劉洪海, 張 磊

(1. 天津國華盤山發(fā)電有限責任公司，天津 301999；2. 上海發(fā)電設備成套設計研究院有限責任公司，上海 200240)

隨著我國電力改革的進一步深化，如何不斷降低發(fā)電成本、提高企業(yè)效益、提高機組運行的可靠性與經濟性已成為發(fā)電企業(yè)目前面臨的重大課題，而機組節(jié)能降耗是這個課題中的一個主要環(huán)節(jié)。為適應新的形勢，確保電廠技術領先、機組效率高、資源消耗少、經濟效益好，進一步提高競爭力，應積極創(chuàng)造條件，采用先進、成熟的技術對經濟性及安全性較差的落后設備進行技術改造，努力挖掘內部潛力，提高機組的可靠性和經濟性，降低成本，并進一步適應電網深度調峰的要求，促進發(fā)電廠技術裝備水平的提高，減輕對環(huán)境的污染[1]。

面對國家對火力發(fā)電企業(yè)越來越嚴苛的節(jié)能減排要求，現(xiàn)役燃煤機組必須進行相關的節(jié)能降耗工作，以提高機組運行效率，降低發(fā)電成本，提高經濟效益和社會效益。

某電廠俄制超臨界機組由于受當時技術水平的限制，機組整體經濟水平較低，機組設備制造加工水平低，投產初期安全性能基礎較差。從投產至今，在500 MW穩(wěn)定負荷工況下，低溫再熱器入口與一流道兩側受熱面的蒸汽溫度存在10～20 K偏差；同時，為了控制壁溫，部分流道再熱器事故減溫水量增大，給運行人員控制汽溫造成困難，長時間運行會影響機組經濟性。同時，再熱器超溫，運行人員會加大對水冷壁吹灰的頻次，影響機組經濟性及安全性。

1 鍋爐運行現(xiàn)狀

鍋爐為俄制ПП-1650-25-545КТ(П-76型)超臨界壓力、直流、一次中間再熱、平衡通風、固態(tài)排渣煤粉爐。鍋爐設計為室內布置，單爐膛全懸吊結構，左右兩側各有一個豎直煙道，鍋爐整體呈T形結構[2]。

再熱器系統(tǒng)分低溫再熱器和高溫再熱器二級布置，分別布置在鍋爐左右兩側豎直煙道和水平煙道中。再熱蒸汽管路由4條各自可調的管道構成。自高壓缸由2條管道將再熱蒸汽送向鍋爐，在鍋爐處分成4個流道，每個流道在汽-汽熱交換器中又分為2個小流道，見圖1。

圖1 再熱器流道管路布置示意圖

再熱器蒸汽依次通過汽-汽熱交換器中再熱蒸汽對流受熱面КBП-I和КBП-Ⅱ。在КBП-I和КBП-Ⅱ之間設有事故噴水裝置。在鍋爐出口端，流道成對合并，最后由2條再熱蒸汽管道將再熱蒸汽送往汽輪機中壓缸。

現(xiàn)鍋爐低溫再熱器出口(高溫再熱器減溫前溫度)兩側汽溫偏差均達到10 K以上。造成低溫再熱器出口兩側汽溫出現(xiàn)較大偏差的原因[3]有兩方面：

(1) 低溫再熱器入口之前兩側管道本身結構導致的蒸汽流量分配偏差。

(2) 低溫再熱器本身受熱面煙氣側吸熱偏差。

2 煙氣側分析

在電廠分布式控制系統(tǒng)(DCS)采集到低溫再熱器不同管屏的出口壁溫數據，結合高溫再熱器入口溫度、入口壓力、出口壓力，計算出各個流道的屏間熱偏差系數。管排沿從南至北的方向依次編號1～56，機組負荷分別為350 MW、400 MW、450 MW屏間熱偏差系數見圖2。

圖2 低溫再熱器沿寬度方向的熱偏差系數

由圖2可以看出：低溫再熱器兩側吸熱量較少、中部吸熱量較大，可推測出兩側煙氣溫度低，煙氣流速也相對較低，中部煙氣溫度和煙氣流速都相對較高。負荷越高，管屏間吸熱偏差相對越小。

2016年10月，在500 MW穩(wěn)定負荷，對低溫再熱器入口煙氣溫度分布進行測量，左右兩側墻前后低溫再熱器入口煙氣溫度基本相等。因此，目前低溫再熱器出口氣溫偏差(前后溫度偏差為10～20 K)及再熱器事故減溫水量較高的主要原因不是煙氣側偏差。

3 蒸汽側分析

蒸汽側對低溫再熱器出口溫度的影響主要表現(xiàn)在流量偏差方面，在吸熱量相同時，流量大的管道蒸汽溫度增加量較小。由于在同一流道低溫再熱器的兩側未安裝流量計，所以無法直接測量出流道兩側的蒸汽流量，需要對特定點進行溫度測量來計算流量。

低溫再熱器入口溫度是由經過汽-汽熱交換器溫度較高的蒸汽與未經過汽-汽熱交換器溫度較低的旁路蒸汽混合而得，汽-汽熱交換器的旁路管道中有一個倒F形分布的管道分配結構(見圖3)。

