俄制880 MW 锅炉炉底水封破坏对机组产生的影响及控制策略

李少伟

（国华绥中发电有限责任公司运行部， 辽宁 葫芦岛 125222）

0 引言

绥中发电有限责任公司一期2 号机组锅炉为俄罗斯生产的超临界参数一次中间再热、定压运行直流炉，为单炉膛、受热面T 形对称布置、全悬吊结构。锅炉型号为Пп-2650-25-545KT 型，采用平衡通风、固态排渣、室内布置。配备8 台正压式直吹制粉系统，锅炉底部除渣为水浸式刮板捞渣机系统，由于捞渣机导向轮损坏无法正常运行，需破坏炉底水封进行处理，否则将被迫停炉[1]。本文对如何在不停炉的工况下破坏水封处理捞渣机故障，维持机组负荷稳定，保证机组安全运行进行了分析和探讨。

1 炉底水封破坏前工况介绍

2 号机组负荷530 MW，协调解除，送风机取风口改至室外（降低排烟温度），一、二次风联络调节挡板NG017、018 解自动，22 号、24 号、26 号、27 号、28 号制粉系统运行，21 号、22 号空预器出口烟温107 ℃，23 号空预出口烟温130 ℃，炉膛压力+200 Pa，21 号、22 号、23 号引风机调节挡板开度分别为40%、40%、45%；主汽温定值540 ℃，再热器温定值538 ℃，总水量1 450 t/h，总燃料量224 t/h，总风量2 260 t/h。

2 炉底水封破坏后对机组参数产生的影响

1）机组负荷的变化。机组负荷由530 MW 快速降至445 MW，此时运行人员立即开启自用旁路RC046带辅汽，保证小机供汽压力，防止汽泵流量低造成机组跳闸。

2）主、再热汽温以及鳃管温度的变化。1 流道主汽温、再热汽全线超温，鳃管温度由450 ℃降至400 ℃，2 流道主汽甩汽温，最低至503℃。具体如图1 所示。

图1 主、再热汽温温度变化曲线

3）汽泵流量的变化。两台汽泵流量出现偏差，最大到280 t/h。具体见图2。

图2 两台汽泵出口流量变化曲线

4）炉膛负压的变化。炉膛压力由+200 Pa 波动至+300 Pa，引风机调节挡板开度由40%、40%、45%增大至59%、60%、63%。见图3。

图3 炉膛压力变化曲线

5）空预器出口烟温的变化。21 号、22 号空预出口烟温最高升至168℃，23 号空预出口烟温升至165℃后稳定。

6）脱硝SCR 入口氮氧化物浓度的变化。脱硝SCR入口氮氧化物浓度由352 mg/Nm3上升至520 mg/Nm3,喷氨量单侧300 Nm3/h，稀释比8.3%。具体见图4。

图4 SCR 入口氮氧化物浓度变化曲线

3 原因分析及相应对策

3.1 机组负荷变化

当炉底水封破坏时，在燃料量、水量不变的情况下机组负荷出现了较大的波动。其主要原因是炉底水封失去使大量冷空气从锅炉底部进入，使炉内热负荷降低，炉膛燃烧工况变差及火焰中心上移，炉内辐射换热减弱，产汽量下降，负荷下降。

相应对策：破坏水封前可将负荷加至550 MW 左右，防止破坏水封后负荷过低。

3.2 主、再热汽温变化

在锅炉烟气量猛增及蒸汽流量剧降的双重作用下，各级对流受热面对烟气的冷却能力下降，使烟气经过各级对流受热面的温降减少，使得各级对流受热面的蒸汽温升和金属壁温大幅升高，可能发生严重超温现象。

相应对策：提前将主汽温降至538 ℃，再热汽温降至535 ℃以下，当发生超温时，适当降低燃料量；当汽温不再上涨时，及时增加燃料量，将主再、热汽温定值调整至540 ℃。

3.3 2 流道主汽甩汽温

由于炉内燃烧工况变差，烟气流量不均匀，造成2 流道主汽甩汽温。

相应对策：及时调整燃尽风，调整燃烧，增加燃料量。

3.4 汽泵流量偏差

甩负荷过程中，小机供汽压力下降，造成小机调门全开，造成两台汽泵流量出现偏差，最大到280 t/h。

相应对策：及时打开自用旁路RC046 给小机供汽，加强监视汽泵流量，若两台汽泵流量偏差增大且无收敛趋势，应立即解除小机调门自动，手动调平，防止汽泵流量低再循环门打开。

3.5 炉膛压力波动

当炉底水封破坏时，大量冷风从炉底吸入，造成炉膛压力波动。

相应对策：加强炉膛压力监视，引风机调节挡板自动开调节炉膛负压，防止引风机电流、功率超限。

3.6 空预出口烟温变化

火焰中心上移，及漏风后烟气量显著增大，而通过空预器的冷却风量基本不变，造成空预出口烟温快速上涨。

相应对策：在主再热汽温及引风机出力允许的前提下适当增加送风量，增加空预器的冷却风量，降低空预器出口烟温，适当调整一、二次风联络调节挡板NG017、018 开度，降低23 号空预出口烟温，注意防止一次风压下降，加强监视空预器电流。

3.7 脱硝SCR 入口氮氧化物浓度变化

炉底漏风量增加，使燃烧区富氧燃烧，且高层磨煤机台数较多，造成SCR 入口氮氧化物浓度高。

相应对策：破坏水封前将磨煤机切换至下层磨运行，及时调整喷氨量防止氮氧化物浓度超标，加强监视稀释比防止脱硝切除，工况稳定后适当降低机组负荷。

4 运行操作建议及注意事项

运行中炉底水封瞬间破坏会对锅炉燃烧造成较大影响，应及时巡检检查水封是否正常，若捞渣机故障必须破坏水封进行处理时，从以下方面开展工作：

1）负荷尽量稳定在530~550 MW 之间，协调解除减少扰动，若负荷较低，应提前开启自用旁路RC046预暖，以便随时接带辅汽；

2）将送风机室外取风口全部打开，以降低空预器出口烟温；

3）需要提前将主汽温降至538 ℃后，再热汽温降至535 ℃以下；

4）提高炉膛压力至+200 Pa，减少漏风量，同时加强锅炉本体巡检，防止从入孔、检查孔等封闭不严密处冒烟、冒灰，引起火灾；

5）一、二次风联络调节挡板NG017、018 解自动，手动开启，快速降低3 号空预出口烟温；

6）提前将高层磨切换至低层磨运行；

7）由于炉膛内燃烧工况变差，可能有较多的未完全燃烧的煤粉碳黑黏结在尾部烟道受热面及空预器上，烟气温度大幅升高，尾部烟道和空预器发生二次燃烧的可能性大大增加，因此投入空预器的连续吹灰，并加强炉膛压力及各温度测点的监视；

8）加强各级受热面金属壁温的监视；

9）捞渣机内渣量多少，破坏水封的速度，都会影响锅炉的燃烧，尽量缓慢破坏水封，以减少影响。

5 结论

机组运行中破坏炉底水封会造成锅炉负压不稳定，燃烧恶化，炉膛火焰中心上移，排烟温度升高，主、再热汽超温等现象，对机组安全运行造成威胁，通过分析破坏炉底水封对锅炉稳定运行造成的影响，提出了在特殊工况下保证锅炉稳定运行的方法，为同类型锅炉运行提供借鉴。