600 MW 超临界锅炉热效率下降原因分析及对策

李建武 陈俊彬

（1 福建省福能晋南热电有限公司 福建泉州 362722 2 福建省鸿山热电有限责任公司 福建泉州 362712）

锅炉热效率是燃料送入的热量中有效热量所占的百分数，是衡量锅炉运行的重要技术经济指标。燃料的热量有多少被有效利用或变成热量损失，表明锅炉设备的完善程度和运行管理水平。以福建省某电厂2×600 MW 超临界抽凝供热机组为例，对近3 年来（2014—2016 年）锅炉热效率下降的原因进行分析，并据此进行了改造。改造后，锅炉热效率、排烟温度、水冷壁过热度及温升、发电标煤耗等取得明显改善，跟踪近4 年（2017—2020 年）的锅炉热效率试验数据，锅炉热效率基本稳定在93%以上，机组经济性、安全性得到有效提升。

1 机组概况

福建省某电厂2×600 MW 超临界抽凝供热机组，最大供热量超2 万t/d。锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的HG-1962/25.4-YM3 型锅炉，一次中间再热、超临界、带内置式再循环泵启动系统的本生直流锅炉，单炉膛、平衡通风、炉底采用风冷干排渣、全钢架、悬吊结构、π 型露天布置。设计煤种和校核煤种Ⅰ为神华烟煤，校核煤种Ⅱ为晋北烟煤。设有30 只低NOX轴向旋流燃烧器，采用前后墙布置、对冲燃烧，制粉系统为6 台ZGM113G 型中速辊式磨煤机配正压直吹。炉后尾部布置2 台三分仓容克式空预器。锅炉主要设计参数见表1。

表1 锅炉主要设计参数

2 存在问题

2014—2016 年，#1、#2 锅炉热效率都呈现下降趋势，热能损失加剧，锅炉热效率下降约1%。针对锅炉热效率下降问题，公司组织技术人员对运行工况及检修情况进行了分析，制定了措施，并结合检修对系统进行改造及对运行进行优化，取得了良好的效果。锅炉热效率的变化情况详见表2。

表2 锅炉热效率的变化情况 （%）

3 原因分析

3.1 省煤器积灰结块

省煤器设计满负荷进出口水温差为45.6 ℃，实际只有33 ℃，换热效果差。检修时发现，省煤器上部积灰，本体积灰板结，减少了烟气与受热面管的直接接触，增加热阻，降低换热效率，从而降低锅炉效率。

3.2 屏过结焦结渣

检修发现屏式过热器结焦严重，部分屏过吹灰器枪头烧坏，失去正常吹灰功能，无法有效清除积灰、焦渣，同时造成结焦加剧，降低屏式过热器的辐射换热。

3.3 蒸汽氢电导率超标，省煤器、水冷壁结垢

2014—2016 年检修期间对#1、#2 机组省煤器及水冷壁进行割管取样，部分管样的垢量出现超过200 g/m2的情况。省煤器、水冷壁结垢是导致热阻上升、吸热量降低的重要原因。

该电厂为超临界供热机组，原锅炉补给水系统采用阴阳离子树脂交换工艺，每台机组供热量为300 t/h 时，蒸汽氢电导率就已超标，随着供热量的增加，对除盐水的总有机碳（TOC）指标要求更加严格，当单机供热量达到500 t/h 以上时，使用简单的离子交换工艺已无法达到水质要求。特别是2013 年以来，对外供热量的不断增大，双机供热量最高约700 t/h，供热机组大量补充新鲜除盐水是导致蒸汽氢电导率超标的主要原因，因此在大量供热情况下，降低除盐水中TOC 含量是解决供热机组蒸汽氢电导率超标的有效途径。

3.4 化学不完全燃烧

烟气CO 含量理想值应控制在200 mg/Nm3以内，每增加100 mg/Nm3，锅炉效率降低约0.015%。由于烟气系统未安装CO 监测器，运行人员无法实时调控，导致CO 含量总体维持在较高水平且波动很大，高低值可以差将近10 倍。2014—2016年#1、#2 锅炉烟气CO 含量见图1。

图1 2014—2016 年#1、#2 锅炉烟气CO 含量

3.5 空预器漏风大

该电厂空预器原设计采用回转式空气预热器，设计漏风率为6%以下。由于密封结构采用轴向密封板等密封工艺，且设备经过较长时间运行，转子及风罩等受热变形后，密封间隙变大，漏风量变大，实际2 台机组漏风率都在7.5%以上，平均值约8%左右。

