锅炉主、再热蒸汽超温分析及控制措施
3、锅炉主、再热蒸汽调节解析
漩涡式喷嘴喷水减温器 1-漩涡式喷嘴；2-减温水管；3-支撑钢碗； 4-减温器联箱；5-文丘里管；6-混合管 减温水经漩涡式喷嘴喷出雾化，在文丘里管喉部与高速 （70～120m/s）蒸汽混合，很快汽化与过热，使汽温降低。 混合管长约4～5m，混合管与蒸汽管道的间隙为 6～10mm。 这种减温器雾化质量很好，能适应减温水量频繁变化的场 合，而且减温幅度较大。
•
•
火焰中心位置：火焰中心位置升高，炉内辐射吸热份额下降，布置在炉膛上的部和水平烟道内 的再热器会因为传热温压增加而多吸热，使其出口再热汽温升高。反之，火焰中心位置下移， 再热汽温将下降。
受热面结渣：炉膛受热面结渣或积灰，会使炉内辐射传热量减少，再热器区的烟温提高，因而 再热汽温增加；再热器本身严重积灰、结渣将使再热汽温下降。 燃料：燃料种类直接影响着着火和燃烧，燃气、燃油时燃烧火炬短，火焰中心位置低；挥发分 高烟煤与多灰劣质煤和无烟煤相比，着火与燃烧容易，燃烧火炬也短些，火焰中心位置相对低 些；再热汽温随火焰中心位置的降低而降低。 饱和蒸汽用量或排污：当吹灰用的饱和蒸汽量增加时，燃料量增大，再热汽温升高。
一、喷水减温装置
喷水减温：是直接将水喷入蒸汽中，喷入的水在加热、蒸发和 过热的过程中将消耗蒸汽的部分热量，使汽温降低。
优点：喷水减温调节灵敏、惯性小，调节范围大，易于实现自动化。 缺点：减温水变为压力较低的蒸汽，使工质做功能力降低，降低了机组的 循环效率。 位置：过热器连接管道或者联箱 减温水：给水（3～5％锅炉容量） 两级喷水减温，保证高温过热器安全、减小迟滞、提高灵敏度 第一级：屏式过热器前，保护屏式过热器，粗调，>1/2 第二级：末级高温过热器前，微调,<1/2 过热器减温水取自省煤器出口集箱；
锅炉主、再热蒸汽超温分析及控制措施
Science &Technology Vision
科技视界作者简介:杨朝阳(1984—),男,汉族,吉林榆树人,2003年毕业于东北电力大学热能与动力工程专业,工学学士,助理工程师,从事火电厂集控运行。
0引言
宁夏大唐国际大坝发电有限责任公司大坝两台600MW 机组锅炉为东方锅炉厂生产的亚临界参数、自然循环、前后墙对冲燃烧方式、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、全钢构架的Π型汽包锅炉。在炉膛上部垂直布置有屏式过热器,水平烟道由上部后墙水冷壁管绕制而成,在折焰角上方水平烟道内按照烟气流动方向依次布置有末级(高温)过热器和高温再热器;尾部后竖井四周由包墙过热器组成,尾部竖井烟道被中隔墙分为两部分,前后分别布置低温再热器和低温过热器,低温再热器和低温过热器被省煤器中间联箱引出的吊挂管悬吊;其后分别布置省煤器、烟道挡板、空气预热器。自投产以来,主、再热蒸汽超温频繁出现,对机组性能产生影响。主蒸汽、再热汽温、锅炉受热面金属温度是发电厂汽机、锅炉安全经济运行所必须监视与调整的主要参数,由于影响汽温的因素多,影响过程复杂多变,调节过程惯性大,这就要求汽温调节应勤分析、多观察,树立起超前调节的思想。在机组运行工况发生变化时,应加强对汽温的监视与调整,分析其影响因素与变化的关系,摸索出汽温调节的一些经验,来指导我们的调整操作。由于汽温变化的复杂性,在实际调节过程中要灵活应用。
1锅炉超温原因分析
1.1根据日常运行记录可以发现,每台炉都有燃烧调整不当的情况发生
例如,没有根据燃烧需要及时调整各层燃烧器的配风,使燃烧工况偏离设计值,火焰中心偏移,导致燃烧行程加长,炉膛出口烟温升高。如果锅炉各层一次风口风量不均匀,给煤量或一次风不均匀也能造成燃烧中心偏斜,甚至贴壁燃烧,使水冷壁局部超温。在启、停磨煤机及锅炉负荷升降的过程中,由于运行工况的变化率过大,炉膛出口烟道温度场和速度场分布不均,也会加大局部超温的可能性。
消除电厂锅炉过热器和再热器局部超温的措施分析
消除电厂锅炉过热器和再热器局部超温的措施分析
电厂锅炉过热器和再热器在工作过程中，由于各种原因会出现局部超温现象，这不仅影响了设备的安全运行，还可能导致设备的故障和损坏，因此需要采取相应的措施来消除局部超温现象，保证设备的安全稳定运行。本文将对消除电厂锅炉过热器和再热器局部超温的措施进行分析。
一、定期检查和维护
定期检查和维护是消除局部超温的基本措施之一。通过定期对锅炉过热器和再热器的检查，及时发现和排除可能导致局部超温的隐患，保证设备的正常运行。在检查维护过程中，应重点关注设备各部位的磨损、腐蚀和热应力，及时修复和更换受损部件，以减少局部超温的发生。
二、优化运行参数
合理的运行参数对于降低局部超温至关重要，如适当调整炉排风量和燃烧风量，保持燃烧的均匀和稳定，避免局部过热。对于再热器来说，适当降低再热蒸汽的压力和温度，减少再热器的负荷，也可以减少局部超温的发生。
三、增加过热器和再热器的热量传递面积
