贵溪发电厂2号炉汽温低的原因及解决措施培训

贵溪发电厂2号炉汽温低的原因及解决措施培训勇于跨越追求卓越CONTENTS目录01项目背景与问题概述02大修前后运行情况对比03汽温低的主要原因分析04提高炉膛火焰中心的措施CONTENTS目录05燃烧系统优化措施06设备维护与运行调整07汽温调整的技术经济分析08总结与展望01项目背景与问题概述锅炉投运与大修背景贵溪发电厂2号炉基本情况

贵溪发电厂2号炉于1996年12月24日全面结束大修后启动运行，在满负荷工况下出现主汽温度、再热汽温较大修前降低10～15℃的问题，与额定参数相差约30℃。大修前后关键参数对比

大修后锅炉漏风量减少，引风机电流下降；热风温度提高，炉膛燃烧稳定性增强，但低负荷双制运行时稳定性下降，需投油助燃，单制运行稳定性较好。大修中主要设备异动

包括空预器改造（由6.2m回转式改为螺旋槽管式，热风温度提高约35℃）、水冷壁酸洗（结垢从500g/m²降至基本为零）、3号磨煤机及排粉机增容改造（制粉出力提高18%）、燃烧器更换及角度调整（喷嘴角度约+3°，消除漏风）。汽温异常问题描述问题现象概述贵溪发电厂2号炉于1996年12月24日全面结束大修后启动运行，在满负荷运行工况下，主汽温度、再热汽温较大修前降低10～15℃，与额定参数相差约30℃，汽温未达到设计标准。对机组运行的影响汽温偏低导致锅炉热力性能下降，影响机组发电效率；同时，低负荷双制运行时炉膛燃烧稳定性下降，需频繁投油助燃，增加了运行成本与操作复杂性。

问题影响与解决意义

对机组经济性的影响汽温偏低导致机组热效率下降，满负荷运行时主汽温度、再热汽温比大修前低10～15℃，离额定参数相差30℃左右，增加燃料消耗和发电成本。

对设备安全运行的影响低负荷双制运行时燃烧稳定性下降，需频繁投油助燃，增加设备损耗；长期汽温不达标可能导致受热面热应力异常，影响锅炉使用寿命。

解决措施的技术价值通过优化燃烧系统、调整受热面配置等措施，可使主汽温度、再热汽温恢复至额定参数，提升机组安全稳定运行水平，为同类型锅炉问题处理提供参考案例。

保障电力供应的重要性贵溪发电厂作为江西省大型火电厂，解决2号炉汽温问题可确保电力输出稳定性，满足区域用电需求，维护电网安全经济运行。02大修前后运行情况对比01大修前后运行参数对比分析锅炉漏风量与引风机电流变化大修后锅炉漏风量显著减少，引风机电流随之下降，表明炉膛密封性提升，减少了不必要的能量损失。02热风温度与燃烧稳定性变化大修后锅炉热风温度提高，炉膛燃烧稳定性有所增强。但低负荷双制运行时稳定性下降，需投油助燃，主要受制粉系统干扰影响，单制运行稳定性较好。03空预器改造对热风温度的影响原两台6.2m回转式空预器改造为螺旋槽管式空预器后，热风温度比改造前提高了35℃左右，优化了燃烧条件。04水冷壁酸洗后的传热效果变化大修前水冷壁结垢约500g/m²，酸洗后结垢基本为零，锅炉蒸发受热面传热效果增强，提升了热交换效率。05制粉系统增容改造效果3号磨煤机、排粉机增容改造，排粉机叶片加宽10mm，磨煤机筒体加粗，制粉出力提高了18%，增强了燃料供应能力。

