影响锅炉汽温的因素及汽温的控制措施
影响锅炉汽温的因素及汽温的控制措施
集团标准化工作小组 #Q8QGGQT-GX8G08Q8-GNQGJ8-MHHGN#
影响锅炉汽温的因素及汽温的控制措施
锅炉运行中，如果汽温过高，将引起过热器、再热器、蒸汽管道以及汽轮机汽缸、阀门、转子部分金属强度降低，导致设备使用寿命缩短，严重时甚至造成设备损坏事故。从以往锅炉受热面爆管事故统计情况来看，绝大多数的炉管爆破是由于金属管壁严重超温或长期过热造成的，因而汽温过高对设备的安全是一个很大的威胁。蒸汽温度低的危害大家也是知道的，它将引起机组的循环效率下降，使煤耗上升，汽耗率上升，新蒸汽温度过低时，带来的后果就不仅仅是经济上的问题了，严重时可能引起蒸汽带水，给汽轮机的安全稳定运行带来严重的危害，所以规程上规定机组额定负荷下新蒸汽温度变化应在+5℃～-5℃之间。
一、 影响过热汽温变化的因素
1、 燃料性质的变化：主要指燃料的挥发份、含碳量、发热量等的变化，当煤粉变粗时，燃料在炉内燃烬时间长，火焰中心上移，汽温将升高。当燃料的水份增加时，水份在炉内蒸发需吸收部分热量，使炉膛温度降低，同时水份增加，也使烟气体积增大，增加了烟气流速，使辐射过热器的吸热量降低，对流过热器的吸热量增加。
2、 风量及其配比的变化：炉内氧量增大时，由于低温冷风吸热，炉膛温度降低，使炉膛出口温度升高。在总风量不变的情况下，配风的变化也会引起汽温的变化，当下层风量不足时，部分煤粉燃烧不完全，使得火焰中心上移，炉膛出口烟温升高。
3、 燃烧器及制粉系统运行方式的变化：上层制粉系统运行将造成汽温升高，燃烧器摆角的变化，使火焰中心发生变化，从而引起汽温的变化
4、 给水温度的变化：给水温度升高，蒸发受热面产汽量增多，从而使汽温降低。反之，给水温度降低汽温将升高。
5、 受热面清洁程度的变化：水冷壁和屏过积灰结焦或管内结垢时，受热面的吸热将减少，使炉膛出口温度升高，当过热器本身结焦或积灰时，由于传热不好，将使汽温降低。
6、 锅炉负荷的变化：炉膛热负荷增加时，炉膛出口烟温升高，使对流受热面吸热量增大，辐射受热面吸热量降低。
7、 饱和蒸汽温度和减温水量的变化：从汽包出来的饱和蒸汽含有少量水分，在正常工况下饱和温度变化很小，但由于某些原因造成饱和蒸汽温度较大变化时，如汽包水位突增，蒸汽带水量增大，在燃烧工况不变的情况下，这些水分在过热器中要吸热，将使汽温降低。在用减温水调节汽温时，当减温水的温度或流量变化时将引起蒸汽侧总热量的变化，当烟气侧工况未变时，汽温将发生相应的变化。
二、 影响再热汽温变化的因素
由于再热器具有较大的容积，工质在其中的流速较慢，且又布置在烟气低温区域，烟气侧的传热温差小，因而再热汽温变化的迟滞时间较长。再热蒸汽压力低，比热小，使得再热汽温在工况变化时的温度变化幅度较大。同时，再热蒸汽温度不仅受锅炉工况的变化影响，还受汽轮机工况的影响。如抽汽量变化的影响及高压缸排汽温度变化的影响。
1、 高压缸排汽温度变化的影响：机组在定压方式下运行时，高压缸排汽温度将随机组负荷的增加而升高。过热汽温的升高也将造成高压缸排汽温度的升高，另外，主汽压力越高，蒸汽在汽轮机中做功能力越大，焓降也越大，高压缸排汽温度则相应降低。
2、 锅炉烟气量的变化：因再热器呈对流特性，烟气量越大时，再热器吸热越多，汽温升高。
3、 锅炉负荷的变化：锅炉负荷降低时，辐射受热面的吸热比例增加，作为对流受热面的再热器吸热量减少，汽温将降低。
4、 其它一些诸如：受热面的清洁程度、火焰中心的位置、减温水量的变化等因素对再热汽温的影响与过热汽温类似。
三、蒸汽的压力在这里很关键，从下表可以看出：
压力
P（MPa） 饱和温度
ts(℃) 饱和水焓
h(kj/kg) 饱和蒸汽焓
h(kj/kg) 汽化热
r(kj/kg)
1 2777
5
7
9
12
16
18 781
20 585
随着汽压的上升炉水的饱和温度、饱和水焓上升，而饱和蒸汽焓和炉水的汽化热减小。我们知道炉水都是汽包压力下的饱和水，在燃料不变的前提下提高汽包压力会使得更多的饱和水变为饱和蒸汽，而燃料量没有改变，也就使得主、再热汽温下降。
四、 几种常见的工况扰动造成的汽温变化分析
1、 高加解列
高加解列后，锅炉的给水温度将下降，工质加热和蒸发所需的热量增多，在燃料量不变的情况下，锅炉蒸发量降低，造成过热汽温升高。如果要维持蒸发量，必须增加燃料，这样不仅使整个炉膛温度升高，炉膛出口烟温升高，且流过过热器和再热器的烟气量和烟气流速增大，锅炉热负荷增大，管壁温度升高甚至产生超温，损坏设备。因此一般在高加停用时，要限制机组负荷不大于90%额定负荷，严禁超负荷运行。运行中发生高加保护动作解列时，应立即相应开大过、再热减温水量，必要时通过减少燃料量来减弱燃烧，达到控制汽温升高的目的。
