基于吸热偏差分析的锅炉燃烧调整技术

项岱军,王煜伟,王小华,王 衡

(1.国家能源集团江苏电力有限公司,江苏 南京 210036;2.西安热工研究院有限公司苏州分公司,江苏 苏州 215153;3.上海望特能源科技有限公司,上海 200245)

0 引言

大型燃煤锅炉无论何种燃烧方式,都会发生燃烧产物的能量不平衡,影响工质吸热的均匀性。尤其对于切向燃烧方式锅炉而言,由于残余旋转的存在,造成沿烟道宽度方向的烟速和烟温偏差,当与工质吸热偏差迭加后热偏差进一步增大,进而引发高温受热面的超温爆管[1-2]。针对这一难题,国内的锅炉厂和相关研究机构,通过模化试验和选择性地实炉验证,并采取升级受热面管材等级、上部二次风或三次风反切、一次风反切微偏转和炉膛出口“零旋强”准则等方式缓解烟气侧烟速和烟温偏差。其中,燃尽风反切消旋技术作为调整偏差的主要手段,获得了广泛应用和关注[3-5]。

除上述烟气侧采取的相关措施外,上海发电设备成套设计研究所的相关研究人员提出,由进口集箱中涡流区静压降低引起的屏间流量不均匀和由受热面管材受热长度、蒸汽流量以及各种辐射和对流吸热不均匀引起的同屏各管间的热偏差等也是造成受热面管超温爆管的重要因素[6-10]。针对这一问题,研究人员在设计时采取(1)在同一片管屏中吸热小的管中加装节流圈减小蒸汽流量;(2)同一片屏的一根或几根外圈管下部短路,缩短受热长度,增大蒸汽流量;(3)调整管屏出口集箱内径和三通在集箱中的位置,减小涡流区蒸汽静压降低对屏间流量的影响等手段,有效地缓解了汽温偏差。

实际运行过程中,机组的热负荷偏差随着负荷、煤种、运行参数、投运燃烧器的数量和位置的变化而变化,给机组的安全稳定调控造成了一定的难度。现有常见的烟气侧和蒸汽侧调整方法是机组遇到热偏差问题时,进行冷态空气动力场和热态燃烧优化调整试验,调试单位借助专业仪器仪表测试的空气温度和流量数据、煤粉混合物速度、浓度和细度数据、炉膛及尾部烟道烟气温度、烟气成分和流量数据进行有针对性的调整,短期内效果显著,缓解了两侧的热负荷偏差。但当煤种、设备状态发生变化时,运行人员通过少量的在线检测参数无法做出正确的调整决策,从而导致了受热面管壁的超温,危及机组的安全运行。因此,亟需发展一种在线监测技术指导运行人员开展在线的运行优化调整,保证机组的安全运行。

大容量电站锅炉过、再热器的受热条件和流动工况非常复杂,炉膛出口烟温测点插入深度又太短,同时还受到冷面辐射的影响,所测温度并不能真实地反映偏差屏位置的烟温偏差。锅炉上装设的炉外温度测点也难以用来准确推算偏差管炉内各点的壁温值。因此,将炉外温度测量数据与运行参数相结合,在此基础上准确地实时计算出炉内壁温是实现壁面温度在线监测的关键。

锅炉高温管屏在线监测系统(Panel Safeguard Supervisory System,简称PSSS)是基于王孟浩教授及其团队独创的锅炉过、再热器热偏差及炉管壁温计算方法并结合电厂运行管理需要而开发的,根据每台锅炉的具体结构、热力数据结合锅炉实际运行工况专门开发的过、再热器安全经济的专家在线管理系统[11-12]。该系统以在线炉内壁温计算和在线寿命损耗计算为核心,采用在线动态实时显示技术,从电厂的网络系统(如DCS、SIS和MIS系统)读取所需数据,经过计算,动态显示炉内每根管沿长度各点的汽温、壁温、寿命损耗、高温管屏的烟温偏差以及沿烟道宽度的吸热偏差等[13]。系统可实现:(1)根据新锅炉的设计数据和结构,预测受热面的最大热偏差管和最高管壁温度点;(2)对运行锅炉,通过可视化显示,实时监测受热面管壁温度状况,特别对最大热偏差管及最危险段的壁温工况进行量化监督。

在锅炉高温管屏在线监测系统基础上,本文提出一种基于吸热偏差分析的运行优化调整技术,该技术通过获得受热面沿炉膛宽度方向屏间热偏差系数,指导运行人员开展在线的运行优化调整。介绍了锅炉高温管屏在线监测系统的基本计算原理,进一步开展对切圆燃烧和对冲燃烧方式下热偏差系数的单因素对比试验研究。

