超超臨界機組再熱汽溫控制探索與實踐

韓榮利，馮仁海，韓光昊

（華電國際十里泉電廠，山東 棗莊 277103）

0 引言

目前，國內已有多臺600～1 000 MW、設計再熱汽溫620℃的超超臨界機組投入運行，從機組運行情況來看，卻很少有機組能夠長期保持再熱汽溫620℃穩定運行，其主要原因是當再熱汽溫達到620℃時大多數機組高溫再熱器管壁溫度已超過報警值，甚至已接近材料的使用極限溫度，多數620℃機組的再熱汽溫只能維持在610～615℃。因此，需要進一步從機組設計、設備調試和運行調整全過程探索和完善再熱汽溫620℃技術。

1 機組概況

華電國際十里泉發電廠的8號鍋爐為國內鍋爐廠生產的高效超超臨界變壓運行直流鍋爐，型號為DG2002／29.3-Ⅱ13型，一次再熱、單爐膛、前后墻對沖燃燒方式，尾部雙煙道結構，平衡通風、半露天布置、固態排渣、全鋼構架、全懸吊結構Π型鍋爐。采用內置式啟動分離系統。設計煤種為煙煤，磨煤機采用ZGM95G-Ⅱ型中速輥式磨煤機，燃燒器為外濃內淡型低NOx旋流煤粉燃燒器，共36只分3層前、后墻對沖布置，每層6只，后墻最下層燃燒器為純氧助燃微油點火油槍，其余層燃燒器均配有1個點火油槍及高能點火器。

表1 鍋爐主要設計規范數據

汽輪機型號為：C660／612-28／0.5／600／620，為某汽輪機廠引進日本日立公司技術設計制造的高效超超臨界汽輪機，該汽輪機為高效超超臨界、一次中間再熱、沖動式、單軸、四缸四排汽、九級回熱、單抽凝汽式。鍋爐主要設計規范數據如表1所示。

2 保證再熱汽溫620℃技術措施

2.1 設計方案的優化完善

合理布置高低溫再熱器各級受熱面，科學分配其吸熱比率[1]。該鍋爐再熱器系統分為兩級布置，低溫再熱器布置后豎井煙道前煙道內，高溫再熱器布置在水平煙道末級過熱器的后面，通過調整各級再熱器的吸熱比例，減少高溫再熱器熱偏差。與常規參數相比，該機組的低溫再熱器受熱面積增加了10.06%，高溫再熱器減少了7.67%，總受熱面積增加了 7.41%，見表2。

表2 常規機組與高效機組再熱器受熱面布置方案比較m2

合理優化再熱器受熱面選材及處理，確保各受熱面在不同負荷工況下運行時的安全可靠。根據不同管屏區域的管圈科學選取不同材質，再熱器的選材分界如圖1所示。對于管線長、阻力大、受熱強的外側管圈采取增大管徑的方法，以便減少管壁偏差溫差。同時，對高溫再熱器受熱面管材SUPER304進行噴丸處理，提高其運行的安全可靠性。

圖1 再熱器材料分界

控制低應力材料的使用。高溫再熱器出口爐外管段與集箱連接的管接頭是整個系統中最為薄弱的環節，如果按常規600 MW超超臨界鍋爐方案不做調整，其設計壁溫在650℃左右，已經處于T92材料的許用溫度附近，因此，T92材料是整個系統中最為薄弱的環節，應盡可能減少T92材料的使用。該機組高溫再熱器出口管接頭T92材料僅用于集箱上約70 mm長度的過渡管接頭。管接頭選用情況如圖2所示。

圖2 620℃再熱器出口集箱管座

實現高溫再熱器壁溫測點全覆蓋監控及壁溫最高點優先報警。高溫再熱器共有96屏，每屏設有10根管子，共960根，為保證對每根管實時進行安全監視，防止因漏檢管屏發生運行超溫爆管，根據國內同類型機組運行狀況和安全需要，首次給鍋爐生產廠家提出高溫再熱器單管全部安裝壁溫測點（共960點），實現全覆蓋監視。同時設計了壁溫最高點優先報警邏輯判斷程序，實現全斷面壁溫監視及最高點優先報警功能，跟蹤、分析機組再熱器壁溫的變化趨勢。