大修中燃烧系统设备异动情况空预器改造原二台6.2m回转式空预器更换为螺旋槽管式空预器，改造后热风温度较之前提高约35℃。

水冷壁酸洗处理大修前水冷壁结垢量约500g/m²，酸洗后结垢基本清除，显著增强了锅炉蒸发受热面的传热效果。

制粉系统增容改造3号磨煤机筒体加粗，排粉机叶片加宽10mm，制粉出力提高18%，排粉机出口乏气量相应增加。

燃烧器调整与优化部分燃烧器进行更换并调整角度至约+3°，同时消除喷嘴漏风问题，改善炉内燃烧工况。

2号炉与1号炉特性对比对比数据来源与时间1997年贵溪发电厂2号炉与1号炉特性对比数据，为分析2号炉汽温问题提供横向参考依据。

关键运行参数差异通过对两炉在相同负荷工况下主汽温度、再热汽温、排烟温度等关键参数对比，揭示2号炉汽温偏低的相对程度。

设备配置差异影响对比两炉燃烧器结构、制粉系统出力、受热面布置等设备配置差异，分析其对炉膛燃烧及汽温特性的影响。

运行稳定性对比1号炉在不同负荷下燃烧稳定性表现优于2号炉，尤其在低负荷时2号炉需频繁投油助燃，反映出2号炉燃烧系统存在的适应性问题。03汽温低的主要原因分析

火焰中心低的影响三次风干扰加剧火焰中心下移3号排粉机叶片加宽10mm后，出口乏气量显著增加，低温三次风风速高达70m/s，压制一次风喷嘴，导致炉膛火焰中心无法提高。

燃烧器改造与布置缺陷1995年小修将喷嘴改为二、三、一、二、一、一、二布置，三次风与一次风火嘴间距过近，低温乏气影响上排一次风着火；本次大修后燃烧器角度调整为+3°左右，但下排二次风门取消，进一步限制火焰中心提升。

低负荷燃烧稳定性恶化低温三次风过早与一次风混合干扰着火，尤其低负荷双制运行时需频繁投油助燃；单制运行稳定性较好，凸显制粉系统增容改造后的干扰影响。

对流传热为主的汽温特性不匹配2号炉过热器、再热器以对流传热为主，火焰中心低导致炉膛出口烟温下降，中下二次门全开虽能提高过剩空气系数，但汽温提升有限，需依赖火焰中心高度调整。

水冷壁化学清洗的影响清洗效果：显著清除水垢大修前水冷壁结垢约500g/m²，酸洗后水冷壁结垢基本为零，有效增强了锅炉蒸发受热面的传热效果。

对炉内火焰强度的影响在产生同等数量饱和蒸汽的情况下，因传热效果提升，送入的煤量可减少，导致炉内火焰强度略有下降。

炉膛出口烟温降低火焰强度下降使得炉内烟气所带热量减小，炉膛出口烟温降低，进而导致对流受热面吸热量减少。

汽温下降的直接后果对流受热面吸热量的减少，直接造成主汽温度、再热汽温有所降低，是汽温偏低的原因之一。炉内漏风量减少的影响

漏风量减少的直接表现贵溪发电厂2号炉大修中，对水冷壁及喷嘴四周各密封点进行彻底处理，使炉膛漏风大大降低。

漏风量减少对烟气量的影响漏风量减少相应减少了烟气量，导致对流受热面的吸热量减少，从而使主汽温度、再热汽温有所降低。配风量不足的表现运行配风量较少的问题2号炉因燃烧稳定性较其它炉差，加之来煤杂，部分煤种发热量和挥发份低、灰份高，难以着火。运行中为确保燃烧稳定和不熄火，仅在高负荷时投入一定二次风，低负荷时二次风几乎全关。对汽温的影响机理配风量不足导致进入炉膛的烟气量减少，使得以对流传热为主的过热器、再热器吸热量下降，从而引起过热蒸汽温度偏低。与其他因素的关联性低负荷双制运行时，制粉系统干扰影响燃烧稳定性，进一步加剧了运行人员对配风量调整的保守性，形成恶性循环，导致汽温调节困难。

运行表计不全的影响关键参数监测缺失氧量表、二次风在线表、一次风在线表、各段烟压表、各段烟温表等未能全部正常投入运行，导致无法实时获取炉膛燃烧关键参数。

科学调整缺乏依据运行人员难以根据准确的表计数据进行燃烧配风、火焰中心控制等精细化调整，无法实现对汽温的精准调控。

运行优化受限由于无法全面监测炉内工况，难以分析汽温偏低的具体运行层面原因，制约了针对性优化措施的制定与实施。04提高炉膛火焰中心的措施

恢复原喷嘴布置方式01原喷嘴布置方式优势1995年小修时喷嘴采用二、三、一、二、一、一、二布置，三次风与一次风火嘴间隔距离合理，可减少低温乏气对上级一次风着火的影响，避免三次风对火焰中心的压制。

02现行布置问题分析大修后制粉系统增容改造导致3号排粉机出口乏气量大幅增加，70m/s的低温三次风压制一次风喷嘴，结合下排二次风门取消，火焰中心难以提高，低负荷双制运行需投油助燃。

