路飛 孫忠鋼

一、引言

1、背景介紹

港電一期工程裝設(shè)二臺660MW燃煤發(fā)電機(jī)組，鍋爐為超超臨界參數(shù)變壓運(yùn)行直流爐，四角切向燃燒方式、一次中間再熱、單爐膛平衡通風(fēng)、固態(tài)排渣、半露天布置、爐前低封、全鋼構(gòu)架的∏型直流爐。

再熱器受熱面分為兩級，即高溫再熱器和低溫再熱器。高溫再熱器順流布置，受熱面特性表現(xiàn)為對流特性;低溫再熱器逆流布置，受熱面特性為純對流。再熱器的汽溫調(diào)節(jié)主要靠擋板調(diào)節(jié)、擺動燃燒器和改變過量空氣系數(shù)來達(dá)到調(diào)溫。

2、課題簡介

超超臨界機(jī)組是世界火力發(fā)電先進(jìn)技術(shù)的代表。超超臨界機(jī)組不但可使機(jī)組獲得較高的燃煤經(jīng)濟(jì)性，而且具有較低的環(huán)保排放優(yōu)勢。

提高蒸汽參數(shù)，達(dá)到鍋爐蒸汽參數(shù)的設(shè)計值，可最大限度地提高機(jī)組的效率。

陳家港電廠2號機(jī)至投產(chǎn)以來，再熱汽溫日常運(yùn)行中基本維持在590℃以下，且兩側(cè)存在一定的偏差，再熱汽溫低，影響了機(jī)組運(yùn)行的效率，增加發(fā)電煤耗，為提高再熱汽溫，通過燃燒調(diào)整試驗(yàn)、爐內(nèi)動力場試驗(yàn)等方式，取得了一定的成效，但再熱汽溫仍達(dá)不到設(shè)計值。

二、選擇課題

按照設(shè)計要求成電廠2號機(jī)再熱器出口蒸汽溫度在50%BMCR～BMCR負(fù)荷范圍內(nèi)維持額定值603℃，在低負(fù)荷運(yùn)行下通過采用煙氣擋板調(diào)溫、擺動燃燒器和適當(dāng)增加過量空氣系數(shù)可保證再熱蒸汽溫度達(dá)到額定值。為提高再熱汽溫減小兩側(cè)偏差，特選定此課題，最大限度地提高機(jī)組的經(jīng)濟(jì)性。

三、現(xiàn)狀調(diào)查

2019年港電2機(jī)組再熱汽溫588℃左右，兩側(cè)偏差15℃左右，遠(yuǎn)未達(dá)到設(shè)計參數(shù)。

四、設(shè)定目標(biāo)

設(shè)定目標(biāo)：提高2號機(jī)組再熱汽溫至591℃

五、原因分析

通過分析總結(jié)出4條末端原因：

1.爐內(nèi)熱量分配不均 ?燃盡風(fēng)擺角調(diào)整，組織良好的爐內(nèi)動力場

2.受管壁溫度高限制 ?合理的磨煤機(jī)組合運(yùn)行方式，調(diào)整二次風(fēng)配比

3.自動調(diào)整效果不理想 ?調(diào)高自動調(diào)整精度，減少減溫器閥門缺陷

4.吹灰方式不合理 ? ? ?調(diào)整吹灰方式

六、對策實(shí)施

1.燃盡風(fēng)擺角調(diào)整

1.1為提高再熱汽溫，首先應(yīng)解決高溫再熱器低溫段個別管壁超溫現(xiàn)象，對燃盡風(fēng)水平角度和上下擺角進(jìn)行了反復(fù)調(diào)整，水平角度調(diào)整后如下表所示。燃盡風(fēng)水平角度調(diào)整后，爐膛出口煙溫均勻性有一定改善，煙氣四角切圓偏差降低，燃燒區(qū)域煙氣旋轉(zhuǎn)特性更好。

經(jīng)過反復(fù)試驗(yàn)調(diào)整，燃盡風(fēng)上下擺角調(diào)整到中間位置有利于爐內(nèi)動力場均衡，即當(dāng)燃盡風(fēng)上下擺角在水平位置時爐膛出口煙汽溫度場比較均勻，燃燒區(qū)域煙溫偏差較小，調(diào)整后爐膛左墻、右墻主汽溫溫差降低;高溫再熱器低溫段個別管壁溫度偏高的現(xiàn)象有了下降趨勢，高溫再熱器出口汽溫的均勻性得到一定改善。

1.2 2020年2號爐做了鍋爐燃燒調(diào)整試驗(yàn)。燃燒工況調(diào)整適當(dāng)有利于燃料燃燒完全、爐膛溫度場和熱負(fù)荷分布均勻;對于大容量高參數(shù)鍋爐，則更是維持爐膛受熱面的正常水動力工況，以及安全可靠運(yùn)行所必不可少的。實(shí)驗(yàn)結(jié)果建議關(guān)小SOFAⅣ、SOFAⅤ至20%左右，高負(fù)荷時開大，低負(fù)荷時按比例關(guān)小。通過一段時間的運(yùn)行觀察，兩側(cè)再熱汽溫偏差明顯變小，高溫再熱汽低溫段壁溫偏高的現(xiàn)象有了一定降低，再熱汽溫由591.6℃上升至592.4℃，提升較為明顯。

2.鍋爐吹灰方式優(yōu)化

根據(jù)機(jī)組負(fù)荷情況及來煤摻燒情況，為防止再熱器區(qū)域結(jié)焦或積灰，增加再熱器區(qū)域吹灰次數(shù)，增加再熱器吸熱量，防止管壁溫度超限，從而提高再熱汽溫。

