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1、221OMW#1机组SY-NYRD-JN-004南阳热电有限责任公司#1锅炉热效率及漏风率试验报告中电投河南电力有限公司技术中心二。一一年五月批准：王晓峰审核：黄宏伟编写：陈玉良项目名称：南阳热电有限责任公司#1炉热效率及漏风率试验试验时间：2011年05月12日项目负责：陈玉良中电投河南电力有限公司技术中心：陈玉良谢国强南阳热电有限责任公司：王春辉秦晓丽安金凤黄国强司江周逮茵丁远等摘要51试验目的62试验依据63设备概况64试验测点布置、主要项目测量方法及试验仪器115数据处理方法126试验结果与分析137结论及建议18摘要南阳热电有限责任公司热电联产机组配备东方锅炉厂生产的DG270/13
2、.720型锅炉，超高压、自然循环、单炉膛四角切圆燃烧、一次中间再热、平衡通风、半露天布置、全钢构架、全悬吊结构、回转式空气预热器、”型布置煤粉固态排渣锅炉。#1炉于4月份进行了C级检修，为掌握#1炉C级检修后经济指标状况，中电投河南公司技术中心于2011年5月12日对该炉进行热效率、空预器漏风率试验。试验得到南阳热电有限责任公司的大力支持，在此表示衷心的感谢！结论：1. 210MW负荷工况下，修正后锅炉热效率为90.34%,比C修前87.81%提高了2.53%。2. 210MW、160MW负荷工况下，实际锅炉热效率分别为90.50%、91.41%,修正后锅炉热效率分别为90.34%、91.25
3、%O3. 在210MW负荷工况下，空预器甲、乙两侧漏风率分别为4.98%,6.60%,与C修前10.83%、8.84%相比，分别下降5.85%、2.24%。C修后空预器平均漏风率为5.79%,比C修前9.83%,降低了4.04%。建议：1 .建议修复煤粉等速取样装置，以便对煤粉细度进行监督，及时清理粗粉分离器。2 .建议炉内配风采用凸腰型配风（即上、下小，中间大的配风方式），来提高主汽温度及经济性。必要时电厂可考虑在炉内敷设卫燃带，以解决高负荷运行期间，主汽温度偏低问题。1试验目的本试验旨在获取锅炉C级检修后经济指标状况；监督检查本炉所属设备状况及运行是否存在问题。2试验依据2.1 火电机组启
4、动验收性能试验导则（原电力工业部1998年版）。2.2 GB10184-88电站锅炉性能试验规程。2.3 有关制造厂、设计院的技术资料。3设备概况南阳热电有限公司2210MW热电联产机组配备东方锅炉厂生产的DG670/13.7-20型锅炉，超高压、自然循环、单炉膛四角切圆燃烧、一次中间再热、平衡通风、半露天布置、全钢构架、全悬吊结构、回转式空气预热器、“兀”型布置煤粉固态排渣锅炉。炉膛由542根202.5光管加焊扁钢形成膜式水冷壁。炉膛深度10880mm,宽度11920mm,高度为48040mm。后墙水冷壁在标高3420Omm处向炉膛内伸弯成折焰角，三分之二管壁延伸构成水平烟道的斜坡水冷壁。炉
5、膛侧墙后回路的上升管在折焰角处抽出12根引至水平烟道下联箱，重新分配引出41根管子构成长340Omm的水平烟道侧包墙。炉膛上部布置有全大屏过热器和屏式过热器，折焰角上部布置高温过热器（一级过热器）。在水平烟道布置了高温再热器。从顶棚过热器中间集箱引出三路20x2.5管子构成竖井的前包墙、中隔墙、后包墙，将竖井分成前后两部分，竖井侧包墙由258根20x2.5的光管加焊扁钢形成气密膜式水冷壁管墙。竖井深9100mm。竖井前烟道布置低温再热器，后烟道布置低温过热器（二级过热器）。前后烟道下部布置省煤器。在前后烟道下部设有烟气挡板调温装置。锅炉尾部布置两台三分仓回转式空气预热器。煤粉燃烧器布置在炉膛四
6、角，双切圆燃烧，二、三、四层燃烧器是百叶窗式水平浓淡直流型煤粉燃烧器，用于提高燃烧器的低负荷稳燃，防止结渣以及降低NOx的排放量。假想切圆的直径分别为391mm、732mm的逆时针切圆。下层燃烧器为等离子点火燃烧器。在下层二次（AA层）及油配风（BC层）中设置两层共八只机械雾化油枪，单只油枪出力为1050kgh,燃油压力为3.03.2MPa.制粉系统配用两台MGS4020B型双进双出钢球磨煤机正压直吹系统，磨煤机每一端出口对一层四只燃烧器，煤粉细度R9o15001410熔化温度FT150014801.1.3 设备锅炉配置两台双进双出钢球磨煤机，采用冷一次风机正压直吹系统，燃烧方式采用四角切圆水
