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摘 要：当前，节能减排形式严峻，电厂节能减排压力也是不断增大。燃煤机组仍然是电力行业的主力，机组能耗水平是节能降耗的主要目的，指标达不到设计值将是制约能耗水平的重要因素。再热汽温低不仅会影响机组的能耗水平，还可能使低压缸末级叶片发生水蚀，导致汽缸变形等。该文结合实际情况，针对再热汽温低的原因进行分析，通过试验和日常调整，制定出对策。
关键词：再热汽温 负荷 氧量 吹灰 磨煤机
中图分类号：TK229.2 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2016）02（c）-0032-02
某公司采用上海锅炉厂的350 MW超临界压力直流锅炉，超临界变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次中间再热、设计有低氮燃烧器四角切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、露天布置、∏型燃煤锅炉。一次风喷嘴采用上下浓淡分离式，设计主再热汽温额定值566 ℃/566 ℃。
2014年2号炉再热汽温完成551.5 ℃，2015年2号炉再热汽温完成557 ℃，2016年2号再热汽温完成560 ℃，虽然在逐步提高，但仍与设计值有差距，对此多次派相关专业人员到先进厂参观学习；并曾委托锅炉专家进行调整、指导；联系电科院来进行燃烧调整优化，但到目前为止，低负荷下的再热汽温偏低的问题仍没有得到根本解决。
再热汽温低会影响机组的能耗水平，低负荷时再热汽温低，会给汽轮机带来危害，低压缸末级叶片可能存在水蚀的危害。对高中压缸合缸的机组，如果主，再热汽温相差太大，膨胀不均，会在结合面处产生较大的热应力，有可能导致汽缸变形等。
1 再热汽温偏低的原因分析
1.1 机组负荷率的影响
由于受到电量计划等因素影响，机组负荷率长期低，对再热汽温影响较大；其次机组负荷变化启、停制粉系统时，后墙悬吊管、分隔屏过热器、后屏过热器个别管壁温度升高较快，为了控制管壁不超温，提前控制分离器过热度，客观上影响了再热汽温提高。
1.2 磨煤机运行方式的影响
不同的磨煤机运行方式组合对汽温影响较大。机组在50%负荷时A、B、C三台制粉系统运行再热汽温度530 ℃；50%负荷时B、C、D磨煤机运行再热汽温545 ℃；50%负荷时C、D、E磨煤机运行再热汽温555 ℃左右。制粉系统的运行方式也是影响再热汽温的主要原因。
1.3 原煤仓断煤
特别是进入雨季及冬季时给煤机断煤更为频繁，个别月给煤机断煤频繁，直接影响到再热汽温的调整。为了减少给煤机断煤影响锅炉燃烧稳定性，不定期对原煤仓进行烧空仓，从而影响再热汽温调整。
1.4 管壁壁温高
某厂末级过热器、末级再热器材质选用材质为SA213-T91（氧化温度649 ℃）、SA213-TP347H（氧化温度704 ℃）、SA213-T23（氧化温度593 ℃）。锅炉厂推荐末级过热器100%负荷下管壁报警温度为604℃，50%负荷下为641 ℃；末级再热器100%负荷下管壁报警温度为625 ℃，50%负荷下为650 ℃。末过、末再报警温度均为601 ℃，实际运行中末过、末再管壁温度都在590 ℃左右，限制了运行人员的调整。
1.5 氧量（总风量）的影响
氧量的大小也影响到氮氧化物排放；虽然推荐氧量保持在4.2%左右，但实际受控制氮氧化物及空预器堵塞的影响，氧量很难达到4.0%。由于风量的降低直接影响到水平烟道及尾部烟道锅炉受热面换热，对主再热汽温调整有一定影响。
1.6 吹灰的影响
机组在低负荷时，脱销反应区温度偏低，尤其是冬季脱硝反应区温度更低，为了防止脱销反应区温度过低，满足脱销催化剂的要求，大大减少了锅炉过、再热器及低温再热器的吹灰频次，对再热汽温影响较大。特别是在3月16日1号机组停运后，对低温再热器检查后发现锅炉受热面有吹损痕迹，为了避免四管泄漏再次对吹灰制度进行优化，进一步减少低温再热器的吹灰次数，对再热汽温有所降低。
