引言目前，燃煤电站正压直吹式锅炉存在磨煤机掺冷风现象。空气预热器（以下称空预器）烟风比降低，造成其排烟温度升高。针对排烟温度高现象，提出锅炉热一次风加热器改造方案。文中介绍了热一次风加热器降低锅炉排烟温度的技术原理，提出该技术的适用条件、改造方案、分析方法以及使用时的注意问题，定量分析改造效果，为优选降低锅炉排烟温度技术方案提供参考。1燃煤电站设备概况燃煤电站建设运行2台660 MW超临界燃煤机组。锅炉设计煤种为燃用高水分褐煤，校核煤种为低热值褐煤。电站1#、2#锅炉为HG—2094/25.4—HM16型，超临界参数变压运行直流炉。锅炉为一次再热、平衡通风、切圆燃烧方式、半露天、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Ⅱ型布置。汽轮机为N660—24.2/566/566型超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、凝汽式汽轮机。设计煤种与校核煤种资料如表1所示。锅炉总体框架如图1所示。汽轮机典型工况设计参数如表2所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.06.015.T001表1设计煤种与校核煤种资料项目设计煤种校核煤收到基碳含量Car/%46.7043.15收到基氢含量Har/%3.702.41收到基氧含量Oar/%10.2011.58收到基氮含量Nar/%0.901.56收到基硫含量Sar/%0.850.30收到基水分含量Mar/%30.0021.00收到基灰分含量Aar/%7.6520.00收到基挥发分含量Var/%25.3827.00低位发热值含量Qnet.ar/(kJ/kg)17 995.0015 241.00哈氏可磨性指数HGI49.0045.0010.3969/j.issn.1004-7948.2022.06.015.F001图1锅炉总体框架10.3969/j.issn.1004-7948.2022.06.015.T002表2汽轮机典型工况设计参数项目TMCR75%TMCR50%TMCR功率/MW660.00495.00330.00主汽压力/MPa24.2020.1013.50主汽温度/℃566.00566.00566.00再汽压力/MPa4.263.192.18再汽温度/℃566.00566.00566.00四抽压力/MPa1.020.780.55四抽温度/℃354.00358.00362.00五抽压力/MPa0.370.290.20五抽温度/℃238.00242.00246.00六抽压力/MPa0.220.170.12六抽温度/℃180.00184.00188.005#低加进水温/℃118.00110.00100.005#低加出水温/℃137.00128.00116.002燃煤电站存在问题及原因分析锅炉实际运行燃用煤为褐煤与烟煤，以等比例掺配形式使用。褐煤的干燥无灰基挥发分约50%，烟煤收到基全水分均值约8%。为防止制粉系统发生粉尘爆炸，掺配褐煤时磨煤机的出口温度控制在60~65 ℃范围内；掺配烟煤时磨煤机的出口温度控制在80~85 ℃范围内。不同的掺配煤种和掺配方式在工程应用中会发生不同的运行问题，对应不同的解决方案[1]。掺配褐煤时，制粉系统和空预器可能存在一定的问题[2]。燃煤电站锅炉的热一次风设计温度为365 ℃，实际运行中燃烧褐煤时，磨煤机的入口热风温度一般低于280 ℃，燃烧烟煤时磨煤机的入口热风温度一般低于200 ℃，导致磨煤机需要掺入冷一次风，以控制出口的风粉温度。磨煤机掺入冷一次风的风量比例越高，进入回转空气预热器一次风仓的一次风量相应越少，空预器烟风比降低，锅炉排烟温度升高。实际运行中，夏季满负荷时排烟温度高达160 ℃，降低锅炉使用效率和电除尘效率，同时，使引风机和脱硫吸收塔因工作温度高引起可靠性差和脱硫系统水耗高等问题。3采取的技术改造措施3.1本型号锅炉降低排烟温度可用的技术改造路线针对本型号锅炉燃煤的水分相差大、热风温度高、排烟温度高等问题，提出几方面的技术改造路线：（1）省煤器和主受热面的改造：增加换热面积，降低空预器进口烟温。（2）空预器的改造：增加传热面积和吸热量。（3）热一次风加热器的改造。（4）空预器换向改造：回转空预器原设计方向为顺转，即烟气→一次风→二次风→烟气；空预器蓄热板经烟气加热，与一次风交换热量，再与二次风交换热量，热一次风设计温度365 ℃。因磨煤机实际运行的热一次风比例和热风温度远小于设计值，因此将回转空预器旋转方向改为逆转，即烟气→二次风→一次风→烟气，降低一次风温，提高二次风温。