7、平浓淡燃烧方式，炉内假想切圆直径中732mm和391mm,每一角燃烧器从上到下布置有顶二次风（OFA）喷口、DD二次风喷口、D一次风喷口、CD二次风喷口、C一次风喷口、CC二次风喷口、BC（油燃烧器）二次风喷口、BB二次风喷口、B一次风喷口、AB二次风喷口、A（等离子）一次风喷口、AA（油燃烧器）二次风喷口。一次风喷口均布置有周界风。为了提高燃烧器的低负荷稳燃、防止结渣及降低NOX排放，采用百叶窗水平浓淡燃烧器。燃烧器与水冷壁之间采用高强螺栓连接，热态时燃烧器随水冷壁一起膨胀。燃烧器每层风室的入口处均设有风门挡板，所有风门挡板（也就是所有二次风和周界风风门挡板）都配有自己的执行器，均采用自动调
8、节。全炉共配有*48个风门用电动执行器。风门的控制采用单控、层控方式。每角燃烧器上配置有两层供锅炉点火启动用的油点火燃烧器。点火油燃烧器的总容量为锅炉额定负荷的15%,每只油枪的实际出力为1050kgh,油枪采用简单机械雾化方式，枪前油压2.94MPao锅炉点火采用等离子燃烧器系统和油枪助燃。在BMCR工况下，一次风风速为1222ms,风温75C；二次风风速45ms,风温330Co3.4主要辅机3.4.1磨煤机磨煤机型号：MGS4060B磨煤机出力：62th筒体有效内径：3950mm筒体有效长度：5540mm筒体有效容积：67.89m3筒体转速：16.6rmim最大钢球装载量：71t电机型号：
9、YTM630-6型1250kW6000V985rmin额定功率：额定电压：额定转速：3.4.2 给煤机每台炉布置四台上海大和衡器有限公司生产的型号为GM-BSC-22-22型耐压称重式计量给煤机。单台给煤机设计出力为770th密封风压：高于磨煤机口900Pa密封风风量：IONntVmin密封风温度：常温称量精度：0.5%3.4.3 送引风机设备规范每台炉布置2台上海鼓风机厂有限公司生产的动叶可调轴流式送风机，型号为FAF12-9-1型，风机参数如下表：目名称TB工况BMCR工况BECR工况设计煤设计煤校核煤设计煤校核煤风机入口流量（）3s）82.2274.9178.1270.7473.57风机
10、全压（Pa）41903244392332503515风机进风温度（C）3520202020空气密度（kg?）1.141.201.201.201.20风机轴功率（kW）448318322228301风机全压效率（%）82.5487.4487.0487.5487.20风机转速（rmin）1470驱动电动机的规范：型号：YKK450-4额定功率：500KW额定电压：6000V额定电流：55.8A；功率因数cos:0.919额定转速：1472rmin3.4.4 引风机冷却风机设备规范每台锅炉配置2台成都电力机械厂生产的静叶可调轴流式引风机，型号为AN22e2（13+4）,风机参数如下表:TB工况BMC
11、R工况BECR工况名称设计煤设计煤校核煤设计煤校核煤风机入口流量（M/S）187.52159.08158.42151.29150.20风机入口烟气温度（C）137127120125118烟气含湿量（gkg）45.3245.3243.4345.3243.43烟气露点（C）78.0578.0592.2378.0592.23烟气密度（kg）3）0.87100.90080.91730.90500.9217目TB工况BMCR工况BECR工况设计煤设计煤校核煤设计煤校核煤风机入口粉尘含量（mgNm3）/90.5845.2490.5845.24风机入口负压（Pa）43053444343733883382风机
12、全压（Pa）47433794378037383720风机轴功率（kW）1023298294252252风机效率（）82.382.185.985.885.2风机转速（rmin）980电动机的规范:型号：YKK520-2额定功率：112OkW额定电压：6000V额定电流：122.3A功率因数CoSe：0.892额定转速：992rmin3.4.5 冷一次风机每台炉配备2台成都电力机械厂生产的离心式，单吸双支撑冷一次风机，型号为G5-32-14N220F,风机参数如下：TB工况BMCR工况BECR工况设计煤设计煤校核煤设计煤校核煤风机入口流量（mVs）41.0228.9127.2828.4522.89
