600MW亚临界锅炉再热汽温低的原因分析

６００　ＭＷ亚临界锅炉再热汽温低的原因分析　发电设备（２０１０　Ｎｏ．３）　６００　ＭＷ亚临界锅炉再热汽温低的原因分析　宁国睿，　李海涛　（神华国华（北京）电力研究院有限公司，北京１０００６９）　摘要：针对国华电力公司１　７台６００　ＭＷ亚临界锅炉再热汽温普遍低于设计值的现象，从受热面　设计、运行调整以及协制等方面分析了再热汽温偏低的原因，提出了综合治理再热汽温低的思路　和方法。　关键词：锅炉；再热汽温；受热面　中图分类号：ＴＫ２２３．３２　文献标识码：Ａ　文章编号：１６７ｌ　０８６Ｘ（２０１０）０３—０１９９　Ｏ３　Ｃａｕｓｅ　Ａｎａｌｙｓｉｓ　ｏｆ　ＬＯＷ　Ｒｅｈｅａｔ　Ｓｔｅａｍ　Ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ　ｏｆ　６００　ＭＷ　Ｓｕｂｃｒｉｔｉｃａｌ　Ｂｏｉｌｅｒｓ　ＮＩＮＧ　ＧＵＯ—ｒｕｉ，ＬＩ　Ｈａｉ—ｔａｏ　（Ｓｈｅｎｈｕａ　Ｇｕｏｈｕａ（Ｂｅｉｊｉｎｇ）Ｅｌｅｃｔｒｉｃ　Ｐｏｗｅｒ　Ｒｅｓｅａｒｃｈ　Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ　Ｃｏ．，Ｌｔｄ．，Ｂｅｉｊｉｎｇ　１０００６９，Ｃｈｉｎａ）　Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ａｉｍｉｎｇ　ａｔ　ｔｈｅ　ｐｒｏｂｌｅｍｓ　ｔｈａｔ　ｔｈｅ　ａｃｔｕａｌ　ｒｅｈｅａｔ　ｓｔｅａｍ　ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ　ｏｆ　ｔｈｅ　１　７　ｂｏｉｌｅｒｓ　ｆｏｒ　６００　ＭＷ　ｓｕｂｃｒｉｔｉｃａｌ　ｐｏｗｅｒ　ｕｎｉｔｓ　ｉｎ　Ｇｕｏｈｕａ　Ｅｌｅｃｔｒｉｃ　Ｐｏｗｅｒ　Ｃｏ．，Ｌｔｄ．ｗｅｒｅ　ｌｏｗｅｒ　ｔｈａｎ　ｔｈｅｉｒ　ｄｅｓｉｇｎ　ｖａｌｕｅｓ，ａ　ｃａｕｓｅ　ａｎａｌｙｓｉｓ　ｗａｓ　ｐｅｒｆｏｒｍｅｄ　ｆｒｏｍ　ａｓｐｅｃｔｓ　ｏｆ　ｈｅａｔ　ｓｕｒｆａｃｅ　ｄｅｓｉｇｎ，ｏｐｅｒａｔｉｏｎ　ａｄｊｕｓｔｍｅｎｔ　ａｎｄ　ｃｏｏｒｄｉｎａｔｉｏｎ　ｃｏｎｔｒｏｌ　ｅｔｃ．，ａｆｔｅｒ　ｗｈｉｃｈ　ｃｏｒｒｅｓｐｏｎｄｉｎｇ　ｃｏｕｎｔｅｒｍｅａｓｕｒｅｓ　ａｒｅ　ｐｒｏｐｏｓｅｄ．　Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｂｏｉｌｅｒ；ｒｅｈｅａｔ　ｓｔｅａｍ　ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ；ｈｅａｔ　ｓｕｒｆａｃｅ　国华电力公司投运的６００　Ｍｗ亚临界机组　共计ｌ７台，锅炉均为上海锅炉厂有限公司设计　制造的一次中间再热、四角切圆控制循环汽　包炉。　炉膛上部分别布置有分隔屏过热器、后屏过　热器及屏式再热器，前墙与两侧墙前部均设有墙　式再热器，水平烟道内布置有末级再热器和末级　过热器，后烟井内布置了低温过热器和省煤器　（见图１）。