某電廠2臺600 MW機組鍋爐系超臨界參數變壓運行直流鍋爐(型號為HG-1955/25.4一YMl)，采用Ⅱ型布置、單爐膛、低NO。軸向旋流燃燒器( LNASB)前后墻對沖燃燒方式，一次中間再熱、平衡通風、露天布置、固態排渣、全鋼構架和全懸吊結構。鍋爐最大連續蒸發量為1 955 t/h，額定蒸發量為1 862 t/h，額定蒸汽壓力／溫度為25.4 MPa/543℃。機組采用雙進雙出鋼球磨煤機，直吹式制粉系統；汽輪機采用東方電氣集團東方汽輪機有限公司引進日本日立公司技術生產的超臨界、單軸、一次中間再熱、三缸四排汽、雙背壓、純凝汽式汽輪機。DCS、DEH系統均采用日立公司HIACS 5000M分散控制系統，富通新能源生產銷售
生物質鍋爐，生物質鍋爐主要燃燒
顆粒機、
木屑顆粒機、
秸稈壓塊機壓制的生物質顆粒燃料。
1、快速減負荷功能
快速減負荷(RB)功能是機組協調控制系統(CCS)的重要功能之一，是一種對大型機組工況突變的保護控制功能。當機組某些重要輔機跳閘，鍋爐等有關設備不能維持較高負荷運行時，根據協調控制系統RB邏輯功能，快速將機組負荷降至規定負荷，并且保持機組運行參數在安全穩定范圍內，以避免造成設備損壞或使機組故障停運。RB功能的實現及正常投入，為機組的安全，穩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、啟停相應輔機和進行相應參數的調整。由于處理過程中短時間內需操作、調整多個設備及參數，運行人員處于高度緊張狀態，有時因處理不及時或處理方法不當引起主要參數超限、主機保護系統動作、機組跳閘。近段時間內輔機不穩定運行情況嚴重威脅著機組的安全，從保護機組安全運行角度，亟待完善RB功能。在2008年輔機的多次跳閘中，有3次因RB功能不能滿足當前工況而造成非正常停機。經過對事故的分析總結，提出RB功能優化方案，于2008年10月在2號機組臨時檢修中對控制邏輯進行優化修改，并在機組啟動后進行60%、80%和90% MCR的工況試驗。
2、RB控制邏輯
根據機組運行控制特點，結合重要輔機跳閘事故預案、運行規程，將RB邏輯設計成以下4種異常工況，即單臺引風機跳閘、單臺送風機跳閘、單臺一次風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送風機RB
(1)負荷400 MW以上，2臺運行中任一臺送風機跳閘，觸發RB動作。
(2)“送風機跳閘”報警，“送風機RB”報警。
(3) SCS執行程序，關閉跳閘送風機出口風門檔板。
(4)風煙MCS執行程序：
①跳閘送風機動葉指令超弛為0，反饋小于4%時釋放超弛指令。
②處于運行工況下的送、引風調節保持自動狀態，送風調節由定壓方式無擾切換為滑壓方式（壓力設定由負荷一風壓曲線給出），引風調節保持不變；引風機電流大于額定電流時其動葉保持定位，送風機電流大于額定電流時送風機動葉保持定位。
③RB時閉鎖偏差大跳手動。
(5) BMS按預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，底運行層的負荷風控制切為“手動”，其余運行層保留“自動”，總燃料按一定的速率減至目標負荷350 MW對應的燃料量值（目標燃料量根據當前燃料量計算出）。
(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，進行機調壓控制，主汽壓按一定的速率降到目標值（壓力設定值由實際負荷~壓力曲線給出）。
(8) RB過程中汽輪機主控閉增。
(9) RB結束后汽輪機主控由自動切至手動方式。
2.2引風機RB
(1)負荷450 MW以上，2臺運行中任一臺引風機跳閘，觸發RB動作。
(2)“引風機跳閘”報警，“引風機RB”報警。
(3) SCS執行程序：
①關閉跳閘引風機進、出口風門檔板。
②聯跳同側送風機，并關閉該送風機出口擋板。
(4)風煙MCS執行程序：
①跳閘送、引風機動葉指令超弛為O，反饋小于4%時釋放超弛指令。
以下同2.1節中(4)②③、(5)～(9)項（略）。
2.3 一次風機RB
(1)負荷380 MW以上，2臺運行中任一臺一次風機跳閘，觸發RB動作。
(2)“一次風機跳閘”報警，“一次風機RB”報警。
(3) SCS執行程序：
①關閉跳閘一次風機出口風門檔板。
②聯關空氣預熱器進、出口一次風門檔板。
③聯關同側冷一次風擋板。
(4)風煙MCS執行程序：
①跳閘一次風機動葉指令超弛為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壓調節保持自動狀態，一次風機電流大于額定電流時一次風機動葉保持。
③RB時閉鎖偏差大跳手動。
