胡 濤

(淮南電力檢修有限責(zé)任公司，淮南 232007)

0 引 言

根據(jù)《國家發(fā)展和改革委員會 環(huán)境保護部 國家能源局關(guān)于印發(fā)煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃( 2014—2020年)的通知》，要求到 2020 年，現(xiàn)役燃煤發(fā)電機組改造后平均供電煤耗低于305克/千瓦時，其中現(xiàn)役60萬千瓦及以上機組改造后平均供電煤耗低于300克/千瓦時。因此我司對現(xiàn)役2×640 MW超臨界機組進行節(jié)能提效改造，力爭改造后供電煤耗達到同類型機組的先進水平。

阜陽華潤電力有限公司鍋爐為超臨界參數(shù)變壓運行本生直流鍋爐，單爐膛、一次再熱、平衡通風(fēng)、露天布置、固態(tài)排渣、全鋼構(gòu)架、全懸吊結(jié)構(gòu)Π型鍋爐。由哈爾濱鍋爐廠有限責(zé)任公司引進三井巴布科克能源公司(Mitsui Babcock Energy Limited)技術(shù)生產(chǎn)。32只低NO軸向旋流燃燒器(LNASB)采用前后墻布置、對沖燃燒,4臺上海重型機械廠生產(chǎn)的BBD4360雙進雙出磨煤機。

受限于基建時國內(nèi)超臨界鍋爐技術(shù)發(fā)展水平，鍋爐主蒸汽溫度偏低,為543 ℃，再熱蒸汽溫度為569 ℃,根據(jù)近兩年試驗報告數(shù)據(jù)分析,機組在額定負荷下供電煤耗遠高于300 gkWh。為了達到現(xiàn)役60萬千瓦及以上機組改造后平均供電煤耗低于300克/千瓦時的目標(biāo)，阜陽華潤電力有限公司在2017年8月至2018年6月完成了兩臺機組鍋爐節(jié)能提效改造。

1 鍋爐原設(shè)計情況

1.1 原設(shè)計參數(shù)

名 稱單位BMCRBRL過熱蒸汽流量t/h19501862過熱器出口蒸汽壓力MPa(g)25.425.28過熱器出口蒸汽溫度℃543543再熱蒸汽流量t/h15901510再熱器進口蒸汽壓力MPa(g)4.874.61再熱器出口蒸汽壓力MPa(g)4.684.43再熱器進口蒸汽溫度℃304299再熱器出口蒸汽溫度℃569569給水溫度℃290.0286.4空氣預(yù)熱器進口煙氣溫度℃369361排煙溫度(修正前)℃129121排煙溫度(修正后)℃125117空預(yù)器進口一次風(fēng)溫度℃2626空預(yù)器進口二次風(fēng)溫度℃2323空預(yù)器出口一次風(fēng)溫度℃314304空預(yù)器出口二次風(fēng)溫度℃331320總?cè)济毫縯/h258.7247.8未燃盡損失%1.101.10鍋爐計算效率%93.6193.98省煤器出口過量空氣系數(shù)1.191.19爐膛截面熱負荷MW/m24.2254.047爐膛容積熱負荷kW/m383.3777.94

1.2 主要系統(tǒng)簡介

(1)鍋爐的汽水流程以內(nèi)置式啟動分離器為界設(shè)計成雙流程，從冷灰斗進口一直到標(biāo)高43.659 m的中間混合集箱之間為螺旋管圈水冷壁，再連接至爐膛上部的水冷壁垂直管屏和后水冷壁吊掛管，然后經(jīng)下降管引入折焰角、水平煙道底包墻和水平煙道側(cè)包墻，在引入汽水分離器。從汽水分離器出來的蒸汽引至頂棚和包墻系統(tǒng)，在進入低溫過熱器中，然后再流經(jīng)屏式過熱器和末級過熱器。

