塔式直流鍋爐再熱汽溫偏低調(diào)整試驗(yàn)及優(yōu)化策略研究

陳鵬，常經(jīng)緯，黃偉崗，孫黎君，徐遠(yuǎn)綱

（1.神華國(guó)能哈密電廠，新疆 哈密 839000；2.西安熱工研究院有限公司，陜西 西安 710054）

近年來，我國(guó)新能源電力發(fā)展迅速。據(jù)統(tǒng)計(jì)，2018 年，我國(guó)風(fēng)電累計(jì)裝機(jī)容量達(dá)到1.8 億kW，光伏發(fā)電累計(jì)裝機(jī)達(dá)到1.75 億kW[1]。但是電網(wǎng)對(duì)新能源的消納能力有限[2]，導(dǎo)致棄風(fēng)棄光率非常嚴(yán)重[3]。為此，國(guó)家發(fā)展和改革委員會(huì)、國(guó)家能源局出臺(tái)了一系列相關(guān)文件政策，要求進(jìn)一步挖掘燃煤機(jī)組調(diào)峰潛力，提升我國(guó)火電運(yùn)行靈活性，全面提高系統(tǒng)調(diào)峰和新能源消納能力。純凝機(jī)組增加15%～20%額定容量的調(diào)峰能力，最小技術(shù)出力達(dá)到30%～35%額定容量。

根據(jù)西北區(qū)域并網(wǎng)發(fā)電廠“兩個(gè)細(xì)則”，電網(wǎng)對(duì)機(jī)組的性能考核主要為非計(jì)劃停機(jī)、AGC 性能考核以及一次調(diào)頻考核等。而穩(wěn)定的電網(wǎng)補(bǔ)償主要為有償調(diào)峰、AGC、一次調(diào)頻以及旋轉(zhuǎn)備用服務(wù)等。西北某電廠在目前的調(diào)度負(fù)荷范圍內(nèi)無論是考核還是調(diào)峰補(bǔ)償在所屬電網(wǎng)中均表現(xiàn)優(yōu)異，但存在機(jī)組蒸汽參數(shù)偏低問題。以該廠1 號(hào)鍋爐為例，當(dāng)負(fù)荷大于75%BRL 時(shí)，過熱汽溫和再熱汽溫均能夠滿足設(shè)計(jì)要求。但當(dāng)鍋爐負(fù)荷低于75%BRL 時(shí)，再熱汽溫開始出現(xiàn)偏離設(shè)計(jì)值的情況，且負(fù)荷越低，再熱汽溫偏離設(shè)計(jì)值較多。30%BRL 下，鍋爐側(cè)出口過熱蒸汽溫度為 560.8 ℃，再熱蒸汽溫度為536.6 ℃；40%BRL 下，鍋爐側(cè)出口過熱蒸汽溫度為572.4 ℃，再熱蒸汽溫度為537.9 ℃；50%BRL下，鍋爐側(cè)過熱蒸汽溫度為571.1 ℃，再熱蒸汽溫度為539.2 ℃。

本文以該廠1 號(hào)超臨界塔式直流鍋爐[4-5]為研究對(duì)象，通過低負(fù)荷再熱汽溫調(diào)整試驗(yàn)，以中、低負(fù)荷再熱蒸汽溫度低的原因分析，提出了穩(wěn)燃燃燒器改造、受熱面改造以及鍋爐運(yùn)行優(yōu)化等整體方案，對(duì)該鍋爐存在的中、低負(fù)荷再熱汽溫偏低問題進(jìn)行優(yōu)化治理。

