首臺超臨界再熱型雙抽背壓機(jī)組甩100%負(fù)荷試驗(yàn)分析

傅旭峰,朱良君*,趙冰,孫宇,李國敏,王勇

(1.華電電力科學(xué)研究院有限公司,杭州 310030; 2.華電國際電力股份有限公司天津開發(fā)區(qū)分公司,天津 300450)

汽輪發(fā)電機(jī)甩負(fù)荷是測取汽輪發(fā)電機(jī)組甩負(fù)荷后最高飛升轉(zhuǎn)速變化曲線,計算汽輪機(jī)調(diào)節(jié)系統(tǒng)的動態(tài)特性,考核汽機(jī)數(shù)字電液調(diào)節(jié)系統(tǒng)(digital electro-hydraulic control system,DEH)在甩負(fù)荷時的控制性能,即能否控制機(jī)組轉(zhuǎn)速不超過危急保安器動作轉(zhuǎn)速,且能夠維持空負(fù)荷運(yùn)行[1-2]。甩負(fù)荷后大負(fù)荷快速變工況下運(yùn)行,各參數(shù)變化速率較快,對輔機(jī)及相關(guān)系統(tǒng)的甩負(fù)荷工況適應(yīng)性要求較高,也極大地考驗(yàn)了汽輪發(fā)電機(jī)組在協(xié)調(diào)控制下動態(tài)跟蹤能力及系統(tǒng)自動調(diào)節(jié)品質(zhì)[3]。與此同時,本項(xiàng)目配置循環(huán)流化床鍋爐由于蓄熱強(qiáng),甩負(fù)荷試驗(yàn)比常規(guī)煤粉控制難度大,已造成鍋爐超溫、超壓及甩負(fù)荷后恢復(fù)并網(wǎng)投煤過程中發(fā)生爆燃和結(jié)焦事故等[4-5]。

中國針對甩100%負(fù)荷的主要研究在于甩負(fù)荷過程中轉(zhuǎn)速飛升現(xiàn)象,張新勝等[6]對某660 MW機(jī)組甩負(fù)荷試驗(yàn)過程中轉(zhuǎn)速二次飛升原因進(jìn)行了分析及處理;徐飛等[7]對1 000 MW超超臨界機(jī)組出線故障引起汽輪機(jī)轉(zhuǎn)速偏高原因分析與處理。而循環(huán)流化床鍋爐100%甩負(fù)荷,目前基本采取切斷全部燃料或者直接“壓火”方式進(jìn)行甩負(fù)荷,中國許多項(xiàng)目都以此為基礎(chǔ)進(jìn)行了流化床鍋爐甩負(fù)荷試驗(yàn)研究,王映奇等[8]提出機(jī)組在進(jìn)行50%及100%甩負(fù)荷時采用鍋爐壓火方式,可保證鍋爐各項(xiàng)參數(shù)在可控范圍之內(nèi);段寶等[9]針對300 MW循環(huán)流化床鍋爐甩負(fù)荷試驗(yàn)控制研究,提出了提前減少燃料量,減少一次流化風(fēng)量及其大量排渣、降低床壓的方式,對鍋爐側(cè)壓力、汽溫及其燃燒等關(guān)鍵控制。而對保留鍋爐熱負(fù)荷的并持續(xù)對外供熱的機(jī)組研究很少,也使得本機(jī)組進(jìn)行甩全負(fù)荷試驗(yàn)提供參考較少。

天津南港工業(yè)園區(qū)建設(shè)熱電廠,一期建設(shè)3臺350 MW級超臨界循環(huán)流化床鍋爐,搭配超臨界再熱型雙抽背壓汽輪機(jī),為中國首次臺套雙抽背壓機(jī)?，F(xiàn)主要研究循環(huán)流化床鍋爐搭配超臨界再熱型雙抽背壓機(jī)組100%甩負(fù)荷試驗(yàn)過程,確保鍋爐不投助燃、不滅火、汽機(jī)轉(zhuǎn)速控制及保證對下游熱用戶化工企業(yè)穩(wěn)定供熱,并最終實(shí)現(xiàn)中國首臺套超臨界再熱型雙抽背壓機(jī)組甩100%負(fù)荷試驗(yàn)一次成功。

