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[摘 要]陕西渭河发电有限公司，2017年#6机组通流高背压供热改造后，再热汽温不能达到设计温度（537℃），长期处于480℃～510℃之间运行，汽温偏低解决方案。
[关键词]改造；再热汽温；偏低；
中图分类号：TP381 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）10-0047-01
一、设备介绍
1. #6汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的亚临界一次中间再热、单轴、双缸双排汽，反动凝汽式汽轮机。因周边供热取暖需求，2017年将其进行通流高背压供热改造，这是全国首台汽轮机通流部分改造和高背压供热改造项目，也是西北地区第一台高背压供热改造的300MW湿冷机组。机组铭牌，改造前N300-16.7/537/537，改造后C300/240-16.67/0.5/537/537，高压叶片由12级增加到14级，中压叶片由九级增加到12级。纯凝工况低压转子由2×7级变为2×6级。
2.#6锅炉DG-1025/18.2Ⅱ6炉膛前墙及两侧墙靠水冷壁向火侧布置有壁式再热器，再热器分三级：由壁式再热器与布置在烟道内的中间及高温再热器组成。燃烧器采用超低NOx燃烧技术的直流摆动式低氮燃烧器，燃烧器可以上下摆动，改变炉膛火焰中心高度调节再热汽温度，同时设计有减温水调节。每台燃烧器从下向上由A、B、C、D、E、F层一次风和间隔布置的AA、AB、BC、CD、DE、EF、OFA二次风和最上端四层SOFA二次风组成逆向切圆燃烧。制粉系统，由甲、乙、丙、丁四套中间储仓式乏气送粉组成，甲、乙、丙、丁排粉机，对应一次风喷嘴为F、E、D、C、B、A六层24台给粉机，运行方式基本为F、E、D、C上层火嘴来保证再热汽温。
二、分析
1. 通流改造后，汽轮机高压缸做功能力增大，焓降增大，但再热器受热面面积未相应增加，燃料量与燃料特性也未做相应的校核，高压缸的排汽温度比改造前降低了30℃左右，也就是说，再热器入口温度比改造前低了30℃左右。这是造成再热器出口温度低的直接原因。
从表中发现：改造前负荷300MW满负荷还是深度调峰至150MW时，无论主汽温度高或低，高压缸排汽进入再热器的蒸汽汽温保持在330℃左右，再热器进出口有200℃左右的温升。改造后，高压缸排汽进入再热器的蒸汽汽温保持在295℃左右，再热器进出口同样有200℃左右的温升。可见，改造后比改造前进入再热器的蒸汽温度低了30℃左右，再熱器进出口有200℃的温升，那么改造后再热器入口的蒸汽温度在290℃到300℃之间，锅炉方面，再热器受热面面积未增加，燃料量及燃料特性未改造。再热器入口温度加上200℃的温升决定了再热器的出口温度只能维持在500℃左右水平运行。再次，改造后再热器的压力比改造前低了0.2MPa左右，蒸汽压力低，比热容小对热偏差敏感，吸收同样热量时，甲乙侧汽温容易出现偏差。
2. 负荷变化幅度大，变化速度快：负荷的增加与减小，是由网调AGC控制，变化率6MW/min，锅炉燃烧调整滞后于负荷的变化，以及协调系统的惯性大、调节迟缓，燃料放热量滞后于蒸汽所需的吸热量，打破了吸热与放热的平衡关系。再者，网调调整负荷幅度深，摆动大，造成蒸汽流量和风量的波动大，再热汽温下降。
3. 风量的调整迟于负荷的变化量，锅炉的燃烧设计为低氮燃烧器，燃烧采取燃烧区缺氧燃烧，降低燃烧区的炉膛温度，有利于控制NOx的生成。在加负荷过程中，风量的调整自动位或手动位，调整均滞后于负荷的变化，这样会使燃烧区域更加缺风，负荷增加快时氧量能低至零，严重缺风。后果就是燃烧推后至烟道燃烧，汽温上升，随着风量增大，燃料又在燃烧区域燃烧，烟温降低，再热器的对流换热快速下降，致使再热汽温波动大并降低。负荷减小时，风量的调整同样滞后于负荷的变化，燃料量减少，氧量过剩，燃料在燃烧区域充分燃烧，炉膛温度升高，壁再吸收辐射热增大，但是中间及高温再热器在烟道吸收的对流热减少的更大，影响再热器汽温降低。
