330MW鍋爐再熱汽溫偏低的技術改造

馬士松，陳國華

(江蘇新海發電有限公司，江蘇連云港222023)

江蘇某發電有限公司15號鍋爐是武漢鍋爐廠設計制造的WGZ1100/17.45-4自然循環Π型鍋爐，采用中速磨正壓直吹式制粉系統，直流式百葉窗水平濃淡燃燒器，四角布置，切向燃燒方式，尾部雙煙道布置，煙氣擋板調節再熱汽溫，一次中間再熱，平衡通風，鍋爐設計再熱蒸汽溫度540℃。

機組自投運以來，鍋爐再熱蒸汽溫度長期比設計值低15℃左右。雖然通過抬高燃燒器擺角增強高溫再熱器換熱、調整再熱煙氣擋板開度提高低溫再熱器側煙氣份額、提高過量空氣系數[1]增加煙氣流速等手段，再熱蒸汽溫度有所提高，由此也導致低溫再熱器側煙氣流速過高、局部磨損嚴重，曾多次造成低再受熱面爆管泄漏。經相關設計制造單位研究論證，決定對鍋爐進行受熱面改造，以提高再熱蒸汽溫度，同步減少低溫再熱器磨損。

1 改造方案選擇

鍋爐受熱面布置情況如圖1所示。爐膛出口及水平煙道部分沿煙氣流動方向依次布置前屏過熱器、后屏過熱器、高溫過熱器、高溫再熱器。尾部豎井煙道由分隔墻分為2部分，前煙道布置低溫再熱器，煙道出口設再熱煙氣擋板；后煙道布置低溫過熱器及省煤器，煙道出口設過熱煙氣擋板。爐膛從上至下布置五層煤粉燃燒器，四層運行、一層備用。

1.1 改造共設置4種解決方案

（1）高溫過熱器減少25%受熱面積，增加70m2衛燃帶面積。在THA工況，高溫再熱器進口煙溫提高了近27℃，低溫再熱器側煙氣流量減少約5%，高溫再熱器出口蒸汽溫度提高3℃，排煙溫度提高約6℃。改造后，若中壓供熱量大幅上升，同負荷下鍋爐蒸發量高，會引起高溫再熱器處煙氣溫度進一步提升，可能造成高溫再熱器處金屬超溫。目前主蒸汽溫度能達到設計值，但過熱減溫水用量很少，如果高溫過熱器受熱面積減少，可能會出現高負荷時主蒸汽溫度不達標現象，從而影響機組效率。

圖1 鍋爐受熱面布置圖

（2）后屏過熱器減少20%受熱面，衛燃帶面積不變。由于割管位置離高溫再熱器較遠，雖然后屏過熱器吸熱減少，但高溫過熱器吸熱量相應增多，故對提高再熱汽溫效果不如方案1，且同樣會引起排煙溫度上升。

（3）低溫再熱器垂直段增加受熱面。該方案增加部分低溫再熱器換熱面積，再熱蒸汽溫度增加幅度預期較好，且對排煙溫度無負面影響。由于相同條件下高溫再熱器傳熱溫差下降，其吸熱量將有所下降，增加的面積需重新進行熱力計算來確定，實施難度中等。

（4）將鍋爐燃燒器整體上移。該方案可以達到比較理想的提高再熱汽溫效果，但改造牽扯到的范圍較大，主要涉及水冷壁、燃燒器、煤粉管道等，改造后還有可能造成飛灰可燃物升高、排煙溫度上升，且施工難度大，工程費用較高。

1.2 改造方案確定

經西安熱工院、東南大學及上海鍋爐廠等多家單位計算論證，方案3以預期效果好、實施難度中等、工程費用一般、不利影響因素較少等優勢被確定為最終改造方案。通過熱力計算，在燃用設計煤種且下四層磨煤機運行、鍋爐負荷75%至100%額定工況下，主、再熱汽溫均能達到設計值，且改造后對排煙溫度及鍋爐其它參數無明顯負作用，并能重新分配低溫再熱器煙氣份額，減少鍋爐受熱面煙氣磨損，是最優的改造方案。