2、 启停制粉系统
当启动制粉系统运行时，由于大量煤粉进入炉膛内，锅炉热负荷急剧增加，受热面吸热量增大，将造成汽温升高。为了减小启动制粉系统时对汽温的扰动和防止超温，启动前应适当将过、再热汽温降低，缓慢开启制粉系统风门进行暖磨，使炉膛热负荷随着磨煤机内余粉的吹入逐渐升高，启动磨煤机后，将相应给煤机煤量放至最低，以减少瞬间吹入炉膛的燃料量。由于其余给煤机的煤量相应减少，但因锅炉的惯性作用，这部分的燃烧并没有立即减弱，此时可通过降低一次风压来适当减少进入炉膛的燃料量，避免因大量煤粉燃烧造成炉内热负荷的急剧增强。待汽温变化平缓后，再进行加负荷操作。同时，汽机调门要配合控制好主汽压力的变化，使其尽量平稳上升，以此来适应因燃烧变化所带来的蒸发量的改变，维持锅炉受热面内总的能量变化平衡。在停运制粉系统的操作中，关闭停运磨煤机的风门时应缓慢进行，一方面是为了对磨煤机进行吹扫，保证停运后的安全；另一方面是防止其对一次风产生瞬间提高的扰动，造成燃烧突然加剧，引起汽温快速升高而产生的超温。对冷热风门内漏较大的磨煤机，要及时联系检修处理。
3、 水冷壁结焦
水冷壁结焦时，因为灰、渣的热阻大，影响水冷壁的吸热，使辐射吸热量比例减少，炉膛出口烟温升高，过、再热器吸热比例增大，引起汽温的升高。此时可通过加强对水冷壁的短吹吹灰，以清洁水冷壁表面，提高其吸热能力。同时要积极分析结焦原因，进行燃烧调整，并定期进行吹灰工作，避免形成大面积结焦而造成超温或燃烧事故。
4、 炉底水封破坏
炉底水封破坏，使得大量冷风从捞渣机或水封槽处吸入，降低了炉膛温度，使辐射吸热的比例降低，蒸发量减少；炉膛出口烟气温度升高，烟气量及烟气流速增大，对流受热面吸热加强，造成过、再热汽温的升高。炉底水封破坏的表现为：在总风量不变的情况下，氧量升高，排烟温度升
高。监盘人员要及时发现异常，开大减温水量，必要时通过减弱燃烧来削弱汽温的上涨程度。同时立即联系检查炉底水封的水量，尽快恢复被破坏的水封。
5、 配风不当
辅助风的作用是保证燃料着火后期燃烧所需要的氧气，当与煤粉相应层的辅助风配给不足时，将使得燃料在炉膛中心无法燃烬，从而延长燃烧所需的时间，造成炉膛出口烟气温度升高，引起汽温的升高。这种情况在锅炉点火期间和炉膛热负荷较低时，容易造成大量煤粉未完全燃烧，而增加锅炉尾部烟道发生再次燃烧的可能性。所以，正常运行时，用关小辅助风的方法提高汽温，是不安全也不经济的。
6、 减温水系统阀门故障
正常运行时，减温水是保证主、再热汽温在正常范围内的不可缺少的调节手段，当减温水系统因调整不及时，造成汽温升高，一方面可通过燃烧方面进行调整，如减少燃料量及降低一次风压，达到减弱燃烧的目的；另一方面可通过汽机开大调门，来增大流经过、再热器的蒸汽流量，达到降低温度的目的。但后一种方法，只是暂时缓解汽温的上涨，如调门不及时关小以维持适当的汽包压力，当汽包压力低，汽化潜热与过热热之间的比例从新分配后，将造成汽温更加快速的上涨。当减温水系统因阀门故障，如阀芯脱落、气动门气源失去、电动头故障等原因，造成减温水量达不到需求量时，应视减温水减少量的多少程度，快速减少燃料，减弱燃烧，如汽温升高到对锅炉受热面有危害或对汽轮机不允许时，应果断进行停炉处理。
7、 汽机高中压主汽门或调门关闭
在机组进行高中压主汽门或调门严密性试验、活动性试验时，当遇到阀门关闭后不能及时开启的情况下，此时锅炉受热面内的工质只有热量输入，而没有热量输出，或热量输出远小于热量输入，如单侧高压主汽门或
中压主汽门关闭，将造成该侧蒸汽流量减少，从而引起该侧对应的温度升高甚至超温。这时可通过开启汽机高、低压旁路，来维持锅炉蒸汽流量与热量的平衡。紧急情况下可通过减弱燃烧，直至熄火，来抑止汽温的升高。
8、 锅炉压力偏低造成超温
汽包压力低，对应炉水饱和温度低，水冷壁吸热量所占比例减少，蒸汽过热热所占比例增加，造成汽温升高，这时如有启动制粉系统等加强燃烧类的操作，势必加剧汽温的上涨而引起超温。因此，在操作并提前增大减温水流量，控制好汽温。
9、 送、引风机调节不匹配
由于送、引风机调节失灵等原因，造成炉膛负压减小，一次风与炉膛差压降低，送粉能力下降；当负压瞬间产生急剧增大后，相应一次风与炉膛差压升高，送粉能力瞬间增强，造成炉膛内燃烧加强，引起汽温升高。
