趙華，茅建波，孫迪輝

（1.浙江浙能長興發(fā)電有限公司，浙江湖州313100；2.國網(wǎng)浙江省電力公司電力科學(xué)研究院，杭州310014）

300 MW機(jī)組鍋爐尾部受熱面的改造

趙華1，茅建波2，孫迪輝1

（1.浙江浙能長興發(fā)電有限公司，浙江湖州313100；2.國網(wǎng)浙江省電力公司電力科學(xué)研究院，杭州310014）

某發(fā)電廠300 MW亞臨界機(jī)組鍋爐低氮燃燒器改造后，存在主/再熱蒸汽溫度超溫頻繁、過熱器減溫水量大、SCR脫硝裝置入口煙溫高等問題。通過減少鍋爐部分低溫過熱器、增加1組光管省煤器的尾部煙道受熱面改造，徹底解決了上述問題，提高了機(jī)組運(yùn)行的安全性和經(jīng)濟(jì)性，取得了良好的節(jié)能降耗效果。

省煤器；受熱面；SCR脫硝；減溫水；改造

某發(fā)電廠2號鍋爐進(jìn)行低氮燃燒器改造后，經(jīng)常出現(xiàn)汽溫超（欠）溫、過/再熱器減溫水量大、排煙溫度高以及左右側(cè)汽溫偏差大等問題，而借助燃燒調(diào)整的手段已很難從根本上解決問題[1-5]。對此，對鍋爐受熱面進(jìn)行有針對性的改造，不失為解決此類問題從而提高機(jī)組運(yùn)行安全性和經(jīng)濟(jì)性的一個(gè)有效措施[3，6]。

1 鍋爐概況

某發(fā)電廠2號300 MW機(jī)組鍋爐是由北京巴布科克-威爾科克斯有限公司（B&WB）設(shè)計(jì)制造的亞臨界壓力、單爐膛、一次再熱、自然循環(huán)、單汽包煤粉爐，型號為B&WB-1025/17.5-M，采用前后墻對沖燃燒方式，配用帶中速磨的直吹式制粉系統(tǒng)，平衡通風(fēng)，固態(tài)排渣。鍋爐尾部煙道豎井前后設(shè)有分隔墻，前煙道豎井布置低溫再熱器，后煙道豎井布置低溫過熱器和省煤器，采用煙氣擋板調(diào)節(jié)再熱汽溫。鍋爐尾部還布置2臺三分倉容克式空氣預(yù)熱器。

2013年6月對2號鍋爐進(jìn)行了低氮燃燒器改造，對所有燃燒器（20只雙調(diào)風(fēng)DRB-XCL型旋流煤粉燃燒器）都進(jìn)行了更換，其中最下層8只（A/B層）煤粉燃燒器采用DRB-4ZTM旋流燃燒器，其余12只煤粉燃燒器（C/D/E層，C層為最上層）采用AIREJETTM新型低NOX旋流燃燒器，同時(shí)將原布置在后墻C層2只燃燒器移至前墻C層，形成前墻3層后墻2層的燃燒器布置方式，并在前后墻煤粉燃燒器上方各增加4只OFA（燃盡風(fēng)）噴口，以實(shí)現(xiàn)空氣分級燃燒控制NOX的生成。鍋爐同步進(jìn)行了SCR（選擇性催化還原）煙氣脫硝改造。

鍋爐主要設(shè)計(jì)參數(shù)見表1。

表1 鍋爐主要設(shè)計(jì)參數(shù)

2 鍋爐存在問題及原因分析

2.1 存在的問題

2號鍋爐運(yùn)行中主要存在以下問題：

（1）高負(fù)荷SCR脫硝裝置入口煙溫過高。機(jī)組負(fù)荷300 MW時(shí)SCR脫硝裝置入口煙溫高達(dá)410℃，SCR脫硝系統(tǒng)經(jīng)常因入口煙溫高保護(hù)動(dòng)作而退出運(yùn)行，造成NOX排放超標(biāo)，不得已機(jī)組只能降負(fù)荷運(yùn)行，影響機(jī)組出力。

（2）過熱器減溫水量大。機(jī)組高負(fù)荷運(yùn)行時(shí)總的過熱器減溫水量高達(dá)150 t/h左右，各減溫水調(diào)節(jié)閥基本全開，從而調(diào)節(jié)裕度不足，造成主汽溫度控制困難。

