再热器减温水
再热器减温水调节阀运行异常的分析与改进
再热器减温水调节阀运行异常的分析与改进徐云;金熊【摘要】分析了某600MW超临界机组再热器减温水调节阀调节性能差、小流量调节时汽蚀冲刷严重、密封严密性差,以及阀门振动大导致定位器失准等问题产生的原因,提出了有针对性的解决方案.通过改造调节阀的阀内件以及优化调节阀的特性曲线,有效地提高了阀门的调节精度,消除了减温水系统的泄漏量,大大减少了设备维护工作量,为火电机组解决同类问题提供了借鉴的经验.【期刊名称】《上海电力学院学报》【年(卷),期】2015(031)002【总页数】4页(P179-182)【关键词】再热器减温水;调节阀;调节精度;汽蚀【作者】徐云;金熊【作者单位】浙江浙能乐清发电有限责任公司,浙江乐清325609;华电半山发电有限公司,浙江杭州310015【正文语种】中文【中图分类】TK223.37;TK223.75在燃煤火力发电过程中，从锅炉出来的高温高压蒸汽进入汽轮机高压缸做功后，蒸汽的温度和压力都有较大下降.为了充分利用锅炉的热能，将高压缸的排汽再送回至锅炉，利用锅炉中的高温烟气对蒸汽重新加热，再送回至汽轮机中压缸做功，形成一次再热，可以有效降低电厂煤耗，提高燃料的利用效率.[1]某电厂600 MW 超临界火力发电机组在省煤器出口处设有烟气档板，通过控制低温再热器和低温过热器的烟气流量，实现对再热汽温的正常调节.另设有再热器微量喷水减温器和事故喷水减温器，前者作为再热汽温调节的辅助手段，以弥补烟气档板调温控制的不足，后者仅在再热器进口汽温超温等特殊情况下使用.再热器减温水调节阀安装在锅炉再热器系统的事故喷水管道上，它根据再热蒸汽的温度、压力等信号来控制阀门开度，调节喷水管的进水量，实现对再热汽温的自动调节.由于再热器减温水主要作为再热蒸汽温度的微调手段，因此对减温水调节阀的调节精度要求极高.该电厂交叉布置了两个再热器减温水调节阀，采用的是FISHER公司的产品，阀门公称通径 DN50，压力等级ANSI2500LB.1 存在问题该电厂再热器减温水调节阀在使用一段时间后出现了阀门线性度变差、调节性能下降、密封面被汽蚀和冲刷等现象，尤其是小流量调节时，阀门前后压差过大，导致振动加剧，进而引发定位器失准，使阀门的调节精度大大降低.此外，随着运行时间的增加，该调节阀还出现内漏问题，大大时导致锅炉超温，大大影响了机组运行的稳定性和安全性.[2]图1为该机组再热器减温水调节阀在一段时间内接连发生3次故障时减温水压力和流量的变化曲线.故障发生时，调节阀阀位剧烈跳动，再热器减温水流量及压力也随之发生剧烈变化.图1 2011年5月18日调节阀故障时减温水的变化曲线2 原因分析研究再热器减温水调节阀在关断状态下漏流量过大、调节性能不佳等问题，分析其问题产生的原因有以下几种:(1)再热器减温水阀前、阀后压差较大，在高压差工况下，会对阀内件产生冲刷损坏，使密封面丧失关闭能力，造成漏流量过大，蒸汽温度控制困难;(2)原阀内件设计结构不合理，只是单座阀芯曲线调节，一级节流承担了5 MPa以上的压差，导致阀门在小开度工况下冲刷严重;(3)原有的阀内件是单级节流，阀门前后压差过大引起阀门震动大;(4)现有阀门的节流等级少，介质流速过快，阀内件难以实现精确调节;(5)由于阀后压力低于饱和压力，阀门密封面和阀笼等部件严重汽蚀.上述原因导致调节阀产生阻塞流，继而引起汽蚀现象.汽蚀是材料在液体的压力和温度达到临界值时产生的一种破坏形式，分为闪蒸和空化两个阶段.闪蒸是一种非常快速的转变过程，当流体流经调节阀时，由于阀座和阀瓣形成局部收缩的流通面积，产生局部阻力，使流体的压力和速度发生变化.