1、降低鍋爐減溫水量技術(shù)交流,韓志成 蔡廣宇 （內(nèi)蒙古大唐國(guó)際托克托發(fā)電有限責(zé)任公司）,1項(xiàng)目背景,托克托發(fā)電有限責(zé)任公司三、四期2600MW機(jī)組自投產(chǎn)以來(lái)，鍋爐一直存在過(guò)熱器減溫水量大大超出設(shè)計(jì)值的問(wèn)題，雖經(jīng)燃燒器改造、調(diào)整等措施均不能有效降低減溫水量，直接影響了機(jī)組運(yùn)行的安全性和經(jīng)濟(jì)性。 為了降低鍋爐減溫水量，托電公司組織東方鍋爐廠、華北電力科學(xué)院等有關(guān)技術(shù)專家成立降低減溫水量專題小組，最后提出了將鍋爐尾部煙道部分低溫受熱面改為省煤器，以在降低一次汽系統(tǒng)吸熱的同時(shí)，提高省煤器出口水溫，使鍋爐蒸發(fā)量提高，從而達(dá)到降低減溫水量的目的。,改造方案于2007年在#5鍋爐上試改，取得圓滿成功，同時(shí)發(fā)現(xiàn)#

2、5鍋爐受熱面改造后雖然過(guò)熱器減溫水有大幅度降低，但再熱器減溫水并沒(méi)有明顯減少，為此托電公司在#5鍋爐受熱面改造的基礎(chǔ)上對(duì)改造方案進(jìn)行了一系列優(yōu)化，具體為將低溫過(guò)熱器換熱面減少了45、低溫再熱器換熱面減少50，并在將低過(guò)、低再相應(yīng)減少的部分加裝省煤器換熱面，以保證鍋爐排煙溫度不超過(guò)設(shè)計(jì)值。按照計(jì)劃在2007年下半年在鍋爐機(jī)組檢修期間，對(duì)鍋爐尾部低溫過(guò)熱器、低溫再熱器、省煤器受熱面進(jìn)行了改造，2008年3月#8鍋爐改造后,機(jī)組啟動(dòng)達(dá)到滿負(fù)荷穩(wěn)定運(yùn)行。 為了考察受熱面改造效果，托電委托華北電科院進(jìn)行了鍋爐受熱面改造后的性能試驗(yàn)，分別進(jìn)行了機(jī)組在600MW、450MW、300MW負(fù)荷下的鍋爐熱效率試驗(yàn)

3、，同時(shí)對(duì)機(jī)組改造前后的運(yùn)行參數(shù)統(tǒng)計(jì)、分析。 試驗(yàn)表明，經(jīng)過(guò)改造后鍋爐機(jī)組運(yùn)行穩(wěn)定，各個(gè)負(fù)荷下過(guò)熱減溫水總量明顯下降，各個(gè)負(fù)荷下約下降130t/h左右；再熱器減溫水量有明顯降低，在各負(fù)荷下下降約45t/h左右，目前再熱器在各負(fù)荷下基本不投入減溫水；同時(shí)機(jī)組在300MW以上負(fù)荷主、再熱蒸汽汽溫均能達(dá)到額定值。改造結(jié)果使機(jī)組運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性得以很大的提高，改造后,省煤器出口水溫欠飽和度符合設(shè)計(jì)要求，保證了鍋爐水循環(huán)安全性?？偟膩?lái)講，改造取得圓滿成功。,2設(shè)備概述,內(nèi)蒙古大唐國(guó)際托克托發(fā)電有限責(zé)任公司三四期工程為4600 MW直接空冷燃煤發(fā)電機(jī)組，其中鍋爐為東方鍋爐（集團(tuán)）股份有限公司與三井巴布科克公司合作