（3）由于煙氣溫度高、過熱器減溫水調(diào)節(jié)閥無調(diào)節(jié)裕量，鍋爐運(yùn)行中過、再熱器超溫頻繁且嚴(yán)重超溫現(xiàn)象突出。主（再熱）蒸汽溫度大于550℃，或主（再熱）蒸汽溫度大于546℃且持續(xù)時(shí)間超過5 min稱為嚴(yán)重超溫。經(jīng)過多次燃燒調(diào)整，2014年度仍發(fā)生超溫情況148次。

（4）AGC（自動(dòng)發(fā)電量控制）響應(yīng)能力差。當(dāng)AGC指令要求機(jī)組連續(xù)加負(fù)荷時(shí)，為控制SCR脫硝裝置入口煙溫以及主、再熱蒸汽溫度不超溫，運(yùn)行人員需降低加負(fù)荷速率，甚至?xí)和＜迂?fù)荷，待煙溫、汽溫可控時(shí)才能繼續(xù)加負(fù)荷。

2.2 原因分析

上述問題主要是爐膛出口煙溫過高所致[7]。鍋爐低氮燃燒器改造后，爐內(nèi)燃燒結(jié)構(gòu)發(fā)生了改變：

（1）由于空氣分級燃燒，爐膛火焰中心比改造前上移，低氮燃燒器改造后水冷壁下部未得到充分利用。

（2）空氣分級燃燒使得煤粉主燃燒器區(qū)域缺氧燃燒。由于缺氧燃燒，相比改造前煤粉主燃燒器區(qū)域火焰溫度降低，同時(shí)高溫?zé)煔庠跔t膛內(nèi)停留時(shí)間縮短，水冷壁的輻射換熱減弱，造成變負(fù)荷工況下鍋爐入爐煤量超調(diào)量增大，這也在一定程度上促使?fàn)t膛出口煙溫升高，鍋爐煙氣量大大增加。

加之鍋爐長期運(yùn)行后爐膛結(jié)焦，水冷壁吸熱量有所減少，綜合以上因素導(dǎo)致鍋爐主蒸汽受熱面吸熱量過大，引起過熱器減溫水調(diào)節(jié)閥長期大開度運(yùn)行，過熱器減溫水調(diào)節(jié)余地小，變工況時(shí)主、再熱汽溫度就難以控制，逐級順延，造成SCR脫硝系統(tǒng)的入口煙溫也同步抬升。

3 尾部受熱面改造

針對存在的問題，多次進(jìn)行燃燒調(diào)整，并加強(qiáng)了爐膛吹灰，同時(shí)控制機(jī)組加負(fù)荷速率。上述努力取得了一定成效，2號鍋爐基本能帶額定負(fù)荷運(yùn)行，SCR脫硝系統(tǒng)可投用，主、再熱汽溫基本可控，但未能從根本上解決問題。為徹底解決上述問題，決定對2號鍋爐尾部受熱面進(jìn)行改造。

通過模型計(jì)算研究，并結(jié)合現(xiàn)場實(shí)際情況、制造和安裝的難易程度以及工期、成本等，確定最終改造方案為：布置在鍋爐尾部后煙道豎井的低溫過熱器受熱面，原布置從上到下依次為上、中、下3倉，現(xiàn)移除低溫過熱器的下倉受熱面，在原低溫過熱器下倉受熱面移除后空出的空間內(nèi)加裝1組光管省煤器，加裝的光管省煤器與原省煤器串聯(lián)連接，如圖1所示。

該改造方案增加了省煤器受熱面，減小了過熱器受熱面，提高了省煤器出口水溫，其實(shí)質(zhì)相當(dāng)于提高給水溫度，在相同鍋爐蒸發(fā)量情況下，所需入爐煤量可減少，從而減少了鍋爐煙氣總量，減少高溫過熱器和高溫再熱器的吸熱量，從而減少過熱器減溫水量[2]。

圖1 鍋爐尾部受熱面改造方案

另一方面，省煤器中的工質(zhì)是給水，強(qiáng)制流動(dòng)，逆流傳熱，其溫度比給水壓力下的飽和溫度低得多，增加的省煤器受熱面其吸熱量可以較好地降低SCR入口段煙溫。根據(jù)設(shè)計(jì)，在100%THA（機(jī)組熱耗率驗(yàn)收工況）過量空氣系數(shù)相同情況下，改造后過熱器減溫水量比改造前減少約33 t/h，SCR入口煙溫降低16℃，考慮到實(shí)際運(yùn)行煤質(zhì)的變化以及其他運(yùn)行因素的影響，100%THA工況下SCR入口煙溫比改造前降低約10～15℃。

4 改造效果

2號鍋爐尾部煙道受熱面改造于2016年上半年機(jī)組A級檢修期間進(jìn)行，改造后鍋爐燃燒狀況得到很大改善，動(dòng)態(tài)響應(yīng)能力增強(qiáng)。