(2)再熱器分為低溫再熱器和高溫再熱器兩段布置，中間無集箱連接，低溫再熱器布置于雙煙道的前部煙道，高溫再熱器布置于水平煙道中，逆、順流混合與煙氣換熱。

(3)水冷壁為全膜式焊接水冷壁，下部水冷壁及灰斗采用螺旋管屏，上部水冷壁為垂直管屏，螺旋管屏和垂直管屏的過渡點在標(biāo)高43.859米處，轉(zhuǎn)換比為1∶3。

(4)鍋爐啟動系統(tǒng)為帶再循環(huán)泵式啟動系統(tǒng)，內(nèi)置式啟動分離器布置在鍋爐的前上方，其進口與水平煙道側(cè)墻和水平煙道對流管束的出口連接，出口與貯水箱連接。在直流負荷(35%BMCR)以下，汽水混合物在啟動分離器中分離，蒸汽進入到頂棚包墻和過熱器中，水經(jīng)分離器進入貯水箱中。當(dāng)貯水箱的水位在正常范圍內(nèi)，水經(jīng)再循環(huán)泵排入到省煤器的入口的主給水管道中，進行再循環(huán)；當(dāng)水位高于正常水位時，通過打開溢流的大小溢流閥將水排至疏水?dāng)U容器中。

(5)過熱器采用兩級噴水減溫，一級減溫器布置在低溫過熱器和屏式過熱器之間二級減溫器布置在屏式過熱器和末級過熱器之間，每級兩點。再熱蒸汽采用尾部煙氣擋板調(diào)溫，并在再熱器入口管道備有事故減溫器。

(6)省煤器：尾部豎井前后煙道各布置一組省煤器,采用H型鰭片順列布。

(7)空氣預(yù)熱器：在鍋爐尾部布置兩臺三分倉回轉(zhuǎn)式空預(yù)器。

(8)每臺磨煤機供布置于前后墻同一層的8臺LNASB燃燒器，前后墻各4層。在煤粉燃燒器的上方前后墻各布置1層燃燼風(fēng)，前后墻各7只風(fēng)口。

1.3 原鍋爐整體布置圖

2 阜陽華潤電力有限公司鍋爐節(jié)能提效改造方案

2.1 鍋爐改造燃用煤質(zhì)及原設(shè)計煤質(zhì)資料

項 目單位改造用設(shè)計煤種改造用校核煤種原設(shè)計煤種工業(yè)分析收到基全水份Mt%6.88.47.39收到基灰份 Aar%34.4138.628.95干燥無灰基揮發(fā)份Vdaf%32.1126.6235.90空氣干燥基水份Mad%1.451.22.14收到基低位發(fā)熱值Qnet.arkJ/kg188801680020620元素分析收到基碳Car%50.0745.7353.20收到基氫Har%3.162.623.22收到基氧Oar%3.933.635.51收到基氮Nar%0.810.740.87收到基全硫St.ar%0.820.280.86可磨性系數(shù)HGI—8111968灰變形溫度 DT(T1)℃>1500>14201320灰軟化溫度 ST(T2)℃>1500>14301380灰熔化溫度 FT(T3)℃>1500>14501400灰分析SiO2%60.1158.3462.10Al2O3%29.6926.3825.29Fe2O3%4.134.936.12CaO%1.465.041.42MgO%0.570.850.09Na2O0.430.360.53K2O%1.221.910.77TiO2%0.980.882.59SO3%0.80.47MnO2%0.0060.017

2.2 鍋爐改造前后主要參數(shù)對比

名 稱單位改造后原設(shè)計BMCRTMCRBMCRBRL過熱蒸汽流量t/h1885.001827.6119501861過熱器出口蒸汽壓力MPa.g25.4025.3225.4025.28過熱器出口蒸汽溫度℃571571543543再熱蒸汽流量t/h1549.411505.9915901510再熱器進口蒸汽壓力MPa.g4.5864.4574.874.61再熱器出口蒸汽壓力MPa.g4.3864.2624.684.43再熱器進口蒸汽溫度℃318316304.5299.0再熱器出口蒸汽溫度℃569569569569給水溫度℃285283290.0286.4空氣預(yù)熱器進口煙氣溫度℃354351369361排煙溫度(修正前)℃133132129121排煙溫度(修正后)℃128127125117空預(yù)器進口一次風(fēng)溫度℃30302626空預(yù)器進口二次風(fēng)溫度℃23232323空預(yù)器出口一次風(fēng)溫度℃304303314304空預(yù)器出口二次風(fēng)溫度℃319317331320總?cè)济毫縯/h282.12274.60258.7247.8未燃盡碳損失%1.201.201.101.10鍋爐計算效率(按低位發(fā)熱值)%93.1393.1793.6193.98省煤器出口過量空氣系數(shù)/1.151.151.191.19爐膛截面熱負荷MW/m24.2154.1024.2254.047爐膛容積熱負荷kW/m381.1779.0081.3777.94

