锅炉减温水量大原因分析
600 MW燃煤锅炉再热器减温水量波动原因分析及措施
Ｋｅ ｙ ｗｏ ｒ ｄ ｓ ： ｒ ｅ ｈ ｅ ａ ｔ ｅ ｒ ，ｄ ｅ ｓ ｕ ｐ ｅ ｒ ｈ ｅ ａ ｔ ｉ ｎ ｇ ｗａ ｔ ｅ ｒ ，ｃ ｏ ｎ ｓ ｕ ｍｐ ｔ ｉ ｏ ｎ，ｆ ｌ ｕ ｃ ｔ ｕ ａ ｔ ｅ ，ｌ ｏ ａ ｄ ｒ ａ ｔ ｅ ，ｃ ｏ ａ ｌ ｑ ｕ ａ ｌ ｉ ｔ ｙ ，ｈ ｅ ａ ｔ ｅ ｄ ｓ ｕ ｒ ｆ ａ ｃ ｅ ，ｉ ｎ ｄ ｉ ｃ ｔ ｏ ｒ
关键 词 ： 再热 器； 减温水 ； 用量 ； 波动 ； 负荷 率 ； 煤质 ； 受热面 ； 指 标 平 衡
中图分类号 ： Ｔ Ｋ ２ ６ ４ ． ９ 文献标识码 ： Ａ
Ａｎａ ｌ ｙ ｓ ｉ ｓ ａ ｎｄ Ｍｅ ａ ｓ ｕ ｒ ｅ ｓ ｏ ｆ ６ ０ ０ ＭＷ Ｃｏ ａ ｌ — ｆ ｉ ｒ ｅ ｄ Ｂｏ ｉ ｌ ｅ ｒ Ｒｅ ｈｅ ａ ｔ ｅ ｒ
的长短及煤质 参数 的分析对比 ， 从运行和设备特性 分析 了减温水用量 变化的原 因。３号锅 炉的烟气量大、 水冷壁 结
垢 严重造成 了减温水用量剧增 ， 而 日负荷率 、 高 负荷 时段 的长短及 煤种 变化是 减 温水 用量 大幅波动 的主要 原 因。
针 对各种 因素制定 了改进措施 ， 调 整运行状 态后 ， 减 温水总量有 所下降 ， 机组 经济性得到提 高。
６ ０ ０ ＭＷ 燃煤锅炉再热器减温 水量波动原因分析及措施
邢 希 东
（ 天津大唐 国际盘 山发 电有 限责任公 司， 天津 蓟县 ３ ０ １ ９ ０ ０ ） 摘 要： 某 ３号锅炉再热 器减 温水 的用量大 ， 且波动 幅度较 大。通过 对机组 日负荷 率、 日减 温水 总量、 高 负荷 时段
第３ ４卷 第 ４期
２ ０ １ ３年 １ ２月
锅炉减温水量大的原因
锅炉减温水量大的原因
锅炉减温水量大的原因可能包括以下几个方面：
1. 锅炉负荷变化：当锅炉负荷突然减小时，限制燃料供给量或关闭燃烧器来调节燃料燃烧量，可能导致较大的减温水量。
2. 锅炉燃烧不完全：如果燃料燃烧不完全，会导致锅炉内产生较多的烟气和灰渣，为了防止烟气和灰渣对锅炉造成损害，需要加大排出的废气量和废灰量，从而造成减温水量大。
3. 管道泄漏：锅炉管道中存在泄漏，导致锅炉内循环水量减少，从而增加了减温水量。
4. 过量放水：有时为了保证锅炉的安全运行，会需要进行放水操作，如果操作不当或放水过度，可能导致减温水量增加。
5. 弱化水质：锅炉水质处理不当或循环水中含有过多的污染物，会导致锅炉内结垢增多，减温水量相应增加。
6. 锅炉过热：在某些情况下，锅炉内可能出现过热现象，为了降低水温，需要加大减温水量。
需要根据具体的情况进行分析和处理，避免减温水量过大带来的负面影响。
减温水过量对锅炉运行的影响
减温水过量对锅炉运行的影响作者：王永启来源：《中国化工贸易·上旬刊》2018年第01期摘要：实际工业生产时，锅炉在运行过程中常伴随减温水过量的问题。
减温水过量对锅炉安全稳定运行造成影响，会降低运行效率，增大生产成本，影响厂家的经济效益，因此必须加以重视。
过热减温水过量和再热减温水过量的成因主要包括蒸汽温度过高和锅炉受热面布置不合理等，本研究对这两个原因进行了分析，同时提出通过调整过热器和再热器的吸热比例以及增加省煤器的受热面积等途径，对锅炉运行进行调节，可以尽量避免减温水过量，使锅炉安全平稳运行，提高生产效率和经济效益。
关键词：减温水过量；锅炉运行；影响锅炉的减温水量对锅炉的安全稳定运行有着显著影响。
减温水过量，会直接影响锅炉的安全运行，并降低机组运行效率，增大生产成本。
长期以往必将对工业过程的安全性和经济性产生不利影响。
对减温水过量的成因分析，发现其主要是由蒸汽温度过高和锅炉受热面布置不合理所致。
若要保证锅炉运行的安全性和经济性，必须对以上成因加以控制和改进。
1 减温水过量对锅炉运行的影响1.1 过热减温水过量的影响锅炉减温水系统通常包括过热减温水系统和再热减温水系统。
喷水减温器的原理是，通过喷嘴使减温水处于水雾状态，并喷入过热蒸汽中，雾化的减温水吸收过热蒸汽中的热量而蒸发，从而降低过热蒸汽的温度。
因此过热减温水的主要作用是改变过热气温。
在生产中应当严格控制减温水的用量，若减温水用量过大，需增大受热面积，进而增大生产成本，减少经济效益；若减温水量不足，对过热气的温度调节易受外界条件的干扰，过热汽温可调性差，具体表现在当所用煤的种类不同时，过热器减温水的消耗功率与机组做工也不同。
1.2 再热减温水过量的影响由于再热蒸汽的喷入，导致机组中低压气缸的蒸汽压力增大，从而加大了所做的功，这样一来则会引起高压气缸做的功降低，影响机组的热循环，导致整个锅炉机组的效率下降。
