3、锅炉主、再热蒸汽调节解析
主再热蒸汽及旁路系统流程
主再热蒸汽及旁路系统流程一、主蒸汽系统流程。
1.1 主蒸汽的产生。
咱们先来说说主蒸汽是咋来的哈。
那是在锅炉里，水经过一系列复杂的加热过程，就像小火慢炖似的，一点点升温、升压。
燃料在炉膛里熊熊燃烧，就像一个大火炉，给水提供热量，水变成蒸汽后，压力和温度不断升高，最后就形成了主蒸汽。
这主蒸汽可不得了，就像一个充满力量的小巨人，憋着一股劲儿呢。
1.2 主蒸汽的输送。
这充满能量的主蒸汽啊，从锅炉出来后，就沿着管道开始它的旅程了。
这管道就像小巨人的专用通道，它得把主蒸汽安全、高效地送到汽轮机那里去。
这一路上啊，管道得保证密封性良好，不能让蒸汽偷偷溜走，要是有泄漏那可就像竹篮打水一场空了，能量都浪费了。
二、再热蒸汽系统流程。
2.1 再热蒸汽的形成原因。
为啥要有再热蒸汽呢？这就像人干活累了需要休息一下再接着干一样。
主蒸汽在汽轮机里做了一部分功之后，压力和温度都降低了，就像一个泄了气的皮球。
但是咱不能让它就这么没劲儿下去啊，所以把它再送回锅炉里重新加热，这就形成了再热蒸汽。
这过程就像是给这个“泄了气的皮球”重新打气，让它又充满活力。
2.2 再热蒸汽的循环过程。
再热蒸汽从锅炉再热器出来后，又雄赳赳气昂昂地奔向汽轮机了。
它再次进入汽轮机，就像一个满血复活的战士，继续在汽轮机里做功。
这个循环过程就像是一个接力赛，主蒸汽先跑一段，再热蒸汽接着跑一段，这样就能充分利用蒸汽的能量，不会造成能源的浪费，这就叫物尽其用嘛。
三、旁路系统流程。
3.1 旁路系统的作用。
旁路系统啊，就像是一个备用的小道。
当汽轮机不需要那么多蒸汽的时候，或者是机组启动、停机的时候，旁路系统就发挥作用了。
它就像一个贴心的小助手，能够调节蒸汽的流量，避免蒸汽在不需要的时候硬往汽轮机里挤，不然就会造成汽轮机的负担过重，就像一个人吃撑了难受一样。
3.2 旁路系统的工作方式。
旁路系统有自己的一套管道和阀门呢。
当需要启动旁路的时候，阀门就像忠诚的卫士一样，按照指令打开或者关闭，让蒸汽按照预定的路线走。
300MW机组主、再热蒸汽严重超温现象分析及对策葛慧
300MW机组主、再热蒸汽严重超温现象分析及对策葛慧发布时间：2021-08-18T09:07:42.221Z 来源：《中国电业》（发电）》2021年第9期作者：葛慧[导读] 在实际运行生产中偶然会发生如工况变化过大过频、自动调节机构调节跟踪不到位、人员手动操作处理不及时而出现主、再热蒸汽严重超温现象，虽然频次不高但却对安全生产构成极大危害。
因此，有必要对蒸汽严重超温的原因进行剖析，并作出预防对策。
葛慧广州珠江电力有限公司广州市 51000摘要：在实际运行生产中偶然会发生如工况变化过大过频、自动调节机构调节跟踪不到位、人员手动操作处理不及时而出现主、再热蒸汽严重超温现象，虽然频次不高但却对安全生产构成极大危害。
因此，有必要对蒸汽严重超温的原因进行剖析，并作出预防对策。
关键词：再热汽温; 影响分析; 调整方法;1．超温过程分析300MW汽轮发电机组发生主、再热蒸汽发生的严重超温现象，一般是汽水系统或锅炉燃烧系统出现强烈的扰动现象，或两者共同作用引起。
汽水扰动方面如高加投退引起给水温度、蒸发量短时大幅波动；锅炉燃烧扰动主要是燃烧负荷的突变。
1.1燃烧扰动原因引起的超温分析珠江电厂#1--#4锅炉汽轮发电机组其单机容量为300MW，锅炉为HG1021/18.2-YM3型中间再热汽包炉，汽机为N300-16.7/537/537型亚临界、中间再热、单轴、两缸两排汽、冷凝式汽轮机。
由于珠江电厂的汽包炉热惯性较大，以及采用的直吹式制粉系统，蒸发量的变化一般较燃烧热负荷变化延迟2—3分钟才反应到位，较容易出现煤量超调，如常出现的煤量已达至以至超过对应负荷煤量，但实际负荷与理论负荷相差10――15MW，也就是所谓的煤量超调现象。
当出现大幅的锅炉燃烧热负荷突变时，在汽机参与主汽压调整情况下，容易造成燃烧热与蒸发量不匹配的问题。
