锅炉汽温难调整，原因竟然是这样！
火电厂技术联盟
汽温是机炉安全经济运行所必须监视与调整的主要参数之一，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。下面,我们对一些典型工况进行分析,并提出一些指导性措施。由于汽温变化的复杂性,大家在应用过程中要结合实际遇到的情况学会灵活变通,不可生吞活剥。
汽温调整的原则：
1）在锅炉运行过程中，汽温的稳定取决于烟气侧放热量与蒸汽侧吸热量的平衡，在实际锅炉运行中受各种工况的影响其平衡是一种不稳定的动态平衡，作为运行值班员一定要熟练掌握影响汽温的各种因素，才能在工况发生变化时及时调整好汽温。
2）运行中应严格监视和调整主蒸汽及再热蒸汽温度正常。
3）主蒸汽温度通过两级喷水减温器进行调节，一级减温为主要调整手段进行粗调，二级减温器进行细调维持过热器出口汽温。
4）再热蒸汽温度的调整以摆角为主要调节手段，事故喷水减温器是调节再热汽温的辅助手段，尽量少用或不用再热器事故喷水以提高机组经济性。
5）主汽温度调整应根据过热器各段温度变化趋势及时超前进行，只要中间点温度能够维持正常则高过出口汽温也能维持正常，减温水不可猛增猛减，以防汽温失调。
6）锅炉运行中注意调整汽温正常的同时，还应注意锅炉各受热面的壁温情况，防止锅炉受热面金属超温。
汽温调节的方法：
1、主蒸汽温度高时应采取下列措施
1) 开大减温水调整门，并注意减温水量与减温器后汽温的变化；
2) 调整燃烧降低火焰中心，减少上层燃烧器的风煤量，增加下层燃烧器的风煤量；
3) 降低锅炉负荷，必要时可停止上排磨煤机的运行；
4) 加强水冷壁的吹灰。
2、主蒸汽温度低时应采取下列措施
1) 关小减温水调整门，注意减温水量与减温器后汽温的变化，必要时关闭减温水隔绝门；
2) 调整燃烧提高火焰中心，增加上层燃烧器的风煤量，减少下层燃烧器的风煤量；
3) 增加锅炉负荷，必要时可投入上排磨煤机运行；
4) 加强过热器吹灰。
3、再热蒸汽温度高、低时应采取下列措施
1) 再热汽温高时可下调摆角，减少上层燃烧器的风煤量，必要时投入事故喷水减温进行降温；
2) 再热汽温低时可上调摆角，增加上层燃烧器的风煤量，加强再热器吹灰。
影响汽温的因素：
1）锅炉特性的影响：锅炉受热面的整体特性表现为对流式特性，且再热器和过热器受热特性基本相同，故而导致主、再汽温变化因素差不多，因此影响对流换热的因素也就是影响主再汽温变化的因素，要在运行中加以注意。
2）燃料性质的影响：燃煤中水份高，燃烧生成的烟气量大，会使对流换热加强，会使主、再热汽温升高；燃煤中灰份大及发热量低，为使燃烧完全所需空气量增大及使燃料着火推迟火焰中心抬高会使
汽温升高；反之则反向变化。
3）制粉系统的影响：煤粉细度大煤粉粗及一次风量大均会使燃烧过程推迟火焰中心抬高造成汽温升高；反之依然。
4）燃烧方式的影响：投运上层燃烧器，使火焰中心抬高，使汽温升高；投运下层燃烧器会使汽温下降；下层燃烧器风煤量大使汽温下降，上层燃烧器风煤量大会使汽温升高。
5）锅炉风量的影响：锅炉风量大，即氧量大，对汽温影响比较明显，对流换热增强，容易造成汽温升高；锅炉风量减小则相反。
6）炉膛负压的影响：炉膛负压大，使火焰中心抬高及使烟气流速加快换热增强导致汽温升高；炉膛负压小则反之。
7）积灰结焦的影响：炉膛积灰结焦会使炉膛出口烟温升高而使烟道受热面吸热增强而使汽温升高；烟道过热器及再热器积灰会使其吸热减弱导致汽温降低。
8）炉底密封的影响：炉底密封水失去会使冷空气大量漏入而使火焰中心升高造成汽温升高。
9）高加的影响：高加解列使给水温度下降，造成锅炉蒸发量下降，而使主汽温升高，为了维持蒸发量而加煤更使主汽温升高，若高加解列水侧走旁路而使给水阻力减小使减温水压力降低会加剧汽温
升高。
10）减温水量的影响：减温水量大，则使汽温下降；减温水量小，汽温升高。
11）蒸汽流量的影响：蒸汽流量大会使汽温降低，蒸汽流量小会使汽温升高。
12）汽包水位的影响：汽包满水会造成饱和蒸汽带水而使汽温下降，汽包水位低干锅会使汽温升高。
13）人员调整的影响：运行值班人员技术水平差、经验不足及麻痹大意等操作调整不当会使汽温升高或降低。
汽温调节的注意事项
1）运行中要维持锅炉主再热蒸汽温度在额定值，熟练掌握各种影响汽温的因素，积极采取相应措施精心调整操作，针对各种运行工况进行超前调节，杜绝超温现象的发生，保证机组安全运行。
2）运行中启动磨煤机时要先将汽温适当调低，然后再启磨，同时可适当减小运行磨尤其是上排磨风煤量，再适当调整锅炉配风，以尽可能减小对汽温的扰动。
3）调节减温水时一定要平稳进行，减温水调门不可大开大关造成汽温波动大，一、二级减温水要配合进行最好都保持有一定的余量；要视过热器各段汽温变化趋势及时调节，保证过热器中间点汽温维持稳定其出口汽温就能稳定。一般应注意维持后屏出口汽温不超过520℃基本能保证过热器出口不超温。
4）调整汽温要摆角同减温水相互配合，视主再热汽温保持一定的摆角度，以使过热器、再热器烟道烟气通流量与主再汽温相适应。
机组正常运行中的汽温调节：
汽温调节可以分为烟气侧调整、蒸汽侧的调整，烟气侧的调节过程惯性大；而蒸汽侧的调节相对比较灵敏。因此正常运行过程中，应保持减温器具有一定的开度，一般应大于7%；如果减温器已经关完或开度很小时，应及时对燃烧进行调整（可适当加大风量，或设法使火焰中心上移），使汽温回升，减温器开启，在吹灰过程中出现汽温低时，应先停止吹灰；使汽温回升稳定后再考虑是否继续吹灰。如果各级减温器开度均比较大时（若大于60%），同时也应从燃烧侧调整，或对炉膛进行吹灰，以关小各级减温器，使其具有足够的调节余量。
