提高超超臨界鍋爐再熱蒸汽溫度的措施

李瀟林，趙玉瑤

（華能威海發(fā)電有限責(zé)任公司，山東 威海 264205）

0 引言

某電廠(chǎng)（簡(jiǎn)稱(chēng)A 電廠(chǎng)）三期2 臺(tái)660MW 機(jī)組和另一電廠(chǎng)（簡(jiǎn)稱(chēng)B 電廠(chǎng)）三期2 臺(tái)660MW，鍋爐均為國(guó)產(chǎn)引進(jìn)日本三菱技術(shù)設(shè)計(jì)和制造，型號(hào)分別為HG-2042／26.15-YM3 和HG－2001／26.15－YM3，鍋爐為超超臨界、一次再熱、平衡通風(fēng)、固態(tài)排渣、全懸吊鋼構(gòu)結(jié)構(gòu)Π 型變壓直流鍋爐［1］。再熱器分為低溫再熱器和末級(jí)再熱器二級(jí)，再熱器的調(diào)溫主要靠布置于后煙道出口處的煙氣分配擋板調(diào)節(jié)，切向燃燒器通過(guò)執(zhí)行機(jī)構(gòu)可上下擺動(dòng)一定角度作為再熱汽溫的一種輔助調(diào)節(jié)手段［2-3］。國(guó)內(nèi)多家電廠(chǎng)安裝了該類(lèi)型鍋爐機(jī)組，投入商業(yè)運(yùn)行后，在低負(fù)荷工況下，出現(xiàn)再熱蒸汽溫度偏離設(shè)計(jì)值較大的現(xiàn)象［4-6］，導(dǎo)致鍋爐效率低。

1 超超臨界鍋爐再熱汽溫偏低原因分析

1.1 鍋爐燃燒優(yōu)化調(diào)整試驗(yàn)結(jié)果分析

為了確定再熱蒸汽溫度偏低的原因，對(duì)A、B 兩家電廠(chǎng)超超臨界鍋爐在100%負(fù)荷和50%負(fù)荷下的再熱蒸汽溫度進(jìn)行了調(diào)研和統(tǒng)計(jì)，見(jiàn)表1。

表1 表明，超超臨界機(jī)組鍋爐在100%負(fù)荷下，再熱蒸汽溫度比設(shè)計(jì)值平均低12 ℃；在50%負(fù)荷下，再熱蒸汽溫度比設(shè)計(jì)值平均低得更多，約為23 ℃，嚴(yán)重影響鍋爐運(yùn)行效率。其主要原因是機(jī)組在大幅度減負(fù)荷過(guò)程中，鍋爐減燃料速度遠(yuǎn)大于減給水量速度，造成煤水比失調(diào)，分離器出口溫度（過(guò)熱度）降低，爐膛出口排煙溫度降低，主蒸汽溫度、再熱汽溫明顯下降［1，4，7］。

電廠(chǎng)根據(jù)負(fù)荷情況通過(guò)調(diào)整燃燒器擺角使火焰中心上移，從而提高以對(duì)流傳熱特性為主的再熱器出口蒸汽溫度。660 MW 鍋爐在3 個(gè)不同工況（660 MW、495 MW 和330 MW）下主蒸汽、再熱蒸汽溫度變化情況如表2 所示，試驗(yàn)時(shí)二次風(fēng)配風(fēng)方式為均等配風(fēng)，尾部再熱器側(cè)和過(guò)熱器側(cè)煙氣擋板處于全開(kāi)位置。試驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，在50%負(fù)荷時(shí)，主蒸汽溫度、再熱蒸汽溫度分別與設(shè)計(jì)值相差41.4 ℃、51.1 ℃。值得注意的是：由于此次摸底試驗(yàn)燃燒器擺角幅度較小，燃燒器向上擺動(dòng)13°，雖然能火焰中心上移了一些，但對(duì)再熱蒸汽溫度的提升不足3 ℃。

A 電廠(chǎng)曾對(duì)該類(lèi)型鍋爐的磨煤機(jī)運(yùn)行方式進(jìn)行了組合調(diào)整，在負(fù)荷300～400 MW 時(shí)，投運(yùn)中間4 層B、C、D、E 磨煤機(jī)（原來(lái)運(yùn)行方式是保持下部磨煤機(jī)運(yùn)行，造成火焰中心下移，爐膛出口煙溫降低），A、F磨煤機(jī)作為備用，這樣能火焰中心上移，爐膛出口煙溫提高，在表盤(pán)氧量不變工況下，再熱蒸汽溫度從565 ℃上升到583 ℃左右［4］，但仍低于設(shè)計(jì)值，說(shuō)明雖然投運(yùn)中間4 層磨煤機(jī)能顯著提高再熱汽溫，但磨煤機(jī)的組合運(yùn)行方式并不是造成再熱蒸汽溫度偏離設(shè)計(jì)值的主要因素。

