670吨锅炉技术集.doc

此文档收集于网络，如有侵权，请联系网站删除670t/h锅炉提高再热汽温的试验研究(1)摘要：提出了原再热器运行中存在的问题，分析了再热汽温偏低的原因，通过论证后的改造方案实施后，取得了可观地安全经济效益。 关键词：解决；再热；汽温；问题；改造；效果军粮城发电厂#8炉是武锅生产的WGZ67013.7-1型锅炉，一次中间再热单汽包自然循环固态排渣煤粉炉，与200MW汽轮发电机组成单元机组。使用烟气挡板调节再热汽温，自投产以来，一直存在再热汽温偏低问题，这严重影响机组的安全性和经济性。基于以上原因，对#8炉进行汽水系统焓升试验，分析造成再热汽温偏低的主要原因，最后根据锅炉实际运行情况及受热面布置并在广泛征求有关专家意见的基础上提出进行低再改造，解决再热汽温偏低的设计方案，并在#8炉大修完成低再改造项目。1运行中发现的问题(1)锅炉正常方式运行机组在200MW工况时再热汽温低只有520左右，严重影响锅炉运行的经济性，造成了整套机组热效率降低，供电煤耗升高、汽机低压缸尾部蒸汽湿度增大，对末级叶片安全运行构成威胁。(2)为提高再热汽温被迫改变正常运行方式，加大送风量，抬高火焰中心，造成后屏过热器下弯头普遍过热，高温过热器也存在超温现象。(3)为提高再热汽温，靠烟气挡板调整来维持，在200MW负荷下长期关小过热器侧的烟气挡板开度为40，再热器侧的挡板开度为100，才能维持再热汽温度在533左右运行，但仍然达不到设计值。(4)由于主烟道挡板开度大，使主烟道内的低温再热器、省煤器磨损非常严重，造成受热面泄漏。2再热汽温偏低原因分析(1)通过热力试验和热力校核计算结果比较，发现高、低再均存在受热面积布置偏小，造成再热蒸汽系统焓升不足，是再热蒸汽温度偏低的主要原因。(2)煤种变化对汽温影响，原设计选用山西混煤(烟煤)。设计煤种与使用煤种的元素分析数据，见表1。由表1可见，目前燃用煤种较设计煤种变化很大，灰份减少、燃料低位发热量提高。于燃料低位发热量的升高而必须减少燃料的消耗量，从而使对流受热面的烟气流速减小，对流传热减弱，使过热汽温和再热汽温不能保持在设计值。3改造方案由于再热汽温偏低的主要原因是再热器受热面不足、实用煤质较设计煤种变化较大使现有锅炉受热面布置已不适应锅炉现在的燃煤特性，其在实际运行中对流换热量不足造成的，因此应增加再热器受热面积，提高对流换热量，以保证在正常运行条件下，再热汽温能达到设计值。于高再区域烟温较高，因此受其工作安全性及周围空间较小考虑的限制，不宜于在此增加受热面，而低再上方转向室有比较大的空间，容易布置新增的受热面，且其所处区域烟温相对较低，工质温度也较低，其工作安全性还是有保证的。为弥补因对流换热量不足造成的再热器出口汽温偏低的问题，提出低再改造的前提条件是使额定负荷下高再出口汽温提高5。基于以上考虑，并进行了相关的调研工作，根据运行实测数据进行有关热力设计计算数据，见表2。我们设计了下述方案，将低再104片管屏的外圈四根管加长7.6m，增加低再受热面积414.6m2，在主烟道烟气份额0.55时再热器温提高到538。低温再热器水力损失由0.1213MPa增加到0.1243MPa，再热器系统水力损失由0.24MPa增加到0.243MPa，阻力增加幅度很小，不影响介质流动。670t/h锅炉低温再热器改造1概述镇海发电厂36号炉为DG670/1408型中间一次再热超高压自然循环煤粉炉，设计再热汽温540、主汽温度540。低温再热器及高温再热器（以下简称低再及高再），传热面积分别为5250、1212m2。锅炉配备两套钢球磨中间储仓式制粉系统。再热汽温主要通过布置在省煤器后的低过侧与低再侧的烟气挡板进行调节，并在低温及高温再热器之间设有微量喷水作为辅助调节，低再进口设有事故喷水。在大屏过热器与后屏过热器及后屏过热器与高温过热器之间分别设有一、二级减温器。实际运行中出现以下问题：(1)再热蒸汽温度偏低锅炉设计满负荷运行时低过侧与低再侧烟道挡板均在100开度下运行，主汽温度能达到540，但实际运行时再热蒸汽温度仅达525，此时的一级减温水流量约为10t/h，二级减温水流量基本为零。为提高再热蒸汽温度，采用关小过热器侧烟气挡板开度至40左右运行，才使再热蒸汽温度、主汽温度达到535左右，而一、二级减温水流量基本为零。（2）低温再热器易磨损机组运行至1994年相继多次出现低再侧省煤器及低再由于管壁被烟气磨损减薄发生的爆管事故，管壁厚度已减薄至2.0mm以下(原管子规格423.5)。由于蛇形管管排布置较密，检修时检查难度较大，在管排深处泄漏的管子处理困难，仅在进出口集箱处进行封堵，带来了再热汽温低与磨损加剧等问题，导致泄漏。为了解决该问题，在分析原因和试验的基础上对低再进行了增加受热面积的改造，在1998年6号机组大修时实施，达到了预期的目的。2原因分析2.1炉膛出口烟温偏低实际燃烧煤种与设计煤种相差太大，炉膛出口烟温偏低，低再侧烟速过高。实际煤种与设计煤种对比见表1。