1.7 运行人员调整因素影响
通过运行人员多年的摸索和钻研，对锅炉的燃烧调整特性基本有了一定的熟悉，通过值际间的技术交流等，各值燃烧调整的差异已经不大。
1.8 氮氧化物影响
由于脱销反应器设计入口氮氧化物650 mg/Nm3，为了防止空预器及电袋除尘器堵塞，减少喷氨量，目前脱硝反应区入口氮氧化物按400～500 mg/Nm3控制，为此将顶层二次风开大，这些都对再热汽温影响较大。
2 再热汽温攻关采取的措施
为了提高再热汽温成立了攻关小组，并针对造成再热汽温低的原因进行攻关，具体措施如下：（1）建立再热汽温激励专项办法，每周进行一次排名评比，对优胜值进行奖励，对落后值进行考核，以此来调动运行人员的调整积极性。（2）加减负荷时应缓慢，提前控制过热度及汽温设定值，避免减温水调节门过开、过关影响汽温调整。（3）加强二次风配风调整，降低管壁温度，提高过热度2 ℃～3 ℃，提高再热汽温3 ℃～4 ℃。（4）提高设备检修质量并优化制粉系统运行方式，将制粉系统切换至上层运行，机组负荷180 MW时制粉系统由B、C、D切换至C、D、E运行，进一步提高主再热汽温5℃左右。（5）提高炉膛氧量，增加炉膛通风量，增加受热面换热，提高主再热汽温。规定炉膛氧量在200 MW负荷以下氧量控制在4.0%、最低不能低于3.5%；机组负荷在300 MW以上时炉膛氧量不能低于3.0%。（6）燃烧器摆角摆动至85%（最高），提高火焰中心，再热汽温提高了1 ℃～2 ℃。（7）在优化吹灰管理制度，保证受热面清洁，增强换热，提高主、再热汽温。（8）控制入炉煤的水分，减少给煤机断煤。
3 燃烧调整试验情况
为了彻底解决低负荷再热汽温偏低的问题，找出存在问题的症结，某厂联系试验院进行燃烧调整试验，针对再热汽温进行诊断。 试验阶段前后再热汽温变化趋势（9日，10日，12日分别为试验阶段汽温）（见图1）。
从试验数据来看，试验阶段的再热汽温较日常汽温偏低。但通过试验给出如下建议：（1）通过该次调整试验，结合现场生产实际情况，由于现场受防止空预器差压大等而采取的控制氮氧化物措施等因素的影响，根据现场运行人员的调整，现场燃烧调整进一步优化空间不大，建议考虑增加受热面的方法。（2）BC、CD-II层二次风适当关小能提高再热汽温，建议保持15%左右开度或进一步关小。（3）燃烧器摆角只能摆至85%左右，建议利用大、小修机会对燃烧器摆动进行检查、试验已进一步提高摆动角度。（4）C、D制粉系统3号角都存在煤粉细度及浓度偏低的情况，建议进行冷热态调整试验或利用大小修进行冷态空气动力场试验。
4 结语
（1）低负荷时要选择上层磨运行，尽量提高火焰中心，在运行中根据负荷和气温情况对燃烧器摆角进行调整，在机组检修时，一定要对燃烧器摆角进行检查。
（2）增加省煤器出口含氧量，尽量减小温度较低的一次风，增加温度较高的二次风。但提高锅炉总风量，烟气中NOX含量增大，势必会开大SOFA层风门开度来降低烟气中NOX的含量，同时会造成再热汽温下降。所以综合考虑，应控制省煤器出口烟气含氧量为4%～5%之间。
（3）一般降负荷时，主、再汽温下降比较多，降负荷时一般先降低送风量以及磨煤机风量，然后降低给煤量，保证氧量的稳定性，防止NOX含量超标。降负荷初期提高负荷变化率，在负荷降至接近于设定值时降低负荷变化率，防止机组协调调整过调，煤量减的过多，造成负荷与汽温的摆动，在负荷到达给定负荷时，应及时调整锅炉给水量、锅炉总风量、启动分离器出口过热度设定值、二次风门开度、磨煤机一次风量等参数至负荷和煤量相对应的数值。
（4）进行值际竞赛，以奖励为主，提高运行人员的调整积极性。鼓励各值进行经验探讨和分享，每月组织召开讨论会，总结经验。
（5）积极探索增加再热器受热面、卫燃带等技术改造措施进行论证，从设备方面彻底解决问题。
参考文献
[1] 胡志成，赵建斌，李琳琳.大唐林州热电有限公司集控运行规程[Z].2012.
[2] 大唐集团.大唐集团公司集控值班员理论题库[Z].2007.
