1000MW机组汽动引风机转速振荡的控制策略分析

0引言

某电厂1 000 MW机组风烟系统采用两台汽动引风机运行、一台电动引风机备用的运行方式,三台引风机均为静叶可调轴流式风机。为避免高温烟气和火焰从炉膛不严密处外喷,危及人身安全,导致炉墙过热变形损坏^[1], 日常运行中炉膛负压设置为-150 pa,采用静叶自动跟随、汽动引风机汽轮机(以下简称“汽引小机”)转速手动调整的方式。

汽引小机为单缸、单流、反动式、背压式汽轮机,运行方式为变参数、变功率、变转速。汽引小机调速范围为3 800~5 951 r/min,通过减速箱、联轴器等与引风机相连。额定进汽压力为5.18 Mpa,排汽压力为1.5 Mpa。汽源为一再出口和冷再,用户有供热、除氧器、辅汽联箱,如图1所示。

1 原因分析

汽动引风机转速振荡会导致风烟系统运行不稳定,影响炉膛负压或风量控制,严重时可能引发风机失速、振动大跳闸^[2-3]等后果。汽动引风机转速振荡一般有以下原因:

1.1 汽轮机驱动系统问题

1)蒸汽参数波动。汽引小机进汽压力不足、流量晃动、温度不稳定(如减温水控制异常或锅炉负荷突变),影响汽轮机出力。

2)调速系统故障。汽引小机进汽调门卡涩、磨损或执行机构响应滞后;液压调节系统油压波动、油质劣化;转速反馈信号异常,如测速探头松动、信号干扰等。

3)汽轮机内部问题。长期运行导致通流部分结垢、汽引小机叶片损坏或汽封泄漏,影响汽引小机效率,或使其出力不稳。

1.2 控制系统问题

1)PID参数整定不当。转速控制回路比例、积分、微分参数不匹配,导致汽动引风机转速超调或振荡。

2)信号干扰或漂移。转速传感器信号受电磁干扰或接线松动。

1.3 烟气场扰动

1)锅炉负压波动。锅炉燃烧不稳、燃料量波动、燃烧器摆角调整、二次风配风方案调整等均会导致炉膛压力大幅变化,造成引风机负载突变^[4—5]。

2)风道阻力异常。引风机烟道积灰、挡板开度突变或脱硫/除尘系统阻力变化。

3)引风机抢风等引发喘振、失速等。

1.4 机械原因

1)转子不平衡。产生的原因包括烟气含大颗粒导致引风机叶片磨损甚至局部变形;叶片积灰、结垢;低温省煤器出口烟气温度低,硫化物结露腐蚀叶片^[6],如图2所示。这些因素导致转子质量分布不均,引发振动和转速波动。

2)轴承磨损或润滑不良。轴承间隙过大或润滑油油质差导致轴承润滑不足,造成转动阻力不均。

3)联轴器对中不良。AGC指令下机组负荷快速加减,导致汽轮机与引风机振动变化较大,进而造成汽轮机与引风机联轴器对中偏差大,产生周期性扭矩波动。

4)静叶调节机构卡涩。引风机静叶调节机构被异物卡涩或执行机构自身故障引起静叶行程不畅,导致引风机转速振荡。

2处理措施

2.1稳定汽轮机系统参数

1)稳定蒸汽参数。锅炉侧工况稳定,确保汽动引风机进汽压力、流量、温度稳定。

2)检修调速系统。运行期间可根据参数和现场数据对比,分析调速阀、执行机构等有无异常,及时清除卡涩物或更换磨损部件。检测液压油清洁度,更换滤网或油品。校验转速探头:检查测速探头安装间隙,测试信号输出稳定性,必要时更换探头。

