某300 MW煤粉鍋爐減溫水量偏高的原因分析及改進(jìn)

張文元

（山西國際能源集團(tuán)有限公司，山西太原 030002）

1 設(shè)備現(xiàn)狀

某電廠300 MW機(jī)組鍋爐是上海鍋爐廠的四角切圓直流燃燒系統(tǒng)，自然循環(huán)鍋爐，鍋爐的最大連續(xù)出力為1 065 t/h，鍋爐型號(hào)為SG-1065/17.5-M875型。

某電廠的低溫水平過熱器全部布置于后煙井內(nèi)及省煤器上方，共分4組水平蛇形管，每組為99排，最后由垂直出口段從爐頂引出。每排蛇形管由5根聯(lián)管圈套彎，管子外徑Φ51 mm，橫向節(jié)距140 mm，在水平蛇形管最下面一組的入口端，采用了分叉管結(jié)構(gòu)。水平過熱器管子材料，下部及中下部管組全部為20 g，上部管組為15CrMoG。過熱器的主要設(shè)計(jì)參數(shù)見表1。

表1 過熱器不同工況主要參數(shù)

2 減溫水量偏大的主要原因及對(duì)機(jī)組產(chǎn)生的不利影響

2.1 減溫水量偏大的主要原因

鍋爐在運(yùn)行中一直存在減溫水量偏大的情況，尤其是2009年以來隨著煤質(zhì)的變化，煙氣量增加，低溫過熱器對(duì)流換熱增多，過熱減溫水投入量經(jīng)常在80 t/h以上，甚至超過表計(jì)量程，大量的減溫水噴入影響機(jī)組的經(jīng)濟(jì)性和安全性。此外，低溫過熱器受熱面管子布置多，造成排煙溫度偏低，造成空氣預(yù)熱器冷端低溫腐蝕，影響空氣預(yù)熱器差壓及機(jī)組安全性。

近年來，隨著煤價(jià)的不斷上漲，實(shí)際燃用的煤種與設(shè)計(jì)值偏差較大，燃煤熱值遠(yuǎn)低于設(shè)計(jì)煤種導(dǎo)致實(shí)際工況下低溫過熱器出口溫度高于設(shè)計(jì)工況下的溫度。表2為設(shè)計(jì)工況和實(shí)際運(yùn)行工況下低溫過熱器出口汽溫情況。表3為實(shí)際燃煤與設(shè)計(jì)燃煤成分對(duì)比，可以看出燃用煤種的水分大、熱值低，是造成過熱器減溫水量偏大[2,3]的主要原因。

表2 設(shè)計(jì)工況和實(shí)際運(yùn)行工況下低溫過熱器出口汽溫對(duì)比（ECR為鍋爐額定工況）

表3 實(shí)際燃煤與設(shè)計(jì)燃煤成分對(duì)比

2.2 減溫水量偏大對(duì)機(jī)組產(chǎn)生的不利影響

a）在當(dāng)前的燃燒狀況下，運(yùn)行中過熱溫度較高，投入大量的減溫水，其中高負(fù)荷時(shí)投入80 t/h甚至以上的減溫水，使電廠的經(jīng)濟(jì)性下降。

b）由于機(jī)組在實(shí)際運(yùn)行中減溫水量大，燃燒過程中燃燒器擺角長期下擺到最大（-30°），使得爐膛燃燒不穩(wěn)，大渣含碳量偏高，甚至存在滅火的可能。

c）高加解列、汽機(jī)甩負(fù)荷后，給水溫度下降，此時(shí)增加燃料量會(huì)使?fàn)t膛出口煙溫升高，由于過熱器受熱面較多，減溫水量往往投到最大，此時(shí)機(jī)組負(fù)荷明顯受限，影響了電廠的經(jīng)濟(jì)性。

d）由于鍋爐長期運(yùn)行再加上當(dāng)前燃燒的煤種煙氣量較大使受熱面產(chǎn)生積灰和結(jié)焦，因此要頻繁投吹灰器。吹灰器沿吹灰路徑附近區(qū)域管子吹損嚴(yán)重，下部管子設(shè)計(jì)有防磨瓦，上部和靠爐前方向垂直管子及彎頭均沒有設(shè)計(jì)防磨瓦，頻繁的吹灰造成該區(qū)域管子有不同程度磨損，因此需要將這些部分修復(fù)。

