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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℃。
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。
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。
表一煤质分析资料焦炉煤气资料如表二所示。
表二焦炉煤气分析资料⑶锅炉汽水系统概况。
①给水系统。
省煤器布置上、中、下三组。
锅炉给水温度为150℃，给水压力为8.5MPa。
给水进入省煤器下集箱，由下而上经下组省煤器、中组省煤器后进入省煤器中间集箱。
再经过上组省煤器后进入省煤器出口集箱，由侧墙进入汽包。
省煤器设计为沸腾式，出口温度为269.9℃，汽化率为3.13 %。
图二省煤器布置结构图②过热蒸汽系统饱和蒸汽由汽包引出进入吊拉管进口集箱，经吊拉管进入低温过热器进口集箱，再经低温过热器后进入低温过热器出口集箱，经减温器减温后再进入高温过热器进口集箱、高温过热器、高温过热器出口集箱到集汽集箱。
图三过热蒸汽系统布置结构图⑷制造厂设计热力计算结果。
在80%煤泥，20%中煤时，设计的热力计算列如下图之中。
图四设计的热力计算汇总表2 锅炉试运行过程中存在的问题。
⑴运行情况。
10月5日在#2锅炉点火启动1#汽轮发电机带负荷的过程中，当主蒸汽压力和流量达到额定范围内时，经中煤、掺烧焦炉煤气等方面的调整，锅炉主蒸汽温度一直偏低，无法满足1#汽轮发电机带负荷的要求。
在减温器减温水全关的条件下，主蒸汽温度只能维持在440℃左右。
在以后的运行过程中，1#锅炉、2#锅炉及3#锅炉一直是主蒸汽温度严重偏低。
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或疏水等非常手段。
这样，不但大大降低的机组的经济性，而且影响到机组安全运行。
运行时，锅炉各部数据记录列入表三及表四中所示：表三#2炉点火启动运行记录表四锅炉最低负荷试验运行记录⑵存在问题。
通过表三、表四表数据可以得出下述结论。
①主蒸汽温度：Ⅰ：在锅炉单独运行时，额定负荷下，减温器减温水全关条件下，主蒸汽温度根本达不到设计参数，无法满足汽轮发电机带负荷的要求。
Ⅱ：在母管制运行时，减温器减温水全关条件下，3台锅炉在负荷为60t/h 的情况下，主蒸汽温度只能维持在460℃左右，勉强能满足汽轮发电机带负荷的要求。
这时，相临的锅炉给水流量均大于75T/H。
②各部烟温及受热面吸热量：Ⅰ：高温及低温过热器的进口及出口烟温基本上能够达到设计要求，而高温及低温过热器的吸热量偏低设计值约40～50℃，主蒸汽温度达不到设计参数。
Ⅱ：省煤器进口烟温能够达到设计要求，出口烟温低于设计值40～50℃，吸热量偏大会造成省煤器出口水温及沸腾率增加，炉内燃料量及风量减小，炉膛出口烟气量减小流速降低，使主蒸汽温度降低。
Ⅲ：空气预热器：由于空气预热器进口烟气温度偏低，一次风预热器及二次风预热器的空气温度均达不到设计数据，只能维持100℃左右。
③排烟温度：Ⅰ：锅炉排烟温度只有90～100℃。
Ⅱ：排烟温度降低，会影响到空气预热器的积灰及低温腐蚀，使除尘器不能组成运行。
④炉膛出口过量空气系数及空气量。
锅炉试运行阶段，锅炉出口的过量空气系数及烟气含氧量偏大，总风量只能达到60000～70000 Nm3/h（20℃），与设计的100000 Nm3/h（20℃）相差很大，是造成锅炉主蒸汽温度达不到设计参数的直接原因。
⑤炉膛出口烟温。
通过运行调整，锅炉床温、床层厚度、炉膛出口烟温及返料系统的工作等都能达到设计要求。
炉膛出口烟温能够达到850～950℃。
⑥临时运行方式。
Ⅰ：限制锅炉负荷的因素是主蒸汽温度严重偏低。
Ⅱ：临时运行方式：用加大锅炉集汽联箱排汽或加大锅炉疏水的方法，加大燃料量及空气量，增加炉膛水冷壁吸热量，提高尾部烟道的烟气量，强化高温及低温过热器的传热，提高主蒸汽温度。
Ⅲ：当然，该方法是在非常条件下，能满足汽轮发电机带负荷要求的临时方法，不能长期使用，应尽快应与制造厂联系通过设计改造彻底解决。
否则，对锅炉设备的经济运行与安全运行都十分不利。
3 针对主蒸汽温度偏低问题进行的部分校核计算结果简况。
⑴设计煤质与实际煤质的情况。
为便于与设计工况进行比较，还按设计条件计算了80%煤泥与20%中煤混煤煤质的数据。
