吕鉴2023年第2期

打造工匠精神 激发创新活力

吕   鉴

吕四港发电公司出品

吕电风光

王滟文

锅炉正常运行时主再热汽温调整分析

13

贺志中

凝汽器真空系统表计数值偏高原因分析与改造

16

符旭

协调切除导致汽温突降的原因及应对策略

20

王超

23

基于预测控制下的超超临界机组负荷灵活性调节系统应用

04

唐兆军

发电机密封油系统的功能原理、运行中的注意事项

29

韩涌

一起励磁系统起励过程中灭磁开关跳闸的原因分析及控制措施

26

科技创新

理论探讨

经验交流

摘 要：某电厂3号机组AGC控制策略采用负荷指令前馈+PID反馈的调节方案对于煤种多变、机组控制及测量设备不精确、运行参数经常与设计参数存在较大偏差的机组，控制效果明显变差。针对机组主要存在的问题，采用适用于机组深度调峰的智能多模型预测控制技术，并进一步提出基于预测控制下的超超临界机组负荷灵活性调节系统，有效解决机组实际控制难题，确保了机组的安全、稳定及高效运行。

关键词：超超临界机组；协调控制系统；预测控制

我国可再生能源发展取得了显著的成绩，但不少地区弃风弃光等问题日益突出，消纳已经成为制约可再生能源发展的关键因素。火电机组灵活性及深度调峰改造是消纳可再生能源的有效途径[1]。

我厂3号机组AGC控制策略采用负荷指令前馈+PID反馈的调节方案，逻辑设计原理为：尽可能的将整个控制系统整定成开环调节的方式，反馈调节仅起小幅度的调节作用。这种方案对于煤种多变、机组控制及测量设备不精确、运行参数经常与设计参数存在较大偏差的机组，控制效果明显变差。

机组AGC控制问题主要包括：消除扰动能力差，易出现参数大幅波动及调节振荡情况，负荷升降速率低，煤种变化对控制系统影响大，正常AGC调节中燃料和给水等控制量波动大，机组运行经济性差。主要体现在：1、负荷控制：变负荷率虽然设定为11MW/min，但负荷跟踪性能较差，每月的AGC精度考核、速率考核量很大。2、主汽压力控制：主汽压力波动明显，在负荷小幅变化时始终存在0.5MPa以上的压力偏差，在负荷大幅变化时压力偏差接近0.8MPa。3、主汽温度控制：控制性能较差，有时需要运行人员解除自动进行人工干预，存在大幅度的低温现象，最大温度偏差超过20℃。4、SCR脱硝控制：脱硝自动调节效果很差，在机组负荷和入口NOx浓度变化不大的情况下NOx含量最大达164mg/Nm3，最小为19.5mg/Nm3，不但存在超标的风险，同时喷氨量过大也容易造成空预器堵塞，影响机组的安全运行。

一直以来，DCS厂商推荐方案提出了诸如智能控制[2]、预测控制[3]、模糊控制[4]和鲁棒控制[5]等多种先进控制方法，但能在实际工程中得到实施应用的仍占少数，因此有必要设计能在热工场景中实施的先进且有效的控制方法。基于预测控制下的超超临界机组负荷灵活性调节系统采用智能控制及预测控制等先进的控制技术，并且结合机组的特点，提出660MW超临界机组深度调峰的智能预测控制策略，并进一步对该控制策略进行详细的仿

特别策划

科技创新

真试验，不断完善相关的控制方案，并在现场完成控制系统的投运试验。通过智能控制，确保机组深度调峰的智能预测协调控制系统长时间投入运行。

针对3号机组的特点，采用适用于机组深度调峰的智能多模型预测控制技术，并进一步提出基于预测控制下的超超临界机组负荷灵活性调节系统。

针对660MW超超临界机组锅炉被控过程惯性和滞后的变化特点，研究提出机组全负荷运行的智能多模型预测控制算法，多模型预测控制系统在整体控制结构上将仍采用前馈+反馈的控制模式，但与常规DCS控制策略不同的是在其在反馈控制部分应用目前国际上最前沿的解决大滞后对象控制问题的预测控制技术，取代了原有的PID控制。采用这种技术能够提前预测被调量（如主汽压力、汽温等参数）的未来变化趋势，而后根据被调量的未来变化量进行控制，有效提前调节过程，从而大幅提高了机组AGC控制系统的闭环稳定性和抗扰动能力。多模型协调预测控制策略如图1所示。

多模型预测控制系统采用竞争型的神经网络学习算法来实时校正机组运行中与控制系统密切相关的各种特性参数（包括燃料热值、汽耗率、机组滑压曲线、中间点温度设定曲线、制粉系统惯性时间等），并根据这些特性参数实时修正AGC控制系统的前馈和反馈回路中的各项控制参数，使得整个系统始终处于在线学习的状态，控制性能不断向最优目标逼近。

理论探讨

科技创新

图1 多模型协调预测控制策略

多模型预测控制系统中包含AGC运行模式下的特别优化模块：采用智能预测算法，一方面根据机组当前AGC指令、实发功率、电网频率等参数实时预测“调度EMS系统AGC指令”在未来时刻的变化趋势；另一方面根据机组的燃料量、风量、给水流量等参数实时预测表征锅炉做功能力的“锅炉热功率信号”在未来时刻的变化值，并依据这两者间的匹配程度来修正锅炉指令的变化量。实际应用表明，增加AGC模式特别优化模块后，可在保证AGC负荷响应的基础上使机组燃料量、风量、给水流量、减温水流量的波动幅度减小60%以上，对于延长锅炉管材寿命，减少爆管极为有利。

多模型预测控制将自适应SMITH控制技术、状态变量控制技术及相位补偿技术融于一体，对汽温被控对象的大滞后特性进行动态补偿，有效减小补偿后汽温广义被控对象的滞后和惯性，而后以广义预测控制器作为反馈调节器、以模糊控制作为控制系统的智能前馈，所构成的新型汽温控制系统如图2所示。通过对多种大滞后控制策略的有效组合，成功地实现了以燃烧器摆角、烟气挡板调节为主、事故喷水调节为辅的汽温自动控制，有效减少了汽温的喷水流量，取得了明显的经济效益。

