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125MW和200MW机组锅炉本体存在问题分析及现代化改造
发布时间：2013-08-22 08:24 来源：未知
0、前言
国产12 5MW和200MW机组均为60年代末、70年代初设计的早期产品。机组所配的锅炉分别为420(400)t/h和670t/h中间再热、超高压、自然循环汽包炉。这些机组许多已服役20—30年，对我国电力工业作出了巨大贡献。由于当时技术条件的限制，当时设计的这些锅炉存在着不少问题。随着电力工业的发展，这些锅炉所存在的问题显得越来越突出，似乎已经不能适应社会主义市场经济的需要，因此应进行较完善的技术改造，甚至可能要进行综合性的彻底技术改造。
本文就这些锅炉存在的问题及其现代化改造提供一些看法，富通新能源销售生物质锅炉，生物质锅炉主要燃烧木屑颗�；怪频纳镏士帕Ｈ剂�。
1、125MW和200MW汽包炉存在问题及分析
2.1存在问题
12 5MW和200MW汽包炉不同程度地普遍存在如下问题：
( 1)排烟温度比设计值高。一般高于设计值15~ 20℃，有的超过30℃。
(2)一次（过热）汽温和（或）二次（再热）汽温偏低或减温喷水量明显低于设计值。
(3)再热汽温调节性能差，烟道档板在运行中基本不能用于再热汽温的调节。
(4) 200MW汽包炉高温再热器管壁超温现象较普遍，甚至在汽温未达额定值时也存在超温现象。有些670t/h锅炉的高温过热器和高温再热器，同时存在管壁超温状况。
(5)早期生产的回转式空气预热器漏风和堵灰严重，致使排烟温度很高，热风温度偏低，还使锅炉难于合理进行配风，造成机械不完全燃烧和排烟热损失较大，锅炉效率显著低于设计值，有的锅炉效率只有85%左右，比设计值低4N5%。
2.2存在问题的分析
2.2.1排烟温度偏高问题
12 5MW和200MW汽包炉是60、70年代设计的，锅炉热力计算依据的是前苏联1957年的热力计算标准方法。该方法高估了炉膛、前屏和后屏的吸热量，导致炉膛出口、后屏和高温对流受热面区域的实际烟温比锅炉厂的计算值高出很多。实际烟温与计算烟温的差别虽然沿着烟气行程逐渐减小，但一直延续到锅炉出口。因此，按该方法计算的锅炉排烟温度一般都比实际值低15—20℃。
对某些带回转式空气预热器的锅炉，实际排烟温度比设计值高出30~40℃，除计算方法问题外，还有严重漏风（使传热温差下降）和堵灰（使传热系数降低）的原因，这些锅炉的热风温度也相应地比设计值低40~50℃。
2.2.2汽温偏低问题
对于这些锅炉，即使是同时出现过热汽温偏低和再热汽温偏低现象，其产生原因是不同的，过热汽温偏低是设计所依据的计算方法多估计了前屏和后屏的吸热量造成的，而再热汽温偏低一般是设计时分隔烟道的烟气流量分配值与实际值有偏差和烟道挡板不可调产生的。
前苏联1957年热力计算标准方法高估了前屏和后屏的吸热量，当锅炉设计时，前屏和后屏的受热面布置较多且不设置低温对流过热器时，其所高估的吸热量不能被高温对流过热器所低估的吸热量抵消，运行中过热汽温就达不到额定值，若锅炉设计时前、后屏布置的受热面不多还需在对流下降竖井中设置低温对流过热器时，设计所高估的前、后屏吸热量可以被高温对流过热器和低温对流过热器所少估的吸热量大致抵消，运行中过热汽温可达设计值或偏离不大。
再热汽温偏低的现象在具有分隔烟道的125MW汽包炉中比较突出，这种锅炉的典型布置是在对流下降竖井的平行烟道内分别布置旁路省煤器（相应的烟道称旁路烟道）和低温再热器（称主烟道）�？柯暗奈月费痰溃餮痰揽柯�，设计时进入这两个烟道的烟气流量大致按烟道深度的尺寸比例选取，但是在烟道档板不可调的情况下，平行两个烟道的烟气流量应由两个烟道内受热面的烟气流动阻力的相互关系确定，阻力越大，则烟气流量越小。纵观许多带分隔烟道的125MW汽包炉，旁路烟道内所布置的省煤器排数很少，而主烟道内低温再热器所布置的管子排数很多，两者阻力系数相差很大。如果按烟道深度尺寸的比例选取进入各烟道的烟气流量，将必产生流经主烟道的实际烟气量明显地低于锅炉厂的设计值，因而造成低温再热器吸热量不足，汽温偏低的后果。
2.2.3过热器和再热器管壁超温问题