4、生產(chǎn)的亞臨界參數(shù)、自然循環(huán)、前后墻對(duì)沖燃燒方式、一次中間再熱、單爐膛平衡通風(fēng)、固態(tài)排渣、緊身封閉、全鋼構(gòu)架的型汽包爐，型號(hào)為DG-2070/17.5-II4。鍋爐設(shè)計(jì)煤種為準(zhǔn)格爾煙煤、校核煤種為準(zhǔn)格爾礦劣質(zhì)煤和東勝煤。采用HP1103型中速磨煤機(jī)正壓直吹式制粉系統(tǒng)，每臺(tái)鍋爐配有6臺(tái)中速磨，滿負(fù)荷運(yùn)行時(shí)5臺(tái)磨煤機(jī)運(yùn),行，1臺(tái)備用。 鍋爐采用前后墻對(duì)沖旋流燃燒技術(shù)，鍋爐燃燒器通過(guò)一、二、三次風(fēng)的配比實(shí)現(xiàn)分級(jí)燃燒，并在燃燒器上方設(shè)有OFA燃燼風(fēng)噴嘴以降低NOx生成量。低NOx軸向旋流煤粉燃燒器在前、后墻各布置三層，每層在前、后墻各布置5只，共30只。每只燃燒器配備1只點(diǎn)火器，相鄰燃燒器不需相互支持。

5、其中A層采用等離子點(diǎn)火方式，其他各層點(diǎn)火器采用兩級(jí)點(diǎn)火系統(tǒng)，燃用10號(hào)輕油，油槍采用簡(jiǎn)單機(jī)械霧化。過(guò)熱汽溫的調(diào)節(jié)方式采用兩級(jí)噴水減溫調(diào)節(jié)，再熱蒸汽調(diào)溫方式主要依靠煙氣擋板調(diào)節(jié)，并在冷段再熱器入口裝設(shè)了兩只事故噴水減溫器。,每臺(tái)鍋爐配有2臺(tái)豪頓華工程有限公司生產(chǎn)的ANN-2660/1400N型動(dòng)葉可調(diào)軸流式送風(fēng)機(jī)、2臺(tái)豪頓華工程有限公司生產(chǎn)的ANT-1938/1250N型兩級(jí)增壓動(dòng)葉可調(diào)軸流式一次風(fēng)機(jī)、2臺(tái)成都電力機(jī)械廠生產(chǎn)的AN型靜葉可調(diào)式軸流引風(fēng)機(jī)、2臺(tái)豪頓華工程有限公司生產(chǎn)的50%容量三分倉(cāng)容克式回轉(zhuǎn)空氣預(yù)熱器，空預(yù)器型號(hào)為32VNT1830。,3. 減溫水量大的根本原因,托克托發(fā)電有限責(zé)

6、任公司三四期鍋爐為東方鍋爐（集團(tuán)）股份有限公司與三井巴布科克公司合作生產(chǎn)亞臨界鍋爐，同樣類型鍋爐目前國(guó)內(nèi)共8臺(tái)且都處于高海拔地區(qū)，其中托電四臺(tái)、大同二電廠兩臺(tái)，貴州盤(pán)南電廠兩臺(tái)，這8臺(tái)鍋爐自投產(chǎn)以來(lái)，存在共同問(wèn)題即鍋爐減溫水量大，排煙溫度偏高，造成整個(gè)機(jī)組經(jīng)濟(jì)性差。自2006年以來(lái)，針對(duì)此問(wèn)題托電協(xié)同東方鍋爐廠、華北電科院鍋爐研究所對(duì)此問(wèn)題進(jìn)行了深入研究，分析根本原因?yàn)橛捎阱仩t設(shè)計(jì)時(shí)對(duì)準(zhǔn)格爾劣質(zhì)煙煤的燃燒特性和高海拔地區(qū)煤粉燃燒特性考慮不足，爐膛結(jié)構(gòu)尺寸、輻射和對(duì)流受熱面分配比例設(shè)計(jì)不合理，引起爐膛吸熱量,不足，鍋爐蒸發(fā)出力不足使得實(shí)際爐膛出口煙溫高于設(shè)計(jì)值，致使減溫水量偏大、排煙溫度偏高。

