崔凱峰，陳 臻，曹冬敏

(國(guó)電泰州發(fā)電有限公司，江蘇 泰州 225300)

0 引言

隨著發(fā)電技術(shù)的不斷進(jìn)步和節(jié)能減排要求的不斷深化，二次再熱超超臨界機(jī)組在國(guó)內(nèi)火電建設(shè)中開(kāi)始應(yīng)用。但由于增加了一級(jí)再熱器，鍋爐工藝特性與一次再熱機(jī)組具有較大的差別，被控對(duì)象的強(qiáng)耦合、非線性、大遲滯、時(shí)變、不確定特性更為突出，汽溫控制難度更大[1-4]。本文以泰州公司1000MW二次再熱機(jī)組為例，從機(jī)組本體特性上深入研究，介紹了1000MW超超臨界二次再熱機(jī)組鍋爐再熱汽溫控制策略和優(yōu)化調(diào)整手段。

1 二次再熱機(jī)組汽溫控制難點(diǎn)

泰州公司1000MW二次再熱超超臨界汽輪發(fā)電機(jī)組，鍋爐為SG2710/33.03-M7050型超超臨界直流爐，單爐膛塔式布置、四角切圓燃燒、擺動(dòng)噴嘴調(diào)溫、平衡通風(fēng)、全鋼架懸吊結(jié)構(gòu)、露天布置、采用機(jī)械刮板撈渣機(jī)固態(tài)排渣。鍋爐設(shè)計(jì)煤種為神華煤，鍋爐制粉系統(tǒng)采用中速磨冷一次風(fēng)直吹式制粉系統(tǒng)，每臺(tái)鍋爐配置6臺(tái)中速磨煤機(jī)，BMCR工況時(shí)，5臺(tái)投運(yùn)，1臺(tái)備用。

過(guò)熱器蒸汽出口額定溫度為605℃，一、二再熱器蒸汽出口額定溫度均為613℃[5]。

常規(guī)的一次再熱機(jī)組，過(guò)熱蒸汽和再熱蒸汽的吸熱比為85∶15，增加一級(jí)再熱后主、再熱蒸汽吸熱比例發(fā)生了較大的變化，汽溫控制更加復(fù)雜,汽溫控制難度主要表現(xiàn)在：二次再熱超超臨界機(jī)組動(dòng)態(tài)特性隨負(fù)荷變化大，可能運(yùn)行在亞臨界、超臨界和超超臨界區(qū)域，呈現(xiàn)很強(qiáng)的非線性和變參數(shù)特性；二次再熱超超臨界機(jī)組蓄熱系數(shù)超過(guò)常規(guī)超臨界機(jī)組，對(duì)內(nèi)擾響應(yīng)滯后性增強(qiáng)，響應(yīng)特性無(wú)法預(yù)知，易發(fā)生超溫超壓；二次再熱超超臨界機(jī)組主汽溫、一次再熱汽溫、二次再熱汽溫相互耦合，同時(shí)留給管道金屬材料安全裕量減小，要求參數(shù)波動(dòng)?。灰?、二次再熱汽溫偏差受煙氣流速、煙氣流量分配的影響大[6-7]。

2 二次再熱機(jī)組鍋爐再熱汽溫特性分析

隨著蒸汽壓力的提高，為了提高機(jī)組熱循環(huán)的經(jīng)濟(jì)性，減少汽輪機(jī)末級(jí)葉片中蒸汽濕度，二次再熱超超臨界機(jī)組采用兩級(jí)中間再熱循環(huán)。將超高壓缸出口蒸汽引入鍋爐，重新加熱至高溫，然后再引入高、中壓缸膨脹做功。通常影響一次再熱汽溫和二次再熱汽溫的主要因素有水煤比(通過(guò)主蒸汽溫度變化影響)、煙氣擋板、燃燒器傾角和噴水減溫[8-10]。整個(gè)汽溫系統(tǒng)的輸入輸出關(guān)系見(jiàn)圖1，圖2為鍋爐受熱面布置圖。