据研究测试，即使向调温水蒸气直接喷入少量雾化冷却水，也会使机组的热循环效率下降。
浅谈降低燃煤锅炉再热器减温水量
DOI：10.16660/ki.1674-098X.2018.03.022浅谈降低燃煤锅炉再热器减温水量①任天宝(华能国际电力开发公司铜川照金电厂 陕西铜川 727100)摘要：再热器减温水量的使用，对机组整体的经济性有很大的影响，本文针对铜川照金电厂#1机组再热器减温水量大的问题进行了分析总结，并提出了解决办法。
关键词：再热器减温水量 热效率 经济性中图分类号：TK264 文献标识码：A 文章编号：1674-098X(2018)01(c)-0022-02华能铜川照金电厂一期工程2×600M W机组锅炉为哈尔滨锅炉厂采用美国ABB-CE燃烧工程公司引进技术设计和制造的HG-2070/17.5-Y M9型锅炉，最大连续蒸发量2070t/h，再热器蒸汽出口温度为541℃。
按照设计再热蒸汽的温度调节主要靠燃烧器摆动，减温水只作为事故情况下的调节手段，而目前机组正常运行中，再热气温的调节主要靠再热器减温水量，严重影响了机组的经济性。
1 现状分析目前负荷在400MW以下时，减温水量在0～5t/h左右；负荷在400～500MW时，减温水量在5～15t/h左右；负荷在500～600MW时，减温水量在15～30t/h左右。
分析影响再热器减温水量大的因素，主要有煤质、吹灰、燃烧器摆角、配风方式、运行方式及值班员的调整水平等因素。
2 原因分析及对策2.1 煤质影响煤质的好坏对燃煤锅炉来说至关重要。
煤质好，煤发热量高，耗煤量小，烟气量小，再热器减温水量必然少；而煤质差时，在接带同负荷情况下就需要多运行磨煤机，提高一次风压，不仅造成再热器减温水量大，而且还造成制粉电耗高，厂用电率高。
表1是6台磨煤机和5台磨煤机接带600MW 时的参数对比。
从表1可以看出，5台磨煤机接带600MW负荷，再热器减温水量明显下降了10～15t/h左右,所以在满足负荷及掺烧条件的情况下，燃烧好煤对降低再热器减温水量来说至关重要。
2.2 吹灰影响锅炉吹灰的目的是保持受热面的清洁，降低排烟损失，提高传热效率和锅炉效率，但在吹灰过程中会造成主再热气温波动，尤其是再热器区域的长吹灰枪吹灰时，不仅会增加再热器减温水量，而且吹灰枪故障时还会造成受热面管壁吹损。
锅炉再热器减温水流量突然增大,导致负荷波动
1，运行方式机组负荷：281MW，煤量167T/H，风量:888T/H,ABCE磨煤机运行，AB空预器。
六大风机运行，主汽流量：865T/H CCS 一次调频FCB投入，主汽温度541℃，主汽压力，14.92MPa,蒸汽压力2.67Mpa,再热汽温544℃，再热蒸汽减温水流量:4T/H。
2.参数变化过程监盘人员发现，锅炉高温再热器金属测点温度5指示从560℃瞬间上升至574℃，由此判断，可能会导致金属壁温超温，于是将再热器事故减温水调节门，左右分别从3%/4%开至20%/18%，左右侧减温水流量，分别由2/2T/H上升至20/20T/H。
机组负荷从281MW上升至292MW,波动幅度11MW左右，发现负荷波动后，缓慢将减温水，开度关小，随着减温水调节门水逐渐关小，负荷逐渐恢复至正常值。
再热汽温由544℃下降至517℃，高温再热器金属低温金属壁温5由574℃下降至553℃，随后在调节过程中逐步恢复正常。
3.原因分析高温再热器出口金属壁温测点5温度发生较大的变化，存在超温的风险，监盘人员为控制超温，较大幅度的开启减温水调节阀，导致减温水流量突增，进入骑龙集中压缸的蒸汽流量较大幅度增加，从而造成机组负荷上升，虽然机组CCS协调控制投入状态，但是再次负荷下，中压缸调节门和中压缸主汽门门是处于全开状态，故无法对负荷进行较快的响应和调节，因此随着中压缸进气流量的增加，机组负荷会相应的出现上升现象。
4.心得总结1)在机组正常运行过程中，尤其是平时的正常调节中，要尽量避免大幅度的调节操作，尤其是对于调解过程中涉及影响到负荷，压力及温度的相关调节系统，在操作前要做好充分的预想。
2)当运行中参数发生突变时，必须综合判断是测点问题还是状态参数真的发生剧烈变化;切忌盲目的根据参数的变化进行大幅度调节，尤其是在未判明原因的情况下，对于调节后有滞后反应的参数，在调节后应观察一段时间，再进行调节，当某一参数发生剧烈变化，而其它参数会发生变化时，此时一般认为测点出现问题，或者特点受到干扰。
锅炉减温水量大的原因
锅炉减温水量大的原因锅炉在工业生产中起到了至关重要的作用，它们负责产生高温高压的蒸汽，供给工艺设备使用。
然而，在实际运行中，有时我们会遇到锅炉减温水量过大的问题，这会对锅炉的正常运行造成一定的影响。
那么，造成锅炉减温水量大的原因有哪些呢？本文将对此进行详细阐述。