增加过热器和再热器的热量传递面积，是消除局部超温的有效手段。通过增加传热面积，可以降低单位面积的热载荷，减少局部热应力，降低局部超温的风险。
四、加强热量分布和散热
加强热量分布和散热，也是消除局部超温的重要措施。通过改善热量分布，保证整个过热器和再热器的热负荷均匀分布，避免局部超温。对于局部热量过大的区域，可以采取增加冷却介质流量，增设冷却设备等措施，加强局部热量的散热，减小局部温度，降低超温风险。
五、提高水质
提高水质也可以有效减少局部超温的发生。通过控制水质，减少水垢等杂质的沉积，可以有效改善传热效果，减少传热面结垢，减小过热器和再热器的传热阻力，减少局部超温的风险。
电厂锅炉过热器 再热器管壁超温原因分析及预防措施
电厂锅炉过热器再热器管壁超温原因分析及
预防措施
电厂锅炉过热器再热器管壁超温原因分析及预防措施
在电厂中，锅炉过热器和再热器是非常重要的设备，它们承担着将焚烧过程中产生的高温高压蒸汽进行过热和再热的任务。然而，在运行过程中，经常会出现过热器和再热器管壁超温的问题，这会导致设备的性能下降、安全性降低。因此，本文将对过热器和再热器管壁超温的原因进行分析，并提出相应的预防措施。
一、过热器和再热器管壁超温原因分析
1. 燃烧状况异常
燃烧状况异常是导致过热器和再热器管壁超温的主要原因之一。燃烧不完全、气流分布不均匀、火焰在炉膛内波动剧烈等问题都会导致辐射和对流传热不均匀，使得部分管壁温度升高，超过其设计温度。
2. 水质问题
水质问题也是导致管壁超温的重要因素之一。当水中含有过多的溶解气体、不溶性物质或其他杂质时，会导致管壁附着物形成，形成热阻，导致管壁温度升高。
3. 管道堵塞
管道堵塞同样会导致管壁温度升高。当锅炉管道内的水垢、沉积物或其它杂质积聚过多时，不仅会降低热传导能力，还会阻碍管道内流体的流动，导致局部管壁温度升高。
4. 运行参数异常
运行参数异常也会导致管壁超温的问题。例如，过高的蒸汽流量、过低的供水温度、过高的供水压力等都会使管壁温度超过设计温度。
二、过热器和再热器管壁超温的预防措施
1. 优化燃烧状况
通过调整锅炉的燃烧参数和火焰分布，减少炉膛内火焰的波动，提高燃烧效率，降低管壁温度。此外，定期清洗燃烧器、炉膛和锅炉的燃烧区域，避免积聚物的形成，以减少管壁温度升高的可能性。
2. 加强水质管理
加强水质管理，控制水中的溶解气体、不溶性物质和杂质的含量。定期进行水处理，清除管道内的水垢和附着物。同时，排放并替换含有过多杂质的水，以保持良好的水质，降低管壁温度。
消除电厂锅炉过热器和再热器局部超温的措施分析
消除电厂锅炉过热器和再热器局部超温的措施分析
电厂锅炉过热器和再热器的局部超温是指在应用过程中，由于各种原因导致锅炉过热
器和再热器内部温度达到或超过设计温度的现象。局部超温会对锅炉运行安全和设备寿命
造成严重影响，因此需要采取措施进行消除。
一、加强运行管理
1. 加强运行监控：运行人员应密切关注锅炉过热器和再热器的运行情况，定期进行
巡视和检测，及时发现和处理存在的问题。
2. 合理调整负荷：合理调整锅炉负荷，避免过热器和再热器过大的热负荷，降低局
部超温的风险。
3. 控制过热蒸汽温度：通过调整过热蒸汽温度控制系统，准确控制过热蒸汽的温度，避免温度超过设计值。
二、提高过热器和再热器的热交换能力
1.优化过热器和再热器的结构：通过改变过热器和再热器的结构，增加传热面积，优
化管道布局等方式，提高热交换能力，降低局部温度。
2.增加水冷式过热器和再热器：在高温区域增加水冷式过热器和再热器，利用循环水
对高温部件进行冷却，降低局部温度。
三、加强热工计算和分析
1.进行热工计算：通过热工计算，准确计算过热器和再热器的传热参数，确保设计参
数符合运行要求，避免局部超温。
2.进行CFD模拟：采用计算流体力学方法进行CFD模拟，对过热器和再热器的热流场
进行分析，预测局部温度分布，找出存在的热点位置，从而采取相应的措施进行改进。
四、加强设备维护和检修
1.定期清洗过热器和再热器：定期进行过热器和再热器的清洗工作，清除积灰和结焦物，保持传热效果，减少局部温度升高的可能。
2.加强设备检修：定期对过热器和再热器进行检修，检查管道和焊接接头的完整性，
过热器、再热器管超温原因分析及对策
、#9、#10 炉省煤器、水冷壁等部位使用的为 SA-210C。主蒸汽和高温再热蒸汽管道使用的是 P22，低温再热蒸汽管道使用的是 A106B。 #9 炉 中温再热器 全部为 T91。 后屏过热器 北数第 6-13 排除最外圈下弯头部位为 TP347 外，其他为 T91；其余 11 排不同部位分别使用了 TP347、T91、钢 102 和 12Cr1MoV。 #10 炉 中温再热器 目前为 15Mo3、15CrMo、12Cr1MoV、钢 102、T91 等多种材质，今年大修时将把外数 6 管圈更换 为 T91，其他部位更换为 12Cr1MoV. 后屏过热器 不同部位分别使用了 TP347、钢 102 和 12Cr1MoV。#9、#10 炉
