北侖發(fā)電廠1號機組(600MW)，其鍋爐是從美國CE公司進口的2008t/h亞臨界壓力、切向燃燒控制循環(huán)鍋爐。6層煤粉燃燒器由6臺HP?983X9碗式中速磨煤機供粉。采用擺動火嘴方法調(diào)節(jié)再熱汽溫。鍋爐于1991年8月27日完成72h試運行。
再熱器系統(tǒng)如圖1所示。墻式再熱器出口用4根導汽管將蒸汽導入低溫再熱器的進口集箱。低溫再熱器共有76片管屏，與38片高溫再熱器管屏直聯(lián)(無中間集箱)。
為了減小墻式再熱器蒸汽阻力，在其進出口集箱之間原設(shè)計有24根旁路管使部分蒸汽旁通。在結(jié)構(gòu)上，低溫再熱器每片屏有10根管子；高溫再熱器有20根管子。高、低溫再熱器內(nèi)外圈管子交換連接，而且與高溫再熱器2根外圈管相連接的低溫再熱器內(nèi)圈管受熱長度縮短很多(見圖1)。高溫再熱器與煙氣逆流布置，大部分管子采用TP304H等奧氏體鋼材，部分管子和爐外引出管都是T22鋼材。在每片高溫再熱器的第11號管子出口裝有爐外壁溫測點。T22鋼材的最高使用溫度為580～590℃，故目前的報警溫度設(shè)定值為530℃。
圖1 再熱器系統(tǒng)圖
圖2 再熱器結(jié)構(gòu)布置及CE公司旁通改造示意圖
1994年的改造增加受熱面太多，造成再熱器事故噴水量增大，并使過熱器的出口汽溫達不到額定值。1993年的改造效果也不夠理想。在高負荷時第35～37屏仍經(jīng)常處于580～595℃之間，而且第30～33屏的出口壁溫反而比改造前增高。在運行中如果為了提高過熱汽溫而使燃燒器向上擺，則會使再熱器的超溫情況更為加劇。對于這些問題，電廠曾在1994年進行了燃燒調(diào)整，并采用部分輔助風和燃燼風反切的措施；在1996年又在部分高溫再熱器管子上涂刷絕熱涂料，但效果都不大。
2 改造方案的論證
為了比較徹底地解決再熱器的局部超溫問題，1997年12月電廠與上海交通大學能源系共同提出進一步改造的幾種方案，并進行了分析論證。最后決定采用在低溫管屏中加裝節(jié)流圈的改造措施，并在部分壁溫較高的管屏上涂覆絕熱材料作為短期的輔助措施。加裝節(jié)流圈的具體要求如下：(1)溫度最高的第35、36屏出口爐外壁溫降低10～15℃；(2)再熱器出口2根導汽總管的流量和汽溫與改造前保持不變；(3)對爐膛污臟時、低負荷、火嘴上擺到70時高溫過熱器的出口壁溫工況進行核算。
絕熱材料涂在第69～74屏低溫再熱器(與高溫再熱器第35～37屏連接)管上，厚度為20mm，高度為3m，外面用2mm厚不銹鋼板包覆。
3 節(jié)流圈計算的主要步驟和結(jié)果
節(jié)流圈的計算是很復雜的，因為再熱器的管系非常復雜。1片管屏有20根管子，1根管子又有12個管段，這些管段的直徑、長度和材料都不相同；在結(jié)構(gòu)上，再熱器進出口集箱采用三通連接方式，蒸汽在流經(jīng)三通進入集箱時會形成渦流。渦流區(qū)的蒸汽靜壓有大幅度降低。蒸汽旁路改造后以及在一部分管屏中加裝節(jié)流圈以后，渦流區(qū)的蒸汽靜壓分布也會隨之改變。計算的主要步驟為：(1)作墻式、低溫和高溫再熱器的熱力計算；(2)計算8根直接旁路管中的旁通蒸汽流量；(3)計算同屏各管流量偏差和熱偏差；(4)計算各屏的蒸汽流量；(5)計算節(jié)流圈的壓降和節(jié)流圈孔徑。
由于要求加裝節(jié)流圈后再熱器2根出口總管中的蒸汽流量和溫度與改造前保持不變。而主要加裝節(jié)流圈的第20～25管屏又集中在右側(cè)，所以這一點較難辦到。最后采取了使左側(cè)各屏的改后出口溫度高于右側(cè)各屏，也就是使左右兩側(cè)節(jié)流所減小的流量基本上相同，才使這個要求得到滿足。計算確定，加裝節(jié)流圈的高溫再熱器管屏共為12片，即第1～3、10、11、19～25屏。每片屏有20根管子，所以共有240只節(jié)流圈。節(jié)流圈的孔徑最小為24.5mm，最大為38.5mm。