圖3 F形管道分布結構

根據倒F形結構靜壓分布的規(guī)律[4]，倒F形結構在末端流量最大，會造成分配管流量分配不均，低溫再熱器入口前(旁路與主路蒸汽混合后)兩邊就存在溫度偏差。

3.1 流量分配安裝測點試驗

試驗須要測量再熱蒸汽經過汽-汽熱交換器加熱后的主管路溫度，以及未經汽-汽熱交換器加熱的旁路溫度，低溫再熱器進、出口的蒸汽溫度，具體試驗方案如下：

(1) 在a、b、c、d、e、f、h、j處以及汽-汽熱交換器的過熱蒸汽進、出口加裝溫度測點(見圖4)。

(2) 選取不同穩(wěn)定負荷段進行試驗。

(3) 選取不同低溫再熱器入口旁路閥開度進行試驗。

(4) 在1-1流道、1-2流道、2-1流道、2-2流道中任選一路或者兩路做試驗，在保持機組穩(wěn)定運行下記錄相關數據。

(5) 根據表格試驗工況進行試驗，每個工況穩(wěn)定10 min后記錄數據。

圖4 再熱汽系統(tǒng)流程圖

3.2 流量分配安裝測點試驗結果

表1(流程1)、表2(流程2)分別為不同負荷以及不同旁路閥開度下的試驗結果。

表1 不同負荷試驗數據記錄表

表2 不同旁路閥開度試驗數據記錄表

3.3 流量分配計算的理論模型

試驗結果選取了350 MW、400 MW、450 MW三個穩(wěn)定負荷進行測量。根據表1記錄溫度數據和DCS讀出的壓力進行計算。再熱蒸汽流量也可以從DCS中直接讀出。

根據質量守恒定律以及能量守恒定律可得：

qm,a+qm,b+qm,c+qm,d=qm,g

(1)

qm,a×ha+qm,c×hc=(qm,a+qm,c)×he

(2)

qm,b×hb+qm,d×hd=(qm,b+qm,d)×hf

(3)

式中：qm,a、qm,b、qm,c、qm,d、qm,g分別表示a、b、c、d、g處工質質量流量，t/h；ha、hb、hc、hd、he分別表示a、b、c、d、e處工質的比焓，kJ/kg。

工質進出低溫再熱器前即進入汽-汽熱交換器進行換熱，進出汽-汽熱交換器后分成兩路分別與過熱蒸汽換熱。兩路工質出口溫度基本相同，考慮到這兩路管道結構基本呈對稱分布，可推測出這兩路中的工質質量流量也基本相同，即

qm,a=qm,b

(4)

根據式(1)～(4)可計算出a、b、c、d四處的質量流量，并計算質量流量偏差，結果見表3～5。

表3 不同負荷下低溫再熱器各流道質量流量偏差計算結果

表4 不同閥門開度低溫再熱器2-1流道流量偏差計算結果

表5 滿負荷下低溫再熱器各流道流量偏差計算結果

3.4 流量分配的計算結果

根據試驗數據整體情況，低溫再熱器入口溫度偏差為2～6 K。根據流量計算結果，旁路產生的流量相對偏差在7%～18%，旁路與主路混合后的流量相對偏差在3%～4%。當旁路閥度較小時，旁路流量偏差大，但旁路蒸汽流量占總流量的比例小，當旁路閥門開度較大時，旁路流量偏差小，但旁路蒸汽流量占總流量的比例大，混合后的兩路蒸汽相對偏差基本保持在3%～4%。假設低溫再熱器同一流道兩側受熱面吸熱相同，該流量偏差會造成低溫再熱器出口處繼續(xù)擴大5～6 K的溫度偏差。蒸汽側的流量偏差總共會造成低溫再熱器出口有7～12 K的溫度偏差。同一流道低溫再熱器出口溫度偏差在10～17 K，另外3～5 K的溫度偏差是由煙氣側造成的。所以，低溫再熱器同一流道兩側出口汽溫偏差主要是由入口旁路的蒸汽側的流量偏差引起的。

4 研究結果

根據壁溫測量試驗，以及試驗中的表盤記錄數據，得出如下結果：

(1) 低溫再熱器由于入口處旁路的倒F形結構，造成旁路產生了7%～18%的流量相對偏差，該流量偏差導致低溫再熱器入口處產生2～6 K的溫度偏差。旁路與主路混合后的流量相對偏差在3%～4%，假設低溫再熱器同一流道兩側受熱面吸熱相同，該流量偏差會造成低溫再熱器出口處繼續(xù)擴大了5～6 K的溫度偏差。蒸汽側的流量偏差總共會造成低溫再熱器出口存在7～12 K的溫度偏差。

(2) 水平煙道中部煙氣相對于邊側煙氣溫度高、流速快，造成水平煙道靠近中部的受熱面吸熱量高于邊側的受熱面吸熱量，引起低溫再熱器出口兩側汽溫偏差繼續(xù)擴大了3～5 K。

5 結語

通過對低溫再熱器系統(tǒng)布置、運行參數進行分析，結合現(xiàn)場試驗和模擬計算，在煙氣側和蒸汽側分別對俄制超臨界機組低溫再熱器入口汽溫偏差原因進行分析。最終結合鍋爐現(xiàn)場實際情況確定加裝調節(jié)蝶閥，改變兩側蒸汽流量分配，解決低溫再熱器入口汽溫偏差和超溫問題，減少再熱器減溫水投用，降低鍋爐吹灰頻率，提高了該機組的經濟性和安全性。