CN104214760B - 600mw超临界抽凝发电供热机组单台汽泵跳闸电泵联启不切供热的控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开一种600MW超临界抽凝发电供热机组单台汽泵跳闸电泵联启不切供热的控制方法，本发明的发电供热机组在汽泵跳闸后，运行中的汽泵、电泵、汽机调门、制粉系统等设备均正确动作，给水流量稳定在1400t/h、机组电负荷473MW、供热流量481t/h，各参数趋于稳定，实现了单台汽泵跳闸后，机组少减负荷甚至不减负荷，不切除供热的效果，避免了一次全厂对外供热中断的事故，极大地提高了电厂对外供热的可靠性，为当地周边的工业热用户提供了有力的保障，具有良好的社会效益和经济效益。

Description

600MW超临界抽凝发电供热机组单台汽泵跳闸电泵联启不切供热的控制方法

技术领域

本发明属于热电技术领域，具体涉及一种600MW超临界抽凝发电供热机组单台汽泵跳闸电泵联启不切供热的控制方法。

背景技术

现有超临界火力发电供热单元机组主要是由锅炉、汽轮机、磨煤机、送风机、引风机、一次风机、空气预热器以及给水泵组等设备构成，本机组给水泵组配置两台50％容量的汽动给水泵作为经常运行，一台30%BMCR容量的电动调速给水泵作为机组启动和汽动给水泵故障时的备用泵。其通过锅炉燃烧燃料加热给水，产生过热蒸汽，该蒸汽进入汽轮机，驱动汽轮机转动，带动发电机发电，同时从汽轮机中间合适压力部分抽出部分蒸汽向周围供热用户提供热源。两台并列单位机组运行模式分为单机供热和双机联合供热，当处于双机联合供热模式下，两台机组供热蒸汽经减温减压后连接至供热母管对外联合供汽，两台机组母管中间设置联络门。机组为泉州石狮市祥芝、鸿山、锦尚沿海三镇的印染企业提供工业用热，额定工业抽汽量为600t/h，最大抽汽量为900t/h，两台机组额定供汽量可达1300t/h。两台机组先后于2010年和2011年投产，供热量保持在600t/h以上，日均供热量约15000t。

如上所述，该超临界发电供热机组时刻均需要为热用户供热，电热负荷高，当重要辅机发生故障时，将影响到机组出力，特别是单机供热模式下，全厂热负荷仅由一台机组供给，当供热机组发生单台汽泵跳闸的工况，将会发生机组RB动作减负荷至300MW同时切除供热，从而造成全厂对外供热中断的事故，严重影响到周边企业的生产运营，造成恶劣的经济和社会影响。

发明内容

本发明所要解决的技术问题便是针对上述现有技术的不足，提供一种600MW超临界抽凝发电供热机组单台汽泵跳闸电泵联启不切供热的控制方法，它能够在供热机组单台汽泵跳闸后，自动控制电泵联启抢水，维持机组总给水流量满足供热负荷要求，从而保证供热不会中断，提高了电厂对外供热的可靠性。

本发明所采用的技术方案是：一种600MW超临界抽凝发电供热机组单台汽泵跳闸电泵联启不切供热的控制方法，单台汽泵跳闸触发RB后，进行如下调整:

a、以“电泵已运行”信号作为判断电泵是否启动运行的判据；

b、以“发电负荷叠加供热折算电负荷的电热负荷叠加值”作为汽泵跳闸后RB目标负荷的判断依据，其中供热折算电负荷含中压、低压蒸汽两部分；

c、电泵勺管开度的控制方案采用超驰控制方式，当汽泵跳闸后，勺管指令由25%提升至负荷对应值，勺管指令闭锁时间为5s，闭锁解除后勺管手动控制，其中电热负荷与勺管开度函数曲线为：（350MW，45%）、（400MW，50%）、（450mw,60%）、(600MW,65%)；

