再热器减温水控制技术分析及应用
再热器减温水
一期减温水系统：
1.再热蒸汽调温主要靠烟气挡板，微量喷水作为消除汽温偏差的辅助手段，喷水减温机构
简单、调节方便、调温幅度大，惰性小，但它导致机组的热力循环效率降低，使用喷水减温，将使中低压缸工质流量增加，这些蒸汽仅在中低压缸做功，当机组负荷不变时，限制了高压缸的出力。
事故喷水只有在非正常工控下控制再热汽温。
咱们一期再热器减温水分为微量喷水和事故喷水。
2.再热器减温水水来源给水泵中间抽头
二期再热器减温水系统：
与一期减温水系统不同的是少了事故喷水减温
一期中给粉和蒸汽流量在主调中做前馈。
二期中没有考虑问题：1.二期机组没有设置事故减温水
二期SAMA图：
A侧再热减温水
调节阀
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降低600MW超临界锅炉再热器事故减温水量分析
降低600MW超临界锅炉再热器事故减温水量分析摘要：如何降低再热器事故喷水量，提高循环效率，保证安全经济运行已经变成我们节能降耗的重要课题。
本文对减少再热器减温水量的途径多方面分析，以西柏坡电厂#6炉为例着重讨论再热器减温水量大的原因、对策、改进措施及效果，结果表明：加入掺烧煤，及时调整风煤配比，增加烟气挡板的联动，使过、再热器侧烟气调整合理化，能够有效改善再热汽温的调整效果，减少事故喷水。
关键词：烟气档板炉膛结焦再热器事故减温水1、引言河北西柏坡发电有限责任公司#5、#6锅炉为B&WB-1950/25.41-M型超临界直流锅炉。
再热器由高、低温再热器构成。
再热蒸汽温度调节以烟气分流挡板调整为主，并设有一级事故喷水减温装置，布置在低温再热器出口集箱与高温再热器进口集箱之间的交叉管道上，喷水取自给水泵的中间抽头。
再热器减温水量是运行监视的主要参数之一，也是衡量机组水耗的重要指标。
经过西柏坡电厂#6机组4年运行后，我们发现#6机组在减温水量的控制调整方面确实存在问题。
这个问题是怎么造成的？是设备原因？人为操作问题？或者其他方面原因？继而扩展到600MW机组在减温水量方面是否存在共性问题。
2、现状及目标2.1 现状调查再热器减温水流量大的原因有：机组负荷、给水温度、过量空气系数、火焰中心位置、受热面结焦、烟气侧烟气挡板的调节。
通过1-5月份各再热汽温影响因素占机组总运行小时数分析，可以看出给水温度、过量空气系数、火焰中心位置对再热汽温的影响在机组实际运行中占比重较小。
2.2 设定目标将6号机组再热器减温水量由11.22t/h降到目标值5t/h，提高机组经济性和安全性。
3、原因分析及确认影响再热器减温水量偏高的因素主要有以下七条：（1）减温水调整门故障，开度大；（2）烟气挡板卡涩；（3）受热面结焦；（4）烟气挡板开度不合理；（5）吹灰器故障；（6）热工温度测点故障；（7）值班员调整不当；通过综合考虑各个可能影响因素，逐条排查确认，得出主要影响因素有两条：（1）受热面结焦；（2）挡板开度不合理；4、对策及实施4.1 受热面结焦（1）对于受热面结焦，由于三期锅炉设计煤种就是挥发份较高，灰熔点较低，容易产生结焦现象的煤种，我们通过添加掺烧煤，严格控制风煤配比，减少锅炉结焦。
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
从机侧、炉侧分析,为什么应尽量不用再热汽减温水？
再热器减温水全名是再热器事故减温水，说明它不是正常运行时使用的减温水，而是再热蒸汽无法控制时，事故情况下使用的减温水。
在小指标竞赛中，有专门关于再热器减温水耗差的得分点。
下面分别从汽机侧和锅炉侧两方面来分析再热器事故减温水对经济性的影响。
从汽机侧分析
在低再出口集箱设有两个事故喷水减温器，在事故情况下用来控制再热蒸汽进口汽温，从而控制再热器出口汽温。
当使用再热器事故喷水时，来自给水泵中间抽头的低温水直接进入再热器系统蒸发变成再热蒸汽，进入中、低压缸进行做功。
首先，再热器喷水在再热器中可以看成是定压吸热、蒸发并过热，然后进入汽轮机的中低压缸做功，它的经历是一个非再热的中参数或者比中参数还低的循环。
即这部分蒸汽只在汽轮机的中压缸和低压缸膨胀做功，属于低压蒸汽循环，循环效率本身就很低。
其次，如果维持机组负荷不变的话，中低压缸做功多了，那么高压缸内的蒸汽就会减少，这就意味着再热器事故喷水这部分蒸汽形成的低压循环代替了高压蒸汽循环，使整个机组的经济性都降低了。
从锅炉侧分析
具有中间再热系统机组的锅炉再热器都是布置水平烟道内，布置在高温过热器的后面。
如果再热器事故喷水用的多，则这部分减温水在水平烟道内吸收热量就会增加，导致导致水平烟道出口烟温降低（虽然很少），那么尾部烟道中的省煤器的吸热量就会减少，使进入直流锅炉的水冷壁下联箱水温就会降低，造成直流炉水冷壁液相加热段的吸热量需要相应增加，过热度就
