循环流化床锅炉主汽温度偏低的原因及解决方案
260T/H循环流化床锅炉主汽温度偏低的原因及解决方案
作者：闫明发
摘要：主汽温度过低会加速汽轮机叶片的水蚀造成上下缸热应力增大，增加汽耗。通过改变一次风率，一、二次风的配比床压值的大小及更换吹灰器，提高了炉内的吸热量和尾部烟道的换热量。彻底解决了主汽温度偏低的问题，确保了机组安全经济运行。
关键词：主汽温度燃烧效率流化风量床压一、二次风配比
我单位的260T/H循环流化床锅炉在运行中主蒸汽温度严重低于设计值。额定值为540℃，最低不得低于525℃，而实际运行时最高才510℃（低负荷段时甚至低至490℃），这增加了汽轮机的汽耗，降低了机组的经济性；使汽轮机的末级蒸汽湿度增大，加速了对叶片的水蚀，严重是产生水冲击，造成汽轮机缸体上下壁温差增大，产生很大的热应力，使胀差和窜轴增大，严重危急汽轮机的安全运行。
运行中的锅炉机组各项参数为：汽压9.2MPa 汽温490℃~510℃，根本用不上减温水，床压8KPa，炉膛出口、低温过热器、高温过热器、省煤器等各部烟气温度普遍低于设计值30℃～50℃，而排烟温度明显偏高60℃，床温偏低50℃～100℃。
一．查找原因
该锅炉在启动初期各项参数均达到设计要求，但运行一周以后就会出现上面所述的变化。我单位系坑口电厂，煤质较差(见下表)。
经过在循环流化床锅炉的热解和破碎燃烧后，产生较多的细颗粒飞灰。针对各运行参数，分析如下：
1．排烟温度偏高。启动初期，排烟温度基本接近设计值，运行一周后逐渐升高。根据传热学的对流换热理论可知：对于电站锅炉的主要热阻都在烟气侧和灰垢热阻上。在锅炉机组设计一定的情况下，影响换热的只有灰垢热阻。这说明各受热面积灰较多，致使高、低温过热器吸热量少。停炉后检证实了这点。可见最初采用的声波吹灰器吹灰效果不好。
2．入炉煤的粒度问题。运行中入炉煤粒度d＝20mm，而设计值dmax=9mm，严重偏离设计值。造成选择性排灰冷渣器运行困难，为保证冷渣器的正常运行，一次风量较高，为14万Nm3/h。导致了一次风率较高，一、二次风配比不合理；并导致冷渣器长期在低出力下运行，进而导致炉内床料逐渐过多。从而影响到床温，使其偏低于设计值50℃～100℃，即便在额定蒸发量情况下也比设计值偏低50℃。
3．床压值的选取欠科学，有待于实践论证。锅炉厂家对于床压值的选取未有明确规定，何
值最佳，难以确定。初步定为8KPa。停炉检查静止床料厚度为接近1m，明显较厚。这说明该锅炉的燃烧效率低下。
二．调整与实践
1．更换吹灰器。经过考察，决定将声波吹灰器更换为乙炔爆燃脉冲吹灰器。每8小时吹灰一次。
2．改进碎煤系统。将原来的一级碎煤系统增加为二级碎煤系统，并将20mm的振动筛更换为9mm的滚动筛，确保满足设计要求。
3、燃烧调整。入炉煤粒度大幅度降低后，重新进行布风板均匀性试验，确定最低运行流化风量为6.5万Nm3/h，改变了一、二次风配比，由原来的1.5:1改为1：1，最高可达1：1.5。
4．重新选取床压值，确定最佳床压值。运行中，分别选择床压值7.5 KPa，7 KPa，6.5 KPa，6 KPa ，5.5 KPa ，5 KPa，4.5 KPa，4 KPa，3. 5 KPa进行试验。最终确定4.5～5.5KPa 为最佳范围。过高，床料较多，燃烧放出的热量大部分被床料吸收，致使尾部烟道吸热量减少，主汽温度偏低；过低，容易出现沟流现象，床温过高，容易结焦。
三．取得的效果
经过调整，床温得到大幅度提升，在锅炉额定出力下达到920℃～940℃，即使在基本负荷下也能达到860℃；炉膛出口温度达到了920℃～940℃；各部烟气温度也比原来提高了30℃；排烟温度降低了30℃；主汽温度明显得到改善，完全达到额定温度范围。即便是基本负荷下，A、B两侧一、二级减温水也必修全部用上。厂用电率由原来的11.7%下降到9.6%，标煤耗率也下降了0.65g/KWh。对同类型的循环流化床锅炉具有推广意义。
给水温度低的原因
给水温度低的原因 1 概述 现代大容量火力发电厂都采用具有蒸汽中间再热的给水回热加热循环，用以提高经济性。因为采用汽轮机的抽汽来加热凝结水和给水，这部分抽汽不再排入凝汽器中，因而可减少在凝汽器中的冷源损失。同时给水回热加热提高了热力循环吸热过程的平均温度，使换热温差减少，单位蒸汽在锅炉中的吸热量降低了。所以可有效提高机组的经济性。给水温度，给水最终加热温度的高低对机组的经济性有直接的影响。 造成给水温度低的原因分为急剧和缓慢下降两种情况，引起急剧下降的原因较单一且现象直观明显，并不难查寻原因。再者，发生高加给水温度急剧下降的情况概率极少。而影响给水温度缓慢下降才是带有普遍性的问题且原因较复杂。因此以国产200MW机组为例，阐述如何查找影响高加给水温度低的方法。为便于查找方法的系统性和全在性，将查找影响高加给水温度低的方法分成①高加本体的剖析，②高加系统的剖析，③运行维护的剖析。三个方面进行查找原因。 2高加本体的剖析 200MW机组回热加热器系统中的高压加热器均为立式表面式的加热器，加热蒸汽和被加热的给水是通过加热器内的金属表面来实现热量传递的。针对高加本体影响给水温度的因素加以剖析并提出解决办法。 2.1高加水室隔板密封性 高压加热器的水室靠焊接的水室隔板将水室分成进水室和出水室。如果水室隔板焊接质量不过关，势必导致部份高压给水“短走旁路”，而不流经加热钢管。这样这部份给水未与蒸汽进行热交换，造成给水温度编低。解决办法是厂家提高制造质量，焊接工艺采用亚焊。加热器出厂必须做水压试验，合格方能出厂。 2.2高加箱体密封性 为了有效利用抽汽的高过热度和疏水的过冷却。高压加热器的受热面分为过热蒸汽冷却段、凝结段和疏水冷却段三部份。如果高加受热面的箱体密封性不好，导致部份蒸汽短路现象，致使给水与蒸汽的热交换效率下降，影响给水温度。解决办法是厂家提高制造质量。 2.3高加芯子的安装质量 高压加热器的受热面是由多根钢管组成的U形管束，整个管束安置在加热器的圆筒形外壳内，整个管束是制成的一个整体。通常称为高加芯子。这样便于安装或检修时吊装和析出。如果高加芯子安装质量差，导致扇形板与高加外壳内壁设计间隙发生变化，出现一侧大而另侧小，降低高加受热面的热交换效果。