600 MW超臨界機組干、濕態(tài)轉(zhuǎn)換過程分析

王宏梁，王國清

(山西省興能發(fā)電有限責任公司，山西 古交 030200)

0 引言

火電超臨界和超超臨界機組由于其蒸汽壓力高和主蒸汽溫度高的特點，它具有顯著的節(jié)能效果、環(huán)保效果和無可比擬的經(jīng)濟性能。發(fā)展高效率、高參數(shù)的超臨界和超超臨界火電機組已成為我國未來火電建設(shè)的主流項目。在實際運行的啟、停過程中，鍋爐內(nèi)的工質(zhì)水需要經(jīng)過干、濕態(tài)轉(zhuǎn)換，如果調(diào)整不當，經(jīng)常會引起主再熱蒸汽溫度參數(shù)的劇烈波動［1］，造成水、煤比失調(diào)，鍋爐管壁超溫，汽輪機進水等事故［2－3］。本文通過一次典型案例分析減少干、濕態(tài)轉(zhuǎn)換過程的事故停機，為600 MW機組干、濕態(tài)轉(zhuǎn)換安全運行提供參考依據(jù)。

1 機組運行工況

某電廠共有4臺機組，其中的#3機組為600 MW超臨界機組。在正常運行時，廠用電為本機接帶，高壓輔助蒸汽聯(lián)箱為四抽接帶，軸封為自密封，輔助汽源作為軸封備用汽源，A，B，C給水泵運行，風機運行正常，C，D，E，F(xiàn)磨煤機運行，自動發(fā)電量控制AGC(Automatic Generation Control)、自動電壓控制AVC(Automatic Voltage Control)、電力系統(tǒng)穩(wěn)定器PSS(Power System Stabilization)均投入運行，機組負荷由AGC控制，無功負荷由AVC控制。

2 事故過程

事故發(fā)生在2011－03－14 T 11:57，碎渣機有異物卡造成碎渣機輸送鏈跳閘，液壓關(guān)斷門關(guān)閉，撈渣機退出運行。12:42，在碎渣機處取出異物。13:20，因液壓關(guān)斷門10B，9B關(guān)閉不嚴造成輸送鏈上渣量太多，碎渣機啟動不了，申請值長退出AGC，降負荷至400 MW。14:20，再次降負荷至320 MW。18:10，高壓輔助蒸汽聯(lián)箱倒為一期接帶。19:00，負荷由320 MW降至250 MW，投油槍，C磨煤機停止運行。19:33，就地間斷撈渣機運行，啟動輸送鏈掏渣。23:10，鍋爐主控解自動為手動，機組運行方式切為機跟隨運行方式，負荷降為237 MW。23:15，停止D磨煤機運行，負荷降為220 MW，機組開始由干態(tài)轉(zhuǎn)濕態(tài)。23:21，繼續(xù)減煤量至61 t/h，負荷降為200 MW，主蒸汽溫度由505℃降至485℃。23:25，迅速加煤量至98 t/h，負荷、調(diào)門綜合開度，主蒸汽壓力變化不大，主蒸汽溫度爐側(cè)降為347℃，機側(cè)降為402℃，主蒸汽溫度低保護動作，汽機跳閘，鍋爐MFT動作，發(fā)電機出口5021，5022開關(guān)聯(lián)鎖跳閘，油泵自啟正常。根據(jù)參數(shù)變化情況，取4個關(guān)鍵時間點對照相關(guān)參數(shù)，其結(jié)果見表1。

表1 事故發(fā)生過程中關(guān)鍵參數(shù)值的對照(2010－03－14)

從表1可以看出，在事故發(fā)生過程中，出現(xiàn)水、煤比失調(diào)，主蒸汽溫度迅速下降，直至被迫停機，因此，水、煤比失調(diào)是此次事故的主要原因。

3 原因分析

撈渣機設(shè)計容量為4 h鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量BMCR(Boiler Maximum Continue Rate)，從 2011 －03－14 T 11:57停運撈渣機，到2011－03－14 T 23:00結(jié)束，撈渣機停運長達11 h。撈渣機停運時間長，必須降負荷且減煤量，機組由干態(tài)轉(zhuǎn)濕態(tài)是這次事故發(fā)生的導火線。

