河曲電廠#3機組600MW超臨界鍋爐燃燒調(diào)整試驗

楊春生，包 婕

(國家能源集團山西魯能河曲發(fā)電有限公司，山西 忻州 036500)

河曲電廠#3機組采用哈爾濱鍋爐有限公司生產(chǎn)的超臨界直流爐、一次再熱、墻式切圓燃燒、平衡通風(fēng)、緊身封閉、固態(tài)排渣、全鋼構(gòu)架、全懸吊結(jié)構(gòu)Π型鍋爐。

燃燒方式采用水平濃淡低 NOx四墻切圓燃燒技術(shù)。燃燒設(shè)備設(shè)計煤種和校核煤種均為河曲煙煤，制粉系統(tǒng)采用鋼球磨煤機一次風(fēng)正壓直吹系統(tǒng)，煤粉燃燒器為四墻布置、切圓燃燒。燃燒器共設(shè)置6層煤粉噴嘴，每臺鍋爐配置6臺MGS3854雙進雙出低速鋼球磨煤機，BMCR工況下6臺運行。每臺磨煤機的出口由4根煤粉管接至爐膛的同一層煤粉噴嘴，24只直流式燃燒器分為6層布置于爐膛下部，煤粉和空氣從四墻送入，在爐膛中呈切圓燃燒方式，煤粉細(xì)度 R90=22.5%，鍋爐點火采用等離子點火，等離子點火裝置布置在 A、B 層噴燃器，互為備用。燃燒器采用水平濃淡低NOx煤粉燃燒系統(tǒng)，改造后的NOx排放濃度在任何工況下(省煤器出口處)<300mg/Nm3(標(biāo)態(tài)、干基、6%O2、40%～100%額定負(fù)荷、以 NO2計)。

1 制粉系統(tǒng)試驗

1.1 磨煤機風(fēng)粉調(diào)平

如圖1所示，#3機組6臺磨煤機除B磨煤機出口4根粉管間的風(fēng)速偏差在5%以內(nèi)外，其他5臺磨煤機出口4根粉管間的風(fēng)速偏差均超過10%，風(fēng)速偏差較大，集中表現(xiàn)為1號管和4號管風(fēng)速高、2號和3號管風(fēng)速低，其主要原因為2號和3號管道較長，管道阻力大。因此，需對磨煤機粉管上的可調(diào)縮孔進行調(diào)節(jié)，使各粉管間的風(fēng)速偏差在合理范圍內(nèi)。

圖1 磨煤機四根粉管間風(fēng)速偏差

如圖2所示，通過對磨煤機可調(diào)縮孔的調(diào)節(jié)，所有磨煤機各粉管間的風(fēng)速偏差均已控制在5%以內(nèi)，基本上保證了整體一次風(fēng)速的均勻性。

圖2 調(diào)平后磨煤機4根粉管間風(fēng)速偏差

A、B、C、D磨煤機同側(cè)兩根粉管間的粉量偏差均在5%以內(nèi)，煤粉分布均勻性較好；E、F磨煤機同側(cè)兩根粉管間的粉量偏差均超過5%，需要對其相應(yīng)位置的煤粉分配器進行調(diào)整。

1.2 磨煤機出力特性試驗

目前，#3機組鍋爐磨煤機容量風(fēng)開度基本保持40%以內(nèi)，相對出力較大的B磨和出力相對較小的E磨上進行磨煤機特性試驗。根據(jù)試驗結(jié)果，當(dāng)磨入口風(fēng)壓為11.1kPa時，容量風(fēng)門開至50%，B磨和E磨(如圖3、圖4所示)出力可分別提升至55t/h和52t/h。因#3機組燃料主控最高限值80%，自動控制條件下磨煤機容量風(fēng)門最大開度40%，限制機組帶負(fù)荷能力。

圖3 B磨煤機特性曲線

圖4 E磨煤機特性曲線

2 燃燒調(diào)整試驗

試驗主要在570MW、450MW和300MW負(fù)荷，習(xí)慣磨組合運行方式下進行。570MW、450MW和300MW負(fù)荷工況下，修正后鍋爐熱效率分別為93.09%、93.16%和92.90%，均低于原設(shè)計值(93.98%、94.24%和94.19%)。570MW、450MW和300MW負(fù)荷工況下，灰渣可燃物含量均小于1.0%，灰渣可燃物含量控制較好。570MW、450MW和300MW負(fù)荷工況下，修正后排煙溫度分別為144.2℃、139.7℃和135.1℃，均高于原設(shè)計(121℃、111℃和105℃)。570MW、450MW和300MW負(fù)荷工況下，末級過熱器右側(cè)壁溫偏高，末級過熱器右側(cè)出口汽溫568℃時，末級過熱器62點壁溫約605℃(壁溫報警值為617℃)。

