1、快速減負(fù)荷功能
快速減負(fù)荷(RB)功能是機組協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)(CCS)的重要功能之一，是一種對大型機組工況突變的保護(hù)控制功能。當(dāng)機組某些重要輔機跳閘，鍋爐等有關(guān)設(shè)備不能維持較高負(fù)荷運行時，根據(jù)協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)RB邏輯功能，快速將機組負(fù)荷降至規(guī)定負(fù)荷，并且保持機組運行參數(shù)在安全穩(wěn)定范圍內(nèi)，以避免造成設(shè)備損壞或使機組故障停運。RB功能的實現(xiàn)及正常投入，為機組的安全，穩(wěn)定運行和減少非計劃停運提供了保障。
某電廠因摻燒煤種變化大，RB功能一直未正常投運，重要輔機跳閘后，由運行人員手動投油助燃、啟停相應(yīng)輔機和進(jìn)行相應(yīng)參數(shù)的調(diào)整。由于處理過程中短時間內(nèi)需操作、調(diào)整多個設(shè)備及參數(shù)，運行人員處于高度緊張狀態(tài)，有時因處理不及時或處理方法不當(dāng)引起主要參數(shù)超限、主機保護(hù)系統(tǒng)動作、機組跳閘。近段時間內(nèi)輔機不穩(wěn)定運行情況嚴(yán)重威脅著機組的安全，從保護(hù)機組安全運行角度，亟待完善RB功能。在2008年輔機的多次跳閘中，有3次因RB功能不能滿足當(dāng)前工況而造成非正常停機。經(jīng)過對事故的分析總結(jié)，提出RB功能優(yōu)化方案，于2008年10月在2號機組臨時檢修中對控制邏輯進(jìn)行優(yōu)化修改，并在機組啟動后進(jìn)行60%、80%和90% MCR的工況試驗。
2、RB控制邏輯
根據(jù)機組運行控制特點，結(jié)合重要輔機跳閘事故預(yù)案、運行規(guī)程，將RB邏輯設(shè)計成以下4種異常工況，即單臺引風(fēng)機跳閘、單臺送風(fēng)機跳閘、單臺一次風(fēng)機跳閘和單臺汽動給水泵跳閘情況下機組出力限制及處理。
2.1送風(fēng)機RB
(1)負(fù)荷400 MW以上，2臺運行中任一臺送風(fēng)機跳閘，觸發(fā)RB動作。
(2)“送風(fēng)機跳閘”報警，“送風(fēng)機RB”報警。
(3) SCS執(zhí)行程序，關(guān)閉跳閘送風(fēng)機出口風(fēng)門檔板。
(4)風(fēng)煙MCS執(zhí)行程序：
①跳閘送風(fēng)機動葉指令超弛為0，反饋小于4%時釋放超弛指令。
②處于運行工況下的送、引風(fēng)調(diào)節(jié)保持自動狀態(tài)，送風(fēng)調(diào)節(jié)由定壓方式無擾切換為滑壓方式（壓力設(shè)定由負(fù)荷一風(fēng)壓曲線給出），引風(fēng)調(diào)節(jié)保持不變；引風(fēng)機電流大于額定電流時其動葉保持定位，送風(fēng)機電流大于額定電流時送風(fēng)機動葉保持定位。
③RB時閉鎖偏差大跳手動。
(5) BMS按預(yù)定邏輯完成切除磨煤機、投油工作：
①4臺磨煤機運行時，切D磨煤機，關(guān)PC閥，按順序投底層4支油槍（間隔12 s投一支）。
②3臺磨煤機運行不切磨，按順序投底層油槍（4支）。
(6) RB后，底運行層的負(fù)荷風(fēng)控制切為“手動”，其余運行層保留“自動”，總?cè)剂习匆欢ǖ乃俾蕼p至目標(biāo)負(fù)荷350 MW對應(yīng)的燃料量值（目標(biāo)燃料量根據(jù)當(dāng)前燃料量計算出）。
(7) RB后，機組從AGC或CCS控制方式切換為以TF(汽輪機跟隨)方式，進(jìn)行機調(diào)壓控制，主汽壓按一定的速率降到目標(biāo)值（壓力設(shè)定值由實際負(fù)荷~壓力曲線給出）。
(8) RB過程中汽輪機主控閉增。
