超超临界锅炉主再热汽温偏低分析及调整

合集下载

超临界机组RB试验主汽温低异常的分析与改进

超临界机组RB试验主汽温低异常的分析与改进【摘要】本文通过对某电厂在机组RB试验中发生主汽温低异常前后参数的分析，在研究RB动作后水煤比控制失调对主汽温影响的基础上，进行了给水自动控制逻辑的修正，并通过其他机组的RB 试验，验证了RB动作后主汽温自动调节平稳。

运行证明，RB试验主汽温低异常的改进，满足机组特殊工况运行需求，对防止汽轮机水冲击，降低运行操作风险，减少非计划停运次数等具有重要意义。

【关键词】超临界机组；RB试验；主汽温低；水煤比；给水控制；逻辑修正0 引言机组RB试验是新机组进入168的必备条件，某电厂在调试中进行一次风机RB试验时，出现了主汽温快速下降的异常，本文针对影响超临界机组RB过程汽温波动的因素进行了分析，考虑到非磨跳闸引发RB后水煤比对主汽温产生较大影响，提出了有效的RB过程给水控制策略，在其他机组试验时改进效果良好，对超临界机组RB过程控制具有借鉴意义。

1 机组介绍1.1 概况锅炉选用东方锅炉厂制造的超临界参数、变压运行、螺旋管圈直流锅炉，型式为单炉膛、一次中间再热、前后墙对冲燃烧方式、平衡通风、固态排渣、紧身封闭、全钢构架的Π型炉。

锅炉额定过热蒸汽压力为25.4MPa，额定过热蒸汽温度为571℃，额定过热蒸汽流量为1147t/h。

汽轮机选用东方汽轮机厂设计制造的超临界、一次中间再热、单轴、两缸两排汽、反动式、直接空冷凝汽式汽轮机，型号为NZK350-24.2/566/566。

额定主蒸汽压力为24.2MPa，额定主蒸汽温度为566℃。

1.2 过热器系统过热器由顶棚过热器、后烟道包墙过热器、低温过热器、屏式过热器、末级过热器五个主要部分组成，均沿炉宽方向布置。

末级过热器位于水冷壁凝渣管前方的水平烟道内，屏式过热器位于炉膛上方，低温过热器位于尾部后烟道内。

屏式过热器出口至末级过热器入口进行一次交叉，以减少左右侧汽温偏差。

1.3 给水系统配置3台50%容量的电动给水泵，正常运行2用1备，采用液联调速。

超临界锅炉过热器-再热器的汽温特性及调节分析

超临界锅炉过热器\再热器的汽温特性及调节分析摘要：本文对直流锅炉的过热器、再热器汽温特性、变化特点、汽温调节进行了简要分析，并结合我厂实际情况阐述锅炉汽温偏差产生的原因，提出超临界压力锅炉运行中应关注的问题，与电力同仁共勉。

关键词：直流锅炉超临界过热器再热器汽温21世纪以来，为了提高锅炉效率，最大限度的降低能源消耗，电站锅炉逐步向超临界锅炉方向发展。

超临界锅炉的汽温特性与传统的汽包炉汽温特性有明显的不同，汽温过高将引起管壁超温、金属蠕变寿命降低，会影响机组的安全性；汽温过低将引起循环热效率的降低。

根据计算，过热器在超温10～20℃下长期工作，其寿命将缩短一半以上；汽温每降低10℃，循环热效率降低0.5%，而且汽温过低，会使汽轮机排汽湿度增加，从而影响汽轮机未级叶片的安全工作。

通常规定蒸汽温度与额定温度的偏差值在-10～+5℃范围内。

下面对直流锅炉的汽温特性进行分析，不断摸索调整汽温的最佳手段，控制汽温在允许范围内，保证锅炉安全运行。

一、过热器或再热器汽温特性1、过热器或再热器出口汽温随锅炉负荷的变化规律称为过热器或再热器的汽温特性。

过热器的汽温特性如图1-1所示。

图1-1 过热器的汽温特性l―辐射式过热器；2、3―对流式过热器23随着锅炉负荷的变化，辐射式过热器的汽温特性与对流式过热器相反。

当锅炉负荷增加时，燃料消耗量和过热器中蒸汽的流量都相应增大，由于炉内火焰温度变化不大，辐射式过热器吸收的炉膛辐射热增大不多，相对于每干克蒸汽的辐射吸热量反而减小，因此辐射式过热器的出口汽温随锅炉负荷的增大而降低。

辐射式过热器的汽温特性见图1-1中的曲线1。

当锅炉负荷增大时，燃料消耗量增大，烟气流速增大，烟温升高、对流传热量增加，相对于每千克蒸汽的对流吸热量增加，因此对流式过热器的出门汽温随锅炉负荷的增大而增大。

对流式过热器的汽温特性见图1-1中曲线2、3，过热器离炉膛越远，过热器进口烟温越低，烟气对过热器的辐射换热份额越少，汽温随负荷增加而上升的趋势更加明显。

电厂锅炉再热汽温偏低的影响因素及改进对策

电厂锅炉再热汽温偏低的影响因素及改进对策分析了电厂锅炉再热汽温偏低的影响因素，提出了的减少三级过热器受热面积、减少二级过热器受热面积、增加一级再热器受热面积的受热面改进方案，安全性良好，并提高了全厂热效率，降低了发电煤耗率。

