電站鍋爐高溫受熱面結(jié)構(gòu)改造研究

田 甜， 楊 菁， 程建華， 王 璞

(1. 江蘇利電能源集團(tuán)， 江蘇無(wú)錫 214400； 2. 上海發(fā)電設(shè)備成套設(shè)計(jì)研究院有限責(zé)任公司， 上海 200240)

我國(guó)煤炭資源分布極其不平衡，煤質(zhì)特性也存在很大差異[1]。燃煤電廠對(duì)煤炭需求量大，往往會(huì)考慮運(yùn)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(duì)煤種適應(yīng)性不佳，易結(jié)焦，給實(shí)際運(yùn)行帶來(lái)很大的困難。

筆者針對(duì)某電廠二期鍋爐運(yùn)行中因煤質(zhì)原因?qū)е逻^(guò)熱器超溫、再熱器擋板無(wú)調(diào)節(jié)余地存在超溫隱患問(wèn)題，探討了采用減少低溫再熱器的部分受熱面，從而優(yōu)化受熱面結(jié)構(gòu)的改造方案，為國(guó)內(nèi)同類(lèi)型機(jī)組的改造提供參考。

1 鍋爐簡(jiǎn)介

該電廠二期4號(hào)鍋爐為亞臨界自然循環(huán)、一次中間再熱擋板調(diào)溫汽包爐，1998年投產(chǎn)。鍋爐受熱面布置見(jiàn)圖1。

圖1 鍋爐受熱面布置圖

鍋爐采用全鋼懸掛結(jié)構(gòu)、單爐膛、П形布置, 燃燒采用平衡通風(fēng)、固態(tài)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(nèi)螺紋管垂直膜式布置的結(jié)構(gòu)，爐膛上部分別布置20片屏式過(guò)熱器和28片高溫過(guò)熱器管屏，爐膛出口水平煙道折煙角區(qū)域布置71排高溫再熱器管；尾部煙道分前、后兩個(gè)通道，其中前煙道水平布置蛇形管式再熱器和19個(gè)回路的蛇形管式省煤器，后煙道布置蛇形管式低溫過(guò)熱器和9個(gè)回路的蛇形管式省煤器，前、后煙道的省煤器為并聯(lián)式連接，有分開(kāi)的進(jìn)、出口集箱供輸工質(zhì)。過(guò)熱汽溫采用二級(jí)噴水減溫控制，再熱汽溫采用煙道擋板調(diào)節(jié)并輔以事故噴水控制。為減少傳熱偏差的累積，在屏式過(guò)熱器的進(jìn)、出口各進(jìn)行一次蒸汽交叉，高溫過(guò)熱器出口蒸汽從爐兩側(cè)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(jī)側(cè)。

2 運(yùn)行現(xiàn)狀與改造

該鍋爐的爐膛設(shè)計(jì)尺寸和容積均偏小，其爐膛截面熱負(fù)荷為144 kW/m3、容積熱負(fù)荷為4 861 kW/m3，導(dǎo)致蒸發(fā)受熱面不足；另外，鍋爐爐膛上部布置大量高溫過(guò)熱器和高溫再熱器受熱面，一旦煤質(zhì)變化極易導(dǎo)致過(guò)熱受熱面、再熱受熱面與蒸發(fā)受熱面之間的比例失調(diào)，易導(dǎo)致過(guò)熱器、再熱器出現(xiàn)超溫問(wèn)題，特別是燃燒易結(jié)焦的煤種時(shí)，爐膛水冷壁結(jié)焦將惡化蒸發(fā)受熱面?zhèn)鳠釥顩r。

根據(jù)該鍋爐的特點(diǎn)，采用減少低溫再熱器的受熱面來(lái)達(dá)到優(yōu)化設(shè)計(jì)的目的。改造方案示意圖見(jiàn)圖2。

