大型燃煤锅炉提高再热汽温方法的探讨

1、提高大型燃煤锅炉再热蒸汽温度的方法探讨大唐贵州faer发电有限公司于之周开贵徐大伟通过对某电厂600mw燃煤锅炉运行情况的分析，提出了提高锅炉再热蒸汽温度的技术改造方案。通过该方案的实施，提高了锅炉的再热蒸汽温度，降低了过热器减温水流量，提高了锅炉效率，降低了过热器过热的风险，从而提高了锅炉运行的经济性和安全性。关键词：减温水及再热汽温受热面改造1.锅炉概况某电厂1号锅炉由上海锅炉厂制造，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锅炉。锅炉采用摆动燃烧器调温，四角布置，切向燃烧，正压直吹式制粉系统，单炉膛，型半开放式布置，固体排渣，全钢架结构，均衡通风。炉

2、膛由 51膜墙组成，炉膛底部灰斗角度为55，炉膛采用水封结构密封。炉膛上部设有隔板屏、后屏和屏式再热器，前壁前部和两侧壁设有壁式辐射再热器。水平烟道深度由水冷壁延伸段和后烟道延伸段组成，末级再热器和末级过热器布置在内部。后烟气井深度为13908毫米，后烟气井中安装有低温过热器和省煤器。尾部烟道设计了烟气转向室和两个回转式空气预热器。锅炉主要设计参数见表1。锅炉再热器和再热器示意图见图1表1锅炉主要设计参数名字单位最大连续蒸发(bmcr)额定运行条件下的蒸发(欧洲委员会)过热蒸汽流t/h20281790过热蒸汽出口压力mpa17.4717.28过热蒸汽的出口温度541541再热蒸汽流量t/h17

3、19.01528.2再热蒸汽入口压力mpa3.973.53再热蒸汽出口压力mpa3.773.35再热蒸汽入口温度328316再热蒸汽出口温度541541省煤器进水温度281273省煤器入口给水压力mpa19.2318.72滚筒压力mpa18.8418.37图1再热器及再热器改造前示意图2.锅炉改造前的运行电厂原设计煤种为水城贫煤，煤质数据见表2。表2:设计和检查煤质数据然而，在实际运行中，实际燃煤与原设计燃煤之间发生了很大变化。见表3:实际运行中锅炉煤质分析表3锅炉入炉煤煤质分析项目单比特设计煤种检查煤炭类型实际煤种变化范围元素元素点分析汽车%62.2156.6041.2642.13(41.7

4、5)har%2.742.332.082.23(2.18)桨%1.881.99一种双浮体小艇%0.960.900.690.71(0.70)特别行政区%0.430.431.331.80(1.57)工作贸易点分析瑕疵%8点10.04.211.6(7.9)疯的%1.651.840.93.56(1.51)vdaf%14.2212.2612.4618.34(25.80)aar%23.7827.7540.9849.18(45.08)qnet，ar兆焦耳/千克23.34821.01313.1219.67(15.58)硬度可磨性系数hgi-8585121灰成为部分点分析二氧化硅%55.9855.9843.0al

5、2o3%27.0627.0623.3fe2o3%7.817.8116.6首席行政官%4.234.235.61氧化镁%0.670.672.07na2o%0.420.420.66k2o%0.810.811.56其他(so3)%0.730.731.31灰融合要点变形温度t1131012401169-1217(1198)软化温度t2140012901202-1266(1239)熔化温度t3 1500 1500灰分磨损指数-在锅炉设计中，充分考虑了煤的不燃性、不燃性和严重磨损的特点，以及燃烧系统和受热面布置的设计，如上下浓淡煤粉分离喷嘴的选择、燃烧喷嘴之间的间距、燃尽高度和空气与煤粉的混合温度等。但是，

6、自机组投入运行以来，实际燃煤质量与设计煤质存在较大差异，主要表现在燃料热值、灰分、可磨性等指标较低。根据当地煤炭市场的情况，运营所用的燃料将不会在实际煤质条件下，当单位负荷为530兆瓦时，总煤量约为330吨/小时。要继续提高单位产量，只能通过提高磨煤机入口一次风压来提高磨煤机的通风量，同时也可以提高磨煤机的干燥量。但同时也带来了一些问题，如风粉混合速度快，煤粉浓度降低，煤粉着火距离长，锅炉燃烧稳定性下降，制粉系统磨损严重。同时，受煤种变化的影响，锅炉过热器减温水流量长期大于设计值，大部分负荷工况下减温水总量超过100t/h，严重影响机组的经济运行。当高压加热器断开时，由于过热器减温水流量不足，

7、后屏过热器出口蒸汽温度超温装置的输出只能控制在540mw以下。当机组负荷降至360mw时，末级过热器进口蒸汽温度保持在520 530，末级过热器出口蒸汽温度可达到额定值，末级过热器温度提高10 20。当机组负荷降至320mw时，末级过热器进口蒸汽温度保持在530 535，末级过热器出口蒸汽温度可达到额定值，末级过热器温度提高5 10；但当机组负荷降至280mw时，末级过热器入口蒸汽温度维持在535，而末级过热器出口蒸汽温度只能达到535，温度基本不升高。后屏过热器有超温现象。锅炉运行期间，1 4号锅炉后过热器出口蒸汽温度每月超温一次，当超温达到545 555时，平均每台锅炉3 5次，当超温达到

