林 岩，丛日成，王彦海，马玉华，张 航

(1.国家电投集团内蒙古能源有限公司，内蒙古 通辽 028011;2.国网辽宁省电力有限公司电力科学研究院，辽宁 沈阳 110006；3.华能丹东电厂，辽宁 丹东 118300；4.中国石油抚顺石化公司热电厂，辽宁 抚顺 113004)

某电厂2号机组锅炉自投产以来，一直存在热一次风温无法达到设计值的情况，近几年为了解决烟囱出口烟气造成的“石膏雨”，采取抽取锅炉热二次风加热吸收塔出口净烟气为主的“石膏雨”治理措施，但“石膏雨”治理后加重了热一次风温偏低所带来制粉系统出力不足的问题。为此，电厂又进行了锅炉水平低温过热器改造，减少了水平低温过热器约30%的受热面[1]。为了评价改造效果，针对低温过热器改造后对热一次风温、磨煤机干燥出力、过热器减温水量、一次风机、空预器低温腐蚀及锅炉热效率的影响进行了综合评价。

1 设备概况

2号机组锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司引进美国(ABB_CE)燃烧工程公司技术设计制造的亚临界参数HG-1025/17.5-HM35型自然循环汽包锅炉，配备300 MW汽轮发电机组，采用正压直吹式制粉系统、直流式煤粉燃烧器四角布置、双切圆燃烧、摆动燃烧器调节再热汽温、喷水减温调节过热汽温、三分仓容克式空预器、刮板捞渣机连续固态排渣，燃用霍林河褐煤。设计燃料特性见表1。

表1 设计燃料特性

制粉系统采用中速磨正压直吹冷一次风机制粉系统，每台炉配置5台MPS190HP-II型中速磨煤机，由长春发电设备有限责任公司提供配套；锅炉设一级回转式空预器，一、二次风自成系统，采用耐压皮带称重式给煤机；一次风机、送风机选用动叶可调轴流式风机，吸风机选用静叶可调轴流式风机。

近几年，锅炉烟囱出口烟气造成电厂附近经常出现“石膏雨”[2]，对电厂周围居民生活造成一定影响。电厂针对“石膏雨”产生原因和解决措施进行了多次可行性研究，最终采取了以抽取锅炉热二次风加热吸收塔出口净烟气为主的“石膏雨”综合治理措施(工艺见图1)。由于热一次风温偏低，又进行了水平低温过热器改造。

图1 取热二次风治理“石膏雨”工艺示意图

2 低温过热器改造后综合评价

2.1 对热一次风温的影响

改造前，投入混合式GGH系统后，100%负荷下热一次风温为320～340 ℃，未投入混合式GGH系统，100%负荷下热一次风温为330～350 ℃，低于设计值391 ℃。热一次风温除了与机组负荷有关外，还与吹灰器投运情况和抽取热二次风有一定关系。如7天以上尾部烟道不吹灰，且不抽取热二次风的情况下，热一次风温为350 ℃，如抽取热二次风，热一次风温为335～345 ℃；如4～7天进行一次尾部烟道吹灰，且抽取热二次风的情况下，热一次风温为325～335 ℃；如每天进行吹灰且抽取热二次风的情况下，热一次风温仅为315～320 ℃。

改造后，投入混合式GGH系统后，100%负荷下热一次风温为330～350 ℃，仍低于设计值391 ℃。在受热面整体吹灰后，热一次风温为330 ℃，较改造前提高了13 ℃，对空预器进口风温进行修正后，热一次风温提高9 ℃左右，热二次风温提高了8 ℃左右。空预器进口烟温为363 ℃，提高了12 ℃左右(见表2)。

表2 300 MW负荷3种工况下热风温度平均值对比

由表3可知，在空预器入口一、二次风温比改造前低的情况下，300 MW负荷时，热一次风温平均值提高了23.48 ℃，热二次风温平均值提高了22.38 ℃，低温过热器入口烟温提高了24.6 ℃，省煤器入口烟温提高了31.35 ℃，预热器入口烟温提高了34.31 ℃，预热器出口烟温[3]提高了6.62 ℃。由于低温过热器是否吹灰对预热器出口温度有2～3 ℃的影响，故实际预热器出口烟温提高了3.62 ℃。由此可见，改造后空预器入口烟温均有提高。