解决办法是厂家和检修单位严格高加芯子的吊装程序，提高安装水平。 3 高加系统的剖析 200MW机组的回热加热系统中的高加系统采用三台高压加热器加一台外置式蒸汽冷却器和一台疏水冷却器的连接方式。高压加热器的水侧有进、出水阀和旁路阀，并且高加组水侧设有一套由自动进水阀和联成阀、逆止阀组成的水侧自动保护装置。针对高加系统影响给水温度的因素加以剖析并提出解决办法。 3.1抽汽阀门的开度 高压加热器的加热蒸汽取自汽轮机的抽汽，为保护汽轮机避免高加汽侧满水倒灌汽缸引发水冲击，高压加热器汽侧设有一套由抽汽电动门和水控逆止门组成的汽侧自动保护装置。高加组投运时要求抽汽电动门和水控逆止门应全开。如果因阀门机构卡涩或电动门行程调整不当等诸多原因导致阀门未全开，这样蒸汽节流会使蒸汽作功能力损失，影响给水温度。解决办法是定期分析监视段压力值和对应高压加热器蒸汽压 力值的数据，从而判断抽汽管道上阀门是否全开。水控逆止门尚可通过其开度标尺进行检查。确证后视具体原因加以处理。 3.2汽侧安全门可靠性 高压加热器汽侧设置有汽侧安全门，保护高压加热器内的蒸汽压力不超压，避免缩短加热器寿命和应力破坏。汽侧安全门一般为弹簧式安全门。如果汽侧安全门的弹簧失效或阀门严密性差，导致部份蒸汽泄
循环流化床锅炉床温低的原因-转载
循环流化床锅炉床温低的原因 由于循环流化床锅炉的操作运行与其它炉型不同，运行中除了按《运行规程》对锅炉水位、汽压、汽温进行监视和调整外，还必须对锅炉的燃烧进行调整。 （1）床温的控制： 运行应加强床温监视，炉温过高时结焦，过低时息火，一般控制在850℃-950℃左右，如烧无烟煤，为使燃料燃烧完全，可提高炉温，控制在950-1050℃（应低于煤的变形温度100-200℃）最低不低于800℃，否则很难维持稳定运行，一旦断煤很容易造成灭火。烧烟煤时炉温控制在900-950℃，如烧高硫烟煤需进行炉内脱硫，床温控制在850-870℃，最多不超过900℃，否则降低石灰石的利用率，当炉温升高时，开大一次风门。炉温低时，关一次风门，超过1000℃时，停煤、加风；低于800℃时，应加煤减风。但风量最小也要保持最低流化状态。若温度继续下降，立即停炉，查明原因再启动。炉温的控制是调整一次风量、给煤量和循环灰量来实现的。常规下主要调整给煤量。 流化床温高或床温低引起的原因和控制方法： 1、床温升高一般由下列因素引起 A、煤质变好，热值升高，烟气氧量降低（一般控制过热器后正常运行时烟气含氧量3-5%），表明煤量过多，应减少给煤量。 B、粒度较大的煤，集中给入炉内，造成密相区燃烧份额增加，引起床温升高。从含氧量看不出变化，用增加一次风量，减少二次风量的方法，控制床温。 C、由于没有及时放渣，料层加厚，造成一次风量减少引起床温升高。应及时放渣保持料层厚度在一定范围内。 2、床温降低一般由下列原因引起： A、煤质差、热值降低，烟气氧量增加，应增加给煤提升床温。 B、燃料粒度小。煤仓一部分较小的煤集中给入炉内，细煤粒在密相区停留时间较短造成密相区燃烧份额减少，而床温降低，正确的调整应减少一次风量，增加二次风量，不应增加煤量，以免引起炉膛上部空间燃烧份额增多，造成返料器超温结焦。 C、氧量指标不变，床温缓慢降低，而且整个燃烧系统都在降低，锅炉负荷不变。这是由于循环物料增多，增加了受热面积的换热系数，造成炉温降低，应放掉一些循环灰，使炉温回升。 （2）料层厚度的控制 循环流化床没有鼓泡床那样明显的流化层界面，但仍有密相区和稀相区之分，料层厚度是指密相区内静止料层厚度，对同一煤种，一定的料层差压对应着一定的料层厚度。料层薄，对锅炉稳定运行不利，因炉料的保有量少，入出的炉渣可燃物含量也高。若料层太厚，增加了料层阻力，虽然锅炉运行稳定，炉渣可燃物含量低，但增加了风机的电耗。所以为了经济运行，料层差压控制在7000-8000Pa之间。运行中料层差压超过此值时可以通过放炉渣来调整，放渣的原则是少放、勤放，最好能连续少量放，一次放渣量太多，影响锅炉的稳定运行、出力和效率。 （3）炉膛（悬浮段）物料浓度的控制 循环流化床与沸腾床明显的区别在于悬浮段物料浓度不同两者相差到几十倍到几百倍。循环流化床锅炉出力大小，主要是由悬浮段物料浓度所决定。对同一煤种一定的物料浓度，对应着一定的出力。对于不同煤种，同样出力下，挥发份高的煤比挥发份低的煤物料浓度低。一定的物料浓度，对应着一定炉膛差压值，控制炉膛差压值应可以控制锅炉的出力，正常运行中炉膛差压值维持在700-900Pa，若差值太大，通过放循环灰来调整，放灰原则少放、勤放。
350MW机组给水温度降低的原因分析及治理
350MW机组给水温度降低的原因分析及治理 某发电集团电厂两台机组投运后，一直存在给水温度偏低情况，给水温度达不到设计值，机组运行经济性能就会降低，不仅影响机组煤耗，同时对机组安全运行也存在隐患。文章通过对给水温度低进行全面分析、排查，最终确定影响给水温度低的原因并进行处理，使给水温度达到设计值。 标签：350MW；高加；给水温度低 1 概述 某自备电厂350MW机组两台，机组于2009年9月投运，随着机组运行时间的增加，出现给水温度不断下降问题，给水温度设计值为275℃，而机组带额定工况运行时给水温度仅为268℃。该厂高加一共有三台，给水温度的降低，严重影响机组运行经济性，影响汽轮机的效率，增加了发电煤耗，同时给水温度的降低也会使锅炉受热面长时间处于超温运行状态，影响锅炉受热面的寿命，增加了爆管的机率。 2 给水温度低的原因分析及处理 为提高给水温度，对机组现状进行综合分析，影响给水温度的原因分为运行操作与设备本体及系统影响两种。 2.1 运行操作 2.1.1 连续排空气门开度 高加抽空气门的作用是将高加汽侧积聚的不凝结汽体排到除氧器进行除氧，因空气的传热系统远小于钢材，空气在钢管周围开成的空气膜会严重阻碍传热。在机组正常运行工况下，通过对各台高加连续排空气门分别进行调整，并测温管道温度随之上升或下降，由此确认管道未堵塞，经试验，连续排空气门开度对给水温度没有影响。 2.1.2 高加水位影响 在机组带额定负荷情况下，解除高加水位保护，将#1高加水位进行调整，调整采取先调整到高位再调整至低位，通过调整高加水位，给水温度最高仅有0.5℃的变化，可见高加水位并不是影响给水温度的要因。 2.1.3 高加投停 在高加投入及退出时，基本均为随机启动。每次高加投入汽侧时，均能按要求控制给水温升、温降率，水侧投入时，能够先用静压注水，然后再用注水门注
