600 MW亞臨界W火焰鍋爐熱力性能分析及改造

熊顯巍，陶麗

(上海發(fā)電設(shè)備成套設(shè)計(jì)研究院，上?！?00240)

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600 MW亞臨界W火焰鍋爐熱力性能分析及改造

熊顯巍，陶麗

(上海發(fā)電設(shè)備成套設(shè)計(jì)研究院，上海200240)

摘要：某電廠600 MW亞臨界W火焰鍋爐投運(yùn)以來出現(xiàn)了鍋爐過熱器減溫水量大于設(shè)計(jì)值、再熱器汽溫低于設(shè)計(jì)值、排煙溫度偏高等問題。通過分析，發(fā)現(xiàn)鍋爐的結(jié)構(gòu)特點(diǎn)以及運(yùn)行煤質(zhì)的變化共同導(dǎo)致了這些熱力性能問題，通過熱力性能校核計(jì)算評(píng)估了相關(guān)受熱面的改造方案。受熱面改造后，在滿足可靠性的基礎(chǔ)上提高了機(jī)組運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性。

關(guān)鍵詞：W火焰鍋爐；過熱器；再熱器；減溫水；排煙溫度；熱力校核計(jì)算

0引言

W火焰鍋爐用于燃用高灰分、低揮發(fā)分的難燃無煙煤,該爐型出于增大截面熱負(fù)荷以及燃燒器布置的需要，爐膛寬度大于同容量的其他爐型，為了進(jìn)一步保證燃燒效率，在下爐膛還鋪設(shè)了大量衛(wèi)燃帶，使得爐膛傳熱工況趨于復(fù)雜。這些固有的技術(shù)特點(diǎn)導(dǎo)致了W火焰鍋爐的熱力性能問題較對(duì)沖爐鍋爐或四角切圓鍋爐等其他爐型更突出，主要表現(xiàn)在過熱器超溫、再熱器欠溫以及排煙溫度偏高等方面。筆者通過分析，發(fā)現(xiàn)某電廠W火焰鍋爐的結(jié)構(gòu)特點(diǎn)以及運(yùn)行煤質(zhì)的變化共同導(dǎo)致了這些熱力性能問題，通過熱力性能校核計(jì)算，評(píng)估相關(guān)受熱面的改造方案。受熱面改造后，在滿足可靠性的基礎(chǔ)上提高了機(jī)組運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性。

1機(jī)組概況

某電廠600 MW鍋爐為亞臨界、中間一次再熱的自然循環(huán)鍋爐，雙拱形單爐膛，燃燒器布置于下爐膛前、后拱上，“W”型火焰燃燒方式。尾部雙煙道結(jié)構(gòu)，采用擋板調(diào)節(jié)再熱器汽溫，固態(tài)排渣，全鋼結(jié)構(gòu)，全懸吊結(jié)構(gòu)，平衡通風(fēng)，露天布置。鍋爐保證熱效率(按低位發(fā)熱量)為91.75%(額定工況)；下爐膛尺寸為34 480 mm×16 012 mm(寬度×深度)，上爐膛尺寸為34 480 mm×9 906 mm(寬度 ×深度)，爐底標(biāo)高8 000 mm，爐頂標(biāo)高60 140 mm；水平煙道深6 382 mm，尾部豎井深9 716 mm，尾部豎井前煙道深4 534 mm，尾部豎井后煙道深5 182 mm；一次汽調(diào)溫減溫水來自給水泵出口。

鍋爐結(jié)構(gòu)如圖1所示，鍋爐主要性能參數(shù)見表1(表中：BMCR為鍋爐最大連續(xù)出力工況；TRL為額定工況；THA為熱耗考核工況)。

圖1　鍋爐結(jié)構(gòu)

