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1000MW发电机组配置抽汽背压式给水泵汽轮机甩负荷过程分析及优化建议

来源：化拓教育网

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１０００ＭＷ发电机组配置抽汽背压式给水泵汽轮机甩负荷过程分析及优化建议

文／伍家炜　姜殿冬

０　　引言

甩负荷试验是检验火力发电机组调节系统动态特性的重要试验，也是防止发生超速事故的措施。试验不仅考核汽轮机调节系统的动态特性，还可以检验各配套辅机及相关系统设计对甩负荷工况的适应性。

热器。其中，汽轮机高压缸抽汽供1号高压加热器；汽轮机高压缸排汽供2号高压加热器；BEST汽轮机抽汽供给3号、4号高压加热器和除氧器，排汽至6号低压加热器（三抽一排），汽量多余溢流至7号低压加热器，如果排汽量不足则从中压缸抽汽作为补汽；B低压缸抽汽供7号低压加热器；A低压缸抽汽供8号低压加热器；B低压缸排汽供9号低压加热器；A低压缸排汽供10号低压加热器。详见图1所示。

机组设置一套100%BMCR（锅炉最大连续蒸发量）高压旁路系统和65%BMCR低压旁路系统。高压旁路系统(由4×25%BMCR阀组成),该旁路替代过热器安全阀，又作为主汽压力调节阀，俗称2×32.5%BMCR阀组成，另配100%再热器安全阀。

１　　机组设备概况

某新建1000MW燃煤发电机组，配置型号为SG-3093/29.3-M7009锅炉，参数为超超临界、变压直流炉、切圆燃烧方式、固态排渣、单炉膛、一次再热、平衡通风、全封闭布置、全钢构架、全悬吊п型结构，采用等离子点火装置进行点火及低负荷稳燃。再热汽温主要通过尾部烟气挡板、燃烧器摆动、过量空气系数控制等调节方式来实现，并配置中速辊式磨煤机冷一次风正压直吹式制粉系统。每台锅炉配置6台ZGM123G-II磨煤机，正常工况下5台运行1台备用，由下而上分别为A、B、C、D、E、F层燃烧器。

其汽轮机为超超临界、一次中间再热、四缸、四排汽、单轴、双背压、凝汽式，型号为N1000-28/600/620，采用先进的双机回热系统。每台机组配置1台100%容量的汽动给水泵组（小机为抽汽背压式给水泵汽轮机，英文全称为back pressure extraction steam turbine，简称BEST汽轮机）。热力循环采用十级回热抽汽系统，设有4台四级高压加热器、1台除氧器、5台低压加

其过热蒸汽采用二级喷水减温及煤水比控制方式调温，“三用阀”系统。低压旁路容量为65%BMCR，由

图1 某机组热力循环系统

10月31日23:56:10机组开始进行甩50%负荷，

11月01日00:05:41稳定参数重新并网，过程参数详见表1，过程参数趋势变化见图2。

表1 某机组甩50%负荷过程参数

计算总给水流

负荷/

时间点/S煤量（t/量（t/

h）h）

T+0T+12T+39T+62T+132T+173T+571

过热度

/℃323231.732.330.615.17.4

主汽压/再热汽压/高旁阀开低旁阀开1 号/2号再热器安MPaMPa度/%度/%全阀开度/%15.717.816.916.113.812.910.5

3.083.073.803.775.215.433.30

018.434.340.736.132.827.4

416.953.6.20.549.750.1

0.8/0.40.8/0.40.8/0.40.8/0.432.3/032.5/0

1.0/0.2

50000000并网

183.8183.8184.2168.2122.8122.8131.3

1426108014621354140811851126

图2 某机组甩50%负荷变化趋势

动作12S，主汽压力升高2.08MPa后达到17.8MPa，高旁阀开大至18%，低旁阀开大至16.9%，煤量保持不变、再热器压力未变，给水流量减少346t/h后达到1080t/h，高旁阀继续开大趋势。

动作39S，给水流量波动2次后受控，煤量开始减少，高旁阀开度至34.3%并继续增大，低旁阀开度至53.5%并继续增大。

动作62S，给水流量1354t/h，煤量减至168.2t/h，高旁阀开度至最高值40.7%，低旁阀开度至最高值.2%，因低旁阀后温度高，保护快关低旁，再热器安全阀随即自动开启泄压。

