時頌華

(湖南省電力公司科學(xué)研究院，湖南長沙 410007）

300 MW電站鍋爐汽溫偏低分析及處理

時頌華

(湖南省電力公司科學(xué)研究院，湖南長沙 410007）

針對某電廠2×300 MW機(jī)組3號鍋爐蒸汽溫度長期偏低和帶不起負(fù)荷的問題，進(jìn)行全面分析和相應(yīng)的調(diào)整試驗，在保持目前鍋爐的設(shè)備狀況和入爐煤質(zhì)的情況下，通過提高火焰中心高度，提高爐膛出口溫度、增加煙氣流量和加強(qiáng)換熱等措施，有效提高了鍋爐汽溫，取得了較好的效果，供同類型機(jī)組借鑒。

300 MW機(jī)組;電站鍋爐;蒸汽溫度;調(diào)整試驗

蒸汽溫度是火電機(jī)組運行的一項重要指標(biāo)，嚴(yán)重影響著機(jī)組的安全性和經(jīng)濟(jì)性。一般情況下，主汽溫度每降低10℃，相當(dāng)于多消耗燃料0.2%，對于壓力12～25 MPa、溫度540℃的蒸汽，主汽溫度每降低10℃，將導(dǎo)致循環(huán)效率下降0.5%，汽輪機(jī)出口的蒸汽濕度增大0.7%。這不僅影響了熱力系統(tǒng)的循環(huán)效率，而且加大了對汽輪機(jī)末級葉片的侵蝕，甚至發(fā)生水擊現(xiàn)象，嚴(yán)重威脅汽輪機(jī)的安全運行〔1〕。

某廠鍋爐自2005年投產(chǎn)以來一直存在著汽溫偏低的現(xiàn)象，過熱器減溫水長期沒有投用，過熱蒸汽和再熱蒸汽溫度很難達(dá)到設(shè)計值 (540℃)，且煤質(zhì)較差時帶不起負(fù)荷。

2010年機(jī)組小修后，由于燃煤熱值較高、未摻燒無煙煤等原因，鍋爐汽溫偏低的問題更加嚴(yán)重，高負(fù)荷 (270 MW以上)時過熱汽溫經(jīng)常降到520℃、再熱汽溫降到510℃以下，在機(jī)組降負(fù)荷和停運制粉系統(tǒng)時鍋爐汽溫甚至降到500℃以下，由于鍋爐汽溫低經(jīng)常導(dǎo)致機(jī)組限制負(fù)荷運行，嚴(yán)重威脅了機(jī)組的安全性和經(jīng)濟(jì)性。

1 設(shè)備概況

鍋爐型號為HG-1025/18.2-PM27，根據(jù)美國ABB-CE燃燒工程公司技術(shù)設(shè)計制造，亞臨界壓力帶一次中間再熱自然循環(huán)汽包鍋爐，爐膛為單爐膛結(jié)構(gòu)，呈“∏”型半露天布置，鍋爐采用直流式燃燒器、四角布置、切向燃燒方式，燃用山西貧瘦煤和本地?zé)o煙煤的混煤，燃燒器采用四角布置雙通道+寬調(diào)節(jié)比 (WR)+燃盡風(fēng)反切 (OFA)形式;鍋爐為平衡通風(fēng)、負(fù)壓運行，配備二級點火系統(tǒng)，油槍的最大出力按鍋爐30%MCR工況設(shè)計;制粉系統(tǒng)采用中間儲倉式熱風(fēng)送粉系統(tǒng)，配鋼球磨煤機(jī)4臺。

2 汽溫偏低原因分析

2.1 鍋爐設(shè)計的原因

從鍋爐熱力計算書來看，鍋爐燃用設(shè)計煤種時，BMCR工況過熱減溫水為0，負(fù)荷300 MW時的THA工況減溫水量為12.8 t/h，而燃用接近設(shè)計煤質(zhì)的其他同類型機(jī)組的設(shè)計減溫水量一般在30～40 t/h左右，可見廠家在受熱面布置設(shè)計方面相對保守，沒有考慮煤質(zhì)變化和運行條件變化可能帶來的汽溫調(diào)節(jié)裕量的問題。

