 t、317 MW）。17：17，負(fù)荷目標(biāo)值設(shè)為290 MW。鍋爐主控、汽機(jī)主控迅速下調(diào)以響應(yīng)負(fù)荷的要求。由于汽機(jī)主控下調(diào)，關(guān)小調(diào)門，汽壓猛增，開始偏大。實(shí)發(fā)負(fù)荷也由于汽壓壓力大無法下降。鍋爐主控降至144 t／h，開始微調(diào)。

1.2 跳機(jī)過程

（1）基本過程：負(fù)荷不能降—汽機(jī)主控下調(diào)—汽壓猛升—設(shè)大負(fù)荷目標(biāo)值300 MW—汽壓偏差大—負(fù)荷設(shè)定值閉鎖—切給煤量控制為手動(dòng)，手動(dòng)減煤量—鍋爐主控切手動(dòng)—協(xié)調(diào)退出—負(fù)荷設(shè)定值閉鎖消失—設(shè)定值等于目標(biāo)值300 MW—汽機(jī)主控開大—蒸汽流量大—虛假水位—汽包左右側(cè)水位偏差大—汽泵切手動(dòng)—手動(dòng)調(diào)低汽泵轉(zhuǎn)速—虛假水位消失—水位下降過快—MFT—開大汽泵—水位高—ETS。

（2）詳細(xì)過程：17：21實(shí)發(fā)負(fù)荷不能降，設(shè)定值為290 MW，實(shí)發(fā)負(fù)荷為297 MW，汽機(jī)主控繼續(xù)下調(diào)，致使汽壓猛升至17.2 MPa。17：22設(shè)大負(fù)荷目標(biāo)值300 MW，由于汽壓偏差大（－1.2 MPa），負(fù)荷設(shè)定值閉鎖。17：23：07操作員切＃1～＃4給煤機(jī)為手動(dòng)調(diào)煤量。23：22左燃料退出自動(dòng)，減煤量，致使鍋爐主控退出自動(dòng)，鍋爐主控切手動(dòng)，協(xié)調(diào)退出，負(fù)荷設(shè)定值閉鎖消失，設(shè)定值等于目標(biāo)值300 MW，致使汽機(jī)主控開大，這時(shí)蒸汽流量由907 t／h開始增大至946 t／h。蒸汽流量增大引起虛假水位嚴(yán)重。由于水位三沖量控制，蒸汽流量為前饋，雖然汽包虛假水位由21 mm變?yōu)?7 mm，但是汽泵開度基本不變，保持70%，給水流量也由882 t／h升為896 t／h。17：23：35此時(shí)由于左右水位偏差大于100 mm，汽泵保護(hù)切手動(dòng)。手動(dòng)調(diào)低汽泵轉(zhuǎn)速至65.8%，主蒸汽流量由940 t／h繼續(xù)增加。虛假水位逐漸消失，左右偏差小于100 mm。此時(shí)平均水位為－36 mm。汽泵開度指令仍然為64.8%，給水流量下降到744 t／h。17：24：44水位急降為－130 mm，手動(dòng)調(diào)大汽泵開度指令為68.8%，水位急降為－256 mm，致 MFT保護(hù)動(dòng)作。手動(dòng)調(diào)大汽泵開度指令為81.1%，水位回升。主蒸汽流量開始下降。給水流量升為1 158 t／h。水位回升趨勢快，手動(dòng)調(diào)大汽泵開度為83%。主蒸汽流量開始下降趨勢快。水位升為250 mm，致使ETS跳機(jī)保護(hù)動(dòng)作。

2 控制策略分析

2.1 我廠五、六號(hào)機(jī)組協(xié)調(diào)系統(tǒng)的簡化邏輯分析

五、六號(hào)循環(huán)流化床鍋爐機(jī)組的汽機(jī)主控是以功率偏差PID控制邏輯，而鍋爐主控為由DEB（鍋爐蓄能）PID輸出和負(fù)荷指令為前饋疊加的結(jié)果，由于負(fù)荷前饋?zhàn)饔帽容^大，可以把其看作粗調(diào)，那么可以把這DEB看作細(xì)調(diào)。圖1為協(xié)調(diào)系統(tǒng)控制原理圖。

