600 MW火電機組再熱汽溫的調(diào)節(jié)

夏克寧，胡 斌，李汝萍，張晉波，黨 培

（1.神華浙江國華浙能發(fā)電有限公司，浙江 寧海 315612；2.浙江省電力試驗研究院，杭州310014；3.華能銅川電廠，陜西 銅川 727100）

隨著發(fā)電成本的增加，提升機組運行的經(jīng)濟性已經(jīng)成為發(fā)電企業(yè)提升競爭力的有力措施之一。再熱汽溫偏低不僅降低了機組的熱循環(huán)效率，而且會增加汽輪機末幾級葉片的濕度，影響了機組的安全運行。因此，有必要尋找合適的措施來調(diào)整再熱汽溫，提高機組的經(jīng)濟性。

1 再熱汽溫偏低問題

寧海發(fā)電廠3號機組鍋爐為引進GE公司的600 MW亞臨界燃煤鍋爐，配置6臺HP-983型中速磨煤機；A-F層燃燒器由下至上依次排列，四角切圓燃燒方式，燃燒器擺角變化范圍為50%～80%；再熱蒸汽設計溫度為541℃，正常運行允許波動范圍為-10～+5℃。

3號機組投入運行后，再熱汽溫較設計值偏低許多，嚴重影響機組的安全經(jīng)濟運行。在機組正常運行中影響再熱汽溫有諸多因素，如煤粉的成份、吹灰、火焰中心的高度、氧量、運行制粉系統(tǒng)的組合、輔助風門的開度、機組負荷、減溫水量、給煤機煤量偏置等。目前，3號機組再熱器運行中主要存在以下幾個問題：

（1）負荷在300～400 MW時再熱汽溫大約在515～530℃之間，汽溫偏低。

（2）加減負荷過程中再熱汽溫波動較大，在15～25℃之間。

（3）鍋爐吹灰過程中再熱汽溫下降較大。

2 負荷300～400 MW時再熱汽溫的調(diào)節(jié)

燃燒器擺角的位置對再熱汽溫影響較大。再熱器管道除了墻式再熱器（簡稱墻再）外其余都布置在水平煙道高煙溫區(qū)，而墻再占整個再熱系統(tǒng)的比重很低。因此，可以通過提高水平煙道的煙溫來提高再熱汽溫。汽溫較低時，可以通過將燃燒器擺角上移使火焰中心跟著上移，減少爐膛受熱面的吸熱量，從而使爐膛出口煙溫升高，再熱汽溫也大幅上升。

負荷在350 MW時，3號機組進行燃燒器擺動對再熱汽溫影響試驗：A/B/C/D 4套制粉系統(tǒng)運行；氧量3.57%；AB層輔助風門開度為38%，其它輔助風門投自動且偏置為0；再熱器減溫水調(diào)門撤至手動關(guān)閉。表1為燃燒器不同擺角時相關(guān)運行參數(shù)的變化情況。

由表1的數(shù)據(jù)分析可知，燃燒器擺角從55%向上擺動至75%的過程中，A/B側(cè)平均再熱汽溫由516.40℃上升到541.35℃，即上升了24.95℃。隨著燃燒器擺角的不斷上移，火焰中心及爐膛出口煙溫出現(xiàn)偏移，兩側(cè)的汽溫也隨之偏移，并且汽包兩側(cè)的水位也隨之波動較大。由此可見，隨著燃燒器擺角的上移，再熱汽溫不斷上升，可以達到540℃，但由于汽包水位波動范圍隨著擺角的上移而增大，在調(diào)節(jié)擺角的過程中要兼顧汽包水位，保證鍋爐的安全穩(wěn)定運行。

表1中的數(shù)據(jù)還說明，隨著燃燒器擺角的上移，排煙溫度由111.1℃上升到113.7℃，其上升幅度為2.6℃。由于鍋爐排煙溫度也是影響整個機組經(jīng)濟性的重要因素之一，因此，應綜合考慮再熱汽溫與排煙溫度對機組的經(jīng)濟性影響。根據(jù)運行在線優(yōu)化軟件（OPTIPRO）顯示，燃燒器擺角由55%上移至75%的過程中，再熱汽溫的提高使煤耗降低了1.248 g/kWh；排煙溫度的升高使煤耗提高了0.209 g/kWh，煤耗整體上降低了1.039 g/kWh，說明燃燒器擺角上移有利于提高機組的經(jīng)濟性。

3 上層制粉系統(tǒng)運行對再熱汽溫的影響

上層制粉系統(tǒng)的運行會對提高火焰中心高度產(chǎn)生影響。機組負荷在300 MW時，氧量3.71%，燃燒器擺角為60%，AB層輔助風門開度為45%，其它輔助風門投自動且偏置為0，再熱器減溫水調(diào)門撤至手動關(guān)閉，磨煤機組合1（A/B/C/D）和組合2（B/C/D/E）分別運行時，對再熱汽溫排煙溫度的影響見表2。