实际煤质是煤仓及煤泥仓取样进行工业分析的结果，其它元素成分为设计煤质数据（一般变化很小）。
表五设计煤质与实际设计煤质计算注：1. 设计煤泥的元素成分为空气干燥基，设计中煤的元素成分为收到基。
2. 实际煤质为云南大为制焦公司2007年8月工业分析结果。
其它元素成分以设计值为基础略经调整。
通过按元素成份计算煤的低位发热量与煤的低位发热量基本相同,说明其方法基本正确。
3. 80%煤泥与20%中煤的混煤，是按元素成份计算获得的。
⑵理论空气量及燃料消耗量计算。
在设计混煤（80%煤泥与20%中煤）时，锅炉燃料消耗量为21000 kg/h，其中煤泥燃料消耗量为16800 kg/h，中煤燃料消耗量为4200kg/h。
而校核计算结果是锅炉燃料消耗量为21340 kg/h，其中煤泥燃料消耗量为17072 kg/h，中煤燃料消耗量为4268 kg/h，其值与设计计算基本相同。
对其他混煤配比方式也进行了计算，其结果表明：理论空气需要量及锅炉实际燃料消耗量不同，但燃烧需要的空气量偏差不大。
表六理论空气量及燃料消耗量计算⑶高温、低温过热器及省煤器受热面积的核算。
高温、低温过热器及省煤器受热面积的核算，参照制造厂提供锅炉图纸的结构数据进行，无进行实际校对，其数据仅供参考。
计算结果表明：高温、低温过热器的受热面积基本与设计相同，省煤器受热面积因计算方法不同而有差异。
表八 受热面积的核算4 对主蒸汽温度偏低的原因初步分析。
⑴高温、低温过热器布置在尾部的竖井中，为纯对流的顺列受热面。
其传热特性如下：①工质吸热量：P d B h h D Q )('"-= KJ/kg②传热量：Pd B Ht k Q ⨯∆⨯⨯=6.3 KJ/kg③介质出口热焓：'"6.3h DHt k h +⨯∆⨯⨯=KJ/kg④由上述公式可以知道，过热器出口温度与传热系数、温压、传热面积、蒸汽流量及进口蒸汽温度有关。
对于已安装运行的锅炉，传热面积（实际与设计基本相同）、蒸汽流量及进口蒸汽温度确定，过热器出口温度仅与传热系数及温压有关。
⑤影响传热系数及温压大小的主要因素是过热器进口烟气温度与烟气流速（烟气流量）的高低。
⑵循环流化床锅炉炉膛出口温度及高温过热器的进口烟气温度能够达到设计数据。
①锅炉炉膛出口温度设计为：800～900℃，高温过热器的进口烟气温度设计为：780～830℃。
②由表三～表四运行记录可知：锅炉炉膛出口温度为：800～920℃，高温过热器的进口烟气温度为：750～840℃。
⑶烟气流速（烟气流量）偏低，使传热系数降低是造成主蒸汽温度偏低的主要原因。
造成烟气流速（烟气流量）偏低因素有以下几点。
①锅炉设计的总风量为100000 Nm 3/h （20℃），在同样条件下的校核计算风量为72000～74000 Nm 3/h （20℃）。
②锅炉试运行阶段，总风量只能达到60000～70000 Nm 3/h （20℃）。
这可能是省煤器吸热量增加，省煤器沸腾率提高，炉膛吸热量减少，燃料消耗量降低，需要的空气量减少的缘故。
③实际用风量只有设计的总风量的60～70%。
锅炉用风量的大幅度降低，使燃烧产生的烟气量相应大幅度降低，过热器受热面的烟气流速（烟气流量）大幅度降低，传热系数大幅度降低，吸热量大幅度降低，造成锅炉主蒸汽温度达不到设计参数。
5 初步结论及参考建议。
⑴初步结论①额定负荷减温器减温水全关条件下，主蒸汽温度只能维持在460℃左右，根本达不到设计参数，无法满足汽轮发电机带负荷的要求。
②锅炉实际用风量只有设计总风量的60～70%。
用风量的大幅度降低，燃烧产生的烟气量大幅度降低，是造成主蒸汽温度达不到设计参数的主要原因。
③省煤器吸热量增加，使空气预热器吸热量减少，热风温度达不到设计数值、排烟温度降低。
排烟温度降低会影响到空气预热器的积灰及低温腐蚀，使除尘器不能正常运行。
⑵建议临时运行方式。
①降低锅炉补给水温度。
锅炉补给水由高压除氧器除氧后经给水泵升压供给，设计给水温度为150℃，含氧量≤7ug/l。
实际运行中，在温度符合设计要求时，含氧量≤5ug/l优于设计要求。
可适当降低除氧器工作压力及锅炉给水温度，在省煤器吸热量不变的条件下，降低省煤器出口水温或省煤器沸腾率，增加炉膛的吸热量、燃料消耗量及需要的空气量，提高主蒸汽温度。
2007年10月日进行了一次试验，给水温度由150℃降低到145℃时，锅炉蒸发量与主蒸汽温度（476.7℃）基本不变的条件下，给水流量由91.5 t/h降低到83 t/h。
②在低温段省煤器出口集箱与高温段省煤器出口集箱之间增加一个带手动调节阀的旁通管道。
