300 MW機組鍋爐末級再熱器的改造

蔡國柱

（浙江浙能溫州發(fā)電有限公司，浙江樂清325602）

發(fā)電技術(shù)

300 MW機組鍋爐末級再熱器的改造

蔡國柱

（浙江浙能溫州發(fā)電有限公司，浙江樂清325602）

對300 MW機組進行了汽輪機通流部分改造后，鍋爐也相應(yīng)進行了擴容改造。經(jīng)過核算，鍋爐擴容改造后受熱面強度在允許范圍內(nèi)，末級再熱器出口段壁溫超過原設(shè)計材料允許溫度。分析了末級再熱器改造前后參數(shù)的變化，探討了改造的范圍、供貨及安裝注意事項等問題，末級再熱器改造投運后出現(xiàn)再熱器出口溫度低于設(shè)計值、當機組減負荷時再熱蒸汽溫度下降過快的現(xiàn)象，影響了機組安全經(jīng)濟運行，對此進行了分析并提出了改進措施。

鍋爐；末級再熱器；改造；分析

浙江浙能溫州發(fā)電有限公司5號鍋爐系引進美國ABB-CE公司技術(shù)，由上海鍋爐廠設(shè)計制造的亞臨界中間一次再熱控制循環(huán)汽包爐，配用中速磨直吹式制粉系統(tǒng)，單爐膛П型露天布置、固態(tài)排渣、平衡通風(fēng)、全鋼架懸吊結(jié)構(gòu)，采用四角同心正反切圓燃燒、噴嘴擺動調(diào)溫，于2005年4月投產(chǎn)。機組汽輪機通流部分改造后，機組的銘牌功率從300 MW提高到330 MW，鍋爐末級再熱器也相應(yīng)進行了改造。

1 末級再熱器熱力參數(shù)及核算

為確保擴容后鍋爐的安全、穩(wěn)定運行，特委托上海鍋爐廠有限公司對機組擴容后鍋爐運行的安全性及對鍋爐性能的影響進行評估，鍋爐擴容前后的汽水參數(shù)見表1。

表1顯示過熱蒸汽流量由1 025 t/h增加到1 087.3 t/h，再熱蒸汽流量由825.4 t/h增加到890.5 t/h，過熱汽出口壓力由17.5 MPa增加到18 MPa，再熱汽進口壓力由3.8 MPa增加到4.03 MPa。擴容后的過熱汽與再熱汽壓力均超過原設(shè)計壓力，因此擴容后鍋爐受壓元件（集箱、管道、管子）的強度需進行重新核算。經(jīng)核算，鍋爐擴容改造后受壓元件的強度在允許范圍內(nèi)。

表1 鍋爐原設(shè)計及擴容后的汽水參數(shù)

在鍋爐擴容的同時還要預(yù)留再熱冷段供熱抽汽50 t/h，再熱蒸汽與過熱蒸汽的流量比例由原來的0.823下降到0.772，造成再熱器受熱面冷卻流量減少，管壁溫度升高。按機組擴容及供熱抽汽后的汽水參數(shù)對受熱面進行壁溫計算，末級再熱器出口段爐內(nèi)最高壁溫629℃、爐外最高壁溫585℃，受熱面管子壁溫計算結(jié)果見表2。末級再熱器各點壁溫比原設(shè)計值分別高3～12℃，出口高溫段及爐外連接管的壁溫接近和超過原設(shè)計材料的允許溫度，因而需要更換管子，以確保鍋爐的安全運行。

表2 末級再熱器受熱面管子壁溫

末級再熱器受熱面改造后，經(jīng)核算各點壁溫在管材許用溫度的安全范圍內(nèi)，改造后的管子金屬報警溫度值調(diào)整到592℃，控制系統(tǒng)中的整定值作相應(yīng)調(diào)整。

2 末級再熱器改造范圍

根據(jù)壁溫計算和末級再熱器的結(jié)構(gòu)情況，改造范圍為：

（1）末級再熱器爐內(nèi)出口段，外圈1—6號管在爐頂以下3 700 mm高度的管子、最內(nèi)圈7號管在爐頂以下1 800 mm高度的管子，其材料由原來SA213-T91改為SA213-TP347H，管子規(guī)格不變，并且SA213-TP347H的管子穿出爐頂與爐外連接管相接；

（2）原設(shè)計末級再熱器出口爐外連接管的材料為12Cr1MoVG，現(xiàn)更換成SA213-T91，管子規(guī)格不變。末級再熱器出口集箱不作改動，僅在集箱上保留約70 mm的12Cr1MoVG管接頭，以便與更換后的SA213-T91連接管相焊接，由于這部分管子相連為異種鋼焊接，需要在現(xiàn)場進行焊后熱處理。

