國(guó)產(chǎn)600 MW超臨界直流鍋爐相繼3次MFT原因分析

趙俊彬，蘆勝軍

(中電投河南電力有限公司開封發(fā)電分公司，河南 開封 475002)

中電投河南電力有限公司開封發(fā)電分公司鍋爐為東方鍋爐廠有限責(zé)任公司引進(jìn)日本日立公司技術(shù)制造的600 MW超臨界參數(shù)變壓直流本生型鍋爐，型號(hào)為DG1900/25.4－Ⅱ1，為單爐膛、一次再熱、尾部雙煙道結(jié)構(gòu)、平衡通風(fēng)、露天布置、固態(tài)排渣、全鋼構(gòu)架、全懸吊結(jié)構(gòu)П型鍋爐，采用煙氣擋板調(diào)節(jié)再熱汽溫。

2010年3月28日，鍋爐在運(yùn)行中由于C、F磨煤機(jī)所供的下層燃燒器相繼斷煤且來煤不穩(wěn)，外加煤質(zhì)及調(diào)整原因，導(dǎo)致“有效運(yùn)行磨煤機(jī)煤火檢3/4失去”保護(hù)動(dòng)作，鍋爐MFT、鍋爐滅火。

2010年3月29日，鍋爐在運(yùn)行中由于煤質(zhì)及調(diào)整原因，各運(yùn)行磨煤機(jī)在15 s內(nèi)相繼跳閘，“爐膛壓力低低”保護(hù)動(dòng)作，鍋爐MFT、鍋爐滅火。

2010年4月9日，鍋爐在運(yùn)行中由于運(yùn)行人員監(jiān)盤不全面，配合、調(diào)整不當(dāng)，造成水冷壁出口集箱過熱度及過熱器出口蒸汽溫度超限，而后“主汽溫度低”保護(hù)動(dòng)作，鍋爐MFT、鍋爐滅火。

本文對(duì)半個(gè)月內(nèi)連續(xù)發(fā)生3次MFT造成鍋爐滅火的事故原因進(jìn)行了分析。

1 鍋爐設(shè)備概況

鍋爐燃用的設(shè)計(jì)煤種為貧煤，校核煤種為混煤，點(diǎn)火用油為0號(hào)輕柴油。采用按BHK技術(shù)設(shè)計(jì)性能優(yōu)異的低NOx軸向旋流煤粉燃燒器 (HTNR3)技術(shù)及分級(jí)燃燒和濃淡燃燒等技術(shù)，可有效降低NOx排放量和鍋爐最低穩(wěn)燃負(fù)荷，設(shè)計(jì)最低不投油穩(wěn)燃負(fù)荷不大于45%BMCR(877.5 t/h)。采用前后墻對(duì)沖燃燒方式，前后墻各布置3層，每層各有8只HT－NR3燃燒器 (前后墻各4只)，總共24只。在最上層煤粉燃燒器上方，前后墻各布置1層燃燼風(fēng)噴口，每層布置6個(gè)，共12個(gè)燃燼風(fēng)口 (見圖1)。

圖1 燃燒器布置圖

制粉系統(tǒng)采用正壓直吹式系統(tǒng)，由2臺(tái)動(dòng)葉可調(diào)軸流式一次風(fēng)機(jī)提供介質(zhì)流動(dòng)動(dòng)力，磨煤機(jī)采用北京電力設(shè)備總廠生產(chǎn)的ZGM113G型中速輥式磨煤機(jī)，共6臺(tái)。A磨煤機(jī)供前墻上排4只燃燒器，B磨煤機(jī)供前墻中排4只燃燒器，C磨煤機(jī)供前墻下排4只燃燒器，D磨煤機(jī)供后墻上排4只燃燒器，E磨煤機(jī)供后墻中排4只燃燒器，F(xiàn)磨煤機(jī)供后墻下排4只燃燒器。

