一次风机

一次风机（精选九篇）

一次风机 篇1

1 一次风机喘振现象及原理

喘振, 出现的原因是多方面的, 当风机出风呈周期性变化并且出现倒流的现象时, 风机出现喘振的可能性更大, 如果喘振比较严重, 出现频率比较高的话甚至有可能导致风机的叶片出现疲劳损坏的情况。

风机并不是在所有的情况下都会出现喘振现象, 只有在图1所示的情况下才会出现, 也就是当图中的驼峰形Q-H性能曲线的风机在曲线临界点不稳定区工作, 风机的能头以及流量就会在很短的时间内出现变化, 并且反反复复, 另外, 当管路中的阻耗大于风机在转动时产生的能头, 风机中的流体就会倒转方向, 出现逆流的现象, 并且有管路反向倒流进入风机内, 不过这个时候风机仍然还是保持运行的状态, 所以当管路内的压力减小时, 风机又会出现重新开始向外输出流量的现象, 这时候只要临界点的流量大于风机外界需要的流量, 这个过程就会不断重复发生这时候就会产生喘振现象。

从上面对喘振原理的阐述中, 我们可以知道一次风机出现喘振大致需要以下的条件:风机内部的电流不断减小且出现摆动比较频繁的现象、出口风压下降摆动;风机的声音出现异常、振动比较大、风机的噪声比较大且出现不断增大的现象、机壳的温度出现持续升高的现象;燃烧出现不稳定、炉膛负压出现波动。

2 正常运行工况分析

某厂的两台一次风机主要采取并列运行的方法, 图2主要为这两台风机的动叶可调轴流风机并列运行曲线图。风机喘振区在系统的失速线左上角, 稳定运行区则处于系统失速线右下角。当两台一次风机的动叶开口度与其性能完全保持一致且并列运行工作时。它们的工作点将会保持一致。但是, 现实是, 两台一次风机在并列运行工作的状态下, 其性能状态不可能出现完全一致的情况, 动叶开度的大小情况也会出现不同。假设, 在动叶开度相同的情况下A为出力较小的风机, B为出力较大的风机, P1为风母管的正常压力值, A1为出力较小的A风机的重要工作点, B1为出力较大的风机的工作点, P2为A一次风机的工作点为A2, B一次风机的工作点为B2时的风母管的压力值, 且P2值大于P1值, 不过由于A1、A2、B1、B2等工作点都处于动叶开度下失速线的右下角, 所以就算两台风机动叶角度大小不一样或者两者的通风量存在比较大的差异性, 两台风机也能够保持稳定运行的状态, 不会发生喘振的现象。

3 一次风机喘振原因理论分析及应对措施

3.1 由于一次风母管压力 (风阻) 的忽然增大所引起的一次风机的喘振现象

3.1.1 图例分析。

如图2所示, 如果AB一次风机的工作点主要在B1、A1点, 但是如果这个时候母管压力突然改变, 从P1值加大到P2值, 而此时风机的动叶却无法摆动, 那么如果AB一次风机的工作点发生变化, 转移至B3、A3, A一次风机就会进入系统的喘振区。

3.1.2 实例。

机组保持正常工作的状态, 磨煤机出现跳闸的现象;冷、热风的门的开度始终保持在一定值之上, 磨煤机出现停止运行的情况, 以上两种情况下出现的一次风机喘振现象。

3.1.3 应对措施

磨煤机出现跳闸时, 主要的应急措施就是要调整一次风机动叶开度, 风机动叶的开度根据系统运行的情况来设定, 此种方法已经得到成功验证。

磨煤机如果是正常停运的情况, 冷热风调节门的关闭必须要缓慢进行, 尽量保持风机出口的大小不变以及尽量使热一次风母管压力保持稳定, 且其压力值尽量在保持磨煤机在停运状态所需要的值上, 磨煤机停运时, 必须要使得热风门处于全关的状态, 而冷风调整门的开度<30%。

3.2 一次风机始终保持定压的状态运行, 并且随着风机负荷量的较小, 其通风量也在不断减少, 在这种定压低通风量的状态下, 引起的喘振现象。

3.2.1 图例分析。

如图2, 假定AB一次风机的工作点主要处于B2、A2点, P2 (维持母管的压力) 保持不变, 然后不断减少一次风机的通风量, AB一次风机的工作点就会不断变化, 即开始由B2、A2向B3、A3点移动, 这样带来的后果就是A一次风机逐渐进入风机的喘振区。

3.2.2 实例。

机组保持正常运行的状态, 一次风母管压力保持不变, 主要保持在8kPa定压情况下, 系统从4套制粉系统运行的状态向着3套制粉系统转变运行, 引起2炉A一次风机出现喘振的现象。

3.2.3 应对措施

首先必须要确保风机的制粉系统正常运行, 一次风机保持在变压的状态下进行工作, 如图1, 将一次风母管压力不断改变, 从P2跳至P1, 而AB一次风机的工作重心将由B3、A3转变为B1、A1、, 这样做的目的主要在于能够使风机的重心无法进入喘振区。

采取的措施主要是:扩大A一次风机的偏置距离, 使得B一次风机的出力≤A一次风机的出力, 即使A一次风机的工作重心点与一次风机的喘振区相远离, 这样一来就可以有效地防止风机出现喘振的现象。

随时准备一台备用的磨煤机, 并使其处于通风的状态, 不断增大一次风机系统的总体通风量, 使得一次风机的最小通风量保持在一定的数值之上, 这也是一次风机与喘振区相远离的重要手段, 同时也可以有效地防止喘振现象的出现。

3.3 一次风系统的风阻持续加大, 且风机的通风量不变, 一次风母管压力出现不规律上升的现象, 最终引起喘振现象的出现

3.3.1 图例分析。

如图2, 风机系统的总体的通风量Q保持不变, 而风阻出现持续上升的现, 象, AB一次风机的工作重心出现持续上移的现象, 并且在最后进入到风机的喘振区。

3.3.2 实例。

由于空预器被堵塞过渡所引发的喘振现象。

3.3.3 主要的解决措施

定期安排相关人员对空预器进行吹灰工作, 减少空预器中滞留的灰尘, 以减少因为灰尘给风道带来的阻力。

4 某厂2A一次风机出现喘振现象的原因分析及主要的解决措施探讨

4.1某厂2A一次风机曾经出现过两次喘振的现象, 第一次发生在2012年5月1日13:15左右, 第二次则发生在5月2日12:12左右, 发生第一次喘振风系统的相关参数主要如下:

4.1.1第一次喘振:

#2机组的负荷在320MW左右, 主要的制粉系统 (ADF系统) 正常运行, 一次风主要在8kpa的情况下定压运行, 喘振前没有出现人为或者是自动性的重大操作, 比如跳磨或者是停磨等;磨煤机的相关参数如表1

4.1.2第二次喘振:

#2机组负荷在300MW左右, 主要的制粉系统 (ACD系统) 正常运行, 一次风定压运行, 主要的定压为8kpa, 喘振前没有人为或者是系统自动的操作行为, 比如出现跳磨或者是停磨等情况。磨煤机的相关参数如表3。

4.2 根据上面表格中的数据, 不难发现

4.2.1 在相同的状态下, 2B一次风机的出力芏2A一次风机出力。

4.2.2动叶的开口度在50%左右、出口风量<280km3h、风压≥8kpa的情况下, 2A一次风机在这个时候即会进入喘振区。

5 结束语

综上所述, 应对一次风机出现喘振的现象的措施主要有以下三点:

5.1 使一次风机在变压状态下运行, 出现低负荷时, 一次风母管压力应该适当进行调整。

5.2 适当增加A一次风机的偏置, 最好能够使2B一次风机出力≤2A一次风机。

5.3适当把总通风量提高, 使2A一次风机出口风量能够达到或者是大于280km3h。

参考文献

[1]600MW超临界压力燃煤发电机组集控运行规程[S].广东红海湾发电有限公司, 2013.

