1000 MW超超临界塔式锅炉关键调试技术及优化运行

刘珊伯，孟繁兵，徐颂梅，金宏达

(1.黑龙江省电力科学研究院，哈尔滨 150030;2.江苏方天电力技术有限公司，南京 211102)

近年来，火电机组塔式锅炉的运行经验已基本完善，但是相对于运行成熟的π型锅炉来说，塔式锅炉仍有较大的提升空间。马新立［1］详细分析了塔式炉的特点和调试技术，徐小琼等［2－3］对1000 MW塔式锅炉调试中的重点过程进行了阐述，并通过燃烧优化调整，提高了锅炉运行的安全性和经济性。李祺亮［4］通过试验研究了塔式锅炉中LNCFS燃烧系统的 NOx排放特性，分析了氧量、SOFA风、CCOFA风等因素对NOx排放特性的影响。但是，目前对1000 MW超超临界塔式锅炉调试过程中如蒸汽吹管、冷态启动等关键技术尚没有可靠的经验，塔式锅炉在运行中常出现再热汽温偏低等问题，因此，本文根据1000 MW超超临界塔式锅炉的特点，阐述了塔式锅炉的调试及运行技术，并对调试运行过程中出现的问题提出了解决方法。

1 1000 MW超超临界塔式锅炉的主要特点

某电厂新建1000 MW超超临界机组，锅炉为SG－3098/27.46－M539型超超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，采用单炉膛塔式布置、四角切向燃烧、摆动喷嘴调温、平衡通风、全钢架悬吊结构、露天布置、机械刮板捞渣机固态排渣。锅炉制粉系统采用中速磨冷一次风直吹式制粉系统，配置6台中速磨煤机，在BMCR工况时5台投运，1台备用。锅炉启动系统采用内置式汽水分离器，带启动循环泵，布置有大气扩容器和集水箱，集水箱连接到凝汽器或机组循环水系统中，锅炉设计最低直流负荷为30%BMCR。该超超临界塔式锅炉与π型炉相比主要有以下特点。

1)锅炉整体结构简单。塔式锅炉的最大特点就是所有受热面均布置在炉膛上部，水平布置，蛇形上升，易于疏水。这种布置有利于停炉保养和启动时蒸汽通畅流动，使塔式锅炉具有较好的备用和快速启动特点，并且所有受热面均可参与酸洗。由于没有尾部烟井，也就没有复杂的包覆过热器系统，水冷壁回路也特别简单，因此整个汽水系统相对于π型炉简单，汽水系统阻力较小。另外，锅炉的膨胀中心也容易处理，不存在两个膨胀中心，整个膨胀系统十分简单。

2)烟气流场均匀。塔式锅炉没有折烟角，水冷壁出口介质温度比较均匀。在对流受热面中，烟气流向没有90°急转弯，烟气流场均匀，过热器、再热器出口蒸汽温度也比较均匀。塔式锅炉烟气流动方向向上，大颗粒的飞灰受重力作用，灰粒速度低于气流速度1 m/s，受热面的磨损量与灰粒速度的3.5次方成正比，因此塔式锅炉可大大降低受热面的磨损。塔式锅炉上部与炉膛等截面的烟道及均匀的烟气流场，布置简单的受热面，这些都使整个锅炉烟风系统阻力较小，约为同容量π型炉的5/6，从而降低了风机的电耗。

3)燃烧系统布置合理。该塔式锅炉燃烧系统采用低NOx同轴燃烧系统(LNCFS)，LNCFS系统通过在炉膛的不同高度布置CCOFA和SOFA，将炉膛分成3个相对独立的部分:初始燃烧区、NOx还原区和燃料燃尽区。在每个区域的过量空气系数由3个因素控制:总的OFA风量、CCOFA和SOFA风量的分配以及总的过量空气系数。这种改进的空气分级方法通过优化每个区域的过量空气系数，能有效降低NOx排放，同时最大限度地提高燃烧效率。

2 1000 MW超超临界塔式锅炉关键调试技术

2.1 冷态通风

该塔式锅炉每台磨煤机的4根出口煤粉管，在进入炉膛前通过Y型管将每根煤粉管分为上、下两根煤粉管。因此在一次风调平试验时，应在Y型管后合适位置选取测点，通过可调缩孔调匀8根煤粉管的风速，以保证锅炉热态运行时炉内燃烧的均匀性。

为了掌握炉内切圆和贴壁风速情况，应进行空气动力场试验。炉内动力场试验结果如图1所示。对于LNCFS燃烧系统，由于偏置二次风(预置水平偏角的辅助风喷嘴)的存在，所以切圆相对于常规四角切圆锅炉较大，切圆直径约为15 m(炉膛截面为21×21 m)，最大贴壁风速约为7 m/s。

