锅炉主、再热蒸汽超温分析及控制措施

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。

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。

电厂锅炉过热器再热器管壁超温原因分析及预防措施电厂锅炉过热器再热器管壁超温原因分析及预防措施在电厂中，锅炉过热器和再热器是非常重要的设备，它们承担着将焚烧过程中产生的高温高压蒸汽进行过热和再热的任务。

然而，在运行过程中，经常会出现过热器和再热器管壁超温的问题，这会导致设备的性能下降、安全性降低。

因此，本文将对过热器和再热器管壁超温的原因进行分析，并提出相应的预防措施。

一、过热器和再热器管壁超温原因分析1. 燃烧状况异常燃烧状况异常是导致过热器和再热器管壁超温的主要原因之一。

燃烧不完全、气流分布不均匀、火焰在炉膛内波动剧烈等问题都会导致辐射和对流传热不均匀，使得部分管壁温度升高，超过其设计温度。

2. 水质问题水质问题也是导致管壁超温的重要因素之一。

当水中含有过多的溶解气体、不溶性物质或其他杂质时，会导致管壁附着物形成，形成热阻，导致管壁温度升高。

3. 管道堵塞管道堵塞同样会导致管壁温度升高。

当锅炉管道内的水垢、沉积物或其它杂质积聚过多时，不仅会降低热传导能力，还会阻碍管道内流体的流动，导致局部管壁温度升高。

4. 运行参数异常运行参数异常也会导致管壁超温的问题。

例如，过高的蒸汽流量、过低的供水温度、过高的供水压力等都会使管壁温度超过设计温度。

二、过热器和再热器管壁超温的预防措施1. 优化燃烧状况通过调整锅炉的燃烧参数和火焰分布，减少炉膛内火焰的波动，提高燃烧效率，降低管壁温度。

此外，定期清洗燃烧器、炉膛和锅炉的燃烧区域，避免积聚物的形成，以减少管壁温度升高的可能性。

2. 加强水质管理加强水质管理，控制水中的溶解气体、不溶性物质和杂质的含量。

定期进行水处理，清除管道内的水垢和附着物。

同时，排放并替换含有过多杂质的水，以保持良好的水质，降低管壁温度。

3. 定期清洗管道定期清洗管道，减少管道内的沉积物、水垢和杂质的积聚。

可以采用化学清洗、水冲洗等方法，对管道进行彻底的清洗和冲洗，保持管道的畅通，减少管壁温度升高。

300MW机组主、再热蒸汽严重超温现象分析及对策葛慧发布时间：2021-08-18T09:07:42.221Z 来源：《中国电业》（发电）》2021年第9期作者：葛慧[导读] 在实际运行生产中偶然会发生如工况变化过大过频、自动调节机构调节跟踪不到位、人员手动操作处理不及时而出现主、再热蒸汽严重超温现象，虽然频次不高但却对安全生产构成极大危害。

因此，有必要对蒸汽严重超温的原因进行剖析，并作出预防对策。

葛慧广州珠江电力有限公司广州市 51000摘要：在实际运行生产中偶然会发生如工况变化过大过频、自动调节机构调节跟踪不到位、人员手动操作处理不及时而出现主、再热蒸汽严重超温现象，虽然频次不高但却对安全生产构成极大危害。

因此，有必要对蒸汽严重超温的原因进行剖析，并作出预防对策。

关键词：再热汽温; 影响分析; 调整方法;1．超温过程分析300MW汽轮发电机组发生主、再热蒸汽发生的严重超温现象，一般是汽水系统或锅炉燃烧系统出现强烈的扰动现象，或两者共同作用引起。

汽水扰动方面如高加投退引起给水温度、蒸发量短时大幅波动；锅炉燃烧扰动主要是燃烧负荷的突变。

1.1燃烧扰动原因引起的超温分析珠江电厂#1--#4锅炉汽轮发电机组其单机容量为300MW，锅炉为HG1021/18.2-YM3型中间再热汽包炉，汽机为N300-16.7/537/537型亚临界、中间再热、单轴、两缸两排汽、冷凝式汽轮机。

由于珠江电厂的汽包炉热惯性较大，以及采用的直吹式制粉系统，蒸发量的变化一般较燃烧热负荷变化延迟2—3分钟才反应到位，较容易出现煤量超调，如常出现的煤量已达至以至超过对应负荷煤量，但实际负荷与理论负荷相差10――15MW，也就是所谓的煤量超调现象。

