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。