燃煤鍋爐尾部受熱面技術(shù)改造

劉毅

摘要：該文通過了燃煤鍋爐尾部受熱面的改造，使浙江浙能長興發(fā)電有限公司（以下簡稱：長電公司）2號機(jī)組鍋爐的過熱器減溫水量大幅降低，SCR入口煙溫得到有效控制，并且降低了鍋爐空預(yù)器排煙溫度，在降低煤耗、提高鍋爐效率方面取得良好效果，同時過熱器減溫水量的降低在提高經(jīng)濟(jì)性的同時，可提高機(jī)組CCS調(diào)節(jié)穩(wěn)定特性和AGC負(fù)荷響應(yīng)速率，減少調(diào)度對AGC調(diào)節(jié)品質(zhì)的經(jīng)濟(jì)考核。

關(guān)鍵詞：燃煤鍋爐;尾部受熱面;技術(shù)改造

一.引言

長電公司2號機(jī)組鍋爐由北京巴布科克· 威爾科克斯有限公司設(shè)計制造，為亞臨界參數(shù)汽包爐，燃用淮南煙煤，采用自然循環(huán)、一次中間再熱、單爐膛、前后墻對沖燃燒方式、固態(tài)排渣、平衡通風(fēng)、半露天布置、全鋼架懸吊結(jié)構(gòu)燃煤鍋爐。于2012年進(jìn)行了增容改造工作，使機(jī)組額定出力增至330MW，相應(yīng)的BMCR工況主汽流量由1025t/h增加到1088t/h。增容改造后2號鍋爐運(yùn)行中存在SCR入口煙溫過高，噴水量過高的問題。SCR入口煙溫過高，當(dāng)機(jī)組運(yùn)行至300MW時，SCR入口煙溫接近410℃（該溫度為SCR報警值），無法再提升負(fù)荷，此時噴水量達(dá)到150t/h左右，影響機(jī)組運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性。通過對鍋爐受熱面重新進(jìn)行熱力計算，決定對2號鍋爐尾部受熱面進(jìn)行改造，解決過熱器減溫水量高、SCR入口煙溫高的問題。

二.改造前分析

長電公司2號爐2013年低氮改造剛剛完成后，爐膛清潔，沾污程度低，爐膛吸熱良好，因此噴水量較低，SCR入口煙溫較低。2015年11月，鍋爐經(jīng)過了兩年多的運(yùn)行后，爐膛相對清潔度差，沾污程度高，使?fàn)t膛吸熱量減少，導(dǎo)致噴水量增加，SCR入口煙溫提高，尾部受熱面也有不同程度的沾污，更加劇了SCR入口煙溫高的問題，實(shí)際運(yùn)行反映，當(dāng)爐膛吹灰器投入使用時，噴水量會有效降低，同時SCR入口煙溫降低。

因此在尾部受熱面改造前，選取了不同負(fù)荷工況下的鍋爐關(guān)鍵參數(shù)值，分析鍋爐存在的問題，通過測量得到的介質(zhì)參數(shù)和鍋爐廠已有的結(jié)構(gòu)參數(shù)進(jìn)行計算模擬出爐膛和尾部受熱面沾污情況，并分別根據(jù)2013年比較理想運(yùn)行狀態(tài)的數(shù)據(jù)基礎(chǔ)和2015年11月運(yùn)行狀態(tài)較差的數(shù)據(jù)基礎(chǔ)進(jìn)行模擬計算和方案設(shè)計，以尋找到最合理的尾部受熱面優(yōu)化方案，提高鍋爐運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性。

三.改造方案

經(jīng)過前期可行性研究分析，綜合制造和安裝的難易程度、工期和成本，最終選擇如下方案：移除最后一組低溫水平過熱器，在此留出的空位上加裝一組光管省煤器。

進(jìn)行尾部受熱面的改造有可能影響鍋爐各部分受熱面吸熱比例，從而對其他重要參數(shù)如主汽溫度產(chǎn)生影響[1]。因此需對改造方案再次計算驗(yàn)證，在模擬出沾污情況的基礎(chǔ)上，帶增容參數(shù)和表1中的煤質(zhì)進(jìn)行熱力計算。

