锅炉再热器管

锅炉再热器管（精选九篇）

锅炉再热器管 篇1

关键词：火电厂,锅炉再热器管,高温,腐蚀

一般而言,火电厂的锅炉再热器管是一个存在问题比较多的地方,这些问题的存在会影响火电厂的运营。在本研究中,将重点放在火电厂锅炉再热器管的腐蚀研究方面。

1 火电厂锅炉再热器管的高温腐蚀

1.1 火电厂锅炉再热器管的内壁腐蚀

火电厂的锅炉再热器管出现孔洞,一般都是在内层与外层之间。此时,内层与外层之间出现一定的间隔,内氧化层与基层也会间断,内层变得比较独立,同时会出现很多大小不一的颗粒,这些颗粒就是氧化的结果。通过传统的数据分析我们可以看到,内层的氧化物一般是由铬的氧化物形成的。内氧化是伴随着外氧化发生的,在内氧化层与外氧化层之间会形成一定的通道,很多的水蒸气与氧气会通过这个通道,在内层发生更为严重的腐蚀,严重的时候甚至会发生脱落掉皮的现象。我们应该认识到,火电厂再热器管的内部是一个比较复杂的环境,它存在各种水蒸气与热气,整个化学反应过程都是由水与氧气共同参与的。对于比较新的锅炉再热器管来说,参与最多的金属是铁与铬,这两种金属元素分别在水与氧的环境之下生成相应的氧化物,再生成一定的还原氢。此外,在氧化时,铁会生成各种形式的氧化物。

通过上述化学反应的分析,我们可以知道,腐蚀物的主要成分是各种铁的氧化物。在整个过程中,氢也参与了相应的反应,但是因为氢参与的反应比较多且复杂,到目前为止并没有统一的定论。目前学术界比较认可的一种说法是,氢在还原铁的氧化物方面发挥了比较大的作用,在这之后,便产生了水,水的形成又会对这个环境产生一种促进的作用。而且,因为在氧化的过程中,各种反应是随机发生的,所以,我们可以看到各种孔洞的形状也是比较随机的,出现不规律的情况。

1.2 火电厂锅炉再热器管的外壁腐蚀

火电厂锅炉再热管的外壁腐蚀具有不同于内壁腐蚀的一些特征。例如,它在外观的表现方面,内壁发生腐蚀的时候是不均匀的,具有颗粒大小不一的特点。但是发生在外壁的腐蚀,外观一般是比较均匀的,并且没有出现肉眼可见的颗粒状物体,只有用显微镜观察的时候才可以发现很多的致密物质存在于外壁上。并且这些致密的氧化物之间也不是完全充实的,它们之间存在着一些微小的孔洞,这些孔洞的存在是因为硫的氧化物与氧气逐渐发生了渗透而形成的。我们通过观察可以看出,外层氧化的基本金属仍然是铁与铬。但是这种氧化物不同于内壁上,在水与氧气的氛围中形成的氧化物,这种氧化物一般是在含硫的氧化物与氧气的氛围中形成的。因为外壁会受到来自各个方面的冲击、摩擦等,所以所生成的各种氧化物不会长久地存在于外壁上,一般在生成不久就会被磨掉。外壁因为受到严重腐蚀的同时也受到了一定的摩擦与撞击,所以外壁在很短的时间之内就会受到比较严重的磨损,并且这种磨损并不是没有规律存在的,它是按照一定规律形成的。一般是按照抛物线的形式,当然,这并不仅仅是简单的抛物线方程,它存在一定的系数,这个系数的存在帮助我们计算外壁使用的时间。

2 火电厂锅炉再热器管腐蚀物的形成对于温度的影响

锅炉再热器管的外壁与内壁会因为氧气、水、硫的氧化物的存在与铁、铬发生氧化还原反应,生成相应的氧化物,这些氧化物的存在会对内壁与外壁形成一定程度的腐蚀,让锅炉的再热器管形成孔洞。同时这些氧化物的存在会对于导热性形成一定的影响,这些氧化物的导热性,必定比原先金属的导热性差很多。很多的实验数据都证明了这一点,当氧化物形成的时候,锅炉再热器管的两端并没有发现比较大的温度变化,但是在锅炉再热器管运行的过程中,我们却可以明显测量出温度的升高。一般对于一个锅炉再热器管而言,它是存在于一定的温度范围内的,但是因为这些氧化物的存在,使热量没有办法传导出去,因此,锅炉再热器管便会在高于自身极限温度的情况下运行。这样的情况会使锅炉再热器管的寿命急剧下降,并且高温本身会加快氧化还原反应,使得腐蚀物的形成更加迅速,整个过程便会形成恶性循环。一般我们在预测锅炉再热器管的寿命时,会忽略温度的影响,导致我们的预测存在比较大的偏差。

3 火电厂锅炉再热器管高温腐蚀的对策

锅炉再热器管内壁腐蚀主要是低氧压环境的高温水蒸气腐蚀,氧化层由内层和外层两部分组成,在内、外层之间存在大量孔洞,在基体前沿的区域形成了以铬的氧化物为主的不均匀内氧化物,外氧化层有明显的剥落倾向。在火电厂的锅炉再热器管外壁受到的腐蚀是由于二氧化硫与氧气的存在造成的,并且在腐蚀的作用之下,还伴随着一定程度的撞击与摩擦。腐蚀物的存在对于锅炉再热器管的外壁是具有一定保护作用的,它使得气体与金属的反应面积减小,降低了内部的腐蚀面积。但是因为撞击与摩擦的存在,使得整个过程更加剧烈。根据高温氧化和腐蚀基本抛物线规律,及锅炉再热器管运行过程中氧化皮生长规律和管壁减薄的情况,可以估算TP304H锅炉再热器管的爆管时间,这一方法与现场的实际情况较为吻合。

参考文献

[1]李希超.1 025t/h锅炉高温再热器失控机理及状态评估[J].西北电力技术.2002.(1):2-7.