d、收到“电泵已运行”信号，投入制粉系统自动控制，含煤主控自动控制、给煤机自动控制和磨冷热风门自动控制；

e、供热未切除工况下，供热压力设定值设为0.85Mpa；

f、在运汽泵和电泵并列运行正常后，RB复位。

作为优选，单台汽泵RB触发后按下列方式运行：

a、单台汽泵跳闸后，以当前电负荷叠加供热负荷是否超过480MW，作为RB后目标负荷设定值的判断依据；

b、当电热总负荷≥480MW时，单台汽泵跳闸、且5s内收到“电泵已运行”信号，电热总负荷减至480MW（供热工况下为电热叠加负荷，维持供热运行）；否则电热总负荷减至300MW，供热工况下同时切除供热；

c、当电热总负荷在300MW和480MW之间时，单台汽泵跳闸、且5s内收到“电泵已运行”信号，目标负荷维持在当前负荷。

作为优选，单台汽泵跳闸触发RB后，协调控制系统按如下逻辑调整：机组CCS控制系统由协调控制状态切换为TF控制方式，自动投入汽机主控自动控制，主汽压力设定曲线为普通的RB曲线；负荷变化率限速率切换为10MW/s；主汽压力变化速率切换为1.5Mpa/min；取消原逻辑命令“主汽压力设定值和实际值偏差大于2MPa时，切除汽机主控自动的逻辑”和“汽机调门指令禁增的限制”。

作为优选，单台汽泵跳闸触发RB后，按如下方式进行在运汽泵控制：

a、当电热总负荷≥480MW时，单台汽泵跳闸，在运汽泵指令超驰开至97%，超驰时间4s，对应转速为5900r/min，给水流量1200t/h，指令速率设有一阶惯性环节，滞后时间为0.04min，指令超驰结束后在运汽泵自动投入自动控制；

b、当电热总负荷在300MW和480MW之间时，单台汽泵跳闸，在运汽泵指令超驰开至76.5%，超驰时间2s，对应转速5000r/min，给水流量1000t/h，指令速率设有一阶惯性环节，滞后时间为0.04min，指令超驰结束后在运汽泵自动投入自动控制；

c、给水控制始终处于自动状态，给水控制的公用指令变化速率为10MW/s；

d、修改在运汽泵控制指令为：两个扫描周期之间的汽泵转速指令偏差大于1000r/min退出遥控；

e、修改在运汽泵控制指令为：汽泵给定转速和实际转速偏差大于10000r/min退出遥控；在锅炉报警页面出现RB报警提示，在汽机报警页面中增加转速反馈和指令偏差大于500r/min的报警提示。

f、修改在运汽泵控制指令为：汽泵转速指令和反馈>1500r/min退出遥控。

作为优选，单台汽泵跳闸触发RB后，按如下方式进行电泵控制：电泵再循环门自动投入自动控制；当勺管在向上开启过程中出现电泵入口压力<1.4MPa或入口流量>600t/h，延时3s，勺管锁定实际开度，2s后释放，转为手动控制；电泵振动跳闸保护为一个轴承振动大于15mm/s，且另一轴承振动大于10mm/s，延迟5s触发。

作为优选，收到“电泵已运行”信号，RB目标负荷为480MW或者保持300～480MW负荷时，增加是否触发跳磨的判断逻辑：当磨煤机运行台数>4台，且（实际给煤量-目标给煤量）/给煤机投自动台数>15t/h，机组触发跳磨程序；当磨煤机不联锁跳闸时，解除原燃料主控逻辑中RB发生时闭锁减逻辑，总煤量指令按照原300MWRB逻辑的思路采用电负荷叠加热负荷的函数生成。

作为优选，按如下方式进行制粉系统控制：将所有在运给煤机、磨煤机的冷风门和热风门、煤主控投入自动控制，同时锅炉主控投入自动控制；取消原逻辑命令“15s内闭锁煤主控输出的逻辑，使煤主控输出减煤更加迅速”。