（1）省煤器出口水溫升高。采集了改造前2015年6月20日—10月20日和改造后2016年6月20日—10月20日同期（下同）不同機(jī)組負(fù)荷下省煤器出口水溫?cái)?shù)據(jù)，見圖2。由于增加了省煤器的換熱面積，改造后各負(fù)荷下省煤器出口水溫比改造前升高約10℃。雖然改造后不同負(fù)荷點(diǎn)下省煤器出口水溫升高了10℃左右，但相比對應(yīng)壓力下的飽和水溫仍低40℃以上，大于美國B&W公司規(guī)定的省煤器出口水溫最少應(yīng)有28℃的過冷度要求[3]，改造后省煤器安全裕度足夠。改造后省煤器出口水溫升高，即水冷壁入口水溫升高，對鍋爐水循環(huán)會產(chǎn)生一定影響，北京B&W公司對改造方案進(jìn)行了詳細(xì)的水動(dòng)力循環(huán)計(jì)算，計(jì)算結(jié)果表明在省煤器出口水溫提高14℃的情況下，水冷壁主要水循環(huán)參數(shù)變化不大，仍具有相當(dāng)?shù)陌踩６取?/p>

圖2 改造前后不同負(fù)荷下省煤器出口水溫

（2）機(jī)組變負(fù)荷期間入爐煤變化量明顯減少，鍋爐變負(fù)荷工況適應(yīng)性增強(qiáng)。采集了改造前2015年9月26日和改造后2017年3月1日一段變負(fù)荷工況下入爐煤量變化數(shù)據(jù)，見圖3和圖4，在負(fù)荷波動(dòng)情況下煤量變化數(shù)據(jù)，圖中黑粗線為煤量，淺細(xì)線為負(fù)荷。從圖中可看出，改造后機(jī)組負(fù)荷與入爐煤量的匹配性明顯好轉(zhuǎn)，負(fù)荷波動(dòng)時(shí)入爐煤量的變化量顯著減少，不再出現(xiàn)大增大減的大幅度變動(dòng)情況。再加上改造后省煤器出口溫度提高，水冷壁產(chǎn)生同樣蒸汽量時(shí)所需吸熱量減少，所要求入爐煤的增加量也同步減小，鍋爐煙氣增加量同步減少，故機(jī)組變負(fù)荷時(shí)避免了因煙氣量的急劇增大超過鍋爐受熱面的承受極限，引起主蒸汽超溫情況的發(fā)生，也同步降低了鍋爐尾部煙道的煙溫。同時(shí)明顯改善了機(jī)組協(xié)調(diào)性能，AGC動(dòng)態(tài)響應(yīng)能力已能正常投用，機(jī)組可快速響應(yīng)AGC指令，鍋爐變負(fù)荷工況下動(dòng)態(tài)響應(yīng)能力增強(qiáng)。

圖3 改造前波動(dòng)負(fù)荷下入爐煤變化趨勢

圖4 改造后波動(dòng)負(fù)荷下入爐煤變化量

（3）過熱器、再熱器減溫水量大幅下降。改造前后不同機(jī)組負(fù)荷下的過熱器總減溫水量情況見圖5。由圖可知，改造后機(jī)組負(fù)荷150 MW時(shí)過熱器減溫水量比改造前降低10～15 t/h，高負(fù)荷段降低60～80 t/h。高負(fù)荷時(shí)若以過熱器減溫水量平均減少70 t/h計(jì)，折算后可降低供電煤耗約0.48 g/kWh。

圖5 改造前后不同負(fù)荷下過熱器減溫水量

改造前后機(jī)組中、低負(fù)荷時(shí)再熱器減溫水量均基本為0，高負(fù)荷時(shí)改造前再熱器減溫水量平均約8 t/h，改造后降至3～4 t/h。

（4）SCR入口煙溫、排煙溫度降低。不同機(jī)組負(fù)荷下SCR入口煙溫、鍋爐排煙溫度見圖6和圖7。相較改造前，改造后不同機(jī)組負(fù)荷工況下SCR入口煙溫降低15～25℃，解決了機(jī)組高負(fù)荷時(shí)SCR入口煙溫高的問題，SCR脫硝裝置得以安全運(yùn)行，相應(yīng)的排煙溫度下降4～6℃，鍋爐效率絕對值提升約0.2%～0.3%[8]。

