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一、引言
1、背景介绍
港电一期工程装设二台660MW燃煤发电机组，锅炉为超超临界参数变压运行直流炉，四角切向燃烧方式、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、半露天布置、炉前低封、全钢构架的∏型直流炉。
再热器受热面分为两级，即高温再热器和低温再热器。高温再热器顺流布置，受热面特性表现为对流特性;低温再热器逆流布置，受热面特性为纯对流。再热器的汽温调节主要靠挡板调节、摆动燃烧器和改变过量空气系数来达到调温。
2、课题简介
超超临界机组是世界火力发电先进技术的代表。超超临界机组不但可使机组获得较高的燃煤经济性，而且具有较低的环保排放优势。
提高蒸汽参数，达到锅炉蒸汽参数的设计值，可最大限度地提高机组的效率。
陈家港电厂2号机至投产以来，再热汽温日常运行中基本维持在590℃以下，且两侧存在一定的偏差，再热汽温低，影响了机组运行的效率，增加发电煤耗，为提高再热汽温，通过燃烧调整试验、炉内动力场试验等方式，取得了一定的成效，但再热汽温仍达不到设计值。
二、选择课题
按照设计要求成电厂2号机再热器出口蒸汽温度在50%BMCR～BMCR负荷范围内维持额定值603℃，在低负荷运行下通过采用烟气挡板调温、摆动燃烧器和适当增加过量空气系数可保证再热蒸汽温度达到额定值。为提高再热汽温减小两侧偏差，特选定此课题，最大限度地提高机组的经济性。
三、现状调查
2019年港电2机组再热汽温588℃左右，两侧偏差15℃左右，远未达到设计参数。
四、设定目标
设定目标：提高2号机组再热汽温至591℃
五、原因分析
通过分析总结出4条末端原因：
1.炉内热量分配不均 燃尽风摆角调整，组织良好的炉内动力场
2.受管壁溫度高限制 合理的磨煤机组合运行方式，调整二次风配比
3.自动调整效果不理想 调高自动调整精度，减少减温器阀门缺陷
4.吹灰方式不合理 调整吹灰方式
六、对策实施
1.燃尽风摆角调整
1.1为提高再热汽温，首先应解决高温再热器低温段个别管壁超温现象，对燃尽风水平角度和上下摆角进行了反复调整，水平角度调整后如下表所示。燃尽风水平角度调整后，炉膛出口烟温均匀性有一定改善，烟气四角切圆偏差降低，燃烧区域烟气旋转特性更好。
经过反复试验调整，燃尽风上下摆角调整到中间位置有利于炉内动力场均衡，即当燃尽风上下摆角在水平位置时炉膛出口烟汽温度场比较均匀，燃烧区域烟温偏差较小，调整后炉膛左墙、右墙主汽温温差降低;高温再热器低温段个别管壁温度偏高的现象有了下降趋势，高温再热器出口汽温的均匀性得到一定改善。
1.2 2020年2号炉做了锅炉燃烧调整试验。燃烧工况调整适当有利于燃料燃烧完全、炉膛温度场和热负荷分布均匀;对于大容量高参数锅炉，则更是维持炉膛受热面的正常水动力工况，以及安全可靠运行所必不可少的。实验结果建议关小SOFAⅣ、SOFAⅤ至20%左右，高负荷时开大，低负荷时按比例关小。通过一段时间的运行观察，两侧再热汽温偏差明显变小，高温再热汽低温段壁温偏高的现象有了一定降低，再热汽温由591.6℃上升至592.4℃，提升较为明显。
2.锅炉吹灰方式优化
根据机组负荷情况及来煤掺烧情况，为防止再热器区域结焦或积灰，增加再热器区域吹灰次数，增加再热器吸热量，防止管壁温度超限，从而提高再热汽温。
