350 MW超臨界直流鍋爐調(diào)試中出現(xiàn)的典型問題分析及解決措施

張海楠，李彥龍，周欣偉

(華電電力科學(xué)研究院有限公司，浙江 杭州 310030)

隨著國家對于新能源領(lǐng)域逐漸加大投入，火電行業(yè)發(fā)展增速有所減緩。但從發(fā)電成本、建設(shè)周期、技術(shù)成熟度等角度來看，火電行業(yè)仍有其獨特且明顯的優(yōu)勢?；鹆Πl(fā)電在長期仍將占據(jù)我國電力結(jié)構(gòu)中的主導(dǎo)地位，是滿足我國經(jīng)濟(jì)發(fā)展及居民生活電力需求的主要力量。

新建火電機(jī)組的啟動調(diào)試是檢驗機(jī)組安裝質(zhì)量及配套設(shè)備運行能力的重要環(huán)節(jié)。通過在調(diào)試、試運階段發(fā)現(xiàn)問題，解決缺陷并初步掌握機(jī)組運行特性，為后期機(jī)組穩(wěn)定可靠運行提供數(shù)據(jù)參考及技術(shù)經(jīng)驗。本文以某新建350 MW超臨界直流鍋爐為研究對象，通過對調(diào)試過程中出現(xiàn)的一系列典型問題的分析處理方式進(jìn)行總結(jié)，為同類型鍋爐的調(diào)試工作提供可靠的技術(shù)參考。

1 設(shè)備概況

本工程采用上海鍋爐廠有限責(zé)任公司自主開發(fā)研制的SG-1152/25.4-M4432超臨界鍋爐。鍋爐為超臨界參數(shù)變壓運行螺旋管圈直流爐，采用單爐膛、一次中間再熱、四角切圓燃燒、平衡通風(fēng)、尾部擋板調(diào)溫、Π型半露天布置、固態(tài)排渣、全鋼架懸吊結(jié)構(gòu)。鍋爐前部布置有低溫再熱器，后部布置有低溫過熱器和省煤器。兩側(cè)煙道出口各設(shè)一組調(diào)溫?fù)醢?，用于調(diào)節(jié)再熱器汽溫。爐膛上部布置有屏式過熱器和高溫過熱器，鍋爐帶基本負(fù)荷并有30%～100%BMCR負(fù)荷調(diào)峰運行的能力。

鍋爐制粉系統(tǒng)采用中速磨煤機(jī)、冷一次風(fēng)機(jī)、正壓直吹式系統(tǒng)。鍋爐設(shè)置5臺中速磨煤機(jī)，4臺運行、1臺備用。煤粉細(xì)度R90為22%。20只直流式燃燒器分5層布置于爐膛下部四角，煤粉和空氣從四角送入在爐膛中呈切圓方式燃燒。

過熱器汽溫通過水煤比調(diào)節(jié)和兩級噴水來控制，第1級噴水布置在低溫過熱器出口管道上，第2級噴水布置在屏式過熱器出口管道上，過熱器噴水取自省煤器進(jìn)口管道，再熱器汽溫通過尾部煙氣調(diào)節(jié)擋板進(jìn)行控制。鍋爐主要參數(shù)如表1所示。

表1 鍋爐主要參數(shù)

2 調(diào)試過程中出現(xiàn)的問題及應(yīng)對策略

2.1 等離子系統(tǒng)冷卻水泄漏

鍋爐制粉系統(tǒng)采用5臺中速磨煤機(jī)，四角切圓方式。最下層磨煤機(jī)配套等離子點火系統(tǒng)。在調(diào)試期間出現(xiàn)A磨煤機(jī)3號角的一次風(fēng)風(fēng)速較其他角偏低，且有逐漸降低的趨勢。經(jīng)過調(diào)整后，均無改善。由該角觀火孔觀察時，發(fā)現(xiàn)煤粉管堵塞。為保證機(jī)組設(shè)備安全運行，將A磨煤機(jī)停運，啟動C磨煤機(jī)。同時投入油槍，進(jìn)行鍋爐穩(wěn)燃。將3號角的等離子點火槍抽出后，發(fā)現(xiàn)點火槍內(nèi)有冷卻水流出。經(jīng)分析是由于等離子系統(tǒng)冷卻水壓力過大，導(dǎo)致冷卻水在系統(tǒng)內(nèi)循環(huán)過程中，在部分密封不嚴(yán)處冷卻水泄漏，泄漏的冷卻水噴入煤粉管內(nèi)，與該角一次風(fēng)所攜帶的煤粉混合，進(jìn)而造成該角煤粉管道堵塞。等離子體發(fā)生器原理如圖1所示。

圖1 等離子體點火燃燒器結(jié)構(gòu)示意圖

結(jié)合設(shè)備資料，將原有冷卻水壓力由1.3 MPa降至1.1 MPa，同時對各角的密封元件進(jìn)行重新校緊。在后續(xù)機(jī)組運行中，未發(fā)生因冷卻水泄漏導(dǎo)致煤粉管堵塞現(xiàn)象。

2.2 鍋爐給煤量控制失調(diào)