2) 应力的大小直接影响钢材的蠕变、珠光体球化、石墨化过程，应力主要来自于管子内介 质的作用力，如果在运行过程中有超压现象发生，就相当于增加了管子所承受的应力，在这种情 况下，原来设计的可以安全运行的管子就ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ能已经不能满足需要了。
另一方面应力也可能来自于外界，比如管子焊接过程中的错口、强制对口等都可能增加管子 承受的应力，所以在检修过程中严格避免错口、强制对口等现象，以减小管子所承受的应力。同 时运行过程中要避免超压运行。
3 金属材料在高温下长期运行后的主要变化
（一）金属的蠕变、断裂与应力松驰 1) 金属的蠕变：金属在高温状态下，在应力作用下发生的缓慢而连续的塑性变形的现象， 称为蠕变现象。 蠕变的速度和以下因素有关： （1）金属所承受的温度：温度越高，蠕变速度越快，金属发生断裂或破坏的时间越短。 （2）金属所承受的应力：应力越大，蠕变速度越快。 （3）温度波动的影响：温度波动越大，蠕变速度越快。 2) 金属的应力松驰 金属在高温和应力状态下，如维持总变形不变，随着时间的延长，应力逐渐降低的现象称为 应力松弛。 （二）金属在长期运行中的组织性质变化 1) 珠光体球化 珠光体球化是指在高温长期应力作用下，钢中片层状珠光体组织随时间的延长逐渐变为球 状，球化后的碳化物通过聚集长大，使小球变为大球的过程。 影响珠光体球化的因素 （1）温度：温度越高，球化过程进行的愈快。 （2）时间：运行时间愈长，球化愈严重。 （3）应力：运行过程中钢材所承受的应力将促使球化过程加速。 2) 石墨化 石墨化是指钢中渗碳体分解成为游离碳并以石墨形式析出，在钢中形成了石墨“夹杂”的现 象。石墨化现象仅存在于碳钢和无铬钼钢中（如 15Mo3） 钢材石墨化的过程也同样受温度、时间、应力等因素的影响。 3) 合金元素的再分配 金属材料中合金元素随时间由一种组织组成物向另一种组织组成物转移的现象称为合金元 素的再分配。发生这种现象以后将使钢的热强性能降低。 影响钢中合金元素的再分配的主要因素是温度、运行时间、应力状态等。 （三）金属在高温下的氧化与腐蚀 1) 金属的氧化 （1）高温下的氧化。金属的氧化发展速度与温度、时间、气体介质成分、压力、流速、钢材 化学成分、形成的氧化膜的强度等因素有关。 2) 硫的腐蚀 （1）高压锅炉水冷管壁的硫腐蚀。这种腐蚀现象主要发生在锅炉燃烧区域水冷壁管的外表面。 （2）过热器管的高温硫腐蚀。这种高温硫腐蚀是由熔融态的灰粘结在过热器壁上所引起的。
300MW机组主、再热蒸汽严重超温现象分析及对策葛慧
300MW机组主、再热蒸汽严重超温现象分析及对策葛慧
发布时间：2021-08-18T09:07:42.221Z 来源：《中国电业》（发电）》2021年第9期作者：葛慧
[导读] 在实际运行生产中偶然会发生如工况变化过大过频、自动调节机构调节跟踪不到位、人员手动操作处理不及时而出现主、再热蒸汽严重超温现象，虽然频次不高但却对安全生产构成极大危害。因此，有必要对蒸汽严重超温的原因进行剖析，并作出预防对策。
葛慧
广州珠江电力有限公司广州市 51000
摘要：在实际运行生产中偶然会发生如工况变化过大过频、自动调节机构调节跟踪不到位、人员手动操作处理不及时而出现主、再热蒸汽严重超温现象，虽然频次不高但却对安全生产构成极大危害。因此，有必要对蒸汽严重超温的原因进行剖析，并作出预防对策。
关键词：再热汽温; 影响分析; 调整方法;
1．超温过程分析
300MW汽轮发电机组发生主、再热蒸汽发生的严重超温现象，一般是汽水系统或锅炉燃烧系统出现强烈的扰动现象，或两者共同作用引起。汽水扰动方面如高加投退引起给水温度、蒸发量短时大幅波动；锅炉燃烧扰动主要是燃烧负荷的突变。
1.1燃烧扰动原因引起的超温分析
珠江电厂#1--#4锅炉汽轮发电机组其单机容量为300MW，锅炉为HG1021/18.2-YM3型中间再热汽包炉，汽机为N300-16.7/537/537型亚临界、中间再热、单轴、两缸两排汽、冷凝式汽轮机。由于珠江电厂的汽包炉热惯性较大，以及采用的直吹式制粉系统，蒸发量的变化一般较燃烧热负荷变化延迟2—3分钟才反应到位，较容易出现煤量超调，如常出现的煤量已达至以至超过对应负荷煤量，但实际负荷与理论负荷相差10――15MW，也就是所谓的煤量超调现象。当出现大幅的锅炉燃烧热负荷突变时，在汽机参与主汽压调整情况下，容易造成燃烧热与蒸发量不匹配的问题。由锅炉的燃烧热负荷扰动源引起的蒸汽超温在我厂的蒸汽超温现象中占有绝大多数。这里，08年10月4日7：40#2机组主再热汽超温现象可作为一个典型例子。
影响锅炉汽温的因素及汽温的控制措施
影响锅炉汽温的因素及汽温的控制措施
