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摘 要：我厂#1机组配备600 MW四角切圆煤粉锅炉。该锅炉自运行以来一直存在非满负荷下过热汽超温（表现为过热器减温水过量）和再热蒸汽欠温的问题，这两个问题对锅炉的安全和经济运行造成了不利影响，迫切需要采取治理改造措施。本文首先讨论了过热器减温水过量和二次汽欠温的危害，接着分析了可能造这两个问题的原因，随后对不同的改造方案进行了对比，最后发现将分隔屏截短2 m的方案相对较好，并结合实际工程结构最终将分隔屏截短了1.9 m。经过工程改造实施后，这两个问题得到了完满解决，所采用的截屏方案对其他存在类似问题的大容量锅炉改造具有很好的参考意义。
关键词：减温水 二次汽 分隔屏 锅炉
中图分类号：TK227 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2012）11（b）-0039-03
电力工业是国民经济最主要的能源产业，也是我国国民经济发展的重要基础产业。至2008年底，全国发电装机容量达79，253万千瓦，同比增长10.34%。2008年全国发电量增长5.18%，用电量增长5.23%，当年共新增发电装机容量9，051万千瓦。国内燃煤电站的主力机组容量多为300 MW、600 MW，近来已有容量为1000 MW的燃煤机组投产，所配锅炉也趋于大型化[1]。我国锅炉设备的生产尽管在容量和参数发展上保持较高水平，但是，从基础研究、产品开发、设计、制造、运行到整个技术管理体系，和先进发达国家相比较，尚存在较大的差距。特别在600 MW机组的锅炉生产上还不是很成熟，因此现在国内运行的600 MW机组的锅炉大部分为国外引进[2]。国产引进型300 MW机组和600 MW机组，在经济性、可靠性、可调性、环保等方面，比20世纪80年代投产的国产机组又较大改善，但与设计指标相比仍存在着差距。在我国，新建机组锅炉在调试过程中往往不对设备进行细致的优化调整，虽然设备能够连续稳定运行，但锅炉很难处于最佳运行状态，所以在之后的试生产期都需要进行优化调整[3，4]。由于我国现在投运的机组其经济性指标比起国外先进机组还有很大差距，因此，除了对经济性差的老机组进行淘汰和改进外，加强对在役锅炉的优化设计研究等工作也是一种改变落后状态行之有效的方法[5]。
1 减温水过量和二次汽欠温的危害
1.1 减温水过量的危害
喷水减温器又称混合式减温器，其原理是将减温水通过喷嘴雾化后直接喷入过热蒸汽中，使其雾化，吸热蒸发，达到降低蒸汽温度的目的。喷水减温器结构简单，调节幅度大，惯性小，调节灵敏，有利于自动调节，因此，在现代大型锅炉中得到广泛地应用。这种减温器的减温水直接与蒸汽接触，因而对水质要求高。由于喷水减温方法只能降温而不能升温，因此，采用喷水减温器调节汽温时，过热设计吸热量应略大些。以保证在额定负荷下能达到设计汽温并能通过减温水调节汽温。这样，在高负荷时用减温器来降低高出额定值部分的汽温以维持汽温的额定值。喷水减温主要用于过热汽温的调节，在锅炉的额定负荷设计计算中选用适量的过热汽减温水量非常重要，减温水量过大需增加大量受热面，提高锅炉生产成本；减温水量过小，在煤种等外界因素波动下或负荷降低等情况下引起汽温偏低，过热汽温可调性差。对于再热蒸汽，由于喷入再热蒸汽后会使汽轮机中低压缸蒸汽流量增加，因而中低压缸的做功量增加，这样在机组负荷一定时势必会减少高压蒸汽做功，降低机组的循环热效率。同时，由于减温水和过热器内蒸汽温度差距较大，因而混合过程所造成的不可逆损失会较大，从而也造成了锅炉效率的降低。计算结果表明再热蒸汽中喷入1%的减温水，循环热效率下降0.1%～0.2%。因此，在再热汽温的调节中，喷水减温只是作为烟气侧调温的辅助手段和事故喷水用[7]。