圖2 改造方案示意圖

優(yōu)化低溫再熱器受熱面參數(shù)，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(cè)割管管口進(jìn)行對(duì)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(kāi)度增大，恢復(fù)可調(diào)節(jié)性。由于尾部煙道是雙煙道布置，過(guò)熱器擋板開(kāi)度隨之減小，過(guò)熱器吸熱減少，過(guò)熱汽溫降低，從而使過(guò)熱器減溫水量減小，過(guò)熱器減溫水恢復(fù)一定的調(diào)節(jié)裕度。

3 理論計(jì)算與邊界條件

3.1 理論計(jì)算

以各級(jí)受熱面的進(jìn)、出口煙氣溫度，進(jìn)、出口蒸汽溫度作為計(jì)算的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)，同時(shí)考慮爐膛的幾何形狀對(duì)爐膛內(nèi)傳熱產(chǎn)生的影響，以此為依據(jù)進(jìn)行定量計(jì)算。

3.2 邊界條件

鍋爐進(jìn)行熱力計(jì)算，須要進(jìn)行鍋爐燃煤的元素分析，校核過(guò)熱蒸汽和給水參數(shù)、再熱器進(jìn)、出口蒸汽參數(shù)，其他相關(guān)機(jī)組參數(shù)以電廠提供為準(zhǔn)。

3.2.1 蒸汽參數(shù)

機(jī)組蒸汽參數(shù)見(jiàn)表1。

表1 蒸汽參數(shù)

3.2.2 煤質(zhì)參數(shù)

計(jì)算時(shí)采用了與目前實(shí)際運(yùn)行接近的煤質(zhì)數(shù)據(jù)，是鍋爐檢修后鍋爐熱效率試驗(yàn)時(shí)煤質(zhì)化驗(yàn)元素分析數(shù)據(jù)的平均值，低位發(fā)熱值是按門(mén)得雷夫公式由元素分析數(shù)據(jù)計(jì)算得到。該煤質(zhì)參數(shù)見(jiàn)表2(表中煤質(zhì)數(shù)據(jù)并非為某單一煤種的數(shù)據(jù)，而是根據(jù)鍋爐近期實(shí)際燃用的一些煤種的分析數(shù)據(jù)，經(jīng)處理擬合而成的)。

表2 煤質(zhì)參數(shù)

4 計(jì)算結(jié)果與分析

4.1 性能校核計(jì)算結(jié)果

熱力校核計(jì)算結(jié)果見(jiàn)表3。

表3 熱力校核計(jì)算結(jié)果匯總

表3為機(jī)組現(xiàn)在運(yùn)行的熱力校核計(jì)算匯總，鍋爐在該工況下主蒸汽質(zhì)量流量為1 130 t/h，A、C、D 3臺(tái)磨煤機(jī)運(yùn)行。過(guò)熱器減溫水質(zhì)量流量為192 t/h，占主蒸汽質(zhì)量流量的17%，遠(yuǎn)大于設(shè)計(jì)值99 t/h。低溫再熱器側(cè)煙道煙氣份額為21%，理論上勉強(qiáng)在擋板的調(diào)節(jié)能力范圍。由于爐膛結(jié)焦的原因，蒸發(fā)受熱面吸熱減少，過(guò)熱器受熱面吸熱增多，導(dǎo)致過(guò)熱器、再熱器出口汽溫過(guò)高。過(guò)熱器通過(guò)增加減溫水量來(lái)調(diào)節(jié)，再熱器通過(guò)調(diào)整控制擋板開(kāi)度來(lái)調(diào)節(jié)。通過(guò)調(diào)低再熱器擋板開(kāi)度的方法，控制了再熱器的出口汽溫。但是過(guò)熱器擋板開(kāi)度增大，增加了過(guò)熱器的吸熱，進(jìn)一步增加了過(guò)熱器的減溫水量。實(shí)際運(yùn)行中的過(guò)熱器減溫水量已經(jīng)達(dá)到最大值，失去了繼續(xù)調(diào)節(jié)過(guò)熱汽溫的能力，一旦機(jī)組運(yùn)行工況惡化，會(huì)產(chǎn)生很大的安全隱患。

