1機組概況

長興電廠#2機組鍋爐為超超臨界參數(shù)變壓運行垂直管圈直流爐,由哈爾濱鍋爐制造有限公司設計制造,型號為HG-1968/29.3-YM5,采用I型布置、單爐膛、一次再熱、平衡通風、露天布置、固態(tài)排渣、全鋼構架、全懸吊結構、低NoX主燃燒器、四角墻式切圓燃燒方式。鍋爐燃燒方式為CUF墻式切圓分級燃燒大風箱結構,燃燒器四墻布置,采用低NoXPM全擺動式直流燃燒器,NoX排放濃度不超過50mg/Nm3。

燃燒器共設6層濃淡一次風口、3層油風室、12層輔助風室、3層附加風室。整個燃燒器與水冷壁固定連接,并隨水冷壁一起向下膨脹。燃燒器共24只,每只燃燒器又分成濃淡兩個噴口,共48個噴口,布置于四面墻上,形成一個強化型大直徑單切圓。燃燒器共6層煤粉噴口,每層與1臺磨煤機相配,主燃燒器采用低NoX的煤粉燃燒器,每只煤粉噴嘴中間設有隔板,以增強煤粉射流剛性,在主燃燒器的上方為SoFA噴嘴,在距上層煤粉噴嘴上方約6.8m處有6層附加燃燼風LL噴嘴,角式布置,它的作用是補充燃料后期燃燒所需要的空氣,同時既有垂直分級又有水平分級燃燒來降低爐內(nèi)溫度水平,抑制NoX的生成,此燃燼風與SoFA風一起構成低NoX燃燒系統(tǒng)。

2提高主再熱汽溫對機組指標的影響

如表1所示,主再熱汽溫的提高有利于降低發(fā)電煤耗,提高機組的經(jīng)濟性。

3主再熱汽溫的影響因素試驗

在保證機組安全運行的前提下,通過相關變量的調(diào)整性試驗,收集了相關數(shù)據(jù)進行分析。

3.1煙氣調(diào)溫擋板試驗

煙氣調(diào)溫擋板對再熱器的溫度具有直接影響,在提高再熱汽溫的過程中,#2機組一級再熱器比較容易超溫,調(diào)節(jié)煙氣調(diào)溫擋板是比較簡單和有效的措施,但煙氣調(diào)溫擋板調(diào)節(jié)具有延時性,很容易發(fā)生過調(diào),造成再熱汽溫下降幅度過大,發(fā)生過調(diào)的情況。因此,選取兩組30%開度調(diào)溫擋板和70%開度調(diào)溫擋板作為典型進行分析。通過調(diào)整煙氣調(diào)溫擋板對它調(diào)整的延時性和調(diào)整度進行分析,在機組負荷平穩(wěn)后,將再熱器調(diào)溫擋板緩慢下調(diào),在30%和70%的開度分別停留4min,觀察再熱汽溫的變化情況。

3.2風量試驗

機組負荷341MW,送風量從1318t/h緩慢加至1387t/h,在過熱度、燃燒方式、風門擺角基本不變的情況下,觀察主再熱汽溫的變化。

3.3過熱度試驗

機組負荷340MW,在總風量、燃燒方式不變的情況下調(diào)整過熱度,觀察主再熱汽溫的變化情況。

3.4火焰中心試驗

機組負荷342MW,C/D/E/F磨煤機運行,主汽溫度585℃,再熱汽溫度603℃,偏離標準值。滿足其他制粉系統(tǒng)出力的前提下,停運C制粉系統(tǒng),并將燃燒區(qū)域的二次風門開度由35o~40o調(diào)整至23o~32o,C制粉系統(tǒng)二次風門調(diào)整至10%(冷卻保護噴口)。觀察主再熱汽溫上升情況。

3.5再熱器減溫水試驗

再熱器減溫水作為事故減溫水,在再熱汽溫超限的情況下,可以迅速將汽溫壓至正常水平,但再熱汽溫的調(diào)整也具有延時性,容易發(fā)生過調(diào)整,造成再熱汽溫低的情況。試驗采用30%開度在超溫時開啟調(diào)整和在625.5℃時(626℃超溫)利用閥門內(nèi)漏進行調(diào)整。

3.6旁路煙道試驗

#2鍋爐脫硝寬負荷改造,每臺鍋爐設兩個旁路煙道,沿鍋爐中心線對稱布置旁路煙道從鍋爐轉向室后墻引出后分別與兩臺反應器進口煙道相連。轉向室后墻旁路煙道抽煙口處標高約68500mm,單只旁路煙道截面積約5.3m2。每個旁路煙道上安裝一個關斷型擋板門及一個調(diào)節(jié)型擋板門,省煤器出口煙道也安裝調(diào)節(jié)擋板。在電動閥、調(diào)閥關閉的情況下,煙氣旁路系統(tǒng)存在一定的內(nèi)漏。考慮可能是由于旁路煙道內(nèi)漏對汽溫產(chǎn)生影響,以一個星期為周期,對比檢修前后一個月內(nèi)負荷和主再熱汽溫均值,收集數(shù)據(jù)如表2所示。

4試驗結果及建議措施

本次試驗分析得出以下結論。

4.1煙氣調(diào)溫擋板影響分析

根據(jù)采集的數(shù)據(jù),如圖1、圖2所示,煙氣調(diào)溫擋板調(diào)整在30%,再熱汽溫從622℃下降至609℃,下降幅度13℃,下降時長近11min:煙氣調(diào)溫擋板調(diào)整在70%,再熱汽溫從618℃下降至615℃,下降幅度3℃,下降時長4min。因此,70%開度的調(diào)節(jié)更具經(jīng)濟性。