2.3 鍋爐結(jié)構(gòu)數(shù)據(jù)(維持原設(shè)計數(shù)據(jù)不變)

序號項 目單位數(shù)值1爐膛寬度m22.187 32爐膛深度m15.632 33燃盡高度m17.9644屏高度m16.05燃燒器組高度(上下一次風(fēng)間距)m11.5296最下層一次風(fēng)到拐點距離m3.0077水冷壁下集箱標(biāo)高m5.28拐點標(biāo)高m15.3449頂棚管標(biāo)高m63.844

2.4 改造的基本原則

本次鍋爐升級提效改造中,主蒸汽壓力維持25.4 MPa不變,主蒸汽溫度由543 ℃提高到571 ℃,再熱器蒸汽參數(shù)基本不變。原鍋爐柱網(wǎng)結(jié)構(gòu)及爐膛尺寸不變,尾部煙道的中間隔墻位置不變, 由于改造前后分離器溫度變化不大,水冷壁系統(tǒng)、頂棚包墻系統(tǒng)仍滿足改造后參數(shù)的運行要求,采取利舊方案,本次改造的主要內(nèi)容如下:

(1)調(diào)整過熱器系統(tǒng)受熱面面積,并進行材料更換或升擋

(2)根據(jù)改造汽水參數(shù)及改造前運行情況,對再熱器和省煤器等受熱面面積進行適當(dāng)調(diào)整。

(3)更換相應(yīng)集箱管道及閥門。

2.5 過熱器系統(tǒng)改造

原低溫過熱器利舊在上面增加一組管屏,屏式過熱器、末級過熱器全新設(shè)計,并根據(jù)改造后的壁溫情況進行材質(zhì)升檔,其中屏式過熱器面積略有增加,末級過熱器面積基本不變。

屏式過熱器進行整體更換，受熱面片數(shù)、根數(shù)、規(guī)格、節(jié)距維持原鍋爐設(shè)計不變，受熱面面積不變，受熱面布置改為平底結(jié)構(gòu)，將原來的的纏繞管固定結(jié)構(gòu)改為活動夾塊固定方式。改造后管屏入口段材料仍使用SA-213T91，底部和出口段材料SA-213TP347HFG(內(nèi)壁進行噴丸處理)，入口段異種鋼焊口位置距頂棚管中心線約13 000 mm，出口段異種鋼焊口留在頂棚上部，距頂棚管中心線約540 mm。制造廠提供穿墻套管(制造廠廠內(nèi)安裝)、密封件，爐內(nèi)受熱面管入口段SA-213T91設(shè)計最小壁厚7 mm，底部和出口段SA-213TP347HFG設(shè)計最小壁厚7.5 mm。管屏內(nèi)纏繞管固定結(jié)構(gòu)改為活動夾塊固定方式，定位管的固定采用310材質(zhì)的十字管夾結(jié)構(gòu)。