动作132S，煤量减至122.8t/h，给水流量逐渐降低，高旁阀逐渐关小。

动作173S，煤量保持122.8t/h，给水流量至1185 t/h并继续下降，过热度下降至15℃，高旁阀关小至32.8%，低旁阀重新开启至49.7%，再热器安全阀关闭。

动作571S，稳定参数重新并网，给水流量1126 t/h左右，过热度下降至7.4℃，主汽压力为10.5MPa，再热汽压力为3.30MPa，高旁阀开度为27.4%，低旁阀开度为50.1%。并网前操作逐渐增加煤量，并网后高旁、低旁逐渐关闭。

３　　甩５０％负荷优化建议

（1）低旁设计容量为65%BMCR，应能满足50%负荷流量，但开至最高值.2%后，因低旁阀

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后温度高保护快关。建议：1)检查低旁阀后温度点设计位置是否合理；2）检查低旁阀减温水喷嘴是否有堵；3）提高凝结水压力，增大减温水流量。

（2）甩50%负荷前，机组控制方式在TF（turbine follow,汽机跟踪），锅炉主控在手动，燃料主控在自动，给水流量在自动，总风量控制在自动，高、低旁路在自动。倒计时10秒时即开始减少给煤量，锅炉主控目标值约40% （给煤量约140t/h），给水、总风量、旁路阀开度等参数自动跟踪调整。

（3）甩负荷动作后，低旁阀开度增大至50%且

再热器压力仍有升高趋势时，应视情况手动控制再热器安全阀打开泄压。

（4）甩负荷动作后，注意水煤比参数控制，给水控制尽可能维持自动状态，保持磨煤机运行数量不变，给煤量操作逐渐减少即可。

４　　甩１００％负荷过程分析

11月01日18:01:53机组开始进行甩100%负荷，18:05:05给水流量低低保护主燃烧跳闸（MFT）动作，联跳主机、小机，过程参数详见表2，过程参数趋势变化见图3。

表2 某机组甩100%负荷过程参数

计算总给水流

负荷/

时间点/S煤量（t/量（t/

h）h）

T+0T+4T+12T+70T+170T+193

过热度

/℃41.941.941.939.410.59.9

主汽压/再热汽压/高旁阀开低旁阀开1号/2号再热器安MPaMPa度/%度/%全阀开度/%27.529.528.025.124.523.8

6.086.16 6.754.774.8.49

044.682.934.722.715.3

0.512.723.50.70.550.2

0.6/0.10.6/0.196.5/106.296.5/106.296.5/106.2

0.6/0.1

100000000

334.7329.1315.5210.1141.0141.0

2652262921245914911.0

图3 某机组甩100%负荷变化趋势

动作前8秒，手动急停第一台磨（E磨）。动作前3秒，手动急停第二台磨（D磨）。动作后4秒，给水流量自动跟踪给煤量下降，主汽压力升至最高值29.5MPa，高旁阀快开，手动急停第三台磨（C磨）。

动作后7秒，高旁阀全开至99%后开始关小。动作后12秒，再热器压力升至最高值6.75MPa，

同时再热器安全阀自动全开。

动作后19秒，低旁阀开至最高值86%后开始关小。

动作后50秒，因低旁阀后温度高，低旁阀保护快关。（此时过、再热汽压力下降趋势，高、低压旁路阀关小趋势）

动作后70秒，给水流量2459t/h，计算给煤量

动作后75秒，低旁阀重新打开至50%，开启72秒后，因低旁阀后温度高，低旁阀再次保护快关。

动作后163秒，过热汽温度由596℃降至542℃，降温幅度54.2℃；再热器温度由591℃降至535℃，降温幅度56℃。主、再热汽温下降过快，超过10min下降＜50℃的规定。

动作后170秒，给煤量140 t/h，给水流量减至1490 t/h，运行人员将给水控制切手动，又把汽泵再循环开至30%，造成汽泵出口压力快速下降，给水流量急速下降。

动作后193秒，18:05:05，给水流量低低，MFT保护动作，联跳主机、小机。

热汽温变化趋势，再进一步通过手动方式减少锅炉主控指令，最终目标值约40% （给煤量约140t/h），给水流量约1080t/h，逐步调整主汽压力10.5MPa，再热汽压力3.3MPa，稳定参数重新并网。