2 改造方案實施

2014年，利用15號機組脫硫脫硝改造機會，在原低溫再熱器垂直段的前后增加再熱器受熱面積，如圖2所示。管子數量保持不變，只增加管子長度，管材采用原低溫再熱器相同材質12Cr1MoVG。其中前部為3根管繞1匝，橫向間距S1=228mm，縱向為6根管，管屏寬度為580mm，兩屏間隔交叉布置；后部為2根管繞1匝，橫向間距S1=228mm，縱向為4根管，管屏寬度為410 mm，兩屏間隔布置如圖3所示。

圖2 改造前低溫再熱器垂直段布置圖

圖3 改造后低溫再熱器垂直段布置圖

原低溫再熱器垂直段前部增加的受熱面積為1211 m2，原低溫再熱器垂直段后部增加的受熱面積為808 m2，總共增加受熱面積2019m2，增加的受熱面積為原垂直段1.98倍。改造過程中拆除了一臺原低再區域蒸汽吹灰器，改作人孔門，并對其中一臺吹灰器進行了移位。

3 改造后效果

15號機組改造后，于2014年7月27日并網發電，改造前與改造后相關試驗參數對照，如表1所示。

通過比較，在主蒸汽溫度未發生下降情況下，再熱蒸汽溫度提高 12.35℃，供電煤耗降低 2.1g/（kW·h）[2]，按年運行5000 h，平均負荷250MW計，改造后每年可節約標煤 5000×250×103×2.1×10-6=2625 t， 標煤按 700元/t計，改造后每年可節約發電成本183.75萬元。

表1 改造前后試驗參數對照表

再熱蒸汽溫度提升后，再熱煙氣擋板平均開度下降了25.46%，低溫再熱器側煙氣量減少，受熱面磨損情況得到了改善。同時煙氣擋板總開度較改造前增加了11%，煙氣阻力減少，進一步增強了節能效果。另外，改造后長期采用下四臺燃燒器運行方式，提高了煤粉顆粒的燃燼性能，排煙熱損失降低，同時對NOx的抑制也有良好的效果。

4 改造后暴露出的問題及解決方法

4.1 新增加受熱面發生爆管泄漏

改造后，機組運行至第5天，低溫再熱器第51片及52片屏新老管焊縫附近出現5根管泄漏，如圖4所示。箭頭指向為工質流向，焊縫為低再水平段與垂直段的對接焊縫，焊縫上方水平段為改造前的老管，下方垂直段為改造后新換的管，焊口為工地焊口。根據宏觀形貌判斷51-2或52-3先泄漏。經試驗分析，新老管的化學成分、拉伸性能、非金屬夾雜含量均符合國家標準要求，金相組織和硬度均未發現異常，且沒有明顯的超溫現象。因漏點已被吹損，具體的泄漏原因無法確定。經更換泄漏管重新投入運行，至今未有新問題產生。

圖4 爆管宏觀形貌圖

4.2 高負荷段需投用再熱減溫水

改造后，上四臺磨運行時，當負荷大于280MW時，部分工況需投用再熱器微量減溫水，特別是在燃用低灰熔點煤時較為突出。現在通過采用控制入爐煤的結渣性，適當增加爐膛吹灰頻次[3]，降低燃燒器擺角，并將最上層磨改為備用磨等手段，再熱減溫水用量幾乎為0。

5 結束語

次低溫再熱器受熱面改造，由于僅涉及到低溫再熱器及相應包覆區域的改造，相對工作量較小，工程造價也少，解決了機組長期以來再熱蒸汽溫度偏低的問題，提高了鍋爐效率，機組運行的安全性能也得到進一步提升，為同類型鍋爐技改方案的選擇提供借鑒。

[1]葉江明.電廠鍋爐原理及設備[M].北京：中國電力出版社，2004：178-179.

[2]陳健婷.300MW與600MW燃煤機組耗差系數的變負荷特性[J].動力工程，2009（9）：891-894.

[3]萬 躍，晏海能.汽包鍋爐爐內結渣的監控及優化吹灰策略[J].江蘇電機工程，2014，33（5）：80-81.