某火力發(fā)電廠鍋爐高溫再熱器管壁超溫研究

張 軼

（貴州西電電力股份有限公司黔北發(fā)電廠，金沙 551800）

1 概述

某火力發(fā)電廠安裝有2×300 MW的燃煤發(fā)電機組，配套東方電氣集團鍋爐廠生產(chǎn)的DG1025/18.2-Ⅱ15型亞臨界壓力、一次中間再熱和自然循環(huán)單汽包煤粉鍋爐。該鍋爐為雙拱形單爐膛，燃燒器布置于下爐膛前后拱上，呈W形火焰燃燒。尾部為雙煙道結構，采用煙氣擋板調(diào)節(jié)再熱氣溫，固態(tài)排渣，全鋼全懸吊結構，平衡通風，半露天布置，配4臺F·W雙進雙出鋼球磨煤機正壓直吹式制粉系統(tǒng)[1]。

鍋爐高溫再熱器沿爐膛寬度均勻布置在爐膛出口水冷壁折焰角上方，共計97排，每排有6根管子繞圈組成，管子規(guī)格為Φ60×5 mm。爐內(nèi)管道材質(zhì)根據(jù)熱負荷不同選用SA-213TP304或SA-213T91，穿過爐頂后（大包內(nèi)）選用12Cr1MoVG材質(zhì)匯集到出口集箱[2-3]；壁溫測點安裝在離頂棚管600 mm處大包內(nèi)的管子上，間隔6排設置一組測點，每組（每排）3點，沿煙氣流向安裝在管排排序為1、3、6的管子上，共計安裝有15組、45個測點。

2 存在的問題

2.1 高溫再熱器存在間斷超溫運行

當高溫再熱器存在間斷超溫運行的工況時，會降低鍋爐設備的安全可靠性，縮短設備使用壽命。機組投產(chǎn)后，運行中發(fā)現(xiàn)煙道中部高溫再熱器3排管測點的第一根管子壁溫偶爾會超過設計值（578 ℃）5～10 ℃。通過運行人員及時調(diào)整燃燒方式，能夠將壁溫控制在設計值以內(nèi)。2014年第二臺機組等級檢修時，在金屬監(jiān)督檢查項目中取樣分析高溫再熱器第一根管子（材質(zhì)SA-213TP304H）的金相，引用標準《18Cr-8Ni系列奧氏體不銹鋼鍋爐管顯微組織老化評級標準》（DL/T 1422—2015）評判[4]，金相組織為4級，即重度球化。此時，該鍋爐僅運行了80 000 h，卻達到了更換標準，說明鍋爐運行中高溫再熱器管子存在超溫情況，加速了金屬材料的老化。在2015年機組等級檢修時，將該管段更換為機械性能更優(yōu)的SA-213TP347 H材質(zhì)。

2.2 高溫再熱器管壁超溫頻繁

鍋爐脫硝系統(tǒng)改造后，高溫再熱器管壁超溫頻繁會降低鍋爐的安全可靠性和運行經(jīng)濟性。2020年停運時，檢查鍋爐高溫再熱器迎風面第一根管子，測量管子蠕脹值為4.1%（金屬監(jiān)督標準要求不銹鋼蠕脹不超過4.5%），已經(jīng)接近超標值。在2020年B級檢修中，再次更換第一根管子，選用材質(zhì)為SA-213TP347H。更換后，焊口位置與原設計圖紙相同。上次更換到本次更換運行時間為40 000 h，使用壽命更短，證明近5年期間管子超溫幅度大、時間長、運行工況惡劣[5]。選取改造前機組負荷在295 MW時管壁溫度分析，靠煙道中間管排第一根管子壁溫超過設計值的有5個點，最高溫度為599.5 ℃，最高超溫21.5 ℃。管壁超溫一方面會加速金屬材料的老化，降低管子強度，縮短其使用壽命；另一方面，大量煙氣通過低溫過熱器，導致煙氣流速升高會加劇管道磨損，特別是末端受熱面鰭片省煤器管壁磨損減薄超標，容易造成爆漏停機。為了控制管壁溫度，只有將尾部煙道低溫再熱器側煙氣擋板全部關閉，減少低溫再熱器的換熱量。改造后，再熱蒸氣溫度低于設計值（578℃）14 ℃，供電煤耗增加0.8 g·kW-1·h-1。

3 原因分析

3.1 設計不合理導致高溫再熱器管壁超溫

一方面，由于燃煤市場的變化導致火力發(fā)電的經(jīng)營虧損，火力發(fā)電廠實際燃燒煤種偏離設計煤種，更多選用價格低、發(fā)熱量低和灰分高的劣質(zhì)煤。鍋爐燒劣質(zhì)煤高負荷工作，容易發(fā)生燃燒推遲而造成爐膛出口煙溫升高，從而導致高溫再熱器超溫。另一方面，由于高溫再熱器換熱設計不合理，導致現(xiàn)有運行調(diào)整手段控制超溫效果不好，使運行中存在超溫情況。控制超溫只有通過降低負荷將管子壁溫控制在設計值內(nèi)，但這樣不能滿足電網(wǎng)負荷調(diào)度要求。通過分析再熱器的設計圖紙發(fā)現(xiàn)，再熱器6根管子由于布置位置、管道長度和阻力不同而存在換熱偏差。由于每根管的蒸氣流量不同，可以通過在低再進口集箱管樁處安裝不同直徑節(jié)流孔消除熱偏差。通過校核計算6根管蒸氣換熱的熱力發(fā)現(xiàn)，換熱量最大的迎風面第一根管分配的蒸氣量較小，對管道的冷卻能力不足，導致管壁溫度超過設計值。

