330MW机组锅炉直吹式制粉系统主汽压力的调整与控制

刘占军

【摘 要】330MW锅炉直吹式制粉系统燃烧惯性大，主汽压力的调整与控制难度大，而主汽压力是锅炉运行的主要监视调整参数，它的稳定对汽温、水位及锅炉整体的稳定起着决定性的作用，本文论述主汽压力的调整控制方法，并结合达拉特发电厂运行中的具体问题作出了全面的分析。

【关键词】锅炉；直吹式制粉系统；主汽压力；调整控制

0.概述

达拉特发电厂三期2×330MW机组锅炉为上海锅炉厂生产的SG-1018/18.55-M864型、亚临界参数、一次中间再热、单炉膛自然循环汽包锅炉。设计燃用烟煤，采用平衡通风、5台中速磨直吹式制粉系统、摆动燃烧器四角切圆燃烧方式。

自2004年10月29日#6机组投产以来，由于长期的原煤斗堵、断煤以及汽压调整方法不当等原因，造成了锅炉主汽安全门动作、再热蒸汽安全门动作、锅炉灭火等严重困扰锅炉安全运行的隐患。

运行中通过不断分析总结，吸取了历次不安全事件处理中的有益经验，积累和掌握了如下汽压的调整控制方法。

1.压力调整的措施

1.1正常运行中，压力自动投入

在额定工况下，正常运行时，压力自动投入，维持机前主蒸汽压力为17.75±0.2MPa，滑压运行时，根据滑压曲线要求进行汽压调整；压力自动投入时要严密监视自动的运行情况，如自动跟踪不好时应及时切为手动调整。

1.2汽压的调整要有一定的提前量

中速磨煤机直吹式制粉系统燃烧调整迟缓性大，在运行中我们必须根据负荷和汽压的变化情况提前调整风量和煤量，及时了解煤质情况确定适宜的一、二次风压、风速，保持合适的风煤比，结合烟气含氧量的变化，保证调整的提前量，才能避免大幅度调整给煤量与风量，才能始终使锅炉的燃烧率随时适应外界负荷的要求（即锅炉提供的热量与汽轮机需要的能量相平衡），从而保证锅炉运行中汽压的稳定。

1.3确保燃烧稳定的前提下进行不同磨组给煤量的增减

汽压的稳定是以燃烧的稳定为基础的，因而对于主汽压力的调整，我们的主要手段就是在确保燃烧稳定情况下通过增减燃料量（即给煤量）的方法进行调整，同时进行合理的风粉配比，保证正常的一二次风压；主汽压力低时，我们应优先增加下排磨组（即#1、2磨组）的煤量，这是因为燃烧集中于水冷壁区域，水冷壁吸热量的大小、产汽量的多少与汽压有着直接的关系，各磨组燃烧器在炉膛的位置由下至上依次为#1、2、3、4、5，因而#1、2磨组加煤后，水冷壁自下而上全面吸热，产汽量大，这样压力会很快回升，而增加上排磨组的煤量时，由于水冷壁只是部分吸热燃烧又靠后，部分热量带入水平烟道，所以增加上排磨组煤量后汽压回升的就要慢些，但对于提高汽温却是有效手段了。反之主汽压力高时，优先减下排磨组的煤量也是降压最快最有效的方法。

1.4调整一次风机导叶，优先使用磨内存煤升压

升负荷时我们都是先增加引风量、再增加送风量、然后是燃料量，同理调整汽压时，也应先增加磨的一次风量，再增加煤量，这样一来可以防止磨组低风量跳闸，又可因一次风量的增加，提高一次风携带煤粉能力，使磨内存煤在相同的时间内喷入炉膛的量增多，比增加给煤机煤量来的更直接，更有利于提升汽压，而增加磨组一次风量的最有效的方法就是开大一次风机导叶，提高一次风总风压及总风量，如需降压，则反向操作调整即可，在实际运行中我们用此方法可迅速的将正在升高或降低的汽压稳定，但是，在调整一次风机导叶时一定要谨慎、小心，尤其是低负荷运行时，对燃烧和参数的扰动较大，严重时会使煤火检闪动导致锅炉灭火。

