06-邹仁-国内首台660MW超超临界二次再热燃煤机组调试及

国内首座国内首座660MW660MW二次再热燃煤电厂二次再热燃煤电厂调试及运行的主要问题探讨调试及运行的主要问题探讨华能安源发电有限责任公司华能安源发电有限责任公司 茅义军茅义军2012016 6年元月年元月1212日日660MW660MW二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨一一、华能安源电厂二次再热机组简介华能安源电厂二次再热机组简介二二、二次再热机组吹管方式探讨；二次再热机组吹管方式探讨；三三、主汽及二级再热汽温调整方式探索；主汽及二级再热汽温调整方式探索；四四、二次再热机组启动方式探索；二次再热机组启动方式探索；五五、二次再热机组运行的其他问题探讨二次再热机组运行的其他问题探讨。汇报目录660MW660MW二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨华能安源电厂华能安源电厂二次再热机组简介二次再热机组简介660MW660MW二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨主机主机生产生产单位单位主要参数主要参数锅炉锅炉哈锅厂哈锅厂HG-1938/32.45/605/623/623-YM1汽轮机汽轮机东汽厂东汽厂N660-31/600/620/620华能安源电厂“上大压小”新建工程华能安源电厂“上大压小”新建工程异地建设异地建设2 2660MW660MW超超超临界二次再热凝汽式燃煤超临界二次再热凝汽式燃煤发电机组。发电机组。20132013年年6 6月月2828日正式开工日正式开工，#1#1、#2#2机组分别于机组分别于20152015年年6 6月月2727日和日和8 8月月2424日顺利通过日顺利通过168168小时小时满负荷试运，成为国内首座投产的二次再热机组，也标志着国内满负荷试运，成为国内首座投产的二次再热机组，也标志着国内自主开发与设计的燃煤发电技术进入了一个新的技术层次。自主开发与设计的燃煤发电技术进入了一个新的技术层次。一、华能安源电厂二次再热机组简介一、华能安源电厂二次再热机组简介660MW660MW二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热机组的热效率比一次再热机组提高二次再热机组的热效率比一次再热机组提高1.5%1.5%-2%2%左右。相左右。相比常规一次再热机组，二次再热锅炉多了一级再热，汽轮机增加比常规一次再热机组，二次再热锅炉多了一级再热，汽轮机增加了超高压缸。了超高压缸。1.11.1、二次再热机组基本原理：、二次再热机组基本原理：660MW660MW二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨本工程由于采用二次再热超超临界发电技术，机组设计发本工程由于采用二次再热超超临界发电技术，机组设计发电煤耗为电煤耗为262.13 g/262.13 g/kW.hkW.h，生产厂用电率，生产厂用电率3.36%3.36%，全厂循环热效，全厂循环热效率为率为46.92%46.92%,从设计节能指标来看，处于从设计节能指标来看，处于600MW600MW级国内及世界领级国内及世界领先水平。先水平。序号序号项目项目单位单位数值数值1 1发电标准煤耗发电标准煤耗g/kW.hg/kW.h262.13262.132 2供电煤耗供电煤耗g/g/kW.hkW.h271.24271.243 3全厂热效率全厂热效率%46.9246.924 4厂用电率厂用电率%3.363.361.21.2、设计指标：、设计指标：660MW660MW二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨1.31.3、锅炉：、锅炉：660MW660MW二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨锅炉由哈尔滨锅炉厂生产，型号为HG-1938/32.45/605/623/623-YM1，二次中间再热、超超临界直流型锅炉。锅炉最大连续出力1938t/h，效率为94%，主汽压力32.45 MPa、温度605，一/二次再热汽温623。炉膛上部配置分隔屏过热器、后屏过热器、末级过热器、高压高温再热器、低压高温再热器、尾部烟道受热面（分别为前烟井高压低温再热器和省煤器、后烟井低压低温再热器和省煤器）。设置尾部烟气调节挡板装置，用来分配烟气量，以调节再热蒸汽出口温度偏差。在SCR烟道入口布置有再循环烟气抽烟口，左右两根抽烟管道引入烟气再循环风机入口混合烟道，经扩容降尘后由三运一备的烟气再循环风机将烟气从燃烧器底部送入炉膛。