1000MW机组一次风机故障跳闸原因分析及处理

方敏

(广东大唐国际潮州发电有限责公司，广东 潮州 515723)

1 系统概况

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

2 协调简介

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。

3 故障跳闸经过

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。

4 原因分析

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。

5 故障处理时存在的问题

(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。

6 处理对策

(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。

7 结束语

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。

［1］大唐国际发电股份有限公司.全能值班员技能提升指导丛书:锅炉分册［M］.北京:中国电力出版社，2008.

［2］张海德，吴桂祥.影响发电厂锅炉燃烧及风烟系统异常因素分析［J］.中国新技术新产品，2011(17):103－105.

［3］高宝桐，张福龙，李荣.轴流式一次风机失速原因分析及处理措施［J］.华北电力技术，2008(5):14－16.