1 前言
安徽马鞍山万能达发电公司一期工程两台DG1025/18.3-Ⅱ5 型锅
炉，由我公司设计、制造，于1996 年先后运行投产。锅炉为亚临界压
力、一次中间再热、四角切圆燃烧、自然循环汽包炉。设计燃用贫煤，
采用钢球磨中间仓储式热风送粉制粉系统。锅炉设计有四套钢球磨中间
储仓式制粉系统，磨煤机型号为MTZ350／600，煤粉细度R90 设计值
为10％，制粉系统排出的乏气作为三次风直接入炉燃烧。
2010 年，安徽马鞍山万能达发电公司进行拓宽煤种适应性及解决
低负荷时再热蒸汽温度略微偏低问题进行了锅炉再热器受热面增容改
造，该工程由东方锅炉厂总承包完成。
2011 年，安徽马鞍山万能达发电公司归属神华集团有限公司，为
了降低燃煤采购成本，改为燃用高挥发分、低熔点的神华煤燃。2013
年6 月，对1 号机组锅炉进行了掺烧烟煤改造，采用了西安热工研究院
炉烟干燥热风乏气复合送粉制粉系统和多煤种低NOx 燃烧系统两项专
利技术。2014 年、2015 年又相继进行了引增合一改造、脱硝改造、MGGH
改造。改造完成后，出现了在75%负荷以上再热汽温偏高，为控制管
壁不超温，必然使再热器入口减温水投入量偏大。
本文通过大量运行数据，借助东方电气集团锅炉股份有限公司技术
力量，对现状进行分析，找到了解决方案，为后续改进奠定了基础。
2 运行现状
锅炉过热和再热系统换热状况及燃烧贫煤和贫烟混煤的减温水量
及再热侧烟气挡板开度见下表一、表二。
锅炉在以前改造中增加了再热器面积，故其低再吸热温升较设计值
大幅增加。
从表中汽水系统温升及减温水量来看，锅炉在最大负荷时，其前屏
吸热量远大于设计值，说明炉膛出口温度较设计值大幅升高，极易造成
该区域壁温超限。而造成此状况的原因大致有三点，一是贫煤和煤粉颗
粒粗造成的燃尽过程推后；二是再热器相对吸热面积较大，无法分流高
温烟气，造成过热器侧烟气流量偏大，而且由于低热再热器烟道在内部，
在烟气挡板过小，该区域阻力较大时，烟气在转向时极易冲刷炉膛顶部
前屏区域，三是三次风带粉量过大，造成火焰中心上移。而且，锅炉引
风机出力较小，后部MGGH 极易堵塞，最大负荷时炉膛经常冒正压。
进一步增大了屏过区域的吸热量。同时，锅炉目前存在A 侧前屏、高
过、高再吸热量明显高于B 侧。容易造成壁温超限，并限制了汽温的
升高。该现象主要与炉膛出口的残余旋转有关。
表一 过热汽水系统喷水量及温度变化
项 目 单位 贫煤 贫煤：烟煤1：1
负荷 MW 326 329 159
再热器侧挡板 % 39.6 59 44.5
过热器侧挡板 % 99 99 99
一级喷水 t/h 32.05 1.41 9.59
二级A 侧喷水 t/h 3.41 0.00 0.30
二级B 侧喷水 t/h 1.07 0.00 0.00
三级A 侧喷水 t/h 0.00 0.00 0.00
三级B 侧喷水 t/h 5.86 1.25 1.39
前屏A 侧进口 ℃ 369.32 375.83 359.90
前屏B 侧进口 ℃ 369.32 375.83 359.90
前屏A 侧出口 ℃ 461.82 451.65 466.64
前屏B 侧出口 ℃ 443.12 448.22 435.41
后屏A 侧进口 ℃ 443.22 438.99 428.96
后屏B 侧进口 ℃ 438.99 438.91 428.85
后屏A 侧出口 ℃ 513.55 511.53 513.09
后屏B 侧出口 ℃ 512.04 510.14 511.82
高过A 侧进口 ℃ 498.67 490.01 474.30
高过B 侧进口 ℃ 484.37 488.99 473.52
高过A 侧出口 ℃ 537.61 535.89 525.55
项 目 单位 贫煤 贫煤：烟煤1：1
负荷 MW 326 329 159
高过B 侧出口 ℃ 537.58 535.80 525.46
前屏A 侧温升 ℃ 92.50 75.82 106.74
前屏B 侧温升 ℃ 73.80 72.40 75.50
前屏平均温升 ℃ 83.15 74.11 91.12
对应负荷前屏温升 ℃ 35.3 95.8
后屏A 侧温升 ℃ 70.33 72.54 84.13
后屏B 侧温升 ℃ 73.06 71.23 82.96
后屏平均温升 ℃ 71.70 71.89 83.55
对应负荷后屏温升 ℃ 70.8 63.1
高过A 侧温升 ℃ 53.24 46.91 52.02
高过B 侧温升 ℃ 38.91 45.79 51.17
高过平均温升 ℃ 46.08 46.35 51.60
表二 再热汽水系统喷水量及温度变化
项 目 单位贫煤贫煤：烟煤1：1 贫：烟1：1
发电功率 MW 326.50 329.31 158.67
再热器侧挡板 % 39.6 59 44.5
过热器侧挡板 % 99 99 99