1.2 鍋爐爐膛尺寸及熱負(fù)荷設(shè)計(jì)參數(shù)分析

選取不同制造廠(chǎng)生產(chǎn)的同等容量等級(jí)鍋爐參數(shù)進(jìn)行對(duì)比，如A、B 電廠(chǎng)三期2 臺(tái)660 MW HG 鍋爐、C電廠(chǎng)二期2 臺(tái)660 MW DG 鍋爐和D 電廠(chǎng)二期2 臺(tái)660 MW SG 鍋爐，4 家電廠(chǎng)均是660 MW、26.15 MPa級(jí)超超臨界鍋爐，這4 家電廠(chǎng)的鍋爐爐膛設(shè)計(jì)參數(shù)見(jiàn)表3 所示。其中A、B 電廠(chǎng)鍋爐為墻式切圓燃燒方式，C 電廠(chǎng)鍋爐為前后墻對(duì)沖燃燒方式，D 電廠(chǎng)鍋爐為四角切圓燃燒方式［6］。在實(shí)際運(yùn)行中，在50%及以上負(fù)荷情況下，C 電廠(chǎng)和D 電廠(chǎng)鍋爐的再熱蒸汽溫度均能達(dá)到603 ℃的設(shè)計(jì)值。因此可以得出如下結(jié)論：影響再熱蒸汽溫度高低的主要因素不是鍋爐燃燒方式。

在實(shí)際運(yùn)行中，滿(mǎn)負(fù)荷工況下，A、B 電廠(chǎng)主汽溫度基本上達(dá)到或接近設(shè)計(jì)值，但在50%負(fù)荷時(shí)A、B電廠(chǎng)存在再熱蒸汽溫度嚴(yán)重偏低現(xiàn)象。從表3 可以發(fā)現(xiàn)上述4 個(gè)電廠(chǎng)的BMCR 工況容積熱負(fù)荷的差異并不顯著，特別是A、B 電廠(chǎng)平均值與D 電廠(chǎng)基本相等，因此得出結(jié)論：造成再熱蒸汽溫度偏離設(shè)計(jì)值的主要因素不是容積熱負(fù)荷。

表1 兩家電廠(chǎng)660 MW 機(jī)組鍋爐不同負(fù)荷下的主蒸汽和再熱蒸汽溫度

表2 A 電廠(chǎng)660 MW 鍋爐在不同負(fù)荷下主蒸汽、再熱蒸汽溫度

表3 660 MW 級(jí)鍋爐爐膛尺寸及熱負(fù)荷

另外，從表3 可以發(fā)現(xiàn)A、B 電廠(chǎng)鍋爐的爐膛寬度和深度均分別為19.27 m 和19.23 m，爐膛高度為68.25 m，爐膛輻射受熱面為9 980 m2左右；而C 電廠(chǎng)二期鍋爐爐膛寬度和深度分別為22.16 m 和15.46 m，爐膛輻射受熱面積均為7 507 m2，導(dǎo)致A、B 電廠(chǎng)鍋爐的斷面熱負(fù)荷均比C、D 電廠(chǎng)略小，說(shuō)明A、B 電廠(chǎng)鍋爐爐膛輻射受熱面積過(guò)大 （相比之下對(duì)流受熱面積偏小） 可能是造成再熱蒸汽溫度偏離設(shè)計(jì)值的主要因素。

1.3 鍋爐再熱器受熱面積設(shè)計(jì)參數(shù)分析

選擇不同制造廠(chǎng)家生產(chǎn)的超超臨界660 MW鍋爐 （如A、B 電廠(chǎng)2×660 MW HG 鍋爐、C 電廠(chǎng)2×660 MW DG 鍋爐和D 電廠(chǎng)二期2×660 MW SG鍋爐），在50%負(fù)荷下再熱蒸汽溫度設(shè)計(jì)值與實(shí)際運(yùn)行統(tǒng)計(jì)值見(jiàn)表4，50%負(fù)荷時(shí)4 家電廠(chǎng)再熱器減溫水均不投入，但A、B 電廠(chǎng)實(shí)際低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)再熱蒸汽溫度比設(shè)計(jì)值低20 ℃左右。