会下降，如果需要达到设计参数则必须增加燃料量，这样也是非常不经济的，类似于高加切除。
综上所述，再热器事故喷水减温会降低机组的经济性，因此应当尽可能少用，而是通过调整烟气挡板开度、火焰中心高度等措施调节再热蒸汽温度。
燃煤机组锅炉再热器减温水用量的分析调整
燃煤机组锅炉再热器减温水用量的分析调整摘要：中国公司承建的海外G项目2×600MW 亚临界燃煤机组，在其运行中出现再热器减温水流量增大现象，经过对燃烧器配风方式、吹灰频率、炉膛出口氧量、火焰中心以及炉膛和分隔屏结焦受热面等进行分析调整，使得再热汽温和减温水量控制在设计范围，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；调整控制中国公司承建的印度G项目2×600MW 亚临界燃煤机组，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50%~100%BMCR试运行期间，再热器的减温水量增大至76.8 t/h~12.7 t/h区间。
根据锅炉厂说明书：再热汽温度主要通过燃烧器摆角调整，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，将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。
1、原因分析针对该问题，现场工作人员进行综合分析、并通过相应调整验证，查找问题原因。
现对再热器减温水流量异常的原因进行分析如下1.1 磨煤机组合方式的影响磨煤机组合方式由ABCDE磨切换到ABDEF磨后，从减温水的变化趋势曲线可以看出，投运F磨后，再热器减温水量上升；磨组合方式由ABCEF磨切换到ABCDE后，再热器减温水量下降。
这条规律与我们理论分析一致，当火焰中心抬高时，再热器减温水量增加，火焰中心降低时，再热器减温水量减少。
1.2 烟气中氧含量的影响从日常运行中变化明显的工况可以看出，当烟气中氧含量增加时，再热器减温水增加，当烟气中氧含量减少时，再热器减温水减少。
再热器减温水
L 刃1( Da1.37 11i .汨u.u. t/hnon s-U1COr2IL KM一期减温水系统：1. 再热蒸汽调温主要靠烟气挡板，微量喷水作为消除汽温偏差的辅助手段，喷水减温机构简单、调节方便、调温幅度大，惰性小，但它导致机组的热力循环效率降低，使用喷水减温，将使中低压缸工质流量增加，这些蒸汽仅在中低压缸做功，当机组负荷不变时，限制了高压缸的出力。
事故喷水只有在非正常工控下控制再热汽温。
咱们一期再热器减温水分为微量喷水和事故喷水。
*第MP A二期再热器减温水系统：AQa.UktLId听3兄uov321.41 T12L.IC*L!L'PA.b2fl" [4PaQ4H书PR tLX) KPaI flQ CTBi 坯」忆I-™ WPa J2J OB121.70 MDa与一期减温水系统不同的是少了事故喷水减温一期中给粉和蒸汽流量在主调中做前馈。
二期中没有 考虑问题：1•二期机组没有设置事故减温水.：£代：："Qo.:o x -L.：iK-叮宾一司陶再描HWIE Jt rsl 毛>i4i r21SS1C曲谏中I 界抽头来/:m idpe© 1沁B )QP9594 unii x二期SAMA图:单元负荷指令高再出口温度设定值B侧再热减温器后汽温设定值A侧再热减温水调节阀（此文档部分内容来源于网络，如有侵权请告知删除，文档可自行编辑修改内容,供参考，感谢您的配合和支持）。
锅炉培训资料：控制减温水的意义
一、减温水调整的目标汽温合格范围是536-546C o汽温最高不超过566C o机侧汽温IOmin内降低不超过50C o#1、#2机组过热器减温水量分别W额定流量#1、#2机组再热器减温水量分别0额定流量二、减温水波动时直接影响到的参数Iv减温器后汽温2、汽包水位3、汽压与负荷、煤量4、减温器后金属壁温操作调整三、减温水调节总则1、防止过调，避免汽温大幅度反复波动，提前判断汽温走势，在汽温曲线变化趋缓时及时调整降温水量；2、采用“收敛型”调节方式，由于燃烧调节稳定后，汽温不会发生大幅度变化，关注爱上电厂公众号此时减温水量曲线应逐渐收敛，即曲线每次高点都比上一次要低，曲线低点都比上一次要高，即可将波动减缓，汽温及降温水量曲线将逐渐走平；3、熟悉本机组设备特性，由于减温水调门与减温水量线性整定不良，调节量以各侧降温水量为准，如目前#2炉再热器减温水B侧调门开度从0至20%,水量变化只有IoT左右；4、过热器减温水量一二级分配应合理，可以加大一级减温水量分配，目的是保护受热面，维持汽温稳定，也可以减少一级减温水量分配，目的是减少波动，提高过热蒸汽温度，但都应防止二级减温水量过大；5、大幅度调节减温水调门时要关注汽包水位，防止汽包事故放水门频繁动作；6、低负荷阶段或刚并网后，设专人调节汽温，避免减温水量过大，否则容易出现：①汽温失控，②水塞导致的汽温偏差，③对给水泵产生冲击；7、高负荷阶段，减温水不宜关至零，否则容易出现：①汽温冲高②金属壁温易超温；8、减温水在手动调节平稳后可以投入自动运行；9、关注减温器前后蒸汽温度变化情况，如有内漏缺陷应及时记录待停炉消缺。