2鍋爐熱力性能分析

從鍋爐結(jié)構(gòu)可以看出，該W火焰亞臨界鍋爐的熱力性能有以下3個(gè)特點(diǎn)。

(1) 過熱器汽溫呈現(xiàn)明顯的輻射特性。首先，大屏過熱器的高度占整個(gè)爐膛高度的近40%，而一般爐型的大屏過熱器占整個(gè)爐膛高度的30%左右；其次，該大屏過熱器為疏水屏，有一段水平段，因此折焰角以下的大屏占整個(gè)大屏的近40%，折焰角以下的大屏部分更容易吸收爐膛內(nèi)強(qiáng)烈的火焰輻射熱；第三，由于下爐膛布置了大量的衛(wèi)燃帶，增加了傳熱熱阻，減少敷設(shè)衛(wèi)燃帶區(qū)域水冷壁30%～40%的吸熱量，相對(duì)就增加了大屏過熱器吸收爐內(nèi)輻射熱的比例。

表1　鍋爐主要性能參數(shù)(設(shè)計(jì)煤種)

圖2　沿爐寬實(shí)測(cè)汽溫分布

以上因素疊加起來，導(dǎo)致整個(gè)大屏過熱器在爐膛內(nèi)的熱負(fù)荷不均勻系數(shù)為1.00～1.10，而傳統(tǒng)的熱力計(jì)算方法中，大屏過熱器沿爐膛高度熱負(fù)荷不均勻系數(shù)一般為0.70～0.75，因此，鍋爐受熱面的布置方式將使得過熱器汽溫呈現(xiàn)明顯的輻射特性。

(2)再熱器汽溫呈現(xiàn)明顯的對(duì)流特性。該鍋爐未設(shè)置屏式再熱器，低溫再熱器為對(duì)流受熱面，唯一有可能吸收到少量爐膛穿透輻射熱的高溫再熱器(以下簡(jiǎn)稱高再)又位于水平煙道的盡頭，離折焰角出口的距離達(dá)4～5 m(絕大多數(shù)600 MW Π型鍋爐折焰角出口即為高再)，很難吸收從爐膛來的穿透大屏過熱器與高溫過熱器(以下簡(jiǎn)稱高過)的爐膛輻射熱，因此該鍋爐再熱器汽溫表現(xiàn)為對(duì)流特性。

(3)折焰角上部以及水平煙道部分容易積灰。首先，該鍋爐折焰角上傾角度不到30°，水平煙道上傾角更是只有25°，而其他爐型的折焰角大部分上傾角度約為35°，這就增加了折焰角上部以及水平煙道積灰的可能性[1]，積灰使得受熱面下部管屏被埋，將影響受熱面的利用率；其次，該W火焰鍋爐的爐寬達(dá)34 480 mm，與傳統(tǒng)的切圓爐或?qū)_爐相比，沿爐寬中間區(qū)域吹灰的難度較大，使得沿爐寬中間區(qū)域積灰更嚴(yán)重，從實(shí)測(cè)汽溫分布數(shù)據(jù)(如圖2所示)可以看出，汽溫沿爐寬呈現(xiàn)兩邊高中間低的特點(diǎn)，也驗(yàn)證了中間區(qū)域積灰更嚴(yán)重。

3鍋爐實(shí)際運(yùn)行情況

3.1煤質(zhì)變化

運(yùn)行煤種與設(shè)計(jì)煤種的對(duì)比見表2，差異主要表現(xiàn)在運(yùn)行煤種收到基灰分增加7百分點(diǎn)，收到基水分增加3百分點(diǎn)，收到基全硫由1.83%增加到4.00%，收到基低位發(fā)熱量減少約15%。

表2　煤質(zhì)對(duì)比

煤質(zhì)的變化對(duì)鍋爐熱力性能有以下影響。

(1)運(yùn)行煤質(zhì)的變化使得過熱器減溫水量增加，過熱器超溫[2]。首先，實(shí)際燃煤的灰分、水分增加，火焰行程將延長，火焰中心上移，加大大屏過熱器以及高過吸收爐內(nèi)輻射熱的比例，增加了過熱吸熱量，減少了蒸發(fā)吸熱量；其次，灰分增加使得省煤器的灰污系數(shù)增大，省煤器吸熱量減少，過熱器減溫水量增加。

