鍋爐排煙溫度高的原因分析及措施

王東輝

(白音華金山發(fā)電有限公司，內(nèi)蒙古 錫林郭勒 026200)

鍋爐排煙溫度高的原因分析及措施

王東輝

(白音華金山發(fā)電有限公司，內(nèi)蒙古 錫林郭勒 026200)

排煙溫度的變化對鍋爐效率影響較大，白音華金山發(fā)電有限公司600 MW亞臨界直接空冷燃褐煤火力發(fā)電機組投運后，一直存在排煙溫度偏高的問題，對排煙溫度偏高的主要原因進行了深入分析，采取了氧量調(diào)整優(yōu)化、制粉系統(tǒng)優(yōu)化、燃燒調(diào)整等措施，并對省煤器進行了技術(shù)改造，使排煙溫度基本達到了設(shè)計值。

鍋爐；排煙溫度；鍋爐效率；運行優(yōu)化；技術(shù)改造

0 引言

對燃煤電站鍋爐而言，排煙熱損失是鍋爐各項損失中最大的一項，一般為5%～12%，占鍋爐熱損失的60%～70%。影響排煙損失的重要因素是排煙溫度，一般情況下，排煙溫度每增加10 ℃，排煙損失增加0.5%～0.8%。據(jù)了解，我國許多電站鍋爐的排煙溫度實際值都比設(shè)計值高20～50 ℃，尤其是燃用褐煤的鍋爐排煙溫度普遍較高，偏離設(shè)計值的現(xiàn)象更加嚴(yán)重，大幅度降低排煙溫度將極大地提高鍋爐的經(jīng)濟性，減少污染氣體的排放量。

國內(nèi)外專家學(xué)者對排煙溫度偏高的原因曾作過大量的研究，發(fā)現(xiàn)煤質(zhì)、爐膛出口過量空氣系數(shù)、制粉系統(tǒng)及爐膛漏風(fēng)、磨煤機出力、運行中受熱面結(jié)渣積灰以及受熱面結(jié)構(gòu)設(shè)計不合理等均是影響鍋爐排煙溫度的原因[1-2]。本文根據(jù)鍋爐的實際運行情況，對影響排煙溫度的主要原因進行分析。

1 機組概況

白音華金山發(fā)電有限公司一期工程為2×600 MW亞臨界直接空冷燃褐煤火力發(fā)電機組，鍋爐為北京巴威有限公司生產(chǎn)的亞臨界參數(shù)、一次中間再熱、平衡通風(fēng)、前后墻對沖燃燒、單爐膛自然循環(huán)汽包鍋爐，尾部為雙煙道結(jié)構(gòu)，采用煙氣調(diào)節(jié)擋板、噴水調(diào)節(jié)汽溫。鍋爐設(shè)計燃用高水分、低熱值的白音華#4露天礦褐煤。

燃燒系統(tǒng)采用中速磨煤機冷一次風(fēng)機正壓直吹式制粉系統(tǒng)，每臺鍋爐配備7臺中速磨煤機，其中1臺備用。配備B&W公司研制的低NOx雙調(diào)風(fēng)旋流燃燒器，前、后墻對沖布置。燃燒器布置在前、后墻各自的分隔倉大風(fēng)箱中，前墻布置4層，后墻布置3層，每層各布置6臺，共42臺燃燒器。同墻、同層分隔倉風(fēng)室內(nèi)的6臺燃燒器由同一臺磨煤機供應(yīng)煤粉，每層燃燒器均位于彼此隔離的分隔風(fēng)倉內(nèi)。

鍋爐自投產(chǎn)以來，一直存在排煙溫度高的問題，尤其機組帶額定負(fù)荷時空氣預(yù)熱器(以下簡稱空預(yù)器)進出口溫度嚴(yán)重偏離設(shè)計值，機組試運行期間曾因空預(yù)器入口煙溫過高使空預(yù)器卡死，造成鍋爐主燃料跳閘(MFT)，給機組的安全運行和經(jīng)濟性帶來了極大的影響。

