大型燃煤鍋爐提高再熱汽溫方法的探討

1、大型燃煤鍋爐提高再熱汽溫方法的探討大唐貴州發(fā)耳發(fā)電有限公司 余智 周開貴 許大偉摘要：本文通過對某發(fā)電廠600MW燃煤鍋爐運(yùn)行進(jìn)行分析，提出了一種提高鍋爐再熱汽溫的技術(shù)改造方案，并通過對方案的實(shí)施，提高了鍋爐再熱汽溫，減少了過熱器減溫水量，提高了鍋爐效率，降低了過熱器超溫的風(fēng)險，從而提高了鍋爐運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性和安全性。關(guān)鍵詞：減溫水 再熱汽溫 受熱面 改造1、鍋爐概況某發(fā)電廠1號鍋爐為上海鍋爐廠制造，型號SG-2028/17.5-M916，鍋爐為亞臨界壓力一次中間再熱控制循環(huán)汽包爐。鍋爐采用擺動式燃燒器調(diào)溫，四角布置、切向燃燒，正壓直吹式制粉系統(tǒng)、單爐膛、型半露天布置、固態(tài)排渣、全鋼架結(jié)構(gòu)、平衡通

2、風(fēng)。爐膛由51膜式水冷壁組成，爐底冷灰斗角度55°，爐底密封采用水封結(jié)構(gòu)，爐膛上部布置了分隔屏、后屏及屏式再熱器，前墻及兩側(cè)墻前部均設(shè)有墻式輻射再熱器，水平煙道深度由水冷壁延伸部分和后煙井延伸部分組成，內(nèi)部布置有末級再熱器和末級過熱器。后煙井深度13908mm，后煙井內(nèi)設(shè)有低溫過熱器和省煤器。尾部煙道設(shè)計(jì)了煙氣轉(zhuǎn)向室和兩臺回轉(zhuǎn)空預(yù)器。鍋爐主要設(shè)計(jì)參數(shù)，參見表1。鍋爐過、再熱器簡圖，參見圖1表1 鍋爐主要設(shè)計(jì)參數(shù)名 稱單位最大連續(xù)蒸發(fā)量（BMCR）額定工況蒸發(fā)量（ECR）過熱蒸汽流量t/h20281790過熱蒸汽出口壓力Mpa17.4717.28過熱蒸汽出口溫度541541再熱蒸汽流量

3、t/h1719.01528.2再熱蒸汽進(jìn)口壓力Mpa3.973.53再熱蒸汽出口壓力Mpa3.773.35再熱蒸汽進(jìn)口溫度328316再熱蒸汽出口溫度541541省煤器進(jìn)口給水溫度281273省煤器進(jìn)口給水壓力Mpa19.2318.72鍋筒壓力Mpa18.8418.37圖1 改造前過、再熱器簡圖2、鍋爐改造前運(yùn)行情況該電廠原設(shè)計(jì)煤種為水城貧瘦煤，其煤質(zhì)資料見表2。表2：設(shè)計(jì)及校核煤質(zhì)資料但在實(shí)際運(yùn)行中，實(shí)際燃用煤種與原設(shè)計(jì)煤種發(fā)生了很大的變化。見表3：實(shí)際運(yùn)行鍋爐入爐煤煤質(zhì)分析表3 鍋爐入爐煤煤質(zhì)分析項(xiàng) 目單 位設(shè)計(jì)煤種校核煤種實(shí)際煤種變化范圍元素分析Car%62.2156.6041.2642

4、.13（41.75）Har%2.742.332.082.23（2.18）Oar%1.881.99Nar%0.960.900.690.71（0.70）Sar%0.430.431.331.80（1.57）工業(yè)分析Mar%8.0010.04.211.6（7.9）Mad%1.651.840.93.56（1.51）Vdaf%14.2212.2612.4618.34（25.80）Aar%23.7827.7540.9849.18（45.08）Qnet，arMJ/kg23.34821.01313.1219.67（15.58）哈氏可磨系數(shù)HGI-8585121灰成份分析SiO2%55.9855.9843.0AL

5、2O3%27.0627.0623.3Fe2O3%7.817.8116.6CaO%4.234.235.61MgO%0.670.672.07Na2O%0.420.420.66K2O%0.810.811.56其它（SO3）%0.730.731.31灰熔點(diǎn)變形溫度t11310124011691217（1198）軟化溫度t21400129012021266（1239）熔融溫度t315001500灰的磨損指數(shù)Ke-該鍋爐在設(shè)計(jì)時已充分考慮其煤種的難燃、難燃盡、嚴(yán)重磨損的特性，在燃燒系統(tǒng)和受熱面布置的設(shè)計(jì)上作了充分的考慮，如：上下濃淡分離煤粉噴嘴、燃燒噴嘴的層距、燃盡高度、風(fēng)粉混合溫度的選擇等。但自機(jī)組投運(yùn)