13、风机全压（Pa）13894102889825103509542风机进风温度（C）3520202020空气密度（kg?）L12821.18201.18201.18201.1820风机轴功率（kW）257441.7398.8429.1328.4风机全压效率（）84.428.822.325.128.8风机转速（rmin）1480驱动电机的规范:型号：YKK450-4额定功率：7IOkW额定电压：6000V额定电流：79.3A功率因数cos6：0.907额定转速：1490rmin4.试验测点布置、主要项目测量方法及试验仪器4.1 烟气取样及分析在空气预热器进、出口的左、右烟道上按网格法布置烟气取样分析
14、测量孔座（也用于烟气温度测量）。在每个孔座内按网格法（等截面取样）布置取样点抽取烟气样，每孔逐点抽烟气样进行分析，直至试验工况结束；测试结束后取平均值。4.2 烟气温度测量通过上述的测量孔，在空气预热器进、出口的左、右烟道上按网格法布置烟气取样分析测量孔座,每点装设一只K型热电偶，热电偶插入每孔10分钟后记录烟温。试验结束，分侧平均值即为两侧的烟温，此测量与烟气分析工作同步进行。4.3 飞灰取样及分析利用空预器出口烟道上安装的撞击式飞灰采样装置采取飞灰样，试验开始时安装取样罐，试验结束后取样，分析飞灰可燃物含量。4.4 炉渣取样及分析大渣取样在捞渣机出口进行。试验期间每15分钟采样一次，每次取
15、样1.5kg,试验结束后，进行样品粉碎、混合、缩分，分析可燃物含量。4.5 原煤取样及分析试验期间在给煤机上部落煤管取样孔处取样，每15分钟取样一次，每次取样约1.0kg,直至试验结束。取出的原煤样及时放入密封的容器内，经混合缩分后送化学进行工业分析（全分析）。4.6 煤粉取样及分析试验期间在投运的制粉系统上用煤粉取样器进行煤粉取样，每隔半小时取样一次，共取样4次，缩分后进行细度（R90）分析。4.7 大气压力和环境温度测量试验开始后，在送风机入口附近，采用空盒式大气压计测量大气压力，用热电偶温度计测量环境温度，每30分钟记录一次，直至试验结束，计算平均值。4.8 运行参数记录、资料收集由DC
16、S系统记录汽温、汽压等参数。现场记录空气预热器进出口烟气的含氧量及温度。4.9 试验仪器序号名称数量1烟气分析仪1台2K型热电偶2支3盒式大气压力表1块4WJ-60B自动烟尘测试仪1台53012H（08）自动烟尘（气）测试仪1台5数据处理方法5.1试验采用反平衡法测试锅炉效率，通过测出锅炉各项热损失q2、q3、q4、q5、q6,然后按公式计算锅炉效率：(1)=100-(q2+q3q4+q5+q6)其中：%=100(改+/。)/QMWq=!Vv(l26.36CO+358.1SCH+107.98Ho+590.79CH)100(2)口30豺42加mnet,ar_337-27A/Cjl,Cf、%一Qn
17、etr%oy%m)NaYa/PyTeCfh。认一1。)%Qnet,arF1Y(1)(2)(3)式中:%AF烟热损失；q3化学未完全燃烧热损失;q4机械未完全燃烧热损失;q5散热损失%;%灰渣物理热损失%；ar燃煤低位发热量，kJIkg；Aar-一燃煤收到基灰分%；Q%。?2每千克燃料产生的干帧热损失和烟气中所含水蒸汽显热，kJIkg、I，U分别为排烟温度、炉邈度、送风机进口温度V;pyIzOCC,Cg分别为飞灰、炉渣含碗,；afh,alz分别为飞灰、炉渣比率；cflrclz分别为飞灰、炉渣比热kJkgK;城额定蒸发量下的散热损失,；DD分别为额定蒸发量、实蒸发量，/2;eVgy一干烟气的体积；
18、CH4可燃气体中CH4的体积含量百分比；H2-可燃气体中H2的体积含量百分比；CmHn可燃气体中CmHn的体积含量百分比。5.2 空预器漏风率按下式计算：空预器漏风率L=注：021、022空预器进、出口测得氧量，%o5.3 试验数据采用算术平均值方法处理。5.4 锅炉输入热量仅考虑燃煤收到基低位发热量。5.5 灰平衡比率：afh：alz=90:IOo5.2锅炉热效率修正仅考虑送风温度的变化，修正依据GBIOI84-88电站锅炉性能试验规程进行。6试验结果与分析本次试验于5月12日进行，试验前对粗粉分离器进行了清理，机组负荷调整到试验负荷，稳定1小时后，开始对锅炉进行全面测试。修正后热效率仅对送