[3] 朱全利.锅炉设备及系统运行[M].北京：中国电力出版社，2007：101-199.
[4] 孙剑锋.锅炉低一次风压技术在平凉电厂中的运用[J].中国高新技术企业，2009（14）：36-37.
关键词：再热汽温 负荷 氧量 吹灰 磨煤机
中图分类号：TK229.2 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2016）02（c）-0032-02
某公司采用上海锅炉厂的350 MW超临界压力直流锅炉，超临界变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次中间再热、设计有低氮燃烧器四角切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、露天布置、∏型燃煤锅炉。一次风喷嘴采用上下浓淡分离式，设计主再热汽温额定值566 ℃/566 ℃。
2014年2号炉再热汽温完成551.5 ℃，2015年2号炉再热汽温完成557 ℃，2016年2号再热汽温完成560 ℃，虽然在逐步提高，但仍与设计值有差距，对此多次派相关专业人员到先进厂参观学习；并曾委托锅炉专家进行调整、指导；联系电科院来进行燃烧调整优化，但到目前为止，低负荷下的再热汽温偏低的问题仍没有得到根本解决。
再热汽温低会影响机组的能耗水平，低负荷时再热汽温低，会给汽轮机带来危害，低压缸末级叶片可能存在水蚀的危害。对高中压缸合缸的机组，如果主，再热汽温相差太大，膨胀不均，会在结合面处产生较大的热应力，有可能导致汽缸变形等。
1 再热汽温偏低的原因分析
1.1 机组负荷率的影响
由于受到电量计划等因素影响，机组负荷率长期低，对再热汽温影响较大；其次机组负荷变化启、停制粉系统时，后墙悬吊管、分隔屏过热器、后屏过热器个别管壁温度升高较快，为了控制管壁不超温，提前控制分离器过热度，客观上影响了再热汽温提高。
1.2 磨煤机运行方式的影响
不同的磨煤机运行方式组合对汽温影响较大。机组在50%负荷时A、B、C三台制粉系统运行再热汽温度530 ℃；50%负荷时B、C、D磨煤机运行再热汽温545 ℃；50%负荷时C、D、E磨煤机运行再热汽温555 ℃左右。制粉系统的运行方式也是影响再热汽温的主要原因。
1.3 原煤仓断煤
特别是进入雨季及冬季时给煤机断煤更为频繁，个别月给煤机断煤频繁，直接影响到再热汽温的调整。为了减少给煤机断煤影响锅炉燃烧稳定性，不定期对原煤仓进行烧空仓，从而影响再热汽温调整。
1.4 管壁壁温高
某厂末级过热器、末级再热器材质选用材质为SA213-T91（氧化温度649 ℃）、SA213-TP347H（氧化温度704 ℃）、SA213-T23（氧化温度593 ℃）。锅炉厂推荐末级过热器100%负荷下管壁报警温度为604℃，50%负荷下为641 ℃；末级再热器100%负荷下管壁报警温度为625 ℃，50%负荷下为650 ℃。末过、末再报警温度均为601 ℃，实际运行中末过、末再管壁温度都在590 ℃左右，限制了运行人员的调整。
1.5 氧量（总风量）的影响
氧量的大小也影响到氮氧化物排放；虽然推荐氧量保持在4.2%左右，但实际受控制氮氧化物及空预器堵塞的影响，氧量很难达到4.0%。由于风量的降低直接影响到水平烟道及尾部烟道锅炉受热面换热，对主再热汽温调整有一定影响。
1.6 吹灰的影响
机组在低负荷时，脱销反应区温度偏低，尤其是冬季脱硝反应区温度更低，为了防止脱销反应区温度过低，满足脱销催化剂的要求，大大减少了锅炉过、再热器及低温再热器的吹灰频次，对再热汽温影响较大。特别是在3月16日1号机组停运后，对低温再热器检查后发现锅炉受热面有吹损痕迹，为了避免四管泄漏再次对吹灰制度进行优化，进一步减少低温再热器的吹灰次数，对再热汽温有所降低。
1.7 运行人员调整因素影响
通过运行人员多年的摸索和钻研，对锅炉的燃烧调整特性基本有了一定的熟悉，通过值际间的技术交流等，各值燃烧调整的差异已经不大。