由锅炉的燃烧热负荷扰动源引起的蒸汽超温在我厂的蒸汽超温现象中占有绝大多数。
这里，08年10月4日7：40#2机组主再热汽超温现象可作为一个典型例子。
循环流化床锅炉主再热汽温低的原因及改造措施
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。
主汽温 再热气温的调节
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。
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℃。
锅炉主、再热蒸汽超温分析及控制措施
Ｓ ｃ 科 ｉ ｅ ｎ ｃ ｅ ＆ 技 Ｔ ｅ ｃ ｈ 视 ｎ ｏ ｌ ｏ ｇ ｙ 界 Ｖ ｉ ｓ ｉ ｏ ｎ
锅炉主 、 再热蒸汽超温分析及控制措施
杨朝 阳
（ 宁夏大唐国际大坝发电有限责任公司， 宁夏 青铜峡 ７ ５ １ ６ ０ ７ ）
【 摘 要】 主、 再热 蒸汽超温频繁 出 现， 对机组性能产生影响 ， 在机组运行工况发 生变化 时， 应加强对汽温的监视与调整 ， 分析 其影 响因素与
ｔ ｈ ｅ ｓ ｅ ｍｅ ａ ｓ ｕ ｒ ｅ ｓ ｉ ｎ ｖ ａ ｌ ｕ ｅ ｓ ｉ ｎ ｃ ｅ ａ ｐ ｐ ｌ ｉ ｃ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ｓ ｔ ａ ｒ ｔ ｗｉ ｔ ｈ ｉ ｎ ，ｌ ｏ ｎ ｇ ｔ ｉ ｍｅ ｎ ｏ ｐ ｒ ｏ ｂ ｌ ｅ ｍ ｏ ｆ ｏ ｖ ｅ ｒ ｈｅ ａ ｔ ｉ ｎ ｇ ．
宁夏 大唐 国际大坝 发电有 限责任 公司大坝 两 台 ６ ０ ０ Ｍ Ｗ 机 组锅 炉为东方锅炉厂生产的亚 临界参数、 自然循环 、 前后墙对 冲燃烧方式 、 次中间再热 、 单炉膛平衡 通风 、 固态排渣 、 全 钢构架 的 Ｈ 型汽包锅 炉 。在炉膛上部垂 直布置有屏式过热器 ， 水平烟道 由上部后墙水冷壁 管绕制而成 ． 在折焰角上方水平烟道内按照烟气流动方 向依次布置有 末级（ 高 温１ 过热器和高温再 热器； 尾部后竖井 四周由包墙过热器组成 ． 尾部竖井烟道被中隔墙分为两部分 ． 前后分别 布置低温再热器和低温 过热器 ． 低温再热器和低温过热器被省煤器 中间联箱 引出的吊挂管悬 吊； 其后分别布置省煤 器、 烟道挡板 、 空气预热 器。 自 投产 以来 ， 主、 再 热蒸汽超温频繁出现 ， 对机组性能产生影响。主蒸汽 、 再热汽温 、 锅炉 受热 面金属温度是发电厂汽机 、 锅炉安全经济运行所必须监视 与调整 的主要参数 ． 由于影响汽温的因素多 ． 影响过程复杂多变 ， 调节过程惯 性大， 这就要求 汽温调节应 勤分析 、 多观察 ， 树立起超 前调节 的思想 。 在机组运行 工况发 生变化 时 ． 应加强对汽温 的监 视与调整 ． 分析其影 响因素与变化的关 系 ． 摸索出汽温调节 的一些 经验 ． 来指导我们 的调 整操作 由于汽温变化的复杂性 ， 在实际调节过程中要灵活应用
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。
再热蒸汽系统工作原理
再热蒸汽系统工作原理过热蒸汽进入汽机做完功后，蒸汽的压力温度下降，为了循环利用，把这一部分蒸汽引回锅炉的再热器，进行加热，提高蒸汽品性，从而再次做功。
简而言之，通过再热器的蒸汽，就叫再热蒸汽。
再热蒸汽系统的工作原理主要涉及蒸汽在汽轮机中做功后的循环利用过程。
具体过程如下：1．过热蒸汽进入汽轮机首先，过热蒸汽进入汽轮机并在其中膨胀做功，压力和温度降低。
2．肯定蒸汽引出当蒸汽在汽轮机高压缸中膨胀至某一中间压力后，被引出并引回锅炉的再热器。
3．再热过程在再热器中，蒸汽被加热，其温度通常升高至机组额定温度。
这一过程提高了蒸汽的品质，使其能够再次在汽轮机中膨胀做功。
4．返回汽轮机加热后的蒸汽被送回汽轮机的低压缸中继续膨胀做功，直至达到凝汽器的压力。
