供热机组再热蒸汽超温的原因分析及预防措施

沈碧璟

(国能(泉州)热电有限公司，福建 泉州 362804)

在当前电力工业中，热电联产模式实现了能源的综合利用，带来了客观的经济效益，同时对改善环境也起到了积极作用，因此目前我国在电力工业中大力提倡发展热电联产模式。随着大型火力发电厂的供热改造，锅炉蒸汽温度的调节控制迎来新的挑战。锅炉蒸汽温过高时，金属强度就会降低，蠕变速度加快，承压部件的热应力增加，超温严重将会造成金属管壁的胀粗、爆破，严重威胁锅炉的安全运行。因此，保证供热机组蒸汽温度在规定限值内稳定运行尤为重要。本文主要针对机组供热改造后再热蒸汽超温现象，探讨防超温的控制措施。

1 设备简介

1.1 300MW供热机组概况

国能(泉州)热电有限公司的一期#1、#2锅炉选用哈尔滨锅炉厂自主设计和制造的300MW亚临界、中间一次再热、正压直吹制粉系统、四角切圆燃烧、平衡通风、自然循环汽包燃煤锅炉(HG-1025/17.4-YM28)。高压供热设计额定蒸汽参数为：流量165t/h，压力 4.3MPa，温度 450℃。2010年一期机组进行供热改造(见图1)，高压供热抽汽点：主汽管道、原一抽逆止阀后管道；中压供热正常蒸汽参数为：70t/h，压力2.3MPa，温度 320℃。中压供热抽汽点：热再管道。本体供热改造部分：割除10%的墙再受热面，屏再、末再部分受热面更换耐高温管材，在屏再和末再之间增设一级减温器。

图1 一期#1机组供热系统

2.2 670MW供热机组概况

国能(泉州)热电有限公司的二期#3、#4锅炉选用哈尔滨锅炉厂自主设计和制造的670MW超临界、前后墙对冲燃烧、一次再热、平衡通风燃煤锅炉(HG-2115/25.4-YM12)，锅炉最大连续蒸发量2115T/H，过热蒸汽出口温度为571℃，再热蒸汽出口温度为569℃，在2012年进行过供热改造，现供热蒸汽引自再热蒸汽管道(见图2)，其中再热冷段供热设计流量53.8t/h，热段最大设计流量280t/h，再热器管质参数见表1。

图2 二期#4机组再热汽供热系统

表1 二期#4机组再热器管质参数

2 原因分析及解决措施

2.1 再热蒸汽超温现象

2.1.1 300MW供热机组再热蒸汽超温现象

国能(泉州)热电有限公司#1、#2锅炉再热蒸汽调整手段主要有：燃烧器摆角摆动，再热器一级减温水，再热器二级减温水等，三种调整手段相互配合调整再热汽温。当主蒸汽供热和一抽供热增加时，由于冷再蒸汽流量的减少，而锅炉烟气热量不变或者增加，再热蒸汽温度调整不当时容易造成短时超温。

2.1.2 670MW供热机组再热蒸汽超温现象

国能(泉州)热电有限公司#3、#4机组为两台670MW燃煤机组，再热蒸汽主要靠烟气挡板调温，在再热器进口导管上设置事故喷水减温器。当机组高压供热或冷再大量供热时，再热汽温约1℃/min速率上升，通过全关再热烟气挡板和再热器事故减温水方能使再热汽温下降至规定参数，在调整过程中，由于再热器减温水调节的滞后性，再热汽温极容易超温。

2.2 锅炉设计分析

2.2.1 300MW供热机组锅炉改造

国能(泉州)热电有限公司#1、#2锅炉供热改造后，针对性地减少10%墙再受热面的吸热，并在屏再和末再之间增设一级减温器，从减少再热蒸汽受热量和增加减温手段有效控制再热汽温，在调整供热时，及时调整便能有效避免再热汽超温现象的发生。

2.2.2 670MW供热机组锅炉改造

国能(泉州)热电有限公司#3、#4锅炉原设计非再热器供热设计，供热改造后，再热器管屏及再热汽减温水并未改造，在冷再供热投入后，再热蒸汽量减少造成再热汽温升高，主再热烟气挡板的调节和事故减温水的可控调节裕量不足，最后导致再热汽温超温。