6、以來，由于實(shí)際燃用煤質(zhì)與設(shè)計(jì)煤質(zhì)存在很大的差異，主要表現(xiàn)在燃料低位發(fā)熱值、含灰量、可磨度等指標(biāo)上。根據(jù)當(dāng)?shù)孛禾渴袌龅那闆r，運(yùn)行使用的燃料將不會采購或燃用原設(shè)計(jì)煤質(zhì)相近的燃料。在實(shí)際煤質(zhì)情況下，機(jī)組負(fù)荷530MW時總煤量約330t/h，要繼續(xù)增加機(jī)組出力，只能采用提升磨煤機(jī)入口一次風(fēng)壓來提升磨煤機(jī)的通風(fēng)出力，同時達(dá)到提升磨煤機(jī)干燥出力的目的，但同時，帶來風(fēng)粉混合物速度高、煤粉濃度降低、煤粉著火距離遠(yuǎn)、鍋爐燃燒的穩(wěn)定性下降、制粉系統(tǒng)磨損嚴(yán)重等問題。同時，受煤種變化的影響，鍋爐過熱器減溫水量長期大于設(shè)計(jì)值，在大部分負(fù)荷工況下減溫水總量超過100t/h，嚴(yán)重影響機(jī)組經(jīng)濟(jì)運(yùn)行。當(dāng)高壓加熱器解列時，因過熱

7、器減溫水量不足造成后屏過熱器出口汽溫超溫機(jī)組出力只能控制在540MW以下。低負(fù)荷工況時末級過熱器吸熱不足，當(dāng)機(jī)組負(fù)荷降至360MW時末級過熱器進(jìn)口汽溫維持520530，末級過熱器出口汽溫能達(dá)到額定值，末級過熱器溫度提升1020；當(dāng)機(jī)組負(fù)荷降至320MW時末級過熱器進(jìn)口汽溫維持530535，末級過熱器出口汽溫能達(dá)到額定值，末級過熱器溫度提升510；但當(dāng)機(jī)組負(fù)荷降至280MW時，末級過熱器進(jìn)口汽溫維持535，末級過熱器出口汽溫只能達(dá)535，溫度基本沒有提升。存在后屏過熱器超溫現(xiàn)象。鍋爐運(yùn)行中，14號爐每月均有后屏過熱器出口汽溫超溫情況，超溫至545555的平均每臺爐有35次，超溫至555560的平

8、均每臺爐有12次。再熱汽溫偏低。機(jī)組500MW負(fù)荷以下再熱汽溫達(dá)不到額定值，負(fù)荷下降時，屏式再熱器出口汽溫下降（墻再出口無汽溫測點(diǎn)），在360MW屏式再熱器出口汽溫僅為465475，末級再熱器出口汽溫僅為510515；負(fù)荷降至300MW時，屏式再熱器出口汽溫僅為460470，末級再熱器出口汽溫僅為500510。在燃燒調(diào)整方面，通過關(guān)小下層二次風(fēng)、開大上層二次風(fēng)對提高再熱汽溫有一定作用，再熱汽溫能提升57，但鍋爐飛灰及大渣可燃物會上升12%，過熱器減溫水量也增加較多，而且鍋爐低負(fù)荷燃燒穩(wěn)定性受到一定影響。2010年負(fù)荷率74.08%，再熱器平均汽溫523.90，2011年負(fù)荷率77.13%，再熱

9、器526.66。3、方案提出3.1項(xiàng)目提出的必要性在現(xiàn)場機(jī)組投運(yùn)情況看，由于燃用煤質(zhì)的熱值很低，實(shí)際投運(yùn)磨煤機(jī)的臺數(shù)均超過推薦的運(yùn)行數(shù)量，過熱系統(tǒng)的噴水量遠(yuǎn)大于設(shè)計(jì)值，尤其是第一級噴水量。在高負(fù)荷（500MW負(fù)荷以上）情況下，再熱蒸汽出口溫度能達(dá)到設(shè)計(jì)參數(shù)，但此時過熱系統(tǒng)噴水量較大；在400MW 負(fù)荷時，投運(yùn)4或5臺磨煤機(jī)（下三層燃燒器一直投運(yùn)），擺動燃燒器的擺角為+5°左右，再熱蒸汽溫度一般可達(dá)520，雖然擺動燃燒器尚有調(diào)整余地，但上擺會直接影響火檢的正常工作，同時也會使過熱系統(tǒng)噴水量進(jìn)一步增大，造成過熱系統(tǒng)的超溫。面對末級過熱器吸熱不足、過熱器超溫以及再熱蒸汽溫度偏低的問題，為了