锅炉减温水量大的原因之一是水处理不当。
在锅炉中，水起到了冷却和输送热能的作用。
如果水处理不当，水中会含有大量的杂质和溶解物质，这些杂质会沉积在锅炉内壁上，形成水垢。
水垢的存在会导致锅炉传热效果下降，使得锅炉温度升高，从而减小了锅炉的工作效率，同时也会导致锅炉减温水量过大。
锅炉减温水量大的原因还可能是锅炉设计不合理。
锅炉在设计时需要考虑到其热负荷和工作压力，如果设计不合理，就会导致锅炉运行时出现问题。
例如，如果锅炉的炉膛容积过大，烟气停留时间过长，就会导致烟气温度下降不足，从而减少了热交换效果，使得锅炉减温水量过大。
锅炉减温水量大的原因还可能与锅炉燃烧系统有关。
燃烧系统在锅炉运行中起到了关键的作用，如果燃烧不充分，就会导致燃烧产生的烟气中含有大量的未燃烧物质，这些未燃烧物质会附着在锅炉内壁上，形成烟道结焦，减少了热交换效果，导致锅炉减温水量过大。
锅炉减温水量过大还可能与锅炉的负荷变化有关。
在工业生产中，锅炉的负荷是不断变化的，如果负荷突然减小，锅炉的燃烧热效率就会下降，导致锅炉减温水量过大。
因此，合理调整锅炉的负荷是保持锅炉正常运行的关键。
锅炉减温水量过大还可能与锅炉的维护保养有关。
锅炉在长时间运行后，会出现一些问题，例如管道堵塞、阀门失灵等，这些问题会导致锅炉的热交换效果下降，从而减小了锅炉的工作效率，使得锅炉减温水量过大。
因此，定期对锅炉进行维护保养是保证锅炉正常运行的必要措施。
锅炉减温水量大的原因有很多，包括水处理不当、锅炉设计不合理、锅炉燃烧系统问题、负荷变化以及维护保养不到位等。
为了保证锅炉的正常运行，我们需要对这些问题进行全面的分析和解决，采取相应的措施，如加强水处理、优化锅炉设计、改善燃烧系统、合理调整负荷以及定期进行维护保养等。
锅炉再热减与过热器减温水量、机组助燃油与启停用油问题原因及解决方法
锅炉再热减与过热器减温水量、机组助燃油与启停用油问题原因及解决方法一、再热减温水量(t/h)：（一）、可能存在问题的原因：1、再热蒸汽温度过高。
2、再热减温水阀门内漏。
（二）、解决问题的方法：1、运行措施：①、人为调整负荷时，煤量增减幅度不能过大。
②、进行优化燃烧调整试验，确定锅炉最佳的氧量值，合理调节锅炉氧量。
③、调整燃烧器投运方式，通过燃烧调整保证锅炉的再热温度，尽量减少减温水量。
④、正常投入锅炉再热蒸汽温度自动控制。
⑤、加强监视再热器各段汽温，对汽温调整做到勤调、细调，减少喷水减温水量，控制再热蒸汽温度。
⑥、通过试验掌握制粉系统运行方式变化对再热蒸汽温度的影响规律，分析原因，做好预见性调整工作。
⑦、合理进行受热面吹灰。
⑧、按照燃烧调整试验结果，调整煤粒、粉的经济细度。
⑨、合理混配，使入炉煤接近设计煤种。
2、日常维护及试验：①、进行燃烧调整试验，确定锅炉最佳的运行方式。
②、及时消除吹灰器缺陷，保证吹灰器投入率。
③、提高自动调节品质。
④、及时发现和分析炉膛火焰中心发生偏移的原因，并采取针对性措施。
3、检修措施：①、减温水各阀门内漏治理。
②、停炉后检查清理受热面积灰、结渣。
③、受热面改造。
二、机组启停用油（t）。
（煤粉炉）：（一）、可能存在问题的原因：1、机组启动用油量大：①、机组在启动过程中主、辅机或系统发生设备缺陷。
②、油、粉投运不合理，炉内燃烧不均匀，延长启动时间。
③、机、炉操作协调、配合不好，延长启动时间。
④、机组启动过程中未按启动曲线控制升温、升压速度。
⑤、给水温度较低。
⑥、汽水品质不合格，延长启动时间。
⑦、启动时试验安排不合理或运行与检修之间没有配合好，试验时间过长。
⑧、并网后低负荷煤粉燃烧不佳，延长投油助燃时间。
⑨、油枪存在缺陷，燃烧不良。
⑩、风量配比不合理，燃烧不良。
2、机组停运用油量大：①、油、粉投运不合理，炉内燃烧不均匀，增加用油量。
②、机组停用过程中未按曲线控制降温、降压速度。
减少#1炉再热器减温水使用量
减少#1炉再热器减温水使用量发布时间：2021-08-10T10:53:36.580Z 来源：《中国电力企业管理》2021年4月作者：陈东[导读] 为降低本公司#1炉再热器减温水使用量，本文从现状调查、原因分析、方案实施等几个方面进行了数据统计和分析，该过程中我们根据本公司的实际情况，以及火力发电厂亚临界燃煤汽包炉再热器减温水的主要影响因素，并经过反复验证，总结出降低再热器减温水使用量的相关措施，从而实现了节能降耗的目标要求，同时对其他电厂也起到了一定的参考价值。
国能神皖马鞍山发电有限责任公司陈东安徽马鞍山 243051摘要：为降低本公司#1炉再热器减温水使用量，本文从现状调查、原因分析、方案实施等几个方面进行了数据统计和分析，该过程中我们根据本公司的实际情况，以及火力发电厂亚临界燃煤汽包炉再热器减温水的主要影响因素，并经过反复验证，总结出降低再热器减温水使用量的相关措施，从而实现了节能降耗的目标要求，同时对其他电厂也起到了一定的参考价值。