3.2 鍋爐脫硝系統(tǒng)改造使運行工況發(fā)生變化，導致高溫再熱器管壁超溫

鍋爐脫硝系統(tǒng)改造后，超溫工況頻繁出現(xiàn)，且燃燒調(diào)整已經(jīng)無法控制。造成這一現(xiàn)象的原因主要表現(xiàn)在兩個方面。一方面，鍋爐脫硝改造時，在技術方案中為了減少過熱器減溫水用量，將8屏屏式過熱器的換熱面積減少了140 m2，從而減少了屏式過熱器吸熱量，造成屏式過熱器管排結焦嚴重，折焰角斜坡水冷壁積灰渣明顯，受熱面的灰渣集聚排擠熱量傳遞，導致爐膛出口煙溫升高而超過設計值。另一方面，鍋爐燃燒調(diào)整時，為了控制氮氧化物的含量，采取分級配風方式組織燃燒，存在燃燒推遲而造成爐膛出口煙溫超過設計值。另外，自2016年以來，燃煤市場變化導致煤質(zhì)變差，燃煤發(fā)熱量低于設計值，在相同負荷下需投入更多的燃料，造成燃燒推遲，爐膛出口煙氣溫度超過設計值，過熱器全大屏結焦嚴重，折焰角積灰積焦嚴重，加劇了再熱器管壁的超溫。

3.3 超出力運行導致高溫再熱器管壁超溫

由于環(huán)保政策的嚴格要求，鼓勵城鄉(xiāng)居民生活使用清潔能源，限制地方工業(yè)園區(qū)采用煙氣排放不達標的小型燃煤鍋爐供熱。現(xiàn)階段，集中供熱方式是采取的主要供熱措施。該電廠積極響應地方政府號召，在再熱冷段打孔抽取中溫、中壓蒸氣，供應地方工業(yè)園區(qū)熱源、制冷等需求。設計最大抽氣量是單機70%以上負荷時，抽氣量不大于50 t·h-1。2018年改造完成投入運行后，實際抽氣量峰值達到70 t·h-1，超過設計值20 t·h-1，導致參與再熱器冷卻的蒸氣減少，造成高溫再熱器管壁超溫。

4 對策措施

4.1 設計不合理造成再熱器管壁超溫的對策措施

對于高溫再熱器迎風面第一根管道超溫的問題，可采取3種方案，即降低煙氣溫度減少換熱量、增大蒸氣流量提高換熱量降低管壁溫度和減少換熱面積降低管壁溫度。從可行性方面分析，降低煙氣溫度受鍋爐負荷設計要求而不具備操作性，而增大蒸氣流量和減少換熱面積均可以實施。從施工難度和施工成本綜合考慮，減少換熱面積施工難度小，成本低，更容易實施。通過換熱校核計算，將第一根管道在低溫再熱器與高溫再熱器連接的過渡管段縮短6 m，減少換熱面積110 m2，預計可以降低管壁溫度15 ℃。該措施在2020年8月份機組B級檢修期間實施。

4.2 脫硝改造后造成再熱器管壁超溫的處理措施

針對爐膛出口溫度高的問題，在2020年8月B級檢修時，采取修復磨損超標的燃燒器噴口、修復變形二次風噴口以及清理干凈助燃風口的結焦部分等措施。經(jīng)過熱力核算，在保證鍋爐燃燒穩(wěn)定、鍋爐效率不變以及飛灰可燃物不增加的情況下，減少爐膛兩側墻衛(wèi)燃帶60 m2，增加爐膛吸熱量，達到了降低爐膛出口煙氣溫度的目的。對于燃煤煤質(zhì)下降造成的爐膛出口煙溫升高問題，可以通過采購高熱值煤摻燒，按照負荷曲線匹配對應的燃煤煤質(zhì)解決燃煤偏離設計值的問題。對于燃燒調(diào)整問題，在控制氮氧化物生成量的情況下應適當增加二次風，減少燃盡風，避免燃燒推遲。

4.3 超出力運行造成高溫再熱器超溫的應對措施

針對抽氣供熱超出力運行造成高溫再熱器壁溫超溫的問題，一方面應通過協(xié)調(diào)用戶錯峰運行避免出現(xiàn)超出力運行，另一方面運行人員要監(jiān)控到位，從熱負荷變化曲線判斷每天的負荷曲線和最大抽氣量的合適時間，通過廠級自動增益控制（Automatic Gain Control，AGC）系統(tǒng)，匹配相應的機組負荷曲線，保證抽氣供氣量，同時兼顧鍋爐安全。若發(fā)現(xiàn)高溫再熱器超溫要及時通過調(diào)整燃燒、調(diào)整再熱煙氣擋板以及投運減溫水等措施調(diào)控控制管壁溫度，使其保持在要求的設計范圍內(nèi)。

5 改造效果

通過上述改造措施和運行燃燒優(yōu)化，徹底解決了高溫再熱器管壁超溫的問題。即使鍋爐滿負荷運行時，高溫再熱器管壁溫度也在設計值578 ℃范圍內(nèi)，再熱氣溫也符合設計值。此外，鍋爐燃燒穩(wěn)定，飛灰可燃物含量和鍋爐效率均達到設計值，消除了長期困擾運行人員的高溫再熱器管壁超溫的問題，改造取得了圓滿成功，提高了設備安全可靠性，并取得了較好的經(jīng)濟效益。改造效果見表1。

表1 改造前后參數(shù)對比

6 結語

本次鍋爐高溫過熱器管壁超溫研究，時間跨度較長。通過從設計原因、檢修原因以及運行工況方面研究，徹底解決了超溫問題，對以后鍋爐受熱面超溫問題的解決具有實踐指導意義。本次研究也反映出鍋爐設備要徹底解決所有隱患，否則會一直影響機組的安全、穩(wěn)定和經(jīng)濟運行，并增加維護成本。