張學(xué)明

摘 要：印度古德羅爾項目一期工程建設(shè)2×600MW 亞臨界燃煤機組，1號機組于2015年9月24日首次滿負(fù)荷運行，在隨后的可靠性運行中，發(fā)現(xiàn)機組再熱器減溫水流量大現(xiàn)象，經(jīng)過調(diào)試單位牽頭，組織鍋爐制造廠家，運行，EPC等各方分析、檢查發(fā)現(xiàn)：爐膛和分隔屏結(jié)焦過多是造成再熱器減溫水量偏大的主要原因，經(jīng)過對鍋爐結(jié)焦受熱面進行清焦，并對燃燒器配風(fēng)方式、吹灰頻率、爐膛出口氧量、火焰中心等進行燃燒調(diào)整，使得再熱汽溫和減溫水量維持在設(shè)計范圍。同時避免鍋爐受熱面結(jié)焦，提高了鍋爐運行效率和機組運行的經(jīng)濟性和安全性。

關(guān)鍵詞：減溫水 原因分析 調(diào)整控制

前言：

印度古德羅爾一期 2×600MW 亞臨界燃煤機組項目，位于印度泰米爾納德邦古德羅爾鎮(zhèn)，瀕臨孟加拉灣。鍋爐為亞臨界壓力、一次中間再熱、控制循環(huán)鍋筒爐，鍋爐采用平衡通風(fēng)、直流式燃燒器四角切圓燃燒方式，設(shè)計燃料為煙煤。鍋爐的最大連續(xù)蒸發(fā)量為2069t/h。機組最大工況時（TMCR時），鍋爐的蒸發(fā)量為1892.9t/h。根據(jù)鍋爐廠家說明書及業(yè)主與EPC簽訂的技術(shù)合同規(guī)定，鍋爐負(fù)荷在50%-100%運行期間，再熱蒸汽溫度為538（±5℃）。再熱器的減溫水量為0t/h。但是在1號鍋爐負(fù)荷在50%-100%BMCR試運行期間，再熱器的減溫水量最大達到76.8 t/h，最小也有12.7 t/h。根據(jù)鍋爐廠說明書：再熱汽溫度主要通過再熱器煙氣擋板調(diào)整，再熱器事故噴水僅在再熱器事故狀態(tài)下投入，顯然如此大的事故噴水量，使鍋爐運行效率明顯下降，也對再熱器長期運行超溫帶來隱患。

處理前機組運行參數(shù)如下：

處理前減溫水DCS截圖：

針對該問題，調(diào)試人員進行試驗分析、查找問題原因，根據(jù)調(diào)試人員所掌握的情況和運行數(shù)據(jù)，現(xiàn)對#1爐再熱器減溫水流量異常的原因進行分析如下：

1. 磨煤機組合方式的影響

圖3為磨煤機組合方式由ABCDE磨切換到ABDEF磨后，減溫水的變化趨勢曲線，從圖中可以看出，投運F磨后，再熱器減溫水量上升。圖4為磨組合方式由ABCEF磨切換到ABCDE磨后減溫水的變化曲線，從圖中可以看出，切掉F磨后，再熱器減溫水量下降。這條規(guī)律與我們理論分析一致，當(dāng)火焰中心抬高時，再熱器減溫水量增加，火焰中心降低時，再熱器減溫水量減少。

2.煙氣中氧含量的影響

圖5、6選取了日常運行中變化明顯的工況，圖中黑色曲線為煙氣中含氧量的變化曲線，兩條藍色曲線分別為再熱器減溫水A、B側(cè)的變化曲線。從圖中可以看出，當(dāng)煙氣中氧含量增加時，再熱器減溫水增加，當(dāng)煙氣中氧含量減少時，再熱器減溫水減少。同時，減溫水的變化略滯后于煙氣中氧含量的變化。本工程上可以看到這種趨勢，但并不明顯。

3.燃燒器擺角的影響

再熱器減溫水量整體上隨燃燒器擺角變化而變化。燃燒器上擺，火焰中心上移，減溫水量增加；燃燒器下擺，火焰中心下移，減溫水量減少。通過已經(jīng)完成的燃燒調(diào)節(jié)試驗結(jié)果可以發(fā)現(xiàn)，下調(diào)燃燒器擺角對降低本工程再熱器減溫水量有一定幫助。

4. 受熱面結(jié)焦的影響

在#1爐停爐期間，調(diào)試技術(shù)人員和業(yè)主人員利用這個機會，對爐內(nèi)進行了一次全面的檢查，發(fā)現(xiàn)鍋爐水冷壁結(jié)焦，同時分隔屏區(qū)域存在沾污，情況非常嚴(yán)重。爐膛水冷壁、省煤器等低溫受熱面的沾污只是影響工質(zhì)吸熱的一部分因素。分隔屏過熱器、后屏過熱器等受熱面的位置位于末再、末過之前，出現(xiàn)嚴(yán)重的沾污情況同樣是重要的影響因素。這些受熱面的沾污均將增加末再、末過位置處的煙氣溫度，導(dǎo)致過熱器和再熱器吸熱量超出理論設(shè)計值，并且需要大量的減溫水參與進行降溫。見圖-14

