600 MW亚临界W火焰锅炉热力性能分析及改造

熊显巍，陶丽

(上海发电设备成套设计研究院，上海　200240)



600 MW亚临界W火焰锅炉热力性能分析及改造

熊显巍，陶丽

(上海发电设备成套设计研究院，上海200240)

摘要：某电厂600 MW亚临界W火焰锅炉投运以来出现了锅炉过热器减温水量大于设计值、再热器汽温低于设计值、排烟温度偏高等问题。通过分析，发现锅炉的结构特点以及运行煤质的变化共同导致了这些热力性能问题，通过热力性能校核计算评估了相关受热面的改造方案。受热面改造后，在满足可靠性的基础上提高了机组运行的经济性。

关键词：W火焰锅炉；过热器；再热器；减温水；排烟温度；热力校核计算

0引言

W火焰锅炉用于燃用高灰分、低挥发分的难燃无烟煤,该炉型出于增大截面热负荷以及燃烧器布置的需要，炉膛宽度大于同容量的其他炉型，为了进一步保证燃烧效率，在下炉膛还铺设了大量卫燃带，使得炉膛传热工况趋于复杂。这些固有的技术特点导致了W火焰锅炉的热力性能问题较对冲炉锅炉或四角切圆锅炉等其他炉型更突出，主要表现在过热器超温、再热器欠温以及排烟温度偏高等方面。笔者通过分析，发现某电厂W火焰锅炉的结构特点以及运行煤质的变化共同导致了这些热力性能问题，通过热力性能校核计算，评估相关受热面的改造方案。受热面改造后，在满足可靠性的基础上提高了机组运行的经济性。

1机组概况

某电厂600 MW锅炉为亚临界、中间一次再热的自然循环锅炉，双拱形单炉膛，燃烧器布置于下炉膛前、后拱上，“W”型火焰燃烧方式。尾部双烟道结构，采用挡板调节再热器汽温，固态排渣，全钢结构，全悬吊结构，平衡通风，露天布置。锅炉保证热效率(按低位发热量)为91.75%(额定工况)；下炉膛尺寸为34 480 mm×16 012 mm(宽度×深度)，上炉膛尺寸为34 480 mm×9 906 mm(宽度 ×深度)，炉底标高8 000 mm，炉顶标高60 140 mm；水平烟道深6 382 mm，尾部竖井深9 716 mm，尾部竖井前烟道深4 534 mm，尾部竖井后烟道深5 182 mm；一次汽调温减温水来自给水泵出口。

锅炉结构如图1所示，锅炉主要性能参数见表1(表中：BMCR为锅炉最大连续出力工况；TRL为额定工况；THA为热耗考核工况)。

图1　锅炉结构

2锅炉热力性能分析

从锅炉结构可以看出，该W火焰亚临界锅炉的热力性能有以下3个特点。

(1) 过热器汽温呈现明显的辐射特性。首先，大屏过热器的高度占整个炉膛高度的近40%，而一般炉型的大屏过热器占整个炉膛高度的30%左右；其次，该大屏过热器为疏水屏，有一段水平段，因此折焰角以下的大屏占整个大屏的近40%，折焰角以下的大屏部分更容易吸收炉膛内强烈的火焰辐射热；第三，由于下炉膛布置了大量的卫燃带，增加了传热热阻，减少敷设卫燃带区域水冷壁30%～40%的吸热量，相对就增加了大屏过热器吸收炉内辐射热的比例。

表1　锅炉主要性能参数(设计煤种)

图2　沿炉宽实测汽温分布

以上因素叠加起来，导致整个大屏过热器在炉膛内的热负荷不均匀系数为1.00～1.10，而传统的热力计算方法中，大屏过热器沿炉膛高度热负荷不均匀系数一般为0.70～0.75，因此，锅炉受热面的布置方式将使得过热器汽温呈现明显的辐射特性。

(2)再热器汽温呈现明显的对流特性。该锅炉未设置屏式再热器，低温再热器为对流受热面，唯一有可能吸收到少量炉膛穿透辐射热的高温再热器(以下简称高再)又位于水平烟道的尽头，离折焰角出口的距离达4～5 m(绝大多数600 MW Π型锅炉折焰角出口即为高再)，很难吸收从炉膛来的穿透大屏过热器与高温过热器(以下简称高过)的炉膛辐射热，因此该锅炉再热器汽温表现为对流特性。

(3)折焰角上部以及水平烟道部分容易积灰。首先，该锅炉折焰角上倾角度不到30°，水平烟道上倾角更是只有25°，而其他炉型的折焰角大部分上倾角度约为35°，这就增加了折焰角上部以及水平烟道积灰的可能性[1]，积灰使得受热面下部管屏被埋，将影响受热面的利用率；其次，该W火焰锅炉的炉宽达34 480 mm，与传统的切圆炉或对冲炉相比，沿炉宽中间区域吹灰的难度较大，使得沿炉宽中间区域积灰更严重，从实测汽温分布数据(如图2所示)可以看出，汽温沿炉宽呈现两边高中间低的特点，也验证了中间区域积灰更严重。