末級過熱器進行整體更換，末級過熱器片數(shù)、根數(shù)、規(guī)格、節(jié)距維持改造前方案不變, 受熱面換熱面積總體不變，按照提效參數(shù)重新進行材質(zhì)升級。入口段材料SA-213T91，底部和出口段材料SA-213TP347H。入口段異種鋼焊口位置距頂棚管中心線約11 200 mm，出口段異種鋼焊口留在頂棚上部，距頂棚管中心線約540 mm。制造廠提供穿墻套管(制造廠廠內(nèi)安裝)、密封件，爐內(nèi)受熱面管入口段SA-213T91、底部和出口段SA-213TP347H設(shè)計最小壁厚8.5 mm。受熱面布置改為平底結(jié)構(gòu)。管屏內(nèi)纏繞管固定結(jié)構(gòu)改為活動夾塊固定方式，定位管的固定采用310材質(zhì)的十字管夾結(jié)構(gòu)。

最上部增加一組低溫過熱器，管屏沿爐寬方向布置95片，橫向節(jié)距為230 mm，每片屏由8根管組成，管子規(guī)格為φ51×8.5 mm，材質(zhì)為12Cr1MoVG，縱向節(jié)距為71.1 mm。

立式低溫過熱器材質(zhì)為12Cr1MoVG，壁厚為8.5 mm。老的立式低溫過熱器拆除。

2.6 再熱器系統(tǒng)優(yōu)化

改造前鍋爐運行中尾部再熱器側(cè)調(diào)溫擋板開度小,再熱器出口蒸汽溫度易超溫,針對此問題,本次改造對再熱器系統(tǒng)換熱面積進行了適當(dāng)調(diào)整據(jù)原再熱器受熱面布置特點,將高溫再熱器面積進行了相應(yīng)的減少。

高溫再熱器減少最內(nèi)圈管子長度，并改為平底結(jié)構(gòu)，出口段材質(zhì)升檔為SA-213TP347H，規(guī)格不變，內(nèi)繞管段采用直角彎頭，材質(zhì)為SA-213TP347H。同時將高溫再熱器吊掛“倒U型彎”移至頂棚管上部，穿頂棚處及“倒U型彎”移位后采用柔性密封，并設(shè)置保溫盒。出口段“倒U型彎”處異種鋼焊口留在頂棚上部，距頂棚過熱器管中心線200 mm，出口段集箱處異種鋼焊口留在頂棚上部，距頂棚管中心線約540 mm，出入口小集箱標(biāo)高整體提高170 mm。制造廠提供穿墻套管(制造廠廠內(nèi)安裝)、密封件。出口段SA-213TP347H設(shè)計壁厚4.5 mm。

2.7 改造后鍋爐整體布置圖

鍋爐整體布置圖

2.8 改造后頂棚過熱器發(fā)生泄漏一次

事件過程描述：

1月1日17時，運行監(jiān)盤發(fā)現(xiàn)：爐管泄漏17點噪聲值偏大。當(dāng)值值長通知技術(shù)部鍋爐專業(yè)，鍋爐專業(yè)聯(lián)系克萊德及安徽電建二公司人員共同進行現(xiàn)場檢查確認。經(jīng)打開噪聲監(jiān)測裝置手孔聽聲音發(fā)現(xiàn)17點相對與水平布置的15點聲音偏大，有細微的氣流聲。DCS畫面上噪聲監(jiān)測17點噪聲值在70左右，遠高于報警值60。就地檢查發(fā)現(xiàn)鍋爐吹灰器R9槍孔位置也有明顯的異音。調(diào)取鍋爐補給水曲線未見明顯增大現(xiàn)象。初步判定爐內(nèi)受熱面泄漏，泄漏量較小，泄漏位置初步判斷為爐右側(cè)9層半以上爐內(nèi)受熱面區(qū)域?，F(xiàn)場設(shè)立特巡點，每一個小時現(xiàn)場監(jiān)聽一次，監(jiān)視泄漏點聲音的變化。同時向省調(diào)申請調(diào)停檢修。1月2日9時，17點噪聲值已經(jīng)達到100，泄漏點聲音明顯變大。