锅炉采用切圆燃烧方式，主燃烧器布置在水冷壁的四面墙上。SOFA燃烧器布置在主燃烧器区上方水冷壁的四角，以实现分级燃烧降低NOX排放。660MW660MW二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨汽轮机由东汽生产，31MPa/600/620/620单轴、两次中间再热、四缸四排汽凝汽式汽轮机，分别有超高压缸、高中压合缸和两个低压缸。汽机本体总长约37.3m37.3m、汽轮发电机组总长50.45m50.45m。1.41.4、汽机：、汽机：超高压模块高中压合缸低压缸660MW660MW二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨高压、中压主汽调高压、中压主汽调节阀双层布置节阀双层布置2只超高压主汽调只超高压主汽调节阀悬挂于机头侧节阀悬挂于机头侧高中压合缸高中压合缸筒形高压缸筒形高压缸1016末叶低末叶低压模块压模块660MW二次再热汽轮机组二次再热汽轮机组660MW660MW二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨1.51.5、热力系统：、热力系统：四高五低一除氧四高五低一除氧+#2+#2、4 4蒸冷蒸冷+#7+#7、9 9低加低加疏水泵疏水泵660MW660MW二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二二、二次再热机组吹管方式探讨二次再热机组吹管方式探讨660MW660MW二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨2.12.1、二次再热机组吹管流程图、二次再热机组吹管流程图一次再出口一次再入口 过热器出口启动分离器高压主汽门一次再热热段管正式管道临时管道一次再热冷段管主蒸汽管二次再出口二次再入口二次再热热段管高压旁路阀临时门1超高压主汽门中压主汽门二次再热冷段管消音器中压旁路阀低压旁路盲板疏水门疏水门疏水门靶板器临时门2疏水门疏水门临时门3临时门4疏水门堵板1堵板2堵板3堵板4大小头大小头一阶段：吹一次汽系统一阶段：吹一次汽系统二阶段：一次汽系统二阶段：一次汽系统+高压再热汽系统高压再热汽系统三阶段：一次汽系统三阶段：一次汽系统+高压高压再热汽再热汽+低压再热汽低压再热汽660MW660MW二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨一阶段：吹一次汽系统（含高旁）一阶段：吹一次汽系统（含高旁）二阶段：一次汽系统二阶段：一次汽系统+高压再热汽系统（含中旁）高压再热汽系统（含中旁）三阶段：一次汽系统三阶段：一次汽系统+高压再热汽高压再热汽+低压再热汽低压再热汽2.22.2、二次再热机组吹管三阶段、二次再热机组吹管三阶段660MW660MW二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨按照方案，用主汽两个临冲门的开关来控制吹管。在机组试吹阶段，按照方案，用主汽两个临冲门的开关来控制吹管。在机组试吹阶段，开临冲门开临冲门1 1与临冲与临冲2 2两个中的任一一个时，吹管系数仅能达到两个中的任一一个时，吹管系数仅能达到0.50 0.50 0.550.55左右，吹管系数一直小于左右，吹管系数一直小于1 1，分析其原因为由于主汽压力高达，分析其原因为由于主汽压力高达32.45MPa32.45MPa，主，主蒸汽管道内径为仅为蒸汽管道内径为仅为254mm254mm，主汽管道通流面积小所致。，主汽管道通流面积小所致。2.22.2、二次再热机组吹管暴露出来的问题、二次再热机组吹管暴露出来的问题之后将之后将临冲门临冲门1 1与临冲与临冲2 2同时打开时同时打开时，则吹管系数可达到，则吹管系数可达到0.75 0.75 0.780.78左右，仍然无法满足吹管系数大于左右，仍然无法满足吹管系数大于1.01.0的要求。的要求。660MW660MW二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨通过仔细检查，并在临冲门安装压力表，检查发现吹管时临冲前后的通过仔细检查，并在临冲门安装压力表，检查发现吹管时临冲前后的差压可达到差压可达到3.5 3.5 4.0MPa4.0MPa左右，左右，大大高于临冲门正常的管道阻力，推测在大大高于临冲门正常的管道阻力，推测在临冲门打开后，流经临冲门的蒸汽形成阻塞流，导致流过单个临冲门蒸汽临冲门打开后，流经临冲门的蒸汽形成阻塞流，导致流过单个临冲门蒸汽流量受限，因而造成吹管系数随着开临吹个数增加而成比例增加。流量受限，因而造成吹管系数随着开临吹个数增加而成比例增加。