機(jī)組整套啟動運行期間，在制粉系統(tǒng)投入自動控制后，運行的各臺磨煤機(jī)出現(xiàn)不同程度的進(jìn)出口壓差增加的情況。運行人員通過減少磨煤機(jī)給煤量，提高磨煤機(jī)進(jìn)口風(fēng)壓等手段仍無法有效解決磨煤機(jī)進(jìn)出口壓差增加的問題。同時，磨煤機(jī)實際給煤量波動劇烈，給煤量遠(yuǎn)程指令無法控制。大幅度變化的給煤量導(dǎo)致機(jī)組水煤比控制失去平衡，機(jī)組汽溫波動劇烈，無法控制，對汽輪機(jī)穩(wěn)定運行造成嚴(yán)重影響。為保障機(jī)組安全運行，不得不停機(jī)進(jìn)行處理。

通過查看設(shè)備相關(guān)資料及歷史曲線，經(jīng)分析為給煤機(jī)設(shè)備中缺少相應(yīng)的指令閉環(huán)控制設(shè)備，從而導(dǎo)致給煤機(jī)在投入自動控制后，燃料控制系統(tǒng)在對給煤機(jī)進(jìn)行燃料增減控制時，給煤機(jī)頻率指令量與給煤機(jī)皮帶轉(zhuǎn)速無法線性匹配，使得控制參數(shù)無法收斂，造成給煤量調(diào)節(jié)出現(xiàn)了嚴(yán)重偏差。

根據(jù)設(shè)備特性，利用了遠(yuǎn)方DCS控制系統(tǒng)實現(xiàn)PID閉環(huán)控制方法，形成CCS控制方式下的鍋爐-燃料主控-給煤量控制的三級PID控制方式。經(jīng)過多次靜態(tài)模擬試驗及給煤量實地標(biāo)定試驗，驗證該方法的穩(wěn)定性。在后續(xù)的機(jī)組整套啟動運行期間，實際給煤量能及時穩(wěn)定按照控制指令進(jìn)行調(diào)節(jié)，保證了機(jī)組安全穩(wěn)定運行。

2.3 再熱汽溫偏差

四角切圓鍋爐由于煙氣出爐膛時存在殘余旋轉(zhuǎn)，會引起煙道煙溫分布偏差[5]，容易因熱負(fù)荷分布不均導(dǎo)致對流受熱面管壁超溫和汽溫偏差。同時，單側(cè)減溫水量過大也會對汽溫偏差造成影響。由于蒸汽比熱容是水的比熱容的18.2倍[6]，汽化后的減溫水體積膨脹，壓力升高，使減溫器前后的蒸汽壓差值下降，造成減溫水量大的一側(cè)蒸汽流量增加，破壞工質(zhì)兩側(cè)平衡。尤其在低負(fù)荷下減溫水所占給水份額較大時，這種現(xiàn)象比較明顯[7]。

機(jī)組運行期間，鍋爐多次發(fā)生兩側(cè)再熱汽溫偏差過大的情況。兩側(cè)溫度偏差最高達(dá)20 ℃，造成一側(cè)再熱器管壁超溫，而另一側(cè)再熱汽溫過低的情況，嚴(yán)重影響了機(jī)組高負(fù)荷穩(wěn)定運行。

根據(jù)該鍋爐燃燒設(shè)計理念，兩側(cè)再熱汽溫偏差過大主要采取以下措施：通過增加高低位燃盡風(fēng)的噴口偏轉(zhuǎn)角度，利用燃盡風(fēng)對煙氣進(jìn)行反消旋作用，降低煙氣流量偏差。機(jī)組高負(fù)荷運行時，將高位燃盡風(fēng)Ⅰ、Ⅱ燃盡風(fēng)的反切角由原來10°增至20°。同時盡量開大燃盡風(fēng)擋板，以便盡可能消除殘余旋轉(zhuǎn)，減小爐膛左右側(cè)出口煙溫偏差。此外，通過調(diào)整二次風(fēng)配比的方式，減輕爐內(nèi)氣流的旋轉(zhuǎn)強(qiáng)度。需要注意，不可通過尾部煙氣調(diào)溫?fù)醢宓牟煌_度調(diào)整兩側(cè)汽溫偏差。因為尾部煙氣調(diào)溫?fù)醢宓淖饔檬钦w調(diào)節(jié)過熱器或再熱器汽溫，如果通過再熱器或過熱器擋板左右側(cè)開度來調(diào)整煙氣流量，將導(dǎo)致整個煙氣流場紊亂，鍋爐受熱面受熱不均[8]。

經(jīng)過上述一系列調(diào)整后，機(jī)組再熱汽溫偏差過大的問題得到極大緩解。在不投入減溫水的情況下，兩側(cè)的再熱汽溫偏差控制在5 ℃以內(nèi)，調(diào)整效果良好。

3 結(jié)語

新建機(jī)組調(diào)試對于機(jī)組安全運行及后續(xù)問題處理有重要意義，發(fā)現(xiàn)并解決機(jī)組在試運期間出現(xiàn)的問題是調(diào)試期間的重要工作。對某350 MW機(jī)組直流鍋爐在調(diào)試過程中出現(xiàn)的典型問題分析，可為后續(xù)直流鍋爐的調(diào)試提供經(jīng)驗和依據(jù)，也為直流鍋爐在投產(chǎn)后穩(wěn)定運行提供參考。