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。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N E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P T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.
a—汽机调节汽阀扰动 b-燃料率扰动 c-给水流量扰动
图1 直流锅炉动态特性示意图
图2燃料与给水比例增加时的动态特性
2）给水温度。
在水煤比保持不变的前提下，给水温度降低,蒸发段后移，过热段减少,过热汽降. 给水温度温度降低较多,导致中间点的温度变化较大，引起水煤比的调节，过热汽温会回升甚至会短暂升高超过额定值. 3）煤质变化。
大容量超临界压力锅炉对煤种适应性强和其他因素,导致我厂用煤并不是单一的固定煤种，当煤种发生变化时，燃料中的元素构成和发热量都会发生改变,煤质成分的改变会对烟气与工质间的换热特性产生影响，使辐射换热和对流换热的比例发生变化.其中影响较大的是水分、挥发分和灰分.煤中水分、灰分变大，挥发分减小,都会导致燃料着火晚，燃烧和燃尽过程延迟，最高火焰温度位置上移。发热量降低，当水煤比不变时，使得锅炉输入热量减少，燃料放出的热量和工质需要的热量不匹配,使过
热汽温发生变化.
4)过量空气系数。
过量空气系数增大，锅炉保持水煤比保持不变的前提下,锅炉总对流吸热量的增大，由于再热器表现为对流汽温特性，其吸热量会增大,再热汽温升高；由于锅炉送入的燃料量没有变化,输入总热量亦没有变化，再热器系统吸热量增加时,炉膛水冷壁和过热器系统的总吸热量减少，过热汽温会略有下降。
5)火焰中心位置。
对超临界直流锅炉而言,火焰中心上移，使炉膛水冷壁的辐射吸热量减少，炉膛出口烟温升高。对流烟道中的吸热量增加，使过热器、再热器系统吸热量的增加,再热汽温升高；由于炉膛水冷壁的辐射吸热量减少,虽然过热器系统的吸热量有所增加，但炉膛水冷壁和过热器系统的总吸热量减少,过热汽温下降。火焰中心下移时，再热汽温下降,过热汽温升高。
6）受热面沾污或结渣。
受热面沾污或结渣将使受热面吸热量减少,使过热汽温、再热汽温变化.受热面不同部位沾污对汽温的影响是不同的.进入纯直流运行的锅炉，炉膛水冷壁及过热器受热面沾污或结渣时会使一次汽吸热量不足，过热汽温下降.除受热面沾污或结渣时，过热汽温、再热汽温也会受到影响。炉膛内掉渣时，直流运行的锅炉，过热器汽温会升高,再热汽温会下降；
7）变压运行.
大容量超临界锅炉普遍采用变压运行，变压运行时的主蒸汽压力是锅炉负荷的函数，当锅炉负荷降低时，主蒸汽压力下降，与之相应的工质理论吸热量(从给水加热至额定出口汽温所必须吸收的热量)增大,如果水煤比不变,过热器出口焓值降低,过热汽温下降。
三、主蒸汽温度的调节
1)主蒸汽温度的粗调（即水煤比的调节）
对于直流锅炉，控制主蒸汽温度的关键在于控制锅炉的水煤比，而水煤比合适与否则需要通过中间点温度来鉴定。在直流锅炉运行中,为了维持锅炉主蒸汽温度的稳定,通常在过热区段中取一温度测点，将它固定在相应的数值上，这就是通常所谓的中间点温度.实际上把中间点至过热汽出口之间的过热区段固定。在主蒸汽温度调节中，中间点温度实际是与锅炉负荷有关,中间点温度与锅炉负荷存在一定的函数关系，那么锅炉的煤水比B/G按中间点温度来调整,中间点至过热器出口区段的过热汽温变化主要依靠喷水减温调节.对于直流锅炉，其喷水减温只是一个暂时措施,要保持稳定汽温的关键是要保持固定的煤水比.其原因是:从图3可以看出直流炉G=D，如果过热区段有喷水量d，那么直流炉进口水量为(G—d）。如果燃料量B增加、热负荷增加，而给水量G未变，这样过热汽温就要升高，喷水量d必然增加，使进口水量（G—d）的数值就要减少，这样变化又会使过热汽温上升。因此喷水量变化只是维持过热汽温的暂时稳定（或暂时维持过热汽温为额定值）,但最终使其过热汽温稳定，主要还是通过煤水比的调节来实现的。而中间点的状态一般要求在各种工况下为微过热蒸汽。
图3 超临界压力锅炉工作示意图
2)主蒸汽温度的细调
考虑到实际运行中锅炉负荷的变化，给水温度、燃料品质、炉膛过量空气系数以及受热面结渣等因素的变化，对过热汽温变化均有影响,因此在实际运行中要保证比值B/G的精确值也是不容易的.特别是燃煤锅炉，控制燃料量是比较粗糙的,这就迫使除了采用B/G作为粗调的调节手段外，还必须采用在蒸汽管道设置喷水减温器作为细调的调节手段。
我厂主蒸汽温度调节方法是采用水煤比进行粗调，两级喷水减温进行细调。其中第一级喷水减温器装置在前屏过热器与后屏过热器之间，消除前屏过热器中产生偏差；第二级喷水减温器装置在后屏过热器与
高温过热器之间，维持过热器出口汽温在额定值.
四、引起主蒸汽温度低的典型工况及其处理方向
1）虚假煤量。
当给煤机电机转而皮带不转(即是我们常说的皮带打滑）时,给煤机皮带上还有煤，使得该给煤机显示给煤量将不会发生变化;而实际因为皮带没有转，该台给煤机实际给煤量为0，即为我们常说的虚假煤量。
该种情况出现，直接导致水煤比失调，机组负荷、主汽压、汽温将根据该台给煤机煤量、煤质和所有给煤机带负荷能力持续快速下降，如不及时发现处理，将会严重危及机组安全允许.