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课程设计任务书 题目: 锅炉过热蒸汽温度控制系统设计 摘要 本文是针对锅炉过热蒸汽温度控制系统进行的分析和设计。控制系统采用串级控制以提高系统的控制性能，在系统中采用了主控-串级控制的切换装置，使系统可以适用于不同的工作环境。通过使用该系统，可以使得锅炉过热器出口蒸汽温度在允许的范围内变化，并保护过热器营壁温度不超过允许的工作温度。 关键字：过热蒸汽控制串级控制系统自动控制主控-串级切换 目录 1 生产工艺介绍 .................................................. 错误！未定义书签。 1.1 锅炉设备介绍............................................................................ ３ 1.2 蒸汽过热系统的控制................................................................ ５2控制原理简介 ..................................................................................... ６ 2.1控制方案选择............................................................................. ６ 2.1.1单回路控制方案................................................................. ６
给水温度降低的因素浅析
给水温度降低的因素浅析 摘要：给水温度是火力发电厂的一个重要经济指标，本文主要从高压加热器本体，高压加热器系统，高压加热器运行维护三个方面分析影响给水温度降低的因素，提高高压加热器运行管理水平。 1.概述 现代大容量火力发电厂都采用具有蒸汽中间再热的给水回热加热循环，用以提高热经济性。因为采用汽轮机的抽汽来加热凝结水和给水，这部分抽汽不再排入凝汽器中，因而可减少在凝汽器中的冷源损失。同时给水回热加热提高了热力循环吸热过程的平均温度，使换热温差减少，单位蒸汽在锅炉中的吸热量降低了。所以可有效提高机组的经济性。给水最终加热温度的高低对机组的经济性有直接的影响。造成给水温度低的原因分为急剧和缓慢下降两种情况，引起急剧下降的原因较单一且现象直观明显，并不难查寻原因。再者，发生高加给水温度急剧下降的情况概率极少。而影响给水温度缓慢下降才是带有普遍性的问题且原因较复杂。因此以国产300MW机组为例，阐述如何查找影响高加给水温度降低的方法。为便于查找方法的系统性和全在性，将查找影响高加给水温度降低的方法分成为：①高加本体的分析，②高加系统的分析，③高加运行维护的分析。三个方面进行原因查找。 2.高加本体的分析 300MW机组回热加热器系统中的高压加热器一般均采用福斯特.惠勒高压给水加热器。这种加热器是卧式的表面式的加热器，与传统的立式布置的高压加热器相比，它具有很多特点只有掌握它的结构特点与运行特性，才能保证福斯特.惠勒高压给水加热器安全经济地运行。在高压加热器筒体内部加热蒸汽和被加热的给水是通过加热器内的金属表面来实现热量传递的。针对高加本体影响给水温度的因素加以分析并提出解决办法。 2.1.高加水室隔板密封性 高压加热器的水室靠焊接的水室隔板将水室分成进水室和出水室。如果水室隔板焊接质量不过关，势必导致部份高压给水“短走旁路”，而不流经加热钢管。这样这部份给水未与蒸汽进行热交换，造成给水温度编低。解决办法是厂家提高制造质量，焊接工艺采用亚焊。加热器出厂必须做水压试验，合格方能出厂。
锅炉主汽温度控制系统设计说明书
内蒙古科技大学 本科生过程控制课程设计说明书 摘要 随着先进的电子和计算机技术的发展和控制功能的不断完善以及对热电厂中锅炉仪表控制系统进行的先进改造，以先进的DCS系统作为锅炉的控制核心，锅炉鼓风机和引风机采用变频驱动技术，以保护电机和节约能源，结合实际的现场仪表、变频调速器、DCS控制方案的具体实施方案。而在锅炉主汽温度控制系统中，也有越来越多的方法可以实现生产控制，这里需要我们对过热器的出口蒸汽温度进行检测，当温度不在控制范围内时就通过对过热器阀门的控制，设计锅炉主汽温度控制系统，实现对汽包主蒸汽温度的控制，以产生合格的产品，这个就是这次设计的主要内容。 关键词：锅炉；主汽；温度；控制
目录 第一章绪论 (3) 第二章热电厂概述 (4) 2.1锅炉概述 (4) 2.2锅炉、锅筒设备及结构 (5) 2.3锅炉控制的工作原理 (6) 第三章锅炉主汽温度控制系统概述 (7) 3.1锅炉蒸汽温度控制概述 (7) 3.2过热器的基本概念 (7) 3.3锅炉主汽温度控制系统的总体设计方案 (8) 第四章锅炉主汽温度控制的设计过程 (9) 4.1锅炉主汽温度控制说明 (9) 4.2锅炉主汽温度控制系统的分析与初步设计 (10) 4.3锅炉主汽温度串级控制系统图解及仪表选型 (11) 4.4锅炉主汽温度控制系统安全保护对策 (13) 第五章总结 (15) 参考文献 (16)
第一章绪论 这个学期的第一个课程设计是过程控制课程设计，通过上个学期的热电厂的实习，以及对热电厂的工艺和锅炉的生产设备及工艺的了解，我们选择了各自的课程设计题目，我的设计主要是介绍锅炉控制中的主汽温度控制系统的设计。随着科学的进步以及各种仪器的发展，现在已经有很成熟的控制方法来控制锅炉的生产，我这里是根据一般的场合所需要的控制方案，设计了一个串级的控制系统。对一些大的生产设备和一些有大的延迟或者是大的滞后的生产过程就不做叙述了。
