1000MW燃煤发电机组RB试验
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摘 要：某电厂1号机组顺利通过168h试运行后，为了满足相关规定的试验要求，于同年11月进行了重要辅机跳闸快速降负荷试验，通过试验对部分存在的问题进行了整改和优化，使得RB逻辑更加完善，机组更加安全可靠。
关键词：风机 给水泵 RB
中图分类号：TK267 文獻标识码：A 文章编号：1672-3791（2019）04（b）-0035-02
RB功能试验是新机组投产后需完成的一项重要性能试验，当重要辅机故障跳闸时，机组能够快速反应降出力运行，避免机组跳闸，该项试验难度较大，风险也比较高，试验中极易造成机组跳闸，但RB试验经过优化、完善后，可以极大地提高机组的安全稳定性。
1 一台磨煤机跳闸的RB试验
运行工况：负荷900MW，5台磨煤机运行，煤量351T/H，主汽压力23.7MPa，给水流量2557T/H，协调控制方式。
试验过程：DCS上手动打跳2台上层磨煤机，RB动作，锅炉主控输出800MW，过热器及再热器减温水调阀强制关到零，20s后自动开，给水由于减温水关闭瞬间增加120T/H左右，100s后给水开始减，煤量瞬间减至286T/H，1min内又逐渐加至320T/H，负荷变化率为1000MW/min，主气压力随负荷滑压递减，RB设定压力变化率为1.8MPa/min，负压最低-334Pa，最高121Pa，中间点温度由423℃降至414℃，过热度及主、再热汽温均稳定，RB动作后，机组切为TF模式，机侧各参数稳定，无大的变化，负荷820MW，主气压力21.4MPa，给水流量2319T/H，给煤量320T/H，风量2150T/H，各参数基本平稳。
2 两台磨煤机跳闸的RB试验
运行工况：负荷926MW，5台磨煤机运行，煤量336T/H，主汽压力25.2MPa，给水流量2680T/H，协调控制方式。
试验过程：DCS上同时手动打跳2台上层磨煤机，RB动作，机组切为TF控制方式，锅炉主控输出600MW，煤量减至200T/H，1min内自动加至250T/H，中间点平均温度由432℃下降到396℃，过热度由41℃下降到22℃，主汽温度下降了16℃，再热汽温下降了44℃，负压最低-385Pa，最高474Pa，给水流量减至1800T/H左右，风量减至1720T/H，从RB开始动作至目标值各参数稳定状态过程中，一直未曾人为干预，此次试验比较成功。
3 一台送风机跳闸的RB试验
运行工况：负荷906MW，5台磨煤机运行，煤量354T/H，主汽压力23.5MPa，给水流量2632T/H，协调控制方式。
试验过程：DCS上手动停1A送风机，RB动作，机组切为TF控制方式，锅炉主控输出504MW，给水设定1588T/H，风量1850T/H，间隔2s分别跳闸1E、1D磨煤机，煤量减至210T/H，由于是手动停运1A送风机，逻辑上并不联跳1A引风机，实际也未曾联跳，1B送风机动叶开度30s内自动加至79%，电流232A，引风机静叶指令由43%降至26%，炉膛负压最低-195Pa，最高195Pa，中间点平均温度由423℃降至399℃，过热度由36℃降至21℃，主汽温度下降17℃，再热汽温下降35℃，7min后负荷降至618MW，主汽压力17.6MPa，给水流量1645T/H时，给水流量突降，1B给水泵流量下降并波动，1A给水泵正常，1B汽前泵跳闸，立即手动干预1A小机，控制给水流量正常，重新挂闸1B小机准备冲转，发现1B小机低压调阀漏汽较大，打闸停运1B小机，RB试验暂停。
4 一台引风机跳闸的RB试验
运行工况：负荷911MW，5台磨煤机运行，煤量340T/H，主汽压力23.3MPa，给水流量2576T/H，协调控制方式。
试验过程：就地打跳1A引风机，1A送风机联锁跳闸，机组切为TF模式，间隔2s分别跳闸1E、1D磨煤机，煤量减至210T/H，1B引风机静叶逐渐开到70%，1B送风机动叶迅速开到84%，之后在锅炉总风量的作用下，1B引、送风机静、动叶开度开始回头，炉膛负压最低-281Pa，最高1004Pa，锅炉主控输出500MW，风量1800T/H，给水流量1600T/H左右，中间点平均温度由407℃下降至389℃后又回到402℃，过热度由20℃降到10℃，最高42℃，主汽温度下降36℃，再热汽温下降53℃，RB设定负荷变化率为1000MW，压力变化率为1.8MPa/min，实际分别为60MW/min、1MPa/min，主要受给水下降变化的影响较大，以及锅炉蓄热的短时影响，负荷降到588MW时各参数基本稳定，结束试验，整个动作过程未曾手动干预。
5 一台一次风机跳闸的RB试验
运行工况：负荷916MW，5台磨煤机运行，煤量351T/H，主汽压力24.3MPa，给水流量2615T/H，协调控制方式。
试验过程：就地打跳1A一次风机，RB动作，机组切为TF模式，RB触发后立即跳闸1E、1D磨煤机，煤量减至210T/H，1B一次风机动叶自动加至79%，电机电流454A，已接近额定值，热一次风母管压力最低6.7kPa，风机出口8.4kPa，磨煤机入口风压最低5.2，风量最低42T/H，20s后一次风机出口压力回升到17kPa，热一次风母管压力回升到15kPa，防止波动造成1B一次风机过流，动叶减到75%，电流432A，炉膛负压最低-2175Pa，最高1093Pa，锅炉主控输出500MW，RB动作4s后给水开始减，负荷降至550MW，主汽压力降至15.5MPa，给水下降较快最低1136T/H时手动干预给水，过热度最低降至14℃，最高升至70℃，主、再热汽温分别下降23℃，总风量降至2000T/H，给水流量1620T/H，各参数基本稳定，无大的变化，试验结束。
6 一台给水泵跳闸的RB试验
运行工况：负荷912MW，5台磨煤机运行，煤量348T/H，主汽压力23.8MPa，给水流量2670T/H，协调控制方式。
试验过程：打闸1B给水泵，由于给水泵跳闸信号连接有误，未能及时反馈到控制系统，并没有触发给水泵跳闸RB信号，DCS上手动打跳1E、1D磨煤机。触发2台磨煤机跳闸RB，锅炉主控输出600MW，给水设定1800T/H，自动加1A汽泵给水指令，5min后负荷668MW，1A小机转速5257rpm，省煤器入口流量1956T/H，实际1A汽泵进、出口流量均为1750T/H，由于实际给水流量一直偏小于给水设定，故1A小机转速及给水流量继续上升，鉴于单台汽泵出力能力，及过热度已开始回头，将给水解手动减至1600T/H左右，RB动作过程中，中间点平均温度由418℃上升到451℃，过热度由33℃上升到83℃，主要由于磨煤机跳闸滞后影响较大，主、再热汽温变化均在10℃以内，煤量先是减到254T/H，后由于锅炉主控变化又降至225T/H，主汽压力降至18.6MPa，风量降至220T/H，炉膛负压最低-419Pa，最高275Pa，RB触发后机组控制方式自动切为TF模式，主汽压力与压力设定及理论压力三者基本保持一致，汽机高调门从89%快速关至28%后，基本维持稳定。在修改了给水泵跳闸信号后，重新进行了给水泵跳闸RB试验，RB动作正常，试验结束。
参考文献
[1] 1000MW主机运行规程及1000MW辅机运行规程[Z].
[2] 汽机及锅炉重要辅机设备说明书[Z].
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