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        某300 MW煤粉鍋爐減溫水量偏高的原因分析及改進(jìn)

        2018-05-08 07:12:18張文元
        山西電力 2018年2期
        關(guān)鍵詞:吹灰煤種過熱器

        張文元

        (山西國際能源集團(tuán)有限公司,山西太原 030002)

        1 設(shè)備現(xiàn)狀

        某電廠300 MW機(jī)組鍋爐是上海鍋爐廠的四角切圓直流燃燒系統(tǒng),自然循環(huán)鍋爐,鍋爐的最大連續(xù)出力為1 065 t/h,鍋爐型號為SG-1065/17.5-M875型。

        某電廠的低溫水平過熱器全部布置于后煙井內(nèi)及省煤器上方,共分4組水平蛇形管,每組為99排,最后由垂直出口段從爐頂引出。每排蛇形管由5根聯(lián)管圈套彎,管子外徑Φ51 mm,橫向節(jié)距140 mm,在水平蛇形管最下面一組的入口端,采用了分叉管結(jié)構(gòu)。水平過熱器管子材料,下部及中下部管組全部為20 g,上部管組為15CrMoG。過熱器的主要設(shè)計參數(shù)見表1。

        表1 過熱器不同工況主要參數(shù)

        2 減溫水量偏大的主要原因及對機(jī)組產(chǎn)生的不利影響

        2.1 減溫水量偏大的主要原因

        鍋爐在運(yùn)行中一直存在減溫水量偏大的情況,尤其是2009年以來隨著煤質(zhì)的變化,煙氣量增加,低溫過熱器對流換熱增多,過熱減溫水投入量經(jīng)常在80 t/h以上,甚至超過表計量程,大量的減溫水噴入影響機(jī)組的經(jīng)濟(jì)性和安全性。此外,低溫過熱器受熱面管子布置多,造成排煙溫度偏低,造成空氣預(yù)熱器冷端低溫腐蝕,影響空氣預(yù)熱器差壓及機(jī)組安全性。

        近年來,隨著煤價的不斷上漲,實(shí)際燃用的煤種與設(shè)計值偏差較大,燃煤熱值遠(yuǎn)低于設(shè)計煤種導(dǎo)致實(shí)際工況下低溫過熱器出口溫度高于設(shè)計工況下的溫度。表2為設(shè)計工況和實(shí)際運(yùn)行工況下低溫過熱器出口汽溫情況。表3為實(shí)際燃煤與設(shè)計燃煤成分對比,可以看出燃用煤種的水分大、熱值低,是造成過熱器減溫水量偏大[2,3]的主要原因。

        表2 設(shè)計工況和實(shí)際運(yùn)行工況下低溫過熱器出口汽溫對比(ECR為鍋爐額定工況)

        表3 實(shí)際燃煤與設(shè)計燃煤成分對比

        2.2 減溫水量偏大對機(jī)組產(chǎn)生的不利影響

        a)在當(dāng)前的燃燒狀況下,運(yùn)行中過熱溫度較高,投入大量的減溫水,其中高負(fù)荷時投入80 t/h甚至以上的減溫水,使電廠的經(jīng)濟(jì)性下降。

        b)由于機(jī)組在實(shí)際運(yùn)行中減溫水量大,燃燒過程中燃燒器擺角長期下擺到最大(-30°),使得爐膛燃燒不穩(wěn),大渣含碳量偏高,甚至存在滅火的可能。

        c)高加解列、汽機(jī)甩負(fù)荷后,給水溫度下降,此時增加燃料量會使?fàn)t膛出口煙溫升高,由于過熱器受熱面較多,減溫水量往往投到最大,此時機(jī)組負(fù)荷明顯受限,影響了電廠的經(jīng)濟(jì)性。

        d)由于鍋爐長期運(yùn)行再加上當(dāng)前燃燒的煤種煙氣量較大使受熱面產(chǎn)生積灰和結(jié)焦,因此要頻繁投吹灰器。吹灰器沿吹灰路徑附近區(qū)域管子吹損嚴(yán)重,下部管子設(shè)計有防磨瓦,上部和靠爐前方向垂直管子及彎頭均沒有設(shè)計防磨瓦,頻繁的吹灰造成該區(qū)域管子有不同程度磨損,因此需要將這些部分修復(fù)。

        3 低溫過熱器改造實(shí)施

        過熱器的改造可以選擇減少低溫過熱器受熱面,減少屏式過熱器受熱面或者減少高溫過熱器受熱面[4,5]這些方法均能達(dá)到防止鍋爐超溫、減少減溫水量、提高機(jī)組帶負(fù)荷的能力的目的??紤]到低溫過熱器受熱面的材質(zhì)等級最低,改造工作量較少,施工方便,所以選擇減少低溫過熱器受熱面。

