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摘要：目前绝大多数300MW 等级锅炉，从机组运行情况表明，无论负荷水平高低，锅炉过热器减温水量都是设计值3～4倍。引起过热器减温水量过大的原因很多，本文对其原因进行分析并采取可行性对策。
关键词：过热器 减温水量 原因分析
1 概述
锅炉运行过程中，蒸汽温度过高会降低蒸汽管道的使用寿命，影响安全运行，蒸汽温度过低，则会降低机组的循环效率，影响经济性。运行中一般规定汽温偏离额定值范围是-10～+5℃。通过汽温调节，维持稳定的过热汽温和再热汽温是锅炉运行的重要任务。
锅炉蒸汽温度调节分为烟气侧温度调节和蒸汽侧温度调节。烟气侧调节是通过改变烟气同受热面之间换热量的大小来改变蒸汽吸热量，从而改变蒸汽温度，常用方法有摆动式燃烧器、分隔烟道挡板、改变炉膛出口过量空气系数等。蒸汽侧温度调节主要通过改变蒸汽的焓来改变蒸汽温度，现在多采用喷水减温。喷水减温是将减温水直接喷入过热蒸汽中，降低蒸汽的热焓，以达到调节过热汽温的目的。
鲁北发电有限责任公司1、2号锅炉为哈尔滨锅炉厂有限公司根据美国ABB-CE燃烧工程公司设计制造的HG-1020/18.58-YM23型锅炉，该锅炉为亚临界参数、一次中间再热、单炉膛自然循环汽包锅炉。设计燃用烟煤，采用平衡通风、中速磨煤机组成的直吹式制粉系统、摆动燃烧器四角切圆燃烧方式，固态排渣煤粉炉。锅炉采用摆动式燃烧器，四角布置，切向燃烧方式，燃烧器一、二次风喷嘴均可上下摆动，最大摆角约±300。过热蒸汽温度主要靠一、二级（各两点）喷水减温器调节，再热蒸汽温度主要以燃烧器摆动调节为主。
2 过热器减温水运行现状
鲁北1.2号机组投产运行以来，锅炉过热器减温水量一直居高不下，远远大于设计值要求。锅炉设计额定负荷工况时过热器减温水量是13.3t/h，75%负荷下过热器减温水量设计为59.1t/h。实际1.2号锅炉减温水量过大，以鲁北2号机组炉运行参数为例，数据见下表：
从以上数据可见，2号炉在不同负荷工况下，主蒸汽温度均能控制在设计值左右，但为保证受热面管壁不超温，必须采用大量减温水降温。因为锅炉设计工况下，过热器的受热面积是超过蒸汽加热到额定汽温所需要的，只有通过减温的方法才能使之维持额定值。并且锅炉过热器的汽温特性是呈现对流式的特征，当锅炉负荷增加时，锅炉的燃料消耗量和送风量都相应增加，对流烟道中的传热增强，过热器出口汽温将随之升高。也需要采用喷水降温来控制主蒸汽温度。
3 过热器减温水对经济性的影响
锅炉的过热蒸汽是靠煤炭燃烧才达到一定的温度和压力的，而减温水的投入则抵消了部分煤炭对过热器的加热，因此必然降低了锅炉的经济性。过热器减温水从给水泵出口母管引出，未经过高压加热器，降低了回热程度，使机组经济性降低。参照同类型300MW机组的经济性指标计算结果，过热器减温水量的增大对机组经济性影响不大，过热器减温水量每增加10t/h，机组煤耗率约增加0.1049g/kWh。无论对于过热器还是再热器随着减温水量的增加，机组煤耗率都近似线性增加，再热器曲线的斜率大于过热器。在减温水量增加相同的条件下，再热器减温水导致机组煤耗率增加值是过热器的10倍多。因而，运行中应在保汽温、保安全的前提下，控制过热器减温水量。
4 过热器减温水量大的原因
4.1 煤质差。由于公司燃煤平均低位发热量较低，偏离设计值很大，锅炉同负荷情况下燃煤量大增。鲁北1.2炉设计额定工况下燃煤量是124.2t，实际确达到160t以上，这样就造成锅炉烟风量增大，烟气对流换热增强，主蒸汽温度升高。减温水量随之必然增大。
