大型电站锅炉过热器_再热器超温问题分析及设计优化

1、第20卷第3期电站系统工程V ol.20 No.3 2004年5月Power System Engineering May, 2004 文章编号:1005-006X(200403-0007-03大型电站锅炉过热器、再热器超温问题分析及设计优化哈尔滨锅炉厂有限责任公司韩建伟摘要:对早期的300 MW、600 MW锅炉存在的过热器、再热器超温问题及原因进行了论述和分析,提出了改进、优化措施。新一代的600 MW锅炉在技术上已经成熟,其性能更加先进,可靠性有较大提高。关键词:600MW锅炉性能;汽温偏差;优化措施中图分类号:TK223.3 文献标识码:BAnalysis and Design Opt

2、imization of SH & RH Overheating for Utility BoilersHAN Jian-weiAbstract: The superheater and reheater overheating occurred in early 300MW, 600MW boilers and their reasons are detailed and analyzed, and the improvement and optimization measure are put forward. The new generation of 600MW boiler

3、is technically proven, the performance of which is more advanced, and reliability of which is improved greatly.Key words: 600MW boiler performance; deviation of steam temperature; optimization measure20世纪80年代初,哈尔滨锅炉厂有限责任公司引进了美国CE(现Alstom公司亚临界参数、大容量锅炉的设计制造技术。安徽淮南平圩电厂HG-2008/18.2-YM1型锅炉是采用引进技术设计制造的第一台

4、600 MW机组,华能德州电厂HG-1025/18.2-PM2型锅炉则是公司最早投运的300 MW 锅炉。锅炉投运后都出现炉膛出口两侧烟温偏差或汽温偏差问题,导致过热器、再热器个别管屏超温爆管及过热器减温水超限等问题,直接影响锅炉机组运行的经济性和稳定性。为此,专门研究了这些问题,找出两侧汽温偏差、烟温偏差的原因,提出相应的改进措施,解决了汽温偏差和局部超温问题。通过消化、吸收引进技术,并结合锅炉运行经验,设计了哈锅新一代产品盘山电厂#3、#4锅炉。1 早期300 MW、600 MW锅炉运行情况平圩电厂两台600 MW锅炉投运后,再热器超温爆管次数较多,大多发生在材料为12CrMoWVTiB(

5、钢研102管段上,且集中在管屏下部U形区域。而过热器爆管次数较少,但过热器出口两侧汽温偏差较大,右侧较左侧平均汽温高38.6 。试验研究发现水平烟道烟温偏差及过热器、再热器两侧汽温偏差的特点是:(1 沿炉膛宽度,在末级再热器后的水平烟道下部,气流平均速度为左低右高,中部为左侧稍低于右侧,上部左侧气流速度明显升高,而右侧降低。(2 烟温分布在末级再热器后烟道平均烟温右侧比左侧高4060 。(3 过热器工质侧汽温偏差a. 分隔屏左侧出口汽温明显高于右侧出口汽温。随着负荷的升高,两侧汽温偏差减小。收稿日期: 2004-01-18韩建伟(1955-,男,高级工程师。哈尔滨市,150046b. 后屏过热

6、器受分隔屏出口汽温的影响也是左侧出口汽温高于右侧出口汽温。随着负荷升高两侧汽温偏差减小。c. 末级过热器,在584 MW时,左侧汽温升幅为30 ,右侧升幅为40 (投二级喷水。2 过热器、再热器超温原因分析2.1 设计原因由于缺乏根据燃料特性选择炉膛尺寸的可靠依据,设计的炉膛不能适应煤种多变的运行条件,炉膛有的偏高,有的偏低,从而引起汽温偏低或偏高。若对煤种的沾污、结渣特性认识不足,将使炉膛辐射吸热量计算产生偏差,导致炉膛出口烟温不同,引起过热器、再热器出口汽温偏低或偏高。华能德州电厂3、4号炉比1、2号炉加高3 m后,飞灰含碳量降低两个百分点,而且减温水量减少,汽温得以控制。哈三电厂3号炉6

7、00 MW机组锅炉设计时,煤种按轻微结渣考虑,沾污度取25%。但运行时该炉基本上不沾污、不结渣,结果造成炉内辐射吸热量过大、炉膛出口烟温偏低、再热器出口汽温偏低、预热器入口烟温偏低、制粉系统干燥出力不足等一系列问题。(1 管组进、出口集箱的引入、引出方式布置不当,使蒸汽在集箱中流动时静压变化过大而造成较大的流量偏差。静压差小的管内流量小,冷却不足,管壁超温爆管。(2 对于蒸汽进口集箱的并联管组,在进入管三通处形成局部涡流,使得该涡流区附近管组的流量较小,引起较大流量偏差。平圩电厂600 MW锅炉再热器超温就与此有关。(3 按CE典型设计,后屏出口有两根管交叉引入末级过热器,这样将高温的工质引到