检修锅炉空气预热器的安全措施 篇2

2.严格贯彻执行安全规程和工作票制度，按照有关规定做好各项安全措施。

3.进入必须待空气预热器过热器温度降至60℃以下并检查空气预热器内尚未完全燃烧堆积的死角如果有应立即清除，并配戴好于本次施工相适应的劳动保护用品。

4.停一次风机、二次风机、引风机，并悬挂“禁止合闸，有人工作”标示牌。

5.对电焊的电源线、把子线进行严格检查防止导线裸露触电。

6.进入现场后仔细检查，确保无安全隐患方可施工，

7.打开相应的入孔门保持通风，以免电焊烟气伤人。

8.施工人员必须熟悉过热器设备的结构和部件的作用。

9.高空作业人员要系好安全带，严禁上下交叉作业，并防止高空落物。

10.检修结束后，检修人员一定要清理现场，清点好工具，以免遗留在施工现场影响过热器的工作特性。

11.在特别危险的场说要做好事故预想和急救措施。

12.照明要使用安全电压，电源线及行灯线绝缘要良好，工作现场要提供充足的照明。

13.空气预热器出口处设置标志外，应设专人监护，及时提醒施工工作人员并保持联系。

300MW锅炉再热器增容改造介绍 篇3

关键词：锅炉 再热器 SA-213T91材质 工艺 再热增容

中图分类号：YK24 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2012）10（a）-0093-01

1 设备概况

张家口发电厂1-8号锅炉为东方锅炉厂设计生产的DG1025/18.2-Ⅱ型单炉膛、自然循环、中间再热、燃煤汽包炉。再热器系统最大连续负荷时入口压力为3.81MPa，出口压力为3.64MPa，按蒸汽流程分为三级：壁式再热器，中温再热器、高温再热器。中温再热器布置在后屏出口，水冷壁折焰角上方，结构为单U形管屏，管子规格ф60×4，14根管子绕，共29片，顺流布置。横向节距S1=457.2mm，纵向节距S2=70mm，底部最外圈管子为12Cr1MoV，其他不同部位分别采用12Cr1MoV、15CrMo、15Mo3材料。中再受热面积2060m。

2　存在的问题分析及改造

2.1　中温再热器爆管原因及分析

以张家口发电厂3号机组为例，自机组投产后先后与1997年、2001年、2002年三次在中温再热器管排发生长期过热导致爆管，引起机组非计划停运。以2002年12月3号炉中再爆管为例，中温再热器位于烟温约1000℃的区域，100%负荷下，中再入口烟温为1044℃，出口烟温913℃，工质入口温度为372℃，出口温度为482℃，烟气平均流速6.8m/s，工质平均流速22m/s。

对中温再热器管进行全面检测，中再最外圈管的迎火侧弯头壁厚：平均壁厚为3.5mm左右；管的迎火侧直段蠕胀：平均外径值为60.9mm，蠕胀为1.5%，蠕胀最严重高达到4.7%（标准：合金管小于2.5%）；割管做机械性能试验，12Cr2MoWVTiB管的抗拉强度平均为δ=480MPa左右（标准要求δ=540-736MPa），12Cr1MoV管的抗拉强度平均为δ=450MPa左右（标准要求δ=470-637MPa）；硬度测量：强度平均为δ=490左右（标准要求δ=540-736MPa），管材的机械性能下降严重，抗拉强度、硬度都不符合要求，低于标准要求；金相组织分析：12Cr1MoV材质管做金相分析试验，其金相组织为：碳化物+铁素体+极少量珠光体，珠光体球化4级，说明管材长期超温，已达到中度球化至完全球化程度。12Cr2MoWVTiB材质管的金相分析，金相组织观察为：贝氏体+铁素体+网状碳化物，说明管材长期超温，金相组织中出现网状碳化物。

2.2 再热入口气温低的情况

我厂因汽机通流改造及锅炉低氮燃烧器改造后造成锅炉壁式再热器入口蒸汽温度低，使得再热器出口温度在低负荷时段难以达到额定温度的现象，对锅炉运行的经济性和炉后设备的安全性带来不利影响。与上海发电设备成套设计研究院进行研究讨论确定了改造方案。

3 SA-213T91钢管的性能及应用

SA-213T91钢管系日本川崎株式会社出产，规格：Ф60×4mm，技术条件为SPECASME SA213T91，供货状态：1040℃正火+回火730℃；SA-213T91钢管在500℃以上长期运行，其高温性能比12Cr2MoWVTiB和12Cr1MOV钢管组织稳定，具有比较好的高温热稳定性能，其抗高温氧化性能比12Cr2MoWVTiB提高很大，近年来得到广泛的应用。

4 再热器改造方案

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根管出中再后经过规格变化后再进入炉内，成为高再外圈管，最后出炉外跟原设计高再第1跟管合并进入再热器出口集箱；同时将原设计高再第7根向下延长约3.85m。

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：Φ70×5 和Φ42×4。3）高温再热器新增加的外圈管炉内全部为TP347H，规格均为：Φ60×4。高再出口炉外部分连接管原设计各管规格均有变化，具体规格变化为：原设计高再第1、5、6、7根变为Φ42×4；原设计高再第2、3、4根变为Φ38×4。4）将高温再热器原设计第2～6根管下部U型弯管换成同规格T91管子。5）中温再热器新增2圈管的外1圈管，以及高温再热器新增的外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。6）再热器改造方案，新增中温再热器受热面积为：323m2；新增高温再热器受热面积为：247m2；计算再热器额定工况温升增加约19℃。

5 改造效果及推广

5.1 再热出口气温提升情况

3号机组进行汽轮机通流改造、燃烧器改造、锅炉再热器改造后，经过华北电科院试验得出的结论，在三个稳定的工况下，锅炉再热蒸汽温均可达到额定值541℃，在中低负荷下，锅炉再热蒸汽也可以达到额定值，与张家口发电厂其他进行过通流改造及燃烧器改造的锅炉相比，再热汽温提升能力有了较大的改善。

5.2 再热改造后温升情况

说明3号机组锅炉在再热器改造后，各个稳定的负荷下，再热器出口汽温都能稳定在541℃，再热器的温升能力可到10～30℃，该温升可以弥补由于3号机组同时进行了汽轮机通流改造、燃烧器改造所产生的再热器入口蒸汽温度下降、及炉膛火焰中心下降而产生的影响。

通过以上试验结果，我们可以得到以下结论：（1）在各负荷下，锅炉再热器改造后再热蒸汽温度都可以达到额定值，弥补了汽机通流改造和燃烧器改造带来的的再热蒸汽温度偏低的问题。（2）在不同负荷下，锅炉再热器改造后再热蒸汽的温升比改造前可提高10～30℃，能够实现设计要求。（3）在各负荷下，锅炉在再热蒸汽温度达到额定的情况下，再热器不发生管壁超温现象，可实现设备的安全稳定运行。

6 结语

依据以上改造方案，目前我厂3、5、8号炉全部改造完，改造后效果很好，消除了锅炉再热超温过热爆管及再热出口气温低的重大隐患，实现锅炉的安全经济运行，为同类型机组的治理改造提供了成功的经验。

参考文献

[1]　胡荫平.电站锅炉手册[M].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.

