北京第三热电厂7号锅炉系武汉锅炉厂生产的WGZ410／9．8－6型锅炉，其过热器系统沿蒸汽流程由顶棚管过热器、尾部包墙管过热器、低温对流过热器、屏式过热器及高温对流过热器组成。两级减温：一级减温器布置在屏式过热器之前，二级减温器布置在高温过热器段与热段之间。该炉运行中长期存在过热蒸汽温度偏低，达不到设计要求的问题。在二级减温器不投，一级减温器部分运行情况下，过热蒸汽温度仅能达到520～525℃；而且由于汽温低减温器不能按设计运行，造成过热器管壁温度偏高。此问题影响机组安全、经济运行。通过锅炉热力计算和试验，我们分析探讨了7号炉过热汽温偏低的原因。

1　锅炉热力计算
　　我们在计算中采用了东北电力学院按前苏联《锅炉机组热力计算标准方法》编制的“锅炉热力计算”计算机程序。该计算机程序有1957年标准和1973年标准两个版本，将本炉的参数、结构、设计燃料数据及本厂锅炉运行的实际试验数据分别代入这两个程序，统一调整计算程序中的有关参数，比较它们的计算结果。结果表明1957年标准计算的数据更接近实际工况，最终采用1957年版本的“锅炉热力计算”计算机程序。根据研究内容，我们进行了下述计算。
　　（1）分别按“设计煤种”和电厂提供的“电厂常用煤种”（以下简称“提供煤种”）采用理论的“设计工况”，即维持过热蒸汽压力9．8 MPa，过热蒸汽温度540℃（锅炉设计额定参数），计算了锅炉“100％额定负荷”和“能够达到设计参数的最低负荷”时的工况，其计算主要结果列于表2。
　　（2）为了验证理论计算的正确性，同时为了确定、了解符合锅炉实际工况的计算参数，我们做了锅炉热平衡试验，实际测试记录了现场的运行数据和燃烧煤种（以下简称“试验煤种”）的热力参数。三种燃料数据列于表1。“试验工况”运行负荷为391 t／h，过热蒸汽压力为9．63 MPa，过热蒸汽温度为538．6℃。分别按“试验煤种”和“试验工况”数据代入计算程序，计算的主要结果列于表3。
　　（3）为研究影响7号炉过热汽温偏低的因素及其影响程度，又用“试验煤种”、“试验工况”调整计算所取得的计算参数对“提供煤种”和“设计煤种”核算了7号炉“能够达到设计参数的最低负荷”；按“提供煤种”和“设计煤种”数据，用改变各受热面灰污系数、炉膛火焰中心高度、某些受热面的受热面积，以及某些运行工况数据等方法，进行了一系列的计算和分析，部分计算结果也列于表3。




　


