燃煤锅炉低温再热器受热面综合治理

2016-11-12贾兆鹏岳佳全曹亮聂孝峰

综合智慧能源 2016年9期

关键词：热汽热器热力

贾兆鹏，岳佳全，曹亮，聂孝峰

（1.西安热工研究院有限公司，西安　710032；2.华能平凉发电有限责任公司，甘肃平凉　744032）

燃煤锅炉低温再热器受热面综合治理

贾兆鹏1，岳佳全1，曹亮2，聂孝峰1

（1.西安热工研究院有限公司，西安710032；2.华能平凉发电有限责任公司，甘肃平凉744032）

介绍了某电厂2台锅炉低温再热器多次泄漏及再热汽温偏低等情况，对引起该问题的原因进行了全面分析，提出了解决思路及具体方法，即在保持低温再热器及低温过热器侧烟气份额分配设计值不变的情况下，减少低温再热器管排数量，增大烟气流通截面积，从而降低烟气流速，减轻磨损。同时，低温再热器侧通过扩展受热面的方法，增加低温再热器换热面积，达到了减轻低温再热器磨损并增加再热汽温的目的。

燃煤锅炉；低温再热器；再热汽温；磨损；泄露；烟气；综合治理

0　引言

某电厂2台300MW燃煤锅炉均为东方锅炉厂生产的亚临界参数、四角切圆燃烧、自然循环、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、半露天布置、全钢构架的∏型汽包炉。截至目前，2台锅炉低温再热器共发生5次磨损泄漏事件（其中一台泄漏3次，另一台泄漏2次），而且2台锅炉自投运以来再热蒸汽温度（以下简称再热汽温）长期低于设计值540℃。据不完全统计，2台锅炉年平均再热汽温完成530℃。且长期偏低，为降低低温再热器（以下简称低再）侧的磨损速率，通常采取关小低再侧烟气挡板的措施，又进一步降低了再热汽温。

低再发生泄漏以来，电厂相关技术人员从运行调整和设备治理两个方面进行了综合治理。但由于烟气流速过高、煤质灰分大等多重因素的影响，磨损速率仍然很高，机组磨损严重的区域仍在逐渐加大，并多次出现局部防磨护板运行3个月即发生磨透的现象。低再泄漏隐患、再热汽温偏低等问题是目前许多电厂存在的重要问题，该隐患是火电机组的重大隐患，严重影响了机组的安全、稳定运行及经济性。为防止锅炉低再磨损泄漏，提高企业经济效益、树立企业形象、增强企业竞争力，进行低再技术改造势在必行。

1　锅炉再热器存在的问题

1.1低再频繁泄漏

截至目前，该锅炉低再共发生5次磨损泄漏事件，泄漏位置大多分布在后弯头外弯管处和前弯头外弯管处，其他局部也有泄漏，泄漏性质均为磨损泄漏，泄漏位置如图1所示，具体泄漏情况如图2所示。

图1　低再泄漏位置

图2　低再泄漏情况

1.2再热汽温长期偏低

2台锅炉自投运以来，再热汽温长期低于再热蒸汽出口温度的设计值540℃。常年运行统计数据表明：2014年2台锅炉平均再热汽温完成530℃，2015年2台锅炉平均再热汽温完成532℃，再热汽温实际运行值与设计值相差约10℃。

2　低再磨损泄漏原因分析

2.1烟气流速偏高

低温受热面的磨损一般和烟气流速、飞灰浓度、结构与布置形式、运行时间、运行方式等因素有关，其中飞灰磨损速率与烟气速度的3.3次方成正比，烟气流速增加1倍，磨损速度增加接近10倍，可见，烟气流速是影响磨损的主要因素。通过锅炉热力计算可得［1］，该电厂低再侧烟气流速高达11m/s。根据实际运行状况分析，烟气流速过高是造成低再大面积磨损及磨损速率异常的主要原因，严重影响低再的安全、稳定运行。

2.2煤质变化原因

受煤炭市场的影响，国内大多电厂实际燃用煤种与设计煤种偏差较大。在相同的烟气流速和运行时间条件下，管子磨损速率与烟气中的飞灰浓度成正比。若机组实际运行灰分偏大，则磨损速率按灰分增大的程度增加。

2.3结构原因

烟气在通过高温受热面转入下行尾部烟道时，烟气中的灰粒在离心力的作用下大部分被抛向低再尾部弯头处，造成低再后部弯头严重磨损。其次，在低再的制作、安装过程中，由于管束的平整度、节距等精度不够，容易形成“出列管”和局部“烟气走廊”，加剧了该部位低再管束的磨损［2］。

2.4运行调整原因

锅炉设计带300MW负荷运行时，主再热汽温经计算能达到540℃，但再热汽温长期偏离设计值约10℃，为提高再热汽温，运行中常关小低过侧烟气挡板开度，全开低再侧烟气挡板运行，烟气流量增加、流速增大将加剧低再的磨损，长期运行必然导致低再磨损泄漏［3］。

3　低再磨损及蒸汽温度偏低综合治理方案

3.1常规治理措施

3.1.1检修防磨措施

在低再重点磨损部位设计并安装烟气均流板，降低低再局部烟气流速，进而降低磨损速率，同时对低再重点部位加装防磨护板等。必要时需采取“缩短机组检修周期”的方法进行防磨治理，检修周期由1年缩短至6个月［4］。