鍋爐水冷壁采用全焊接膜式水冷壁，爐膛由下部螺旋盤繞上升水冷壁和上部垂直上升水冷壁2種不同結(jié)構(gòu)組成，兩者間由過渡水冷壁和中間混合集箱轉(zhuǎn)換連接。螺旋水冷壁前墻、兩側(cè)墻出口管全部抽出爐外，進(jìn)入螺旋水冷壁出口集箱，后墻螺旋水冷壁出口管每3根抽1根管直接上升成為垂直水冷壁后墻凝渣管，另2根抽出爐外，形成折焰角及水平煙道底部水冷壁。前墻、兩側(cè)墻垂直水冷壁及水平煙道底部水冷壁匯合至爐頂東西方向布置的匯合集箱進(jìn)入啟動(dòng)分離器。

鍋爐啟動(dòng)系統(tǒng)為內(nèi)置式啟動(dòng)系統(tǒng)，由2個(gè)采用旋風(fēng)分離形式的啟動(dòng)分離器、1個(gè)儲(chǔ)水罐及儲(chǔ)水罐水位控制閥等組成，正常運(yùn)行中分離器不與系統(tǒng)隔離，作為系統(tǒng)流程的1個(gè)部件。

省煤器蛇形管共168排，采用上下2組逆流布置，位于后豎井后煙道內(nèi)低溫過熱器下方，沿?zé)煹缹挾确较蝽樍胁贾谩?/p>

鍋爐過熱器受熱面由4個(gè)部分組成:第一部分為頂棚、后豎井煙道四壁及后豎井分隔墻 (包括水平煙道后部側(cè)墻);第二部分為布置在尾部豎井后煙道內(nèi)的低溫過熱器;第三部分為位于爐膛上部的屏式過熱器;第四部分為位于折焰角上方的高溫過熱器。

過熱器系統(tǒng)按蒸汽流程為頂棚過熱器、包墻過熱器/分隔墻過熱器、低溫過熱器、屏式過熱器及高溫過熱器。按煙氣流向依次通過屏式過熱器、高溫過熱器、低溫過熱器。

鍋爐主要參數(shù)見表1，設(shè)計(jì)及校核煤質(zhì)特性參數(shù)見表2。

鍋爐設(shè)計(jì)點(diǎn)火油槍24只，啟動(dòng)油槍8只。原下層C、F燃燒器改造為前后墻共8只少油小油槍，燃燒器中心更換成氣化小油槍點(diǎn)火的燃燒筒和煤粉分級(jí)燃燒室，實(shí)現(xiàn)用少油量對(duì)煤粉分級(jí)點(diǎn)火、分級(jí)燃燒。在主風(fēng)道上加裝2只順氣流方向與主風(fēng)道成30°夾角的風(fēng)道燃燒器。油系統(tǒng)點(diǎn)火方式均采用高能電打火。點(diǎn)火油槍和啟動(dòng)油槍主要技術(shù)參數(shù)見表3，少油點(diǎn)火系統(tǒng)主要技術(shù)參數(shù)見表4。

表1 鍋爐主要參數(shù)

表2 設(shè)計(jì)及校核煤質(zhì)特性參數(shù)

表3 點(diǎn)火油槍和啟動(dòng)油槍主要技術(shù)參數(shù)

表4 少油點(diǎn)火系統(tǒng)主要技術(shù)參數(shù)

2 事故原因分析

2.1 第1次MFT

2.1.1 事故過程

2010年 3月 28日 10:00，機(jī)組負(fù)荷為508 MW，A/B/C/D/E/F磨煤機(jī)運(yùn)行 (C磨煤機(jī)空轉(zhuǎn)，C原煤倉(cāng)棚煤，正在疏通，給煤機(jī)停運(yùn))，A/B汽泵、送風(fēng)機(jī)、吸風(fēng)機(jī)、一次風(fēng)機(jī)均在自動(dòng)模式運(yùn)行，機(jī)組協(xié)調(diào)投入，A/B側(cè)過熱器出口蒸汽溫度為566℃/568℃，A/B側(cè)再熱器出口蒸汽溫度為562℃/562℃，水煤比為4.6，總煤量286 t/h。