1 設(shè)備系統(tǒng)簡介

本工程為天津南港工業(yè)園區(qū)內(nèi)化工企業(yè)提供生產(chǎn)用汽,其中中壓工業(yè)供汽壓力5.0 MPa/453 ℃,蒸汽流量467 t/h,低壓工業(yè)供汽1.8 MPa/333.4 ℃,蒸汽流量200 t/h。鍋爐為東方鍋爐廠生產(chǎn)的350 MW超臨界循環(huán)流化床,型號為DG1172/25.4-Ⅱ1,燃料系統(tǒng)包括:4個風(fēng)道燃燒器采用天然氣的點(diǎn)火氣槍;8臺稱重給煤機(jī),前墻8點(diǎn)均勻給煤。汽輪機(jī)為東方電氣股份有限公司提供的汽輪機(jī),型號為CCB170-24.2/5.0/1.8/0.15,型式為超臨界、一次再熱、單軸、雙缸、兩級調(diào)節(jié)抽汽、下排汽、背壓式汽輪機(jī),設(shè)計額定功率為170 MW。主要參數(shù)為:主汽門前額定壓力24.2 MPa,主汽門前額定溫度566 ℃,再熱主汽閥前額定溫度453 ℃,再熱主汽閥前額定壓力5 MPa,額定背壓0.15 MPa(絕對壓力)。發(fā)電機(jī)出口未配置出開關(guān),主接線采用雙母線接線方式,出口斷路器為2201開關(guān)。

汽輪機(jī)組原則性熱力系統(tǒng)如圖1所示。主蒸汽和主給水系統(tǒng)為單元制熱力系統(tǒng),主給水系統(tǒng)配置2臺汽動給水泵+1臺50%容量的電動給水泵,抽汽回?zé)嵯到y(tǒng)配置3臺高壓加熱器、1臺高壓除氧器、1臺低壓除氧器、1臺低壓加熱器,無凝汽器只設(shè)計小容量的回收器,回收器主要功能為回收給水泵汽輪機(jī)排汽,部分背壓溢流以及啟動初期的給水回收。本機(jī)組汽輪機(jī)旁路系統(tǒng)型式為:高、低壓兩級串聯(lián)電動旁路系統(tǒng);高旁系統(tǒng)設(shè)計容量:高壓旁路旁87%B-MCR(B-MCR為鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量),低壓旁路旁96%B-MCR。汽輪機(jī)高壓缸配置了高排通風(fēng)閥,用于帶走高壓轉(zhuǎn)子鼓風(fēng)效應(yīng)產(chǎn)生的熱量。

1為凝汽器;2為凝結(jié)水泵;3為軸封加熱器;4為低壓除氧器;5為中繼水泵;6為低壓加熱器;7為高壓除氧器;8為給水泵組;9、10、11為高壓加熱器;12為高調(diào)閥;13為中調(diào)閥;14為高旁閥;15為中壓缸;16為減溫減壓器;17為液控蝶閥;18為低旁閥;19為發(fā)電機(jī)組

2 甩負(fù)荷技術(shù)難點(diǎn)

由于本機(jī)組配置為循環(huán)流化床鍋爐,雙抽背壓機(jī)組,本次甩負(fù)荷試驗(yàn)區(qū)別于常規(guī)機(jī)組甩負(fù)荷要求,鍋爐主要確保不能滅火、不能超壓,汽機(jī)側(cè)主要確保供熱負(fù)荷穩(wěn)定、汽機(jī)轉(zhuǎn)速調(diào)節(jié)系統(tǒng)滿足導(dǎo)則要求、甩負(fù)荷后能夠盡快并網(wǎng)帶負(fù)荷。

