过热器减温水在机组运行中控制
百万电厂过热器减温水调节阀故障原因分析
百万电厂过热器减温水调节阀故障原因分析张立德【摘要】皖能铜陵发电厂百万机组一、二级过热器减温水调节阀在运行中频繁出现填料函泄漏的问题。
对减温水调节阀进行分析，找出主要原因。
结果表明：填料函泄漏主要源于阀门结构。
通过实验找出最佳控制方案，采取相应措施后取得了很好的效果，可为处理电厂大容量机组过热器减温水系统调节阀故障提供参考借鉴。
%The one or two stage superheater desuperheating water regulating valve of the million power units has occurred the stuffing box leakage problems frequently in operation in Wenergy Tongling Power Generation Co ., Ltd..The desuperheating water regulating valves are analyzed , to find out the main rea-son .The results show that the stuffing box leakage mainly dues to the valve structure .The optimal control scheme is found through experiment .After taking corresponding measures , the good result is achieved , to provide a reference to handle the failure of the superheater desuperheating water regulating valve of large capacity units in power plant .【期刊名称】《安徽电气工程职业技术学院学报》【年(卷),期】2014(000)003【总页数】4页(P84-87)【关键词】过热器减温水系统;调节阀;填料函泄漏【作者】张立德【作者单位】皖能铜陵发电有限公司，安徽铜陵 244012【正文语种】中文【中图分类】TK223.3+20 引言火力发电厂为防止过热器系统管道超温，均在过热器系统上设置有减温水调节［1］系统，通过调节减温水流量的大小来控制过热器管内工质的温度。
660MW超临界机组过热蒸汽温度的控制系统及运行调整
660MW超临界机组过热蒸汽温度的控制系统及运行调整摘要：大型火电站当中，一项较重要的运行调整就是过热蒸汽温度控制和调整。
过热蒸汽温度控制系统，对于火电机组热效率的提升具有重要意义，能够保障机组发电过程中所产生的热量得到应有的利用，使发电效率大大提升。
因此在本文当中就将对某火力发电企业机组过热蒸汽温度控制系统设计工作进行分析，将设计工作当中对过热蒸汽温度控制系统大延迟、大惯性以及时变性和非线性内在机理问题，进行攻克的过程进行研究，同时对过热蒸汽温度的运行调整提出相关建议。
关键词：660MW；超临界机组；过热蒸汽温度；控制：调整1.前言浙能乐清一期2*660MW超临界机组，锅炉为超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次中间再热、采用四角切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊Π型结构、露天布置燃煤锅炉。
DCS系统用的是北京ABB贝利控制系统有限公司的Industrial IT Symphony 系统。
在本文当中，将主要对机组当中的过热蒸汽温度控制系统进行研究，过热蒸汽温度控制系统主要存在大延迟，大惯性以及时变性和非线性内在机理问题，并提出相应的运行调整分析。
