3、锅炉主、再热蒸汽调节

Science &Technology Vision科技视界作者简介:杨朝阳(1984—),男,汉族,吉林榆树人,2003年毕业于东北电力大学热能与动力工程专业,工学学士,助理工程师,从事火电厂集控运行。

0引言宁夏大唐国际大坝发电有限责任公司大坝两台600MW 机组锅炉为东方锅炉厂生产的亚临界参数、自然循环、前后墙对冲燃烧方式、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、全钢构架的Π型汽包锅炉。

在炉膛上部垂直布置有屏式过热器,水平烟道由上部后墙水冷壁管绕制而成,在折焰角上方水平烟道内按照烟气流动方向依次布置有末级(高温)过热器和高温再热器;尾部后竖井四周由包墙过热器组成,尾部竖井烟道被中隔墙分为两部分,前后分别布置低温再热器和低温过热器,低温再热器和低温过热器被省煤器中间联箱引出的吊挂管悬吊;其后分别布置省煤器、烟道挡板、空气预热器。

自投产以来,主、再热蒸汽超温频繁出现,对机组性能产生影响。

主蒸汽、再热汽温、锅炉受热面金属温度是发电厂汽机、锅炉安全经济运行所必须监视与调整的主要参数,由于影响汽温的因素多,影响过程复杂多变,调节过程惯性大,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。

在机组运行工况发生变化时,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。

由于汽温变化的复杂性,在实际调节过程中要灵活应用。

1锅炉超温原因分析1.1根据日常运行记录可以发现,每台炉都有燃烧调整不当的情况发生例如,没有根据燃烧需要及时调整各层燃烧器的配风,使燃烧工况偏离设计值,火焰中心偏移,导致燃烧行程加长,炉膛出口烟温升高。

如果锅炉各层一次风口风量不均匀,给煤量或一次风不均匀也能造成燃烧中心偏斜,甚至贴壁燃烧,使水冷壁局部超温。

在启、停磨煤机及锅炉负荷升降的过程中,由于运行工况的变化率过大,炉膛出口烟道温度场和速度场分布不均,也会加大局部超温的可能性。

循环流化床锅炉主再热汽温低的原因及改造措施摘要:中国燃煤电站锅炉正常运转时,锅炉再热蒸汽温度小于设计值是一个普遍现象。

锅炉再热蒸汽温度下降的真真正正原因是什么,应当怎样改善?关键词:锅炉、循环流化床锅炉、措施引言:本文选用了东锅所生产的DG-1177/175-II3型为例,该加热炉关键由一组膜式水冷壁炉膛出口、三个汽冷旋风分离器,以及一组尾部竖并三部分所构成。

炉内设有屏式受热面:12块膜式过热器管屏、6块膜式再热器管屏和二块水冷式风扇散热蒸发屏;并采用了三个由膜管屏覆盖着的水汽冷高效率旋风分离器,每一个旋风分离器下边设置一个回料器。

激波吹灰机,是由北京楚能科技开发公司所生产的激波吹灰器.采用了树状管路的分布式系统,系统中设有六十四个点。

过温器蒸汽温度调节由二级喷嘴控制,再热蒸汽调节通过尾端双烟道挡板做为正常运行的控制技术手段。

为了调节蒸汽温度的准确性,低压环境下再加压装置在屏式再加压装置的软管上,而超低温下再加压装置进口的配有调整洒水减温减压装置采用了预留设计,再增压装置事故洒水时不能作为系统正常工作的控制手段。

发电机组历经了一年多的运转,但二台发电机组再热器出口汽温度却始终较差,当二台发电机组在满负载下,再热器出水温一般为510℃以下,当机组负荷在250MW以下时,再热汽温度最多只能在520℃以下,而且始终无法满足额定值参数541℃运行,严重损害了二台发电机组的可靠性和经济效益。