3號鍋爐空氣預(yù)熱器轉(zhuǎn)子直徑為Φ9 468 mm，而其他同類機(jī)組空氣預(yù)熱器轉(zhuǎn)子直徑為Φ10 318 mm，3號鍋爐空氣預(yù)熱器受熱面積比同類型空氣預(yù)熱器受熱面積減少約17%，且由于空預(yù)器積灰導(dǎo)致傳熱效果下降，導(dǎo)致鍋爐一、二次風(fēng)溫較設(shè)計值偏低40～50℃，從而影響了鍋爐整體汽溫的提高。

2.2 入爐煤質(zhì)的原因

設(shè)計燃用無煙煤和貧煤的混煤，揮發(fā)分Vdaf為14.69% ，低位發(fā)熱量為 Qar，net為 21 483 kJ/kg。目前鍋爐機(jī)組實際燃用單一煤種貴州煤，揮發(fā)分Vdaf為11%～13%，低位發(fā)熱量為21000 kJ/kg左右。從燃燒情況來看，目前入爐煤的著火和燃盡特性較好，相對于無煙煤混煤而言，出現(xiàn)了爐膛火焰中心下移、爐膛出口煙溫以及各級受熱面煙溫偏低的現(xiàn)象 (設(shè)計的300 MW負(fù)荷末再出口煙溫761℃，實際運行時為740℃;設(shè)計的空預(yù)器入口煙溫375℃，實際運行時只有345℃)。運行和試驗結(jié)果表明，當(dāng)入爐煤發(fā)熱量和揮發(fā)分降低時，汽溫偏低的問題明顯好轉(zhuǎn)。

2.3 運行控制的原因

運行人員采取20臺給粉機(jī)全部投運、上兩層(D，E層)自動的運行方式，當(dāng)入爐煤熱值較高時，各層給粉機(jī)轉(zhuǎn)速均較低 (轉(zhuǎn)速指令15% ～20%左右)，參與自動的D，E層轉(zhuǎn)速經(jīng)常波動到10%以下，這種運行方式導(dǎo)致上層燃燒器煤粉量低、燃燒較弱，同時汽溫隨燃燒指令周期性波動，非常不利于提高和穩(wěn)定蒸汽溫度，導(dǎo)致鍋爐氣溫長期偏低。

2.4 設(shè)備方面的原因

在小修過程中，清除鍋爐機(jī)組燃燒器區(qū)域焦塊，爐膛受熱面相對較清潔，水冷壁吸熱量較多，故爐膛出口溫度相對較低。進(jìn)行鍋爐機(jī)組燃燒調(diào)整試驗時，空氣預(yù)熱器阻力較大 (達(dá)到1 800～2 000 Pa)，環(huán)境溫度較高、機(jī)組負(fù)荷在290 MW以上時引風(fēng)機(jī)滿出力運行、氧量難以達(dá)到2.5%，只能維持爐膛微正壓的狀況運行，嚴(yán)重限制了鍋爐帶負(fù)荷能力和汽溫水平的提高。

3 提高蒸汽溫度的技術(shù)措施

在鍋爐負(fù)荷較高、入爐煤熱值較高的情況下，通過以下調(diào)整手段保證了汽溫達(dá)到設(shè)計值。

(1)燃燒方式調(diào)整

增加E層給粉機(jī)轉(zhuǎn)速并退出自動:將E層給粉機(jī)轉(zhuǎn)速切為手動，轉(zhuǎn)速增加到30%，并穩(wěn)定在此轉(zhuǎn)速下運行。將D，E層燃燒自動改為C，D層燃燒自動。

根據(jù)煤質(zhì)情況和給粉機(jī)轉(zhuǎn)速，適當(dāng)降低A，B層給粉機(jī)轉(zhuǎn)速，當(dāng)給粉機(jī)轉(zhuǎn)速整體較低時，退出A層部分火嘴運行。

(2)輔機(jī)運行方式調(diào)整

針對鍋爐空氣預(yù)熱器積灰嚴(yán)重、阻力較大，引風(fēng)機(jī)帶負(fù)荷能力受限，高負(fù)荷下氧量偏低的問題，通過引風(fēng)機(jī)和增壓風(fēng)機(jī)聯(lián)調(diào)的方法，增大了引風(fēng)系統(tǒng)出力，300 MW負(fù)荷下省煤器出口氧量達(dá)到了3.5%左右，對改善汽溫起到了顯著作用。

