某电厂2台600 MW机组锅炉系超临界参数变压运行直流锅炉(型号为HG-1955/25.4一YMl)，采用Ⅱ型布置、单炉膛、低NO。轴向旋流燃烧器( LNASB)前后墙对冲燃烧方式，一次中间再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架和全悬吊结构。锅炉最大连续蒸发量为1 955 t/h，额定蒸发量为1 862 t/h，额定蒸汽压力／温度为25.4 MPa/543℃。机组采用双进双出钢球磨煤机，直吹式制粉系统；汽轮机采用东方电气集团东方汽轮机有限公司引进日本日立公司技术生产的超临界、单轴、一次中间再热、三缸四排汽、双背压、纯凝汽式汽轮机。DCS、DEH系统均采用日立公司HIACS 5000M分散控制系统，富通新能源生产销售
生物质锅炉，生物质锅炉主要燃烧
颗�；�、
木屑颗粒机、
秸秆压块机压制的生物质颗粒燃料。
1、快速减负荷功能
快速减负荷(RB)功能是机组协调控制系统(CCS)的重要功能之一，是一种对大型机组工况突变的�；た刂乒δ�。当机组某些重要辅机跳闸，锅炉等有关设备不能维持较高负荷运行时，根据协调控制系统RB逻辑功能，快速将机组负荷降至规定负荷，并且保持机组运行参数在安全稳定范围内，以避免造成设备损坏或使机组故障停运。RB功能的实现及正常投入，为机组的安全，稳定运行和减少非计划停运提供了保障。
某电厂因掺烧煤种变化大，RB功能一直未正常投运，重要辅机跳闸后，由运行人员手动投油助燃、启停相应辅机和进行相应参数的调整。由于处理过程中短时间内需操作、调整多个设备及参数，运行人员处于高度紧张状态，有时因处理不及时或处理方法不当引起主要参数超限、主机�；は低扯�、机组跳闸。近段时间内辅机不稳定运行情况严重威胁着机组的安全，从�；せ榘踩诵薪嵌�，亟待完善RB功能。在2008年辅机的多次跳闸中，有3次因RB功能不能满足当前工况而造成非正常�；�。经过对事故的分析总结，提出RB功能优化方案，于2008年10月在2号机组临时检修中对控制逻辑进行优化修改，并在机组启动后进行60%、80%和90% MCR的工况试验。
2、RB控制逻辑
根据机组运行控制特点，结合重要辅机跳闸事故预案、运行规程，将RB逻辑设计成以下4种异常工况，即单台引风机跳闸、单台送风机跳闸、单台一次风机跳闸和单台汽动给水泵跳闸情况下机组出力限制及处理。
2.1送风机RB
(1)负荷400 MW以上，2台运行中任一台送风机跳闸，触发RB动作。
(2)“送风机跳闸”报警，“送风机RB”报警。
(3) SCS执行程序，关闭跳闸送风机出口风门档板。
(4)风烟MCS执行程序：
①跳闸送风机动叶指令超弛为0，反馈小于4%时释放超弛指令。
②处于运行工况下的送、引风调节保持自动状态，送风调节由定压方式无扰切换为滑压方式（压力设定由负荷一风压曲线给出），引风调节保持不变；引风机电流大于额定电流时其动叶保持定位，送风机电流大于额定电流时送风机动叶保持定位。
③RB时闭锁偏差大跳手动。
(5) BMS按预定逻辑完成切除磨煤机、投油工作：
①4台磨煤机运行时，切D磨煤机，关PC阀，按顺序投底层4支油枪（间隔12 s投一支）。
②3台磨煤机运行不切磨，按顺序投底层油枪（4支）。
(6) RB后，底运行层的负荷风控制切为“手动”，其余运行层保留“自动”，总燃料按一定的速率减至目标负荷350 MW对应的燃料量值（目标燃料量根据当前燃料量计算出）。
(7) RB后，机组从AGC或CCS控制方式切换为以TF(汽轮机跟随)方式，进行机调压控制，主汽压按一定的速率降到目标值（压力设定值由实际负荷~压力曲线给出）。
(8) RB过程中汽轮机主控闭增。
(9) RB结束后汽轮机主控由自动切至手动方式。
2.2引风机RB
(1)负荷450 MW以上，2台运行中任一台引风机跳闸，触发RB动作。
(2)“引风机跳闸”报警，“引风机RB”报警。
(3) SCS执行程序：
①关闭跳闸引风机进、出口风门档板。
②联跳同侧送风机，并关闭该送风机出口挡板。
(4)风烟MCS执行程序：
①跳闸送、引风机动叶指令超弛为O，反馈小于4%时释放超弛指令。
以下同2.1节中(4)②③、(5)～(9)项（略）。
2.3 一次风机RB
(1)负荷380 MW以上，2台运行中任一台一次风机跳闸，触发RB动作。
(2)“一次风机跳闸”报警，“一次风机RB”报警。
(3) SCS执行程序：
①关闭跳闸一次风机出口风门档板。
②联关空气预热器进、出口一次风门档板。
③联关同侧冷一次风挡板。
(4)风烟MCS执行程序：
①跳闸一次风机动叶指令超弛为O，反馈小于4%时释放超弛指令。
