超超临界二次再热锅炉运行特性及再热汽温调节优化研究

一、引言1.1研究背景与意义在全球能源格局深度调整和环境保护意识日益增强的大背景下，能源形势正面临着前所未有的挑战与变革。随着世界经济的持续发展，能源需求不断攀升，传统化石能源的有限性与能源需求增长之间的矛盾日益凸显。与此同时，由能源消耗带来的环境污染和气候变化问题也愈发严峻，如温室气体排放导致的全球气候变暖，给生态系统和人类社会带来了诸多负面影响。因此，实现能源的高效利用和可持续发展成为了当今世界能源领域的核心议题。火电作为全球电力供应的重要组成部分，在能源体系中占据着举足轻重的地位。尽管近年来新能源发展迅猛，如太阳能、风能、水能等可再生能源在电力结构中的占比逐渐增加，但由于新能源自身存在间歇性、不稳定性等特点，火电在保障电力稳定供应方面仍发挥着不可替代的作用。在中国，火电同样是电力供应的主力军。据相关数据显示，截至2023年底，中国火电装机容量达到11.6亿千瓦，占全国总装机容量的47.62%，2023年全国火电发电量为5.43万亿千瓦时，占总发电量的69.95%。火电在满足社会用电需求、推动经济发展方面做出了巨大贡献。然而，传统火电面临着效率提升瓶颈和环保压力的双重困境。一方面，随着技术的发展，常规火电的效率提升空间逐渐缩小，难以满足日益增长的能源高效利用需求；另一方面，环保政策的日益严格对火电的污染物排放提出了更高的要求，火电企业需要投入大量资金进行环保改造，以降低二氧化硫、氮氧化物和颗粒物等污染物的排放。二次再热锅炉作为火电领域的一项关键技术，为提升火电效率和环保性提供了新的途径。相较于一次再热锅炉，二次再热锅炉通过增加一级再热循环，使蒸汽在汽轮机中经过多次膨胀做功，有效提高了机组的热效率。在超超临界状态下，二次再热锅炉的热机效率可以达到45%以上，比传统燃煤发电设备高出10-15%。这意味着在相同发电量的情况下，二次再热锅炉能够消耗更少的煤炭资源，从而降低了能源消耗和碳排放。以国家能源博兴发电有限公司规划建设的博兴电厂为例，其一期工程采用超超临界二次再热燃煤发电机组，设计发电煤耗仅为253.92克/千瓦时，比常规的超临界机组降低约20克/千瓦时，处于世界领先水平。同时，通过优化燃烧过程和采用先进的烟气净化技术，二次再热锅炉能够有效减少污染物的生成和排放，如采用高效脱硫、脱硝和除尘设施，可使二氧化硫、氮氧化物和烟尘的排放浓度分别控制在较低水平，满足国家超低排放标准，为实现绿色能源和可持续发展目标做出了积极贡献。二次再热锅炉的运行特性较为复杂，受到多种因素的影响，如煤种变化、负荷波动、燃烧工况等。不同煤种的成分和特性差异较大，会导致燃烧过程中的热量释放速率和分布不同，进而影响锅炉的蒸汽参数和运行稳定性。当煤种的发热量降低时，为了维持机组的额定负荷，需要增加燃煤量，这可能会导致炉膛温度升高、烟气量增大，从而对再热汽温产生影响。负荷波动也是影响二次再热锅炉运行的重要因素之一。在机组负荷快速变化时，锅炉的燃料量、风量和给水流量等参数需要及时调整，以适应负荷变化的需求，但这种调整过程往往会引起蒸汽参数的波动，尤其是再热汽温的变化较为明显。如果再热汽温控制不当，过高会使锅炉受热面及蒸汽管道金属的蠕变速度加快，影响设备使用寿命；过低则会导致机组热效率降低，汽耗率增大，还会使汽轮机末级叶片处蒸汽湿度偏大，造成叶片侵蚀加剧。因此，深入研究二次再热锅炉的运行特性，掌握其在不同工况下的运行规律，对于保障机组的安全稳定运行和提高运行效率具有重要意义。再热汽温调节是二次再热锅炉运行中的关键环节，其调节的准确性和稳定性直接关系到机组的性能和经济性。目前，二次再热锅炉的再热汽温调节手段主要包括燃烧器摆角调节、烟气挡板调节、烟气再循环调节以及喷水减温调节等。这些调节手段各有优缺点，在实际运行中需要根据具体工况进行合理选择和优化组合。燃烧器摆角调节通过改变燃烧器的倾角，调整火焰中心位置，从而改变炉膛内的辐射受热面和对流受热面的吸热量分配，达到调节再热汽温的目的。这种调节方式响应速度较快，但调节范围有限，且对燃烧工况有一定的影响。烟气挡板调节则是通过改变烟道内烟气挡板的开度，调整烟气流量在不同受热面之间的分配，进而控制再热汽温。该方法调节较为平稳，但存在一定的惯性和滞后性。烟气再循环调节是将部分低温烟气引入炉膛，改变炉膛内的温度场和烟气流量，实现再热汽温的调节，具有调节范围广、效果明显等优点，但会增加设备投资和运行成本。喷水减温调节虽然调节精度高、响应速度快，但会降低机组的热效率，因此一般作为辅助调节手段使用。由于二次再热锅炉的受热面布置更加复杂，各调节手段之间相互影响，使得再热汽温调节难度较大。在实际运行中，往往会出现再热汽温波动大、调节不及时等问题，严重影响机组的安全经济运行。因此，对二次再热锅炉的再热汽温调节进行优化研究，探索更加高效、精准的调节策略和方法，具有迫切的现实需求和重要的实际意义。综上所述，研究二次再热锅炉的运行特性与再热汽温调节优化具有重要的现实意义。通过深入研究其运行特性，可以为机组的运行操作提供科学依据，指导运行人员合理调整运行参数，提高机组的运行稳定性和可靠性。对再热汽温调节进行优化，能够有效提高再热汽温的控制精度，减少汽温波动，降低设备损耗，提高机组的热效率和经济性，同时也有助于减少污染物排放，实现火电行业的绿色可持续发展。在当前能源形势和环保要求日益严格的背景下，这一研究对于推动火电行业的技术进步和转型升级，保障国家能源安全和电力稳定供应具有重要的战略意义。1.2国内外研究现状二次再热锅炉技术的发展历程在国内外呈现出不同的轨迹。国外对于二次再热技术的研究起步较早，可追溯到20世纪50年代。1956年，西德投运了世界上首台二次再热机组，其参数为34兆帕/610℃/570℃/570℃，容量为88兆瓦。此后，在50年代至70年代期间，二次再热技术在欧美国家得到了迅速发展，美国、德国、日本、丹麦等国家制造了大量二次再热机组。美国在这一时期起步早，制造了12.5万千瓦和32.5万千瓦的高参数二次再热机组，成为当时世界上参数最高、容量最大的机组，截至1973年共计投产25台。然而，由于当时蒸汽参数选取过高，超越了材料性能水平，影响了机组的运行可靠性，随后美国以发展亚临界参数机组为主。日本在60年代引进美国60万千瓦超临界机组后，经过技术转换和发展，到1976年投产二次再热机组共11台，1989年投运的川越电厂二次再热机组代表了当时的先进水平。丹麦1998年投运的诺加兰德电厂41.1万千瓦二次再热机组，采用海水直接冷却，净热效率高达47%-49%，处于当时世界火电机组的领先水平。但自1998年以后，国外因二次再热机组系统、设备和运行控制复杂性较高，且在燃煤价格相对稳定的条件下造价较高，缺乏技术经济优势，没有新投运的二次再热机组。国内二次再热锅炉技术的研发起步相对较晚，2009年才开始进行相关研发工作。尽管起步晚，但国内发展迅速，通过自主创新和技术引进相结合的方式，攻克了一系列技术难题。国内最早的应用历史可追溯到上世纪80年代大力推广超超临界发电技术时期，二次再热锅炉作为关键部件之一得到了发展。经过多年的努力，目前我国的超超临界二次再热锅炉已达到世界先进水平。国内已有多台二次再热机组在建或建成投运，如华能莱芜电厂、国电泰州电厂等都拥有超超临界100万千瓦二次再热机组。国家能源博兴发电有限公司规划建设的博兴电厂，其一期工程采用超超临界二次再热燃煤发电机组，设计发电煤耗仅为253.92克/千瓦时，处于世界领先水平。在二次再热锅炉运行特性研究方面，国内外学者都进行了大量的工作。国外研究侧重于机组的整体性能优化和可靠性分析，通过建立数学模型和仿真模拟，深入研究不同工况下机组的热力性能、能耗特性以及设备的可靠性和寿命。利用先进的数值模拟软件对二次再热机组的蒸汽循环过程进行模拟，分析不同参数对机组热效率和能耗的影响，为机组的优化运行提供理论依据。