臺山電廠1號爐燃燒器改造后再熱蒸汽偏低淺析

【摘要】臺山電廠1號爐進(jìn)行了600MW鍋爐燃燒器的改造，顯著降低了NOx的排放，同時也引發(fā)了鍋爐再熱汽溫遠(yuǎn)達(dá)不到原設(shè)計(jì)溫度的嚴(yán)峻問題，本文論述臺山電廠1號鍋爐再熱蒸汽溫度低的原因及采取的提高汽溫的策略。

【關(guān)鍵詞】鍋爐；燃燒器改造；再熱汽溫低

一、臺山電廠1號爐現(xiàn)狀

臺山電廠1號爐進(jìn)行了600MW鍋爐燃燒器的改造，顯著降低了NOx的排放，同時也引發(fā)了鍋爐再熱汽溫達(dá)不到原設(shè)計(jì)溫度的嚴(yán)峻問題。當(dāng)前機(jī)組降負(fù)荷過程中再熱蒸汽溫度下降幅度較大，頻繁低過500度，最低達(dá)480度左右，同時低負(fù)荷為了確保NOx不超限，SOFA風(fēng)門的調(diào)節(jié)受到較大的限制，也導(dǎo)致再熱蒸汽溫度進(jìn)一步降低，已無調(diào)整手段。

改造后燃燒器保持原制粉系統(tǒng)與煤粉管道布置不變，現(xiàn)有的4個主燃燒器（含水冷套）進(jìn)行整體更換。主風(fēng)箱設(shè)有6層WR煤粉噴嘴，在煤粉噴嘴四周布置有燃料風(fēng)。在每相鄰2層煤粉噴嘴之間布置有3層輔助風(fēng)噴嘴，其中包括上下2只偏置的輔助風(fēng)噴嘴（CFS）和1只直吹風(fēng)噴嘴。在主風(fēng)箱頂端設(shè)有2層緊湊燃盡風(fēng)噴嘴（COFA），在主風(fēng)箱底端設(shè)有2層二次風(fēng)噴嘴。在主風(fēng)箱上部布置有兩級高位燃盡風(fēng)（SOFA）燃燒器，每級包括3層可水平擺動的高位燃盡風(fēng)（SOFA）噴嘴。在鍋爐改造后，新低氮燃燒器整體下移加上采取新的燃燒策略（下部缺氧燃燒，上部富氧燃燒），水冷壁結(jié)焦較慢且焦比較酥松易掉，目前采取了減少鍋爐吹灰次數(shù)和吹灰數(shù)量來提高鍋爐的整體汽溫和鍋爐出口煙溫。臺山電廠1號鍋爐燃燒器的改造是比較成功的，大幅度降低了鍋爐NOX的排放，同時提高了鍋爐的防結(jié)渣能力，擴(kuò)大了鍋爐燃用煤種的范圍。

二、再熱蒸汽溫度偏低的原因分析

根據(jù)水蒸汽的特性，再熱蒸汽的壓力低，再熱汽溫高，比容小，蒸汽在獲得相同的熱量時再熱汽溫的變化幅度要大；其次再熱汽溫受到高缸排汽溫度及高旁減溫水內(nèi)漏影響，導(dǎo)致再熱器入口溫度就相對偏低，再次大幅度的機(jī)組調(diào)峰運(yùn)行加劇了再熱汽溫的變化幅度，所以再熱汽溫變化更敏感，更不易控制，通常再熱汽溫有波動幅度較大時間久的特性。目前的情況420MW以上再熱汽溫與額定值低3-8度，420MW以下比額定值低10-30度左右。