标签：电厂锅炉；再热气温偏低；影响因素0 引言如何提高燃煤机组的热效率及控制产物NOx、SOx和CO2的排放量己成为电力行业的重大研究课题，实践证明超（超）临界技术是当前火电应对这一问题最现实、经济和有效的技术。

A电厂锅炉机组自投运以来一直存在再热汽温偏低问题。

本文以之为对象，并结合实际情况分析再热汽温偏低原因，提出合理的改造方案，为电厂锅炉系统改进提供一个参考。

1 电厂锅炉存在问题及原因A电厂2×1000MW超超临界塔式锅炉自移交生产后再热汽温一直较设计值（603℃）偏低，负荷率在75%的情况下再热汽温只有570℃-580℃。

通过对该电厂锅炉运行情况进行了摸底试验，提出可能造成该厂再热汽温偏低的四个因素，分别为煤质偏差、燃烧偏差、汽机侧影响以及炉膛设计。

2 电厂锅炉再热汽温偏低的影响因素2.1 煤质对再热汽温的影响实际运行煤质与设计煤质在碳含量、灰分、水分及发热量等方面存在差异，煤质成分的偏差可能是造成再热汽温偏低的原因；另外由于掺烧的石炭煤灰熔点高，使得实际燃煤的结渣性弱于设计煤种，降低了炉膛等辐射受热面的玷污程度。

也就是说，设计时预计燃煤具有强结渣性，会对炉膛、一级过热器、三级过热器造成较多玷污，但实际情况并非如此，这使得上述受热面的吸热量大于设计工况，从而降低了流经布置在后面的二级再热器的烟气温度，减少了再热器吸热量。

因此，燃煤结渣性的改变也可能影响再热汽温。

2.2 燃烧偏差造成的再热喷水对再热汽温的影响摸底试验中发现，用于消旋的SOFA摆角出现卡死情况，无法对燃烧中产生的旋转动量给予有效消旋，造成燃烧侧内外偏差；另外从试验工况看，始终是右侧二级再热器前需要喷水，燃烧器摆角不同出现的偏差量也不同，因此很可能是燃烧器四角摆动或四角风量不一致导致炉内火焰向右偏斜，造成燃烧侧左右偏差。

关于超临界直流锅炉的给水控制与汽温调节分析

关于超临界直流锅炉的给水控制与汽温调节分析伴随国内经济水平的快速提升，电力生产已然是重中之重的一个环节。

早期生产因为技术条件不足，普遍选用参数较低、能耗较大且污染严重的燃煤系统。

经过不断发展，当前国内逐步利用效率更高且污染较轻的系统取代传统燃煤机组。

随着电力领域的持续前行，超临界直流锅炉也出现在实际生产之中，不同种类的锅炉设备所适用的场合有所差异，同时内部给水控制架构也不尽相同，所以在实际应用过程中始终存在不足之处。

本文就针对目前超临界直流锅炉的发展进行研究，对内部控制系统存在的问题提出对应的优化方案。

[关键词]超临界;直流锅炉;给水控制系统;汽温调节Nie Xin-yang[Abstract]With the rapid improvement of domestic economic level，electric power production has become one of the most important links. Due to the lack of technical conditions in early production，coal-fired systems with low parameters，large energy consumption and serious pollution were generally selected. After continuous development，the current domestic use of higher efficiency and less pollution system to replace the traditional coal-fired units. With the continuous development of the electric power field，supercritical once through boiler also appears in the actual production. Different types of boiler equipment are suitable for different occasions，and the internal water supply controlstructure is also different，so there are always deficiencies in the actual application process. In this paper，the development of supercritical once through boiler is studied，and the corresponding optimization scheme is proposed for the problems existing in the internal control system.[Keywords]supercritical; once through boiler; feed water control system; steam temperature regulation超臨界直流锅炉相较于原有的燃煤系统来说，不管是容量、效率还是环保等方面都有着质的飞跃。

循环流化床锅炉主再热汽温低的原因及改造措施

循环流化床锅炉主再热汽温低的原因及改造措施摘要:中国燃煤电站锅炉正常运转时,锅炉再热蒸汽温度小于设计值是一个普遍现象。

锅炉再热蒸汽温度下降的真真正正原因是什么,应当怎样改善?关键词:锅炉、循环流化床锅炉、措施引言:本文选用了东锅所生产的DG-1177/175-II3型为例,该加热炉关键由一组膜式水冷壁炉膛出口、三个汽冷旋风分离器,以及一组尾部竖并三部分所构成。

炉内设有屏式受热面:12块膜式过热器管屏、6块膜式再热器管屏和二块水冷式风扇散热蒸发屏;并采用了三个由膜管屏覆盖着的水汽冷高效率旋风分离器,每一个旋风分离器下边设置一个回料器。

激波吹灰机,是由北京楚能科技开发公司所生产的激波吹灰器.采用了树状管路的分布式系统,系统中设有六十四个点。

过温器蒸汽温度调节由二级喷嘴控制,再热蒸汽调节通过尾端双烟道挡板做为正常运行的控制技术手段。

为了调节蒸汽温度的准确性,低压环境下再加压装置在屏式再加压装置的软管上,而超低温下再加压装置进口的配有调整洒水减温减压装置采用了预留设计,再增压装置事故洒水时不能作为系统正常工作的控制手段。

发电机组历经了一年多的运转,但二台发电机组再热器出口汽温度却始终较差,当二台发电机组在满负载下,再热器出水温一般为510℃以下,当机组负荷在250MW以下时,再热汽温度最多只能在520℃以下,而且始终无法满足额定值参数541℃运行,严重损害了二台发电机组的可靠性和经济效益。