從調(diào)試人員檢查的沾污情況分析中也可以明確看到分隔屏過熱器的實際吸熱量大大低于設(shè)計值，是受沾污影響最嚴(yán)重的受熱面。

5.鍋爐結(jié)焦和沾污對受熱面吸熱量的影響

基于 #1爐的實際運行狀態(tài)，調(diào)試人員根據(jù)現(xiàn)有測點的讀數(shù)，對各級受熱面的吸熱情況與設(shè)計值進行整體的比較。通過受熱面吸熱的比較以及現(xiàn)場進行燃燒調(diào)整試驗的結(jié)果，分析認(rèn)為：引起鍋爐再熱器減溫水流量異常的主要原因，是鍋爐的結(jié)焦和沾污問題。

與設(shè)計值相比，過熱器系統(tǒng)（包括水系統(tǒng)）實際吸熱量增加3.3%，再熱器系統(tǒng)實際吸熱量增加35%。

與設(shè)計值相比，過熱器系統(tǒng)（包括水系統(tǒng)）各級受熱面吸熱量變化詳見下表：

爐膛結(jié)焦后，進入上爐膛的煙氣溫度升高。同時因分隔屏過熱器沾污嚴(yán)重，分隔屏吸熱能力下降，導(dǎo)致分隔屏出口的煙氣溫度進一步升高。處于分隔屏下游的受熱面將受到更大的影響，包括后屏過熱器、屏式再熱器、末級再熱器以及末級過熱器等。

但由于后屏過熱器也存在一定的沾污情況，后屏過熱器的吸熱量沒有產(chǎn)生更大的變化。從屏式再熱器開始，下游的各級受熱面沒有出現(xiàn)明顯的沾污現(xiàn)象，清潔度較高，所以吸熱量的開始出現(xiàn)明顯的變化。

與設(shè)計值相比，墻式再熱器實際吸熱量增加28.7%，屏式再熱器與末級再熱器的實際吸熱量增加36.7%。

墻式再熱器吸熱量增加的主要原因是：由于再熱器減溫水的投入，導(dǎo)致墻式再熱器入口工質(zhì)溫度降低，墻式再熱器內(nèi)工質(zhì)流量增加。墻再入口工質(zhì)溫度降低，同時上爐膛區(qū)域煙溫升高，增加了墻式再熱器與煙氣側(cè)的傳熱溫差，墻式再熱器吸熱器能力增強，造成鍋爐排煙溫度也升高，鍋爐效率下降。

采取的措施：

1.根據(jù)機組實際運行情況采取以下措施

a）要求業(yè)主對燃用的煤質(zhì)要盡量接近設(shè)計煤種，同時應(yīng)盡量避免將煤質(zhì)特性相差較大的煤質(zhì)進行混燒的方式；煤質(zhì)和灰分化驗結(jié)果如下：

b）對高堿煤的結(jié)渣特性給予充分重視，調(diào)整受熱面的吹灰周期和吹灰順序，保證爐膛的連續(xù)吹灰，避免因受熱面沾污加劇引起的傳熱惡化；吹灰頻率，每24小時對鍋爐進行一次全面吹灰，每12小時對尾部受熱面進行一次全面吹灰，保證受熱面清潔及良好的吸熱。在吹灰頻次正常情況下，保持二次風(fēng)中下部多供風(fēng)，上部未投用的粉層和燃盡風(fēng)盡可能關(guān)??；如果因為負(fù)荷或其原因，不能保證正常吹灰，建議二次風(fēng)上、中、下平衡配風(fēng)。

c）在再熱器沾污可控的情況下，盡量將再熱器的吹灰周期延長；

d）檢查爐底干排渣系統(tǒng)漏風(fēng)，盡量減少爐底無組織漏風(fēng)，避免漏風(fēng)引起火焰中心上移；

e）對制粉系統(tǒng)進行調(diào)整，保證滿負(fù)荷工況下磨煤機五投二備的運行方式，同時將單臺磨一次風(fēng)量調(diào)整到110t/h左右，降低一次風(fēng)風(fēng)率；保證二次風(fēng)風(fēng)率接近設(shè)計值；

f）#1爐停爐清焦并重新啟動后，觀察鍋爐的實際運行狀態(tài)，并根據(jù)實際運行情況進行針對性的調(diào)整；明確在鍋爐受熱面清潔的情況下，記錄再熱器系統(tǒng)的減溫水流量；隨著鍋爐運行時間延長，確認(rèn)鍋爐是否繼續(xù)出現(xiàn)結(jié)焦情況，并且再熱器減溫水量是否隨之增加；

g）燃燒器擺角對再熱器減溫水的調(diào)整效果不明顯，在主汽溫度允許的情況下，可以盡可能的降低其擺角。燃燒器擺角控制在35%左右，運行時燃燒器周界風(fēng)開度，根據(jù)給煤量每增加一噸，周界風(fēng)開度增加1.1%左右即可，助燃風(fēng)開度也是如此。調(diào)整兩側(cè)一次風(fēng)機出口壓力在12.5kPa左右，磨煤機入口壓力控制在6.5KPa ，風(fēng)量控制在150T/h，磨煤機出口溫度控制在60-62℃，噴燃器運行方式盡量少用最上層的磨煤機運行，以免影響再熱汽溫的升高，爐膛負(fù)壓控制在-20—— -50Pa.

h）現(xiàn)場用網(wǎng)格法對尾部氧量進行重新標(biāo)定，運行氧量按滿負(fù)荷3.5%（設(shè)計值）控制。使用德圖350煙氣分析儀測量空氣預(yù)熱器出、入口的氧量得知， DCS上顯示的氧量和就地實際測量的氧量偏差較大，DCS上顯示的數(shù)據(jù)偏小，所以正常運行過程中把空氣預(yù)熱器入口氧量控制在2.5%-3%左右，DCS顯示數(shù)據(jù)。對比如下：