四、锅炉工况稳定时的减温水调节1、尽量减少减温水（特别是再热器减温水）用量，若再热器减温水量大时，应尽量调小再热器烟气挡板，减少再热器减温水量,提高机组效率；2、#1、#2炉再热器减温水调门/烟气挡板总操投入自动运行时，一般情况下烟气挡板总操设定值低于再热器减温水调门设定值5C。
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。
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。
660MW机组再热器减温水调门改造与分析-论文
［ ４ ］ 匡江红． 再热器喷水对煤耗的影响［ Ｊ ］ ．动力 工程 ， ２ ０ ０ ７ ， （ １ ２ ） ： ２ ７ ．
２９ ７
此 得 出结 论 ： 改造 后 的液 动 门 比 改造 前 的 气 动 门 对 再热 器 蒸 汽
温 度 的控 制 效 果 更 好 ， 较 大地 提 高 了机 组 运 行 的经 济 性 。
通 过 观 测 Ａ、 Ｂ 两 侧 再 热 器 减 温 水 液 动 门调 节 阀 位 与 流 量 的 实 时 曲 线发 现 。改 造 后 液 动 门 的 阀位 动 作 和 减 温 水 流 量 的 动 作基 本上 是 同步 的 ， 没 有 延 时性 。 没 有 改造 的气 动 门 阀位 动 作 之 后 要 延 时 ２—３ ｓ减 温 水 的流 量 才 有 变 化 ，这样 就会 影 响 机 组 蒸
第 ５ 卷 第 ８期 ２ ０ １ ４年 ８月
黑龙江科学
ＨＥ Ｉ Ｌ ＯＮＧＪ Ｉ ＡＮＧ Ｓ Ｃ Ｉ ＥＮＣ Ｅ
Ｖ０ １ ． ５ Ｎｏ ． ８
Ａｕ ｇ ｕ ｓ ｔ ２ ０ １ ４
６ ６ ０ ＭＷ 机 组再 热 器 减 温 水 调 门 改造 与 分 析
朱 斌
（ 浙能乐清发电有限责任公 司 ， 浙江 乐清 ３ ２ ５ ６ ０ ０ ） 摘要 ：乐清 电厂二期 ３号机组在 实际的运行 中， 由于 长期存在再热器减温水气动门反应迟缓、 故 障率高 、 温度调 节不稳定 而给机
和 过 量 空 气 系 数调 节 ， 高 温再 热 器 进 口 管 道 上 设 置 事 故 喷 水 减
温器。
作 的 需要 。 气 动 门 出现 故 障 的原 因主 要 有 漏气 、 阀门 卡 涩 、 气 动 执 行机 构 不动 作 等 。由此 可 以 看 出 ， 液 动 门 的故 障 率 要 低 于 气 动
再热器减温水调节阀运行异常分析与改造
蚀现象，见图 4。
P1 V1
P1
流量
P3
P2 V2
V3
收缩截面段 流体收缩最大处
V2
V1
V3
PV
P3
P2
图 4 汽蚀闪蒸过程中的流量与压力变化
这样势必造成阀内件的损坏，特别是阀芯与阀座
之间的密封面，产生泄漏，并会产生严重的噪音以及
引起阀门内件的震动，从而影响整个系统的安全性和
效率。由于汽蚀现象发生时，会产生高达几千个大气
该阀门为普通工况下使用的套筒导向型阀，通过 阀芯的上下动作从而改变节流面积进行流量的调节， 主要用于中低压的场合，在高压差的情况下使用无法 达到理想的效果。
3 原因分析
当阀门处于打开状态时，阀芯与套筒之间的通流 面积发生改变，通过改变流通面积而进行流量的调 节。此时，无论阀门是处于小开度或者大开度，阀芯与
第 16 卷 第 9 期 VOL.16 NO.9
2018 年 9 月 Sep.2第0198期
再热器减温水调节阀运行异常分析与改造
刘 伟 张景彪 刘天佐
（神华国华绥中发电有限责任公司，辽宁 绥中，125222）
摘 要： 文章对绥中发电厂 2×1000MW 超超临界机组再热器减温水调节阀调节性能差、小流量调节
时汽蚀冲刷严重、密封严密性差等诸多问题提出了有针对性的解决方案。通过改造调节阀内部结构，
有效提高了阀门的调节精度，消除了减温水系统漏泄量，大大减少了维护工作量，为火电机组解决同
类问题提供了经验。
关键词： 火电厂 再热器减温水 漏泄 汽蚀
中图分类号：TM621
文献标识码：A
文章编号：1674-8492（2018）09-054-03
（2）阀门在开度 20%~30%时，调节流量就已达到 最大。
300MW机组再热减温水流量的调整方法
