降低#5爐再熱器減溫水流量試驗

關志成，王學剛，杜　春（內(nèi)蒙古鄂爾多斯達拉特發(fā)電廠，內(nèi)蒙古　鄂爾多斯　014300）

降低#5爐再熱器減溫水流量試驗

關志成，王學剛，杜春
（內(nèi)蒙古鄂爾多斯達拉特發(fā)電廠，內(nèi)蒙古鄂爾多斯014300）

本文針對內(nèi)蒙古達拉特發(fā)電廠#5爐再熱器減溫水流量較大的現(xiàn)象進行分析并試驗研究出合理的解決方法，分析得出負荷、磨組運行方式、消旋風小風門開度、吹灰時壓力與爐膛負壓設定等主要鍋爐運行方式和燃燒參數(shù)對鍋爐再熱器減溫水流量的影響規(guī)律，并對這些參數(shù)進行優(yōu)化選擇，使達電#5爐再熱器減溫水流量明顯下降，并且使達電#5爐接帶負荷能力和經(jīng)濟性得到了明顯提高。試驗得出的一些結(jié)果對同類型鍋爐有一定的參考價值。

鍋爐；再熱器減溫水；吹灰壓力；爐膛負壓

0　引言

隨著電力市場競爭激烈，發(fā)電廠增發(fā)降耗已成為增加企業(yè)利潤的主題，減少再熱器減溫水流量是發(fā)電廠經(jīng)濟運行重要指標，達電#5爐減溫水流量長期偏大，再熱器汽溫難以控制，接近報警值是550℃（鍋爐使用說明書），長期超溫運行會造成爆管的惡性事故，同時增加次灰次數(shù)，降低鍋爐經(jīng)濟性。

1　概況

達拉特發(fā)電廠#5爐為上海鍋爐廠生產(chǎn)的亞臨界一次中間再熱、自然循環(huán)、單爐膛、平衡通風，擺動四角切園燃燒，固態(tài)排渣煤粉爐。采用的是HP863碗式中速磨煤機。由于我廠為提高燃煤經(jīng)濟性，從2015年初開始進行次煤摻燒試驗，這樣由于煤種的改變，入爐煤著火點靠后，煙氣對流換熱能力相對增加，致使達電#5爐再熱器汽溫偏高，減溫水流量增大，對鍋爐經(jīng)濟產(chǎn)生影響。

2　原因分析

我們將#5爐煤質(zhì)改變前后對再熱器減溫水流量進行了統(tǒng)計對比，發(fā)現(xiàn)2015年1月至3月再熱熱器減溫水流量為16.88T/H，但2014年年同期再熱器減溫水流量為7.7T/H，同時我們觀察到鍋爐出口煙溫升高。由于達拉特發(fā)電廠三期鍋爐受熱面布局由爐膛出口屏式懸吊管屏式過熱器后為水平煙道，水平煙道依次布置為高溫過熱器和高溫再熱器，所以爐膛出口煙溫高對再熱器減溫水流量有著直接影響，根據(jù)以上現(xiàn)象我們多次試驗總結(jié)出以下引起再熱器減溫水流量增大的原因。

2.1CD層二次小風門開度小

鍋爐CD層小風門可以在爐膛內(nèi)部通入冷卻風，形成束腰風，并且將爐燃燒火焰拉伸延長，使爐膛內(nèi)部吸熱量增加，爐膛出口煙溫降低。但風門開度過大，火焰包裹性下降，火焰貼壁燃燒，管壁容易結(jié)焦，吸熱量下降，造成爐膛出口煙溫上升。所以應保持合理的CD層二次風小風門開度。

2.2磨組運行方式不合理

達拉特發(fā)電廠三期鍋爐有五層磨組，由下至上為A、B、C、D、E，各種磨組運行組合都會對爐膛出口煙溫產(chǎn)生不同的影響，一般來說在高負荷時啟動四層磨組運行，負荷低于210MW運行三臺磨組。負荷較高時，入爐煤量與風量增加，鍋爐對流換熱相對增加，爐膛出口煙溫上升，不可避免再熱器減溫水流量增大。但達拉特發(fā)電廠三期機組負荷在200MW至260MW時再熱減溫水流量增大較為明顯，所以我們統(tǒng)計在次期間磨組運行方式，發(fā)現(xiàn)和探索更合理的磨組運行方式。

