主汽温 再热气温的调节
再热汽温调节的常用方法及注意事项
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1. 调整再热汽量。
再热汽量是影响再热汽温的关键因素之一，通过调整再热汽量可以有效地控制再热汽温。
3、锅炉主、再热蒸汽调节解析
• 喷 嘴
二、烟道挡板
烟 道 挡 板 是 利 用改变流过尾部 烟道中的烟气量 来调节汽温，现 代锅炉上主要用 来调节再热蒸汽 温度。
二、烟道挡板 • 调节烟道挡板，可以改变流经两个烟道的烟气 流量，也就是改变 2 个并联烟道中的烟气分配 比率，从而调节再热汽温。 • 烟气流量的改变，也会影响到过热汽温，但可 调节减温器的喷水量来维持过热汽温稳定。 • 再热器进口的喷水减温器正常下是不运行的， 只是在再热器出口温度上升，并且不能被挡板 控制的情况下作为紧急减温器使用。
多管式喷水减温器 1－多孔管；2－混合管；3－减温器联箱 多孔喷管上开有若干喷水孔，喷孔一般在背向汽流方向 的一侧，以使喷水方向和汽流方向一致。喷孔直径通常 为5～7mm，喷水速度为3～5m/s。
再 热 器 微 量 及 事 故 喷 水
莫诺克喷头
• B a b c o c k 的 喷 水 减 温 器
过热器（或再热器）的温度特性
• 过热器（或再热器）出口汽温与锅炉负荷的变化规 律称为过热器（或再热器）的温度特性。 • 对流过热器：随着锅炉负荷的增大，燃料消耗量增 大，烟气流速和流量都增大，同时烟气温度升高， 对流传热量增加，相对于每千克蒸汽的对流吸热量 增加，因此对流过热器的出口汽温随锅炉负荷的增 大而增大。 • 辐射过热器：辐射过热器的出口汽温随锅炉负荷的 增大而降低。因为当锅炉负荷增加时，炉膛火焰的 平均温度增加有限，辐射传热量增加不多，跟不上 蒸汽流量的增加，使工质的焓增减少。 • 半辐射过热器：其汽温特性介于对流过热器和辐射 过热器之间，汽温特性较平稳。 • 采用适当比例的辐射和对流受热面是为了获得较平 稳的汽温特性。
•
•
火焰中心位置：火焰中心位置升高，炉内辐射吸热份额下降，布置在炉膛上的部和水平烟道内 的再热器会因为传热温压增加而多吸热，使其出口再热汽温升高。反之，火焰中心位置下移， 再热汽温将下降。
过、再热汽温变化的影响因素及调节方法_图文
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。
汽温影响因素：锅炉的受热面设计时，规定了锅炉的 燃料特性、给水温度、过剩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，不能获得设 计预定的工况，导致锅炉的蒸汽参数发生变化。
内扰—由锅炉设备本身的工作条件变化所引起，如受 热面积灰、结渣，烟道漏风等因素； 外扰—由锅炉外部的条件引起时，如用户对锅炉负荷 需要的变化随时间而变化。
过、再热汽温变化的影响因素及调节方法_图 文.ppt
一 、过、再热汽温变化的影响因素
控制汽温的重要性，影响汽温变化的因素。
二、过热器、再热器汽温调节方法
蒸汽侧和烟气侧调温方法受热 面部件； 再热器—将汽轮机高压缸排汽重新加热到额定再热温 度的锅炉受热面部件。
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。
各因素对过热汽温影响
影响因素 ）
锅炉负荷 ±10% 炉膛过剩空气系数 ±10% 给水温度 ±10℃ 燃煤水分 ±1% 燃煤灰分 ±10%
利用送风量调节汽温是有限度的，超过了范围将造 成不良后果。因为过多的送风量不但增加了送、吸 风机是耗电量，降低了电厂的经济性，而且增大了 排烟热损失，降低锅炉热效率。特别是燃油锅炉对 过剩空气量的控制就更为重要。过剩空气量的增加 ，不但加速空气预热器的腐蚀，还有可能引起可燃 物在尾部受热面的堆积，导致尾部受热面再燃烧
浅谈600MW亚临界机组锅炉再热蒸汽温度调节
浅谈600MW亚临界机组锅炉再热蒸汽温度调节发布时间：2021-04-07T12:18:44.093Z 来源：《中国电业》2020年第31期作者：魏向国李勇[导读] 再热汽温调节在自动控制中占有很重要的作用魏向国李勇河北国华定州发电有限责任公司河北定州 073000摘要：再热汽温调节在自动控制中占有很重要的作用，为了使再热汽温符合设计要求，则如何采取有效的调节方法进行再热汽温的调节就显得异常重要，本文主要介绍再热汽温调节的特点以及针对国华定州电厂介绍再热汽温的调节特点以及逻辑实现。
