北極星火力發(fā)電網(wǎng)訊:導(dǎo)讀目前我國超臨界、超超臨界機(jī)組已逐漸成為主力機(jī)組，超(超)臨界機(jī)組鍋爐及輔機(jī)運行中也存在一些典型的問題。本文通過對國電集團(tuán)內(nèi)50多臺350MW、600MW、1000MW等級機(jī)組的鍋爐調(diào)查分析，統(tǒng)計出超(超)臨界機(jī)組鍋爐及輔機(jī)的八個較為突出的典型問題，并對調(diào)查過程中發(fā)現(xiàn)的值得推廣的處理問題方法進(jìn)行簡要介紹。

0 引言

隨著我國火力發(fā)電技術(shù)的不斷發(fā)展，超、超超臨界機(jī)組的裝機(jī)容量也不斷增加，對超、超超臨界機(jī)組實際運行情況的調(diào)查研究也顯得尤為重要。通過對國電集團(tuán)內(nèi)50多臺350MW、600MW及1000MW超臨界、超超臨界機(jī)組的節(jié)能評價及調(diào)查研究，總結(jié)出目前超、超超臨界機(jī)組實際運行中存在的典型問題以及相關(guān)的處理措施，為同類型機(jī)組運行及改造提供參考，也為新機(jī)組設(shè)計及選型提供依據(jù)。

1 褐煤、劣質(zhì)煤等煤種摻燒問題

1.1 摻燒帶來的安全問題

摻燒給鍋爐及輔機(jī)磨損造成的不利影響，過高的灰分增加了煙氣中的飛灰濃度，過高的水分增加煙氣量和煙氣流速，因而鍋爐及輔機(jī)磨損加劇。

摻燒給鍋爐穩(wěn)然帶來巨大壓力，部分低熱值劣質(zhì)煤著火比較困難，燃燒不穩(wěn)定，易滅火;部分劣質(zhì)煤煤質(zhì)變黏，經(jīng)常出現(xiàn)原煤倉堵塞、給煤機(jī)不下煤的情況，給制粉系統(tǒng)的安全運行帶來極大的隱患。

摻燒帶來鍋爐腐蝕問題，煤質(zhì)含硫比較大時，容易引起水冷壁高溫腐蝕，以及鍋爐尾部煙道、省煤器、空氣預(yù)熱器等處的低溫腐蝕，造成鍋爐爆管，影響鍋爐安全運行。

易引起鍋爐除灰除渣系統(tǒng)事故，燃煤發(fā)熱量降低,會導(dǎo)致鍋爐排灰量增大，撈渣機(jī)內(nèi)渣量增大。

1.2 摻燒帶來的經(jīng)濟(jì)性問題

摻燒褐煤導(dǎo)致總煤量增大，總煙氣流量大幅增加，一次風(fēng)率升高明顯，燃燒推遲致使減溫水量增大，排煙溫度上升約5℃，鍋爐效率下降。雖然通過燃燒器改造、空預(yù)器換熱元件改造等方式可以減少再熱器減溫水的用量、加強(qiáng)對排煙溫度的控制，但褐煤入爐后的熱慣性較大，會引起汽溫大幅度波動。且隨著褐煤摻燒比例的加大，這種慣性也隨之加大，鍋爐效率將有所下降。

摻燒劣質(zhì)煤后，燃燒工況惡化，排煙溫度升高，排煙熱損失增加;燃盡性能差，飛灰、爐渣可燃物升高;石子煤內(nèi)夾粉現(xiàn)象嚴(yán)重，石子煤量大幅增加;磨煤機(jī)、一次風(fēng)機(jī)等輔機(jī)耗電率上升;再熱器減溫水量大，使機(jī)組的循環(huán)效率降低;煤質(zhì)變差鍋爐燃油量增加;影響機(jī)組協(xié)調(diào)自動反應(yīng)，不利于“AGC”及“兩個細(xì)則”考核;受熱面磨損、制粉系統(tǒng)磨損，檢修成本大幅提高。

根據(jù)摻燒比例、褐煤水分及具體爐型不同，影響發(fā)電煤耗上升普遍在1%～2%之間，例如國電某600MW公司通過試驗，在600MW摻燒兩倉褐煤時，鍋爐效率降低了0.79個百分點，影響供電煤耗2.45g/kWh;廠用電率同比升高了0.37個百分點，影響供電煤耗1.15g/kWh。共計影響供電煤耗1.16個百分點，即影響供電煤耗3.6g/kWh。

水分對煤耗實際還存在隱性影響。國家現(xiàn)行計算標(biāo)準(zhǔn)采用低位熱值，原煤水分對鍋爐效率的影響未得到體現(xiàn)，也沒有引起發(fā)電企業(yè)的充分關(guān)注。雖然計算發(fā)電煤耗不受原煤水分影響，但煙氣中的水分將汽化潛熱(2512kJ/kg)帶走，這部分熱量也是原煤提供的有效能。一般認(rèn)為水分每升高1%，實際發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗約升高0.13%，約為0.4g/kWh。

1.3 合理配煤摻燒應(yīng)對措施

(1)根據(jù)燃用煤質(zhì)灰熔點的高低，通過試驗確定適當(dāng)?shù)膿綗壤?，以及摻燒方?如分磨摻燒、煤場摻配爐內(nèi)混燒);將低熔點煤質(zhì)布置在燃燒系統(tǒng)下部，可有效減輕結(jié)焦情況的發(fā)生;

(2)通過試驗，依據(jù)燃用煤質(zhì)揮發(fā)份、灰熔點的高低，設(shè)置合理的一次風(fēng)風(fēng)速。

(3)通過試驗，依據(jù)受熱面參數(shù)的變化，合理的調(diào)整二次風(fēng)配風(fēng)方式，保持燃燒器區(qū)域適當(dāng)?shù)倪\行氧量和二次風(fēng)“剛性”。

(4)通過試驗，制定煤粉細(xì)度隨靜葉擋板開度和動態(tài)分離器轉(zhuǎn)速的變化曲線，依據(jù)煤質(zhì)揮發(fā)份、灰熔點的高低，合理的選取煤粉細(xì)度。

(5)燃用低熔點煤質(zhì)時，磨煤機(jī)組合盡量采用下層燃燒器，并根據(jù)煤質(zhì)的摻燒比較，采取燃燒器斷層或降低部分燃燒器出力，以降低燃燒器區(qū)域的熱負(fù)荷;合理的控制燃燒器擺角角度，防止火焰中心偏高或偏低;

(6)核算“未燃帶”的面積，并根據(jù)實際燃用情況，優(yōu)化“未燃帶”的鋪設(shè);

(7)通過試驗，依據(jù)燃用煤質(zhì)揮發(fā)份、灰熔點的高低，煤粉細(xì)度的控制，合理的選取旋流燃燒器的旋流強(qiáng)度;

(8)優(yōu)化吹灰方式，盡量做到“按需吹灰”。

2.對沖燃燒鍋爐汽溫偏差及運行控制

2.1 汽溫偏差形成原因

國電集團(tuán)某600MW機(jī)組，2010年～2011年期間，汽溫偏差問題較為突出。通過查閱相關(guān)資料，汽溫偏差嚴(yán)重時，鍋爐450MW以上負(fù)荷運行，在A側(cè)有減溫水而B側(cè)沒有的情況下，A側(cè)汽溫達(dá)到571℃，B側(cè)僅490～530℃，兩側(cè)偏差達(dá)41～81℃，過熱器出口母管汽溫僅530～550℃，低于設(shè)計值20～40℃。