冉燊銘， 宋曉宏， 莫春鴻， 李旭升， 馬曉偉， 安仁敏

(1. 清潔燃燒與煙氣凈化四川省重點實驗室， 成都 611731； 2. 東方電氣集團(tuán)東方鍋爐股份有限公司， 四川自貢 643001)

隨著中國經(jīng)濟(jì)快速發(fā)展，特別是電力工業(yè)的高速增長，中國發(fā)電設(shè)備工業(yè)規(guī)模連創(chuàng)新高，自主創(chuàng)新能力不斷增強，已成為世界重要的電站設(shè)備輸出國[1-2]。適合高效燃用無煙煤的W火焰鍋爐在國內(nèi)已發(fā)展到超臨界參數(shù)[3]，但在其他發(fā)展中國家，亞臨界參數(shù)機組仍有一定的市場。持續(xù)對亞臨界參數(shù)發(fā)電設(shè)備進(jìn)行優(yōu)化和開發(fā)，對于我國重大裝備走出國門具有現(xiàn)實意義。

首臺第一代600 MW級亞臨界W火焰鍋爐(簡稱第一代鍋爐)自2006年正式投產(chǎn)以來，已有12臺鍋爐投運，運行表明其具有煤種適應(yīng)性好、燃燒效率高、穩(wěn)燃能力強等優(yōu)點[4]，但也存在減溫水量大、大屏過熱器易超溫、排煙溫度高、低負(fù)荷再熱蒸汽溫度(簡稱再熱汽溫)偏低等問題[5]。

筆者以某電廠622 MW機組工程為依托，完成了第二代600 MW級亞臨界W火焰鍋爐(簡稱第二代鍋爐)技術(shù)方案，針對第一代鍋爐存在的問題進(jìn)行了全面優(yōu)化。

1 第一代鍋爐問題分析與設(shè)計優(yōu)化

1.1 第一代鍋爐概況

鍋爐為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形火焰燃燒方式，尾部雙煙道結(jié)構(gòu)，采用擋板調(diào)節(jié)再熱汽溫，固態(tài)排渣，全鋼全懸吊結(jié)構(gòu)，平衡通風(fēng)。鍋爐下爐膛深度為16 012 mm，寬度為34 480.5 mm，布置簡圖見圖1。

圖1 鍋爐布置示意圖

爐膛水冷壁由管子+扁鋼焊接成的管屏形成氣密式膜式壁，在下部爐膛和上部爐膛之間通過彎管形成爐拱，爐拱上方布置燃燒器。下爐膛敷設(shè)大面積衛(wèi)燃帶，用以提高著火區(qū)和燃燒區(qū)的溫度。過熱器4級布置，第1級為頂棚包墻過熱器，第2級為布置在后豎井后煙道的低溫過熱器，第3級為上爐膛內(nèi)的疏水式大屏過熱器，末級高溫過熱器布置在折焰角和水平煙道內(nèi)，低溫過熱器、大屏過熱器、高溫過熱器之間設(shè)2級減溫器。過熱器的傳熱方式總體為輻射-對流方式，有利于汽溫在較寬負(fù)荷內(nèi)達(dá)到額定值。再熱器系統(tǒng)為全對流方式，2級布置。低溫再熱器布置在后豎井前煙道內(nèi)，高溫再熱器布置在水平煙道內(nèi)、高溫過熱器之后，低溫再熱器和高溫再熱器直接連接不混合，入口設(shè)置事故噴水減溫器。低溫過熱器和低溫再熱器下方布置省煤器。采用2臺三分倉回轉(zhuǎn)式空氣預(yù)熱器。

配套制粉系統(tǒng)采用正壓直吹式制粉系統(tǒng)，配6臺雙進(jìn)雙出鋼球磨煤機，每臺磨煤機出口接6根粉管。36只雙旋風(fēng)筒濃淡分離式煤粉燃燒器布置在爐膛前后拱上。