[2]600MW超临界压力燃煤发电机组辅机运行规程[S].广东红海湾发电有限公司, 2013.

[3]何川, 郭立君.泵与风机[M].中国电力出版社.

07月16日6B一次风机投退总结 篇2

07月16日中班接班检查，发现6B一次风机出口密封伸缩节漏风严重并有扩大趋势，讨论决定退出6B一次风机运行，进行抢修处理。

一、6B一次风机退出操作 1、6B一次风机退出前工况介绍及准备工作：

6B一次风机退出前，机组负荷由600MW降至420MW，主汽压力13.24Mpa，主汽温度568℃，再热汽温540℃，炉膛负压-218pa，总风量2189.4T/h，总煤量166T/h，给水流量1378T/h，煤水比8.3%，热一次风10.2KPa，冷一次风9.9KPa，A、B侧排烟温度分别为120.9℃和122.9℃。风机退出运行前做如下准备： 1）调整AB、CD层燃烧器摆角至水平位置，试投B层微油枪、B层及C层大油枪；

2）调整并稳定锅炉燃烧，投入B层微油枪，保持6B、6C、6D制粉系统运行； 3）开启6A、6B汽泵再循环至100%，保持6A小机由四抽供汽，6B小机由辅汽供汽；

4）申请强制6B出口一次风挡板至试验位置； 5）将各备用磨冷风调门关至0，6）联系设备部及检修公司安排人员至现场；

7）盘上分工一人监视汽水总貌画面参数并负责报警确认，一人负责燃烧总貌参数监视并负责燃油系统投入操作，一人进行风机退出操作，主值负责协调画面并监护操作，安排一名巡操至就地联系控制室。2、6B一次风机退出操作：

6B一次风机退出前，6A、6B一次风机电流分别为156.6A、155A，动叶开度分别为49%、47%，热一次风母管压力10.3KPa，冷一次风母管压力10.0KPa。按如下方式退出6B一次风机运行：

1）解除6B一次风机自动，保持6A一次风机在自动位置；

2）根据冷、热一次风母管压力的变化情况，缓慢关闭6B一次风机动叶开度，观察6A一次风机动叶在自动状态下逐渐开启；

3）6B一次风机动叶逐渐关至0，风机电流降至87.6A；6A一次风机动叶逐渐至全开，风机电流上升至347.8A，冷热一次风压稳定至9.5KPa、9.6KPa； 4）先关闭6B一次风机出口挡板，再停运6B一次风机电机，最后关闭6B冷、热一次出口挡板并联系就地手动摇紧，减少运行侧一次风漏至6B一次风机，影响抢修工作。

5）检查6A一次风机电机轴承温度、线圈温度、风机轴承温度等参数变化正常；

6）检查送引风机各参数在正常范围内； 7）检查机组其它各系统参数在正常范围内。

二、6B一次风机投入操作 1、6B一次风机投入前工况介绍及准备工作：

6B一次风机抢修工作结束后，就地检查出口伸缩节密封条已处理完毕，可以投入6B一次风机运行。6B一次风机投入前，机组负荷420MW，主汽压力13.40Mpa，主汽温度595℃，再热汽温566℃，炉膛负压-213pa，总风量2178.5T/h，总煤量165T/h，给水流量1336T/h，煤水比8.1%，热一次风9.9KPa，冷一次风9.8KPa，A、B侧排烟温度分别为90.9℃和151.0℃。风机投入前的准备工作与退出前基本一样，在此不再累述。2、6B一次风机投入操作：

1）退出机组CCS，保持在TF方式下运行；

2）启动6B一次风机，依次开启风机出口挡板、冷风挡板和热风挡板； 3）解除6A一次风机自动，依次交替缓慢关闭6A一次风机动叶，逐渐开启6B一次风机动叶；

4）观察冷热一次风母管压力压力变化情况，将6A一次风机动叶关至54%左右，将6B一次风机动叶开至47%左右，风机电流分别为172.5A、120.A，热一次风母管压力8.0KPa，冷一次风母管压力8.1KPa。在此工况点下，保持6B一次风机动叶开度不变，关小6A一次风机动叶至52%,电流降至166.6A，热一次风母管压力瞬时下降至7.9KPa，6B一次风机电流由120A上升至145A，热风压力上升至10.3KPa，6B一次风机并入运行。调整6A、6B一次风机出力平衡，电流分别为156A、155A，动叶开度46%、47%，投入风机自动运行；

5）检查6B一次风机电机轴承温度、线圈温度、风机轴承温度等参数正常； 6）检查锅炉风烟系统、制粉系统及机组其他系统运行正常，投入机组CCS。

三、本次操作小结及问题

1、一次风机退出采用运行侧自动，退出侧手动减小动叶开度的操作，从操作过程及结果看，此操作手法可以采用且冷热一次风压变化平稳，风压最低至9.2KPa，后摇紧B侧挡板后，风压稳定在9.8KPa左右。

2、一次风机并列采用手动操作运行及待并侧风机动叶，先开大待并一次风机动叶，等一次风压力有升高趋势时再减小运行一次风机动叶；当两台风机动叶开度接近50%开度时，保持待并侧风机动叶开度不变，减小运行侧风机动叶，热一次风母管压力最低至7.9KPa，迅速将待并侧风机并入系统运行。3、6B一次风机退出运行后，锅炉B侧排烟温度由122.9℃上升至151℃，A侧排烟温度由120.9℃下降至90℃，A、B侧排烟温度温差最大至60℃。

4、试投油枪时，油枪投入的可靠性不好，微油枪B3Ⅱ号角火检故障一直无法投入；B1油枪由于漏油一直未处理，未试投；C层油枪C2、C3、C4都是经过设备人员处理后才试投成功。5、6B一次风机并入时，曾多次发“风机喘振”报警，但运行人员就地检查风机运行正常，并未有“风机喘振”时特有的强烈的振动，较大的噪声等现象。怀疑“风机喘振”开关量报警误动。

6、严密监视各运行磨煤机的一次风压、一次风量和密封风差压参数变化。此次6B一次风机并入时，密封风母管压力降低至13.5KPa，联启6B密封风机。检查发现3台备用磨煤机的密封风电动门均在开启状态，并入前密封风母管压力偏低，只有14.95KPa，个人认为下次风机并入前可以将备用磨煤机密封风电动门先关闭，提高密封风压，防止并风机过程中密封风与一次风压差压低跳磨。

7、风机并入时，炉膛负压发生一定波动，最低波动至-249.8Pa，最高至177.5Pa，因此，应在并风机过程中应密切关注炉膛燃烧情况，防止发生燃烧不稳或灭火，必要时可投油稳燃。

8、一次风机并入时，要选择合适的并入工况点，适当降低母管一次风压力，快速将待并风机并入，防止风机发生喘振或者难以并入的情况。

附图：

附图一：6B一次风机退出前风烟系统运行参数

附图二：单台一次风机运行曲线

附图三：6B一次风机并入运行时曲线图

附图四：6B一次风机并入后风烟系统参数

一次风机 篇3

【关键词】一次风机；节能改造；技术

某电厂为煤炭火力发电，选用的一次风机是由上海鼓风机厂制造的一种高压离心式通风机。在制粉系统中，配备MPS225磨煤机，用来干燥和输送煤粉。一次风机型号为2008B/1104。选用的送风机是由上海鼓风机厂制造的FAF19-9.5-1。选用的密封风机是由山东电力设备厂制造的6-12NO-10.5D。