一、循环流化床锅炉再加热时汽温降低的情况问题1.排烟温度偏高。

起动初期,锅炉的排烟温度基本接近于设定值,在运转一周后温度逐步上升。

但通过传热学的对流换热理论研究表明:对于水电站锅炉的主要热阻,都在排烟侧和灰垢边缘热阻上。

在锅炉机组设计条件规定的条件下,直接影响对流换热效果的就只是灰垢边缘热阻。

这也表明了各层受热面积灰较多,致使高温、低过加热器时吸收的热量明显减少。

而停炉后再检也证明了这些。

可见,最初使用的声波式吹灰装置吹灰时效率较差。

如何解决锅炉主再热汽温偏低问题

如何解决锅炉主、再热汽温偏低问题张兆民（大唐安阳发电厂发电部，河南安阳455004）摘要：为了维持稳定的汽温，并保持规程规定的汽温的高点，操作人员要掌握影响汽温变动因素，根据锅炉运行工况的变动及时地做出正确的判断和处理。

本文将结合工作实际，探讨如何解决锅炉主、再热汽温偏低的问题。

关键词：锅炉；主热汽温；再热气温；偏低中图分类号：TK223文献标识码：A 文章编号：1003-5168(2012)24-0001-01本厂#9、10锅炉型号：DG1025/18.2，亚临界自然循环汽包锅炉，单炉膛、一次中间再热，平行通风、钢构架、固态排渣、燃煤锅炉，制粉系统：中间储仓式；#1、2锅炉型号：DG1025/17.4，东方锅炉厂生产，亚临界、自然循环、单炉膛四角切园燃烧、一次中间再热、摆动燃烧器调温、平衡通风、固态排渣；制粉系统：风扇磨。

过热器是将饱和蒸汽加热到额定过热温度的锅炉受热面部件，再热器则是将汽轮机高压缸的排汽重新加热到额定再热温度的锅炉受热面部件。

设计锅炉的受热面时，规定了锅炉的燃料特性、给水温度、过量空气系数和各种热损失等额定参数，但实际运行时，由于各种扰动的存在，将不能获得设计预定的工况。

因此，锅炉的蒸汽参数将发生变化[1]。

1锅炉汽温调节的目的锅炉汽温调节的目的就是要在锅炉规定的负荷范围内，维持蒸汽温度的稳定。

锅炉在运行过程中，蒸汽温度将随锅炉负荷、燃料性质、给水温度、过量空气系数、受热面清洁程度的变化而波动，运行中应设法予以调节。

汽温过高，使管壁温度高，金属材料许用应力下降，影响其安全。

如高温过热器在超温10～20℃下长期运行，其寿命将缩短一半以上；汽温过低，机组循环效率下降，并使汽轮机排汽湿度增大，汽温下降10℃，煤耗增大约0．2％，对于高压机组，汽温下降10℃，汽轮机排汽湿度约增加0．7％；再热蒸汽温度不稳定，还会引起汽缸与转子的胀差变化，甚至引起振动。

汽温偏离额定值，对机组运行的经济性、安全性均有不利影响，在运行中，必须采取可靠的调节手段，维持汽温与额定汽温的差值不大于+5℃和一10℃。

超临界锅炉汽温调整

锅炉指令
一级减温后温度
二级减温后温度
二级减温器进口温度
一级过热器进口压力
FT
TT
二级减温器
TT
理论温降
TT
PT
A
二级减温器进口温度设定值
T
二级过热器出口温度控制
分隔屏过热器动态特性一级减温器出口温度设定值
锅炉过烧或欠烧
负荷变化修正
饱和蒸汽保护
一级减温器出口温度控制
一级减温喷水流量控制
末级过热器
三级减温调门
三级减 FT 温流量
2) 控制原理
图1-7 减温器布置简图
a. 末级过热器出口温度设定值
末级过热器出口温度设定值是正常运行时由操作员设定。在机组启动过程中，该设定值
受实测的末级过热器出口温度加一个+6℃限制，以一定的速率变化。这可以保证减温器在启
动过程中一般都退出运行，又能对启动过程中可能发生的升温过快作出响应，限制主蒸汽升
锅炉指令
二级减温器二级减温喷水流量后温度
三级减温后温度
三级减温器进口温度
末级过热器出口压力
FT
TT
三级减温器
TT
理论温降
TT
PT
A
三级减温器进口温度设定值
T
三级过热器出口温度控制
屏后过热器动态特性
二级减温器出口温度设定值
锅炉过烧或欠烧
负荷变化修正
饱和蒸汽保护
d. 二级减温器控制二级减温器负责控制三级减温器进口温度, 控制简图如图 10-5 所示。二级减温器出口
二级减温器进口温度设定值是由二级减温器的目标温度降与二级减温器出口温度测量值相加而得来。二级减温器的目标温度降也是锅炉负荷指令的函数。设有一个自动/手动操作站，操作员可以根据需要设定二级减温器进口温度设定值。 f. 一级减温器控制一级减温器负责控制二级减温器进口温度, 控制简图如图 10-6 所示。一级减温器出口温度设定值是二级减温器进口温度的比例环节加上测得的经一个高惯性环节延迟后的一级减温器出口温度。这惯性环节代表了分隔屏过热器的响应时间。

600MW超临界直流锅炉主、再热汽温调节特性

600MW超临界直流锅炉主、再热汽温调节特性摘要：本文以实际运行经验为基础，总结了600MW超临界机组主、再热汽温调整的调整手段，既提高了安全性，又提高了经济性。