总之，在机组正常运行时，各级减温器后的温度在不同工况下是不相同的。应加强对各级减温器后温度的监视，并做到心中有数，以便在汽温异常时作为调整的参考。避免汽温大幅度波动。
通过研究影响汽温变化的因素及影响趋势，我们不但可以在扰动发生时，提前调整和干预，也可以根据预知扰动引起汽温变化的幅度
锅炉汽温难调整，原因竟然是这样！ 火电厂技术联盟 汽温是机炉安全经济运行所必须监视与调整的主要参数之一，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。下面,我们对一些典型工况进行分析,并提出一些指导性措施。由于汽温变化的复杂性,大家在应用过程中要结合实际遇到的情况学会灵活变通,不可生吞活剥。 汽温调整的原则： 1）在锅炉运行过程中，汽温的稳定取决于烟气侧放热量与蒸汽侧吸热量的平衡，在实际锅炉运行中受各种工况的影响其平衡是一种不稳定的动态平衡，作为运行值班员一定要熟练掌握影响汽温的各种因素，才能在工况发生变化时及时调整好汽温。 2）运行中应严格监视和调整主蒸汽及再热蒸汽温度正常。 3）主蒸汽温度通过两级喷水减温器进行调节，一级减温为主要调整手段进行粗调，二级减温器进行细调维持过热器出口汽温。 4）再热蒸汽温度的调整以摆角为主要调节手段，事故喷水减温器是调节再热汽温的辅助手段，尽量少用或不用再热器事故喷水以提高机组经济性。 5）主汽温度调整应根据过热器各段温度变化趋势及时超前进行，只要中间点温度能够维持正常则高过出口汽温也能维持正常，减温水不可猛增猛减，以防汽温失调。 6）锅炉运行中注意调整汽温正常的同时，还应注意锅炉各受热面的壁温情况，防止锅炉受热面金属超温。 汽温调节的方法： 1、主蒸汽温度高时应采取下列措施 1) 开大减温水调整门，并注意减温水量与减温器后汽温的变化； 2) 调整燃烧降低火焰中心，减少上层燃烧器的风煤量，增加下层燃烧器的风煤量； 3) 降低锅炉负荷，必要时可停止上排磨煤机的运行； 4) 加强水冷壁的吹灰。 2、主蒸汽温度低时应采取下列措施 1) 关小减温水调整门，注意减温水量与减温器后汽温的变化，必要时关闭减温水隔绝门；
YZG22.5-14/360-G型油田过热注汽锅炉 使用说明书 编制： 校对： 审核： 哈尔滨鑫北源电站设备制造有限公司 二零一四年二月
简介 油田注汽锅炉是稠油热采的专用设备，属油田专用A级直流锅炉。其产生的高温、高压湿饱和蒸汽注入油井加热原油，降低稠油的粘度，改善稠油的流动性，大幅度提高稠油的采收率。 YZG22.5-14/360-G型油田过热注汽锅炉是卧式强制循环直流锅炉，专门针对SAGD 开发工艺技术的特殊要求而设计的，与传统的注汽锅炉相比，该型锅炉蒸汽出口为过热度为2-23℃，适用于注汽压力在14MPa以下的超稠油区块开发。该型锅炉充分考虑了冬季室外运行的防冻、停炉排水等问题，具有现场安装简单、锅炉管束和耐火绝热层维修方便，运行操作方便等优点。控制系统采用新型触摸屏控制，具有强大的控制和通讯功能。 YZG22.5-14/360-G型油田过热注汽锅炉的主要技术参数如下： 额定蒸发量：22.5t/h 额定工作压力：14MPa 额定蒸汽温度：360℃热效率：90.0% 过热度：2-23℃燃料：天然气 控制方式：触摸屏 + PLC控制承载方式：撬座 外形尺寸(长×宽×高):35900×5798×9985mm 设备重量：125816Kg 由于注油过热注汽锅炉结构的特殊性及较高的安全要求，特制定本说明以指导安装、操作和维护。 2.1 原理 2.1.1 水汽系统 从油田水处理装置来的合格软化水，进入给水泵升至工作压力后，经孔板流量计、单向阀、截止阀后进入水—水换热器外管，与对流段出来的热水换热后，温度（90℃-120℃）升高到露点温度以上，然后进入对流段。对流段入口水温可用旁路阀门来进行调节。水在对流段中经高温烟气对流换热（吸收约40%的热量），再进入水—水换热器内管，与锅炉给水换热后进入辐射段（吸收约50%的热量）继续加热蒸发，使其转变为干度为80%的高温高压湿饱和蒸汽。进入汽水分离器，由于汽和水存在的重度差，干蒸汽在汽水分离器内螺旋上升运动并形成汽柱，而饱和含盐水则旋转下降，从而实现汽水分离。分离出来的干饱和蒸汽在额定工作条件下流量为22.5t/h，温度为340℃，进入过热器，过热器烟气侧烟温可达928℃，干饱和蒸汽被加热为过热蒸汽，过热器出口蒸汽温度可达456℃，工作压力为14MPa,经长颈喷嘴，测量过热蒸汽流量，进入喷水掺混器，过热蒸汽与汽水分离器出来的高温饱和水进行混合，混合过程中，饱和水被汽化，过热蒸汽的温度降低，经单向阀、截止阀后，进入注汽管网的过热蒸汽温度为360℃，工作压力为14Mpa。
