600MW机组锅炉受热面改造后锅炉效率变化.doc

兆光电厂2600MW超临界机组锅炉低温再热器改造前后锅炉效率变化情况山西兆光发电有限责任公司兆光电厂2600MW超临界机组锅炉低温再热器改造前后锅炉效率变化情况0概述：2013年，兆光电厂600MW机组由于燃用煤种水分高、灰分大、热值低（入炉煤低位发热量3500大卡左右）烟气量大，与设计煤种（实际煤种低位发热量4362大卡）偏差较大，实际运行中采用燃烧器喷口角度向下摆到最低位置状况下，再热器减温水量一直很大，同时由于吹灰次数多造成受热面吹损严重，以及燃烧器喷口长期向下摆引起大渣含碳量高、燃烧不稳等问题，对锅炉安全、经济运行造成较大影响。针对燃用低热值高水分煤种的实际情况，公司经技术论证并在集团公司技术支持下提出了减少再热器受热面积的改造方案。改造方案确定后于2013年分别对二期两台机组实施了改造。改造后再热器减温水量减少，燃烧器摆角在低负荷下也可摆到水平位置，提高了高加解列等异常情况下机组的带负荷能力的同时，降低了屏再受热面吹损减薄泄漏的隐患。2014年，由于煤炭价格持续走低，兆光电厂二期机组实际入炉煤热值逐步由3500大卡提升到4000大卡左右。此次试验拟对改造前后以及煤种发热量提高后的锅炉效率进行对比，初步分析改造对锅炉效率的影响。1设备概述兆光600MW燃煤发电机组，锅炉为超临界变压运行螺旋管圈直流炉、四角切向燃烧方式、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、半露天布置、全钢构架的型直流炉。再热系统由低温再热器和末级再热器组成，各级受热面用集中的大管道连接。其中低温再热器布置锅炉尾部竖井烟道省煤器上方，与烟气成逆流布置，共110片，沿炉膛宽度均布，横向节距168mm，纵向节距127mm，每片由9根管子组成，共计990根管子，管子规格63.5*4、60.3*4，材质为SA-210C、12Cr1MoVG、SA-213T12、SA-213T91。高温再热器布置在炉膛出口折烟角位置，与烟气成顺流布置，共33片，沿炉膛宽度均布，横向节距560mm，纵向节距73mm，每片由18根管子组成，共计594根管子，管子规格63.5，材质为SA-213T23，T91，TP347H。锅炉主要技术参数：锅炉的主蒸汽和再热蒸汽的压力、温度、流量等要求与汽轮机的参数相匹配。锅炉出口蒸汽参数为25.4MPa/571/569。锅炉最大连续蒸发量为2027t/h，最终与汽轮机的VWO工况相匹配。锅炉额定工况主蒸汽流量为：1930t/h；主蒸汽压力为：25.29MPa；主蒸汽温度为：571。锅炉的再热蒸汽流量为：1624t/h；再热蒸汽进/出口压力为：4.35MPa/4.16MPa；再热蒸汽进口/出口温度为：312/569。设计煤耗为：304T/H。排渣方式：固态连续排渣，采用钢带干渣机。1.1.2.1 锅炉型号：SG2027/25.4M970名 称单位BMCRBRL锅炉最大连续蒸发量t/h20271930过热器出口蒸汽压力MPa（g）25.425.29过热器出口蒸汽温度571571再热蒸汽流量t/h17001624再热器进口蒸汽压力MPa（g）4.554.35再热器出口蒸汽压力MPa（g）4.364.16再热器进口蒸汽温度316312再热器出口蒸汽温度569569省煤器进口给水温度279276锅炉热力特性（设计煤种）名 称单位BMCRBRL干烟气热损失LG4.684.66燃料中水份及含氢热损失LHm0.210.21空气中水份热损失LmA0.110.09未完全燃烧热损失Luc1.891.89表面辐射及对流散热热损失L0.180.19不可测量热损失LuA0.300.30锅炉计算热效率（按低位发热量）92.6392.65制造厂裕度0.35锅炉保证热效率92.30锅炉补给水量正常时（1BMCR）t/h19.5启动或事故时（10BMCR）t/h195炉膛容积热负荷kW/m384.66炉膛断面热负荷kW/m24714燃烧器区炉壁面积热负荷kW/m21747空气预热器出口一次风温度320317空气预热器出口二次风温度331327炉膛出口过剩空气系数afo1.21.2锅炉空预器出口飞灰份额afh8080空气预热器出口烟气修正前温度133132空气预热器出口烟气修正后温度128127空气预热器入口冷一次风温度2727空气预热器入口冷二次风温度2323一次风机进口冷风温度2020送风机进口冷风温度20202改造方案2.1改造原因机组运行中长期采用将燃烧器喷口角度向下摆，炉膛蒸汽吹灰器频繁吹灰，再热汽温处于设计值得上限运行，且还需投减温水控制再热汽温的方式严重影响机组经济性和安全性，根据今后燃用相对低热值高水分煤种的实际情况，减少再热器受热面积很有必要。