圖1 汽溫系統(tǒng)耦合關(guān)系示意圖

圖2 鍋爐受熱面布置圖

一、二次再熱器設(shè)計(jì)的前后煙道深度尺寸比例為58∶42，受熱面積比例和吸熱量比例接近，故在前后煙道流量分配比例固定的情況下，一、二次再熱汽溫的變化趨勢(shì)是一樣的，受熱面布置理論上能夠?qū)崿F(xiàn)內(nèi)在的自然平衡，表1為鍋爐受熱面吸熱比例。

表1 鍋爐受熱面吸熱比例

一、二次再熱器的吸熱比例在各負(fù)荷下基本處于58∶42的比例，低負(fù)荷下略有降低。理論上兩級(jí)再熱器各負(fù)荷下的煙溫、汽溫都是接近的。這就意味著采用擺動(dòng)燃燒器可以對(duì)兩次再熱汽溫同時(shí)起到方向一致的作用，即同高同低[11-13]。表2為燃燒器擺動(dòng)對(duì)再熱蒸汽溫度的影響。

為了平衡低負(fù)荷時(shí)一、二次再熱出口汽溫，在設(shè)計(jì)中引入了煙氣擋板。通過(guò)煙氣擋板的調(diào)節(jié)改變進(jìn)入分隔煙道前后煙道的煙氣量，從而改變一、二次再熱器間的吸熱分配比例來(lái)達(dá)到調(diào)節(jié)一二次再熱器出口溫度的目的。表3為煙氣擋板調(diào)節(jié)對(duì)再熱蒸汽溫度的影響表。

表2 燃燒器擺動(dòng)對(duì)再熱蒸汽溫度的影響表

表3 煙氣擋板調(diào)節(jié)對(duì)再熱蒸汽溫度的影響表

根據(jù)上述實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，可以從理論上確立如下調(diào)溫原則：根據(jù)一、二次再熱蒸汽溫度變化擺動(dòng)燃燒器的擺角，再熱蒸汽溫度高則燃燒器下擺，反之燃燒器上擺，使之對(duì)一、二次再熱器產(chǎn)生同步的影響；當(dāng)一、二次再熱汽中溫度較高的再熱汽達(dá)到額定汽溫后，判斷另一側(cè)再熱汽與設(shè)定值之間的偏差，通過(guò)煙氣擋板調(diào)節(jié)，使該側(cè)汽溫升高，另一側(cè)降低。

3 二次再熱機(jī)組再熱汽溫控制策略

3.1 再熱汽溫調(diào)節(jié)的運(yùn)行要求

在穩(wěn)定工況下，一次再熱汽溫在50%～100%BMCR、二次再熱65%～100%BMCR負(fù)荷范圍時(shí)，保持穩(wěn)定在額定值，應(yīng)維持再熱器出口汽溫613℃，其允許偏差均在+5℃和-10℃之間，再熱蒸汽溫度大于618℃報(bào)警，再熱蒸汽溫度小于603℃為低報(bào)警。在變工況、事故和左右側(cè)汽溫偏差大時(shí)可采用噴水調(diào)節(jié)。鍋爐負(fù)荷<10%BMCR，不允許投運(yùn)再熱蒸汽噴水減溫，各級(jí)噴水減溫調(diào)節(jié)時(shí)應(yīng)滿足減溫后的蒸汽溫度大于對(duì)應(yīng)壓力下飽和溫度15℃。在汽溫調(diào)整過(guò)程中，要加強(qiáng)受熱面金屬溫度監(jiān)視，保證金屬溫度不超限。

