论文部分内容阅读
摘要：该文通过了燃煤锅炉尾部受热面的改造，使浙江浙能长兴发电有限公司（以下简称：长电公司）2号机组锅炉的过热器减温水量大幅降低，SCR入口烟温得到有效控制，并且降低了锅炉空预器排烟温度，在降低煤耗、提高锅炉效率方面取得良好效果，同时过热器减温水量的降低在提高经济性的同时，可提高机组CCS调节稳定特性和AGC负荷响应速率，减少调度对AGC调节品质的经济考核。
关键词：燃煤锅炉;尾部受热面;技术改造
一.引言
长电公司2号机组锅炉由北京巴布科克· 威尔科克斯有限公司设计制造，为亚临界参数汽包炉，燃用淮南烟煤，采用自然循环、一次中间再热、单炉膛、前后墙对冲燃烧方式、固态排渣、平衡通风、半露天布置、全钢架悬吊结构燃煤锅炉。于2012年进行了增容改造工作，使机组额定出力增至330MW，相应的BMCR工况主汽流量由1025t/h增加到1088t/h。增容改造后2号锅炉运行中存在SCR入口烟温过高，喷水量过高的问题。SCR入口烟温过高，当机组运行至300MW时，SCR入口烟温接近410℃（该温度为SCR报警值），无法再提升负荷，此时喷水量达到150t/h左右，影响机组运行的经济性。通过对锅炉受热面重新进行热力计算，决定对2号锅炉尾部受热面进行改造，解决过热器减温水量高、SCR入口烟温高的问题。
二.改造前分析
长电公司2号炉2013年低氮改造刚刚完成后，炉膛清洁，沾污程度低，炉膛吸热良好，因此喷水量较低，SCR入口烟温较低。2015年11月，锅炉经过了两年多的运行后，炉膛相对清洁度差，沾污程度高，使炉膛吸热量减少，导致喷水量增加，SCR入口烟温提高，尾部受热面也有不同程度的沾污，更加剧了SCR入口烟温高的问题，实际运行反映，当炉膛吹灰器投入使用时，喷水量会有效降低，同时SCR入口烟温降低。
因此在尾部受热面改造前，选取了不同负荷工况下的锅炉关键参数值，分析锅炉存在的问题，通过测量得到的介质参数和锅炉厂已有的结构参数进行计算模拟出炉膛和尾部受热面沾污情况，并分别根据2013年比较理想运行状态的数据基础和2015年11月运行状态较差的数据基础进行模拟计算和方案设计，以寻找到最合理的尾部受热面优化方案，提高锅炉运行经济性。
三.改造方案
经过前期可行性研究分析，综合制造和安装的难易程度、工期和成本，最终选择如下方案：移除最后一组低温水平过热器，在此留出的空位上加装一组光管省煤器。
进行尾部受热面的改造有可能影响锅炉各部分受热面吸热比例，从而对其他重要参数如主汽温度产生影响[1]。因此需对改造方案再次计算验证，在模拟出沾污情况的基础上，带增容参数和表1中的煤质进行热力计算。
THA工况下，改造前后进行对比，改造前过热器总喷水量为136.4 t/h，改造后为169 t/h，省煤器出口温度改造前为311℃，改造后为297℃;低温过热器入口改造前为371℃，改造后为372℃，低温过热器出口改造前为408℃，改造后为434℃;SCR进口烟气温度改造前为406℃，改造后为422℃;空预器出口（无漏风）温度改造前为139℃，改造后为144℃;空预器出口（有漏风，漏风率按7%），改造前为132℃，改造后为137℃。
热力计算表明对于100%THA工况，过量空气系数取值相同情况下，采用最终方案改造后比改造前过热器喷水量减少约33t/h，SCR入口烟温降低16℃。考虑到实际运行中煤质的变化以及其它运行因素的影响，按最终方案改造后100%THA工况下SCR入口烟温比改造前降低约10～15℃。
四.改造后的影响分析
4.1主再气温与减温水量的影响
模拟计算表明，尾部受热面改造后过热气温、再热气温均能保持540℃，而THA工况下过热器减温水量则由169t/h降低至136.4t/h。改造前后实际运行对比发现，改造后过热汽