当入口绝对压力的流体流经节流孔时，流速突然急剧增加，静压骤然下降，孔后出口绝对压力达到该流体所在情况下的饱和蒸汽压力前，部分流体汽化成气体，产生气泡，形成气液两相共存现象，称为闪蒸阶段.闪蒸过程中气泡破裂时所有的能量集中在破裂点上，产生几千牛顿的冲击力，冲击波的压力可高达2×103 MPa，大大超过了大部分金属材料的疲劳破坏极限.同时，局部温度高达几千摄氏度，这些过热点引起的热应力是产生汽蚀破坏作用的主要因素.汽蚀如同砂子喷在零件表面一样，将零件表层撕裂，形成粗糙的渣孔般的外表面.在高压差恶劣条件下，极硬的阀瓣和阀座也会在很短时间内遭到破坏，发生泄漏，影响阀门的使用性能.同时，汽蚀过程中，空化时气泡破裂释放出巨大的能量，会引起阀内部零件的振动，并传导到管道，产生高达10 kHz 的噪声，气泡越多，噪声越大.闪蒸和空化会对阀门造成一定程度的损坏，降低其使用寿命.3 解决方案分析再热器减温水调节阀的缺陷原因，确定其解决方案如下:对再热器减温水阀的内件进行改造，以提高再热器减温水调节阀的调节精度，确保关断的严密性.由于原调节阀的节流过大，需对原阀的流通能力进行计算并设计，选择合适的阀内件型式，并采取措施防止汽蚀的产生.以该电厂3#机组为例，汽轮机中压缸出口压力为10.0 MPa，温度为296℃，阀门开度为 8.4%(手动状态)，再热器压力为 4.45 MPa，温度为595 ℃，流量变化为80.7 t/h(流量稳定时).改造前在阀门未操作并且阀门指令和反馈变化只有0.4%情况下，流量在3 min内会自动下降到12 t/h，然后管道和阀门发生严重振动.3.1 基础数据及基本核算公式再热器减温器的介质为水，其参数值如表1所示.表1 减温水参数注:Q—故障时流量;P1—入口绝对压力;P2—出口绝对压力;T1—入口绝对温度;ρ—密度;p v—液体的饱和蒸汽压;p c—热力学临界压力.Q/(t·h －1)P1 P2p v p c T1/K ρ/(kg·m －3)MPa 8 2 212 kPa 30.7 4.0 1.75 469 871 1 427. 基本核算的计算方式如下:[3-4]式中:Δp——实际压差;Δp'——阻塞流压差;FL——阀门的压力恢复系数，原调节阀为单阀座，抛物线型阀芯(流开)取值为 0.9; FF——液体的临界压力比系数.由结果可知:Δp＞Δp'，此时为阻塞流情况.3.2 防汽蚀产生的设计计算为了防止调节阀的汽蚀、控制噪声，单靠改变冲刷面的材料已无法满足要求，需要控制缩流面处的压力，使其保持不低于液体的饱和蒸气压力.此时，可采取特殊防汽蚀设计的阀笼结构，对于压差较大的场合，还可以通过多级降压，确保介质通过每一降压段时的压力不小于液体的饱和蒸气压力.闪蒸和空化出现的先决条件是阻塞流的产生，这时调节阀两端压差即为阻塞流压差Δp'.当Δp≤Δp'时，可避免闪蒸和汽蚀的发生.采用多级降压时每一级降压的实际压差Δp均应小于阻塞流压差Δp'.根据多级节流的原理，每一级的压降将按几何级数递减.由于实际情况中Δp＞Δp'，且 p2＞p v，所以不采用降压措施将产生汽蚀现象.为了避免汽蚀的产生，应采取多级降压措施，初定为二级降压:[4]由式(1)、式(5)和式(6)解得:Δp2=2.25 － 1.5=0.75(MPa)根据式(2)得:由于，每级降压后都不会出现汽蚀现象，因此调节阀可以采用二级降压设计.3.3 调节阀的流通能力计算调节阀流通系数(CV值)为:式中:N1=0.1;4 解决方案分析原阀内件的破坏情况和相关运行记录，结合上述计算，对原阀内件进行了如下改造.(1)阀芯上加多个节流槽，以改善防卡机能.如有小的焊渣等固体颗粒，可以进入节流槽，防止阀门卡涩阀芯导向面.