660 MW超超临界机组提高主再热汽温的方法研究

郑书明　夏煌炜　潘友国　韩钟钟　裘顾荣

摘 要：主再热汽温对机组安全经济运行有着重要的影响，主再热汽温低，将会降低机组效率，增大耗汽量，降低经济性，汽温过低还会使汽轮机末级叶片的蒸汽湿度增加，侵蚀叶片。鉴于此，分析了提高主再热汽温对机组指标的影响及主再热汽温的影响因素，并针对长兴电厂#2机组制定了提高主再热汽温的方法和措施。

关键词：660 MW机组；超超临界；主再热汽温；调节措施

中图分类号：TK16  文献标志码：A  文章编号：1671-0797（2023）09-0052-03

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

1    机组概况

长兴电厂#2机组锅炉为超超临界参数变压运行垂直管圈直流炉，由哈尔滨锅炉制造有限公司设计制造，型号为HG-1968/29.3-YM5，采用Π型布置、单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、低NOx主燃烧器、四角墙式切圆燃烧方式。锅炉燃烧方式为CUF墙式切圆分级燃烧大风箱结构，燃烧器四墙布置，采用低NOx PM全摆动式直流燃烧器，NOx排放浓度不超过50 mg/Nm3。

燃烧器共设6层浓淡一次风口、3层油风室、12层辅助风室、3层附加风室。整个燃烧器与水冷壁固定连接，并随水冷壁一起向下膨胀。燃烧器共24只，每只燃烧器又分成浓淡两个喷口，共48个喷口，布置于四面墙上，形成一个强化型大直径单切圆。燃烧器共6层煤粉喷口，每层与1台磨煤机相配，主燃烧器采用低NOx的煤粉燃烧器，每只煤粉喷嘴中间设有隔板，以增强煤粉射流刚性，在主燃烧器的上方为SOFA喷嘴，在距上层煤粉喷嘴上方约6.8 m处有6层附加燃烬风LL喷嘴，角式布置，它的作用是补充燃料后期燃烧所需要的空气，同时既有垂直分级又有水平分级燃烧来降低炉内温度水平，抑制NOx的生成，此燃烬风与SOFA风一起构成低NOx燃烧系统[1]。

2    提高主再热汽温对机组指标的影响

如表1所示，主再热汽温的提高有利于降低发电煤耗，提高机组的经济性。

3    主再热汽温的影响因素试验

在保证机组安全运行的前提下，通过相关变量的调整性试验，收集了相关数据进行分析。

3.1    烟气调温挡板试验

烟气调温挡板对再热器的温度具有直接影响，在提高再熱汽温的过程中，#2机组一级再热器比较容易超温，调节烟气调温挡板是比较简单和有效的措施，但烟气调温挡板调节具有延时性，很容易发生过调，造成再热汽温下降幅度过大，发生过调的情况。因此，选取两组30%开度调温挡板和70%开度调温挡板作为典型进行分析。通过调整烟气调温挡板对它调整的延时性和调整度进行分析，在机组负荷平稳后，将再热器调温挡板缓慢下调，在30%和70%的开度分别停留4 min，观察再热汽温的变化情况。

3.2    风量试验

机组负荷341 MW，送风量从1 318 t/h缓慢加至1 387 t/h，在过热度、燃烧方式、风门摆角基本不变的情况下，观察主再热汽温的变化。

3.3    过热度试验

机组负荷340 MW，在总风量、燃烧方式不变的情况下调整过热度，观察主再热汽温的变化情况。

3.4    火焰中心试验

机组负荷342 MW，C/D/E/F磨煤机运行，主汽温度585 ℃，再热汽温度603 ℃，偏离标准值。满足其他制粉系统出力的前提下，停运C制粉系统，并将燃烧区域的二次风门开度由35°～40°调整至23°～32°，C制粉系统二次风门调整至10%（冷却保护喷口）。观察主再热汽温上升情况。

3.5    再热器减温水试验

再热器减温水作为事故减温水，在再热汽温超限的情况下，可以迅速将汽温压至正常水平，但再热汽温的调整也具有延时性，容易发生过调整，造成再热汽温低的情况。试验采用30%开度在超温时开启调整和在625.5 ℃时（626 ℃超温）利用阀门内漏进行调整。

3.6    旁路烟道试验

#2锅炉脱硝宽负荷改造，每台锅炉设两个旁路烟道，沿锅炉中心线对称布置旁路烟道从锅炉转向室后墙引出后分别与两台反应器进口烟道相连。转向室后墙旁路烟道抽烟口处标高约68 500 mm，单只旁路烟道截面积约5.3 m2。每个旁路烟道上安装一个关断型挡板门及一个调节型挡板门，省煤器出口烟道也安装调节挡板[2]。在电动阀、调阀关闭的情况下，烟气旁路系统存在一定的内漏。考虑可能是由于旁路烟道内漏对汽温产生影响，以一个星期为周期，对比检修前后一个月内负荷和主再热汽温均值，收集数据如表2所示。

4    试验结果及建议措施

本次试验分析得出以下结论。

4.1    烟气调温挡板影响分析

根据采集的数据，如图1、图2所示，烟气调温挡板调整在30%，再热汽温从622 ℃下降至609 ℃，下降幅度13 ℃，下降时长近11 min；烟气调温挡板调整在70%，再热汽温从618 ℃下降至615 ℃，下降幅度3 ℃，下降时长4 min。因此，70%开度的调节更具经济性。