１ ４ ２ ・
科 技 论 坛
３ ０ ０ ＭＷ 机组再热减温水流 量的调整 方法
张铁锋
（ 哈 尔滨热电有 限责任公司， Nhomakorabea龙江 哈 尔滨 １ ５ ０ ０ ｏ ０ ）
摘 要： 在机组正常Ｌ ￣５ Ｌ－ 的过程 中， 有时会 出现再热器热面和再热蒸汽超温的现象， 这不仅对机组运行的工作性能有着一定的影响， 还增 大 了机组的经济效益。因此 ， 人们为 了解决这个问题， 就要对影响再热蒸汽温度的因素进行分析 ， 从而采用再热减温水流量相关的调整方法， 来对其 进行处理。本文通过对影响再热蒸汽温度的因素进行简要的介绍 ， 讨论了机组再热减水文流量调节的具体方法 ， 以供相关人士参考。 关键词： 减 温 水 流量 ； 因素 ； 调 节 目前机组在正常运行 的过程中 ，人们为了保障机组 的经济性和 般在 ２ ９ ０ ％， 而单阀状态在此负荷阶段排气温度在 ３ ２ ０ ｆ ２ 左右。 其温差 工作性能 ， 就采用再热减温水法来对其进行处理。 但是 由于机组在运 相差较大，导致再热蒸汽温度达不到设计要求或超 出运行要求值， 使 行的过程 中， 对其再热蒸汽温度造成影响的因素有很多 ， 因此为了使 再热减温水用量增加或再热蒸汽温度达不到运行要求， 也就降低 了循 得机组再热减温水流量的调节方法更具有灵活性 ，我们就要对影响 环热效率， 蒸汽温度每降低 ｌ ０ ℃会使循环热效率降低 Ｏ ． ５ ％。 再热蒸 汽温度的因素进行分析 ，并且通过理论分析和实 际应用相结 １ ． ６制粉系统或给粉系统投运的方式 合的方法 ， 来对机组再热减温水流量进行适 当的调节， 从而降低机组 各磨煤机（ 给粉机） 出 口一次风压的不同会导致火焰中心位置 的偏 在高压缸中的出力 ， 使其机组运行的经济性得到了有效的保障。下面 移， 主要是煤粉着火点距燃烧器出口距离的不同导致火焰中心上移或 我 国就通过对机组再热蒸汽温度的因素的分析 ，讨论了机组再热减 下 移， 特 别 对 于切 圆燃 烧 和对 冲式 燃 烧 的锅 炉尤 为 明显 。 温 水 流量 的 调节 方法 的相 关 内容 进行 了简 要 的介 绍 。 １ ． ７ 给水 温 度 １ 影 响再 热 蒸汽 温 度的 因素 机组 给水温度 的变化也会对再热蒸汽温度有着一定的影响 。比 １ ． １机组 负 荷 如： 在给水温度较低时 ， 人们为 了保障锅炉的蒸发量处 于一个稳定的 机 组在 通 过 再热 循 环 方式 运 行 的过 程 中 ，不 同的 负荷 阶 段 所 消 状 态 ，那 么 就投 入 更 多 的燃 料 了 ，这 不仅 加 大 了机组 运 行 的经 济 成 耗 的 燃 料量 也 有 着一 定 的 差距 ，这 主要 是 因为机 组 各 负荷 段 所 对应 本 ， 还使其风、 粉量大幅度的增加 ， 从而使其机组传热效果降低 ， 致使 的蒸汽温度不相同 ， 人们 为了保障机组的正常运行 ， 就对其投放的燃 再热蒸 汽温度升高。此外 ， 给水 系统在使用的过程 中， 如果出现运行 料量进行适 当的调节 ， 从 而满足机组运行过程 中的相关要求。但是 ， 调节失误的情况 ， 也会对再热蒸汽温度造成较大的影响。 在高负荷段 中， 由于所消耗的燃料量在逐渐 的增多 ， 其中的蒸汽温度 ２ 调 节减 温 水 的手 段 特在不断的增加 ，因此就十分容易导致机组高负荷段的蒸汽温度超 在 运行 中调节 减 温水 流 量 的手段 主 要有 火 焰 中心位 置 、 过 量 空气 受 热 面 清 洁度 、 制 粉 系统 投 运 的形 式 、 汽机 高 调 门 控制 方 式 ， 以 过额定数值 ， 进而导致机组减温水流量增大 ， 使其机组运转的经济效 系数 、 益增加。 上手段可以控制蒸汽温度的大小 。比较灵活的调节方式有火焰 中心 ｌ － ２ 燃料性质 位置 、 制 粉 系统 投入 的方 式 及 汽机 高 调 门控制 方 式 。 过 剩 空气 系 数过 燃料的挥发分 、 灰分 、 水分 、 煤粉细度等对汽温影响较大。 挥发分 大， 会引起一系列指标 的降低， 如氧量 、 排烟温度 、 送、 引风机电耗 的增 大， 燃烧时间短， 极易燃尽， 往往蒸汽压力能保证而温度不能保证 。 灰分 加， 对锅炉经济 ｆ 生 较不利。上述几种控制方式可有效控制再热减温水 越大 ， 为了保证蒸汽品质使蒸 汽压力达到额定值， 需要增加的燃料量 用量， 也可以保证再热汽温接近额定值 。 越大， 因而势必增加 烟气量， 使对流换热量增大， 这也是蒸 汽温度超过 而在对调节减温水手段进行研究分析时 ，某公 司 ７号 ３ ０ ０ Ｍ Ｗ 额定值的一个主要 因素。 水分大小对蒸汽温度的影响也较大 。 