电厂技术改造方案.doc

大唐国际大坝电厂#5炉减温水治理技术改造方案一、基本情况介绍大坝电厂安装两台东方锅炉厂生产的 DG2070/175 II 6型亚临界自然循环锅炉（#5、 #6炉）,分别于2009年3月和4月投产运行由于煤种特性的变化、地理位置海拔高度 及锅炉本体结构设计对煤种适应性低等因素的制约， 锅炉实际运行中存在着影响安全性和经济性的问题其中最为突出的是再热器和过热器的减温水量严重超标，大大降低了 锅炉受热面金属材料的使用寿命、同时形成金属材料发生严重缺陷的潜在隐患；对机组 经济性的影响不言而喻，大量的再热、过热减温水增大机组的供电煤耗，对于单台机组 每年多消耗的燃料成本折算成标准煤（7000kcal/kg ）在万吨以上对锅炉本体实施技 术改造的设想正是本着提高机组安全性和经济性的原则提出的表一：锅炉参数（说明书提供）项目单位BMCRECR过热蒸汽流量t/h20701885.5过热蒸汽出口压力MPa(a)17.5017.36过热蒸汽出口温度c541541再热蒸汽流量t/h1741.91596.4再热蒸汽进/出口压力MPa(a)4.13/3.953.79/3.63再热蒸汽进/出口温度c「331/541322/541给水温度c282276本技术改进的热力计算依据锅炉说明书提供的“校核煤种 1”进行。

虽然校核煤种与实际燃用煤种亦存在着较大差别，但这种计算可提供理论上的基准参考、比较不同受 热面之间的搭配比例为最终的锅炉结构改造定下依据 《锅炉机组热力计算标准方法》采用前苏联1973年的版本，虽然该型锅炉的原型是引进技术，但用该方法计算的结果 指导技术改进是可行的并已取得了成功的经验 表二：设计煤种及校核煤种(锅炉说明书提供)项目单位设计煤种校核煤种1校核煤种2收到基低位发热值 —MJ/kg19.7019.38 「19.55 :Qn et.var(kcal/kg)469046144655工业分析收到基全水份Mt 寸%20.112.7 :15.5收到基灰份Aar%11.1922.3517.89干燥无灰基扌车发份Vdaf%32.5827.6529.56空气干燥基水份Mad%7.434.495.60 「元素分析接收基碳Car%54.8952.5653.67接收基氢Har ”%2.652.682.68 :接收基氧Oar%10.228.118.89接收基氮Nar%0.470.550.53接收基硫St,a r 1%0.481.050.84 1灰份特性灰变形温度DT (t1)C105012801190灰软化温度ST (t2)C110013401240灰熔化温度FT (t3)C117014101320灰半球温度HTC112013601270锅炉实际运行中采取了非正常的调节手段来防止过热器金属壁温超温报警， 本来尾部烟道低温再热器侧的调温挡板是用来调整再热气温的，实际上是基本全开的，同时关 小低温过热器侧的烟气挡板，这种运行方式又进一步加剧了低温再热器事故减温水的投 入量，形成一种恶性循环的态势。

