摘要：国电蚌埠电厂#3机组在启动并网后带高负荷阶段，出现了机组过热度、主再热汽温异常、主蒸汽实际压力与目标压力频繁出现偏差的现象，严重影响了机组安全运行。本文通过对该机组启动阶段参数、运行操作及锅炉过热度的选取做了分析，给出了针对性优化建议和防范措施，提高了机组
运行的稳定性、安全性。
关键词：660MW；二次再热；协调控制系统；过热度；压力偏差；建议；措施
1 引言
国电蚌埠电厂3号机组（660MW）锅炉选用东方电气股份有限公司设计制造的超超临界参数变压运行直流炉，锅炉型号为:DG1785.49/32.45-II14。采用π型布置，单炉膛、二次中间再热、前后墙对冲燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢架悬吊结构、露天布置；汽机选用上海汽轮机厂引进的西门子汽轮机，型式为：超超临界、二次中间再热、单轴、五缸四排汽、凝汽式汽轮机，型号为N660-31/600/620/620。DCS系统采用了国电智深有限公司的分散控制系统。
国电蚌埠电厂3号机组在2019年07月22日和2019年09月27日分别出现了机组并网后加负荷阶段分离器出口温度显示不准确，过热度异常、主蒸汽实际压力与目标压力频繁出现偏差等运行参数大幅波动事件，影响了机组的安全运行。
2 事件经过简介
2019年09月27日19:00#3机组AGC模式，AGC指令433MW，机组实际负荷433MW，机组正常接带负荷。锅炉给水流量1176t/h，总煤量166t/h，主蒸汽压力20.47MPa，过热度64℃，汽水分离器出口温度1/2/3/分别为439.9℃/439.7℃/441.3℃。此时过热器二级减温水A\B侧均无减温水，主蒸汽温度最高593℃；一再和二再A\B侧均无减温水，一再温度最高599℃，二再温度最高592℃。运行人员采取提高过热度、调整锅炉总风量、调整锅炉尾部三烟道挡板、调整各运行磨煤机煤量（改变火焰中心）、改变燃烧器二次风开度等方法对主再热汽温进行调整，主再热汽温仍不见好转。
19:06 #3机组执行AGC指令加负荷至466MW，加负荷过程中主蒸汽压力20.49MPa时负荷控制中心目标压力已达21.48MPa（压力欠压0.99MPa），汽轮机1号超高调和2号超高调开度分别由43.6%\43.6%开至78.7%\78.8%,1号和2号补气阀分别开至13.8%和14.2%。随后主蒸汽实际压力与目标压力匹配后汽轮机1号和2号补气阀关闭，1号超高调和2号超高调由78.7%\78.8%关小至42.6%\42.8%。
19:34 #3机组负荷408MW，#3炉主汽温度、一再\二再汽温仍不见好转，过热度65℃（机组正常运行53℃左右），主蒸汽压力与目标压力频繁出现偏差。运行人员判断#3机组协调系统跟踪性能差，解除机组AGC，将机组控制方式切至BASE，手动调整机组参数。20:10 #3机组手动加负荷至448MW，各项参数稳定，投入机组CCS、投入AGC。锅炉过热度恢复至55℃，汽温恢复正常（主蒸汽温度603℃，一再温度620℃，二再温度610℃）。
3 协调控制系统异常原因分析
3.1 国电蚌埠电厂3号机组过热度异常分析
国电蚌埠电厂3号机组在2019年07月22日并网后加负荷阶段出现过一次分离器出口温度显示不准确，过热度持续下降，水煤比严重失调，机组协调系统异常的事件。此次#3机组发生异常的现象是协调系统异常，过热度偏高。虽然两次过热度方向相反，但根本原因还是由于汽水分离器出口温度异常造成。下面对造成汽水分离器出口温度异常的原因进行分析总结：
（1）机组干湿态转化不够平稳，存在干湿态反复现象
如上图所示，#3机组在并网过干湿态时储水箱溢流调门关闭较早，导致储水罐液位（红色曲线）波动较大，从而导致过热度波动较大（蓝色曲线），锅炉干湿态转化出现反复，从而对汽水分离器出口温度点（绿色曲线）影响较大，从而为汽水分离器出口温度点失真、协调系统异常埋下了隐患。
（2）储水罐水位调节阀暖管管路的影响
储水罐水位调节阀暖管管路是指从省煤器出口连接管上引出的到储水罐水位调节阀暖阀的管路，暖阀后的水经储水罐，由储水罐上的管接头接到过热器二级减温水管路上。布置此管路的主要目的是对储水罐水位调节阀及储水罐至储水罐水位调节阀管道进行暖管，以防止储水罐水位调节阀及储水罐至储水罐水位调节阀管道出现热冲击对阀门和管道产生疲劳伤害。
《国电蚌埠电厂项目二期工程 2×660MW超超临界二次再热燃煤锅炉运行说明书》中明确规定“在锅炉启动过程中，储水罐水位调节阀暖管管路必须在锅炉实现直流转换、储水罐水位调节阀完全关闭后才允许启用，此管路设计流量约为 1.2t/h。在锅炉正常运行过程中应确保储水罐水位调节阀暖管管路正常投入使用。”
