王曲电厂600MW超临界锅炉运行与调整
来源:用户上传
作者:
摘要:叙述了山西鲁晋王曲电厂600MW超临界直流锅炉的运行调整方法，指出，锅炉汽温变化是运行调整的主要因素，提出了针对影响燃烧稳定性的调整措施。
关键词:超临界直流锅炉汽温控制燃烧 调整
引言
山西鲁晋王曲发电有限责任公司2台600MW(HG―2000/25.4―YM12型)锅炉为一次中间再热、超临界压力变压运行带内置式再循环泵启动系统的本生直流锅炉，单炉膛、平衡通风、固态排渣、全钢架、全悬吊结构、Ⅱ型布置。30只低N0x轴向旋流燃烧器采用前后墙布置、对冲燃烧，6台HP1003中速磨煤机配正压直吹制粉系统，除渣采用机械式除渣方式即风冷式排渣机系统。
1、锅炉容量及主要参数
a)过热蒸汽。
最大连续蒸发量(BMCR)2000t/h，额定蒸发量(BRL)1863.6t/h，额定蒸汽压力(BMCR/BRL)25.4MPa•g/25.23MPa•g，额定蒸汽温度571℃;b)再热蒸汽。蒸汽流量(BMCR/BRL)1635.2/1522.5t/h，BMCR工况的进口/出口蒸汽压力4.633MPa•g/4.443MPa•g，BRL工况的进口/出口蒸汽压力4.312MPa•g/4.135MPa•g，BMCR工况的进口/出口蒸汽温度321.3℃/569.0℃，BRL工况的进口/出口蒸汽温度313.7℃/569.0℃，BMCR工况的给水温度289.3℃，BRL工况的给水温度284.4℃。
2、600MW超临界机组汽温控制
汽温控制是锅炉调整的主要任务之一，不仅影响机组的经济性，且影响锅炉管壁的安全。近年，各火电机组的非停锅炉方面所占比重较大，其中，炉管泄漏更是重点。所以，运行人员对汽温的调整，重点是避免汽温超限，控制锅炉管壁温度不超温。
影响锅炉汽温控制的主要因素(烟气侧、蒸汽侧)有:a)煤质变化，主要指发热量、含水量的变化;b)制粉层次的调整，主要指启停上下层制粉系统，改变上下层制粉系统出力;c)锅炉总风量的变化，包括二次风档板开度调整，二次风箱与炉膛差压大小;d)锅炉烟气档板开度的调整;e)锅炉受热面积灰、结焦，吹灰器投运方式;f)机组负荷变化;g)锅炉减温水量变化;h)给水温度变化;i)锅炉水煤比控制失调等。
根据锅炉汽温变化的这些因素，运行中可针对性地进行调节。对于直流炉来说，水煤比是影响锅炉过热汽温的根本因素，其主要受煤质变化影响，煤质好该参数就大，煤质差就小。水煤比控制是要确保锅炉燃料与给水量对应关系在正常范围内，否则就造成低汽温或高汽温，两者都会影响锅炉管材寿命，还可能造成汽机应力变大。水煤比数据可以起到1个参照作用，在相对短的时间内，它的变化趋势反映着锅炉的运行状况，很直观。实际上控制水煤比的原则就是保证锅炉中间点温度在正常范围。由于不论是煤量变化还是水量变化反映在中间点温度变化上是需要一定时间的，所以水煤比数据是参照，是个提前反映量，中间点温度是目标、被控量。
王曲电厂600MW超临界机组正常情况的水煤比一般为6.0左右。由于坑口电厂的优势，燃用洗中煤，煤质变化相对较小。在调整上主要还是看汽水分离器出口温度的变化，即控制汽水分离器出口中间点温度，保持5℃～30℃的过热度，具体数值需要根据锅炉汽温、管壁温度进行修正。锅炉减温水的使用。过热器系统设置两级喷水减温器，一般一级减温水作为粗调，二级减温水作为细调，确保过热器各级温度在正常范围内，每级减温器均为2只，喷水水源取自给水母管。喷水减温器采用笛型管结构，筒身内设置套筒，减温器总长度为5m。在BMCR工况下，过热器减温水的设计流量约为6%BMCR，过热器减温水管路的最大设计通流量可达12%BMCR。为保证喷水减温后的汽温高于饱和温度，低负荷下，一、二级喷水电动截止阀一般闭锁开，不能投用减温水。
