鍋爐再熱汽溫偏低的原因分析及對策研究

李汝萍，何曙勇，李志堅(jiān)

（1.浙江省電力公司電力科學(xué)研究院，杭州 310014；2.神華國華浙能發(fā)電有限公司，浙江 寧海 315612）

1 概述

當(dāng)大機(jī)組參與調(diào)峰運(yùn)行時(shí)，鍋爐在低負(fù)荷運(yùn)行工況下，往往出現(xiàn)負(fù)荷降低再熱汽溫隨之下降的現(xiàn)象。當(dāng)再熱汽溫降低超出允許范圍時(shí)，會(huì)使汽輪機(jī)中壓缸末級葉片的應(yīng)力增大、濕度增加，蒸汽損失增大、熱效率降低，若長期在低溫下運(yùn)行，末級葉片會(huì)受到嚴(yán)重侵蝕，通流面積改變，機(jī)組末級效率降低，經(jīng)濟(jì)性下降。當(dāng)再熱汽溫發(fā)生急劇變化時(shí)，則會(huì)引起中壓缸金屬部件的熱應(yīng)力、熱變形大幅度變化，導(dǎo)致機(jī)組軸系發(fā)生物理變形，動(dòng)平衡受到破壞，極易誘發(fā)機(jī)組支撐點(diǎn)軸承、軸瓦振動(dòng)事故。因高參數(shù)大容量機(jī)組的軸系比較龐大，這種變化也尤為明顯，所以，對再熱汽溫的監(jiān)視和調(diào)整與主汽溫度一樣重要。

采用變壓運(yùn)行方式，雖可在較寬的負(fù)荷范圍內(nèi)保持汽溫穩(wěn)定，但當(dāng)負(fù)荷低到一定程度時(shí)，仍會(huì)出現(xiàn)汽溫隨負(fù)荷下降而降低。如汽溫不低于規(guī)程規(guī)定的下限（525℃），通常出現(xiàn)經(jīng)濟(jì)性下降的情況。但如低負(fù)荷條件下汽溫低到影響汽輪機(jī)安全運(yùn)行時(shí)，則要采取如下相應(yīng)措施：

（1）增大過量空氣系數(shù)。但這項(xiàng)措施會(huì)增大鍋爐排煙損失，降低鍋爐效率。

（2）提高火焰中心位置。但可能會(huì)同時(shí)提高爐膛出口溫度，導(dǎo)致結(jié)渣，也會(huì)提高排煙溫度。

（3）增設(shè)煙氣再循環(huán)。可能對低負(fù)荷燃燒穩(wěn)定造成影響，同時(shí)還需考慮循環(huán)風(fēng)機(jī)的耐高溫和耐腐蝕性能。

（4）無法在低負(fù)荷時(shí)通過運(yùn)行調(diào)節(jié)和煙氣再循環(huán)來提高汽溫的鍋爐，可考慮增加再熱器受熱面，但必須考慮高負(fù)荷時(shí)的汽溫調(diào)節(jié)問題，防止高負(fù)荷時(shí)汽溫超溫。

寧海發(fā)電廠A廠600MW機(jī)組在高負(fù)荷期間的主、再熱蒸汽溫度均能達(dá)到設(shè)計(jì)值，但在變負(fù)荷工況以及低負(fù)荷期間，再熱蒸汽溫度經(jīng)常偏低，導(dǎo)致月平均溫度比設(shè)計(jì)額定值低約7℃，影響煤耗約0.5 g/kWh。

2 再熱器的工作特點(diǎn)

再熱器的低溫部分在爐內(nèi)為壁式再熱器或屏式再熱器，高壓缸排汽通過2根聯(lián)通管分別進(jìn)入壁式再熱器前、左、右入口聯(lián)箱，然后依次流進(jìn)中溫屏式再熱器和高溫對流再熱器，最后再從再熱器集汽聯(lián)箱引出進(jìn)入中壓缸，系統(tǒng)流程如圖1所示。

