過熱器減溫水過量及二次汽欠溫原因分析及解決措施

1、過熱器減溫水過量及二次汽欠溫原因分析及解決措施摘要:我廠#1機(jī)組配備600MW四角切圓煤粉鍋爐。該鍋爐自運(yùn)行以來一直存在非滿負(fù)荷下過熱汽超溫（表現(xiàn)為過熱器減溫水過量）和再熱蒸汽欠溫的問題，這兩個(gè)問題對(duì)鍋爐的安全和經(jīng)濟(jì)運(yùn)行造成了不利影響，迫切需要采取治理改造措施。本文首先討論了過熱器減溫水過量和二次汽欠溫的危害，接著分析了可能造這兩個(gè)問題的原因，隨后對(duì)不同的改造方案進(jìn)行了對(duì)比，最后發(fā)現(xiàn)將分隔屏截短2m的方案相對(duì)較好,并結(jié)合實(shí)際工程結(jié)構(gòu)最終將分隔屏截短了1.9m。經(jīng)過工程改造實(shí)施后，這兩個(gè)問題得到了完滿解決，所采用的截屏方案對(duì)其他存在類似問題的大容量鍋爐改造具有很好的參考意義。關(guān)鍵詞:減溫水二次汽

2、分隔屏鍋爐電力工業(yè)是國民經(jīng)濟(jì)最主要的能源產(chǎn)業(yè)，也是我國國民經(jīng)濟(jì)發(fā)展的重要基礎(chǔ)產(chǎn)業(yè)。至2008年底,全國發(fā)電裝機(jī)容量達(dá)79,253萬千瓦,同比增長10.34%。2008年全國發(fā)電量增長5.18%用電量增長5.23%,當(dāng)年共新增發(fā)電裝機(jī)容量9,051萬千瓦。國內(nèi)燃煤電站的主力機(jī)組容量多為300MW、600MW,近來已有容量為1000MW的燃煤機(jī)組投產(chǎn)，所配鍋爐也趨于大型化1。我國鍋爐設(shè)備的生產(chǎn)盡管在容量和參數(shù)發(fā)展上保持較高水平，但是，從基礎(chǔ)研究、產(chǎn)品開發(fā)、設(shè)計(jì)、制造、運(yùn)行到整個(gè)技術(shù)管理體系，和先進(jìn)發(fā)達(dá)國家相比較，尚存在較大的差距。特別在600MW機(jī)組的鍋爐生產(chǎn)上還不是很成熟，因此現(xiàn)在國內(nèi)運(yùn)行的60

3、0MW機(jī)組的鍋爐大部分為國外引進(jìn)2。國產(chǎn)引進(jìn)型300MW機(jī)組和600MW機(jī)組,在經(jīng)濟(jì)性、可靠性、可調(diào)性、環(huán)保等方面，比20世紀(jì)80年代投產(chǎn)的國產(chǎn)機(jī)組又較大改善，但與設(shè)計(jì)指標(biāo)相比仍存在著差距。在我國，新建機(jī)組鍋爐在調(diào)試過程中往往不對(duì)設(shè)備進(jìn)行細(xì)致的優(yōu)化調(diào)整,雖然設(shè)備能夠連續(xù)穩(wěn)定運(yùn)行，但鍋爐很難處于最佳運(yùn)行狀態(tài)所以在之后的試生產(chǎn)期都需要進(jìn)行優(yōu)化調(diào)整3,4。由于我國現(xiàn)在投運(yùn)的機(jī)組其經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)比起國外先進(jìn)機(jī)組還有很大差距，因此，除了對(duì)經(jīng)濟(jì)性差的老機(jī)組進(jìn)行淘汰和改進(jìn)外，加強(qiáng)對(duì)在役鍋爐的優(yōu)化設(shè)計(jì)研究等工作也是一種改變落后狀態(tài)行之有效的方法5。我們廠一期工程(2600MW)1#鍋爐自投產(chǎn)以來，主要運(yùn)行參數(shù)都能

