300MW中儲式制粉系統(tǒng)燃煤機(jī)組低負(fù)荷運行研究

燕寧江

(國家電投重慶合川發(fā)電有限責(zé)任公司，重慶 401536)

近幾年來，風(fēng)電和光伏等清潔能源發(fā)展日益增速，裝機(jī)規(guī)模也迅猛增長[1-2]，導(dǎo)致我國東北地區(qū)首先開展火電廠靈活性運行的研究。這些示范項目多集中在我國東北部地區(qū)，包括國電投四平電廠、大連甘井子電廠、華能丹東電廠等。

隨著煤電低負(fù)荷運行趨勢的發(fā)展，目前西南地區(qū)也提出了對火電廠低負(fù)荷運行的補(bǔ)貼政策，該地區(qū)大量電廠開始進(jìn)行低負(fù)荷運行的探索。其某公司#2機(jī)組鍋爐開展了不投油最低穩(wěn)燃負(fù)荷試驗。試驗過程中對磨煤機(jī)運行及盤面燃燒調(diào)整方式進(jìn)行適當(dāng)了優(yōu)化，選擇最佳運行調(diào)整方式后，進(jìn)行了最低穩(wěn)燃負(fù)荷試驗。試驗期間全程不投油助燃，最低穩(wěn)燃負(fù)荷的試驗持續(xù)時間大于2小時，該試驗探索了該鍋爐的低負(fù)荷能力并找到了制約穩(wěn)燃能力的主要因素。按照設(shè)計，本鍋爐的最低不投油穩(wěn)定燃燒負(fù)荷為30%額定負(fù)荷，而此次試驗最低穩(wěn)定負(fù)荷達(dá)到了30%額定負(fù)荷。目前鮮有對中儲式制粉系統(tǒng)低負(fù)荷穩(wěn)燃不投油穩(wěn)燃運行的相關(guān)報道[3-4]。

1 設(shè)備簡介

1.1 機(jī)組概況

某公司#2機(jī)組鍋爐為亞臨界、自然循環(huán)、單爐膛四角切圓燃燒、一次中間再熱、擋板調(diào)溫，平衡通風(fēng)、固態(tài)排渣、全鋼構(gòu)架、全懸吊結(jié)構(gòu)、爐頂金屬屋蓋帶防雨罩的“”型無奇露天布置汽包鍋爐，鍋爐容量和主要參數(shù)與東方汽輪機(jī)廠300 MW汽輪機(jī)參數(shù)相匹配。

1.2 燃燒系統(tǒng)

該鍋爐燃燒器采用四角布置、切向燃燒，四角燃燒器的中心線分別與爐膛中心的兩個假想圓相切，兩個假想切圓的直徑分別為Φ681 mm 和Φ772 mm，見圖1。每角燃燒器共有 16層噴口，其中一次風(fēng)噴口 5 層，二次風(fēng)噴口7 層，三次風(fēng)噴口 2層，用于降低 NOx生成量的頂二次風(fēng)噴口 2層。一次風(fēng)噴口四周有周界風(fēng)，最上層二次風(fēng)與三次風(fēng)燃盡風(fēng)一組，在上層，其余二次風(fēng)與一次風(fēng)一組，在下層。燃燒器為水平濃淡燃燒器，在一次風(fēng)風(fēng)管中采用“百葉窗”式的煤粉濃縮器。一次風(fēng)進(jìn)入爐膛后向火面的煤粉濃度高，背火面的煤粉濃度低，這有利于低負(fù)荷穩(wěn)燃、防止結(jié)焦、防止高溫腐蝕及降低 NOx的生成量。

圖1 爐膛截面燃燒器俯視圖

2 低負(fù)荷燃燒調(diào)整

由于低負(fù)荷穩(wěn)燃試驗與正常運行工況不同，且中儲式制粉系統(tǒng)與直吹式制粉系統(tǒng)不同，故低負(fù)荷下為保證安全及穩(wěn)定運行需要實施以下調(diào)整及注意：

(1)燃燒側(cè)不得大幅度調(diào)整操作，同時應(yīng)考慮鍋爐蓄熱因素帶來的影響。

(2)為了穩(wěn)定燃燒和便于控制，磨一次風(fēng)量自動和各層燃燒器二次風(fēng)自動可切至手動方式運行，其余自動全部投入。

(3)嚴(yán)格監(jiān)視表盤參數(shù)及火檢指示，確保燃燒穩(wěn)定并具有進(jìn)一步減負(fù)荷的潛力后，再以0.5～2 MW/min的速度緩慢減負(fù)荷，然后每減額定負(fù)荷的10%左右，應(yīng)穩(wěn)定30 min，同時觀察爐內(nèi)燃燒情況，保證鍋爐安全運行。