3 末級再熱器供貨和安裝注意事項

末級再熱器改造不同于基建安裝，受現(xiàn)場條件限制較多，因此對材料供貨和安裝提出一些特殊要求。

（1）末級再熱器出口連接管共60個管排，每排7根，共計420根，考慮管子從爐頂大罩開孔穿入爐內(nèi)工作量相對較小，要求管子全部散裝供貨，因此原圖紙上的安裝吊耳可以取消。

（2）為減少現(xiàn)場焊接工作量，與爐頂密封高冠板焊接的套管、管夾定位塊都在上海鍋爐廠內(nèi)與管子焊接完成，減少由于現(xiàn)場位置差引起焊接質(zhì)量降低的可能。

（3）根據(jù)圖紙要求，切割原管子時集箱留70 mm短管接頭，1—6號管爐內(nèi)割去3 860 mm，7號管爐內(nèi)割去1 960 mm，新管子從爐頂上方穿入爐內(nèi)，上方與集箱短管接頭相接，下方與原T91管子相接。

（4）切割爐頂上方高冠板時需注意保留進口段管屏處的高冠板，新高冠板與新管上的套管完成焊接后，須與進口段保留的原高冠板焊接成一體，以保持爐頂密封。與高冠板相焊的原支承裝置鋼板，原則上要求原拆原回，提供10%備件。

（5）原爐頂下方2 750 mm處管夾先拆除，管子安裝完成后恢復(fù)新管夾。

（6）新管共840個焊口，焊接工作量大、工期長，需先焊接與集箱短管相接的上焊口，對管排下彎頭用吸塵器吸、再用內(nèi)窺鏡檢查后確認管內(nèi)無異物，然后焊接下焊口，確保管內(nèi)清潔度。

4 末級再熱器投運后出現(xiàn)的問題及分析

4.1 再熱汽溫未達到改造要求

5號爐末級再熱器改造后，出現(xiàn)再熱器出口汽溫下降的情況。300 MW負荷下再熱出口汽溫530℃左右，225 MW負荷下再熱出口汽溫為525℃左右，150 MW負荷下溫度低至500℃左右。300 MW負荷試驗工況下再熱出口汽溫比鍋爐擴容改造再熱出口汽溫設(shè)計值低11℃，改造前后再熱蒸汽溫度比較見表3。

原因分析：

（1）汽輪機通流改造后再熱器進口溫度較改造前有所下降，300 MW負荷試驗工況下再熱器進口蒸汽溫度比改造前運行工況低了約6℃，比汽機通流改造高壓缸排汽溫度（再熱器進口溫度）設(shè)計值低了約4℃；

（2）汽輪機通流改造后300 MW負荷試驗工況下，給水溫度比改造前升高了近9℃，給水吸熱較改造前減少，引起鍋爐燃料投入量相對減少，再熱汽溫會有所降低；

（3）5號爐A修中進行了鍋爐低氮燃燒器改造，改造后主燃燒器上部布置的高位SOFA（燃盡風(fēng)），正好處在鍋爐墻的下部，鍋爐再熱器布置為輻射式再熱器、屏式再熱器和對流式末級再熱器，SOFA對爐膛上部及出口溫度產(chǎn)生較大影響，包括吸熱份額及左右側(cè)溫度偏差與改造前有所不同；

（4）再熱器減溫器進出口溫度變化較大，可能存在減溫水內(nèi)漏，或因運行控制原因投用了減溫水，進一步降低了再熱器進口溫度；

（5）主燃燒器擺角未參與運行調(diào)整。

4.2 減負荷過程中再熱蒸汽溫度下降過快

末級再熱器改造后，機組減負荷過程中再熱蒸汽溫度下降過快，汽溫降幅每分鐘6℃左右，有時會突降至500℃以下，已影響到機組的安全運行。原因分析：

（1）高位SOFA使爐膛出口區(qū)域溫度場發(fā)生變化，SOFA風(fēng)量的變化會使該區(qū)域溫度場變化非常敏感。特別在減負荷的動態(tài)過程中，如果SOFA風(fēng)量跟蹤控制不合理，會使汽溫急劇變化；

（2）汽輪機通流改造后，降負荷過程中滑壓曲線過陡，主汽壓力隨滑壓曲線降低較快，為滿足主汽壓力快速隨滑壓曲線降低，煤量降低過快并稍有過調(diào)，造成爐膛熱量不夠，加上不同負荷下高壓缸排氣溫度較改造前又有所降低，致使再熱汽溫降低過快。