8、烟温较高的右侧区域,低温的工质引到烟温较低的左侧过热器区域,使得高温工质温度升得更高,造成两侧汽温偏差加大。平圩电厂喷水减温系统设计用一只喷水调节阀调节二级喷水量,无法用调节两侧喷水量的方法来平衡两侧汽温。铁岭电厂调节阀C v值选用不当,在切高加和57%(滑工况,一级减温水系统调节阀C v值(30都超出选定值。运行时一级减温水量不足,阀门全开无法解决屏超温问题,运行中曾采用给水系统节流、增加阀门压差来提高喷水量。2.2 制造工艺由于制造工艺、现场安装等质量问题造成过热器、再热器超温爆管的事故时有发生。如:联箱中间隔板焊接不良,联箱中蒸汽短路,部分管子流量减少。蛇形管制造、安装焊口的质量不合格,

9、个别管子通球率低,造成流量不均。管子弯头椭圆度和管壁减薄超标等, 降低了管子寿命。2.3 运行调整(1 炉内燃烧工况。对于四角切向燃烧,在炉内形成旋转气流,到屏的下沿还存在一定的残余旋转,对于逆时针旋转的炉膛,则会出现右侧烟气流速偏高,造成过热器、再热器右侧壁温超温爆管。运行中一次风率偏高、磨煤机投运层数不同及过剩空气大小,都可能造成燃烧延迟,炉膛出口烟温升高,加剧炉膛出口烟温偏差。(2 高压加热器投入率。对于300 MW、600 MW锅炉,高加投与不投给水温度相差约80100。运行和计算表明,给水温度每降1 ,过热汽温上升0.40.5 ,因此,高加停运,过热汽温将升高3250 。(3 煤种变

10、化。电站锅炉一般都在非设计煤种下运行,煤种多变给锅炉运行带来了许多不利条件。经计算:燃料水分变化±1%,汽温变化±11.5 ;燃料灰分变化±1%,汽温变化m0.5 。(4 汽机高压缸排汽温度。汽机高压缸排汽温度高,即提高再热器入口温度,为保证再热器出口温度,势必增加再热器喷水量。丰城电厂300 MW锅炉高压缸排汽压力比设计值高约0.20.31 MPa,温度高1721 ,相应的再热器喷水量为1320 t/h。(5 受热面沾污。由于锅炉设计或运行原因往往造成炉膛结焦,过热器超温。若过热器积灰,将造成过热器汽温偏低等。造成炉内结焦、过热器积灰的原因很多,如:煤质、灰成分

11、的变化,运行调节不良,一次风速低,火焰偏斜,磨煤机投运层数,吹灰器及制粉系统投运行情况等。(6 锅炉运行参数对汽温的影响。目前多数300 MW、600 MW电厂锅炉都在低于设计压力下运行,锅炉降压运行,使得蒸发吸热与过热吸热的比例发生变化。如黄台电厂7号炉,设计时,主汽压力为17.3 MPa;运行时,当机组负荷在270290 MW,主汽压力仅有14 MPa,约低3.3 MPa。这种运行方式使锅炉蒸发段所需的吸热量增大,过热段所需的吸热量减少,要求增加燃料量来满足蒸发吸热,燃料量的增加使过热器超温。3 过热器、再热器的优化措施3.1 采用接近于正方形的炉膛根据设计煤种和校核煤种的结渣特性,在平圩

12、电厂600 MW锅炉炉膛断面基础上加大炉膛深度,使炉膛宽/深比为1.063,接近于正方形,有利于组织炉内空气动力场,避免炉膛结焦,减弱气流残余旋转强度,有利消除两侧烟温偏差。3.2 顶部风反切和水平摆动为了解决烟温偏差,采取了较小的切圆直径、较低的旋流数,燃烧器顶部风与主喷嘴中心线反切18°,顶部风(OFA采用水平摆动式,以减弱炉膛出口气流的残余旋转,有利于调节两侧汽温偏差。3.3 改进连接方式过热器和再热器各级受热面之间采用大口径管道和三通连接,有利于蒸汽的混合,消除汽温偏差。屏过与末过连接管采用平行布置不再交叉,避免汽温偏差叠加。3.4 蒸汽调温方式过热器采用两级喷水减温器调节,

13、每级减温器分别布置在左右两根连接管道上。减温器可以单独调节,有利于调节两侧汽温偏差。3.5 受热面管子布置避开三通涡流区在进出口集箱上采用大三通,避开在三通涡流区特定部位引入和引出蛇形管。3.6 提高管材档次根据沿烟道宽度各片屏之间的吸热偏差、同屏各管之间的吸热偏差以及流量偏差、结构不合理造成的偏差等计算管子的壁温,根据壁温来选择管子材料。对高壁温管排则提高材料的档次。4 盘山电厂#3、#4炉运行情况盘山电厂#3、#4锅炉运行安全稳定,各项运行指标达到精品工程要求。在燃用设计煤种时,锅炉出力及各项运行参数均能达到设计值,炉内燃烧稳定、不结焦,过热器、再热器出口汽温偏差小。图1 盘山#3炉过热器

