主再热汽温

主再热汽温（精选4篇）

主再热汽温 篇1

0 引言

华能福州电厂5#和6#锅炉由哈尔滨锅炉厂有限责任公司引进日本三菱技术制造生产, 型号为HG-2042/26.15-YM3, 采用π型布置、单炉膛、改进型低NOx分级送风燃烧系统、墙式切圆燃烧方式。过热汽温调温方式以煤水比为主, 同时设置三级喷水减温;再热蒸汽采用尾部竖井分隔烟道调温挡板调温, 同时燃烧器摆动对再热蒸汽温度也有一定的调节作用, 在低温再热器入口布置一级事故喷水减温器。

“抓住中间点温度, 燃水比主调, 减温水微调”是超临界直流锅炉主汽温控制的基本思想。在实际运行操作中, 要选择合适的中间点温度, 在不同工况下, 对燃水比的比值要进行精确调整, 同时对喷水减温要进行适当、合理的运用[1]。

福州电厂5#和6#机组自投产以来, 在规定负荷下, 5#机组月平均主汽温约600℃, 再热汽温月平均约590℃;6#机组月平均主汽温约595℃, 再热汽温月平均约583℃, 2台机组主汽温较额定参数分别低5℃、10℃, 再热汽温较额定参数低13℃、20℃。提高主、再热汽温不仅可降低煤耗, 提高机组经济性, 而且可提高汽机安全性。同时, 在当今大力提倡低碳、环保的大环境下, 提高主再热汽温对生产更加洁净的电力能源有着显著作用。

1 福州电厂5#和6#炉主再热汽温较低的原因分析

1.1 受热面氧化皮产生及受热面污染的影响

5#和6#机组在投产初期发生受热面爆管事故, 被迫停机检修。经割管检查发现受热面内有大量氧化皮产生、脱落、结团并堵塞受热面弯头, 从而发生该管道蒸汽流通受阻而超温爆管。

由传热学知识[2]:

式 (1) 中, Φ为热流量, W;A为换热面积, m2;κ为传热系数, W/ (m2·k) ;Δt为温度变化值, K。κ是表示传热过程强烈程度的标尺。

其中:

式 (2) 中, δ为换热材料的厚度, m;λ为导热系数, W/ (m k) ;h1为烟气与金属表面换热系数 (材料吸热) , W/ (m2·k) ;h2为金属表面与蒸汽换热系数 (材料放热) , W/ (m2·k) 。

可知, 受热面产生氧化皮或受热面受到污染, 都将使受热面传热系数κ减小, 使工质温升降低。受热面污染主要原因在于受热面积灰和结焦, 锅炉各受热面的积灰和结焦还将导致排烟温度升高, 煤耗增加, 锅炉效率下降。另外, 受热面污染严重时还会导致金属壁温大幅升高。

1.2 燃用煤种的影响

设计煤种见表1, 在长期运行中发现, 在燃用设计煤种或高热值煤种时, 汽温与设计参数会偏差更大, 这也符合再热器的对流换热特性。在燃用高热值煤种时烟气量减少, 对流换热效率降低, 故而使再热汽温大幅降低。

1.3 空气分配的影响

5#和6#炉燃烧系统采用改进型低NOx (PM) 分级送风燃烧技术以降低NOx的产生。空气分级燃烧是将燃料的燃烧过程分阶段完成, 在主燃烧区 (即高温区) 形成还原性气氛以抑制NOx生成, 在烟温较低区域供给过量空气 (OFA) 以促进燃料充分燃烧, 另外, 在燃烧器上方布置一层附加风 (A-A) 来消除余旋[3], 如图1所示。

理想风量分配情况下, 该燃烧器将使火焰拉长, 以满足炉膛内及出口各受热面烟温要求。当主燃烧区过量空气系数过大时, 一方面NOx生产量大幅增加, 另一方面燃料大量或全部在主燃烧区燃尽, 中间点温度升高, 容易造成出口水冷壁、过热器超温。

1.4 煤水比的影响

煤水比是调整直流锅炉过热汽温的主要手段, 煤水比是指锅炉燃料量与给水量的比值, 理论上, 如果锅炉效率、燃料发热量、给水热焓均保持不变时, 只有保证煤水比不变的情况下, 才能保持主汽温度和压力在额定范围内。直流锅炉因没有汽包、金属壁厚较薄等原因, 蓄热量少, 当负荷变化时, 给水量与燃料量必须及时调节才能保证平衡不被破坏。但在实际运行过程中, 受煤质变化、负荷变化、配风变化、给水温度变化等各种因素影响, 要精确控制煤水比很困难。煤水比的调节以中间点温度为前馈信号, 即以分离器出口蒸汽焓值为前馈信号进行燃料和给水的调节, 当中间点温度选取不当时, 必然使主汽温偏离额定值[3]。

1.5 火焰中心的影响

5#和6#炉采用摆角可调的燃烧器, 炉底采用干式排渣, 在运行中燃烧器的上下摆动、投运不同制粉系统、煤粉细度变化、煤种变化、炉膛负压变化及炉底漏风变化等都会使火焰中心发生变化。由于过热汽温表现的辐射传热特性及再热汽温表现的对流传热特性, 火焰中心上移, 过热汽温降低, 再热汽温升高;火焰中心下移, 过热汽温升高, 再热汽温降低。

2 采取措施

2.1 合理控制金属壁温

主、再热汽温的调整不能以牺牲金属寿命、牺牲安全为代价, 当出现受热面金属壁温超温时应果断采取措施降低金属壁温, 防止超温爆管。金属壁温的测量值在投产初期较为准确, 随着运行时间增加, 温度真实值受到各方因素影响, 如, 氧化皮产生、锅炉保温层脱落、测量原件老化等, 将不同程度失准。

定期维护温度测量元件及保证锅炉保温层合格是确保各蒸汽温度、烟气温度及金属壁温测量真实、准确的必要措施。对每次超温的具体原因应认真分析, 例如火焰偏斜、煤粉管道堵塞、测点故障等。因氧化膜与受热面金属的膨胀系数不同[4], 在发生汽温或壁温骤变时, 有大量氧化皮脱落, 容易堵塞受热面, 因此在调整汽温时应缓慢进行, 避免蒸汽温度及金属壁温大幅波动。尤其在发生壁温严重超温或锅炉缺水时, 严禁大量使用减温水或大幅增加给水量。