图2 多模型汽温预测控制策略

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科技创新

在传统煤种BTU校正的基础上，通过存储前期各个采样时刻的煤种热值校正系数，并作为RBF神经网络的训练样本数据，建立煤种热值校正系数的非线性神经网络模型，后用该模型对煤种热值校正系数的未来值进行递推预估，通过预估的提前时间来弥补BTU校正过程的滞后，从而提出煤种热值的快速校正方法。基于模糊神经网络的煤种热值快速校正策略如图3所示。

图3 基于模糊神经网络的煤种热值快速校正策略

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在机组快速升降负荷过程中，锅炉经常出现水冷壁或受热面局部超温的情况，多模型预测控制系统内部的防壁温超温优化控制模块采集历史运行数据统计各受热面易超温点情况，当系统预测到可能存在超温情况时，将通过动态调整过热度、各减温喷水调门指令的方式对煤、水以及减温水进行提前调节以避免超温或减少超温时间。具体防止壁温超温参数将在现场调试时进一步确定。

通过对SCR脱硝控制系统的运行环境、考核要求、被控特性数学模拟模型等方面的精准把握，基于预测控制、神经网络学习技术及自适应控制技术研究针对现代火电机组SCR脱硝控制的先进控制策略，如图4所示。

图4 全负荷工况脱硝预测控制策略

基于预测控制下的超超临界机组负荷灵活性调节系统在3号机组应用后，对机组协调控制系统在各个负荷段进行试验，机组控制系统性能得到显著提升，机组主要控制参数控制平稳，达到了计划预想的需要。

图5 低负荷段3号机组13MW/min速率变负荷试验控制曲线

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3号机组以13MW/min的速率从460MW下降到360MW，稳定一段时间后从360MW上升到440MW，进行了两次80MW-100MW幅度的变负荷试验，该过程中的负荷、主汽压力、主汽温的控制曲线见图5。3号机组在低负荷段进行13MW速率变负荷试验控制的整体性能：1、负荷控制方面，机组实际负荷严格按照设定变负荷速率变化，动态过程平稳，无振荡，过调量很小。实际速率、响应延迟时间、动态控制偏差、稳态控制精度均满足要求。主汽压力控制方面，在各种速率的变负荷过程中主汽压力的最大动态偏差仅为0.2-0.4MPa，稳态偏差<±0.1MPa，明显优于热控检修规程的要求。

3号机组以13MW/min的速率从500MW上升到590MW，稳定一段时间后再下降到500MW，进行了两次90MW幅度的单向变负荷试验，该过程中的负荷、主汽压力的控制曲线见图6。3号机组在高负荷段进行13MW速率变负荷试验控制的整体性能的整体性能：负荷控制方面，机组实际负荷严格按照设定变负荷速率变化，动态过程平稳，无振荡，过调量很小。实际速率、响应延迟时间、动态控制偏差、稳态控制精度均满足要求。主汽压力控制方面，在各种速率的变负荷过程中主汽压力的最大动态偏差仅为0.2-0.3MPa，稳态偏差<±0.1MPa，明显优于热控检修规程的要求。

基于预测控制下的超超临界机组负荷灵活性调节系统在3号机组应用后，以AGC方式运行约15个小时的过程中负荷、主汽压力、主汽温、NOx的控制曲线，机组主要参数的运行性能明显改变，历史曲线见图6。

图6 机组正常AGC运行时负荷、主汽压力、主汽温、NOx曲线

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图7 AGC试验下降过程（356MW至218MW）

图8 AGC试验下降过程（218MW至185MW）

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28.0% Pe(184.6MW)，调整过程时间为1.47小时，满足调整过程时间不应大于1.5小时的要求；达到184.6MW后稳定4.08小时，满足至少稳定4小时要求，机组从深度调峰状态恢复出力至30% Pe的时间为0.40小时，满足不超过1小时要求。

图9 AGC试验上升过程（185MW至330MW）

图10 ±0.067Hz频率扰动试验曲

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江苏方天电力技术有限公司对3号机组进行AGC试验，机组AGC指令从363MW开始下降，本地变负荷速率指令为5MW/min，同时省调自动化处对机组进行了AGC速率测试，实测下降速率0.70%Pe/min，上升速率0.60%Pe/min。3号机组出力最低达到185MW试验负

图11 ±0.1083Hz频率扰动试验曲线

荷要求。在此负荷下维持4小时后在AGC指令的控制下，由185MW上升到330MW。整个AGC试验完成。机组AGC实测速率为0.65%Pe/min。满足深度调峰AGC试验第一档要求。曲线见图7-图9。

江苏方天电力技术有限公司选取调峰最低技术出力加3%额定负荷（218MW）作为一次调频试验负荷点，进行±0.067 Hz，±0.1083Hz频差一次调频试验。试验结果表明，机组0至15秒一次调频响应指数、0至30秒一次调频响应指数和0至45秒一次调频响应指数平均值分别为0.98、1.23和1.37，达到了第二档标准。曲线见图10-图11。

随着机组工况和煤种的变化，火电机组被控对象的动态特性已变得越来越差，过程的滞后和惯性已变得越来越大，对象非线性和时变性的特征也越来越明显，尤其在当前电网对AGC性能指标的逐渐提高的背景下，常规的采用负荷指令前馈+PID反馈的调节系统控制方案，已很难协调好控制系统快速性和稳定性之间的矛盾。

基于预测控制下的超超临界机组负荷灵活性调节系统应用融合预测控制、神经网络控制和自适应控制等技术，解决火电机组实际控制难题，提出了现代火电机组协调控制的先进解决方案，确保了大型火电机组的安全、稳定及高效运行，为应用先进的现代控制技术来解决火电机组疑难控制问题提供了一个有潜力的发展方向。

[1] 国家发展改革委,国家能源局. 清洁能源消纳行动计划. 北京: 2018.