1.一次风压过高对锅炉产生的影响

燃烧区域改变了，大部份的燃料在炉膛上部区域燃烧，出口烟温偏高，排烟温度也偏高。造成的问题有整体的床温偏低，燃烧不完全；容易发生烟道二次燃烧事故；容易出现烧坏布袋除尘器的事故；减温水用多影响锅炉效率。燃烧时间变短，飞灰含碳量偏高达20%，严 重影响机组的经济；磨损加剧 ，特别是对水平烟道的高温过热器管，经常发生爆管事故；对水冷壁管、屏式过热器管、尾部烟道加热器管子的磨损也很大，减薄很明显。

2.一次风机节能改造方案及技术分析

为了解决上述问题，一种有效的方法是将一次风机改为变频风机，将PID控制技术应用在锅炉变频调速系统中，可以实现变频调速风机的设计。运用变频风机在满足风量的同时还可降低风压，为电厂节约电力资源，能够带来很大的经济效益和社会效益。

2.1 PID控制技术在锅炉变频调速系统中的工作原理

在自动控制过程中，由于外界各种因素的干扰，很有可能会造成产品的控制参数发生一些改变，为了保证产品的质量，在工厂现场检查原件时就把这些产品发生的改变数据传送到PID控制器，PID经过计算，把改变的数据变量进行调节，并使得控制参数与产品设定参数项符合，以便生产出合格的产品。

PID调节主要可以分为比例调节、积分调节与微分调节。比例调节是最基本的一种参数调解方式，当然若是只采用这种调节方法系统会出现稳态误差；在一个系统中弱势存在稳态误差，就需要在PID控制器中对输入与输出误差信号进行积分，使得误差值最大可能的减少，直到误差值变为零为止，这种调节方式就叫做积分控制；在自动控制系统对出现的误差进行调节时，由于大惯性组件或有滞后组件的存在，使得变化值总是会延后，可能会使系统出现振荡，为了解决这一现象，需要调节过程能够预先知道这些组件可能出现的变化，而微分调节就应用而生。

2.2 PID控制参数的设定

在锅炉变频调速系统设计中，最重要的环节就是被控参数的选择，若是选择的控制参数不适当，就根本不会达到预期的调节效果，而且扰动的因素有很多，并不是所有的扰动因素都需要控制，若是全部选定，显然工作量很大，而且还有很多的程序都是不必要的，因此在选择控制参数时，先要对生产工艺过程详细的分析，找出生产过程中对产品质量、安全等的起决定性的扰动因素，而且还要保证这些因素用人工来控制非常困难。

一般PID的调节作用要想达到最佳状态，就需要对积分时间（TI）、微分时间（TD）和PID回路增益（KC）进行最佳设定。在自动控制过程中PID参数的选择也并不是唯一的，当然也不能随意的选择，只有在完全掌握产品生产工艺的条件上才能做出正确的选择，以下是参数选择所依定一些原则：被控参数对产品的质量等起着决定性的因素；被控参数应尽量选用直接参数，若是不行，就采取一个与之相对应的时间参数；被控参数灵敏度很高，手工控制困难；所用仪表能够监控被控参数。

2.3 PID控制技术在锅炉变频调速系统中的具体应用

在PID控制在锅炉鼓、引风机变频调速系统中，对蒸汽出口温度进行测量，并将结果送往PLC，同给定的蒸汽温度设定值之间构建一个PID控制系统，以此对鼓风机进行调速，达到平滑调整送风量的目的，从而调整炉膛温度，进而调整了蒸汽温度。在引风体系中，对炉膛负压进行测量，并把结果作為实时值送往PLC，同给定的炉膛负压给定值之间构建一个PID控制系统以此对引风机进行控制和调速，达到平滑调整引风量的目的，从而调整炉膛负压状态。

PID控制技术在引风机中的应用，原引风机运行是在其额定频率下，并且不管是在何种情况下无论生产的需求是大是小，风机都是工作在全速状态。而且需要工人调节风门、挡板的开度大小，从而达到调整风量的目的。这种控制方式就使大量的电能白白浪费，并且存在的极为严重的人为原因的滞后情况，不但增加了工人的劳动强还得不到理想的控制效果。

原鼓风机运行同样也是运行在额定频率下，同样是人工的控制风门、挡板的开度大小，来控制鼓风量。电动机一直工作在满负荷状态，并且需要人为的控制，而且，这种控制方式造成燃料和电能的大量费，并且也得不到理想的控制效果。在鼓风机系统中采用变频调速运行方式，由温度传感器、PLC、变频器和鼓风机构成了一个闭环的PID控制系统，不仅免去了人为的控制，还达到了满意的控制要求，使锅炉蒸汽出口的温度保持一稳定值。同时延长了设备使用寿命，节约也燃烧和电能进而就节约了生产成本，同时也达到了节能降耗的目的，也使现场噪声得到了极大的改善。通过PLC的PID功能块完成引、鼓风机的闭环控制，并建立变量表，用于PID的参数整定和修改。通过外部输入或PLC程序内部的设定，可以极为方便的修改系统控制目标，达到满意的控制效果。

3.结语

在对一次风机进行节能改造时，关键方法就是将一次风机改为变频调速风机，这样可以满足风量，降低风压，节约电力资源，具有较大的经济效益和社会效益。将PID控制技术应用在锅炉的鼓风机以及引风机中，可以实现系统控制的目的，达到了较为理想的控制效果。 [科]

【参考文献】

[1]孙剑锋，伏林.锅炉低一次风压节能技术在平凉电厂的应用[J].中国高新技术企业，2012，（15）：36-37.

[2]赵爽，李西军，黄静波等.600 MW机组锅炉一次风压运行逻辑优化研究[J].发电设备，2013，27（4）：229-232.

[3]李玉涛.高压变频器在电厂一次风机节能改造中的应用实践[J].科技风，2009，（1）：48.

[4]严巍.300MW火电机组一次风机变频调速系统的应用[D].华北电力大学（保定），2011.

一次风机液压油站联锁逻辑优化 篇4

一次风机作为机组的主要辅机,提供一定压力、一定流量的一次风,将煤粉干燥并送入喷燃器,提供煤粉挥发分燃烧所需热量。一次风机的失控将影响机组负荷、煤量的调节,严重时甚至会导致RB、MFT动作。

1我厂风机液压油站的DCS控制逻辑

我厂1、2号机组一次风机为豪顿华工程有限公司生产的ANT-1938/1250N型,其负荷是由电厂的控制系统基于锅炉的负荷来控制的。来自控制系统的调节设置点的信号传送到安装于风机外的电动执行器上,电动执行器将设置点信号转化为扩散器外调节臂的机械运动。外部调节臂驱动扩散器内的调节驱动装置和叶轮上的液压系统,从而同时改变两个轮毂上的叶片角度。液压油站为风机控制系统的液压缸提供必须的油压,液压系统配有两个油泵(一用一备),为避免过大压力损坏油路中的止回阀,逻辑设计中要求两泵同时运行时间不得超过4 s。一次风机液压油站的DCS控制逻辑由启动允许条件、停运允许条件、联锁启动和联锁跳闸组成。

1.1启动允许条件

(1)无一次风机液压油站油泵电源断开信号;

(2)一次风机液压油站油泵在远方控制;

(3)一次风机液压油箱油位不低;

(4)一次风机液压油箱油温不低。

1.2停运允许条件

(1)一次风机液压油站油泵在远方控制;

(2)一次风机停运或对侧油泵运行且液压油压力正常;

(3)对应的一次风机动叶开度小于5°。

1.3联锁启动条件

(1)联锁投入,运行泵跳闸,发3 s脉冲联启备用泵;

