关于锅炉主蒸汽温度达不到设计参数

300MW锅炉再热器汽温不足问题分析及对策赵振宁;程亮;朱宪然【摘要】某300 MW机组HG-1025/17.5-YM33型锅炉投运以来,一直存在再热汽温度达不到设计值、屏式过热器壁温超温报警和过热器减温水量大的突出问题,严重影响机组的经济性和安全性.经分析,根本原因在于过热器设计偏大、再热器设计偏小且过分强调辐射特性,同时一级过热器减温器容量设计太小,而日常生产中煤质变差又大大加剧了这个问题的严重性.提出了增加再热器受热面和加大减温水容量的解决方案来解决此问题,改造后的锅炉在过热器不超温的情况下,再热汽温达到530℃以上,取得了初步的效益.【期刊名称】《华北电力技术》【年(卷),期】2013(000)001【总页数】5页(P59-62,70)【关键词】再热汽温;墙式辐射再热器;安全性;经济性【作者】赵振宁;程亮;朱宪然【作者单位】华北电力科学研究院有限责任公司,北京100045;华北电力科学研究院有限责任公司,北京100045;华北电力科学研究院有限责任公司,北京100045【正文语种】中文【中图分类】TK223.30 问题的提出河北某热电厂2台300 MW机组分别于2009年底到2010年初投入商业运营，锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的HG-1025/17.5-YM33亚临界自然循环汽包锅炉，采用四角切圆燃烧方式，设计燃料为河北蔚县烟煤。