表1实际煤种与设计煤种的煤种分析元素成分CY（）HY（）OY（）NY（）SY（）AY（）WY（）VY（）QYdw（Kjkg)设计煤种59.822.973.050.860.4624.848.01622781实际煤种55.273.348.210.861.1222.848.3434.4621159由于设计煤种为贫煤，而实际燃用烟煤且挥发份高达36.46，煤粉着火提前，造成炉膛出口烟温远低于设计值。从两种煤种的热力计算结果对比可以看出(见表2)煤种变化后炉膛出口烟温低于设计值约40，为了提高再热蒸汽温度必须将低再侧的烟气份额提高到0.60，此时低再侧的烟气流速升高到约11m/s左右，烟气加剧了低再的磨损。表2两种煤种热力计算结果各段参数设计煤种实际煤种低再进口汽温(）313313高再进口汽温（）454.3459.3微量喷水流量（th)00低过出口汽温（）378.7373.7再侧烟气份额()0.5520.60低再侧烟气流速(ms)9.910.7低过侧烟气流速(ms)9.78.8低再前烟温（）769.7757.3高再前烟温（）946.3924.3炉膛出口烟温（）1132.81097.5一级减温水流量(th)14.836.09二级减温水流量(th)6.942.872.2炉膛设计受热面过大锅炉设计时炉膛部分蒸发受热面布置过多，实际炉膛出口烟温低于设计值。早期670t/h锅炉设计采用苏联57热力计算标准，后期采用73热力计算标准，73标准虽考虑了炉膛最高温度点对炉膛出口烟温的影响，但未考虑炉膛形状的影响。我厂670t/h锅炉按73热力计算标准进行设计，为了降低飞灰可燃物，炉膛设计成瘦高型，燃烧器轴线至炉膛出口的距离与炉膛当量直径之比h/hdl=2.1。据有关文献介绍，当h/hdl超出1.651.75范围时，实际运行的炉膛出口烟温低于设计值约80100。据了解广西柳州电厂与贵州清镇电力670t/h锅炉也同样存在该问题。设计时炉膛蒸发受热面布置过多，造成以对流吸热为主的再热器吸热量减少，致使再热蒸汽温度偏低。2.3制粉系统运行方式的影响我厂目前制粉系统由于细粉分离器效率较低，三次风带粉量较大，且粉较细，三次风喷口又布置在燃烧器最上层，当制粉系统运行时由于炉膛出口烟温略有升高，再热汽温会有所上升。但实行两炉三磨节能运行方式后，再热汽温难以维持在535以上，如增大上排给粉机转速则飞灰可燃物会上升，使锅炉效率下降。所以常规运行均采用进一步关小低温过热器侧烟气挡板，增加低再侧烟气流速的办法来提高再热蒸汽温度，这样加剧了低再的磨损。3改造前的摸底试验及改造方案的确定3.1摸底试验情况为了确定改造方案及为热力计算提供正确的计算参数，改前进行了摸底试验。当燃用实际煤种，将过热器侧和再热器侧挡板同时逐渐调整到100开度时，低再出口汽温从465下降到446左右，此时的二次汽温从537下降到528，在主汽温度维持537不变情况下，减温水量则从5t/h增加到15t/h。氧量维持4.5不变，排烟温度略升高35。在试验期间记录了给水温度、低再进口蒸汽温度、主蒸汽温度，高再金属壁温等，并对再热蒸汽流量进行了实际测量。3.2改造方案提出及实施根据以上原因分析可知，造成再热汽温低及低再严重磨损导致泄漏的主要原因是炉膛出口烟温偏低。如果在炉膛部分增加卫燃带或减少部分屏过受热面积，减少炉膛吸热量来提高炉膛出口烟温以利提高再热蒸汽温度，则将增加排烟热损失并有可能造成屏过超温，可能会得不偿失。根据摸底试验结果，如果增加低再的受热面积，在烟气挡板均在100开度，高再金属壁温不超温等情况下维持低再出口温度465左右，既能减轻低再的磨损又能维持较高的二次汽温，同时又能降低排烟温度。故根据摸底试验的各具体参数情况，进行增加低再面积的热力计算，确定了该部分面积的结构。通过改造前与改造后的热力计算对比可知，低温再热器受热面积增加了958m2，低再侧的烟气流速从11.1m/s降到8.7m/s，主、再热蒸汽均维持在较高的温度水平。结构上，考虑到减少水力偏差和尽可能降低再热器系统的蒸汽侧阻力，采用6根蛇形管上绕作为增加受热面积并布置在低再出口前转向室省煤器悬吊管中间，该部分面积悬吊在炉顶大梁板上，由于低过前的烟气温度降低，不影响屏式过热器的安全性。同时更换磨损比较严重的下组及部分中组低再蛇形管，并对由于爆管而封堵的蛇形管进行恢复，同时对低再侧省煤器进行逐排检查，更换磨损严重的管段。改造方案确定后，对施工方案进行详细讨论，确定了对所有焊口必须作100“X”射线探伤和安装后二次汽系统进行水压试验的原则。为方便施工对啬低再蛇形管进行分段加工和安装，又考虑到后竖井中隔与前包墙有变形情况，缩小要更寸，该改造工程在6号炉大修中进行。4改造后的实际运行情况6号炉低再的改造于1998年5月投入运行，并进行了试验测量，取得了较好的效果(试验情况见表3)。改造后，负荷在150MW以上，均能保持烟气挡板在100开度运行，低再侧烟气流速大大降低，主、再蒸汽温度均维持在535以上运行，给减温水自动调节的投入与运行参数压红线运行创造了条件，增加了主、再蒸汽温度调节的灵活性。