350?MW級超臨界鍋爐再熱汽溫低的原因分析及對策

高維

摘 要：當前，節能減排形式嚴峻，電廠節能減排壓力也是不斷增大。燃煤機組仍然是電力行業的主力，機組能耗水平是節能降耗的主要目的，指標達不到設計值將是制約能耗水平的重要因素。再熱汽溫低不僅會影響機組的能耗水平，還可能使低壓缸末級葉片發生水蝕，導致汽缸變形等。該文結合實際情況，針對再熱汽溫低的原因進行分析，通過試驗和日常調整，制定出對策。

關鍵詞：再熱汽溫 負荷 氧量 吹灰 磨煤機

中圖分類號：TK229.2 文獻標識碼：A 文章編號：1674-098X（2016）02（c）-0032-02

某公司采用上海鍋爐廠的350 MW超臨界壓力直流鍋爐，超臨界變壓運行螺旋管圈直流爐，單爐膛、一次中間再熱、設計有低氮燃燒器四角切圓燃燒方式、平衡通風、固態排渣、全鋼構架、全懸吊結構、露天布置、∏型燃煤鍋爐。一次風噴嘴采用上下濃淡分離式，設計主再熱汽溫額定值566 ℃/566 ℃。

2014年2號爐再熱汽溫完成551.5 ℃，2015年2號爐再熱汽溫完成557 ℃，2016年2號再熱汽溫完成560 ℃，雖然在逐步提高，但仍與設計值有差距，對此多次派相關專業人員到先進廠參觀學習；并曾委托鍋爐專家進行調整、指導；聯系電科院來進行燃燒調整優化，但到目前為止，低負荷下的再熱汽溫偏低的問題仍沒有得到根本解決。

再熱汽溫低會影響機組的能耗水平，低負荷時再熱汽溫低，會給汽輪機帶來危害，低壓缸末級葉片可能存在水蝕的危害。對高中壓缸合缸的機組，如果主，再熱汽溫相差太大，膨脹不均，會在結合面處產生較大的熱應力，有可能導致汽缸變形等。

1 再熱汽溫偏低的原因分析

1.1 機組負荷率的影響

由于受到電量計劃等因素影響，機組負荷率長期低，對再熱汽溫影響較大；其次機組負荷變化啟、停制粉系統時，后墻懸吊管、分隔屏過熱器、后屏過熱器個別管壁溫度升高較快，為了控制管壁不超溫，提前控制分離器過熱度，客觀上影響了再熱汽溫提高。

1.2 磨煤機運行方式的影響

不同的磨煤機運行方式組合對汽溫影響較大。機組在50%負荷時A、B、C三臺制粉系統運行再熱汽溫度530 ℃；50%負荷時B、C、D磨煤機運行再熱汽溫545 ℃；50%負荷時C、D、E磨煤機運行再熱汽溫555 ℃左右。制粉系統的運行方式也是影響再熱汽溫的主要原因。

1.3 原煤倉斷煤

特別是進入雨季及冬季時給煤機斷煤更為頻繁，個別月給煤機斷煤頻繁，直接影響到再熱汽溫的調整。為了減少給煤機斷煤影響鍋爐燃燒穩定性，不定期對原煤倉進行燒空倉，從而影響再熱汽溫調整。

1.4 管壁壁溫高

某廠末級過熱器、末級再熱器材質選用材質為SA213-T91（氧化溫度649 ℃）、SA213-TP347H（氧化溫度704 ℃）、SA213-T23（氧化溫度593 ℃）。鍋爐廠推薦末級過熱器100%負荷下管壁報警溫度為604℃，50%負荷下為641 ℃；末級再熱器100%負荷下管壁報警溫度為625 ℃，50%負荷下為650 ℃。末過、末再報警溫度均為601 ℃，實際運行中末過、末再管壁溫度都在590 ℃左右，限制了運行人員的調整。

1.5 氧量（總風量）的影響

氧量的大小也影響到氮氧化物排放；雖然推薦氧量保持在4.2%左右，但實際受控制氮氧化物及空預器堵塞的影響，氧量很難達到4.0%。由于風量的降低直接影響到水平煙道及尾部煙道鍋爐受熱面換熱，對主再熱汽溫調整有一定影響。

1.6 吹灰的影響

機組在低負荷時，脫銷反應區溫度偏低，尤其是冬季脫硝反應區溫度更低，為了防止脫銷反應區溫度過低，滿足脫銷催化劑的要求，大大減少了鍋爐過、再熱器及低溫再熱器的吹灰頻次，對再熱汽溫影響較大。特別是在3月16日1號機組停運后，對低溫再熱器檢查后發現鍋爐受熱面有吹損痕跡，為了避免四管泄漏再次對吹灰制度進行優化，進一步減少低溫再熱器的吹灰次數，對再熱汽溫有所降低。