锅炉汽温调整的方法和注意事项汽温是机、炉安全经济运行所必须监视与调整的主要参数之一，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。下面,我们对一些典型工况进行分析,并提出一些指导性措施。由于汽温变化的复杂性,大家在应用过程中要结合实际遇到的情况学会灵活变通,不可生搬硬套。 一、机组正常运行中的汽温调节 汽温调节可以分为烟气侧调整、蒸汽侧的调整，烟气侧的调节过程惯性大，通常情况下需要3-5分钟左右温度才会开始变化；而蒸汽侧的调节相对比较灵敏。因此正常运行过程中，应保持减温水调整门具有一定的开度，一般应大于7%；如果减温器已经关完或开度很小时，由于阀门的特性原因它的调节能力减弱，也就是减温水流量变化相对较小，此时应观察同侧另一级减温水流量是否偏大，并及时对其的减温水流量进行重新分配，另外还可以对燃烧进行调整（在炉膛氧量允许时可适当加大风量，或调整风门使火焰中心上移），使汽温回升、减温器开启。如果各级减温器开度均比较大时（若大于60%），
同时也应从燃烧侧调整，或对炉膛进行吹灰，以达到关小各级减温器，使其具有足够的调节余量。 总之，在机组正常运行时，各级减温后的蒸汽温度在不同工况下是不相同的。应加强对各级减温器后蒸汽温度的监视，并做到心中有数，以便在汽温异常时作为调整的参考。建议在负荷发生变化时应将减温水且为手动调整，避免汽温大幅度波动。 二、变工况时汽温的调节。 变工况时汽温波动大,影响因素众多,值班员应在操作过程中分清主次因素,对症下药,及早动手,提前预防.必要时采取过调手段处理,不可贻误时机,酿成超温事故。变工况时汽温的变化主要是锅炉的燃烧负荷与汽轮机的机械负荷不匹配所造成的。一般情况下，当锅炉的热负荷大于汽轮机的机械负荷时，汽温为上升趋势，两者的差值越大，汽温的上升速度越快。目前机组在投入BLR方式下运行时，机组负荷变化频繁且幅度较大。下面对几种常见情况分析如下: 1、正常加减负荷时的汽温调节。 正常加负荷时，在汽轮机调门开度增加，锅炉压力下降自调系统开始增加燃料量、风量。而汽温的变化要滞后于燃烧侧的热负荷的增加。对于过热器来说，由于蒸发量的增加，对过热汽温有一定的补偿能力，所以过热汽温的变化是滞后与负荷变化速度的（它随着负荷的增加燃料量、蒸汽压力、蒸汽流量的增加而增快的）。也就是说负荷
一．锅炉汽温调整 （1）锅炉正常运行时，主蒸汽温度应控制在571±5℃以内，再热蒸汽温度应控制在569±5℃，两侧温差小于10℃。同时各段工质温度、壁温不超过规定值。 （2）主蒸汽温度的调整是通过调节燃料与给水的比例，控制启动分离器出口工质温度为基本调节，并以减温水作为辅助调节来完成的，启动分离器出口工质温度是启动分离器压力的函数，启动分离器出口工质温度应保持微过热，当启动分离器出口工质温度过热度较小时，应适当调整煤水比例，控制主蒸汽温度正常。 （3）再热蒸汽温度的调节以燃烧器摆角调节为主，锅炉运行时，应通过CCS系统控制燃烧器喷嘴摆动调节再热汽温。如果燃烧器摆角不能满足调温要求时，可以用再热减温水来辅助调节。注意：为保证摆动机构能维持正常工作，摆动系统不允许长时间停在同一位置，尤其不允许长时间停在向下的同一角度，每班至少应人为地缓慢摆动一至二次，否则时间一长，喷嘴容易卡死，不能进行正常的摆动调温工作。同时，摆动幅度应大于20°，否则摆动效果不理想。 （4）一级减温水用以控制屏式过热器的壁温，防止超限，并辅助调节主蒸汽温度的稳定，二级减温水是对蒸汽温度的最后调整。正常运行时，二级减温水应保持有一定的调节余地，但减温水量不宜过大，以保证水冷壁运行工况正常，在汽温调节过程中，控制减温水两侧偏差不大于5t／h。 （5）调节减温水维持汽温，有一定的迟滞时间，调整时减温水不可猛增、猛减，应根据减温器后温度的变化情况来确定减温水量的大小。（6）低负荷运行时，减温水的调节尤须谨慎，为防止引起水塞，喷水减温后蒸汽温度应确保过热度20℃以上；投用再热器事故减温水时，应防止低温再热器内积水，减温后温度的过热亦应大于20℃，当减负荷或机组停用时，应及时关闭事故减温水隔绝门。 （7）锅炉运行中进行燃烧调整，增、减负荷，投、停燃烧器，启、停给水泵、风机、吹灰、打焦等操作，都将使主蒸汽温度和再热汽温发生变化，此时应特别加强监视并及时进行汽温的调整工作。 高加投入和停用时，给水温度开始变化较大，各段工作温度也相应变化，应严密监视给水温度、省煤器出口温度。螺旋水冷壁管出口工质
内蒙古科技大学 本科生过程控制课程设计说明书 摘要 随着先进的电子和计算机技术的发展和控制功能的不断完善以及对热电厂中锅炉仪表控制系统进行的先进改造，以先进的DCS系统作为锅炉的控制核心，锅炉鼓风机和引风机采用变频驱动技术，以保护电机和节约能源，结合实际的现场仪表、变频调速器、DCS控制方案的具体实施方案。而在锅炉主汽温度控制系统中，也有越来越多的方法可以实现生产控制，这里需要我们对过热器的出口蒸汽温度进行检测，当温度不在控制范围内时就通过对过热器阀门的控制，设计锅炉主汽温度控制系统，实现对汽包主蒸汽温度的控制，以产生合格的产品，这个就是这次设计的主要内容。 关键词：锅炉；主汽；温度；控制
目录 第一章绪论 (3) 第二章热电厂概述 (4) 2.1锅炉概述 (4) 2.2锅炉、锅筒设备及结构 (5) 2.3锅炉控制的工作原理 (6) 第三章锅炉主汽温度控制系统概述 (7) 3.1锅炉蒸汽温度控制概述 (7) 3.2过热器的基本概念 (7) 3.3锅炉主汽温度控制系统的总体设计方案 (8) 第四章锅炉主汽温度控制的设计过程 (9) 4.1锅炉主汽温度控制说明 (9) 4.2锅炉主汽温度控制系统的分析与初步设计 (10) 4.3锅炉主汽温度串级控制系统图解及仪表选型 (11) 4.4锅炉主汽温度控制系统安全保护对策 (13) 第五章总结 (15) 参考文献 (16)