温度达到539℃，较改造前上升了7℃左右，超温次数较改造前大有降低;过热器减温水量79t/h，较改造前降低了55t/h。过热汽温的提升得益于过热器减温水量处于调节裕量较大的范围内，运行人员不再需要频繁通过手动干预控制减温水量来避免汽温超温，汽温变化幅度和频率较改造前大大放缓。
4.2对省煤器出口水温和水循环的影响
省煤器面积增加后，模拟计算得出BMCR工况下省煤器出口水温为316℃，18MPa压力下水的饱和温度为357℃，实际运行中300MW负荷下汽包压力17.7MPa，省煤器出口水温为303℃，符合一般设计温差的要求大于40℃的要求[2]（巴威公司设计要求大于28℃），可保证省煤器内水不沸腾，不影响省煤器内介质的换热效果和流动。
4.3对SCR进口烟温的影响
模拟计算表明，改造后THA工况下SCR进口烟温为406℃，低于设定的喷氨快关阀烟温高保护动作值。实际运行中300MW负荷下SCR进口烟温为390℃左右，较之前降低了20℃，150MW负荷下SCR进口烟温为330℃，高于设定的喷氨快关阀烟温低保护动作值，均满足SCR催化剂活性对温度的要求。
五.结论
通過对锅炉尾部受热面的改造，目前长电公司2号炉适应了目前实际煤种，锅炉运行状况良好，过热器减温水量大幅减少，过热汽温提升明显，锅炉超温次数明显下降，AGC负荷响应不再受SCR进口烟温限制，降低了运行人员劳动强度，降低了材料产生热疲劳的风险和吹灰器附近管子的爆管风险。另外，根据浙能技术研究院的《长兴#2炉修后性能试验报告》，315MW工况下锅炉热效率为93.85%，修正后的锅炉热效率为93.54%，对比设计值93.22%（332MW）和93.244%（300MW）取得良好提升，按汽机热耗8000kJ/kg、管道效率99%、年利用小时4000h估算节省标煤约1200t，排烟温度较设计值也有所降低。总体来看，本次长电公司2号炉尾部受热面改造后锅炉运行的安全性和经济性明显提高。
参考文献：
[1]阎维平. 电站锅炉省煤器设计与改造对过热气温的影响[J]. 锅炉制造（技术版）.2003-01.
[2]周永刚.杨立隆.赵阳.陈永辉等 锅炉尾部受热面综合改造的试验研究[M].热力发电. 2005-09.
关键词：燃煤锅炉;尾部受热面;技术改造
一.引言
长电公司2号机组锅炉由北京巴布科克· 威尔科克斯有限公司设计制造，为亚临界参数汽包炉，燃用淮南烟煤，采用自然循环、一次中间再热、单炉膛、前后墙对冲燃烧方式、固态排渣、平衡通风、半露天布置、全钢架悬吊结构燃煤锅炉。于2012年进行了增容改造工作，使机组额定出力增至330MW，相应的BMCR工况主汽流量由1025t/h增加到1088t/h。增容改造后2号锅炉运行中存在SCR入口烟温过高，喷水量过高的问题。SCR入口烟温过高，当机组运行至300MW时，SCR入口烟温接近410℃（该温度为SCR报警值），无法再提升负荷，此时喷水量达到150t/h左右，影响机组运行的经济性。通过对锅炉受热面重新进行热力计算，决定对2号锅炉尾部受热面进行改造，解决过热器减温水量高、SCR入口烟温高的问题。
二.改造前分析
长电公司2号炉2013年低氮改造刚刚完成后，炉膛清洁，沾污程度低，炉膛吸热良好，因此喷水量较低，SCR入口烟温较低。2015年11月，锅炉经过了两年多的运行后，炉膛相对清洁度差，沾污程度高，使炉膛吸热量减少，导致喷水量增加，SCR入口烟温提高，尾部受热面也有不同程度的沾污，更加剧了SCR入口烟温高的问题，实际运行反映，当炉膛吹灰器投入使用时，喷水量会有效降低，同时SCR入口烟温降低。
因此在尾部受热面改造前，选取了不同负荷工况下的锅炉关键参数值，分析锅炉存在的问题，通过测量得到的介质参数和锅炉厂已有的结构参数进行计算模拟出炉膛和尾部受热面沾污情况，并分别根据2013年比较理想运行状态的数据基础和2015年11月运行状态较差的数据基础进行模拟计算和方案设计，以寻找到最合理的尾部受热面优化方案，提高锅炉运行经济性。
