600MW超临界机组深度调峰热工控制系统约束条件及对策

600MW 超临界机组深度调峰热工控制系
统约束条件及对策
摘要：为适应碳达峰、碳中和目标下燃煤机组的发展趋势，通过研究 QB 厂600MW 机组深度调峰至 30%额定负荷下热工控制系统对机组安全运行的限制及保
护等条件，提出了针对性的解决对策，为同类型机组深度调峰工况的安全运行提
供了有益借鉴。

关键词：深度调峰；热工控制；限制；保护；安全
1热控技术对超临界火电机组深度调峰的约束与保护
1.1协调控制系统的负荷区间限制
QB 厂600MW 超临界机组协调控制系统通常针对50%额定负荷以上负荷区间，在 50%额定负荷以下以启停机控制为主，协调投用的最低负荷为 300MW。

当机组
运行过程中负荷低于 50%额定负荷以下时，控制对象特性会发生较大变化，主
要运行参数以及设备都接近于正常调节范围的下限，调节、安全裕度较小，存在
协调控制系统调节品质差、AGC 响应速度慢、一次调频性能差、燃烧不稳定等问题。

在低负荷工况时，机组被控过程的动态特性变化显著。

煤质、燃烧稳定性、
电网调度指令的频繁变化等各种扰动因素叠加时，采用常规PID 和并行前馈的控
制策略有时难以有效控制，需要针对深度调峰工况进行逻辑优化。

1.2大负荷区间主、再热汽温控制
深度调峰工况下，给水量、燃料量、减温水、协调等回路因为调节对象特性
相比中高负荷工况差异明显，过热汽温控制品质不能满足自动连续运行要求，负
荷稳定时汽温控制一般，在变负荷时，主汽温控制偏差较大，有时主汽温控制的
较低，影响机组经济性，需要做出针对性的逻辑优化。

再热汽温控制采用尾部烟道挡板调整，再热烟气挡板控制无法投入自动，运
行人员手动操作量大，且再热汽温波动较大。

有时再热汽温控制的很低，影响机
组经济性。

由于配煤不均，燃料量波动大，频繁开关锅炉尾部烟道挡板，造成再
热汽温波动大。

1.3脱硝排放控制系统
脱硝喷氨控制控制无法投入自动，运行人员手动操作量大，且烟囱入口 NOx 浓度波动较大，存在超标风险。

另外，NOx 浓度测量存在测点少、延迟长等特点，动态过程中极易造成控制回路振荡发散，值班员监盘时工作量大，存在过度喷氨
的现象，加剧空预器、烟冷器的堵塞程度。

深度调峰时，此问题更严重，因此，
解决延时的喷氨控制非常关键。

1.4低负荷下炉膛失去全部火焰保护
QB 厂 600MW 超临界机组“失去全部火焰”保护设置为：有燃料运行的状态下，且火检全部失去。

有燃料运行情况下：1、任一磨煤机合闸状态；2、点火油
枪投运数量不小于三对；3、A、B、D 层任一启动油运行；4、小油枪 3 支及以
上投运；四个条件任一条件满足延时 60s。

火检全部失去：A、B、D 层启动枪无
火检，A、B、C、D、E、F 层煤火检信号无火｛层火检为四取三｝，且[（汽轮机
无跳闸信号且汽机转速≥100）或（A、B、C、D、E 点火油和小油枪均无火检信号），两个条件满足任意一个。

机组深度调峰时，锅炉维持三台磨或四台磨运行时均不触发“失去全部火焰”保护，但油枪火检会存在偷火现象，锅炉燃烧不稳濒临灭火时投入油枪助燃时，
该保护不触发但存在造成灭火放炮风险。

1.5汽泵最小流量保护设置
当给水泵转速大于 2000rpm 时，低于泵最小流量曲线自动定值；当给水泵
转速小于 2000rpm 时且再循环调门开度小于 8%时，低于随泵最小流量曲线自动
定值与再循环调门阀位反馈小于 8%；当给水泵转速小于 2000rpm 时且再循环调
门开度不大于 80%时，汽泵流量小于260t/h 与再循环调门阀位反馈小于 80%，
以上任一条件满足时，触发汽泵最小流量保护。

深度调峰过程中，机组两台汽泵并列运行时，汽泵流量均在低值运行，极易
触发汽泵最小流量保护。

1.6深度调峰时磨煤机启动条件设置
磨煤机启动条件中“点火能量满足”项目设置逻辑机组启动时首先投入F 磨
煤机：F1、F2、F3、F4 小油枪同时运行；磨煤机试转开关投入；机组负荷大于198MW，以上任一条件若满足则磨煤机“点火能量满足” 条件。

其余磨煤机：
机组处于少油模式且F 给煤机运行；喷燃器对应层四支点火油枪投入且四支
启动油枪均未投入（C、E 磨无启动油枪）；磨煤机试转开关投入；机组负荷大
于 198MW，以上任一条件满足则磨煤机“点火能量满足”条件。

机组深度调峰至 240MW 或更低负荷时，若发生断煤、堵煤等异常时机组负
荷滑落至 198MW 以下，或者深度调峰至 198MW 以下时，按照正常启磨操作，
由于磨煤机“点火能量满足”条件不满足，则无法启动该磨。