国内研究则更加注重实际工程应用中的问题，针对不同煤种、负荷变化等因素对锅炉运行特性的影响进行了深入研究。通过对国内首台1000MW对冲燃烧方式二次再热锅炉在典型负荷点工况的测试，分析了高温受热面壁温、飞灰底渣含碳量、锅炉效率、NOx、再热汽温等情况，为锅炉的安全稳定运行提供了实际数据支持。国内还对二次再热锅炉的燃烧特性、传热特性以及污染物排放特性等进行了研究，提出了相应的优化措施，以提高锅炉的运行效率和环保性能。在再热汽温调节优化方面，国内外都在不断探索更加高效、精准的调节策略和方法。国外主要采用先进的控制技术和智能算法，如模型预测控制、自适应控制等，实现对再热汽温的精确控制。通过建立再热汽温的动态模型，利用模型预测控制算法预测汽温的变化趋势，并提前调整控制参数，提高汽温调节的响应速度和控制精度。同时，国外还注重设备的优化设计，如改进燃烧器结构、优化受热面布置等，以提高再热汽温的调节性能。国内在再热汽温调节方面，主要研究燃烧器摆角、烟气挡板和烟气再循环等技术的应用和优化。通过调整燃烧器摆角来改变火焰中心位置，从而调节再热汽温；利用烟气挡板调节烟气流量在不同受热面之间的分配，实现对再热汽温的控制；采用烟气再循环技术，将部分低温烟气引入炉膛，改变炉膛内的温度场和烟气流量，达到调节再热汽温的目的。国内还将先进的控制技术与传统调节手段相结合，提出了一些复合控制策略，以提高再热汽温的调节效果。针对二次再热机组烟气再循环调温手段，通过加入屏过段前馈信号，优化控制逻辑，提高了调温的准确性和稳定性。1.3研究目标与内容1.3.1研究目标本研究旨在深入剖析二次再热锅炉的运行特性，揭示其在不同工况下的运行规律，并通过对再热汽温调节系统的优化，提高二次再热锅炉的运行稳定性、经济性以及再热汽温的控制精度，具体目标如下：精确掌握运行特性：全面分析二次再热锅炉在不同煤种、负荷变化、燃烧工况等因素影响下的运行特性，包括蒸汽参数变化规律、燃烧特性、传热特性以及污染物排放特性等，建立准确的运行特性模型，为机组的优化运行提供坚实的理论基础。显著提高再热汽温调节精度：针对二次再热锅炉再热汽温调节难度大、汽温波动大的问题，通过优化现有调节手段和开发新型控制策略，有效提高再热汽温的调节精度，将再热汽温波动范围控制在±5℃以内，确保机组在不同工况下都能稳定运行，减少因汽温波动对设备造成的损害，延长设备使用寿命。大幅提升机组运行稳定性和经济性：基于对运行特性的深入研究和再热汽温调节的优化，制定合理的运行操作方案，提高机组的运行稳定性，降低机组的能耗和运行成本。通过优化燃烧过程，使锅炉效率提高2-3个百分点；通过精准控制再热汽温，降低汽轮机的汽耗率，使机组的发电成本降低5-10%，提高机组的经济效益和市场竞争力。1.3.2研究内容围绕上述研究目标，本研究将从以下几个方面展开：二次再热锅炉运行特性分析不同煤种对运行特性的影响：选取多种具有代表性的煤种，包括烟煤、无烟煤、褐煤等，分析其成分和特性差异，如发热量、挥发分、灰分、水分等。通过实验和仿真模拟，研究不同煤种在二次再热锅炉中的燃烧特性，包括着火特性、燃烧速度、燃尽特性等，以及对蒸汽参数、炉膛温度场、受热面传热等运行特性的影响。建立煤种特性与锅炉运行参数之间的定量关系，为煤种的选择和掺烧提供科学依据。负荷变化对运行特性的影响：研究二次再热锅炉在不同负荷工况下的运行特性，包括负荷从低到高的变化过程中，蒸汽流量、压力、温度的变化规律，燃烧器的调节特性，以及受热面的吸热量分配情况。分析负荷快速变化时，锅炉的动态响应特性，如蒸汽参数的波动幅度和响应时间，以及对机组稳定性的影响。提出在不同负荷工况下的优化运行策略，确保机组在负荷变化时能够安全、稳定、高效运行。燃烧工况对运行特性的影响：分析燃烧器的布置方式、燃烧器摆角、过量空气系数、风煤配比等燃烧工况参数对二次再热锅炉运行特性的影响。研究不同燃烧工况下，炉膛内的燃烧过程、温度分布、火焰中心位置以及污染物生成和排放情况。通过优化燃烧工况参数，提高燃烧效率，降低污染物排放，改善锅炉的运行性能。再热汽温调节现状及问题分析现有再热汽温调节手段分析：对二次再热锅炉常用的再热汽温调节手段，如燃烧器摆角调节、烟气挡板调节、烟气再循环调节以及喷水减温调节等进行详细分析。研究每种调节手段的工作原理、调节特性、优缺点以及适用工况。通过实际运行数据和仿真模拟，分析各调节手段在不同工况下的调节效果，如调节范围、调节精度、响应速度等，为后续的优化研究提供基础。再热汽温调节存在的问题分析：结合实际运行情况，深入分析二次再热锅炉再热汽温调节过程中存在的问题，如汽温波动大、调节不及时、调节系统稳定性差等。探讨这些问题产生的原因，包括调节手段之间的相互影响、调节系统的控制策略不合理、传感器测量误差以及设备老化等因素。通过对问题的分析，明确再热汽温调节优化的方向和重点。再热汽温调节优化策略研究调节手段的优化组合：根据不同调节手段的特性和适用工况，研究如何对其进行优化组合，以实现再热汽温的精准调节。通过建立数学模型和仿真模拟，分析不同调节手段组合在不同工况下的调节效果，确定最佳的调节手段组合方案。在负荷变化较小时，以燃烧器摆角调节为主，结合烟气挡板微调，实现再热汽温的快速、精确调节；在负荷变化较大或煤种变化时，采用烟气再循环调节与其他调节手段协同作用，拓宽调节范围，提高调节效果。先进控制策略的应用：将先进的控制技术，如模型预测控制（MPC）、自适应控制、模糊控制等应用于二次再热锅炉再热汽温调节系统中。建立再热汽温的动态模型，利用模型预测控制算法预测汽温的变化趋势，并提前调整控制参数，提高汽温调节的响应速度和控制精度。结合自适应控制技术，根据锅炉运行工况的变化自动调整控制参数，使调节系统具有更好的适应性。引入模糊控制算法，处理调节过程中的不确定性和非线性问题，提高调节系统的稳定性和可靠性。调节系统的优化设计：对再热汽温调节系统的硬件和软件进行优化设计。在硬件方面，选用高精度的传感器和执行器，提高测量和控制的准确性；优化调节系统的管路布置和阀门选型，减少阻力损失，提高调节效率。在软件方面，完善调节系统的控制逻辑，增加前馈控制、反馈控制和复合控制等功能，提高调节系统的智能化水平。通过对调节系统的优化设计，提高再热汽温调节的整体性能。优化策略的实验验证与应用实验平台搭建与实验方案设计：搭建二次再热锅炉实验平台，模拟不同的运行工况，对优化后的再热汽温调节策略进行实验验证。设计详细的实验方案，包括实验工况的设定、实验数据的采集和分析方法等。在实验平台上，分别对不同煤种、负荷和燃烧工况下的再热汽温调节效果进行测试，对比优化前后的汽温波动情况、调节精度和响应时间等指标，评估优化策略的有效性。实际机组应用与效果评估：将优化后的再热汽温调节策略应用于实际的二次再热机组中，进行现场测试和运行验证。通过对实际机组运行数据的监测和分析，评估优化策略在实际运行中的应用效果，包括机组的运行稳定性、经济性以及再热汽温的控制精度等方面的改善情况。收集运行人员的反馈意见，对优化策略进行进一步的改进和完善，确保其能够在实际生产中发挥最大的效益。二、二次再热锅炉工作原理与结构特性2.1二次再热锅炉工作原理二次再热锅炉的工作原理基于复杂而精妙的热力循环机制，这一机制是其高效运行的核心所在。在二次再热锅炉中，蒸汽的循环过程经历了多个关键阶段，每个阶段都对机组的性能产生着重要影响。锅炉首先将水加热成具有高能量的过热蒸汽，这一过程是整个循环的起始点。过热蒸汽随后进入汽轮机的超高压缸，在超高压缸内，蒸汽凭借其自身的高能量推动叶片旋转，从而将热能转化为机械能，实现了第一次做功。做功后的蒸汽压力和温度有所降低，此时蒸汽从超高压缸排出，进入到锅炉的高压再热器中。在高压再热器中，蒸汽吸收来自锅炉燃烧产生的热量，温度再次升高，能量得到补充。这一过程至关重要，因为提高蒸汽的温度可以显著增加其做功能力，为后续的循环提供更强大的动力支持。经过高压再热器加热后的蒸汽回到汽轮机的高压缸，继续进行第二次做功。