该锅炉自投产以来，一直存在再热汽温不足的问题，在低负荷(150 MW)情况下再热蒸汽的欠温可达30℃以上，两侧再热汽温偏差也大，最高也可达30℃。

除此之外，该锅炉还经常发生后屏过热器超温的问题，为保证后屏过热器不超温，运行中需降低摆动火嘴角度，给燃烧调整工作带来很大的局限性。

同时过热器减温水量高出设计值20～37 t/h。

这些因素严重影响机组的经济性，使机组的供电煤耗增大了约3 g/kWh。

本文针对以上问题对锅炉进行了分析并开展了受热面的改造工作，通过增加壁式再热器的面积，并采用有针对性的燃烧调整工作使增加受热面发挥最大的作用，取得了良好的效果。

我国电站锅炉现行的参数系列中国电站锅炉是我国火力发电的主要设备，为了满足国家电力需求，我国锅炉的参数系列有着丰富的内容。

从型号到技术指标，从设计规范到安全要求，都是影响锅炉性能的重要因素。

以下是关于我国电站锅炉现行参数系列的详细介绍：一、锅炉型号系列我国电站锅炉类型繁多，主要包括燃煤锅炉、燃气锅炉、燃油锅炉、生物质锅炉等。

在燃煤锅炉中，又根据不同的燃烧方式和结构特点，包括燃煤流化床锅炉、燃煤循环流化床锅炉、燃煤链条锅炉等。

而在燃气锅炉中，又有燃气膜式锅炉、燃气循环流化床锅炉等多种类型。

每种类型的锅炉都有其自身的参数设计，以适应不同的工况和燃料特性。

二、技术指标系列1. 蒸汽参数：蒸汽参数是锅炉性能的重要指标之一，包括蒸汽压力和蒸汽温度。

根据不同的发电技术和工艺要求，我国电站锅炉蒸汽参数可以有多种选择，如高压高温锅炉、超临界锅炉等。

2. 热效率：热效率是衡量锅炉能源利用效率的指标，直接影响到发电成本和环境保护。

我国电站锅炉在设计和运行中都有着严格的热效率要求，努力提高锅炉的能源利用效率。

3. 排放标准：随着环境保护意识的提高，我国电站锅炉的排放标准也在不断提高。

包括对烟气排放中的颗粒物、二氧化硫、氮氧化物等污染物的限制要求，以及对锅炉烟气中的重金属、无机盐等有害物质的控制要求。

三、设计规范系列国家对于电站锅炉的设计和制造都有着一系列的相关规范和标准，主要包括《锅炉安全监察规程》、《锅炉制造与监察规程》等。

这些规范和标准包括了锅炉结构、材料、焊接、安全阀、水质控制等方面的技术要求，确保了锅炉在设计、制造和使用过程中的安全可靠。

四、安全要求系列锅炉安全是关乎电站运行人员生命财产安全的重要问题，在我国电站锅炉的设计和运行中，有一系列的安全要求需要严格遵守。

包括对锅炉安全阀的使用规定、对锅炉水质的要求、对锅炉操作人员的技术要求等。

总结：我国电站锅炉现行的参数系列丰富多样，涵盖了锅炉型号系列、技术指标系列、设计规范系列和安全要求系列。

提升再热器汽温的方法和实践经验【摘要】随着煤质的不断劣化，锅炉炉内受热面吸热量不断降低，而在今后我国对于300WM 以下机组建设数量的控制，原有的300WM 机组纷纷进行汽轮机通流改造，对汽轮机出力、发电机出力、主变压器输出线路进行增容，以期提高市场竞争力；同时因环境保护控制氮氧化物排放为重中之重的要求和发电企业建设资金的压力不断加大，在烟气脱硝改造前进行低氮燃烧器改造来降低投资的方法已成为主流思路和实际实施方法。

由此进一步引发了锅炉再热器出口温度的不断下降，一方面达不到汽轮机通流改造后的提效目的，另一方面大大降低了锅炉热效率，使得化学不完全燃烧热损失、机械不完全燃烧热损失、排烟热损失逐渐增加，机组运行能耗不断上升，严重的影响了各项经济指标。

在原有再热器系统的基础上，利用很小的空间和投入较少的费用通过技术改造达到提高再热器出口汽温和大幅度降低过热减温水的效果，本文提出了自己的独特的设计理念和观点。

【关键词】提升再热器汽轮机通流低氮燃烧器增容张家口发电厂3、4号炉设计参数和结构相同，是中间再热自然循环，单炉膛亚临界，燃煤汽包炉。

制粉系统：采用HP803中速磨直吹系统，配6台中速磨。

汽轮机通流改造后，再热器进口蒸汽温度降低，导致再热器出口汽温达不到设计参数，在300MW负荷下，末级再热器出口汽温一般在525℃左右，影响机组发电效率。

因此，拟通过调整再热器受热面积来提高再热器出口汽温，使得再热蒸汽参数达到设计参数，即恢复至540℃的再热器汽温。

通过对设计说明书，相关图纸及目前运行情况分析，提出以下几种可行方案对再热器受热面改造。

改造后再热蒸汽参数达到设计值，且各再热器壁温在安全范围内，锅炉出力不受影响，不会给机组其它受热面带来不良影响。

1 进行再热器受热面增容的分析2010年1至8月份再热器出口温度完成的平均值为537.4℃，比设计值低2.6℃，为了寻求原因，提高机组运行经济性，开展了100%、75%、50%三个工况的再热汽温调整试验。