(4)當(dāng)負(fù)荷從120 MW降到90 MW時，應(yīng)以0.5 MW/min速率下降。且每降低5 MW觀察10～20 min，此外密切監(jiān)視鍋爐的運行狀況：注意爐內(nèi)燃燒情況及火焰檢測器指示，火檢充滿度>60%且不頻繁閃動認(rèn)為燃燒為穩(wěn)定狀態(tài)。試驗中應(yīng)維持爐膛壓力波動不大(在正常-50～-100 Pa)。此時給粉機(jī)的投運采用燃燒器相鄰布置的三層以保證火焰的集中度。

(5)在磨煤機(jī)投運的情況下，制粉系統(tǒng)再循環(huán)風(fēng)門全開，盡量減少三次風(fēng)對燃燒的影響。

(6)注意送風(fēng)機(jī)動葉開度，減小至熱工保護(hù)值，同時應(yīng)防止送風(fēng)機(jī)喘振，保證兩側(cè)風(fēng)機(jī)出力平衡。

(7)加強(qiáng)分隔屏壁溫監(jiān)測，防止局部管壁超溫。

(8)加強(qiáng)對汽機(jī)軸封、低壓缸排汽溫度、汽機(jī)振動、脹差、軸向位移、各加熱器水位等參數(shù)的監(jiān)視。

(9)注意維持爐膛最低風(fēng)量在限定值以上。

(10)滑降主蒸汽壓力，主汽壓力按汽機(jī)滑壓運行曲線調(diào)整。盡可能保證主再熱蒸汽溫度穩(wěn)定，保證蒸汽過熱度在正常范圍內(nèi)。

(11)負(fù)荷降至100 MW時，檢查汽機(jī)中、低壓疏水門是否自動打開，如果打開應(yīng)將對應(yīng)的手動門開啟。

(12)SCR入口煙溫應(yīng)大于300 ℃，以保證脫硝催化劑的工作溫度。

(13)為了保證煤粉的良好著火，維持磨煤機(jī)出口溫度75℃左右。

(14)二次風(fēng)門開度見表1，由于開啟2、3、4層噴嘴，所以AB、BC、CD三層二次風(fēng)門開度較大，其他風(fēng)門僅起到冷卻燃燒器的作用。

表1 二次風(fēng)門開度表

3 試驗結(jié)果與分析

試驗證明，30%、35%、40%額定負(fù)荷下鍋爐能保證穩(wěn)燃，SCR入口煙溫在300 ℃以上，能滿足脫硝要求，鍋爐水冷壁溫度和鰭片溫度處于材料允許范圍之內(nèi)。鍋爐運行是安全的，汽輪機(jī)組能夠滿足相應(yīng)低負(fù)荷連續(xù)運行，小汽輪機(jī)和給水泵組能夠滿足相應(yīng)低負(fù)荷連續(xù)運行要求。鍋爐運行負(fù)荷情況見表2，當(dāng)運行負(fù)荷低于100 MW且繼續(xù)下降時，負(fù)荷下降速率應(yīng)穩(wěn)定保持在0.5 MW/min，以防燃燒不穩(wěn)定導(dǎo)致熄火。

表2 低負(fù)荷運行工況表

3.1 試驗燃料化驗結(jié)果

低負(fù)荷試驗期間入爐煤元素分析結(jié)果見表3。

表3 入爐煤元素分析表

表3所化驗煤樣為20臺給粉機(jī)所取粉樣混合后的綜合煤樣，由表3可見，該混合煤樣含硫量非常高，為3.16%，屬于高硫煤[5]，在運行時應(yīng)注意貼壁H2S及CO含量，避免發(fā)生高溫腐蝕。該混合煤粉水分較低，為8.2%，粉倉中含水率較低的煤粉易干燥，并具有較高的一次風(fēng)溫度，對煤粉的著火及燃盡較為有利，加上其低位發(fā)熱量也較高，這些因素都增加了中儲式制粉系統(tǒng)鍋爐低負(fù)荷穩(wěn)燃的可靠性[6-7]。

3.2 主要運行參數(shù)分析

低負(fù)荷下各工況的主要運行參數(shù)見表4。

表4 各工況下機(jī)組主要運行參數(shù)

由表4可見，#2機(jī)組運行負(fù)荷由121.3 MW下降至91.3 MW時，主汽溫度由534.8 ℃下降至524.3 ℃，主汽壓力由7.37 MPa下降至6.39 MPa，給水流量由475.84 t/h下降至256.5 t/h，給水溫度由223.2 ℃下降至207.9 ℃，總風(fēng)量由577.55 t/h下降至465.94 t/h，SCR入口煙氣溫度A側(cè)由314 ℃下降至301.3 ℃，SCR入口煙氣溫度B側(cè)由324.8 ℃下降至310.7 ℃，滿足脫硝催化劑要求最低溫度300 ℃。