表3 改造前后尾部烟道各段烟温数据

2.2 对磨煤机干燥出力的影响

MPS190HP-II型磨煤机设计保证出力为59.5 t/h，额定负荷下计算出力为51 t/h，受磨煤机干燥出力不足的影响，磨煤机运行过程中只能在30～45 t/h运行。制粉系统运行情况见表4。

磨煤机入口风温是反映磨煤机干燥能力的主要参数，入口风温高，干燥能力强，磨煤机出力也可得到相应的提高，反之亦然。改造前，霍林河褐煤全水分在30%左右，实际磨煤机入口风温为310～320 ℃，磨煤机设计入口风温为344.5 ℃。改造后，磨煤机入口风温为320～330 ℃，提高近10 ℃，由于原煤全水分在31%～37%波动，对磨煤机出口温度影响较大，磨煤机出口风粉混合物温度为60～65 ℃，相比改造前风粉混合物温度略有提高。现阶段影响制粉系统出力的主要是磨煤机的碾磨出力而并非干燥出力，由于备用磨煤机长期处于运行状态，导致5台磨煤机没有固定检修周期，磨辊磨损较为严重，影响了磨煤机碾磨出力。

表4 300 MW负荷下制粉系统运行情况

2.3 对过热器减温水量的影响

改造前2号机组不同负荷下减温水量为60～100 t/h，减温水量较大。改造后2号机组不同负荷下减温水量为30～70 t/h，低温过热器改造对减温水量影响较大，减温水量平均下降30 t/h左右(见表5)。

2.4 对一次风机的影响

300 MW负荷下A、B一次风机挡板开度均已达到95%以上，一次风机电流略微降低，一次风机出口压力保持在11 kPa左右，由于没有根本上改变当前磨煤机运行方式，此次改造在当前煤质及运行方式下，对一次风机裕度没有明显改善，300 MW负荷下一次风机出力分析见表6。

表5 300 MW负荷下减温水量统计

表6 300 MW负荷下一次风机出力分析

2.5 对空预器低温腐蚀的影响

空预器原设计具有防低温腐蚀的特点[4]：高温段和中温段受热面采用厚度0.5 mm、材质为Q215-A型钢，冷端受热面采用厚度0.8 mm、材质为耐硫酸腐蚀CORTEN型钢。为防止预热器结露腐蚀，推荐冷端最低平均壁温按图2查取，在任何负荷时实测的冷端平均壁温一定要高于最低冷端平均壁温。

(1)

式中：TAi为空预器进口平均空气温度；TGO为排烟温度(未修正值)；ACET为最低冷端平均壁温。

图2 锅炉燃用煤质与最低冷端平均壁温对应关系

设计煤质中收到基折算硫分为0.76%，按照图2曲线选取，推荐的最低冷端平均壁温为68.3 ℃，而安全区域应在此基础上再加上5 ℃，最低冷端壁温为73.3 ℃，即机组运行所有负荷下，冷端平均壁温[5]不能低于73.3 ℃。

由表7可知，改造前抽取热二次风后，当空预器入口风温为20 ℃左右时，100%负荷下冷端壁温下降至67.38 ℃；80%负荷下冷端壁温下降至63.75 ℃；70%负荷下冷端壁温下降至60 ℃。

表7 空预器冷端壁温情况

改造后由于受到空预器进口风温提高和排烟温度提高的综合影响，在抽取热二次风的情况下，100%负荷下冷端壁温提高至83.05 ℃；80%负荷下冷端壁温提高至79.44 ℃；70%负荷下冷端壁温提高至75.64 ℃。各负荷下冷端壁温均大于安全值73.3 ℃，减缓了空预器低温腐蚀。

2.6 对锅炉热效率的影响(见表8)

表8 锅炉热效率计算主要数据

低温过热器改造后由于受热面减少，故对锅炉热效率的影响主要来自排烟温度升高导致的干烟气热损失增加。300 MW负荷下，修正后的排烟温度比大修前提高约10 ℃，锅炉热效率由改造前92.91%下降至92.32%，排除未燃尽碳对锅炉热效率的影响后，水平低温过热器改造约影响锅炉热效率0.2%。

3 结束语

水平低温过热器改造后，300 MW负荷下热一次风温提高约10 ℃，减温水量下降约30 t/h、排烟温度提高约3.6 ℃；制粉系统干燥出力略有提高，空预器低温腐蚀得到明显改善，锅炉热效率下降约0.2%，但机组运行安全性得到明显提高。