(2)當(dāng)尾部煙道前后煙氣份額不變時(shí)，運(yùn)行煤質(zhì)的變化將導(dǎo)致再熱器汽溫下降。前文已有論述，該鍋爐水平煙道容易積灰，高過前段下方為30°傾角折焰角區(qū)域，高過后段下方為25°傾角水平煙道部分，而高再整段都在25°傾角水平煙道的上方，因此折焰角上部以及水平煙道的積灰對(duì)高再受熱面的利用效率影響更明顯，煤質(zhì)灰分增加時(shí)，實(shí)際參與換熱的高再受熱面面積減小。

(3)運(yùn)行煤質(zhì)灰分的增加將使整個(gè)鍋爐受熱面?zhèn)鳠嵯禂?shù)降低，水分增加將增大煙氣質(zhì)量流量，這些都會(huì)導(dǎo)致排煙溫度增加。但硫分增加而導(dǎo)致的低溫腐蝕是一個(gè)需要重點(diǎn)關(guān)注的問題，不能為減少排煙熱損失而在受熱面改造時(shí)追求過低的排煙溫度。

3.2運(yùn)行參數(shù)

實(shí)際運(yùn)行時(shí)熱力性能參數(shù)見表3。

(1)580 MW負(fù)荷下過熱蒸汽減溫水量為252.5 t/h，349 MW負(fù)荷下為173.5 t/h，分別占過熱蒸汽流量的14.3%與19.4%，驗(yàn)證了前面論述的過熱器汽溫呈現(xiàn)輻射特性的特點(diǎn)，即負(fù)荷變低時(shí)，汽溫升高，減溫水量占過熱蒸汽流量的比例增大。

表3　實(shí)際運(yùn)行熱力性能參數(shù)

(2)500 MW和349 MW負(fù)荷下，再熱器出口汽溫分別低于設(shè)計(jì)值11℃和46℃，負(fù)荷變低時(shí)，再熱器汽溫欠溫增加，驗(yàn)證了前面論述的再熱器汽溫的對(duì)流特性。再熱器汽溫太低，一方面降低了汽輪機(jī)組熱力循環(huán)熱效率，影響經(jīng)濟(jì)性，另一方面使乏汽濕度增加，汽輪機(jī)末級(jí)葉片受到?jīng)_擊，可靠性降低[3]。

(3)580 MW與349 MW負(fù)荷時(shí)，排煙溫度分別為141.9 ℃和117.7 ℃，分別高于設(shè)計(jì)值約21 ℃和16 ℃。排煙溫度升高主要是因?yàn)閷?shí)際燃煤偏離設(shè)計(jì)煤種，灰分以及水分增加，排煙溫度升高導(dǎo)致排煙熱損失增加，鍋爐效率降低。

4鍋爐改造方案

(1)省煤器改造方案。為了降低排煙溫度，提高鍋爐效率，減小過熱器噴水量，同時(shí)為了滿足脫硝設(shè)備進(jìn)行選擇性催化還原 (SCR)的要求，入口煙溫應(yīng)在320～400 ℃范圍內(nèi)，需要增加省煤器受熱面積。在低再側(cè)省煤器和低過側(cè)省煤器的下方增加一個(gè)光管省煤器管圈，橫向排數(shù)和節(jié)距不變，各34片，管屏為5根繞，彎管半徑為90 mm，省煤器進(jìn)、出口集箱不作改造，面積各增加1 800 m2。

(2)再熱器受熱面改造方案。為了提高再熱器汽溫，進(jìn)行低溫再熱器垂直段改造，橫向排數(shù)和節(jié)距保持不變，共135片，管屏為8根繞，在原結(jié)構(gòu)上管圈多繞一個(gè)行程，受熱面積增加約50%，達(dá)1 500 m2。