关键词：超临界直流锅炉；主、再汽温；影响因素；调节方法。

在火力发电机组运行中，机组主、再热汽温对机组安全性和经济性影响较大，当主、再热汽温超温时，容易引起金属壁温超限，长时间超限或短时多次超限，将会引起金属寿命下降，引发安全生产事故；当主、再热汽温长时间处于低温运行时，一般主汽温每降低10℃，相当使循环热效率下降0.5%，汽轮机出口蒸汽温度增加0.7%，降低了机组效率的同时，还加大了对汽轮机末级叶片的侵蚀，甚至发生水冲击，严重危险汽轮机安全运行。

因此主、再热汽温的调整显的尤为重要。

600MW机组经济性指标参照图如表1所示：一.首先要知道影响主、再热汽温的几个因素：1.炉内燃烧工况的影响。

当加负荷过程或者煤质突然变好时，炉内燃烧工况加强，主汽压力上升，主、再热蒸汽温度会由于烟温上升、烟气量增加而有所上升；反之则下降，汽温的变化幅度与燃烧的幅度有关。

实际过程中发生在加负荷过程，送风及煤粉送入炉膛加强燃烧后导致主、再热蒸汽温度升高。

2.炉内火焰中心的影响。

当炉内火焰中心上移，水冷壁受到的辐射传热减少，炉膛出口烟温上升，导致锅炉烟道布置的主、再热蒸汽传热加强，引起主、再热汽温上升；反之则会下降。

实际过程为中、上层制粉系统切换前后，汽温调节特性的不同，以及炉底漏风量大时，导致汽温升高。

3.锅炉受热面积灰结焦程度的影响。

受热面积灰结焦对汽温的影响非常大，当受热面积灰和积焦后，根据传热原理R=δ/λA (K/w) ，δ—材料层厚度（m）λ—材料导热系数[W/(m.k)]，传热热阻R不断增加，受热面的换热能力急剧下降，因此，换热面积灰结焦对主、再热蒸汽温调整影响非常大。

4.送风量的影响。

送风量的大小直接决定了烟气量的大小，提升送风量，会提高烟气流速，增加对流换热器（过热器、再热器）的换热能力，所以，送风量增加时气温上升，反之则下降。

关于超临界直流锅炉的给水控制与汽温调节分析

关于超临界直流锅炉的给水控制与汽温调节分析摘要：随着对电力需求的不断提升，供电的要求越来越高，电力生产作为其中的重要环节，超临界直流锅炉取代了传统的燃煤机组，广泛应用于电力领域中，改善了环境污染的问题，有效提升了电力供应效率。

基于此，本文对超临界直流锅炉的给水控制和气温调节进行了深入探讨，为保证机组的稳定性运行提出几点建议。

关键词：超临界直流锅炉；给水控制；气温调节一、超临界机组的给水控制系统直流锅炉是多变量系统，直流锅炉的控制任务与汽包锅炉有很大差别，对于直流锅炉不能象汽包炉那样，将燃料、给水、汽温简单地分为3个控制系统，而是将给水量与燃料量的控制与一次汽温控制紧密地联系在一起，这是直流锅炉控制最突出的特点[1]。

二、汽水分离器水位控制我厂超临界机组采用内置式汽水分离器，锅炉启动点火前进行冷态冲洗，进入分离器的流量保持最低运行负荷50%MCR下的900t/h，冲洗排放经储水箱溢流阀排到疏水扩容器，然后排至锅炉排水管。

冷态冲洗合格后回收至凝汽器锅炉允许点火。

用炉水循环泵出口调门来控制省煤器入口保持30%BMCR流量，将锅炉上水旁路调门关回保持3-5%BMCR流量。

点火后随燃料量投入的增加，进入分离器的工质压力、温度和干度不断提高，汽水在分离器内实现分离。

蒸汽进入过热器系统，饱和水通过汽水分离器排入疏水扩容器实现工质回收。

随着压力上升，水冷壁汽水开始膨胀，分离器储水箱液位逐渐升高，这时可通过分离器储水箱小溢流阀排放控制水位，随着汽水膨胀的结束，分离器储水箱水位开始下降，分离器的正常水位由上水旁路调门、炉水循环泵出口调门和锅炉储水箱小溢流阀来控制，此时分离器为湿态运行，给水控制方式为分离器水位与最小给水流量控制。

