张祖哲 朱锋杰
摘 要：目前我国的燃煤机组越发向大容量超临界方向发展，超临界火力发电机组运行过程中各个参数的变化相对于负荷指令存在一定延迟，燃料、给水变化时呈现不同的时间特性，某公司国产350MW超临界机组，在NOx含量调整过程中，触发风煤交叉限制功能，燃料指令快速下降，同时电负荷快速下降，小机汽源供应不足，最终引起主给水流量波动。该文分析事件发生原因，针对故障中发生的问题，提出了处理及防范措施。
关键词：NOx含量调整 风煤交叉限制 小机汽源 主给水流量
1 设备概况
某公司3号机组为350MW超临界机组。锅炉由上海锅炉厂有限公司设计，型号为SG-1193/25.4-M4419。汽轮机采用上海汽轮机厂生产的CZK350-24.2/0.4/566/566型超临界、一次中间再热、抽汽凝汽式汽轮机。给水系统采用单元制，配置2台50%容量汽动给水泵。DCS由南京国电南自美卓控制系统有限公司生产的maxDNA分散控制系统。
2 给水流量波动检查情况
2.1 逻辑检查
（1）给水流量低低保护触发条件为给水流量低于336.4 t/h，延时15s。事件时热工保护动作正确。
（2）燃料指令逻辑由总风量-燃料函数输出值和锅炉主控指令低选后形成最终的燃料指令，具体见表1。
（3）DEH中调门函数。检查DEH流量总指令与中压调门指令相关逻辑，确认DEH流量总指令先按照1∶0.255进行折算，然后减去并网时刻中调门流量指令记忆值，形成FDEM流量指令，FDEM流量指令先按照1∶3进行折算，再减去汽机转速2850r/min时中调门流量指令记忆值，经过表2函数转换后得到最终的中调门开度指令。中调门关闭到最小值时的DEH流量总指令为147.76MW，折算后流量指令为37.67%，事件前汽机转速2850r/min和并网时刻中调门流量记忆值之和为9.37%，因此推算出当时的FDEM指令为28.3%，中调门指令约为25%。
（4）汽泵再循环门作为保障汽泵最小流量的设备，当汽泵入口流量低于150t/h时，超驰开到100%。
2.2 事件前送风机动叶操作记录
事件发生前，在22：44：22～23：00：42期间，操作人员连续降低A/B送风机的动叶指令。
2.3 事件前燃料指令变化趋势
事件前操作人员连续降低A/B送风机动叶指令，双侧动叶指令由18%下降到0%，导致总风量由845t/h降低到625t/h，在风/煤交叉限制作用下，燃料指令由155t/h降低到95t/h，主汽压力由20.05MPa降低到16.6MPa。
2.4 事件前给水流量变化趋势
22：59：43，A、B汽泵由自动控制方式相继切换为手动控制方式，此时负荷216MW，给水流量754t/h，过热度8.5℃，随着负荷及过热度持续降低的变化趋势，给水流量也持续降低。
23：02：26，给水流量降至低点，随后上升，此时负荷176 MW，给水流量405t/h，过热度8.5℃。
23：03：18，给水流量在上升过程中，突然出现剧烈摆动，瞬时最小值为426t/h，瞬时最大值为632t/h，之后急剧下降。
23：03：49，主给水流量从181t/h瞬间掉至0t/h。
2.5 事件前汽泵主要参数变化趋势
事件前，小机进汽流量在17～18t/h持续稳定，23：03：15 小机进汽流量突然在0～15t/h之间发生急剧波动，随后A、B小机转速、主给水压力等参数也发生了变化，具体如下。
时间：23：03：36～23：03：59（23：04：00停机）。
发电机功率：从147～150MW，变化不大。
中调1开度：从24.9%～24.9%，无变化。
小机进汽流量：从0～15t/h，频繁剧烈变化。
A汽泵转速：从4102～3293r/min，之后迅速下降。
A小机调阀开度：从53.45%～83.29%，迅速上升。
B汽泵转速：从4107～2158r/min，之后迅速下降。
B小机调阀开度：从50.89%～70.4%，迅速上升。
主给水压力：从19.2～18.1MPa，迅速下降。
3 给水流量波动分析
（1）操作人员为了降低脱硫出口的NOx浓度，连续减少A/B动叶的开度，由18%降到0%，导致总风量连续降低。
（2）机组负荷波动，燃烧调整较为频繁，导致入口NOx浓度波动比较大，脱硝喷氨控制及反应存在滞后性，调整不及时;SCR反应器入口烟温偏低，较低的烟温一方面会限制催化剂活性的发挥，另一方面会加剧硫酸氢氨的形成与析出，加快催化剂的活性衰减速率;结合之前的应急支撑报告，脱硝催化剂使用时间接近设计使用寿命，催化剂活性可能较低，难以保证脱硝装置的安全、稳定、环保运行;催化剂性能可能部分失效，导致目前无法通过调整喷氨流量来控制SCR反应器出口NOx浓度，只能通过燃烧调整，降低SCR反应器入口NOx浓度，进而保证SCR反应器出口NOx浓度达标;事发前1hTF方式运行，机组处于降负荷阶段，喷氨量已处于最大开度，煤量波动较大，导致各参数波动较大、脱硝出口NOx浓度出现超标情况。
4 暴露的主要问题
（1）操作人员不了解风/煤交叉限制功能，在连续降低总风量的时候，不熟悉燃料指令的联动结果。
（2）操作人员未及时有效地进行脱硝系统调整，对事件的预判性不够。
（3）操作人员减风操作速度过快、不严谨、幅度过大，对可能触发的相关协调和保护逻辑缺乏预见性。
（4）事件预想工作不佳，事件处理可适当调整偏置的方式、尽量不要切除自动调整，手动控制方式更不利于维持机组稳定。
（5）在控制方式、方法方面，当机组发生异常情况时，调整方式、处置方法不恰当。在手动调节给水流量方面，应根据汽泵的供水特性摸索出相关经验。
5 处理及防范措施
（1）根据事件的整个过程，应对催化剂性能进行检测，全面掌握脱硝系统的运行状况;同时加强操作人员对事故的预判性，减少NOx超标排放;提高低氮燃烧器NOx指标的控制方法以及脱硝喷氨优化调整的方法，保证脱硝系统安全可靠运行。
（2）事件工况下，当DEH总流量指令低于180MW时，建议切除DEH遥控方式，维持汽机高压调门和中压调门开度不变，防止中调门关小影响小机供汽压力的稳定。待工况稳定后，且DEH总流量指令大于200MW时再投入DEH遥控方式。
（3）在机组负荷升、降过程中，可根据负荷的实际情况及时对主蒸汽压力进行调整，使主汽参数与实际负荷量相匹配。
（4）加强操作人员对异常情况的操作培训，运行调整要早调整、及时调整、多次小幅度调整，不宜大幅快速调整。
参考文献
[1] 孙文燕.600MW超临界机组协调控制系统研究与优化[D].福州大学，2017.
[2] 何庆镭.超临界机组汽温控制策略的研究[D].华北电力大学（北京），2009.
[3] 曾祥卓.超臨界机组低负荷时给水流量波动的原因及处理[J].湖北电力，2007（5）：51-52.