2 排煙溫度對鍋爐效率的影響

鍋爐效率一般采用反平衡法進行計算，即鍋爐效率η=1-(Q1+Q2+Q3+Q4+Q5+Q6)(式中：Q1為有效利用熱量占輸入熱量的百分?jǐn)?shù)；Q2為排煙熱損失占輸入熱量的百分?jǐn)?shù)；Q3為化學(xué)不完全燃燒熱損失占輸入熱量的百分?jǐn)?shù)；Q4為機械不完全燃燒熱損失占輸入熱量的百分?jǐn)?shù)；Q5為散熱損失占輸入熱量的百分?jǐn)?shù)；Q6為灰渣物理損失占輸入熱量的百分?jǐn)?shù))。鍋爐排煙熱損失是排出鍋爐的煙氣比焓高于進入鍋爐的空氣比焓造成的損失，等于排煙比焓與爐空氣比焓之差，其公式為[2]

式中 ：hpy為排煙比焓，kJ/kg；hk0為進入鍋爐的冷空氣比焓，kJ/kg；αpy為排煙處的過量空氣系數(shù)；α1為爐膛出口處的過量空氣系數(shù)；∑Δα為爐膛出口后煙道的漏風(fēng)系數(shù)之和；er為送入鍋爐的總比能，kJ/kg。

通過公式可以看出，影響Q2的主要因素是排煙溫度和煙氣容積，若減少Q(mào)2則一定考慮如何降低排煙溫度，排煙溫度越低，則排煙熱損失越小，相應(yīng)的鍋爐效率會得到提高。鍋爐能耗分析試驗顯示[3]，排煙溫度每上升1 ℃，鍋爐熱效率下降約0.059百

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分點，機組供電煤耗升高約0.231 g/(kW·h)。

3 主要原因分析

3.1 煤質(zhì)變化原因

鍋爐燃用煤質(zhì)較差，偏離設(shè)計煤種。鍋爐設(shè)計天然煤收到基低位發(fā)熱量為15 500 kJ/kg，而實際燃用的天然煤收到基低位發(fā)熱量一般為13 000～14 500 kJ/kg，導(dǎo)致機組帶額定負(fù)荷時總?cè)济毫繛?00～430 t/h，比設(shè)計值高出40～70 t/h，額定負(fù)荷下7臺磨煤機需全部投入運行。燃煤發(fā)熱量低、水分大，滿負(fù)荷時燃煤總量增大，煤中的水分在燃燒過程吸熱變成水蒸氣，燃燒生成煙氣量增多，爐膛出口煙溫升高，單位輻射熱量降低，致使排煙溫度升高。顯然，煤質(zhì)較差是鍋爐排煙溫度高的主要原因，但由于煤源單一，煤礦整體煤質(zhì)較差，很難通過配煤來控制排煙溫度。

3.2 一次風(fēng)量高，一次風(fēng)率遠(yuǎn)超設(shè)計值

原煤水分較高，偏離校核煤質(zhì)較多，最高達到了35%(校核煤質(zhì)為33%)，致使磨煤機的干燥出力不足，鍋爐在額定負(fù)荷下運行時，磨煤機入口溫度平均在370 ℃，已達到設(shè)計值，但出口溫度平均為61 ℃，低于設(shè)計值65 ℃，磨煤機的實際風(fēng)煤比為2.30左右，超過設(shè)計值1.93。一次風(fēng)率達到了38.8%，遠(yuǎn)超過32.0%，由于一次風(fēng)量較大，煤粉著火推遲，爐膛火焰中心上移，造成排煙溫度升高。

