電站鍋爐高溫受熱面結構改造研究

田 甜， 楊 菁， 程建華， 王 璞

(1. 江蘇利電能源集團， 江蘇無錫 214400； 2. 上海發電設備成套設計研究院有限責任公司， 上海 200240)

我國煤炭資源分布極其不平衡，煤質特性也存在很大差異[1]。燃煤電廠對煤炭需求量大，往往會考慮運輸能力、成本、政策等因素，所以很難燃燒單一煤種。某些爐型的鍋爐對煤種適應性不佳，易結焦，給實際運行帶來很大的困難。

筆者針對某電廠二期鍋爐運行中因煤質原因導致過熱器超溫、再熱器擋板無調節余地存在超溫隱患問題，探討了采用減少低溫再熱器的部分受熱面，從而優化受熱面結構的改造方案，為國內同類型機組的改造提供參考。

1 鍋爐簡介

該電廠二期4號鍋爐為亞臨界自然循環、一次中間再熱擋板調溫汽包爐，1998年投產。鍋爐受熱面布置見圖1。

圖1 鍋爐受熱面布置圖

鍋爐采用全鋼懸掛結構、單爐膛、П形布置, 燃燒采用平衡通風、固態排渣方式，燃燒器采用旋流燃燒器集中前墻布置方式。爐膛水冷壁采用內螺紋管垂直膜式布置的結構，爐膛上部分別布置20片屏式過熱器和28片高溫過熱器管屏，爐膛出口水平煙道折煙角區域布置71排高溫再熱器管；尾部煙道分前、后兩個通道，其中前煙道水平布置蛇形管式再熱器和19個回路的蛇形管式省煤器，后煙道布置蛇形管式低溫過熱器和9個回路的蛇形管式省煤器，前、后煙道的省煤器為并聯式連接，有分開的進、出口集箱供輸工質。過熱汽溫采用二級噴水減溫控制，再熱汽溫采用煙道擋板調節并輔以事故噴水控制。為減少傳熱偏差的累積，在屏式過熱器的進、出口各進行一次蒸汽交叉，高溫過熱器出口蒸汽從爐兩側主蒸汽管道引出并在爐前匯集為一根主蒸汽管后送至汽輪機側。

2 運行現狀與改造

該鍋爐的爐膛設計尺寸和容積均偏小，其爐膛截面熱負荷為144 kW/m3、容積熱負荷為4 861 kW/m3，導致蒸發受熱面不足；另外，鍋爐爐膛上部布置大量高溫過熱器和高溫再熱器受熱面，一旦煤質變化極易導致過熱受熱面、再熱受熱面與蒸發受熱面之間的比例失調，易導致過熱器、再熱器出現超溫問題，特別是燃燒易結焦的煤種時，爐膛水冷壁結焦將惡化蒸發受熱面傳熱狀況。

根據該鍋爐的特點，采用減少低溫再熱器的受熱面來達到優化設計的目的。改造方案示意圖見圖2。

圖2 改造方案示意圖

優化低溫再熱器受熱面參數，將鍋爐前煙道低溫再熱器中間一組受熱面整體割除，并將該受熱面的上部割管管口與下部割管管口處于同一豎直線上，新增直管段與兩側割管管口進行對焊。減少低溫再熱器截面3 501 m2，即低溫再熱器總面積的38%。

減少部分低溫再熱器的受熱面，可以減少再熱器吸熱，降低再熱汽溫，從而使再熱器擋板開度增大，恢復可調節性。由于尾部煙道是雙煙道布置，過熱器擋板開度隨之減小，過熱器吸熱減少，過熱汽溫降低，從而使過熱器減溫水量減小，過熱器減溫水恢復一定的調節裕度。

3 理論計算與邊界條件

3.1 理論計算

以各級受熱面的進、出口煙氣溫度，進、出口蒸汽溫度作為計算的基礎數據，同時考慮爐膛的幾何形狀對爐膛內傳熱產生的影響，以此為依據進行定量計算。

3.2 邊界條件

鍋爐進行熱力計算，須要進行鍋爐燃煤的元素分析，校核過熱蒸汽和給水參數、再熱器進、出口蒸汽參數，其他相關機組參數以電廠提供為準。

3.2.1 蒸汽參數

機組蒸汽參數見表1。

表1 蒸汽參數

3.2.2 煤質參數

計算時采用了與目前實際運行接近的煤質數據，是鍋爐檢修后鍋爐熱效率試驗時煤質化驗元素分析數據的平均值，低位發熱值是按門得雷夫公式由元素分析數據計算得到。該煤質參數見表2(表中煤質數據并非為某單一煤種的數據，而是根據鍋爐近期實際燃用的一些煤種的分析數據，經處理擬合而成的)。