此外，为提高再热汽温，进一步提高炉膛火焰中心，对炉膛各温度区域采取不同的吹灰方式，高温区固定吹灰数量，低温区减少吹灰数量，同时提高再热器区域的吹灰频次和吹灰数量，保持再热器区域受热面干净、清洁，增加再热器的吸热，从而提高再热汽温。吹灰方式与机组负荷与入炉燃料情况进行有机结合，合理利用掺烧煤种，长时间低负荷注意积灰情况等，通过不断的磨损和总结，吹灰方式调整后为：水冷壁吹1/8、高温区吹1/3（单吹）、尾部烟道吹1/10，调整后较调整前再热汽温波动明显变小。
3.燃烧器摆角调整
改变燃烧器上下摆角角度是调节再热汽温的主要方法。相同负荷且燃烧同种煤种的情况下，分别进行了两种工况下的燃烧器摆角试验。
工况1：负荷550 MW，ABCEF 5套制粉系统运行，燃用煤种（神华石圪台煤种）低位热值21.77MJ/kg，燃烧器摆角由50%提高至65%，经过一段时间观察再热汽由588℃上升至590.7℃，对于提升再热汽温具有一定的作用。
工况2：负荷550MW，ABCEF 5套制粉系统运行，燃用煤种（神华石圪台煤种）低位热值21.77MJ/kg，燃烧器摆角由50%下摆至40%，经过一段时间观察再热汽由589℃上升至588.1℃，再热汽温略有下降。
工况1试验结果说明当燃烧器摆角提高时，再热汽温有所提高;工况2进行了燃烧器摆角下摆试验，再热汽温虽变化不明显，但有下降趋势。上述两组试验证明，燃烧器摆角对调整再热汽温效果明显，因此，在高温再热器低温段壁温允许的范围内，提高燃烧器摆角有利于提高再热汽温。
4.燃料量分配调整
改变各层燃烧器燃料分配，增加上部燃烧器燃料量，减少下部燃烧器燃料量，进行了一组试验。
负荷550 MW，BCDEF五套制粉系统运行，总燃料量210t/h，负荷及总燃料量维持不变，通过增加上层F磨的出力观察再热汽温的变化情况，再热汽温由试验前588.3℃上升至590℃。
通过增加F磨燃料量，再热汽温有一定上升，通过试验证明，增加上部燃料量对提高再热汽温有一定效果。
5.炉膛出口氧量调整
炉膛出口氧量不仅影响炉膛内燃料的燃烧情况、燃烧产物的种类，而且还影响锅炉效率。改变炉膛出口氧量，进行了一组试验，观察再热汽温的变化情况。
负荷550 MW，ABCDE 5套制粉系统运行，炉膛出口氧量3.1%，将炉膛出口氧量增加至3.4%，再热汽温由试验前588.3℃上升至试验后590.1℃。
实验证明适当提高炉膛出口氧量（0.1%～0.3%），能够增大烟气量，有利于提高再热器受热面的对流换热比例，从而提高再热汽温;但是过度提高炉膛出口氧量，不仅会增加风机出力，而且会增加锅炉排烟热损失;
七、效果检查
通过设备调整及各种调节手段综合运用，2号机组再热汽温达到592.2℃。
八、效益分析
1、经济效益
再热汽温提升1℃，煤耗降低大约0.09g/kwh，再热汽温提升了3℃，一年内累计发电610000万kwh左右
6100000000×0.09×3=1647000000g=1647t
煤价格：500元/吨左右
每年可节约费用：1647×500=823500元=82.35万元
2、安全效益、社会效益
通过本次QC小组活动，提高了机组的再热器温度，同时减少了炉内的热偏差，有效的控制的再热器管壁温度，组织合理的炉内动力场，减少了炉内火焰及煤粉对受热面的冲刷，合理的优化炉内吹灰方式，对机组的安全运行有很大帮助，也减少了设备的磨损，提高机组运行寿命，以后会持续对再热汽温进行优化调整，争取使再热汽温达到设计值，有效提高机组的运行效益。
