660 MW超超臨界機組提高主再熱汽溫的方法研究

鄭書明　夏煌煒　潘友國　韓鐘鐘　裘顧榮

摘 要：主再熱汽溫對機組安全經濟運行有著重要的影響，主再熱汽溫低，將會降低機組效率，增大耗汽量，降低經濟性，汽溫過低還會使汽輪機末級葉片的蒸汽濕度增加，侵蝕葉片。鑒于此，分析了提高主再熱汽溫對機組指標的影響及主再熱汽溫的影響因素，并針對長興電廠#2機組制定了提高主再熱汽溫的方法和措施。

關鍵詞：660 MW機組；超超臨界；主再熱汽溫；調節措施

中圖分類號：TK16? 文獻標志碼：A? 文章編號：1671-0797（2023）09-0052-03

DOI：10.10.19514/j.cnki.cn32-1628/tm.2023.09.015

1? ? 機組概況

長興電廠#2機組鍋爐為超超臨界參數變壓運行垂直管圈直流爐，由哈爾濱鍋爐制造有限公司設計制造，型號為HG-1968/29.3-YM5，采用Π型布置、單爐膛、一次再熱、平衡通風、露天布置、固態排渣、全鋼構架、全懸吊結構、低NOx主燃燒器、四角墻式切圓燃燒方式。鍋爐燃燒方式為CUF墻式切圓分級燃燒大風箱結構，燃燒器四墻布置，采用低NOx PM全擺動式直流燃燒器，NOx排放濃度不超過50 mg/Nm3。

燃燒器共設6層濃淡一次風口、3層油風室、12層輔助風室、3層附加風室。整個燃燒器與水冷壁固定連接，并隨水冷壁一起向下膨脹。燃燒器共24只，每只燃燒器又分成濃淡兩個噴口，共48個噴口，布置于四面墻上，形成一個強化型大直徑單切圓。燃燒器共6層煤粉噴口，每層與1臺磨煤機相配，主燃燒器采用低NOx的煤粉燃燒器，每只煤粉噴嘴中間設有隔板，以增強煤粉射流剛性，在主燃燒器的上方為SOFA噴嘴，在距上層煤粉噴嘴上方約6.8 m處有6層附加燃燼風LL噴嘴，角式布置，它的作用是補充燃料后期燃燒所需要的空氣，同時既有垂直分級又有水平分級燃燒來降低爐內溫度水平，抑制NOx的生成，此燃燼風與SOFA風一起構成低NOx燃燒系統[1]。

2? ? 提高主再熱汽溫對機組指標的影響

如表1所示，主再熱汽溫的提高有利于降低發電煤耗，提高機組的經濟性。

3? ? 主再熱汽溫的影響因素試驗

在保證機組安全運行的前提下，通過相關變量的調整性試驗，收集了相關數據進行分析。

3.1? ? 煙氣調溫擋板試驗

煙氣調溫擋板對再熱器的溫度具有直接影響，在提高再熱汽溫的過程中，#2機組一級再熱器比較容易超溫，調節煙氣調溫擋板是比較簡單和有效的措施，但煙氣調溫擋板調節具有延時性，很容易發生過調，造成再熱汽溫下降幅度過大，發生過調的情況。因此，選取兩組30%開度調溫擋板和70%開度調溫擋板作為典型進行分析。通過調整煙氣調溫擋板對它調整的延時性和調整度進行分析，在機組負荷平穩后，將再熱器調溫擋板緩慢下調，在30%和70%的開度分別停留4 min，觀察再熱汽溫的變化情況。