10、 汽包安全门动作
由于汽包安全门动作，流过过热器受热面的蒸汽量减少，单位质量工质的吸热量增加，引起汽温升高。这种事故情况下，应立即开大减温水。
660MW超超临界直流锅炉汽温调整控制策略
660MW超超临界直流锅炉汽温调整控制策略
摘要：针对660MW超超临界直流锅炉汽温调整控制，分析影响锅炉蒸汽温度的主要因素，采取过热汽温和再热汽温调整控制的策略，为机组安全稳定运行提供技术支持。
关键词：660MW；超超临界直流锅炉；汽温控制；策略；
宁德发电公司1、2号机组为660 MW超超临界发电机组，配置DG2060/26.15-II1型超超临界直流锅炉，蒸汽参数为26.03 MPa，605/603℃。过热汽温的调整主要由水煤比控制中间点温度，并设置两级喷水减温器调节各段及出口蒸汽温度，再热蒸汽温度主要由尾部烟气挡板调节，在高再入口管道装设有事故喷水减温器。
1 660MW 超超临界直流锅炉
超超临界机组是在常规超临界机组的基础上发展起来的新一代高参数、大容量发电机组，与常规超临界机组相比，超超临界机组的热效率比超临界机组的高
4% 左右。但由于超超临界机组运行参数高，锅炉为直流炉，需适应大范围深度调峰的要求，因此，这给超超临界机组汽温控制提出更高要求。
2汽温调节的重要性
维持锅炉蒸汽温度稳定对机组安全稳定运行至关重要，汽温过高或过低，都将严重影响机组安全稳定运行。蒸汽温度过高，将使锅炉受热面及蒸汽管道金属材料的蠕变速度加快，影响使用寿命，严重超温将会导致金属管道过热爆管。当蒸汽温度过高超过允许值时，使汽轮机的部件的机械强度降低，导致设备损坏或使用寿命缩短。蒸汽温度过低，将会降低机组热效率。汽温过低，使汽轮机末级叶片湿度增加。蒸汽温度大幅度快速下降会造成汽轮机金属部件过大的热应力、热变形，甚至会发生动静部件摩擦，严重时会发生水冲击，威胁汽轮机安全稳定运行。因此，机组在运行中，在各种内、外扰动因素影响下，如何通过运行分析进行调整，用最合理的控制措施保持汽温稳定，是汽温调节的首要任务。
3锅炉蒸汽温度的影响因素
3.1水煤比的影响：超超临界锅炉中给水变成过热蒸汽是一次完成的，锅炉的蒸发量不仅决定于燃料量，同时也决定于给水流量。超超临界锅炉以调节水煤比作为过热蒸汽温度的主要调节手段，是过热汽温调节的能量平衡基础。以喷水减温作为精确调节。水煤比主要是维持中间点温度在规定范围内，作为过热汽温调节的导前信号。
运行调整这些,你平时注意了吗？
为了保障锅炉机组安全经济稳定运行，对锅炉机组作如下规定：（参数仅供参考，以锅炉实际为准）
过热蒸汽温度 485±5℃
过热蒸汽压力 5.29±0.1MPa
料层差压 7-9KPa
炉膛差压 500-2000Pa
料层温度 850-950℃
炉膛负压 50-100Pa
返料口温度 ≯950℃
烟气含氧量 3-5%
连续排污率 2%
汽包水位 ±30mm≯±50mm
第二节 锅炉机组运行中的监视与调整(75t/h)
锅炉运行调整的主要任务
1 保持锅炉的蒸发量符合汽机需要。
2 均衡进水，维持水位在规定范围。
3 保持正常的汽温、汽压。
4 保证饱和蒸汽和过热蒸汽的品质合格。
5 保持锅炉燃烧稳定。 6 努力提高燃烧效率和热效率降低各类消耗，防止各类事故发生，保证锅炉机组安全经济运行。
7 认真监视，精心调整，努力提高机组自动化投入水平。
锅炉水位调整
1 锅炉水位调节是通过调整给水调节阀的开度来实现的，调节过程中应保证均匀给水，严禁正常运行中中断锅炉给水。
2 正常运行中维持汽包水位0 mm水位，允许波动范围±30mm，最高不超过±50mm。
3 汽包水位应以就地水位计指示为准，每两小时应检查校对各水位计一次。
4 给水自动调节时应密切监视水位变化并经常对照给水流量和蒸汽流量是否相符。水位自动调节失灵时应及时切换至手动调节水位，并通知热工人员消除缺陷。
5 正常运行中应保持两块以上汽包水位计完整正常，指示清晰准确，照明充足，如水位计不清晰或对其指示有怀疑时应及时冲洗。
6 汽包水位计应每天冲洗一次,每班交接时均应试验高低水位报警一次。
7 维持锅炉正常的给水压力,如超过允许范围应联系汽机运行调整。
8 运行中经常监视给水温度,视情况进行调整。 9 下列情况应特别注意水位的变化,防止“虚假水位”及误判断。
a 蒸汽负荷突然升高或降低；
b 锅炉安全阀动作；
c 炉水品质不合格；连排量不足时。
d 给水压力突然升高或降低；
关于电厂锅炉汽温及调整问题分析