7、3.1針對(duì)高海拔對(duì)鍋爐燃燒的分析如下： 高原地區(qū)（海拔高度超過(guò)500m）大氣壓力和氣體密度已有明顯降低。如果爐膛放熱強(qiáng)度特性參數(shù)值以及由其導(dǎo)出的爐膛尺寸仍維持通常標(biāo)準(zhǔn)所選定的數(shù)值，則會(huì)導(dǎo)致燃燒反應(yīng)速率和傳熱的減緩，爐內(nèi)煤粉氣流停留時(shí)間會(huì)過(guò)分縮短，使燃燒推遲，燃盡率下降。試驗(yàn)和工業(yè)實(shí)踐證明劣質(zhì)煤對(duì)海拔高度的增加尤為敏感。 高海拔地區(qū)，氣壓低對(duì)鍋爐換熱的影響主要體現(xiàn)在： （1）使?fàn)t膛黑度減少，輻射傳熱略有下降，,導(dǎo)致?tīng)t膛出口溫度略有升高； （2）對(duì)流傳熱中因灰粒子的減弱系數(shù)降低，使輻射傳熱部分受影響，但因?qū)α鞑糠峙c氣壓無(wú)關(guān)，在對(duì)流受熱面中對(duì)流傳熱占主要份額，因此影響較弱，造成在對(duì)流受熱面吸熱量增大

8、； (3)海拔低氣壓使得燃燒反應(yīng)速度降低，使著火燃盡能力下降，因此對(duì)煤粉細(xì)度，爐膛容積都要作相應(yīng)的調(diào)整，以滿足爐膛吸熱量的要求；(4)爐內(nèi)煙氣體積增大，使相同截面下流速增加，會(huì)縮短煤粉氣流在爐內(nèi)平均停留時(shí)間，影響在爐膛內(nèi)燃盡，導(dǎo)致飛灰含碳量增加，降低鍋爐效率，嚴(yán)重時(shí)會(huì)使殘余煤粉在對(duì)流區(qū)燃燒，直接影響鍋爐的安全與經(jīng)濟(jì)運(yùn)行。,為了提高鍋爐燃燒效率，擴(kuò)大煤種適應(yīng)性，應(yīng)適當(dāng)增大燃燒區(qū)域爐膛容積，這樣可以延緩低氣壓下煙氣的上升速度，保證煤粉在爐內(nèi)的停留時(shí)間，更有利于煤粉的燃盡。英國(guó)三井巴布科克公司在鍋爐設(shè)計(jì)中沒(méi)有充分考慮到高海拔對(duì)鍋爐燃燒的影響，造成鍋爐輻射吸熱量與對(duì)流吸熱量比例不正確，從而使鍋爐蒸發(fā)出

9、力偏低，造成鍋爐減溫水量增大。 3.2針對(duì)準(zhǔn)格爾劣質(zhì)煙煤燃燒特性分析如下： 準(zhǔn)格爾劣質(zhì)煙煤的揮發(fā)分雖大于20，高于一般貧煤，但其發(fā)熱量低。準(zhǔn)格爾劣質(zhì)煙煤的灰分常常接近甚至超過(guò)40，發(fā)熱量很低，低位發(fā)熱量在3500 大卡千克左右。這種劣質(zhì)煙煤的著火、熱解特性、燃盡特性與普通煙煤均有不同，在采用常規(guī),燃燒器時(shí)著火延遲。 （1）由于準(zhǔn)格爾劣質(zhì)煙煤的灰分含量大，造成爐膛黑度減少，燃燒推遲，輻射傳熱下降，導(dǎo)致?tīng)t膛出口溫度略有升高，從而使鍋爐的蒸發(fā)出力不足。 （2）由于灰分大，造成鍋爐煙氣量增加，使鍋爐的對(duì)流換熱量大于其設(shè)計(jì)值。 在找出托電三、四期鍋爐減溫水量大、排煙溫度高的根本原因后，自2006年下半年