过热汽温调节主要采用喷水减温调　节，再热汽温调节主要采用摆动燃烧器喷嘴角度　来改变火焰中心位置高度，从而改变炉膛出口烟　图１　６Ｏ０　ＭＷ亚临界锚炉堂热面布黄不恿　根据锅炉设计性能，定压运行工况在（６０％　～温。为降低四角切向燃烧引起的炉膛出口及水　平烟道中烟气的残余旋转造成的烟气侧的屏间　热偏差，采用同心反切加燃尽风（（）ＦＡ）和部分消　１００　）锅炉最大连续蒸发量（ＢＭＣＲ）范围内，　滑压运行工况在（４５　～１（）（］　）ＢＭＣＲ范围内，　过热蒸汽及再热蒸汽均能维持其额定汽温（５４１　℃）；当再热器人口蒸汽温度偏离设计值＋２０℃　时，出口汽温能达到额定值．受热面金属不超温。　旋二次风，使炉内气流的旋转强度具有一定的可　调性。　收稿日期：２００９—０９　０７　作者简介：宁国睿（１９７９），男，工程师，主要从事电站锅炉运行的技术管理工作。　Ｅ　ｍａｉｌ：ｎｇｒ７９６１８＠ｓｉｎａ．ｃｏｍ　发电设备（２０１０　Ｎｏ．３）　１再热汽温现状　根据蒸汽的特性，再热蒸汽的压力低，平均　汽温高，因而其比热容小于过热蒸汽，这样，等量　的蒸汽在获得相同的热量时，再热汽温的变化幅　度要比过热蒸汽大。此外，再热汽温由于受高压　缸排汽的影响，负荷变动加剧了再热汽温的变化　幅度，所以再热汽温变化比过热汽温变化更敏　感，更不易控制。　目前国华公司６００　Ｍｗ亚临界锅炉再热汽　温普遍低于额定值，其高负荷（４５０　Ｍｗ以上）工　况下低于额定值３～５℃，低负荷（４５０　ＭＷ以下）　工况下低于额定值５～１Ｏ℃。　２　原因分析　２．１受热面设计问题　虽然设计时再热汽温均可达５４１℃，但实际　运行值均低，这说明受热面不足，或者过热器和　再热器受热面设计不匹配。　从日常运行操作来看，部分电厂将锅炉的喷　燃器上摆至最高位置时，过热器减温水量已超过　最大设计流量，而此时再热汽温仍然无法达到设　计值，这就印证了再热器受热面设计布置不足。　沧东电厂１号锅炉主蒸汽压力为１３．５　ＭＰａ　时（对应负荷约３５０￣４００　Ｍｗ），过热器一级减温　水（左、右侧）共计约１１６　ｔ／ｈ，已经超过７５　经济　连续蒸发量（ＥＣＲ）下的７４．５　ｔ／ｈ和５Ｏ　ＥＣＲ下　的４９．６　ｔ／ｈ的过热器减温水设计值。这时锅炉　喷燃器摆角约７４　，再热器减温水为０，而再热汽　温仅为５２５℃。　２．２两侧再热汽温有偏差　国华６００　ＭＷ亚临界锅炉均采用四角切圆　燃烧方式，这种燃烧方式产生的烟气进入水平烟　道时普遍存在残余旋转，导致两侧再热汽温存在　偏差，往往一侧再热汽温达到额定值后，另一侧　或超温，或低于额定值５～１０℃。运行中可以通　过调整消旋二次风、燃尽风来降低汽温偏差。在　无法完全消除的情况下，一般可投入超温侧再热　器减温水，并通过调整燃烧器摆角或改变磨煤机　组合方式，使两侧汽温均达到额定值。　再热汽温偏低和投入再热器减温水均会影　响汽轮机组经济性，以６００　Ｍｗ机组设计数据计　算，额定负荷下，如果一侧再热汽温达到额定值，　６００　ＭＷ亚临界锅炉再热汽温低的原因分析　另一侧低于额定值１Ｏ℃，则煤耗上升约０．