熊大健

（福建省鸿山热电有限责任公司 福建泉州 362712）

0 引言

某公司配置两台600 MW 超临界抽凝供热机组，为周边工业园区的用汽企业提供工业用汽，机组供热参数分为中、低压两种，中压供汽参数：压力2.65 MPa～2.80 MPa，温度280 ℃～285 ℃；低压供汽参数：压力0.8 MPa～0.9 MPa，温度230 ℃～250 ℃，中、低压日供汽量最大达2 万t 以上。机组给水泵组配置2 台50%容量的汽动给水泵作为经常运行，1 台30%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［1］。

根据统计，公司从投产以来，95%的重要辅机故障造成机组RB 保护动作切除供热，均是因汽动给水泵组各种原因如小机伺服卡故障、伺服阀故障、汽泵组振动大、润滑油压低以及密封水温度高等导致汽泵组故障跳闸所致。上述问题如发生在机组单机供热期间，将造成全厂对外供热中断，直接影响到周边用汽企业的生产经营，将造成恶劣的社会影响和经济影响。因此，公司提出研发1 种单台汽泵跳闸电泵联启不切供热的控制方法，实现单台汽泵跳闸电泵联启少降负荷、不切供热的目标。

1 汽泵跳闸电泵联启不切供热可行性分析

（1）关于1 台汽泵与电泵并列运行是否满足供热要求分析。经过对公司电泵、汽泵运行历史参数及曲线进行分析，当1 台汽泵与电泵并列运行，机组逻辑闭锁汽泵最大转速为6 000 r/min，对应汽泵最大流量可达1 200 t/h，而电泵最大流量闭锁为600 t/h。根据此分析，1 台汽泵与电泵并列运行，最大总给水流量可达1 700 t/h～1 800 t/h，完全可以满足正常对外供热要求的最低蒸汽流量1 410 t/h 的需求。

（2）关于电泵联启并泵前高转速、高扬程小流量振动大问题分析。根据对电泵历史运行参数及振动特性进行分析，汽泵跳闸后的电泵联启并泵过程是一个快速过程。因此，电泵并泵前的高转速高扬程低流量振动只是一个暂态过程，电泵并泵前振动只会产生一个尖峰，随着电泵转速的快速上升并泵，电泵给水流量增大，电泵振动即迅速下降。

针对以上分析，制订以下2 个措施：①电泵升速时，电泵勺管指令直接给到并泵运行所对应转速，采用电泵自动升速快速并泵，不让运行人员手动并泵，即可保证电泵不在并泵前的高转速高扬程小流量工况下停留，电泵振动即可得到控制。②由于电泵并泵过程中引起的振动，是给水泵高转速高扬程小流量偏工况运行引起的振动，并不是动静摩擦引起的振动，只要快速升速越过该区间振动即迅速下降。因此，为提高汽泵跳闸电泵联启并泵成功的可靠性，适当提高电泵振动大跳闸保护动作值：电泵任一轴承振动≥7 mm/s 与任一轴承振动≥13 mm/s，延时2 s 电泵跳闸，修改为：电泵任一轴承振动10 mm/s与任一轴承振动≥15 mm/s，延时5 s 电泵跳闸。由于延时时间短只有5 s，且振动幅值增加不多，13 mm/s 增加至15 mm/s，不会对设备安全造成明显影响，可以显著提高电泵联启并泵过程中的电泵运行可靠性。

（3）关于机组供热工况下运行，当发生1 台汽泵跳闸时电泵联启不切供热，是否会造成机组负荷、供热压力、主、再热蒸汽压力、温度及过热度等参数大幅波动，是否会造成水冷壁严重超温问题分析。根据对历次单台汽泵跳闸机组RB 保护动作至300 MW 过程进行分析，机组供热工况下运行，当发生1 台汽泵跳闸，只要电泵联启能够在45 s 内实现电泵与汽泵并泵运行，维持总给水流量基本不变。此时机组负荷、供热压力、主、再热蒸汽压力、温度及过热度等运行参数，比汽泵跳闸RB保护动作减负荷至300 MW 更为稳定，锅炉更不容易发生超温现象，公司锅炉特性在400 MW 低负荷下容易发生超温现象，高负荷下较少发生超温现象。