第一章绪论 这个学期的第一个课程设计是过程控制课程设计，通过上个学期的热电厂的实习，以及对热电厂的工艺和锅炉的生产设备及工艺的了解，我们选择了各自的课程设计题目，我的设计主要是介绍锅炉控制中的主汽温度控制系统的设计。随着科学的进步以及各种仪器的发展，现在已经有很成熟的控制方法来控制锅炉的生产，我这里是根据一般的场合所需要的控制方案，设计了一个串级的控制系统。对一些大的生产设备和一些有大的延迟或者是大的滞后的生产过程就不做叙述了。
仅供参考[整理] 安全管理文书 影响锅炉汽温的因素及汽温的控制措施 日期：__________________ 单位：__________________ 第1 页共8 页
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 第 2 页共 8 页
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10C,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50C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。当负荷扰动时，过热汽温T2近似不变，这是由于给水流量和燃 烧率保持不变，过热汽温就基本保持不变。 燃烧率扰动是燃料量、送风量和引风量同时协调变化的一种扰动。当燃烧率B阶跃增加时，经过一段 较短的迟延时间，蒸汽流量D会暂时向增加方向变化；过热汽温T2则经过一段较长的迟延时间后单调上升，最后稳定在较高的温度上；汽压P T和功率N E的变化也因汽温的上升而最后稳定在较高的数值。 当燃烧率不变而给水流量增加时，一开始由于加热段和蒸发段的伸长而推出一部分蒸汽，因此蒸汽流 量D、汽压P T、功率Nk几乎没有迟延的开始增加，但由于汽温T2的下降，最后虽然蒸汽流量D增加，而输出功率N E却有所减少；汽压Pr也降至略高于扰动前的汽压，过热汽温T2则经过一段较长的迟延时间后，最后稳定在较低的温度。 给水和燃料复合扰动时的动态特性是两者单独扰动时的动态特性之和，由图2可知，当给水和燃料按 比例变化时，蒸发量D立即变化，然后稳定在新的数值上，过热汽温则保持在原来的数值上(额定汽温)。这就是说明严格控制水煤比是直流炉主蒸汽调节的关键。
直流锅炉汽温的调节特点 一：直流锅炉汽温静态特性 在直流炉中，汽温的调节是和汽包炉有很大的区别的，首先我们先来看看直流炉汽温的静态特性： 由于直流锅炉各级受热面串联连接，水的加热与汽化、蒸汽的过热三个阶段的分解点在受热面中的位置不固定而随工况变化。因此，直流锅炉汽温的静态特性不同与汽包锅炉。对有再热器的直流锅炉，建立热平衡式： G(h gr—h gs)=BQ ar,netηgl 式中 G ——给水流量，等于蒸汽流量，kg/s; h gr——主蒸汽焓，kj/kg; h gs——给水焓，kj/kg; B ——锅炉燃料量，kg/s; Q ar,net——燃料收到基低位发热量，kj/kg； ηgl ——锅炉热效率，% 对上面公式分析如下： 1)假设新工况的燃料发热量、锅炉热效率、给水焓都和原工况相同，而负荷不同。则有以下几种情况：B'/G'=B/G,即新工况的燃料量和给水量比例和原工况相等（也就是说燃水比保持不变），则h′gr =h gr。因此，在上述假定条件下，主蒸汽温度保持不变。所以，直流锅炉负荷变化时，在锅炉燃料发热量、锅炉热效率、给水焓不变的条件下，保持适当的燃水比，主汽温度可保持稳定。这也是直流锅炉运行特性与汽包锅炉的运行特性不同之一。 2)如果新工况的燃料发热量变大,则h′gr >h gr，主蒸汽温度增高；假如新工况锅炉热效率下降,则h′gr 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。减负荷时，主再热汽温之差≯28°，最高时≯42°，这种情况仅限于再热低于过热，机组空载时，主再热汽温差不超过83° 主汽温的调整 1、过热蒸汽温度调整分三级调整，第一级在前屏入口作为粗调，第二级喷水在后屏过热器入口，第三级喷水在后屏和末级过热器之间。设计容量：第一级喷水量约总喷水量的2/3,第二级与第三级喷水量约占总喷水的1/3.第一级喷水调整后屏过热器出口温度，第二级喷水调节后屏过热器出口汽温偏差，第三级喷水作为对高过出口汽温的细调，一级喷水主要通过降低前屏入口汽温来控制后屏壁温不超。 2.调整汽温时，应合理使用各级减温水，特别应注意减温水压差的变化，确保各受热面不超温，正常情况下控制低过前汽温不超过设计值，后屏过热器出口汽温不超过设计值，末级过热器出口汽温在538±5°，之间，过热器减温水总量不超过主汽流量的10% 3.使用减温水时，减温水流量不可猛开猛关，要注意给水压力，减温水量和减温器前后温度的变化，防止汽温急剧波动 4.汽机高加退出时，过热器温会升高，应及时调整燃烧和减温水量，控制汽温在规定的范围内，当高加投入时，操作相反。 5.煤粉变粗，炉膛总送风量增加，炉膛炉低漏风增加，启动上层制粉系统，增加上部燃烧器的出力，关小上部二次风，燃烧倾角上摆均会引起炉膛火焰中心上移，过热气温升高，应及时调整减温水量，控制汽温在规定值，反之汽温下降操作相反。 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℃。