3.2 一、二次再熱汽溫控制方案

通過(guò)對(duì)二次再熱機(jī)組鍋爐再熱汽溫特性的理論分析和實(shí)際運(yùn)行要求，本文確定了再熱蒸汽基本調(diào)溫方式為采用燃燒器擺動(dòng)調(diào)節(jié)一、二次再熱汽溫，采用煙氣溫度擋板調(diào)節(jié)一、二次再熱溫偏差，當(dāng)存在超溫趨勢(shì)時(shí)用噴水減溫微調(diào)。在再熱器管道上配置噴水減溫防止超溫情況的發(fā)生和有效控制左右側(cè)的蒸汽溫度偏差。低溫再熱器和高溫再熱器之間布置四點(diǎn)微量噴水減溫，在正常運(yùn)行工況下噴水減溫不投入運(yùn)行，僅在緊急事故工況下投入運(yùn)行，總的噴水能力為3%，管道和閥門的能力按照設(shè)計(jì)噴水量的250%考慮[14]。

3.3 再熱汽溫控制策略

一次再熱蒸汽溫度控制(與二次再熱汽溫控制策略相同)。根據(jù)調(diào)溫原則，確定一次再熱汽溫控制采用燃燒器擺角和減溫水聯(lián)合控制。燃燒器擺角控制系統(tǒng)設(shè)計(jì)為單回路控制系統(tǒng)，控制器采用IMC內(nèi)模控制器，同時(shí)引入總風(fēng)量前饋信號(hào)和磨組合前饋信號(hào)。減溫水控制系統(tǒng)設(shè)計(jì)為串級(jí)控制系統(tǒng)。當(dāng)燃燒器擺角和再熱減溫水同時(shí)投自動(dòng)時(shí)，再熱噴水控制的定值不能由運(yùn)行人員修改，該數(shù)值是燃燒器擺角控制定值加4℃，當(dāng)燃燒器擺角擺至最下方時(shí)，取消這4℃的偏差；當(dāng)再熱汽溫低于減溫水的定值時(shí)，燃燒器擺角是主要的調(diào)節(jié)手段，減溫水基本不參與調(diào)節(jié)。當(dāng)再熱汽溫高于減溫水的定值時(shí)，燃燒器擺角與減溫水共同調(diào)節(jié)。開(kāi)啟減溫水閥門時(shí)，燃燒器擺角閉鎖增，直至減溫水閥門關(guān)閉且保持80s才解除閉鎖增。

根據(jù)再熱器系統(tǒng)的設(shè)計(jì)原理，再熱汽溫以調(diào)節(jié)燃燒器噴嘴擺動(dòng)角為主要手段，輔以煙氣擋板調(diào)節(jié)一、二次再熱溫度偏差，正常再熱溫度調(diào)整時(shí)，減溫噴水量為零，若再熱汽溫高于設(shè)定值一定量，則加入微量和/或事故噴水減溫控制汽溫。一、二次再熱汽溫調(diào)節(jié)系統(tǒng)的設(shè)定值是來(lái)自負(fù)荷的函數(shù)。同時(shí)，設(shè)計(jì)了手動(dòng)設(shè)定溫度偏置，當(dāng)任一組擺角或噴水溫度調(diào)節(jié)M/A站投自動(dòng)時(shí)，可由運(yùn)行人員設(shè)定偏置。燃燒器擺角對(duì)主、再熱汽溫的影響是同時(shí)的，當(dāng)主汽溫偏高、再熱汽溫偏低時(shí)，燃燒器擺角為保證再熱汽溫上擺，主汽溫控制中擺角的微分作為前饋信號(hào)將加速投入噴水；當(dāng)主汽溫偏低、再熱汽溫偏高時(shí)，燃燒器擺角為保證再熱汽溫下擺，主汽溫控制中擺角的微分作為前饋信號(hào)將加速收回噴水；在檢測(cè)主汽溫偏差方向的情況下，同時(shí)用燃燒器擺角的微分作為前饋信號(hào)，對(duì)過(guò)、再熱汽溫解耦[15-16]。