2.过热蒸汽温度控制系统解析2.1工艺流程分析过热器喷水减温系统工艺流程：炉膛上部布置有前屏过热器和后屏过热器，水平烟道依次布置高温再热器和高温过热器，共有二级喷水减温器，将每一级减温器都进行左右两侧均匀布置。
在第一级减温器当中，主要是将减温器布置在后屏过热器的入口处，该级减温器的喷口量达到了总设计喷水量的2/3，对第一级减温器进行控制的是两个喷嘴和调节阀门。
在第二级减温器当中，主要是将其设置在末级过热器的入口处，该级减热器喷水量达到了总设计排水量的1/3。
图一过热减温水DCS画面2.2过热汽温控制系统2.2.1减温控制系统在第一级减温控制系统（以此为例）当中，进行温度调节时的被调量是前屏过热器出口处的气温，同时该控制系统还能够保护屏式过热器的管壁不会出现温度过高的现象，并与末级过热汽温控制系统进行配合协同工作，保证整体控制系统温度得以调节。
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。
过热器减温水调节阀故障分析及处理
过热器减温水调节阀故障分析及处理摘要：本文主要通过某1000MW超超临界机组过热器减温水调节阀在运行过程中,出现阀门泄漏、卡涩、无法开关的情况。
针对这些问题，本文对造成调节阀泄漏、卡涩的原因进行分析，结合电厂实际检修情况对该类问题展开详细分析探讨，确认该调节阀泄漏、卡涩的主要原因，通过对该阀的检修，消除了该阀泄漏、卡涩无法开关的情况。
保证了系统汽温的稳定调节，为机组的稳定运行提供了可靠的保证。
关键词：电动调节阀；故障；分析；处理某发电厂#1机组是一台1000MW超超临界燃煤直流锅炉发电机组，锅炉型号为DG3024/28.35-Ⅱ1。
机组于2013年投产。
过热器减温水调节阀是调整减温水流量大小起到对锅炉过热器系统蒸汽温度的控制阀，该阀门连接方式为焊接，驱动方式为电动。
型号为ASNI2500.SPL;WC9:通径为1.5″。
该型号阀门为平衡笼式调节阀。
在机组运行过程中，阀门出现填料涵泄漏，过热器系统温度在调节阀关闭状态下汽温仍然下降，阀门在运行时出现卡涩，导致电动执行器力矩保护动作无法开关的情况。
严重影响了机组的运行经济性以及安全性。
本文通过对造成调节阀泄漏、卡涩的一般原因结合该阀门运行工况的分析，找到了造成阀门泄漏、卡涩的原因，提出了相应解决方案。
1电动调节阀卡涩的可能原因电动调节阀卡涩是机组运行过程中的一种较易出现的故障。
故障原因多种多样，可能会有多种故障原因同时出现，一般可以从电动执行器和阀体内部两方面来查找原因。
1.1电动执行器问题1）执行器在运行过程中，蜗轮蜗杆由于过载或质量问题造成损坏。
2）执行器控制系统由于高温，出现故障。
3）推力器出现故障。
1.2阀体内部问题1）阀门内有铁锈、焊渣、污物等造成阀塞与笼套卡涩。
2）由于安装或组合不当造成各种应力。
例如，高温介质产生热应力，安装时紧固力不平衡造成应力等。
应力的不平衡作用在调节阀上，导向支架变形、偏斜，使调节阀阀杆弯曲。
阀杆材质不对或加工质量（热处理工艺）不良造成弯曲形成卡涩。
减温水控制 (2)
1.1.1.1主汽温度调节a)一级减温水只是对主汽温进行粗调，它的主要调节对象是屏式过热器出口汽温，运行中不得因一级减温使用不当使屏过出口汽温和屏过壁温超温，正常情况下，一、二级喷水量比例为总喷水量的75%和25%，高加解列时分别为总喷水量的95%和5%。
b)二级减温水对主汽温进行细调，运行中，特别是出现扰动时，应注意主汽温度变化趋势及减温器后温度，合理及时调节减温水量，手操时不要猛增猛减，以保持主汽温稳定。
c)调节过热烟气挡板。
d)定期或根据需要进行炉膛及烟道的吹灰工作。
1.1.1.2再热蒸汽调节a)调节再热烟气挡板是再热汽温调节的主要手段。
b)微量喷水减温在上述调节幅度不足时使用，或者对再热汽温进行细调，运行中，再热汽温惰性较大，使用微量喷水减温时，应特别注意再热汽温变化趋势及减温后的温度，减温水量的调节要有一定的超前时间，以防止再热汽温长时间波动。
c)事故喷水减温只有在再热器入口超温的事故情况下方可使用。
d)主汽温、再热汽温的调节，在燃烧稳定的情况下，首先用烟气挡板调节，少用或不用喷水调节，以提高机组运行的经济性。