1.5减温水投入对汽压的影响

（1）过热器减温水的大量投入可使主汽压力升高，运行中我们常见的现象是压力升高，汽温随之升高，这是由于压力升高，其饱和温度升高，由饱和温度加热到额定过热温度，所需热量减少，而炉内及烟道热量暂时不变，同时压力升高，负荷不变时蒸汽用量减少，而热量暂时不变，进一步促使汽温升高，两相夹击，我们常不得不大量投入减温水，而这些减温水变成蒸汽后，就会使我们的汽压更高，相反在升负荷时，有时汽压降低，我们将二级减温器入口汽温设定值降低2～3℃，（一级减温器跟踪二级减温器入口平均汽温）则一减就会开大3～5t，使得汽压暂时趋于稳定，而汽温也不会在升负荷过程中低下来。为此在调整时首要的是控制好汽压，汽温的稳定是以汽压稳定为基础的，汽温稳定了，汽压就不会受到减温水量变化的影响了。

（2）再热器减温水的大量投入同样会使主汽压力升高，这是因为再热器减温水的喷入就相当于燃料通过再热器来生产出中压蒸汽，从而会使中压缸作功增多，而负荷不变的情况下，高压缸作功就会减少，主汽调门就会相应关小，使主汽压力升高，因而在运行调整中我们考虑到再热汽温变化的迟滞性，应进行提前调整，而避免因调整不及时大量投入再热器减温水而影响主汽压力的稳定。某班在启#5磨组时，由于再减投入的不及时，为防止再热汽温超温，就将减温水调门全开流量为甲侧26t/h，乙侧20t/h，司炉在负荷不变情况下将总煤量多减了20t，主汽压力一路升至18.5MPa方有回落的趋势。由此可见再热器减温水量对主汽压力的影响之大，所以我们在运行中要加强调整，减少再热器减温水的用量，一来可以减少其减温水量变化对主汽压力的影响，再者可以提高汽轮机效率。

1.6机炉协调投入时既要快速升负荷又要保证压力稳定

机炉协调投入时，升负荷过程中如汽压降低过多，则会发生增闭指令，而无法升负荷，必须退协调方可继续升负荷，这就影响我们机组的自动、保护投入率，如在机炉协调投入升负荷时，我们综合运用上述方法：先增加引送风量，一次风量及风压，切除#1、2磨组给煤自动，手动加其给煤量，同时由于我们的过热器再热器整体呈对流特性会随负荷的增加汽温有所升高这一特点，提前投入一定量的减温水，这样既可以防止超温，又可有助于稳定汽压，综合运用以上方法，并精心调整我们就可以在机炉协调和AGC投入时既保持汽压稳定，又可使机组以10MW/min的速率快速升负荷，这一点我们在实践中运用得很好。

1.7原煤斗堵煤、断煤时汽压的调整

我厂从投产至今煤斗堵煤、断煤问题一直困扰着我们，威胁着我们锅炉安全运行，而且曾发生过多台给煤机同时断煤锅炉灭火和安全门动作事件，为此我们一方面严格执行锅炉专业下发的处理给煤机断煤的安全措施，另一方面不断总结断煤调整经验：任一台给煤机断煤如有燃烧不稳时立即投油助燃，并根据其它磨组出力维持总煤量不变，必要时联系值长降负荷，同时将断煤给煤机切为手动控制，将其转速指令减至最低，并控制其一次风量和风温，防止突然来煤造成水位事故和超压，如下排磨组断煤更要注意加强燃烧的调整。某班： 负荷260MW，#1、2、3、4磨组运行，总煤量156t/h，#3磨组断煤，振打煤斗无效，无备用磨组司炉将其它磨组煤量加至能力煤量并降25MW的负荷，汽压汽温很快稳定，汽压最低至17.35MPa；再来看另一起断煤事件 ：负荷260MW，#1、2、4、5磨组运行，总煤量145t/h，#1磨组断煤，振打煤斗无效，司炉将其它磨组煤量加至最大能力煤量，降20MW负荷并启动备用磨组压力仍掉至16.1MPa才回头，这说明下层磨组煤影响的确很大，但这里并不排除个人操作速度，调整方法有异所致。

