670 t／h锅炉低温再热器改造

电力18讯：    1 概 述
       镇海发电厂3～6号炉为DG670／140－8型中间一次再热超高压自然循环煤粉炉，设计再热汽温540℃、主汽温度540℃。低温再热器及高温再热器（以下简称低再及高再），传热面积分别为5250、1212 m2。锅炉配备两套钢球磨中间储仓式制粉系统。再热汽温主要通过布置在省煤器后的低过侧与低再侧的烟气挡板进行调节，并在低温及高温再热器之间设有微量喷水作为辅助调节，低再进口设有事故喷水。在大屏过热器与后屏过热器及后屏过热器与高温过热器之间分别设有一、二级减温器。实际运行中出现以下问题：
    （1）再热蒸汽温度偏低   
　　锅炉设计满负荷运行时低过侧与低再侧烟道挡板均在100％开度下运行，主汽温度能达到540℃，但实际运行时再热蒸汽温度仅达525℃，此时的一级减温水流量约为10 t／h，二级减温水流量基本为零。为提高再热蒸汽温度，采用关小过热器侧烟气挡板开度至40％左右运行，才使再热蒸汽温度、主汽温度达到535℃左右，而一、二级减温水流量基本为零。
    （2）低温再热器易磨损   
　　机组运行至1994年相继多次出现低再侧省煤器及低再由于管壁被烟气磨损减薄发生的爆管事故，管壁厚度已减薄至2．0 mm以下（原管子规格Φ42×3．5）。由于蛇形管管排布置较密，检修时检查难度较大，在管排深处泄漏的管子处理困难，仅在进出口集箱处进行封堵，带来了再热汽温低与磨损加剧等问题，导致泄漏。为了解决该问题，在分析原因和试验的基础上对低再进行了增加受热面积的改造，在1998年6号机组大修时实施，达到了预期的目的。

2　原因分析

2．1炉膛出口烟温偏低
    实际燃烧煤种与设计煤种相差太大，炉膛出口烟温偏低，低再侧烟速过高。实际煤种与设计煤种对比见表1。



     由于设计煤种为贫煤，而实际燃用烟煤且挥发份高达36．46％，煤粉着火提前，造成炉膛出口烟温远低于设计值。从两种煤种的热力计算结果对比可以看出（见表2）煤种变化后炉膛出口烟温低于设计值约40℃，为了提高再热蒸汽温度必须将低再侧的烟气份额提高到0．60，此时低再侧的烟气流速升高到约11 m／s左右，烟气加剧了低再的磨损。
2．2炉膛设计受热面过大

　　锅炉设计时炉膛部分蒸发受热面布置过多，实际炉膛出口烟温低于设计值。
    早期670 t／h锅炉设计采用苏联57热力计算标准，后期采用73热力计算标准，73标准虽考虑了炉膛最高温度点对炉膛出口烟温的影响，但未考虑炉膛形状的影响。我厂670 t／h锅炉按73热力计算标准进行设计，为了降低飞灰可燃物，炉膛设计成瘦高型，燃烧器轴线至炉膛出口的距离与炉膛当量直径之比h／hdl＝2．1。据有关文献介绍，当h／hdl超出1．65～1．75范围时，实际运行的炉膛出口烟温低于设计值约80～100℃。据了解广西柳州电厂与贵州清镇电力670t／h锅炉也同样存在该问题。设计时炉膛蒸发受热面布置过多，造成以对流吸热为主的再热器吸热量减少，致使再热蒸汽温度偏低。




2．3制粉系统运行方式的影响
    我厂目前制粉系统由于细粉分离器效率较低，三次风带粉量较大，且粉较细，三次风喷口又布置在燃烧器最上层，当制粉系统运行时由于炉膛出口烟温略有升高，再热汽温会有所上升。但实行两炉三磨节能运行方式后，再热汽温难以维持在535℃以上，如增大上排给粉机转速则飞灰可燃物会上升，使锅炉效率下降。所以常规运行均采用进一步关小低温过热器侧烟气挡板，增加低再侧烟气流速的办法来提高再热蒸汽温度，这样加剧了低再的磨损。

3 改造前的摸底试验及改造方案的确定
3．1摸底试验情况
    为了确定改造方案及为热力计算提供正确的计算参数，改前进行了摸底试验。当燃用实际煤种，将过热器侧和再热器侧挡板同时逐渐调整到100％开度时，低再出口汽温从465℃下降到446℃左右，此时的二次汽温从537℃下降到528℃，在主汽温度维持537℃不变情况下，减温水量则从5t／h增加到15t／h。氧量维持4．5％不变，排烟温度略升高3～5℃。在试验期间记录了给水温度、低再进口蒸汽温度、主蒸汽温度，高再金属壁温等，并对再热蒸汽流量进行了实际测量。

3．2改造方案提出及实施
    根据以上原因分析可知，造成再热汽温低及低再严重磨损导致泄漏的主要原因是炉膛出口烟温偏低。如果在炉膛部分增加卫燃带或减少部分屏过受热面积，减少炉膛吸热量来提高炉膛出口烟温以利提高再热蒸汽温度，则将增加排烟热损失并有可能造成屏过超温，可能会得不偿失。根据摸底试验结果，如果增加低再的受热面积，在烟气挡板均在100％开度，高再金属壁温不超温等情况下维持低再出口温度465℃左右，既能减轻低再的磨损又能维持较高<