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℃。

的无数个组合。表 1 所列是在锅炉排污率为 5% ， 60 ℃ 与 105 ℃ 的蒸汽凝结水回收率与凝结水温度 锅炉补给水温度为 20 ℃ 时，为使混合水温分别达到 的几种组合情况。
表 1 不同蒸汽凝结水回收率与凝结水温度的组合情况
凝结水回收率 ε /%
100
90
80
70
60
50
40
30
凝结水温度 ths = 60 ℃
蒸汽锅炉。随着蒸汽锅炉工作压力等级的提高，相
应的给水温度也将合理调高。高压除氧器的工作压
力高达 0． 6 MPa 绝压，相应饱和水温为 160 ℃ 。
锅炉给水温度的三个档次分别针对如下三种使
用场合。
（ 1） 给水温度 20 ℃ 档次
该档次适用于锅炉给水不采用热力除氧方式且
供热系统蒸汽凝结水全无回收的场合。对于容量较
第一 作 者： 赵 国 凌 （ 1941 － ） ，教 授，享 受 政 府 特 津。1964 年毕 业 于 西 安 交 大
摘 要： 对工业蒸汽锅炉设计计算中锅炉额定蒸发量概念、锅炉给水温度取值、锅炉有效 利用热量计算值分别进行了分析讨论，指出了问题所在，阐明了个人观点。
关键词： 额定蒸发量； 给水温度； 自用蒸汽； 有效利用热量
63
67． 7
73． 5
81
91
105
126
161
ths / ℃
ths = 105 ℃ 110． 3 120． 2
132． 6
148． 5
169． 8
199． 5
—
—
（ 3） 给水温度 104 ℃ 档次 该档次适用于锅炉给水采用大气式除氧方式或 供热系统蒸汽凝结水温度高于 110 ℃ 的场合。通常 大气式热力除氧是采用锅炉自身蒸汽作为热源，将 软化水加热至沸腾温度，使溶解在水中的氧气脱出。 不用锅炉自身蒸汽的大气式热力除氧技术，是利用 生产工艺余热，其温度不低于 125 ℃ ，通过表面式换 热器，将一定压力的软化水加热到 110 ℃ 左右，保持 软化水进入热力除氧器的压力不低于 0． 3 MPa 表 压，温度不低于 107 ℃ ，软化水进入除氧器后压力降 至 0． 02 MPa 表压，软化水因过热而沸腾，水中的溶 解氧被脱除，出水温度为 105 ℃［6］。 为使回收凝结水与锅炉补给水的混合水温达到 105 ℃ ，不同凝结水回收率与凝结水温度的组合情 况见表 1 列示。由表 1 可见，随着凝结水回收率的 减小，相应的凝结水温度提高。当凝结水回收率达 到 70% 时，凝结水温度将近 150 ℃ ； 凝结水回收率 低于 70% 时，凝结水温度要在 150 ℃ 以上，如此之 高的凝结水温度在工程实践中并不多见。由表 1 还 不难看到，在凝结水回收率为某数值下，若凝结水温 度超过表 1 中所列示的对应凝结水温度时，混合水 温将升高，这对补给水除氧是有利的。

单片屏中的管子
厂家 给 出的报警 值 是 针对 报 警 管 ， 本 文 的上 述 在 案例 中 ， 警 管 即最 外 圈 管 ， 得 出报 警 管 的报 报 在
如 图 １所示 。可看 出 ， 属 温 度 与蒸 汽 温 度 存 在 金
一
１ 报 警 温 度 计 算 方 法 的整 体 描 述
１ １ 报警 温 度的含 义 ． 为 了监视 炉 内各级 过 热 器 、 热 器 受 热 面管 再 子 的金 属壁温 ， 各级 受 热 面管 子 出 口段 的炉 外 在 部分 设 有 报 警 温 度 的测 点 。报 警 温 度 是 指 在 锅 炉运 行 压力 下 ， 内金 属 壁 温 达 到极 限 时 ， 热 炉 受 面 管子 的 出 口段 蒸 汽温 度 可 能达 到 的 最 高温 度 。 由于温 度测 点装 在 炉外 管 子 的外 壁 ， 因此 实 际上 报 警温 度是 指管 内蒸汽 温 度 。在 设 计 上 ， 果 只 如
子 比管 子 系数大 的管子 先达 到壁 温极 限 。
图２ 第 １ ９根 （ 圈 管 ） 测 量 温 度 外 的
３ 超 超 临界 锅 炉 现场 运 行 中 出现 的 问题
随着采 用引进 技 术设 计 制 造 的大批 超 临界 、
图３ 第 ｌ ８根 （ 圈第 ２根 管 ） 外 的测 量 温 度
摘
要 ： 章 着 重 介 绍 报 警 温 度 的 概 念 ， 过报 警 温 度 的 计 算 方 法 ， 析 报 警 温 度 与 锅 炉 出 口 蒸 汽 温 度 的 关 文 通 分
系 ， 理 利 用报 警 温 度 的 数 值 ， 超超 临界 锅 炉在 保 证 各 级 受 热 面 材 料 安 全 的 前 提 下 ， 蒸 汽 温 度 达 到 额 定 合 使 主

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10℃，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50℃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。