1.8磨煤机、给煤机或一次风机跳闸时汽压的调整

实践证明下排磨煤机或给煤机跳闸较上排磨煤机给煤机跳闸对燃烧及汽压的影响要大得多，因而要根据跳闸磨煤机给煤机的层次决定增加风、煤量的多少和降负荷的速率，必要时仍要及时投油稳燃；如只有3台磨组运行且压力自动投入时，其中一台磨组跳闸时，要立即投油稳燃，并切除压力自动，调整其它两台磨组的煤量与风量，防止自动投入时这两台磨组煤量突然加至最多，而一次风量来不及增加，造成灭火，此法也适用于单台一次风机跳闸时的调整，单台一次风机跳闸，上排磨组跳闸，保留下两台磨组运行，必须立即切除压力自动，维持此两台磨组煤量不变或对其煤量稍做调整的同时，及时开启运行侧一次风机导叶增加一次风压及风量，保证一次风的携带能力以实现快速稳燃。2006年10月5日，#5炉负荷215MW，#1、2、4、5磨组运行，总煤量135t/h，#2一次风机跳闸，#4、5磨组跳闸，RB动作，自投下层油枪不成功，监盘人员手动投中层油枪时“火焰丧失”炉灭火，前后共24秒的时间；2006年10月6日#6炉负荷215MW，#1、3、4磨组运行，总煤量125t/h，#1给断煤，瞬间来煤后又断，投下层油枪，只有#4油枪投运成功，此时“火焰丧失”炉灭火。分析这两起灭火事件中，发现其共同点就是压力自动投入时，当只剩两台磨组运行时，压力自动为维持压力就会自动将其煤量加至最大60t/h，而一次风机出力尚来不及加大，原有的一次风量、风压吹不动大量增加的煤粉，再加上煤质太差造成煤火检闪动，满足MFT动作条件导致锅炉灭火，因而在运行中如遇磨、给、一次风机跳闸时，调整磨组煤量风量一定要及时且不能过调。

1.9在高负荷定压运行时，应加强对汽压的监视，及时调整，防止超压

运规中规定：禁止在非事故情况下用PCV阀降压，如汽压达到PCV动作值时，PCV拒动时，应手动开启以降压，如汽压达到安全门动作值安全门拒动且压力继续升高时，应投入油枪切除部分磨组或全部磨组降低燃烧率，同时开启PCV、高、低压旁路等手段进行降压，在此处理过程中就注意炉膛燃烧及汽包水位，以防灭火和水位事故的发生。

1.10当汽压波动时，应迅速判断内扰还是外扰

当汽压高于正常值时，应迅速判断内扰还是外扰，查明原因及时处理，可降低给煤机转速，也可根据汽压和负荷变化情况停运部分磨煤机手动调整时，尽量用一台磨组进行调节，其余磨煤机带固定负荷，切忌几台磨煤机同时加、减煤量造成汽压失调，燃烧恶化；在降压过程中要防止多台磨组燃料减少过多或操作不当造成灭火，某班曾在减负荷且应汽机要求滑压过程中，各磨组煤量减得太低而又未及时停止一台磨组运行而导致灭火；如运行中汽压突然迅速下降，要立即分析判断是否炉管泄漏或煤质变化等原因并就地看火检查，及时调整风量煤量稳压并根据燃烧情况投油稳燃； 2006年11月11日，#6炉负荷230MW，#1、3、4磨组运行，#2磨组大修，总煤量103t/h，突然汽压下降很快，司炉分析各参数判断为煤质突变，迅速加煤至145t/h此时，降负荷至210MW，并让助手启#5磨组，此时汽压已降至15.5MPa，且仍在以很快的速度下降，投入下层油枪稳燃的同时各层煤火检开始闪动，#5磨组正常后，加煤至165t/h，其间风量也及时调整了，至此汽压才稳定至13.2MPa。就地看火，火色发暗，且各磨组电流都在45A（额定为了51A）左右，此后视燃烧稳定后留3支油枪稳燃，火检仍有闪动情况，由于运行中精心监视、正确判断和果断处理避免了一起燃用劣质煤锅炉灭火事件。

1.11高加停运时或事故情况下旁路动作时要加强监视再热器进出口压力，严禁再热器超压运行

2005年10月31日，#6炉负荷330MW，#1、2、3、4磨组运行，#1磨断煤，投中层油枪，后#2磨断煤，此时已将#3、4磨煤量加至52t/h，瞬间#1、2磨同时来煤，煤量最大至188t/h，由于司炉处理不当，汽压升速率过快高旁反复动作4次，低旁未开，冷再入口#3安全门动作，特别是现在我们得知再热蒸汽管道金属材料与设计不符后，我们事故处理中，要尽可能控制好主汽压力，以防旁路动作不正常造成再热器超压，扩大事故。

1.12正常运行情况下不允许锅炉超负荷运行

机组超负荷运行，为防止汽轮机调节级超压和汽轮机调速汽门全开，锅炉必须提高主汽压力，这就对运行人员汽压调整要求更高了，为此运规规定正常情况下不允许锅炉超负荷运行。

2.运行中无论手动还是自动调整汽压，我们都应注意以下几点

（1）严密监视负荷及汽压变化情况和变化速率。

（2）一次风机导叶自动运行情况，尤其是低负荷时发现其跟踪不好时就切除自动，手动调整，调整时要缓慢。

（3）勤于检查、分析，精心调整，对炉内燃烧工况要明确掌握。

【参考文献】

[1]达拉特发电厂三期2×330MW机组运行规程.