在高压缸内，蒸汽进一步释放能量，推动叶片旋转，将更多的热能转化为机械能。做功后的蒸汽再次排出，进入到锅炉的低压再热器中。在低压再热器中，蒸汽再次吸收热量，温度进一步升高，能量进一步增强。经过低压再热器加热后的蒸汽依次进入汽轮机的中压缸和低压缸，进行后续的做功过程，直至蒸汽的能量被充分利用，压力和温度降低到终压状态。与一次再热技术相比，二次再热技术在提高机组效率和降低热耗方面展现出显著的优势。从热力循环的角度来看，二次再热技术通过增加一级再热循环，使蒸汽在汽轮机中经过多次膨胀做功，从而更充分地利用了蒸汽的热能。在一次再热技术中，蒸汽仅经过一次再热过程，而二次再热技术增加了一次再热环节，使得蒸汽在汽轮机中的焓降更大，能够更有效地将热能转化为机械能。这就意味着在相同的蒸汽参数和机组容量下，二次再热机组能够产生更多的电能，从而提高了机组的发电效率。相关研究数据和实际工程案例充分证实了二次再热技术的优势。有研究表明，在相同的主蒸汽压力下，采用二次再热使机组热经济性得到提高，其相对热耗率改善值约为1.4%-1.6%。以国家能源博兴发电有限公司规划建设的博兴电厂为例，其一期工程采用超超临界二次再热燃煤发电机组，设计发电煤耗仅为253.92克/千瓦时，相比传统的一次再热机组，发电煤耗显著降低。这表明二次再热技术能够在实际应用中有效提高机组的能源利用效率，降低能源消耗，减少碳排放，具有重要的经济和环境效益。二次再热技术还能够提高蒸汽膨胀终了的干度，减少蒸汽中的水分含量。这对于汽轮机的安全运行具有重要意义，因为蒸汽中的水分会对汽轮机的叶片产生侵蚀作用，降低叶片的使用寿命。通过提高蒸汽的干度，二次再热技术可以减少这种侵蚀作用，提高汽轮机的可靠性和稳定性，延长设备的使用寿命，降低设备维护成本。2.2锅炉结构与系统组成以某典型的超超临界二次再热锅炉为例，其结构设计精妙，系统组成复杂且高效，各部分协同工作，确保了锅炉的稳定运行和高效性能。该锅炉为单炉膛、一次中间再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构的塔式锅炉，型号为SG-3100/27.46-M6106，其主要设计参数如表1所示。表1：某典型二次再热锅炉主要设计参数参数名称单位数值过热蒸汽流量t/h3100过热蒸汽压力MPa27.46过热蒸汽温度℃605再热蒸汽流量（一次）t/h2600再热蒸汽进口压力（一次）MPa5.5再热蒸汽出口压力（一次）MPa5.3再热蒸汽进口温度（一次）℃320再热蒸汽出口温度（一次）℃623再热蒸汽流量（二次）t/h2450再热蒸汽进口压力（二次）MPa1.6再热蒸汽出口压力（二次）MPa1.5再热蒸汽进口温度（二次）℃350再热蒸汽出口温度（二次）℃623给水温度℃295该锅炉炉膛呈长方体形状，炉膛尺寸（宽×深×高）为32.5m×19.5m×85m。炉膛采用全焊接膜式水冷壁结构，这种结构具有良好的密封性和传热性能，能够有效防止炉膛漏风，提高锅炉的热效率。水冷壁管采用管径为φ38×6.5mm的SA-213T23钢管，节距为57mm。管子之间通过鳍片焊接在一起，形成一个完整的水冷壁壁面。在炉膛的下部，水冷壁采用螺旋管圈结构，螺旋管圈的倾斜角度为25°，从冷灰斗拐点至螺旋管圈出口，螺旋管圈共绕了1.5圈。螺旋管圈水冷壁的优点在于其管间吸热偏差小，能够有效抵抗燃烧偏斜或局部结焦而造成的热负荷不均匀，保证水冷壁的安全运行。在炉膛的上部，水冷壁采用垂直管圈结构，垂直管圈管径为φ42×7.5mm，节距为114mm。垂直管圈水冷壁具有结构简单、安装方便的优点，能够满足炉膛上部的受热需求。受热面是锅炉实现能量转换的关键部件，该锅炉的受热面布置紧凑且合理。省煤器布置在锅炉的尾部烟道，采用光管省煤器，共有180排管屏，每排管屏由8根管子组成。省煤器的主要作用是利用锅炉尾部烟气的余热来加热给水，提高给水的温度，从而提高锅炉的热效率。省煤器的管子采用管径为φ51×6mm的20G钢管，通过省煤器的换热，给水温度能够从240℃提高到295℃。过热器系统包括低温过热器、屏式过热器和高温过热器。低温过热器布置在炉膛出口的水平烟道内，采用顺流布置方式，主要吸收炉膛内的辐射热量和部分对流热量。低温过热器由管径为φ51×7mm的SA-213T12钢管组成，共192片管屏，每片管屏由12根管子组成。屏式过热器布置在炉膛上部，直接吸收炉膛内的辐射热量，其管屏采用垂直悬挂式结构，能够有效减少热偏差。屏式过热器的管子采用管径为φ48×8mm的SA-213TP347H钢管，共48片管屏，每片管屏由16根管子组成。高温过热器布置在水平烟道的后部，采用逆流布置方式，主要吸收烟气的对流热量。高温过热器的管子采用管径为φ42×9mm的SA-213TP310HCbN钢管，共144片管屏，每片管屏由10根管子组成。通过过热器系统的加热，蒸汽能够从省煤器出口的295℃被加热到605℃，达到过热蒸汽的设计参数。再热器系统分为一次再热器和二次再热器。一次再热器布置在水平烟道内，位于低温过热器和高温过热器之间，包括低温再热器和高温再热器。低温再热器采用逆流布置方式，主要吸收烟气的对流热量，其管子采用管径为φ63.5×5mm的SA-213T22钢管，共144片管屏，每片管屏由12根管子组成。高温再热器采用顺流布置方式，主要吸收炉膛内的辐射热量和部分对流热量，其管子采用管径为φ57×6mm的SA-213TP347H钢管，共96片管屏，每片管屏由14根管子组成。二次再热器布置在尾部烟道内，同样包括低温再热器和高温再热器。低温再热器采用逆流布置方式，管子采用管径为φ60×5mm的SA-213T22钢管，共120片管屏，每片管屏由12根管子组成。高温再热器采用顺流布置方式，管子采用管径为φ54×6mm的SA-213TP347H钢管，共80片管屏，每片管屏由14根管子组成。经过再热器系统的加热，蒸汽的温度能够进一步提高，满足汽轮机的做功需求。燃烧系统是锅炉的核心系统之一，该锅炉采用前后墙对冲燃烧方式，配备了24只低氮燃烧器。燃烧器均匀分布在前后墙，前墙和后墙各布置12只。这种燃烧方式能够使燃料在炉膛内充分燃烧，提高燃烧效率，同时减少氮氧化物的排放。燃烧器采用了先进的低氮燃烧技术，如分级燃烧、空气分级和燃料分级等，通过合理控制燃烧过程中的空气和燃料比例，降低了氮氧化物的生成。燃烧器的一次风率为20%，二次风率为80%，通过调整一次风和二次风的比例和风速，能够有效控制燃烧过程中的火焰形状和温度分布，确保燃料的充分燃烧和锅炉的稳定运行。汽水系统是保证锅炉正常运行的重要系统，其流程复杂且精确。给水首先进入省煤器，在省煤器中吸收烟气的余热，温度升高后进入汽包。汽包是汽水系统的重要部件，它起到汽水分离和储存的作用。在汽包内，水和蒸汽进行分离，分离后的水通过下降管进入水冷壁，在水冷壁中吸收炉膛内的辐射热量，部分水蒸发成为蒸汽，形成汽水混合物。汽水混合物再次回到汽包进行分离，分离后的蒸汽进入过热器系统进行进一步的加热，成为过热蒸汽。过热蒸汽进入汽轮机的超高压缸做功，做功后的蒸汽从超高压缸排出，进入一次再热器进行加热，加热后的蒸汽回到汽轮机的高压缸继续做功。高压缸做功后的蒸汽进入二次再热器进行加热，加热后的蒸汽依次进入汽轮机的中压缸和低压缸做功，最后排入凝汽器。在整个汽水系统中，通过各种阀门和管道的精确控制，确保了蒸汽和水的流动顺畅，满足了锅炉和汽轮机的运行需求。该典型二次再热锅炉的炉膛、受热面、燃烧系统和汽水系统等关键部件的结构特点和布局紧密配合，共同实现了锅炉的高效运行和稳定工作。通过对各部件的优化设计和合理布置，提高了锅炉的热效率、燃烧效率和蒸汽品质，为二次再热机组的安全经济运行提供了有力保障。2.3关键技术参数及对运行的影响在二次再热锅炉的运行过程中，主蒸汽压力、温度以及再热蒸汽温度等关键技术参数起着至关重要的作用，它们的变化直接影响着锅炉的性能、机组的效率以及运行的安全性。