备注：1.一期再热气温控制值为540度，最高不超过545度。
2.当再热器微量喷水调门为自动状态时，其设定值是以540度为基准。
例如：自动状态，设定值为2，则再热器出口控制目标为540+2=542。
3.当再热器微量喷水调门为手动状态时，其设定值为再热器微量喷水调门的开度。
例如：20，则再热器微量喷水调门开度为20%。
4.低温再热器壁温报警温度为563度，高温再热器壁温报警值为580度。
过热器减温水控制系统再热器减温水控制系统。
再热器减温水控制技术分析及应用
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 。
汽轮机组运行危险点及预控
汽轮机组运行危险点及预控一、机组的启动过程：1、工作内容：轴封系统暖管及投入危险点：⑴、轴封系统管道振动。
⑵、轴封系统低温进水，造成汽轮机水冲击。
⑶、低压轴封进汽温度高危险点预控：⑴、轴封系统投入前应逐级暖管、疏水，暖至调节站前温度稳定并有一定的过热度时，才能向轴封系统供汽。
⑵、热态、极热态启动，严禁投入辅汽站减温水，低压轴封供汽温度应控制在150～180℃之间，减温水调整门应确保动作正常，应避免轴封供汽温度大幅度波动，应禁止轴封系统减温水的手动调整。
⑶、应及时清扫轴封系统减温水滤网，保证凝升母管压力1.6MPa以上并稳定，确保低压轴封减温水系统各阀门无故障，减温水气动调整门动作灵活。
⑷、轴封系统疏水常开，并保证畅通。
2、工作内容：汽轮机冲转危险点：⑴、汽轮机进水、进冷汽。
⑵、汽缸受低周疲劳损伤、拉应力，或受较大热应力。
⑶、振动超限。
⑷、油膜振荡。
危险点预控：⑴、冲转前对汽轮机进行充分疏水，确保冲转前蒸汽参数高于最高缸温50～100℃，并有50℃以上过热度，对可能造成汽轮机水冲击的系统要重点监视，严格控制轴封系统减温水、炉过热器、再热器减温水及分离器水位、除氧器、高、低加水位，发现主蒸汽温度、再热蒸汽温度下降时，在连续15分钟内主、再热蒸汽温度下降值应小于50℃，若达80℃以上应打闸停机。
⑵、热态、极热态启动时，要保证蒸汽温度与金属温度的匹配，避免汽缸、转子表面受交变应力的作用，产生低周疲劳损伤，形成裂纹。
⑶、汽轮机升速过程要密切注意轴瓦与转子的振动，中速暖机前轴承振动超过0.03mm应立即打闸停机；通过临界转速时，轴承振动超过0.1mm或相对轴振动超过0.25mm应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。
在升速过程中，应平稳通过各轴系临界转速，保证机组不在共振转速范围内停留。
⑷、在冲转前及升速过程中应调整好油温，使之在38～40℃之间并稳定，避免冲转时油温大幅度变化引起轴承振动甚至油膜振荡。
过热器温度处理
过热器温度处理
过热器是锅炉中用于将饱和蒸汽加热到过热状态的部件。
过热器蒸汽温度的处理对于锅炉的安全运行和效率至关重要。
在处理过热器温度时，主要通过控制煤水比和使用两级减温水来进行微调。
第一级减温水通常布置在分隔屏过热器出口的管道上，第二级减温水则布置在后屏过热器出口的管道上。
通过调整减温水的流量，可以微量地控制蒸汽温度。
如果过热器蒸汽温度过高，可以采取一系列措施。
首先，可以适当增大减温水调整门的开度，同时密切关注减温器后蒸汽温度的变化，确保温度稳定在合适范围内。
其次，通过调整燃烧，降低火焰中心的位置。
减少上层燃烧器的风煤量，同时增加下层燃烧器的风煤量，这样的燃烧调整可以有效控制过热器温度。
如果需要，还可以降低锅炉的负荷，甚至在必要时停止上排磨煤机的运行，以减少热量输入。
另外，加强对水冷壁的吹灰工作，有助于保持传热效率，降低过热器温度。
在进行过热器温度处理时，务必严格遵循相关的安全规定，并在必要时寻求专业人员的指导。
准确的温度控制不仅可以确保锅炉的安全运行，还能提高锅炉的效率和性能。
同时，定期的维护和检查也是保障过热器正常工作的重要环节。