圖6 改造前后不同負(fù)荷下SCR入口煙溫

（5）鍋爐超溫尤其是嚴(yán)重超溫次數(shù)明顯減少。分別統(tǒng)計(jì)了2號鍋爐尾部受熱面改造前后的2015年、2016年6月20日—10月20日的超溫次數(shù)，統(tǒng)計(jì)結(jié)果顯示：改造前超溫41次，其中嚴(yán)重超溫12次；改造后超溫僅13次，嚴(yán)重超溫0次。需指出，改造前統(tǒng)計(jì)期內(nèi)2號機(jī)組共調(diào)停60天，改造后統(tǒng)計(jì)期內(nèi)機(jī)組沒有調(diào)停，若改造前2號機(jī)組也連續(xù)運(yùn)行4個(gè)月，超溫次數(shù)勢必會更多。此次改造減少了尾部過熱器受熱面，減少了尾部過熱器的吸熱量，鍋爐減溫水調(diào)節(jié)閥開度降低，在異常情況下其調(diào)節(jié)裕度增加，對鍋爐超溫的控制也有了手段。

圖7 改造前后不同負(fù)荷下排煙溫度

（6）鍋爐本體吹灰次數(shù)減少，吹灰恢復(fù)常態(tài)。改造前為降低爐膛出口煙溫而加強(qiáng)了爐膛吹灰，改造后因爐膛溫度降低，爐膛吹灰得以恢復(fù)正常，降低了水冷壁吹損風(fēng)險(xiǎn)。

5 結(jié)語

某發(fā)電廠通過減少部分低溫過熱器、增加1組光管省煤器的尾部受熱面的改造方式，成功解決了2號鍋爐低氮燃燒器改造后出現(xiàn)的主、再熱蒸汽頻繁超溫、過熱器減溫水量大、高負(fù)荷時(shí)SCR脫硝裝置由于入口煙溫高無法正常運(yùn)行等問題，大大改善了機(jī)組變負(fù)荷工況運(yùn)行的適調(diào)性，機(jī)組運(yùn)行安全性和經(jīng)濟(jì)性得到了提高。此改造方案的成功實(shí)踐對解決存在類似問題的燃煤鍋爐可提供一定的參考。

[1]陳勤根，茅建波，應(yīng)明良.某300 MW機(jī)組鍋爐低氮燃燒器改造后再熱汽溫偏差大原因分析及調(diào)整[J].浙江電力，2016，35（3）∶42-45.

[2]許堯，孟建國，元懷全，等.再熱器、過熱器減溫水過量的分析與改造[J].電站系統(tǒng)工程，2010，26（6）∶33-36.

[3]柳扣林，唐海寧，李名武.鍋爐過熱器減溫水量大及排煙溫度高問題分析與治理[J].熱力發(fā)電，2013，42（10）∶103-106.

[4]蔡國柱.300 MW機(jī)組鍋爐末級再熱器的改造[J].浙江電力，2013，32（9）∶25-28.

[5]李汝萍，何曙勇，李志堅(jiān).鍋爐再熱汽溫偏低的原因分析及對策研究[J].浙江電力，2013，32（4）∶38-41.

[6]國家發(fā)展與改革委員會，環(huán)境保護(hù)部，國家能源局.關(guān)于印發(fā)《煤電節(jié)能減排升級與改造行動(dòng)計(jì)劃（2014—2020年）》的通知（發(fā)改能源[2014]2093號）[EB/OL]. [2014-09-19].http∶www.sdpc.gov.cn/gzdt/201409/t20140919 _626240.html.

[7]黃新元．電站鍋爐運(yùn)行與燃燒調(diào)整[M]．北京：中國電力出版社，2007．

[8]GB 10184-88電站鍋爐性能試驗(yàn)規(guī)程[S].北京：中國電力出版社，1988.

（本文編輯：陸瑩）

Retrofit of Tail-Heating Surface of 300 MW Boilers

ZHAO Hua1，MAO Jianbo2，SUN Dihui1
（1.Zhejiang Energy Changxing Power Generation Co.，Ltd.，Huzhou Zhejiang 313100，China；2.State Grid Zhejiang Electric Power Research Institute，Hangzhou 310014，China）

After retrofit of low NOXburner of 300 MW subcritical boilers in a power plant，there are some problems such as overheated main steam and reheat steam，large quantity of desuperheating water and overheated inlet gas temperature of SCR denitration device.By reduction of low-temperature superheater and installation of a group of plain tube type economizer on the tail-heating surface，the aforementioned problems are solved.Therefore，operation safety and economy of the boilers are improved，and ideal effect of energy saving and consumption reduction is achieved.

economizer；heating surface；SCR denitration；attemperation water；retrofit

10.19585/j.zjdl.201706013

1007-1881（2017）06-0055-04

TK223.7+3

B

2017-03-22

趙華（1969），男，技師，從事鍋爐運(yùn)行管理工作。