(2)将节流面与密封面分开，节流面主要起节流消耗流体能量的作用，再加上密封面处堆焊硬质合金.调节级数的增加，优化了调节阀的特性曲线，适应了自动控制要求.(3)阀芯与阀座密封面及修正阀笼材质均选用高硬度合金材料，并进行密封面司太立堆焊+阀内件全表面高级渗氮，硬度可达到 HRC70，硬度和韧性极佳，远高于原密封面的硬度 HRC45(而且只是密封面局部硬化，阀芯外表面无硬化处理)，阀笼配合阀芯全行程调节，提高了调节精度，防止流体冲刷.(4)原阀笼开孔仅起通流作用，现阀笼上分布等百分比特性小孔，以增加节流等级，延长阀内件运行寿命.(5)重新计算调节阀的CV值，优化阀内件流通能力和调节性能.(6)采用低噪声防振动结构，消除了因存在振动而造成阀杆的断裂现象.改造前后阀门结构对比如图2所示.图2 改造前后阀门结构对比改造后，对再热器减温水调节阀的调节特性进行了在线测试，如图3所示.由图3可以看出，改造后调节阀的调节特性非常好，阀门调节精度大大提高，完全可以适应自动控制的要求.图3 改造后阀门调节特性曲线5 结语对再热器减温水调节阀出现的问题进行了有针对性的改造后，其缺陷明显减少.调节级数的增加，优化了调节阀的特性曲线，使阀门调节精度大大提高，适应了自动控制要求，同时还消除了减温水系统的泄漏量，减少了设备维护的工作量.阀门密封面处经过堆焊硬质合金及渗氮处理后，加大了阀芯磨损强度，提高了阀门关断的严密性，达到泄漏等级标准，消除了运行中管道和阀门存在的振动.实际运行和性能试验数据显示，各个负荷下再热器减温水量明显下降，优化了蒸汽温度调节与控制的效果，提高了锅炉本体运行的可靠性，保证了机组安全和经济运行.参考文献:【相关文献】[1]关金峰，王军，魏铁铮.再热蒸汽喷水减温的热经济性分析[J].华东电力，2001(1):20-22.[2]宋大勇，文岩，吴炬，等.600 MW超临界锅炉再热器事故减温水量大原因分析及措施[J].锅炉技术，2013，44(5):62-65.[3]中国国家标准化管理委员会.GB/T 17213.2—2005工业过程控制阀[S].北京:中国标准出版社，2005.[4]中国国家标准化管理委员会.GB/T 17213.17—2010工业过程控制阀[S].北京:中国标准出版社，2010.。
如何降低300MW机组锅炉再热减温水量来提高机组效率
如何降低300MW机组锅炉再热减温水量来提高机组效率[摘要]本文在对某300 mw机组存在问题的基础上，提出了增加再热器受热面和加大减温水容量的解决方案来解决此问题，改造后的锅炉在过热器不超温的情况下，再热汽温达到530℃以上，取得了初步的效益。
[关键词]再热汽温；墙式辐射再热器；安全性；经济性中图分类号：tm621文献标识码：a文章编号：1009-914x（2013）21-0000-001 引言我厂2台300 mw机组分别于2010年底到2011年初投入商业运营，锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的hg-1025/17.5一ym33亚临界自然循环汽包锅炉。
该锅炉自投产以来，一直存在再热汽温不足的问题，在低负荷（150mw）情况下再热蒸汽的欠温可达30℃以上，两侧再热汽温偏差也大，最高也可达30℃。
除此之外，该锅炉还经常发生后屏过热器超温的问题，为保证后屏过热器不超温，运行中需降低摆动火嘴角度，给燃烧调整工作带来很大的局限性。
同时过热器减温水量高出设计值20-37t/h。
这些因素严重影响机组的经济性，使机组的供电煤耗增大了约3g/kwh。
本文针对以上问题对锅炉进行了分析并开展了受热面的改造工作，通过增加壁式再热器的面积，并采用有针对性的燃烧调整工作使增加受热面发挥最大的作用，取得了良好的效果。
