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【摘 要】某电厂300MW循环流化床机组投产后，主汽、再热器出口汽温度偏离设计较多，机组总体效率偏低很多。经过一年多时间的运行和认真分析，找到了主汽、再热器出口汽温低的原因，并利用机组检修机会进行了改造，改造后主汽、再热器出口温度有了较大幅度提高，基本达到了设计值。
【关键词】主再热汽温、中温过热器、改造
1、情况介绍
循环流化床（CFB）锅炉技术是近十几年迅速发展的一项高效低污染清洁燃烧技术，在世界范围内正在得到迅速发展。CFB锅炉能燃用常规煤粉锅炉无法燃烧的劣质燃料（包括洗中煤、煤矸石等），CFB锅炉发电技术是适合我国资源特点的一种选择，我国目前CFB锅炉技术发展的主要方向：从引进消化吸收到自主研制，实现CFB 锅炉大型化，逐步向300MW级以上大容题名同炉发展，目前技术也比较成熟。但从近年来投产的机组运行情况看，也有部分机组蒸汽温度偏低达不到设计值，严重影响机组的经济性和汽轮机的安全运行，为解决循环流化床锅炉运行中蒸汽温度低的实际问题，优化锅炉设计，提高机组经济性，确保机组长周期安全稳定经济运行具有重要意义。
电厂2×300MW锅炉为上海锅炉厂自主研发，型号为SG-1065/17.5-M4505的亚临界自然循环流化床锅炉。锅炉本体主要由汽包、布风板、悬吊全膜式水冷壁、绝热式旋风分离器、U型返料回路以及后烟井对流受热面组成；炉膛上部前墙布置10片水冷屏、12片中温过热屏、12片高温过热屏和6片屏式再热器（均左右对称布置）；锅炉采用单面风板、床上点火、炉后进风、等压一次风室、底部排渣。
2、存在问题
昱光电厂2×300MW两台机组投产以来，存在的最主要问题就是主蒸汽温度、再热蒸汽温度在机组出力大于260MW时与设计值存在较大偏差，而且负荷越高与设计值温度偏差越大，严重影响机组的经济性及汽轮机安全稳定运行。
在锅炉额定出力1065t/h，炉膛床温约为928℃，分离器出口烟气温度约为917℃，主蒸汽出口温度约为510℃，再热器蒸汽出口温度约为503℃（再热器进口温度约为300℃），与设计值相比主蒸汽出口温度低了约31℃，再热蒸汽出口温度低了约38℃（再热蒸汽进口与设计值相比低了约32℃），床温高了约30℃，空气预热器出口温度高了约20℃。
3、原因分析
机组试运及试生产阶段，为找出影响主、再热蒸汽温度低的原因，特在75-100%负荷下，对影响蒸汽温度的给水温度，一、二次风量风压及比例，燃用不同热值、粒径的燃料，锅炉吹灰等方面，对两台机组进行蒸汽温度调整试验，试验结果表明，以上各种因素的调整变化，对蒸汽温度的影响不大，都不是影响蒸汽温度低的主要因素，下面试验过程记录的数据进行分析
3.1从锅炉烟气侧的运行情况看，锅炉中部悬浮段压差较高，造成了锅炉蒸发受热面吸热量增大，使锅炉蒸发吸热与过热器吸热量之间的比例失调，造成过热蒸汽出口温度过低。本工程锅炉炉膛结构尺寸与广东云浮300MWCFB锅炉较为接近，图1为本工程与广东云浮项目炉膛中部悬浮段差压随负荷变化的曲线。从图1可以看出炉膛中部悬浮段压差本工程要比云浮项目在超过260MW负荷时要超出0.1mbar/m，在高负荷阶段，相应的炉膛对流换热系数增加约10W/（m2·K），这也与锅炉运行蒸发吸热量相匹配。
从上表分析，各受热面实际值与设计值相比，中温屏式过热器的焓增明显偏小，这是造在锅炉主蒸汽温度偏低的主要原因；再热器的焓增实际值与设计相比偏差不大，再热器出口蒸汽温度过低是由于再热器进口温度过低造成的，而这也是与锅炉主蒸汽温度过低息息相关的。
因此从以上试验数据分析，引起锅炉主蒸汽、再热蒸汽温度偏低的主要原因在于锅炉设计的蒸发受热面现积过大，造成蒸发吸热量与过热器吸热不匹配，过热器出口蒸汽温度过低，同时进一步使再热器进口温度过低，造成再热器温度过低。
4、改造方案
