降低循環流化床鍋爐排煙溫度的方法

何映光

(云南大唐國際紅河發電有限責任公司，云南 開遠 661600)

300 MW循環流化床鍋爐屬于引進型環保鍋爐，具有低溫燃燒、高效脫硫脫硝、煤種適應性廣等優點。但由于技術較新，對其燃燒機理目前還沒能完全掌握，在實際生產中發生了很多意想不到的問題。其中最突出的問題是排煙溫度嚴重偏離設計值，導致鍋爐效率較設計值偏低，增加了運行成本，急需尋求較為可行的解決方法。

1 設備狀況

云南大唐紅河電廠新投產了2臺國產化300 MW循環流化床鍋爐潔凈煤燃燒機組，鍋爐主要由單爐膛、尾部對流煙道、4臺高溫絕熱旋風分離器、4臺回料閥、4臺外置式換熱器、4臺冷渣器和1臺回轉式空預器等部分組成。單爐膛采用褲衩腿、雙布風板結構，爐膛內蒸發受熱面采用膜式水冷壁及水冷壁延伸墻結構。

由于流化床鍋爐水冷壁磨損較大，且磨損機理還沒有完全掌握，泄漏停爐所占幾率較大。為解決這一問題，電廠采取水冷壁讓管改造、在密相區加裝防磨梁等一系列措施，取得較為滿意的效果。但這也造成排煙溫度進一步升高，機組經濟性與鍋爐安全性之間的矛盾日益突出。

2 排煙溫度高原因

2.1 施工因素

由于施工工藝及控制投資成本等因素的影響，導致1，2號爐在投產后排煙溫度較設計值偏高。其中，1號爐排煙溫度為150.8 ℃，2號爐排煙溫度為153.1 ℃，較設計值148 ℃分別升高2.8 ℃和5.1 ℃，影響煤耗分別升高0.476 g/kW?h和0.867 g/kW?h。

2.2 煤質變化

鍋爐設計燃燒的煤種為小龍潭褐煤，滿負荷時燃燒煤量為210 t/h。但實際運行中采用小龍潭煤、建水煤及彌勒煤的混合燃燒，滿負荷時燃燒煤量最高達350 t/h。燃燒煤種嚴重偏離設計煤種，導致鍋爐效率下降。由于燃燒煤量增幅高達67 %，引起排煙量的大幅增加，導致排煙溫度升高；而且低負荷排煙溫度升高幅度較小，高負荷排煙溫度升高幅度較大。

2.3 鍋爐水冷壁讓管、防磨梁改造

鍋爐讓管改造，即將水冷壁密相區凸臺區域防磨結構由“軟著陸”改為“讓管防磨”結構，增加翼墻與水冷壁之間的灰流道的寬度，以降低夾角通道的灰濃度(見圖1)。通過改造，降低了內循環物料貼壁的速度，減緩了對水冷壁的直接沖刷，達到了降低磨損的目的，延長了機組連續運行周期。

300 MW循環流化床鍋爐機組進行讓管、防磨梁改造后，對鍋爐的主要影響是水冷壁換熱面積有所減少。在機組負荷相同的情況下，會造成鍋爐出口及尾部煙道各級受熱面入口煙溫升高，進而造成鍋爐排煙損失增大，使鍋爐效率降低。由表1看出，讓管改造后鍋爐排煙溫度升高2.7 ℃，鍋爐效率降低0.1 %，發電煤耗增加0.46 g/kW?h；讓管、防磨梁改造后，鍋爐排煙溫度升高6.58 ℃，鍋爐效率降低0.23 %，發電煤耗增加1.12 g/kW?h。

2.4 吹灰及環境溫度變化

當尾部煙道內受熱面積灰較多時，由于傳熱效率下降，影響受熱面的吸熱效果，導致排煙溫度升高；而環境溫度的不同，也會影響鍋爐換熱效率，最終導致排煙溫度的變化。

3 解決排煙溫度高的方法

3.1 采用與設計煤種相接近的煤種

為克服煤種變化導致的影響，最好的辦法就是盡量采用與設計煤種相接近的煤種。若改為全燒小龍潭煤，鍋爐排煙溫度會有所降低，尤其高負荷時會比較明顯。其主要原因是：全燒小龍潭煤時，分離器出口溫度雖然升高，但煙氣量減少，進入尾部煙道的總熱量減少，而尾部受熱面吸熱量變化不大，導致排煙損失下降。因此，全燒小龍潭煤時，排煙溫度會比摻燒彌勒煤時有所降低。但考慮到要控制SO2排放量在一定范圍內，全燒小龍潭高硫煤勢必導致石灰石摻燒量及風量增大。這樣，在一定程度上又會降低控制排煙溫度的效果；另一方面也會導致風機電耗增加。據統計顯示：額定出力工況下燃燒設計煤種時，引風機耗電率為1.4 %；而當煤種偏離設計值較大時，引風機耗電率上升到1.9 %，導致平均耗電率上升約0.5 %，由此影響機組供電煤耗增加0.5～1.0 g/kW?h。