一、蒸汽汽压正常：32±2kg/cm²表压范围内变化。

1. 比规定汽压超过0.5-2kg/cm²表压时，通知锅炉进行降压恢复到正常，当超过2kg/cm²表压后，关小隔离汽门节流降压，上述措施执行后无效时，联系主控，故障停机。

2. 比规定汽压降低0.5-3kg/cm²表压时，应通知锅炉升高压力恢复到正常，.比规定降低5kg/cm²表压以下，应根据表1进行调整负荷，当汽压继续下降到表压14kg/cm²表压时联系主控，故障停机。

二、蒸汽温度正常：435（+10、-15）℃范围内变化。

1.. 比规定汽温超过5-10℃时，应通知锅炉降低温度，当温度超过10℃以上，或在这一温度下连续运行30分钟以后仍不能降低时，通知主控，故障停机(全年不应超过20小时）。

2. 比规定汽温降低5-15℃时，应通知锅炉升高温度，应开启主蒸汽管道上的疏水门和本体疏水门，当汽温降低20℃以下时，应根据表2进行调整负荷，当汽温下降到360℃应联系主控，故障停机。

主蒸汽压力变化：表1表2三.、汽温汽压同时达到高限时，每次连续运行时间不应超过15-30分钟，全年不应超过20小时，汽温汽压同时达到低限时，每次只允许坚持运行15-30分钟。

一、蒸汽汽压正常：22±2kg/cm²表压范围内变化。

1. 比规定汽压超过0.5-2kg/cm²表压时，通知锅炉进行降压恢复到正常，当超过2kg/cm²表压后，关小隔离汽门节流降压，上述措施执行后无效时，联系主控，故障停机。

2. 比规定汽压降低0.5-3kg/cm²表压时，应通知锅炉升高压力恢复到正常，.比规定降低5kg/cm²表压以下，应根据表1进行调整负荷，当汽压继续下降到表压14kg/cm²表压时联系主控，故障停机。

三、蒸汽温度正常：390（+10、-20）℃范围内变化。

锅炉房工艺设计计算书1. 引言本文档旨在对锅炉房的工艺设计进行详细的计算和说明。

锅炉房是一个重要的能源设施，负责为建筑物或工业生产提供热水、蒸汽等热能。

良好的工艺设计能够确保锅炉房的安全运行和高效能。

2. 设计参数下面列出了本工艺设计所使用的主要参数：•锅炉功率：1000kW•工作压力：10MPa•蒸汽温度：300°C•水温：60°C•压力损失：5%3. 锅炉选择根据设计参数，我们选择了一台1000kW的高压锅炉。

该锅炉采用燃煤作为燃料，具有高效能和可靠性。

4. 锅炉容积计算根据蒸汽产量和蒸汽流量，我们可以计算出锅炉的容积。

假设锅炉给水温度为60°C，锅炉蒸汽温度为300°C，设计工作压力为10MPa。

根据蒸发潜热公式，我们可以得到锅炉的蒸发潜热为2257kJ/kg。

根据能量守恒定律，我们可以通过以下公式计算出锅炉的容积：锅炉容积 = 锅炉功率 / (蒸发潜热 * 锅炉流量)根据以上参数，我们得到锅炉的容积为：锅炉容积 = 1000kW / (2257kJ/kg * 547.7kg/h) = 2.06m³所以，我们需要一个容积为2.06m³的锅炉。

