低負荷再熱汽溫低分析與運行優(yōu)化研究應(yīng)用

國能孟津熱電有限公司 劉 昆

引言

現(xiàn)代大型電站鍋爐對再熱蒸汽溫度有嚴格要求，通常要求蒸汽溫度與額定汽溫之間的偏差值在-10～5℃范圍內(nèi)。在規(guī)定允許偏差值的同時，還需限制鍋爐在允許偏差值下的累計運行時間，確保機組始終處于較高的循環(huán)效率并保證安全運行。從而節(jié)能角度，再熱汽溫作為鍋爐效率重要的經(jīng)濟指標，對供電煤耗影響較大，實現(xiàn)再熱汽溫的回歸設(shè)計值，既保證了鍋爐運行的經(jīng)濟性，又保證了汽機金屬件的安全運行，為火力發(fā)電廠帶來了巨大的經(jīng)濟利益。

國國能孟津熱電有限公司兩臺機組自投產(chǎn)以來，一直存在機組低負荷時鍋爐再熱汽溫較設(shè)計值偏低約25℃。經(jīng)燃燒調(diào)整后#1機組低負荷基本達到額定值，但#2機組再熱汽溫較設(shè)計值仍偏低約20℃，直接導(dǎo)致煤耗增加約1.98g/kWh。通過對目前鍋爐的設(shè)計數(shù)據(jù)和運行參數(shù)分析、熱力試驗、設(shè)備運行說明書、實際運行參數(shù)和計算，評估#2鍋爐再熱蒸汽溫度目前控制情況，分析再熱蒸汽溫度平均值偏低原因，確定調(diào)整方案，提出解決再熱蒸汽溫度偏低可采用的方法[1]。

通過運行優(yōu)化調(diào)整，將參數(shù)對比分析作為切入點，深挖設(shè)備運行潛力，在不進行任何設(shè)備改造及經(jīng)濟投入的前提下，實現(xiàn)低負荷再熱汽溫的提升，實現(xiàn)節(jié)能減排的最終目的。深挖系統(tǒng)設(shè)備潛力，在保證機組安全運行的前提下，通過不斷的針對性調(diào)整及優(yōu)化，最終實現(xiàn)系統(tǒng)的回歸設(shè)計、回歸標準。發(fā)揮運行人員技術(shù)團隊力量，在運行經(jīng)驗的基礎(chǔ)上，提升了技術(shù)人員的主動作為、主動擔當。

1 設(shè)備技術(shù)規(guī)范

國能孟津熱電有限公司1、2號鍋爐由東方鍋爐（集團）股份有限公司獨立設(shè)計，鍋爐為超臨界參數(shù)變壓直流爐，單爐膛、一次中間再熱、平衡通風、露天布置、固態(tài)排渣、全懸吊結(jié)構(gòu)Π 型鍋爐。鍋爐風、煙系統(tǒng)配備二臺50%容量的動葉可調(diào)式軸流送風機，二臺50%容量的單速雙吸離心式引風機，二臺三分倉回轉(zhuǎn)式空氣預(yù)熱器。

鍋爐設(shè)計參數(shù)如下：額定蒸發(fā)量1813.1T/h、過熱蒸汽出口壓力26.51MPa、過熱蒸汽出口溫度541℃、再熱蒸汽流量1515.4T/h、再熱蒸汽進口壓力4.43MPa、再熱蒸汽出口壓力4.22MPa、再熱蒸汽進口溫度285℃、再熱蒸汽出口溫度569℃、給水溫度282℃、AH 出口排煙溫度120℃、實際燃料消耗量238.66T/h、ECO 出口煙氣含氧量3.2%、鍋爐效率（BRL）93.76%、 型號DG1900/27.02-II4，型式：超臨界參數(shù)變壓直流爐，單爐膛、一次中間再熱、平衡通風、露天布置、固態(tài)排渣、全懸吊結(jié)構(gòu)Π 型鍋爐，制造廠為東方鍋爐（集團）股份有限公司。

鍋爐參數(shù)如下：型號DG1900/27.02-II4、額定蒸發(fā)量1813.1T/h、過熱蒸汽出口壓力26.51MPa、過熱蒸汽出口溫度541℃、再熱蒸汽流量1515.4T/h、再熱蒸汽進口壓力4.43MPa、再熱蒸汽出口壓力4.22MPa、再熱蒸汽進口溫度285℃、再熱蒸汽出口溫度569℃、給水溫度282℃、AH 出口排煙溫度120℃、實際燃料消耗量238.66T/h、ECO 出口煙氣含氧量3.2%、鍋爐效率（BRL）93.76%。

2 參數(shù)分析判斷原因

針對低負荷下#2鍋爐再熱汽溫低溫度問題，通過爐膛測溫、參數(shù)對比分析、異常參數(shù)開展針對性試驗（二次風門開度調(diào)整試驗、三臺制粉系統(tǒng)運行方式對比及吹灰方式調(diào)整、投退暖風器試驗等）、現(xiàn)場風門開度核查等方式對比分析，對系統(tǒng)運行參數(shù)進行比對分析，得出影響#2鍋爐再熱汽溫低的準確原因。