工业技术 科技创新与应用ｌ ２０１４年第６期 关于电厂锅炉汽温及调整问题分析 李超 胡波 （青海火电工程公司，青海西宁８１０００１） 摘要：目前由于社会发展过程中对电能的需求量不断增加，保证电厂安全稳定的运行具有极其重要的意义。锅炉作为电厂最主 要的生产设备之一，其安全稳定的运行直接关系到电厂的正常生产，文章对影响蒸汽汽湿的主要因素进行了分析，并进一步对运 行中调整汽温的措施进行了具体的阐述。 关键词：汽温；主要因素；影响；调整 当锅炉处于运行状态下，汽温的异常变化会为机组运行的安全 性和经济性带来严重的影响，引起锅炉及汽轮机停运及故障的发 生。当前大多数电厂的锅炉的过热汽温和再热温都处于５４０℃一 ５５０％范围内，而当运行时汽温偏离这个额定值时，则会对锅炉及汽 轮机运行的安全性和经济性带来较严重的影响。当锅炉汽温过高 时，则会引起汽温经过的一些设备的部分金属强度降低，不仅会对 设备的使用寿命带来较大的影响，同时也会造成设备的损坏。特别 是当金属管壁长期处于高温状态下时，其极易发生爆管事故，从而 严重威胁设备运行的安全性。而当汽湿过低时，极易导致汽轮机叶 片的损坏，而且也会增加其转子所受的轴向推力，增加汽轮机的汽 耗，降低其热循环效率，影响机组运行的经济性。这就需要对锅炉运 行过程中的汽温的稳定性采取合理的措施进行调节，使其在各种因 素作用下都能保证汽温处于额定值范围内，保证机组运行的安全 性。 １影响蒸汽汽温的主要因素 １．１主蒸汽压力的变化 主蒸汽压力对于过热汽温的影响是通过工质焓升分配和蒸汽 比热容的变化实现的，过热蒸汽的比热容受压力影响较大，低压下 额定汽温与饱和温度的差值增大，过热汽总焓升就会减小。当汽压 降低时，饱和蒸汽焓值增加，汽化潜热增加，过热汽焓会减小，在燃 烧量不变时，汽化潜热的增加使水冷壁产汽量（过热器流量）减少， 相同传热量下的工质焓升增加，汽温升高；同理，汽压升高时，汽温 就会降低。 １．２给水温度的影响 当锅炉出力不变的情况下，这时如果给水温度降低时，则需要 增加燃料的使用量，在燃料增加的情况下，炉内总辐射热和炉膛出 口烟温差则会增加，这样就会导致过热器出１：２１的汽温升高。同时出 口汽温也会在过热器烟气量及传热温差增加的情况下而提高，从而 导致过热汽温发生大幅度的升高，这种升高相对于锅炉单纯负荷的 增加，而给水温度不变所带来的影响要大得多。而对于相反的开发 部下，给水温度升高而锅炉出力不变的情况下，汽温则会降低。据一 项数据分析表明，给水温度每降低３＂Ｃ，过热汽温就升高约１℃。 １．３炉膛火焰中心位置的影响 １．３．１煤质 煤质中的很多因素都会给燃烧过程中的火焰带来较大的影响， 如水分、挥发分、发热量和煤粉细度等。当前煤质较为复杂，而对于 较差的煤质，其在燃烧过程中着火点较低，烧尽的过程需要较长时 间，这样就会导致最高火焰温度位置上移，为了增加其发热量，则需 要增加燃料量，这样就会导致烟气量的增加，使火焰中心得以抬高， 同时还要进行频繁的对流换热。因此对于较差的煤质在燃烧过程中 是导致过热汽温升高的原因，所以在电厂锅炉运行过程中，尽量保 证煤质的稳定性，从而减少煤质原因所带来的过热汽温过高的影 响。 １．３．２燃烧器运行方式 对于多层燃烧器和摆动式燃烧器其投退和分配方式都会使火 焰中心的位置有较大的影响，因此对于多挥燃烧器可以将其上部的 二次风量减少，而将下部的二次风量增大，从而使火焰中心上移，而 对于摆动式燃烧器，则需要对燃烧器的摆角进行调整即可以改变火 焰中心的位置。 １．３．３炉底漏风 当炉底的水封受到破坏时会导致炉底漏风的情况发生，一旦炉 底出现漏风，则会导致燃烧时间较长，火焰中心位置提高，当发生这 种情况时，过热汽温则会很明显的表现出来。 １．４制粉系统投退的影响 对于直吹式制粉系统，当发生一台磨煤机投停时，则会使炉内 的燃料量及燃烧工况发生较大的变化，使出口烟温及烟气量发生大 —．１００—— 的变化，引起过热汽温的波动。 １．５热面沾污程度的影响 导致过热汽温发生的变化的的因素还有可能是炉膛水冷壁和 过热器的沾污所导致。因为在水冷壁结焦的情况下，会减少炉内的 辐射热量和水冷壁的蒸发量，这样则会导致出口温度及过热汽温的 升高。而当过热器存在积灰的情况时，导致过热器的热阻增大，使其 对流传热量及过热汽温降低，而排烟温度则会增加。 １．６加减负荷速率的影响 当负荷发生变动时，汽温也会发生一定的波动。因此在负荷变 动过快或是过慢时，都会导致汽温随之发生较大的变化。