3 低溫過熱器改造實(shí)施

過熱器的改造可以選擇減少低溫過熱器受熱面，減少屏式過熱器受熱面或者減少高溫過熱器受熱面[4,5]這些方法均能達(dá)到防止鍋爐超溫、減少減溫水量、提高機(jī)組帶負(fù)荷的能力的目的?？紤]到低溫過熱器受熱面的材質(zhì)等級(jí)最低，改造工作量較少，施工方便，所以選擇減少低溫過熱器受熱面。

低溫水平過熱器全部布置于后煙井內(nèi)及省煤器上方，共分4組水平蛇形管，每組為99排，最后由垂直出口段從爐頂引出。其中改造低溫過熱器的方案為減少低溫過熱器2/15的受熱面，見圖2，即割除吹灰器11號(hào)和吹灰器12號(hào)附近的吹損嚴(yán)重的管路。此方案減少的受熱面管路較少，能改善減溫水量偏大的問題，且給過熱器的減溫水留有一定的可調(diào)性。

4 過熱器改造前后的效果(見圖1、圖2)

4.1 改造前后過熱器阻力

改造后過熱器阻力稍有減少，在60%ECR工況下約減少40 kPa，85%ECR工況下約減少45 kPa，1號(hào)爐過熱器改造前后阻力對(duì)比見表4。

表4 1號(hào)爐造前后過熱器阻力對(duì)比 kPa

圖1 過熱器改造前示意圖

圖2 過熱器改造后示意圖

4.2 改造前后減溫水量和低溫過熱器出口汽溫

在燃用當(dāng)前的高水分、低熱值煤種的狀況下，統(tǒng)計(jì)了改造前后的過熱器減溫水量、燃燒器擺角和排煙溫度等數(shù)據(jù)。改造前后的數(shù)據(jù)對(duì)比見表5。

表5 1號(hào)爐各工況調(diào)整前后減溫水量和低過汽溫對(duì)比表

由表5可見：減溫水量降低明顯，降低的減溫水量在10 t/h以上，燃燒器擺角有明顯改善，在60%ECR工況及以下負(fù)荷擺角角度由以前的下擺到最大（-30°）到現(xiàn)在能擺到水平位置甚至上擺8°。在不同負(fù)荷下低溫過熱器出口溫度減少約8℃，排煙溫度升高了約4℃。

4.3 改造后高加解列時(shí)運(yùn)行工況

高加解列后給水溫度降低，鍋爐蒸發(fā)量下降，同時(shí)為保證鍋爐出力，必須增加燃料量，此時(shí)會(huì)使?fàn)t膛出口的煙溫比同樣負(fù)荷時(shí)高些加之煙氣速度的增加使對(duì)流過熱器的吸熱量增多，此時(shí)必須加大蒸汽側(cè)的減溫水量。過熱器改造后即使在高加解列后減溫水量仍然未投到最大，留有了一定的余度。改造后高加解列時(shí)與正常工況時(shí)的數(shù)據(jù)對(duì)比如表6所示。

由表6可見：高加解列后在50%ECR工況下，低過出口溫度升高了9℃，后屏過熱器出口溫度升高2℃，一級(jí)減溫器后平均溫度升高5℃，二級(jí)減溫器后平均溫度升高1℃，過熱器減溫水量升高12 t/h；在75%ECR工況下，低過出口溫度升高了11℃，后屏過熱器出口溫度升高10℃，一級(jí)減溫器后平均溫度升高10℃，二級(jí)減溫器后平均溫度升高1℃，過熱器減溫水量升高16 t/h，高加解列與正常工況各數(shù)據(jù)對(duì)比見表12。

表6 高加解列與正常工況對(duì)比

5 結(jié)論

a）低溫過熱器受熱面的改造，使過熱減溫水總量減小約10 t/h，等效焓降法計(jì)算約降低機(jī)組熱耗3.5 kJ/（kW·h），使供電煤耗減小 0.042 g/（kW·h）。

b）經(jīng)過低溫過熱器及其他受熱面的改造，燃燒器擺角可以在水平位置附近運(yùn)行，解決了運(yùn)行中長期向下擺到最大（-30°）及爐膛燃燒不穩(wěn)及大渣含碳量較高的問題，提高了鍋爐運(yùn)行的安全經(jīng)濟(jì)性。

c）經(jīng)過低溫過熱器改造，吹灰次數(shù)大幅降低，提高了運(yùn)行的可靠性和經(jīng)濟(jì)性。

d）過熱器改造后增大了對(duì)高水分、低熱值煤種的適應(yīng)能力，提高了爐底水封破壞、高加解列和汽機(jī)甩負(fù)荷時(shí)防止過熱器超溫的調(diào)節(jié)余度，還提高了機(jī)組帶負(fù)荷的能力。

參考文獻(xiàn)：

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