4.2 炉膛受热面结焦或积灰，影响锅炉炉膛出口烟温升高，对流换热增强，过热器出口温度过高，减温水量增大。
4.3 锅炉燃烧器摆角缺陷无法消除，四角燃烧器在摆动调温时动作不同步，造成两侧烟气偏差较大，难以控制，升负荷时为控制壁温，减温水量增大。
4.4 给水温度低。鲁北1.2机组设计给水温度额定为255.8℃，但是由于汽机高、低加存在缺陷，影响给水温度达不到设计要求。实际330MW时只有240℃左右。给水温度低造成主蒸汽温度过高，减温水量增大。
4.5 机组在设计时，过热器受热面积过大，对流受热面所占比例过大导致高负荷下蒸汽温度过高，也是减温水量长期偏高的一个重要原因。
5 采取降减温水量对策
5.1 燃料进煤时，尽量保证煤质热值稳定，降低与设计煤热值之间的偏差。煤中灰分含量不能过大。
5.2 运行中一定要严格执行受热面吹灰管理制度，尤其是要加强水冷壁蒸汽吹灰。每天检查受热面结焦情况，根据受热面壁温和锅炉烟气温度变化增加吹灰次数。
5.3 联系设备部利用停机机会消除燃烧器摆角缺陷缺陷，运行中在保证再热汽温的前提下，燃烧器摆角不宜调整过高。
5.4 利用机组大、小修对汽机高、低压加热器进行检查治理，保证给水温度运行时能达到或接近设计值。
5.5 锅炉燃烧调整时，炉膛氧量保持合适，二次风量不宜过大，尽量投用下排燃烧器，降低火焰中心高度。
6 结论
目前国内300MW机组，绝大多数存在运行中过热器减温水量大的问题，一般是设计值的3-4倍。但从影响经济性的角度来看，过热器喷水减温是远遠小于再热器喷水减温影响的。所以在运行中，保证锅炉主、再热蒸汽温度及受热面壁温不超限是前提，同时加强调整，维持主、再热汽温在设计值，保证机组经济运行。必要时必须牺牲过热器减温水量以达到综合经济性的最大化。
关键词：过热器 减温水量 原因分析
1 概述
锅炉运行过程中，蒸汽温度过高会降低蒸汽管道的使用寿命，影响安全运行，蒸汽温度过低，则会降低机组的循环效率，影响经济性。运行中一般规定汽温偏离额定值范围是-10～+5℃。通过汽温调节，维持稳定的过热汽温和再热汽温是锅炉运行的重要任务。
锅炉蒸汽温度调节分为烟气侧温度调节和蒸汽侧温度调节。烟气侧调节是通过改变烟气同受热面之间换热量的大小来改变蒸汽吸热量，从而改变蒸汽温度，常用方法有摆动式燃烧器、分隔烟道挡板、改变炉膛出口过量空气系数等。蒸汽侧温度调节主要通过改变蒸汽的焓来改变蒸汽温度，现在多采用喷水减温。喷水减温是将减温水直接喷入过热蒸汽中，降低蒸汽的热焓，以达到调节过热汽温的目的。
鲁北发电有限责任公司1、2号锅炉为哈尔滨锅炉厂有限公司根据美国ABB-CE燃烧工程公司设计制造的HG-1020/18.58-YM23型锅炉，该锅炉为亚临界参数、一次中间再热、单炉膛自然循环汽包锅炉。设计燃用烟煤，采用平衡通风、中速磨煤机组成的直吹式制粉系统、摆动燃烧器四角切圆燃烧方式，固态排渣煤粉炉。锅炉采用摆动式燃烧器，四角布置，切向燃烧方式，燃烧器一、二次风喷嘴均可上下摆动，最大摆角约±300。过热蒸汽温度主要靠一、二级（各两点）喷水减温器调节，再热蒸汽温度主要以燃烧器摆动调节为主。
2 过热器减温水运行现状
鲁北1.2号机组投产运行以来，锅炉过热器减温水量一直居高不下，远远大于设计值要求。锅炉设计额定负荷工况时过热器减温水量是13.3t/h，75%负荷下过热器减温水量设计为59.1t/h。实际1.2号锅炉减温水量过大，以鲁北2号机组炉运行参数为例，数据见下表：
