300 MW电站锅炉汽温偏低分析及处理

时颂华

(湖南省电力公司科学研究院，湖南长沙 410007）

300 MW电站锅炉汽温偏低分析及处理

时颂华

(湖南省电力公司科学研究院，湖南长沙 410007）

针对某电厂2×300 MW机组3号锅炉蒸汽温度长期偏低和带不起负荷的问题，进行全面分析和相应的调整试验，在保持目前锅炉的设备状况和入炉煤质的情况下，通过提高火焰中心高度，提高炉膛出口温度、增加烟气流量和加强换热等措施，有效提高了锅炉汽温，取得了较好的效果，供同类型机组借鉴。

300 MW机组;电站锅炉;蒸汽温度;调整试验

蒸汽温度是火电机组运行的一项重要指标，严重影响着机组的安全性和经济性。一般情况下，主汽温度每降低10℃，相当于多消耗燃料0.2%，对于压力12～25 MPa、温度540℃的蒸汽，主汽温度每降低10℃，将导致循环效率下降0.5%，汽轮机出口的蒸汽湿度增大0.7%。这不仅影响了热力系统的循环效率，而且加大了对汽轮机末级叶片的侵蚀，甚至发生水击现象，严重威胁汽轮机的安全运行〔1〕。

某厂锅炉自2005年投产以来一直存在着汽温偏低的现象，过热器减温水长期没有投用，过热蒸汽和再热蒸汽温度很难达到设计值 (540℃)，且煤质较差时带不起负荷。

2010年机组小修后，由于燃煤热值较高、未掺烧无烟煤等原因，锅炉汽温偏低的问题更加严重，高负荷 (270 MW以上)时过热汽温经常降到520℃、再热汽温降到510℃以下，在机组降负荷和停运制粉系统时锅炉汽温甚至降到500℃以下，由于锅炉汽温低经常导致机组限制负荷运行，严重威胁了机组的安全性和经济性。

1 设备概况

锅炉型号为HG-1025/18.2-PM27，根据美国ABB-CE燃烧工程公司技术设计制造，亚临界压力带一次中间再热自然循环汽包锅炉，炉膛为单炉膛结构，呈“∏”型半露天布置，锅炉采用直流式燃烧器、四角布置、切向燃烧方式，燃用山西贫瘦煤和本地无烟煤的混煤，燃烧器采用四角布置双通道+宽调节比 (WR)+燃尽风反切 (OFA)形式;锅炉为平衡通风、负压运行，配备二级点火系统，油枪的最大出力按锅炉30%MCR工况设计;制粉系统采用中间储仓式热风送粉系统，配钢球磨煤机4台。

2 汽温偏低原因分析

2.1 锅炉设计的原因

从锅炉热力计算书来看，锅炉燃用设计煤种时，BMCR工况过热减温水为0，负荷300 MW时的THA工况减温水量为12.8 t/h，而燃用接近设计煤质的其他同类型机组的设计减温水量一般在30～40 t/h左右，可见厂家在受热面布置设计方面相对保守，没有考虑煤质变化和运行条件变化可能带来的汽温调节裕量的问题。

3号锅炉空气预热器转子直径为Φ9 468 mm，而其他同类机组空气预热器转子直径为Φ10 318 mm，3号锅炉空气预热器受热面积比同类型空气预热器受热面积减少约17%，且由于空预器积灰导致传热效果下降，导致锅炉一、二次风温较设计值偏低40～50℃，从而影响了锅炉整体汽温的提高。

2.2 入炉煤质的原因

设计燃用无烟煤和贫煤的混煤，挥发分Vdaf为14.69% ，低位发热量为 Qar，net为 21 483 kJ/kg。目前锅炉机组实际燃用单一煤种贵州煤，挥发分Vdaf为11%～13%，低位发热量为21000 kJ/kg左右。从燃烧情况来看，目前入炉煤的着火和燃尽特性较好，相对于无烟煤混煤而言，出现了炉膛火焰中心下移、炉膛出口烟温以及各级受热面烟温偏低的现象 (设计的300 MW负荷末再出口烟温761℃，实际运行时为740℃;设计的空预器入口烟温375℃，实际运行时只有345℃)。运行和试验结果表明，当入炉煤发热量和挥发分降低时，汽温偏低的问题明显好转。

2.3 运行控制的原因

运行人员采取20台给粉机全部投运、上两层(D，E层)自动的运行方式，当入炉煤热值较高时，各层给粉机转速均较低 (转速指令15% ～20%左右)，参与自动的D，E层转速经常波动到10%以下，这种运行方式导致上层燃烧器煤粉量低、燃烧较弱，同时汽温随燃烧指令周期性波动，非常不利于提高和稳定蒸汽温度，导致锅炉气温长期偏低。