2.1 供熱壓力控制

由于本機(jī)組供熱參數(shù)高、流量大,額定主蒸汽流量為1 172 t/h,在額定負(fù)荷下供熱流量達(dá)到667 t/h,甩負(fù)荷后機(jī)組電負(fù)荷由170 MW瞬間甩至0,在此瞬間由主蒸汽通過高壓旁路泄壓至供熱管道,會對供熱系統(tǒng)產(chǎn)生較大的熱力沖擊。與此同時,在甩負(fù)荷之后鍋爐大量減熱負(fù)荷,燃煤量及鍋爐蒸發(fā)量大幅度降低,尤其在機(jī)組并網(wǎng)過程中需降低再熱器壓力,此時中壓供熱接近降低至零,此時需通過鄰機(jī)或者啟動鍋爐快速補(bǔ)充,防止供熱管網(wǎng)壓力大幅度降低,供熱壓力的控制成為甩負(fù)荷過程中的難點(diǎn)。

2.2 鍋爐熱負(fù)荷控制

甩負(fù)荷過程中由于循環(huán)流化床爐內(nèi)床料、澆筑料及循環(huán)灰及旋風(fēng)分離器收集的未燃盡碳顆粒回鍋爐再燃,導(dǎo)致鍋爐蓄熱能力比常規(guī)鍋爐大,甩負(fù)荷過程中工況擾動劇烈,主要參數(shù)為鍋爐壓力、主再熱氣溫、床壓、床溫、爐膛負(fù)壓、給水流量[10]。如果爐膛內(nèi)燃燒參數(shù)控制不好可能出現(xiàn)鍋爐機(jī)械安全閥動作、爐膛負(fù)壓保護(hù)動作、主再熱蒸汽超溫、床溫下降過快等導(dǎo)致主燃料跳閘(main fuel trip,MFT)保護(hù)動作、流化效果不好導(dǎo)致部分區(qū)域低溫結(jié)焦,或者鍋爐給水由于壓力飛升導(dǎo)致鍋爐斷水保護(hù)動作等風(fēng)險點(diǎn)[11]。

2.3 旁路系統(tǒng)控制

機(jī)組在甩負(fù)荷過程中由于汽機(jī)主汽閥、中主閥、高調(diào)閥、中調(diào)閥進(jìn)汽閥瞬間關(guān)到0,在甩負(fù)荷瞬間導(dǎo)致鍋爐壓力飛升,高壓旁路作用主要防止過熱器超壓,同時確保鍋爐再熱器避免干燒,同時兼顧對外中壓供熱蒸汽壓力,低壓旁路主要控制再熱器超壓與供熱系統(tǒng)壓力,同時考慮回收器的設(shè)計余量避免低旁開度過大導(dǎo)致大量熱蒸汽進(jìn)入而引起真空快速下降,因此甩負(fù)荷過程中旁路系統(tǒng)控制是甩負(fù)荷試驗(yàn)成功與否的關(guān)鍵。如何確保旁路系統(tǒng)在甩負(fù)荷后能夠動作到位,動作準(zhǔn)確,能夠把鍋爐壓力泄放成為甩負(fù)荷試驗(yàn)成功的關(guān)鍵因素。

2.4 汽機(jī)轉(zhuǎn)速控制

甩負(fù)荷后,汽輪機(jī)DEH控制系統(tǒng)由功率控制切換成為轉(zhuǎn)速控制方式,瞬間甩去大量負(fù)荷將會使得主蒸汽壓力飛升[12],并且此時主蒸汽壓力高將直接切換成順序閥控制方式,在旁路模式下中壓缸進(jìn)汽,再熱壓力的波動將導(dǎo)致轉(zhuǎn)速波動。如何在高壓調(diào)門控制轉(zhuǎn)速、保證再熱器蒸汽流量,并防止高排溫度過高之間尋求平衡,是甩負(fù)荷試驗(yàn)結(jié)束后盡早穩(wěn)定的關(guān)鍵。同時由于高背壓機(jī)組,OPC動作以后所有抽汽關(guān)閉,分別到回收器和除氧器排汽全部關(guān)閉,這樣汽機(jī)中壓缸排汽堵塞,轉(zhuǎn)速上升后急劇下降,DEH控制調(diào)門反復(fù)開關(guān)。

