摘要：再热出口汽温偏低于设计值，直接影响机组循环效率和发电煤耗，严重的话将影响到机组的安全经济运行，同时也限制了机组负荷调节的性能。本文以满洲里达赉湖热电有限公司为样例对再热器气温低进行研究分析，提出具体的运行调整措施，提升锅炉再热器汽温，保障了机组的经济安全运行。
关键字：再热器、金属壁温、燃烧系统
一、引言
再热器是布置在锅炉水平烟道内的受热面，用于加热高压缸做功后的蒸汽，提高机组的循环效率和运行经济性。再热出口汽温偏低于设计值，直接影响机组循环效率和发电煤耗，严重的话将影响到机组的安全经济运行，同时也限制了机组负荷调节的性能。按照经验值估算，10℃再热汽温影响煤耗0.5~1g/kWh。所以，通过专项研究查找再热汽温偏低于设计值的原因，并进行针对性的运行调整或提出相关的设备改造建议以提高再热汽温、降低煤耗，非常必要。本文以满洲里达赉湖热电公司样例对再热器温度偏低问题进行研究，并提出解决措施及方案。
二、达赉湖胡热电公司再热器问题概况分析
满州里达赉湖热电有限公司锅炉由哈尔滨锅炉厂制造，型号为HG-670/13.7-HM18，燃用设计煤种为三斜矿煤（褐煤），系超高压参数单锅筒自然循环锅炉，单炉膛，一次中间再热，平衡通风，室内布置，固态排渣，锅炉与200MW汽轮发电机组成单元机组。对于200MW的超高压机组锅炉，高温再热器出口的蒸汽温度设计为540±5℃，较为常用的高温再热器金属管屏材料包括12Cr1MoV、T91、T22、TP304H等。达赉湖热电公司两台锅炉一台高温再热器选用T91材质，一台高温再热器选用TP304H，现有运行方式，管壁温度报警值设置温度为高再壁温报警值设在555℃，考核值控制在560℃。机组长期运行高再出口评均汽温为530~532℃，较设计值偏低8~10℃。针对此问题，以达赉湖热电公司2号炉为样本进行专项研究，寻找气温偏低原因。
2.1#2锅炉制粉及燃烧系统调整试验及诊断分析
达赉湖热电公司锅炉燃用煤种属于褐煤，适用于风扇磨煤机制粉系统。首先对#2锅炉入炉原煤进行化验，同时对制粉系统进行摸底试验。经过测试，各台磨煤机在常用出力条件下，煤粉细度均满足规程要求，R90在41%~46%，煤粉均匀性指数在1.0左右，另外各台磨煤机出口的一次风管风速偏差基本在±5%以内。#2锅炉制粉系统各性能参数均能够满足规程要求，煤粉细度等参数合适。
锅炉燃烧系统摸底试验在130MW负荷工况下进行，试验过程中对锅炉运行氧量和排烟温度进行实际测量，表盘画面转向室烟气温度数据显示，左右两侧烟温存在一定偏差，左右两侧烟温偏差与切圆燃烧锅炉在炉膛出口形成的旋转残余有关。左右侧烟温偏差是造成高温再热器左右侧金属壁温水平差异的一个原因，左右侧高再壁温水平的差异导致高再出口汽温控制值出现偏差，如一侧为525℃、另一侧为532℃等。
结合制粉及燃烧系统调整试验，目前#2锅炉存在炉膛出口旋转残余的存在导致水平烟道内受热面左右侧存在烟温偏差，高温再热器左右两侧壁温水平差异导致高再出口汽温控制值的差异。达赉湖热电公司锅炉是四角切圆锅炉，该类型锅炉在炉膛出口存在气流残余旋转，形成左右侧烟道的烟温偏差，该偏差可能是造成水平烟道内的高温再热器壁温出现偏差的原因之一，锅炉现有的烟温测点无法反映高温再热器入口的烟温分布情况，结合此情况在高温再热器入口采用网格法增加烟温测点。
2.2减温器对再热器壁温的影响
目前，达赉湖电厂锅炉再热器的壁温和高再出口汽温控制采用减温水的方式，左右侧减温器各有三个，一级减温器为事故用减温器，位于低温段再热器前，二级减温器位于高温段再热器前，左右侧各分为上、下两个支路控制，在锅炉减温水系统画面从左至右四个减温器分别控制高再壁温的6、7、8点；9、10点；1、2点；3、4、5点。
理论上通过精细化调整二级减温器对应的四个减温水调门，可以将高再各区域壁温控制的相对均匀。但由于减温水调门存在内漏、调节线性差等问题，高再各区域壁温实际上并不容易控制，存在个别区域壁温偏低和高再出口汽温偏低的情况。
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2.3磨运行台数及运行方式的影响