4、達(dá)到設(shè)計(jì)值，但鍋爐一直存在過熱器減溫水量過大和非滿負(fù)荷下二次汽欠溫的問題，滿負(fù)荷時(shí)過熱器減溫水量統(tǒng)計(jì)值達(dá)122.68t/h,甚至還高，遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過29.8t/h(100%THA)的設(shè)計(jì)值,在非滿負(fù)荷下，當(dāng)75%THA時(shí)，末級(jí)再熱器出口汽溫統(tǒng)計(jì)值為536.35C,50%THA時(shí)為530.77C，而再熱器出口汽溫設(shè)計(jì)值在非滿負(fù)荷時(shí)都為541C。這些都嚴(yán)重威脅鍋爐長期安全、穩(wěn)定、經(jīng)濟(jì)運(yùn)行。急需對(duì)鍋爐實(shí)施相應(yīng)的改造,降低過熱器減溫水量，提高非滿負(fù)荷下二次汽溫度，消除不穩(wěn)定及不安全因素，以給電廠創(chuàng)造更多的經(jīng)濟(jì)效益。經(jīng)過調(diào)查發(fā)現(xiàn)，國內(nèi)某些電廠也出現(xiàn)過類似問題，例如哈爾濱第三發(fā)電廠和北侖電廠等6。1減溫水過量和

5、二次汽欠溫的危害1.1減溫水過量的危害噴水減溫器又稱混合式減溫器，其原理是將減溫水通過噴嘴霧化后直接噴入過熱蒸汽中，使其霧化，吸熱蒸發(fā)，達(dá)到降低蒸汽溫度的目的。噴水減溫器結(jié)構(gòu)簡單，調(diào)節(jié)幅度大，慣性小調(diào)節(jié)靈敏,有利于自動(dòng)調(diào)節(jié)，因此,在現(xiàn)代大型鍋爐中得到廣泛地應(yīng)用。這種減溫器的減溫水直接與蒸汽接觸，因而對(duì)水質(zhì)要求高。由于噴水減溫方法只能降溫而不能升溫，因此，采用噴水減溫器調(diào)節(jié)汽溫時(shí)，過熱設(shè)計(jì)吸熱量應(yīng)略大些。以保證在額定負(fù)荷下能達(dá)到設(shè)計(jì)汽溫并能通過減溫水調(diào)節(jié)汽溫。這樣,在高負(fù)荷時(shí)用減溫器來降低高出額定值部分的汽溫以維持汽溫的額定值。噴水減溫主要用于過熱汽溫的調(diào)節(jié)，在鍋爐的額定負(fù)荷設(shè)計(jì)計(jì)算中選用適量的

6、過熱汽減溫水量非常重要，減溫水量過大需增加大量受熱面，提高鍋爐生產(chǎn)成本；減溫水量過小，在煤種等外界因素波動(dòng)下或負(fù)荷降低等情況下引起汽溫偏低，過熱汽溫可調(diào)性差。對(duì)于再熱蒸汽,由于噴入再熱蒸汽后會(huì)使汽輪機(jī)中低壓缸蒸汽流量增加，因而中低壓缸的做功量增加，這樣在機(jī)組負(fù)荷一定時(shí)勢(shì)必會(huì)減少高壓蒸汽做功，降低機(jī)組的循環(huán)熱效率。同時(shí)，由于減溫水和過熱器內(nèi)蒸汽溫度差距較大,因而混合過程所造成的不可逆損失會(huì)較大，從而也造成了鍋爐效率的降低。計(jì)算結(jié)果表明再熱蒸汽中噴入1%的減溫水，循環(huán)熱效率下降0.1%0.2%。因此,在再熱汽溫的調(diào)節(jié)中，噴水減溫只是作為煙氣側(cè)調(diào)溫的輔助手段和事故噴水用7。1.2二次汽欠溫的危害鍋爐

7、機(jī)組之所以要增加再熱器，主要目的是為了提高汽輪機(jī)內(nèi)蒸汽的干度，以提高汽輪機(jī)運(yùn)行的安全性和內(nèi)效率。但是，如果再熱器出口溫度存在明顯欠溫，則會(huì)對(duì)機(jī)組造成兩方面危害。一個(gè)是由于降低了平均溫差，從而使得汽輪機(jī)的效率下降，不利于電廠的經(jīng)濟(jì)性。另一個(gè)是由于溫度降低，根據(jù)郎肯循環(huán)可知，汽輪機(jī)內(nèi)蒸汽的干度會(huì)下降,這一方面降低了汽輪機(jī)的壽命。另一方面也降低了汽輪機(jī)的內(nèi)效率。于機(jī)組安全性和經(jīng)濟(jì)性都有危害。2減溫水過量和二次汽欠溫的原因分析過熱器一、二級(jí)減溫水過量的原因是多方面的綜合影響造成的8,9。噴射減溫水是為了保證末級(jí)過熱器出口溫度維持在541C左右。如果過熱系統(tǒng)受熱面吸熱量相對(duì)偏多，則會(huì)造成減溫水量偏多。二