1 锅炉高温管屏在线监测系统计算原理

计算受热面管是否超温及寿命损耗的基础是准确计算受热面管的炉内壁温,每一点的汽温和壁温受到蒸汽流动和辐射、对流传热的影响。PSSS系统考虑了实际运行工况的屏间和同屏吸热偏差、蒸汽流量偏差、屏前、屏后、屏中及屏下的辐射、对流传热偏差以及受热面管阻力系数偏差等因素,建立传热计算模型。

管组中任一个管段i的焓增计算式为

(1)

式中 Δii——管段i的焓增/kJ·kg-1;

Kr、Kh——宽度和高度吸热偏差系数;

E0——面积折算系数;

d——管子外径/m;

li——计算管段长度/m;

Di——蒸汽流量/kg·h-1;

qf——屏前、屏后、屏中、屏下烟室的辐射热负荷/W·m-2;

pi——屏前、屏后、屏中、屏下烟室的辐射热负荷偏差系数;

qp、qd——屏间辐射和对流热负荷/W·m-2;

ε1i、ε2i——屏间辐射和对流热负荷偏差系数。

计算点的汽温计算式,可表示为

t=tj+∑Δii/R

(2)

式中t——计算点的蒸汽温度/K;

tj——计算管进口温度/K;

R——蒸汽比热/kJ·(kg·K)-1。

计算点的壁温计算式为

(3)

式中tb——计算点的壁温/K;

β——管径比;

J——热均流系数;

α2——管内蒸汽对管壁的放热系数/W·(m2·K)-1;

qm——管壁换热量/W·m-2;

δ——管壁厚度/m;

λ——金属导热系数/W·(m·K)-1。

得到每根管的炉内壁温数据后,就可以算出沿烟道宽度的热负荷偏差和同片屏各管热偏差,并通过图像的形式实时显示出来,进而指导运行优化调整。

为指导机组的燃烧调整,PSSS系统中以直观的图形方式绘制了各级受热面沿炉膛宽度方向屏间热偏差系数Kr曲线,图1为某电厂PSSS系统中某工况下二级再热器吸热偏差曲线示意图。图中的再热器共计44片屏,每片屏24根管。从图1可见,受切圆残余旋转的影响,吸热偏差曲线呈现不规则马鞍型分布,左侧偏差最大屏出现在第2屏,Kr为1.10,右侧偏差最大屏出现在第41屏,Kr为1.08,管组左右侧吸热量之比为1.01,左右侧最大Kr平均值为1.09,距离控制目标值1.20有一定的安全余量,表明受热面吸热较均匀。

图1 二级再热器吸热偏差曲线

2 吸热偏差分析技术的应用

2.1 切圆燃烧方式的燃烧优化调整

某电厂2×1 000 MW超超临界机组锅炉为上海锅炉厂有限公司生产的塔式锅炉。锅炉采用变压运行螺旋管圈设计,单炉膛、四角切向燃烧、摆动喷嘴调温、平衡通风。设计燃用神府东胜煤,沿烟气流程的受热面布置顺序为:一级过热器(逆流)、三级过热器(顺流)、高温再热器(顺流)、二级过热器(逆流)、低温再热器(逆流)和省煤器(顺流),全部受热面管水平布置。

在机组电负荷稳定运行时,通过调整锅炉运行方式,如改变锅炉总风量(小风量:1 700 t/h、大风量:2 000 t/h)、调整SOFA(分离燃尽风)风量(#1和#2角全关、#1和#2角部分开启)、磨煤机组合方式(分别停A、B、C、D、E和F磨煤机)、减温水量(三级过热器减温水量:20.4 t/h、80.7 t/h)等,考察PSSS系统计算获得的三级过热器屏间吸热偏差系数的变化趋势与燃烧理论分析结果是否一致,以检验PSSS系统对烟气热负荷分布曲线检测结果定性趋势的准确性。统计数据如表1～表4所示。

表1 锅炉总风量调整试验结果

表2 锅炉SOFA风量调整试验结果

表3 磨煤机组合方式调整试验结果

表4 锅炉减温水量调整试验结果

从表1～表4中,各个因素的调整对三级过热器热负荷分布曲线变化趋势的影响可以看出,总风量和喷水量变化时,烟气热负荷分布曲线变化不明显;SOFA风量和磨煤机组合方式的调整对烟气热负荷分布曲线的影响较大。这是因为总风量和喷水量变化时,并未从根本上改变各级受热面管屏间的吸热份额和管内流量的分配状况,因此,这两个因素的调整对烟气热负荷分布曲线的影响不大。