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
机组锅炉防止氧化皮技术措施
发电部600MW机组锅炉防止受热面管内壁氧化皮剥落技术措施编号：FD－09－02发电部二〇一一年九月十八日600MW 机组防止锅炉受热面管内壁氧化皮脱落技术措施锅炉过热器﹑再热器﹑主蒸汽管道及再热蒸汽管道内氧化皮脱落，使管壁变薄，强度变差，同时脱落的氧化皮堵塞管道，引起相应的受热面管璧金属超温直至爆管，最终导致机组强迫停机。
为提高机组运行的安全性、可靠性及经济性，特制定防止锅炉锅炉管壁氧化皮脱落的预防措施，运行人员要严格遵照执行！一、机组正常运行过程中预防措施1、机组正常运行中加强对受热面的热偏差监视和调整，严格控制受热面蒸汽温度和金属温度，在任何情况下严禁锅炉超温运行。
2、机组主蒸汽温度控制以控制煤水比为主，减温水为辅，严禁锅炉超温运行。
再热蒸汽温度以二次风、过燃风调整和烟气调温挡板调整为主。
3、机组正常运行中控制主汽温度在510571+-℃之间、再热器出口蒸汽温度在510569+-℃之间、屏式过热器出口温度不超过530℃。
4、锅炉运行中过热器出口蒸汽温度左右偏差不超过5℃，屏式过热器出口蒸汽温度左右偏差不超过10℃，再热器出口蒸汽温度左右偏差不超过10℃，并且运行中按照温度高点控制蒸汽温度，发现异常及时处理。
5、机组运行中控制屏式过热器出口管壁温度不超过595℃，末级过热器出口管壁温度不超过622℃，再热器出口连接管壁温度不超过620℃，发现有任一点壁温超过限额时，应降低蒸汽温度运行，待原因查明处理正常，各管壁金属温度均不超限后再恢复正常汽温运行。
6、机组运行中正常升、降负荷速率不超过12MW/min ，如由于升降负荷的扰动造成上述温度超标，要适当降低机组的升、降负荷速率或暂停升降负荷，待温度调整稳定后再进行负荷变动操作。
7、机组运行中启停制粉系统时要保证锅炉燃烧平稳，提前对主、再热汽温进行预控，防止汽温出现大幅扰动。
8、投用再热器减温水时不可猛增猛减，减温水调节汽温有一定的迟滞性，应根据减温器后温度变化趋势情况来确定减温水量，两侧减温水量偏差尽可能不要过大。
电厂的小指标
电厂的小指标一、飞灰可燃物1、配煤掺烧在煤质下降的不利情况下,通过合理配煤掺烧,把本地劣质、低挥发分等煤种放在BC等下层磨掺烧,既保证了燃烧稳定,又降低了飞灰。
2、调节磨机运行方式根据存煤结构基本固定磨机组合方式,熟悉上仓煤种热值、挥发份、灰份、硫份。
以热值决定运行磨机台数和组合,在均衡总二次风量保证二次风箱差压不变的同时仍可以对灰份大煤层增加二次风比例等。
3、适当提高磨机分离器转速降低煤粉细度需考虑磨机碾磨出力的增加,选择合理范围在90-95rpm,转速过高时若控制不好造成磨机时堵时通反而增加了燃烧的不充分性。
4、调节燃烧器的摆角在保证汽温的的前提下,尽量把燃烧摆角下摆,降低炉膛火焰中心。
但这点与提高再热汽温相背,可根据煤耗影响程度,调整上优先考虑飞灰。
5、锅炉配风方式根据我厂实际情况,制定合理的锅炉配风方式及燃烧调整操作卡,指导运行人员进行精细化调节,有利于控制飞灰可燃物在合理范围内。
6、风、粉配合比适合开大下层二次风、关小上层二次风,调整上建议燃烧器二次风门35-45%,辅助风约40-45%,需注意火检强度判断燃烧情况。
7、提高一次风温、降低一次风速一次风速建议不超过35m/s保证火焰刚度的同时不破坏其连续性。
8、减少水冷壁吸热提高炉膛温度9、稍减小炉膛负压10、提高二次风风速,加强二次风扰动能力11、附加风调节在保证SCR入口NOx可控的情况下,合理关小附加风,防止煤粉缺氧燃烧。
12、适当提高氧量提高氧量的同时,需要保证SCR入口NOx在可控范围,满负荷时在送风机出力不够情况下应注意适当降低火焰中心并尽量增加上层磨煤粉细度。
二、凝汽器真空1、根据循环水泵启停规定把握启停时机凝汽器循环水温升以10度为佳,根据数据分析环境温度高时可前移,环境温度低时可后移。
2、及时投用胶球清洗按定期工作投入,保证投用有效性。
