600MW煤粉锅炉

600MW煤粉锅炉（精选6篇）

600MW煤粉锅炉 篇1

引言

近10年来, 中国钢铁工业发展迅速, 产量成倍增加, 2008年的钢产量是2003年的2.3倍。钢铁工业的迅猛发展使我国钢铁产量稳居世界第一位, 为国家经济发展和基础建设做出了重大贡献。钢铁企业是耗能大户, 在生产过程中产生大量的高炉煤气、焦炉煤气、转炉煤气等二次能源。为实现节能、降耗、环保的目标, 企业在大量回收这些副产煤气并有效利用到钢铁生产的工艺流程中, 由于高炉煤气产量大、热值低, 无法实现在钢铁流程中的全部利用, 一些企业被迫采取放散点燃的方法, 既浪费了大量二次能源, 也造成了严重的大气污染, 企业的经济效益受到影响。

按照国家循环经济发展的要求, 某钢铁公司在设计之初通盘考虑一次能源和二次能源的平衡, 通过建设2台300MW煤粉煤气混烧发电机组消纳钢铁生产中产生的大量富裕高炉煤气, 实现钢铁工业和发电行业的优势互补, 不仅减少了高炉煤气由于放散造成的环境污染, 而且保证了钢铁工业的自发电力供应, 产生了较好的经济效益和社会效益。

1 300MW煤粉煤气混烧发电问题的提出

在钢铁生产过程中会产生大量的高炉煤气、焦炉煤气和转炉煤气, 即使在钢铁流程的各个工序尽最大可能利用副产煤气, 但仍富裕大量的低热值的高炉煤气和转炉煤气。在设计阶段通过能源平衡和煤气计算提出:1座5500m3的高炉, 吨铁可回收高炉煤气1440m3, 每小时可回收高炉煤气71万m3;吨焦炭可回收焦炉煤气402m3, 每小时可回收焦炉煤气7.1万m3;在生产流程中, 高炉热风炉使用高炉煤气33.9万m3/h, 热轧使用高炉煤气5.3万m3/h, 焦化使用高炉煤气9.4万m3/h, 启动锅炉使用高炉煤气2.4万m3/h, 富裕高炉煤气20万m3/h;焦炉煤气在高炉、炼钢、热轧、冷轧、烧结、启动锅炉同时使用的情况下可富裕0.3万～0.9万m3/h, 考虑钢铁生产流程的产量波动焦炉煤气的富裕量在0.3万～3.5万m3/h范围波动。2座高炉同时运行时煤气的平衡情况基本一致。

1.1 大量煤气放散带来的危害

一般小型钢铁厂对富裕的高炉煤气都采取放散的方法, 这种方法危害是非常大的。一是通过高空放散塔进行点燃放散, 大量的低热值能源会白白浪费, 同时造成环境的热污染和破坏;二是在放散塔故障的情况下不点燃放散情况会更糟糕, 煤气中大量的一氧化碳气体随风四处飘散, 遇有低气压向地面沉降, 极有可能造成煤气中毒事故的发生, 对人身安全造成危害;三是点燃放散需消耗大量的氮气, 造成制氧机负荷增加, 增加运行成本。

1.2 煤粉煤气混烧发电机组存在的问题

(1) 大型钢铁厂生产存在着炼铁、炼钢、焦化、热轧、冷轧、烧结、球团、白灰窑等多种复杂的生产工序, 上下工序之间彼此供给、互相影响的问题比较突出, 生产的不稳定会造成能源品质和数量的巨大变化, 需要对发电所需的煤气进行经常性的平衡协调。

(2) 作为煤粉煤气混烧的大型发电锅炉, 不仅在调整的复杂程度上大大增加, 而且在燃烧调整的方法上也没有煤粉锅炉成熟和稳定。特别是当炼铁、炼钢、炼焦产生的富裕煤气波动时, 锅炉燃烧和负荷会相应波动, 加上煤质的变化, 给锅炉燃烧调整造成更大的困难。需要加强生产管理、技术管理和操作管理, 保证锅炉燃烧稳定, 实现最佳的燃烧效果和热效率。

(3) 作为煤粉煤气混烧的发电锅炉, 国内一些钢铁企业在改造和使用过程中也出现了这样那样的问题。有的煤气掺烧量增加不上去, 影响经济效益, 有的出现了结焦、爆管等设备故障, 对安全运行构成威胁。因此在锅炉设计和运行管理上要解决这些问题。

通过综合平衡和论证, 决定采用即可纯烧煤粉, 又可混烧30%热量的高炉煤气、焦炉煤气的发电锅炉, 设计容量为300MW。

2 燃用高炉煤气、煤粉及掺烧情况下的燃烧特性

2.1 煤粉燃烧特性分析

煤粉锅炉是一种传统燃烧方式的锅炉。将煤给入磨煤机中磨成粉状, 煤粉细度达到R200<5% (200μm孔径筛网上的余量达到5%) , 同时采用热风或风烟混合物加以干燥, 用热空气或废干燥剂携带煤粉通过安装在炉膛上的燃烧器吹入炉膛, 在悬浮状态下实现燃烧。褐煤、烟煤的挥发分高, 易着火和稳燃。