[2] 陶丁,王鹏. 智能控制在电厂过程控制中的应用分析. 电子元器件与信息技术, 2022.

[3] 屈小凡. 超（超）临界机组深度调峰协调系统建模与控制策略研究. 东南大学,2021.

[4] 郭靖.基于前馈补偿的模糊自适应解耦控制在单元机组协调控制系统研究 . 应用能源技术,2012.

[5] 刘国祥. 预测技术在单元机组协调控制系统中的应用研究. 华北电力大学,2018.

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摘要：锅炉是火电厂运行中主要的运行设备之一。锅炉的主蒸汽温度以及再热蒸汽温度是锅炉运行的主要指标，在锅炉实际运行中，会受到负荷，压力以及受热面壁温等因素的影响，导致锅炉的主再热汽温出现明显的变化，影明锅炉的燃烧效率，同时增加煤耗。因此，需要对影响锅炉主再热汽温的因素进行分析总结，更好地调整锅炉汽温。

关键词：锅炉；主再热气温；调整；受热面壁温。

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（2）火焰中心高度的调整。主要通过制粉系统运行方式和二次风系统配风方式来实现，在改变火焰中心高度时应注意燃烧稳定，因此调节时要注意监视各个角摆动一致，防止出现由于摆动不同步造成切圆燃烧不良。低负荷时要注意防止由于火焰中心过低而造成全炉膛灭火。

（3）烟气挡板的使用。烟气挡板是通过改变过、再热烟气分配的比例来调节再热汽温的，用烟气挡板调节再热汽温时，要考虑挡板调节汽温的迟缓性较大，不要大幅度开、关。同时需注意烟气挡板的开度不小于20%，防止由于阻力增大积灰。

（4）风量调整。在保证燃烧稳定的前提下，适当调整总风量，使氧量在正常范围的上下限运行，可以用来调节汽温。由于高温过热器及再热器整体均呈现对流特性，因此，增加风量会使汽温升高，减小风量会使汽温降低。但在用风量调整汽温时应注意对燃烧的影响，风量调整幅度不能太大，应兼顾炉膛负压、火检、环保等参数的调整，防止过调。

（5）严格执行吹灰。加强捞渣机渣量的检查，判断锅炉有无结焦，锅炉高负荷运行期间应增加对锅炉炉膛及出口区域的吹灰次数。发现金属温度超温、减温水量不正常上升或蒸汽温度长时间超温后，应立即对锅炉吹灰。

关于受热面壁温的控制和调整首先要正确的分析原因。我厂水冷壁壁温监视总体上分为两部分：炉膛出口金属壁温和炉膛中部入口金属壁温。受热面金属壁温大体上包括以下六部分：过热器金属壁温、再热器金属壁温、水平烟道两侧墙金属壁温、屏式过热器后屏出口金属壁温、末级过热器出口壁温、末级再热器出口壁温。

如果炉膛出口水冷壁金属壁温超限，多数原因是分离器出口蒸汽的过热度过高，减温水量消耗过大导致。此时可采取常规的“减煤加水”方法缓慢将过热度控制在适当范围。还有一种原因是 AGC 快速给降负荷指令，此时协调系统会以给定的降负荷速率快速地减水、减煤，而大量“减水”对于直流炉的水冷壁壁温的影响非常的明显，此时应适当的增加给水正偏置或提前控制好主蒸汽的过热度，抵消快速降负荷的瞬间效应。

如果炉膛中部入口金属温度超限而炉膛出口金属壁温无明显异常，则一定是炉膛内部火焰中心偏斜或锅炉总体的二次风量不足导致的。此时可以通过上两层的附加风进行消旋调节或增加氧量的方法控制壁温。调整上层附加风时也有可能造成炉膛中部入口金属温度超限的现象，因为在锅炉二次风总量一定的前提下，增加任何局部的风量就等于减少其他位置的二次风量，就有可能造成这些区域缺风而超温，该现象在低负荷时尤为显著。还有，在降负荷过程中，如果停运某台制粉系统后相应的二次风门未及时关闭，由于总风量的减少也会造成炉膛局部缺风壁温超限。

如果受热面金属壁温超限的原因一般只有一种情况：后屏过热器出口温度过高。一般此处温度达到 560℃时，受热面个别点的壁温会接近 630℃。造成后屏过热器出口温度过高的原因主要有三种：主汽过热度过高、过热器烟气挡板开度过大或顶层二次风门开度过小。此时可根据实际情况缓慢控制调整。

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在火电厂锅炉的运行过程中，主再热汽温的温度变化对于机组的安全运行具有重要的作用。过高或者过低都会影响系统的运行，因此，需要结合工况运行要求，及时对主再热汽温进行调整，确保温度在合理的范围内，满足实际工况要求。

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凝汽器真空系统表计数值偏高原因分析与改造

摘要：针对江苏大唐国际吕四港发电有限责任公司凝汽器真空系统出现的表计数值偏高缺陷进行分析，并提出凝汽器真空系统的可靠运行的改造措施。

关键词：真空系统 仪表管路 原因分析 改造措施

江苏大唐国际吕四港发电有限责任公司为4×660MW超超临界机组，汽轮机凝汽器真空系统有八台压力保护开关，八台压力变送器，八块就地显示压力表，两块硬光字报警用的压力开关。其中A凝汽器四台压力保护开关、A凝汽器四块就地显示压力表安装在汽轮机前箱旁仪表柜后面，B凝汽器压力保护开关、B凝汽器四块就地压力表及A、B凝汽器八台压力变送器、两块硬光字报警用的压力开关安装在高旁边上的仪表柜内。压力保护开关的作用为：在凝汽器真空低达到定值时四取二遮断汽轮机，压力变送器的作用为：其中三台在凝汽器到达定值时作为联启真空泵使用，还有一台用运行人员监视使用，不参加任何连锁保护。由于种种原因凝汽器真空在实际运行中出现测量值偏高情况，使得无法判断其准确性。若单侧凝汽器真空系统保护开关数值超过两个达到定值，则会导致汽轮机误动作。为了避免机组误动，应将凝汽器真空系统表计数值偏高情况，进行彻底分析，并针对末端原因进行改造。