关键词：再热器；减温水；节能；挡板；吹灰引言国能神皖马鞍山发电有限责任公司四台锅炉设备均为东方锅炉（集团）股份有限公司生产亚临界压力、一次中间再热、自然循环、单炉膛Π 型、全钢架悬吊结构、半露天布置、平衡通风、尾部双烟道、四角切圆燃烧、烟气挡板调节再热汽温、燃煤汽包炉。
在增容改造期间#1炉及#4炉低温再热器面积增加为1800m2，#2炉及#3炉低温再热器面积为1200m2，相对于#2炉和#3炉，#1炉及#4炉再热器减温水使用量偏大，但2020年#1炉再热器减温水使用量偏大尤为明显。
为减少#1炉再热器减温水使用量，提高机组运行经济性，需通过数据分析，查明原因，制定相应的方案措施，并通过不断的分析论证，确认最终的巩固措施，以保证机组运行的经济性，实现节能降耗的目标。
1.问题现状国能神皖马鞍山发电有限责任公司四台锅炉设备均为东方锅炉（集团）股份有限公司生产亚临界压力、一次中间再热、自然循环、单炉膛Π 型、全钢架悬吊结构、半露天布置、平衡通风、尾部双烟道、四角切圆燃烧、烟气挡板调节再热汽温、燃煤汽包炉。
降低锅炉减温水量技术交流1.
（1）使炉膛黑度减少，辐射传热略有下降，
导致炉膛出口温度略有升高；
（2）对流传热中因灰粒子的减弱系数降低，使辐 射传热部分受影响，但因对流部分与气压无关，在 对流受热面中对流传热占主要份额，因此影响较弱， 造成在对流受热面吸热量增大；
(3)海拔低气压使得燃烧反应速度降低，使着火燃尽 能力下降，因此对煤粉细度，炉膛容积都要作相应 的调整，以满足炉膛吸热量的要求；(4)炉内烟气体 积增大，使相同截面下流速增加，会缩短煤粉气流 在炉内平均停留时间，影响在炉膛内燃尽，导致飞 灰含碳量增加，降低锅炉效率，严重时会使残余煤 粉在对流区燃烧，直接影响锅炉的安全与经济运行。
量及排烟温度降低幅度有限，锅炉过热器减温水量 仅减少约20t/h左右，再热器减温水量、排烟温度基 本上没有变化。这说明对于目前的燃烧器改变其燃
烧强度幅度有限，通过这一思路不能作为解决托电 8号锅炉减温水量大问题的突破口 通过常规燃 烧调整手段分析、解决8号锅炉减温水量大问题， 其中包括：一次风率的调整、氧量的调整、各层二 次风配比、煤粉细度调整等方面，通过以上方法
4.5改造对再热器减温水量的影响 由于此次受热面改造在原#5机组受热面改造方案
的基础上进行了优化，针对锅炉再热器减温水量大 的问题去除了50％的低温再热器换热面积，这样大 大降低了再热器减温水量，从表1看出，在机组各 个负荷下再热器均无需再投入减温水，同时再热器 侧烟气调节挡板仍有一定的调节裕度，这样使机组 对再热蒸汽汽温调节手段增强，降低了过热器侧省 煤器的磨损程度，同时大大提高了机组的经济性。
3. 减温水量大的根本原因
托克托发电有限责任公司三四期锅炉为东方锅炉 （集团）股份有限公司与三井·巴布科克公司合作生 产亚临界锅炉，同样类型锅炉目前国内共8台且都 处于高海拔地区，其中托电四台、大同二电厂两台， 贵州盘南电厂两台，这8台锅炉自投产以来，存在 共同问题即锅炉减温水量大，排烟温度偏高，造成 整个机组经济性差。自2006年以来，针对此问题托 电协同东方锅炉厂、华北电科院锅炉研究所对此问 题进行了深入研究，分析根本原因为由于锅炉设计 时对准格尔劣质烟煤的燃烧特性和高海拔地区煤粉 燃烧特性考虑不足，炉膛结构尺寸、辐射和对流受 热面分配比例设计不合理，引起炉膛吸热量
锅炉减温水量大的原因
锅炉减温水量大的原因以锅炉减温水量大的原因为题，我们首先需要了解什么是锅炉减温水量。
锅炉减温水量是指在锅炉运行过程中，通过调整给水量来调节锅炉的温度。
当锅炉减温水量很大时，会对锅炉的正常运行产生一定的影响。
那么，锅炉减温水量大的原因有哪些呢？一种可能的原因是锅炉负荷下降。
当锅炉负荷下降时，锅炉的燃烧热量减少，如果给水量没有相应地调整，就会导致锅炉减温水量大。
这种情况下，可以通过调整给水量来解决，使得锅炉的温度保持在合适的范围内。
锅炉水位异常也可能导致锅炉减温水量大。
当锅炉水位过高或过低时，都会对锅炉的正常运行产生影响。
如果锅炉水位过高，会导致减温水量增大，因为锅炉需要通过排除多余的水分来保持正常的水位。
而如果锅炉水位过低，则可能导致供水不足，无法满足锅炉的正常工作需要，也会出现减温水量大的情况。
因此，保持锅炉水位的稳定是确保锅炉正常运行的关键。
锅炉的调节系统故障也可能导致锅炉减温水量大。
锅炉的调节系统包括控制阀、传感器等，用于监测和调节锅炉的温度和压力等参数。
如果这些调节设备出现故障，可能会导致锅炉减温水量大。