表4為改造方案熱力計(jì)算結(jié)果。

表4 改造方案熱力計(jì)算結(jié)果

表4為機(jī)組改造方案的熱力計(jì)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(tái)磨煤機(jī)運(yùn)行。過(guò)熱器減溫水質(zhì)量流量為165 t/h，占主蒸汽質(zhì)量流量的14.6%，比改造前降低了27 t/h，增加了過(guò)熱器減溫水的調(diào)節(jié)裕度。低溫再熱器側(cè)煙道煙氣份額為32%，再熱器煙氣擋板有了一定的調(diào)節(jié)裕度。主蒸汽溫度、再熱汽溫均達(dá)到設(shè)計(jì)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(píng)估

改造后，主蒸汽溫度和再熱汽溫不變，可以忽略對(duì)汽輪機(jī)安全性的影響。

對(duì)于鍋爐側(cè)，在校核和計(jì)算方案工況下，前煙道省煤器出口汽溫由307.7 ℃變?yōu)?17 ℃，增加了9.3 K，低溫過(guò)熱器出口溫度由437 ℃變?yōu)?43.7 ℃，增加了6.6 K。

根據(jù)評(píng)估結(jié)果，再熱器改造后，即使考慮高溫再熱器管子壁厚負(fù)偏差，鍋爐按照計(jì)算工況參數(shù)運(yùn)行時(shí)，高溫再熱器爐內(nèi)所有管排的管子許用壁溫裕度均大于13 K，滿足強(qiáng)度校核計(jì)算要求。

綜上所述，改造后鍋爐各個(gè)受熱面滿足鍋爐運(yùn)行的安全性要求[3]。

5 改造效果及評(píng)價(jià)

表5為改造后機(jī)組運(yùn)行參數(shù)。

表5 改造后機(jī)組運(yùn)行參數(shù)

改造后機(jī)組實(shí)際運(yùn)行取得了以下效果：

(1) 主蒸汽參數(shù)和再熱蒸汽參數(shù)都達(dá)到設(shè)計(jì)值，爐膛出口排煙溫度、鍋爐效率基本不變。

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

(3) 再熱器煙氣擋板開(kāi)度維持在30%～45%。

主蒸汽溫度和再熱蒸汽溫度的調(diào)節(jié)方式都有了一定的裕度，改造取得了預(yù)期的效果。

該機(jī)組為供熱機(jī)組，通過(guò)改造有效解決了高負(fù)荷過(guò)熱器、再熱器的超溫隱患，低負(fù)荷也能使再熱汽溫達(dá)到設(shè)計(jì)值。該改造方案是解決爐膛結(jié)焦情況下。假如爐膛未結(jié)焦，蒸發(fā)受熱面吸熱增加，在低負(fù)荷不抽汽工況時(shí)，該方案也最大限度地兼顧了在低負(fù)荷時(shí)的再熱蒸汽溫度偏低問(wèn)題，盡量避免在低負(fù)荷時(shí)可能出現(xiàn)的欠溫現(xiàn)象[4]。

6 結(jié)語(yǔ)

通過(guò)改造方案的理論計(jì)算與實(shí)際應(yīng)用，可以得出如下結(jié)論：

(1) 熱力計(jì)算結(jié)果顯示，過(guò)熱器減溫水質(zhì)量流量減少了27 t/h，再熱器煙氣擋板開(kāi)度恢復(fù)至32%。改造后的實(shí)際運(yùn)行中，過(guò)熱器減溫水質(zhì)量流量減少了30～40 t/h，再熱器擋板開(kāi)度穩(wěn)定在30%～45%，改造效果與理論計(jì)算結(jié)果相吻合。

(2) 假如解決了爐膛的結(jié)焦問(wèn)題，蒸發(fā)受熱面吸熱增加，在不抽汽的工況下，低于180 MW負(fù)荷運(yùn)行，再熱器會(huì)出現(xiàn)明顯欠溫現(xiàn)象。