应对对策：认真监盘，加强分析,及时发现虚假煤量，然后立即将故障给煤机停运；如其余给煤机已到最大煤量应将燃料主控解列为手动将指令减下来，使各运行给煤机煤量控制在50T/H以内；同时严密监视给水自动的跟踪情况，维持正常水煤比，必要时进行手动干预。有备用磨煤机时应立即启动备用磨煤机,防止机组负荷和汽温汽压大幅波动。
注意事项：在大幅度变化过热度偏值调节汽温时,一旦汽温在低位稳定并开始回升时，应立即回调过热度偏值，避免发生超温事故;非必要情况下，不要解除给水自动.
2）一台或多台给煤机断煤不来且其余给煤机裕量不足。
一台或者多台给煤机断煤，其他给煤机煤量均加到最大值，但总煤量仍低于断煤前的值，即给煤机裕量不足.
此时由于燃料减少，汽温、汽压均会下降,协调控制为了维持负荷将会不断增加燃料主控指令,而实际给煤机煤量已到最大不会增加了;另外此时一次风会短路从断煤的磨煤机流走,一次风母管压力降低，进入炉内实际煤量减少，导致水煤比失调。
应对对策：果断将燃料主控解手动将指令下减，使正常运行给煤机煤量控制在50T/H以内。同时严密监视给水自动的跟踪情况，必要时手动干预。有备用磨煤机时应立即启动备用磨煤机，防止机组负荷和汽温汽压大幅波动,同时应立即关闭该磨煤机热风调门。
3)煤质突然变差.
由于个别给煤机煤质突然变差,燃烧减弱,汽温、汽压均会下降，协调将会不断增加燃料主控指令和给水指令维持机组负荷,引起水煤比暂时性失调,如果运行给煤机裕量不足，那么水煤比将严重失调，导致主汽温快速下降，威胁机组安全。
应对对策:在进行负荷和其它参数调整过程中煤、水、负荷必须时刻保持一致。出现这种情况应迅速适当提高一次风压,提高过热度偏置,同时降低机组负荷,控制给煤机煤量控制在50T/H以内。直到过热度有回头的迹象时。同时启动备用磨煤机。加强燃烧调整，适当关少燃烬风。
4）启动磨煤机倒风时,由于一次风短路进入该磨煤机，一次风母管压力下降，进入炉内燃料减少，主汽温会下降。不过这只是个暂时的，一旦启动了该给煤机，则主汽温会马上回升。应缓慢加煤,防止主、再
热汽温超温。所以启动磨煤机倒风时，应先提高一次风压偏置,缓慢开启热风调门.暧磨好后，启动了该给煤机，应根据主、再热汽温情况缓慢加煤。其它给煤机煤量降到45T/H,再适时降低一次风压力偏置，避免主汽压力、温度急升。
5）煤质差时加负荷过快时，主汽温也会大幅降低。特别是＃6炉目前A、C、E磨煤机磨辊磨损严重,制粉能力较差，煤加进去了，但实际进入炉内的煤量没同步增加,部分煤通过石子煤室排走了.但此时水是同步增加的，水煤比失调，导致主汽温降低。应对对策:①遇到煤质差加负荷时，应先提高一次风压偏置,锅炉炉热负荷响应速度快些.当实际主汽压与目标主汽压偏差1MPa时应减慢或停止加负荷，避免主汽温降低。同时磨煤机煤量也要控制在50T/H以内。②加强磨煤机定检。
6）炉膛吹灰的影响。
当炉膛吹灰时，吹灰蒸汽温度低于炉膛中心温度，使炉膛中心温度下降，蒸汽蒸发段延长，影起主汽温下降；CCS方式下，炉膛吹灰过程中，中间点温度不断上升，导致给水的焓值修正调节给水，使给水增加，结果给水压力也增加，而锅炉主控调节主汽压力，主汽压力随着给水压力的上升而上升，锅炉主控就会降主汽压力，结果就会降低煤量，导致主汽温再度降低。
应对对策:当吹灰时，应适当提高过热度偏置，关小燃尽风。
7）一次风机原因导致一次风压降低影响汽温下降.又分为两种情况：第一,机组正常运行中失速和喘振处理，立即适当减小动叶开度，当应尽可能保持两台风机频率、动叶开度一致，如果失速时间较长或者发生喘振，已引起风压大幅变化、轴承大幅振动，减小动叶开度时如果一次风压母管下降较快,可以减少磨煤机台数至4台.跳单台磨煤机或者RB时，尽可能平稳的将两台风机的出力同时减下来,避免失速。
第二，两台一次风运行，其中一台跳闸.
①机组RB动作，启动F层等离子，按照A—D-B的顺序进行切磨，保持3台磨煤机运行，稳定锅炉燃烧.
注意RB动作情况,如果RB动作不正常或RB未触发,应迅速减负荷，打跳磨煤机至最多3台磨，F磨等离子拉弧，保证锅炉的燃烧。将运行的一次风机出力加至最大，检查跳闸一次风机出口挡板和入口导叶关闭,并检查其倒转情况。若跳闸一次风机出口挡板和入口导叶关闭不严，一次风母管压力不能维持，应打跳E磨维持一次风压。
②、RB动作负荷减至350MW投入定压模式，定压值为当前压力值(如果此时不改为定压模式，会由于机组
压力较高，RB超驰时间结束后自动会根据对应负荷滑压压力值调节再次加负荷,迅速拖垮汽温），机组负荷会随着炉内热负荷降低继续减负荷，再适时将定压值以每次0.5—1MPa向下设，注意机组负荷不能较大反升高,机组负荷上升则停止定压值下改甚至反修改，最终负荷维持在对应煤量负荷低一些，定压压力值维持在对应负荷滑压值高2—3MPa（压力可大致这样计算，300MW压力13MPA,负荷20MW对应1MPa压力）.