各級再熱器之間的連接采用了大管道連接，使蒸汽能夠充分混合，引入引出管盡量對稱布置，減少靜壓差，使流量分配均勻，減少汽溫偏差。采用較大的規格集箱 （常規集箱規格為Φ267 mm×28 mm／P11；優化后集箱規格為Φ711 mm×50 mm／P91），增強集箱內的混合效果，減少屏間偏差。

2.2 “非均衡”運行調整技術

鍋爐在設計制造及運行中會存在一定的溫度偏差（或水力偏差），采取的調整手段就是根據每只單管壁溫高低分布情況，通過人為制造煙氣溫度的偏差，使之與蒸汽溫度偏差形成互補，最終使再熱器壁溫分布均衡，保證再熱汽溫穩定在620℃工況下運行且壁溫不超溫，小于644℃。

2.2.1 機組調試階段煙氣側的溫度偏差調控

在機組調試階段，按照常規方式和標準要求，首先將冷態空氣動力場調整均勻；然后在熱態運行過程中，按照不同的負荷階段，逐步將燃燒溫度場調整至非常均勻后，在逐漸提升再熱汽溫的過程中，觀察再熱汽溫偏差和各管屏壁溫分布的均勻性，根據汽溫及壁溫偏差情況，再通過針對性調整對應一次風管縮孔開度大小的方法，將爐膛內的燃燒溫度場調整至與管內汽溫相匹配（即所謂耦合或互補），在多次反復調整過程中，逐漸降低高溫再熱器管屏熱偏差，最終使汽溫及金屬管壁溫度表現為均勻，調整前后高溫再熱器壁溫變化趨勢如圖3所示。

圖3 調整前后高溫再熱器壁溫趨勢

為配合上述調整過程中取得最佳效果，同時對各層前后墻的二次風擋板開度進行差異化調整，達到優化不同區域燃燒，滿足汽溫、壁溫的實際需求，固化調整后的配風模式。

2.2.2 機組正常運行中的調控

在機組運行工況發生較大變化時，根據汽溫、壁溫的實際完成情況，靈活運用主燃區上部布置的3層燃盡風的擾動混合作用，和最上層燃盡風可水平擺動功能，實現對煙氣側有效調整，減少煙氣流動產生的流場及煙溫偏差[2]。因制粉系統采取了側煤倉布置方式，該爐膛出口煙溫多數時間內B側高于A側50～90℃，通過反復摸索變化規律，此時采取適當開大B側、同時關小A側的上2層燃盡風擋板開度的方法，調平爐膛出口的煙氣溫度偏差，控制兩側煙溫偏差小于50℃。上部3層燃盡風箱均設置有中間隔板，使每層風箱A、B兩側成為獨立風室，通過調節風箱兩端的進風總調節門，即可實現對該層A、B兩側風量的靈活、差異調整。

對受熱面因沾污產生的溫度偏差，主要通過控制入煤質、選取合理的受熱面吹灰方式等運行措施，降低受熱面的積灰、結渣程度，提高受熱面清潔度，增強換熱效率，減少受熱面壁溫及煙溫偏差。主要通過加強入爐煤的摻配，控制入爐煤質保持在合理范圍和相對穩定，并堅持每個運行班次對入爐煤進行取樣化驗，將結果及時反饋給運行人員，為運行調整提供參照依據。通過運行規律摸索和經驗總結，選取每2天對爐膛后部受熱面的長型吹灰器全面吹灰1次（AB兩側的吹灰器，按照單雙號進行投運）；每3天對爐膛區域的短型吹灰器全面吹灰1次（該區域吹灰器共設置3組，通過控制程序每天選擇投運1組）。同時，還結合機組負荷、爐膛出口煙氣溫度、減溫水投用量和受熱面壁溫等實際運行狀況，對吹灰器進行選擇性投運，以確保各受熱面保持清潔。