作为优选，按如下方式进行供热压力控制：手动输入供热压力，设定供热压力值上下限分别为0.8MPa和1.0Mpa。

本发明的有益效果在于：本发明的发电供热机组在单台汽泵跳闸后，运行中的汽泵、电泵、汽机调门、制粉系统等设备通过自动控制，使得发电负荷、供热负荷、主汽压、给水流量、炉膛负压等重要参数平稳过渡，实现了单台汽泵跳闸后，机组少减负荷甚至不减负荷，不切除供热的效果，避免了对外供热中断的事故的发生，极大地提高了电厂对外供热的可靠性，为当地周边的工业热用户提供了有力的保障，具有良好的社会效益和经济效益。

附图说明

图1为本发明主汽压调节回路曲线图；

图2为本发明锅炉主控输出曲线图；

图3为本发明给水输出曲线图。

具体实施方式

下面将结合附图及具体实施例对本发明作进一步详细说明。

本发明提供一种600MW超临界抽凝发电供热机组单台汽泵跳闸电泵联启不切供热的控制方法，当单台汽泵跳闸后，机组少减负荷甚至不减负荷，不切除供热的效果，避免对外供热中断的事故的发生，极大地提高了电厂对外供热的可靠性。

前期应具备的条件如下：

1、模拟量控制系统，如机组协调控制系统、燃烧控制系统、给水控制系统、负压控制系统、风量控制系统、温度控制系统和其他辅助控制系统等均已正常投用，并经过相应的定值扰动和负荷变动试验，调节品质达到《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程》（DL/T657—2006）要求。

2、机组功率控制方式为协调方式，各种协调运行方式（如机跟炉、炉跟机、协调方式）已投运正常，并已进行过负荷变动试验。运行方式的切换已经过考验，能手动或自动进行无扰切换；采用滑压运行的机组还应确认滑压参数是否合理、正确，滑压运行控制功能能满足运行的需要。

3、汽机数字式电液调节系统（DEH）已投用，功能正常，能在汽机从启动、暖机、升速、并网、增减负荷、停机过程中实现操作员自动、遥控和手动等控制功能。

4、主机及辅机设备的联锁保护功能处于正常投入状态。

5、厂用电快切功能试验完成，在试验前切换至启备变工作；检查确认机组跳闸后的保安电源、直流系统均能自动投入，事故应急柴油发电机能处于备用状态。

具体控制方法如下：

当电泵在5s内启动成功，机组协调控制系统发出“电泵已运行”信号，故本发明中以收到“电泵已运行”信号作为判断电泵是否启动运行的判据，以“发电负荷叠加供热折算电负荷的电热负荷叠加值”作为汽泵跳闸后RB目标负荷的判断依据，其中供热折算电负荷含中压、低压蒸汽两部分。

发生汽泵RB前，电泵处于热备状态：即油泵运行，其出口电动门和入口电动门均开启状态，电泵勺管开度为25%（具体开度根据调试情况再确定），电泵再循环阀自动控制，电泵再循环阀动作曲线根据电泵振动情况优化；两台汽泵均为运行状态，单台汽泵跳闸，触发汽泵RB；

当收到“电泵已运行”信号时，即电泵5s内启动成功，进行如下调整：

1、以当前电负荷叠加供热负荷是否超过480MW，作为RB后目标负荷设定值的判断依据；当电热总负荷≥480MW时，电热总负荷减至480MW（供热工况下为电热叠加负荷，维持供热运行）；当电热总负荷在300MW和480MW之间时，负荷维持在当前负荷；