③、事故发生后应迅速根据当前煤量和发生前的水煤比控制低0.5—1计算出水量，维持好水煤比,如果给
水是自动则观察自动调节情况,必要时人为干预把给水减到此值，并避免给水大幅波动，粗调操作速度要比较快但要防止操作过调水量过低使给水低流量保护动作。
④、操作中要时刻关注煤量、给水量、负荷这三个主要参数的匹配关系，根据煤量计算水量和负荷,不能
偏离过远，否则人为干预满足三者的匹配关系，事故初期的稳定比较关键。
⑤、定压模式下，锅炉压力与煤量、给水量、负荷这三个主要参数有直接关系，煤量的变化会影响压力的
变化,压力变化会导致给水和负荷的变化，所以锅炉压力的调节是个关键点，要平稳小幅变化，特别注意压力变化过快导致给水流量低保护和负荷过大迅速拖垮汽温，另随着负荷的降低要注意小机汽源和多泵低流量、再循环对给水的影响,必要时可打跳一台汽泵,负荷尽量不要低于260MW，否则用电泵带负荷或切小机汽源。
⑥、在操作过程中要注意水煤比，初期一次风压的降低，带走的煤粉少，应维持水煤比较正常值低，当一
次风压恢复后原来积存的煤粉将被吹出，应适当增加水煤比。
⑦、在操作过程中因一次风压的变化将会造成炉内热负荷的变化，应根据工况变化及时提前调节汽温必要
时通过水煤比参与调节，防止汽温过低过高,防止受热面超温。
⑧、在主汽温度异常至机组保护动作值时应立即打闸停机，不得解列主保护。
⑨、整个过程中在短短时间内需要操作、关注的非常多，必须要指挥得当、把握重点，加强协调、分解任
务，通力合作才能处理好，在平时要加强这方面的学习演练.
⑩、系统运行相对稳定后根据一次风机出力情况适当调整磨煤机出力,保证机组在允许最大出力稳定运行，查找一次风机故障原因，消除故障后恢复机组正常运行。
错误!、如果负荷较高，制粉系统运行台数多，单侧一次风机跳闸导致锅炉MFT，应按照MFT跳闸后的操作进行。
生物质蒸汽锅炉温度调整及影响蒸汽温度变化的原因 原文出自于豫鑫锅炉网：https://www.doczj.com/doc/5419344526.html,/article/5751.html （一）蒸汽温度的调整 (1)生物质蒸汽锅炉在正常运行中，应保持过热蒸汽额定温度运行。 (2)在正常运行中，应严格监视和调整蒸汽温度的变化，并监视各级过热器的壁温和蒸汽温度的变化情况，及时进行调整。 (3)稳定蒸汽温度首先从稳定燃烧及稳定蒸汽压力着手，特别是在减温水没有裕度或减温水没有投入的情况下，更应注意燃烧及蒸汽压力的稳定。 (4)当负荷变化及投入和停止给料机时，必须注意蒸汽温度的变化和调整。 (5)调整减温水时，应缓慢平稳，避免大幅度的调整。减温器的使用应合理，应以二级为主，一、三级为辅。若投入一、二级减温器时，严格监视减温器出口蒸汽温度，应高于该压力下的饱和温度，并有一定的过热度，同级过热器管壁之间的温差不应超过30℃。 (6)负荷在70~6～100%范围内，蒸汽温度应保持额定值；当负荷为409,6～7096时，蒸汽温度值可按滑参数停炉曲线中相对应压力、负荷进行控制。 (7)蒸汽温度的变化是与蒸汽压力、负荷的变化密切相关的，因此当燃烧、负荷、蒸汽压力变化时应作出蒸汽温度变化趋势的判断，及时调整减温水量。 (8)在负荷高~蒸汽温度低时，尤应注意蒸汽温度的变化，严防蒸汽带水。如蒸汽温度调整无效时，可将蒸汽压力保持低一些，以使蒸汽温度、蒸汽压力相对应，仍低时，应报告值长，降低机组负荷。 (9)应加强对水位的监视，保持汽包水位稳定。在给水压力变化时，应加强对水位监视与调整。 (10)加强对受热面的吹灰工作，保持受热面清洁。 （二）调整手段 生物质蒸汽锅炉蒸汽温度调整一般有三种手段。 (1)用减温水调整。就是利用改变减温水门开度，增、减减温水流量的方法，改变过热蒸汽的干、湿度，达到保持蒸汽温度的目的。 (2)用燃烧调整。就是利用改变物料的进入量，改变一、二次风的比例，或者改变总风量的办法，以改变燃烧强度和火焰长度，增加或减少过热器热交换量，改变蒸汽焓值，达到改变蒸汽温度的目的。 (3)改变给水温度、减温水温度。利用启、停高温加热器，开关高／低空气预热器、高／低烟气冷却器调整门改变给水温度的办法，以改变受热面的热交换，达到改变蒸汽温度的目的。 （三）蒸汽温度高低的影响 1．蒸汽温度过高 蒸汽温度过高将引起过热器、蒸汽管道以及汽轮机汽缸、转子部分的金属的强度降低，蠕变速度加快，特别是承压部件的热应力增加，当超温严重时，将造成金属管壁的胀粗和爆破，缩短使用寿命。 2．蒸汽温度过低 (1)蒸汽温度过低将增加汽轮机的汽耗，降低机组的经济性。 (2)蒸汽温度过低时，将使汽轮机的末级叶片湿度增大，加速对叶片的水蚀，严重时可能产生水冲击，威胁汽轮机的安全。 (3)蒸汽温度过低时，将使汽轮机缸体上、下壁温差增大，产生较大的热应力，使汽轮机的胀差增大，危害汽轮机的正常运行。