3、循环水量分配合理利用双机负荷差关小凝汽器循环水出水门分配水压。
4、合适的轴封压力控制合适的轴封汽压力,并注意控制主机润滑油水份。
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。
锅炉运行调整基本原则
锅炉运行调整基本原则贵州黔西中水发电有限公司：宋福昌前言：随着结能降耗工作的不断深入，对锅炉运行人员的理论要求及实际控制水平要求越来越高。
一个火电厂生产指标的好坏，往往决定在锅炉运行人员对指标控制的理解及操作技术水平上。
本文将锅炉运行调整过程中对各项指标的调整控制进行分析说明，以便更好的指导锅炉人员进行运行调整。
一、过热汽压控制1、过热汽压是决定电厂运行经济性的最主要的参数之一。
过热汽压的高低，直接影响汽轮机热耗。
过热汽压升高，汽轮机热耗降低，机组煤耗减少（过热汽压升高1MP,热耗降低7％，汽轮机热耗每升高100kJ/kWh，机组煤耗升高4g/ kWh）。
另外，过热汽压提高后，产生蒸汽所需的焓值增加，也就是说高压蒸汽冷却烟气的效果变好，将会降低各段烟气温度，最终体现出来就是降低排烟温度。
同时在不影响主、再热汽温的基础上还可使减温水用量减少。
但过热汽压的升高超过允许值，将会造成锅炉受热面，汽轮机主蒸汽管道，汽缸法兰，主汽门等部件应力增加，对管道和汽阀的安全不利。
还有由于汽轮机主汽调节门特性及各个负荷段压力、热耗对比，在主汽门关闭3个半后节流损失增加，汽机热耗率增加，且第三个调门会出现频繁波动，造成主汽压力不稳定。
因此过热汽压力的控制在高负荷时应以汽轮机主汽门前的蒸汽压力达设计的额定值为准。
即250MW以上负荷时，保证主汽门前的蒸汽压力达16.7MPa（炉侧17.1MPa）,200MW～250MW 负荷段运行时，保证汽轮机高压调门关闭3个，150MW~200MW负荷段运行时，汽轮机高压调门关闭3个半。
有条件的电厂还应通过试验，做出负荷、压力、热耗对应曲线，更好指导锅炉运行人员进行压力控制。
2、在压力控制中，除升降负荷外，保证压力的稳定是锅炉燃烧调整的任务之一，只有在压力稳定的基础上，才能保证主、再热汽温稳定，才能进一步提高锅炉的经济性。
这就要求运行人员在运行调整过程中做到精心调整，提前判断，提前操作，熟悉所辖锅炉的特性。
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。
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。
关于_1炉过热器A侧二级减温水的使用规定和安全措施
关于#1炉过热器A侧二级减温水的使用规定和安全措施由于#1炉过热器A侧二级减温水调门故障造成阀门振动超限，正常运行期间无法消除。
为保证设备安全，经领导同意特制定以下措施，请运行各班认真学习，严格执行，确保机组、设备安全运行。
1、运行联系电仪车间将#1炉过热器A侧二级减温水调门后电动门自保持解除，CRT画面#1炉过热器A侧二级减温水调门后电动门操作界面增加暂停操作按钮。
修改完成后，电仪车间应作检修交待，详细说明修改后的操作方法。
2、使用调门后电动门调节运行期间，#1炉过热器A侧二级减温水调门解除自动开至100%保持不变，#1炉过热器A侧二级减温水调节使用本级调门后电动门进行调节，运行人员操作要谨慎，避免大幅操作，注意过热汽温、汽包水位、主汽压力变化，及时进行调节。
3、使用调门后电动门调节运行期间，#1炉过热器A侧汽温调节以一级过热器减温水调节为主，二级过热器减温水调节为辅，锅炉积极调整燃烧，在过热器不超温的情况下尽量保持#1炉A侧过热器二级减温水调门后电动门在全开位，同时应尽量减少#1炉过热器A侧二级减温水调门后电动门的操作次数。
4、如果#1炉过热器A侧二级减温水调门后电动门发生卡涩导致减温水量不足，应尽快调整燃烧，关小过热器烟气挡板和增加#1炉过热器A侧一级减温水量，就地检查，手动打开#1炉过热器A侧二级减温水调门后电动门，确保过热器不超温。
若打不开，导致汽温超限应按规程规定处理。