8、次汽欠溫的原因正好相反，是因?yàn)樵贌崞魑鼰崃肯鄬?duì)偏少所致。不論是減溫水過量還是二次汽欠溫，都和鍋爐內(nèi)部蒸汽溫度的影響因素和調(diào)節(jié)有一定關(guān)系。2.1蒸汽溫度的影響因素影響汽溫的因素很多，而且這些因素還可能同時(shí)發(fā)生影響。下面分別介紹：（1）鍋爐負(fù)荷,現(xiàn)代大型鍋爐的過熱器和再熱器系統(tǒng)一般具有對(duì)流汽溫特性。即鍋爐負(fù)荷升高（或下降）,汽溫也隨之上升（或降低）。（2）過量空氣系數(shù)，過量空氣系數(shù)增大時(shí)，燃燒生成的煙氣量增多，煙氣流速增大,對(duì)流傳熱加強(qiáng)，導(dǎo)致過熱汽溫升高。（3）給水溫度，給水溫度降低,產(chǎn)生一定蒸汽量所需的燃料量增加，燃燒產(chǎn)物的容積也隨之增加,同時(shí)爐膛出口煙溫升高，所以，過熱汽溫將升高。在電廠運(yùn)行中

9、，高壓加熱器的投停會(huì)使給水溫度有很大的變化，因而會(huì)使過熱汽溫發(fā)生顯著的變化。（4）受熱面的污染情況，爐膛受熱面的結(jié)渣或表面積灰會(huì)使?fàn)t內(nèi)輻射傳熱量減少，過熱區(qū)域的煙氣溫度提高，因而使過熱汽溫上升。反之,過熱器本身的結(jié)渣或積灰將導(dǎo)致汽溫下降10。（5）飽和蒸汽用汽量，當(dāng)鍋爐采用飽和蒸汽作為吹灰等用途時(shí)，用汽量增多將使過熱汽溫升高。鍋爐的排污量對(duì)汽溫也有影響，但因排污水的焓值降低，故影響不大。（6）燃燒器的運(yùn)行方式，擺動(dòng)式燃燒器的噴嘴向上傾斜，會(huì)因火焰中心提高而使過熱汽溫升高。但是對(duì)流受熱面距爐膛越遠(yuǎn)，噴嘴傾角對(duì)其吸熱量和出口溫度的影響就越小。對(duì)于沿爐膛高度具有多排燃燒器的鍋爐，運(yùn)行中不同標(biāo)高的燃燒

10、器組的投運(yùn)，也會(huì)影響過熱蒸汽的溫度。（7）燃料的種類和成分，當(dāng)燃煤鍋爐改為燃油時(shí)，由于爐膛輻射熱的份額增大，過熱汽溫將下降。在煤粉鍋爐中，煤粉變粗，水分增大或灰粉增加,都會(huì)使過熱汽溫有所提高。2.2蒸汽溫度的調(diào)節(jié)維持穩(wěn)定的汽溫是保證機(jī)組安全和經(jīng)濟(jì)運(yùn)行所必需的。汽溫過高會(huì)使金屬許用應(yīng)力下降，影響機(jī)組的安全運(yùn)行；汽溫降低則會(huì)影響機(jī)組的循環(huán)熱效率。運(yùn)行中一般規(guī)定汽溫偏離額定值的波動(dòng)不能超過-10C+5C。汽溫的調(diào)解就是要在一定的負(fù)荷范圍內(nèi)保持額定的蒸汽溫度，以修正運(yùn)行因素對(duì)汽溫波動(dòng)的影響11。蒸汽溫度調(diào)節(jié)方法主要分為蒸汽側(cè)調(diào)節(jié)和煙氣側(cè)調(diào)節(jié)兩類。（1）蒸汽側(cè)調(diào)節(jié)汽溫，是指通過改變蒸汽的熱焓來調(diào)節(jié)汽溫。