10:05:07F給煤機(jī)煤量56 t/h，開始間歇斷煤，C原煤倉(cāng)堵煤已疏通完畢，由于磨入口熱風(fēng)調(diào)整門無法操作，給煤機(jī)未投運(yùn)，維護(hù)人員正在用葫蘆將熱風(fēng)調(diào)整門拉開，此時(shí)磨入口一次風(fēng)量為84 t/h，入口風(fēng)溫122℃。

10:05:30維護(hù)人員用葫蘆將C磨煤機(jī)入口熱風(fēng)調(diào)整門拉至全開，磨入口一次風(fēng)量為127 t/h，入口風(fēng)溫137℃。

10:05:34F層煤火檢全部消失，由于負(fù)荷大于70%額定負(fù)荷，不會(huì)觸發(fā)“機(jī)組負(fù)荷≤70%額定負(fù)荷，單臺(tái)磨煤機(jī)煤火檢失去3/4，磨煤機(jī)跳閘”保護(hù)。

10:05:36水煤比6.0。

10:05:49爐膛壓力為－273 Pa。

10:05:50C磨煤機(jī)入口一次風(fēng)量125 t/h，入口風(fēng)溫152℃，給煤機(jī)投運(yùn)，逐漸增加煤量。

10:06:04E層煤火檢全部消失。

10:06:10爐膛壓力為－107 Pa，C層煤火檢全部消失。

10:06:18B層煤火檢消失3個(gè)。

10:06:23水煤比4.6。

10:06:28C給煤機(jī)斷煤，煤量降至13 t/h后回升，此時(shí)C磨煤機(jī)入口一次風(fēng)量122 t/h，入口風(fēng)溫177℃。

10:06:32D層煤火檢全部消失。

10:06:35A層煤火檢全部消失。

10:06:37爐膛壓力為－286 Pa，爐膛“270 MW負(fù)荷以上，全爐膛煤火檢3/4消失”保護(hù)動(dòng)作，鍋爐MFT。

10:06:48爐膛壓力最低降至－3 310 Pa。

10:20爐膛吹掃后點(diǎn)火。

11:00儲(chǔ)水罐水位測(cè)點(diǎn)1，2，3指示異常、361閥至凝結(jié)器電動(dòng)門打不開，手動(dòng)MFT。

11:07檢修處理后，重新吹掃后點(diǎn)火。

13:00沖轉(zhuǎn)。

13:21并網(wǎng)。

2.1.2 事故原因

a. 煤質(zhì)差是造成滅火的根本原因。煤質(zhì)化驗(yàn)結(jié)果:A原煤倉(cāng)灰分45.14%，揮發(fā)分9.65%，低位發(fā)熱量14.24 MJ/kg;B原煤倉(cāng)灰分34.1%，揮發(fā)分13.39%，低位發(fā)熱量18.57 MJ/kg;D原煤倉(cāng)灰分42.08%，揮發(fā)分9.49%，低位發(fā)熱量16.15 MJ/kg;E原煤倉(cāng)灰分48.54%，揮發(fā)分9.31%，低位發(fā)熱量13.57 MJ/kg;F原煤倉(cāng)灰分54.08%，揮發(fā)分9.91%，低位發(fā)熱量11.31 MJ/kg。入爐煤質(zhì)遠(yuǎn)低于設(shè)計(jì)值。發(fā)熱量低、揮發(fā)分低、灰分高，著火溫度升高，著火困難，煤粉著火點(diǎn)遠(yuǎn)，煤粉燃燒速度降低，火焰拉長(zhǎng)，燃燒穩(wěn)定性下降。

b. C、F磨煤機(jī)斷煤是造成滅火的誘因。在C給煤機(jī)投運(yùn)前，F(xiàn)給煤機(jī)發(fā)生斷煤且來煤大幅波動(dòng)，造成F層燃燒器煤粉濃度降低，抗干擾能力下降，爐膛壓力向負(fù)方向增大，導(dǎo)致爐內(nèi)燃燒不穩(wěn)(見圖2)。