一、循环流化床锅炉再加热时汽温降低的情况问题1.排烟温度偏高。

起动初期,锅炉的排烟温度基本接近于设定值,在运转一周后温度逐步上升。

但通过传热学的对流换热理论研究表明:对于水电站锅炉的主要热阻,都在排烟侧和灰垢边缘热阻上。

在锅炉机组设计条件规定的条件下,直接影响对流换热效果的就只是灰垢边缘热阻。

这也表明了各层受热面积灰较多,致使高温、低过加热器时吸收的热量明显减少。

而停炉后再检也证明了这些。

可见,最初使用的声波式吹灰装置吹灰时效率较差。

气温调整原则蒸汽温度的调整应以烟气侧为主，蒸汽侧为辅。

烟气侧的调整主要是改变火焰中心的位置和流过过热器和再热器的烟气量，蒸汽侧的调整，是根据蒸汽温度的变化情况适当调整相应减温器的减温水量，达到调整蒸汽温度的目的，再热汽温应以烟气侧进行调整，以提高机组的经济性，再热器系统喷水减温只做辅助调整。

正常运行时维持锅炉侧主再汽温为538±5℃之间，主再热汽温偏差≯14℃，最大≯28℃。

若锅炉主再热汽温≥550℃时，减温水调整无效时，必要时应立即停止上层磨机运行，以降低汽温当气温达到550°且仍有上升趋势时，应报机组长，值长，加大调整幅度，促使气温恢复至正常值。

当汽温达到547—557°范围内，运行不能超过15min。

主再热汽温达到565°运行15min仍不能恢复至正常值或仍上升时，应立即打闸停机。

汽温降至530°时，应及时调整，机组满负荷时，降510°应减负荷运行，在减负荷过程中如有回升趋势应停止减负荷，汽温每降低1°减负荷5mw，450°负荷应减到0，降至430°仍不能恢复时应打闸停机。

正常运行时过热汽温，再热汽温调整应由自动装置完成，自动投入时加强监视。

发现异常，事故时及时解列自动，手动调节汽温。

过热器和再热器喷水管路中闭锁阀是用于喷水不流入汽轮机，以免损坏汽轮机的叶片，当锅炉主燃料切断MFT时，降闭锁阀关闭。

锅炉负荷小于20%B−MCR时，降闭锁阀关闭当喷水调整阀开度不大于5%时，才能将闭锁阀开启主再热汽温最高不允许超过546°，546—552°一年累计不超过400小时，主再热汽温不允许在15min内由额定汽温升至566°或下降至510°，否则停机，超过566°一年累计不超过80小时，15min内快速波动一年不超过80小时。

主再热主气门前温差达42°，最多可运行15min，否则应停机且4小时内部能发生两次。

国电双鸭山发电有限公司2×600MW机组HG-1900/25.4-YM3型超临界直流锅炉说明书编号: 06.1600.008-01编写:校对:审核:审定：批准:哈尔滨锅炉厂有限责任公司本说明书对国电双鸭山发电有限公司2×600MW机组超临界直流锅炉主要设计参数、运行条件及各系统部件的规范进行了说明，并介绍了采用英国三井巴布科克能源公司技术的超临界本生直流锅炉的技术特点。

本说明书应结合锅炉图纸，计算书等技术文件参考使用。

1. 锅炉容量及主要参数 (1)2. 设计依据 (2)2.1 燃料 (2)2.2 点火及助燃油 (3)2.3 自然条件 (3)3 锅炉运行条件 (4)4 锅炉设计规范和标准 (4)5 锅炉性能计算数据表（设计煤种） (5)6 锅炉的特点 (6)7 锅炉整体布置 (8)8 汽水系统 (9)9 热结构 (19)10 炉顶密封和包覆框架 (24)11 烟风系统 (29)12 钢结构（冷结构） (29)13 吹灰系统和烟温探针 (32)14 锅炉疏水和放气（汽） (33)15 水动力特性 (34)附图: (35)国电双鸭山发电有限公司的2台600MW——HG-1900/25.4-YM3型锅炉是哈尔滨锅炉厂有限责任公司利用英国三井巴布科克能源公司（MB）的技术支持，进行设计、制造的。

锅炉为一次中间再热、超临界压力变压运行带内置式再循环泵启动系统的本生（Benson）直流锅炉，单炉膛、平衡通风、固态排渣、全钢架、全悬吊结构、π型布置（见附图01-01～04）。

