張向群,王 赫,張夜雨

(東北電力科學(xué)研究院有限公司,遼寧 沈陽 110006)

1 鍋爐系統(tǒng)概述

綏中發(fā)電廠二期工程2×1 000 MW機(jī)組安裝2臺東方鍋爐廠生產(chǎn)的DG3030/26.25-Ⅱ1型超超臨界壓力、單爐膛、固態(tài)排渣、平衡通風(fēng)、全懸吊露天布置、變壓運(yùn)行直流鍋爐。采用正壓冷一次風(fēng)直吹式制粉系統(tǒng),前后墻各布置3層燃燒器噴口和1層燃燼風(fēng)噴口,對沖燃燒方式。磨煤機(jī)采用5運(yùn)1備方式運(yùn)行,在鍋爐前墻下層布置了1層8只微油燃燒器,單只微油槍設(shè)計出力為120 kg/h。機(jī)組采用35%一級大旁路及2臺50%容量的汽動給水泵。配備1臺強(qiáng)制循環(huán)爐水循環(huán)泵,保證了25%BMCR的最低啟動流量。除渣系統(tǒng)采用液壓干式排渣裝置及兩級鋼帶機(jī)系統(tǒng),除灰系統(tǒng)采用正壓濃相氣力輸送系統(tǒng)。鍋爐設(shè)計煤種采用準(zhǔn)格爾2號煤,校核煤種1采用準(zhǔn)格爾5號煤、校核煤種2采用神華煤。

2 穩(wěn)壓蒸汽吹管臨時系統(tǒng)的設(shè)計

以鍋爐熱負(fù)荷達(dá)到額定蒸發(fā)量的45%～50%為基礎(chǔ),從化學(xué)補(bǔ)給水方式、臨時管道的選材、吹管理論計算等3個方面著手進(jìn)行穩(wěn)壓蒸汽吹管系統(tǒng)的設(shè)計。

2.1 吹管臨時補(bǔ)水管路的設(shè)計

穩(wěn)壓吹管時,若要滿足吹管各段受熱面動量比大于1的要求,經(jīng)過計算,吹管時的給水流量應(yīng)該在1 200～1 400 t/h的水平。原設(shè)計補(bǔ)水管路規(guī)格為 Φ 273 mm,理論上能保證500～600 t/h的供水能力。為滿足供水要求,增加了1根 Φ 377 mm,從5 000 m3備用除鹽水箱引至3、4號凝汽器的臨時補(bǔ)水管路,加上原配的2臺流量500 m3/h、揚(yáng)程為63 m的備用補(bǔ)水泵,吹管期間可以滿足1 500 t/h的供水能力。補(bǔ)水系統(tǒng)圖如圖1所示。

2.2 蒸汽吹管臨時系統(tǒng)材料的選擇

圖2為百萬千瓦機(jī)組蒸汽吹管流程圖,在傳統(tǒng)的降壓吹管方式下,從安全及經(jīng)濟(jì)2個方面考慮,一般臨時控制門前的管道材質(zhì)選擇合金鋼,臨時門后的管道材質(zhì)選擇碳鋼材料。普通20號碳鋼材料通常在450℃以下時具有良好的金屬材料特性,由于穩(wěn)壓吹管在鍋爐高負(fù)荷下持續(xù)的時間較長,當(dāng)熱段再熱器出口汽溫達(dá)到500℃時,普通碳鋼材料將無法滿足金屬材料強(qiáng)度要求。所有臨時管道均選擇了材質(zhì)為12Cr1MovG的合金材料。

2.3 穩(wěn)壓蒸汽吹管系數(shù)計算

過熱器設(shè)計壓降為2.42 MPa,再熱器設(shè)計壓降為0.25 MPa,根據(jù)初步計算,當(dāng)過熱器出口汽溫為420～450℃,再熱器出口汽溫480～520℃,在分離器壓力6 MPa、蒸汽流量達(dá)到1 162 t/h工況下進(jìn)行穩(wěn)壓吹管時,可保證過熱器各級受熱面吹管系數(shù)k＞1。

式中 k——吹管擾動系數(shù);

Gch——吹管時的蒸汽流量,kg/s;

Ge——額定工況時的蒸汽流量,kg/s;

Vch——吹管時的蒸汽比容,m3/kg;

Ve——額定工況時蒸汽比容,m3/kg。

表1為穩(wěn)壓蒸汽吹管系數(shù)計算,由于過熱器減溫水取自省煤器出口,在進(jìn)行過熱器及再熱器冷段吹管擾動系數(shù)計算時,給水流量即為蒸汽流量。將表1中實際數(shù)據(jù)帶入公式 (1),得到給水流量1 326 t/h工況下的過熱器及冷段再熱器蒸汽吹管擾動系數(shù)分別為1.249和1.849。可見,一階段蒸汽吹管時沿鍋爐蒸汽流程方向,在同樣蒸汽流量下,隨著蒸汽比容逐漸增大,位于下游的冷段再熱器吹管擾動系數(shù)大于位于上游的過熱器吹管擾動系數(shù)。

3 穩(wěn)壓蒸汽吹管的實施特點(diǎn)

