臺山電廠1號爐燃燒器改造后再熱蒸汽偏低淺析

【摘要】臺山電廠1號爐進行了600MW鍋爐燃燒器的改造，顯著降低了NOx的排放，同時也引發了鍋爐再熱汽溫遠達不到原設計溫度的嚴峻問題，本文論述臺山電廠1號鍋爐再熱蒸汽溫度低的原因及采取的提高汽溫的策略。

【關鍵詞】鍋爐；燃燒器改造；再熱汽溫低

一、臺山電廠1號爐現狀

臺山電廠1號爐進行了600MW鍋爐燃燒器的改造，顯著降低了NOx的排放，同時也引發了鍋爐再熱汽溫達不到原設計溫度的嚴峻問題。當前機組降負荷過程中再熱蒸汽溫度下降幅度較大，頻繁低過500度，最低達480度左右，同時低負荷為了確保NOx不超限，SOFA風門的調節受到較大的限制，也導致再熱蒸汽溫度進一步降低，已無調整手段。

改造后燃燒器保持原制粉系統與煤粉管道布置不變，現有的4個主燃燒器（含水冷套）進行整體更換。主風箱設有6層WR煤粉噴嘴，在煤粉噴嘴四周布置有燃料風。在每相鄰2層煤粉噴嘴之間布置有3層輔助風噴嘴，其中包括上下2只偏置的輔助風噴嘴（CFS）和1只直吹風噴嘴。在主風箱頂端設有2層緊湊燃盡風噴嘴（COFA），在主風箱底端設有2層二次風噴嘴。在主風箱上部布置有兩級高位燃盡風（SOFA）燃燒器，每級包括3層可水平擺動的高位燃盡風（SOFA）噴嘴。在鍋爐改造后，新低氮燃燒器整體下移加上采取新的燃燒策略（下部缺氧燃燒，上部富氧燃燒），水冷壁結焦較慢且焦比較酥松易掉，目前采取了減少鍋爐吹灰次數和吹灰數量來提高鍋爐的整體汽溫和鍋爐出口煙溫。臺山電廠1號鍋爐燃燒器的改造是比較成功的，大幅度降低了鍋爐NOX的排放，同時提高了鍋爐的防結渣能力，擴大了鍋爐燃用煤種的范圍。

二、再熱蒸汽溫度偏低的原因分析

根據水蒸汽的特性，再熱蒸汽的壓力低，再熱汽溫高，比容小，蒸汽在獲得相同的熱量時再熱汽溫的變化幅度要大；其次再熱汽溫受到高缸排汽溫度及高旁減溫水內漏影響，導致再熱器入口溫度就相對偏低，再次大幅度的機組調峰運行加劇了再熱汽溫的變化幅度，所以再熱汽溫變化更敏感，更不易控制，通常再熱汽溫有波動幅度較大時間久的特性。目前的情況420MW以上再熱汽溫與額定值低3-8度，420MW以下比額定值低10-30度左右。

主要原因有以下幾個方面：

（1）鍋爐受熱面及新型低氮燃燒器設計問題

按照鍋爐及燃燒器設計鍋爐運行時過熱及再熱汽溫均可達540度，但從現場臺山1號鍋爐改造后來看再熱蒸汽溫度均低較多，這說明過熱器和再熱器受熱面設計存在問題。從臺山1號鍋爐日常運行操作上看，為了提高再熱汽溫一直將噴燃器擺角上擺至最高位30°，此時過熱器減溫水量某側已達到最大流量時再熱汽溫遠未達到鍋爐設計值540度，也證明了再熱器受熱面設計布置不足。

2013年1號爐進行低NOx燃燒技術改造后主燃燒器整體壓縮下移，在主燃燒器上方約9米處增加6層分離燃盡風SOFA噴口，這樣形成主燃燒區缺氧燃燒，中間還原脫氮區，上層SOFA燃盡區，爐內燃燒特性變化很大，改造后脫硝反應器進口前NOx含量基本在200mg/m3以下，脫氮效果顯著，但火焰中心相比之前存在一定下移。

