张天海, 汤可怡, 高爱民, 殳建军, 刘娜娜

(江苏方天电力技术有限公司, 南京 211102)

高参数、大容量超超临界燃煤发电技术作为一项先进、高效、洁净的发电技术，在我国得到广泛推广和应用。随着超超临界机组的发展，参数进一步提高，当主蒸汽温度达到650～720 ℃、主蒸汽压力超过30 MPa时，采用二次再热技术，机组效率将进一步提高，可以获得更加优良的经济效益。近几年，国内已有十几台二次再热机组陆续顺利投运，各机组运行指标均达到设计要求，实现了二次再热机组高效灵活运行，这标志着我国超超临界机组正式开启了二次再热的新篇章[1-4]。

目前，在我国已投产和建设中的二次再热机组主要包括单轴1 000 MW机组、单轴660 MW机组和高低位布置的双轴1 350 MW机组[5-7]。二次再热机组汽轮机数字电液控制系统(DEH)主要以采用西门子T-3000控制系统为主，按照汽轮机控制功能模块划分，DEH主要具备以下功能：转速控制、负荷控制、主蒸汽压力控制、甩负荷功能、(超)高压排汽温度控制、温度裕度计算、阀位控制以及自动启动控制等[8]。

结合多台二次再热机组的调试情况和运行经验，受汽轮机启动参数、方式以及机组运行工况等因素影响，二次再热机组汽轮机易出现(超)高压排汽温度高现象，从而导致机组切缸运行甚至跳闸。为了避免二次再热机组汽轮机因(超)高压排汽温度高给机组正常运行带来风险，笔者通过对DEH中(超)高压排汽温度控制逻辑进行分析，并结合二次再热机组设备及运行特点，对(超)高压排汽温度控制逻辑进行协调优化研究，减小机组非计划停运的概率，为二次再热机组的安全可靠运行提供保障。

1 二次再热机组汽轮机结构特点

二次再热机组汽轮机主要为二次中间再热、单轴、五缸四排汽、凝汽式汽轮机[9]，其外形结构见图1。

1 000 MW二次再热机组汽轮机由1个单流超高压缸、1个双流高压缸、1个双流中压缸和2个双流低压缸串联布置组成，汽轮机转子的整个轴系由7根转子(5缸)和9个轴承组成。汽轮机取消调节级，采用全周进汽滑压运行方式，超高压缸进口设有2个超高压主汽阀、2个超高压调节汽阀，超高压排汽经过一次再热器再热后，通过高压缸进口的2个高压主汽阀和2个高压调节汽阀进入高压缸，高压排汽经过二次再热器再热后，通过中压缸进口的2个中压主汽阀和2个中压调节汽阀进入中压缸，中压排汽通过连通管进入2个低压缸继续做功后分别排入2个凝汽器(见图2)。

与1 000 MW二次再热机组汽轮机相比，660 MW二次再热机组汽轮机的结构布置的区别在于高压缸设计采用1个单流高压缸，同时采用了补汽阀技术，将超高压第五级后蒸汽通过汽轮机两侧补汽阀进入超高压缸[10]。

超超临界二次再热机组汽轮机结构参数见表1。

表1 二次再热汽轮机结构参数

2 (超)高压排汽温度影响因素

二次再热机组(超)高压排汽温度高，主要有以下原因：

(1) 机组启动冲转及带初负荷阶段，蒸汽流量偏低，(超)高压转子鼓风摩擦产生的热量不能被足够的蒸汽带走，导致(超)高压排汽温度升高[11]。由于鼓风摩擦损失与汽轮机转速的三次方呈正比，高转速下(超)高压排汽温度会快速上升。

(2) 机组切除高压加热器或低压加热器带负荷运行时，由于改变了汽轮机本体与回热系统的通流特性，也会导致(超)高压排汽温度升高。根据汽轮机的工作原理，级组前后压力与流量关系可用弗留格尔公式描述：

(1)

式中：qm为额定工况级组内蒸汽质量流量，kg/s；qm1为变工况级组内蒸汽质量流量，kg/s；p0为额定工况级组前压力，kPa；p01为变工况级组前压力，kPa；p2为额定工况级组后压力，kPa；p21为变工况级组后压力，kPa；T0为额定工况级组前蒸汽热力学温度，K；T01为变工况级组前蒸汽热力学温度，K。

由于温度开方后变化更小，因此可忽略蒸汽温度变化对流量的影响。当高压加热器或低压加热器切除后，蒸汽返回汽轮机做功，汽轮机内蒸汽流量增大，导致各抽汽点压力和再热器压力上升。同样负荷下再热器压力高于设计值，使得蒸汽在(超)高压缸内的焓降减小，排汽温度升高。二次再热机组调试过程中，发生过因高、低压加热器解列导致(超)高压排汽温度升高引起机组跳闸事故。

