600MW机组锅炉受热面改造后锅炉效率变化.docx
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600MW机组锅炉受热面改造后锅炉效率变化
兆光电厂2×600MW超临界机组锅炉
低温再热器改造前后锅炉效率变化情况
山西兆光发电有限责任公司
兆光电厂2×600MW超临界机组锅炉
低温再热器改造前后锅炉效率变化情况
0概述:
2013年,兆光电厂600MW机组由于燃用煤种水分高、灰分大、热值低(入炉煤低位发热量3500大卡左右)烟气量大,与设计煤种(实际煤种低位发热量4362大卡)偏差较大,实际运行中采用燃烧器喷口角度向下摆到最低位置状况下,再热器减温水量一直很大,同时由于吹灰次数多造成受热面吹损严重,以及燃烧器喷口长期向下摆引起大渣含碳量高、燃烧不稳等问题,对锅炉安全、经济运行造成较大影响。
针对燃用低热值高水分煤种的实际情况,公司经技术论证并在集团公司技术支持下提出了减少再热器受热面积的改造方案。
改造方案确定后于2013年分别对二期两台机组实施了改造。
改造后再热器减温水量减少,燃烧器摆角在低负荷下也可摆到水平位置,提高了高加解列等异常情况下机组的带负荷能力的同时,降低了屏再受热面吹损减薄泄漏的隐患。
2014年,由于煤炭价格持续走低,兆光电厂二期机组实际入炉煤热值逐步由3500大卡提升到4000大卡左右。
此次试验拟对改造前后以及煤种发热量提高后的锅炉效率进行对比,初步分析改造对锅炉效率的影响。
1设备概述
兆光600MW燃煤发电机组,锅炉为超临界变压运行螺旋管圈直流炉、四角切向燃烧方式、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、半露天布置、全钢构架的∏型直流炉。
再热系统由低温再热器和末级再热器组成,各级受热面用集中的大管道连接。
其中低温再热器布置锅炉尾部竖井烟道省煤器上方,与烟气成逆流布置,共110片,沿炉膛宽度均布,横向节距168mm,纵向节距127mm,每片由9根管子组成,共计990根管子,管子规格φ63.5*4、φ60.3*4,材质为SA-210C、12Cr1MoVG、SA-213T12、SA-213T91。
高温再热器布置在炉膛出口折烟角位置,与烟气成顺流布置,共33片,沿炉膛宽度均布,横向节距560mm,纵向节距73mm,每片由18根管子组成,共计594根管子,管子规格φ63.5,材质为SA-213T23,T91,TP347H。
锅炉主要技术参数:
锅炉的主蒸汽和再热蒸汽的压力、温度、流量等要求与汽轮机的参数相匹配。
锅炉出口蒸汽参数为25.4MPa/571℃/569℃。
锅炉最大连续蒸发量为2027t/h,最终与汽轮机的VWO工况相匹配。
锅炉额定工况主蒸汽流量为:
1930t/h;主蒸汽压力为:
25.29MPa;主蒸汽温度为:
571℃。
锅炉的再热蒸汽流量为:
1624t/h;再热蒸汽进/出口压力为:
4.35MPa/4.16MPa;再热蒸汽进口/出口温度为:
312℃/569℃。
设计煤耗为:
304T/H。
排渣方式:
固态连续排渣,采用钢带干渣机。
1.1.2.1锅炉型号:
SG-2027/25.4M970
名称
单位
BMCR
BRL
锅炉最大连续蒸发量
t/h
2027
1930
过热器出口蒸汽压力
MPa(g)
25.4
25.29
过热器出口蒸汽温度
℃
571
571
再热蒸汽流量
t/h
1700
1624
再热器进口蒸汽压力
MPa(g)
4.55
4.35
再热器出口蒸汽压力
MPa(g)
4.36
4.16
再热器进口蒸汽温度
℃
316
312
再热器出口蒸汽温度
℃
569
569
省煤器进口给水温度
℃
279
276
锅炉热力特性(设计煤种)
名称
单位
BMCR
BRL
干烟气热损失LG
%
4.68
4.66
燃料中水份及含氢热损失LHm
%
0.21
0.21
空气中水份热损失LmA
%
0.11
0.09
未完全燃烧热损失Luc
%
1.89
1.89
表面辐射及对流散热热损失Lβ
%
0.18
0.19
不可测量热损失LuA
%
0.30
0.30
锅炉计算热效率(按低位发热量)
%
92.63
92.65
制造厂裕度
%