1.2 二次汽欠温的危害
锅炉机组之所以要增加再热器，主要目的是为了提高汽轮机内蒸汽的干度，以提高汽轮机运行的安全性和内效率。但是，如果再热器出口温度存在明显欠温，则会对机组造成两方面危害。一个是由于降低了平均温差，从而使得汽轮机的效率下降，不利于电厂的经济性。另一个是由于温度降低，根据郎肯循环可知，汽轮机内蒸汽的干度会下降，这一方面降低了汽轮机的寿命。另一方面也降低了汽轮机的内效率。于机组安全性和经济性都有危害。
2 减温水过量和二次汽欠温的原因分析
过热器一、二级减温水过量的原因是多方面的综合影响造成的[8，9]。喷射减温水是为了保证末级过热器出口温度维持在541 ℃左右。如果过热系统受热面吸热量相对偏多，则会造成减温水量偏多。二次汽欠温的原因正好相反，是因为再热器吸热量相对偏少所致。不论是减温水过量还是二次汽欠温，都和锅炉内部蒸汽温度的影响因素和调节有一定关系。
2.1 蒸汽温度的影响因素
影响汽温的因素很多，而且这些因素还可能同时发生影响。下面分别介绍：（1）锅炉负荷，现代大型锅炉的过热器和再热器系统一般具有对流汽温特性。即锅炉负荷升高（或下降），汽温也随之上升（或降低）。（2）过量空气系数，过量空气系数增大时，燃烧生成的烟气量增多，烟气流速增大，对流传热加强，导致过热汽温升高。（3）给水温度，给水温度降低，产生一定蒸汽量所需的燃料量增加，燃烧产物的容积也随之增加，同时炉膛出口烟温升高，所以，过热汽温将升高。在电厂运行中，高压加热器的投停会使给水温度有很大的变化，因而会使过热汽温发生显著的变化。（4）受热面的污染情况，炉膛受热面的结渣或表面积灰会使炉内辐射传热量减少，过热区域的烟气温度提高，因而使过热汽温上升。反之，过热器本身的结渣或积灰将导致汽温下降[10]。（5）饱和蒸汽用汽量，当锅炉采用饱和蒸汽作为吹灰等用途时，用汽量增多将使过热汽温升高。锅炉的排污量对汽温也有影响，但因排污水的焓值降低，故影响不大。（6）燃烧器的运行方式，摆动式燃烧器的喷嘴向上倾斜，会因火焰中心提高而使过热汽温升高。但是对流受热面距炉膛越远，喷嘴倾角对其吸热量和出口温度的影响就越小。对于沿炉膛高度具有多排燃烧器的锅炉，运行中不同标高的燃烧器组的投运，也会影响过热蒸汽的温度。（7）燃料的种类和成分，当燃煤锅炉改为燃油时，由于炉膛辐射热的份额增大，过热汽温将下降。在煤粉锅炉中，煤粉变粗，水分增大或灰粉增加，都会使过热汽温有所提高。 2.2 蒸汽温度的调节
维持稳定的汽温是保证机组安全和经济运行所必需的。汽温过高会使金属许用应力下降，影响机组的安全运行；汽温降低则会影响机组的循环热效率。运行中一般规定汽温偏离额定值的波动不能超过-10 ℃～+5 ℃。汽温的调解就是要在一定的负荷范围内保持额定的蒸汽温度，以修正运行因素对汽温波动的影响[11]。蒸汽温度调节方法主要分为蒸汽侧调节和烟气侧调节两类。（1）蒸汽侧调节汽温，是指通过改变蒸汽的热焓来调节汽温。其方法包括表面式减温器、喷水减温器和汽-汽热交换器等，前两种方法主要用于调节过热蒸汽温度，后一种方法用于调节再热汽温。减温器在过热器系统中的布置遵循两个原则，一是保证调温的灵敏性；二是保护过热器不超温。