超超临界660MW锅炉排烟温度偏高的原因分析

超超临界660MW锅炉排烟温度偏高的原因分析

张国青

张国青

（大唐国际锡林浩特发电有限公司内蒙古锡林浩特市026000）

摘要：国内外专家学者对排烟温度偏高的原因进行了大量的研究，发现煤质变化、受热面的积灰结渣、燃烧调整不当、炉膛漏风和锅炉结构设计不合理等都是导致锅炉排烟温度偏高的原因之一。

关键词：超超临界；660MW锅炉；排烟温度偏高

前言

锅炉排烟热损失是锅炉各项热损失中最大的一项，一般占锅炉总热损失的60%～80%，是体现机组经济性和安全性的重要指标之一。在设计阶段，一般根据机组容量、设计煤种等条件来确定，同时还得考虑锅炉经济性，设备投资，以及与锅炉辅机是否匹配等问题。在运行阶段，在不发生因热风温度下降而引起制粉系统干燥出力不足和低温腐蚀的前提下，尽可能地降低锅炉排烟温度，以提高机组经济性。计算结果显示，一般情况下，排烟温度每升高20℃，锅炉效率至少降低1%，供电煤耗约增加3.5g/（kW·h），因此排烟温度偏高严重影响机组的经济性。

1设备概述

锡林浩特发电公司燃煤锅炉为东方锅炉厂生产制造的高效超超临界参数、前后墙对冲燃烧、一次中间再热、单炉膛平衡通风、紧身封闭、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、∏型布置的变压运行直流炉。设计主燃料为锡林浩特矿业公司褐煤，低位发热量11934.3kJ/kg。制粉系统配置7台MPS235HP-II型中速磨煤机，锅炉燃用设计煤种满负荷时6台运行、1台备用，并配热一次风蒸汽加热系统。炉膛高热负荷区域采用内螺纹管膜式螺旋水冷壁，上部为垂直水冷壁，两者间由过渡段水冷壁和水冷壁中间过渡集箱连接。炉膛上部布置有屏式过热器、高温过热器；折焰角后部水平烟道布置有高温再热器；后竖井双烟道分别布置水平低温过热器、低温再热器和省煤器。烟道下部布置有2台豪顿华公司生产的型号为33VNT2300三分仓容克式空气预热器。过热蒸汽汽温主要依靠水煤比调整，辅助一、二级喷水减温细调，共布置有两级四点。再热蒸汽汽温主要依靠设置在尾部分烟道底部的调节挡板装置，来调节再热器出口温度；并在低温再热器出口集箱至高温再热器进口集箱之间连接管道上设置事故减温水，分左右两侧喷入。锅炉配备了炉膛安全监控系统（FSSS）、火焰监视装置及吹灰程控装置等，整个锅炉系统的控制调整均在DCS系统内实现。

2排烟温度偏高原因分析

2.1煤质的影响

锡林浩特发电公司使用的褐煤水分高（Mar=34.9%），灰分高（Aar=19%），低位发热量低（11934.3kJ/kg），所以设计煤量高达482T/H，空气预热器出口烟气流量2967T/H，空气预热器出口温度130℃，这些参数都较高。平时入炉煤煤质较差，水分灰分偏高，发热量偏低，导致同样的负荷需要更多的煤，烟气流量就会加大，排烟温度上升。入炉煤灰分较大，在煤粉燃烧的扩散阶段灰分包裹着碳，阻碍了碳与氧气的结合，这就使得煤粉的燃烧速率下降，燃尽时间增加，火焰中心上移，排烟温度升高。

使用干燥后的褐煤，入炉煤的水份偏低，约在30%，与设计煤（Mar=34.9%）偏差在5%左右。在磨煤机出口温度不变的情况下，当煤质水份降低时，制粉系统所需要的干燥热量降低，在运行操作中可以通过调整磨煤机入口混合温度或者降低一次风率来降低干燥出力，但一次风率属于既定选型，受磨煤机最小通风量以及制粉系统管道配置的限制，不容易进一步降低。所以实际只能通过调整磨煤机入口混合温度来实现，这就导致制粉系统冷一次风量的增大，参与空气预热器换热的冷风量减少，排烟温度升高。煤质全水份从34.9%降低5%，通过制粉系统干燥出力的自适应调整，在其它边界条件不变的情况下，排烟温度由129℃升高到137℃，升高了8℃。根据现场多组数据核算表明，入炉煤水份每降低1%，排烟温度升高0．8～1．0℃。

2.2受热面积灰结渣的影响

吹灰可以吹掉受热面表面大量的沾污，但是仍有部分沾污仅通过吹灰是无法解决的。锅炉受热面设计中需要考虑这部分沾污对受热面换热的影响，并在设计中留有一定的余量。煤质含灰量不同，浮灰长大到自平衡的时间也不同，所以针对不同煤质，应结合锅炉实际运行状态逐步确定最佳的吹灰策略，以保证锅炉受热面处于较理想的换热状态。褐煤沾污性高，在入炉检查中，发现折焰角上方积灰有搭桥现象，低温过热器低温再热器及省煤器区域积灰中等偏重。现场进行吹灰实验，吹灰前后，空气预热器进口烟温从392.3降低到368℃，降幅24．3℃，降温后比设计值377℃低9℃，排烟温度从146．6℃降低到132℃，降幅14．6℃，降温后比设计值130℃高2℃。从结果可以看出，锅炉本体受热面满足设计要求，空气预热器的温降值与设计略有偏差，但吹灰前后的温度变化情况充分说明对流受热面积灰是锅炉排烟温度偏高的主要原因之一。