2 问题分析（1）将性能试验100%负荷时的数据与锅炉设计数据相比较，锅炉的整体性能如锅炉主汽温度、锅炉燃料量、排烟温度、省煤器出口的烟气温度等，基本接近锅炉的设计值，但过热器减温水量约为设计值3倍，说明过热器部分实际吸热量大于设计值；同时，再热汽温为5355℃，低于设计值5℃，说明再热器部分吸热量略小于设计值。
而煤量基本相同，说明此时燃用煤种与设计煤种非常相近，可以排除锅炉再热汽温低由煤质下降引起的可能性。
（2）将锅炉正常运行时的数据与锅炉设计数据进行对比发现：日常运行时锅炉的给煤量远大于锅炉设计给煤量，煤质明显下降，这样就使得以辐射特性为主的锅炉炉膛的换热能力下降，而对以流换热部分的过热器部分吸热能力增加很多，且负荷越低，炉膛燃烧温度下降越快，这种换热能力的转移量越大。
过热器减温水过量及二次汽欠温原因分析及解决措施
过热器减温水过量及二次汽欠温原因分析及解决措施作者：孟建国来源：《科技资讯》 2012年第32期孟建国(河北大唐国际王滩发电有限责任公司河北唐山 063611)摘要:我厂#1机组配备600 MW四角切圆煤粉锅炉。
该锅炉自运行以来一直存在非满负荷下过热汽超温(表现为过热器减温水过量)和再热蒸汽欠温的问题,这两个问题对锅炉的安全和经济运行造成了不利影响,迫切需要采取治理改造措施。
本文首先讨论了过热器减温水过量和二次汽欠温的危害,接着分析了可能造这两个问题的原因,随后对不同的改造方案进行了对比,最后发现将分隔屏截短2 m的方案相对较好,并结合实际工程结构最终将分隔屏截短了1.9 m。
经过工程改造实施后,这两个问题得到了完满解决,所采用的截屏方案对其他存在类似问题的大容量锅炉改造具有很好的参考意义。
关键词:减温水二次汽分隔屏锅炉中图分类号:TK227 文献标识码:A 文章编号:1672-3791(2012)11(b)-0039-03电力工业是国民经济最主要的能源产业,也是我国国民经济发展的重要基础产业。
至2008年底,全国发电装机容量达79,253万千瓦,同比增长10.34%。
2008年全国发电量增长5.18%,用电量增长5.23%,当年共新增发电装机容量9,051万千瓦。
国内燃煤电站的主力机组容量多为300 MW、600 MW,近来已有容量为1000 MW的燃煤机组投产,所配锅炉也趋于大型化[1]。
我国锅炉设备的生产尽管在容量和参数发展上保持较高水平,但是,从基础研究、产品开发、设计、制造、运行到整个技术管理体系,和先进发达国家相比较,尚存在较大的差距。
特别在600 MW机组的锅炉生产上还不是很成熟,因此现在国内运行的600 MW机组的锅炉大部分为国外引进[2]。
国产引进型300 MW机组和600 MW机组,在经济性、可靠性、可调性、环保等方面,比20世纪80年代投产的国产机组又较大改善,但与设计指标相比仍存在着差距。
通过技改提升再热汽温对降低煤耗的影响措施
通过技改提升再热汽温对降低煤耗的影响措施发布时间：2021-04-07T07:04:00.071Z 来源：《福光技术》2020年24期作者：白建军[导读] 热动系统是发电厂经济运行和最大能源消耗的关键因素。
其中如何在不断增长的需求和有限的能源使用之间取得平衡是发电厂的一个重要研究课题。
本文选取了某电厂作为研究对象，针对其机组运行的问题进行了分析，并提出了技改方案，并对最后的结果进行了分析，希望为相关研究提供一定的参考。
白建军国能粤电台山发电有限公司 529228摘要：热动系统是发电厂经济运行和最大能源消耗的关键因素。
其中如何在不断增长的需求和有限的能源使用之间取得平衡是发电厂的一个重要研究课题。