当出现大幅的锅炉燃烧热负荷突变时，在汽机参与主汽压调整情况下，容易造成燃烧热与蒸发量不匹配的问题。

由锅炉的燃烧热负荷扰动源引起的蒸汽超温在我厂的蒸汽超温现象中占有绝大多数。

这里，08年10月4日7：40#2机组主再热汽超温现象可作为一个典型例子。

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。

发电部技术措施[GL2011007号文]总第56号文执行技术措施单位：发电部主题：锅炉超温超压管理规定编写：刘辉审定：牟惠冰管洪杰批准：孙兆勇发布: 2011年07月25日执行: 2011年07月25日锅炉超温超压管理规定为了严格控制超温超压事件发生，延长锅炉“四管”使用寿命，保证锅炉受热面安全稳定运行，使锅炉超温超压管理考核工作有法可依，特制定本管理规定。

一、运行管理1、严格按运行规程的规定操作，运行中根据CRT画面显示和有关仪表，及时分析和调整蒸汽温度和压力，对汽温、汽压调节要有预见性。

2、锅炉启停应严格按启停曲线进行。

启动初期，再热器未通汽前，炉膛出口烟温不大于538℃；控制锅炉参数和各受热面的管壁温度在允许范围内，并严密监视，及时调整，防止锅炉各参数大起大落。

3、锅炉启停过程中应检查和记录各联箱、汽包、水冷壁的膨胀指示器的指示位置，分析是否正常。

4、加强汽水品质的监督，防止因受热面内壁结垢、腐蚀引起管壁超温而造成爆管。

5、锅炉燃烧器应对称均匀地投入，保证火焰中心适宜，不冲刷水冷壁，防止结渣，减少热偏差，同时要注意控制好风量，避免风量过大或缺氧燃烧，防止过热器超温或锅炉尾部再燃烧。

6、锅炉升降负荷要平稳操作，特别在启、停磨煤机时，除及时调整减温水外，增减煤量尽量控制在小范围内，以免使炉膛热负荷急剧变化造成过热器管壁超温。

7、运行中严密监视各段工质温度及金属壁温，超温时采取对策及时调整，严禁长期超温运行。

8、锅炉运行中，按照吹灰管理规定应进行吹灰，如发现结焦及时清除，防止形成大的渣块掉落碰坏冷灰斗水冷壁管。

9、做好“四管”超温超压事故分析工作，对“四管”超温超压造成事故如实反映超温超压前的运行工况及发生事故时的处置，以便吸取教训，采取相应的改进措施。

10、严禁锅炉超温运行，运行中壁温经常超温的受热面，应通过锅炉燃烧调整试验、过热器和再热器运行特性试验进行运行优化调整，或通过技术改造加以解决。

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。

600MW超临界直流锅炉主、再热汽温调节特性摘要：本文以实际运行经验为基础，总结了600MW超临界机组主、再热汽温调整的调整手段，既提高了安全性，又提高了经济性。

关键词：超临界直流锅炉；主、再汽温；影响因素；调节方法。

在火力发电机组运行中，机组主、再热汽温对机组安全性和经济性影响较大，当主、再热汽温超温时，容易引起金属壁温超限，长时间超限或短时多次超限，将会引起金属寿命下降，引发安全生产事故；当主、再热汽温长时间处于低温运行时，一般主汽温每降低10℃，相当使循环热效率下降0.5%，汽轮机出口蒸汽温度增加0.7%，降低了机组效率的同时，还加大了对汽轮机末级叶片的侵蚀，甚至发生水冲击，严重危险汽轮机安全运行。

因此主、再热汽温的调整显的尤为重要。

600MW机组经济性指标参照图如表1所示：一.首先要知道影响主、再热汽温的几个因素：1.炉内燃烧工况的影响。

当加负荷过程或者煤质突然变好时，炉内燃烧工况加强，主汽压力上升，主、再热蒸汽温度会由于烟温上升、烟气量增加而有所上升；反之则下降，汽温的变化幅度与燃烧的幅度有关。

实际过程中发生在加负荷过程，送风及煤粉送入炉膛加强燃烧后导致主、再热蒸汽温度升高。

2.炉内火焰中心的影响。

当炉内火焰中心上移，水冷壁受到的辐射传热减少，炉膛出口烟温上升，导致锅炉烟道布置的主、再热蒸汽传热加强，引起主、再热汽温上升；反之则会下降。

实际过程为中、上层制粉系统切换前后，汽温调节特性的不同，以及炉底漏风量大时，导致汽温升高。

3.锅炉受热面积灰结焦程度的影响。

受热面积灰结焦对汽温的影响非常大，当受热面积灰和积焦后，根据传热原理R=δ/λA (K/w) ，δ—材料层厚度（m）λ—材料导热系数[W/(m.k)]，传热热阻R不断增加，受热面的换热能力急剧下降，因此，换热面积灰结焦对主、再热蒸汽温调整影响非常大。

