350?MW級超臨界鍋爐再熱汽溫低的原因分析及對策

高維

摘 要：當前，節(jié)能減排形式嚴峻，電廠節(jié)能減排壓力也是不斷增大。燃煤機組仍然是電力行業(yè)的主力，機組能耗水平是節(jié)能降耗的主要目的，指標達不到設計值將是制約能耗水平的重要因素。再熱汽溫低不僅會影響機組的能耗水平，還可能使低壓缸末級葉片發(fā)生水蝕，導致汽缸變形等。該文結合實際情況，針對再熱汽溫低的原因進行分析，通過試驗和日常調(diào)整，制定出對策。

關鍵詞：再熱汽溫 負荷 氧量 吹灰 磨煤機

中圖分類號：TK229.2 文獻標識碼：A 文章編號：1674-098X（2016）02（c）-0032-02

某公司采用上海鍋爐廠的350 MW超臨界壓力直流鍋爐，超臨界變壓運行螺旋管圈直流爐，單爐膛、一次中間再熱、設計有低氮燃燒器四角切圓燃燒方式、平衡通風、固態(tài)排渣、全鋼構架、全懸吊結構、露天布置、∏型燃煤鍋爐。一次風噴嘴采用上下濃淡分離式，設計主再熱汽溫額定值566 ℃/566 ℃。

2014年2號爐再熱汽溫完成551.5 ℃，2015年2號爐再熱汽溫完成557 ℃，2016年2號再熱汽溫完成560 ℃，雖然在逐步提高，但仍與設計值有差距，對此多次派相關專業(yè)人員到先進廠參觀學習；并曾委托鍋爐專家進行調(diào)整、指導；聯(lián)系電科院來進行燃燒調(diào)整優(yōu)化，但到目前為止，低負荷下的再熱汽溫偏低的問題仍沒有得到根本解決。

再熱汽溫低會影響機組的能耗水平，低負荷時再熱汽溫低，會給汽輪機帶來危害，低壓缸末級葉片可能存在水蝕的危害。對高中壓缸合缸的機組，如果主，再熱汽溫相差太大，膨脹不均，會在結合面處產(chǎn)生較大的熱應力，有可能導致汽缸變形等。

1 再熱汽溫偏低的原因分析

1.1 機組負荷率的影響

由于受到電量計劃等因素影響，機組負荷率長期低，對再熱汽溫影響較大；其次機組負荷變化啟、停制粉系統(tǒng)時，后墻懸吊管、分隔屏過熱器、后屏過熱器個別管壁溫度升高較快，為了控制管壁不超溫，提前控制分離器過熱度，客觀上影響了再熱汽溫提高。

1.2 磨煤機運行方式的影響

不同的磨煤機運行方式組合對汽溫影響較大。機組在50%負荷時A、B、C三臺制粉系統(tǒng)運行再熱汽溫度530 ℃；50%負荷時B、C、D磨煤機運行再熱汽溫545 ℃；50%負荷時C、D、E磨煤機運行再熱汽溫555 ℃左右。制粉系統(tǒng)的運行方式也是影響再熱汽溫的主要原因。

1.3 原煤倉斷煤

特別是進入雨季及冬季時給煤機斷煤更為頻繁，個別月給煤機斷煤頻繁，直接影響到再熱汽溫的調(diào)整。為了減少給煤機斷煤影響鍋爐燃燒穩(wěn)定性，不定期對原煤倉進行燒空倉，從而影響再熱汽溫調(diào)整。

1.4 管壁壁溫高

某廠末級過熱器、末級再熱器材質(zhì)選用材質(zhì)為SA213-T91（氧化溫度649 ℃）、SA213-TP347H（氧化溫度704 ℃）、SA213-T23（氧化溫度593 ℃）。鍋爐廠推薦末級過熱器100%負荷下管壁報警溫度為604℃，50%負荷下為641 ℃；末級再熱器100%負荷下管壁報警溫度為625 ℃，50%負荷下為650 ℃。末過、末再報警溫度均為601 ℃，實際運行中末過、末再管壁溫度都在590 ℃左右，限制了運行人員的調(diào)整。

1.5 氧量（總風量）的影響

氧量的大小也影響到氮氧化物排放；雖然推薦氧量保持在4.2%左右，但實際受控制氮氧化物及空預器堵塞的影響，氧量很難達到4.0%。由于風量的降低直接影響到水平煙道及尾部煙道鍋爐受熱面換熱，對主再熱汽溫調(diào)整有一定影響。

1.6 吹灰的影響

機組在低負荷時，脫銷反應區(qū)溫度偏低，尤其是冬季脫硝反應區(qū)溫度更低，為了防止脫銷反應區(qū)溫度過低，滿足脫銷催化劑的要求，大大減少了鍋爐過、再熱器及低溫再熱器的吹灰頻次，對再熱汽溫影響較大。特別是在3月16日1號機組停運后，對低溫再熱器檢查后發(fā)現(xiàn)鍋爐受熱面有吹損痕跡，為了避免四管泄漏再次對吹灰制度進行優(yōu)化，進一步減少低溫再熱器的吹灰次數(shù)，對再熱汽溫有所降低。

