低溫過熱器改造后綜合評價

林 巖，叢日成，王彥海，馬玉華，張 航

(1.國家電投集團(tuán)內(nèi)蒙古能源有限公司，內(nèi)蒙古 通遼 028011;2.國網(wǎng)遼寧省電力有限公司電力科學(xué)研究院，遼寧 沈陽 110006；3.華能丹東電廠，遼寧 丹東 118300；4.中國石油撫順石化公司熱電廠，遼寧 撫順 113004)

某電廠2號機(jī)組鍋爐自投產(chǎn)以來，一直存在熱一次風(fēng)溫?zé)o法達(dá)到設(shè)計值的情況，近幾年為了解決煙囪出口煙氣造成的“石膏雨”，采取抽取鍋爐熱二次風(fēng)加熱吸收塔出口凈煙氣為主的“石膏雨”治理措施，但“石膏雨”治理后加重了熱一次風(fēng)溫偏低所帶來制粉系統(tǒng)出力不足的問題。為此，電廠又進(jìn)行了鍋爐水平低溫過熱器改造，減少了水平低溫過熱器約30%的受熱面[1]。為了評價改造效果，針對低溫過熱器改造后對熱一次風(fēng)溫、磨煤機(jī)干燥出力、過熱器減溫水量、一次風(fēng)機(jī)、空預(yù)器低溫腐蝕及鍋爐熱效率的影響進(jìn)行了綜合評價。

1 設(shè)備概況

2號機(jī)組鍋爐為哈爾濱鍋爐廠有限責(zé)任公司引進(jìn)美國(ABB_CE)燃燒工程公司技術(shù)設(shè)計制造的亞臨界參數(shù)HG-1025/17.5-HM35型自然循環(huán)汽包鍋爐，配備300 MW汽輪發(fā)電機(jī)組，采用正壓直吹式制粉系統(tǒng)、直流式煤粉燃燒器四角布置、雙切圓燃燒、擺動燃燒器調(diào)節(jié)再熱汽溫、噴水減溫調(diào)節(jié)過熱汽溫、三分倉容克式空預(yù)器、刮板撈渣機(jī)連續(xù)固態(tài)排渣，燃用霍林河褐煤。設(shè)計燃料特性見表1。

表1 設(shè)計燃料特性

制粉系統(tǒng)采用中速磨正壓直吹冷一次風(fēng)機(jī)制粉系統(tǒng)，每臺爐配置5臺MPS190HP-II型中速磨煤機(jī)，由長春發(fā)電設(shè)備有限責(zé)任公司提供配套；鍋爐設(shè)一級回轉(zhuǎn)式空預(yù)器，一、二次風(fēng)自成系統(tǒng)，采用耐壓皮帶稱重式給煤機(jī)；一次風(fēng)機(jī)、送風(fēng)機(jī)選用動葉可調(diào)軸流式風(fēng)機(jī)，吸風(fēng)機(jī)選用靜葉可調(diào)軸流式風(fēng)機(jī)。

近幾年，鍋爐煙囪出口煙氣造成電廠附近經(jīng)常出現(xiàn)“石膏雨”[2]，對電廠周圍居民生活造成一定影響。電廠針對“石膏雨”產(chǎn)生原因和解決措施進(jìn)行了多次可行性研究，最終采取了以抽取鍋爐熱二次風(fēng)加熱吸收塔出口凈煙氣為主的“石膏雨”綜合治理措施(工藝見圖1)。由于熱一次風(fēng)溫偏低，又進(jìn)行了水平低溫過熱器改造。

