张正坤 肖海懿
湘潭发电有限责任公司 湖南湘潭411101
0 前 言
湘潭电厂一期2×300 MW机组，锅炉系哈尔滨锅炉厂引进美国CE公司技术生产的HG－1025／18．2－WM10型锅炉。采用中储式热风送粉系统，配4台DTM350／700钢球磨煤机。设计燃用贫煤与无烟煤的混煤，燃料特性见表1，锅炉设计效率91． 6％。
1 锅炉燃烧系统布置
锅炉采用双通道和WR组合燃烧器，由上、下2部分组成（见图1），上部为3只宽调节比WR燃烧器，可以上下摆20°，下部为固定部分，由2只双通道燃烧器组成。一、二次风同心切圆，假象切圆直径Φ878 mm；三次风高位布置于燃烧器上，亦不摆动，竖直方向向下与水平面成7°角，水平方向与一、二次风旋向相反，且与一、二次风中心线成19°夹角，用来平衡气流残余旋转，减小汽温左、右偏差（见图2）。
2台锅炉在燃烧区均敷设卫燃带，敷设的方式不一样（见图3），1号炉为间断型均匀布置，是按厂家设计敷设后除掉一部分形成，总面积为150～160 m2，目的是减少卫燃带的面积，拉大块与块之间的距离，防止大块焦渣搭桥。实践证明这种方式是有效的，锅炉稳燃性较好，炉膛内有轻微结焦。
由于我厂坚持了吹灰，锅炉运行平稳。2号锅炉，是锅炉厂与我厂技术人员经过讨论，根据1号锅炉的经验，采用“品”字形间断布置的，总面积约150m2，实际运行中，2号锅炉较1号锅炉结焦程度更轻，多为疏松浅色焦，锅炉主汽温较低，后来不得不在试生产期间将上3层一次风火嘴向上摆动5°，炉膛吹灰时主汽温下降明显，锅炉燃烧不如1号锅炉稳定。
2 低负荷稳燃摸索情况
2．1 摸索试验过程
我厂1，2号机组在试生产阶段，均由湖南省电力试验研究所主持做了不投油最低稳燃负荷试验。1号机组锅炉试验不投油最低稳燃负荷为171 MW，2号锅炉为165 MW，分别为MCR的51．8％和50％。为进一步了解锅炉的低负荷稳燃能力，我厂技术人员利用调峰停机的机会，于1999年2月22日至23日在1号锅炉上进行了低负荷稳燃的摸索，结果是机组出力150 MW时，锅炉不投油稳定运行了2 h，为MCR的45．5％ ，基本合乎设计要求。
在摸索试验过程中，A，B，C，D4层给粉机运行，开始时给粉机转速指令依次为38，40，12，9，由于炉膛热负荷缓慢下降，给粉量不变则机组出力逐步减小，因此在22时45分，22时50分，22时55分，23时55分均稍微增加了给粉机转速指令，保持机组负荷在147～150 MW之间，至23日0时46分，试验时间达126 min，锅炉运行仍然稳定。后来准备继续降负荷，进一步考验锅炉的低负荷稳燃能力，但当时已是凌晨，系统负荷很低，调度要求尽快停机，我们不得不停止这一工作，快降负荷停机。结束时给粉机转速指令A，B，C，D层依次是38，40，16，10。
试验期间，煤粉仓粉位始终在2．0 m以上，2台汽动给水泵运行，高加解列，给水温度在149～152℃之间，减温水量自动调节。
2．2 摸索试验时主要参数
1999年2月22日晚高峰后（300 MW），开始滑参数降负荷，22时10分，机组负荷以机炉协调方式减至170 MW，因机炉协调控制设计区为180 MW至300 MW，此时退出协调，手动减负荷，22时40分，机组负荷至151 MW，试验开始记时。表2为试验过程中的主要参数。
由表3可以看出，试验煤质与设计煤种煤质相近，特别是低位发热量非常接近，从可燃基挥发分看来，试验煤质好一点，但从灰分看来，试验煤质又稍差一点，因此，2种煤应认为是很接近的。
2．4 试验配风方式
本次试验二次风配风方式接近均匀配风，双通道稳燃器腰部风仍保持有较大开度，上层42％，下层45％，所有火嘴周界风均开启，开度在31％～37％之间。炉膛燃烧为富氧燃烧，前期省煤器出口烟气氧量为8．5％～9．5％，后期省煤器出口烟气氧量为8．0％～8．6％。一次风压为3．96 kPa，较中、高负荷运行时（4．05～4．15 kPa）稍低，一次风速变化不大。二次总风压为1．12 kPa，二次风与炉膛差压为0．56 kPa，这与锅炉中、高负荷运行时比（二次风总风压1．33 kPa，二次风与炉膛差压为0．58～0．6kPa）二次总风压低一些，但二次风与炉膛差压仍在正常范围。整个试验过程中，炉膛负压在－50Pa左右轻微摆动，烟气氧量波动较小，锅炉燃烧较为平稳。
2．5 自动投入情况
锅炉运行时，通常有5套自动方式，即给粉自动、引风自动、汽包水位自动、主汽温度自动、再热汽温度自动。在低负荷试验期间，只有给粉自动没有投入，由人工手动控制，其它自动方式在整个试验过程中均投入并且调节品质较好，只有汽包水位在试验过程中出现了1次波动，但未解列自动控制，过、再热汽温一直在530～540℃之间。