燃料水 机组负荷在 ２ １ ０ Ｍ Ｗ 以下时， 汽机控制采用单阀控制方 式， 此时可保 分相对较大时低位发热量也相对减小， 为了保证蒸发量， 需要增加投 持高压缸排气温度接近额定负荷时的排气温度， 再采用二次风用正塔 入的燃料量， 与灰分大时 的结果基本相 同， 会导致蒸 汽温度超 出额定 形配风方式， 此时火焰 中心稍微保持上移， 过量空气 系数保持在 ３ ％ 值。煤粉细度的大小对汽温影响也较大， 细度较小的煤粉有利予燃烧 ４ ％之 间 ， 过 热 汽 温 可达 ５ ４ ０ ℃， 而 再 热汽 温 也 可达 ５ ３ ６ —５ ３ ９ ， 再 热 减 也易于燃尽， 但会产 生较多 的辐射换热， 不易 于汽温达到额定值， 此时 温水 流 量 为 ０ ， 负荷 在 ２ １ ０ ～２ ６ ０ Ｍｗ 时汽 轮 机 高调 门采 用顺 序 阀控 制粉电耗和磨煤机磨损损失较大， 也不利于实际运行。煤粉细度过大， 制方式， 微正塔方式配风， 由于在此负荷 阶段 高压缸排气温度有所变 极易引起物理灰渣损失和飞灰损失 ， 造 成不必要 的浪费， 虽然此时汽 化， 蒸汽流量及汽机调 门开度的不同， 易 引起再热汽温大幅度的变化， 温能达到额定值， 但也不经济。 随着负荷变化逐渐接近设计火焰 中心位置 。负荷在 ２ ６ ０ Ｍ Ｗ 以上不 １ ． ３火 焰 中 心位 置 改变火焰中心位置的情况下再热减温水量可达 ３ ０ ｌ ／ ｌ １ 左右， 此时采用 众所 周 知 ，机组 在 运 行 的过 程 中 ，如 果 火焰 的 中心位 置 出现变 倒塔配风方式可有效 降低再热减温水用量， 在负荷变化时及时调节 动， 那 么 就会 对机 组 蒸 汽温 度 有 着较 大 的影 响 。而且 根 据 相 关试 验 ， 风量和火焰中心位置不仅可有效地保住再热蒸汽温度达到额定值地 人 们 发现 火 焰 中 心上 移 就 会导 致 机 组 的对 流 换 热增 加 ，辐射 换 热 降 可有效 降低再热减温水用量， 从而有效提高机组运行经济效益 。 低， 这就影响了机组着火的温度性 ， 从而导致机组燃烧器出现脱火的 结 束语 由此 可见 ， ３ ０ ０ Ｍ Ｖ机 组 在运 行 的 过程 中 ， 对 其再 热 蒸 汽 温度 造 成 情 况 。而 当火焰 中心 位 置下 移 时 ， 虽 然 机组 着 火 的稳 定性 得 到 了明显 的提高 ， 但是辐射换热也大 幅度的增加 了， 这就容易导致机组 的机械 影响的因素有很多 ， 因此为 了保证机组的正常运行 ， 工作人员就要根 损 失增 加 。 据机组运行 的实际情况 、 煤质变化等相关信息 ， 来对机组再热蒸汽温 度 的变化情况进行分析 ， 及时的采用相关的调节手段来进行处理。 不 １ ． ４过量空气系数 过量的空气系数也会使得 机组对流换热增大 ，使其同一负荷阶 过 ， 因为当前我 国在机组再热减温水流量的调整时 ， 其调节技术还不 段 的温度得到 了明显 的提升 ，这就导致机组在运行过程 中所 消耗的 够成熟 ， 所 以还存在着许多的问题 ， 为此还要在不断 的实践过程 ， 来 燃料量增加 ， 致使机组的经济效益提高。 对其 ３ ０ ０ Ｍ Ｖ机组再热减温水流量 的调整方法进行适当的改进 和完 １ ． ５高压缸排气温度 善， 进而保障机组的正常运行 ， 使其经济性得到有效的保障。 ３ ０ ０ Ｍ Ｗ 机组有单 阀和顺序阀控制方式， 美 国某公 司规定负荷高 参 考 文献 于２ １ ０ Ｍ Ｗ 采用定压顺序阀制方式，负荷低于 ２ １ ０ Ｍｗ 采用单 阀定 『 １ １ 翁献进， 徐文辉． ３ ０ ０ ＭＷ 机组直吹式制粉 系统跳 闸情况及其防范措 压控制方式（ 既全周进气的方式） ， 负荷低于 １ ８ ０ ＭＷ 负荷时采用滑压 施 分析 ． 自动 化 博 览， ２ ０ １ ０ （ ６ ） ． 运行方式。由于采用的控制方式不同， 导致高压缸排气温度不同， 这样 【 ２ 】 寇怀成， 赵立 军， 吴云杰． 基 于统一模型及计算原则的汽轮机耗差分 对 再 热 器 温度 影 响也 较 大 。 析们 ＿ 动力 工程 学报 ， ２ ０ １ ０ （ １ ２ ） ． 例如在负荷 ２ １ ０ Ｍｗ 负荷采用顺序 阀控制时高压缸排气温度一
降低炉再热器减温水流量试验
降低炉再热器减温水流量试验随着经济发展和工业化的进展，各种能源的需求日益增长，其中最重要的是电能的供应。
电站是能够提供大量电能的工业化装置，但是在电站中使用了大量的热能，再热器作为电站锅炉中的重要组件，在向锅炉中供应高温高压蒸汽的同时也出现了一些问题。
为了解决这些问题，需要采取措施对炉再热器进行调整。
本文将介绍“降低炉再热器减温水流量试验”的相关知识。