4 調(diào)整效果

通過采取以上措施，提高了火焰中心的高度和爐膛出口溫度，增大煙氣流量加強(qiáng)換熱，鍋爐過熱蒸汽出口溫度由520℃提高到535℃以上，二級減溫水保證了一定開度，再熱蒸汽出口溫度也達(dá)到了528℃以上，調(diào)整前后參數(shù)對比見表1。由于二級減溫水有了一定開度，在鍋爐燃燒自動 (即給粉機(jī)轉(zhuǎn)速)波動的情況下過熱蒸汽溫度基本保持穩(wěn)定，調(diào)整達(dá)到了較理想的效果。

表1 調(diào)整前后參數(shù)對照表

5 建議

在目前入爐煤質(zhì)和負(fù)荷狀況下，通過調(diào)整爐膛火焰中心高度、增加風(fēng)量可以實現(xiàn)蒸汽溫度的有效控制。調(diào)整試驗是在高負(fù)荷、且入爐煤為高熱值云貴煤的工況下進(jìn)行的，在低負(fù)荷、入爐煤質(zhì)變化的工況下仍可按照這一思路進(jìn)行調(diào)整。

為保證鍋爐在不同工況下蒸汽溫度基本達(dá)到設(shè)計值，提出以下建議:

(1)保證入爐煤質(zhì)穩(wěn)定，應(yīng)控制入爐煤熱值和揮發(fā)分。在機(jī)組高負(fù)荷運行時，入爐煤熱值應(yīng)控制在19 000 kJ/kg以上，以保證鍋爐帶負(fù)荷能力;高硫煤與其它煤種進(jìn)行合理摻配，控制入爐煤含硫量在一定范圍，防止出現(xiàn)鍋爐嚴(yán)重結(jié)焦和水冷壁高溫腐蝕。鍋爐設(shè)計煤種干燥無灰基揮發(fā)分為14%，當(dāng)入爐煤揮發(fā)分較高時可能導(dǎo)致著火、燃盡較快，火焰中心較低，從而導(dǎo)致汽溫偏低，因此入爐煤干燥無灰基揮發(fā)分不宜過高，應(yīng)控制在10%～20%以內(nèi)。對高熱值、高揮發(fā)分煤種宜采用停運下層火嘴、投運上4層火嘴的運行方式。

(2)降負(fù)荷和磨煤機(jī)運行過程中，對汽溫提前采取控制措施。降負(fù)荷和停磨過程均是減少熱負(fù)荷的過程，可能導(dǎo)致汽溫較大幅度下降，因此應(yīng)提前采取有效的措施，防止汽溫劇降。

(3)適當(dāng)提高氧量。試驗分析認(rèn)為，鍋爐機(jī)組負(fù)荷270～300 MW時氧量控制在3.5% ～4.5%、負(fù)荷240～270 MW 時氧量控制在4.5% ～5.5%、負(fù)荷210～240 MW 時氧量控制在5.5% ～6.0%、負(fù)荷180～210 MW時氧量控制在6.0% ～6.5%比較適宜，并且在可能的情況下，適當(dāng)增加增壓風(fēng)機(jī)負(fù)荷，滿足高負(fù)荷下爐膛負(fù)壓的需要。

(4)優(yōu)化吹灰方式。減少爐膛吹灰頻率，加強(qiáng)煙道吹灰。在結(jié)焦不嚴(yán)重的情況下，每2～3 d應(yīng)進(jìn)行1次爐膛吹灰，每天進(jìn)行1次尾部煙道吹灰。

(5)進(jìn)行空預(yù)器清洗，降低阻力，增強(qiáng)傳熱效果，提高一、二次風(fēng)溫。

(6)進(jìn)行必要的設(shè)備改造。聯(lián)系廠家進(jìn)行煤質(zhì)校核計算，必要時進(jìn)行設(shè)備改造論證;增加低溫再熱器受熱面面積、恢復(fù)上層火嘴擺動功能、進(jìn)行三次風(fēng)上傾改造和增加空氣預(yù)熱器熱端吹灰器等。

〔1〕林錦澤.鍋爐蒸汽溫度偏低的原因及防治措施〔J〕.電力安全技術(shù)，2005，7(2):12-13.

TM621.2

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1008-0198(2011)03-0048-02

10.3969/j.issn.1008-0198.2011.03.015

2010-12-17