当投入点火油枪时，若某一支点火枪异常无法投入，相应条件不满足，仍然无法启动磨煤机。

1.7一次风机跳闸RB 逻辑设置
目前，QB 厂 600MW 超临界机组一次风机 RB 跳闸逻辑中设置：在 MCS 方
式 RB 投入情况下，机组负荷大于 350MW 情况下，任一一次风机跳闸，煤层不
少于 4 层运行时，无延时跳闸 C 磨，延时 3S 跳闸 E 磨，延时 6S 跳闸 D 磨；FSSS 情况下，负荷大于 300MW 时，任一一次风机跳闸，同样触发 RB，跳闸磨
顺序同 MCS 方式下 RB。

煤层运行条件：对应给煤机运行。

目前，锅炉一次风机采用两级动叶可调轴流式风机，随着入炉煤质的日益下降，锅炉在 300MW 负荷入炉总煤量在 120-150t/h 是常态，低负荷或深度调峰
时需运行四台磨，且一次风机经过改造后能满足单台一次风机供四台磨煤机通风
需求。

若锅炉正在执行磨煤机扰动操作或给煤机堵、断煤时，此时发生 6KV 风
机跳闸故障触发 RB，最终锅炉留下 2 台或 3 台磨运行，严重时会发生只剩 1
台磨运行的极端情况，在当前煤质情况下，锅炉稳燃将面临巨大挑战。

1.8锅炉 361 阀开启闭锁条件361 阀开启条件：
高、低背压凝汽器压力不高于 130KPa 即可，但需要将 361 阀设为自动模式，方可手动开启 361 阀。

机组处于中高负荷区间，分离器压力太大，361 阀
至凝汽器排汽电动门前后压差太大，无法开启。

即使开启后，开启 361 阀后高
压蒸汽进入凝汽器扩容器，易造成巨大的热冲击。

1.9高、低压旁路逻辑设置高旁逻辑：
强制关闭条件：机组负荷大于 90MW、给水泵全停（汽动给水泵转数高于
2000rpm 且出口门未关，定义为汽泵运行；电泵电机开关合闸定义为电泵运行）。

高旁出口温度高于350℃、高旁减温水压力低于6MPa、汽机低压旁路强制关闭。

当高旁减温水自动未投，高旁出口温度测点故障，高压旁路控制强制手动操作。

低高旁逻辑：
强制关闭条件：机组负荷大于 150MW、低压旁路出口温度大于250℃、凝汽
器压力高于 16.7kPa。

下列条件任意满足低压旁路强制手动：低压旁路减温水自
动未投，汽机再热热断压力测点故障。

当机组深度调峰时，若需要通过开启高、低旁配合时，需满足机组负荷小于
等于 90MW 等条件。

2超临界火电机组深度调峰时热控技术的优化与改进
2.1INFIT 系统参与协调、汽温、NOx 排放控制
QB 厂在 600MW 超临界机组在 AGC、协调、汽温、脱硝控制系统采用 INFIT 系统，该系统针对负荷升降速率低、关键参数波动大及系统不能很好适应煤种变
化等实际问题，通过有机融合预测控制技术、神经网络学习技术及自适应控制
技术而设计研发。

经过调试及完善，机组的 AGC、协调、汽温、脱硝控制系统稳态和动态性能均有了明显的提高。

2.2避免“炉膛失去全部火焰保护”动作举措
发生火检闪烁时宜投入同层三只以上小油枪或点火油枪运行稳燃，不影响该保护动作。

投枪时间应把握好，锅炉濒临灭火时严禁投枪。

2.3优化汽泵切除、投入控制
机组深度调峰至 40%额定负荷时，选择将一台汽泵再循环门部分开启，保证两台汽泵流量远高于汽泵最小流量曲线自动定值；调峰至30%额定负荷时，选择将一台汽泵再循环门完全开启，关闭汽泵出口门，旋转备用。

待调峰结束时，将该汽泵并入系统。

2.4磨煤机启动条件优化
将磨煤机启动条件中点火能量满足条件中“机组负荷大于198MW”改为“机组负荷大于100MW”，满足机组调峰至 30-40%额定负荷的启磨要求。

2.5一次风机跳闸RB 逻辑优化
改进锅炉一次风机跳闸 RB 逻辑，将一次风机跳闸 RB 逻辑改为：煤层运行≥5 与一次风机跳闸，保证机组深度调峰期间若一次风机出现故障锅炉扰动尽量轻微，提高锅炉燃烧稳定性。

2.6锅炉 361 阀控制策略
机组深度调峰至 180MW 以下时，锅炉进入湿态，将 361 阀设为自动模式，手动开启 361 阀，将水循环排入凝汽器，保证分离器后部汽水系统正常运行。

2.7高、低压旁路控制优化
机组深度调峰时，根据需要，修改高低旁强制关闭条件，通过开启高、低旁增大锅炉燃烧率，保证锅炉稳燃，配合机组调峰。

3结语
600MW 超临界机组进行深度调峰时，需要对热工控制技术进行梳理，分析其对机组安全、经济、环保排放等方面的影响。

通过对 QB 厂 600MW 超临界机组热控系统的优化改进，经过实践，机组可具备 30%额定负荷以上安全稳定运行，对同类型机组参与深度调峰具有借鉴意义。

参考文献：
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