电站锅炉风温控制系统改造

2018-02-01唐郭安唐树芳田文俊马龙信

发电设备 2018年1期

唐郭安，唐树芳，田文俊，路昆，马龙信

(华电电力科学研究院，杭州 310030)

随着社会的进步和生活品质的提高，对电能的需求也日益剧增，而作为提供电能的火力发电相比风能发电、核能发电、太阳能发电等，仍为目前最主要的发电模式。火力发电的能量生产设备锅炉，其系统利用能量的效率直接关系到火力发电厂的总体效益，目前我国电站锅炉能量损失中一大部分来源于空气预热器换热效果低下导致的排烟热损失增加。笔者从降低空气预热器的热损失入手，通过吸收热风多余热量来增加通过空气预热器的风量，达到增加空气预热器换热能量，减小排烟热损失的目的，取得了良好的效果。

1 锅炉概况

某电厂330 MW机组锅炉为HG-1021/18.2-YM9型亚临界压力一次中间再热自然循环汽包锅炉。锅炉为单炉膛四角布置摆动式燃烧器(切向燃烧)、固态除渣、平衡通风。空气预热器为两分仓式，设计进风温度为23 ℃，出风温度为330 ℃。制粉系统采用4台DTM350/600型钢球磨煤机，中储式乏气送粉、负压运行，干燥剂再循环正常投入。配套汽轮机为C330-16.7/1.0/537/537型中间再热凝汽式汽轮机，汽轮机THA工况为320 MW，常态负荷为240 MW。

锅炉设计煤种和运行煤种见表1。

表1 煤质成分分析 %

额定负荷下锅炉设计效率为92.10%，设计排烟温度为129 ℃(修正后)。在锅炉运行中，实际排烟温度超过140 ℃。排烟温度偏高不仅严重影响机组的经济性，通常排烟热损失占锅炉总损失80%或者更高[1-2]，而且也影响到脱硫设备的安全运行[3]。

2 原因分析

2.1 空气预热器换热能力下降

空气预热器作为锅炉尾部换热设备，承担着回收烟气热量的重要任务，造成排烟温度高的原因往往都与空气预热器换热有关。在320 MW负荷工况运行下：空气预热器A、B侧漏风率分别为6.81%、5.98%，高于设计值5%；传热效率为63.62%、62.68%，低于设计值65.94%；阻力为1 327 Pa、1 631 Pa，远高于设计值859 Pa。可以看出传热效率的下降使得空气预热器没有完成应有的回收热量任务。由于锅炉已经增加SCR系统，从锅炉平时运行状态、空气预热器所处的温度范围及空气预热器吹灰前后阻力基本不变的情况分析，空气预热器传热效率的下降跟ABS的腐蚀密切相关[4-6]。

2.2 燃烧器摆角不合理

燃烧器上下摆动主要是为了调节再热蒸汽温度，在满足再热蒸汽温度的前提下，通常将燃烧器摆角上扬会抬高火焰中心的位置，造成排烟温度的升高，下摆燃烧器会降低火焰中心位置，有利于排烟温度的降低。

2.3 煤粉细度不合理

煤粉细度对煤粉气流的着火、焦炭的燃尽及磨煤机运行费用都有直接影响。煤粉越粗，着火越迟缓，火焰中心上移，排烟温度升高[7]。设计煤粉细度R90=25%，实测煤粉细度测试结果见表2。

表2 煤粉细度及均匀性指数

从表2中可以看出当前煤粉细度比设计值偏细，不会造成火焰中心上移引起的排烟温度升高。

2.4 系统冷风投入量大

空气预热器出口热风温度在325 ℃左右，而实际运行中随煤质不同，磨煤机入口混合风温在160～250 ℃，磨煤机出口风粉温度通常在70～85 ℃，运行时需要投入冷一次风来调节温度。制粉系统加入冷风运行，使流经空气预热器的一次风量减少，从而造成锅炉排烟温度增加。统计结果表明：流经空气预热器的热一次风量减少10%～40%，会使排烟温度升高7～30 K[8]。通常控制风温在230 ℃左右既能保证制粉系统安全运行，也能满足制粉系统出力的需要。