过热器和再热器管壁超温主要发生在200MW汽包炉的高温对流过热器和高温再热器上。高温再热器管壁超温在各锅炉厂生产的670t/h锅炉中存在比较普遍。高温对流过热器的超温则发生在某些锅炉厂的产品上。有些锅炉连后屏也存在管壁超温现象。管壁超温甚至在汽温未达到额定值(540℃)的情况下产生。
关于200MW汽包炉过热器和再热器严重超温问题，经分析研究可归结为如下几个原因。
(1)锅炉所依据的热力计算方法有缺陷，导致高温受热面（后屏、高温过热器、高温再热器）的计算烟温严重偏低。实际上，这些高温受热面所在区域的烟温要比制造厂提供的数据高很多。关于这一点在下面列举的某些实际例子中还要作进一步说明。
(2) 60、70年代锅炉厂在锅炉设计中对过热器和再热器的壁温进行计算时，普遍未考虑流量不均问题，吸热不均问题也考虑不全面，而670t/h汽包炉的过热器和再热器恰恰存在较严重的流量不均问题。90年代有些锅炉厂在进行壁温计算时，对流量不均虽也进行了分析，但并未能全面准确地反映高温受热面的流量不均匀性，当严重的流量不均与吸热不均相互叠加时，对高温受热面将带来严重的危害。
(3) 670t／h汽包炉的高温过热器和高温
再热器前、后都有空间较大、温度很高的烟气容积。烟气容积的热辐射又同时主要落在管屏（管圈）的同一排管子上，容积辐射的一半或更多的热量被面向烟气空间的管排所吸收，造成暴露在高温烟气容积辐射的管子发生严重的超温现象，而制造厂在壁温计算时对高温烟气容积辐射往往未作全面计算。
3、几个典型例子
3.1某420t/h汽包炉
这台原配回转式空气预热器的420t/h汽包炉，其过热器由炉顶管、包复管、前屏、后屏和高温对流过热器组成，无低温对流过热器。再热器由高、低温级组成。高温再热器布置在高温对流过热器后的水平烟道内。低温再热器与旁路省煤器采取125MW机组锅炉的典型布置方式，即平行地布置在下行对流竖井内以分隔墙分开的两个烟道中。
该锅炉的设计参数和运行数据见表1，由于回转式空气预热器漏风和堵灰严重，锅炉排烟温度比设计值高出30—40℃。有时达45℃，热风温度比设计值低40—50℃，锅炉运行效率一般为84~85%。此外，过热汽温和再热汽温分别比设计值约低10℃和20℃左右。
锅炉于1994~1995年进行改造，将回转式空气预热器取消，代之以螺旋槽管式空气预热器，改造后排烟温度降低到150℃~160℃，锅炉效率提高了3个百分点。
改造后由于燃料量减少，过热汽温和再热汽温进一步降低。
3.2某670t／h汽包炉
该锅炉采用两级管式空气预热器，原设计单级省煤器布置在两级空气预热器之间。过热器由炉顶管、包复管，前屏、后屏和高温对流过热器组成，无低温对流过热器。再热器由高、低温级组成。顺流传热方式的高温再热器布置在水平烟道高温对流过热器之后，低温再热器布置在转向室下方的对流竖井中，不设分隔烟道。
根据制造厂按电厂实用煤种对锅炉所作的热力校核计算数据，锅炉排烟温度θpy= 148℃，热风温度，在额定负荷下过热器两级喷水量应达25 t/h，高温再热器出口烟温为612℃。
锅炉的实际运行数据则是a py =160~ 165℃，，过热器在两级减温器无喷水的情况下，汽温只能达到535~538℃，电厂为降低锅炉排烟温度，对其中一台锅炉在高温空气预热器前加装了一级省煤器，才使排烟温度降低到设计值。
锅炉投入运行3年时间后发现高温再热器靠烟道中部的最末一排管子（出口管段）的背流面（即管子面向高温再热器后烟气空间的部位）有大量氧化腐蚀开裂脱落层，腐蚀产物成分分析诊断为高温氧化性腐蚀，腐蚀范围很大。管壁厚度检查发现，有些管子的壁厚已从原来的3.5mm减薄到2.1~2.5mm。运行记录检查发现，该锅炉从投运以来，高温再热器出口管段的壁温指示值就严重超标，额定负荷时烟道中部区域出口管段的壁温（测点装在顶棚上部，即炉外）一直处在600~ 620℃以上，有时高达630—640℃。
高温再热器出口管段采用钢研102管材，在介质温度为540℃时应能承受温度为612℃烟气的加热不致于发生高温氧化腐蚀，实际上从高温再热器所发生的严重氧化腐蚀和炉外壁温指示值分析，高温再热器出口烟温远高于612℃。
为了查明锅炉存在问题的根源，对锅炉进行了较切合实际的全面热力计算和壁温计算。计算结果，高温再热器出口烟温为680℃，排烟温度θpy= 160℃，热风温度t=398℃，后两个数值与锅炉运行值十分吻合，由此判断，高温再热器出口烟温远比612℃要高，因而采用T91管材进行了更换。
