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（簡稱A 電廠）三期2 臺(tái)660MW 機(jī)組和另一電廠（簡稱B 電廠）三期2 臺(tái)660MW，鍋爐均為國產(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］。國內(nèi)多家電廠安裝了該類型鍋爐機(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］。

電廠根據(jù)負(fù)荷情況通過調(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)和過熱器側(cè)煙氣擋板處于全開位置。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 電廠曾對(duì)該類型鍋爐的磨煤機(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 電廠三期2 臺(tái)660 MW HG 鍋爐、C電廠二期2 臺(tái)660 MW DG 鍋爐和D 電廠二期2 臺(tái)660 MW SG 鍋爐，4 家電廠均是660 MW、26.15 MPa級(jí)超超臨界鍋爐，這4 家電廠的鍋爐爐膛設(shè)計(jì)參數(shù)見表3 所示。其中A、B 電廠鍋爐為墻式切圓燃燒方式，C 電廠鍋爐為前后墻對(duì)沖燃燒方式，D 電廠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 電廠和D 電廠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，滿負(fù)荷工況下，A、B 電廠主汽溫度基本上達(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)電廠的BMCR 工況容積熱負(fù)荷的差異并不顯著，特別是A、B 電廠平均值與D 電廠基本相等，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 電廠鍋爐的斷面熱負(fù)荷均比C、D 電廠略小，說明A、B 電廠鍋爐爐膛輻射受熱面積過大 （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

選擇不同制造廠家生產(chǎn)的超超臨界660 MW鍋爐 （如A、B 電廠2×660 MW HG 鍋爐、C 電廠2×660 MW DG 鍋爐和D 電廠二期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)值見表4，50%負(fù)荷時(shí)4 家電廠再熱器減溫水均不投入，但A、B 電廠實(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

通過試驗(yàn)和分析，從根本上解決再熱蒸汽溫度偏低的問題，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)荷下的再熱汽溫見表5。

表5 A 電廠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 萬元，投資回收期為3 年。

4 結(jié)語

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)同類型鍋爐的再熱汽溫的提高具有指導(dǎo)意義。