c. 在F給煤機(jī)來煤波動(dòng)期間，C磨煤機(jī)熱風(fēng)調(diào)門無法操作，由維護(hù)人員用葫蘆將其拉開，較高風(fēng)壓的低溫風(fēng)進(jìn)入爐內(nèi)，對(duì)側(cè)F層本來微弱的火焰再次受到?jīng)_擊，原燃燒不穩(wěn)的工況進(jìn)一步惡化，從下層至上層逐漸局部滅火，最終煤火檢消失達(dá)保護(hù)動(dòng)作值 (見圖3)。

d. C給煤機(jī)于10:05:49投入運(yùn)行，投運(yùn)初期C層燃燒器噴口的煤粉濃度較稀薄，抗干擾能力非常弱，爐內(nèi)燃燒工況易惡化。

e. 在F給煤機(jī)斷煤時(shí)，C給煤機(jī)未投運(yùn)，且大量冷風(fēng)入爐 (相對(duì)于爐膛溫度100℃以上風(fēng)溫相當(dāng)于冷風(fēng))，燃燒不穩(wěn)，運(yùn)行人員未及時(shí)投油助燃。

f. 在F給煤機(jī)斷煤期間，F(xiàn)層二次風(fēng)開度始終維持100%，未及時(shí)關(guān)小，大量高風(fēng)壓旋流二次風(fēng)入爐，威脅原本燃燒微弱的F層燃燒器，加劇燃燒不穩(wěn)。

g. C磨煤機(jī)熱風(fēng)調(diào)整門無法操作，磨煤機(jī)入口一次風(fēng)量不可控，威脅爐內(nèi)燃燒。

2.2 第2次MFT

2.2.1 事故過程

2010年3月29日5:20，機(jī)組負(fù)荷418 MW，A/B/C/D/E/F磨煤機(jī)運(yùn)行 (A給煤機(jī)斷煤，正在疏通，A磨煤機(jī)空轉(zhuǎn))，A/B汽泵、送風(fēng)機(jī)、吸風(fēng)機(jī)、一次風(fēng)機(jī)均在自動(dòng)模式運(yùn)行，機(jī)組協(xié)調(diào)投入，A/B側(cè)過熱器出口蒸汽溫度563℃/569℃、再熱器出口蒸汽溫度570℃/572℃，水煤比5.991，總煤量177 t/h。

5:31:13F給煤機(jī)煤量42 t/h，F(xiàn)磨煤機(jī)跳閘。

5:31:17C給煤機(jī)煤量54 t/h，C磨煤機(jī)跳閘。

5:31:23E給煤機(jī)煤量54 t/h，E磨煤機(jī)跳閘。

5:31:27D給煤機(jī)煤量41 t/h，D磨煤機(jī)跳閘。

5:31:29鍋爐MFT動(dòng)作，保護(hù)首出“爐膛壓力低低”。

6:05爐膛吹掃后點(diǎn)火。

9:58沖轉(zhuǎn)。

10:17并網(wǎng)。

2.2.2 事故分析

a. 煤質(zhì)差是造成滅火的根本原因。各運(yùn)行磨煤機(jī)在15 s內(nèi)相繼跳閘原因?yàn)椤皺C(jī)組負(fù)荷≤70%額定負(fù)荷，單臺(tái)磨煤機(jī)煤火檢失去3/4，磨煤機(jī)跳閘”保護(hù)動(dòng)作。煤質(zhì)化驗(yàn)結(jié)果:B原煤倉(cāng)灰分47.24%，揮發(fā)分10.54%，低位發(fā)熱量14.35 MJ/kg;C原煤倉(cāng)灰分46.14%，揮發(fā)分9.79%，低位發(fā)熱量13.79 MJ/kg;D原煤倉(cāng)灰分39.02%，揮發(fā)分9.57%，低位發(fā)熱量15.94 MJ/kg;E原煤倉(cāng)灰分52.40%，揮發(fā)分9.86%，低位發(fā)熱量12.2 MJ/kg;F原煤倉(cāng)灰分46.94%，揮發(fā)分12.44%，低位發(fā)熱量14.11 MJ/kg。入爐煤質(zhì)遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于設(shè)計(jì)值。發(fā)熱量低、揮發(fā)分低、灰分高，著火溫度升高，著火困難，煤粉著火點(diǎn)遠(yuǎn)，煤粉燃燒速度降低，火焰拉長(zhǎng)，燃燒穩(wěn)定性下降。