表2为600MW锅炉再热器吸热情况，可以看出4#低温再热器吸热较多，导致减温水量偏大。表2 600MV锅炉再热器省煤器吸热情况统计指标#3炉#4炉备注平均再热器减温水量：60t/h30t/h(左右两侧合计)平均减温幅度：50/6030/15（左/右）低温再热器平均温升：170/189153/173（左/右）高温再热器平均温升：88/67108/105（左/右）低温再热器最高温升：225/228157/196（左/右）高温再热器最高温升：97/71116/108（左/右）低温再热器最低温升：153/170148/150（左/右）高温再热器最低温升：79/62102/103（左/右）省煤器出口烟温平均值310/311303/308（左/右）省煤器出口烟温最高值334.7/331.9#3机组负荷586MW；（左/右）省煤器出口烟温最高值335.2/330.2#4机组负荷608MW；（左/右）省煤器出口烟温最低值291/292#3机组负荷298MW；（左/右）省煤器出口烟温最低值296/292#3机组负荷299MW；（左/右）由于锅炉设计再热器受热面选择偏多，且燃用煤质热值偏低且水分增大，引起锅炉烟气量增加，锅炉对流受热面吸热量增加，造成各级再热器吸热量增加，汽温升高后，减温水量相应增加，再加上锅炉炉底干式排渣系统渣量大，进风量也大，炉膛火焰中心上移，炉膛出口烟温升高，引起再热器超温，减温水量大。为此再热器改造十分迫切。（1）再热器喷水减温使再热蒸汽的流量增加，会使汽机中低压缸做工能力增加，排挤高压蒸汽做功，严重影响汽轮机效率，造成机组经济性下降；（2）由于煤种的变化再热器频繁超温，运行时需要投的减温水量也就较大，在额定工况下由于减温水全投再热器还要超温机组无法正常运行。而在高压加热器解列、汽轮机甩负荷、机组故障燃烧中心上移的情况下再热器减温水量不够用更易发生再热器超温现象，对机组安全性有较大的影响；（3）由于再热器吹灰次数多，有部分受热面被吹损需要处理的管路，割掉这部分，再者为防止再热器超温，炉膛吹灰的次数较多而引起消耗蒸气量大、受热面吹损，即存在安全隐患，又影响经济性；（4）锅炉长时间减温水量大，易造成受热面金属疲劳损伤，氧化皮生成速度增加，燃烧器摆角长期下摆-30，会使大渣含碳量增高，低负荷时燃烧不稳定，甚至容易导致炉膛灭火等经济安全性问题；（5）再热器吸热多减温水量大，造成锅炉省煤器出口烟温偏低，影响锅炉SCR装置催化剂活性，降低脱硝效率，增加还原剂尿素耗量。此外，因省煤器出口烟温降低还会造成预热器低温腐蚀，影响机组安全运行。2.2改造方案2.2.1第一阶段改造：根据目前再热器温度和减温水量统计情况，本次改造预计降低低温再热器温升1012，为此计划割除低温再热器1/15-1/12受热面，参照再热器受热面布置图，确定在入口联箱附近低温段割除部分管子（标高为5658m）,割除管子面积约占全部低温再热器面积的1/13，与计算面积基本吻合。改造前后系统图详见示意图1和2。 图1改造前系统图 图2 改造后系统图2.2.2 第二阶段改造：在第一阶段改造基础上，根据再热器温度和减温水量统计情况，预计降低低温再热器温升10左右，为此计划割除低温再热器受热面5%，参照再热器受热面布置图，割除6屏或8屏低再管屏，通过估算割除6屏低再管屏，共计去除低温再热器受热面5.5%，改造后可降低低再温升9左右，割除8屏低再管屏，共计去除低温再热器受热面7.2%，改造后可降低低再温升12左右。实际改造情况为4#炉低温再热器联箱上有110屏管屏，每屏上有9根管子，此阶段改造实际割除的管屏编号为（由左向右）为37、49、61、73共4屏。#3#炉低温再热器联箱上有110屏管屏，每屏上有9根管子，此阶段改造实际割除的管屏编号为为13、25、37、49、61、73、85、97共8屏。3 具体改造情况：3.1 兆光电厂#3机组低温再热器改造工作从2013年4月10日开始，5月19日结束。