方敏
(广东大唐国际潮州发电有限责公司,广东 潮州 515723)
某发电公司1000 MW燃煤汽轮发电机组锅炉采用哈尔滨锅炉厂设计、制造的超超临界变压直流运行、单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构 Π形炉,其型号为HG-3110/26.15-YM3。采取无分隔墙的八角反向双火焰切圆燃烧方式,共设有48只直流燃烧器,燃烧器共分6层,每层设8只燃烧器。制粉系统为中速磨煤机冷一次风正压直吹式,每台锅炉配6台中速磨煤机,锅炉最大连续蒸发量(BMCR)工况下5台运行、1台备用,并配备6台称重式给煤机,每台磨煤机最大磨煤量可达95 t/h。风烟系统配有2台动叶调节轴流式送风机、2台静叶调节轴流式引风机、2台动叶调节轴流式一次风机及2台三分仓回转式空气预热器(如图1所示)。其中送风机主要将空气送往空气预热器预热后与燃料混合燃烧,而引风机主要使炉膛处于微负压状态,实现炉膛平衡通风,保证锅炉安全运行。一次风机主要提供一次风,从风机出来的一次风分为两路,一路经过空气预热器预热后的叫热一次风,一路不经过空气预热器的叫冷一次风。热一次风为磨煤机提供干燥出力和通风出力,将磨煤机磨好的煤粉干燥后携带其进入锅炉燃烧器;冷一次风与热一次风在磨煤机的入口处混合,起到调节磨煤机入、出口温度的作用,同时也是磨煤机通风出力的一部分。正常运行的情况下,两侧送风机、引风机及一次风机均保持运行,一旦单侧任一风机发生故障跳闸,机组负荷满足条件并且在机炉协调方式下,将会触发机组快速减负荷(RB)动作,如果RB不能成功动作,将会导致机组跳闸。
图1 锅炉风烟系统
机组运行中协调控制方式主要有以下几种。
(1)机炉协调方式(CCS DRY),需要“燃料主控”“水煤比控制”“给水主控”“机主控”(汽轮机综合阀位)投入自动。在此方式下,汽轮机调门将直接跟随负荷指令,锅炉控制跟随经主蒸汽压力偏差修正的负荷指令,锅炉负荷主指令(BID)=实际负荷指令+功率偏差+主汽压偏差。
(2)炉跟机方式(BF DRY),需要“燃料主控”“水煤比控制”“给水主控”投入自动,“机主控”手动。在此方式下,汽轮机调门控制负荷,锅炉控制主汽压,BID跟踪主汽压偏差。
(3)机跟炉方式(BI DRY),在“给水主控”自动、“燃料主控”或“水煤比控制”手动的情况下,“机主控”可以是自动也可以是手动。在此方式下,锅炉控制负荷,汽轮机调门控制主汽压,BID由运行人员通过炉主控手动输入。
(4)基本方式(BH DRY),在机组干态情况下,不论“燃料主控”“水煤比控制”“机主控”在自动还是手动状态,只要“给水主控”在手动的状态均为基本方式;BID与实际给水流量为函数关系。
(5)手动方式,“给水主控”“燃料主控”“水煤比控制”“机主控”均在手动状态。在此方式下,燃料量、给水量、汽轮机调门均为手动控制,一般在机组刚启动或停运过程中,锅炉湿态的情况下使用。
在前3种控制方式下,BID与燃料量、给水量分别为函数关系,如图2、图3所示。
图2 BID与燃料量的函数关系
燃料主控指令=f(BID)+燃料前馈(BIR FF)+水煤比控制,给水主控指令=f(BID)+给水前馈(BIR FW)+给水偏置,其中,BIR FF指令由3部分组成。
图3 BID与给水量的函数关系
(1)负荷设定与负荷指令偏差。在机组负荷变化过程中起作用,当实际负荷指令与负荷设定值一致后,该作用消失。
(2)机前压力设定。该作用在压力设定达到目标压力后即压力设定值不发生变化时消失。
(3)机前压力设定与机前实际压力偏差。
BIR FW与BIR FF指令类似,只是参数设置有区别。
第4种基本方式下,实际给水流量与BID指令为函数关系(如图4所示),燃料量再跟踪 BID指令。
图4 实际给水流量与BID指令的函数关系
CCS DRY,BI DRY方式下,负荷、主汽压指令变化速率均为自动控制,设定值可以更改,其中CCS DRY 方式下设定值为 15 MW/min,0.3 MPa/min,BI DRY 方式下设定值为40 MW/min,0.2 MPa/min;BF DRY及BH DRY方式下,负荷、主汽压变化速率均可以手动控制;RB动作时根据不同的设备自动调整不同的变化速率。
