摘要：锅炉作为火力发电厂的主要热力设备之一，其改造工作不容忽视。为此，本文以某电厂330MW机组锅炉为例，对锅炉运行中出现排烟温度偏高这一问题进行了分析，进而给出了几点改造措施，并通过试验研究，验证了该改造措施的可行性，排烟温度得到了有效控制，也提高了锅炉运行的安全性。
关键词：锅炉；燃烧器；改造措施
引言
当前，火力发电仍是我国最主要的发电模式。锅炉是火力发电的能量生产设备，在运行过程中由于多个方面都存在着一些问题，从而导致各机组锅炉运行时存在较大的能耗，其中，我国电站锅炉能量损失中，一大部分来源于空气预热器换热效果低下而导致的排烟热损失增加。因此，必须加快对锅炉的改造工作，以有效的提高锅炉运行的经济性和安全性。基于此，本文结合实例，就电站锅炉的改造进行研究。
１.锅炉概况
某电厂330MW机组锅炉为ＨＧ－1021／18.2－ＹＭ9型亚临界压力一次中间再热自然循环汽包锅炉。锅炉为单炉膛四角布置摆动式燃烧器（切向燃烧）、固态除渣、平衡通风。空气预热器为两分仓式，设计进风温度为23℃，出风温度为330℃。制粉系统采用4台ＤＴＭ350／600型钢球磨煤机，中储式乏气送粉、负压运行，干燥剂再循环正常投入。配套汽轮机为Ｃ330－16.7／1.0／537／537型中间再热凝汽式汽轮机，汽轮机ＴＨＡ工况为320MW，常态负荷为240MW。锅炉设计煤种和运行煤种见表１。
表１ 煤质成分分析％
额定负荷下锅炉设计效率为92.10％，设计排烟温度为129℃（修正后）。在锅炉运行中，实际排烟温度超过140℃。排烟温度偏高不仅严重影响机组的经济性，通常排烟热损失占锅炉总损失80％或者更高，而且也影响到脱硫设备的安全运行。
2.原因分析
2.1空气预热器换热能力下降
空气预热器作为锅炉尾部换热设备，承担着回收烟气热量的重要任务，造成排烟温度高的原因往往都与空气预热器换热有关。在320MW负荷工况运行下：空气预热器Ａ、Ｂ侧漏风率分别为6.81％、5.98％，高于设计值5％；传热效率为63.62％、62.68％，低于设计值65.94％；阻力为1327Pa、1631Pa，远高于设计值859Pa。可以看出传热效率的下降使得空气预热器没有完成应有的回收热量任务。由于锅炉已经增加ＳＣＲ系统，从锅炉平时运行状态、空气预热器所处的温度范围及空气预热器吹灰前后阻力基本不变的情况分析，空气预热器传热效率的下降跟ＡＢＳ的腐蚀密切相关。
2.2燃烧器摆角不合理
燃烧器上下摆动主要是为了调节再热蒸汽温度，在满足再热蒸汽温度的前提下，通常将燃烧器摆角上扬会抬高火焰中心的位置，造成排烟温度的升高，下摆燃烧器会降低火焰中心位置，有利于排烟温度的降低。
2.3煤粉细度不合理
煤粉细度对煤粉气流的着火、焦炭的燃尽及磨煤机运行费用都有直接影响。煤粉越粗，着火越迟缓，火焰中心上移，排烟温度升高。设计煤粉细度Ｒ90＝25％，实测煤粉细度测试结果见表2。
表2 煤粉细度及均匀性指数
从表2中可以看出当前煤粉细度比设计值偏细，不会造成火焰中心上移引起的排烟温度升高。
2.4系统冷风投入量大
空气预热器出口热风温度在325℃左右，而实际运行中随煤质不同，磨煤机入口混合风温在160～250℃，磨煤机出口风粉温度通常在70～85℃，运行时需要投入冷一次风来调节温度。制粉系统加入冷风运行，使流经空气预热器的一次风量减少，从而造成锅炉排烟温度增加。统计结果表明：流经空气预热器的热一次风量减少10％～40％，会使排烟温度升高7～30Ｋ。通常控制风温在230℃左右既能保证制粉系统安全运行，也能满足制粉系统出力的需要。
3.改造措施
3.1降低火焰中心
在满足再热蒸汽温度的前提下，摆低燃烧器摆角，降低炉膛火焰中心。对调整前、调整后炉膛温度场进行测量，图１给出了调整前后火焰中心位置示意图。
图１ 调整前后火焰中心对比
最上层燃烧器在锅炉标高25.5ｍ位置。从图1中可以看出：调整前的火焰中心在锅炉标高29.4ｍ的位置；调整后的火焰中心在锅炉标高23.6ｍ位置。调整后的排烟温度平均降低2Ｋ。
