刘志荣（黄金埠发电有限公司，江西上饶335101）

黄金埠电厂再热汽温偏低原因分析及对策研究

刘志荣（黄金埠发电有限公司，江西上饶335101）

国内燃煤电厂600MW机组再热汽温在锅炉正常运行中低于设计值运行是较为普遍的现象，我厂的情况同样没有例外，特别是近期，随着负荷率的不断走低，这一现象显得更加严重，针对这些情况，从锅炉设计、配风、磨组运行方式、煤质等方面对再热汽温的影响进行了分析，提出了运行调整方面的建议。

锅炉；再热汽温低；煤质；中间点温度

国内燃煤电厂锅炉再热汽温在锅炉正常运行中低于设计值运行是较为普遍的现象，在锅炉负荷变动时该偏差会更大。锅炉再热汽温低一方面会影响机组的经济性，例如笔者所在电厂应用的超临界机组，在过热汽温和再热汽温在缩减10℃的情况下，均会导致发电过程中消耗的煤碳资源提升，通常情况下，两种情况会分别提升近1.0g标煤/（kWh）和0.8g标煤/（kWh）。另一方面对于机组的安全运行也会带来极大危害，汽温过低，导致汽轮机最后几级蒸汽湿度明显提升，进而使水蒸汽对金属叶片的腐蚀性更加严重，甚至直接出现水冲击现象，直接使汽轮机的正常运行受到影响，所以在燃煤电厂锅炉运行的相关规定中，通常会明确要求，如果汽温的实际数值超出设定的范围，要及时的对汽轮机进行减负荷处理，如果情况严重要使汽轮机被迫停止运行。除此之外，在低温发生急剧变化的过程中，锅炉受热面的汉口和连接位置的热应力会快速的增加，使气缸、转子等结构产生的相对位移提升，如果得不到及时的处理，可能使汽轮机在叶轮和隔板的作用下产生强烈的震动，对其性能和使用寿命产生严重的威胁。那么导致锅炉再热汽温低的原因有哪些？又该采取什么措施来改善呢？

1 锅炉设计中存在的先天不足

锅炉厂在进行锅炉设计时，从投资和管段布置简化的方面考虑，对再热器的各个段的面积设计存在不近合理的地方，是需要在锅炉正常运行中加以实践检验的。从我厂两台锅炉运行近十年的情况来看，这个问题是需要认真审视的。我们可以通过焓升实验来检验再热器的换热面积设计是否合理，从而确定出问题所在。国内很多厂的600MW机组进行了增加了再热器受热面积方面的改造，再热汽温均得到了一定程度的提升，这个值得我们借鉴，我们厂也可以在充分考虑投资和收益的前提下，适当进行这方面的改造。

2 锅炉受热面结渣积灰的影响

锅炉运行过程中，结渣积灰覆盖受热面而且不能得到有效的清除，会导致受热面的热量不能及时的消散，这对锅炉的效率和汽温均会产生直接的影响，所以在锅炉运行的过程中，保证吹灰系统和相关设备的运行状态具有重要作用，需要我们进一步优化锅炉的吹灰方式。当掺烧容易结焦的煤种时，我们可以选择性的增投吹灰器，尤其是高、低再热器段的吹灰器，从而减小锅炉受热面结渣积灰对再热汽温的影响。

3 凝汽器真空运行状态的影响

在通常情况下，如果凝汽器真空在设计范围内进行正常的运行，锅炉再热汽温也在设计的范围内，但如果前者的运行超出或偏离了设计范围，即使外界电负荷需求并不发生改变，后者也难以满足设计要求，可见凝汽器真空运行状态对锅炉再热汽温的影响非常显著，而对锅炉真空运行状态产生影响的因素较多，所以在燃煤电厂电力生产的过程中，应对凝汽器真空运行状态影响因素进行系统的把握和针对性的优化。

4 给水品质和蒸汽品质对再热汽温的影响

如果给水和蒸汽的品质在较长一段时间内均处于不合格的状态，将直接导致受热面管子的内壁上出现大量的水垢，这不仅会提升传热端差，而且在管壁内径缩减的同时，会导致传热时间减少，这必然导致包括再热汽温的各蒸汽温度下降，如果得不到及时的控制将会导致更加严重的“四管泄漏”。可见，不合格给水品质和蒸汽品质对再热温度的影响是在较长时间后逐渐加重的，所以在问题出现前期进行有效的控制和改善至关重要。

5 煤质对再热汽温的影响

众所周知，锅炉在设计的过程中，要结合具体的煤种特征进行，例如锅炉受热面面积的计算等，所以具体的煤质对再热汽温也会产生影响，在当前煤炭市场较好的情况下，根据以往我们的经验，可以适当在C、D磨掺烧低热值的乐平汽车煤，增加相同负荷下的总煤量，对于提高再热汽温是很有好处的。

6 炉膛出口烟温偏差大小的影响

炉膛出口烟温偏差是目前所有燃煤电厂锅炉难以克服的问题，所以其产生的影响也不容忽视，笔者所在电厂应用的四角切圆燃烧锅炉产生的烟温偏差也十分明显。通常情况下，炉膛出口烟温偏差与此位置受热面受热偏差之间具有较显著的正相关性，而受热面管中过热超温和欠热的同时存在，必然导致锅炉运行调整的难度加大。降低炉膛出口烟温偏差是保证锅炉受热面安全运行的重要途径，所以改变原有的对单一锅炉工况进行空气动力场实验的方法，对锅炉各负荷段一次风、二次风、两风之间的平衡进行实验和提升，才能保证锅炉变负荷的实际需要，进而通过合理的配风调节，使炉膛出口烟温偏差达到最小的成果。

