大型火电机组风烟系统典型故障分析

张 兴， 张 剑， 陈 涛

(中国大唐集团科学技术研究院有限公司 华东分公司， 安徽 合肥 230031)

大型火电机组风烟系统典型故障分析

张 兴， 张 剑， 陈 涛

(中国大唐集团科学技术研究院有限公司 华东分公司， 安徽 合肥 230031)

风烟控制系统是大型火电机组自动控制系统的重要组成，也是机组协调控制系统的重要基础，它的工作状态良好与否直接关系着机组的安全运行。文章介绍了大型火电机组风烟控制系统中几类典型故障的形式和特征，并结合风烟系统的测量回路和控制策略对故障原因进行了分析，提出了相应的处理对策。

风烟系统；参数振荡；火电机组

1 概述

风烟系统是保证锅炉燃烧安全运行的重要系统。风烟系统的基本功能是：向炉膛提供一定的有热量的风量，使煤粉在炉膛内充分燃烧；使引风量与送风量相适应，保持炉膛负压在规定的范围内；将充分利用后的炉膛内燃烧产物经除尘处理后抽入烟囱排向大气。基于以上功能，通常大型火电机组风烟系统设备配置为：静叶可调轴流式引风机(部分机组已改造为变频控制)、动叶可调轴流式送风机和三分仓回转式空气预热器各2 台。风烟系统中主要的模拟量控制子系统包括：氧量-总风量控制系统和炉膛负压控制系统，分别由送风机实现对锅炉氧量和总风量的闭环控制和由引风机实现对炉膛负压的闭环控制，它们的控制品质直接决定了锅炉燃烧和协调控制系统的稳定性、安全性。本文将结合近年来发生的典型故障对风烟系统控制回路设计、维护中出现的问题进行归纳，并对故障处理的方法进行探讨和归纳，为其他电厂的控制系统可靠性提升提供借鉴。

2 总风量控制系统典型故障分析

2.1 总风量异常振荡事件分析

2.1.1 事件经过

某660MW超超临界机组在AGC方式下稳定运行时，机组负荷405.14MW，A侧二次风量562t/h，B侧二次风量486t/h，炉膛负压-231.72Pa，总煤量155.97t/h，氧量5.5%，A送风机开度41.03%，B送风机开度41.12%。此时B侧二次风量信号突然全部到0(主要参数趋势见图1)，两送风机挡板随即快速开到53%，B侧风量上升至866t/h，A侧风量也随之上升至790 t/h，炉膛负压由-231 Pa上升至100Pa。之后风量控制系统持续振荡，直至运行人员将系统切至手动。

2.1.2 问题分析

(1)就地检查A、B侧二次风量的测量装置，认为B侧二次风量测量管路出现堵塞，造成风量信号突然至零。

(2)在总风量控制系统持续大幅波动的情况下，系统未自动切至手动控制，而是在自动方式下持续振荡、发散，直至运行人员切除自动。

2.1.3 结论

B侧二次风量测量回路堵塞，差压信号突降至零是该次异常的起因，调节系统偏差大切手动定值设置的不合理造成事件扩大，最终导致了锅炉燃烧波动、参数振荡，但由于运行人员干预及时，未造成事故扩大。

2.2 “总风量低低”MFT事件分析

2.2.1 事件经过

某660MW超临界机组在AGC方式下稳定运行，当日02时24分机组负荷350.93MW，主汽压力16.71MPa，总风量为922.42t/h，炉膛负压-148.13Pa，给水流量1060.4t/h，总煤量139.57t/h。此时机组炉膛压力、总风量等参数突然同步发生大幅振荡并呈发散趋势。总风量最高值达1080t/h，最低值到525.67t/h，两送风机动叶分别最低关至1.6%和5.5%。02时26分48s，总风量实际值小于25%(600t/h)，延时3秒后触发MFT，首出原因显示为“总风量低低”(参数见图2)。

2.2.2 问题分析

(1)调取事件发生前的历史趋势，总风量计算中各磨煤机的一次风量并无明显变化，但左右侧二次风量在时序上不匹配，相差十秒以上，且左侧二次风量波动较大(参数趋势见图3)，其测量管路存在轻微堵塞可能，造成信号波动。

(2)通过历史趋势的追忆，发现该机组在高负荷区间(570MW)也曾发生类似异常现象，但当时送风控制系统能逐步过渡到新的稳定状态；而在低负荷区间风量信号发生扰动时，在相同的调节参数作用下，送风控制系统则无法达到新的平衡，说明风机特性在不同开度区间相差较大。