当水冷壁出口（进入分离器）工质的干度提高到干饱和蒸汽后，汽水分离器已无疏水，转变成蒸汽联箱，锅炉切换到30%MCR下的干态运行（纯直流运行）。

锅炉在30%BMCR（本生负荷）以下为再循环运行方式。

660MW超临界锅炉汽温调整分析

０引言
沧东电厂４号锅炉于２００９年１月２日投产以来．过热器管壁１７
项目
表１主要设计规范
单位ｄｈＭＰａ
℃
ＢＭＣＲ２８００２．０５４
５１７
ＢＲＩ１７９９２．８５２
行燃烧调整试验，及时解决Ｊ这一技术难题，
过热蒸汽流量过热蒸汽出【压力】
过热蒸汽出口温度
再热蒸汽流量
再热蒸汽进ｎ压力再热蒸汽出口压力
ｔ／ｈ
ＭＰａＭＰａ
１６７４
４６．Ｏ３６．６
ＷＡＮＧｏｇｂａＺｈｎ — ｏ
（ｏｕａｇｏｇＰｗｒＧｅｅａｉｎＣｏＬｄ，ａｇｈｕＨｅｅ，６１３ＧｕｈａＣｎｄｎｏｅｎｒｔ．ｔ．Ｃｎｚｏｂｉ０１１）ｏ
【ｓｒｃ］ｈｓｐｐｒＣｎｄｎｕｅｃｉｃｌｏｅｌｎｎｔｅ４ｈａｄｈｓｈｅｕｉｔｈｏｌｕｅｈａｒｔｂａａｉｇｔｅｈｇＡｂｔａｔＴｉａｅａｇｏｇＳｐｒｒｉｗｒＰａｔｏｈｔｎａｅｎｐｔｎｏｔｅｂｉｒｓｐｒｅｔｕｅｗｌｆｎｈｉｈｔａＰｅｅｌｃ
１３６８
４３．８３２．８
１设备概述
河北国华沧东发电有限责任公ｉ号机组锅炉为Ｉ海锅炉厂有４．限公司生产的Ｓ２８／５４Ｍ６Ｇ００２．一９９型、ｆ参数、次巾问冉热、超临界一单炉膛、四角切圆燃烧、烧器摆动调温、衡通风、态排渣、钢悬吊燃平固伞结构燃煤锅炉锅炉全炉墙和烟道均采用焊接膜式结构，炉膛宽Ｉ８６ｍ、８１ｍ深１８６ｍ，炉膛冷灰斗进Ｌ（高８０ｍｍ）标高５１８ｍ处．８１ｒ从ａＪ标３０到３２ｒａ炉

锅炉再热器汽温度调节品质差原因分析及对策

锅炉再热汽温度调节品质差原因分析及对策杨宝林河北衡丰发电有限责任公司摘要：本文论述了通过加强锅炉运行管理，提高运行人员操作人水平，从而达到提高锅炉再热汽温调节品质，延长了锅炉“四管”工作寿命，从而保证锅炉的稳定运行。

关键词：运行管理热偏差再热汽汽温调整防止超温。

0 前言我厂锅炉再热汽温存在调节品质差，再热器左右侧热偏差大等问题，主要原因是：再热汽温调节是通过改变布置于水平烟道中的烟气档板开度来实现的，而且烟气挡板调节时，只能调节再热器的低温管组换热，过渡管组和高温管组无法实现调节。

减温水做为事故喷水调节再热汽温，布置在再热器入口，迟缓性较大。

这就造成了再热汽调节迟缓，稳定性差的特点。

另外，再热器内工质流量流减少，冷却效果差，使其工作条件恶化，而热偏差存在会造成容易使再热器金属超温，所以，必须提高再热汽温的调节品质，是保证再热器的安全运行的一项主要工作。

1 锅炉概况衡丰发电有限责任公司安装两台北京巴威公司生产的B&WB—1025/18.3—M型、亚临界参数、一次中间再热、单汽包、自然循环、半露天、单炉膛、平衡通风、固态排渣煤粉锅炉。

设计煤为阳泉无烟煤和晋中贫煤1：1比例混烧，在矩形燃烧室的前后墙上共布置了24支标准的EI —DRB旋流燃烧器，每墙分上、中、下三层，呈前后墙对充布置，制粉采用了钢球磨中间储仓式热风送粉系统，每台炉有四套制系统，分别为A、B、C、D四套制粉系统，出口三次风通过专门的喷口进入炉膛，其中A、D制粉系统的三次风进入后墙中、下和中、上层燃烧器之间，B.C制系统三次风进入前墙中、下和中、上层燃烧器之间。

再热器由水平管组、过渡管组和垂直管组构成，垂直管组（高温段）布置于水平烟道，水平管组（低温管）布置在尾部竖井烟道，过渡段布置在尾部烟道转向室内，在再热器的烟气出口安装了烟气调节挡板，再热汽温以烟气挡板调节为主，并辅助有事故喷水调节。

锅炉主要参数为：4－再热器冷段 5－再热器热段 3－低温过热器6、7－前、后屏式过热器8、9－高温过热冷、热段锅炉本体布置（图1）锅炉最大连续蒸发量：1025吨/时 : 过热蒸汽压力17.3Mpa 过热蒸汽温度: 540℃ 再热器出口温度:540℃再热器出口压力: 3.66Mpa 再热蒸汽流量:823.8吨/时前后墙燃烧器及三次风布置如图2（后墙与前墙对称分布）：AB后墙OFA燃烧器布置（图2）2 再热器运行方面存在的问题我厂锅炉再热汽温存在调节品质差，燃烧工况变化时，再热汽温波动大，稳定性差，在燃烧工况变化时，波动±10℃；低负荷时（180MW 以下），再热汽温热偏差大，依靠运行手段无法实现调平，主要表是：2.1 再热汽左、右侧温度偏差大，特别在180MW 负荷以下时，针对不同制粉系统的运行方式，左右侧最偏差最高能达30℃。