5. 烟气处理系统设计烟气处理系统是保证锅炉环保排放的重要组成部分。

在本设计中，我们采用了常见的烟气处理系统，包括除尘、脱硫和脱硝等环节。

5.1 除尘系统除尘系统用于去除烟气中的颗粒物。

我们选择了电除尘器作为除尘设备，其效率可达到90%以上。

根据设计锅炉的烟气流量和颗粒物含量，我们可以计算出除尘系统的处理能力。

5.2 脱硫系统脱硫系统用于去除烟气中的二氧化硫。

我们选择了湿法石灰石法作为脱硫工艺，其效率可达到90%以上。

根据设计锅炉的烟气流量和二氧化硫含量，我们可以计算出脱硫系统的处理能力。

5.3 脱硝系统脱硝系统用于去除烟气中的氮氧化物。

我们选择了选择性催化还原法作为脱硝工艺，其效率可达到90%以上。

锅炉热力计算中两个重要参数的校核方法姚万业;王晶晶;赵振宁;童家麟【摘要】针对锅炉校核计算中最复杂的减温水校核和烟气份额校核进行了讨论,提出了适用于电站锅炉的普遍校核方法,并以某400 t/h中间再热锅炉为例阐述了两个校核的具体步骤,以便于更加准确完成锅炉校核热力计算.【期刊名称】《电力科学与工程》【年(卷),期】2012(028)011【总页数】5页(P66-70)【关键词】锅炉;减温水;烟气份额;热力计算【作者】姚万业;王晶晶;赵振宁;童家麟【作者单位】华北电力大学控制与计算机工程学院,河北保定071003;华北电力大学控制与计算机工程学院,河北保定071003;华北电力科学研究院有限责任公司,北京100045;华北电力大学能源动力与机械工程学院,河北保定071003【正文语种】中文【中图分类】TK2220 引言锅炉热力计算是评价锅炉安全性和经济性最主要的途径[1]，是锅炉整体计算的核心，对锅炉的设计、改造及运行有着极其重要的作用。

锅炉热力计算主要分为设计计算和校核计算两种。

设计计算是以额定负荷为前提，在锅炉的给水参数和锅炉燃料成分已知的情况下，计算满足额定蒸发量、额定蒸汽参数及选定经济指标的锅炉各个受热面的所需结构尺寸;校核计算是指以校核工况下的锅炉参数和燃料特性为基础数据，在锅炉各受热面结构参数已知或改变某些受热面结构尺寸的前提下，对锅炉效率、燃料消耗量及各受热面进出口的工质温度、烟气温度、烟气流量、空气温度、空气流量等进行的计算[2～9]。

一般情况下，在进行新锅炉的设计或对现有锅炉进行计算时都采用校核计算。

减温水校核及烟气份额校核是锅炉热力计算中最重要和复杂的两个校核。

对于不同的锅炉，由于蒸汽、烟气流程及锅炉结构的多变性，减温水和烟气份额数据的选取、校核的顺序及计算误差超出范围后如何调整也不尽相同。

尤其是在面对多支路或多个喷水减温装置时，多变量的校核情况更为复杂。

关于减温水校核及烟气份额校核方法进行研究的资料和文章很少。

锅炉主蒸汽、再热蒸汽温度问题原因与解决方法一、主蒸汽温度(℃)：（一）、可能存在问题的原因：1、下列情况主蒸汽温度升高：①、炉膛火焰中心上移，炉膛出口温度升高。

②、煤量增加过快。

③、燃煤的挥发分降低，煤粉变粗，水分增加。

④、过剩空气量增加。

⑤、制粉系统启停。

⑥、减温水自动控制调整不当。

⑦、过热器吹灰选择不当。

⑧、给水温度偏低。

2、下列情况主蒸汽温度降低：①、火焰中心下偏：燃烧器摆角有偏差，下摆；喷燃器从上层切换到下层，或下层给粉量过多。

（煤粉炉）。

②、燃煤的挥发分增大，煤粉变细，水分减少。

③、过热器受热面积灰、结渣、内部结垢。

④、锅炉汽包汽水分离效果差。

⑤、减温水阀门内漏。

⑥、自动调整不当，减温水量过大。

⑦、炉水水质严重恶化或发生汽水共腾。

⑧、给水温度升高。

⑨、水冷壁和省煤器吹灰时间选择不当。

⑩、煤量减少过快。

（二）、解决问题的方法：1、运行措施：①、AGC控制时要严密监视给煤量波动情况，出现燃料猛增猛减的情况，须对减温水调节进行人工干预。

②、人为调整负荷时，煤量增减幅度不能过大。

③、进行优化燃烧调整试验，确定锅炉最佳氧量值，合理调节锅炉氧量。

④、调整燃烧器投运方式，通过燃烧调整保证锅炉的主蒸汽温度。

⑤、正常投入锅炉主蒸汽温度自动控制。

⑥、加强监视过热器各段汽温，对汽温调整做到勤调、细调，减少喷水减温水量，控制主蒸汽温度。

⑦、通过试验掌握制粉系统运行方式变化对主蒸汽汽温的影响规律，分析原因，做好预见性调整工作。

⑧、合理进行受热面吹灰。

⑨、分层调整燃料量，合理控制火焰中心，调节一、二次风配比，必要时改变过量空气系数。

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和控制参数。

②、提高主蒸汽温度自动调节品质。

③、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、C/D修、停机消缺：①、消除减温水各阀门内漏现象。