煤粉在锅炉炉膛内的着火大致可分为3个阶段。一是着火前的准备阶段;二是煤粉的燃烧阶段;三是燃尽阶段。第一阶段煤粉被加热, 水分和挥发分析出, 并加热到着火温度开始燃烧。影响着火速度的因素除了燃烧器本身外, 主要是炉内热烟气流对煤粉气流的加热强度、煤粉性质和浓度。在第二阶段煤粉温度升高到着火温度, 开始着火燃烧。开始时挥发分先着火燃烧, 并放出大量的热, 这些热量对焦炭直接加热, 使焦炭也迅速燃烧起来。炉内温度越高、氧气浓度越大、气粉混合越强烈时燃烧速度越快。在第三阶段, 少量未燃尽而被灰包围的固定炭继续燃烧。煤粉燃尽的完全程度与送入炉膛的煤粉量及煤粉在炉膛内的停留时间有关。

2.2 煤气的燃烧特性分析

高炉煤气热值低, 燃烧温度低, 较难着火, 着火稳定性差, 必须采取焦炉煤气作为稳燃措施。高炉煤气燃烧所需的空气量较少, 理论燃烧温度为1450℃左右。火焰传播速度随空气过量系数的变化先升高后降低, 存在一个最大值。煤气具有有毒有害的特点, 并且属于易爆气体, 如果点火前炉膛吹扫检测不够, 可能出现爆燃的现象。要配备有毒气体检测报警装置, 防止造成人员中毒事件。

2.3 高炉煤气与煤粉掺烧的燃烧特性分析

煤气的着火温度在600℃左右, 相对煤粉而言着火燃烧速度较快。煤粉的着火温度约750℃, 着火速度较慢。如果煤气掺烧量增加, 会出现着火初期高炉煤气和煤粉抢氧的现象, 使煤粉的着火推迟, 不利于煤粉的完全燃烧。

3 300MW煤粉煤气混烧锅炉的设计特性

该锅炉点火及低负荷助燃均考虑采用焦炉煤气。锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司制造, 型号为HG-1025/17.5-MQ42, 锅炉型式为亚临界参数、自然循环、一次中间再热、单炉膛、平衡通风, 中速磨正压直吹、直流摆动式燃烧器, 四角切圆燃烧方式。锅炉为100%燃烧煤粉的锅炉, 具有同时掺烧0～30% (为热量百分比, 掺烧比例设计为20%) 高炉煤气及0～35000m3/h焦炉煤气的能力。在机组电负荷为340.32MW时, 锅炉的最大连续蒸发量为1025t/h, 过热蒸汽压力为17.5MPa;机组电负荷为300MW, 即TRL工况时, 锅炉的额定蒸发量为960t/h。煤粉燃烧器为水平浓淡摆动式直流燃烧器。锅炉共布置7层燃烧器喷口, 其中上5 层为煤粉喷口, 下2 层为高炉煤气燃烧器喷口。两层高炉煤气燃烧器喷口中间布置一层焦炉煤气燃烧器;焦炉煤气燃烧器分4层布置在二次风管道内, 其中:下部燃烧器布置3层 (含高炉煤气中间一层焦气) 、上部燃烧器布置1层。一、二次风呈间隔排列, 煤粉燃烧器采用等间隔布置。每个煤燃烧器喷口布置有周界二次风 (燃料二次风) , 辅助二次风有8层, 在燃烧器最上方配有燃尽二次风 (过量二次风OFA) 喷口。顶部燃尽风室可进行水平±10°摆动, 一次风喷嘴和中间焦炉气喷嘴可上下摆动各20°, 其余二次风喷嘴可作上下各30°的摆动, 以此来改变燃烧中心区的位置, 调节炉膛内各辐射受热面的吸热量, 从而调节再热汽温。

4 300MW煤气煤粉混烧机组能耗研究

4.1 锅炉热效率的研究方法

锅炉热效率为输出热量占输入热量的百分率。输入、输出热量法, 即直接测量锅炉输入和输出的热量求得热效率, 此法又称正平衡法。

undefined

其中, Q1=[Dgq (hgq-hgs) +D′zq (h″zq-h′zq) +Dzj (h″zq-hzj) +Dbq (hbq-hbs) +DPS (hbs-hgs) ], Qin=m1q1+m2q2+m3q3。

式中:η—锅炉热效率, %;

Q1—锅炉输出热量, kJ/h;

Qin—锅炉输入热量, kJ/h;

Dgq—过热蒸汽流量, kg/h;

hgq—过热蒸汽焓, kJ/kg;

hgs—给水焓, kJ/kg;

D′zq—再热蒸汽流量, kg/h;

h′zq、h″zq—再热蒸汽进、出口焓, kJ/kg;

Dzj—再热器减温水流量, kg/h;

hzj—再热器减温水焓, kJ/kg;

Dbq—饱和蒸汽抽汽量, kg/h;

hbq、hbs—饱和蒸汽、饱和水焓, kJ/kg;

DPS—排污水流量, kg/h;

m1—小时耗煤粉量, kg/h;

q1—煤粉的低位发热量, kJ/kg;

m2—小时耗焦炉煤气量, m3/h;

q2—焦炉煤气的低位发热量, kJ/m3;

m3—小时耗高炉煤气量, m3/h;

q3—高炉煤气的低位发热量, kJ/m3。

4.2 300MW锅炉在煤粉、煤气混烧工况下的热效率计算

2009年10月12～19日对燃烧工况进行测试, 高炉煤气掺烧比例为16%～19%, 测试结果如表1、表2所示。

4.3 300MW锅炉在纯煤粉工况下的热效率计算

5 结论

(1) 从以上实际测试情况看, 300MW混烧发电锅炉在150MW负荷以上进行高炉煤气掺烧, 可以实现大型煤粉煤气掺烧锅炉的稳定燃烧, 且着火非常稳定。在该负荷以上焦炉煤气可以完全停烧, 只配烧高炉煤气就可以。随着负荷的升高, 高炉煤气掺烧量不断增加, 从90000m3/h掺烧到190000m3/h, 可以大量消化富裕的高炉煤气, 实现节能减排的目的。