而在这种 情况下时，汽轮机跟随情况下和锅炉跟随情况下的所产生的变化情 况还是不同的，因为在汽轮机跟随的文莱上时，当燃料量和空气量 发生大量增加时，过热器会大量的吸收热量，由于吸热量的增加，而 蒸汽流量和压力变化还无法与吸热量的增加保持一致，在这种情况 下，汽温则会超过额定值出现升高的情况。而在锅炉跟随方式下，负 荷的持续降低则会导致汽温升高。 ２运行中调整汽温的措施 ２．１合理的磨组合方式 在低负荷１８０ＭＷ，采用ＡＢＣ磨组合和ＢＣＤ磨组合运行方式情 况下，参数的比较见表１。 表１磨组合方式的比较 （单位：℃） 项别 ＡＢＣ磨组合 ＢＣＤ磨组合 主蒸汽温度 ５４０ ５４０ 屏过后湿度 ５３Ｏ ５５０ 再热汽湿度 ５３３ ５４０ 再热喷水开度 ０％ ２Ｏ％ 排烟湿度 １Ｏ５ １１５ ２．２提高屏过后温度 因为炉膛水平烟道从前到后布置为屏式过热器、屏式再热器、 末级再热器、末级过热器。烟气首先流过屏式过热器，然后流过屏式 再热器、末级再热器。因此，提高了屏式过热器蒸汽温度，其换热量 减少，在负荷一定的情况下，烟气量则一定，屏式再热器、末级再热 器的吸热量会增加，再热汽温必将上升。但受炉膛管壁允许温度的 限制，必须注意防止管壁超温。 ２３增大送风量 改变过量空气系数，注意供氧量不要太高，一般１６０ＭＷ负荷供 氧量在７％左右，注意防止送风机喘振。 ２．４合理的配风方式 尽量采用正宝塔配风，注意炉膛出口两侧烟温偏差。 ３结束语 在电厂锅炉运行过程中，导致汽温发生变化的影响因素较多， 给调节工作带来了较大的难度，这就需要具体工作人员需要在工作 中要具有认真负责的态度，同时还要具有高度的责任心和较高的专 业技能，做到勤观察、勤分析，加强对汽温的监视，从而根据具体运 行情况做好及时的、正确的调整，从而保证电厂运行的安全。 参考文献 ［１］陈敏生，陈瑞龙．锅炉调峰运行时低温再热器超温原因分析『Ｊ１．电 力安全技术．２００８． ［２］－Ｙ，Ｊ、科．１９１３ ｔ／ｈ超临界压力锅炉再热汽温低的原因分析『Ｊ１．发电设 备，２０１０．
电厂燃煤锅炉壁温、汽温控制措施
电厂燃煤锅炉汽温、受热面壁温控制措施
前言
我公司锅炉型号为DG1025/18.2-Ⅱ16型，是东方锅炉厂制造的引进嫁接型亚临界自然循环汽包炉。单炉膛、一次中间再热、平衡通风、钢构架、燃煤、固态排渣，均与上海汽轮机厂生产的N300－16.7/538/538型单轴，双缸双排汽（高中压合缸，低压缸双流程）凝汽式汽轮机和及上海电机厂生产的QFS2-300-2型双水内冷发电机配套组成发电机组。
受煤质及锅炉自身结构的影响，我厂锅炉主、再热蒸汽温度、受热面壁温经常出现超温。特别是在煤质较差或磨煤机断煤处理过程中，稍不留神就将导致受热面超温或汽温超限。而受热面超温或汽温超限将带来很大的危害，特别是长时间频繁的超温更是很容易造成安全事故。
受热面超温或汽温超限的危害：
1.容易造成受热面老化或应力损坏
2.而汽温过低则降低锅炉效率和机组热经济性。
采取措施
我公司组织部分运行管理、设备管理等相关技术人员对如何控制汽温、壁温，从运行调整、燃煤调度、设备改造等方面做了大量工作，对运行操作方法和思路进行了很多探索和总结，采取了一些切实可行的调整措施，使超温的势头得到了有效控制，在2011年虽然煤质较去年下滑非常严重的情况下，保证了超温次数较去年逐月下降。
为更好的对运行操作调整进行规范，运行部组织相关人员对汽温、壁温的调整方法和经验进行了讨论，集思广益，提炼总结了一些调整经验，作为各值班员操作调整的一般原则和方法，请各值认真执行。
一、超温原因：
1、煤质较差，掺假严重，发热量较低，使我厂五台磨煤机最大煤量时，机组负荷在190MW—230MW之间波动，负荷率只有60%--75%，蒸汽流量与流速都较低，蒸汽与烟气换热效果下降，导致前屏壁温偏高，发生断煤或煤质波动情况下，前屏壁温易发生短时超温现象。
2、四角切圆逆时针旋转的锅炉，由于旋转气流偏斜，导致炉膛出口温度场的热偏差，使B侧的汽温、壁温明显高于A侧汽温、壁温，前屏两侧壁温偏差大，一级减温水全开的情况下，B侧前屏壁温比A侧高40-60℃，B侧壁温运行安全余量较小，发生断煤情况时易发生超温现象；
锅炉汽、壁温控制措施
锅炉汽温及受热面壁温控制措施
12月30日01:40~06:30，#1炉在处理给煤机（B1、C1、E1断煤，
D2皮带跑偏跳闸）断煤过程中，床温出现严重偏差，后墙右侧床温
第7点最高达1002℃，造成低过出口左右侧温度最大偏差达40 ℃，
