顾青

摘 要：该论文从江苏华电戚墅堰发电有限公司670t/h锅炉目前存在的减温水量大和低负荷时再热蒸汽温度较低等主要问题出发，针对这些问题提出了增加低温再热器受热面面积的改造措施。针对改造措施进行锅炉整体热力计算，对改造措施和改造方案进行了对锅炉检修运行的影响分析、改造效果分析、对壁温等锅炉运行安全性有关问题的影响以及经济技术比较。确定了在锅炉转向室增加低温再热器1038m2的改造方案。

关键词：锅炉 减温水 再热蒸汽 受热面 分析 改造

中图分类号：TK229 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2015）05（b）-0074-04

1 设备概要

江苏华电戚墅堰发电有限公司#12炉系武汉锅炉厂生产的WGZ-670/13.7-4型超高压一次中间再热自然循环汽包炉，于94年6月投入商业运行，采用中储式制粉系统，热风送粉，直流燃烧器四角布置，双切园燃烧。该炉设计有三级过热器喷水减温，再热汽温采用烟气挡板调节并辐以微量喷水。

锅炉原设计煤质为混贫煤，其特性见表1：

t1=1250℃ t2=1350℃ t3>1400℃

可磨性系数Kkm=1.35 煤粉细度 R90=12%

1.1 主要设计参数

（1）额定蒸发量：D=670t/h；汽包压力 P=15.5MPa。

（2）过热汽压力：P=13.7MPa；过热汽温度：t=540℃。

（3）再热汽进/出口压力2.6/2.35MPa；再热汽进/出口温度 324/540℃。

（4）给水温度：tgs=243℃；热风温度：t=355℃。

（5）排烟温度：θ=141℃；计算炉效：η=91.32%。

1.2 结构布置

炉膛呈“Π”型布置，炉膛四周布满膜式水冷壁，炉膛上方布置有前屏过热器、后屏过热器，在水平烟道依次布置了高温过热器、高温再热器，尾部竖井烟道分隔为两平行烟道，主、旁烟道截面积比例为0.48∶0.52，在主烟道中布置低温再热器、省煤器，旁路烟道中布置了低温过热器、省煤器，在主旁双烟道下方各布置烟气挡板用来控制平行烟道中烟气量的分配，以达到再热汽温调节的目的。

1.3 燃烧系统

炉膛四角布置直流式煤粉燃烧器，#1、#3角气流对冲，#2、#4角气流构成φ800逆时针旋转切园。炉膛断面为11920×10800。燃烧器沿高度方向分为上下两组，每组设有二层一次风和三层二次风间隔布置，上组上另设有二层三次风喷口，甲磨带下层三次风，乙磨带上层三次风。燃烧器设计参数见表2。

其中由于运行初期过热汽温尤其是再热汽温偏低，低负荷下再热汽温仅456℃左右。电厂在锅炉在炉膛折焰角下方敷设品字型隔热带145m2，提高锅炉炉膛出口烟气温度，提高过热与再热蒸汽温度。高温过热器由于布置型式关系，外二圈换热管长度与内二圈长度相差较大，导致同屏热偏差较大，换热管温差很大，为降低同屏换热管的壁温偏差，电厂会同江苏电试所进行了外二圈进口加节流圈的改造，改造后同屏壁温差从50℃左右降低到30℃左右。

2 改造背景

该锅炉设计燃烧50%长治贫煤和27%晋城无烟煤和23%的混煤，实际投产后燃烧用煤比较混杂。煤种主要指标变化幅度大，给运行人员燃烧调整带来困难，当燃用灰份很高的劣质烟煤或贫煤时燃烧的稳定性差，要防止锅炉熄火，当燃用挥发分高的烟煤时常发生燃烧器喷口烧坏现象。特别在低负荷时，要投助燃油稳燃。在机组投产后，锅炉一直存在汽温偏低问题。在200MW负荷下，主蒸汽汽温和再热汽温较低，分别为530℃左右及515～525℃，低负荷下再热汽温仅460℃左右。

武锅在锅炉高温过热器的布置上采用了外二管圈与内二管圈不一样的走向，其中外部1、2根换热管布置为中间位置的二段夹持管，只有一个上下行程；而内圈3、4根换热管则是正常的二个上下行程，内外管圈换热管长度相差很大。内圈3、4根换热管总长有80.5 m长，而外圈1、2根换热管总长只有40.57 m，外圈管长度只有内圈管的一半左右。武锅在进行水动力和壁温设计时，未充分考虑到蒸汽行程的长短而引起的蒸汽流量和吸热量的偏差，使得内外圈换热管的工质焓升偏差很大，高温过热器出口同屏汽温偏差仍然很大。经过电厂和江苏省试验研究所的试验研究，在高温过热器进口管圈加不同的节流圈，使得壁温较高的第3管圈壁温下降20℃左右，根据试验测试高温过热器同屏偏差导致的最大出口炉外管圈温度偏差仍达30℃左右。