7 燃烧器倾角摆动失常对再热汽温的影响

在燃烧器倾角可以灵活调整的情况下，可以对水蒸汽的温度进行有效的调整，通常情况下，在燃烧器倾角上调20°的同时，炉膛出口烟汽温度改变的幅度可以超过100℃，这种简单、及时的方式可以实现大幅度的温度调节，所以在调节再热汽温过程中应用较为常见。但由于此结构控制和传动结构所处的环境较差、要对其进行有效的日常维护对资金和技术的要求均非常高，导致燃烧器的控制和传动结构在运行的过程中，出现不同步问题的概率非常大，甚至分布于炉膛四角的喷嘴不在同一水平面，在低负荷状态下直接提升了锅炉运行的危险性，我厂去年就出现过#2炉燃烧器摆角故障而运行中无法处理的情况，这就要求我们运行必须加强燃烧器摆角位置的检查，并且认真执行燃烧器摆角定期活动试验，保证燃烧器摆角的正常运行，同时设备检修部门充分利用机组大小修的机会，对燃烧器摆角进行检查，该更换的设备应该及时更换，保证摆角的正常运行，避免自动变手动、手动变不动问题的发生。

8 燃烧器运行方式产生的影响

如果锅炉负荷发生变化，通过调整不同磨组的运行状态，进而使炉膛火焰中心所处位置发生改变，使水蒸汽的温度得到调节，通过机组的长期运行，根据我们的经验，优先对最上层燃烧器进行投入运行的同时，停运最下层燃烧器可以得到较好的调温效果。建议是需要运行五台磨组时，优先采取BCDEF上五层磨组的运行方式，需要运行四台磨组时，优先采取BCDF四层磨组的运行方式。

9 燃烧器出力和配风工况对再热汽温的影响

笔者所在电厂应用的锅炉几乎所有采用了四角分布切圆燃烧方式，在此燃烧方式中二次风间隔和煤粉燃烧器要间隔分布，所以在锅炉处于较低的负荷状态下，要达到对再热汽温调整的效果，需要对处于上层磨组的出力进行提升，减小下层磨组的出力，并在此过程中，在将总风量视为固定值的基础上，对上层磨组和下层磨组的二次风分配比例进行调整，实现对炉膛火焰中心结构所处位置和状态的优化，即关小下层二次风，增大上层二次风，抬高炉膛火焰中心。这种调节后的炉内燃烧呈“三角”，达到提高再热汽温的目的。

10 过量空气系数对再热汽温的影响

如果在锅炉处于较低负荷状态的情况下，对总风量适当的提升，既可以在炉膛火焰中心位置优化的同时，使炉膛出口烟温和半辐射半对流再热器受热面吸热能力均得到改善，又可以使烟气的流速在增加的同时促使对流换热器低温再热器吸收的热量提升，两者均会带到再热汽温的身高，所以过量空气系数的大小对再热汽温会产生重要的影响，但需要注意的是，如果此系数的具体值过大，会导致炉膛温度的大幅缩减，即“冷炉”，使锅炉的运行面临较大的安全威胁。建议550MW工况时，维持运行氧量3.0～3.5%，不要≮3.0%；建议500MW工况，运行氧量维持3.5%左右；430MW左右负荷工况稳定煤质条件下，四台磨组运行，运行氧量维持4.5%左右；建议在350MW以下低负荷工况，控制氧量5.5%左右；建议在300MW以下低负荷工况，控制氧量6.0～6.5%左右。

11 中间点温度

提高中间点温度，对于再热汽温提高的作用是明显的。在高负荷时段，在保证锅炉水冷壁、屏过不超温的情况下，尽量提高中间点温度的设定值，从而提升中间点温度。再就是低负荷时段，中间点温度的设定就显得尤为重要。随着我省百万机组的投产和经济增长速度减缓，我厂的机组负荷率快速下降，尤其是晚峰过后，经常出现连续7～8h单机负荷带至250MW甚至更低的情况；为了消除协调控制模式造成的机组负荷波动，我们大家都采用了机组切TF模式的运行方式。这个时候出现了主再热汽温严重偏离设计值的情况。我们可以通过摸索，保证锅炉各管段不超温的情况下，尽量提高中间点温度，从而尽可能多的提高主再热汽温；对于经常出现的快速将至低负荷的过程，经常出现给水流量减下来比较迟缓的过程，我们可以摸索经验，将给水流量手动降到目标值，从而减缓再热汽温的快速下降，待工况稳定后，再重新投入给水和中间点温度自动，并尽可能提高中间点温度，从而提高再热汽温。

我厂再热汽温自投产来一直偏离设定值较多，在当前电力市场日渐疲软的情况下，除了努力提高机组的负荷率从而可以在较多的时间内保证再热汽温的前提下，需要我们在今后的工作中不断摸索经验和总结，进一步提高再热汽温，从而提高机组的经济性，深挖潜力，为节能工作作出更大的贡献。

［1］韩昭沧.燃料及燃烧，第二版.北京：冶金工业出版社，1994.

［2］汪祖鑫.超临界压力600MW机组的启动和运行.北京：中国电力出版社，1996.

【文献标识码】A 【文章编号】2095-2066（2016）29-0052-02

2016-9-29

刘志荣，男，本科，集控运行技师国电黄金埠发电有限公司发电运行部值长。