3.2 兆光电厂#3机组低温再热器改造工作从2013年1月23日开始，10月19日结束，中间通过两次机组停运检修时间完成了改造工作。4 锅炉效率计算数据的选取：4.1 两台机组均选取三个满负荷工况，即，改造前满负荷工况，改造后满负荷工况，近期满负荷工况。DCS提取的参数共28个，同时提取工况对应的入炉煤化验报表。具体见表1，表2：表1 DCS提取参数表1.KA01MW901|155111|OUT机组负荷240HAH11CP101|XQ01启动分离器压力340LBA11CP101|XQ01主汽压力440LBA11CT601|XQ01主汽温度左540LBA12CT601|XQ01主汽温度右6.LBA10CF901|55386|OUT主汽流量7.LBC81CP901|43431|OUT再热汽进口压力840LBB81CP101|XQ01再热汽出口压力940LBC81CT601|XQ01再热汽进口温度左1040LBC82CT601|XQ01再热汽进口温度右11.LBB81CT901|43389|OUT再热汽出口温度左12.LBB82CT901|43389|OUT再热汽出口温度右1340LAB80CP101|XQ01给水压力1440LAB80CT601|XQ01给水温度1540LAB80CF901|XQ01给水流量1640LAE71CF101C|XQ01一级减温水流量左1740LAE72CF101C|XQ01一级减温水流量右1840LAE81CF101C|XQ01二级减温水流量左1940LAE82CF101C|XQ01二级减温水流量右2040LAF71CF101C|XQ01再热器减温水流量左2140LAF72CF101C|XQ01再热器减温水流量右22.HLD10CQ901|42878|OUT左侧烟气含氧量23.HLD20CQ901|42878|OUT右侧烟气含氧量2440HLC10CT302|XQ01空预器入口冷二次风温度右2540HLC20CT302|XQ01空预器入口冷二次风温度左2640HNA10CT901|XQ01空预器出口排烟温度右2740HNA20CT901|XQ01空预器出口排烟温度左2840HYA00DU001|OUT锅炉总给煤量表2：入炉煤化验报表：序号名称单位数据来源符号1全水%化学分析Mt2内水%化学分析Mad3收到基碳%化学分析Car4收到基氢%化学分析Har5收到基氧%化学分析Oar6收到基氮%化学分析Nar7收到基硫%化学分析Sar8收到基灰份%化学分析Aar9收到基挥发份%化学分析Var10收到基低位发热量MJ/kg化学分析Qnetar11飞灰可燃物含量%化学分析Cfh12炉渣可燃物含量%化学分析Clz13飞灰份额%商定afh14炉渣份额%商定alz4.2 #3机组三个满负荷工况选取的时间分别为： 2013年02月18日18点至19点数据（每10分钟一个文件） 2013年07月28日18点至19点数据（每10分钟一个文件）2014年07月17日12点至13点数据（每10分钟一个文件）4.3 #4机组三个满负荷工况选取的时间分别为： 2013年01月17日19点至20点数据（每10分钟一个文件） 2013年11月20日19点至20点数据（每10分钟一个文件）2014年07月17日19点至20点数据（每10分钟一个文件）5 锅炉效率计算情况： 此次锅炉效率计算委托华北电力大学进行锅炉效率计算工作，计算所需数据由机组DCS历史数据库中提取，期间的入炉煤煤质按对应当班期间的入炉煤化验报告报表数据计算。计算结果如下：3#机组时间DCS数据表格号热效率（左侧排烟温度）%热效率（右侧排烟温度）%热效率平均值%2013.02.182013021818.193.97594.139794.105 2013021818.294.043994.22762013021818.394.048294.2312013021818.494.035794.19072013021818.594.007994.16972013021818.694.019794.17252013.07.282013072818.193.616893.919193.623 