(2) 300MW混烧发电机组, 在混烧高炉煤气的情况下最佳热效率负荷比纯烧煤粉时提前。虽然正在调试阶段, 尚未完全摸索出该锅炉燃烧调整的最佳方法, 但数据显示在掺烧高炉煤气的情况下, 在200MW负荷时锅炉热效率达到最大值88.53%, 随之热效率不断降低, 250MW负荷时热效率降低到85.69%, 到300MW负荷时热效率降低到82.83%。而纯烧煤粉时锅炉热效率最高点出现在250MW负荷时。

(3) 300MW混烧发电机组, 从掺烧高炉煤气和不掺烧高炉煤气两种运行方式上看, 在相同的负荷情况下, 掺烧高炉煤气时热效率要低一些。对比可以看出, 150MW负荷时, 掺烧高炉煤气90000m3/h, 热效率达到85.3%, 不掺烧高炉煤气只烧煤粉的工况, 热效率达到88.6%;200MW负荷时, 掺烧高炉煤气100000m3/h, 热效率达到88.5%, 不掺烧高炉煤气只烧煤粉的工况, 热效率达到89.2%;250MW负荷时, 掺烧高炉煤气150000m3/h, 热效率达到85.7%, 不掺烧高炉煤气只烧煤粉的工况, 热效率达到90.7%;300MW负荷时, 掺烧高炉煤气190000m3/h, 热效率达到82.8%, 不掺烧高炉煤气只烧煤粉的工况, 热效率达到89.6%。说明高炉煤气热值低, 造成炉膛温度下降, 对热效率有一定影响。

参考文献

[1]倪学林.火力发电厂技术经济指标计算[M].北京:水利电力出版社, 1984.

[2]李恩辰.火力发电厂锅炉计算知识[M].北京:水利电力出版社, 1991.

600MW煤粉锅炉 篇2

一；炉渣可燃物高的原因分析；

1、锅炉蒸发量和锅炉参数未达到锅炉规程规定值。

2、锅炉燃烧调整不及时，风、粉配比不合理，煤粉在锅炉炉膛内未完全燃烧，锅炉运行人员总体操作技能和技术水平差。

3、近期锅炉启、停炉频繁，锅炉燃烧工况改变燃烧不稳定不完全。

4、磨煤机切换频繁，锅炉火焰中心和锅炉燃烧工况改变。锅炉燃烧区域着火温度低炉膛温度不稳定。

5、锅炉设备和锅炉投运时未做任何实验，无任何燃烧调整依据。

6、煤粉细度不稳定。二；防范措施；

1、加强员工的操作技能和技术水平培训。

2、加强锅炉燃烧调整，合理的风、粉配比，根据锅炉燃烧工况合理的调整一、二次的配比。

3、尽量减少锅炉启、停炉次数，保证锅炉燃烧工况稳定、提高火焰中心、强化锅炉燃烧、保障煤粉燃烧完全。

4、尽量减少切换磨煤机次数，保证锅炉燃烧工况稳定根据锅炉燃烧工况，基本确定锅炉燃烧中心。

5、会同生产技术处对锅炉煤粉细度进行调整，保障合理合格的煤粉细度

锅炉专业

600MW煤粉锅炉 篇3

关键词：600 MW机组；锅炉；典型施工方案

中图分类号：TK229文献标识码：A 文章编号：1000－8136（2012）09－0017－02

1引言

目前，国产600 MW机组仍为国内火力发电厂主力机组，上海、哈尔滨、东方三大锅炉厂都有生产。经过几台600 MW锅炉的安装，在施工组织和施工方案上不断优化，锅炉施工工期从锅炉钢架吊装到锅炉整体水压试验约12个月，现以浙江乌沙山1#锅炉安装方案，形成的典型模式进行介绍。

2主要施工机械和布置

主吊机械：60 t圆筒吊一台（布置在锅炉的一侧中间部位）；辅吊机械：450 t履带吊一台（只配合锅炉板梁吊装）；250 t履带吊一台；炉顶吊（16 t以上）一台；C～D板梁间的1台5 t的卷扬机，同时在A～B板梁间布置一台5 t的卷扬机；锅炉组合场布置60 t龙门吊两台；运输机械：25 t以上平板车一辆。

3施工方案简介

3.1钢架安装阶段

钢架安装方案为分段吊装，前一段找正终紧完成后再进行上段吊装，锅炉冷热风道随钢架安装进度存放在相应位置，第一段钢架安装完毕后安装预热器大件，然后随着钢架的进度进行本体烟道、大灰斗（先地面组合为两段）吊装，降水管组合后随钢架存放。B、C、D板梁较重采用主吊机械和1台450 t履带抬吊，A、E板梁重量较轻，采用单台吊车吊装。

3.2加热面安装阶段

施工方案总体思路：钢架封顶前将水平烟道和后炉膛内联箱及组件临时吊挂，然后钢架封顶，前后炉膛受热面同时安装。

加热面开始地面组合时间为大板梁吊装前1个月，主要组合件：四侧水冷壁上段与相应上集箱组合；左右水冷壁延伸侧包墙与左右水冷壁延伸侧墙上集箱组合并装上刚性梁；后水吊挂管上段与水冷壁后墙吊挂管出口集箱组合；折焰角水冷壁管屏与折焰角入口集箱在炉膛零米组合；中部和下部螺旋水冷壁可以根据吊车工况及运输条件组合成适当大小的片组；四侧包墙上段分别组合在一起共4个组件；中间隔墙与上集箱组合成两片；底包管排与联箱组合为1个组件；屏式级过热器、末级过热器管排分别与出入口小集箱组合，各30屏；高温再热器管排与出口小集箱组合在一起，共计95屏。水平低过热和水平低再管排上中下三段在地面组合在一起，各95屏。