2.2优化控制系统

1)重新整定PID参数。在低负荷下逐步调整PID 参数,减少积分时间或增大比例带以抑制振荡。

2)逻辑优化。增加转速设定值变化速率限制,或引入前馈控制补偿负载扰动。

2.3减少外部扰动

1)稳定锅炉运行。机组AGC指令变化大时,及时减小负荷速率、调整燃烧配风,减少炉膛压力波动;检查烟道挡板动作是否同步。

2)清理烟道系统。定期吹扫烟道积灰,检查脱硫系统除雾器是否堵塞。

3)减负荷时及时调整汽引小机转速,调平风机出力,避免抢风问题。

2.4机械部分检查与处理

1)检查转子平衡。待停机后清理叶轮积灰或结垢,必要时进行动平衡校正。运行中控制进口温度,避免温度过低导致叶片腐蚀。

2)轴承维护。检查轴承间隙、润滑油脂状态,更换损坏轴承。加强对油系统的检查,确保油压、油温、油质合格。

3)联轴器对中校准。

4)检查调节机构。清理静叶调节机构的卡涩物,备用引风机定期做静叶全行程试验,检查执行连杆是否灵活。

3 典型案例

3.1 案例介绍

某电厂1 000 MW机组风烟系统B汽动引风机和C电动引风机运行(以下简称“一电一汽”),如图3所示。C电动引风机额定参数运行,转速约为750 r/min;B汽动引风机静叶投自动,转速置手动。为避免C电动引风机抢风,B汽引小机转速不低于4800 r/min,对应引风机转速约为685 r/min。

接40%深度调峰指令,压主机中压调门开度至42%。汽引小机进汽调门开度为82%,进汽压力为2.08 Mpa。调整汽引小机排汽压力由1.18 Mpa降低至1.08 Mpa,维持B汽动引风机进出口压差。监盘发现炉膛负压振荡,B汽动引风机转速在4 721~4 891 r/m,n区间振荡,如图4所示。

3.2 原因分析及处理

汽引小机控制方式切至手动模式,转速振荡仍未消除,振荡区间为4 646~4 895 r/m,n。中压调门开度由42%降低至40%后,进汽压力增至2.25 Mpa,振荡逐渐消失,机组各参数趋向稳定。

具体过程如下:

1)负荷减至440 MW左右,汽引小机进汽压力低至2.08 Mpa,如图4所示。进汽调门开度大于80%后,降低排汽压力,供热负荷向其他机组转移,减小汽引小机调门开度,导致汽引小机运行工况不稳,转速发生振荡。

2)转速振荡后,静叶和炉膛负压跟随振荡波动。汽引小机控制模式切至手动模式后,调门指令、反馈均未异常波动,但转速仍继续振荡,原因判断为炉压及静叶波动反馈。

3)振荡无明显好转,停止降低汽引排汽压力操作,换为将主机中压调门开度从42%压至40%,汽引进汽压力由2.08 Mpa上升至2.25 Mpa后,转速振荡现象消失,如图4所示。

3.3小结

1)转速振荡无法收敛时,在小机调门下降段,将汽引小机切至手动模式,待转速稳定后再手动缓慢开调门或重新投入自动与遥控。

2)“一电一汽”情况下,电动引风机为额定转速750 r/m,n,汽动引风机转速约为685 r/m,n,B汽动引风机出力偏低,汽引小机调阀的调节性能偏弱,易进入不稳定区间。因此,可将电动引风机静叶偏置略小于汽动引风机。

3)将B汽引小机转速pID比例环节由9%降低至7%,减慢调节速度,防止进入振荡区间。

4 结束语

针对汽动引风机在运行过程中转速振荡的问题,总结控制策略为稳定汽轮机系统参数、优化控制系统、减少外部扰动、机械部分检查与处理等四个方面。以上控制策略的分析总结对抑制汽动引风机转速振荡具有重要的实践意义。

[参考文献]

[1]宋铜铜,胡伟,宋亚军,等.火电机组深度调峰下动叶可调轴流式引风机振动故障分析及处理[J].发电设备,2025,39(2):126-131.

[2]董乐平,时亮,杨佳贤,等.引风机汽轮机不稳定振动原因分析及改造方案研究[J].节能,2025,44(2):138-140.

[3]杨茂林,孙利娟,岳毅,等.基于烟风系统的火电机组节能运行特性研究[J].能源与节能,2023(11):103-107.

[4] 曲庆,丁建伟,徐伟,等.深度调峰模式下动叶可调轴流式风机变频改造及节能效果[J].现代工业经济和信息化,2025,15(2):226-228.

[5]王凯,徐世江,安波.火力发电厂双引风机出力自平衡控制设计优化[J].自动化应用,2025,66(3):16-18.

[6] 陈鹏杰,马乐乐,孔小兵,等.基于1DCNN-GRU模型和贝叶斯检验的引风机故障预警[J].控制工程,2025,32 (1):29-38.

《机电信息》2025年第13期第5篇