20萬機組再熱汽溫偏低的原因及解決措施

顧青

摘 要：該論文從江蘇華電戚墅堰發電有限公司670t/h鍋爐目前存在的減溫水量大和低負荷時再熱蒸汽溫度較低等主要問題出發，針對這些問題提出了增加低溫再熱器受熱面面積的改造措施。針對改造措施進行鍋爐整體熱力計算，對改造措施和改造方案進行了對鍋爐檢修運行的影響分析、改造效果分析、對壁溫等鍋爐運行安全性有關問題的影響以及經濟技術比較。確定了在鍋爐轉向室增加低溫再熱器1038m2的改造方案。

關鍵詞：鍋爐 減溫水 再熱蒸汽 受熱面 分析 改造

中圖分類號：TK229 文獻標識碼：A 文章編號：1674-098X（2015）05（b）-0074-04

1 設備概要

江蘇華電戚墅堰發電有限公司#12爐系武漢鍋爐廠生產的WGZ-670/13.7-4型超高壓一次中間再熱自然循環汽包爐，于94年6月投入商業運行，采用中儲式制粉系統，熱風送粉，直流燃燒器四角布置，雙切園燃燒。該爐設計有三級過熱器噴水減溫，再熱汽溫采用煙氣擋板調節并輻以微量噴水。

鍋爐原設計煤質為混貧煤，其特性見表1：

t1=1250℃ t2=1350℃ t3>1400℃

可磨性系數Kkm=1.35 煤粉細度 R90=12%

1.1 主要設計參數

（1）額定蒸發量：D=670t/h；汽包壓力 P=15.5MPa。

（2）過熱汽壓力：P=13.7MPa；過熱汽溫度：t=540℃。

（3）再熱汽進/出口壓力2.6/2.35MPa；再熱汽進/出口溫度 324/540℃。

（4）給水溫度：tgs=243℃；熱風溫度：t=355℃。

（5）排煙溫度：θ=141℃；計算爐效：η=91.32%。

1.2 結構布置

爐膛呈“Π”型布置，爐膛四周布滿膜式水冷壁，爐膛上方布置有前屏過熱器、后屏過熱器，在水平煙道依次布置了高溫過熱器、高溫再熱器，尾部豎井煙道分隔為兩平行煙道，主、旁煙道截面積比例為0.48∶0.52，在主煙道中布置低溫再熱器、省煤器，旁路煙道中布置了低溫過熱器、省煤器，在主旁雙煙道下方各布置煙氣擋板用來控制平行煙道中煙氣量的分配，以達到再熱汽溫調節的目的。

1.3 燃燒系統

爐膛四角布置直流式煤粉燃燒器，#1、#3角氣流對沖，#2、#4角氣流構成φ800逆時針旋轉切園。爐膛斷面為11920×10800。燃燒器沿高度方向分為上下兩組，每組設有二層一次風和三層二次風間隔布置，上組上另設有二層三次風噴口，甲磨帶下層三次風，乙磨帶上層三次風。燃燒器設計參數見表2。

其中由于運行初期過熱汽溫尤其是再熱汽溫偏低，低負荷下再熱汽溫僅456℃左右。電廠在鍋爐在爐膛折焰角下方敷設品字型隔熱帶145m2，提高鍋爐爐膛出口煙氣溫度，提高過熱與再熱蒸汽溫度。高溫過熱器由于布置型式關系，外二圈換熱管長度與內二圈長度相差較大，導致同屏熱偏差較大，換熱管溫差很大，為降低同屏換熱管的壁溫偏差，電廠會同江蘇電試所進行了外二圈進口加節流圈的改造，改造后同屏壁溫差從50℃左右降低到30℃左右。

2 改造背景

該鍋爐設計燃燒50%長治貧煤和27%晉城無煙煤和23%的混煤，實際投產后燃燒用煤比較混雜。煤種主要指標變化幅度大，給運行人員燃燒調整帶來困難，當燃用灰份很高的劣質煙煤或貧煤時燃燒的穩定性差，要防止鍋爐熄火，當燃用揮發分高的煙煤時常發生燃燒器噴口燒壞現象。特別在低負荷時，要投助燃油穩燃。在機組投產后，鍋爐一直存在汽溫偏低問題。在200MW負荷下，主蒸汽汽溫和再熱汽溫較低，分別為530℃左右及515～525℃，低負荷下再熱汽溫僅460℃左右。