圖1 再熱蒸汽系統(tǒng)流程

再熱器是加熱壓力較低且已在高壓缸內(nèi)作功后的蒸汽，與過熱器相比有以下特點(diǎn)：

（1）再熱器的工作條件較差。由于再熱蒸汽的壓力低，在相同的蒸汽流速下，管內(nèi)壁對再熱蒸汽的放熱系數(shù)比過熱蒸汽小很多，對于亞臨界鍋爐，在額定工況時(shí)的再熱蒸汽放熱系數(shù)僅為過熱蒸汽的20%左右，所以再熱蒸汽對管壁的冷卻能力差，即在受熱面負(fù)荷相同的情況下，再熱器管壁與蒸汽間的溫差較過熱器大。

（2）再熱器系統(tǒng)的阻力對機(jī)組熱效率有較大影響。再熱器的系統(tǒng)阻力對蒸汽在汽機(jī)內(nèi)的有效焓降有很大影響，從而使熱耗和熱效率相應(yīng)減小，阻力降低既降低了流速又使通流面積過大，金屬耗量加大。

（3）再熱器對汽溫偏差比較敏感。因蒸汽比熱隨壓力降低而減小，再熱蒸汽的壓力遠(yuǎn)比過熱蒸汽低，所以在相同的熱偏差條件下，在偏差管與平均管的焓增差相同的情況下，再熱蒸汽引起的出口汽溫偏差比過熱蒸汽大。從改善熱偏差的角度出發(fā)，應(yīng)在再熱器系統(tǒng)中增加混合交叉次數(shù)，但也要考慮流動(dòng)阻力加大的負(fù)面影響。寧海發(fā)電廠僅在中溫再熱器和高溫再熱器間采用了1次交叉換熱。

（4）運(yùn)行工況變化對再熱汽溫影響較大。當(dāng)運(yùn)行工況（如鍋爐出力、過量空氣系數(shù)、火焰中心位置等）變化時(shí)，受熱面的吸熱量及蒸汽的焓增會(huì)發(fā)生相應(yīng)的變化，從而使出口汽溫發(fā)生變化，在焓增相同的情況下，再熱汽溫的變化量要比過熱蒸汽大。

3 再熱蒸汽溫度的調(diào)整工況

低負(fù)荷下再熱汽溫可以通過改變火焰中心的位置和爐膛出口處的煙氣溫度來進(jìn)行調(diào)整。改變火焰中心位置有2種方法：調(diào)整燃燒器的角度和投入不同高度燃燒器對應(yīng)的磨煤機(jī)。一般通過以下方法實(shí)現(xiàn)：通過試驗(yàn)確定燃燒器擺角對再熱汽溫的影響、不同磨煤機(jī)的組合對再熱汽溫的影響、輔助風(fēng)門對再熱汽溫的影響和吹灰調(diào)節(jié)對再熱汽溫的影響。

寧海發(fā)電廠3號爐在300MW負(fù)荷時(shí)進(jìn)行了上述調(diào)整試驗(yàn)。

3.1 調(diào)整磨層組合，提高再熱汽溫

分別選取A/B/C和B/C/D 2種3臺磨煤機(jī)組合方式，在300MW負(fù)荷時(shí)的參數(shù)如表1所示。

表1 磨煤機(jī)組合影響

A/B/C磨運(yùn)行時(shí)，再熱汽溫510℃，通過將燃燒器擺角向上擺動(dòng)，使火焰中心上移，減少爐膛受熱面的吸熱量，從而使?fàn)t膛出口煙溫升高，在燃燒器擺角完全上擺的情況下，A側(cè)再熱汽溫只能達(dá)到520℃，B側(cè)523℃，無法達(dá)到額定溫度。

B/C/D磨運(yùn)行時(shí)，再熱汽溫521℃，在燃燒器擺角上擺至11%的情況下，再熱器出口溫度上升到約535℃，能達(dá)到額定值。由于磨煤機(jī)組合位置上移，過熱器一級減溫水量增大，但再熱汽溫明顯較下層磨組合好，燃燒器擺角上擺幅度也有所減小。如果C/D/E磨運(yùn)行，再熱汽溫將更容易調(diào)節(jié)至額定值，但由于寧海發(fā)電廠鍋爐在設(shè)計(jì)時(shí)增加了分割屏的受熱面積，如果將磨組合上移，必然帶來2個(gè)后果：