3.3 鍋爐運行氧量調(diào)整不合理

由于燃用的煤質(zhì)屬于易結(jié)焦的褐煤，因此運行中選擇合理的氧量非常重要。鍋爐運行氧量即爐內(nèi)的氧化或還原性氣氛，它對鍋爐的結(jié)焦有非常大的影響，如果鍋爐運行氧量偏低，爐內(nèi)還原性氣氛較強，導(dǎo)致煤的灰熔點降低，易引起鍋爐結(jié)焦和管子高溫腐蝕[4]。針對煤質(zhì)易結(jié)焦的特性，在機組試運行期間，根據(jù)爐內(nèi)的燃燒情況，在推薦值的基礎(chǔ)上對旋流燃燒器的內(nèi)二次風(fēng)及套筒開度進行了調(diào)整，同時按照鍋爐廠提供的氧量控制曲線進行配風(fēng)調(diào)整[4]，爐膛內(nèi)雖不存在結(jié)焦的問題，但爐膛出口煙溫偏高，測取的飛灰和爐渣可燃物質(zhì)量分?jǐn)?shù)極小，空預(yù)器入口煙溫超過設(shè)計值20～30 ℃。綜合特征表明，鍋爐廠提供的氧量控制曲線偏保守，對燃用高水分褐煤鍋爐的運行經(jīng)驗不足，控制的風(fēng)量偏高，使燃燒生成的煙氣量增多，煙氣在對流煙道中的溫降減小，造成排煙溫度升高。

3.4 尾部受熱面積灰

受熱面積灰也是導(dǎo)致鍋爐排煙溫度升高的原因，其對排煙溫度的影響主要體現(xiàn)在傳熱方面。從煙氣到汽水側(cè)的傳熱過程中，受熱面表面層積物的導(dǎo)熱系數(shù)較其他介質(zhì)要小得多，因而其引起的附加熱阻在總傳熱熱阻中占主導(dǎo)地位，較輕度的結(jié)焦和積灰便會使傳熱量大幅度下降。據(jù)有關(guān)資料介紹，爐膛積灰厚度由1 mm增加到2 mm時，傳熱量下降約28%，受熱面積灰達到3 mm就可造成爐膛傳熱量下降約40%，相應(yīng)爐膛出口煙溫升高近300 ℃[1]。

克服受熱面結(jié)焦、積灰最有效的措施之一是吹灰。該工程鍋爐爐膛及水平煙道裝設(shè)蒸汽吹灰器，尾部豎井煙道內(nèi)全部安裝激波吹灰器，為了更好地了解蒸汽吹灰和激波吹灰器的吹灰效果，在負(fù)荷保持600 MW 不變的情況下進行了吹灰試驗，分別單獨投運水平煙道的蒸汽吹灰器及尾部豎井煙道的激波吹灰器，觀察空預(yù)器入口煙氣溫度的變化狀況，具體變化趨勢如圖1、圖2所示。

通過趨勢圖可見，在600 MW負(fù)荷下，水平煙道蒸汽吹灰器投運1次后，空預(yù)器入口煙氣溫度兩側(cè)平均下降了15.0 ℃，豎井煙道激波吹灰器投運1次后，空預(yù)器入口煙氣溫度兩側(cè)平均下降了3.5 ℃，蒸汽吹灰的效果明顯好于激波吹灰。通常，吹灰器的布置位置越接近空預(yù)器入口，吹灰后空預(yù)器入口煙溫的下降幅度越大。與蒸汽吹灰器相比，豎井煙道的激波吹灰器更接近空預(yù)器入口，而吹灰效果遠(yuǎn)不如蒸汽吹灰器，說明兩種吹灰方式在清灰能力方面存在顯著差別。

鍋爐停爐期間對鍋爐的受熱面積灰情況進行了檢查，發(fā)現(xiàn)尾部豎井的受熱面積灰明顯較重，一些部位甚至存在積灰搭橋的現(xiàn)象，受熱面表面沾污影響其換熱，造成排煙溫度升高。