火电厂锅炉主汽温度变化原因及控制方法分析 经济的快速发展，各行各业及人们在生产生活中对电能的需求量有了大幅度的提升，为了保证电能的有效供应，电厂在技术上有了很大的改变。锅炉做为电厂正常生产运营的重要设备，其自身的正常运营是保证电能稳定供应的关键。长期以来，在锅炉运行过程中其主蒸汽温度都是控制的难点。文章对引起主蒸汽温度变化的各种原因进行了分析，并进一步对主汽温度控制的主要方法进行了具体的阐述。 标签：火电厂；锅炉；主汽温度；控制 前言 电厂的正常运行，需要各设备有效的发挥各自的性能，而锅炉做为电厂的重要生产设备，对电厂的稳定安全运行有着极其重要的作用。主蒸汽温度作为锅炉运行过程中重要的输出变量，对其进行严格的控制，不仅可以保证锅炉运行的安全性和稳定性，同时还能有效的保证电能的正常供应，对锅炉的使用寿命将起到了积极的作用。所以可以通过对过热器出口气温的控制来对主蒸汽温度进行调节，从而使其在正常范围内进行运转，这是具有十分重要意义的事情。 1 引起主蒸汽温度变化的各种原因分析 1.1 主蒸汽压力的变化 主蒸汽压力对于过热汽温的影响是通过工质焓升分配和蒸汽比热容的变化实现的，过热蒸汽的比热容受压力影响较大，低压下额定汽温与饱和温度的差值增大，过热汽总焓升就会减小。 1.2 给水温度的影响 当锅炉出力不变时，给水温度的高低对主蒸汽压力的影响是很大的。当锅炉给水温度较低时，则需要较多的燃料，这时炉膛内燃料量较多，炉内总辐射热及出口烟温差则会有所增加，同会导致过热器出口的汽温增加，同时烟气量和传热温差的增加也会使出口的汽温升高，这二者相加起来则会导致过热汽温有大幅度的升高，而且升高的幅度比锅炉单纯增加负荷时要大得多，通常情况下给水温度降低3℃，过热汽温就升高约1℃。 1.3 炉膛火焰中心位置的影响 炉膛出口烟的温度会随着炉膛火焰中心位置的移动而发生变化，越往上移，其出口的烟温则会越高。通常在锅炉运行时，导致其火焰中心位置温度发生的变化的因素较多，大致有以下几点：
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)。 经过在循环流化床锅炉的热解和破碎燃烧后，产生较多的细颗粒飞灰。针对各运行参数，分析如下： 1．排烟温度偏高。启动初期，排烟温度基本接近设计值，运行一周后逐渐升高。根据传热学的对流换热理论可知：对于电站锅炉的主要热阻都在烟气侧和灰垢热阻上。在锅炉机组设计一定的情况下，影响换热的只有灰垢热阻。这说明各受热面积灰较多，致使高、低温过热器吸热量少。停炉后检证实了这点。可见最初采用的声波吹灰器吹灰效果不好。 2．入炉煤的粒度问题。运行中入炉煤粒度d＝20mm，而设计值dmax=9mm，严重偏离设计值。造成选择性排灰冷渣器运行困难，为保证冷渣器的正常运行，一次风量较高，为14万Nm3/h。导致了一次风率较高，一、二次风配比不合理；并导致冷渣器长期在低出力下运行，进而导致炉内床料逐渐过多。从而影响到床温，使其偏低于设计值50℃～100℃，即便在额定蒸发量情况下也比设计值偏低50℃。 3．床压值的选取欠科学，有待于实践论证。锅炉厂家对于床压值的选取未有明确规定，何值最佳，难以确定。初步定为8KPa。停炉检查静止床料厚度为接近1m，明显较厚。这说明该锅炉的燃烧效率低下。 二．调整与实践 1．更换吹灰器。经过考察，决定将声波吹灰器更换为乙炔爆燃脉冲吹灰器。每8小时吹灰一次。 2．改进碎煤系统。将原来的一级碎煤系统增加为二级碎煤系统，并将20mm的振动筛更换为9mm的滚动筛，确保满足设计要求。 3、燃烧调整。入炉煤粒度大幅度降低后，重新进行布风板均匀性试验，确定最低运行流化风量为6.5万Nm3/h，改变了一、二次风配比，由原来的1.5:1改为1：1，最高可达1：1.5。 4．重新选取床压值，确定最佳床压值。运行中，分别选择床压值7.5 KPa，7 KPa，6.5 KPa，6 KPa ，5.5 KPa ，5 KPa，4.5 KPa，4 KPa，3. 5 KPa进行试验。最终确定4.5～5.5KPa
浅谈影响火电厂锅炉汽温的因素及调整措施 摘要：锅炉汽温是火电厂运行质量的重要指标之一，汽温过高或过低都会显著地影响电厂的安全性和经济性。为此，笔者主要叙述了影响火电厂锅炉汽温的主要因素，并提出汽温调节措施，来指导火电厂的正常运转。 关键词：汽温；主要因素；影响；调整 毫无疑问，锅炉汽温是发电厂安全经济运行所必须监视与调整的主要参数之一，锅炉汽温度直接影响到机组的安全性与经济性。蒸汽温度过高可能导致受热面超温爆管，蒸汽管道、汽轮机高压部分产生额外的热应力，从而缩短设备的使用寿命，而蒸汽温度过低将使机组的经济性降低，严重时可能产生水冲击。本文就此问题进行了探讨分析。 1影响蒸汽汽温的主要因素 1.1主蒸汽压力的变化 主蒸汽压力对于过热汽温的影响是通过工质焓升分配和蒸汽比热容的变化实现的，过热蒸汽的比热容受压力影响较大，低压下额定汽温与饱和温度的差值增大，过热汽总焓升就会减小。当汽压降低时，饱和蒸汽焓值增加，汽化潜热增加，过热 热汽焓会减小，在燃烧量不变时，汽化潜热的增加使水冷壁产汽量（过热器流量）减少，相同传热量下的工质焓升增加，汽温升高；同理，汽压升高时，汽温就会降低。 1.2给水温度的影响 当给水温度降低时，如，高加的退出，在锅炉出力不变的情况下，低的给水温度势必导致燃料量的增加，致使炉内总辐射热和炉膛出口烟温差增加，辐射式过热器出口的汽温将升高；另一方面，对流式过热器烟气量及传热温差的增加会提高其出口汽温，二者变化的总和使过热汽温有较大的升高。这个升高比锅炉单纯增加负荷而给水温度不变时的影响要大。反之，当给水温度升高时，汽温就会降低。一般给水温度每降低3 ℃，过热汽温就升高约1 ℃。 1.3炉膛火焰中心位置的影响 随着炉膛火焰中心位置的上移，炉膛出口烟温会升高。由于辐射式过热器和对流式过热器吸热量增加使汽温上升，所以，火焰中心位置对于过热汽温影响是很大的。在运行中影响火焰中心位置的因素主要包括以下几点：