锅炉再热器管 篇4

某公司以德国Lurgi低压合成技术、年产60万吨天然气制甲醇装置, 其生产设备高压锅炉给水预热器属于三类压力容器 (表1) , 固定管板结构、立式安装。高压锅炉给水预热器的管程为转化气, 壳程为高压锅炉给水, 利用转化气的热量与高压锅炉给水换热, 从而提高热能的利用, 降低装置生产能耗。该高压锅炉给水预热器2006年投用, 2010年定期检验未发现缺陷, 2014年10月装置正常生产过程中发现管箱筒体纵向焊缝附近 (图1虚线位置) 往外泄漏大量的高氢转化气, 装置随后紧急停车检修。经过进一步的检查, 发现该设备存在以下缺陷。

(1) 肉眼可见管箱筒体外壁1条L=200 mm的裂纹, 裂纹平行管箱筒体纵向焊缝 (图2a) 。

(2) 打开人孔, 进入管箱内部PT检测, 发现筒体爆炸复合板0Cr18Ni10Ti不锈钢衬里上布满大量龟裂纹 (图2b) 。

(3) 进入管箱内部对主裂纹进行打磨, 发现在纵向裂纹周围分布有大量垂直于焊缝裂纹的横向裂纹, 裂纹长度最长达200 mm (图2c) 。

2 原因分析

管箱筒体材料为基材15Cr Mo R+覆层0Cr18Ni10Ti爆炸复合板, 厚度为22+3 mm。根据现场检测和图2可以看出, 外壁纵向裂纹主要出现在焊缝热影响区, 内部不锈钢衬里呈爆炸性状裂纹。可能原因如下。

(1) 材料本身不合格, 材质成份不达标。

(2) 爆炸复合板的贴合率不达标, 长时间运行出现基层与覆层的剥离, 在内应力作用下覆层出现裂纹随后扩展至基层, 导致出现基层裂纹。

(3) 焊缝热处理效果不理想, 导致热影响区的15Cr Mo R材质硬度超标, 在热应力及温差应力的作用下, 裂纹沿着材料抵抗力最弱区域和承受周向最大主应力方向开裂。

(4) 复合板内壁不锈钢覆层衬里在主裂纹周围出现大量的龟裂纹, 可能是基材与覆层材料不同热膨胀系数的热应力引起。在100~400℃, 15Cr Mo R热膨胀系数为11.9~13.7×10-6/℃, 0Cr18Ni10Ti热膨胀系数为16.0~17.5×10-6/℃。当基层与覆层的瞬间温差产生的热应力超过0Cr18Ni10Ti材料的最大抗拉强度时导致萌生裂纹, 多条裂纹同时产生最后扩展延伸汇合形成爆炸性状裂纹。

查阅设备原始资料发现, 原材料的出厂检验及设备制造时进货复验均为合格, 可以排除材料本身缺陷。查DCS曲线发现该设备在实际运行中管程出现温度瞬间升高的情况, 因此温差热应力引起的开裂因素比较大。

3 制定修复方案

由于高压锅炉给水预热器既要为高压汽包提供产蒸汽的锅炉水, 又要承担转化气的冷却功能, 若设备停车, 则整套装置必须整体停车, 因此制定修复方案的原则就是尽快在现场修复设备缺陷以恢复装置生产。鉴于设备出现的问题, (1) 不锈钢覆层爆炸性状裂纹太多 (图2b) , 打磨补焊相当困难; (2) 基材不但有纵向裂纹还有横向裂纹, 且该裂纹在热影响区, 补焊前必须将原纵焊缝一并打磨, 这样造成焊缝宽度超宽给焊接带来很大的困难; (3) 该筒体材料为爆炸复合形成, 由于地处海南, 紧急采办该材料至少需要15天, 因采办时间过长停产造成的损失过大。如果将裂纹密集区域15Cr Mo R+0Cr18Ni10Ti爆炸复合板更换成15Cr Mo R外壁板+0Cr18Ni10Ti内衬板, 这样就能大大缩减修复时间, 预计5天时间就能完成设备的修复。经过与检修单位反复商榷, 最后确定修复方案: (1) 确定覆层裂纹密集区域尺寸; (2) 对确认的区域进行切割; (3) 打磨焊接坡口; (4) 对母材坡口100%PT检测; (5) 15Cr Mo R外壁板卷弧组对焊接; (6) 外壁板焊接; (7) 焊后消氢、焊缝100%RT检测; (8) 消应力处理、硬度测定; (9) 0Cr18Ni10Ti内衬板卷弧组对焊接; (10) 内衬焊缝100%PT检测;内部卫生清扫、回装人孔;检修结束。计划不间断施工120 h完成设备修复工作。

4 修复工作

(1) 在设备降温、降压和采取隔离措施等安全情况下, 施工人员进入管箱内部确定裂纹密集区域尺寸:长×宽=850×800 mm。

(2) 由于管箱筒体覆层为0Cr18Ni10Ti不锈钢材料, 先用磨光机打磨干净切割线周围100 mm范围内的不锈钢覆层, 再用火焰切割方法沿切割线切割筒体壁板 (图3a) 。

(3) 按照30°角打磨管箱筒体的焊接坡口, 100%PT检测坡口、母材是否有裂纹, 若有裂纹必须将裂纹打磨干净后方可进行组对焊接。

(4) 筒体壁板组对焊接, 氩弧焊打底, 手工焊填充和盖面, 每焊完一层必须清根、打磨干净焊渣, 内侧焊缝打磨与母材平齐;焊接规范见表2, 壁板焊接完毕如图3b。

(5) 焊接完成后立即消氢处理, 冷却后对焊缝进行100%RT检测, Ⅱ级合格。

(6) 焊缝检测合格后进行焊后消应力处理, 热处理规范为400℃后升温速度控制在55~180℃/h, 保温温度为650±10℃×1 h, 降温速度控制在55~220℃/h, 400℃后以较快速度降至50℃以下100%UT检测合格, 测定焊缝及热影响区母材硬度值合格。该预热器为立式安装, 为防止热处理时设备失稳, 在热处理前用100 t吊车将设备吊好并使吊车稍微吃力。

(7) 组对0Cr18Ni10Ti内衬板, 基层与覆层之间过渡焊缝采用ER309焊丝焊接, 不锈钢内衬之间焊接采用ER308L焊丝盖面焊。自然冷却后内衬焊缝100%PT检测I级合格。

(8) 设备修复完毕后打扫设备内部卫生、依次回装内人孔、外人孔。检修结束, 设备交付使用。

5 结束语

本次检修共耗时120 h, 克服了受限空间作业、无合金复合板材料备件、热处理时确保立式设备的稳定等困难, 实现现场5天快速修复成功交付使用, 为恢复生产赢得宝贵时间, 设备重新投用2个月后打开设备人孔内部检查未见异常, 投用至今已有1年时间, 设备修复部位未出现泄漏, 设备运行正常。本方案切实可行, 期间严格的热处理工艺、各工序之间的无缝对接是保证修复质量和进度的关键。

摘要：分析高压锅炉给水预热器管箱筒体裂纹形成的可能原因, 制定设备修复方案, 修复后的设备重新投用1年后运行稳定, 未出现任何问题。

关键词：高压锅炉给水预热器,筒体裂纹,修复

参考文献

[1]陈祝年.焊接工程师手册[M].北京:机械工业出版社, 2002.