加裝節(jié)流圈改造的原理是用改變各屏的蒸汽流量來補償它們的熱負荷偏差。盡管煙氣側(cè)的變化對高溫再熱器出口壁溫的分布有較大的影響，尤其是6層燃燒器投運方式的影響，但切向燃燒鍋爐煙氣側(cè)的熱負荷圖形相對比較固定，呈M形分布。在節(jié)流圈計算前，查看了歷年的運行記錄，計算中使可能的熱負荷最高峰位置與加裝節(jié)流圈的管屏之間留有一定的距離，即第26、27、28、29屏不加裝節(jié)流圈。這樣即使熱負荷最高屏從第35、36屏移到第30、31屏，也可留有3～4片屏的熱負荷進一步左移的裕量。選擇高溫再熱器出口壁溫分布偏差較大的某一工況所作的計算結(jié)果如下(見圖3)：(1)在100MCR負荷下，計算可使最高溫度屏的第11管出口壁溫從590℃降到576℃，降溫幅度為14℃。(2)裝有節(jié)流圈各屏的第11管出口壁溫將提高到543.0～564.3℃。(3)改造后，在100MCR負荷下，再熱器的壓降將增大11.06kPa。
圖3 加節(jié)流圈前后各屏第11管出口壁溫分布圖(計算)
4 對CE公司旁路改造未達到預期效果的分析
經(jīng)計算可得出為什么1993年美國CE公司對該爐進行旁路改造未能取得預期效果的原因。
4.1 該鍋爐的設(shè)計墻式再熱器受熱面積偏小，其溫升只有18.3℃。因此蒸汽經(jīng)8根直接旁路后低溫再熱器右側(cè)管屏的進口蒸汽的溫降幅度較小；
圖4 改造前后高溫再熱器出口壁溫的變化情況
4.2 在8根直接旁路前，低溫再熱器進口集箱中從4根導汽管進入的蒸汽通過三通都比較均勻地向兩側(cè)分流。但在8根直接旁路后，最右面的1根導汽管的蒸汽無法向右側(cè)流動(因右側(cè)有8根旁路蒸汽進入)，只能全部向左側(cè)流動。這就增大了三通左側(cè)的渦流區(qū)域及靜壓的降低，在此區(qū)域內(nèi)的第30～33管屏的蒸汽流量因此比旁路前反而有所減小。
5 改造后的實測結(jié)果及分析
改造于1998年6月實施，7月開始運行，并進行了各種出力、各種工況的試驗。實測的結(jié)果及分析如下：
5.1 高溫再熱器第30～37屏出口壁溫已大幅度下降，尤其是第35～37屏由于包覆絕熱材料下降了40～51℃。各屏再熱器出口壁溫顯示基本上控制在570℃以下，達到了預期的效果(見圖4)。
5.2 再熱器減溫水量已由原來的31.9t/h減為目前的14.6t/h(平均值)。現(xiàn)在所用的減溫水不再是用來防止管壁局部超溫，而是用來防止因加長受熱面過多而引起的再熱汽溫超限。
5.3 原來主蒸汽溫度與再熱器出口壁溫兩者之間難以同時兼顧。為了防止再熱器管壁超溫不得不使燃燒器下擺從而抑制了主蒸汽溫度。改造后主蒸汽溫度不再受其限制，由原來的534℃提高到538℃。
6 經(jīng)濟效益分析
改造后再熱器噴水量平均減少17.3t/h，相應(yīng)的機組煤耗約降低1.4g/(kW.h)，按年發(fā)電量35億kW.h計算，節(jié)約標煤4900t，標煤價格按300元/t計算，則每年節(jié)約費用147萬元；過熱汽溫平均提高4℃，使機組煤耗降低約0.25g/(kW.h)，則每年節(jié)約費用26.25萬元；而再熱器阻力增加11kPa，使汽輪機熱耗增大約0.03146，則每年影響機組經(jīng)濟性約3.3萬元。綜合考慮這3者因素，每年產(chǎn)生總的經(jīng)濟效益為170萬元。
如按每年少爆管1次來計算，可避免機組啟停燒輕油150t，計30萬元；搶修6天，發(fā)電利潤為648萬元。這樣，共可避免損失678萬元。
7 結(jié)論
7.1 造成北侖電廠1號高溫再熱器管壁局部超溫的主要原因是：切圓燃燒方式所引起的煙氣側(cè)煙溫和煙速的偏差，以及再熱器進口集箱三通附近存在渦流區(qū)。上述2個因素造成管屏間的吸熱偏差和蒸汽流量偏差。
7.2 CE公司的蒸汽旁路改造沒有取得預期效果的主要原因是其計算方法不夠準確，沒有考慮墻式再熱器的吸熱量較小以及進口集箱三通渦流區(qū)的影響。
7.3 加節(jié)流圈和局部保溫改造后，高溫再熱器第30～37屏的出口溫度已大幅度下降。其中節(jié)流圈因素使溫度下降至少10～15℃。這說明如不加保溫單用節(jié)流圈也能達到改造要求。改造后再熱器管壁溫度能控制在570℃以下，提高了機組的運行可靠性。
7.4 改造后使原來主蒸汽溫度與再熱器出口壁溫之間難以兼顧的問題得到了解決。
7.5 在直接經(jīng)濟效益方面，由于再熱器噴水的減少和主蒸汽溫度的提高，機組煤耗可降低約1.6g/(kW.h)。扣除因節(jié)流圈使再熱器阻力增加11kPa而造成的熱耗增加后，總的經(jīng)濟效益每年可節(jié)約170萬元。
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