WGZ1100自然循環(huán)鍋爐再熱汽溫偏低問題的解決措施

顧衛(wèi)東（江蘇新海發(fā)電有限公司，江蘇連云港222023）

WGZ1100自然循環(huán)鍋爐再熱汽溫偏低問題的解決措施

顧衛(wèi)東
（江蘇新海發(fā)電有限公司，江蘇連云港222023）

針對某330 MW汽包鍋爐存在再熱氣溫偏低的問題，從設(shè)計(jì)燃煤特性、供熱量大小分析了產(chǎn)生問題的原因，總結(jié)了以往改造的實(shí)際效果，在此基礎(chǔ)上提出了增加再熱器面積的改造方案，實(shí)施改造后取得了預(yù)期效果。

鍋爐；再熱汽溫；改造

鍋爐再熱汽溫偏低問題具有一定普遍性，對發(fā)電機(jī)組安全經(jīng)濟(jì)性有很大影響。江蘇新海發(fā)電有限公司15號鍋爐是WGZ1100/17.45-4型亞臨界（330 MW）自然循環(huán)汽包爐，中速磨正壓直吹式制粉系統(tǒng)，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(diào)節(jié)再熱汽溫，噴水減溫控制過熱汽溫，容克式三分倉回轉(zhuǎn)式空氣預(yù)熱器，固態(tài)出渣，一次再熱，平衡通風(fēng)，全鋼構(gòu)架，露天島式布置。爐膛上方布置分隔屏過熱器、后屏過熱器，爐膛折焰角上方布置高溫過熱器，水平煙道布置高溫過熱器。尾部豎井煙道分隔為兩個平行煙道，前煙道布置低溫再熱器，后煙道布置低溫過熱器和省煤器。平行煙道下方分別布置煙氣調(diào)節(jié)擋板。2005年投運(yùn)后，15號爐再熱汽溫度長期在525℃左右，嚴(yán)重影響機(jī)組經(jīng)濟(jì)性，并加速汽輪機(jī)末級葉片水蝕［1］。分析了15號爐再熱汽溫偏低的原因，并據(jù)此提出對應(yīng)的解決方案，2014年方案實(shí)施后取得了良好的效果。

1　再熱汽溫偏低問題分析

1.1鍋爐原設(shè)計(jì)煤種和主要參數(shù)

該鍋爐按貧煤設(shè)計(jì)，設(shè)計(jì)煤種和校核煤種均為山西貧煤，其煤質(zhì)分析結(jié)果列于表1，這些煤種具有典型貧煤的特性。鍋爐設(shè)計(jì)主要參數(shù)見表2。

1.2鍋爐再熱汽溫偏低的原因分析

1.2.1鍋爐設(shè)計(jì)特點(diǎn)的影響

15號爐設(shè)計(jì)爐膛容積為7750 m3，TMCR（汽輪機(jī)的最大出力）工況下設(shè)計(jì)爐膛出口煙氣溫度為1120.6℃，設(shè)計(jì)排煙溫度為120.9℃（修正后）。該爐爐膛容積比一般同等級的貧煤鍋爐大，水冷壁布置多，爐內(nèi)吸熱量多，加選用的排煙溫度較低，燃煤量減少，造成爐膛出口煙溫降低，輻射吸熱百分比多，對流吸熱百分比少，導(dǎo)致對流受熱面包括再熱器的吸熱性能、調(diào)節(jié)性能、變工況特性、熱力參數(shù)和受熱面布置等受影響。

1.2.2燃用煤種變化的影響

設(shè)計(jì)煤種為貧煤，干燥無灰基揮發(fā)分為15.64%，而實(shí)際使用的煤干燥無灰基揮發(fā)分在25%以上，鍋爐火焰中心相對降低，對再熱汽溫造成負(fù)面影響。

表1　鍋爐設(shè)計(jì)用煤質(zhì)數(shù)據(jù)

表2　鍋爐設(shè)計(jì)主要參數(shù)

1.2.3中壓供熱低于設(shè)計(jì)值的影響

原機(jī)組設(shè)計(jì)有壓力3.541 MPa、流量20 t/h的中壓供熱，由高壓缸排汽（再熱冷段）抽取。但實(shí)際運(yùn)行中，中壓供熱負(fù)荷只有5 t/h左右，且為間斷供應(yīng)。因此，造成額定工況下經(jīng)過再熱器的蒸汽流量相對原設(shè)計(jì)工況多了約15 t/h，導(dǎo)致再熱汽溫降低了3℃左右。