2.22.2、二次再热机组吹管暴露出来的问题、二次再热机组吹管暴露出来的问题660MW660MW二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨基于这种判断的原因，为提高吹管系数采取将两个临吹门基于这种判断的原因，为提高吹管系数采取将两个临吹门和超高压旁路门等三个临冲门同时打开的方式，增加吹管蒸汽和超高压旁路门等三个临冲门同时打开的方式，增加吹管蒸汽通流个数，使过热器系统吹洗的动量明显增大，实现了吹管系通流个数，使过热器系统吹洗的动量明显增大，实现了吹管系数数11的目的。的目的。2.22.2、二次再热机组吹管暴露出来的问题、二次再热机组吹管暴露出来的问题660MW660MW二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨吹管吹管顺序顺序号号临冲临冲状态状态时间时间分离分离器出器出口压口压力力(MPa(MPa)分离分离器出器出口温口温度度()过热过热器出器出口压口压力力(MPaMPa)过热过热器出器出口温口温度度()最大最大压降压降时分时分离器离器压力压力(MPa)(MPa)最大压最大压降时过降时过热器压热器压力力(MPaMPa)最大最大压降压降(MPa(MPa)过热过热器吹器吹管系管系数数备注备注3 3开门开门17:47:2217:47:226.566.562822826.586.583523525.865.864.684.681.181.180.780.78临冲门临冲门1 1、2 2打开打开关门关门17:49:4517:49:455.15.12712714.054.052662661717开门开门20:44:1020:44:107.137.132872877.167.162882886.0196.0194.844.841.171.175 50.780.78临冲门临冲门1 1、2 2打开打开关门关门20:46:2620:46:265.05.02702704.074.072652655555开门开门19:34:0919:34:097.197.192892897.217.213233236.116.114.54.51.611.611.071.07临冲门临冲门1 1、2 2、3 3打开打开关门关门19:35:3219:35:325.375.372762764.004.003343345757开门开门19:44:0019:44:008.298.292972978.38.33563567.207.205.425.421.781.781.181.18临冲门临冲门1 1、2 2、3 3打开打开关门关门19:45:4019:45:405.25.22802803.853.85296296华能安源电厂华能安源电厂1 1号锅炉第一阶段吹管参数（号锅炉第一阶段吹管参数（20152015年年0404月月0505日日4 4月月6 6日）日）2.32.3、二次再热机组吹管参数记录、二次再热机组吹管参数记录660MW660MW二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨三三、二级再热汽温调整方式探索二级再热汽温调整方式探索660MW660MW二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨660MW660MW二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨安源电厂的主蒸汽温度的调节是通过调节水煤比、辅以喷安源电厂的主蒸汽温度的调节是通过调节水煤比、辅以喷水减温，从机组运行情况来看，水减温，从机组运行情况来看，主汽温度基本能达到要求。主汽温度基本能达到要求。再热汽温度是通过调整喷燃器摆角再热汽温度是通过调整喷燃器摆角+烟气再循环烟气再循环+烟气档板烟气档板来完成，从机组投产以来的运行情况看，机组各负荷工况下一来完成，从机组投产以来的运行情况看，机组各负荷工况下一、二次再热汽温控制达到设计值呈现不同的情况。、二次再热汽温控制达到设计值呈现不同的情况。喷燃器摆角喷燃器摆角+烟气再循环调节两级再热汽温度高低，尾部烟气档板用于调烟气再循环调节两级再热汽温度高低，尾部烟气档板用于调节一次再热汽温与二次再热汽温偏差。节一次再热汽温与二次再热汽温偏差。三三、主汽及二级再热汽温调整方式探索；主汽及二级再热汽温调整方式探索；660MW660MW二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨（1）高负荷时（528MW，80%），四台炉烟风机运行，再循环烟气流量达到320T/H，高于设计流量，燃烧器摆角尽量上摆，再热汽温基本上可达到设计值附近，约610-620；（2）中负荷时（396MW，60%），采用同样的调节手段，再热汽温只能达到600-610；（3）低负荷时（330MW，50%），考虑锅炉燃烧温度不宜太低影响安全，再循环烟气流量需适当降低，再热汽温最高只能达到590 600 左右。