②、受热面焦、积灰清理。

③、疏通预热器，处理烟道漏风。

4、A/B修及技术改造：①、对汽包内各汽水分离装置进行检查清理，及时消除有关缺陷。

Car/ %
33. 66 50. 85 29. 71 35. 85
Har/ %
1. 23 1. 82 1. 09 1. 31
表 1 130t/ h CFB 锅炉设计 、校核及运行燃料
O ar/ %
5. 34 4. 27 4. 71 5. 69
N ar/ %
0. 43 0. 63 0. 38 0. 46
207 改 为 250, 返 料 口位 置 在原来 基础 上提 高 1m ( 距布 风板 1 9m) 。
1 个月
将原简易 L 型 返料阀 改为 U 型阀, 去掉 原旋 风 分离 器, 将 省煤器上段位 置提高, 在上 段 省煤 器后 设置 旋流 叶栅 分 离 器。
1 5 个月
将原简 易 L 型返料 阀改为 U 型阀, 将二级分离器改 为百叶 窗分离 器与 旋风 分离 器组 合
应一、二次风相对独立的需要。炉膛最大截面尺寸 与煤粉炉相同, 仍为 6336mm 6336mm, 布风板尺 寸为 6336mm 2836m m。由于改造为循环流化床 燃烧方式后, 炉内温度水平较原煤粉燃烧方式低, 而 炉膛及汽包标高未变, 因此为确保蒸发量, 炉膛内增 加了两片双面受热水冷膜式壁, 与两侧水冷壁平面 平行。炉膛下部从标高 16 2m 开始, 前后墙收缩成 锥形炉底, 后墙水冷壁延伸成水冷布风板并与两侧 水冷壁共同形成水冷风室。布风板上布置有 1383 只风帽, 预热后的一次风经布风板上的风帽小孔进 入密相区, 实现流化。二次风经预热后从前后墙的 上下二层二次 风口( 前后墙 上层各 8 个, 下层各 7 个) 进入炉膛, 补充燃烧空气并加强扰动混合。
床锅炉变成了不带床内埋管的鼓泡床锅炉, 锅炉出 1970 圆周上均匀固定 30 片导向叶栅, 使锅炉烟气

过热蒸汽出口流量 D1 t/h 435 392
过热蒸汽出口温度 T1″ ℃ 540 540
过热蒸汽出口压力 P1″ MPa 13.7 13.7
再热蒸汽出口流量 D2 t/h 357 323
再热蒸汽进口温度 t2′ ℃ 315 307
再热蒸汽出口温度 t2″ ℃ 540 540
再热蒸汽进口压力 P2′ MPa 2.59 2.34
围以外，主汽欠温会更加明显，见图 1。因此将分隔烟道内的旁路省 煤器全部或部分改成低温过热器会明显改善欠温状况（需要经过热力 计算确定）。 （4）为了提高汽温，无论负荷高低，运行中都采用高氧量运行 方式，炉膛出口过量空气系数在 1.4 以上 [2]，这是引起热风 / 排烟温 度比设计值低的原因之一。 （5）为缓解炉膛左、右两侧的烟温、汽温偏差，缓解受热面超温 问题，运行中可加大上层反切二次风的风量。 （6）为缓解汽温欠温问题，采取合理的吹灰方式，在结焦问题不 严重的情况下，减少炉膛的吹灰频率，增加过热 / 再热受热面的吹灰 频率。
参考文献 : [1] 魏建 . 锅炉汽温偏低的原因分析及处理 [J]. 科技资讯 ,2015(10):56-58． [2] 黄伟 . 大型锅炉汽温偏低和燃烧不稳原因分析及措施 [J]. 中国电 力 ,2004(12):44-48． [3] 张济蓉 .130-410t/h 锅炉汽温偏低问题分析及处理 [J]. 东方电气 评论 ,1998(02):97-100．
2 异常情况
该厂 #5、6 炉自投产运行一年以来仍存在以下问题： （1）主蒸汽温度偏低。机组在 130 ～ 110MW 负荷时主蒸汽温度 维持较好，可达到 530℃以上，在此负荷范围之外，主蒸汽温度经常 维持在 510℃左右，即便减温水手动截门和电动调门全关，温度也无 法维持在 530℃以上，通过多次燃烧调整仍难以改变。 （2）再热蒸汽温度偏低，经常维持在 510℃左右，尤其是机组低 负荷（95MW 以下），再热蒸汽温度维持在 490℃左右，通过烟气挡 板调整和燃烧调整以及全关事故喷水、微量喷水也难以提高汽温。 （3）排烟温度和热风温度偏低。机组在额定负荷下运行时，排烟 温度和热风温度均与设计值相差太大，分别维持在 110℃和 280℃左右。 机组在低负荷（80MW）运行时，排烟温度为 90℃左右，发生低温腐蚀 的危害极大，同时热风温度低，对煤粉燃烧也造成一定程度的影响。