1 設(shè)備概況

西北某電廠1號(hào)鍋爐為SG-2236/25.4-M6007型超臨界壓力參數(shù)變壓運(yùn)行螺旋管圈直流鍋爐，采用單爐膛塔式[4-6]布置、四角切向燃燒、擺動(dòng)噴嘴調(diào)溫、一次再熱、平衡通風(fēng)、全鋼架懸吊結(jié)構(gòu)、緊身封閉布置、干式撈渣機(jī)固態(tài)排渣。鍋爐采用中速磨煤機(jī)冷一次風(fēng)機(jī)正壓直吹式制粉系統(tǒng)，配置6 臺(tái)中速磨煤機(jī)。整臺(tái)鍋爐沿著高度方向燃燒器分成4 組，上2 組燃燒器是分離式燃盡風(fēng)（AGP），為高位分離燃盡風(fēng)（UAGP）以及低位分離燃盡風(fēng)（BAGP），各有3 層風(fēng)室，共6 層風(fēng)室；下2 組是煤粉燃燒器，每組有3 層煤粉噴嘴，共有24 只。

過熱汽溫通過煤水比調(diào)節(jié)和兩級(jí)噴水來控制。再熱汽溫采用擺動(dòng)燃燒器噴嘴和改變過量空氣系數(shù)來調(diào)節(jié)，一級(jí)再熱器進(jìn)口連接管道上設(shè)置事故噴水，一級(jí)再熱器出口連接管道設(shè)置有微量噴水作為輔助調(diào)節(jié)。

鍋爐再熱器受熱面分為兩級(jí)，即第一級(jí)再熱器（低再）和第二級(jí)再熱器（高再）。第一級(jí)再熱器布置在省煤器和第二級(jí)過熱器之間。第二級(jí)再熱器布置在第二級(jí)過熱器和第三級(jí)過熱器之間。第一級(jí)再熱器逆流布置，受熱面特性為純對(duì)流；第二級(jí)再熱器（高再）順流布置，受熱面特性為半輻射式。再熱器的汽溫調(diào)節(jié)主要靠擺動(dòng)燃燒器改變過量空氣系數(shù)，在低溫再熱器的入口管道上布置事故噴水減溫器，兩級(jí)再熱器之間設(shè)置有再熱蒸汽微量噴水。塔式鍋爐結(jié)構(gòu)和再熱器系統(tǒng)流程分別如圖1 和圖2 所示。

圖1 塔式爐結(jié)構(gòu)Fig.1 Structure of the tower type boiler

圖2 再熱器系統(tǒng)流程Fig.2 Flow chart of the reheater system

2 中、低負(fù)荷再熱汽溫調(diào)整試驗(yàn)

為了研究該塔式直流鍋爐中、低負(fù)荷再熱汽溫低的影響因素，對(duì)鍋爐進(jìn)行了燃燒調(diào)整試驗(yàn)[7-9]。燃燒調(diào)整試驗(yàn)主要包括變氧量試驗(yàn)、變主燃燒器擺角試驗(yàn)、變磨煤機(jī)組合試驗(yàn)和變磨煤機(jī)分離器擋板開度試驗(yàn)。

2.1 變氧量試驗(yàn)

增大運(yùn)行氧量，一方面煙氣流速增大會(huì)增加對(duì)流受熱面的傳熱量，從而使對(duì)流受熱面出口的工質(zhì)溫度升高，另一方面氧量增大過多會(huì)造成爐內(nèi)燃燒溫度降低，即對(duì)流受熱面進(jìn)口煙氣溫度降低，使對(duì)流受熱面出口工質(zhì)溫度降低，也會(huì)增大鍋爐排煙損失，降低鍋爐效率。

表1 為330 MW 變氧量試驗(yàn)結(jié)果。由表1 可見：在運(yùn)行氧量（體積分?jǐn)?shù)，下同）分別為5.0%、5.5%、6.0% 3 個(gè)工況下，主蒸汽溫度均能達(dá)到設(shè)計(jì)值；隨著運(yùn)行氧量由5.0%增加至6.0%，再熱蒸汽溫度提升約1.1 ℃。

