机组停运中风、煤、水失调的原因及防范措施.docx

机组停运中风、煤、水失调的原因及防范措施摘 要：在超临界直流锅炉的运行操作过程中，控制风、煤、水三者之间 的平衡至关重要通过对已发生的异常操作事故进行梳理，理清事故发生的详细 经过，分析风、煤、水三者之间平衡打破的原因，提出防范措施理解直流锅炉 的风限煤控制理念及其对水煤比的影响熟知在超临界直流锅炉运行中为了保证 锅炉运行的安全性和经济性所设置的风限煤、燃料主控、锅炉主控等相关保护逻 辑，确保在后续的机组运行操作中，思路清晰，时刻保证锅炉的各项参数在合理 的区间范围内运行关键词：超临界锅炉；风限煤；过热度；水煤比引言在超超临界直流锅炉中，为了保证锅炉运行的安全性和经济性，设计了风限 煤、水限煤这一特殊的理念风限煤是考虑燃烧过程中富氧的控制策略，在机组 增、减负荷过程中，使燃料保证有足够的风量来混合燃烧为了锅炉燃烧的稳定 性，在当前总煤量下需要保持一定的过量空气系数，因此增加了氧量校正对总风 量的修正，风量与煤量两者相互交叉保持在合理的范围之内不得超出对应的限制 值，这样就形成风限煤的交叉限制［1］我厂 660MW 机组在停运过程中出现了风限煤动作的现象，导致水煤比失调 过热度突降，这对于处于干态状态下的超超临界直流锅炉而言，危害是非常大的。

因此严禁在锅炉干态时出现过热度的大幅波动，尤其是过热度的消失现象，避免 威胁机组的安全运行特针对该次机组停运过程中水煤比失调的原因进行总结分 析，查找运行操作的不足之处，避免同类问题的再次发生1 机组简介我厂660MW高效超超临界机组锅炉采用东方锅炉有限公司生产的 DG2052/29.4-II2型锅炉，锅炉形式为高效超超临界变压直流运行、单炉膛、一 次再热、平衡通风、露天岛式布置、固态排渣、全悬吊结构、对冲燃烧方式、n 型锅炉，采用三分仓回转式空预器，燃烧器采用前后墙对冲分级燃烧技术在炉 膛前墙分三层，后墙分三层布置新型低NOX旋流式煤粉燃烧器，每层布置6只燃 烧器，全炉共设有36只燃烧器2风限煤交叉限制逻辑分析2. 1锅炉总风量逻辑计算：氧量偏置值+由负荷指令1计算理论氧量值=氧量 目标值氧量目标值与实际氧量平均值折算后计算氧量主控，然后再由氧量主控 *0.004+0.8运算得出氧量修正总风量系数，氧量修正总风量系数与锅炉主控指令 经函数计算得出的理论总风量相乘为理论空气流量指令，理论空气流量指令与变 负荷风量前馈之和计算空气流量指令，根据空气流量指令调整送风机动叶开度大 小［2］。

2.2变负荷信号：目标负荷与负荷指令1偏差超过0.2MW时触发负荷指令 1： CCS投入时负荷指令1跟踪DCS内功率目标负荷值，CCS解除时跟踪当前实际 发电机功率2.3燃料主控指令：锅炉主控指令经函数计算对应理论燃料量+变负荷煤量（BIR） +煤水比输出（水煤比计算燃料量）与由给水流量函数计算对应理论燃料量 *1.2得出数值进行比较取小值（水限煤），再与总风量函数计算对应理论燃料量 *1.2+20t/h（有变负荷信号时加20t/h燃料量）得出数值进行比较取小值（风限 煤），最终输出燃料主控指令3机组停运过程风、煤、水的变化情况3.1 21:28:08秒，目标负荷400MW，进行中层后墙燃烧器对应磨煤机的停运操作，准备继续降负荷此时负荷指令1与目标负荷一致，发电机实际功率 398MW，给水流量1081 t/h,燃料量143.4t/h,过热度24.3°C，水煤比7.6，主 /再热汽温544/543C，氧量设定值/实际值3.03/3.75%，氧量主控指令64.7%， 总风量1488t/h3.2 21:39:44秒，氧量主控指令降至0%，氧量设定值/实际值4.12/4.95%， 总风量1138t/h对应限制煤量118.87t/h,因变负荷信号的存在，致使此时的燃 料指令输出为此时的风量对应限制煤量加上偏置20t/h，也就是118.87t/h+2Ot/h=126t/h。