当减温器布置于系统出口端时，调节的灵敏度高，但在减温前的汽温超过了正常值，其受热面的金属温度高，安全性较差；若布置于系统的入口端，过热器金属温度较低，但调节汽温的惰性大，时滞长。因此，现代锅炉的减温器都布置在过热器系统的中间位置。高压和超高压锅炉的过热器，一般采用两级喷水减温器，第一级减温器布置在屏式过热器前，喷水量稍大于总喷水量的1/2，作为整个过热器温度的粗调，同时也起到保护屏式过热器的作用；第二级减温器放置在末级过热之前，作为出口汽温的细调，作为出口汽温的细调。亚临界、超临界压力锅炉的过热器，常采用三级喷水减温器。例如DG—1000/170—I型锅炉过热器的减温器分别布置于前屏、后屏、高温对流过热器的入口，既起到保护这三级过热器的作用，又能保证汽温调节的灵敏度。（2）烟气侧调节汽温，是通过改变锅炉内辐射受热面和对流受热面的吸热量分配比例的方法或改变流经过热器的烟气量的方法来实现汽温的调节的，且主要用来调节再热汽温。在用烟气侧调温方法调节再热汽温时，由于这些方法同时作用于再热器和过热器，因此在设计时，一般根据再热器的要求确定烟气调温的变量，过热器则再用喷水进行调整。烟气侧的调温方法主要有调节燃烧器的倾角、采用烟气再循环、调节烟气挡板等。在现代许多大型锅炉中，为了增加温度幅度，往往是多种调温方式结合使用。比如将分隔屏烟道与烟气再循环或摆动燃烧器结合使用来实现再热汽温的调节。此时，一般是先用摆动式燃烧器调节，再用烟气挡板调节，在保证再热汽温达到额定值后，再热喷水减温来保证过热汽温也达到额定值[12]。
3 改造方案提出
在改造初期，我厂试图通过调整燃烧器摆角来重构炉内的流体动力场以达到降低减温水量和提高再热器出口温度的目的，但是调整后效果并不明显。针对上述问题，哈三电厂采取的改造方案是：将省煤器面积减少2536 m2，同时将末级再热器面积增加585 m2；北仑电厂采取的主要方案是：（1）燃烧器改造。（2）墙式再热器入口联箱到前墙辐射再热器出口联箱加装旁路管。（3）后屏再热器加长3050 mm，面积约增加890 m2，等等[13]。这些改造方案对解决某电厂二次汽欠温问题具有一定的借鉴意义，在初期改造设想中也对类似的改造方案进行了校核热力计算，发现如果减少省煤器的受热面积，如哈三电厂所采取的方案，会导致锅炉蒸汽产量下降，进而会导致锅炉出力不足；如果增加再热器受热面，如北仑电厂采用的改造方案，会降低尾部烟道的烟温，使省煤器吸热减少，从而降低锅炉的蒸汽产量，同时还有使再热器超温的风险，如北仑电厂在改造后就出现了再热器超温的问题。
实际上，#1锅炉内既布置有辐射过热器，又布置有对流过热器。因而要降低过热器减温水，就应该降低辐射过热器或对流过热器的吸热量，或者增加过热系统内部的工质流量。要降低辐射过热器的吸热量，就需要减少辐射过热器的受热面积。要降低对流过热器的吸热量，可以减少对流受热面的受热面积或者降低炉膛出口烟气温度。但是如果降低炉膛出口烟气温度，会进一步增加以对流换热为主的再热器欠温程度，因此不可取。如果降低对流受热面面积，则会增加锅炉排烟温度，降低锅炉效率，因此亦不可取。通过炉内空气动力学工况的重构、降低煤粉细度、增加水冷壁区域的热负荷（提高给水温度增加水冷壁的蒸发出力）等手段增加过热系统蒸汽流量，也会降低再热器吸热量，因此也不宜采用。所以只能采用减小辐射过热器面积的手段来减小过热器将温水量。于是我们想到了将分隔屏截短的方案。截短分隔屏，可以减少辐射过热器的受热面积，从而降低过热系统减温水量。同时，炉膛出口的烟气温度也会有所升高，这样会增加布置在炉膛出口的屏式再热器的吸热量，从而解决二次汽欠温的问题。