锅炉为紧身封闭布置。

锅炉设计煤种和校核煤种均为双鸭山本地煤。

30只低NO X轴向旋流燃烧器（LNASB）采用前后墙布置、对冲燃烧，6台ZGM113N 中速磨煤机配正压直吹制粉系统。

锅炉以最大连续出力工况（BMCR）为设计参数。

在任何5磨煤机运行时，锅炉能长期带额定负荷（ECR）。

1.锅炉容量及主要参数2.设计依据2.2 点火及助燃油油种：#0轻柴油密度0.825t/m3运动粘度(20℃时)： 3.0～8.0mm2/s凝固点：小于0℃闭口闪点：不低于65℃机械杂质：无含硫量：≤0.2%水份：痕迹灰份：≤0.02%低位发热值Q net,ar41800 kJ/kg2.3 自然条件该地区处于寒温带，属大陆性季风气候，冬季受蒙古高气压控制，严寒而漫长，封冬期较长。

如何解决锅炉主、再热汽温偏低问题张兆民（大唐安阳发电厂发电部，河南安阳455004）摘要：为了维持稳定的汽温，并保持规程规定的汽温的高点，操作人员要掌握影响汽温变动因素，根据锅炉运行工况的变动及时地做出正确的判断和处理。

本文将结合工作实际，探讨如何解决锅炉主、再热汽温偏低的问题。

关键词：锅炉；主热汽温；再热气温；偏低中图分类号：TK223文献标识码：A 文章编号：1003-5168(2012)24-0001-01本厂#9、10锅炉型号：DG1025/18.2，亚临界自然循环汽包锅炉，单炉膛、一次中间再热，平行通风、钢构架、固态排渣、燃煤锅炉，制粉系统：中间储仓式；#1、2锅炉型号：DG1025/17.4，东方锅炉厂生产，亚临界、自然循环、单炉膛四角切园燃烧、一次中间再热、摆动燃烧器调温、平衡通风、固态排渣；制粉系统：风扇磨。

过热器是将饱和蒸汽加热到额定过热温度的锅炉受热面部件，再热器则是将汽轮机高压缸的排汽重新加热到额定再热温度的锅炉受热面部件。

设计锅炉的受热面时，规定了锅炉的燃料特性、给水温度、过量空气系数和各种热损失等额定参数，但实际运行时，由于各种扰动的存在，将不能获得设计预定的工况。

因此，锅炉的蒸汽参数将发生变化[1]。

1锅炉汽温调节的目的锅炉汽温调节的目的就是要在锅炉规定的负荷范围内，维持蒸汽温度的稳定。

锅炉在运行过程中，蒸汽温度将随锅炉负荷、燃料性质、给水温度、过量空气系数、受热面清洁程度的变化而波动，运行中应设法予以调节。

汽温过高，使管壁温度高，金属材料许用应力下降，影响其安全。

如高温过热器在超温10～20℃下长期运行，其寿命将缩短一半以上；汽温过低，机组循环效率下降，并使汽轮机排汽湿度增大，汽温下降10℃，煤耗增大约0．2％，对于高压机组，汽温下降10℃，汽轮机排汽湿度约增加0．7％；再热蒸汽温度不稳定，还会引起汽缸与转子的胀差变化，甚至引起振动。

汽温偏离额定值，对机组运行的经济性、安全性均有不利影响，在运行中，必须采取可靠的调节手段，维持汽温与额定汽温的差值不大于+5℃和一10℃。

火力发电厂技术经济指标解释及耗差分析一、概述 (1)二、综合性指标定义及计算 (2)三、锅炉技术经济指标 (4)四、汽轮机技术经济 (9)五、机组效率变化与热耗的关系 (12)六、耗差分析方法在火电厂指标分析中的具体应用 (13)七、其它 (17)一、概述火力发电厂既是能源转换企业，又是耗能大户，因此技术经济指标对火力发电厂的生产、经营和管理至关重要。

