彭志福

大唐華東電力試驗研究院

根據(jù)國務(wù)院印發(fā)《“十三五”節(jié)能減排綜合工作方案》［1］，到2020年火電供平均電煤耗要達306g/kWh,因此火電的節(jié)能工作日益重要。某電廠共4臺機組，其中1號機組及2號機組能耗指標較好，但3號機組煤耗明顯高于其他幾臺機組，問題突出。為評估該電廠3號機組的能耗狀況［2］，對該機組鍋爐及其輔助系統(tǒng)進行節(jié)能診斷，找出鍋爐及其輔助系統(tǒng)的問題，并給出建議措施。

1 鍋爐概述

該機組選用哈爾濱鍋爐有限責任公司與三井巴布科克（MB）公司合作設(shè)計制造的超臨界本生（Benson）直流鍋爐，型號：HG-1890/25.4-YM4。一次中間再熱、滑壓運行，鍋爐配置再循環(huán)泵啟動系統(tǒng)，固態(tài)排渣、單爐膛、平衡通風、Π型布置、全鋼結(jié)構(gòu)懸吊結(jié)構(gòu)、露天布置，機組容量由600MW增容改造至630MW。

爐膛為單爐膛，斷面尺寸22.18m×15.63m，設(shè)計煤種為神府東勝煤，校核煤種為大同塔山煤。最大連續(xù)蒸發(fā)量1 890t/h，過熱器出口蒸汽溫度571℃，再熱器出口蒸汽溫度569℃，給水溫度283.7℃。

鍋爐超凈排放改造中尾部煙道加裝了管式MGGH換熱器，包含煙氣冷卻器和煙氣加熱器兩段：管式MGGH煙氣冷卻器布置在低低溫靜電除塵器入口前的水平直段煙道上，管式MGGH煙氣加熱器，布置在濕式電除塵出口與煙囪入口前的煙道上。

2 鍋爐及其輔助系統(tǒng)節(jié)能診斷

在機組75%負荷工況下，對該鍋爐進行了鍋爐效率的測試，并將鍋爐效率及各項熱損失同75%負荷下的鍋爐設(shè)計值進行對比，對比數(shù)據(jù)如表1，從表中可以發(fā)現(xiàn)鍋爐效率低于設(shè)計值0.96%，較設(shè)計值低的主要原因是排煙熱損失q2遠高于設(shè)計值，導致鍋爐整體效率下降，低于設(shè)計值。

表1 鍋爐效率及各項熱損失試驗值同設(shè)計值對比

對2017年鍋爐輔助系統(tǒng)的電耗平均值進行統(tǒng)計，并與設(shè)計值進行對比，見表2，從表2中可以看出引風機電耗高于設(shè)計值0.13%，主要原因是由于尾部煙道阻力大于設(shè)計值。

表2 輔機電耗完成值同設(shè)計值對比

針對該鍋爐及其輔助系統(tǒng)的試驗、檢查并與設(shè)計值對比，發(fā)現(xiàn)了該鍋爐存在一系列問題，并對這些問題的節(jié)能潛力進行分析。鍋爐及其輔助系統(tǒng)的節(jié)能潛力合計為4.99g/kWh，其中排煙溫度較設(shè)計值高23.3℃，影響煤耗3.73g/kWh。

表3 鍋爐及其輔助系統(tǒng)的問題及節(jié)能潛力

3 存在問題

對鍋爐進行全面檢查，并進行了鍋爐冷態(tài)動力場、煙道阻力和鍋爐效率測試等試驗[3-5]。對影響鍋爐效率的原因進行了分析，提出鍋爐側(cè)及其輔助系統(tǒng)所存在的問題進行分析，提出相關(guān)建議和措施。

3.1 燃燒器燒損嚴重

鍋爐共有6層30個燃燒器，除B層磨煤機對應(yīng)燃燒器采用等離子燃燒器，其他層燃燒器均采用新型低NOX軸向旋流燃燒器。在燃燒器中，燃燒的空氣被分成5股，中心風、一次風、二次風、三次風和四次風。主燃燒空氣分為二次風、三次風和四次風，以加大空氣分級程度。二次風、三次風和四次風通過燃燒器內(nèi)同心的環(huán)形通道，在燃燒的不同階段進入爐膛，有助于NOx總量的降低和燃料的燃盡。

