蒲洲发电2号锅炉A级检修前后试验分析

2014-05-02刘群杰

山东工业技术 2014年10期

关键词：预热器漏风燃烧器

刘群杰

（大同煤矿集团有限责任公司，山西大同 030002）

蒲洲发电2号锅炉A级检修前后试验分析

刘群杰

（大同煤矿集团有限责任公司，山西大同 030002）

本文介绍了蒲洲发电分公司2号锅炉A级检修前后锅炉热效率试验、空气预热器漏风率试验及NOX排放试验。通过对A级检修前后锅炉热效率、空预器漏风率进行对比分析，找出了A修后影响锅炉热效率的主要因素，提出了运行调整建议；对NOX排放浓度与《火电厂大气排放标准》（GB13223-2011）对比分析，2号锅炉脱硝改造后，NOX排放浓度达到国家要求的排放标准。

锅炉；效率；空气预热器；漏风

1 前言

蒲洲发电分公司2号机组为300MW亚临界燃煤发电机组，2012年进行了A级检修，并进行了低氮燃烧器改造、空预器漏风治理和脱硝改造。为掌握2号炉A修前的实际运行状况，发现锅炉存在的问题，以及考察锅炉A级检修、改造后的经济性，在A级检修前后分别进行了该炉的热效率试验以及空预器漏风试验、NOX排放试验，通过对比分析，为下一步运行调整指明了方向。

2 设备规范及技术数据

蒲洲发电分公司2×300MW机组锅炉选用哈尔滨锅炉厂有限责任公司制造的HG-1060/17.5-YM31型亚临界一次中间再热自然循环汽包炉，采用美国燃烧工程公司（CE）的技术设计。锅炉为亚临界参数、一次中间再热、自然循环汽包炉，采用平衡通风直流式摆动燃烧器，四角切圆燃烧方式，燃用烟煤。锅炉最大连续负荷(即BMCR)为设计参数，锅炉的最大连续蒸发量为1060t/h，机组负荷为300MW(即额定工况)时,锅炉的额定蒸发量为1008t/h。

2.1 设计参数及技术规范

表2-1：锅炉设计参数及技术规范

表3-1：不同电负荷下锅炉热效率试验结果

2.2 燃烧系统

锅炉采用四角切圆燃烧，每角共装设十四层喷嘴，五层煤粉燃烧器，七层二次风，两层燃烬风。每层煤粉燃烧器周围配有周界风，在七层二次风中配有三层轻油燃烧器。煤粉燃烧器自下而上编号为A、B、C、D、E，二次风喷嘴自下而上编号为AA、AB、BC、CC、DD、DE、EE，燃烬风喷嘴自下而上编号为OF1、OF2，油层燃烧器布置在AB、BC、DE二次风燃烧器中心。每组燃烧器自下而上编号为AA、A、AB、B、BC、C、CC、DD、D、DE、E、EE、OF1和OF2。燃烬风层燃烧器摆角为+30°～-5°，煤粉燃烧器摆角为±20°，二次风燃烧器摆角为±30°。

锅炉配5台北京电力设备厂生产的ZGM95G型中速磨煤机,采用正压直吹式制粉系统,每台磨供4个一次风喷口,5台磨共计5层供20个一次风喷口，在BMCR工况时,4台磨煤机运行，一台备用。

3 A级检修前锅炉试验结果及分析

3.1 锅炉热效率试验

机组负荷在300MW、270MW、240MW时，锅炉热效率分别为92.581％、91.926％、90.524％（详见表3-1）。

1）从试验结果可以看出，负荷在240MW时，锅炉排烟热损失为5.155％。随着负荷的增加，锅炉排烟热损失逐渐增加。负荷270MW时，锅炉排烟热损失最大，为6.028％。随后，随着负荷的增加，锅炉排烟损失逐渐减小。负荷300MW时，锅炉热排烟热损失为5.672％。

2）负荷在240MW时，锅炉固体不完全燃烧热损失为3.549％。随着负荷的增加，锅炉固体不完全燃烧热损失逐渐渐小，负荷280MW时，锅炉固体不完全燃烧热损失最小，为1.0％。随后，随着负荷的增加，锅炉固体不完全燃烧热损失逐渐增加。负荷300MW时，锅炉固体不完全燃烧热损失为1.164％。

3）负荷在240MW时，锅炉散热损失为0.544％。随着锅炉负荷的增加，锅炉散热损失逐渐降低。负荷300MW时，锅炉散热损失为0.416％。

4）负荷在240MW时，锅炉灰渣物理热损失为0.228％。随着锅炉负荷的增加，锅炉灰渣物理热损失逐渐增加。负荷270MW时，锅炉灰渣物理热损失最大，为0.363％。随后，随着锅炉负荷的增加，锅炉灰渣物理热损失逐渐减小。负荷300MW时，锅炉灰渣物理热损失为0.167％。