2　改造前采取的提高再熱汽溫措施

2.1人為增大低溫再熱器側(cè)煙氣份額

15號爐投運(yùn)初期，為了保證再熱汽溫達(dá)到額定值，經(jīng)常采用低溫再熱器側(cè)煙氣擋板門全開、低過側(cè)煙氣擋板門開度15%～20%的運(yùn)行方式，結(jié)果一方面造成再熱器煙道的煙速過快，磨損加快，另一方面導(dǎo)致低過側(cè)和低再側(cè)靜壓差過大，局部位置有煙氣從過熱器煙道流向再熱器煙道，形成煙氣射流沖刷受熱面管子。因此，在機(jī)組投運(yùn)的最初一年內(nèi)，低再側(cè)受熱面多次出現(xiàn)爆管。為了解決初期鍋爐爆管的問題，除采取增裝阻流板、防磨護(hù)瓦等措施外，控制過熱器擋板開度不低于40%。由于限制了過熱器擋板開度不低于40%，通過人為增大低溫再熱器側(cè)煙氣份額來達(dá)到提高再熱汽溫?zé)o可操作性。

2.2調(diào)整磨煤機(jī)運(yùn)行方式

采用上4臺磨運(yùn)行方式，使?fàn)t膛火焰中心上移，對提高再熱汽溫有一定效果，但排煙溫度也隨之升高。

2.3調(diào)整各層燃燒器傾角

燃燒器從下至上依次調(diào)整如下：A、B層燃燒器傾角調(diào)為15°，D層燃燒器傾角調(diào)為15°，E、C層燃燒器傾角調(diào)為5°，以實(shí)現(xiàn)爐膛火焰中心上移。

2.4高過出口末段管束噴涂KR系列隔熱涂料

2007年15號爐高過出口末段管束噴涂隔熱涂料，以提升高溫再熱器入口煙氣溫度，實(shí)現(xiàn)再熱汽溫提升。涂料使用初期效果較好，但一年后逐漸失效。

采取上述措施后，再熱汽溫雖有一定改善，但一直在525℃左右徘徊，嚴(yán)重低于設(shè)計(jì)值。

3　提高再熱汽溫的其他可能措施

（1）在再熱器入口參數(shù)一定的條件下，增加再熱器的受熱面，使煙氣中的熱量更多地傳遞給再熱蒸汽，以提高再熱蒸汽出口溫度［2］。

（2）增加高溫再熱器入口煙氣溫度，增大傳熱溫壓，以提高再熱器出口溫度。就目前的條件，需要減少高溫再熱器前其他受熱面（如高溫過熱器、后屏過熱器等），但是效果不大，排煙損失也會隨之增加，并且過熱器受熱面的余量不大。

（3）減少再熱蒸汽流量，以提高再熱器出口溫度。經(jīng)計(jì)算即使利用高壓缸排汽的中壓供熱量達(dá)到50 t/h，也只能提高再熱蒸汽溫度約9℃，提升幅度有限，并且電廠實(shí)際中壓供熱量只有5 t/h左右。

綜上所述，增加再熱器受熱面積以提高再熱汽溫度是治本的方法。

4　改造方案

4.1設(shè)計(jì)條件

（1）設(shè)計(jì)煤質(zhì)。根據(jù)實(shí)際來煤情況，該改造鍋爐煤種由原貧煤改為煙煤，改造設(shè)計(jì)煤種和校核煤種如表3所示。

表3　改造設(shè)計(jì)煤種和校核煤種

（2）鍋爐低氮改造。方案設(shè)計(jì)時，考慮同期鍋爐低氮燃燒改造的影響，對鍋爐進(jìn)行了相應(yīng)的熱力計(jì)算和校核計(jì)算。該次鍋爐低氮改造后，燃燒器共有18層噴口，5層一次風(fēng)噴口，一次風(fēng)噴口位置與改造前相同，9+4（燃盡風(fēng)）層二次風(fēng)噴口，主燃區(qū)從上至下布置為2-2-1-2-1-2-2-1-2-2-1-2-1-2。在主風(fēng)箱上部32 400 mm和35 700 mm標(biāo)高布置燃盡風(fēng)燃燒器（共分2組，每組2層，可上下及水平擺動），經(jīng)主風(fēng)箱頂部的燃盡風(fēng)噴嘴送入爐膛。燃盡風(fēng)噴口上下擺動±30°（電動），水平擺動±15°（手動）。一二次風(fēng)噴口及燃盡風(fēng)噴口上下擺動可以參與氣溫調(diào)節(jié)，燃盡風(fēng)噴口水平擺動可以調(diào)節(jié)爐膛出口煙溫偏差。

4.2改造性能技術(shù)要求

（1）在鍋爐低溫再熱器垂直段增加受熱面積，保證在燃用設(shè)計(jì)煤種、下4層磨煤機(jī)運(yùn)行方式、75%～100%BMCR工況下，主、再熱汽溫能達(dá)到設(shè)計(jì)值。