8、555 560时，平均每台锅炉1 2次。再热蒸汽温度低。500mw以下机组再热蒸汽温度达不到额定值。当负荷下降时，屏式再热器的出口蒸汽温度下降(在墙式再出口处没有蒸汽温度测量点)。360mw屏式再热器出口蒸汽温度仅为465 475，末级再热器出口蒸汽温度仅为510 515。当负荷降至300兆瓦时，屏式再热器出口蒸汽温度仅为460 470，末级再热器出口蒸汽温度仅为500 510。在燃烧调节方面，调低二次风和调高二次风可以提高再热蒸汽温度5 7，但锅炉飞灰和炉渣可燃物会增加1 2%，过热器减温水量也会增加更多，在一定程度上影响锅炉低负荷燃烧的稳定性。2010年负荷率为74.08%，再热器平均蒸汽

9、温度为523.90，2011年负荷率为77.13%，再热器为526.66。3.建议3.1项目提出的必要性根据机组现场运行情况，由于煤的低热值，实际投入运行的磨煤机数量超过了推荐运行数量，过热系统喷水量远远大于设计值，尤其是一级喷水量。在高负荷(500mw以上负荷)条件下，再热蒸汽出口温度可以达到设计参数，但此时过热系统喷水量大；在400兆瓦负荷时，4或5台磨煤机投入运行(下三个燃烧器一直投入运行)，摆动燃烧器的摆动角度约为5，再热蒸汽温度一般可达520。虽然摆动燃烧器仍有调整空间，但其向上摆动将直接影响消防检查的正常运行，同时会进一步增加过热系统的喷水量，导致过热系统过热。面对末级过热器吸热不

10、足、过热器过热和再热蒸汽温度低的问题，为了进一步提高机组运行的经济性，关键在于减少过热系统的喷水量，减少过热系统特别是辐射受热面的过热，适当增加再热系统的吸热。在.之后式中：蓄热系数、烟气进出口焓、该级受热面漏风系数、冷空气热容量和理论风量。工质侧吸热的热平衡方程为其中：受热面吸收炉膛辐射热，d为工质流量，d为受热面进出口工质焓。3.2技术改造方案减少隔板过热器的面积，增加末级再热器的面积，将隔板过热器的高度从18.0米降低到16.5米，末级再热器的高度延长1.5米，由于过热器高度的降低，燃尽高度相应增加(从21.0米增加到22.5米)。以600mw为例，再热蒸汽温度可提高8左右，过热器喷水量

11、可减少40 t/h左右。图2改造后的分屏及最终再热面布置图4.预期效果的计算再热蒸汽温度提高8，煤耗降低0.46克/千瓦时。过热器减温水流量平均下降40 t/h，煤耗下降0.22 g/kwh。受热面改造后，煤耗降低了0.68克/千瓦时。年发电量被认为是35亿。年标准节煤2380吨，年节约成本约154万元。5.该方案的实施效果1号机组乙类检修于2013年7-8月进行。在此期间，实施了1号锅炉部分受热面改造工程，机组于9月5日恢复运行。从修复后的锅炉运行情况看，过热器减温水量明显减少，再热蒸汽温度高于修复前，省煤器入口烟温和空气预热器排烟温度降低。以下是转换前后相关数据的比较。表1锅炉受热面改造前

12、后减温用水量对比负载兆瓦一减一(吨/小时)1减去b(吨/小时)二减一(吨/小时)二减二(吨/小时)再热器喷水量(吨/小时)再热器喷水b(t/h)转化前60251.878.218.623.612.116.3经过改造，602.324.648.614.320.915.226.86转化前585377617221115经过改造，583214815201325转化前419.336.148.39.34.500经过改造，4199.727.23.896.300受热面改造后，过热器减温水流量明显减少，平均减少54 t/h。表2锅炉受热面改造前后再热蒸汽温度对比负载率(%)主蒸汽温度()再热器温度()转化前8254

13、1.07533.37经过改造，82540.6539.4转化前70539520.3经过改造，70538526.1转化前60541.07512.9经过改造，60540.6519.6由于再热器受热面积增大，过热器受热面积减小，再热蒸汽温度比修复前高。再热蒸汽温度平均增加约6。1号锅炉受热面改造后投入运行已有一个多月，未发生过热器超温现象。经济评价：再热蒸汽温度提高6，煤耗降低0.3438克/千瓦时。过热器减温水流量平均减少54 t/h，再热器减温水流量平均增加8.5 t/h，减温水流量的变化减少煤耗0.04 g/kwh。受热面改造煤耗降低0.3838克/千瓦时。年发电量被认为是35亿千瓦时。年标准节煤1343吨，年节约成本约87万元。5.摘要通过改造1号锅炉受热面，提高了再热蒸汽温度，减少了过热器减温水流量，