军粮城发电厂670th锅炉提高再热汽温探讨

　　交流与探讨军粮城发电厂670t/h锅炉提高再热汽温探讨天津军粮城发电厂常雪梅天津市电力公司发电部王欣天津电科院孙龙鬼周连升周义刚内容提要提出了原再热器运行中存在的问超，分析了再热汽偏低的原因，通过论证后的改造方案实施后，取得了可观的安全经济效益。

　　-1型锅炉，一次中间再热单汽包自然循环固态排渣煤粉炉，与200MW汽轮发电机组成单元机组。使用烟气挡板调节再热汽温，自投产以来，一直存在再热汽温偏低问题，这严重影响机组的安全性和经济性。基于以上原因，对8炉进行汽水系统焓升试验，分析造成再热汽温偏低的主要原因，*后根据锅炉实际运行情况及受热面布置并在广泛征求有关专家意见的基础上提出进行低再改造，解决再热汽温偏低的设计方案，并在8炉大修完成低再改造项目。

　　1运行中发现的问铨1.1锅炉正常方式运行机组在200MW工况时再热汽温低只有520*C左右，严重影响锅炉运行的经济性，造成了整套机组热效率降低，供电煤耗升篼、汽机低压缸尾部蒸汽湿度增大，对末级叶片安全运行构成威胁。

　　1.2为提高再热汽温被迫改变运行方式，加大送风置，抬高火焰中心，造成后屏过热器下弯头M过热，高温过热器也存在超温现象。

　　1.3为提高再热汽温，靠烟气挡板调整来维持，在200MW负荷下长期关小过热器侧的烟气挡板开度为40%，再热器侧的挡板开度为100%，才能维持再热汽温度在533左右运行。仍然达不到设计值。

　　1.4由于主烟道挡板开度大，使主烟道内的低温再热器、省煤器磨损非常严重，造成受热面泄漏。

　　2再热汽温偏低原因分析21通过热力试验和热力校核计算结果比较，发现高、低再热均存在受热面积布置偏小，造成再热蒸汽系统焓升不足，再热蒸汽温度偏低的主要原因。

　　2.2煤种变化对汽温影响原设计选用山西混煤（烟煤）。设计煤种与使用煤种的元素分析数据见表3.表I烟煤成份比较（应用基）项目单位断煤种灰份水份低位发热量由上表可见，目前燃用煤种较设计煤种变化很大，灰份减少、燃料低位发热量提篼。由于燃料低位发热量的升篼而必然减少燃料的消耗量，从而使对流受热面的烟气流速减小，对流传热减弱，使过热汽温和再热汽温不能保持在缺值。

　　3改造方案由于再热汽温偏低的主要原因是再热器受热面不足、实用煤质较设计煤种变化较大使现有锅炉受热面布置已不适应锅炉现在的燃煤特性，在实际运行中对流换热量不足造成的，因此应增加再热器受热面积，提高对流换热量，以保证在正常运行条件下，再热汽温能达到设计值。由于篼再区域烟温较高，因此受其工作安全性及周围空间较小考虑的限制，不宜在此增加受热面，而低再上方转向室有比较大的空间，容易布置新增的受热面，且其所处区域烟温相对较低，工质温度也较低，其工作安全性还是有保证的。

　　为弥补因对流换热量不足造成的再热器出口汽温偏低的问题，提出低再改造的前提条件是使额定工况下篼再出口汽温提篼5C.基于以上考虑，并进行了相关的调研工作，根据运行实测数据进行有关热力设计计算数据见表2.我们设计了下述方案，将低再104片管屏的外圈四根管加长7.6米，增加低再受热面积414.6平方米，在主烟道烟气份额0.55时可使再热器温提篼到538丈。增加受热面实际安装装置见附图。