(3)机组异常发生前总风量的设定值为900t/h左右，但由于设置的“总风量设定值与实际值偏差大切除自动”的定值过大(±500t/h)，在总风量振荡发散状态下送风控制系统未及时切换到手动状态，造成实际总风量振荡幅值达到至“总风量低低”MFT的设定值(600t/h)。

2.2.3 结论

左侧二次风量测量管路轻微堵塞导致风量信号波动是这次异常的起因，测量信号扰动后在较强的调节参数作用下引起了系统振荡，调节器抗扰动能力弱及偏差大切手动定值设置的不合理造成事件扩大，最终导致了MFT的发生。

3 炉膛负压控制系统典型故障分析

3.1 锅炉正压过高事件分析

3.1.1 事件经过

某320MW亚临界机组处于230MW稳定工况时，由于不明原因DCS的某对DPU多个模拟量信号发生突变(见图4)：其中三个参与调节的炉膛负压信号中两个阶跃下降，另一个阶跃上升(进行监视的炉膛负压大量程变送器示值稳定)，导致在DCS中经过三取二判断后的炉膛负压综合信号大幅阶跃下降，两台引风机挡板在调节器作用下快速全关。同时锅炉左右侧风量信号也突降至零，导致两台送风机动叶在调节器作用下快速开至最大开度。经分析，发生上述现象时炉膛燃烧稳定，所有阶跃突变信号应为虚假示值。

在送/引风机挡板分别快速动作至最大/最小开度后，实际炉膛负压快速上升至2000Pa以上(接近MFT动作值)，严重的正压导致锅炉人口门等处螺栓松动，威胁机组安全，之后运行人员紧急将送、引风控制系统切至手动并恢复风机挡板至正常开度，机组参数逐步恢复正常。

3.1.2 原因分析

经试验发现该机组送/引风控制系统在被控参数与设定值偏差过大时，不能自动切至手动控制，导致了信号突变后调节器继续运算直至输出至最大/最小值，导致真实炉膛负压上升至接近MFT正压动作值。如该功能正常投入，即使信号再次发生突变的瞬间，系统就能及时切至手动，并保持之前输出直至运行人员干预，可有效避免异常工况下风机挡板指令的持续上升/下降。

3.1.3 结论

本次事件中导致DPU信号突变的原因另外开展调查，但“调节器设定值与测量值偏差大切手动”功能的缺失则是本次机组正压过高的直接原因。

3.2 某机组停炉后炉膛负压低联锁跳闸引、送风机事件分析

3.2.1 事件经过

某660MW超超临界机组将负荷降至146MW准备停机，此时工况：A、B磨煤机(最下两层)运行，A磨煤量27t/h，各粉管一次风速28、29、25、28m/s，B磨煤量20t/h，各粉管一次风速23、22、22、21m/s；两台一次风机运行，动叶开度均为40%；两台送风机运行，动叶开度均为18%，总风量1239t/h；两台引风机运行，静叶开度29%和31%，炉膛负压正常。运行人员于23:17:46遮断汽轮机，锅炉MFT随即动作，两台一次风机、A、B磨煤机联锁跳闸，之后炉膛负压于MFT发生10秒后快速持续下降，23:18:08炉膛负压低三值报警发出，两台引风机分别于23:18:12和23:18:13联锁跳闸，跳闸前引风机静叶开度降至为20%，两台送风机随之于23:18:14和23:18:15联锁跳闸。

3.2.2 原因分析

(1)调取本机组之前的历史趋势，发现机组历次滑停MFT后炉膛负压也都发生了较大幅度的下降，但未达到低三值。和本次停炉过程进行对比发现，由于本次停炉前磨煤机保留两台(之前停炉前只保留一台磨煤机)，此时总煤量、一次风量和风机出力较之前停炉过程更多，因此在MFT联跳磨煤机、一次风机后炉内空气收缩更为剧烈，对炉膛负压扰动更大，导致炉膛负压下降幅度的加大。

(2)由图5可以看到，MFT发生后，引风机动叶指令是在炉膛负压开始下降后才在调节器作用下逐步关闭，又因引风机动叶及其执行机构的开关存在一定的滞后性，故动叶开度调整不够及时，特别是停机之后的前几秒内由于风机出力没有变化，烟气量快速减小，风机工作点沿性能曲线向上移动，增大了风机对炉膛的吸力。