圖1 取熱二次風(fēng)治理“石膏雨”工藝示意圖

2 低溫過熱器改造后綜合評價

2.1 對熱一次風(fēng)溫的影響

改造前，投入混合式GGH系統(tǒng)后，100%負(fù)荷下熱一次風(fēng)溫為320～340 ℃，未投入混合式GGH系統(tǒng)，100%負(fù)荷下熱一次風(fēng)溫為330～350 ℃，低于設(shè)計值391 ℃。熱一次風(fēng)溫除了與機(jī)組負(fù)荷有關(guān)外，還與吹灰器投運(yùn)情況和抽取熱二次風(fēng)有一定關(guān)系。如7天以上尾部煙道不吹灰，且不抽取熱二次風(fēng)的情況下，熱一次風(fēng)溫為350 ℃，如抽取熱二次風(fēng)，熱一次風(fēng)溫為335～345 ℃；如4～7天進(jìn)行一次尾部煙道吹灰，且抽取熱二次風(fēng)的情況下，熱一次風(fēng)溫為325～335 ℃；如每天進(jìn)行吹灰且抽取熱二次風(fēng)的情況下，熱一次風(fēng)溫僅為315～320 ℃。

改造后，投入混合式GGH系統(tǒng)后，100%負(fù)荷下熱一次風(fēng)溫為330～350 ℃，仍低于設(shè)計值391 ℃。在受熱面整體吹灰后，熱一次風(fēng)溫為330 ℃，較改造前提高了13 ℃，對空預(yù)器進(jìn)口風(fēng)溫進(jìn)行修正后，熱一次風(fēng)溫提高9 ℃左右，熱二次風(fēng)溫提高了8 ℃左右。空預(yù)器進(jìn)口煙溫為363 ℃，提高了12 ℃左右(見表2)。

表2 300 MW負(fù)荷3種工況下熱風(fēng)溫度平均值對比

由表3可知，在空預(yù)器入口一、二次風(fēng)溫比改造前低的情況下，300 MW負(fù)荷時，熱一次風(fēng)溫平均值提高了23.48 ℃，熱二次風(fēng)溫平均值提高了22.38 ℃，低溫過熱器入口煙溫提高了24.6 ℃，省煤器入口煙溫提高了31.35 ℃，預(yù)熱器入口煙溫提高了34.31 ℃，預(yù)熱器出口煙溫[3]提高了6.62 ℃。由于低溫過熱器是否吹灰對預(yù)熱器出口溫度有2～3 ℃的影響，故實(shí)際預(yù)熱器出口煙溫提高了3.62 ℃。由此可見，改造后空預(yù)器入口煙溫均有提高。

表3 改造前后尾部煙道各段煙溫數(shù)據(jù)

2.2 對磨煤機(jī)干燥出力的影響

MPS190HP-II型磨煤機(jī)設(shè)計保證出力為59.5 t/h，額定負(fù)荷下計算出力為51 t/h，受磨煤機(jī)干燥出力不足的影響，磨煤機(jī)運(yùn)行過程中只能在30～45 t/h運(yùn)行。制粉系統(tǒng)運(yùn)行情況見表4。

磨煤機(jī)入口風(fēng)溫是反映磨煤機(jī)干燥能力的主要參數(shù)，入口風(fēng)溫高，干燥能力強(qiáng)，磨煤機(jī)出力也可得到相應(yīng)的提高，反之亦然。改造前，霍林河褐煤全水分在30%左右，實(shí)際磨煤機(jī)入口風(fēng)溫為310～320 ℃，磨煤機(jī)設(shè)計入口風(fēng)溫為344.5 ℃。改造后，磨煤機(jī)入口風(fēng)溫為320～330 ℃，提高近10 ℃，由于原煤全水分在31%～37%波動，對磨煤機(jī)出口溫度影響較大，磨煤機(jī)出口風(fēng)粉混合物溫度為60～65 ℃，相比改造前風(fēng)粉混合物溫度略有提高?，F(xiàn)階段影響制粉系統(tǒng)出力的主要是磨煤機(jī)的碾磨出力而并非干燥出力，由于備用磨煤機(jī)長期處于運(yùn)行狀態(tài)，導(dǎo)致5臺磨煤機(jī)沒有固定檢修周期，磨輥磨損較為嚴(yán)重，影響了磨煤機(jī)碾磨出力。

表4 300 MW負(fù)荷下制粉系統(tǒng)運(yùn)行情況

2.3 對過熱器減溫水量的影響

改造前2號機(jī)組不同負(fù)荷下減溫水量為60～100 t/h，減溫水量較大。改造后2號機(jī)組不同負(fù)荷下減溫水量為30～70 t/h，低溫過熱器改造對減溫水量影響較大，減溫水量平均下降30 t/h左右(見表5)。

