段 寶， 范 龍， 惠世恩

(1. 國家電投集團(tuán)電站運(yùn)營技術(shù)(北京)有限公司 西北分公司，陜西 西安 710077;2. 西安交通大學(xué) 能源與動力工程學(xué)院，陜西 西安 710049)

0 引言

350 MW超臨界CFB鍋爐兼?zhèn)涑R界參數(shù)和循環(huán)流化床燃燒技術(shù)的優(yōu)點(diǎn)，參數(shù)高、供電效率高、有深度調(diào)峰性能，且適合寬煤種，具有廉價爐內(nèi)石灰石脫硫和低NOx燃燒控制及低投資SNCR技術(shù)等優(yōu)點(diǎn)，是燃煤火電機(jī)組發(fā)展的主要趨勢。山西晉能大土河發(fā)電廠2×350 MW超臨界CFB鍋爐，#1鍋爐已于2017年12月完成168滿負(fù)荷試運(yùn)。從整個試運(yùn)情況看，該級別大型超臨界CFB鍋爐設(shè)計是非常成功的，機(jī)組參數(shù)穩(wěn)定、無超溫現(xiàn)象、效率高，低負(fù)荷穩(wěn)燃能力強(qiáng)、煤質(zhì)適應(yīng)性強(qiáng)，爐內(nèi)脫硫效率高和NOx排放少，以及不易滅火等優(yōu)勢已充分顯現(xiàn)。但是也存在一些問題，除了較常見的磨損、排渣困難等問題外，在鍋爐熱態(tài)啟動過程中發(fā)生耗油量大、平均每次熱態(tài)啟動耗油量至65 t以上，是原同類型亞臨界流化床鍋爐的1倍左右。結(jié)合多次實(shí)際熱態(tài)啟動過程，具體分析耗油量大的原因，并提出改進(jìn)技術(shù)，對同類型循環(huán)流化床鍋爐的設(shè)計、制造和安全運(yùn)行有借鑒意義。

1 設(shè)備介紹

山西晉能大土河發(fā)電廠2×350 MW機(jī)組，鍋爐均采取東方鍋爐廠設(shè)計、生產(chǎn)的DG1235/25.4-Ⅱ1超臨界CFB直流鍋爐，單爐膛、M型布置、平衡通風(fēng)、一次中間再熱、采用3臺高溫蒸汽冷卻式旋風(fēng)分離器進(jìn)行氣固分離，其下部各布置一臺“U”閥回料器鍋爐主要技術(shù)參數(shù)如表1所示。

表1 鍋爐主要技術(shù)參數(shù)

不帶再循環(huán)泵的啟動系統(tǒng)，在負(fù)荷≥30%BMCR后，進(jìn)入直流運(yùn)行；鍋爐采取床下油槍點(diǎn)火，設(shè)置4個床下點(diǎn)火風(fēng)道，分別從爐膛后側(cè)進(jìn)入風(fēng)室；前墻水冷壁下部收縮段沿寬度方向均勻均等布置10個給煤口，爐后水冷壁下部均等布置5個排渣口,鍋爐設(shè)計燃用煤質(zhì)和實(shí)際燃用煤質(zhì)如表2所示。

表2 鍋爐設(shè)計燃用煤質(zhì)和實(shí)際燃用煤質(zhì)