给水温度对机组效率的影响
浅析给水温度对机组效率的影响 在环保和节能已经成为社会发展主题的今天，火电厂如何提高效率、注重节能不仅是顺应主流，也是在竞价上网后获得最大利润的手段之一。标准煤耗率、汽耗率、汽轮机效率、锅炉燃烧效率等参数，是衡量机组经济性能的重要参数。 标准煤耗率简单来说，就是将不同发热量的各种煤统一折算成发热量为29308千焦/千克的“标准煤”后算得的煤耗率，也就是机组输出1KW.h功率所需要消耗的标准煤煤量，主要用于在燃用不同煤种的各个发电厂之间进行热经济性比较。 bs＝q0／(29.31ηb*ηp) bsn＝bs／(1－ξ) 式中q0——机组发电热耗率，kJ／(kW.h)； ηb——锅炉效率，%； ηp——管道效率，%； ξ——厂用电率，%； bs——全厂发电标准煤耗率，g／(kW.h)； bsn——全厂供电标准煤耗率，g／(kW.h)。 对于我厂330MW机组，q0可简略用下式来表示： 式中，D0——主蒸汽流量 h0——主蒸汽初焓 hfw——给水初焓 Drh——再热蒸汽流量 hrh——再热器出口蒸汽焓值 he——再热器入口蒸汽焓值 W——机组输出功率 当其他参数不变时，标准煤耗与给水焓值成反比。要降低标准煤耗，就要提高给水焓值。由焓熵表可知，当给水压力一定时，给水温度越高，给水焓值越高。（如下表，假定给水压力P为15MPa） 现代大容量火力发电厂都采用具有蒸汽中间再热的给水回热加热循环，用以提高经济性。因为采用汽轮机的抽汽来加热凝结水和给水，这部分抽汽不再排入凝汽器中，因而可减少在凝汽器中的冷源损失。同时给水回热加热提高了热力循环吸热过程的平均温度，使换热温差减少，单位蒸汽在锅炉中的吸热量降低了。所以可有效提高机组的经济性。给水温度，给水最终加热温度的高低对机组的经济性有直接的影响。 影响给水温度的因素很多，包括：
蒸汽过热器(锅炉)爆管剖析——调节蒸汽温度(5)
编订：__________________ 审核：__________________ 单位：__________________ 蒸汽过热器（锅炉）爆管剖析——调节蒸汽温度 （5） Deploy The Objectives, Requirements And Methods To Make The Personnel In The Organization Operate According To The Established Standards And Reach The Expected Level. Word格式 / 完整 / 可编辑
文件编号：KG-AO-2819-36 蒸汽过热器（锅炉）爆管剖析—— 调节蒸汽温度（5） 使用备注：本文档可用在日常工作场景，通过对目的、要求、方式、方法、进度等进行具体的部署，从而使得组织内人员按照既定标准、规范的要求进行操作，使日常工作或活动达到预期的水平。下载后就可自由编辑。 为了进一步从根源上找出爆管原因，全面分析了调节蒸汽温度的各种因素，以便彻底消除减温器事故隐患，见图2： 图2 面式减温器与省煤器进水示意图 注：1——给水电动调节阀；2——给水旁通阀；3——逆止阀；4——给水直通阀；5——省煤器；6——汽包；7——减温水电动调节阀；8——减温水旋转调节阀；9——逆止阀；10——面式减温阀；11——减温器出水阀 过热蒸汽温度的调节在近1年时间内，由于8减温水旋转调节阀内漏，司炉工不得已采用手动调节11减温器出水阀，控制水量的大小，从而达到调节汽温的目的。经过减温器以后的冷却水，接至省煤器之前
与给水混合，通过4给水直通阀全部进入省煤器，因而保证了省煤器供水的稳定、可靠性。 （1）当过热蒸汽温度下降时：关小或关闭11减温器出水阀，由于冷却水量出口的减小或中断，使10面式减温器内水压增大，蒸汽将热量传播给低温冷却水，随着时间的延长，减温装置内冷却水温逐渐升高，体积不断增大，蒸汽放热与冷却水吸热之间的温差越来越小，则蒸汽传热的速度越来越慢，传播给冷却水的热量也就越少，蒸汽温度也就升高。 （2）当蒸汽温度升高时：开启或开大11减温器出水阀，由于冷却水出口的流动或加大，使10面式减温器内水压降低，把滞流在减温装置内的高温冷却水不断流出（此时常发生水冲击），水温随着流动而逐渐降低，蒸汽放热与冷却水吸热之间的温差越来越大，则蒸汽传热的速度越来越快，传播给冷却水的热也就越多，蒸汽温度也就下降。 请在这里输入公司或组织的名字 Enter The Name Of The Company Or Organization Here
锅炉主蒸汽温度低原因及处理
我厂三期机组主蒸汽温度低原因及处理 近期，我厂#6、7机组机组负荷在50%及以上时经常出现主蒸汽温度低现象，现总结其原因及其处理方向。 一、主蒸汽温度过低的危害 当主蒸汽压力和凝结真空不变，主蒸汽温度降低时，主蒸汽在汽轮机内的总焓降减少，若要维持额定 负荷，必须开大调速汽阀的开度，增加主蒸汽的进汽量。一般机组主蒸汽温度每降低10C,汽耗量要 增加 1.3%~1.5%。 主蒸汽温度降低时，不但影响机组的经济性，也威胁着机组的运行安全。其主要危害是： (1)末级叶片可能过负荷。因为主蒸汽温度降低后，为维持额定负荷不变，则主蒸汽流量要增加，末级焓降增大，末级叶片可能过负荷状态。 (2)末几级叶片的蒸汽湿度增大。主蒸汽压力不变，温度降低时，末几级叶片的蒸汽湿度将要增加，这样除了会增大末几级动叶的湿汽损失外，同时还将加剧开几级动叶的水滴冲蚀，缩短叶片的使用寿命。 (3 )各级反动度增加。由于主蒸汽温度降低，则各级反动度增加，转子的轴向推力明显增大，推力瓦块温度升高，机组运行的安全可靠性降低。 (4)高温部件将产生很大的热应力和热变形。若主蒸汽温度快速下降较多时，自动主汽阀外壳、调节级、汽缸等高温部件的内壁温度会急剧下降而产生很大的热应力和热变形，严重时可能使金属部件产生裂纹或使汽轮机内动、静部分造成磨损事故；当主蒸汽温度降至极限值时，应打闸停机。 (5)有水击的可能。当主蒸汽温度急剧下降50C以上时，往往是发生水冲击事故的先兆，汽轮机值班员必须密切注意，当主蒸汽温度还继续下降时，为确保机组安全，应立即打闸停机。 