超临界锅炉汽温超限原因分析及对策

机煤量就会快速增加，磨煤机出口温度快速下降，导致炉膛燃
烧延时，火焰中心上移，主再热器吸热大幅度上升，而此时水冷壁由于吸热增加较少蒸发量增加不多，导致主再热汽温超温。
事故喷水。滑压运行时，过热蒸汽在３５～１００ＢＭＣＲ范围内能维持额定汽温，再热蒸汽在５Ｏ～１００ＢＭＣＲ范围内能
温次数的总量达７５左右。这种情况的存在严重威胁机组安
停运ＲＢ会动作，而剩余磨煤机带负荷能力为：４台磨煤机为
５３０ＭＷ，剩余３台磨煤机为４２７ＭＷ，剩余２台磨煤机为
增大，造成超温。
２现状及原因分析
在实际运行中，各台机组普遍存在快速加负荷时主再热汽
温容易超温现象，甚至出现过由于连续快速加负荷导致主汽温严重超温锅炉ＭＦＴ现象。２０１３年ｌ一５月，１、２主再热汽
维持额定汽温。
（６）遇到原煤湿度大，制粉系统制粉迟延性较大，加进去的煤不能及时成为煤粉输出，磨煤机内存煤量增加。到干燥出力提高后，这些煤粉又会大量输出。这段时间内粉量与给煤量不成正比，导致锅炉燃烧有额外的能量增加，还使烟气流量明显
于热一次风温度是随着负荷的上升逐步上升，有一定延时，所
以低负荷时４台磨煤机运行碰到连续快速加负荷，这４台磨煤

1000MW超超临界锅炉过再热汽温运行调整研究

1000MW超超临界锅炉过再热汽温运行调整研究摘要随着湖北能源集团襄阳宜城电厂#1机组投入商业运行，在保证机组安全的前提下，尽可能提高机组经济性显得越来越重要。

在#1机组的短暂运行时间期间，发现机组部分参数还没有达到设计值，尤其是过再热汽温与设计值仍存在一定的差距，本文在制粉系统优化试验（磨煤机热一次风调平试验、煤粉细度调整试验）、燃烧器配风调整试验（燃烧器内外二次风开度及燃尽风直、旋流强度调整）等均已完成的前提下，仅针对机组运行中运行人员可以操作的部分进行相关分析，经过对#1炉运行特性的观察分析及实际操作调整，最终得出在运行中采取哪些有效措施可以提高过、再热蒸汽温度参数，对于指导同类型机组运行调整具有重要的意义。

关键词：直流炉、前后墙对冲、再热汽温、再热器壁温、燃尽风、吹灰1设备概况湖北能源集团襄阳宜城电厂一期工程为2×1000MW超超临界湿冷机组，锅炉为东方锅炉DG2972/29.3－II8 型超超临界参数、变压运行直流锅炉，单炉膛、一次再热、平衡通风、固态排渣、前后墙对冲燃烧方式、燃煤Π型锅炉，#1炉出口蒸汽参数分别为29.3MPa/610/625℃；６台磨煤机分３层布置在前、后墙上；#1炉高温再热器及低温再热器采用SA-213T92，全负荷壁温推荐报警值均为649℃，低温再热器采用SA-213T92，全负荷壁温推荐报警值均为616℃。

经观察存在受热面壁温接近报警值，操控裕量小的常态问题，尤其是高再、低再壁温；为防止负荷及煤质波动造成管壁超温，往往控制高再管壁温度在６３９℃以下，低再壁温603℃以下，再热汽温平均值一般仅能达到在615℃。

#1炉设计煤种为陕煤化集团小保当煤矿煤炭。

其干燥无灰基挥发分高Vdaf 37.53%，灰熔点低1130℃，极易结焦。

故规定每日进行一次锅炉全面吹灰工作。

观察#1炉燃用设计煤种情况下，稳燃能力较强，故规定锅炉负荷≥500MW且燃烧稳定时，可进行高温区长吹灰器单吹工作；锅炉负荷≥600MW且燃烧稳定时，可进行高温区对吹工作。

国产660MW超超临界锅炉热偏差调整

投产后一年以来，受氧化皮剥落导致的停机较多。式布置（如图１所示）。
然氧化皮的生成特性很复杂，受受热面管材、受热面壁温、加氧控制等因素影响，但受热面的长
期超温运行是锅炉氧化皮大量产生的必要条件。为解决氧化皮大量产生而影响锅炉稳定运行的问
关键词：超超临界直流锅炉；ＡＡ风；反切；燃烧调整；热偏差中图分类号：ＴＫ３２１文献标识码：ＡＤＯＩ：１０．３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ．１６７２— ０７９２．２０１３．０３．０１５
锅炉在正常运行中，过热器和再热器存在比
相反，存在一个烟气流速衰减一停滞一反向加速的过程，形成强烈的烟气流扰动，使得左侧屏区
的烟气充满程度远强于右侧，强化了换热。另外，
收稿日期：２０１２—１１ —２９。
图１燃烧器布置示意图
Ｆｉｇ．１Ｄｉａｇｒａｍｍａｔｉｃａｒｒａｎｇｅｍｅｎｔｏｆｔｈｅｂｕｒｎｅｒ
作者简介：祁永峰（１９８１一），男，工程师，从事锅炉运行管理工作，Ｅ－ｍａｉｌ：５７０１４０２２＠ｑｑ．ｃｏＩＣＡ：ｌｔＯＮ

超超临界直流锅炉参数精细化调节方法

超超临界直流锅炉参数精细化调节方法近几年，华东电网对发电机组有功功率的控制速率作出了明确的规定和考核标准，且发电厂本身节能提效的需求都使我们必须提高锅炉的参数调节精度。