低温过热器右侧出口温度最高达507℃，中温过热器壁温普遍超温，
第六屏壁温最高达552.5℃，且对应床温左低右高，壁温也呈左低右
高现象，严重影响锅炉受热面的安全运行。为保证在正常运行及异常
工况下，锅炉汽温及受热面壁温均在设计值及允许范围内运行，对汽
温及受热面壁温控制作出以下规定。
1.当过热汽温和再热汽温普遍偏低，且减温水也已经全关时，应
根据各受热面进、出口温度、烟道各处烟温、烟压情况，及时启动吹
灰，清洁受热面。
2.锅炉受热面蒸汽吹灰前（或吹灰初期），预见性地将过热汽温
和再热汽温调整值设定为接近低限运行，吹灰后期逐渐提高温度设定
值接近高限运行，以防止吹灰时，过、再热汽温迅速升高、甚至超温。
3.当因给煤机断煤严重，尤其是左右侧给煤量严重不均时，将会
引起左右侧床温出现严重偏差，此时，应严密监视过、再汽温变化情
况，并通过【锅炉IDAS画面】，监视锅炉各受热面壁温变化情况，
通过正确合理使用过热器一、二级减温水、烟气挡板和再热器事故、
微喷减温水等多种手段，将各受热面金属壁温控制在允许范围内。
4.运行中，对监盘及调整不认真、不及时，造成过、再汽温偏离
设计值和受热面金属壁温超温运行的，将严格考核。
发 电 部
2012年12月30日
我厂锅炉再热汽温经常低的原因分析
２０１３年第０８期 科技曩向导 ◇科技论坛◇
我厂锅炉再热汽温经常低的原因分析
陶俊旺
ｆ淮沪煤电田集发电厂安徽淮南２３２０９８）
【摘要】针对机组运行中再热汽温度经常偏低，与设计值偏差甚远，结合我厂锅炉型式及机组的实际运行情况，查找分析原因，提高我厂
再热汽温．避免再热汽温始终低给机组带来危害。
【关键词】再热汽温；结渣积灰；煤质；燃烧器；配风；过量空气系数
０．概况
田集电厂＃ｌ、２锅炉是由上海锅炉厂有限公司制造的超临界参数
变压运行螺旋管圈直流锅炉，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、露天布置燃煤锅炉、全钢构架、全悬吊结
构Ⅱ型锅炉 型号为ＳＧ１９１３／２５．４一Ｍ９６７。锅炉燃烧方式为四角布置切
圆燃烧．布置６层２４只、低ＮＯＸ直流燃烧器，在最上层煤粉燃烧器上
方，各布置２组过燃风１３ｆＣＣＯＦＡ），共８只，最上层有２组偏转消旋风
１３（ＳＯＦＡ）．上组布置２层８只．下组布置３层１２只，共２０只消旋风
１３。最下层Ａ磨喷燃器装有四只等离子点火器，用于锅炉启、停及低
负荷稳燃，布置２组底部风口（ＡＩ ＡＡ１，共８只。在ＡＢ、ｃＤ、ＥＦ层ＡＵＸ
风口中配有１２根轻油枪的轻油燃烧器．同样也具有锅炉点火和助燃
的作用。锅炉再热器由低温再热器和高温再热器两部分组成。低温再
热器布置于尾部烟道中．高温再热器布置于水平烟道中。低温再热器
入口配２只事故喷水减温器。
国内燃煤电站锅炉再热汽温在锅炉正常运行中低于设计值运行
是较为普遍的现象．在锅炉负荷变动时该偏差会更大。锅炉再热汽温
低有哪些危害．在此就不多说了 那么导致锅炉再热汽温低的原因有
哪些？又该采取什么措施来改善呢？
１．锅炉设计中存在不足
锅炉厂在进行锅炉设计时．对再热器的各个段的面积设计是否合
理．是需要在锅炉正常运行中加以实践检验的 从目前我厂＃１～２锅炉
运行来看．这个问题是需要认真审视的。我们可以通过焓升实验来检
锅炉再热汽温偏低的原因分析及对策研究
３８ 浙江电力 ＺＨＥＪＩＡＮＧ ＥＬＥＣＴＲＩＣ ＰＯＷＥＲ ２０１３年第４期
锅炉再热汽温偏低的原因分析及对策研究
李汝萍 ，何曙勇 ，李志坚
（１．浙江省电力公司电力科学研究院，杭州 ３１００１４； ２．神华国华浙能发电有限公司．浙江 宁海３１５６１２）
摘 要：针对宁海Ａ电厂６００ ＭＷ机组低负荷段再热汽温偏低的问题，提出了优化燃烧器摆角、磨 组、配风、吹灰组合等技术手段，并在低负荷进行了试验，找出最佳运行工况，验证了机组在稳定工 况下的再热汽温能达到额定值。 关键词：锅炉；低负荷；再热汽温；研究；优化 中图分类号：ＴＫ２２４．２ １ 文献标志码：Ｂ 文章编号：１００７—１８８１（２０１３）０４—００３８—０４
Ｒｅｓｅａｒｃｈ ｏｎ Ｃａｕｓｅｓ ａｎｄ Ｃｏｕｎｔｅｒｍｅａｓｕｒｅｓ ａｇａｉｎｓｔ Ｌｏｗ Ｒｅｈｅａｔｅｄ Ｓｔｅａｍ Ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ ｏｆ Ｂｏｉｌｅｒ ＬＩ Ｒｕ－ｐｉｎｆ，ＨＥ Ｓｈｕ—ｙｏ， ，ＬＩ Ｚｈｉｊｉａｎ