3.3带分隔烟道的670t／h锅炉
该型锅炉的过热器由炉顶管、包复管、前屏、后屏、高温对流过热器和低温对流过热器组成。再热器由高温级和低温级组成，高温再热器布置于水平烟道高温对流过热器之后，低温再热器与低温对流过热器布置于对流竖井的两个平行烟道内，由分隔墙分开。
据某电厂报导，该型锅炉的后屏、高温对流过热器和高温再热器管壁超温严重。尤其是高温对流过热器和高温再热器，在机组投运约3万小时后频繁地发生超温爆管现象。
制造厂在锅炉设计时对这些高温受热面都进行了壁温计算并据此选择管材。例如，后屏和高温过热器管子采用钢研102材料，高温再热器管子内圈采用钢研102，外圈采用lCr18Ni9Ti，但根据本文2.2.3节所述的原因，制造厂提供的壁温计算值并未反映出锅炉的实际情况，超温爆管现象经常发生。
3.4某420t／h锅炉
该型锅炉按无烟煤设计，空气预热器采用两级管式预热器，主省煤器布置在两级空气预热器之间，锅炉的过热器系统，再热器系统以及对流竖井分隔烟道的布置方式与50415型相同。
锅炉有关设计参数如下：θpy= 135℃，f，k=400℃，一、二次汽温均为540℃(出力D= 420t/h)，额定负荷时一次汽还要喷入约llt/h减温水。
锅炉实际运行参数偏离设计值较多θpy=155~160℃，平均热风温度trk= 430℃，局部热风温度达460一470℃，部分高温空气预热器管子处于发红状态，一、二次汽温均达不到额定值，处于520~530℃的水平，过热器减温水量基本上为零。
有关排烟温度和一、二次汽温的计算值与电厂运行实际值不符的问题，上文已经作了说明。热风温度偏差问题也与计算不准有关。按前苏联计算方法，锅炉对流受热面的实际烟温比计算值要高，对于该锅炉，进入高温空气预热器的烟温大约比设计值高30—35℃，因此实际热风温度也相应比设计值高。
对于12SMW汽包炉对流竖井为分隔烟道的典型布置，烟气在离开转向室后分两股进入分隔烟道，进入旁路烟道的烟温较高，进入主烟道的烟温较低：此外，在旁路烟道内，旁路省煤器管子的排数一般较少，而主烟道内低温再热器的受热面积很大，因而造成烟气在这两个烟道的出口处仍保持着较大的温差。经计算对50419型锅炉这个温差大约为70℃，所以，该型锅炉除平均热风温度过高外，还发生旁路烟道下方局部热风温度很高(460~470℃)的状况。这对空气预热器的长期运行显然十分不利。
4、改造建议
上面列举的几个典型例子说明，对125MW和200MW汽包炉应根据正确的设计计算进行综合性彻底改造，这不仅是由于这些锅炉本体存在诸多问题，从节能和环保的角度出发，锅炉长期
处于150~160℃的排烟温度，85~88%的锅炉效率，偏低的一、二次汽温下运行是不能适应新时代要求的。现代大型电站锅炉的锅炉效率都已经达到了92~93%，排烟温度降低到1 30℃左右，对节能和减少污染物排放量都处于有利的地位。
因此，对12 5MW和200MW汽包炉的现代化改造提出如下建议：
(1)排烟温度按130一140℃，锅炉效率按不低于90~ 91%考虑改造方案。在降低排烟温度方面，国内外已有较成熟的经验和技术，当空气预热器和省煤器同时采用强化传热式受热面时，在不改变原来受热面空间尺寸的情况下，可以将排烟温度降低到130一140℃。
(2)对过热器和再热器进行改造，使一、二次汽温达到设计的额定值，并使过热器在额定负荷时有一定减温喷水量，以适应调峰运行负荷变化时维持过热汽温。为使锅炉适应调峰运行，燃烧器可能也要进行改造。
从这些锅炉的具体结构分析，适当增加过热器和再热器的受热面积以提高汽温的改造是可以实现的。
(3)在过热器和再热器改造时应解决管壁超温问题，因此，要求在改造方案中对壁温进行详细计算，特别注意对热偏差问题，包括吸热不均、流量不均、烟气空间辐射等进行详细计算分析，才能保证改造后不发生管壁超温问题。
(4)对堵灰和漏风严重的回转式空气预热器，用螺旋槽管进行改造，从根本上解决预热器不良，严重影响锅炉性能的问题。
(5)对改造方案应作切合实际的热力计算，改造方案的拟定应发挥电厂、制造厂、研究单位和高校的各自优势，共同配合，以保证改造达到预期效果。
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