3.5 鍋爐結(jié)構(gòu)設(shè)計不合理

鍋爐設(shè)計時，如果對爐膛的沾污系數(shù)估計不準(zhǔn)確且未充分考慮煤質(zhì)變化對鍋爐燃燒和受熱面吸熱分配的影響，就會導(dǎo)致受熱面布置不合理，影響受熱面的吸熱能力，提高空預(yù)器入口煙氣溫度，進而造成鍋爐排煙溫度升高。

由于實際燃用煤質(zhì)水分偏高且發(fā)熱量偏低，為了滿足機組帶負(fù)荷能力需增加燃料消耗量，使得煙氣量增多，尾部煙氣熱量也隨之上升，熱量在尾部豎井前后煙道的分配與理論計算存在偏差，若按照鍋爐廠提供的尾部煙氣調(diào)節(jié)擋板開度曲線進行操作(即鍋爐高負(fù)荷時再熱器側(cè)的煙道擋板開度較小，而后煙道過熱器側(cè)的煙道擋板開度較大或基本全開)，運行中將造成空預(yù)器入口處的煙溫大幅升高，嚴(yán)重威脅空預(yù)器安全運行。因此，實際運行中尾部煙氣調(diào)節(jié)擋板開度與鍋爐廠推薦的擋板開度趨勢不同(或相反)。由此可判斷，尾部隔墻兩側(cè)布置的受熱面不合理，高負(fù)荷情況下前后受熱面的熱量分配與設(shè)計值偏差較大。為了控制空預(yù)器入口煙溫不至于過高，負(fù)荷較高時，控制水平過熱器側(cè)的調(diào)溫?fù)醢彘_度不超過45%，再熱器側(cè)調(diào)溫?fù)醢宓拈_度不低于65%，使空預(yù)器入口煙溫基本維持在425 ℃以下(鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量(BMCR)工況下為415 ℃)，但再熱蒸汽減溫水量卻高達30～50 t/h，機組經(jīng)濟性較差。

圖1 空預(yù)器入口煙氣溫度變化趨勢(僅投入水平煙道蒸汽吹灰)

圖2 空預(yù)器入口煙氣溫度變化趨勢(僅投入激波吹灰)

4 優(yōu)化措施

4.1 運行優(yōu)化措施

4.1.1制粉系統(tǒng)的運行優(yōu)化

控制合理的一次風(fēng)量，從而降低一次風(fēng)率，具體措施如下。

磨煤機正常運行時保持冷風(fēng)插板門關(guān)閉，控制

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表1 變氧量試驗數(shù)據(jù)

出口溫度在60～62 ℃(設(shè)計值為65 ℃)，如果入爐煤的水分過高，出口溫度按低限控制。通過試驗，制訂了磨煤機的煤量和一次風(fēng)量的對應(yīng)曲線(如圖3所示)，要求運行人員按曲線進行調(diào)整，增減煤量時一次風(fēng)量應(yīng)及時加減，保證合適的風(fēng)煤比。

圖3 單臺磨煤機煤量與一次風(fēng)量的對應(yīng)曲線

根據(jù)實際運行情況對磨煤機廠家提供的碾磨壓力和反作用壓力控制曲線[5]進行了修正(如圖4所示)，運行中可根據(jù)內(nèi)部給定值進行偏置設(shè)定。通過優(yōu)化磨煤機的碾磨壓力，可提高磨煤機的通風(fēng)及干燥效率，從而有助于一次風(fēng)率的降低。

圖4 磨煤機碾磨壓力和反作用壓力與煤量的對應(yīng)曲線

通過采用以上措施，一次風(fēng)率基本控制在34%以下，已接近設(shè)計值。

4.1.2 氧量的優(yōu)化

在鍋爐廠提供的負(fù)荷與氧量對應(yīng)曲線基礎(chǔ)上[6]，不斷調(diào)整鍋爐的配風(fēng)，降低氧量。分別在600 MW和400 MW負(fù)荷下進行變氧量試驗，試驗中通過逐步降低氧量，觀察煙氣中CO質(zhì)量濃度的變化趨勢，測量飛灰及爐渣含碳量，分別計算鍋爐效率，具體試驗結(jié)果見表1。