例如，当温度传感器损坏时，无法及时检测到锅炉的温度变化，从而无法及时调整给水量，导致锅炉减温水量过大。
因此，定期检查和维护锅炉的调节系统是确保锅炉正常运行的重要措施。
锅炉管道堵塞也可能导致锅炉减温水量大。
锅炉运行过程中，管道中会产生一定的杂质和沉积物，如果不及时清理，就会导致管道堵塞。
当管道堵塞时，水流会受到阻碍，导致减温水量增大。
因此，定期清洗锅炉管道，保持通畅是确保锅炉正常运行的重要步骤。
锅炉减温水量大的原因可能有锅炉负荷下降、锅炉水位异常、锅炉调节系统故障和锅炉管道堵塞等。
为了确保锅炉的正常运行，我们应该定期检查和维护锅炉的各个部分，及时处理故障，并保持锅炉的水位稳定和管道通畅。
只有这样，我们才能保障锅炉的正常运行，提高锅炉的效率和安全性。
300MW燃煤火电机组过热器减温水的影响因素及优化运行
温初压可以极大的提高热循环的效率袁 可以有效的降低低温过 热器出口温度袁从而降低过热器减温水量遥 这一条无疑义袁但是 汽压提升的原则应是汽温稳定达标遥升压过程应稳定柔和袁防止 因为升压过快导致减温水量暂时性剧烈增长遥
2.2 尽量开大底层风开度 在环保参数允许的前提下袁尽量增大底层风开度袁尽量提升 锅炉蒸发段热负荷袁在低氮燃烧改造之后袁锅炉燃烧较传统燃烧 方式而言袁同样风量的的情况下袁主燃烧区域严重缺风遥 在锅炉 热负荷降低的工况下袁炉膛燃烧温度较低环袁环保参数的维持本 身不是问题袁我们完全可以关小顶层风门袁这样造成燃烧中心的 事实下移袁 与主燃烧区域良好的燃烧遥 经观察在 C 磨停运时袁 700th 往下袁我们就可以将顶层风试探性关小袁多数情况下能达 到目的遥 2.3 加强对负荷变动的预判 对工况提前预判袁如加负荷尧涨主汽压等上升工况时袁提前 增大减温水量袁 尽可能避免为控制汽温超限而大幅度短暂性增 加减温水的情况遥 就青岛厂而言袁一般在早晨 6 点之后袁晚上 23 点之后袁多数会有一波规律性的负荷上涨过程遥在这之前一段时 间袁我们可以将温度适当放低袁将减温水的幅度转化为减温水的 时间广度袁从而保证了减温水的精确少量使用袁在总量上对减温 水实现减少应用遥 启动制粉系统和滑压到位的过程中也是同样 的操作袁这不仅仅降低了减温水的用量袁对机组的稳定运行也大 有裨益遥 2.4 合理调整燃烧器摆角位置 合理摆动燃烧器摆角位置袁就燃烧器摆角而言袁#3尧4 机组有 一定的共性袁当摆角往上摆动的时候减温水流量有明显的升高袁 但因为摆角对再热汽温的偏斜和壁温的不均衡有较大的影响袁 所以摆角无法长期放置在低位袁需要综合考虑各项因素的影响遥 一般而言在锅炉蒸发量 850th 以下时袁 燃烧器摆角我们倾向于 放置在低处遥 在进行此类调整时袁尤其应注意袁摆角长期处于低 位导致的锅炉底部渣船区可燃气体聚集的的危险袁 需要定期进 行摆角活动遥在四角切圆锅炉中袁摆角的位置对再热器温度和锅 炉管壁温度的偏斜有着巨大的影响袁 所以在调整中我们需要适 当的妥协以寻找锅炉效率的总体最优位置遥 2.5 合理调整燃尽风摆角位置 燃尽风摆角的位置以往而言我们是认知不够的袁由于燃尽
关于余热锅炉典型问题分析
关于余热锅炉典型问题分析摘要：余热锅炉在节能减排的时代背景下有着十分显著的应用价值。
本文结合工作实践，对余热锅炉典型问题进行了分析研究。
为余热锅炉使用和管理提供有益的参考。
关键词：余热锅炉；典型问题；制造技术一、高旁减温水管道振动问题描述：高压旁路减温水再投用时引起管道振动，导致管道支架脱落变形。
原因分析：1：高旁减温水设计原因：（1）管部与根部结合处未设计减小摩擦的聚四氟乙烯滑动板。
（2）减温水管线较长，投用时阻力较大，造成大的冲击力，未设计减震器。
2：控制逻辑不合理：关断阀与调节阀操作逻辑顺序和开关时间不合理。
设计在调门之前的关断门先开关，开关时间3秒，再开关调节门，调节门开关时间远远大于关断门，致使关断门以后的管道内部没有水质，是空的，当减温水投用时在高压下水质形成水锤，造成巨大的振动，而造成管道支架变形、脱落。
解决预防方案：1：更改顺控逻辑，延长关断门开关时间至调节门关闭后，始终保持管道内部有水质，避免投用时产生水锤。
2：滑动支架在管部与根部结合处增加聚四氟乙烯板，增加滑动系数，、。
3：建议在给水管道上增加减震器。
二、炉前过热器连接管道穿炉墙的膨胀节超温损坏。
问题描述：过热器连接管道膨胀节运行期间超温，造成烟气泄露超温，膨胀节损坏。
原因分析：此处膨胀节设计不合理，保温采用在管道上包一层30mm的保温棉，炉膛内部采用两块滑动密封板点焊形成穿墙孔的密封，在运行过程中满负荷时管道向下膨胀至穿墙护板腰形孔的最底部，管道上的保温棉被挤压变形，当机组负荷减小或停机时，管道向上复位，此处的保温棉由于变形与管道脱落，这时管道与穿墙孔处形成烟气通道，烟气从内部滑动密封板处漏气进入膨胀节，膨胀节内部保温材料是成品保温棉被，自身密封不严，造成膨胀节超温，损坏。