19、风温度进行了修正。试验工况：工况1：电负荷210MW时，测试锅炉热效率及空预器漏风率。工况2：电负荷160MW时，测试锅炉热效率。6.1主要运行参数（试验期间平均值）项目单位数据来源210MW160MW试验日期y-m-d2011-5-122011-5-12开始时间h:min10：3513：00结束时间h:min11：3514：00机组负荷MWDCS209.40162.00主汽流量t/hDCS667.60499.10主汽温度DCS517.90539.40主汽压力MPaDCS12.64012.400饱和压力MPaDCS14.19013.220主减温水流量一级（A/B）t/hDCS0/0.90/0.
20、9主减温水流量二级（A/B）t/hDCS0/00/0再热器减温水流量（A/B）t/hDCS0/10/1.8再热器出口压力MPaDCS2.41/2.421.82/1.82再热器出口温度DCS517/525537.1/542.3给水压力MPaDCS14.72013.660给水温度DCS242.25228.10给水流量t/hDCS641.40459.90尾部烟道烟气含氧量（A/B）%实测5.596.06前烟道再热汽温调节挡板开度（A/B）%DCS20/10043/79后烟道再热汽温调节挡板开度（A/B）%DCS32/9930/99送风机动叶开度（A/B）%DCS78/7551/45引风机前导叶开度（
21、A/B）%DCS100/100100/100一次风机入口挡板开度（A/B）%DCS100/100100/100送风机入口风温DCS27.6827.32送风机电流（A/B）ADCS29.3/39.220.3/24.5引风机变频器出口电流（A/B）ADCS118/11462.4/58.8#1给煤机给煤量t/hDCS30.39.9#2给煤机给煤量t/hDCS29.827#3给煤机给煤量t/hDCS28.113.2#4给煤机给煤量t/hDCS32.440.8由上表可见，机组在210MW负荷运行时，#1、2引风机变频器出口电流分别118A、114A,与C级检修前125A、124A相比，引风机电流分别下降
22、了7A、10A。过热器减温水流量较小，过热器减温水调整门处于关闭状态，运行人员为防止主汽温度降低，维持主汽温度正常，炉内配风采用下大上小的正塔型配风方式，将火焰中心上移，这样会使煤粉在炉内的停留时间缩短，造成飞灰可燃物含量增加，机械不完全燃烧热损失增大，锅炉效率降低。根据其它锅炉燃用烟煤燃烧调整试验经验，炉内配风采用凸腰型配风（即上、下小，中间大的配风方式）也可以提高主汽温度，而飞灰可燃物含量较小，锅炉效率较高，运行人员不妨进行试验。必要时电厂可考虑在炉内敷设卫燃带，以解决高负荷运行期间，主汽温度偏低问题，提高机组经济性。6.2煤质及灰、渣可燃物分析621试验中所采煤样及灰样、渣样化学分析见下
23、表:项目单位设计值C修后C修前210MW160MW200MW全水分Mt%7.808.408.927.9工业分析内水分Mad%2.551.871.532.32灰分Aar%32.7231.8535.7227.79挥发分Vdaf%35.9537.2035.0536.43发热量Qnet,V,arMJAg19550172361818820214飞灰含碳量%2.581.749.19炉渣含碳量%5.894.1312.07煤粉细度RgO%20从以上煤质分析数据可知，两工况入炉煤收到基低位发热量低于设计值，其它指标较接近。电负荷210MW工况时，飞灰、炉渣可燃物含量分别为2.58%、5.89%,与C修前9.19
24、%、12.07%相比，分别下降了6.61%、6.18%。其主要原因是本次试验前对粗粉分离器进行了清理，煤粉细度比C修前减小，煤粉较细。但由于煤粉等速取样装置取不出煤粉，造成煤粉细度实际为多少，运行人员无法知道，建议修复煤粉等速取样装置,以便对煤粉细度进行监督，及时清理粗粉分离器。6.3 氧量及烟温测量项目空预器出口烟温（C）甲/乙排烟氧量（%）甲/乙平均排烟氧量（）2IOMW152.855.244/5.9365.59160MW146.755.936/6.1836.066.4 锅炉各项热损失及效率计算结果项目单位C修后C修前2IOMW160MW200MW试验日期y-m-d2011-5-12201
