1000MW超超臨界二次再熱機組再熱汽溫控制研究

崔凱峰，陳 臻，曹冬敏

(國電泰州發(fā)電有限公司，江蘇 泰州 225300)

0 引言

隨著發(fā)電技術(shù)的不斷進步和節(jié)能減排要求的不斷深化，二次再熱超超臨界機組在國內(nèi)火電建設(shè)中開始應(yīng)用。但由于增加了一級再熱器，鍋爐工藝特性與一次再熱機組具有較大的差別，被控對象的強耦合、非線性、大遲滯、時變、不確定特性更為突出，汽溫控制難度更大[1-4]。本文以泰州公司1000MW二次再熱機組為例，從機組本體特性上深入研究，介紹了1000MW超超臨界二次再熱機組鍋爐再熱汽溫控制策略和優(yōu)化調(diào)整手段。

1 二次再熱機組汽溫控制難點

泰州公司1000MW二次再熱超超臨界汽輪發(fā)電機組，鍋爐為SG2710/33.03-M7050型超超臨界直流爐，單爐膛塔式布置、四角切圓燃燒、擺動噴嘴調(diào)溫、平衡通風、全鋼架懸吊結(jié)構(gòu)、露天布置、采用機械刮板撈渣機固態(tài)排渣。鍋爐設(shè)計煤種為神華煤，鍋爐制粉系統(tǒng)采用中速磨冷一次風直吹式制粉系統(tǒng)，每臺鍋爐配置6臺中速磨煤機，BMCR工況時，5臺投運，1臺備用。

過熱器蒸汽出口額定溫度為605℃，一、二再熱器蒸汽出口額定溫度均為613℃[5]。

常規(guī)的一次再熱機組，過熱蒸汽和再熱蒸汽的吸熱比為85∶15，增加一級再熱后主、再熱蒸汽吸熱比例發(fā)生了較大的變化，汽溫控制更加復(fù)雜,汽溫控制難度主要表現(xiàn)在：二次再熱超超臨界機組動態(tài)特性隨負荷變化大，可能運行在亞臨界、超臨界和超超臨界區(qū)域，呈現(xiàn)很強的非線性和變參數(shù)特性；二次再熱超超臨界機組蓄熱系數(shù)超過常規(guī)超臨界機組，對內(nèi)擾響應(yīng)滯后性增強，響應(yīng)特性無法預(yù)知，易發(fā)生超溫超壓；二次再熱超超臨界機組主汽溫、一次再熱汽溫、二次再熱汽溫相互耦合，同時留給管道金屬材料安全裕量減小，要求參數(shù)波動?。灰?、二次再熱汽溫偏差受煙氣流速、煙氣流量分配的影響大[6-7]。

2 二次再熱機組鍋爐再熱汽溫特性分析

隨著蒸汽壓力的提高，為了提高機組熱循環(huán)的經(jīng)濟性，減少汽輪機末級葉片中蒸汽濕度，二次再熱超超臨界機組采用兩級中間再熱循環(huán)。將超高壓缸出口蒸汽引入鍋爐，重新加熱至高溫，然后再引入高、中壓缸膨脹做功。通常影響一次再熱汽溫和二次再熱汽溫的主要因素有水煤比(通過主蒸汽溫度變化影響)、煙氣擋板、燃燒器傾角和噴水減溫[8-10]。整個汽溫系統(tǒng)的輸入輸出關(guān)系見圖1，圖2為鍋爐受熱面布置圖。

圖1 汽溫系統(tǒng)耦合關(guān)系示意圖

圖2 鍋爐受熱面布置圖

一、二次再熱器設(shè)計的前后煙道深度尺寸比例為58∶42，受熱面積比例和吸熱量比例接近，故在前后煙道流量分配比例固定的情況下，一、二次再熱汽溫的變化趨勢是一樣的，受熱面布置理論上能夠?qū)崿F(xiàn)內(nèi)在的自然平衡，表1為鍋爐受熱面吸熱比例。

表1 鍋爐受熱面吸熱比例

一、二次再熱器的吸熱比例在各負荷下基本處于58∶42的比例，低負荷下略有降低。理論上兩級再熱器各負荷下的煙溫、汽溫都是接近的。這就意味著采用擺動燃燒器可以對兩次再熱汽溫同時起到方向一致的作用，即同高同低[11-13]。表2為燃燒器擺動對再熱蒸汽溫度的影響。

