循環(huán)流化床鍋爐主汽再熱器溫度低解決方案

【摘 要】某電廠300MW循環(huán)流化床機組投產(chǎn)后，主汽、再熱器出口汽溫度偏離設(shè)計較多，機組總體效率偏低很多。經(jīng)過一年多時間的運行和認真分析，找到了主汽、再熱器出口汽溫低的原因，并利用機組檢修機會進行了改造，改造后主汽、再熱器出口溫度有了較大幅度提高，基本達到了設(shè)計值。

【關(guān)鍵詞】主再熱汽溫、中溫過熱器、改造

1、情況介紹

循環(huán)流化床（CFB）鍋爐技術(shù)是近十幾年迅速發(fā)展的一項高效低污染清潔燃燒技術(shù)，在世界范圍內(nèi)正在得到迅速發(fā)展。CFB鍋爐能燃用常規(guī)煤粉鍋爐無法燃燒的劣質(zhì)燃料（包括洗中煤、煤矸石等），CFB鍋爐發(fā)電技術(shù)是適合我國資源特點的一種選擇，我國目前CFB鍋爐技術(shù)發(fā)展的主要方向：從引進消化吸收到自主研制，實現(xiàn)CFB 鍋爐大型化，逐步向300MW級以上大容題名同爐發(fā)展，目前技術(shù)也比較成熟。但從近年來投產(chǎn)的機組運行情況看，也有部分機組蒸汽溫度偏低達不到設(shè)計值，嚴重影響機組的經(jīng)濟性和汽輪機的安全運行，為解決循環(huán)流化床鍋爐運行中蒸汽溫度低的實際問題，優(yōu)化鍋爐設(shè)計，提高機組經(jīng)濟性，確保機組長周期安全穩(wěn)定經(jīng)濟運行具有重要意義。

電廠2×300MW鍋爐為上海鍋爐廠自主研發(fā)，型號為SG-1065/17.5-M4505的亞臨界自然循環(huán)流化床鍋爐。鍋爐本體主要由汽包、布風板、懸吊全膜式水冷壁、絕熱式旋風分離器、U型返料回路以及后煙井對流受熱面組成；爐膛上部前墻布置10片水冷屏、12片中溫過熱屏、12片高溫過熱屏和6片屏式再熱器（均左右對稱布置）；鍋爐采用單面風板、床上點火、爐后進風、等壓一次風室、底部排渣。

2、存在問題

昱光電廠2×300MW兩臺機組投產(chǎn)以來，存在的最主要問題就是主蒸汽溫度、再熱蒸汽溫度在機組出力大于260MW時與設(shè)計值存在較大偏差，而且負荷越高與設(shè)計值溫度偏差越大，嚴重影響機組的經(jīng)濟性及汽輪機安全穩(wěn)定運行。

在鍋爐額定出力1065t/h，爐膛床溫約為928℃，分離器出口煙氣溫度約為917℃，主蒸汽出口溫度約為510℃，再熱器蒸汽出口溫度約為503℃（再熱器進口溫度約為300℃），與設(shè)計值相比主蒸汽出口溫度低了約31℃，再熱蒸汽出口溫度低了約38℃（再熱蒸汽進口與設(shè)計值相比低了約32℃），床溫高了約30℃，空氣預(yù)熱器出口溫度高了約20℃。

3、原因分析

機組試運及試生產(chǎn)階段，為找出影響主、再熱蒸汽溫度低的原因，特在75-100%負荷下，對影響蒸汽溫度的給水溫度，一、二次風量風壓及比例，燃用不同熱值、粒徑的燃料，鍋爐吹灰等方面，對兩臺機組進行蒸汽溫度調(diào)整試驗，試驗結(jié)果表明，以上各種因素的調(diào)整變化，對蒸汽溫度的影響不大，都不是影響蒸汽溫度低的主要因素，下面試驗過程記錄的數(shù)據(jù)進行分析

3.1從鍋爐煙氣側(cè)的運行情況看，鍋爐中部懸浮段壓差較高，造成了鍋爐蒸發(fā)受熱面吸熱量增大，使鍋爐蒸發(fā)吸熱與過熱器吸熱量之間的比例失調(diào)，造成過熱蒸汽出口溫度過低。本工程鍋爐爐膛結(jié)構(gòu)尺寸與廣東云浮300MWCFB鍋爐較為接近，圖1為本工程與廣東云浮項目爐膛中部懸浮段差壓隨負荷變化的曲線。從圖1可以看出爐膛中部懸浮段壓差本工程要比云浮項目在超過260MW負荷時要超出0.1mbar/m，在高負荷階段，相應(yīng)的爐膛對流換熱系數(shù)增加約10W/（m2·K），這也與鍋爐運行蒸發(fā)吸熱量相匹配。