一般要求在70％～100％额定负荷范围内维持汽温稳定，某些机组要求汽温稳定的负荷范围较大，如过热汽温在50％～100％负荷范围内应维持稳定，再热汽温在60％～100％负荷范围内应维持稳定。 2主、再汽温偏低的影响因素 锅炉主、再热汽温的影响：(1)高压缸排汽温度变化的影响。在其他工况不变的情况下，高压缸排汽温度越高，再热器出口温度就越高。机组在定压方式下运行时，汽机高压缸排汽温度将随着机组负荷的增加而升高。另外主汽温度、主汽压力、汽轮机高压缸的效率和高压缸抽汽量的大小等因素，均对高压缸的排汽温度会产生影响。(2)再热蒸汽量变化的影响。在其他工况不变时，再热蒸汽流量越大，再热器出口温度将越低。机组正常运行时，再热蒸汽流量将随着机组负荷、汽轮机高压缸抽汽量的大小、吹灰器的投停、安全门、对空排汽门等的状况变化而变化。(3)再热器吸热量的变化。再热汽温受锅炉机组各种运行因素的影响，如锅炉负荷、燃料性质、燃烧工况、流经再热器侧的烟气流量以及受热面的清洁程度等，都将引起再热器吸热量发生变化，从而导致再热汽温的变化，还受减温水大小的影响。 从烟气侧调节蒸汽温度，是改变流过受热面的烟气温度或烟气流量，使传热温差、传热系数发生变化来改变受热面的吸热量，达到调节汽温的目的。从烟气侧调节汽温，其调温幅度较大，调节准确性较差，一般多用于再热蒸汽温度的调节[2]。 3解决主、再汽温偏低问题的措施 3.1过热汽温的调节 汽包锅炉蒸汽温度自动调节系统 一、蒸汽温度自动调节系统 锅炉蒸汽温度自动调节包括过热蒸汽温度和再热蒸汽温度调节。调节的任务是维持锅炉过热器及再热器的出口汽温在规定的允许范围之内。 1、过热汽温调节任务和特点 过热汽温是锅炉运行质量的重要指标之一。过热汽温过高或过低都会显著地影响电厂的安全性和经济性。过热汽温过高，可能会造成过热器、蒸汽管道和汽机的高压部分金属损坏，因为超温会引起汽轮机金属内部过大的热应力，会缩短使用寿命，还可能导致叶片根部的松动；过热汽温过低，会引起机组热耗上升，并使汽机轴向推力增大而可能造成推力轴承过载。过热汽温过低还会引起汽轮机尾部叶片处蒸汽湿度增加，从而降低汽轮机的内效率，并加剧对尾部叶片的水蚀。所以，在锅炉运行中，必须保持过热汽温长期稳定在规定值附近（一般范围为额定值541±5℃）。过热汽温调节对象的静态特性是指过热汽温随锅炉负荷变化的静态关系。过热器的传热形式、结构、布置都将直接影响过热器的静态特性。对流式过热器和辐射式过热器的过热汽温静态特性完全相反。对于对流式过热器，当负荷增加时，通过其烟气的温度和流速都增加，因而使过热汽温升高。而对于辐射式过热器，由于负荷增加时炉膛温度升高不多，而炉膛烟温升高所增加的辐射热量小于蒸汽负荷增大所需要的吸热量。我们的过热器系统采取了对流式、辐射式和屏式（半辐射式）交替串联布置的结构，这有利于减小过热器出口汽温的偏差，并改善了过热汽温调节对象的静态特性。 引起过热蒸汽温度变化的原因很多，如蒸汽流量变化、燃烧工况变化、进入过热器的蒸汽温度变化、流过过热器的烟气温度和流速变化等。归结起来，过热汽温调节对象的扰动主要来自三个方面：蒸汽流量变化（机组负荷变化），加热烟气的热量变化和减温水流量变化（过热器入口汽温变化）。 过热汽温调节对象的动态特性是指引起过热汽温变化的扰动与过热汽温之间的动态关系。在各种扰动下的过热汽温调节对象动态特性的特点是有迟延和惯性，典型的过热汽温阶跃反应曲线如下图所示。． 当机组负荷扰动时，蒸汽流量的变化使沿整个过热器管路长度上各点的蒸汽流速几乎同时改变，从而改变过热器的对流放热系数，使过热器各点的蒸汽温度也几乎同时改变。所以，在机组负荷扰动下，过热汽温的迟延和惯性比较小。当烟气热量扰动（烟气温度和流速发生变化）时，由于烟气流速和温度的变化也是沿整个过热器同时改变的，与蒸汽流量变化对传热影响的情况类似，所以过热汽温的反应也是较快的。当减温水流量扰动时，改变了高温过热器的入口汽温，从而影响了过热器出口汽温。由于过热器管路很长，因此汽温的反应是较慢的。 由此，在不同扰动作用下，过热汽温动态特 ）有较大的差别，例、K性参数的数值（τ、Tc远大于如：减温水扰动时汽温反应的迟延时间t 烟气侧扰动时的迟延时间。使调正确选择调节过热汽温的手段，因此，（即调节机构动作节机构动作后能及时影响汽温 应尽可能小）是τ时，汽温动态特性的迟延时间调节对象在调节作用下的迟但目前广泛采用喷水减温作为调节过热汽温的手段，很重要的。太大，如果只根据汽温偏差来改变喷水量往往不能满足生产上的要和时间常数Tct延时间以便好地控制汽温的因此，在设计自动调节系统时应该设法减小调节对象的惯性迟延，求。变化。 、过热汽温调节基本方案2从过热汽温调节对象的阶跃试验曲线可以看出：若从动态特性的角 8安装 8.1技术资料 8.1.1油田注汽锅炉安装之前应具备的技术资料应按《蒸汽锅炉安全技术监察规程》执行。 8.1.2注汽锅炉出厂时，必须有发货清单和随机配件的装箱清单。 8.1.3注汽锅炉出厂时，必须附有与安全使用有关的技术资料，应包括以下内容: 1锅炉总图。 2锅炉工艺流程图。 3流程图设备名称对照表。 4锅炉质量证明书。 5热力计算结果汇总表。 6水阻力计算书。 7强度计算书。 8烟风阻力计算书。 9安全阀排放量计算书。 10热膨胀系统图。 11安装使用说明书。 12锅炉程序控制图。 13锅炉动力原理图。 14各项报警整定值。 15锅炉配件说明书。 8.2到货验收 8.2.1注汽锅炉和随机配件到货后，供方、需方及安装单位共同检查技术随机文件及设备，并按标识方向拆包装，按发货清单和装箱清单进行清点。 