張文元

（山西國際能源集團有限公司，山西太原 030002）

1 設備現(xiàn)狀

某電廠300 MW機組鍋爐是上海鍋爐廠的四角切圓直流燃燒系統(tǒng)，自然循環(huán)鍋爐，鍋爐的最大連續(xù)出力為1 065 t/h，鍋爐型號為SG-1065/17.5-M875型。

某電廠的低溫水平過熱器全部布置于后煙井內(nèi)及省煤器上方，共分4組水平蛇形管，每組為99排，最后由垂直出口段從爐頂引出。每排蛇形管由5根聯(lián)管圈套彎，管子外徑Φ51 mm，橫向節(jié)距140 mm，在水平蛇形管最下面一組的入口端，采用了分叉管結(jié)構(gòu)。水平過熱器管子材料，下部及中下部管組全部為20 g，上部管組為15CrMoG。過熱器的主要設計參數(shù)見表1。

表1 過熱器不同工況主要參數(shù)

2 減溫水量偏大的主要原因及對機組產(chǎn)生的不利影響

2.1 減溫水量偏大的主要原因

鍋爐在運行中一直存在減溫水量偏大的情況，尤其是2009年以來隨著煤質(zhì)的變化，煙氣量增加，低溫過熱器對流換熱增多，過熱減溫水投入量經(jīng)常在80 t/h以上，甚至超過表計量程，大量的減溫水噴入影響機組的經(jīng)濟性和安全性。此外，低溫過熱器受熱面管子布置多，造成排煙溫度偏低，造成空氣預熱器冷端低溫腐蝕，影響空氣預熱器差壓及機組安全性。

近年來，隨著煤價的不斷上漲，實際燃用的煤種與設計值偏差較大，燃煤熱值遠低于設計煤種導致實際工況下低溫過熱器出口溫度高于設計工況下的溫度。表2為設計工況和實際運行工況下低溫過熱器出口汽溫情況。表3為實際燃煤與設計燃煤成分對比，可以看出燃用煤種的水分大、熱值低，是造成過熱器減溫水量偏大[2,3]的主要原因。

表2 設計工況和實際運行工況下低溫過熱器出口汽溫對比（ECR為鍋爐額定工況）

表3 實際燃煤與設計燃煤成分對比

2.2 減溫水量偏大對機組產(chǎn)生的不利影響

a）在當前的燃燒狀況下，運行中過熱溫度較高，投入大量的減溫水，其中高負荷時投入80 t/h甚至以上的減溫水，使電廠的經(jīng)濟性下降。

b）由于機組在實際運行中減溫水量大，燃燒過程中燃燒器擺角長期下擺到最大（-30°），使得爐膛燃燒不穩(wěn)，大渣含碳量偏高，甚至存在滅火的可能。

c）高加解列、汽機甩負荷后，給水溫度下降，此時增加燃料量會使爐膛出口煙溫升高，由于過熱器受熱面較多，減溫水量往往投到最大，此時機組負荷明顯受限，影響了電廠的經(jīng)濟性。

d）由于鍋爐長期運行再加上當前燃燒的煤種煙氣量較大使受熱面產(chǎn)生積灰和結(jié)焦，因此要頻繁投吹灰器。吹灰器沿吹灰路徑附近區(qū)域管子吹損嚴重，下部管子設計有防磨瓦，上部和靠爐前方向垂直管子及彎頭均沒有設計防磨瓦，頻繁的吹灰造成該區(qū)域管子有不同程度磨損，因此需要將這些部分修復。

3 低溫過熱器改造實施

過熱器的改造可以選擇減少低溫過熱器受熱面，減少屏式過熱器受熱面或者減少高溫過熱器受熱面[4,5]這些方法均能達到防止鍋爐超溫、減少減溫水量、提高機組帶負荷的能力的目的?？紤]到低溫過熱器受熱面的材質(zhì)等級最低，改造工作量較少，施工方便，所以選擇減少低溫過熱器受熱面。

低溫水平過熱器全部布置于后煙井內(nèi)及省煤器上方，共分4組水平蛇形管，每組為99排，最后由垂直出口段從爐頂引出。其中改造低溫過熱器的方案為減少低溫過熱器2/15的受熱面，見圖2，即割除吹灰器11號和吹灰器12號附近的吹損嚴重的管路。此方案減少的受熱面管路較少，能改善減溫水量偏大的問題，且給過熱器的減溫水留有一定的可調(diào)性。