通過試驗數(shù)據(jù)可見，飛灰可燃物質(zhì)量分?jǐn)?shù)較小，鍋爐燃盡效果較好，降低氧量后，雖然機械不完全燃燒損失及化學(xué)不完全燃燒損失稍有增加，但由于排煙溫度降低明顯，鍋爐效率最終是增加的。根據(jù)試驗數(shù)據(jù)，選擇鍋爐效率最高的氧量，并制訂了氧量修正曲線(如圖5所示)，要求運行中按此曲線進行調(diào)整。

圖5 負(fù)荷與氧量的對應(yīng)曲線

4.1.3 受熱面吹灰運行的優(yōu)化

停爐后檢查受熱面的積灰情況及運行中溫度變化情況，制訂更為合理的定期吹灰策略，詳細(xì)規(guī)定了不同負(fù)荷以及不同煙溫下，長、短蒸汽吹灰器及激波吹灰器的組合方式及吹灰時間。針對激波吹灰器吹灰效果差的問題，調(diào)整其吹灰強度，加強激波吹灰器吹灰期間的巡檢及維護，出現(xiàn)啞炮應(yīng)及時處理，當(dāng)出現(xiàn)連續(xù)高負(fù)荷情況或煙溫達到預(yù)設(shè)值時，在原有吹灰的基礎(chǔ)上增投1次激波吹灰。

4.1.4 優(yōu)化效果

機組調(diào)試、試運行期間，因空預(yù)器入口煙溫過高，不得已采取限制總煤量不超過420 t/h的措施，多次因煤質(zhì)差而不能滿負(fù)荷運行。采取上述運行調(diào)整措施后，空預(yù)器入口煙溫基本控制在425 ℃以內(nèi)，

解除了總煤量不超過420 t/h的限制，煤質(zhì)極差的情況下依然能滿負(fù)荷安全穩(wěn)定運行，但因再熱器的減溫水量較大，經(jīng)濟性較差。

4.2 受熱面改造措施

4.2.1 改造方案

基于目前鍋爐的實際運行情況(實際運行煤種熱值比設(shè)計煤種低，水分比設(shè)計值高，與校核煤種比較接近)，通過運行情況分析和熱力校核計算，制訂了相應(yīng)的改造方案。

為了確保既無(或較小)再熱器噴水，又能使空預(yù)器入口煙溫不升高(在燃用類似校核煤種時，維持或接近BMCR工況空預(yù)器入口煙溫420 ℃左右，額定負(fù)荷(BRL)工況空預(yù)器入口煙溫410 ℃左右)，綜合考慮現(xiàn)有空間和現(xiàn)場施工的簡便，在省煤器下方空間增加10～12排管排，在低溫過熱器下方增加10～12排管排，將省煤器懸吊管切割，省煤器中間集箱上移，改造示意圖如圖6所示。

圖6 省煤器改造示意

通過模擬計算，該方案最多可使空預(yù)器入口煙溫降低15～25 ℃。該方案既考慮了將空預(yù)器入口煙氣降低到合理的溫度，也可保證空預(yù)器出口一次風(fēng)溫不至于因入口煙溫太低而難以滿足制粉系統(tǒng)干燥出力的要求。

4.2.2 改造后的效果[7]

分析省煤器改造前、后各15 d的分散控制系統(tǒng)(DCS)運行數(shù)據(jù)可以看出：增加省煤器面積后，不同負(fù)荷下空預(yù)器入口煙溫平均下降了10 ℃，空預(yù)器一次風(fēng)溫溫升平均下降了6～8 ℃。

通過圖7可以看出，增加省煤器面積后，再熱器減溫水量明顯減少，噴水調(diào)節(jié)的頻次也明顯降低。深入分析改造后的運行情況發(fā)現(xiàn)，很多情況下都是由于快速調(diào)節(jié)負(fù)荷，而再熱器煙氣擋板調(diào)節(jié)有較大的惰性，造成了再熱器減溫水的瞬時投入，正常運行時再熱器已不用開啟減溫水。