随着中国能源市场的变化，煤炭供应波动变化很大，总的趋势是朝煤炭供应偏紧的方向发展，锅炉燃烧的煤质朝挥发分降低，水分和灰分增加以及发热量降低的方向发展。这样导致煤粉在锅炉的燃尽时间加长，飞灰含碳量增加，炉膛出口烟气温度升高，锅炉减温水量增加。原来锅炉设计能满足运行要求的减温器容量裕度越来越小，同时锅炉排烟温度上升。原来锅炉为提高烟温而采取的措施现在显得多余，并带来了较大的安全隐患和较大的热量损失。

3 改造前试验

根据江苏华电戚墅堰发电有限公司670t/h锅炉改造的目的，在进行改造设计前进行了#12炉的摸底试验。

3.1 试验煤质

试验煤质与锅炉设计值相比存在较大误差，燃煤灰分含量有较大的增加，燃煤发热量比较低，原煤耗量大。

3.2 锅炉运行蒸汽与烟气参数

由于燃煤发热量较低，因此主蒸汽温度和再热蒸汽温度在满负荷时都能正常保证。各段烟气溫度较高，锅炉排烟温度较高。在130MW负荷时主蒸汽温度可以达到设计值，再热蒸汽温度在510～520℃之间。

3.3 实际测量锅炉烟温

3.3.1 炉膛出口烟温

采用红外辐射高温计测量的高过出口烟气温度与运行表计显示的温度相差20℃左右，在试验仪器的测量误差。

转向室低温再热器与低温过热器进口烟气温度见表3。

3.3.2空气预热器进口烟温

空预器进口烟温比较均匀，实测的炉膛出口烟温和转向实地温过热器进口、低温再热器进口烟温以及空气预热器进口烟温可以作为热力计算的数据支撑。

3.3.3 空预器出口温度（℃、180MW）

（见表4）

3.3.4 锅炉减温水量

锅炉主蒸汽减温水流量大，其中过热器备用减温水流量已超过流量表的测量范围，过热器总减温水流量大于67t/h，再热器微量减温水也已投用。锅炉在满负荷时蒸汽温度可以达到设计运行要求。在220MW负荷时省煤器出口烟气调节挡板低过侧与低再侧70%、30%；在130MW负荷时烟气调节挡板低过侧与低再侧30%、70%。130MW负荷时主蒸汽减温水流量仍达到32t/h，再热蒸汽在无减温水，烟气挡板开度最大的状况下仍与设计值存在20～30℃差距，说明再热器在低负荷时吸热不能满足再热蒸汽温度要求。

3.3.5 辅机运行参数

从送引风机电流和液偶勺管开度分析，在220MW负荷时锅炉送引风机的裕量已很小，而炉膛出口氧量仅2.2%左右（运行表计），空预器进口烟气分析表明烟气氧含量与炉膛出口差别正常，符合运行时间较长的锅炉尾部烟道漏风范围。说明锅炉存在一定缺风现象。

3.3.6 锅炉效率和空气预热器漏风

从锅炉运行参数看（见表5），空预器进口烟气分析表明烟气氧含量在4.0%左右，空气预热器漏风在10%左右。由于煤质较差，煤粉在炉膛内燃烧不充分，飞灰含碳量较高，特别是220MW负荷更加明显，锅炉机械不完全燃烧损失已达到与排烟损失相当的水平。锅炉排烟温度较高，在220MW平均171℃左右，锅炉排烟损失大。锅炉热效率较低，特别在220MW负荷时，锅炉热效率仅86.7%。对于大型电站锅炉讲很低。

3.4 改造方案

戚墅堰670t/h锅炉存在的问题，主要是锅炉吸热偏小，说明布置的吸热面积不够；高温过热器同屏热偏差大，主要是内二圈与外二圈换热管长度相差太大引起的；低负荷时锅炉再热汽温与设计值偏差较大，说明再热器与过热器的吸热面积比存在一定的问题。引起锅炉出现这些问题的原因在于锅炉燃烧煤质发生了很大的变化所致，锅炉燃烧的煤质与锅炉后来进行改造时采用的劣质烟煤（见表6、7）相比差异很大。在进行隔热层改造时采用的煤质为劣质烟煤，燃煤的挥发分针对存在的问题拟进行以下几个方面的改造。