通过凝汽器真空系统运行情况，下面对真空系统表计显示偏高的原因进行分析:

真空表计维护不到位主要体现在两个方面：

第一，真空系统表计超期未检修。热工主保护和主要报警系统的热工检测仪表，按照相关仪表计量检定规程规定的周期进行检修检定或校验，最长不超过 C 修周期。查阅检修档案发现，各机组真空系统表计都在正常情况内检修，无超期未检修情况。

第二，真空表计未定期抽查。查阅热工技术监督报表，发现每月均对压力变送器进行抽查，抽查报告均显示正常，无表计损坏、故障情况。

热控一班严格执行公司《员工教育培训管理办法》，注重员工安全及业务技能培训，合理制定年度培训计划，并在每个月度进行落实，有年中、年终两次全员考试。查看历次培训考试记录，尤其是真空系统培训考试记录，热控一班人员均合格，不存在人员水平差情况。

贺志中

理论探讨

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经以上分析我们可以确定造成凝汽器真空系统表计偏高的原因主要有两个：a、螺纹接头过多；b、仪表管径细。找到了两个主要原因后，我们分别在有效性、可实施性、实施难度、维护难度、经济性等几个方面制定了方案，从而彻底接线凝汽器真空系统表计数值偏高的问题。

检查发现压力开关、压力变送器、就地压力表及管路中间接头共有140个，每一个接头不严都会导致管路积水，从而使真空系统仪表显示偏高，严重时达到真空保护定值，汽轮机机组误动作。对此我们制定了两个方案，经充分讨论最终确定方案如下：

拆除全部仪表管路上用于连接仪表阀的接头、仪表管路连接用接头，并拆除中间试验块，只保留仪表连接用接头。这样在凝汽器开孔处至仪表处除仪表用接头外，全部改成焊接式连接，并使用氩弧焊，确保管路美观。仪表管路焊接后我们进行了金属渗透检测和超长30min打压试验，保证管路焊接处无泄漏风险。

从有效性考虑，方案彻底消除了中间螺纹接头，从而避免了因中间接头渗漏导致仪表管积水情况，有效性明显。

从可实施性考虑，汽轮机组正常运行期间，无法对真空管路进行改造。我们方案在讨论后，经过层层审批，最终确认在机组检修时进行。

从实施难度考虑，需要拆除全部仪表管路上的接头及中间试验块；需要在凝汽器上重新开孔焊接取压短管，因此焊接为异种钢焊接，焊接工艺和焊丝选择需特别注意；需重新焊接全部仪表管路，并保证每段焊接充足量氩气，保证焊接合格；制作打压装备，对焊好的仪表管路进行打压试验，确保管路严密，无渗漏点。

从维护难度考虑，全部改为焊接仪表管路后，真空系统的仪表可实现免维护，且大大降低了维护强度。

从经济性考虑，螺纹接头过多实际发生成本费用主要在人工方面，但从长远角度看，改造后实现了免维护，经济性较高。

经现场检查，我厂真空系统使用的仪表管路全部为DN14*2，我们用市场上常见的DN14、DN16、DN18、DN20、DN25不同管径的仪表管路进行了水塞试验，结果发现DN14、DN16、DN18、DN20仪表管都存在不同程度的水塞情况，DN25仪表管反复试验表现较好，未发生一次水塞情况，最终我们选择了DN25*4仪表管路。利用检修机会，拆除现场全部DN14仪表管路，重新敷设、焊接DN25仪表管路。

从有效性考虑，全部拆除DN14细的仪表管路，重新敷设、焊接DN25粗仪表管路，从而从源头上避免水塞情况。

从可实施性考虑，汽轮机组正常运行期间，无法对真空管路进行更换。我们方案在讨论后，经过层层审批，最终确认在机组检修时进行。

理论探讨

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从实施难度考虑，对真空保护压力开关、压力变送器仪表管路单独布置，对取压管路走向重新布置，确保管路坡度，生成图纸供实施改造时使用；在机组检修过程中进行更换，并进行焊口金属检测，确保管路无漏点。

从维护难度考虑，真空系统管路更换为较粗的DN25*4仪表管，从根本上解决了水塞问题，实现了免维护。

从经济性考虑，此项改造需要跟换DN25仪表管路，有一笔一次性投入，但实现了免维护，长期考虑经济性很高。

上述我对凝汽器真空系统表计数值偏高的原因进行了分析，并找到了表计数值偏高的主要原因：螺纹接头过多、仪表管径细。找到原因后我们制定了方案，改造完成后，经过长时间的观察，真空系统表计数值偏高的缺陷达到了平均1条/月不到，多数月份表计数值偏高缺陷为0。改造成功，同时为公司机组节能和机组安全稳定运行提供了保障

[1] 罗斯蒙特压力变送器说明书.

[2] SOR开关说明书.

[3] 《设备故障诊断手册》 西安交通大学出版社 1998.