4. 就地观察炉内的燃烧情况，炉膛出口处，乙侧的火焰明亮，甲侧火焰发暗。火焰中心明显偏向炉膛乙侧，形成烟气走廊，这样就产生了烟气偏差。
三、方案
锅炉方面不会再做改造，只能从运行调整方面寻找解决的方案途径，见如下结论。
1. 保证过热器汽温在535℃～540℃运行，提高高压缸的排汽温度，这一措施在运行中已经做到了保持540℃运行。
2. 燃烧器的摆角摆至最高位，提高火焰中心。
3. 减少制粉系统的故障率，保证上层给粉机运行，提高火焰中心。
4. 随着电负荷的变化，及时调整主汽压力。
240MW以上，主汽压力16.6MPa。
200MW到240MW，主汽压力13MPa到15MPa。
150MW到200MW，主汽压力12MPa到13MPa。
5. 保持氧量在1.5%到2.2%之间，加负荷时，先增加风量，再增加给粉量，保证不缺风运行，这个过程是提高炉内温度的过程，汽温随着放热量的增大而上升，减小汽温的波动。减负荷时先减小风量，再减少给粉量，推迟着火。提高炉膛出口烟温，中高再热器的对流吸热量增大，提高再热汽温。
6. 尤其在减负荷时，首先降压运行，负荷降至200MW时，将主汽压力降至12.5MPa到13MPa。保持甲乙制粉系统运行，保持D、E、F上三层给粉机运行，及时停止丙制粉系统运行。主汽压力降低，汽机调门开大，蒸汽量增大，必然要增大燃料量，炉膛的放热量增强，有利于汽温稳定和升高。
7. 对于燃烧器是否有偏斜要在#6炉大修时做检查，并建议做空气动力场试验，解决再热器运行中甲乙两侧汽温偏差大的问题。运行中观察火嘴F层，运行#1，#3角给粉机的投停，对甲侧汽温影响大。F层#2，#4角给粉机的投停对乙侧汽温影响大，当出现汽温偏差大时可适当地投停F层#1，#3或#2，#4给粉机运行，同时适当开大OFA及FF的二次风挡板开度，充分利用消旋风的作用，消除烟气走廊有利于消除甲乙侧偏差。
四、效果
通过上述方案的实践调整，再热汽温可以达到525℃到530℃以上。
参考文献
[1]陕西渭河发电有限公司《汽轮机运行规程》、《锅炉运行规程》。
[关键词]改造；再热汽温；偏低；
中图分类号：TP381 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）10-0047-01
一、设备介绍
1. #6汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的亚临界一次中间再热、单轴、双缸双排汽，反动凝汽式汽轮机。因周边供热取暖需求，2017年将其进行通流高背压供热改造，这是全国首台汽轮机通流部分改造和高背压供热改造项目，也是西北地区第一台高背压供热改造的300MW湿冷机组。机组铭牌，改造前N300-16.7/537/537，改造后C300/240-16.67/0.5/537/537，高压叶片由12级增加到14级，中压叶片由九级增加到12级。纯凝工况低压转子由2×7级变为2×6级。
2.#6锅炉DG-1025/18.2Ⅱ6炉膛前墙及两侧墙靠水冷壁向火侧布置有壁式再热器，再热器分三级：由壁式再热器与布置在烟道内的中间及高温再热器组成。燃烧器采用超低NOx燃烧技术的直流摆动式低氮燃烧器，燃烧器可以上下摆动，改变炉膛火焰中心高度调节再热汽温度，同时设计有减温水调节。每台燃烧器从下向上由A、B、C、D、E、F层一次风和间隔布置的AA、AB、BC、CD、DE、EF、OFA二次风和最上端四层SOFA二次风组成逆向切圆燃烧。制粉系统，由甲、乙、丙、丁四套中间储仓式乏气送粉组成，甲、乙、丙、丁排粉机，对应一次风喷嘴为F、E、D、C、B、A六层24台给粉机，运行方式基本为F、E、D、C上层火嘴来保证再热汽温。
二、分析
1. 通流改造后，汽轮机高压缸做功能力增大，焓降增大，但再热器受热面面积未相应增加，燃料量与燃料特性也未做相应的校核，高压缸的排汽温度比改造前降低了30℃左右，也就是说，再热器入口温度比改造前低了30℃左右。这是造成再热器出口温度低的直接原因。