3.6 排烟温度高

排烟热损失是锅炉机组最大的一项热损失，600 MW 锅炉排烟温度每增加10 ℃，锅炉效率降低0.5%。该电厂锅炉排烟温度设计值为BMCR 工况下121 ℃，实际满负荷烟温超过130 ℃，甚至达到140 ℃以上。

4 对策

4.1 省煤器上部加装吹灰器

增设省煤器吹灰器，吹扫省煤器乃至低温过热器上的积灰，防止省煤器本体积灰重新板结，提高锅炉热效率。加装吹灰器后，省煤器进出口水温差快速、持续扩大，省煤器吸热明显改善，省煤器进出口水温升大约增加了7 ℃，达到41 ℃，已接近设计值。

4.2 加长屏过吹灰器导轨，炉膛添加除焦剂

加长屏过吹灰器后部轨道，吹灰器枪头有效避开炉膛高温，防止枪头烧破后无效吹灰造成屏过结焦。定期喷洒除焦剂，使屏式过热器不易结焦，保证屏式过热器的受热面积，确保换热效率。

4.3 开展锅炉化学清洗，降低热阻、增加吸热量

利用机组大修对省煤器、水冷壁进行化学清洗，锅炉省煤器、水冷壁垢量从最高500 g/m2以上下降到10 g/m2以内，除垢率＞97%。#1、#2 机组锅炉化学清洗结束后在给水温度降低、给水流量接近的情况下，水冷壁沿程温度都有不同程度的提高，其中#1 锅炉水冷壁中间点过热度提高了13.5 ℃。

4.4 加装烟气CO 检测装置，监控和调整烟气CO 含量

加装烟气CO 检测装置，在控制画面增设CO 实时数据，通过实时监控CO 和O2含量，可以为运行调整风量提供很好的参考，减少CO 过高带来的化学不完全燃烧损失。通过CO监测和调整，可以将CO 量从500 mg/m3降低到200 mg/m3以内，平均提高锅炉热效率0.12%。

4.5 空预器密封改造

对空预器密封改造，采用间隙自补偿漏风控制技术，更换所有径向密封板，将原轴向密封板改为对应密封方式，轴向弧形板调整重新设定，更换中心筒上下密封装置，更换上部轴密封装置，转子及中心筒重新定位找正等措施，大幅降低漏风水平；通过软件精确模拟，优化空预器密封间隙设定，减小整体间隙水平，进一步降低漏风率；结合机组检修测量、调整密封间隙，改造后空预器漏风率从8.0%降低到4.5%，可以提高锅炉热效率约0.21%。

4.6 锅炉燃烧调整

通过对历史数据的收集，不同负荷下的燃烧调整试验，寻找两台锅炉热经济性的影响及其规律，寻求最佳运行方式；通过试验调整较优的配煤、上煤方式和煤粉细度，尽可能接近设计煤种；通过优化一次风配比，减少汽温偏差，满负荷平均减温水量下降10 t/h；通过合理的一、二次风配比、风煤比的配比，提高旋流强度等方式，改善风粉混合效果，优化燃烧配风，提高燃烧效率；通过优化燃烧调整，提高锅炉运行的稳定性，使锅炉火焰均匀充满炉膛，减少水平烟温偏差，提高锅炉的经济运行水平。

5 改造后效果评价

在同等工况情况下，2017—2020 年#1、#2 锅炉热效率基本稳定在93%以上，甚至94%以上，热能损失有效降低，锅炉热效率的下降情况见表3。

表3 锅炉热效率的变化情况 （%）

6 结语

通过改造，#1、#2 锅炉热效率分别由2016 年改造前的92.92%、92.54%，提升到2017 年改造后的93.40%和93.38%，分别提升0.48%和0.84%，并连续4 a 锅炉热效率基本稳定在93%以上。选取2016、2017 年同期相近煤质时的数值进行比较：#1、#2 锅炉同等条件下排烟温度各下降了约5 ℃～7 ℃，锅炉效率提高0.25%～0.30%。对于600 MW 锅炉，锅炉效率每提升1%，大约可以节约机组发电标煤耗2.95 g，#1、#2 锅炉分别可以节约发电标煤耗约1.416 g 和2.478 g，按照标煤600 元/t，年发电量60 亿kWh 计算，一年可节约燃料成本约700 万元。