关于锅炉主蒸汽温度达不到设计参数

1、关于锅炉主蒸汽温度达不到设计参数的初步原因分析及建议(陕西秦安科技有限责任公司)自从云南云维集团大为制焦有限公司热电站的#1、#2、#3锅炉试运行以來, 虽经多方调整，在额定负荷下，锅炉主汽温度仍不能达到设计数值，减温水根本 不能正常投入使用，导致汽轮发电机组因主汽温度偏低而无法带满负荷的问题。 为满足汽轮发电机组的带满负荷能力，而不得不采取加大排汽等非常手段。长期 以来，不但使机组的经济性大大降低，而且影响到机组安全运行。为探讨造成主 蒸汽温度严重偏低的原因，对锅炉的设计、运行等方面进行了粗略的估算或分析, 并提出一些不成熟的意见或建议，供公司、热电厂等部门参考。1.锅炉设计简况。锅炉概况。

2、锅炉为无锡锅炉厂制造的ug-75/5. 3-m25型次高压、掺烧煤泥、焦炉煤气、 高温旋风分离器、单锅筒、白然循环的循环流化床锅炉。锅炉由炉膛及尾部竖井 烟道组成。炉膛为悬吊结构，炉膛四周由膜式水冷壁组成。锅炉尾部自上而下依 次布置了高温过热器、低温过热器、模式省煤器及管式空气预热器。锅炉设计规范：锅炉型号：额定蒸发量bmcr： 过热蒸汽出口压力： 过热蒸汽出口温度： 给水温度排烟温度：锅炉设计效率：煤泥进料口:炉膛出口烟温(bmcr ) 炉膛出口过量空气系数ug-75/5.3-m2575 t/h5.299® lo.5 (g) mpa485+5-l0°c150°c

3、145 土 10°c288 %锅炉炉顶进料900 °c1.2汽包的工作压力灰渣比高温分离器温度高温过热器进口烟气温度5. 83 mpa6:4850°c 1000 °c830. 5°co图一锅炉简图锅炉采用平衡通风方式，配用一台引风机，一台一次风机，一台二次风机。空气分为一次风及二次风，一次风及二次风比为55： 45o在80%煤泥20% 中煤时，设计的一次风量为56603 nm3/h (20°c),二次风量为47561 nm3/h (20°c),流化风机风量为 500 nm3/h,烟气量为 163846 m3/h (140&#

4、176;c )。燃料特性：锅炉燃料采用当地煤泥同时掺烧部分中煤(正常运行时煤泥与屮煤掺烧比例 为 6： 4)煤质资料如表一所示。表一煤质分析资料序 号项目符号单位设计煤质校核煤质盘北 煤泥盘北 中煤老屋 煤泥老屋 中煤1空气干燥基碳含量cad%2&661.839.660.752空气干燥基氢含量had%2.013.612.793.563空气干燥基氧含量oad%5.914.556.144.764空气干燥基氮含量nad%0.621.120.861.045空气干燥基硫含量sad%0.250.340.40.626收到基水分含量war%25.67.710.387空气干燥基水分含里wad%3.340

5、.420.930.598空气干燥基灰分含 量aad%59.2721.1649.2828.689空气干燥基挥发分 含量vad%15.2721.6619.2723.2710煤的元素分析校核 计算%10010010010011煤的低位发热量计 算qnetkj/kg11065.2624240155002385012灰渣变形温度dt°c128011901340122013灰渣软化温度st°c138013001400129014灰渣半球温度ht°渣流动温度ft°c140013301430134016可磨指数hgi1416914