(2)联锁投入,一次风机液压油泵出口母管压力低,发3 s脉冲联启备用泵。

1.4联锁跳闸逻辑

本侧油泵运行4 s后,发3 s脉冲跳闸对侧油泵。其中,液压油泵的手动/联锁启动、停止指令均为5 s脉冲指令。

机组检修期间,对各控制系统做了一系列试验。在进行一次风机液压油泵工作电源切换试验时,由于就地电源切换开关切换时间较长,就地合闸回路未能保持(DCS对油泵的启、停指令为脉冲指令,合闸状态需由就地控制回路进行保持),运行泵跳闸。运行中的液压油泵突然停运导致油泵出口压力低信号瞬间翻转,由于液压油泵的联锁启动条件,两台液压油泵同时被联锁启动,启动后4 s触发液压油泵联锁跳闸,同时发3 s脉冲停对侧液压油泵,两台液压油泵同时停止。之后再次因联锁投入,备用泵跳闸,以及油泵出口压力低信号触发联锁启动条件发3 s脉冲。由于在油泵DCS控制驱动级中跳闸指令脉冲为5 s,跳闸指令未消失,3 s联锁启动条件未能触发液压油泵启动指令,两台液压油泵均未能联锁启动成功。本次液压油泵动作指令及反馈如图1所示。

2风机液压油站联锁逻辑设计优化

对上面的试验结果进行分析,当两台液压油泵被同时联锁启动后,应仅跳闸一台液压油泵。两台油泵同时跳闸的事件与设计初衷不符,且存在较大安全隐患。液压油的失去将导致一次风机失去调节负荷的功能,对一次风压自动控制和机组的安全都有较大影响。为此,需对联锁跳闸逻辑进行优化,在满足两台油泵同时运行时间不得超过4 s的前提下,避免两台油泵同时跳闸,维持液压油站的正常工作。为实现该功能,对液压油泵联锁跳闸逻辑的触发条件进行了相互闭锁的修改,利用RS触发器和模块运行时序的方法,设计了如下逻辑:首先通过延时模块取出液压油泵已运行4 s的状态,并触发一个2 s的短脉冲,经RS触发器的SET端发出液压油泵的3 s脉冲联锁跳闸条件,该RS触发器的RESET端连接对侧泵的3 s脉冲联锁跳闸条件。在时序的作用下,第一个扫描周期若有一台泵触发了联锁跳闸,则在之后3 s对侧液压油泵的联锁跳闸将被闭锁,3 s的闭锁条件可以有效避过液压油泵运行4 s后发出的2 s脉冲,从而达到两台液压油泵不会同时被联锁跳闸的目的。逻辑修改后,再次进行了电源切换试验,试验中液压油泵的启停始终满足液压油站正常工作,两台液压油泵同时联锁启动后只停单台液压油泵。联锁跳闸逻辑修改图及试验验证趋势图如图2、图3所示。

3结语

通过对一次风机液压油站联锁逻辑的优化,有效避免了液压油站运行中因联锁逻辑导致两台油泵同时跳闸,从而发生一次风机失去调节负荷能力的事件,保障了机组一次风压力的安全可靠调节。

摘要：液压油的失去将导致一次风机失去调节负荷的功能,对一次风压自动控制和机组安全都有较大影响。为此,对液压油泵联锁跳闸逻辑的触发条件进行了相互闭锁的修改,优化了联锁跳闸逻辑。

关键词：联锁保护,一次风机,逻辑优化

参考文献

[1]林满阳.主风机反喘振系统失效分析(摘要)[J].石油化工设备,1999(3).

[2]曹巨江,李言,孙涛.喘振频域特性的实验研究[J].应用科学学报,2007(5).

[3]辛文俊.离心式压缩机喘振及防喘振系统研究[J].科技风,2009(13).

火电厂锅炉一次风机变频改造 篇5

风机是300mW火电厂锅炉运行的主要设备, 耗电量占厂用电的30%左右, 其运行调节方式通常是通过调节风机的动叶, 静叶或挡板开度来调整风量, 其驱动电机的输出功率不随机组负荷的变化而变化, 大量电能消耗在节流损失中。近年来, 变频器已经广泛应用于电动机的速度调节中, 在风机, 水泵等转动设备上使用变频器, 可以节约大量的电能。包头第三热电厂I期工程2X300mW#1、#2锅炉一次风机经常处于较低的效率下运行, 制粉系统耗电率较大, 为此对一次风机进行了变频改造, 实现了一次风机转速随机组负荷变化而调整, 有效提高了风机效率, 节约了厂用电率, 节能效果显著。

1 设备概况

包头第三热电厂I期2X300mW#1、#2汽轮发电机组锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的亚临界, 自然循环单炉膛, 单汽包, 一次中间再热, 平衡通风汽包锅炉, 型号为HG-1025/17.5-YM11型。锅炉采用四角布置摆动式直流燃烧器, 燃烧方式采用同心反切圆技术, 锅炉一次风机是山东豪顿华工程有限公司生产的入口导叶调节离心式风机, 型号为L3N 2175.04.07 SBL6T, 该风机的全压为18.67kPa, 风机的轴功率为1488kW, 转速为1 488r/min, 配有一台6kV功率1 900kW转速1 493r/min的电动机。

在机组负荷变化时, 靠风机入口导叶的开度来调整风机的出力与实际负荷相匹配。机组正常运行时, 通过将两台一次风机入口导叶调节投入自动来根据一次风母管压力设定值进行调整, 从而适应机组负荷的变化, 实现机组一次风压的自动调节。

2 一次风机变频改造方案

2.1 变频改造

入口导叶调节是通过调节入口导叶的角度, 使进入风机叶轮的气流产生预旋绕, 以适应机组在不同工况下的需求, 导叶关得越小, 节流损失越大, 风机运行效率越低, 降低了机组运行的经济性。为减少一次风机入口导叶调节产生的节流损失, 对包三两台锅炉一次风机进行了变频器改造, 两台风机可在工频, 变频间单独切换, 正常运行两台一次风机变频运行, 当任一台变频器故障, 可切换为工频状态运行, 运行方式较灵活。具体接线见图1。

2.2 热工逻辑改造

一次风机进行变频改造后, 为保证机组安全稳定经济运行, 对热工逻辑也相应的进行了改造。1) 一次风机在工频方式下启动逻辑中, 增加了变频器旁路刀闸已合, 且选择风机一次风机在工频方式;2) 当保护动作变频器跳闸连锁动作:联关一次风机出口门;联关一次风机出口冷风门;联关空预器出口热一次风门;关一次风机入口门;3) 增加变频器保护跳闸逻辑:电机定子温度高;MFT;油压低;风机启动600s后挡板关到位信号来;变频器故障信号来。

4 改造的效益分析

在#1机组进行了未投入变频器及投入变频器的一次风机电耗对比试验, 结果见表1。

可以看出, 机组平均负荷为200mW时, 每小时节电量为736.5kW·h, 每年 (300天) 每台机组节电5302800kW·h, 按0.2元/kW·h电费计算, 每年节约电费约106.1万元。因此一次风机变频器改造大大的提高了机组运行的经济性, 节能效果显著。

此外, 使用变频器可使电动机转速沿一次风机的加减速特性曲线平缓变化, 设备和轴承受力状况明显改善, 从而降低了风机和电机的故障率, 提高了风机运行的可靠性。同时有关数据表明, 机械寿命与转速的倒数成正比, 降低了一次风机转速可成倍的提高一次风机寿命, 噪音也大幅度地降低。

摘要：本文介绍了包头第三热电厂锅炉一次风机变频改造的节能分析, 改造后取得了显著的节能效果, 比较了采用变频器前后的节能效果, 对降低厂用电率, 提高机组运行效率有一定的实际意义。通过运行实践, 得出一次风机工频与变频切换操作程序, 为同类型300mW锅炉一次风机变频改造提供了有益的尝试。

关键词：锅炉,一次风机,变频,节能

参考文献

[1]王贺芩, 邹文化, 等.风机变频改造节能技术在火电厂的应用.中国电力, 2002.

