制粉系统运行方式对锅炉燃烧的影响
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【摘 要】锅炉是发电厂三大主要设备之一，它对发电厂的安全稳定运行具有非常重要的作用。在锅炉正常运行中，其各项参数都处于平衡状态，并且所有参数之间都具有较强的关联性，为了保证电厂锅炉运行状态稳定，需要对锅炉运行状态和参数进行实时监视和动态调整，而制粉系统的运行方式直接影响主蒸汽的温度及各受热面的壁温。因此，在锅炉运行中要注意调整制粉系统运行方式，进而解决主蒸汽温度及壁温的大幅度变化。鉴于此，文章对神福鸿电#3机组燃烧调整后满负荷工况下，制粉系统运行方式对主蒸汽温度影响进行分析，仅供参考。
【关键词】锅炉;制粉系统;壁温
【中图分类号】TM621 【文献标识码】A 【文章编号】1674-0688（2019）05-0154-02
1 设备概况
神福鸿电2×1 050 MW燃煤汽轮发电机组的锅炉主设备由东方锅炉（集团）股份有限公司、BHK、BHDB制造。锅炉型号：DG3130/27.46-Π2型锅炉。锅炉形式为高效超临界参数变压直流锅炉、固态排渣、对冲燃烧方式、采用单炉膛、平衡通风、一次中间再热、露天布置、全钢构架、全悬吊结构“Π”型锅炉。
每台燃煤锅炉配置6套制粉系统，前墙由下至上：A-B-C;后墙由下至上：D-E-F;采用前后墙对冲燃烧方式，锅炉采用A层燃烧器微油点火。每台磨配有8只旋流燃烧器。磨煤机能够将直径≤40 mm的原煤粉磨制成直径约0.07 mm的煤粉，供给锅炉燃烧器燃烧。其中，热一次风（主要用来输送和干燥磨煤机内的煤粉）从布置在磨煤机磨碗下面侧机体上的进风口处进入磨煤机，热气流携带着研磨后的煤粉冲击固定在分离器上的折向板进行初级分离。煤粉颗粒较小且干燥的煤粉被气流携带沿着折向板进入动态分离器，颗粒较大的煤粉则回落至磨碗中重新碾磨，动态分离器本体下部的折向板使在磨煤机中研磨后的煤粉进行初级分离，动态分离器进行二次分离。燃用校核煤种时，6台运行。要求锅炉燃用设计煤种煤粉细度R90=21%，校核煤粉细度R90=18%，n值暂按1.0。磨煤机出口采用变频动态分离器，根据给煤量的大小来调节动态分离器转速，从而达到控制磨煤机出口煤粉细度的目的。当动态分离器因故障停运时，磨煤机仍然可以继续运行，但磨煤机出口煤粉颗粒较粗。
2 燃烧调整试验后存在的问题
2017年7月神福鸿电#3机组开始进行燃烧调整试验，于2017年11月完成，同年12月23日，#3机组解列。2018年2月11日，#3机组并网运行，投入运行之后在满负荷工况下，不同制粉系统运行方式（A/B/C/D/E或A/B/D/E/F）对锅炉总风量、送风机电流、送风机动叶及引风机汽轮机转速影响不同。从2018年5月份开始，A/B/C/D/E制粉系统运行时，其锅炉总风量、送风机电流、送风机动叶开度及引风机汽轮机转速同比之前现象更为明显，其问题有锅炉总风量偏大、送风机动叶开度及送风机电流偏大、引风机汽轮机转速偏高、A引风机汽轮机备用凝结水泵联启、二次风箱压力偏高、排烟温度偏高、高温再热器管壁温度偏低、高温再热器事故减温水用量偏少等。
3 燃烧调整试验前、后参数对比
根据鸿山电厂#3号机组满负荷运行曲线及参数对比可知，燃烧调整试验之前满负荷工况，在锅炉氧量相近的情况下，A/B/C/D/E或A/B/D/E/F制粉系统运行时，锅炉总风量为3 350 t/h左右、送风机电流为150 A左右、送风机动叶开度为80左右，以及引风机汽轮机转速为4 900 rpm左右，即无论哪种制粉系统运行方式，各参数变化不明显。燃烧调整试验之后，以上的参数开始发生变化，5月份的参数变化更为明显、直观，锅炉总风量偏大150 t/h左右，送风机电流偏大20 A左右，送风机动叶偏大10%左右，引风机汽轮机转速偏高200 rpm左右，同比其他月份，引风机转速偏高近400 rpm。
4 燃烧调整试验
4.1 燃烧调整试验的工作内容