從表4 可以看出，50%負(fù)荷下，A、B 電廠(chǎng)鍋爐再熱蒸汽入口溫度設(shè)計(jì)值均為373 ℃，而且低溫再熱器出口蒸汽溫度設(shè)計(jì)值比C、D 電廠(chǎng)鍋爐數(shù)值高3～6 ℃，因此，低溫再熱器受熱面面積不是再熱蒸汽溫度偏低的主要因素。但是A、B 電廠(chǎng)鍋爐在TRL 工況下再熱蒸汽出口溫度均為603 ℃，卻在50%THA 工況下末級(jí)再熱器出口蒸汽溫度設(shè)計(jì)值僅僅為590 ℃和593 ℃，不同制造廠(chǎng)生產(chǎn)的相同容量的超超臨界鍋爐在50%負(fù)荷工況下再熱蒸汽出口溫度的設(shè)計(jì)參數(shù)竟相差10～13 ℃，表明A、B 電廠(chǎng)三期鍋爐在低溫再熱器初期設(shè)計(jì)時(shí)受熱面的面積嚴(yán)重不足。

2 超超臨界鍋爐再熱蒸汽溫度偏低治理措施

通過(guò)試驗(yàn)和分析，從根本上解決再熱蒸汽溫度偏低的問(wèn)題，只有增加立式低溫再熱器受熱面面積［3，6］。實(shí)際改造方案是： 由于立式低溫再熱器位于轉(zhuǎn)向室前端，前后均有較大空間，因此在降低管內(nèi)工質(zhì)流速的情況下增加立式低溫再熱管流程。具體是增加兩圈立式低溫再熱器面積，由原來(lái)的一根管直接引出變?yōu)橐桓茉谵D(zhuǎn)向室中3 個(gè)流程引出。立式低溫再熱器受熱面積由原來(lái)的2 008 m2增加到5 064 m2，增加了3 056 m2的立式低溫再熱器的受熱面面積，從而提高對(duì)流傳熱的再熱器出口蒸汽溫度。在尾部轉(zhuǎn)彎煙道處增加立式低溫再熱器受熱面的改造方案見(jiàn)圖1，圖中藍(lán)色表示增加的再熱器受熱面及位置，其余部分為原有再熱器受熱面。

圖1 增加立式低溫再熱器受熱面的改造方案

表4 電廠(chǎng)660 MW 鍋爐在50%負(fù)荷時(shí)再熱蒸汽溫度 ℃

3 超超臨界鍋爐再熱器受熱面增容后效果

A 電廠(chǎng)鍋爐在進(jìn)行低溫再熱器受熱面改造后，各負(fù)荷工況下通過(guò)調(diào)節(jié)煙氣擋板、燃燒器擺角和AA風(fēng)擺角，再熱蒸汽溫度均能達(dá)到設(shè)計(jì)值，各級(jí)受熱面壁溫?zé)o超溫現(xiàn)象，且各負(fù)荷工況下再熱減溫水的投入量基本為0。增容后試驗(yàn)得到的鍋爐在不同負(fù)荷下的再熱汽溫見(jiàn)表5。

表5 A 電廠(chǎng)660 MW 鍋爐再熱器受熱面增容后的再熱蒸汽溫度

試驗(yàn)結(jié)果表明，燃用當(dāng)前運(yùn)行煤種，增加立式低溫再熱器的受熱面積后鍋爐的排煙溫度不增加，鍋爐效率不降低，二者基本保持不變，但是再熱蒸汽溫度增加顯著，因此機(jī)組發(fā)電煤耗率下降，機(jī)組經(jīng)濟(jì)性提高。

按同類(lèi)機(jī)組的耗差分析結(jié)果計(jì)算，平均再熱蒸汽溫度降低10 ℃，影響發(fā)電煤耗率約0.7 g／kWh，改造后提高再熱蒸汽溫度平均按15 ℃（高負(fù)荷下提高再熱蒸汽溫度10 ℃，在低負(fù)荷下提高再熱蒸汽溫度20 ℃）計(jì)算，可以降低煤耗率1.05 g／kWh。運(yùn)行時(shí)間每年按7 500 h 計(jì)算，單臺(tái)機(jī)組全年平均負(fù)荷率按75%計(jì)算，全年可以節(jié)約標(biāo)準(zhǔn)煤3 898 t 標(biāo)煤，每年可以節(jié)約燃料費(fèi)272 萬(wàn)元，投資回收期為3 年。

4 結(jié)語(yǔ)

提高超超鍋爐再熱蒸汽溫度的措施很多，主要有燃燒器擺角上擺、保持中上層磨煤機(jī)運(yùn)行方式、增大傳熱系數(shù)以及增加再熱器受熱面積3 種。但試驗(yàn)結(jié)果表明燃燒調(diào)整（燃燒器擺角、磨煤機(jī)運(yùn)行方式）以增加煙氣溫度、加強(qiáng)鍋爐吹灰以增大傳熱系數(shù)等措施對(duì)提高再熱蒸汽溫度作用不明顯。解決蒸汽溫度偏低問(wèn)題的有效措施是增加超超臨界鍋爐低溫再熱器受熱面面積，這一研究結(jié)論和工程實(shí)踐對(duì)同類(lèi)型鍋爐的再熱汽溫的提高具有指導(dǎo)意義。