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。 2.入炉煤的粒度问题 运行中的入炉煤粒径d=20mm,而设计数值dmax=9mm,严重背离了设计数值。 造成选择性排灰冷渣器操作困难,为确保冷渣器的顺利操作,一次风速较高,为十 四万Nm3/h。造成了一次风率较高,但一、两次的风量分配却不合理;从而使得冷 渣器一直在低输送出力下运动,炉子中的床料越来越多了。这可能会影响床温度，低于设计值50℃~100℃，额定值蒸发量也低于设计值50℃。锅炉床温度温和,锅 炉内整体升温对汽温的作用很大,整体床气温高,尾部通风机烟温度大,对过热器、再加压装置内温度的提升也有一定的影响和作用。 3.床压值的选择还不够科学合理,有待于实践论证。 锅炉厂商对床压值的选择并无规定,何为最佳,也无法确定。但最终确定为 8KPa。停炉时静止床料的厚为近1m,且明显地较厚。这表明在该锅炉温度的时候 燃烧质量较差。 二、锅炉主再热汽温低的影响因素及措施 1、锅炉配风对气温的影响及措施 高温锅炉的正常运转,每一次风速都必须满足物质的正常流化条件,供给燃煤 初期的有氧量:每二次大风都由不同的不同部位送到煤仓,以提供物质点燃后期的 有氧量。通常在煤仓密相区,当高温物质还处在未充分燃烧时,每一次大风压愈高,吹醒的物质就愈多,从而导致煤仓的上部燃烧速度加快,并且煤仓的烟温度升高, 过的地方热汽温度也会增加:与一次大风压低的情况相反,但每次风速都不能小于 最低流化的风速值:在高负荷工作时,由于热循环物质的增多,这点往往表现的很
我厂三期机组主蒸汽温度低原因及处理【2 】近期,我厂#6.7机组机组负荷在50%及以上时经常消失主蒸汽温度低现象,现总结其原因及其处理偏向. 一、主蒸汽温渡过低的伤害 当主蒸汽压力和凝聚真空不变,主蒸汽温度降低时,主蒸汽在汽轮机内的总焓降削减,若要保持额定负荷,必须开大调速汽阀的开度,增长主蒸汽的进汽量.一般机组主蒸汽温度每降低10℃,汽耗量要增长 1.3%~1.5%. 主蒸汽温度降低时,不但影响机组的经济性,也威逼着机组的运行安全.其重要伤害是： （1）末级叶片可能过负荷.因为主蒸汽温度降低后,为保持额定负荷不变,则主蒸汽流量要增长,末级焓降增大,末级叶片可能过负荷状况. （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长,如许除了会增大末几级动叶的湿汽损掉外,同时还将加剧开几级动叶的水滴冲蚀,缩短叶片的应用寿命. （3）各级反动度增长.因为主蒸汽温度降低,则各级反动度增长,转子的轴向推力显著增大,推力瓦块温度升高,机组运行的安全靠得住性降低. （4）高温部件将产生很大的热应力和热变形.若主蒸汽温度快速降低较多时,主动主汽阀外壳.调节级.汽缸等高温部件的内壁温度会急剧降低而产生很大的热应力和热变形,轻微时可能使金属部件产生裂纹或使汽轮机内动.静部分造成磨损变乱;当主蒸汽温度降至极限值时,应打闸停机. （5）有水击的可能.当主蒸汽温度急剧降低50℃以上时,往往是产生水冲击变乱的预兆,汽轮机值班员必须亲密留意,当主蒸汽温度还中断降低时,为确保机组安全,应立刻打闸停机. 二、引起主蒸汽温度低的身分： 1)水煤比. 在直流汽锅动态剖析中,汽轮机调节汽阀的扰动,对直流汽锅是一种典范的负荷扰动.当调节汽阀阶跃开大时,蒸汽流量D和机组输出功率N E立刻增长,随即逐渐削减,并恢复初始值,汽轮机阀前压力P T一开端立刻降低,然后逐渐降低至新的均衡压力.因为直流汽锅的蓄热系数比汽包汽锅小,所以直流汽锅的汽压变化比汽包汽锅大得多.当负荷扰动时,过热汽温T2近似不变,这是因为给水流量和燃烧率保持不变,过热汽温就根本保持不变.
锅炉蒸汽温度偏低的原因及防治措施 在火力发电机组运行中，主蒸汽温度降低，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℃，相当于多耗燃料0.2%。对于12～25 MPa、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，严重威胁汽轮机的安全运行。 湛江发电厂2号机组自2003年3月运行以来，经常出现主蒸汽温度偏低的现象，实际运行数据显示，当机组满负荷运行时，2套制粉系统运行，给粉机全部投入，而此时的主蒸汽温度仅为530℃，比设计的额定温度540℃低10℃，明显偏低。 1 原因分析 1.1 燃煤种类的变化 机组原设计煤种的发热量为21 278 kJ/kg、挥发分为10.0%，而实际燃用煤种的发热量是23 892 kJ/kg、挥发分为17.9%，比机组设计的煤种发热量及挥发分高出许多。因而在负荷同为300 MW时，锅炉耗煤量比设计值要少得多，造成锅炉产生的烟气量减少。同时实际煤种的挥发分比设计值高出许多，从而使着火点移前，使炉膛的辐射传热量增加，炉膛出口烟温下降，对流受热面传热量减少。 在实际运行过程中，由于烟气量减少及炉膛的辐射传热量增加，虽然单位烟气量的放热量增大，但使中温、高温再热器的总温升比设计值低6～14℃，高温过热器的温升比设计值低4～5℃，这说明过热器、再热器受热面的吸热量比设计值减少了。同时由于炉膛的辐射传热量增加，使对流受热面入口烟温降低，造成低温过热器入口烟温比设计值低60～70℃，使过热器受热面的吸热量减少，造成主蒸汽温度降低。这就是主蒸汽温度偏低的主要原因。1.2 燃烧器的影响 在蒸汽温度偏低时，上调火焰中心，减少炉内辐射吸热量，进而增加对流受热面的吸热量，提高主蒸汽温度。但因燃烧器卡涩，无法调高火焰中心，从而失去了温度调节功能。 1.3 减温水阀内漏的影响 在机组运行过程中发现减温水阀门有内漏现象，造成汽温调节功能变化，在一定程度上导致主蒸汽温度偏低。 1.4 其它原因 对流受热面积灰，对流传热量相对减少，造成主蒸汽温度偏低。 2 防治措施 2.1 燃烧用煤种的选择 由于主蒸汽温度偏低的主要原因是煤种的改变，所以尽可能使用与设计煤种相同或相近的煤种。否则可依靠增加二次风量和提高一次风压，使着火