為了平衡低負荷時一、二次再熱出口汽溫，在設(shè)計中引入了煙氣擋板。通過煙氣擋板的調(diào)節(jié)改變進入分隔煙道前后煙道的煙氣量，從而改變一、二次再熱器間的吸熱分配比例來達到調(diào)節(jié)一二次再熱器出口溫度的目的。表3為煙氣擋板調(diào)節(jié)對再熱蒸汽溫度的影響表。

表2 燃燒器擺動對再熱蒸汽溫度的影響表

表3 煙氣擋板調(diào)節(jié)對再熱蒸汽溫度的影響表

根據(jù)上述實驗數(shù)據(jù)，可以從理論上確立如下調(diào)溫原則：根據(jù)一、二次再熱蒸汽溫度變化擺動燃燒器的擺角，再熱蒸汽溫度高則燃燒器下擺，反之燃燒器上擺，使之對一、二次再熱器產(chǎn)生同步的影響；當一、二次再熱汽中溫度較高的再熱汽達到額定汽溫后，判斷另一側(cè)再熱汽與設(shè)定值之間的偏差，通過煙氣擋板調(diào)節(jié)，使該側(cè)汽溫升高，另一側(cè)降低。

3 二次再熱機組再熱汽溫控制策略

3.1 再熱汽溫調(diào)節(jié)的運行要求

在穩(wěn)定工況下，一次再熱汽溫在50%～100%BMCR、二次再熱65%～100%BMCR負荷范圍時，保持穩(wěn)定在額定值，應(yīng)維持再熱器出口汽溫613℃，其允許偏差均在+5℃和-10℃之間，再熱蒸汽溫度大于618℃報警，再熱蒸汽溫度小于603℃為低報警。在變工況、事故和左右側(cè)汽溫偏差大時可采用噴水調(diào)節(jié)。鍋爐負荷<10%BMCR，不允許投運再熱蒸汽噴水減溫，各級噴水減溫調(diào)節(jié)時應(yīng)滿足減溫后的蒸汽溫度大于對應(yīng)壓力下飽和溫度15℃。在汽溫調(diào)整過程中，要加強受熱面金屬溫度監(jiān)視，保證金屬溫度不超限。

3.2 一、二次再熱汽溫控制方案

通過對二次再熱機組鍋爐再熱汽溫特性的理論分析和實際運行要求，本文確定了再熱蒸汽基本調(diào)溫方式為采用燃燒器擺動調(diào)節(jié)一、二次再熱汽溫，采用煙氣溫度擋板調(diào)節(jié)一、二次再熱溫偏差，當存在超溫趨勢時用噴水減溫微調(diào)。在再熱器管道上配置噴水減溫防止超溫情況的發(fā)生和有效控制左右側(cè)的蒸汽溫度偏差。低溫再熱器和高溫再熱器之間布置四點微量噴水減溫，在正常運行工況下噴水減溫不投入運行，僅在緊急事故工況下投入運行，總的噴水能力為3%，管道和閥門的能力按照設(shè)計噴水量的250%考慮[14]。

3.3 再熱汽溫控制策略

一次再熱蒸汽溫度控制(與二次再熱汽溫控制策略相同)。根據(jù)調(diào)溫原則，確定一次再熱汽溫控制采用燃燒器擺角和減溫水聯(lián)合控制。燃燒器擺角控制系統(tǒng)設(shè)計為單回路控制系統(tǒng)，控制器采用IMC內(nèi)模控制器，同時引入總風量前饋信號和磨組合前饋信號。減溫水控制系統(tǒng)設(shè)計為串級控制系統(tǒng)。當燃燒器擺角和再熱減溫水同時投自動時，再熱噴水控制的定值不能由運行人員修改，該數(shù)值是燃燒器擺角控制定值加4℃，當燃燒器擺角擺至最下方時，取消這4℃的偏差；當再熱汽溫低于減溫水的定值時，燃燒器擺角是主要的調(diào)節(jié)手段，減溫水基本不參與調(diào)節(jié)。當再熱汽溫高于減溫水的定值時，燃燒器擺角與減溫水共同調(diào)節(jié)。開啟減溫水閥門時，燃燒器擺角閉鎖增，直至減溫水閥門關(guān)閉且保持80s才解除閉鎖增。

