供熱機組再熱蒸汽超溫的原因分析及預(yù)防措施

沈碧璟

(國能(泉州)熱電有限公司，福建 泉州 362804)

在當(dāng)前電力工業(yè)中，熱電聯(lián)產(chǎn)模式實現(xiàn)了能源的綜合利用，帶來了客觀的經(jīng)濟(jì)效益，同時對改善環(huán)境也起到了積極作用，因此目前我國在電力工業(yè)中大力提倡發(fā)展熱電聯(lián)產(chǎn)模式。隨著大型火力發(fā)電廠的供熱改造，鍋爐蒸汽溫度的調(diào)節(jié)控制迎來新的挑戰(zhàn)。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(yīng)力增加，超溫嚴(yán)重將會造成金屬管壁的脹粗、爆破，嚴(yán)重威脅鍋爐的安全運行。因此，保證供熱機組蒸汽溫度在規(guī)定限值內(nèi)穩(wěn)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(xiàn)象，探討防超溫的控制措施。

1 設(shè)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(shè)計和制造的300MW亞臨界、中間一次再熱、正壓直吹制粉系統(tǒng)、四角切圓燃燒、平衡通風(fēng)、自然循環(huán)汽包燃煤鍋爐(HG-1025/17.4-YM28)。高壓供熱設(shè)計額定蒸汽參數(shù)為：流量165t/h，壓力 4.3MPa，溫度 450℃。2010年一期機組進(jìn)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(shù)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(shè)一級減溫器。

圖1 一期#1機組供熱系統(tǒng)

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(shè)計和制造的670MW超臨界、前后墻對沖燃燒、一次再熱、平衡通風(fēng)燃煤鍋爐(HG-2115/25.4-YM12)，鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)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(jìn)行過供熱改造，現(xiàn)供熱蒸汽引自再熱蒸汽管道(見圖2)，其中再熱冷段供熱設(shè)計流量53.8t/h，熱段最大設(shè)計流量280t/h，再熱器管質(zhì)參數(shù)見表1。

圖2 二期#4機組再熱汽供熱系統(tǒng)

表1 二期#4機組再熱器管質(zhì)參數(shù)

2 原因分析及解決措施

2.1 再熱蒸汽超溫現(xiàn)象

2.1.1 300MW供熱機組再熱蒸汽超溫現(xiàn)象

國能(泉州)熱電有限公司#1、#2鍋爐再熱蒸汽調(diào)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(diào)整手段相互配合調(diào)整再熱汽溫。當(dāng)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(diào)整不當(dāng)時容易造成短時超溫。

2.1.2 670MW供熱機組再熱蒸汽超溫現(xiàn)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(diào)溫，在再熱器進(jìn)口導(dǎo)管上設(shè)置事故噴水減溫器。當(dāng)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(guān)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(guī)定參數(shù)，在調(diào)整過程中，由于再熱器減溫水調(diào)節(jié)的滯后性，再熱汽溫極容易超溫。

2.2 鍋爐設(shè)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(shè)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(diào)整供熱時，及時調(diào)整便能有效避免再熱汽超溫現(xiàn)象的發(fā)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(shè)計非再熱器供熱設(shè)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(diào)節(jié)和事故減溫水的可控調(diào)節(jié)裕量不足，最后導(dǎo)致再熱汽溫超溫。

采取措施：對再熱系統(tǒng)技改，學(xué)習(xí)#1、#2機組供熱改造經(jīng)驗，對#3、#4機組再熱蒸汽供熱進(jìn)行改造，調(diào)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(qū)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(jié)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(qū)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(jié)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(nóng)村地區(qū)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(jié)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(dāng)主蒸汽供熱流量增加后，為了維持電負(fù)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(wěn)定。

④機組低負(fù)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(jù)再熱蒸汽溫度及受熱面溫度，適當(dāng)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(diào)小汽輪機進(jìn)汽中壓調(diào)門

由于#3、#4高壓供熱設(shè)計為機組600MW負(fù)荷時再熱蒸汽壓力才能達(dá)到4.0Mpa，滿足高壓供熱壓力需求，若機組低于此負(fù)荷供高壓供熱時，就必須調(diào)小汽機中壓調(diào)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(fā)現(xiàn)，當(dāng)汽輪機調(diào)小中壓調(diào)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(diào)節(jié)手段較多，如調(diào)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(diào)節(jié)，調(diào)節(jié)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(yōu)先供熱，不采用調(diào)小汽機中壓調(diào)門的措施進(jìn)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(diào)小汽機中壓調(diào)門供熱時，應(yīng)提前降低再熱汽溫，監(jiān)視好給水溫度，緩慢增加高壓供熱量，提前調(diào)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(wěn)且不超溫。

2.5 鍋爐結(jié)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(wěn)定性，導(dǎo)致鍋爐各受熱面存在不同程度結(jié)焦現(xiàn)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(tǒng)摻燒。

②增加鍋爐吹灰頻次，增加爐膛吸熱。

③調(diào)整制粉運行方式及二次風(fēng)分配，降低火焰中心，降低爐膛出口溫度。

④定期進(jìn)行降負(fù)荷爐膛擾動，有利于受熱面焦塊的脫落。

3 結(jié)論

隨著火電機組的熱電聯(lián)產(chǎn)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(jìn)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(xiàn)象進(jìn)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。