炉再热器是电站锅炉中重要的组件，负责将经过高温高压蒸汽涡轮机后的低压蒸汽再压缩到高温高压状态，并通过再加热后再次进入涡轮机推动汽轮发电机工作。
在炉再热器的操作过程中，因受到瞬间负荷变化等因素影响，导致炉再热器出现了过热、过冷（减温）等问题。
而炉再热器减温则是指在锅炉移动过程中，热交换过程会减少，导致管子内的水温度过高而产生爆炸等危险。
为了降低炉再热器减温对电站的危害，需要对减温水流量进行调整。
通过降低再热水和减温水的混合比例，可以降低减温水流量，进而达到调整炉再热器减温的目的。
对于这一方案进行试验，主要包括三个方面的内容：一、试验目的通过降低再热水和减温水的混合比例，控制减温水流量，减少炉再热器的减温现象，提高炉再热器的工作效率，增加电站稳定运行时间和发电量。
二、试验条件试验中所使用的设备和系统需要符合下列条件：1.通用配备：锅炉、汽轮机、冷凝器在原有条件下工作。
2.试验设备：减温水泵（1台）、流量计（1台）、电子仪表（1台）。
3.试验参数：减温水流量：0～10m³/h，每次调整0.5m³/h，試驗時間為2小時。
再热水流量：350t/h。
三、试验结果经过试验，发现降低减温水流量可以有效降低炉再热器减温的风险。
同时，还可以提高锅炉热效率，降低能耗，增加电站发电量。
炉再热器减温对于电站运行和发电量的影响很大，因此必须采取措施减轻炉再热器减温对于电站的危害。
通过降低炉再热器的减温水流量，可以有效的避免相关问题。
因此，必须对相关设备进行足够的试验研究，以保障电站的稳定运行和发电量的提高。
减温水自动品质改善方案
华润电力（六枝）有限公司China Resources Power Hunan Liyujiang Co.,Ltd.技术改造措施、方案项目名称：减温水自动调节品质改善方案审核：审定：批准：编制：陈旱雨2016 年 09月13日1、项目名称：减温水自动调节品质改善方案2、现状目前，我司#1机组过热器温度采用二级减温水进行调节，再热器温度采用烟气档板进行调节，并辅以减温水进行调节。
根据近一个月的实际观察，在变负荷或燃烧不稳的情况下，减温水自动调节品质差，其中以过热器减温水调节尤为突出，主要表现在投自动的情况下，执行机构动作迟缓，动作过后，偏差过大，甚至存在调节振荡的情况。
2.1减温水控制策略2.1.1每级减温水采用串级控制。
2.1.2串级控制，以一级减温水控制为例，串级控制系统主环控制的过程变量为一级过热器（前）出口蒸汽温度，副环控制的过程变量为一级过热器（前）减温器出口蒸汽温度。
主环控制的输出作为副环的设定值。
2.1.3原理简图如下（以低过为例，其它雷同）：其中：T1为导前温度；T2为屏过出口温度；F1(X）为负荷函数；（目前采用定值500）F2(X)为负荷前馈函数；（目前未起作用）2.2就地设备情况2.2.1过热蒸汽温度控制分两级，每级分A、B两侧控制，A、B侧前、后每级过热器出口蒸汽温度分别有两个测量信号，正常选择均值信号。
2.2.2减温水流量测点显示不准确。
3、主要原因分析3.1 在变负荷或燃烧不稳的情况下，执行机构一定开度下，减温水流量有所不同。
3.2自动控制参数不合理，抗扰动能力不足。
4、改进措施4.1 机组运行中可实施的措施4.1.1 自动参数调整：主要采用单因子实验方法，从以下几个方面进行调整。
4.1.1.1 对副调节器参数重新整定，以提高扰动能力。
4.1.1.2 对前馈的一阶愦性环节时间进行调整，逐渐调整以达到最佳。
4.1.1.3 对前馈的作用加强，渐变调整方式以达到最佳。
4.1.2 就地设备检查：对执行机构的参数进行检查，如死区。
再热器减温水调节阀运行异常的分析与改进
再热器减温水调节阀运行异常的分析与改进
再热器减温水调节阀是机组中重要的控制装置之一，它起着控制再热器减温水流量和温度的作用。
然而，有时我们会遇到调节阀运行异常的问题，其原因可能有很多种，下面我们来分析一下可能的原因和改进方法。
首先，若调节阀处于半开或关闭状态，意味着减温水的流量或温度无法得到合适的调控，造成机组负荷不能稳定运行，导致相应设备的损坏。
此种状况往往是由于调节阀内部结构松散或移位，或者阀门所使用的润滑油出现揮发过度、变质衰减等导致的,此时应将阀门进行拆卸养护,更换使用时间较长的磁阀,并加强润滑。
其次,调节阀发生堵塞，这种状况往往是由于使用的减温介质带有杂质或受到腐蚀侵蚀而导致的。
对于这种问题，可以加强减温水介质的预处理或进行冲洗、清洗以除去杂质，并定期对调节阀进行维护保养，清理阀门内部结构。
第三，设备运行环境的异常是另一个导致调节阀运行异常的原因。
例如在潮湿环境下直接使用了不防潮的阀门，导致阀门内部结构因潮气侵蚀而受到损坏。
针对此问题，可以更换使用防潮、耐湿性能良好的阀门。