锅炉再热蒸汽温度运行中偏低问题的分析与解决 摘要】本文对下花园发电厂#3炉再热蒸汽运行温度偏低的情况进行了分析研究，找出影响再热蒸汽运行温度低的原因，并针对发现的问题提出了整改措施。通过 这些整改措施，使得再热气温运行温度得到提高。 【关键词】再热蒸汽运行温度偏低分析及解决 中图分类号：TM6文献标识码：Ａ文章编号： ISSN1004-1621（2020）07-052-03 1.概况： 下花园电厂3号锅炉为HG-670/140-9型炉，由哈尔滨锅炉厂设计制造，编号 为061300027，1987年安装，1988年元月24日投产。3号炉系为超高压一次中 间再热的单汽包、自然循环，固态排渣蒸汽锅炉，与20万千瓦汽轮发电机组成 单元机组。 锅炉呈∩型布置，前部为炉膛，炉膛四周布满膜式水冷壁，炉膛上方布置有 前屏过热器，后屏过热器，在水平烟道布置了对流过热器和再热器热段，炉顶， 水平烟道两侧及转向室布置了顶棚管和包墙管，尾部竖井烟道中布置有再热器冷段，以及交错布置两级省煤器和两级空气预热器。 过热蒸汽汽温调节采用二级给水喷水减温器，再热蒸汽汽温调节主要采用汽—汽加热器，同时采用少量喷给水作为微调手段。 锅炉设计煤种为大同和下花园混合烟煤，采用角式煤粉燃烧器，四角布置切 圆燃烧方式。采用中间仓储制粉热风送风系统，配有四台钢球磨煤机。 2.存在问题及分析： 2008年5月份对3号炉进行了A级计划检修，工期自2008年5月16日开工，2008年7月3日14时08分机组并网发电。检修中更换整个后屏过热器和低温段再热器管排，提高锅炉安全性。更换整个炉顶保温层并配合金属专业炉外管道定 检重新保温了部分汽水管道，减少漏风和漏灰现象，减少锅炉的散热。启动过程中，进行了锅炉过热和再热系统的超压水压试验、锅炉安全门校对等多项试验。 3号锅炉运行参数对比如下： 注：除锅炉飞灰、锅炉再热蒸汽温度、汽轮机高压缸排汽温度等三项指标数 据取自厂内数据库报表，修前为1月1日至5月15日，修后为7月4日至12月31日，运行数据的平均值。其他参数均为机组热力试验值。 从运行参数分析来看，同样负荷情况下，蒸汽流量呈减少趋势，说明机组效 率提高了。减温水的流量略有增加，间接说明过热器系统的吸热能力增强。汽轮 机高压缸排汽温度在额定负荷下，较修前平均降低了4.17℃，而锅炉再热蒸汽的 平均温度降低了4℃左右。尤其是西侧再热温度。经过近一段时间的调整和摸索，再热汽温逐渐回升，平均值可达到533℃，但是仍没有达到额定参数，尤其是在 负荷涨落较快，幅度较大，以及启停制粉系统过程中，再热汽温变化较大，下降 较多。锅炉再热蒸汽温度的降低，不仅严重影响机组经济性，而且会使机组循环 热效率下降，汽轮机末级叶片处的蒸汽湿度会增大，严重影响设备安全运行。通 过对运行参数、检修记录等数据的分析，总结认为存在以下因素影响。 2.1.煤种变化影响： 受入炉煤质的影响。由于煤价居高不下，为降低燃料成本，自年初我厂的开 始掺烧劣质煤，入厂及入炉煤热量下降较大，入炉煤热量累计为16182 kJ/kg，而
锅炉蒸汽温度偏低的原因及防治措施在火力发电机组运行中，主蒸汽温度降低，将影响机组的安全、经济运行。一般情况下主蒸汽浊度每降低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，严重威胁汽轮机的安全运行。 湛江发电厂2号机组自2003年3月运行以来，经常出现主蒸汽温度偏低的现象，实际运行数据显示，当机组满负荷运行时，2套制粉系统运行，给粉机全部投入，而此时的主蒸汽温度仅为530℃，比设计的额定温度540℃低10℃，明显偏低。 1原因分析 1.1燃烧种类的变化 机组原设计煤种的发热量为21278kJ/kg、挥发分为10.0%、而实际燃用煤种的发热量是23892kJ/kg、挥发分为17.9%，比机组设计的
煤种发热量及挥发分高出许多。因而在负荷同为300MW时，锅炉耗煤量比设计值要少得多，造成锅炉产生的烟气量减少。同时实际煤咱的挥发分比设计值高出许多，从而使着火点移前，使炉膛的辐射传热量增加，炉膛出口烟温下降，对流受热面传热量减少。 在实际运行过程中，由于烟气量养活及炉膛的辐射传热量增加，虽然单位烟气量的放热量增大，但使中温、高温再热器的总温升比设计值低6~14℃，高温过热器的温升比设计值低4~5℃，这说明过热器、再热器受热面的吸热量比设计值减少了。同时由于炉膛的辐射传热量增加，使对流受热面入口烟温降低，造成低温进热器入口烟温比设计值低60~70℃，使过热器受热面的吸热量减少，造成主蒸汽温度降低。这就是主蒸汽温度偏低的主要原因。 1.2燃烧器的影响 在蒸汽温度偏低时，上调火焰中心，减少炉内辐射吸热量，进而增加对流受热面的吸热量，提高主蒸汽温度。但因燃烧器干涩，无孔不入法调高火焰中心，从而失去了温度调节功能。 1.3减温水阀内漏的影响