　　表2低再改造后热力计算数据项目低温再热器高温再热器受热面积（m1）过剩空气系数烟气进口温度（）烟气出口温度（丈）介质进口度（）介质出口温度（*C）低温再热器水力损失由。1213MPa增加到0.1243MPa，再热器系统水力损失由0.24MPa增加到0.243MPa，阻力增加幅度很小，不影响介质流动。

　　本方案改动量小，实施起来比较容易。

　　增加受热面呈水平布置，由1M屏共416根管组成，其中短管384根、长管32根，其使用的12CrlMoV管，横向节距113mm，纵向节距55mm.低温再热器采用局部防磨（1）布置在管子弯头部分，（2）布置在紧靠两侧包墙的各一排蛇形管上防止烟气对低再管壁的冲刷。

　　4改造试验结果与分析4.1低再速度场及烟气挡板性能试验在冷态下，不同烟气挡板开度下分别测量主、旁烟道内风速，以便确定不同烟气挡板开度下，主、旁烟道内烟气份额。测量数据见下表：表3不同挡板开度下烟气份铪工况1工况2工况3工况4目再热过热再热器侧挡板开度1点贴6点财平均风速趣值面积比雕值烟气份额由上表可见，在目前8炉运行中主、旁烟道内烟气份额之比为0.59AJ.41，并且比值随过热器侧烟气挡板开度增加而减小，*后当两烟气挡板开度均为100%时，由于烟气本身的惯性使位于后侧的旁路烟道内烟气份额偏大比值4.2低再改造后效果试验本试验在机组正常运行后进行，分三个工况进行（1）200MW负荷，投上三层火嘴，按原运行方式运行，对比改造效果；（2）200MW负荷，停4层一个火嘴，开1层一个火嘴，观察调整裕度；（3）170MW负荷，停4层2个火嘴，开1层一个火嘴。

　　表4再热汽升、焓升对比项目单位改前值设计值工况一工ar低再人a汽温低再出口汽温低再置升低再焓升*再进口汽温高再出口汽温离再温升高再焓升4.2.1由上表数据可见，在满负荷状态下，改造后低再焓升是改前的1.14倍，是设计值的1.02倍，较改前有很大改善。按设计条件折算，低再出口汽温较改前提篼17、篼再出口汽温较改前提篼8. 4.2.2从工况一变化到工况二状态，将4层主汽参数及再热器参数均能达到设计要求及运行规程的规定（其中低再温升、焓升均超过设计值〉，可见低再改造后，为合理调整运行ft（降低炉壁出口温度、减少主、旁烟道两侧烟气偏差等），达到更佳运行状态，保证锅炉安全生产，提供了较大的调整裕度。

　　4.2.3在运行中对低再区域参数在线监测M下表项目管壁温度（*c）20排40排60排80排工况一工况二工况三从上表可看出，运行中低再出口管壁温度实测值大约为460*C ~500洌驮偈褂霉懿谋21MV的许用温度为580，因此其使用寿命还是有保证的。

　　S改造实施后经济效益分析：5.1低再出口汽温较改前提篼17T，篼再出口汽温较改前提篼8*C，按200MW机组再热汽温每提篼10发电煤耗降低lg/kWh，每年每台运行6000小时计算，本次改造提篼再热汽温8*C，每年每台机组节约标煤960吨，可节省运行费用24万余元95.2根据运行数据可知，低再改造后空预器前烟温下降25左右，按排烟温度每降低10*0，煤耗降低2.2kWh，年每台运行6000小时计算，每年每台机组节约标煤6600吨，可节约运行费用165万元。

　　5.3低再改造后也缓解了主烟道再热器、省煤器磨损问题平均每年减少因磨损泄漏造成的停炉检1-2次，按每次停炉3天计算200MW机组可多发电480万千瓦时，经济效益达96万元。

　　5.4低再改造后，可以根据寒际运行状况，将炉It火焰中心适当下移，在一定程度上缓解了炉膛出口后屏过热器及篼过的超温过热问题，降低后屏及篼过的爆管几率，提篼机组运行可用率。