21:43:33 秒总风量 1097t/h,燃料量 119.5t/h,但是 此时负荷指令1与目标负荷330MW 一致，变负荷信号消失，燃料量达到风量对应 煤量上限，风限煤动作，燃料主控接收指令由CCS改为风限煤指令与此同时氧 量的设定值4.27%小于实际值5.12%，总风量继续降低至1056t/h,对应风限煤燃 料量继续降低，最低至96.9t/h,导致燃料量减少22.6t/hCCS方式投入运行的 状态下，为了控制因煤量减少带来的影响，锅炉主控指令自动由331MW涨至 383MW，给水主控随着锅炉主控的增加而增加，给水流量由908t/h涨至1002t/h, 总煤量的降低和给水流量的增加相互影响，最终引发了过热度的快速下降4机组停运中水煤比失调原因分析4.1在21:43:33秒，实际机组负荷降至目标负荷330MW时，变负荷信号消失 后，实际燃料量达到风量对应的煤量上限值，风限煤动作，燃料主控接收指令信 号由CCS指令改为风限煤指令，迫使燃料量下降，与此同时氧量设定值4.27%小 于实际值5.12%,总风量继续降低至1056t/h，风量对应的煤量上限值随着风量 的再次降低而降低，最终导致对应煤量最低至96.9t/h,共减少22.6t/h煤量。

煤量减少后锅炉燃烧减弱，带负荷能力下降，导致主汽压力降低，为平衡压力下 降，在CCS投入的状态下，锅炉主控指令由331MW涨至383MW，给水流量跟踪锅 炉主控增加，给水流量由908t/h涨至1002t/h，燃料指令因风限煤动作不接收锅 炉主控指令，故出现了燃料量不增加而给水流量增加的现象，水煤比平衡状态被 打破，过热度出现了快速下降4.2 21:48:09秒，运行人员退出CCS方式后，燃料主控在自动状态且总风量1143t/h对应的煤量上限为119t/h的条件下风限煤信号消失，燃料主控跟踪 的指令改为由实际给水流量函数对应计算得出的锅炉主控指令为了降低分离器 压力至361阀分离器压力闭锁值15MPa以下，运行人员错误的手动降低给水主控 指令，导致给水流量降低至630t/h，燃煤量由110t/h降至80t/h,煤量减少 30t/h,从而加剧了过热度的降低5 风限煤发生的工况及防范措施机组运行时风限煤交叉限制易在 300-500MW 负荷阶段发生，需要注意风量与 负荷的匹配关系，及氧量主控指令数值的变化以下几种工况极易引起氧量突变 诱发风限煤动作的发生：5.1 在进行制粉切换时，尤其是在待停磨煤机抽磨过程中，由于煤量降低氧 量实际过程值会突增需要加强监视及时进行调整。

5.2 快速且连续大幅度升降负荷时，考虑到燃料滞后和富氧控制策略，氧量 实际值可能会突增导致风量突降，况且变负荷前馈风量在增负荷时加风，在减负 荷时也会加风，只是增加量有所区别5.3 过热度突然升高导致煤水比输出迅速减少,进入炉内的总燃料量减少导致 氧量实际值突然升高，在氧量自动投入时偏离设定值较多5.4 当一次调频投入时,此时目标负荷不变,负荷指令 1=目标负荷,此时无变 负荷信号，外界负荷突变后可能导致风量突降6 结语超超临界直流锅炉主要输入量是给水流量、燃料量、送风量，输出量是汽温 汽压和蒸汽流量，并且它的加热、蒸发、过热之间没有固定界限，任何输入量变 化都会引起输出量的变化，即各个过程参数之间耦合性较强，被控制对像动态特 性强，因此对于超临界机组自动控制系统相当复杂和庞大我们只有深入了解其 协调系统和各个子系统才能保证直流锅炉燃烧的安全性和经济性参考文献[1] 曾祥卓，周博，风、水、煤交叉限制在660MW超临界机组控制中的应用[J].电力科学与工程，2011年第2期：64-67[2] 车得福，庄正宁，李军等，锅炉（第 2 版），西安交通大学出版社，2008 年 10 月.[3] 林正春，卢斗，代茂林，超临界直流锅炉汽水分离器储水罐水位的控制[J].发电设备，2006年第1期：58-62作者简介：郭磊（1982），男，助理工程师，从事火电机组集控运行工作。