3.2加装风温控制系统
根据空气预热器和制粉系统的运行现状，设想了4种改造方案：进行喷氨调整优化、增大空气预热器换热面积、增加其他换热面、减小系统冷风量来控制热风温度。前3种方案优劣对比见表3。
表3各种方案优劣对比
各种方案相比较，考虑风量对ＡＢＳ腐蚀的风险影响和减小停炉检修的风险，结合机组目前的问题及机组安全性，在热一次风管道上增加换热系统的方案来降低排烟温度，达到节能目的，将是火电机组处理同类问题的首选。
在空气预热器的出口热一次风管道上加装两组风温控制装置（见图2），利用汽轮机的小部分凝结水作为冷却介质，把去制粉系统的热一次风温度从空气预热器出口温度325℃左右降低到磨煤机进口混合风温230℃左右，从而消除制粉系统的冷风掺入量及减小排粉机单独运行时的冷风量，最终增加空气预热器风量，降低排烟温度。在煤质、负荷变化（如煤中水分含量降低）时，通过调节热一次风冷却装置的传热功率，改变热一次风温的降低幅度，保证磨煤机出口温度在设定范围。
图2 风温控制系统示意图
将风温控制器安装在热一次风管道上，利用7号低压加热器（简称低加）出口引出管，将85℃的凝结水通过换热器，逆流吸收热一次风多余热量再与5号低加汇合，一同进入除氧器排挤抽汽在汽轮机做功降低汽轮机热耗。由于此换热系统利用了7号低加和5号低加之间的级间差，所以不必增加升压泵。管路设置有旁路风，可以对换热量进行控制，也可以调节管间平均风速，降低空气阻力和磨损。
4.改造效果
投用风温控制系统后，在各个负荷段都有较大的降低排烟温度效果。排烟温度的降低基本在10Ｋ左右，同时锅炉效率也有所提高。试验时投入风温控制系统，分别在320MW、300MW、270MW和240MW工况下进行。由于热风热量被风温控制系统带走，需要扣除这部分热量。热风的温降在负荷不同时通过调节冷却水流量，均保持在20Ｋ左右。以320MW工况为例，入口热风温度320.8℃，出口温度330.8℃，那么热风热量损失为20.91ｋＪ／ｋｇ，热风量为940ｔ／ｈ，那么被冷却水携带走的热量为5461kW。入炉煤低位输入热为806244kW，则冷却水携带热损失对锅炉效率的占比为0.677％。依次计算其他负荷工况，得到热量损失见表4。
表4 各工况热损失
对于锅炉系统而言，由于热风温度被降低，造成了输入热量的减少，但另一方面通过空气预热器的空气量却增加了，这样造成排烟温度的下降，总体上锅炉效率有所提高。对于整个机组而言，风温控制系统中热风的热量最终随给水系统流回了锅炉。
为了检验风温控制系统的节能效果，在将燃烧器摆角调整好后对排烟温度及锅炉效率进行了测试，测试结果见图3和图4。
图3 改造前后排烟温度对比
图4 改造前后锅炉效率对比
由图2和图3可得：320MW工况下投入风温控制系统比不投风温控制系统排烟温度降低9.96Ｋ，炉效提高0.43％；300MW工况下投入风温控制系统比不投系统排烟温度降低8.57Ｋ，炉效提高0.17％；270MW工况下投入风温控制系统比不投系统排烟温度降低7.87Ｋ，炉效提高1.36％；240MW工况下投入风温控制系统比不投系统排烟温度降低17.6Ｋ，炉效提高0.79％。
5.结语
总之，对电厂锅炉进行技术改造，既是提升锅炉运行性能的客观需要，更是实现节能减排目标的必然要求。由于锅炉类型不同，因此在具体改造过程中，需要对影响锅炉能耗的主要因素进行分析，并提出针对性的改造措施；同时还需要综合考虑，进而选择最优的改造方案，从而有效提高改造后锅炉运行的经济性和安全性，确保锅炉运行过程中节能目标的实现。研究表明：锅炉通过应用热一次风温控制系统，有效控制了排烟温度，锅炉效率也得到了提高，取得了良好的改造效果。
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论文作者:罗振亮
论文发表刊物:《电力设备》2018年第4期
论文发表时间:2018/6/19
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