3.1.2运行调整措施

低再磨损严重时，电厂根据设备实际状况、再热汽温情况，通过限制烟气挡板开度、主蒸汽流量、氧量及给粉机转速等进行调整，但实际情况表明，仅通过运行调节措施只能缓解而不能从根本上解决问题。

综上所述，由于国内大多数电厂存在设计煤种与实际运行煤种差距较大，加之设计低再受热面积偏小、烟气流速偏高等，从设备治理、运行调整等方面采取防磨措施已无法从根本上解决低再磨损及蒸汽温度偏低等问题，设备长期运行，低再仍存在磨损和泄漏隐患。

3.2综合治理方案

通过增加低再侧烟气通流面积降低烟气流速，并补充受热面提高再热汽温是解决低再问题的核心思想［5］。通过研究国内电厂低再改造情况，综合分析低再问题，解决措施归纳如下。

（1）将后竖井烟道整体后移，增大低再侧烟道竖井通流面积。此方法改造后效果明显，但由于需改动的部位较多，移位时受力情况复杂，施工难度大、周期长，成本很高，故不建议采用。

（2）增加管排横向节距，去掉部分管排，同时增加其他部位受热面或者使用扩展受热面补充传热面积。

1）减少管排数量，增加烟气流通面积，降低烟气流速减轻磨损，并通过增加管排绕制根数补足并增加受热面积，提高再热汽温。此方法适用于低再侧空间位置充裕的情况。

2）减少管排数量，增加烟气流通面积，降低烟气流速，减轻磨损，并通过在低再下部增加管组增加受热面积，提高再热汽温。此方法适用于低再侧空间位置充裕的情况。

3）减少管排数量，增加烟气流通面积，降低烟气流速，减轻磨损。采用扩展受热面的方式补足并增加低再受热面积，提高再热汽温，此方法适用于低再侧空间位置有限的情况。

3.3方案可行性论证

由于运行过程中再热汽温长期偏低，根据电厂实际燃用煤种［6］，经热力计算，低再换热面积需增加1296m2。通过对低再烟气流速计算，低再水平段由原来98排管子减少到78排，对应的烟气流速由原来的11.19m/s降低到9.07m/s左右，将极大地减缓烟气磨损。

（1）将水平段原设计为6管圈绕制更改为9管圈绕制［7］，热力计算结果见表1。若增加管圈绕制圈数，即将原来的6根管圈绕制变为9根绕制后，经尺寸核算，低再在竖井内的高度要增加约5.13m，由锅炉总图以及低再等图纸资料可见，低再烟道竖井可用空间仅4.22m，无法满足改造要求，因此增加管圈绕制方案不可行。

表1　减少管排后低再绕制数计算

（2）低再管排整体去掉20排，低再下部增加管组受热面。由图纸资料可见，低再水平段第5组下部与下部包墙集箱之间距离约4.22m，去除20排管子后，可利用空间仅能布置1组面积约2492.8m2的受热面（增加位置如图1中方框所示），相比设计值可增加受热面580.11m2，不满足热力计算1296m2的需求，因此低再下部增加管组受热面方案不可行。

（3）低再管排整体去掉20排，低再水平段管使用扩展受热面。由于需要增加的受热面较大，受到空间位置的限制，增加绕制管圈数方案不具有实际可行性，同理，增加管组的方案也不具有实际可行性，在不影响过热器侧换热的情况下增加受热面1296m2，宜通过扩展低再受热面来完成。在电站锅炉尾部受热面强化技术中，目前应用最广泛的是螺旋形翅片管和H形鳍片管［8］。由于H形鳍片管具有优良的换热特性、抗飞灰及磨损性能、结构紧凑、便于锅炉尾部受热面的布置，故宜采取H形鳍片管。

4　结束语

本文所遵循原则：在烟气份额分配保持设计值不变的情况下，减少低再管排数量，增大烟气流通截面积，降低烟气流速，减轻磨损。同时，合理地增加低再受热面积，尽可能地降低对低温过热器侧的影响。将低再水平段从98排减少到78排，将烟气流速从11.19m/s降低到9.07m/s。低再换热面积需在原面积基础上增加1296m2。由于需要增加的受热面较大，受到空间位置的限制，增加绕制管圈数方案不具有实际可行性，同理增加管组的方案也不具有实际可行性，在不影响过热器侧换热的情况下，通过扩展低再受热面即H形鳍片管可达到要求。

［1］阎维平，米翠丽，梁秀俊，等.采用O2/CO2燃烧方式的锅炉热效率计算与分析［J］.热力发电，2009，38（6）：20-23.

［2］贾兆鹏，徐党旗，张广才，等.低温再热器磨损泄漏及再热气温偏低原因分析及改造［J］.热力发电，2014，43（2）：122-124.

［3］赵文军，张燕飞，胡兰海.粉煤灰分选-输送一体化改造［J］.热力发电，2004，33（12）：42-43.

［4］马崇，陈韶瑜.锅炉水冷壁管开裂泄漏原因分析［J］.热力发电，2009，38（8）：133-136.

［5］刘家钰，王宝华，岳佳全，等.1000MW机组引风机与脱硫增压风机合并改造研究［J］.热力发电，2010，39（8）：45-50.

［6］姚伟，韩立芳，薛宁，等.煤质变化对电站锅炉运行的影响［J］.热力发电，2005，34（7）：22-26.

［7］大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则：DL/T831—2002［S］.

［8］胡敏，饶苏波.切向燃烧煤粉炉炉膛结渣原因及预防措施［J］.热力发电，2004，33（5）：22-24.

（本文责编：白银雷）

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