（１．Ｚ（Ｐ）ＥＰＣ Ｅｌｅｃｔｒｉｃ Ｐｏｗｅｒ Ｒｅｓｅａｒｃｈ Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ，Ｈａｎｇｚｈｏｕ ３１００１４，Ｃｈｉｎａ； ２．Ｓｈｅｎｈｕａ Ｇｕｏｈｕａ Ｚｈｅｎｅｎｇ Ｐｏｗｅｒ Ｇｅｎｅｒａｔｉｏｎ Ｃｏ．，Ｌｔｄ．，Ｎｉｎｇｈａｉ Ｚｈｅｊｉａｎｇ ３１５６１２，Ｃｈｉｎａ）
Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ａｉｍｉｎｇ ａｔ ｌｏｗ ｒｅｈｅａｔ ｓｔｅａｍ ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ ｏｆ ６００ ＭＷ ｕｎｉｔｓ ｉｎ Ｎｉｎｇｈａｉ Ａ Ｐｏｗｅｒ Ｐｌａｎｔ ｉｎ ｌｏｗ ｌｏａｄ ｐｅ— ｒｉｏｄ，ｔｈｅ ｐａｐｅｒ ｐｒｏｐｏｓｅｓ ｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎ ｏｆ ｔｉｌｔ ａｎｇｌｅ，ｐｕｌｖｅｒｉｚｅｒｓ，ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｅｄ ａｉｒ ａｎｄ ｓｏｏｔｂｌｏｗｉｎｇ；ｆｕｒｔｈｅｒｍｏｒｅ， ｔｈｅ ｔｅｓｔ ｗａｓ ｃｏｎｄｕｃｔｅｄ ｉｎ ｌｏｗ ｌｏａｄ ｐｅｒｉｏｄ ａｎｄ ｔｈｅ ｏｐｔｉｍａｌ ｗｏｒｋｉｎｇ ｃｏｎｄｉｔｉｏｎ ｗａｓ ｓｏｕｇｈｔ ｏｕｔ．Ｉｔ ｉｓ ｐｒｏｖｅｄ ｔｈａｔ ｕｎｄｅｒ ｓｔａｂｌｅ ｗｏｒｋｉｎｇ ｃｏｎｄｉｔｉｏｎ ｏｆ ｕｎｉｔｓ ｔｈｅ ｒｅｈｅａｔ ｓｔｅａｍ ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ ｏｆ ｂｏｉｌｅｒ ｃａｎ ｒｅａｃｈ ｔｈｅ ｒａｔｅｄ ｖａｌｕｅ． Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ：ｂｏｉｌｅｒ；ｌｏｗ ｌｏａｄ；ｒｅｈｅａｔ ｓｔｅａｍ ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ；ｒｅｓｅａｒｃｈ；ｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎ
浅析锅炉受热面超温原因及防范措施
浅析锅炉受热面超温原因及防范措施
摘要：本文以锅炉受热面超温和超温的防范措施进行分析。
关键词：锅炉受热面；超温原因；防范措施
引言
由于煤粉在炉内停留的时间较短，所以为了保证煤粉能够在短时间内得到充分燃烧，就需要保证风量等各种燃烧条件，炉膛内温度较高，所以受热面会面临超温而导致无法正常运行的影响。对锅炉受热面超温失效的影响因素进行分析，进而提出相应的改善措施，是提高电站煤粉锅炉运行安全性和可靠性的重要保障。
1锅炉受热面超温分析
锅炉“四管”指水冷壁、省煤器、再热器、过热器。锅炉超温是电厂常见的异常运行现象，如果不进行严格控制，锅炉受热面发生短期严重超温或长期超温过热，都会造成锅炉爆管，机组被迫停运。目前机组四管泄漏是造成机组非计划停运的主要原因之一，而锅炉超温又是造成四管泄漏的主要原因之一。锅炉超温的机理如下几个原因：运行中如果出现燃烧控制不当、火焰上移、炉膛出口烟温高或炉内热负荷偏差大、风量不足燃烧不完全引起烟道二次燃烧、局部积灰、结焦、减温水投停不当、启停及事故处理不当等情况都会造成受热面超温。
2超温的防范措施
2.1出现过、再热汽温或壁温超温处理
出现过、再热汽温或壁温超温情况时，应及时进行相应的调整，必要时降负荷、切除部分制粉系统运行或者倒换制粉系统，将温度降至允许范围。一般机组在负荷稳定时，汽温变化一般较小，在机组负荷大范围变动时，如快速升降负荷，或有其它较大的外扰时，如吹灰等，如果调整不当，会造成机组超温，对应于不同的情况，可按如下原则进行处理：（1）在机组升负荷过程中，可预先降低汽温至合适值，给汽温上升留下空间。（2）在锅炉吹灰过程中，一般在吹到水冷壁时，汽温会有比较大的变化，为了防止这种情况的出现，可以预先提高过热度，增加减温水裕量，保证汽温下降时有足够的调整手段。（3）在机组负荷大范围变动时，应保证汽压平稳变化，只要汽压平稳变化，汽温的控制就会相对容易，汽温变化也较平稳。（4）启停制粉系统时，应提前控制好过热度，主、再热汽温，防止启停制粉系统"抽粉"现象导致主、再热汽温超温。（5）值班期间，了解原煤仓上煤煤质情况和各原煤仓配煤情况，如果煤仓上煤或5各原煤仓发热量变化较大，做好事故预想，提前准备，防止煤质突然变好造成受热面金属温度超温。
