方敏

(廣東大唐國際潮州發(fā)電有限責公司，廣東 潮州 515723)

1 系統(tǒng)概況

某發(fā)電公司1000 MW燃煤汽輪發(fā)電機組鍋爐采用哈爾濱鍋爐廠設(shè)計、制造的超超臨界變壓直流運行、單爐膛、一次再熱、平衡通風、露天布置、固態(tài)排渣、全鋼構(gòu)架、全懸吊結(jié)構(gòu) Π形爐，其型號為HG－3110/26.15－YM3。采取無分隔墻的八角反向雙火焰切圓燃燒方式，共設(shè)有48只直流燃燒器，燃燒器共分6層，每層設(shè)8只燃燒器。制粉系統(tǒng)為中速磨煤機冷一次風正壓直吹式，每臺鍋爐配6臺中速磨煤機，鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量(BMCR)工況下5臺運行、1臺備用，并配備6臺稱重式給煤機，每臺磨煤機最大磨煤量可達95 t/h。風煙系統(tǒng)配有2臺動葉調(diào)節(jié)軸流式送風機、2臺靜葉調(diào)節(jié)軸流式引風機、2臺動葉調(diào)節(jié)軸流式一次風機及2臺三分倉回轉(zhuǎn)式空氣預(yù)熱器(如圖1所示)。其中送風機主要將空氣送往空氣預(yù)熱器預(yù)熱后與燃料混合燃燒，而引風機主要使爐膛處于微負壓狀態(tài)，實現(xiàn)爐膛平衡通風，保證鍋爐安全運行。一次風機主要提供一次風，從風機出來的一次風分為兩路，一路經(jīng)過空氣預(yù)熱器預(yù)熱后的叫熱一次風，一路不經(jīng)過空氣預(yù)熱器的叫冷一次風。熱一次風為磨煤機提供干燥出力和通風出力，將磨煤機磨好的煤粉干燥后攜帶其進入鍋爐燃燒器;冷一次風與熱一次風在磨煤機的入口處混合，起到調(diào)節(jié)磨煤機入、出口溫度的作用，同時也是磨煤機通風出力的一部分。正常運行的情況下，兩側(cè)送風機、引風機及一次風機均保持運行，一旦單側(cè)任一風機發(fā)生故障跳閘，機組負荷滿足條件并且在機爐協(xié)調(diào)方式下，將會觸發(fā)機組快速減負荷(RB)動作，如果RB不能成功動作，將會導(dǎo)致機組跳閘。

圖1 鍋爐風煙系統(tǒng)

2 協(xié)調(diào)簡介

機組運行中協(xié)調(diào)控制方式主要有以下幾種。

(1)機爐協(xié)調(diào)方式(CCS DRY)，需要“燃料主控”“水煤比控制”“給水主控”“機主控”(汽輪機綜合閥位)投入自動。在此方式下，汽輪機調(diào)門將直接跟隨負荷指令，鍋爐控制跟隨經(jīng)主蒸汽壓力偏差修正的負荷指令，鍋爐負荷主指令(BID)=實際負荷指令+功率偏差+主汽壓偏差。

(2)爐跟機方式(BF DRY)，需要“燃料主控”“水煤比控制”“給水主控”投入自動，“機主控”手動。在此方式下，汽輪機調(diào)門控制負荷，鍋爐控制主汽壓，BID跟蹤主汽壓偏差。

(3)機跟爐方式(BI DRY)，在“給水主控”自動、“燃料主控”或“水煤比控制”手動的情況下，“機主控”可以是自動也可以是手動。在此方式下，鍋爐控制負荷，汽輪機調(diào)門控制主汽壓，BID由運行人員通過爐主控手動輸入。

(4)基本方式(BH DRY)，在機組干態(tài)情況下，不論“燃料主控”“水煤比控制”“機主控”在自動還是手動狀態(tài)，只要“給水主控”在手動的狀態(tài)均為基本方式;BID與實際給水流量為函數(shù)關(guān)系。

(5)手動方式，“給水主控”“燃料主控”“水煤比控制”“機主控”均在手動狀態(tài)。在此方式下，燃料量、給水量、汽輪機調(diào)門均為手動控制，一般在機組剛啟動或停運過程中，鍋爐濕態(tài)的情況下使用。

在前3種控制方式下，BID與燃料量、給水量分別為函數(shù)關(guān)系，如圖2、圖3所示。

圖2 BID與燃料量的函數(shù)關(guān)系

燃料主控指令=f(BID)+燃料前饋(BIR FF)+水煤比控制，給水主控指令=f(BID)+給水前饋(BIR FW)+給水偏置，其中，BIR FF指令由3部分組成。

