锅炉蒸汽温度偏低的原因分析及处理措施

锅炉蒸汽温度偏低的原因分析及处理措施

王福刚

【摘 要】针对大唐河北发电有限公司马头热电分公司9号机组主蒸汽、再热蒸汽温度低于设计值的问题,从煤质、蒸汽压力、测点、受热面温度4方面分析原因,提出热态调整燃烧器摆角的处理措施,并说明其经济效益.

【期刊名称】《河北电力技术》

【年(卷),期】2012(031)0z1

【总页数】3页(P41-43)

【关键词】锅炉;蒸汽温度;燃烧调整

【作 者】王福刚

【作者单位】大唐河北发电有限公司马头热电分公司,河北 邯郸 056044

【正文语种】中 文

【中图分类】TM621.2

大唐河北发电有限公司马头热电分公司9号机组为DG1025/17.4-12型、单炉膛、四角切圆燃烧煤粉锅炉，配备中储式制粉系统，燃烧器为直流式，分上、下两组，下组燃烧器间隔布置6层二次风与5层一次风，除最下层一次固定外，其它燃烧器在冷态时可做±15°的调整。锅炉后竖井过热器、再热器侧烟道设有烟气挡板，用于调整再热蒸汽温度。锅炉设计煤种与实际燃用煤种特性见表1。

表1 锅炉设计煤种与实际燃用煤种特性项目设计煤种校核煤种实际燃用煤种碳/%56.1662.851.45氢/%2.422.72.53氧/%2.181.782.12氮/%0.831.170.79硫/%1.350.982.5灰分/%31.524.0735.30全水分/%5.566.56.6空气干燥基水分/%0.830.571.31可燃基挥发分/%17.6212.2919.25低位发热量/(kJ·kg-1)21.3523.0118.52

9号锅炉自2009年12月24日试运行以来，过热器、再热器均未投入减温水，主蒸汽温度在530 ℃左右、再热蒸汽温度在520 ℃左右，难以达到其设计额定值540 ℃。以下针对主蒸汽、再热蒸汽温度偏低问题进行分析。

1 原因分析

1.1 煤质

煤质灰分大、热值低时，主蒸汽、再热蒸汽温度较高，因燃煤热值下降时用粉量较大，灰分大、燃烬时间长，灰分携带大量热量至炉膛后部，当过热器、再热器对流受热面吸热量增大时，蒸汽温度升高；反之，当燃煤热值较高时，蒸汽温度下降。相同负荷下，当燃煤热值降低、灰份升高时，燃料量明显增多，蒸汽温度也有所上升，当燃煤热值下降、灰份降低时，燃料量也相应减小，蒸汽温度随之下降。

1.2 蒸汽压力

从炉膛负压变化、蒸汽压力波动、火焰电视影像可以看出，炉膛火焰不集中，燃烧稳定性较差，根本原因为喷燃器风场切圆直径大，煤粉燃烧分散。正常运行时由于蒸汽压力的影响，蒸汽温度波动范围达10 ℃。

1.3 测点

经检查发现锅炉出口主蒸汽温度比汽轮机侧主蒸汽温度低3～5 ℃，这与蒸汽输送过程中温度衰减的规律不符，因此判断锅炉出口主蒸汽温度显示存在偏差。经查找，发现炉侧主蒸汽温度测点安装在安全门与水压堵板门的中间，由于安全门与水压堵板门对蒸汽的流动产生扰动，造成温度场不均匀，主蒸汽温度测量值低于真实值。

1.4 受热面温度 机组负荷300 MW工况下，将锅炉各段受热面蒸汽温度、烟气温度与设计值进行对比，见表2。

表2 300 MW工况下锅炉实际运行值与设计值对比情况项目实际运行值设计值主蒸汽温度/℃526540再热蒸汽温度/℃524540减温水量/(t·h-1)00给水温度/℃284275.5低压过热器出口蒸汽温度/℃381380一级减温器出口蒸汽温度/℃381前屏出口蒸汽温度/℃442.5444二级减温器出口蒸汽温度/℃442.5后屏出口蒸汽温度/℃491.5497三级减温器出口蒸汽温度/℃491.5492高温过热器出口蒸汽温度/℃526540低温再热器入口蒸汽温度/℃306.5321低温再热器出口蒸汽温度/℃465470高温再热器出口蒸汽温度/℃522540高温再热器出口排烟温度/℃569831低温过热器出口排烟温度/℃365413低温再热器出口排烟温度/℃361400

通过表2对比发现，后屏出口蒸汽温度较设计值低5.5 ℃，高温过热器出口蒸汽温度较设计值低14 ℃，低温再热器出口蒸汽温度较设计值低5 ℃，高温再热器出口蒸汽温度较设计值低18 ℃；高温再热器出口排烟温度较设计值低262 ℃，低温过热出口排烟温度较设计值低48 ℃，低温再热器出口排烟温度较设计值低39 ℃，由于烟气温度较设计值偏低，幅度较大，过热器、再热器对流受热面吸热量减少，造成蒸汽温度下降。确认9号锅炉主蒸汽、再热蒸汽温度偏低的原因为：高温过热器、高温再热器处烟气温度低于设计值，造成高温过热器、高温再热器吸热量减少。