4 实际改造效果
为了比较改造前后的锅炉运行状况变化，采集了600 MW、450 MW以及300 MW负荷工况改造前后运行期间的锅炉表盘参数，由于锅炉改造之后投入运行时间较短，没有采集到300 MW负荷工况的稳定运行数据，以325 MW负荷工况下的运行数据加以修正后进行计算。
4.1 改造的安全性
实施改造后，锅炉在各负荷下运行正常，运行期间没有出现安全隐患，因此可以认为改造是安全的。
4.2 改造对主蒸汽温度的影响
4.3 改造对再热蒸汽汽温度的影响
4.4 改造对左右侧汽温偏差的影响
4.5 改造对排烟温度的影响
综合改造前后不同负荷稳定工况的排烟温度统计值，改造后使排烟温度上升约3.1 ℃。由于排烟温度的上升，会抵消一部分再热汽温提高给运行经济性带来的好处。因此进一步的改造方案应该考虑在保证省煤器出口工质欠焓不致过低，即保证水动力循环安全的情况下，适当减少低温过热器、适当增加省煤器的受热面积，以降低排烟温度，进一步提升锅炉的整体经济性[17]。
5 结语
本文就我厂1#炉出现的过热器减温水过量和再热器欠温问题的原因和解决方案进行了探讨。首先分析了问题的危害，即会影响到机组的安全和经济运行；随后从蒸汽温度的影响因素和汽温调节方式上分析了问题的产生原因，即锅炉内受热面吸热量分配不合理，过热器吸热量偏多而再热器偏少；最后结合锅炉受热面布置的具体情况提出了问题的解决方案，即采用截屏的改造方案，并在借鉴之前改造效果和他厂改造方案及改造效果的基础上，经过一系列热力计算和数值模拟后，提出了将分隔屏截短2 m。实际改造中考虑到施工的方便，将分隔屏截短了1.9 m。改造后，锅炉非满负荷下二次汽温度达到了设计值541 ℃，过热器减温水量也较改造前降低了30 t/h左右。但是，改造后锅炉排烟温度有所上升，在一定程度上抵消了再热汽温升高和过热减温水降低所带来的经济性。因此需要采用进一步的改造方案，适当增加尾部竖井的省煤器受热面面积，以进一步提升锅炉的经济性。 参考文献
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关键词：减温水 二次汽 分隔屏 锅炉
中图分类号：TK227 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2012）11（b）-0039-03
电力工业是国民经济最主要的能源产业，也是我国国民经济发展的重要基础产业。至2008年底，全国发电装机容量达79，253万千瓦，同比增长10.34%。2008年全国发电量增长5.18%，用电量增长5.23%，当年共新增发电装机容量9，051万千瓦。国内燃煤电站的主力机组容量多为300 MW、600 MW，近来已有容量为1000 MW的燃煤机组投产，所配锅炉也趋于大型化[1]。我国锅炉设备的生产尽管在容量和参数发展上保持较高水平，但是，从基础研究、产品开发、设计、制造、运行到整个技术管理体系，和先进发达国家相比较，尚存在较大的差距。特别在600 MW机组的锅炉生产上还不是很成熟，因此现在国内运行的600 MW机组的锅炉大部分为国外引进[2]。国产引进型300 MW机组和600 MW机组，在经济性、可靠性、可调性、环保等方面，比20世纪80年代投产的国产机组又较大改善，但与设计指标相比仍存在着差距。在我国，新建机组锅炉在调试过程中往往不对设备进行细致的优化调整，虽然设备能够连续稳定运行，但锅炉很难处于最佳运行状态，所以在之后的试生产期都需要进行优化调整[3，4]。由于我国现在投运的机组其经济性指标比起国外先进机组还有很大差距，因此，除了对经济性差的老机组进行淘汰和改进外，加强对在役锅炉的优化设计研究等工作也是一种改变落后状态行之有效的方法[5]。