表2 磨煤機組合對再熱汽溫及排煙溫度的影響

由表2可知，當組合1切換到組合2運行時，再熱汽溫由517.65℃上升到542.40℃，增幅為24.75℃；排煙溫度由102.2℃上升到104.95℃，增幅為2.75℃。經(jīng)過查詢OPTIPRO系統(tǒng)，再熱汽溫的提高使煤耗降低了1.247g/kWh，排煙溫度的提高使煤耗增加了0.223 g/kWh，綜合煤耗降低了1.024 g/kWh。由此可見，運行上層制粉系統(tǒng)有利于提高再熱汽溫和機組的經(jīng)濟性。由于A層制粉系統(tǒng)安裝了等離子點火和穩(wěn)燃裝置，因此，可以根據(jù)爐膛燃燒情況確定磨煤機組合方式，在保證鍋爐安全運行的前提下盡量提高再熱汽溫。

4 輔助風門開度對再熱汽溫的影響

運行經(jīng)驗表明，將AB和BC層輔助風門關(guān)小，DE和EF層輔助風門開大，可以使再熱汽溫提高10～20℃。這樣調(diào)節(jié)可以使燃料在下層缺氧燃燒，爐膛上部氧量充足，使煤粉燃燒時間延長，火焰中心整體上移，使較多的燃料在靠近爐膛上部和水平煙道處充分燃燒，進而可以起到提高再熱汽溫的目的。

負荷350 MW時，進行AB層輔助風門開度對再熱汽溫影響試驗：A/B/C/D 4套制粉系統(tǒng)運行；氧量為3.54%；除AB層外其它輔助風門投自動且偏置為0；燃燒器擺角為55%；再熱器減溫水調(diào)門撤至手動關(guān)閉。由OPTIPRO系統(tǒng)進行數(shù)據(jù)采集，有關(guān)運行參數(shù)見表3。

表1 燃燒器擺角對再熱汽溫及排煙溫度的影響

表3 AB層輔助風門開度對再熱汽溫及排煙溫度的影響

由表3可知，AB層輔助風門的開度由50%調(diào)節(jié)至25%，再熱汽溫由517.0℃上升到540.45℃，增幅為 23.45℃；排煙溫度由 111.1℃上升到113.85℃，增幅為2.75℃。查詢OPTIPRO系統(tǒng)，再熱汽溫的提高使煤耗降低了1.176 g/kWh，排煙溫度的提高使煤耗增加了0.220 g/kWh，綜合煤耗降低了0.956 g/kWh。由此可見，關(guān)小AB層輔助風門可以提高再熱汽溫，有利于機組經(jīng)濟性的提高，但關(guān)得太小也會導致爐膛火焰燃燒不穩(wěn)定，使汽包水位發(fā)生大幅波動，因此在調(diào)節(jié)AB層輔助風門時應該結(jié)合汽包水位的變化來調(diào)節(jié)。

5 加減負荷過程中再熱汽溫的調(diào)節(jié)

在加負荷的過程中，由于煤粉不斷吹入爐膛，使再熱汽溫上升。爐膛吹灰清除了爐膛受熱面的結(jié)焦和灰渣，使燃料的熱量被爐膛的受熱面吸收，降低爐膛出口煙溫和再熱汽溫。因此，合理安排爐膛吹灰可以有效防止再熱汽溫在加負荷過程中發(fā)生較大波動。

吹灰時間的安排至關(guān)重要，要選擇在機組加負荷時進行，可以有效緩解再熱汽溫的上升。剛開始加負荷時可以投入第2層短吹灰器，可能此時對汽溫影響不是很明顯（對水位影響較大），當連續(xù)加負荷時，待2層吹完后，可以投入對再熱汽溫影響較大的第5層吹灰器，以此緩解再熱汽溫的快速增長，這樣也不需要在加負荷時提前將擺角下移、開大減溫水等方法提前降低再熱汽溫。

機組減負荷的過程中，如果不進行手動干預，再熱汽溫在短時間內(nèi)會下降較大，降幅可能會達到30℃，嚴重影響了機組的安全經(jīng)濟運行，必須進行手動干預，防止再熱汽溫發(fā)生大幅波動?，F(xiàn)在機組負荷調(diào)度方式多為自動發(fā)電量控制（AGC）和負控方式，其中負控方式居多，每隔5 min負荷指令會發(fā)生變動。當收到減負荷指令后，可以提前進行燃燒器擺角上移，關(guān)小AB和BC層輔助風門，開大DE和EF層輔助風門開度，采取加大上層制粉系統(tǒng)的燃料量等調(diào)節(jié)手段保證火焰中心上移，從而使再熱汽溫在較小的范圍內(nèi)波動。

6 結(jié)語

綜上分析，通過調(diào)整燃燒器擺角、運行上層磨煤機和調(diào)節(jié)AB層輔助風門等措施，可使機組的再熱汽溫得到明顯的提高，在加減負荷過程中，提前做好手動干預，可有效降低再熱汽溫的波動。

[1] 路野，胡君，李偉，等.國產(chǎn)首臺600 MW機組鍋爐擺動燃燒器調(diào)節(jié)再熱汽溫試驗研究[J].黑龍江電力.2000，22（2）∶9-12.