2.2 加强受热面吹灰

现代大型工业锅炉都安装有长吹、短吹、空预期吹灰及尾部受热面吹灰 (乙炔吹灰) , 主要是清除受热面积灰, 提高受热面传热性能, 降低排烟温度, 也防止受热面局部受热不均, 产生汽温、烟温偏差。

首先, 同等条件下, 5#炉低温再热器温升较6#炉低温再热器温升要高10℃左右, 5#和6#炉尾部烟道均采用乙炔吹灰方式, 在重新调整乙炔吹灰后, 同等条件下低温再热器温升约提高4℃~7℃, 见表2。

摄氏度

当采取调整二次风门及燃烧器各个角的配风等多项措施均不能消除烟温及汽温偏差时, 除怀疑温度测点外, 应关注受热面是否有积灰和结焦的情况发生。

吹灰可提高受热面换热效果, 降低排烟温度, 但吹灰次数多并非越多越好, 乙炔吹灰频度高则需消耗大量乙炔气体, 造成成本增加, 同时可能造成受热面磨损严重。在实际操作中, 投入长吹, 即过热器、再热器蒸汽吹灰过程中, 主、再热汽温均会有不同程度下降。另外, 蒸汽吹灰频繁、吹灰压力过高或暖管不充分, 也可能会吹损受热面, 造成受热面变形、磨损严重或爆管[5]。

实际运行中发现, 若非特殊煤种等原因, 如灰分大、挥发分低的煤种, 吹灰控制在每12 h投入1次为宜。

2.3 减少烟气蒸汽温度偏差

火电机组, 尤其是600 MW及以下容量的机组, 通常都要参与调峰运行, 在低负荷运行期间, 因燃料量较低, 炉膛烟气充满度低、风量偏差及煤粉管道阻力不同的影响, 容易造成火焰偏斜。另外, 切圆燃烧锅炉在炉膛及水平烟道甚至尾部烟道的烟气可能呈现“螺旋上升运动”[6]。在炉膛出口烟气难免会存有余旋, 如图2, 假设炉膛出口烟气流速ν1 (m/s) , 引风机牵引力形成流速ν3 (m/s) , 则水平烟道左侧烟气流速ν2' (m/s) :

右侧烟气流速ν2'' (m/s) :

因此, 形成流速偏差, 有流速偏差即有烟温偏差, 因末级过热器及再热器表现的对流换热特性, 就形成了汽温偏差。

运行调整过程中, 将分离燃尽风 (附加风) 逐渐开大, 同时将煤粉燃尽风、辅助风、过燃风 (OFA) 在不同负荷下均采用单独控制并适当关小, 左右侧蒸汽温度偏差由调整前15℃左右的偏差降低到5℃以内, 有效降低了烟气、蒸汽温度偏差。

2.4 优化火焰中心高度

负荷高时, 由于炉膛火焰充满度高, 一般较少出现主、再热汽温低温现象, 低负荷时由于燃料较少, 炉膛火焰充满度不高, 容易出现再热汽温低的现象。此时, 应保持上层磨煤机运行, 适当开启下层辅助风, 使火焰中心上移, 并适当减少一次风量, 推迟燃烧, 从而达到提高再热汽温的目的。同时, 总风量不变的情况下, 一次风量减少了, 则二次风量相应增加, 对提高火焰中心高度、推迟燃烧及提高火焰刚度有益, 一次风量的调整可以磨煤机石子煤排放量为参考进行调整。

2.5 优化风量大小及分配

空气是煤粉燃烧的必要条件, 如何调整风量不仅对主、再热汽温有至关重要的影响, 且对排烟温度、厂用电率都有很大影响。在长期运行观察中发现, 高负荷运行时, 主、再热汽温较低负荷时低5℃左右, 在适当增加O2后, 主、再热汽温均有好转, 则说明高负荷运行时存在空气不足、缺氧燃烧的情况。

O2调整应以尾部烟道测量为准, 因5#和6#炉投入脱硝连续运行且采用低NOx燃烧器, 适当降低各层燃烧器风量, 适当提高各层辅助风及燃尽风的风量, 从而达到既使煤粉充分燃烧, 又使燃烧高温区因缺氧而降低NOx产生。

提高辅助风、二次风量还可提高火焰刚性及炉膛烟气充满度, 进一步使火焰中心上移及减少烟温偏差。

2.6 优化升降负荷过程控制

锅炉在升负荷过程中, 为防止金属壁温超温, 均采用先增加给水量, 再增加燃料量的方法, 降负荷过程中则采用先减燃料量再减给水量的方法。由于直流锅炉存在蓄热能力低的特点, 在升降负荷过程中极容易造成主、再蒸汽温度降低。根据直流锅炉特性, 为防止升降负荷过程中主、再热汽温大幅降低, 除了优化增减给水量、燃料量速率外, 可采取在升降负荷过程中, 增减压力偏置或改变煤水比的方法。

通常情况下, 在高负荷运行时锅炉效率较高, 此时, 可适当降低煤水比, 以减少燃料量, 防止煤水比偏离理想值。

2.7 提高中间点温度

“抓住中间点温度, 燃水比主调, 减温水微调”是超临界直流锅炉主汽温控制的基本思想。中间点温度的高低, 则直接反映出主汽温的高低, 正确选择中间点温度, 对提高主汽温有着至关重要的影响。当主汽温提高后, 再热器入口温度也相应得到提高, 则再热汽温也可得到提高。

在投产初期, 发现即使中间点温度达到上限值后, 过热器一、二、三级减温水仍然开度很小或全关。在正常运行中, 过热器减温水应保持一定的开度, 一方面防止异常情况下, 主汽温快速降低时, 能及时关闭, 防止蒸汽带水;另一方面, 防止过热气温异常升高时, 快速开启, 防止壁温和汽温超温[7]。实际操作中, 在逻辑中将中间点温度上限逐步放开上限限制值, 在提高中间点温度上限10℃后, 一、二、三级过热器减温水基本保持20%以上开度, 此时, 主汽温、再热汽温也得到进一步提高。修改前后中间点温度 (过热度) 如表3、表4。