GB50041锅炉房设计规范第1.0.1条为使锅炉房设计贯彻执行国家的有关方针政策，符合安全规定，节约能源和爱护环境，达到安全生产、技术先进、经济合理、确保质量要求，制定本规范。

第1.0.2条本规范适用于下列范畴内的工业、民用、区域锅炉房和室外热力管道设计：一、以水为介质蒸汽锅炉房，其锅炉的额定蒸发量为1～65t/h，额定出口蒸汽压力为0.1～3.82MPa表压、额定出口蒸汽温度小于或等于450℃；二、热水锅炉的锅炉房，其锅炉的额定出力为0.7～58MW、额定出口水压为0.1～2.5MPa表压、额定出口水温小于或等于180℃；第1.0.3条本规范不适用于余热锅炉、专门类型锅炉的锅炉房和区域热力管道设计。

第1.0.4条锅炉房设计除应遵守本规范外，尚应符合国家现行有关标准、规范的规定。

第二章差不多规定第2.0.1条锅炉房设计应取得热负荷、燃料和水质资料，并应取得气象、地质、水文、电力和供水等有关资料。

第2.0.2条锅炉房设计应依照都市（地区）或工厂（单位）的总体规划进行，做到远近结合，以近期为主，并宜留有扩建的余地。

对扩建和改建的锅炉房，应合理利用原有建筑物、构筑物、设备和管线，并应与原有生产系统、设备布置、建筑物和构筑物相和谐。

第2.0.3条锅炉房设计应以煤为燃料，并应落实煤的供应。

如以重油、柴油或天然气、都市煤气为燃料时，应经有关主管部门批准。

第2.0.4条锅炉房设计必须采取有效措施，减轻废气、废水、废渣和噪声对环境的阻碍，排出的有害物和噪声应符合有关标准、规范的规定。

防治污染的工程应和主体工程同时设计。

第2.0.5条工厂（单位）所需热负荷的供应应依照所在区域的供热规划确定。

当其热负荷不能由区域热电站、区域锅炉或其他单位的锅炉房供应，且不具备热电合产的条件时，才应设置锅炉房。

第2.0.6条区域所需热负荷的供应应依照所在都市（地区）的供热规划确定。

符合下列条件之一时，可设置区域锅炉房：一、居住区和公用建筑设施的采温顺生活热负荷，不属热电站的供热范畴时；二、用户的生产、采暖通风和生活热负荷较小，负荷不稳固，年使用时数较低，或由于场地、资金等缘故，不具备热电合产的条件时；三、依照都市热规划和用户先期用热的要求需要过滤性供热，以后可作为热电站的调峰或备用热源时。