2.2 控制方式分析

與傳統(tǒng)的爐跟機(jī)、機(jī)跟爐、機(jī)爐協(xié)調(diào)方式不同，這2臺(tái)循環(huán)流化床采用的是汽機(jī)跟隨、鍋爐跟隨、協(xié)調(diào)控制3種控制方法。當(dāng)鍋爐主控切手動(dòng)、汽機(jī)主控自動(dòng)時(shí)，此為汽機(jī)跟隨，這種控制方式是汽機(jī)控制負(fù)荷，手動(dòng)去調(diào)節(jié)煤量以滿足負(fù)荷的需求。當(dāng)鍋爐主控自動(dòng)、汽機(jī)主控手動(dòng)時(shí)，為鍋爐跟隨方式，鍋爐主控的輸出自動(dòng)調(diào)節(jié)煤量以滿足功率的需求，而手動(dòng)控制調(diào)門的開度，以調(diào)節(jié)功率。協(xié)調(diào)控制方式為最高的控制方式，汽機(jī)主控和鍋爐主控都投入自動(dòng)，汽機(jī)自動(dòng)調(diào)節(jié)功率，而鍋爐主控即調(diào)節(jié)煤量響應(yīng)負(fù)荷的變化，關(guān)系如表1所示。

圖1 協(xié)調(diào)系統(tǒng)控制原理圖

表1 CFB機(jī)組協(xié)調(diào)系統(tǒng)控制方式

2.3 過程分析

（1）從歷史曲線可以看出，由于投高加對(duì)主汽壓力干擾過大，導(dǎo)致實(shí)發(fā)功率偏差大，汽壓偏差大后鍋爐主控閉鎖時(shí)間長，就會(huì)造成投煤時(shí)間長。

（2）高加投完、之前系統(tǒng)為了響應(yīng)負(fù)荷和汽壓偏差所加的煤量、汽機(jī)主控向下調(diào)這三者的相互作用下，造成汽壓急增。即汽壓猛增的主要原因不是當(dāng)前投的煤量過多，而是汽機(jī)主控下調(diào)過快和之前投的煤滯后產(chǎn)生的。

（3）虛假水位的產(chǎn)生是因?yàn)槠麢C(jī)主控開大，主蒸汽流量大，在給水流量不變的情況下，實(shí)際水位是下降的。主蒸汽流量突然變化，往往會(huì)造成虛假水位產(chǎn)生。發(fā)生虛假水位的時(shí)段汽包壓力曲線平直，壓力沒有變化，安全門動(dòng)作的可能性不大。因?yàn)榘踩T動(dòng)作，汽包的壓力曲線一般會(huì)出現(xiàn)毛刺。而且只是一側(cè)水位虛假，那是因?yàn)槠L，鍋爐燃燒不平衡所致。

3 解決方案

3.1 改進(jìn)機(jī)組運(yùn)行操作

（1）不宜在滿負(fù)荷的時(shí)候投高加，建議投高加時(shí)的負(fù)荷不超過270 MW。

（2）從控制策略邏輯分析得到，當(dāng)出現(xiàn)汽壓是由汽機(jī)主控和調(diào)門波動(dòng)所致時(shí)，這種情況下不應(yīng)該切除鍋爐主控自動(dòng)而是切汽機(jī)主控自動(dòng)為手動(dòng)。這樣汽機(jī)主控切手動(dòng)后，協(xié)調(diào)退出，汽壓偏差大對(duì)負(fù)荷設(shè)定值的閉鎖條件消失，設(shè)定負(fù)荷設(shè)定值，由于鍋爐主控中負(fù)荷為粗調(diào)，鍋爐主控自動(dòng)將鍋爐主控下調(diào)，達(dá)到降煤量的效果。

（3）結(jié)合汽機(jī)主控和主蒸汽流量，準(zhǔn)確判斷虛假水位。

（4）調(diào)水位，不僅要看當(dāng)前的水位多少，還要判斷水位的趨勢以及趨勢的快與慢。

（5）模擬量控制與監(jiān)視時(shí)，建議打開實(shí)時(shí)曲線，易觀察被調(diào)量的趨勢，進(jìn)而進(jìn)行控制。

3.2 完善機(jī)組控制邏輯

（1）增加汽壓偏差功率拉回邏輯。當(dāng)主汽壓力目標(biāo)值和實(shí)際值偏差時(shí)，限制汽機(jī)主控動(dòng)作，即實(shí)現(xiàn)汽機(jī)主控的負(fù)荷拉回回路邏輯控制。這樣可有效地避免調(diào)門動(dòng)作導(dǎo)致主汽壓力偏差過大的情況出現(xiàn)，其邏輯如圖2所示。

圖2 汽機(jī)主控增加負(fù)荷拉回邏輯

（2）增加鍋爐主控負(fù)荷閉環(huán)控制。增加負(fù)荷閉環(huán)控制，有利于克服負(fù)荷偏差過大，提高調(diào)節(jié)質(zhì)量和系統(tǒng)的響應(yīng)能力。其邏輯如圖3所示。

圖3 鍋爐主控增加負(fù)荷閉環(huán)控制邏輯

4 結(jié)語

云浮發(fā)電廠五、六號(hào)機(jī)組經(jīng)過上述改造后，協(xié)調(diào)系統(tǒng)得到了完善，效果很好。本文希望能為相關(guān)單位和電建人員提供借鑒，避免此類事件再次發(fā)生。