总之,再热器减温水调节阀作为机组的重要组成部分,对机组运行的安全和稳定性带来了巨大影响。
一旦出现异常,应及时对其进行检查,并找到问题所在进行修复。
除此之外，一定要加
强对设备的维护保养，以延长设备使用寿命，提高设备的可靠性。
锅炉减温水操作心得
内容项目
关键点（危险点）、控制措施（方法）
设备（系统）启、停
设备切换
操作调整
一、减温水调整的目标
汽温合格范围是536～546℃
汽温最高不超过566℃
机侧汽温10min内降低不超过50℃
#1、#2机组过热器减温水量分别≤120t/h、≤200t/h
#1、#2机组再热器减温水量分别≤10t/h、≤30t/h
5、大幅度调节减温水调门时要关注汽包水位，防止汽包事故放水门频繁动作；
6、低负荷阶段或刚并网后，设专人调节汽温，避免减温水量过大，否则容易出现：1、汽温失控，2、水塞导致的汽温偏差，3、对给水泵产生冲击；
7、高负荷阶段，减温水不宜关至零，否则容易出现：1、汽温冲高，2、金属壁温易超温；
8、减温水在手动调节平稳后可以投入自动运行；
二、减温水波动时直接影响到的参数
1、减温器后汽温
2、汽包水位
3、汽压与负荷、煤量
4、减温器后金属壁温
三、减温水调节总则
1、防止过调，避免汽温大幅度反复波动，提前判断汽温走势，在汽温曲线变化趋缓时及时调整降温水量；
2、采用“收敛型”调节方式，由于燃烧调节稳定后，汽温不会发生大幅度变化，此时减温水量曲线应逐渐收敛，即曲线每次高点都比上一次要低，曲线低点都比上一次要高，即可将波动减缓，汽温及降温水量曲线将逐渐走平；
3、熟悉本机组设备特性，由于减温水调门与减温水量线性整定不良，调节量以各侧降温水量为准，如目前#2炉再热器减温水B侧调门开度从0至20％，水量变化只有10T左右；
4、过热器减温水量一二级分配应合理，可以加大一级减温水量分配，目的是保护受热面，维持汽温稳定，也可以减少一级减温水量分配，目的是减少波动，提高过热蒸汽温度，但都应防止二级减温水量过大；
再热器_过热器减温水过量的分析与改造
由于本模拟将重点考察炉膛燃烧火焰中心高度，根据对 的同时进行了大量试验和尝试，其中包括燃烧氧量校准、调
锅炉进行的 10 个工况的数值模拟计算结果[6]，图 2(a)～(j) 整燃烧氧量试验、调整 OFA 配风方式试验、改变燃烧器中
0.50
F 层为 5%，OFA 增加 5%
1.07
0.50
F 层为 10%，OFA 增加 10%
由于燃烧器的结构和空间布置已经确定，锅炉燃烧设计
煤种时炉内煤粉燃烧工况将只受燃烧器出口气流的旋流强
度和二、三次风量及 OFA 风量和停用层燃烧器送风量的影
响。为了模拟不同风量配比时炉内温度场特性，使用
图 1 #8 锅炉结构简图
置的工况见表 1。 选取折焰角上部、屏区下部所在水平面的几何中心点为
参考观测点（即检测点）。锅炉数值模拟结果主要参数汇总 于表 2。
表 2 各工况参数参考点主要参数对比表
工况
说明
旋流数 二次风 三次风
温度
O2 浓度
CO 浓度 CO2 浓度
CM15
0.64
CM13
0.85
CM11
二次风旋流数变化
1.07
说明
1.07
0.50
当前燃烧器旋流数
1.28
0.50
二次风旋流增加 20%
0.85
0.50
二次风旋流减少 20%
1.07
1.0
三次风旋流增加 100%
0.64
0.50
二次风旋流减少 40%
1.50
0.50
二次风旋流增加 40%
1.0
1.0
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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１ ０ ０ Ｃ以上 ） 这是 因 为锅炉压 力还 很低 （０Ｍ ａ以 ２ ｏ ， １ Ｐ 下 ） 炉水汽化潜热还很大 ， ， 水冷壁 内的工质水 汽化速
度仍很慢 ， 造成水 冷壁 辐射 吸热份 额 增加较 慢 ， 而过
热器 等对 流 受热 面 的 吸热 份额 增 加 较快 （ 见表 １ 。 ）
第３ ２卷 第 ８期
２１ ０ ０年 ８月
华 电技 术
Ｈｕａ ｉｎ Ｔｅ ｈ ｏｏ ｙ ｄａ ｃ ｎ ｌｇ
Ｖｏ． ２ Ｎｏ ８ １３ ． Ａｕ ． ０１ ｇ２ ０
再 热 器 减 温 水 控 制 技 术 分 析 及 应 用
曹定华 ， 刘海洋
（ 内蒙古华电包头发电有限公 司， 内蒙古 包头 摘 ０４ １ ） １０３
２ １ 热 负荷特性对 减温水 的影 响 ．
界、 中间一次 再热 、 衡通 风 、 炉膛 、 吊式 、 平 单 悬 燃煤
控 制循环 汽 包 炉 ， 号 Ｓ 型 Ｇ一２ ２ ／ ７ ５一Ｍ９４， ０３ １． １ 设