根據(jù)再熱器系統(tǒng)的設(shè)計原理，再熱汽溫以調(diào)節(jié)燃燒器噴嘴擺動角為主要手段，輔以煙氣擋板調(diào)節(jié)一、二次再熱溫度偏差，正常再熱溫度調(diào)整時，減溫噴水量為零，若再熱汽溫高于設(shè)定值一定量，則加入微量和/或事故噴水減溫控制汽溫。一、二次再熱汽溫調(diào)節(jié)系統(tǒng)的設(shè)定值是來自負荷的函數(shù)。同時，設(shè)計了手動設(shè)定溫度偏置，當任一組擺角或噴水溫度調(diào)節(jié)M/A站投自動時，可由運行人員設(shè)定偏置。燃燒器擺角對主、再熱汽溫的影響是同時的，當主汽溫偏高、再熱汽溫偏低時，燃燒器擺角為保證再熱汽溫上擺，主汽溫控制中擺角的微分作為前饋信號將加速投入噴水；當主汽溫偏低、再熱汽溫偏高時，燃燒器擺角為保證再熱汽溫下擺，主汽溫控制中擺角的微分作為前饋信號將加速收回噴水；在檢測主汽溫偏差方向的情況下，同時用燃燒器擺角的微分作為前饋信號，對過、再熱汽溫解耦[15-16]。

4 一、二次再熱器汽溫優(yōu)化調(diào)整

該廠二次再熱塔式鍋爐在運行過程中存在一次、二次再熱蒸汽溫度達不到設(shè)計值的問題，月度均值在587℃左右，在低負荷階段尤為嚴重，造成鍋爐效率及機組經(jīng)濟性大幅降低。根據(jù)鍋爐設(shè)計，一次再熱蒸汽溫度在50%～100%BMCR、二次再熱蒸汽溫度在65%～100%BMCR負荷范圍時，一、二次再熱蒸汽溫度應(yīng)保持在額定值。

4.1 吹灰方式調(diào)整

從鍋爐受熱面布置可以看出，低溫過熱器受熱面處于最下端，由于低溫過熱器受熱面的輻射特性，較干凈的低過受熱面勢必造成低過吸熱過多從而導(dǎo)致鍋爐再熱汽溫低于設(shè)計值。運行數(shù)據(jù)顯示，低溫過熱器溫升及煙氣溫降均大于設(shè)計值，說明低溫過熱器受熱面吸熱占較大。針對此現(xiàn)象通過減少一、次再熱高再熱段以下區(qū)域重點減少低過受熱面區(qū)域吹灰頻率，同時再熱器區(qū)域盡可能的多吹灰，增加再熱器的吸熱，提高再熱汽溫。

4.2 磨組運行方式優(yōu)化

通過磨煤機的組合方式來調(diào)節(jié)再熱汽溫與改變?nèi)紵鞯臄[角的原理一樣，都是改變?nèi)紵行膩碚{(diào)整再熱汽溫。選取下列磨組運行方式，在滿負荷時的參數(shù)如表4所示。

表4中參數(shù)表明：高負荷ABDEF、ABCDF運行時，一、二次再熱器汽溫距額定值甚遠且汽溫偏差也較大，主要原因是主燃區(qū)分為兩段，降低了爐膛火焰的集中度，使鍋爐燃燒劇烈程度降低，相對BCDEF磨組合和ACDEF磨組合，主再熱汽溫最低。三種磨煤機組合中，ACDEF磨組合的汽溫最高；在600MW～800MW區(qū)間，對比BCDE/CDEF兩種磨組運行方式對應(yīng)的蒸汽溫度， CDEF四臺磨運行時的再熱汽溫較BCDE四臺磨運行有明顯升高，但排煙溫度、飛灰含碳量也隨著火焰中心上移而增加，鍋爐效率有所下降。由于該鍋爐等離子燃燒器布置在B層，綜合考慮鍋爐運行的安全性、經(jīng)濟性以及操作的便捷性，在高負荷時以BCDEF五臺磨組運行、低負荷以BCDE四臺磨運行最優(yōu)。