本文选取了某电厂作为研究对象，针对其机组运行的问题进行了分析，并提出了技改方案，并对最后的结果进行了分析，希望为相关研究提供一定的参考。
关键词：热电厂；热动系统；节能优化；减排前言火电厂热动系统是电力企业的重要生产设备，其运行质量、生产效率关系到设备用电安全需求，关系到电厂生存发展和社会稳定供电。
火电厂热动体系是电力企业运行体系耗能关键环节，管控不好会增加能源消耗，不利于电厂可持续发展。
1当前某电厂中关于一号锅炉机组中存在的问题1.11#1 锅炉1）低负荷时 SCR 入口烟温偏低（负荷低于 350MW 时小于295℃），导致脱硝系统被迫撤出。
脱硝系统撤出后锅炉出口的氮氧化物排放浓度偏大，负荷低于 300MW 时 NOx 折算后浓度达500mg/Nm3 左右，冬季低负荷时 SCR 入口烟温更低。
2）再热器减温水量在 400MW ～ 500MW 负荷段偏大 30t/h 左右，壁温分布情况：过热器左高右低，再热器右侧壁温较高易超温；汽温情况：主汽温度右侧偏低，高负荷段有时存在欠温情况；再热汽两侧温度偏差不大，但低负荷段存在欠温情况（530℃以下）。
3）高负荷段屏过、末级过热器结渣会有增加，右侧大屏过热器因结渣偏多导致吸热量减少（温升只有 53℃，左侧温升可以达 65℃左右）导致右侧过热器汽温水平较低，同时末过出口烟温升高对右侧再热器汽温控制造成影响（减温水量不够）。
再热器减温水调节阀频繁动作原因分析
再热器减温水调节阀频繁动作原因分析作者：赫尔东卢剑来源：《企业技术开发·下旬刊》2013年第04期摘要：北京京丰燃气发电机组是采用日本三菱公司350 MW燃气发电机组，控制系统采用美国福克斯波罗的DCS系统。
因多次发现在低负荷运行情况下出现再热减温水调节阀频繁摆动的情况，影响机组经济稳定运行，文章针对这一情况进行分析和提出修改对策。
关键词：再热减温水调节阀；自动调节； SAMA图；主调PID块；积分饱和中图分类号：TK223.3 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2013）12-0090-02再热蒸汽是由中压过热蒸汽与冷再蒸汽混合后通过两级再热器加热到中压缸做功。
为防止再热器出口蒸汽温度过高，在第一级再热器后安装了一组喷水减温减压器来控制再热器出口蒸汽温度，再热器减温水取自中压给水泵出口。
1 再热蒸汽减温水自动调节控制原理图1为再热蒸汽温度控制的SAMA图，再热蒸汽温度调节系统采用串级调节系统，调节系统分主调和副调两部分，主调的测量值是二级再热器出口温度（即再热主蒸汽温度），设定值是566 ℃。
主调输出做为副调的设定值，副调的测量值是二级再热器的入口温度，副调的输出经过AOUT块转化成4～20 mA的模拟量信号输出控制再热器减温水调节阀开启，从而实现再热主蒸汽温度的自动调节。
2 目前存在问题在燃机运行到250～270 MW时，再热器减温水调节阀提前开启，并出现频繁动作现象，波动幅度为0%～5%，如图2红线（01LAF10：AA101ZT.PNT）所示。
图2中从上自下5条曲线分别为：二级再热器入口温度（01HAJ60CT001）；再热主蒸汽温度（01LBB40_BCT001）；燃机负荷（01DCS01AI001）；再热器减温水调节阀开度反馈（01LAF10：AA101ZT.PNT）；中压减温水流量（01LAF01CF001）。
3 原因分析当再热主汽温度降低时，主调的输出会增加，造成副调的设定值增大，阀门向关的方向运动。
1000MW机组再热器减温水调节阀内漏治理及调节线性优化改造