#1機組于1月2日20∶13停運，自然通風(fēng)冷卻。

1月7日21∶30爐內(nèi)溫度降至60度以下，23∶00進爐膛搭設(shè)腳手架。

1月8日上午9∶00腳手架搭設(shè)完畢，鍋爐專業(yè)及技改單位、檢修單位、監(jiān)理進入爐內(nèi)進行查找漏點，10∶00查找漏點為末級過熱器上部頂棚管第181、182管，標(biāo)高63.844米。10∶30技改單位組織人員清除泄漏點澆注料，14∶00澆注料清除完畢，確定割管位置。16∶30泄漏管割除完畢。23∶00泄漏管恢復(fù)完畢，24∶00射線檢驗完畢，檢驗結(jié)果合格。

1月9日1∶00鍋爐側(cè)頂棚過熱器吊耳部分澆注料清除并進行擴大檢查，檢查未見異常并進行澆注料恢復(fù)。

1月9日18∶00鍋爐開始上水。

1月10日1∶00鍋爐點火。

事件處理：

對發(fā)生泄漏的頂棚過熱器管進行更換，具體如下：

(1)更換#1爐末級過熱器區(qū)域頂棚181、182管，長度均為400 mm，規(guī)格型號為Φ63.5×10 mm，材質(zhì)為15 CrMoG，共四只焊口。焊接完成后射線檢驗合格，恢復(fù)鰭片后著色檢查未見異常。

(2)對頂棚181、182管附近受熱面管排進行壁厚測量，未見異常。

(3)對末級過熱器、屏式過熱器頂棚管吊耳割除部位進行全面檢查，未見異常。

原因分析：

此次鍋爐綜合改造，為滿足鍋爐性能及強度要求，屏過、末過上部區(qū)域的頂棚管由原來的Φ63.5×8.5 mm更換為Φ63.5×10 mm，材質(zhì)不變。頂棚過熱器受熱面在施工安裝過程中，為方便吊裝及對口，在雙管頂棚管中間鰭片上焊接臨時吊耳。頂棚管施工完畢后施工人員對吊耳進行切除時，損傷182管母材。在機組啟動及運行過程中由于負荷波動，182管損傷部位在交變應(yīng)力的作用下強度不足而泄漏。

經(jīng)現(xiàn)場檢查判斷，依據(jù)漏點原始缺陷形狀及頂棚吊耳割傷母材情況確定原始漏點為#1漏點， #1漏點泄漏后導(dǎo)致#2、#3、#4、#5漏點的產(chǎn)生。具體漏點位置詳見下圖：

3 結(jié)束語

經(jīng)驗教訓(xùn)：

(1)#1機組技改期間，吊耳割除后質(zhì)量把控不嚴，管理存在漏洞，過程跟盯不到位，未發(fā)現(xiàn)該處缺陷。

(2)在技改施工過程中強化過程管理，制定焊接、熱處理、割管等專項檢查驗收方案。

防范措施：

(1)將吊耳割除位置設(shè)置為專項檢查項目，聯(lián)合施工方、監(jiān)理方、檢驗方進行檢查。

(2)“四管”防磨防爆檢查組織措施和技術(shù)措施落實到現(xiàn)場，細化各級檢查職責(zé)，及管理人員職責(zé)。真正做到全方位。無死角檢查。

(3)利用下次檢修機會，對屏過、末過頂棚過熱器相同位置進行系統(tǒng)檢查，認真排查隱患，杜絕類似事件的發(fā)生。

鍋爐經(jīng)過本次升級提效改造后,順利達到提升主蒸汽溫度的提效目的，同時改善了再熱器系統(tǒng)的運行情況，結(jié)合汽機通流改造,鍋爐升級提效改造后,機組供電煤耗降低10 gkW/h、CO2排放減少10.5萬噸/年、 SO2排放減少580.9噸/年、NO排放減少403.3噸/年。污染物排放大幅度降低,并取得了良好的節(jié)能效果及經(jīng)濟、社會效益。達到了《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃(2014-2020)》通知提出的節(jié)能目標(biāo)。本項目的改造方式及經(jīng)驗對同類型機組有一定的示范作用,為在役機組的升級提效改造指引了方向。美中不足，發(fā)生頂棚過熱器泄漏一次，專業(yè)認真總結(jié)吸取教訓(xùn)；同時分享給電力行業(yè)同仁，避免類似事件再次發(fā)生。