（4）关于电泵联启是否能够在45 s 内完成并泵，电泵快速升速是否会影响电泵设备安全，电泵并泵过程是否会发生与运行汽泵的抢水问题分析。根据对电泵启动特性进行分析，电泵启动后升速时间极快，从汽泵跳闸，电泵联启升速与另一台汽泵并泵运行，整个过程约30 s 内即可完成。经与电泵厂家KSB 公司联系，电泵具备快速启动功能，不会影响电泵设备安全。

机组高负荷工况下，单台汽泵跳闸。此时另一台汽泵转速、流量均较高，电泵并泵运行后最大流量闭锁在600 t/h。因此，电泵升速并泵后不会发生因电泵出口压力过大造成汽泵憋泵压水，导致汽泵振动大保护动作跳闸的问题。

（5）关于电泵联启后勺管指令置于哪个位置才能保证电泵自动实现并泵问题分析。通过对电泵转速、出口压力、流量及勺管指令等参数特性进行分析，给出电泵联启后电热负荷与勺管开度函数曲线关系：（350 MW，45%）、（400 MW，50%）、（450 MW，60%）、（600 MW，65%）。电泵勺管根据设定的函数曲线关系自动开至指定位置，勺管指令闭锁时间5 s（5 s 内运行人员不能调整勺管指令），5 s 闭锁解除后勺管切手动控制。此时运行人员可根据电泵本体振动、水煤配比情况手动调整电泵勺管开度。

（6）关于机组供热工况下，单台汽泵跳闸电泵联启不切供热，是否会造成机组负荷、供热压力、供热蝶阀等大幅波动问题分析。供热工况下汽泵跳闸电泵联启并泵运行，锅炉负荷减至480 MW 对应负荷，此时机组主蒸汽流量总体下降较少，因此，供热压力的变化较小。为减少RB 过程中供热对电负荷的影响，将供热压力设定值自动调整为0.85 MPa，以减少供热蝶阀的调整幅度，从而减少对机组负荷的扰动。

（7）关于供热工况下，单台汽泵跳闸电泵联启不切供热时，锅炉负荷目标值如何设定问题分析。以“发电负荷叠加供热折算电负荷的电热负荷叠加值”，作为汽泵跳闸电泵联启不切供热RB 保护动作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。

2 汽泵跳闸电泵联启不切供热控制方案

2.1 改造前单台汽泵跳闸控制方案

（1）负荷≥300 MW，单台汽泵跳闸，触发给水RB 保护，切除供热，将电负荷维持在300 MW，此时，电泵联启维持25%勺管开度对应转速约2 375 r/min 再循环方式运行。

（2）电泵任一轴承振动≥7 mm/s 与任一轴承振动≥13 mm/s延时2 s，电泵振动大保护动作跳闸。

2.2 改造后单台汽泵跳闸控制方案

（1）单台汽泵跳闸后，以“发电负荷叠加供热折算电负荷的电热负荷叠加值”作为电热总负荷，作为汽泵跳闸电泵联启不切供热RB 保护动作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。

（2）当负荷在300 MW 和480 MW 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，不触发RB 保护；当电热总负荷≥480 MW 时，单台汽泵跳闸且5 s 内收到“电泵已运行”信号，电热总负荷减至480 MW（供热工况下为电热叠加负荷，维持供热运行）；单台汽泵跳闸后，如电泵5 s 内未启动成功（未收到电泵运行信号），RB 保护动作，负荷减至300 MW，供热工况下同时切除供热（即原单台汽泵跳闸RB 保护动作逻辑）。

