某1 000 MW机组锅炉空预器跳闸原因分析及处理措施

韩丽娜，李绍刚

(华电莱州发电有限公司，山东 莱州 261400)

1 机组及空气预热器概况

华电莱州发电有限公司一期工程为2台1 000 MW燃煤机组，锅炉为单炉膛、一次中间再热、平衡通风、运转层以上露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、Π型高效超超临界参数变压直流炉[1]。采用LAP17286/2250型三分仓转子回转再生式空气预热器(以下简称空预器)，电动机功率22 kW，额定电流45 A。

空预器分为甲、乙两侧，每一侧空预器分别由独立的驱动装置驱动。为提高空预器运行的可靠性，每一侧空预器的驱动装置都由主驱动和副驱动组成，主、副驱动均为变频启动方式。正常运行情况下由主驱动拖动空预器运行，在主驱动故障时副驱动将代替主驱动运行。主驱动、副驱动联锁保护，分别采用不同的供电电源。

主驱动和副驱动分别由控制柜内的2台同型号变频器(inv1，inv2)启动。完成启动过程后，主、副驱动的电机将自动切换到工频电源运行。副驱动在清洗模式下一直由变频器VF2拖动，不切换到工频电网。

为提高空预器运行的可靠性，驱动系统配置有气动马达。当主、副驱动同时故障或系统断电时，气源控制阀自动打开，由气动马达驱动空预器旋转。气动马达与主副驱动联锁保护，禁止同时运行。

2 事件经过[2-4]

2016-03-21 T 02：23，#2锅炉A空预器主电机跳闸，辅助电机联启后运行4 min左右跳闸，分散控制系统(DCS)发出空预器异常跳闸信号，运行人员在空预器转速允许条件下复归异常信号，手动启动#2锅炉A空预器主电机，#2锅炉A空预器变频器启动。空预器DCS运行状态发出，DCS查看主电机电流几乎为0，检查接触器KM1在吸合状态，空预器主电机在转动。06：40，运行人员拉开#2锅炉A空预器主电机、辅电机电源断路器及控制电源断路器，空预器主电机停止。06：45左右，运行人员送上#2锅炉A空预器主电机、辅电机电源断路器及控制电源断路器，可编程逻辑控制器(PLC)重新上电，启动#2锅炉A空预器辅助电机，后切换至#2锅炉A空预器主电机，启动状态、变频工频切换、电流指示全部正常。07：05，经处理后#2锅炉A空预器辅助电机运行正常，电流20.1 A保持稳定，主电机试转正常投入备用。

2016-03-21 T 19：57，机组负荷970 MW，A，B，C，E，F磨煤机运行，煤水比在7.6～7.9之间，过热度31 ℃，#2锅炉A空预器辅助电机跳闸，主电机联启不成功，A空预器跳闸，快速减负荷(RB)发出。跳闸后就地检查，A空预器辅电机变频柜变频器显示代码1(正常)，A空预器主电机变频器显示代码F04(制动斩波器)。21：40，电气分场将#2锅炉A空预器主电机变频器和PLC隔离，主电机只进行工频运行，辅助电机控制回路保持不变，仍然变频启动然后自动切至工频运行。经试运、切换等状态正常后，主电机工频运行、辅助电机保持备用的方式投运。机组主要参数曲线如图1所示。

3 原因分析

(1)#2锅炉A空预器主电机正常运行时跳闸，热继电器未动作，变频器无报警和动作记录，排除机务过载和变频器故障原因。

(2)#2锅炉A空预器副电机运行4 min左右跳闸，热继电器未动作，变频器无报警和动作记录，排除机务过载和变频器故障原因。

图1 机组主要参数曲线

(3)再次启动#2锅炉A空预器主电机，#2锅炉A空预器DCS运行状态发出，DCS查看主电机电流几乎为0，检查接触器KM1在吸合状态，空预器主电机在转动，变频器不升频率，判断PLC调节变频器异常，软启动失败，不能切换到工频运行。

(4)对变频器和PLC重新上电，再次启动#2锅炉A空预器主、副电机，主、副电机运行正常，联锁切换正常，判断之前故障为PLC调节变频器异常。

(5)综上所述，判断#2锅炉A空预器主电机运行中跳闸原因为PLC调节变频器异常。

4 处理措施[5]

#2 锅炉出现 A 空预器主、辅电机异常跳闸，机组发生 RB，参数波动较大。为防止发生人员误操作，保证机组安全运行，空预器监视调整采取以下措施。

(1)#2 锅炉A空预器主电机控制回路优化改造：拆除PLC控制回路，改为DCS指令信号经硬接线直接控制电机启停；增加一部分DCS测点信号，如主电机工频运行、主电机变频运行等，优化后控制回路如图2所示。

#2锅炉A空预器2台电机现在的运行方式为主电机运行(控制回路改造后的工频电机)，副电机备用(带变频器软启动功能)。如果正常操作，先启动副电机，软启动转工频后再切换到主电机运行，避免对空预器轴承造成冲击。

