基于強化燃燒的大型循環流化床機組控制系統故障分析及處理方法

曾振任

（廣東粵電云浮發電廠有限公司，廣東 云浮527328）

0 引言

某電廠2×300 MW機組工程鍋爐、汽輪機、汽輪發電機的生產廠商均為上海電氣集團股份有限公司。其中，鍋爐為亞臨界參數自然循環單汽包循環流化床鍋爐，單爐膛，絕熱式旋風分離器，無外置床。分散控制系統采用北京國電智深控制技術有限公司生產的DEPF-NT分散控制系統。

＃6機組剛剛投產不久由于運行人員經驗不足和協調控制邏輯不完善，導致發生了一次非計劃停機事故，暴露了控制邏輯不完善問題。

1 事故經過和過程分析

1.1 跳機前，負荷不能降，汽壓偏大的過程

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

（2）詳細過程：由歷史曲線可知，16：42負荷設定值300.9 MW，目標值301.0 MW，實際值301.2 MW，主汽壓力15.53 MPa。開始投入高加運行。投抽汽逆止閥后抽汽電動開始開啟，汽壓偏差開始增大。由于汽壓的影響，實發功率開始波動，并偏低。鍋爐主控、汽機主控自動控制開始向上調，煤量增加。至17：05，汽壓偏差到1.28 MPa。實發功率289.4 MW，設定值為300.9 MW，兩者偏差11.5 MW。由于負荷偏差大，汽壓偏差大，鍋爐主控、汽機主控繼續增加。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）、汽機主控為330.7 MW。總煤量為164 t。17：08，這個時候高加也逐漸投完。汽壓也有所回升，實發負荷偏差逐漸減小，鍋爐主控開始向下微調，從168 t到163 t。17：14，高加基本投完，汽壓向上升，實發負荷開始回升。17：15，高加投完。汽壓增加過快，實發負荷開始比負荷設定值高。鍋爐主控、汽機主控下調至（160.6 t、317 MW）。17：17，負荷目標值設為290 MW。鍋爐主控、汽機主控迅速下調以響應負荷的要求。由于汽機主控下調，關小調門，汽壓猛增，開始偏大。實發負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。

1.2 跳機過程

（1）基本過程：負荷不能降—汽機主控下調—汽壓猛升—設大負荷目標值300 MW—汽壓偏差大—負荷設定值閉鎖—切給煤量控制為手動，手動減煤量—鍋爐主控切手動—協調退出—負荷設定值閉鎖消失—設定值等于目標值300 MW—汽機主控開大—蒸汽流量大—虛假水位—汽包左右側水位偏差大—汽泵切手動—手動調低汽泵轉速—虛假水位消失—水位下降過快—MFT—開大汽泵—水位高—ETS。

（2）詳細過程：17：21實發負荷不能降，設定值為290 MW，實發負荷為297 MW，汽機主控繼續下調，致使汽壓猛升至17.2 MPa。17：22設大負荷目標值300 MW，由于汽壓偏差大（－1.2 MPa），負荷設定值閉鎖。17：23：07操作員切＃1～＃4給煤機為手動調煤量。23：22左燃料退出自動，減煤量，致使鍋爐主控退出自動，鍋爐主控切手動，協調退出，負荷設定值閉鎖消失，設定值等于目標值300 MW，致使汽機主控開大，這時蒸汽流量由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變為77 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此時由于左右水位偏差大于100 mm，汽泵保護切手動。手動調低汽泵轉速至65.8%，主蒸汽流量由940 t／h繼續增加。虛假水位逐漸消失，左右偏差小于100 mm。此時平均水位為－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，手動調大汽泵開度指令為68.8%，水位急降為－256 mm，致 MFT保護動作。手動調大汽泵開度指令為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，手動調大汽泵開度為83%。主蒸汽流量開始下降趨勢快。水位升為250 mm，致使ETS跳機保護動作。