0.35
锅炉保证热效率
%
92.30
锅炉补给水量
正常时(1%BMCR)
t/h
19.5
启动或事故时(10%BMCR)
t/h
195
炉膛容积热负荷
kW/m3
84.66
炉膛断面热负荷
kW/m2
4714
燃烧器区炉壁面积热负荷
kW/m2
1747
空气预热器出口一次风温度
℃
320
317
空气预热器出口二次风温度
℃
331
327
炉膛出口过剩空气系数fo
1.2
1.2
锅炉空预器出口飞灰份额fh
%
80
80
空气预热器出口烟气修正前温度
℃
133
132
空气预热器出口烟气修正后温度
℃
128
127
空气预热器入口冷一次风温度
℃
27
27
空气预热器入口冷二次风温度
℃
23
23
一次风机进口冷风温度
℃
20
20
送风机进口冷风温度
℃
20
20
2改造方案
2.1改造原因
机组运行中长期采用将燃烧器喷口角度向下摆,炉膛蒸汽吹灰器频繁吹灰,再热汽温处于设计值得上限运行,且还需投减温水控制再热汽温的方式严重影响机组经济性和安全性,根据今后燃用相对低热值高水分煤种的实际情况,减少再热器受热面积很有必要。
表2为600MW锅炉再热器吸热情况,可以看出4#低温再热器吸热较多,导致减温水量偏大。
表2600MV锅炉再热器省煤器吸热情况
统计指标
#3炉
#4炉
备注
平均再热器减温水量:
60t/h
30t/h
(左右两侧合计)
平均减温幅度:
50℃/60℃
30℃/15℃
(左/右)
低温再热器平均温升:
170℃/189℃
153℃/173℃
(左/右)
高温再热器平均温升:
88℃/67℃
108℃/105℃
(左/右)
低温再热器最高温升:
225℃/228℃
157℃/196℃
(左/右)
高温再热器最高温升:
97℃/71℃
116℃/108℃
(左/右)
低温再热器最低温升:
153℃/170℃
148℃/150℃
(左/右)
高温再热器最低温升:
79℃/62℃
102℃/103℃
(左/右)
省煤器出口烟温平均值
310℃/311℃
303℃/308℃
(左/右)
省煤器出口烟温最高值
334.7℃/331.9℃
#3机组负荷586MW;(左/右)
省煤器出口烟温最高值
335.2℃/330.2℃
#4机组负荷608MW;(左/右)
省煤器出口烟温最低值
291℃/292℃
#3机组负荷298MW;(左/右)
省煤器出口烟温最低值
296℃/292℃
#3机组负荷299MW;(左/右)
由于锅炉设计再热器受热面选择偏多,且燃用煤质热值偏低且水分增大,引起锅炉烟气量增加,锅炉对流受热面吸热量增加,造成各级再热器吸热量增加,汽温升高后,减温水量相应增加,再加上锅炉炉底干式排渣系统渣量大,进风量也大,炉膛火焰中心上移,炉膛出口烟温升高,引起再热器超温,减温水量大。
为此再热器改造十分迫切。
(1)再热器喷水减温使再热蒸汽的流量增加,会使汽机中低压缸做工能力增加,排挤高压蒸汽做功,严重影响汽轮机效率,造成机组经济性下降;
(2)由于煤种的变化再热器频繁超温,运行时需要投的减温水量也就较大,在额定工况下由于减温水全投再热器还要超温机组无法正常运行。
而在高压加热器解列、汽轮机甩负荷、机组故障燃烧中心上移的情况下再热器减温水量不够用更易发生再热器超温现象,对机组安全性有较大的影响;
(3)由于再热器吹灰次数多,有部分受热面被吹损需要处理的管路,割掉这部分,再者为防止再热器超温,炉膛吹灰的次数较多而引起﹕消耗蒸气量大、受热面吹损,即存在安全隐患,又影响经济性;
(4)锅炉长时间减温水量大,易造成受热面金属疲劳损伤,氧化皮生成速度增加,燃烧器摆角长期下摆-30°,会使大渣含碳量增高,低负荷时燃烧不稳定,甚至容易导致炉膛灭火等经济安全性问题;
(5)再热器吸热多减温水量大,造成锅炉省煤器出口烟温偏低,影响锅炉SCR装置催化剂活性,降低脱硝效率,增加还原剂尿素耗量。
此外,因省煤器出口烟温降低还会造成预热器低温腐蚀,影响机组安全运行。
2.2改造方案
2.2.1第一阶段改造:
根据目前再热器温度和减温水量统计情况,本次改造预计降低低温再热器温升10~12℃,为此计划割除低温再热器1/15-1/12受热面,参照再热器受热面布置图,确定在入口联箱附近低温段割除部分管子(标高为56~58m),割除管子面积约占全部低温再热器面积的1/13,与计算面积基本吻合。