从以上数据可见，2号炉在不同负荷工况下，主蒸汽温度均能控制在设计值左右，但为保证受热面管壁不超温，必须采用大量减温水降温。因为锅炉设计工况下，过热器的受热面积是超过蒸汽加热到额定汽温所需要的，只有通过减温的方法才能使之维持额定值。并且锅炉过热器的汽温特性是呈现对流式的特征，当锅炉负荷增加时，锅炉的燃料消耗量和送风量都相应增加，对流烟道中的传热增强，过热器出口汽温将随之升高。也需要采用喷水降温来控制主蒸汽温度。
3 过热器减温水对经济性的影响
锅炉的过热蒸汽是靠煤炭燃烧才达到一定的温度和压力的，而减温水的投入则抵消了部分煤炭对过热器的加热，因此必然降低了锅炉的经济性。过热器减温水从给水泵出口母管引出，未经过高压加热器，降低了回热程度，使机组经济性降低。参照同类型300MW机组的经济性指标计算结果，过热器减温水量的增大对机组经济性影响不大，过热器减温水量每增加10t/h，机组煤耗率约增加0.1049g/kWh。无论对于过热器还是再热器随着减温水量的增加，机组煤耗率都近似线性增加，再热器曲线的斜率大于过热器。在减温水量增加相同的条件下，再热器减温水导致机组煤耗率增加值是过热器的10倍多。因而，运行中应在保汽温、保安全的前提下，控制过热器减温水量。
4 过热器减温水量大的原因
4.1 煤质差。由于公司燃煤平均低位发热量较低，偏离设计值很大，锅炉同负荷情况下燃煤量大增。鲁北1.2炉设计额定工况下燃煤量是124.2t，实际确达到160t以上，这样就造成锅炉烟风量增大，烟气对流换热增强，主蒸汽温度升高。减温水量随之必然增大。
4.2 炉膛受热面结焦或积灰，影响锅炉炉膛出口烟温升高，对流换热增强，过热器出口温度过高，减温水量增大。
4.3 锅炉燃烧器摆角缺陷无法消除，四角燃烧器在摆动调温时动作不同步，造成两侧烟气偏差较大，难以控制，升负荷时为控制壁温，减温水量增大。
4.4 给水温度低。鲁北1.2机组设计给水温度额定为255.8℃，但是由于汽机高、低加存在缺陷，影响给水温度达不到设计要求。实际330MW时只有240℃左右。给水温度低造成主蒸汽温度过高，减温水量增大。
4.5 机组在设计时，过热器受热面积过大，对流受热面所占比例过大导致高负荷下蒸汽温度过高，也是减温水量长期偏高的一个重要原因。
5 采取降减温水量对策
5.1 燃料进煤时，尽量保证煤质热值稳定，降低与设计煤热值之间的偏差。煤中灰分含量不能过大。
5.2 运行中一定要严格执行受热面吹灰管理制度，尤其是要加强水冷壁蒸汽吹灰。每天检查受热面结焦情况，根据受热面壁温和锅炉烟气温度变化增加吹灰次数。
5.3 联系设备部利用停机机会消除燃烧器摆角缺陷缺陷，运行中在保证再热汽温的前提下，燃烧器摆角不宜调整过高。
5.4 利用机组大、小修对汽机高、低压加热器进行检查治理，保证给水温度运行时能达到或接近设计值。
5.5 锅炉燃烧调整时，炉膛氧量保持合适，二次风量不宜过大，尽量投用下排燃烧器，降低火焰中心高度。
6 结论
目前国内300MW机组，绝大多数存在运行中过热器减温水量大的问题，一般是设计值的3-4倍。但从影响经济性的角度来看，过热器喷水减温是远遠小于再热器喷水减温影响的。所以在运行中，保证锅炉主、再热蒸汽温度及受热面壁温不超限是前提，同时加强调整，维持主、再热汽温在设计值，保证机组经济运行。必要时必须牺牲过热器减温水量以达到综合经济性的最大化。