330 MW亚临界机组锅炉汽包水位异常锅炉MFT 原因分析及预防措施

孙如珂

（山东科技大学，济南 250031）

某火力发电厂一期2×330 MW机组锅炉为东方锅炉厂设计、生产的亚临界、单炉膛、中间一次再热自然循环固态排渣汽包炉，采用π型布置，型号为DG1025/18.2-II4。锅炉配备4套中储式制粉系统，制粉系统采用低速钢球磨、中间储仓式、乏气送粉。锅炉采用四角切圆燃烧，每个角从下到上布置A～F共6层燃烧器，对应A～F共6层给粉机。汽包的正常水位线在汽包中心线以下100 mm（即0位），锅炉在正常运行中，维持汽包水位在-50～50 mm的范围内[1]。汽包水位设置有报警保护，高Ⅰ值为+100 mm、 高Ⅱ值为+150 mm、高Ⅲ值为+300 mm、低Ⅰ值为-100 mm、 低Ⅱ值为-150 mm、低Ⅲ值为-300 mm。汽包水位高Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ值和低Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ值报警可靠，当发生汽包水位高Ⅲ值（+300 mm）或汽包水位低Ⅲ值（-300 mm）报警保护时，锅炉主燃料跳闸（Main Fuel Trip，MFT）。

2015年4月10日11:47:51，2#机组负荷296.63 MW， 炉膛压强为-123 Pa，汽包水位为-14 mm，A、B、C、D、E这5层给粉机在投，汽泵转速调节在“自动”运行方式。11:48:00，炉膛压强升至679 Pa；11:48:26，汽包水位由正常水位降至-266 mm后快速上涨；11:50:08，锅炉MFT动作。首出原因为汽包水位高。

1 检查处理情况

1.1 运行专业处理情况

1.1.1 锅炉燃烧调整情况

11:47:53，2#机运行监盘人员发现炉膛负压由-123 Pa 突升至+674 Pa，同时A3、B3、C3、D1、E3、C2、D3、A2、B2、A1、A4、B1、B4、E1共14台 给 粉机因失火陆续跳闸，且炉膛燃烧不稳，监盘人员紧急投入AB1、AB3、AB2、AB4油枪后，油枪着火正常。11:49:03运行监盘人员陆续将跳闸给粉机投入运行，锅炉负压恢复正常，燃烧趋于稳定。

1.1.2 汽包水位调整情况

11:48:14，运行监盘人员发现汽包水位低Ⅰ值光字牌报警。11:48:26，汽包水位降至-266 mm后，开始快速回升。11:50:00，运行人手动降低小机指令，11:50:08，小机指令由83.4%降至78.35%时，汽包水位高Ⅲ值报警，锅炉MFT动作。

1.2 DCS历史记录、监控录像检查情况

1.2.1 调阅DCS历史曲线及询问当值运行人员锅炉燃烧情况

调阅分布式控制系统（Distributed Control System， DCS）运行操作记录无异常操作。11:47:53，锅炉送风在手动控制方式，其中A侧为变频方式、B侧为入口挡板方式，两侧指令分别为49%、76%；引风在自动控制方式，A、B两侧控制指令为63%，锅炉风量为73%、炉膛压强为-120 Pa。11:48:00，炉膛压强快速上升至 679 Pa。11:47:57—11:48:05，8 s时 间 内A3、B3、C3、D1、E3、C2、D3、A2、B2、A1、A4、B1、B4、E1共14台给粉机先后因失火跳闸，但联锁动作正常。

1.2.2 调阅DCS汽包水位调节历史数据

11:48:01，小机DCS转速指令正常，汽包水位为 -8 mm。11:48:15，汽包水位快速下降至-136 mm。同时，给水自动控制因汽包水位实际值与设定值偏差大（120 mm）而切为手动。11:48:26，汽包水位降至 -266 mm后，开始快速回升。11:49:34，汽包水位恢复至0 mm。11:49:47，汽包水位高Ⅰ值报警。11:49:52，汽包水位高Ⅱ值报警（150 mm），事故放水门联开。11:50:00，汽包水位达到233 mm，运行人员开始降低小机指令。11:50:08，给水指令由83.4%降至78.35%时，给水流量为1 132 t·h-1，蒸汽流量为703 t·h-1，给水流量高于蒸汽流量429 t·h-1，汽包水位高Ⅲ值保护动作。

1.2.3 调阅DCS锅炉吹灰历史数据

4月7—9日炉膛吹灰器、过再区域吹灰器吹灰正常。4月10日11:48:01，2#锅炉正在进行过热器吹灰，吹灰器L08、R6在吹灰状态，其操作记录分别如图1和图2所示。这两只吹灰器近3日均进行了正常吹灰，且无异常。就地通过观察孔检查炉膛结焦情况，发现炉内水冷壁无结焦现象。