二、引起主蒸汽温度低的因素： 1)水煤比。 在直流锅炉动态分析中，汽轮机调节汽阀的扰动，对直流锅炉是一种典型的负荷扰动。当调节汽阀阶 跃开大时，蒸汽流量D和机组输出功率N E立即增加，随即逐渐减少，并恢复初始值，汽轮机阀前压力 P T一开始立即下降，然后逐渐下降至新的平衡压力。由于直流锅炉的蓄热系数比汽包锅炉小，所以直流锅炉的汽压变化比汽包锅炉大得多。当负荷扰动时，过热汽温T2近似不变，这是由于给水流量和燃 烧率保持不变，过热汽温就基本保持不变。 燃烧率扰动是燃料量、送风量和引风量同时协调变化的一种扰动。当燃烧率B阶跃增加时，经过一段 较短的迟延时间，蒸汽流量D会暂时向增加方向变化；过热汽温T2则经过一段较长的迟延时间后单调上升，最后稳定在较高的温度上；汽压P T和功率N E的变化也因汽温的上升而最后稳定在较高的数值。 当燃烧率不变而给水流量增加时，一开始由于加热段和蒸发段的伸长而推出一部分蒸汽，因此蒸汽流 量D、汽压P T、功率Nk几乎没有迟延的开始增加，但由于汽温T2的下降，最后虽然蒸汽流量D增加，而输出功率N E却有所减少；汽压Pr也降至略高于扰动前的汽压，过热汽温T2则经过一段较长的迟延时间后，最后稳定在较低的温度。 给水和燃料复合扰动时的动态特性是两者单独扰动时的动态特性之和，由图2可知，当给水和燃料按 比例变化时，蒸发量D立即变化，然后稳定在新的数值上，过热汽温则保持在原来的数值上(额定汽温)。这就是说明严格控制水煤比是直流炉主蒸汽调节的关键。
给水温度原因分析
连城电厂#2机组给水温度低的原因分析 及高压加热器改造 乔万谋 甘肃电力公司连城电厂邮编：730332 【摘要】文章介绍了连城电厂#2汽轮机组高压加热器在制造、安装、检修和运行维护中存在的缺陷，分析了这些缺陷对高压加热器运行特性的影响和对给水温度的影响。并结合高加结构特点，在原有设备基础上进行了改造，改造后高压加热器端差减小，给水焓升增大，给水温度提高，效果明显。 【关键词】汽轮机高压加热器给水温度技术改造 1．概述 连城电厂安装两台北京重型电机厂生产的N100-90/535型凝汽式汽轮机，配套两台哈尔滨锅炉厂生产的HG410/100-10型锅炉，高压加热器为哈锅配套的GJ350-5、GJ350-6型高加，自82年投运以来，两台机组给水温度一直偏低，影响着全厂的经济运行。特别是随着运行小时数的增加，给水温度呈连年下降趋势，虽在历次设备大修中发现和处理了一些影响给水温度的重要缺陷，使给水温度有所好转，但都不能保证给水温度处比较稳定的状况。2000年#2机组大修前，我们对#2机#5、6高加进行全面的热力试验，并进行了认真分析，在大修中对高加各部分进行了仔细的检查，发现并处理了几处影响高加运行特性的缺陷，同时对高加结构进行了改进，使#5、6高加端差减小，给水焓升增大，给水温度提高，效果明显。 2．影响高加运行特性的因素及原因分析 额定负荷下设计工况和实测工况#5、6高加各运行参数如表所示。从额定负荷下设计工况 表：额定负荷设计工况和实测工况加热器运行参数 和实测工况的各主要参数可以看出，#5、6高加偏离设计工况的主要问题是端差较大，#5高加上端差10.4℃，下端差16.1℃，#6高加上端差8.5℃，下端差13.8℃，而加热器设计时一般选择其上端差为0℃，下端差为8℃。由于#6高加上端差的影响，造成给水温度降低8℃，下端差大于设计值5.8℃，其疏水进入#5高加，排挤二段抽汽，造成二段抽汽量减少。#5高加上端差使其出口的给水温度降低，势必导致加热不足的部分将在#6高加内部被加热，造成#6高加热负荷增大，#6高加用汽量增大，本可以用低压抽汽加热的部分给水焓升，而使用高压抽汽加热，降低了回热系统的经济性。 造成#5、6高加上、下端差增大的原因，经分析有以下几种因素： （1）、由于汽轮机相对内效率低于设计值，导致汽轮机的汽耗量增大，相应的给水流量也增大，从而引起高压加热器的热负荷增加。汽轮机制造厂保证给水温度达到设计温度的条件之一就是“汽轮机按制造厂设计热力系统运行，通过高压加热器的水量等于汽轮机的主蒸汽流量”。汽
锅炉各种指标解释
锅炉指标解释
第一节锅炉技术经济指标 1.1 锅炉运行技术经济指标 1.1.1 锅炉实际蒸发量 锅炉实际蒸发量是指锅炉的主蒸汽流量（kg/h）。应取锅炉末级过热器出口的蒸汽流量值，或者根据进入锅炉省煤器的给水流量来进行计算确定，具体计算可根据汽轮机运行技术经济指标中主蒸汽流量的计算方法确定。 1045吨/小时 1.1.2 锅炉主蒸汽压力 锅炉主蒸汽压力是指锅炉出口的蒸汽压力值（Mpa）。应取锅炉末级过热器出口的蒸汽压力值。如果锅炉末级过热器出口有多路主蒸汽管，应取算术平均值。 17.5MPa 1.1.3 锅炉主蒸汽温度 锅炉主蒸汽温度是指锅炉过热器出口的蒸汽温度值（℃）。应取锅炉末级过热器出口的蒸汽温度值。如果锅炉末级过热器出口有多路主蒸汽管，应取算术平均值。 540度 1.1.4 再热蒸汽压力 锅炉再热蒸汽压力是指锅炉再热器出口的再热蒸汽压力值（Mpa）。应取锅炉末级再热器出口的蒸汽压力值。如果锅炉末级再热器出口有多路再热蒸汽管，应取算术平均值。 3.2MPa 1.1.5 再热蒸汽温度 锅炉再热蒸汽温度是指锅炉再热器出口的再热蒸汽温度值（℃）。应取锅炉末级再热器出口的蒸汽温度值。如果锅炉末级再热器出口有多路主蒸汽管，应取算术平均值。 540度 1.1.6 锅炉给水温度
锅炉给水温度是锅炉省煤器入口的给水温度值（℃）。应取锅炉省煤器前的给水温度值。 272.2度 1.1.7 过热器减温水流量 过热器减温水流量是指进入主蒸汽系统的减温水流量（t/h）。对于主蒸汽系统有多级减温器设置的锅炉，过热器减温水流量为各级主蒸汽减温水流量之和。 一级14.5、二级7.35 1.1.8 再热器减温水流量 再热器减温水流量是指进入再热汽系统的减温水流量（t/h）。对于再热汽系统有多级减温器设置的锅炉，再热器减温水流量为各级再热汽减温水流量之和。 0 t/h 1.1.9 排烟温度 排烟温度指锅炉末级受热面后的烟气温度（℃）。对于锅炉末级受热面出口有两个或两个以上烟道，排烟温度应取各烟道排烟温度的算术平均值。 149度 1.1.10 锅炉氧量 锅炉氧量是指锅炉省煤器后的烟气中氧的容积含量百分率（%）。对于锅炉省煤器出口有两个或两个以上烟道，锅炉氧量应取各烟道烟气氧量的算术平均值。 3－5% 1.1.11 送风温度 送风温度指锅炉空气系统风机入口处的空气温度（℃）。对于有两台送风机，送风温度为两台送风机入口温度的算术平均值；对于采用热风再循环的系统，送风温度应为冷风与热风再循环混合之前的冷风温度。 26度 1.1.12 飞灰含碳量