解决预防方案：1：在穿炉墙的炉膛内部滑动密封板上增加一个保温盒，内部塞满保温材料，避免此处超温和烟气进入膨胀节。
2:将膨胀节内部保温棉被更换保温棉，采用耐高温胶错层累贴，并根据图纸预留膨胀量。
锅炉过热器减温水量大及排烟温度高问题分析与治理
Vol ·42 No·10 Oc t ．2013
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锅炉过热器减温水量大及排烟温度高 问题分析与治理
柳扣林，唐海宁，李名武
江苏国信扬州发电有限责任公司，江苏扬州 225131
[摘
要] 某 电厂 630 Mw机组锅炉存在过热器减温水量偏大和排烟温度高于设计值的问题，
严重 影响机 组的经济 运行。 对此， 采取减 少低温过 热器及 低温再 热器吸热 面积， 将
经多次试验分析发现根本原因在于锅炉炉膛设计容积偏小造成炉膛吸热量不足导致炉膛出口烟温高于设计值约200从而造成过热器减温水量严重偏大过再热器易发生超温导致高温过再热器内壁产生较厚的氧化皮氧化皮剥落会造成高温过热器爆管同时炉膛出口烟温偏高也会导致锅炉排烟温度高于设计值2
第42卷第10期
热力发电
20 13年10月THERM ALPOWER GENERATI ON
收稿日 期：2013—03—29 作者简介：柳扣林( 1968- - )，男，江苏泰州人，毕业于东南大学电厂热能动力工程专业，高级工程师，从事火电厂生产管理。 E- ma i l ：t wi n kl e- s t a r @s ohu． eom
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热力 发 电
耗增加约1．5 g／( kW·h) 。同时，过多的过热器减 温水 量会使 变负荷 时过热 蒸汽温度 调节特 性较差 ， 易发生过热 器超温问题，同时也影 响机组AGC的 调节速率和精度以及机 组的安全经济运行。
L，Li Mi ngwu
Ji an gs u Guoxi n Yangzhou Power Ge ner a t i on Co ．，Lt d．，Ya ngz hou 2251 3 1，Ch i na
Abs t r a ct ：Pr obl e ms l i ke e xc es si ve des uper hea t i ng wa t e r f l ow and over hi gh e xha us t t emper at ur e
燃煤机组锅炉再热器减温水量大原因分析及处理
燃煤机组锅炉再热器减温水量大原因分析及处理作者：张学明来源：《科学与财富》2016年第28期摘要：印度古德罗尔项目一期工程建设2×600MW 亚临界燃煤机组，1号机组于2015年9月24日首次满负荷运行，在随后的可靠性运行中，发现机组再热器减温水流量大现象，经过调试单位牵头，组织锅炉制造厂家，运行，EPC等各方分析、检查发现：炉膛和分隔屏结焦过多是造成再热器减温水量偏大的主要原因，经过对锅炉结焦受热面进行清焦，并对燃烧器配风方式、吹灰频率、炉膛出口氧量、火焰中心等进行燃烧调整，使得再热汽温和减温水量维持在设计范围。
同时避免锅炉受热面结焦，提高了锅炉运行效率和机组运行的经济性和安全性。
关键词：减温水原因分析调整控制前言：印度古德罗尔一期 2×600MW 亚临界燃煤机组项目，位于印度泰米尔纳德邦古德罗尔镇，濒临孟加拉湾。
锅炉为亚临界压力、一次中间再热、控制循环锅筒炉，锅炉采用平衡通风、直流式燃烧器四角切圆燃烧方式，设计燃料为烟煤。
锅炉的最大连续蒸发量为2069t/h。
机组最大工况时（TMCR时），锅炉的蒸发量为1892.9t/h。
根据锅炉厂家说明书及业主与EPC签订的技术合同规定，锅炉负荷在50%-100%运行期间，再热蒸汽温度为538（±5℃）。
再热器的减温水量为0t/h。
但是在1号锅炉负荷在50%-100%BMCR试运行期间，再热器的减温水量最大达到76.8 t/h，最小也有12.7 t/h。
根据锅炉厂说明书：再热汽温度主要通过再热器烟气挡板调整，再热器事故喷水仅在再热器事故状态下投入，显然如此大的事故喷水量，使锅炉运行效率明显下降，也对再热器长期运行超温带来隐患。
处理前机组运行参数如下：处理前减温水DCS截图：针对该问题，调试人员进行试验分析、查找问题原因，根据调试人员所掌握的情况和运行数据，现对#1炉再热器减温水流量异常的原因进行分析如下：1. 磨煤机组合方式的影响图3为磨煤机组合方式由ABCDE磨切换到ABDEF磨后，减温水的变化趋势曲线，从图中可以看出，投运F磨后，再热器减温水量上升。
过热器减温水流量大原因分析及对策