由于烟道挡板节流损失减少，使引风机的能耗降低。这里应该指出的是，由于燃烧器按贫煤设计，一次风集中布置，实际燃用烟煤后一次风率较高，二次风速较低，燃烧时一、二次风混合较差，为了减少飞灰含碳量采取了增大氧量的方法，一定程度上升高了排烟温度。表3 6号炉低再改造前后试验数据各段参数改造前改造后实际运行情况主蒸汽流量(th)620620622再热蒸汽流量(th)551551547主汽温度（）530.3539.9535再热蒸汽温度（）540540537低温再热器面积(m2)525062086208再侧烟气份额0.6760.533再侧、过侧挡板均全开再侧烟气流速(ms)11.18.7过侧烟气流速(ms)6.28.8低过出口汽温（）365.7368.8372.5低再出口汽温（）466.5465.7472一、二级减温水量(th)01.46微量喷水流量(th)004给水温度（）231231239低过侧省煤器出口（）261261260.5低再侧省煤器出口（）261261271排烟温度（）142139152省煤器前过量空气系数1.31.31.47电负荷（MW）200200200低过前烟温（）639.6604.15985结论在低再出口增加受热面积解决670t/h锅炉二次汽温低与低再严重磨损的矛盾问题是切实可行的，可以兼顾降低排烟温度与屏式过热器的运行安全性。但做改造前的基础工作与方案确定、施工管理上应注意以下几个问题：(1)由于煤种较杂，作为设计煤种的取样上应该多取些煤样充分混合后进行分析，以确保煤样有可靠的代表性，改造后实际运行的煤种应与设计煤种相近，有必要进行另一煤种的校核计算。(2)改造前作为设计计算的运行参数应为实际运行的参数，且必须进行摸底试验，了解实际运行时低再进口温度、低再出口温度、低再进口蒸汽流量、给水温度、空预器进口温度等。投产较早的670t/h应充分考虑炉膛及制粉系统的漏风、燃烧器及低负荷适应能力等情况。如漏风较大、低负荷适当能力较差的锅炉应多增加部分受热面积，以便消除漏风、燃烧器改造后，再热蒸汽温度仍能维持在较高的水平运行。(3)在确定改造方案时应包括更换部分磨损严重的低再、省煤器蛇形管，并恢复已封堵的受热面以免形成恶性循环而影响再热蒸汽温度。(4)应充分考虑设备的加工形式，以确保安装的顺利进行与安装质量。安装焊口在100“X” 射线探伤的前提下仍需进行超压试验，以真正做到系统严密不漏670t/h锅炉燃烧系统的改造 摘 要：介绍670 th锅炉燃烧系统改造所采取的主要技术措施，在改造后空气动力场试验和热态试验的基础上，对改造前后的运行工况及存在问题作了分析，为同类型锅炉的改造提供了建议。 关键词：锅炉 燃烧系统 改造 试验 运行 0 概述 镇海发电有限责任公司3号炉系东方锅炉厂生产的DG6701408型燃贫煤锅炉，采用中间储仓式热风送粉系统。燃烧器设计为1、3号角对冲，2、4号角逆时针736mm切圆。实际燃用Vr3337的烟煤，经常发生烧坏喷口现象。从摸底试验情况看在负荷100120MW时锅炉效率仅为8387，而且在负荷低于140MW时必须投助燃油稳燃，150MW以上锅炉飞灰含碳量在4左右，锅炉运行的经济性较差，另外锅炉运行时高温再热器前的烟温偏差高达120以上，影响了高温再热器（以后简称高再）的使用寿命。针对上述问题在改造前摸底试验的基础上确定了燃烧系统改造方案，并于1999年5月该炉大修时进行改造与试验研究。1 燃烧系统改造的主要项目 （1）燃烧的改造将贫煤型燃烧器改造成烟煤型燃烧器，下排及中上排一次风设置为双稳可调浓淡燃烧器。燃烧器改造后三次风、下排二次风标高均不变，总体一、二次风仍保持1、3号角对冲，2、4号角逆时针切圆直径736mm。三次风反切，1、3号角反切圆直径861mm，2、4号角反切圆直径446mm。三次风喷口、中下二次风喷口，上上二次风喷口采用摆动装置，其中三次风喷口可倾范围为2010，二次风可倾范围为2020。中组油燃烧器标高保持不变，中排设2t/h重油枪，下排1.5t/h的轻油枪便于冷态点火。燃烧器外形尺寸保持不变，锅炉燃烧修正系数M0.459不变，从理论上保证炉膛出口烟温不变，以致不影响炉膛出口各受热面的吸热情况。燃烧器喷口布置见图1；燃烧器设计参数见表1；设计煤种与实际煤种见表2。（2）1、2号角（炉前两角）一次风管上增装可调缩孔以调平一次风速。（3）送风机进行扩容改造，更换叶轮、集流器、轴承、电机。（4）结合DCS改造实现风粉在线监测。 （5）改大屏外六圈管材材质为T91。2 改造后的试验2.1 空气动力场试验 （1）测速装置标定结束后，当一次风小风门处于全开时调整1、2号角可调缩孔，基本上能使四角同层的一次风速保持一致。 （2）在模拟热态配风情况进行动力场试验时发现下层一次风标高处，流场稳定性较差，且发现气流按顺时针方向旋转，与设计相反，虽经调整但气流的旋转方向仍不变。后在停运三次风，关闭1、3号角二次风、一次风，逐渐开启2、4号角对角二次风，一次风情况下，再开启1、3号角同层一次风、二次风，炉内的切园变成设计工况逆时针旋转，此时的切园直径约为7m，前后墙的贴壁风速为5.7m/s，5m/s。