试论1000MW塔式锅炉再热汽温偏低原因和对策

摘 要：文章主要结合笔者的工作实践，针对1000MW超超临界塔式锅炉再热汽温长期偏低的原因进行了分析，从而提出了相应的调整对策。旨在为以后类似锅炉的运用提供参考意义。

关键词：1000MW；塔式锅炉；再热汽温

中图分类号： TK22 文献标识码： A 文章编号：

1引言

某电厂2×1000MW 超超临界塔式锅炉自从基建调试移交生产以来，再热汽温一直较设计值（603℃）偏低，负荷率在 75%的情况下平均值只有570℃～580℃左右，且出口四管温度偏差大，影响了机组的经济性。经过与锅炉厂的沟通和对其它较早投产的同类型锅炉的调研，结合本锅炉的实际运行参数进行分析，确定了给水调整、燃烧调整、吹灰优化等试验方案。最终找出了原因，采取一些有效措施，使再热汽温平均值提高到了592℃， 满负荷时能达到设计值，基本解决了问题。

2 塔式锅炉的现状及系统组成

电厂2×1000MW超超临界直流锅炉，额定主 /再汽温为 605/603℃， 采用超超临界压力参数变压运行、单炉膛塔式布置、一次中间再热、四角切圆燃烧、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊构造、运转层以上露天布置。锅炉炉膛宽度23.16m，深度 23.16m，水冷壁下集箱标高为4m，炉顶管中心标高 117.91m，大板梁上端标高126.16m。

炉膛上部一次水平布置有一级过热器、三级过热器、二级再热器、二级过热器、一级再热汽、省煤器。再热汽系统流程如图1所示。

图1 再热汽系统流程图

3塔式锅炉再热汽温偏低的原因分析

电厂直流锅炉再热汽温自机组调试投产以来一直偏低， 虽经采取汽温考核竞赛及燃烧调整等手段，再热汽温已有所提高，但实际值远低于该设计值（603℃）。经过有关部分调查发现，造成锅炉再热汽温偏低的原因主要有以下几点：

（1）从锅炉厂了解到，阿尔斯通在中国的第一台塔式炉，即外高桥二厂，也存在同样的问题，可能是缺乏对中国煤种的设计经验，所以在受热面计算上不够准确。由于塔式炉没有烟气挡板，运行中无法改变过热器与再热器的吸热比例，所以受热面比例的误差或煤种的变化容易引起再热汽温偏离设计值。

（2）经过有关数据分析中发现，额定负荷工况下锅炉侧主蒸汽温度为605℃时，再热器冷段进口蒸汽温度为360℃左右，比设计值（366℃）低。这可能是导致再热温低的一个原因。进一步考查得知，在设计时考虑到海水冷却塔夏季工况可能会影响机组出力，所以高压缸叶片尺寸放大，最终使得高排温度降低。

3 解决锅炉再热汽温偏低的对策

针对设计上可能存在的不足，虽然炉内预留有再热器增加管屏的空间，但考虑到工期、成本以及可能带来对过热汽温度的影响等因素，暂时不作考虑，只能另辟途径。在不改变炉子结构的情况下，要想提高再热汽温，可以从再热器的管内、管子和管外三个方面入手。

3.1 给水和蒸汽流量的调整

从调研的数据中发现，在满负荷时过热汽减温水量多。从控制逻辑中发现的过热器减温水水量设定值比额定值低，导致中间点焓值设定值较低，所以最终使得锅炉给水量偏少。考虑到减少锅炉给水后，水冷壁出口温度会上升，出口烟温也会上升，使得再热器汽温也上升，为此进行了试验。试验过程中逐步提高中间点焓值设定值，给水流量逐步下降100t后，水冷壁出口烟温有所上升，使得过热器减温水量大幅上升，由于减温水的作用，流经一过和三过后的烟温，到二再时并没有明显提高，所以再热汽温上升不明显，意义不大。

3.2 燃烧方面的调整与试验

燃烧调整与试验主要进行了变燃烧器摆角、变煤粉细度、变配风、变氧量和变磨组组合方式等试验。在1000MW 负荷工况下，维持锅炉总风量、磨组运行方式、磨煤机动态分离器转速及锅炉配风方式不变的情况，通过改变SOFA风及燃烧器摆角的不同角度，观察摆角变化对锅炉汽温的影响。试验结果如图3所示。