火电厂技术经济指标计算不仅反映电力企业的生产能力、管理水平，还可以指导火电厂电力生产、管理、经营等各方面的工作。

火力发电厂指标很多，一般将经济技术指标分为大指标和小指标。

小指标是根据影响大指标的因素或参数，对大指标进行分解得到的。

小指标包括锅炉指标、汽轮机指标、燃料指标、化学指标等。

1、综合性指标：火力发电厂的主要经济技术指标为发电量、供电量和供热量、供电成本、供热成本、标准煤耗、厂用电率、等效可用系数、主要设备的最大出力和最小出力。

2、锅炉指标：锅炉效率、过热蒸汽温度、过热蒸汽压力、再热蒸汽温度、再热蒸汽压力、排污率、炉烟含氧量、排烟温度、空气预热器漏风率、除尘器漏风系数、飞灰和灰渣可燃物、煤粉细度合格率、制粉（磨煤机、排粉机）单耗、风机（引风机、送风机）单耗、点火和助燃油量。

3、汽轮机指标：汽轮机热耗、汽耗率、主蒸汽温度、主蒸汽压力、再热蒸汽温度、真空度、凝汽器端差、加热器端差、凝结水过冷却度、给水温度、电动给水泵耗电率、汽动给水泵组效率、汽动给水泵组汽耗率、循环水泵耗电率、高加投入率、胶球装置投入率和收球率、真空系统严密性、水塔冷却效果（空冷塔耗电率、冷却塔水温降）、阀门泄漏状态。

4、燃料指标：燃料收入量、燃料耗用量、燃料库存量、燃料检斤量、检斤率、过衡率、燃料运损率、燃料盈吨量、盈吨率、燃料亏吨量、亏吨率、煤场存损率、燃料盘点库存量、燃料盘点盈亏量、燃料检质率、煤炭质级不符率、煤质合格率、配煤合格率、燃料亏吨索赔率、燃料亏卡索赔率、入厂标煤单价、入厂煤与入炉煤热量差、入厂煤与入炉煤水分差、输煤（油）单耗、输煤（油）耗电率、燃煤机械采样装置投入率、皮带秤校验合格率。

300MW机组汽轮机水冲击的现象、原因及处理?现象:1、主、再热汽温急剧下降并报警.2、汽轮机上下缸温差增大并报警.3、汽轮机或蒸汽管道内有水击声,机组或蒸汽管道振动加剧.4、负荷波动且减小,差胀减小,轴向位移增加,推力轴承温度升高.蒸汽管道法兰、阀杆、汽缸结合面、轴封等处冒白汽或溅出水滴.5、盘车状态下盘车电流增大原因:1、汽包满水或蒸汽流量突增过大产生汽水共腾.2、锅炉燃烧调节不当或失控.3、锅炉主、再热蒸汽减温水调节不当或失灵.4、机组启动时暖管疏水不彻底或疏水不畅通.5、加热器或除氧器满水倒入汽轮机内.6、轴封汽系统疏水不畅,积水或疏水进入汽缸.7、主蒸汽或再热蒸汽温度指示失常.处理:1、发现主蒸汽或再热蒸汽温度不正常下降时,应立即核对有关表计,确认汽温真实下降.2、确认机组发生水冲击,应立即破坏真空紧急停机.3、运行中主蒸汽或再热蒸汽温度突降超过规定值,应立即破坏真空紧急停机.4、主蒸汽或再热蒸汽温度不正常下降时,应加强对汽轮机上、下缸金属温度及温差的监视,当下缸温度比上缸温度低41.7℃时,应开启汽轮机本体所有疏水阀及主蒸汽、再热蒸汽管道疏水阀;当下缸温度比上缸温度低55.6℃时,应打闸停机.5、检查汽机本体及有关蒸汽管道疏水阀打开,充分进行疏水.6、查明并彻底消除水冲击的原因或隔离故障设备.7、正确记录并分析惰走时间,及时投入连续盘车,测量大轴弯曲,倾听机内声音.如惰走时间、推力轴承温度、轴向位移、差胀、振动、上下缸温差均正常,机内动静之间未发生磨擦及异音,在消除水冲击原因并对本体、主再热蒸汽管道及抽汽管道彻底疏放水后,可联值长重新启动.8、如发生水冲击,轴向位移、推力轴承温度超限、惰走时间明显缩短或机内有异音、动静部分发生磨擦,应揭缸检查.9、汽轮机盘车中发现进水,必须保持盘车运行一直到汽轮机上下缸温差恢复正常.同时加强汽轮机内部声音、转子偏心度、盘车电流等的监视.。