三.改造方案
经过前期可行性研究分析，综合制造和安装的难易程度、工期和成本，最终选择如下方案：移除最后一组低温水平过热器，在此留出的空位上加装一组光管省煤器。
进行尾部受热面的改造有可能影响锅炉各部分受热面吸热比例，从而对其他重要参数如主汽温度产生影响[1]。因此需对改造方案再次计算验证，在模拟出沾污情况的基础上，带增容参数和表1中的煤质进行热力计算。
THA工况下，改造前后进行对比，改造前过热器总喷水量为136.4 t/h，改造后为169 t/h，省煤器出口温度改造前为311℃，改造后为297℃;低温过热器入口改造前为371℃，改造后为372℃，低温过热器出口改造前为408℃，改造后为434℃;SCR进口烟气温度改造前为406℃，改造后为422℃;空预器出口（无漏风）温度改造前为139℃，改造后为144℃;空预器出口（有漏风，漏风率按7%），改造前为132℃，改造后为137℃。
热力计算表明对于100%THA工况，过量空气系数取值相同情况下，采用最终方案改造后比改造前过热器喷水量减少约33t/h，SCR入口烟温降低16℃。考虑到实际运行中煤质的变化以及其它运行因素的影响，按最终方案改造后100%THA工况下SCR入口烟温比改造前降低约10～15℃。
四.改造后的影响分析
4.1主再气温与减温水量的影响
模拟计算表明，尾部受热面改造后过热气温、再热气温均能保持540℃，而THA工况下过热器减温水量则由169t/h降低至136.4t/h。改造前后实际运行对比发现，改造后过热汽
温度达到539℃，较改造前上升了7℃左右，超温次数较改造前大有降低;过热器减温水量79t/h，较改造前降低了55t/h。过热汽温的提升得益于过热器减温水量处于调节裕量较大的范围内，运行人员不再需要频繁通过手动干预控制减温水量来避免汽温超温，汽温变化幅度和频率较改造前大大放缓。
4.2对省煤器出口水温和水循环的影响
省煤器面积增加后，模拟计算得出BMCR工况下省煤器出口水温为316℃，18MPa压力下水的饱和温度为357℃，实际运行中300MW负荷下汽包压力17.7MPa，省煤器出口水温为303℃，符合一般设计温差的要求大于40℃的要求[2]（巴威公司设计要求大于28℃），可保证省煤器内水不沸腾，不影响省煤器内介质的换热效果和流动。
4.3对SCR进口烟温的影响
模拟计算表明，改造后THA工况下SCR进口烟温为406℃，低于设定的喷氨快关阀烟温高保护动作值。实际运行中300MW负荷下SCR进口烟温为390℃左右，较之前降低了20℃，150MW负荷下SCR进口烟温为330℃，高于设定的喷氨快关阀烟温低保护动作值，均满足SCR催化剂活性对温度的要求。
五.结论
通過对锅炉尾部受热面的改造，目前长电公司2号炉适应了目前实际煤种，锅炉运行状况良好，过热器减温水量大幅减少，过热汽温提升明显，锅炉超温次数明显下降，AGC负荷响应不再受SCR进口烟温限制，降低了运行人员劳动强度，降低了材料产生热疲劳的风险和吹灰器附近管子的爆管风险。另外，根据浙能技术研究院的《长兴#2炉修后性能试验报告》，315MW工况下锅炉热效率为93.85%，修正后的锅炉热效率为93.54%，对比设计值93.22%（332MW）和93.244%（300MW）取得良好提升，按汽机热耗8000kJ/kg、管道效率99%、年利用小时4000h估算节省标煤约1200t，排烟温度较设计值也有所降低。总体来看，本次长电公司2号炉尾部受热面改造后锅炉运行的安全性和经济性明显提高。
参考文献：
[1]阎维平. 电站锅炉省煤器设计与改造对过热气温的影响[J]. 锅炉制造（技术版）.2003-01.
[2]周永刚.杨立隆.赵阳.陈永辉等 锅炉尾部受热面综合改造的试验研究[M].热力发电. 2005-09.