考虑机组在启动工况时间较长时控制汽温使用，王曲电厂二期600MW超临界机组实际没有这个联锁，在低负荷时使用减温水须谨慎，不能造成过热汽温低于饱和温度。另外，过热器进、出口集箱之间的所有连接管道均为两端引入、引出，并进行左右交叉(两级交叉)，确保蒸汽流量在各级受热面均匀分配，避免热偏差的发生。
在2根再热器冷段管道上各布置1只事故喷水减温器，喷水水源取自锅炉给水泵中间抽头。再热器减温水管路的最大设计通流量为BMCR工况下再热汽流量的4.5%。再热器温度正常主要靠布置在锅炉尾部烟道的再热器侧档板进行调节，应急情况下才采用喷水减温。影响汽温的其他因素均为干扰，运行中可根据干扰性质进行提前调整或应急调整。一般正常情况下，机组负荷稳定，煤质稳定，锅炉汽温变化不大，在上述影响因素下，汽温发生变化，一方面，要提高减温水自动调节水平，及时正确响应，另一方面，监盘人员及时预知、发现是关键，在减温水自动调节不正常时，及时切除自动进行手动调节，必要时进行制粉出力、锅炉风量、二次风档板、烟气档板等联合调节，在温度变化趋势变缓后，逐渐恢复正常方式，调整时应控制好调节幅度。需要注意的是，正常监视汽温的时候，锅炉管壁温度也是监视重点，控制锅炉管壁不能超限运行，调整无效情况下要降汽温运行，必要时降负荷运行。尤其是机组启动时速度过快，容易造成管壁温度超限。所以，对于运行，结果很重要，过程也很重要，要引起重视［1］。
3 、600MW超临界机组燃烧调整
3.1注意优化制粉系统运行方式
a)尽量保持制粉系统前后墙对冲均衡方式运行，低负荷时同侧制粉系统不应断层运行，保证锅炉燃烧中心集中;b)低负荷或燃烧不稳定时尽量避免制粉系统启停操作，减少扰动，必须进行制粉系统启停时，应在锅炉工况稳定时或投油助燃后进行;c)根据机组负荷、总煤量适时启停制粉系统，尽量保持运行磨煤机出力不低于40t/h，以保证单个燃烧器的燃烧强度;d)制粉系统启停时，磨煤机风量应压低限控制，特别是中、下层给煤机跳闸或停运后应及时减小风量或将磨煤机及时停运，避免对运行燃烧器燃烧产生扰动;e)机组低负荷时发生制粉系统跳闸，应立即投油、调整，首先确保运行制粉系统稳定，还要监视一次风机运行工况，防止一次风机喘振跳闸;f)制粉系统运行中要重点加强对锅炉火检信号的监视，出现火检信号闪动、不稳时要及时投入相应油枪助燃，待燃烧稳定后方可逐个退出油枪运行。
3.2锅炉总风量控制要注意风煤比
可参照氧量进行调整，一般烟气含氧量保持在4%左右，低负荷可控制高点到6%左右，避免风煤比过大。
3.3对锅炉本体吹灰的控制
锅炉本体吹灰应尽量选在锅炉燃烧稳定时进行。若煤质较差又必须吹灰时，可在高负荷下采用单吹方式，吹灰期间若燃烧出现异常，应紧急退出吹灰器。
3.4低负荷的降负荷调整
机组负荷低于400MW以下时降负荷操作应缓慢，若机组在CCS(或AGC)控制方式，可与调度协商减缓降负荷速度及降幅，将负荷变化率、压力变化率适当下调，避免煤量向下过调，引起炉膛燃烧不稳。
3.5投油助燃调整
锅炉燃烧发生波动、火检不稳，不能根据负荷投油(一般要求正常情况下，接近锅炉稳燃负荷才投油，280MW以下)，应根据当时煤质、炉内燃烧情况，及时投油助燃。
3.6加强对锅炉燃烧工况的监视和调整
要实时监视负荷和煤量对应关系，当发现煤量和负荷严重偏离时，要加强对锅炉燃烧工况的监视和调整。
4、结语
汽温控制和燃烧调整是超临界直流锅炉运行中的两大控制难点，也是运行中容易发生的问题，甚至导致机组跳闸。在生产运行中总结经验，采取可靠易行的措施，解决生产中的实际问题，保障锅炉的安全稳定经济运行。
参考文献：
［1］朱全利．锅炉设备及系统［M］．北京:中国电力出版社，2006:254-274.
转载注明来源:https://www.xzbu.com/2/view-361952.htm
