河曲電廠#3機組600MW超臨界鍋爐燃燒調整試驗

楊春生，包 婕

(國家能源集團山西魯能河曲發(fā)電有限公司，山西 忻州 036500)

河曲電廠#3機組采用哈爾濱鍋爐有限公司生產的超臨界直流爐、一次再熱、墻式切圓燃燒、平衡通風、緊身封閉、固態(tài)排渣、全鋼構架、全懸吊結構Π型鍋爐。

燃燒方式采用水平濃淡低 NOx四墻切圓燃燒技術。燃燒設備設計煤種和校核煤種均為河曲煙煤，制粉系統(tǒng)采用鋼球磨煤機一次風正壓直吹系統(tǒng)，煤粉燃燒器為四墻布置、切圓燃燒。燃燒器共設置6層煤粉噴嘴，每臺鍋爐配置6臺MGS3854雙進雙出低速鋼球磨煤機，BMCR工況下6臺運行。每臺磨煤機的出口由4根煤粉管接至爐膛的同一層煤粉噴嘴，24只直流式燃燒器分為6層布置于爐膛下部，煤粉和空氣從四墻送入，在爐膛中呈切圓燃燒方式，煤粉細度 R90=22.5%，鍋爐點火采用等離子點火，等離子點火裝置布置在 A、B 層噴燃器，互為備用。燃燒器采用水平濃淡低NOx煤粉燃燒系統(tǒng)，改造后的NOx排放濃度在任何工況下(省煤器出口處)<300mg/Nm3(標態(tài)、干基、6%O2、40%～100%額定負荷、以 NO2計)。

1 制粉系統(tǒng)試驗

1.1 磨煤機風粉調平

如圖1所示，#3機組6臺磨煤機除B磨煤機出口4根粉管間的風速偏差在5%以內外，其他5臺磨煤機出口4根粉管間的風速偏差均超過10%，風速偏差較大，集中表現(xiàn)為1號管和4號管風速高、2號和3號管風速低，其主要原因為2號和3號管道較長，管道阻力大。因此，需對磨煤機粉管上的可調縮孔進行調節(jié)，使各粉管間的風速偏差在合理范圍內。

圖1 磨煤機四根粉管間風速偏差

如圖2所示，通過對磨煤機可調縮孔的調節(jié)，所有磨煤機各粉管間的風速偏差均已控制在5%以內，基本上保證了整體一次風速的均勻性。

圖2 調平后磨煤機4根粉管間風速偏差

A、B、C、D磨煤機同側兩根粉管間的粉量偏差均在5%以內，煤粉分布均勻性較好；E、F磨煤機同側兩根粉管間的粉量偏差均超過5%，需要對其相應位置的煤粉分配器進行調整。

1.2 磨煤機出力特性試驗

目前，#3機組鍋爐磨煤機容量風開度基本保持40%以內，相對出力較大的B磨和出力相對較小的E磨上進行磨煤機特性試驗。根據(jù)試驗結果，當磨入口風壓為11.1kPa時，容量風門開至50%，B磨和E磨(如圖3、圖4所示)出力可分別提升至55t/h和52t/h。因#3機組燃料主控最高限值80%，自動控制條件下磨煤機容量風門最大開度40%，限制機組帶負荷能力。

圖3 B磨煤機特性曲線

圖4 E磨煤機特性曲線

2 燃燒調整試驗

試驗主要在570MW、450MW和300MW負荷，習慣磨組合運行方式下進行。570MW、450MW和300MW負荷工況下，修正后鍋爐熱效率分別為93.09%、93.16%和92.90%，均低于原設計值(93.98%、94.24%和94.19%)。570MW、450MW和300MW負荷工況下，灰渣可燃物含量均小于1.0%，灰渣可燃物含量控制較好。570MW、450MW和300MW負荷工況下，修正后排煙溫度分別為144.2℃、139.7℃和135.1℃，均高于原設計(121℃、111℃和105℃)。570MW、450MW和300MW負荷工況下，末級過熱器右側壁溫偏高，末級過熱器右側出口汽溫568℃時，末級過熱器62點壁溫約605℃(壁溫報警值為617℃)。

由于#3機組末級過熱器右側62點壁溫偏高，對各級受熱面吸熱情況進行了分析，分析可知，不同負荷工況下，末級過熱器右側吸熱量大于左側，右側溫升比左側高10℃～16℃，且同位于水平煙道的末級再熱器右側溫升也比左側高17℃～21℃。不同負荷下各級受熱面吸熱偏差情況如表1所示。

試驗期間，進行了大量的配風試驗，通過調整，有效降低鍋爐右側吸熱量，末級過熱器右側62點壁溫明顯下降。末級過熱器右側壁溫最高值可從605℃降至595℃。但鍋爐右側吸熱量的降低，會導致低溫過熱器右側吸熱量下降。由于低溫過熱器兩側吸熱量基本接近，右側吸熱量降低后，右側一級減溫水量不足，從而會存在末級過熱器左側(受熱面交叉布置的結果)出口汽溫不足的問題。由于低溫過熱器右側吸熱量明顯比低溫再熱器等受熱面右側吸熱量小，需停爐期間檢查過熱器煙氣擋板狀態(tài)及尾部豎井后煙道積灰狀況。綜合考慮主汽溫、末級過熱器壁溫等情況，通過調整，穩(wěn)定負荷下，末級過熱器右側出口汽溫568℃時，末級過熱器右側壁溫最高值從605℃降至599℃～602℃，壁溫降低3℃～6℃。

如圖5所示，變配風方式試驗結果，隨著燃盡風門開度關小，鍋爐熱效率變化不大，脫硝入口NOx含量上升，燃燒器與燃盡風之間區(qū)域水冷壁H2S含量下降。

圖5 300MW負荷變配風方式下相關指標變化情況

如圖6所示，變氧量方式試驗結果，隨著運行氧量提高，風機電流上升，鍋爐熱效率下降，脫硝入口NOx含量上升，燃燒器與燃盡風之間區(qū)域水冷壁H2S含量下降。

圖6 300MW負荷變氧量方式下相關指標變化情況

若減少H2S含量，可通過采取提高運行氧量、減小燃盡風比例等方式，但上述兩種方式均會導致脫硝入口NOx濃度上升。與提高運行氧量相比，關小燃盡風門對鍋爐經(jīng)濟性影響較小，因此，建議優(yōu)先考慮通過配風方式調整作為減緩水冷壁高溫腐蝕的措施。

3 試驗結論

#3機組600MW超臨界鍋爐通過對磨煤機可調縮孔和煤粉分配器的調節(jié)，6臺磨煤機各粉管間的風速偏差和粉量偏差均已控制在5%以內，保證了整體一次風粉的均勻性。B、E磨煤機出力特性試驗結果表明，當磨入口風壓為11.1kPa時，磨煤機容量風門開度開至50%，B、E磨的出力可分別提升至55t/h和52t/h。降低煙氣中的H2S含量，可采取提高運行氧量、減小燃盡風比例等方式，但上述方式均會導致脫硝入口NOx濃度上升。與提高運行氧量相比，關小燃盡風風門對鍋爐經(jīng)濟性影響較小，因此，建議優(yōu)先考慮通過配風方式調整作為減緩水冷壁高溫腐蝕的措施。從緩解爐內水冷壁高溫腐蝕及掉焦情況考慮，建議日常運行時盡量燃用低硫分煤種；建議開展脫硝系統(tǒng)最大安全脫硝效率試驗；加強爐膛水冷壁高溫腐蝕監(jiān)測；提升燃料主控最高限值。