國產(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任公司引進日本日立公司技術(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、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，鍋爐在運行中由于C、F磨煤機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，導致“有效運行磨煤機煤火檢3/4失去”保護動作，鍋爐MFT、鍋爐滅火。

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

2010年4月9日，鍋爐在運行中由于運行人員監(jiān)盤不全面，配合、調(diào)整不當，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”保護動作，鍋爐MFT、鍋爐滅火。

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

1 鍋爐設備概況

鍋爐燃用的設計煤種為貧煤，校核煤種為混煤，點火用油為0號輕柴油。采用按BHK技術(shù)設計性能優(yōu)異的低NOx軸向旋流煤粉燃燒器 (HTNR3)技術(shù)及分級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)燃負荷，設計最低不投油穩(wěn)燃負荷不大于45%BMCR(877.5 t/h)。采用前后墻對沖燃燒方式，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層燃燼風噴口，每層布置6個，共12個燃燼風口 (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臺動葉可調(diào)軸流式一次風機提供介質(zhì)流動動力，磨煤機采用北京電力設備總廠生產(chǎn)的ZGM113G型中速輥式磨煤機，共6臺。A磨煤機供前墻上排4只燃燒器，B磨煤機供前墻中排4只燃燒器，C磨煤機供前墻下排4只燃燒器，D磨煤機供后墻上排4只燃燒器，E磨煤機供后墻中排4只燃燒器，F(xiàn)磨煤機供后墻下排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入啟動分離器。

鍋爐啟動系統(tǒng)為內(nèi)置式啟動系統(tǒng)，由2個采用旋風分離形式的啟動分離器、1個儲水罐及儲水罐水位控制閥等組成，正常運行中分離器不與系統(tǒng)隔離，作為系統(tǒng)流程的1個部件。

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，沿煙道寬度方向順列布置。

鍋爐過熱器受熱面由4個部分組成: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，設計及校核煤質(zhì)特性參數(shù)見表2。

鍋爐設計點火油槍24只，啟動油槍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火的燃燒筒和煤粉分級燃燒室，實現(xiàn)用少油量對煤粉分級點火、分級燃燒。在主風道上加裝2只順氣流方向與主風道成30°夾角的風道燃燒器。油系統(tǒng)點火方式均采用高能電打火。點火油槍和啟動油槍主要技術(shù)參數(shù)見表3，少油點火系統(tǒng)主要技術(shù)參數(shù)見表4。

表1 鍋爐主要參數(shù)

表2 設計及校核煤質(zhì)特性參數(shù)

表3 點火油槍和啟動油槍主要技術(shù)參數(shù)

表4 少油點火系統(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，機組負荷為508 MW，A/B/C/D/E/F磨煤機運行 (C磨煤機空轉(zhuǎn)，C原煤倉棚煤，正在疏通，給煤機停運)，A/B汽泵、送風機、吸風機、一次風機均在自動模式運行，機組協(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給煤機煤量56 t/h，開始間歇斷煤，C原煤倉堵煤已疏通完畢，由于磨入口熱風調(diào)整門無法操作，給煤機未投運，維護人員正在用葫蘆將熱風調(diào)整門拉開，此時磨入口一次風量為84 t/h，入口風溫122℃。

10:05:30維護人員用葫蘆將C磨煤機入口熱風調(diào)整門拉至全開，磨入口一次風量為127 t/h，入口風溫137℃。

10:05:34F層煤火檢全部消失，由于負荷大于70%額定負荷，不會觸發(fā)“機組負荷≤70%額定負荷，單臺磨煤機煤火檢失去3/4，磨煤機跳閘”保護。

10:05:36水煤比6.0。

10:05:49爐膛壓力為－273 Pa。

10:05:50C磨煤機入口一次風量125 t/h，入口風溫152℃，給煤機投運，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。