武鍋在鍋爐高溫過熱器的布置上采用了外二管圈與內二管圈不一樣的走向，其中外部1、2根換熱管布置為中間位置的二段夾持管，只有一個上下行程；而內圈3、4根換熱管則是正常的二個上下行程，內外管圈換熱管長度相差很大。內圈3、4根換熱管總長有80.5 m長，而外圈1、2根換熱管總長只有40.57 m，外圈管長度只有內圈管的一半左右。武鍋在進行水動力和壁溫設計時，未充分考慮到蒸汽行程的長短而引起的蒸汽流量和吸熱量的偏差，使得內外圈換熱管的工質焓升偏差很大，高溫過熱器出口同屏汽溫偏差仍然很大。經過電廠和江蘇省試驗研究所的試驗研究，在高溫過熱器進口管圈加不同的節流圈，使得壁溫較高的第3管圈壁溫下降20℃左右，根據試驗測試高溫過熱器同屏偏差導致的最大出口爐外管圈溫度偏差仍達30℃左右。

隨著中國能源市場的變化，煤炭供應波動變化很大，總的趨勢是朝煤炭供應偏緊的方向發展，鍋爐燃燒的煤質朝揮發分降低，水分和灰分增加以及發熱量降低的方向發展。這樣導致煤粉在鍋爐的燃盡時間加長，飛灰含碳量增加，爐膛出口煙氣溫度升高，鍋爐減溫水量增加。原來鍋爐設計能滿足運行要求的減溫器容量裕度越來越小，同時鍋爐排煙溫度上升。原來鍋爐為提高煙溫而采取的措施現在顯得多余，并帶來了較大的安全隱患和較大的熱量損失。

3 改造前試驗

根據江蘇華電戚墅堰發電有限公司670t/h鍋爐改造的目的，在進行改造設計前進行了#12爐的摸底試驗。

3.1 試驗煤質

試驗煤質與鍋爐設計值相比存在較大誤差，燃煤灰分含量有較大的增加，燃煤發熱量比較低，原煤耗量大。

3.2 鍋爐運行蒸汽與煙氣參數

由于燃煤發熱量較低，因此主蒸汽溫度和再熱蒸汽溫度在滿負荷時都能正常保證。各段煙氣溫度較高，鍋爐排煙溫度較高。在130MW負荷時主蒸汽溫度可以達到設計值，再熱蒸汽溫度在510～520℃之間。

3.3 實際測量鍋爐煙溫

3.3.1 爐膛出口煙溫

采用紅外輻射高溫計測量的高過出口煙氣溫度與運行表計顯示的溫度相差20℃左右，在試驗儀器的測量誤差。

轉向室低溫再熱器與低溫過熱器進口煙氣溫度見表3。

3.3.2空氣預熱器進口煙溫

空預器進口煙溫比較均勻，實測的爐膛出口煙溫和轉向實地溫過熱器進口、低溫再熱器進口煙溫以及空氣預熱器進口煙溫可以作為熱力計算的數據支撐。

3.3.3 空預器出口溫度（℃、180MW）

（見表4）

3.3.4 鍋爐減溫水量

鍋爐主蒸汽減溫水流量大，其中過熱器備用減溫水流量已超過流量表的測量范圍，過熱器總減溫水流量大于67t/h，再熱器微量減溫水也已投用。鍋爐在滿負荷時蒸汽溫度可以達到設計運行要求。在220MW負荷時省煤器出口煙氣調節擋板低過側與低再側70%、30%；在130MW負荷時煙氣調節擋板低過側與低再側30%、70%。130MW負荷時主蒸汽減溫水流量仍達到32t/h，再熱蒸汽在無減溫水，煙氣擋板開度最大的狀況下仍與設計值存在20～30℃差距，說明再熱器在低負荷時吸熱不能滿足再熱蒸汽溫度要求。

