7. 技術(shù)中心-提高600MW亞臨界濕冷機(jī)組再熱蒸汽溫度改造匯報

1、信智恒久 動力生活技術(shù)研究中心2015年5月26日提高600MW亞臨界濕冷機(jī)組再熱蒸汽溫度改造匯報1、概況 國華600MW亞臨界濕冷機(jī)組，自投產(chǎn)以來，均存在低負(fù)荷再熱汽溫低于設(shè)計值的問題，機(jī)組低氮燃燒器改造后，這一問題更加嚴(yán)重。據(jù)統(tǒng)計，13臺600MW亞臨界濕冷機(jī)組，在600MW負(fù)荷，再熱汽溫平均低于設(shè)計10；在300MW負(fù)荷，再熱蒸汽溫度平均低于設(shè)計值20。影響機(jī)組供電煤耗約0.751.5g/(kWh)。 汽輪機(jī)通流改造后，高壓缸做功能力加強。一般情況，通流改造前后，在相同汽輪機(jī)運行方式下，高排溫度變化不大。因此，在提高再熱汽溫改造的方案論證中，可以忽略通流改造前后高排溫度變化的影響。 2、

2、現(xiàn)狀及分析 國華公司600MW亞臨界機(jī)組低負(fù)荷運行時，普遍存在再熱蒸汽出口汽溫低于設(shè)計值，特別是低氮燃燒器改造后，這一問題更為突出（改造前后普遍相差522），如圖所示。圖 國華各廠低氮燃燒改造前后300MW再熱汽溫對比圖（注：數(shù)據(jù)通過PI系統(tǒng)采集，時間為2014年1月1日-12月31日，采集頻次為10min/次）2、現(xiàn)狀及分析 國華公司10臺600MW亞臨界機(jī)組低氮燃燒器改造后，在300MW負(fù)荷再熱汽溫下降5.9821.6，平均下降10；再熱汽溫與設(shè)計值相差10.4236.41，平均差距為20.43。 機(jī)組改造前當(dāng)前汽溫值（300WM)燃燒器改造導(dǎo)致的再熱器溫降當(dāng)前與設(shè)計值的差距值滄東#253

3、5.56 529.58 5.98 10.42 臺山#4532.00 529.00 3.00 11.00 臺山#2531.99 527.74 4.26 12.26 臺山#1528.17 522.72 5.46 17.28 臺山#3532.23 522.64 9.58 17.36 滄東#1537.74 522.13 15.61 17.87 寧海#3527.22 520.34 6.88 19.66 寧海#2517.20 512.24 4.96 27.76 定洲#1528.43 505.73 22.70 34.27 定洲#2525.19 503.59 21.60 36.41 （注：數(shù)據(jù)通過PI系統(tǒng)采集

4、，時間為2014年1月1日-12月31日，采集頻次為10min/次）3、改造方案方案一：末再改造 臺山#5、寧海#4、定洲#1和#2機(jī)組末級再熱器高度增加分別為1100mm、1100mm、2500mm、2500mm。增加面積約9%、9%、24%、24%。重新設(shè)計制造并增加其高度，受熱面管子材料主要為SA213-T91。 3、改造方案方案二：末再+屏再改造 在末級再熱器受熱面改造的基礎(chǔ)上，屏式再熱器增加面積。 機(jī)組改造方案示意圖4、方案對比 方案一,增加末級再熱器管屏高度的方案可以適當(dāng)?shù)脑黾釉贌崞魑鼰崃?，但整體上對解決低負(fù)荷再熱汽溫問題效果有限。 優(yōu)點：設(shè)計簡單、安裝方便； 缺點：受限于末再底部

5、空間位置，提升溫度有限。 方案二：在方案一的末再增加受熱面的基礎(chǔ)上，在屏式再熱器爐外增加三通管，增加屏式再熱器外圈管增加吸熱量的方案，在材料允許的條件下能大幅度的提高再熱蒸汽出口溫度。 優(yōu)點：溫度提升水平較高； 缺點：受熱面增加較多，改造工作量較大。5、推薦改造方案機(jī)組低氮改前300MW負(fù)荷汽溫低氮改后300MW負(fù)荷汽溫 改造方案（方案一：末再改造，方案二：末再+屏再改造）改后溫度提升改后效果預(yù)測100%THA75%THA50%THA寧海#4523519（預(yù)測值）方案一(末再延1.1m)4+8/5（抽汽量65.9t/h提升溫度8；抽汽量30t/h提升溫度5） 540/537538/535531

6、/528定洲#1527506方案二(末再延2.5m，屏再加2圈）11+6.5（氧化皮治理后，還能提高310）540535533定洲#2528504方案二(末再延2.5m，屏再加2圈）11+6.5（氧化皮治理后，還能提高310）540533531臺山#5534524（預(yù)測值）方案二(末再延1.1m，屏再加1圈）（需進(jìn)行核算）4+4540537532滄東#1538522方案一(末再延1.1m)（需進(jìn)行核算）4536531526滄東#2536530方案一(末再延1.1m) (需進(jìn)行核算）45405385345、推薦改造方案 1、寧海4號機(jī)組本次大修包含低氮燃燒器改造、汽輪機(jī)通流和抽汽供熱改造，最大抽

