潘存華 彭 榮 李 德

（安徽省電力科學研究院，安徽 合肥 230601）

1 引言

某電廠鍋爐為超臨界壓力變壓運行、單爐膛、一次中間再熱、尾部雙煙道、平衡通風、露天布置、固態(tài)排渣、全鋼構(gòu)架、全懸吊結(jié)構(gòu)、Π型布置燃煤直流鍋爐，鍋爐采用冷一次風機正壓直吹式制粉系統(tǒng)，配6臺北京重型電力設備總廠制造的ZGM113G型中速磨煤機，采用前后墻對沖燃燒方式，24只煤粉燃燒器分三層布置在爐膛前后墻上，在最上排燃燒器上方布置一排燃燼風口（OFA），減少NOx的生成，煤粉燃燒器采用日立-巴布科克公司（BHK）的HT-NR3型低NOx旋流燃燒器，設計煤種為淮北煙煤，鍋爐型號為DG1913/25.4-II3。鍋爐自投產(chǎn)運行以來，運行過程中出現(xiàn)了飛灰可燃物含量偏高，CO排放量高，過熱器、再熱器壁溫超溫等問題，嚴重影響機組的經(jīng)濟與安全運行；后經(jīng)過理論分析、試驗摸索與調(diào)整，解決了上述問題，為機組的的安全經(jīng)濟運行提供了保障。

2 飛灰可燃物含量高及解決辦法

鍋爐飛灰可燃物含量是反應火力發(fā)電廠燃煤鍋爐燃燒效率的主要經(jīng)濟和技術(shù)指標之一，直接反應鍋爐燃燒效果的好壞[1]。該廠鍋爐運行一段時間后，發(fā)現(xiàn)飛灰可燃物含量偏高，達到3%以上，飛灰可燃物熱損失達到1%以上。煤粉顆粒在爐內(nèi)燃盡所需時間與煤粉顆粒直徑是平方的關(guān)系,煤粉細度直接影響煤粉在爐膛內(nèi)的燃盡程度[2]，飛灰可燃物含量偏高的原因與煤粉細度及燃燒配風問題有關(guān)，基于上述分析判斷，通過采用德國ACOMA裝置在各磨煤機出口一次風粉管進行煤粉等速取樣，并利用氣流篩對煤粉細度進行分析，對煤粉細度偏大的B、C兩臺磨煤機進行優(yōu)化調(diào)整，調(diào)整前后數(shù)據(jù)如表1所示。

表1 B、C磨煤機制粉系統(tǒng)調(diào)整前后數(shù)據(jù)

經(jīng)過制粉系統(tǒng)調(diào)整后，飛灰可燃物含量由3.32%下降至2.37%，考慮到制粉出力及制粉單耗影響，未再對制粉系統(tǒng)進行調(diào)整。

鍋爐自投產(chǎn)以來，燃盡風的旋流強度長期設置較大，針對目前的燃燒狀況，在不改變?nèi)急M風量的情況下將前后墻燃盡風的旋流強度關(guān)小，以加強燃盡風的穿透能力，同時為煤粉的后期燃燼提供足夠的氧量，旋流擋板開度調(diào)整如表2所示。

表2 前后墻燃盡風旋流擋板開度調(diào)整（10格為全開狀態(tài)，0格為全關(guān)狀態(tài)）

調(diào)整結(jié)果表明，采用上述方法調(diào)整燃燼風旋流強度并適當?shù)慕档拖聦觾膳_磨煤機出力，飛灰可燃物含量由2.37%下降低至1.16%，經(jīng)過調(diào)整后的鍋爐熱效率較前提升接近0.8%。

3 爐內(nèi)CO含量偏高及高溫腐蝕現(xiàn)象解決

鍋爐在額定負荷進行熱力試驗時，經(jīng)過測試發(fā)現(xiàn)鍋爐爐膛出口CO含量超過2500mg/m3，個別測點位置CO含量甚至超過5000mg/m3，這是由于當前通常由運行人員根據(jù)經(jīng)驗進行操作，很難保證鍋爐在最佳運行狀態(tài)下[3]，按照經(jīng)驗運行模式，并且無法知曉爐膛出口煙氣實際CO含量時，造成的鍋爐熱效率損失高達1%以上，從后期的停爐檢查看，由于爐內(nèi)CO含量的長期超高，爐內(nèi)水冷壁尤其是燃燒器區(qū)域存在不同程度的高溫腐蝕現(xiàn)象，部分水冷壁管壁厚度減薄超過1mm。

從燃燒理論分析，造成爐內(nèi)CO含量偏高的原因在于參與爐內(nèi)燃燒氧量的不足，運行人員從控制NOX排放角度考慮，將額定負荷下的運行氧量控制在2.5%左右運行，但是卻忽略了由此產(chǎn)生的CO對鍋爐的影響。試驗表明，在機組額定負荷情況下，按照此運行方式CO排放量偏高較為明顯，而當機組負荷在80%甚至更低時，按照運行習慣，爐膛出口CO含量基本在250 mg/m3以內(nèi)，對鍋爐熱效率影響可忽略不計。按照鍋爐廠家給定的負荷氧量曲線，我們進行了適當調(diào)整，調(diào)整后的運行曲線如圖1所示。在額定負荷下，將原來的氧量由2.75%提升至3.5%左右后，鍋爐的CO排放量基本忽略不計，而爐內(nèi)水冷壁貼壁位置的測量結(jié)果也表明氧量較調(diào)整前有很大提高，爐內(nèi)貼壁處還原性氣氛在試驗調(diào)整后有了明顯改觀，調(diào)整前后的爐膛貼壁氣氛如圖2所示。對于80%及其以下負荷，由于爐膛出口CO含量很小，同時爐內(nèi)貼壁處有較高氧氣存在，因此還是按照鍋爐廠家給定的負荷氧量曲線進行運行，不做改動。