3锅炉实际运行情况

3.1煤质变化

运行煤种与设计煤种的对比见表2，差异主要表现在运行煤种收到基灰分增加7百分点，收到基水分增加3百分点，收到基全硫由1.83%增加到4.00%，收到基低位发热量减少约15%。

表2　煤质对比

煤质的变化对锅炉热力性能有以下影响。

(1)运行煤质的变化使得过热器减温水量增加，过热器超温[2]。首先，实际燃煤的灰分、水分增加，火焰行程将延长，火焰中心上移，加大大屏过热器以及高过吸收炉内辐射热的比例，增加了过热吸热量，减少了蒸发吸热量；其次，灰分增加使得省煤器的灰污系数增大，省煤器吸热量减少，过热器减温水量增加。

(2)当尾部烟道前后烟气份额不变时，运行煤质的变化将导致再热器汽温下降。前文已有论述，该锅炉水平烟道容易积灰，高过前段下方为30°倾角折焰角区域，高过后段下方为25°倾角水平烟道部分，而高再整段都在25°倾角水平烟道的上方，因此折焰角上部以及水平烟道的积灰对高再受热面的利用效率影响更明显，煤质灰分增加时，实际参与换热的高再受热面面积减小。

(3)运行煤质灰分的增加将使整个锅炉受热面传热系数降低，水分增加将增大烟气质量流量，这些都会导致排烟温度增加。但硫分增加而导致的低温腐蚀是一个需要重点关注的问题，不能为减少排烟热损失而在受热面改造时追求过低的排烟温度。

3.2运行参数

实际运行时热力性能参数见表3。

(1)580 MW负荷下过热蒸汽减温水量为252.5 t/h，349 MW负荷下为173.5 t/h，分别占过热蒸汽流量的14.3%与19.4%，验证了前面论述的过热器汽温呈现辐射特性的特点，即负荷变低时，汽温升高，减温水量占过热蒸汽流量的比例增大。

表3　实际运行热力性能参数

(2)500 MW和349 MW负荷下，再热器出口汽温分别低于设计值11℃和46℃，负荷变低时，再热器汽温欠温增加，验证了前面论述的再热器汽温的对流特性。再热器汽温太低，一方面降低了汽轮机组热力循环热效率，影响经济性，另一方面使乏汽湿度增加，汽轮机末级叶片受到冲击，可靠性降低[3]。

(3)580 MW与349 MW负荷时，排烟温度分别为141.9 ℃和117.7 ℃，分别高于设计值约21 ℃和16 ℃。排烟温度升高主要是因为实际燃煤偏离设计煤种，灰分以及水分增加，排烟温度升高导致排烟热损失增加，锅炉效率降低。

4锅炉改造方案

(1)省煤器改造方案。为了降低排烟温度，提高锅炉效率，减小过热器喷水量，同时为了满足脱硝设备进行选择性催化还原 (SCR)的要求，入口烟温应在320～400 ℃范围内，需要增加省煤器受热面积。在低再侧省煤器和低过侧省煤器的下方增加一个光管省煤器管圈，横向排数和节距不变，各34片，管屏为5根绕，弯管半径为90 mm，省煤器进、出口集箱不作改造，面积各增加1 800 m2。

(2)再热器受热面改造方案。为了提高再热器汽温，进行低温再热器垂直段改造，横向排数和节距保持不变，共135片，管屏为8根绕，在原结构上管圈多绕一个行程，受热面积增加约50%，达1 500 m2。

表4　尾部前烟道烟气调节份额

(3)大屏过热器改造方案。

1)方案1。为进一步减少过热器减温水量，去除大屏过热器背风面5根管子，减少约9%的受热面积。

2)方案2。将大屏过热器垂直段沿高度减少4 m，减少18%的受热面积。具体实施方案为：在大屏过热器垂直段切开两个断口，调整炉膛刚性梁标高位置，将大屏过热器分配集箱增加一个插入段，大屏过热器水平段及穿水冷壁处管屏、密封等整体上移，最后将大屏过热器垂直段对口焊接。

(4)卫燃带改造方案。在保证锅炉低负荷稳燃的基础上，避免火焰刷墙而造成结焦，同时适当增加蒸发吸热，减少过热器减温水量。锅炉去除卫燃带敷设面积278 m2，具体方案为：去掉炉拱部以上的前、后墙和侧墙的卫燃带，如图3所示。

图3　卫燃带改造

5受热面改造后的热力性能校核计算

5.1校核计算方法

按照前苏联1973年热力计算方法编制热力计算程序，利用表3中的运行数据修正580 MW与349 MW负荷下锅炉热力计算中的污染系数、热有效系数、炉膛火焰中心系数等，使计算结果与改造前的运行数据吻合，并通过热平衡计算得出实际运行时尾部前烟道的可调节烟气份额，见表4。