主蒸汽压力是衡量锅炉运行状态的重要参数之一。当主蒸汽压力升高时，在汽轮机中，蒸汽的焓降会增大，这意味着蒸汽在膨胀做功过程中能够释放出更多的能量，从而使机组的输出功率增加。若主蒸汽压力升高超出规定范围，将会带来一系列严重的危害。主蒸汽压力升高时，为维持负荷不变，需减小调速汽阀的总开度，这可能导致调节级动叶片过负荷，因为在关小调速汽阀的过程中，蒸汽在调节级的焓降最大，容易对动叶片造成损伤。主蒸汽压力升高后，由于蒸汽比容减小，即使调速汽阀开度不变，主蒸汽流量也会增加，再加上蒸汽的总焓降增大，将使末级叶片过负荷，威胁机组的安全运行。主蒸汽压力升高还会使承压部件和紧固部件的内应力加大，如主蒸汽管道、自动主汽阀及调速汽阀室、汽缸、法兰、螺栓等部件，这会缩短其使用寿命，甚至造成部件损坏。因此，在机组运行过程中，必须严格控制主蒸汽压力，使其保持在规定的范围内。当主蒸汽压力下降时，蒸汽在汽轮机内的焓降会减少，蒸汽比容将增大。在这种情况下，即使调速汽阀总开度不变，主蒸汽流量也会减少，从而导致机组负荷降低。若汽压降低过多，机组可能无法带满负荷，运行经济性也会降低。不过，此时调节级焓降仍接近于设计值，而其它各级焓降均低于设计值，所以对机组运行的安全性没有不利影响。但如果主蒸汽压力降低后，机组仍要维持额定负荷不变，就需要开大调速汽阀增加主蒸汽流量，这将会使汽轮机末几级特别是最末级叶片过负荷，影响机组安全运行。因此，当主蒸汽压力下降超过允许值时，应尽快联系锅炉值班员恢复汽压；当汽压降低至最低限度时，应采用降低负荷和减少进汽量的方法来恢复汽压至正常，同时要考虑满足抽汽供热汽压和除氧器用汽压力，避免机组负荷降得过低。主蒸汽温度的变化对机组的影响同样显著。当主蒸汽温度升高时，主蒸汽在汽轮机内的总焓降、汽轮机相对的内效率和热力系统的循环热效率都会有所提高，热耗降低，从而使运行经济效益提高。主蒸汽温度升高超过允许值时，会对设备的安全造成严重危害。主蒸汽温度升高时，首先调节级的焓降增加，在负荷不变的情况下，尤其当高速汽阀中仅有第一调速汽阀全开，其它调速汽阀关闭的状态下，调节级叶片将发生过负荷。高温会使金属材料的机械强度降低，蠕变速度加快，主蒸汽管道、自动主汽阀、调速汽阀、汽缸和调节级进汽室等高温金属部件的机械性能会受到严重影响，汽缸、汽阀、高压轴封坚固件等易发生松弛，导致设备损坏或使用寿命缩短。若温度的变化幅度大、次数频繁，这些高温部件会因交变热应力而疲劳损伤，产生裂纹损坏，且损坏速度会随着高温下工作时间的增长而加快。主蒸汽温度过高还可能导致机组发生振动，因为汽温过高会引起各受热金属部件的热变形和热膨胀加大，若膨胀受阻，则机组可能发生振动。在机组的运行规程中，对主蒸汽温度的极限及在某一超温条件下允许工作的小时数都有严格规定。当主蒸汽温度超过规定范围时，应联系锅炉值班员尽快调整、降温，汽轮机值班员应加强全面监视检查，若汽温尚在汽缸材料允许的最高使用温度以下时，允许短时间运行，超过规定运行时间后，应打闸停机；若汽温超过汽缸材料允许的最高使用温度，应立即打闸停机。再热蒸汽温度的变化对机组的安全经济运行也有着重要影响。再热蒸汽温度升高时，可提高机组的循环热效率，使蒸汽在汽轮机中膨胀做功更充分，增加机组的输出功率。再热蒸汽温度过高会使再热器管道及汽轮机中压缸等部件的金属材料承受过高的温度，导致金属材料的蠕变速度加快，强度降低，从而缩短设备的使用寿命，增加设备损坏的风险。再热蒸汽温度降低时，会使机组的热效率下降，因为蒸汽在汽轮机中的焓降减小，做功能力降低，汽耗率增大。再热蒸汽温度过低还会使汽轮机末级叶片处蒸汽湿度偏大，这不仅会降低汽轮机的内效率，还会造成叶片侵蚀加剧，严重威胁汽轮机的安全运行。在实际运行中，必须严格控制再热蒸汽温度，使其保持在合理的范围内，以确保机组的安全经济运行。主蒸汽压力、温度以及再热蒸汽温度等关键技术参数的稳定控制对于二次再热锅炉的安全、高效运行至关重要。运行人员应密切关注这些参数的变化，及时采取有效的调整措施，确保机组在各种工况下都能稳定、可靠地运行，提高机组的运行效率和经济性，降低设备损耗和安全风险。三、二次再热锅炉运行特性分析3.1不同负荷下的运行特性3.1.1高负荷运行特性以某660MW超超临界二次再热机组为例，在高负荷工况下，如机组负荷达到90%额定负荷及以上时，锅炉的运行特性呈现出一系列特点。从燃烧稳定性方面来看，高负荷时燃料量增加，燃烧强度增大。该机组在高负荷下，通过优化燃烧器的配风，确保了燃料与空气的充分混合，使燃烧过程更加稳定。由于高负荷时炉膛温度较高，燃料的着火和燃烧条件较为有利，火焰传播速度快，能够维持稳定的燃烧状态。在实际运行中，当机组负荷达到95%额定负荷时，炉膛内的火焰明亮且稳定，没有出现明显的闪烁或熄火现象，燃烧效率高达98%以上。然而，高负荷运行时也存在一些潜在问题。若燃料供应不均匀或燃烧器工作异常，可能导致局部燃烧不充分，出现火焰偏斜或飞边现象，影响燃烧效率和锅炉的安全运行。在受热面吸热量分配方面，随着负荷的升高，炉膛辐射受热面和对流受热面的吸热量都相应增加。炉膛辐射受热面的吸热量占比相对稳定，约为40%-45%，而对流受热面的吸热量占比则有所上升，达到55%-60%。这是因为高负荷时烟气量增大，烟气流速加快，对流换热增强。在该660MW机组中，高负荷下过热器和再热器的吸热量明显增加，以满足蒸汽参数的要求。高温过热器的吸热量比低负荷时增加了约30%，再热器的吸热量也有显著提升。这就要求在高负荷运行时，要合理调整受热面的布置和结构，确保各受热面能够充分吸收热量，避免出现受热不均的情况。蒸汽参数在高负荷运行时也会发生明显变化。主蒸汽压力和温度基本维持在额定值附近，以保证机组的发电效率。在95%额定负荷下，主蒸汽压力稳定在28MPa左右，温度保持在605℃，偏差控制在±2℃以内。再热蒸汽温度同样需要严格控制，一般要求再热蒸汽温度与主蒸汽温度的差值不超过10℃。在实际运行中，通过调节燃烧器摆角、烟气挡板等手段，能够有效控制再热蒸汽温度。当机组负荷升高时，适当增大燃烧器摆角，提高火焰中心位置，增加再热器的吸热量，从而使再热蒸汽温度保持在620℃-625℃之间。高负荷运行时还可能出现一些问题，如受热面超温、结渣等。由于高负荷下烟气温度和流速较高，对受热面的冲刷磨损加剧，容易导致受热面金属温度升高，超过许用温度。炉膛内的高温环境也容易使煤灰软化、熔融，附着在受热面上形成结渣，影响受热面的传热效率和锅炉的安全运行。针对这些问题，需要采取相应的应对策略。加强对受热面金属温度的监测，当发现温度接近或超过许用温度时，及时调整燃烧工况，降低烟气温度和流速，或采取喷水减温等措施。为防止结渣，要优化燃烧调整，合理控制炉膛温度和火焰形状，避免局部高温；同时，定期进行吹灰操作，清除受热面上的积灰和结渣。3.1.2低负荷运行特性当机组负荷降低至50%额定负荷及以下时，二次再热锅炉进入低负荷运行状态，此时锅炉的运行特性与高负荷时有较大差异，面临着诸多挑战。低负荷下锅炉的燃烧特性发生明显变化。由于燃料量减少，燃烧强度减弱，炉膛温度降低，燃料的着火和燃烧变得困难。某300MW二次再热机组在低负荷运行时，当负荷降至40%额定负荷，炉膛平均温度比满负荷时降低了约200℃，这使得燃料的着火延迟，燃烧稳定性变差。低负荷时燃料与空气的混合也不如高负荷时充分，容易导致燃烧不完全，增加飞灰含碳量，降低锅炉效率。在实际运行中，该机组在低负荷下飞灰含碳量可达10%-15%，比高负荷时增加了5-8个百分点。为了保证低负荷下的燃烧稳定性，需要采取一系列措施。优化燃烧器的设计和运行参数，如调整燃烧器的配风比例和风速，使燃料与空气更好地混合；采用稳燃技术，如设置稳燃器、采用等离子点火等，提高燃料的着火稳定性。再热汽温维持难度在低负荷下显著增加。这是因为低负荷时烟气量减少，烟气流速降低，对流换热减弱，再热器的吸热量不足，导致再热汽温下降。