200MW级锅炉低温再热器改造 篇5

关键词：锅炉,低温再热器,磨损

江西新余发电有限责任公司1、2号炉为武汉锅炉厂生产的W G Z670/13.7-7型超高压、一次中间再热、固态排渣煤粉炉, 与200M W汽轮发电机组相匹配, 分别于1995、1996年投产。炉膛四周布置膜式水冷壁, 炉膛上方布置前屏过热器、后屏过热器, 在水平烟道中依次布置了高温过热器和高温再热器, 尾部烟道竖井分隔成平行双烟道, 在主旁烟道中分别布置了低温再热器和低温过热器, 在下方装设了烟气调温挡板来控制两烟室烟气量, 以达到调节再热汽温的目的。

1 运行中存在的问题

实际运行中发现存在以下问题:

(1) 再热蒸汽温度偏低。锅炉设计带200M W负荷运行时低过侧与低再侧烟气份额按60%/40%分配运行, 主、再热汽温度经计算能达到540℃。实际运行时主蒸汽温度能达到额定参数, 再热汽温偏离设计值较多。为提高再热蒸汽温度, 采用关小低过侧烟气挡板开度至0~20%左右, 低再侧烟气挡板全开运行, 才使再热蒸汽温度达到520℃左右, 而再热器备用喷水减温和事故喷水减温水流量基本为零。再热汽温偏低导致机组热经济性差, 且造成汽轮机末级叶片的蒸汽湿度大, 检查发现汽轮机末级叶片存在水蚀现象, 影响汽轮机的安全。

(2) 低温再热器磨损爆漏频繁。截止至2006年3月, 1、2号炉低再累计分别出现过11次和10次爆漏, 均因烟气磨损引起。尽管坚持做到逢停必查, 采取拉开管排等方法发现并处理了大量的管子磨损超标缺陷, 加装了大量的防磨瓦, 都未能从根本上解决问题, 低温再热器管排磨损不断恶化, 低再爆管事故难以控制。

2 原因分析

(1) 锅炉设计上存在缺陷, 再热器受热面布置偏小。新电公司锅炉炉膛比武锅同类型锅炉高出3m, 从理论上说, 虽然可以延长煤粉在炉内的停留时间, 加强煤粉的燃尽程度, 但由于水冷壁面积的增加, 上一次风喷口中心线至前屏底部距离高达18.84m, M值为0.4875, 炉膛出口烟温偏低, 以及再热器受热面布置较少等原因, 使得整台锅炉加热、蒸发、过热、再热四大吸热量分配不均。因此设计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。高、低再均存在受热面积布置相对偏小, 造成再热蒸汽系统焓升不足, 是再热蒸汽温度偏低的主要原因。

由于再热汽温一直偏低, 运行过程中为提高再热汽温不得不采取加大低再侧烟室烟气流量的办法, 一般低再侧烟气档板开度约80%~100%, 低过侧烟气档板开度约20% (有时低过侧烟气档板全关) 。实际运行中低再烟道烟速是设计正常档板开度时的近2倍, 而理论上磨损速率同烟速的3.3次方成正比, 根据计算在此档板开度状态下管子的磨损速率是设计烟速时的5倍。

(2) 燃用煤质差, 灰份高, 对管子磨损大。受燃煤市场影响, 新电公司前几年燃用煤质严重偏离设计值, 煤质差时灰份约5 0%, 发热量仅1 3 M J/k g左右。根据试验表明, 材料的冲蚀磨损基本上与飞灰浓度的一次方成正比, 高灰分煤质加剧了低再管排的磨损。

3 改造方案的提出及实施

由于低再磨损爆漏频繁和再热汽温偏低的主要原因是再热器受热面不足和实际煤质较设计煤种偏离较大, 使其在实际运行中对流换热量不足、烟速过高造成的, 因此应增加再热器受热面积, 提高对流换热量。由于高再区域烟温较高, 因此受其工作安全性及周围空间较小施工难度大的限制, 不宜于在此增加受热面, 而低再上方转向室有比较大的空间, 容易布置新增的受热面, 且其所处区域烟温相对较低, 工质温度也较低, 其工作安全性是有保证的。

以电厂实际燃用的煤种作为低再增加受热面改造设计煤种进行热力计算, 计算结果显示在锅炉满负荷670t/h, 主烟道烟气份额0.527的情况下, 再热汽温可达额定值, 低再烟气速度可由原实际的1 2 m/s降为9 m/s。

方案确定后进行改造实施:低温再热器保持原有的结构不变, 将已严重磨损的低再上、中、下组整体更换, 并在上组低再的上部空间加装中温再热器1 0 4排×8根管, 通过计算约增加受热面6 0 5 m2 (采用Φ4 2×3.5管子, 材质为钢研1 0 2及部分1 2 C r M o V) 。考虑到防止因管子长度偏差造成蒸汽阻力不均, 长管子得不到充分冷却而造成超温, 采用了8管圈同时引出增加流程的方案, 未采用部分管圈加长的办法。低温再热器上组顶部管标高由4 2.0 m提高到4 3.8 4 m, 而低再进口、出口联箱标高、位置不变。为了今后中温再热器的检修方便, 在侧包墙过热器增加3个人孔门。

为适当提高炉膛出口烟温, 在2号炉炉膛出口即折焰角下5 0 0 m m处, 在锅炉水冷壁四周增加7 2 m2分块绝热式卫燃带。

在施工过程中, 加强施工质量管理, 防止因安装检修质量不良造成局部磨损过快造成爆管。采用全氩焊接工艺, 认真按规程对焊口实施探伤检验。结合掌握的磨损规律, 低再吊装前预先在适当位置加装防磨瓦。严格按工艺安装好前包墙、中隔墙及左、右侧包墙处的均流板, 防止低再边排管因局部烟速过高而造成的磨损加剧。由于低再上部加装中温再热器后, 管组标高增加, 烟气容易在低过上部靠中再处产生漩流, 造成中再炉后部管子局部磨损严重, 采取在中隔墙上部光管加焊密封鳍片的办法予以解决。

4 改造后的实际运行情况

4.1 改造后的实际运行效果

1、2号炉低再改造后分别于2005年6月、2006年6月投入运行, 取得了较好的效果。改造后, 保持低再侧烟气挡板在1 0 0%开度运行, 低再侧烟气挡板在4 0%以上开度运行, 低再侧烟气流速大大降低, 再热蒸汽温度能维持在5 3 0~5 4 0℃运行。再热器出口蒸汽温度在烟气挡板开度相同时比改造前平均上升1 4℃左右, 热风温度平均由3 7 0℃左右下降了约2 0~2 5℃, 排烟温度下降5℃左右。