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理论探讨

摘要：文章首先阐述了汽温突降对大型火力发电机组设备造成的危害，接着结合某发电厂机组多年运行实际经验，重点深入分析了机组在协调控制异常切除工况下导致汽温突降的原因，并提出了相应的处理策略。

关键词：协调控制；异常切除；汽温突降；原因分析；处理策略

大型火力发电机组正常运行中，发生汽温突降，是一种极其恶劣的工况。对于锅炉方面，不仅各受热面管材将遭受巨大的交变热应力冲击，严重缩短管材使用寿命，而且极易导致受热面管壁内氧化皮大量脱落，堵塞节流孔或弯头处，引发锅炉受热面超温爆管事故；对于汽机方面，除了同样会使各通流部分遭受巨大的热应力冲击外，更严重的是很可能导致水冲击、动静碰磨等恶性事故。所以，当遇到机组在短时间内汽温下降过多时，为了防止设备出现严重损坏，一般都会采取紧急停机的方式，但这无疑对电厂的经济效益造成了巨大影响。目前，汽温突降已对火力发电机组的安全稳定运行形成了较大的威胁，如何避免机组在运行中发生汽温突降变得势在必行。随着火力发电机组自动化程度的逐步提高，协调控制系统在机组整个自动控制环节中充当了一个极其重要的角色，也可以说是核心部分。一旦人为处理协调控制系统的异常不当，就很可能会引发机组汽温突降等不安全事件。只有真正了解掌握了协调控制的原理，找出问题的根源，方能对症下药，及时遏制住异常的扩大。

我厂一期工程4×660MW超超临界燃煤发电机组，控制系统（DCS）采用西屋公司的Ovation控制平台，主要包括模拟量控制（MCS）、炉膛安全监控（FSSS）、顺序控制（SCS）、数据采集（DAS）、电气控制（ECS）五个子系统。正常情况下，机组协调控制方式均采用“炉跟机协调”模式，即：汽机通过开关调门直接快速响应机组负荷，锅炉通过增减燃料量跟踪滑压曲线调节机前汽压，给水流量和风量按照设定比例跟踪总燃料量，可以通过采用分离器出口温度控制来修正煤量和氧量控制来修正风量；而“机跟随”（TF）模式下，锅炉燃料在手动控制，汽机则变为根据滑压曲线自动开关调门调节机前汽压，给水流量和风量仍然按照设定比例跟踪总燃料量。为了快速响应负荷需求，在协调控制方式的基础上，增加了“INFIT”系统，此系统可以根据负荷需求，快速调节汽轮机调门和燃料量，以达到负荷快速适应电网需求的目的。

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工况描述及原因分析：由于磨煤机入口风道走向和测量环境等原因，导致一次风量测点可靠性差，热风调门长期无法投入自动运行；磨煤机旋转分离器为动态可调分离，但不具备自动跟踪负荷调节功能。在机组负荷快速上升阶段，若出现备用磨煤机启动不及时，或者机组发生运行磨断煤等异常，就容易导致其他运行磨煤机出力超限，整体发生堵塞。为了稳定锅炉燃烧，一般都会采取一些手动大幅降低磨煤机旋转分离器转速、提高一次风母管压力等应急措施来改善运行磨煤机的堵塞情况，同时快速启动备用制粉系统，而且备用制粉系统投运时，一般要求快速增加其煤量至20t/h以上，主要是为了防止其火检不良保护动作跳闸。在上述状况下，由于备用制粉的快速投入分摊了其他磨煤机的出力，其他磨煤机给煤量均瞬间下降明显，但磨煤机旋转分离器转速、热一次风量调门均在手动控制，就会导致它们整体瞬间变得通畅，引起短时进入锅炉总实际燃料量超限，发热量远大于热负荷需求，进而导致汽轮机前实际汽压快速上升，而机前压力指令只能随着滑压曲线按照规定的速率（最大变化速率为0.6Mpa/min）缓慢上升，极易使得机前实际压力大于机前压力要求值2Mpa，触发机组切协调保护动作，机组由协调方式转为TF方式。在TF方式下，汽机调门不再跟踪负荷，变为自动跟踪机前压力指令调节机前汽压，汽机调门大幅开启，导致蒸汽流量大幅增加，锅炉燃料实际发热量无法跟上需求，导致汽温出现大幅下降。

相应的处理策略

在上述状况下，机组协调已切为TF方 式，总煤量控制变为手动，而汽机调门自动跟踪调节汽压。由于机前压力高于压力指令较多，汽机调门将要大幅开启，蒸汽流量将大幅增加，这也是造成汽温大幅下降的根本原因。所以在处理此类事故时，应第一时间解除汽机调门自动，通过手动控制来减小汽机调门的变化幅度，但在高负荷时要注意防止锅炉超压，导致安全门动作，引起事故扩大。在汽机调门解手动后，根据机前压力的变化，逆向适当调整调门，最终实现机前压力逐渐与压力指令匹配。如果汽机调门自动解除较晚，已造成汽机调门大幅开启，从汽温下降速率可以判断，那么在调门自动解除后，应先手动适当关回调门，调高机前压力，降低给水泵出力来减小给水流量，直到汽温下降幅度得到缓解，这样可以有效快速地遏制汽温的进一步下降，当汽温变化率稳定正常后，再调整汽机调门开度与机组当前负荷对应匹配。同时，在锅炉燃烧调整方面，应及时稳定锅炉燃烧，燃烧不稳时立即投油助燃，由于协调切除前机前压力高于压力指令较多，自动进行了大幅度地减煤，在协调切除后，锅炉应该处于一个缺煤状况，汽压偏差越大，缺煤额度越大，所以燃烧的调整方向应该是在保证运行磨煤机出力不超限的情况下，适当增加总煤量，此时注意以水煤比为参考条件，采用分离器出口煤量控制和锅炉主控两种方式相结合，逐渐调整锅炉水煤比至正常范围，机组稳定工况下的水煤比可通过查看对应测点的历史趋势曲线而获得。不可盲目解除给水自动，由于给水自动解除后，DCS操作量将有所增加，更重要的是对操作人员间的分工协作也要求更加密切严格，控制不好极易造成汽温的进一步大幅下降，从而给机组造成更大的安全隐患。先稳定锅炉的燃烧，加上汽机调门在手动控制，汽压必将逐渐稳定，汽温自然也得到了控制。当一切参数稳定正常后，可逐步恢复机组协调运行方式，在汽压当机前汽压与滑压目标值偏差在1Mpa以内时，可投入机组滑压运行。