3.5 改造煤质基础数据确定

由于受能源市场的影响，锅炉燃烧煤质与炉膛隔热层比较已发生很大的变化，从试验煤质数据与隔热层改造时的煤质比较，挥发分Var降低6.5%，灰分Aar接近变化范围的上限，低位发热量降低3000kJ/kg，煤质已从劣质烟煤变为贫煤。与锅炉原设计煤质比较，都属于贫煤范围，挥发分基本一致在11%左右，灰分已增加了10%以上，低位发热量降低5400kJ/kg，因此现运行煤种是与设计和改造都不同的煤种。隔热层改造时采用的基础煤质数据（见表6）。

从电厂统计的原煤化验数据分析，现阶段电厂的燃煤挥发分基本稳定在贫煤的范围，剔除天气变化的因素，水分也比较稳定；但燃煤的灰分和低位发热量变化很大，灰分从25%左右变化到35%左右，最高时达到40%以上；低位发热量基本在18000～22000kJ/kg 范围变化，最低能低到16000kJ/kg以下。因此此次改造的基礎煤质以近二年锅炉统计燃烧的煤质数据统计平均为基础确定灰分Aar在30%，挥发分Vdaf在15%，全水分Mt在6.85%（取锅炉设计煤质数据），低位发热量取21000kJ/kg，低位发热量变化范围在电厂统计煤质的经常变动范围18000～22000 kJ/kg。在8～9月，由于外部煤炭市场的松动，电厂控制煤质的能力加强，锅炉燃煤的低位发热量有较明显的增加，低位发热量经常在21000～23000kJ/kg范围内变化。考虑到适应煤炭市场的变化情况，与电厂商量把设计煤炭变化范围扩大到18000～24000 kJ/kg。根据设计煤质的数据，采用的改造设计煤质资料如下：锅炉改造采用的煤质基础数据见表7。

低温再热器改造。

武锅670t/h锅炉再热器布置分低再与高再，高温再热器布置在水平烟道高温过热器后；低温再热器布置在锅炉尾部竖井前烟道（又称主烟道），与低温过热器并列布置。通过安装在省煤器出口的烟气挡板来调节流过主烟道和旁路烟道的烟气流量比例，从而达到调节再热蒸汽温度的效果。从武锅生产的670t/h锅炉运行情况分析，多台同时期生产的锅炉都存在再热器吸热量不足的问题，锅炉再热汽温达不到设计值，影响机组运行效率。

戚墅堰发电公司670t/h锅炉在投用初期也存在再热汽温达不到设计值的问题，在燃烧劣质烟煤时满负荷时只有在投用二套制粉系统的情况下才能使高再出口汽温达到设计值540℃。在投单套制粉系统时再热汽温较设计设计值低15℃左右。后来随着燃煤市场的变化，电厂燃煤从劣质烟煤变为发热量低的劣质贫煤或无烟煤，炉膛出口烟温有所提高，在满负荷时再热汽温能够达到锅炉设计值，且有微量的再热器减温水投用；在机组负荷130MW左右时，在烟气挡板开度再/过70%：30%的情况下锅炉再热蒸汽温度达到510～520℃。再热蒸汽温度将达不到设计值540℃，低负荷时再热蒸汽温度将更低。

由于锅炉受热面布置的具体情况，增加再热器能只能在低温再热器顶部空间和主转向室进行。锅炉原低温再热器布置受热面积5323m2，低温再热器出口面离锅炉水平烟道出口水平面约1 m空间；低温再热器上部为第I转向室烟道，该转向室除低温再热器悬吊管外未布置其它任何受热面，其前面为烟井前墙包覆过热器悬吊管，后面为分隔墙过热器悬吊管，第I转向室顶棚离水平烟道出口高度为7500mm，离低温再热器蛇形管上管约8500mm。原低温再热器蛇形管呈混流布置下面7排蛇形管按逆流布置，上面3排蛇形管按顺流布置。