2.1 爐膛測溫對比

50%負荷工況下，同煤質(zhì)及相近氧量情況下，B 層燃燒器以上區(qū)域#2鍋爐膛溫度低于#1鍋爐100℃以上（見表1）。

表1 50%負荷工況爐膛測溫參數(shù)表

2.2 二次風量對比

50%負荷工況下，#2鍋爐運行制粉系統(tǒng)二次風量及二次風壓明顯低于#1鍋爐（表2）。

表2 50%負荷工況二次風量參數(shù)表

2.3 制粉系統(tǒng)系統(tǒng)一次風量對比

兩臺鍋爐磨煤機風煤比基本一致（表3）。

表3 50%負荷工況制粉系統(tǒng)一次風量參數(shù)表

2.4 二次風門開度調(diào)整試驗參數(shù)對比

同負荷下，二次風門由55%開至90%，二次風量無明顯變化（見表4），爐膛與二次風差壓降低0.14kPa，兩臺送風機電流平均降低0.7A，過熱度升高，證明其爐膛內(nèi)燃燒強度增加，低再出口汽溫降低7℃，而高再吸熱增加，再熱汽溫升高2℃。

表4 二次風門開度調(diào)整試驗參數(shù)參數(shù)表

2.5 二次風門外部機械指示及過再熱煙氣擋板開度對比

通過對比A/C 層二次風門70%就地開度，其機械指示開度基本一致。檢查過再熱煙氣擋板開度均正常，并在煙氣擋板零位情況下加關(guān)，已無加關(guān)余量，確認目前過再熱煙氣擋板零位正常。

2.6 再熱汽溫低原因初判

兩臺鍋爐同負荷、同煤質(zhì)及制粉系統(tǒng)運行方式相同情況下，爐膛測溫測溫結(jié)果，#2鍋爐較#1鍋爐B 層燃燒器以上區(qū)域爐內(nèi)溫度偏低約100℃，說明兩臺鍋爐內(nèi)部的燃燒及清潔程度存在明顯差別。

兩臺鍋爐同負荷、同煤質(zhì)、制粉系統(tǒng)運行方式相同、氧量相同且送風機電流相近情況下，二次風門同開度時，#2鍋爐運行燃燒器二次風量低于#1鍋爐約60t/h，二次風壓高于#1鍋爐約0.2kPa。說明兩臺爐進入爐膛各層燃燒器的二次風量配比存在明顯的不同。

進行#2鍋爐二次風門開度調(diào)整試驗，二次風門由55%開至90%，二次風量無明顯變化，爐膛與二次風差壓降低0.14kPa，過熱度升高，低再出口汽溫降低7℃，而高再吸熱增加，再熱汽溫升高2℃，證明其爐膛內(nèi)燃燒強度增加。

#2鍋爐停機檢查風箱中部積灰約1米，而#1鍋爐啟動前檢查積灰情況不明顯，兩臺鍋爐二次風箱中部積灰程度不同，可能導(dǎo)致了兩臺鍋爐二次風速、風量的不同，從而使得進入爐膛各層燃燒器的二次風量配比不同，造成鍋爐內(nèi)部燃燒情況的不同。

兩臺爐磨煤機一次風量與煤量差別不大，且磨煤機出口溫度控制一致，對鍋爐燃燒無明顯影響。對比#2鍋爐二次風門同開度指令下，就地實際機械指示開度基本一致。

2.7 確立調(diào)整方向

通過分析初判，進行兩臺機組各層風風量校驗比對，確保風量測點的準確性。利用停機機會檢查各二次風門內(nèi)部全開、全關(guān)位定位正常，對風門拉桿長度或調(diào)節(jié)性能進行確認后，確定以固化制粉系統(tǒng)運行方式，優(yōu)化吹灰調(diào)整及煤質(zhì)調(diào)整的方式，來提升低負荷再熱汽溫。

3 應(yīng)用效果及經(jīng)濟收益

通過低負荷A/C/D 三臺制粉系統(tǒng)運行方式固化、中長吹吹灰方式調(diào)整及煤質(zhì)調(diào)整后，#2鍋爐在50%高熱+50%低熱入爐煤煤質(zhì)下，300MW 負荷時爐側(cè)再熱汽溫升至566℃，再熱汽溫提升約18℃。

3.1 低負荷三臺磨方式優(yōu)化效果

固化低負荷A/C/D 磨運行，低負荷再熱汽溫較A/B/C 磨運行再熱汽溫提升約8℃。

3.2 吹灰優(yōu)化效果

中長吹灰器共8只，低再4只、低過4只，連續(xù)三天對其加吹一次（早班、及中班），300MW 負荷下低再出口汽溫優(yōu)原475℃升高至495℃左右，汽溫升高約20℃。

煤質(zhì)調(diào)整優(yōu)化效果。入爐煤發(fā)熱量降低331kCal/kg，總?cè)剂狭吭黾樱瘘c推遲，低再入口煙溫升高21℃，至再熱汽溫升高。

經(jīng)濟收益：通過三臺制粉系統(tǒng)運行固化，維持A/C/D 制粉系統(tǒng)運行并提升D 磨總煤量提升火焰高度，使再熱汽溫汽溫升高。經(jīng)對比兩臺機組同負荷下低再進出口溫升，#2機組低再處溫升低于#1機組約15℃，連續(xù)三天加吹低過區(qū)域中長吹，目前低再出口溫升兩臺機組基本一致。再熱汽溫提升約18℃，降低機組供電煤耗約1.78g/kWh。

通過運行參數(shù)對比查找再熱汽溫低的準確原因，根據(jù)分析結(jié)果，針對性開展運行優(yōu)化調(diào)整，實現(xiàn)設(shè)備的回歸設(shè)計、回歸標準，解決了實際生產(chǎn)中的疑難雜癥，切實提高了鍋爐運行經(jīng)濟性。