随着汽压的上升炉水的饱和温度、饱和水焓上升，而饱和蒸汽焓和炉水的汽化热减小。我们知道炉水都是汽包压力下的饱和水，在燃料不变的前提下提高汽包压力会使得更多的饱和水变为饱和蒸汽，而燃料量没有转变，也就使得主、再热汽温下降。四、几种常见的工况扰动造成的汽温变化分析1、高加解列高加解列后，锅炉的给水温度将下降，工质加热和蒸发所需的热量增多，在燃料量不变的状况下，锅炉蒸发量降低，造成过热汽温上升。假如要维持蒸发量，必需增加燃料，这样不仅使整个炉膛温度上升，炉膛出口烟温上升，且流过过热器和再热器的烟气量和烟气流速增大，锅炉热负荷增大，管壁温度上升甚至产生超温，损坏设备。因此一般在高加停用时，要限制机组负荷不大于90%额定负荷，严禁超负荷运行。运行中发生高加爱护动作解列时，应马上相应开大过、再热减温水量，必要时通过削减燃料量来减弱燃烧，达到掌握汽温上升的目的。2、启停制粉系统当启动制粉系统运行时，由于大量煤粉进入炉膛内，锅炉热负荷急剧增加，受热面吸热量增大，将造成汽温上升。为了减小启动制粉系统时对汽温的扰动和防止超温，启动前应适当将过、再热汽温降低，缓慢开启制粉系统风门进行暖磨，使炉膛热负荷随着磨煤机内余粉的吹入渐渐上升，启动磨煤机后，将相应给煤机煤量放至最低，以削减瞬间吹入炉膛的燃料量。由于其余给煤机的煤量相应削减，但因锅炉的惯性作
用，这部分的燃烧并没有马上减弱，此时可通过降低一次风压来适当削减进入炉膛的燃料量，避开因大量煤粉燃烧造成炉内热负荷的急剧增加。待汽温变化平缓后，再进行加负荷操作。同时，汽机调门要协作掌握好主汽压力的变化，使其尽量平稳上升，以此来适应因燃烧变化所带来的蒸发量的转变，维持锅炉受热面内总的能量变化平衡。在停运制粉系统的操作中，关闭停运磨煤机的风门时应缓慢进行，一方面是为了对磨煤机进行吹扫，保证停运后的平安；另一方面是防止其对一次风产生瞬间提高的扰动，造成燃烧突然加剧，引起汽温快速上升而产生的超温。对冷热风门内漏较大的磨煤机，要准时联系检修处理。3、水冷壁结焦水冷壁结焦时，由于灰、渣的热阻大，影响水冷壁的吸热，使辐射吸热量比例削减，炉膛出口烟温上升，过、再热器吸热比例增大，引起汽温的上升。此时可通过加强对水冷壁的短吹吹灰，以清洁水冷壁表面，提高其吸热力量。同时要乐观分析结焦缘由，进行燃烧调整，并定期进行吹灰工作，避开形成大面积结焦而造成超温或燃烧事故。4、炉底水封破坏炉底水封破坏，使得大量冷风从捞渣机或水封槽处吸入，降低了炉膛温度，使辐射吸热的比例降低，蒸发量削减；炉膛出口烟气温度上升，烟气量及烟气流速增大，对流受热面吸热加强，造成过、再热汽温的上升。炉底水封破坏的表现为：在总风量不变的状况下，氧量上升，排烟温度上升。监盘人员要准时发觉特别，开大减温水量，必要时通过减弱燃烧来减弱汽温的上涨程度。同时马上联系检查炉底水封的水量，尽快恢复被破坏
主蒸汽再热蒸汽及过热再热器管壁超温
一、起温严重，调控不力
不少电厂主蒸汽再热汽及过热器再热器管壁经常发生超温问题，有时超温幅度比较大，时间比较长。例如：①有一台600MW锅炉机组主蒸汽A侧552℃，B侧582℃（设计均为540℃），属严重超温，受热面必然有超温现象，汽机未停机，锅炉也未停炉，锅炉方面未做任何记录，看不出采取了什么应急处理措施；②有一台300MW机组，主蒸汽温度超过600℃才迟后打闸停机；③有一个 3X660MW机组的电厂从计算机存储器中连续查阅了8个月的超温事件，1号炉共发生超温事件157起，主蒸汽有一点达到564℃，再热汽有一点达到561℃（设计均为540℃）；2号炉共发生超温事件332起，过热器管炉外壁温有一点达到618℃、再热器管炉外壁温有一点达到635℃；3号炉共发生超温事件96起，主蒸汽有一点达到563℃，再热器管炉外壁温有一点达到696℃。超温时间3~20min不等。上述超温均未停炉停机，也未看到运行记录本上有任何记录。
超温的原因是多种多样的，对每台炉的超温问题要作具体分析。生产技术管理部门对超温事件要作统计分析，拟订整治措施，及时通知运行人员，改进运行操作控制，由于操作不当，经常超温又不作记录的运行人员也要采取必要的考核措施。是设备系统方面的问题，要安排进行改进改造。应鼓励按设计参数“压红线”运行，把超温运行及低温运行参数加起来平均作考核依据显然是不科学的。为了“安全”长时间低温运行，出现超温却视而不见，不采取调控措施，这两种倾向都是错误的，应予纠正。
二、超温记录不规范
在查评中我们发现许多厂不设超温记录簿，有的虽有记录簿，也不放在操作员处，也不作记录，形同虚设，或不认真作记录。例如有个电厂技术部门负责人说：我们没有超温问题，设超温记录簿干什么？查评人员随即在巡测仪上检查，发现主蒸汽温度547℃，超过设计值540℃，再热器壁温也有一点超温；在另一台炉上发现过热器壁温有一点超温。还有一个电厂在2001年超温记录簿上这样写着：2001年1月份无超温现象，2001年2月份无超温现象一直写到2001年12 月份无超温现象，是同一笔迹，没有记录人签名。还有一个厂在一个记录本上只记了一条超温事件：X年X月X日过热器有超温现象，超温的时间（时分）、位置，超温的幅度、原因，分析及调控措施均没有记载。我们注意到在电厂设计中均考虑了温度的监测设施，如自动记录仪、温度巡测仪、计算机屏幕显示及存储等。我们建议要充分利用这些设备，电厂要为每台锅炉配备超温记录簿，要求运行值班人员及时认真填写。
