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摘 要： 过热器、再热器的气温偏差和超温给电站锅炉的安全稳定运行带来严重威胁，本文针对海勃湾发电厂引起汽温偏差和超温问题的一些主要因素进行分析，提出改进、优化方案，为电站锅炉的安全可靠运行提供帮助。

关键词： 锅炉 超温 改进方案

海勃湾发电厂1，2号锅炉为1020t/h单炉膛自然循环锅炉，配330MW汽轮发电机组。锅炉在BMCR下燃用设计煤种其过热器出口压力及出口温度的设计值分别为17.75MPa和540°C，过热器流量1020t/h。

根据海勃湾发电厂锅炉超温问题进行理论分析，对锅炉进行改造，应从炉内燃烧和锅内受热面两个方面分别进行。炉内燃烧以燃烧器改造为主，改善炉内空气动力工况。锅内则以高过改造为重点，改进结构，采用合理水动力工况。以下将分别阐述。

一、燃烧器改造方案

依据理论分析和试验结果，结合设备实际情况，对其燃烧器进行如下几个方面的技术改造。降低火焰中心高度：将原设计的上三次风管下移至原下三次风管位置，并向下倾斜7°，原设计的下三次风管下移至上层二次风喷口内，形成中心风；上层一次风、二次风分别下倾4°。经测算火焰中心可降低1300～1500mm。二次风反切：上组部分二次风喷口（共计三层）反切7°，反切圆直径：1200m。使上组二次风气流与原逆时针旋转气流方向相反，形成顺时针旋转的气流。减小切圆直径。

1.上一次风、三次风对冲#2、#4角上组一次风喷口（共计二层），逆时针扭转5.64°，改为对冲布置；四角上层三次风喷口，改为对冲布置。反切和对冲示意图，见图1、图2。

2.缩小假想切圆其余二次风喷口，逆时针扭转1.37°，使假想切圆直径由Φ790/542mm，变为Φ600/300mm；其余一次风喷口，逆时针扭转1.72°，使假想切圆直径由Φ542mm，变为Φ300mm。形成“风包粉”的炉内空气动力工况，整体气流仍为逆时针旋转。根据图1及图2对实际切圆和相对切圆直径进行估算，数据见下表。

施工按如下程序进行：对设备进行检查，制作切圆模具，核查锅炉中心，将切圆模具固定安装在炉膛中心，拉假想反切圆的切线、炉膛对角线。燃烧器处框、壳体做适当修整，二次风管改形，风管内安装导流板，燃烧器喷口扭转角度。对角喷口同时施工，最后用水平仪、激光校角仪检查同层喷口的标高、水平度，每角各喷口纵向轴线是否共线。切圆示意图见图1、图2

图1 设计切圆示意图 图2 改造后切圆示意图

二、高过改造方案

1.提高炉内、外管子材质等级

根据某厂高过管圈材质检查情况，以及炉内壁温计算结果，采取标本兼治的方法，彻底解决高过超温问题。由于“钢研102”的管子，使用温度超过600℃时，应力特性极不稳定。高过炉内、外管（炉内设计管材为“钢研102”，炉外为12Gr1MOV）长期超温运行，管子组织发生球化，强度降低很大，寿命减少，严重影响机组安全稳定运行。改造中，将其炉内危险区域及所有内两圈管环更换为“T91”材质的管子。为增大炉外管运行安全裕度，提高可靠性，将炉外出口内二圈管更换为“钢研102”的管子。位置在出口侧顶棚过热器上200mm至出口联箱。

2.合理匹配同屏各管介质流量。

在高过炉外管屏，入口外二环管圈，串联安装Φ13mm节流圈，安装位置在顶棚过热器上1.5m处，标高49m。通过节流圈阻力改变同屏各管圈的流量分布，使其同屏内管环流量偏差系数，由设计值0.896提高到1.12，即使管圈内流量分布与热负荷分布相匹配。节流圈严格按照国家机械制造标准，加工制造，材质为12Gr1MoV。