主要原因有以下幾個方面：

（1）鍋爐受熱面及新型低氮燃燒器設(shè)計(jì)問題

按照鍋爐及燃燒器設(shè)計(jì)鍋爐運(yùn)行時過熱及再熱汽溫均可達(dá)540度，但從現(xiàn)場臺山1號鍋爐改造后來看再熱蒸汽溫度均低較多，這說明過熱器和再熱器受熱面設(shè)計(jì)存在問題。從臺山1號鍋爐日常運(yùn)行操作上看，為了提高再熱汽溫一直將噴燃器擺角上擺至最高位30°，此時過熱器減溫水量某側(cè)已達(dá)到最大流量時再熱汽溫遠(yuǎn)未達(dá)到鍋爐設(shè)計(jì)值540度，也證明了再熱器受熱面設(shè)計(jì)布置不足。

2013年1號爐進(jìn)行低NOx燃燒技術(shù)改造后主燃燒器整體壓縮下移，在主燃燒器上方約9米處增加6層分離燃盡風(fēng)SOFA噴口，這樣形成主燃燒區(qū)缺氧燃燒，中間還原脫氮區(qū)，上層SOFA燃盡區(qū)，爐內(nèi)燃燒特性變化很大，改造后脫硝反應(yīng)器進(jìn)口前NOx含量基本在200mg/m3以下，脫氮效果顯著，但火焰中心相比之前存在一定下移。

（2）鍋爐兩側(cè)再熱汽溫有偏差

臺山電廠1號鍋爐采用的是四角切圓燃燒方式，一次風(fēng)對沖，二次風(fēng)助燃加偏轉(zhuǎn)，這種燃燒方式產(chǎn)生的煙氣進(jìn)入水平煙道時普遍存在殘余旋轉(zhuǎn)，從而出現(xiàn)再熱蒸汽溫度出現(xiàn)兩側(cè)偏差，也可以通過燃燒調(diào)整減少煙氣產(chǎn)生的參與旋轉(zhuǎn)消除再熱汽溫偏差；目前是通過上部的6層SOFA風(fēng)門，其中A、E、F層正旋轉(zhuǎn)，B、C、D層反旋轉(zhuǎn)，各層角度不一樣。但很多情況下在無法完全消除的情況下，只能通過投入某側(cè)減溫水來提高總體的再熱蒸汽溫度，從而盡量提高再熱汽溫，減少對汽輪機(jī)組經(jīng)濟(jì)性和煤耗指標(biāo)的影響。

上海鍋爐廠600MW亞臨界鍋爐的過熱器再熱器布置看從整體表現(xiàn)為對流特性，即主再熱汽溫隨負(fù)荷下降而下降；但分隔屏、后屏過熱器區(qū)域確呈現(xiàn)輻射特性，即隨著負(fù)荷下降，分隔屏、后屏過熱器反而上升。當(dāng)前運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)表明在機(jī)組低負(fù)荷情況下，如果煤量發(fā)生過調(diào)，分隔屏、后屏過熱器區(qū)受熱面金屬更易短時超溫，從而低負(fù)荷時將分隔屏、后屏過熱器區(qū)域的溫度控制相對偏低以防止加減負(fù)荷過程中分隔屏后屏區(qū)域的過熱器金屬超溫，這也影響了整體的再熱汽溫的提高。

（3）汽機(jī)順序閥運(yùn)行方式的影響

目前，臺電600MW汽輪機(jī)組的運(yùn)行方式基本都由單閥改為順序閥，當(dāng)然汽機(jī)切至順閥運(yùn)行是機(jī)組煤耗下降較多，因?yàn)轫樞蜷y運(yùn)行時，過熱蒸汽在高壓缸內(nèi)節(jié)流損失小，高壓缸相對內(nèi)效率得到提高，但高壓缸排汽溫度也隨之下降，從各個負(fù)荷段比較看高壓缸排汽溫度相比降低了10-12度左右，這也影響了再熱蒸汽溫度提升。

