超超临界机组再热汽温控制探索与实践

韩荣利，冯仁海，韩光昊

（华电国际十里泉电厂，山东 枣庄 277103）

0 引言

目前，国内已有多台600～1 000 MW、设计再热汽温620℃的超超临界机组投入运行，从机组运行情况来看，却很少有机组能够长期保持再热汽温620℃稳定运行，其主要原因是当再热汽温达到620℃时大多数机组高温再热器管壁温度已超过报警值，甚至已接近材料的使用极限温度，多数620℃机组的再热汽温只能维持在610～615℃。因此，需要进一步从机组设计、设备调试和运行调整全过程探索和完善再热汽温620℃技术。

1 机组概况

华电国际十里泉发电厂的8号锅炉为国内锅炉厂生产的高效超超临界变压运行直流锅炉，型号为DG2002／29.3-Ⅱ13型，一次再热、单炉膛、前后墙对冲燃烧方式，尾部双烟道结构，平衡通风、半露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。采用内置式启动分离系统。设计煤种为烟煤，磨煤机采用ZGM95G-Ⅱ型中速辊式磨煤机，燃烧器为外浓内淡型低NOx旋流煤粉燃烧器，共36只分3层前、后墙对冲布置，每层6只，后墙最下层燃烧器为纯氧助燃微油点火油枪，其余层燃烧器均配有1个点火油枪及高能点火器。

表1 锅炉主要设计规范数据

汽轮机型号为：C660／612-28／0.5／600／620，为某汽轮机厂引进日本日立公司技术设计制造的高效超超临界汽轮机，该汽轮机为高效超超临界、一次中间再热、冲动式、单轴、四缸四排汽、九级回热、单抽凝汽式。锅炉主要设计规范数据如表1所示。

2 保证再热汽温620℃技术措施

2.1 设计方案的优化完善

合理布置高低温再热器各级受热面，科学分配其吸热比率[1]。该锅炉再热器系统分为两级布置，低温再热器布置后竖井烟道前烟道内，高温再热器布置在水平烟道末级过热器的后面，通过调整各级再热器的吸热比例，减少高温再热器热偏差。与常规参数相比，该机组的低温再热器受热面积增加了10.06%，高温再热器减少了7.67%，总受热面积增加了 7.41%，见表2。

表2 常规机组与高效机组再热器受热面布置方案比较m2

合理优化再热器受热面选材及处理，确保各受热面在不同负荷工况下运行时的安全可靠。根据不同管屏区域的管圈科学选取不同材质，再热器的选材分界如图1所示。对于管线长、阻力大、受热强的外侧管圈采取增大管径的方法，以便减少管壁偏差温差。同时，对高温再热器受热面管材SUPER304进行喷丸处理，提高其运行的安全可靠性。

图1 再热器材料分界

控制低应力材料的使用。高温再热器出口炉外管段与集箱连接的管接头是整个系统中最为薄弱的环节，如果按常规600 MW超超临界锅炉方案不做调整，其设计壁温在650℃左右，已经处于T92材料的许用温度附近，因此，T92材料是整个系统中最为薄弱的环节，应尽可能减少T92材料的使用。该机组高温再热器出口管接头T92材料仅用于集箱上约70 mm长度的过渡管接头。管接头选用情况如图2所示。

图2 620℃再热器出口集箱管座

实现高温再热器壁温测点全覆盖监控及壁温最高点优先报警。高温再热器共有96屏，每屏设有10根管子，共960根，为保证对每根管实时进行安全监视，防止因漏检管屏发生运行超温爆管，根据国内同类型机组运行状况和安全需要，首次给锅炉生产厂家提出高温再热器单管全部安装壁温测点（共960点），实现全覆盖监视。同时设计了壁温最高点优先报警逻辑判断程序，实现全断面壁温监视及最高点优先报警功能，跟踪、分析机组再热器壁温的变化趋势。

各级再热器之间的连接采用了大管道连接，使蒸汽能够充分混合，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。采用较大的规格集箱 （常规集箱规格为Φ267 mm×28 mm／P11；优化后集箱规格为Φ711 mm×50 mm／P91），增强集箱内的混合效果，减少屏间偏差。

2.2 “非均衡”运行调整技术

锅炉在设计制造及运行中会存在一定的温度偏差（或水力偏差），采取的调整手段就是根据每只单管壁温高低分布情况，通过人为制造烟气温度的偏差，使之与蒸汽温度偏差形成互补，最终使再热器壁温分布均衡，保证再热汽温稳定在620℃工况下运行且壁温不超温，小于644℃。

2.2.1 机组调试阶段烟气侧的温度偏差调控

在机组调试阶段，按照常规方式和标准要求，首先将冷态空气动力场调整均匀；然后在热态运行过程中，按照不同的负荷阶段，逐步将燃烧温度场调整至非常均匀后，在逐渐提升再热汽温的过程中，观察再热汽温偏差和各管屏壁温分布的均匀性，根据汽温及壁温偏差情况，再通过针对性调整对应一次风管缩孔开度大小的方法，将炉膛内的燃烧温度场调整至与管内汽温相匹配（即所谓耦合或互补），在多次反复调整过程中，逐渐降低高温再热器管屏热偏差，最终使汽温及金属管壁温度表现为均匀，调整前后高温再热器壁温变化趋势如图3所示。