针对存在的问题，通过与上海锅炉厂设计人员、技术人员进行沟通，结合现场工质侧、烟气侧实际运行数据及考虑炉膛增加防磨梁对锅炉蒸发受热面的影响，对锅炉烟气侧、工质侧有关数据进行计算，最终确定改造方案。
（1）炉内的中温过热屏向下拉长约5.8米，即增加炉膛中温屏式过热器面积334m2。
（2）炉膛稀相区水冷壁增加8层多阶式防磨梁，共遮盖水冷受热面积71 m2。
改造预期效果
（1） 过热器出口蒸汽温度上升20～30度，满足设计要求；
（2） 床温升高约10度；
（3） NOX排放指标，过热器减温水量基本不变；
（4） 炉内增加多阶式防磨梁降低锅炉磨损；
（5） 中温屏过热器拉长后，过热器阻力相比原来增加阻力0.06Mpa；
利用机组检修机会对锅炉中温过热屏进行了改造并加装了水冷壁防磨梁
5、改造效果
#1机组负荷在280MW以下时，主、再热汽温完全可以达到额定值。负荷大于280MW，3000kcal/kg入炉煤发热量下投入风水冷渣器运行时，主、再热汽温度达到设计值；如不投运风水冷渣器，主、再热汽温仍然低于额定值3度。
床温与预期效果相符，与设计值相比增长 10-15度。
随着床温的上升，NOX等排指标无明显变化。
#2炉改造后，负荷在280MW以下时，主、再热汽温完全可以达到额定值。负荷大于280MW时，中温过热屏出口温度基本可达到设计值469度，负荷大于280MW时，3000kcal/kg入炉煤发热量下投入内水冷渣器运行时，主再热蒸汽温度达到设计值，如不投运风水冷渣器，主、再热汽温仍然低于额定值
结论：
通过对机组运行参数进行调整，对机组运行时主、再热蒸汽低的原因进行认真分析，最终确认了引起偏差的原因。并根据原因进行了针对性的热力学计算，并制了合适的改造方案。从改造后的运行参数看，改造取得了明显效果，取得了较好的经济效益，保证了机组安全经济运行，同时也为其它同类型机组改造提供了思路。改造后存在的问题将在下一步工作中继续研究解决。
参考文献：
【1】 张梦珠：工业锅炉原理与设计 1990
【2】 蒋明昌：火电厂能耗指标分析手册 中国电力出版社，2012.12
【3】 张磊、张立华 燃煤锅炉机组 中国电力出版社 2006
【4】 蒋敏华、肖平 中因电力出版社 2009
【5】 上海锅炉厂设计计算书 2013
【关键词】主再热汽温、中温过热器、改造
1、情况介绍
循环流化床（CFB）锅炉技术是近十几年迅速发展的一项高效低污染清洁燃烧技术，在世界范围内正在得到迅速发展。CFB锅炉能燃用常规煤粉锅炉无法燃烧的劣质燃料（包括洗中煤、煤矸石等），CFB锅炉发电技术是适合我国资源特点的一种选择，我国目前CFB锅炉技术发展的主要方向：从引进消化吸收到自主研制，实现CFB 锅炉大型化，逐步向300MW级以上大容题名同炉发展，目前技术也比较成熟。但从近年来投产的机组运行情况看，也有部分机组蒸汽温度偏低达不到设计值，严重影响机组的经济性和汽轮机的安全运行，为解决循环流化床锅炉运行中蒸汽温度低的实际问题，优化锅炉设计，提高机组经济性，确保机组长周期安全稳定经济运行具有重要意义。
电厂2×300MW锅炉为上海锅炉厂自主研发，型号为SG-1065/17.5-M4505的亚临界自然循环流化床锅炉。锅炉本体主要由汽包、布风板、悬吊全膜式水冷壁、绝热式旋风分离器、U型返料回路以及后烟井对流受热面组成；炉膛上部前墙布置10片水冷屏、12片中温过热屏、12片高温过热屏和6片屏式再热器（均左右对称布置）；锅炉采用单面风板、床上点火、炉后进风、等压一次风室、底部排渣。
2、存在问题
昱光电厂2×300MW两台机组投产以来，存在的最主要问题就是主蒸汽温度、再热蒸汽温度在机组出力大于260MW时与设计值存在较大偏差，而且负荷越高与设计值温度偏差越大，严重影响机组的经济性及汽轮机安全稳定运行。
在锅炉额定出力1065t/h，炉膛床温约为928℃，分离器出口烟气温度约为917℃，主蒸汽出口温度约为510℃，再热器蒸汽出口温度约为503℃（再热器进口温度约为300℃），与设计值相比主蒸汽出口温度低了约31℃，再热蒸汽出口温度低了约38℃（再热蒸汽进口与设计值相比低了约32℃），床温高了约30℃，空气预热器出口温度高了约20℃。