（2）保證新增受熱面安全懸吊。

（3）受熱面改造后，各段受熱面的金屬壁溫在正常范圍內(nèi)。

（4）新增受熱面不得造成鍋爐各受熱面煙氣磨損。

（5）盡可能減少對機(jī)組現(xiàn)有系統(tǒng)、設(shè)施的影響。

（6）受熱面改造后，在燃煤煤質(zhì)變化范圍內(nèi)，能保證鍋爐長期、安全、穩(wěn)定運(yùn)行。

（7）改造后，需核算選擇性催化還原法脫硝（SCR）裝置在50%BMCR工況入口煙溫不低于310℃。

4.3方案實(shí)施

（1）在原低再垂直段的前后增加再熱器受熱面積，前部為3根管繞1匝，橫向間距114 mm，縱向?yàn)?根管，管屏寬度為580 mm；后部為2根管繞1匝，橫向間距114 mm，縱向?yàn)?根管，管屏寬度為410 mm。原低再垂直段前部增加的受熱面積為1211 m2，后部增加808 m2，共增加受熱面積2019 m2，增加的受熱面為原垂直段的1.98倍。具體布置形式如圖1所示。

圖1　再熱器改造示意圖

（2）垂直段焊口在原焊口上150 mm（標(biāo)高50 630 mm），前部3根管子的水平段焊口距離后煙井前墻600 mm（中間兩排）及1000 mm（其余管排），后部2根管子的水平段焊口為左側(cè)管夾右側(cè)500 mm處。

（3）新增加的受熱面懸吊在再熱器的懸吊管上。

（4）在左右包墻上增加人孔，可以滿足安裝和檢修的需要。

（5）IK15、16吹灰器孔位置改為檢修人孔門。

4.4實(shí)際效果

2014年6月15日至7月20日完成改造工程，2014年7月27日15號機(jī)組啟動并網(wǎng)后，鍋爐再熱汽溫可以達(dá)到設(shè)計(jì)值。9月23日至24日，進(jìn)行鍋爐改造后性能試驗(yàn)，試驗(yàn)數(shù)據(jù)表明，改造后再熱汽溫達(dá)到了設(shè)計(jì)值，詳見表4。

4.5經(jīng)濟(jì)效益分析

通常情況下，300 MW機(jī)組再熱蒸汽溫度每降低1℃，影響機(jī)組熱耗0.026 8%，影響機(jī)組煤耗約0.079 g/（kW·h）［3］。改造后，再熱汽溫由525℃提高到設(shè)計(jì)值540℃，升高了15℃，因此對應(yīng)的供電煤耗將降低1.2 g/（kW·h）。15號機(jī)組按年運(yùn)行5500 h，平均負(fù)荷250 MW計(jì)，改造后每年可節(jié)約標(biāo)煤1650 t；標(biāo)煤按700元/t計(jì)，每年可節(jié)約發(fā)電成本115.5萬元，改造回收期約3年。改造后還可降低低溫再熱器側(cè)煙氣份額，達(dá)到減少低再側(cè)磨損的目的。同時，降低了汽輪機(jī)低壓缸排汽的濕度，使低壓缸末級葉片水蝕速度減慢，有利于機(jī)組長期安全運(yùn)行。

表4　改造后性能試驗(yàn)再熱汽溫數(shù)值

5　結(jié)束語

15號爐低再通過在垂直段增加受熱面，成功地解決了鍋爐投產(chǎn)以來再熱汽溫嚴(yán)重偏低問題，經(jīng)濟(jì)效益顯著，可供存在相似問題的電廠借鑒。

［1］趙振寧，程亮，朱憲然.300 MW鍋爐再熱器汽溫不足問題分析及對策［J］.華北電力技術(shù)，2013（1）：63-66.

［2］孟建國，曹建臣，嚴(yán)林博，等.通過受熱面改造解決再熱汽溫低問題［J］.華北電力技術(shù)，2010（4）：27-31.

［3］賈兆鵬，徐黨旗，張廣才，等.低溫再熱器磨損泄漏及再熱汽溫偏低原因分析及改造［J］.熱力發(fā)電，2014（2）：128-130.

Countermeasures for Low Reheat Steam Temperature of WGZ1100 Natural Circulation Boiler

GU Weidong
（Jiangsu Xinhai Power Generation Co.Ltd.，Lianyungang 222023，China）

Analysis on the low reheat steam temperature encountered in one 330 MW drum boiler was performed from the aspects of coal characteristics and heat supply capacity.The countermeasures of increasing the heat transfer area of the reheater was then proposed，based on the detailed investigation of the practical effects of previous retrofit efforts.The anticipated effects were finally achieved.

boiler；temperature of reheat steam；retrofit

TK223.3

B

1009-0665（2015）05-0072-03

顧衛(wèi)東（1970），男，江蘇連云港人，高級工程師，從事火力發(fā)電廠鍋爐設(shè)備檢修管理工作。

2015-05-04；

2015-06-25