A 侧事故喷水 t/h 20.56 14.69 0.00
B 侧事故喷水 t/h 8.80 19.82 0.00
A 侧事故喷水前℃ 327.15 323.43 283.46
B 侧事故喷水前℃ 324.68 320.77 280.43
A 侧事故喷水后℃ 248.24 244.54 263.50
B 侧事故喷水后℃ 265.57 255.74 280.75
A 侧微量喷水前℃ 445.13 446.02 465.52
A 侧微量喷水后℃ 440.92 443.09 465.69
B 侧微量喷水前℃ 475.89 474.58 452.10
B 侧微量喷水后℃ 464.49 457.39 450.97
A 侧再热汽温 ℃ 540.02 538.97 536.89
B 侧再热汽温 ℃ 536.10 534.43 533.78
A 侧低再温升 ℃ 196.89 201.49 202.01
B 侧低再温升 ℃ 210.32 218.84 171.35
低再平均温升 ℃ 203.61 210.16 186.68
A 侧高再温升 ℃ 99.10 95.88 71.20
B 侧高再温升 ℃ 71.61 77.04 82.81
高再平均温升 ℃ 85.35 86.46 77.01
3 存在问题
（1）通过试验，锅炉目前存在如下问题：
1）再热系统吸热量略大，造成高负荷再热减温水量大（为本次需
解决的主要问题）。
2）前屏区域吸热量偏大，极易造成区域管壁超温。
3）前屏、高过、高再A 侧吸热量明显大于B 侧，增加控制壁温和
汽温的难度。
（2）根据锅炉出现的问题，以及低氮燃烧器改造出现的常见问题，
为提高锅炉运行的经济性及安全性，需对锅炉运行及改造进行如下工
作：
1）校核过热及再热系统受热面计算；
2）根据燃烧煤质状况确定合理的过热及再热系统受热面面积，增
加过热和再热汽温调整裕量。
4原因分析
（1）汽机通流改造带来的参数变化
设备运维
The equipment operational
44 2018.2 EPEM
项 目 单位 BMCR ECR（考核）
过热蒸汽 t/h 1036 890.5
过热蒸汽出口 MPa 17.40 17.18
过热蒸汽出口 ℃ 541 541
再热蒸汽 t/h 854.4 741.0
再热蒸汽进/出口 MPa 3.73/3.54 3.23/3.09
再热蒸汽进/出口 ℃ 321/541 307/541
给 水 ℃ 282 272
锅炉效率 % 91.76 91.92
（2）汽机通流改造参数
定 压 滑 压
项 目 单位
MCR ECR 80% 60%
过热蒸汽 t/h 1055 1000 771.7 570.9
汽包 MPa 18.87 18.67 16.4 12.34
过热蒸汽 MPa 17.5 17.42 15.5 11.68
过热蒸汽 ℃ 541 541 541 541
再热蒸汽 t/h 865.7 823.6 646.3 486.5
再热蒸汽进口 MPa 3.81 3.63 2.86 2.15
再热蒸汽出口 MPa 3.62 3.45 2.72 2.04
再热器进口 ℃ 323 319.1 307.8 311.9
再热器出口 ℃ 541 541 541 533
给水 ℃ 277.6 274.2 258.7 242.1
（3）设计参数改变的分析
1）根据（1）、（2）两表对比不难得出，汽机通流改造后的主/
再热蒸汽流量均有近12%左右的增加量；
2）再热蒸汽进口温度的变化：如BMCR 工况再热蒸汽进口温度相
比（原设计321℃/通流后为322.99℃）相差不大；但ECR 再热蒸汽的
进口温度相比（原设计307℃/通流后为319.11℃）提升了~12℃（对此
工况而言，会使再热器需要的吸热量减小）。经计算分析得出，通流后
再热器吸热比例为16.3%低于通流前的17.3%。
3）增加再热器受热面的工作是在汽机通流改造之前，故当时的核
算基础主要是针对扩大煤质的适应性，所以锅炉受热面设置（计算）和
汽机平衡图（通流改造后）不匹配是再热器减温水过大的主要因素之
一。
（4）煤质变化
自2011 年12 月起，安徽马鞍山万能达发电有限公司归属神华集团
有限公司后，根据新的燃料供应形势，神华集团有限公司要求1 号炉
进行技术改造后能全烧神华烟煤，取消燃用贫煤等低挥发份煤，明确
提出今后1 号锅炉将以燃用神华烟煤为主。
1）煤质特性（电厂工业分析）如下表：
煤炭名称
神混
5000
准2
4900
神混1
5500
石炭3
4800
全水Mt% 20.39 10.93 17.71 14.09
分析水Mad% 6.15 4.19 3.81 2.92
灰分Aad% 11.86 22.95 9.54 21.54
挥发分Vad% 30.28 27.23 29.76 27.57