低负荷时燃烧工况的变化也会对再热汽温产生影响。当负荷降至30%额定负荷时，某660MW二次再热机组的再热汽温比额定值下降了30℃-40℃。为了维持再热汽温，可采用的措施包括调整燃烧器摆角，提高火焰中心位置，增加再热器的吸热量；投入烟气再循环系统，增加烟气量，强化对流换热；合理使用喷水减温装置，在保证再热汽温的前提下，尽量减少喷水量，以提高机组的热效率。低负荷运行时，受热面磨损问题也较为突出。由于低负荷下烟气流速降低，部分飞灰颗粒在重力作用下容易沉降在受热面上，形成积灰层。当烟气流速发生波动时，积灰层会对受热面产生冲刷作用，导致受热面磨损加剧。低负荷时燃烧不稳定，可能会引起炉膛内的气流脉动，进一步加剧受热面的磨损。某电厂的二次再热锅炉在低负荷运行一段时间后，发现省煤器和再热器的部分受热面出现了明显的磨损迹象，磨损深度达到了原壁厚的10%-20%。为了减轻受热面磨损，可采取的措施包括优化受热面的布置和结构，减少飞灰的沉积；采用防磨涂层或防磨装置，提高受热面的耐磨性；加强对燃烧工况的调整，保持燃烧的稳定性，减少气流脉动。为了实现低负荷稳燃和优化运行，还可以采取以下措施：根据煤质的变化，合理调整煤种和掺烧比例，选择着火性能好、发热量高的煤种，以提高燃烧的稳定性；优化磨煤机的运行方式，调整磨煤机的出力和煤粉细度，使煤粉能够更充分地燃烧；加强对锅炉运行参数的监测和控制，及时发现并处理异常情况，确保锅炉的安全稳定运行。在低负荷运行时，要严格控制炉膛负压、氧量等参数，避免出现燃烧恶化或熄火等事故。3.2煤种变化对运行特性的影响3.2.1不同煤种特性分析为深入探究煤种变化对二次再热锅炉运行特性的影响，选取了烟煤、无烟煤和褐煤这三种典型煤种，对其关键特性进行了细致分析，具体数据如下表2所示：表2：典型煤种特性参数煤种热值（kJ/kg）挥发分（%）灰分（%）水分（%）烟煤25000-3000025-4010-208-15无烟煤21000-250005-1015-253-8褐煤10000-1500035-5020-3025-40烟煤具有中等的煤化程度，其热值处于25000-30000kJ/kg之间，挥发分含量在25%-40%范围内，水分和灰分含量相对较少，分别为8%-15%和10%-20%。这种煤种的发热量较高，挥发分适中，使得其着火和燃尽特性较好，在燃烧过程中能够较为迅速地释放热量，为锅炉提供稳定的热源。无烟煤的煤化程度最深，硬度高且不易研磨。其热值为21000-25000kJ/kg，挥发分含量仅为5%-10%，这导致其着火温度高，难点燃，火焰短，燃尽过程也相对困难。由于挥发分少，无烟煤在燃烧初期需要更多的热量来引发燃烧反应，且在燃烧过程中热量释放相对缓慢。褐煤的外观呈褐色，少数为黑褐色甚至黑色，矿化年代浅。其挥发分含量高，达到35%-50%，水分含量也较大，在25%-40%之间，而热值较低，仅为10000-15000kJ/kg。虽然褐煤的化学反应性强，着火和燃尽特性良好，但因其水分含量高，在燃烧时需要消耗大量的热量来蒸发水分，从而降低了燃料的有效发热量，并且可能对燃烧设备和系统产生一定的影响。3.2.2煤种变化对燃烧的影响煤种变化对二次再热锅炉的燃烧过程有着显著影响，主要体现在着火稳定性、燃烧速度和火焰中心位置等方面，进而对锅炉的整体运行性能产生重要作用。挥发分是影响着火稳定性的关键因素。挥发分含量高的煤种，如褐煤，在加热过程中能迅速析出大量挥发分，这些挥发分与空气混合后，在较低温度下即可着火燃烧，从而为燃料的持续燃烧提供了良好的初始条件，着火稳定性较好。而无烟煤挥发分含量低，着火温度高，需要更高的炉膛温度和更长的预热时间才能着火，着火稳定性较差。当煤种从烟煤切换为无烟煤时，由于无烟煤着火困难，可能导致炉膛内火焰不稳定，甚至出现熄火现象，影响锅炉的正常运行。燃烧速度同样受到煤种特性的制约。烟煤由于挥发分含量适中，燃烧速度相对较快，能够在较短时间内释放出大量热量，使炉膛内温度迅速升高。无烟煤的燃烧速度则较慢，这是因为其挥发分少，燃烧反应主要以固定碳的燃烧为主，固定碳的燃烧反应相对复杂，需要更高的温度和更长的时间来完成。在实际运行中，若煤种变化导致燃烧速度改变，可能会影响锅炉的负荷响应能力。当煤种从燃烧速度较快的烟煤切换为燃烧速度较慢的无烟煤时，在相同的燃料供给量下，锅炉的出力可能会下降，难以满足机组的负荷需求。煤种变化还会导致火焰中心位置发生偏移。不同煤种的燃烧特性差异使得火焰的形状和温度分布不同，从而影响火焰中心的位置。褐煤水分含量高，燃烧时需要消耗大量热量来蒸发水分，这会使火焰中心位置上移，炉膛上部温度升高。而无烟煤燃烧速度慢，火焰相对较短，火焰中心位置可能会下移。火焰中心位置的变化会影响炉膛内的受热面吸热量分配。当火焰中心上移时，炉膛上部的过热器和再热器吸热量增加，可能导致这些受热面超温；当火焰中心下移时，炉膛下部的水冷壁吸热量增加，可能会造成水冷壁局部过热。煤种变化对燃烧的影响是多方面的，直接关系到锅炉的安全稳定运行和机组的性能。在实际运行中，需要根据煤种的变化及时调整燃烧工况，以确保锅炉的正常运行。3.2.3对蒸汽参数和受热面的影响煤种变化会引发蒸汽参数的波动，对二次再热锅炉的受热面也会产生一系列影响，包括磨损、结焦和腐蚀等方面。当煤种发生变化时，由于其发热量、挥发分等特性的改变，会导致燃烧过程中释放的热量发生变化，进而影响蒸汽的产生量和参数。若煤种的发热量降低，为了维持机组的额定负荷，需要增加燃料供应量。这会使炉膛内的燃烧强度增大，烟气量增加，烟气流速加快，从而导致蒸汽流量增加。由于燃烧工况的改变，蒸汽的温度和压力也可能发生波动。煤种的挥发分含量降低，会使燃烧速度减慢，火焰中心位置下移，炉膛下部的吸热量增加，而炉膛上部的过热器和再热器吸热量相对减少，导致再热汽温下降。煤种中的灰分是影响受热面磨损的重要因素。灰分含量高的煤种，如某些劣质烟煤和褐煤，在燃烧过程中会产生大量的飞灰颗粒。这些飞灰颗粒随着烟气流高速冲刷受热面，会对受热面造成磨损。特别是在烟气流速较高的部位，如过热器和再热器的管束、省煤器的管排等，磨损现象更为严重。飞灰颗粒的硬度和形状也会影响磨损程度，硬度较高、形状尖锐的飞灰颗粒对受热面的磨损更为剧烈。长期的磨损会导致受热面管壁变薄，强度降低，甚至出现爆管等安全事故，严重影响锅炉的安全运行。煤种的灰熔点和成分会影响结焦情况。当煤种的灰熔点较低时，在炉膛高温环境下，灰分容易软化、熔融，附着在受热面上形成结焦。某些含有较多碱性氧化物的煤种，其灰熔点较低，容易在炉膛水冷壁、过热器和再热器等部位结焦。结焦会使受热面的传热效率降低，导致蒸汽温度下降，同时还会增加受热面的热应力，加速受热面的损坏。结焦还会影响烟气的流通，使烟气流速不均匀，进一步加剧受热面的磨损和结焦程度。煤种中的硫分是导致受热面腐蚀的主要原因之一。当煤种中含有较高的硫分时，在燃烧过程中会生成二氧化硫（SO₂）和三氧化硫（SO₃）等酸性气体。这些酸性气体与烟气中的水蒸气结合，形成硫酸蒸汽（H₂SO₄）。在低温受热面，如省煤器和空气预热器等部位，当硫酸蒸汽的露点温度低于受热面金属壁温时，硫酸蒸汽会凝结在受热面上，对金属产生腐蚀作用。这种腐蚀会使受热面管壁变薄、穿孔，降低受热面的使用寿命，增加设备维护成本。煤种变化对蒸汽参数和受热面的影响不容忽视。在实际运行中，需要密切关注煤种的变化，采取相应的措施来稳定蒸汽参数，减轻受热面的磨损、结焦和腐蚀，确保二次再热锅炉的安全、稳定和高效运行。3.3运行特性对机组经济性和安全性的影响二次再热锅炉的运行特性对机组的经济性和安全性有着深远的影响，这不仅关系到机组的稳定运行，还与能源利用效率和生产成本密切相关。在不同运行特性下，机组的发电效率、煤耗和厂用电率等经济指标呈现出显著的变化。当机组处于高负荷稳定运行状态时，发电效率相对较高。在高负荷下，锅炉的燃烧充分，燃料的化学能能够更有效地转化为热能，进而转化为电能。