670吨锅炉技术集.doc

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1、84670t/h锅炉提高再热汽温的试验研究(1)摘要：提出了原再热器运行中存在的问题，分析了再热汽温偏低的原因，通过论证后的改造方案实施后，取得了可观地安全经济效益。关键词：解决；再热；汽温；问题；改造；效果军粮城发电厂#8炉是武锅生产的WGZ670／13.7-1型锅炉，一次中间再热单汽包自然循环固态排渣煤粉炉，与200MW汽轮发电机组成单元机组。使用烟气挡板调节再热汽温，自投产以来，一直存在再热汽温偏低问题，这严重影响机组的安全性和经济性。基于以上原因，对#8炉进行汽水系统焓升试验，分析造成再热汽温偏低的主要原因，最后根据锅炉实际运行情况及受热面布置并在广泛征求有关专家意见

2、的基础上提出进行低再改造，解决再热汽温偏低的设计方案，并在#8炉大修完成低再改造项目。　　1运行中发现的问题　　(1)锅炉正常方式运行机组在200MW工况时再热汽温低只有520℃左右，严重影响锅炉运行的经济性，造成了整套机组热效率降低，供电煤耗升高、汽机低压缸尾部蒸汽湿度增大，对末级叶片安全运行构成威胁。　　(2)为提高再热汽温被迫改变正常运行方式，加大送风量，抬高火焰中心，造成后屏过热器下弯头普遍过热，高温过热器也存在超温现象。　　(3)为提高再热汽温，靠烟气挡板调整来维持，在200MW负荷下长期关小过热器侧的烟气挡板开度为40，再热器侧的挡板开度为100，才能维持再热汽温

3、度在533℃左右运行，但仍然达不到设计值。　　(4)由于主烟道挡板开度大，使主烟道内的低温再热器、省煤器磨损非常严重，造成受热面泄漏。2再热汽温偏低原因分析　　(1)通过热力试验和热力校核计算结果比较，发现高、低再均存在受热面积布置偏小，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。　　(2)煤种变化对汽温影响，原设计选用山西混煤(烟煤)。设计煤种与使用煤种的元素分析数据，见表1。由表1可见，目前燃用煤种较设计煤种变化很大，灰份减少、燃料低位发热量提高。于燃料低位发热量的升高而必须减少燃料的消耗量，从而使对流受热面的烟气流速减小，对流传热减弱，使过热汽温和再热汽温不

4、能保持在设计值。843改造方案　　由于再热汽温偏低的主要原因是再热器受热面不足、实用煤质较设计煤种变化较大使现有锅炉受热面布置已不适应锅炉现在的燃煤特性，其在实际运行中对流换热量不足造成的，因此应增加再热器受热面积，提高对流换热量，以保证在正常运行条件下，再热汽温能达到设计值。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考虑的限制，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，其工作安全性还是有保证的。　　为弥补因对流换热量不足造成的再热器出口汽温偏低的问题，提出低再改造的前提条件是使额定负荷下高

5、再出口汽温提高5℃。基于以上考虑，并进行了相关的调研工作，根据运行实测数据进行有关热力设计计算数据，见表2。我们设计了下述方案，将低再104片管屏的外圈四根管加长7.6m，增加低再受热面积414.6m2，在主烟道烟气份额0.55时再热器温提高到538℃。　　低温再热器水力损失由0.1213MPa增加到0.1243MPa，再热器系统水力损失由0.24MPa增加到0.243MPa，阻力增加幅度很小，不影响介质流动。670t/h锅炉低温再热器改造1　概述镇海发电厂3～6号炉为DG670/140－8型中间一次再热超高压自然循环煤粉炉，设计再热汽温540℃、主汽温度540℃。低温再热器

6、及高温再热器（以下简称低再及高再），传热面积分别为5250、1212m2。锅炉配备两套钢球磨中间储仓式制粉系统。再热汽温主要通过布置在省煤器后的低过侧与低再侧的烟气挡板进行调节，并在低温及高温再热器之间设有微量喷水作为辅助调节，低再进口设有事故喷水。在大屏过热器与后屏过热器及后屏过热器与高温过热器之间分别设有一、二级减温器。实际运行中出现以下问题：　　(1)再热蒸汽温度偏低　　锅炉设计满负荷运行时低过侧与低再侧烟道挡板均在100％开度下运行，主汽温度能达到540℃，但实际运行时再热蒸汽温度仅达525℃84，此时的一级减温水流量约为10t/h，二级减温水流量基本为零。为提高再热

7、蒸汽温度，采用关小过热器侧烟气挡板开度至40％左右运行，才使再热蒸汽温度、主汽温度达到535℃左右，而一、二级减温水流量基本为零。　　（2）低温再热器易磨损　　机组运行至1994年相继多次出现低再侧省煤器及低再由于管壁被烟气磨损减薄发生的爆管事故，管壁厚度已减薄至2.0mm以下(原管子规格Φ42×3.5)。由于蛇形管管排布置较密，检修时检查难度较大，在管排深处泄漏的管子处理困难，仅在进出口集箱处进行封堵，带来了再热汽温低与磨损加剧等问题，导致泄漏。为了解决该问题，在分析原因和试验的基础上对低再进行了增