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

目标考核监督实施组织协调责权到位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0.75～1.5g/(kW·h)。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、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5～22℃），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5.98℃～21.6℃，平均下降10℃；再热汽温与设计值相差10.42℃～36.41℃，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#2535.56529.585.9810.42台山#4532.00529.003.0011.00台山#2531.99527.744.2612.26台山#1528.17522.725.4617.28台山#3532.23522.649.5817.36沧东#1537.74522.1315.6117.87宁海#3527.22520.346.8819.66宁海#2517.20512.244.9627.76定洲#1528.43505.7322.7034.27定洲#2525.19503.5921.6036.41（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）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℃）540/537538/535531/528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3～10）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3～10）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%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/(kW·h)。（4）优化制粉系统投用方式。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。汽轮机调阀运行方式对高排温度影响很大，如图所示在50%负荷时，高排温度最高的为4阀全开滑压，高排温度为335℃；最低为顺序阀定压，高排温度为285℃。图中红线为定洲1号机组实际运行曲线，高排温度为290℃。建议：改后应进行汽轮机性能优化试验，保证机组高效运行。（2）沧东尽快委托科研机构，进行改造方案核算；台山督促科研机构尽快完成核算。汇报结束