由于在運行的時候，二次風通道較窄，二次風補風能力不佳，導致燃燒器二次風區(qū)域冷卻能力不足，金屬在長期高溫下嚴重燒損變形，該鍋爐除B層等離子燃燒器外，其他層燃燒器均有不同程度的燒損，二次風筒出現(xiàn)大量鼓包、變形擠壓、局部切割情況，導致二次風基本不能形成由組織風參與燃燒；因為二次風筒的鼓包、變形擠壓，不僅影響三次風通流面積、破壞三次風流場還導致部分三次風葉片卡澀；部分燃燒器旋流葉片拉桿卡澀、拉桿指示刻度不能真實反映葉片旋流強度。圖1為燃燒器及空氣動力場試驗燃燒器煙花示蹤側(cè)面圖。旋流燃燒器在主一次風氣流與旋流風之間，存在環(huán)形回流區(qū)；氣流在爐膛斷面上分布不均勻，存在偏斜射流、直流風竄進旋流風相互影響的情況。

圖1 鍋爐旋流燃燒器及冷態(tài)動力場煙花示蹤圖

建議措施：

（1）在有條件的情況下更換或修復燃燒器。

（2）運行中應(yīng)保證主燃燒區(qū)域氧量，避免因缺氧運行造成結(jié)焦、管壁超溫、排煙溫度異常升高。

3.2 機組不能長期處于滿負荷運行

機組原設(shè)計容量為600MW，后增容改造，機組容量由600MW增加至630MW。在實際運行中，當機組負荷達到530MW時，引風機全壓已經(jīng)達到了8 100MPa為引風機安全出力的上限；一次風機全壓及風量均已超過BMCR工況全壓與風量，一次風機超出力。經(jīng)分析得出造成機組出力不足的原因主要有兩點：

（1）鍋爐設(shè)計煤種為神府東勝煤，滿負荷運行時磨煤機5臺運行1臺備用。實際運行時，鍋爐摻燒褐煤，由于摻燒褐煤熱值較低，水分含量較高，磨煤機全部投入運行時，未達滿負荷時，磨煤機出力已達上限。

（2）尾部煙道煙風阻力大于設(shè)計值，該機組在引風機增容改造后在尾部煙道增設(shè)了MGGH。MGGH在長時間運行后，由于受熱面低溫腐蝕，導致MGGH內(nèi)部堵塞。MGGH設(shè)計阻力小于600Pa，根據(jù)試驗測量，MGGH阻力近1 490Pa，遠大于設(shè)計值，增大了尾部煙道的煙風阻力，導致在未達滿負荷運行時引風機出力已達上限。

建議措施：

（1）進行配煤摻燒試驗，制定合理的配煤摻燒方案。

（2）制定煙道阻力優(yōu)化方案或引風機出力優(yōu)化方案，對MGGH的腐蝕受熱面進行更換，換用防腐性能更好的材質(zhì)。

（3）對引風機增容改造，可考慮汽電雙驅(qū)改造方案：負荷較高時引風機由小汽輪機及電機雙驅(qū)動，在低負荷情況下，引風機驅(qū)動汽機可保持額定功率運行，驅(qū)動電機轉(zhuǎn)換為發(fā)電機運行帶廠用電，降低廠用電率，提升經(jīng)濟性。

3.3 排煙溫度高

該機組在75%負荷下設(shè)計排煙溫度為109.3℃，實測排煙溫度達132.6℃，超出設(shè)計溫度23.3℃。經(jīng)分析原因主要為燃燒器部分燒損導致各層燃燒器噴口不同程度損壞，風粉混合差，不能有效組織燃燒；燃燒器區(qū)域二次風補風能力不足，尤其低負荷高煤量運行時受限于二次風母管壓力低，導致主燃燒器區(qū)域缺氧，煤粉燃盡滯后，造成排煙溫度升高；實際燃燒煤種與設(shè)計煤種有差異，在摻燒褐煤時，燃燒煤種與設(shè)計煤種相比，水分偏大，鍋爐總風量增加，排煙溫度上升，鍋爐排煙熱損失增加。

建議措施：

（1）在有條件的情況下更換或修復燃燒器。

（2）優(yōu)化煙氣余熱利用系統(tǒng)。

如：改造MGGH系統(tǒng)為低溫省煤器（如圖2）

圖2 低溫省煤器流程示意圖

或在MGGH系統(tǒng)基礎(chǔ)上改造為MGGH+低低溫省煤器系統(tǒng)（如圖3）

圖3 MGGH+低低溫省煤器系統(tǒng)流程示意圖

4 結(jié)論

該機組鍋爐及其輔助系統(tǒng)由于設(shè)備運行問題較大，存在較大的節(jié)能潛力，節(jié)能潛力達4.99g/kWh。若挖掘該鍋爐及其輔助系統(tǒng)節(jié)能潛力，按照標煤單價700元/t、機組年平均負荷為75%計算，每年可節(jié)約標煤約20 000t，發(fā)電成本約下降1400萬元。