03调整实施方案恢复原喷嘴布置方式，将三次风与一次风间隔距离调远；适当向上调整一次风喷嘴角度至设计值（原各喷嘴角度约＋3°），消除三次风对燃烧的干扰，提升炉膛火焰中心高度。

04实施效果预期可减少三次风对一次风着火的干扰，增强煤粉在炉内燃烧稳定性；通过提高火焰中心位置，增加过热器、再热器的对流传热与辐射传热，从而提升主汽温度和再热汽温。调整一次风喷嘴角度喷嘴角度现状分析大修后各喷嘴角度约在＋3°左右，低温三次风压在一次风喷嘴上面，抑制火焰中心提高，影响炉膛出口温度。角度调整目标适当向上调整一次风喷嘴角度，使火焰中心上移，提高炉膛出口温度，增加对流及辐射传热，从而提升主汽温度和再热汽温。实施方式在恢复原喷嘴布置方式基础上，通过机械调节装置将一次风喷嘴角度向上调整，具体调整幅度需结合燃烧稳定性及汽温变化情况确定。配合措施调整喷嘴角度的同时，需配合进行适当配风，减少三次风对燃烧的干扰，确保炉膛燃烧稳定，为火焰中心上移创造有利条件。案例分析：水封破坏对汽温的影响检修前运行工况1997年3月7日2号炉甲侧捞渣机故障前，负荷N125MW、主汽压力P主13.4MPa、主汽温度T主512/510℃、再热汽温T再515/510℃、排烟温度145℃、热风温度315℃。水封破坏后的参数变化检修破水封后，负荷N125MW保持不变，主汽压力P主13.4MPa稳定，主汽温度T主升至536/543℃，再热汽温T再升至540/540℃，排烟温度升高到160℃。汽温升高的核心原因水封破坏后大量冷风进入炉膛底部，使火焰中心抬高，同时增加炉内过剩空气系数，显著增强对流传热，导致主汽温、再热汽温及排烟温度均上升。05燃烧系统优化措施

敷设卫燃带的作用与实施卫燃带的核心作用在燃烧器中心区域适当敷设卫燃带，可减少燃烧区水冷壁的吸热量，提高燃烧中心温度水平，保证炉膛燃烧稳定，配合喷嘴角度上翘及合理配风，促使火焰中心上移，提高炉膛出口温度，增加对流及辐射受热面吸热，从而提高主汽温度和再热汽温。

实施注意事项敷设卫燃带时，需以炉膛出口不结焦为前提，并充分考虑燃料燃烧程度，确保在提高燃烧温度的同时，避免因结焦影响锅炉安全稳定运行。

受热面调整：省煤器与过再热器省煤器受热面优化贵溪发电厂2号炉省煤器受热面较1号炉等其他炉型偏多，导致炉膛吸热量相对减少。在产汽量相同情况下，燃料消耗量降低，使得烟气量减少，对流受热面吸热量下降，进而导致主汽温度和再热汽温降低。通过减少部分省煤器受热面，可增加炉膛内燃料燃烧释放热量在过、再热器的分配比例。

过热器与再热器受热面增补针对2号炉以对流传热为主的汽温特性，在减少省煤器受热面的同时，相应增加过热器和再热器的受热面积。通过优化受热面布置，提高烟气与蒸汽的热交换效率，从而提升主汽温度和再热汽温，使其接近额定参数。

技术经济平衡考量调整受热面时需综合评估排烟热损失变化。减少省煤器受热面、增加过再热器受热面可能导致排烟温度上升，需通过全面技术经济比较，确保在提高汽温的同时，将排烟热损失控制在合理范围内，实现安全与经济性的平衡。

燃煤掺烧与合理配风策略燃煤掺烧的必要性贵溪电厂来煤复杂，煤种发热量差异大，好煤和差煤发热量相差可达2000大卡/公斤。通过合理掺烧，可使入炉煤质接近设计煤种，改善燃烧稳定性，为汽温提升创造条件。

燃煤掺烧的实施要点及时进行煤种化验，并将燃煤的工业分析结果（如发热量、挥发份、灰份等）及时报送锅炉运行人员，以便运行人员根据煤质情况调整掺配比例。

合理配风的目标保持适当的炉内空气过剩系数，确保燃料燃烧充分，避免因配风不当导致烟气量不足或燃烧不完全，从而提高主汽温度和再热汽温。

低负荷运行的配风调整针对2号炉低负荷双制运行时稳定性下降、需投油助燃的问题，应避免二次风全关，需根据燃烧情况合理开启二次风，增强燃烧稳定性，减少对汽温的负面影响。06设备维护与运行调整受热面定时吹灰方案