从表中发现：改造前负荷300MW满负荷还是深度调峰至150MW时，无论主汽温度高或低，高压缸排汽进入再热器的蒸汽汽温保持在330℃左右，再热器进出口有200℃左右的温升。改造后，高压缸排汽进入再热器的蒸汽汽温保持在295℃左右，再热器进出口同样有200℃左右的温升。可见，改造后比改造前进入再热器的蒸汽温度低了30℃左右，再熱器进出口有200℃的温升，那么改造后再热器入口的蒸汽温度在290℃到300℃之间，锅炉方面，再热器受热面面积未增加，燃料量及燃料特性未改造。再热器入口温度加上200℃的温升决定了再热器的出口温度只能维持在500℃左右水平运行。再次，改造后再热器的压力比改造前低了0.2MPa左右，蒸汽压力低，比热容小对热偏差敏感，吸收同样热量时，甲乙侧汽温容易出现偏差。
2. 负荷变化幅度大，变化速度快：负荷的增加与减小，是由网调AGC控制，变化率6MW/min，锅炉燃烧调整滞后于负荷的变化，以及协调系统的惯性大、调节迟缓，燃料放热量滞后于蒸汽所需的吸热量，打破了吸热与放热的平衡关系。再者，网调调整负荷幅度深，摆动大，造成蒸汽流量和风量的波动大，再热汽温下降。
3. 风量的调整迟于负荷的变化量，锅炉的燃烧设计为低氮燃烧器，燃烧采取燃烧区缺氧燃烧，降低燃烧区的炉膛温度，有利于控制NOx的生成。在加负荷过程中，风量的调整自动位或手动位，调整均滞后于负荷的变化，这样会使燃烧区域更加缺风，负荷增加快时氧量能低至零，严重缺风。后果就是燃烧推后至烟道燃烧，汽温上升，随着风量增大，燃料又在燃烧区域燃烧，烟温降低，再热器的对流换热快速下降，致使再热汽温波动大并降低。负荷减小时，风量的调整同样滞后于负荷的变化，燃料量减少，氧量过剩，燃料在燃烧区域充分燃烧，炉膛温度升高，壁再吸收辐射热增大，但是中间及高温再热器在烟道吸收的对流热减少的更大，影响再热器汽温降低。
4. 就地观察炉内的燃烧情况，炉膛出口处，乙侧的火焰明亮，甲侧火焰发暗。火焰中心明显偏向炉膛乙侧，形成烟气走廊，这样就产生了烟气偏差。
三、方案
锅炉方面不会再做改造，只能从运行调整方面寻找解决的方案途径，见如下结论。
1. 保证过热器汽温在535℃～540℃运行，提高高压缸的排汽温度，这一措施在运行中已经做到了保持540℃运行。
2. 燃烧器的摆角摆至最高位，提高火焰中心。
3. 减少制粉系统的故障率，保证上层给粉机运行，提高火焰中心。
4. 随着电负荷的变化，及时调整主汽压力。
240MW以上，主汽压力16.6MPa。
200MW到240MW，主汽压力13MPa到15MPa。
150MW到200MW，主汽压力12MPa到13MPa。
5. 保持氧量在1.5%到2.2%之间，加负荷时，先增加风量，再增加给粉量，保证不缺风运行，这个过程是提高炉内温度的过程，汽温随着放热量的增大而上升，减小汽温的波动。减负荷时先减小风量，再减少给粉量，推迟着火。提高炉膛出口烟温，中高再热器的对流吸热量增大，提高再热汽温。
6. 尤其在减负荷时，首先降压运行，负荷降至200MW时，将主汽压力降至12.5MPa到13MPa。保持甲乙制粉系统运行，保持D、E、F上三层给粉机运行，及时停止丙制粉系统运行。主汽压力降低，汽机调门开大，蒸汽量增大，必然要增大燃料量，炉膛的放热量增强，有利于汽温稳定和升高。
7. 对于燃烧器是否有偏斜要在#6炉大修时做检查，并建议做空气动力场试验，解决再热器运行中甲乙两侧汽温偏差大的问题。运行中观察火嘴F层，运行#1，#3角给粉机的投停，对甲侧汽温影响大。F层#2，#4角给粉机的投停对乙侧汽温影响大，当出现汽温偏差大时可适当地投停F层#1，#3或#2，#4给粉机运行，同时适当开大OFA及FF的二次风挡板开度，充分利用消旋风的作用，消除烟气走廊有利于消除甲乙侧偏差。
四、效果
通过上述方案的实践调整，再热汽温可以达到525℃到530℃以上。
参考文献
[1]陕西渭河发电有限公司《汽轮机运行规程》、《锅炉运行规程》。