b. E磨煤機(jī)斷煤后未及時(shí)降低一次、二次風(fēng)量，對(duì)爐內(nèi)著火擾動(dòng)較大，降低爐膛溫度 (見圖4)。

c. E磨煤機(jī)斷煤后時(shí)斷時(shí)續(xù)，而B、D、F給煤機(jī)在自動(dòng)模式，使得B、D、F磨煤機(jī)來煤大幅波動(dòng)，擾動(dòng)燃燒 (見圖5)。

d. F磨煤機(jī)壓差逐漸增大，大量排石子煤后，磨入口一次風(fēng)量逐漸增加，在煤質(zhì)差的前提下，F(xiàn)層燃燒器噴口著火點(diǎn)逐漸變遠(yuǎn)，著火推遲，火焰強(qiáng)度微弱，未及時(shí)調(diào)整磨一次風(fēng)量，在各磨煤機(jī)跳閘前，氧量由4.6%逐漸升高至5.6%，說明爐內(nèi)燃燒逐漸惡化 (見圖5、圖6)。

2.3 第3次MFT

2.3.1 事故過程

2010年4月9日14:00，機(jī)組負(fù)荷為319 MW，A/B/D/F磨煤機(jī)運(yùn)行 (C給煤機(jī)斷煤，C磨煤機(jī)停運(yùn)疏通，E磨煤機(jī)大修)，A/B汽泵、送風(fēng)機(jī)、吸風(fēng)機(jī)、一次風(fēng)機(jī)均在自動(dòng)模式運(yùn)行，機(jī)組協(xié)調(diào)投入，A/B側(cè)過熱器出口蒸汽溫度568℃/569℃、再熱器出口蒸汽溫度572℃/571℃。

14:12B給煤機(jī)差壓增大至8.72 kPa，就地強(qiáng)排石子煤仍無下降趨勢(shì)，停運(yùn)B給煤機(jī)，關(guān)小二次風(fēng)及降低磨煤機(jī)入口一次風(fēng)量，繼續(xù)強(qiáng)排，通風(fēng)抽粉。此時(shí)A、D、F磨煤機(jī)差壓呈逐漸上升趨勢(shì)，降低各磨給煤量。

14:36A給煤機(jī)煤量38 t/h，電流升至71 A，磨煤機(jī)差壓為8.97 kPa，出口溫度62℃，A3一次粉管壓力由2.9 kPa降至1.83 kPa。

14:37B磨煤機(jī)差壓降至5.55 kPa，投運(yùn)B給煤機(jī)，煤量為38.94 t/h，差壓升至6.71 kPa，降低給煤量維持較低煤量運(yùn)行。

14:40:03A磨煤機(jī)差壓8.6 kPa，停運(yùn)A給煤機(jī)，關(guān)小二次風(fēng)和降低磨入口一次風(fēng)量。投入B、F層點(diǎn)火油助燃，期間燃燒工況變化大。

14:41:12水冷壁出口集箱過熱度開始由0.188℃上升，此時(shí)開大燃燼風(fēng)，增加給水流量至1 434 t/h，負(fù)荷升至384 MW。

14:46:15A/B側(cè)過熱器出口蒸汽溫度上升至最高 (598.3℃/597.8℃)。

14:46:40水冷壁出口集箱過熱度上升至最高 (71.3℃)后開始下降，同時(shí)降低給水流量。

14:52:08給水流量降至769 t/h，過熱度為2.02℃，負(fù)荷為270 MW，A/B側(cè)過熱器出口蒸汽溫度為528℃/523℃，鍋爐各參數(shù)穩(wěn)定，燃燒系統(tǒng)監(jiān)盤人員通知汽水系統(tǒng)監(jiān)盤人員做好調(diào)整，準(zhǔn)備投運(yùn)A給煤機(jī)。

14:53:00A磨煤機(jī)供前墻上排4只燃燒器，為防止各參數(shù)再次超限，汽水系統(tǒng)監(jiān)盤人員提前將給水流量由769 t/h增至848 t/h。

