提升再热器汽温的方法和实践经验

提升再热器汽温的方法和实践经验【摘要】随着煤质的不断劣化，锅炉炉内受热面吸热量不断降低，而在今后我国对于300WM 以下机组建设数量的控制，原有的300WM 机组纷纷进行汽轮机通流改造，对汽轮机出力、发电机出力、主变压器输出线路进行增容，以期提高市场竞争力；同时因环境保护控制氮氧化物排放为重中之重的要求和发电企业建设资金的压力不断加大，在烟气脱硝改造前进行低氮燃烧器改造来降低投资的方法已成为主流思路和实际实施方法。

由此进一步引发了锅炉再热器出口温度的不断下降，一方面达不到汽轮机通流改造后的提效目的，另一方面大大降低了锅炉热效率，使得化学不完全燃烧热损失、机械不完全燃烧热损失、排烟热损失逐渐增加，机组运行能耗不断上升，严重的影响了各项经济指标。

在原有再热器系统的基础上，利用很小的空间和投入较少的费用通过技术改造达到提高再热器出口汽温和大幅度降低过热减温水的效果，本文提出了自己的独特的设计理念和观点。

【关键词】提升再热器汽轮机通流低氮燃烧器增容张家口发电厂3、4号炉设计参数和结构相同，是中间再热自然循环，单炉膛亚临界，燃煤汽包炉。

制粉系统：采用HP803中速磨直吹系统，配6台中速磨。

汽轮机通流改造后，再热器进口蒸汽温度降低，导致再热器出口汽温达不到设计参数，在300MW负荷下，末级再热器出口汽温一般在525℃左右，影响机组发电效率。

因此，拟通过调整再热器受热面积来提高再热器出口汽温，使得再热蒸汽参数达到设计参数，即恢复至540℃的再热器汽温。

通过对设计说明书，相关图纸及目前运行情况分析，提出以下几种可行方案对再热器受热面改造。

改造后再热蒸汽参数达到设计值，且各再热器壁温在安全范围内，锅炉出力不受影响，不会给机组其它受热面带来不良影响。

1 进行再热器受热面增容的分析2010年1至8月份再热器出口温度完成的平均值为537.4℃，比设计值低2.6℃，为了寻求原因，提高机组运行经济性，开展了100%、75%、50%三个工况的再热汽温调整试验。

通过以上三工况试验结果表明3号炉过热器喷水量较大，主蒸汽压力较设计值低。

由于高加温升达不到设计值，造成最终给水温度达不到设计值，额定工况最终给水温度设计值为270℃，目前只有252℃，与设计值相差18℃。

计划更换3号高加，从而提高给水温度。

即使3号机组在目前运行水平下对高加进行改造使得给水温度恢复至原设计值，在汽轮机通流改造后再热器入口汽温也会降低，进而会影响再热器的出口汽温。

再热器入口汽温降低可以通过燃烧器摆角向上摆动提高再热器吸热量，进而提高再热器出口汽温。

但是燃烧器摆角向上摆动，炉膛出口烟气温度升高，过热器吸热量增大，会导致过热器减温水量增大，而锅炉目前运行100%负荷下，过热器减温水流量已达100t/h左右，处于较高的水平。

该过热器喷水量较大的一个原因为省煤器进口水温较低、导致蒸发吸热量和过热吸热量的匹配不佳造成的。

燃烧器摆角长期向上摆动造成屏式过热器底部结渣现象的不可避免，且火焰中心上移，在再热器吸热面积不变的前提下，使得高温过热器处烟温高，吸热量增加造成过热减温器喷水量大。

因此，需要适当增加再热器受热面积，在燃烧器摆角水平的情况下（100%负荷），提高再热器吸热量使得再热器出口汽温达到设计参数，同时减少过热器减温水的投入量。

2 受热面改造边界条件的确定对锅炉再热器改造计算依据有以下几点：（1）锅炉原设计参数；（2）锅炉运行参数；（3）锅炉在汽轮机通流改造后的运行参数；（4）结合机组运行特性及汽轮机通流改造后，再热器进口汽温能够达到的水平。

