供熱機組再熱蒸汽超溫的原因分析及預防措施

沈碧璟

(國能(泉州)熱電有限公司，福建 泉州 362804)

在當前電力工業中，熱電聯產模式實現了能源的綜合利用，帶來了客觀的經濟效益，同時對改善環境也起到了積極作用，因此目前我國在電力工業中大力提倡發展熱電聯產模式。隨著大型火力發電廠的供熱改造，鍋爐蒸汽溫度的調節控制迎來新的挑戰。鍋爐蒸汽溫過高時，金屬強度就會降低，蠕變速度加快，承壓部件的熱應力增加，超溫嚴重將會造成金屬管壁的脹粗、爆破，嚴重威脅鍋爐的安全運行。因此，保證供熱機組蒸汽溫度在規定限值內穩定運行尤為重要。本文主要針對機組供熱改造后再熱蒸汽超溫現象，探討防超溫的控制措施。

1 設備簡介

1.1 300MW供熱機組概況

國能(泉州)熱電有限公司的一期#1、#2鍋爐選用哈爾濱鍋爐廠自主設計和制造的300MW亞臨界、中間一次再熱、正壓直吹制粉系統、四角切圓燃燒、平衡通風、自然循環汽包燃煤鍋爐(HG-1025/17.4-YM28)。高壓供熱設計額定蒸汽參數為：流量165t/h，壓力 4.3MPa，溫度 450℃。2010年一期機組進行供熱改造(見圖1)，高壓供熱抽汽點：主汽管道、原一抽逆止閥后管道；中壓供熱正常蒸汽參數為：70t/h，壓力2.3MPa，溫度 320℃。中壓供熱抽汽點：熱再管道。本體供熱改造部分：割除10%的墻再受熱面，屏再、末再部分受熱面更換耐高溫管材，在屏再和末再之間增設一級減溫器。

圖1 一期#1機組供熱系統

2.2 670MW供熱機組概況

國能(泉州)熱電有限公司的二期#3、#4鍋爐選用哈爾濱鍋爐廠自主設計和制造的670MW超臨界、前后墻對沖燃燒、一次再熱、平衡通風燃煤鍋爐(HG-2115/25.4-YM12)，鍋爐最大連續蒸發量2115T/H，過熱蒸汽出口溫度為571℃，再熱蒸汽出口溫度為569℃，在2012年進行過供熱改造，現供熱蒸汽引自再熱蒸汽管道(見圖2)，其中再熱冷段供熱設計流量53.8t/h，熱段最大設計流量280t/h，再熱器管質參數見表1。

圖2 二期#4機組再熱汽供熱系統

表1 二期#4機組再熱器管質參數

2 原因分析及解決措施

2.1 再熱蒸汽超溫現象

2.1.1 300MW供熱機組再熱蒸汽超溫現象

國能(泉州)熱電有限公司#1、#2鍋爐再熱蒸汽調整手段主要有：燃燒器擺角擺動，再熱器一級減溫水，再熱器二級減溫水等，三種調整手段相互配合調整再熱汽溫。當主蒸汽供熱和一抽供熱增加時，由于冷再蒸汽流量的減少，而鍋爐煙氣熱量不變或者增加，再熱蒸汽溫度調整不當時容易造成短時超溫。

2.1.2 670MW供熱機組再熱蒸汽超溫現象

國能(泉州)熱電有限公司#3、#4機組為兩臺670MW燃煤機組，再熱蒸汽主要靠煙氣擋板調溫，在再熱器進口導管上設置事故噴水減溫器。當機組高壓供熱或冷再大量供熱時，再熱汽溫約1℃/min速率上升，通過全關再熱煙氣擋板和再熱器事故減溫水方能使再熱汽溫下降至規定參數，在調整過程中，由于再熱器減溫水調節的滯后性，再熱汽溫極容易超溫。

2.2 鍋爐設計分析

2.2.1 300MW供熱機組鍋爐改造

國能(泉州)熱電有限公司#1、#2鍋爐供熱改造后，針對性地減少10%墻再受熱面的吸熱，并在屏再和末再之間增設一級減溫器，從減少再熱蒸汽受熱量和增加減溫手段有效控制再熱汽溫，在調整供熱時，及時調整便能有效避免再熱汽超溫現象的發生。

2.2.2 670MW供熱機組鍋爐改造

國能(泉州)熱電有限公司#3、#4鍋爐原設計非再熱器供熱設計，供熱改造后，再熱器管屏及再熱汽減溫水并未改造，在冷再供熱投入后，再熱蒸汽量減少造成再熱汽溫升高，主再熱煙氣擋板的調節和事故減溫水的可控調節裕量不足，最后導致再熱汽溫超溫。

