CP0401_FC国产超临界630MW锅炉汽温大幅波动原因分析研究.doc

国产超临界630MW锅炉汽温大幅波动原因分析研究李波（神华国华太仓发电有限公司，江苏 太仓 215433）摘要： 总结某国产超临界630MW机组投产以来，锅炉侧主蒸汽温度和再热蒸汽温度运行情况，从机组协调系统设置，设备运行方式、设备缺陷等方面，初步分析国产超临界机组锅炉主蒸汽温度和再热蒸汽温度汽温大幅异常波动原因。关键词：机组协调、AGC、主蒸汽温度、再热蒸汽温度、波动1 概述某发电公司机组为超临界630MW燃煤发电机组，锅炉系上海锅炉厂引进技术制造的国产超临界参数、变压运行、螺旋管圈直流锅炉，单炉膛、一次中间再热、采用四角切圆燃烧方式、平衡通风固态排渣、全钢悬吊型结构、露天布置燃煤锅炉，型号为SG1913/25.40-M950。锅炉设计（B-MCR工况）参数如下：过热蒸汽流量 1913t/h过热蒸汽出口压力 25.40MPa过热蒸汽出口温度 571再热蒸汽流量 1586t/h再热蒸汽进口压力 4.35MPa再热蒸汽出口压力 4.16MPa再热蒸汽进口温度 310再热蒸汽出口温度 569锅炉给水温度 282锅炉计算热效率 93.52%热一次风温度 329热二次风温度 342锅炉排烟温度（修正前） 134锅炉排烟温度（修正后） 129锅炉燃料消耗量（设计煤种） 250.96t/h锅炉全炉墙和烟道均采用焊接膜式结构，锅炉水冷壁由螺旋管圈水冷壁和垂直水冷壁组成。在炉膛上部布置有分隔屏过热器和后屏过热器，水平烟道内沿烟气的流动方向依次布置高温再热器和高温过热器，尾部烟道内沿烟气流动方向依次布置低温再热器和省煤器。锅炉设计燃烧煤种为神华煤，实际燃烧煤种主要为神混煤和石炭煤；制粉系统采用正压直吹式中速磨煤机制粉系统，磨煤机型号为HP1003。煤粉燃烧器为四角布置、切向燃烧、摆动式低氮直流燃烧器，设计采用分级燃烧技术，可以有效降低氮氧化物排放量。锅炉主蒸汽温度调节以通过煤水比调节为主，以通过过热器两级减温水量调节为辅，锅炉一级减温器布置在分隔屏过热器和后屏过热器之间，锅炉二级减温器布置在后屏过热器与末级过热器之间。再热蒸汽温度的调节通过调整燃烧器的摆动角度和改变喷然器的投运层别进行控制,在低温再热器入口管道上布置再热器微调喷水减温器作为辅助调节手段。2锅炉主蒸汽和再热蒸汽温度运行情况在机组正常运行，机组负荷稳定情况下，锅炉侧的主蒸汽和再热蒸汽温度能维持稳定运行，平均温度约565/562；但是在机组AGC投入，机组负荷来回波动、锅炉吹灰系统、制粉系统启停等异常情况下，锅炉主蒸汽温度和再热蒸汽温度波动幅度较大，特别是再热汽温波动幅度较大，过热汽温波动幅度约10左右，再热汽温波动幅度约20左右，最高能达到25。锅炉过热汽温和再热汽温运行情况如下图（选取1周时间）3锅炉汽温大幅波动原因分析由于锅炉末级过热器和高温再热器布置在锅炉水平烟道内，主蒸汽温度和再热蒸汽温度主要是采用烟气对流换热，受炉膛出口烟气温度和烟气流量影响较大；同时，机组正常运行时，为控制过热汽温不发生超温情况和控制两侧汽温偏差小于15，锅炉末级过热器一、二级减温水都有流量，而再热器事故减温水基本不使用，故在炉膛出口烟气温度和烟气流量大幅波动情况下，锅炉主蒸汽和再热蒸汽温度均会出现波动，但是末级过热器有减温水缓冲，而再热器没有减温水缓冲，故主蒸汽温度波动幅度较小，再热汽温波动幅度较大。3.1机组快速升降负荷时，主蒸汽温度和再热蒸汽温度波动幅度较大。为适应电网调峰要求，发电机组一般要求投入AGC运行方式，升降负荷速率要求设定大于6MW/min，而为保证快速升降负荷，满足电网负荷调度要求，目前超临界机组协调控制原理一般采取汽机调节负荷，锅炉调节压力。机组负荷升降由汽机侧高压调门的开关完成，锅炉压力升降通过燃料量增减完成，锅炉给水量自动跟踪设定的煤水比曲线来调节锅炉汽温。锅炉给煤量一般响应速度较快，而给水量一般响应速度较慢且存在波动；同时，由于锅炉燃烧发热带有滞后性，超临界直流炉蓄热能力较差，锅炉燃煤煤质变化等原因，导致实际运行煤水比偏离原设定曲线；故在机组快速升降负荷期间，锅炉蒸汽温度存在较大波动现象。根据机组协调控制原理可以看出，当机组降负荷时，汽机侧先关小调门，锅炉侧主蒸汽压力短暂升高，锅炉启动分离器出口汽温升高，锅炉侧汽温会先短暂上升，后锅炉侧快速降低给煤量，减少风量，锅炉热负荷迅速降低，压力迅速降低，炉膛出口烟温和烟气流量迅速下降，锅炉主蒸汽温度和再热汽温波动下降。