图3燃烧器及 SOFA风摆角与再热蒸汽温度的关系

由试验结果可知，随着燃烧器和SOFA风喷嘴摆角的上摆，炉膛火焰中心上移，再热汽温明显好转，但燃烧器摆角上摆后，NOx 排放浓度随着摆角的上摆急剧上升。追求再热汽温而导致NOx排放浓度的急剧升高显然是不合适的，所以日常运行过程中摆角位置仍控制在 80%以内。

通过改变磨煤机动态分离器转速，试验不同煤粉细度对再热汽温的影响。试验表明煤粉变粗，拉长了火焰长度，提高了火焰中心，增加了水冷壁结渣量，减少了水冷壁吸热量，对提高再热汽温有一定帮助。但考虑到锅炉飞灰及底渣含碳量的上升和锅炉结焦对安全的影响，所以实际按图4曲线进行控制。

图4 磨煤机出力与动态分离器转速关系

变氧量试验对再热汽温影响也较小，对风机电耗、飞灰含碳量、结焦和 NOX 浓度等影响大。变磨组组合试验结果表明，投运上层磨工况下的再热汽温明显高于下层磨组合方式，高出4℃～5℃，所以高负荷时采用上5 台磨运行，但低负荷4台磨运行时考虑到磨煤机B安装有低负荷助燃的等离子装置更有利于机组的安全稳定运行，且上4台磨运行锅炉效率较低，综合参考机组的安全及经济性能，所以仍采用B/C/D/E中间4台磨煤机的运行方式。

总之，通过燃烧方式调整，能使再热汽温提高约7℃～8℃，达到584℃仍离设计值较远。

3.3 锅炉吹灰的优化与试验

机组投产后，在运行中出现最多、最复杂的问题是锅炉结焦比较严重。2010年底，因锅炉掉大焦而卡死捞渣机造成机组非计划停运，运行人员采用增加吹灰频率的方式来减缓锅炉结焦，但是过于频繁的吹灰方式改变了各段受热面的积灰分布。特别是炉膛吹灰，使得炉膛辐射吸热增加，造成炉膛出口烟温下降，导致对流受热面的吸热减少，造成再热汽温降低，严重低于设计值。经过前阶段对制粉系统和燃烧调整优化试验后，合适的煤粉细度及良好的配风方式已彻底解决了锅炉结焦问题。

吹灰优化试验的主要方式是减少一次汽（水冷壁、一过、二过和三过）区域的吹灰频次， 相反增加二次汽系统的吹灰频次，以改变受热面吸热比例，最终使再热器吸热增加，再热汽温上高。通过优化后水冷壁和过热器区域吹灰频次，由原来的每天1～2 遍缩减为每周一遍， 大幅减少了吹灰频次。再热器区域维持原来的每天 1～2 遍，但对吹灰枪进行了重新选择安排。另外，针对再热器出口四管温度偏差的原因分析，认为是由炉膛内烟气残余旋转至外圈， 引起外侧管圈对流换热大于内圈，造成横向吸热不均。为此根据再热器流程布置方式，有针对性地增加一再区域外圈管屏和二再区域内圈管屏的吹灰，对部分长吹设置半程吹灰方式。

经过一段时间的试验，效果明显，再热温平均值达 592℃。目前，在满负荷工况下投运下五层磨煤机再热汽温也能达到594℃，比调整前的汽温高了20℃左右。再热汽出口联想出口四管温度偏差也从原来的20℃降至10℃以内。

4 结束语

综上所述，通过针对1000MW塔式锅炉再热汽温偏低原因及对策分析，得到了以下几个方面的结论：

（1）再热汽低的主要原因是锅炉设计时仅考虑锅炉防结焦因素，增大锅炉水冷壁面积而未成比例增加再热器及过热器相应受热面，从而导致受热面吸热失衡。

（2）高压缸尺寸放大是锅炉再热汽温偏低的另一个原因。因此在机组设计过程中，汽机侧的设计变动，应考虑对锅炉的影响。

（3）采取吹灰优化是提高再热汽温的主要措施之一，经济效益明显。在保证锅炉不结焦的情况下可适当减少水冷壁和过热器区域吹灰，增加再热器和省煤器区域吹灰器的投运频率。

参考文献

[1]相春正.2045t/h锅炉主蒸汽温度偏低问题的分析与处理[J].热力发电，2005（9）.

[2]李道林.900MW超临界压力锅炉的吹灰优化专家系统[J].发电设备，2008（5）.