660 MW超超臨界機組再熱汽溫620 ℃運行技術探索與實踐

韓榮利，馮仁海

(華電國際十里泉發電廠，山東 棗莊 277103)

0 引言

目前，國內已有多臺600/1 000 MW等級、設計再熱蒸汽溫度(以下簡稱再熱汽溫)620 ℃的超(超)臨界機組投入運行。從機組運行情況來看，很少有機組能夠長期保持再熱汽溫620 ℃穩定運行，其主要原因在于，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 ℃長期、穩定運行的技術。

1 機組概況

華電國際十里泉電廠#8鍋爐為一次再熱、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，高效超超臨界、變壓運行直流鍋爐[1]，型號為DG2002/29.3-Ⅱ 13。采用內置式啟動分離系統。設計煤種為煙煤，采用 ZGM95G-Ⅱ 型中速輥式磨煤機，配置外濃內淡型低NOx旋流煤粉燃燒器，共36臺分3層前、后墻對沖布置，每層6臺，F層燃燒器為純氧助燃微油點火油槍，其余層燃燒器均配有一個點火油槍及高能點火器。鍋爐主要設計參數見表1。

汽輪機為C660/612-28/0.5/600/620型高效超超臨界、一次中間再熱、沖動式、單軸、四缸四排汽、九級回熱、單抽凝汽式汽輪機。

2 保證再熱汽溫620 ℃目標實現的措施

2.1 設計方案的優化完善

(1)合理布置高低溫再熱器各級受熱面，科學分配其吸熱比率。該鍋爐再熱器系統分為兩級布置，低溫再熱器布置在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9.94%，高溫再熱器受熱面積減少了7.67%，總受熱面積增加了7.41%，具體見表2。

表1 鍋爐主要設計規范數據

表2 常規與高效機組再熱器受熱面布置方案比較

(2)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安全、可靠。不同管屏區域的管圈科學選取不同材質[2]，再熱器的選材分界圖如圖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減少各管壁間的溫度偏差。同時，對高溫再熱器受熱面管材SU-PER304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

(3)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，其設計壁溫將在650 ℃左右，已處于T92材料的最低許用應力附近，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長的過渡管接頭。管接頭選用情況如圖2所示(圖中：高在為高溫再熱器)。

圖2 620 ℃ 再熱器出口集箱管座示意

(4)實現高溫再熱器壁溫測點全覆蓋監控，以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，防止因漏檢管屏而發生運行超溫爆管，根據國內同類型機組運行狀況和安全需要，優化高溫再熱器管壁溫度測點的布置，將系統所有管子全部安裝壁溫測點(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[3-4]。

(5)通過改進再熱器集箱結構及進汽方式，采用集箱兩端進汽，減少沿集箱長度方向的流量偏差。優化前后集箱結構及進汽方式如圖3所示。

圖3 優化前后集箱結構及進汽方式

各級再熱器系統采用合理的引入、引出方式，減少熱偏差，降低單管及屏間汽溫偏差。在低溫再熱器出口與高溫再熱器進口之間設置一次左右交叉(如圖4所示)，增加混合、減少溫度偏差。

圖4 低溫再熱器出口與高溫再熱器進口之間交叉匯合

各級再熱器之間采用大管道連接，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。

采用較大規格的集箱(常規集箱規格：?267 mm×28 mm，材質為P11；優化后集箱規格：?711 mm×50 mm，材質為P91)，增大管徑、增強集箱內的混合效果，減少屏間汽溫偏差。

2.2 “非均衡”運行調整技術

采用“非均衡”運行調整技術[5-6]，可有效減少受熱面管屏間的壁溫熱偏差，提升高溫再熱汽溫至額定溫度，有效預防壁溫超溫。

調整理念：鍋爐在設計制造及運行中肯定會存在一定的溫度偏差(或水力偏差)，采取的調整手段是根據每根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溫度偏差的調控

(1)在機組調試階段，按照常規方式和各一次風管間風速偏差小于5%的調平標準要求，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5、圖6所示)。

圖5 調整前高溫再熱器壁溫變化趨勢

圖6 調整后高溫再熱器壁溫變化趨勢

(2)在完成上述調整過程后，為取得更佳效果，對各層前后墻的二次風擋板開度進行差異化調整，進一步優化燃燒，滿足汽溫、壁溫的實際需求，實現煙氣放熱量與蒸汽吸熱量相耦合，固化調整后的配風模式。

2.2.2 機組正常運行中的調控措施

(1)在機組運行工況發生較大變化時，根據汽溫、壁溫的實際情況，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的功能，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。

因制粉系統采取了側煤倉布置方式，該爐膛出口B側煙溫多數時間內高于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側上兩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閥，即可實現對該層A，B兩側風量的靈活、差異調整。

(2)對于受熱面因沾污產生的溫度偏差[7-8]，主要通過控制入爐煤質、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，保證入爐煤質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，為運行調整提供依據。

通過運行規律摸索和經驗總結，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，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，確保各受熱面清潔。

(3)總結制粉系統運行方式變化后，對再熱汽溫、壁溫所產生影響的規律和經驗，根據不同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 取得的成效

(1)通過“非均衡”運行調整技術和優化鍋爐設計方案等措施的實施，保證了該機組在再熱汽溫620 ℃工況下的穩定運行。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 ℃，是中國華電集團有限公司第1臺真正意義上實現再熱汽溫620 ℃的機組。

(2)在50%～100%負荷區間內，無論是穩定負荷還是變負荷工況，機組再熱汽溫均能保持在620 ℃設計范圍，并保證再熱器管壁溫度不超溫。

該機組高負荷、低負荷工況下，變負荷時高溫再熱器出口汽溫和壁溫最大值變化趨勢分別如圖7、圖8所示；在620 ℃工況下，該機組高溫再熱器出口汽溫、每屏壁溫最大值變化趨勢如圖9所示(再熱汽溫，620.42 ℃；負荷，548.4 MW；時間，2017年5月6日)。

圖7 高溫再熱器出口汽溫和壁溫最大值變化趨勢(高負荷，2017-03-21)

圖8 高溫再熱器出口汽溫、壁溫最大值變化趨勢(低負荷，2017-05-02—03)

圖9 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

4 效益分析

4.1 經濟效益

由于成功采用了620 ℃再熱汽溫技術，相比于600 ℃再熱汽溫技術的機組，再熱汽溫升高20 ℃，影響發電標準煤耗降低約1.6 g/(kW·h)。按照單臺機組年發電量50.878×108kW·h計，每年節約標準煤1.6×50.878×108÷106=8 140.48(t)，標煤單價按照900元/t計，該工程2臺機組每年可節省燃料費用8 140.48×900×2=1 465.28(萬元)。

4.2 社會及環境效益

通過以上措施、技術的綜合實施，可以有效控制熱偏差及管壁超溫現象，對保證鍋爐安全、經濟運行有重要作用。再熱汽溫620 ℃技術成功實施后，提高了機組效率，減少了煤炭消耗量。該工程2臺660 MW機組每年可節約燃煤約16 280.96 t，可減少二氧化硫排放約721.16 t，減少氮氧化物排放約227.64 t，減排二氧化碳約8.48萬t，具有良好的社會效益。

5 結論

(1)非均衡調整技術的推廣應用。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。

(2)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，是該電廠所屬中國華電集團有限公司首臺實現再熱汽溫620 ℃的高效超超臨界火電機組，為同類型機組建設和優化提供了較好的范例。