电厂技术改造方案

一、基本情况介绍

大坝电厂安装两台东方锅炉厂生产的DG2070/17.5-Ⅱ6型亚临界自然循环锅炉（#5、#6炉），分别于2009年3月和4月投产运行。由于煤种特性的变化、地理位置海拔高度及锅炉本体结构设计对煤种适应性低等因素的制约，锅炉实际运行中存在着影响安全性和经济性的问题。其中最为突出的是再热器和过热器的减温水量严重超标，大大降低了锅炉受热面金属材料的使用寿命、同时形成金属材料发生严重缺陷的潜在隐患；对机组经济性的影响不言而喻，大量的再热、过热减温水增大机组的供电煤耗，对于单台机组每年多消耗的燃料成本折算成标准煤（7000kcal/kg）在万吨以上。对锅炉本体实施技术改造的设想正是本着提高机组安全性和经济性的原则提出的。

表一：锅炉参数（说明书提供） 项 目 单位 过热蒸汽流量 t/h 过热蒸汽出口压力 MPa(a) 过热蒸汽出口温度 ℃ 再热蒸汽流量 t/h 再热蒸汽进/出口压力 MPa(a) 再热蒸汽进/出口温度 ℃ 给水温度 ℃

BMCR ECR 2070 1885.5 17.50 17.36 541 541 1741.9 1596.4 4.13/3.95 3.79/3.63 331/541 322/541 282 276 本技术改进的热力计算依据锅炉说明书提供的“校核煤种1”进行。虽然校核煤种与实际燃用煤种亦存在着较大差别，但这种计算可提供理论上的基准参考、比较不同受热面之间的搭配比例。为最终的锅炉结构改造定下依据。《锅炉机组热力计算标准方法》采用前苏联1973年的版本，虽然该型锅炉的原型是引进技术，但用该方法计算的结果指导技术改进是可行的并已取得了成功的经验。

1

表二：设计煤种及校核煤种（锅炉说明书提供） 项 目 单位 设计煤种 MJ/kg 19.70 收到基低位发热值 Qnet.var 4690 （kcal/kg） 工业分析 % 20.1 收到基全水份Mt % 11.19 收到基灰份Aar % 32.58 干燥无灰基挥发份 Vdaf % 7.43 空气干燥基水份 Mad 元素分析 % 54.89 接收基碳 Car % 2.65 接收基氢 Har 接收基氧 Oar % 10.22 接收基氮 Nar % 0.47 接收基硫 St,a r % 0.48 灰份特性 1050 灰变形温度 DT（t1） ℃ 1100 灰软化温度 ST（t2） ℃ 1170 灰熔化温度 FT（t3） ℃ 灰半球温度 HT ℃ 1120 校核煤种1 19.38 4614 12.7 22.35 27.65 4.49 52.56 2.68 8.11 0.55 1.05 1280 1340 1410 1360 校核煤种2 19.55 4655 15.5 17.89 29.56 5.60 53.67 2.68 8.89 0.53 0.84 1190 1240 1320 1270 锅炉实际运行中采取了非正常的调节手段来防止过热器金属壁温超温报警，本来尾部烟道低温再热器侧的调温挡板是用来调整再热气温的，实际上是基本全开的，同时关小低温过热器侧的烟气挡板，这种运行方式又进一步加剧了低温再热器事故减温水的投入量，形成一种恶性循环的态势。

锅炉原设计600MW负荷下的过热器减温水量小于80吨/小时，而实际运行负荷在400MW以上的减温水量就已超出设计值的一倍以上，参见表三，其中抄录并分析了两个负荷点减温水的用量情况。

再热汽温是通过再热侧烟气调温挡板来调节的，减温水量设计为零，实际上400MW负荷以上再热器投入了100多吨的减温水。仅此一项对应2克以上的供电煤耗，真实的运行状态令人担忧。

本技术改造旨在降低再热器和过热器的减温水量，需要变动的受热面集中在锅炉尾部。该型炉尾部分为两个独立的烟道，前侧烟道内自上而下布置有三组低温再热器和一组省煤器；后侧烟道布置三组低温过热器和一组省煤器。低再侧和低过侧烟道的横截面积分别占总烟道面积的39.2%和60.8%。主要结构数据见表四。