图1 炉内动力场示意图(单位:m/s)Fig.1 Schematic diagram of furnace aerodynamic field

2.2 蒸汽吹管

塔式锅炉疏水特性较好，过热器和再热器可以参与酸洗。根据德国的运行经验［1］，过热器和再热器酸洗后，只要在首次启动时通过进行大流量的冷热态清洗及带旁路启动，就可达到汽轮机进汽的蒸汽品质要求而无需进行吹管。但中国尚无取消蒸汽吹管的先例，因此本机组虽然过热器进行了酸洗，仍进行蒸汽吹管。为了保证吹管质量，采用了稳压和降压相结合的吹管方式。

在锅炉稳压吹管时，分离器压力保持为6 MPa，锅炉负荷约为45%BMCR，锅炉已转入干态运行。在此工况下，过热器和再热器的吹管系数均能满足要求。稳压吹管耗水量约为1350 t/h，为了保证给水流量，需增加一临时补水管路到凝汽器。降压吹管时综合考虑安全性和吹管质量，启动分离器压力取8 MPa。根据压差法计算，可知在此压力下过热器压降仍小于额定工况下压降，吹管系数不能达到1，再热器压降能满足要求［5］。稳压和降压吹管过程中的主要参数如表1所示。整个吹管过程采用先稳压再降压的方式进行，这样可以减少吹管次数，并保证吹管质量。

表1 稳压和降压吹管时主要参数Tab.1 Main parameters at regulator and step-down blowpipe

2.3 冷态启动

超(超)临界直流锅炉在首次点火或停炉时间大于150 h时，为了清理受热面和给水管道系统(均存在杂物、沉积物和因腐蚀生成的氧化铁等)，启动前必须对管道系统和锅炉本体进行冷、热态清洗，锅炉才可以点火升温升压。该机组旁路系统配置了100%高压旁路和65%的低压旁路，取消了过热器出口安全阀。超超临界机组汽轮机冲转的蒸汽品质要求较高，因此，汽轮机冲转前要经过一个锅炉带旁路运行过程，并维持相当的热负荷。通过加大炉水的置换力度及投入凝结水精处理系统等措施，能够逐步提高汽水品质。当主、再热蒸汽及凝结水质符合标准后，才能冲转汽轮机。

2.4 低负荷稳燃试验

该锅炉燃烧器采用分组方式，将6层(A、B、C、D、E、F)燃烧器分成3组，分别对应3个二次大风箱。同一组的燃烧器中心线相距3.15 m，相邻组的燃烧器中心线相距5.03 m，B层燃烧器用微油点火。

因为B层燃烧器的火焰对C层燃烧器的燃烧支持作用较强，所以采用B、C两台磨煤机运行的方式进行低负荷稳燃试验。在进行低负荷稳燃试验前，将机组负荷稳定在400 MW，A、B、C磨煤机运行，B磨煤机用微油枪投入。然后，逐步降低A磨煤机煤量，增加B、C磨煤机煤量。当A磨煤机停止后，缓慢降低B、C磨煤机煤量，并逐个停用微油枪，直至达到设计稳燃负荷30%BMCR。减负荷期间要密切关注燃烧情况，若发现燃烧不稳，应立即投入油枪。试验结果表明，锅炉能达到设计断油稳燃低负荷的30%BMCR。

为了保证稳燃，可采取如下稳燃措施:

1)适当提高煤粉细度。将磨煤机旋转分离器转速提高到850 r/min。

2)适当降低煤粉喷口速度，但要保证煤粉管风速在18 m/s以上。

3)合理的二次风配风。风箱与炉膛差压控制在0.6 kPa左右，投运燃烧器的二次风量控制在90 t/h左右。

3 1000 MW超超临界塔式锅炉优化运行

3.1 汽温偏差

主、再热蒸汽温度偏差是由烟温偏差造成的，烟温偏差则是炉膛内的流场造成的。100%负荷下主、再热蒸汽温度及各级减温水流量如表2所示。100%负荷下末级过热器壁温分布如图2所示。

从表2、图2中可以看出，主蒸汽温度和过热器减温水流量偏差较小，末级过热器壁温在500 MW时最大相差28℃，在750 MW时最大相差30℃，在1000 MW时最大相差28℃。而同容量π型锅炉末级过热器壁温偏差能达到50℃［6］，由此可见，塔式锅炉的汽温偏差较π型炉小很多。塔式四角切圆锅炉汽温偏差与切圆的旋转动量关系不大，主要受切圆是否处于炉膛中心的影响。只要一次风调平效果好，使燃烧中心处于炉膛中心，塔式锅炉的汽温偏差就能得以较好控制。

表2 100%负荷时主、再热蒸汽温度及各级减温水流量Tab.2 Main，reheat steam temperature and all levels of desuperheating water flow at 100%load