再热汽温调节方法
再热汽温调节方法主要包括以下几种：
1. 烟气挡板调节：烟气挡板可以手控或自控，当负荷变化时，调节挡板开度可以改变通过再热器的烟气流量，从而达到调节再热汽温的目的。

例如，当负荷降低时，可以开大再热器侧的烟气挡板开度，使通过再热器的烟气流量增加，提高再热汽温。

2. 烟气再循环调节：利用再循环风机从尾部烟道抽出部分烟气再送入炉膛。

通过对再循环气量的调节，改变经过热器、再热器的烟气量，使汽温发生变化。

3. 摆动式燃烧器：通过改变燃烧器的倾角来改变火焰中心的高度，从而使炉膛出口温度得到改变，以达到调整再热汽温的目的。

4. 再热喷水减温调节：喷水减温器由于其结构简单、调节方便、调节效果好而被广泛用于锅炉再热汽温的细调。

但使用这种方法会使机组热效率降低，因此应尽量减少再热喷水的用量以提高整个机组的热经济性。

以上信息仅供参考，具体采用哪种方法还需要根据实际运行情况来确定。

如需更多信息，建议咨询专业工程师。

125项反措中，防止汽包炉超压超温的规定有哪些？（1）严防锅炉缺水和超温超压运行，严禁在水位表数量不足(指能正确指示水位的水位表数量)、安全阀解列的状况下运行。

（2）参加电网调峰的锅炉，运行规程中应制定相应的技术措施。

按调峰设计的锅炉，其调峰性能应与汽轮机性能相匹配；非调峰设计的锅炉，其调峰负荷的下限应由水动力计算、试验及燃烧稳定性试验确定，并制定相应的反事故措施。

（3）对直流锅炉的蒸发段、分离器、过热器、再热器出口导管等应有完好的管壁温度测点，以监视各管间的温度偏差，防止超温爆管。

（4）锅炉超压水压试验和安全阀整定应严格按规程进行。

（5）大容量锅炉超压水压试验和热态安全阀校验工作应制定专项安全技术措施，防止升压速度过快或压力、汽温失控造成超压超温现象。

（6）锅炉在超压水压试验和热态安全阀整定时，严禁非试验人员进入试验现场。

2对运行锅炉进行监视与调节的任务是什么?（1）为保证锅炉运行的经济性与安全性，运行中应对锅炉进行严格的监视与必要的调节。

对锅炉进行监视的主要内容为：主蒸汽压力、温度；再热蒸汽压力、温度；汽包水位：各受热面管壁温度，特别是过热器与再热器的壁温；炉膛压力等。

（2）锅炉运行调节的主要任务是：1)使锅炉蒸发量随时适应外界负荷的需要。

2)根据负荷需要均衡给水。

对于汽包锅炉，要维持正常的汽包水位±50mm。

3)保证蒸汽压力、温度在正常范围内。

对于变压运行机组，则应按照负荷变化的需要，适时地改变蒸汽压力。

4)保证合格的蒸汽品质。

5)合理地调节燃烧，设法减小各项热损失，以提高锅炉的热效率。

6)合理调度、调节各辅助机械的运行，努力降低厂用电量的消耗。

3锅炉哪些辅机装有事故按钮?事故按钮在什么情况下使用?应注意什么?送、引风机，一次风机，磨煤机，干渣机，碎渣机，预热器等辅机均配有事故按钮。

在下述情况下，应立即按下事故按钮：（1）强烈振动、串轴超过规定值或内部发生撞击声。

（2）轴承冒烟、着火，轴承温度急剧上升并超过额定值。