3 改造思路在保证锅炉出力、锅炉效率不低于改造前等经济参数外，通过改造提高再热器出口蒸汽温度至设计参数，且保证再热器各级受热面管材壁温在安全范围内，使得锅炉安全稳定的运行。

再热器进口汽温、压力、流量一定的情况下，提高再热器汽温最为有效的办法为增加再热器受热面积，增加再热蒸汽的吸热量。

考虑对于已服役机组受热面增加后受空间、施工条件的限制及改造成本等限制，从以下几种思路来分析。

（1）增加壁再的面积，中温再热器和高温再热器保持不变。

（2）在屏式再热器和末级再热器集箱不开孔的情况下，通过三通管增加屏式再热器和高温再热器管圈数量，从而增加中温再热器和高温再热器的受热面积。

（3）在减少投资和保证安全可靠性的基础上，根据再热器受热面不同位置的材料分界线进行热力计算，防止出现超温和过热造成再热器受热面处发生爆漏事故。

4 不同改造方案的筛选4.1 增加壁再面积的方案屏再和末再保持不变。

此方案实施后，便于利用燃烧器摆角对再热汽温进行调节。

3号、4号锅炉的壁式再热器垂直布置在炉膛大屏区，紧贴前墙和两侧墙水冷壁，并固定在水冷壁上，管子规格为Ф60×4mm，材料为12CrlMoV。

共360根管子（前墙180根，两侧墙各90根）节距60.96mm。

参照4号机组汽轮机通流改造后再热器进口汽温降低14℃，为使壁再温升提高14℃，壁再受热面向下延伸3.5m，增加受热面积76.8㎡。

采用该方案使得再热器辐射吸热比例增大，再热器随负荷变化，再热器汽温调节较为灵敏，且中温再热器和高温再热器均无需变动。

4.2 增加中温再热器的方案通过增加中温再热器受热面积来提高再热器的吸热量。

通过热平衡计算可知，该部分受热面需要增加约原设计中温受热面积的13%，约270㎡。

保持壁再不变，中温再热器进口集箱和高温再热器出口集箱不变动不开孔的情况下，通过三通管增加中温再热器管圈数，增加中温再热器受热面积。

中温再热器进口顶棚外圈管和第二圈管分别增加三通管，使得中温再热器14根套变为16根套。

增加的该两圈管通过炉内短路直接通过三通连接到高温再热器内圈管，考虑到增加三通后，中温再热器和高温再热器各管圈流量重新分配，存在同屏各管圈流量再分配的问题需要对其进行流量偏差计算，进而对管圈进行壁温计算，确保改造后，中温再热器和高温再热器管壁不超温，安全可靠，且新增的受热面根据壁温分布合理选材。

4.3 中温再热器和高温再热器都增容的方案通过增加中温再热器和高温再热器受热面积来提高再热器的吸热量。

通过热平衡计算可知，该部分受热面需要增加约原设计中温再热器和高温再热器受热面积9%。

即约330㎡。

保持壁再不变，中温再热器顶棚引入管最外圈管和第2圈管分别通过增加三通的形式，中温再热器增加2圈受热面，高温再热器增加1圈受热面。

即中温再热器为29排，每排16根管圈，高温再热器为58排，每排8根管圈。

考虑到所需新增受热面面积及受热面改造后同屏流量分配及同屏出口汽温偏差问题，需要对中温再热器外4圈适当缩短。

该改造方案中新增管圈需要穿顶，施工过程工作量大，且原有的中温再热器外面两个管圈均需要缩短，但对同屏出口汽温及偏差调节更为有利，该方案能满足改造要求，再热器汽温可以达到设计值。