(9) RB結(jié)束后汽輪機主控由自動切至手動方式。
2.2引風(fēng)機RB
(1)負(fù)荷450 MW以上，2臺運行中任一臺引風(fēng)機跳閘，觸發(fā)RB動作。
(2)“引風(fēng)機跳閘”報警，“引風(fēng)機RB”報警。
(3) SCS執(zhí)行程序：
①關(guān)閉跳閘引風(fēng)機進(jìn)、出口風(fēng)門檔板。
②聯(lián)跳同側(cè)送風(fēng)機，并關(guān)閉該送風(fēng)機出口擋板。
(4)風(fēng)煙MCS執(zhí)行程序：
①跳閘送、引風(fēng)機動葉指令超弛為O，反饋小于4%時釋放超弛指令。
以下同2.1節(jié)中(4)②③、(5)～(9)項（略）。
2.3 一次風(fēng)機RB
(1)負(fù)荷380 MW以上，2臺運行中任一臺一次風(fēng)機跳閘，觸發(fā)RB動作。
(2)“一次風(fēng)機跳閘”報警，“一次風(fēng)機RB”報警。
(3) SCS執(zhí)行程序：
①關(guān)閉跳閘一次風(fēng)機出口風(fēng)門檔板。
②聯(lián)關(guān)空氣預(yù)熱器進(jìn)、出口一次風(fēng)門檔板。
③聯(lián)關(guān)同側(cè)冷一次風(fēng)擋板。
(4)風(fēng)煙MCS執(zhí)行程序：
①跳閘一次風(fēng)機動葉指令超弛為O，反饋小于4%時釋放超弛指令。
②處于運行工況下的一次風(fēng)壓調(diào)節(jié)保持自動狀態(tài)，一次風(fēng)機電流大于額定電流時一次風(fēng)機動葉保持。
③RB時閉鎖偏差大跳手動。
以下同2.1節(jié)中(5)～(9)項（略）。
2.4汽動給水泵RB
(1)負(fù)荷320 MW以上，2臺運行中任一臺汽動給水泵跳閘，觸發(fā)RB動作。
(2)“汽動給水泵跳閘”報警，“汽動給水泵RB”報警。
(3) SCS執(zhí)行程序：聯(lián)動啟動電動給水泵，2s后勺管開至20%（并泵由運行人員操作）。
(4) BMS按預(yù)定邏輯完成切除磨煤機工作：
①4臺磨煤機運行時，切D磨煤機，關(guān)PC閥，不投油槍，運行人員根據(jù)火檢情況自行投油槍。
②3臺磨煤機運行不切除磨煤機。
(5) RB后，底運行層的負(fù)荷風(fēng)控制切為“手動”，其余運行層保留“自動”，總?cè)剂习匆欢ǖ乃俾蕼p至目標(biāo)負(fù)荷300 MW對應(yīng)的燃料量值（目標(biāo)燃料量根據(jù)當(dāng)前燃料量計算出）。
以下同2.1節(jié)中(7)～(9)項（略）。
3、試驗過程及分析
根據(jù)試驗方案，對每種工況RB都進(jìn)行60%、80%、90% MCR的工況試驗，并對試驗數(shù)據(jù)進(jìn)行分析。本文只對90%MCR工況試驗數(shù)據(jù)進(jìn)行分析。
3.1送風(fēng)機RB試驗
負(fù)荷550 MW穩(wěn)定運行，4臺磨煤機、2臺送風(fēng)機、2臺引風(fēng)機、2臺一次風(fēng)機運行、2臺汽動給水泵運行。機組運行方式為CCS方式，除氧器水位，凝汽器水位，一、二級過熱器汽溫，磨煤機負(fù)荷風(fēng)，送、引風(fēng)機，一次風(fēng)等控制系統(tǒng)均投入“自動”，且調(diào)節(jié)正常。
然后投入送風(fēng)機RB功能，操作員手動停運2B送風(fēng)機后，送風(fēng)機RB動作，執(zhí)行SCS、MCS、BMS管理程序，待機組各運行參數(shù)穩(wěn)定后，操作員復(fù)位RB，控制方式自動切為基本方式，整個過程歷時近15 min，調(diào)整各相關(guān)參數(shù)，并重新啟動跳閘的送風(fēng)機，恢復(fù)機組負(fù)荷。送風(fēng)機RB前及復(fù)位時主要運行參數(shù)見表1。
3.2引風(fēng)機RB試驗