3、原因分析
机组试运及试生产阶段，为找出影响主、再热蒸汽温度低的原因，特在75-100%负荷下，对影响蒸汽温度的给水温度，一、二次风量风压及比例，燃用不同热值、粒径的燃料，锅炉吹灰等方面，对两台机组进行蒸汽温度调整试验，试验结果表明，以上各种因素的调整变化，对蒸汽温度的影响不大，都不是影响蒸汽温度低的主要因素，下面试验过程记录的数据进行分析
3.1从锅炉烟气侧的运行情况看，锅炉中部悬浮段压差较高，造成了锅炉蒸发受热面吸热量增大，使锅炉蒸发吸热与过热器吸热量之间的比例失调，造成过热蒸汽出口温度过低。本工程锅炉炉膛结构尺寸与广东云浮300MWCFB锅炉较为接近，图1为本工程与广东云浮项目炉膛中部悬浮段差压随负荷变化的曲线。从图1可以看出炉膛中部悬浮段压差本工程要比云浮项目在超过260MW负荷时要超出0.1mbar/m，在高负荷阶段，相应的炉膛对流换热系数增加约10W/（m2·K），这也与锅炉运行蒸发吸热量相匹配。
从上表分析，各受热面实际值与设计值相比，中温屏式过热器的焓增明显偏小，这是造在锅炉主蒸汽温度偏低的主要原因；再热器的焓增实际值与设计相比偏差不大，再热器出口蒸汽温度过低是由于再热器进口温度过低造成的，而这也是与锅炉主蒸汽温度过低息息相关的。
因此从以上试验数据分析，引起锅炉主蒸汽、再热蒸汽温度偏低的主要原因在于锅炉设计的蒸发受热面现积过大，造成蒸发吸热量与过热器吸热不匹配，过热器出口蒸汽温度过低，同时进一步使再热器进口温度过低，造成再热器温度过低。
4、改造方案
针对存在的问题，通过与上海锅炉厂设计人员、技术人员进行沟通，结合现场工质侧、烟气侧实际运行数据及考虑炉膛增加防磨梁对锅炉蒸发受热面的影响，对锅炉烟气侧、工质侧有关数据进行计算，最终确定改造方案。
（1）炉内的中温过热屏向下拉长约5.8米，即增加炉膛中温屏式过热器面积334m2。
（2）炉膛稀相区水冷壁增加8层多阶式防磨梁，共遮盖水冷受热面积71 m2。
改造预期效果
（1） 过热器出口蒸汽温度上升20～30度，满足设计要求；
（2） 床温升高约10度；
（3） NOX排放指标，过热器减温水量基本不变；
（4） 炉内增加多阶式防磨梁降低锅炉磨损；
（5） 中温屏过热器拉长后，过热器阻力相比原来增加阻力0.06Mpa；
利用机组检修机会对锅炉中温过热屏进行了改造并加装了水冷壁防磨梁
5、改造效果
#1机组负荷在280MW以下时，主、再热汽温完全可以达到额定值。负荷大于280MW，3000kcal/kg入炉煤发热量下投入风水冷渣器运行时，主、再热汽温度达到设计值；如不投运风水冷渣器，主、再热汽温仍然低于额定值3度。
床温与预期效果相符，与设计值相比增长 10-15度。
随着床温的上升，NOX等排指标无明显变化。
#2炉改造后，负荷在280MW以下时，主、再热汽温完全可以达到额定值。负荷大于280MW时，中温过热屏出口温度基本可达到设计值469度，负荷大于280MW时，3000kcal/kg入炉煤发热量下投入内水冷渣器运行时，主再热蒸汽温度达到设计值，如不投运风水冷渣器，主、再热汽温仍然低于额定值
结论：
通过对机组运行参数进行调整，对机组运行时主、再热蒸汽低的原因进行认真分析，最终确认了引起偏差的原因。并根据原因进行了针对性的热力学计算，并制了合适的改造方案。从改造后的运行参数看，改造取得了明显效果，取得了较好的经济效益，保证了机组安全经济运行，同时也为其它同类型机组改造提供了思路。改造后存在的问题将在下一步工作中继续研究解决。
参考文献：
【1】 张梦珠：工业锅炉原理与设计 1990
【2】 蒋明昌：火电厂能耗指标分析手册 中国电力出版社，2012.12
【3】 张磊、张立华 燃煤锅炉机组 中国电力出版社 2006
【4】 蒋敏华、肖平 中因电力出版社 2009
【5】 上海锅炉厂设计计算书 2013