2.5 甩負(fù)荷系統(tǒng)恢復(fù)

汽輪機(jī)甩負(fù)荷后轉(zhuǎn)速穩(wěn)定后應(yīng)該盡快并網(wǎng),避免長時間主再熱汽溫低于汽輪機(jī)缸溫而使得汽輪機(jī)冷卻導(dǎo)致汽輪機(jī)軸瓦振動較高,同時并網(wǎng)后需要考慮高排后溫度過高導(dǎo)致保護(hù)動作,因?yàn)闄C(jī)組保證供熱需要維持熱段蒸汽壓力4.50 MPa。旁路模式下,如果單純滿足鍋爐防超溫的需要而開大高低旁,導(dǎo)致再熱器壓力過高,將無法開啟高排逆止門。此時,高排通風(fēng)閥流量有限的情況下如何控制高排溫度,是汽輪機(jī)專業(yè)在甩負(fù)荷后需要重點(diǎn)考慮的問題。

3 甩負(fù)荷關(guān)鍵技術(shù)

3.1 鍋爐控制要點(diǎn)

3.1.1 給煤量與燃燒控制

通過查閱文獻(xiàn)和機(jī)組運(yùn)行實(shí)際情況本次甩負(fù)荷試驗(yàn)保持機(jī)組供熱鍋爐需維持約50%熱負(fù)荷,甩負(fù)荷為10、7、4、1時手動對稱停掉一臺給煤機(jī),甩負(fù)荷倒計時為2的時候手動打開過熱器PCV閥,流化風(fēng)量和二次風(fēng)量根據(jù)煤量對應(yīng)的流化風(fēng)量自動降低,減弱鍋爐床料的循環(huán)倍率,將床料由循環(huán)態(tài)向接近鼓泡態(tài)調(diào)整,從床料側(cè)降低換熱強(qiáng)度,控制蒸汽溫度;同時減少一次風(fēng)量,控制床溫下降速率,引風(fēng)機(jī)在停完對應(yīng)給煤機(jī)時超馳關(guān)5%。

3.1.2 主蒸汽壓力控制

進(jìn)行甩負(fù)荷試驗(yàn)前,保持高低旁為2%開度進(jìn)行暖管,甩負(fù)荷后高低旁應(yīng)自動聯(lián)開。本機(jī)組在甩負(fù)荷后高旁開度按照自動跟隨當(dāng)前主蒸汽流量進(jìn)行超馳開,隨后自動跟蹤甩負(fù)荷再熱蒸汽前壓力值,高旁減溫水自動投自動控制高旁后溫度維持在380 ℃;低旁甩負(fù)荷后超馳開度約30%,保持2 s后自動跟蹤甩負(fù)荷前壓力值,低旁減溫水自動投自動控制高旁后溫度維持在60 ℃。加強(qiáng)高低旁控制,保證再熱器足夠蒸汽流量。同時注意高低旁后蒸汽溫度,防止高低旁后蒸汽溫度高聯(lián)關(guān)高低旁。為防止過熱器超壓,甩負(fù)荷倒計時為2的時候手動打開過熱器PCV閥,當(dāng)過熱器壓力有返回趨勢時及時關(guān)閉過熱器PCV。在甩負(fù)荷過程中,高旁開度應(yīng)視鍋爐壓力,如壓力過高,有超壓趨勢,還應(yīng)繼續(xù)開大。