4.2總風量影響分析

機組負荷341MW,如圖3所示,送風量從1318t/h緩慢加至1387t/h的過程中,主汽溫一開始下降,從585℃下降至582℃,后上升至591c。再熱汽溫從590c上升至609c,上升趨勢比較明顯。

4.3過熱度影響分析

機組負荷340MW,總風量、燃燒方式不變的情況下,如圖4所示,將過熱度從47c調(diào)整至52c,主汽溫從600c上升至605c(達到設定值),再熱汽溫從608c上升至618c,上升趨勢比較明顯。

4.4火焰中心影響分析

火焰中心的調(diào)整是提高主再熱汽溫不可缺少的辦法。試驗通過關小燃燒區(qū)域二次風門和及時停運制粉系統(tǒng)的辦法,將燃燒區(qū)域的二次風門開度由35o~40o調(diào)整至23o~32o,C制粉系統(tǒng)二次風門調(diào)整至10%(冷卻保護噴口)。觀察主汽溫從585℃上升至603℃,再熱汽溫從603℃上升至617℃,基本滿足運行經(jīng)濟性要求。

4.5減溫水影響分析

采用3o%開度在超溫時開啟調(diào)整和在625.5℃時利用閥門內(nèi)漏進行調(diào)整。30%開度減溫水,再熱汽溫從626.8℃下降至615.2℃,下降趨勢明顯,下降幅度大:而通過閥門內(nèi)漏進行調(diào)整,再熱汽溫從626.3℃下降至623.3℃,下降趨勢平緩,下降幅度小。計算得出再熱汽溫上升平緩時使用后一種方法,得到的再熱汽溫均值更高。

4.6旁路煙道影響分析

根據(jù)表2進行分析:(1)對比改造前后一段時間均值汽溫,發(fā)現(xiàn)相同負荷下,改造后的汽溫要偏低。(2)以一次寬負荷試驗汽溫的變化為例,當負荷穩(wěn)定在21oMW時,將旁路煙道開至23%,主汽溫從531℃下降至527℃,再熱汽溫從541℃下降至53o℃,低再入口煙氣溫度從481℃下降至465℃,低再出口煙氣溫度從341℃下降至339℃,低過汽溫從361℃下降至348℃,從而說明旁路煙道對主再熱汽溫偏低也有一定的影響。

4.7其他影響分析

(1)超溫:超溫是影響我廠#2機組主再熱汽溫的關鍵因素,如果在提高主再熱汽溫過程中出現(xiàn)超溫情況,必須先找出原因,調(diào)整溫度至正常范圍內(nèi),才可以繼續(xù)提高汽溫。

(2)吹灰:執(zhí)行吹灰時,沒有根據(jù)吹灰部位、吹灰要求、機組負荷變化進行吹灰,汽溫變化明顯時,沒有提前進行相應干預,會導致主再熱汽溫下降明顯。

(3)煤質變化:由于正常運行中長興電廠#2爐進行配煤摻燒,煤質變化會造成管壁超溫或熱值偏離計算值,從而導致主再熱汽溫低。

5總結及建議

(1)水煤比:水煤比作為調(diào)節(jié)主汽溫的基本手段,可通過調(diào)整過熱度和BTU來調(diào)節(jié),提高過熱度,就是減水,BTU往下打適當加煤,可以通過觀察中間點溫度的變化趨勢作為判斷依據(jù)。

(2)最佳過量空氣系數(shù):在機組負荷穩(wěn)定、火焰中心已經(jīng)比較高的情況下,如果再熱汽溫較低,可以適當增加風量,監(jiān)視好中間點溫度、主再熱汽溫,監(jiān)視火檢正常、送風機出力正常。適當?shù)倪^量空氣系數(shù)對水冷壁超溫也有一定的改善作用。

(3)火焰中心:運行人員應加強坐盤監(jiān)視,及時判斷并停運制粉系統(tǒng),利用二次風箱壓力調(diào)整二次風門,使火焰燃燒往后,提高爐膛出口溫度,監(jiān)視主再熱汽溫變化。但應注意過熱器超溫及爐膛火檢正常。

(4)減溫水使用注意事項:開關減溫水都需要有一個提前量,這樣可保證再熱汽溫變化幅度小,過熱器減溫水分隔屏減溫水、后屏減溫水、末級減溫水三級,可以制作相應區(qū)域的曲線,在溫度上升趨勢較大時,適當開大對應的減溫水進行調(diào)整。如果超溫反復,應及時查找原因,進行燃燒方面的干預和調(diào)整。

(5)定期吹灰:吹灰過程中應加強對汽溫和負荷變化的監(jiān)視,及時進行干預。一般連續(xù)降負荷過程可以暫停吹灰。當然,應定期吹灰保持各受熱面清潔,這對于汽溫調(diào)節(jié)、受熱面管壁溫度、排煙溫度都是影響很大的。

(6)加減負荷:加減負荷過程中,汽溫變化明顯,所以在正常的加減負荷中,可以合理匹配風量、火焰中心、水煤比,控制中間點溫度,提前投入減溫水干預,同時應注意避免大幅度調(diào)節(jié)過熱度引起給水流量變化導致主汽壓力及燃料量變化,從而出現(xiàn)協(xié)調(diào)紊亂的情況。

(7)旁路煙道:旁路煙道內(nèi)漏帶來的影響暫時無法消除,但運行中要嚴密監(jiān)視SCR入口煙溫,防止閥門誤開或其他原因造成內(nèi)漏增大,損壞SCR。