1 000MW锅炉再热汽温623℃难点及控制要点分析

张冠群，付琼，张伟

(神华国华永州发电有限责任公司，湖南永州425000)

1 000MW锅炉再热汽温623℃难点及控制要点分析

张冠群，付琼，张伟

(神华国华永州发电有限责任公司，湖南永州425000)

Difficulties and control points analysis of reheat steam 623℃boil for 1 000MW unit

国内目前已有1 000MW机组再热蒸汽温度623℃参数等级的超超临界燃煤锅炉应用案例，但在实际生产运行中，由于金属壁温的限制，至今未能实现长时间稳定保持再热汽温在额定值623℃。本文主要对存在的问题进行了分析，并结合生产实际探讨了解决问题的方法。

再热蒸汽温度；623℃；燃烧调整；热偏差

近年来，国内已有将1 000MW机组锅炉出口蒸汽参数提高至29.4MPa/605℃/623℃的设计，且有机组实际应用案例，但在实际生产运行中，由于金属壁温的限制，至今未能实现再热汽温长时间稳定保持在额定值623℃。在设计上，623℃再热汽温的受热面管材与其他同类型600℃再热汽温的热面管材无任何差别，只是将管材649℃的极限使用温度裕度降低。因此，在保证高温再热器金属管壁不超温的前提下，如何保证锅炉高再蒸汽温度达到额定值是锅炉燃烧调整工作的重点和难点。文中针对已经投产机组存在的问题进行了分析，并结合生产实际探讨了解决问题的方法。

1 设备概况

某电厂新建机组装设2台1 000MW燃煤发电机组，锅炉为超超临界参数变压运行直流炉，一次中间再热、单炉膛、平衡通风、固态排渣、露天布置、全钢构架。锅炉采用Π型布置方式，前后墙对冲燃烧方式，炉膛前后墙各布置3层布置旋流式煤粉燃烧器，每层布置8只燃烧器，全炉共设48只，在最上层燃烧器的上部布置了燃尽风和还原风。炉膛断面(宽×深×高)为33 973.4 mm×16 828.4 mm×66 000 mm；设置了高温再热器出口金属壁温测点，共计1 184个测点。

锅炉采用侧煤仓布置方式，每台锅炉配备2台三分仓式回转式空气预热器。制粉系统采用中速磨冷一次风机正压直吹式制粉系统，每台锅炉配6台中速磨煤机(5台运行，1台备用)，每台磨煤机对应一层燃烧器，前墙由下至上对应为A，B，C磨，后墙由下至上对应为D，E，F磨。机组锅炉主要设计参数见表1。

表1 锅炉主要设计参数表

2 运行情况

机组自整套启动到投入商业运行，锅炉调整再热蒸汽温度均达到623℃，但期间多次出现再热器金属壁温超过640℃的情况(649℃为超温限值)，其中最大值达到650℃。

2.1 高再金属壁温分布情况

以机组负荷为统计基础，截取不同时间段两个相同负荷下的运行画面和相关参数作为统计依据，查阅各工况下高温再热器金属壁温参数，沿着炉宽方向按照由左至右进行数据统计，得出不同负荷下的壁温分布曲线图1。

图1 沿炉膛宽度高再金属壁温高值分布

通过1 000MW，800MW各两个工况对比可以看出，负荷相同情况下，磨煤机运行组合不同，壁温的分布曲线趋势略有变化，整体呈双驼峰曲线趋势，最高壁温点在第65—71片处。

通过700MW，650MW，575MW负荷工况对比可知，不同负荷、磨煤机运行组合情况下，壁温的分布曲线趋势有一定变化，整体仍呈双驼峰曲线趋势，最高壁温点在第68—71片处。

通过不同负荷下高的分布曲线可以看出，机组负荷在500MW以上时，高再金属壁温高值区域沿炉宽方向呈“双驼峰”的形式存在，壁温高值区主要发生在靠近左墙的第6—12屏附近和靠近右墙的第66—71屏附近。

以上几个工况下的两侧烟温偏差、风量偏差均控制在正常范围内，但金属壁温仍存在较大偏差，说明锅炉存在热偏差，导致再热汽温无法达到设计值的主要原因，故解决锅炉热偏差是首要工作。

2.2 产生热偏差的因素

1)磨煤机出口粉管各参数存在偏差，磨煤机出口粉管设置了煤粉浓度、风速测点，通过运行磨煤机的主要参数、出口粉管浓度及风速可知，磨煤机出口8根粉管的煤粉浓度及速度均存在差别，而且在不同煤种、煤量及分离器转速下，煤粉分配又不一致，造成在机组不同负荷下炉膛温度沿宽度方向分布不均，导致各受热面温度沿宽度方向分布不均。