3.2.1加热面及炉顶梁交叉吊装次序

缓装件：板梁B～C以及与之相连接的两个5PM8梁构成的区域的杆件（5PM5、5PM6、5PM7等6个支撑梁）；D～E间缓装的支撑梁有：5PM15、5PM14、5PM13等6个支撑梁。在左右水就位后补齐5PM5、5PM6等4个支撑梁。

在前水吊挂B板梁后补齐5PM7等2个支撑梁。在后水悬吊组件吊挂在C板梁上，前包墙组件吊挂在D板梁上，等左包墙组件就位后，补D～E间5PM14、5PM13等4个支撑梁，等前包墙就位、隔墙组件就位后，将低过出口集箱和后包墙组件吊挂在D板梁上，然后补齐5PM15等2个支撑梁，然后安装后包墙吊杆梁和吊杆，后包墙就位，补低过出口集箱吊杆梁和吊杆，低过出口集箱就位。

炉顶侧部开的缓装件有：C～E间炉右5PS108、5PS28、5SPS112、5PS36、SP5113、5PS109、5PS110、5LJ26等杆件，此开口作为水平低温再热器、水平低温过热器、省煤器管排以及左包墙的吊装通道；待上述设备安装结束后补齐以上组件。

3.2.2前后炉膛施工方案

前炉膛：前炉膛施水冷壁工方案基本沿用以前成型方案，上段与联箱组合，各组件都从炉顶贯下，倒钩就位，上段调整后进行水冷壁螺旋管出口集箱安装，然后以下各段使的管排片组用炉顶吊或圆筒吊在卷扬机的配合下从炉膛内起吊。屏式过热器、末级过热器和高温再热器从炉顶贯入，临时吊挂，等相应吊杆梁就安装后再正式就位。炉前汽水分离器、储水箱和循环泵直接用主吊机械从炉顶贯入安装，循环泵先临时存放在平台上。具体方案不再做详细介绍。

后炉膛施工方案：将立式低过用炉顶16 t平臂吊从D～E板梁的支撑梁间贯入，用钢丝绳挂在联箱上，倒链对口焊接。立式低再用炉顶16 t平臂吊从C～D板梁的支撑梁间贯入，直接安装就位。

左侧包墙先不就位，临时吊挂在次板梁上，后顶棚安装后，在后顶棚管下布置4个工字钢滑道，中隔墙前后各两根，固定于炉顶钢架及鳍片上，在工字钢上分别安装一台手拉小车。将组合好的水平低过组件按顺序用16 t平臂吊从D～E间次梁外侧预留口穿入，通过后顶棚下手拉小车将管排拖到就位位置下，随吊随对口焊接。水平低温过热器吊装前，低过引出管应安装完毕，省煤器出口集箱安装完，省煤器悬吊管上部已全部焊接完毕。水平低再的吊装方法同水平低过，这里不再叙述。

水平低过低再吊完后，将滑道抽出，重新布置在水平低过下方，固定在低过悬吊管上，省煤器组件同样由炉顶贯下，管排由后烟井内布置的2台手拉小车牵引运至尾部竖井内安装就位。省煤器吊完后进行这一侧包墙的吊装。

以上是超临界直流600 MW机组锅炉安装典型组织方案，基本是在总结乌沙山1#锅炉方案基础上形成的，此方案和工期仅针对600 MW直流锅炉。

（编辑：王昕敏）

600MW煤粉锅炉 篇4

近年来, 我国引进的第一批大容量煤粉锅炉投运多年以后, 省煤器由于磨损、疲劳等原因引起的爆管现象逐渐凸显出来, 为在有限的空间内降低锅炉排烟温度, 提高省煤器的耐磨性、可靠性及使用寿命, 通过我国研发的高耐磨的H型省煤器来进行改造则十分合理和必要。

2 锅炉改造前状况

某电厂3#锅炉采用我国某公司生产引进美国FW公司技术的产品。锅炉为亚临界压力中间一次再热的300MW自然循环锅炉, 锅炉采用固态排渣, 全钢构架悬吊结构, 锅炉采用平衡通风, 半露天布置, 双拱形单个炉膛, 锅炉燃烧器布置采用“W”型火焰, 尾部采用双烟道结构, 前面的烟道内布置有冷段再热器, 后面的烟道内布置有低温过热器。在冷段再热器和低温过热器的下面安装省煤器及烟气调节挡板, 烟气流经省煤器后进入再生式空器预热器, 然后进入除尘器, 流向烟囱, 排向大气。

锅炉投运后, 由于实际运行煤种大大偏离原设计煤种等原因, 出现排烟温度偏高问题, 锅炉设计排烟温度为118℃ (额定负荷下修正后) , 在额定负荷下 (300MW) , 排烟温度实测冬季为150℃~160℃左右, 引起锅炉效率偏低, 在原来的空间范围内, 尽可能减少外部管道的改动, 为保证省煤器进出口集箱的位置不动, 并且增加足够的受热面, 本项目采用了H型省煤器的方案。

