7. 技术中心-提高600MW亚临界湿冷机组再热蒸汽温度改造汇报

1、信智恒久 动力生活技术研究中心2015年5月26日提高600MW亚临界湿冷机组再热蒸汽温度改造汇报1、概况 国华600MW亚临界湿冷机组，自投产以来，均存在低负荷再热汽温低于设计值的问题，机组低氮燃烧器改造后，这一问题更加严重。据统计，13台600MW亚临界湿冷机组，在600MW负荷，再热汽温平均低于设计10；在300MW负荷，再热蒸汽温度平均低于设计值20。影响机组供电煤耗约0.751.5g/(kWh)。 汽轮机通流改造后，高压缸做功能力加强。一般情况，通流改造前后，在相同汽轮机运行方式下，高排温度变化不大。因此，在提高再热汽温改造的方案论证中，可以忽略通流改造前后高排温度变化的影响。 2、

2、现状及分析 国华公司600MW亚临界机组低负荷运行时，普遍存在再热蒸汽出口汽温低于设计值，特别是低氮燃烧器改造后，这一问题更为突出（改造前后普遍相差522），如图所示。图 国华各厂低氮燃烧改造前后300MW再热汽温对比图（注：数据通过PI系统采集，时间为2014年1月1日-12月31日，采集频次为10min/次）2、现状及分析 国华公司10台600MW亚临界机组低氮燃烧器改造后，在300MW负荷再热汽温下降5.9821.6，平均下降10；再热汽温与设计值相差10.4236.41，平均差距为20.43。 机组改造前当前汽温值（300WM)燃烧器改造导致的再热器温降当前与设计值的差距值沧东#253

3、5.56 529.58 5.98 10.42 台山#4532.00 529.00 3.00 11.00 台山#2531.99 527.74 4.26 12.26 台山#1528.17 522.72 5.46 17.28 台山#3532.23 522.64 9.58 17.36 沧东#1537.74 522.13 15.61 17.87 宁海#3527.22 520.34 6.88 19.66 宁海#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：数据通过PI系统采集

4、，时间为2014年1月1日-12月31日，采集频次为10min/次）3、改造方案方案一：末再改造 台山#5、宁海#4、定洲#1和#2机组末级再热器高度增加分别为1100mm、1100mm、2500mm、2500mm。增加面积约9%、9%、24%、24%。重新设计制造并增加其高度，受热面管子材料主要为SA213-T91。 3、改造方案方案二：末再+屏再改造 在末级再热器受热面改造的基础上，屏式再热器增加面积。 机组改造方案示意图4、方案对比 方案一,增加末级再热器管屏高度的方案可以适当的增加再热器吸热量，但整体上对解决低负荷再热汽温问题效果有限。 优点：设计简单、安装方便； 缺点：受限于末再底部

5、空间位置，提升温度有限。 方案二：在方案一的末再增加受热面的基础上，在屏式再热器炉外增加三通管，增加屏式再热器外圈管增加吸热量的方案，在材料允许的条件下能大幅度的提高再热蒸汽出口温度。 优点：温度提升水平较高； 缺点：受热面增加较多，改造工作量较大。5、推荐改造方案机组低氮改前300MW负荷汽温低氮改后300MW负荷汽温 改造方案（方案一：末再改造，方案二：末再+屏再改造）改后温度提升改后效果预测100%THA75%THA50%THA宁海#4523519（预测值）方案一(末再延1.1m)4+8/5（抽汽量65.9t/h提升温度8；抽汽量30t/h提升温度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，还能提高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，还能提高310）540533531台山#5534524（预测值）方案二(末再延1.1m，屏再加1圈）（需进行核算）4+4540537532沧东#1538522方案一(末再延1.1m)（需进行核算）4536531526沧东#2536530方案一(末再延1.1m) (需进行核算）45405385345、推荐改造方案 1、宁海4号机组本次大修包含低氮燃烧器改造、汽轮机通流和抽汽供热改造，最大抽