4.送风量的影响。

送风量的大小直接决定了烟气量的大小，提升送风量，会提高烟气流速，增加对流换热器（过热器、再热器）的换热能力，所以，送风量增加时气温上升，反之则下降。

600MW锅炉过热汽温超温的原因及防范措施摘要：介绍某电厂600MW机组锅炉运行中过热汽温调整的方式、过热汽温超温异常的现象、过热汽温动态特性及控制手段；分析了过热汽温超温对锅炉管材的影响，分析了引起锅炉过热汽温超温的根本原因，指出了锅炉过热汽温超温的预防措施，可为国内电厂运行调整提供借鉴。

关键词：锅炉；超温；防范1.设备概述某电厂配有两台600MW亚临界压力、一次中间再热、强制循环汽包锅炉机组，汽轮机型号为HG-2030/17.5-YM9,锅炉采用平衡通风、固态排渣方式，采用中速磨煤机正压直吹式制粉系统，锅炉以最大连续负荷工况为设计参数，最大连续蒸发量2030t/h，过热器、再热器蒸汽出口温度为540℃，给水温度281℃。

锅炉采用全钢结构构架，高强螺栓连接，连接件接触面采用喷砂工艺处理，提高了连接结合面的摩擦系数。

锅炉呈“П”型单炉膛布置方式，设计有固定的膨胀中心，受热面采用全悬吊结构。

2.汽温特性和控制方式根据汽温的动态特性，下面结合具体的生产过程进行简要分析。

强制循环锅炉蒸汽温度的调节主要是调整燃料量和火焰中心位置，但是在实际运行中，由于锅炉的效率、燃料发热量和给水焓（取决于给水温度）等也会发生变化，在实际锅炉运行中要保证汽温稳定是非常不容易的。

因此，就迫使锅炉除了采用燃水比作为粗调的手段外，还必须采用喷水减温的方法作为细调手段。

在运行中，为了维持锅炉出口汽温的稳定，通常在过热区段设置两级喷水减温装置，再热区段设置一级喷水减温装置。

总结一条操作经验：过热区段第一级喷水为粗调，作为主要调节手段控制出口汽温，第二级喷水为细调，应尽量减少使用。

燃烧调整是锅炉一切调整的基础，对于汽温来说燃烧更是本质。

最直观的说，温度的高低最主要取决于煤质、煤量及燃烧工况。

平时运行中通过调节燃料量和火焰中心位置来初步调节汽温，再辅以减温水量进行准确的控制，这是一个基本的控制思路。

3.原因分析及其预防具体影响因素概括来说有以下方面：（1）吹灰及结焦的影响：从实际情况看，吹灰对汽温影响较大。

350MW锅炉再热蒸汽温度控制规定[工程类精选文档]本文内容极具参照价值,如若实用,请打赏支持,感谢!【学员问题】350MW锅炉再热蒸汽温度控制规定？【解答】1、锅炉点火到汽轮发电机并网前，锅炉以较低的焚烧强度运转，炉膛出口烟温的控制应≯540℃，防备再热器元件超温。

2、机组并网后低负荷运转，因为焚烧总风量保持不变，再热蒸汽温度与主蒸汽温度的差能够经过焚烧器角度在小范围内调整，操作摇动焚烧器角度时应迟缓进行，每次改变3-5%；间隔5-10分钟再操作下一次，同时注意不该使辐射再热器、屏式、分板式再热器元件超温。

而且不要使摇动焚烧器到上下极限地点。

在利用上摆焚烧器提升再热器蒸汽温度时注意过热器一、二级减温器出口温度不得过低，起码有20℃以上的过热度。

3、当机组负荷高升时投入制粉系统后，焚烧强度的增添和焚烧所需空肚量的变化，再热蒸汽温度会以较快的速度上涨。

在此时期特别注意投入磨煤机时，高压加热器已经正常运转，锅炉吹灰后各受热面温度已经在极限值以下并有调理裕量，磨煤机启动后焚烧强度应迟缓地渐渐增添，防备锅炉追上火造成严重超温，制粉系统投入后随负荷的增添焚烧器摇动角度应渐渐摆到水平地点以下，过热器喷水随之适合增加，防备过热器超温。

