2080 t/h亚临界锅炉性能试验与结果分析

2014-12-16伍志朋史俊瑞陈鹏飞谷聪伟

沈阳工程学院学报（自然科学版） 2014年4期

伍志朋，史俊瑞，冷杰，陈鹏飞，谷聪伟

(1.沈阳工程学院能源与动力学院，辽宁沈阳110136;2.东北电力科学研究院有限公司锅炉技术研究所，辽宁沈阳110006)

随着经济的高速发展，我国电力工业也发生了巨大的变化，发电装机容量在2013年已经达到3 000 GW，其中火电机组以8%的装机容量逐年增加。与此同时，由于燃煤的价格持续上涨，使得发电行业的生产成本增加［1，2，5，9］。为了充分提升锅炉热效率，提高电厂的经济性［4-6］，对某电厂 HG-2080/17.5-HM12型锅炉的热效率进行了测试试验，其结果为提高锅炉的热效率，减少能耗提供了理论指导和技术支持。

1 设备简介

HG-2080/17.5-HM12型锅炉为亚临界压力、四角切圆燃烧、固态排渣、单炉膛、一次中间再热、控制循环汽包锅炉、锅炉整体Π型布置、全钢构架悬吊紧身全封闭结构。锅炉配备7台辊式中速磨煤机，燃用设计煤种满负荷运行时，6台运行，1台备用;配置2台三分仓空气预热器;多级喷水减温过热器采用三级喷水减温，第一级喷水减温器布置于低温过热器与分隔屏之间，第二级喷水减温器布置于分隔屏与过热器后屏之间，第三级喷水减温器布置于过热器后屏与末级过热器之间;再热器采用摆动燃烧器调温。

锅炉主要设计参数见表1，燃料特性见表2。

表1 锅炉主要设计参数

表2 锅炉设计煤质数据

2 试验准备条件

在进行锅炉各项试验时，需要满足以下的测试要求［3］:

1)电厂备好试验用煤，要求试验用煤尽量接近设计煤种，且试验保持连续进行，防止由于煤质的波动对试验数据造成影响。

2)试验前，锅炉在试验负荷下稳定运行1 h以上。

3)试验期间，蒸汽温度、压力、流量、过量空气系数、炉膛负压、给水温度等主要运行参数保持稳定，试验期间可接受的主要参数的浮动范围为:锅炉蒸发量±3%、过热蒸汽压力±2%、过热蒸汽温度±5℃。

4)空气预热器出、入口和低温省煤器出口的烟气取样测点能够顺利开启;取样泵电源连接完毕，试运行正常;烟气分析仪校验合格，保证测试烟气的成分准确可靠。

5)试验期间禁止启停磨煤机。

6)试验前进行受热面吹灰，并且在试验正式开始前1 h完成全部吹灰工作，试验期间严禁吹灰。

7)关闭汽包的定排与连排阀门，试验期间禁止排污、打焦等。

8)试验期间不投油助燃。

3 试验测量方法与样品分析

3.1 温度测量

在烟道的空气预热器进、出口处采用等截面网格法的原则，安装T型铠装热电偶测量烟气温度，将每2 s采集一次的温度信号送至IMP数据采集系统。

3.2 烟气取样测量

在采集温度参数的同时，用混合罐采集所需烟气，利用TESTO330烟气分析仪每隔10 min分析一次烟气中O2、CO2和CO含量。

3.3 原煤取样及分析

在给煤机下料管中每30 min取样一次，每次取样2 kg，取样结束后，立即将样本封存，送至相关机构进行煤质化验，化验的内容包括工业分析、发热量和元素分析。

3.4 灰渣取样及分析

采用零压等速法，按网格法逐点取样的原则，在空气预热器出口的每个温度测点位置用烟道飞灰采用枪采集，每点采样5 min，取样有效时间与锅炉试验工况时间相等。炉渣取样位置在炉底捞渣机出口，每30 min取样一次，并将采集的灰渣样品送至相关机构进行灰、渣可燃物含量分析。

3.5 大气条件测量

在送风机入口附近用干湿球温度计测量温度和湿度;用膜盒式压力计测量大气压力，每20 min测量一次。试验过程中所需要的其他机组运行参数，每隔30 min在控制室获取一次。

4 试验结果及分析

4.1 锅炉热效率试验结果

锅炉热效率试验依据GB10184-1988《电站锅炉性能试验规程》［3］进行，采用反平衡方法计算锅炉热效率。

依据试验锅炉机组的设计参数，锅炉热效率试验分别在机组600 MW、500 MW和420 MW电负荷下进行，在性能试验前锅炉已达到上述的试验要求。根据现场试验结果将锅炉热效率试验的主要数据结果列于表3中。在进行锅炉排烟温度测量过程中发现空气预热器出口烟道断面上烟气温度的最低值出现在B侧烟道的最外侧，以上3个工况实际测量排烟温度的最低值分别为102.6 ℃、96.4 ℃和92.5 ℃，试验结果的锅炉热效率曲线如图1所示。