2、投入制粉系统自动控制，含煤主控自动控制、给煤机自动控制和磨冷热风门自动控制；

3、按如下方式进行电泵控制：电泵勺管指令由原来的25%提升至电热负荷对应值，勺管指令闭锁时间为5s，闭锁解除后勺管手动控制，其中电热负荷与勺管开度函数曲线为：（350MW，45%）、（400MW，50%）、（450mw,60%）、(600MW,65%)；电泵再循环门自动投入自动控制；当勺管在向上开启过程中出现电泵入口压力<1.4MPa或入口流量>600t/h，延时3s，勺管锁定实际开度，2s后释放，转为手动控制；电泵振动跳闸保护为一个轴承振动大于15mm/s，且另一轴承振动大于10mm/s，延迟5s触发；

4、按如下方式进行在运汽泵控制：

a、当电热总负荷≥480MW时，单台汽泵跳闸，在运汽泵指令超驰开至97%，超驰时间4s，对应转速为5900r/min，给水流量1200t/h，指令速率设有一阶惯性环节，滞后时间为0.04min，指令超驰结束后在运汽泵自动投入自动控制；

b、当电热总负荷在300MW和480MW之间时，单台汽泵跳闸，在运汽泵指令超驰开至76.5%，超驰时间2s，对应转速5000r/min，给水流量1000t/h，指令速率设有一阶惯性环节，滞后时间为0.04min，指令超驰结束后在运汽泵自动投入自动控制；

c、给水控制始终处于自动状态，给水控制的公用指令变化速率为10MW/s；

d、修改在运汽泵控制指令为：两个扫描周期之间的汽泵转速指令偏差大于1000r/min退出遥控；

e、修改在运汽泵控制指令为：汽泵给定转速和实际转速偏差大于10000r/min退出遥控；在汽机报警页面中增加转速反馈和指令偏差大于500r/min的报警提示。

f、修改在运汽泵控制指令为：汽泵转速指令和反馈>1500r/min退出遥控。

5、RB电热总负荷为480MW或者保持300～480MW负荷时，增加是否触发跳磨的判断逻辑：当磨煤机运行台数>4台，且（实际给煤量-目标给煤量）/给煤机投自动台数>15t/h，机组触发跳磨程序；当磨煤机不联锁跳闸时，解除原燃料主控逻辑中RB发生时闭锁减逻辑，总煤量指令按照原300MWRB逻辑的思路采用电负荷叠加热负荷的函数生成；

6、协调控制系统按如下逻辑调整：机组CCS控制系统由协调控制状态切换为TF控制方式，自动投入汽机主控自动控制，主汽压力设定曲线为普通的RB曲线；负荷变化率限速率切换为10MW/s；主汽压力变化速率切换为1.5Mpa/min；取消原逻辑命令“主汽压力设定值和实际值偏差大于2MPa时，切除汽机主控自动的逻辑”和“汽机调门指令禁增的限制”；

7、对制粉系统控制：发2s脉冲，将所有运行状态的给煤机、磨煤机的冷风门和热风门、煤主控投入自动控制，同时锅炉主控投入自动控制，取消原逻辑命令“15s内闭锁煤主控输出的逻辑，使煤主控输出减煤更加迅速”，不跳磨煤机；

8、对供热压力控制：为减少RB过程中供热对电负荷的影响，供热压力设定值调整为0.85Mpa，以减少供热蝶阀的调整幅度，从而减少对机组负荷的扰动；手动输入供热压力，设定供热压力值上下限分别为0.8MPa和1.0Mpa；

9、当电泵在5s内未启动成功（未收到电泵运行信号），负荷减至300MW，供热工况下同时切除供热，触发300MW汽泵RB后，在锅炉报警页面出现RB报警提示。

以下对汽泵RB过程进行详细分析：

试验前，5台磨煤机运行，5台给煤机运行，2台汽泵运行，2台送风机运行，2台引风机运行，2台一次风机运行，机组电负荷492.8MW，供热流量484t/h，折算成的电负荷141MW，电热负荷合计633MW。汽泵A转速5581r/min，另一台汽泵B转速5567r/min，总给水流量1775t/h。