8.2.2对运输中内外部件破损及保温耐火材料破损情况进行检查。 8.2.3所有运输件的损坏及丢失均应向承运方报告。 8.2.4检查验收后履行交接手续。 8.3基础 8.3.1基础必须经验收合格方可安装。 8.3.2安装前必须对基础进行下列复测检查： 1基础表面不应有裂纹、蜂窝、空洞及露筋等缺陷。 2基础上平面水平度的允许偏差在全长范围内不应该大于10mm，基础水平位置的偏差不应大于20mm，基础标高的允许偏差为+10mm。 8.3.3基础表面应修整，表面不应该有油污或疏松层。 8.3.4放置垫铁处（至周边约50mm）的基础表面应铲平。 8.3.5设备安装强应在基础上标出安装中心线和标高基准线。 8.3.6基础混凝土强度必须达到设计要求的75%以上方可吊装设备。 8.4就为及连接 8.4.1安装单位必须熟悉安装技术资料。 8.4.2拆除防护材料时，不得损坏设备。 8.4.3设备吊装应按制造厂推荐的方法进行。 8.4.4应按基础中心线先安装辐射段橇座，以此段为基准依次安装过渡段、对流段及炉前操作平台，然后安装滑道。 8.4.5用垫铁找平撬座上平面，全长范围内的水平度允许偏差不应大于10mm，相临两垫铁组间的距离宜为500mm~1000mm。找平后在垫铁组的两侧进行层间点焊固定，垫铁与撬座 超临界直流锅炉汽温的调整 路英明 （神华国能鸳鸯湖电厂宁夏宁东） 摘要:超临界直流锅炉具有发电效率高、负荷适应性强等特点，是未来大型锅炉发展的方向，研究其动态特性十分重要。主、再热汽温是机组正常运行中监视的重要参数，超临界直流锅炉主汽温的调节以煤水比为主，喷水减温调节为辅；再热汽温调节以二次风挡板调节为准，喷水减温作为事故情况下使用。本论文针对我厂660MW超临界直流锅炉正常运行中、机组启停、机组加减负荷过程中汽温的调节和汽温的影响因素做了详细阐述，并对事故处理情况下汽温调节及汽温偏差的产生原因及减小方法做了个人的理解。 关键词：直流锅炉煤水比喷水减温汽温偏差 [Abstract]:Supercritical once-through boiler with high efficiency, strong load adaptability and other characteristics, is the future direction of the development of large boiler, and study its dynamic characteristics is very important. Main and reheat steam temperature is one of the important parameters, in the normal operation of the monitoring unit of supercritical once-through boiler main steam temperature control is given priority to with coal water ratio, water spray desuperheating adjustment is complementary; Reheat steam temperature regulation will be subject to secondary air damper control, water spray desuperheating used as accident cases. This thesis in view of our factory in the normal operation of 660 MW supercritical once-through boiler unit, the unit start-stop, add and subtract ZhongQi load process to adjust the temperature and the influence factors of steam temperature for detail, and the accident cases and steam temperature deviation causes regulate steam temperature and reduction method has done a personal understanding. [Key words]: Once-through boiler Coal water ratio Water spray desuperheating Steam temperature deviation 引言 鸳鸯湖电厂自投产以来锅炉存在严重结焦的现象，为抑制结焦制粉系统及燃烧系统运行都制定了相应的规定，二次风调节也对汽温产生了较大的影响，造成汽温调节有很大困难。一号机组大修后，通过对锅炉燃烧器的改造后，锅炉结焦有很大改善，但是我厂为了规范管理，对壁温超温及NOx超限进行严厉考核，对机组启停机、正常加减负荷及事故处理下汽温的调整又造成很大影响，为此本论文在严格控制各项指标的情况下，使机组汽温达到最经济性。 