针对这些要求文章就锅炉参数调节方法、各种工况下锅炉参数的分析，总结出一套超超临界机组精细化、系统化调节的方法。

标签：制粉系统；负荷；调节；汽温；惯性；过热度随着国家能源战略的引导，发展大容量、高参数的发电机组已成为未来火电发展趋势。

直流炉由于自身炉型特点，具有蓄热小、汽温汽压受负荷影响大等特点。

正常运行中能否稳定的调整主、再热汽温将直接影响到锅炉效率和煤耗，甚至影响设备安全。

文章以哈尔滨锅炉厂生产的HG-2000/26.25-YM3型660MW超超临界锅炉为例，阐述了在投产5年多的时间中总结积累的主、再热汽温的监视分析调整经验。

对于锅炉的调节多数人认为掺杂的变化因素多，工况延迟大很难细化和量化调节方法，文章就着力在这些难点上，让经验和方法更系统化，精细化，数量化，易于实践操作，从而能够广泛推广应用的一套从监视到分析到操作的方法。

1 简述锅炉参数调节和电网负荷要求的配合锅炉调节汽压汽温的惯性和电网AGC指令对负荷的速率变化要求之间的矛盾是我们直流锅炉参数调节的主要矛盾，而锅炉调节汽压汽温的惯性的主要原因是直吹式制粉系统的调节惯性较大，不利于机组精确地控制负荷。

首先我们简述一下直吹式制粉系统的调节惯性存在原因和解决办法：直吹式制粉系统与中间储仓式制粉系统相比较，最明显的缺点是送入炉膛的煤粉量不能直接调节。

直吹式制粉系统调整锅炉负荷的手段是改变给煤机的转速，即调节磨煤机的给煤量。

从调节指令发出，到最终发电出力变化，除了燃烧率变化→蒸发量变化→汽机作功变化的热力环节外，还包含磨煤机制粉出力变化这一个具有较大时间常数的惯性环节。

一般情况下石子煤量很少，Q4可以忽略不计。

在稳定平衡状态下，ΔQ3=0，所以Q2=Q1；但在给煤量变化的初期，由于磨煤机筒体的存储作用，稳定平衡状态尚未建立，ΔQ3≠0 Q2≠Q1，输出的煤粉量的变化就迟滞于给煤量的变化。

1000MW塔式锅炉再热汽温偏低原因和对策

试论1000MW塔式锅炉再热汽温偏低原因和对策摘要：文章主要结合笔者的工作实践，针对1000mw超超临界塔式锅炉再热汽温长期偏低的原因进行了分析，从而提出了相应的调整对策。

旨在为以后类似锅炉的运用提供参考意义。

关键词：1000mw；塔式锅炉；再热汽温中图分类号： tk22 文献标识码： a 文章编号：1引言某电厂2×1000mw 超超临界塔式锅炉自从基建调试移交生产以来，再热汽温一直较设计值（603℃）偏低，负荷率在 75%的情况下平均值只有570℃～580℃左右，且出口四管温度偏差大，影响了机组的经济性。

经过与锅炉厂的沟通和对其它较早投产的同类型锅炉的调研，结合本锅炉的实际运行参数进行分析，确定了给水调整、燃烧调整、吹灰优化等试验方案。

最终找出了原因，采取一些有效措施，使再热汽温平均值提高到了592℃，满负荷时能达到设计值，基本解决了问题。

2 塔式锅炉的现状及系统组成电厂2×1000mw超超临界直流锅炉，额定主 /再汽温为605/603℃，采用超超临界压力参数变压运行、单炉膛塔式布置、一次中间再热、四角切圆燃烧、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊构造、运转层以上露天布置。

锅炉炉膛宽度23.16m，深度 23.16m，水冷壁下集箱标高为4m，炉顶管中心标高 117.91m，大板梁上端标高126.16m。

炉膛上部一次水平布置有一级过热器、三级过热器、二级再热器、二级过热器、一级再热汽、省煤器。

再热汽系统流程如图1所示。

图1 再热汽系统流程图3塔式锅炉再热汽温偏低的原因分析电厂直流锅炉再热汽温自机组调试投产以来一直偏低，虽经采取汽温考核竞赛及燃烧调整等手段，再热汽温已有所提高，但实际值远低于该设计值（603℃）。

经过有关部分调查发现，造成锅炉再热汽温偏低的原因主要有以下几点：（1）从锅炉厂了解到，阿尔斯通在中国的第一台塔式炉，即外高桥二厂，也存在同样的问题，可能是缺乏对中国煤种的设计经验，所以在受热面计算上不够准确。

1000Mw超超临界机组主蒸汽与再热汽温度的调整方法

控制０～１０，０为水平位０。用于改变火０５。
焰中心位置的高度，节再热蒸汽温度。调
界机组，我国当前发展火电机组首选的高效洁是
净发电技术。
２主蒸汽温度调整方法
对锅炉主蒸汽温度的调节，往有很多种手往段。根据原设计，三厂的直流锅炉主蒸汽温度外的主要调节手段是通过调整 “ 煤比” 实现的；水来调节过热器减温水是一种辅助手段，可以作为也
列、卧式、串联布置、形管、Ｕ高压加热器，设计其参数和实际运行情况对国内其它新建超超临界机组具有很好的参考价值；压加热器热力性能验高收试验结果表明，３台高压加热器的热力性能达
到设计值。
沿高度方向布置，为３组。每组对应２台磨煤分机。燃烧器喷嘴摆动角度为 ± 超临界机组的发电能耗明显降低，Ｏ超Ｃ排
放量减少。因而，展６ＯＭＷ及以上的超超临发０
响，对锅炉的安全运行有重要意义。还
直流锅炉的特性决定了主蒸汽温度主要是靠
“ 水比” 调整，它手段为辅。因此，对给水煤来其在偏置修正的同时，常用减温水来调节汽温，必通但须重视一个问题，减温喷水对机组经济性的影即响。为此，尽可能地将汽温贴近上限运行，又要而