及时汇报相关领导，联系检修检查处理并填入缺陷。
5、如果#1炉过热器A侧二级减温水调门后电动门发生卡涩导致减温水量过大，应尽快调整燃烧，开大过热器烟气挡板，在保证一级过热器不超温的情况下适当减少#1炉过热器A侧一级减温水量，就地检查，手动关小#1炉过热器A侧二级减温水调门后电动门，确保过热器不超温。
若关不动，为保证汽温不超限，可短时将#1炉过热器A侧二级减温水调门关小或直接关闭，注意汽包水位、主汽温变化。
6、如果#1炉过热器A侧二级减温水调门后电动门发生卡涩导致减温水量过大，同时#1炉过热器A侧二级减温水调门和#1炉过热器A侧二级减温水调门后电动门均无法操作，可短时将#1炉过热器A侧二级减温水调门前电动门控制切至就地控制手动关小，或直接关闭#1炉过热器A侧二级减温水调门前电动门，注意汽包水位、主汽温变化。
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；
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过热器减温水在机组运行中控制
锅炉蒸汽温度是影响锅炉生产过程安全性和经济性的最重要的参数之一，过热汽温过高导致金属温度过高、蠕胀增强，降低管道寿命，经常超温可导致过热器管道超温爆管。
过热蒸汽温度过低将会降低全厂热效率，一般过热器汽温每降低5—10℃热效率减低1%。
运行规程要求对过热蒸汽温度的控制不超过额定值（给定值）的-10—+5℃。
蒸汽温度控制对象具有惯性大、滞后大、非线性、强耦合的特性，另外影响汽温的因素很多例如锅炉负荷、燃料量、烟气扰动（启停制粉）、减温水量（给水压力）等。
因此使用减温水稳定、准确、快速的控制汽温是非常有必要的。
一、过热器减温器的概述及特点
1、减温水概述
过热器喷水减温又称为混合式减温器，其原理是将减温水直接喷入过热蒸汽中使其雾化，吸热蒸发，达到降低蒸汽温度的目的。
大型锅炉减温水一般分为一、二级两级，过热器一级减温水量比二级减温水多50%左右，主要用于保护屏式过热器防止其管壁超温，同时对过热汽温进行粗调；二级减温水是在中间点温度稳定的基础上对过热汽温进行细调，两级减温水有助于减少左右两侧的汽温偏差。
2、减温水调节汽温的特点
利用高压给水喷入过热蒸汽中调节汽温，结构简单，调节灵敏，减温器出口汽温延迟的时间仅5—10s；调节幅度可达100℃；压力损失小，一般不超过50KPa。
但由于减温水喷入后与过热器混合，要求减温水的品质不能低于蒸汽品质。
一级减温水投入的原则是保护屏过不超温兼顾汽温调整在正常范围，二级减温水量在保证汽温正常的尽量少投或不投，同时由于二级减温水靠近过热器出口。
水量变化对汽温变化影响较快、较大，运行中禁止大幅度操作，防止汽温突升突降。
喷水减温造成的能量损失是必然的，系统设计时应尽力减少这种损失，在给水压力能够满足喷入过热蒸汽要求时，应尽量采用高温度的减温水，减少不可逆能量损失，同时也能减少对过热器热冲击。
减温水喷入量的大小一定要考虑到能否被完全汽化的问题，喷水后的蒸汽温度至少高于相应的饱和温度15℃。
应尽量避免减温水量大幅波动，减温水量大幅波动不仅会影响主汽温的变化，还会引起主汽压的变化，而主汽压波动又影响燃料量的波动，如此反复变化进入一个恶性循环，最终导致整个锅炉燃烧参数不稳定。
二、本厂过热器减温水配置
本厂过热器减温水采用两级，一级减温水在低温过热器和屏式过热器之间喷入，二级减温水在屏过和高过之间喷入。
减温水源有给水泵出口和省煤器出口两路，在不同的运行工况下采用不同水源。
在两路减温水母管上都设有逆止阀，防止两路减温水互串，在各级减温水管路上设有压力测点和流量测点，以便监视减温水系统工作正常。
三、过热器减温水在各运行工况对汽温的调整
1、减温水在机组冷态启动时的使用
在机组启动初期，蒸汽流量较小，汽温与减温水的温差小，极易出现减温水不能完全被汽化，造成汽温突降，各段管壁温度大幅波动；另一方面由于省煤器出口给水压力与主汽压相差较小，减温效果较差，所以采用给水泵路作为水源。
