高加解列对660MW超临界机组的影响分析

徐振

摘 要：本文通过对宁夏京能宁东电厂#2机组高加解列前后运行工况的分析，总结出一些相关的运行经验，针对超临界机组高加紧急解列的操作方法及处理步骤提出一些个人建议，对同类型机组具有一定参考价值。

关键词：660MW；直流锅炉；高加解列

DOI：10.16640/j.cnki.37-1222/t.2018.07.172

1 设备概述

宁夏京能宁东电厂#2锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的超临界参数变压运行螺旋管圈加垂直管直流炉，单炉膛、一次中间再热、采用切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构Π型锅炉、室内布置燃煤锅炉，锅炉采用紧身封闭，锅炉型号为HG-2210/25.4-YM16型。汽轮机为哈尔滨汽轮机有限公司660MW超临界、一次中間再热、单轴、三缸四排汽、凝汽式汽轮机型号为CLNJK660-24.2/566/566。汽轮机设置两个高压主汽门和四个高压调门、两个中压主汽门及四个中压调门，具有七级非调整回热抽汽，设有三台高压加热器、一台除氧器、四台低压加热器。

2 工况分析

根据超临界机组的运行特性，尤其是超临界直流锅炉的运行特性，锅炉在高加解列时，随着给水温度的快速下降，锅炉的运行特性将会发生很大的变化，锅炉特性变化将会对整台机组的运行调整带来新的挑战。下面对宁夏京能宁东电厂#2机组600MW负荷高加解列工况进行分析，希望找出规律，提供参考：

#2机组在2017年3月由于#2高加正常疏水调阀内漏退出高加进行检修，下面对此次高加退出前后的相关数据进行简要的对比和分析。

2.1 高加解列前后燃料量的变化分析

我厂#1机组曾经发生在满负荷高加跳闸事故，高加跳闸后机组负荷由660MW突升至715MW，由于高加跳闸会导致锅炉主控跳出自动，机组控制模式切至机跟随方式，汽机跟随方式对于我们处理事故是有利的，这样主汽压力变动幅度较小，主汽压力稳定了给水就比较容易调整。

机组协调跳出自动，锅炉燃料量不会发生明显变化，起初的处理需要减少给煤量，避免机组长时间超负荷运行。如果高加跳闸后要带相同的负荷，给水流量要比高加投入时少209t/h（满负荷时高加抽汽量大约308t/h），但是由于给水温度的降低，锅炉要增加一定的燃料量，所以要带相同的负荷（600MW左右）燃料量要比高加解列前增加大约41t/h左右。再热器是对流换热，燃料量的增加导致烟气量增加，从而使再热汽温升高，减温水量增大，还可能导致再热器管壁超温。

2.2 高加解列后水煤比的变化趋势

600MW工况下，高加退出运行，给水温度降低了88℃，导致机组循环热效率下降，煤耗增大。由于#1、#2、#3段抽汽全部去汽轮机内做功，相同负荷下给水量下降约209t/h，导致水煤比下降，水煤比从5.6降低至4.4。

2.3 高加解列后汽轮机高排温度、高排压力变化

600MW工况下，由于高加解列后，汽轮机综合阀位由92.3%降低至84.6%，高压缸进汽量减少，所以高压缸排汽温度有所增加，高负荷情况下不会对机组有大的影响，但若机组负荷较低，高压缸的鼓风摩擦将进一步导致高排温度升高；高排压力受#2段抽汽突然切断的影响而升高，如不及时降低锅炉燃烧加以控制，势必造成锅炉再热器的超压。

2.4 高加解列后对调节级压力和监视段压力的变化

由于高加解列后，汽轮机#1、#2、#3段抽汽电动门和逆止门联锁关闭，导致调节级压力和各监视段压力升高，此时应注意监视汽轮机轴向位移和汽轮机胀差、轴承金属温度等各项参数的变化趋势。待机组负荷稳定到解列前的相同负荷，由于给水流量的降低，给水压力相应降低，所以调节级压力比解列前降低了1.6MPa。

2.5 对锅炉脱硝系统的影响

600MW工况下，高加解列后脱硝入口烟温从351℃下降到316℃，降低了35℃，脱硝系统有可能因为入口烟气温度低被迫退出运行，对公司的环保排放指标产生不利的影响；若脱硝系统不退出，随着负荷降低，烟温降低至300℃以下，将会危及锅炉空预器的安全。由于入口烟温降低，催化剂活性减弱，氨逃逸率增大。SCR运行中未耗尽的氨和烟气中SO3会发生反应，生成硫酸氢铵和硫酸铵，在烟气温度140℃至230℃之间，硫酸铵易分解为硫酸氢铵，硫酸氢铵是一种粘附性很强并具有较强腐蚀性的物质，在140℃～230℃之间的温区位于空预器的冷端层上方和中间层下方，由于硫酸氢铵在此温区为液态向固态转变阶段，具有极强的吸附性，造成大量灰分沉降在金属表面和卡在层间，引起空预器堵塞。