2012-09-30 T 20:54,该公司机组自动发电量控制(AGC)投入,负荷600 MW,CCS DRY方式,BID为 608 MW,主汽压为 16.31 MPa,机主控为81%,总煤量为330 t/h,给水流量为1780 t/h,主汽流量为1740t/h,水煤比为5.84,汽水分离器过热度为17℃,分离器储水箱水位为1 m,氧量为4.63%;A,B一次风机并列运行,一次风机动叶开度分别为46.6%,48.4%,电流为 215,226 A,一次风压为11.3 kPa;制粉系统 B,D,E,F 磨煤机运行,A,C 磨煤机备用,B磨煤机单磨塔山煤,其他3台磨褐煤,每台磨煤机磨煤量为82 t/h,磨煤机入口一次风量分别为163,167,178 和175 t/h。
20:55,A,B一次风机动叶自切均解为手动,动叶开度分别为58%,57%,电流为148,240 A,A一次风机发“喘振”报警,一次风压为8.2 kPa,B,D,E,F磨煤机一次风量分别降至129,124,134和133 t/h,炉膛负压突降至-820 Pa,机组负荷和主汽压力快速下降,汽温下降。
20:56,AGC指令涨至625MW,解除AGC控制,负荷控制变为自动负荷调节(ALR)方式,协调方式仍保持CCS DRY,ALR负荷指令625MW未变,实际负荷为549MW,实际主汽压为13.51MPa,设定值为15.97 MPa,机主控由 81.2% 涨至 99.8%。BID 指令由609 MW升至764 MW,总煤量由330 t/h升至380 t/h,给水流量由1780 t/h升至2250 t/h,实际值均跟踪正常,水煤比最大至6.89。
20:57,实际负荷已降至580 MW,主汽压降至15.1 MPa,一次风压为 7.33 kPa,各台磨煤机入口风量为130 t/h左右,氧量最大至10.03%。为防止堵磨,急停F磨煤机,降低ALR负荷指令至450 MW,同时调小B一次风机动叶开度至50%,A一次风机“喘振”报警消失,试并列A一次风机(重复多次)无效后,开大B一次风机动叶维持一次风压11.5 kPa带负荷。
20:58,一次风压恢复后,主汽压由12.50 MPa开始回涨,负荷由512 MW开始回涨;21:04,实际主汽压最高涨至15.29 MPa,实际负荷涨至605 MW。
21:00,由于实际负荷指令为574 MW,实际负荷为535 MW,实际主汽压为13.31 MPa,设定值为15.92 MPa,BID 仍有 694 MW;解“水煤比控制”自动,协调方式变为BI DRY,给水流量指令为1613 t/h,实际值跟踪正常,总煤量指令为353 t/h,实际总煤量为285 t/h。
21:00,就地检查发现A一次风机无异音,故障原因为动叶连杆脱落。
21:02,汽水分离器过热度降至0℃,分离器储水箱水位涨至12 m,水进入一级过热器,造成一级过热器出口温度和分离器出口温度一致,接近饱和温度,汽温开始快速下降。手动将BID由659 MW设为500 MW,BID按40 MW/min的速率下降,给水流量与总煤量跟踪正常。
21:03,汽水分离器过热度上涨,分离器储水箱水位开始下降,但过热器各级汽温仍快速下降。
21:04,BID降至546 MW,给水流量为1248 t/h(由于汽温下降过快,手动设定“给水主控”偏置-350 t/h),总煤量指令与实际总煤量均为223 t/h。解“给水主控”自动,协调方式变为BH DRY,BID变为405 MW,总煤量由223 t/h降至157 t/h,实际值跟踪正常。
21:06,末级过热器汽温最低降至517/525℃,末级再热器汽温最低降至566/570℃,之后逐渐上涨,造成首级蒸汽温度由558℃降至497℃,首级金属温度由560℃降至506℃。期间为防止汽轮机进水,打开汽轮机高中压主汽门调门前的汽缸缸体疏水门,汽温正常后关闭。
21:07,手动将给水流量加至1523 t/h,BID为546 MW,总煤量指令涨至215 t/h,手动增加至245 t/h(设定“水煤比控制”正偏置)。
21:10,工况基本稳定,投CCS DRY方式,ALR负荷设定为500 MW。
21:15,检修人员临时固定好A一次风机动叶连杆后,逐渐并入风机运行,投入AGC控制负荷。
一次风机动叶调节执行机构连杆脱落,是此次异常发生的主要原因。一次风机一直存在振动大的问题,动叶执行机构长期在振动大的环境下工作,最终因销子螺母脱落而导致连杆脱离执行机构。设备隐患未及时排查,导致事故发生。
(1)塔山煤发热量约21.77 MJ/kg,褐煤发热量约15.07 MJ/kg,1台磨煤机磨塔山煤,3台磨煤机磨褐煤,入炉煤发热量偏低,故障时负荷600 MW,所以风机正常时总煤量已达到330 t/h,故障时各台磨煤机均满出力运行。