关键词：再热汽温调节逻辑1 再热汽温调节概述蒸汽再热器也叫中间再热器或二次过热器，为了提高循环热效率，超高参数及其以上的机组一般都采用蒸汽中间再热。
在运行中要求再热汽温的变化不超过5～100C，再热汽温降低会降低循环效率，过高又会影响再热器或汽轮机的工作安全。
再热器进口蒸汽状态决定于汽轮机高压缸的排汽参数，而高压缸排汽参数随汽轮机的运行方式、负荷大小及工况变化而变化。
当汽轮机负荷降低时，再热器入口汽温也相应降低，要维持再热器的额定出口汽温，则其调温幅度大。
由于再热汽温调节机构的调节幅度受到限制，则维持额定再热汽温的负荷范围受到限制。
再热汽温调节不宜用喷水减温方法，否则机组运行经济性下降。
再热器置于汽轮机的高压缸与中压缸之间。
因此在再热器喷水减温，使喷入的水蒸发加热成中压蒸汽，使汽轮机的中、低压缸的蒸汽流量增加，即增加了中、低压缸的输出功率。
如果机组总功率不变，则势必要减少高压缸的功率。
由于中压蒸汽作功的热效率较低，因而使整个机组的循环热效率降低。
从实际计算表明，在再热器中每喷入1％MCR的喷水，将使机组循环热效率降低0.1％～0.2％。
因此，再热汽温调节方法采用烟气侧调节，即采用摆动燃烧器或分隔烟温等方法。
但考虑为保护再热器，在事故状态下，使再热器不被过热而烧坏，在再热器进口处设置事故喷水减温器，当再热器进口汽温采用烟气侧调节无法使汽温降低，则要用事故喷水来保护再热器管壁不超温，以保证再热器的安全。
主、再热蒸汽系统流程;主、再热蒸汽温度的调整方法;要点
国电双鸭山发电有限公司2×600MW机组HG-1900/25.4-YM3型超临界直流锅炉说明书编号: 06.1600.008-01编写:校对:审核:审定：批准:哈尔滨锅炉厂有限责任公司本说明书对国电双鸭山发电有限公司2×600MW机组超临界直流锅炉主要设计参数、运行条件及各系统部件的规范进行了说明，并介绍了采用英国三井巴布科克能源公司技术的超临界本生直流锅炉的技术特点。
本说明书应结合锅炉图纸，计算书等技术文件参考使用。
1. 锅炉容量及主要参数 (1)2. 设计依据 (2)2.1 燃料 (2)2.2 点火及助燃油 (3)2.3 自然条件 (3)3 锅炉运行条件 (4)4 锅炉设计规范和标准 (4)5 锅炉性能计算数据表（设计煤种） (5)6 锅炉的特点 (6)7 锅炉整体布置 (8)8 汽水系统 (9)9 热结构 (19)10 炉顶密封和包覆框架 (24)11 烟风系统 (29)12 钢结构（冷结构） (29)13 吹灰系统和烟温探针 (32)14 锅炉疏水和放气（汽） (33)15 水动力特性 (34)附图: (35)国电双鸭山发电有限公司的2台600MW——HG-1900/25.4-YM3型锅炉是哈尔滨锅炉厂有限责任公司利用英国三井巴布科克能源公司（MB）的技术支持，进行设计、制造的。
锅炉为一次中间再热、超临界压力变压运行带内置式再循环泵启动系统的本生（Benson）直流锅炉，单炉膛、平衡通风、固态排渣、全钢架、全悬吊结构、π型布置（见附图01-01～04）。
锅炉为紧身封闭布置。
锅炉设计煤种和校核煤种均为双鸭山本地煤。
30只低NO X轴向旋流燃烧器（LNASB）采用前后墙布置、对冲燃烧，6台ZGM113N 中速磨煤机配正压直吹制粉系统。
锅炉以最大连续出力工况（BMCR）为设计参数。
在任何5磨煤机运行时，锅炉能长期带额定负荷（ECR）。
1.锅炉容量及主要参数2.设计依据2.2 点火及助燃油油种：#0轻柴油密度0.825t/m3运动粘度(20℃时)： 3.0～8.0mm2/s凝固点：小于0℃闭口闪点：不低于65℃机械杂质：无含硫量：≤0.2%水份：痕迹灰份：≤0.02%低位发热值Q net,ar41800 kJ/kg2.3 自然条件该地区处于寒温带，属大陆性季风气候，冬季受蒙古高气压控制，严寒而漫长，封冬期较长。
如何解决锅炉主再热汽温偏低问题
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℃。
再热汽温调节方法
再热汽温调节方法
再热汽温调节方法主要包括以下几种：
1. 烟气挡板调节：烟气挡板可以手控或自控，当负荷变化时，调节挡板开度可以改变通过再热器的烟气流量，从而达到调节再热汽温的目的。
例如，当负荷降低时，可以开大再热器侧的烟气挡板开度，使通过再热器的烟气流量增加，提高再热汽温。