2　7号炉过热汽温偏低的原因分析
　　从理论上分析，锅炉过热蒸汽温度偏低一般是由锅炉受热面结构和锅炉运行两方面原因造成的。而在运行中影响过热汽温变化的因素主要有：锅炉负荷、燃料性质、过量空气系数、给水温度、受热面清洁情况、燃烧器工作方式，以及饱和蒸汽抽汽和锅炉排污的影响等。根据第三热电厂7号锅炉的实际情况，应首先确定本炉在燃用“提供煤种”的情况下，过热器的传热量是否足够，锅炉受热面积布置是否合理；其次分析其它运行因素的影响。在运行因素中，可以排除锅炉负荷、给水温度和饱和蒸汽抽汽及锅炉排污的分析，而对其它因素逐一论证分析。
2．1　过热器受热面的传热量
　　表2中工况1、2的计算结果表明：该锅炉在“设计煤种”、“设计工况”下，锅炉过热器受热面的传热量就略显不足。工况1、2的计算参数完全是按锅炉设计规范选取的，在蒸汽达到设计参数的条件下，锅炉“100％额定负荷”（工况1）时，炉膛出口烟温为1 153．8℃，一级减温水量Djw1为10．69 t／h，二级减温水量Djw2为4．63 t／h。与武汉锅炉厂热力计算数据相当吻合。但锅炉厂没有提供“70％额定负荷”的计算数据，我们按工况1计算数据，仅改变负荷，计算得到该炉“能够达到设计参数的最低负荷”为“额定负荷的79％，即323．9 t／h”，此时减温水量Djw1为0．4 t／h，Djw2为0．1 t／h，再降负荷则计算机程序不能通过。这说明该锅炉过热器受热面的设计传热量不能满足要求，这是造成运行中汽温长期偏低的根本原因。
2．2　燃料性质的影响
　　表2中工况3、4是在“设计工况”下，代入“提供煤种”数据得到的结果。从表1中可见，“提供煤种”较“设计煤种”含灰量增加，含碳量减少，收到基低位发热量降低。也就是说，“提供煤种”比“设计煤种”品质变差，但发热量的变化幅度仅为7．3％。在计算锅炉“100％额定负荷”（工况3）时，炉膛出口　　烟温为1 153．3℃ ，一级减温水量Djw1为10．69t／h，二级减温水量Djw2为6．65 t／h。
　　与工况1计算结果比较，一级减温水量不变、二级减温水量略有上升，说明燃用“提供煤种”过热器吸热量有所增加。这是因为燃料发热量降低，燃煤量增加，对流受热面烟气量增大，传热系数增强的缘故。可见煤质变差，对过热汽温的影响是使汽温升高。工况4的计算结果表明，在燃用“提供煤种”时，该炉“能够达到设计参数的最低负荷”，为“额定负荷的76％ ，即311．6 t／h”，说明该锅炉设计的过热器受热面传热量仍然不能满足要求，但比“设计煤种”调温负荷范围增加了3％。因此，在本厂锅炉运行中，“煤质变差”不是造成过热汽温偏低的原因。
　　相反，当燃用的煤质提高时，反而会加重过热汽温偏低的倾向。从本厂提供的三次“热效率试验”的煤质分析数据看，煤的收到基低位发热量约分别为22．0、24．9和23．17 MJ／kg，均大于设计煤种的21．68 MJ／kg。由此可以认为，当本厂锅炉实际燃用煤质优于设计煤种时，会使过热蒸汽温度偏低的问题更加严重。
2．3　过热器灰污系数的影响
　　将“试验煤种”、“试验工况”数据代入计算程序，计算结果主要数据见表3中的工况5、6。工况5除采用“试验煤种”、“试验工况”数据外，其余计算参数完全是按锅炉设计规范选取的。将其计算结果与实际测试数据相比较，各处烟温、汽温均无极大的数量级差别。最大的差别表现在减温水量计算值大于实测值，说明过热器吸热量计算值比实测值大。分析其原因，主要是由于过热器灰污系数是按计算标准中经验数据选取的，这与本台锅炉实际情况有差别。通过提高过热器受热面的灰污系数，将原灰污系数修正值Δε＝0．002改为Δε＝0．004，使其传热热阻加大，传热系数下降，得到工况6的计算结果：一、二级减温水量均减小，而各处烟温、汽温均变化不大，与实测数值更加吻合。这表明本台锅炉过热器实际灰污系数修正值大约为0．004，所以设计锅炉时，灰污系数按“计算标准”取值，必然会造成过热器受热面的设计传热量不够。同时也说明，运行中过热器受热面的积灰污染，也是影响本炉过热汽温长期偏低的一个因素。但从灰污系数更改的幅度来看，本炉过热器受热面的积灰并不十分严重，这与本炉在过热器区域安装了4台声波吹灰器的实际情况是相吻合的。
       将工况6所取得的计算参数带回到“提供煤种”和“设计燃料”的工况，分别核算了在使用这两种燃料时7号炉“能够达到设计参数的最低负荷”。计算结果表明，由于过热器受热面灰污系数的影响，能够达到设计参数的最低负荷均有所提高（燃用“提供煤种”时为额定负荷的81％；燃用“设计燃料”时为83％）。这进一步证明在本厂锅炉实际运行状态下，过热器受热面的传热量更加不能满足低负荷运行额定汽温的需求。
2．4　炉膛火焰中心高度的影响
　　将“提供煤种”、“试验工况”数据和按锅炉设计规范选取的其余计算参数代入计算程序，计算结果见工况7。由于“提供煤种”品质差于“试验煤种”，在各处烟温、汽温仍无大的数量级差别的基础上，减温水量大大增加。同样采用提高过热器受热面的灰污系数的方法进行计算，并将灰污系数修正值Δε进一步改为0．005，减温水量与实验值仍有较大差别（工况8）。后又采用降低炉膛火焰中心高度的方法（工况9，原火焰中心高度修正值Δx＝0，改为Δx＝－0．03），才将减温水量降低到Djw1＝2．03 t／h，Djw2＝0．28 t／h。这说明，如果运行中炉膛火焰中心高度降低，也会是使过热汽温偏低的一个影响因素。
　　反之，将炉膛火焰中心高度升高，会使炉膛辐射传热量减少，炉膛出口烟温升高，过热器传热量增加，尾部受热面传热量也增加，但最终锅炉排烟温度上升并不多，对锅炉效率的影响较小。相比之下对过热器的传热量影响却较大，使减温水量的变化幅度较大。由此可见，炉膛火焰中心高度降低，会影响到运行汽温偏低；而用提高火焰中心高度的方法来提高过热汽温，则有较为显著的效果。

2．5　过量空气系数的影响
　　炉膛出口过量空气系数增加，无疑会提高过热器的传热量，使过热汽温升高，因而不可能是造成运行汽温偏低的原因。运行中有使锅炉效率保持最高的最佳炉膛出口过量空气系数值，任何使过量空气系数增加的因素都会降低锅炉效率和增大引风机及送风机的运行电耗，因而试图用增加过量空气系数来提高过热汽温是不可取的。

3　结论
　　（1）武汉锅炉厂所设计、制造的这台锅炉，在设计燃料、设计过热蒸汽压力和过热蒸汽温度下就不能满足机组70％额定负荷的运行要求。而且由于锅炉运行中，过热器受热面实际灰污系数高于“计算标准”的取值，使过热器吸热量更加减少。过热器受热面传热量明显不足，这是低负荷运行中汽温长期偏低的根本原因。
　　（2）燃料性质“变差”，可减轻过热汽温偏低的倾向；相反，燃料品质越好，过热汽温偏低的倾向越严重。在厂方所提供的燃料性质差于设计煤种的情况下，该锅炉过热器受热面的传热量亦不能满足机组70％额定负荷的运行要求。但从本厂提供的几次“热效率试验”的煤质分析数据看，当本厂锅炉实际燃用煤质好于设计煤种时，会使过热汽温偏低的问题更加严重。
　　（3）过热器区域受热面的积灰污染，是运行中影响汽温偏低的一个因素。
　　（4）运行中如果火焰中心高度偏低，会起到加重汽温偏低倾向的作用。