圖3 BID與給水量的函數(shù)關(guān)系

(1)負荷設(shè)定與負荷指令偏差。在機組負荷變化過程中起作用，當實際負荷指令與負荷設(shè)定值一致后，該作用消失。

(2)機前壓力設(shè)定。該作用在壓力設(shè)定達到目標壓力后即壓力設(shè)定值不發(fā)生變化時消失。

(3)機前壓力設(shè)定與機前實際壓力偏差。

BIR FW與BIR FF指令類似，只是參數(shù)設(shè)置有區(qū)別。

第4種基本方式下，實際給水流量與BID指令為函數(shù)關(guān)系(如圖4所示)，燃料量再跟蹤 BID指令。

圖4 實際給水流量與BID指令的函數(shù)關(guān)系

CCS DRY，BI DRY方式下，負荷、主汽壓指令變化速率均為自動控制，設(shè)定值可以更改，其中CCS DRY 方式下設(shè)定值為 15 MW/min，0.3 MPa/min，BI DRY 方式下設(shè)定值為40 MW/min，0.2 MPa/min;BF DRY及BH DRY方式下，負荷、主汽壓變化速率均可以手動控制;RB動作時根據(jù)不同的設(shè)備自動調(diào)整不同的變化速率。

3 故障跳閘經(jīng)過

2012－09－30 T 20:54，該公司機組自動發(fā)電量控制(AGC)投入，負荷600 MW，CCS DRY方式，BID為 608 MW，主汽壓為 16.31 MPa，機主控為81%，總煤量為330 t/h，給水流量為1780 t/h，主汽流量為1740t/h，水煤比為5.84，汽水分離器過熱度為17℃，分離器儲水箱水位為1 m，氧量為4.63%;A，B一次風機并列運行，一次風機動葉開度分別為46.6%，48.4%，電流為 215，226 A，一次風壓為11.3 kPa;制粉系統(tǒng) B，D，E，F(xiàn) 磨煤機運行，A，C 磨煤機備用，B磨煤機單磨塔山煤，其他3臺磨褐煤，每臺磨煤機磨煤量為82 t/h，磨煤機入口一次風量分別為163，167，178 和175 t/h。

20:55，A，B一次風機動葉自切均解為手動，動葉開度分別為58%，57%，電流為148，240 A，A一次風機發(fā)“喘振”報警，一次風壓為8.2 kPa，B，D，E，F(xiàn)磨煤機一次風量分別降至129，124，134和133 t/h，爐膛負壓突降至－820 Pa，機組負荷和主汽壓力快速下降，汽溫下降。

20:56，AGC指令漲至625MW，解除AGC控制，負荷控制變?yōu)樽詣迂摵烧{(diào)節(jié)(ALR)方式，協(xié)調(diào)方式仍保持CCS DRY，ALR負荷指令625MW未變，實際負荷為549MW，實際主汽壓為13.51MPa，設(shè)定值為15.97 MPa，機主控由 81.2% 漲至 99.8%。BID 指令由609 MW升至764 MW，總煤量由330 t/h升至380 t/h，給水流量由1780 t/h升至2250 t/h，實際值均跟蹤正常，水煤比最大至6.89。

20:57，實際負荷已降至580 MW，主汽壓降至15.1 MPa，一次風壓為 7.33 kPa，各臺磨煤機入口風量為130 t/h左右，氧量最大至10.03%。為防止堵磨，急停F磨煤機，降低ALR負荷指令至450 MW，同時調(diào)小B一次風機動葉開度至50%，A一次風機“喘振”報警消失，試并列A一次風機(重復(fù)多次)無效后，開大B一次風機動葉維持一次風壓11.5 kPa帶負荷。

20:58，一次風壓恢復(fù)后，主汽壓由12.50 MPa開始回漲，負荷由512 MW開始回漲;21:04，實際主汽壓最高漲至15.29 MPa，實際負荷漲至605 MW。

21:00，由于實際負荷指令為574 MW，實際負荷為535 MW，實際主汽壓為13.31 MPa，設(shè)定值為15.92 MPa，BID 仍有 694 MW;解“水煤比控制”自動，協(xié)調(diào)方式變?yōu)锽I DRY，給水流量指令為1613 t/h，實際值跟蹤正常，總煤量指令為353 t/h，實際總煤量為285 t/h。

21:00，就地檢查發(fā)現(xiàn)A一次風機無異音，故障原因為動葉連桿脫落。

21:02，汽水分離器過熱度降至0℃，分離器儲水箱水位漲至12 m，水進入一級過熱器，造成一級過熱器出口溫度和分離器出口溫度一致，接近飽和溫度，汽溫開始快速下降。手動將BID由659 MW設(shè)為500 MW，BID按40 MW/min的速率下降，給水流量與總煤量跟蹤正常。

