六盤山熱電廠#2鍋爐燃燒調(diào)整的研究及應(yīng)用

王會(huì)成

中鋁寧夏能源集團(tuán)有限公司六盤山熱電廠

六盤山熱電廠#2鍋爐燃燒調(diào)整的研究及應(yīng)用

王會(huì)成

中鋁寧夏能源集團(tuán)有限公司六盤山熱電廠

六盤山熱電廠#2鍋爐自投產(chǎn)以來一直存在爐膛煙溫、受熱面金屬壁溫和汽溫偏差大、再熱汽溫超溫、煙氣出口NOX濃度高等問題，直接影響機(jī)組出力。為了減小爐膛煙溫、金屬壁溫和汽溫偏差、降低再熱器事故噴水量、降低煙氣出口NOX濃度，提高機(jī)組的經(jīng)濟(jì)性與安全性，從影響爐膛出口煙溫偏差、影響再熱汽溫的因素、如何降低煙氣出口NOX濃度等各個(gè)因素入手，對(duì)鍋爐進(jìn)行燃燒調(diào)整試驗(yàn)，提出切實(shí)可行的運(yùn)行方式，確保鍋爐的安全、環(huán)保、經(jīng)濟(jì)運(yùn)行。

再熱汽溫；煙氣出口NOX；燃燒調(diào)整

1.設(shè)備概況

寧夏六盤山熱電廠2×330MW鍋爐為亞臨界參數(shù)、一次中間再熱、自然循環(huán)、單爐膛、平衡通風(fēng)、擺動(dòng)燃燒器四角切圓燃燒、固態(tài)排渣、全鋼構(gòu)架、緊身封閉、爐頂設(shè)大罩殼。鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量(B-MCR)1166T/H，過熱器、再熱器蒸汽出口溫度為541℃，BMCR工況下過熱蒸汽出口壓力17.47MPa，再熱蒸汽出口壓力3.92MPa，給水溫度279℃。

2.燃燒調(diào)整試驗(yàn)前存在的主要問題

六盤山熱電廠#2機(jī)組自投產(chǎn)以來一直存在爐膛煙溫、受熱面壁溫和汽溫偏差大、再熱器吸熱量大導(dǎo)致事故噴水量大、煙氣中NOX濃度高等問題，直接影響鍋爐安全、經(jīng)濟(jì)運(yùn)行。

2.1 爐膛出口兩側(cè)煙溫、金屬壁溫偏差大

六盤山熱電廠#2爐爐膛出口A側(cè)煙溫偏高，B側(cè)煙溫偏低，屏式再熱器出口煙溫最大偏差達(dá)到150℃，導(dǎo)致兩側(cè)屏式再熱器金屬壁溫吸熱量不均勻，兩側(cè)金屬壁溫偏差較大，A側(cè)水平煙道結(jié)焦嚴(yán)重，2015年4月#2爐水平煙道形成煙氣走廊，導(dǎo)致末級(jí)再熱器爆管，機(jī)組非停，給廠里帶來巨大的經(jīng)濟(jì)損失。

2.2 鍋爐再熱汽溫偏高

六盤山熱電廠再熱器采用墻式再熱器，輻射換熱較大，自投產(chǎn)以來，再熱汽溫一直偏高，特別是供熱期間，鍋爐滿負(fù)荷運(yùn)行，再熱器事故減溫水處于全開狀態(tài)，嚴(yán)重時(shí)被迫降負(fù)荷運(yùn)行，滿足不了城市供熱和電網(wǎng)調(diào)峰需求，給電廠造成很大的負(fù)面影響和經(jīng)濟(jì)損失，為控制再熱汽溫不超限運(yùn)行，有時(shí)采用降低主汽溫度運(yùn)行，主汽溫度長期控制在520℃左右，再熱器減溫水全開和主汽溫度較低運(yùn)行導(dǎo)致鍋爐效率降低。

2.3 爐膛出口NOX濃度高

六盤山熱電廠2013年對(duì)兩臺(tái)鍋爐進(jìn)行脫脫硝改造，脫硝裝置采用選擇性還原全煙氣脫硝，采用液氨作為還原劑，為控制氮氧化物排放濃度達(dá)標(biāo)，液氨耗量居高不下，增加了的電廠運(yùn)營成本。

六盤山熱電廠鍋爐燃燒器采用上下濃淡分離技術(shù)和低氮切向燃燒系統(tǒng)設(shè)計(jì)，最上層設(shè)置兩層分離燃盡風(fēng)，能有效控制氮氧化物生成量；因再熱汽溫偏高，兩層分離燃盡風(fēng)門開度偏小，導(dǎo)致爐膛出口氮氧化物濃度超過設(shè)計(jì)值。

3.燃燒調(diào)整試驗(yàn)方法

再熱器管屏主要是通過對(duì)流和輻射來完成換熱的，因此，調(diào)整再熱器汽溫主要是通過調(diào)整通過再熱器的煙氣流量和煙氣溫度。

爐膛出口煙溫偏差是爐膛內(nèi)的流場造成的。通過對(duì)目前運(yùn)行的燃煤機(jī)組煙氣溫度和速度數(shù)據(jù)分析發(fā)現(xiàn)，在爐膛垂直出口斷面處的煙氣流速對(duì)煙溫偏差的影響要比煙溫的影響大。在300MW負(fù)荷區(qū)間進(jìn)行燃燒調(diào)整，得出最佳運(yùn)行方式，然后將所有負(fù)荷段的最佳運(yùn)行方式做成函數(shù)關(guān)系置入邏輯當(dāng)中，最后觀察機(jī)組的運(yùn)行狀況繼而做出相應(yīng)的預(yù)調(diào)。