3.1.3 主蒸汽溫度控制

本機(jī)組為超臨界機(jī)組,甩100%負(fù)荷試驗(yàn)時燃料急劇降低,鍋爐熱負(fù)荷驟降,同時保持對外一定熱負(fù)荷供熱,將會使得主蒸汽壓力、主蒸汽溫度迅速降低,同時因汽水分離器水位難以控制,溫度驟降帶來的熱沖擊將會影響金屬壁的使用壽命。故在主蒸汽壓力控制后適當(dāng)增加給煤量,按對外供熱計算最終給水流量控制為600 t/h。同時在機(jī)組甩負(fù)荷前,及時關(guān)閉過熱器、再熱器減溫水電動閥[13],鄰機(jī)計及時補(bǔ)充熱負(fù)荷,防止蒸汽流量過大,主蒸汽溫度驟降。

3.1.4 給水流量控制

給水流量控制在甩負(fù)荷過程中也是試驗(yàn)成功的關(guān)鍵因素之一,一方面甩負(fù)荷瞬間過熱器壓力飛升,給水泵出力易因壓力過高而不足,觸發(fā)鍋爐最低給水流量保護(hù),此時還會引發(fā)鍋爐水冷壁受熱面流量不足,造成水冷壁受熱面超溫現(xiàn)象,本機(jī)組給水流量最低保護(hù)值為280 t/h;另一方面,在鍋爐大量減負(fù)荷后,給水流量過大,與鍋爐燃燒不匹配將會造成主蒸汽溫度降低,在進(jìn)行甩負(fù)荷前將汽泵汽源切換至輔汽供汽,同時在試驗(yàn)前將電泵聯(lián)啟旋轉(zhuǎn)備用,一旦出現(xiàn)汽泵跳閘或給水流量不足現(xiàn)象,電泵及時并泵運(yùn)行,甩負(fù)荷后給水流量的控制需結(jié)合給煤量、汽水分離器中間點(diǎn)溫度、蒸汽過熱度等參數(shù)同步控制。

3.2 汽機(jī)控制要點(diǎn)

3.2.1 轉(zhuǎn)速控制

甩負(fù)荷試驗(yàn)主要目的就是維持汽輪機(jī)轉(zhuǎn)速穩(wěn)定,甩負(fù)荷時切斷所有汽輪機(jī)抽汽,DEH內(nèi)部控制甩負(fù)荷取發(fā)電機(jī)主開關(guān)分閘信號,直接觸發(fā)OPC動作,高壓調(diào)門和中壓調(diào)門全關(guān)并保持2 s,OPC復(fù)位,DEH轉(zhuǎn)化為轉(zhuǎn)速控制模塊,隨后OPC動作條件由汽機(jī)轉(zhuǎn)速超過3 090 r/min,低于此轉(zhuǎn)速則復(fù)位,DEH內(nèi)部轉(zhuǎn)速采用高中壓調(diào)門聯(lián)合控制,轉(zhuǎn)速快速穩(wěn)定還取決于外部主再熱蒸汽壓力的穩(wěn)定;同時汽輪機(jī)轉(zhuǎn)速下降后應(yīng)及時打開第六段抽汽逆止門,打通汽輪機(jī)中壓排汽通道。同時甩負(fù)荷過程中密切注意高調(diào)開度及高排溫度,保證通風(fēng)閥開啟。