3.2? ? 風量試驗

機組負荷341 MW，送風量從1 318 t/h緩慢加至1 387 t/h，在過熱度、燃燒方式、風門擺角基本不變的情況下，觀察主再熱汽溫的變化。

3.3? ? 過熱度試驗

機組負荷340 MW，在總風量、燃燒方式不變的情況下調整過熱度，觀察主再熱汽溫的變化情況。

3.4? ? 火焰中心試驗

機組負荷342 MW，C/D/E/F磨煤機運行，主汽溫度585 ℃，再熱汽溫度603 ℃，偏離標準值。滿足其他制粉系統出力的前提下，停運C制粉系統，并將燃燒區域的二次風門開度由35°～40°調整至23°～32°，C制粉系統二次風門調整至10%（冷卻保護噴口）。觀察主再熱汽溫上升情況。

3.5? ? 再熱器減溫水試驗

再熱器減溫水作為事故減溫水，在再熱汽溫超限的情況下，可以迅速將汽溫壓至正常水平，但再熱汽溫的調整也具有延時性，容易發生過調整，造成再熱汽溫低的情況。試驗采用30%開度在超溫時開啟調整和在625.5 ℃時（626 ℃超溫）利用閥門內漏進行調整。

3.6? ? 旁路煙道試驗

#2鍋爐脫硝寬負荷改造，每臺鍋爐設兩個旁路煙道，沿鍋爐中心線對稱布置旁路煙道從鍋爐轉向室后墻引出后分別與兩臺反應器進口煙道相連。轉向室后墻旁路煙道抽煙口處標高約68 500 mm，單只旁路煙道截面積約5.3 m2。每個旁路煙道上安裝一個關斷型擋板門及一個調節型擋板門，省煤器出口煙道也安裝調節擋板[2]。在電動閥、調閥關閉的情況下，煙氣旁路系統存在一定的內漏。考慮可能是由于旁路煙道內漏對汽溫產生影響，以一個星期為周期，對比檢修前后一個月內負荷和主再熱汽溫均值，收集數據如表2所示。

4? ? 試驗結果及建議措施

本次試驗分析得出以下結論。

4.1? ? 煙氣調溫擋板影響分析

根據采集的數據，如圖1、圖2所示，煙氣調溫擋板調整在30%，再熱汽溫從622 ℃下降至609 ℃，下降幅度13 ℃，下降時長近11 min；煙氣調溫擋板調整在70%，再熱汽溫從618 ℃下降至615 ℃，下降幅度3 ℃，下降時長4 min。因此，70%開度的調節更具經濟性。

4.2? ? 總風量影響分析

機組負荷341 MW，如圖3所示，送風量從1 318 t/h緩慢加至1 387 t/h的過程中，主汽溫一開始下降，從585 ℃下降至582 ℃，后上升至591 ℃。再熱汽溫從590 ℃上升至609 ℃，上升趨勢比較明顯。

4.3? ? 過熱度影響分析

機組負荷340 MW，總風量、燃燒方式不變的情況下，如圖4所示，將過熱度從47 ℃調整至52 ℃，主汽溫從600 ℃上升至605 ℃（達到設定值），再熱汽溫從608 ℃上升至618 ℃，上升趨勢比較明顯。

4.4? ? 火焰中心影響分析

火焰中心的調整是提高主再熱汽溫不可缺少的辦法。試驗通過關小燃燒區域二次風門和及時停運制粉系統的辦法，將燃燒區域的二次風門開度由35°～40°調整至23°～32°，C制粉系統二次風門調整至10%（冷卻保護噴口）。觀察主汽溫從585 ℃上升至603 ℃，再熱汽溫從603 ℃上升至617 ℃，基本滿足運行經濟性要求。

4.5? ? 減溫水影響分析

采用30%開度在超溫時開啟調整和在625.5 ℃時利用閥門內漏進行調整。30%開度減溫水，再熱汽溫從626.8 ℃下降至615.2 ℃，下降趨勢明顯，下降幅度大；而通過閥門內漏進行調整，再熱汽溫從626.3 ℃下降至623.3 ℃，下降趨勢平緩，下降幅度小。計算得出再熱汽溫上升平緩時使用后一種方法，得到的再熱汽溫均值更高。