4.4 中温再热器增容的优化方案该方案在方案2的基础上稍作调整，中温再热器增加三通结构在顶棚内，而出口三通管在顶棚管以上位置，集箱管接头处。

采用该方案使得高温再热器内圈管出口汽温降低，即高温再热器同屏出口汽温偏差降低，从降低同屏热偏差的角度分析考虑该方案优于方案2，但安装工作量也大于方案2。

采用该方案受热面比方案2稍多，能满足改造要求。

5 最终方案的确定及说明（1）通过中温再热器炉外三通管变化，将中再原设计14根套管增加为16根套管，新增2根管出中再后直接进入高再出口集箱。

（2）中温再热器新增2圈管炉内部分前段为12Cr1MoV，下部及后面高温区为T91；炉内管子规格均为：Φ60×4。

新增2圈管出口炉外连接管均为T91，规格分别为：Φ42×4和Φ38×4。

（3）将中温再热器原设计第1根和第2根出口炉外连接管的管子规格进行调整，以改变同屏流量偏差分布。

将原结构第1根管的炉外连接管规格变为Φ51×4；将原结构第2根管的炉外连接管规格变为Φ51×4和Φ42×4。

（4）中温再热器新增2圈管的外1圈管，在有吹灰器的位置相应增加防磨罩，以防止蒸汽吹损新增管子。

（5）再热器改造方案新增中温再热器受热面积为：323m2；计算再热器额定工况温升增加约14℃。

6 中温再热器增容改造后的效果说明根据再热器改造后的运行记录，在启动初期，再热器出口汽温与设计值有一定偏差，主要有三方面原因：（1）设计时未考虑燃烧器标高变化导致的炉膛出口烟气温度的变化，根据分析，约降低28℃；直接导致再热蒸汽传热温压降低；（2）由于燃烧器系统改造，启动初期因炉膛比较干净，蒸发吸热量较多，使得蒸发吸热量与再热蒸汽吸热量匹配比例失衡；（3）汽包炉的汽温特型决定负荷大幅变化时易出现汽温波动现象。

目前运行时，在大多数情况下，正常运行时再热汽出口汽温已基本达到设计值，且燃烧器摆角水平略偏下，再热汽仍然具有较大的调节裕度。

通过此次3号机组中温再热器增容改造，基本可以满足高温再热器出口温度在中、高负荷时（160WM以上）达到540℃以上（可运行低磨1-5号磨），在低负荷时（150WM左右）可通过运行高磨（2-6号磨）或将燃烧器摆角提高进行调整也可基本满足运行要求。

7 结语通过中温再热器增容改造，可以将再热器出口汽温提升到原始设计参数，降低汽轮机末级的蒸气湿度，减轻了湿汽对汽轮机末级叶片的冲蚀，有效满足了汽轮机安全运行的需要。

同时，由于汽轮机中压缸进汽温度得到提高，使得蒸汽焓值增加。

由于低压缸有效焓值增加，作功能力增加，可以增加汽轮机的相对内效率，使机组的运行效率有一定的提高。

有关资料显示，汽温每降低10℃会使循环热效率相应降低0.5%，改造可以使再热汽温提高，相应会使循环热效率也提高，其影响是相当可观的。

通过再热器增容改造，还增加了再热器的吸热能力，降低了高温过热器的超温可能，可减少过热器减温水约40吨/小时，保证了机组的安全、可靠、经济运行。

因编写时间仓促，在细节上阐述不是非常详细，请各位专家斧正。

谢谢！参考文献：[1]胡荫平.《电站锅炉手册》.北京：中国电力出版社，2005.[2]徐经华，何玉书.《300MW机组运行、检修岗位技术培训教材》.[3]丁明舫.《锅炉技术问答》中国电力出版社，2002年.[4]唐晓飞.《吹灰蒸汽对炉内受热面的吹损的分析》.华北电力技术，2008年.[5]唐晓飞.《张电8号炉尾部受热面吹损现象分析》.大唐张电技术，2007年.[6]《张电3号锅炉中温再热器增容改造试验报告》.2011年.。