工况描述及原因分析：根据我厂机组协调控制特性，当机组燃料主控切除自动时，分离器出口温度控制操作端将失去调节功能，相应的控制煤量将自动变为0，而给水控制仍然

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在自动运行，将根据锅炉初始设计的煤水比（锅炉设计的煤水比大概为7.5左右，但当锅炉掺烧劣质煤时，水煤比实际可能低至4.6左右），由跟踪当前负荷下锅炉主控计算出的煤量突变为跟踪当前机组实际总 煤量。如果当前锅炉实际入炉煤质较差，偏离锅炉初始设计煤种较多，为了维持正常的过热器出口汽温，也就会要求分离器出口温度控制操作端修正的煤量越多，最多可达65t/h。那么一旦在这种工况下突然直接切除燃料主控自动，就会瞬间导致锅炉亏欠较多的燃料量，发热出力严重不足，导致机组汽温大幅下降。

相应的处理策略

在上述状况下，汽温大幅下降的原因为水煤比严重失调偏高引起。如果单纯地增加锅炉总煤量，由于给水仍然在自动控制方式，水煤比并不会改变降低，也就无法有效缓解汽温的持续下降。所以，要从根本上遏制住汽温的下降，就必须改变降低锅炉的水煤比，下面有两种调节方法均可以达到目的。若短时间内能找出锅炉燃料主控切除的原因，并能快速消除故障，比如人为操作失误引起的燃料主控切除自动，应该立即恢复投入燃料主控自动，使得机组转入TF运行方式，这样也就恢复了分离器出口温度控制操作端修正煤量的功能。而且在此操作端中增加煤量，给水流量并不会随之增加，水煤比将逐渐下降，汽温也逐渐得到控制，而水煤比最终目标值可通过查看稳定工况下对应测点历史趋势曲线而获得。但在TF方式下，由于汽机调门在自动控制方式，负责调节机前压力，当机前压力与压力指令偏差较大时，将导致汽机调门大幅度开或关，必然引起给水流量 大幅波动，对汽温恢复形成干扰，必要时 可解除汽机调门自动控制方式，或采用在定压模式下，通过手动设定压力指令来减小与机前实际压力的偏差，逐渐消除汽压的扰动。若燃料主控切除自动原因不明朗，故 障无法快速消除，切不可盲目投入燃料主控自动运行方式，否则可能出现机组自动调节功能紊乱发散，导致机组异常扩大。在这种情况下，应果断解除给水自动，通过手动分别控制总煤量和给水流量来调节锅炉水煤比至正常范围，此种方法由于是纯手动调节，操作量较大，对人员间的分工协作要求非常高，而且给水操作端手动操作一般也是运行人员比较陌生的技术领域，无疑从侧面也增加了一定的操作难度。但只要技术要领掌握得当，对机组调节特性了解清晰，操作人员沟通到位，这种方法是能够有效快速控制住汽温的进一步下降的，待机组恢复稳定工况后，再投入机组协调运行方式。

在遇到机组运行中协调控制系统异常切除时，只要深入了解掌握机组协调控制的原理，加上及时准确判断出机组协调切除的原因和果断采取有效的处理方法，是可以避免引发机组汽温突降不安全事件的发生，从而达到保障机组安全运行的目的。

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火力发电机组汽机上下缸温差大历来 都是影响其安全运行的重要因数。近年来， 随着超临界、超超临界等大型机组的相继投产，蒸汽参数的逐渐提高，汽机内部轴系结构和抽汽回热系统均变得愈加复杂化，这对汽机上下缸温差的控制范围也提出了更严格的要求。若出现控制不当，上下缸温差超限，极易引起汽机动静碰磨损坏设备，严重时还可能导致汽机大轴弯曲的恶性事故。如何进行汽机上下缸温差大的原因分析查找和采取及时有效的处理方法，在保证机组安全运行方面，已变得尤为重要突出。

汽轮机为哈尔滨汽轮机厂有限责任公司制造的超超临界、一次中间再热、单轴、三缸、四排汽、高中压合缸、反动凝汽式汽轮机，其型号：CCLN660-25/600/600。

汽轮机通流采用冲动式与反动式组合设计。高压过热蒸汽通过一个冲动式调节级和 10 个反动式高压级后，由外缸下部两个排汽口进入再热器；再热后的蒸汽通过 7 级反动式中压级后进入低压缸；两个低压缸均为对称布置，为双分流结构，流入中部的蒸汽，经过正、反向 7 级反动级后排入凝汽器。所有缸体结构均为双层缸，其中高中压合缸，低压外缸全部由钢板焊接而成。

汽轮机高中压主汽门和调门各自均有独立的执行机构和调节回路，调节系统采用由哈汽厂提供的数字式电液控制系统（简称DEH）。本体共有八级抽汽系统，分别供给高压加热器、除氧器、小汽轮机和低压加热器等系统使用。汽封的形式为迷宫式弹性汽封圈能够保持动静之间较小的径向间隙，使蒸汽泄漏量最小。

机组通过改造增加高压供热和低压供热，高压供热通过冷再进行供热，低压供热通过冷再和中排进行供热。

（1 ）质量不同。汽轮机下缸比上缸质量大，约为上汽缸的两倍，而且下缸有抽汽口和抽汽管道，散热面积大；

（2 ）疏水方式不同。机组在启动过程中温度较高的蒸汽上升，而内部疏水由上而下流到下汽缸，从下汽缸疏水管排出，使下缸受热条件恶化，如果疏水不及时或疏水不畅，上、下缸温差更大；

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（3 ）冷却条件不同。停机时由于疏水不良或下汽缸保温质量不高及汽缸底部档风板缺损，对流量增大，使上、下缸冷却条件不同，温差增大；

