锅炉作为火力发电厂的三大重要设备之一, 其安全经济运行对机组有重要意义。长期以来, 锅炉受热面超温问题困扰着很多电厂的稳定运行, 韩城二厂600MW锅炉主、再热减温水流量偏大, 屏过超温, 过热器减温水流量异常偏大现象。韩城二厂借鉴金堂电厂、托克托电厂的技术改造前期调研数据和思路, 结合本厂3号锅炉实际情况, 开展受热面改造工作。国内相关锅炉改造情况如表1-1所示。
本文对锅炉进行了炉膛辐射传热计算、对流受热面传热计算等校核计算。进而分析出影响锅炉效率的主要原因为锅炉实际运行中蒸发受热面的吸热比率比设计值小、低过受热面的吸热比率比设计值大。因而本文以锅炉受热面热负荷重新分配作为研究对象, 提出切实可行的低温过热器及所在侧省煤器、低温再热器及所在侧省煤器受热面改造方案, 通过对改造后热力试验数据的计算和分析, 总结受热面技术改造的成果, 为提高机组运行的安全性和经济性提供技术支持。
1. 韩城二厂600MW锅炉设备状况及性能试验
韩城二厂600MW锅炉为东方锅炉厂有限责任公司设计生产的亚临界参数、自然循环、前后墙对冲燃烧方式、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、尾部双烟道、全钢构架的型汽包炉。
锅炉炉膛断面尺寸为20.7×16.744m, 炉膛容积为18218.5m3, 炉膛高热负荷区域采用内螺纹管膜式水冷壁, 水循环方式为自然水循环, 炉膛上部布置有屏式过热器、高温过热器, 遮焰角后部水平烟道布置有高温再热器, 后竖井双烟道分别布置水平低温过热器、低温再热器和省煤器。烟道下部布置有两台三分仓容克式受热面回转空气预热器。
评估锅炉运行效率, 应用最广泛的方法就是评估锅炉热损失。国标中将锅炉损失分为排烟损失、固体未完全燃烧损失、化学未完全燃烧损失、物理未完全燃烧损失、散热损失等几部分计算。本文以国标为标准进行分析和计算。这种方法的优点在于:不必直接计算很复杂的锅炉各部分的换热效率, 通过得到各分项的损失值, 从而可以分析出影响锅炉效率的因素。
1.1 锅炉效率的计算方法
1) 锅炉热效率按反平衡法 (热损失法) 计算, 计算公式如下:
式中:η——锅炉热效率/%;q2——排烟热损失/%;q3——可燃气体未完全燃烧热损失/%;q4——固体未完全燃烧热损失/%;q5——锅炉散热损失/%;q6——灰渣物理热损失/%。
2) 排烟热损失q2
排烟热损失q2为末级热交换器带走的物理显热占输入热量的百分率, 按下式计算:
式中:Qr——输入热量/KJ·Kg-1;Q2——排烟带走的热量/KJ·Kg-1;
被排烟带走的热量按下式计算: (2-3)
式中:Q2gy——干烟气带走的热量/KJ·Kg-1;Q2H2O——烟气所含水蒸气的显热/KJ·Kg-1;
干烟气带走的热量按下式计算:
式中:θpy——排烟温度/℃;t0——环境温度/℃;Cp.gy——干烟气从t0至θpy的平均定压比热/KJ· (m3·K) -1;Vgy——每千克燃料燃烧生成的干烟气体积/m3·Kg-1。
3) 化学未完全燃烧热损失q3
4) 固体未完全燃烧损失q4
式中:Q4fh——排烟携带的飞灰中未燃尽的颗粒造成的机械未完全燃烧损失;Q4hz——锅炉排出的灰渣中未参加燃烧或未燃尽的颗粒造成的机械未完全燃烧损失。
5) 散热损失q5
式中:q5e——锅炉额定蒸发量下的散热损失/%;De——锅炉的额定蒸发量/t·h-1;D——锅炉效率测定时的实际蒸发量/t·h-1。
6) 灰渣物理热损失q6
式中:tlz——由炉膛排出的炉渣温度/℃;t0——环境温度/℃;Clz、Cfh——分别为炉渣和飞灰的比热/KJ· (Kg·℃) -1。
