600 MW超临界锅炉启动初期分隔屏出口汽温超限分析与控制

2011-09-04肖丽峥刘晓军

综合智慧能源 2011年12期

肖丽峥，刘晓军

(湖北华电襄阳发电有限公司，湖北襄阳 441141)

1 设备概况

湖北华电襄阳发电有限公司二期工程(2×600 MW燃煤发电机组)锅炉为超临界直流锅炉，锅炉型号为SG1913/25.40－M957。锅炉燃烧系统为中速磨煤机冷一次风机正压直吹式制粉系统，每台锅炉配6台磨煤机(5台运行，1台备用)，24个直流式燃烧器分6层布置于炉膛下部四角，煤粉和空气从四角送入，在炉膛中呈顺时针切圆方式燃烧，其中最下层的A层燃烧器采用等离子点火燃烧器。锅炉燃烧器喷嘴从下至上依次编号为A，B，C，D，E，F，对应的制粉系统编号与燃烧器喷嘴编号一致。

锅炉的汽水流程以内置式汽水分离器为界设计成双流程，从冷灰斗进口一直到折焰角前的中间混合集箱为螺旋管圈，再连接至炉膛上部垂直上升的水冷壁，后引入汽水分离器，从汽水分离器出来的蒸汽引至后部流程的炉顶及后包覆系统，再进入前屏过热器、后屏过热器及高温过热器，汽水分离器分离的水通过疏水泵回收至凝汽器。6片前屏过热器和20片后屏过热器依次布置在炉膛上部。锅炉一次汽系统布置有两级喷水减温系统，其中:一级减温系统布置在分隔屏过热器出口与后屏过热器入口之间，二级减温系统布置在后屏过热器出口与高温过热器入口之间。

分隔屏过热器炉内段采用了 SA213－T12，SA213－T23，SA213－T91 3种管材，分别适用于≤540℃，≤580℃，≤650℃的运行环境。湖北华电襄阳发电有限公司分隔屏过热器未设计壁温测点，高温过热器出口汽温与壁温之间的差值一般在30℃左右，所以，额定工况下分隔屏出口蒸汽温度为478℃，相应的管壁温度应该在508℃左右。

2 启动初期分隔屏出口汽温超限原因分析

2.1 设备固有特性

(1)该锅炉燃烧器采用四角切圆燃烧，气流顺时针旋转。由于烟气出口气流的残余旋转造成屏式过热器两侧汽温偏差，一般右侧汽温较左侧高5～20℃。

(2)锅炉湿态运行时，汽水分离器分离的水通过疏水泵回收至凝汽器。大量的汽水通过凝汽器冷却凝结，导致锅炉热损失大，炉膛出口烟气放热量与蒸汽吸热量不匹配。

(3)在低负荷运行时，蒸汽流量小、流速低，换热能力差。

(4)分隔屏过热器入口未设计减温水，无法通过蒸汽减温调节汽温。

(5)分隔屏过热器布置在炉膛上部，此处的烟气温度较其他过热器受热面处的烟气温度高。

(6)锅炉启动初期由于一次风温低，受磨煤机出口温度限制，磨煤机出力只能维持在30.0 t/h(额定出力为58.5 t/h)左右，相同负荷下制粉系统设备运行台数增加，火焰中心上移。

2.2 运行调整不当

(1)锅炉冷态启动采用等离子无油点火方式，由于煤粉燃尽时间长，造成水冷壁区域辐射吸热量明显减少，启动初期出现“只涨汽温不涨汽压”的现象。

(2)锅炉启动升温、升压速率过快。启动制粉系统后给煤量增加过快，水冷壁管产生的蒸汽量跟不上烟气流量和烟气温度增加的速度，使过热器管壁冷却条件恶化，分隔屏出口汽温短时间内(壁温)急剧升高。

(3)锅炉配风不合理。锅炉启动初期，炉膛上部燃尽风(SOFA)(减少气流旋转)风量过小，炉膛出口消旋力量弱，导致煤粉在炉膛停留时间过短。

(4)在启动初期，汽轮机高压旁路开度过小，锅炉出口蒸汽流量低，过热器冷却条件差。

2.3 结合现场实际超温情况分析

分隔屏出口汽温严重超限时的机组启动曲线如图1所示。在机组冲转前，启动B制粉系统，煤量直接增加至18.0 t/h，同时关小高压旁路至30%，导致分隔屏出口汽温(趋势图中“过热一级减温器前蒸汽温度”实际上就是“分隔屏出口汽温”)急剧升高至557℃，对应的管壁温度为587℃，超过SA213－T12管材容许温度47℃。最后逐步开大高压旁路、降低制粉系统总煤量，分隔屏出口汽温才逐步下降。

3 针对措施

3.1 烟气侧调整

(1)锅炉点火前，锅炉总风量维持在额定风量的35%左右(800.0 t/h)，为了防止风量波动使“风量低”保护动作而导致锅炉主燃料跳闸MFT(Main Fuel Trip)，短时退出锅炉“风量低”保护;另外，采取适当降低燃烧器摆角、开大上层辅助风门或燃尽风门等措施来降低火焰中心。

(2)冷态启动锅炉起压前，A磨煤机煤量控制在20.0 ～25.0 t/h。

(3)B制粉系统启动前应查看分隔屏出口汽温，高压旁路开度必须在50%以上，严禁关小高压旁路。启动后应略减A磨煤机煤量，由最低煤量(8.0t/h)逐步增加，避免总煤量突变，同时应密切监视汽温变化，冲转前控制总煤量在40.0～45.0t/h。

(4)在并网后启动C磨煤机前，应提前开大汽轮机调门(不超过50%)以增加蒸汽流量，启动后缓慢增加燃料量，逐步升负荷。

(5)制粉系统断煤或故障造成制粉系统隔层燃烧时，应特别注意监视屏式过热器汽温，发现汽温无法控制时应果断停运上层制粉系统。

(6)锅炉极热态恢复时，A磨煤机煤量控制在30.0～35.0 t/h，汽温回升后启动第2套制粉系统，控制总煤量在45.0 t/h左右，逐步增加煤量。

3.2 蒸汽侧调整

(1)锅炉启动初期给水流量控制在580.0 t/h(锅炉厂要求最低给水流量为573.0 t/h)，尽量开大除氧器加热门，随机投入高压加热器运行，以提高给水温度，减少热损失，增加蒸汽流量。

(2)严格控制蒸汽升温、升压速度，并网前汽温温升率≤2℃/min，升压速度≤0.1 MPa/min。

(3)锅炉起压后，及时开启高压旁路到20%开度，低压旁路到50%开度，压力达到1.0 MPa后逐步开大高压旁路至50%开度以上。

(4)控制冲转压力在 3.0 ～4.0 MPa，高压旁路开度在50%以上，以增加蒸汽流量。

(5)并网后控制升负荷速率在3.0 MW/min以内。随着炉膛温度逐步升高，一次风温逐步增加，制粉系统出力相应增加，机组负荷在制粉系统设备运行台数相同的情况下相应增加，避免火焰中心过度上移。

图1 分隔屏出口汽温严重超限时的机组启动曲线

4 运行检验

2011年1月8日，机组冷态启动。此次启动，运行人员从烟气侧与蒸汽侧采取了相应的措施，特别是保持高压旁路开度在50%以上，逐步增加B制粉系统煤量、开大SOFA风量等措施，达到了预期的效果。在机组冲转前，分隔屏出口汽温最高为442℃，机组冲转后，由于蒸汽流量增加，分隔屏出口汽温逐步下降。分隔屏出口汽温未超限时的机组启动曲线如图2所示。