4 一、二次再熱器汽溫優(yōu)化調(diào)整

該廠二次再熱塔式鍋爐在運(yùn)行過(guò)程中存在一次、二次再熱蒸汽溫度達(dá)不到設(shè)計(jì)值的問(wèn)題，月度均值在587℃左右，在低負(fù)荷階段尤為嚴(yán)重，造成鍋爐效率及機(jī)組經(jīng)濟(jì)性大幅降低。根據(jù)鍋爐設(shè)計(jì)，一次再熱蒸汽溫度在50%～100%BMCR、二次再熱蒸汽溫度在65%～100%BMCR負(fù)荷范圍時(shí)，一、二次再熱蒸汽溫度應(yīng)保持在額定值。

4.1 吹灰方式調(diào)整

從鍋爐受熱面布置可以看出，低溫過(guò)熱器受熱面處于最下端，由于低溫過(guò)熱器受熱面的輻射特性，較干凈的低過(guò)受熱面勢(shì)必造成低過(guò)吸熱過(guò)多從而導(dǎo)致鍋爐再熱汽溫低于設(shè)計(jì)值。運(yùn)行數(shù)據(jù)顯示，低溫過(guò)熱器溫升及煙氣溫降均大于設(shè)計(jì)值，說(shuō)明低溫過(guò)熱器受熱面吸熱占較大。針對(duì)此現(xiàn)象通過(guò)減少一、次再熱高再熱段以下區(qū)域重點(diǎn)減少低過(guò)受熱面區(qū)域吹灰頻率，同時(shí)再熱器區(qū)域盡可能的多吹灰，增加再熱器的吸熱，提高再熱汽溫。

4.2 磨組運(yùn)行方式優(yōu)化

通過(guò)磨煤機(jī)的組合方式來(lái)調(diào)節(jié)再熱汽溫與改變?nèi)紵鞯臄[角的原理一樣，都是改變?nèi)紵行膩?lái)調(diào)整再熱汽溫。選取下列磨組運(yùn)行方式，在滿負(fù)荷時(shí)的參數(shù)如表4所示。

表4中參數(shù)表明：高負(fù)荷ABDEF、ABCDF運(yùn)行時(shí)，一、二次再熱器汽溫距額定值甚遠(yuǎn)且汽溫偏差也較大，主要原因是主燃區(qū)分為兩段，降低了爐膛火焰的集中度，使鍋爐燃燒劇烈程度降低，相對(duì)BCDEF磨組合和ACDEF磨組合，主再熱汽溫最低。三種磨煤機(jī)組合中，ACDEF磨組合的汽溫最高；在600MW～800MW區(qū)間，對(duì)比BCDE/CDEF兩種磨組運(yùn)行方式對(duì)應(yīng)的蒸汽溫度， CDEF四臺(tái)磨運(yùn)行時(shí)的再熱汽溫較BCDE四臺(tái)磨運(yùn)行有明顯升高，但排煙溫度、飛灰含碳量也隨著火焰中心上移而增加，鍋爐效率有所下降。由于該鍋爐等離子燃燒器布置在B層，綜合考慮鍋爐運(yùn)行的安全性、經(jīng)濟(jì)性以及操作的便捷性，在高負(fù)荷時(shí)以BCDEF五臺(tái)磨組運(yùn)行、低負(fù)荷以BCDE四臺(tái)磨運(yùn)行最優(yōu)。

4.3 配煤摻燒試驗(yàn)和調(diào)整

燃料成本約占火電運(yùn)營(yíng)成本70%，配煤摻燒挖掘增效已成為當(dāng)前火力發(fā)電廠實(shí)現(xiàn)盈利的重要手段。該電廠二期鍋爐設(shè)計(jì)煤種為神華煤，為降本增效需要，不同時(shí)期摻燒了褐煤、平煤、進(jìn)口印尼煤等性價(jià)比較高的煤種。這些在揮發(fā)份、熱值、硫份、水份及灰熔點(diǎn)都存在的差異，這些差異在其燃燒過(guò)程中必將對(duì)鍋爐運(yùn)行帶來(lái)一系列不同。不同煤種搭配摻燒對(duì)再熱汽溫的影響，見(jiàn)表5。