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通过图一和图二可知，#3机组开机过程，储水罐水位调节阀暖管电动门（红色曲线）在机组并网前已打开投运，并且在机组正常运行时储水罐至过热器二级减温水管路上未投运，储水罐内可能有低水位余水或暖管过来的水（省煤器出口温度较低的水）。锅炉启动阶段，特别是快速启动过程中，负荷压力大幅快速波动可能会出现“闪蒸”。即使没有“闪蒸”，也有可能少量蒸汽从储水罐上部进入分离器出口管道从而影响汽水分离器出口温度。
（3）协调系统中过热度的计算
经与东锅厂沟通，协调系统中计算过热度的温度点应该取自上部水冷壁出口混合集箱（总管）上的温度测点，而我厂现在计算过热度时所取温度点来自汽水分离器出口的温度测点。
3.2 国电蚌埠电厂3号机组1、2超高压调门和补气阀异常分析
2019年09月27日19:06 #3机组执行AGC指令加负荷至466MW，加负荷过程中主蒸汽压力20.49MPa时负荷控制中心目标压力已达21.48MPa（压力欠压0.99MPa），汽轮机1号超高调和2号超高调开度分别由43.6%\43.6%开至78.7%\78.8%,1号和2号补气阀分别开至13.8%和14.2%。随后主蒸汽实际压力与目标压力匹配后汽轮机1号和2号补气阀关闭，1号超高调和2号超高调由78.7%\78.8%关小至42.6%\42.8%。
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如上图，#3机组17:06加负荷过程中#3机组1、2超高压调门开度分别由43.6%\43.6%开至78.7%\78.8%,1号和2号补气阀分别开至13.8%和14.2%。主要原因为加负荷过程中主蒸汽实际压力比负荷控制中心目标压力欠压0.99MPa，与此同时，机组一次调频动作，为维持机组负荷，超高压调门开至最大后仍无法满足负荷，从而导致补气阀开启。
4 协调控制系统暴露的问题及整改建议
4.1 暴露的问题
（1）分离器出口温度测点可靠性不高，易受分离器内部工质干扰，易出现失真情况，从而影响过热度，影响机组协调；
（2）锅炉过干湿态过程储水箱溢流关闭较早，关闭后导致储水罐水位上涨，过热度出现后又消失，干湿态反复，从而到最后分离器出口温度波动较大；
（3）储水罐水位调节阀暖管管路未能按照锅炉运行说明书的要求进行投运，负荷压力大幅快速波动可能会出现“闪蒸”。即使没有“闪蒸”，也有可能少量蒸汽从储水罐上部进入分离器出口管道，导致该处温度测量值偏低。
（4）机组在加负荷期间对主蒸汽压力与目标压力偏差大未能引起足够重视，对一次调频关注力度不够，运行人员调整不够及时，从而导致加负荷期间1、2超高压调门全开，同时补气阀也开启的事件发生。
4.2 整改建议
（1）机组并网后，加煤加水加负荷的操作要同步并且平稳的进行，控制锅炉升温升压速率，干湿态转换过程操作要平稳，防止干湿态反复的情况发生；
（2）严密监视储水箱液位，关闭储水箱溢流调门的同时要适当减少锅炉给水量，防止储水箱液位高从而影响汽水分离器出口温度；
（3）积极与东锅厂沟通，根据说明书要求，正确投运储水罐水位调节阀暖管管路和储水罐至过热器二级减温水管路；
（4）认真研究锅炉过热度逻辑，我厂过热度计算中的温度测点采用上部水冷壁出口混合集箱（总管）上的温度测点；
（5）机组加负荷期间加强对主蒸汽压力与目标压力偏差的重视，提高一次调频关注力度，及时关注1、2超高压调门和补气阀的开度。当补气阀开启时，严密监视大机振动情况；
（6）机组并网后快速加负荷阶段，运行人员加强对汽水系统监视，及时关注协调系统是否跟踪正常，提高参数敏感度。
5 总结
通过以上分析，机组机组开机时储水罐水位调节阀暖管管路投 运时间、锅炉过干湿态转化过程、锅炉过热度温度点的选取 等原因都影响到了机组协调控制系统。在接下来 3 号机组启 动和运行期间需进一步对机组参数进行跟踪，分析机组协调 系统是否合理完善，确保锅炉和汽轮机既能适应电网负荷变 化的需要，又能保持安全、稳定、经济运行。此次 3 号机组 协调控制系统异常事件的分析和解决，对国内同类型机组具有广泛的借鉴意义和警示作用。
9参考文献
[1] 国电蚌埠电厂项目二期工程 2×660MW 超超临界二次再 热燃煤锅炉运行说明书；
[2] 国电蚌埠电厂项目二期工程 2×660MW 超超临界机组集 控运行规程；
[3] 张磊 李广华．锅炉设备与运行［Ｍ］．北京：中国电 力出版社，2007．
作者简介：孙凯亮；男；（1986-04）学历：大学本科；中级工程师；主要从事发电厂集控运行工作，现任国电蚌埠发电有限公司运行部单元长；研究方向:火电厂集控运行