图3 调整前后高温再热器壁温趋势

为配合上述调整过程中取得最佳效果，同时对各层前后墙的二次风挡板开度进行差异化调整，达到优化不同区域燃烧，满足汽温、壁温的实际需求，固化调整后的配风模式。

2.2.2 机组正常运行中的调控

在机组运行工况发生较大变化时，根据汽温、壁温的实际完成情况，灵活运用主燃区上部布置的3层燃尽风的扰动混合作用，和最上层燃尽风可水平摆动功能，实现对烟气侧有效调整，减少烟气流动产生的流场及烟温偏差[2]。因制粉系统采取了侧煤仓布置方式，该炉膛出口烟温多数时间内B侧高于A侧50～90℃，通过反复摸索变化规律，此时采取适当开大B侧、同时关小A侧的上2层燃尽风挡板开度的方法，调平炉膛出口的烟气温度偏差，控制两侧烟温偏差小于50℃。上部3层燃尽风箱均设置有中间隔板，使每层风箱A、B两侧成为独立风室，通过调节风箱两端的进风总调节门，即可实现对该层A、B两侧风量的灵活、差异调整。

对受热面因沾污产生的温度偏差，主要通过控制入煤质、选取合理的受热面吹灰方式等运行措施，降低受热面的积灰、结渣程度，提高受热面清洁度，增强换热效率，减少受热面壁温及烟温偏差。主要通过加强入炉煤的掺配，控制入炉煤质保持在合理范围和相对稳定，并坚持每个运行班次对入炉煤进行取样化验，将结果及时反馈给运行人员，为运行调整提供参照依据。通过运行规律摸索和经验总结，选取每2天对炉膛后部受热面的长型吹灰器全面吹灰1次（AB两侧的吹灰器，按照单双号进行投运）；每3天对炉膛区域的短型吹灰器全面吹灰1次（该区域吹灰器共设置3组，通过控制程序每天选择投运1组）。同时，还结合机组负荷、炉膛出口烟气温度、减温水投用量和受热面壁温等实际运行状况，对吹灰器进行选择性投运，以确保各受热面保持清洁。

通过对制粉系统运行方式变化后，给再热汽温、壁温所产生的影响规律的摸索和经验总结，根据不同的入炉煤质及机组负荷工况，合理选择磨煤机运行方式，配合烟气挡板的综合调控作用，减少对烟温偏差的影响，确保再热汽温、壁温控制目标值的实现。调整原则应尽可能保持墙后磨煤机对冲燃烧方式，当需要停运上层磨煤机时，首先选择停运前墙的上层磨煤机。

3 应用效果

通过“非均衡”运行调整技术和优化锅炉设计方案等创新措施的实施，保证了该机组在再热汽温620℃工况下的稳定运行。2016年11月12日在机组负荷661.3 MW、高温再热器单管最高壁温633.9℃的条件下，该机组高温再热蒸汽温度达到了620.3℃，在机组投入商业运行后，高温再热蒸汽温度能够一直保持在设计要求范围内运行。

2017年3—5月，该机组再热汽温平均完成值分别为618.6℃、618.1℃和619.5℃，是所属集团公司第一台真正意义上实现再热汽温620℃的机组。

机组可以在50%～100%负荷区间内，在稳定负荷及变负荷工况下，再热汽温均能保持在620℃设计范围，同时保证再热器管壁温度不超温。

图4 机组高负荷工况下变负荷时高温再热器出口汽温和壁温最大值变化趋势

图5 机组低负荷工况下，变负荷时高温再热器出口汽温、壁温最大值变化趋势

图6 机组高温再热器出口汽温620℃工况下每屏壁温最大值变化趋势

机组高负荷工况下变负荷时高温再热器出口汽温和壁温最大值变化趋势如图4所示，机组低负荷工况下，变负荷时高温再热器出口汽温、壁温最大值变化趋势如图5所示，机组高温再热器出口汽温620℃工况下每屏壁温最大值变化趋势如图6所示。

4 效益分析

由于采用了620℃再热汽温技术，相比于600℃技术的机组，再热汽温升高20℃，发电标准煤耗降低约1.6 g／kWh。按照单台机组年发电量508780万kWh，每年节约标准煤8 140.48 t，标煤单价按照900元／t计算，该工程两台机组每年可节省燃料费用1 465.28万元。

通过技术措施的综合实施，可以有效控制热偏差及管壁超温现象，对保证锅炉安全经济运行有重要的保障作用。再热汽温620℃技术实施后，提高了机组效率，减少了煤炭消耗量。本工程的2台660 MW机组每年可节约燃煤约16 280.96 t，可实现减少二氧化硫排放721.16 t，减少氮氧化物排放227.64 t，减排二氧化碳约8.48万t，具有良好的社会效益。

5 结语

非均衡调整技术是一种全新的调整理念，其适用范围绝不仅仅局限于超超临界机组，在超临界机组、亚临界机组等各种火电机组中都可以广泛应用，可以有效降低受热面壁温偏差，减少局部超温现象，降低锅炉超温爆管风险；同时，机组再热汽温提高至620℃，可以提高机组效率，降低发供电煤耗。

在设计制造、施工管理、调试运行方面，通过对超超临界机组再热汽温620℃技术的深入研究，实现了机组再热汽温620℃工况下安全稳定运行，是该电厂所属集团首台实现再热汽温620℃的高效超超临界火电机组，为同类型机组建设和优化起到了较好的示范作用。