3 锅炉改造前省煤器状况

省煤器位于冷段再热器与低温过热器的下方, 沿烟道宽度方向顺列布置。给水进入省煤器进口集箱 (φ406.4×60) , 经21排省煤器蛇形管, 分别进入6只出口集箱 (φ219×34) , 然后通过连接管进入汇集集箱 (φ323.9×38) , 由汇集集箱两端引出, 经外部连接管进入汽包。

省煤器蛇形管由φ51×6 (SA-210C) 光管组成, 三管圈绕, 低温过热器侧省煤器的横向节距S1=265, 冷段再热器侧省煤器的横向节距S1=244, 省煤器的纵向节距S2=70 (内圈180) , 蛇形管排是用管夹悬吊在省煤器的出口集箱上。

省煤器中水的流向与烟气的流向相反, 为便于锅炉出口集箱疏水, 每个出口集箱上都有一根管子从集箱的下端引出。

低温过热器出口烟气温度为393℃, 低温再热器出口415℃, 省煤器出口烟气温度过热器侧为379℃, 再热器侧为394℃, 锅炉给水温度为280℃, 锅炉额定蒸发量为1025t/h, 过热器出口压力为17.5MPa, 锅炉设计排烟温度为118℃, 运行实测温度153℃。

4 省煤器改造结构描述

4.1 设计参数选取

由于H型省煤器在鳍片和省煤器管子之间形成的边壁效应的作用下具有良好的防磨特性, 其关键技术参数——烟气流通速度可以高于常规光管省煤器的速度而不引起磨损, 由此, 一方面速度提高可使传热系数提高, 所需受热面积减少, 节约了改造成本, 另一方面, 速度提高使省煤器自吹灰能力加强, 减少了运行过程中省煤器积灰, 使省煤器能够长时间保持清洁, 具有良好的传热效果, 有利于锅炉经济运行。

本次改造过热器区域选取的烟气流速为8.83m/s, 由于挡板调温的因素和布置结构的因素, 过热器区域无法选取更高的流速, 经过优化再热器区域流速为8.94m/s。

4.2 结构参数的选取

过热器区域省煤器采用准42×5.5的管子, 再热器区域省煤器采用准51×6管子, 主要目的是提高再热器区域烟气流速, 以保证省煤器具有良好的传热特性。

省煤器采用2.5mm肋片, 一方面降低了改造重量, 以节约成本。另一方面, 加强肋片的微震动除灰效果, 以保持受热面清洁, 兼顾防磨和防积灰的特性肋片节距采用25mm。

原省煤器通过6个省煤器出口集箱吊挂悬吊于上面的集箱上, 经过核算, 本方案中的吊挂可不改造。

4.3 H型省煤器应用说明

H型鳍片省煤器是通过自动电阻闪爆焊的方式将鳍片成对地焊接到光管上, 通过鳍片扩展受热面在有限的空间内布置更多地传热面积, 通过在同样的空间内布置更多的传热面积, 来增加省煤器的吸热量, H型鳍片及H型腔均能够增强流体的湍动程度, 改善流体流动状况, 因而强化了换热, 提高了传热系数, 上述特点使省煤器空间极为紧凑, 它所占的空间是错列光管省煤器的50%~60%。H鳍片省煤器由于其特殊的结构, 必须采用顺列布置, 鳍片自然形成的通道, 不仅使省煤器不易积灰和沾污, 而且使省煤器的烟气阻力大大降低, 并且在边壁效应的影响下, 使其在较高的烟气流速下大大地减小了对管子的磨损, 从而提高其耐磨性, 鉴于H型省煤器优越的性能, 业主要求选用H型省煤器而非膜式或光管省煤器。

H型鳍片省煤器替换光管省煤器具有很大的优势:

(1) H型省煤器更节省空间, 单位空间内受热面积更大。

(2) 减少省煤器积灰和磨损问题发生的几率。

(3) H型鳍片省煤器结构非常紧凑, 空间小。

(4) 烟气侧阻力小, 引风机运行成本可降低。

5 省煤器改造简要安装说明

为了顺利安装省煤器, 需要将省煤器区域一侧的平台楼梯、炉墙、外护板等拆除, 拆除后将原来的省煤器拆除。

拆除后将新的省煤器集箱和集箱吊挂装置装好, 装好后将一组组省煤器管束按照电力部的有关建设规范安装到集箱上, 安装完成后清理焊口, 将焊口打磨平整, 清理省煤器。省煤器清理完成后将原来的外护板和炉墙补上, 然后补装平台楼梯。最后进入水压验收调试阶段。

6 结论

通过本次省煤器改造使实际运行的平均153℃降低到135℃以下, 锅炉效率约提高了1%左右。空气预热器一、二次风出口温度会有所下降, 回复到原设计温度水平, 不会对炉膛内煤粉的着火、稳燃、燃烬产生大的影响。

本次改造为业主带来了较大的经济效益, 一方面排烟温度降低了1%, 燃料设计耗量为130t/h, 按年运行6000h计算, 一年可节约燃料为7800t。另一方面, 采用H型省煤器使用寿命可保证100000h, 节约了后期改造费用。本项目的成功实施为我国引进的大型燃煤机组的改造提供了有益的参考, 也为我国大型锅炉机组安全健康运行提供了重要的保障, 因此, 可以在大型煤粉电站锅炉省煤器改造中予以推广。 (编辑昊天)

作者简介:冯包永 (1976-) , 男, 工程师, 主要从事电站设备设计工作。收稿日期:2013-03-03

摘要：分析了目前我国大型引进煤粉锅炉机组省煤器的改造, 通过H型省煤器来替换原来的光管省煤器, 既可减少改造的空间限制, 也可降低排烟温度, 该改造方案具有很好的推广价值。