（5）低温省煤器的改造：回收烟气余热。与（1）和（2）路线相比，烟气热量转移至汽机侧排挤低参数抽气，能级利用水平较低。上述技术路线均可降低除尘器的入口烟温。除热一次风加热器改造外，省煤器、主受热面、空预器改造相对较为复杂。在相同节能量的边界条件下，单台机组改造期长达3个月，投资约3 500万元，收益率较低；锅炉排烟温度高，与实际燃用煤种偏离设计煤种相关，改动受热面会引起煤种的适应性。本型号锅炉已实施空预器换向改造，典型工况热一次风温度均降10.7 ℃，空预器出口排烟温度降低4.6 ℃，取得较好效果。低温省煤器利用烟气余热，降低除尘器进口烟温至酸露点以下，提高电除尘器的效率；冷却水入口段低于烟气酸露点温度，受热面外管壁会凝结至酸露点以下，导致管壁积灰、腐蚀；烟气入口段容易冲刷泄漏，尤其燃用中、高硫份的燃煤，可靠性偏低。省煤器换热端差小，换热面大，增加投资，能级利用水平较低，作为节能项目投资收益率较低。3.2热一次风加热器技术改造方案本型号锅炉空预器进口烟温较高，热一次风温度在空预器换向后仍达356 ℃。实际燃煤水分较低，磨制褐煤的磨煤机进口混合风温低于260 ℃，磨制烟煤的磨煤机进口风温低于200 ℃。热一次风温度高可以加热较高温度的凝结水，排挤汽轮机高参数抽气，提高能级利用水平，获得更大的节能量。该技术是某研究院煤粉锅炉的专利技术，其原理为：锅炉热一次风管道内设换热器，引汽机侧凝结水冷却热一次风，把风温降至接近制粉系统混温风温度，减少制粉系统掺入的冷一次风，提高空预器烟风比，增加空预器换热量，降低排烟温度。本型号锅炉为降低换热器风侧阻力，增加热一次风温调整灵活性，锅炉左、右侧热一次风道各改造为2路对称管道，4路风管分别安装加热器。热一次风加热器布置如图2所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.06.015.F002图2热一次风加热器布置4个风道加热器全部投运时，出口风温设计200 ℃，锅炉燃煤发生变化，隔离1个或2个风道换热器的凝结水，提高热一次进口风温；1个风道加热器退出运行，磨煤机入口风温升高约45 ℃。4个风道的设计具有高灵活性，满足磨煤机磨制常用煤种的需求。正常工况下，为防止机组投退加热器时换热管内水汽化引起管道的振动，加热器风侧进出口设置隔离挡板。考虑加热器换热管可能发生泄漏的情况，加热器可设计成独立且可隔离的结构，同一风道内可分组设计。隔离单个风道加热器水侧，每个风道内泄漏受热面可单组隔离，不影响机组正常运行。管道换热器风速以10 m/s计，保证一定的换热系数，防止风侧阻力过高和换热管积灰。系统设置风道静压测点、加热器前后凝结水温度测点和压力测点，监测风道压降和凝结水阻力、温升参数。单风道内受热面分组布置如图3所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.06.015.F003图3单风道内受热面分组布置引汽机侧5#低加出口凝结水作为热一次风加热器冷却水，一次风加热器出水回至除氧器，排挤进入除氧器的四段抽气，获得更高节能量。TMCR负荷工况下，该处水温为136.6 ℃，防止凝结水系统压力变化引起汽化，为增加安全裕量，从5#低加进口引凝结水作为调温水，设置低温凝结水调节阀逻辑，正常运行工况时调阀全关，变工况或事故工况时自动控制热一次风出水温度低于除氧器工作压力对应饱和温度5 ℃。热一次风加热器水侧系统如图4所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.06.015.F004图4热一次风加热器水侧系统TMCR负荷工况下，锅炉热一次风4个风道加热器均投运，计算风侧阻力400 Pa，水侧阻力0.15 MPa；风道设计压力±25 kPa，加热器设计压力4.5 MPa。热一次风加热器改造后，热一次风量增加，导致空预器一次风侧阻力与风道阻力增加，要求一次风机具有足够的压头裕量克服空预器侧新增阻力、风道新增阻力与加热器本体阻力，需要校核一次风机设计裕量和工作点位置。经4个风道加热器布置及阻力计算对比，4个风道方案设计热一次风速10 m/s，风道截面积增加35%左右，换热器本体阻力约245 Pa，风道阻力变化忽略不计。冷一次风全部经过空预器加热，阻力与风速（风量）的平方成正比，计算空预器一次风侧与风道阻力增加至原来的1.56倍。TMCR负荷工况下，改造前一次风侧设计阻力650 Pa，改造后一次风阻力为1 016 Pa，较改造前增加366 Pa。新增一次风加热器将冷风全部排挤到热风母管后，极端工况裕量系数取2~2.5，一次风系统阻力增加约1.2~1.6 kPa。