以下同2.1節中(5)～(9)項（略）。
2.4汽動給水泵RB
(1)負荷320 MW以上，2臺運行中任一臺汽動給水泵跳閘，觸發RB動作。
(2)“汽動給水泵跳閘”報警，“汽動給水泵RB”報警。
(3) SCS執行程序：聯動啟動電動給水泵，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PC閥，不投油槍，運行人員根據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，底運行層的負荷風控制切為“手動”，其余運行層保留“自動”，總燃料按一定的速率減至目標負荷300 MW對應的燃料量值（目標燃料量根據當前燃料量計算出）。
以下同2.1節中(7)～(9)項（略）。
3、試驗過程及分析
根據試驗方案，對每種工況RB都進行60%、80%、90% MCR的工況試驗，并對試驗數據進行分析。本文只對90%MCR工況試驗數據進行分析。
3.1送風機RB試驗
負荷550 MW穩定運行，4臺磨煤機、2臺送風機、2臺引風機、2臺一次風機運行、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，磨煤機負荷風，送、引風機，一次風等控制系統均投入“自動”，且調節正常。
然后投入送風機RB功能，操作員手動停運2B送風機后，送風機RB動作，執行SCS、MCS、BMS管理程序，待機組各運行參數穩定后，操作員復位RB，控制方式自動切為基本方式，整個過程歷時近15 min，調整各相關參數，并重新啟動跳閘的送風機，恢復機組負荷。送風機RB前及復位時主要運行參數見表1。
3.2引風機RB試驗
試驗時負荷543 MW，4臺磨煤機、2臺送風機、2臺引風機、2臺一次風機運行、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，磨煤機負荷風，送、引風機，一次風等控制系統均投入自動，且調節正常。
然后投入引風機RB功能，操作員手動停運2A引風機，引風機RB動作，執行SCS、MCS、BMS管理程序，待機組各運行參數穩定后，操作員復位RB，控制方式自動切為基本方式，整個過程歷時近15 min，調整各相關參數，并重新啟動跳閘的引、送風機，恢復機組負荷。
引風機RB前及RB復位時機組主要運行參數見表2。
3.3 -次風機RB試驗
試驗時負荷540 MW穩定運行，4臺磨煤機、2臺送風機、2臺引風機、2臺一次風機運行、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，磨煤機負荷風，送、引風機，一次風等控制系統均投入自動，且調節正常。
然后投入一次風機RB功能，操作員手動停運2A-次風機，一次風機RB動作，執行SCS、MCS、BMS管理程序，待機組各運行參數穩定后，操作員復位RB，控制方式自動切為基本方式，整個過程歷時近11 min，然后調整各相關參數，并重新啟動跳閘的一次風機，恢復機組負荷。
一次風機RB前及RB復位時機組主要運行參數見表3。
3.4汽動給水泵RB試驗
試驗時負荷510 MW穩定運行，4臺磨煤機、2臺送風機、2臺引風機、2臺一次風機運行、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，磨煤機負荷風，送、引風機，一次風等控制系統均投入自動，且調節正常。
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，執行SCS、MCS、BMS管理程序，待機組各運行參數穩定后，操作員復位RB，控制方式自動切為基本方式，整個過程歷時近10 min，調整各相關參數，并重新啟動跳閘的2B汽動給水泵，恢復機組負荷。
汽動給水泵RB前和RB復位時機組主要運行參數見表4。
4、結 語
(1)任何一種輔機RB發生后，機組SCS、MCS、BMS等動作均正確，各參數控制相對穩定，煤水比未出現失調現象。
(2)送風機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)引風機RB后，將停運引風機負荷轉移到另一側引風機時，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) -次風機RB后，爐膛壁溫有幾點發生超溫現象，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”發生在“減水”10 s以后，造成少數水冷壁有超溫現象，因此需優化“汽動給水泵RB”信號，以減少滯后時間。
相關生物質鍋爐顆粒機產品：
1、
生物質壁爐
2、
秸稈顆粒機
3、
木屑顆粒機