３　ｇ／　（ｋＷ・ｈ）；若通过投入减温水将两侧汽温均调至　额定值，约需投入减温水６～８　ｔ／ｈ，使煤耗上升约　０．２　ｇ／（ｋｗ・ｈ）。　２．３屏区受热面超温　国华６００　Ｍｗ亚临界锅炉的过热器和再热　器从整体考虑均呈现对流特性，即随着负荷降　低，主蒸汽温度和再热汽温也降低。但屏区受热　面（特别是分隔屏过热器、后屏过热器）呈现辐射　特性，即随着负荷降低，屏区受热面出口蒸汽温　度升高。在机组低负荷情况下，一方面屏区过热　器吸热份额增加，出口汽温提高；另一方面为提　升再热汽温需提高燃烧器摆角，进一步提高了屏　式过热器出口汽温，使屏式过热器管壁金属温度　存在超温风险，尤其在机组负荷增加过程中，如　果燃料量发生过调，则屏区受热面金属更易短时　超温。此外，部分机组过热器减温器后汽温测点　响应迟缓，影响自动投入与运行调整监视，也容　易导致超温。　因此，在机组低负荷时，运行人员一般将再　热汽温控制在低于额定值的水平，以防止增负荷　过程中屏区过热器金属超温。　２．４炉膛氧量优化的影响　当炉膛氧量发生变化时，对经济性最直接的　影响来自烟气量引起的排烟热损失的变化，同时　还会引起其他运行参数的改变。这些参数包括：　灰渣未燃尽碳含量、排烟温度、送引风机总电耗、　主汽温度和减温水量、再热汽温度和减温水量。　变氧量运行对整台机组经济性的影响是上述所　有参数综合作用的结果。　对于亚临界机组来说，根据锅炉静态特性可　知：当氧量增加时，炉膛烟气量增加，炉膛出口烟　温基本不变，理论燃烧温度降低，炉内单位辐射　热量减小。因此，对于整体具有对流特性的再热　器来说，由于烟气流量的增加引起再热汽温升　高；反之，氧量降低，再热汽温降低。　目前，国华６００　ＭＷ亚临界锅炉在额定负荷　下的炉膛出口氧量设计值均为３．５　（对应的过　量空气系数为１．２）。为了进一步提高锅炉效率　以及降低辅机电耗，锅炉投产后基本都进行了降　低炉膛氧量的优化调整试验。额定负荷下的炉　膛出口氧量实际值一般保持在３．０　～３．５　，因　此造成再热汽温也有所降低。　６００　Ｍｗ距临界锅炉荐热汽温低的跟因分析　２．５汽轮机顺序阀运行方式的影响　目前，国华６００　Ｍｗ汽轮机组的运行方式基　本都由单阀改为顺序阀。当顺序阀运行时，蒸汽　在高压缸内的做功增加，高压缸相对内效率提　高，排汽温度随之有所降低。根据各厂的实际运　行情况来看，当机组负荷低于４５０　ＭＷ时，汽轮　机由单阀运行切换为顺序阀调节后，高压缸排汽　温度降低了５～１Ｏ　Ｋ，这也在一定程度上影响了　再热汽温。　２．６吹灰对汽温的影响　在锅炉吹灰过程中，再热汽温受吹灰的影响　较大，使得其在炉膛吹灰后短时间内较难恢复到　正常水平，也降低了再热汽温的平均水平。　以宁海电厂３号锅炉为例，在６００　ＭＷ以及　５００　Ｍｗ负荷下安排了全面吹灰以及局部吹灰试　验，同时在５００　ＭＷ工况下对连续运行１０　ｈ未吹　灰沾污前后的机组状态进行了对比：　（１）从６００　Ｍｗ吹灰试验结果来看，炉膛吹　灰前后，再热蒸汽温度有较大幅度地降低（１０　Ｋ）。