10、進(jìn)一步提高機(jī)組運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性，關(guān)鍵在于減少過熱系統(tǒng)噴水量，降低過熱系統(tǒng)尤其是輻射受熱面的超溫，適當(dāng)增加再熱系統(tǒng)地吸熱量。經(jīng)過公司技術(shù)部門的研究，決定對1號鍋爐的受熱面進(jìn)行優(yōu)化調(diào)整，主要措施是減少布置在屏式再熱器前面的過熱器面積，這樣不僅可以提高屏式再熱器入口煙氣溫度，帶來提高再熱蒸汽溫度的益處，同時還相應(yīng)減少過熱器噴水總量。 改造理論依據(jù)對流受熱面熱力計(jì)算的依據(jù)是對流傳熱方程和熱平衡兩個基本方程。對流受熱面的傳熱方程為式中： 為通過對流方式由煙氣傳遞給工質(zhì)的熱量，以1kg燃料為基準(zhǔn)，K為傳熱系數(shù)，為傳熱溫壓，A為受熱面面積，為計(jì)算燃料消耗量。煙氣側(cè)放熱的熱平衡方程為：式中： 為保熱系數(shù)，、分別為

11、煙氣的進(jìn)、出口焓，為該級受熱面漏風(fēng)系數(shù)，為冷空氣的熱容量，為理論空氣量。工質(zhì)側(cè)吸熱的熱平衡方程為式中：為受熱面吸收來自爐膛的輻射熱量，D為工質(zhì)流量，、為工質(zhì)在該受熱面出口及入口的焓。3.2技改方案減少分隔屏過熱器面積和增加末級再熱器面積，將分隔屏過熱器高度由原18.0 m 減少為16.5 m，降末級再熱器高度延長1.5m。由于分隔屏過熱器高度降低，相應(yīng)增加燃盡高度（由原21.0m 增加到22.5 m）。以600MW 為例，可提高再熱蒸汽溫度約8，減少過熱器噴水約40t/h。圖2 分隔屏、末再受熱面改造后布置示意圖4、預(yù)期效果計(jì)算再熱汽溫升高升高8降低煤耗0.46 g/kWh。過熱器減溫水量平均

12、下降40 t/h，降低煤耗0.22 g/kWh。受熱面改造煤耗共下降0.68 g/kWh。年發(fā)電量按照35億考慮。年節(jié)約標(biāo)煤為2380噸，年節(jié)約費(fèi)用約154萬元。5、方案實(shí)施效果該廠2013年7-8月進(jìn)行了1號機(jī)組B級檢修，在這期間實(shí)施了1號爐部分受熱面改造項(xiàng)目，機(jī)組于9月5日恢復(fù)運(yùn)行。從修后的鍋爐運(yùn)行情況來看，過熱器減溫水量明顯減少，再熱汽溫較修前高，省煤器進(jìn)口煙溫、空預(yù)器排煙溫度下降。以下是改造前、后相關(guān)數(shù)據(jù)對比情況。表1 鍋爐受熱面改造前、后減溫水用量對比負(fù)荷MW一減A（t/h）一減B（t/h）二減A（t/h）二減B（t/h）再熱器噴水A（t/h）再熱器噴水B（t/h）改造前60251.

13、878.218.623.612.116.3改造后602.324.648.614.320.915.226.86改造前585377617221115改造后583214815201325改造前419.336.148.39.34.500改造后4199.727.23.896.300受熱面改造后過熱器減溫水量明顯降低，平均下降54 t/h。 表2 鍋爐受熱面改造前、后再熱汽溫對比負(fù)荷率（%）主（）汽溫再熱器溫（）改造前82541.07533.37改造后82540.6539.4改造前70539520.3改造后70538526.1改造前60541.07512.9改造后60540.6519.6由于增加了再熱器受

14、熱面積、減少了過熱器受熱面積，再熱汽溫比修前高。再熱汽溫平均提高6左右。自1號鍋爐受熱面改造后投入運(yùn)行一個多月來看，未發(fā)生過熱器超溫現(xiàn)象。經(jīng)濟(jì)性評價：再熱汽溫升高升高6降低煤耗0.3438 g/kWh。過熱器減溫水量平均下降54 t/h，再熱器減溫水量平均上升8.5 t/h，減溫水量變化降低煤耗0.04 g/kWh。受熱面改造煤耗共下降0.3838 g/kWh。年發(fā)電量按照35億千瓦時考慮。年節(jié)約標(biāo)煤為1343噸，年節(jié)約費(fèi)用約87萬元。5、總結(jié)通過對1號鍋爐受熱面進(jìn)行改造，提高了再熱汽溫度，減少了過熱器減溫水量，同時降低了過熱器超溫風(fēng)險，達(dá)到了改造的預(yù)期效果。該項(xiàng)技術(shù)改造的實(shí)施對于其他同類型機(jī)組有一定的借鑒意義。參考文獻(xiàn)：1、電站鍋爐手冊，胡蔭平主編，中國電力出版社，2005年4月版2、鍋爐原理及計(jì)算 (第三版)，馮俊凱等主編 ，科學(xué)出版社 ，20033、某發(fā)電有限公司運(yùn)行規(guī)程作者簡介：姓名：余智 出生日期： 年 月 日 性別：男 單位：大唐貴州發(fā)耳發(fā)電公司職務(wù)：總工程師 通信地址：大唐貴州發(fā)耳發(fā)電公