一次风机由工频改变频效果分析 篇6

为了减小启动冲击电流, 减少能量损失, 降低厂用电率, 提高发电厂的综合效益, 经反复调研论证, 公司决定对两台一次风机电机加装变频装置, 通过改变电机频率, 进而改变一次风机电动机转速来实现线性调节一次风出力的目的。

1 变频器节能原理

根据流体力学原理, 使用三相异步电机驱动的风机, 轴功率P与风量Q及风压H的关系, P≈Q×H。当电动机的转速由1n变化到2n时P、Q、H的关系如下:

可见风量Q与电机转速N是成正比关系的, 而所需的轴功率P与转速N的立方成正比关系。

又根据电机同步转速公式:n=60f/p&apos;, 这里f为供电频率, 单位Hz, p&apos;为电动机极对数, 由此可看到, 当电机的极对数p&apos;不变的情况下, 所需的轴功率P与供电频率的立方成正比, 所以假设当需要80%的风量时, 通过调节转机的转速至额定转速的80%, 即调节频率至40 Hz即可, 这时所耗功率即为原来的51.2%, 从而大大降低了电机的功率损耗。

2 改造方案概述

公司在2010年10月利用机组小修机会对两台一次风机电机加装了变频器, 完成了一次风机电机变频改造。项目主要增加两台变频器及相关配套的电缆及控制系统, 其变频装置由北京某变频科技股份有限公司生产, 选用高-高方式、H桥单元串联方案, 变频装置额定容量1400 kVA、额定电压6 kV、额定电流135 A。公司的两台一次风机是由江苏某公司生产, 单风机额定风量49.9 Nm3/h。所配一次风机电机为国产某电机厂生产的YKK500-4型电机, 额定电压6 kV, 额定电流130.3 A, 额定功率1120 kW, 转速1488 r/min。

考虑到6 kV开关室离电机位置较远, 工程设计在汽机厂房西侧建设变频器室。为保证变频器正常运行, 变频器室装设10 kW空调两台。此变频装置的变频控制方式可本地控制, 也可以在远程控制, 一次风调节挡板仍保留, 变频器提供多种信号接口, 一次风控制逻辑在DCS系统内设计编制, 增加变频控制站, 可在控制室实现对变频器的操作和监控。同时, 其自动控制装置做到闭环运行, 根据锅炉反馈信号自动调节电机的转速, 实现了手、自动控制及无扰切换等功能。

一次风机变频运行时, 调节挡板保持全开, 一次风出力通过改变一次风机电动机转速来调节;变频器出现故障时, 风机跳闸后, 手动切换至工频定速运行, 调节挡板同时也自动参与一次风压控制。

变频器电源由6 kV工作段高压开关引至变频器后, 经变频器输出端接致高压电动机处。两路控制电源取自不同的380 V配电间隔。变频器接入原电气回路如图1所示。一次风机变频装置采用一拖一手动旁路方案, 由三个高压隔离开关QS1、QS2、QS3组成, 其中QS2和QS3属于单刀双掷刀闸, 一个在合位时, 另一个必定在分位, 实现互锁。变频运行时, QS3断开, QS1和QS2闭合;工频运行时, QS1和QS2断开, QS3闭合。

3 改造前后运行情况对比

为了探究一次风机改造前后的效益情况, 在2010年10月下旬进行了一次风机改造后的效率试验。试验参数主要有一次风机电流、一次风机功率。试验时, 一次风机调整门全开, 随着机组负荷变化, 一次风机通过转速调整一次风压力。本次试验共有五个工况, 机组负荷分别为:110 MW、120 MW、140 MW、150 MW、180 MW。为了减小测试中的误差, 我们对每一种工况分别进行五次测试, 选取五次测试的平均值作为试验数据, 测试所用电流表精度为0.1级别, 其电机电流、功率数据对比如表1所示。

A、B两台一次风机变频改造前后功率变化直观图如图2。

从试验中一次风机运行功率参数来看, 在一次风机改造前, 机组负荷越小, 一次风系统节流损失越大;改造后, 系统阻力损失大幅下降, 相应的功率也就节省下来了, 所以在低负荷时节电效果明显, 一次风机电耗1~9月平均为0.87%, 而10月份一次风机电耗降为0.69%, 电耗下降了0.18%, 变频改造节能效果明显。

4 改造效果分析

4.1 直接经济效益

2010年1~10月份累计发电9.22亿kWh, 按1~10月份的发电量统计可以节电165.9万kWh, 按上网电价0.385元/kWh计算, 可以节约63.9万元。

4.2 间接经济效益

(1) 改造前一次风机工频启动时, 电动机承受6~8倍的冲击电流, 而采用变频启动后, 电动机由于软启动, 启动电流小, 启动过程平稳, 对电网和电机没有冲击, 对风机也避免了产生很大的启动转矩冲击, 可延长设备使用寿命, 降低维修费用, 减少维修改造量。

(2) 采用变频运行后, 由于电机轴功率下降, 一次风机转速降低, 挡板风阻减小, 减轻了机械振动和噪声, 可延长设备使用寿命, 改善了劳动环境。

(3) 采用变频运行后, 一次风稳定可靠, 提高了一次风系统运行稳定性。

5 结论

一次风机变频器投入运行后, 运行良好, 调节平稳, 运行电流明显下降, 调节范围宽泛, 具有明显的节电效能, 达到了预期的收益。改造前后试验数据表明一次风机采用变频调速的运行效率明显比定速运行采用调节阀调节时高, 尤其是机组低负荷运行时。一次风机电动机采用变频器调速, 调速范围大, 电动机转速稳定, 动态响应性能好, 调节性能平稳, 有利于一次风系统运行稳定可靠, 改善了机组调节品质。采用变频技术降低电耗效果明显, 符合国家节能政策, 达到了节约能源, 降低厂用电的目的。

参考文献

[1]张皓纯, 顾正皓.浙江省火电机组节能综述[J].浙江电力, 2004 (2) .

[2]张晓亮.变频调速技术在风机节能中的应用[J].华北电力技术, 2007 (3) .

一次风机 篇7

随着改革的不断深入, 我国电力企业正逐步由生产型企业转变为经营型企业, 对节能降耗提出了更高的要 求。因此, 电力企业应当重视技术改造工作, 对高耗能设备进行优化升 级, 以便实现节能降耗的目的。风机作为动力机械之一, 有着耗电量极大、点多面广的特点, 在冶炼、煤炭、钢铁、电力 等行业中, 其耗电量在企业总用电量中的占比通常超过20%。所以, 对风机的节能改造有着至关重要的现实意义和经济意义。

笔者结合某企业一次风机耗能较高的实际案例, 对一次风机的运行状况进行了研究和分析, 从而查找出了其效率偏低的主要原因, 最终得出了一次风机节能优化的方案。

1一次风机诊断试验

优化前, 企业采用2008B/1190式离心风 机。对热态试 验的结果进行分析, 企业的一次风机风压裕量为58%, 风量裕量为19%。基于我国对电站锅炉风机试验现场的相关要求:风压裕量应不低于30%, 风量裕量应不低于35%。可以看出, 当前企业的一次风机风量裕量不满足规定的要求, 但风压裕量却超过了规定的要求, 充分表明企业一次风机的选型和设计参数并不合理。

因为设计参数和实际运行参数有着明显的差异, 造成机组在满负载工况下 (330 MW机组负荷) , 甲/乙两侧进 口挡板开度较小 (只有48%和55%) , 节能降耗效果较差, 风机的运行效率只达到了53.83% 和57.45%, 表明当前企业所采用的风机裕量过大、效率较低。

企业所采用的一次风机转速比数值大约为41.8, 现阶段在满负荷工况下, 运行点转速比数值大约在54~56之间, 两者差异较为明显。也就是当前的管网阻力和所采用的一次风机 出力相较而言, 明显存在着风压裕量过大而风量裕量不足、管网阻力同一次风机不匹配等现象。