由于#3機組末級過熱器右側(cè)62點壁溫偏高，對各級受熱面吸熱情況進行了分析，分析可知，不同負(fù)荷工況下，末級過熱器右側(cè)吸熱量大于左側(cè)，右側(cè)溫升比左側(cè)高10℃～16℃，且同位于水平煙道的末級再熱器右側(cè)溫升也比左側(cè)高17℃～21℃。不同負(fù)荷下各級受熱面吸熱偏差情況如表1所示。

試驗期間，進行了大量的配風(fēng)試驗，通過調(diào)整，有效降低鍋爐右側(cè)吸熱量，末級過熱器右側(cè)62點壁溫明顯下降。末級過熱器右側(cè)壁溫最高值可從605℃降至595℃。但鍋爐右側(cè)吸熱量的降低，會導(dǎo)致低溫過熱器右側(cè)吸熱量下降。由于低溫過熱器兩側(cè)吸熱量基本接近，右側(cè)吸熱量降低后，右側(cè)一級減溫水量不足，從而會存在末級過熱器左側(cè)(受熱面交叉布置的結(jié)果)出口汽溫不足的問題。由于低溫過熱器右側(cè)吸熱量明顯比低溫再熱器等受熱面右側(cè)吸熱量小，需停爐期間檢查過熱器煙氣擋板狀態(tài)及尾部豎井后煙道積灰狀況。綜合考慮主汽溫、末級過熱器壁溫等情況，通過調(diào)整，穩(wěn)定負(fù)荷下，末級過熱器右側(cè)出口汽溫568℃時，末級過熱器右側(cè)壁溫最高值從605℃降至599℃～602℃，壁溫降低3℃～6℃。

如圖5所示，變配風(fēng)方式試驗結(jié)果，隨著燃盡風(fēng)門開度關(guān)小，鍋爐熱效率變化不大，脫硝入口NOx含量上升，燃燒器與燃盡風(fēng)之間區(qū)域水冷壁H2S含量下降。

圖5 300MW負(fù)荷變配風(fēng)方式下相關(guān)指標(biāo)變化情況

如圖6所示，變氧量方式試驗結(jié)果，隨著運行氧量提高，風(fēng)機電流上升，鍋爐熱效率下降，脫硝入口NOx含量上升，燃燒器與燃盡風(fēng)之間區(qū)域水冷壁H2S含量下降。

圖6 300MW負(fù)荷變氧量方式下相關(guān)指標(biāo)變化情況

若減少H2S含量，可通過采取提高運行氧量、減小燃盡風(fēng)比例等方式，但上述兩種方式均會導(dǎo)致脫硝入口NOx濃度上升。與提高運行氧量相比，關(guān)小燃盡風(fēng)門對鍋爐經(jīng)濟性影響較小，因此，建議優(yōu)先考慮通過配風(fēng)方式調(diào)整作為減緩水冷壁高溫腐蝕的措施。

3 試驗結(jié)論

#3機組600MW超臨界鍋爐通過對磨煤機可調(diào)縮孔和煤粉分配器的調(diào)節(jié)，6臺磨煤機各粉管間的風(fēng)速偏差和粉量偏差均已控制在5%以內(nèi)，保證了整體一次風(fēng)粉的均勻性。B、E磨煤機出力特性試驗結(jié)果表明，當(dāng)磨入口風(fēng)壓為11.1kPa時，磨煤機容量風(fēng)門開度開至50%，B、E磨的出力可分別提升至55t/h和52t/h。降低煙氣中的H2S含量，可采取提高運行氧量、減小燃盡風(fēng)比例等方式，但上述方式均會導(dǎo)致脫硝入口NOx濃度上升。與提高運行氧量相比，關(guān)小燃盡風(fēng)風(fēng)門對鍋爐經(jīng)濟性影響較小，因此，建議優(yōu)先考慮通過配風(fēng)方式調(diào)整作為減緩水冷壁高溫腐蝕的措施。從緩解爐內(nèi)水冷壁高溫腐蝕及掉焦情況考慮，建議日常運行時盡量燃用低硫分煤種；建議開展脫硝系統(tǒng)最大安全脫硝效率試驗；加強爐膛水冷壁高溫腐蝕監(jiān)測；提升燃料主控最高限值。