过热器减温水流量大原因分析及对策摘要：目前绝大多数300mw 等级锅炉，从机组运行情况表明，无论负荷水平高低，锅炉过热器减温水量都是设计值3～4倍。
引起过热器减温水量过大的原因很多，本文对其原因进行分析并采取可行性对策。
关键词：过热器减温水量原因分析1 概述锅炉运行过程中，蒸汽温度过高会降低蒸汽管道的使用寿命，影响安全运行，蒸汽温度过低，则会降低机组的循环效率，影响经济性。
运行中一般规定汽温偏离额定值范围是-10～+5℃。
通过汽温调节，维持稳定的过热汽温和再热汽温是锅炉运行的重要任务。
锅炉蒸汽温度调节分为烟气侧温度调节和蒸汽侧温度调节。
烟气侧调节是通过改变烟气同受热面之间换热量的大小来改变蒸汽吸热量，从而改变蒸汽温度，常用方法有摆动式燃烧器、分隔烟道挡板、改变炉膛出口过量空气系数等。
蒸汽侧温度调节主要通过改变蒸汽的焓来改变蒸汽温度，现在多采用喷水减温。
喷水减温是将减温水直接喷入过热蒸汽中，降低蒸汽的热焓，以达到调节过热汽温的目的。
鲁北发电有限责任公司1、2号锅炉为哈尔滨锅炉厂有限公司根据美国abb-ce燃烧工程公司设计制造的hg-1020/18.58-ym23型锅炉，该锅炉为亚临界参数、一次中间再热、单炉膛自然循环汽包锅炉。
设计燃用烟煤，采用平衡通风、中速磨煤机组成的直吹式制粉系统、摆动燃烧器四角切圆燃烧方式，固态排渣煤粉炉。
锅炉采用摆动式燃烧器，四角布置，切向燃烧方式，燃烧器一、二次风喷嘴均可上下摆动，最大摆角约±300。
过热蒸汽温度主要靠一、二级（各两点）喷水减温器调节，再热蒸汽温度主要以燃烧器摆动调节为主。
2 过热器减温水运行现状鲁北1.2号机组投产运行以来，锅炉过热器减温水量一直居高不下，远远大于设计值要求。
锅炉设计额定负荷工况时过热器减温水量是13.3t/h，75%负荷下过热器减温水量设计为59.1t/h。
实际1.2号锅炉减温水量过大，以鲁北2号机组炉运行参数为例，数据见下表：从以上数据可见，2号炉在不同负荷工况下，主蒸汽温度均能控制在设计值左右，但为保证受热面管壁不超温，必须采用大量减温水降温。
锅炉运行过程中为何不宜大开、大关减温水门,更不宜将减温水门关
锅炉运行过程中为何不宜大开、大关减温
水门，更不宜将减温水门关
锅炉运行过程中，汽温偏离额定值时，是由开大或关小减温水门来调节的。
调节时要根据汽温的变化趋势，均匀地改变减温水量，而不宜大开大关减温水门，这是因为：
1、大幅度调节减温水，会出现调节过量，即原来汽温偏高时，由于猛增减温水，调节后跟着会出现汽温偏低；接着又猛关减温水门后，汽温又会偏高。
结果，使汽温反复波动，控制不稳。
2、会使减温器本身，特别是厚壁部件（水室、喷头）出现交变温差应力，以致使金属疲劳，出现本身焊口裂纹而造成事故。
汽温偏低时，要关小减温水门，但不宜轻易将减温水门关死。
因为，减温水门关死后，减温水管内的水不流动，温度逐渐降低，当再次启用减温水时，低温水首先进入减温器内，使减温器承受较大的温差应力。
连续这样使用，会使减温器端部、水室或喷头产生裂纹，影响安全运行。
为此，减温水停用后如果现次启用，应先开启减温水管的疏水门，放净管内冷水后，再投减温水，不使低温水进入减温器。
基于降低燃煤锅炉再热器减温水量分析
基于降低燃煤锅炉再热器减温水量分析摘要：研究发现，再热器减温水量使用的效果显著，对机组整体的平稳性、经济性有很大的影响。
本文将结合实际案例，剖析再热器减温水量大的根本原因，在此基础上提出降低再热器减温水量的有效措施，以便为今后1000MW火电厂的安全运行提供有益参考。
关键词：1000MW火电厂；再热器减温水量；燃煤锅炉；控制方法引言：某火电厂有2台1000MW燃煤机组，由于燃煤灰熔点低，所以实际应用中锅炉结焦严重，灰渣沾污性强。
再加上连续高负荷运行，导致再热器减温水量居高不下，严重影响再热器合理使用的安全性以及经济性。
基于此，需采取优化的工艺处理技术，对再热器的减温水量实施精准控制，借此提高机组经济性，确保机组运行的最大效益。
研究发现，实践环节中，可通过优化烟气挡板以及修改烟气挡板控制逻辑等方法，降低减温水量，为锅炉运行参数的调整提供有效的指导。
1现状分析某电厂锅炉为DG2906/29.3-II 3，属于单炉膛、超临界参数、紧身封闭布置的I型直流锅炉。
1000MW燃煤机组在投产后，出现了棘手的再热器减温水量大问题，这一现象的产生，将严重影响再热器的后续使用，并降低机组经济性。
现实中，锅炉烟温主要参数如下表1所示。