21:03，汽水分離器過熱度上漲，分離器儲水箱水位開始下降，但過熱器各級汽溫仍快速下降。

21:04，BID降至546 MW，給水流量為1248 t/h(由于汽溫下降過快，手動設(shè)定“給水主控”偏置－350 t/h)，總煤量指令與實際總煤量均為223 t/h。解“給水主控”自動，協(xié)調(diào)方式變?yōu)锽H DRY，BID變?yōu)?05 MW，總煤量由223 t/h降至157 t/h，實際值跟蹤正常。

21:06，末級過熱器汽溫最低降至517/525℃，末級再熱器汽溫最低降至566/570℃，之后逐漸上漲，造成首級蒸汽溫度由558℃降至497℃，首級金屬溫度由560℃降至506℃。期間為防止汽輪機進水，打開汽輪機高中壓主汽門調(diào)門前的汽缸缸體疏水門，汽溫正常后關(guān)閉。

21:07，手動將給水流量加至1523 t/h，BID為546 MW，總煤量指令漲至215 t/h，手動增加至245 t/h(設(shè)定“水煤比控制”正偏置)。

21:10，工況基本穩(wěn)定，投CCS DRY方式，ALR負荷設(shè)定為500 MW。

21:15，檢修人員臨時固定好A一次風機動葉連桿后，逐漸并入風機運行，投入AGC控制負荷。

4 原因分析

一次風機動葉調(diào)節(jié)執(zhí)行機構(gòu)連桿脫落，是此次異常發(fā)生的主要原因。一次風機一直存在振動大的問題，動葉執(zhí)行機構(gòu)長期在振動大的環(huán)境下工作，最終因銷子螺母脫落而導(dǎo)致連桿脫離執(zhí)行機構(gòu)。設(shè)備隱患未及時排查，導(dǎo)致事故發(fā)生。

5 故障處理時存在的問題

(1)塔山煤發(fā)熱量約21.77 MJ/kg，褐煤發(fā)熱量約15.07 MJ/kg，1臺磨煤機磨塔山煤，3臺磨煤機磨褐煤，入爐煤發(fā)熱量偏低，故障時負荷600 MW，所以風機正常時總煤量已達到330 t/h，故障時各臺磨煤機均滿出力運行。

(2)一次風機動葉解除自動邏輯設(shè)置不合理，一次風機動葉自動解除條件為“一次風壓與設(shè)定值偏差達3 kPa”或“一次風機動葉指令與反饋偏差達20%”。當A一次風機連桿脫落后一次風壓突降3.1 kPa，導(dǎo)致2臺一次風機動葉均解為手動，B一次風機動葉無法跟蹤設(shè)定值自動開大。

(3)事故初期判斷為A一次風機失速，多次試并列A一次風機均未成功，不敢增加B一次風機出力，導(dǎo)致一次風壓偏低時間過長，且未及時手動降負荷，產(chǎn)生惡性循環(huán)，導(dǎo)致事故擴大。

(4)一次風壓降低后，各臺磨煤機入口風量均降至40 t/h左右，故障初期總煤量雖然增加，但由于一次風壓過低加上緊急停F磨煤機減少的熱量，實際進入爐膛的熱量與煤量嚴重不對應(yīng)，水煤比嚴重失調(diào)，導(dǎo)致機組負荷、主汽壓力及汽溫快速下降。

(5)汽水分離器儲水箱滿水、汽溫驟降是因為故障發(fā)生后長時間未降負荷，主汽壓持續(xù)下降，為維持負荷，汽輪機調(diào)門開度由81%開至100%，給水流量快速增加，比主蒸汽量高510 t/h，而實際總煤量比指令少68 t/h，水煤比嚴重失調(diào);一次風機故障導(dǎo)致一次風壓偏低，各臺磨煤機長時間滿出力運行，均有不同程度的堵塞，導(dǎo)致進入爐膛的煤粉驟減，燃燒急劇減弱。

(6)給水流量、總煤量在機組解除AGC后大幅上漲的原因為:AGC解除后，負荷控制變?yōu)锳LR方式，未能及時手動降低ALR負荷指令，且實際負荷指令受負荷變化速率限制(15 MW/min)無法快速下降，機組煤量、水量、風量等跟蹤降低較慢，導(dǎo)致實際負荷指令遠遠高于實際負荷，實際主汽壓低于設(shè)定值，最終BID由609 MW升至764 MW，使給煤量、給水量嚴重超調(diào)。