3 高加解列后对机组的影响

3.1 高加解列后对直流锅炉水动力的影响

高加解列后，水冷壁入口温度降低较多，水冷壁入口工质欠焓增大，容易造成锅炉的水循环不良，水动力稳定性变差，导致水冷壁的传热恶化，水冷壁出口温度偏差增大。若是低负荷切除高加，锅炉水循环的不稳定性几率更大，所以高加解列后要注意汽水总画面的水冷壁出口温度的变化情况，如果水冷壁大面积超温申请增加机组负荷。

3.2 高加解列对锅炉的影响

本次高加解列后空预器出口一、二次风温分别降低了27/29℃，这会对锅炉的燃烧产生一定的影响：一次风热风温度的降低，将会影响制粉系统的干燥出力；二次风风温的降低，将会降低炉膛的温度，改变炉膛的温度场，对锅炉的燃烧还是比较大的。给水温度降低，炉膛的水冷壁吸热量增加，在燃料量不变的情况下使炉膛温度降低，燃料的着火点推迟，火焰中心上移，辐射吸热量减少；若维持锅炉的蒸发量不变，则锅炉的燃料量必须增加；引起炉膛出口烟气温度升高，汽温升高。同时在电负荷一定的情况下，汽机抽汽量减少，中低压缸做功增大，减少了高压缸做功，造成主整汽流量减少，对管壁的冷却能力下降，进一步造成汽温升高；同时因高压缸抽汽量的减少，致使再热器进出口压力上升，从而限制了机组的负荷，一般规定高加解列汽机出力不大于额定出力的90%。

高加解列后锅炉排烟温度降低了8℃，这主要因为高加解列后省煤器入口给水温度降低了88℃，根据传热学原理，锅炉省煤器吸热量将会大增，所以锅炉排烟温度降低了8℃。一般对于超临界锅炉而言，排烟温度每降低1℃，锅炉效率提高约0.05%左右，所以高加解列后锅炉效率是增加的。

3.3 高加解列后汽轮机效率變化情况

高加解列后汽轮机效率有所下降，解列前汽轮机综合阀位为92..3%，而解列后汽轮机综合阀位为84.6%，减小了7.7%，汽轮机节流损失增大。汽轮机#1、#2、#3段抽汽所对应的汽轮机做功焓降降低，#1、#2、#3段抽汽后的汽轮机做功焓降增加，即：汽轮机高压部分做功能力降低，中、低压部分做功能力增加。此外：汽轮机后几级叶片受力增大，甚至有可能过负荷，末级叶片安全性降低。

4 结论

4.1 机组高负荷时高加解列的处理要点

对高加在高负荷（550MW以上）情况下紧急解列，我们应该采取以下操作方法：高负荷情况下，由于机组高加抽汽全部转化为汽轮机做功，将会使机组负荷快速上升，锅炉主再热蒸汽压力上升，进而有可能导致锅炉再热器安全阀动作。此时应立即将燃料量减至机组负荷的90%左右，根据过热度和水煤比逐渐降低给水量，降低锅炉水煤比，最终将煤水比减少1.2左右，实际操作中在减少给水量时，不能一下减少到煤量的对应水量，应该根据给水温度下降幅度及省煤器出口温度，按照比例逐渐降低给水量，维持过热度正常，同时调整减温水量，维持主汽温度稳定。

由于锅炉的蓄热，且温度较低的给水进入锅炉受热面需要一定的时间（大概4～6分钟），因此高加跳闸导致给水温度突降时，锅炉各工质温度会延迟一段时间下降。所以，减少的水量不能与给水温度同步降低，应适当先减少一部分，然后根据中间点温度变化情况进行逐渐减少操作，防止一次减水量过大而锅炉热负荷因为蓄热没有减下来造成中间点温度过高水冷壁和末过壁温大面积超温。

4.2 机组非高负荷时高加解列的处理要点

对于高加在低负荷（550MW以下）情况下的紧急解列及切除，由于汽轮机没有过负荷的风险，操作相对简单，切除协调后，燃料控制切手动，根据省煤器出口温度降低情况及中间点温度变化趋势，进行必要的手动干预，适当增加燃料量和逐渐降低给水量，保证主蒸汽温度在正常范围以内。另外，高加跳闸后也应及时检查高加各段抽汽逆止门、电动门联锁关闭，各危急疏水门及时开启，密切监视除氧器水位变化情况。

5 结束语

通过对我厂高加解列后机组相关参数分析和处理，为高加紧急解列的处理提供一定的理论支撑，对维持机组的安全稳定及经济运行起到重要的作用。