（1）后屏超溫的情況更加嚴(yán)重。從表1可以看出，B/C/D磨組合下后屏蒸汽的出口溫度已達(dá)517℃左右，一級減溫水量達(dá)100 t，減溫水量已偏大。2011年10月26日，在2號爐的C修檢查中發(fā)現(xiàn)，后屏割管管內(nèi)存在大量氧化皮，表明后屏運(yùn)行長期存在超溫現(xiàn)象。

（2）一級減溫水量更大。減溫水的大量投入無疑會(huì)降低機(jī)組的熱經(jīng)濟(jì)性，對機(jī)組的安全性也會(huì)造成威脅。

因此不建議采用C/D/E磨組合的運(yùn)行方式。

3.2 調(diào)整二次風(fēng)小風(fēng)門，減小汽溫偏差

通過上述試驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，B/C/D磨煤機(jī)組合下，再熱汽溫能穩(wěn)定在較好的水平，但再熱器出口的溫度偏差較大。為了優(yōu)化B/C/D磨煤機(jī)組合的運(yùn)行工況，通過調(diào)整二次風(fēng)小風(fēng)門，消除了A/B側(cè)溫差，使得該工況運(yùn)行在較好的水平，試驗(yàn)數(shù)據(jù)如表2所示。

表2 二次風(fēng)小風(fēng)門調(diào)整試驗(yàn)參數(shù)

在試驗(yàn)中發(fā)現(xiàn)再熱器A側(cè)溫度偏低，將AB，BC，OFA層輔助風(fēng)門開大，DE和EF層輔助風(fēng)門關(guān)小，減小起旋風(fēng)，開大反切風(fēng)。該工況與上個(gè)工況相比，燃燒器擺角在6%，再熱汽溫也能達(dá)到額定溫度，再熱器AB側(cè)溫差明顯消除，但減溫水量偏大。

3.3 3個(gè)工況的鍋爐效率比較

對上述3種不同磨組投運(yùn)工況進(jìn)行了鍋爐效率測試，結(jié)果見表3。

表3 300MW負(fù)荷下3種工況的鍋爐效率

從以上3個(gè)工況的情況來看，3號爐在B/C/D磨組合工況下，爐效最高。說明在低負(fù)荷下，B/C/D磨的組合工況較為合適，再熱汽溫也能夠保持在額定狀態(tài)。而A/B/C磨組合由于A磨的燃燒器擺角不能上擺，在B/C磨上擺時(shí)會(huì)導(dǎo)致火焰中心上移使燃燒中心不能集中，飛灰和大渣的含碳量上升，因此該工況不是最佳工況。

3.4 吹灰器運(yùn)行對再熱汽溫的影響

在B/C/D磨運(yùn)行的工況下，選取靠近折焰角附近的長吹吹灰器對受熱面進(jìn)行吹灰，效果較好。試驗(yàn)數(shù)據(jù)如表4所示。

此時(shí)燃燒器擺角均在水平位置，再熱汽溫仍然能夠達(dá)到額定值。低負(fù)荷下水冷壁處不吹灰，有助于提高再熱汽溫。

3.5 加/減負(fù)荷對再熱汽溫的影響

在負(fù)荷分別為300MW，350MW和400MW時(shí)進(jìn)行了3個(gè)低負(fù)荷工況的試驗(yàn)，試驗(yàn)數(shù)據(jù)如表5所示。再熱汽溫與負(fù)荷的穩(wěn)定時(shí)間、吹灰的位置、燃燒器的擺角有密切關(guān)系。在穩(wěn)定低負(fù)荷情況下，通過調(diào)節(jié)燃燒器擺角及二次風(fēng)小風(fēng)門開度，可以有效提高再熱汽溫，但是在負(fù)荷波動(dòng)的情況下，再熱汽溫容易偏低。

