电厂技术改造方案

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1、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DG2070/17.5-Ⅱ6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

2、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℃541541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℃331/541322/541给水温

3、度℃282276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。8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/kg19.7019.3819.55Qne

4、t.var（kcal/kg）469046144655工业分析收到基全水份Mt%20.112.715.5收到基灰份Aar%11.1922.3517.89干燥无灰基挥发份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,ar%0.481.050.84灰份特性灰变形温度DT（t1）℃

5、105012801190灰软化温度ST（t2）℃110013401240灰熔化温度FT（t3）℃117014101320灰半球温度HT℃112013601270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

6、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

7、的39.2%和60.8%。主要结构数据见表四。8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℃533.65397再热汽压力MPa2.462.818再热汽温度℃5475419排烟温度℃118.6/137.8135/126.8预热器出口10冷风温度℃33一次出口/25二次出口33一次

8、出口24二次出口11一次风温℃291.6/301.5303/30312一次风差压kPa1.08/0.91.38/1.4213二次风温℃288.4/300.1301.9/298.114二次风差压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A7