表1 锅炉烟温的设计参数信息BM CR BRL TMCRTHA炉膛出口98982980980（o C）9屏过进口（o C）1298128612831278屏过出口（o C）1114110711051104高过进口（o C）1114110711051104负荷在400MW以下时，实际产生的减温水量将维持在0～5t/h区间内；负荷在400～600MW时，可以明显看到减温水量在攀升，平均在5～15t/h左右；当负荷在600MW以上时，燃煤机组运行所需要的减温水量接近20～30t/h。
为确保燃煤机组再热器平稳运行，需分析影响减温水量产生变化的因素，在此基础上提出科学的控制措施，保障减温水量得以降低。
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Xx电厂#1、#2锅炉减温水量大原因分析
一、概述
我厂#1、#2锅炉是哈尔滨锅炉厂股份有限公司根据美国ABB—CE燃烧工程公司技术设计。
锅炉为亚临界参数、控制循环、四角切向燃烧方式、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、紧身封闭、全钢构架的 型汽包炉。
锅炉为单炉膛四角布置的摆动式直流燃烧器切圆燃烧方式，配6台MPS型磨煤机，正压直吹式制粉系统。
每角燃烧器为6层一次风口，燃烧器可上下摆动,一次风喷嘴可最大摆动±20°，二次风喷嘴最大摆角为±30°，上层燃尽风喷嘴设计为反切12°，且可左右摆动±12°。
过热蒸汽汽温主要靠一、二级喷水减温器调整，共布置有2级4点，再热蒸汽温度调节主要采用摆动燃烧器喷嘴角度调节，再热器事故喷水减温器用于事故工况。
额定负荷下燃用设计煤种时，设计过热器减温水用量为34t/h，再热汽减温水用量为0t/h。
在实际运行中，过热汽减温水用量在70－100t/h，再热汽减温水用量在50-70t/h。
二、原因分析
1、煤质方面：
由于我厂入炉煤为神府煤，灰熔点低、结渣倾向较强，其容积热负荷偏高，断面热负荷处于中上等水平，炉膛高度偏低，使得炉膛出口温度较高。
随着入炉煤发热量升高，锅炉的断面热负荷将进一步增大，使锅炉受热面（特别是炉膛及分隔屏过热器处）的清洁程度逐渐降低。
煤质变好后，分隔屏过热器受热面上明显挂有一层薄薄的焦；但在煤质较差时，此处未发现有结焦现象。
炉膛吹灰前后减温水量对比：目前在机组600MW工况下，对炉膛吹灰3小时后，锅炉的减温水量将由吹灰前的20-30t/h增加至70-90t/h。
2、锅炉总煤量大：
锅炉额定负荷时，设计燃煤量为215.6t/h，而实际运行中，由于燃煤灰分大，低位发热量低，额定负荷时总煤量之前为300t/h左右，目前总煤量为260 t/h。
这样必然导致烟气量增加了许多，炉膛出口烟气温度升高，主、再热汽温相应升高，减温水量随之增大。
2011年1月28日，#2炉600MW工况时，总煤量在310t/h左右，过热汽减温水平均在100 t/h以上；2011年6月28日，#2炉600MW工况时，总煤量在260t/h左右，过热汽减温水平均在50 t/h左右。
3、磨煤机运行方式
锅炉运行中，炉膛火焰中心位置的变化直接影响受热面吸热量的分配比例。
火焰中心上移时，屏式过热器吸热量减少，对流过热器和再热器吸热量增加，过热汽温、再热汽温升高。
亦即当下层制粉系统故障检修必须投入上层制粉系统运
行时，使得火焰中心相对上移，势必造成炉膛出口温度升高，主再热汽温升高，减温水量增加。
4、锅炉再热汽入口汽温、汽压均高于设计值
机组运行工况稳定时，锅炉再热汽入口汽温、汽压越高，再热器出口温度随着升高。
额定负荷下，锅炉再热器入口汽温汽压为：325℃/3.668Mpa，而实际运行中为：338℃/4Mpa左右，这样必然引起再热器出口汽温升高，减温水量增大。
而锅炉再热器入口参数超限原因为：1)汽轮机高排参数与锅炉再热器入口参数设计时不匹配。
高排参数为：331.9℃/3.96 Mpa，比锅炉再热器入口参数高6.19℃/0.292 Mpa，去掉高排至锅炉再热器之间管道损失外，汽轮机高排参数也明显高于锅炉再热器入口参数。
2)我厂属空冷机组，设计的额定背压为16kpa，但在夏季时，我厂机组背压远远超过设计背压（2011年6月，机组平均背压为28kpa；每天额定负荷下背压经常在35kpa以上）。
这样进一步导致高排参数高于再热器入口参数。
5、炉膛出口烟温高于设计值
炉膛出口烟温升高后，使锅炉尾部对流受热面吸热加强，锅炉减温水量增大。
额定负荷下，炉膛出口烟温设计为358℃，而实际运行中为380℃及以上。
6、其它原因
1）由于燃烧器摆角操作时经常不同步，已将燃烧器摆角固定，减少了调整再热汽温的手段。
2）我厂燃烧方式为四角切圆，锅炉存在轻微偏烧现象。
3）脱硫GGH吹灰汽源从后屏再热器引出，而锅炉设计时没有此管路，使再热蒸汽流量减少。
4）锅炉辐射和对流受热面分配比例设计不合理（需进一步论证）。
4）各层燃烧器四角辅助二次风门操作时不同步等等。
运行部
xx-xx-xx。