4.6? ? 旁路煙道影響分析

根據表2進行分析：（1）對比改造前后一段時間均值汽溫，發現相同負荷下，改造后的汽溫要偏低。（2）以一次寬負荷試驗汽溫的變化為例，當負荷穩定在210 MW時，將旁路煙道開至23%，主汽溫從531 ℃下降至527 ℃，再熱汽溫從541 ℃下降至530 ℃，低再入口煙氣溫度從481 ℃下降至465 ℃，低再出口煙氣溫度從341 ℃下降至339 ℃，低過汽溫從361 ℃下降至348 ℃，從而說明旁路煙道對主再熱汽溫偏低也有一定的影響。

4.7? ? 其他影響分析

（1）超溫：超溫是影響我廠#2機組主再熱汽溫的關鍵因素，如果在提高主再熱汽溫過程中出現超溫情況，必須先找出原因，調整溫度至正常范圍內，才可以繼續提高汽溫。

（2）吹灰：執行吹灰時，沒有根據吹灰部位、吹灰要求、機組負荷變化進行吹灰，汽溫變化明顯時，沒有提前進行相應干預，會導致主再熱汽溫下降明顯。

（3）煤質變化：由于正常運行中長興電廠#2爐進行配煤摻燒，煤質變化會造成管壁超溫或熱值偏離計算值，從而導致主再熱汽溫低。

5? ? 總結及建議

（1）水煤比：水煤比作為調節主汽溫的基本手段，可通過調整過熱度和BTU來調節，提高過熱度，就是減水，BTU往下打適當加煤，可以通過觀察中間點溫度的變化趨勢作為判斷依據。

（2）最佳過量空氣系數：在機組負荷穩定、火焰中心已經比較高的情況下，如果再熱汽溫較低，可以適當增加風量，監視好中間點溫度、主再熱汽溫，監視火檢正常、送風機出力正常。適當的過量空氣系數對水冷壁超溫也有一定的改善作用。

（3）火焰中心：運行人員應加強坐盤監視，及時判斷并停運制粉系統，利用二次風箱壓力調整二次風門，使火焰燃燒往后，提高爐膛出口溫度，監視主再熱汽溫變化。但應注意過熱器超溫及爐膛火檢正常。

（4）減溫水使用注意事項：開關減溫水都需要有一個提前量，這樣可保證再熱汽溫變化幅度小，過熱器減溫水分隔屏減溫水、后屏減溫水、末級減溫水三級，可以制作相應區域的曲線，在溫度上升趨勢較大時，適當開大對應的減溫水進行調整。如果超溫反復，應及時查找原因，進行燃燒方面的干預和調整。

（5）定期吹灰：吹灰過程中應加強對汽溫和負荷變化的監視，及時進行干預。一般連續降負荷過程可以暫停吹灰。當然，應定期吹灰保持各受熱面清潔，這對于汽溫調節、受熱面管壁溫度、排煙溫度都是影響很大的。

（6）加減負荷：加減負荷過程中，汽溫變化明顯，所以在正常的加減負荷中，可以合理匹配風量、火焰中心、水煤比，控制中間點溫度，提前投入減溫水干預，同時應注意避免大幅度調節過熱度引起給水流量變化導致主汽壓力及燃料量變化，從而出現協調紊亂的情況。

（7）旁路煙道：旁路煙道內漏帶來的影響暫時無法消除，但運行中要嚴密監視SCR入口煙溫，防止閥門誤開或其他原因造成內漏增大，損壞SCR。

[參考文獻]

[1] 華能長興電廠660兆瓦高效超超臨界燃煤機輔機運行規程：Q/HCX 104002—2017[S].

[2] 華能長興電廠660兆瓦高效超超臨界燃煤機主機運行規程：Q/HCX 104001—2017[S].

收稿日期：2023-01-18

作者簡介：鄭書明（1993—），男，浙江長興人，工程師，研究方向：火電能源。