6、265焦炉煤气资料如表二所示。表二焦炉煤气分析资料成分co202coh2ch4n2不饱和数值2.900.408.0060.5024. 002.002. 20锅炉汽水系统概况。给水系统。省煤器布置上、中、下三组。锅炉给水温度为150°c,给水压力为& 5mpa。 给水进入省煤器下集箱，由下而上经下组省煤器、中组省煤器后进入省煤器中间 集箱。再经过上组省煤器后进入省煤器岀口集箱，由侧墙进入汽包。省煤器设计 为沸腾式，出口温度为269. 9°c,汽化率为3. 13 %o图二省煤器布置结构图过热蒸汽系统饱和蒸汽由汽包引出进入吊拉管进口集箱，经吊拉管进入低温过热器进口集 箱，

7、再经低温过热器后进入低温过热器出口集箱，经减温器减温后再进入高温过 热器进口集箱、高温过热器、高温过热器出口集箱到集汽集箱。4 jl 9图三 过热蒸汽系统布置结构图制造厂设计热力计算结果。在80%煤泥，20%中煤时，设计的热力计算列如下图之中。労衰（热力计算汇总表usg-ittl 75t/h«»v,（80»<i«420* 中煤）平均耀爲m/k«4 8231l08.3268 84.9068884209 1269.9239.54.70220.5.06268.8268.6268.84.80469268.8268.8268 85 1016.18.

8、520.0 w92 437w360268,8268.8268.712.75.2125882200130.9頁41.846611&41362.«150.0405.2125.11341.5m911.7161.51431.7930.01173.669.55kj/m3.13%0r209,1179.68624wi 74l5noj35.96.7伶0豎463324 i29.62895406.0291工負浚口血工质岀口厦工敖平均*曖丄展面枳工*漁連10.6165.0188.5370.4606.8337.0006$15 851& 33 259.0& 4374.t485.0429

9、”0 060203252 6妙i6167251 00283414,9603.5136.321.64856.961486 kcal/kl图四设计的热力计算汇总表2锅炉试运行过程中存在的问题。运行情况。10月5日在#2锅炉点火启动1#汽轮发电机带负荷的过程中，当主蒸汽压 力和流量达到额定范围内时，经屮煤、掺烧焦炉煤气等方面的调整，锅炉主蒸汽 温度一直偏低，无法满足1#汽轮发电机带负荷的要求。在减温器减温水全关的 条件下，主蒸汽温度只能维持在440°c左右。在以后的运行过程中，1#锅炉、2#锅炉及3#锅炉一直是主蒸汽温度严重偏 低。为满足汽轮发电机组的带满负荷能力，而不得不采取加大排汽或疏

10、水等非常 手段。这样，不但大大降低的机组的经济性，而且影响到机组安全运行。运行时，锅炉各部数据记录列入表三及表四中所示：表三#2炉点火启动运行记录名称运行时数据。c设计值°c左右烟气 紅l度°c炉膛出口822890800.9高温段过热器进口804795780.0出口709704685.3低温段过热器进口709704685.3出口566573513.3高温段省煤器进口566573513.3低温段省煤器进口357.3出口171171231.5排烟温度107121154.5蒸汽温度°c低温段过热器进口262268.8出口370.6396.2高温段过热器进口362395.

11、0出口439485.0减温焙(kj/kg)069.55减温幅度(°c)031表四锅炉最低负荷试验运行记录项目单位i#锅炉（全厂1台炉运行）2#锅炉3#锅炉10月26日（11： 30）11月12日3时10月26日（11： 30）左测左测左测右测左测右测蒸发量：t/h58.359.3585858.358.3过热蒸汽出口压力mpa5.20 5.255.04过热蒸汽出口温度°c472471466466462451给水温度*c150.9150150给水圧力mpa8.998.9给水流量t/h78（排汽、疏水）（最大达100）6260汽包压力mpa5.245.315.24减温水量t/h0

12、00炉膛出口烟气含氧暈（省煤器进口）4.97.79.19.99.28.7床温qc890920860860880880炉膛出口烟温°c918919800810770789高温过热器进口烟温c844832752761751740高温过热器出口烟温c729700648646596577低温过热器岀口烟温°c566543500516498461省煤器岀口烟温°c173172170175169165二次风空预热器出口烟温c107128114114105121排烟温度c90108汽包下壁温°c268269269269268268汽包上壁温°c2662652