2.8 优化加仓煤种

燃料性质影响燃烧过程, 如果燃料挥发分高, 如褐煤, 着火和燃尽都容易, 则燃烧过程短, 火焰中心较低, 火焰长度较短, 炉膛部分吸热量增加, 中间点温度上升, 水平烟道及尾部烟道对流换热量减少, 主汽温较高, 再热汽温较低;反之, 燃料灰分高、水分大、着火不容易的煤种, 则燃烧过程长, 火焰被拉长且烟气量增加, 炉膛内部换热量略微降低, 中间点温度可达到额定值, 则主汽温可达到额定值, 再热汽温亦可大幅提高。

针对不同煤种的燃烧特性, 在加仓煤种时, 采用将水分大且挥发分大的褐煤隔一层加仓的方法加至中间4台制粉系统, 既可达到拉长火焰、提高中间点温度的目的, 也可达到增大烟气量的目的。

此外, 5#和6#炉设计煤种为22 760 k J/kg, 为进一步提高烟气量, 降低燃料成本, 长期燃用热值较低, 较容易燃烧的煤种, 如褐煤等。

3 经济性分析

在采取以上措施后, 5#和6#炉主汽温提高了4℃左右, 再热汽温提高了6℃左右, 大量节约了发电成本。单独从节约燃煤成本分析, 根据华能福州电厂经济节能指标计算数据, 按平均煤耗290 g/ (k W·h) 得到的主蒸汽温度每变化1℃影响煤耗0.088 g/ (k W·h) , 再热蒸汽温度每变化1℃影响煤0.046 g/ (k W·h) 。以5#机组日均负荷500 MW计算, 平均再热蒸汽温度每提高1℃可计算出1 a可节约标煤500 000×24×365×10-6×0.046=201.48 t, 以每吨标煤1 200元计算全年可节成本约241 776元。平均主蒸汽温度每提高1℃可计算出1 a可节约标煤500 000×24×365×10-6×0.088=385.44 t, 以每吨标煤1 200元计算全年可节约成本462 528元。2台机组每年可节约燃煤成本超过140×104元。

此外, 节约燃煤还将使厂用电率下降, 脱硫、脱硝成本降低。

4 结语

在超超临界直流锅炉的汽温调节中, 主汽温调节应以控制中间点温度为重点, 华能福州电厂采用提高中间点温度, 同时辅以优化二次风风量分配、减小火焰偏斜防止局部超温等方法有效提高了主蒸汽温度;再热汽温的调节应牢牢抓住再热汽温对流传热为主的特性, 华能福州电厂采用提高火焰中心高度、优化吹灰次数、优调整加仓煤种、合理分配风量等方法有效提高了再热蒸汽温度。

参考文献

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[5]鲁忠科, 李继江, 张富.电站锅炉吹灰器及其周围受热面出现的问题与处理[J].华北电力技术, 2008 (7) :22-24.

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[7]李永兴.300 MW电站锅炉过热器减温水调节阀的选用原则[J].电站系统工程, 1997, 13 (5) :26-28.

主再热汽温 篇2

近年来,随着我国国民经济迅速发展,我国逐渐成为能源生产和消费大国。在我国能源应用领域,火力发电占主导地位,装机容量所占比重高,是产能大户,同时又是耗能大户,并且环境污染严重。在电力生产上,近10年来火电装机容量占全国总装机容量的73%以上[1,2],火力发电量(其中主要为煤电)占全国总发电量的80%以上,电煤消费占全国煤炭消费总量的47%以上,近几年火力发电装机容量平均占总装机容量的74%左右,火力发电量占总发电量的80%左右,截至2014年底,火电装机容量突破9亿k W,约占全国总装机容量70%,火力发电量将达到4.5万亿k Wh,约占总发电量的75%,并且据估计到2020年,我国火电机组装机容量将增加4亿~5亿k W[3,4,5]。

虽然随着科学技术的发展,我国火力发电设备越来越完善,技术也越来越成熟,但与发达国家相比,我国火电机组的效率依然偏低,煤耗水平仍然较高。相关统计数据显示,截至2010年,日本火电机组平均供电标准煤耗为299g/k Wh,韩国为300g/k Wh,意大利303g/k Wh,几乎比我国火电机组同年度同类型指标高出50g/k Wh[6,7]。而目前我国火电机组中容量为600MW的亚临界空冷机组仍占很大比例,通过对目前国内外火电行业能耗现状的分析可以看出,我国的亚临界空冷机组的供电煤耗比发达国家标准高40~50g/k Wh,节能潜力巨大[8,9,10]。由于现代火力发电厂的蒸汽循环以朗肯循环为基础,由理论分析可知,提高主蒸汽压力,主蒸汽流量增加,蒸汽在汽轮机内焓降增加,负荷升高,这点有利于机组的经济性,但随着主蒸汽压力的提高,末级排汽湿度增加,这不利于机组的安全运行。因此,综合考虑,同时提高主蒸汽温度和再热蒸汽温度更利于机组的安全经济运行提高蒸汽初温,平均吸热温度提高,则朗肯循环效率提高;同时减少了低压缸排汽的湿气损失,高压端的漏气损失,从而提高了汽轮机的绝对内效率,即提高主蒸汽温度,总可以提高热经济性[11,12]。

鉴于此,针对亚临界空冷机组实际运行过程中煤耗偏高的问题,提出提高主再热蒸汽温度的改造方案,并以某典型600MW亚临界空冷机组为例,详细分析了主再热汽温变化对机组运行特性的影响,从热力学角度揭示了提高蒸汽初参数的经济性;在此基础上,又对机组在不同工况下初参数变化对能耗的影响进行了计算分析,为机组的实际运行和改造提高理论基础。

1 实例机组介绍

文中选取的实例机组为某典型600MW亚临界空冷机组,其锅炉为亚临界参数、一次中间再热的Ⅱ型汽包炉,由上海锅炉厂设计和制造,型号为SG2059/17.5-M915,锅炉设计排烟温度为130℃。其汽轮机组为2×600M W国产空冷机组,安装有2台600MW单轴、三缸四排汽、空冷、中间再热、凝汽式汽轮机,主蒸汽压力为16.67MPa,温度为538℃,再热蒸汽压力为3.41MPa,温度为538℃,回热系统为“三高三低一除氧”布置。机组热力系统流程如图1所示,该机组的主要总体性能参数如表1所示。