1.8 氮氧化物影响
由于脱销反应器设计入口氮氧化物650 mg/Nm3，为了防止空预器及电袋除尘器堵塞，减少喷氨量，目前脱硝反应区入口氮氧化物按400～500 mg/Nm3控制，为此将顶层二次风开大，这些都对再热汽温影响较大。
2 再热汽温攻关采取的措施
为了提高再热汽温成立了攻关小组，并针对造成再热汽温低的原因进行攻关，具体措施如下：（1）建立再热汽温激励专项办法，每周进行一次排名评比，对优胜值进行奖励，对落后值进行考核，以此来调动运行人员的调整积极性。（2）加减负荷时应缓慢，提前控制过热度及汽温设定值，避免减温水调节门过开、过关影响汽温调整。（3）加强二次风配风调整，降低管壁温度，提高过热度2 ℃～3 ℃，提高再热汽温3 ℃～4 ℃。（4）提高设备检修质量并优化制粉系统运行方式，将制粉系统切换至上层运行，机组负荷180 MW时制粉系统由B、C、D切换至C、D、E运行，进一步提高主再热汽温5℃左右。（5）提高炉膛氧量，增加炉膛通风量，增加受热面换热，提高主再热汽温。规定炉膛氧量在200 MW负荷以下氧量控制在4.0%、最低不能低于3.5%；机组负荷在300 MW以上时炉膛氧量不能低于3.0%。（6）燃烧器摆角摆动至85%（最高），提高火焰中心，再热汽温提高了1 ℃～2 ℃。（7）在优化吹灰管理制度，保证受热面清洁，增强换热，提高主、再热汽温。（8）控制入炉煤的水分，减少给煤机断煤。
3 燃烧调整试验情况
为了彻底解决低负荷再热汽温偏低的问题，找出存在问题的症结，某厂联系试验院进行燃烧调整试验，针对再热汽温进行诊断。 试验阶段前后再热汽温变化趋势（9日，10日，12日分别为试验阶段汽温）（见图1）。
从试验数据来看，试验阶段的再热汽温较日常汽温偏低。但通过试验给出如下建议：（1）通过该次调整试验，结合现场生产实际情况，由于现场受防止空预器差压大等而采取的控制氮氧化物措施等因素的影响，根据现场运行人员的调整，现场燃烧调整进一步优化空间不大，建议考虑增加受热面的方法。（2）BC、CD-II层二次风适当关小能提高再热汽温，建议保持15%左右开度或进一步关小。（3）燃烧器摆角只能摆至85%左右，建议利用大、小修机会对燃烧器摆动进行检查、试验已进一步提高摆动角度。（4）C、D制粉系统3号角都存在煤粉细度及浓度偏低的情况，建议进行冷热态调整试验或利用大小修进行冷态空气动力场试验。
4 结语
（1）低负荷时要选择上层磨运行，尽量提高火焰中心，在运行中根据负荷和气温情况对燃烧器摆角进行调整，在机组检修时，一定要对燃烧器摆角进行检查。
（2）增加省煤器出口含氧量，尽量减小温度较低的一次风，增加温度较高的二次风。但提高锅炉总风量，烟气中NOX含量增大，势必会开大SOFA层风门开度来降低烟气中NOX的含量，同时会造成再热汽温下降。所以综合考虑，应控制省煤器出口烟气含氧量为4%～5%之间。
（3）一般降负荷时，主、再汽温下降比较多，降负荷时一般先降低送风量以及磨煤机风量，然后降低给煤量，保证氧量的稳定性，防止NOX含量超标。降负荷初期提高负荷变化率，在负荷降至接近于设定值时降低负荷变化率，防止机组协调调整过调，煤量减的过多，造成负荷与汽温的摆动，在负荷到达给定负荷时，应及时调整锅炉给水量、锅炉总风量、启动分离器出口过热度设定值、二次风门开度、磨煤机一次风量等参数至负荷和煤量相对应的数值。
（4）进行值际竞赛，以奖励为主，提高运行人员的调整积极性。鼓励各值进行经验探讨和分享，每月组织召开讨论会，总结经验。
（5）积极探索增加再热器受热面、卫燃带等技术改造措施进行论证，从设备方面彻底解决问题。
参考文献
[1] 胡志成，赵建斌，李琳琳.大唐林州热电有限公司集控运行规程[Z].2012.
[2] 大唐集团.大唐集团公司集控值班员理论题库[Z].2007.
[3] 朱全利.锅炉设备及系统运行[M].北京：中国电力出版社，2007：101-199.
[4] 孙剑锋.锅炉低一次风压技术在平凉电厂中的运用[J].中国高新技术企业，2009（14）：36-37.