1.7 運行人員調整因素影響

通過運行人員多年的摸索和鉆研，對鍋爐的燃燒調整特性基本有了一定的熟悉，通過值際間的技術交流等，各值燃燒調整的差異已經不大。

1.8 氮氧化物影響

由于脫銷反應器設計入口氮氧化物650 mg/Nm3，為了防止空預器及電袋除塵器堵塞，減少噴氨量，目前脫硝反應區入口氮氧化物按400～500 mg/Nm3控制，為此將頂層二次風開大，這些都對再熱汽溫影響較大。

2 再熱汽溫攻關采取的措施

為了提高再熱汽溫成立了攻關小組，并針對造成再熱汽溫低的原因進行攻關，具體措施如下：（1）建立再熱汽溫激勵專項辦法，每周進行一次排名評比，對優勝值進行獎勵，對落后值進行考核，以此來調動運行人員的調整積極性。（2）加減負荷時應緩慢，提前控制過熱度及汽溫設定值，避免減溫水調節門過開、過關影響汽溫調整。（3）加強二次風配風調整，降低管壁溫度，提高過熱度2 ℃～3 ℃，提高再熱汽溫3 ℃～4 ℃。（4）提高設備檢修質量并優化制粉系統運行方式，將制粉系統切換至上層運行，機組負荷180 MW時制粉系統由B、C、D切換至C、D、E運行，進一步提高主再熱汽溫5℃左右。（5）提高爐膛氧量，增加爐膛通風量，增加受熱面換熱，提高主再熱汽溫。規定爐膛氧量在200 MW負荷以下氧量控制在4.0%、最低不能低于3.5%；機組負荷在300 MW以上時爐膛氧量不能低于3.0%。（6）燃燒器擺角擺動至85%（最高），提高火焰中心，再熱汽溫提高了1 ℃～2 ℃。（7）在優化吹灰管理制度，保證受熱面清潔，增強換熱，提高主、再熱汽溫。（8）控制入爐煤的水分，減少給煤機斷煤。

3 燃燒調整試驗情況

為了徹底解決低負荷再熱汽溫偏低的問題，找出存在問題的癥結，某廠聯系試驗院進行燃燒調整試驗，針對再熱汽溫進行診斷。

試驗階段前后再熱汽溫變化趨勢（9日，10日，12日分別為試驗階段汽溫）（見圖1）。

從試驗數據來看，試驗階段的再熱汽溫較日常汽溫偏低。但通過試驗給出如下建議：（1）通過該次調整試驗，結合現場生產實際情況，由于現場受防止空預器差壓大等而采取的控制氮氧化物措施等因素的影響，根據現場運行人員的調整，現場燃燒調整進一步優化空間不大，建議考慮增加受熱面的方法。（2）BC、CD-II層二次風適當關小能提高再熱汽溫，建議保持15%左右開度或進一步關小。（3）燃燒器擺角只能擺至85%左右，建議利用大、小修機會對燃燒器擺動進行檢查、試驗已進一步提高擺動角度。（4）C、D制粉系統3號角都存在煤粉細度及濃度偏低的情況，建議進行冷熱態調整試驗或利用大小修進行冷態空氣動力場試驗。

4 結語

（1）低負荷時要選擇上層磨運行，盡量提高火焰中心，在運行中根據負荷和氣溫情況對燃燒器擺角進行調整，在機組檢修時，一定要對燃燒器擺角進行檢查。

（2）增加省煤器出口含氧量，盡量減小溫度較低的一次風，增加溫度較高的二次風。但提高鍋爐總風量，煙氣中NOX含量增大，勢必會開大SOFA層風門開度來降低煙氣中NOX的含量，同時會造成再熱汽溫下降。所以綜合考慮，應控制省煤器出口煙氣含氧量為4%～5%之間。

（3）一般降負荷時，主、再汽溫下降比較多，降負荷時一般先降低送風量以及磨煤機風量，然后降低給煤量，保證氧量的穩定性，防止NOX含量超標。降負荷初期提高負荷變化率，在負荷降至接近于設定值時降低負荷變化率，防止機組協調調整過調，煤量減的過多，造成負荷與汽溫的擺動，在負荷到達給定負荷時，應及時調整鍋爐給水量、鍋爐總風量、啟動分離器出口過熱度設定值、二次風門開度、磨煤機一次風量等參數至負荷和煤量相對應的數值。

（4）進行值際競賽，以獎勵為主，提高運行人員的調整積極性。鼓勵各值進行經驗探討和分享，每月組織召開討論會，總結經驗。

（5）積極探索增加再熱器受熱面、衛燃帶等技術改造措施進行論證，從設備方面徹底解決問題。

參考文獻

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