3.1 燃燒器擺角的調(diào)整

燃燒器設(shè)計(jì)擺動(dòng)范圍為±30°，根據(jù)各負(fù)荷下的再熱汽溫相應(yīng)的調(diào)整燃燒器擺角。維持鍋爐負(fù)荷、總風(fēng)量、磨組運(yùn)行方式及鍋爐配風(fēng)方式不變的情況下，分別將燃燒器擺角置于-30°、-20°、-10°、0°、10°、20°、30°，通過改變SOFA風(fēng)及燃燒器擺角的不同角度，觀察擺角變化對(duì)鍋爐汽溫、減溫水量及NOX的影響，得出再熱汽溫與擺角變化的曲線。

由于煙溫偏差導(dǎo)致受熱面存在壁溫偏差，使得受熱面容易出現(xiàn)超溫的現(xiàn)象，會(huì)限制主、再熱汽溫的提高。為了減小煙溫偏差，提高再熱汽溫，通過對(duì)SOFA水平擺角以及SOFA風(fēng)量的試驗(yàn)，確定SOFA風(fēng)的最佳水平角度以及SOFA風(fēng)量與負(fù)荷的關(guān)系曲線。

SOFA水平擺角試驗(yàn)：維持鍋爐負(fù)荷、總風(fēng)量、磨組運(yùn)行方式及配風(fēng)方式不變的情況下，分別將SOFA水平擺角置于+15°、+7°、0°、-7°、-15°，在各個(gè)工況下分析受熱面的壁溫分布，找出壁溫偏差的變化規(guī)律，確定偏差最小時(shí)SOFA的水平角度。

3.2 氧量變化的調(diào)整

對(duì)省煤器出口煙道的O2進(jìn)行測量，對(duì)DCS畫面顯示氧量進(jìn)行校對(duì)。

在不同氧量工況下測量NOx排放量、送、引機(jī)功耗，并取入爐煤、飛灰及渣樣進(jìn)行分析化驗(yàn)，在不影響機(jī)組經(jīng)濟(jì)性的情況下，確定最佳運(yùn)行氧量，最大限度的提高再熱汽溫。

3.3 二次風(fēng)門的調(diào)整

維持鍋爐負(fù)荷、磨煤機(jī)投運(yùn)方式、氧量及其余二次風(fēng)門不變的情況下進(jìn)行變偏置風(fēng)調(diào)整試驗(yàn)，觀察偏置二次風(fēng)(CFS)的變化對(duì)鍋爐壁溫偏差、鍋爐汽溫、結(jié)焦特性及NOX的影響。

SOFA風(fēng)量變化試驗(yàn)：維持機(jī)組負(fù)荷不變，維持磨煤機(jī)投運(yùn)方式、氧量及燃燒區(qū)域二次風(fēng)門不變的情況下，通過改變SOFA風(fēng)量，分析受熱面的壁溫分布的變化，同時(shí)觀測對(duì)鍋爐汽溫、結(jié)焦特性及NOX的影響，綜合分析得出該負(fù)荷下的最佳SOFA風(fēng)量。

維持鍋爐負(fù)荷、磨煤機(jī)投運(yùn)方式、氧量及其余二次風(fēng)門不變的情況下進(jìn)行變偏置風(fēng)調(diào)整試驗(yàn)，觀察周界風(fēng)的變化對(duì)鍋爐壁溫偏差、鍋爐汽溫、結(jié)焦特性及NOX的影響。

3.4 鍋爐吹灰優(yōu)化調(diào)整

六盤山熱電廠有64臺(tái)墻式吹灰器布置于爐膛，24臺(tái)長伸縮式吹灰器和44臺(tái)聲波吹灰器布置在鍋爐上部區(qū)域、水平煙道和尾部煙道。根據(jù)煤種情況以及實(shí)際運(yùn)行情況，合理安排鍋爐各受熱面的吹灰，使得再熱器區(qū)域盡可能的少吹灰，減少再熱器的吸熱，降低再熱汽溫。

4.試驗(yàn)取得的成果

1、通過對(duì)#2爐氧量的優(yōu)化調(diào)整，降低了煙氣中CO含量，機(jī)組經(jīng)濟(jì)性得到改善，爐膛內(nèi)受熱面結(jié)焦減少，爐膛出口煙溫降低，水冷壁吸熱增加，降低了再熱汽溫。

2、合理安排鍋爐各受熱面的吹灰，降低了鍋爐受熱面吹灰頻次。

3、合理調(diào)整偏置風(fēng)和周界風(fēng)的比例，減小爐膛出口殘余旋轉(zhuǎn)，從而減小再熱汽溫偏差；同時(shí)降低了脫硝入口NOX濃度，降低了噴氨量。

4、在300MW負(fù)荷試驗(yàn)基礎(chǔ)上，對(duì)210MW、240MW、270MW、330MW負(fù)荷段進(jìn)行調(diào)整，得到各負(fù)荷下最佳運(yùn)行工況，并將二次風(fēng)門投入自動(dòng)，減少了運(yùn)行人員操作。