1000MW二次再熱機組再熱汽溫調整與優化

葉羅　刁洪虎

摘 要：本文將依托泰州電廠二期兩臺百萬二次再熱機組生產調試運行，對不同工況下再熱汽溫偏低的問題進行剖析，詳述其中的調整控制手段及優化措施，從而為后期超超臨界二次再熱機組生產調試提供寶貴經驗。

關鍵詞：二次再熱；再熱汽溫；調整優化

中圖分類號：TM621 文獻標識碼：A

一、運行情況概述

該廠2×1000MW二次再熱鍋爐型式為2710t/h超超臨界參數變壓運行螺旋管圈直流爐，單爐膛塔式布置、四角切向燃燒、平衡通風。設計煤種為神華煤。過熱蒸汽/一次/二次再熱蒸汽額定溫度605/613/613℃

根據設計在65%～100BMCR負荷段，一次、二次再熱蒸汽溫度應能達到在額定值。然而該廠二期兩臺機組投產初期，均存在再熱汽溫偏離設計值較多問題，月度均值只有587℃左右，機組效率大幅受限。由于1000MW等級的二次再熱機組尚屬首例，無成功調整經驗借鑒，因此該廠從機組特性上深入研究，在磨組組合、吹灰、二次風門調整及煤種摻燒配燒中探索出一條二次再熱1000MW超超臨界機組再熱汽溫控制手段。

二、運行調整與優化

1.吹灰方式調整

從二次再熱鍋爐受熱面布置可以看出，低溫過熱器受熱面處于燃燒器出口，即處爐膛溫度最高區域。由于低溫過熱器受熱面的輻射特性，較干凈的低過受熱面勢必造成低過吸熱過多，從而導致鍋爐再熱汽溫低于設計值。運行數據顯示，低溫過熱器溫升及煙氣溫降均大于設計值，說明低溫過熱器受熱面吸熱占較大。針對此現象通過減少一次再熱高再熱段以下區域重點減少低過受熱面區域吹灰頻率和吹灰器數目，達到增加再熱器的吸熱，提高再熱汽溫的目的。

2.磨組運行方式優化

通過磨煤機的組合方式來調節再熱汽溫與改變燃燒器的擺角的原理一樣，都是改變燃燒中心來調整再熱汽溫。選取下列磨組運行方式。

高負荷ABDEF、ABCDF運行時，一、二次再熱器汽溫距額定值甚遠，主要原因是主燃區分為兩段，降低了爐膛火焰的集中度，使鍋爐燃燒劇烈程度降低。如表1所示，在磨煤機組合中，ACDEF組合運行時的一、二再熱蒸汽溫度最高。一是由于該種運行方式拉長了主燃燒區域的高度，炭粒子在爐膛的停留時間延長所致。

在600MW～800MW，重點比較BCDE/CDEF兩種磨組運行方式。采用上4臺磨組運行時，由于主燃燒區域的上移，即火焰中心的上抬，再熱汽溫有著明顯升高。但由于該鍋爐等離子燃燒器布置在B層，綜合考慮鍋爐運行的安全性、經濟性，在高負荷時以BCDEF五臺磨組運行、低負荷以BCDE四臺磨運行最優。

3.配煤摻燒試驗和調整

隨著燃料價格上漲，通過配煤摻燒挖掘增效已成為當前火電企業實現扭虧轉盈的重要手段。該廠為降本增效需要，在不同時期摻燒了褐煤、平煤、進口印尼煤等性價較高的煤種。這些在揮發份、熱值、水份及灰熔點都存在差異，這些差異在其燃燒過程中必將對再熱器汽溫帶來不同，見表1。

從表1可以看出，隨著入爐煤質變差，即發熱量低、水分高的的煤種增加時，同等負荷所需燃料量、風量也增加。對于受熱面特性為對流型的一、二次低溫、高溫再熱器受增大的煙氣量影響，汽溫也呈現上升趨勢。

在實際運行過程中，入爐煤的灰熔點對再熱器汽溫影響是不容忽視的。由于低溫過熱器受熱面處爐膛溫度最高區域，隨著進口印尼煤等低熔點煤種摻燒比例增加，入爐灰熔點均值同步降低，造成的結果即是低過受熱面結焦，低過受熱面吸熱減少，后段一、二次再熱器受熱面則吸熱增加，汽溫則顯著上升。

4.風門及燃燒器擺角綜合優化

該廠兩臺機組自整組啟動以來就存在鍋爐受熱面出口汽溫和壁溫偏差較大的問題，限制了一、二次再熱蒸汽溫度的提高。為了減少再熱器各出口管汽溫偏差，從而提高再熱蒸汽溫度，采取通過改變UAGP、BAGP水平擺角角度、SOFA（燃盡風）風門開度等燃燒試驗，尋找出最佳組合方式。

以UAGP、BAGP水平擺角為例，將其分別置于+10°、0°、-10°、-15°、-20°、-25°。由正切切到對沖、反切逐漸轉變的試驗中，在正切時，由于爐內主氣流擾動減小，燃燒不完全現象明顯體現，尾部煙道出口煙氣中CO含量急劇上升，同時化學不完全燃燒熱損失也大幅增加；而在噴口水平擺角反切20°時，主蒸汽、一次再熱蒸汽、二次再熱蒸汽汽溫偏差最小，這有利于汽溫的整體控制和提升，這點在蒸汽溫度不足時顯得尤為重要。

在綜合上述調整手段基礎上，該廠不斷摸索試驗，總結出在各負荷段下調整經驗，目前該廠一、二次再熱蒸汽溫度水平已有明顯改善，如圖1所示。

結語

大容量二次再熱機組在我國還尚屬起步階段，實際運行中存在的一些難點和問題還需各行業專業人才共同探討和研究。本論文提出的相關運行經驗和建議將為今后同類型的機組調試生產提供寶貴的經驗，期待大家通過努力共同為我國高效、清潔發電事業做出更大的貢獻。

參考文獻

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