表1 330 MW 變氧量試驗(yàn)結(jié)果Tab.1 The variable oxygen test results at 330 MW

表2 為270 MW 變氧量試驗(yàn)結(jié)果。由表2 可見：在運(yùn)行氧量分別為5.5%、5.8%、6.3%、7.7% 4 個(gè)工況下，主蒸汽溫度均能達(dá)到設(shè)計(jì)值；隨著運(yùn)行氧量由5.5%增加至7.7%，再熱蒸汽溫度提升約2.6 ℃。

表2 270 MW 變氧量試驗(yàn)結(jié)果Tab.2 The variable oxygen test results at 270 MW

2.2 主燃燒器擺角調(diào)整試驗(yàn)

主燃燒器擺角調(diào)溫主要是改變火焰中心位置，使?fàn)t膛中火焰位置抬高或降低，從而改變熱量在爐膛、過熱器和再熱器之間的分配。表3 為400 MW負(fù)荷變主燃燒器擺角試驗(yàn)結(jié)果。

表3 400 MW 負(fù)荷變主燃燒器擺角試驗(yàn)結(jié)果Tab.3 The variable main burner swing angle test results at 400 MW

由表3 可見，400 MW 負(fù)荷下，BCDE 磨煤機(jī)運(yùn)行，主燃燒器擺角由60°上擺至70°，主蒸汽溫度由568.3 ℃提升至574.8 ℃，再熱蒸汽溫度由541.0 ℃提升至548.5 ℃，主蒸汽、再熱蒸汽溫度提升效果明顯。

表4 為280 MW 負(fù)荷變主燃燒器擺角試驗(yàn)結(jié)果。由表4 可見，280 MW 負(fù)荷下，BDE 磨煤機(jī)運(yùn)行，主燃燒器擺角分別為57°/57°/50°/52°（基準(zhǔn)工況）、40°、50°、60°，主蒸汽溫度均能達(dá)到設(shè)計(jì)值，隨著主燃燒器擺角的增大，再熱蒸汽溫度逐漸升高，當(dāng)擺角為60°時(shí)，較基準(zhǔn)工況再熱汽溫提高約4 ℃左右。可見，280 MW 負(fù)荷下，通過主燃燒器擺角來提高再熱汽溫效果較為明顯，考慮到主燃燒器擺角調(diào)節(jié)上限為75°，若繼續(xù)提高調(diào)節(jié)幅度至70°，再熱汽溫提升效果更加明顯。

表4 280 MW 負(fù)荷變主燃燒器擺角試驗(yàn)結(jié)果Tab.4 The variable main burner swing angle test results at 280 MW

2.3 變磨煤機(jī)組合試驗(yàn)

變磨煤機(jī)組合試驗(yàn)與變主燃燒器擺角試驗(yàn)相同，都是通過改變火焰中心位置，使?fàn)t膛中火焰位置抬高或降低，從而改變熱量在爐膛、過熱器和再熱器之間的分配。

表5 為400 MW 負(fù)荷變磨煤機(jī)組合方式試驗(yàn)結(jié)果。由表5 可見，400 MW 負(fù)荷下，與BCDE 磨煤機(jī)組合方式相比，采用CDEF 磨煤機(jī)組合方式，三級(jí)過熱器入口煙溫升高約50 ℃，主蒸汽溫度可達(dá)到設(shè)計(jì)值，再熱蒸汽溫度提升13 ℃。

表5 400 MW 負(fù)荷變磨煤機(jī)組合方式試驗(yàn)結(jié)果Tab.5 The variable mill combination test results at 400 MW

表6為280 MW負(fù)荷變磨煤機(jī)組合方式試驗(yàn)結(jié)果。由表6 可見，280 MW 負(fù)荷下，與BCD 磨煤機(jī)組合方式相比，采用BDE 磨煤機(jī)組合方式三級(jí)過熱器入口煙溫升高約28 ℃，主蒸汽溫度可達(dá)到設(shè)計(jì)值，再熱蒸汽溫度上升約3.4 ℃。