图1 锅炉热效率随机组电负荷变化曲线

随着负荷的逐步增加，锅炉的热效率也随之变大，出现这一变化的原因有两点:一是由于单位容积的散热量不会随负荷的增多而增多，锅炉的散热相对减少，也就意味着效率增加;二是由于随着锅炉负荷增大，燃烧更稳定，灰渣的中含碳量减小，所以燃烧效率也增大。从表3中可以看出:随着机组负荷的上升，锅炉排烟温度有所上升，但氧量大幅度下降，最终使得排烟热损失随负荷上升而下降。在运行过程中，氧量随负荷上升而下降，使得炉内燃烧变差，机械未完全燃烧热损失上升。不同负荷下锅炉本体的散热量变化很小，但随着负荷的下降，锅炉的输入热量是下降的，散热损失是随着负荷下降而上升的。灰渣物理热损失受煤质、排烟温度、基准温度等多个因素影响，与负荷的变化规律无关。

表3 锅炉热效率试验主要数据结果

在现场采集试验数据的过程中，存在部分不确定因素，因此，在进行锅炉热效率计算之后需要对其结果进行评估，分析试验结果的可信度［7］。根据GB10184-1988规定的计算方法，影响锅炉热效率的主要因素有:①煤粉收到基碳、氢、氧、氮、硫含量;②煤粉收到基全水分;③收到基灰分;④收到基低位发热量;⑤排烟中氧气、一氧化碳、温度的含量;⑥送风机及入口空气的温度、炉渣和灰分可燃物的含量。该锅炉机组600 MW电负荷工况下各主要因素对锅炉热效率产生影响的幅度变化，如图2所示。

图2 各主要因素对锅炉热效率产生影响的幅度变化

从图2中可以看出:对锅炉热效率计算结果影响最大的主要是煤的收到基碳含量、收到基氢含量、锅炉排烟氧量和飞灰可燃物含量，与文献［2］相符。因此，可利用图2得到的结果调整锅炉运行中的主要参数，了解该参数变化对锅炉热效率的影响幅度，从而为判断不同工况下锅炉热效率提供参考。该试验中主要影响因素的参数变化范围都是比较小的，不会对锅炉热效率的计算结果带来明显的不确定度。在锅炉运行过程中，如果这几项主要影响因素的参数变化幅度较大，则采用这些数据进行锅炉热效率预测会产生较大误差。

4.2 空气预热器漏风及烟气阻力试验结果

空气预热器漏风及阻力试验在锅炉额定工况下进行，在每台空气预热器入口及出口烟道的采样断面以网格法布置40个采样点，试验开始后，在空气预热器入口及出口同时进行烟气采样，并通过烟气分析仪进行分析，分析结果每15 min记录一次;同时利用U型差压计测量空气预热器入口及出口烟道内的烟气静压，试验数据每15 min记录一次。空气预热器漏风及烟风阻力试验与机组600 MW电负荷锅炉热效率试验同时进行。

试验期间保持机组稳定运行，未进行影响试验工况的调节，符合空气预热器漏风率试验所需的要求。锅炉空气预热器漏风及烟气阻力试验主要数据结果，如表4所示。

表4 空预器漏风及烟气阻力试验主要数据结果

4.3 锅炉主要辅机功率试验结果

锅炉辅机功率试验与不同工况下的锅炉热效率试验同时进行，试验过程中机组稳定运行，记录试验期间辅机电流以计算功率，锅炉辅机功率试验结果如表5所示。

表5 锅炉辅机功率试验结果

4.4 问题分析

根据文献［8］提供的锅炉烟气酸露点温度计算方法，针对锅炉实际燃煤的煤质进行分析计算，得出机组在600 MW、500 MW和420 MW电负荷工况下的排烟酸露点温度分别为 93.45 ℃、90.74 ℃ 和 88.90 ℃。在进行锅炉排烟温度测量过程中发现:在锅炉空气预热器出口烟道断面上，烟气温度的最低值出现在B侧烟道的最外侧，以上3个工况实际测量排烟温度的最低值分别为102.6℃、96.4℃和92.5℃。为了防止锅炉受热面发生低温腐蚀，排烟温度至少比烟气的露点温度高10℃，而根据此试验结果，该锅炉的排烟温度并没有达到此要求。该发电厂地处寒冷地区，进入冬季时最低气温能够达到-30℃左右，此环境下的锅炉排烟温度将更低，更容易发生低温腐蚀现象。为避免此现象发生，可以考虑采用以下两种方式:一方面在锅炉机组中投入暖风器，提高锅炉排烟温度，防止低温腐蚀的同时能够提高锅炉热效率;另一方面，可以考虑低温省煤器的运行时机，在低温省煤器入口烟气温度低于110℃的情况下自动断开低温省煤器，保护锅炉尾部设备的受热面。