4.2 改造实施后安全经济性分析

(1) 改造后大大减缓了主烟道低温再热器磨损速率, 平均每年减少因磨损泄漏造成的非计划停运2~3次, 按每次停炉3天计算2 0 0 M W机组按现有负荷率可多发电约3 0 0 0万k W h, 少耗启动燃油6 0 t左右, 经济效益达3 0 0余万元。

(2) 再热蒸汽温度较改前平均提高1 4℃, 既提高了机组运行经济性, 又可提高汽轮机末级叶片的蒸汽干度, 防止汽轮机末级叶片水蚀, 提高机组运行安全性。按2 0 0 M W机组再热汽温每提高1 0℃供电煤耗降低0.1 8 g/k W h, 每年2×2 0 0 M W机组发电2 0亿k W h计算, 每年可节约标煤5 0 0 t, 可节约发电成本约3 0万元。

5 结束语

锅炉过热器、再热器可靠性因素分析 篇6

金属管壁超温、飞灰磨损、管外管内腐蚀、结构设计不周和检修质量不良等都会造成过热器、再热器故障, 从而使可靠性降低。爆管往往是由多种机理共同引起的, 锅炉不同部位的受热面, 由于受热条件不同, 发生爆管的主要原因也不同。

美国电力研究院对锅炉爆管机理的分类见表1:

1 金属管壁超温

过热器、再热器是锅炉承压受热面中工质温度和金属温度最高的部件, 而汽侧换热效果又相对较差, 所以过热现象较多发生。当金属温度超过允许极限温度, 内部组织发生变化, 许用应力降低, 在管内压力下产生塑性变形, 最后导致超温爆管。爆管是锅炉发生较多的运行事故, 主要是部分管子长期超温所致。

1.1 运行调整不当

燃烧组织不好, 火焰中心上移引起炉膛出口温度超过设计值, 对流受热面吸热增强, 使过热器和再热器超温。如果减温水系统故障, 高负荷情况下可能造成短时超温;或者减温水流量不足、自动调节失灵, 不能及时跟踪蒸汽温度变化, 也会造成过热器短期超温。

1.2 设计上的缺陷引起超温的因素

如果炉膛高度设计偏低, 火焰中心偏斜, 受热面选材裕度不够或错用材料, 水动力工况差, 蒸汽质量流速偏低和受热面结构不合理等因素都会造成超温或存在较大热偏差, 出现局部超温。

热偏差主要指蒸汽侧和烟汽侧热偏差。烟汽侧热负荷不均造成热偏差的原因为四角切圆燃烧方式引起的烟速和烟温偏差, 墙式布置旋流燃烧器因各只燃烧器热负荷不同引起的偏差。蒸汽侧屏间流量偏差则存在于各种集箱布置系统, 如采用三通结构将导汽管引入过热器、再热器进口集箱, 在集箱三通区域形成涡流, 导致该区域的管屏流量偏低, 从而造成流量偏差。同屏受热面热偏差是由于内外圈管子的长度不同, 形成同屏的流量偏差和受热面积偏差, 导致同屏各管吸热量不同。

1.3 制造、安装、检修中引起超温的因素

制造、安装过程主要指出现管内异物堵塞而造成工质流动不畅、断路或短路等情况, 导致局部受热管超温。检修不当极易发生管内异物堵塞情况。如在换管过程中割管工艺不正确, 异物掉入垂直管段, 或联箱内管座固定焊接物脱落等情况会引起局部受热面无流量或少流量。

2 受热面金属管的磨损

燃煤锅炉尾部受热面飞灰磨损是影响长期安全运行的主要原因, 位于水平烟道的高温过热器和再热器同样存在磨损问题。烟气携带灰粒和未燃尽颗粒高速通过受热面时, 使管壁磨损变薄, 烟气流速越快, 颗粒越粗、越硬, 对管壁的撞击力就越大;烟气中灰浓度越大, 撞击的次数就越多, 结果都将加速受热面的磨损。

飞灰磨损速率取决于灰粒成分 (主要是Si O2) , 煤中灰含量, 灰粒动能及飞灰浓度。金属磨损量与烟气流速的三次方成正比, 因此, 烟速大小对飞灰磨损速率有决定性影响, 设计要选取合理烟速, 尽量减少烟速分布不均。

随着蒸汽吹灰投运时间累计到一定时间, 很多电厂出现蒸汽吹灰通道金属管磨损严重, 蒸汽吹灰虽然起到清洁受热面改善传热的作用, 但是吹灰蒸汽必然会加速局部烟气速度, 如果吹灰蒸汽参数选择不当, 压力过高则蒸汽速度高, 温度过低则会降低烟气温度使灰粒变硬。所以蒸汽吹灰会造成过热器受热面金属管的磨损, 尤其是再热器的磨损更需引起重视。

3 受热面金属管的腐蚀

金属管受腐蚀作用, 管壁会逐渐减薄, 当管壁厚度小于一定值而没有得到相应处理, 就会导致腐蚀爆管事故的发生。腐蚀是指管外高温腐蚀和管内化学腐蚀。过热器、再热器因为还原性气体比炉膛低, 腐蚀速度比水冷壁要小。一般认为高温腐蚀主要是煤中硫的腐蚀行为, 主要是以硫酸为主要成分的熔盐腐蚀和H2S及硫氧化物造成的气态腐蚀。大量的研究结果认为, 在煤燃烧过程中, 煤中硫化合物 (FeS2和有机硫RS) 与氧发生反应, 同时在高温燃烧中煤中的K、Na盐类转化为它们的高价氧化物K2O和Na2O, 这些氧化物会与生成的SO3反应, 生成它们的硫酸盐, 硫酸盐进一步与Fe2O3, SO3发生反应而生成复合硫酸盐。这些复合硫酸盐在550℃~580℃的温度范围内呈熔融状态粘附在管壁上与Fe发生反应, 从而加速了炉管的腐蚀。

管内化学腐蚀与结垢是当给水品质不良时, 锅水中的Fe, Cu, Ca, Mg, Si O2等杂质在蒸发受热面中被浓缩, 并从锅水中游离析出附着在管内表面, 形成水垢, 水垢的传热系数只有钢管的1/200, 热阻很大, 使壁温上升, 导致管壁过热鼓包或破裂。喷水减温水质不良, 锅炉分离装置损坏或其它原因使饱和蒸汽品质恶化时, 过热器、再热器的管内可能发生结垢, 引起过热胀粗直至爆管。锅炉停用时, 管内水或漏入湿空气中的O2、CO2和SO2与管内壁接触会产生停用化学腐蚀。