2

表三：大坝电厂600MW机组运行参数分析 序400MW 项 目 单位 （#5炉） 号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 机组负荷 主汽压力 主汽流量 给水流量 给水压力 主汽温度 再热汽压力 再热汽温度 排烟温度 冷风温度 一次风温 一次风差压 二次风温 二次风差压 煤量 一次风流量 二次风流量 吸风机电流 一次风机电流 二次风机电流 空气预热器差压（烟侧） 预热器入口烟温 給水温度 省煤器出口水温 MW MPa t/h t/h MPa ℃ MPa ℃ ℃ ℃ ℃ kPa ℃ kPa t/h t/h t/h A A A kPa ℃ ℃ ℃ MPa ℃ ℃ ℃ ℃ 404 13.08 1241 1029 16.9 533.6 2.46 547 118.6/137.8 33一次出口/25二次出口 291.6/301.5 1.08/0.9 288.4/300.1 0.92/0.94 242 424.8 1391 150.5/149.8 133.8/130.5 79.12/80.21 0.96/1.16 336.4/338.6 平均337.5 258.3/257.9 平均258.1 286.3/283.9 292.1/288 平均287.58 13.65 335 47.42 398.75/404.65 平均401.7 339.6/339 平均339.3 450MW （#6炉） 451. 15.21 1342 1141 18.35 539 2.81 541 135/126.8 33一次出口 24二次出口 303/303 1.38/1.42 301.9/298.1 0.88/1 273 552.6 1498 258.6/248.9 150.2/144.5 77.85/77.44 1.39/1.25 354.2/353 平均353.6 263.9/264.1 平均264 286.8/295.1 298.5/290.8平均288.3 15.86 346.6 82.6 406.2/426.5 平均416.4 353.4/356 平均354.7 备 注 预热器出口 25 26 27 28 29 汽包工作压力 饱和温度 欠温 低过出口汽温 一减后汽温 30 一减前蒸汽焓 31 一减后蒸汽焓 32 二减前蒸汽温度 33 二减后蒸汽温度 34 二减前蒸汽焓 35 二减后蒸汽焓

kJ/kg kJ/kg ℃ ℃ kJ/kg kJ/kg 3035 3039 2731 2720 458.3/455.5 472.3/473.5平均 平均456.9 472.9 441/425.3 451.7/423.7平平均433.2 均437.7 3214 3228 3156 3099.5 3

序号 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 表三：大坝电厂600MW机组运行参数分析 400MW 项 目 单位 （#5炉） t/h 103.8/78.72 一减水量 总量182.57 t/h 0/32.44 二减水量 总量32.44 t/h 163.8 一减水量 t/h 29 二减水量 MPa 16.09 减温水压力 171 减温水温度 ℃ kJ/kg 732 减温水焓 MPa 2.46 再热汽压力 546.65 再热汽温 ℃ MPa 2.64 冷再压力 328.6 冷再汽温 ℃ t/h 61.04 再热器减温水量 t/h 123 再热器减温水量 再热汽流量 t/h 1067 再减前汽温 ℃ 328.6 ℃ 228.4/326(226) 450MW （#6炉） 105.3/78.7 总量184 31.1/45.7 总量76.8 187.8 69.8 17.78 177.1 759 2.81 544.65 3 334.8 91.34 132 1154 334.8 3081 2814 9.58 176.6 752.7 25/51 备 注 表计显示 表计显示 热平衡计算 热平衡计算 表计显示 热平衡计算 51 再减后汽温 238.5/236.1 平均237.3 52 再减前蒸汽焓 kJ/kg 53 再减后蒸汽焓 kJ/kg 54 再减水压力 MPa 55 再减水温 ℃ 56 再减水焓 kJ/kg 57 再减水门开度 %

表四：尾部受热面结构数据（原设计） 受热面 项 目 管径x壁厚mm 横向节距mm 纵向节距mm 布置型式 管排数量 材料 低再 低过 3075 2803 9.01 170.2 724.55 28/20 低再侧 省煤器 低过侧 省煤器 低再侧吊挂管 低过侧 吊挂管 63.5x5/6 57x7 51x6 51x6 115 119 115 147 87.3 79 71.1 71.1 5管圈缠绕， 4管圈缠绕， 2管圈缠绕， 2管圈缠绕， 顺列、逆流 顺列、逆流 顺列、逆流 顺列、逆流 178 178 178 140 下组SA-210C，下组SA-210C，中、上组15CrMoG 中、上组5CrMoG 51x10 230 3240 顺列 逆流 57x11.5 230 5000 顺列 逆流 2 SA-210C 2 SA-210C SA-210C SA-210C

