摘要：本文针对目前超超临界锅炉再热温度实际运行中低于623℃的现象，对各种工况进行了运行分析，对于新建电厂或大修机组从设计、安装、调试、运行方式、操作等多方面，有针对性的提出了解决方案，为超超临界锅炉再热温度在设计值623℃持续运行，提高机组经济性，保证锅炉安全经济运行提供参考。
关键词：超超临界锅炉；再热器；623℃；运行
一、前言
某A/B电厂锅炉都是由上海锅炉厂有限公司制造的超超临界参数变压运行螺旋管圈直流锅炉，均采用一次中间再热、平衡通风、四角切圆燃烧方式、Π型布置、固态排渣、全钢架悬吊结构。主蒸汽温度设计值为605℃，再热蒸汽温度设计值为623℃。
二、运行趋势
下图分别为某A/B电厂超超临界660MW机组一周时间内负荷、再热汽温、壁温运行趋势图：
图1 A电厂#3机组一周负荷、再热汽温、壁温趋势图
图2 B电厂#3机组一周负荷、再热汽温、壁温趋势图
三、数据记录
1、不同工况下壁温运行趋势对比
（1）50%负荷时间段壁温趋势图
4月19日，A电厂#3机组负荷50% B、C、D、E制粉系统运行，02：00-04：00时间段为负荷稳定区域，金属壁温均在超温值以下，未用再热器减温水量，再热汽温609℃-615℃运行。此时再热汽温只用烟气挡板和燃烧器摆角进行调节，但未达到623℃。其中壁温最大值为21屏631.1℃、最小值为1屏550.4℃、壁温差值为80.7℃。
图3.1 A厂#3机50%负荷壁温趋势图
9月9日，B电厂#3机组负荷50% A、C、D、E制粉系统运行B磨检修，01：15—04：15时间段为负荷稳定区域，金属壁温均在超温值以下，使用少量再热器减温水量，再热汽温600℃-615℃、过热汽温592℃-605℃运行。此时再热汽温只用烟气挡板和减温水进行调节，但未达到623℃、过热器烟气挡板全开。其中高温再热器壁温最高为627.9℃为73屏测点，两侧管屏温度最低左侧1屏为535.8℃、右侧133屏为522.7℃，最高与最低壁温差为105.2℃
图3.2 B厂#3机50%负荷壁温趋势图
（2）80%负荷时间段壁温趋势图
4月17日，A电厂#3机组负荷80% B、C、D、E制粉系统运行，0：45—04：45时间段为负荷稳定区域，金属壁温均在超温值以下，再热器减温水少量使用，再热汽温602℃-624℃运行，汽温基本可达到620℃。其中壁温最大值为 20 屏 640.5℃、最小值为 1 屏 578.7℃、壁温差值为61.8℃。
图4.1 A厂#3机80%负荷壁温趋势图
9月10日，B电厂#3机组负荷80%A、B、C、D、E制粉系统运行，19：10—21：00时间段为负荷稳定区域，金属壁温均在超温值以下，再热器减温水少量使用，再热汽温608℃-613℃、主汽温596℃-603℃运行，汽温有一定波动。此时再热汽温烟气挡板和燃烧器摆角进行调节但未满足调整要求，需要使用少量减温水，汽温调节相对稳定。其中高温再热器壁温最高624.5℃为27屏测点，两侧管屏温度最低左侧1屏为539.7℃、右侧133屏为539℃，最高与最低壁温差为85.5℃。
图4.2 B厂#3机80%负荷壁温趋势图
（3）100%负荷时间段壁温趋势图
4月19日，A电厂#3机组负荷100% A、B、C、D、E、F制粉系统运行，08：35—12：35时间段为负荷稳定区域，金属壁温最高642℃均在超温值以下，再热器减温水少量使用，再热汽温左侧613℃-619℃运行，右侧618℃-626℃运行，左右侧汽温有5℃的偏差。此时再热汽温烟气挡板和燃烧器摆角进行调节未满足调整要求，需要使用少量减温水，汽温基本可达到620℃。其中壁温最大值为 63 屏 641℃、最小值为 82 屏 603.3℃、壁温差值为37.7℃。
图5.1 A厂#3机100%负荷壁温趋势图
9月11日，B电厂#3机组负荷100%A、B、C、D、E、F制粉系统运行，10：00—14：00时间段为负荷稳定区域，金属壁温最高634℃均在超温值以下，再热器减温水使用较多，再热汽温左侧610℃-624℃、右侧619℃-625℃、主汽温595℃-607℃之间运行，再热器进口温度354℃-360℃，并未达到额定工况进汽设计温度364℃。此时再热汽温烟气挡板和燃烧器摆角进行调节未满足调整要求，需要使用减温水调节。其中高温再热器壁温最高634.5℃为67屏测点，两侧管屏温度最低左侧1屏为550.39℃、右侧133屏为555.3℃，最高与最低壁温差为79.2℃