（6）本次试验甩100%负荷动作后193秒，因给水流量低低保护MFT动作，但实际在甩负荷动作后163秒，过热汽温度由596℃降至542℃，降温幅度54.2℃；再热器温度由591℃降至535℃，降温幅度56℃。主、再热汽温下降过快，速率超过50℃/10min，按照“二十五项反措”规定，应手动打闸停机。若锅炉没有MFT动作，继续运行，很可能造成汽轮机进冷汽。

（7）为了减少主、再热汽温下降速度，建议优化手动急停磨煤机的台次。建议选择底层A磨煤机为第一台手动急停的磨，选择B磨煤机为第二台手动急停的磨，保留上层C、D、E磨煤机运行。

（8）机组采用BEST小机配置，3、4号高压加热器、除氧器加热由小机抽汽供汽，6号低压加热器由小机排汽混合集箱供汽，实际与主机不相关。建议甩负荷时强制解除发电机解列或者汽轮机跳闸联锁解列3、4号高加汽侧及除氧器供汽和6号低加汽侧保护，维持BEST小机带抽汽运行，避免甩负荷动作中小机抽汽中断时输出至给水的功率增加，造成给水流量下降速度慢，引起主汽压力下降速度慢、高低旁路阀开度大和水煤比大等问题。同时，维持BEST小机带抽汽运行可减少给水温度下降幅度，有利于汽温的控制。但需注意的是，由于7、8号低压加热器切除，应控制6号低压加热器温升，必要时可关小6号低压加热器进汽电动阀。

本机组采用创新双机回热系统和创新设计的3抽1排汽BEST小机配置，从本次实际甩100%负荷情况看，动作后46秒高旁阀后温度最高升至473.2℃，动作后193秒小机进汽温度最高升至414.7℃，证明满负荷时主机跳闸，高旁快开，冷再温度虽然升高，但不会造成小机进汽温度升高超过限值（425℃），趋势变化见图4。

综上分析，通过优化逻辑设计，如取消发电机解列或者汽轮机跳闸联锁解列3、4号高加汽侧及除氧器供汽和6号低加汽侧以及汽轮机跳闸联跳BEST小

５　　甩１００％负荷优化建议

（1）甩100%负荷前，机组控制方式在TF，锅炉主控在手动，燃料主控在自动，给水流量在自动，总风量控制在自动，高、低旁路在自动。锅炉主控最终目标值约40% （给煤量约140t/h），给水、总风量、旁路阀开度等参数自动跟踪调整。实际甩负荷动作后4秒，主汽压力仅飞升2MPa，高压旁路的容量和给水流量自动控制下降的速度满足一次系统不会超压。为保证水煤比不失调过大，应控制给煤量减少的速度。建议手动急停第二台磨的时间改为甩负荷动作时同步，并且保持3台磨运行，不停运第三台磨。

（2）甩100%负荷动作后，即检查再热器安全阀自动全开，建议全开可切手动，后续视再热器压力变化情况再投入自动方式。

（3）建议凝结水工频运行或保持变频在50HZ工况运行，保证足够凝结水压力。

（4）甩100%负荷动作后，即检查低旁阀自动打开，建议开度至60%切手动，监视低旁后温度变化，视情况可关小低旁阀开度。

（5）给水流量控制应保持在自动控制方式。手动急停两台磨煤机后，先维持另外三台磨煤机出力不变，当给水流量逐渐下降，水煤比合适后，视主、再

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机保护，同时优化相关自动控制功能，热力系统可满足机组快速甩负荷并带厂用电运行（fast cut back,简

称FCB）功能。电气系统也进行相应的改造后，本机组可实现FCB功能。

图4 某机组甩100%负荷高旁阀后及小机进汽温度变化趋势

６　　结论

通过对机组甩负荷试验过程及设备特点的分析，采取优化措施后，可实现机组100%甩负荷时锅炉不灭火，使机组快速恢复并网；采取优化相关自动控制功能，电气系统进行相应的改造后，该机组具备实现FCB的能力。

【作者简介】

伍家炜（1981—），男，工程师，本科，任职于广州粤能电力科技开发有限公司，主要研究方向为大型电站机组启动调试；姜殿冬（1967—），男，工程师，本科，任职于广东宝丽华电力有限公司，主要研究方向为发电厂安全生产和技术管理。

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