再热器减温水

600 MW燃煤锅炉再热器减温水量波动原因分析及措施

Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｒｅｈｅａｔｅｒ，ｄｅｓｕｐｅｒｈｅａｔｉｎｇｗａｔｅｒ，ｃｏｎｓｕｍｐｔｉｏｎ，ｆｌｕｃｔｕａｔｅ，ｌｏａｄｒａｔｅ，ｃｏａｌｑｕａｌｉｔｙ，ｈｅａｔｅｄｓｕｒｆａｃｅ，ｉｎｄｉｃｔｏｒ
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：ＴＫ２６４．９文献标识码：Ａ
ＡｎａｌｙｓｉｓａｎｄＭｅａｓｕｒｅｓｏｆ６００ＭＷＣｏａｌ — ｆｉｒｅｄＢｏｉｌｅｒＲｅｈｅａｔｅｒ
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。
６００ＭＷ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３０１９００）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３４卷第４期
２０１３年１２月

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。

再热器减温水调节阀频繁动作原因分析

再热器减温水调节阀频繁动作原因分析摘要：北京京丰燃气发电机组是采用日本三菱公司350 MW燃气发电机组，控制系统采用美国福克斯波罗的DCS系统。

因多次发现在低负荷运行情况下出现再热减温水调节阀频繁摆动的情况，影响机组经济稳定运行，文章针对这一情况进行分析和提出修改对策。

关键词：再热减温水调节阀；自动调节；SAMA图；主调PID块；积分饱和再热蒸汽是由中压过热蒸汽与冷再蒸汽混合后通过两级再热器加热到中压缸做功。

为防止再热器出口蒸汽温度过高，在第一级再热器后安装了一组喷水减温减压器来控制再热器出口蒸汽温度，再热器减温水取自中压给水泵出口。

1 再热蒸汽减温水自动调节控制原理图1为再热蒸汽温度控制的SAMA图，再热蒸汽温度调节系统采用串级调节系统，调节系统分主调和副调两部分，主调的测量值是二级再热器出口温度（即再热主蒸汽温度），设定值是566 ℃。

主调输出做为副调的设定值，副调的测量值是二级再热器的入口温度，副调的输出经过AOUT块转化成4～20 mA的模拟量信号输出控制再热器减温水调节阀开启，从而实现再热主蒸汽温度的自动调节。

2 目前存在问题在燃机运行到250～270 MW时，再热器减温水调节阀提前开启，并出现频繁动作现象，波动幅度为0%～5%，如图2红线（01LAF10：AA101ZT.PNT）所示。

图2中从上自下5条曲线分别为：二级再热器入口温度（01HAJ60CT001）；再热主蒸汽温度（01LBB40_BCT001）；燃机负荷（01DCS01AI001）；再热器减温水调节阀开度反馈（01LAF10：AA101ZT.PNT）；中压减温水流量（01LAF01CF001）。

3 原因分析当再热主汽温度降低时，主调的输出会增加，造成副调的设定值增大，阀门向关的方向运动。

当阀门全关以后，如果此时再热主汽温度仍然低于设定值（566 ℃），主调的输出仍然会不断的增大，但由于阀门已经全关，所以再热主汽温度并不会升高，造成主调的输出一直增加，此时，如果再热主汽温度迅速升高，主调的输出由于原先增加的太大，再反向调整时需要一定时间，调节系统无法对再热主汽温度的升高及时响应，造成调节滞后，此种现象称为积分饱和。

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。

再热器减温水课件

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。

再热器减温水控制技术分析及应用

１００Ｃ以上）这是因为锅炉压力还很低（０Ｍａ以２ｏ，１Ｐ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３２卷第８期
２１００年８月
华电技术
ＨｕａｉｎＴｅｈｏｏｙｄａｃｎｌｇ
Ｖｏ．２Ｎｏ８１３．Ａｕ．０１ｇ２０
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０４１）１０３
２１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一２２／７５一Ｍ９４，０３１．１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１ｈ单管）导致煤耗升平７ｔ（，／，
高１２４／ｋ・）严重影响机组运行的经济性。。２ｇ（Ｗｈ，２００９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，６０Ｍ为０Ｗ机组治理再热器减温水问题提供了参考。

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KPa53344IP INL523 45二l.TC HEa 525UI/C■■■-0-0%31 WT?3200 r '■1a flOt/horo t/h ____________ i引.』匸ii 34C1i29MPAmoc 匸DO.'MTT 丄ooot ；h 7H HPanjj %A A4T0旬 pOCC t/1一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.:ox-L.：iK -叮宾 4对卅一司陶再描HWIE Jt sl 毛>i4ir21SS1C曲谏中I 界抽头来/:m idpe© 1沁B )QP9594 uni ix二期SAM/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（学习的目的是增长知识，提高能力，相信一分耕耘一分收获，努力就一定可以获得应有的回报）。

660MW机组再热器减温水调门改造与分析-论文

站系统工程，２０１０，２６（６）：３３ — ４０．
［４］匡江红．再热器喷水对煤耗的影响［Ｊ］．动力工程，２００７，（１２）：２７．
２９７
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—３ｓ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２０１４年８月
黑龙江科学
ＨＥＩＬＯＮＧＪＩＡＮＧＳＣＩＥＮＣＥ
Ｖ０１．５Ｎｏ．８
Ａｕｇｕｓｔ２０１４
６６０ＭＷ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３２５６００）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

300MW机组再热减温水流量的调整方法

・
１４２・
科技论坛
３００ＭＷ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１５００ｏ０）
摘要：在机组正常Ｌ￣５Ｌ－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２９０％，而单阀状态在此负荷阶段排气温度在３２０ｆ２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ｌ０ ℃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３００ＭＷ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２１０ＭＷ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５４０ ℃，而再热汽温也可达５３６ —５３９，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２１０～２６０Ｍｗ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２６０ＭＷ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３０ｌ／ｌ１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，３００ＭＶ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３００ＭＶ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。３００ＭＷ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２１０ＭＷ采用定压顺序阀制方式，负荷低于２１０Ｍｗ采用单阀定『１１翁献进，徐文辉．３００ＭＷ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１８０ＭＷ负荷时采用滑压施分析．自动化博览，２０１０（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，２０１０（１２）．例如在负荷２１０Ｍｗ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。