2 热力系统建模

2.1 系统主要设备模型

机组的热力学性能可通过EBSILON软件模拟分析,EBSILON软件是专业的电站系统模拟软件,其基于基本物理学原理,主要应用于电站的设计、热力性能评价以及优化。该软件能够较为精确模拟计算电站系统的热力学参数以及系统不同工况下的热力学参数与性能[13,14]。采用该软件对机组热力系统进行建模,为保证模拟结果的准确性,选用的系统主要设备的模型如表2所示。同时,还将EBSILON模型的计算结果与经典热平衡计算结果及汽轮机说明书中数据进行对比,以验证模型的准确性。

2.2 模型准确性验证

根据表2中设备模型,并参照机组汽轮机说明书中汽水流程图,对机组在100%THA工况下的热力特性进行了模拟,由EBSILION软件搭建出的机组100%THA工况模型如图2所示。

为了验证搭建计算模型的正确性与准确性,在此选取机组的2个重要参数,即发电功率、热耗率。将计算模型得出的发电功率、热耗率同京隆电厂汽轮机说明书中两项数据做对比,对比结果如表3所示。模型计算得出发电功率为600.77MW,汽轮机说明书中设计值为600.185MW,两者之差为0.585MW,计算得出相对误差为0.0975%(相对误差<0.1%);模型计算得出热耗率为8076.04k J/k Wh,汽轮机说明书中设计值为8064k J/k Wh,两者之差为12.04k J/k Wh,计算得出相对误差为0.1493%(相对误差<0.2%);可见利用EBSILON软件搭建的模型其正确性与准确性是可以保证的,能够作为其他改造方案的原模型。

3 提高主再热汽温节能效果分析

3.1 热力学分析

根据朗肯循环定理,提高主蒸汽的初温与再热温度会提高平均吸热温度,从而提升蒸汽循环效率,降低能耗。同时,提高蒸汽初温,还可使排汽干度提高,从而减少低压缸排汽湿气损失,提高汽轮机相对内效率。通过工程简化回热算法可对提高主再热汽温的节能效果进行理论分析,其是从热力学的基本原理出发,并对系统进行简化处理,忽略各回热抽气的影响,求得主蒸汽参数偏离目标值造成经济指标的变化[15,16]。

当主、再热蒸汽温度变化时,系统循环由1-b-a-2-3-4-5-6-1变为1a-ba-aa-2a-3-4-5-6-1(见图3)。

结合机组的系统热力计算模型,通过由相关的参数状态变化而引起相关状态点焓值的变化,可求得系统循环热效率的变化率,进而得到机组煤耗率的变化。对于系统1-b-a-2-3-4-5-6-1,循环热效率ηt为:

式中:wa—该动力装置的理想比内功,k J/kg;

q—外部热源供给的热量,k J/kg;

h1、hb、ha—分别为主蒸汽、再热蒸汽冷段、再热蒸汽热段的焓值,k J/kg;

h2、h2'—分别为汽轮机排汽及给水的焓值,k J/kg。

对于系统1a-ba-aa-2a-3-4-5-6-1,循环热效率η't为:

式中:w'a—提高初温后系统的理想比内功,k J/kg;

q'—提高初温后外部热源供给的热量,k J/kg;

h1a、hba、haa—分别为提高初温后主蒸汽、再热蒸汽冷段、再热蒸汽热段的焓值,k J/kg;

h2a—为提高初温后汽轮机的排汽焓,k J/kg。因此机组的供电煤耗率变化Δbms为:

3.2 设计工况下改造方案的节能效果分析

由机组分析可知,其主再热温度仅为538℃,而目前600MW机组主汽温度多在570℃左右,故机组主汽初参数存在一定的提升空间;综合机组汽轮机金属材料强度极限和机组经济性,文中拟将其主再热蒸汽温度由538℃提高到570℃,并利用EBSILON软件对改造方案在设计工况下的节能效果进行计算分析。在模拟过程中做了如下假设:

1)提高主蒸汽温度后汽轮机高压缸进汽比体积增大,其他条件不变时汽轮机高压端漏气损失会变化,文中模拟过程中暂不考虑这种变化。

2)设定提高主再热汽温前后主汽流量不变,主再热蒸汽压力不变,回热系统各级抽汽的压力不变。

3)暂不考虑由于主再热蒸汽参数提高而引起的汽轮机各级相对内效率变化。

在上述假设条件下,改造前后机组各级蒸汽压力、温度等主要热力参数如表4所示,改造前后机组热力学计算结果的对比分析如表5所示。

注:括号内的数值表示蒸汽干度。

从表4中可以看出:

1)将主再热蒸汽温度由538℃提高到580℃后,在主汽流量不变的情况下,各级相对内效率不变,从而回热系统各级抽汽温度升高,抽汽量减少,即汽轮机各级用于做功的蒸汽流量增加。

2)提高主再热汽温后,汽轮机末级干度提高,如原机组七段抽汽干度为0.999,汽轮机排汽干度为0.931;而提高蒸汽初温后七段抽汽变为过热蒸汽,汽轮机排汽干度也提高至0.943;在降低汽轮机末级湿汽损失的同时又可保证其安全运行。

3)提高主再热汽温后,锅炉入炉煤量由原来的73.64kg/s增加至76.35kg/s,这主要是由于改造前后主汽流量不变,而主再热汽温均升高,即蒸汽需要从锅炉吸收更多的热量以达到设定的蒸汽初参数。

由表5可以看出:

1)由于改造后汽轮机主再热蒸汽温度提高,而主汽流量不变,故锅炉入炉煤总热量由1446.7MW增加至1499.9MW,增加约4.0%;

2)改造后机组出功可由600.8MW增加至632.1MW,增加约5.2%;机组净出功可由555.5MW增加至584.4MW,增加28.9MW;同时,由于主蒸汽做功能力提高,汽轮机热耗率由8076.0k J/k Wh降低至7957.9k J/k Wh;

3)改造后机组的发电效率可提高0.61%,由改造前的41.53%提高至42.14%;发电煤耗可降低4.37g/k Wh,由改造前的298.77g/k Wh降低至294.40g/k Wh;供电煤耗可降低4.73g/k Wh,由改造前的323.14g/k Wh降低至318.41g/k Wh。

3.3 变工况下改造方案的节能效果分析

参照机组汽轮机热力说明书其他工况下的汽水流程热力系统图,又分别在80%THA(定压)、75%THA(滑压)、60%THA(滑压)、50%THA(滑压)、40%THA(滑压)5种工况下,以原系统模型为基准进行了提升主蒸汽温度与再热温度的计算,变工况下提高蒸汽初、再热温度EBSILON模型的计算结果如表6所示。

