锅炉蒸汽温度偏低的原因分析及处理措施

2012-09-01王福刚

河北电力技术 2012年1期

王福刚

（大唐河北发电有限公司马头热电分公司，河北邯郸 056044）

大唐河北发电有限公司马头热电分公司9号机组为DG1025/17.4－12型、单炉膛、四角切圆燃烧煤粉锅炉，配备中储式制粉系统，燃烧器为直流式，分上、下两组，下组燃烧器间隔布置6层二次风与5层一次风，除最下层一次固定外，其它燃烧器在冷态时可做±15°的调整。锅炉后竖井过热器、再热器侧烟道设有烟气挡板，用于调整再热蒸汽温度。锅炉设计煤种与实际燃用煤种特性见表1。

表1 锅炉设计煤种与实际燃用煤种特性

9号锅炉自2009年12月24日试运行以来，过热器、再热器均未投入减温水，主蒸汽温度在530℃左右、再热蒸汽温度在520℃左右，难以达到其设计额定值540℃。以下针对主蒸汽、再热蒸汽温度偏低问题进行分析。

1 原因分析

1.1 煤质

煤质灰分大、热值低时，主蒸汽、再热蒸汽温度较高，因燃煤热值下降时用粉量较大，灰分大、燃烬时间长，灰分携带大量热量至炉膛后部，当过热器、再热器对流受热面吸热量增大时，蒸汽温度升高；反之，当燃煤热值较高时，蒸汽温度下降。相同负荷下，当燃煤热值降低、灰份升高时，燃料量明显增多，蒸汽温度也有所上升，当燃煤热值下降、灰份降低时，燃料量也相应减小，蒸汽温度随之下降。

1.2 蒸汽压力

从炉膛负压变化、蒸汽压力波动、火焰电视影像可以看出，炉膛火焰不集中，燃烧稳定性较差，根本原因为喷燃器风场切圆直径大，煤粉燃烧分散。正常运行时由于蒸汽压力的影响，蒸汽温度波动范围达10℃。

1.3 测点

经检查发现锅炉出口主蒸汽温度比汽轮机侧主蒸汽温度低3～5℃，这与蒸汽输送过程中温度衰减的规律不符，因此判断锅炉出口主蒸汽温度显示存在偏差。经查找，发现炉侧主蒸汽温度测点安装在安全门与水压堵板门的中间，由于安全门与水压堵板门对蒸汽的流动产生扰动，造成温度场不均匀，主蒸汽温度测量值低于真实值。

1.4 受热面温度

机组负荷300MW工况下，将锅炉各段受热面蒸汽温度、烟气温度与设计值进行对比，见表2。

表2 300MW工况下锅炉实际运行值与设计值对比情况

通过表2对比发现，后屏出口蒸汽温度较设计值低5.5℃，高温过热器出口蒸汽温度较设计值低14℃，低温再热器出口蒸汽温度较设计值低5℃，高温再热器出口蒸汽温度较设计值低18℃；高温再热器出口排烟温度较设计值低262℃，低温过热出口排烟温度较设计值低48℃，低温再热器出口排烟温度较设计值低39℃，由于烟气温度较设计值偏低，幅度较大，过热器、再热器对流受热面吸热量减少，造成蒸汽温度下降。确认9号锅炉主蒸汽、再热蒸汽温度偏低的原因为：高温过热器、高温再热器处烟气温度低于设计值，造成高温过热器、高温再热器吸热量减少。

2 处理措施及效果

2.1 增加炉膛氧量

通过增加送风量，增加炉膛氧量，改变炉膛烟气量来实现受热面吸热的增加，从而提高主蒸汽、再热蒸汽温度［1］，调整结果见表3，送风量增加后，主蒸汽温度、再热蒸汽温度有所提高，但仍未能达到额定值。

表3 增加氧量前后对比结果

2.2 调整二次风配风方式

调整二次风的配风方式是为了掌握锅炉在额定负荷下，各层二次风量的分配对锅炉燃烧和蒸汽温度的影响，其试验参数结果见表4。

表4 二次风配风方式试验结果

由表4可以看出，二次风配风方式为均匀配风、倒宝塔配风、束腰配风时，蒸汽温度变化不大；二次风配风方式为正宝塔配风时，蒸汽温度有所提升，但与设计值仍有较大偏差。由此可知，调整二次风配风方式对主蒸汽、再热汽温度的影响较小。

2.3 热态调整燃烧器摆角

2010年3月10日至12日，9号机组运行中，自下而上将下组燃烧器10层喷口均向上调整5°，提高了炉膛火焰中心，调整前、后各段蒸汽温度、排烟温度对比见表5。

表5 燃烧器摆角调整前后对比结果

由表5可知，喷燃器调整后，各段蒸汽温度与排烟温度均有提高，主蒸汽、再热蒸汽温度能够达到额定值，过热器使用了减温水，蒸汽温度调整略有余量。燃烧器调整后主蒸汽、再蒸汽温度明显上升，负荷在80%以上时，均能达到额定值。

3 经济效益估算

燃烧器调整前与调整后，9号机组相关参数统计见表6。

表6 9号机组相关参数统计

主蒸汽温度每降低10℃，影响发电煤耗约0.93g/kWh；再热蒸汽温度每降低10℃，影响发电煤耗约0.75g/kWh。排烟温度每升高10℃，排烟损失约增加0.5%；机组发电煤耗升高约1.7g/kWh［2］。由表6数据可得：主蒸汽温度升高影响发电煤耗下降0.527 3g/kWh；再热蒸汽温度升高影响发电煤耗下降0.979 5g/kWh；排烟温度升高影响发电煤耗上升 1.088g/kWh，所以发电煤耗共降低0.418 8g/kWh，按此机组年发电量20亿kWh估算，每年可节约标准煤837.6t，标煤单价按800元/t计算，每年可节约资金约67万元。