此时，蒸汽参数稳定，汽轮机的进汽参数符合设计要求，蒸汽在汽轮机内的焓降较大，做功能力强，使得机组的发电效率提高。有研究表明，在高负荷下，二次再热机组的发电效率可达到45%以上。煤耗则相对较低，因为高负荷时燃料的利用效率高，单位发电量所消耗的煤炭量减少。高负荷下厂用电率也会有所降低，这是因为机组的运行负荷接近设计负荷，设备的运行效率高，辅助设备的能耗相对较低。当机组处于低负荷运行状态时，情况则有所不同。低负荷下，燃烧稳定性变差，燃料的燃烧不充分，导致发电效率降低。由于燃料不能充分燃烧，部分化学能无法转化为热能，使得蒸汽的产生量和参数下降，汽轮机的做功能力减弱，发电效率降低。低负荷时为了维持蒸汽参数，可能需要投入更多的辅助设备，如增加磨煤机的运行时间、提高风机的出力等，这会导致厂用电率升高。低负荷下煤耗也会增加，因为燃料的燃烧效率低，需要消耗更多的煤炭来产生相同的电量。有数据显示，当机组负荷降至50%时，发电效率可能会降低5-10个百分点，煤耗则会增加10-20克/千瓦时。煤种变化对机组的经济性也有重要影响。不同煤种的发热量、挥发分和灰分等特性不同，会导致燃烧过程和蒸汽参数的变化。当煤种的发热量降低时，为了维持机组的负荷，需要增加燃料的供应量，这会使煤耗增加。低发热量煤种的燃烧稳定性较差，可能需要投入更多的辅助燃料来稳定燃烧，进一步增加了成本。煤种的挥发分和灰分也会影响燃烧效率和设备的磨损情况。挥发分低的煤种着火困难，燃烧速度慢，会降低发电效率；灰分高的煤种会增加设备的磨损和维护成本，同时也会影响蒸汽的品质，降低机组的经济性。运行特性与锅炉受热面寿命和汽轮机安全运行之间存在着紧密的关联。锅炉受热面在长期运行过程中，会受到高温、高压、磨损和腐蚀等多种因素的影响。当蒸汽参数不稳定，如汽温过高或过低时，会对受热面的金属材料产生不利影响。汽温过高会使金属材料的蠕变速度加快，强度降低，导致受热面的使用寿命缩短；汽温过低则会使蒸汽中的水分含量增加，容易引起受热面的腐蚀。燃烧工况的不稳定也会对受热面造成损害。燃烧过程中出现的火焰偏斜、飞边等现象，会使受热面局部受热不均，导致热应力增大，从而加速受热面的损坏。汽轮机的安全运行同样受到运行特性的影响。再热汽温的波动对汽轮机的影响尤为显著。再热汽温过高会使汽轮机的热应力增大，导致部件变形、损坏；再热汽温过低则会使汽轮机末级叶片的蒸汽湿度增大，引起叶片的侵蚀和水蚀，降低叶片的使用寿命，严重时甚至会导致叶片断裂，威胁汽轮机的安全运行。负荷的快速变化也会对汽轮机产生冲击。当负荷快速增加时，汽轮机的进汽量突然增大，会使汽轮机的轴向推力增大，可能导致轴承磨损、轴系振动等问题；当负荷快速减小时，汽轮机的进汽量突然减少，会使汽轮机的转速升高，可能引发超速保护动作，影响机组的安全运行。二次再热锅炉的运行特性对机组的经济性和安全性有着重要的影响。为了提高机组的经济性和安全性，需要深入研究运行特性，优化运行参数，合理选择煤种，加强设备的维护和管理，确保机组在各种工况下都能稳定、高效、安全地运行。四、二次再热锅炉再热汽温影响因素分析4.1燃烧工况对再热汽温的影响4.1.1燃烧器摆角的作用燃烧器摆角是影响二次再热锅炉再热汽温的重要因素之一，其通过改变火焰中心位置，对炉膛出口烟温及再热汽温产生显著影响。当燃烧器摆角发生变化时，火焰的喷射方向和高度随之改变，进而导致火焰中心在炉膛内的位置发生偏移。为了深入探究燃烧器摆角的作用，采用数值模拟的方法对某660MW二次再热锅炉进行研究。在模拟过程中，设定了燃烧器摆角分别为-20°、-10°、0°、10°、20°这五种工况，以全面分析不同摆角下锅炉的运行特性。模拟结果清晰地表明，随着燃烧器摆角的增大，火焰中心位置逐渐上移。当燃烧器摆角从-20°增大到20°时，火焰中心高度上升了约5m。这是因为燃烧器摆角增大，燃料和空气的喷射方向向上倾斜，使得火焰在炉膛内的上升路径变长，从而导致火焰中心位置升高。火焰中心位置的上移会引起炉膛出口烟温的显著变化。当燃烧器摆角为-20°时，炉膛出口烟温为1050℃；而当燃烧器摆角增大到20°时，炉膛出口烟温升高至1150℃，升高了100℃。炉膛出口烟温的升高是由于火焰中心上移，使得炉膛上部的受热面吸收的热量增加，烟气在炉膛内的停留时间缩短，热量来不及充分传递给受热面，从而导致炉膛出口烟温升高。再热汽温与炉膛出口烟温密切相关，炉膛出口烟温的升高必然导致再热汽温上升。在模拟中，当燃烧器摆角从-20°增大到20°时，再热汽温从560℃升高到590℃，升高了30℃。这是因为再热器布置在炉膛出口附近，炉膛出口烟温的升高使得再热器的吸热量增加，从而导致再热汽温升高。燃烧器摆角的改变还会对锅炉的燃烧效率和污染物排放产生影响。当燃烧器摆角过大时，火焰中心位置过高，可能导致燃料在炉膛内的停留时间过短，燃烧不完全，从而降低燃烧效率，增加飞灰含碳量。火焰中心位置的改变还会影响炉膛内的温度分布，进而影响氮氧化物的生成。当炉膛内局部温度过高时，会促进氮氧化物的生成，增加污染物排放。因此，在实际运行中，需要综合考虑再热汽温、燃烧效率和污染物排放等因素，合理调整燃烧器摆角，以实现锅炉的安全、经济、环保运行。4.1.2风量配比的影响风量配比是影响二次再热锅炉燃烧过程和再热汽温的关键因素之一，其中送风量、一次风率和二次风配风等因素相互关联，共同作用于锅炉的运行。送风量对燃烧过程有着重要影响。当送风量不足时，燃料无法与足够的氧气充分混合，导致燃烧不完全。在某二次再热锅炉中，当送风量降低10%时，通过对飞灰含碳量的检测发现，飞灰含碳量从原来的3%增加到了8%，这表明燃料未能充分燃烧，部分化学能未被有效释放。燃烧不完全不仅会降低锅炉的热效率，还会导致炉膛内的热量释放不均匀，影响锅炉的稳定运行。送风量不足还会使炉膛内的氧气含量降低，导致燃烧反应速度减慢，火焰传播不稳定，甚至可能引发熄火事故。一次风率同样对燃烧过程和再热汽温有着显著影响。一次风主要负责输送煤粉并提供部分氧气，以满足煤粉中挥发分着火燃烧的需要。对于不同煤种，由于其挥发分含量和着火特性的差异，所需的一次风率也不同。对于挥发分含量较低的无烟煤，为了保证煤粉的输送和着火，需要适当提高一次风率；而对于挥发分含量较高的烟煤，一次风率可以相对降低。在实际运行中，当一次风率过高时，会使煤粉气流的着火延迟。在燃用烟煤时，若一次风率从25%提高到35%，通过观察火焰形态和测量着火距离发现，着火距离从原来的0.5m增加到了1.2m，这表明着火延迟，不利于燃烧的稳定进行。一次风率过高还会使火焰中心位置上移，导致炉膛出口烟温升高，进而使再热汽温上升。这是因为一次风率增加，携带的煤粉量相对减少，煤粉在炉膛内的燃烧位置上移，使得炉膛上部的受热面吸收的热量增加，从而导致炉膛出口烟温和再热汽温升高。二次风配风方式对燃烧过程和再热汽温也有着重要影响。常见的二次风配风方式有均等配风、分级配风和正宝塔配风等。均等配风是指各层二次风的风量基本相等，这种配风方式适用于挥发分含量较高、着火容易的煤种，能够使燃料与空气充分混合，保证燃烧的稳定性。分级配风则是将二次风分为不同的级别，根据燃烧过程的需要，在不同位置送入适量的二次风，以实现分级燃烧。这种配风方式可以有效降低氮氧化物的排放，因为在燃烧初期，减少二次风的供给，使燃料在缺氧的条件下燃烧，抑制氮氧化物的生成；在燃烧后期，增加二次风的供给，保证燃料的充分燃烧。正宝塔配风是指下层二次风的风量较小，上层二次风的风量较大，这种配风方式会使火焰中心上移，炉膛出口烟温升高，再热汽温上升。在某二次再热锅炉中，当采用正宝塔配风时，炉膛出口烟温比采用均等配风时升高了约50℃，再热汽温也相应升高了15℃。这是因为正宝塔配风使得上层二次风的动量较大，能够将火焰向上托起，使火焰中心位置上移，从而导致炉膛出口烟温和再热汽温升高。为了找出最佳风量配比，通过实验研究和数值模拟相结合的方法，对不同风量配比下的燃烧过程和再热汽温进行了详细分析。