2.4 设备方面的原因

在小修过程中，清除锅炉机组燃烧器区域焦块，炉膛受热面相对较清洁，水冷壁吸热量较多，故炉膛出口温度相对较低。进行锅炉机组燃烧调整试验时，空气预热器阻力较大 (达到1 800～2 000 Pa)，环境温度较高、机组负荷在290 MW以上时引风机满出力运行、氧量难以达到2.5%，只能维持炉膛微正压的状况运行，严重限制了锅炉带负荷能力和汽温水平的提高。

3 提高蒸汽温度的技术措施

在锅炉负荷较高、入炉煤热值较高的情况下，通过以下调整手段保证了汽温达到设计值。

(1)燃烧方式调整

增加E层给粉机转速并退出自动:将E层给粉机转速切为手动，转速增加到30%，并稳定在此转速下运行。将D，E层燃烧自动改为C，D层燃烧自动。

根据煤质情况和给粉机转速，适当降低A，B层给粉机转速，当给粉机转速整体较低时，退出A层部分火嘴运行。

(2)辅机运行方式调整

针对锅炉空气预热器积灰严重、阻力较大，引风机带负荷能力受限，高负荷下氧量偏低的问题，通过引风机和增压风机联调的方法，增大了引风系统出力，300 MW负荷下省煤器出口氧量达到了3.5%左右，对改善汽温起到了显著作用。

4 调整效果

通过采取以上措施，提高了火焰中心的高度和炉膛出口温度，增大烟气流量加强换热，锅炉过热蒸汽出口温度由520℃提高到535℃以上，二级减温水保证了一定开度，再热蒸汽出口温度也达到了528℃以上，调整前后参数对比见表1。由于二级减温水有了一定开度，在锅炉燃烧自动 (即给粉机转速)波动的情况下过热蒸汽温度基本保持稳定，调整达到了较理想的效果。

表1 调整前后参数对照表

5 建议

在目前入炉煤质和负荷状况下，通过调整炉膛火焰中心高度、增加风量可以实现蒸汽温度的有效控制。调整试验是在高负荷、且入炉煤为高热值云贵煤的工况下进行的，在低负荷、入炉煤质变化的工况下仍可按照这一思路进行调整。

为保证锅炉在不同工况下蒸汽温度基本达到设计值，提出以下建议:

(1)保证入炉煤质稳定，应控制入炉煤热值和挥发分。在机组高负荷运行时，入炉煤热值应控制在19 000 kJ/kg以上，以保证锅炉带负荷能力;高硫煤与其它煤种进行合理掺配，控制入炉煤含硫量在一定范围，防止出现锅炉严重结焦和水冷壁高温腐蚀。锅炉设计煤种干燥无灰基挥发分为14%，当入炉煤挥发分较高时可能导致着火、燃尽较快，火焰中心较低，从而导致汽温偏低，因此入炉煤干燥无灰基挥发分不宜过高，应控制在10%～20%以内。对高热值、高挥发分煤种宜采用停运下层火嘴、投运上4层火嘴的运行方式。

(2)降负荷和磨煤机运行过程中，对汽温提前采取控制措施。降负荷和停磨过程均是减少热负荷的过程，可能导致汽温较大幅度下降，因此应提前采取有效的措施，防止汽温剧降。

(3)适当提高氧量。试验分析认为，锅炉机组负荷270～300 MW时氧量控制在3.5% ～4.5%、负荷240～270 MW 时氧量控制在4.5% ～5.5%、负荷210～240 MW 时氧量控制在5.5% ～6.0%、负荷180～210 MW时氧量控制在6.0% ～6.5%比较适宜，并且在可能的情况下，适当增加增压风机负荷，满足高负荷下炉膛负压的需要。

(4)优化吹灰方式。减少炉膛吹灰频率，加强烟道吹灰。在结焦不严重的情况下，每2～3 d应进行1次炉膛吹灰，每天进行1次尾部烟道吹灰。

(5)进行空预器清洗，降低阻力，增强传热效果，提高一、二次风温。

(6)进行必要的设备改造。联系厂家进行煤质校核计算，必要时进行设备改造论证;增加低温再热器受热面面积、恢复上层火嘴摆动功能、进行三次风上倾改造和增加空气预热器热端吹灰器等。

〔1〕林锦泽.锅炉蒸汽温度偏低的原因及防治措施〔J〕.电力安全技术，2005，7(2):12-13.

TM621.2

B

1008-0198(2011)03-0048-02

10.3969/j.issn.1008-0198.2011.03.015

2010-12-17