3 3.1 1、二级再热汽温目前实际运行情况；二级再热汽温目前实际运行情况；660MW660MW二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨本工程批准建议时期处于煤价最高时期，考虑燃煤难以采购及多掺烧本地劣质煤的原因，设计煤种发热量仅4458大卡/千克。机组投产后，因煤炭市场供大于求，入炉煤的实际发热量约4800 5100大卡/千克之间，较设计煤种要好。故而在正常运行中，烟气流量要比设计值也要小，对再热汽温存在一定的影响。通过优化调整试验及性能试验的数据可知，锅炉再热汽温难调煤炭发通过优化调整试验及性能试验的数据可知，锅炉再热汽温难调煤炭发热量高低虽有一定的影响，但并非根本因素，最主要还是水冷壁与过热器热量高低虽有一定的影响，但并非根本因素，最主要还是水冷壁与过热器吸热偏大、两个低温再热器吸热量不足造成。吸热偏大、两个低温再热器吸热量不足造成。3 3.2 2、锅炉设计煤质说明：锅炉设计煤质说明：660MW660MW二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨优化磨煤机的组合运行方式，燃烧器由常规的下层改为从上层开始投用，即将C/D/E磨定位为主力磨煤机，尽可能用上层磨运行。低负荷三台磨煤机运行时由原来常规采用A/B/C磨改用C/D/EC/D/E磨磨，以提高锅炉火焰中心。通过以上运行优化调整，明显有助于提高再热汽温。3 3.3 3、提高锅炉燃烧火焰中心高度：提高锅炉燃烧火焰中心高度：660MW660MW二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨DCS画面摆角开度%一次再热汽温二次再热汽温50590.09589.9130593.82593.3320594.14594.01燃烧器设计可以摆动以调节再热汽温。其中一次风可上下摆动20度，二次风门可上下摆动30度。DCS画面上摆角开度50%对应的摆角在水平位置，摆角开度100%对应摆角下倾最大，摆角开度0%对应上倾最大。2015年6月22日#1机组660MW负荷，我们对燃烧器摆角进行了调节，测试在满负荷期间燃烧器摆角对再热汽温提升的幅度。试验参数见下表：3 3.4 4、摆动燃烧器喷嘴角度提高再热汽温摆动燃烧器喷嘴角度提高再热汽温660MW660MW二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨从上表可以看出，660MW负荷在其它条件不变的情况下，调整燃烧器摆角对能提高一定的再热汽温，当摆角开度从50%下降到30%时，一次再热汽温提高了3.73，二次再热汽温提高了3.42；当摆角开度从50%下降到20%时，一次再热汽温提高了4.05，二次再热汽温提高了4.1。调整摆角时角度过大时，因喷嘴存在卡涩等现象剪力销有时间断脱，造成四角不同步，故目前两炉的摆角DCS画面上开度均维持在2030%之间。3 3.4 4、摆动燃烧器喷嘴角度提高再热汽温摆动燃烧器喷嘴角度提高再热汽温660MW660MW二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨为加强低负荷时二次再热汽温的控制，加强尾部的对流换热能力，采用了锅炉炉烟再循环系统。原设计方案原设计方案优化后方案优化后方案3 3.5 5、烟气再循环调节汽温660MW660MW二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨炉烟再循环风机最终配置情况为每台炉四台，流程如图所示。3 3.5 5、烟气再循环调节汽温660MW660MW二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨项目单位BMCRECRTHA75%THA50%THA40%THAHTO50%BMCR再循环烟气温度386383379362341328296347烟气再循环百分比%13.213.514.52024254.822烟气再循环量Kg/h327367 326819 328479 351087 315372 249956 111866 324264 混合后烟气总量kg/h28074202747700259385021065201629420124978024424101798190根据锅炉厂给定性能数据，锅炉再循环风量数据如下根据锅炉厂给定性能数据，锅炉再循环风量数据如下3 3.5 