（4 ）加热装置使用不当。滑参数启动或停机时汽加热装置使用不当；

（5 ）汽门不严密。机组停运后，由于各级抽汽门、主汽门、轴封供汽门等不严，汽水漏至汽缸内。

（6 ）供热阀门不严，供热母管返汽至汽轮机抽汽管道，导致汽轮机散热不均衡

上、下缸存在温差将引起汽缸变形，通常是上缸温度高于下缸，因而上缸变形大于下缸变形，使汽缸向上拱起，俗称猫拱背。汽缸的这种变形使下缸底部径向间隙减小甚至消失，造成径向动、静摩擦，损坏设备。另外，还会出现隔板和叶轮偏离正常时所在的垂直平面的现象，使轴向间隙变化，甚至引起轴向动、静摩擦。上、下缸温差大超限时导致汽机停运后不能进行正常盘车，连续盘车被迫提前终止，转子不能得到充分均匀地冷却，严重时将会引发大轴弯曲的恶性事故。

在机组停运后，尤其要加强汽机上下缸温差、胀差、盘车电流、转子偏心、轴承温度、各加热器及凝汽器水位等重要参数的监视，并定期到就地倾听汽机各瓦及内部有无异音，这样有利于第一时间发现汽机上下缸温差增大异常，可以为机组异常处理争取宝贵的时间。当发现汽机上下缸温差异常增大时，在达到限制值之前，可保持盘车继续运行，但前提是确认汽机各瓦及内部没有异常碰撞或摩擦声，并立即排查上下缸温差增大原因，包括热工温度测点是否准确、缸体是否漏入冷水冷气、缸体保温是否完好、缸体加热冷却装置是否投用得当等方面进行查找，第一时间尝试开启缸体疏水门进行疏水。若找到了问题的原因，则立即进行相应处理，防止异常扩大。

在机组停运后盘车期间，当汽机上下缸温差异常增大超过限制值时，即使就地检查汽机各瓦及内部没有异常声音，也要果断第一时间停止汽机盘车连续运行，改为定期手动盘车，并执行汽机闷缸措施，防止汽机动静摩擦损坏部件，进而导致异常扩大。在这一点上，一定要坚持原则，严格按机组《运行规程》和《二十五项反措》处理，不可抱有侥幸心理。在盘车停止后，根据异常现象迅速组织查找问题产生的原因，采取措施消除，尽可能缩短盘车停运时间，尤其是在汽机缸温还处在较高水平时。若在机组停运初期，定期盘车周期也可适当减小。在找到问题根源并消除且汽机上下缸温差下降至限制值以内后，方可恢复连续盘车运行。在汽机再次投入连续盘车后，要进一步加强就地检查汽机各瓦及内部有无异常声音，防止联锁导致的其他异常发生。

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汽机上下缸温差控制是机组停运过程中的一项重要工作任务，是保证机组安全停运的关键。当机组在停运过程中发生汽机上下缸温差超限异常时，通过对异常现象深入分析，查出问题的根源，并采取正确有效的措施，可以使机组异常第一时间得到控制和处理，防止汽机通流部分发生磨擦损坏等严重事故。

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一起励磁系统起励过程中灭磁开关跳闸的原因分析及控制措施

摘要：励磁系统装置是发电厂重要的电气设备，其重要性不言而喻。本文通过对励磁系统起励过程中发生的一起灭磁开关跳闸的异常事件的现象进行阐述，并对之后的故障查找、原因分析的过程进行详细的介绍，提出避免类似事件再次发生的控制措施，以保障励磁系统的安全稳定运行。

关键词：励磁系统；起励；灭磁开关；跳闸；控制措施

励磁系统装置在电力系统中起着非常重要的作用，是维持发电机机端电压在给定值、合理分配并列运行机组之间的无功功率、提高电力系统稳定性的重要设备。励磁系统一般由励磁功率单元和励磁调节器组成，励磁系统的起励和分闸命令均由调节器控制，发电机组能够正常并网的前提是励磁系统能够正常起励建立电压。

某厂为4×660MW超超临界燃煤机组，励磁系统为GE公司EX2100自并励励磁系统，2020年06月24日4号机组进行起励操作，运行人员在DCS上点击“AVR投入”操作端后，励磁系统执行起励命令，3S后DCS发出“一般励磁告警”信号，起励失败，专业人员现场检查就地励磁控制柜面板故障代码为“75、110”。“75”表示在起励期间，励磁电流不超过P.Ifladh Min（10%～15%空载励磁电流），“110”表示通过一种不正常的流程停机，包括在达到运行状态以前就给出停止命令。检查励磁系统无明显异常，复归励磁控制器告警信息后再次起励成功，机组并网运行。2020年10月10日，4号机组临停后再次进行起励操作再次失败，检查故障代码仍然是“75、110”，复归告警信息后再次起励成功。

从两次起励失败的现象和故障代码可以判定4号机组励磁系统起励回路或分闸回路存在故障,导致起励失败，为偶发性故障，否则不会再次起励成功。

 EX2100自并励励磁系统起励回路由外接380V起励电源、起励变压器、整流二极管、起励接触器53A和53B的辅助接点组成，如图1所示。

韩涌

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图1 励磁系统起励回路原理图

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起励接触器53A和53B，通过励磁系统EXSH板（高速控制接点板）的继电器接点进行控制，而继电器由EMIO板（励磁主输入、输出板）上的驱动器进行控制。在冗余控制中，三个驱动器信号激活EXHS板上的控制继电器，它们的接点经过三取二判别之后，输出一个信号电压，这个信号电压使53A和53B接触器吸合，53A和53B的常开接点将起励电源提供的直流电压电压加到发电机励磁回路上。在发电机升压的过程中，由此回路提供10%～15%的空载励磁电流，作为初始励磁电流来建立发电机机端电压。

起励命令由运行人员在DCS发出后，励磁回路灭磁开关41A合闸，随后接触器53B吸合，然后是53A吸合。53A吸合后15S内由起励电源提供的励磁电流达到允许的10%～15%的空载励磁电流（约170A），同步触发整流桥，若整流桥出发成功，则断开起励接触器53A。励磁电流将通过惯性二极管衰减，同时整流桥将通过励磁变低压侧电压建立励磁电流，在53A分开后2.5S内，通过整流桥建立励磁电流大于整定值（130A），起励控制即被整流桥成功取代，并跳开起励接触器53B，起励结束。

