600MW抽汽供热机组的汽温调整

600MW抽汽供热机组的汽温调整

摘要:包头发电公司2×600MW机组通过技术改造实现抽汽供热,供热面积1130万m2。两年来,取得了不错的经济效益和社会效益,但锅炉设备出现后屏过热器超温、再热汽温偏低的问题,严重影响机组安全运行。

关键词:抽汽供热后屏过热器超温再热汽温低安全运行

我公司#1、#2机组供热期间,后屏过热器最高时达到580℃,再热汽温经常500℃左右。严重影响机组运行安全和经济性。总结两年来的运行经验,从设备治理和运行调整两方面入手,经过深入探索和反复实践,有效地解决了这些问题。

1 系统及设备简介

包头发电公司2×600MW机组为亚临界、一次中间再热、单轴、三缸、四排汽、凝汽式汽轮机。额定主汽进汽量1760.03t/h、再热进汽量为1482.04t/h,主汽压力16.7MPa,新汽温度538℃,再热蒸汽温度538℃。锅炉为平衡通风、单炉膛、悬吊式、燃煤控制循环汽包炉。锅炉过热蒸汽温度采用两级喷水减温。一级减温水布置在低温过热器出口、分隔屏过热器入口,设计喷水量为130t/h;二级减温水布置在后屏过热器出口、末级过热器入口,设计喷水量为80t/h。再热蒸汽温度利用燃烧器喷嘴摆角调整,在壁式再热器入口设有事故喷水,设计喷水量为82t/h。供热改造后,额定工况功率553.427MW,主汽压力

16.67MPa/538℃,额定蒸汽流量1897.85t/h,再热蒸汽压力3.5MPa温度538℃,供热抽汽压力0.9MPa,供热抽汽温度338.2℃。

2 锅炉再热汽温偏低、后屏过热器超温的原因分析

(1)由于供热抽汽造成主汽流量增加,煤量增加,供热前后同样负荷下后屏过热器区高温烟气流量增加,提高了后屏过热蒸汽温度;抽汽位置在中压缸排汽处,相当于间接给再热器扩容,再热器工质流量增大,超过了相应负荷段下设计要求,造成再热汽温偏低。

(2)在时间上供热热量需求与机组负荷曲线相反,白天机组高负荷、高参数运行时,供热需求低,供热抽汽量小。夜间机组低负荷、低参数运行时,要求较高的供热温度,供热抽汽量大。这样机组低负荷时对再热器温度降低影响更为明显。

(3)抽汽供热后原有的滑压曲线压力设定偏低,过热器减温水与主汽压差小,造成主汽减温水量不足,控制后屏温度的一级减温水尤其明显。主汽压力偏低,炉膛辐射换热区吸热少,对流换热区吸热增加,造成后屏过热器超温。

(4)锅炉再热器总的汽温特性属对流特性。机组负荷降低后,烟气流速下降,对流传热减弱,再热器温度降低。运行人员为保证再热蒸汽温度在规定范围内,大幅度地提高燃烧器摆角提高火焰中心位置来维

持,结果造成位于锅炉顶部的后屏过热器辐射传热骤增,后屏过热器超温。

3 预防措施

限制低负荷时抽汽量。低负荷抽汽量过大,增加再热器工质流量,降低再热汽温。总结经验,我们对抽汽量做了限制。

如表1所示。

严格控制机组最大负荷。大抽汽量条件下机组长时间满负荷运行,再热器超流量,锅炉结焦加重,炉膛水冷壁吸热量减少,炉膛出口烟气温度升高。同时,水冷壁吸热量减少使锅炉的蒸发量下降,必定要增加入炉煤量及风量,增加热烟气流量。在热烟气温度和流量同时增加的双重作用下,锅炉烟道受热面超温加剧。参考电科院的计算数据和实际运行经验,我们严格控制负荷在560MW以下。

优化锅炉吹灰。调整吹灰方式和次数,通过观察主汽温、再热汽温变化趋势,分析负荷与供热抽汽量需求,选择重点区域吹灰。如屏过汽温偏高时,应及时对炉膛区域、省煤器、折焰角的吹灰,以增加辐射吸热份额,减少对流区域的吸热份额。

优化燃烧调整。各负荷段维持氧量在2.0％～4.0％,二次风箱压力0.9～1.0kPa。利用底层二次风强化燃烧,适当开大AB、BC层启转二

次风,强化风粉混合,延长煤粉在炉内停留时间,达到强化燃烧目的。保持一次风速在25～30m/s,调整周界风开度保证喷燃器出口一次风刚度,防止气流偏斜,减轻锅炉结焦。及时调整燃烧器顶部OFA、FF和EF三层消旋二次风,减少炉膛出口的热偏差。

调整小指标管理办法。将主、再热减温水量纳入小指标管理,供热期间适当降低再热器温度分值比重,避免过度调整再热汽温造成屏过超温的风险。根据供热抽汽量和机组负荷率适当降低再热汽温的要求,在供热抽汽量最大的月份,再热蒸汽温度对标值为530℃,考核值为不低于510℃。

修改供热期间滑压曲线,提高供热期间低负荷段主汽压力设定值。

如表2所示。

另外,我们在分隔屏过热器、分隔屏再热器加装温度测点,以便于运行人员监视,及时作出调整。

4 结语

通过限制最高负荷、限制各负荷段下抽汽量、加强运行调整、提高运行人员积极性等措施的实施,加负荷过程后屏器过热器超温、低负荷再热器低温的问题有效改善,保障了机组安全稳定运行。