        低溫水平過熱器全部布置于后煙井內(nèi)及省煤器上方,共分4組水平蛇形管,每組為99排,最后由垂直出口段從爐頂引出。其中改造低溫過熱器的方案為減少低溫過熱器2/15的受熱面,見圖2,即割除吹灰器11號和吹灰器12號附近的吹損嚴(yán)重的管路。此方案減少的受熱面管路較少,能改善減溫水量偏大的問題,且給過熱器的減溫水留有一定的可調(diào)性。

        4 過熱器改造前后的效果(見圖1、圖2)

        4.1 改造前后過熱器阻力

        改造后過熱器阻力稍有減少,在60%ECR工況下約減少40 kPa,85%ECR工況下約減少45 kPa,1號爐過熱器改造前后阻力對比見表4。

        表4 1號爐造前后過熱器阻力對比 kPa

        圖1 過熱器改造前示意圖

        圖2 過熱器改造后示意圖

        4.2 改造前后減溫水量和低溫過熱器出口汽溫

        在燃用當(dāng)前的高水分、低熱值煤種的狀況下,統(tǒng)計了改造前后的過熱器減溫水量、燃燒器擺角和排煙溫度等數(shù)據(jù)。改造前后的數(shù)據(jù)對比見表5。

        表5 1號爐各工況調(diào)整前后減溫水量和低過汽溫對比表

        由表5可見:減溫水量降低明顯,降低的減溫水量在10 t/h以上,燃燒器擺角有明顯改善,在60%ECR工況及以下負(fù)荷擺角角度由以前的下擺到最大(-30°)到現(xiàn)在能擺到水平位置甚至上擺8°。在不同負(fù)荷下低溫過熱器出口溫度減少約8℃,排煙溫度升高了約4℃。

        4.3 改造后高加解列時運(yùn)行工況

        高加解列后給水溫度降低,鍋爐蒸發(fā)量下降,同時為保證鍋爐出力,必須增加燃料量,此時會使?fàn)t膛出口的煙溫比同樣負(fù)荷時高些加之煙氣速度的增加使對流過熱器的吸熱量增多,此時必須加大蒸汽側(cè)的減溫水量。過熱器改造后即使在高加解列后減溫水量仍然未投到最大,留有了一定的余度。改造后高加解列時與正常工況時的數(shù)據(jù)對比如表6所示。

        由表6可見:高加解列后在50%ECR工況下,低過出口溫度升高了9℃,后屏過熱器出口溫度升高2℃,一級減溫器后平均溫度升高5℃,二級減溫器后平均溫度升高1℃,過熱器減溫水量升高12 t/h;在75%ECR工況下,低過出口溫度升高了11℃,后屏過熱器出口溫度升高10℃,一級減溫器后平均溫度升高10℃,二級減溫器后平均溫度升高1℃,過熱器減溫水量升高16 t/h,高加解列與正常工況各數(shù)據(jù)對比見表12。

        表6 高加解列與正常工況對比

        5 結(jié)論

        a)低溫過熱器受熱面的改造,使過熱減溫水總量減小約10 t/h,等效焓降法計算約降低機(jī)組熱耗3.5 kJ/(kW·h),使供電煤耗減小 0.042 g/(kW·h)。

        b)經(jīng)過低溫過熱器及其他受熱面的改造,燃燒器擺角可以在水平位置附近運(yùn)行,解決了運(yùn)行中長期向下擺到最大(-30°)及爐膛燃燒不穩(wěn)及大渣含碳量較高的問題,提高了鍋爐運(yùn)行的安全經(jīng)濟(jì)性。

        c)經(jīng)過低溫過熱器改造,吹灰次數(shù)大幅降低,提高了運(yùn)行的可靠性和經(jīng)濟(jì)性。

        d)過熱器改造后增大了對高水分、低熱值煤種的適應(yīng)能力,提高了爐底水封破壞、高加解列和汽機(jī)甩負(fù)荷時防止過熱器超溫的調(diào)節(jié)余度,還提高了機(jī)組帶負(fù)荷的能力。

        參考文獻(xiàn):

        [1] 趙慧傳,孫標(biāo).超臨界600 MW機(jī)組鍋爐末級過熱器管材服役現(xiàn)狀分析及改造建議[J].熱力發(fā)電,2013,42(1):1-4.

        [2] 楊春龍.300 MW鍋爐過熱器減溫水系統(tǒng)改造方案[J].華北電力技術(shù),2006(6):43-44.

        [3] 黃俊杰.1 025 t/h鍋爐過熱器二級減溫器改造[J].熱力發(fā)電,2014,43(3):113-115.

        [4] 許堯,孟建國 .再熱器、過熱器減溫水過量的分析與改造[J] .電站系統(tǒng)工程,2010,26 (6):33-40.

        [5] 劉超,劉輝.1 000 MW二次再熱機(jī)組塔式鍋爐過熱器與再熱器優(yōu)化改造[J].熱力發(fā)電, 2017,46(8):96-111.

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