某660MW超临界直流锅炉运行中破坏炉底水封浅析

2023-03-09浙江浙能兰溪发电有限责任公司张同喜肖雷

电力设备管理 2023年1期

浙江浙能兰溪发电有限责任公司张同喜肖雷

1 引言

浙江某发电有限责任公司共建有4台超临界锅炉，每台炉配备一台德国制造的捞渣机，并通过捞渣机上、下水封槽无溢流运行方式，实现渣水零排放。在机组正常运行过程中，由于捞渣机断链、更换损坏导轮、掉焦致使捞渣机卡涩等导致捞渣机故障停运的案例时有发生，严重危及机组安全运行。特别是对采用无渣井、无关断门设计的机械排渣系统，不得不进行破坏水封处理，否则将被迫停炉。如何在不停炉的工况下破坏水封，处理捞渣机故障，维持机组运行，保证机组安全的运行，保障机组的经济性，值得分析和探讨。

炉底水封破坏后机组运行危险点：锅炉正常运行中，炉底水封破坏后，大量冷空气从炉膛底部吸入，造成锅炉氧量升高、引风机出力增大、锅炉燃烧不稳、火焰中心上移、炉膛负压冒正压、过热气及再热汽温上升。另外，在处理过程中，如果发生大块渣块掉落及引风机跳闸故障时，可能会发生烫伤检修人员的情况，煤粉在炉膛内燃烧不充分，长时间燃烧不良可能引起锅炉尾部烟道再燃烧或烟温难以控制导致空预器卡涩跳闸。

2 破坏水封操作的案例分析案例一

某日，2 号炉掉焦，2 号捞渣机驱动油压由8.9MPa 左右开始快速升高至26.5MPa，2 号捞渣机跳闸无法启动，决定降负荷至200MW，破坏炉底水封处理，经过约10h 的破坏炉底水封，捞渣机的故障消缺处理，将2 号炉炉底水封建立，逐渐恢复机组正常运行。

2.1 案例一过程分析

2.1.1 破坏水封前准备工作

执行热工信号强制单，2号炉引风机负压调节范围上限改至+0.5kPa。2 号锅炉总风量低，锅炉MFT 保护退出。退出2 号机主气温低跳机保护。2号机组撤出远控，减负荷至200MW，启动2号电动给水泵，并入给水系统，将2 号机A 汽泵减至最小流量，关闭2号机A汽泵出口电动阀，撤出2号机A 汽泵，停运2 号B 制粉系统，投入2 号C 等离子装置。

2.1.2 水封破坏期间相关操作

将2号炉炉膛负压设置为0kPa，投入2号炉C、D层油枪，手动降低2号炉主，再热气温，将2号捞渣机下水槽水封破坏，主再热气温开始上升，同时各壁温也开始快速上升。案例一捞渣机下水槽水封破坏参数变化如表1所示。

表1 案例一捞渣机下水槽水封破坏参数变化

机组负荷下降，手动增加锅炉主控由32.2%增至35.7%，负荷降至最低值154MW。将2号炉炉膛负压设至0.1kPa，为降低火焰中心，停运2 号A 制粉系统，保留C、D层制粉系统运行。

2.1.3 水封恢复期间相关操作

开始建立2 号炉炉底水封，随着水封的建立，漏气量逐渐减少，引风机动叶开度逐渐减少。炉膛负压设定值逐渐减小至-0.1kPa，2号炉炉底水封完全建立，主再热气温下降。贮水箱水位从8m开始快速下降，立即增加给水流量300t/h左右，待贮水箱水位回升之后，调回正常值。启动2号A制粉系统。汽温下降趋势逐渐稳定，停运2 号锅炉循环泵，锅炉转干态运行，解除相关强制，恢复机组正常运行。

3 破坏水封操作的案例分析案例二

某日，1号捞渣机斜槽处有多块刮板断裂，1号捞渣机跳闸无法启动，决定降负荷至200MW，破坏炉底水封处理,经过11h的破坏炉底水封，捞渣机的故障消缺处理，1号炉炉底水封建立，逐渐恢复机组正常运行。

3.1 案例二过程分析

3.1.1 破坏水封前准备工作

1 号捞渣机需要破坏炉底水封处理。减负荷至200MW。执行热工信号强制单，1号炉引风机负压调节范围上限改至+0.5kPa，1号锅炉总风量低，锅炉MFT 保护退出，退出1 号机主汽温低跳机保护。启动1号机A开冷水泵运行正常，停运1号机辅助开冷水泵。启动1 号电动给水泵运行正常，并入给水系统。将1 号机A 汽泵撤出给水系统，旋转备用。投入1 号炉等离子点火装置，停运1 号B 制粉系统，启动1号锅炉循环泵。

3.1.2 水封破坏期间相关操作

投入A、C、D 层油枪，联系环保主值，开始1号炉炉底水封破坏。机组负荷下降，手动增加锅炉主控。将1 号炉炉膛负压设至0.1kPa。停运1 号A制粉系统。停运A 层油枪。停运C1、C4、C5、C6油枪。案例二捞渣机下水槽水封破坏参数变化如表2所示，案例二炉底水封破坏过程参数变化趋势图如图1所示。

