1 100 MW机组中速磨煤机跳闸故障分析

吴伟超，彭明军，黄 丹

(1.北京能源集团深圳钰湖电力有限公司，广东 深圳 518111；2.中国神华集团四川省分公司江油电厂，四川 江油 621709；3.重庆电力高等专科学校，重庆 400053)

近年来，随着高参数大容量机组的广泛采用，电力安全生产不仅要求机组的自动化控制水平高，保护措施全面，而且对运行人员的运行水平和经验的积累也提出了更高的要求。尤其在新机组调试运行时，因设备及其系统尚处于磨合与完善中，对各种保护定值的优化也在不断摸索中，加上运行人员对设备和系统的熟悉度不够，运行经验不足，很容易出现运行人员与设备及其系统配合度不高的现象。若机组及其设备运行异常且排除不及时，会导致设备故障跳闸，给电厂的安全、经济运行带来很大的隐患。

1 机组介绍

某厂1 100 MW燃煤空冷汽轮发电机组的锅炉，采用哈尔滨锅炉有限责任公司生产的超超临界参数变压运行直流锅炉，单炉膛、双切圆燃烧、一次再热、平衡通风、紧身封闭布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型布置。锅炉以神府烟煤为设计煤种、以山西晋北烟煤为校核煤种进行设计和校核[1]。

制粉系统采用ZGM123型中速磨煤机冷一次风正压直吹式制粉系统(见图1)。共配6台中速磨煤机，BMCR工况下5台运行，1台备用，具体参数见表1。

图1 配中速磨煤机的冷一次风正压直吹式制粉系统

表1 磨煤机参数

该系统的工作流程如图1所示，原煤从原煤斗经给煤机进入磨煤机，经落煤管进入研磨区。热风和冷风经过各自风门之后混合，进入磨煤机，将磨好的煤粉送进磨煤机顶部的分离器，分离出不合格的粗粉后，煤粉经燃烧器进入炉膛。机组运行时，随着负荷变化，给煤量改变，进入磨煤机的干燥风经过冷、热风门的调整，保证风量、风压、风速等运行参数，磨煤机出口风温、磨煤机在70 ℃左右[2]。

该锅炉共配置2台50%容量的动叶可调轴流式一次风机，同时配2台动叶可调送风机和2台静叶可调引风机。锅炉给水系统配置有3台35%BMCR容量的电动调速给水泵。

锅炉燃烧方式为无分隔墙的八角反向双火焰切圆燃烧，燃烧器共分6层，每层8个直流燃烧器，一共48个燃烧器。每层燃烧器由同一台磨煤机供给煤粉，采用PM型主燃烧器、上部燃烬风(OFA)及AA分级风的三菱先进燃烧技术，即MACT燃烧系统。锅炉采用等离子点火方式，共设24个油枪，用于点火和助燃，其中最下层的8个燃烧器均配有等离子点火装置。

该锅炉装有176个吹灰器，用以维持各受热面的清洁，所有吹灰器均能实现远程操作。

锅炉能带基本负荷且能参与调峰，还能满足锅炉RB、50%和100%甩负荷试验的要求。当锅炉在燃用设计煤种时，不投等离子的最低稳燃负荷不大于锅炉的35%BMCR，并能在最低稳燃负荷及以上范围内满足自动化投入率100%的要求。

锅炉炉膛水冷壁采用内螺纹管垂直上升膜式水冷壁，上下部水冷壁之间设有混合集箱，水冷壁系统还包括水冷壁悬吊管、水平烟道、后包墙、顶棚等受热面。炉膛断面尺寸为34 220 mm×15 670 mm(宽×深)。

锅炉采用带炉水循环泵和内置式汽水分离器的启动系统。

锅炉省煤器为单级非沸腾式，分前后2部分布置于尾部烟道的下部。

锅炉过热器由低温过热器、分隔屏过热器、后屏过热器和末级过热器共4级组成。低温过热器(一级)布置于尾部双烟道的后部烟道中，炉膛上部布置屏式过热器，沿烟气流程方向分别设置分隔屏过热器(二级)和后屏过热器(三级)，折焰角上方布置有末级过热器(四级)。二、三级屏式过热器前后各布置一、二、三级喷水减温器，每级均为2个。

过热器主要以煤/水比作为主汽温的调节标准，并配置三级喷水减温作为主汽温的细调节。每级喷水减温器均采用左右二点布置，以消除各级过热器的左右侧烟气热偏差带来的吸热和汽温偏差。

锅炉再热器由低温再热器和末级再热器2部分组成。低温再热器布置于尾部双烟道的前部烟道中，末级再热器布置于水平烟道中。再热器调温主要通过调节烟气挡板，同时辅以调节燃烧器喷口摆角，在高温再热器入口还布置有事故喷水装置[1]。

2 故障经过

该机组因锅炉顶棚区域受热面泄漏，需要锅炉在规定时间内停运，并按规定冷却，然后进行锅炉顶棚区域受热面漏点确认和消除。

停运前工况：负荷840 MW，机炉协调CCS方式运行，A、B、D、E、F磨煤机运行，C磨煤机备用。

13：00，接到停机指令，机组开始减负荷；13：30，将负荷减到730 MW，停运A磨煤机及其制粉系统；13：40，F磨煤机跳闸，跳闸首出为“磨煤机出口温度过高”，当时机组带680 MW负荷，磨煤机出口温度高达113 ℃；13：44，等参数恢复正常，迅速重启F磨煤机及其制粉系统；13：49，D磨煤机跳闸，跳闸首出为“磨煤机出口温度过高”，当时磨煤机出口温度为112 ℃；13：55，待参数恢复正常，迅速重启D磨煤机及其制粉系统；14：06，机组负荷减至570 MW，停运B磨煤机及其制粉系统；14：15，机组降负荷至550 MW，投入E层等离子点火器；14：33，机组降至495 MW，机组退出CCS运行，采用TF汽机跟随运行方式；14：40，退出B电泵运行，关闭出口电动门；14：54，负荷减至430 MW，逐步退出高加汽侧；15：15，负荷减至358 MW，切换厂用电正常；15：36，负荷减至290 MW，停运D制粉系统；15：42，负荷减至253 MW，锅炉汽水分离器见水，过热度下降，启动炉水循环泵，锅炉转湿态运行；15：49，负荷105 MW，值长令，即汽轮机打闸，机组停运；15：54，锅炉停炉后吹扫5 min结束，停运风烟系统，闷炉。相关参数及异常情况汇总如表2所示。

