降低锅炉减温水量技术交流1

1、降低锅炉减温水量技术交流降低锅炉减温水量技术交流韩志成韩志成 蔡广宇蔡广宇（内蒙古大唐国际托克托发电有限责任公司）（内蒙古大唐国际托克托发电有限责任公司）1项目背景项目背景托克托发电有限责任公司三、四期2600MW机组自投产以来，锅炉一直存在过热器减温水量大大超出设计值的问题，虽经燃烧器改造、调整等措施均不能有效降低减温水量，直接影响了机组运行的安全性和经济性。为了降低锅炉减温水量，托电公司组织东方锅炉厂、华北电力科学院等有关技术专家成立降低减温水量专题小组，最后提出了将锅炉尾部烟道部分低温受热面改为省煤器，以在降低一次汽系统吸热的同时，提高省煤器出口水温，使锅炉蒸发量提高，从而达到降低减温水

2、量的目的。 改造方案于2007年在#5锅炉上试改，取得圆满成功，同时发现#5锅炉受热面改造后虽然过热器减温水有大幅度降低，但再热器减温水并没有明显减少，为此托电公司在#5锅炉受热面改造的基础上对改造方案进行了一系列优化，具体为将低温过热器换热面减少了45、低温再热器换热面减少50，并在将低过、低再相应减少的部分加装省煤器换热面，以保证锅炉排烟温度不超过设计值。按照计划在2007年下半年在锅炉机组检修期间，对锅炉尾部低温过热器、低温再热器、省煤器受热面进行了改造，2008年3月#8锅炉改造后 机组启动达到满负荷稳定运行。为了考察受热面改造效果，托电委托华北电科院进行了锅炉受热面改造后的性能试验，

3、分别进行了机组在600MW、450MW、300MW负荷下的锅炉热效率试验，同时对机组改造前后的运行参数统计、分析。试验表明，经过改造后锅炉机组运行稳定，各个负荷下过热减温水总量明显下降，各个负荷下约下降130t/h左右；再热器减温水量有明显降低，在各负荷下下降约45t/h左右，目前再热器在各负荷下基本不投入减温水；同时机组在300MW以上负荷主、再热蒸汽汽温均能达到额定值。改造结果使机组运行经济性得以很大的提高，改造后 省煤器出口水温欠饱和度符合设计要求，保证了锅炉水循环安全性。总的来讲，改造取得圆满成功。 2设备概述设备概述 内蒙古大唐国际托克托发电有限责任公司三四期工程为4600 MW直接

4、空冷燃煤发电机组，其中锅炉为东方锅炉（集团）股份有限公司与三井巴布科克公司合作生产的亚临界参数、自然循环、前后墙对冲燃烧方式、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、紧身封闭、全钢构架的型汽包炉，型号为DG-2070/17.5-II4。锅炉设计煤种为准格尔烟煤、校核煤种为准格尔矿劣质煤和东胜煤。采用HP1103型中速磨煤机正压直吹式制粉系统，每台锅炉配有6台中速磨，满负荷运行时5台磨煤机运 行，1台备用。锅炉采用前后墙对冲旋流燃烧技术，锅炉燃烧器通过一、二、三次风的配比实现分级燃烧，并在燃烧器上方设有OFA燃烬风喷嘴以降低NOx生成量。低NOx轴向旋流煤粉燃烧器在前、后墙各布置三层，每层在前、

5、后墙各布置5只，共30只。每只燃烧器配备1只点火器，相邻燃烧器不需相互支持。其中A层采用等离子点火方式，其他各层点火器采用两级点火系统，燃用10号轻油，油枪采用简单机械雾化。过热汽温的调节方式采用两级喷水减温调节，再热蒸汽调温方式主要依靠烟气挡板调节，并在冷段再热器入口装设了两只事故喷水减温器。 每台锅炉配有2台豪顿华工程有限公司生产的ANN-2660/1400N型动叶可调轴流式送风机、2台豪顿华工程有限公司生产的ANT-1938/1250N型两级增压动叶可调轴流式一次风机、2台成都电力机械厂生产的AN型静叶可调式轴流引风机、2台豪顿华工程有限公司生产的50%容量三分仓容克式回转空气预热器，空