（2）鍋爐兩側再熱汽溫有偏差

臺山電廠1號鍋爐采用的是四角切圓燃燒方式，一次風對沖，二次風助燃加偏轉，這種燃燒方式產生的煙氣進入水平煙道時普遍存在殘余旋轉，從而出現再熱蒸汽溫度出現兩側偏差，也可以通過燃燒調整減少煙氣產生的參與旋轉消除再熱汽溫偏差；目前是通過上部的6層SOFA風門，其中A、E、F層正旋轉，B、C、D層反旋轉，各層角度不一樣。但很多情況下在無法完全消除的情況下，只能通過投入某側減溫水來提高總體的再熱蒸汽溫度，從而盡量提高再熱汽溫，減少對汽輪機組經濟性和煤耗指標的影響。

上海鍋爐廠600MW亞臨界鍋爐的過熱器再熱器布置看從整體表現為對流特性，即主再熱汽溫隨負荷下降而下降；但分隔屏、后屏過熱器區域確呈現輻射特性，即隨著負荷下降，分隔屏、后屏過熱器反而上升。當前運行經驗表明在機組低負荷情況下，如果煤量發生過調，分隔屏、后屏過熱器區受熱面金屬更易短時超溫，從而低負荷時將分隔屏、后屏過熱器區域的溫度控制相對偏低以防止加減負荷過程中分隔屏后屏區域的過熱器金屬超溫，這也影響了整體的再熱汽溫的提高。

（3）汽機順序閥運行方式的影響

目前，臺電600MW汽輪機組的運行方式基本都由單閥改為順序閥，當然汽機切至順閥運行是機組煤耗下降較多，因為順序閥運行時，過熱蒸汽在高壓缸內節流損失小，高壓缸相對內效率得到提高，但高壓缸排汽溫度也隨之下降，從各個負荷段比較看高壓缸排汽溫度相比降低了10-12度左右，這也影響了再熱蒸汽溫度提升。

（4）鍋爐吹灰對再熱蒸汽汽溫的影響

在鍋爐吹灰過程中，再熱汽溫受吹灰的影響較大，因爐膛焦的特性酥松脫落，吹灰后爐膛內部相比燃燒器改造前干凈較多，再熱汽溫恢復起來較慢，目前是本班鍋爐吹灰結束后需要4h后再熱汽溫緩慢升高吹灰前的數值，這樣一來再熱氣溫的平均值下降較多，從此看出新燃燒器運行過程中提高鍋爐沾污系數是個相當慢的過程。吹灰較多雖然會降低排煙溫度，但引起再熱蒸汽溫度的降低，二者對煤耗的影響來說再熱汽溫下降更影響煤耗，因此需要繼續對吹灰進行優化，基本原則應該時低負荷少吹，高負荷多吹，壁溫高加吹。

（5）負荷變動與調節品質的影響

目前，機組一般均投入AGC參與電網調頻，臺電還投入了節能項目廠級AGC優化模式，負荷變動較為頻繁而且幅度更大，在升降負荷過程中一般均會出現短時再熱汽溫偏低或超溫現象。根據當前情況可以看出，1號機組的再熱汽溫波動幅度較大，達45K左右。一方面是AGC指令變動較頻繁，且波動幅度較大；另一方面是協調控制系統的調節品質較差。我廠采用西門子的PROFI協調控制系統，PROFI的主再熱汽溫調節品質目前已很難滿足大幅度負荷波動的調整，頻繁出現主再熱汽溫超溫及金屬壁溫超限等。因1號機組進行了低氮燃燒器改造后，PROFI的調節性能存在問題，未能進行相應的參數修改，導致主再熱蒸汽溫度控制較差。因此建議我廠盡快進行改造后鍋爐的各項熱控調整試驗，以滿足改造后鍋爐的運行性能。

（6）臺山電廠1號機組目前存在缺陷的影響

臺山電廠1，2號機組相同工況下比較中發現1號機組高旁閥后溫度較2號機組偏低15-20度左右，說明1號機組高旁減溫水存在較大的內漏，這也是影響再熱蒸汽溫度偏低的原因之一，但因高旁減溫水閥在線無法徹底處理，只能待機組停機后處理。另外再熱蒸汽減溫水調門及電動門也存在一定的內漏，也是影響因素之一。