2.3吹灰時爐膛負壓設定偏點

達拉特發(fā)電廠采取的是蒸汽吹灰，規(guī)程規(guī)定吹灰時蒸汽壓力設定為1.5MPa，溫度設定為350℃，且充分疏水，爐膛負壓設定為-50Pa。全程吹灰一次為242分鐘，吹灰流量大約為20T左右蒸汽，規(guī)定為每天上午和前夜各吹灰一次。但由于我廠配煤摻燒以后，劣質(zhì)煤灰份增大，從現(xiàn)場觀察和管壁溫度，以及吹灰前后再熱器減溫水流量變化來看，水平煙道煙氣流速降低，積灰較前嚴重，2015年3月以后再熱器減溫流量明顯增加。

3　改進措施

3.1增大CD層小風開度

達拉特發(fā)電廠三期鍋爐CD層小風門為防止鍋爐水冷壁結(jié)焦，增加二次風卷吸能力，手動設定在40%，但由于現(xiàn)階段煤質(zhì)原因，著火點靠后，煤質(zhì)灰份增大，爐膛內(nèi)溫度降低，結(jié)焦可能性減小，所以我們結(jié)合現(xiàn)場實際情況將達拉特發(fā)電廠三期#5、#6爐CD小風門開至60%，即增加爐膛內(nèi)冷卻風投入，又使火焰中心拉長，同時將爐膛出口兩層EF1、EF2小風門隨負荷變化由60%到100%，降低爐膛出口煙溫。

3.2改變磨組運行方式

當達拉特發(fā)電廠三期#5、#6爐機組負荷在200MW至260MW再熱器減溫水流量增大較為明顯情況，我們選擇還是拉長爐膛火焰長度，增加爐膛吸熱量來降低出口煙溫，最終降低再熱器減溫水流量。所以我們多試驗在機組負荷200MW至270MW時，啟動A、B、D、E磨組運行鍋爐再熱器減溫水量較低。

3.3改變吹灰參數(shù)設定值和吹灰方式

由于我廠煤質(zhì)灰份增大，同時低低溫省煤器和SCR脫硝設備的改造，煙道阻力增加，水平煙道積灰較前增加。在這種工況下，我們規(guī)定吹灰長吹啟動時吹灰蒸汽壓力設定為2.0MPa，提高吹灰對煙道清掃能力，在吹掃煙道和和空預器時，爐膛負壓設定在-300Pa，增加煙氣對灰份攜帶能力。

由于我廠鍋爐受熱面高溫過熱器布置于高溫再熱器之前，同時規(guī)定當下午班以及后夜班一級過入口汽溫達350℃時必須啟動吹灰，使高溫過熱器吸量增加，減少再熱器減溫水流量。

4　實施效果分析

根據(jù)2015年5至6月份現(xiàn)場情況和實施結(jié)果來看，爐膛出口煙溫下降了30℃至40℃左右，再熱器減溫水流量已由實施前平均16.88T/ H降至3.2T/H，雖未降至華能體系要求的0T/H，但效果也是相當顯著，接近了配置劣質(zhì)煤摻燒前的水平。直以每1噸再熱器減溫水影響發(fā)電煤耗0.03g/KWH計算，直接經(jīng)濟價值為30萬元左右。對我廠發(fā)電指標的完成做出貢獻。

5　結(jié)束語

通過我們的研究和實際應用以后，我們解決了#5爐更換煤質(zhì)引起的再熱器減溫水流量大的問題，我們利用CD層小風門、安排不同磨組運行方式和提高爐膛負壓吹灰調(diào)節(jié)爐膛出口煙溫、再熱器汽溫和減溫水流量等參數(shù)靠經(jīng)驗的問題，使得我們有了參考依據(jù)，并取得一定的安全和經(jīng)濟效益。

［1］內(nèi)蒙古蒙達發(fā)電有限責任公司.《330MW機組集控運行規(guī)程》［S］.2004.

［2］李振生.發(fā)電廠集控運行（高級工）［M］.山西省：中國電力出版社，1996.

10.16640/j.cnki.37-1222/t.2016.10.049

關志成（1972-），男，本科，高級工程師，主要從事300MW機組集控運行工作。