电厂主再热汽温调整试验总结

电厂主再热汽温调整试验总结某电厂#6、#7炉自投产以来，一直存在主再热汽温偏低的问题，尤其是#7炉主/再热汽温，长期低于530℃（#7机组负荷300MW，运行A、B、C、D磨，主汽温度510℃左右，再热汽温500℃左右），严重影响到机组经济性。为此，分厂联系东方锅炉厂家，由东方锅炉厂家技术中心锅炉室张秀昌主任及杨工牵头，于2016年01月31日-02月02日开始对#6炉进行燃烧调整试验。经过锅炉厂家现场优化调整，虽然主再热汽温仍不能满足要求，但其中得出一些经验值得学习，现将主要调整工作及采取的措施与大家共同分享一下。一、锅炉厂家进行的主要工作：1、改变各磨煤机组合运方，找出最差组合运方，记录主再热汽温与设计值偏离的数据；2、在各工况下，调整配风方式，通过增大燃烬风率、主燃烧区域缩腰配风、调节燃烬风及主燃烧区域摆角，观察各工况下主/再热汽温的调节余量；3、改变各运方后，就地实测炉膛屏底烟温；二、通过调整#6炉配风及运方得出以下结论：1、本次试验调整，在机组负荷基本保持一致的工况下，改变多种磨组合运方，其中有ACDE；ABCE；BCDE，以及试验前ABCD磨运行方式，多种运行工况，均能保证锅炉燃烧稳定，无明显结焦。ABCD磨为最差运方，无法保证再热汽温设计要求（无法达到530℃），主汽温度基本无调节余量（减温水多数时间全部关闭）。2、除ABCD磨运行方式以外，其他任何磨组合运行工况基本能维持主再热蒸汽温度在530℃以上，再热汽温在ABCE磨组合时相对差一点；3、磨煤机组合运行方式，在燃烬风开大后对炉膛出口NOx排放无明显影响，燃烬风风率对炉膛出口NOX排放影响十分明显，机组负荷300MW时，其他参数基本不变，OFA145%↑65%；OFA250%↑65%；OFA350%↑65%，脱硝入口NOx含量由50/420降至320/330，但燃烬风开大后主再热汽温降低明显；4、东方锅炉主再热汽温对主汽压力变化十分敏感，与主汽压力变化趋势呈正比关系。运行中CCS调整不灵敏时造成压力波动，从而引起温度的波动，相比较压力稳定时主再热汽温也相对较稳定；5、ABCD磨运行方式，机组负荷300MW、燃烧器摆角25%（喷口约+15°）时，主再热汽温最高540/526℃；机组负荷270MW、燃烧器摆角25%（喷口约+15°）时，主再热汽温最高526/505℃，燃烧器摆角对主再热汽温影响较为明显，在高负荷时主再热汽温相对好一些但余量有限，在机组低负荷时，汽温仍较低。现阶段机组负荷降低后采取关小燃烬风的方式提高主再热汽温。此种方式易造成脱硝入口NOX升高，脱硝成本上升；6、根据#6炉温度调整方法对#7炉燃尽风进行了调整，燃烬风摆角由0°上摆至+15°时对再热汽温有一定的升高，主再热汽温偏差由原来偏差15℃到现在基本无偏差，同时脱硝入口NOX明显降低（约降低100mg/Nm3）。三、厂家给出的解决方案：1、增加炉膛截面热负荷，布置水冷壁卫燃带，具体加装部位及面积有厂家技术人员计算设计。此方案存在的弊端是A、加装后是否存在炉膛结焦情况；B、当煤种发生变化时需要重新拆除。（此方案不建议采纳）2、增加高再受热面积。存在不确定的因素是：高再受热面增加后是否会影响高过受热，这需要厂家技术人员重新进行进行计算。（此方法不可取，受热面增加后势必会降低壁再后热力分布，易造成其它受热面温度发生变化）3、更换燃用煤种，燃用低挥发分，含碳高煤质（通过燃烧调整试验及日常经验，在燃用热值高，挥发分较低的煤种时，主再热汽温有所改善）。四、根据现场实际运行情况总结如下：1、根据近几天#6炉磨煤机运行ABCD磨组合情况看，煤质变化对主再热汽温影响较大且水冷壁存在结焦的情况，过热器系统减温水在20t/h左右，再热器减温水15t/h左右，同时捞渣机上水封处明显变暗。脱硝入口NOX降低50mg/Nm3。说明煤质变化对主再热汽温及脱硝入口NOX影响明显。2、近阶段我厂控制汽温主要采取的手段是尽量减少ABCD磨运行组合以减少温度越限时间。3、二次风的调整原则是保持燃烬风在主再热汽温正常的情况下，尽量保持50%以上的开度以降低脱硝入口NOX；二次风周界风保持45%-50%开度以保证一次风的刚性；下部二次风保持50%开度以确保底部托火正常；中间层二次风保持30%左右开度以保证炉膛氧量供应。4、主再热汽温偏低时可采取调整燃烧器摆角在25%以内（不可低于25%，低于25%时易出现火检闪烁影响机组安全运行），同时开大AB、BC层二次风至45%来提高主再热汽温，但此方法易造成脱硝入口NOX升高，在温度正常的情况下不建议采取此方法。5、需注意磨煤机跳闸或机组RB保护动作时主再热汽温突降问题，在进行RB保护动态试验过程中，主再热汽温最低降至480℃，对机组存在较大隐患。因此，遇有磨煤机跳闸等异常情况时，应及时关闭燃烬