三、提高再熱蒸汽溫度的解決措施

（1）對鍋爐存在的低負荷下主汽溫和再熱汽溫不協調的問題，聯系上海鍋爐廠專家進行核算確定鍋爐各受熱面是否匹配，利用大修機會完善。

（2）通過燃燒調整試驗，進一步摸清燃燒器擺角、六層SOFA風門和兩層COFA風門對汽溫偏差的影響規律。

（3）對鍋爐的吹灰時間、間隔以及吹灰組合方式進行優化調整，以減小吹灰對汽溫的影響，如在低負荷下，可適當對水平煙道的長吹進行單獨吹灰，可有效提高再熱汽溫。

（4）再熱汽溫偏低分析原因主要是汽壓響應過慢，為了加快負荷響應，煤量過調較大引起。減負荷時主汽壓居高不下，水冷壁吸熱占比增大，煤量減得過多，這就使汽溫下降過大。

（5）主要通過調整爐膛內不同高度的燃燒強度和吸熱份額，從而將主再熱汽溫穩定在合理的范圍內。其基本原理是，在升負荷過程中增大爐膛下部風量，增加蒸發受熱面的吸熱，加快主汽壓力對負荷指令的響應速率，防止因總煤量過渡增加造成屏式過熱器出口蒸汽超溫；在降負荷過程中減小爐膛下部風量，維持過再熱器的吸熱，防止因總煤量的過度減少造成再熱和過熱氣溫急劇下降。

四、當前提高再熱蒸汽溫度的手段

（1）燃燒器擺角的使用。燃燒器改造前一般擺角均不超過15度，現在對新燃燒器機構已充分了解后可見擺置最高位置30度，擺角15度擺到30度再熱器溫度有明顯的提高，之前再熱器溫度頻繁低過480度，后期基本穩定在480度之上，確保了汽輪機的安全運行。

（2）關于SOFA風門的使用。B、C、D層和A、E、F層的使用，既可控制偏轉，又能降低NOX，降負荷過程中，在NOX的不超限的情況下，可以盡量減小各層SOFA風門的開度，為防止NOX超限可適當加大COFA。

（3）改造后的輔助風噴嘴CFS主要起強化燃燒、穩定燃燒的作用，在二次風箱與爐膛差壓>400kPa前提下，300～600MW負荷區間內，只要對應層CFS開度≮30%，是能夠實現穩定燃燒的，如果在30%基礎上繼續開大、深度強化燃燒，則會使煤粉提前燃盡，從而影響再熱器的吸熱，因此降負荷過程中在燃燒穩定前提下可關小CFS層風門，提高再熱汽溫

（4）爐膛沾污系數變化對排煙溫度的影響較小。在通過減少吹灰頻率來提高再熱汽溫的過程中，降負荷過程及低負荷及時停止吹灰，或減少吹灰，避免汽溫進一步下降，另外需要合理安排4-16號長吹吹灰，一般安全在機組調峰階段吹，1-4號長吹遇到降負荷立即需要停止。

（5）機組降負荷過程中磨煤機的停運要及時，還需要關注煤量和負荷的對應關系，負荷高煤量偏低，再熱汽溫肯定是要繼續下降，此時必須采取手段增加煤量，降低主汽壓力。我們可以通過改變火焰中心加快汽壓響應方法來調節，也就是減負荷時減少主燃燒器區域風量，加大SOFA風風量，抬高火焰中心，加快汽壓響應，降低燃料過調量，來控制再熱汽溫下降。SOFA風擺角及主燃燒器擺角對汽溫影響作用還是比較明顯，這也是汽溫主要調節手段。另外選擇性吹灰一直以來都是調節汽溫的手段。

（6）大幅度降負荷過程中如果遇到再熱汽溫下降幅度過快，可適當解除AGC溫度負荷，防止汽溫過低影響汽輪機安全。

（7）還可以使用煤量偏置，形成倒寶塔煤層燃燒布置。

參考文獻

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[2]岑可法.鍋爐燃燒試驗研究方法及測量技術[M].北京：水利電力出版社，1987.

[3]黃新元.電站鍋爐運行于燃燒調整[M].北京：中國電力出版社，2003.

作者簡介：施衛平（1980—），男，工程師，現供職于神華廣東粵電臺山電廠，主要從事電廠集控運行工作。