淮浙煤电凤台发电分公司 安徽淮南 232131
摘要： 2018年9月19日，某火电厂#3机组运行中突发3E磨煤机跳闸，机组RB动作。RB动作后，运行人员发现机组负荷指令490MW，与RB目标负荷指令不一致。且在启动3F磨煤机后，实际负荷仍在下降。运行人员投入协调控制模式后设定目标负荷指令600MW时，机组实际负荷不升反降。本文针对这一事件过程中的几个关键点进行了原因分析。
关键词：RB 负荷指令 异常
1 基本概况
某电厂#3机组为660MW超超临界火电机组锅炉为上海锅炉厂有限公司生产的SG-2009/28-M6004型超超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次中间再热、四角切圆燃烧方式、平衡通风、Π型露天布置、固态排渣、全钢架悬吊结构锅炉。锅炉燃煤用淮南烟煤。
机组设置送风机RB、引风机RB，一次风机RB，磨煤机RB、给水泵RB，高加解列RB。RB动作后，CCS方式自动撤至TF滑压方式运行，锅炉指令以预先设定的目标值和变化率快速减少，汽机主控根据预先设定的目标负荷与压力自动控制调阀开度。具体如下表：
2 事件经过
2018年9月19日11时43分34秒，3号机组运行正常，机组负荷596MW，A/B/C/D/E磨运行，总煤量251.57t/h；
11时43分36秒，3E磨液压油泵跳闸。
11时43分49秒，3E磨跳闸，11时43分51秒触发磨RB动作。11时43分52秒，机组协调撤出。
11时46分16秒，机组负荷指令540MW，实际负荷540MW，RB信号自动复位
11时46分37秒，机组负荷指令到达RB目标负荷530MW（此时机组实际负荷530MW，未校正总煤量196.5t/h。但随后负荷指令和实际负荷仍在下降。
11时49分11秒，3F磨启动，机组负荷指令490MW。11时49分29秒，总煤量达到最大值210t/h，但实际负荷仍在下降。
11时50分35秒，运行人员投入机组协调。11时50分44秒，运行人员设定目标负荷600MW（此时机组负荷上限设定为534MW，下限设定为434MW）。随后机组实际负荷逐渐下降。
11时51分35秒，机组负荷指令480MW，经一次调频修正后指令为414MW，送DEH负荷指令为414MW，机组实际负荷464.5MW。
11时52分09秒，运行人员设定机组负荷上限为650MW（11时53分55秒设定机组负荷下限为250MW），此时机组负荷指令480MW，经一次调频修正后指令为412MW，送DEH负荷指令为419MW。此时机组实际负荷降到450MW。随后负荷指令开始上升
12时10分05秒，负荷指令到达600MW，实际负荷588MW，总煤量274t/h。
12时21分20秒，负荷指令和实际负荷达到调节平衡，598MW。总煤量258.7t/h。机组恢复正常运行。
3 原因分析
3.1 3E磨煤机跳闸原因分析
由于电气原因导致3E磨液压油泵故障跳闸，触发3E磨液压油泵停运跳磨保护。3E磨跳闸，触发磨RB动作，目标负荷指令530MW。
3.2 RB后机组负荷指令与RB目标负荷指令不对应原因分析
当AGC撤出，协调投入时，负荷指令由运行人员手动输入；当协调撤出时，负荷指令跟踪实际负荷，锅炉主控指令由运行人员手动调节。由于磨RB动作，导致机组协调撤出，11时43分52秒后机组负荷指令跟踪实际负荷。磨RB动作后目标负荷指令为530MW，按锅炉主控中负荷指令对应煤量曲线计算得出530MW需要198.6t/h煤（设计煤种）。按照当天煤的发热量计算，与设计煤种相差较大。根据前几天负荷和煤量曲线观察及运行专工经验，530WM负荷需要210t/h的煤，196t/h的煤只能带490MW负荷。但由于BTU校正未投自动，且运行人员未进行手动BTU校正，也未手动调节锅炉主控指令，总燃料量保持在196t/h不变，导致实际负荷不能维持530MW，只能维持196t/h煤量所能带的负荷490MW。所以机组负荷指令也就跟着实际负荷在往下降，给运行人员造成错觉，认为RB后机组负荷指令与RB目标负荷指令不对应。实际分析RB后负荷指令动作正确。（如图2所示）
3.3 磨启动后实际负荷仍下降的原因
3F磨启动后，总煤量上升，但由于磨完的煤粉还未进入炉膛充分燃烧，所以3F磨启动后的1分钟左右时间，实际负荷仍在下降，在机组协调投入前下降到484MW。
3.4 投协调后设置目标负荷指令600MW，机组实际负荷不升反降原因
11时50分35秒，运行人员投入机组协调后，负荷闭锁增逻辑动作，负荷指令维持在480MW。11时50分44秒，运行人员设定目标负荷600MW，此时机组负荷上限设定为534MW，下限设定为434MW（投入协调前，机组负荷上下限范围为在机组实际负荷基础上±50）。由于DCS侧一次调频修正负荷指令（即一次调频量）的逻辑中有一个限幅块，限幅块的上下限为可变参数。当机组目标负荷小于机组负荷上限设定值时，一次调频量的上限为目标负荷与机组负荷上限设定值的差值，但最大不超过39.6MW；当机组目标负荷大于机组负荷上限设定值时，一次调频量的上限就会变成一个负值，一次调频量也就会输出负值，大小为目标负荷与机组负荷上限设定值的差值的绝对值（CCS侧一次调频在DEH逻辑中投入，DCS逻辑中未投，限幅块输入一直是0）。所以当运行人员投入协调后，手动设置目标负荷为600MW，而此时机组负荷上限设定为534MW，所以一次调频量的上限就变成-66MW，一次调频量输出为-66MW，相当于在目标负荷指令上减去66MW。经一次调频修正后的负荷指令为414MW，送DEH负荷指令为414MW。因此才会出现投协调后设置目标负荷指令600MW，机组实际负荷不升反降的现象。
3.5 原因归纳总结
综合以上分析，原因分析归纳如下：
（1）机组发生磨RB的直接原因为3E磨液压油泵故障跳闸。
（2）机组RB后实际负荷未维持在RB负荷指令上的直接原因为煤质与设计煤种相差较大，间接原因为运行人员未投入BTU自动。
（3）投协调后设置目标负荷指令600MW，机组实际负荷不升反降的直接原因为运行人员操作步骤有误，手动升降负荷时应先设置机组上下限，再设置目标负荷。间接原因为机组一次调频量上下限及负荷指令上下限逻辑设计不合理，需进一步优化。
4 防范措施
（1）运行部下发技术通知，在机组正常运行时投入BTU自动，如发现BTU调节异常，联系维护部热控专业处理。
（2）运行部下发技术通知，规范操作员操作习惯，在AGC未投入手动升降负荷时，设定目标负荷前需先设置好机组上下限设定值，避免出现目标负荷高于机组上限或低于机组下限的现象。
（3）联系集团技术研究人员对BTU自动调节回路进行试验调整，确保BTU自动回路可靠投入。
（4）设备部热控专业牵头组织对CCS侧一次调频量上下限及负荷指令上下限逻辑进行优化。
作者简介：
程胜林（1987年-），男，湖北黄梅，大学本科，热控班长，目前从事火力发电厂热工控制与仪表维护。
论文作者:程胜林
论文发表刊物:《当代电力文化》2019年第03期
论文发表时间:2019/6/17
标签：负荷论文; 机组论文; 指令论文; 目标论文; 下限论文; 上限论文; 人员论文; 《当代电力文化》2019年第03期论文;