600MW煤粉锅炉 篇5

关键词：水冷壁；螺旋段；吹损；磨损；鼓包；裂纹

中图分类号：TK223.31 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）27-0084-02

1 设备概况

某电厂一期工程装机容量2×600 MW，锅炉为上海锅炉厂生产的超临界直流炉，水冷壁标高8 300～49 670 mm，采用螺旋管圈，上方为垂直管圈，高度约为23 m，过渡采用中间混合集箱，后墙水冷壁通过56根φ57.2 mm的光管作为悬吊管，支撑后墙的全部重量。

两台炉投产运行两年以来，锅炉水冷壁缺陷及泄漏多，造成停炉处理1次，具体情况，见表1。

2 水冷壁管缺陷及泄漏分析

2.1 后墙中间集箱出口垂直段水冷壁管焊缝裂纹

#1炉整启期间，泄漏主要为背火侧横向裂纹，168过后停炉消缺结束水压试验中发现泄漏主要为向火侧纵向裂纹，裂纹均是从鳍片处开始沿熔合线或焊缝金属扩展，裂纹萌生于内壁焊缝根部的熔合线处，并自内壁向外壁扩展直至穿透整根管子。

水压试验中泄漏的焊缝剖开检查，焊缝根部宽度和凸出高度较大，个别错口量较大，可能管子焊接时间隙较大，或存在强力对口，打底时焊接速度下降，焊丝停留时间延长，熔池金属温度升高，出现淬硬性组织和产生局部应力升高现象。

金相试验结果表明，焊缝裂纹附近出现贝氏体+马氏体组织，也说明焊接过程中熔池金属温度较高，且焊后冷却速度较快，焊缝出现淬硬性组织，硬度值明显偏高。

从结构上看，后墙中间集箱出口垂直段水冷壁高度仅1 009 mm，上部为折焰角，受炉膛负压、温度波动等影响大，焊缝处鳍片密封焊道大且厚，导致焊缝处壁温升高，冷却时收缩应力增大，另在不同工况下此处壁温波动大，交变热载荷导致焊缝承受热疲劳作用，同时固定水冷壁鳍片的拉筋拘束了水冷壁管自由膨胀，致使应力增大，螺旋段水冷壁管重量通过张力板传递使复合应力进一步增大，更易在薄弱位置萌生疲劳裂纹。

2.2 垂帘管爆破

#1炉垂帘管爆漏处张口较大，边缘明显减薄，最薄处厚度约1 mm。爆口附近较长范围内管子明显胀粗，氧化皮厚约0.2 mm且表面有许多平行的纵向开裂，管子具有短时过热爆管特征。

管子理化试验分析正常，爆口边缘的金相组织变形明显拉长，珠光体球化3级，爆口末端2级，表明管子发生过热的时间不长，过热的温度较高。

爆口最大处有一块缺口，缺口处断口表面呈脆性特征，断口边缘有一处分层，且有一条长约10 mm层间裂纹自分层处沿周向扩展，同时，在爆口末端也有一处周向裂纹，爆口处存在制造缺陷。

同时，管子壁厚存在不均匀现象，在距离爆口约300 mm处测量管子壁厚，爆口侧为5.0 mm，另一侧为6.0 mm。

结构上分析，后墙上部水冷壁管束长，折焰角处弯头多，水阻大，流量容易分配不均，易超温变形，特别是30%MCR负荷干湿转换以及在相当于此负荷下保持运行时，温差更大，而扭曲变形造成水阻和对流传热进一步加大。

2.3 底部水冷壁管弯头内弧侧裂纹

#1炉水压试验后放水过程中底部集箱出口水平段往螺旋段水冷壁弯头泄漏，从外观看泄漏点位于弯头内弧侧鳍片角焊缝边缘，有3 条裂纹，开口狭小，走向与鳍片焊缝一致，管子具有热疲劳损伤特征。

管子内壁无明显结垢和局部腐蚀，化学成分分析与拉伸性能试验结果均符合要求，金相组织与远离裂纹处的基本一致，珠光体无明显球化。

金相观察管子上的裂纹起始于外壁鳍片角焊缝的熔合线处，扩展过程中出现多条分支裂纹，结构上分析，该管子鳍片分别与前墙、左墙水冷壁连接，当两墙热胀冷缩不一致或局部受阻时，拐角连接处易受到拉应力作用开裂，同时机组启停或温度急变中承受交变热应力作用，而鳍片角焊缝熔合线处于结构上的应力集中部位，也是材质的薄弱部位，因此首先在该部位萌生裂纹源，热应力交变过程中裂纹沿着与主应力垂直的方向缓慢扩展，经多次热循环，裂纹扩展最终穿透管壁。

2.4 吹灰器吹损

#1、2炉水冷壁管吹损部位基本集中在吹灰器右下角，应跟起吹角度自投产来未调整过有直接关系，同时部分喷嘴中心距水冷壁向火面距离过小，加剧了吹损。

对蒸汽、疏水管道检查发现，部分管段坡度不足，管路系统存在焊渣、铁锈等杂物。

从运行方式看，自投产来，压力设定偏高，投运也过于频繁，疏水时间不足，程序不合理。

2.5 磨 损

部分燃烧器、风门和SOFA辅助风门摆角偏差大，部分燃烧器摆角执行机构卡涩，火焰偏斜，各看火孔处耐火浇筑料脱落较严重，也存在变形无法关严现象。

2.6 鼓 包

#1、2炉水冷壁管鼓包数量都有上百根，分布广，无规律性，但同一部位的鼓包则呈现规律性，沿一直线方向，#1炉只在螺旋段存在，#2炉在前墙垂直段也有。

金相组织分析，#1炉金相组织无变化，#2炉两根受检水冷壁管鼓包处的金相组织晶粒度明显较细，部分珠光体形态呈细小集群分布，表明该部位的材料曾经受过高温（大于723 ℃）作用，导致组织发生不完全相变。