試驗時負(fù)荷543 MW，4臺磨煤機、2臺送風(fēng)機、2臺引風(fēng)機、2臺一次風(fēng)機運行、2臺汽動給水泵運行。機組運行方式為AGC方式，除氧器水位，凝汽器水位，一、二級過熱器汽溫，磨煤機負(fù)荷風(fēng)，送、引風(fēng)機，一次風(fēng)等控制系統(tǒng)均投入自動，且調(diào)節(jié)正常。
然后投入引風(fēng)機RB功能，操作員手動停運2A引風(fēng)機，引風(fēng)機RB動作，執(zhí)行SCS、MCS、BMS管理程序，待機組各運行參數(shù)穩(wěn)定后，操作員復(fù)位RB，控制方式自動切為基本方式，整個過程歷時近15 min，調(diào)整各相關(guān)參數(shù)，并重新啟動跳閘的引、送風(fēng)機，恢復(fù)機組負(fù)荷。
引風(fēng)機RB前及RB復(fù)位時機組主要運行參數(shù)見表2。
3.3 -次風(fēng)機RB試驗
試驗時負(fù)荷540 MW穩(wěn)定運行，4臺磨煤機、2臺送風(fēng)機、2臺引風(fēng)機、2臺一次風(fēng)機運行、2臺汽動給水泵運行。機組運行方式為CCS方式，除氧器水位，凝汽器水位，一、二級過熱器汽溫，磨煤機負(fù)荷風(fēng)，送、引風(fēng)機，一次風(fēng)等控制系統(tǒng)均投入自動，且調(diào)節(jié)正常。
然后投入一次風(fēng)機RB功能，操作員手動停運2A-次風(fēng)機，一次風(fēng)機RB動作，執(zhí)行SCS、MCS、BMS管理程序，待機組各運行參數(shù)穩(wěn)定后，操作員復(fù)位RB，控制方式自動切為基本方式，整個過程歷時近11 min，然后調(diào)整各相關(guān)參數(shù)，并重新啟動跳閘的一次風(fēng)機，恢復(fù)機組負(fù)荷。
一次風(fēng)機RB前及RB復(fù)位時機組主要運行參數(shù)見表3。
3.4汽動給水泵RB試驗
試驗時負(fù)荷510 MW穩(wěn)定運行，4臺磨煤機、2臺送風(fēng)機、2臺引風(fēng)機、2臺一次風(fēng)機運行、2臺汽動給水泵運行。機組方式為AGC方式，除氧器水位，凝汽器水位，一、二級過熱器汽溫，磨煤機負(fù)荷風(fēng)，送、引風(fēng)機，一次風(fēng)等控制系統(tǒng)均投入自動，且調(diào)節(jié)正常。
然后投入汽動給水泵RB功能，操作員手動停運2B汽動給水泵，汽動給水泵RB動作后，執(zhí)行SCS、MCS、BMS管理程序，待機組各運行參數(shù)穩(wěn)定后，操作員復(fù)位RB，控制方式自動切為基本方式，整個過程歷時近10 min，調(diào)整各相關(guān)參數(shù)，并重新啟動跳閘的2B汽動給水泵，恢復(fù)機組負(fù)荷。
汽動給水泵RB前和RB復(fù)位時機組主要運行參數(shù)見表4。
4、結(jié) 語
(1)任何一種輔機RB發(fā)生后，機組SCS、MCS、BMS等動作均正確，各參數(shù)控制相對穩(wěn)定，煤水比未出現(xiàn)失調(diào)現(xiàn)象。
(2)送風(fēng)機RB后，給水量減得還稍慢一些，但通過給水自動指令三階延時時間的整定，可以得到明顯改善。
(3)引風(fēng)機RB后，將停運引風(fēng)機負(fù)荷轉(zhuǎn)移到另一側(cè)引風(fēng)機時，其動葉開啟速度較快，需要從邏輯上加以完善，以限制其動葉開啟速率。
(4) -次風(fēng)機RB后，爐膛壁溫有幾點發(fā)生超溫現(xiàn)象，這是因為油槍一直投運的緣故。如能及時退出油槍，則可避免這一超溫現(xiàn)象。
(5)因“汽動給水泵RB”信號比“汽動給水泵跳閘”滯后近24 s，所以“減燃料”發(fā)生在“減水”10 s以后，造成少數(shù)水冷壁有超溫現(xiàn)象，因此需優(yōu)化“汽動給水泵RB”信號，以減少滯后時間。
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