3.2.3 结论

虽然该机组停机过程中煤量、风量扰动过大是导致炉膛负压下降过多的根本原因，但炉膛负压控制系统的调节滞后、开度调整不及时则直接导致了本次异常的发生。

4 案例总结

自从二十世纪八九十年代火电机组模拟量控制系统逐步推广应用以来，送、引风机的自动控制作为锅炉燃烧控制和协调控制的基础就一直是专业人员研究的重点，控制方案较为成熟，但结合近年来多台机组发生的故障，发现其控制逻辑中尚存在许多易被忽视的问题，结合上述机组发生的故障，给出风烟控制系统优化、维护的建议如下：

(1)建立风量测量装置定期吹扫制度。现场风量测量管路的堵塞常常是风量、负压控制系统波动的起因所在，即使轻微的堵塞，如果控制系统参数的整定不当，往往就会造成较大幅度的振荡、发散甚至导致停炉。建议各电厂应建立一、二次风量和炉膛负压的定期吹扫制度，并在吹扫前做好相关安全保护工作，以提高风量测量信号的真实性和可靠性。

(2)充分考虑风机在不同区间的控制特性。在机组检修期间应对风机执行机构与动、静叶进行零位与满位的对位校准，确保风机动、静叶在各开度区间的特性尽量一致。同时送、引风控制系统的PID参数整定应在不同负荷区间分别进行，并根据其动态特性的不同对PID进行变参数设置。如无法实现变参数，则在参数整定中应“留有余地”，切勿将其调节作用设置过强。

(3)严格设置调节系统“切手动”条件。目前随着模拟量控制系统稳定性的提升，各种“切手动”条件往往容易被忽视，在很多机组中不仅各种触发切手动信号的偏差限值设置过大，而且为了防止模拟量子系统自动切除引起AGC的切除，很多重要的切手动条件甚至被取消，这就导致在极端工况下控制系统一旦振荡就长时间持续、甚至进一步发散，无法自主切至手动控制并进行保护和报警，一旦运行人员发现不及时就可能导致机组跳闸甚至设备损坏，本文中所述多次故障即是如此。因此除RB工况外，各调节系统均应根据系统特性和机组安全的需要严格设置“设定值与测量值偏差大”等切手动条件。

(4)炉膛负压控制系统应设置“MFT后锅炉防内爆”逻辑。在机组MFT后，随着一次风机、磨煤机等设备跳闸，入炉风量、煤量瞬间降低，炉膛负压扰动极为剧烈，此时如仍依靠炉膛负压调节器比例、积分进行运算往往较为滞后，故应在炉膛负压控制系统中设置“MFT后锅炉防内爆”逻辑：即在MFT发生后对引风机静叶进行一定幅度的超驰关闭，并在保持一定时间后按一定速率恢复，实现对MFT后炉膛负压下降的提前预判和提前干预，克服纯PID调节的滞后，提高炉膛负压的稳定性。

5 结语

近年来随着技术的发展和进步，热控技术人员的精力往往注重在一些新系统和新方案的研发和应用上，常常忽视了一些模拟量控制系统的基础工作，但就是这些基础的测量装置维护、判断逻辑设置和参数整定技巧，决定了机组控制和运行的可靠性，文中所述的故障案例和优化措施无不如此。希望本文可以给各电厂热控技术人员提供借鉴，以避免类似故障的再次发生。

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[责任编辑：程蓓]

Typical Fault Analysis for the Air and Flue System in the Large Thermal Unit

ZHANGXing,ZHANGJian,CHENTao

(ChinaDatangCorporationScienceandTechnologyResearchInstituteCo.,Ltd.EasternChinaBranch,Hefei230031,China)

Air and flue control system is an important component of the large thermal unit automatic control system, also it is an important foundation of coordinated control system. It′s in good working condition or not to directly relate to the safe operation of the unit. This paper introduces large thermal power air and flue control system in the form and characteristics of several types of typical failures, combined with the measuring circuit and control strategy of air and flue systems， the causes of the malfunction are analyzed, and the corresponding treatment measures are proposed.

air and flue system; parameter oscillation; thermal unit

2015- 07-18

张 兴(1983-)，男，中国大唐集团科学技术研究院有限公司华东分公司热控室，工程师，从事火电厂先进控制策略研究及应用工作。

TK228

A

1672-9706(2015)03- 0047- 06