2 熱態(tài)啟動耗油量大的具體現(xiàn)象

2017年11月20—12月5日，#1機(jī)組進(jìn)入整套啟動調(diào)試階段來，因多種原因造成機(jī)組負(fù)荷在50%(175 MW)以上的鍋爐跳閘后，鍋爐冷卻速率快，約在4 h內(nèi)鍋爐平均床溫由原850 ℃迅速下降至305 ℃左右，難以實(shí)現(xiàn)壓火后直接啟動；且在此工況下，爐熱態(tài)啟動，投入床下油槍點(diǎn)火恢復(fù)過程中，發(fā)生當(dāng)平均床溫約在300 ℃以上時，保持原常規(guī)啟動點(diǎn)火時運(yùn)行工況，而床溫升速率很緩慢，造成的耗油量大和啟動時間過長的問題。即：床壓控制在6.5～7 kPa、流化風(fēng)量約在180～190 kNm3/h(機(jī)組整套啟動前利用啟動床料確定臨界流化風(fēng)量約170 kNm3/h)，及其床下油槍出力(4只床下油槍全部投入，通過油壓調(diào)節(jié)，啟動點(diǎn)火階段油量控制在5.8～7 t/h)，但平均床溫溫升速率僅為0.2～0.35 ℃/min；減少流化風(fēng)量，平均床溫溫升速率也無明顯變化，增加流化風(fēng)量至220～230 kNm3/h時，平均床溫溫升速率增加至0.7～0.9 ℃/min，最大不超過1.3 ℃/min；并通過進(jìn)一步增大床下油槍出力約至8.5～9.3 t/h，可進(jìn)一步提高床溫平均升速率至1.2 ℃/min以上。在2017年12月2日因100%甩負(fù)荷停機(jī)消缺后啟動，及2017年12月5日因變壓器風(fēng)冷誤發(fā)全停信號，270 MW機(jī)組解列鍋爐跳閘后消缺啟動，均發(fā)生上述類似現(xiàn)象。此熱態(tài)啟動過程不僅耗時長，而且耗油量大；統(tǒng)計：點(diǎn)火至投煤至平均床溫至750 ℃退全部油槍約8 h左右，耗油量超過 65 t以上，比原機(jī)組利用啟動床料點(diǎn)火投煤耗油量平均多15 t，約超過同等級亞臨界350 MWCFB機(jī)組熱態(tài)啟動耗油量的1倍左右，問題突出。且啟動時間長及其投油后造成的硫、氮氧化物排放超標(biāo)等帶來的附加問題也較為嚴(yán)重。

3 熱態(tài)啟動耗油量大的具體原因分析

3.1 鍋爐跳閘后補(bǔ)水冷卻的影響

因超臨界CFB直流鍋爐特性，停爐后為保證水冷壁安全，防止發(fā)生超溫?zé)龘p及管束間較大的熱偏差，依據(jù)床溫的高低，必須給予不同的給水流量進(jìn)行冷卻；但如給水流量過大或冷卻速率過快，會造成鍋爐跳閘后受熱面冷卻及其床溫下降速率較快。表3是2017年12月2日100%甩負(fù)荷后，嚴(yán)格依據(jù)鍋爐廠提供的補(bǔ)水冷卻流量的床溫下降變化，不難發(fā)現(xiàn)：約4 h左右，平均床溫已降至400 ℃以下，后期鍋爐點(diǎn)火投煤影響較大；且停止補(bǔ)水冷卻后，在2 h內(nèi)床溫也下降近45 ℃，無法實(shí)現(xiàn)熱態(tài)啟動直接投煤。原同等級亞臨界CFB鍋爐，鍋爐熱態(tài)跳閘后，僅需依據(jù)汽包水位情況間斷性的補(bǔ)水，在較長時間內(nèi)床溫可維持在550 ℃以上，可迅速投煤，減少啟動時間。但需要指出的是，對于超臨界CFB鍋爐為保證水冷壁的安全，鍋爐跳閘后應(yīng)保證合理的冷卻流量，建議結(jié)合水冷壁的降溫速率進(jìn)行控制。

