李潇林，赵玉瑶

（华能威海发电有限责任公司，山东 威海 264205）

0 引言

某电厂（简称A 电厂）三期2 台660MW 机组和另一电厂（简称B 电厂）三期2 台660MW，锅炉均为国产引进日本三菱技术设计和制造，型号分别为HG-2042／26.15-YM3 和HG－2001／26.15－YM3，锅炉为超超临界、一次再热、平衡通风、固态排渣、全悬吊钢构结构Π 型变压直流锅炉［1］。再热器分为低温再热器和末级再热器二级，再热器的调温主要靠布置于后烟道出口处的烟气分配挡板调节，切向燃烧器通过执行机构可上下摆动一定角度作为再热汽温的一种辅助调节手段［2-3］。国内多家电厂安装了该类型锅炉机组，投入商业运行后，在低负荷工况下，出现再热蒸汽温度偏离设计值较大的现象［4-6］，导致锅炉效率低。

1 超超临界锅炉再热汽温偏低原因分析

1.1 锅炉燃烧优化调整试验结果分析

为了确定再热蒸汽温度偏低的原因，对A、B 两家电厂超超临界锅炉在100%负荷和50%负荷下的再热蒸汽温度进行了调研和统计，见表1。

表1 表明，超超临界机组锅炉在100%负荷下，再热蒸汽温度比设计值平均低12 ℃；在50%负荷下，再热蒸汽温度比设计值平均低得更多，约为23 ℃，严重影响锅炉运行效率。其主要原因是机组在大幅度减负荷过程中，锅炉减燃料速度远大于减给水量速度，造成煤水比失调，分离器出口温度（过热度）降低，炉膛出口排烟温度降低，主蒸汽温度、再热汽温明显下降［1，4，7］。

电厂根据负荷情况通过调整燃烧器摆角使火焰中心上移，从而提高以对流传热特性为主的再热器出口蒸汽温度。660 MW 锅炉在3 个不同工况（660 MW、495 MW 和330 MW）下主蒸汽、再热蒸汽温度变化情况如表2 所示，试验时二次风配风方式为均等配风，尾部再热器侧和过热器侧烟气挡板处于全开位置。试验发现，在50%负荷时，主蒸汽温度、再热蒸汽温度分别与设计值相差41.4 ℃、51.1 ℃。值得注意的是：由于此次摸底试验燃烧器摆角幅度较小，燃烧器向上摆动13°，虽然能火焰中心上移了一些，但对再热蒸汽温度的提升不足3 ℃。

A 电厂曾对该类型锅炉的磨煤机运行方式进行了组合调整，在负荷300～400 MW 时，投运中间4 层B、C、D、E 磨煤机（原来运行方式是保持下部磨煤机运行，造成火焰中心下移，炉膛出口烟温降低），A、F磨煤机作为备用，这样能火焰中心上移，炉膛出口烟温提高，在表盘氧量不变工况下，再热蒸汽温度从565 ℃上升到583 ℃左右［4］，但仍低于设计值，说明虽然投运中间4 层磨煤机能显著提高再热汽温，但磨煤机的组合运行方式并不是造成再热蒸汽温度偏离设计值的主要因素。

1.2 锅炉炉膛尺寸及热负荷设计参数分析

选取不同制造厂生产的同等容量等级锅炉参数进行对比，如A、B 电厂三期2 台660 MW HG 锅炉、C电厂二期2 台660 MW DG 锅炉和D 电厂二期2 台660 MW SG 锅炉，4 家电厂均是660 MW、26.15 MPa级超超临界锅炉，这4 家电厂的锅炉炉膛设计参数见表3 所示。其中A、B 电厂锅炉为墙式切圆燃烧方式，C 电厂锅炉为前后墙对冲燃烧方式，D 电厂锅炉为四角切圆燃烧方式［6］。在实际运行中，在50%及以上负荷情况下，C 电厂和D 电厂锅炉的再热蒸汽温度均能达到603 ℃的设计值。因此可以得出如下结论：影响再热蒸汽温度高低的主要因素不是锅炉燃烧方式。

在实际运行中，满负荷工况下，A、B 电厂主汽温度基本上达到或接近设计值，但在50%负荷时A、B电厂存在再热蒸汽温度严重偏低现象。从表3 可以发现上述4 个电厂的BMCR 工况容积热负荷的差异并不显著，特别是A、B 电厂平均值与D 电厂基本相等，因此得出结论：造成再热蒸汽温度偏离设计值的主要因素不是容积热负荷。