7、汽量65.9t/h,改后在100%THA、75%THA 、50%THA工况下，因抽汽原因分别可提高再热汽温约6、7、8。 改造方案拟采用方案一，末再延长1.2m,改后抽汽65.9t/h和30t/h,在100%THA、75%THA、50%THA负荷末再出口汽温分别可达540/537、538/535、531/528。 2、定洲#1、#2机组拟采用方案二，末再延长2.5m,屏再靠三通管增加2圈，改后100%THA、75%THA、50%THA负荷末再出口汽温可达到540/540、535/533、533 /531）。 3、沧东#1、#2机组拟采用方案方案一，末再延长1.1m（需核算），改后1号机组100

8、%THA、75%THA、50%THA负荷末再出口汽温可达536、531、526；改后2号机组100%THA、75%THA、50%THA负荷再出口汽温可达540、538、534。 目前沧东尚未对改造方案进行核算，建议尽快委托科研机构进行数据核算。 4、台山5号机组拟采用方案二，末再延长1.1m （需核算），屏再靠三通管增加1圈。改后100%THA、75%THA、50%THA负荷末再出口汽温可达到540、537、532。 6、改后运行措施1、边界条件： 再热入口温度按汽轮机通流改造高排温度设计值-3设计和计算、燃烧器摆角0、不投再热减温水。2、改造后可能出现的现象: （1）通流改造后初期机组一般按

9、单阀运行，高压缸排汽温度较设计值偏高（详见后页）。据计算，高排温度每提高/降低10，再热器出口汽温提高/降低7。 （2）中、低负荷再热汽温满足设计要求；高负荷再热汽温偏高，可能略超设计值。 3、应对措施： （1）燃烧调整试验。改后应开展燃烧调整试验，降低炉膛出口左、右两侧偏差，优化炉内燃烧。（2）优化燃烧器摆角。燃烧器摆角每下摆/上摆15，再热汽温降低/提高10。（3）高负荷可能投入少量再热减温水（不高于10t/h)。高负荷再热减温水流量每增加1t/h，再热汽温降低1；中、低负荷再热减温水流量每增加1t/h,再热汽温降低2。10t/h再热减温水影响供电煤耗升高约0.3g/(kWh)。（4）优化

10、制粉系统投用方式。根据负荷和再热汽温变化，优化磨煤机运行方式，低负荷再热汽温低，投用中、上层磨；高负荷再热汽温较高，投用下层磨。 7、改造影响1、排烟温度的影响： 改造方案是调整锅炉尾部受热面面积，重新分配主、再热器换热比例，优化辐射、对流换热，提高再热器温度。改后，再热器吸热量增加，再热汽温相应提高；过热器尾部受热面因传热温差减小，与改前相比过热减温水量会下降。锅炉辐射、对流受热面换热达到动态平衡。经核算(上海成套院、上海锅炉厂），改后锅炉排烟温度与改前设计值相比，变化1，改造对排烟温度影响很小，可以忽略。2、省煤器出口欠焓的影响： 改后，过热器传热温差较改前减小，省煤器出口欠焓增加。（上海锅炉厂设计省煤器出口欠焓25，最小欠焓10）。经核算，省煤器出口欠焓与改前相比，增加约1，机组安全性增加，满足制造厂要求。3、再热器减温水的影响： 改造原则是在统计分析机组负荷率的前提下，主要提升中、低负荷的再热汽温，同时兼顾高负荷机组经济性。改后，高负荷投下层燃烧器、同时在保证主汽温的前提下，燃烧器摆角下摆。但高负荷再热汽温可能略超设计值，为了保证出口汽温，需投入减温水降温，经核算减温水量可控制在10t/h。 8、建议 （1）提高再热汽温改造，只能以设计工况点（THA工况）核算受热面调整方案，由此计算75%THA、50%THA工况再热汽温变化。