3 (超)高压排汽温度控制策略

在汽轮机启动、停机和甩负荷等任何不稳定运行过程中，蒸汽流量过低可能会使高压缸叶片鼓风摩擦产生热量；为了限制叶片的热应力和差胀，需要将高压叶片排汽区域蒸汽温度控制在允许的范围内。由于高压排汽的蒸汽温度测点一般布置在高压叶片末级区域，通常一次再热机组汽轮机DEH中采用高压缸蒸汽温度(12级后)替代高压排汽温度作为控制对象，用于汽轮机运行过程中的控制和保护[12-14]。二次再热机组汽轮机在设备上增加了1个超高压缸，因此DEH中也相应增加了超高压排汽温度控制策略。

3.1 1 000 MW汽轮机(超)高压排汽温度控制

根据汽轮机不同的启动状态，二次再热机组汽轮机采用三缸(超高压缸、高压缸、中压缸)启动和两缸(高压缸、中压缸)启动两种方式[15-16]。汽轮机在冷态、温态及热态启动时，一般采用三缸启动方式。三缸启动方式可以实现三缸同时进汽，能够保证汽轮机各缸受热均匀，有利于整个转动轴系的热应力平衡，但是往往在机组启动初期，受汽轮机进汽流量分配影响，超高压缸进汽流量较小，叶片鼓风摩擦产生的热量无法被足够的蒸汽带走，从而导致超高压排汽温度上升。为了防止超高压排汽温度异常而影响机组的正常运行，汽轮机DEH中设计了一系列复杂的控制策略，用于抑制超高压排汽温度的持续上升，保证机组设备的运行安全。

3.1.1 超高压排汽温度控制器

当超高压排汽温度上升超过一定程度时，会激活超高压排汽温度控制器，该控制器通过比例-积分PI闭环控制输出控制指令，减小中压调节汽阀开度，增大超高压调节汽阀开度，重新调整各缸进汽流量分配，从而实现降低超高压排汽温度的功能。

3.1.2 超高压缸切缸保护

超高压排汽温度控制器激活后，如果超高压排汽温度进一步上升，DEH触发超高压缸切缸逻辑，关闭超高压缸调节汽阀，超高压排汽通风阀打开，将超高压缸抽真空，由高中压缸调节汽阀控制汽轮机的进汽量。

3.1.3 汽轮机遮断保护

汽轮机切缸后，若超高压排汽温度继续上升，高于汽轮机保护定值后，就会触发汽轮机保护停机。1 000 MW二次再热机组汽轮机超高压排汽温度限值见图3。

3.2 1 000 MW汽轮机高压排汽温度控制

高压排汽温度控制策略也设置了高压排汽温度控制器、切缸保护和汽轮机遮断保护等。如果高压排汽温度过高，首先减小中压调节汽阀开度，减少中压缸的进汽量，增大高压缸的进汽量；如果高压排汽温度进一步上升，则先关闭超高压调节汽阀，打开超高压排汽通风阀，将超高压缸抽真空，保持中压调节汽阀开度不变、开大高压调节汽阀；如果高压排汽温度继续上升，则关闭高压调节汽阀，打开高压排汽通风阀，由中压调节汽阀控制汽轮机的进汽量；当高压排汽温度高于汽轮机保护定值后，就会触发汽轮机保护停机[17]。1 000 MW二次再热机组汽轮机高压排汽温度限值见图4。

3.3 660 MW汽轮机(超)高压排汽温度控制

由于660 MW二次再热机组汽轮机设计采用1个单流高压缸，在汽轮机本体设计中超高压缸平衡盘后引出一路蒸汽用来冷却高压缸平衡盘，因此其(超)高压排汽温度控制与1 000 MW二次再热机组汽轮机略有差异。当超高压缸和高压缸任一排汽温度达到切缸值时，同时触发超高压缸、高压缸切缸程序，关闭超高压、高压缸的调节汽阀，切除超高压缸和高压缸。660 MW二次再热机组汽轮机(超)高压排汽温度限值见图5。

4 (超)高压排汽温度控制策略优化

二次再热机组一般采用高、中、低三级串联旁路系统，根据旁路容量大小，设计不同的旁路系统控制策略，以实现机组点火、冲转、并网、升负荷、停机、停炉等过程中旁路系统全程自动控制。当机组并网后，随着锅炉侧燃料量的增加，各级旁路阀门逐渐关闭，并转入旁路跟随溢流模式，使旁路阀门均保持全关状态。正常情况下，随着机组负荷的上升，汽轮机蒸汽流量不断增加，汽缸叶片鼓风效应基本消除，(超)高压排汽温度基本维持在设计参数范围内。但若机组长时间维持在较低负荷或者出现供热蒸汽流量突变以及高、低压加热器系统切除等异常工况，仍会出现(超)高压排汽温度异常上升现象。由于在锅炉侧主保护(MFT)中设计包含锅炉再热器保护(见图6)，用于防止蒸汽阻塞导致再热器干烧。因此，若(超)高压排汽温度高导致汽轮机发生切缸，在各级旁路阀门关闭的情况下，将会触发蒸汽阻塞保护信号，导致锅炉MFT动作，机组跳闸。