5、烟气再循环调节汽温660MW660MW二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨炉烟再循环风机调温曲线说明：炉烟再循环风机调温曲线说明：610582611790转转700转转600转转500转转800转转660MW660MW二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨炉烟再循环风机调温曲线说明：炉烟再循环风机调温曲线说明：负荷负荷MW循环风机转循环风机转速指令速指令%炉烟循环量炉烟循环量(t/h)主汽温主汽温()一再汽温一再汽温()二再汽温二再汽温()49479.3326598608.9607.950869.9267596602.460350260.0207.759359259451250.0125592.6584.858552580.0337598.4610.3610.4从从上上表表可以看出，烟气再循环量的改变对一次、二次再热温度有较大可以看出，烟气再循环量的改变对一次、二次再热温度有较大影响，响应特性为炉烟再循环量增加，一次、二次再热汽温上升，再循环影响，响应特性为炉烟再循环量增加，一次、二次再热汽温上升，再循环风量变化风量变化201t/h201t/h，一再汽温变化，一再汽温变化24.124.1，二再汽温变化，二再汽温变化22.922.9。3 3.5 5、烟气再循环调节汽温660MW660MW二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨本厂锅炉在燃烧器的最上层设置了四层过燃风，开大过燃风有助于升高二次再热汽温。从2015年6月24日调节过燃风档板试验来看，负荷660MW时，四层过燃风档板由40%开至70%，主汽温上升5.7，一次再热汽温上升10.1，二次再热汽温上升9。调整过燃风后，从炉膛烟温参数来看，有助于提高一次高温高压再热器区域与二次低压高温再热器区域的烟温，实现对再热汽温的升高。3 3.6 6、调整过燃风有助于提高二次再热汽温调整过燃风有助于提高二次再热汽温660MW660MW二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨3 3.6 6、调整过燃风有助于提高二次再热汽温调整过燃风有助于提高二次再热汽温40%开至70%，主汽温上升5.7，一次再热汽温上升10.1，二次再热汽温上升9。660MW660MW二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨从锅炉各受热面的吸热情况来看，水冷壁及过热器的吸热比例超出原设计比例，故需要降低水冷壁及过热器的吸热量。现阶段，通过停止锅炉水冷壁吹灰、停止水平烟道过热器区域的吹灰，提高这些受热面的脏污系数，减少其吸热量，对再热汽温有明显的帮助。从吹灰前后的对比情况来看，水冷壁及过热器区域不吹灰，仅对再热器区域吹灰，可有效提高再热汽温至少约15左右。3 3.7 7、优化锅炉吹灰方式对再热汽温上升有明显作用优化锅炉吹灰方式对再热汽温上升有明显作用660MW660MW二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨3 3.7 7、优化锅炉吹灰方式对再热汽温上升有明显作用优化锅炉吹灰方式对再热汽温上升有明显作用停止吹灰的区域。在确认不产生严重积灰的情况下，停止吹灰。660MW660MW二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨四四、二次再热机组启动方式探索二次再热机组启动方式探索660MW660MW二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨4.14.1、二次再热机组启动系统、二次再热机组启动系统机组配置40%容量高/中/低三级启动旁路系统，汽轮机采用超高压-高压-中压三缸联合启动。启动时主汽阀全开，通过超高压调阀与高中压调阀按1:3:3开度关联合控制。660MW660MW二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨660MW660MW二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨4.24.2二次再热启动方式分类：二次再热启动方式分类：汽机冷态启动时冲转前要对超高压缸、高压缸及主汽阀与调节汽阀预暖。1.启动方式的确定按汽轮机超高压缸内缸第二级内壁金属温度T的高低作为划分机组热状态的标准：冷态启动：T274温态启动：274T432热态启动：432T520极热态启动：T520660MW660MW二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨4.24.2二次再热启动方式分类：二次再热启动方式分类：2.