1.2 锅炉性能试验及结果分析
锅炉性能试验的目的是:确定锅炉效率;确定锅炉的各项热损失;确定不同运行工况下的各项经济指标, 制定合理的运行操作守则。
不同负荷工况下的磨煤机运行方式如表2-1所示。
从表2-2可知, 工况1锅炉效率ηb=92.493%, 比B-ECR工况保证热效率 (ηb=92.8%) 低0.307%, 主要是由于未燃尽碳热损失比设计值高0.815%;工况8锅炉效率ηb=93.334%, 比保证热效率 (ηb=92.8%) 高0.534%。
从表2-2, 表2-3可知:
1) 减温水量:
工况1 (600MW) 锅炉减温水总量为291t·h-1, 是设计值 (36.1t·h-1) 的806.09%, 远远高于设计值, 也远大于锅炉厂家保证值 (在任何工况下减温水总量不超过220t·h-1) 。有个别点超过壁温报警点, 接近壁温限额, 在工况变动情况下, 极易造成管壁超温, 影响锅炉运行安全。为了满足一级减温水量, 保护屏式过热器管壁温度不超温, 运行人员通过节流给水主电动门, 提高给水母管压力, 造成给水泵后和汽包差压增大, 分别为2.9MPa和3.8MPa, 严重影响给水泵和机组运行的安全性。
工况2 (450MW) 锅炉减温水总量为192.53t·h-1, 远远高于设计值 (91.98t·h-1) 的150% (137.97t·h-1) 。为了满足一级减温水量, 保护屏式过热器管壁温度不超温, 运行人员通过提高给水压力, 节流给水主电动门, 造成给水泵后和汽包差压增大, 达到了2.62MPa, 严重影响给水泵和机组运行的安全性和经济性。
工况3 (300MW) 减温水总量为117.42t·h-1, 和设计值117.93t·h-1相差不大。
600MW和450MW时, 一、二级减温水量差异很大。一级减温水量很大, 给水泵必须提高转速, 提高压力才能满足要求, 且减温水量严重超量程;二级减温水量很小, 很容易满足。
2) 管壁温度:
在减温水异常大的情况下, 管壁温度在600MW、450MW工况下, 屏式过热器、高温过热器和高温再热器受热面均有个别点管壁温度超过报警值, 在300MW工况下, 屏式过热器、高温过热器有个别点管壁温度超过报警值。说明负荷越高, 超温越严重;如果工况发生变动, 特别是下层磨停运, 上层磨启动时, 减温水严重不足, 管壁会大幅度、大面积超温, 并且通过运行调整无法控制, 造成下层磨煤机无法停运检修, 锅炉管壁如此长期超温得不到解决, 严重影响机组运行安全性。
3) 主汽温度:
600MW和450MW时, 低温过热器出口蒸汽温度高于设计值40~50℃。
2. 锅炉热力校核计算
2.1 热力校核计算
参照DL/T5240-2010《火力发电厂燃烧系统设计计算技术规程》以及 (苏) 《锅炉机组计算标准方法 (1973年) 》, 采用手工建模的方法分析燃烧产物的特性、计算炉膛出口烟气温度。对于炉内传热计算, 本文采用我国锅炉制造行业一直沿用的原苏联1973年热力计算标准零维模型—古尔维奇法来进行计算。对流受热面热力计算的基本公式有三个, 包括烟气的对流放热公式、工质的对流吸热公式和对流传热公式。对流受热面的结构确定较为简单, 由蛇形管得到的屏, 在计算时按平面计算其受热面面积,
根据锅炉日常实际燃煤, 在受热面原布置下, 在不同负荷条件段, 对锅炉及其受热面进行全面的热力校核计算, 掌握各受热面的吸热量及过热器一、二级减温水总量的变化情况。应对不同负荷下各级受热面的吸热量和吸热比率进行计算, 对比分析各级受热面的具体吸热情况。热力校核计算参数、实际运行参数、设计参数对比分析如表3-1所示:
从校核计算结果和实际运行参数的对比结果看, 各个负荷下, 计算结果和实际运行参数吻合良好, 说明针对该锅炉进行的热力校核计算结果是可靠的, 所使用的计算方法及确定的相关经验系数可以用于后续改造方案的热力计算中。
但是, 校核计算结果、实际运行与设计参数相差很大, 应对不同负荷下各级受热面的吸热量和吸热比率进行计算, 对比分析各级受热面的具体吸热情况。不同负荷下各受热面吸热情况如表3-2、表3-3所示。
2.2 韩城二厂锅炉受热面超温问题的分析
2.2.1 炉膛设计偏小
韩城二厂600MW锅炉结构设计时采用的热负荷指标不合理, 炉膛容积放热强度qv及断面放热强度q F在设计时采用了推荐上限值的均值, 导致炉膛设计偏小。在实际运行中, 煤粉燃烬区高度不足, 未完全燃烬就已进入过热器区域, 造成炉膛出口烟温升高。
2.2.2 受热面的布置与热负荷分配不合理
各负荷下锅炉实际给水温度比设计值高6~12℃时, 锅炉蒸发受热面的产汽量还严重不足, 最终导致使用大量的过热减温水, 表明设计时高估了炉膛水冷壁和省煤器的吸热能力。
2.2.3 受热面布置不合理造成锅炉过热器管壁超温
锅炉实际运行时, 低温过热器出口汽温比设计值大, 从而使屏式过热器内部工质平均温度偏高, 使屏过管壁温度比设计温度高, 在烟气流动与温度偏差的共同作用下在管壁局部就容易发生超温现象。
2.2.4 受热面布置不合理造成过热器减温水量大
由于锅炉受热面布置不合理导致实际运行中蒸发受热面的吸热量比率比设计值小, 省煤器出口温度偏低使炉膛水冷壁的产汽能力不足。再加上设计时使低温过热器布置过多, 在蒸发受热面产汽量不足的情况下, 使低温过热器实际出口汽温比设计值大, 造成后续高温受热锅炉受热面金属管壁超温。
3. 锅炉受热面改造及效果分析
3.1 改造方案确定
根据试验对3号炉的性能分析, 制定受热面的改造方向为减少部分低温过热器, 并在后竖井增加了一定数量的省煤器受热面, 在原受热面布置的基础上, 其他受热面不变, 将低再侧省煤器纵向增加12排, 并将增加部分的光管变为膜式换热器;将低温过热器受热面总共去掉5圈 (40排) , 并将低温过热器最下面一组变为省煤器。即低再面积不变, 低过换热面积减少一半 (25086m2-8362m2-2787m2=13937m2) , 低过侧省煤器增加8362m2, 低再侧省煤器增加2982m2, 改造前、后尾部烟道受热面如图4-1、4-2所示。
3.1.1 切除部分低温再热器
切除部分中组和下组水平低温再热器受热面, 为增加足够的省煤器受热面, 对后竖井前烟道低再受热面进行调整, 即低再进口集箱出口蛇形管直接引入中组低再受热面, 引入管在结构布置上靠前包墙侧, 这样, 相当于使低温再热器受热面沿烟气流向缩减了3个管圈共计30排管子。
3.1.2 增加低再侧省煤器
在后竖井前烟道削减低温再热器空出的位置, 改为布置省煤器受热面, 新增加的省煤器受热面规格与原设计保持一致, 省煤器蛇形管为两管圈绕, 横向节距S1=115, 横向排数178, 纵向节距S2=71.1纵向排数24, 逆流布置。
3.1.3 切除部分中组低温过热器
低过受热面从中组第二圈断开, 作为低过的引入口, 改造后低过共剩两组, 上组为3圈, 下组为1圈, 共计减少了5圈 (原中组2圈和原下组3圈) 30排的管子。
改造后的给水进入省煤器的流程为:下组省煤器进口集箱——下组省煤器蛇形管——下组省煤器出口集箱——中间吊挂管——上组省煤器进口集箱——上组省煤器蛇形管——上组省煤器出口集箱——省煤器吊挂管。