表3 高負(fù)荷鍋爐跳閘后給水流量對于鍋爐降溫速率的影響

3.2 爐內(nèi)物料粒徑及粗顆粒增加

原在吹管階段及其首次整套啟動點(diǎn)火階段，鍋爐物料均采取經(jīng)篩分的啟動床料為主，粒徑參數(shù)：dmax=6 mm，且小于1 mm的床料通過率約45%；投煤后燃燒生產(chǎn)的爐渣為輔的物料，基本滿足鍋爐廠的物料粒徑要求。而在鍋爐高負(fù)荷運(yùn)行后，爐內(nèi)物料完全是煤燃燒的爐渣形成，并受入爐煤粒徑的影響很大。鍋爐設(shè)計入爐煤粒徑dmax=10 mm，且小于3 mm的通過率有70%左右；但輸煤系統(tǒng)因環(huán)錘碎煤機(jī)振動、振動篩粒徑調(diào)整不當(dāng)及其堵塞等故障頻發(fā)，實(shí)際入爐煤粒徑嚴(yán)重高于設(shè)計值，甚至多有25 mm以上的大塊；且受多臺給煤機(jī)煤倉長期蓬煤的影響，板結(jié)的塊狀的煤增多；經(jīng)多次化驗(yàn)平均的入爐煤粒徑dmax值已超過10 mm，小于3 mm的不足27%，鍋爐冷渣器排渣后的取樣也發(fā)現(xiàn)超過10 mm以上的渣塊明顯增多；同時投油點(diǎn)火升溫期間，床壓至5.7～6 kPa左右時，床壓下降速率即物料損失明顯減少，也反映爐煤物料粒徑和粗顆粒比重明顯增加。其爐內(nèi)物料粒徑和粗顆粒比重嚴(yán)重偏離設(shè)計值時，對于流化和物料間傳熱有顯著影響，需明顯增加流化風(fēng)量保證其流化均勻性和混合傳熱，防止其粗顆粒進(jìn)一步聚集成塊，發(fā)生板結(jié)現(xiàn)象；且粗顆粒物料吸收來自點(diǎn)火風(fēng)道熱煙氣加熱的表現(xiàn)能力也差，即反映出：在投油升床溫期間，原保持的流化風(fēng)量180～190 kNm3/h相對不足，需增加流化風(fēng)量至220～230 kNm3/h，床溫才有明顯的溫升速率。

3.3 增加流化風(fēng)量的影響

為保證爐內(nèi)粗顆粒的流化和換熱，明顯地增加流化風(fēng)量，但為保證來自點(diǎn)火風(fēng)道的熱煙氣溫度和加熱能力，增加床下油槍出力近2 t/h，造成耗油量明顯增加；且使水冷壁稀相區(qū)及旋風(fēng)分離器因循環(huán)灰量增加而造成的吸熱能力增加，及細(xì)灰急速損失攜帶煙氣熱量散失，在投油點(diǎn)火期間不利于床溫的升高，進(jìn)一步增大啟動時間和耗油量。

4 解決措施

4.1 合理的給水冷卻流量

鍋爐跳閘壓火后結(jié)合水冷壁、中間隔墻的壁溫及水冷壁出口工質(zhì)混合溫度(3個測點(diǎn))的下降速率控制給水流量，約60 min不超過100 ℃；且最終冷卻保證水冷壁和中隔墻壁溫和工質(zhì)溫度不能有過熱度，不在干態(tài)工況運(yùn)行；進(jìn)入濕態(tài)后，結(jié)合水冷壁、中隔墻管道材質(zhì)(12CrMoV，金屬承溫510 ℃)在保證足夠的水冷壁防超溫?zé)龘p的安全余量時，及時停止補(bǔ)水。

結(jié)合多次鍋爐壓火及后給水流量的經(jīng)驗(yàn)和參數(shù)發(fā)現(xiàn)：在床溫>640 ℃，主汽壓力>9.5 MPa以上時，即使鍋爐跳閘，但因蓄熱的影響，水冷壁仍處于干態(tài)運(yùn)行，有一定的過熱度，應(yīng)保持至少300 t/h以上的流量進(jìn)行冷卻；約床溫至610 ℃、主汽壓力8 MPa左右完全進(jìn)入鍋爐濕態(tài)運(yùn)行，但因水冷壁壁溫較高且不屬于穩(wěn)定工況，也應(yīng)給予 200 t/h以上的給水流量進(jìn)行冷卻；但約床溫至500 ℃、主汽壓力已低于4 MPa，水冷壁溫已降至210 ℃左右，有足夠地保證水冷壁防超溫?zé)龘p的安全余量時，可及時停止上水；能有效地維持鍋爐跳閘后的床溫和蓄熱量，停止補(bǔ)水冷卻后，約2 h床溫仍維持在450 ℃以上，4 h至420 ℃以上，基本在投煤溫度區(qū)域，便于熱態(tài)啟動，能有效地減少啟動時間和耗油量。

4.2 輸煤系統(tǒng)消缺、保證入爐煤粒徑

結(jié)合流化床鍋爐燃燒對于入爐煤粒徑的要求和現(xiàn)階段多發(fā)生的輸煤系統(tǒng)中碎煤機(jī)、振動篩等問題，必須予以徹底處理；但因下階段機(jī)組啟動時間緊且消缺時間長，必須在現(xiàn)有的入爐煤粒徑下完成啟動；帶負(fù)荷時逐步進(jìn)行輸煤系統(tǒng)消缺。