锅炉实际运行参数显示，因空预器出口烟温高、入炉煤硫份低、未安装烟气催化脱硝装置，TMCR负荷工况热一次风通过空预器与热风道的压降约200 Pa，远低于设计值。本型号锅炉一次风机TMCR负荷工况下设计全压16.8 kPa，锅炉满负荷全压13.5 kPa，实际满负荷运行工况出口压头约10 kPa，系统总阻力增加2 kPa，则运行的工况点为风机性能曲线上的星形状点位置。一次风机性能曲线及改造后TB工况运行工作点如图5所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.06.015.F005图5一次风机性能曲线及改造后TB工况运行工作点由图5可知，风机运行在安全区内。TMCR负荷工况下，热一次风加热器水侧阻力增加量低于0.15 MPa，凝结水泵的压头裕量足够克服该阻力。3.3热一次风加热器技术预估改造效果分析TMCR负荷工况改造前后计算数据对比如表3所示。根据TMCR负荷工况，结合热一次风加热器改造前后的计算数据，预估以下节能数据：（1）根据空预器热平衡公式，利用空预器的烟风量和温度参数进行计算，改造后可降低排烟温度约20 ℃。（2）计算热一次风传递热量、凝结水温升及排挤抽气，按照汽轮机热平衡计算节能量。（3）按照热一次风侧系统增加的阻力和减少冷一次风的相对量、降低排烟温度量，计算风机电耗等数据。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.06.015.T003表3TMCR负荷工况改造前后计算数据对比项目改造前改造后项目改造前改造后取水点—5#低加出水冷一次风比例/%49.305.00回水点—除氧器进水原一次风道阻力/Pa450.00—取水温度/℃—137.00一次风道增加阻力/Pa—1 600.00回水温度/℃—152.00一次风机功率增加/kW—724.00磨煤机进口热风温/℃354.00200.00凝结水量/(t/h)1 480.001 468.00热风道内径/m2.923.53凝泵功率增加/kW—64.00热风道设计风速/(m/s)14.408.60引风机功率减少/kW—31.00加热器本体水阻/kPa—150.00排挤四抽蒸汽量/(t/h)—31.50加热器管面积/m2—1 141.00汽轮机热耗率减少/(kJ/kWh)—85.80加热器本体风阻/Pa—245.00增发电量/MW—7.45空预器一次风阻力/Pa650.001 016.00发电煤耗率减少量/(g/kWh)—3.15一次风总风量/(t/h)537.00537.00排烟温度/℃155.00130.00注：“—”表示无此项内容。4热一次风加热器改造后的效果分析结合已有数据，借助机组实际运行数据，对机组的运行参数、性能等各项考核指标进行有效分析[3-5]。不同典型工况改造前后运行数据的对比记录如表4所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.06.015.T004表4不同典型工况改造前后运行数据的对比记录项目工况1工况2工况3改造前改造后差值改造前改造后差值改造前改造后差值发电功率/MW661.0660.0-1.0502.0508.0-2.0361.0363.02.0环境温度/℃22.622.70.127.927.5-0.429.029.20.2热一次风温/℃357.2204.3-152.9341.6201.4-140.2332.7203.5-129.2空预器入口氧量/%3.03.00.13.43.3-0.23.93.7-0.2出口氧量/%5.05.00.05.75.5-0.26.26.0-0.2入口烟温/℃376.5376.2-0.3364.8365.50.7357.8358.60.8排烟温度/℃155.8137.3-18.5148.8132.4-16.4142.9128.2-14.7一次风量/(t/h)726.0730.04.0616.0623.07.0496.0491.0-5.0冷一次风压/kPa10.311.91.69.510.81.39.210.31.1凝水流量/(t/h)1 526.01 499.0-27.01 164.01 148.0-16.0809.0795.0-14.0循环水温/℃28.227.9-0.329.329.50.224.024.20.2凝汽器绝压/kPa7.17.0-0.17.27.1-0.17.06.9-0.1辅机电流一次风机/A199.3232.933.6180.1211.231.1164.4199.635.2引风机/A399.6370.2-29.4289.4270.6-18.8260.3243.2-17.1凝泵/A81.684.42.875.778.12.467.869.61.8锅炉总风量/(t/h)1 991.02 003.012.01 629.01 622.0-7.01 331.01 307.0-24.0注：热一次风温分别为空预器出口、加热器后温度；冷一次风压为A、B一次风机出口4个压力测点均值；一次风量为运行磨煤机入口风量累加值；烟温、氧量均为A、B侧烟风道平均值；一次风机、引风机、凝泵电压等级11 kV，电流为A、B风机电流之和。