4.2    总风量影响分析

机组负荷341 MW，如图3所示，送风量从1 318 t/h缓慢加至1 387 t/h的过程中，主汽温一开始下降，从585 ℃下降至582 ℃，后上升至591 ℃。再热汽温从590 ℃上升至609 ℃，上升趋势比较明显。

4.3    过热度影响分析

机组负荷340 MW，总风量、燃烧方式不变的情况下，如图4所示，将过热度从47 ℃调整至52 ℃，主汽温从600 ℃上升至605 ℃（达到设定值），再热汽温从608 ℃上升至618 ℃，上升趋势比较明显。

4.4    火焰中心影响分析

火焰中心的调整是提高主再热汽温不可缺少的办法。试验通过关小燃烧区域二次风门和及时停运制粉系统的办法，将燃烧区域的二次风门开度由35°～40°调整至23°～32°，C制粉系统二次风门调整至10%（冷却保护喷口）。观察主汽温从585 ℃上升至603 ℃，再热汽温从603 ℃上升至617 ℃，基本满足运行经济性要求。

4.5    减温水影响分析

采用30%开度在超温时开启调整和在625.5 ℃时利用阀门内漏进行调整。30%开度减温水，再热汽温从626.8 ℃下降至615.2 ℃，下降趋势明显，下降幅度大；而通过阀门内漏进行调整，再热汽温从626.3 ℃下降至623.3 ℃，下降趋势平缓，下降幅度小。计算得出再热汽温上升平缓时使用后一种方法，得到的再热汽温均值更高。

4.6    旁路烟道影响分析

根据表2进行分析：（1）对比改造前后一段时间均值汽温，发现相同负荷下，改造后的汽温要偏低。（2）以一次宽负荷试验汽温的变化为例，当负荷稳定在210 MW时，将旁路烟道开至23%，主汽温从531 ℃下降至527 ℃，再热汽温从541 ℃下降至530 ℃，低再入口烟气温度从481 ℃下降至465 ℃，低再出口烟气温度从341 ℃下降至339 ℃，低过汽温从361 ℃下降至348 ℃，从而说明旁路烟道对主再热汽温偏低也有一定的影响。

4.7    其他影响分析

（1）超温：超温是影响我厂#2机组主再热汽温的关键因素，如果在提高主再热汽温过程中出现超温情况，必须先找出原因，调整温度至正常范圍内，才可以继续提高汽温。

（2）吹灰：执行吹灰时，没有根据吹灰部位、吹灰要求、机组负荷变化进行吹灰，汽温变化明显时，没有提前进行相应干预，会导致主再热汽温下降明显。

（3）煤质变化：由于正常运行中长兴电厂#2炉进行配煤掺烧，煤质变化会造成管壁超温或热值偏离计算值，从而导致主再热汽温低。

5    总结及建议

（1）水煤比：水煤比作为调节主汽温的基本手段，可通过调整过热度和BTU来调节，提高过热度，就是减水，BTU往下打适当加煤，可以通过观察中间点温度的变化趋势作为判断依据。

（2）最佳过量空气系数：在机组负荷稳定、火焰中心已经比较高的情况下，如果再热汽温较低，可以适当增加风量，监视好中间点温度、主再热汽温，监视火检正常、送风机出力正常。适当的过量空气系数对水冷壁超温也有一定的改善作用。

（3）火焰中心：运行人员应加强坐盘监视，及时判断并停运制粉系统，利用二次风箱压力调整二次风门，使火焰燃烧往后，提高炉膛出口温度，监视主再热汽温变化。但应注意过热器超温及炉膛火检正常。

（4）减温水使用注意事项：开关减温水都需要有一个提前量，这样可保证再热汽温变化幅度小，过热器减温水分隔屏减温水、后屏减温水、末级减温水三级，可以制作相应区域的曲线，在温度上升趋势较大时，适当开大对应的减温水进行调整。如果超温反复，应及时查找原因，进行燃烧方面的干预和调整。

（5）定期吹灰：吹灰过程中应加强对汽温和负荷变化的监视，及时进行干预。一般连续降负荷过程可以暂停吹灰。当然，应定期吹灰保持各受热面清洁，这对于汽温调节、受热面管壁温度、排烟温度都是影响很大的。

（6）加减负荷：加减负荷过程中，汽温变化明显，所以在正常的加减负荷中，可以合理匹配风量、火焰中心、水煤比，控制中间点温度，提前投入减温水干预，同时应注意避免大幅度调节过热度引起给水流量变化导致主汽压力及燃料量变化，从而出现协调紊乱的情况。

（7）旁路烟道：旁路烟道内漏带来的影响暂时无法消除，但运行中要严密监视SCR入口烟温，防止阀门误开或其他原因造成内漏增大，损坏SCR。

[参考文献]

[1] 华能长兴电厂660兆瓦高效超超临界燃煤机辅机运行规程：Q/HCX 104002—2017[S].

[2] 华能长兴电厂660兆瓦高效超超临界燃煤机主机运行规程：Q/HCX 104001—2017[S].

收稿日期：2023-01-18

作者简介：郑书明（1993—），男，浙江长兴人，工程师，研究方向：火电能源。