由于风机运行效率由风机性能和管网阻力的匹配情况所决定, 风机性能曲线和管网阻力线的交点即为风机的工作点, 交点处的效率即为风机的运行效率, 所以在确定管网阻力之后 (阻力由管路系统和设备直接决定) , 选择最为合理的机号 (叶轮直径) 、风机型式, 就能达到高负荷工况下风机高效运行的根本目的。

现今, 企业一次风机运行效率不高的主要原因是不恰当的一次风机设计参数、过大的风压裕量和偏低的风量裕量、管网阻力同一次风机性能不匹配, 所以, 亟需对企业一次风机开 展节能优化工作。

2优化改造方案的初步选定

对于一次风机而言, 当前最为常用的改 造方案如 下:优化改造一次风机变频器以及优化改造风机本体。两种类 型方案的优缺点都非常明显, 且适用范围也有着明显的差异, 所以, 在优化改造一次风机的工作中, 一定要全面考虑两者的适用性和优缺点, 采用最为合理的优化方案。上述方案中, 变频调速 方案主要针对管网阻力特性和一次风机性能的匹配, 然而实际情况是, 一次风机出力要随着变化的负荷而变化, 也就是说, 变速调频只可满足相应范围内的管网阻力, 优化改造前发现一次风机只能保持较低的运行效率, 其主要原因在于管网阻力同一次风机性能不匹配。由此得出, 变频器优化改造方案不适合企业的一次风机改造。另外, 同本体改造相较而言, 变频改造 方案需进行较高的投资, 且回收资金的周期较长, 所以, 应采取本体改造的方案来进行一次风机的优化改造。

初步确定的方案为:基于一次风机的运行工况, 进行全压、流量和转速比等相关参数的计算, 以此为依据选择最为合适的一次风机型号, 并进行一次风机机壳、集流器和叶轮等部 件的更换。在确定型号后, 因为调节门调节利用变化的挡板开度来实现一次风机性能曲线的改变, 采用该调节方式势必会导致一定的节能损失, 所以要想有效提升一次风机的工作效率, 可以在开展本体改造工作后, 也就是一次风机性能曲线同管网阻力曲线相匹配之后, 再开展变频改造工作, 最终达到风机流 量调节、无节流损失的目的。

3一次风机的优化改造实施

开展优化改造工作前, 必须先开展选 型计算工 作, 然后以实际环境状况、设备和计算结果为基础, 选择一次风机的 主要参数和叶片型式。

3.1参数和叶片型式的选择

(1) 风机参数。通 过热态试 验发现, 在3台磨煤机 运行、330MW机组负荷的 情况下, 一次风机 甲侧全压 数据为12883Pa, 乙侧全压数据为12746Pa, 而甲/乙两侧进口流量分别为211103m3/h和224007m3/h, 总风量为435110m3/h。

(2) 叶片型式。对于风机的叶片而言, 要结合实际工作环境加以考虑。由于该企业周边空气质量良好, 不含灰尘、沙 粒和盐分等, 因而对风机叶片的抗腐蚀性、防灰特性和耐磨 性没有过高的要求, 为进一步提升风机运行效率, 有针对性地 选取机翼型叶片。

3.2选定风机参数的基本原则

风压裕量和风量裕量的选取应遵循以下主要原则: (1) 综合考虑一次风机能承带60%负荷以及煤质变化等多方面因素。 (2) 预留一定的裕量以保证正常的运行操作。所以, 有针对性地选择了20%的风压裕量和10%的风量裕量。并结合实际工况, 将一次风机直径增大至2.08m, 由于原先所用的是2.315m的叶轮直径, 故优化改造后选择的是离心式高效风机, 从而确保风机同给风系统高度匹配, 有效提高了风机运行效率。

3.3一次风机的优化改造定型

通过选型计算结果可以发现, 优化改造后的风机叶轮直径由起初的2.315m降至现在的2.08m, 从而大幅缩短了一次风机的启动时间。另外, 轴功率计算值小于1250kW, 而当前所使用的是额定功率为2050kW的电动机, 拥有较大的电机裕量, 能确保风机的安全运行。同时, 由于采用的是双 吸双支撑式一次风机, 能保证安装及运行过程中的互相对称, 让工作中的一次风机所形成的轴向推力互相减小和抵消, 所以不需要更换电动机, 也不需改动传动组, 通过改进和优化, 一次风机具有运转平稳、结构强度好、效率更高等优点, 能确保各种工况下锅炉的正常运转。

改造后的一次风机需要对集流器、机壳和 叶轮进行 更换, 保留一次风机的调节 门、进气箱、基础、传 动组和电 动机等部件。需要注意的是, 需在一次风机出口处对过渡管 进行更换, 以修正出口管道中心和出口中心不一致以及机壳变窄所导致的偏差。

改造前后, 一次风机TB设计参数主要有以下变动:由双吸双支撑式风机取代原先所采用的双支撑离心式风机, 风量由原先的71.9m3·s-1降至改造后的66.39m3·s-1, 全压由原先的20553Pa降至改造后的15550Pa, 转速比由原先的42提升至改造后的50, 优化改造后的风机叶轮直径由起初的2.315m降至现在的2.08m。

4节能效果分析

通过计算分析, 2台一次风机一年能够达到558×104kW·h的节电量, 如果按照0.3元/kW·h进行计算, 则优化改造一次风机后, 能在一年内节省资金167.4万元。而2台一次风机约需投入65万元的改造费用, 那么实际上只需5个月就能 顺利收回一次风机的优化改造投资费用。

5结语

笔者基于一次风机的热态试验数据, 找出了一次风机运行效率偏低的主要原因, 并确定了科学的优化改造方案。通过优化改造, 获得了较为理想的效果, 在一年内 可以节省167.4万元的资金, 为企业赢得了可观的经济效益, 促进了企业持续、健康和稳定发展。

摘要：通过对一次风机的热态试验, 找出了一次风机运行效率偏低的主要原因, 并结合实际工况, 提出了合理的优化改造方案。优化改造后, 一次风机能持续、良好运行, 取得了显著的节能效果, 为企业赢得了可观的经济效益。

关键词：一次风机,节能,优化方案

参考文献

[1]李玉涛.高压变频器在电厂一次风机节能改造中的应用实践[J].科技风, 2009 (1)

一次风机 篇8

1 一次风机的技术规范

某电厂一次风机的技术规范如表1所示。

2 一次风机失速的原因

当2台一次风机并列运行时, 其出力和调节特性存在一定差别。同时, 增减风机动叶开度时, 出力偏低的风机会受到排挤, 进而造成失速;当一次风机的出口压力与风量不匹配时 (风量偏小、风压偏高时) , 出力偏低的风机会受到排挤, 进而造成失速;当锅炉的工况变化较大时, 尤其是低负荷发生磨煤机跳闸时, 磨通风量的变化瞬间增大, 一次风母管中的压力快速升至与一次风机出口相同的压力, 且2台一次风机的调节特性存在差别, 导致出现抢风现象, 出力偏低的风机会受到排挤, 进而造成失速;当1台一次风机的出口压力无法克服系统阻力时, 该一次风机会出现失速现象;当风机管道阻力增大, 特别是风机入口存在滤网堵塞、暖风器堵塞、空预器堵塞等情况时, 风机的压头会升高, 如果此时风量较低, 则会出现失速现象。

3 防止一次风机失速的措施

正常运行中, 应常监视2台并列风机的电流、风压, 并使电流、风压保持一致, 从而确保出力平衡 (动叶开度一致并不能表明出力一致, 应结合电流、出口风压与出口流量综合比较, 以合理设置动叶偏置) 。此外, 还应监视风机电流、出口风压、风道压力和空预进、出口的压力、差压, 当发现阻力增加时, 应及时汇报, 必要时应降低负荷, 并及时检修、清理阻力较大的烟风道, 且在空预中有堵灰迹象时, 应及时使用主汽汽源连续吹灰。

