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图1 煤粉细度随叶片开度的变化曲线
(2)当机组负荷在30%~35%额定负荷波动时,给煤量在76~92 t/h波动;相应的给水量也随给煤量的变化而波动,基本控制在315~385 t/h(见图2)。相比之下,总风量随负荷及给煤量的波动变化较缓,在低负荷运行期间,总风量基本维持在626~656 t/h。考虑到磨煤机最小出力为18 t/h,因此在试验过程中A、B、D 3台磨煤机出力均维持在20 t/h以上,以保证磨煤机的运行安全。
(3)根据DL/T 5145—2012《火力发电厂制粉系统设计计算技术规定》,A磨煤机(褐煤)和D磨煤机(褐煤)出口风粉混合温度不能超过65℃,B磨煤机(烟煤)出口风粉混合温度不能超过90℃[7]。
在30%额定负荷工况下运行,由于A磨煤机和D磨煤机纯烧褐煤,为了保证磨煤机的干燥出力,将磨煤机入口冷风挡板开度调为0%,此时热一次风风温基本稳定在298℃左右。如图3所示,经过优化调整,A磨煤机和D磨煤机入口热风挡板开度基本控制在42.9%左右,此时一次风量基本维持在103 t/h左右,磨煤机出口风粉混合温度也基本保持不变,约为51℃。
图2 30%额定负荷下给煤量、总风量及给水量变化曲线
图3 A磨煤机和D磨煤机出口温度随挡板开度变化曲线
图4 B磨煤机出口风粉混合温度随挡板开度变化趋势
(4)由于B磨煤机纯烧烟煤,在30%额定负荷工况下运行,冷风挡板开度随热风挡板开度变化有一定的波动性,其入口混合风温约172℃,一次风量约69 t/h,磨煤机出口风粉混合温度在80.8~84.6℃波动(见图4)。参考DL/T 5145—2012标准,磨煤机出口风粉混合温度还有一定的提升空间,但是对于褐煤来说,低负荷下一次风热风温度已经不能满足干燥要求(冷风挡板开度为0%),因此可考虑采取其他措施提高热风温度,进一步提高低负荷下的一次风热风温度,降低煤粉气流的着火热。
除此之外,在30%额定负荷工况试验过程中,将A磨煤机和D磨煤机入口一次风压控制在4.6 kPa左右,磨煤机出口风压控制在2 kPa左右。将A磨煤机和D磨煤机出口各煤粉管道的煤粉流速分别控制在19.88m/s和20.19m/s左右;B磨煤机入口一次风压控制在3.2 kPa左右,出口风压控制在1.1 kPa左右,B磨煤机出口各煤粉管道的煤粉流速控制在18.92 m/s左右,保证一次风量偏差在5%~10%,煤粉浓度偏差在10%以下。同时,通过调整小调风盘的开度来调节单个燃烧器内、外二次风的风量比。
3.2 主蒸汽参数优化调整试验结果
低负荷调峰试验过程中,通过调节给水量和减温水量、控制烟气挡板等手段对主蒸汽参数进行优化调整,当机组负荷在30%~35%额定负荷波动时,主蒸汽温度、减温水量的变化见图5。从图5中可以看出,随着负荷的波动,通过对减温水量的调节及布置在尾部竖井烟道底部的烟气调温挡板调节,过热器出口左右两侧主蒸汽温度偏差不大,整体保持平稳。与主蒸汽温度的控制设定值相比,左侧主汽温度控制偏差为±20℃,右侧主汽温度控制偏差为±20℃。相应的,左侧减温水量及右侧减温水量变化趋势相似,基本维持在5 t/h以下。主汽温度整体偏差不大,这主要是通过建立减温水—主汽温度、负荷—主汽温度数学模型,可有效预测主汽温度下一时刻变化趋势,对主汽温度进行实时监控并及时调整,解决了主汽温度调节存在的延时大、惯性大的问题。
试验过程中还对30%额定负荷下的螺旋管水冷壁出口管、引出管的壁温进行监测,结果见图6。锅炉前墙水冷壁引出管和右墙水冷壁引出管出口工质温差较大,但在30%额定负荷下各管壁温度均处于许用温度范围内,未发生超温现象,锅炉水循环运行安全可靠。
图5 主蒸汽参数及减温水量变化曲线
图6 30%额定负荷下水冷壁壁温测点温度柱状图
图7 SCR反应器入口烟气温度及脱硝效率变化曲线
3.3 SCR脱硝系统试验结果
根据SCR催化剂的设计性能,1号机组SCR脱硝系统的最低运行温度为310℃。根据文献[8],随着机组负荷的降低,SCR反应器入口烟气温度随之降低。为了保证SCR脱硝系统的正常投运,目前常用的提升烟气温度的措施主要有设置烟气旁路、给水旁路、0号高压加热器,热水再循环、省煤器分级、烟道补燃等[9-10]。
本次低负荷试验过程中,当机组负荷降至30%~35%额定负荷时,在未采取任何宽负荷脱硝措施的情况下,SCR反应器入口烟气温度的变化如图7所示。从图7可以看出,机组在30%~35%额定负荷工况下运行时,SCR反应器入口烟气温度仍然维持在318.5~321.3℃,满足脱硝系统的正常投运;SCR反应器入口NOx质量浓度(折算后)为318.3~366.6mg/m3,SCR脱硝系统的脱硝效率高达88%;SCR反应器出口NOx质量浓度(折算后)低于50mg/m3,满足国家超低排放要求。
4 结束语
内蒙古京宁热电350MW超临界机组优化调整试验后,实现了机组在30%额定负荷下不投油的稳定运行,且保证了SCR脱硝系统的正常投运。本次低负荷运行试验可为国内各燃煤火电机组在灵活性改造及低负荷运行优化调整提供技术参考。
参考文献:
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原文发表于:《内蒙古电力技术》2018年第1期,标题为:350MW超临界机组深度调峰运行优化调整技术分析
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