1000MW机组再热器减温水调节阀内漏治理及调节线性优化改造魏道君;王志荣【摘要】针对某发电厂#1,#2锅炉再热器减温水调节阀实际运行中出现的零开度漏流、小开度调节线性差等问题,提出了将调节阀芯改为三重密封结构、节流套改成三级调节结构、阀门流量调节线性曲线采用等百分比特性曲线的改造方案.改造后消除了零开度漏流现象,阀门实际流量调节线性良好,可为同类型调节阀的改造提供参考.【期刊名称】《华电技术》【年(卷),期】2017(039)003【总页数】3页(P39-41)【关键词】再热器减温水调节阀;内漏;小开度;调节线性;等百分比特性【作者】魏道君;王志荣【作者单位】华电莱州发电有限公司,山东莱州 261441;华电莱州发电有限公司,山东莱州 261441【正文语种】中文【中图分类】TK223.3+7;TK223.7+5某发电厂 #1锅炉为1 000 MW高效超超临界参数变压直流炉，是东方锅炉(集团)股份有限公司生产的DG3000/26.15-Ⅱ1型单炉膛、一次中间再热、平衡通风、运转层以上露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。
再热器减温水调节阀型号为19-859，压力等级1 500 LB，出厂编号SN30520015。
针对现场实际工况及存在的问题，本着消除零开度漏流、优化小开度调节线性和实用有效的原则进行改造。
2013年12月，该电厂 #1， #2锅炉运行一段时间后，再热器减温水调节阀有零开度漏流、小开度调节线性差的现象。
通过分析统计数据，发现调节阀在正常调节范围内调节线性没能达到设计状态(如图1所示)，阀门开启到约1.3%时流量已经达到43.67 t/h，开度在50%左右时已经为最大流量，初步判定实际运行曲线类似抛物线曲线(如图2所示)，与要求的等百分比曲线趋势正好相反，调节阀根本无法进行有效的调节。
在解体阀门时，发现阀座密封面冲蚀严重，实际运行1个月后最大漏流量可达15 t/h(零开度，额定负荷下)。
减温水过量对锅炉运行的影响
减温水过量对锅炉运行的影响实际工业生产时，锅炉在运行过程中常伴随减温水过量的问题。
减温水过量对锅炉安全稳定运行造成影响，会降低运行效率，增大生产成本，影响厂家的经济效益，因此必须加以重视。
过热减温水过量和再热减温水过量的成因主要包括蒸汽温度过高和锅炉受热面布置不合理等，本研究对这两个原因进行了分析，同时提出通过调整过热器和再热器的吸热比例以及增加省煤器的受热面积等途径，对锅炉运行进行调节，可以尽量避免减温水过量，使锅炉安全平稳运行，提高生产效率和经济效益。
标签：减温水过量；锅炉运行；影响锅炉的减温水量对锅炉的安全稳定运行有着显著影响。
减温水过量，会直接影响锅炉的安全运行，并降低机组运行效率，增大生产成本。
长期以往必将对工业过程的安全性和經济性产生不利影响。
对减温水过量的成因分析，发现其主要是由蒸汽温度过高和锅炉受热面布置不合理所致。
若要保证锅炉运行的安全性和经济性，必须对以上成因加以控制和改进。
1 减温水过量对锅炉运行的影响1.1 过热减温水过量的影响锅炉减温水系统通常包括过热减温水系统和再热减温水系统。
喷水减温器的原理是，通过喷嘴使减温水处于水雾状态，并喷入过热蒸汽中，雾化的减温水吸收过热蒸汽中的热量而蒸发，从而降低过热蒸汽的温度。
因此过热减温水的主要作用是改变过热气温。
在生产中应当严格控制减温水的用量，若减温水用量过大，需增大受热面积，进而增大生产成本，减少经济效益；若减温水量不足，对过热气的温度调节易受外界条件的干扰，过热汽温可调性差，具体表现在当所用煤的种类不同时，过热器减温水的消耗功率与机组做工也不同。