低負(fù)荷運行期間過熱器減溫水量很少、再熱器減溫水量為0 t/h，說明低負(fù)荷下汽包爐的高溫受熱面沒有超溫的風(fēng)險[8-9]。

如4表所示，負(fù)荷從120 MW降至90 MW時，空預(yù)器入口氧量由7.61%上升至9.55%，空預(yù)器出口氧量由8.01%上升至10.03%。煙氣中CO含量隨著負(fù)荷降低而降低，在機(jī)組高負(fù)荷運行時應(yīng)注意防止CO濃度過高。

試驗期間飛灰大渣含碳量較高，且隨著負(fù)荷的降低，飛灰含碳量略有上升。這是由于低負(fù)荷下爐膛溫度較低，燃燒組織情況較差引起的[10]。

3.3 燃燒穩(wěn)定性分析

在工況2及工況3試驗期間，通過觀察爐膛看火孔燃燒穩(wěn)定性情況，發(fā)現(xiàn)燃燒器噴嘴2層與3層的B角著火及燃盡情況較好，而C角著火情況較差，在距離噴口500 mm仍可見明顯黑色煤粉，見圖2，這是由于C角低負(fù)荷下一次風(fēng)速較高引起的。著火燃盡情況不好會引起飛灰大渣含碳量升高(見表4)，導(dǎo)致鍋爐效率降低，建議針對以上情況進(jìn)行低負(fù)荷下的精細(xì)化燃燒調(diào)整[11-12]。

圖2 C角著火情況

3.4 經(jīng)濟(jì)性分析

低負(fù)荷下鍋爐效率分析見表5。

由表5可見，3個工況下鍋爐效率區(qū)別較小，鍋爐效率平均值為93.0%，滿足額定工況及30%負(fù)荷設(shè)計值。隨著負(fù)荷的降低未燃碳分熱損失略有上升，是由于低負(fù)荷下爐膛煙氣充滿度降低，燃燒強(qiáng)度被弱化導(dǎo)致[13]；干煙氣熱損失先下降后上升，這是由于120 MW負(fù)荷下降到100 MW負(fù)荷時排煙溫度下降了9 ℃，而工況3的干煙氣熱損失達(dá)到4.84%，是因為此時的空預(yù)器出口氧量達(dá)到了10.03%，煙氣中空氣量過大導(dǎo)致煙氣量大造成的，此時的過量空氣系數(shù)高達(dá)1.91。因此低負(fù)荷下注意合理組織燃燒并適當(dāng)降低煙氣氧量有助于明顯提升鍋爐效率。

表5 各工況下鍋爐熱損失及鍋爐效率 %

該機(jī)組低負(fù)荷下的汽機(jī)熱耗率、發(fā)電煤耗、供電煤耗與負(fù)荷的關(guān)系見圖3。

圖3 低負(fù)荷下煤耗率及汽機(jī)熱耗率與機(jī)組的關(guān)系

由圖3可知，隨著負(fù)荷的降低，汽機(jī)熱耗率明顯升高，在91.3 MW負(fù)荷下，汽機(jī)熱耗率高達(dá)9 552 kJ/(kW·h)。由于低負(fù)荷下鍋爐效率隨機(jī)組功率的變化不大，所以發(fā)電煤耗與供電煤耗上升明顯，發(fā)電煤耗由工況1時的304.78 g/(kW·h)上升至354.61 g/(kW·h)，供電煤耗由工況1時的358.16 g/(kW·h)上升至370.92 g/(kW·h)。說明低負(fù)荷下機(jī)組運行情況偏離設(shè)計值，隨著負(fù)荷的降低，機(jī)組發(fā)電效率明顯降低，嚴(yán)重影響機(jī)組經(jīng)濟(jì)性[14-16]。

4 結(jié) 論

某公司#2爐進(jìn)行不投油低負(fù)荷試驗，得出以下結(jié)論：

(1)121.3、102.3、91.3 MW三個負(fù)荷工況下鍋爐能保證穩(wěn)燃，轉(zhuǎn)向室煙氣溫度未有明顯下降趨勢，SCR入口煙溫在300 ℃以上，能滿足脫硝要求。

(2)此次試驗過程中未投運磨煤機(jī)，因此避免了三次風(fēng)對低負(fù)荷穩(wěn)燃的干擾，但這種干擾在長期低負(fù)荷運行的過程中是客觀存在的。

(3)隨著負(fù)荷下降，鍋爐效率變化不大，但汽機(jī)熱耗率、發(fā)電煤耗及供電煤耗明顯上升，嚴(yán)重影響了機(jī)組的發(fā)電效率。