660 MW超超临界锅炉中间点温度低的调整方法

李建军

（大唐国际托克托发电有限责任公司，内蒙古托克托 010206）

0 引言

超临界锅炉中间点温度是指水冷壁出口汽水分离器中工质的温度，水冷壁出口工质温度的变化必然影响到过热汽温。因此，中间点温度作为控制过热汽温的超前信号或首要参考温度是十分关键的。而且，从超临界锅炉的工作特殊性分析，中间点温度的变化不仅与水冷壁的吸热量有关，而且与水冷壁进口工质温度和流量有关。因此，中间点温度的控制，对于防止水冷壁发生膜态沸腾或类膜态沸腾、以及防止水冷壁管壁过热十分重要。随着我国超临界机组的大量投产，很多学者对于中间点温度的研究逐渐增多，但大部分偏重于中间点温度控制的模拟研究，对于实际运行机组的中间点温度控制问题，偏重于控制策略的讨论和优化，很少涉及燃烧调整和运行优化对中间点温度的影响。

托电五期9，10号炉自投产以来，长期存在中间点温度低（过热度低）、主再热汽温容易超温问题，针对这一问题进行现象描述、原因分析，并进行大量的调整和试验，根据调整和试验结果，得出可行的调整措施，为同类型机组提供参考。

1 设备简介

托电五期9，10号炉为660 MW为高效超超临界参数变压直流本生型锅炉，一次再热，单炉膛，前后墙对冲方式，尾部双烟道结构，采用烟气挡板调节再热汽温，事故状态时有事故喷水，排渣方式为固态排渣，全钢构架，全悬吊结构，全身采用紧身封闭，平衡通风，Π形布置锅炉。

炉膛燃烧方式为正压直吹前后墙对冲燃烧，共配有36只LNASB低NOx轴向旋流式煤粉燃烧器，分3层布置在锅炉前后墙水冷壁上，每层6只。燃烧器配风采用典型的MB形式，即一次风、二次风、三次风。分别通过一次风管，燃烧器内同心的二次风、三次风环形通道在燃烧的不同阶段分别送入炉膛，其中二次风为轴向可调式，旋流强度可调；三次风旋流强度不可调。燃烧器上部布置燃尽风调风器，24只燃尽风前、后墙各2层布置在炉膛前后墙上，有效地降低NOx生成，并在A层装设等离子点火装置。为防止燃烧区域结焦，在燃烧器靠近水冷壁侧设3层贴壁风。

2 现象及原因分析

托电9，10号炉自投产以来长期存在过热度偏低，主汽温易超温现象。锅炉设计主蒸汽压力额定值29.3 MPa，过热汽温605℃，再热汽温623℃，再热器使用的材料为SA-213T92，在额定压力下能承受的温度上限为623℃。再热器汽温和壁温的差值较小，汽温超限少许就会导致壁温超限甚至汽温在额定值以下就存在超温情况，超温严重威胁机组安全运行，增大锅炉主再热器超温爆管的可能性，缩短锅炉使用寿命。为减少超温情况的发生，不得不降低主汽温运行，以致减低了机组的经济性。

低负荷阶段以上2个问题更加突出，表1中为9号锅炉在不同负荷下汽水系统参数实际值与设计值的对比。表1中THA（Turbine Heat Acceptance）是热耗率验收工况。

表1 9号锅炉在不同负荷下汽水系统参数实际值与设计值

从表1可以看出，省煤器出口温度比设计值高10℃左右，而水冷壁出口温度（与分离器出口温度一致）比设计值低，75%负荷时甚至低27℃。在分离器压力与设计值基本接近的情况下，实际运行过热度比设计值最少低10℃，而且75%负荷以下过热度不到10℃，50%负荷时很容易导致逻辑判断为湿态而引起协调控制推迟，但如果提高过热度，很容易导致过热器和再热器出口汽温或壁温超温，为机组的安全运行留下隐患。在低负荷负荷变动的动态工况下问题更加突出。通过分析锅炉设计资料、燃烧状态以及辅机运行状态，判断锅炉过热度低、主再热汽温易超温的原因有7个方面。

