过热器减温水流量大原因分析及对策
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
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。
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。
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。
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。
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。
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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。
因为锅炉设计工况下，过热器的受热面积是超过蒸汽加热到额定汽温所需要的，只有通过减温的方法才能使之维持额定值。
并且锅炉过热器的汽温特性是呈现对流式的特征，当锅炉负荷增加时，锅炉的燃料消耗量和送风量都相应增加，对流烟道中的传热增强，过热器出口汽温将随之升高。
也需要采用喷水降温来控制主蒸汽温度。
3 过热器减温水对经济性的影响
锅炉的过热蒸汽是靠煤炭燃烧才达到一定的温度和压力的，而减温水的投入则抵消了部分煤炭对过热器的加热，因此必然降低了
锅炉的经济性。
过热器减温水从给水泵出口母管引出，未经过高压加热器，降低了回热程度，使机组经济性降低。
参照同类型300mw 机组的经济性指标计算结果，过热器减温水量的增大对机组经济性影响不大，过热器减温水量每增加10t/h，机组煤耗率约增加
0.1049g/kwh。
无论对于过热器还是再热器随着减温水量的增加，机组煤耗率都近似线性增加，再热器曲线的斜率大于过热器。
在减温水量增加相同的条件下，再热器减温水导致机组煤耗率增加值是过热器的10倍多。
因而，运行中应在保汽温、保安全的前提下，控制过热器减温水量。
4 过热器减温水量大的原因
4.1 煤质差。
由于公司燃煤平均低位发热量较低，偏离设计值很大，锅炉同负荷情况下燃煤量大增。
鲁北1.2炉设计额定工况下燃煤量是124.2t，实际确达到160t以上，这样就造成锅炉烟风量增大，烟气对流换热增强，主蒸汽温度升高。
减温水量随之必然增大。
4.2 炉膛受热面结焦或积灰，影响锅炉炉膛出口烟温升高，对流换热增强，过热器出口温度过高，减温水量增大。
4.3 锅炉燃烧器摆角缺陷无法消除，四角燃烧器在摆动调温时动作不同步，造成两侧烟气偏差较大，难以控制，升负荷时为控制壁温，减温水量增大。
4.4 给水温度低。
鲁北1.2机组设计给水温度额定为25
5.8℃，但是由于汽机高、低加存在缺陷，影响给水温度达不到设计要求。
实际330mw时只有240℃左右。
给水温度低造成主蒸汽温度过高，减温水量增大。
4.5 机组在设计时，过热器受热面积过大，对流受热面所占比例过大导致高负荷下蒸汽温度过高，也是减温水量长期偏高的一个重要原因。
5 采取降减温水量对策
5.1 燃料进煤时，尽量保证煤质热值稳定，降低与设计煤热值之间的偏差。
煤中灰分含量不能过大。
5.2 运行中一定要严格执行受热面吹灰管理制度，尤其是要加强水冷壁蒸汽吹灰。
每天检查受热面结焦情况，根据受热面壁温和锅炉烟气温度变化增加吹灰次数。
5.3 联系设备部利用停机机会消除燃烧器摆角缺陷缺陷，运行中在保证再热汽温的前提下，燃烧器摆角不宜调整过高。
5.4 利用机组大、小修对汽机高、低压加热器进行检查治理，保证给水温度运行时能达到或接近设计值。
5.5 锅炉燃烧调整时，炉膛氧量保持合适，二次风量不宜过大，尽量投用下排燃烧器，降低火焰中心高度。
6 结论
目前国内300mw机组，绝大多数存在运行中过热器减温水量大的问题，一般是设计值的3-4倍。
但从影响经济性的角度来看，过热器喷水减温是远远小于再热器喷水减温影响的。
所以在运行中，保证锅炉主、再热蒸汽温度及受热面壁温不超限是前提，同时加强
调整，维持主、再热汽温在设计值，保证机组经济运行。
必要时必须牺牲过热器减温水量以达到综合经济性的最大化。