1 减温水过量和二次汽欠温的危害
1.1 减温水过量的危害
喷水减温器又称混合式减温器，其原理是将减温水通过喷嘴雾化后直接喷入过热蒸汽中，使其雾化，吸热蒸发，达到降低蒸汽温度的目的。喷水减温器结构简单，调节幅度大，惯性小，调节灵敏，有利于自动调节，因此，在现代大型锅炉中得到广泛地应用。这种减温器的减温水直接与蒸汽接触，因而对水质要求高。由于喷水减温方法只能降温而不能升温，因此，采用喷水减温器调节汽温时，过热设计吸热量应略大些。以保证在额定负荷下能达到设计汽温并能通过减温水调节汽温。这样，在高负荷时用减温器来降低高出额定值部分的汽温以维持汽温的额定值。喷水减温主要用于过热汽温的调节，在锅炉的额定负荷设计计算中选用适量的过热汽减温水量非常重要，减温水量过大需增加大量受热面，提高锅炉生产成本；减温水量过小，在煤种等外界因素波动下或负荷降低等情况下引起汽温偏低，过热汽温可调性差。对于再热蒸汽，由于喷入再热蒸汽后会使汽轮机中低压缸蒸汽流量增加，因而中低压缸的做功量增加，这样在机组负荷一定时势必会减少高压蒸汽做功，降低机组的循环热效率。同时，由于减温水和过热器内蒸汽温度差距较大，因而混合过程所造成的不可逆损失会较大，从而也造成了锅炉效率的降低。计算结果表明再热蒸汽中喷入1%的减温水，循环热效率下降0.1%～0.2%。因此，在再热汽温的调节中，喷水减温只是作为烟气侧调温的辅助手段和事故喷水用[7]。
1.2 二次汽欠温的危害
锅炉机组之所以要增加再热器，主要目的是为了提高汽轮机内蒸汽的干度，以提高汽轮机运行的安全性和内效率。但是，如果再热器出口温度存在明显欠温，则会对机组造成两方面危害。一个是由于降低了平均温差，从而使得汽轮机的效率下降，不利于电厂的经济性。另一个是由于温度降低，根据郎肯循环可知，汽轮机内蒸汽的干度会下降，这一方面降低了汽轮机的寿命。另一方面也降低了汽轮机的内效率。于机组安全性和经济性都有危害。
2 减温水过量和二次汽欠温的原因分析
过热器一、二级减温水过量的原因是多方面的综合影响造成的[8，9]。喷射减温水是为了保证末级过热器出口温度维持在541 ℃左右。如果过热系统受热面吸热量相对偏多，则会造成减温水量偏多。二次汽欠温的原因正好相反，是因为再热器吸热量相对偏少所致。不论是减温水过量还是二次汽欠温，都和锅炉内部蒸汽温度的影响因素和调节有一定关系。
2.1 蒸汽温度的影响因素
影响汽温的因素很多，而且这些因素还可能同时发生影响。下面分别介绍：（1）锅炉负荷，现代大型锅炉的过热器和再热器系统一般具有对流汽温特性。即锅炉负荷升高（或下降），汽温也随之上升（或降低）。（2）过量空气系数，过量空气系数增大时，燃烧生成的烟气量增多，烟气流速增大，对流传热加强，导致过热汽温升高。（3）给水温度，给水温度降低，产生一定蒸汽量所需的燃料量增加，燃烧产物的容积也随之增加，同时炉膛出口烟温升高，所以，过热汽温将升高。在电厂运行中，高压加热器的投停会使给水温度有很大的变化，因而会使过热汽温发生显著的变化。（4）受热面的污染情况，炉膛受热面的结渣或表面积灰会使炉内辐射传热量减少，过热区域的烟气温度提高，因而使过热汽温上升。反之，过热器本身的结渣或积灰将导致汽温下降[10]。（5）饱和蒸汽用汽量，当锅炉采用饱和蒸汽作为吹灰等用途时，用汽量增多将使过热汽温升高。