表4　尾部前煙道煙氣調(diào)節(jié)份額

(3)大屏過熱器改造方案。

1)方案1。為進(jìn)一步減少過熱器減溫水量，去除大屏過熱器背風(fēng)面5根管子，減少約9%的受熱面積。

2)方案2。將大屏過熱器垂直段沿高度減少4 m，減少18%的受熱面積。具體實(shí)施方案為：在大屏過熱器垂直段切開兩個(gè)斷口，調(diào)整爐膛剛性梁標(biāo)高位置，將大屏過熱器分配集箱增加一個(gè)插入段，大屏過熱器水平段及穿水冷壁處管屏、密封等整體上移，最后將大屏過熱器垂直段對(duì)口焊接。

(4)衛(wèi)燃帶改造方案。在保證鍋爐低負(fù)荷穩(wěn)燃的基礎(chǔ)上，避免火焰刷墻而造成結(jié)焦，同時(shí)適當(dāng)增加蒸發(fā)吸熱，減少過熱器減溫水量。鍋爐去除衛(wèi)燃帶敷設(shè)面積278 m2，具體方案為：去掉爐拱部以上的前、后墻和側(cè)墻的衛(wèi)燃帶，如圖3所示。

圖3　衛(wèi)燃帶改造

5受熱面改造后的熱力性能校核計(jì)算

5.1校核計(jì)算方法

按照前蘇聯(lián)1973年熱力計(jì)算方法編制熱力計(jì)算程序，利用表3中的運(yùn)行數(shù)據(jù)修正580 MW與349 MW負(fù)荷下鍋爐熱力計(jì)算中的污染系數(shù)、熱有效系數(shù)、爐膛火焰中心系數(shù)等，使計(jì)算結(jié)果與改造前的運(yùn)行數(shù)據(jù)吻合，并通過熱平衡計(jì)算得出實(shí)際運(yùn)行時(shí)尾部前煙道的可調(diào)節(jié)煙氣份額，見表4。

由表4可以看出，煙氣擋板的調(diào)溫作用很有限，前煙道煙氣份額最高只能到0.400，很難有效提高低負(fù)荷下的再熱器汽溫，低負(fù)荷時(shí)靠擋板調(diào)溫達(dá)不到原設(shè)計(jì)的預(yù)期效果。較小的煙氣份額調(diào)節(jié)范圍和較大的沿寬度汽溫偏差也意味著實(shí)施受熱面改造時(shí)不能過度增加再熱器受熱面，避免高負(fù)荷時(shí)由于再熱器局部或整體超溫而投再熱器減溫水，影響經(jīng)濟(jì)性[4]。

5.2校核計(jì)算結(jié)果及分析

(1)生成k個(gè)滿足假設(shè)5和假設(shè)6的隨機(jī)整數(shù)xk，表示第k個(gè)時(shí)間段乘坐電梯的人數(shù)，并將xk個(gè)人隨機(jī)的分到第l樓；

采用經(jīng)過修正的熱力計(jì)算程序，進(jìn)行580 MW，349 MW負(fù)荷下大屏過熱器改造方案1及方案2的熱力性能校核計(jì)算，計(jì)算結(jié)果見表5。

表5　改造方案熱力性能參數(shù)

由表5可看出。

(1)580 MW與348 MW負(fù)荷下，兩種改造方案的省煤器出口煙溫都能滿足SCR所需的320～400 ℃。

兩種改造方案對(duì)排煙溫度的影響不大，580 MW時(shí)排煙溫度降低約10 ℃，349 MW時(shí)降低17～19 ℃。

(2)兩種改造方案的再熱器汽溫在580 MW負(fù)荷時(shí)都可以達(dá)到設(shè)計(jì)值541 ℃，但349 MW負(fù)荷時(shí)最多只能到508 ℃。