我厂4台机组给水温度低的原因和解决办法
我厂4台机组给水温度低的原因和解决办法 贵州黔西中水发电有限公司：万强 现代大容量火力发电厂都采用具有蒸汽中间再热的给水回热加热循环，用以提高经济性。因为采用汽轮机的抽汽来加热凝结水和给水，这部分抽汽不再排入凝汽器中，因而可减少在凝汽器中的冷源损失。同时给水回热加热提高了热力循环吸热过程的平均温度，使换热温差减少，单位蒸汽在锅炉中的吸热量降低了。所以可有效提高机组的经济性。给水温度，给水最终加热温度的高低对机组的经济性有直接的影响。针对给水温度低的查找方法如下①高加本体的分析，②高加系统的分析 一、给水温度低的原因查找： 我厂加热器是卧式的表面式的加热器。在高压加热器筒体内部加热蒸汽和被加热的给水是通过加热器内的金属表面来实现热量传递 1.1.高加水室隔板密封性，高压加热器的水室靠焊接的水室隔板将水室分成进水室和出水室。如果水室隔板焊接质量不过关，势必导致部份高压给水“短走旁路”，而不流经加热钢管。这样这部份给水未与蒸汽进行热交换，造成给水温度编低。 1. 2. 过热度和疏水的过冷却。高压加热器的受热面分为过热蒸汽冷却段、凝结段和疏水冷却段三部份。如果高加受热面的箱体密封性不好，导致部份蒸汽短路现象，致使给水与蒸汽的热交换效率下降，影响给水 1.3.高压加热器的受热面是由多根钢管组成的U形管束，整个管束安臵在加热器的圆筒形外壳内，整个管束是制成的一个整体。通常称为高加芯子。这样便于安装或检修时吊装和拆出。如果高加芯子安装质量差，导致扇形板与高加外壳内壁设计间隙发生变化，出现一侧大而另侧小，降低高加受热面的热交换效果。1.4 2.高加系300MW机组的回热加热系统中的高加系统采用三台高压加热器疏水逐级自流至除氧器方式。高压加热器的水侧有进口三通阀和出水阀，并且高加组水侧设有一套进口三通阀和出水阀组成的水侧 2.1 高压加热器的加热蒸汽取自汽轮机的抽汽，为保
循环流化床锅炉主汽温度偏低的原因及解决方案
260T/H循环流化床锅炉主汽温度偏低的原因及解决方案 作者：闫明发 摘要：主汽温度过低会加速汽轮机叶片的水蚀造成上下缸热应力增大，增加汽耗。通过改变一次风率，一、二次风的配比床压值的大小及更换吹灰器，提高了炉内的吸热量和尾部烟道的换热量。彻底解决了主汽温度偏低的问题，确保了机组安全经济运行。 关键词：主汽温度燃烧效率流化风量床压一、二次风配比 我单位的260T/H循环流化床锅炉在运行中主蒸汽温度严重低于设计值。额定值为540℃，最低不得低于525℃，而实际运行时最高才510℃（低负荷段时甚至低至490℃），这增加了汽轮机的汽耗，降低了机组的经济性；使汽轮机的末级蒸汽湿度增大，加速了对叶片的水蚀，严重是产生水冲击，造成汽轮机缸体上下壁温差增大，产生很大的热应力，使胀差和窜轴增大，严重危急汽轮机的安全运行。 运行中的锅炉机组各项参数为：汽压9.2MPa 汽温490℃~510℃，根本用不上减温水，床压8KPa，炉膛出口、低温过热器、高温过热器、省煤器等各部烟气温度普遍低于设计值30℃～50℃，而排烟温度明显偏高60℃，床温偏低50℃～100℃。 一．查找原因 该锅炉在启动初期各项参数均达到设计要求，但运行一周以后就会出现上面所述的变化。我单位系坑口电厂，煤质较差(见下表)。 经过在循环流化床锅炉的热解和破碎燃烧后，产生较多的细颗粒飞灰。针对各运行参数，分析如下： 1．排烟温度偏高。启动初期，排烟温度基本接近设计值，运行一周后逐渐升高。根据传热学的对流换热理论可知：对于电站锅炉的主要热阻都在烟气侧和灰垢热阻上。在锅炉机组设计一定的情况下，影响换热的只有灰垢热阻。这说明各受热面积灰较多，致使高、低温过热器吸热量少。停炉后检证实了这点。可见最初采用的声波吹灰器吹灰效果不好。 2．入炉煤的粒度问题。运行中入炉煤粒度d＝20mm，而设计值dmax=9mm，严重偏离设计值。造成选择性排灰冷渣器运行困难，为保证冷渣器的正常运行，一次风量较高，为14万Nm3/h。导致了一次风率较高，一、二次风配比不合理；并导致冷渣器长期在低出力下运行，进而导致炉内床料逐渐过多。从而影响到床温，使其偏低于设计值50℃～100℃，即便在额定蒸发量情况下也比设计值偏低50℃。 3．床压值的选取欠科学，有待于实践论证。锅炉厂家对于床压值的选取未有明确规定，何
提高给水温度要点
利用精益的生产方式来提高 热电联产的经济效益 —浅谈我电厂应如何提高给水温度来降低发电煤耗 姓名：王哲辉 专业工种：汽轮机运行 申报级别：技师 单位：一汽集团动能分公司汽机车间 2009年度技师考评答辩论文
前言 火力发电厂中电能的生产，实质上是将燃料中储存的化学能，经过一系列中间环节的能量释放、传递、转换最终变为电能。为了使能量转换不间断的进行，就需要工质不停地进行朗肯循环。但由于朗肯循环中有巨大的冷源损失存在，热经济性较低，为了提高循环的热效率，在朗肯循环的基础上，发展了回热循环。现代火力发电厂都无例外地采用了回热循环，如给水回热循环，目前现代凝汽式或供热式汽轮机，容量在6000kw以上的都高有回热加热器进行给水的回热循环。 我动能公司电厂在热电联产的整个过程中给水回热循环是个非常重要的环节，其结果在于充分利用给水回热循环来提高锅炉给水温度，减少了锅炉的发电煤耗，增加了电厂的热经济性。但是由于设备陈旧、老化、缺陷较多，加之运行人员操控不当等诸多原因，使我电厂的给水回热循环效率较低，总体热经济性差。如何提高热效率是现代电厂的首要任务，也是我电厂一直以来追求的目标。