3.3.5 輔機運行參數

從送引風機電流和液偶勺管開度分析，在220MW負荷時鍋爐送引風機的裕量已很小，而爐膛出口氧量僅2.2%左右（運行表計），空預器進口煙氣分析表明煙氣氧含量與爐膛出口差別正常，符合運行時間較長的鍋爐尾部煙道漏風范圍。說明鍋爐存在一定缺風現象。

3.3.6 鍋爐效率和空氣預熱器漏風

從鍋爐運行參數看（見表5），空預器進口煙氣分析表明煙氣氧含量在4.0%左右，空氣預熱器漏風在10%左右。由于煤質較差，煤粉在爐膛內燃燒不充分，飛灰含碳量較高，特別是220MW負荷更加明顯，鍋爐機械不完全燃燒損失已達到與排煙損失相當的水平。鍋爐排煙溫度較高，在220MW平均171℃左右，鍋爐排煙損失大。鍋爐熱效率較低，特別在220MW負荷時，鍋爐熱效率僅86.7%。對于大型電站鍋爐講很低。

3.4 改造方案

戚墅堰670t/h鍋爐存在的問題，主要是鍋爐吸熱偏小，說明布置的吸熱面積不夠；高溫過熱器同屏熱偏差大，主要是內二圈與外二圈換熱管長度相差太大引起的；低負荷時鍋爐再熱汽溫與設計值偏差較大，說明再熱器與過熱器的吸熱面積比存在一定的問題。引起鍋爐出現這些問題的原因在于鍋爐燃燒煤質發生了很大的變化所致，鍋爐燃燒的煤質與鍋爐后來進行改造時采用的劣質煙煤（見表6、7）相比差異很大。在進行隔熱層改造時采用的煤質為劣質煙煤，燃煤的揮發分針對存在的問題擬進行以下幾個方面的改造。

3.5 改造煤質基礎數據確定

由于受能源市場的影響，鍋爐燃燒煤質與爐膛隔熱層比較已發生很大的變化，從試驗煤質數據與隔熱層改造時的煤質比較，揮發分Var降低6.5%，灰分Aar接近變化范圍的上限，低位發熱量降低3000kJ/kg，煤質已從劣質煙煤變為貧煤。與鍋爐原設計煤質比較，都屬于貧煤范圍，揮發分基本一致在11%左右，灰分已增加了10%以上，低位發熱量降低5400kJ/kg，因此現運行煤種是與設計和改造都不同的煤種。隔熱層改造時采用的基礎煤質數據（見表6）。

從電廠統計的原煤化驗數據分析，現階段電廠的燃煤揮發分基本穩定在貧煤的范圍，剔除天氣變化的因素，水分也比較穩定；但燃煤的灰分和低位發熱量變化很大，灰分從25%左右變化到35%左右，最高時達到40%以上；低位發熱量基本在18000～22000kJ/kg 范圍變化，最低能低到16000kJ/kg以下。因此此次改造的基礎煤質以近二年鍋爐統計燃燒的煤質數據統計平均為基礎確定灰分Aar在30%，揮發分Vdaf在15%，全水分Mt在6.85%（取鍋爐設計煤質數據），低位發熱量取21000kJ/kg，低位發熱量變化范圍在電廠統計煤質的經常變動范圍18000～22000 kJ/kg。在8～9月，由于外部煤炭市場的松動，電廠控制煤質的能力加強，鍋爐燃煤的低位發熱量有較明顯的增加，低位發熱量經常在21000～23000kJ/kg范圍內變化。考慮到適應煤炭市場的變化情況，與電廠商量把設計煤炭變化范圍擴大到18000～24000 kJ/kg。根據設計煤質的數據，采用的改造設計煤質資料如下：鍋爐改造采用的煤質基礎數據見表7。