主流锅炉再热汽温低原因分析及对策

主流锅炉再热汽温低原因分析及对策【摘要】：锅炉再热汽温在锅炉由于负荷较低，负荷变动，管壁超温，调节不当等，再热汽温温度低于设计值，本文分析了导致锅炉再热汽温低的原因和具体对策。

【关键词】：再热汽温原因1引言再热蒸汽温度是否稳定是衡量锅炉运行质量的重要技术指标之一，它的高低直接影响锅炉安全稳定运行。

汽温太高容易烧坏再热器管壁，过低则不仅会影响机组的经济性，而且也会造成汽机末级蒸汽湿度过大而损坏汽轮机末级叶片。

因此，正常运行中提高再热汽温对于电力生产的安全和经济运行十分重要。

2再热汽温低的原因及对策：2.1 锅炉设计中存在不足。

低再、高再换热面积太小直接会导致再热汽温偏低。

对策：可进行再热器受热面积改造，增加再热器换热面积，会直接提高再热汽温。

2.2 锅炉受热面结渣积灰的影响。

对策：改造吹灰设计，合理优化吹灰方式，对锅炉高、低再处的吹灰进行合理优化，将直接会提高再热汽温。

2.3 凝汽器真空的影响。

凝汽器真空运行在设计范围内，锅炉再热气温应该可以达到设计值，若凝汽器真空偏离了设计范围，在相同的外界电负荷需求下，锅炉蒸汽流量必然也会偏离设计值运行，蒸汽流量多出的部分△Q吸热，必将导致再热器温低，若凝汽器真空在设计范围内再热汽温都达不到设计值，则凝汽器真空偏离设计值对锅炉再热汽温的影响会更大，再热汽温则会更低。

对策：维持凝汽器真空在设计范围内运行意义重大。

2.4 汽、水品质的影响。

长期汽、水品质不合格，必将导致再热器受热面管壁结垢严重，热阻增大、传热端差增大；同时管子内壁结垢、内径减小，蒸汽流速增加，传热时间减少，两方面作用，从而使再热汽温更低。

对策：严格控制汽、水品质合格。

2.5 煤质的影响。

煤质差，即发热量低、挥发份低、灰分、水份含量高，要维持相同蒸发量所需燃料量相对要增加，同时煤中水分和灰份吸收炉内热量所占比例增加，造成炉膛出口温度降低，高、低再为对流行换热器，一方面，其入口烟温下降，影响汽温下降，另一方面，要保证同样的蒸发量，势必要相应增加燃料量和风量，造成烟气热容积增大，流经对流高、低再的烟气量和流速增加，使再热汽温上升。

电站锅炉再热汽温偏低现状分析及解决方案综述

电站锅炉再热汽温偏低现状分析及解决方案综述摘要：东北某2×350MW燃煤机组于2013年进行了低氮燃烧改造，改造后氮氧化物的排放量较之前大幅降低，但由此带来的问题是，锅炉再热汽温降低约10℃。

针对这一问题，本文通过分析近几年国内对再热汽温偏低的研究现状，找出影响再热汽温低的因素，并提出解决该问题的具体方法。

关键词：再热气温低；燃烧调整；受热面改造；1 350MW机组锅炉概述某厂HG-1165/17.45-YM1型锅炉（3、4号锅炉）是哈尔滨锅炉厂根据美国ABB-CE燃烧公司技术设计制造的，亚临界、一次再热、自然循环、平衡通风、燃煤汽包锅炉。

锅炉以最大连续蒸发量工况为设计参数，机组电负荷为350MW额定工况时，锅炉的额定蒸发量为1045t/h。

锅炉采用全钢结构构架，呈“Π”型布置，受热面采用全悬吊结构，单炉膛，炉膛四周为全焊式膜式水冷壁，炉膛的高负荷区域采用内螺纹管的膜式水冷壁。

在炉膛上部布置有墙式再热器、分隔屏、后屏过热器。

水平烟道中布置有后屏再热器、末级再热器、末级过热器和立式低温过热器。

燃烧器和燃烧系统的设计和布置，采用美国CE公司专利技术的WR型燃烧器，四角切圆燃烧方式，制粉系统采用双进双出钢球磨煤机，正压直吹式热风干燥系统，每台磨煤机出粉管数8根，锅炉采用二级点火燃烧方式，油枪的最大出力按30%MCR工况设计。

2影响再热蒸汽温度的因素2.1再热蒸汽入口温度当再热蒸汽入口温度偏低时[1]，再热器系统原有受热面的吸热量不足以满足实际需求温升，出口处再热汽温偏低; 根据各厂的实际运行情况来看,当机组负荷低于75%负荷时,汽轮机由单阀运行切换为顺序阀调节, 当顺序阀运行时,蒸汽在高压缸内的做功增加,高压缸相对内效率提高,排汽温度随之有所降低，机组进行汽轮机通流部分改造后高压缸作功能力增强，排汽温度降低，这些因素都能造成再热汽温长期偏低。

2.2炉内烟气温度水平采用四角切圆燃烧方式的锅炉，烟气进入水平烟道普遍存在残余旋转，导致再热汽温存在偏差，由于一二次风调整不当，造成火焰偏斜，也导致再热汽温出现偏差，往往一侧再热汽温达到额定值，而另一侧低于额定值5-10度[2]。