5）负荷在240MW时，锅炉热效率为90.524％。随着负荷的增加，锅炉热效率逐渐增加。负荷300MW时，锅炉热效率为92.581％，但较锅炉设计计算热效率93.44％低0.859个百分点。影响锅炉热效率的因素主要有以下方面：

（1）排烟温度对锅炉热效率的影响。

该炉在300MW时排烟温度设计值126.7℃，实际138.8℃，高于设计值12℃，影响锅炉效率约0.6个百分点，主要与二次风配风方式、磨煤机运行方式，及空气预热器热端漏风有关。

（2）煤质变化对锅炉热效率的影响。

该炉设计煤种发热量为21630kJ/kg，试验中270MW、240MW时，入炉煤发热量较设计煤种低1810～4650kJ/kg左右。据测算，煤质发热量每变化1000kJ/kg，影响锅炉热效率约0.15个百分点，可见煤质变化对机组的经济性影响非常大，电厂在购煤及配煤过程中应充分考虑。

（3）飞灰可燃物对锅炉热效率的影响。

由于试验中240MW时，飞灰可燃物达到了5.94％，造成锅炉热效率偏低。据测算，飞灰可燃物每变化0.1个百分点，影响锅炉热效率约0.4个百分点，因此，在运行过程中应进行燃烧优化调整，保证锅炉机组的经济性。

3.2 空气预热器漏风试验

在300MW电负荷下，进行了空气预热器漏风测试。使用烟气分析仪测量空气预热器出、入口氧量，进而计算漏风系数及漏风率，结果详见表3-2。根据《节能技术监督导则》DL/T 1052-2007规定，回转式空气预热器漏风率应小于10％，测试结果表明，A、B空气预热器漏风系数分别为0.162、0.140，漏风率分别为12.65％、10.91％，两侧平均漏风率为11.78％，超出标准规定。

表3-2：空气预热器漏风测试结果

空气预热器漏风的大小对锅炉机组的经济性有着很大影响，漏风大，不但使锅炉效率降低，并会增大风机电耗。热端漏风率每升高0.1个百分点，影响锅炉效率降低0.2～0.3个百分点。因此在运行生产中，要根据空气预热器密封系统、磨损状况、一次风压控制等方面进行针对性治理、优化、改造，降低空气预热器漏风，保证机组经济性。

4 A级检修后锅炉试验结果及分析

4.1 锅炉热效率试验

机组负荷在300MW工况下，修正前锅炉热效率为91.375％，修正后锅炉热效率为91.460％；机组负荷在240MW工况下，修正前锅炉热效率为92.410％，修正后锅炉热效率为92.213％；机组负荷在180MW工况下，修正前锅炉热效率为92.484％，修正后锅炉热效率为92.726 ％，详见表4-1。

表4-1：额定负荷下锅炉热效率试验结果

4.2 空气预热器漏风试验

在300MW负荷下，进行了空气预热器漏风测试。使用烟气分析仪测量空气预热器出、入口氧量，进而计算漏风系数及漏风率。试验表明：机组负荷在300MW负荷下，左、右两侧的空预器风率分别为6.482％、6.923％。试验结果详见表4-2。

表4-2：空气预热器漏风测试结果

4.3 空预器入口NOX排放量的测试结果

在热效率试验对应的负荷下，在空预器入口测量其NOX的排放量，测量结果见表4-3。

表4-3：NOX排放量测试结果

(备注：折算到标准下的NOX排放量为折算到6％氧量下干烟气下的NOX排放量。)

5 结论

5.1 锅炉热效率对比分析

A修前，机组负荷在300MW、270MW、240MW时，锅炉热效率分别为92.581％、91.926％、90.524％。A修后，机组负荷在300MW、240MW、180MW时，锅炉热效率分别为91.375％、92.41％、92.484％。A级检修后，300MW负荷时锅炉热效率较低，主要原因是为降低NOX的排放量，该负荷下的建议运行氧量为2.3～3.3％，试验期间的运行氧量为2.65％，引起飞灰、底渣的含碳量较大，其中，飞灰含碳量为5.46％，较修前增加2.57％，底渣含碳量为8.21％，较修前增加1.91％，固体不完全燃烧损失2.654％，较修前增加1.49％，致使机组热效率下降。

5.2 空预器漏风率对比分析

A修前，机组负荷在300MW负荷下，A、B空气预热器漏风率分别为12.65％、10.91％，平均漏风率为11.78％。A修后，机组负荷在300MW负荷下，A、B空气预热器漏风率分别为 6.482％、6.923％，平均漏风率为6.703％，较A修前低5.08个百分点，降幅达到43％，空预器漏风治理效果显著。

5.3 NOX排放量分析

在300MW负荷下NOX排放量为424.25 mg/m3；在240MW负荷下的NOX排放量为513.15 mg/m3；在180MW负荷下的NOX排放量为533.3 mg/m3。在脱硝效率为82％时，对应的NOX排放量分别为76.4 mg/m3、92.4 mg/m3、96.0 mg/m3，均能满足《火电厂大气排放标准》（GB13223-2011）中对NOX的排放要求（标准为100 mg/m3）。