260T/H循环流化床锅炉主汽温度偏低的原因及解决方案摘要：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（1）启停给煤机或燃烧器时；（2）风煤配比不当时；（3）给水压力变化时；（4）负荷变化时；（5）煤质变化时；（6）减温水量、水压变化时；（7）受热面积灰、结焦时；（8）锅炉受热面泄漏时；（9）汽包水位的变化时；（10）受热面吹灰时；（11）煤粒细度变化时；（12）床温、料层差压变化时；（13）返料系统异常时；（14）投停高加时；当出现以上情况时，要加强对汽温、汽压的监视和控制。

根据不同负荷对床高、床温的要求，通过调整锅炉给煤量，稳定锅炉燃烧，控制汽压的波动幅度，维持在9.8MPa ±0.05MPa,调节给水量能对控制汽压起辅助作用，调节给水量时要维持汽包水位在允许范围。

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。

煤质较差(见下表)。

锅炉主蒸汽温度的调整手段
1. 燃烧调整：通过调整燃烧系统的供气量、燃烧器的喷嘴大小、点火时间等参数，控制燃料的供给量，从而影响蒸汽的温度。

2. 燃烧空气调整：通过调整燃烧器的空气进口量，使燃烧室内的氧含量达到最佳状态，从而影响蒸汽的温度。

3. 锅炉负荷调整：通过改变锅炉的负荷，调整蒸汽的产量和温度。

可以通过调整燃料的供给量、给水的供给量、引风机的转速等方式，改变锅炉的负荷状况。

4. 蒸汽过热器调整：蒸汽过热器是提高蒸汽温度的关键设备，通过调整过热器的出口温度，可以改变蒸汽的温度。

可以调整过热器的出口温度设定值，或通过改变过热器中的出口蒸汽流量、过热器的加热面积等方式。

5. 给水温度调整：给水温度是影响蒸汽温度的重要因素之一。

通过调整给水装置的供水温度，可以间接调整蒸汽温度。

以上是一些常见的锅炉主蒸汽温度调整手段，具体的调整方法需要根据锅炉的工作原理和具体情况来确定。

关于锅炉过热器管壁超温解决办法的探讨【文摘】对华电红雁池电厂#1锅炉高温过热器管屏长期存在超温现象进行分析，经运行采取各种调整措施无效果的情况下，对引起超温的原因进行了论证，并提出了对设备的改造意见。

【关键词】超温过热器出口集箱更换1、前言华电红雁池电厂#1锅炉为武汉锅炉厂制造的WGZ 670/13.7-10型超高压锅炉，基本型式为：自然循环、一次中间再热、倒U型布置、中速磨正压直吹式制粉系统、直流燃烧器四角切圆燃烧。

#1锅炉高温过热器布置在折焰角上方水平烟道，属于对流式传热方式。

高温过热器受热面蛇行管排沿炉膛宽度方向布置有97排，高温过热器材质：T91，管子规格：Φ42×5.5，计算管壁温度：579℃，允许管壁温度：565℃。

2、设备现况2.1存在问题#1锅炉高温过热器管屏长期存在超温现象。

在实际运行当中，不管任何磨的运行组合方式，都存在着高过管壁超温现象。

主蒸汽温度升至额定值535℃时，高过部分管壁温度达565-570℃以上。

高过管壁超温严重影响锅炉安全运行，为防止锅炉发生爆管事故，目前采取降低主汽温度措施，来防止超温。

#1锅炉高过超温最严重的主要有以下三个超温点，位置：1)测点名XB05TE103，位置在高过出口蛇形管第24排。

2)测点名XB05TE107，位置在高过出口蛇形管第62排。

3)测点名XB05TE111，位置，高过出口蛇形管第82排。

机组80%负荷，上层三台磨煤机运行，主汽温度532℃时纪录的高过各排金属管壁温度如图表1所示#1炉沿宽高过各管屏温度(负荷160MW ，#2、3、4磨运行)图表12.2设备规范#1锅炉高温过热器主要技术参数及设备规范名称项目单位设计数据备注高温过热器型式/对流式受热面积m21096外径及壁厚mmΦ42×5.5材质/T91进口/出口温度℃474.5/540根数个97×3管壁温度高报警℃560高温过热器出口联箱个Ф356×55mm12Cr1MoV2.3对设备危害2000年6月#1锅炉投运以来，一直存在着高过管屏超温情况。