如附图1所示，10:02:37，汽泵B跳闸触发RB，汽机调门开度从92%关小至86%，主汽压力偏差最大为1.5Mpa。

如附图2所示，给水流量10:02:37最大为1778t/h，10:02:46减小至1030t/h，RB过程中主蒸汽和再热蒸汽温度均未超温，个别水冷壁温度出现超温现象；总燃料10:02:47最大为为246t/h，10:03:03迅速减小至196t/h，16s内减少50t；过热度从17度最高上升至36.8度；负压从-65Pa开始，最低下降至-403Pa。

如附图3所示，在运汽泵A目标指令在3s内（一阶惯性的延迟时间）目标转速超驰升至5895r/min（设定值为5900r/min），给定转速经过22s，由5613r/min升至5895r/min，实际升速率为每分钟为769r/min，电泵10:02:40联锁启动成功，电泵的液耦开度从10:02:43开始，在3s内由25%迅速开至65%，10:03:01，电泵出口流量达到最大，为672t/h。

单台汽泵跳闸后，在运汽泵、电泵、汽机调门、制粉系统等设备均正确运作。触发汽泵RB110s后，给水流量已稳定在1400t/h，机组电负荷473MW，供热流量481t/h，各参数趋于稳定。成功实现了“单台汽泵跳闸后，机组少减负荷甚至不减负荷，不切除供热”的目标，避免了全厂对外供热中断的事故。本发明的技术方案当单台汽泵跳闸后，电泵联启，自动完成迅速减少煤量、抢水并将机组负荷尽快减少到目标负荷附近，减轻运行人员在事故抢救时的操作，保证机组及供热安全可靠运行，极大地提高了电厂对外供热的可靠性，具有良好的社会效益和经济效益。

以上所述，仅为本发明较佳实施例而已，故不能以此限定本发明实施的范围，即依本发明申请专利范围及说明书内容所作的等效变化与修饰，皆应仍属本发明专利涵盖的范围内。

Claims (8)

1.一种600MW超临界抽凝发电供热机组单台汽泵跳闸电泵联启不切供热的控制方法，其特征在于：单台汽泵跳闸触发RB后，进行如下调整:

a、以“电泵已运行”信号作为判断电泵是否启动运行的判据；

b、以“发电负荷叠加供热折算电负荷的电热负荷叠加值”作为汽泵跳闸后RB目标负荷的判断依据，其中供热折算电负荷含中压、低压蒸汽两部分；

c、电泵勺管开度的控制方案采用超驰控制方式，当汽泵跳闸后，勺管指令由25%提升至负荷对应值，勺管指令闭锁时间为5s，闭锁解除后勺管手动控制，其中电热负荷与勺管开度函数曲线为：（350MW，45%）、（400MW，50%）、（450mw,60%）、(600MW,65%)；

d、收到“电泵已运行”信号，投入制粉系统自动控制，含煤主控自动控制、给煤机自动控制和磨冷热风门自动控制；

e、供热未切除工况下，供热压力设定值设为0.85Mpa；

f、在运汽泵和电泵并列运行正常后，RB复位。

2.根据权利要求1所述的600MW超临界抽凝发电供热机组单台汽泵跳闸电泵联启不切供热的控制方法，其特征在于：单台汽泵RB触发后按下列方式运行：

a、单台汽泵跳闸后，以当前电负荷叠加供热负荷是否超过480MW，作为RB后目标负荷设定值的判断依据；

b、当电热总负荷≥480MW时，单台汽泵跳闸、且5s内收到“电泵已运行”信号，电热总负荷减至480MW，供热工况下为电热叠加负荷，维持供热运行；否则电热总负荷减至300MW，供热工况下同时切除供热；

c、当电热总负荷在300MW和480MW之间时，单台汽泵跳闸、且5s内收到“电泵已运行”信号，目标负荷维持在当前负荷。

3.根据权利要求1所述的600MW超临界抽凝发电供热机组单台汽泵跳闸电泵联启不切供热的控制方法，其特征在于：单台汽泵跳闸触发RB后，协调控制系统按如下逻辑调整：机组CCS控制系统由协调控制状态切换为TF控制方式，自动投入汽机主控自动控制，主汽压力设定曲线为普通的RB曲线；负荷变化率限速率切换为10MW/s；主汽压力变化速率切换为1.5Mpa/min；取消原逻辑命令“主汽压力设定值和实际值偏差大于2MPa时，切除汽机主控自动的逻辑”和“汽机调门指令禁增的限制”。