4、锅炉投磨后，除按规定进行吹灰工作外，还应依据负荷高低及再热器元件温度的变化增强炉膛吹灰工作，以防备受热元件超温。

当机组负荷达到65%额定负荷时，将再热蒸汽温度渐渐提升到540℃。

5、再热喷水减温器为紧迫状况降落温之用，当焚烧器角度已摆到极限值邻近，焚烧氧量已降到最低水冷壁连续吹灰仍不可以使再热温度降至545℃以下时，投入再热喷水减温器，喷水阀前压力控制在，喷水量的大小不该使减温器出口汽温的过热度小于20℃。

6、再热喷水减温器投入备用，应在再热蒸汽温度达到 530℃以上时进行。

以上内容均依据学员实质工作中碰到的问题整理而成，供参照，若有问题请实时交流、指正。

结语：借用拿破仑的一句名言：播下一个行动，你将收获一种习惯；播下一种习惯，你将收获一种性格；播下一种性格，你将收获一种命运。

锅炉过热器超温控制分析摘要近些年来，我国火力发电这块一直担任着国家供电任务的顶梁柱作用。

而锅炉作为火力发电厂的主要产能设备，如何保障锅炉设备的安全稳定运行是重中之重。

根据近期火力发电厂锅炉事故统计来看，超温爆管事故导致停炉的事故占了70%~80%。

控制好锅炉的燃烧和汽温，将直接影响到管壁的使用寿命和疲劳程度，能从根本上降低四管泄漏事故发生的概率。

本文从华能海口电厂#9炉的视角出发，分析该炉在负荷调整和运行调整上有可能导致过热器过热的原因，并提出解决方法和对策。

1.设备概况华能海口电厂#9炉锅炉型号为HG1018/18.6-YM23型，是由哈尔滨锅炉厂有限责任公司引进美国ABB-CE燃烧工程公司技术生产制造的亚临界、一次中间再热、自然循环汽包炉，单炉膛、平衡通风、四角切圆燃烧器，冷一次风正压直吹式制粉系统。

燃烧器共分5层，除A层等离子层采用等离子火嘴外，B/C/D/E层均采用新型水平浓淡分离喷咀，每层燃烧器均配有辅助风，燃烧器摆角范围-30°~+20°，且在燃烧器上部设有四层SOFA燃尽风，燃尽风设有单独的摆动机构，摆动范围±30°。

配有90台蒸汽吹灰器，其中长吹30台，短吹60台；水平烟道布置16台蒸汽吹灰器，炉膛布置74台蒸汽吹灰器。

过热蒸汽系统的流动过程：饱和蒸汽从汽包流出，进入顶棚管入口集箱，经顶棚管过热器加热后分六路进入后烟道过热器继续加热，然后汇集进入低温过热器加热，在低温过热器出口集箱处分为两路，分别进入两侧分隔屏过热器、后屏过热器，并在后屏过热器出口集箱处交叉，进入末级过热器加热，最后进入高压缸。

过热器减温水分为一级减温水和二级减温水，一级减温水作为粗调布置在立式低温过热器出口集箱之后，二级减温水分A/B侧，分别布置在A/B侧过热器后屏出口集箱之后。

1.过热器超温情况（2019.11-2020.8）表1.后屏管壁温超温情况表2.末级过热器关闭超温情况表3.低温过热器管壁超温情况表4.分隔屏管壁超温情况由表可见，后屏过热器是管壁超温重灾区，低温过热器也有小部分超温现象，而末级过热器和分隔屏过热器均未出现过超温现象。

锅炉的汽温特性分析及调节锅炉的运行工况是随着外界负荷的变化而变化的。

随着负荷变化，就需对燃料量、空气量、给水量等作相应的调整。

以达到汽温汽压的稳定，使锅炉在安全、经济的工况下运行。

若在调整过程中调节不当，使汽温过高乃至超限，会引起过热器、再热器及蒸汽管道、汽缸、转子部分金属强度的下降，导致设备缩短使用寿命；汽温过低，不但降低了热循环的效率，并使汽机的末级叶片的温度过大，严重时还会产生水冲击，造成汽机叶片断裂损坏等事故。