2. 烟气再循环调节：利用再循环风机从尾部烟道抽出部分烟气再送入炉膛。
通过对再循环气量的调节，改变经过热器、再热器的烟气量，使汽温发生变化。
3. 摆动式燃烧器：通过改变燃烧器的倾角来改变火焰中心的高度，从而使炉膛出口温度得到改变，以达到调整再热汽温的目的。
4. 再热喷水减温调节：喷水减温器由于其结构简单、调节方便、调节效果好而被广泛用于锅炉再热汽温的细调。
但使用这种方法会使机组热效率降低，因此应尽量减少再热喷水的用量以提高整个机组的热经济性。
以上信息仅供参考，具体采用哪种方法还需要根据实际运行情况来确定。
如需更多信息，建议咨询专业工程师。
660MW超临界直流炉主、再热蒸汽温度的运行调整分析
660MW超临界直流炉主、再热蒸汽温度的运行调整分析摘要：超临界技术的应用可以提高电厂生产效率，减少环境污染，节约设备能源，因此，在世界上许多国家和地区都得到了广泛使用，由于直流锅炉没有热包，热应力问题尤为突出，因此，保证主蒸汽的稳定是一项尤为重要的工作。
由于超临界直流机组在我国商业运行的时间还较短，直流炉的特性注定了机组主汽温度自动控制与机组的协调控制存在紧密联系，要解决机组主汽温度自动控制，机组协调控制及给水控制必须稳定。
660MW 超临界机组的主、再热蒸汽温度的运行调整在正常运行中是非常重要的，是保证机组稳定运行的一个重要方面，汽温过高会影响机组的寿命，过低会降低机组的效率。
关键词：超临界直流炉；主蒸汽温度调整；措施电站锅炉过热汽温、再热汽温影响着机组的安全经济运行。
由于超临界压力锅炉没有汽包，热水受热面、蒸发受热面和过热受热面之间没有固定的界限，运行工况发生变化时，各受热面的长度会发生变化，控制锅炉过热器出口温度(主汽温) 在允许范围内对整个电厂的安全运行和生产具有非常重要的意义，主汽温度过高或过低都会影响整个机组的正常运行。
超超临界机组运行参数高，其控制要求也比常规机组更为严格，尤其超超临界直流锅炉的主汽温变化特性就比汽包锅炉更为复杂，控制和调节也更为困难。
因此，研究直流锅炉的汽温变化特性就有着很重要的现实意义和理论价值。
一、超临界直流炉汽温控制的必要性及特征超临界直流炉技术的汽温是受水煤比、机组负荷、风量和燃烧情况等因素影响。
汽温过热以及大幅度偏离等因素，会导致超临界直流炉技术汽温在经济和设备安全等方面都受到影响。
超临界直流炉技术汽温如果超高会降低金属设备的强度，超临界直流炉技术气温较低又会导致汽轮机的损耗加强，同时，系统的热效率会降低。
超临界直流炉技术突破了传统的自然循环锅炉的汽包，在水进入到锅炉后，因为各种因素的影响，导致各受热面之间分界线不固定。
一般来说，超临界直流炉技术汽温的特征有两个：一是，动态特征。
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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。
6.主汽温度高时应及时采取以下措施：
①开大减温水量，并观察减温器后温度的变化
②降低火焰中心
③加强水冷壁省煤器的吹灰
减小一次风量或适当增加负荷
在燃烧完全的前提下尽量减小过剩空气量，或总风量不变的情况下，增加上层二次风量，减小下二次风量
将上层燃烧器切换为下层火嘴运行
7.主汽温度低调整应依次采取下述措施：
①关小减温水，并注意减温后温度的变换情况
②适当提高火焰中心
③加强过热器吹灰
④适当增加燃烧，提高热负荷
8.下列情况对气温影响较大，应注意及时调整：
①锅炉启动停止时
②入炉煤质变化时
③启动停止或切换磨煤机时
④投，切换高加及给水温度变化时
⑤燃烧不稳定时
⑥煤粉细度变化时
锅炉吹灰，除焦或排污时
辅机故障时
再热气温的调整
再热汽温的调整主要靠摆动燃烧器来调整，喷水作为保护手段，事故喷水设在再热器入口的管道上，只用依事故状态时用，微量喷水调节再热汽温
汽温低时，应加强再热器部分吹灰。
汽轮机甩负荷时，为保护再热器应及时投入旁路系统，
高加突然解列，要严防再热甩汽温。
通过燃烧调整过热器汽温时，也一定要注意再热汽温度的变化。
汽温高的危害：加快承压部件，主蒸汽管道，气机主气门，调节级叶片，气机内缸等相关设备发生蠕变加快，甚至过热器爆管变形，使气机做功能力下降，降低，
气温低的危害; 造成汽轮机水冲击，末级叶片水蚀，热应力增加。
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