(2)若辅电机不能正常启动，必须工频启动时，必须联系维护人员手动盘车，确认空预器无动静摩擦方可使用工频方式启动。

(3)空预器正常运行时，运行人员应连续监视空预器电流，其电机电流稳定在正常范围内(30 A)。若电流异常摆动，应立即手动提升空预器扇形板，投入空预器吹灰、降负荷等措施，防止空预器跳闸。

(4)空预器运行中跳闸时，检查跳闸前电机无超电流现象，可立即强合一次，成功则继续运行，强合不成功或启动后电流超限，不得再次强合。及时查明故障原因，并联系维护人员连续手动盘车，防止空预器停转造成转子变形。

(5)在#2机组升负荷时，应严密监视#2A空预器运转情况，注意电流变化幅度，发现电流波动增大时，应汇报值长，申请减慢升负荷速度或停止升负荷。

(6)巡检应每2 h就地全面巡检空预器，发现轴承、驱动装置、转子等有异音等异常现象时，及时汇报单元长联系维护人员查找原因。监盘人员应密切监视空预器电流运行情况，发现异常及时采取相应措施。

(7)单台空预器运行期间，应加强另一台空预器监视调整。

#2锅炉A空预器副电机停运、主电机未联启，RB发出，RB程序自动执行，跳C，E磨煤机，A，F油枪自动投入，再热器烟气挡板自动全开，RB执行完毕后，停运A侧送、引风机，检查A空预器入口烟气挡板、出口热风挡板、联络挡板关闭正常，解除一次风机自动，调整炉膛氧量至正常值，检查跳闸磨煤机相关挡板关闭正常，投入跳闸磨煤机消防蒸汽冲惰，检查油、给水、凝结水、高低压加热器(以下简称高低加)、除氧器等系统运行正常、参数自动调节正常，检查煤水比正常，主再热蒸汽参数正常，逐步退出油枪。

图2 #2锅炉A空预器主电机优化后的控制回路

由于高负荷下机组RB，过热度偏高，给水大幅减少，RB后机组只剩下3台磨煤机，燃烧偏斜严重，虽进行了燃尽风、一级减温水、再热器烟气挡板、煤水比的调节，但屏式过热器(以下简称屏过)两侧壁温偏差最大仍达到110 ℃，且在发现B侧屏过壁温、汽温参数开始上升后，立即投入一级减温水逐渐开至最大，过热度由31 ℃快速上升至37 ℃，此过程中值班员进行了快速减煤增加给水、全开屏过B侧一级减温水、B侧省煤器烟气挡板开度由70%关小至35%，A侧省煤器挡板开度关小至70%，仍然无法控制屏过壁温快速上升，经过一段时间反应后，壁温、过热度逐渐降至正常范围，主要参数曲线如图3所示。

针对#2A 空预器RB过程中出现屏过超温、汽温大幅波动及其他参数异常的现象，通过梳理具体操作调整如下。

(1)一旦发生空预器RB，监盘人员应明确分工，各司其职，及早调整异常参数，同时单元长应到盘前指导、指挥并安排现场运行人员操作，联系维护人员就地手盘空预器，联系相关维护人员处理相关缺陷。

(2)监视磨煤机人员，首要原则是隔离故障设备，防止事故扩大，投运备用设备。发生空预器RB时应完成以下工作：

1)检查 RB 动作执行正常，油枪投入，监视调整锅炉膛负压、燃烧稳定。

2)空预器停转后，若非卡涩跳闸但主、副电机再次启动失败后或因空预器过流卡涩跳闸后，应立即隔离跳闸空预器，避免跳闸空预器长时间停转状态下通冷风、过高温烟气而造成空预器严重变形。

3)立即检查关闭跳闸空预器的入口烟气挡板、出口热二次风挡板，手动关闭热一次风挡板，并安排巡检就地检查关闭到位，否则联系维护处理，并尽快停运跳闸侧送引风机、关闭联络挡板。

4)立即解除送风机氧量自动，手动调整氧量在正常范围内。

图3 屛过温度、过热器一级减温水流量等曲线

5)立即停止跳闸侧喷氨，调整另一侧喷氨量，防止NOx排放超标，同时应在保证小时均值不超标的情况下，尽量提高NOx排放值，降低氨逃逸量。

6)快速提升跳闸空预器扇形板至最高位。

7)为防止单空预器运行期间送、引风机低出力发生风机抢风失速，待燃烧稳定后，应尽快解列送、引风机；若1 h内不能启动第4台磨煤机，应停运1台一次风机；2台一次风机、3台磨煤机运行期间保持较低的一次风压，可增加1台备用磨煤机通风，防止2台一次风机出现抢风、失速。