汽温的大幅度地突升突降，除对炉子受热面及连接部分的焊口产生较大的热应力外，还将造成汽机的差胀增大，严重时可能会产生动静摩擦，造成机组的剧烈振动，损坏机组。

由此可见，锅炉运行中，在各种因素的影响下，通过各种有效手段，用最合理的方法保持汽温的稳定是汽温调节的首要任务。

首先，分析一下影响汽温变化的各种因素。

一、影响过热汽温的因素1、燃烧对过热汽温的影响。

燃烧工况的优劣，直接决定了锅炉的热效率及整个机组的经济性，还影响到蒸汽温度的变化。

锅炉在运行中，在各种因素使炉内的燃烧产生扰动，使炉内热负荷降低，若给水量，汽压等各参数保持不变，则主汽温及各段汽温必然下降。

或由于某个原因使火焰中心上稳，使过热器部分的吸热量增加而使汽温瞬时升高，此外，还将严重威胁到分隔屏过热器的安全。

因此，在运行中应及时调整，不使分隔屏有火焰冲刷。

此外，制粉系统的投撤，对汽温的变化有直接影响，投上层比投中下层对汽温的影响要大，此外还有燃料品质及煤粉细度，风压、风温的高低，燃烧器出口的风粉混合程度，炉膛热负荷的高低等等因素的变化都对汽温产生一定的变化。

2、风量变化对主汽温的影响锅炉运行中，为保证燃料的完全燃烧，必须有足够的氧，因此，炉内必须保证炉内有一定的过热空气系数，若风量过大，会使风机的电耗增加，同时增大了排烟损失，同时增大了预热器的腐蚀及积灰的可能性。

风量过小，会引起燃料的不完全燃烧，同时给尾部烟道工况燃烧留下后患。

风量的增大，将使过热汽温上升；风量的减少，将使过热汽温下降，因此，在保证完全燃烧的前提下，应尽量减小风量的余量，即尽量减少空气的过量空气系数。

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。

锅炉再热器超温的原因分析及解决对策摘要：本文对影响锅炉再热器壁温的因素进行了归类，并根据各类原因提出建设性解决措施，这些措施可为制定降低再热器壁温的技术方案提供参考。

关键词：锅炉；再热器；超温0简述由于过热器和再热器的受热面积增大，同屏管子数目增多，如何设计合理使得热量及流量等分配均匀成为我国锅炉设计向大容量、高参数发展的过程中亟待解决的问题。

从大量文献中可看出在目前大型电厂中，锅炉再热器超温爆管现象很常见，电厂中对此种事故处理的方法主要是停机检修，或者在大修中更换管子材料使其更耐高温，虽超温次数在一定程度上得到减少，但仍没有从根本上解决再热器超温爆管这一问题。

本文在文献[1]~ [6]的基础上，总结分析各电厂在运行中出现的再热器超温问题，并提出一些解决措施以供设计参考。

1再热器超温的因素分析在运行当中造成再热器超温的原因很复杂，不仅与再热器的设计有关，而且还与机组的运行、燃烧方式等因素有关。

但从换热角度来分析，主要原因有再热管管壁与管外烟气，管壁与管内蒸汽间换热及管壁本身的导热不良所致，下面分别对其影响因素进行简单分析。

1.1 管外换热由热阻的定义分析可知，管外烟气换热对再热器温度的影响占主导地位，具体因素如下：（1）炉膛出口过量空气系数。

机组运行中通过监测炉膛出口过剩氧量来监控过量空气系数。

烟气量和炉膛出口烟温的变化对过量空气系数造成最直接的影响，同时还会引起其他运行参数的改变。

由炉膛出口温度计算公式：式中：M—经验系数，它与燃料的性质、燃烧方式和燃烧器布置得相对高度、炉内火焰平均温度和理论温度等因素有关；Ta—炉膛理论燃烧温度；0—波尔兹曼常数；a1—炉膛黑度；—炉内辐射受热面热的有效系数；F1—炉膛辐射换热面积；—考虑炉膛散热损失的保热系数；Bj—计算燃料消耗量；VCp—燃烧产物的平均比热容。

假设只有过量空气系数发生了变化，则忽略掉一些次要因素以后引入常数k，则：然后两边取自然对数，并取求导，最后得：经计算当变化不是很大时，其前面的系数变化非常小，可以忽略不计，因此变化时，炉膛出口烟温几乎不变。