由于上述原因，在机组启动期间应尽量采用调节给水量、燃料量、风量等手段调节汽温，减少使用减温水。
在机组启动中，给水流量不易过大，给水流量大，通过361阀（启动分离器贮水罐溢流调节阀）排到凝汽器的水量就大，热损失增多；另一方面，给水量增加后，相应的燃料量增加，但锅炉实际产生的蒸汽量并没有相应增加，大部分的热量都由进入启动分离器储水罐的
水带入了凝汽器，同时由于燃料量增加，对流受热面的吸热量同时增加，造成主蒸汽温度升得更高，所以在保证锅炉安全的基础上应尽量降低给水流量。
控制总风量不超过35%，同时相应减少启动过程中的油量投入，降低启动油枪压力，减少初期投入的燃料量。
在启动油枪的投运过程中精心操作，防止燃料输入过快引起超温现象。
此外，对启动系统的高、低压旁路精心调整，保证在旁路门开度不大的前提下完成汽机的冲转并网。
对于磨煤机的投运，也要按照运行说明书中的要求，优先投入上层的燃烧器。
建议在启动过程中采用上述方法控制汽温满足启动曲线的要求，减少减温水的使用。
2、减温水在机组滑停过程中对汽温的影响
所谓滑参数停机，就是逐渐降低主蒸汽和再热蒸汽参数进行减负荷，直至达到要求的参数后停机、停炉。
当按给定曲线停机时，在中、低负荷段，汽温波动幅度较大，达到80-100℃，波动速率较高，难以控制。
造成这种现象的原因是主蒸汽、再热蒸汽减温水量过大，达到该运行工况下主汽流量的40％左右，减温后蒸汽温度接近对应压力下的饱和温度；同时，由于滑参数停机是变负荷工况，汽温受到燃料、燃烧状况、风量及给水温度等因素影响较大。
无论在自动或手动控制模式下进行调整时，都较难保证汽温的稳定下滑。
应随锅炉的汽温特性，对汽温进行分段控制，主要以燃料的增、减来控制负荷、压力以及蒸汽温度的变化，减温水仅作汽温细调手段，且减温水量要保持在一定范围内，即10％-20％主蒸汽流量内，不宜过大。
针对机组的汽温特性，滑参数停机时对蒸汽参数进行分段控制，一般可分为中、高负荷段、中间负荷段、低负荷段3段控制。
各阶段操作如下：中、高负荷段，即60％额定负荷以上时，以降负荷、降压力为主，主蒸汽维持额定温度或略有降低，这样减温水量可保持不变或有所降低；还要考虑再热蒸汽温度不能低于主蒸汽温度30℃，以防止高、中压缸分缸处温差和热应力过大；中间负荷段，即40％-60％额定负荷内，由于再热汽温有所降低，与主汽温度偏差增大，应适当地降低主汽温度，其降温幅度及速率视减温水量而定。
如果减温水量较小，降温幅度可适度加大，低负荷段，即负荷小于40％额定负荷时，随负荷降低，主蒸汽温度均匀、线性降低，降温幅度较大，可达到120-150℃；在低负荷段操作中，由于主汽流量较小，汽温易受各种因素影响，波动较大，此时应主要满足降温要求，严格控制降负荷率，一般为0．25％左右，降压率也会相应较小。
汽温自动调整的优化，可以使汽温相对稳定，但在低负荷时，建议汽温调节投入手动方式，避免自动方式产生的频繁调节对汽温产生影响。
3、减温水在机组正常运行时调节汽温
汽温调节可以分为烟气侧调整、蒸汽侧的调整，烟气侧的调节过程惯性大；而蒸汽侧的调节相对比较灵敏。
因此正常运行过程中，应保持减温器具有一定的开度，使减温水对汽温调节有一定裕度，一般应大于7%；如果减温器已经关完或开度很小时，应及时对水煤比进行调整，使汽温回升，减温器开启，在吹灰过程中出现汽温低时，应先停止吹灰；使汽温回升稳定后再考虑是否继续吹灰。
如果各级减温器开度均比较大时（若大于60%），同时也应从燃烧侧调整，或对炉膛进行吹灰，以关小各级减温器，使其具有足够的调节余量。
总之，在机组正常运行时，各级减温器后的温度在不同工况下是不相同的。
应加强对各级减温器后温度的监视，并做到心中有数，以便在汽温异常时作为调整的参考。
避免汽温大幅度波动。
4、减温水在事故工况下使用情况
发生事故时，根据负荷，给煤量变化要及时调整给水流量，保证中间点过热度为正，变化范围为20—60℃，防止蒸汽带水，必要时可紧急停运一台给水泵，但必须保证省煤器入口流量不能低于最低保护值，在事故工况下更要慎投减温水，保证中间点过热度。