全面吹灰前后，再热汽温略降３　Ｋ左右。　（２）从５００　Ｍｗ沾污以及吹灰试验结果来　看，经过近１０　ｈ的沾污，再热蒸汽总温升提高８　Ｋ。经过全面吹灰前后对比，在吹灰后喷燃器上　摆５　的情况下，再热汽温降低了１．３　Ｋ［　。　２．７负荷变动与调节品质的影响　目前，国华电力各发电厂机组一般均投入　ＡＧＣ参与电网调频，负荷变动较为频繁，在降负　荷过程中一般均会出现短时再热汽温偏低现象。　根据日常运行数据可以看出，国华宁海电厂的再　热汽温波动幅度较大，４号炉最大降幅达２０　Ｋ以　上。一方面是宁海电厂ＡＧＣ指令变动较频繁，　且波动幅度较大；另一方面是协制系统的调　节品质可能与其他公司存在差异。　宁海、定洲、台山以及沧东四家发电厂均采　用西门子的ＰＲＯＦＩ协制系统，汽温控制特　性取决于ＰＲＯＦＩ的调节品质。ＰＲＯＦＩ的温度控　制模块利用了状态观测器和自学习回路等高级　控制算法，解决了这种温度大滞后对象的控制，　即使吹灰或投切磨煤机时也能将温度迅速稳定　地控制在指标范围内，解决了普遍存在的超温和　振荡现象，提供了机组运行的安全性。　宁海发电厂使用了西门子公司ＰＲＯＦＩ系　发电设备（２０１０　Ｎｏ．３）　统。设计资料表明，ＰＲＯＦＩ投入后，ＡＧＣ状态下　以Ｏ．０２Ｐ。（额定负荷）／ｍｉｎ负荷率变化时的响应　时间为５７　Ｓ，汽温偏差稳态基本控制在２　Ｋ以内，　动态基本控制在５　Ｋ以内。但实际变负荷速率达　不到要求，汽温在加减负荷时波动较大且不易控　制，尤其是３８０～４２０　Ｍｗ的过程中很容易超温。　运行人员在主观上不敢将汽温调高。目前机侧　再热汽温设定值为５３０℃，过热汽温设定值为　５３７℃。　３　解决措施　（１）对锅炉存在的低负荷下主汽温和再热汽　温不协调的问题，最好是对各受热面重新校核计　算后确定锅炉各受热面是否匹配，并研讨解决　方案。　（２）通过燃烧调整试验，进一步摸清燃烧器　摆角、燃尽风（ＯＦＡ）和消旋二次风对汽温偏差的　影响规律。通过合理调整燃烧器角度和ＯＦＡ风　门开度，尽量减少两侧再热汽温偏差，使高负荷　工况下再热汽温达到额定值。　（３）从燃烧调整方面查找屏区受热面超温的　原因，加强对炉膛氧量的控制，最佳氧量应综合　考虑ｑ。损失、ｑ　损失、风机电耗变化、主汽温和　再热汽温以及减温水量对机组热耗的影响等，以　确保整台机组最高的经济性。　（４）对锅炉的吹灰时间、间隔以及吹灰组合　方式进行优化调整，以减小吹灰对汽温的影响，　如在低负荷下，可适当对水平烟道的长吹进行单　独吹灰，可有效提高再热汽温。　４　结　语　国华电力公司１７台６００　Ｍｗ亚临界机组锅　炉两侧汽温偏差和屏区受热面超温是再热　汽温进一步提升的主要原因；机组负荷变动、锅　炉吹灰和机组协制系统的调节品质不佳也　是影响再热汽温波动的原因；但锅炉再热器受热　面设计不足的问题需要进一步计算核实。　参考文献：　［１］陈敏．国华宁海发电厂３号锅炉燃烧优化调整试验报告［ｚ］．　西安热工研究院有限公司，２００９．