锅炉的排污量对汽温也有影响，但因排污水的焓值降低，故影响不大。（6）燃烧器的运行方式，摆动式燃烧器的喷嘴向上倾斜，会因火焰中心提高而使过热汽温升高。但是对流受热面距炉膛越远，喷嘴倾角对其吸热量和出口温度的影响就越小。对于沿炉膛高度具有多排燃烧器的锅炉，运行中不同标高的燃烧器组的投运，也会影响过热蒸汽的温度。（7）燃料的种类和成分，当燃煤锅炉改为燃油时，由于炉膛辐射热的份额增大，过热汽温将下降。在煤粉锅炉中，煤粉变粗，水分增大或灰粉增加，都会使过热汽温有所提高。 2.2 蒸汽温度的调节
维持稳定的汽温是保证机组安全和经济运行所必需的。汽温过高会使金属许用应力下降，影响机组的安全运行；汽温降低则会影响机组的循环热效率。运行中一般规定汽温偏离额定值的波动不能超过-10 ℃～+5 ℃。汽温的调解就是要在一定的负荷范围内保持额定的蒸汽温度，以修正运行因素对汽温波动的影响[11]。蒸汽温度调节方法主要分为蒸汽侧调节和烟气侧调节两类。（1）蒸汽侧调节汽温，是指通过改变蒸汽的热焓来调节汽温。其方法包括表面式减温器、喷水减温器和汽-汽热交换器等，前两种方法主要用于调节过热蒸汽温度，后一种方法用于调节再热汽温。减温器在过热器系统中的布置遵循两个原则，一是保证调温的灵敏性；二是保护过热器不超温。当减温器布置于系统出口端时，调节的灵敏度高，但在减温前的汽温超过了正常值，其受热面的金属温度高，安全性较差；若布置于系统的入口端，过热器金属温度较低，但调节汽温的惰性大，时滞长。因此，现代锅炉的减温器都布置在过热器系统的中间位置。高压和超高压锅炉的过热器，一般采用两级喷水减温器，第一级减温器布置在屏式过热器前，喷水量稍大于总喷水量的1/2，作为整个过热器温度的粗调，同时也起到保护屏式过热器的作用；第二级减温器放置在末级过热之前，作为出口汽温的细调，作为出口汽温的细调。亚临界、超临界压力锅炉的过热器，常采用三级喷水减温器。例如DG—1000/170—I型锅炉过热器的减温器分别布置于前屏、后屏、高温对流过热器的入口，既起到保护这三级过热器的作用，又能保证汽温调节的灵敏度。（2）烟气侧调节汽温，是通过改变锅炉内辐射受热面和对流受热面的吸热量分配比例的方法或改变流经过热器的烟气量的方法来实现汽温的调节的，且主要用来调节再热汽温。在用烟气侧调温方法调节再热汽温时，由于这些方法同时作用于再热器和过热器，因此在设计时，一般根据再热器的要求确定烟气调温的变量，过热器则再用喷水进行调整。烟气侧的调温方法主要有调节燃烧器的倾角、采用烟气再循环、调节烟气挡板等。在现代许多大型锅炉中，为了增加温度幅度，往往是多种调温方式结合使用。比如将分隔屏烟道与烟气再循环或摆动燃烧器结合使用来实现再热汽温的调节。此时，一般是先用摆动式燃烧器调节，再用烟气挡板调节，在保证再热汽温达到额定值后，再热喷水减温来保证过热汽温也达到额定值[12]。
3 改造方案提出
在改造初期，我厂试图通过调整燃烧器摆角来重构炉内的流体动力场以达到降低减温水量和提高再热器出口温度的目的，但是调整后效果并不明显。针对上述问题，哈三电厂采取的改造方案是：将省煤器面积减少2536 m2，同时将末级再热器面积增加585 m2；北仑电厂采取的主要方案是：（1）燃烧器改造。（2）墙式再热器入口联箱到前墙辐射再热器出口联箱加装旁路管。（3）后屏再热器加长3050 mm，面积约增加890 m2，等等[13]。这些改造方案对解决某电厂二次汽欠温问题具有一定的借鉴意义，在初期改造设想中也对类似的改造方案进行了校核热力计算，发现如果减少省煤器的受热面积，如哈三电厂所采取的方案，会导致锅炉蒸汽产量下降，进而会导致锅炉出力不足；如果增加再热器受热面，如北仑电厂采用的改造方案，会降低尾部烟道的烟温，使省煤器吸热减少，从而降低锅炉的蒸汽产量，同时还有使再热器超温的风险，如北仑电厂在改造后就出现了再热器超温的问题。