表4 吹灰對再熱汽溫的影響

從表5可以看出，下層磨運(yùn)行時(shí)，燃燒器擺角均已在最高位置，過熱器與再熱汽溫雖然能達(dá)到額定溫度，但是鍋爐的燃燒工況并不是最佳。在350MW下，C/D/E磨運(yùn)行時(shí)，燃燒器擺角下擺，過熱汽溫及再熱汽溫均不高，這是因?yàn)樵摴r是在加負(fù)荷，為防止過熱蒸汽超溫，運(yùn)行人員在加負(fù)荷期間下調(diào)了燃燒器擺角，導(dǎo)致再熱汽溫偏低。

表5 不同負(fù)荷的再熱汽溫影響 ℃

3.6 調(diào)整總結(jié)

低負(fù)荷調(diào)整試驗(yàn)可總結(jié)如下：

（1）寧海發(fā)電廠鍋爐在設(shè)計(jì)時(shí)增加了分割屏的受熱面。在低負(fù)荷工況下，后屏出口溫度均超過510℃，高負(fù)荷情況稍好，但也超過了500℃，為了讓再熱汽溫能達(dá)到額定值，必然要將火焰中心上移，但會(huì)使后屏超溫的現(xiàn)象更加嚴(yán)重。

（2）動(dòng)態(tài)工況下，再熱汽溫有偏低現(xiàn)象，電廠AGC投入率高，負(fù)荷變動(dòng)率較大，后屏容易超溫，使得機(jī)組在加/減負(fù)荷的動(dòng)態(tài)調(diào)整中，運(yùn)行人員為避免超溫而不得不將燃燒器擺角下調(diào)，導(dǎo)致在加/減負(fù)荷過程中出現(xiàn)再熱汽溫低的情況。

（3）再熱器出口A/B側(cè)的汽溫偏差不大，分布較均勻，較小的偏差均能通過調(diào)整輔助風(fēng)門來消除，不是造成汽溫偏低的原因。

（4）試驗(yàn)在穩(wěn)定工況下進(jìn)行，通過調(diào)節(jié)小風(fēng)門及上層磨的給煤量，都能使再熱汽溫達(dá)到規(guī)定的要求。水冷壁的吹灰對再熱汽溫影響很大，在低負(fù)荷時(shí)，適當(dāng)?shù)臓t膛沾污對提高再熱汽溫有好處，而折焰角附近長吹吹灰器的投運(yùn)能顯著提高再熱汽溫。建議低負(fù)荷減少或者停止水冷壁吹灰，多投運(yùn)長吹吹灰器。

（5）試驗(yàn)中觀察到，在低負(fù)荷時(shí)，B/C/D磨煤機(jī)組合對再熱汽溫的調(diào)整較為有利，鍋爐的效率也較高，且燃燒器擺角也沒有完全上擺，對加負(fù)荷時(shí)的汽溫調(diào)整也有益處。

4 結(jié)論

在變負(fù)荷工況下，發(fā)電廠運(yùn)行部門為防止后屏超溫，會(huì)將燃燒器擺角下擺，致汽溫偏低。機(jī)爐協(xié)調(diào)的品質(zhì)會(huì)影響汽溫的調(diào)節(jié)，導(dǎo)致汽溫、汽壓波動(dòng)大。解決再熱汽溫偏低的方法是：

（1）低負(fù)荷時(shí)，可選用上層磨煤機(jī)組合，燃燒器的擺角不需上擺到最高，使運(yùn)行人員在負(fù)荷變動(dòng)時(shí)對燃燒器擺角的下擺操作不至于對汽溫造成太大影響。

（2）提高機(jī)爐協(xié)調(diào)的優(yōu)化品質(zhì)。在負(fù)荷變動(dòng)的情況下，協(xié)調(diào)控制能夠很好地控制主汽門、燃燒器擺角、煤量等，使得機(jī)組在加/減負(fù)荷階段，各參數(shù)能與煤量匹配，響應(yīng)速度快，協(xié)調(diào)控制強(qiáng)，對汽溫的波動(dòng)產(chǎn)生積極的影響。

[1]康曄，馬林冬.再熱汽溫的調(diào)整方式對熱效率的影響分析[J].工程技術(shù)，2009（1）∶112.

[2]陳德.淺談再熱蒸汽溫度調(diào)整方式對循環(huán)熱效率的影響[J].內(nèi)蒙古電力技術(shù)，2006，24（5）∶35.