低溫再熱器改造。

武鍋670t/h鍋爐再熱器布置分低再與高再，高溫再熱器布置在水平煙道高溫過熱器后；低溫再熱器布置在鍋爐尾部豎井前煙道（又稱主煙道），與低溫過熱器并列布置。通過安裝在省煤器出口的煙氣擋板來調節流過主煙道和旁路煙道的煙氣流量比例，從而達到調節再熱蒸汽溫度的效果。從武鍋生產的670t/h鍋爐運行情況分析，多臺同時期生產的鍋爐都存在再熱器吸熱量不足的問題，鍋爐再熱汽溫達不到設計值，影響機組運行效率。

戚墅堰發電公司670t/h鍋爐在投用初期也存在再熱汽溫達不到設計值的問題，在燃燒劣質煙煤時滿負荷時只有在投用二套制粉系統的情況下才能使高再出口汽溫達到設計值540℃。在投單套制粉系統時再熱汽溫較設計設計值低15℃左右。后來隨著燃煤市場的變化，電廠燃煤從劣質煙煤變為發熱量低的劣質貧煤或無煙煤，爐膛出口煙溫有所提高，在滿負荷時再熱汽溫能夠達到鍋爐設計值，且有微量的再熱器減溫水投用；在機組負荷130MW左右時，在煙氣擋板開度再/過70%：30%的情況下鍋爐再熱蒸汽溫度達到510～520℃。再熱蒸汽溫度將達不到設計值540℃，低負荷時再熱蒸汽溫度將更低。

由于鍋爐受熱面布置的具體情況，增加再熱器能只能在低溫再熱器頂部空間和主轉向室進行。鍋爐原低溫再熱器布置受熱面積5323m2，低溫再熱器出口面離鍋爐水平煙道出口水平面約1 m空間；低溫再熱器上部為第I轉向室煙道，該轉向室除低溫再熱器懸吊管外未布置其它任何受熱面，其前面為煙井前墻包覆過熱器懸吊管，后面為分隔墻過熱器懸吊管，第I轉向室頂棚離水平煙道出口高度為7500mm，離低溫再熱器蛇形管上管約8500mm。原低溫再熱器蛇形管呈混流布置下面7排蛇形管按逆流布置，上面3排蛇形管按順流布置。

3.6 低溫過熱器改造方案

利用低溫再熱器布置煙道上部第I轉向室的空間布置“幾”字型受熱面。具體在蛇形管的最上排斷開，在蛇形管上行至水平轉彎處加入一個來回的換熱管，換熱管未布置到頂，離頂棚有3700mm的位置，共增加低溫再熱器吸熱面積1038m2（包括去除的原水平布置低溫再熱器面積）。換熱器管子長度增加了9454mm，按武鍋蛇形管的布置間隔和彎管半徑布置，“幾”字型蛇形管布置寬度940mm，蛇形管增加的金屬重量為29269kg，每片管屏增加重量281kg。

該方案的優點是轉向室空間比較大，受熱面布置比較方便，增加的蛇形管布置位置相對靈活；蛇形管的懸吊可以采用原低溫再熱器后排懸吊管；因為布置空間較大，管排的定位和固定布置比較方便；由于蛇形管布置在轉向室空間，未完全遮蓋再熱器上排的蛇形管，再熱器上排的蛇形管的檢查和爆管后的換管工作比較方便；低溫再熱器增加的受熱面面積增加較大，在機組低負荷時再熱汽溫會有較大的提高；由于增加的再熱器受熱面布置在轉向室內靠近分隔墻處，主要吸收流經低溫過熱器的煙氣熱量，因此靠調整低再與低過的比例來提高再熱汽溫；再有由于轉向室內煙氣放熱主要是輻射換熱，由于煙氣流速較低，對流換熱較少，蛇形管的布置方式可以比較靈活，設計的受熱面積可以按實際換熱計算進行調整布置。

該方案的缺點主要是換熱面吸熱面積較大，在滿負荷時在調整煙氣流量的前提下再熱器仍然需要減溫水，這會影響機組運行的效率；由于增加的低溫再熱器布置在轉向室，且未布置到轉向室頂部，增加了熱力計算的復雜性，對鍋爐改造熱力計算的準確性產生較大的影響；由于再熱器布置在轉向室使增加的吸熱面和由于再熱器布置在轉向室，吸收流經低溫過熱器煙氣的熱量，對于煙氣擋板調節鍋爐再熱汽溫的效果產生較大的影響，使煙氣擋板對再熱汽溫的調節能力打折扣；增加的蛇形管懸吊和定位、固定等較復雜。