13、67264267266低温过热器出口蒸汽温度°c385376383高温过热器进口蒸汽温度°c387383383一次风量（20°c标准）nm3/h162001650017086173411617915453环绕二次风量（20°c标准）nm3/h202001238912389煤气二次风量（20°c标准）nm3/h1381668904780356887896700返料风量（20°c标准）nm3/h961958403516470570总风量（20°c标准）nm7h754255725357253风室压力mpa9.49.511.111.

14、110.510.5沸下风压pa235225567235225炉膛压差pa628575592350410一次风机风门开度%513535一次风风室门开度%105927.731.11059二次风机风门开度%673032.5环绕二次风门开度%100100100吸风机风门开度%393517.6一次风机电流a30.92523.3二次风机电流a15.711.210.8吸风机电流a30.225.535给煤量t/h5.05.03.94.1煤气量m3/h000000煤泥量%25255500存在问题。通过表三、表四表数据可以得岀下述结论。 主蒸汽温度：i:在锅炉单独运行时，额定负荷下，减温器减温水全关条件下，主蒸汽

15、温 度根本达不到设计参数，无法满足汽轮发电机带负荷的要求。ii：在母管制运行时，减温器减温水全关条件下，3台锅炉在负荷为60 t/h 的情况下，主蒸汽温度只能维持在460°c左右，勉强能满足汽轮发电机带负荷的要 求。这时，相临的锅炉给水流量均大于75t/ho 各部烟温及受热面吸热量：i:高温及低温过热器的进口及出口烟温基本上能够达到设计要求，而高温 及低温过热器的吸热量偏低设计值约4050°c,主蒸汽温度达不到设计参数。ii：省煤器进口烟温能够达到设计要求，出口烟温低于设计值4050°c, 吸热量偏大会造成省煤器出口水温及沸腾率增加，炉内燃料量及风量减小，炉膛 出

16、口烟气量减小流速降低，使主蒸汽温度降低。iii：空气预热器：由于空气预热器进口烟气温度偏低，一次风预热器及二次风 预热器的空气温度均达不到设计数据，只能维持100°c左右。 排烟温度：i :锅炉排烟温度只有90100°coii：排烟温度降低，会影响到空气预热器的积灰及低温腐蚀，使除尘器不能 组成运行。 炉膛出口过量空气系数及空气量。锅炉试运行阶段，锅炉出口的过量空气系数及烟气含氧量偏大，总风量只能 达到 6000070000 nm3/h (20°c),与设计的 100000 nm3/h (20°c)相差很大， 是造成锅炉主蒸汽温度达不到设计参数的直接原因

17、。 炉膛出口烟温。通过运行调整，锅炉床温、床层厚度、炉膛出口烟温及返料系统的工作等都 能达到设计要求。炉膛出口烟温能够达到850950°co 临时运行方式。i :限制锅炉负荷的因素是主蒸汽温度严重偏低。ii：临时运行方式：用加大锅炉集汽联箱排汽或加大锅炉疏水的方法，加大 燃料量及空气量，增加炉膛水冷壁吸热量，提高尾部烟道的烟气量，强化高温及 低温过热器的传热，提高主蒸汽温度。111：当然，该方法是在非常条件下，能满足汽轮发电机带负荷要求的临时方 法，不能长期使用，应尽快应与制造厂联系通过设计改造彻底解决。否则，对锅 炉设备的经济运行与安全运行都十分不利。3针对主蒸汽温度偏低问题进行的