3.1 鍋爐升溫升壓期間的操作要點(diǎn)

a. 水煤比手動分段控制

因為采用主蒸汽和再熱蒸汽管路串聯(lián)吹管的布置方式,再熱器始終有蒸汽通過,保證了再熱器壁溫始終在允許范圍內(nèi)。由于鍋爐水煤比自動在吹管期間無法投入,從冷態(tài)點(diǎn)火到達(dá)到鍋爐50%左右熱負(fù)荷過程中,升溫升壓速率完全依靠人為進(jìn)行控制。其中,鍋爐升壓速率通過調(diào)節(jié)臨時控制門的開度及增減燃料量進(jìn)行控制,升溫速率采用水煤比進(jìn)行調(diào)節(jié)。

表2為從點(diǎn)火至穩(wěn)壓吹管各階段運(yùn)行參數(shù),從表2可見,在鍋爐升溫升壓過程中,在同樣的過熱度情況下,隨著鍋爐熱負(fù)荷的增加,燃燒效率逐漸增加,水煤比逐漸降低。

b. 升溫升壓期間的鍋爐直流轉(zhuǎn)換

理論上,東方鍋爐百萬千瓦機(jī)組直流負(fù)荷轉(zhuǎn)換點(diǎn)在25%左右,對應(yīng)機(jī)組負(fù)荷在250～300 MW。穩(wěn)壓蒸汽吹管作為鍋爐的一種特殊運(yùn)行工況,汽水系統(tǒng)背壓為大氣壓力,鍋爐在非并網(wǎng)狀態(tài)下進(jìn)行直流轉(zhuǎn)換。此時,根據(jù)爐水循環(huán)泵電流和分離器水位等參數(shù)來判斷鍋爐轉(zhuǎn)為直流負(fù)荷運(yùn)行的時機(jī)。

第2臺磨投入后,在省煤器前給水量900～1 100 t/h的工況下,隨著燃料量增加,分離器儲水罐水位逐漸降低,爐水循環(huán)泵流量減小到一定值時,爐水泵最小流量閥聯(lián)鎖開啟。當(dāng)儲水罐水位低于0.5 m,水泵電流逐漸降低至31 A左右時,爐水泵跳閘。鍋爐分離器入口汽溫保持在5℃左右微過熱度時,鍋爐實現(xiàn)直流轉(zhuǎn)換。

因為水煤比采用手動控制,當(dāng)水煤比偏大時,鍋爐又重新切換至濕態(tài)運(yùn)行狀態(tài),此時即使分離器儲水罐再次見水甚至達(dá)到11.5 m的爐水泵啟動水位時,也不再次啟動爐水泵。這樣可以在鍋爐升降負(fù)荷及干濕態(tài)直流轉(zhuǎn)換時,避免6 kV電動機(jī)的頻繁啟動,同時也可以防止給水量突變對汽溫汽壓造成的沖擊。整個直流轉(zhuǎn)換過程中,分離器儲水罐水位始終通過投入3個儲水罐排水調(diào)節(jié)閥閥位自動進(jìn)行控制。

表1 穩(wěn)壓蒸汽吹管系數(shù)計算

表2 從點(diǎn)火至穩(wěn)壓吹管各階段運(yùn)行參數(shù)

表3 鍋爐穩(wěn)壓吹管典型運(yùn)行參數(shù)

3.2 采用分離器汽溫微過熱度控制策略

吹管期間控制分離器入口蒸汽始終保持在微欠焓或微過熱度狀態(tài),避免了由于水煤比控制不當(dāng)而引起的分離器入口汽溫突然飛升的風(fēng)險。

表3為鍋爐穩(wěn)壓吹管典型運(yùn)行參數(shù)。共進(jìn)行了5次穩(wěn)壓吹管,吹管總有效時間達(dá)到217 min。在蒸汽吹管后期,隨著鍋爐大量上水,省煤器前給水溫度逐漸由80℃降至20℃,蒸汽吹管系數(shù)k逐漸降低?？偨o煤量的增加受到磨煤機(jī)出口風(fēng)粉混合物溫度不能低于60℃的限制,在蒸汽吹管后期短時間投入大油槍助燃,以彌補(bǔ)由于給水溫度降低而引起的總輸入熱量的不足。

吹管期間,8只微油燃燒器全程投入,總出力達(dá)到1 t/h,單只大油槍出力在1 t/h左右,按燃煤發(fā)熱量20 725 kJ/kg,鍋爐燃燒效率80%計算,得出鍋爐蒸汽吹管時的熱負(fù)荷與鍋爐BMCR工況熱負(fù)荷之比。從表3可以看出,在滿足蒸汽吹管擾動系數(shù)大于1的前提下,5次穩(wěn)壓吹管鍋爐的負(fù)荷率在44.4%～48.5%。

4 結(jié)束語

穩(wěn)壓蒸汽吹管工藝在東北首臺百萬千瓦機(jī)組上成功應(yīng)用,整個蒸汽吹管過程從2009年12月5日開始至12月10日結(jié)束,歷時6 d,共耗油325 t、耗煤3 065 t、耗水21 600 t。采用5 min穩(wěn)壓吹管和降壓吹管兩種打靶方式,銅靶板上沒有大于0.8 mm的斑痕,0.5～0.8 mm的斑痕不多于8點(diǎn),0.2～0.5 mm的斑痕均勻分布。兩次吹管間隔時間最少19 h,連續(xù)2次靶板檢查合格,滿足國家標(biāo)準(zhǔn),吹管效果良好。為在百萬千瓦機(jī)組上推廣使用穩(wěn)壓吹管技術(shù)做出了成功的典范。