国能陈家港发电有限公司 江苏省盐城市
1、背景介绍
港电一期工程装设二台660MW燃煤发电机组，锅炉为超超临界参数变压运行直流炉，四角切向燃烧方式、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、半露天布置、炉前低封、全钢构架的∏型直流炉。
再热器受热面分为两级，即高温再热器和低温再热器。高温再热器顺流布置，受热面特性表现为对流特性;低温再热器逆流布置，受热面特性为纯对流。再热器的汽温调节主要靠挡板调节、摆动燃烧器和改变过量空气系数来达到调温。
2、课题简介
超超临界机组是世界火力发电先进技术的代表。超超临界机组不但可使机组获得较高的燃煤经济性，而且具有较低的环保排放优势。
提高蒸汽参数，达到锅炉蒸汽参数的设计值，可最大限度地提高机组的效率。
陈家港电厂2号机至投产以来，再热汽温日常运行中基本维持在590℃以下，且两侧存在一定的偏差，再热汽温低，影响了机组运行的效率，增加发电煤耗，为提高再热汽温，通过燃烧调整试验、炉内动力场试验等方式，取得了一定的成效，但再热汽温仍达不到设计值。
二、选择课题
按照设计要求成电厂2号机再热器出口蒸汽温度在50%BMCR～BMCR负荷范围内维持额定值603℃，在低负荷运行下通过采用烟气挡板调温、摆动燃烧器和适当增加过量空气系数可保证再热蒸汽温度达到额定值。为提高再热汽温减小两侧偏差，特选定此课题，最大限度地提高机组的经济性。
三、现状调查
2019年港电2机组再热汽温588℃左右，两侧偏差15℃左右，远未达到设计参数。
四、设定目标
设定目标：提高2号机组再热汽温至591℃
五、原因分析
通过分析总结出4条末端原因：
1.炉内热量分配不均 燃尽风摆角调整，组织良好的炉内动力场
2.受管壁溫度高限制 合理的磨煤机组合运行方式，调整二次风配比
3.自动调整效果不理想 调高自动调整精度，减少减温器阀门缺陷
4.吹灰方式不合理 调整吹灰方式
六、对策实施
1.燃尽风摆角调整
1.1为提高再热汽温，首先应解决高温再热器低温段个别管壁超温现象，对燃尽风水平角度和上下摆角进行了反复调整，水平角度调整后如下表所示。燃尽风水平角度调整后，炉膛出口烟温均匀性有一定改善，烟气四角切圆偏差降低，燃烧区域烟气旋转特性更好。
经过反复试验调整，燃尽风上下摆角调整到中间位置有利于炉内动力场均衡，即当燃尽风上下摆角在水平位置时炉膛出口烟汽温度场比较均匀，燃烧区域烟温偏差较小，调整后炉膛左墙、右墙主汽温温差降低;高温再热器低温段个别管壁温度偏高的现象有了下降趋势，高温再热器出口汽温的均匀性得到一定改善。
1.2 2020年2号炉做了锅炉燃烧调整试验。燃烧工况调整适当有利于燃料燃烧完全、炉膛温度场和热负荷分布均匀;对于大容量高参数锅炉，则更是维持炉膛受热面的正常水动力工况，以及安全可靠运行所必不可少的。实验结果建议关小SOFAⅣ、SOFAⅤ至20%左右，高负荷时开大，低负荷时按比例关小。通过一段时间的运行观察，两侧再热汽温偏差明显变小，高温再热汽低温段壁温偏高的现象有了一定降低，再热汽温由591.6℃上升至592.4℃，提升较为明显。
2.锅炉吹灰方式优化
根据机组负荷情况及来煤掺烧情况，为防止再热器区域结焦或积灰，增加再热器区域吹灰次数，增加再热器吸热量，防止管壁温度超限，从而提高再热汽温。