表6 280 MW 負(fù)荷變磨煤機(jī)組合方式試驗(yàn)結(jié)果Tab.6 The variable mill combination test results at 280 MW

2.4 變磨煤機(jī)分離器擋板開度試驗(yàn)

改變磨煤機(jī)分離器擋板開度，煤粉變粗，火焰長(zhǎng)度拉長(zhǎng)，提高了火焰中心，增加了水冷壁結(jié)渣量，減少了水冷壁吸熱量，有助于提高再熱蒸汽溫度?？紤]到鍋爐飛灰及底渣含碳量的上升和鍋爐結(jié)焦造成的不利影響，未對(duì)細(xì)度進(jìn)行調(diào)整。

綜上所述，對(duì)1 號(hào)鍋爐在中、低負(fù)荷下進(jìn)行再熱汽溫燃燒調(diào)整試驗(yàn)，可在一定程度上提升再熱蒸汽溫度，但提升幅度有限，僅可做為輔助調(diào)節(jié)手段。如需進(jìn)一步提升再熱蒸汽溫度，則須對(duì)鍋爐受熱面進(jìn)行改造[10-11]。

3 再熱蒸汽溫度低原因分析

3.1 煤質(zhì)

設(shè)計(jì)煤種與實(shí)際煤種煤質(zhì)特性對(duì)比見表7。

表7 設(shè)計(jì)煤種與實(shí)際煤種煤質(zhì)特性對(duì)比Tab.7 Comparison of coal quality characteristics between designed coal and actual coal

由表7 可見，實(shí)際運(yùn)行煤質(zhì)與設(shè)計(jì)煤質(zhì)在灰分、水分及發(fā)熱量等方面存在差異，煤質(zhì)成分的偏差可能是造成再熱蒸汽溫度偏低的原因之一。另外，由于實(shí)際燃煤灰成分中Na2O、K2O 的含量略低于設(shè)計(jì)煤種，實(shí)際燃煤的結(jié)渣特性稍弱于設(shè)計(jì)煤種，在一定程度上降低了爐膛等輻射受熱面的沾污程度。也即設(shè)計(jì)時(shí)預(yù)計(jì)燃煤具有強(qiáng)結(jié)渣性，會(huì)對(duì)爐膛、一級(jí)過熱器、三級(jí)過熱器造成較多沾污，但實(shí)際運(yùn)行結(jié)渣性稍弱，這使得上述受熱面的吸熱量略大于設(shè)計(jì)工況，從而在一定程度上降低了流經(jīng)布置在后面的二級(jí)再熱器的煙氣溫度，減少了再熱器吸熱量。因此，燃煤結(jié)渣性的改變也在一定程度上影響到再熱蒸汽溫度。

3.2 受熱面設(shè)計(jì)

鍋爐原始設(shè)計(jì)時(shí)，設(shè)計(jì)的中、高負(fù)荷工況（75%BRL 和100%BRL）再熱蒸汽溫度和主蒸汽溫度能夠達(dá)到設(shè)計(jì)值。但鍋爐設(shè)計(jì)階段未充分考慮鍋爐可能長(zhǎng)期在低負(fù)荷運(yùn)行的工況，設(shè)計(jì)低負(fù)荷工況（40%BRL）再熱蒸汽溫度僅為552 ℃。

3.3 再熱蒸汽溫度調(diào)節(jié)手段

目前，二次再熱塔式鍋爐再熱蒸汽溫度調(diào)整手段有燃燒器擺動(dòng)、煙氣擋板、煙氣再循環(huán)以及噴水減溫等，而該塔式鍋爐僅設(shè)置了燃燒器擺動(dòng)和噴水減溫2 種方式，調(diào)溫手段非常有限。

