锅炉蒸汽温度偏低因素分析及处理措施

　　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，配备中储式制粉体系，燃烧器为直流式，分上、下两组，下组燃烧器间隔安置６层二次风与５层一次风，除最基层一次固定外，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。锅炉规划煤种与实践燃用煤种特性见表１。
　　
　　表１ 锅炉规划煤种与实践燃用煤种特性
　　
　　项目    规划煤种  校核煤种 实践燃用煤种
　　
　　碳／％    ５６．１６    ６２．８    ５１．４５
　　
　　氢／％    ２．４２    ２．７    ２．５３
　　
　　氧／％    ２．１８    １．７８    ２．１２
　　
　　氮／％    ０．８３    １．１７    ０．７９
　　
　　硫／％    １．３５    ０．９８    ２．５
　　
　　灰分／％    ３１．５    ２４．０７    ３５．３０
　　
　　全水分／％    ５．５６    ６．５    ６．６
　　
　　空气干燥基水分／％    ０．８３    ０．５７    １．３１
　　
　　可燃基蒸发分／％    １７．６２    １２．２９    １９．２５
　　
　　低位发热量／（ｋＪ·ｋｇ－１）    ２１．３５    ２３．０１    １８．５２
　　
　　９号锅炉自２００９年１２ 月２４ 日试运转以来，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，难以到达其规划额外值５４０ ℃。以下针对主蒸汽、再热蒸汽温度偏低问题进行剖析。
　　
　　１ 原因剖析
　　
　　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，灰分带着很多热量至炉膛后部，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，当燃煤热值下降、灰份升高时，燃料量显着增多， 蒸汽温度也有所上升，当燃煤热值下降、灰份下降 时，燃料量也相应减小，蒸汽温度随之下降。
　　
　　１．２  蒸汽压力
　　
　　从炉膛负压改动、蒸汽压力动摇、火焰电视影像可以看出，炉膛火焰不会集，燃烧稳定性较差，根本原由于喷燃器风场切圆直径大，煤粉燃烧涣散。正常运转时由于蒸汽压力的影响，蒸汽温度动摇规模达１０ ℃。
　　
　　１．３  测点
　　
　　经查看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则不符，因而判别锅炉出口主蒸汽温度显现存在误差。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活动产生扰动，形成温度场不均匀，主
　　
　　蒸汽温度测量值低于实在值。
　　
　　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、烟气温度与规划值进行比照，见表２。
　　
　　表２ ３００ＭＷ 工况下锅炉实践运转值与规划值比照状况
　　
　　经过表２比照发现，后屏出口蒸汽温度较规划值低５．５ ℃，高温过热器出口蒸汽温度较规划值低
　　
　　１４ ℃，低温再热器出口蒸汽温度较规划值低５ ℃，高温再热器出口蒸汽温度较规划值低１８ ℃；高温再热器出口排烟温度较规划值低２６２ ℃，低温过热出口排烟温度较规划值低４８ ℃，低温再热器出口排烟温度较规划值低３９ ℃，由于烟气温度较规划值偏低，幅度较大，过热器、再热器对流受热面吸热量削减，形成蒸汽温度下降。确认９号锅炉主蒸汽、再热 蒸汽温度偏低的原由于：高温过热器、高温再热器处
　　
　　２．２  调整二次风配风方法
　　
　　调整二次风的配风方法是为了把握锅炉在额外负荷下，各层二次风量的分配对锅炉燃烧和蒸汽温度的影响，其实验参数成果见表４。
　　
　　表４ 二次风配风方法实验成果
　　
　　项目    均匀配风 倒浮屠配风 正浮屠配风 束腰配风
　　
　　机组负荷／ＭＷ    ２９９．５    ３００．３    ３０１．２    ３００．９
　　
　　主蒸汽压力／ＭＰａ    １６．５    １６．６    １６．４    １６．７
　　
　　主蒸汽温度／℃    ５２４．３    ５２４．７    ５２８．５    ５２６．１
　　
　　再热蒸汽温度／℃    ５２２．７    ５２３．０    ５２５．５    ５２１．９
　　
　　再热蒸汽压力／ＭＰａ    ３．２４    ３．２６    ３．２２    ３．２８
　　
　　减温水量／（ｔ·ｈ－１）    ０    ０    ０    ０
　　
　　给水温度／℃    ２７０．０    ２７０．１    ２６８．５    ２６９．５
　　
　　磨煤机投运组数    ３    ３    ３    ３
　　