电厂锅炉再热汽温偏低的影响因素及改进对策 分析了电厂锅炉再热汽温偏低的影响因素，提出了的减少三级过热器受热面积、减少二级过热器受热面积、增加一级再热器受热面积的受热面改进方案，安全性良好，并提高了全厂热效率，降低了发电煤耗率。 标签：电厂锅炉；再热气温偏低；影响因素 0 引言 如何提高燃煤机组的热效率及控制产物NOx、SOx和CO2的排放量己成为电力行业的重大研究课题，实践证明超（超）临界技术是当前火电应对这一问题最现实、经济和有效的技术。A电厂锅炉机组自投运以来一直存在再热汽温偏低问题。本文以之为对象，并结合实际情况分析再热汽温偏低原因，提出合理的改造方案，为电厂锅炉系统改进提供一个参考。 1 电厂锅炉存在问题及原因 A电厂2×1000MW超超临界塔式锅炉自移交生产后再热汽温一直较设计值（603℃）偏低，负荷率在75%的情况下再热汽温只有570℃-580℃。通过对该电厂锅炉运行情况进行了摸底试验，提出可能造成该厂再热汽温偏低的四个因素，分别为煤质偏差、燃烧偏差、汽机侧影响以及炉膛设计。 2 电厂锅炉再热汽温偏低的影响因素 2.1 煤质对再热汽温的影响 实际运行煤质与设计煤质在碳含量、灰分、水分及发热量等方面存在差异，煤质成分的偏差可能是造成再热汽温偏低的原因；另外由于掺烧的石炭煤灰熔点高，使得实际燃煤的结渣性弱于设计煤种，降低了炉膛等辐射受热面的玷污程度。也就是说，设计时预计燃煤具有强结渣性，会对炉膛、一级过热器、三级过热器造成较多玷污，但实际情况并非如此，这使得上述受热面的吸热量大于设计工况，从而降低了流经布置在后面的二级再热器的烟气温度，减少了再热器吸热量。因此，燃煤结渣性的改变也可能影响再热汽温。 2.2 燃烧偏差造成的再热喷水对再热汽温的影响 摸底试验中发现，用于消旋的SOFA摆角出现卡死情况，无法对燃烧中产生的旋转动量给予有效消旋，造成燃烧侧内外偏差；另外从试验工况看，始终是右侧二级再热器前需要喷水，燃烧器摆角不同出现的偏差量也不同，因此很可能是燃烧器四角摆动或四角风量不一致导致炉内火焰向右偏斜，造成燃烧侧左右偏差。燃烧侧内外偏差与左右偏差共同作用使得右侧二级再热器吸热量偏大较多，造成了即使在再热器出口尚处欠温情况下的喷水现象。
影响锅炉主再热蒸汽气温变化的因素 摘要：蒸汽锅炉在人们的日常生活当中是一件非常常见的特种设备，被很多领 域所应用。不过锅炉在使用过程中，因为某些因素的影响导致蒸汽锅炉中再热气 温出现明显变化。找出影响锅炉主再热气温的原因再做出有针对性的控制，就是 我们需要做到的。本文将对影响锅炉主再热整体温度变化的因素进行深入的分析，以对日后锅炉的生产进行一定程度的改进。 关键词：锅炉；再热蒸汽；气温变化 锅炉是一种能量转换设备，向锅炉输入的能量有燃料中的化学能、电能，锅 炉输出具有一定热能的蒸汽、高温水或有机热载体。锅的原义指在火上加热的盛 水容器，炉指燃烧燃料的场所，锅炉包括锅和炉两大部分。锅炉中产生的热水或 蒸汽可直接为工业生产和人民生活提供所需热能，也可通过蒸汽动力装置转换为 机械能，或再通过发电机将机械能转换为电能。提供热水的锅炉称为热水锅炉， 主要用于生活，工业生产中也有少量应用。产生蒸汽的锅炉称为蒸汽锅炉，常简 称为锅炉，多用于火电站、船舶、机车和工矿企业。在其中主再热蒸汽中气温会 发生一些或者严重的变化，这将对其生产造成严重影响，研究其影响因素就显得 十分重要。 1 蒸汽侧的影响 我厂使用的锅炉型号为HG-2070/17.5-YM9，属于亚临界燃煤锅炉，燃烧方式 为控制循环，四角切圆方式，一次中间再热，单炉膛通风，本文结合我厂使用的 锅炉进行相关方面的探讨。 1.1 饱和蒸汽湿度对气温的影响 饱和蒸汽湿度越大，含水量就越多，气温也就越低。饱和蒸汽压和汽水的品质、汽包水位的高低和蒸发量的大小有关。当锅水的品质比较差、含盐量比较大 的时候，容易造成汽水共同沸腾而引起蒸汽带水；而当汽包水位保持过高时，汽 包内部旋风分离器的水分离空间就会减小，汽水分离效果下降容易引起蒸汽带水；当锅炉蒸发量突然增大或超负荷运行时，蒸汽的流速就会增加，蒸汽携带水滴的 能力也会相应增强，这将导致饱和蒸汽携带水滴的直径和数量大增。这几种情况 都会造成气温突然降低，严重时还会威胁到汽轮机的安全运行。 1.2 负荷的影响 负荷的影响也就是锅炉蒸发量的影响。一些锅炉的过热器的气温特性整体呈 现对流型，再热器的气温特性呈对流型，因此，负荷增加时气温会上升；反之， 气温会下降。再热气温具有一定的滞后性，因此对其及进行适当的提前控制相当 重要。在加负荷的过程中，可能会存在锅炉燃烧暂时跟不上的情况，这时就会由 于烟气温度和烟气量的增加较少而使蒸汽量增加增快，主热和再热的气温气压则 会相应得下降，此时应根据气温情况进行提前预控，从而防止气温大幅度上升。 同时，在减负荷时，也要提前控制减温水甚至全关减温水，以避免气温突然下降。 1.3 主汽压力的影响 饱和温度会随着压力的升高而升高，就会使从水变为蒸汽时所需的热量增加。在燃料量不变的情况下，锅炉蒸发量瞬间减少，而且过热器的入口的饱和蒸汽温 度上升，导致气温也随着上升。反之，则气温下降。需要注意的是，压力的变化 对气温的影响只是一个暂时的过程，燃料量和风量会随着压力的降低而增加，因此，最后气温还会上升，甚至会以很大的幅度上升。 1.4 给水温度的影响