2013072818.293.51993.82342013072818.393.479293.78322013072818.493.404593.71382013072818.593.437993.73482013072818.693.377693.66822014.07.172014071712.193.592693.920593.735 2014071712.293.64893.97232014071712.393.607893.93372014071712.493.546793.88772014071712.593.505293.84742014071712.693.509293.84864#机组时间DCS数据表格号热效率（左侧排烟温度）%热效率（右侧排烟温度）%热效率平均值%2013.01.1720130117_19.194.059494.085994.084 20130117_19.294.073294.099620130117_19.394.056994.082820130117_19.494.083994.128220130117_19.594.073494.135520130117_19.694.041894.08852013.11.202013112019.193.504793.386493.378 2013112019.293.384793.26422013112019.393.462593.36522013112019.493.458993.36442013112019.593.463993.3652013112019.693.311993.2042014.07.172014071719.193.844994.23193.980 2014071719.293.727694.12182014071719.393.794894.20312014071719.493.752794.15292014071719.593.741394.14062014071719.693.8394.22336 初步结论：将此次二期两台锅炉效率试验计算情况与二期机组投产后的性能考核试验报告综合分析，具体对比见下表：#3机组受热面改造前后锅炉效率对比表时间单位2013.02.182013.07.28 2014.07.17 2011.03.292011.03.29备注低再改造前低再改造后近期工况性能考核试验性能考核试验收到基低位发热量MJ/kg15.14 16.78 19.75 16.8618.73热效率平均值%94.11 93.62 93.73 93.81293.54#4机组受热面改造前后锅炉效率对比表时间单位2013.01.172013.11.20 2014.07.17 2011.03.232011.03.23备注低再改造前低再改造后近期工况性能考核试验性能考核试验收到基低位发热量MJ/kg13.99 15.88 19.03 18.0818.85热效率平均值%94.08 93.38 93.98 93.19293.531通过上述对比，初步结论如下：1、二期两台机组进行锅炉低温再热器改造后，在机组额定工况下锅炉效率较改造前有所降低。#3机组改造后较改造前锅炉效率降低0.49%，入炉煤发热量提高后，锅炉效率较改造前降低0.38%；#4机组改造后较改造前锅炉效率降低0.7%，入炉煤发热量提高后，锅炉效率较改造前降低0.1%；2、两台机组进行低温再热器改造前后以及近期工况计算的锅炉效率与两台机组投产后进行的锅炉性能考核试验结果比较，在机组额定工况下，锅炉效率相近或稍高，均达到了锅炉厂家的保证效率（92.3%）以上。3、影响锅炉效率试验准确性的因素主要有：1）入炉煤发热量是用试验时间段对应当班的平均发热量替代，与实际发热量存在偏差；2）锅炉飞灰、大渣含碳量用试验时间段对应班组平均值替代，飞灰、大渣比例按90:10比例计算，与实际的飞灰大渣含量、比例均存在偏差。3）两台机组在进行低温再热器改造的同时进行了锅炉脱硝系统的改造工作。脱硝系统投运后，正常运行中，脱硝系统的烟气温降在3-5左右，一定程度上弥补了低温省煤器切除后导致的排烟温度升高。4、两台机组低温再热器改造前后再热汽温变化情况：#3机组受热面改造前后锅炉效率对比表时间单位2013.02.182013.07.28 2014.07.17 备注低再改造前低再改造后近期工况收到基低位发热量MJ/kg15.14 16.7