1.2 再热减温水过量的影响由于再热蒸汽的喷入，导致机组中低压气缸的蒸汽压力增大，从而加大了所做的功，这样一来则会引起高压气缸做的功降低，影响机组的热循环，导致整个锅炉机组的效率下降。
据研究测试，即使向调温水蒸气直接喷入少量雾化冷却水，也会使机组的热循环效率下降。
因此，在再热汽温的调节中，喷水减温通常只是作为烟气侧调温的辅助手段和事故喷水用。
600MW机组锅炉减温水
600MW机组锅炉减温水系统施晶我厂锅炉为超临界一次中间再热直流锅炉。
其减温水系统包括以下几个部分：过热汽一、二级减温水；再热汽减温水；高压旁路减温水；低压旁路减温水。
一、过热汽一、二级减温水过热汽一、二级减温水来自给水系统，从锅炉给水总门FW006后，给水调整门FW004之前接出，由过热汽减温水总门FW009控制。
减温水总门FW009出口分二路分别去一、二级减温水调整门，一、二级减温水都有A、B两侧。
减温水调整门为电动门，锅炉正常运行时可投自动控制，也可值班员手动控制，减温水调整门后分别有手动隔绝门，当减温水调整门发生故障时可用于隔绝检修。
过热器一级喷水减温器设在前屏过热器出口与后屏过热器进口的联结管上，分A、B两侧二个减温器。
一级减温水由A、B二个减温水调整门（LAE31、LAE32）分别控制锅炉A、B两侧二个减温器。
过热器二级喷水减温器设在后屏过热器出口与末级过热器进口的联结管上，分A、B两侧二个减温器。
二级减温水由A、B二个减温水调整门（LAE41、LAE42）分别控制锅炉A、B两侧二个减温器。
过热汽减温水总门FW009为带电磁阀的气控阀，通电充气，失电泄气，充气开启，失气关闭。
在自动控制方式时，当锅炉过热汽减温水四个调整门中任一个开度大于2%时，过热汽减温水总门FW009自动开启；当锅炉过热汽减温水四个调整门开度都小于2%时，过热汽减温水总门FW009自动关闭。
另外过热汽减温水总门FW009在没有锅炉跳闸信号时可以手动开启或关闭。
当锅炉发生MFT时过热汽减温水总门FW009自动关闭。
锅炉出口过热汽的汽温调节先由设定的煤、水比进行粗调，一、二级喷水减温进行细调。
在BMCR工况下，一级减温幅度为11℃，相应焓降为12.2大卡/公斤；二级减温幅度也为11℃，相应焓降为10.2大卡/公斤。
(在工程热力学中焓的定义是：H=U+PV其中U是物质的内能，PV是其推动力。
物质的内能加上其推动力，即物质移动时所传输的能量。
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一期减温水系统：
1. 再热蒸汽调温主要靠烟气挡板，微量喷水作为消除汽温偏差的辅 助手段，喷水
减温机构简单、调节方便、调温幅度大，惰性小， 但它导致机组的热力循环效率降低，使用喷水减温，将使中低压 缸工质流量增加，这些蒸汽仅在中低压缸做功，当机组负荷不变 时，限制了高压缸的出力。
事故喷水只有在非正常工控下控制再 热汽温。
咱们一期再热器减温水分为微量喷水和事故喷水。
2. 再热器减温水水来源给水泵中间抽头
二期再热器减温水系统：
与一期减温水系统不同的是少了事故喷水减温
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一期中给粉和蒸汽流量在主调中做前馈。
二期中没有 考虑问题：1.二期机组没有设置事故减温水
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二期SAM/图:
单元负荷指令
高再出口
温度设定值
B侧再热减温器
后汽温设定值
A侧再热减温水
调节阀
（学习的目的是增长知识，提高能力，相信一分耕耘一分收获，努力
就一定可以获得应有的回报）。