600 MW超临界机组运行中炉底水封失去控制策略

(广东大唐国际潮州发电责任有限公司，广东 潮州 515723)

炉底水封对于锅炉安全运行的重要性不言而喻,机组正常运行中如果失去炉底水封,将引起炉膛负压不稳、燃烧恶化、再热汽温超限、空预器卡涩、吸收塔净烟气温度超限，甚至MFT等恶劣情况。然而,固态排渣锅炉在运行过程中出现捞渣机链条断裂、导轮损坏等异常情况时，有时不可避免地需要被迫停炉处理，经济损失比较大。因此，在确保风险的前提下，如能不停炉消缺，经济意义将是巨大的。本文根据某电厂600 MW超临界直流锅炉现场实际案例，总结、归纳了一套成功破坏水封且将风险降到最小的操作策略。

1 主要设备设施概述

某电厂一期2×600 MW发电机组于2006年投产,锅炉是由哈尔滨锅炉有限责任公司引进三井巴布科克能源公司技术生产的超临界参数变压运行直流锅炉，单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。型号为HG-1900/25.4-YM4。锅炉燃烧方式为前后墙对冲燃烧，前后墙各布置3层哈尔滨工业大学设计的中心给粉旋流低NOx燃烧器，每层各有5只，共30只。锅炉炉底采用干式排渣、刮板捞渣，水封采用上水封和下水封，正常由冲洗水泵补水至上水封，通过上水封溢流至捞渣机水封槽，形成下水封。

2 水封失去存在的风险

水封失去后存在以下风险：①大量冷风从锅炉底部穿过燃烧区，氧量升高，破坏了燃烧区域的正常燃烧组织，漏入炉内的冷风温度较正常的二次风温度低了近300 ℃，造成燃烧区域温度急剧下降，煤粉着火困难，燃烧率下降，严重时会造成火检晃动；②炉底大量漏入冷风会造成炉膛火焰中心上移，炉膛出口温度上升，辐射换热量减弱，对流换热增强，同时由于锅炉烟气量增大，再热汽温会出现快速上升；③会导致空预器入口烟温上升，氧量投自动时送风量会减少，排烟温度会大幅上升，存在空预器转子受热变形、电机过负荷或卡涩停转的风险；④造成脱硫吸收塔原烟气温度大幅升高，可能触发事故喷淋动作或损坏吸收塔内设施，严重时还会导致吸收塔净烟气温度升高至保护值触发锅炉MFT。

3 水封破坏案例分析

3.1 事件描述

某日22：45，2#机负荷600 MW，捞渣机链条报“断链”跳闸；现场确认捞渣机斜坡底部导轮处卡住一块铁板导致靠海侧斜坡处链条断裂；经充分分析、讨论，决定对2#捞渣机进行水封放水处理。

3.2 水封破坏前准备工作

水封破坏前的准备工作主要如下：①降负荷至300 MW，降低入炉煤灰分，停止锅炉吹灰，尽最大可能减少锅炉渣量；②启动等离子冷却水泵运行，等离子拉弧；③炉水循环泵电机测绝缘合格，炉水循环泵可靠备用；④确认炉前油系统及油枪均可靠备用；⑤做吸收塔事故喷淋试验正常；⑥用消防水带接两路临时水源，以作紧急恢复水封使用；⑦逐渐降低A/B侧主、再热蒸汽温度至548/552 ℃、531/533 ℃；⑧锅炉总风量由正常运行值1 606 t/h减少至1 546 t/h，炉膛负压逐渐设定为+50 Pa，锅炉保持微正压运行。

3.3 水封破坏操作及分析

某电厂2#机组水封破坏过程中主要操作及各参数变化情况分析如下。

04：52，捞渣机水封开始放水。

05：12，捞渣机水封水位降至1.64 m，炉底水封失去，锅炉两侧再热汽温、氧量及两侧脱硝出、入口NOx开始快速上涨，空预器出、入口烟温及引风机电流逐步上涨；逐步关闭省煤器烟气旁路挡板调节阀，降锅炉总风量至1 238 t/h。

05：39，捞渣机水封液位降至1.02 m，2#吸收塔出口烟尘浓度折氧后开始瞬时超标，增启2#吸收塔循环泵B，并将电除尘三、四、五电场电除尘充电比均由S10调至S1，2#吸收塔出口烟尘降至27.1 mg/Nm3，恢复正常。

05：41，吸收塔原烟气温度上升至155 ℃，吸收塔事故喷淋开启，逐渐提高炉膛压力至+140 Pa，维持总风量稳定。

06：25，空预器A、B主电机电流小幅上升并伴有波动：空预器A主电机电流由9.6 A最高升至11.2 A，稳定后电流波动约0.6 A；空预器B主电机电流上升不为明显，电流波动幅度0.3 A。