10、以來(lái)，華北電科院鍋爐研究所采用強(qiáng)化燃燒手段及常規(guī)燃燒調(diào)整的技術(shù)思路，試圖解決鍋爐減溫水量大，排煙溫度高問(wèn)題，并取得了一些效果，但未徹底解決此問(wèn)題。具體情況如下：,通過(guò)對(duì)燃燒器分級(jí)燃燒優(yōu)化，強(qiáng)化燃燒，其中包括燃燒調(diào)整，改變?nèi)紵鞫物L(fēng)及三次風(fēng)配比，燃燒器二次風(fēng)、三次風(fēng)旋流強(qiáng)度調(diào)整。其主要目的在于強(qiáng)化燃燒，縮短煤粉的著火時(shí)間和燃盡時(shí)間，以降低爐膛出口煙溫，提高水冷壁的輻射吸熱量，從而降低主蒸汽、再熱蒸汽減溫水量。根據(jù)以上思路對(duì)燃燒器進(jìn)行了調(diào)整及改造，但從結(jié)果看鍋爐減溫水量及排煙溫度降低幅度有限，鍋爐過(guò)熱器減溫水量?jī)H減少約20t/h左右，再熱器減溫水量、排煙溫度基本上沒(méi)有變化。這說(shuō)明對(duì)于目前的燃燒器

11、改變其燃燒強(qiáng)度幅度有限，通過(guò)這一思路不能作為解決托電8號(hào)鍋爐減溫水量大問(wèn)題的突破口 通過(guò)常規(guī)燃燒調(diào)整手段分析、解決8號(hào)鍋爐減溫水量大問(wèn)題，其中包括：一次風(fēng)率的調(diào)整、氧量的調(diào)整、各層二次風(fēng)配比、煤粉細(xì)度調(diào)整等方面，通過(guò)以上方法,均不能使鍋爐減溫水量得到明顯改變。 2007年托電公司提出了鍋爐受熱面改造的技術(shù)思路，試圖使托電減溫水量大、排煙溫度高問(wèn)題得以徹底解決，其方法為將部分低溫過(guò)熱器的受熱面和部分低溫再熱器受熱面改為省煤器，使鍋爐過(guò)熱器、再熱器換熱面減少，同時(shí)增加省煤器受熱面使鍋爐排煙溫度不超過(guò)設(shè)計(jì)值，從而使鍋爐蒸發(fā)出力增加，達(dá)到降低鍋爐減溫水的目的。,4改造結(jié)果分析,改造后在600MW負(fù)荷工

12、況、450MW負(fù)荷工況、300MW負(fù)荷工況下進(jìn)行了鍋爐熱效率測(cè)試，和改造前進(jìn)行經(jīng)濟(jì)比較。 4.1改造的安全性 （1）試驗(yàn)過(guò)程中，在鍋爐各負(fù)荷下省煤器出口水溫均有40以上的不飽和程度，這完全滿足鍋爐水循環(huán)安全要求。 （2）改造后鍋爐在各負(fù)荷下運(yùn)行，鍋爐各受熱面沒(méi)有超溫現(xiàn)象，各受熱面壁溫均符合設(shè)計(jì)要求，下面的畫(huà)面為機(jī)組在600MW負(fù)荷下鍋爐各受熱面壁溫?cái)?shù)據(jù)。,畫(huà)面1：#8鍋爐滿負(fù)荷工況各受熱面壁溫參數(shù),4.2改造對(duì)鍋爐效率的影響 通過(guò)對(duì)比改造前后修正后的鍋爐效率，600MW負(fù)荷下，由于鍋爐空預(yù)器入口煙溫降低約25左右，使改造后排煙溫度同比降低了約10，加之鍋爐改造、檢修后飛灰可燃物較檢修前有所下降

13、，鍋爐效率較改造前明顯提高，提高了約0.7%。450MW、300MW負(fù)荷修正后的鍋爐效率分別較改造前提高了約0.5%、0.6%。 改造后鍋爐效率提高，使得發(fā)供電煤耗下降，按平均負(fù)荷率70%考慮，按鍋爐效率提高0.5%計(jì)算，改造后由于排煙溫度下降使得發(fā)供電煤耗分別下降1.7 g/kw.h 、1.83 g/kw.h。 4.3改造對(duì)熱一次、熱二次風(fēng)溫的影響,改造后由于空預(yù)器入口煙溫下降約25左右，使得空預(yù)器出口一次、二次風(fēng)溫有所下降，統(tǒng)計(jì)表明滿負(fù)荷下空預(yù)器出口一次、二次風(fēng)溫較改造前下降約20。從改造后的鍋爐效率、燃燒狀況及制粉系統(tǒng)的運(yùn)行情況看，改造后一次、二次風(fēng)溫下降對(duì)燃燒影響不大。 4.4改造對(duì)過(guò)