1.2 存在的問題及優(yōu)化方案

1.2.1 減溫水量大

減溫水量大的主要原因是蒸發(fā)吸熱與過熱吸熱不匹配(見圖2)，即爐膛吸熱量少于設(shè)計值較多，水冷壁蒸發(fā)量不足，爐膛出口煙溫偏高，大量噴水進(jìn)入過熱器蒸發(fā)。要從根本上解決減溫水量大的問題，必須增加水冷壁的吸熱量、減少過熱器的吸熱量。

圖2 第一代鍋爐額定負(fù)荷主要受熱面吸熱占比

增加水冷壁吸熱量可從2個方面考慮：(1)直接增加水冷壁的受熱面積；(2)提高水冷壁的吸熱能力。增加水冷壁吸熱措施的方案對比見表1。幾種措施各有優(yōu)缺點，綜合考慮，新設(shè)計應(yīng)增加爐膛高度，具體增加值需要與燃燒系統(tǒng)優(yōu)化統(tǒng)一考慮。

表1 增加水冷壁吸熱措施對比

另一方面，大屏過熱器吸熱量比設(shè)計值偏高27%，也是減溫水量大的原因之一。由于全疏水式大屏過熱器下部伸入了高煙溫區(qū)，加上下爐膛換熱不足，進(jìn)入上爐膛的煙溫較高，其傳熱強度比設(shè)計值偏高較多。新設(shè)計應(yīng)考慮減少大屏過熱器受熱面積。

此外，增加省煤器受熱面積，減少進(jìn)入鍋筒工質(zhì)欠焓，可以增加水冷壁產(chǎn)汽量，也能減少過熱器減溫水量。增加3 200 m2省煤器受熱面積后，減溫水質(zhì)量流量減少了約40 t/h。

1.2.2 大屏過熱器易超溫

大屏過熱器采用疏水式設(shè)計，進(jìn)口集箱為立式布置，節(jié)流孔分4組，各組節(jié)流孔參數(shù)見表2，管子編號為由上至下。

表2 大屏過熱器節(jié)流孔參數(shù)

同屏壁溫差異較大(見圖3)，最高壁溫為第1根，高負(fù)荷時偏差(最高值與最低值的差值)大于50 K，低負(fù)荷時偏差更大。說明原計算程序和節(jié)流孔的設(shè)計存在一定缺陷。

圖3 大屏過熱器第5屏壁溫分布

對大屏過熱器工質(zhì)阻力進(jìn)行分析，發(fā)現(xiàn)壁溫偏高的管子節(jié)流孔局部阻力系數(shù)較大，3種節(jié)流孔的阻力系數(shù)分別為77.52、34.57、15.06，占到管子總阻力的71%、59%、40%，這是導(dǎo)致壁溫偏差大的主要原因。在低負(fù)荷時，大屏過熱器整體流量減少，而燃燒器投運位置與磨煤機對應(yīng)，有較大隨機性，加之火焰下沖距離短、大屏過熱器底部距離爐拱較近，進(jìn)入大屏過熱器的火焰溫度分布不均，使低負(fù)荷時大屏過熱器的壁溫偏差進(jìn)一步加大。

新設(shè)計需要對節(jié)流孔孔徑進(jìn)行優(yōu)化，適當(dāng)降低工質(zhì)局部阻力占總阻力的比例。

1.2.3 排煙溫度高

第一代鍋爐在滿負(fù)荷時，修正后排煙溫度比設(shè)計值高10 K以上。部分項目為減少過熱器減溫水量，進(jìn)行了增加省煤器受熱面的改造；改造后空氣預(yù)熱器進(jìn)口煙溫和鍋爐排煙溫度均有一定程度降低，表明低溫區(qū)尾部受熱面偏少，在空氣預(yù)熱器入口煙氣溫度達(dá)到原設(shè)計值的情況下，仍存在排煙溫度偏高現(xiàn)象。一方面回轉(zhuǎn)式空氣預(yù)熱器蓄熱元件面積可能不足或換熱效果未達(dá)到預(yù)期，造成換熱量低于計算值，另一方面煤質(zhì)變化后制粉系統(tǒng)旁路風(fēng)量增加也會造成排煙溫度升高。新設(shè)計應(yīng)考慮布置足夠的省煤器受熱面，同時空氣預(yù)熱器選型應(yīng)留有更大裕度。

