电站锅炉高温受热面结构改造研究

田 甜， 杨 菁， 程建华， 王 璞

(1. 江苏利电能源集团， 江苏无锡 214400； 2. 上海发电设备成套设计研究院有限责任公司， 上海 200240)

我国煤炭资源分布极其不平衡，煤质特性也存在很大差异[1]。燃煤电厂对煤炭需求量大，往往会考虑运输能力、成本、政策等因素，所以很难燃烧单一煤种。某些炉型的锅炉对煤种适应性不佳，易结焦，给实际运行带来很大的困难。

笔者针对某电厂二期锅炉运行中因煤质原因导致过热器超温、再热器挡板无调节余地存在超温隐患问题，探讨了采用减少低温再热器的部分受热面，从而优化受热面结构的改造方案，为国内同类型机组的改造提供参考。

1 锅炉简介

该电厂二期4号锅炉为亚临界自然循环、一次中间再热挡板调温汽包炉，1998年投产。锅炉受热面布置见图1。

图1 锅炉受热面布置图

锅炉采用全钢悬挂结构、单炉膛、П形布置, 燃烧采用平衡通风、固态排渣方式，燃烧器采用旋流燃烧器集中前墙布置方式。炉膛水冷壁采用内螺纹管垂直膜式布置的结构，炉膛上部分别布置20片屏式过热器和28片高温过热器管屏，炉膛出口水平烟道折烟角区域布置71排高温再热器管；尾部烟道分前、后两个通道，其中前烟道水平布置蛇形管式再热器和19个回路的蛇形管式省煤器，后烟道布置蛇形管式低温过热器和9个回路的蛇形管式省煤器，前、后烟道的省煤器为并联式连接，有分开的进、出口集箱供输工质。过热汽温采用二级喷水减温控制，再热汽温采用烟道挡板调节并辅以事故喷水控制。为减少传热偏差的累积，在屏式过热器的进、出口各进行一次蒸汽交叉，高温过热器出口蒸汽从炉两侧主蒸汽管道引出并在炉前汇集为一根主蒸汽管后送至汽轮机侧。

2 运行现状与改造

该锅炉的炉膛设计尺寸和容积均偏小，其炉膛截面热负荷为144 kW/m3、容积热负荷为4 861 kW/m3，导致蒸发受热面不足；另外，锅炉炉膛上部布置大量高温过热器和高温再热器受热面，一旦煤质变化极易导致过热受热面、再热受热面与蒸发受热面之间的比例失调，易导致过热器、再热器出现超温问题，特别是燃烧易结焦的煤种时，炉膛水冷壁结焦将恶化蒸发受热面传热状况。

根据该锅炉的特点，采用减少低温再热器的受热面来达到优化设计的目的。改造方案示意图见图2。

图2 改造方案示意图

优化低温再热器受热面参数，将锅炉前烟道低温再热器中间一组受热面整体割除，并将该受热面的上部割管管口与下部割管管口处于同一竖直线上，新增直管段与两侧割管管口进行对焊。减少低温再热器截面3 501 m2，即低温再热器总面积的38%。

减少部分低温再热器的受热面，可以减少再热器吸热，降低再热汽温，从而使再热器挡板开度增大，恢复可调节性。由于尾部烟道是双烟道布置，过热器挡板开度随之减小，过热器吸热减少，过热汽温降低，从而使过热器减温水量减小，过热器减温水恢复一定的调节裕度。

3 理论计算与边界条件

3.1 理论计算

以各级受热面的进、出口烟气温度，进、出口蒸汽温度作为计算的基础数据，同时考虑炉膛的几何形状对炉膛内传热产生的影响，以此为依据进行定量计算。

3.2 边界条件

锅炉进行热力计算，须要进行锅炉燃煤的元素分析，校核过热蒸汽和给水参数、再热器进、出口蒸汽参数，其他相关机组参数以电厂提供为准。

3.2.1 蒸汽参数

机组蒸汽参数见表1。

表1 蒸汽参数

3.2.2 煤质参数

计算时采用了与目前实际运行接近的煤质数据，是锅炉检修后锅炉热效率试验时煤质化验元素分析数据的平均值，低位发热值是按门得雷夫公式由元素分析数据计算得到。该煤质参数见表2(表中煤质数据并非为某单一煤种的数据，而是根据锅炉近期实际燃用的一些煤种的分析数据，经处理拟合而成的)。