8)启动第4台磨煤机。在磨煤机运行方式允许的情况下，启动非跳闸备用的磨煤机，减少低负荷启动磨煤机的扰动。

9)跳闸磨煤机在负荷较低时，可延时吹粉管，投入疏水充分的消防蒸汽，冲5 min。

10)因现在屏过吹灰恢复，低负荷单侧风机运行偏烧明显，故粉管吹扫优先吹对应跳闸侧的粉管(如 1，2或3，4)，把磨煤机内存粉抽净后，切到另一侧进行单管吹扫，吹扫加风应缓慢，注意壁温变化趋势。吹扫前保持屏过壁温余量在70 ℃左右，发现壁温异常升高，应尽快收起磨煤机吹扫风；发现低负荷吹扫影响燃烧或壁温扰动过大时，可待负荷恢复至650 MW 左右时进行吹扫。

11)发现锅炉偏烧严重时，可通过燃尽风进行偏差调整，屏过壁温单屏或少数局部屏壁温异常高时，可通过停运磨煤机对应的粉管通风来减少壁温偏高现象。本条措施在送、引风机恢复双侧运行后，及时恢复偏差调整、停止停运磨煤机粉管通风。

12)燃烧稳定后逐步撤出油枪，撤油时通知汽温调整人员。

(3)调整汽温的监盘人员，首要原则是保证水煤比不失调，防止超温或汽温过低。空预器RB时应完成以下工作：

1)RB时切勿大幅调整煤水比。参数极端异常需要过调调整时，水煤失调时间应控制在1 min以内，任何情况下不要超过3 min，应及时回调部分煤水比，一旦汽温、壁温有所体现，将难以控制。

2)煤水比可参照DCS画面底部水煤比系数进行调整，调整幅度尽量不要长时间超过RB前的±0.4。

3)50%RB时，控制主再热蒸汽温度在580～585 ℃之间，再热器挡板尽快开大，过热器一、二级减温水调门开度30%左右，微调水煤比，单独调燃料大约5 min后可见效果，尽量避免水、燃料同时调节，若给水偏置有余量，应尽量调给水，稳定燃料量。

4)参数未出现大幅异常，尽量维持协调方式下调整，但机组协调异常时(如煤水、主汽压力大幅波动、偏离)，应及时解除协调，稳定燃料，单独调给水。

5)50%RB时，过热度可能出现过低现象，此时应监视汽水分离器内壁温和顶棚出口温度，保障各级过热器有足够的温升，避免过热器进水而造成事故。

6)RB后，发现汽温优化调整异常时，应解除优化模式，必要时手动干预调整，因汽温优化只调整正常工况下的汽温。

7)RB后，受热面壁温余量应充足，放大壁温监视区间，及早投入运行侧空预器对应的低过出口减温水，避免出现较大的屏过入口汽温波动而造成屏过超温，切勿以正常监视余量进行调整。如平时控制屏过壁温，在余量50 ℃时进行干预调整，异常工况时就应将监视区间扩大到70 ℃以上，在余量达到70 ℃时就应进行干预调整。

(4)空预器恢复后应充分暖透空预器(以空预器运行电流是否稳定为参考)，切勿过早快速带负荷，带负荷速率应以实际运行参数为准，参数异常应及时汇报值长降低负荷变化率或缓带负荷。

(5)调整空预器恢复通烟气后，及时投入喷氨运行，严防NOx排放小时均值超标。

5 建议

(1)完善逻辑，当一次风压超过某一速率变化快速上升时，侧壁风调节挡板全开或按照一定比例开大，防止RB时一次风压过高、短时过量煤粉进入炉膛引起壁温超限，此次空预器停转RB时，一次风压快速上升而侧壁风调门自动没有动作。

(2)完善逻辑，机组RB时，为减小两侧壁温偏差，维持底层4台磨煤机运行，剩余运行磨煤机强化正塔式燃烧，以一定速率调节，增加下层磨煤机出力，尽量减小上层磨煤机出力，尽量降低壁温超限的条件。

(3)高负荷RB时，剩余3台磨煤机运行的情况下，为防止壁温偏差大、壁温快速上升超限，除自动执行RB外，监盘人员应适当通过综合调节给水、燃煤、省煤器烟气挡板、燃尽风、减温水调门、侧壁风、强化正塔式燃烧等调整手段，以汽温、壁温变化率、负荷与过热度的匹配、负荷与燃料给水的匹配、煤水比等作为监视，尽一切可能降低参数超限的风险。

6 结论

设备改进后，空预器主电机没有发生跳闸现象，大幅度提高了变频器的可靠性，保证了机组的安全、稳定运行。

[1]华电莱州发电有限公司集控运行规程：QB/HD-104.1.1601—2015[S].

[2]李东.600 MW空预器跳闸引起的灭火分析与对策[J].江西电力职业技术学院学报，2015，28(3):28-29,35.

[3]杨利忠，任秀勤, 赵建军，等.空预器变频器跳闸原因分析及改进措施[J].内蒙古电力技术，2009,27(4):55-56.

[4]韩安荣.通用变频器及其应用[M].2版.北京：机械工业出版社，2004.

[5]张新闻.变频器在空预器控制应用中跳闸的原因及对策[J].电机与控制应用，2009,36(2)：7-9,14.