11、其方法包括表面式減溫器、噴水減溫器和汽-汽熱交換器等，前兩種方法主要用于調(diào)節(jié)過熱蒸汽溫度，后一種方法用于調(diào)節(jié)再熱汽溫。減溫器在過熱器系統(tǒng)中的布置遵循兩個(gè)原則，一是保證調(diào)溫的靈敏性；二是保護(hù)過熱器不超溫。當(dāng)減溫器布置于系統(tǒng)出口端時(shí)，調(diào)節(jié)的靈敏度高，但在減溫前的汽溫超過了正常值，其受熱面的金屬溫度高，安全性較差；若布置于系統(tǒng)的入口端，過熱器金屬溫度較低，但調(diào)節(jié)汽溫的惰性大，時(shí)滯長。因此，現(xiàn)代鍋爐的減溫器都布置在過熱器系統(tǒng)的中間位置。高壓和超高壓鍋爐的過熱器，一般采用兩級(jí)噴水減溫器，第一級(jí)減溫器布置在屏式過熱器前，噴水量稍大于總噴水量的1/2,作為整個(gè)過熱器溫度的粗調(diào)，同時(shí)也起到保護(hù)屏式過熱器的作用

12、；第二級(jí)減溫器放置在末級(jí)過熱之前，作為出口汽溫的細(xì)調(diào)作為出口汽溫的細(xì)調(diào)。亞臨界、超臨界壓力鍋爐的過熱器，常采用三級(jí)噴水減溫器。例如DG1000/170-1型鍋爐過熱器的減溫器分別布置于前屏、后屏、高溫對(duì)流過熱器的入口，既起到保護(hù)這三級(jí)過熱器的作用，又能保證汽溫調(diào)節(jié)的靈敏度。（2）煙氣側(cè)調(diào)節(jié)汽溫，是通過改變鍋爐內(nèi)輻射受熱面和對(duì)流受熱面的吸熱量分配比例的方法或改變流經(jīng)過熱器的煙氣量的方法來實(shí)現(xiàn)汽溫的調(diào)節(jié)的，且主要用來調(diào)節(jié)再熱汽溫。在用煙氣側(cè)調(diào)溫方法調(diào)節(jié)再熱汽溫時(shí)，由于這些方法同時(shí)作用于再熱器和過熱器，因此在設(shè)計(jì)時(shí)，一般根據(jù)再熱器的要求確定煙氣調(diào)溫的變量，過熱器則再用噴水進(jìn)行調(diào)整。煙氣側(cè)的調(diào)溫方法主

13、要有調(diào)節(jié)燃燒器的傾角、采用煙氣再循環(huán)、調(diào)節(jié)煙氣擋板等。在現(xiàn)代許多大型鍋爐中，為了增加溫度幅度，往往是多種調(diào)溫方式結(jié)合使用。比如將分隔屏煙道與煙氣再循環(huán)或擺動(dòng)燃燒器結(jié)合使用來實(shí)現(xiàn)再熱汽溫的調(diào)節(jié)。此時(shí)，一般是先用擺動(dòng)式燃燒器調(diào)節(jié)，再用煙氣擋板調(diào)節(jié)，在保證再熱汽溫達(dá)到額定值后，再熱噴水減溫來保證過熱汽溫也達(dá)到額定值12。3改造方案提出在改造初期，我廠試圖通過調(diào)整燃燒器擺角來重構(gòu)爐內(nèi)的流體動(dòng)力場(chǎng)以達(dá)到降低減溫水量和提高再熱器出口溫度的目的，但是調(diào)整后效果并不明顯。針對(duì)上述問題，哈三電廠采取的改造方案是：將省煤器面積減少2536m2，同時(shí)將末級(jí)再熱器面積增加585m2;北侖電廠采取的主要方案是:（1）燃

14、燒器改造。（2）墻式再熱器入口聯(lián)箱到前墻輻射再熱器出口聯(lián)箱加裝旁路管。（3）后屏再熱器加長3050mm,面積約增加890m2等等13。這些改造方案對(duì)解決某電廠二次汽欠溫問題具有一定的借鑒意義，在初期改造設(shè)想中也對(duì)類似的改造方案進(jìn)行了校核熱力計(jì)算，發(fā)現(xiàn)如果減少省煤器的受熱面積，如哈三電廠所采取的方案會(huì)導(dǎo)致鍋爐蒸汽產(chǎn)量下降，進(jìn)而會(huì)導(dǎo)致鍋爐出力不足；如果增加再熱器受熱面，如北侖電廠采用的改造方案，會(huì)降低尾部煙道的煙溫，使省煤器吸熱減少，從而降低鍋爐的蒸汽產(chǎn)量，同時(shí)還有使再熱器超溫的風(fēng)險(xiǎn)如北侖電廠在改造后就出現(xiàn)了再熱器超溫的問題。實(shí)際上,#1鍋爐內(nèi)既布置有輻射過熱器，又布置有對(duì)流過熱器。因而要降低過熱