THA工況下，改造前后進(jìn)行對比，改造前過熱器總噴水量為136.4 t/h，改造后為169 t/h，省煤器出口溫度改造前為311℃，改造后為297℃;低溫過熱器入口改造前為371℃，改造后為372℃，低溫過熱器出口改造前為408℃，改造后為434℃;SCR進(jìn)口煙氣溫度改造前為406℃，改造后為422℃;空預(yù)器出口（無漏風(fēng)）溫度改造前為139℃，改造后為144℃;空預(yù)器出口（有漏風(fēng)，漏風(fēng)率按7%），改造前為132℃，改造后為137℃。

熱力計算表明對于100%THA工況，過量空氣系數(shù)取值相同情況下，采用最終方案改造后比改造前過熱器噴水量減少約33t/h，SCR入口煙溫降低16℃。考慮到實(shí)際運(yùn)行中煤質(zhì)的變化以及其它運(yùn)行因素的影響，按最終方案改造后100%THA工況下SCR入口煙溫比改造前降低約10～15℃。

四.改造后的影響分析

4.1主再氣溫與減溫水量的影響

模擬計算表明，尾部受熱面改造后過熱氣溫、再熱氣溫均能保持540℃，而THA工況下過熱器減溫水量則由169t/h降低至136.4t/h。改造前后實(shí)際運(yùn)行對比發(fā)現(xiàn)，改造后過熱汽

溫度達(dá)到539℃，較改造前上升了7℃左右，超溫次數(shù)較改造前大有降低;過熱器減溫水量79t/h，較改造前降低了55t/h。過熱汽溫的提升得益于過熱器減溫水量處于調(diào)節(jié)裕量較大的范圍內(nèi)，運(yùn)行人員不再需要頻繁通過手動干預(yù)控制減溫水量來避免汽溫超溫，汽溫變化幅度和頻率較改造前大大放緩。

4.2對省煤器出口水溫和水循環(huán)的影響

省煤器面積增加后，模擬計算得出BMCR工況下省煤器出口水溫為316℃，18MPa壓力下水的飽和溫度為357℃，實(shí)際運(yùn)行中300MW負(fù)荷下汽包壓力17.7MPa，省煤器出口水溫為303℃，符合一般設(shè)計溫差的要求大于40℃的要求[2]（巴威公司設(shè)計要求大于28℃），可保證省煤器內(nèi)水不沸騰，不影響省煤器內(nèi)介質(zhì)的換熱效果和流動。

4.3對SCR進(jìn)口煙溫的影響

模擬計算表明，改造后THA工況下SCR進(jìn)口煙溫為406℃，低于設(shè)定的噴氨快關(guān)閥煙溫高保護(hù)動作值。實(shí)際運(yùn)行中300MW負(fù)荷下SCR進(jìn)口煙溫為390℃左右，較之前降低了20℃，150MW負(fù)荷下SCR進(jìn)口煙溫為330℃，高于設(shè)定的噴氨快關(guān)閥煙溫低保護(hù)動作值，均滿足SCR催化劑活性對溫度的要求。

五.結(jié)論

通過對鍋爐尾部受熱面的改造，目前長電公司2號爐適應(yīng)了目前實(shí)際煤種，鍋爐運(yùn)行狀況良好，過熱器減溫水量大幅減少，過熱汽溫提升明顯，鍋爐超溫次數(shù)明顯下降，AGC負(fù)荷響應(yīng)不再受SCR進(jìn)口煙溫限制，降低了運(yùn)行人員勞動強(qiáng)度，降低了材料產(chǎn)生熱疲勞的風(fēng)險和吹灰器附近管子的爆管風(fēng)險。另外，根據(jù)浙能技術(shù)研究院的《長興#2爐修后性能試驗(yàn)報告》，315MW工況下鍋爐熱效率為93.85%，修正后的鍋爐熱效率為93.54%，對比設(shè)計值93.22%（332MW）和93.244%（300MW）取得良好提升，按汽機(jī)熱耗8000kJ/kg、管道效率99%、年利用小時4000h估算節(jié)省標(biāo)煤約1200t，排煙溫度較設(shè)計值也有所降低?？傮w來看，本次長電公司2號爐尾部受熱面改造后鍋爐運(yùn)行的安全性和經(jīng)濟(jì)性明顯提高。

參考文獻(xiàn)：

[1]閻維平. 電站鍋爐省煤器設(shè)計與改造對過熱氣溫的影響[J]. 鍋爐制造（技術(shù)版）.2003-01.

[2]周永剛.楊立隆.趙陽.陳永輝等 鍋爐尾部受熱面綜合改造的試驗(yàn)研究[M].熱力發(fā)電. 2005-09.