7、汽量65.9t/h,改后在100%THA、75%THA 、50%THA工況下，因抽汽原因分別可提高再熱汽溫約6、7、8。 改造方案擬采用方案一，末再延長1.2m,改后抽汽65.9t/h和30t/h,在100%THA、75%THA、50%THA負(fù)荷末再出口汽溫分別可達(dá)540/537、538/535、531/528。 2、定洲#1、#2機(jī)組擬采用方案二，末再延長2.5m,屏再靠三通管增加2圈，改后100%THA、75%THA、50%THA負(fù)荷末再出口汽溫可達(dá)到540/540、535/533、533 /531）。 3、滄東#1、#2機(jī)組擬采用方案方案一，末再延長1.1m（需核算），改后1號機(jī)組100

8、%THA、75%THA、50%THA負(fù)荷末再出口汽溫可達(dá)536、531、526；改后2號機(jī)組100%THA、75%THA、50%THA負(fù)荷再出口汽溫可達(dá)540、538、534。 目前滄東尚未對改造方案進(jìn)行核算，建議盡快委托科研機(jī)構(gòu)進(jìn)行數(shù)據(jù)核算。 4、臺山5號機(jī)組擬采用方案二，末再延長1.1m （需核算），屏再靠三通管增加1圈。改后100%THA、75%THA、50%THA負(fù)荷末再出口汽溫可達(dá)到540、537、532。 6、改后運行措施1、邊界條件： 再熱入口溫度按汽輪機(jī)通流改造高排溫度設(shè)計值-3設(shè)計和計算、燃燒器擺角0、不投再熱減溫水。2、改造后可能出現(xiàn)的現(xiàn)象: （1）通流改造后初期機(jī)組一般按

9、單閥運行，高壓缸排汽溫度較設(shè)計值偏高（詳見后頁）。據(jù)計算，高排溫度每提高/降低10，再熱器出口汽溫提高/降低7。 （2）中、低負(fù)荷再熱汽溫滿足設(shè)計要求；高負(fù)荷再熱汽溫偏高，可能略超設(shè)計值。 3、應(yīng)對措施： （1）燃燒調(diào)整試驗。改后應(yīng)開展燃燒調(diào)整試驗，降低爐膛出口左、右兩側(cè)偏差，優(yōu)化爐內(nèi)燃燒。（2）優(yōu)化燃燒器擺角。燃燒器擺角每下擺/上擺15，再熱汽溫降低/提高10。（3）高負(fù)荷可能投入少量再熱減溫水（不高于10t/h)。高負(fù)荷再熱減溫水流量每增加1t/h，再熱汽溫降低1；中、低負(fù)荷再熱減溫水流量每增加1t/h,再熱汽溫降低2。10t/h再熱減溫水影響供電煤耗升高約0.3g/(kWh)。（4）優(yōu)化

10、制粉系統(tǒng)投用方式。根據(jù)負(fù)荷和再熱汽溫變化，優(yōu)化磨煤機(jī)運行方式，低負(fù)荷再熱汽溫低，投用中、上層磨；高負(fù)荷再熱汽溫較高，投用下層磨。 7、改造影響1、排煙溫度的影響： 改造方案是調(diào)整鍋爐尾部受熱面面積，重新分配主、再熱器換熱比例，優(yōu)化輻射、對流換熱，提高再熱器溫度。改后，再熱器吸熱量增加，再熱汽溫相應(yīng)提高；過熱器尾部受熱面因傳熱溫差減小，與改前相比過熱減溫水量會下降。鍋爐輻射、對流受熱面換熱達(dá)到動態(tài)平衡。經(jīng)核算(上海成套院、上海鍋爐廠），改后鍋爐排煙溫度與改前設(shè)計值相比，變化1，改造對排煙溫度影響很小，可以忽略。2、省煤器出口欠焓的影響： 改后，過熱器傳熱溫差較改前減小，省煤器出口欠焓增加。（上海鍋爐廠設(shè)計省煤器出口欠焓25，最小欠焓10）。經(jīng)核算，省煤器出口欠焓與改前相比，增加約1，機(jī)組安全性增加，滿足制造廠要求。3、再熱器減溫水的影響： 改造原則是在統(tǒng)計分析機(jī)組負(fù)荷率的前提下，主要提升中、低負(fù)荷的再熱汽溫，同時兼顧高負(fù)荷機(jī)組經(jīng)濟(jì)性。改后，高負(fù)荷投下層燃燒器、同時在保證主汽溫的前提下，燃燒器擺角下擺。但高負(fù)荷再熱汽溫可能略超設(shè)計值，為了保證出口汽溫，需投入減溫水降溫，經(jīng)核算減溫水量可控制在10t/h。 8、建議 （1）提高再熱汽溫改造，只能以設(shè)計工況點（THA工況）核算受熱面調(diào)整方案，由此計算75%THA、50%THA工況再熱汽溫變化。