660MW机组超临界直流锅炉的调试

2012-07-30陈辉刘仕辉黄启龙王圣李朝兵

综合智慧能源 2012年5期

陈辉，刘仕辉，黄启龙，王圣，李朝兵

(国电科学技术研究院，江苏南京 210031)

1 锅炉设计特点

某电厂二期扩建工程2×660MW超临界海勒空冷燃煤机组锅炉为超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次中间再热、平衡通风、Π形露天布置、固态干排渣、全钢架悬吊结构。炉后尾部布置2台三分仓容克式空气预热器，选择性催化还原(SCR)脱硝系统同步建设。该机组为国内首台海勒间接空冷机组，采用三塔合一设计。锅炉燃烧系统进行了优化设计，采用复合式空气分级低氮燃烧技术。通过燃烧设备设计和炉膛布置的匹配来满足各项燃烧指标要求，在煤种允许的变化范围内确保煤粉及时着火、稳燃和燃尽，炉内不出现明显结渣，NOx排放量低，燃烧器状态良好且不被烧坏。另外，将高位燃尽风由布置在4个角上改为布置在前后左右4个炉墙上，这在国内也是首例。墙式高位燃尽风喷嘴可调整±15°，通过逆时针方向的偏转，不仅能起到消旋作用，还能有效降低NOx排放量。每面墙高位燃尽风各有二次风挡板4组，有利于燃烧调整，有效降低NOx排放量。在炉膛整体和局部分级燃烧的低NOx技术的基础上，有效降低挥发分氮形成的始燃烧区域内的氧量，燃烧区内的富燃料气氛促使挥发分氮向氮气转变。

该工程锅炉设计重点考虑以下几个方面:

(1)采用先进的燃烧方式和燃烧设备，在保证炉膛不结渣的前提下，燃烧效率高、煤种适应性强、烟气温度及速度偏差小、氮氧化物排放量低。

(2)采用成熟、先进的超临界技术，确保锅炉具有较高的可用率。

(3)选用合适的炉膛尺寸及热负荷指标，以保证炉膛不发生结渣。

(4)采用成熟可靠的受热面布置方式和合理的调温方式，使汽温偏差尽可能小。

(5)具有较好的低负荷稳燃性能和较好的启、停及调峰性能。

锅炉调试工作在炉本体施工完成后进行，先后经过各分系统调试、酸洗、吹管、整套启动和168 h试运行阶段，机组各项参数指标较好［1］。

2 锅炉调试中的问题及处理方法

2．1 一次风机频繁跳闸及并列运行

该机组锅炉配置了上海鼓风机厂有限公司生产的2台动叶可调轴流式引风机、成都电力机械厂生产的2台动叶可调轴流式送风机和2台动叶可调轴流式一次风机。

#6机组A一次风机试转过程中，在2台引风机、2台送风机和B一次风机启动后，启动A一次风机，风机启动后，分散控制系统(DCS)显示A一次风机出口压力高报警，导致A一次风机跳闸。就地检查空气预热器进/出口阀门、磨煤机进/出口阀门均为全开状态，A一次风机出口电动门开度为40%。再次启动风机，当动叶开度大于5%时，联开出口电动门，但同样是没有全开。此时，手动打开阀门，由于风机带负荷运行，手动很难打开阀门，最终导致阀门基座损坏，电动门还是没有全开。由于出口电动门无法全部打开，导致风机频繁跳闸，不能正常试转。

事故发生后，调试人员、运行人员、监理和电建人员一起仔细分析了故障原因，发现是安装单位将不匹配的执行机构安装在一次风机出口电动门上。更换执行机构后，出口电动门能够正常开关，A一次风机能够正常试转。

在A，B一次风机试转过程中发现，A风机带负荷时，B风机很难并列运行，B一次风机甚至出现了喘振、风量不稳定的现象，严重影响B一次风机出力。之后在A一次风机负荷低或启动初期启动B一次风机，2个风机同时均匀加负荷，再没有出现风机喘振现象。

