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降低#5炉再热器减温水流量试验 　　摘 要：本文针对内蒙古达拉特发电厂#5炉再热器减温水流量较大的现象进行分析并试验研究出合理的解决方法，分析得出负荷、磨组运行方式、消旋风小风门开度、吹灰时压力与炉膛负压设定等主要锅炉运行方式和燃烧参数对锅炉再热器减温水流量的影响规律，并对这些参数进行优化选择，使达电#5炉再热器减温水流量明显下降 ，并且使达电#5炉接带负荷能力和经济性得到了明显提高。试验得出的一些结果对同类型锅炉有一定的参考价值。 　　关键词 ：锅炉；再热器减温水；吹灰压力；炉膛负压 　　DOI：10.16640/j.cnki.37-1222/t.2016.10.049 　　0 引言 　　随着电力市场竞争激烈，发电厂增发降耗已成为增加企业利润的主题，减少再热器减温水流量是发电厂经济运行重要指标，达电#5炉减温水流量长期偏大，再热器汽温难以控制，接近报警值是550℃（锅炉使用说明书），长期超温运行会造成爆管的恶性事故，同时增加次灰次数，降低锅炉经济性。 　　1 概况 　　达拉特发电厂#5炉为上海锅炉厂生产的亚临界一次中间再热、自然循环、单炉膛、平衡通风，摆动四角切园燃烧，固态排渣煤粉炉。采用的是HP863碗式中速磨煤机。由于我厂为提高燃煤经济性，从2015年初开始进行次煤掺烧试验，这样由于煤种的改变，入炉煤着火点靠后，烟气对流换热能力相对增加，致使达电#5炉再热器汽温偏高，减温水流量增大，对锅炉经济产生影响。 　　2 原因分析 　　我们将#5炉煤质改变前后对再热器减温水流量进行了统计对比，发现2015年1月至3月再热热器减温水流量为16.88T/H，但2014年年同期再热器减温水流量为7.7 T/H，同时我们观察到锅炉出口烟温升高。由于达拉特发电厂三期锅炉受热面布局由炉膛出口屏式悬吊管屏式过热器后为水平烟道，水平烟道依次布置为高温过热器和高温再热器，所以炉膛出口烟温高对再热器减温水流量有着直接影响，根据以上现象我们多次试验总结出以下引起再热器减温水流量增大的原因。 　　2.1 CD层二次小风门开度小 　　锅炉CD层小风门可以在炉膛内部通入冷却风，形成束腰风，并且将炉燃烧火焰拉伸延长，使炉膛内部吸热量增加，炉膛出口烟温降低。但风门开度过大，火焰包裹性下降，火焰贴壁燃烧，管壁容易结焦，吸热量下降，造成炉膛出口烟温上升。所以应保持合理的CD层二次风小风门开度。 　　2.2 磨组运行方式不合理 　　达拉特发电厂三期锅炉有五层磨组，由下至上为A、B、C、D、E，各种磨组运行组合都会对炉膛出口烟温产生不同的影响，一般来说在高负荷时启动四层磨组运行，负荷低于210MW运行三台磨组。负荷较高时，入炉煤量与风量增加，锅炉对流换热相对增加，炉膛出口烟温上升，不可避免再热器减温水流量增大。但达拉特发电厂三期机组负荷在200MW至260MW时再热减温水流量增大较为明显，所以我们统计在次期间磨组运行方式，发现和探索更合理的磨组运行方式。 　　2.3 吹灰时炉膛负压设定偏点 　　达拉特发电厂采取的是蒸汽吹灰，规程规定吹灰时蒸汽压力设定为1.5MPa，温度设定为350℃，且充分疏水，炉膛负压设定为-50Pa。全程吹灰一次为242分钟，吹灰流量大约为20T左右蒸汽，规定为每天上午和前夜各吹灰一次。但由于我厂配煤掺烧以后，劣质煤灰份增大，从现场观察和管壁温度，以及吹灰前后再热器减温水流量变化来看，水平烟道烟气流速降低，积灰较前严重，2015年3月以后再热器减温流量明显增加。 　　3 改进措施 　　3.1 增大CD层小风开度 　　达拉特发电厂三期锅炉CD层小风门为防止锅炉水冷壁结焦，增加二次风卷吸能力，手动设定在40%，但由于现阶段煤质原因，着火点靠后，煤质灰份增大，炉膛内温度降低，结焦可能性减小，所以我们结合现场实际情况将达拉特发电厂三期#5、#6炉CD小风门开至60%，即增加炉膛内冷却风投入，又使火焰中心拉长，同时将炉膛出口两层EF1、EF2小风门随负荷变化由60%到100%，降低炉膛出口烟温。 　　3.2 改变磨组运行方式 　　当达拉特发电厂三期#5、#6炉机组负荷在200MW至260MW再热器减温水流量增大较为明显情况，我们选择还是拉长炉膛火焰长度，增加炉膛吸热量来降低出口烟温，最终降低再热器减温水流量。所以我们多试验在机组负荷200MW至270MW时，启动A、B、D、E磨组运行锅炉再热器减温水量较低。 　　3.3 改变吹灰参数设定值和吹灰方式 　　由于我厂煤质灰份增大，同时低低温省煤器和SCR脱硝设备的改造，烟道阻力增加，水平烟道积灰较前增加。在这种工况下，我们规定吹灰长吹启动时吹灰蒸汽压力设定为2.0MPa，提高吹灰对烟道清扫能力，在吹扫烟道和和空预器时，炉膛负压设定在-300Pa，增加烟气对灰份携