②处于运行工况下的一次风压调节保持自动状态，一次风机电流大于额定电流时一次风机动叶保持。
③RB时闭锁偏差大跳手动。
以下同2.1节中(5)～(9)项（略）。
2.4汽动给水泵RB
(1)负荷320 MW以上，2台运行中任一台汽动给水泵跳闸，触发RB动作。
(2)“汽动给水泵跳闸”报警，“汽动给水泵RB”报警。
(3) SCS执行程序：联动启动电动给水泵，2s后勺管开至20%（并泵由运行人员操作）。
(4) BMS按预定逻辑完成切除磨煤机工作：
①4台磨煤机运行时，切D磨煤机，关PC阀，不投油枪，运行人员根据火检情况自行投油枪。
②3台磨煤机运行不切除磨煤机。
(5) RB后，底运行层的负荷风控制切为“手动”，其余运行层保留“自动”，总燃料按一定的速率减至目标负荷300 MW对应的燃料量值（目标燃料量根据当前燃料量计算出）。
以下同2.1节中(7)～(9)项（略）。
3、试验过程及分析
根据试验方案，对每种工况RB都进行60%、80%、90% MCR的工况试验，并对试验数据进行分析。本文只对90%MCR工况试验数据进行分析。
3.1送风机RB试验
负荷550 MW稳定运行，4台磨煤机、2台送风机、2台引风机、2台一次风机运行、2台汽动给水泵运行。机组运行方式为CCS方式，除氧器水位，凝汽器水位，一、二级过热器汽温，磨煤机负荷风，送、引风机，一次风等控制系统均投入“自动”，且调节正常。
然后投入送风机RB功能，操作员手动停运2B送风机后，送风机RB动作，执行SCS、MCS、BMS管理程序，待机组各运行参数稳定后，操作员复位RB，控制方式自动切为基本方式，整个过程历时近15 min，调整各相关参数，并重新启动跳闸的送风机，恢复机组负荷。送风机RB前及复位时主要运行参数见表1。
3.2引风机RB试验
试验时负荷543 MW，4台磨煤机、2台送风机、2台引风机、2台一次风机运行、2台汽动给水泵运行�；樵诵蟹绞轿狝GC方式，除氧器水位，凝汽器水位，一、二级过热器汽温，磨煤机负荷风，送、引风机，一次风等控制系统均投入自动，且调节正常。
然后投入引风机RB功能，操作员手动停运2A引风机，引风机RB动作，执行SCS、MCS、BMS管理程序，待机组各运行参数稳定后，操作员复位RB，控制方式自动切为基本方式，整个过程历时近15 min，调整各相关参数，并重新启动跳闸的引、送风机，恢复机组负荷。
引风机RB前及RB复位时机组主要运行参数见表2。
3.3 -次风机RB试验
试验时负荷540 MW稳定运行，4台磨煤机、2台送风机、2台引风机、2台一次风机运行、2台汽动给水泵运行。机组运行方式为CCS方式，除氧器水位，凝汽器水位，一、二级过热器汽温，磨煤机负荷风，送、引风机，一次风等控制系统均投入自动，且调节正常。
然后投入一次风机RB功能，操作员手动停运2A-次风机，一次风机RB动作，执行SCS、MCS、BMS管理程序，待机组各运行参数稳定后，操作员复位RB，控制方式自动切为基本方式，整个过程历时近11 min，然后调整各相关参数，并重新启动跳闸的一次风机，恢复机组负荷。
一次风机RB前及RB复位时机组主要运行参数见表3。
3.4汽动给水泵RB试验
试验时负荷510 MW稳定运行，4台磨煤机、2台送风机、2台引风机、2台一次风机运行、2台汽动给水泵运行�；榉绞轿狝GC方式，除氧器水位，凝汽器水位，一、二级过热器汽温，磨煤机负荷风，送、引风机，一次风等控制系统均投入自动，且调节正常。
然后投入汽动给水泵RB功能，操作员手动停运2B汽动给水泵，汽动给水泵RB动作后，执行SCS、MCS、BMS管理程序，待机组各运行参数稳定后，操作员复位RB，控制方式自动切为基本方式，整个过程历时近10 min，调整各相关参数，并重新启动跳闸的2B汽动给水泵，恢复机组负荷。
汽动给水泵RB前和RB复位时机组主要运行参数见表4。
4、结 语
(1)任何一种辅机RB发生后，机组SCS、MCS、BMS等动作均正确，各参数控制相对稳定，煤水比未出现失调现象。
(2)送风机RB后，给水量减得还稍慢一些，但通过给水自动指令三阶延时时间的整定，可以得到明显改善。
(3)引风机RB后，将停运引风机负荷转移到另一侧引风机时，其动叶开启速度较快，需要从逻辑上加以完善，以限制其动叶开启速率。
(4) -次风机RB后，炉膛壁温有几点发生超温现象，这是因为油枪一直投运的缘故。如能及时退出油枪，则可避免这一超温现象。
(5)因“汽动给水泵RB”信号比“汽动给水泵跳闸”滞后近24 s，所以“减燃料”发生在“减水”10 s以后，造成少数水冷壁有超温现象，因此需优化“汽动给水泵RB”信号，以减少滞后时间。
相关生物质锅炉颗�；罚�
1、
生物质壁炉
2、
秸秆颗�；�
3、
木屑颗�；�
