亚临界自然循环锅炉

2024-07-11

亚临界自然循环锅炉（精选五篇）

亚临界自然循环锅炉篇1

关键词：亚临界自然循环锅炉,温度场,煤耗率,数值模拟,节能

在生产实际中,电厂1号机组平均每日消耗原煤量为5 041.0吨,1号机组的平均发电量为278.68 MW,煤的经济运用较低。同时,电厂的排烟温度一般在115℃到135℃之间波动,但1号机组的排烟温度变化幅度较大,有时竟达到140℃以上,较高的排烟温度会降低锅炉的炉效并影响锅炉设备的安全运行。

影响锅炉排烟温度和锅炉煤耗率的原因有很多。在炉膛中,燃料燃烧的好坏取决于炉膛中的燃烧条件,而炉膛中各处温度场的分布对同一煤种的燃烧起着决定性作用[1,2]。所以,要研究分析炉膛内温度的分布,通过数值模拟与分析,优化炉膛内的温度分布,及其排烟温度的最佳取值,以降低锅炉煤耗率,提高锅炉热效率。

1亚临界自然循环锅炉炉膛温度的数值模拟

1.1模拟对象

所模拟的锅炉为DGl025/18.2一Ⅱ6自然循环燃煤汽包炉,单炉膛、一次中间再热、平衡通风和固态排渣结构。炉膛采用四角布置切圆燃烧。锅炉的最大连续蒸发量为1 025 t/h,炉膛断面尺寸为11 790 mm×14 059 mm(深×宽),整个炉膛的净高度为43 700 mm。

1.2网格划分及边界条件的选取

锅炉本体的数学模型的建立基本采用原始数据,以保持与实际锅炉结构基本一致,仅对锅炉炉墙壁厚作了简化,采用无壁厚的炉墙。由于炉膛网格的划分对后续的炉膛温度分布的模拟很重要,同时,燃烧器所在区域的湍流流动、传热传质以及化学反应剧烈,故将燃烧器所在区域的网格划分得细密。使用Gambit软件进行网格划分,最后整个炉膛的网格划分见图(1)所示,最后生成共有79 910个网格。

在模拟过程中,考虑到气固两相之间的相互作用,选择流动模型中的标准的κ-ε双方程模型。所有的湍流壁面按非渗透性的固定光滑壁面方式处理。壁面的边界条件按无滑移条件处理[3]。

1.3 炉膛温度的数值模拟

炉膛传热主要用来计算炉内火焰和烟气向周围受热面的传热量及炉膛出口烟温。辐射传热量按下式计算:

$Q = Κ (ε_{g} Τ_{g}^{4} - α_{g} Τ_{w}^{4})$ (1)

式(1)中,K为系数,εg为烟气的黑度,与炉膛压力、三原子气体的摩尔份额、温度有关;T为烟气温度(K),αg为壁面的吸收率,与炉膛压力、三原子气体的摩尔份额、温度有关,Tw为壁面温度(K)。

炉膛出口温度由炉膛的能量平衡方程来计算,如式(2)。

$\frac{d}{d τ} (V_{f} ρ_{f} C_{p g} t_{g}) = W_{g} (C_{p g} t_{a} - C_{p g} t_{f}) \sum Q$ (2)

式(2)中:ρf表示炉内烟气密度(kg/m3),Cpg表示烟气比热(kJ/kg·K)),tg表示炉内烟气平均温度(℃),ta表示炉内绝热燃烧温度,由燃烧数值模块计算(℃),tf表示炉膛出口温度(℃),∑Q表示烟气向炉内各受热面的总放热量(kW)。

电厂锅炉设计的燃用煤种的工业分析和元素分析见表1所示。

在设置相应的边界条件后,其炉膛内的燃烧辐射和温度分布如图2和图3所示。

从图2中可知,燃料从燃烧器喷入,在炉膛高约6 m的地方呈现最大燃烧,燃料燃烧充分且对称,辐射充满炉膛。随着高度的增加,炉膛温度水平有所下降,这是由于炉膛水冷壁及延伸墙不断吸收烟气热量的缘故。

从图3中可以看出,在密相区,燃料燃烧的温度分布呈现出左炉膛温度稍高于右炉膛温度;在炉膛的稀相区,燃料燃烧的温度基本对称,在炉膛高度约为6 m的地方出现高温区,炉膛其余部分温度水平较为均匀。总体温度分布随着炉膛高度的增加而有所下降。这是由于经过水冷壁的不断吸热,排烟温度逐渐降低,在炉膛出口处,烟气温度已经大大降低,其排烟温度的平均温度是400 K左右,由于在本次模拟实验中,出口设置为压力出口且压力为0,所以,实验中模拟出的炉膛出口温度要比实际的出口温度低。炉膛内的温度分布图和电厂工程实际的数据基本相同,模拟可信。

2.4 排烟温度与煤耗率分析

在保持给煤量不变的情况下,电厂1号机组的过热蒸汽压力、温度的变化情况见表2。

当蒸汽流量和其它参数不变时,主汽系统每增加10 t/h喷水量时,蒸汽在炉内吸热的增加值,也就是热耗的增加值[4]。无喷水时,给水被加热到额定参数。有喷水后,等量的给水被替代,所以热耗的增加值是把减温水加热到过热器出口额定参数的吸热量与把等量给水加热到额定参数的吸热量的差值。即:ΔQ=[(H主汽-H减温水)-(H主汽-H给水)]D(喷水量)。