（4）鍋爐吹灰對再熱蒸汽汽溫的影響

在鍋爐吹灰過程中，再熱汽溫受吹灰的影響較大，因爐膛焦的特性酥松脫落，吹灰后爐膛內(nèi)部相比燃燒器改造前干凈較多，再熱汽溫恢復(fù)起來較慢，目前是本班鍋爐吹灰結(jié)束后需要4h后再熱汽溫緩慢升高吹灰前的數(shù)值，這樣一來再熱氣溫的平均值下降較多，從此看出新燃燒器運(yùn)行過程中提高鍋爐沾污系數(shù)是個相當(dāng)慢的過程。吹灰較多雖然會降低排煙溫度，但引起再熱蒸汽溫度的降低，二者對煤耗的影響來說再熱汽溫下降更影響煤耗，因此需要繼續(xù)對吹灰進(jìn)行優(yōu)化，基本原則應(yīng)該時低負(fù)荷少吹，高負(fù)荷多吹，壁溫高加吹。

（5）負(fù)荷變動與調(diào)節(jié)品質(zhì)的影響

目前，機(jī)組一般均投入AGC參與電網(wǎng)調(diào)頻，臺電還投入了節(jié)能項(xiàng)目廠級AGC優(yōu)化模式，負(fù)荷變動較為頻繁而且幅度更大，在升降負(fù)荷過程中一般均會出現(xiàn)短時再熱汽溫偏低或超溫現(xiàn)象。根據(jù)當(dāng)前情況可以看出，1號機(jī)組的再熱汽溫波動幅度較大，達(dá)45K左右。一方面是AGC指令變動較頻繁，且波動幅度較大；另一方面是協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)的調(diào)節(jié)品質(zhì)較差。我廠采用西門子的PROFI協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)，PROFI的主再熱汽溫調(diào)節(jié)品質(zhì)目前已很難滿足大幅度負(fù)荷波動的調(diào)整，頻繁出現(xiàn)主再熱汽溫超溫及金屬壁溫超限等。因1號機(jī)組進(jìn)行了低氮燃燒器改造后，PROFI的調(diào)節(jié)性能存在問題，未能進(jìn)行相應(yīng)的參數(shù)修改，導(dǎo)致主再熱蒸汽溫度控制較差。因此建議我廠盡快進(jìn)行改造后鍋爐的各項(xiàng)熱控調(diào)整試驗(yàn)，以滿足改造后鍋爐的運(yùn)行性能。

（6）臺山電廠1號機(jī)組目前存在缺陷的影響

臺山電廠1，2號機(jī)組相同工況下比較中發(fā)現(xiàn)1號機(jī)組高旁閥后溫度較2號機(jī)組偏低15-20度左右，說明1號機(jī)組高旁減溫水存在較大的內(nèi)漏，這也是影響再熱蒸汽溫度偏低的原因之一，但因高旁減溫水閥在線無法徹底處理，只能待機(jī)組停機(jī)后處理。另外再熱蒸汽減溫水調(diào)門及電動門也存在一定的內(nèi)漏，也是影響因素之一。

三、提高再熱蒸汽溫度的解決措施

（1）對鍋爐存在的低負(fù)荷下主汽溫和再熱汽溫不協(xié)調(diào)的問題，聯(lián)系上海鍋爐廠專家進(jìn)行核算確定鍋爐各受熱面是否匹配，利用大修機(jī)會完善。

（2）通過燃燒調(diào)整試驗(yàn)，進(jìn)一步摸清燃燒器擺角、六層SOFA風(fēng)門和兩層COFA風(fēng)門對汽溫偏差的影響規(guī)律。

（3）對鍋爐的吹灰時間、間隔以及吹灰組合方式進(jìn)行優(yōu)化調(diào)整，以減小吹灰對汽溫的影響，如在低負(fù)荷下，可適當(dāng)對水平煙道的長吹進(jìn)行單獨(dú)吹灰，可有效提高再熱汽溫。

（4）再熱汽溫偏低分析原因主要是汽壓響應(yīng)過慢，為了加快負(fù)荷響應(yīng)，煤量過調(diào)較大引起。減負(fù)荷時主汽壓居高不下，水冷壁吸熱占比增大，煤量減得過多，這就使汽溫下降過大。