15、器減溫水，就應(yīng)該降低輻射過熱器或?qū)α鬟^熱器的吸熱量,或者增加過熱系統(tǒng)內(nèi)部的工質(zhì)流量。要降低輻射過熱器的吸熱量就需要減少輻射過熱器的受熱面積。要降低對(duì)流過熱器的吸熱量，可以減少對(duì)流受熱面的受熱面積或者降低爐膛出口煙氣溫度。但是如果降低爐膛出口煙氣溫度，會(huì)進(jìn)一步增加以對(duì)流換熱為主的再熱器欠溫程度，因此不可取。如果降低對(duì)流受熱面面積，則會(huì)增加鍋爐排煙溫度，降低鍋爐效率，因此亦不可取。通過爐內(nèi)空氣動(dòng)力學(xué)工況的重構(gòu)、降低煤粉細(xì)度、增加水冷壁區(qū)域的熱負(fù)荷（提高給水溫度增加水冷壁的蒸發(fā)出力）等手段增加過熱系統(tǒng)蒸汽流量，也會(huì)降低再熱器吸熱量，因此也不宜米用。所以只能米用減小輻射過熱器面積的手段來減小過熱器將溫

16、水量。于是我們想到了將分隔屏截短的方案。截短分隔屏，可以減少輻射過熱器的受熱面積，從而降低過熱系統(tǒng)減溫水量。同時(shí)，爐膛出口的煙氣溫度也會(huì)有所升高，這樣會(huì)增加布置在爐膛出口的屏式再熱器的吸熱量，從而解決二次汽欠溫的問題。但是,截屏后主汽溫度是否會(huì)有大幅下降，爐膛內(nèi)的空氣動(dòng)力場(chǎng)是否會(huì)出現(xiàn)較大變化，鍋爐水平煙道入口是否會(huì)出現(xiàn)煙氣走廊等問題尚不清楚，因而需要進(jìn)一步的鍋爐熱力計(jì)算和數(shù)值模擬。鍋爐熱力計(jì)算的關(guān)鍵是爐膛出口煙氣溫度的計(jì)算，其計(jì)算公式如式1所示。鍋爐數(shù)值模擬所采用的通用偏微分方程如式2所示。經(jīng)過鍋爐熱力計(jì)算和數(shù)值模擬發(fā)現(xiàn)分隔屏截短2.0m可以達(dá)到解決上述問題的目的同時(shí)不產(chǎn)生煙氣走廊14。由于施

17、工的需要，在實(shí)際改造中，將分隔屏截短了1.9m。4實(shí)際改造效果為了比較改造前后的鍋爐運(yùn)行狀況變化，采集了600MW、450MW以及300MW負(fù)荷工況改造前后運(yùn)行期間的鍋爐表盤參數(shù)，由于鍋爐改造之后投入運(yùn)行時(shí)間較短，沒有采集到300MW負(fù)荷工況的穩(wěn)定運(yùn)行數(shù)據(jù)，以325MW負(fù)荷工況下的運(yùn)行數(shù)據(jù)加以修正后進(jìn)行計(jì)算。4.1改造的安全性實(shí)施改造后，鍋爐在各負(fù)荷下運(yùn)行正常，運(yùn)行期間沒有出現(xiàn)安全隱患，因此可以認(rèn)為改造是安全的。4.2改造對(duì)主蒸汽溫度的影響由于改造減少了過熱器的受熱面，雖然經(jīng)過熱力校核，結(jié)論是各種工況下出口過熱汽溫均能達(dá)到額定值，但實(shí)際效果如何，改前還是有所擔(dān)心的。通過對(duì)改造后的鍋爐不同負(fù)荷下

18、運(yùn)行數(shù)據(jù)的統(tǒng)計(jì)，表明改造前后的主汽溫度并沒有太大的變化，均能達(dá)到額定值，詳見表1。4.3改造對(duì)再熱蒸汽汽溫度的影響本次改造的主要目的就是解決再熱蒸汽溫度低的問題，運(yùn)行的統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)顯示這個(gè)問題得到了很好的解決，詳見表2。改造后再熱器減溫水變化量不大，詳情如表3所示。由表中所列數(shù)據(jù)可見，在所有的負(fù)荷工況下，再熱蒸汽溫度均能達(dá)到額定值。通過比較改造前后不同負(fù)荷穩(wěn)定工況下的再熱蒸汽溫度的統(tǒng)計(jì)值，可以看出改造后再熱蒸汽溫度上升了大約10CO但是若考慮到個(gè)別受熱面管子存在超溫現(xiàn)象，再熱汽溫實(shí)際控制值要比額定溫度低2C，因此改造后再熱汽溫的上升幅度只能按8C考慮。這種情況下，對(duì)應(yīng)于“70%的平均負(fù)荷率，與改前