25、1-5-122011-3-28开始时间h:min10:3513:0018:00结束时间h:min11:3514:0019:00电负荷MW209.40162.00199.73入炉煤干燥无灰基挥发分%35.0537.2036.43固有水份%1.531.872.32入炉煤收到基灰分%35.7231.8527.79入炉煤收到基全水分%8.408.927.9入炉煤收到基低位发热量kj/kg172361818820214飞灰可燃物含量%2.581.749.19炉渣可燃物含量%5.894.1312.07主汽流量t/h667.60499.10623.25主汽压力Mpa12.64012.40012.870主汽温
26、度517.90539.40539.18给水流量t/h641.40459.90595.16给水压力MPa14.72013.66014.643给水温度242.25228.10240.13饱和压力MPa14.19013.22014.114锅炉额定蒸发量t/h633.9633.9633.9设计送风温度202020预热器后烟气含氧量%5.596.065.625预热器后过剩空气系数/1.3631.4061.366预热器入口烟气含氧量%4.7133.945预热器入口过剩空气系数/1.2891.0001.231空预器漏风率%5.129.834煤粉细度%空预器进口实测烟温350.40333.45349.92预热
27、器后排烟温度152.85146.75146.92修正后排烟温度148.15142.29146.71送风温度27.6827.3220.33排烟热损失%6.616.496.69化学热损失%0.000.000.00机械热损失%2.041.164.71散热损失%0.480.640.51物理热损失%0.380.310.27试验工况下锅炉效率%90.5091.4187.81修正后排烟热损失%6.766.646.70修正后物理热损失%0.380.310.27修正后锅炉热效率%90.3491.2587.81由上表可见，210MW负荷工况下，修正后锅炉热效率为90.34%,比C修前87.81%提Jz2.53%o
28、210MW、160MW负荷工况下，实际锅炉热效率分别为90.50%、91.41%,修正后锅炉热效率分别为90.34%、91.25%o6.5 空预器漏风测试651在200MW热效率测试进行的同时，对甲、乙侧空气预热器进、出口烟气同时进行取样，分析其含氧量，所测数据见下表：项目工况空预器进口氧量（%）空预器出口氧量（%）甲侧2IOMW4.3725.244乙侧2IOMttr4.8315.936652空预器漏风率计算项目漏风率（%）漏风率平均值（）甲侧4.985.79乙侧6.60由上测试数据可知，在210MW负荷工况下，空预器甲、乙两侧漏风率分别为4.98%,6.60%,与C修前与.83%、8.84%
29、相比,分别下降5.85%、2.24%。C修后空预器平均漏风率为5.79%,比C修前9.83%,降低了4.04%。7结论及建议7.1机组在210MW负荷运行时，#1、#2引风机变频器出口电流分别118A、U4A,与C级检修前125A、124A相比,引风机电流分别下降了7A、I0A。7.2210MW负荷工况下，修正后锅炉热效率为90.34%,比C修前87.81%提高了2.53%。7.3210MW、160MW负荷工况下,实际锅炉热效率分别为90.50%、91.41%,修正后锅炉热效率分别为90.34乐91.25%o7.4在210Mw负荷工况下，空预器甲、乙两侧漏风率分别为4.98%,6.60%,与C修前10.83%、8.84%相比,分别下降5.85%、2.24%。C修后空预器平均漏风率为5.79%,比C修前9.83%,降低了4.04%。7.5建议修复煤粉等速取样装置，以便对煤粉细度进行监督，及时清理粗粉分离器。7.6建议炉内配风采用凸腰型配风（即上、下小，中间大的配风方式），来提高主汽温度及经济性。必要时电厂可考虑在炉内敷设卫燃带，以解决高负荷运行期间，主汽温度偏低问题。