电厂锅炉主汽温自动控制原理
电厂锅炉主汽温自动控制原理
电厂锅炉主汽温自动控制是指通过对锅炉主汽温的测量和调节，实现锅炉主汽温值的稳定控制。主汽温是指锅炉蒸汽的温度，是影响锅炉运行和发电效率的一个重要参数。良好的主汽温控制可以保证锅炉正常稳定运行，提高发电效率。下面将从主汽温控制系统的组成和工作原理两个方面进行详细介绍。
一、主汽温控制系统的组成
主汽温控制系统主要由三个部分组成：测量部分、执行部分和调节部分。
1.测量部分：测量部分的主要作用是获取锅炉主汽温的实时值。常用的测量方法有热电偶和红外线测温仪。热电偶通过测量两个不同材料的热电势来获取温度值，精度较高，但需要进行周期性校准。红外线测温仪则是通过感应目标表面的红外线辐射来确定温度值，不受材料的影响，但对目标的表面状态有一定要求。
2.执行部分：执行部分主要包括控制阀和调节阀。控制阀主要用于控制燃烧器的供气量，通过调节供气量来控制锅炉燃烧热负荷的大小。调节阀主要用于控制给水的进入量，通过调节给水流量来控制锅炉蒸汽的温度。
3.调节部分：调节部分主要由控制器和传感器组成。控制器是主汽温控制系统的核心部件，接收测量部分的反馈信号，与执行部分实现信息的传递和控制指令的执行。传感器负责将锅炉主汽温的实时值转换成电信号，并通过控制器传递给执行部分。
二、主汽温控制系统的工作原理 主汽温控制系统的工作原理可以简要分为以下几个步骤：
1.测量主汽温：通过测量主汽温的实时值，将温度值转换成电信号，并传递给控制器。
2.根据设定值：控制器中设定一个主汽温的目标值，与实时测量值进行比较。
3.根据误差：根据设定值与实际测量值之间的误差，控制器会发出相应的控制指令。
4.调节执行：根据控制指令，控制器会调节控制阀和调节阀，来改变供气燃烧的热负荷以及给水的流量，从而控制锅炉主汽温的稳定。
5.反馈控制：控制器会周期性地获取实际控制效果，将反馈信息进行比较并进行调整，以实现对锅炉主汽温的精确控制。
关于降低600MW四角切圆燃烧直流锅炉的汽温偏差大问题
关于降低 600MW四角切圆燃烧直流锅炉的汽温偏差大问题
摘要：彬长电厂1号炉频繁出现主、再热汽温左右侧偏差大问题，对于四角切圆燃烧锅炉，在炉膛出口区域普遍存在烟温和汽温分布不对称的现象。如果这些偏差过大，将导致过热器、再热器超温爆管，加重高温腐蚀和汽温偏差，导致减温水大量投入和局部管材超温，严重影响锅炉的经济和安全运行。我国对节能环保的需求不断增加，节能，安全工作任重而道远，作为集控运行专业，如何在现有的基础上节能降耗。此文将主要论证如何降低600MW四角切圆燃烧直流锅炉的汽温偏差大问题
关键词：锅炉；切圆燃烧；蒸汽温度，技术措施
一 、设备简介
锅炉为上海锅炉厂产品，锅炉型号为：SG-2084/25.4-M979，型式为超临界参数变压直流炉，单炉膛、一次中间再热、平衡通风、配等离子点火装置、半露天布置（锅炉运转层以下封闭，运转层以上露天布置）、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构∏型锅炉。锅炉最大连续蒸发量为2084T/h（B-MCR工况），额定蒸发量为1930T/h(BRL工况)，额定主、再蒸汽温度571℃/569℃，额定主蒸汽压力25.4MPa。过热汽温通过水煤比调节和两级喷水控制，第一级喷水布置在分隔屏出口管道上，第二级喷水布置在后屏出口管道上，过热器喷水取自省煤器进口管道。再热汽温采用燃烧器摆动调节，再热器进口管道上设置事故喷水，事故喷水取自给水泵中间抽头。 锅 炉采用引进的低NOx同轴燃烧系统（LNCFS），煤粉燃烧器为四角布置、顺时针切圆燃烧、摆动式燃烧器。燃烧器共设置6层煤粉喷嘴，在A层各煤粉喷嘴中布置有等离子点火器。煤粉细度R90＝18%。制粉系统配置6台北京电力设备厂生产的ZGM113N型中速辊式磨煤机，锅炉燃用设计煤种满负荷运行时，五台运行一台备用。
锅炉炉膛风烟系统为平衡通风方式。选用两台成都电力机械厂生产的AN型入口静叶可调轴流式引风机；两台上海鼓风机厂生产的型号为FAF28-15-1的动叶可调轴流式送风机。燃烧器风箱为大风箱供风。两台豪顿华公司生产的型号为ANT-1960/1400F的双动叶可调二级轴流式一次风机，配有脱硝装置。