表2 异常过程的相关数据

从表2可看出，本次停机过程中，出现了2次磨煤机故障跳闸：13：40机组从840 MW负荷降至680 MW时，F磨煤机出口温度达到113 ℃，跳闸；4 min后，负荷降至630 MW时，D磨煤机出口温度达到112 ℃，跳闸。

3 故障原因分析

3.1 F磨煤机跳闸的原因分析

结合当时的运行参数及其变化趋势(如图2)来看，13：05，F磨煤机给煤量为65 t/h，出口温度75 ℃，冷风挡板开度为42%，热风挡板开度为28%，出口温度开始升高。随着给煤量的减少，到了13：14，虽然冷风挡板保持全开，但出口温度仍继续上升，达到85 ℃。13：40，F磨煤机出口温度为111 ℃，保护动作，磨煤机跳闸。

图2 F磨煤机从13：05到13：40的运行参数变化趋势

对整个故障跳闸过程观察后发现，热风门挡板开度并没有随着给煤量的减少而关小，其一直保持不变；在磨煤机出口温度一直保持上升的情况下，当给煤量增加时，热风门开度有所增加。

显然，F磨煤机出口温度高的主要原因是，随着给煤量的减少，运行操作员只增加了冷风量，没有相应减少热风量，导致干燥介质的热量大于干燥对象(煤)所需的热量，磨煤机出口温度由此上升，直至达到磨煤机出口温度保护限值而跳闸。

3.2 D磨煤机跳闸的原因分析

结合当时的运行参数和参数变化趋势(见图3)可看出，13：40，F磨煤机因为温度高而跳闸，在CCS运行方式下，D磨煤机给煤量从64 t/h自动飙升至95 t/h，热风挡板也从33%自动开至63%，冷风调节挡板保持全开，因热风增加的热量大于给煤增加需要的干燥热，所以，虽然给煤量增加了，但是磨煤机在增加的热风量作用下，出口温度已经升至80 ℃。

图3 D磨煤机从13：37到13：48的运行参数变化趋势

5 min后，F磨煤机重新启动，在CCS控制逻辑作用下，D磨煤机给煤量从95 t/h急降至55 t/h。此时，虽然热风调节挡板自动关至32%，冷风门全开，但煤量的急剧减少，热风量减少的速度跟不上，致使干燥剂的热量大于煤需要的干燥热量，出口温度急剧上升。13：48，D磨煤机出口温度升至112 ℃，保护动作，磨煤机跳闸。

结合F磨煤机和D磨煤机跳闸的原因分析能看出，当给煤量根据负荷变化而调整时，F和D磨煤机出口温度高的主要原因是冷却介质不够，导致进入磨煤机的冷、热风量的配比调节不当，致使干燥剂热量大于煤需要的干燥热量，出口温度急剧上升，直至达到保护限值，引起保护动作而跳闸。

4 防范对策

结合以上的原因分析，运行人员需要熟悉系统和设备及其运行参数值，并在此基础上，理顺运行调节思路，注意加强对重要运行参数尤其是磨煤机出口温度的监控与调节[2]。

根据该系统运行调节的成熟经验，提出如下优化调节思路：给煤量根据锅炉负荷而调节，干燥剂(混合风量)则根据给煤量而调节。混合风量则让冷风门根据给煤量的变化而调节，热风门则根据磨煤机的出口温度来调节。

一般制粉系统开始启动时是手动调节，直到系统运行进入稳定状态才可投入自动运行。同样，在CCS模式下，制粉系统自动运行时，当出现给煤量和各运行参数出现波动，系统无法稳定时，需要运行人员对冷、热风门进行调节干预，以维持磨煤机出口温度在正常值[3]。

具体调节方法：当给煤量随着锅炉负荷出现变化时，运行人员调节冷风门的自动控制目标值，即当磨煤机出口温度变高时，提高冷风门的目标值(自动时)，或者开大冷风门(手动时)。

在机组降负荷或停机过程中，当负荷降低时，减小给煤量目标值(自动时)，或者降低给煤机转速(手动)。同时运行人员需要严格监控磨煤机出口温度,减小进入磨煤机的混合风量(自动时)，或关小混合风门(手动)。当发现出口温度仍有继续增长的趋势，应手动将冷风门逐渐调至全开，同时关小热风挡板。在调节过程中，必须保证进入磨煤机的混合风量不能低于最小值，以免保护动作[4-9]。

5 结语

火力发电机组的设备及其系统庞大且繁杂，在启停过程中，当系统运行出现较大改变，引起参数剧烈摆动时，仍然需要运行人员进行必要的人工调整。每次机组的启停都是一个持续操作时间长、操作步骤多、操作风险大的系统过程。操作员在熟悉停机操作票及规程、技术措施的基础上，还要清楚各系统关键参数的调整思路、调整要点，这样才能做到临危不乱，保证机组的安全平稳的启停。