14、管壁温度分布图2 盘山#3炉过热器沿炉宽管壁温度分布(1 顶部风(OFA反切、并水平摆动±12°是本炉设计的一个特点。当反切角度最大时,过热器汽温几乎没有偏差,再热器汽温偏差近10 。当反切风反(下转第10页 400450500550600左炉宽右温度分隔屏后屏过末过末过第22、75屏各管壁温535540545550123456炉后管子号炉前温度第22屏第75屏与原一次风喷口流速相等或接近,又能够基本上保持原炉内空气动力场特性不变。(3 稳燃腔结构确定。稳燃腔应能保证上下一次风煤粉气流在其内能形成一定的回流区,尽量采用较高的截面热负荷和容积热强度,以缩小稳燃腔的空间结构。稳

15、燃腔宽度与原燃烧器一次风喷口相同,高度及深度尺寸根据不同规模的热功率等级设计。(4 腰部风设计。腰部风采用狭长结构,设置在上、下一次风通道之间,风源来自热二次风,通过调节风量大小来改变风速,最高设计风速可达50 m/s。2.3 双通道浓淡直流煤粉燃烧器的运行双通道浓淡煤粉燃烧器的结构确定后,其在风扇磨直吹式系统中的运行调节主要依靠腰部风来进行。因此在锅炉实际运行中着重考核了腰部风对燃烧器运行特性的影响,同时也全面地测试了锅炉采用双通道浓淡煤粉燃烧器后的点火启动、低负荷稳燃能力以及NO x排放性能。在3种腰部风开度下,随着腰部风由关到开,燃烧器下通道根部温度由570 降到210 ,着火条件变差。

16、各工况下,温度沿燃烧器轴线方向逐渐升高,在喷口处,腰部风全关时温度高达700 ,这对大多数煤种能够实现稳燃腔内着火、燃烧。而腰部风全开下温度只有350 左右,两者差350 。沿着燃烧器轴向距离,腰部风半开和全开时,O2量水平降低,CO2含量增加;而腰部风全关时,O2、CO2几乎保持不变,O2量维持在9%以下,CO2在10%以上,这表明大量的烟气已回流到燃烧器下通道喷口,在此处煤粉就已能着火燃烧。在腰部风半开和全开时,距稳燃腔喷口外50 mm和200 mm附近,O2、CO2才出现明显的转折点,O2急剧下降,CO2随之迅速上升,着火开始,很快在距稳燃腔喷口500 mm外达到全关时的水平。NO x生

17、成量相应发生变化,不开腰部风NO x生成量在2050ppm之间;半开和全开腰部风NO x生成量在40170ppm之间。半开腰部风在燃烧器喷口处有一个极值点,说明从这点开始环境气氛由氧化性变成还原性,将部分已生成的NO x还原,而全开状态下煤粉一直在过氧条件下着火、燃烧,NO x一直在增加。综合燃烧器稳燃腔出口附近烟气温度和烟气中各种成份的分布特性,很好地反应出腰部风对燃烧器回流区的良好调节特性,而且腰部风的大小对NO x的生成也有很大的影响。从燃烧器在不同腰部风下的温度分布可知,双通道浓淡煤粉燃烧器由于采用浓淡燃烧和稳燃腔,并通过调节(关小/关断腰部风改善煤粉气流着火条件,煤粉投上后容易点燃,

18、由于煤粉及时稳定着火,提高了燃尽度,增加向炉内的放热,从而加快了锅炉启动升温速度,缩短了锅炉启动时间,节约了启动用油。锅炉低负荷考核是由100%负荷逐步降低,首先停两个对角上一次风喷口,使负荷降到75%,稳定一段时间后,停全部上一次风使负荷降至50%。在该负荷下锅炉温度水平有所下降,但是没有出现燃烧波动的现象,可以稳定燃烧。大约运行1 h后,再一次减少下一次风投粉量使负荷降至40%,这时炉膛温度下降很快,炉内负压基本平稳,偶尔也出现波动现象,但仍能稳定燃烧、不灭火。这一结果表明,锅炉采用双通道浓淡煤粉燃烧器后具有良好的低负荷能力。在100%额定负荷下测定了锅炉整体热效率,同时也测定了锅炉排烟处NO x的排放量。测试结果为,锅炉燃烧效率97.83%,锅炉热效率91.63%,比原设计值89.16%高2.47%。锅炉实测NO x排放量为162ppm(O2=4.3%,折算到O2=6%的干烟气条件下为298 mg/Nm3。3 结束语实际应用表明,双通道浓淡煤粉燃烧器结构合理,采用的燃烧技术先进,具有优良的综合性能,能够全面解决劣质煤燃烧的诸多难题,应用前景广泛。编辑:巨川(上接第8页切角度最小时,过热器汽温偏差约22 ,再热器汽温偏差增大到33