18、部分校核计算结果简况。设计煤质与实际煤质的情况。为便于与设计工况进行比较，还按设计条件计算了 80%煤泥与20%中煤混煤煤质的数据。实际煤质是煤仓及煤泥仓取样进行工业分析的结果，其它元素成 分为设计煤质数据（一般变化很小）。表五 设计煤质与实际设计煤质计算项 目符号单位设计煤质实际煤质盘北 煤泥盘北 中煤混煤（80% 煤 泥与20%中煤）煤泥仓热电混煤混煤（80% 煤 泥与20%中煤）收到基碳含 量car%22.013761.829.97092521.129236.232.14747收到基氢含 量ft%1.547113.611.95969092.012.012.01收到基氧含 量oar%4.5

19、48984.554.54918065.915.915.91收到基氮含 量%0.477221.120.60577530.620.620.62收到基硫含 量sar%0.192430.340.22194170.250.250.25收到基水分 含量war%25.67.722.0219.26.410.26空气干燥基 水分含量wad%3.340.422.7561.29收到基灰分 含量aad%45.620621.1640.7484875148.4192848.655424干燥无灰基 挥发分含量vdaf%40.839821.6636.89013633.3728.25煤的元素分 析z和%100100100.07

20、6100.119299.8092899.852894煤的低位发 热量计算qafnetkj/kg8517.022424082371341311953.6按元素成份 计算煤的低 位发热量qafnetkj/kg7938.2224016.211153.8148133.85513564.3912093.6211注：1.设计煤泥的元素成分为空气干燥基，设计中煤的元素成分为收到基。2. 实际煤质为云南大为制焦公司2007年8月工业分析结果。其它元素成分以设计值为基础略经调整。通过按元素成份计算煤的低位发热量与煤的低位发热量 基本相同，说明其方法基本正确。3. 80%煤泥与20%屮煤的混煤，是按元素成份计算获

21、得的。理论空气量及燃料消耗量计算。在设计混煤(80%煤泥与20%中煤)时，锅炉燃料消耗量为21000 kg/h,其中煤 泥燃料消耗量为16800 kg/h,中煤燃料消耗量为4200kg/ho而校核计算结果是锅炉燃料消耗 量为21340 kg/h,其中煤泥燃料消耗量为17072 kg/h, 'p煤燃料消耗量为4268 kg/h,其值与 设计计算基本相同。对其他混煤配比方式也进行了计算，其结果表明：理论空气需要量及锅炉实际燃 料消耗量不同，但燃烧需要的空气量偏差不大。表六理论空气量及燃料消耗量计算项目单位混煤(80%煤泥与20%中煤)设计值校核计算结设计煤质实际煤质炉膛出口过量空气系数1.

22、21.21.2理论空气需要量nm3/kg3.03963623.20208208锅炉热效率%8883.62014383.0242503锅炉有效利用热量kj208094623208094623锅炉实际燃料消耗量kg/h2100021339.8420968.0082煤泥燃料消耗量kg/h1680017071.87216774.4065中煤燃料消耗量kg/h42004267.9684193.60164锅炉计算燃料消耗量kg/h19861.15519275.5359煤泥燃料消耗量kg/h15888.92415420.4287屮煤燃料消耗量kg/h3972.2313855.10718燃烧需要的空气量(0&

23、#176;c)nm3/h72444.82374066.2177燃烧需要的空气量(20°c)nm3/h10441578059.29779806.3496一次风量(20 °c)nm3/h56603二次风量(20 °c)nm3/h46312返料风量(20 °c)nm3/h1500高温、低温过热器及省煤器受热而积的核算。高温、低温过热器及省煤器受热面积的核算，参照制造厂提供锅炉图纸的结 构数据进行，无进行实际校对，其数据仅供参考。计算结果表明：高温、低温过热器的受热面积基木与设计相同，省煤器受热 面积因计算方法不同而有差界。表八受热面积的核算项目符号单位受热而积