5．循环继续通过这种方式，蒸汽在汽轮机和锅炉之间形成一个循环，提高了整个动力装置的循环热效率和汽轮机的功率。
6．控制系统在实际操作中，再热蒸汽的温度控制是一个重要的环节，需要根据不同负荷、不同速率下的变负荷过程及特殊工况进行控制。
7．主蒸汽系统对于装有中间再热式机组的发电厂，还包括从汽轮机高压缸排汽至锅炉再热器进口联箱的再热冷段管道、阀门及从再热器出口联箱至汽轮机中压缸进口阀门的再热热段管道、阀门。
综上，再热蒸汽系统通过在汽轮机内部分阶段引出蒸汽进行加热，然后再次引入汽轮机继续做功，实现能量的循环利用和效率的提升。
为了避免再热蒸汽温度与主蒸汽温度互相影响，在快速、稳定控制主蒸汽温度的前提下，投入再热蒸汽温度控制。
再热蒸汽控制系统通过烟气再循环系统的低温烟气调整燃料的放热量，以增强对流换热，从而实现对再热蒸汽温度的有效调节。
锅炉的汽温特性分析及调节
锅炉的汽温特性分析及调节锅炉的运行工况是随着外界负荷的变化而变化的。
随着负荷变化，就需对燃料量、空气量、给水量等作相应的调整。
以达到汽温汽压的稳定，使锅炉在安全、经济的工况下运行。
若在调整过程中调节不当，使汽温过高乃至超限，会引起过热器、再热器及蒸汽管道、汽缸、转子部分金属强度的下降，导致设备缩短使用寿命；汽温过低，不但降低了热循环的效率，并使汽机的末级叶片的温度过大，严重时还会产生水冲击，造成汽机叶片断裂损坏等事故。
汽温的大幅度地突升突降，除对炉子受热面及连接部分的焊口产生较大的热应力外，还将造成汽机的差胀增大，严重时可能会产生动静摩擦，造成机组的剧烈振动，损坏机组。
由此可见，锅炉运行中，在各种因素的影响下，通过各种有效手段，用最合理的方法保持汽温的稳定是汽温调节的首要任务。
首先，分析一下影响汽温变化的各种因素。
一、影响过热汽温的因素1、燃烧对过热汽温的影响。
燃烧工况的优劣，直接决定了锅炉的热效率及整个机组的经济性，还影响到蒸汽温度的变化。
锅炉在运行中，在各种因素使炉内的燃烧产生扰动，使炉内热负荷降低，若给水量，汽压等各参数保持不变，则主汽温及各段汽温必然下降。
或由于某个原因使火焰中心上稳，使过热器部分的吸热量增加而使汽温瞬时升高，此外，还将严重威胁到分隔屏过热器的安全。
因此，在运行中应及时调整，不使分隔屏有火焰冲刷。
此外，制粉系统的投撤，对汽温的变化有直接影响，投上层比投中下层对汽温的影响要大，此外还有燃料品质及煤粉细度，风压、风温的高低，燃烧器出口的风粉混合程度，炉膛热负荷的高低等等因素的变化都对汽温产生一定的变化。
2、风量变化对主汽温的影响锅炉运行中，为保证燃料的完全燃烧，必须有足够的氧，因此，炉内必须保证炉内有一定的过热空气系数，若风量过大，会使风机的电耗增加，同时增大了排烟损失，同时增大了预热器的腐蚀及积灰的可能性。
风量过小，会引起燃料的不完全燃烧，同时给尾部烟道工况燃烧留下后患。
风量的增大，将使过热汽温上升；风量的减少，将使过热汽温下降，因此，在保证完全燃烧的前提下，应尽量减小风量的余量，即尽量减少空气的过量空气系数。
主、再热蒸汽调节
① 来自高压加热器
顶棚过热器→包墙过热器→
低温过热器→屏式过热器→ 高温过热器 二次汽系统汽水流程：
②
来自高压缸
①省煤器
②炉膛
③低温过热器 ④屏式过热器 ⑤末级过热器 ⑥低温再热器 ⑨储水罐 ⑩顶棚过热器 ⑾包墙过热器
⑦高温再热器
⑧汽水分离器
低温再热器→高温再热器
2 过热器系统
去中压缸 去高压缸
⑾ ⑩ ② ① ⑨
超临界直流炉的控制策略
• 压力控制是直流锅炉控制系统的关键环节，压力 的变化对机组的外特性来说将影响机组的负荷， 对内特性来说将影响锅炉的温度。因为直流炉蓄 热较小，调门变化时引起的负荷变化较小，而且 压力变化较大，对机组的负面影响较大 ，所以国 外的资料中更推荐在超临界机组中采用机跟炉为 基础的协调方式，协调锅炉与汽机的控制。但是 在该方案的设计中应该充分考虑利用锅炉的储能 加快机组对负荷的响应。
分5级： 1. 2.