3.2 解列1號高加汽側

在無法從本質上解決設計原因帶來的循環流化床鍋爐排煙溫度高問題的情況下，可嘗試用解列1號高加汽側的方法加以解決。1號高加汽側解列前后的試驗數據見表2。從表2可以看出，1號高加汽側解列對機組影響較大。

(1) 對排煙溫度的影響。1號高加汽側的退出對排煙溫度(空預器入口煙溫)影響較大。在滿負荷工況下，當高加汽側投入時空預器入口煙溫在328～347 ℃變化，而退出1號高加汽側后該溫度則在303～328 ℃變化，降低了約20 ℃；給水溫度由273 ℃降至240 ℃，下降了33 ℃。但省煤器出口水溫在高加汽側投入時在356.84～361.15 ℃之間變化，退出時在354.48～360.04 ℃變化，投退前后變化約1 ℃。

表1 改造前后的鍋爐效率、發電煤耗分析

表2 1號高加汽側解列前后試驗數據

(2) 對爐膛燃燒的影響。1號高加汽側退出后，給水溫度下降了33 ℃。按常理，爐膛所需吸熱量增大，鍋爐效率降低，但由于省煤器吸熱量超過設計值，所以省煤器出口水溫僅下降1 ℃。這意味著1號高加汽側退出后，進入汽包給水預熱熱并未太大變化，水冷壁換熱幾乎未受影響。而1號高加汽側的退出造成給水溫度降低，在保證給水預熱熱的同時，還降低了排煙溫度7 ℃，降低了排煙損失。

(3) 對引風機的影響。1號高加汽側退出，排煙溫度降低了7 ℃，煙氣流量下降了4 %，導致引風機效率提高，出力下降，單耗降低。同時也造成電除塵效率提高，粉塵濃度下降，引風機損耗降低。

(4) 對汽輪機的影響。1號高加汽側退出，機組在305 MW負荷時，各監視段壓力、主再熱汽溫、主蒸汽流量都在額定范圍內，因而可長期運行。而在相同負荷下，外界環境溫度也相同時，1號高加汽側切除后調節級壓力更接近于設計值，且低壓缸排氣溫度基本不變。這意味著切除1號高加汽側不影響汽輪機效率，主要是因為：

① 1，2號機汽輪機制造、安裝與設計有誤差，正常情況下沒能達到設計效率，而1號高加汽側退出后的運行工況更接近設計工況(調節級壓力)；

② 1號高加汽側抽氣加熱給水，經濟性較后幾級低，而該高加汽側所需預熱熱完全能在省煤器中得到彌補；

③ 中壓缸效率較高壓缸高，1號高加汽側解列后，這部分抽氣轉移到汽輪機中做功，提高了機組效率。

3.3 適度調整吹灰時間及次數

當鍋爐燃燒煤種較差、石灰石摻燒比例較高、粉塵濃度大時，可適當增加吹灰次數，必要時每班1次。同時，也可改變吹灰程序，增加空預器吹灰次數；檢修時安排對空預器換熱元件的檢查、沖洗和更換，保證空預器的換熱能力，降低排煙溫度。另一方面，在機組小修時將鍋爐長槍吹灰器改為短吹灰槍對吹，以保證吹灰系統的可靠投入。

3.4 受熱面綜合改造

隨著對循環流化床鍋爐的進一步深入了解，可以考慮對爐膛受熱面進行技術改造，在爐膛內增加布置屏過熱器、屏再熱器。2號機組投產至今，再熱汽溫偏低的問題一直未能解決，對鍋爐的安全經濟運行造成很大影響。在借鑒其他循環流化床鍋爐成功經驗的基礎上，可以考慮此種方案。同時，也可以在尾部煙道增加低溫省煤器受熱面積，在提高鍋爐給溫度水的同時降低排煙溫度。對于空預器，在原來的基礎上增加一層受熱面，提高空預器的換熱能力。如此綜合改造可有效降低排煙溫度。

3.5 風機變頻改造

通過對一二次風機電機加變頻改造，提高了風機運行效率，減少了風機對空預器入口風溫的熱增益效應，達到降低排煙溫度的目的，同時可降低風機用電率約0.75 %，減少供電煤耗約2.50 g/kW?h。

4 結束語

循環流化床鍋爐會由于設計不合理、安裝不規范、運行偏離設計工況等原因，導致排煙溫度遠高于設計值。解決此問題的方法很多，但每種方法都有利有弊。解列1號高加汽側可作為臨時方法，但要從根本上解決問題，還是得從改進設計及解決受熱面吸熱不足方面著手，以保證循環流化床鍋爐的安全、穩定、經濟運行。

1 孫獻斌．國產300 MW循環流化床鍋爐的設計研究[J]．熱力發電．2001，30(6).

2 黨黎軍．循環流化床鍋爐的啟動調試與安全運行[M]．北京：中國電力出版社，2003.