1.7 運行人員調(diào)整因素影響

通過運行人員多年的摸索和鉆研，對鍋爐的燃燒調(diào)整特性基本有了一定的熟悉，通過值際間的技術交流等，各值燃燒調(diào)整的差異已經(jīng)不大。

1.8 氮氧化物影響

由于脫銷反應器設計入口氮氧化物650 mg/Nm3，為了防止空預器及電袋除塵器堵塞，減少噴氨量，目前脫硝反應區(qū)入口氮氧化物按400～500 mg/Nm3控制，為此將頂層二次風開大，這些都對再熱汽溫影響較大。

2 再熱汽溫攻關采取的措施

為了提高再熱汽溫成立了攻關小組，并針對造成再熱汽溫低的原因進行攻關，具體措施如下：（1）建立再熱汽溫激勵專項辦法，每周進行一次排名評比，對優(yōu)勝值進行獎勵，對落后值進行考核，以此來調(diào)動運行人員的調(diào)整積極性。（2）加減負荷時應緩慢，提前控制過熱度及汽溫設定值，避免減溫水調(diào)節(jié)門過開、過關影響汽溫調(diào)整。（3）加強二次風配風調(diào)整，降低管壁溫度，提高過熱度2 ℃～3 ℃，提高再熱汽溫3 ℃～4 ℃。（4）提高設備檢修質(zhì)量并優(yōu)化制粉系統(tǒng)運行方式，將制粉系統(tǒng)切換至上層運行，機組負荷180 MW時制粉系統(tǒng)由B、C、D切換至C、D、E運行，進一步提高主再熱汽溫5℃左右。（5）提高爐膛氧量，增加爐膛通風量，增加受熱面換熱，提高主再熱汽溫。規(guī)定爐膛氧量在200 MW負荷以下氧量控制在4.0%、最低不能低于3.5%；機組負荷在300 MW以上時爐膛氧量不能低于3.0%。（6）燃燒器擺角擺動至85%（最高），提高火焰中心，再熱汽溫提高了1 ℃～2 ℃。（7）在優(yōu)化吹灰管理制度，保證受熱面清潔，增強換熱，提高主、再熱汽溫。（8）控制入爐煤的水分，減少給煤機斷煤。

3 燃燒調(diào)整試驗情況

為了徹底解決低負荷再熱汽溫偏低的問題，找出存在問題的癥結，某廠聯(lián)系試驗院進行燃燒調(diào)整試驗，針對再熱汽溫進行診斷。

試驗階段前后再熱汽溫變化趨勢（9日，10日，12日分別為試驗階段汽溫）（見圖1）。

從試驗數(shù)據(jù)來看，試驗階段的再熱汽溫較日常汽溫偏低。但通過試驗給出如下建議：（1）通過該次調(diào)整試驗，結合現(xiàn)場生產(chǎn)實際情況，由于現(xiàn)場受防止空預器差壓大等而采取的控制氮氧化物措施等因素的影響，根據(jù)現(xiàn)場運行人員的調(diào)整，現(xiàn)場燃燒調(diào)整進一步優(yōu)化空間不大，建議考慮增加受熱面的方法。（2）BC、CD-II層二次風適當關小能提高再熱汽溫，建議保持15%左右開度或進一步關小。（3）燃燒器擺角只能擺至85%左右，建議利用大、小修機會對燃燒器擺動進行檢查、試驗已進一步提高擺動角度。（4）C、D制粉系統(tǒng)3號角都存在煤粉細度及濃度偏低的情況，建議進行冷熱態(tài)調(diào)整試驗或利用大小修進行冷態(tài)空氣動力場試驗。

4 結語

（1）低負荷時要選擇上層磨運行，盡量提高火焰中心，在運行中根據(jù)負荷和氣溫情況對燃燒器擺角進行調(diào)整，在機組檢修時，一定要對燃燒器擺角進行檢查。

（2）增加省煤器出口含氧量，盡量減小溫度較低的一次風，增加溫度較高的二次風。但提高鍋爐總風量，煙氣中NOX含量增大，勢必會開大SOFA層風門開度來降低煙氣中NOX的含量，同時會造成再熱汽溫下降。所以綜合考慮，應控制省煤器出口煙氣含氧量為4%～5%之間。

（3）一般降負荷時，主、再汽溫下降比較多，降負荷時一般先降低送風量以及磨煤機風量，然后降低給煤量，保證氧量的穩(wěn)定性，防止NOX含量超標。降負荷初期提高負荷變化率，在負荷降至接近于設定值時降低負荷變化率，防止機組協(xié)調(diào)調(diào)整過調(diào)，煤量減的過多，造成負荷與汽溫的擺動，在負荷到達給定負荷時，應及時調(diào)整鍋爐給水量、鍋爐總風量、啟動分離器出口過熱度設定值、二次風門開度、磨煤機一次風量等參數(shù)至負荷和煤量相對應的數(shù)值。

（4）進行值際競賽，以獎勵為主，提高運行人員的調(diào)整積極性。鼓勵各值進行經(jīng)驗探討和分享，每月組織召開討論會，總結經(jīng)驗。

（5）積極探索增加再熱器受熱面、衛(wèi)燃帶等技術改造措施進行論證，從設備方面徹底解決問題。

參考文獻

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