煤质变化对机组正常出力的影响及对策

刘维祥，王恒，赵万峰

(国电山东石横发电厂，山东 肥城 271621)

0 引言

近年来，随着中国经济的高速增长和电煤需求的大幅增加，煤炭市场逐步进入了卖方市场，煤价一路攀升，电煤供应日趋紧张，同时煤炭质量也大幅下降，发电用煤面临着量少质差的双重压力。为降低发电成本，各发电企业煤炭采购更加注重性价比，煤中掺配价格较低的煤泥、型煤、劣质烟煤等，造成煤种偏离锅炉原设计值较多，主要体现为煤的水分和灰分偏高。煤质下降给机组经济、安全运行带来很大影响，存在锅炉热效率下降、煤耗上升、燃烧稳定性下降、机组带负荷能力降低、一次风压系统波动等问题，本文着重对提高机组带负荷能力、预防一次风机失速问题进行论述。

1 煤质变差对机组出力和一次风系统的影响

国电山东石横发电厂#1机组设计煤种工业分析数据见表1，设计全水分为10.00%，空干基灰分为24.44%。近几年来，该厂入炉煤工业分析数据显示:水的质量分数平均达11%以上，最大为14%，空干基灰分平均为28%，实际水分和灰分均高于原设计值;额定负荷下锅炉计算燃料量为125.5 t/h，而实际运行中煤量大多在140.0 t/h以上。

由于煤质变差，水分大和灰分含量大，需要的热一次风量增大，而热风调节挡板全开，冷风调节挡板全关，造成#1锅炉一次风机出口压力较高(超过8800 Pa)且波动(波动最大量为700 Pa)，当动叶开度大于80%、出口风压高于9 000 Pa时极易进入不稳定工作区域发生突然不出力。同时，为保证锅炉稳定燃烧，磨煤机出口温度不能低于70℃(设计为77℃)，因此只有被迫降出力，最高出力不能超过240 MW。

表1 设计煤种工业分析数据

2 防止一次风机失速的措施

2.1 #1锅炉一次风机出口风压控制参考数据

根据#1锅炉一次风机特性曲线(如图1所示)，风机流量所对应的控制出口风压高限值如下(考虑风机在喘振线以下附近运行已不太稳定且抗干扰能力较差，此高限值低于风机喘振临界点风压2000 Pa左右):

(1)风量30 m3/s，风机喘振临界点风压8 960 Pa，出口风压控制在6900 Pa以下。

(2)风量40 m3/s，风机喘振临界点风压9 660 Pa，出口风压控制在7600 Pa以下。

(4)风量55 m3/s，风机喘振临界点风压11 200 Pa，出口风压控制在8800 Pa以下。

(5)风量60 m3/s，风机喘振临界点风压11 900 Pa，出口风压控制在9300 Pa以下。

(6)风量65 m3/s，风机喘振临界点风压12 320 Pa，出口风压控制在9800 Pa以下。

(7)风量70 m3/s，风机喘振临界点风压13 020 Pa，出口风压控制在10500 Pa以下。

图1 #1锅炉一次风机风压及流量特性曲线(n=1470 r/min)

(8)风量 81.2 m3/s，风机喘振临界点风压13720 Pa，出口风压控制在11000 Pa以下。

以上数据是根据#1锅炉一次风机风压及流量特性曲线得到的，由于特性曲线不是很精确，因此，以上数据存在一定的误差。

从#1锅炉一次风机特性曲线可以看出，风机流量是很重要的参数，流量不准确，就无法确定风机出口风压的正常监视值。#1锅炉一次风机满负荷时入口流量一般为50～60 m3/s，应确保风机入口流量显示基本正确，才能确定出口风压正常控制值。

2.2 风烟系统改造前采取的运行措施

#1机组正常运行中热一次风母管压力应为6500 Pa，一次风机出口风压不高于9000 Pa，为了避免一次风机进入不稳定区域，只有降低一次风机出口风压，提高#1锅炉一次风机出口风压高报警值，出口风压达8700 Pa时报警。当煤质较差特别是水分偏高或机组高负荷导致一次风机出口风压高达报警值时，应适当降低热一次风母管压力(视一次风机出口风压情况，可以在5.9～6.5 kPa调整，但最低不应低于5.8kPa)，适当降低磨煤机出口温度(最低不应低于70℃);将备用制粉系统的冷风调节挡板适当打开(此方法可以提高一次风机的流量，对降低一次风机出口风压效果比较明显);密切监视一次风机流量和出口风压，可参照表2的数据，根据风机流量来确定出口风压的控制值。例如:风机流量为50m3/s左右时，出口风压应不高于8500Pa;风机流量为55 m3/s左右时，出口风压应不高于8 800 Pa;风机流量为60 m3/s左右时，出口风压应不高于9300 Pa;以此类推。采取以上措施后，若一次风机出口风压仍偏高，应降低机组负荷运行。一次风机动叶控制无特殊情况应投自动，如切手动应加强监视和调整。

(3)及时使用抗菌药物,以防术后发生尿路感染,导管、引流管、引流袋必须无菌,定时用碘伏液清洗尿道口。患者能够进食后,应尽量多饮水、多排尿,达到清洁泌尿系的目的。

3 机组被迫降出力及一次风系统不稳定的原因

3.1 #1锅炉热一次风量不足原因

造成#1锅炉热一次风不足的主要原因是实际使用煤种与设计煤种差别很大，需要的热一次风量增加，原设计的一次风温和风量已不能满足现在煤质的需要。在水分和灰分偏大时，磨煤机需要的热一次风多，冷一次风少，经常出现热风门全开，冷风开度很小或全关的情况。由于热一次风必须经过空气预热器进行加热，造成系统阻力增大，一次风机出口风压高，而热一次风流量提高幅度小，容易出现高风压低流量的现象，使风机进入不稳定区发生失速，若增大冷一次风量则磨煤机出口温度又超低限，故被迫降低机组出力。