实际上，#1锅炉内既布置有辐射过热器，又布置有对流过热器。因而要降低过热器减温水，就应该降低辐射过热器或对流过热器的吸热量，或者增加过热系统内部的工质流量。要降低辐射过热器的吸热量，就需要减少辐射过热器的受热面积。要降低对流过热器的吸热量，可以减少对流受热面的受热面积或者降低炉膛出口烟气温度。但是如果降低炉膛出口烟气温度，会进一步增加以对流换热为主的再热器欠温程度，因此不可取。如果降低对流受热面面积，则会增加锅炉排烟温度，降低锅炉效率，因此亦不可取。通过炉内空气动力学工况的重构、降低煤粉细度、增加水冷壁区域的热负荷（提高给水温度增加水冷壁的蒸发出力）等手段增加过热系统蒸汽流量，也会降低再热器吸热量，因此也不宜采用。所以只能采用减小辐射过热器面积的手段来减小过热器将温水量。于是我们想到了将分隔屏截短的方案。截短分隔屏，可以减少辐射过热器的受热面积，从而降低过热系统减温水量。同时，炉膛出口的烟气温度也会有所升高，这样会增加布置在炉膛出口的屏式再热器的吸热量，从而解决二次汽欠温的问题。
4 实际改造效果
为了比较改造前后的锅炉运行状况变化，采集了600 MW、450 MW以及300 MW负荷工况改造前后运行期间的锅炉表盘参数，由于锅炉改造之后投入运行时间较短，没有采集到300 MW负荷工况的稳定运行数据，以325 MW负荷工况下的运行数据加以修正后进行计算。
4.1 改造的安全性
实施改造后，锅炉在各负荷下运行正常，运行期间没有出现安全隐患，因此可以认为改造是安全的。
4.2 改造对主蒸汽温度的影响
4.3 改造对再热蒸汽汽温度的影响
4.4 改造对左右侧汽温偏差的影响
4.5 改造对排烟温度的影响
综合改造前后不同负荷稳定工况的排烟温度统计值，改造后使排烟温度上升约3.1 ℃。由于排烟温度的上升，会抵消一部分再热汽温提高给运行经济性带来的好处。因此进一步的改造方案应该考虑在保证省煤器出口工质欠焓不致过低，即保证水动力循环安全的情况下，适当减少低温过热器、适当增加省煤器的受热面积，以降低排烟温度，进一步提升锅炉的整体经济性[17]。
5 结语
本文就我厂1#炉出现的过热器减温水过量和再热器欠温问题的原因和解决方案进行了探讨。首先分析了问题的危害，即会影响到机组的安全和经济运行；随后从蒸汽温度的影响因素和汽温调节方式上分析了问题的产生原因，即锅炉内受热面吸热量分配不合理，过热器吸热量偏多而再热器偏少；最后结合锅炉受热面布置的具体情况提出了问题的解决方案，即采用截屏的改造方案，并在借鉴之前改造效果和他厂改造方案及改造效果的基础上，经过一系列热力计算和数值模拟后，提出了将分隔屏截短2 m。实际改造中考虑到施工的方便，将分隔屏截短了1.9 m。改造后，锅炉非满负荷下二次汽温度达到了设计值541 ℃，过热器减温水量也较改造前降低了30 t/h左右。但是，改造后锅炉排烟温度有所上升，在一定程度上抵消了再热汽温升高和过热减温水降低所带来的经济性。因此需要采用进一步的改造方案，适当增加尾部竖井的省煤器受热面面积，以进一步提升锅炉的经济性。 参考文献
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