某亚临界锅炉墙式辐射再热器技术改造

唐勇，李嘉康，潘丰，季益冰

(1.河北大唐国际张家口热电有限责任公司，河北张家口075000；2.江苏骏辰能源科技有限公司，江苏张家港215627)

某热电厂有2台亚临界HG-1025/17.5-YM33锅炉，机组分别于2009年11、12月投产运行。锅炉设计为一次中间再热、自然循环汽包炉，采用单炉膛平衡通风、四角切圆燃烧方式，设计燃料河北烟煤。锅炉以最大连续负荷为设计参数，最大电负荷为333MW；机组额定电负荷为300MW时锅炉的额定蒸发量为960 t/h；再热蒸汽进口压力3.42 MPa，出口3.58 MPa；再热器温度出口541℃，进口324℃；给水温度为275.4℃。该锅炉自投运以来，存在再热蒸汽欠温、屏式过热器壁温度超温和过热器减温水量大等问题，影响机组安全性和经济性。

1 锅炉投运后出现的问题

（1）再热器蒸汽欠温。在运行燃烧调整时，为提高再热器蒸汽温度，向上摆动燃烧器喷嘴时还会发生后屏过热器金属壁温超温，容易爆管，严重威胁机组安全；由于后屏过热器金属壁温的限制给燃烧调整带来很大的局限性，为保证后屏过热器不超温，只有降低摆动火嘴角度，在150MW低负荷情况下再热蒸汽欠温可达30℃以上，分析是锅炉再热器吸热量不足导致。因此，必须调整再热器受热面，使高温烟气热量尽量被有效利用，降低后屏升温压力和排烟温度。

（2）再热器两侧温度偏差大。2台炉再热器蒸汽温度两侧偏差都大，最高可达30℃，可能是热量分布吸收不均匀所致。究竟是管路堵塞造成流量下降影响局部传热效果，还是计算误差导致分布热量偏差，需要重新核算。

（3）过热器减温水量大，煤耗增加。某日4个运行班锅炉减温水量为35.6～57.5 t/h，2台锅炉实际减温水量高出设计值20～37 t，将增大发电煤耗。再热器减温水量对经济性的影响可按以下方法简单计算：300MW机组每100 t/h再热器减温水增加5 g/（kW·h）的发电煤耗，上述减温水量约增加1.5～2.5 g/（kW·h）的发电煤耗，单台机按年运行6000h、250MW负荷计算，共增加标煤消耗3000t。锅炉改造前某一时刻实际有关运行参数如表1所示，300MW负荷下再热器出口温度比设计值低6.7℃。

2 墙式辐射再热器改造方案

针对以上问题，作者对锅炉整体受热面结构进行了校核计算[1]，发现再热器系统的受热面积偏小，采用增加墙式辐射再热器的换热面积试图改善再热汽欠温的问题。该型锅炉的再热器系统分为3个部分：墙式辐射再热器、后屏再热器和末级再热器。墙式辐射再热器布置在水冷壁前墙和水冷壁侧墙靠近前墙的部分，受热面高度为18.959 m,其最下端在分隔屏下3.353 m。前墙辐射再热器有224根D50mm管子，两侧墙辐射再热器共有196根D50mm管子，以节距50.8mm沿水冷壁表面密排而成。后屏再热器位于后屏过热器和水冷壁悬吊管之间，一共30屏，管径D63mm，以457.2mm横向节距沿宽度方向布置。末级再热器位于水平烟道内，在水冷壁后墙悬吊管和水冷壁排管之间，一共有60屏，管径为D63mm，以228.6mm横向节距沿炉宽方向布置。

锅炉再热器技术改造根据文献[2]从墙式辐射再热器入手。墙式辐射再热器采用D51×4的12Cr1MoVG管子，总计420根。为了简化施工，降低改造成本，该次改造中采用受热面管件探入炉膛内的结构形式，将墙式辐射再热器受热面过渡连接的管子切除一部分，用新制作的U型弯管件连接完成过渡（如图1所示）。如果采用辐射再热器入口集箱向下方移动，并以此方式延伸辐射再热器管的方法会增大施工量并涉及到再热器管道的重新布置，造成施工难度和工作量增大。入口集箱的管座（D63×4.5，材质20G）与炉内U型管件（D51×4.5，12Cr1MoVG）焊接需要经过一个异径接头，该异径接头与炉内的U型管件在出厂前完成焊接工作，施工时每根管件只需焊接两道焊口。改造后墙式辐射再热器部位的水冷壁管件尺寸、形状也需要改变，重新设计并更换锅炉前侧及左、右侧水冷壁异型管件142根。所有新增焊口均进行100%射线检验。