灭磁开关分闸指令由DCS、盘前紧急灭磁按钮、就地或发变组保护动作后发出，信号先到ECTB板后再由底板连接到控制器，由控制器M1/M2/C的EMIO板卡三选二表决后将110V DC电源接入EHXS板卡的J10，通过J10发送到CM接触器的线圈，CM接触器常开接点控制灭磁开关的合闸线圈、常闭接点控制灭磁开关的分闸线圈。也就是说CM接触器带电，灭磁开关就合闸，反之，如果CM接触器失电，灭磁开关就分闸。

利用停机的机会，专业人员对4号机励磁系统起励回路和分闸回路进行详细的检查，从外观检查各个元器件完好，无明显的劣化、损坏迹象。因故障报警代码无44：停机输入

已检测到是开放，而励磁装置还不准备命令跳闸，用户跳闸命令已出现，故跳闸命令肯定不是从外部输入，排除DCS、盘前紧急灭磁按钮、就地或发变组保护动作信号误动的可能。

进行励磁系统起励试验，试验前手动吸合53A、53B接触器后测量53A接触器输入端交流电压为28V，输出端交流电压为28V，53B接触器输入端直流电压为40V，输出端直流电压为40V，用toolbox软件接入励磁控制器，强制零转速跳闸逻辑后进行起励，起励后的15S内用万用表分别测量53A接触器输入端交流电压28V，输出端交流电压28V，53B继电器输入端直流电压40V，输出端直流电压40V，母排电压36V，观察53A、53B继电器均正常吸合，但灭磁开关一合就跳，再次进行试验测量灭磁开关分、合闸接触器接点，发现灭磁开关分闸信号常闭接点一直闭合。一共进行了5次起励试验，2次灭磁开关一合就跳，3次合闸成功，初步推断励磁控制柜灭磁开关分、合闸接触器CM常闭接点变位不稳定导致灭磁开关分闸。

拆下CM接触器进行校验，发现接触器动作后用于灭磁开关分闸回路的（21、22）常闭接点在接触器动作后不变位，仍为导通状态。更换新的经过检验的CM接触器再次进行起励试验，灭磁开关均能分合正常，不再跳开。由此判断此前4号机起励失败原因为分闸回路CM接触器常闭接点故障所致。

5.1 严格按照《DL/T 995-2016继电保护和电网安全自动装置检验规程》和《DL/T 843大型汽轮发电机励磁系统技术条件》以及二十五项反措中的相关规定，定期对励磁系统装置、回路中的元器件、风扇、二次回路电缆绝缘等进行检查、试验和更换，以保证励磁系统的稳定运行。

5.2 发现装置存在异常时，及时进行故障原因查找、处理，尽快排除故障。

  励磁系统装置是发电厂的重要设备，做好励磁系统设备的日常维护和检修工作极其重要。特别是对于进口励磁系统来说，控制逻辑、原理和回路均较为复杂，专业人员应该进行深入的学习和研究，掌握其原理，并按照国标、行标和反措的相关标准、要求进行日常维护和检修工作，保障励磁系统的安全稳定运行。

[1]竺士章.发电机励磁系统试验.北京；中国电力出版社，2005.

[2] 邓万亮.EX2100励磁系统起励失败原因分析.电气工程与自动化，2017（24）：22-23.

[3] 樊强.EX2100励磁调节器典型故障处理.科技创新与应用，2013（31）:151.

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吕四港电厂采用的是水-氢-氢冷却的汽轮发电机，即定子绕组为水冷卻，转子绕组为氢气内部冷却，铁芯用氢气冷却。为了密封发电机内部的氢气采用了双流双环式密封装置。

发电机密封油系统的功能就是向发电机密封装置连续不断了提供密封油来防止发电机转子冷却介质（氢气）的泄漏，并防止大气中的污染物进入氢气中，以保持氢气的纯度。该系统提供的密封油能满足密封瓦对油压、油量和油温的要求，在额定和最大氢压下能保证发电机带负荷稳定运行。

双流双环式密封装置装在发电机两端端盖内，双流即在密封瓦的氢气侧和空气侧各设独立的油路，并采用平衡阀使两路油压平衡，严格控制两路油相互串流，从而减小氢气的流失和空气对机内空气的污染。双环即密封瓦在空侧进油处沿轴向分成两个独立的环，空侧油使两环胀开，并分别推向密封瓦的的两个侧面，从而使密封瓦两侧与密封座侧面靠紧，减小由于密封瓦两侧与密封瓦座间的间隙而造成密封油损失和密封瓦的轴向窜动。为防止密封瓦环随轴转动，在环上设置有止动健，使它彻向定位于密封瓦座内。

正常运行时，空侧密封油由空侧交流电动密封油泵提供，氢侧密封油由氢侧交流电动密封油泵提供，正常压力调节阀自动控制氢油之间压差，使密封油压比氢压高0.084MPa。空侧和氢侧的密封油冷却器为一台运行一台备用。冷却器由闭式冷却水系统提供冷却，通过控制冷却水的流量，使冷却后的发电机密封油进油温度小于52℃。

双流密封油系统中空侧油压和氢侧油压的平衡是双流密封油系统赖以生存的基础，国内空、氢侧平衡好的双流式发电机，每天因纯度和氢压下降的补氢量可在2立方米，而空、氢侧有较大不平衡时，每天的补氢量可达数十立方米，鉴于当空、氢侧平衡时，空氢侧的油量不交换这一出发点，我们可以用观察氢侧回油控制箱的油位变化情况来判别空氢侧油压的平衡状况。当空氢侧压力平衡时，氢侧回油箱进出油量相当，油位应无变化，否则油箱油位将会发生或高或低的变化。

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