由表6可知:当机组负荷在80%~40%THA工况变化时,提高蒸汽初、再热温度后机组净出功可增加24.53~10.32MW,汽轮机热耗率可降低124.93~142.21k J/k Wh,供电煤耗可降低5.00~5.70g/k Wh;且随着机组负荷的降低,提高蒸汽初、再热温度后的节能效果会逐渐提高;这主要是由于机组在低负荷下运行时,汽轮机通流部分流量减小,各项损失增大,机组运行水平更低,因此,由提高主再热汽温带来的节能效果更加显著。

4 结语

针对亚临界空冷机组实际运行过程中煤耗偏高的问题,提出提高主再热蒸汽温度的改造方案,并以某典型600MW亚临界空冷机组为例,详细分析了主再热汽温变化对机组运行特性的影响,并对机组在不同工况下的节能效果进行了计算分析。研究结果表明:

1)在100%THA工况下,当将其主再热蒸汽温度由538℃提高至580℃时,机组的发电效率可提高0.61%,供电煤耗可降低4.73g/k Wh,节能效果显著。研究结果表明:对于600MW亚临界空冷机组,提高主再热蒸汽温度可带来可观的节能效果。

2)提高主再热汽温后,汽轮机主再热蒸汽做功能力提高,机组平均吸热温度提高,而平均放热温度基本不变,故机组循环热效率提高;同时,回热系统各级抽汽量减少,即汽轮机中用于做功的蒸汽流量增大;此外,由于主再热蒸汽初温提高,汽轮机末级排汽干度增大,使得其末级湿汽损失有所降低。机组在提高主再热汽温后汽轮机组热效率的提高是机组供电煤耗降低的主要原因。

主再热汽温 篇3

关键词：锅炉,再热汽温,改造

锅炉再热汽温偏低问题具有一定普遍性，对发电机组安全经济性有很大影响。江苏新海发电有限公司15号锅炉是WGZ1100/17.45-4型亚临界（330 MW）自然循环汽包炉，中速磨正压直吹式制粉系统，直流式百叶窗水平浓淡燃烧器，四角布置，切向燃烧方式，尾部双烟道布置，烟气挡板调节再热汽温，喷水减温控制过热汽温，容克式三分仓回转式空气预热器，固态出渣，一次再热，平衡通风，全钢构架，露天岛式布置。炉膛上方布置分隔屏过热器、后屏过热器，炉膛折焰角上方布置高温过热器，水平烟道布置高温过热器。尾部竖井烟道分隔为两个平行烟道，前烟道布置低温再热器，后烟道布置低温过热器和省煤器。平行烟道下方分别布置烟气调节挡板。2005年投运后，15号炉再热汽温度长期在525℃左右，严重影响机组经济性，并加速汽轮机末级叶片水蚀[1]。分析了15号炉再热汽温偏低的原因，并据此提出对应的解决方案，2014年方案实施后取得了良好的效果。

1 再热汽温偏低问题分析

1.1 锅炉原设计煤种和主要参数

该锅炉按贫煤设计，设计煤种和校核煤种均为山西贫煤，其煤质分析结果列于表1，这些煤种具有典型贫煤的特性。锅炉设计主要参数见表2。

1.2 锅炉再热汽温偏低的原因分析

1.2.1 锅炉设计特点的影响

15号炉设计炉膛容积为7750 m3,TMCR（汽轮机的最大出力）工况下设计炉膛出口烟气温度为1120.6℃，设计排烟温度为120.9℃（修正后）。该炉炉膛容积比一般同等级的贫煤锅炉大，水冷壁布置多，炉内吸热量多，加选用的排烟温度较低，燃煤量减少，造成炉膛出口烟温降低，辐射吸热百分比多，对流吸热百分比少，导致对流受热面包括再热器的吸热性能、调节性能、变工况特性、热力参数和受热面布置等受影响。

1.2.2 燃用煤种变化的影响

设计煤种为贫煤，干燥无灰基挥发分为15.64%，而实际使用的煤干燥无灰基挥发分在25%以上，锅炉火焰中心相对降低，对再热汽温造成负面影响。

1.2.3 中压供热低于设计值的影响

原机组设计有压力3.541 MPa、流量20 t/h的中压供热，由高压缸排汽（再热冷段）抽取。但实际运行中，中压供热负荷只有5 t/h左右，且为间断供应。因此，造成额定工况下经过再热器的蒸汽流量相对原设计工况多了约15 t/h，导致再热汽温降低了3℃左右。

2 改造前采取的提高再热汽温措施

2.1 人为增大低温再热器侧烟气份额

15号炉投运初期，为了保证再热汽温达到额定值，经常采用低温再热器侧烟气挡板门全开、低过侧烟气挡板门开度15%～20%的运行方式，结果一方面造成再热器烟道的烟速过快，磨损加快，另一方面导致低过侧和低再侧静压差过大，局部位置有烟气从过热器烟道流向再热器烟道，形成烟气射流冲刷受热面管子。因此，在机组投运的最初一年内，低再侧受热面多次出现爆管。为了解决初期锅炉爆管的问题，除采取增装阻流板、防磨护瓦等措施外，控制过热器挡板开度不低于40%。由于限制了过热器挡板开度不低于40%，通过人为增大低温再热器侧烟气份额来达到提高再热汽温无可操作性。

2.2 调整磨煤机运行方式

采用上4台磨运行方式，使炉膛火焰中心上移，对提高再热汽温有一定效果，但排烟温度也随之升高。

2.3 调整各层燃烧器倾角

燃烧器从下至上依次调整如下：A、B层燃烧器倾角调为15°，D层燃烧器倾角调为15°，E、C层燃烧器倾角调为5°，以实现炉膛火焰中心上移。

2.4 高过出口末段管束喷涂KR系列隔热涂料

2007年15号炉高过出口末段管束喷涂隔热涂料，以提升高温再热器入口烟气温度，实现再热汽温提升。涂料使用初期效果较好，但一年后逐渐失效。

采取上述措施后，再热汽温虽有一定改善，但一直在525℃左右徘徊，严重低于设计值。

3 提高再热汽温的其他可能措施

(1）在再热器入口参数一定的条件下，增加再热器的受热面，使烟气中的热量更多地传递给再热蒸汽，以提高再热蒸汽出口温度[2]。

(2）增加高温再热器入口烟气温度，增大传热温压，以提高再热器出口温度。就目前的条件，需要减少高温再热器前其他受热面（如高温过热器、后屏过热器等），但是效果不大，排烟损失也会随之增加，并且过热器受热面的余量不大。