3.6 低温过热器改造方案

利用低温再热器布置烟道上部第I转向室的空间布置“几”字型受热面。具体在蛇形管的最上排断开，在蛇形管上行至水平转弯处加入一个来回的换热管，换热管未布置到顶，离顶棚有3700mm的位置，共增加低温再热器吸热面积1038m2（包括去除的原水平布置低温再热器面积）。换热器管子长度增加了9454mm，按武锅蛇形管的布置间隔和弯管半径布置，“几”字型蛇形管布置宽度940mm，蛇形管增加的金属重量为29269kg，每片管屏增加重量281kg。

该方案的优点是转向室空间比较大，受热面布置比较方便，增加的蛇形管布置位置相对灵活；蛇形管的悬吊可以采用原低温再热器后排悬吊管；因为布置空间较大，管排的定位和固定布置比较方便；由于蛇形管布置在转向室空间，未完全遮盖再热器上排的蛇形管，再热器上排的蛇形管的检查和爆管后的换管工作比较方便；低温再热器增加的受热面面积增加较大，在机组低负荷时再热汽温会有较大的提高；由于增加的再热器受热面布置在转向室内靠近分隔墙处，主要吸收流经低温过热器的烟气热量，因此靠调整低再与低过的比例来提高再热汽温；再有由于转向室内烟气放热主要是辐射换热，由于烟气流速较低，对流换热较少，蛇形管的布置方式可以比较灵活，设计的受热面積可以按实际换热计算进行调整布置。

该方案的缺点主要是换热面吸热面积较大，在满负荷时在调整烟气流量的前提下再热器仍然需要减温水，这会影响机组运行的效率；由于增加的低温再热器布置在转向室，且未布置到转向室顶部，增加了热力计算的复杂性，对锅炉改造热力计算的准确性产生较大的影响；由于再热器布置在转向室使增加的吸热面和由于再热器布置在转向室，吸收流经低温过热器烟气的热量，对于烟气挡板调节锅炉再热汽温的效果产生较大的影响，使烟气挡板对再热汽温的调节能力打折扣；增加的蛇形管悬吊和定位、固定等较复杂。

完善方案的低温过热器防磨计算：

在增加低温再热器受热面改造后，对锅炉换热管的磨损主要集中表现在满负荷对低温过热器的磨损方面，由于满负荷时低温过热器侧要流过70%的烟气流量，因此低温过热器区域的烟气流速较高，平均流速达到11.7m/s，烟气进口流速达到13.0m/s。与原锅炉设计比较偏高，对低温过热器换热管的磨损增加。对低温再热器来说，由于在高负荷时流经低温再热器的烟气份额较小，烟气流速较低，在低负荷时流经低再的烟气份额较大，但由于负荷降低烟气流速已经比较低。在180MW时低再平均烟气流速为7.4m/s；在150MW时低再平均烟气流速为8.8m/s。未超过原来低温再热器在满负荷时的烟气流速。因此只对满负荷时低温过热器换热管的磨损进行计算。从换热管的磨损计算结果分析，低温过热器第一排换热管的磨损速率只有0.042mm/y，应该在可以接受的范围。低温过热器的防磨措施主要在低温过热器换热管第一排进行，采取的防磨措施是在第一排加装防磨罩，在锅炉原设计中低温过热器弯头处已装设防磨罩，在直管段采取的防磨措施是把弯头处采用的防磨罩延长到第一排的水平直管段。

4 锅炉改造热力计算

针对江苏华电戚墅堰发电有限公司670锅炉改造方案进行了每个改造方案的3个负荷点的计算，在高温过热器改造方案中进行各换热管的汽温和壁温计算，在增加低温再热器改造方案中进行低温再热器壁温校核计算。锅炉热力计算主蒸汽压力、温度和再热蒸汽压力、温度基本按试验所测得的数据作为基础数据。试验所得的高温过热器出口烟温、低温再热器和低温过热器进口烟温以及省煤器进口烟温作为基础热力计算的数据支持基础，空气预热器漏风系数按试验测量的10.5%考虑。由于电厂主蒸汽流量流量表计不准和再热器流量没有测量表计，考虑到江苏华电戚墅堰发电有限公司主蒸汽流量测量达到720t/h，因此机组负荷220MW时假定其主蒸汽流量为670t/h，再热蒸汽流量为该工况下的设计再热蒸汽流量582t/h。锅炉热力计算的三个工况220MW、180MW和130MW锅炉主蒸汽及再热蒸汽流量如下表。计算煤质采用设计煤质数据。对于烟气挡板调节再热汽温的考虑，设定通过低再烟道与低过烟道最大烟气流量占总烟气流量的70%，最小烟气流量为总烟气流量的30%。机组变负荷按定压运行计算，制粉系统漏风和炉膛漏风合并约0.167。