全硫 St，ad% 0.49 0.41 0.53 0.42
发热量 Qnet 20.98 20.24 22.93 20.17
发热量 Qnet 5017 4840 5483 4823
2）掺烧烟煤设计煤种及校核煤种煤质特性
项目 单位 设计煤种 校核煤种
Mt % 15 20.0
Mad % 10.9 -
Aar % 14.41 21.29
Qnet，，ar kJ/kg 21000 18003
Car % 56.26 47.50
Har % 3.24 2.65
Oar % 9.96 7.77
Nar % 0.64 0.40
St，ar % 0.49 0.39
Vdaf % 37.32 44
HGI - 66 66
DT ℃ >1200 1130
ST ℃ >1250 1160
FT ℃ >1250 1160
（5）计算分析原因
1 号炉目前运行条件较之前设计参数差别较大，主要体现在：炉型
设计时设计煤为贫煤，目前改烧为烟煤；低温再热器垂直段受热面积增
加；通流改造后，汽机参数的热平衡图发生了改变。
为分析目前机组由于输入参数变化引起运行数据偏差等原因，我们
对煤质、低再垂直段面积和通流改造后平衡图等变化因素进行不同情
况，BECR（100%THA）工况下的计算对比分析如下：
1）燃烧贫煤，通流前热平衡图，低再面积为1080m2（原设计值）；
2）燃烧烟煤，通流前热平衡图，低再面积为1080m2（原设计值）；
3）燃烧贫煤，通流前热平衡图，低再面积为2880m2（1 号炉再热
器受热面第一次改造）；
4）燃烧烟煤，通流前热平衡图，低再面积为2880m2（1 号炉再热
器受热面第一次改造）；
5）燃烧贫煤，通流后热平衡图，低再面积为2880m2（1 号炉再热
器受热面第一次改造）；
6）燃烧烟煤，通流后热平衡图，低再面积为2880m2（1 号炉再热
器受热面第一次改造）。
选择改烧烟煤后计算数据如下表所示：
烟煤 烟煤 烟煤
内 容 单位通流前 通流前 通流后
1080m2 2880m2 2880m2
一次汽蒸发量 t/h 890.50 890.50 1000
额定工作压力 MPa 17.50 17.50 17.42
过热蒸汽出口 ℃ 532.55 536.27 540.92
给水 ℃ 274.25 274.25 274.25
给水 MPa 19.09 19.09 18.90
锅筒 MPa 18.87 18.87 18.67
一次汽
调温方式
喷水
减温
喷水
减温
喷水
减温
第一级喷水 t/h 0.00 0.00 27.75
第二级喷水 t/h 0.00 0.00 6.94
二次汽
调温方式
烟气
挡板
烟气
挡板
烟气
挡板
再热汽侧烟气 ％ 58.11 44.70 29.45
再热汽流量 t/h 741.00 741.00 823.64
再热蒸汽入口 ℃ 307.00 307.00 319.11
再热蒸汽入口 MPa 3.81 3.81 3.63
再热蒸汽出口 ℃ 539.28 537.61 539.44
炉膛出口 ℃ 1051.5 1050.1 1091.6
高温再热器
烟气进口 ℃ 898.0 897.4 928.7
烟气出口 ℃ 817.5 817.0 840.9
工质进口 ℃ 478.7 477.0 471.6
工质出口 ℃ 539.3 537.6 539.4
焓增 KJ/kg 138.81 138.97 154.99
低温再热器垂直段
烟气进口 ℃ 786.9 786.0 809.7
烟气出口 ℃ 748.3 691.2 706.1
工质进口 ℃ 448.2 402.2 387.9
工质出口 ℃ 478.7 477.0 471.6
焓增 KJ/kg 70.51 174.44 194.95
低温再热器水平段
烟气进口 ℃ 736.6 681.4 696.5
烟气出口 ℃ 404.8 384.0 381.7
工质进口 ℃ 307.0 307.0 319.1
工质出口 ℃ 444.2 398.7 384.8
焓增 KJ/kg 339.17 232.30 164.58
从上表中数据可以得知：
1.锅炉改烧烟煤后，炉膛出口烟温降低，对流受热面吸热量减少，
为保证再热器汽温，低再侧烟气份额较大，低再侧挡板开度过大，过热
器出口汽温达不到额定值。经过增加低再垂直段面积后（由1080m2 增
加到2880m2），低再水平段吸热减少，低再侧烟气份额降低，低再侧挡
板开度保持合适位置。
2.经过通流改造后，BECR 工况下，除再热器流量增加12.3%外，
低再进口温度提高12℃，再热器吸热比例相对减少。由于再热蒸汽吸
热比例的降低，再热器调温时需要进一步关小低再侧挡板开度；由于运
行调整烟气挡板开度过小时，烟道则会产生震动，低再侧烟气挡板无法
调整到合适位置，低再烟气量较多导致低再吸热较多，为保证再热器不
超温，再热器事故减温喷水量增大。