4 過熱器改造前后的效果(見圖1、圖2)

4.1 改造前后過熱器阻力

改造后過熱器阻力稍有減少，在60%ECR工況下約減少40 kPa，85%ECR工況下約減少45 kPa，1號爐過熱器改造前后阻力對比見表4。

表4 1號爐造前后過熱器阻力對比 kPa

圖1 過熱器改造前示意圖

圖2 過熱器改造后示意圖

4.2 改造前后減溫水量和低溫過熱器出口汽溫

在燃用當前的高水分、低熱值煤種的狀況下，統(tǒng)計了改造前后的過熱器減溫水量、燃燒器擺角和排煙溫度等數(shù)據(jù)。改造前后的數(shù)據(jù)對比見表5。

表5 1號爐各工況調(diào)整前后減溫水量和低過汽溫對比表

由表5可見：減溫水量降低明顯，降低的減溫水量在10 t/h以上，燃燒器擺角有明顯改善，在60%ECR工況及以下負荷擺角角度由以前的下擺到最大（-30°）到現(xiàn)在能擺到水平位置甚至上擺8°。在不同負荷下低溫過熱器出口溫度減少約8℃，排煙溫度升高了約4℃。

4.3 改造后高加解列時運行工況

高加解列后給水溫度降低，鍋爐蒸發(fā)量下降，同時為保證鍋爐出力，必須增加燃料量，此時會使爐膛出口的煙溫比同樣負荷時高些加之煙氣速度的增加使對流過熱器的吸熱量增多，此時必須加大蒸汽側(cè)的減溫水量。過熱器改造后即使在高加解列后減溫水量仍然未投到最大，留有了一定的余度。改造后高加解列時與正常工況時的數(shù)據(jù)對比如表6所示。

由表6可見：高加解列后在50%ECR工況下，低過出口溫度升高了9℃，后屏過熱器出口溫度升高2℃，一級減溫器后平均溫度升高5℃，二級減溫器后平均溫度升高1℃，過熱器減溫水量升高12 t/h；在75%ECR工況下，低過出口溫度升高了11℃，后屏過熱器出口溫度升高10℃，一級減溫器后平均溫度升高10℃，二級減溫器后平均溫度升高1℃，過熱器減溫水量升高16 t/h，高加解列與正常工況各數(shù)據(jù)對比見表12。

表6 高加解列與正常工況對比

5 結(jié)論

a）低溫過熱器受熱面的改造，使過熱減溫水總量減小約10 t/h，等效焓降法計算約降低機組熱耗3.5 kJ/（kW·h），使供電煤耗減小 0.042 g/（kW·h）。

b）經(jīng)過低溫過熱器及其他受熱面的改造，燃燒器擺角可以在水平位置附近運行，解決了運行中長期向下擺到最大（-30°）及爐膛燃燒不穩(wěn)及大渣含碳量較高的問題，提高了鍋爐運行的安全經(jīng)濟性。

c）經(jīng)過低溫過熱器改造，吹灰次數(shù)大幅降低，提高了運行的可靠性和經(jīng)濟性。

d）過熱器改造后增大了對高水分、低熱值煤種的適應能力，提高了爐底水封破壞、高加解列和汽機甩負荷時防止過熱器超溫的調(diào)節(jié)余度，還提高了機組帶負荷的能力。

參考文獻：

[1] 趙慧傳，孫標．超臨界600 MW機組鍋爐末級過熱器管材服役現(xiàn)狀分析及改造建議[J]．熱力發(fā)電，2013，42（1）：1-4．

[2] 楊春龍．300 MW鍋爐過熱器減溫水系統(tǒng)改造方案[J]．華北電力技術(shù)，2006（6）：43-44．

[3] 黃俊杰．1 025 t/h鍋爐過熱器二級減溫器改造[J]．熱力發(fā)電，2014，43（3）：113-115．

[4] 許堯，孟建國 ．再熱器、過熱器減溫水過量的分析與改造[J] ．電站系統(tǒng)工程，2010，26 （6）：33-40．

[5] 劉超，劉輝．1 000 MW二次再熱機組塔式鍋爐過熱器與再熱器優(yōu)化改造[J]．熱力發(fā)電， 2017，46（8）：96-111．