左侧墙与右侧墙的贴壁风速分别为2.3m/s，2.4m/s，切园有一定的椭园度，切园中心没有偏斜。当投运三次风后发现炉内切园不稳定，同一平面上许多点气流方向为顺时针，说明三次风反切对炉内气流的稳定旋转有一定的影响。 （3）从炉膛出口的速度场分布情况看，当三次风全停与全开时，炉膛出口的速度分布较均匀，同层甲乙侧速度偏差小于0.75m/s。当单甲或乙排粉机投运，与双排粉机投运时，水平烟道出口的速度分布比不投排粉机稍均匀，投排粉机后炉内的气流旋转受影响，说明燃烧器改造后在三次风不反切情况下炉内的气流旋转强度较改造前弱，炉膛出口的速度分布已趋于均匀。 （4）动力场试验期间观察了浓淡分离挡板位置对浓淡两侧风速的影响，试验结果表明挡块全部退出时一次风浓淡两侧的速度偏差很小，说明管内速度场较均匀。当挡块高度变化时，风速偏差基本上控制在（浓侧速度）/（淡侧速度）1.2范围内。2.2 热态试验 （1）机组热态运行时在不同工况下对炉膛出口高再前的烟温场进行测定，发现三次风在投停情况下高再前的烟气温度偏差均小于50，远低于改造前后100的烟温偏差，这说明燃烧器改造后在消除烟温偏差方面是成功的。 （2）热态运行时也发现大屏壁温比大修前高得多，尤其在燃用燃烧反应速度较慢的平塑煤时最高壁温达567，虽然大屏最外六圈更换成T91材质，大屏壁温许用温度能达520，但也存在超温现象。如配风按一次风宝塔型，二次风倒三角型配风大屏壁温也在520左右。调整三次风，及其余二层二次风喷口倾角，收效也不大，当三次风在大倾角运行时大屏壁温反而有上升趋势。在燃用大同混煤情况下，大屏最高壁温也在505，平均480。从运行情况及测试的数据表明，燃烧器改造后炉膛出口烟温比改前约升高了50左右。锅炉调整试验及锅炉效率计算结果表明，燃烧器改造后炉效明显提高，满负荷时能达到93左右，负荷为150MW、120MW时效率也有91左右，明显高于改造前。（其中炉效高一部分因素是排烟温度降低）锅炉飞灰含碳量经过调整后均小于3.5。 （3）热态运行投用1、2号角一次风后发现1、2号角一次风管的静压相对较高，在小热风门全开情况下，同层的一次风速仍有较大偏差，对可调缩孔进行了调整，较多可调缩孔已全开，说明冷态调平与热态运行存在一定的差距。 （4）低负荷不投油稳燃进行3个煤种4个工况的试验，在负荷降至130MW时，逐步推进挡块至90，同时关闭中心调节冷风。在100MW负荷稳定运行了6h，期间进行了一系列扰动试验，并测量了炉内温度场，各燃烧器喷口附近的温度，期间锅炉炉内最高温度达1500以上，与200MW负荷接近，锅炉此时效率也在91以上，表明在不同煤种和不同挥发份条件下，实现了100MW不投油稳定燃烧。主、再蒸汽参数达到规程规定的范围，波动小，可保证制粉系统及燃烧器正常切换和负荷波动要求。通过调节浓淡调节装置改变浓淡比值，可以明显提高煤粉火焰的温度，保证着火的稳定性，而且挡块位置高低可远程操作，灵活可靠。 （5）送风机性能试验表明改造后的送风机出力能达到设计值，较高负荷运行的风机效率在81以上，但低负荷运行时效率偏低。3 三次风反切与炉内空气动力场工况、大屏壁温关系简析 热态运行时分别观察了制粉系统在不同运行方式下3号炉与我厂同类型机组的4、5、6号炉炉内气流旋转强度情况，发现3号炉热态运行时炉内气流的旋转强度均较其余锅炉弱得多。说明该炉燃烧器改造后整体的旋转强度不如改造前，在制粉系统全停情况下冷态时炉膛出口速度分布与热态时烟气温度分布场较均匀也能说明该问题。因改造后由于旋转强度减弱，煤粉在炉内停留的时间缩短，引起炉膛出口烟温升高，导致大屏壁温上升。因燃烧器整体改造后炉膛出口烟温偏差已比改造前小，没有必要采取三次风反切来消除烟温偏差。为了增强炉内气流的旋转强度，降低飞灰可燃物，进一步降低大屏壁温水平，后又对三次风角度进行了调整，调整为1、3号角对冲，2、4号角逆时针736mm切园。对大屏的壁温进行了观察。三次风反切前与反切后，燃烧器改造前后的大屏壁温情况见表3。可以看出三次风反切时大屏壁温比三次风正切与燃烧器改造前均高。燃烧器改造后三次风正切时从观察后分析可知大屏壁温比改造前有所升高。燃烧器改造前模拟额定工况时，在制粉系统停运时的炉内切向动量矩为1028.7910 kgm2/s2（10时空气密度），在制粉系统投用后炉内切向动量矩为1352.4910 kgm2/s2。而燃烧器改造后，在制粉系统停运时的炉内切向动量系统一为957.63510kgm2/s2，当制粉系统投运，三次风改为反切后炉内气流的切向动量矩为166.6350kgm2/s2，燃烧器改造后的炉内气流切向动量距比改造前小得多，而且对旋转强度起主导作用的每个二次风喷口而言，二次风喷口改造后的高宽比HB分别为：0.545、 0.545、0.545、0.545、0.545、0.804，改造前的高宽比分别为：1.0、0.867、0.867、0.9。显然改造后的二次风由于刚性强不容易发生偏转。