一、设备概况 鸳鸯湖电厂#1、2锅炉为上海锅炉厂有限公司生产的超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉,单炉膛、一次中间再热、四角切圆燃烧方式、平衡通风、全钢构架、紧身封闭布置、固态排渣、全悬吊结构Π型锅炉,锅炉型号：SG-2141/25.4-M978。 过热器汽温通过煤水比调节和两级喷水减温器来控制，第一级减温器布置在 引言 随着科学技术的发展，自动控制在现代工业中起着主要的作用，目前已广泛应用于工农业生产及其他建设方面。生产过程自动化是保持生产稳定、降低成本、改善劳动成本、促进文明生产、保证生产安全和提高劳动生产率的重要手段，是20世纪科学与技术进步的特征，是工业现代化的标志之一。可以说，自动化水平是衡量一个国家的生产技术和科学水平先进与否的一项重要标志。电力工业中电厂热工生产过程自动化技术相对于其他民用工业部门有较长的历史和较高的自动化水平，电厂热工自动化水平的高低是衡量电厂生产技术的先进与否和企业现代化的重要标志。 本次毕业设计的主要是针对单元机组汽温控制系统的设计。锅炉汽温控制系统主要包括过热蒸汽和再热蒸汽温度的调节。主蒸汽温度与再热蒸汽温度的稳定对机组的安全经济运行是非常重要的。过热蒸汽温度控制的任务是维持过热器出口蒸汽温度在允许的范围之内，并保护过热器，使其管壁温度不超过允许的工作温度。过热蒸汽温度是锅炉汽水系统中的温度最高点，蒸汽温度过高会使过热器管壁金属强度下降，以至烧坏过热器的高温段，严重影响安全。一般规定过热器的温度与规定值的暂时偏差不超过±10℃，长期偏差不超过±5℃。 如果过热蒸汽温度偏低，则会降低电厂的工作效率，据估计，温度每降低5℃，热经济性将下降约1%；且汽温偏低会使汽轮机尾部蒸汽温度升高，甚至使之带水，严重影响汽轮机的安全运行。一般规定过热汽温下限不低于其额定值10℃。通常，高参数电厂都要求保持过热汽温在540℃的范围内。 由于汽温对象的复杂性，给汽温控制带来许多的困难，其主要难点表现在以下几个方面： （1）影响汽温变化的因素很多，例如，蒸汽负荷、减温水量、烟气侧的过剩空气系数和火焰中心位置、燃料成分等都可能引起汽温变化。 （2）汽温对象具有大延迟、大惯性的特点，尤其随着机组容量和参数的增加，蒸汽的过热受热面的比例加大，使其延迟和惯性更大，从而进一步加大了汽温控制的难度。 （3）汽温对象在各种扰动作用下（如负荷、工况变化等）反映出非线性、时变等特性，使其控制的难度加大。 INFIT系统在直流锅炉调峰中汽温调整优化分析 摘要：目前火电机组大多变成调峰电厂，对机组要求变高，投入AGC后快速升 降负荷频繁，造成机组主汽压力、主再汽温度等参数波动加大，运行稳定性变差，给安全运行带来很大隐患。本次主要针对本单位660MW直流锅炉INFIT系统在快速升降负荷过程中如何参与汽温调整，对调节过程中出现的问题提进行一些分析 和提出一些优化建议。 关键词：INFIT系统；主再热汽温调整；协调控制 一、INFIT系统简单介绍。 INFIT系统在机组正常运行中实时修正机组运行中与控制系统密切相关的各种 特性参数（包括燃料热值、汽耗率、机组滑压曲线、中间点温度设定曲线、制粉 系统惯性时间等），并根据这些特性参数实时计算AGC控制系统的前馈和反馈回 路中的各项控制参数，使得整个系统始终处于在线学习的状态，控制性能不断向 最优目标逼近。 二、运行方式 目前本单位1号机组，INFIT系统始终在投入状态，参与调整主再热汽温、汽压、脱硝等。 1.主汽温调节。 当INFIT系统投入后，会跟踪汽水分离器出口温度和三减主汽温度实际值，根据实际值偏离目标值多少和升降速率来调整煤水比，以此来控制汽温和汽压。 1.1在高负荷时候，INFIT系统会优先关注汽水分离器出口温度，如果没有过 高（440℃）以下的情况，才会跟踪三减主汽温调节。 1.2如果汽水分离器出口温度高于（440℃）时候，或者汽水分离器出口温度 上升速率较快，INFIT系统会优先跟踪汽水分离器出口温度，以汽水分离器温度降下来为目标，根据上升速率和实际温度调整给水量来保证分离器不发生超温现象，保护水冷壁、悬吊管壁，对于延长锅炉管材寿命，减少爆管极为有利，从而保证 机组运行安全。 2.再热汽温调节 2.1当再热器减温水调节阀门在自动状态，再热器挡板未投自动时，两个减温水阀门的温度设定值即是对应侧的温度设定值。 2.2当再热器减温水阀门和烟气挡板近在自动状态时，减温水的温度设定值不起作用，而此时挡板的温度设定值才是再热气温的设定值。INFIT系统会根据当前气温变化情况，智能决策优先采用烟气挡板还是减温水作为主要调节手段。 由于本单位再热烟气挡板投入自动后，烟气挡板反应滞后性很大，所以基本 上采用减温水+手动调整烟气挡板来调整再热汽温和控制高温再热器低温段壁温。 三、调整中出现的问题 下面说明下调整1号机组主再热汽温调整中会出现的问题及优化建议。 1.1快速升负荷 作为调峰电厂，有时候为了满足电网需要，快速升负荷，本单位设定的升降 负荷速率是8MW/min。投入AGC后，根据用电负荷时间段，调度增加负荷指令 频繁，由于给煤量到磨煤机到炉膛有滞后性，所以参与调节的INFIT系统提前增 加给煤量，目前逻辑优化后，响应速度变快，煤量超调过高，有时超调15t/h以上。参考（图1）、（图2）连续的增加负荷，就会导致煤量超调过多，负荷稍 稳定后，煤量回到计算值，而磨煤机内的给煤量未参与计算，导致实际给煤量偏 锅炉汽温的控制与调整 锅炉汽温的控制与调整 在电力工业的长期发展过程中，蒸汽参数不断提高，这提高了电厂热力循环的效率。