为客观评价改造后的效果，利用机组历史运行参数挖掘工况数据。以1#机组为例，选取100%、75%、55%ECR 3个典型工况，6台风机、脱硫系统、磨煤机、给水泵、回热系统运行方式和工况条件均一致的情况下，将负荷、锅炉总风量、掺配煤种、一次风量、主蒸汽压力、主再热蒸汽温度、凝汽器真空、循环水温度、环境温度等参数的改造前后数据进行对比。原始数据为机组运行长时间的平均值。按照余热利用收益归汽机侧原则，计算汽轮机热耗率（不计锅炉热一次风回收热量）。汽轮热耗率计算公式：HR试验=[G给水×(h主汽-h给水)+G过减×(h主汽-h过减)-G泄漏×(h主汽-h泄漏)+G高排×(h再热-h高排)+G再减×(h再热-h再减)]/P (1)式中：HR试验——试验热耗率，kJ/kWh；Gx——流量，kg/h；hX——对应各流量的比焓值，kJ/kg；P——发电机功率，MW。1#机组在除氧器给水箱进口凝水管道直管段安装流量喷嘴，测量凝结水流量[6]。凝结水流量差压变送器0.075级精度，因此，以凝结水流量和热平衡计算的高加疏水流量（多次迭代计算，误差趋于0）作为热耗率，计算基准主蒸汽流量。为保证热耗率的准确度，按照ASME PTC6—2004、ASME PTC6A—2000方法和修正系数进行热耗率参数修正。不同的磨煤机运行方式对风机电耗和排烟温度均有影响[7]。典型工况的磨煤机运行方式为：（1）100%TMCR工况，改造前后均为A、B、C、D、E磨煤机运行，掺配烟煤。（2）75%TMCR工况，改造前后均为A、B、C、D、E磨煤机运行，掺配烟煤。（3）55%TMCR工况，改造前后均为A、B、C、D磨煤机运行，掺配烟煤。实际运行参数分析结果为：热一次风加热器改造后，3个工况的汽轮机热耗率平均减少69 kJ/kWh；排烟温度平均降低16.5 ℃；磨煤机入口热一次风温平均降低141 ℃；空预器更换部分损坏密封片和重新调整三向密封片密封间隙，同时因一次风压升高对漏风率产生负面影响，3个工况空预器漏风率平均降低0.5%。空气预热器漏风率会影响排烟温度[8]。不考虑其他因素，依据ASME标准计算空预器漏风率变化对排烟温度的影响：tG15NL=ALCPA(tG15-tA8)100CPG+tG15 (2)式中：tG15NL——空预器无漏风工况出口烟气温度，℃；AL——空预器漏风率，%；CPA——在温度tA8和tG15之间的空气平均定压比热，(J·kg)/K；tG15——空预器出口烟气温度，℃；tA8——空预器进口空气温度，℃；CPG——温度tG15对应的定压比热，(J·kg)/K。式(2)变形为：tG15NL=tA8+tG15NL-tA8CPA100CPGAL+1 (3)对式(3)求AL的偏导数：∂tG15∂AL=-tG15NL-tA8(CPA100CPGAL+1)2×CPA100CPG  (4)为了简化计算，忽略改造前后进入空预器的空气、烟气的定压比热变化，把锅炉运行参数代入式(4)，改造后空预器的漏风率降低0.5%，计算排烟温度较改造前的工况升高0.6 ℃。即把空预器漏风率修正到与改造前一致，热一次风加热器改造后排烟温度平均降低17.1 ℃。热一次加热器改造后，3个典型工况的一次风机出口风压平均升高1.3 kPa，电流升高33.3 A；因空预器漏风率减小和烟温降低，引风机电流降低21.8 A；改造后凝结水系统阻力升高，流量下降，影响凝结水泵电流增加2.3 A，改造后主要辅机电流累计增加13.8 A。5结语锅炉热一次风加热器改造后，锅炉排烟温度降低17.1 ℃，有利于改善引风机运行工况，降低脱硫水耗，提升电除尘效率，解决了锅炉排烟温度高的问题，具有较好的应用推广价值。综合考虑辅机耗电率增加因素，机组综合供电煤耗率约降低2.3 g/kWh。燃煤电站2019年、2020年平均年发电量88.0 亿kWh，2020年采购标准煤单价679 元/t，改造后每年可节约20 240吨标准煤，节约成本约1 350 万元。2台锅炉改造投资2 100万元，1.6 a可收回投资，具有较好的节能效果和经济效益。