火电厂锅炉主再热汽温调整分析摘要：如今，随着我国经济的快速发展，在火电厂的运行中，锅炉是主要的运行设备之一。

锅炉的主蒸汽温度以及再热蒸汽温度是锅炉运行的主要的指标。

在锅炉实际运行中，会受到负荷、压力以及水温等因素的影响，导致锅炉的主再热汽温出现明显的变化，影响锅炉的燃烧效率，同时增加煤耗。

因此，需要对于影响锅炉主再热汽温的因素进行分析总结，更好地调整锅炉汽温。

该文分析了影响锅炉主再热蒸汽汽温变化的原因，给出了锅炉主再热汽温调整的策略，以供参考。

关键词：火电厂;锅炉;主再热;汽温调整引言在火力发电机组运行中，特别是低负荷时，主再热蒸汽温度降低，将影响机组的安全、经济运行。

一般情况下主蒸汽温度每降低10℃，相当于耗燃料0.2%。

对于10～25MPa、540℃的蒸汽，主蒸汽温度每降低10℃，将使循环热效率下降0.5‰、汽轮机出口的蒸汽湿度增加0.7‰。

这不仅影响了热力系统的循环效率，而且加大了对汽轮机末级叶片的侵蚀，甚至发生水击现象，以致造成汽轮机叶片断裂损坏事故，严重威胁汽轮机的安全运行。

因此正常运行中保证额定的主再热汽温，对于机组的安全和经济运行尤为重要。

1影响锅炉主再热汽温变化的因素第一，燃烧强度的影响。

如果随着风量以及煤量的增加而燃烧强度增强的话，那么主汽压力就会上升，主汽温度以及再热汽温都会随着烟气量的增加而上升。

第二，燃烧中心位置的影响。

当炉膛的燃烧中心上移时，那么炉膛的出口烟温就会升高，导致炉膛上部的过热器以及再热器吸收的热量增加，从而使主再热汽温升高。

第三，燃烧煤质量的影响。

如果煤质差的话，维持相同的蒸发量就需要增加燃料量，而低质煤炭中的含水量以及灰分较高，大量的燃烧会导致炉膛的出口炉温降低，会导致过热器吸收的热量减少，汽温就会下降。

第四，风量大小的影响。

烟气量的大小受风量大小的影响，尤其是对于过热器以及再热器的影响比较大，因此，当风量增加时，汽温就会上升，相反，风量减少时，汽温就会下降。

锅炉丨二次再热机组再热汽温控制方案研究再热汽温是表征锅炉运行工况的重要参数之一。

汽温过高，会使锅炉受热面及蒸汽管道金属的蠕变速度加快，影响锅炉使用寿命；汽温过低将会引起机组热效率降低，使汽耗率增大，还会使汽轮机末级叶片处蒸汽湿度偏大，造成汽轮机末级叶片侵蚀加剧。

再热汽温对象具有大延迟、大惯性的特点，而且影响再热汽温变化的因素很多，如机组负荷变化、煤质变化、减温水量、受热面结焦、风煤配比、燃烧工况以及过剩空气系数等，汽温对象在各种扰动作用下反映出非线性、时变等特性，使其控制难度增大。

随着电网规模不断增大以及大容量机组在电网中的比例不断增加，电网要求发电机组具有更高的负荷调整范围和调整速率，快速的负荷变化极易导致再热器超温，而大量使用喷水减温又会严重降低机组热效率。

如何保证再热汽温自动调节系统正常投用，同时兼顾机组运行的安全性和经济性，是一个长期而复杂的课题。

随着近年来火力发电技术的不断发展，二次再热超超临界发电技术逐渐成熟，国内已有多台二次再热机组在建或即将开建。

而二次再热机组锅炉增加了一级二次再热循环，锅炉的受热面布置更加复杂，锅炉汽温控制的复杂性和难度也相应增加，其中最主要的在于两级再热汽温的控制。

因此，合理的再热汽温控制是二次再热机组安全性、经济性、可靠性的有力保证。

二次再热机组锅炉特点二次再热机组锅炉相比一次再热增加了一级再热器，主要的蒸汽参数也有很大差异，下表是典型的二次再热π型锅炉与常规的一次再热π型锅炉的主要参数对比。

表1二次再热锅炉与常规一次再热锅炉的主要参数对比从表1可以看出，二次再热锅炉具有以下特征：(1)增加了一级二次再热循环，主汽流量减少，主汽与再热汽之间的吸热比例发生变化。

(2)蒸汽温度调节对象由一次再热的主汽温度、再热汽温度变为主汽温度、一次再热汽温度、二次再热汽温度三个，调节方式和系统耦合将更加复杂。

(3)再热汽温度和给水温度提高，空预器入口的烟温将会提高，导致排烟温度的控制难度增大。