大型燃煤锅炉提高再热汽温方法的探讨

1、大型燃煤锅炉提高再热汽温方法的探讨大唐贵州发耳发电有限公司 余智 周开贵 许大伟摘要：本文通过对某发电厂600MW燃煤锅炉运行进行分析，提出了一种提高锅炉再热汽温的技术改造方案，并通过对方案的实施，提高了锅炉再热汽温，减少了过热器减温水量，提高了锅炉效率，降低了过热器超温的风险，从而提高了锅炉运行的经济性和安全性。关键词：减温水 再热汽温 受热面 改造1、锅炉概况某发电厂1号锅炉为上海锅炉厂制造，型号SG-2028/17.5-M916，锅炉为亚临界压力一次中间再热控制循环汽包炉。锅炉采用摆动式燃烧器调温，四角布置、切向燃烧，正压直吹式制粉系统、单炉膛、型半露天布置、固态排渣、全钢架结构、平衡通

2、风。炉膛由51膜式水冷壁组成，炉底冷灰斗角度55°，炉底密封采用水封结构，炉膛上部布置了分隔屏、后屏及屏式再热器，前墙及两侧墙前部均设有墙式辐射再热器，水平烟道深度由水冷壁延伸部分和后烟井延伸部分组成，内部布置有末级再热器和末级过热器。后烟井深度13908mm，后烟井内设有低温过热器和省煤器。尾部烟道设计了烟气转向室和两台回转空预器。锅炉主要设计参数，参见表1。锅炉过、再热器简图，参见图1表1 锅炉主要设计参数名 称单位最大连续蒸发量（BMCR）额定工况蒸发量（ECR）过热蒸汽流量t/h20281790过热蒸汽出口压力Mpa17.4717.28过热蒸汽出口温度541541再热蒸汽流量

3、t/h1719.01528.2再热蒸汽进口压力Mpa3.973.53再热蒸汽出口压力Mpa3.773.35再热蒸汽进口温度328316再热蒸汽出口温度541541省煤器进口给水温度281273省煤器进口给水压力Mpa19.2318.72锅筒压力Mpa18.8418.37图1 改造前过、再热器简图2、锅炉改造前运行情况该电厂原设计煤种为水城贫瘦煤，其煤质资料见表2。表2：设计及校核煤质资料但在实际运行中，实际燃用煤种与原设计煤种发生了很大的变化。见表3：实际运行锅炉入炉煤煤质分析表3 锅炉入炉煤煤质分析项 目单 位设计煤种校核煤种实际煤种变化范围元素分析Car%62.2156.6041.2642

4、.13（41.75）Har%2.742.332.082.23（2.18）Oar%1.881.99Nar%0.960.900.690.71（0.70）Sar%0.430.431.331.80（1.57）工业分析Mar%8.0010.04.211.6（7.9）Mad%1.651.840.93.56（1.51）Vdaf%14.2212.2612.4618.34（25.80）Aar%23.7827.7540.9849.18（45.08）Qnet，arMJ/kg23.34821.01313.1219.67（15.58）哈氏可磨系数HGI-8585121灰成份分析SiO2%55.9855.9843.0AL

5、2O3%27.0627.0623.3Fe2O3%7.817.8116.6CaO%4.234.235.61MgO%0.670.672.07Na2O%0.420.420.66K2O%0.810.811.56其它（SO3）%0.730.731.31灰熔点变形温度t11310124011691217（1198）软化温度t21400129012021266（1239）熔融温度t315001500灰的磨损指数Ke-该锅炉在设计时已充分考虑其煤种的难燃、难燃尽、严重磨损的特性，在燃烧系统和受热面布置的设计上作了充分的考虑，如：上下浓淡分离煤粉喷嘴、燃烧喷嘴的层距、燃尽高度、风粉混合温度的选择等。但自机组投运

6、以来，由于实际燃用煤质与设计煤质存在很大的差异，主要表现在燃料低位发热值、含灰量、可磨度等指标上。根据当地煤炭市场的情况，运行使用的燃料将不会采购或燃用原设计煤质相近的燃料。在实际煤质情况下，机组负荷530MW时总煤量约330t/h，要继续增加机组出力，只能采用提升磨煤机入口一次风压来提升磨煤机的通风出力，同时达到提升磨煤机干燥出力的目的，但同时，带来风粉混合物速度高、煤粉浓度降低、煤粉着火距离远、锅炉燃烧的稳定性下降、制粉系统磨损严重等问题。同时，受煤种变化的影响，锅炉过热器减温水量长期大于设计值，在大部分负荷工况下减温水总量超过100t/h，严重影响机组经济运行。当高压加热器解列时，因过热

7、器减温水量不足造成后屏过热器出口汽温超温机组出力只能控制在540MW以下。低负荷工况时末级过热器吸热不足，当机组负荷降至360MW时末级过热器进口汽温维持520530，末级过热器出口汽温能达到额定值，末级过热器温度提升1020；当机组负荷降至320MW时末级过热器进口汽温维持530535，末级过热器出口汽温能达到额定值，末级过热器温度提升510；但当机组负荷降至280MW时，末级过热器进口汽温维持535，末级过热器出口汽温只能达535，温度基本没有提升。存在后屏过热器超温现象。锅炉运行中，14号炉每月均有后屏过热器出口汽温超温情况，超温至545555的平均每台炉有35次，超温至555560的平