结合2号炉不同工况的燃烧试验情况，#1/#3/#4/#5/#6五台磨煤机运行与#1/#2/#4/#5相比，高再壁温水平相当的条件下，高再出口汽温明显偏低。分析原因可能为在风扇磨煤机的固有特性下，增加一台磨煤机运行，相当于在燃料量不变的条件下，增大炉内的一次风率，改变了一、二风配比，二次风刚性下降，造成火焰中心上移，高温再热器局部超温现象加剧。
2.4再热器壁温上限值的影响
当前达赉湖热电公司2号炉高温再热器壁温的报警设定值（555℃）和考核控制值(560℃)，壁温报警值与再热汽温的设计值仅相差15℃，通常再热器管屏内的工质温度沿炉宽方向呈马鞍型分布，沿炉宽方向的中间位置管内工质温度最高、靠近左右侧墙位置管内工质温度最低，以高温再热器出口工质平均温度为540℃计，炉宽中间位置管内工质温度估算在560℃，靠近左右侧墙位置管内工质温度估算在520℃，高再管屏材料的需用温度应在560℃以上，并且高再壁温报警值相应在560℃以上，才可以保证高再出口蒸汽温度达到540℃。结合推论，达赉湖热电公司高温再热器壁温的报警设定值（555℃）和考核控制值(560℃)设置较低。
三、达赉湖胡热电公司再热器气温低解决措施
3.1烟温偏差问题解决措施
测点增加后，不同工况及负荷进行温度采集，不同负荷下高再壁温和烟温测试结果表明，在高、中、低负荷条件下，沿炉膛方向烟温分布呈两头低中间高的规律，总体而言，高再入口烟温分布较均匀，烟温偏差对壁温偏差存在一定影响，但不是主要原因。同一管屏由外至内管壁温度呈降低趋势，这与同一管屏各管的长度不同有关，管内工质流量分配存在差异，是造成同一管屏各管之间壁温偏差的决定因素。各管屏横向比较，靠近中间的管屏壁温偏高于两侧管屏，与烟温沿炉宽方向分布规律一致。
结合温度采样，建议运行人员，按照高再壁温超温区域针对性的改变二次风各角之间配风的比例、并进行精细化配风调整，使再热器壁温实现最大均匀化，同时运行调价上需要采取措施减小左右侧烟温偏差，实现提高再热器出口汽温的目的。
3.2减温器调整解决措施
结合运行经验表明，利用再热器一级减温器调门可以在一定程度上控制高再壁温，有利于提高高再出口汽温参数。如开大左侧一级减温水调门至15%可以帮助控制高再6~10点的壁温并提高再热器出口汽温。因此建议对各个减温器调门进行定期检查和检修，以保证其达到控制高再壁温和调节高再汽温的良好效果。
3.3磨煤机运行方式
结合磨煤机不同匹配形式的试验，建议尽量采用运行规程要求的四台磨煤机运行的方式；BCEF、BCDF磨煤机组合方式的各管屏之间的壁温偏差最小，ACDF磨组合方式次之，ABDF、ACEF磨组合方式下，各管屏间的壁温偏差较大。在高负荷200MW进行了不同磨煤机组合方式高再壁温和入口烟温测试，结果表明不同磨煤机组合方式下壁温分布略有差异，BCEF、BCDF磨煤机组合方式的各管屏之间的壁温偏差最小，ACDF磨组合方式次之，ABDF、ACEF磨组合方式下，各管屏间的壁温偏差较大，通过对二次风小风门进行优化调整，可以减小壁温偏差。
3.4壁温报警值调整解决措施
在当前壁温报警值条件下，高温再热器出口汽温两侧均值达不到设计值（540℃），由当前的555℃提高至560℃，以挖掘并提升高再出口汽温。结合试验及测温在壁温最高点的温度分别达到561.6℃、563℃、569.6℃时，高温再热器出口汽温分别可以达到530.3℃/538.5℃、529.9℃/541.0℃、539.2℃/542.8℃。
在现有设备条件下，按照国家标准，高再壁温报警值设定在560℃完全可以保证高再运行的安全，因此将锅炉高温再热器管屏的壁温报警值提高至560℃运行，锅炉管壁温控制在570℃以内既保证受热面安全运行又能提高运行经济性。
参考文献：
【1】李学颜，王勇.应用在线测量技术实现大型电厂煤粉锅炉节能减排.中国电力，2009，42(2)：92-_95
论文作者:于龙,刘兴伟,张升田,高连达,苏德
论文发表刊物:《电力设备》2019年第23期
论文发表时间:2020/4/30