采取措施：對再熱系統技改，學習#1、#2機組供熱改造經驗，對#3、#4機組再熱蒸汽供熱進行改造，調整再熱器管屏，增加再熱器二級減溫水。

表4示，黑龍江省腫瘤登記地區合計的惡性腫瘤死亡順位中，肺癌居首位，粗死亡率為58.99/10萬，占全部惡性腫瘤死亡病例的35.00%，其余依次為肝癌、胃癌、結直腸癌、乳腺癌、胰腺癌、食管癌、宮頸癌、卵巢癌和腦部腫瘤。城市地區惡性腫瘤死亡順位中，肺癌局首位，粗死亡率為62.03/10萬，其余依次為肝癌、結直腸癌、胃癌、乳腺癌、胰腺癌、食管癌、卵巢癌、宮頸癌和前列腺癌。農村地區惡性腫瘤死亡順位中，肺癌居首，粗死亡率為50.87/10萬，其余依次為肝癌、胃癌、結直腸癌、乳腺癌、胰腺癌、食管癌、腦部腫瘤、宮頸癌和口腔癌。

2.3 供熱流量改變分析

2.3.1 300MW機組主蒸汽供熱增加

當主蒸汽供熱流量增加后，為了維持電負荷鍋爐須增加燃料量強化燃燒，煙氣熱量增加，而再熱蒸汽流量并未增加，因此容易造成再熱蒸汽超溫。

采取措施：

①增加主蒸汽供熱量時，提前利用燃燒器擺角、再熱一、二級減溫水降低再熱蒸汽溫度。

②增加供熱流量操作盡量平緩，避免大幅操作。

③增加燃料量操作緩慢，避免燃燒不穩定。

④機組低負荷供熱時，再熱汽減溫水盡量少操作，防止減溫水霧化不良造成水塞。

2.3.2 670MW機組冷再供熱量的增加

采取措施：

①平衡分配機組冷再、熱再供熱量，根據再熱蒸汽溫度及受熱面溫度，適當減少冷再供熱量，保證再熱蒸汽溫度及受熱面溫度不超溫。

②增加冷再供熱量時，提前降低再熱蒸汽溫度，確保增加冷再供熱量后再熱蒸汽溫度上漲有足夠裕量不超溫。

2.4 670MW供熱機組調小汽輪機進汽中壓調門

由于#3、#4高壓供熱設計為機組600MW負荷時再熱蒸汽壓力才能達到4.0Mpa，滿足高壓供熱壓力需求，若機組低于此負荷供高壓供熱時，就必須調小汽機中壓調門以提高再熱汽壓，此時汽輪機1、2段抽汽量增加，省煤器入口給水溫度隨之上升。在實際運行過程中發現，當汽輪機調小中壓調門后，由于1、2段抽汽量增加，使得給水溫度由265℃上升至276℃。鍋爐爐膛水冷壁的吸熱量將隨之減少，過、再熱蒸汽溫度隨之升高。由于過熱汽溫調節手段較多，如調整水煤比、一二級減溫水等手段對過熱汽溫的控制效果較好，不容易超溫，但是再熱汽溫只能采取煙氣擋板及事故減溫水調節，調節比較滯后，易造成再熱汽超溫。

采取措施：

①合理安排供熱方式，充分利用其他滿足供熱條件的機組優先供熱，不采用調小汽機中壓調門的措施進行高壓供熱。

②若在高壓供熱不滿足外界供熱需求情況，必須調小汽機中壓調門供熱時，應提前降低再熱汽溫，監視好給水溫度，緩慢增加高壓供熱量，提前調整主再熱煙氣擋板，投入再熱器事故減溫水，保證再熱汽溫的平穩且不超溫。

2.5 鍋爐結焦引起尾部煙氣溫度高

由于機組的長時間運行，且摻燒煤種的不穩定性，導致鍋爐各受熱面存在不同程度結焦現象，使得再熱蒸汽容易超溫。

采取措施：

①減少低灰熔點煤種摻燒，將低灰熔點煤種加倉至下層制粉系統摻燒。

②增加鍋爐吹灰頻次，增加爐膛吸熱。

③調整制粉運行方式及二次風分配，降低火焰中心，降低爐膛出口溫度。

④定期進行降負荷爐膛擾動，有利于受熱面焦塊的脫落。

3 結論

隨著火電機組的熱電聯產迫切要求，供熱機組的再熱蒸汽超溫問題急需解決。對于大容量機組，在進行供熱技改時，必須充分考慮和計算對各受熱面安全性因素的影響，同時在機組運行中對鍋爐蒸汽超溫現象進行深入分析，制定有效控制蒸汽溫度的措施，確保機組的安全性。