（3）单台汽泵跳闸触发RB 保护动作后，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10 MW/s；主汽压力变化速率切换为1.5 MPa/min；取消原逻辑指令“主汽压力设定值和实际值偏差大于2 MPa 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）单台汽泵跳闸触发RB 保护动作后，按如下方式控制在运汽泵：①当电热总负荷≥480 MW 时，单台汽泵跳闸，在运汽泵指令超驰开至97%，超驰时间4 s，对应转速为5 900 r/min，给水流量1 200 t/h，指令超驰结束后在运汽泵自动投入自动控制。②当电热总负荷在300 MW 和480 MW 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2 s，对应转速5 000 r/min，给水流量1 000 t/h，指令超驰结束后在运汽泵自动投入自动控制。③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10 MW/s。

（5）单台汽泵跳闸触发RB 保护动作后，按如下方式进行电泵控制：①电泵再循环门投入自动控制；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%提升至电热负荷与勺管开度函数曲线对应值：（350 MW，45%）、（400 MW，50%）、（450 MW，60%）、（600 MW，65%），勺管指令闭锁时间5 s（5 s 内运行人员不能调整勺管指令），5 s 闭锁解除后勺管切手动控制，此时运行人员可根据电泵本体振动、水煤配比情况手动调整电泵勺管开度。②电泵提升转速过程中，如出现电泵入口压力＜1.4 MPa 或入口流量＞600 t/h，延时3 s，勺管锁定实际开度电泵保持当前转速，2 s 后释放，转为手动控制，防止电泵出现低转速大流量的恶劣工况造成电泵振动大保护动作跳闸。③将电泵振动大保护动作跳闸逻辑进行优化：电泵任一轴承振动≥7 mm/s 与任一轴承振动≥13 mm/s 延时2 s 跳闸；修改为：任一轴承振动大于10mm/s 与另一轴承振动大于15 mm/s 延迟5 s 跳闸。

（6）单台汽泵跳闸触发RB 保护动作后，按如下方式控制制粉系统：发2 s 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“15 s 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。

（7）单台汽泵跳闸触发RB 保护动作后，按如下方式控制供热压力：为减少RB 过程中供热对电负荷的影响，供热压力设定值自动调整为0.85 MPa，以减少供热蝶阀的调整幅度，从而减少对机组负荷的扰动；稳定后，可根据情况手动输入供热压力进行调节。

（8）单台汽泵跳闸后，如电泵5 s 内未启动成功（未收到电泵运行信号），RB 保护动作，负荷减至300 MW，供热工况下同时切除供热（即原单台汽泵跳闸RB 保护动作逻辑）［2］。

3 汽泵跳闸电泵联启不切供热控制方案应用情况

2014 年2 月17 日，公司2 号机组检修，1 号机组单机供热运行，1 号机电负荷493 MW，供热流量540 t/h，总给水流量1 775 t/h。10 时02 分，1B 汽泵运行中突然故障跳闸，“单台汽泵跳闸电泵联启不切供热”逻辑动作，电泵联启成功在24 s 内即完成与汽泵并泵出水，电泵升速并泵过程中振动正常，在运1A 汽泵出力同时加大。10 时04 分27 秒，给水流量按照设计值稳定在1 400 t/h 附近，电负荷473 MW，供热流量481 t/h，机组各参数趋于稳定。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”的预期目标，避免了一次全厂对外供热中断事故。

600 MW 超临界供热机组汽泵跳闸电泵联启不切供热控制方案目前已在公司机组供热运行工况下多次成功应用。该方案的成功应用，极大地提高了公司供热可靠性，为周边用汽企业提供了有力的供热保障，标志着公司全国首创研发的“600 MW 超临界抽凝供热机组汽泵跳闸电泵抢水不切供热控制方案”经历了实践检验，获得圆满成功。

4 结语

为提高公司对外供热可靠性，防止单台汽泵跳闸后，机组切除供热，造成公司对外供热中断。公司成立技术攻关组，通过对600 MW 超临界供热机组汽泵跳闸电泵联启不切供热可行性进行全面分析，创造性提出了单台汽泵跳闸电泵联启不切供热的控制方法并成功应用，显著提高了机组供热可靠性，同时降低了运行人员汽泵故障处理操作难度，具有显著的经济效益和重要的社会意义，为国内外同类型超临界供热机组汽泵跳闸逻辑优化开创了新思路。