表1 两家电厂660 MW 机组锅炉不同负荷下的主蒸汽和再热蒸汽温度

表2 A 电厂660 MW 锅炉在不同负荷下主蒸汽、再热蒸汽温度

表3 660 MW 级锅炉炉膛尺寸及热负荷

另外，从表3 可以发现A、B 电厂锅炉的炉膛宽度和深度均分别为19.27 m 和19.23 m，炉膛高度为68.25 m，炉膛辐射受热面为9 980 m2左右；而C 电厂二期锅炉炉膛宽度和深度分别为22.16 m 和15.46 m，炉膛辐射受热面积均为7 507 m2，导致A、B 电厂锅炉的断面热负荷均比C、D 电厂略小，说明A、B 电厂锅炉炉膛辐射受热面积过大 （相比之下对流受热面积偏小） 可能是造成再热蒸汽温度偏离设计值的主要因素。

1.3 锅炉再热器受热面积设计参数分析

选择不同制造厂家生产的超超临界660 MW锅炉 （如A、B 电厂2×660 MW HG 锅炉、C 电厂2×660 MW DG 锅炉和D 电厂二期2×660 MW SG锅炉），在50%负荷下再热蒸汽温度设计值与实际运行统计值见表4，50%负荷时4 家电厂再热器减温水均不投入，但A、B 电厂实际低负荷运行时再热蒸汽温度比设计值低20 ℃左右。

从表4 可以看出，50%负荷下，A、B 电厂锅炉再热蒸汽入口温度设计值均为373 ℃，而且低温再热器出口蒸汽温度设计值比C、D 电厂锅炉数值高3～6 ℃，因此，低温再热器受热面面积不是再热蒸汽温度偏低的主要因素。但是A、B 电厂锅炉在TRL 工况下再热蒸汽出口温度均为603 ℃，却在50%THA 工况下末级再热器出口蒸汽温度设计值仅仅为590 ℃和593 ℃，不同制造厂生产的相同容量的超超临界锅炉在50%负荷工况下再热蒸汽出口温度的设计参数竟相差10～13 ℃，表明A、B 电厂三期锅炉在低温再热器初期设计时受热面的面积严重不足。

2 超超临界锅炉再热蒸汽温度偏低治理措施

通过试验和分析，从根本上解决再热蒸汽温度偏低的问题，只有增加立式低温再热器受热面面积［3，6］。实际改造方案是： 由于立式低温再热器位于转向室前端，前后均有较大空间，因此在降低管内工质流速的情况下增加立式低温再热管流程。具体是增加两圈立式低温再热器面积，由原来的一根管直接引出变为一根管在转向室中3 个流程引出。立式低温再热器受热面积由原来的2 008 m2增加到5 064 m2，增加了3 056 m2的立式低温再热器的受热面面积，从而提高对流传热的再热器出口蒸汽温度。在尾部转弯烟道处增加立式低温再热器受热面的改造方案见图1，图中蓝色表示增加的再热器受热面及位置，其余部分为原有再热器受热面。

图1 增加立式低温再热器受热面的改造方案

表4 电厂660 MW 锅炉在50%负荷时再热蒸汽温度 ℃

3 超超临界锅炉再热器受热面增容后效果

A 电厂锅炉在进行低温再热器受热面改造后，各负荷工况下通过调节烟气挡板、燃烧器摆角和AA风摆角，再热蒸汽温度均能达到设计值，各级受热面壁温无超温现象，且各负荷工况下再热减温水的投入量基本为0。增容后试验得到的锅炉在不同负荷下的再热汽温见表5。

表5 A 电厂660 MW 锅炉再热器受热面增容后的再热蒸汽温度

试验结果表明，燃用当前运行煤种，增加立式低温再热器的受热面积后锅炉的排烟温度不增加，锅炉效率不降低，二者基本保持不变，但是再热蒸汽温度增加显著，因此机组发电煤耗率下降，机组经济性提高。

按同类机组的耗差分析结果计算，平均再热蒸汽温度降低10 ℃，影响发电煤耗率约0.7 g／kWh，改造后提高再热蒸汽温度平均按15 ℃（高负荷下提高再热蒸汽温度10 ℃，在低负荷下提高再热蒸汽温度20 ℃）计算，可以降低煤耗率1.05 g／kWh。运行时间每年按7 500 h 计算，单台机组全年平均负荷率按75%计算，全年可以节约标准煤3 898 t 标煤，每年可以节约燃料费272 万元，投资回收期为3 年。

4 结语

提高超超锅炉再热蒸汽温度的措施很多，主要有燃烧器摆角上摆、保持中上层磨煤机运行方式、增大传热系数以及增加再热器受热面积3 种。但试验结果表明燃烧调整（燃烧器摆角、磨煤机运行方式）以增加烟气温度、加强锅炉吹灰以增大传热系数等措施对提高再热蒸汽温度作用不明显。解决蒸汽温度偏低问题的有效措施是增加超超临界锅炉低温再热器受热面面积，这一研究结论和工程实践对同类型锅炉的再热汽温的提高具有指导意义。