2)锅炉制粉系统采用侧面布置，造成制粉系统出口至燃烧器的阻力从左至右逐渐增大，调平难度较大，间接导致了炉膛煤粉均匀性很难保证。

3)机组调试期间，吹灰系统未调试好，并没有进行有规律的吹灰，部分受热面存在结焦情况。

4)即使在相同负荷及相同制粉系统运行方式下，因锅炉结焦、煤质煤量等不稳定因素下，现象也不完全一致，需要进行进一步的燃烧调整试验来掌握规律及方法。

3 热偏差控制及调试要点

3.1 本体要求

1)考虑增加受热面布置再热蒸汽出口温度由603℃提高至623℃，由于再热蒸汽温升的提高，首先需要布置足够的受热面来解决吸热增加的问题。由于再热蒸汽的温度主要依赖于烟气挡板调节，为了保证再热蒸汽的汽温调节特性，可以考虑增加低温再热器侧受热面〔1〕。通过受热面的增加可以确保在保证低温再热器烟道所占烟气份额基本不变的情况下，通过挡板调节能确保高温再热器出口蒸汽温度达到设计值。

2)受热面管道连接各级再热器之间的连接采用大管道连接，使蒸汽能充分混合，引入引出管尽量对称布置，减少静压差，使流量分配均匀，减少汽温偏差。针对内外圈不同位置的管子采取不同的节流孔，控制壁温偏差，调节管子流量，减小屏间偏差。

3)保证配风均匀性合理布置大风箱的结构形式，如在大风箱同层各燃烧器的风道中加导流板等，使沿炉膛宽度方向上各燃烧器的配风更均匀。

4)保证煤粉输入均匀性，合理调整各层煤粉管道阻力和炉膛宽度方向上煤粉输入的均匀性，减少烟温偏差及对汽温偏差的影响。

3.2 控制工质偏差

通过有效控制汽温偏差，降低再热器金属温度的最高运行值，可以提高锅炉运行的安全性，确保锅炉安全、稳定地运行。从603℃超超临界锅炉运行数据分析，在实际运行过程中，两侧再热汽温偏差是真实存在的。建议采用合理的措施，控制介质流动偏差，介质流动偏差主要分为同屏偏差和屏间偏差。

1)同屏偏差产生的原因是由于在同一屏中管子的长短不同、受热不同，因此流通阻力大的管子流量小，流通阻力小的管子流量大。流量大的管子冷却迅速，所以温度低，流量小的管子冷却慢，所以温度高。可以采用合理的“节流”手段可以有效控制不同管间的流通阻力，有效消除同屏的偏差。

2)屏间偏差产生的原因是由于进出口集箱的动静压的分配偏差造成，合理选择集箱口径和集箱的引入引出方式，有效控制屏间介质流动偏差。

3.3 布置足够的壁温测点

目前已经投运的很多机组均存在壁温偏差，即平均温度距离超温点控制的较好，但因为个别壁温点的温度较高，为防止金属壁温超温，不得已限制再热汽温，导致达不到设计值。应增设数量足够且有代表性的壁温测点，为燃烧调整优化提供监视点，准确监视受热面温度变化，提供运行调整依据，以防止超温〔2〕。

3.4 炉内动力场试验

进行一二次风量、风速测定标定、炉内一次风喷口风速分布测试、燃烧器内二次风挡板特性试验、燃烧器外二次风挡板特性试验、中心风速测量、贴壁风风门挡板特性试验、燃尽风中心风风门挡板特性试验、燃尽风外二次风风门挡板特性试验、燃尽风风速分布测试、还原风风门挡板特性等试验。

炉内空气场烟花示踪试验，直观地帮助调试与运行人员了解、掌握炉膛空气动力场，旋流燃烧器火焰形状、特征、配风等参数变化对燃烧的影响，发现可能存在的问题，为后续整套启动及燃烧优化调整打下基础。

通过试验对风箱、燃烧器、挡板等燃烧系统进行检查，及时发现一些制造、安装质量问题，消除隐患；对风量测量装置进行标定，保证其测量的准确性；对风门挡板特性及沿炉宽方向的分布进行测量，发现偏差及时调整。

3.5 保证调试标准

烟风系统通风检查符合设计要求，风量与设计数据偏差不超过±5%〔4〕。同层燃烧二次风挡板开度偏差不大于±5%；同层二次风喷口风速偏差不大于±5%〔3〕。冷态同层一次风喷口风速偏差不大于±5%；热态运行后，如果再次出现偏差，需再进行热态调平风速偏差不大于±5%〔3〕。

3.6 锅炉安装质量验收

炉膛安装后整体宽度偏差不大于2/1 000，最大不大于15 mm，管排平整度偏差不大于±5 mm〔4〕。炉膛折焰角、水平烟道、尾部竖井烟道、过热器、再热器、省煤器等管屏各部膨胀间距、通流间隙均符合锅炉厂技术要求。受热面部件材质组合安装前应按设备技术文件进行材质复查，作出标识，安装结束后应复查。