锅炉温度低的原因 锅炉温度低的原因 引言 锅炉是工业生产中常用的设备之一，它能够将水加热成蒸汽，提供动力和热源。然而，在使用锅炉时，有时会遇到温度低的情况，这不仅会影响生产效率，还可能导致安全事故。本文将详细介绍锅炉温度低的原因以及如何解决这个问题。 一、锅炉温度低的表现 在使用锅炉时，如果出现以下情况，就说明锅炉温度可能过低： 1. 蒸汽压力不稳定或过低； 2. 烟气温度过低； 3. 锅炉水位高或水位不稳定； 4. 燃料消耗量增加。 二、锅炉温度低的原因
1. 管路堵塞 管路堵塞是导致锅炉温度低的常见原因之一。当管路中存在沉积物或 杂物时，会阻碍水流通和蒸汽传递，从而导致温度降低。 2. 水质问题 水质问题也是导致锅炉温度低的原因之一。当水中含有过多的杂质或 硬度过高时，会在锅炉内部形成水垢，堵塞管路和传热面，从而降低 温度。 3. 燃料问题 燃料问题也是导致锅炉温度低的原因之一。如果燃料质量不好或供气 不足，就会导致火焰不稳定或火焰温度降低，从而影响锅炉的加热效果。 4. 锅炉内部结垢 锅炉内部结垢也是导致锅炉温度低的原因之一。当锅炉使用时间长了，内部会积累大量的水垢和油污，这些沉积物会阻碍水和蒸汽的流动， 并影响传热效果。
5. 风量不足 风量不足也是导致锅炉温度低的原因之一。当风机转速过慢或风门开度不够时，就会导致空气流动不畅，从而影响火焰的稳定性和温度。 三、解决方法 1. 清洗管路 清洗管路是解决锅炉温度低的有效方法之一。可以通过使用清洗剂或高压水枪将管路内的沉积物和杂物清除干净，从而恢复水流通和蒸汽传递。 2. 改善水质 改善水质也是解决锅炉温度低的重要方法之一。可以通过加装软化器或反渗透设备来降低水中硬度和杂质含量，从而减少水垢的形成。 3. 更换燃料 更换燃料也是解决锅炉温度低的有效方法之一。可以选择高质量的燃料或增加供气压力，从而提高火焰温度和稳定性。
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
循环流化床锅炉主汽温度偏低的原因及解决方案 一、原因分析： 1.燃烧不完全：燃烧不完全是主汽温度偏低的常见原因之一、可能是燃料不均匀供给或供气不足导致的。燃料不均匀供给会造成部分燃料燃烧不完全，从而影响主汽温度。 2.循环系统问题：循环系统中可能存在泄漏或堵塞等问题，导致循环介质流速偏低，无法将热量有效地传递到主汽中。 3.过量空气：过量的空气会稀释燃烧中的热量，导致主汽温度偏低。可能是燃烧风机调节不当或控制系统故障导致的。 4.锅炉负荷不足：如果锅炉负荷较低，燃烧产生的热量不足以满足主汽的温度需求，从而导致主汽温度偏低。 二、解决方案： 1.检查燃料供给系统：确保燃料供给均匀，可以使用燃料供给均衡装置进行调整。同时，检查燃气供应系统，确保燃气供应充足。 2.检查循环系统：定期检查循环水系统，清洗水管，消除堵塞现象。及时修复和防止泄漏，确保循环介质流速正常。 3.优化燃烧调节系统：调整燃烧风机的转速和空气送风量，使之能够满足燃料燃烧所需的氧气供应，避免过量空气的情况发生。 4.提高锅炉负荷：通过调整燃料供给量和燃烧条件，适时提高锅炉负荷，以提高燃烧产生的热量，从而提高主汽温度。
5.检查主汽调节系统：检查主汽调节系统的工作状态，确保主汽温度控制精度和稳定性。如果发现故障，及时修复或更换故障部件。 6.定期检查锅炉烟气流动情况：定期检查锅炉烟气流动情况，确保烟道内无过多的烟灰积聚，防止烟气流动受阻，影响热量传递效果。 7.定期进行锅炉清灰：锅炉内积灰会影响热量传递效果，导致主汽温度偏低。定期使用合适的方法进行清灰，保持锅炉内部清洁。 8.考虑采用余热回收技术：考虑采用余热回收技术，利用废气和废热产生的热量进行热能回收。增加热量输入，提高主汽温度。 以上是主汽温度偏低的原因及解决方案的一些建议。要解决主汽温度偏低的问题，需要综合考虑锅炉的各个方面，从燃料供给、循环系统、燃烧调节、锅炉负荷等多个方面入手进行检查和调整。同时，及时维护和保养锅炉设备，定期进行清洁和检查。只有保持锅炉设备的正常工作状态，才能确保主汽温度在正常范围内，提高热量利用效率，降低能源消耗。 (注:本文字数共499字。
影响锅炉汽温的因素与汽温的控制措施 锅炉运行中，如果汽温过高，将引起过热器、再热器、蒸汽管道以与汽轮机汽缸、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、风量与其配比的变化：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、燃烧器与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。在用减温水调节汽温时，当减温水的温度或流量变化时将引起蒸汽侧总热量的变化，当烟气侧工况未变时，汽温将发生相应的变化。 二、影响再热汽温变化的因素 由于再热器具有较大的容积，工质在其中的流速较慢，且又布置在烟气低温区域，烟气侧的传热温差小，因而再热汽温变化的迟滞时间较长。再热蒸汽压力低，比热小，使得再热汽温在工况变化时的温度变化幅度较大。同时，再热蒸汽温度不仅受锅炉工况的变化影响，还受汽轮机工况的影响。如抽汽量变化的影响与高压缸排汽温度变化的影响。 1、高压缸排汽温度变化的影响：机组在定压方式下运行时，高压缸排汽温度将随机组负荷的增加而升高。过热汽温的升高也将造成高压缸排汽温度的升高，另外，主汽压力越高，蒸汽在汽轮机中做功能力越大，焓降也越大，高压缸排汽温度则相应降低。