施工中墙式辐射再热器入口集箱的位置及其他附属结构不发生变动，原设计中安装的保温、密封及化妆板，改造后全部从新恢复。

表1 锅炉改造前某一时刻实际运行参数

3 改造后锅炉燃烧调整试验

2号机组大修投运后，华北电科院对其进行燃烧调整试验。墙式辐射再热器改造完成后炉内的燃烧工况有非常良好的改进效果，改造后的实际运行数据表明，屏过金属壁温和过热器的减温水量均得到较好的改善，有效提高了再热器汽温（如表2和表3所示）。试验期间未掺烧褐煤，全部采用河北蔚县烟煤，其煤质为：全水分18.6%，灰分26.38%，挥发份27.36%，固定碳41.99%，低位发热量16.87MJ。采用正塔型的配风方式以强化炉内燃烧，以增加新增墙式辐射再热器受热面的吸热能力。

表2 2011年7月5-6日平均入炉煤主要参数

（1）低负荷下再热器温度同比提高。150MW负荷下，通过配风调整再热汽温提高到530.0℃，相比原来提高12℃；200MW负荷下，再热汽温提高到535.0℃，相比提高7℃。上述再热汽温的运行条件为：屏过出口过热器壁温不超过570.0℃，氧量比正常配风低0.5%，再热器汽温上下有波动，但可持续，NOx排放浓度基本不变。

（2）一、二次风温升比改造前提高。从表3炉烟温度和空预器温度看，2号炉空预器入口烟温比未改造前略低，墙式辐射再热器面积增加后炉膛吸热增加，对炉后的烟温略有影响。空预器检修时进行了水冲洗，受热面干净，堵塞减少，烟气的差压也小，所以一、二次风的温升2号炉均大于1号炉，锅炉热效率高于1号炉。对2号炉而言，1号炉负荷低1%，煤量高5.3%。300MW负荷下，2号炉一次风温升提高了4.0℃；空预器进口温度2号炉比1号炉还低约3℃，但2号炉二次风温升比1号炉高多11℃。

（3）金属壁最高温度和再热器两侧温差下降。300MW电负荷下，2号炉屏过最高壁温518.1℃，较改造前最高壁温1号炉556.8℃下降了38℃。150MW负荷下，2台炉燃烧器摆角保持在16%时，2号炉左右侧再热器出口温差降低了10℃。改造前，左侧481.9℃，右侧502.6℃，平均为492.3℃；改造后，左侧494.4℃，右侧509.8℃平均为502.1℃，通过配风调整再热汽温可以提高到530.0℃。

（4）改造后过热器的减温水量变化如表4所示，在负荷基本相同下，同时间相比，过热蒸汽减温水总量，2号炉明显降低了19 t/h。

表3 空气预热器入和出口烟气温度等参数对比

表4 改造后过热器的减温水量变化（同一时刻）

4 结束语

某热电公司2号锅炉墙式辐射再热器的改造和运行方式优化调整，在保证后屏过热器金属壁温不超过570.0℃的条件下，再热蒸汽出口温度可达到530.0～540.0℃，较改造前提高20℃，供电煤耗降低1.6g/（kW·h），年节省标煤3000t左右，标煤按620元/t，每年可节省186万元；同时也减少了汽轮机因再热汽过热度不够而产生的末级叶片冲蚀的危险，可供同类机组再热器改造参考。

[1] 前苏联全苏热工研究所(BTN)，中央锅炉透平研究所(UKTH).锅炉机组热力计算一标准方法[M].北京：机械工业出版社，1978.

[2] 陈听宽.锅炉原理[M].北京：机械工业出版社，1979.