因此，当锅炉快速降负荷时，锅炉汽温先短暂上升后迅速下降；反之，锅炉快速升负荷时，锅炉主蒸汽温度和再热蒸汽温度波动上升。3.2锅炉受热面吹灰时，主蒸汽温度和再热蒸汽温度波动幅度较大。机组正常运行时，为降低锅炉受热面结焦积灰情况，提高锅炉效率，锅炉受热面必须进行吹灰，但是，蒸汽吹灰不可避免会对锅炉受热面造成影响，主要包括锅炉受热面吹损减薄、应力拉伤导致泄漏等，特别是锅炉水冷壁受热面管、低温再热器受热面管。因此，在确保锅炉受热面不发生大面积结焦情况下，合理选择锅炉水冷壁吹灰周期非常重要，目前，大部分机组都采用23天对锅炉水冷壁受热面全部吹灰1遍，在计划检修期间，检修人员检查发现锅炉水冷壁受热面吹损减薄较严重，对锅炉吹灰程序进行优化，适当延长锅炉水冷壁吹灰周期，有效降低了水冷壁受热面管的受损，也增加了锅炉水冷壁受热面的局部结焦，吹灰期间锅炉水冷壁吸热剧变会导致锅炉汽温大幅波动。3.2.1锅炉水冷壁为10天吹灰1次，锅炉水冷壁吹灰时，炉膛辐射吸热量增加，炉膛出口烟气温度降低，水平烟道烟气对流换热减少，影响锅炉主蒸汽温度和再热蒸汽温度降低。3.2.2锅炉分隔屏、后屏每天白班吹灰1次，吹灰时，屏式过热器辐射吸热量和对流吸热量都增加，导致末级过热器和高温再热器对流换热量减少，影响主蒸汽温度和再热蒸汽温度降低。3.2.3锅炉低温再热器和省煤器前夜班吹灰，会导致锅炉冷再吸热量增加，冷端再热蒸汽温度上升和省煤器入口给水温度升高，影响再热汽温升高。3.3制粉系统启停时，主蒸汽温度和再热蒸汽温度波动幅度较大。磨煤机启动时需要暖磨，磨煤机停运时需要吹扫磨内存粉，在磨煤机暖磨和吹扫阶段，特别是磨煤机启停时，热风隔绝门和冷热风调门经常出现故障，大量冷风长时间吹进炉膛，导致炉膛火焰中心上升，炉膛出口烟温上升和烟气流量增加，锅炉再热汽温迅速上升。启停最下层A磨煤机、最上层F磨煤机时，汽温变化非常明显，再热汽温增加速率非常快，最高能达到4/min。3.4锅炉高温受热面进行大流量氧化皮冲洗时，锅炉汽温波动幅度较大。国产超临界锅炉高温受热面管道蒸汽氧化腐蚀问题一直存在，在机组启动过程中，受锅炉启动汽温、壁温升温速率的影响，锅炉高温受热面管道内部氧化皮存在脱落现象，在高温受热面管道出口弯头堆积，必须通过大流量蒸汽吹扫带走，否则随着机组热负荷增加，堵塞管道内的蒸汽冷却流量不足，导致管道超温爆管，造成机组非计划停机事故。在机组并网前，必须利用汽机高低压旁路系统进行大流量降压吹管，吹扫期间，锅炉受热面管道内蒸汽流量瞬间变化较大，引起锅炉汽温波动，锅炉过热蒸汽温度和再热蒸汽温度波动约8，但是锅炉屏式过热器汽温和壁温波动幅度较大，约15左右。3.5锅炉燃烧褐煤磨煤机吹扫时，主蒸汽温度和再热蒸汽温度波动幅度较大。目前，各发电公司为缓解经营压力，都会掺烧部分劣质煤种，最主要的是褐煤。根据煤质报告分析，褐煤收到基水份含量大于30%，干燥无灰基挥发份含量大于40%，发热量3000kCal/kg，磨煤机干燥出力不够，磨煤机出口风粉管极易发生堵塞、积粉、自燃爆炸异常情况。为防止煤粉管道积粉自燃爆炸，每班在低负荷阶段，对褐煤磨煤机降煤量进行一次风管吹扫，降低给煤量至1520t/h，吹扫时间不少于15分钟。在磨煤机降煤量吹扫期间，大量冷一次风吹入炉膛，造成炉膛温度降低，火焰中心上移，锅炉水冷壁高温辐射吸热降低，锅炉中间点温度波动下降约12，导致锅炉主蒸汽和再热蒸汽波动幅度较大，约降低1216。3.6锅炉再热汽温会存在偏高或偏低现象。3.6.1为防止锅炉受热面大面积结焦，机组需要掺烧15%20%左右高灰熔点的石炭煤，当石炭煤量较大时，锅炉再热汽温偏低运行，基本处于550560范围内。石炭煤灰熔点高，发热量低，但是挥发份高，进入炉膛后燃烧迅速，燃尽度高，导致炉膛出口烟温降低，水平烟道内对流换热减少，导致锅炉再热汽温一直偏低运行。3.6.2锅炉上五层或上四层制粉系统运行时，锅炉再热汽温偏高运行。锅炉上层制粉系统运行，炉膛火焰中心上升，炉膛出口烟气温度增大，水平烟道对流换热增加，锅炉主蒸汽和再热蒸汽温度会偏高运行，再热器会大量使用事故减温喷水。4结论国产超临界630MW机组锅炉主蒸汽温度和再热蒸汽温度波动一直存在且幅度大，与机组协调控制系统、设备运行方式、设备异常缺陷等都有关系。其中主要影响因素是机组协调运行情况、锅炉吹灰方式。为防止锅炉汽温大幅波动，减少对锅炉受热面影响，必须对超临界机组协调控制系统参数和策略进行优化，比如采取煤量与水量同时调节，积分微