代入数据可计算出ΔQ,再对以上数据除以煤的标准低位发热量14.40 kJ/kg,并折算成为每小时的标准煤耗量,然后再除以每小时的电负荷,即算出给水对发电煤耗率的影响[5,6]。即:

Δb=0.507 g/(kW·h)。

当保持其他参数不变,只改变排烟温度,计算锅炉的炉效率,得到排烟温度和锅炉炉效率的以下数据,见表3。

通过数值分析,在允许的误差范围内,由函数的最小二乘法得出锅炉炉效率与排烟温度基本满足线性关系:

Y=106.30121-0.11285x (3)

并作图(4)所示。

通过计算表明,排烟温度与4 187War/Qnet,ar近似成线性关系,其线性关系见图4中的蓝线,且4 187War/Qnet,ar增大0.1 ℃,排烟温度降低0.6 ℃。在该电厂的锅炉运行中,排烟温度与煤耗的关系也基本符合线性关系:排烟温度每上升5 ℃,锅炉炉效率就下降0.30%,此时煤耗增加了0.9 g/kW·h,整个机组的效率下降0.10%左右。同时,随着排烟温度的增加,锅炉的效率下降,所以,在实际运行中,排烟温度与锅炉炉效更适宜用一阶递减函数:

y=A1exp(-x/t1)+y0 (4)

来表示,见图4中的红线所示。在点A和B之间时,锅炉炉效率能达到良好的指标,此时,排烟温度能有效降低,锅炉的热利用能提高。

3 分析与讨论

通过对300 MW亚临界自然循环锅炉的炉膛热过程的分析,建立相应的数学模型,采用商业软件FLUENT对自然循环锅炉炉膛温度进行了模拟,并运用数值分析对模拟结果进行了分析,可以得出如下结论。

(1) 通过对结果的分析可知,该电厂的锅炉排烟温度在114 ℃到120 ℃的适宜范围内时,此时能有效地提高热利用和燃煤的经济性,同时,该电厂的煤耗能有效降低(0.7～0.9) g/(kW·h)。

(2) 在保持给煤量和主汽流量等其他参数不变的情况下,通过只改变排烟温度来分析锅炉炉效可知,电厂的排烟温度和锅炉炉效基本满足线性关系,在实际运行时,更适合用一阶递减函数来表示,锅炉在交点A、B之间运行时,其排烟温度和炉效优化好。

(3) 排烟温度在A点处,锅炉的煤耗和锅炉炉效达到最优。

参考文献

[1]孙道逵,王智雷,邹翠芳,等.锅炉.北京:中国电力出版社,2002

[2]朱金荣.JSSC系统下仿真模型的建立.南京工程学院学报,2002;2(2):2—3

[3]丁历威,李凤瑞.Fluent软件模拟计算煤粉燃烧的机理及其模型实现的方式.浙江电力,2010;31(11):1—2

[4]刘彦丰,高正阳,梁秀俊,等.300 MW燃煤锅炉02/CO2烟气再循环燃烧的数值模拟.热能动力工程,2009;24(2):1—2

[5]梁绍华.锅炉排烟温度高的分析及治理.华东电力,2001;3(3):1—2

亚临界自然循环锅炉篇2

某电厂三期工程装有一台600MW国产褐煤机组, 于2004年3月与哈尔滨锅炉厂有限责任公司签定了锅炉供货合同。这两台锅炉是哈尔滨锅炉厂有限责任公司通过20多年的消化吸收引进技术并结合哈锅已投运的几台600MW等级褐煤锅炉 (元宝山、上都电厂) 运行经验的基础上改良设计的。锅炉采用美国燃烧工程 (CE) 公司的技术进行设计, 并针对国内已投运的600MW锅炉和300MW锅炉所存在的问题进行必要的改进。锅炉为亚临界压力、一次中间再热、自然循环汽包炉。采用单炉膛、冂型布置、全钢构件悬吊结构, 紧身封闭布置, 四角切圆燃烧直流式摆动燃烧器, MPSⅡ型中速磨煤机正压直吹式制粉系统, 固态排渣, 采用刮板捞渣机。锅炉燃用褐煤。

1 锅炉设计条件和主要热力数据

1.1 锅炉设计参数

1.2 燃料

1.2.1 煤种

1.2.2 点火及助燃用油

油种:#0轻柴油;

运动粘度 (20℃时) :3.0~8.0mm2/s;

实际胶质:<70mg/100ml;

酸度:<10 mg KOH/100ml;

硫含量:<1.0%;

水份:痕迹;

机械杂质:无;

凝固点:≯0℃;

闭口闪点不低于:65℃;

低位发热值Qnet.ar:46158 k J/k g。

1.2.3 锅炉主要热力数据 (BMCR工况)

锅炉主要热力数据 (按设计煤种) :

2 锅炉结构简介

2.1 整体布置

锅炉采用单炉膛冂型布置, 上炉膛采用CE公司传统的布置方式, 即上炉膛布置过热器分隔屏和后屏, 墙式再热器布置在前墙和两侧墙的前部。在折烟角上部和水平烟道内依次布置了再热器前屏、末级再热器和末级过热器。尾部后烟道内布置了低温过热器和省煤器。在锅炉的尾部布置两台三分仓回转式空气预热器。

这种布置方式使过热器和再热器出口段位于较低的烟温区, 增加了安全性, 同时过热器分隔屏、后屏和墙式再热器布置在上炉膛内使过热器和再热器具有一定的辐射和对流特性。

2.2 炉膛

炉膛采用全焊接膜式水冷壁结构, 炉膛宽度为20193mm, 深度为20052mm, 水冷壁采用"51mm光管和内螺纹管, 节距为63.5mm。在炉膛内热负荷高的区域水冷壁采用内螺纹管, 以保证水循环安全可靠, 防止DNB的发生。

2.3 燃烧器

锅炉采用四角切圆摆动式直流燃烧器, 燃烧器布置在炉膛四角并与燃烧器连接风道相接。燃烧器连接风道为一静压风箱, 可保证二次风在四角布置的燃烧器间分配均匀。每角燃烧器共7层一次风喷嘴, 8层二次风喷嘴 (其中2层是燃烬风喷嘴) , 3层油风室喷嘴。燃烬风高位布置与主燃烧器形成分级送风, 以利于降低NOX的排放量。

为了削弱炉膛出口烟气的旋转强度, 减小四角燃烧引起的炉膛出口烟温偏差, 两层燃烬风室设计成反切, 即与主喷嘴中心线有一定夹角, 其目的就是要形成一个反向动量矩来平衡主燃烧气流的旋转动量矩, 从而达到减少炉膛出口烟温偏差的目的。

锅炉采用MPSⅡ中速磨煤机冷一次风机正压直吹式制粉系统, 每台炉配7台MPS225Ⅱ型磨煤机, 每台磨煤机出口用4根煤粉管道接至炉膛同一层四角布置的煤粉喷嘴。按燃用设计煤种投运6台磨煤机可保证锅炉最大连续负荷设计, 一台磨煤机备用。

2.4 给水和水循环系统

锅炉给水经由止回阀和电动闸阀进入省煤器进口集箱, 给水在省煤器中被加热后进入省煤器出口集箱, 再经省煤器出口连接管引到炉前, 由出口导管分三路从锅筒底部引入水空间。

由锅筒、下降管、水冷壁下集箱、炉膛水冷壁、水冷壁上集箱及引出管等部件组成水循环系统。锅筒下部的水经由6根下降管进入水冷壁下部集箱。

锅筒采用SA-299碳钢材料制成, 内部布置有112只直径为Φ254轴流式旋风分离器作为一次分离元件, 二次分离元件波形板分离器, 三次分离元件为顶部立式百叶窗分离器。

2.5 过热器

过热器由顶棚和包墙管过热器、低温过热器、分隔屏、后屏及末级过热器组成。

顶棚和包墙管过热器由炉膛顶棚管、水平烟道和尾部烟道包墙管组成。由光管加扁钢焊成膜式壁结构。

低温过热器布置在尾部烟道内, 由水平段和立式段两部分组成。

过热器分隔屏位于炉膛上方, 在前墙水冷壁和过热器后屏之间, 沿炉宽方向布置6大片, 每大片又沿炉深方向分为8小片。

过热器后屏位于炉膛上方折焰角前, 共26片。

末级过热器位于水平烟道内, 末级再热器的后部, 共104片。

2.6 再热器

再热器由墙式辐射再热器、再热器前屏和末级再热器三部分组成。

墙式辐射再热器布置在上炉膛前墙和两侧墙前部, 以增强再热器的辐射特性。

再热器前屏位于过热器后屏和后水冷壁悬吊管之间, 折焰角的上部, 共52片。

末级再热器位于水平烟道的前部, 后水冷壁悬吊管和水冷壁排管之间, 共78片。

2.7 省煤器

省煤器布置在锅炉尾部烟道低温过热器的下面, 采用“H”型鳍片, 管子为Φ42x5.5, 顺列布置。

2.8 空气预热器

采用由哈锅预热器公司设计和制造的三分仓回转式空气预热器, 每台炉配二台, 型号为33.5-VI (T) -2333-SMR。受热面高度为2333mm, 转子采用半模式扇形仓结构, 以便于检修和更换。

2.9 锅炉构架

锅炉构架为桁架体系, 各杆件之间用高强度螺栓连接。构架沿锅炉高度方向划分成5层和一个第6部分, 柱分成7段。锅炉本体受压部件的重量通过吊杆支吊在支吊梁上, 然后支吊梁与支撑梁高位连接。

3 锅炉设计采取的主要优化措施

本工程是在总结已投运的600MW褐煤锅炉的运行经验基础上, 对引进型600MW锅炉进行改进形成自己的新型产品。在锅炉设计上主要采取以下优化措施:

3.1 提高空气预热器的一次热风温度

根据设计煤种和校核煤种的高水分特性, 保证磨煤机出力, 提高干燥能力是保证锅炉出力的前提。首先通过加大空气预热器型号及受热面高度, 提高空气预热器的一次热风温度。其次选用MPSⅡ型中速磨煤机, 该磨为引进型高速磨, 适于研制高水分褐煤。

3.2 控制炉膛出口左右侧烟温偏差

随着机组容量的增加, 炉膛出口烟温偏差变得更加突出。为了解决烟温偏差问题, 在本工程600MW锅炉燃烧器设计上采用较小的切圆直径、顶部风反切等措施。

3.3 改进受热面的连接方式, 并适当放大部分集箱、连接管和受热管子直径

过热器和再热器各级受热面之间采用大口径管道和三通连接, 有利于蒸汽的混合及消除汽温偏差。屏再和末再由小口径管子连接改为集箱间的大管道连接。

3.4 蒸汽调温方式

考虑到褐煤锅炉过热器汽温较难调节, 喷水量大, 过热器采用三级喷水减温器调节, 第一级喷水减温器为二只, 布置在低温过热器和过热器分隔屏之间, 第二级喷水减温器为两只, 布置在分隔屏和过热器后屏之间, 第三级喷水减温器为两只, 布置在过热器后屏和末级过热器之间。

再热器采用摆动式燃烧器来调节, 燃烧器的摆动引起炉膛出口烟气温度的变化, 从而改变再热蒸汽温度。在再热器冷端入口管道上设有二只事故喷水减温器, 作事故喷水用。

3.5 受热面管子布置避开三通涡流区

在受热面部件的入口和出口集箱上采用大三通, 由于三通区域存在着轴向和环向涡流区, 导致两集箱涡流区静压差减少, 在此区域布置的蛇形管中流量减少, 加上此处往往是烟温和烟速的峰值区, 容易出现超温爆管。在新设计的锅炉中已采用避开在三通涡流区某些特定部位引入或引出蛇形管。

3.6 选用优质的辅助设备

锅炉本体配套的辅机均选用国内优质产品或进口产品。

结束语

简要介绍了某电厂600MW亚临界压力自然循环褐煤锅炉的设计、结构和优化措施, 该锅炉已建成, 但因电网输出线路问题尚未投运。预期该锅炉投运后, 各项性能指标均可达到或超过设计值, 成为安全可靠的产品。

摘要：介绍了在哈尔滨锅炉厂有限责任公司工作期间为国内某电厂设计的600MW褐煤锅炉设计方案, 预期运行性能和设计特点。该锅炉是哈尔滨锅炉厂有限责任公司在引进美国燃烧工程 (CE) 公司技术以后自行设计生产的空冷600MW亚临界压力改进型褐煤产品。

关键词：锅炉,空冷,特点,600MW亚临界压力,自然循环褐煤锅炉

参考文献

[1]章德龙.锅炉设备及其系统[M].北京:中国电力出版社, 2001.

[2]安徽省电力工业局, 安徽省电力试验研究所.平圩电厂60万千瓦机组技术特点[Z].1988.

亚临界自然循环锅炉篇3

除了与质量流速、热负荷等直接影响DNB裕度的这些因素有关外, 还和给水质、酸洗的及时性和下降管入口过冷度等有关。由于水处理系统的原因导致炉水中含氢或其它杂质将造成和子的氢腐蚀或严重的结垢, 甚至诱发垢下腐蚀而使水冷壁管泄漏。此外, 管子内壁的垢层也将导致传热系数的降低, 运行的因素也不可忽视, 最常见的是由于炕内空气动力场不良导致火焰贴壁甚至直接冲刷水冷壁造成该处过高的局部热负荷而爆管。

2. 各公司对亚临界锅炉水循环安全性的设计准则

2.1 CE公司:

只规定设计时应根据锅炉压力、水冷壁最大局部热负荷和最大口干度由曲线查取允许最小质量流速, 在此基础上加适当的裕量作为采用的最小质量流速, 至于整台锅炉的平均质量流速应再加10%~20%的裕量, 由此平均质量流速可获得锅炉的总循环水量和循环倍率, 对采用内螺纹管的改进型控制循环的30~60万机组锅炉来说, 循环倍率一般为2~2.5, 30万机组锅炉的循环倍率略大于60万机组锅炉。CE公司对DNB的校验有较为完整的准则。

2.2 B&W公司:

根据该公司长期的运行经验, 认为对彩用内螺纹管的亚临界自然循环锅炉的循环倍率不应低于2.8, 但实际采用的最低循环倍率为3, 对50~60万机组锅炉水冷壁的平均质量流速为1050~1100kg/m2·s。目前对30~60万机组锅炉采用的循环倍率范围为950~1200kg/m2·s。

对于DNB校验, 则采用DNB比值:DNB比值=>1.25

B&W公司认为, 最小的DNB比值是位于热负荷最高的上排燃烧器中心标高处。

3、对控制循环锅炉:为保证泵入口不产生汽化, 应使泵入口有一定的过冷度, 它为泵入口压力下的饱和温度与泵入口混合水温度之差, 对自然循环锅炉:为保证下降管中不带汽, 应使下降管入口有一定的过冷度, 它为锅筒工作压力下的饱和温度与一降管入口混合温度之差。

3.1 自然循环运动压头、下降管有效压力与阻力之间的关系:

运动压头与上升管系统的的比重差是产生循环的动力, 它应等于下降管系统与上升管系统的阻力之和, 下降管系统的有效压头, 为下降管静压头与其阻力之差。对控制循环来说, 在运动压头中增加了循环泵的压头, 而在阻力项中则增加了节流孔圈的阻力, 泵压头和降管静压头二者之和减去上升管系统的静压头为运动压头, 它应等于下降管系统和上升管系统阻力。经分析与比较, 60万机组控制循环的设计数据完全符合CE公司设计导则。无论从整个水冷壁的平均数据或者DNB裕度最小的回路数据来看, 其质量流速、光管出口干度裕量和最大出品干度的数值均完全满足CE公司对控制循环的设计三准则, 即使在热负荷最高的部位对出口裕度最小的回路或目前发生超温爆管的侧墙中回路来说, 在MCR工况下的DNM干度裕呈均大于30%, 其质量流速也远高于最小质量流速。

4. 控制循环30万与60万机组锅炉水循环特性比较

4.1 最小质量流速的裕量:

60万机组锅炉采用10%, 流速为761kg/m m2·s, 而用的最小质量流速为815kg/mm2·s, 虽然60万机组水冷壁的平均质量流速高于30万机组锅炉, 但对于一些工作条件较恶劣的回路来说, 60万机组锅炉水冷壁的安全裕度略低于30万机组锅炉。

4.2. 最高热负荷:

在水平截面相似的位置和同样的相对高度处, 60万机组锅炉的最高热负荷要比30万机组高出20%, 因此即使在质量流速相近的情况下, 60万机组锅炉最高热负荷处的干度要比30万机组锅炉高出13%, 干度裕量减少11%, 这种热负荷的差别是由于锅炉容量翻番时, 炉膛周界面积的增加远低于容量的增加。

4.3、循环倍率和平均出口干度:

尽管60万机组锅炉水冷壁的平均质量流速略高于30万机组锅炉, 但由于30万机组炉膛比周界长度高于60万机组锅炉, 因此30万机组锅炉的循环倍率要高于60万机组, 其平均出口干度为54.3%, 而60万机组锅炉的平均出口干度为59.7%, 低的干度对水冷壁的安全性是有利的。

4.4、控制循环与自然循环数据比较

4.4.1、下降管总有效压头:

是随着负荷的降低而降低, 而自然循环锅炉随着负荷的降低其下降管有效压头反而增大, 其原因是滑压运行的锅炉在负荷降低时其使自然循环的有压增大, 而对控制循环锅炉来说, 因下降管的有效压头中循环泵的压头要占1/2左右, 而泵的压头在低负荷运行时加单泵运行流量增大, 根据泵的特性曲线反呈下降趋势。

4.4.2、DNB裕度:

对30万机组来说, MCR工况下两种循环方式的锅炉热负荷虽基本相同, 但自然循环锅炉的循环倍率比控制循环锅炉大, 即使采用较大的管径, 无论对回路出口或热负荷最高区段的干度来说, 自然循环炉仅为控制循环炉的1/2左右, 因此DNB裕度也比控制循环炉大。

4.4.3、管径对质量流速的影响:

根据CE、三菱、B&W公司研究, 在相同的压力和热负荷下同, 防止产生膜态沸腾的临界质量流速与管径成正比, 由于自然循环的水冷壁径远比控制循环大, 也成为30万机组自循环锅炉的水冷壁质量流速高于控制循环的原因之一, 对60万机组自然循环锅炉来说, 根据B&W公司的经验, 水冷壁质量流速1100kg/m2·s左右同, 高于60万机组控制循环锅炉。

4.4.4、30万机组自然循环设计特点及其它优点缺点:

30万机组自然循环炉的安全裕度大于控制循环, 如引出管与上升和的截面比均接近或大于1, 引入管、集中下降管与上管之间的截面比也远比标准中的推荐值大得多, 大量采用内螺纹管以及基本按CE公司控制循环设计方法选取热负荷和划分回路等, 导致30万机组自然循环锅炉的锅筒———水冷壁系统的金属总质量比控制循环炉增加340t。

5 建议

已投运的平圩60万机组锅炉, 较为可行的办法是进行炉内空气动力场的调整, 使侧墙中部不出现火焰贴壁;另一方面是改进水处理, 控制水质、定期酸洗以减少内壁结垢。对新设计的60万机组控制循环锅炉, 鉴于国内目前的运行水平, 控制循环系统的设计可采用下述措施:适当增加循环泵的容量, 增加最小质量流速的寝食工, 适当提高质量流速和循环倍率, 像30万机组锅炉采用15~20%的最小质量流速裕度代替原来的10%, 适当放大节流圈孔径, 增加汽水引出管的根数。

5.1 可根据用户的要求, 开发60万机组亚临界自然循环锅炉以

完善自然循环锅炉系列, 哈锅目前正在进行60万机组亚临界自然循环锅炉的开发工作, 与30万机组自然循环锅炉相径, 由于容量翻番必然会导致较低的循环倍率和较高的热负荷。循环倍率约为3.3, 热负荷峰值将增加15%~20%, 因此其DNB裕度大于60万机组控制循环锅炉而低于30万机组自然循环锅炉一样, 设计时应采用一切必要的措施。

摘要：阐述了亚临界自然循环与控制循环的水动力特点, 列出了下降管有效压头、运动压头与阻力之间的关系式, 实际与理论循环倍率, 过冷度等数学表达式, 并阐明了校核两种循环方式水冷壁可靠性的准则, 同时对哈锅炉公司投运的典型的60万机组控制循环锅炉与30万机组两种循环方式的水循环特性作了详细比较, 并提出了改进措施与开发60万机组自然循环锅炉建议。

亚临界自然循环锅炉篇4

江苏常熟发电有限公司（4×300MW）始建于上世纪九十年代初，首台机组投产于1993年7月。投产初期锅炉为SG1025/16.7-M312A、SG1025/16.7-M318上海锅炉厂有限公司设计制造的亚临界、UP型直流煤粉锅炉，现经改造为控制循环汽包炉。目前锅炉在正常运行中存在大面积结焦和塌焦现象，严重影响机组的安全运行，现结合该公司委托上海发电设备成套设计研究院进行的热态燃烧调整试验和江苏方天电力技术有限公司关于江苏常熟发电有限公司#2锅炉塌焦引起汽包水位高的原因调查报告，分析找出锅炉结焦的主要原因。

2 设备概况

2.1 改造前

江苏常熟发电有限公司（4×300MW）投产初期锅炉为SG1025/16.7-M312A、SG1025/16.7-M318型亚临界压力再热式直流炉，单炉膛露天布置，一次上升、三次中间混合、四角切圆、煤粉燃烧、固态排渣、平衡通风。配上海汽轮机厂N300-165/535/535、300MW汽轮机组及上海电机厂生产QFS-300MW双水内冷汽轮发电机组。炉型采用传统的“Π”型布置，为安装燃烧器，炉膛四角被切，使炉膛断面呈八角形。水冷壁由1396根小管径鳍片管组成膜式结构，自下而上被分为冷灰斗、下辐射、中辐射、上辐射；工质在水冷壁中一次上升，中间三次混合。在下辐射进口装有52只节流圈，下辐射和中辐射采用四头内螺纹管。在燃烧室上部布置4片“W”型分隔屏过热器和18片后屏过热器，分隔屏过热器的两只集汽箱与锅炉侧水冷壁呈平行布置。折焰角上方烟道内布置有高温过热器，水平烟道内布置了高温再热器。炉顶、水平烟道及转向室上部布置为顶棚过热器，尾部烟井由隔墙包复管将其分成面积相等的两个平行烟道，顺烟气流向：炉前侧布侧了低温再热器、省煤器；炉后侧布置了低温过热器、省煤器。在省煤器出口烟道上，装有烟气调节挡板，作为调节再热汽温的主要手段。锅炉采用敷管式轻型炉墙，锅炉受热面采用悬吊式结构（除预热器以外），全部重量吊在钢架顶部的梁上，炉顶采用大罩壳集中密封方式。针对亚临界压力直流炉存在的调峰能力差、水冷壁混合器部位密封结构不合理，运行中经常发生拉裂泄漏和燃油系统不符合节能要求、NOX排放超过国家环保标准等问题，常电公司从2004年开始依次对#2、#1、#3机组实施了主设备的重大改造。（#4机组于2009年9月8日转改造性大修）。

2.2 改造后

改造后锅炉系上海锅炉厂设计制造的SG1025/16.81-M748型亚临界压力一次再热控制循环锅炉，采用中速磨正压直吹式制粉系统，单炉膛倒U型露天布置，后烟井双烟道，四角切向燃烧，再热汽温挡板调节，平衡通风，全钢架悬吊结构，固态排渣，燃用烟煤。改造后燃烧器射流切圆布置改造为AA二次风、A、B、C、D、E一次风对冲；AB、BC、DE顺时针旋转，射流中心与对角线呈7°；CD顺时针旋转，射流中心与对角线呈15°；EF、OFA二次风反切，逆时针与对角线呈20°；燃烧器顶部布置分离式OFA风。改造后锅炉汽包内径Ф1743X135mm，直段长度13108mm，汽包总长度15240mm，汽包水容积36m3，水冷壁水容积120m3。汽轮机组除保留低压外缸外，其余全部更换，发电机进行了增容改造。改造后机组可能性、经济性得到明显提升，#2、#1机组均实现了1个检修周期的连续运行（401天），#3机组到目前已连续运行200多天，机组供电煤耗下降约16-18克/千瓦时。改造后三台机组共发生3台次非计划停运事件，其中2次由于锅炉塌焦引起汽包水平大幅波动致高水位MFT保护动作停机。

3 事件概述

2008年3月30日#2机负荷250MW左右，四磨运行，给水三冲量、AGC投入，给水三冲量偏差设定值为150mm。05:09:09炉膛负压大幅晃动（负压最低约—372KPA，最高约+585KPA左右），燃料自动跳，煤量由112T↑145T左右，立即减煤稳定燃料量，并调整维持炉膛负压，给水三冲量自动位，第一波汽包水位下跌，三冲量自动加水，给水流量由730T↑840T左右，汽包水位最低约—170mm左右开始回升，三冲量未跳。汽包水位回升到零位以上，三冲量自动开始减给水量（给水流量由最高值840T开始减水），汽包水位继续上升，至180mm左右给水三冲量跳，操盘人员立即手动关主给水调门，并要求汽机侧降小机转速配合减给水量。05:09:51在关主给水调门约1s左右后汽包水位二值高报警，炉MFT动作，联跳汽机正常。

4 现场调查

4.1 改造前后塌焦情况对比

根据现场调查，锅炉改造前也有塌焦发生，塌焦主要发生在以下两种情况：一是连续高负荷运行（一般260MW负荷运行10小时以上）减负荷（负荷减至220MW）后易发生塌焦现象；二是受煤种影响，如燃用较低灰熔点煤种神华煤时较易发生。主要原因是受煤种灰熔点和炉膛燃烧气氛的影响。长时间高负荷运行，炉膛氧量水平偏低，烟气中还原性气体浓度升高，CO、H2等还原性气体存在时能使灰分中高熔点的Fe2O3还原成低熔点的FeO，灰熔点可降低大约200℃。而神华煤灰熔点低，易结焦是公认的事实。同时塌焦后往往直接影响灰渣系统的正常运行。该公司针对高负荷时段和燃用神华煤易发生结焦情况，专门制定了防范措施，有效规避了结焦对受热面过热、超温，损害带来的安全风险。锅炉改型后，运行中塌焦情况经常发生（几乎每天都有不同程度的发生），与负荷和煤种基本没有直接影响，对灰渣系统正常运行影响不大。（表1)

4.2 摸底试验结果分析及讨论

为查明锅炉正常运行中存在大面积结焦和塌焦情况，江苏常熟发电有限公司委托上海发电设备成套设计研究院进行了摸底试验（在高负荷工况下，按照锅炉日常的运行方式下，进行水冷壁贴壁还原性气氛、热流密度及贴壁火焰温度测试）和多工况的燃烧调整试验（在高负荷工况下进行水冷壁贴壁还原性气氛、热流密度及贴壁火焰温度测试）。从摸底试验热流密度测试结果来看，平均热流密度最高的出现在OFA上这一层，最低的出现在A层，且DE层的平均值与SOFA上、下两层相比也要低。从贴壁的火焰温度测试结果来看贴壁火焰温度最高1370℃，SOFA上层贴壁火焰平均温度1200℃，SOFA下层平均1120℃，DE层平均1100℃，贴壁火焰温度分布也呈现上部高，下部低的趋势。贴壁还原性气氛测试结果表明，SOFA上层贴壁平均氧量只有1.7%，SOFA下层贴壁氧量2.1%，DE层贴壁氧量6%；SOFA上层一氧化碳平均达到5100ppm,SOFA下层平均为2450ppm,DE层平均为90ppm。SOFA上层的还原性气氛最大。

4.3 多工况燃烧调整试验

针对摸底试验过程掌握的锅炉炉内燃烧存在的问题，在燃烧调整试验中采用不同的一次风和二次风调整措施，在维持负荷、氧量的前提下，调整各层投运一次风喷嘴的周界风门开度、二次风门开度和SOFA上、下层风门开度，以及通过调整磨煤机出口温度和煤粉细度等手段，进行贴壁还原性气氛、贴壁火焰温度及贴壁热流密度的测试，同时观测火焰着火情况及炉底渣样。通过燃烧调整试验和燃烧工况的选择，并进行了为期两周的观察，在两个星期的运行中，共发生了7次炉膛负压波动，通过对炉底捞渣机检查发现，其中有两次是大面积的塌灰所致，而非塌焦。分析依据主要是改造后炉膛水冷壁出口折焰角向后延伸水平烟道存在15度坡度，坡度面大面积塌灰所致。总体上调整后塌焦情况有明显改善，但没有根本性解决。

5 原因分析和建议

5.1 从塌焦对炉膛负压的影响分析，每次塌焦时炉膛负压波动总是先达到负的最大值，然后再达到正的最大值，而炉膛负压测点布置在炉膛出口两侧及前后墙位置，从负压波动的情况可以判断塌焦的位置都为负压测点以下位置（折焰角塌灰位置也在负压测点以下），因为焦块或是大块灰下落过程中会在其上部形成一个低压的涡流区域，随着焦块或是大块灰下落，其它区域的气流开始向低压的涡流区流动，这样的过程在短时间内形成，就会使刚才的负压区一下成为正压区，形成炉膛负压的大幅波动。同时，当焦块或是大块灰在下落过程中经过燃烧器区域的时候就会形成压火的情况，压火严重的时候会形成煤粉气流短时间不能着火，当焦块下落后形成爆燃，爆燃短时间产生了热量来不及吸收，全部用于加热烟气本身，气体状态急剧膨胀，使炉膛负压急剧变正。从试验得到的主要数据分析，炉内热负荷最高区域位置是在燃烧器的上部区域即C层喷燃器标高位置到SOFA风燃烧器标高位置这两个之间，且这一区域在调整试验前还原性气氛也很高，基本可以判断结焦的位置就在这一区域。

5.2 从各类工况调整测试水冷壁贴壁还原性气氛、热流密度及贴壁火焰温度等参数分析，造成锅炉容易结焦的原因主要是燃烧器射流切圆设计不合理，起旋风布置在靠上部CD层，下部燃烧器射流切圆直径过小，烟气旋流强度过低，烟气无法建立正常的切圆燃烧，造成热负荷的分配不均匀，燃烧器下部设计的热负荷相对较低，下部气流的旋流强度弱更加剧了下部气流的着火和燃尽，大量未燃尽的煤粉在上部再燃或直接落入渣池中，上部烟气旋流强度过大，上部未燃尽的煤粉在燃烧器上部再燃后造成上部的热负荷增大，贴壁和局部的还原性气氛增大，为结焦提供有利条件。建议燃烧设备改造中应考虑调整最大启旋二次风位置。

5.3 从结构上分析，改造后炉膛水冷壁出口折焰角向后延伸水平烟道存在15度坡度，也是造成塌灰，引起炉膛负压波动的原因之一。基于以上初步分析，建议适度强化A层燃烧器的着火条件，降低C、D、E层燃烧器的着火速度，加强燃烧器区域风量供给，降低区域热负荷，有效缓解结焦；同时在保证磨煤机制粉出力和燃烧稳定的条件下，适当降低C、D、E层燃烧器的一次风温度，可以起到降低区域热负荷缓解结焦的作用；适当增加下层燃烧器的二次风偏转角，有利于提高炉膛下部区域的旋转动量，从而提高炉膛热负荷的均匀性，改善下层燃烧器的燃烧条件。另外运行中加强定期吹灰，清洁受热面，减少结焦，塌灰发生的频度。

参考文献

[1]冯明弛.锅炉设备运行技术问答[M].北京:中国电力出版社,2004.