（1）锅炉整体热量分配不合理，水冷壁处工质的吸热量过小，导致蒸发面推迟，在蒸汽侧特别是高过处的吸热量过大，最终导致中间点温度低但过热气温高，壁温超限的情况发生。该锅炉炉膛宽度（左右墙之间）、深度（前后墙之间）、高度（水冷壁下联箱到顶棚过热器标高）分别为22 162.4 mm，16 980.8 mm和65 000 mm。同类型的魏桥集团电厂660 MW超超临界锅炉炉膛宽度、深度和高度分别为22 162.4 mm，15 456.8 mm和65 000 mm。该锅炉所在地方具有海拔高、气压低的特点，烟气流速较快，要保证水冷壁吸收足够的热量，在保证足够的受热面积的前提下，应该比同类型炉膛高度高，以保证热量在有炉膛足够的停留时间。但2台锅炉比较仅仅是炉膛深度方向托电五期9，10号炉大1534 mm，其他参数相同。

（2）直流炉相与汽包炉相比有蓄热能力小、惯性小、主再热汽温不易控制等特点，特别在机组连续快速升降负荷时，由于锅炉蓄热能力小，炉膛吸热跟不上，炉膛出口温度及烟气流量急剧上升，而协调为快速响应机组负荷，只能快速增加总煤量，总煤量的快速和大量增加造成烟气流量急剧上升，对于以对流受热为主的主再热器受热面，其吸热量急剧增大，而蒸汽流量又相对于烟气量偏少，最终将导致超温。

（3）锅炉和汽机的特性匹配不好。在要求升负荷速率的前提条件下，大幅度升负荷如一次升100 MW，在升负荷前半段汽机调门有余量，可以通过调整汽机调门的开度控制负荷变化，但当负荷升至后半段时，汽机调门综合指令已至99%，此时为满足升负荷要求，协调会大量增加煤量，由于煤量的增加至燃烧放出热量需要一定的时间，当负荷到设定值时，煤量已严重偏多，造成实际的水煤比失调，出现超温情况。

（4）炉底漏风对汽温的影响。托电五期锅炉采用干式冷渣机，如果炉底漏风量大，大量的冷却风直接进入炉膛，但是这部分风参加燃烧的成分较少，大部分直接排走，而且会将火焰中心上移，导致水冷壁吸热不足，过热度偏低。

（5）主蒸汽压力对过热度的影响。超超临界锅炉的汽温汽压特性是，随着蒸汽压力的降低或者升高，主蒸汽的温度随之升高或降低，当中间点过热度减少时，主蒸汽压力对主蒸汽温度的影响加剧。

（6）锅炉吹灰效果对汽温的影响。锅炉吹灰为保证各受热面的清洁，但频繁地对屏过、高过吹灰导致该处吸热量增加，放大了该锅炉易超温的缺陷。

（7）燃烧出现偏斜的问题。由于托电五期锅炉为单列送风机、一次风机、空预器。其中空预器为4分仓，导致空预器出口的两侧热二次风总是存在偏差，低负荷时偏差10℃，高负荷时偏差15℃，该特性导致燃烧工况存在偏差，使左右两侧的烟气及蒸汽都会偏差。由于燃烧器在试运初期为初步调试，没有进行精细化调整，导致两侧的燃烧工况不同，也会导致汽温的偏斜问题。烟气及汽温的偏斜导致一侧汽温达不到额定值，而另一侧可能出现超温情况。

3 调整优化方案

针对该锅炉的特性需要，通过增加水冷壁区域吸热量提高中间点温度，同时可降低烟气在过热器侧的热量，而水冷壁区域的热量主要靠燃煤火焰的辐射传热，影响水冷壁吸热的因素包括水冷壁受热面面积，燃煤放热量、炉内燃烧和水冷壁清洁程度。而水冷壁面积短时间无法改变，只能通过改变强化燃烧和优化协调等方法处理。