现有声波吹灰器应用效果2号炉大修后采用的声波吹灰器在试运阶段，使再热器汽温提高了4℃左右，但因系统复杂，电动发生器故障频发，投用率较低。

拟更换高效吹灰器类型计划改用瑞典科康声力公司生产的声波吹灰器，该型号在贵溪发电厂1、3号炉使用效果良好，可使再热汽温提高8－12℃，排烟温度下降10－15℃。

吹灰方案实施注意事项实施受热面定时吹灰时，需结合锅炉运行负荷、煤质情况及受热面积灰程度制定合理的吹灰周期，同时关注吹灰过程对炉膛燃烧稳定性及汽温的动态影响，确保安全经济运行。

声波吹灰器的应用与改进现有声波吹灰器使用情况2号炉大修后采用声波吹灰器，目前处于试运阶段。投用后再热器汽温提高了4℃左右，但因系统复杂，电动发生器故障频发，导致投用率较低。

拟更换的声波吹灰器型号及效果准备改用瑞典科康声力公司生产的声波吹灰器。该型号吹灰器在本厂1号、3号炉使用效果良好，可使再热汽温提高8-12℃，排烟温度下降10-15℃。

吹灰器应用的技术经济考量采用声波吹灰器等提高汽温的方法，需注意可能导致排烟温度上升，增加排烟热损失。因此，在实施过程中需进行全面的技术经济比较，以确保综合效益最优。

运行表计完善与科学调整01完善关键运行表计配置需确保氧量表、二次风在线表、一次风在线表、各段烟压表及烟温表等关键表计全部正常投入运行，为燃烧优化调整提供准确数据支持。

02建立表计定期校验机制制定运行表计的定期校验计划，明确校验周期与标准，确保表计测量精度，避免因仪表误差导致调整失当，影响汽温控制效果。

03强化运行参数动态分析基于完善的表计数据，实时监控炉膛出口烟温、过剩空气系数等参数，结合煤质变化及负荷工况，动态调整配风方式与燃烧器角度，实现汽温科学调控。

04开展运行人员技能培训针对表计数据分析与调整方法开展专项培训，提升运行人员对燃烧系统特性的理解，增强其在不同工况下的参数调整能力，确保汽温稳定控制。07汽温调整的技术经济分析

各项措施的效果对比火焰中心调整的效果1997年3月7日2号炉甲侧捞渣机故障处理案例显示，破坏水封使冷风进入炉膛底部抬高火焰中心后，在125MW负荷下，主汽温由512/510℃升至536/543℃，再热汽温由515/510℃升至540/540℃，排烟温度从145℃升高到160℃。

吹灰器改造的预期效益现有声波吹灰器投用率低，再热汽温仅提高4℃左右；计划改用瑞典科康声力公司产品，参考1、3号炉使用效果，预计可使再热汽温提高8-12℃，排烟温度下降10-15℃。

综合措施的技术经济性考量提高火焰中心、增加过量空气系数、减少省煤器受热面等措施可有效提升汽温，但会导致排烟温度上升，增加排烟热损失；需结合机组实际运行工况，进行全面技术经济比较后确定最优方案组合。01排烟温度变化与热损失评估提高火焰中心对排烟温度的影响1997年3月7日2号炉甲侧捞渣机故障检修案例显示，因水封破坏导致大量冷风进入炉膛底部，火焰中心抬高，排烟温度从145℃升高到160℃，直接导致排烟热损失增加。02减少省煤器受热面对排烟温度的影响减少省煤器受热面、增加过再热器受热面的措施，在提高汽温的同时，会使排烟温度上升，需关注由此带来的排烟热损失增加问题。03声波吹灰器对排烟温度的改善效果改用瑞典科康声力公司生产的声波吹灰器后，在1、3号炉使用效果良好，可使排烟温度下降10－15℃，有效降低排烟热损失，提升锅炉效率。04综合技术经济比较的必要性采用提高火焰中心、增加过量空气系数、减少省煤器受热面等方法提高汽温时，均可能导致排烟温度上升，需进行全面技术经济比较，平衡汽温提升与热损失增加的关系。综合优化方案建议短期快速调整措施恢复原喷嘴布置方式，将各喷嘴角度适当向上调整，减少三次风对燃烧的干扰；低负荷运行