10:06:23水煤比4.6。

10:06:28C給煤機斷煤，煤量降至13 t/h后回升，此時C磨煤機入口一次風量122 t/h，入口風溫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負荷以上，全爐膛煤火檢3/4消失”保護動作，鍋爐MFT。

10:06:48爐膛壓力最低降至－3 310 Pa。

10:20爐膛吹掃后點火。

11:00儲水罐水位測點1，2，3指示異常、361閥至凝結(jié)器電動門打不開，手動MFT。

11:07檢修處理后，重新吹掃后點火。

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)化驗結(jié)果:A原煤倉灰分45.14%，揮發(fā)分9.65%，低位發(fā)熱量14.24 MJ/kg;B原煤倉灰分34.1%，揮發(fā)分13.39%，低位發(fā)熱量18.57 MJ/kg;D原煤倉灰分42.08%，揮發(fā)分9.49%，低位發(fā)熱量16.15 MJ/kg;E原煤倉灰分48.54%，揮發(fā)分9.31%，低位發(fā)熱量13.57 MJ/kg;F原煤倉灰分54.08%，揮發(fā)分9.91%，低位發(fā)熱量11.31 MJ/kg。入爐煤質(zhì)遠低于設計值。發(fā)熱量低、揮發(fā)分低、灰分高，著火溫度升高，著火困難，煤粉著火點遠，煤粉燃燒速度降低，火焰拉長，燃燒穩(wěn)定性下降。

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

c. 在F給煤機來煤波動期間，C磨煤機熱風調(diào)門無法操作，由維護人員用葫蘆將其拉開，較高風壓的低溫風進入爐內(nèi)，對側(cè)F層本來微弱的火焰再次受到?jīng)_擊，原燃燒不穩(wěn)的工況進一步惡化，從下層至上層逐漸局部滅火，最終煤火檢消失達保護動作值 (見圖3)。

d. C給煤機于10:05:49投入運行，投運初期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給煤機斷煤時，C給煤機未投運，且大量冷風入爐 (相對于爐膛溫度100℃以上風溫相當于冷風)，燃燒不穩(wěn)，運行人員未及時投油助燃。

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

g. C磨煤機熱風調(diào)整門無法操作，磨煤機入口一次風量不可控，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，機組負荷418 MW，A/B/C/D/E/F磨煤機運行 (A給煤機斷煤，正在疏通，A磨煤機空轉(zhuǎn))，A/B汽泵、送風機、吸風機、一次風機均在自動模式運行，機組協(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給煤機煤量42 t/h，F(xiàn)磨煤機跳閘。

5:31:17C給煤機煤量54 t/h，C磨煤機跳閘。

5:31:23E給煤機煤量54 t/h，E磨煤機跳閘。

5:31:27D給煤機煤量41 t/h，D磨煤機跳閘。

5:31:29鍋爐MFT動作，保護首出“爐膛壓力低低”。

6:05爐膛吹掃后點火。

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。各運行磨煤機在15 s內(nèi)相繼跳閘原因為“機組負荷≤70%額定負荷，單臺磨煤機煤火檢失去3/4，磨煤機跳閘”保護動作。煤質(zhì)化驗結(jié)果:B原煤倉灰分47.24%，揮發(fā)分10.54%，低位發(fā)熱量14.35 MJ/kg;C原煤倉灰分46.14%，揮發(fā)分9.79%，低位發(fā)熱量13.79 MJ/kg;D原煤倉灰分39.02%，揮發(fā)分9.57%，低位發(fā)熱量15.94 MJ/kg;E原煤倉灰分52.40%，揮發(fā)分9.86%，低位發(fā)熱量12.2 MJ/kg;F原煤倉灰分46.94%，揮發(fā)分12.44%，低位發(fā)熱量14.11 MJ/kg。入爐煤質(zhì)遠遠低于設計值。發(fā)熱量低、揮發(fā)分低、灰分高，著火溫度升高，著火困難，煤粉著火點遠，煤粉燃燒速度降低，火焰拉長，燃燒穩(wěn)定性下降。