(2)一次风机动叶解除自动逻辑设置不合理,一次风机动叶自动解除条件为“一次风压与设定值偏差达3 kPa”或“一次风机动叶指令与反馈偏差达20%”。当A一次风机连杆脱落后一次风压突降3.1 kPa,导致2台一次风机动叶均解为手动,B一次风机动叶无法跟踪设定值自动开大。
(3)事故初期判断为A一次风机失速,多次试并列A一次风机均未成功,不敢增加B一次风机出力,导致一次风压偏低时间过长,且未及时手动降负荷,产生恶性循环,导致事故扩大。
(4)一次风压降低后,各台磨煤机入口风量均降至40 t/h左右,故障初期总煤量虽然增加,但由于一次风压过低加上紧急停F磨煤机减少的热量,实际进入炉膛的热量与煤量严重不对应,水煤比严重失调,导致机组负荷、主汽压力及汽温快速下降。
(5)汽水分离器储水箱满水、汽温骤降是因为故障发生后长时间未降负荷,主汽压持续下降,为维持负荷,汽轮机调门开度由81%开至100%,给水流量快速增加,比主蒸汽量高510 t/h,而实际总煤量比指令少68 t/h,水煤比严重失调;一次风机故障导致一次风压偏低,各台磨煤机长时间满出力运行,均有不同程度的堵塞,导致进入炉膛的煤粉骤减,燃烧急剧减弱。
(6)给水流量、总煤量在机组解除AGC后大幅上涨的原因为:AGC解除后,负荷控制变为ALR方式,未能及时手动降低ALR负荷指令,且实际负荷指令受负荷变化速率限制(15 MW/min)无法快速下降,机组煤量、水量、风量等跟踪降低较慢,导致实际负荷指令远远高于实际负荷,实际主汽压低于设定值,最终BID由609 MW升至764 MW,使给煤量、给水量严重超调。
(7)在协调方式解为BI DRY的初期,未及时根据磨煤机出力降低BID,因总煤量指令为当前给水流量对应BID的计算值,自动控制无法考虑入炉煤发热量偏低的因素,总煤量157 t/h偏少,未手动设定“水煤比控制”正偏置来增加总煤量。
(1)通过事故现象及时判断事故原因。发现一次风机出力下降,应根据故障现象及时就地检查,查明故障具体原因再进行相关处理;不要一次风机一出问题,发现电流偏差大、出口风压降低就认为是失速,盲目进行处理。一次风机动叶存在问题与失速的最大区别为:试开大、关小故障风机动叶,观察风机电流、出口风压、空气预热器一次风侧差压、控制动叶的液压油压力是否有变化,在风机“喘振”报警消失后风机是否能并列正常,就地检查风机是否有异音等。
(2)此次故障发生时负荷600 MW,可将协调方式解为BI DRY,用BID降负荷至500MW,同时立即全开正常一次风机动叶,全关故障一次风机动叶,并根据一次风压调整磨煤机运行方式,及时关闭磨煤机的冷、热一次风门。
(3)一次风机失速的处理方法。
1)立即将2台一次风机动叶自动解为手动,并打开1台备用磨煤机的冷风通道降低管道阻力,迅速关小失速一次风机动叶,同时关小另一台一次风机动叶。因失速后2台一次风机动叶皆自动开大,处理时一定要迅速果断,处理的关键是一定要大胆关小未失速一次风机动叶。
2)根据一次风压调整负荷,控制总煤量,防止磨煤机堵塞。
3)一次风机脱离失速区应以风机电流、出口风压、风量上升为准。
4)并列一次风机时,不应急于加大未失速一次风机动叶开度,应继续关小未失速一次风机动叶,相应开大失速一次风机动叶,缓慢提升一次风压,防止一次风压恢复过快,各台磨煤机出力快速增加,锅炉燃烧急剧加强,造成超温超压。
(4)机组辅机发生故障时应首先检查RB动作情况,若RB不能正确动作或未触发RB动作,事故处理关键点是:快速减小总煤量、维持一次风压;调整好给水流量;考虑入炉煤热值的影响,适当调整总煤量,控制好水煤比。若负荷650 MW以下,可解除“水煤比控制”自动,用BI DRY协调方式手动减BID降负荷,给水流量与总煤量对应减少;若负荷650 MW以上,应立即解除“给水主控”自动,用BH DRY协调方式手动控制给水流量降负荷,同时控制好对应的总煤量。
(5)事故处理时,若出现汽温骤降现象,为防止汽轮机进水,应打开汽轮机高中压主汽门调门前的汽缸缸体疏水门,待汽温正常后关闭;若汽轮机已进水,机组振动增大,应立即打闸停机。
针对此次一次风机故障跳闸原因分析的结果,该厂对锅炉辅机执行机构连杆易脱落的部位进行加固,并完善优化一次风机动叶控制逻辑,将一次风机风压偏差大解除风机动叶自动定值由3 kPa修改为10 kPa。燃煤电厂机组辅机发生故障时,若RB不能正确动作,可能造成机组跳闸,甚至设备损坏的严重事故,故应加强辅机设备的点检及维护,从而提高辅机设备运行的可靠性。
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