4.3 合適的流化風(fēng)量

對因煤燃燒生產(chǎn)的物料，在合適的物料高度下床壓約6.2 kPa，進(jìn)行流化試驗(yàn)，確定其臨界流化風(fēng)量約205 kNm3/h，較采用原啟動床料時增加約35 kNm3/h，證明其物料粒徑過粗及其粗顆粒比重過大的對于流化、傳熱的影響。在點(diǎn)火初期采取微流化點(diǎn)火，流化風(fēng)量控制在210～220 kNm3/h，不宜過大，減少熱煙氣損失；并控制點(diǎn)火風(fēng)道出口煙氣溫度不超過950 ℃時，平均小時耗油量約5.1 t/h，床溫升速率明顯。

4.4 適當(dāng)降低床壓點(diǎn)火

床壓即代表爐內(nèi)物料的厚度，床壓過高，則物料加熱至相應(yīng)溫度需要的時間長、油量大；當(dāng)鍋爐高負(fù)荷跳閘后，大量懸浮在稀相區(qū)和返料器返至床層的物料迅速增加導(dǎo)致床壓突升幅度大，鍋爐點(diǎn)火加熱的物料量大幅增加。并考慮到因鍋爐高負(fù)荷后完全由煤燃燒形成的物料，物料的粗顆粒比重大，點(diǎn)火前加大排渣，不僅有利于降低床壓，也能有效減少爐內(nèi)粗顆粒的比重，對于物料流化、換熱及節(jié)油有明顯幫助。實(shí)踐表明：熱態(tài)啟動鍋爐床壓控制在5.5～5.9 kPa，不僅能有效降低因流化風(fēng)量過大造成的熱損失，床溫升速率明顯，節(jié)油效果良好。

4.5 合理的燃燒方式，保證床溫穩(wěn)定上漲

選擇合適的投煤溫度，及合理的投煤方式、控制措施，保證床溫穩(wěn)定上漲，對于縮短啟動時間和節(jié)油點(diǎn)火是至關(guān)重要的。 該鍋爐實(shí)際燃燒約干燥無灰基揮發(fā)分在25%左右的無煙煤，其鍋爐設(shè)計投煤溫度520 ℃；通過多次實(shí)踐摸索約在平均床溫至430 ℃以上，既能保證著火。應(yīng)注意是至平均床溫520 ℃前，因煤的揮發(fā)分析出慢，且投煤吸熱的表現(xiàn)比煤揮發(fā)分燃燒、釋放的表現(xiàn)作用強(qiáng)烈等原因，要合理把握投煤量與床溫的關(guān)系，多采取小煤量脈動給煤，切忌投煤量過大，否則易造成投煤后床溫不漲、甚至持續(xù)下降的現(xiàn)象及其后期二次飛升階段發(fā)生爆燃的危險。實(shí)踐摸索：對于該煤種鍋爐床溫下降在430～480 ℃，投煤量控制在8 t/h以下脈動給煤；床溫480～530 ℃，投煤量可控制在15～20 t/h左右脈動給煤；床溫在550～600 ℃，投煤量控制在25～33 t/h，能保證床溫有1.5 ℃/min以上的升速率；而床溫在630～700 ℃內(nèi)，易發(fā)生二次飛升，應(yīng)及時增加流化風(fēng)量、減少煤量予以調(diào)節(jié)。

該煤種在低床溫區(qū)域(600 ℃)時，可采取的“悶火”燃燒、“揚(yáng)火”釋放熱量的調(diào)風(fēng)方式，促進(jìn)床溫上漲。在煤燃燒的吸熱階段，可降低流化風(fēng)量“悶火”燃燒，觀察氧量的變化趨勢，氧量下降至不變，說明在“悶火”燃燒的程度；并結(jié)合床溫的變化速率，待負(fù)值變正時，說明煤燃燒已釋放左右，可瞬時增加流化風(fēng)量25～40 kNm3/h，“揚(yáng)火”釋放熱量?！皳P(yáng)火”初期因瞬時補(bǔ)充氧量，燃燒增強(qiáng)，氧量也迅速下降，床溫升速率持續(xù)增加至2～3 ℃/min以上；待氧量返回、且平均床溫升速率小于0.5 ℃左右，則說明煤燃燒的熱量作用已大幅度減弱，此時迅速減少原流化風(fēng)量，進(jìn)行悶火。 圖1所示，即“揚(yáng)火”時床溫的作用效果。