由表4可以看出，烟气挡板的调温作用很有限，前烟道烟气份额最高只能到0.400，很难有效提高低负荷下的再热器汽温，低负荷时靠挡板调温达不到原设计的预期效果。较小的烟气份额调节范围和较大的沿宽度汽温偏差也意味着实施受热面改造时不能过度增加再热器受热面，避免高负荷时由于再热器局部或整体超温而投再热器减温水，影响经济性[4]。

5.2校核计算结果及分析

(1)生成k个满足假设5和假设6的随机整数xk，表示第k个时间段乘坐电梯的人数，并将xk个人随机的分到第l楼；

采用经过修正的热力计算程序，进行580 MW，349 MW负荷下大屏过热器改造方案1及方案2的热力性能校核计算，计算结果见表5。

表5　改造方案热力性能参数

由表5可看出。

(1)580 MW与348 MW负荷下，两种改造方案的省煤器出口烟温都能满足SCR所需的320～400 ℃。

两种改造方案对排烟温度的影响不大，580 MW时排烟温度降低约10 ℃，349 MW时降低17～19 ℃。

(2)两种改造方案的再热器汽温在580 MW负荷时都可以达到设计值541 ℃，但349 MW负荷时最多只能到508 ℃。

(3)两种改造方案都减少了过热器减温水量，但过热器减温水量分别还有138 t/h与94 t/h，能满足调温的要求。

6方案实施及其效果

6.1方案实施

(1)方案2要抬高大屏过热器，会影响高过进口烟气流场和温度场分布[5]，继而可能影响高过的热偏差和管壁温度。而方案1仅减少大屏过热器背风面5根管子，不会影响高过进口烟气流场分布，更可靠。

(2)方案1减温水量为138 t/h，方案2减温水为94 t/h。考虑到过热器减温水量对经济性影响甚小(升高1 t/h，对煤耗影响0.001 9%)，为了满足煤种变化以及燃烧工况变化时调节左、右侧汽温需要较多减温水的要求，保留稍大量的减温水，有利于安全运行。

(3)方案1在减少5根背火面管子后，蒸汽流通面积减少，蒸汽流速增加，管内蒸汽的对流放热系数增加，有利于降低大屏过热器的管壁壁温，更安全。

因此，从安全、可靠运行的角度考虑，最终按方案1实施了改造。

6.2方案实施效果

受热面改造完成后，通过火电厂厂级监控信息系统(SIS)统计出5个月的运行数据，见表6。

表6　改造后运行数据

统计运行数据表明。

(1)平均电负荷在381～433 MW时，过热器平均减温水量占过热蒸汽流量的比例为0.091～0.099，与热力性能校核计算结果吻合，保留一定的减温水量有利于调节左、右侧的汽温偏差。

(2)平均电负荷在381～433 MW时，平均排烟温度为112～120 ℃，与热力性能校核计算结果吻合。省煤器改造后按照预期降低了排烟温度，提高了锅炉效率，并满足SCR入口的烟温要求。

(3)平均电负荷在381～433 MW时，再热器汽温为512～522 ℃，再热器汽温有所提高，也与热力性能校核计算结果吻合，提高了机组运行的经济性。

7结论

(1)该锅炉的结构特点以及煤质的变化共同导致了过热器超温、再热器欠温、排烟温度升高等热力性能问题。

(2)通过热力性能校核计算以及受热面改造，有效降低了省煤器出口烟温与排烟温度，既提高了锅炉效率，又满足了SCR入口烟温要求。过热器减温水量控制在合理的范围内。

(3)锅炉的结构布置特点决定的再热器汽温对流特性以及尾部前、后烟道较小的烟气份额调节范围，共同导致了低负荷时再热器汽温欠温严重。受热面改造后，再热器汽温在高负荷能提高到设计值，低负荷时有所提高，在满足可靠性的基础上提高了机组运行的经济性。

参考文献：

[1]刘志强，董建军，彭望月，等.燃煤电站锅炉折焰角积灰的原因分析及对策研究[J].锅炉技术，2009,40(5)：35-37.

[2]车得福，庄正宁，李军，等.锅炉[M].2版.西安：西安交通大学出版社，2008：262.

[3]赵振宇，王晶晶，徐立伟，等.300 MW锅炉再热汽温低的原因分析及改造[J].中国电力，2012,45(12)：21-24.

[4]曹定华，刘海洋.再热器减温水控制技术分析及应用[J].华电技术，2010,32(8):58-60.

[5]孟建国，曹建臣，严林博，等.通过受热面改造解决再热汽温低问题[J].华北电力技术，2010(4)：27-31.

(本文责编：刘芳)

收稿日期:2016-02-15；修回日期:2016-03-16

中图分类号：TK 223.3

文献标志码：A

文章编号：1674-1951(2016)03-0001-05

作者简介：

熊显巍(1979—)，男，湖南常德人，工程师，工学硕士，从事锅炉热力性能校核计算与评估研究等方面的工作(E-mail:xiongxianwei@163.com)。