表2 煤质参数

4 计算结果与分析

4.1 性能校核计算结果

热力校核计算结果见表3。

表3 热力校核计算结果汇总

表3为机组现在运行的热力校核计算汇总，锅炉在该工况下主蒸汽质量流量为1 130 t/h，A、C、D 3台磨煤机运行。过热器减温水质量流量为192 t/h，占主蒸汽质量流量的17%，远大于设计值99 t/h。低温再热器侧烟道烟气份额为21%，理论上勉强在挡板的调节能力范围。由于炉膛结焦的原因，蒸发受热面吸热减少，过热器受热面吸热增多，导致过热器、再热器出口汽温过高。过热器通过增加减温水量来调节，再热器通过调整控制挡板开度来调节。通过调低再热器挡板开度的方法，控制了再热器的出口汽温。但是过热器挡板开度增大，增加了过热器的吸热，进一步增加了过热器的减温水量。实际运行中的过热器减温水量已经达到最大值，失去了继续调节过热汽温的能力，一旦机组运行工况恶化，会产生很大的安全隐患。

表4为改造方案热力计算结果。

表4 改造方案热力计算结果

表4为机组改造方案的热力计算汇总，锅炉在该工况下主蒸汽流量为1 130 t/h，A、C、D 3台磨煤机运行。过热器减温水质量流量为165 t/h，占主蒸汽质量流量的14.6%，比改造前降低了27 t/h，增加了过热器减温水的调节裕度。低温再热器侧烟道烟气份额为32%，再热器烟气挡板有了一定的调节裕度。主蒸汽温度、再热汽温均达到设计值。炉膛出口烟温降低1.8 K，排烟温度、锅炉效率基本不变[2]。

4.2 性能和壁温安全评估

改造后，主蒸汽温度和再热汽温不变，可以忽略对汽轮机安全性的影响。

对于锅炉侧，在校核和计算方案工况下，前烟道省煤器出口汽温由307.7 ℃变为317 ℃，增加了9.3 K，低温过热器出口温度由437 ℃变为443.7 ℃，增加了6.6 K。

根据评估结果，再热器改造后，即使考虑高温再热器管子壁厚负偏差，锅炉按照计算工况参数运行时，高温再热器炉内所有管排的管子许用壁温裕度均大于13 K，满足强度校核计算要求。

综上所述，改造后锅炉各个受热面满足锅炉运行的安全性要求[3]。

5 改造效果及评价

表5为改造后机组运行参数。

表5 改造后机组运行参数

改造后机组实际运行取得了以下效果：

(1) 主蒸汽参数和再热蒸汽参数都达到设计值，炉膛出口排烟温度、锅炉效率基本不变。

(2) 过热器减温水量减少30～40 t/h，过热器烟气挡板开度维持在55%～70%。

(3) 再热器烟气挡板开度维持在30%～45%。

主蒸汽温度和再热蒸汽温度的调节方式都有了一定的裕度，改造取得了预期的效果。

该机组为供热机组，通过改造有效解决了高负荷过热器、再热器的超温隐患，低负荷也能使再热汽温达到设计值。该改造方案是解决炉膛结焦情况下。假如炉膛未结焦，蒸发受热面吸热增加，在低负荷不抽汽工况时，该方案也最大限度地兼顾了在低负荷时的再热蒸汽温度偏低问题，尽量避免在低负荷时可能出现的欠温现象[4]。

6 结语

通过改造方案的理论计算与实际应用，可以得出如下结论：

(1) 热力计算结果显示，过热器减温水质量流量减少了27 t/h，再热器烟气挡板开度恢复至32%。改造后的实际运行中，过热器减温水质量流量减少了30～40 t/h，再热器挡板开度稳定在30%～45%，改造效果与理论计算结果相吻合。

(2) 假如解决了炉膛的结焦问题，蒸发受热面吸热增加，在不抽汽的工况下，低于180 MW负荷运行，再热器会出现明显欠温现象。