亚临界自然循环锅炉篇5

1 汽包水位控制重要意义

在运行中, 汽包锅炉的水位是要控制的重要指标之一, 必须进行严格监视, 控制其在允许范围内。汽包水位高于允许的正常水位, 使汽包蒸汽空间的高度及容积减小, 饱和蒸汽的机械携带增加, 影响蒸汽品质;汽包水位过高, 会使饱和蒸汽带水急剧增加, 严重时有可能危及到汽轮机的安全;汽包水位低, 由水面到下降管的入口高度减小, 静压降低, 下降管入口水可能自行汽化, 引起下降管带汽, 影响水循环的安全。汽包水位过低而引起严重缺水时, 将会给锅炉造成灾难性的事故。而大容量锅炉汽包内的容水量相对于其蒸发量的比例很小, 一旦给水中断, 可在很短时间内, 使汽包水位从正常水位下降到事故水位。因此, 运行过程中, 必须加强水位监视与调整对锅炉的安全运行尤为重要。

2 影响汽包水位变化因素

机组正常运行调整中影响汽包水位变化因素很多, 汽包作为一个承压汽、水容积, 归结最终引起其变化的因素为汽水平衡打破或汽包压力变化。汽水平衡破坏导致水位变化很好理解, 而由于压力的突变而引起的水位变化我们称之为“虚假水位”。“虚假水位”其实就是汽包里的真实水位, 其产生是由于当汽包压力突降时, 炉水饱和温度下降到压力较低时的饱和温度, 使炉水大量放出热量来进行蒸发。于是炉水内的汽泡增加, 汽水混合物体积膨胀, 促使水位很快上升, 形成虚假水位。当汽包压力突升时, 则相应的饱和温度提高一部分热量被用于加热炉水, 而用来蒸发炉水的热量则减少, 炉水中汽泡量减少, 使汽水混合物的体积收缩, 促使水位很快下降。

3 正常运行时三冲量自动控制原理:

在汽包水位三冲量给水自动调节系统中 (如图1) , 调节器接受汽包水位L、蒸汽流量和给水流量三个信号, 其中, 汽包水位L是主信号, 任何扰动引起的水位变化, 都会使调节器输信号发生变化, 改变给水流量Fw, 使水位恢复到给定值;蒸汽流量Fs是前馈信号, 其作用是防止由于“虚假水位”而使调节器产生错误的动作, 改善蒸汽流量扰动时的调节质量;蒸汽流量和给水流量相互配合, 可消除系统的静态偏差。当给水流量变化时, 测量孔板前后的差压变化很快并及时反应给水流量的变化, 所以给水流量反馈信号, 使调节器在水位还未变化时就可根据前馈信号消除内扰, 从而使调节过程稳定

4 锅炉启动及正常运行时水位调整

4.1 锅炉冷态启动底部加热投入后, 要及时投入汽包水位保护。当水位升高时, 由保护打开和关闭汽包事故放水门或手动开启定排放水门, 维持水位。

4.2 锅炉点火后, 由于给水流量太小, 没有充满主给水管道而不能正确显示数值, 大多都显示为零。当流量超过80～100t/h时流量表才正确显示数值。在这个阶段, 最好的上水方法是借助汽包水位的变化和给水泵转速的大小及定排量的大小来连续给锅炉上水, 稳定汽包水位。

4.3 机组并网时, 由于并网后维持一定初负荷, 汽包压力会瞬时降低, 所以并网前可将水位保持低水位, 缓冲由于“虚假水位”导致汽包水位过高。

4.4 切缸时, 由于高旁关闭导致汽包压力升高, 但当高排逆止门顶开时, 机组负荷增加, 汽包压降低, 此时汽包水位波动较大, 由于汽泵调节有一定的滞后性, 可适当用再循环来配合。

4.5 当两台汽泵并列运行时, 尽量控制两台泵出力平衡, 如果是两台汽泵则设置速率一致, 防止由于出力不平衡而抢水。

4.6 正常运行时维持给水泵出口的压力与汽包压力差压为2.0MPa, 过热器减温水流量加上给水流量等于主蒸汽流量, 这样才能保持汽水平衡。 (如图2)

4.7 在锅炉启动过程中低负荷时, 由于给水流量、主蒸汽流量测量不够准确, 精度不够, 所以此时采用三冲量的PID调节误差较大, 以我公司为例, 当主蒸汽流量小于800t/h时, 给水自动调节采用单冲量, 当主蒸汽流量大于800t/h时, 给水自动调节才采用三冲量调节。

5 异常工况下水位调整

5.1 两台汽泵运行、电泵备用、给水自动投入, 一台汽泵跳闸后汽包水位调整。

5.1.1 立即解除给水自动, 手动增加运行汽泵出力, 增加运行泵转速时防止因超速而跳闸。

5.1.2 检查电泵联启正常, 手动快速增加电泵勺管开度, 尽快并入给水系统。