4.3 改進措施

根據(jù)以上分析結(jié)果，提出以下解決措施：

（1）進行改造后鍋爐性能診斷及運行優(yōu)化試驗。通過試驗掌握較合理的煤粉細度、燃燒器擺角、各級風(fēng)量/風(fēng)壓匹配，調(diào)整合適的切圓燃燒中心，均衡NOX排放與鍋爐效率和出口蒸汽溫度之間的關(guān)系；

（2）進行改造后熱工控制優(yōu)化試驗。根據(jù)改造后實際情況，通過RB、負荷擾動等試驗對控制策略進行優(yōu)化，改善對汽溫的協(xié)調(diào)控制；

（3）汽輪機通流改造和鍋爐低氮燃燒改造后，應(yīng)對滑壓曲線進行重新分析。在減負荷過程中，暫時按手動設(shè)定壓力定值的方式運行，減小降負荷速率，以避免汽溫下降過快；

（4）燃燒器擺角做為調(diào)節(jié)汽溫的輔助手段，在低負荷或減負荷過程中再熱汽溫低時，應(yīng)將燃燒器擺角上擺；再熱汽溫高時，燃燒器擺角應(yīng)適當下擺。據(jù)燃燒器擺角試驗，在300 MW負荷下，主燃燒器擺角上擺至70%，再熱汽溫可升高8～10℃；

表3 再熱器改造前后進出口汽溫比較

（5）對再熱器減溫水調(diào)節(jié)閥開度進行控制，運行中控制減溫水投入。

采取以上措施后進行了一次降負荷試驗，負荷由320 MW降至210 MW，主燃燒器擺角上擺至70%，氧量維持在3.4%左右，采用手動設(shè)定壓力定值的方式運行，再熱汽溫由526℃降至498℃，再熱汽溫降低幅度較之前有所減小。

5 結(jié)語

5號機組末級再熱器改造后出現(xiàn)了2個問題，一是再熱器出口汽溫低，據(jù)有關(guān)計算，再熱汽溫下降10℃會增加發(fā)電煤耗0.8 g/kWh左右，影響了機組的經(jīng)濟性；二是機組減負荷時再熱蒸汽溫度下降過快，有時會突降至500℃以下，加劇汽輪機末級葉片腐蝕，影響了機組的安全性，因此這2個問題都不容忽視，應(yīng)積極尋求應(yīng)對措施。

分析認為出現(xiàn)問題的原因主要有：汽輪機通流改造后高壓缸排汽溫度（即再熱器進口溫度）比改造前降低，滑壓曲線較陡，汽溫協(xié)調(diào)控制不合適；鍋爐低氮燃燒器改造后，低氧燃燒引起爐膛總體熱量降低，爐內(nèi)溫度場發(fā)生了較大變化。相應(yīng)提出了采取主燃燒器擺角上擺、降負荷時手動干預(yù)定壓值等方法，再熱汽溫下降的最低值有所上升，已向好的趨勢轉(zhuǎn)變。下一步還要聯(lián)合鍋爐、熱工專業(yè)技術(shù)人員做好運行優(yōu)化試驗和機組協(xié)調(diào)控制策略優(yōu)化工作，使問題得到徹底解決。

[1]容鑾恩，袁鎮(zhèn)福，劉志敏，等.電站鍋爐原理[M].北京：中國電力出版社，1997.

[2]望亭發(fā)電廠.300 MW火力發(fā)電機組運行與檢修技術(shù)培訓(xùn)教材·鍋爐[M].北京：中國電力出版社，2002.

（本文編輯：楊勇）

Transformation on Final Reheater of 300 MW Units

CAI Guo zhu
（Zhejiang Zheneng Wenzhou Power Generation Co.，Ltd.，Yueqing Zhejiang 325602，China）

After transformation on flow passage of steam turbine of 300 MW units，the capacity of the boiler is accordingly expanded.It is calculated that the heat surface strength after capacity expansion is within the permitted range，while the wall temperature at outlet section of final reheater exceeds the designed permitted temperature of the material.The paper analyzes parameter change before and after the transformation of final reheater，and discusses transformation range，supply and matters that need attention during installation.After transformation and operation of final reheater，the outlet temperature is smaller than the design value.When the unit load decreases，the temperature of reheat steam decreases excessively rapid，affecting safe and economical operation of units，on which the paper analyzes and proposes improvement.

boiler；final reheater；transform；analysis

TK223.3

：B

：1007-1881（2013）09-0025-04

2013-03-15

蔡國柱（1969-），男，浙江蒼南人，工程師，長期從事發(fā)電廠鍋爐設(shè)備管理工作。