引言火力发电机组再热减温水流量设计值为零，再热减温器喷水属于事故喷水，只是用来控制紧急事故工况下的再热进口温度；但是机组实际运行情况表明，再热减温水量大大超过设计值，严重影响机组的安全性和经济性［1-2］。某电厂对机组经济性指标进行全面对标分析，发现机组再热减温水量年完成平均值5.09 t/h，个别时间段内机组再热减温水量超过20 t/h，未达到0 t/h的机组设计值，存在着节能优化空间，亟须对原因进行分析，并采取有针对性的措施。国内同类型机组再热减温水量问题治理经验，有的是通过对再热减温水调节阀内漏进行治理，取得较好的经济效果［3-5］；有的是通过变负荷时提高控制品质、降低高压缸排汽温度、改善喷头优化等手段降低减温水投入量，防止主管发生热疲劳损失［6-8］；还有通过对再热蒸汽温度偏差优化调整，避免因汽温偏差大导致的再热减温水量过量及汽温偏低问题［9-14］。本文结合上述治理的成功经验，并有针对性地对某电厂再热减温水量大原因进行全面系统性分析和治理以解决未达设计值问题。1设备概述锅炉为哈尔滨锅炉厂设计，配置6台中速磨煤机，前后墙对冲燃烧方式，燃烧器上部前后墙布置两层燃尽风，每层5只。再热器为一次中间再热，分为低温再热器和高温再热器两段，再热器温度通过开、关装置在低温再热器下部的烟气挡板控制再热汽温。锅炉再热受热面布置了喷水减温器，减温水取自给水泵中间抽头，经减温水调门后分左右两侧从再热器入口进入再热器。2未达设计值原因分析2.1再热器两侧烟温偏差大机组运行中发现，再热器第42管屏第8根管、第52管屏第8根管，经常出现超温报警现象，增加负荷时情况尤为严重。为了控制金属壁温不超限，运行中需投入大量再热减温水量以降低再热器蒸汽温度。治理前后沿炉宽方向烟气中O2及CO分布情况如图1所示。经过实测炉膛出口烟气中O2、CO含量发现，炉膛动力场分布不均，炉膛出口烟气成分分布显示烟气氧量中间低两侧高，CO分布与之相反。检测结果说明，锅炉内部燃烧过程中风煤比不均，中心区域煤粉燃烧滞后，火焰中心抬高，造成再热器两侧烟温偏差大。10.3969/j.issn.1004-7948.2020.12.030.F001图1治理前后沿炉宽方向烟气中含O2及CO分布情况2.2再热减温水调门内漏再热器减温水调节阀运行在高温高压的恶劣环境中，且运行中受负荷波动影响动作频繁，严重冲刷了阀芯密封面。锅炉燃烧稳定工况下的再热蒸汽系统参数如表1所示。由表1可知，A、B再热减温水调门开度均为零位，A、B再热减温水量分别为3.6 t/h和3.2 t/h；而A、B侧再热蒸汽在经过再热减温器后蒸汽温度分别下降6.1、6.2 ℃，可见再热减温水调门尽管已关至零位，再热减温水漏流量不大，但却导致再热蒸汽温度下降非常明显，造成较大的热量损失。10.3969/j.issn.1004-7948.2020.12.030.T001表1减温水调门内漏下蒸汽系统参数项目A侧B侧再热器出口蒸汽温度/℃564.2564.5再热减温水调门开度/%00再热减温水流量/(t/h)3.63.2再热减温器前蒸汽温度/℃309.4311.1再热减温器后蒸汽温度/℃303.3304.9减温器前后温差/℃-6.1-6.2机组检修时通过对再热减温水调门进行解体检查，也确实证实了调门密封面存在不严，发生了严重的内漏情况，阀座的冲刷严重的情况如图2所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2020.12.030.F002图2冲刷严重的阀座2.3再热减温水流量计显示零位偏差工业生产中差压式流量变送器时常会遇到归零不稳定的状况，尤其是运行时间较长未校验，可能存在差压式流量变送器静压误差或仪表零位偏差问题。选定锅炉燃烧稳定工况下的再热蒸汽系统参数，如表2所示。