2.4 對一次風(fēng)機(jī)的影響

300 MW負(fù)荷下A、B一次風(fēng)機(jī)擋板開度均已達(dá)到95%以上，一次風(fēng)機(jī)電流略微降低，一次風(fēng)機(jī)出口壓力保持在11 kPa左右，由于沒有根本上改變當(dāng)前磨煤機(jī)運(yùn)行方式，此次改造在當(dāng)前煤質(zhì)及運(yùn)行方式下，對一次風(fēng)機(jī)裕度沒有明顯改善，300 MW負(fù)荷下一次風(fēng)機(jī)出力分析見表6。

表5 300 MW負(fù)荷下減溫水量統(tǒng)計

表6 300 MW負(fù)荷下一次風(fēng)機(jī)出力分析

2.5 對空預(yù)器低溫腐蝕的影響

空預(yù)器原設(shè)計具有防低溫腐蝕的特點(diǎn)[4]：高溫段和中溫段受熱面采用厚度0.5 mm、材質(zhì)為Q215-A型鋼，冷端受熱面采用厚度0.8 mm、材質(zhì)為耐硫酸腐蝕CORTEN型鋼。為防止預(yù)熱器結(jié)露腐蝕，推薦冷端最低平均壁溫按圖2查取，在任何負(fù)荷時實(shí)測的冷端平均壁溫一定要高于最低冷端平均壁溫。

(1)

式中：TAi為空預(yù)器進(jìn)口平均空氣溫度；TGO為排煙溫度(未修正值)；ACET為最低冷端平均壁溫。

圖2 鍋爐燃用煤質(zhì)與最低冷端平均壁溫對應(yīng)關(guān)系

設(shè)計煤質(zhì)中收到基折算硫分為0.76%，按照圖2曲線選取，推薦的最低冷端平均壁溫為68.3 ℃，而安全區(qū)域應(yīng)在此基礎(chǔ)上再加上5 ℃，最低冷端壁溫為73.3 ℃，即機(jī)組運(yùn)行所有負(fù)荷下，冷端平均壁溫[5]不能低于73.3 ℃。

由表7可知，改造前抽取熱二次風(fēng)后，當(dāng)空預(yù)器入口風(fēng)溫為20 ℃左右時，100%負(fù)荷下冷端壁溫下降至67.38 ℃；80%負(fù)荷下冷端壁溫下降至63.75 ℃；70%負(fù)荷下冷端壁溫下降至60 ℃。

表7 空預(yù)器冷端壁溫情況

改造后由于受到空預(yù)器進(jìn)口風(fēng)溫提高和排煙溫度提高的綜合影響，在抽取熱二次風(fēng)的情況下，100%負(fù)荷下冷端壁溫提高至83.05 ℃；80%負(fù)荷下冷端壁溫提高至79.44 ℃；70%負(fù)荷下冷端壁溫提高至75.64 ℃。各負(fù)荷下冷端壁溫均大于安全值73.3 ℃，減緩了空預(yù)器低溫腐蝕。

2.6 對鍋爐熱效率的影響(見表8)

表8 鍋爐熱效率計算主要數(shù)據(jù)

低溫過熱器改造后由于受熱面減少，故對鍋爐熱效率的影響主要來自排煙溫度升高導(dǎo)致的干煙氣熱損失增加。300 MW負(fù)荷下，修正后的排煙溫度比大修前提高約10 ℃，鍋爐熱效率由改造前92.91%下降至92.32%，排除未燃盡碳對鍋爐熱效率的影響后，水平低溫過熱器改造約影響鍋爐熱效率0.2%。

3 結(jié)束語

水平低溫過熱器改造后，300 MW負(fù)荷下熱一次風(fēng)溫提高約10 ℃，減溫水量下降約30 t/h、排煙溫度提高約3.6 ℃；制粉系統(tǒng)干燥出力略有提高，空預(yù)器低溫腐蝕得到明顯改善，鍋爐熱效率下降約0.2%，但機(jī)組運(yùn)行安全性得到明顯提高。