2.3一次风率的影响

由于冷一次风不参与空气预热器换热，而运行中一次风率偏大，导致排烟温度较高。在660MW负荷，一次风总量的显示值约839t/h，实测值约为846t/h，高出设计一次风量（809t/h）约37t/h，相应一次风率高出设计值2～3%，对排烟温度的影响约3～4℃。

2.4磨煤机运行方式的影响

一次风压越高，褐煤煤粉细度越大，着火时间越长，燃尽距离越远，火焰中心上移，排烟温度上升。根据试验测试结果，各台磨煤机煤粉浓度偏差较大，一次风速偏差也较大。所以运行不同磨煤机时，排烟温度不同。优先选择运行煤粉细度较细，一次风压合理的磨煤机。

2.5炉膛漏风的影响

在炉膛出口过量空气系数不变的情况下，炉膛的漏风属于没有参与空气预热器换热的无组织风，是引起排烟温度偏高的原因之一。锅炉运行中调整炉膛负压由-85Pa降至-200Pa，排烟温度升高3.7℃；调整炉膛负压由-100Pa升至+50Pa，排烟温度下降3．0℃，说明炉膛存在较多的漏风量。现场检查发现干排渣液压关断门处关闭不严，可见火光。DCS运行画面显示，每台停运磨煤机有约20t/h的冷风量，这些漏风量都未参与空气预热器换热，引起排烟温度升高。

2.6锅炉结构设计不合理

锅炉设计时，如果对炉膛的沾污系数估计不准确且未充分考虑煤质变化对锅炉燃烧和受热面吸热分配的影响，就会导致受热面布置不合理，影响受热面的吸热能力，造成锅炉排烟温度升高。由于实际燃用煤质发热量偏低，为了满足机组带负荷能力需增加燃料消耗量，使得烟气量增多。烟气热量在尾部竖井烟道的分配与理论计算存在偏差。若按照锅炉厂提供的高负荷时低温再热器侧的烟道挡板开度较小，而低温过热器侧的烟道挡板开度较大或基本全开，运行中将造成空预器入口处的烟温大幅升高。因此，实际运行中尾部烟气调节挡板开度与锅炉厂推荐的开度不同。由此可判断，尾部隔墙两侧布置的受热面不合理，高负荷情况下受热面的热量分配与设计值偏差较大。为了控制空预器入口烟温不至于过高，负荷较高时，控制低温过热器侧的调温挡板开度不超过45％，低温再热器侧调温挡板的开度不低于65％，使空预器入口烟温基本维持在390℃以下，但再热蒸汽减温水量却高达30～50t／h，机组经济性较差。

2.7烟温测量误差的影响

根据现场网格实验的结果，目前DCS显示的几点排烟温度数值差值较大，有些点测量值可能是烟温分布的峰值点，不具有代表性，导致平均后数值虚高。

3排烟温度偏高的对策

（1）运行人员应根据锅炉的不同煤质和运行特性，基于机组在线监测数据，诊断分析炉内各受热面积灰结渣的情况，制定合理的吹灰策略，确保烟气差压在设计值以内，并加强吹灰器检修工作。

（2）在保证煤粉不堵管的前提下，适当减小一次风量，提高一次风温，降低火焰中心，降低炉膛出口温度及排烟温度，提高锅炉效率。当负荷变化时，要及时调整氧量负压，保证锅炉在合适燃烧工况，从而提高整个火电厂的经济性。

（3）在满足磨煤机防爆要求的情况下，按照推荐值，实时调整磨煤机出口温度。进行风量标定和热态一次风调平试验，以保证各层一次风速偏差在5％以内。根据不同的煤质参数调整煤粉细度，尽可

（下转第214页）

能使各燃烧器之间的煤粉浓度分布均匀，并优化磨煤机组合方式。高负荷时，尽量运行下层制粉系统，但应避免造成水冷壁壁温超限。

（4）对干排渣系统各清扫链检修孔、看火孔、人孔门等进行密封措施。在运行期间，根据机组负荷以及煤质，合理控制炉底冷却风量，减少其对排烟温度的影响。从燃烧角度看，炉底漏风、炉膛与烟道的漏风、磨煤机冷一次风、备用磨煤机的通风、燃烧器的冷却风及磨煤机密封风等都属于无组织风量，会引起锅排烟温度上升，因此应采取不同措施减少这些无组织风量。

（5）针对目前煤质不稳定的问题，只有通过加大对入厂煤质的监督，做好配煤掺烧工作，改善燃煤质量，使其热值接近设计煤种。

（6）受热面改造措施。基于目前锅炉的实际情况，通过对运行情况分析和热力校核计算，制订了相应的改造方案。在省煤器下方空间增加10～12排管排，在低温过热器下方增加10～12排管排。通过模拟计算，该方案最多可使空预器入口烟温降低15～25℃。该方案既考虑了将空预器入口烟气降低到合理的温度，也可保证空预器出口一次风温不至于因入口烟温太低而难以满足制粉系统干燥出力的要求。

结束语

通过增加省煤器的受热面，使排烟温度得到了明显的改善，但由于省煤器布置空间的限制，受热面的增加量还没有达到最佳状态，为了更好地节能降耗，回收尾部的余热，今后可考虑适当增加低温省煤器的换热面积。

参考文献：

[1]邱中，梁进林，邱兵．电站锅炉排烟温度高的原因分析及改进措施［J］．能源研究与管理，2016（3）：32－35．

[2]崔海鹏．电站锅炉排烟温度高原因及其改进措施［D］．北京：华北电力大学，2017．