（1）调整燃烧强度即火焰温度和燃烧位置即火焰中心高度。主要通过调整煤粉细度、风煤比等方法，在保证安全运行的基础上尽量缩短着火距离，增强炉内燃烧强化炉内吸热。表2为B磨煤机在不同动态分离器频率的运行工况。在保证燃烧器喷口无结焦现象的前提下，选择工况1的磨煤机动态分离器频率，保证较细的煤粉细度。

表2 不同分离器频率时B磨煤机运行参数

（2）调整燃烧器二次风。试运时锅炉的外二次风开度均为75%。为保证各粉管燃烧供氧充足的前提下，增强二次风的旋流强度，将外二次风门均关小，但保证中间粉管燃烧器的二次风较两侧的二次风门开度小，通过测量火焰着火点、大屏屏底温度及烟气中还原气体含量，判断以下开度为合适开度（表3）。表4为调整前后的过热度。

表3 调整后燃烧器外二次风开度 %

表4 调整前后的过热度数据

（3）燃尽风调整。根据燃尽风的特点，在降低氮氧化物排放量的同时，尽量减少燃尽风门的开度。由于上层燃尽风距屏底约15.4 m，其开度的大小对高温过热器汽温有明显影响，总的趋势是哪侧汽温高开大该侧燃尽风风门，所以对调整汽温偏差效果明显。

（4）磨煤机的运行组合方式的改变。由于磨煤机的运行组合方式对锅炉的燃烧有直接影响。在不同负荷下磨煤机组合方式可以得到最优的方式。表5为2个相同负荷在不同的磨煤机组合方式下过热度的影响。发现在低负荷时，维持下层3台磨煤机及1台上层磨煤机的运行方式对提高过热度的效果最为明显。而在高负荷时，维持下、中层磨煤机运行可以有效提高过热度。

表5 磨组合方式的优化调整

（5）调整主汽压力为设计值。在相同负荷、相同水煤比的情况下，不同的主蒸汽压力会影响不同的过热度，从表6可以看到其明显的影响。

表6 主蒸汽压力对过热度的影响

（6）炉底漏风的治理。调整前炉底80个钢带冷却小风门有24个开度为50%，且干渣机头部的锁气器开度较大。为减少炉底漏风，将炉底钢带冷却小风门关至20%左右，在维持干渣机温度的前提下，尽量关小干渣机头部的锁气器。

（7）吹灰方式的优化。初期吹灰为每天吹水冷壁、低过、屏过、高过，运行中发现在吹灰的后半部分，屏过和高过很容易发生超温现象。为此优化吹灰频率，加强对水冷壁的吹灰，减少对低过、高过和屏过的吹灰频率。对高过和低过改为一周吹灰一次。

（8）协调系统优化。超超临界机组的调整对设备的自动化程度要求较高，仅靠人工调整存在较多的调整不及时和调整偏差。为此根据该炉型特点，根据各工况特性调整水煤比及给水前馈，特别对机组磨煤机煤量指令反馈较慢的问题进行优化，使变负荷工况时水和煤的指令变化速率适应机组的要求。

4 结语

针对托电五期9，10锅炉投产以来存在的过热度低、主再热汽温容易超温现象，从锅炉结构设计、直流锅炉特性、锅炉汽机参数匹配、自动控制等多个方面进行原因分析，在锅炉结构未做改造的前提下，通过对锅炉燃烧参数如煤粉细度、燃烧器参数和燃尽风参数的优化调整、磨煤机组合方式的优化、炉底漏风和吹灰方式的优化、协调控制参数的优化等手段，使主汽温由月平均590.2℃提高到600℃，再热器温度由月平均593.1℃提高到618.6℃，提高了机组运行的经济性和安全性，可以为同类型机组的调整提供借鉴。