图2 100%负荷下末级过热器壁温分布图Fig.2 Distribution of final superheater wall temperature under 100%load

3.2 再热汽温度偏低

机组运行过程中再热汽温度一直偏低，约为577℃，吹灰后能增加到585℃，但与设计值603℃差距仍较大。通过比较100%负荷时一、二级再热器实际焓升和设计焓升可知，一级再热器实际焓升为286.0 kJ/kg，设计焓升为323.2 kJ/kg，二级再热器实际焓升为 258.5kJ/kg，设计焓升为282.9 kJ/kg，因此再热蒸汽温度低主要是因为一、二级再热器焓升和设计焓升偏差较大造成的。

再热蒸汽温度偏低通常由以下原因引起:

1)燃用煤质与设计煤质差异过大;锅炉运行方式不合理。

2)再热器热力计算偏差，受热面布置不足。锅炉调试期间均燃用设计煤种，因此可排除煤种的影响。从锅炉运行角度看，从炉膛出口开始各处烟气温度均比设计温度低50℃左右，这可能是由于新投产锅炉炉膛沾污系数很小，导致烟气温度较低，从而引起再热蒸汽温度偏低。但是，该电厂同型锅炉投产1a后，随着炉膛沾污系数的增大，烟气温度已接近设计值，再热蒸汽温度和设计值仍有较大差距。因此，再热蒸汽温度偏低的主要原因是再热器受热面布置不足。

为了提高再热蒸汽温度，从锅炉运行的角度可采用如下方法:

1)将燃烧器喷嘴和SOFA喷嘴向上摆动一定角度，或采用上层燃烧器运行的方式提高炉膛出口烟气温度，进而提高再热蒸汽温度。

2)合理调整运行风量、配风方式、送粉方式，在高负荷运行时适当关小燃尽风门开度，同时适当提高一次风速;在飞灰可燃物变化不大的情况下，可适当采用投运燃烧器上层粉量增加、下层燃烧器粉量减少的运行方式进行调整。通过优化调整，再热蒸汽温度能提高到了590℃左右。

4 结论

1)在锅炉冷态通风试验时，一次风调平和二次风标定，尤其是一次风调平是锅炉稳定良好运行的基础;对于超超临界锅炉蒸汽吹管采用降压和稳压相结合的方式效果较好;低负荷稳燃试验时采用B、C磨煤机运行能达到设计要求，合理的配风方式有利于燃烧稳定。

2)锅炉满负荷运行时，主、再热蒸汽温度偏差不大，末级过热器金属管壁温度比较均匀，最大温差为28℃，说明塔式锅炉烟气温度分布还是比较均匀的。

3)采用燃烧器喷嘴、SOFA风喷嘴向上摆动一定角度以及优化运行方式，可以改善再热蒸汽温度偏低的状况。

［1］ 马新立.1000 MW超超临界塔式锅炉特点及调试技术［J］.锅炉制造，2009(1):5 9.MA Xinli.Characteristics and debugging technology of 1000 MW super-supercritical tower-type boiler［J］.Boiler Manufacturing，2009(1):5 9.

［2］ 徐小琼，潘国清.1000 MW机组超超临界塔式锅炉调试［J］.浙江电力，2010(5):35 38.XU Xiaoqiong，PAN Guoqing.Debugging of 1000 MW super-supercritical tower-type boiler ［J］. Zhejiang Electric Power，2010(5):35 38.

［3］ 潘国清，徐小琼，应明良，等.1000 MW超超临界塔式锅炉燃烧优化调整［J］.浙江电力，2010(7):30 33.PAN Guoqing，XU Xiaoqiong，YING Mingliang，et al.Combustion optimization for 1000 MW super-supercritical tower boiler［J］.Zhejiang Electric Power，2010(7):30 33.

［4］ 李祺亮.LNCFS燃烧系统 NOx排放特性［J］.能源与节能，2013，94(7):94 97.LI Qiliang.NOxemission characteristics of LNCFS combustion system［J］.Energy and Energy Conservation，2013，94(7):94 97.

［5］ 刘珊伯，金宏达，孟繁兵，等.1000 MW超超临界锅炉吹管方式及过程的研究［J］.黑龙江电力，2013，35(4):349 351.LIU Shanbo，JIN Hongda，MENG Fanbing，et al.Research on blow mode and its process for 1000 MW super-supercritical boier［J］.Heilongjiang Electric Power，2013，35(4):349 351.

［6］ 胡志宏，刘福国，王军.超超临界1000 MW机组直流锅炉的调试及运行［J］.热力发电，2009，38(5):38 41.HU Zhihong，LIU Fuguo，WANG Jun.Debugging and running of 1000 MW super-supercritical DC boiler［J］.Thermal Power Generation，2009，38(5):38 41.