2 处理措施及效果

2.1 增加炉膛氧量

通过增加送风量，增加炉膛氧量，改变炉膛烟气量来实现受热面吸热的增加，从而提高主蒸汽、再热蒸汽温度[1]，调整结果见表3，送风量增加后，主蒸汽温度、再热蒸汽温度有所提高，但仍未能达到额定值。 表3 增加氧量前后对比结果项目调整前调整后机组负荷/MW300300主蒸汽压力/MPa16.8416.58主蒸汽温度/℃524.2529.1再热蒸汽温度/℃521.3524.1再热蒸汽压力/MPa3.283.24减温水量/(t·h-1)00给水温度/℃283283磨煤机投运组数33二次风配风方式均匀配风均匀配风氧量/%4.625.79

2.2 调整二次风配风方式

调整二次风的配风方式是为了掌握锅炉在额定负荷下，各层二次风量的分配对锅炉燃烧和蒸汽温度的影响，其试验参数结果见表4。

表4 二次风配风方式试验结果项目均匀配风倒宝塔配风正宝塔配风束腰配风机组负荷/MW299.5300.3301.2300.9主蒸汽压力/MPa16.516.616.416.7主蒸汽温度/℃524.3524.7528.5526.1再热蒸汽温度/℃522.7523.0525.5521.9再热蒸汽压力/MPa3.243.263.223.28减温水量/(t·h-1)0000给水温度/℃270.0270.1268.5269.5磨煤机投运组数3333氧量/%5.294.785.875.50

由表4可以看出，二次风配风方式为均匀配风、倒宝塔配风、束腰配风时，蒸汽温度变化不大；二次风配风方式为正宝塔配风时，蒸汽温度有所提升，但与设计值仍有较大偏差。由此可知,调整二次风配风方式对主蒸汽、再热汽温度的影响较小。

2.3 热态调整燃烧器摆角

2010年3月10日至12日，9号机组运行中，自下而上将下组燃烧器10层喷口均向上调整5°，提高了炉膛火焰中心，调整前、后各段蒸汽温度、排烟温度对比见表5。

表5 燃烧器摆角调整前后对比结果项目调整前调整后差值机组负荷/MW299.2300.5+1.3磨煤机投运组数43-1低温过热器后蒸汽温度/℃382390+8大屏过热器后蒸汽温度/℃447466+19后屏过热器后蒸汽温度/℃495507+12主蒸汽温度/℃527540+13低温再热器出口蒸汽温度/℃460.5469+8.5再热蒸汽温度/℃518540+22高温再热器出口排烟温度/℃569.5597+27.5低温再热器出口排烟温度/℃361373.5+12.5低温过热器出口排烟温度/℃365373+8省煤器出口排烟温度/℃334344.5+10.5空气预热器前排烟温度/℃355.5365+9.5排烟温度/℃124.5128.5+4过热器减温水量/(t·h-1)06+6再热器减温水量/(t·h-1)000

由表5可知，喷燃器调整后，各段蒸汽温度与排烟温度均有提高，主蒸汽、再热蒸汽温度能够达到额定值，过热器使用了减温水，蒸汽温度调整略有余量。燃烧器调整后主蒸汽、再蒸汽温度明显上升，负荷在80%以上时，均能达到额定值。

3 经济效益估算

燃烧器调整前与调整后，9号机组相关参数统计见表6。

表6 9号机组相关参数统计项目主蒸汽温度/℃再热蒸汽温度/℃排烟温度/℃调整前532.25525.36121.22调整后537.92538.42127.62差值5.6713.066.4

主蒸汽温度每降低10 ℃，影响发电煤耗约0.93 g/kWh；再热蒸汽温度每降低10 ℃，影响发电煤耗约0.75 g/kWh。排烟温度每升高10 ℃，排烟损失约增加0.5%；机组发电煤耗升高约1.7 g/kWh[2]。由表6数据可得：主蒸汽温度升高影响发电煤耗下降0.527 3 g/kWh；再热蒸汽温度升高影响发电煤耗下降0.979 5

g/kWh；排烟温度升高影响发电煤耗上升1.088 g/kWh，所以发电煤耗共降低0.418 8 g/kWh，按此机组年发电量20亿kWh估算，每年可节约标准煤837.6 t，标煤单价按800元/t计算，每年可节约资金约67万元。

4 结束语

针对主蒸汽、再热蒸汽温度低于设计值的问题，在保证锅炉燃烧安全稳定的基础上，通过改变各层二次风门的配比，了解风量、配风方式对蒸汽温度、排烟温度的影响，调整燃烧器摆角，使蒸汽温度基本达到设计值，为相同类型机组投运后的安全、稳定、经济运行提供了调整经验。

【相关文献】

[1] 国电太原第一热电厂.300 MW机组锅炉及辅助设备[M].太原：电力技术出版社，2005.

[2] 孙学信.燃煤锅炉燃烧试验技术与方法[M].北京：中国电力出版社，2002.