6、预器型号为32VNT1830。3. 减温水量大的根本原因减温水量大的根本原因托克托发电有限责任公司三四期锅炉为东方锅炉（集团）股份有限公司与三井巴布科克公司合作生产亚临界锅炉，同样类型锅炉目前国内共8台且都处于高海拔地区，其中托电四台、大同二电厂两台，贵州盘南电厂两台，这8台锅炉自投产以来，存在共同问题即锅炉减温水量大，排烟温度偏高，造成整个机组经济性差。自2006年以来，针对此问题托电协同东方锅炉厂、华北电科院锅炉研究所对此问题进行了深入研究，分析根本原因为由于锅炉设计时对准格尔劣质烟煤的燃烧特性和高海拔地区煤粉燃烧特性考虑不足，炉膛结构尺寸、辐射和对流受热面分配比例设计不合理，引起炉膛吸热

7、量 不足，锅炉蒸发出力不足使得实际炉膛出口烟温高于设计值，致使减温水量偏大、排烟温度偏高。3.1针对高海拔对锅炉燃烧的分析如下：高原地区（海拔高度超过500m）大气压力和气体密度已有明显降低。如果炉膛放热强度特性参数值以及由其导出的炉膛尺寸仍维持通常标准所选定的数值，则会导致燃烧反应速率和传热的减缓，炉内煤粉气流停留时间会过分缩短，使燃烧推迟，燃尽率下降。试验和工业实践证明劣质煤对海拔高度的增加尤为敏感。高海拔地区，气压低对锅炉换热的影响主要体现在： （1）使炉膛黑度减少，辐射传热略有下降， 导致炉膛出口温度略有升高；（2）对流传热中因灰粒子的减弱系数降低，使辐射传热部分受影响，但因对流部分与

8、气压无关，在对流受热面中对流传热占主要份额，因此影响较弱，造成在对流受热面吸热量增大；(3)海拔低气压使得燃烧反应速度降低，使着火燃尽能力下降，因此对煤粉细度，炉膛容积都要作相应的调整，以满足炉膛吸热量的要求；(4)炉内烟气体积增大，使相同截面下流速增加，会缩短煤粉气流在炉内平均停留时间，影响在炉膛内燃尽，导致飞灰含碳量增加，降低锅炉效率，严重时会使残余煤粉在对流区燃烧，直接影响锅炉的安全与经济运行。 为了提高锅炉燃烧效率，扩大煤种适应性，应适当增大燃烧区域炉膛容积，这样可以延缓低气压下烟气的上升速度，保证煤粉在炉内的停留时间，更有利于煤粉的燃尽。英国三井巴布科克公司在锅炉设计中没有充分考虑到

9、高海拔对锅炉燃烧的影响，造成锅炉辐射吸热量与对流吸热量比例不正确，从而使锅炉蒸发出力偏低，造成锅炉减温水量增大。3.2针对准格尔劣质烟煤燃烧特性分析如下：准格尔劣质烟煤的挥发分虽大于20，高于一般贫煤，但其发热量低。准格尔劣质烟煤的灰分常常接近甚至超过40，发热量很低，低位发热量在3500 大卡千克左右。这种劣质烟煤的着火、热解特性、燃尽特性与普通烟煤均有不同，在采用常规 燃烧器时着火延迟。（1）由于准格尔劣质烟煤的灰分含量大，造成炉膛黑度减少，燃烧推迟，辐射传热下降，导致炉膛出口温度略有升高，从而使锅炉的蒸发出力不足。（2）由于灰分大，造成锅炉烟气量增加，使锅炉的对流换热量大于其设计值。在找

10、出托电三、四期锅炉减温水量大、排烟温度高的根本原因后，自2006年下半年以来，华北电科院锅炉研究所采用强化燃烧手段及常规燃烧调整的技术思路，试图解决锅炉减温水量大，排烟温度高问题，并取得了一些效果，但未彻底解决此问题。具体情况如下： 通过对燃烧器分级燃烧优化，强化燃烧，其中包括燃烧调整，改变燃烧器二次风及三次风配比，燃烧器二次风、三次风旋流强度调整。其主要目的在于强化燃烧，缩短煤粉的着火时间和燃尽时间，以降低炉膛出口烟温，提高水冷壁的辐射吸热量，从而降低主蒸汽、再热蒸汽减温水量。根据以上思路对燃烧器进行了调整及改造，但从结果看锅炉减温水量及排烟温度降低幅度有限，锅炉过热器减温水量仅减少约20t

11、/h左右，再热器减温水量、排烟温度基本上没有变化。这说明对于目前的燃烧器改变其燃烧强度幅度有限，通过这一思路不能作为解决托电8号锅炉减温水量大问题的突破口 通过常规燃烧调整手段分析、解决8号锅炉减温水量大问题，其中包括：一次风率的调整、氧量的调整、各层二次风配比、煤粉细度调整等方面，通过以上方法 均不能使锅炉减温水量得到明显改变。2007年托电公司提出了锅炉受热面改造的技术思路，试图使托电减温水量大、排烟温度高问题得以彻底解决，其方法为将部分低温过热器的受热面和部分低温再热器受热面改为省煤器，使锅炉过热器、再热器换热面减少，同时增加省煤器受热面使锅炉排烟温度不超过设计值，从而使锅炉蒸发出力增加

