龚 骏
(广东红海湾发电有限公司,广东 惠州 516600)
某火电厂1#机组容量为600 MW,锅炉由东方锅炉厂制造,炉膛采用平衡通风系统,送风机为2台50%动叶可调轴流式FAF26.6-14-1风机;一次风机为2台50%双级动叶可调轴流式PAF19-14-2风机;引风机为2台50%静叶可调轴流式G158/363风机。锅炉采用冷一次风正压直吹式制粉系统,每台机组配置6台中速磨煤机(5运1备),每台锅炉配备2台50%BMCR容量的豪顿公司制造的三分仓回转容克式空气预热器。运行中发生了一次风机抢风的异常。
单元机组冷态启动负荷升到300MW后,在AGC自动方式下运行,升负荷到490 MW,2台送风机、2台引风机、2台一次风机、4台磨煤机运行,煤量:230 t/h,A、B一次风机电流为121.6/125.5 A、动叶开度均为53%。一次母管风压为9.32 kPa,总的一次风量为420 t/h。锅炉本体正在吹灰。其它参数运行正常。
机组在以12 MW/min的速率跟随中调AGC自动指令升至495 MW时,AGC指令下调至460 MW,机组负荷下降,当负荷降至475 MW时,AGC指令再次上调至495 MW,这个反复升降升的过程中,锅炉燃料量先减少到208 t/h后增加244 t/h,磨煤机热风挡板手动,冷风挡板自动调整出口温度,在煤量增大出口温度降低的情况下逐渐关小。随负荷增加两台一次风机动叶逐渐开大至57%,但A一次风机出力由原来的191 t/h降低到了182 t/h,B一次风机出力由原来的236 t/h增加到了244 t/h,风机出口压力分别为:10.09 kPa(A风机)和10.62 kPa(B风机)。A一次风机出口压力波动后突然电流减小到100 A,B一次风机出口压力波动后突然电流增加到190 A,A一次风机失速,并列运行的一次风机发生抢风,炉膛压力最低波动到-1 373 Pa。因为风机失速后一次母管风压降低,2台一次风机动叶自动逐渐全开至100%。运行人员迅速降负荷到380 MW。经全面检查一次风机本体没有故障后,降低一次风压重新调整一次风机出力,一次风机并列正常,投一次风机自动。
(1)启动后空预器的通风阻力较以前大,使得风机运行时的管道阻力曲线上移较大。主要是因为:在发现空预器通风差压较大的情况下,未采取空预器连续吹灰来积极消除空预堵灰,使空预堵灰加剧,风烟系统阻力在负荷上升的情况下超过风机稳定极限。由于设计的原因,空预器及省煤器下侧均没有装设灰斗,运行中大量沉降灰被带入了空预器,又经过了冬季长时间的运行,在机组停备后,未及时进行空预器清灰和冲洗工作,这是造成本次异常的根本原因。
(2)运行中调整不及时使一次风机的管道阻力再次偏大:由于磨煤机入口热风调门普遍存在着特性较差的问题,长时间不能投自动运行,只能手动进行调整,磨煤机的出力增加时,热风门开度不变,冷风门在调节磨煤机出口温度时逐渐关小,煤量增大和节流损失两个因素增加了一次风机运行中的管道阻力,通风量减小,使A一次风机运行的工作点落入了失速区。
(3)两台一次风机出力一致性较差,且动叶开度在55%~60%期间出现出力交差,具体如图1:
(4)AGC指令的过于频繁摆动也是造成本次抢风的一个原因。
图1 风机动叶开度图
(5)风机失速报警信号未报警,没能起到对人员的及时提醒作用。
(6)运行人员技术水平不够,对风机的特性曲线认识不够,未及时发现异常,从曲线和回放画面看:机组负荷升至450 MW开始,两台一次风机的出力就出现了偏差,一次风机进入了并列特性曲线“∞”部分,A一次风机的出口风压开始低于B风机,A一次风机工作点就越过了稳定极限,落入失速区,随着负荷增加一次风管道阻力也随之增加,到负荷升至495MW时,各种因素叠加,加上A一次风机本身的特性变化,最终导致了本次异常的发生。
(1)在未停炉前,加强对空预器的监视,提高吹灰次数,使堵灰问题不进一步恶化,必要时对空预器进行连续吹灰。(2)尽量保证一次风系统在低风压高风量的状态下运行,实际摸索出磨煤机热风调门的最大开度位置,尽量保证阀门开度位置不变,并利用停机机会对冷热风调门进行检修调试,保证阀门特性良好。(3)在烟气系统未进行技改前,将空预器的检查和冲洗作为每次停炉的必检项目进行。(4)尽快着手对省煤器进行加灰斗的技改工作,彻底改变空预器频繁堵灰的现象。(5)利用最近停机机会,对一次风机本体及相关热工报警检测装置进行检修,保证两台风机的并列特性良好,热工装置能够准确及时报警。(6)在系统改造未进行前,磨煤机出力大于55 t/h时,及时启动备用磨煤机,以减少系统阻力,避免风机落入失速区。(7)与调度沟通,避免AGC指令的频繁反复变化。(8)加强运行人员的培训工作,充分掌握风机的特性和调整方法,提高监盘质量。
[1]高俊山,彭鹏程.600MW锅炉引风机抢风现象及解决方案.《电工技术》,2006年5期.