经典 锅炉结焦、主蒸汽超温的分析与调整
锅炉结焦、主蒸汽超温的分析与调整
锅炉结焦是燃煤锅炉运行中比较普遍的现象。它会破坏正常燃烧工况，减少锅炉出力，破坏正常水循环，使主、再热蒸汽超温，甚至造成受热面爆管事故，严重时还会使炉膛出口堵塞而被迫停炉。
一、结焦和超温的原因分析：
1、煤质因素：
煤的灰分熔融特性温度（变形温度t1、软化温度t2和熔化温度t3），其中软化温度t2的高低是判断煤灰是否容易结焦的主要指标。
灰的成分不同，其熔点也不同。煤中的硫化铁、氧化亚铁、氧化钾和氧化钠含量大时，灰熔点低，就容易结焦；煤中的氧化硅、氧化铝含量大时，灰熔点高，就不易结焦。煤的灰熔点一般在1250～1500℃(高于锅炉炉膛受热面的设计温度)，而燃用低于该温度的煤种，就非常容易结焦。
2、炉内空气动力工况：
炉内气流组织不佳，各角一次风速标定有偏差，造成火焰中心偏移或致使实际切圆变形，使高温火焰偏离炉膛中心，冲刷水冷壁；或者一次风射流的刚性较强，致使煤粉气流冲击对面炉墙，造成炉墙结渣。
3、运行人员的操作调整：
（1）如果配风不当，煤因缺氧而不能完全燃烧，会产生大量一氧化碳及氢等气体，使灰中熔点较高的三氧化二铁还原成熔点很低的
氧化铁，降低了灰熔点(可能降低300～350℃)。这时，虽然炉膛出口烟温低于煤灰的软化温度t2，但仍会形成剧烈的低温结焦。
锅炉运行氧量即炉内的氧化或还原性气氛，它对锅炉的结焦有非常大的影响，如果锅炉运行氧量偏低，炉内还原性气氛较强，煤的灰熔点就会下降，锅炉就容易结焦。这是因为灰熔点随着铁量的增加而下降，铁对灰熔点的影响还与炉内气体性质有关，在炉内氧化性气氛中，铁可能以Fe2O3形态存在，这时随着含铁量的增加，其熔点的降低比较缓慢；在炉内还原性气氛中（氧量不足），Fe2O3会还原成FeO，灰熔点随之迅速降低，而且FeO最容易与灰渣中的SiO2形成熔点很低的2FeO、SiO2，其灰熔点仅为1 065 ℃。
温电锅炉高温再热器的壁温超温调整
温电锅炉高温再热器的壁温超温调整
文章重点介绍温电公司660MW超超临界燃煤锅炉，高温再热器管壁出现局部超温的原因分析，及针对超温的调整方法。
标签：再热器；超温；调整；二次风
引言
温州电厂（以下均简称温电）采用660MW超超临界燃煤锅炉，北京B&W 公司设计制造、螺旋炉膛、对冲燃烧、一次再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、露天布置的Π型锅炉。该锅炉的设计最大连续出力（BMCR）1958t/h，主/再热蒸汽压力和温度分别是29.3/5.67MPa、605/625℃。该锅炉的高温再热器布置在水平烟道处，为垂直管组，顺流布置，沿锅炉宽方向布置，共97片受热面。该厂机组2015年10月份进入整组启动后发现，当高温再热器出口蒸汽温度超过610℃时，高温再热器部分管壁温度超过650℃（650℃为高温再热器安全运行限值），特别是第1090～1095号管子超温最为明显。因此该厂处于安全考虑，将再热蒸汽温度控制值限定在610℃以内，不能达到设计的625℃，影响机组运行的经济性。
1 再热器壁温超温的危害及原因分析
1.1 高温再热器壁温超温危害
高温再热器金属材料如果长时间超过允许温度工作，会使其金相组织恶化，再热器管道机械强度下降，金属蠕变速度加快，材料使用寿命快速缩短，严重时引起高温再热器爆管。
1.2 高温再热器局部超温可能原因
高温再热器局部出现超温较整体温度偏高，其原因更加复杂，调整起来更加困难。
引起高温再热器壁温局部超温的可能原因有以下几种：
（1）高温再热器部分管道内部有结垢现象。如果长时间再热蒸汽品质不合格，特别是含硅量较高时，容易在受热面管道内壁结垢。水垢的导热性极差，其热阻是碳钢材料的50倍，影响蒸汽对管材的冷却效果，导致管壁超温。
防止锅炉超温的管理和运行措施
防止锅炉超温的管理和运行措施
蒸汽温度、机组金属温度做为火电企业保证安全运行的主要参数，受到煤质、运行方式、设备故障等因素影响较多，而且其过程复杂，本文通过分析其影响因素与变化的关系，总结经验和规律，指导调整操作，提高机组安全运行水平。
标签：超温；管理；措施
1 DG2070/17.5-Π6型锅炉简介
某火电企业DG2070/17.5-Π6型锅炉为东方锅炉有限公司生产的亚临界、自然循环锅炉，配套东汽NZK600-16.7/538/538型汽轮机和东方电气QFSN-600-2-22C型发电机，额定功率600MW。
2 控制蒸汽温度、机组金属温度的目的