14、熱器減溫水量的影響 改造后由于一次汽系統(tǒng)受熱面減小，使得過(guò)熱減溫水量明顯下降。通過(guò)對(duì)改造前后鍋爐不同負(fù)荷下的穩(wěn)定運(yùn)行工況進(jìn)行的數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)分析，采用改造前后負(fù)荷、煤質(zhì)接近的穩(wěn)定工況進(jìn)行比對(duì)，來(lái)分析改造前后減溫水量的變化，以得出合理的結(jié)果。表1為改造前后不同負(fù)荷工況的主要數(shù)據(jù)對(duì)比，由表1可以看出不同負(fù)荷下，改造后的在滿負(fù)荷下過(guò)熱減溫水量較改造前下降了約120t/h。機(jī)組改造后在,450MW負(fù)荷下過(guò)熱器減溫水量減少約150t/h，可以看出經(jīng)過(guò)此次受熱面改造，過(guò)熱器減溫水有大幅度的降低，這對(duì)機(jī)組的安全經(jīng)濟(jì)運(yùn)行有著重大的意義。 綜合改造前后不同負(fù)荷穩(wěn)定工況的減溫水量統(tǒng)計(jì)值，改造后約使過(guò)熱減溫水總量下降15

15、0t/h，按70%負(fù)荷率考慮，由此使發(fā)電、供電煤耗分別下降0.87g/kw.h、0.93g/kw.h。 4.5改造對(duì)再熱器減溫水量的影響 由于此次受熱面改造在原#5機(jī)組受熱面改造方案的基礎(chǔ)上進(jìn)行了優(yōu)化，針對(duì)鍋爐再熱器減溫水量大的問(wèn)題去除了50的低溫再熱器換熱面積，這樣大大降低了再熱器減溫水量，從表1看出，在機(jī)組各個(gè)負(fù)荷下再熱器均無(wú)需再投入減溫水，同時(shí)再熱器側(cè)煙氣調(diào)節(jié)擋板仍有一定的調(diào)節(jié)裕度，這樣使機(jī)組對(duì)再熱蒸汽汽溫調(diào)節(jié)手段增強(qiáng)，降低了過(guò)熱器側(cè)省煤器的磨損程度，同時(shí)大大提高了機(jī)組的經(jīng)濟(jì)性。,綜合改造前后不同負(fù)荷穩(wěn)定工況下再熱器減溫水量統(tǒng)計(jì)值，改造后在機(jī)組450MW負(fù)荷下再熱器減溫水量減少45t/h

16、，按70%負(fù)荷率考慮，由此使發(fā)電、供電煤耗分別下降1.88g/kw.h、2.05g/kw.h。 5.總體經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià) 5.1總的來(lái)講經(jīng)過(guò)低過(guò)、低溫再熱器、省煤器改造后由于降低了一次汽系統(tǒng)吸熱使得過(guò)熱減溫水總量減小100t/h以上，按平均負(fù)荷率70%考慮，綜合影響發(fā)供電煤耗分別為0.87 g/kw.h、0.93g/kw.h。 5.2 由于此次改造針對(duì)再熱器減溫水問(wèn)題進(jìn)行了改造方案的優(yōu)化，使各負(fù)荷下鍋爐再熱器減溫水量基本為0t/h，機(jī)組負(fù)荷450MW時(shí)，再熱器減溫水量減少45t/h，按平均負(fù)荷率70%考慮，綜合影響發(fā)供電煤耗分別為1.88 g/kw.h、2.05 g/kw.h。,5.3由于省煤器受熱面積增加、吸熱增加使得空預(yù)