通過對制粉系統運行方式變化后，給再熱汽溫、壁溫所產生的影響規律的摸索和經驗總結，根據不同的入爐煤質及機組負荷工況，合理選擇磨煤機運行方式，配合煙氣擋板的綜合調控作用，減少對煙溫偏差的影響，確保再熱汽溫、壁溫控制目標值的實現。調整原則應盡可能保持墻后磨煤機對沖燃燒方式，當需要停運上層磨煤機時，首先選擇停運前墻的上層磨煤機。

3 應用效果

通過“非均衡”運行調整技術和優化鍋爐設計方案等創新措施的實施，保證了該機組在再熱汽溫620℃工況下的穩定運行。2016年11月12日在機組負荷661.3 MW、高溫再熱器單管最高壁溫633.9℃的條件下，該機組高溫再熱蒸汽溫度達到了620.3℃，在機組投入商業運行后，高溫再熱蒸汽溫度能夠一直保持在設計要求范圍內運行。

2017年3—5月，該機組再熱汽溫平均完成值分別為618.6℃、618.1℃和619.5℃，是所屬集團公司第一臺真正意義上實現再熱汽溫620℃的機組。

機組可以在50%～100%負荷區間內，在穩定負荷及變負荷工況下，再熱汽溫均能保持在620℃設計范圍，同時保證再熱器管壁溫度不超溫。

圖4 機組高負荷工況下變負荷時高溫再熱器出口汽溫和壁溫最大值變化趨勢

圖5 機組低負荷工況下，變負荷時高溫再熱器出口汽溫、壁溫最大值變化趨勢

圖6 機組高溫再熱器出口汽溫620℃工況下每屏壁溫最大值變化趨勢

機組高負荷工況下變負荷時高溫再熱器出口汽溫和壁溫最大值變化趨勢如圖4所示，機組低負荷工況下，變負荷時高溫再熱器出口汽溫、壁溫最大值變化趨勢如圖5所示，機組高溫再熱器出口汽溫620℃工況下每屏壁溫最大值變化趨勢如圖6所示。

4 效益分析

由于采用了620℃再熱汽溫技術，相比于600℃技術的機組，再熱汽溫升高20℃，發電標準煤耗降低約1.6 g／kWh。按照單臺機組年發電量508780萬kWh，每年節約標準煤8 140.48 t，標煤單價按照900元／t計算，該工程兩臺機組每年可節省燃料費用1 465.28萬元。

通過技術措施的綜合實施，可以有效控制熱偏差及管壁超溫現象，對保證鍋爐安全經濟運行有重要的保障作用。再熱汽溫620℃技術實施后，提高了機組效率，減少了煤炭消耗量。本工程的2臺660 MW機組每年可節約燃煤約16 280.96 t，可實現減少二氧化硫排放721.16 t，減少氮氧化物排放227.64 t，減排二氧化碳約8.48萬t，具有良好的社會效益。

5 結語

非均衡調整技術是一種全新的調整理念，其適用范圍絕不僅僅局限于超超臨界機組，在超臨界機組、亞臨界機組等各種火電機組中都可以廣泛應用，可以有效降低受熱面壁溫偏差，減少局部超溫現象，降低鍋爐超溫爆管風險；同時，機組再熱汽溫提高至620℃，可以提高機組效率，降低發供電煤耗。

在設計制造、施工管理、調試運行方面，通過對超超臨界機組再熱汽溫620℃技術的深入研究，實現了機組再熱汽溫620℃工況下安全穩定運行，是該電廠所屬集團首臺實現再熱汽溫620℃的高效超超臨界火電機組，為同類型機組建設和優化起到了較好的示范作用。