表2 煤質參數

4 計算結果與分析

4.1 性能校核計算結果

熱力校核計算結果見表3。

表3 熱力校核計算結果匯總

表3為機組現在運行的熱力校核計算匯總，鍋爐在該工況下主蒸汽質量流量為1 130 t/h，A、C、D 3臺磨煤機運行。過熱器減溫水質量流量為192 t/h，占主蒸汽質量流量的17%，遠大于設計值99 t/h。低溫再熱器側煙道煙氣份額為21%，理論上勉強在擋板的調節能力范圍。由于爐膛結焦的原因，蒸發受熱面吸熱減少，過熱器受熱面吸熱增多，導致過熱器、再熱器出口汽溫過高。過熱器通過增加減溫水量來調節，再熱器通過調整控制擋板開度來調節。通過調低再熱器擋板開度的方法，控制了再熱器的出口汽溫。但是過熱器擋板開度增大，增加了過熱器的吸熱，進一步增加了過熱器的減溫水量。實際運行中的過熱器減溫水量已經達到最大值，失去了繼續調節過熱汽溫的能力，一旦機組運行工況惡化，會產生很大的安全隱患。

表4為改造方案熱力計算結果。

表4 改造方案熱力計算結果

表4為機組改造方案的熱力計算匯總，鍋爐在該工況下主蒸汽流量為1 130 t/h，A、C、D 3臺磨煤機運行。過熱器減溫水質量流量為165 t/h，占主蒸汽質量流量的14.6%，比改造前降低了27 t/h，增加了過熱器減溫水的調節裕度。低溫再熱器側煙道煙氣份額為32%，再熱器煙氣擋板有了一定的調節裕度。主蒸汽溫度、再熱汽溫均達到設計值。爐膛出口煙溫降低1.8 K，排煙溫度、鍋爐效率基本不變[2]。

4.2 性能和壁溫安全評估

改造后，主蒸汽溫度和再熱汽溫不變，可以忽略對汽輪機安全性的影響。

對于鍋爐側，在校核和計算方案工況下，前煙道省煤器出口汽溫由307.7 ℃變為317 ℃，增加了9.3 K，低溫過熱器出口溫度由437 ℃變為443.7 ℃，增加了6.6 K。

根據評估結果，再熱器改造后，即使考慮高溫再熱器管子壁厚負偏差，鍋爐按照計算工況參數運行時，高溫再熱器爐內所有管排的管子許用壁溫裕度均大于13 K，滿足強度校核計算要求。

綜上所述，改造后鍋爐各個受熱面滿足鍋爐運行的安全性要求[3]。

5 改造效果及評價

表5為改造后機組運行參數。

表5 改造后機組運行參數

改造后機組實際運行取得了以下效果：

(1) 主蒸汽參數和再熱蒸汽參數都達到設計值，爐膛出口排煙溫度、鍋爐效率基本不變。

(2) 過熱器減溫水量減少30～40 t/h，過熱器煙氣擋板開度維持在55%～70%。

(3) 再熱器煙氣擋板開度維持在30%～45%。

主蒸汽溫度和再熱蒸汽溫度的調節方式都有了一定的裕度，改造取得了預期的效果。

該機組為供熱機組，通過改造有效解決了高負荷過熱器、再熱器的超溫隱患，低負荷也能使再熱汽溫達到設計值。該改造方案是解決爐膛結焦情況下。假如爐膛未結焦，蒸發受熱面吸熱增加，在低負荷不抽汽工況時，該方案也最大限度地兼顧了在低負荷時的再熱蒸汽溫度偏低問題，盡量避免在低負荷時可能出現的欠溫現象[4]。

6 結語

通過改造方案的理論計算與實際應用，可以得出如下結論：

(1) 熱力計算結果顯示，過熱器減溫水質量流量減少了27 t/h，再熱器煙氣擋板開度恢復至32%。改造后的實際運行中，過熱器減溫水質量流量減少了30～40 t/h，再熱器擋板開度穩定在30%～45%，改造效果與理論計算結果相吻合。

(2) 假如解決了爐膛的結焦問題，蒸發受熱面吸熱增加，在不抽汽的工況下，低于180 MW負荷運行，再熱器會出現明顯欠溫現象。