4.根据权利要求1所述的600MW超临界抽凝发电供热机组单台汽泵跳闸电泵联启不切供热的控制方法，其特征在于：单台汽泵跳闸触发RB后，按如下方式进行在运汽泵控制：

a、当电热总负荷≥480MW时，单台汽泵跳闸，在运汽泵指令超驰开至97%，超驰时间4s，对应转速为5900r/min，给水流量1200t/h，指令速率设有一阶惯性环节，滞后时间为0.04min，指令超驰结束后在运汽泵自动投入自动控制；

b、当电热总负荷在300MW和480MW之间时，单台汽泵跳闸，在运汽泵指令超驰开至76.5%，超驰时间2s，对应转速5000r/min，给水流量1000t/h，指令速率设有一阶惯性环节，滞后时间为0.04min，指令超驰结束后在运汽泵自动投入自动控制；

c、给水控制始终处于自动状态，给水控制的公用指令变化速率为10MW/s；

d、修改在运汽泵控制指令为：两个扫描周期之间的汽泵转速指令偏差大于1000r/min退出遥控；

e、修改在运汽泵控制指令为：汽泵给定转速和实际转速偏差大于10000r/min退出遥控；在锅炉报警页面出现RB报警提示，在汽机报警页面中增加转速反馈和指令偏差大于500r/min的报警提示；

f、修改在运汽泵控制指令为：汽泵转速指令和反馈>1500r/min退出遥控。

5.根据权利要求1所述的600MW超临界抽凝发电供热机组单台汽泵跳闸电泵联启不切供热的控制方法，其特征在于：单台汽泵跳闸触发RB后，按如下方式进行电泵控制：电泵再循环门自动投入自动控制；当勺管在向上开启过程中出现电泵入口压力<1.4MPa或入口流量>600t/h，延时3s，勺管锁定实际开度，2s后释放，转为手动控制；电泵振动跳闸保护为一个轴承振动大于15mm/s，且另一轴承振动大于10mm/s，延迟5s触发。

6.根据权利要求1所述的600MW超临界抽凝发电供热机组单台汽泵跳闸电泵联启不切供热的控制方法，其特征在于：收到“电泵已运行”信号，RB目标负荷为480MW或者保持300～480MW负荷时，增加是否触发跳磨的判断逻辑：当磨煤机运行台数>4台，且（实际给煤量-目标给煤量）/给煤机投自动台数>15t/h，机组触发跳磨程序；当磨煤机不联锁跳闸时，解除原燃料主控逻辑中RB发生时闭锁减逻辑，总煤量指令按照原300MWRB逻辑的思路采用电负荷叠加热负荷的函数生成。

7.根据权利要求1所述的600MW超临界抽凝发电供热机组单台汽泵跳闸电泵联启不切供热的控制方法，其特征在于：按如下方式进行制粉系统控制：将所有在运给煤机、磨煤机的冷风门和热风门、煤主控投入自动控制，同时锅炉主控投入自动控制；取消原逻辑命令“15s内闭锁煤主控输出的逻辑，使煤主控输出减煤更加迅速”。

8.根据权利要求1所述的600MW超临界抽凝发电供热机组单台汽泵跳闸电泵联启不切供热的控制方法，其特征在于：按如下方式进行供热压力控制：手动输入供热压力，设定供热压力值上下限分别为0.8MPa和1.0Mpa。