(7)在協(xié)調(diào)方式解為BI DRY的初期，未及時根據(jù)磨煤機出力降低BID，因總煤量指令為當前給水流量對應(yīng)BID的計算值，自動控制無法考慮入爐煤發(fā)熱量偏低的因素，總煤量157 t/h偏少，未手動設(shè)定“水煤比控制”正偏置來增加總煤量。

6 處理對策

(1)通過事故現(xiàn)象及時判斷事故原因。發(fā)現(xiàn)一次風機出力下降，應(yīng)根據(jù)故障現(xiàn)象及時就地檢查，查明故障具體原因再進行相關(guān)處理;不要一次風機一出問題，發(fā)現(xiàn)電流偏差大、出口風壓降低就認為是失速，盲目進行處理。一次風機動葉存在問題與失速的最大區(qū)別為:試開大、關(guān)小故障風機動葉，觀察風機電流、出口風壓、空氣預(yù)熱器一次風側(cè)差壓、控制動葉的液壓油壓力是否有變化，在風機“喘振”報警消失后風機是否能并列正常，就地檢查風機是否有異音等。

(2)此次故障發(fā)生時負荷600 MW，可將協(xié)調(diào)方式解為BI DRY，用BID降負荷至500MW，同時立即全開正常一次風機動葉，全關(guān)故障一次風機動葉，并根據(jù)一次風壓調(diào)整磨煤機運行方式，及時關(guān)閉磨煤機的冷、熱一次風門。

(3)一次風機失速的處理方法。

1)立即將2臺一次風機動葉自動解為手動，并打開1臺備用磨煤機的冷風通道降低管道阻力，迅速關(guān)小失速一次風機動葉，同時關(guān)小另一臺一次風機動葉。因失速后2臺一次風機動葉皆自動開大，處理時一定要迅速果斷，處理的關(guān)鍵是一定要大膽關(guān)小未失速一次風機動葉。

2)根據(jù)一次風壓調(diào)整負荷，控制總煤量，防止磨煤機堵塞。

3)一次風機脫離失速區(qū)應(yīng)以風機電流、出口風壓、風量上升為準。

4)并列一次風機時，不應(yīng)急于加大未失速一次風機動葉開度，應(yīng)繼續(xù)關(guān)小未失速一次風機動葉，相應(yīng)開大失速一次風機動葉，緩慢提升一次風壓，防止一次風壓恢復(fù)過快，各臺磨煤機出力快速增加，鍋爐燃燒急劇加強，造成超溫超壓。

(4)機組輔機發(fā)生故障時應(yīng)首先檢查RB動作情況，若RB不能正確動作或未觸發(fā)RB動作，事故處理關(guān)鍵點是:快速減小總煤量、維持一次風壓;調(diào)整好給水流量;考慮入爐煤熱值的影響，適當調(diào)整總煤量，控制好水煤比。若負荷650 MW以下，可解除“水煤比控制”自動，用BI DRY協(xié)調(diào)方式手動減BID降負荷，給水流量與總煤量對應(yīng)減少;若負荷650 MW以上，應(yīng)立即解除“給水主控”自動，用BH DRY協(xié)調(diào)方式手動控制給水流量降負荷，同時控制好對應(yīng)的總煤量。

(5)事故處理時，若出現(xiàn)汽溫驟降現(xiàn)象，為防止汽輪機進水，應(yīng)打開汽輪機高中壓主汽門調(diào)門前的汽缸缸體疏水門，待汽溫正常后關(guān)閉;若汽輪機已進水，機組振動增大，應(yīng)立即打閘停機。

7 結(jié)束語

針對此次一次風機故障跳閘原因分析的結(jié)果，該廠對鍋爐輔機執(zhí)行機構(gòu)連桿易脫落的部位進行加固，并完善優(yōu)化一次風機動葉控制邏輯，將一次風機風壓偏差大解除風機動葉自動定值由3 kPa修改為10 kPa。燃煤電廠機組輔機發(fā)生故障時，若RB不能正確動作，可能造成機組跳閘，甚至設(shè)備損壞的嚴重事故，故應(yīng)加強輔機設(shè)備的點檢及維護，從而提高輔機設(shè)備運行的可靠性。

［1］大唐國際發(fā)電股份有限公司.全能值班員技能提升指導(dǎo)叢書:鍋爐分冊［M］.北京:中國電力出版社，2008.

［2］張海德，吳桂祥.影響發(fā)電廠鍋爐燃燒及風煙系統(tǒng)異常因素分析［J］.中國新技術(shù)新產(chǎn)品，2011(17):103－105.

［3］高寶桐，張福龍，李榮.軸流式一次風機失速原因分析及處理措施［J］.華北電力技術(shù)，2008(5):14－16.