此外，為提高再熱汽溫，進(jìn)一步提高爐膛火焰中心，對爐膛各溫度區(qū)域采取不同的吹灰方式，高溫區(qū)固定吹灰數(shù)量，低溫區(qū)減少吹灰數(shù)量，同時提高再熱器區(qū)域的吹灰頻次和吹灰數(shù)量，保持再熱器區(qū)域受熱面干凈、清潔，增加再熱器的吸熱，從而提高再熱汽溫。吹灰方式與機(jī)組負(fù)荷與入爐燃料情況進(jìn)行有機(jī)結(jié)合，合理利用摻燒煤種，長時間低負(fù)荷注意積灰情況等，通過不斷的磨損和總結(jié)，吹灰方式調(diào)整后為：水冷壁吹1/8、高溫區(qū)吹1/3（單吹）、尾部煙道吹1/10，調(diào)整后較調(diào)整前再熱汽溫波動明顯變小。

3.燃燒器擺角調(diào)整

改變?nèi)紵魃舷聰[角角度是調(diào)節(jié)再熱汽溫的主要方法。相同負(fù)荷且燃燒同種煤種的情況下，分別進(jìn)行了兩種工況下的燃燒器擺角試驗(yàn)。

工況1：負(fù)荷550 MW，ABCEF 5套制粉系統(tǒng)運(yùn)行，燃用煤種（神華石圪臺煤種）低位熱值21.77MJ/kg，燃燒器擺角由50%提高至65%，經(jīng)過一段時間觀察再熱汽由588℃上升至590.7℃，對于提升再熱汽溫具有一定的作用。

工況2：負(fù)荷550MW，ABCEF 5套制粉系統(tǒng)運(yùn)行，燃用煤種（神華石圪臺煤種）低位熱值21.77MJ/kg，燃燒器擺角由50%下擺至40%，經(jīng)過一段時間觀察再熱汽由589℃上升至588.1℃，再熱汽溫略有下降。

工況1試驗(yàn)結(jié)果說明當(dāng)燃燒器擺角提高時，再熱汽溫有所提高;工況2進(jìn)行了燃燒器擺角下擺試驗(yàn)，再熱汽溫雖變化不明顯，但有下降趨勢。上述兩組試驗(yàn)證明，燃燒器擺角對調(diào)整再熱汽溫效果明顯，因此，在高溫再熱器低溫段壁溫允許的范圍內(nèi)，提高燃燒器擺角有利于提高再熱汽溫。

4.燃料量分配調(diào)整

改變各層燃燒器燃料分配，增加上部燃燒器燃料量，減少下部燃燒器燃料量，進(jìn)行了一組試驗(yàn)。

負(fù)荷550 MW，BCDEF五套制粉系統(tǒng)運(yùn)行，總?cè)剂狭?10t/h，負(fù)荷及總?cè)剂狭烤S持不變，通過增加上層F磨的出力觀察再熱汽溫的變化情況，再熱汽溫由試驗(yàn)前588.3℃上升至590℃。

通過增加F磨燃料量，再熱汽溫有一定上升，通過試驗(yàn)證明，增加上部燃料量對提高再熱汽溫有一定效果。

5.爐膛出口氧量調(diào)整

爐膛出口氧量不僅影響爐膛內(nèi)燃料的燃燒情況、燃燒產(chǎn)物的種類，而且還影響鍋爐效率。改變爐膛出口氧量，進(jìn)行了一組試驗(yàn)，觀察再熱汽溫的變化情況。

負(fù)荷550 MW，ABCDE 5套制粉系統(tǒng)運(yùn)行，爐膛出口氧量3.1%，將爐膛出口氧量增加至3.4%，再熱汽溫由試驗(yàn)前588.3℃上升至試驗(yàn)后590.1℃。

實(shí)驗(yàn)證明適當(dāng)提高爐膛出口氧量（0.1%～0.3%），能夠增大煙氣量，有利于提高再熱器受熱面的對流換熱比例，從而提高再熱汽溫;但是過度提高爐膛出口氧量，不僅會增加風(fēng)機(jī)出力，而且會增加鍋爐排煙熱損失;

七、效果檢查

通過設(shè)備調(diào)整及各種調(diào)節(jié)手段綜合運(yùn)用，2號機(jī)組再熱汽溫達(dá)到592.2℃。

八、效益分析

1、經(jīng)濟(jì)效益

再熱汽溫提升1℃，煤耗降低大約0.09g/kwh，再熱汽溫提升了3℃，一年內(nèi)累計發(fā)電610000萬kwh左右

6100000000×0.09×3=1647000000g=1647t

煤價格：500元/噸左右

每年可節(jié)約費(fèi)用：1647×500=823500元=82.35萬元

2、安全效益、社會效益

通過本次QC小組活動，提高了機(jī)組的再熱器溫度，同時減少了爐內(nèi)的熱偏差，有效的控制的再熱器管壁溫度，組織合理的爐內(nèi)動力場，減少了爐內(nèi)火焰及煤粉對受熱面的沖刷，合理的優(yōu)化爐內(nèi)吹灰方式，對機(jī)組的安全運(yùn)行有很大幫助，也減少了設(shè)備的磨損，提高機(jī)組運(yùn)行壽命，以后會持續(xù)對再熱汽溫進(jìn)行優(yōu)化調(diào)整，爭取使再熱汽溫達(dá)到設(shè)計值，有效提高機(jī)組的運(yùn)行效益。

國能陳家港發(fā)電有限公司 ?江蘇省鹽城市