某660 MW超超临界二次再热机组在运行过程中高压排汽温度维持在455 ℃左右。08:40:00时2号高压加热器事故检修，将高压加热器隔离后，高压排汽温度缓慢升高。09:11:00时高压排汽温度升高至460 ℃，高压排汽温度控制器动作，中压调节汽阀开度逐渐减小，高压排汽的温度和压力升高。高压排汽温度升至495 ℃，触发高压缸切缸逻辑，汽轮机超高压缸、高压缸阀门关闭，且旁路阀门全关闭，导致锅炉再热器保护丧失，锅炉MFT动作，汽轮机跳闸。

图7为高压加热器切除后高压排汽温度变化趋势图。

作为火电发电厂重要设备之一，汽轮机系统的控制除了保证自身各设备的安全经济运行外，也需要与锅炉系统及其他设备保持协调控制，保证整个机组运行的安全性和稳定性。

4.1 (超)高排温度控制器优化

西门子T-3000 DEH中，当(超)高压排汽温度上升到一定程度后，会激活(超)高压排汽温度控制器，通过一个闭环PI回路减小中压调节汽阀开度，进而减小中压缸蒸汽流量，增大(超)高压缸蒸汽流量，达到降低(超)高压排汽温度的目的。在机组冲转及带初负荷阶段，由汽轮机旁路控制主、再热蒸汽压力稳定，这种控制策略是可行的，可有效降低(超)高压排汽温度。但是在机组正常带负荷运行阶段，旁路阀门全关，(超)高压排汽温度控制器动作后，中压调节汽阀开度减小，节流损失增大，同样蒸汽流量下再热器压力升高，(超)高压缸做功能力下降，导致蒸汽焓降减小，排汽温度进一步升高，极易引起切缸及机组跳闸。

因此，可以针对西门子T-3000 DEH(超)高压排汽温度控制逻辑不合理处进行优化，负荷率大于10%后，自动退出(超)高压排汽温度控制器，防止温度控制器动作引起(超)高压排汽温度进一步升高进而导致机组切缸。

4.2 与旁路系统协调控制

二次再热机组旁路系统控制一般设计在单元机组分布式控制系统(DCS)侧，在机组启动过程中，旁路系统控制与汽轮机冲转过程相互协调，以保证锅炉和汽轮机间的能量平衡，提高机组启动效率。由于DCS与DEH分属两个独立的分散控制系统，两者间相互传输信号较少，即使对于具有超压溢流功能的100%容量旁路系统，旁路阀门全关后，当汽轮机排汽温度高触发切缸时，旁路阀门超压后开启的时间无法躲避再热器保护触发条件，仍然存在机组跳闸的风险。因此，为了减少并网后汽轮机切缸、机组跳闸的概率，从与旁路系统协调控制的角度考虑，汽轮机发生切缸后，可以将切缸信号从DEH传输到DCS旁路系统控制逻辑中，通过改变旁路系统控制模式(压力跟随溢流模式转为汽轮机冲转模式，汽轮机冲转模式下设定旁路阀门开度下限)，快速打开旁路阀门，确保蒸汽流通。

4.3 DEH切缸逻辑优化

考虑到设备成本以及功能需求，二次再热机组也会设计40%容量的旁路系统。对于这种启动旁路，在机组高负荷超过一定蒸汽流量时，旁路系统不具备超压溢流功能，这种情况下第4.2节中提出的优化策略则无法适用。由于(超)高压排汽温度上升主要出现在汽轮机启动初期汽缸进汽流量较小的工况下，当机组负荷上升，蒸汽流量超过一定量时，汽轮机汽缸有足够的进汽流量将鼓风摩擦产生的热量带走，因此可以考虑在保证设备安全(跳闸动作逻辑不变)的情况下，在汽轮机切缸动作触发条件中加入“机组已并网”或者“实际功率大于30%额定功率”等信号，适当放开对(超)高压排汽温度的限制，屏蔽汽轮机切缸逻辑，在机组出现短暂异常工况时，防止切缸动作导致运行工况更加恶劣，维持机组安全运行。

根据DEH逻辑设计，汽轮机切缸运行后，当(超)高压排汽温度恢复至正常范围后，可以通过顺控逻辑自动进行并缸。结合多台二次再热机组调试经验，在机组并网带负荷阶段，需要进行并缸的恢复操作复杂，同时长时间切缸运行也会导致汽轮机轴系振动加大，不利于机组的稳定运行。因此，在保证机组设备安全的前提下，对汽轮机切缸逻辑进行优化，能够减小由于(超)高压排汽温度异常上升触发汽轮机切缸的概率，避免异常情况下运行工况的恶化，降低机组跳闸的风险。

5 结语

二次再热火电机组结构和工艺流程复杂，因此对机组的系统控制水平要求更高。受汽轮机启动参数、方式以及机组运行工况等因素影响，二次再热机组汽轮机易出现(超)高压排汽温度高的异常现象，影响机组安全运行。笔者针对二次再热机组结构特点以及DEH原有控制策略，结合机组旁路系统容量，协调优化了汽轮机切缸逻辑，减小了由于汽轮机(超)高压排汽温度高导致机组跳闸的概率。该优化控制策略有利于机组安全稳定运行，也为后续同类型二次再热机组调试运行提供设计参考。