完善方案的低溫過熱器防磨計算：

在增加低溫再熱器受熱面改造后，對鍋爐換熱管的磨損主要集中表現在滿負荷對低溫過熱器的磨損方面，由于滿負荷時低溫過熱器側要流過70%的煙氣流量，因此低溫過熱器區域的煙氣流速較高，平均流速達到11.7m/s，煙氣進口流速達到13.0m/s。與原鍋爐設計比較偏高，對低溫過熱器換熱管的磨損增加。對低溫再熱器來說，由于在高負荷時流經低溫再熱器的煙氣份額較小，煙氣流速較低，在低負荷時流經低再的煙氣份額較大，但由于負荷降低煙氣流速已經比較低。在180MW時低再平均煙氣流速為7.4m/s；在150MW時低再平均煙氣流速為8.8m/s。未超過原來低溫再熱器在滿負荷時的煙氣流速。因此只對滿負荷時低溫過熱器換熱管的磨損進行計算。從換熱管的磨損計算結果分析，低溫過熱器第一排換熱管的磨損速率只有0.042mm/y，應該在可以接受的范圍。低溫過熱器的防磨措施主要在低溫過熱器換熱管第一排進行，采取的防磨措施是在第一排加裝防磨罩，在鍋爐原設計中低溫過熱器彎頭處已裝設防磨罩，在直管段采取的防磨措施是把彎頭處采用的防磨罩延長到第一排的水平直管段。

4 鍋爐改造熱力計算

針對江蘇華電戚墅堰發電有限公司670鍋爐改造方案進行了每個改造方案的3個負荷點的計算，在高溫過熱器改造方案中進行各換熱管的汽溫和壁溫計算，在增加低溫再熱器改造方案中進行低溫再熱器壁溫校核計算。鍋爐熱力計算主蒸汽壓力、溫度和再熱蒸汽壓力、溫度基本按試驗所測得的數據作為基礎數據。試驗所得的高溫過熱器出口煙溫、低溫再熱器和低溫過熱器進口煙溫以及省煤器進口煙溫作為基礎熱力計算的數據支持基礎，空氣預熱器漏風系數按試驗測量的10.5%考慮。由于電廠主蒸汽流量流量表計不準和再熱器流量沒有測量表計，考慮到江蘇華電戚墅堰發電有限公司主蒸汽流量測量達到720t/h，因此機組負荷220MW時假定其主蒸汽流量為670t/h，再熱蒸汽流量為該工況下的設計再熱蒸汽流量582t/h。鍋爐熱力計算的三個工況220MW、180MW和130MW鍋爐主蒸汽及再熱蒸汽流量如下表。計算煤質采用設計煤質數據。對于煙氣擋板調節再熱汽溫的考慮，設定通過低再煙道與低過煙道最大煙氣流量占總煙氣流量的70%，最小煙氣流量為總煙氣流量的30%。機組變負荷按定壓運行計算，制粉系統漏風和爐膛漏風合并約0.167。