3.减弱同屏各管结构偏差。

各管屏内两环管圈由上“U”型弯处，分别减少2米长度。经计算可使内外管环结构偏差系数减少2%，使其热负荷相应减少，从而使内外管环热偏差系数达到1.12：0.90。

4.改进连接方式。

过热器各级受热面之间采用大口径管道和三通连接，有利于蒸汽混合，消除气温偏差。屏过与末过连接管采用平行布置不再交叉，避免气温偏差叠加。

5.更换引起相对流量过小的管子和调节阀。

对流量太小，外圈管由于吸热量多，更容易引起超温现象，根据超温原因分析，作为第一阶段的攻关方案是：（1）全面检查低温再热器受热面管子，凡已发现不可靠的管子，用12Cr1MoV（<42×4）更换；（2）认真检修分配器调节阀，使相对流量与调节阀的指示值有一个较为准确的对应关系；（3）在运行中确保低再相对流量大于0.20。

6.蒸汽调温方式。

过热器采用两级喷水减温器调节，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，有利于调节两侧气温偏差。

7.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。

8.加强对入炉煤种的管理和对炉膛受热面的吹扫。

当机组运行很长时间、炉内沾污严重和入炉煤质与设计煤种相差很大时必须进行锅炉受热面的热力校核，确定炉膛出口烟温和各受热面处的烟温，为超温原因的分析和解决提供依据。机组在日常运行中应注意炉膛出口烟温的变化，适时进行炉膛吹扫，改善炉内的换热环境。同时注意入炉煤质的变化，为锅炉运行人员提供必需的运行数据，以便及时调整燃烧。对旧机组按1973年标准重新进行热力校核，确定各受热面的吸热量和相应的壁温、烟温，为机组大修期间进行改造提供必要的数据，以便提出相应的改造措施。

9.提高给水品质和加强汽水流程中汽、水温度的监督。

电厂应做好给水和蒸汽品质的监督管理，做到勤化验、多检查。在机组检修期间应进行割管检查，确定管内的结垢情况。同时，在机组运行中，注意观察一级和二级减温水的用量及汽水流程中汽、水温度的监督，结合烟气和蒸汽温度判断管内的结垢程度。

10.减弱炉膛出口的残余旋转。

在实际运行中，若同一层风粉射流强弱不同、刚性不足或燃烧器摆动切角不一致，都会影响炉内正常的空气动力工况，使气流偏差增大，加剧水平烟道烟温及烟速分布不均，故在锅炉检修期间应进行一次风的冷态调平，调整二、一次风的动量比，防止其比值接近或等于1。对燃用无烟煤的锅炉，二、一次风动量比在3～3.5，烟煤约为1.5～2为宜。此外，采用燃烧器上摆、上大下小的配风方式、采用前墙或前后墙对冲布置的旋流燃烧器、改进炉膛上部屏受热面的布置等方法都能削弱炉膛出口烟气的残余旋转，降低水平烟道烟温的左右偏差。

11.优化低负荷时的燃烧调整。

在低负荷时，应间隔投用燃烧器喷嘴，这样将射流“分组”，每组燃烧器的高宽比减小，射流的补气条件得到改善，抗偏转能力增强，炉内切圆变小。一方面可以满足主汽温度调整的要求，另一方面可以减弱炉膛出口的残余旋转。可以适当加大对燃烧影响较小的二次风量和炉底加热风量以进一步降低炉膛出口烟温，调节主蒸汽和再热蒸汽温度。

12.采取适当的负荷变化速率。

研究表明，在负荷较大时采取较大的负荷变化率，负荷较低时应采取较小的负荷变化率，才能对过热器和再热器的管壁温度影响较小。在机组进行甩负荷时，应预先进行燃烧调整，如采取停磨或停部分燃烧器等措施避免过热器和再热器超温。

13.蒸汽侧和设计结构的改进措施。

（1）在沿锅炉宽度上或在同一片管屏中吸热小的管子中加装节流圈以减小蒸汽流量，使吸热大的管子中的蒸汽流量增大。（2）对同一片管屏的1根或几根外圈管在下部短路，以缩短其受热长度，并增大蒸汽流量。（3）调整管屏进出口集箱内径和三通在集箱上的位置，以减小涡流区蒸汽静压降低的影响，并使其不与吸热最大区重叠。

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