2 控制策略分析

2.1 我廠五、六號機組協調系統的簡化邏輯分析

五、六號循環流化床鍋爐機組的汽機主控是以功率偏差PID控制邏輯，而鍋爐主控為由DEB（鍋爐蓄能）PID輸出和負荷指令為前饋疊加的結果，由于負荷前饋作用比較大，可以把其看作粗調，那么可以把這DEB看作細調。圖1為協調系統控制原理圖。

2.2 控制方式分析

與傳統的爐跟機、機跟爐、機爐協調方式不同，這2臺循環流化床采用的是汽機跟隨、鍋爐跟隨、協調控制3種控制方法。當鍋爐主控切手動、汽機主控自動時，此為汽機跟隨，這種控制方式是汽機控制負荷，手動去調節煤量以滿足負荷的需求。當鍋爐主控自動、汽機主控手動時，為鍋爐跟隨方式，鍋爐主控的輸出自動調節煤量以滿足功率的需求，而手動控制調門的開度，以調節功率。協調控制方式為最高的控制方式，汽機主控和鍋爐主控都投入自動，汽機自動調節功率，而鍋爐主控即調節煤量響應負荷的變化，關系如表1所示。

圖1 協調系統控制原理圖

表1 CFB機組協調系統控制方式

2.3 過程分析

（1）從歷史曲線可以看出，由于投高加對主汽壓力干擾過大，導致實發功率偏差大，汽壓偏差大后鍋爐主控閉鎖時間長，就會造成投煤時間長。

（2）高加投完、之前系統為了響應負荷和汽壓偏差所加的煤量、汽機主控向下調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前投的煤量過多，而是汽機主控下調過快和之前投的煤滯后產生的。

（3）虛假水位的產生是因為汽機主控開大，主蒸汽流量大，在給水流量不變的情況下，實際水位是下降的。主蒸汽流量突然變化，往往會造成虛假水位產生。發生虛假水位的時段汽包壓力曲線平直，壓力沒有變化，安全門動作的可能性不大。因為安全門動作，汽包的壓力曲線一般會出現毛刺。而且只是一側水位虛假，那是因為汽包長，鍋爐燃燒不平衡所致。

3 解決方案

3.1 改進機組運行操作

（1）不宜在滿負荷的時候投高加，建議投高加時的負荷不超過270 MW。

（2）從控制策略邏輯分析得到，當出現汽壓是由汽機主控和調門波動所致時，這種情況下不應該切除鍋爐主控自動而是切汽機主控自動為手動。這樣汽機主控切手動后，協調退出，汽壓偏差大對負荷設定值的閉鎖條件消失，設定負荷設定值，由于鍋爐主控中負荷為粗調，鍋爐主控自動將鍋爐主控下調，達到降煤量的效果。

（3）結合汽機主控和主蒸汽流量，準確判斷虛假水位。

（4）調水位，不僅要看當前的水位多少，還要判斷水位的趨勢以及趨勢的快與慢。

（5）模擬量控制與監視時，建議打開實時曲線，易觀察被調量的趨勢，進而進行控制。

3.2 完善機組控制邏輯

（1）增加汽壓偏差功率拉回邏輯。當主汽壓力目標值和實際值偏差時，限制汽機主控動作，即實現汽機主控的負荷拉回回路邏輯控制。這樣可有效地避免調門動作導致主汽壓力偏差過大的情況出現，其邏輯如圖2所示。

圖2 汽機主控增加負荷拉回邏輯

（2）增加鍋爐主控負荷閉環控制。增加負荷閉環控制，有利于克服負荷偏差過大，提高調節質量和系統的響應能力。其邏輯如圖3所示。

圖3 鍋爐主控增加負荷閉環控制邏輯

4 結語

云浮發電廠五、六號機組經過上述改造后，協調系統得到了完善，效果很好。本文希望能為相關單位和電建人員提供借鑒，避免此類事件再次發生。