19、相比供電煤耗下降0.65g/kWh。對(duì)應(yīng)于100%THA、75%THA和50%THA負(fù)荷工況,供電煤耗變化分別為0.00g/kWh、-0.57g/kWh、-1.02g/kWh。4.4改造對(duì)左右側(cè)汽溫偏差的影響運(yùn)行統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)（詳見表4）還顯示，受熱面改造實(shí)施后，左右兩側(cè)汽溫偏差問題得到了一定的改善。左、右兩側(cè)減溫水量的偏差變化在一定程度上可以反映出兩側(cè)汽溫偏差的變化。從表4中的數(shù)據(jù)可見，改造前減溫水量左側(cè)大于右側(cè)，左、右兩側(cè)減溫水量的比值較大；改造后,左側(cè)減溫水量仍大于右側(cè)（300MW工況除外），左、右兩側(cè)減溫水量比值有所減小，相比于改造前減小了28.9%,說明改造導(dǎo)致左右兩側(cè)汽溫偏差情況得到了緩

20、和。而且改造后過熱系統(tǒng)減溫水量較改造前整體有所下降，大約減少了30t/h。4.5改造對(duì)排煙溫度的影響熱力計(jì)算結(jié)果表明，改造實(shí)施后，排煙溫度將會(huì)有一定的上升，運(yùn)行數(shù)據(jù)的統(tǒng)計(jì)值也得到了相同的結(jié)果（略高于計(jì)算值，這與實(shí)際煤質(zhì)與設(shè)計(jì)煤質(zhì)不完全相同有關(guān)），詳見表5。綜合改造前后不同負(fù)荷穩(wěn)定工況的排煙溫度統(tǒng)計(jì)值，改造后使排煙溫度上升約3.1C。由于排煙溫度的上升，會(huì)抵消一部分再熱汽溫提高給運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性帶來的好處。因此進(jìn)一步的改造方案應(yīng)該考慮在保證省煤器出口工質(zhì)欠焓不致過低，即保證水動(dòng)力循環(huán)安全的情況下，適當(dāng)減少低溫過熱器、適當(dāng)增加省煤器的受熱面積，以降低排煙溫度，進(jìn)一步提升鍋爐的整體經(jīng)濟(jì)性17。5結(jié)語本文就

21、我廠1#爐出現(xiàn)的過熱器減溫水過量和再熱器欠溫問題的原因和解決方案進(jìn)行了探討。首先分析了問題的危害，即會(huì)影響到機(jī)組的安全和經(jīng)濟(jì)運(yùn)行；隨后從蒸汽溫度的影響因素和汽溫調(diào)節(jié)方式上分析了問題的產(chǎn)生原因，即鍋爐內(nèi)受熱面吸熱量分配不合理，過熱器吸熱量偏多而再熱器偏少；最后結(jié)合鍋爐受熱面布置的具體情況提出了問題的解決方案，即采用截屏的改造方案，并在借鑒之前改造效果和他廠改造方案及改造效果的基礎(chǔ)上，經(jīng)過一系列熱力計(jì)算和數(shù)值模擬后，提出了將分隔屏截短2m。實(shí)際改造中考慮到施工的方便，將分隔屏截短了1.9m。改造后，鍋爐非滿負(fù)荷下二次汽溫度達(dá)到了設(shè)計(jì)值541C,過熱器減溫水量也較改造前降低了30t/h左右。但是，改造后鍋爐排煙溫度有所上升，在一定程度上抵消了再熱汽溫升高和過熱減溫水降低所帶來的經(jīng)濟(jì)性。因此需要采用進(jìn)一步的改造方案，適當(dāng)增加尾部豎井的省煤器受熱面面積，以進(jìn)一步提升鍋爐的經(jīng)濟(jì)性。參考文獻(xiàn)劉武成現(xiàn)代電站鍋爐技術(shù)及其改造M.北京沖國電力出版社,2006.鄭澤民.現(xiàn)有大型火電