图5.2 B厂#3机50%负荷壁温趋势图
（4）100%降低至50%时间段壁温趋势图
4月18日至19日，A电厂A电厂#3机组负荷100%降低至50%，停运F、A制粉系统B、C、D、E制粉系统运行，22：00—0：30时间段为降负荷时间，金属壁温最高642.3℃均在超温值以下，再热器减温水少量使用，再热汽温左侧602℃-615℃运行，右侧607℃-622℃运行。此时主要使用再热汽温烟气挡板进行调节，需要使用少量减温水，汽温610℃波动较大。其中壁温最大值为 6 屏 641.2℃、最小值为 82 屏 595.8℃、壁温差值为45.4℃。
图6.1 A厂#3机100%降低至50%负荷壁温趋势图
9月9日，B电厂#3机组负荷100%降低至50%，停运E制粉系统A、B、C、D制粉系统运行，20：00—23：55时间段为降负荷时间，金属壁温最高633℃均在超温值以下，再热器减温水少量使用，再热汽温左侧586
℃-610℃运行，右侧590℃-611℃运行。此时主要使用再热汽温烟气挡板进行调节，需要使用少量减温水，汽温波动较大。高温再热器壁温最高633℃为71屏测点，两侧管屏温度最低左侧1屏为523.19℃、右侧133屏为543℃，最高与最低壁温差为109.9℃。
图6.2 B厂#3机100%降低至50%负荷壁温趋势图
（5）负荷50%升高至100%时间段壁温趋势图
4月19日，A电厂#3机组负荷50%升高至100% 启动F、A制粉系统A、B、C、D、E、F制粉系统运行，06：00—08：30时间段为升负荷时间，金属壁温最高639.5℃均在超温值以下，再热器减温水少量使用，再热汽温左侧601℃-617℃运行，右侧608℃-626℃运行。此时主要使用再热汽温烟气挡板进行调节，需要使用少量减温水，汽温左侧608℃、右侧612℃波动较大，左右侧偏差8℃左右。其中壁温最大值为 63 屏 639.5℃、最小值为 82 屏 604.8℃、壁温差值为34.7℃。
图7.1 A厂#3机50%升高至100%负荷壁温趋势图
9月9日，B电厂#3机组负荷50%升高至80% 启动E制粉系统A、B、C、D、E制粉系统运行，05：00—08：00时间段为升负荷时间，金属壁温最高632.5℃均在超温值以下，再热器减温水少量使用，再热汽温左侧601℃-617℃运行，右侧608℃-626℃运行。此时再热汽温烟气挡板进行调节无法满足要求，减温水使用较多，汽温左侧604℃-616℃、右侧595℃-617℃波动较大，汽温调节特性较差。其中高温再热器壁温最高634.5℃为67屏测点，两侧管屏温度最低左侧1屏为533.79℃、右侧133屏为523.1℃，最高与最低壁温差为111.4℃
图7.2 B厂#3机50%升高至100%负荷壁温趋势图
2、不同工况下汽温运行趋势对比：
表1 A电厂和B电厂再热蒸汽温度
（1）由表1可以看出，机组负荷80%以上：再热蒸汽温度达到了设计值（623℃），运行中由于部分再热器壁温接近报警值，实际运行温度在615—625℃之间运行；机组负荷60%—80%时：燃烧调整较好的A电厂一侧再热蒸汽达到了设计值（623℃），另外一侧温度约615℃左右，平均温度约低于设计值4℃，个别时段由于运行人员调整较好，短时内达到了623℃；B电厂在612℃左右，两侧温度偏差约10℃还需进一步做燃烧调整；机组负荷在50%—60%时：A电厂再热蒸汽两侧温度一般低于设计值约5-10℃；采用特殊手段（如：锅炉炉膛长时间不吹灰，磨煤机采用上层磨煤机运行，辅助风、燃烧器摆角、烟气挡板采用极限调整等各种方式偶合在一起）偶尔再热蒸汽温度能达到623℃；B电厂在605℃左右，两侧温度偏差约10℃还需进一步做燃烧调整。
（2）由表1可以看出，升负荷期间：燃烧调整较好的A电厂一侧再热蒸汽615℃，另外一侧温度约610℃左右，平均温度约低于设计值10℃，个别时段由于运行人员调整较好，短时内达到了623℃；B电厂在612℃左右，两侧温度偏差约10℃还需进一步做燃烧调整。降负荷期间：燃烧调整较好的A电厂一侧再热蒸汽613℃，另外一侧温度约608℃左右，平均温度约低于设计值12℃，个别时段由于运行人员调整较好，短时内达到了623℃；B电厂在600℃左右。