3.1.4 增加低过侧省煤器
为节省现场改造工作量和投资, 充分利用原有受热面, 将原下组水平低过管圈 (Φ57mm×7) 直接改变流程, 转换为省煤器受热面。具体方案为:在原低过侧省煤器中间集箱吊挂管位置正上方 (标高45028mm) 增加一组中间集箱, 利用原吊挂管连接上下两组中间集箱;将新增加的上组中间集箱作为上组省煤器 (即原低温过热器下管组) 的引入集箱, 并按照原省煤器中间集箱规格, 再增加一组上上中间集箱 (标高48490mm) 作为上组省煤器的出口集箱, 最后按原设计结构, 恢复省煤器吊挂。
3.2 锅炉受热面改造后热力试验及效果评价
为了检验锅炉受热面改造后的效果, 韩城二厂600MW锅炉大修完稳定运行一个月后, 通过在与受热面改造前试验条件相同的情况下, 分别对锅炉100%、75%、50%负荷下的运行参数进行了跟踪监测, 改造后采集的数据与改造前的对比如表4-1、4-2所示。
从表4-1可以看出:
1) 锅炉在满负荷运行时的主/再热汽温度与改造前的运行参数基本相同, 在450MW和300MW工况下的主汽温度平均比改造前提升5℃, 锅炉在300MW的再热汽温比改造前平均提升5℃。
2) 锅炉在各个负荷下的过/再热器减温水量有了明显的下降, 600MW和450MW时的过热器减温水量较改造前平均下降100t·h-1, 300MW工况下的过热器减温水量较改造前平均下降50t·h-1, 再热器减温水量的下降明显的提高了机组的效率, 而过热器减温水量的下降则直接反映出锅炉管壁温度已经得到明显的改善。
3) 过热器减温水差压与汽包差压在各个负荷段均有明显下降, 锅炉主给水电动门开度由原来的16%左右开至30%, 减温水差压由原来壁温难控制时的2~4MPa下降至0.8MPa左右, 大大减小了锅炉给水的节流损失, 提高了机组经济效率。
从表4-2可以看出:通过受热面改造前后参数比较, 在改造后各个负荷段壁温都有大幅度的下降, 屏过受热面壁温平均下降了42℃, 高过受热面壁温平均下降了6.04℃, 高再受热面壁温平均下降了26.37℃。且所有壁温均未越过报警值。
4. 锅炉受热面改造及效果分析
本文针对韩二电厂600MW锅炉过热器减温水量大, 屏式过热器、高温过热器、高温再热器管壁超温等问题, 建立韩二电厂锅炉热力计算模型, 对锅炉热力进行了校核计算, 并提出了锅炉受热面改造的优化方案, 改造后的试验结论表明:锅炉受热面改造后, 过热器减温水量在100%、75%负荷下相应减少100t·h-1, 50%负荷下减少了50t·h-1, 主汽温度在75%、50%负荷下提高了5℃, 再热器温度在50%负荷下提高了5℃。锅炉的减温水差压由原来的1.5~3MPa下降至0.8MPa左右, 锅炉给水主电动门由原来的16%开度提升至30%开度, 锅炉给水节流损失的减小、给水泵转速的合理下降, 提高了机组的运行效率。
摘要：本文通过韩城二厂600MW机组锅炉性能试验, 发现锅炉存在过热器减温水量异常偏大, 屏式过热器、高温过热器、高温再热器管壁超温等问题, 对机组和电网的安全可靠运行造成了影响。本文以锅炉受热面热负荷重新分配作为研究对象, 对锅炉进行了校核计算, 定量确定了受热面改造的面积、范围和实施方案, 提出了锅炉受热面改造的技术路线。通过改造前后试验数据的对比, 结果显示, 过热器减温水量在100%、75%负荷下相应减少100t·h-1, 50%负荷下减少了50t·h-1, 主汽温度和再热器温度均提高了5℃, 既提高了锅炉效率, 又明显改善了受热面超温。
关键词：锅炉,受热面,改造