磨煤机出口一次风调平与通风量标定：通过比较每根一次风管的风速并调节布置在煤粉管道里的缩孔，将同一台磨煤机的8根煤粉管的风速偏差调整至<5%以内，以达到配平布置在同一层的8只燃烧器的一次风量，近而优化燃烧器煤粉均匀分配的目的。根据每根一次风喷口面积计算得到8根一次风管道总的一次风量，然后减去密封风量（取密封风设计值）可以得到进入磨煤机的一次风总风量。将实测得到的一次风总风量与DCS显示总风量相比，可得到相应磨煤机的一次风风量标定系数。
煤粉细度分析与调整：鸿山电厂煤粉取样装置采用平头式等速取样器，通过安装在磨煤机出口的每根煤粉管道上的取样器，并按照等截面圆环法在每个取样器抽取相等的取样时间，并调节抽气器负压相一致，使得每个取样器的内外静压平衡，从而保证所取的煤粉样具有较好的代表性。
磨煤机单耗：磨煤单耗Em等于磨煤机功率P与磨煤机出力Bm之比。
锅炉热效率：锅炉热效率试验应在炉内燃烧稳定，机组设备运转正常的情况下进行，通过国家标准规定的反平衡法，测定锅炉的各项热量损失，从而计算得出锅炉的热效率。
4.2 燃烧调整试验后数据优化
燃烧调整试验后数据优化见表1。
5 燃烧调整试验之后发现的问题
5.1 高温再热器管壁壁温超温
2018年2月19日，进行1 050 MW试验，制粉系统运行方式为A/B/D/E/F，试验期间制粉系统未进行切换，高温再热器管壁温度开始出现超温（报警值为630 ℃），高温再热器事故减温水长时间处于开启状态，虽然在试验期间将锅炉受热面吹灰的频次由一次增加到两次，但是吹灰结束运行一段时间后高温再热器的管壁温度难以控制。A/B/C/D/E制粉系统运行时，高温再熱器管壁温度几乎不会超温，除人为操作不当之外，A/B/D/E/F制粉系统运行时，高温再热器管壁温度经常出现超温现象，尤其是高温再热器吹灰结束后更容易超温，不使用减温水难以控制，造成再热器减温水的用量增大，截至目前，2018年再热器减温水累计用量达0.41 t/h，环比#4机偏高0.32 t/h。3月份开始进行分析，怀疑高温再热器管壁超温与F磨煤机运行有关，锅炉专业也及时采取措施，通过降低高温再热器区域的吹灰压力、减少高温再热器吹灰频次及调整F层燃烧器二次风门开度。 5.2 A引风机汽轮机备用凝结水泵联启
2018年2～4月，在满负荷工况下，引风机汽轮机转速均在5 000 rpm以下，5月10日的引风机汽轮机转速本年内首次达到5 000 rpm以上，引风机汽轮机转速升高，进汽量必然增大，造成引风机汽轮机凝汽器内凝结水量增大，为了维持凝汽器水位正常，引风机汽轮机凝结水出口母管调节阀（至主机凝汽器调门）必然开大，调节阀开大后凝结水母管压力下降至0.35 MPa以下，引起备用凝结水泵联启，若停运一台凝结水泵，随着调节阀的开大，凝结水母管压力将持续下降。
6 采取措施
采取措施如下：①解除燃烧器二次风门自动，手动将二次风门及燃尽风门全开，降低二次风箱的节流损失。②联系热控专业对A/B侧省煤器出口烟气氧量测点标定。③增大C磨煤机入口风量，调节磨煤机动态分离器转速。④降低高再区域吹灰器压力及减少高再吹灰的频次。⑤联系检修调整F层燃烧器内二次风门开度。⑥修改氧量曲线，将氧量控制值往下调整0.1%～0.15%，同时保证CO不超标。
7 结语
A/B/C/D/E制粉系统运行，其锅炉总风量、送风机电流、引风机汽轮机转速要比A/B/D/E/F制粉系统运行时偏高，但是A/B/D/E/F制粉系统运行时高再壁温偏高且易超温，经运行人员调整后仍无效。咨询相关专业机构，给予回复是C磨煤机运行时锅炉断面热负荷比F磨煤机运行时强，C、F磨煤机出口8只粉管煤粉浓度分布不一致，需要对粉管风速重新测量，若要解决目前的问题，需重新进行燃烧调整试验。
参 考 文 献
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[责任编辑：陈泽琦]
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