应坚持定期吹灰, 防止烟道阻力产生变化, 进而引起风机失速。运行中, 应常检查风机调节装置的开度和现场动作情况, 防止因调节装置卡涩而引起风机不出力或出力不足, 进而引起失速。如果一台一次风机无法投入自动, 则另一台一次风机应采用手动控制, 以防止2台一次风机出现较大的出力偏差。在运行人员手动停磨前, 应依次关闭热风调节门、冷风调门, 减磨煤机通风操作应缓慢进行。在停止磨煤机后, 应检查混合风隔绝门是否关闭。

机组在正常运行时, 如果发现风机两侧电流的偏差在10~20 A之间, 则表明存在抢风现象, 应及时调整风量, 保持两侧风机电流、风压一致;如果发现风机调节装置均开至较大位置, 两侧电流的偏差在>50 A, 且风压波动较小, 则表明风机已失速, 应及时降低两侧风机的出力, 直至风机恢复正常运行。

当发生抢风时, 应降低未失速风机的出力, 逐步增大失速风机的出力。当2台风机的电流接近时, 应缓慢操作, 防止出力较小的风机突然出力, 并适当调整, 以使2台风机的电流和风压基本相同, 从而防止引起压力的大幅波动。当风机失速时, 应将失速风机的调节装置调整到未失速前的开度位置, 并缓慢降低未失速风机的出力, 必要时可申请降低负荷。在处理风机失速或抢风问题时, 应在LCD上调节回路盘上的增减按钮。采用直接输入指令时, 核对清楚后, 才能输入指令。

一次风压在正常运行中的参考值为:1台磨煤机运行时, 可保持风压处于6~7 k Pa;2台磨煤机同时运行时, 可保持风压处于7~8 k Pa;3台磨煤机同时运行时, 可保持风压处于8~9 k Pa;4台磨煤机同时运行时, 且负荷在400 MW以下时, 可保持风压处于8.5~9.5 k Pa;5台磨煤机同时运行时, 可保持风压处于10~11 k Pa。应重点注意的是, 一次风机出口风压和风量的匹配问题。运行中, 应注意控制以下风机工况点不越线: (1) 一次风机的总风量为300 t/h、一次风机出口的压力不超过10 k Pa; (2) 一次风机的总风量为400 t/h、一次风机出口的压力不超过11.5 k Pa; (3) 一次风机的总风量为500 t/h、一次风机出口的压力不超过13 k Pa。

当遇到大雪、大雾或大风天气时, 应注意加强对风机入口滤网的检查, 发现滤网结霜、结冰或存在异物时, 应及时清除。如果无法清除, 则应联系点检处理。

4 一次风机动调头卡涩的原因

一次风机动调头卡涩常引起的故障有叶片不动作、调节臂脱落等。如果液压油的压力正常, 则是因调节轴承失效、调节轴与拉叉连接失效或旋转油封失效引发的故障, 导致调节机构机械部分卡涩, 进而使动叶无法动作;如果液压油的压力不正常, 则是因液压缸卡涩、液压缸的泄油量过大、调节阀芯卡涩、油管路不畅、调节盘卡涩或叶片轴承失效而导致调节机构液压部分和轮毂内部叶片转动机构故障, 进而使叶片无法动作;如果在机构正常工作时出现叶片不动作, 且调节臂未脱离、液压油不正常, 则是因拉叉与调节轴完全失去连接而导致调节轴和旋转轴封无力矩传递, 阀芯在弹簧的作用下使叶片开度达到最大, 进而造成液压油憋压;如果出现动叶动作缓慢 (滞后于执行机构) , 且在调节过程中调节臂脱离, 则是因溢流阀失效、液压缸泄漏或调节油压设置过低或调节力矩而造成动叶无法动作。

5 一次风机动调头故障的现象

一次风机动调头故障主要表现为以下6方面: (1) 一次风机动叶的实际开度与指令不一致; (2) 一次风机动叶DCS画面开度指示与现场情况不一致; (3) 一次风机的出力与DCS画面开度不匹配; (4) 2台一次风机无法并列运行, 故障的一次风机出力可能较大或不出力; (5) 故障的一次风机动叶失控, 动叶开关指令发出后风机的出力没有变化或风机的出力大幅摆动, 无法稳定控制; (6) 风机液压油站压力油回油视窗或泄漏油视窗的油流量非正常增大。

6 故障处理

6.1 人员安排

设置1人专门监视调整制粉系统、机组控制系统和机组的整体指挥工作;设置1人专门监视调整风烟系统, 以加强对故障风机的监视力度;设置1人专门监视汽包水位和汽温的调整工作。此外, 副值应到现场检查风机的运行情况;值长应做好组织协调工作和相关的调度工作。

6.2 具体操作流程

在锅炉正常燃烧时, 如果发现一次风机失速且不出力, 则应保持故障风机的运行指令不变, 同时, 不要对故障风机的动叶进行试验或调整;如果一次风机的母管压力较低, 则应及时停运顶层制粉系统, 降低机组负荷, 以维持一次风机母管的压力, 并根据锅炉的燃烧情况投入等离子和油枪助燃或适当增加正常一次风机的出力。此外, 还应关闭故障风机的出口挡板, 关闭后停运故障风机, 开启一次风联络挡板, 以隔离故障一次风机。

当发现一次风机动调头失控时, 应及时检查一次风机系统。如果没有发生抢风现象, 则应及时将风机动叶控制方式切换为手动控制, 并保持指令不变, 同时, 不要调整或试验动叶;如果已经发生抢风现象, 且锅炉燃烧正常、故障风机达到满出力, 则应及时将故障风机动叶控制方式切换为手动控制, 并保持故障风机的运行指令不变, 同时, 不要对故障风机的动叶进行试验和调整。如果母管的压力较低, 则应从顶层制粉系统开始, 依次停运制粉系统。为了保证一次风机的总风量, 可开启备用磨煤机通风。依次停运制粉系统时, 应调整备用磨煤机的通风量, 并保持一次风机母管的压力和一次风机的总风量不变。制粉系统全部停运后, 停运故障一次风机, 关闭故障一次风机出口的电动挡板, 开启一次风联络挡板隔离故障一次风机。此时, 应增加正常一次风机的出力, 及时启动制粉系统, 重新增加机组负荷直至恢复正常运行。

如果风机发生故障, 且锅炉发生灭火, 则应及时关闭故障风机出口的电动挡板, 开启一次风联络挡板隔离故障一次风机, 之后按照正常机组的启动方式执行。

7 故障处理中的注意事项

在机组操作中, 必须仔细、谨慎, 应缓慢停运和启动制粉系统, 减少对燃烧的大幅扰动。一次风机母管的压力降低后, 停运顶层制粉系统提高一次风压力时, 应注意一次风机母管的压力应保持在6.0~8.0 k Pa之间。磨煤机风煤比失常时, 应及时调整给煤机的煤量, 从而保证制粉系统正常运行。

应及时将机组控制方式切换为机跟随定压运行, 尽可能地减少汽包压力变动对汽包水位的影响。应加强对汽包水位、炉膛负压的监视和调整。当发现风机动调头故障后, 不要调整运行中的动调头, 应切换为手动控制, 并保持指令不变即可。出现危及机组设备安全运行的情况时, 不需要请示, 应立即采取相应的处理, 以保证机组的安全。

8 结束语

一次风机在电站锅炉的燃烧系统中起着决定性的作用, 无论是一次风压波动, 还是一次风机跳闸, 都容易引起锅炉灭火, 进而造成机组非计划停运, 这对电厂的经济、安全运行造成了极大的威胁。同时, 一次风机故障极易引起锅炉积粉, 进而导致锅炉爆燃。大型机组的非计划停运会对电网产生很大的冲击, 进而引起电网故障。因此, 一次风机对电厂的运行非常重要, 一定要做好一次风机的故障分析和事故处理措施。

摘要：一次风机在电厂中的作用十分重要。在一次风机发生故障时, 极易引起燃烧, 直接威胁着大型火力发电厂的安全。因此, 为了保证锅炉的稳定运行和机组的安全运行, 在生产过程中应做好一次风机的正常维护、典型故障分析和紧急故障处理, 保证机组在一次风机故障的情况下安全降负荷运行, 进而降低发电机的非停次数。

关键词：发电厂,一次风机,应急处理,锅炉

参考文献

[1]林邦春, 余洋.轴流风机动叶调节机构常见故障诊断[J].热力发电, 2013 (08) .