3.4 汽輪機(jī)運(yùn)行方式

40%BRL 下，一級(jí)再熱器進(jìn)口蒸汽溫度比設(shè)計(jì)值低5.7 ℃；50%BRL 下，一級(jí)再熱器進(jìn)口蒸汽溫度比設(shè)計(jì)值低3.7 ℃。機(jī)組在這兩種工況下運(yùn)行時(shí)，機(jī)組定滑壓曲線的設(shè)定與熱平衡圖中的設(shè)計(jì)壓力有偏差，再加上運(yùn)行人員習(xí)慣根據(jù)運(yùn)行需要設(shè)置壓力偏置，導(dǎo)致主蒸汽壓力較熱平衡圖中壓力偏高，最終造成一級(jí)再熱器進(jìn)口蒸汽溫度偏低，從而進(jìn)一步降低了再熱蒸汽溫度。

4 再熱蒸汽溫度整體提升方案

4.1 低負(fù)荷穩(wěn)燃燃燒器改造

鍋爐現(xiàn)有點(diǎn)火穩(wěn)燃裝置為等離子點(diǎn)火裝置，分別布置在A、B 層燃燒器。目前鍋爐在40%BRL 下，日常運(yùn)行常用磨煤機(jī)組合方式為BCD、BDE、BCE等。燃燒調(diào)整試驗(yàn)結(jié)果表明，投運(yùn)上層磨煤機(jī)有益于提升鍋爐中、低負(fù)荷的再熱蒸汽溫度。因此，通過對(duì)部分燃燒器進(jìn)行穩(wěn)燃改造[12]，在保障鍋爐40%BRL 運(yùn)行的安全性和可靠性的前提下，采用CDE、BDF、CDF 等磨煤機(jī)組合方式，可有效提升低負(fù)荷的再熱蒸汽溫度。圖3 為低負(fù)荷穩(wěn)燃燃燒器改造示意。將C、D 磨煤機(jī)對(duì)應(yīng)的每根煤粉管道在燃燒器附近通過煤粉均分器一分為二，送入相鄰的2 層煤粉燃燒器中。以C 層燃燒器為例，在低負(fù)荷下，煤粉氣流則通過一次風(fēng)管道上的濃淡分離裝置，利用離心力使攜帶煤粉的一次風(fēng)氣流在燃燒器外進(jìn)行濃淡分離。分離后，約50%的一次風(fēng)及約10%～30%的煤粉通過C2 層燃燒器進(jìn)入爐膛，約50%的一次風(fēng)及約70%～90%的煤粉通過C1 層燃燒器進(jìn)入爐膛。鍋爐低負(fù)荷下運(yùn)行時(shí)，燃煤量下降，改造后的C1 層濃相燃燒器仍能保證燃燒器的實(shí)際熱功率與設(shè)計(jì)熱功率匹配，煤粉濃度維持在最佳著火區(qū)間，有利于低負(fù)荷下的著火與穩(wěn)燃。

圖3 低負(fù)荷穩(wěn)燃燃燒器改造示意Fig.3 Schematic diagram of low-load stable combustion burner modification

穩(wěn)燃燃燒器改造后，當(dāng)磨煤機(jī)以CDE、BDF、CDF 等運(yùn)行方式運(yùn)行時(shí)，鍋爐40%負(fù)荷乃至深度調(diào)峰下燃燒的安全穩(wěn)定性得到提高。與改造前磨煤機(jī)常用的ABC、BDE、BCE 等運(yùn)行方式相比，磨煤機(jī)組合方式的改變可有效提高爐膛出口煙溫，改變爐膛、過熱器、再熱器的熱量分配，從而在一定程度上提高了低負(fù)荷的再熱蒸汽溫度。

4.2 鍋爐運(yùn)行優(yōu)化

通過在鍋爐中、低負(fù)荷改變磨煤機(jī)組合方式、主燃燒器擺角，以改變火焰中心位置，使?fàn)t膛中火焰位置抬高或降低，從而改變熱量在爐膛、過熱器和再熱器之間的分配來提高再熱蒸汽溫度。