12、，达到降低锅炉减温水的目的。4改造结果分析改造结果分析改造后在600MW负荷工况、450MW负荷工况、300MW负荷工况下进行了锅炉热效率测试，和改造前进行经济比较。4.1改造的安全性（1）试验过程中，在锅炉各负荷下省煤器出口水温均有40以上的不饱和程度，这完全满足锅炉水循环安全要求。（2）改造后锅炉在各负荷下运行，锅炉各受热面没有超温现象，各受热面壁温均符合设计要求，下面的画面为机组在600MW负荷下锅炉各受热面壁温数据。画面画面1：#8锅炉满负荷工况各受热面壁温参数锅炉满负荷工况各受热面壁温参数 4.2改造对锅炉效率的影响通过对比改造前后修正后的锅炉效率，600MW负荷下，由于锅炉空预器入

13、口烟温降低约25左右，使改造后排烟温度同比降低了约10，加之锅炉改造、检修后飞灰可燃物较检修前有所下降，锅炉效率较改造前明显提高，提高了约0.7%。450MW、300MW负荷修正后的锅炉效率分别较改造前提高了约0.5%、0.6%。改造后锅炉效率提高，使得发供电煤耗下降，按平均负荷率70%考虑，按锅炉效率提高0.5%计算，改造后由于排烟温度下降使得发供电煤耗分别下降1.7 g/kw.h 、1.83 g/kw.h。4.3改造对热一次、热二次风温的影响 改造后由于空预器入口烟温下降约25左右，使得空预器出口一次、二次风温有所下降，统计表明满负荷下空预器出口一次、二次风温较改造前下降约20。从改造后的

14、锅炉效率、燃烧状况及制粉系统的运行情况看，改造后一次、二次风温下降对燃烧影响不大。4.4改造对过热器减温水量的影响改造后由于一次汽系统受热面减小，使得过热减温水量明显下降。通过对改造前后锅炉不同负荷下的稳定运行工况进行的数据统计分析，采用改造前后负荷、煤质接近的稳定工况进行比对，来分析改造前后减温水量的变化，以得出合理的结果。表1为改造前后不同负荷工况的主要数据对比，由表1可以看出不同负荷下，改造后的在满负荷下过热减温水量较改造前下降了约120t/h。机组改造后在 450MW负荷下过热器减温水量减少约150t/h，可以看出经过此次受热面改造，过热器减温水有大幅度的降低，这对机组的安全经济运行有

15、着重大的意义。综合改造前后不同负荷稳定工况的减温水量统计值，改造后约使过热减温水总量下降150t/h，按70%负荷率考虑，由此使发电、供电煤耗分别下降0.87g/kw.h、0.93g/kw.h。4.5改造对再热器减温水量的影响 由于此次受热面改造在原#5机组受热面改造方案的基础上进行了优化，针对锅炉再热器减温水量大的问题去除了50的低温再热器换热面积，这样大大降低了再热器减温水量，从表1看出，在机组各个负荷下再热器均无需再投入减温水，同时再热器侧烟气调节挡板仍有一定的调节裕度，这样使机组对再热蒸汽汽温调节手段增强，降低了过热器侧省煤器的磨损程度，同时大大提高了机组的经济性。 综合改造前后不同负

16、荷稳定工况下再热器减温水量统计值，改造后在机组450MW负荷下再热器减温水量减少45t/h，按70%负荷率考虑，由此使发电、供电煤耗分别下降1.88g/kw.h、2.05g/kw.h。5.总体经济评价5.1总的来讲经过低过、低温再热器、省煤器改造后由于降低了一次汽系统吸热使得过热减温水总量减小100t/h以上，按平均负荷率70%考虑，综合影响发供电煤耗分别为0.87 g/kw.h、0.93g/kw.h。5.2 由于此次改造针对再热器减温水问题进行了改造方案的优化，使各负荷下锅炉再热器减温水量基本为0t/h，机组负荷450MW时，再热器减温水量减少45t/h，按平均负荷率70%考虑，综合影响发供电煤耗分别为1.88 g/kw.h、2.05 g/kw.h。 5.3由于省煤器受热面积增加、吸热增加