拉伸试验分析，#1炉的屈服强度、抗拉强度和断后伸长率均符合ASME技术要求，#2炉的1根中有2段（共4段）抗拉强度略低于ASME技术要求，下屈服强度也接近技术要求。

3 水冷壁管泄漏预防

3.1 后墙中间集箱出口垂直段水冷壁管安装焊缝裂纹

①焊接时采取了严密的挡风措施。②修订了焊接工艺卡，制定了相应的焊接热处理工艺卡。③热处理结束后对焊缝及母材进行硬度检查。④新换管子间的密封不进行焊接，对已有的密封每间隔3根切开，在炉外制作密封盒内填保温材料。⑤按曲线控制启停炉速度，减缓运行中增减负荷速度。

3.2 垂帘管爆破

①对爆破管、吹损变形或减薄管进行更换。②每次停炉时对垂帘管扭曲变形进行检查处理。③规范受监材料出入库管理，修订相关规章制度。④垂帘管壁厚进行抽检，如存有壁厚明显不均的进行换管。⑤对进口集箱内部进行检查，并检查弯头和焊口是否存在节流现象。⑥机组正常启停中，避免在转态范围内停留时间长或负荷在此区间波动。⑦加强对温度偏差的监控，及时进行分析和调整。

3.3 底部水冷壁管弯头内弧侧裂纹

①泄漏管进行更换。②割开鳍片消除应力。③对泄漏部位附近检查是否存在结构上的异常或胀缩受阻现象。④大、小修时对#1、2炉同类型结构部位进行扩大检查，查看是否有裂纹存在。

3.4 吹灰器吹损

①对管壁吹损量大于15%的水冷壁管进行更换，#1炉14根、#2炉143根，吹灰器处1.5 m范围内进行超音速电弧喷涂。②对吹灰器垂直度进行调整，并在炉墙内部重新加填耐火可塑料。③对吹灰蒸汽、疏水管路进行坡度整改和吹扫。④逐步降低吹灰的压力。⑤调整起吹角度，每个季度进行一次。⑥调整喷口伸入距离。⑦进行编组和程序优化，减少吹灰的频次。

3.5 磨 损

①对磨损量大于15%的3根水冷壁管进行更换。②对看火孔处浇筑料进行修复，变形或损坏的看火孔门进行更换。③机组检修时，运行人员参与燃烧器调试及验收。④定期进行一、二次风标定和一次风调平工作。

3.6 鼓 包

①加强燃烧调整，避免火焰中心偏移和火焰刷墙。②加强运行中壁温、水质等监控工作，及时调整煤水比，及时进行凝汽器查漏等消缺工作。③做好垢样、鼓包的跟踪记录与分析，并跟踪割管分析管材的金相组织及机械性能，及时安排酸洗工作，必要时进行换管。

4 结 语

造成超临界机组锅炉水冷壁泄漏的原因很多，上述缺陷和泄漏只是某电厂锅炉运行初期出现的主要情况，随着水冷壁管的长期运行，必有新的损伤或隐患发生，在损伤或隐患发展到爆管泄漏以前及时发现，以及如何有效消除隐患和引起损伤的因素关键，也是一项长期、细致的工作，只在通过不断的摸索，齐心协力做好各个环节工作，才能保证水冷壁管的长期安全运行。

参考文献：

[1] 沈玉华.石洞口二厂1号炉水冷壁超温情况的分析与建议[A].全国火电大机组（600 MW级）竞赛第十届年会论文集[C].2007.

[2] 于程炜.超临界直流锅炉水冷壁爆管的特点及防治[A].火力发电厂锅炉“四管”泄漏预防与控制技术研讨会论文集[C].2006.

[3] 牟扬信.火力发电厂“四管”泄漏预防与检修管理技术和经验[A]. 火力发电厂锅炉“四管”泄漏预防与控制技术研讨会论文集[C].2006.

煤粉锅炉节油技术措施初探 篇6

【关键词】煤粉锅炉；节油措施；新技术应用

1、前言

随着国际能源需求的迅猛增长，原油价格迅速上扬，挖掘燃煤机组节油潜力、节能降耗不仅有利于世界不可再生资源的综合有效利用，更是降低企业生产成本，保证企业可持续发展的重要保证，是提高经济效益和競争力的重要措施和保障。

在燃煤机组运行中，锅炉启动点火和调峰稳燃是火电厂耗油的主要方式。助燃油一般用于运行中磨组启动与停止及机组低负荷运行时的稳燃。

根据2006年1—5月我厂#1、#2机组燃油量统计：前5个月#1、#2炉总共耗油349.12吨，其中机组启动点火用油292.2吨,运行中倒磨及稳燃用油56.92吨。机组月平均倒磨用油量分别为5.692吨/炉，总体表现耗油量比较高。

2、马莲台电厂330MW燃煤机组设备概述及其燃油消耗情况

#1、#2机组分别于2005年12月和2006年6月投产发电。机组额定负荷330MW，锅炉为WGZ1018/18.44－3型。系武汉锅炉厂生产的引进型亚临界一次中间再热自然循环汽包炉。锅炉采用0号轻柴油点火助燃，配有25支高压机械雾化油枪，单支油枪出力0.97t/h(试验最高可达1.2t/h)。