表2 案例二捞渣机下水槽水封破坏参数变化

图1 案例二炉底水封破坏过程参数变化趋势图

3.1.3 水封恢复期间相关操作

捞渣机消缺工作完成后，开始建立1 号炉炉底水封，随着水封的建立，漏气量逐渐减少，引风机动叶开度逐渐减少。炉膛负压设定值逐渐减小至-0.1kPa，1号炉炉底水封完全建立，主再热气温下降。启动A 制粉系统，停运锅炉循环泵，锅炉转干态运行，解除相关强制，恢复机组正常运行。

4 破坏水封处理过程的经济分析

由于炉底水封破坏，大量空气从炉底吸入，为稳定燃烧，水封破坏期间，均保持C、D层油枪的运行。投入油枪后，不可避免产生燃油损耗，考虑到投油枪后燃油价格较贵，且考虑到炉膛燃烧情况，尽可能在破坏水封前投入油枪稳燃。水封破坏后，停运第三台制粉系统，撤出A 层油枪的方式，尽量减少燃油损失，案例二中根据C层燃烧器火检强度，适当减少C 层油枪的投入数量，降低燃油用油量，但减少运行磨煤机油枪数量后，要密切监视火检强度变化，避免燃烧不稳造成炉膛熄火[1]。

根据炉前燃油进回油流量计算：案例一用油量约为5t/h。案例二用油量为3.72t/h。虽然消耗燃油，但与停炉对机组负荷的影响以及启停机的费用相比较，经济损失相对较少。

5 操作要点及注意事项

在线处理捞渣机故障需办理工作票，做好危险源辨识，做好防止人员烫伤的相关工作。检修部门应当迅速组织人员，制定处理方案和预估处理时间，提前准备好工器具和物资迅速准备到位，并把准备情况告之当班运行人员。运行人员根据检修开工时间，与调度申请机组负荷，进行缺陷处理，运行人员根据减负荷时间以及水封破坏时间等，为检修人员争取更多的检修设备时间。同时在线破坏水封要做好风险辨识，防止锅炉主再热气温超温，发生磨煤机运行不稳等情况。

炉底水封破坏前，有条件的情况下进行一次锅炉全面吹灰，同时尽早投入空预器连续吹灰，尽量降低主再热气温，防止破坏水封后受热面管壁及主、再热气温超限。当负荷降低至200MW 时，关注SCR 入口烟温变化，提前关小过热器侧烟气挡板，开大再热器侧烟气挡板，防止SCR入口烟温低引起脱硝装置退出的环保指标超标的事件发生[2]。

破坏水封过程中，密切监视烟温趋势、汽温趋势、受热面温度、排烟温度、各风机电流、锅炉风量、氧量、给水量、负荷、汽压、空预器电流等参数，防止空预器卡涩，防止尾部烟道二次燃烧。炉底水封破坏，空预器出口烟温上升，应加强空预器相关参数的检查，尤其是在油枪投运期间，空预器吹灰需保持连续运行。

炉底水封破坏初期，引风机电流能直观显示，当引风机电流开始上升，就应提前进行主、再热气温干预，提前全开过热器烟气挡板，关小再热器侧烟气挡板，进行主再热气温的提前预控[3]。

减负荷过程中A、B 制粉系统相继停运，但是若磨煤机冷风通道未关闭，同时上层磨煤机通入适量冷风降低火焰中心并保证一次风机风道畅通，冷一次风用户太多，冷一次风母管压力低于热风压力较多，可能会导致运行磨煤机冷一次风量不足，运行磨煤机出口温度高，难控制的情况发生。建议在减负荷停磨煤机后尽早关小冷风风门，确保运行磨煤机出口温度正常，并且这方面操作还能够降低总风量，利于控制环保参数。

在炉底水封恢复过程中，火焰中心缓慢下降，初始阶段主再热气温下降较为缓慢，各水冷壁吸热虽增强但不明显，主给水流量缓慢增加70t/h，贮水箱高水位调节阀开度及各水冷壁温度可控；但在炉底水封液位达-100mm 后，水冷壁吸热明显增强，各水冷壁温快速上升，主给水流量快速增加180t/h，后水冷壁温度调节稳定后，主给水流量逐渐慢慢减少，期间贮水箱高水位调节阀几乎未开启，锅炉产汽量大增，负荷随之上升，但主热气温却快速下降，建议将启动制粉系统节点提前，在水封建立前后启动磨煤机，防止主、再热气温快速下降。

在减负荷过程中，机组负荷最低降至150MW左右，此时四抽压力最低至0.19MPa，小机辅汽汽源在冷备用，检查给水系统各参数正常，开大汽机主控，提高四抽压力，一般情况下给泵汽轮机组在低负荷、低汽源压力下，给泵汽轮机调门指令31%，转速3393r/min，排汽温度21℃，各轴系参数正常，均在可控范围。破坏水封过程中，要保持炉膛正压运行，密切监视炉膛燃烧稳定性，如果过、再热器管壁温度超限，可适当降低燃料量，增大给水量。

水封恢复过程中，环保运行应及时通知集控单元长，集控应派巡检员到现场监视炉底水封恢复情况，并及时与操作员沟通汇报水封建立情况。水封刚恢复时，可适当增大给水量，防止产汽量突然增大，造成贮水箱水位不稳，恢复水封时，炉膛压力逐渐设定回-0.1kPa。炉底水封恢复后，主、再热气温会下降，可尽早启动第三台制粉系统，以减缓主、再热气温下降趋势。