超临界机组一次风机RB后汽温调节 篇9

火力发电机组已经朝着高参数等级迈进, 目前在建和新投产的机组均以超临界和超超临界机组为主。本文举例的乐清电厂一期2×600 MW超临界机组3大主机均采购自上海电气集团。其中锅炉为超临界参数变压直流炉, 采用定-滑-定运行方式, 单炉膛、四角切圆燃烧、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉;汽机为上海汽轮机有限公司 (STC) 与西门子西屋联合设计制造的超临界、单轴、三缸四排汽、一次中间再热、高中压合缸、反动凝汽式汽轮机;发电机型号为QF-SN-600-2, 其中QF代表汽轮发电机、S代表定子水内冷、N代表氢内冷、600为兆瓦额定容量、2代表2极。该类型机组是国内比较典型的600 MW等级超临界机组之一, 研究该机组RB工况下的调节手段, 特别是汽温调节, 对于机组异常和事故处理有一定的参考价值。乐电一期锅炉主要参数如表1所示。

2 一次风机RB前的锅炉运行状态

2008年12月21日下午, #1机组协调投入, AGC投入远控, 负荷高限设为610 MW, 低限设为450 MW, 当时AGC指令为400 MW左右, 机组实际负荷450 MW。#1锅炉A、B、D、E、F磨稳定运行, 给煤机投自动, 引、送、一次风机均2台自动运行。风、煤、水、汽各项指标正常。中间点过热度为32℃左右, 过热度偏置为+4℃。

3 一次风机RB后的锅炉运行状态

15:50分左右, 1B一次风机跳, RB激活, 1F磨跳, AB层油枪自投成功, 后因1台一次风机提供的风压无法维持4台磨正常运行, 1E磨快速停运。各参数稳定后, 排除故障原因后, 因机组带负荷需要, 将1B一次风机启动且并列运行, 顺利带上负荷, 满足电网调度要求。锅炉侧的燃料调整基本正常。

4 RB动作后影响中间点过热度的原因分析及调节手段

由于调试过程中, 各项RB试验均做过, 积累的试验参数和调节曲线在以往调试中也能较好的体现, 可以说RB动作后, 风、煤、水量的变化速率和目标值都是比较正常的。但是, 调试期间和当前的运行工况有一个非常大的不同, 那就是中间点过热度的控制, 由于中间点温度是直流炉汽温控制中非常关键的参考点, 同时#1炉曾经发生过中间点过热度失调导致汽水分离器壁温超限, 引发MFT的先例, 故在控制汽温过程中, 严格围绕稳定中间点温度展开。#1炉调试期间, 中间点温度基本上在20～25℃之间, 而当前正常运行时过热度基本稳定在30～40℃之间, 导致由于给水协调晃动引发的中间点过热度的幅度变得更小了。此次一次风机RB后各参数变化趋势如图1所示。

15:47左右, RB动作, 给水指令按速率达到920 t/h后, 反弹至980 t/h, 然后回调至830 t/h。与此同时, 中间点温度曲线也随着波浪形晃动了。为了仔细分析查找原因并解释操作过程, 暂且将这个过程分为5个阶段进行讨论。

(1) 中间点过热度第一波下降阶段。中间点过热度从32℃降至26℃, 考虑到过热度还在正常的范围内, 而且此时的煤量和水量刚经历过突变, 过热度变化也属正常, 过热度偏置未作调整。

(2) 中间点过热度第一波反弹阶段。过热度从26℃反弹至36.7℃, 在该过程中, 给水量随着过热度的上升而增加, 符合稳定过热度调节方向的要求, 给水量从920 t/h增加至970 t/h左右。这波过热度的上升, 个人认为锅炉自身的蓄热与给水量还不相配, 因给水减得过快而引起。过热度偏置无操作。

(3) 中间点过热度第二波下降阶段。过热度从36.7℃降至19.3℃, 这波速降, 应该是给水量相对过大, 而锅炉炉膛开始冷下来。给水从970 t/h左右下降到850 t/h左右。变化在正常范围内, 过热度偏置无操作。

(4) 中间点过热度第二波反弹阶段。过热度从19.3℃升至45.9℃。初期, 给水量由于实际过热度和设偏置的过热度 (34℃) 相差过大, 给水量继续下降。运行人员重点关注, 因为#1炉稳态运行的300 MW给水量大约在900 t/h, 给水量低势必引起过热度上窜。从在过热度上升至22℃时, 将过热度偏置从+4℃降至0℃, 后又设为-5℃。给水量未能及时响应, 基本稳在830 t/h, 偏离正常水量较远, 过热度继续快速上窜。15:58:33, 过热度升至43℃, 达到需警惕的水平, 为防止过热度继续上升引起壁温超限, 将过热度焓控自动撤出, 给水在控制煤水比的基础上, 手动直接设给水量的偏置。手动将给水量增加70 t/h, 稳定给水量在900～920 t/h之间。过热度在45.9℃形成拐点。

(5) 中间点过热度第三波下降阶段。过热度从45.9℃降至20～25℃的区间。该任务的完成时间花了约20 min。在该过程中, 焓控手动设给水偏置时, 幅度相对较小, 给水量的修正一般以20 t/h或30 t/h的变化量, 实际给水量在870～880 t/h区间内稳定。过热度最终稳定在20～25℃的区间, 为汽温的稳定创造了条件。

5 汽温控制

由于RB之前, 负荷稳定, 过、再热汽温非常稳定, 过热器一、二级减温水投自动, 再热器事故减温水没投, 摆角稳定在90%以上。

RB发生后, 由于风量聚减, 烟温下降, 炉膛聚冷, 对流为主的再热汽温无调节手段, 只能下降, 所幸由于过热汽温控制稳定, 此次RB再热汽温稳定在530℃以上, 相较调试期间490℃左右的极端温度温和多了。再热汽温没有出现极端情况的另一个重要原因是RB之前, 负荷才450 MW, RB之后到300 MW, 幅度相对较小。

过热汽温一、二级减温水投自动的情况, 容易出现失调, 在RB后重点关注了减温水阀门的动作情况。为防止过热汽温和再热汽温相差过大, 稳定过热汽温在560℃及以上。从而为稳定再热汽温创造了条件。

6 结语

由于中间点温度控制相对稳定, 过、再热汽温相对平稳。恢复1B一次风机运行, 带上负荷后, 过热度相对稳定, 在17:04:16将焓控投自动, 自动状态下, 给水量与手动设偏置的给水量相差不大, 也间接证明了给水量手动设定没有偏离目标值太远。

RB后的参数剧变也反映出, 此台机组的控制系统协调品质还不够理想, 风、煤、水在事故状态和正常加减负荷情况下, 各变量的相互匹配不尽合理, 必要时, 为保证机组安全, 对中间点过热度的控制, 可以对中间点过热度提前输入较大的负偏置 (比如在中间点过热度第二波下降阶段中期) , 也应果断地将焓控切手动。