（5）主要通過調(diào)整爐膛內(nèi)不同高度的燃燒強(qiáng)度和吸熱份額，從而將主再熱汽溫穩(wěn)定在合理的范圍內(nèi)。其基本原理是，在升負(fù)荷過程中增大爐膛下部風(fēng)量，增加蒸發(fā)受熱面的吸熱，加快主汽壓力對負(fù)荷指令的響應(yīng)速率，防止因總煤量過渡增加造成屏式過熱器出口蒸汽超溫；在降負(fù)荷過程中減小爐膛下部風(fēng)量，維持過再熱器的吸熱，防止因總煤量的過度減少造成再熱和過熱氣溫急劇下降。

四、當(dāng)前提高再熱蒸汽溫度的手段

（1）燃燒器擺角的使用。燃燒器改造前一般擺角均不超過15度，現(xiàn)在對新燃燒器機(jī)構(gòu)已充分了解后可見擺置最高位置30度，擺角15度擺到30度再熱器溫度有明顯的提高，之前再熱器溫度頻繁低過480度，后期基本穩(wěn)定在480度之上，確保了汽輪機(jī)的安全運(yùn)行。

（2）關(guān)于SOFA風(fēng)門的使用。B、C、D層和A、E、F層的使用，既可控制偏轉(zhuǎn)，又能降低NOX，降負(fù)荷過程中，在NOX的不超限的情況下，可以盡量減小各層SOFA風(fēng)門的開度，為防止NOX超限可適當(dāng)加大COFA。

（3）改造后的輔助風(fēng)噴嘴CFS主要起強(qiáng)化燃燒、穩(wěn)定燃燒的作用，在二次風(fēng)箱與爐膛差壓>400kPa前提下，300～600MW負(fù)荷區(qū)間內(nèi)，只要對應(yīng)層CFS開度≮30%，是能夠?qū)崿F(xiàn)穩(wěn)定燃燒的，如果在30%基礎(chǔ)上繼續(xù)開大、深度強(qiáng)化燃燒，則會使煤粉提前燃盡，從而影響再熱器的吸熱，因此降負(fù)荷過程中在燃燒穩(wěn)定前提下可關(guān)小CFS層風(fēng)門，提高再熱汽溫

（4）爐膛沾污系數(shù)變化對排煙溫度的影響較小。在通過減少吹灰頻率來提高再熱汽溫的過程中，降負(fù)荷過程及低負(fù)荷及時停止吹灰，或減少吹灰，避免汽溫進(jìn)一步下降，另外需要合理安排4-16號長吹吹灰，一般安全在機(jī)組調(diào)峰階段吹，1-4號長吹遇到降負(fù)荷立即需要停止。

（5）機(jī)組降負(fù)荷過程中磨煤機(jī)的停運(yùn)要及時，還需要關(guān)注煤量和負(fù)荷的對應(yīng)關(guān)系，負(fù)荷高煤量偏低，再熱汽溫肯定是要繼續(xù)下降，此時必須采取手段增加煤量，降低主汽壓力。我們可以通過改變火焰中心加快汽壓響應(yīng)方法來調(diào)節(jié)，也就是減負(fù)荷時減少主燃燒器區(qū)域風(fēng)量，加大SOFA風(fēng)風(fēng)量，抬高火焰中心，加快汽壓響應(yīng)，降低燃料過調(diào)量，來控制再熱汽溫下降。SOFA風(fēng)擺角及主燃燒器擺角對汽溫影響作用還是比較明顯，這也是汽溫主要調(diào)節(jié)手段。另外選擇性吹灰一直以來都是調(diào)節(jié)汽溫的手段。

（6）大幅度降負(fù)荷過程中如果遇到再熱汽溫下降幅度過快，可適當(dāng)解除AGC溫度負(fù)荷，防止汽溫過低影響汽輪機(jī)安全。

（7）還可以使用煤量偏置，形成倒寶塔煤層燃燒布置。

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作者簡介：施衛(wèi)平（1980—），男，工程師，現(xiàn)供職于神華廣東粵電臺山電廠，主要從事電廠集控運(yùn)行工作。