14:58:37由于A磨出口風(fēng)粉溫度高于130℃，A給煤機(jī)無“啟允許”，當(dāng)A磨出口風(fēng)粉溫度降至130℃以下時(shí)，投運(yùn)A給煤機(jī)，此時(shí)A側(cè)過熱器出口蒸汽溫度由520℃開始下降，隨即調(diào)節(jié)給水流量及減溫水。

15:00:18汽機(jī)側(cè)汽溫降至460℃，汽輪機(jī)因過熱蒸汽溫度低跳閘，鍋爐MFT。

15:06鍋爐吹掃。

15:19點(diǎn)火。

17:02沖轉(zhuǎn)。

17:21并網(wǎng)。

2.3.2 事故原因

a. 鍋爐運(yùn)行期間各磨煤機(jī)差壓大，運(yùn)行人員未注意各磨煤機(jī)一次風(fēng)管壓力、造成各一次風(fēng)管煤粉沉積或輕微堵管而未采取有效措施，燃燒工況變化大。A給煤機(jī)停運(yùn)69 s后，水冷壁出口集箱過熱度開始急劇上升，說明一次風(fēng)管內(nèi)大量沉積煤粉瞬間進(jìn)入爐內(nèi)燃燒是造成水冷壁出口集箱過熱度及過熱器出口蒸汽溫度急劇超限的主要原因 (見圖7、圖8)。

b. 14:52:08鍋爐各參數(shù)穩(wěn)定，當(dāng)燃燒系統(tǒng)監(jiān)盤人員通知汽水系統(tǒng)監(jiān)盤人員做好調(diào)整準(zhǔn)備投運(yùn)A給煤機(jī)時(shí) (337 s后投運(yùn))，為防止各參數(shù)再次超限，汽水系統(tǒng)監(jiān)盤人員提前將給水流量由769 t/h增至848 t/h，而此時(shí)入爐總?cè)剂狭坎⑽丛黾樱^熱度較低，水煤比處于臨界狀態(tài)，運(yùn)行人員未結(jié)合爐內(nèi)燃燒情況全面分析，就進(jìn)行增加給水操作，且過熱蒸汽減溫水門未及時(shí)調(diào)節(jié)，A側(cè)過熱器入口蒸汽溫度隨給水流量的增加大幅降低未及時(shí)發(fā)現(xiàn)(未采取有效措施)是造成主汽溫度低的主要原因(見圖9)。

c. 在燃燒工況發(fā)生較大變化時(shí)，各自動(dòng)雖已解列 (手動(dòng)調(diào)整)，但“負(fù)荷協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)”中的“汽機(jī)跟隨”仍在投，使機(jī)組負(fù)荷隨著給水量的變化大幅波動(dòng)，對(duì)過熱器蒸汽溫度造成較大擾動(dòng)是造成主汽溫度低的原因之一。

3 結(jié)束語

通過對(duì)3次鍋爐MFT事故分析，找出煤質(zhì)差、斷煤頻繁為發(fā)生事故的根本原因;運(yùn)行人員操作水平及處理事故的能力差、部分設(shè)備存在缺陷為次要原因。應(yīng)加強(qiáng)燃煤管理，提高入爐煤質(zhì)量，努力穩(wěn)定煤質(zhì)。由于市場(chǎng)原因無法保證煤質(zhì)穩(wěn)定，作為運(yùn)行人員應(yīng)從運(yùn)行調(diào)整方面適應(yīng)煤種變化。鍋爐運(yùn)行調(diào)整是非常動(dòng)態(tài)的，燃燒和汽溫的運(yùn)行人員要協(xié)調(diào)配合好。調(diào)整汽溫時(shí)，應(yīng)密切注意各減溫器后蒸汽溫度變化，調(diào)節(jié)在較小波動(dòng)范圍內(nèi)，調(diào)節(jié)減溫水門時(shí)切勿頻繁大開大關(guān)，不能看到出口蒸汽溫度偏高(偏低)，就大量開 (關(guān))減溫水，一旦過熱器出口溫度降低 (升高)時(shí)再降低 (增加)減溫水流量，勢(shì)必會(huì)使汽溫突降 (突升)。