3.2.2 并網(wǎng)控制

轉(zhuǎn)速穩(wěn)定在3 000 r/min后,應(yīng)及時宣布甩負(fù)荷試驗(yàn)結(jié)束,做好并網(wǎng)準(zhǔn)備,盡快并網(wǎng)。并網(wǎng)以后,根據(jù)高壓缸排汽壓力的增長逐漸關(guān)小高低旁,當(dāng)負(fù)荷到20 MW左右時,視高壓缸排汽壓力與再熱器壓力開啟高排逆止門,平穩(wěn)完成高旁與高壓缸排汽的切換。前期高排溫度只能通過高排通風(fēng)閥(VV閥)來維持,按照汽輪機(jī)廠家的運(yùn)行要求,甩負(fù)荷后汽輪機(jī)將進(jìn)入旁路模式,本機(jī)組配置的VV閥額定流量僅為32 t/h,高壓缸冷卻蒸汽流量受限,待機(jī)組熱負(fù)荷倒換后再進(jìn)行快速帶負(fù)荷頂開高排逆止閥和關(guān)閉VV閥。并網(wǎng)后,應(yīng)密切監(jiān)視主汽溫度,根據(jù)鍋爐壓力溫度決定負(fù)荷增減。

4 試驗(yàn)結(jié)果分析

2022年07月13日機(jī)組各項(xiàng)目指標(biāo)綜合評估滿足做100%甩負(fù)荷試驗(yàn)要求,于12:28:33試驗(yàn)開始,#1機(jī)組負(fù)荷170.01 MW,主汽壓力23.86 MPa,主汽溫度557 ℃,再熱壓力4.93 MPa,再熱溫度428 ℃;12:29:00手動斷開發(fā)電機(jī)出口斷路器,高壓、中壓調(diào)門迅速關(guān)閉;3.4 s后轉(zhuǎn)速上升至最大值3 113 r/min,動態(tài)超調(diào)量3.77%;47s后轉(zhuǎn)速逐漸穩(wěn)定在2 997 r/min。甩負(fù)荷過程曲線圖2所示,整個汽輪機(jī)轉(zhuǎn)速控制平穩(wěn),OPC在試驗(yàn)過程動作過1次,并在甩負(fù)荷7 min后迅速恢復(fù)并網(wǎng)。

圖2 甩負(fù)荷過程轉(zhuǎn)速、OPC變化曲線圖

甩負(fù)荷后,鍋爐側(cè)壓力發(fā)生變化,甩負(fù)荷瞬間聯(lián)開過熱器PCV閥進(jìn)行泄壓,最終主蒸汽壓力本次試驗(yàn)飛升1.69 MPa,最高飛升至25.66 MPa,于109 s后壓力降低至24.1 MPa;過熱蒸汽經(jīng)高壓旁路減溫減壓后的再熱蒸汽通過供熱管網(wǎng)作為泄壓通道,龐大的供熱系統(tǒng)使得甩負(fù)荷后后再熱器壓力變化不明顯,再熱器壓力由甩負(fù)荷前4.93 MPa上升至5.08 MPa,并通過鄰機(jī)輔助調(diào)節(jié)使得整過倒熱負(fù)荷過程中再熱蒸汽壓力維持在4.8 MPa。整個甩負(fù)荷過程中,主蒸汽溫度557 ℃最低降到538 ℃,再熱蒸汽溫度基本無明顯變化,維持在435 ℃左右。甩負(fù)荷過程中主再熱蒸汽參數(shù)變化如圖3所示。

圖3 甩負(fù)荷過程中主再熱蒸汽參數(shù)變化

甩負(fù)荷過程給煤量、床溫、床壓及爐膛負(fù)壓變化曲線如圖4所示,機(jī)組帶負(fù)荷170 MW時煤量為183 t/h,甩負(fù)荷前減少40 t/h煤,甩負(fù)荷后維持煤量在85 t/h左右,甩負(fù)荷過程中爐膛負(fù)壓發(fā)生輕微波動,最低降低至-726 Pa,氧量逐漸上升,最高升至9.10%,床溫隨著負(fù)荷降低而下降,最低降低至723 ℃,整體而言試驗(yàn)過程中爐膛參數(shù)未發(fā)生大范圍波動。

