600 MW级超超临界燃煤锅炉稳压吹管控制措施

2020-09-21罗俊俊林国育陈旭光程剑丰

湖北电力 2020年2期

黄辉，罗俊俊，林国育，陈旭光，程剑丰，陈涛

（1. 国网湖北省电力公司电力科学研究院，湖北武汉430077；2. 湖北方源东力电力科学研究有限公司，湖北武汉430077；3. 黄冈大别山发电有限责任公司，湖北黄冈438300）

0 引言

湖北某厂二期扩建工程一台660 MW燃煤锅炉采用东方锅炉股份有限公司设计制造的超超临界压力燃煤直流锅炉，带炉水循环泵，单炉膛，一次中间再热、平衡通风、对冲燃烧、固态排渣、露天布置、全钢架悬吊结构，锅炉型号为DG2016/28.25-Ⅱ13，锅炉主要运行参数如表1所示。本锅炉吹管采用稳、降压相结合一段式方法［1-15］，分三个阶段完成：第一阶段降压吹扫20次；第二阶段稳压吹扫约2 h；第三阶段降压吹扫36次。

1 稳压吹管控制措施

1.1 增设临时补水管路

表1 锅炉技术参数Table 1 Technical parameters of the boiler

制水能力概况：全厂一、二期实际制水能力约 200 t/h；一期两台机组正常投运补水量约80 t/h，吹管期间新建机组实际制水能力约120 t/h。

储水能力概况：全厂共配置2×3 000 m3除盐水箱；二期凝补水箱容量为1×300 m3。

二期补水能力概况：全厂共配置3×150 t/h 除盐水泵，同时为一、二期凝补水箱补水；二期凝补水箱至凝汽器补水共配置2×280 t/h+1×60 t/h凝补水泵。

通过校核计算发现，当前制水及储水能力尚能满足稳压吹管用水要求，关键制约因素在于二期凝汽器瞬时补水能力严重不足。故增设一路临时补水管路：由除盐水箱供水母管直接通过临时补水泵（补水泵出力约600 t/h）向二期凝汽器补水。

1.2 稳压过程控制措施

1）锅炉点火及热态冲洗

投入A 制粉系统进行锅炉点火，逐步增加燃料量升温升压，控制分离器位置蒸汽温度约190 ℃，进行热态冲洗。省煤器入口水质达到冲洗要求继续增加燃料量升温升压。

2）临冲门控制

热态冲洗期间，开主临冲门约10 s；升压后，分离器出口压力达1.7 MPa，主临冲门再开10～15 s（压力降至1.47 MPa），并继续增加燃料；分离器出口压力再次升至2.0 MPa，主临冲门再开10～15 s（压力降至1.88 MPa），并继续增加燃料；分离器出口压力再次升至3.4 MPa，主临冲门全开（压力降至3.3 MPa），维持主临冲门全开，并继续增加燃料。

3）燃料量控制

在A 磨煤量达到45 t/h 后，启动第二套制粉系统（C磨）；当吹管系数大于1时，停止增加燃料，稳压期间最终燃料量A、C磨各56 t/h。

4）给水控制

锅炉湿态运行时，省煤器入口给水流量维持500～600 t/h，随着燃料量增加通过综合调整汽泵转速、降低炉循泵再循环流量以及水位调节阀来调整分离器储水罐水位［5］。当总燃料量达到90 t/h时（对应的给水流量约700 t/h，分离器出口压力3.4 MPa），进行干湿态转换。稳压期间省煤器入口给水流量700～800 t/h。

5）汽温控制

本次吹管未增加临时减温措施，主蒸汽温度通过一、二级过热器减温水来控制，再热汽温通过调温挡板和再热器事故减温水控制。整个稳压期间，一级过热器减温水调阀全开，二级过热器减温水凋阀80%开度，再热器事故减温水调阀80%开度，调温挡板均50%开度。稳压期间主汽温度维持在418 ℃左右，最高值达443 ℃；再热冷段温度维持在415 ℃左右，最高值达437 ℃；热再温度维持在478 ℃，最高值479 ℃。

6）吹管压力选择及吹管系数校核

吹管压力选择需对吹管系数校核后确认。临冲门全开后，继续增加燃料量，分离器出口压力持续增加，当利用压降比计算得到的吹管系数（不需要除以1.4）大于1时，停止增加燃料量并维持稳定，利用当前蒸汽流量及顶棚入口、高过出口、低再入口、高再入口蒸汽参数，校核吹管系数。当分离器出口压力达4.3 MPa时（对应燃料量为112 t/h），经校核计算过热器入口、出口及再热器入口、出口各位置吹管系数均大于1.0，校核结果如表2所示。

7）稳压时间控制

本次稳压吹管采用连续稳压方式进行，当吹管系数满足要求后维持当前参数连续吹扫约2 h 后停炉冷却。

2 稳压吹管关键点

2.1 吹管用水

稳压吹扫阶段耗水量大，编写吹管方案期间必须对稳压阶段耗水量进行校核计算。耗水校核计算应包括化学制水能力校核、系统储水能力校核、凝汽器补水能力校核、锅炉耗水量校核四部分。根据本次稳压吹管经验，不论新建机组还是扩建机组，设计的化学制水能力和系统储水能力一般均能满足稳压吹管用水要求，影响稳压吹管的关键在凝汽器补水能力：一是除盐水泵输送能力；二是凝补水泵输送能力。设计的除盐水泵输送能力和凝补水泵输送能力一般无法满足稳压阶段凝汽器补水要求，故需要额外增加一路直接由除盐水箱至凝汽器的临时补水管路，凝汽器总补水能力达到900 t/h以上。

2.2 蒸汽温度

稳压阶段随着燃料量增加，主蒸汽温度逐步增加，因主蒸汽未进入高压缸做功，冷再蒸汽温度与主蒸汽温度基本一致［16-22］，而冷再管道材质耐温等级低（稳压前需与设计、锅炉厂家共同商计冷再管道允许最高温度，本锅炉商讨后定为冷再汽温不超过430 ℃），故必须要有可靠的减温措施来控制主蒸汽温度。根据本次稳压吹管经验，稳压吹管期间可不用增加临时减温装置，利用已有的过热器、再热器减温装置可以满足稳压阶段汽温控制要求（本次稳压吹管主汽温基本控制在418 ℃）。热再汽温则根据临时管道材质、位移、限位等而定（本次吹管临时管道按500 ℃设计），利用已有的再热器事故减温装置可以将热再汽温控制在要求范围（本次稳压吹管热再汽温基本控制在478 ℃）。

2.3 干湿态转换

从节水角度考虑，稳压吹管阶段建议在锅炉干态下进行，并且尽早完成湿态向干态转换［23-29］，避免稳压阶段锅炉出现干、湿态频繁转换问题。根据本次稳压吹管经验，维持省煤器入口给水流量600 t/h，随着燃料量增加逐步增加汽泵出力、降低炉循泵再循环流量，直至炉循泵再循环流量为0，继续增加燃料量完成锅炉湿态向干态转换。

2.4 吹管系数

根据本次稳压吹管经验，当蒸汽流量达到40%额定负荷以上，各段受热面位置吹管系数一般可以达到1.0 以上。在蒸汽流量不变条件下，蒸汽压力越低，蒸汽比体积越大［30］，吹管系数越大；蒸汽温度越高，蒸汽比体积越大，吹管系数越大。因此稳压期间在蒸汽流量达到要求后，主、再蒸汽温度按接近冷再管道、临时管道允许的最高温度原则控制、分离器出口压力按低值控制，以保证各段吹扫受热面吹管系数满足要求。