(3)兩種改造方案都減少了過熱器減溫水量，但過熱器減溫水量分別還有138 t/h與94 t/h，能滿足調(diào)溫的要求。

6方案實(shí)施及其效果

6.1方案實(shí)施

(1)方案2要抬高大屏過熱器，會(huì)影響高過進(jìn)口煙氣流場(chǎng)和溫度場(chǎng)分布[5]，繼而可能影響高過的熱偏差和管壁溫度。而方案1僅減少大屏過熱器背風(fēng)面5根管子，不會(huì)影響高過進(jìn)口煙氣流場(chǎng)分布，更可靠。

(2)方案1減溫水量為138 t/h，方案2減溫水為94 t/h?？紤]到過熱器減溫水量對(duì)經(jīng)濟(jì)性影響甚小(升高1 t/h，對(duì)煤耗影響0.001 9%)，為了滿足煤種變化以及燃燒工況變化時(shí)調(diào)節(jié)左、右側(cè)汽溫需要較多減溫水的要求，保留稍大量的減溫水，有利于安全運(yùn)行。

(3)方案1在減少5根背火面管子后，蒸汽流通面積減少，蒸汽流速增加，管內(nèi)蒸汽的對(duì)流放熱系數(shù)增加，有利于降低大屏過熱器的管壁壁溫，更安全。

因此，從安全、可靠運(yùn)行的角度考慮，最終按方案1實(shí)施了改造。

6.2方案實(shí)施效果

受熱面改造完成后，通過火電廠廠級(jí)監(jiān)控信息系統(tǒng)(SIS)統(tǒng)計(jì)出5個(gè)月的運(yùn)行數(shù)據(jù)，見表6。

表6　改造后運(yùn)行數(shù)據(jù)

統(tǒng)計(jì)運(yùn)行數(shù)據(jù)表明。

(1)平均電負(fù)荷在381～433 MW時(shí)，過熱器平均減溫水量占過熱蒸汽流量的比例為0.091～0.099，與熱力性能校核計(jì)算結(jié)果吻合，保留一定的減溫水量有利于調(diào)節(jié)左、右側(cè)的汽溫偏差。

(2)平均電負(fù)荷在381～433 MW時(shí)，平均排煙溫度為112～120 ℃，與熱力性能校核計(jì)算結(jié)果吻合。省煤器改造后按照預(yù)期降低了排煙溫度，提高了鍋爐效率，并滿足SCR入口的煙溫要求。

(3)平均電負(fù)荷在381～433 MW時(shí)，再熱器汽溫為512～522 ℃，再熱器汽溫有所提高，也與熱力性能校核計(jì)算結(jié)果吻合，提高了機(jī)組運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性。

7結(jié)論

(1)該鍋爐的結(jié)構(gòu)特點(diǎn)以及煤質(zhì)的變化共同導(dǎo)致了過熱器超溫、再熱器欠溫、排煙溫度升高等熱力性能問題。

(2)通過熱力性能校核計(jì)算以及受熱面改造，有效降低了省煤器出口煙溫與排煙溫度，既提高了鍋爐效率，又滿足了SCR入口煙溫要求。過熱器減溫水量控制在合理的范圍內(nèi)。

(3)鍋爐的結(jié)構(gòu)布置特點(diǎn)決定的再熱器汽溫對(duì)流特性以及尾部前、后煙道較小的煙氣份額調(diào)節(jié)范圍，共同導(dǎo)致了低負(fù)荷時(shí)再熱器汽溫欠溫嚴(yán)重。受熱面改造后，再熱器汽溫在高負(fù)荷能提高到設(shè)計(jì)值，低負(fù)荷時(shí)有所提高，在滿足可靠性的基礎(chǔ)上提高了機(jī)組運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性。

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(本文責(zé)編：劉芳)

收稿日期:2016-02-15；修回日期:2016-03-16

中圖分類號(hào)：TK 223.3

文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A

文章編號(hào)：1674-1951(2016)03-0001-05

作者簡(jiǎn)介：

熊顯巍(1979—)，男，湖南常德人，工程師，工學(xué)碩士，從事鍋爐熱力性能校核計(jì)算與評(píng)估研究等方面的工作(E-mail:xiongxianwei@163.com)。