改造前的一次风是集中布置，而改造后的一次风为分散布置，且浓淡喷口的钝体为水平钝体，改造前一次风相当于有大的高宽比，冷态模拟运行时容易发生偏转，所以燃烧器改造后由于二次风、一次风刚性增加，运行时不易产生大的旋转强度，再加上三次风反切的切向动力矩较大，各对冲喷口安装角度偏差等因素，就可能存在炉内气流旋转不稳，况且燃烧器改造前设计二次风速为46 m/s，而改造后的设计风速为42m/s，显然改造后不利于产生大的旋转，热态运行时煤粉颗粒炉内停留时间短，容易使大屏壁温升高。4 几点看法 通过对3号炉燃烧系统改造，有必要进行总结以供同类型锅炉改造借鉴。 （1）双稳可调浓淡燃烧器将浓侧煤粉转向到向火侧对稳燃及防止燃烧区域结渣均有好处。通过试验证明该燃烧器对于低负荷不投油稳燃能起到较好的作用。由于该燃烧器为左右浓淡、水平钝体且浓淡两侧存在一定的速度偏差，在安装时该喷口应设定一定的预偏角，以使实际运行时气流的冲角与整体燃烧器设计的偏角保持一致，高挥发份烟煤采用热风送粉运行该种结构的浓淡燃烧器实际运行的可靠性尚需考验。 （2）三次风反切虽然在消除炉膛出口烟温偏差方面有一定的作用，但反切的动量矩应该适中，是否采用燃烧器反切技术来消除烟温偏差应结合燃烧器整体旋转特性与炉膛出口受热面运行的安全性及飞灰含碳量情况进行判断。 （3）对于热风送粉系统中各一次风管由于阻力特性差异，在1、2号角加装可调缩孔后虽在冷态调平中起到一定作用，但热态运行时差异较大，宜将一次风圆风门改成调整风门，以达到调平的目的。 （4）燃烧器改造在燃烧修正系数M值不变情况下能在理论上保证炉膛出口烟温维持相同值，但从实际运行情况看还须考虑燃烧器喷口结构变化而引起炉内气流旋转强度变化对炉膛出口烟温的影响，否则会影响锅炉其他性能。 （5）对于燃用新煤种时，既要考虑煤种的化学成份与结渣特性，还要了解燃烧特性，尤其是煤种的燃烧反应速度。就锅炉燃用的平塑煤来说，其煤种化学元素成份与常用的大同煤相差无几，但由于该煤种燃烧反应速度较慢，燃烧时相对炉膛火焰中心上移而造成大屏严重超温严重，基于燃用该煤种而言，在燃烧器改造时必须提高二次风速，增强二次风的混合扰动能力，适当增加煤粉在炉内停留时间，同时采用喷口摆动调节的辅助手段才能同时兼顾燃用的煤种。 （6）对于四角切圆燃烧锅炉，应综合考虑炉膛出口烟温偏差问题，充分认识到煤粉燃尽程度与炉膛出口烟温偏差的关系及带来的问题。 （7）送风机改造仅更换叶轮与集流器，对蜗壳未进行更换，低负荷运行时风机效率受到一定限制，宜整体改造。郑州热电厂670t/h锅炉双稳燃宽调节浓淡煤粉燃烧器的应用前言郑州热电厂670t/h锅炉原最低稳燃负荷为160MW，1994年改为船体稳燃器后可达140MW，根据调度要求200MW机组调峰能力要达到2545。在此负荷下机组运行极不安全，同时又要耗费大量助燃用油。由于我国燃油气资源紧缺，价格上涨，为降低发电成本，节约助燃用油，电厂也一直在寻求低负荷下煤粉的稳燃技术，提高低负荷稳燃能力及运行的安全性和经济性。国产670t/h锅炉普遍存在低负荷稳燃能力差的情况，从锅炉厂出厂的锅炉配套燃烧器大多经过改造，曾改造过预燃室、大速差、钝体、双通道等，虽在一段时期内取得过良好的效果，但现已不能满足更低调峰负荷时稳燃的生产实际要求。目前，各科研单位正在研制各种新型燃烧器，以满足低负荷稳燃、高效、低NOx燃烧，然而，我国目前电站锅炉燃用煤种往往偏离设计煤种，并且煤质变化较大，对锅炉运行带来很大困难，煤质差时，低负荷稳燃能力差；煤质好时高负荷着火过于提前，造成燃烧器出口温度偏高，以致引起燃烧器喷口结焦，甚至烧坏，因而要求燃烧器具有广泛的煤种适应性。我厂4号炉投产后，煤种变化频繁，随之带来燃烧调整困难，稳定性差的问题，并常发生喷口烧坏情况，特别是在低负荷时，要投油稳定燃烧，虽经努力使锅炉可以120MW断油运行，达到了船体的最好水平，但仍不能满足调峰需要，影响了机组安全经济运行。我厂经过广泛调研后，决定采用浙江大学热能工程研究所研制的双稳燃宽调节浓淡煤粉燃烧器，双稳燃可调浓淡煤粉燃烧技术在低负荷时采用浓缩煤粉及翼形稳燃器，在高负荷及煤质变好时，调节煤粉浓淡比，直至不浓缩，并采用中心调节风防止喷口结焦及烧坏，同时配以喷口超温报警系统。1设备概况型号：WGZ670/13.7-2型，中间再热、自然循环、燃煤汽包炉；汽包压力：15.33MPa。过热蒸汽流量：670t/h；出口蒸汽压力：13.7MPa；出口蒸汽温度：540。再热蒸汽流量：587t/h；蒸汽压力(进口/出口)：2.63/2.38MPa；蒸汽温度(出口/进口)：312/540。配套汽轮发电机额定功率：200MW。制粉系统：4套钢球磨中间储仓制热风送粉系统。排渣方式：固态排渣。设计煤种(70新密贫煤、30义马烟煤)：Car=54.41、Har=2.74、Oar=6.17、Nar=0.84、Sar=0.40、Aar=26.3、War=9.14、Vdaf=25.79、Qnet.ar=20385.5kJ/kg。