由于主燃烧区气流为正切,SOFA风气流为反切,随着SOFA风量的增加,燃尽区消旋的效果加强,热负荷分布更加均匀,屏间吸热偏差系数减小。当磨煤机组合方式发生变化时,不同磨煤机出口各个角的粉量存在着差异,燃烧器区域的气流旋度和燃尽风的消旋的效果会发生变化,对屏间吸热偏差系数影响很大。

可见,PSSS系统计算获得的屏间吸热偏差系数的变化趋势与燃烧理论分析结果基本吻合。根据它可指导运行人员调整锅炉配风等运行方式,降低屏间吸热偏差,以减小超温爆管的风险。

2.2 对冲燃烧方式的燃烧优化调整

某电厂1 036 MW的DG-3000/26.15-II1型超超临界锅炉采用变压运行螺旋管圈设计,单炉膛П型布置,前后墙对冲分级燃烧方式、挡板调温、平衡通风。锅炉设计燃用神府东胜煤,正压直吹式制粉系统。配有六台中速磨煤机,五台投运、一台备用。

在炉膛前后墙分三层布置低NOx旋流式HT-NR3煤粉燃烧器,每层布置8只,共有48只燃烧器。在前后墙距最上层燃烧器喷口—定距离布置燃尽风喷口(OAP),每层10只。在炉膛上部和水平烟道中沿烟气流程的受热面布置顺序为:屏式过热器、末级过热器和高温再热器。

试验以电厂2号锅炉屏式过热器为研究对象,采集屏式过热器前后的蒸汽温度、燃尽风量,验证磨煤机组合运行方式(停前墙上层A磨和停后墙上层D磨)和OFA风量的调整与屏式过热器前后管屏吸热偏差系数的对应关系的准确性。运行人员以此为依据,调整锅炉运行方式,可以有效减小屏式过热器前后管屏吸热量偏差,避免屏过系统的大面积超温。统计数据如表5～表6所示。

表5 磨煤机组合方式调整试验结果

表6 OFA风量调整试验结果

说明:屏式过热器吸热偏差系数表征屏式过热器前后管屏的平均吸热偏差,该系数大于1,表明屏式过热器前管屏平均吸热量大于后管屏,该系数小于1,表明屏式过热器前管屏平均吸热量小于后管屏。

从表5中数据可以看出,磨煤机组合运行方式变化时,对屏式过热器前后管屏的吸热偏差影响很大。停A磨煤机时,屏式过热器前后管屏吸热偏差系数为1.1;停D磨煤机时,屏式过热器前后管屏吸热系数比为0.9。这主要是因为停A磨煤机(位于前墙)时,后墙总风量高于前墙总风量,火焰中心向前墙移动,屏式过热器前管屏平均吸热量大于后管屏;停D磨煤机(位于后墙)的规律则刚好相反。

从表6中 OFA风量的变化对屏式过热器前后管屏吸热偏差的影响可以看出,当前后墙燃尽风同时降低,且后墙燃尽风量的降低幅度超过前墙时,火焰中心往后移,屏式过热器前管屏平均吸热量小于后管屏,屏式过热器前后管屏吸热偏差系数由1.0降低至0.8。

PSSS系统计算获得的屏式过热器前后管屏吸热偏差系数的变化趋势与燃烧理论分析结果基本吻合。电厂运行人员根据屏式过热器吸热偏差系数了解前后管屏的吸热量分布情况,判断沿锅炉深度方向烟气热负荷的偏移,相应调节锅炉配风等运行方式,可以使火焰中心沿炉膛深度方向上分布均匀,避免部分受热面超温的现象。

3 结论

(1)针对常规的燃烧优化调整手段,由于需要借助大量仪表测试数据指导运行调整缓解锅炉燃烧的偏差,但无法满足日常优化调整的问题,本文提出了一种基于锅炉高温管屏在线监测系统,获得受热面沿炉膛宽度方向屏间热偏差系数,以用于指导运行人员开展在线的运行优化调整。

(2)通过对切圆燃烧和对冲燃烧方式下热偏差系数的单因素对比试验发现,热偏差系统可准确反映炉内燃烧的变化,且与燃烧理论分析结果吻合,能满足日常优化调整的需要。以锅炉高温管屏在线监测系统的计算和监测结果为依据,合理调整锅炉运行方式,可有效降低沿炉膛宽度和深度方向的吸热偏差,避免运行中因管壁温度偏差过大而发生爆管或被迫降参数运行的情况,提高了机组运行的安全性和经济性。