4 焊接质量

锅炉各受热面通过焊接组装而成, 由于焊口数量多, 焊缝与母材一样承受高温高压, 因此焊接质量和焊缝组织不合格是发生爆管的根源。

焊接缺陷会在运行中发生变化和发展, 会使焊缝有效截面削弱, 强度下降, 造成应力集中, 最终导致爆漏。在运行温度下的持久强度试验表明, 断裂一般总是发生在焊缝和它的热影响区。因此对于合金元素含量较多的合金钢, 焊前要进行预热, 以减少焊接过程中的热应力, 焊后进行回火或缓冷处理, 以改善焊缝组织, 消除焊接应力预防产生裂纹。

5 提高过热器、再热器可靠性措施

坚持设备全过程管理, 在锅炉选型、设计、制造、安装、运行和检修等方面加强质量控制。在设计中避免结渣积灰、烟气走廊和水动力偏差及热偏差较大等情况。同时从运行方面加强巡视和检查, 发现泄漏现象及时采取措施防止事故扩大, 损坏其它受热面管。

采用先进的检测手段, 加强技术监督。对管道剩余寿命诊断的技术有理论计算的应力解析法、实际构件切取试验样品的破坏性试验法和非破坏性无损探伤检测法等, 做好受热面管道的有效剩余寿命管理。同时加强锅炉压力容器安全监察、金属监督管理、化水品质监督管理可以有效防止爆管事故的发生。

进行技术改造, 改进吹灰系统, 采取高温防磨措施保护受热面金属以减缓磨损速率。建立专门的防磨防爆制度, 并纳入日常工作, 做好运行中管壁金属温度监视, 防止超温。在锅炉大小修和临修中, 对受热面管外腐蚀、胀粗、撕裂和磨损等情况做定期、有计划的检查, 确定合理的检修质量标准。

摘要：分析影响过热器和再热器可靠性的各种因素, 提出运行检修注意事项以及提高过热器再热器可靠性的措施。

关键词：过热器,再热器,可靠性

参考文献

[1]杨卫娟, 周俊虎等.锅炉管道泄漏知识及应用现状[J].动力工程2000, 12.

[2]曾安丰, 罗永浩等.电站锅炉过热器再热器安全性能在线监测系统[J].锅炉技术, 2001, 12.

电站锅炉高温再热器超温故障的处理 篇7

关键词：电站锅炉,超温,高温再热器,偏差,爆管

1 电站锅炉高温再热器布置方式

电站锅炉的受热部分主要包括蒸发受热面 (水冷壁) 、再热器、空气预热器以及省煤器。再热器结构设计的不合理, 或者受热面布置的位置关系不合理, 都会造成巨大的流量偏差或再热器超温爆管。再热器管组的进出集箱的引入、引出方式选择不当, 使蒸汽在集箱中流动时静压变化过于明显, 因此而造成很大的流量偏差。由于管子的结构存在差异, 造成各根管子的摩擦阻力系数不同, 因此会造成很明显的同屏流量偏差和热偏差。对于并联管组, 因为进口集箱和引入管的三通处很容易形成局部的涡流现象, 使得这个涡流区域附近管组的热流通量减小, 因此将会引起较大的流量偏差。再热器管组的进出集箱的引入、引出方式选择不当, 使蒸汽在集箱中流动时静压变化过于明显, 因此而造成很大的流量偏差。

2 管子失效的机理

2.1 失效机理

短时间温度过热是指当管壁温度超过材料的最低承受温度时, 材料的强度显著下降, 同时在内压作用下, 就会发生爆管和胀粗的现象。

2.2 产生失效的原因

再热器管内工作介质的流通量分配不均匀, 在流通量较小的管子里, 工作介质对管壁的冷却降温能力较弱, 会使管壁温度明显上升, 最终造成管壁超温;炉内局部区域热载过高, 使临近管壁的温度超出预先所设计的最高值;过热器管子内部污垢过多, 同样也会造成管壁的温度升高的过多;外来物阻塞管子, 会使过热器管的冷却效果显著下降;选错钢材, 错误的用低级别钢材同样也会造成管子的短时间温度过高, 随着管子的温度升高, 低级别钢材的许用应力明显下降, 强度不够使管子破裂;管子内壁的氧化垢脱落后而使下弯头区域阻塞;在锅炉工作缓慢时, 加入的降温水量过多, 过多的水也会阻塞管子的流通, 从而引起管子局部温度升高;炉内烟气温度变化。

3 再热器的优化

如今彻底解决再热器超温问题显得非常重要。再热器的优化设计:再热器的典型布置方式改进, 电站锅炉高温再热器的超温问题直接影响着锅炉的安全运行, 增加或减少电厂的效益, 在典型布置方式中, 屏式再热器在入口集箱装置了四根引入管, 屏式再热器或末级再热器出口集箱只装置了两根引入管。降低甲炉内屏间吸热偏差。

具体案例分析

黄埔电厂400t/h箱式油炉是上海锅炉厂生产的首台此种型式的产品。在炉膛出口处装置了初级再热器, 一共有52排并联管组成, 并由两根曲型管和两根悬挂管并联构成。曲形管、曲形管引出管和悬挂管的管径分别为Φ43×6、Φ41×5和Φ44×7mm。进入口集箱与排出口集箱的直径分别为Φ274×36和Φ229×32mm, 并且是从单侧引入和引出, 是普遍的集箱布置方式。设计压力为14.2MPa, 进, 出口设计温度为354℃ (微过热2.3k J/kg) 和387℃。在设计阶段我就发现结构上存在问题。因为蛇形管与悬吊管管径基本相同而长度相差几近一倍 (蛇形管长度为32~35m, 而悬吊管长度为14~20m) , 而且出口集箱的直径小于进口集箱。这两点在设计上都是不合理的, 会造成很大的热偏差。但经设计人员计算后认为最大热偏差系数为K=1.825。由于第一级过热器温度水平低, 他们认为不会造成超温。所以没有修改设计, 也没有请专家对计算进行校核。1977年6月一投入运行就发现蛇形管引出管发生涨粗和弯曲。经专业精密仪器测量汽体在出口处的温度高达625℃, 超出普通碳钢集箱和管接头的允许最高温度的40%。

经计算和研究发现设计人员的计算没有考虑由比容差引起的热效流量偏差。由于高压蒸汽在流经过热区域时, 蒸汽的比热容随焓的相对变化率dv/v.di也会显著提高。该锅炉平均管和偏差管的比容分别为0.0135m3/kg和0.016m3/kg.。所引起的热效流量偏差系数为0.873。如在计算中考虑了这个系数, 最大热偏差系数为K=2.1。

后来经过多番的直径也被改成Φ274×33的讨论总结和计算改进, 设计出了一些具体的解决方案:在悬挂管的管口处安装节流环, 节流环的直径一般设计成10和11mm。这样来弥补和曲型管的流量差;再热器的出口集箱的材料也换成耐高温材料, 管的直径也被改成Φ274×33。经过这一系列的改进措施后, 再测量各部分的温度发现, 各部分的温度均未超出允许值。且各部分的流量偏差大大减小, 效果明显。

4 结语

大容量电站锅炉再热器的改进方案必须有针对性。从引起问题的根本原因出发, 一定要把根本问题解决。并且在改进过程中必须要有准确的同屏热量偏差、屏间流量量偏差和炉内各管壁温的计算数据。现在有一些工厂在再热器的生产设计中仍存在很多问题。特别是对集箱三通中涡流、同屏热偏差的影响、复杂系统的流量偏差计算, 以及炉内壁温的计算等方面都还有有很多不足之处, 所以对这方面的研究还要继续。这对锅炉的使用寿命非常重要, 对企业的生产效益也有重要的影响。

参考文献

[1]邢云霞, 任飞.电站锅炉高温再热器超温问题的处理[J].内蒙古石油化工, 2012.