设备布置：炉膛四角布置直流式煤粉燃烧器，炉膛宽深为11920/10800(mm)，采用双切圆直径为542mm和792mm，逆时针旋转，燃烧器分上下2组，共4只一次风口(一、三层为船体燃烧器)，6只二次风口和2只三次风口，燃烧器采用均等配风方式，炉膛上方布置前屏过热器，后屏过热器，水平烟道中依次布置高温过热器和高温再热器，其后的尾部烟道竖井，分别布置了低温再热器、省煤器和低温过热器、省煤器，在省煤器的下方装设了烟气调温档板以调节再热汽温，管式空气预热器布置在省煤器后的尾部烟道中。2双稳燃宽调节煤粉燃烧技术原理双稳燃宽调节煤粉燃烧技术由可调浓度撞击式浓淡分离器和带翼形稳燃器的喷口组成，图1为可调浓度撞击式浓淡分离器的示意图。当气粉混合物流过导向挡板时，由于惯性及离心力作用，煤粉颗粒在一侧浓集，而另一侧形成淡粉气流，根据试验结果，浓淡侧煤粉浓度比例可达10121，浓淡两侧速度基本均衡，当导块高度改变时，浓淡两侧煤粉浓度发生变化，以适应煤种变化的要求(见图2)，在保证煤粉输送所需一次风率的前提下，将浓煤粉布置于向火侧而将淡煤粉布置在背火侧。在一定范围内，提高煤粉浓度可以降低一次风的着火温度和着火点，可缩短一次风着火时间并可以提高火焰的传播速度，因此可以起到强化着火和稳定燃烧的目的；另外因为水平浓淡在炉内形成水平方向上的分级燃烧也有利于降低NOx的排放量。为了进一步加强稳燃效果，喷口设计成带翼形稳燃器(见图3)，依靠浓淡分离器和翼形稳燃器在喷口下游产生三维分布的多个煤粉浓集带(向火侧垂直面，回流边界水平面)，向火面烟气加强，很快着火。它们相互引燃，从而大幅度提高稳燃效果，该技术还可通过调节浓淡分离效率，控制煤粉着火点距离，防止着火过近或局部温度过高而带来的喷口烧坏或炉内结渣问题。图1撞击式煤粉浓淡分离器示意图 图2浓缩分离效果随撞击块高度的变化曲线 图3喷口结构简图 本技术具有以下优点：(1)调峰幅度大；(2)着火点位置可调节，煤种适应性广。3制订改造方案合同要求下组第1层改为浓淡燃烧器，在50及以上负荷运行时燃烧稳定，不投助燃油枪，改造后锅炉效率要有所提高。改造设计煤种按可燃基挥发份1420、灰分38以下考虑，为适应煤种变化，浓淡燃烧器应有一定的调节范围。于1998年45月4号炉大修期间进行了具体的改造实施。喷燃器改造方案：3.1只对下组燃烧器第1层一次风进行改造。具体理由为：(1)对200MW锅炉，当锅炉在100MW负荷运行时，一般停用上组燃烧器；(2)根据燃烧原理，炉内有1层一次风着火稳定，将改善整个炉膛的着火稳定状态。因而改下组燃烧器的一层，可达到预期的稳然目的，现第2层燃烧器要改为节油燃烧器，故只有改下组燃烧器的第1层。3.2对下组第1层一次风，自弯头后直段至喷口全部进行改造，该层改造的主要技术措施为：(1)采用可调导向式浓淡分离器将煤粉分成浓淡两股，浓侧引向向火侧，淡侧引向背火侧，以强化低负荷稳燃性能，设计时按浓侧煤粉浓度：淡测煤粉浓度为10121。对更易烧的煤种则通过调节分离器挡块高度来降低分离效果。(2)在喷口内加内置稳燃器，以保证低负荷稳燃性能。(3)内置稳燃器横置，以提高气流刚性，优化回流区结构，防止炉内及喷口结焦。3.3在喷口两侧设计贴边风以保护喷口，一侧贴边风引入稳燃体中心以调节煤粉着火距离，防止喷口和炉内结渣，将原锅炉的侧二次风箱去除，原侧二次风箱位置改为贴边风通道，贴边风自二次风箱内引出后在连接管道上加装调节阀门，用来调节贴边风量。3.4根据设计煤质设计和计算喷口出口面积。为保证喷口寿命，喷口部分采用兴化市铸钢厂生产的HH2材料(引进美国钢种，耐温11001300)，厚度采用15mm，并在喷口上加装热电偶，用来监测喷口温度。3.5不改变喷燃器假想切圆直径。改造后，在冷态空气动力场试验同时进行一次风调平工作。4实施改进方案为保证喷口使用寿命，喷口部分采用耐热合金铸钢，厚度为15mm，可调部分易损面和稳燃器迎风面贴防磨陶瓷，这次大修一、二、三次火嘴计48只全部要更新重装，近几年火嘴烧坏较多，这次重新安装，对角度位置等进行了标定调整，从而保证了安装质量，为减少火焰中心偏差创造了条件。根据设计煤质设计和计算喷口出口面积，通过计算，将下层二次风喷口加高80mm，施工时由于位置不移，加高了60mm。5改造后的试验5.1冷态调平试验试验主要目的验证燃烧器改后炉内空气动力情况，同时达到一、二次风风速和风量的调平，通过试验得知底层一次风口装浓淡分离器后浓淡两相风速差基本均衡，甲、乙角的浓淡侧风速差由于一次风管弯头与分离器的作用而较大，在热态调试中通过降低挡块高度的方法使风速差基本均衡，调节喷口中心风能有效地破坏回流区，达到保护喷口的作用。5.2热态调平试验调平四角风量，确定最佳炉内工况，为运行人员组织燃烧提供依据，试验进行了140MW和160MW2种工况，根据测量结果，炉内温度均匀性比改造前有所改善，试验确定了试验工况下的推荐风速、浓度和风门开度。5.3热效率试验为比较改造前后的锅炉效率，试验测定了满负荷和中等负荷下的效率，结果表明，改造前后2种工况下的效率分别为89.80、91.88和89.33、91.89，分别提高了2.08和2.56，均达到锅炉设计热效率。