表2 A电厂和B电厂再热器壁温
（3）由表2可以看出，机组负荷50%—60%以上：A电厂再热壁温温差最大80℃，B电厂再热壁温温差最大111℃；机组负荷60%—80%时：A电厂再热壁温温差最大61℃，B电厂再热壁温温差最大100℃；机组负荷在80%时：A电厂再热壁温温差最大37℃，B电厂再热壁温温差最大95℃；升负荷期间：A电厂再热壁温温差最大39℃，B电厂再热壁温温差最大111℃；降负荷期间：A电厂再热壁温温差最大87℃，B电厂再热壁温温差最大109℃。
四、原因分析
分别对比A/B电厂机组在50%负荷、80%负荷、100%负荷、100%降负荷至50%以及50%升负荷至100%五类工况下的壁温及再热汽温变化趋势，分析再热汽温难以达到设计值原因如下：
1、燃烧精细化调整做的不好，炉膛两侧烟温有偏差，烟气两侧烟温有偏差，部分再热器温较高（壁温约在635℃—642℃，接近极限值），被迫投入减温水造成一侧再热蒸汽温度达不到设计值。
2、烟气挡板、燃烧器摆角没有投入自动，再热器减温水自动较差，造成平均再热蒸汽温度偏低。
3、高温再热器部分壁温较高，正常运行中壁温大约在635-642℃，若工况发生扰动时随时可能达到报警值（643℃）和超温值（650℃）；为了防止超温，运行人员有意识降低再热蒸汽温度运行。
4、升降负荷时，自动跟不上，协调差，再热温度波动大，造成再热蒸汽温度偏低。
5、再热器受热面处烟气流场不均造成各个管壁温度不一致，最大差值100℃以上，造成两侧低谷中间峰谷，中间超温两侧低温，引起平均再热温度偏低。
6、低负荷时，整体再热器吸收热不足，造成再热器低温。满负荷时再热器吸热过量，被迫投入大量减温水。
五、结论与建议
1、建议锅炉厂继续对再热器620℃控制措施方案进行研究，联合电科院对机组进行精细化燃烧调整，确保各工况下再热汽温达到设计值。
2、建议调试单位对锅炉冷态动力场试验、热态燃烧调整试验必须精细化反复调整，找到最佳平衡点，保证锅炉安全运行、保证锅炉经济运行；保证再热蒸汽温度在623℃安全持续运行。
3、建议调试单位对烟气挡板自动、燃烧器摆角自动、再热器减温水自动、辅助风门自动进行反复精细优化，必须保证自动可靠投入。自动不好是直接影响再热蒸汽温度在623℃运行的直接因素之一。
4、建议安装单位要保证锅炉燃烧器角度的精度；保证辅助风门挡板、过再热烟气挡板指示正确；并保证操作可靠和灵活。
5、运行人员重点工作：运行人员邀请锅炉厂和电科院调试人员讲课；在仿真机反复进行汽温调整演练；制定锅炉超温超压管理措施；制定防止锅炉高温氧化腐蚀的运行技术措施；在调试期间认真执行风门挡板，燃烧器摆角、烟气调温挡板、减温水调正门的传动工作，保证灵活正确；将运行人员和调试人员反复精细化调整后的燃烧调整卡做入到热控自动调整逻辑中；运行人员严格执行燃烧调整卡；在运行中不断总结经验，掌握辅助风门、燃烧器摆角、烟气调温挡板、煤量、风量、给水流量、背压、机组负荷等与过再热汽温的变化关系，真正掌握锅炉特性。
6、维护人员重点工作：做好燃烧器设备的监造及现场安装的跟踪，保证辅助风门、烟气挡板的转动灵活，安装符合标准要求；对到货的再热器受热面做好到货验收，确认材质正确，核对有效受热面积。
7、维护部人员热控重点工作：与热工院和电科院调试人员对风门挡板、燃烧器摆角、烟气调温挡板、减温水调整门的自动控制深度调试策略进行讨论确定，保证再热器温度控制的准确性和稳定性。
参考文献：
[1]田集电厂集控规程.
[2]北疆电厂集控规程.
[3]陕西国华锦界能源有限责任公司#5、#6锅炉说明书.
[3]陕西国华锦界能源有限责任公司#5、#6锅炉技术协议.
作者简介：
高贤亮，男，（1971.01-）甘肃永登人，本科，工程师，研究方向：火电厂锅炉安全经济运行、节能、环保。
论文作者:高贤亮
论文发表刊物:《基层建设》2019年第26期
论文发表时间:2019/12/17
标签：负荷论文; 电厂论文; 挡板论文; 温水论文; 烟气论文; 温度论文; 温差论文; 《基层建设》2019年第26期论文;