b. E磨煤機斷煤后未及時降低一次、二次風量，對爐內(nèi)著火擾動較大，降低爐膛溫度 (見圖4)。

c. E磨煤機斷煤后時斷時續(xù)，而B、D、F給煤機在自動模式，使得B、D、F磨煤機來煤大幅波動，擾動燃燒 (見圖5)。

d. F磨煤機壓差逐漸增大，大量排石子煤后，磨入口一次風量逐漸增加，在煤質(zhì)差的前提下，F(xiàn)層燃燒器噴口著火點逐漸變遠，著火推遲，火焰強度微弱，未及時調(diào)整磨一次風量，在各磨煤機跳閘前，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，機組負荷為319 MW，A/B/D/F磨煤機運行 (C給煤機斷煤，C磨煤機停運疏通，E磨煤機大修)，A/B汽泵、送風機、吸風機、一次風機均在自動模式運行，機組協(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給煤機差壓增大至8.72 kPa，就地強排石子煤仍無下降趨勢，停運B給煤機，關小二次風及降低磨煤機入口一次風量，繼續(xù)強排，通風抽粉。此時A、D、F磨煤機差壓呈逐漸上升趨勢，降低各磨給煤量。

14:36A給煤機煤量38 t/h，電流升至71 A，磨煤機差壓為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磨煤機差壓降至5.55 kPa，投運B給煤機，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行。

14:40:03A磨煤機差壓8.6 kPa，停運A給煤機，關小二次風和降低磨入口一次風量。投入B、F層點火油助燃，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，此時開大燃燼風，增加給水流量至1 434 t/h，負荷升至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，準備投運A給煤機。

14:53:00A磨煤機供前墻上排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磨出口風粉溫度高于130℃，A給煤機無“啟允許”，當A磨出口風粉溫度降至130℃以下時，投運A給煤機，此時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汽機側(cè)汽溫降至460℃，汽輪機因過熱蒸汽溫度低跳閘，鍋爐MFT。

15:06鍋爐吹掃。

15:19點火。

17:02沖轉(zhuǎn)。

17:21并網(wǎng)。

2.3.2 事故原因

a. 鍋爐運行期間各磨煤機差壓大，運行人員未注意各磨煤機一次風管壓力、造成各一次風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給煤機停運69 s后，水冷壁出口集箱過熱度開始急劇上升，說明一次風管內(nèi)大量沉積煤粉瞬間進入爐內(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)整準備投運A給煤機時 (337 s后投運)，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，而此時入爐總?cè)剂狭坎⑽丛黾?，過熱度較低，水煤比處于臨界狀態(tài)，運行人員未結(jié)合爐內(nèi)燃燒情況全面分析，就進行增加給水操作，且過熱蒸汽減溫水門未及時調(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，各自動雖已解列 (手動調(diào)整)，但“負荷協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)”中的“汽機跟隨”仍在投，使機組負荷隨著給水量的變化大幅波動，對過熱器蒸汽溫度造成較大擾動是造成主汽溫度低的原因之一。

3 結(jié)束語

通過對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;運行人員操作水平及處理事故的能力差、部分設備存在缺陷為次要原因。應加強燃煤管理，提高入爐煤質(zhì)量，努力穩(wěn)定煤質(zhì)。由于市場原因無法保證煤質(zhì)穩(wěn)定，作為運行人員應從運行調(diào)整方面適應煤種變化。鍋爐運行調(diào)整是非常動態(tài)的，燃燒和汽溫的運行人員要協(xié)調(diào)配合好。調(diào)整汽溫時，應密切注意各減溫器后蒸汽溫度變化，調(diào)節(jié)在較小波動范圍內(nèi)，調(diào)節(jié)減溫水門時切勿頻繁大開大關，不能看到出口蒸汽溫度偏高(偏低)，就大量開 (關)減溫水，一旦過熱器出口溫度降低 (升高)時再降低 (增加)減溫水流量，勢必會使汽溫突降 (突升)。