3.7 安装和调试

3.7.1 吹灰系统

1)吹灰温度、压力参数的热态调整，达到设计要求；蒸汽吹灰器试验疏水温度达到230℃，进退到位，确保吹灰无死角、无内漏、全过程无卡涩。2)进行吹灰器组合投运方式试验。3)进行吹灰对锅炉(吹灰前后炉膛温度、排烟温度、汽温、汽压)的影响试验。4)保证吹灰器投入率达到100%。

3.7.2 制粉系统

1)旋转分离器:分离器动作灵活，内外部动作一致、准确；核对动态分离器不同频率下的转速，应准确，线性度良好。2)煤粉分配器应确保煤粉分配的均匀性，保证同层一次风喷口风速偏差不大于±5%。3)制粉系统优化调整。确定动态分离器转速与磨煤机出力的曲线，把绘制的曲线置入DCS，作为分离器转速自动调节目标，分离器转速投入自动，动态分离器转速调整至最佳转速；确定动态分离器转速与煤粉细度均匀度的关系曲线，做好制粉系统热态调平及燃烧调整工作，保证各台磨煤机8个出口粉管出粉均匀性。

3.7.3 烟气挡板

确保烟气挡板安装质量，试运时严格控制传动标准，对验收工作严格把关。锅炉带负荷时应进行烟气挡板调节特性试验。

3.7.4 控制锅炉底部除渣系统漏风率

对除渣系统漏风进行有效控制，确保漏风量在可控范围内。

3.8 进行初步锅炉燃烧调整

通过变风箱差压试验，分析风箱差压变化对再热汽温偏差、高再进出口烟温偏差的影响。调整还原风、燃尽风来调整再热汽温偏差、高再进出口烟温偏差。调整磨煤机运行参数及不同磨煤机投运组合方式试验。

3.9 燃料管理

做好调试、燃烧调整试验期间入炉燃料管理工作，确保煤质无较大变化，保证燃烧调整过程中收集数据的准确性和代表性。

4 调整效果

4.1 调整项目

该厂在锅炉燃烧调整试验期间按照控制方法进行部分调整，主要项目有:一二次风热态调平、吹灰系统、制粉系统，保证吹灰器投入率达到100%，制定严格投运规定，确保所有受热面每天至少吹扫一遍。

在一次风调平完成的基础上，根据不同转速下取样测量得出的煤粉细度，制定动态分离器转速与煤粉细度的关系曲线，作为运行人员调节依据。

4.2 效果检验

选取机组两组工况，主要参数见表2，根据金属壁温测点数值进行整理，作出沿炉膛宽度高再，金属壁温高值分布曲线，如图2所示。

表2 两组工况下主要参数

图2 高再金属壁温高值分布

通过以上两组工况沿炉膛宽度作出的高再金属壁温高值分布曲线可以看出，高再金属壁温高值区域沿炉宽方向分布曲线与调整前的双驼峰曲线相比更加平缓，高值与低值偏差明显减小，也能说明进行调整后，提高了入炉煤粉的均匀性、一二次配风的均匀性，减少了锅炉两侧热偏差。

5 结束语

1)再热蒸汽温度623℃超超临界燃煤锅炉，充分利用了现有材料的安全余量，对锅炉安全运行提出了更高的要求，必须防止管壁超温造成受热面爆管。

2)磨煤机出口风速及浓度存在偏差是导致热偏差的重要原因，应首先进行制粉系统热态调平工作，保证各台磨煤机8个出口粉管出粉均匀性。在此基础上，逐步开展变氧量、变风门挡板、变制粉系统组合方式、变风箱压力等试验，分析各参数对再热汽温偏差、再热器壁温偏差、高再进出口烟温偏差等参数的影响。通过设置合适的运行氧量、合理的配风、降低磨煤机入口风量以及磨煤机出口的提高等优化措施，较调整前明显改善了热偏差的状况。

3)热偏差是限制再热汽温达不到设计值的主要原因。通过设计优化、合理选材，有效控制调试和调整等各个环节，确保锅炉金属管壁温度分布均匀，实现再热汽温长时间稳定在623℃的目标。

〔1〕翟德双.660MW超超临界π型锅炉再热汽温623℃探索〔J〕.中国电力.2013，46(3):28-31.

〔2〕全文涛，吕晓东，王健.再热蒸汽温度623℃超超临界锅炉燃烧偏差控制〔J〕.锅炉技术，2015，46(401):12-15.

〔3〕中华人民共和国电力工业部建设协调司.火电工程调整试运质量检验及评定标准(1996版)〔S〕.1997.

〔4〕中华人民共和国国家能源局.电力建设施工质量验收及评价规程:DL/T 5210.2—2009〔S〕.北京:中国电力出版社.209.

TM621.2

B

1008-0198(2016)05-0054-04

10.3969/j.issn.1008-0198.2016.05.014

张冠群(1984)，男，辽宁沈阳人，工程师，工学学士，从事火力发电厂生产运行工作。

2016-03-03 改回日期:2016-05-23