4

二、尾部受热面技术改造方案 1、低温再热器侧受热面

将低再侧低温再热器的下组和中组拆除，低再入口集箱抬高并与上组低温再热器管排衔接，下面的省煤器管组位置不变。腾出的空间新加一组膜式省煤器，膜式管组的下侧通过新加的过渡集箱（Ф273x40，20G）与原省煤器管组的出口集箱通过吊挂管（Ф51x10，SA-210C）连接，膜式管组上侧出口通过新加的过渡集箱（Ф273x40，20G）与原吊挂管（Ф51x10，SA-210C）连接。新加的两个过渡集箱之间用耐热不锈钢管（304）作为吊管来连接承重，其两端用铰接的方式连接，避免了现场安装不能热处理的矛盾。

采用膜式省煤器的目地是为了提高管组的磨损寿命，从陡河电厂十几年的改造运行经验看是行之有效的最佳选择，特别是在目前这种煤种成分变化多样的条件下，更显出这种结构省煤器的优越性能。膜式省煤器是上世纪90年代初前苏联电厂普遍推广的新型技术，在我国由于制造技术的制约未能普遍推广，但在有些老电厂也发展了该项技术的应用。现在膜式省煤器弯头的防磨损专利技术已经得到实际运行的检验，是完全有效的。一般来说大管径顺列布置的光管省煤器其使用寿命都应该很长，不存在短期内严重磨损的情况，但托电同类型锅炉的光管省煤器其壁厚已由6mm磨损到4mm，可见煤种二氧化硅含量之严重。

拆除的低温再热器管屏总计356排，总重量为374吨。 2、低温过热器侧受热面

低温过热器侧的原设计光管省煤器及其出口集箱保留不动，将低过的中、下组拆除。新加两组膜式省煤器，其入口、出口各加两个过渡集箱（Ф273x40，20G），集箱之间通过耐热合金材料的吊管连接承重，膜式省煤器管屏也由吊管来托撑。膜式省煤器的入口与原省煤器出口集箱用（Ф57x11.5，SA-210C）的吊管连接；出口与原吊挂管（Ф57x11.5，SA-210C）连接。低温过热器的入口集箱（Ф273x45，12Cr1MoV）抬高后与低过上组管排衔接，集箱下侧废弃的中隔墙（Ф63.5x8，SA-210C）部分仍作为隔墙使用，其上侧用合金扁钢与低过入口集箱下侧的焊接件合金扁钢（50x8，12Cr1MoV）连接；下侧与原烟道钢板用合金扁钢连接。

拆除的低温过热器管排总计356屏，重784吨。 低再和低过总计拆除的管排为712屏，总重量1158吨。 3、膜式省煤器结构参数

低再侧的膜式省煤器采用Ф51x6.5、20G碳钢管，膜片5mm厚的Q235低碳钢。低过侧膜式省煤器采用Ф51x7.5、20G碳钢管，膜片6mm厚的Q235低碳钢。结构数据见

5

表五。

表五：膜式省煤器结构数据

受热面 项目 低再侧的膜式省煤器 低过侧膜式省煤器 横向节距mm 纵向节距mm 管径x壁厚mm 布置型式 管材/膜片材料 膜片厚度mm 管排数量（排）

6

230 57.5 Ф51x6.5 错列逆流 20G/ Q235 5 178 230 60 Ф51x7.5 错列逆流 20G/Q235 6 2x178

三、经济效益评估

按目前的实际运行状态作为参考点，技术改造后机组额定负荷时可降低200吨过热减温水量，90吨再热减温水量。锅炉排烟温度比目前的状态略低一些（5℃左右）。

单台机组按每年发电30亿度、75%负荷计，再减水平均降80吨，影响4克煤耗，150吨过减水影响1.5克煤耗，年节约16500吨标煤。

机组安全性的提高与改善是更为长远和实在的效益。

四、关于屏过的话题

本型锅炉还存在着另一个较为突出的问题，即屏式过热器的壁温偏差太大。通过对比运行的实测数据，发现在较低负荷时（例如50%负荷）壁温的一致性特别好，而超过60%负荷时屏间的金属壁温差距急剧加大。其根本原因是由于热负荷分配不均造成的。解决这个问题的办法可从新分配管屏的蒸气流量，以此来改善金属壁温的偏差，有效的防止屏过爆管的发生。如果条件允许可在锅炉尾部改造时同时进行。

2010.11.04.

7