(3）减少再热蒸汽流量，以提高再热器出口温度。经计算即使利用高压缸排汽的中压供热量达到50t/h，也只能提高再热蒸汽温度约9℃，提升幅度有限，并且电厂实际中压供热量只有5 t/h左右。

综上所述，增加再热器受热面积以提高再热汽温度是治本的方法。

4 改造方案

4.1 设计条件

(1）设计煤质。根据实际来煤情况，该改造锅炉煤种由原贫煤改为烟煤，改造设计煤种和校核煤种如表3所示。

(2）锅炉低氮改造。方案设计时，考虑同期锅炉低氮燃烧改造的影响，对锅炉进行了相应的热力计算和校核计算。该次锅炉低氮改造后，燃烧器共有18层喷口，5层一次风喷口，一次风喷口位置与改造前相同9+4（燃尽风）层二次风喷口，主燃区从上至下布置为2-2-1-2-1-2-2-1-2-2-1-2-1-2。在主风箱上部32 400 mm和35 700 mm标高布置燃尽风燃烧器（共分2组，每组2层，可上下及水平摆动），经主风箱顶部的燃尽风喷嘴送入炉膛。燃尽风喷口上下摆动±30°（电动），水平摆动±15°（手动）。一二次风喷口及燃尽风喷口上下摆动可以参与气温调节，燃尽风喷口水平摆动可以调节炉膛出口烟温偏差。

4.2 改造性能技术要求

(1）在锅炉低温再热器垂直段增加受热面积，保证在燃用设计煤种、下4层磨煤机运行方式、75%～100%BMCR工况下，主、再热汽温能达到设计值。

(2）保证新增受热面安全悬吊。

(3）受热面改造后，各段受热面的金属壁温在正常范围内。

(4）新增受热面不得造成锅炉各受热面烟气磨损。

(5）尽可能减少对机组现有系统、设施的影响。

(6）受热面改造后，在燃煤煤质变化范围内，能保证锅炉长期、安全、稳定运行。

(7）改造后，需核算选择性催化还原法脱硝（SCR）装置在50%BMCR工况入口烟温不低于310℃。

4.3 方案实施

(1）在原低再垂直段的前后增加再热器受热面积，前部为3根管绕1匝，横向间距114 mm，纵向为根管，管屏宽度为580 mm；后部为2根管绕1匝，横向间距114 mm，纵向为4根管，管屏宽度为410 mm。原低再垂直段前部增加的受热面积为1211 m2，后部增加808 m2，共增加受热面积2019 m2，增加的受热面为原垂直段的1.98倍。具体布置形式如图1所示。

(2）垂直段焊口在原焊口上150 mm（标高50 630mm），前部3根管子的水平段焊口距离后烟井前墙600 mm（中间两排）及1000 mm（其余管排），后部2根管子的水平段焊口为左侧管夹右侧500 mm处。

(3）新增加的受热面悬吊在再热器的悬吊管上。

(4）在左右包墙上增加人孔，可以满足安装和检修的需要。

(5)IK15、16吹灰器孔位置改为检修人孔门。

4.4 实际效果

2014年6月15日至7月20日完成改造工程，2014年7月27日15号机组启动并网后，锅炉再热汽温可以达到设计值。9月23日至24日，进行锅炉改造后性能试验，试验数据表明，改造后再热汽温达到了设计值，详见表4。

4.5 经济效益分析

通常情况下，300 MW机组再热蒸汽温度每降低1℃，影响机组热耗0.026 8%，影响机组煤耗约0.079g/（kW·h)[3]。改造后，再热汽温由525℃提高到设计值540℃，升高了15℃，因此对应的供电煤耗将降低1.2 g/（kW·h）。15号机组按年运行5500 h，平均负荷250 MW计，改造后每年可节约标煤1650 t；标煤按700元/t计，每年可节约发电成本115.5万元，改造回收期约3年。改造后还可降低低温再热器侧烟气份额，达到减少低再侧磨损的目的。同时，降低了汽轮机低压缸排汽的湿度，使低压缸末级叶片水蚀速度减慢，有利于机组长期安全运行。

5 结束语

15号炉低再通过在垂直段增加受热面，成功地解决了锅炉投产以来再热汽温严重偏低问题，经济效益显著，可供存在相似问题的电厂借鉴。

参考文献

[1]赵振宁,程亮,朱宪然.300 MW锅炉再热器汽温不足问题分析及对策[J].华北电力技术,2013(1):63-66.

[2]孟建国,曹建臣,严林博,等.通过受热面改造解决再热汽温低问题[J].华北电力技术,2010(4):27-31.

主再热汽温 篇4

火电厂锅炉的过热器一般采用耐高温的合金钢制造的,在正常运行时,温度一般接近于材料所允许的最高温度。若过热汽温过高,将导致金属材料热应力过大,对器械造成损坏。若温度过低,则会降低全厂的热效率和影响汽轮机的安全运行[1]。因此,一般要求控制过热汽温在±5℃的范围内变化,过热汽温和再热汽温控制品质的优劣直接影响到电厂机组的安全性和经济性。由于过热汽温的控制对象具有大迟延性、惯性、非线性等特性,很难建立精确的数学模型,同时在实际的生产过程中,考虑到主蒸汽流量和压力,烟气温度和流速的影响,致使被控对象模型参数随着工况参数的变化而变化,这样使得常规PID控制算法控制效果较差,有时甚至无法到达电厂的最低要求指标。

2 存在的问题

目前,国内火电机组的过热和再热汽温控制策略主要采用国外各大DCS厂商提供的组态逻辑,采用了负荷指令前馈+PID反馈的调节方案,其核心思路在于:尽可能的将整个控制系统整定成开环调节的方式,反馈调节仅起小幅度的调节作用[2]。这种方案要求前馈控制回路的参数必须整定得非常精确,对于煤种稳定、机组设备稳定、机组运行方式成熟的国外机组,这种方案是比较有效的,因此一直以来都是国外DCS厂商的推荐方案;但是对于煤种多变、机组控制及测量设备不精确、运行参数经常与设计参数存在较大偏差的国内机组,则控制效果会明显变差。通过对现场运行情况的调研和归纳,在运机组的AGC控制问题主要体现在如下几个方面:

(1)消除扰动能力差,易出现参数大幅波动及调节振荡情况

这是目前机组运行中最普遍出现的情况,机组在大幅度变负荷、启停制粉系统、吹灰等扰动工况下,控制系统常会出现控制不稳定或温度、压力大幅偏离设定值的情况,严重影响运行安全性。

(2)正常AGC调节中,燃料、给水等控制量波动大机组正常AGC运行中,由于AGC指令的频繁反复变化(平均1~2分钟变化一次),使得机组的燃料、给水、送风等各控制量也大幅来回波动,此时虽然主汽压力、温度等被控参数较为稳定,但会造成锅炉水冷壁和过热器管材热应力的反复变化,容易导致氧化皮脱落,大大增加了锅炉爆管的可能性。

(3)再热烟气挡板难以投入自动,机组运行经济性差超(超)临界机组的再热汽温通常采用喷水减温+烟气挡板的调节手段,但由于烟气挡板对再热汽温的滞后很大(控制对象时间常数达十几分钟),采用DCS常规控制方案基本无法投入烟气挡板的自动控制。运行人员只能以再热喷水减温为控制手段来调节,机组运行经济性明显受到影响。

出现上述问题的主要原因是,随着机组工况和煤种的变化,机组被控对象的动态特性已变得越来越差,过程的滞后和惯性已变得越来越大,对象非线性和时变性的特征也越来越明显。由于经典PID控制系统是一个线性控制系统,而实际的机、炉被控对象是一个多变量、强耦合及存在大滞后的高度非线性系统[3],因此,不管对PID控制系统进行如何调整,总是突破不了用线性的控制器来处理非线性对象的这个局限,使得控制品质的改善总是有限的。

因此,要从根本上解决上述问题,应将先进的控制技术如:预测控制、神经网络控制、自适应控制、模糊控制等技术应用到火电机组的优化控制中来。

3 基于大滞后控制技术的过热及再热汽温优化控制策略设计

西门子公司推出的新协调控制系统PROFI,可根据锅炉的非线性模型(神经网络模型)及预测控制技术,对锅炉的“热能”进行预测,从而提前动作给煤量,有效补偿锅炉的惯性,确保机组具有快速的负荷响应速度和平稳的压力变化,这是一种很好的解决问题的思路,但PROFI的价格十分昂贵且核心技术对国内完全保密。

过热汽温和再热汽温控制的最大难点在于其被控过程具有大的纯滞后和惯性时间,且在不同的机组负荷下,汽温被控对象的动态特性会发生较大的变化,而各种扰动(如变负荷、启停磨及吹灰等)对汽温的影响又较快,从而导致较大的汽温偏差。

本项目在借鉴PROFI的控制思想及实现方式的基础上,通过有机融合自适应Smith特性补偿、相位补偿控制、状态变量技术广义预测控制、基于模糊控制理论的智能前馈技术,提出了现代火电机组AGC控制的先进解决方案,成功地应用于平顶山发电分公司两台1000MW超超临界机组过热及再热汽温控制中,有效改善大型火电机组的控制品质,确保了大型火电机组的安全、稳定及高效运行。

3.1 过热及再热汽温优化控制系统的技术方案

传统的过热汽温和再热汽温控制方案均采用了基于PID控制策略的串级控制方案,但对于大滞后的被控对象,PID控制策略很难协调好控制系统快速性和稳定性之间的矛盾,即,为了要抑制汽温偏差,控制系统必须要快速动作,但动作一快,PID控制系统就会振荡,这是由PID的本质特点所决定的[4]。因此,只有采用先进的基于大滞后控制理论的汽温控制策略,才能对过热汽温和再热汽温进行有效控制[5]。

基于先进大滞后控制理论的过热汽温及再热汽温控制方案分别如图1和图2所示。

在上述汽温控制方案中,应用了国际上最先进的大滞后控制理论,具体为:在控制系统的反馈回路中,将多种大滞后控制技术如广义预测控制技术、相位补偿技术及状态变量控制技术有机地融合起来,在确保控制系统稳定性的前提条件下,加快喷水或烟气挡板的调节速度[6]。而在控制系统的前馈通道中,采用了基于操作经验的模糊智能前馈技术,更一步加快喷水或烟气挡板的调节速度,有效地抑制过热和再热汽温的动态偏差。

与过热汽温的喷水被控过程相比,再热汽温的烟气挡板被控过程具有更长的纯滞后时间,且纯滞后会随着机组负荷的变化而变化。因此,在烟气挡板的再热汽温控制回路中,增加了自适应SMITH特性补偿回路,以补偿再热汽温被控对象中可变的纯滞后时间,改善烟气挡板调节再热汽温的特性。

再热汽温事故喷水的控制方案如图2(b)所示。与烟气挡板控制相同,采用广义预测控制器GPC实现反馈控制,前馈采用了模糊智能前馈,并融入了如下控制思想:

(1)当烟气挡板关到某一位置时,烟气挡板的调节余量已较小,可切换到喷水调节再热汽温,以不致使再热汽温过高;

(2)当再热汽温已回调时,应及时关小喷水门,并根据回调情况及时关闭喷水门,尽可能减少喷水流量。

3.2 所采用的基于大滞后控制理论的控制技术

3.2.1 自适应Smith特性补偿策略

自适应Smith特性补偿的控制方案如图3中所示。

LAG-惯性环节;F(x)-十点函数;SUB-减法模块;e-Ts-纯滞后模块

采用该特性补偿方案具有如下二方面的优点:

(1)特性补偿后,使再热汽温的等效被控对象为所选定的数学模型,从而使等效对象的动态特性与机组的负荷无关,有利于对广义预测控制等其它先进控制器的设计和整定;

(2)由于再热汽温的等效对象是人为选定的,与实际再热汽温被控对象的动态特性相比,等效对象具有较小的滞后和惯性,从而使整个再热汽温控制系统具有较强的稳定性和较快的动态响应,这对大滞后对象的控制是十分有利的。