調(diào)整后，額定負荷下空預器出口平均CO含量由原來的2500mg/m3降低至70mg/m3，如圖2所示，調(diào)整后的可燃氣體不完全燃燒損失由原來0.7%下降為0；因煙氣量加大造成的排煙熱損失增大0.3%，總的鍋爐效率可以提升0.4%。再考慮到送、引風機的出力增加造成的輔機電耗上升，總的機組煤耗可節(jié)約1g/KW·h左右。在保持原有配風方式下增大爐內(nèi)氧量后，爐膛出口NOx含量由原來的280mg/m3上升到300mg/m3，對脫硝帶來的影響不明顯。

圖1 調(diào)整前后機組負-荷氧量對應曲線

圖2 調(diào)整前后爐膛水冷壁貼壁處主要測點O2值

4 過熱器、再熱器壁溫超溫現(xiàn)象及解決辦法

機組額定負荷下過熱器、再熱器壁溫超溫現(xiàn)象嚴重，個別點壁溫達到600℃，590℃以上的超溫測點有8個，爐膛出口處兩側(cè)煙溫偏差達到30℃以上，過熱器兩側(cè)汽溫偏差最高可以達到15℃以上，由于壁溫溫度已達到報警值，從安全角度考慮，機組被迫降低主汽溫與再熱汽溫運行，機組經(jīng)濟性受到影響。

過熱器、再熱器壁溫超溫的原因有二，一是由于爐膛出口附近煙氣側(cè)溫度偏高，造成輻射及對流傳熱強度增大，管壁吸熱量增大，因而管壁溫度超溫，二是由于管內(nèi)蒸汽流量減少，管內(nèi)蒸汽帶走熱量減少，管壁溫度上升而超溫。從運行參數(shù)分析，由于超溫管束較多，同時爐膛出口煙氣溫度的偏差，因此，可以判定是爐內(nèi)煙氣流場的溫度場變化造成的壁溫超溫。

圖3 調(diào)整前后爐膛出口主要測點O2/CO值

為解決灰渣可燃物含量偏高問題，電廠將各臺磨煤機折向擋板由原來的45%調(diào)整至35%，個別磨煤機折向擋板甚至調(diào)整至30%左右。這一調(diào)整使分離器阻力加大，在相同制粉出力下，需要提高一次風風壓與風量，分離器的調(diào)整傾向于煤粉變細，風量的加大又使得攜帶煤粉變粗，多種因素的作用下使得磨煤機出口煤粉均勻性變差，同時煤粉管內(nèi)一次風風速偏差較大造成煙氣流場不均也是壁溫超溫的原因所在，由于煤粉變粗，燃燒推遲，火焰中心有上升趨勢，同時爐膛出口處的煙氣溫度升高，造成過熱器、再熱器壁溫超溫。

結(jié)合鍋爐的實際運行情況以及燃燒調(diào)整試驗摸索，發(fā)現(xiàn)二次風配風方式對改善鍋爐運行存在的問題問題有比較明顯的效果[4]，通過試驗及運行摸索，該鍋爐在總風量不變情況下將前后墻最底層二次風風門開度均調(diào)整至100%，前后墻中間二次風風門開度均調(diào)整至80%，前后墻上層二次風開度均調(diào)整至60%，采用類似寶塔形配風方式，加強爐內(nèi)燃燒，同時將原有燃盡風風門開度由40%關(guān)小到10%，以保證主燃燒區(qū)域的空氣量。通過加大主燃燒區(qū)的空氣量，使得煤粉能在這一區(qū)域劇烈燃燒，主燃燒區(qū)域的溫度升高，水冷壁的輻射吸熱量增大，從而降低爐膛出口煙氣溫度并減少過熱器、再熱器的吸熱量。采用上述方法后各測點壁溫較原來都有不同程度的下降,過熱器、再熱器壁溫超溫現(xiàn)象得到有效改善，調(diào)整前后的過熱器壁溫如圖4所示，調(diào)整前后的再熱器壁溫如圖5所示。

圖4 調(diào)整前后高溫過熱器壁溫溫度對比

5 結(jié)論

（1）調(diào)整磨煤機分離器擋板開度并選擇在40%-45%左右可以得到合適的煤粉細度、同時減小燃盡風的旋流強度可以有效解決飛灰可燃物含量問題。

圖5 調(diào)整前后高溫再熱器壁溫溫度對比

（2）適當?shù)奶岣卟⑦x取最佳運行氧量，可以有效的解決爐內(nèi)高溫腐蝕現(xiàn)象及爐膛出口CO含量高的問題。

（3）調(diào)平并降低一次風風速可以減小爐內(nèi)煙氣溫度偏差，改變二次風配風方式可以降低爐膛出口煙氣溫度，有效解決過熱器、再熱器壁溫超溫現(xiàn)象。

[1]趙麗.電站鍋爐飛灰可燃物含量預報的數(shù)學模型研究[D].濟南：山東大學，2006.

[2]張紅軍，賈翠萍.鍋爐飛灰可燃物含量高的調(diào)整[J].華東電力，2003，（11）：61-63.

[3]谷俊杰，孔德奇，高大明，等.電站鍋爐燃燒優(yōu)化中最佳煙氣氧量設定值的計算[J].華北電力大學學報，2007，（6）：61-65.

[4]譚建坤.電廠鍋爐過熱器超溫問題分析與對策[J].華中電力，2008，（4）：54-55.