5.4低负荷运行试验1998年5月大修完毕投入生产运行后，于5月2224日分别进行了3次低负荷试验，每次试验稳定运行时间约为67h，负荷在95108MW之间，试验观察了燃烧器出口着火情况，在1025m层对炉膛进行了燃烧火焰的测量，火焰温度采用红外测温仪测量，试验时煤质如下：Mar=9.1，Aar=29.72，Vdaf=17.10，Qnet,ad=20376kJ/kg,试验得出如下结论：(1)带100MW负荷，运行最下层8只火嘴，第2层二次风开度保持在50，以充分发挥浓淡燃烧器作用。(2)制粉系统2套或1套运行。(3)下层给粉机，风速保持在20m/s左右，浓度在0.50.9kg/kg。(4)配风时应使炉内温度分布均匀，并及时补充燃烧所需氧量。试验表明，在50额定负荷时，锅炉工作正常，燃烧室负压稳定，火检指示明亮不闪动，汽压汽温稳定，未发生一次风堵管、结焦等，但毕竟炉内热负荷大大降低炉内火焰比投油助燃稍稍拉长一些也是正常的，已经满足了机组50负荷不投助燃油的需要，改造是成功的。6改造后的运行效果半年多的运行实践表明，燃烧器能较好地组织炉内燃烧，提高了锅炉低负荷的稳燃性能，使锅炉能够在低负荷下长期运行，并能承受切换制粉系统的干扰，抗干扰能力强。6.1燃烧稳定性方面。煤粉着火良好，炉膛负压波动较小，汽温汽压稳定，未出现明显结焦现象，至今未发生灭火，偶尔还有燃烧不稳现象，这一般发生在煤质突变之际。6.2运行方面。燃烧器改进前，即使投油助燃时，也发生过燃烧波动情况。燃烧器改进后，调整手段丰富，在低负荷时燃烧也非常稳定。6.3节约燃油方面。燃烧器改进前，调峰时带120MW负荷，在140MW负荷下需投油助燃，平均调峰用油1.920t/h。改进后调峰时带100MW负荷，不需投油稳燃，平均调峰用油0.209t/h。据统计调峰用油量每小时减少1.7t，按每年调峰120d，每天6h，每吨燃油2000元计，每年可节省燃油折合245万元，考虑到助燃油量的减少，实际节油费还不止245万元，经济效益显著。670t/h锅炉管箱式空气预热器的运行与维护摘要：空气预热器是利用烟气的热量来加热燃烧所需空气的热交换设备，它装在锅炉垂直对流烟道的尾部，它是整个锅炉机组中金属温度最底的受热面，也是锅炉沿烟气流程的最后一个受热面。要害词：空气预热器结露1空气预热器的作用和种类空气预热器是利用烟气的热量来加热燃烧所需空气的热交换设备，它装在锅炉垂直对流烟道的尾部，它是整个锅炉机组中金属温度最底的受热面，也是锅炉沿烟气流程的最后一个受热面。空气预热器是现代锅炉的重要组成部分。它有以下几个方面作用：(1)进一步降低排烟温度，提高锅炉效率。现代火力发电厂采用给水回热器循环以后，给水在进入省煤器之前就已经具有相当高的温度（150250）。这样，通过省煤器已无法将烟气冷却到合乎经济要求的温度，而加装空气预热器后，由于其进口的冷空气温度较低，故可将排烟温度进一步降至150以下，减少了排烟热损失。(2)助燃空气被预热提高温度后，能强化煤粉的着火和燃烧过程，增强燃烧的稳定性，降低了不完全燃烧热损失，进一步的提高了锅炉效率。(3)高温空气进入炉内可以提高炉膛烟气温度，增强炉内辐射换热减少锅炉受热面的金属消耗。(4)热空气还可作为制粉设备系统中煤的干燥介质，尤其燃用多水分的煤时更需要用高温空气进行干燥。现代电厂锅炉采用的空气预热器有管式和回转式两大类。在管式空气预热器中，烟气的热量通过管壁连续的传给空气，在回转式空预器中烟气和空气是相互交替地流过受热面（传热元件）进行交换。下面就我厂管式空气预热器进行介绍。2管式空气预热器的结构及工作原理管式空气预热器按管子放置方面的不同有立管式和横管式两种。我厂采用立式空气预热器。管式空气预热器是由许多互相平行的簿壁钢管、管板、空气连通罩、导流板、墙板等部件组成。管子两端分别焊接在上、下管板上，构成立方形管箱。管箱外面装有空气连通罩，导流板和密封用的墙板。管子直径为40mm，壁厚为1.5mm。为了使结构紧凑和增强传热，采用小管经、小节距、管子错列排列，烟气由上向下从管子流过，空气在管外横向流动，烟气通过管壁加热空气。锅炉运行中，空气预热器的管子，外壳及锅炉构架，由于受热情况和材料的不同，其膨胀量也不同。因此，在上管板和外壳之间，外壳和锅炉构架之间装有簿钢板制成的波形膨胀节，用以补偿各部分的相对膨胀量，保证各部分的相对位移和连接处的密封。我厂锅炉采用组合安装方式，为了便于运输和安装，管式空气预热器一般都做成若干个管箱，燃后组装成空气预热器整体。为防止空气经过相邻管箱之间的间隙漏到烟气中去，在两管箱之间用波形膨胀节连接，或把相邻两管箱的管板直接焊节起来。在管式空气预热器中，由于烟气是在管内纵向冲刷管壁，故传热较差。为了加强传热和防止堵灰，采用适当高的烟气流速。而空气是在管外作横向冲刷，传热较好，但流动阻力较大，所以宜采用较底的空气流速（低于烟速）。要增强总的传热效果，空气和烟气流速以及两者之间的比值都应保持在适当范围。