改造前后系统图详见示意图1和2。
图1改造前系统图图2改造后系统图
2.2.2第二阶段改造:
在第一阶段改造基础上,根据再热器温度和减温水量统计情况,预计降低低温再热器温升10℃左右,为此计划割除低温再热器受热面5%,参照再热器受热面布置图,割除6屏或8屏低再管屏,通过估算割除6屏低再管屏,共计去除低温再热器受热面5.5%,改造后可降低低再温升9℃左右,割除8屏低再管屏,共计去除低温再热器受热面7.2%,改造后可降低低再温升12℃左右。
实际改造情况为4#炉低温再热器联箱上有110屏管屏,每屏上有9根管子,此阶段改造实际割除的管屏编号为(由左向右)为37、49、61、73共4屏。
#3#炉低温再热器联箱上有110屏管屏,每屏上有9根管子,此阶段改造实际割除的管屏编号为为13、25、37、49、61、73、85、97共8屏。
3具体改造情况:
3.1兆光电厂#3机组低温再热器改造工作从2013年4月10日开始,5月19日结束。
3.2兆光电厂#3机组低温再热器改造工作从2013年1月23日开始,10月19日结束,中间通过两次机组停运检修时间完成了改造工作。
4锅炉效率计算数据的选取:
4.1两台机组均选取三个满负荷工况,即,改造前满负荷工况,改造后满负荷工况,近期满负荷工况。
DCS提取的参数共28个,同时提取工况对应的入炉煤化验报表。
具体见表1,表2:
表1DCS提取参数表
1
..KA01MW901|155111|OUT
机组负荷
2
40HAH11CP101||XQ01
启动分离器压力
3
40LBA11CP101||XQ01
主汽压力
4
40LBA11CT601||XQ01
主汽温度左
5
40LBA12CT601||XQ01
主汽温度右
6
..LBA10CF901|55386|OUT
主汽流量
7
..LBC81CP901|43431|OUT
再热汽进口压力
8
40LBB81CP101||XQ01
再热汽出口压力
9
40LBC81CT601||XQ01
再热汽进口温度左
10
40LBC82CT601||XQ01
再热汽进口温度右
11
..LBB81CT901|43389|OUT
再热汽出口温度左
12
..LBB82CT901|43389|OUT
再热汽出口温度右
13
40LAB80CP101||XQ01
给水压力
14
40LAB80CT601||XQ01
给水温度
15
40LAB80CF901||XQ01
给水流量
16
40LAE71CF101C||XQ01
一级减温水流量左
17
40LAE72CF101C||XQ01
一级减温水流量右
18
40LAE81CF101C||XQ01
二级减温水流量左
19
40LAE82CF101C||XQ01
二级减温水流量右
20
40LAF71CF101C||XQ01
再热器减温水流量左
21
40LAF72CF101C||XQ01
再热器减温水流量右
22
..HLD10CQ901|42878|OUT
左侧烟气含氧量
23
..HLD20CQ901|42878|OUT
右侧烟气含氧量
24
40HLC10CT302||XQ01
空预器入口冷二次风温度右
25
40HLC20CT302||XQ01
空预器入口冷二次风温度左
26
40HNA10CT901||XQ01
空预器出口排烟温度右
27
40HNA20CT901||XQ01
空预器出口排烟温度左
28
40HYA00DU001||OUT
锅炉总给煤量
表2:
入炉煤化验报表:
序号
名称
单位
数据来源
符号
1
全水
%
化学分析
Mt
2
内水
%
化学分析
Mad
3
收到基碳
%
化学分析
Car
4
收到基氢
%
化学分析
Har
5
收到基氧
%
化学分析
Oar
6
收到基氮
%
化学分析
Nar
7
收到基硫
%
化学分析
Sar
8
收到基灰份
%
化学分析
Aar
9
收到基挥发份
%
化学分析
Var
10
收到基低位发热量
MJ/kg
化学分析
Qnet·ar
11
飞灰可燃物含量
%
化学分析
Cfh
12
炉渣可燃物含量
%
化学分析
Clz
13
飞灰份额
%
商定
afh
14
炉渣份额
%
商定