蒸汽温度、机组金属温度是火电企业保证安全运行的主要参数，受到煤质、运行方式、设备故障等因素影响较多，而且其过程复杂，要从影响原因、管理方法、调整习惯等方面进行分析，了解金属材料相关知识，总结经验和规律，指导调整操作[1]。如果发生由于超温导致的锅炉爆管事故，对人身、设备安全构成极大威胁。
3 影响因素
（1）风粉配比调整不及时，导致燃烧工况变化，火焰中心偏移，燃烧时间增加，屏过及尾部烟温升高，同时使炉内贴壁燃烧，还原性气氛增加，造成水冷壁高温腐蚀或超温[1]。
（2）锅炉一、二次风配比不合适，燃烧器旋转强度减弱，炉膛内左右两侧燃烧偏差导致水平及尾部烟道的烟温分布不均[2]，受热面局部超温的幅度增大。
（3）入炉煤灰熔点偏低造成炉膛结焦，或吹灰蒸汽参数过热度不够、设备故障等导致锅炉积灰，炉膛出口烟温升高，容易使锅炉超温。
（4）锅炉本体尤其是底部捞渣机漏风，造成火焰中心升高，燃烧时间增加，导致炉膛出口烟温升高。
防止锅炉主再热汽超温及升温升压过快措施
防止锅炉主再热蒸汽过热和温升、升压过快的措施
－、机组启、停机期间的操作：
机组的启动过程是一个非常不稳定的阶段，同时也存在很多发生事故的机会，控制主、再热蒸汽温度和升温、升压速度就更加重要。一改注意以下几个方面：
1.机组启动过程中，严格执行规程，严格按照启动曲线控制过高的温升和压力上升以及汽包上下壁之间的温差；
2.油枪应从底部开始操作，并应定期切换，采取多油强少油量的燃烧方式，同时保障油枪的雾化效果良好；
3.辅助蒸汽系统正常运行，保证空予器的正常吹灰；
4.为满足汽机的冲转参数，可选择合适的研磨组并投入运行。此时一级减温水可投入，二级减温水尽量不投。
5.确保第一台磨煤机处于最大输出，启动第二台后，尽量保证入炉煤的平衡，防止汽温、汽压的大幅度波动，必要时利用油枪进行配合；
6.当锅炉突然熄灭或跳闸时，只剩下一台磨煤机运行，操作时严格执行规程，严禁赶火升压；
7.停炉时投入油枪，放慢降温降压速度；
8.安全门、PV阀门应定期校准，保证动作的可靠性；
9.及时更换不合格的安全门。
二、正常运行调整期间的操作：
1.正常运行时，控制主蒸汽温度在543±5℃，再热蒸汽温度
542±510℃，甲、乙侧温度偏差不大于15℃．如超出此限，我们应该积极尝试调整平衡；
2.运行调整中，控制一级减温器后温度在410℃左右，最高不宜超过425℃；二级减温器后温度在440℃，最高不宜超过460℃。再热蒸汽温度通过烟气挡板调节，最好不用事故喷水；
3.从实际情况看，上排磨煤机投入运行时容易出现超温。为此在启动备用磨煤机时，应加大运行磨煤机的入炉煤量，并保证风煤比适当。启动后，减小运行磨煤机的煤量，尽量保证入炉煤的平衡。也可以提前使汽温缓慢降至525℃左右，随后缓慢调整至正常值。严格控制升温升压速度；
锅炉再热器超温的原因分析及解决对策
锅炉再热器超温的原因分析及解决对策
摘要：本文对影响锅炉再热器壁温的因素进行了归类，并根据各类原因提出建设性解决措施，这些措施可为制定降低再热器壁温的技术方案提供参考。
关键词：锅炉；再热器；超温
0简述
由于过热器和再热器的受热面积增大，同屏管子数目增多，如何设计合理使得热量及流量等分配均匀成为我国锅炉设计向大容量、高参数发展的过程中亟待解决的问题。从大量文献中可看出在目前大型电厂中，锅炉再热器超温爆管现象很常见，电厂中对此种事故处理的方法主要是停机检修，或者在大修中更换管子材料使其更耐高温，虽超温次数在一定程度上得到减少，但仍没有从根本上解决再热器超温爆管这一问题。本文在文献[1]~ [6]的基础上，总结分析各电厂在运行中出现的再热器超温问题，并提出一些解决措施以供设计参考。
1再热器超温的因素分析
在运行当中造成再热器超温的原因很复杂，不仅与再热器的设计有关，而且还与机组的运行、燃烧方式等因素有关。但从换热角度来分析，主要原因有再热管管壁与管外烟气，管壁与管内蒸汽间换热及管壁本身的导热不良所致，下面分别对其影响因素进行简单分析。
1.1 管外换热
由热阻的定义分析可知，管外烟气换热对再热器温度的影响占主导地位，具体因素如下：
（1）炉膛出口过量空气系数。机组运行中通过监测炉膛出口过剩氧量来监控过量空气系数。烟气量和炉膛出口烟温的变化对过量空气系数造成最直接的影响，同时还会引起其他运行参数的改变。
由炉膛出口温度计算公式：
式中：M—经验系数，它与燃料的性质、燃烧方式和燃烧器布置得相对高度、炉内火焰平均温度和理论温度等因素有关；Ta—炉膛理论燃烧温度；0—波尔兹曼常数；a1—炉膛黑度；—炉内辐射受热面热的有效系数；F1—炉膛辐射换热面
火电厂锅炉主再热汽温调整分析
火电厂锅炉主再热汽温调整分析
摘要：如今，随着我国经济的快速发展，在火电厂的运行中，锅炉是主要的运行设备之一。锅炉的主蒸汽温度以及再热蒸汽温度是锅炉运行的主要的指标。在锅炉实际运行中，会受到负荷、压力以及水温等因素的影响，导致锅炉的主再热汽温出现明显的变化，影响锅炉的燃烧效率，同时增加煤耗。因此，需要对于影响锅炉主再热汽温的因素进行分析总结，更好地调整锅炉汽温。该文分析了影响锅炉主再热蒸汽汽温变化的原因，给出了锅炉主再热汽温调整的策略，以供参考。