4.1 增加低温再热器受热面改造热力计算

增加低温再热器受热面改造设计方案分别在220MW负荷、180MW和130MW负荷进行锅炉热力计算，由于原改造方案增加的吸热面积较大，在220MW负荷时在烟气挡板调节达到最大时，仍须投用7.1t/h的再热器减温水，影响机组高负荷时的运行效率。由于原计算制粉系统漏风量是按制粉系统最大出力试验确定的出力计算出来的，所以计算出的锅炉排烟温度与实际测量值存在一定的误差，因此制粉系统漏风率按电厂制粉运行的出力进行计算。因此在讨论后按制粉系统漏风率和炉膛漏风率0.167进行计算，包括隔热层改造的计算都按调整后的漏风率进行计算。经过试算增加的低温再热器吸热面积在1038m2时，在机组满负荷220MW时，流经低温再热器烟道的烟气份额在0.3时，即烟气挡板设计最大调节能力时，投用1.88t/h的减温水。因此最后选定的低温再热器增加面积为1038m2，以此方案为基础进行各工况的计算，与去除隔热层的工况计算结果进行比较。从增加低温再热器受热面改造方案锅炉热力计算分析，在燃烧设计煤种时180MW以上时增加或不增加低温再热器都能满足再热汽温达到设计值540℃的要求。在220MW负荷增加低温再热器方案在再热器烟气流量30%的情况下，再热器减温水流量投用1.88t/h，基本达到不投用再热器减温水的目标。在130MW时改造方案再热汽温达到514℃，比改造前提高再热汽温18℃；在150MW时改造方案再热汽温达到535℃，比改造前提高再热汽温20℃，基本达到改造目标在150MW时再热蒸汽温度530℃以上的目标。

从对过热器减温水影响看，增加低温再热器改造方案对过热器减温水量影响不大，在高负荷时基本不变，在低负荷时减温水量下降。对锅炉排烟温度的影响看，除180MW负荷外，其他工况对锅炉排烟温度的影响不太明显。从增加再热器受热面的吸热来分析，改造方案增加的受热面在3个负荷时吸热都较大。

对低温再热器改造方案由于8根换热管都增加了相同的长度，因此8根换热管的蒸汽流量比较均匀，8根换热管壁温基本一致。图1是低再改造方案的低再换热管出口汽温和最高壁温的的分布曲线，图中选取了壁温最高的管1与最低的管8各排管的汽温与壁温数据，其余换热管汽温与最高壁温分布趋势与这二管一致，取值在二条曲线之间。从计算壁温分析增加低温再热器改造方案最高壁温在500℃左右，壁温分布呈现较明显的“M”型分布。对于低温再热器上部管圈的材料12Cr1MoV来说，即使考虑实际运行壁温与壁温计算值存在较大的偏差（20℃左右），也仍有较大的材料使用温度安全裕度。从壁温上考虑低温再热器改造方案是安全的。

4.2 锅炉改造效益评估

锅炉增加低温再热器吸热面面积改造后的工况热力计算与去除隔热层后锅炉工况热力计算对比，在220MW、180MW、150MW与130MW时過热器减温水分别减少0.0t/h、1.4t/h、3.6t/h与5.4t/h，折合机组热耗分别降低0.000%、0.0081%、0.0250%、0.0432%；在220MW时增加再热器减温水1.88t/h，增加热耗0.057%；在220MW、180MW、150MW与130MW时锅炉效率增加0.08%、0.15%、-0.06%与-0.10%；在150MW时增加再热汽温20℃，降低机组热耗0.519%，在130MW时增加再热汽温18℃，降低机组热耗0.467%。计在220MW、180MW、150MW与130MW时机组热耗分别降低0.023%、0.158%、0.432%与0.452%。

增加的低温再热器换热管钢材重量为29.27T，钢材投资增加58.54万，安装与制作费约58.54万，总投资约117.1万元。

材料投资Bdz=Gdz×Tdz=20000×29.27

=585，400元

Gdz：低温再热器增加钢材量38.56T；Tdz：20，000元/T。

5 结语

戚墅堰发电公司670t/h锅炉改造经热力计算和壁温计算等可行性研究，得出以下结论。

低温再热器改造方案，在各个运行工况都能提高机组运行效率，低负荷时机组效率提高较大，高负荷时机组效率上升较小。低负荷时对提高再热汽温比较有效，从热力计算结果看能满足在机组150MW时锅炉再热汽温达到530℃的要求。

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