表4 磨煤機(jī)組合方式影響

表5 不同煤種搭配摻燒對(duì)再熱汽溫的影響

從表5可以看出，隨著入爐煤質(zhì)變差，即發(fā)熱量低、灰分、水分高的的煤種增加時(shí)，同等負(fù)荷所需燃料量、風(fēng)量也增加。對(duì)于受熱面特性為對(duì)流型的一、二次低溫、高溫再熱器受增大的煙氣量影響，汽溫也呈現(xiàn)上升趨勢(shì)[17-19]。

再熱汽溫受入爐灰熔點(diǎn)的影響。增加印尼煤的摻燒比例，入爐灰熔點(diǎn)均值則同步降低，造成低過(guò)受熱面結(jié)焦，低過(guò)受熱面吸熱減少，一、二次再熱器則吸熱增加，汽溫顯著上升。

4.4 風(fēng)門及燃燒器擺角綜合優(yōu)化

為了減小汽溫偏差，提高再熱汽溫，在其他參數(shù)不變情況下，通過(guò)改變UAGP、BAGP水平擺角角度、SOFA(燃盡風(fēng))風(fēng)門開(kāi)度等試驗(yàn)，尋找出最佳組合。

以UAGP、BAGP水平擺角為例，將其分別置于+10°、0°、-10°、-15°、-20°、-25°。由正切切到對(duì)沖、反切逐漸轉(zhuǎn)變的試驗(yàn)中，在正切時(shí)，爐內(nèi)主氣流擾動(dòng)減小，燃燒不完全加劇，出口煙氣中CO含量上升到數(shù)千ppm，造成化學(xué)不完全燃燒熱損失大幅增加；而在噴口水平擺角反切20°時(shí)，主蒸汽、一次再熱蒸汽、二次再熱蒸汽汽溫偏差最小，這有利于汽溫的整體控制和提升。

4.5 供熱對(duì)汽溫的影響

從一次二次冷再抽汽供熱，減少了進(jìn)入再熱器的蒸汽量，有利于提高一、二次再熱汽溫。不同負(fù)荷下二次再熱單臺(tái)機(jī)組供熱能力如表6所示，供熱流量對(duì)再熱汽溫的影響如圖3所示。

表6 不同負(fù)荷下二次再熱單臺(tái)機(jī)組供熱能力

在綜合上述調(diào)整手段基礎(chǔ)上，總結(jié)各負(fù)荷段的調(diào)整經(jīng)驗(yàn)，從供熱流量對(duì)再熱汽溫的影響來(lái)看，一、二次再熱蒸汽溫度水平已明顯改善，見(jiàn)圖3。

圖3 優(yōu)化前后蒸汽溫度與負(fù)荷的關(guān)系

在不同負(fù)荷下，鍋爐過(guò)熱蒸汽溫度偏差較小，再熱蒸汽溫度偏差稍大，但均在可接受的范圍之內(nèi)，見(jiàn)圖4。

圖4 機(jī)組負(fù)荷對(duì)溫度偏差的影響

不同負(fù)荷下，除滿負(fù)荷再熱蒸汽溫度達(dá)到設(shè)計(jì)值外，其它各負(fù)荷再熱汽溫均未達(dá)到設(shè)計(jì)值，主蒸汽、一、二次再熱蒸汽各管汽溫，見(jiàn)圖5。

圖5 機(jī)組負(fù)荷對(duì)蒸汽溫度的影響

5 結(jié)語(yǔ)

本文主要分析了二次再熱機(jī)組汽溫控制策略和調(diào)整優(yōu)化手段。首先從鍋爐受熱面入手介紹了二次再熱機(jī)組再熱汽溫特性，在此基礎(chǔ)上，針對(duì)兩個(gè)再熱器汽溫，采用了以燃燒器擺角和煙氣擋板協(xié)調(diào)動(dòng)作為基礎(chǔ)、輔以噴水減溫的基本控制手段。然后從磨組組合、吹灰、二次風(fēng)門調(diào)整及煤種摻燒配燒等優(yōu)化調(diào)整手段上摸索總結(jié)經(jīng)驗(yàn)。