從上表分析，各受熱面實際值與設(shè)計值相比，中溫屏式過熱器的焓增明顯偏小，這是造在鍋爐主蒸汽溫度偏低的主要原因；再熱器的焓增實際值與設(shè)計相比偏差不大，再熱器出口蒸汽溫度過低是由于再熱器進口溫度過低造成的，而這也是與鍋爐主蒸汽溫度過低息息相關(guān)的。

因此從以上試驗數(shù)據(jù)分析，引起鍋爐主蒸汽、再熱蒸汽溫度偏低的主要原因在于鍋爐設(shè)計的蒸發(fā)受熱面現(xiàn)積過大，造成蒸發(fā)吸熱量與過熱器吸熱不匹配，過熱器出口蒸汽溫度過低，同時進一步使再熱器進口溫度過低，造成再熱器溫度過低。

4、改造方案

針對存在的問題，通過與上海鍋爐廠設(shè)計人員、技術(shù)人員進行溝通，結(jié)合現(xiàn)場工質(zhì)側(cè)、煙氣側(cè)實際運行數(shù)據(jù)及考慮爐膛增加防磨梁對鍋爐蒸發(fā)受熱面的影響，對鍋爐煙氣側(cè)、工質(zhì)側(cè)有關(guān)數(shù)據(jù)進行計算，最終確定改造方案。

（1）爐內(nèi)的中溫過熱屏向下拉長約5.8米，即增加爐膛中溫屏式過熱器面積334m2。

（2）爐膛稀相區(qū)水冷壁增加8層多階式防磨梁，共遮蓋水冷受熱面積71 m2。

改造預(yù)期效果

（1）過熱器出口蒸汽溫度上升20～30度，滿足設(shè)計要求；

（2）床溫升高約10度；

（3）NOX排放指標，過熱器減溫水量基本不變；

（4）爐內(nèi)增加多階式防磨梁降低鍋爐磨損；

（5）中溫屏過熱器拉長后，過熱器阻力相比原來增加阻力0.06Mpa；

利用機組檢修機會對鍋爐中溫過熱屏進行了改造并加裝了水冷壁防磨梁

5、改造效果

#1機組負荷在280MW以下時，主、再熱汽溫完全可以達到額定值。負荷大于280MW，3000kcal/kg入爐煤發(fā)熱量下投入風水冷渣器運行時，主、再熱汽溫度達到設(shè)計值；如不投運風水冷渣器，主、再熱汽溫仍然低于額定值3度。

床溫與預(yù)期效果相符，與設(shè)計值相比增長 10-15度。

隨著床溫的上升，NOX等排指標無明顯變化。

#2爐改造后，負荷在280MW以下時，主、再熱汽溫完全可以達到額定值。負荷大于280MW時，中溫過熱屏出口溫度基本可達到設(shè)計值469度，負荷大于280MW時，3000kcal/kg入爐煤發(fā)熱量下投入內(nèi)水冷渣器運行時，主再熱蒸汽溫度達到設(shè)計值，如不投運風水冷渣器，主、再熱汽溫仍然低于額定值

結(jié)論：

通過對機組運行參數(shù)進行調(diào)整，對機組運行時主、再熱蒸汽低的原因進行認真分析，最終確認了引起偏差的原因。并根據(jù)原因進行了針對性的熱力學計算，并制了合適的改造方案。從改造后的運行參數(shù)看，改造取得了明顯效果，取得了較好的經(jīng)濟效益，保證了機組安全經(jīng)濟運行，同時也為其它同類型機組改造提供了思路。改造后存在的問題將在下一步工作中繼續(xù)研究解決。

參考文獻：

【1】張夢珠：工業(yè)鍋爐原理與設(shè)計 1990

【2】蔣明昌：火電廠能耗指標分析手冊 中國電力出版社，2012.12

【3】張磊、張立華 燃煤鍋爐機組 中國電力出版社 2006

【4】蔣敏華、肖平 中因電力出版社 2009

【5】上海鍋爐廠設(shè)計計算書 2013