锅炉原设计600MW负荷下的过热器减温水量小于 80吨/小时，而实际运行负荷在 400MW以上的减温水量就已超出设计值的一倍以上，参见表三，其中抄录并分析了两 个负荷点减温水的用量情况再热汽温是通过再热侧烟气调温挡板来调节的， 减温水量设计为零，实际上400MW负荷以上再热器投入了 100多吨的减温水仅此一项对应2克以上的供电煤耗，真实的 运行状态令人担忧本技术改造旨在降低再热器和过热器的减温水量，需要变动的受热面集中在锅炉尾 部该型炉尾部分为两个独立的烟道，前侧烟道内自上而下布置有三组低温再热器和一 组省煤器；后侧烟道布置三组低温过热器和一组省煤器低再侧和低过侧烟道的横截面 积分别占总烟道面积的39.2%和60.8%主要结构数据见表四表三：大坝电厂600MW机组运行参数分析序 号项目单位400MW（#5 炉）450MW（#6 炉）备注1机组负荷MW404451.2主汽压力MPa13.0815.213主汽流量t/h124113424给水流量t/h102911415给水压力MPa16.918.356主汽温度C533.65397再热汽压力MPa2.462.818再热汽温度C5475419排烟温度C118.6/137.8135/126.8预热器出口10冷风温度C33 一次出口 /2533 一次出口二次出口24二次出口11一次风温C291.6/301.5303/30312一次风差压kPa1.08/0.91.38/1.4213二次风温C288.4/300.1301.9/298.114二次风差压kPa0.92/0.940.88/115煤量t/h24227316一次风流量t/h424.8552.617二次风流量t/h1391149818吸风机电流A150.5/149.8258.6/248.919一次风机电流A133.8/130.5150.2/144.520二次风机电流A79.12/80.2177.85/77.4421空气预热器差压（烟侧）kPa0.96/1.161.39/1.2522预热器入口烟温C336.4/338.6354.2/353平均337.5平均353.623給水温度C258.3/257.9263.9/264.1平均258.1平均26424省煤器出口水温C286.3/283.9286.8/295.1292.1/288298.5/290.8 平均平均287.58288.325汽包工作压力MPa13.6515.8626饱和温度C335346.627欠温C47.4282.628低过出口汽温C398.75/404.65406.2/426.5平均401.7平均416.429一减后汽温C339.6/339353.4/356平均339.3平均354.730一减前蒸汽焓kJ/kg3035303931一减后蒸汽焓kJ/kg2731272032二减前蒸汽温度C458.3/455.5472.3/473.5 平均平均456.9472.933二减后蒸汽温度C451.7/423.7 平441/425.3均 437.7平均433.234二减前蒸汽焓kJ/kg3214322835二减后蒸汽焓kJ/kg31563099.5表三：大坝电厂600MW机组运行参数分析序 号项目单位400MW（#5 炉）450MW（#6 炉）备注36一减水量t/h103.8/78.72总量182.57105.3/78.7总量184表计显示37二减水量t/h0/32.44 总量32.4431.1/45.7总量76.8表计显示38一减水量t/h163.8187.8热平衡计算:39二减水量t/h2969.8热平衡计算40减温水压力MPa16.0917.7841 1减温水温度C171177.142减温水焓kJ/kg73275943再热汽压力MPa2.462.8144 1再热汽温C546.65544.6545冷再压力MPa2.64346 :冷再汽温C328.6334.847再热器减温水量t/h61.0491.34表计显示48再热器减温水量t/h123132热平衡计算49再热汽流量t/h1067115450 I再减前汽温C328.6334.851再减后汽温C228.4/326（226）238.5/236.1平均237.352再减前蒸汽焓kJ/kg3075308153 I再减后蒸汽焓kJ/kg2803281454再减水压力MPa9.019.5855再减水温C170.2176.656 I再减水焓kJ/kg724.55752.757再减水门开度%28/2025/51表四：尾部受热面结构数据（原设计）受热面项目低再低过低再侧 省煤器低过侧 省煤器低再侧吊 挂管低过侧吊挂管管径x壁厚mm63.5x5/657x751x651x651x1057x11.5横向节距 mm115119115147230230纵向节距mm87.37971.171.132405000布置型式5管圈缠绕， 顺列、逆流4管圈缠绕， 顺列、逆流2管圈缠绕， 顺列、逆流2管圈缠绕， 顺列、逆流顺列 逆流顺列 逆流管排数量17817817814022材料下组 SA-210C, 中、上组15CrMoG下组 SA-210C, 中、上组5CrMoGSA-210CSA-210CSA-210CSA-210C二、尾部受热面技术改造方案1、低温再热器侧受热面将低再侧低温再热器的下组和中组拆除， 低再入口集箱抬高并与上组低温再热器管 排衔接，下面的省煤器管组位置不变。

腾出的空间新加一组膜式省煤器，膜式管组的下 侧通过新加的过渡集箱（①273x40, 20G）与原省煤器管组的出口集箱通过吊挂管（① 51x10, SA-210C）连接，膜式管组上侧出口通过新加的过渡集箱（① 273x40, 20G）与原吊挂管（①51x10, SA-210C）连接新加的两个过渡集箱之间用耐热不锈钢管（304） 作为吊管来连接承重,其两端用铰接的方式连接,避免了现场安装不能热处理的矛盾采用膜式省煤器的目地是为了提高管组的磨损寿命, 从陡河电厂十几年的改。