从锅 炉原 理 及热 工 理论 上讲 ， 意一 台锅炉从 任 启动 到满负荷 过程 中 ， 流 吸热 份额 与 辐射 吸热份 对 额会 发生复 杂的变 化 ， 在某 一 工 况 下锅 炉热 负 荷分 配会 达到一个 临界点 。 （ ） 负荷稳定 上 升 段。 由于 炉膛 温度 水 平较 １热
低 温 过 热 器 垂 直段
水量长期超 标 ， 均高达 １ ｈ 单 管 ） 导致 煤耗 升 平 ７ｔ （ ， ／ ，
高 １ ２ ４ ／ ｋ ・ ） 严重 影 响机组运行 的经 济性 。 。２ ｇ （Ｗ ｈ ， ２０ ０ ９年上半 年 ， 电包 头 公 司加 大设 备 治 理 、 强 华 加 运行 管理 、 化燃烧 调整 以及 改变机 组运行方 式后 ， 优 再热 器减温 水 量 大 幅 下 降 并 保 持 稳 定 ， ６ ０Ｍ 为 ０ Ｗ 机组 治理再热 器减温水 问题提供 了参考 。
（０ １％负荷左 右 ） 随 着 炉膛 温度 的升 高 ， 烧 效 率 ； 燃
逐 渐提高 ， 炉膛温度 水平 会较快 升高 ， 现为锅 炉压 表 力、 温度都有 较快上 升 （ ０ Ｂ Ｒ左 右 ， ２ ％ ＭＣ 炉膛 温度
９ ０℃ 以上 ） ０ 。
热器 、 级再热 器 ， 末 烟气 最后经 过末级 过热器进 入后
第 ８期
曹定 华 ， ： 热 器减 温水控制 技 术分析 及应 用 等 再
・ ９・ ５
表 １ 华 电 包 头 公 司 锅 炉 热 力 计 算 设 计 值
７ ５％ ５ ％ ３ ％ ０ ５
在烟气 温度 和 流量 双 重 减少 作 用 下 ， 置 在对 流 区 布
的过 热器 、 热 器 的 吸热 量 必 然减 少 ， 么锅 炉 主 、 再 那
要： 从锅炉热负荷特性 、 化吹灰 、 优 燃烧调整 、 机组运行方式以及设备治理等方 面分析了影响再热器减温水 的因素，
针对锅炉典型工况下 的减温水特性进行 了论述 ， 针对性地提 出了控制再热器减 温水 的运行技术 ， 较好地解决 了再热器减 温水量长期居高不下的问题 ， 为发电企业治理再热器减温水提供较可靠 的参考 。
关 键 词 ： 化 潜 热 ； 热份 额 ； 和温 度 ； 汽 吸 饱 烟气 温 度 ； 灰 吹
中图分类号 ：Ｋ ２３ ３ Ｔ ２ ．
文献标志码 ： Ｂ
文章编号 ：６４—１５ （０ ０ ０ ０ ５ ０ １７ ９ １ ２ １ ）８— ０ ８— ３
０ 引 言
根据耗差 计 算 ， 热 器减 温 水 每 增 加 １／ ， 再 ｈ 发 ｔ 电煤耗增 加 ０ ０ ６ｇ （ Ｗ ・ ） 内蒙 古华 电包头 发 ．３ ｋ ／ ｈ。 电有 限公 司 （ 以下 简称 华 电包 头公 司 ） 热 器 减 温 再
竖井 烟道 ， 后竖 井烟道 布置有低 温过热 器及省煤 器 。 再热器 分为三段 两 型 ， 中墙式 再 热器 布 置在 中上 其 部 ４ ６ ｍ标 高的前墙 和两侧墙 的表 面 ， 要 以辐射换 主 热为主 ， 屏式再 热器 及 末级 再 热器 属 布 置在 后屏 后
过热器 之后 的水平 烟道 ， 对流 换热 面 （ 图 １ 属 如
低 温过 热 器 水平 段
省煤 器
１ 设 备 概 况
华 电包 头公 司一 期 工 程 为 ２× ０ ６ ０ＭＷ 燃 煤纯 凝 汽式机组 ， 锅炉 为上 海 锅炉 有 限公 司生 产 的亚 临
图 １ 锅 炉 受 热 面及 吹灰 器 布 置 示 意 图
２ 再 热 器 减 温水 典 型 分 析
所示 ） 。
收 稿 日期 ： ０ ０ ０ ２ ９— ９— ４ ０
（） ２ 热负荷偏 离 阶段 。继 续 增 加燃 料 会发 现锅 炉压 力上 升平 缓 ， 而温度 升高 相对 较快 ， 流辐 射 吸 对
热 份 额 逐 渐 增 大 （５ Ｂ Ｒ ～５ ％ Ｔ Ｌ， 膛 温 ３ ％ ＭＣ ０ Ｒ 炉
低 ， 料 燃 烧 效 率 较 低 ， 炉 升 压 、 温 都 较 慢 燃 锅 升
计燃 用神华万 里川烟煤 。控制 系统 为上海福 克斯波
罗公 司提 供 的 ＩＡ Ｓ Ｒ Ｅ ／ Ｅ ＩＳ分 散控 制 系统 ， ２ ０ 于 ０６
年 １ 实现双 投 。锅 炉过 热 蒸汽 温度 采 用 两级 喷 ２月 水 减温 ， 热蒸汽 利用燃烧 器喷 嘴摆角来调 整汽温 ， 再 且 在再热 器入 口设 有事故 喷水 以备 紧急时 投用 。 华 电包 头公 司锅 炉 受 热 面沿 炉 膛 出 口烟气 流 向， 依次布置着 分 隔屏 过 热器 、 屏过 热 器 、 后 后屏 再
ห้องสมุดไป่ตู้
比较项 目 燃 料 消 耗 量 炉 膛 出 口烟 温
单位
Ｂ Ｒ Ｒ ＴＬ ＭＣ Ｂ Ｌ Ｒ
Ｔ ＲＩ Ｔ ＢＭＣＲ ＲＬ
再 热蒸 汽 的 汽 温 也 必 然 下 降 ， 温 水 量 随 之 减 少 。 减