再热减温水调门开度为零位，A、B侧再热器再热减温水流量分别显示为2.0 t/h和1.8 t/h，而再热减温器前后蒸汽温度相差1 ℃以内，甚至减温器后蒸汽温度高于减温器前蒸汽温度，故可判断A、B侧再热减温水流量显示并不准确，出现零位漂移问题，需进行归零处理。10.3969/j.issn.1004-7948.2020.12.030.T002表2再热减温水流量零位飘移时蒸汽参数项目A侧B侧再热器出口蒸汽温度/℃560.5.564.5再热减温水调门开度/%00再热减温水流量/(t/h)2.01.8再热减温器前蒸汽温度/℃298.4299.4再热减温器后蒸汽温度/℃299.2299.9减温器前后温差/℃0.80.53改进措施3.1锅炉燃烧优化调整3.1.1上层燃尽风优化调整试验主要调整手段：通过改变燃尽风量，使空气动力场前后墙火焰均匀，不冲刷水冷壁，炉膛充满度完全。根据实测炉膛出口烟气中O2、CO含量，分析炉膛动力场分布情况，差异性调整燃尽风量。经过多次反复调整，针对不同负荷、不同的磨煤机组合方式，找到最佳的平衡点，既保证燃烧稳定壁温不超温，同时达到飞灰、NOx环保经济运行。燃烧器上部燃尽风拉杆重新优化定位后位置如表3所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2020.12.030.T003表3上层燃尽风门调整情况表上层燃尽风门12345调整前开度4545454545调整后开度100100505040%3.1.2燃烧器内、外二次旋流强度及风量调整试验（1）将内二次风风量挡板全开，内二次风左侧旋度减弱，从而增大风量、内二次风右侧旋度略增强，造成差异性调整。（2）将外二次风左侧旋度减弱，增大风量，外二次风右侧旋度略增强，风量减小，造成差异性调整。3.1.3制粉系统调整试验（1）根据煤的挥发分及防爆要求，应严格控制磨煤机风速22～30 m/s，磨煤机出口温度不超过85 ℃。将冷风门适当关闭，从而降低一次风速，火焰中心位置也随之降低。（2）调整磨煤机出口粉管一次风速偏差，根据锅炉运行状况，切换并优化制粉系统运行方式，对锅炉燃烧扰动大的制粉系统，应利用停机机会检查相应燃烧器状况。3.1.4治理效果再热器管壁温度分布情况如图3所示。由图3可知，调整后，炉膛出口烟气成分O2和CO分布较为均匀，同时沿烟道横截面壁温分布已趋于平衡，管壁温度最大偏差大幅降低，高再管壁超温问题彻底解决。10.3969/j.issn.1004-7948.2020.12.030.F003图3再热器管壁温度分布情况3.2再热减温水门内漏治理由图2可知，再热减温水调门内漏主要是阀门密封面受到冲刷，造成密封不严的情况。利用机组检修的机会对再热减温水调门进行解体检修。再热减温水调门新阀座如图4所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2020.12.030.F004图4再热减温水调门新阀座对阀体密封面进行研磨或换新的阀芯和阀座，同时对存在锈迹的阀杆进行打磨涂抹油脂，更换老化的自密封圈和填料，适当填料座圈与阀杆间隙，对调门进行彻底检修治理。3.3差压式流量变送器归零处理检查差压变送器零位输出，由于现场流量偏差的代数和不是很大，最终可通过差压变送器的零点校准予以消除。现场迁零需要将节流装置的前后阀门或者挡板关严，用手操器或进入就地操作面板，将零点迁入；如果在实验室，直接迁入零点即可。4结语再热减温水流量的大小影响机组的安全性以及经济性，随着国家逐渐开放电力现货市场，对燃煤机组的经济性的要求越来越高，电厂应加强指标管理。本文通过开展锅炉燃烧优化调整、再热减温水调门内漏治理、差压式流量变送器归零处理等，基本上消除了机组再热器两侧烟温偏差大、再热减温水调门内漏、再热减温水流量测点显示零点偏差问题，最终实现再热减温水量完成值在0.6 t/h左右，基本上达到设计值水平。