港電660MW機組再熱汽溫優化策略

路飛 孫忠鋼

一、引言

1、背景介紹

港電一期工程裝設二臺660MW燃煤發電機組，鍋爐為超超臨界參數變壓運行直流爐，四角切向燃燒方式、一次中間再熱、單爐膛平衡通風、固態排渣、半露天布置、爐前低封、全鋼構架的∏型直流爐。

再熱器受熱面分為兩級，即高溫再熱器和低溫再熱器。高溫再熱器順流布置，受熱面特性表現為對流特性;低溫再熱器逆流布置，受熱面特性為純對流。再熱器的汽溫調節主要靠擋板調節、擺動燃燒器和改變過量空氣系數來達到調溫。

2、課題簡介

超超臨界機組是世界火力發電先進技術的代表。超超臨界機組不但可使機組獲得較高的燃煤經濟性，而且具有較低的環保排放優勢。

提高蒸汽參數，達到鍋爐蒸汽參數的設計值，可最大限度地提高機組的效率。

陳家港電廠2號機至投產以來，再熱汽溫日常運行中基本維持在590℃以下，且兩側存在一定的偏差，再熱汽溫低，影響了機組運行的效率，增加發電煤耗，為提高再熱汽溫，通過燃燒調整試驗、爐內動力場試驗等方式，取得了一定的成效，但再熱汽溫仍達不到設計值。

二、選擇課題

按照設計要求成電廠2號機再熱器出口蒸汽溫度在50%BMCR～BMCR負荷范圍內維持額定值603℃，在低負荷運行下通過采用煙氣擋板調溫、擺動燃燒器和適當增加過量空氣系數可保證再熱蒸汽溫度達到額定值。為提高再熱汽溫減小兩側偏差，特選定此課題，最大限度地提高機組的經濟性。

三、現狀調查

2019年港電2機組再熱汽溫588℃左右，兩側偏差15℃左右，遠未達到設計參數。

四、設定目標

設定目標：提高2號機組再熱汽溫至591℃

五、原因分析

通過分析總結出4條末端原因：

1.爐內熱量分配不均 ?燃盡風擺角調整，組織良好的爐內動力場

2.受管壁溫度高限制 ?合理的磨煤機組合運行方式，調整二次風配比

3.自動調整效果不理想 ?調高自動調整精度，減少減溫器閥門缺陷

4.吹灰方式不合理 ? ? ?調整吹灰方式

六、對策實施

1.燃盡風擺角調整

1.1為提高再熱汽溫，首先應解決高溫再熱器低溫段個別管壁超溫現象，對燃盡風水平角度和上下擺角進行了反復調整，水平角度調整后如下表所示。燃盡風水平角度調整后，爐膛出口煙溫均勻性有一定改善，煙氣四角切圓偏差降低，燃燒區域煙氣旋轉特性更好。

經過反復試驗調整，燃盡風上下擺角調整到中間位置有利于爐內動力場均衡，即當燃盡風上下擺角在水平位置時爐膛出口煙汽溫度場比較均勻，燃燒區域煙溫偏差較小，調整后爐膛左墻、右墻主汽溫溫差降低;高溫再熱器低溫段個別管壁溫度偏高的現象有了下降趨勢，高溫再熱器出口汽溫的均勻性得到一定改善。

1.2 2020年2號爐做了鍋爐燃燒調整試驗。燃燒工況調整適當有利于燃料燃燒完全、爐膛溫度場和熱負荷分布均勻;對于大容量高參數鍋爐，則更是維持爐膛受熱面的正常水動力工況，以及安全可靠運行所必不可少的。實驗結果建議關小SOFAⅣ、SOFAⅤ至20%左右，高負荷時開大，低負荷時按比例關小。通過一段時間的運行觀察，兩側再熱汽溫偏差明顯變小，高溫再熱汽低溫段壁溫偏高的現象有了一定降低，再熱汽溫由591.6℃上升至592.4℃，提升較為明顯。