启动参数的选择进入汽轮机的蒸汽至少要有50过热度且至少比缸体蒸汽室金属温度高50，蒸汽参数应根据当时的汽缸温度水平参考“启动曲线”确定。启动状态主汽压力/温度（MPa/）一次再热压力/温度（MPa/）二次再热压力/温度（MPa/）冷态9.6/3802.4/3400.7/320温态9.6/4402.4/3800.7/360热态10.9/4802.4/4200.7/400极热态10.9/5402.4/5200.7/500660MW660MW二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨正常冷态启动曲线：660MW660MW二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨4.34.3、二次再热机组冷态、温态启动方式注意事项、二次再热机组冷态、温态启动方式注意事项按汽机原启动运行说明书，冷态、温态启动需在700rpm暖机约30min，在1500rpm暖机约需23小时。从实际启动过程中的缸温变化曲线来看，对冷态、稳态汽轮机启动暖机曲线有必要优化，应该缩短中速暖机时间，加长定速暖机和初负荷暖机时间，既缩短了无用的中速暖机时间，又避免了汽轮机超高压缸、高压缸并网后金属温升过快，寿命损耗过大问题。660MW660MW二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨较常规一次再热机组极热态启动更特殊，极热态工况下（如事故跳机后恢复），高压缸与中压缸的金属温度达580以上。极热态工况下（如事故跳机后恢复），采用常规湿态方式常规湿态方式重新启动时一再汽温与二再汽温无法达到要求匹配的更高冲转参数，既使投入锅炉两台磨运行后，汽机旁路全开，仍只见汽压涨，不见温度上涨。特别是一、二次再热汽温增长很慢，且到了480后不再升高，无法达到极热态冲转所需的温度，若强行冲转，将导致100 以上的负温差启动。4.44.4、二次再热机组极热启动方式优化探索、二次再热机组极热启动方式优化探索660MW660MW二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨超高压缸缸温度画面超高压缸缸温度画面660MW660MW二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨高中压缸高中压缸 汽缸温度画面汽缸温度画面660MW660MW二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨为减小负温差启动的温差，在极热态时，采用减少给水流量，启动阶段提前直接转干态的方法启动直接转干态的方法启动，保证水冷壁壁温不超标的情况下，尽量减少给水流量，减少水冷壁的吸热量，提高锅炉水平烟道及尾部烟道温度，从而提高一次、二次再热汽温。从本工程来讲，宜控制给水流量在控制给水流量在22.5%BMCR22.5%BMCR给给水流量（水流量（436t/h436t/h），停运炉水循环泵，直接转干态冲转汽轮机较为合适。从若干次启动过程来看，实现了机组安全启动。4.44.4、二次再热机组极热启动方式优化探索、二次再热机组极热启动方式优化探索660MW660MW二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨以上是2015年9月15日#1机极热态启动参数，给水流量只有给水流量只有435.5t/h(22.5%BMCR），冲转时主汽温563、一再汽温528、二再汽温513。660MW660MW二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨从极热态重新冲转的温度匹配来看，主汽温度符合正温差要求：机前主汽温561，比冲转转前超高压缸第二级内壁金属温度551 要高。660MW660MW二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨五五、二次再热机组运行的其他问题探讨二次再热机组运行的其他问题探讨660MW660MW二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨5.15.1、蒸汽冷却器低负荷时存在水侧存在汽化问题：、蒸汽冷却器低负荷时存在水侧存在汽化问题：本机组采用了10级回热，较常规机组增加了2级。为了降低第2、4段抽汽段的蒸汽过热度，机组在第2、4号高加处增加了外置式蒸汽冷却器，蒸汽冷冷却器的水侧为给水。