关键词：火电厂;锅炉;主再热;汽温调整
引言
在火力发电机组运行中，特别是低负荷时，主再热蒸汽温度降低，将影响机组的安全、经济运行。一般情况下主蒸汽温度每降低10℃，相当于耗燃料0.2%。对于10～25MPa、540℃的蒸汽，主蒸汽温度每降低10℃，将使循环热效率下降0.5‰、汽轮机出口的蒸汽湿度增加0.7‰。这不仅影响了热力系统的循环效率，而且加大了对汽轮机末级叶片的侵蚀，甚至发生水击现象，以致造成汽轮机叶片断裂损坏事故，严重威胁汽轮机的安全运行。因此正常运行中保证额定的主再热汽温，对于机组的安全和经济运行尤为重要。
1影响锅炉主再热汽温变化的因素
第一，燃烧强度的影响。如果随着风量以及煤量的增加而燃烧强度增强的话，那么主汽压力就会上升，主汽温度以及再热汽温都会随着烟气量的增加而上升。第二，燃烧中心位置的影响。当炉膛的燃烧中心上移时，那么炉膛的出口烟温就会升高，导致炉膛上部的过热器以及再热器吸收的热量增加，从而使主再热汽温升高。第三，燃烧煤质量的影响。如果煤质差的话，维持相同的蒸发量就需要增加燃料量，而低质煤炭中的含水量以及灰分较高，大量的燃烧会导致炉膛的出口炉温降低，会导致过热器吸收的热量减少，汽温就会下降。第四，风量大小的影
锅炉主、再热蒸汽温度分析及控制措施
锅炉主、再热蒸汽温度分析及控制措施
摘要：电厂蒸汽的温度对于电厂设备运行状态及电厂经济性都具有直接的影响。本文结合实际电厂进行分析，分析了锅炉主再热蒸汽的温度超温现象原因，并对
超温对于机组运行的影响进行了探讨，在此基础之上，分析了机组控制主、再热
蒸汽温度平衡的措施，以期为相关的工作提供参考。
关键词：锅炉主再热器超温
1引言
由于我国的能源结构是多煤少油，因此我国大力发展煤炭资源的合理利用。
燃煤发电是我国主要的电力来源，煤炭的合理利用效率直接关系着电厂的经济性。另外，蒸汽的温度也是锅炉运行的一个重要的参数，调节好蒸汽的温度不仅可以
使得装置可以安全、稳定、高效进行，也能够使得煤炭的有效利用率提升。然而
在电厂的实际运行过程中，锅炉的主、再热器蒸汽的温度经常出现超温的现象，
直接对装置的安全性和稳定性造成影响，同时也降低经济性。本文结合某电厂的
实际情况，对锅炉主、再热器中蒸汽温度超温进行分析探讨，并分析蒸汽超温的
危害性，在此基础之上，探析了蒸汽温度控制的合理措施。
2锅炉蒸汽超温分析
某电厂发电机组为600MW，锅炉为自然循环、前后墙对冲燃烧方式、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、全钢构架的Π型汽包锅炉。自机组投产以来，主、再热器蒸汽温度超温现象频繁出现，直接对机组的运行性能产生影响。
对锅炉产生蒸汽超温的现象进行了分析探讨，如下：
(1)对锅炉运行的调整记录仔细分析，发现锅炉燃烧存在调整不合理之处。例如：燃烧器的配风与燃烧需要的匹配性经常出现偏差，使得燃烧工况偏离设计值，导致燃烧的行程加长，炉膛出口处的温升较大。锅炉的各层一次风不均匀极易导
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
锅炉主、再热蒸汽超温分析及控制措施
【摘要】主、再热蒸汽超温频繁出现，对机组性能产生影响，在机组运行工况发生变化时，应加强对汽温的监视与调整，分析其影响因素与变化的关系，摸索出汽温调节的一些经验，来指导我们的调整操作。超温现象控制效果非常明显。自这些措施在值内开始应用以来，长时间以来再没有发生超温情况。
【关键词】超温；蒸汽；壁温；减温水量
0 引言
宁夏大唐国际大坝发电有限责任公司大坝两台600mw机组锅炉为东方锅炉厂生产的亚临界参数、自然循环、前后墙对冲燃烧方式、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、全钢构架的π型汽包锅炉。在炉膛上部垂直布置有屏式过热器，水平烟道由上部后墙水冷壁管绕制而成，在折焰角上方水平烟道内按照烟气流动方向依次布置有末级（高温）过热器和高温再热器；尾部后竖井四周由包墙过热器组成，尾部竖井烟道被中隔墙分为两部分，前后分别布置低温再热器和低温过热器，低温再热器和低温过热器被省煤器中间联箱引出的吊挂管悬吊；其后分别布置省煤器、烟道挡板、空气预热器。自投产以来，主、再热蒸汽超温频繁出现，对机组性能产生影响。主蒸汽、再热汽温、锅炉受热面金属温度是发电厂汽机、锅炉安全经济运行所必须监视与调整的主要参数，由于影响汽温的因素多，影响过程复杂多变，调节过程惯性大，这就要求汽温调节应勤分析、多观察，树立起超前调节的思想。在机组运行工况发生变化
时，应加强对汽温的监视与调整，分析其影响因素与变化的关系，摸索出汽温调节的一些经验，来指导我们的调整操作。由于汽温变化的复杂性，在实际调节过程中要灵活应用。
1 锅炉超温原因分析
1.1 根据日常运行记录可以发现，每台炉都有燃烧调整不当的情况发生