3 改造措施

3.1 降低火焰中心

在满足再热蒸汽温度的前提下，摆低燃烧器摆角，降低炉膛火焰中心。对调整前、调整后炉膛温度场进行测量，图1给出了调整前后火焰中心位置示意图。

图1 调整前后火焰中心对比

最上层燃烧器在锅炉标高25.5 m位置。从图1中可以看出：调整前的火焰中心在锅炉标高29.4 m的位置；调整后的火焰中心在锅炉标高23.6 m位置。调整后的排烟温度平均降低2 K。

3.2 加装风温控制系统

根据空气预热器和制粉系统的运行现状，设想了4种改造方案：进行喷氨调整优化、增大空气预热器换热面积、增加其他换热面、减小系统冷风

量来控制热风温度。前3种方案优劣对比见表3。

表3 各种方案优劣对比

各种方案相比较，考虑风量对ABS腐蚀的风险影响[9]和减小停炉检修的风险[10-11]，结合机组目前的问题及机组安全性，在热一次风管道上增加换热系统的方案来降低排烟温度，达到节能目的，将是火电机组处理同类问题的首选。

在空气预热器的出口热一次风管道上加装两组风温控制装置(见图2)，利用汽轮机的小部分凝结水作为冷却介质，把去制粉系统的热一次风温度从空气预热器出口温度325 ℃左右降低到磨煤机进口混合风温230 ℃左右，从而消除制粉系统的冷风掺入量及减小排粉机单独运行时的冷风量，最终增加空气预热器风量，降低排烟温度。在煤质、负荷变化(如煤中水分含量降低)时，通过调节热一次风冷却装置的传热功率，改变热一次风温的降低幅度，保证磨煤机出口温度在设定范围。

图2 风温控制系统示意图

将风温控制器安装在热一次风管道上，利用7号低压加热器(简称低加)出口引出管，将85 ℃的凝结水通过换热器，逆流吸收热一次风多余热量再与5号低加汇合，一同进入除氧器排挤抽汽在汽轮机做功降低汽轮机热耗。由于此换热系统利用了7号低加和5号低加之间的级间差，所以不必增加升压泵。管路设置有旁路风，可以对换热量进行控制，也可以调节管间平均风速，降低空气阻力和磨损。

4 改造效果

投用风温控制系统后，在各个负荷段都有较大的降低排烟温度效果。排烟温度的降低基本在10 K左右，同时锅炉效率也有所提高。试验时投入风温控制系统，分别在320 MW、300 MW、270 MW和240 MW工况下进行。由于热风热量被风温控制系统带走，需要扣除这部分热量。热风的温降在负荷不同时通过调节冷却水流量，均保持在20 K左右。以320 MW工况为例，入口热风温度320.8 ℃，出口温度300.8 ℃，那么热风热量损失为20.91 kJ/kg，热风量为940 t/h，那么被冷却水携带走的热量为5 461 kW。入炉煤低位输入热为806 244 kW，则冷却水携带热损失对锅炉效率的占比为0.677%。依次计算其他负荷工况，得到热量损失见表4。

表4 各工况热损失

对于锅炉系统而言，由于热风温度被降低，造成了输入热量的减少，但另一方面通过空气预热器的空气量却增加了，这样造成排烟温度的下降，总体上锅炉效率有所提高。对于整个机组而言，风温控制系统中热风的热量最终随给水系统流回了锅炉。

为了检验风温控制系统的节能效果，在将燃烧器摆角调整好后对排烟温度及锅炉效率进行了测试，测试结果见图3和图4。

图3 改造前后排烟温度对比

图4 改造前后锅炉效率对比

由图2和图3可得：320 MW工况下投入风温控制系统比不投风温控制系统排烟温度降低9.96 K，炉效提高0.43%；300 MW工况下投入风温控制系统比不投系统排烟温度降低8.57 K，炉效提高0.17%；270 MW工况下投入风温控制系统比不投系统排烟温度降低7.87 K，炉效提高1.36%；240 MW工况下投入风温控制系统比不投系统排烟温度降低17.6 K，炉效提高0.79%。