摘要 回热循环是热力循环系统中热效率比较高的一种循环方式，热电联合生产系统中给水回热循环是最经济的典型的回热循环方式。 我电厂中的给水回热循环正是利用这种高效的回热循环方式来加热给水，使之利用机组抽汽加热给水来提高给水温度，提高了热效率和热经济性，降低了煤耗。但是由于设备老化、系统中存在着不完善等诸多因素，使我电厂中的给水回热循环未达到理想的效果。 通过2007-2008年度冬季高峰负荷期的试验性调整后，发现给水温度比历年来的平均给水温度提高了近10℃左右，降低了煤耗，节约了资金，并且针对于我电厂给水系统中的缺陷提出几项切实可行的改进方案，以改善给水系统的完整性，灵活性，从而能够更好、更高效、更快捷的满足锅炉对用水的需求。 关键词：
关于锅炉主蒸汽温度达不到设计参数
关于锅炉主蒸汽温度达不到设计参数 的初步原因分析及建议 （陕西秦安科技有限责任公司） 自从云南云维集团大为制焦有限公司热电站的#1、#2、#3锅炉试运行以来，虽经多方调整，在额定负荷下，锅炉主汽温度仍不能达到设计数值，减温水根本不能正常投入使用，导致汽轮发电机组因主汽温度偏低而无法带满负荷的问题。为满足汽轮发电机组的带满负荷能力，而不得不采取加大排汽等非常手段。长期以来，不但使机组的经济性大大降低，而且影响到机组安全运行。为探讨造成主蒸汽温度严重偏低的原因，对锅炉的设计、运行等方面进行了粗略的估算或分析，并提出一些不成熟的意见或建议，供公司、热电厂等部门参考。 1．锅炉设计简况。 ⑴锅炉概况。 锅炉为无锡锅炉厂制造的UG-75/5.3-M25型次高压、掺烧煤泥、焦炉煤气、高温旋风分离器、单锅筒、自然循环的循环流化床锅炉。锅炉由炉膛及尾部竖井烟道组成。炉膛为悬吊结构，炉膛四周由膜式水冷壁组成。锅炉尾部自上而下依次布置了高温过热器、低温过热器、模式省煤器及管式空气预热器。 锅炉设计规范: 锅炉型号：UG-75/5.3-M25 额定蒸发量BMCR：75 t/h (G) MPa 过热蒸汽出口压力： 5.299+0.3 -0.5 ℃ 过热蒸汽出口温度： 485+5 -10 给水温度 150℃ 排烟温度： 145±10℃ 锅炉设计效率：≥88 % 煤泥进料口：锅炉炉顶进料 炉膛出口烟温（BMCR）～900 ℃ 炉膛出口过量空气系数 1.2
汽包的工作压力 5.83 MPa 灰渣比 6:4 高温分离器温度850℃～1000℃ 高温过热器进口烟气温度830.5℃。 图一锅炉简图 锅炉采用平衡通风方式，配用一台引风机，一台一次风机，一台二次风机。 空气分为一次风及二次风，一次风及二次风比为55：45。在80%煤泥20%中煤时，设计的一次风量为56603 Nm3/h（20℃），二次风量为47561 Nm3/h （20℃），流化风机风量为500 Nm3/h，烟气量为163846 m3/h（140℃）。 ⑵燃料特性： 锅炉燃料采用当地煤泥同时掺烧部分中煤（正常运行时煤泥与中煤掺烧比例为6：4） 煤质资料如表一所示。
给水温度对锅炉的影响
给水温度对锅炉的影响 高加于3月10日中班大修后投用，给水温度150℃比以前提高50℃左右，高加投用后可较大程度改善设备低温腐蚀的问题，提高除尘灰的流动性，有助于改善除尘器中箱体漏风回潮飞灰板结的实际状况，更有助于节约煤耗和提高锅炉蒸发量的较强效果。在给水温度上升后，煤耗的降幅在0.3—0.4t/h，锅炉蒸发量的增幅在3t/h左右，更重要的是锅炉负荷的稳定性和迅速提升（加负荷）能力得到加强。 一、整体经济性影响 由于垃圾锅炉自身积灰特性，主汽温度偏低在一定程度遏制了机组整体效益的提升，第一方面是排烟温度上升的炉效损失，第二是蒸汽焓值下降带来的做功能力损失。从报表反映数据来看，单纯的锅炉蒸发量、煤量不但得到改善，而且汽煤比数据得到提升，锅炉实际效率得到增长。但发电量增长不明显， 2#机汽耗上升约1个点，由于主汽温度低增加了汽机疏水频率，管道蒸汽损失率由1.3%上升到1.6左右。见下表：
上表中日期数据依据高加投用前1周内运行正常时期统计，煤量依据15米数据采集与3#皮带具有一致性且更精确。 汽机总汽耗-----按汽机总进汽量/总发电量计算 成本产出------电量*0.65-煤量*784计算 管损率--------（1-汽机进汽量/锅炉蒸发量）*100% 表中1#炉蒸发量突破1200吨，2#炉蒸发量达到1162吨；煤量下降、汽煤比上升但成本产出上升不明显，在考虑垃圾库存见底和12、13日中雨影响，后期需要观察垃圾质量转变对数据的影响。 二、对锅炉的影响
上表是锅炉因给水温度变化后各受热面烟温和风温（汽温），数据采集在3月6日---13日之间，选取锅炉蒸发量45t/h工况下，利用趋势线精确到秒统计的5个时间段均值。（以1#炉分析） 1#炉高加投退前后顺烟气流向各级烟温差基本相当，省煤器因介质温度提高后烟温差收小20℃。蒸汽介质在高低加投用前后下降约17.6℃（低过）和16.8℃（汇汽），这种下降状况由吸热介质增量和放热介质减量引起，同时纵向比较主汽温度与低过处蒸汽温差在42.6℃和43.4℃前后相差0.8度，说明数据统计期间积灰对换热的影响较小，数据可信。 在省煤器后顺烟气流向层级温差减小幅度70—30℃之间单边下降（给水温度100℃），当给水温度150℃时烟温差46.4—39.7℃之间降幅收窄且有上升，个人认为换热已趋饱和若进一步提高烟温在不
循环流化床锅炉试题