圖4 甩負(fù)荷過程給煤量、床溫、床壓及爐膛負(fù)壓變化曲線

甩負(fù)荷后機(jī)組轉(zhuǎn)速逐漸穩(wěn)定,并逐漸開始進(jìn)行恢復(fù)并網(wǎng)。從甩負(fù)荷至并網(wǎng)整個過程控制7 min,同時完成開高排逆止閥機(jī)組恢復(fù)帶負(fù)荷,共用時20 min。整個過程中通過高壓旁路系統(tǒng)調(diào)整機(jī)組再熱蒸汽壓力,在并網(wǎng)前機(jī)組高排溫度、軸承振動都逐漸上升,在并網(wǎng)時由甩負(fù)荷前330 ℃上升至345 ℃,其中汽輪機(jī)發(fā)電機(jī)組的1號軸承(承1)X方向軸承相對振動甩負(fù)荷后逐漸升高到125 μm;在第7分鐘恢復(fù)并網(wǎng)帶初負(fù)荷8 MW,隨后機(jī)組各軸承振動逐漸減小,并恢復(fù)至正常范圍內(nèi);在初負(fù)荷8 MW維持了8 min,此過程主要為了完成供熱負(fù)荷切換,通過逐漸關(guān)小高排降低再熱蒸汽壓力,以便高排逆止門能夠順利打開,同時開大主蒸汽調(diào)閥機(jī)組帶負(fù)荷,在監(jiān)測再熱蒸汽壓力到3.5 MPa與高壓缸排汽壓力相當(dāng)時,關(guān)閉VV閥,高排逆止閥全開,高排溫度降低,逐漸關(guān)閉高旁并提高機(jī)組負(fù)荷,汽輪機(jī)恢復(fù)正常。機(jī)組甩負(fù)后旁路系統(tǒng)及機(jī)組振動情況如圖5、圖6所示。

圖5 甩負(fù)荷過程中旁路系統(tǒng)參數(shù)曲線

圖6 甩負(fù)荷過程中軸承振動參數(shù)曲線

5 結(jié)論

汽輪機(jī)組100%甩負(fù)荷試驗(yàn)作為高風(fēng)險性試驗(yàn),特別針對背壓型機(jī)組,涉及專業(yè)面廣的綜合性試驗(yàn),通過分析研究甩負(fù)荷試驗(yàn)可能出現(xiàn)難點(diǎn)和關(guān)鍵控制,降低試驗(yàn)風(fēng)險。針對中國首臺超臨界再熱型背壓機(jī)機(jī)組100%甩負(fù)荷試驗(yàn)進(jìn)行試驗(yàn)過程主要風(fēng)險點(diǎn)及調(diào)整要點(diǎn)進(jìn)行分析,實(shí)現(xiàn)100%甩負(fù)荷試驗(yàn)的一次成功,并為同類型的機(jī)組進(jìn)行甩負(fù)荷工況發(fā)生時提高了良好的技術(shù)支撐。

(1)100%甩負(fù)荷試驗(yàn)有效驗(yàn)證了該機(jī)組的數(shù)字電液控制系統(tǒng)在機(jī)組瞬間甩負(fù)荷后能夠有效抑制汽輪機(jī)組轉(zhuǎn)速飛升,檢驗(yàn)出汽輪機(jī)DEH調(diào)節(jié)系統(tǒng)的動態(tài)過程的響應(yīng)速度及動態(tài)性能,100%甩負(fù)荷后機(jī)組轉(zhuǎn)速控制穩(wěn)定,轉(zhuǎn)速飛升3 113 r/min,動態(tài)超調(diào)量3.77%,100%甩負(fù)荷試驗(yàn)一次成功。

(2)本次甩負(fù)荷試驗(yàn)完成代表該機(jī)組完全可以實(shí)現(xiàn)停機(jī)不停爐工況同時保證下游供熱用戶的穩(wěn)定,以下游工業(yè)熱網(wǎng)作為甩負(fù)荷的泄壓通道,利用高旁動作兩級抽汽供熱負(fù)荷維持供熱,對外供熱實(shí)現(xiàn)甩電負(fù)荷不甩熱負(fù)荷。