8、均每台炉有12次。再热汽温偏低。机组500MW负荷以下再热汽温达不到额定值，负荷下降时，屏式再热器出口汽温下降（墙再出口无汽温测点），在360MW屏式再热器出口汽温仅为465475，末级再热器出口汽温仅为510515；负荷降至300MW时，屏式再热器出口汽温仅为460470，末级再热器出口汽温仅为500510。在燃烧调整方面，通过关小下层二次风、开大上层二次风对提高再热汽温有一定作用，再热汽温能提升57，但锅炉飞灰及大渣可燃物会上升12%，过热器减温水量也增加较多，而且锅炉低负荷燃烧稳定性受到一定影响。2010年负荷率74.08%，再热器平均汽温523.90，2011年负荷率77.13%，再热

9、器526.66。3、方案提出3.1项目提出的必要性在现场机组投运情况看，由于燃用煤质的热值很低，实际投运磨煤机的台数均超过推荐的运行数量，过热系统的喷水量远大于设计值，尤其是第一级喷水量。在高负荷（500MW负荷以上）情况下，再热蒸汽出口温度能达到设计参数，但此时过热系统喷水量较大；在400MW 负荷时，投运4或5台磨煤机（下三层燃烧器一直投运），摆动燃烧器的摆角为+5°左右，再热蒸汽温度一般可达520，虽然摆动燃烧器尚有调整余地，但上摆会直接影响火检的正常工作，同时也会使过热系统喷水量进一步增大，造成过热系统的超温。面对末级过热器吸热不足、过热器超温以及再热蒸汽温度偏低的问题，为了

10、进一步提高机组运行的经济性，关键在于减少过热系统喷水量，降低过热系统尤其是辐射受热面的超温，适当增加再热系统地吸热量。经过公司技术部门的研究，决定对1号锅炉的受热面进行优化调整，主要措施是减少布置在屏式再热器前面的过热器面积，这样不仅可以提高屏式再热器入口烟气温度，带来提高再热蒸汽温度的益处，同时还相应减少过热器喷水总量。 改造理论依据对流受热面热力计算的依据是对流传热方程和热平衡两个基本方程。对流受热面的传热方程为式中： 为通过对流方式由烟气传递给工质的热量，以1kg燃料为基准，K为传热系数，为传热温压，A为受热面面积，为计算燃料消耗量。烟气侧放热的热平衡方程为：式中： 为保热系数，、分别为

11、烟气的进、出口焓，为该级受热面漏风系数，为冷空气的热容量，为理论空气量。工质侧吸热的热平衡方程为式中：为受热面吸收来自炉膛的辐射热量，D为工质流量，、为工质在该受热面出口及入口的焓。3.2技改方案减少分隔屏过热器面积和增加末级再热器面积，将分隔屏过热器高度由原18.0 m 减少为16.5 m，降末级再热器高度延长1.5m。由于分隔屏过热器高度降低，相应增加燃尽高度（由原21.0m 增加到22.5 m）。以600MW 为例，可提高再热蒸汽温度约8，减少过热器喷水约40t/h。图2 分隔屏、末再受热面改造后布置示意图4、预期效果计算再热汽温升高升高8降低煤耗0.46 g/kWh。过热器减温水量平均

12、下降40 t/h，降低煤耗0.22 g/kWh。受热面改造煤耗共下降0.68 g/kWh。年发电量按照35亿考虑。年节约标煤为2380吨，年节约费用约154万元。5、方案实施效果该厂2013年7-8月进行了1号机组B级检修，在这期间实施了1号炉部分受热面改造项目，机组于9月5日恢复运行。从修后的锅炉运行情况来看，过热器减温水量明显减少，再热汽温较修前高，省煤器进口烟温、空预器排烟温度下降。以下是改造前、后相关数据对比情况。表1 锅炉受热面改造前、后减温水用量对比负荷MW一减A（t/h）一减B（t/h）二减A（t/h）二减B（t/h）再热器喷水A（t/h）再热器喷水B（t/h）改造前60251.

13、878.218.623.612.116.3改造后602.324.648.614.320.915.226.86改造前585377617221115改造后583214815201325改造前419.336.148.39.34.500改造后4199.727.23.896.300受热面改造后过热器减温水量明显降低，平均下降54 t/h。 表2 锅炉受热面改造前、后再热汽温对比负荷率（%）主（）汽温再热器温（）改造前82541.07533.37改造后82540.6539.4改造前70539520.3改造后70538526.1改造前60541.07512.9改造后60540.6519.6由于增加了再热器受

14、热面积、减少了过热器受热面积，再热汽温比修前高。再热汽温平均提高6左右。自1号锅炉受热面改造后投入运行一个多月来看，未发生过热器超温现象。经济性评价：再热汽温升高升高6降低煤耗0.3438 g/kWh。过热器减温水量平均下降54 t/h，再热器减温水量平均上升8.5 t/h，减温水量变化降低煤耗0.04 g/kWh。受热面改造煤耗共下降0.3838 g/kWh。年发电量按照35亿千瓦时考虑。年节约标煤为1343吨，年节约费用约87万元。5、总结通过对1号锅炉受热面进行改造，提高了再热汽温度，减少了过热器减温水量，同时降低了过热器超温风险，达到了改造的预期效果。该项技术改造的实施对于其他同类型机组有一定的借鉴意义。参考文献：1、电站锅炉手册，胡荫平主编，中国电力出版社，2005年4月版2、锅炉原理及计算 (第三版)，冯俊凯等主编 ，科学出版社 ，20033、某发电有限公司运行规程作者简介：姓名：余智 出生日期： 年 月 日 性别：男 单位：大唐贵州发耳发电公司职务：总工程师 通信地址：大唐贵州发耳发电公