[2]王仁志.1025t/h锅炉末级过热器爆管原因分析[J].华东电力, 2000.

[3]李建波, 吴琼.600MW机组锅炉汽温偏差试验研究[J].发电设备, 2001.

锅炉再热器管 篇8

某电厂600MW超临界一次中间再热直流锅炉 (Sulzer-CE设计制造) , 再热器系统由低温再热器和高温再热器两部分组成 (图1) , 相继发生爆管事故。

(1) 吹灰器工作工况不当。锅炉的长吹灰器与受热面管排之间距离太近, 一般230mm, 最近距离120mm, 近12m长枪管进入炉内, 会自然下垂或出现摆头, 对受热面的吹蚀加大。

吹灰器蒸汽温度过高。长吹灰器蒸汽设计温度440℃, 实际运行中加上炉内高温烟气, 枪管外壁温度应在500℃以上, 枪管变形, 高温蒸汽吹蚀管壁的情况加重。另外, 吹灰器蒸汽压力也过高。

(2) 锅炉再热器沿烟道截面方向烟温分布不均。当前600MW锅炉中, 部分出现再热器进出口截面上烟温分布不均的现象, 使得受热面各管排间吸热偏差很大, 甚至有个别管排吸热温升较大, 从而出现超温现象而爆管。

(3) 锅炉再热器系统的布置。部分600MW锅炉的低温再热器与高温再热器之间采用4根连通管相连, 从低温再热器出口集箱引出的蒸汽经左右交叉后引入高温再热器。这种连接方式不仅使得低温再热器各管排出来的蒸汽不能充分混合, 而且部分从低温再热器左侧管排出来的高温蒸汽通过交叉, 恰巧被导入高烟温区域的高温再热器管排, 加重了这部分管排的工作负荷, 从而加大了爆管的可能性。

(4) 锅炉再热器事故预防设置。部分600MW锅炉再热器事故喷水点, 设置在低温再热器进口处等位置, 造成难以控制再热器的超温工况, 不能及时进行汽温调节, 造成壁温过高而爆管。

(5) 锅炉再热器运行操作不当。有不少事故是运行人员操作不当, 锅炉再热器处在不安全工况下运行, 使得再热器出现爆管等事故。

二、再热器爆管事故防治措施

1. 锅炉再热器系统改造

根据各电厂实际情况, 对若干方案分析比较, 综合考虑改造的经济性、可行性。如低温再热器采用大直径分配集箱, 使分配集箱内的静压分布趋于均匀, 减小了低温再热器管排间的流量偏差, 降低热偏差系数较大的管排的工作温度, 改善再热器运行工况, 减少爆管事故。

2. 锅炉再热器相关设备材料进行升级

将600MW锅炉再热器最可能处于超温状况管子的材料提高一个档次, 有效控制爆管事故的发生。

3. 提高运行操作人员的业务水平

组织运行操作人员采取集中培训学习等方式, 有效提高600MW锅炉运行操作人员的业务水平, 准确控制锅炉再热器的运行, 保证再热器正常工作, 有效降低爆管事故。

三、直流锅炉再热器典型爆管原因分析及防治措施

直流锅炉 (图2) 是指靠给水泵压力, 使给水顺序通过省煤器、蒸发受热面 (水冷壁) 、过热器并全部变为过热水蒸气的锅炉。由于给水在进入锅炉后, 水的加热、蒸发和水蒸气的过热, 都是在受热面中连续进行的, 不需要在加热中途进行汽水分离。因此, 它没有自然循环锅炉的汽包。在省煤器受热面、蒸发受热面和过热器受热面之间没有固定的分界点, 随锅炉负荷变动而变动。

1. 直流锅炉再热器爆管事故分析实例

某电厂600MW超临界燃煤直流锅炉, 再热器布置于尾部竖井中。2012年10月该锅炉发生泄漏。经检查为过热器中的一些管子发生吹损, 炉前和炉后弯头处爆管, 爆管破口见图3。

(1) 直流锅炉再热器的超温与过热。超温是指金属超过其额定温度 (管子的设计运行温度或火力发电厂规定的额定运行温度) 运行。锅炉受热面在超温状态下运行, 使管子表面严重氧化, 甚至出现脱碳现象, 称为管子过热。管子过热一般与胀粗现象同时发生。超温使得管子金属壁温达到很高的数值, 引起过热爆管。

(2) 直流锅炉燃烧调整不佳引起的短期超温。实际中, 出现短期超温的原因有燃烧调整不当, 火焰冲墙导致水冷壁局部热负荷过高;机组启动, 负荷带到干湿态转换阶段时, 过热度控制不当使燃烧器区域部分水冷壁受热面过热;运行数据如偏离设计工况易产生传热恶化, 可能产生干涸和沸腾现象, 引起管壁温度升高导致爆管。

(3) 直流锅炉运行中由于异物堵塞引起的短期超温。受热面管内有异物使汽水循环不良, 直接导致爆管。

(4) 直流锅炉节流孔设计对超温的影响。当节流孔被用来分配汽、水流量, 而水冷壁管的节流设计规格较多, 计算稍有偏差, 就会造成流量分配不佳引起热偏差, 使部分管子过热超温而爆管。

(5) 直流锅炉吹灰器的影响。吹灰器使用不当、泄漏、吹灰压力过高、吹扫时间过长、吹扫过于频繁等投用不正常情况, 会导致附近区域的受热面管子加快磨损而变薄, 从而引起爆管。