一次风机为动叶可调式风机，风机工作压头一般比较高(10．0～15．0 kPa)，单台风机运行后，如果不在负荷低的时候及时将风机并列运行，备用风机启动初期将工作在喘振区域，严重影响风机的出力，不但风量极不稳定，而且可能引发喘振，造成风机的损坏。因此，风机启动的初期要及时启动另外一台风机，两侧均匀加风并列运行。在事故情况下，并列风机时，要将运行风机的出口风压及时调整下来(最好在9．0 kPa以下)，再启动停运的风机，缓慢调整至风机出力一致，然后开始升负荷。

2．2 临时吹管管路中积水严重

锅炉吹管采用降压吹管法，主蒸汽压力达到6 MPa时满足吹管要求。此时检查发现临时吹管管路中有大量积水，电建人员建议试吹一次，遭到调试人员拒绝。因为临吹管中有大量积水，试吹相当危险，容易在管路中发生水球效应而产生巨大撞击力，导致管路爆裂，甚至临吹管脱离。

检查发现，临吹管设计上存在缺陷，部分疏水门设计在U形管道顶部，导致积水不能排尽;同时，部分疏水门堵塞，造成疏水不畅。安装单位进行割管处理并疏通阀门将积水排尽后，吹管工作顺利进行。吹管之前要仔细检查临吹管中是否有积水、管路安装是否牢固。如果有积水，要及时排尽，否则，坚决不能吹管。

2．3 空气预热器电流波动大

机组整套启动带负荷阶段，机组负荷升到500 MW时，发现A，B两侧空气预热器电流波动较大(35～48A，正常运行值为28 A左右)，就地检查发现两侧均有摩擦声。A，B空气预热器电流随机组负荷、烟气温度变化情况而变化，如图1、图2所示。

从图1、图2可以看出，A，B两侧空气预热器烟气温度均随机组负荷升高而增大，A，B空气预热器电流随着负荷和烟气温度增大而增大并且波动较大。电流波动大主要是因为机组负荷升高，烟气流量和温度随之增高，导致空气预热器密封装置受热膨胀，摩擦阻力增大，电动机电流产生波动。此时，应停止升负荷，让空气预热器充分摩擦，待电流稳定后方可继续升负荷。空气预热器摩擦2 h后，在负荷500MW时两侧电流波动较小，如图3所示。

由图3可以看出，充分摩擦后A，B空气预热器电流波动较小，约30 A。机组升负荷过程中应重点监视空气预热器电流变化情况，负荷升、降应平缓，如果负荷升、降幅度太大，容易造成空气预热器抱死，甚至跳闸。

图3 充分摩擦后A，B空气预热器电流变化情况

2．4 等离子系统频繁断弧

锅炉整套启动空负荷阶段，#1，#2，#3角等离子频繁断弧，导致A磨煤机和一次风机跳闸，锅炉灭火。经分析查找，发现#1，#2，#3角等离子风压异常，均低于 4．0 kPa(正常运行时为 8．0～10．0 kPa)。等离子的压缩空气来自厂压缩空气的仪用气系统，检查发现，等离子压缩空气管路减压阀结冰，管路压力下降，最终导致等离子断弧。另外，机组带负荷阶段A煤仓就地使用空气炮，仪用压缩空气短时压力较低，导致等离子载体风压低跳闸，触发锅炉主燃料跳闸(MFT)。做闭式水切换试验，闭式水压波动引起等离子冷却水压低跳闸，触发锅炉MFT。

等离子拉弧前，应仔细检查压缩空气管路是否有泄漏，重点检查阀门和法兰部位。同时，应严格控制仪用压缩空气品质，控制空气中的水分，寒冷天气应加强压缩空气管路伴热，避免结冰，有条件的话，最好在压缩空气管路上设温度测点，当温度较低时及时投入伴热。对于冷却水压瞬时低导致等离子跳闸的问题，建议在等离子系统保护中加入10 s延时，以避免因系统波动引发的保护误动作。

2．5 火检冷却风机跳闸造成锅炉MFT

在机组运行过程中，通常是一台火检冷却风机运行，另一台备用，当运行的风机跳闸时，另外一台能够在很短的时间内启动，避免锅炉因火检风机信号失去而发生锅炉MFT。该锅炉运行时，运行的火检风机跳闸，但备用的火检风机没有启动，从而造成锅炉MFT。此时，冷却风与炉膛出口压差为3．0 kPa。