圖1 采取“揚(yáng)火”方式的床溫作用效果

多次實(shí)踐說明：無煙煤在初始投煤過程中，把握好投煤量與床溫的關(guān)系，并利用“悶火”和“揚(yáng)火”的調(diào)節(jié)方式，能有效地提高床溫升速率，節(jié)省啟動時間和油量有很大幫助。隨著投煤量增加、床溫升高，需及時降低油槍出力，在床溫至700～730 ℃，油槍出力降低至3～3.5 t/h；待平均床溫穩(wěn)定值780 ℃以上，且鍋爐蒸發(fā)量至370 t/h，應(yīng)及時撤出油槍。如具備條件啟動階段，投運(yùn)揮發(fā)分更高的煤種，節(jié)油效果更加明顯。

4.6 啟動階段給水流量控制，提高給水溫度

該350 MW等級的超臨界CFB鍋爐，無爐水循環(huán)泵，前期啟動階段依照鍋爐廠提供的給水流量曲線控制，不僅外排量大，且水冷壁及中間隔墻的吸熱份額過多，床溫難以持續(xù)上漲，延長啟動時間且明顯增加耗油量。通過實(shí)際摸索，可結(jié)合床溫高低，基本確定鍋爐啟動階段的基準(zhǔn)給水流量，如圖2所示；并結(jié)合水冷壁和中隔墻壁溫的上漲速率和熱偏差情況予以微調(diào)，如出現(xiàn)壁溫上漲速率過快或熱偏差大，及時增加水量10～30 t/h。且因啟動階段輔汽供給用戶多和給水流量的影響，除氧器加熱能力有限，給水溫度僅為40 ℃左右，對床溫也有很強(qiáng)的抑制作用，可在鍋爐點(diǎn)火升壓高旁開啟后，及時利用冷再先投入2號高壓加熱器，能有效加熱給水溫度在30～40 ℃；汽輪機(jī)定速3 000 r/min后及并網(wǎng)初期，隨機(jī)投入高低壓加熱器，保證鍋爐給水溫度。

圖2 鍋爐啟動階段給水流量控制

4.7 設(shè)備系統(tǒng)故障消除、保證入爐煤粒徑

因設(shè)備系統(tǒng)故障，造成長期低負(fù)荷運(yùn)行不能撤油、甚至非停、鍋爐跳閘較多，啟動次數(shù)增多是耗油量增大的關(guān)鍵因素之一。機(jī)組啟動必須及時消除相關(guān)關(guān)聯(lián)設(shè)備、系統(tǒng)的缺陷，保證可持續(xù)穩(wěn)定的帶至不投油負(fù)荷以上。并結(jié)合流化床鍋爐燃燒的特點(diǎn)，需加強(qiáng)對于輸煤系統(tǒng)、碎煤機(jī)、振動篩等設(shè)備的取消消除，確保入爐煤粒徑；對于原煤倉蓬煤嚴(yán)重、給煤機(jī)斷煤頻發(fā)及其跑偏等問題予以及時消除；排渣時多發(fā)生的斗提機(jī)、鏈斗輸送機(jī)堵塞、斷鏈等問題及時處理，保證設(shè)備系統(tǒng)的運(yùn)行可靠性。

5 結(jié)論

該鍋爐熱態(tài)啟動過程耗油量大的關(guān)鍵原因在于：鍋爐跳閘后的給水冷卻速率快且停止補(bǔ)水不及時，不能維持相對高的床溫；因爐內(nèi)物料粒徑和粗顆粒比重增加，嚴(yán)重偏離設(shè)計值等造成的流化、傳熱不良；流化風(fēng)量增加造成啟動點(diǎn)火時熱損失增加等原因。并針對性采取控制合理的給水冷卻流量，確定因物料改變后的流化風(fēng)量，降低床壓，有效的投煤燃燒方式保證床溫上漲，及其啟動點(diǎn)火階段給水控制、設(shè)備缺陷消除等有效措施，耗油量大的問題得以有效控制，2017年12月13日鍋爐在平均床溫462 ℃，至完全撤油熱態(tài)啟動階段，累計耗油量減少至38 t，效果顯著。