4 干、濕態(tài)轉(zhuǎn)換的控制要點和注意事項

在臨界壓力和臨界溫度時，水和蒸汽的密度是相同的。超臨界火電技術(shù)由于參數(shù)本身的特點決定了超臨界鍋爐只能采用直流鍋爐，直流鍋爐普遍存在著流動不穩(wěn)定、熱偏差和脈動水動力的問題。另外，為了達到較高的流速，必須采用小管徑水冷壁。超臨界機組在啟、停和事故處理過程中存在干、濕態(tài)轉(zhuǎn)換。鑒于以上特點并總結(jié)此次事故的經(jīng)驗，提出干、濕態(tài)轉(zhuǎn)換過程中的注意事項。

(1)干、濕態(tài)轉(zhuǎn)換時機。為確保水冷壁低負荷運行時的水循環(huán)良好，水冷壁的給水流量不能低于520 t/h;同時，為防止給水過大，造成汽溫大幅下降，通常在負荷240～250 MW時進行干、濕態(tài)轉(zhuǎn)換［4］。

(2)保證給水流量的穩(wěn)定。投入給水自動和分離器水位自動，給水流量維持在800～830 t/h。

(3)啟動鍋爐循環(huán)泵的時間。在轉(zhuǎn)入干態(tài)時，為避免爐水循環(huán)泵跳閘或緊急停運造成給水流量波動，可在轉(zhuǎn)干態(tài)結(jié)束、參數(shù)穩(wěn)定后再停運;在轉(zhuǎn)入濕態(tài)時，待分離器水位達到6～8 m時，再啟動爐水循環(huán)泵［5］。

(4)減少煤量的操作應緩慢。在干、濕態(tài)轉(zhuǎn)換時，因煤燃燒有較強的滯后性，切忌加、減煤過急，根據(jù)有關(guān)文獻提供的數(shù)據(jù)，每10 MW可按4 t/h的速度進行加減。

(5)維持主汽壓力穩(wěn)定。投入機爐協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)CCS(Boiler-turbine Coordinated Control System)或數(shù)字式電氣液壓控制系統(tǒng)DEH(Digital Electric Hydraulic Control System)中的機前壓力自動，在干、濕態(tài)轉(zhuǎn)換時，主蒸汽壓力應控制在 9.5～11.5 MPa［6－8］。

(6)給水大、小閥的切換。在轉(zhuǎn)干態(tài)時，為保證給水流量與負荷的適應與匹配，保證合適的過熱度，防止鍋爐缺水，給水閥要進行小閥切大閥的操作。在轉(zhuǎn)濕態(tài)時，為保證啟動分離器水位穩(wěn)定，防止鍋爐循環(huán)泵的跳閘引起給水流量過低造成的鍋爐主燃料跳閘MFT(Master Fuel Trip)動作，應盡早進行大閥切小閥的操作。

(7)加強對汽溫和汽輪機監(jiān)視儀表TSI(Turbine Supervisory Instrument)的監(jiān)視。在干、濕態(tài)轉(zhuǎn)換過程中，經(jīng)常由于水、煤比嚴重失調(diào)造成汽溫的急劇下降，汽輪機進汽帶水，從而造成汽輪機振動增大，甚至軸瓦燒損、大軸彎曲等惡性事故。為避免上述事故的發(fā)生，在操作過程中，必須保證水煤加減適當，以防止水、煤比例失調(diào)［9］，同時加強對汽溫和TSI的監(jiān)視。

(8)盡量縮短干、濕態(tài)轉(zhuǎn)換的時間。在干、濕態(tài)轉(zhuǎn)換時，水冷壁垂直管或后墻可能產(chǎn)生汽－水兩相流，容易引起水動力不均，造成的壁溫偏差大和超限，應維持給水流量和燃煤量的穩(wěn)定，防止干、濕態(tài)交替，盡量縮短干、濕態(tài)轉(zhuǎn)換的時間。

5 結(jié)論

超臨界直流鍋爐在干、濕態(tài)轉(zhuǎn)換過程中，因水、煤比失調(diào)以及主蒸汽壓力控制不當?shù)仍蛞自斐善啓C進水、鍋爐干燒等事故。針對干態(tài)、濕態(tài)轉(zhuǎn)換過程的特點，提出重點調(diào)節(jié)水、煤比例，保證主、再熱汽溫和主汽壓力的穩(wěn)定，是干、濕態(tài)轉(zhuǎn)換過程中需要注意的重點事項。

［1］陳小強，羅志浩，尹峰.超超臨界鍋爐干、濕態(tài)轉(zhuǎn)換分析［J］.浙江電力，2010(2):30 －32.

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