循环流化床锅炉复习题 1、循环流化床锅炉的基本特点是什么？ 答：⑴ 低温的动力控制燃烧。其燃烧速度主要取决于化学反应速度，决定于温度水平。物理因素不再是控制燃烧的主导因素。 ⑵ 高速度、高浓度、高通量的固体物料流态循环过程。循环流化床锅炉的所有燃烧都在这两种形式的循环运行中逐步完成的。 ⑶ 高强度的热量、质量和动量的传递过程。循环流化床锅炉的热量主要靠高速度、高浓度、高通量的固体物料来回循环实现的，炉内的热量、质量和动量的传递和交换非常迅速，从而使整个炉膛内温度分布很均匀。 2、什么叫做动力燃烧？ 答：当温度较低时，化学反应速度较慢，物理混合速度较快，燃烧速度取决于化学条件，即温度的高低，这种燃烧称为动力燃烧，或燃烧处于动力区。循环流化床锅炉的动力燃烧主要发生在以下情况下： ⑴ 启动过程中，由于此时床层温度较低，化学反应速度也较慢。 ⑵ 细颗粒的燃烧，此时扩散的阻力较小。 3、什么叫做扩散燃烧？ 答：在扩散燃烧过程中，传质速度远低于化学反应速度。由于化学反应速度很快，传质速度较慢的氧量在刚到达焦碳外表面就被化学反应消耗。这种工况常见于大颗粒焦炭的燃烧。 4、什么叫做过渡燃烧？ 答：在过渡燃烧中，化学反应速度与内部扩散速度相当，氧气在焦炭中的渗透能力不强，接近外表面处的小孔消耗了大部分的氧量。过渡燃烧工况多发生在鼓泡流化床锅炉和循环流化床锅炉的某些区域的中等粒度焦炭中，此时的微孔传质速度和化学反应速度相当。 5、循环流化床锅炉会不会产生“爆燃”现象？ 答：相对于煤粉炉，循环流化床锅炉应该是不易爆燃、爆炸的。但由于在实际运行中多次重新启动、点火时，大量易燃物的积累。如果未进行适当的吹扫和合理的通风，也会造成爆燃和爆炸现象。因此，我们在实际工作中一定不要存在麻痹思想，必须严格照《规程》进行操作，防止爆燃和爆炸现象出现。
主蒸汽温度调节
主蒸汽温度调节 过热器系统按蒸汽流向可分为四级：顶棚及包墙过热器、分隔屏过热器、后屏过热器及末级过热器，其中主受热面为分隔屏过热器、后屏过热器、末级过热器。分隔屏和后屏过热器布置在炉膛的上部，主要吸收炉膛的辐射热量；末级过热器布置在水平烟道、炉膛后墙水冷壁垂帘管之后，受热面呈逆流布置，靠对流传热吸收热量。过热器系统的汽温调节，采用水煤比粗调，两级四点喷水减温细调，并将后屏出口集箱的两根引出管进行左右交叉后连接到末过进口集箱上，以减少左右侧汽温偏差。 由于影响汽温的因素多，影响过程复杂多变，调节过程惯性也大，这就要求汽温调节应勤分析、多观察，树立起超前调节的思想。在机组负荷发生变化时，应加强对汽温的监视与调整，分析其影响因素与变化的关系，摸索出汽温调节的一些经验，来指导我们的调整操作。 主汽温度的调节分为烟气侧的调节和蒸汽侧的调节。烟气侧的调节主要通过控制烟气温度和流量的方法来对汽温进行调节，对以对流换热为主的末级过热器影响较大，但烟气侧的调节惯性大、延迟大；蒸汽侧的调节主要是通过改变水煤比、减温水量来调节，对主蒸汽温度的调节相对比较灵敏。 下面是对一些典型工况进行分析： 一、正常运行中的汽温调节 正常运行时，主要是通过两级减温器来调节主蒸汽温度。第一级喷水减温器设在分隔屏出口，用以保护后屏不超温，作为过热器温的粗调；第二级喷水减温器设在后屏出口，作为细调，一级和二级喷
水减温控制系统均系串级控制系统。一级喷水减温控制系统调节的主参数为后屏出口温度，副参数为一级减温器出口温度（作为前馈信号）。二级喷水减温控制系统的被控对象为末过出口温度，副参数为二级减温器出口温度（作为前馈信号）。由于两级减温器调门的开度与正参数不是成比例关系，因此正常运行时应保持减温器具有一定的开度。对#6炉来说，众多因素的影响使得分隔屏出口的温度存在偏差，A侧的温度明显比B侧要高，所以A侧的一级减温水调门更应该有一定的开度，以防止煤量发生变化时，主蒸汽温度上升的较快，而导致减温水调门跟踪不上.当然，这里所说的开度是相对的，对B 侧来说由于温度较低，调门就可以跟得上温度的变化。 在机组正常运行时，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。 二、变工况时汽温的调节。 机组变工况时气温波动大，影响因素众多，应在操作过程中分清主次因素，对症下药，及早动手，提前预防，必要时采取过调手段处理，不可贻误时机，酿成汽温事故。 变工况时汽温的变化主要是锅炉的燃烧负荷与汽轮机的机械负荷不匹配所造成的。一般情况下，当锅炉的热负荷大于汽轮机的机械负荷时，汽温为上升趋势，两者的差值越大，汽温的上升速度越快。因此在变工况时，应尽量的保持锅炉的热负荷与汽机的机械负荷相匹配。下面对几种常见情况分析如下： 1、正常加减负荷时的汽温调节
高压加热器对给水温度影响的分析及改造
高压加热器对给水温度影响的分析及改造 作者：祝德军王鹏 摘要：文章介绍了电厂轮船机组高压器在制造、安装、检修以及运行维护过程中出现的缺陷，分析了这些缺陷对高压加热器造成的影响。从高压加热器对水温的影响，并且结合了加热器独特的结构特点在原有的设备基础上进行改造，改造之后获得的效果比较明显，高压加热器端差值逐渐减小，水含量逐渐提升，温度变动也比较大，获得的效果非常明显。 关键字：汽轮机；高压加热器；水温 一、高压加热器的结构特性 众所周知，高压加热器主要是焊接结构，一般由管系和外壳组成。外壳材质是碳素钢板圈，这是一个可以拆卸的筒体。筒体的结构比较复杂，上部分由椭圆形冲压封头组成，封头的中心位置是蒸汽入口，这些特种是为了后期的水蒸气温度提升服务，中心位置有吊环以及管座两只，管座主要服务于供加热器外壳加热，或者对整个加热器进行支撑。外壳的部分也比较明显，由各个管座以及水位接管组成。加热部分由两个联箱以及四个连接管组成，这些组成都是基于焊接基础上实现。焊接就会存在一定的缝隙，空隙控制对于水温影响比较大。在配水管上部位以及连接处，一般都存在板孔。联箱管下端焊于底盖，顶端则通过弯头和联接管与中心管相连接。联箱管与配水管相交错布置成180。角，每根联箱管与配水管上均钻有两排焊接盘香管的孔。这些板孔的严密性以及缝隙都应该得到控制，这样才能从根本上控制住流水速度和水温。然而这些问题的出现，是导致水温减弱根本原因，面对这些现实问题，应该从根本上进行把握。这样可以更加准确的分析影响水温的因素，进而选择应对措施。 二、原因分析 （一）设计值 一般而言，汽轮机的内效率低下的设计值影响比较大，会导致汽轮机的耗油量逐渐增大，相应的给水量会逐渐增大，这将引起高压加热器负荷增加，导致能源消耗。相应的给水量也会逐渐增大，从而使得高压加热器热负荷出现。 (二）高压加热器进汽管位置以及上壳体进汽法兰填料位置，不能出现缝隙，这个位置需要做好填料压紧，如果只是简单的依靠紧联接法兰对填料位置进行加压，这部容易保障密封可靠性。当加热汽油从这个密封口进入到高压加热器后，没有经过冷却环节直接进入蒸汽凝结阶段，在这个过程中蒸汽冷却量会逐渐减少，蒸汽量减少时最终导致传热量减少。每当该时刻，蒸汽流速会逐渐降低，从而导致蒸汽对换热面放热系数逐渐降低，从而不能获得良好的保温效果。 （三）局部变形