　　氧量／％    ５．２９    ４．７８    ５．８７    ５．５０
　　
　　由表４可以看出，二次风配风方法为均匀配风、倒浮屠配风、束腰配风时，蒸汽温度改动不大；二次 风配风方法为正浮屠配风时，蒸汽温度有所进步，但 与规划值仍有较大误差。由此可知，调整二次风配风方法对主蒸汽、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号机组运转中，自下而上将下组燃烧器１０层喷口均向上调整５°，进步了炉膛火焰中心，调整前、后各段蒸汽温度、排烟温度比照见表５。
　　
　　机组负荷／ＭＷ
　　
　　磨煤机投运组数    ２９９．２
　　
　　４    ３００．５
　　
　　３    ＋１．３
　　
　　－１
　　
　　低温过热器后蒸汽温度／℃    ３８２    ３９０    ＋８
　　
　　大屏过热器后蒸汽温度／℃    ４４７    ４６６    ＋１９
　　
　　后屏过热器后蒸汽温度／℃    ４９５    ５０７    ＋１２
　　
　　主蒸汽温度／℃    ５２７    ５４０    ＋１３
　　
　　低温再热器出口蒸汽温度／℃    ４６０．５    ４６９    ＋８．５
　　
　　再热蒸汽温度／℃    ５１８    ５４０    ＋２２
　　
　　高温再热器出口排烟温度／℃    ５６９．５    ５９７    ＋２７．５
　　
　　低温再热器出口排烟温度／℃    ３６１    ３７３．５    ＋１２．５
　　
　　低温过热器出口排烟温度／℃    ３６５    ３７３    ＋８
　　
　　省煤器出口排烟温度／℃    ３３４    ３４４．５    ＋１０．５
　　
　　空气预热器前排烟温度／℃    ３５５．５    ３６５    ＋９．５
　　
　　排烟温度／℃    １２４．５    １２８．５    ＋４
　　
　　过热器减温水量／（ｔ·ｈ－１）    ０    ６    ＋６
　　
　　再热器减温水量／（ｔ·ｈ－１）    ０    ０    ０
　　
　　表５ 燃烧器摆角调整前后比照成果
　　
　　烟气温度低于规划值，形成高温过热器、高温再热器
　　
　　项目    调整前    调整后    差值
　　
　　吸热量削减。
　　
　　２  处理办法及作用
　　
　　２．１  添加炉膛氧量
　　
　　经过添加送风量，添加炉膛氧量，改动炉膛烟气量来实现受热面吸热的添加，然后进步主蒸汽、再热蒸汽温度［１］，调整成果见表３，送风量添加后，主蒸汽温度、再热蒸汽温度有所进步，但仍未能到达额外值。
　　
　　表３ 添加氧量前后比照成果
　　
　　２．２  调整二次风配风方法
　　
　　调整二次风的配风方法是为了把握锅炉在额外负荷下，各层二次风量的分配对锅炉燃烧和蒸汽温度的影响，其实验参数成果见表４。
　　
　　表４ 二次风配风方法实验成果
　　
　　由表４可以看出，二次风配风方法为均匀配风、倒浮屠配风、束腰配风时，蒸汽温度改动不大；二次 风配风方法为正浮屠配风时，蒸汽温度有所进步，但 与规划值仍有较大误差。由此可知，调整二次风配风方法对主蒸汽、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号机组运转中，自下而上将下组燃烧器１０层喷口均向上调整５°，进步了炉膛火焰中心，调整前、后各段蒸汽温度、排烟温度比照见表５。
　　
　　表５ 燃烧器摆角调整前后比照成果
　　
　　由表５可知，喷燃器调整后，各段蒸汽温度与排烟温度均有进步，主蒸汽、再热蒸汽温度可以到达额外值，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、再蒸汽温度显着上升，负荷在８０％以上时，均能到达额外值。
　　
　　３ 经济效益预算
　　
　　燃烧器调整前与调整后，９ 号机组相关参数计算见表６。
　　
　　表６ ９号机组相关参数计算
　　
　　项目    主蒸汽温度／℃    再热蒸汽温度／℃    排烟温度／℃
　　
　　调整前    ５３２．２５    ５２５．３６    １２１．２２
　　
　　调整后    ５３７．９２    ５３８．４２    １２７．６２
　　
　　差值    ５．６７    １３．０６    ６．４
　　
　　主蒸汽温度每下降 １０ ℃，影 响发电煤耗约
　　
　　０．９３ｇ／ｋＷｈ；再热蒸汽温度每下降１０ ℃，影响发电煤耗约０．７５ｇ／ｋＷｈ。排烟温度每升高１０ ℃，排烟损践约添加０．５％；机组发电煤耗升高约１．７ｇ／ｋＷｈ［２］。由表６数据可得：主蒸汽温度升高影响发电煤耗下降０．５２７３ｇ／ｋＷｈ；再热蒸汽温度升高影响发电煤耗下降０．９７９５ｇ／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０．４１８８ｇ／ｋＷｈ，按此机组年发电量２０ 亿 ｋＷｈ 预算，每年 可节省标准煤 ８３７．６ｔ，标 煤单价按 ８００元／ｔ计算，每年可节省资金约６７万元。