4.3 配煤摻燒試驗和調(diào)整

燃料成本約占火電運營成本70%，配煤摻燒挖掘增效已成為當前火力發(fā)電廠實現(xiàn)盈利的重要手段。該電廠二期鍋爐設(shè)計煤種為神華煤，為降本增效需要，不同時期摻燒了褐煤、平煤、進口印尼煤等性價比較高的煤種。這些在揮發(fā)份、熱值、硫份、水份及灰熔點都存在的差異，這些差異在其燃燒過程中必將對鍋爐運行帶來一系列不同。不同煤種搭配摻燒對再熱汽溫的影響，見表5。

表4 磨煤機組合方式影響

表5 不同煤種搭配摻燒對再熱汽溫的影響

從表5可以看出，隨著入爐煤質(zhì)變差，即發(fā)熱量低、灰分、水分高的的煤種增加時，同等負荷所需燃料量、風量也增加。對于受熱面特性為對流型的一、二次低溫、高溫再熱器受增大的煙氣量影響，汽溫也呈現(xiàn)上升趨勢[17-19]。

再熱汽溫受入爐灰熔點的影響。增加印尼煤的摻燒比例，入爐灰熔點均值則同步降低，造成低過受熱面結(jié)焦，低過受熱面吸熱減少，一、二次再熱器則吸熱增加，汽溫顯著上升。

4.4 風門及燃燒器擺角綜合優(yōu)化

為了減小汽溫偏差，提高再熱汽溫，在其他參數(shù)不變情況下，通過改變UAGP、BAGP水平擺角角度、SOFA(燃盡風)風門開度等試驗，尋找出最佳組合。

以UAGP、BAGP水平擺角為例，將其分別置于+10°、0°、-10°、-15°、-20°、-25°。由正切切到對沖、反切逐漸轉(zhuǎn)變的試驗中，在正切時，爐內(nèi)主氣流擾動減小，燃燒不完全加劇，出口煙氣中CO含量上升到數(shù)千ppm，造成化學不完全燃燒熱損失大幅增加；而在噴口水平擺角反切20°時，主蒸汽、一次再熱蒸汽、二次再熱蒸汽汽溫偏差最小，這有利于汽溫的整體控制和提升。

4.5 供熱對汽溫的影響

從一次二次冷再抽汽供熱，減少了進入再熱器的蒸汽量，有利于提高一、二次再熱汽溫。不同負荷下二次再熱單臺機組供熱能力如表6所示，供熱流量對再熱汽溫的影響如圖3所示。

表6 不同負荷下二次再熱單臺機組供熱能力

在綜合上述調(diào)整手段基礎(chǔ)上，總結(jié)各負荷段的調(diào)整經(jīng)驗，從供熱流量對再熱汽溫的影響來看，一、二次再熱蒸汽溫度水平已明顯改善，見圖3。

圖3 優(yōu)化前后蒸汽溫度與負荷的關(guān)系

在不同負荷下，鍋爐過熱蒸汽溫度偏差較小，再熱蒸汽溫度偏差稍大，但均在可接受的范圍之內(nèi)，見圖4。

圖4 機組負荷對溫度偏差的影響

不同負荷下，除滿負荷再熱蒸汽溫度達到設(shè)計值外，其它各負荷再熱汽溫均未達到設(shè)計值，主蒸汽、一、二次再熱蒸汽各管汽溫，見圖5。

圖5 機組負荷對蒸汽溫度的影響

5 結(jié)語

本文主要分析了二次再熱機組汽溫控制策略和調(diào)整優(yōu)化手段。首先從鍋爐受熱面入手介紹了二次再熱機組再熱汽溫特性，在此基礎(chǔ)上，針對兩個再熱器汽溫，采用了以燃燒器擺角和煙氣擋板協(xié)調(diào)動作為基礎(chǔ)、輔以噴水減溫的基本控制手段。然后從磨組組合、吹灰、二次風門調(diào)整及煤種摻燒配燒等優(yōu)化調(diào)整手段上摸索總結(jié)經(jīng)驗。