2.鍋爐吹灰方式優化

根據機組負荷情況及來煤摻燒情況，為防止再熱器區域結焦或積灰，增加再熱器區域吹灰次數，增加再熱器吸熱量，防止管壁溫度超限，從而提高再熱汽溫。

此外，為提高再熱汽溫，進一步提高爐膛火焰中心，對爐膛各溫度區域采取不同的吹灰方式，高溫區固定吹灰數量，低溫區減少吹灰數量，同時提高再熱器區域的吹灰頻次和吹灰數量，保持再熱器區域受熱面干凈、清潔，增加再熱器的吸熱，從而提高再熱汽溫。吹灰方式與機組負荷與入爐燃料情況進行有機結合，合理利用摻燒煤種，長時間低負荷注意積灰情況等，通過不斷的磨損和總結，吹灰方式調整后為：水冷壁吹1/8、高溫區吹1/3（單吹）、尾部煙道吹1/10，調整后較調整前再熱汽溫波動明顯變小。

3.燃燒器擺角調整

改變燃燒器上下擺角角度是調節再熱汽溫的主要方法。相同負荷且燃燒同種煤種的情況下，分別進行了兩種工況下的燃燒器擺角試驗。

工況1：負荷550 MW，ABCEF 5套制粉系統運行，燃用煤種（神華石圪臺煤種）低位熱值21.77MJ/kg，燃燒器擺角由50%提高至65%，經過一段時間觀察再熱汽由588℃上升至590.7℃，對于提升再熱汽溫具有一定的作用。

工況2：負荷550MW，ABCEF 5套制粉系統運行，燃用煤種（神華石圪臺煤種）低位熱值21.77MJ/kg，燃燒器擺角由50%下擺至40%，經過一段時間觀察再熱汽由589℃上升至588.1℃，再熱汽溫略有下降。

工況1試驗結果說明當燃燒器擺角提高時，再熱汽溫有所提高;工況2進行了燃燒器擺角下擺試驗，再熱汽溫雖變化不明顯，但有下降趨勢。上述兩組試驗證明，燃燒器擺角對調整再熱汽溫效果明顯，因此，在高溫再熱器低溫段壁溫允許的范圍內，提高燃燒器擺角有利于提高再熱汽溫。

4.燃料量分配調整

改變各層燃燒器燃料分配，增加上部燃燒器燃料量，減少下部燃燒器燃料量，進行了一組試驗。

負荷550 MW，BCDEF五套制粉系統運行，總燃料量210t/h，負荷及總燃料量維持不變，通過增加上層F磨的出力觀察再熱汽溫的變化情況，再熱汽溫由試驗前588.3℃上升至590℃。

通過增加F磨燃料量，再熱汽溫有一定上升，通過試驗證明，增加上部燃料量對提高再熱汽溫有一定效果。

5.爐膛出口氧量調整

爐膛出口氧量不僅影響爐膛內燃料的燃燒情況、燃燒產物的種類，而且還影響鍋爐效率。改變爐膛出口氧量，進行了一組試驗，觀察再熱汽溫的變化情況。

負荷550 MW，ABCDE 5套制粉系統運行，爐膛出口氧量3.1%，將爐膛出口氧量增加至3.4%，再熱汽溫由試驗前588.3℃上升至試驗后590.1℃。

實驗證明適當提高爐膛出口氧量（0.1%～0.3%），能夠增大煙氣量，有利于提高再熱器受熱面的對流換熱比例，從而提高再熱汽溫;但是過度提高爐膛出口氧量，不僅會增加風機出力，而且會增加鍋爐排煙熱損失;

七、效果檢查

通過設備調整及各種調節手段綜合運用，2號機組再熱汽溫達到592.2℃。

八、效益分析

1、經濟效益

再熱汽溫提升1℃，煤耗降低大約0.09g/kwh，再熱汽溫提升了3℃，一年內累計發電610000萬kwh左右

6100000000×0.09×3=1647000000g=1647t

煤價格：500元/噸左右

每年可節約費用：1647×500=823500元=82.35萬元

2、安全效益、社會效益

通過本次QC小組活動，提高了機組的再熱器溫度，同時減少了爐內的熱偏差，有效的控制的再熱器管壁溫度，組織合理的爐內動力場，減少了爐內火焰及煤粉對受熱面的沖刷，合理的優化爐內吹灰方式，對機組的安全運行有很大幫助，也減少了設備的磨損，提高機組運行壽命，以后會持續對再熱汽溫進行優化調整，爭取使再熱汽溫達到設計值，有效提高機組的運行效益。

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