检查风机电源线路，开关均正常，但其热工逻辑存在设计不合理的地方。原热工逻辑设计为一台冷却风机A运行，另外一台冷却风机B联锁的条件为:B冷却风机投备用，火检冷却风与炉膛出口差压低(低于1．5 kPa)时联启B冷却风机。由于B冷却风机联启的差压设计值偏小，导致B风机不能正常联启。后将联启的差压值修改为低于3．5 kPa，修改逻辑后，2台风机能够正常切换且锅炉不发生MFT。

2．6 省煤器泄漏

机组整套启动带负荷阶段，当负荷为450MW时，发现省煤器#28和#29炉管泄漏报警，且B侧空气预热器出口一测点烟气温度只有250℃，比另外2点低70℃左右。初步判断省煤器炉管泄漏的可能性极大。为了确保机组安全可靠运行，将机组降负荷运行。如果此时继续升负荷，给水压力增大，可能会导致泄漏点增大，给水泄漏严重，造成锅炉汽水失调、除尘器堵灰等。

在机组运行期间出现省煤器泄漏时，应及时降负荷运行，同时重点监视引风机电流、炉膛负压、给水流量、过热度、空气预热器进/出口烟气温度、除灰运行情况、凝汽器水位等参数。如果泄漏情况恶化，必要时锅炉手动MFT。

2．7 贮水箱水位高高，锅炉MFT

该锅炉设内置式启动系统，包括启动分离器、贮水箱、大气式扩容器、集水箱、水位控制阀、电动阀、管道及附件等。分离器内设有阻水装置和消旋器。分离器上还设置水位测点、压力测点、外壁温测点等。在机组运行中，贮水箱水位高高时锅炉发生MFT。#6机组锅炉运行中，贮水箱水位高高发报警，造成锅炉MFT。经过分析，原因是运行人员操作不当，没有合理掌握锅炉补水时间，没有正确控制水位控制阀门，出现给水调节阀开度过大、大气扩容器进口水位调节阀开度不合理等问题。

在直流锅炉运行过程中，贮水箱水位控制尤为重要，运行人员要合理操作锅炉给水，给水要连续、缓慢，避免出现给水阀门开度突然增大。应及早补水，当贮水箱水位很低时，不能立刻大幅度打开给水阀门，这样很容易造成贮水箱水位异常变高。

2．8 锅炉干烧

机组负荷为650MW时，由于750 kV线路送出电气跳闸，导致发电机跳闸解列，汽轮机超速(3 500 r/min)，锅炉MFT紧急停炉，6台磨煤机和2台一次风机全部跳闸。此时，主蒸汽压力为18MPa，温度为470℃，而运行人员立刻启动2台一次风机，等离子拉弧并且启动A，B磨煤机和给煤机，总给煤量为50 t/h。但运行人员忽略了此时锅炉给水量只有69 t/h，贮水箱无水，过热度仍然很高，并且螺旋水冷壁壁温为455℃(报警值为474℃)，锅炉很可能处于干烧状态，相当危险。跳机前、后锅炉参数变化情况如图4所示。

图4 跳机前、后锅炉参数变化趋势

由图4可以看出，跳机前机组运行参数正常，螺旋水冷壁壁温约为400℃，锅炉重新启动后，螺旋水冷壁温度由390℃急剧上升到455℃接近报警值474℃，主要是锅炉重新启动后，给水量偏小、给煤量偏大造成的。通过调节给水流量和给煤量，螺旋水冷壁壁温降至320℃左右。当锅炉紧急停炉后，应该适当加大锅炉给水，打开过热器出口管道上的PCV阀，将主蒸汽压力降低(降至12MPa即可)。如果确实需要立即启动锅炉，只需启动A磨煤机，启动等离子拉弧，控制给煤量在20 t/h左右，维持贮水箱合理水位，启动炉水循环泵，维持锅炉正常汽水循环。