4.3 鍋爐受熱面改造

為了調(diào)節(jié)鍋爐中、低負(fù)荷下過熱器、再熱器間的熱量分配，可通過改變?cè)贌崞?、過熱器受熱面的面積來實(shí)現(xiàn)，從而提高鍋爐在低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)再熱蒸汽溫度。

4.3.1 減少二級(jí)過熱器面積

二級(jí)過熱器原始結(jié)構(gòu)及改造后結(jié)構(gòu)分別如圖4和圖5 所示。具體改造如下：1）割除部分管子和懸吊管的焊接，將整個(gè)彎頭割下；2）割除7 m 的直段以及與該部分直段和懸吊管之間的焊接；3）重新加工彎頭，材質(zhì)為S213-T91，恢復(fù)其和懸吊管的連接。改造后，二級(jí)過熱器減少受熱面積2 128 m2，剩余受熱面積為10 628 m2。

圖4 二級(jí)過熱器原始結(jié)構(gòu)Fig.4 Original Structure of Secondary Superheater

圖5 二級(jí)過熱器改造后結(jié)構(gòu)Fig.5 Structure of the secondary superheater after modification

4.3.2 增加一級(jí)再熱器面積

一級(jí)再熱器原始結(jié)構(gòu)及改造后結(jié)構(gòu)分別如圖見6 和圖7 所示。采用Φ57 mm×4 mm 的SA210C管，補(bǔ)齊一級(jí)再熱器的預(yù)留段，增加一級(jí)再熱器面積；增加靠近爐前的2 組懸吊管（采用Φ48 mm×10 mm 的12Cr1MoV 管），以及相應(yīng)的懸吊管附件（如托塊、限位塊等）。

圖6 一級(jí)再熱器原始結(jié)構(gòu)Fig.6 Original structure of the primary reheater

將最上組管組彎頭距懸吊管一定距離處紅線處割除，新受熱面以管子形式提供，更換靠爐前2 組懸吊管，考慮將原懸吊管焊口處的熱影響區(qū)割除。

5 再熱蒸汽溫度整體提升方案效果

5.1 再熱蒸汽溫度提升效果

在對(duì)鍋爐進(jìn)行低負(fù)荷穩(wěn)燃燃燒器改造、受熱面改造后，輔以燃燒器擺動(dòng)、磨煤機(jī)組合方式等運(yùn)行優(yōu)化措施，可以大幅度提升中、低負(fù)荷的再熱蒸汽溫度。整體方案實(shí)施前后的鍋爐校核計(jì)算結(jié)果及受熱面面積變化見表8—表10。

對(duì)比表8和表9可見：整體方案實(shí)施后，40%BRL下鍋爐再熱蒸汽出口溫度由 537.9 ℃提升至563.9 ℃，提升幅度為26.0 ℃；50%額定負(fù)荷下鍋爐再熱蒸汽出口溫度由539.2 ℃提升至559.4 ℃，提升幅度為20.2 ℃；75%額定負(fù)荷下，再熱蒸汽出口溫度達(dá)到569.3 ℃，一、二級(jí)再熱減溫水總量為6 t/h；100%額定負(fù)荷下，再熱蒸汽出口溫度達(dá)到574.9 ℃，一、二級(jí)再熱減溫水總量為21 t/h。

表8 整體方案實(shí)施前鍋爐校核計(jì)算結(jié)果Tab.8 Check calculation results of the boiler before modification

表9 整體方案實(shí)施后鍋爐熱力計(jì)算結(jié)果Tab.9 Thermodynamic calculation results of the boiler after modification

由表10 可見，通過消減部分二級(jí)過熱器受熱面，增加部分一級(jí)再熱器受熱面可以在一定程度上提高一級(jí)再熱器、二級(jí)再熱器受熱面的進(jìn)口煙溫，從而改變過熱系統(tǒng)和再熱系統(tǒng)的吸熱比例，使再熱蒸汽溫度得到提升。另外，由于塔式鍋爐再熱汽溫調(diào)節(jié)手段僅有擺動(dòng)燃燒器和事故噴水，低負(fù)荷下再熱蒸汽溫度的提升必然會(huì)導(dǎo)致中、高負(fù)荷下再熱蒸汽溫度的升高，不可避免再熱器超溫，再熱減溫水量會(huì)有所增加。