1.2.4 调阅2#炉除渣系统DCS历史记录及渣斗观察孔监控录像

调查结果显示，2B侧除渣情况为：4月9日20:00至4月10日锅炉MFT前，2B侧共除渣3次，除渣正常。2A侧除渣情况为：4月9日20:31，2A侧渣斗除渣一次，除渣结束后，渣斗观察孔监控录像不见火；4月10日5:58—6:16，2A侧除渣一次，除渣结束后，渣斗观察孔监控录像不见火；8:35，运行人员开始2A侧除渣，发现不下渣，然后联系灰水检修人员处理；10:25，检修人员打开2A渣斗罩壳后，取出炉内受热面脱落护板两块，如图3所示；11:17，2#炉开始正常除渣；11:30，渣斗观察孔监控录像出现正常火光；11:53，2#炉MFT动作，运行人员接值长令后，2#炉2A侧渣斗停止除渣。

1.3 其他检查情况

就地检查3台汽包水位变送器无异常，水位变化趋势一致。检查蒸汽流量、给水流量测量回路正常。检查给水自动控制指令正常。检查小机转速与调节指令变化趋势一致，就地检查小机及给水系统设备状态无异常。机组跳闸后，就地检查发现2A侧渣斗泄压阀不通畅，2B渣斗泄压阀动作正常。

2 原因分析

经过分析可知：锅炉MFT动作的原因是汽包水位高Ⅲ值报警保护；汽包水位高的原因是火检丧失，14台给粉机短时间（8 s）内切除使锅炉无煤粉燃烧，导致炉膛热负荷降低、汽包水位下降、水位实际值与设定值偏差大（超过120 mm），运行操作人员将给水由自动调节切换为手动调节后，炉膛内热负荷的突降，导致给水流量高于蒸汽流量，使汽包水位快速回升，再加上运行操作人员手动调节小机转速不及时，从而造成汽包水位高Ⅲ值报警[2]；火检丧失的原因是2A侧渣斗自4月9日20:31后排渣不畅，导致渣位升高，在4月10日恢复正常除渣时，积攒堆积的热灰渣同时塌落至渣井，集中快速加热了渣井内的冷渣水，从而产生大量水蒸气，水蒸气上升遮挡火检，造成火检丧失；灰渣塌落的原因是炉内受热面护瓦脱落，造成排渣门处局部堵塞，除渣不畅，但运行人员未及时发现异常情况，导致灰渣大量堆积，在除渣恢复正常时，引发上部灰渣松动、塌落。

综上所述，此次事件的诱因是除渣不及时，渣斗内渣位较高，灰渣塌落至渣斗水池内，产生的大量水蒸气上升遮挡火检，因检测不到火而导致部分给粉机切除；锅炉运行人员虽然及时处理稳定了燃烧，但是未及时干预给水，导致给水量大于蒸发量，造成汽包水位上升过快，从而触发汽包水位高Ⅲ值保护动作，机组跳闸[3]。

3 暴露的问题

第一，运行操作人员应急处理不力。在异常情况发生时，水盘监盘人员未能及时做出准确判断并采取果断措施，导致异常情况进一步扩大，从而触发汽包水位高Ⅲ值动作，机组跳闸。第二，当班单元长协调指挥不力。在异常情况发生时，未能组织本班人员正确及时处置。第三，运行值班人员责任心不强。除渣过程中没有发现下渣不畅问题，除渣不彻底导致渣斗渣位上升。第四，运行操作人员应急处理培训不到位，对部分业务水平较低的人员未采取有效的培训，致使工作人员的技能不能满足应急处理需要。第五，运行监督管理不到位，运行专业之间除渣协调不力，事故预想重视程度不足，运行应急处理及运行设备异常管理存在薄弱环节。第六，技术监督指导不足，对炉内受热面护瓦检修质量把关不严，未对除渣运行措施进行梳理完善。

4 防范措施

针对上述问题，可采取以下防范措施：第一，加强运行人员业务培训，提高人员操作技能；第二，利用事故预想、反事故演习、月度（季度）考试等方式，对重点岗位、关键人员开展针对性培训，重点培养运行人员在设备异常情况下的分析处理能力，切实提高业务技能水平；第三，完善机组紧急情况下的处理应急措施，强化事故处理协调指挥能力，定期进行仿真机培训，提高运行人员应急判断及快速反应操作能力[4-5]；第四，强化灰水运行值班人员的责任心教育，加大除渣过程的监督、检查及考核力度；第五，加强异常除渣工况下运行专业之间协调、措施落实的监督，针对汽包水位波动异常运行工况，提高班组人员对措施掌握的现场考问和反事故应急演练抽查频次，以弥补汽包水位应急调整的短板；第六，加强炉内受热面检修质量监督，梳理完善除渣运行措施，并完善应急处理措施，组织开展汽包异常水位调整应急技能专项培训。

5 结语

在构建以风、光、电等新能源为主体的新型电力系统的过程中，燃煤发电更多地进行调频调峰起到了电力系统压舱石的作用，因此燃煤发电机组的安全运行尤为重要。汽包锅炉因汽包水位异常引起的机组停运事件较为普遍，本文通过系统分析，剖析了机组运行、检修、人员培训等方面的管理问题，具有普遍的借鉴意义。