实验结果表明，当送风量为理论空气量的1.1-1.15倍，一次风率根据煤种在20%-30%之间合理调整，二次风采用分级配风方式，且各层二次风的风量根据燃烧过程的需要进行合理分配时，锅炉的燃烧效率最高，再热汽温也能保持在较为稳定的范围内。在燃用烟煤时，送风量为理论空气量的1.12倍，一次风率为25%，二次风采用分级配风，下层二次风占总二次风量的30%，中层二次风占35%，上层二次风占35%，此时锅炉的燃烧效率达到98%以上，再热汽温波动范围在±5℃以内。风量配比是影响二次再热锅炉燃烧过程和再热汽温的重要因素。在实际运行中，需要根据煤种、负荷等工况的变化，合理调整送风量、一次风率和二次风配风，以实现锅炉的高效稳定运行和再热汽温的精准控制。4.2受热面特性与再热汽温的关系4.2.1受热面布置与吸热量分配锅炉各受热面的布置方式对再热蒸汽吸热量有着显著影响，不同受热面之间的热量分配关系也较为复杂。在二次再热锅炉中，炉膛水冷壁、过热器、再热器和省煤器等受热面的布置位置和结构形式决定了它们在热量传递过程中的作用和吸热量分配。炉膛水冷壁主要吸收炉膛内的辐射热量，其吸热量占锅炉总吸热量的一定比例。炉膛水冷壁的布置形式和面积会影响炉膛内的温度分布和辐射传热强度。膜式水冷壁的应用能够增加炉膛的密封性和传热面积，提高辐射吸热量。水冷壁的吸热量分配与锅炉的负荷、煤种等因素密切相关。在高负荷时，炉膛温度较高，辐射传热增强，水冷壁的吸热量相对增加；而在低负荷时，炉膛温度降低，辐射传热减弱，水冷壁的吸热量相应减少。过热器和再热器的布置位置和结构形式对再热蒸汽吸热量有着直接影响。过热器通常布置在炉膛出口和水平烟道中，主要吸收烟气的对流热量和部分辐射热量。再热器则布置在过热器之后，进一步吸收烟气的热量，提高蒸汽的温度。过热器和再热器的布置方式会影响烟气在受热面之间的流动路径和传热效果。顺流布置的过热器和再热器，烟气与蒸汽的流动方向相同，传热温差较小，但壁温较低，安全性较高；逆流布置的过热器和再热器，烟气与蒸汽的流动方向相反，传热温差较大，但壁温较高，需要注意材料的耐高温性能。省煤器布置在锅炉的尾部烟道，主要吸收烟气的余热，加热给水。省煤器的吸热量分配与给水温度、烟气温度等因素有关。当给水温度较低时，省煤器的吸热量较大，能够有效提高锅炉的热效率；当烟气温度较低时，省煤器的吸热量减少，可能会导致排烟温度升高，降低锅炉的热效率。不同受热面之间的热量分配存在着相互关联和制约的关系。当炉膛水冷壁的吸热量增加时，炉膛出口烟温会降低，从而导致过热器和再热器的吸热量减少；反之，当炉膛水冷壁的吸热量减少时，炉膛出口烟温会升高，过热器和再热器的吸热量会相应增加。过热器和再热器之间的热量分配也会相互影响，当过热器的吸热量增加时，再热器的吸热量可能会减少，反之亦然。通过对某660MW二次再热锅炉的实际运行数据进行分析，发现当锅炉负荷为70%时，炉膛水冷壁的吸热量占总吸热量的35%，过热器的吸热量占30%，再热器的吸热量占25%，省煤器的吸热量占10%。当负荷提高到90%时，炉膛水冷壁的吸热量占比下降到30%，过热器的吸热量占比上升到35%，再热器的吸热量占比上升到28%，省煤器的吸热量占比下降到7%。这表明随着负荷的增加，炉膛水冷壁的吸热量占比逐渐减少，而过热器和再热器的吸热量占比逐渐增加，省煤器的吸热量占比也有所下降。受热面布置与吸热量分配对再热汽温有着重要影响。合理的受热面布置和热量分配能够确保再热汽温的稳定，提高锅炉的运行效率和安全性。在锅炉设计和运行过程中，需要充分考虑受热面的布置方式和热量分配关系，根据实际工况进行优化调整，以满足机组的运行要求。4.2.2受热面结焦、积灰的影响受热面结焦和积灰是影响二次再热锅炉运行的常见问题，它们会改变传热系数，进而对再热汽温的变化产生显著影响。当受热面发生结焦时，焦层会在受热面表面逐渐堆积。焦层的导热系数远低于金属受热面的导热系数，一般金属受热面的导热系数在40-50W/（m・K）之间，而焦层的导热系数仅为0.1-0.2W/（m・K）。这就导致热量传递受到阻碍，传热系数大幅降低。在某二次再热锅炉中，当再热器受热面结焦后，传热系数从原来的50W/（m²・K）降低到了20W/（m²・K）。由于传热系数的降低，再热器吸收烟气热量的能力减弱，使得再热汽温下降。根据传热学原理，再热汽温与传热系数、烟气与蒸汽的温差以及受热面积成正比。当传热系数降低时，在其他条件不变的情况下，再热汽温必然会下降。积灰同样会对传热系数产生负面影响。积灰会在受热面表面形成一层疏松的沉积物，这层沉积物会增加热阻，降低传热效率。在某660MW二次再热锅炉的运行中，发现省煤器受热面积灰后，传热系数从原来的30W/（m²・K）下降到了15W/（m²・K）。积灰导致的传热系数降低会使省煤器吸收烟气热量的能力下降，进而影响到整个汽水系统的热量分配。由于省煤器吸热量减少，进入汽包的水温降低，使得水冷壁的蒸发量增加，炉膛出口烟温升高。炉膛出口烟温的升高会使再热器的吸热量增加，导致再热汽温上升。但如果积灰严重，再热器本身的传热系数也会降低，此时再热汽温的变化将取决于两种因素的综合作用。为了量化受热面结焦、积灰对再热汽温的影响，通过建立传热模型进行分析。假设再热器的受热面积为A，烟气与蒸汽的温差为ΔT，传热系数为k，根据传热公式Q=kAΔT（其中Q为传热量）。当结焦或积灰导致传热系数k降低时，在受热面积A和温差ΔT不变的情况下，传热量Q会减少，从而使再热汽温下降。反之，如果积灰导致炉膛出口烟温升高，使得温差ΔT增大，而传热系数k的降低幅度相对较小，那么传热量Q可能会增加，再热汽温会上升。在实际运行中，受热面结焦和积灰往往是同时存在的，且它们的影响相互交织。为了减轻结焦和积灰对再热汽温的影响，需要采取一系列措施。定期进行吹灰操作，清除受热面上的积灰，保持受热面的清洁，提高传热系数；优化燃烧调整，合理控制炉膛温度和火焰形状，避免局部高温，减少结焦的发生；加强对煤质的管理，选择合适的煤种，降低煤中的灰分和硫分含量，减少积灰和结焦的产生。受热面结焦、积灰会通过改变传热系数对再热汽温产生复杂的影响。在二次再热锅炉的运行中，需要密切关注受热面的结焦和积灰情况，采取有效的预防和处理措施，以确保再热汽温的稳定，保证锅炉的安全经济运行。4.3机组负荷与蒸汽流量的影响机组负荷的变化是影响二次再热锅炉运行的重要因素之一，它会引发蒸汽流量的改变，进而对再热汽温产生显著影响。当机组负荷发生变化时，为了满足负荷需求，锅炉的燃料量、风量等运行参数也会相应调整。在机组负荷增加时，需要增加燃料的供应量，以提高锅炉的出力。这会导致炉膛内的燃烧强度增大，产生更多的热量，从而使蒸汽的产生量增加，蒸汽流量增大。蒸汽流量与再热汽温之间存在着密切的动态响应关系。当蒸汽流量增大时，在相同的热量输入情况下，单位质量蒸汽所吸收的热量相对减少。由于再热器的吸热量是有限的，随着蒸汽流量的增加，再热器内蒸汽的温升会减小，导致再热汽温下降。在某660MW二次再热机组中，当机组负荷从70%提升至90%时，蒸汽流量从1800t/h增加到2300t/h，再热汽温相应地从620℃下降到610℃。这是因为蒸汽流量的增加使得再热器内的蒸汽流速加快，蒸汽在再热器内的停留时间缩短，热量来不及充分传递给蒸汽，从而导致再热汽温降低。反之，当蒸汽流量减小时，单位质量蒸汽所吸收的热量相对增加，再热汽温会升高。当机组负荷降低时，蒸汽流量减小，再热器内蒸汽的流速减慢，停留时间延长，蒸汽能够充分吸收再热器传递的热量，从而使再热汽温升高。在机组负荷从90%降至70%的过程中，蒸汽流量从2300t/h减少到1800t/h，再热汽温从610℃升高到620℃。机组负荷的变化速率也会对再热汽温产生影响。当机组负荷快速变化时，蒸汽流量的变化也较为迅速，再热汽温的波动会更加明显。这是因为在负荷快速变化过程中，锅炉的燃烧调整和蒸汽流量的调节存在一定的滞后性，无法及时跟上负荷变化的速度，导致再热汽温难以稳定控制。