1.2.4 低負(fù)荷再熱汽溫偏低

鍋爐正常運行，燃用日常煤質(zhì)(發(fā)熱量低于設(shè)計煤)時，420 MW以下，再熱汽溫低于設(shè)計值30 K以上，燃用設(shè)計煤質(zhì)時，其偏差幅度更大。分析原因為低溫再熱器受熱面偏少約5 000 m2，煙氣調(diào)節(jié)擋板流通面積較大，調(diào)節(jié)特性不佳。此外，運行中還發(fā)現(xiàn)第1根管子的出口壁溫與其他管子的出口壁溫溫差較大，更易超溫。后續(xù)新設(shè)計應(yīng)對節(jié)流孔進(jìn)行校核。

1.2.5 NOx生成濃度偏高

第一代鍋爐的NOx生成質(zhì)量濃度普遍在1 200 mg/m3以上，主要原因是爐內(nèi)燃燒溫度較高，未采用空氣深度分級燃燒，主燃區(qū)產(chǎn)生大量熱力型NOx和燃料型NOx。燃盡風(fēng)以往被認(rèn)為會造成燃燒低揮發(fā)分煤的鍋爐效率顯著降低，不宜用在W火焰鍋爐上。近年來，以空氣深度分級為主要降氮手段的W火焰低氮燃燒技術(shù)已經(jīng)在新建機組和改造機組上廣泛應(yīng)用[3,6]，結(jié)果表明適當(dāng)?shù)娜急M風(fēng)率對NOx生成濃度控制有明顯效果且不會造成鍋爐效率顯著降低。新設(shè)計鍋爐應(yīng)設(shè)計燃盡風(fēng)，實現(xiàn)空氣深度分級燃燒，控制NOx生成濃度。

2 第二代鍋爐方案優(yōu)化

2.1 鍋爐設(shè)計條件

該燃煤電廠2臺622 MW亞臨界燃煤機組，同步建設(shè)海水脫硫和脫硝裝置；煤質(zhì)為越南北部無煙煤。鍋爐最大連續(xù)出力(BMCR)和額定負(fù)荷工況的設(shè)計參數(shù)見表3，煤質(zhì)數(shù)據(jù)見表4。

表3 鍋爐主要參數(shù)

表4 煤質(zhì)分析

2.2 機組運行條件

(1) 運行方式：帶基本負(fù)荷并參與調(diào)峰。

(2) 制粉系統(tǒng)：雙進(jìn)雙出鋼球磨煤機冷一次風(fēng)正壓直吹式送粉系統(tǒng)，每爐配6臺磨煤機。

(3) 給水系統(tǒng)：每臺機組配置2臺50%BMCR容量汽動調(diào)速給水泵，1臺30%BMCR容量電動調(diào)速給水泵組。

(4) 汽輪機旁路系統(tǒng)：采用高、低壓串聯(lián)旁路，其容量按鍋爐BMCR工況的60%設(shè)置。

(5) 排渣方式：采用水浸式刮板撈渣機除渣。

(6) 空氣預(yù)熱器進(jìn)風(fēng)加熱方式：暖風(fēng)器加熱。

2.3 優(yōu)化方案

針對第一代鍋爐存在的主要問題，主要采取了以下優(yōu)化措施：

(1) 增加爐膛高度。在第一代鍋爐的基礎(chǔ)上增加2 m爐膛高度，水冷壁受熱面積增加178 m2，同時減少了衛(wèi)燃帶面積245 m2，預(yù)計可降低減溫水質(zhì)量流量60.8 t/h，同時延長了煤粉停留時間，有利于煤粉燃盡[7]；減少的爐膛衛(wèi)燃帶區(qū)域位于遠(yuǎn)離火焰中心的冷灰斗拐點區(qū)域和爐拱上方及側(cè)墻，在不影響燃燒性能的前提下，使蒸發(fā)-過熱吸熱匹配更合理。爐膛主要熱力指標(biāo)見表5。

表5 鍋爐BMCR工況爐膛熱力指標(biāo)