例如，没有根据燃烧需要及时调整各层燃烧器的配风，使燃烧工况偏离设计值，火焰中心偏移，导致燃烧行程加长，炉膛出口烟温升高。如果锅炉各层一次风口风量不均匀，给煤量或一次风不均匀也能造成燃烧中心偏斜，甚至贴壁燃烧，使水冷壁局部超温。在启、停磨煤机及锅炉负荷升降的过程中，由于运行工况的变化率过大，炉膛出口烟道温度场和速度场分布不均，也会加大局部超温的可能性。
1.2 根据空气动力场试验，炉膛出口处可能存在着一定的残余气流旋转现象，而一、二次风的动量比会影响到烟气流的旋转强度，使沿炉膛宽度方向的炉膛出口烟温和烟速分布存在一定的偏差，造成水平烟道的烟温分布不均，在这种情况下，烟气温度场和速度场的分布偏差就使受热面吸热产生了较大的偏差，加大了局部超温的幅度。
1.3 由于煤种原因造成过热器或水冷壁严重结焦，或者因吹灰设备等因素导致炉膛部分受热面粘灰严重，促使受热面烟气温度进一步升高，加剧了过热器的超温，造成过热器爆管。
1.4 锅炉本体都有不同程度的漏风，造成炉膛出口烟道烟气量增加，也加剧了超温。
1.5 给水品质不合格或者因为没有进行定期排污、除氧效果差、汽包加药量不合适等因素造成给水品质不良，易对管子形成腐蚀，引起受热面管内结垢积盐，影响传热。当给水不合格时，在水冷壁上结垢并形成垢下腐蚀，会造成受热面在运行中发生超温现象。1.6 由于运行人员80%以上为参加工作2至3年的年轻人，运行调整技术水平低，对锅炉超温造成严重危害的认识不强。
2 锅炉超温的控制
2.1 机组启、停时的操作
2.1.1 机组的启动过程是一个很不稳定的阶段，同时也存在很多事故隐患，控制蒸汽温度、金属壁温和升温、升压速度就更加重要。
2.1.2 机组启、停过程中，严格执行规程，按照启、停曲线控制汽温、汽压速度以及汽包上下壁温差。
2.1.3 机组滑停以前必须对锅炉进行一次全面吹灰，以减小减温水量，可以使汽温在下滑过程中较好控制，使滑停过程顺利进行。
2.1.4 滑停过程中应尽量依靠减弱燃烧来使汽温下滑，不宜采取开大减温水的方法来下滑汽温，如汽温下降速度较慢或居高不下时，可以加大下层磨的出力减小上层磨的出力，或者停运上层磨，减少磨煤机的运行台数。另一方面可以适当的开大上排二次风档板，关小下层二次风档板的方法使汽温下滑。
2.1.5 滑停过程中，应尽可能的保持磨煤机集中运行，使燃烧稳
定。停磨前应先将磨的煤量减至最小，再停止磨煤机运行。停磨后应适当加大其余磨的出力，保持总磨煤量小幅度变化，以防止汽温下降速度过快。
2.1.6 正常情况下，机组滑停至给水阀进行切换时，密切监视、调整给水差压，防止由于切换时给水压力的突增，导致减温水流量突增，使汽温产生突降。
2.1.7 对于打过水压后的锅炉，由于过热器及再热器中存着较多的积水，此时启动存在着汽包压力上升快，而汽温上升速度慢，为了使汽温与汽压相匹配，在锅炉点火前全开过热器及再热器，主、再汽管道所有疏水门，进行充分疏水；点火后及时开启高旁、低旁阀，使过、再热器中的积水及时排走。投油枪时，上层油枪，以提高火焰中心高度，使过、再热器中的积水尽快蒸发掉，保证过、再热汽温与压力的匹配关系。
2.1.8 对于极热态机组，当汽机调跳闸，锅炉灭火后，应立即关闭所有减温水调门及总门，并开启排汽电动门或旁路门（汽机允许条件下），开启过、再热器疏水门。减少过、再热汽温的下降，为短时间恢复作好准备。锅炉在点火前尽量开大旁路门降压，吹扫完毕后应立即投油枪点火，以减小炉膛热损失，投油时可先投上油枪，保持较高的火焰中心高度，并保持较高的氧量值，以使汽温尽快达到冲转参数。
2.1.9 在机组启动初期低负荷投入减温水时，应注意一级减温器后的温度以及事故喷水后的温度应高于对应的过、再热汽压力下的
饱和温度，以防过、再热器积水振动。
2.1.10 油枪要从底层投入并应该定期切换，采取多油强少油量的燃烧方式，同时保障油枪的雾化效果良好。
2.1.11 正常投入辅助蒸汽系统，锅炉点火后保证空予器的正常、连续吹灰。
2.1.12 为满足汽机的冲转参数，可选择适当的磨组投入运行。此时一级减温水可投入，二级减温水尽量不投。
2.1.13 保证第一台磨煤机在最大出力时，启动第二台后，尽量保证入炉煤的平衡，防止汽温、汽压的大幅度波动，必要时利用油枪进行配合。
2.1.14 在锅炉突然灭火或跳闸只剩下一台磨煤机运行，操作时严格执行规程，严禁赶火升压。
2.1.15 停炉过程中要缓慢减少煤量，必要时投入油枪，放慢降温降压速度。
2.2 正常运行调整时的操作
2.2.1 正常运行时，控制主蒸汽温度在541±5℃，再热蒸汽温度541±5℃，左右侧温度偏差不大于15℃，如超出此限，应该积极设法调整平衡。
2.2.2 运行调整中，控制一级减温水流量，保证屏过后汽温不超过472℃；二级减温水细调，高过后汽温541±5℃℃。再热汽温使用烟气挡板调整，尽量减少再热减温水量。
2.2.3 从实际情况看，在投入上排磨煤机时易发生超温现象。为