alz
4.2#3机组三个满负荷工况选取的时间分别为:
2013年02月18日18点至19点数据(每10分钟一个文件)
2013年07月28日18点至19点数据(每10分钟一个文件)
2014年07月17日12点至13点数据(每10分钟一个文件)
4.3#4机组三个满负荷工况选取的时间分别为:
2013年01月17日19点至20点数据(每10分钟一个文件)
2013年11月20日19点至20点数据(每10分钟一个文件)
2014年07月17日19点至20点数据(每10分钟一个文件)
5锅炉效率计算情况:
此次锅炉效率计算委托华北电力大学进行锅炉效率计算工作,计算所需数据由机组DCS历史数据库中提取,期间的入炉煤煤质按对应当班期间的入炉煤化验报告报表数据计算。
计算结果如下:
3#机组
时间
DCS数据表格号
热效率(左侧排烟温度)%
热效率(右侧排烟温度)%
热效率平均值%
2013.02.18
2013021818.1
93.975
94.1397
94.105
2013021818.2
94.0439
94.2276
2013021818.3
94.0482
94.231
2013021818.4
94.0357
94.1907
2013021818.5
94.0079
94.1697
2013021818.6
94.0197
94.1725
2013.07.28
2013072818.1
93.6168
93.9191
93.623
2013072818.2
93.519
93.8234
2013072818.3
93.4792
93.7832
2013072818.4
93.4045
93.7138
2013072818.5
93.4379
93.7348
2013072818.6
93.3776
93.6682
2014.07.17
2014071712.1
93.5926
93.9205
93.735
2014071712.2
93.648
93.9723
2014071712.3
93.6078
93.9337
2014071712.4
93.5467
93.8877
2014071712.5
93.5052
93.8474
2014071712.6
93.5092
93.8486
4#机组
时间
DCS数据表格号
热效率(左侧排烟温度)%
热效率(右侧排烟温度)%
热效率平均值%
2013.01.17
20130117_19.1
94.0594
94.0859
94.084
20130117_19.2
94.0732
94.0996
20130117_19.3
94.0569
94.0828
20130117_19.4
94.0839
94.1282
20130117_19.5
94.0734
94.1355
20130117_19.6
94.0418
94.0885
2013.11.20
2013112019.1
93.5047
93.3864
93.378
2013112019.2
93.3847
93.2642
2013112019.3
93.4625
93.3652
2013112019.4
93.4589
93.3644
2013112019.5
93.4639
93.365
2013112019.6
93.3119
93.204
2014.07.17
2014071719.1
93.8449
94.231
93.980
2014071719.2
93.7276
94.1218
2014071719.3
93.7948
94.2031
2014071719.4
93.7527
94.1529
2014071719.5
93.7413
94.1406
2014071719.6
93.83
94.2233
6初步结论:
将此次二期两台锅炉效率试验计算情况与二期机组投产后的性能考核试验报告综合分析,具体对比见下表:
#3机组受热面改造前后锅炉效率对比表
时间
单位
2013.02.18
2013.07.28
2014.07.17
2011.03.29
2011.03.29
备注
低再改造前
低再改造后
近期工况
性能考核试验
性能考核试验
收到基低位发热量
MJ/kg
15.14
16.78
19.75