表10 整體方案實(shí)施前后鍋爐受熱面面積變化 單位：m2Tab.10 The heating surface area of the boiler before and after the modification

5.2 經(jīng)濟(jì)性分析

表11 為整體方案實(shí)施后技術(shù)經(jīng)濟(jì)性分析結(jié)果。

表11 整體方案實(shí)施后技術(shù)經(jīng)濟(jì)性分析Tab.11 Technical and economic analysis of the unit after the modification

由表11 可見：整體方案實(shí)施后，40%、50%BRL下機(jī)組供電煤耗分別降低1.64、1.36 g/(kW·h)；75%、100%額定負(fù)荷下機(jī)組供電煤耗分別升高0.77、0.83 g/(kW·h)；以1 號(hào)鍋爐在各負(fù)荷下的運(yùn)行小時(shí)數(shù)為基準(zhǔn)，合計(jì)每年節(jié)約鍋爐燃料成本約125 萬元。

5.3 深度調(diào)峰負(fù)荷下主、再熱蒸汽溫度預(yù)測(cè)

表12 為整體方案實(shí)施前、后深度調(diào)峰負(fù)荷下主要蒸汽參數(shù)。

表12 整體方案實(shí)施前、后深度調(diào)峰負(fù)荷主要蒸汽參數(shù)Tab.12 Main steam parameters of the unit at deep peak load before and after the modification

由表12 可見：整體方案實(shí)施后，在鍋爐深度調(diào)峰負(fù)荷（30%BRL）下，再熱蒸汽出口溫度可由536.6 ℃提升至556.1 ℃，提升幅度為19.5 ℃；過熱蒸汽出口溫度可由560.8 ℃提升至571.9 ℃，提升幅度為11.1 ℃。因此，本方案實(shí)施后，亦可解決深度調(diào)峰負(fù)荷下再熱蒸汽溫度低的問題，提高機(jī)組深度調(diào)峰經(jīng)濟(jì)性。

6 結(jié)論

1）對(duì)某塔式直流鍋爐采取低負(fù)荷穩(wěn)燃燃燒器改造、受熱面改造以及鍋爐運(yùn)行優(yōu)化等整體方案后，鍋爐中、低負(fù)荷下的再熱汽溫明顯提高。40%BRL 下，鍋爐再熱蒸汽出口溫度由537.9 ℃提升至563.9 ℃，提升幅度為26.0 ℃；50%BRL 下，鍋爐再熱蒸汽出口溫度由537.9 ℃提升至559.4 ℃，提升幅度為21.5 ℃。

2）40%、50%BRL 下，機(jī)組供電煤耗分別降低1.64、1.36 g/(kW·h)；75%、100%額定負(fù)荷下，機(jī)組供電煤耗分別升高0.77、0.83 g/(kW·h)；以1 號(hào)鍋爐在各負(fù)荷下的運(yùn)行小時(shí)數(shù)為基準(zhǔn)，合計(jì)每年節(jié)約鍋爐燃料成本約125 萬元。

3）整體方案實(shí)施后，可解決深度調(diào)峰負(fù)荷下再熱汽溫低的問題，提高機(jī)組深度調(diào)峰經(jīng)濟(jì)性和穩(wěn)燃特性。在鍋爐深度調(diào)峰負(fù)荷（30%BRL）下，再熱蒸汽出口溫度可由541.6 ℃提升至560.9 ℃，提升幅度為19.3 ℃；過熱蒸汽出口溫度可由560.8 ℃提升至571.9 ℃，提升幅度為11.1 ℃。