当机组负荷在短时间内快速增加时，燃料量和风量的增加需要一定的时间来适应，而蒸汽流量已经迅速增大，这就会导致再热汽温急剧下降；反之，当机组负荷快速减小时，蒸汽流量迅速减小，而燃烧调整还未及时跟上，再热汽温会急剧升高。这种快速的汽温波动会对机组的安全稳定运行造成威胁，可能导致设备的热应力增大，影响设备的使用寿命。为了减轻机组负荷变化对再热汽温的影响，在实际运行中需要采取一系列措施。要优化机组的负荷控制策略，合理控制负荷变化速率，避免负荷的大幅快速波动。在负荷变化过程中，要及时调整燃烧工况，确保燃料量和风量的匹配，使燃烧过程稳定进行，从而为蒸汽的产生提供稳定的热量来源。还可以通过调整再热汽温调节手段，如调节燃烧器摆角、烟气挡板开度等，来补偿蒸汽流量变化对再热汽温的影响，保持再热汽温的稳定。在机组负荷增加导致蒸汽流量增大、再热汽温下降时，可以适当增大燃烧器摆角，提高火焰中心位置，增加再热器的吸热量，从而使再热汽温回升到正常范围。机组负荷与蒸汽流量的变化对再热汽温有着重要影响，在二次再热锅炉的运行中，需要充分认识并掌握这种影响关系，采取有效的控制措施，以确保再热汽温的稳定，保障机组的安全经济运行。五、再热汽温调节方法与优化策略5.1传统再热汽温调节方法分析5.1.1烟气挡板调节烟气挡板调节再热汽温的原理基于对烟气流量分配的巧妙控制。在二次再热锅炉中，通常设有多个烟道，通过调整烟道内烟气挡板的开度，能够改变流经不同受热面的烟气流量比例。在一些大型二次再热锅炉中，设有主烟道和旁路烟道，再热器布置在旁路烟道中。当需要提高再热汽温时，可适当开大旁路烟道的烟气挡板开度，使更多的烟气通过旁路烟道，增加再热器的烟气流量，从而提高再热器的吸热量，使再热汽温升高；反之，当需要降低再热汽温时，减小旁路烟道的烟气挡板开度，减少流经再热器的烟气流量，降低再热器的吸热量，使再热汽温降低。这种调节方式具有一定的调节特性。从调节范围来看，烟气挡板的开度变化能够在一定程度上改变烟气流量分配，从而对再热汽温进行调节，其调节范围一般可达10-30℃。在某660MW二次再热机组中，当烟气挡板开度从30%变化到70%时，再热汽温相应地从580℃变化到610℃。在调节精度方面，由于烟气挡板调节存在一定的惯性和滞后性，其调节精度相对较低，难以实现对再热汽温的精确控制。一般来说，烟气挡板调节后的再热汽温偏差可能在±5-10℃之间。在不同工况下，烟气挡板调节的效果有所不同。在负荷稳定的工况下，烟气挡板调节能够较为稳定地控制再热汽温。当机组负荷稳定在80%额定负荷时，通过调整烟气挡板开度，能够使再热汽温保持在相对稳定的范围内，波动较小。在负荷变化较大或煤种变化时，烟气挡板调节的局限性就会凸显出来。当机组负荷快速增加时，由于烟气挡板的调节速度较慢，无法及时适应负荷变化对再热汽温的影响，导致再热汽温波动较大。当煤种发生变化时，燃烧工况改变，烟气的流量、温度和成分也会发生变化，这使得烟气挡板调节的效果受到影响，难以准确控制再热汽温。如果煤种的发热量降低，为了维持机组负荷，需要增加燃料量，导致烟气量增大，此时仅依靠烟气挡板调节，可能无法有效控制再热汽温的升高。烟气挡板调节再热汽温的局限性还体现在其对设备的影响上。长期频繁地调节烟气挡板，容易导致挡板的磨损和卡涩，影响其调节性能和可靠性。烟气挡板的调节还会对烟道内的气流分布产生影响，可能导致局部烟气流速过高或过低，加剧受热面的磨损和积灰。5.1.2烟气再循环调节烟气再循环系统的工作原理是将省煤器后温度为250-350℃的一部分低温烟气，通过再循环风机升压后引入炉膛。这部分再循环烟气的引入，改变了炉膛内的温度场和烟气流量分布，从而对再热汽温产生调节作用。当再循环烟气从炉膛下部送入时，随着再循环烟气量的增加，炉膛温度会降低。这是因为再循环烟气的温度相对较低，进入炉膛后会吸收部分热量，使得炉膛内的平均温度下降，炉膛辐射吸热量减少。炉膛出口烟温则下降不大，这是因为再循环烟气在炉膛内吸收的热量在炉膛出口处又被释放出来，对炉膛出口烟温的影响较小。再热器通常布置在对流烟道中，由于再循环烟气量的增加，烟气流速提高，再热器的传热系数增大，同时再热器的传热温差变化不大，使得再热器的吸热量增多，从而使再热汽温升高。通常情况下，燃烧器再循环烟气量每增加1%，可使再热汽温升高约2℃。如烟气再循环率为20%-25%，则再热气温调节幅度可达40-50℃。在某二次再热锅炉中，当烟气再循环率从0增加到20%时，再热汽温从560℃升高到600℃，升高了40℃。烟气再循环调节对机组运行有着多方面的影响。从正面影响来看，它可以有效调节再热汽温，尤其是在低负荷时，再热汽温往往偏低，通过投入烟气再循环系统，增加再循环烟气量，能够提高再热汽温，保证机组的正常运行。烟气再循环还可以降低炉膛温度水平，减少炉内的辐射传热，均匀炉膛热负荷，防止水冷壁管内传热恶化。再循环烟气的引入还可以降低炉膛内的氧浓度，抑制NOx的生成量，减少污染，具有一定的环保效益。烟气再循环调节也存在一些负面影响。由于增加了烟气再循环风机，会使厂用电增加，提高了机组的运行成本。在某660MW机组中，投入烟气再循环系统后，厂用电率增加了约0.5%。使用的是高温风机，尤其是燃煤锅炉风机磨损又相当严重，故可靠性差、维修费用大。对于燃烧低挥发分煤和低质煤的锅炉，采用烟气再循环可能会影响燃烧稳定，增大对流受热面的磨损，因此不宜采用。5.1.3喷水减温调节喷水减温的调节原理基于热交换原理，通过向再热蒸汽中喷入适量的减温水，使减温水与高温再热蒸汽充分混合，减温水吸收蒸汽的热量而蒸发，从而降低再热蒸汽的温度。喷水减温器通常采用文丘里管式或笛形管式结构。文丘里管式喷水减温器利用文丘里管的喉部高速气流，将减温水雾化成细小的水滴，与蒸汽充分混合，实现快速的热交换。笛形管式喷水减温器则是将减温水通过笛形管上的小孔喷入蒸汽中，使减温水均匀分布在蒸汽中，达到降温的目的。这种调节方式具有一些显著特点。其调节精度较高，能够较为准确地控制再热汽温的变化。通过精确控制减温水的喷入量，可以将再热汽温控制在较小的偏差范围内，一般可将再热汽温偏差控制在±2℃以内。喷水减温的响应速度也非常快，当再热汽温出现波动时，能够迅速喷入减温水，使汽温快速下降，及时响应汽温的变化。然而，喷水减温也存在明显的缺点，即会对机组经济性产生负面影响。再热器喷水减温会降低机组的循环热效率。因为减温水的喷入会使再热蒸汽的焓值降低，在汽轮机中做功能力减弱，从而导致机组的发电效率降低。以某660MW超临界机组为例，当再热器喷入10t/h的减温水时，机组的发电效率降低了约0.5%。喷水减温还会增加煤耗，为了维持机组的出力，需要消耗更多的燃料，从而增加了能源消耗和运行成本。为了合理使用喷水减温，避免对机组经济性造成过大影响，应遵循以下原则：在其他调节手段能够满足再热汽温调节要求时，应尽量减少或避免使用喷水减温。在机组负荷稳定、再热汽温波动较小时，可以通过调整燃烧器摆角、烟气挡板等调节手段来控制再热汽温，减少喷水减温的使用。喷水减温应作为辅助调节手段，仅在再热汽温出现较大偏差或其他调节手段无法满足要求时使用。在使用喷水减温时，应根据再热汽温的变化趋势，精确控制减温水的喷入量，避免过度喷水导致再热汽温过低或喷水不足导致汽温无法得到有效控制。还应注意减温水的品质，确保减温水的纯度和温度符合要求，防止减温水对再热器和汽轮机造成腐蚀和损坏。5.2再热汽温调节优化策略5.2.1基于智能控制算法的优化为了克服传统再热汽温调节方法的局限性，引入先进的智能控制算法成为必然趋势。神经网络和模糊控制等智能算法以其独特的优势，为再热汽温调节系统的优化提供了新的思路和方法。神经网络控制技术具有强大的自学习和自适应能力，能够对复杂的非线性系统进行精确建模和控制。在再热汽温调节中，神经网络可以通过对大量历史运行数据的学习，建立起再热汽温与各影