(2) 優(yōu)化大屏過熱器受熱面。通過減少大屏的每屏管子數(shù)量和高度(見圖4)，降低過熱器吸熱量，大屏過熱器受熱面減少后提高了水冷壁吸收輻射熱的能力，增加了水冷壁吸熱量，通過兩者共同作用，可減少過熱器減溫水質(zhì)量流量36 t/h。同時，還對進(jìn)口集箱節(jié)流孔進(jìn)行優(yōu)化，減小同屏管壁溫偏差。

圖4 大屏過熱器優(yōu)化示意圖

(3) 增加再熱器受熱面。利用后豎井轉(zhuǎn)向室空間，增加低溫再熱器垂直段受熱面，提高了低負(fù)荷再熱器達(dá)到額定汽溫的能力(見圖5)，同時縮減了煙氣調(diào)節(jié)擋板流通面積，改善了調(diào)節(jié)特性。為匹配再熱器受熱面各管子吸熱與流動阻力，還對再熱器進(jìn)口集箱的節(jié)流孔進(jìn)行了優(yōu)化。

圖5 再熱器受熱面優(yōu)化示意圖

(4) 增加省煤器和空氣預(yù)熱器受熱面。省煤器受熱面積增加約3 200 m2，同時加高了空氣預(yù)熱器蓄熱元件，預(yù)計可使鍋爐排煙溫度降低13 K。

(5) 優(yōu)化燃燒系統(tǒng)。在爐拱上方5 m處設(shè)置了燃盡風(fēng)，實現(xiàn)空氣分級燃燒，降低鍋爐NOx生成濃度。

第二代鍋爐主要受熱面優(yōu)化和預(yù)測效果見表6(以第一代鍋爐為基準(zhǔn))。

表6 第二代鍋爐主要受熱面優(yōu)化與性能預(yù)測

3 鍋爐運行情況

3.1 鍋爐主要性能指標(biāo)

鍋爐投運后各項性能指標(biāo)均能達(dá)到設(shè)計值，實測鍋爐熱效率高于設(shè)計值2.16百分點(基于高位發(fā)熱量)，主要測試值見表7。

表7 鍋爐主要性能測試值

3.2 優(yōu)化效果

將第二代鍋爐減溫水量、排煙溫度和NOx生成濃度與某4個電廠第一代鍋爐進(jìn)行對比，結(jié)果見表8，再熱器達(dá)額定參數(shù)負(fù)荷范圍由第一代的75%BMCR拓寬到55%BMCR。

受熱面無超溫現(xiàn)象，主要過熱器、再熱器的最大熱偏差系數(shù)與第一代鍋爐相比均有降低(見圖6)，大屏過熱器同屏管壁溫分布更合理，最高壁溫降低了約50 K(見圖7)。

表8 額定負(fù)荷下過熱器減溫水量和排煙溫度對比

圖6 額定負(fù)荷的屏間、管間熱偏差

圖7 額定負(fù)荷大屏過熱器壁溫分布對比

4 結(jié)語

(1) 對第一代鍋爐存在的主要問題進(jìn)行了研究。過熱器減溫水量大的主要原因為水冷壁吸熱不足、大屏過熱器吸熱較多；大屏過熱器超溫是因為節(jié)流孔設(shè)計不合理；排煙溫度高的主要原因為省煤器和空氣預(yù)熱器受熱面積余量較小，低負(fù)荷再熱汽溫偏低的主要原因為再熱器受熱面積偏少；NOx生成濃度高的主要原因為燃燒系統(tǒng)未采用空氣深度分級設(shè)計。

(2) 采取爐膛高度增加2 m、優(yōu)化大屏過熱器節(jié)流孔孔徑、燃燒系統(tǒng)增加燃盡風(fēng)實現(xiàn)空氣分級燃燒，以及增加低溫再熱器、省煤器、空氣預(yù)熱器受熱面積等優(yōu)化措施，完成了第二代鍋爐的方案設(shè)計。

(3) 某電廠采用第二代鍋爐，投運后結(jié)果表明設(shè)計優(yōu)化措施達(dá)到了預(yù)期效果，解決了第一代鍋爐存在的主要問題，鍋爐主要性能指標(biāo)均達(dá)到了設(shè)計值。