投产初期，由于锅炉存在严重的炉膛结焦，运行不稳定，磨组启停次数多。机组冷态启动和磨煤机启动停耗油量大。仅2006年机组共消耗0号柴油1063.31t，在一定程度上影响了机组的经济效益。为此，我们深入研究主、辅机设备技术特点，深挖节油潜力，根据机组日常运行状况大胆尝试在降低锅炉助燃油方面采取了一系列技术措施。

3、节油技术措施

3.1 机组启动节油

大型机组冷态启动过程是一个复杂的不稳定的传热、流动过程。由于冷态启动前锅炉、汽轮机各部件压力、温度接近环境压力、温度，锅炉升温升压、汽轮机暖缸、暖机需要一定的时间，检修后的机组冷态启动过程中，发电机和汽轮机需要做多项试验，锅炉只能维持在低参数状态下运行，需要消耗大量燃油,所以针对该机组启动特点，在启动、停止过程中采取以下方法：

(1)合理安排启动时间，使炉底加热充分发挥作用

在启动过程中将邻炉加热系统投运时间由原来5小时增至8小时以上，锅炉启压后方才点火，这样每次启动缩短锅炉点火事件3小时左右，节油15吨左右。因此，机组启动过程中合理安排启动时间，为炉底加热的投入准备足够的时间。

(2)机组启动过程中提前投煤，做到以煤代油

按规程规定，第一台磨煤机启动在发电机并网后进行，但通过观察机组冲转前炉膛温度、炉膛内火焰着火情况、以及我厂燃料特点，认为此时投粉完全可以，并经过试验一次成功。通过修改规程，每次节约启动用油12吨。因此，研究设备特点，合理安排机组冷态启动步骤，尽量缩短启动时间，可以节约大量燃油。

(3)提高油枪燃烧率，减少燃油浪费

经过不断摸索，根据油枪投入时火焰形状及油烟颜色，找到二次风量、燃油压力、燃油温度的最佳匹配关系，控制燃油压力2.9MPa左右，大量油枪投入后提高二次风压至2.0KPa,冬季提高燃油伴热温度在40℃左右，修改中心风档板开启步序使第一油枪投入后中心风档板由原来40％增加到60％开度，经这些调整使冷态油枪点火能够顺畅、稳定，同时减少了燃油不完全燃烧损失。

(4)积极推广实施新技术改造，使机组启动耗油突飞猛进的减少

我厂分别于2007年12月底、2008年4月初对我厂#1、#2锅炉进行微油点火改造，基本上可以使机组冷态启动、滑参数停机的燃油消耗控制在4T/次，而且随着煤电紧张、煤质的变差，对实现低负荷稳燃节油也非常明显。实施以上措施后，缩短了机组冷态启动的时间，冷态启动一次耗油量由原来的150t以上可以减少到70t。锅炉助燃用油和机组启动用油两方面的消耗量大大降低，全年共节约燃油近275吨，共创经济效益137.5万元。2008年通过微油技术改造，可以使机组启动的节油率达到90%以上。

3.2磨煤机启动节油

⑴降低油枪出力，减少助燃消耗

我厂原设计单支油枪出力0.97t/h，经过试验将油枪出力最低降低到0.47t/h,这样可以减少磨煤机启动的燃油消耗。

⑵磨煤机启动程序修改，缩短投油时间

我厂锅炉配置的ZGM95G型中速平盘磨，磨辊加压方式采用定-变加载方式，出于易于调节、系统操作简单灵活等一系列特点。通过认真分析，将磨煤机启动的投油逻辑做了更改，主要将启动程序做了两次修改。原程序如下：投油枪——暖磨——启动磨煤机——启动给煤机——撤油枪。第一次修改为：暖磨——投油——启动磨煤机——启动给煤机——撤油枪。通过此次修改，可以缩短启动时间约10分钟左右，磨煤机每次倒磨节约用油约0.265吨左右。第二次由于磨煤机推力瓦经常在启动过程中烧瓦，所以要求磨煤机启动后必须空转10分钟在启动给煤机，这样就会造成投油时间增长，所以磨煤机启动逻辑再一次进行了修改，将投油有启磨前改在启磨后，这样每次又可以节油约0.274吨左右，经济性已大大体现。

⑶加强磨煤机检修水平和四快治理，减少磨煤机的倒换次数

直吹式制粉系统中，磨煤机跳闸对锅炉的安全、稳定运行威胁很大，为了稳燃就必须投油助燃。我厂磨煤机06年前三季度共倒磨197次，其中因磨组缺陷倒磨143次,磨组缺陷切换占总次数的73%，正常切换29次，因设备原因跳闸25次。经过技术人员磨煤机检修水平的提高，加强了对设备治理，减少了磨煤机因故障、漏粉、跳闸停运次数，降低了助燃油消耗，保证了锅炉燃烧稳定。

4、结论

长期以来，火电机组燃油消耗过大、费用过高的问题一直困扰着电力企业，燃油节能工作任重道远。通过对马莲台电厂节油措施分析，认为火力发电厂可以从运行方式、设备改造、设备维护、新产品新技术推广应用等方面采取节油措施，以降低油耗，减少发电成本，增强发电企业竞争力。

参考文献

[1]电业安全工作规程（热力和机械部分）（修订本）、电安生[1994]227号

[2]李青,工维平编著.火力发电厂节能和指标管理技术,中国电力出版社.

[3]火力发电厂节能管理手册.中国电力出版社.

毛伟胜(出生1967)，男 工程师，多年从事火力发电运行管理工作。