此外，为提高再热汽温，进一步提高炉膛火焰中心，对炉膛各温度区域采取不同的吹灰方式，高温区固定吹灰数量，低温区减少吹灰数量，同时提高再热器区域的吹灰频次和吹灰数量，保持再热器区域受热面干净、清洁，增加再热器的吸热，从而提高再热汽温。吹灰方式与机组负荷与入炉燃料情况进行有机结合，合理利用掺烧煤种，长时间低负荷注意积灰情况等，通过不断的磨损和总结，吹灰方式调整后为：水冷壁吹1/8、高温区吹1/3（单吹）、尾部烟道吹1/10，调整后较调整前再热汽温波动明显变小。
3.燃烧器摆角调整
改变燃烧器上下摆角角度是调节再热汽温的主要方法。相同负荷且燃烧同种煤种的情况下，分别进行了两种工况下的燃烧器摆角试验。
工况1：负荷550 MW，ABCEF 5套制粉系统运行，燃用煤种（神华石圪台煤种）低位热值21.77MJ/kg，燃烧器摆角由50%提高至65%，经过一段时间观察再热汽由588℃上升至590.7℃，对于提升再热汽温具有一定的作用。
工况2：负荷550MW，ABCEF 5套制粉系统运行，燃用煤种（神华石圪台煤种）低位热值21.77MJ/kg，燃烧器摆角由50%下摆至40%，经过一段时间观察再热汽由589℃上升至588.1℃，再热汽温略有下降。
工况1试验结果说明当燃烧器摆角提高时，再热汽温有所提高;工况2进行了燃烧器摆角下摆试验，再热汽温虽变化不明显，但有下降趋势。上述两组试验证明，燃烧器摆角对调整再热汽温效果明显，因此，在高温再热器低温段壁温允许的范围内，提高燃烧器摆角有利于提高再热汽温。
4.燃料量分配调整
改变各层燃烧器燃料分配，增加上部燃烧器燃料量，减少下部燃烧器燃料量，进行了一组试验。
负荷550 MW，BCDEF五套制粉系统运行，总燃料量210t/h，负荷及总燃料量维持不变，通过增加上层F磨的出力观察再热汽温的变化情况，再热汽温由试验前588.3℃上升至590℃。
通过增加F磨燃料量，再热汽温有一定上升，通过试验证明，增加上部燃料量对提高再热汽温有一定效果。
5.炉膛出口氧量调整
炉膛出口氧量不仅影响炉膛内燃料的燃烧情况、燃烧产物的种类，而且还影响锅炉效率。改变炉膛出口氧量，进行了一组试验，观察再热汽温的变化情况。
负荷550 MW，ABCDE 5套制粉系统运行，炉膛出口氧量3.1%，将炉膛出口氧量增加至3.4%，再热汽温由试验前588.3℃上升至试验后590.1℃。
实验证明适当提高炉膛出口氧量（0.1%～0.3%），能够增大烟气量，有利于提高再热器受热面的对流换热比例，从而提高再热汽温;但是过度提高炉膛出口氧量，不仅会增加风机出力，而且会增加锅炉排烟热损失;
七、效果检查
通过设备调整及各种调节手段综合运用，2号机组再热汽温达到592.2℃。
八、效益分析
1、经济效益
再热汽温提升1℃，煤耗降低大约0.09g/kwh，再热汽温提升了3℃，一年内累计发电610000万kwh左右
6100000000×0.09×3=1647000000g=1647t
煤价格：500元/吨左右
每年可节约费用：1647×500=823500元=82.35万元
2、安全效益、社会效益
通过本次QC小组活动，提高了机组的再热器温度，同时减少了炉内的热偏差，有效的控制的再热器管壁温度，组织合理的炉内动力场，减少了炉内火焰及煤粉对受热面的冲刷，合理的优化炉内吹灰方式，对机组的安全运行有很大帮助，也减少了设备的磨损，提高机组运行寿命，以后会持续对再热汽温进行优化调整，争取使再热汽温达到设计值，有效提高机组的运行效益。
国能陈家港发电有限公司 江苏省盐城市