3.2.2 相位补偿控制策略

由于被控对象具有大的惯性和滞后,为了保证控制系统有足够的稳定性裕量,调节器只能整定得很慢,而对大滞后对象,慢的调节作用不可能有好的控制效果[7]。合理的想法是用一个超前动态补偿网络,用它的超前性能来补偿被控对象的惯性和滞后,从而使补偿后的等效对象具有滞后较小的特性,这样可在保证控制系统稳定性不变的前提下,加快调节器的动作速度,从而有效抑制汽温的变化,相位补偿技术的控制思想如图4所示。一般而言,相位补偿网络可使补偿后的等效对象的模型阶次比原对象的模型阶次降低二阶。

相位补偿环节一般采用:

参数选择原则为:a=3~5;ζ=0.7~1;τ=(0.3~0.5)T(假定被控对象是一个高阶的多容惯性环节,T为惯性时间)。

3.2.3 基于状态变量技术的控制策略

以再热汽温控制为例说明状态变量控制技术,当锅炉负荷发生变化时,在再热器中蒸汽流程上的各点温度总是先于再热汽温的变化,如果控制系统根据这些流程上的各点温度进行调节,一旦这些温度发生变化,控制系统马上动作、及时调节,就能取得好的控制效果。但是,在高温再热器上加装温度测点是不现实的,这就自然想到了用再热器的动态数学模型来估计这些温度值(即称状态变量),然后,根据这些估计出来的温度值来进行调节。这就构成了状态变量控制系统,其控制思想参见图5所示。由此可见,由于采用了状态变量控制技术,可以加快及提前烟气挡板的动作,从而有效抑制再热汽温的最大动态偏差。

若采用再热器流程上的各点汽温参与再热汽温的控制,则可以在再热汽温改变之前就能提前改变烟气挡板的开度,从而有效抑制再热汽温的动态偏差。

3.2.4 基于模糊控制理论的智能前馈技术

以再热汽温控制为例说明智能前馈技术:

对于象再热汽温这样的大滞后和大惯性过程,设计合理的前馈控制是十分必要的。在新型的再热汽温控制系统中,采用了基于机组负荷指令的前馈及基于再热汽温偏差及偏差变化率的智能前馈。其中,基于机组负荷指令的前馈又分为负荷小范围内变化及大幅变化时的二种前馈信号,该类前馈量与变负荷速率、负荷指令大小以及再热汽温的实际运行情况有关。

在实际运行过程中,运行人员往往可以根据再热汽温的偏差及偏差变化率来快速调整烟气挡板的开度,而这种快速的操作思想完全可以通过智能前馈控制器来实现,主要的设计过程如下:

采用模糊集合理论,将再热汽温偏差△et在[-20℃,20℃]内分为七个模糊子集{NB,NM,NS,ZO,PS,PM,PB},代表{负大,负中,负小,零,正小,正中,正大};偏差变化率d△et/dτ在[-3℃/min,+3℃/min]内也分为七个模糊子集{NB,NM,NS,ZO,PS,PM,PB};智能前馈量的调整范围为[-15%,+15%],也分为七个模糊子集[8]。模糊子集的划分应根据现场的运行情况及相关的操作经验,不是等间隔的划分。模糊子集划分后,可采用如下模糊前馈控制规则表:

4 成果应用分析

过热及再热汽温优化控制策略是针对现代火电机组大滞后汽温控制对象存在参数波动大及不能很好适应煤种变化等实际问题,通过有机融合自适应Smith特性补偿、相位补偿控制、状态变量技术广义预测控制、基于模糊控制理论的智能前馈技术。经过控制策略调试,发现投入新的控制策略后,#2机组的AGC稳态和动态性能均有了明显的提高,现通过平顶山发电分公司相似扰动工况下的各种运行参数的对比,说明大滞后控制技术的优越性。

图5~8列出了#1、#2机组的负荷、主汽压力、主汽温度、再热汽温的运行曲线,可以看出,投入新的控制策略后机组在各个方面均远远优于原有系统,特别是主汽温控制非常优秀,在各种变负荷、启停制粉系统的扰动下最大温度控制偏差<±5.0℃,且95%以上的时间内温度控制偏差均<±3.0℃。而原有的控制策略的主汽温度控制则动辄出现15~20℃幅度的偏差。

5 结束语

通过有机融合自适应Smith特性补偿、相位补偿控制、状态变量技术广义预测控制、基于模糊控制理论的智能前馈技术,提出了现代火电机组大滞后控制对象的先进解决方案,成功地应用于平顶山发电分公司两台1000MW超超临界机组过热及再热汽温控制中,有效改善大型火电机组的控制品质,确保了大型火电机组的安全、稳定及高效运行。

摘要：国产1000MW超超临界机组过热及再热汽温控制大部分采用负荷前馈+PID的传统控制策略,对于大滞后大惯性的控制对象,调节品质不佳,加上大部分电厂煤质变化快和经常断煤的情况时有发生,造成主蒸汽温度、主蒸汽压力、燃料量、给水量等主要参数频繁波动,时常出现锅炉超温现象。平顶山发电分公司在原有控制系统基础上引进大滞后控制技术,采用自适应Smith特性补偿、相位补偿控制、状态变量技术广义预测控制、基于模糊控制理论的智能前馈技术等先进的控制策略,使调节品质大幅度提高,将困扰运行人员的再热烟气挡板自动成功投入,减少了再热器减温水量,一定程度上提高机组安全性和经济性。

关键词：超超临界,智能前馈,相位补偿,预测控制

参考文献

[1]常太华,江清潘,朱红路.火电厂过热汽温系统内模控制研究[J].华东电力,2009,37(12):2077-2080.

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[3]张洁琦,刘弘.神经PID控制在电厂主汽温控制中的应用[J].计算机工程与应用,2006,(30):202-204.

[4]刘志远,吕剑虹,陈来九.智能PID控制器在电厂热工过程控制中的应用前景[J].中国电机工程学报,2002,22(8):128-133.

[5]刘春艳,曲尔光.基于神经网络的PID控制器在电厂热工过程中的应用研究[J].电力学报,2007,22(3):305-308.

[6]CHO G.B,KIM P.H.A precise control of AC servo motor using neural network PID controller[J].Curr ent Science,2005,89(1):23-29.

[7]MARABA V.A,KUZUCUOGLU A.E.Speed control of an asynchronous motor using PID neural network[J].Studies in Informatics and Control,2011,20(3):199-208.