3空气预热器出现的异常问题从我厂锅炉长期运行的角度来看，空气预热器出现的问题已迫使锅炉多次停运。(1)空气预热器内大量积灰、堵灰，严重影响了空气与烟气的换热，致使锅炉效率大副下降，排烟温度持续上升，不得已造成停炉进行处理。(2)空气预热器大量漏风，导致空气预热器堵灰，增加了引、送风机单耗，不得已造成停炉处理。(3)低温结露金属腐蚀，已影响到空气预热器的整体寿命。4针对我厂空气预热器出现的问题进行原因分析(1)空气预热器管箱之间密封不严，或多根钢管断裂，冷风漏到烟气侧，致使管箱内局部产生微正压，烟气流通性降低，飞灰颗粒浮积在管箱内。长期下去，积灰越积越多。（2）风道振动太大引起空预器内钢管焊口开裂，引起漏风，空预器堵灰。5空预器发生堵灰和漏风时的运行状况（1）当一、二次风空预器发生漏风、堵灰时，势必会造成一次风或二次风热风温度的降低。（2）设计一次风温为306，二次风温为319，当一次风或二次风空预器发生漏风或堵灰时，随着空预器换热能力的下降，一次风或二次风热风温度也逐渐降低。（3）通常情况下，当二次风侧漏风或堵灰时对应的一次风侧随着烟气流通量的增加，一次风温上升超过设计值306，同样当一次风侧空预器发生漏风或堵灰时，对应二次风侧热风风温也会逐渐上升超过设计值319。（4）一次、二次风温的升高势必也会对锅炉的正常运行造成影响，非凡是当一次风温升高超过设计值后制粉系统的出力和安全性就会受到影响。（5）当一次风温下降有堵灰或漏风现象时要及时开大该侧一次风侧烟气调节挡板，甚至热风温度达到设计要求。（6）当一次或二次风侧均有堵灰或漏风时，空预器换热能力下降，势必造成锅炉排烟温度的升高，严重时可达到180以上。此时电除尘的安全将受到影响。（7）当排烟温度达到160以上时，要及时安排停炉处理，避免电除尘系统设备的安全。6维护的方法为了避免上述问题发生，经过长期运行的经验总结，目前我厂采用了多种维护方法，空气预热器的工作环境得到了改善。近两年来因上述问题影响到锅炉停运的事情已不再发生。下面对空气预热器制定的方案加以说明。(1)为了消除空气预热器的漏风，在锅炉停运后认真进行一次漏风试验，对空预器进行查漏及时消除漏风点。检修人员对空气预热器所在膨胀点进行检查，做到空气预热器在运行中不膨胀受阻，从而引起钢管断裂漏风现象。(2)在送风机、一次风机进入空气预热器之前的风道中加装暖风器系统，#3、4炉已采用尽可能提高空气预热器的入口风温在20以上。(3)冬季来临针对#1、2机组没有采用暖风器系统的根据室外气温情况开大送风机，一次风机热风再循环，确保空预器的入口风温在30以上。(4)严密监视锅炉各段烟温在正常范围：锅炉尾部烟道两侧烟温差不大于50：主、旁烟气挡板不得关的小于20以免影响烟气的正常流动：空预器入口烟气温度不得低于350：一、二次风两侧空预器入口烟温不得低于300:一、二次风两侧空预器出口任一侧烟温不得低于110两侧烟气温度平均不得小于120:空预器一、二次风空预器两侧出口烟压不得大于-30kPa：各数据在锅炉负荷变化时可根据烟温高低相应进行调整；加强巡回检查发现送风机、一次风机风道振动，及时进行运行调整，合理避开，送风机，一次风机的喘振点。(5)#3、#4锅炉送风机已采用液偶调节，风机出入口挡板全开，用风机转速调整锅炉送风量，风道喘振现象已避免。(6)加强尾部烟道部位的吹灰工作，每班进行一次。避免积灰长期停留在烟道内。(7)冷态点火开炉在投粉前必须在尾部烟道烟气温度上升到一定的温度等级(400)以上，再观察空气预热器的各部温度，保证空气预热器要烘干畅通。(8)锅炉投粉后，煤油混烧时间不得过长，以免飞灰颗粒粘结在空预器各部管箱中。(9)锅炉正常运行中，保证适当高的炉膛负压，改善尾部积灰。(10)减少三氧化硫的生成量，合理降底过量空气系数。烟气中只要有过量氧存在，二氧化硫就能继续转变成三氧化硫，过量氧及时生三氧化硫成量也增多，烟气结露点温度可提高到130150。所以在保证完全燃烧的前提下，尽可能采用较低的过量空气系数，维持低氧燃烧。现在空气预热器的低温腐蚀已得到了根本的解决。总之，空气预热器是整个锅炉机组中金属温度最底的受热面，也是锅炉沿烟气流程的最后一个受热面。空气预热器是现代锅炉的重要组成部分。空气预热器的正常维护是一个长期而持续的课题，只有在锅炉运行治理中合理制定一系列正确方法，而且能得到运行人员的大力配合，持之以恒的去执行，方可能保证锅炉高效、经济、稳定的运行。我厂锅炉技术部门已加大了以上各条措施的落实和监督。空气预热器的保养问题已得到了根本的解决。TS型火电厂670t/h锅炉脱硫、脱氮、除尘及综合利用方案经济分析1运行费用已知数据锅炉蒸发量：670t/h锅炉烟气排量：120万m3/h锅炉燃煤量：150t/h锅炉运行时间：312.5天/年（7500h/年）燃煤含硫量：1SO2产生量燃煤含硫量：150t/h1=1.5t/h燃煤中的硫与氧的反应：S O2=SO2SO2产生量：1.5t/h8064/32=2.4t/h式中：32为S的分子量。6