16.86
18.73
热效率平均值%
%
94.11
93.62
93.73
93.812
93.54
#4机组受热面改造前后锅炉效率对比表
时间
单位
2013.01.17
2013.11.20
2014.07.17
2011.03.23
2011.03.23
备注
低再改造前
低再改造后
近期工况
性能考核试验
性能考核试验
收到基低位发热量
MJ/kg
13.99
15.88
19.03
18.08
18.85
热效率平均值%
%
94.08
93.38
93.98
93.192
93.531
通过上述对比,初步结论如下:
1、二期两台机组进行锅炉低温再热器改造后,在机组额定工况下锅炉效率较改造前有所降低。
#3机组改造后较改造前锅炉效率降低0.49%,入炉煤发热量提高后,锅炉效率较改造前降低0.38%;#4机组改造后较改造前锅炉效率降低0.7%,入炉煤发热量提高后,锅炉效率较改造前降低0.1%;
2、两台机组进行低温再热器改造前后以及近期工况计算的锅炉效率与两台机组投产后进行的锅炉性能考核试验结果比较,在机组额定工况下,锅炉效率相近或稍高,均达到了锅炉厂家的保证效率(92.3%)以上。
3、影响锅炉效率试验准确性的因素主要有:
1)入炉煤发热量是用试验时间段对应当班的平均发热量替代,与实际发热量存在偏差;
2)锅炉飞灰、大渣含碳量用试验时间段对应班组平均值替代,飞灰、大渣比例按90:
10比例计算,与实际的飞灰大渣含量、比例均存在偏差。
3)两台机组在进行低温再热器改造的同时进行了锅炉脱硝系统的改造工作。
脱硝系统投运后,正常运行中,脱硝系统的烟气温降在3℃-5℃左右,一定程度上弥补了低温省煤器切除后导致的排烟温度升高。
4、两台机组低温再热器改造前后再热汽温变化情况:
#3机组受热面改造前后锅炉效率对比表
时间
单位
2013.02.18
2013.07.28
2014.07.17
备注
低再改造前
低再改造后
近期工况
收到基低位发热量
MJ/kg
15.14
16.78
19.75
热效率平均值%
%
94.11
93.62
93.73
再热汽出口温度左
℃
567.89
573.33
566.40
再热汽出口温度右
℃
570.94
574.45
560.92
再热器减温水流量左
t/h
61.48
17.30
0.00
再热器减温水流量右
t/h
62.37
13.27
1.48
空预器入口冷二次风温度右
℃
22.30
38.25
37.69
空预器入口冷二次风温度左
℃
24.24
37.52
37.98
空预器出口排烟温度右
℃
125.12
138.45
141.55
空预器出口排烟温度左
℃
128.49
144.59
148.75
#4机组受热面改造前后锅炉效率对比表
时间
单位
2013.01.17
2013.11.20
2014.07.17
备注
低再改造前
低再改造后
近期工况
收到基低位发热量
MJ/kg
13.99
15.88
19.03
热效率平均值%
%
94.08
93.38
93.98
再热汽出口温度左
℃
569.50
565.27
562.26
再热汽出口温度右
℃
570.78
567.18
560.65
再热器减温水流量左
t/h
12.51
1.10
0.00
再热器减温水流量右
t/h
28.67
1.74
0.19
空预器入口冷二次风温度右
℃
23.51
31.30
37.42
空预器入口冷二次风温度左
℃
25.33
29.67
37.15
空预器出口排烟温度右
℃
123.28
138.82
133.07
空预器出口排烟温度左
℃
124.06
131.58
135.60
通过上表对比可以看出,受热面改造后,两台机组的再热器减温水量明显降低,#3机组由改造前每侧60t/h降至20t/h以下;#4机组由平均20t/h降至5t/h以下,再热汽温能达到设计要求。
但入炉煤发热量由16MJ/kg升高至19MJ/kg后,两台机组的再热器减温水量基本全部停运,但再热汽温较设计值(569℃)偏低约3-10℃左右。
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- 600 MW 机组 锅炉 受热 改造 效率 变化