06：52，2#吸收塔原烟气温度188 ℃，入口温度53 ℃、出口温度58 ℃，吸收塔温度基本稳定。

08:20，为进一步降低2#吸收塔原烟气温度，机组降负荷至280 MW运行，锅炉各参数逐渐稳定。

在操作过程中，水封水位降至1.5 m后，对再热汽温、引风机电流等参数的扰动较为明显，再热汽温由530 ℃升至556 ℃，引风机电流由228 A涨至359 A，引风机动叶开度由51%升至83%。水封失去过程主要参数变化如表1所示。

表1 水封失去前后主要参数变化情况

3.4 存在的风险及防范措施

本次破坏水封不停炉操作，准备工作较为完备，整体比较成功，各个参数均在可控范围之内，但仍出现空预器电流轻微摆动、环保参数烟尘浓度超标等风险，具体分析如下。

1)空预器出口烟温异常升高

水封破坏过程中，空预器出口烟温由125 ℃升至202 ℃，并且A侧空预器电流由9.6 A升至11.2 A并有0.3 A幅度的波动。具体原因：① 2#机组深度冷却系统由于存在缺陷，破坏水封之前已被迫退出运行；② 在炉底水封破坏过程中，大量冷风从炉底漏入锅炉，锅炉火焰中心逐步后移，水封放水前炉膛正压设定值偏小，水封失去前期炉底漏风量偏大，而总风量(送风量)较正常运行约减少400 t/h，空预器换热量下降，加速空预器出口烟温上升。采取措施如下：① 提高设备可靠性，水封破坏前确保机组深度冷却系统正常投运；②提前提高炉膛正压至+100 Pa以上，再热汽温降至可控范围之内后，适当提高送风量，以提高空预器的换热，以免空预器内部膨胀不均，发生严重碰磨，同时也能起到有效减缓空预器出口烟温上升，较大限度保障吸收塔安全运行。

2)锅炉总风量控制不当

炉底水封破坏后，烟气流量增大，若总风量过小，空预器换热效果变差，空预器出口烟温将升高；若总风量过大，脱硝入口NOx上升多，会导致过量喷氨，同时氧量升高，烟尘排放浓度超标风险也会增大。所以，锅炉总风量需综合考虑空预器出口烟温与环保参数进行调节。另外还需注意监视锅炉氧量和二次风箱压力。本次破坏水封操作过程中，逐渐将总风量由1 520 t/h减少至1 240 t/h，但由于漏风量加大，氧量逐渐由5.6%升至8.9%，送风机动叶开度由40%关至27%，炉膛内漏入约400 t/h风量。炉底大量漏风后应注意二次风箱压力，最低不能小于300 Pa，以免送风机动叶开度减小后锅炉二次风压大大降低甚至降至0，二次风刚性太弱，无法维持正常的旋流强度。本次二次风压力最低降至370 Pa，在允许范围之内。

3)环保参数烟尘浓度超标

本次水封破坏时烟尘超标46 s，最大值30.6 mg/Nm3。超标的主要原因：①电除尘器设计温度为300 ℃，温度过高会导致电除尘器部件的热变形和电晕线极距的异常变化，此次操作由于受到2#炉深度冷却全部退出和水封破坏的叠加影响，电除尘器的烟气温度升高至190 ℃左右，烟气粉尘的比电阻下降，除尘效率下降；②2#炉捞渣机水封破坏前后，吸收塔出口氧量由6.0 vol%升至7.7 vol%，氧量上涨导致折氧后烟尘浓度升高；③捞渣机水封破坏时进入电除尘器的烟气扰动大，除尘效率下降。采取措施如下：捞渣机水封破坏前，采取提高调整电除尘整流变出力、启动备用脱硫浆液循环泵、暂停除雾器冲洗等手段处理，水封破坏过程中及破坏后，密切监视环保参数并做好燃烧调整。

4 结论

通过上述实践证明，对于大容量超临界固态排渣炉，采取有效的控制策略和防范措施，不但可以做到在机组运行中带负荷破坏炉底水封消缺，还可以做到安全风险可控、在控。但是此类操作安全风险大，必须提前做好充分的准备工作，在确保燃用高灰熔点、低灰分煤种，炉膛内无大量焦渣，负荷稳定的情况下方可进行。运行操作没有绝对的安全，因此设备管理人员应做好设备日常维护，努力提高设备可靠性，这才是最安全的做法。