2．6 受热面壁温情况
摸索过程中，经不断监视，汽包壁温差较小，上、下壁最大差值不超过15℃，顶棚过热器壁温在319～345℃之间，低温过热器壁温在358～369℃之间，分隔屏过热器壁温在414～445℃之间，后屏过热器壁温在462～505℃之间，末级过热器壁温在504～552℃之间，没有反常的高温或低温现象，高温点温度也未超过温度允许值。
2．7 低负荷运行安全性讨论
参考文献〔1〕指出：石门电厂锅炉在100 MW负荷运行时，其安全性是有保障的，我厂锅炉为同一厂家引进同一技术生产的同一类型锅炉，因此，我厂锅炉的运行安全性也应该没有问题。
3 分析总结
3．1 1号锅炉于1997年底投运，经过1 a多的摸索，运行人员逐渐掌握了锅炉的特性，锅炉运行趋于稳定，加上热工控制和表计的完善，使绝大部分仪表能正确可靠投入，自动投入率较高，调节品质较好，这为低负荷稳燃试验提供了有利条件。
3．2 锅炉试验时，入炉煤质与设计煤种颇为接近，使这次摸索具有一定的代表性和较强的针对性，入炉煤Vdaf比设计煤高3．57％，这对燃烧是有利的，其燃烧稳定性应比设计煤种好。但入炉煤Aar比设计煤种高4．16％，这一点又削弱了挥发分高的优势。由于资料的缺乏和试验条件的局限，无法将两者对燃烧稳定性的影响有个量化的比较，一般来说，挥发分的影响要更明显和直接，在低负荷时更是如此，通常在运行中，煤质是不确定的，也可能是频繁变动的，在变煤质或烧劣质煤时，锅炉稳燃能力肯定要差一些。
3．3 锅炉试验时，二次风配风方式接近均匀配风，对锅炉燃烧而言，在能保证汽温的前提下，缩腰形配风对稳定性和经济性均较有利，这也是我们在以后的低负荷运行时可以挖潜的地方。
3．4 双通道稳燃器的稳燃性未发挥设想的作用。其一，腰部风仍保持一定的开度，目的是防止火嘴过热变形，在低负荷时，本应关小或全关腰部风，增加回流高温烟气量并减弱对高温烟气的冷却，因锅炉燃烧稳定，故没有采取这一措施；其二，高速蒸汽射流未投入运行，也是基于同样的原因，即炉内燃烧稳定，还不必要投入高速射流蒸汽来卷吸更多的高温烟气。这2点，在以后机组深度调峰、锅炉更低负荷运行时将得到验证，这也是很重要的潜在的低负荷稳燃能力。不过，这2点作用到底如何，也有待验证。
3．5 卫燃带的影响。1号锅炉试生产期，卫燃带敷设修改为图3a的形式，在后来约1 a的运行中，卫燃带已有部分掉落，但未明显影响锅炉燃烧。在1号锅炉1999年6月大修后，卫燃带敷设已参考了2号炉的经验修改，并且使用了不同的材料，因此大修后的1号锅炉低负荷稳燃能力未经试验。就目前运行情况而言，锅炉有结焦，且为牛屎状夹小颗粒状，小颗粒颜色较深，估计灰渣含碳量偏高，从这点来说，卫燃带的改造至少不能说是成功的，锅炉的低负荷稳燃能力有待进一步试验。
4 存在的问题与建议
通过摸索，对我厂锅炉的低负荷稳燃能力有了较深的了解，在煤质较好、较稳定的时候，只要主、辅设备健康，锅炉的低负荷稳燃能力还是比较优秀的，300 MW机组真能达到这样的调峰水平的话，这对电力走向市场，缓解电网峰谷差大、调峰能力不足的矛盾将是有相当积极意义的。就目前情况而言，锅炉深度调峰能力是有很大潜力的。但是，深度调峰要实施的话，还会面临一些问题，就火电厂的实际情况来看，主要有以下2点：a．低负荷调峰的安全性，锅炉低负荷运行时，虽然锅炉的水循环、辅助设备、汽包及受热面等是安全的，但炉内燃烧处于一个准稳定状态，受煤质、设备、人员调整的影响较大，稍一疏忽，导致锅炉黑火，将对电网和电厂造成巨大损失，100次调峰，只要出1次事，其危害就是致命的，如果锅炉负荷高一些，锅炉运行的保险系数就大一些，火电厂的风险就小一些，这也就是火电厂的领导和运行人员不愿深度调峰的一个重要原因，调峰负荷在170 MW以下时，运行人员就有一种无形的心理障碍；b．电厂低负荷调峰的经济性，机组出力小时，厂用电率增高，虽然调峰对整个电网是经济的，但对火电厂来说，安全性降低，煤耗升高，人员付出增多却不能获得任何收益，火电厂的节能和整个电网的节能似乎是不一致的，火电厂参与调峰是相当被动的。这里有一个协调的过程，应该在整个电网形成这样一种气氛或制定有关政策：人人愿调峰、人人争调峰。这样，火电厂不仅能积极参与调峰，而且会集中各方面的经验和力量，将调峰技术不断推进，才有利于电能质量的提高和整个社会的经济发展。
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