采取措施：对再热系统技改，学习#1、#2机组供热改造经验，对#3、#4机组再热蒸汽供热进行改造，调整再热器管屏，增加再热器二级减温水。

表4示，黑龙江省肿瘤登记地区合计的恶性肿瘤死亡顺位中，肺癌居首位，粗死亡率为58.99/10万，占全部恶性肿瘤死亡病例的35.00%，其余依次为肝癌、胃癌、结直肠癌、乳腺癌、胰腺癌、食管癌、宫颈癌、卵巢癌和脑部肿瘤。城市地区恶性肿瘤死亡顺位中，肺癌局首位，粗死亡率为62.03/10万，其余依次为肝癌、结直肠癌、胃癌、乳腺癌、胰腺癌、食管癌、卵巢癌、宫颈癌和前列腺癌。农村地区恶性肿瘤死亡顺位中，肺癌居首，粗死亡率为50.87/10万，其余依次为肝癌、胃癌、结直肠癌、乳腺癌、胰腺癌、食管癌、脑部肿瘤、宫颈癌和口腔癌。

2.3 供热流量改变分析

2.3.1 300MW机组主蒸汽供热增加

当主蒸汽供热流量增加后，为了维持电负荷锅炉须增加燃料量强化燃烧，烟气热量增加，而再热蒸汽流量并未增加，因此容易造成再热蒸汽超温。

采取措施：

①增加主蒸汽供热量时，提前利用燃烧器摆角、再热一、二级减温水降低再热蒸汽温度。

②增加供热流量操作尽量平缓，避免大幅操作。

③增加燃料量操作缓慢，避免燃烧不稳定。

④机组低负荷供热时，再热汽减温水尽量少操作，防止减温水雾化不良造成水塞。

2.3.2 670MW机组冷再供热量的增加

采取措施：

①平衡分配机组冷再、热再供热量，根据再热蒸汽温度及受热面温度，适当减少冷再供热量，保证再热蒸汽温度及受热面温度不超温。

②增加冷再供热量时，提前降低再热蒸汽温度，确保增加冷再供热量后再热蒸汽温度上涨有足够裕量不超温。

2.4 670MW供热机组调小汽轮机进汽中压调门

由于#3、#4高压供热设计为机组600MW负荷时再热蒸汽压力才能达到4.0Mpa，满足高压供热压力需求，若机组低于此负荷供高压供热时，就必须调小汽机中压调门以提高再热汽压，此时汽轮机1、2段抽汽量增加，省煤器入口给水温度随之上升。在实际运行过程中发现，当汽轮机调小中压调门后，由于1、2段抽汽量增加，使得给水温度由265℃上升至276℃。锅炉炉膛水冷壁的吸热量将随之减少，过、再热蒸汽温度随之升高。由于过热汽温调节手段较多，如调整水煤比、一二级减温水等手段对过热汽温的控制效果较好，不容易超温，但是再热汽温只能采取烟气挡板及事故减温水调节，调节比较滞后，易造成再热汽超温。

采取措施：

①合理安排供热方式，充分利用其他满足供热条件的机组优先供热，不采用调小汽机中压调门的措施进行高压供热。

②若在高压供热不满足外界供热需求情况，必须调小汽机中压调门供热时，应提前降低再热汽温，监视好给水温度，缓慢增加高压供热量，提前调整主再热烟气挡板，投入再热器事故减温水，保证再热汽温的平稳且不超温。

2.5 锅炉结焦引起尾部烟气温度高

由于机组的长时间运行，且掺烧煤种的不稳定性，导致锅炉各受热面存在不同程度结焦现象，使得再热蒸汽容易超温。

采取措施：

①减少低灰熔点煤种掺烧，将低灰熔点煤种加仓至下层制粉系统掺烧。

②增加锅炉吹灰频次，增加炉膛吸热。

③调整制粉运行方式及二次风分配，降低火焰中心，降低炉膛出口温度。

④定期进行降负荷炉膛扰动，有利于受热面焦块的脱落。

3 结论

随着火电机组的热电联产迫切要求，供热机组的再热蒸汽超温问题急需解决。对于大容量机组，在进行供热技改时，必须充分考虑和计算对各受热面安全性因素的影响，同时在机组运行中对锅炉蒸汽超温现象进行深入分析，制定有效控制蒸汽温度的措施，确保机组的安全性。