4.1 增加低溫再熱器受熱面改造熱力計算

增加低溫再熱器受熱面改造設計方案分別在220MW負荷、180MW和130MW負荷進行鍋爐熱力計算，由于原改造方案增加的吸熱面積較大，在220MW負荷時在煙氣擋板調節達到最大時，仍須投用7.1t/h的再熱器減溫水，影響機組高負荷時的運行效率。由于原計算制粉系統漏風量是按制粉系統最大出力試驗確定的出力計算出來的，所以計算出的鍋爐排煙溫度與實際測量值存在一定的誤差，因此制粉系統漏風率按電廠制粉運行的出力進行計算。因此在討論后按制粉系統漏風率和爐膛漏風率0.167進行計算，包括隔熱層改造的計算都按調整后的漏風率進行計算。經過試算增加的低溫再熱器吸熱面積在1038m2時，在機組滿負荷220MW時，流經低溫再熱器煙道的煙氣份額在0.3時，即煙氣擋板設計最大調節能力時，投用1.88t/h的減溫水。因此最后選定的低溫再熱器增加面積為1038m2，以此方案為基礎進行各工況的計算，與去除隔熱層的工況計算結果進行比較。從增加低溫再熱器受熱面改造方案鍋爐熱力計算分析，在燃燒設計煤種時180MW以上時增加或不增加低溫再熱器都能滿足再熱汽溫達到設計值540℃的要求。在220MW負荷增加低溫再熱器方案在再熱器煙氣流量30%的情況下，再熱器減溫水流量投用1.88t/h，基本達到不投用再熱器減溫水的目標。在130MW時改造方案再熱汽溫達到514℃，比改造前提高再熱汽溫18℃；在150MW時改造方案再熱汽溫達到535℃，比改造前提高再熱汽溫20℃，基本達到改造目標在150MW時再熱蒸汽溫度530℃以上的目標。

從對過熱器減溫水影響看，增加低溫再熱器改造方案對過熱器減溫水量影響不大，在高負荷時基本不變，在低負荷時減溫水量下降。對鍋爐排煙溫度的影響看，除180MW負荷外，其他工況對鍋爐排煙溫度的影響不太明顯。從增加再熱器受熱面的吸熱來分析，改造方案增加的受熱面在3個負荷時吸熱都較大。

對低溫再熱器改造方案由于8根換熱管都增加了相同的長度，因此8根換熱管的蒸汽流量比較均勻，8根換熱管壁溫基本一致。圖1是低再改造方案的低再換熱管出口汽溫和最高壁溫的的分布曲線，圖中選取了壁溫最高的管1與最低的管8各排管的汽溫與壁溫數據，其余換熱管汽溫與最高壁溫分布趨勢與這二管一致，取值在二條曲線之間。從計算壁溫分析增加低溫再熱器改造方案最高壁溫在500℃左右，壁溫分布呈現較明顯的“M”型分布。對于低溫再熱器上部管圈的材料12Cr1MoV來說，即使考慮實際運行壁溫與壁溫計算值存在較大的偏差（20℃左右），也仍有較大的材料使用溫度安全裕度。從壁溫上考慮低溫再熱器改造方案是安全的。

4.2 鍋爐改造效益評估

鍋爐增加低溫再熱器吸熱面面積改造后的工況熱力計算與去除隔熱層后鍋爐工況熱力計算對比，在220MW、180MW、150MW與130MW時過熱器減溫水分別減少0.0t/h、1.4t/h、3.6t/h與5.4t/h，折合機組熱耗分別降低0.000%、0.0081%、0.0250%、0.0432%；在220MW時增加再熱器減溫水1.88t/h，增加熱耗0.057%；在220MW、180MW、150MW與130MW時鍋爐效率增加0.08%、0.15%、-0.06%與-0.10%；在150MW時增加再熱汽溫20℃，降低機組熱耗0.519%，在130MW時增加再熱汽溫18℃，降低機組熱耗0.467%。計在220MW、180MW、150MW與130MW時機組熱耗分別降低0.023%、0.158%、0.432%與0.452%。

增加的低溫再熱器換熱管鋼材重量為29.27T，鋼材投資增加58.54萬，安裝與制作費約58.54萬，總投資約117.1萬元。

材料投資Bdz=Gdz×Tdz=20000×29.27

=585，400元

Gdz：低溫再熱器增加鋼材量38.56T；Tdz：20，000元/T。

5 結語

戚墅堰發電公司670t/h鍋爐改造經熱力計算和壁溫計算等可行性研究，得出以下結論。

低溫再熱器改造方案，在各個運行工況都能提高機組運行效率，低負荷時機組效率提高較大，高負荷時機組效率上升較小。低負荷時對提高再熱汽溫比較有效，從熱力計算結果看能滿足在機組150MW時鍋爐再熱汽溫達到530℃的要求。

參考文獻

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