圖7 調(diào)整前、后再熱減溫水流量

省煤器改造后，再熱器煙氣擋板調(diào)節(jié)區(qū)間明顯增大了(擋板開度范圍由60%～100%變化為45%～100%)。若設(shè)總煙氣流量為1，空預(yù)器進口煙氣流量即為1，入口煙氣溫度為t0；前煙道(再熱器側(cè))煙氣流量占總流量的比例為X，則后煙道(省煤器側(cè))流量占總流量的比例為1-X；前煙道煙氣溫度為t1，后煙道煙氣溫度為t2：列能量平衡方程為t0=Xt1+(1-X)t2，X=(t0-t2)/(t1-t2)。

通過圖8可以看出：低負(fù)荷(350～450MW)時前煙道的煙氣流量大于后煙道，約占總流量的75%；高負(fù)荷(500～600MW)時前煙道的煙氣流量小于后煙道，約占總流量的25%；后煙道的開度隨負(fù)荷增大而增大，前煙道的開度隨負(fù)荷增大而減小，煙氣擋板隨負(fù)荷的變化趨勢與計算得到的分流比趨勢一致。

圖8 改造前、后煙道分流比隨負(fù)荷變化趨勢

4.2.3 改造后出現(xiàn)的問題

由于鍋爐增加了省煤器受熱面,使熱風(fēng)溫度下降了6～8 ℃，根據(jù)磨煤機熱平衡計算結(jié)果，對于燃用煤種，在假定煤粉水分不變的前提下，磨煤機出口溫度將下降3.6～4.8 ℃，降低了磨煤機的干燥出力，對燃燒高水分褐煤鍋爐的運行極為不利。

當(dāng)增加煤粉細(xì)度時，煤粉水分會相應(yīng)增加，根據(jù)磨煤機熱平衡計算結(jié)果，磨煤機出口煤粉水分增加1百分點，可使磨煤機出口溫度增加5.5 ℃，因此，可以通過調(diào)整煤粉細(xì)度來抵消熱風(fēng)溫度降低給磨煤機干燥出力帶來的不利影響。磨煤機變煤粉細(xì)度試驗顯示，當(dāng)某臺磨煤機的煤粉細(xì)度R90由32.60%增加到37.32%時，煤粉水分增加了1百分點；同時，通過實測的飛灰可燃物變化趨勢(如圖9所示)可以看出，3個不同煤粉細(xì)度下的飛灰可燃物并無明顯差別，說明白音華褐煤具有極佳的燃盡特性，在R90=38%的細(xì)度下依然能取得很好的燃盡效果：因此，通過降低煤粉細(xì)度來提高煤粉水分是可行的，從而解決了改造的不利影響。

圖9 3個煤粉細(xì)度下的飛灰可燃物變化趨勢

5 結(jié)論

白音華金山發(fā)電有限公司鍋爐在增加了省煤器受熱面后，空預(yù)器入口煙氣溫度平均下降了10 ℃，空預(yù)器一次風(fēng)溫溫升平均下降了6～8 ℃；再熱器煙氣擋板的調(diào)整區(qū)間增加，再熱減溫水量基本為零，再熱蒸汽溫度能夠達到設(shè)計值。

通過增加省煤器的受熱面，使排煙溫度得到了明顯的改善，但由于省煤器布置空間的限制，受熱面的增加量還沒有達到最佳狀態(tài)，為了更好地節(jié)能降耗，回收尾部的余熱，今后可考慮在空預(yù)器后增加低壓省煤器[8]。

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(本文責(zé)編：劉芳)

2017-02-17；

2017-03-22

TK 227.1

B

1674-1951(2017)04-0050-06

王東輝(1970—)，男，內(nèi)蒙古赤峰人，工程師，從事火力發(fā)電廠運行技術(shù)及管理工作(E-mail:nmcfwdh@163.com)。