2. 直流锅炉再热器典型爆管事故防治措施

(1) 直流锅炉燃烧调整。调整燃烧器摆角、调整AA风、进行风量偏置和燃烧调整来控制水冷壁金属温度。加强对金属壁温测点监视, 调整好煤水比。

(2) 调整直流锅炉再热器壁温测点。通过分析审核, 增装再热器壁温测点, 可有效监控金属壁温, 使金属温度在规定范围下安全运行。

(3) 直流锅炉节流孔径及时校核。及时有效地对节流孔径进行校核, 确认节流分配没有问题, 减低爆管的可能性。

(4) 定期排查直流锅炉节流孔及管排低位异物。利用相关检修技术, 定期对锅炉直流孔及管排低位等进行检查, 清除异物, 确保设备安全运行。

锅炉再热器管 篇9

1 锅炉结构和设计参数

公司6 号锅炉2003 年制造,2005 年1 月投产,型号为SG-1036/17.47-M873,亚临界参数控制循环汽包炉,一次中间再热,采用四角切圆燃烧方式,配用5 台中速磨煤机的直吹式制粉系统,炉膛四角各布置5 层一次风喷嘴,燃烧器一、二次风喷嘴间隔布置,过热汽温调节采用二级喷水减温,再热汽温采用燃烧器喷嘴摆动调节汽温,在再热器进口管道上设置事故喷水减温器。 锅炉过热器受热面由5 个部分组成:炉顶包复过热器、低温过热器、分隔屏过热器、后屏过热器、末级过热器。 再热器受热面由3 个部分组成:墙式再热器、屏式再热器、末级再热器。 尾部烟道下方分别布置省煤器和2 台回转式三分仓空气预热器。 省煤器由水平管束和尾部受热面悬吊管组成。 烟气配有脱硫、脱硝装置, 设计煤种收到基低位发热量为21 805 k J/kg,收到基碳元素57.33%。

锅炉原设计受热面结构数据如表1 所示。

2 锅炉运行情况分析

锅炉实际运行中燃用大量劣质煤,由于劣质煤的水分增加,发热量减少,烟气量增大及不同煤种的分磨需要,磨煤机的投运台数比原设计增加1 台,使得再热汽出口温度偏高,再热器进口喷水量偏大。 300 MW负荷工况下再热器喷水量为20 t/h以上;200 MW负荷下再热器喷水量2.7 t/h。

锅炉再热器受热面经常超温, 再热器减温水量也偏大,影响机组运行的安全经济性。 为减少受热面超温和再热器的喷水量,需要对再热器受热面进行改造,受热面的改造既要考虑在额定负荷下再热器喷水量尽可能减少, 同时也要考虑低负荷运行时再热汽温易偏低的情况。 锅炉受热面布置如图1 所示。

3 受热面改造方案选择

由于墙再与水冷壁组装成一体, 墙再受热面改造要影响到水冷壁吸热量的变化,对炉膛水循环、炉膛水冷壁下集箱内的节流圈布置都有影响, 因而改造涉及的范围较大。 屏再与末再依次布置在炉膛出口,受热面管子数相同,在设计中通常考虑末再受热面调整,按热力计算情况可来调整受热面积。

综合再热器受热面的结构及目前锅炉运行情况,为确保低负荷下的再热汽温, 考虑对末级再热器受热面进行调整,原设计末再受热面炉内高度为9000 mm,将受热面高度割去1000 mm,受热面将减少约11%。

根据现有实际情况对末再受热面改造前后再次进行理论核算,核算结果如表2、表3 所示。

通过核算,机组最大负荷下,再热器喷水量减少平均6.5 t/h;额定负荷下喷水量减少5.3 t/h;75%ECR负荷下喷水量减少4.4 t/h;50%ECR负荷下,再热器喷水量为0 t/h,再热汽温为533℃。 末再受热面改造后,除再热器喷水量减少外, 过热器喷水量增加约1~4 t/h,其余的排烟温度、热风温度等热力数据基本不变。

4 受热面改造需要考虑的因素

锅炉负荷变化的影响。根据锅炉运行情况,高负荷时再热器喷水量较大,通常20~30 t/h,但低负荷时喷水量较小,通常只有约2 t/h。通过核算50%ECR负荷,再热器将没有喷水,同时再热汽温将低于额定值。低负荷时,再热汽温偏低也影响机组效率,影响机组的安全运行, 因此还需要根据机组全年的负荷运行负荷区段综合进行考虑。按目前的运行情况,仅靠调整受热面难以同时满足高低负荷的不同汽温情况。

锅炉燃煤变化的影响。 通过对锅炉燃用实际煤种与原设计煤钟进行核算,额定负荷下,相比掺烧褐煤,燃用原设计煤时,再热器喷水量将减少约18 t/h。 目前锅炉的实际燃煤由多种不同的煤种组成, 需要考虑燃煤及运行变化,对汽温造成的影响。锅炉的汽温变化受燃煤特性和负荷率变化影响较大, 所以锅炉受热面改造要考虑长期燃用的煤种组成情况和负荷率变化区间。由于受热面改造的不可逆性,如实际燃煤发生较大的变化,将对再热汽温产生影响,尤其是低负荷下,再热器热面减少后,将难以达到额定汽温。

5 再热器受热面改造后效果分析

公司利用4 月份6 号锅炉大修, 对锅炉再热器受热面进行了割管改造。 并且在2015 年9 月24 日由江苏方天电力技术有限公司进行了改造后锅炉效率试验。 在电负荷为320 MW工况下,对6 号机组进行了2次锅炉热效率试验。试验结果表明:实测锅炉热效率为94.26%,修正到设计条件下的热效率为94.14%。

锅炉受热面改造后, 对改造前后汽温变化及减温水情况进行了比较, 改造后末再入口汽温升高12.7℃,末再出口汽温升高2.4 ℃,减温水量减少13.8 t/h。再热减温水减少,按耗差经验数据每减少1 t,煤耗下降0.066 g/(k W·h)计算,改造后平均煤耗下降约0.91g/(k W·h)。 改造主汽温度也带来变化情况,低过、屏过、末过吸热量增加汽温升高,主汽温度升高3.3℃,过热器减温水增加1.9 t/h, 过热器减温水增加量可以直接变为主蒸汽,作为新蒸汽在汽轮机中做功,对热力循环影响可以忽略不计,如表4 所示。

6 结束语

再热器受热面改造后,各级受热面吸热均衡,主再热汽温特性未发生变化, 再热汽温超温及管壁超温情况得到改善,再热器减温水量减少,机组运行经济性提高。 改造后过热汽温有所升高,减温水量略增加。 能够满足各工况下运行要求。

摘要：介绍了320 MW机组锅炉再热器受热面改造工程实例,根据锅炉设计特性,对比不同的改造方案,选取合适的改造方案。通过减少再热器受面改造,降低了再热汽温,减少再热减温水量。对比改造前后锅炉实际运行数据,分析了锅炉再热器受热面改造产生的经济效果和改造所带来影响,值得同类型机组借鉴和分享。

关键词：再热器,技术改造,减温水,节能增效

参考文献