但是蒸汽温度的进一步提高受到必须采用价格昂贵、抗热强度及工艺性能差的高温钢材的限制，故目前绝大多数电站锅炉的过热汽温和再热汽温在．540℃~555℃的范围内，本锅炉的过热汽温和再热汽温均选择541℃。 锅炉正常运行过程中，过热汽温和再热汽温偏离额定值过大时，会对锅炉和汽轮机的安全或经济运行带来不良的影响。 汽温过高时，将引起过热器、再热器、蒸汽管道及汽轮机汽缸、阀门、转子部分金属强度，降低，导致设备寿命缩短，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的统计情况来看，绝大多数的炉管爆漏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。 蒸汽温度过低时，则会使汽轮机最后几级叶片的蒸汽湿度增加，严重时甚至还有可能发生水击，造成汽轮机叶片断裂损坏。此外，汽温过低时还将造成汽轮机转子所受的轴向推力增大。凡此种种，均将严重威胁汽轮机的安全运行。当蒸汽压力不变时如发生汽温降低，还将造成蒸汽焓下降，蒸汽作功能力降低，使汽轮机的汽耗增加，机组热力循环效率下降。所以汽温过低，不仅严重影响设备的安全性，而且还 将对机组运行的经济性带来不良的后果。 过热汽温和再热汽温如发生大幅度变化，除使锅炉管材及有关部件产生较大的热应力和疲劳外，还将引起汽轮机转子与汽缸间的差胀变化，严重时甚至可能发生叶轮与隔板的动静摩擦，造成汽轮机的强烈振动。汽温两侧偏差过大时，将使汽轮机汽缸两侧受热不均，热膨胀不均，威胁机组的安全运行。 因此，锅炉运行中，在各种内、外扰动因素影响下，如何通过运行分析调整，用最合理的方法保持汽温稳定，是汽温调节的首要任务。一、锅炉受热面的传热特性 锅炉的受热面，按传热方式一般可分为辐射受热面、半辐射受热面和对流受热面三种类型。水冷壁蒸发受热面，前屏及包复管受热面等，由于辐射换热量占主要成份，一般属辐射受热面；后屏过热器一方面吸收烟气的对流传热，另一方面又吸收炉膛中和管间烟气的辐射传热，属半辐射受热面；省煤器及对流烟道中的过热器、再热器等受热面由于对流换热量占主要成份，一般属对流受热面。随着锅炉负荷的变化，炉内辐射传热量和对流传热量的分配比例将发生变化。当锅炉负荷增加时，对流受热面的传热份额将增加，辐射受热面的传热份额相对减少，而半辐射受热面则影响较小，见图4-2-1。 锅炉负荷增加时，炉膛温度及炉膛出口烟气温度均将升高，由于炉膛温度的提高，总辐射传热量将增加；但是炉膛出口烟温的升高，又表示了每千克燃料在炉内辐射传热量的相应减少。所以锅炉负荷增加时， 自动控制技术在热力注汽锅炉中的应用 随着我国社会水平的提升，经济步伐的推进，我国的油田事业也在这个过程中得到了较大程度的发展。目前，油田在实际生产当中更多的应用注汽锅炉，其也由于所具有的高压、高温、安全性以及高效率特征成为了稠油开采中非常重要的一项注汽设备。在本文中，将就自动控制技术在热力注汽锅炉中的应用进行一定的研究与分析。 标签：自动控制技术热力注汽锅炉应用 1 概述 热力采油是我国目前稠油开采过程中较为经济与成熟的一种方式，其通过油田注气锅炉以及注气站所产生的高温、高压蒸汽将其注入到油层之中，以此在使稠油粘度得到降低的同时使我们的稠油采收率得到提升。而随着近年来我国稠油开展规模以及数量的增加，也使得我国原油的供热站数量已经不能够满足稠油开发的热采要求。而对于所建设的注气站来说，其会由于其中所具有的锅炉都是以人工的方式进行监控的，如果锅炉在实际运行过程中出现了一定的问题故障，很难被现场操作人员在第一时间发现，仅仅在问题出现之后、报警停炉发生时才能够对这部分问题进行处理，大大影响了锅炉注汽质量以及运行时间。同时，由于部分汽站中工作人员技术、数量的缺乏，也会使注气站在工作中往往存在较大的人员操作隐患。近年来，我国的数据通讯技术以及网络技术都得到了较大程度的发展，在这种环境下，使用自动控制技术对注汽锅炉进行操作与监控已经成为了我们稠油充汽过程中的一项重要目标。对此，就需要我们在对该种自动控制技术进行充分把握的基础上掌握其应用要点。 2 以往自控系统存在问题 2.1 在以往自动系统中，油田注汽锅炉更多的是以较为常规的PLC模式进行控制，且能够对多个点实施监控工作。但是，对于这种方式而言，其所具有的参数往往以较为分散的方式分布于监测点中，在工艺流程以及设备参数方面仅能够依靠人工的方式进行调查与分析，所具有的准确性也较低。 2.2 对于锅炉设备运行情况的监控与注汽数据的采集来说，也仅仅依靠现场操作人员的巡查完成。且部分仪表设备如辐射段压力表、温度表等都被安装在锅炉上方，不仅所具有的高度非常难以进行检查，且安装位置处的温度也较高，不利于设备的长久运行。 2.3 原有系统对于各项参数所具有的测量精度较低，且在显示方面也存在着较大的误差。另外测量结果在很大程度上会受到振动情况以及环境温度的影响。 2.4 不能够实现故障预警，很容易出现停炉现象，并对注汽质量以及工作稳定性产生一定的影响。主汽温 再热气温的调节
如何解决锅炉主再热汽温偏低问题
锅炉汽温调节系统
注汽锅炉安装使用说明书
超临界直流锅炉汽温的调整(路英明)
锅炉蒸汽温度控制系统
INFIT系统在直流锅炉调峰中汽温调整优化分析
锅炉汽温的控制与调整
自动控制技术在热力注汽锅炉中的应用
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