表2 #1锅炉一次风机风压及空气预热器烟气压差波动数据

3.2 风烟系统设计方面的差别

比较国电山东石横发电厂一期#1，#2机组和二期#3，#4机组一次风系统设计阻力:一期机组一次风系统总阻力为6 531.2 Pa，二期机组为5 114.5 Pa;一期机组热一次风在预热器侧阻力为622.7 Pa，二期机组热一次风在预热器侧阻力为224.1 Pa。一期机组热一次风通过空气预热器阻力比二期机组大的主要原因是:一期机组一次风扇形格仓角度为20°，二期机组为35°(二期机组在锅炉设计时进行了优化，加大了一次风仓的角度)，但保持一次风仓与二次风仓总角度150°不变(不含扇形板)。另外，国电山东石横发电厂一期机组和二期机组空气预热器传热元件的高度也有差别，设计受热面高度均为1778 mm，实际高度一期机组为1 473 mm，二期机组为1 676 mm，相差203 mm。从一期和二期机组一次、二次风出口温度的不同，可以看出设计的差别(见表3)。

表3 一次风、二次风出口温度比较 ℃

经比较，二期机组通过采取加大一次风仓角度及增加换热元件高度等改进措施对风烟系统进行了优化，一次、二次风出口温度均比一期机组高了不少，保证了煤质变差时一次风系统的稳定性和制粉系统的出力要求。

3.3 #1机组一次风压波动大的原因分析

#1锅炉一次风机出口风压波动为700 Pa左右，引风机入口风压波动为200 Pa左右，送风机出口风压波动为200 Pa左右且呈规律性波动，波动周期为50～60 s。空气预热器漏风率试验结果为:A侧6.3%，B侧9.3%，A侧热一次风温比B侧高10℃左右。通过以上情况，初步分析造成热一次风压波动的原因为:空气预热器传热元件存在不规则的积灰;空气预热器两侧漏风率存在较大偏差，A侧一次风向B侧一次风挤压，造成系统风压波动;空气预热器密封片存在脱落或损伤现象，造成风压规律性波动;2台一次风机负荷、电流存在偏差，也影响了2个一次风机系统运行的稳定性。

#1机组停运后检查空气预热器，发现堵塞较严重且不均匀，同时，A侧空气预热器热端部分密封片发生倒伏损坏，当空气预热器转子转到损坏密封片部位时，漏风增大，造成一次风压发生周期性波动。

4 #1锅炉风烟系统的改进

通过以上分析，找到了影响一次风系统稳定性和机组出力的原因，利用#1机组检修机会对风烟系统做了相应的改进和调整。

4.1 降低系统阻力

一次风与二次风间扇形板和轴向板移位，调整一次风、二次风仓角度，一次风仓角度增大6.5°。调整后可以提高热一次风出口温度，最重要的是可以降低热一次风系统的阻力，提高热一次风流量，而对二次风影响很小。经咨询空气预热器生产厂家知悉，若一次风仓角度增大10°，一次风阻力将下降30%，二次风阻力上升16%。一次风仓角度增大后热一次风出口风温上升3℃左右，二次风出口风温下降2℃左右。

对空气预热器传热元件进行彻底冲洗，消除堵塞;查找一次风道漏点并进行焊补，更换磨损严重的烟道，消除漏风;检查清理一次风道内部积灰;重新检查调整空气预热器密封，更换损坏的密封片，降低漏风、消除一次风压波动;检查空气预热器吹灰器，确保其可靠投用，保证吹灰效果。

4.2 提高传热元件加热能力

(1)一期机组空气预热器上部预留了空间，可以增加350 mm高度的传热元件。增加换热效果更好的传热元件对提高一次、二次风温均有利，缺点是会增加100 Pa左右的压差。

(2)将一次风与烟气侧原30°扇形板改为15°扇形板，可提高换热效果，同时降低烟气侧压差，但会使空气预热器漏风率有所升高。

4.3 一次风机系统检查

检查确认2台一次风机动叶就地实际开度的差别程度，确认与阴极射线管(CRT)显示器指示是否一致。

5 改造后的效果评价

改造前、后锅炉主要参数比较见表4。由表4可以看出:机组启动后#1锅炉一次风机出口压力略有降低，但热一次风母管压力升高约500 Pa，能够达到6.5kPa，热一次风流量增加，热一次风温提高6～7℃，二次风温降低2～3℃;磨煤机出口温度达到77℃以上，磨煤机热风调节挡板还有一定余量，磨煤机干燥出力提高，可以适应煤质变化，机组能够带满出力;热一次风压波动不超过60 Pa，可确保一次风机稳定运行;空气预热器烟气压差降低，修后比修前降低200 Pa左右。

表4 #1锅炉改造前、后主要参数比较

对风烟系统、制粉系统进行漏风治理并对空气预热器密封进行调整后，漏风量减少，引风机电流修后比修前降低6A左右，一次风机电流修后比修前降低10～12 A，送风机电流修后比修前略有升高。考虑环境温度影响，排烟温度修后比修前降低3℃左右，修前、修后飞灰含碳量无变化，改造后对锅炉的燃烧和效率几乎无影响。

6 结束语

通过对煤质变化带来一次风机系统不稳定和机组降出力问题的分析，找到了根本原因，利用机组检修机会有针对性地采取措施进行了改进。实现了提高热一次风量、风温和降低一次风系统阻力的目标，消除了一次风机易失速的隐患;解决了机组不能适应煤种变化的弊端，机组实现了带满负荷运行，改造效果良好。