24、高温过热器低温过热器省煤器直径dm0.0420.0320.032壁厚8m0.00350.0040.004横向节距s1m0.20.10.08纵向节距s2m0.09830.062205880.02298913横向管子根数z1根326229.5纵向管排数z2排243492单根管子长度lm316342.09605256.0497受热面积hlm2263.1591023524.7626091518.714479省煤器膜片面积h2m21544.82768设计受热面积hm2252.6518.3862.4+1341.5=2203.94对主蒸汽温度偏低的原因初步分析。高温、低温过热器布置在尾部的竖井中，为纯对流的

25、顺列受热面。其传热特性如下：工质吸热量：q厂)kj/kg传热量：qd -3.6xz：xarxh二dkj/kgbp 介质出口热焰：h = + hkj/kg 由上述公式可以知道，过热器出口温度与传热系数、温压、传热面积、蒸 汽流量及进口蒸汽温度有关。对于已安装运行的锅炉，传热面积（实际与设计基 本相同）、蒸汽流量及进口蒸汽温度确定，过热器出口温度仅与传热系数及温压 有关。 影响传热系数及温压大小的主要因素是过热器进口烟气温度与烟气流速 （烟气流量）的高低。循环流化床锅炉炉膛出口温度及高温过热器的进口烟气温度能够达到设 计数据。 锅炉炉膛出口温度设计为：800900°c,高温过热器的进口烟

26、气温度设计 为:780830°co 由表三表四运行记录可知：锅炉炉膛出口温度为：800920°c,高温过 热器的进口烟气温度为：750840°c o烟气流速（烟气流量）偏低，使传热系数降低是造成主蒸汽温度偏低的主 要原因。造成烟气流速（烟气流量）偏低因素有以下几点。 锅炉设计的总风量为100000 nm3/h （20°c）,在同样条件下的校核计算风 量为 7200074000 nm3/h （20°c）。 锅炉试运行阶段，总风量只能达到6000070000 nm3/h （20°c）o这可能 是省煤器吸热量增加，省煤器沸腾率提高，炉膛吸热

27、量减少，燃料消耗量降低， 需要的空气量减少的缘故。 实际用风量只有设计的总风量的6070%。锅炉用风量的大幅度降低，使 燃烧产牛的烟气量相应大幅度降低，过热器受热面的烟气流速（烟气流量）大幅 度降低，传热系数大幅度降低，吸热量大幅度降低，造成锅炉主蒸汽温度达不到 设计参数。5初步结论及参考建议。初步结论 额定负荷减温器减温水全关条件下，主蒸汽温度只能维持在460°c左右， 根本达不到设计参数，无法满足汽轮发电机带负荷的要求。 锅炉实际用风量只有设计总风量的6070%。用风量的大幅度降低，燃烧产生的烟气量大幅度降低，是造成主蒸汽温度达不到设计参数的主要原因。 省煤器吸热量増加，使空气预

28、热器吸热量减少，热风温度达不到设计数值、 排烟温度降低。排烟温度降低会影响到空气预热器的积灰及低温腐蚀，使除尘器不 能正常运行。建议临时运行方式。 降低锅炉补给水温度。锅炉补给水由高压除氧器除氧后经给水泵升压供给，设计给水温度为 150°c,含氧量w7ug/1。实际运行中，在温度符合设计要求吋，含氧量w5ug/1优 于设计要求。可适当降低除氧器工作压力及锅炉给水温度，在省煤器吸热量不变 的条件下，降低省煤器出口水温或省煤器沸腾率，增加炉膛的吸热量、燃料消耗 量及需要的空气量，提高主蒸汽温度。2007年10月口进行了一次试验，给水温度由150°c降低到145°c时，锅炉 蒸发量与主蒸汽温度（476.7°c）基本不变的条件下，给水流量由91.5 t/h降低到 83 t/ho 在低温段省煤器岀口集箱与高温段省煤器出口集箱之间增加一个带手动 调节阀的旁通管道。该方案可减少给水在省煤器的吸热量，降低省煤器出口水温或省煤器沸腾 率