THATHA工况时，工况时，其中第第2 2级抽汽温度级抽汽温度532532，经，经#2#2蒸汽冷蒸汽冷却器冷却后，抽汽温度降至却器冷却后，抽汽温度降至356 356 进入到进入到#2#2高加汽侧；高加汽侧；第第4 4级抽汽温度级抽汽温度514 514，经，经#4#4蒸汽冷却器冷却后，抽汽温度降至蒸汽冷却器冷却后，抽汽温度降至346 346 进入到进入到#4#4高加汽侧。高加汽侧。五五、二次再热机组运行的其他问题探讨二次再热机组运行的其他问题探讨660MW660MW二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨5.1、蒸汽冷却器低负荷时存在水侧存在汽化问题：660MW660MW二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨5.1、蒸汽冷却器低负荷时存在水侧存在汽化问题：#2蒸冷出口蒸汽温度528，#4蒸冷出口蒸汽温度500。660MW660MW二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨5.1、蒸汽冷却器低负荷时存在水侧存在汽化问题：实际运行中，由于低负荷时蒸汽冷却器并列的节流孔产生的差压太小，实际运行中，由于低负荷时蒸汽冷却器并列的节流孔产生的差压太小，致使流经致使流经#2#2、4 4蒸汽冷却器的给水流量太小或基本无法流动。此时抽汽侧蒸蒸汽冷却器的给水流量太小或基本无法流动。此时抽汽侧蒸汽放出的无法及时，最终导致汽放出的无法及时，最终导致#2#2、4 4蒸汽冷却器水侧的水产生汽化过热，进蒸汽冷却器水侧的水产生汽化过热，进一步增加了水侧的流动阻力。要想投入正常运行，必须退抽汽侧用汽，再一步增加了水侧的流动阻力。要想投入正常运行，必须退抽汽侧用汽，再先将蒸汽冷却器水侧的汽人为排出，待蒸汽冷却器进出口水温正常后，方先将蒸汽冷却器水侧的汽人为排出，待蒸汽冷却器进出口水温正常后，方可重新投入运行。可重新投入运行。目前已利用机组小修机会将旁路的节流孔内径由目前已利用机组小修机会将旁路的节流孔内径由 230mm230mm改为改为 215215mmmm，蒸汽冷却器汽化问题得到了解决。，蒸汽冷却器汽化问题得到了解决。660MW660MW二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨5 5.2 2 二次再热机组投产后还有待于解决的问题二次再热机组投产后还有待于解决的问题。1 1、锅炉中、低负荷二次再热汽温提升困难，难于达到设计温度。锅炉中、低负荷二次再热汽温提升困难，难于达到设计温度。该问题在试运期间，通过优化各磨组投运组合和各受热面吹灰频率进行优化，但还是不能得到有效解决，现有烟气再循环量和燃烧器摆角等调温手段在中低负荷时基本把所有的裕量用足。2 2、锅炉出口、锅炉出口NOxNOx排放浓度超出保证值。排放浓度超出保证值。3 3、炉烟风机应进一步优化运行：、炉烟风机应进一步优化运行：炉烟再循环方式对调再热汽温有较好地效果，但应该降低循环风的百分率，减少炉烟风机耗电量及风机磨损。660MW660MW二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨5 5.2 2 二次再热机组投产后还有待于解决的问题二次再热机组投产后还有待于解决的问题。3 3、汽轮机进汽门设计制造及现场布置有较大优化的空间、汽轮机进汽门设计制造及现场布置有较大优化的空间（1）中压主汽门操纵座弹簧刚度不足（小修中已更换油动机解决）。（2）高压调门频繁出现阀杆卡涩。（小修中已加预紧力，仍未彻底解决。）（3）高压主汽门操作力量偏低。（小修中已更换油动机解决）。（4）部门进汽门现场布置方式有改进的空间。4.4.汽轮机整体效率还有待于进一步提高。汽轮机整体效率还有待于进一步提高。虽与同厂生产的常规一次再热机组效率有明显提升，煤耗降低8 10g/kw.h，但与保证值还是有少许差距。660MW660MW二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨总结语总结语安源电厂660MW二次再热超超临界机组，是国内生产厂家自主开发设计首台套全新的机型，经过调试与近半年的试生产整治，目前设备运行稳定，系统完善，能较好地适应电网接带负目前设备运行稳定，系统完善，能较好地适应电网接带负荷的要求。荷的要求。二次再热首台套机组二次再热首台套机组的稳定运行本身就是一大进步，的稳定运行本身就是一大进步，为生产厂家点赞，投产后必将会带动中国电力设备制造水平及为生产厂家点赞，投产后必将会带动中国电力设备制造水平及燃煤发电技术进入一个新的阶段。燃煤发电技术进入一个新的阶段。660MW660MW二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨二次再热电厂调试与运行的主要问题探讨谢谢大家！谢谢大家！