③
顶棚过热器 包墙过热器
⑤
⑥
⑧
3.
4. 5.
低温过热器
屏式过热器 高温过热器
④
⑦
来自高压加热器
调温方式：
来自高压缸
1. 2. 3.
水煤比（燃料/给水比） 两级四点喷水减温； 左右侧喷水点可分别调节。
①汽水分离器 ⑥末级过热器
②顶棚过热器 ⑦低温再热器
③包墙过热器 ⑧高温再热器
④低温过热器
• 汽机扰动对锅炉的耦合特性：汽机调门开度变化 不仅影响了锅炉出口压力，还影响了汽水流程的 加热段，导致了温度的变化； • 锅炉燃料扰动对压力、温度、功率的影响：燃料 率增加，缩短了加热段和蒸发段，使压力、温度、 功率均增加； • 给水扰动对压力、温度、功率的影响：给水量增 加，加热段和蒸发段延长，推出一部分蒸汽，因 此压力和功率开始是增加的，但由于过热段的缩 短使汽温下降，导致功率和压力下降，汽温一段 时间延迟后单调下降稳定在一个较低温度上。
锅炉运行调整基本原则
锅炉运行调整基本原则贵州黔西中水发电有限公司：宋福昌前言：随着结能降耗工作的不断深入，对锅炉运行人员的理论要求及实际控制水平要求越来越高。
一个火电厂生产指标的好坏，往往决定在锅炉运行人员对指标控制的理解及操作技术水平上。
本文将锅炉运行调整过程中对各项指标的调整控制进行分析说明，以便更好的指导锅炉人员进行运行调整。
一、过热汽压控制1、过热汽压是决定电厂运行经济性的最主要的参数之一。
过热汽压的高低，直接影响汽轮机热耗。
过热汽压升高，汽轮机热耗降低，机组煤耗减少（过热汽压升高1MP,热耗降低7％，汽轮机热耗每升高100kJ/kWh，机组煤耗升高4g/ kWh）。
另外，过热汽压提高后，产生蒸汽所需的焓值增加，也就是说高压蒸汽冷却烟气的效果变好，将会降低各段烟气温度，最终体现出来就是降低排烟温度。
同时在不影响主、再热汽温的基础上还可使减温水用量减少。
但过热汽压的升高超过允许值，将会造成锅炉受热面，汽轮机主蒸汽管道，汽缸法兰，主汽门等部件应力增加，对管道和汽阀的安全不利。
还有由于汽轮机主汽调节门特性及各个负荷段压力、热耗对比，在主汽门关闭3个半后节流损失增加，汽机热耗率增加，且第三个调门会出现频繁波动，造成主汽压力不稳定。
因此过热汽压力的控制在高负荷时应以汽轮机主汽门前的蒸汽压力达设计的额定值为准。
即250MW以上负荷时，保证主汽门前的蒸汽压力达16.7MPa（炉侧17.1MPa）,200MW～250MW 负荷段运行时，保证汽轮机高压调门关闭3个，150MW~200MW负荷段运行时，汽轮机高压调门关闭3个半。
有条件的电厂还应通过试验，做出负荷、压力、热耗对应曲线，更好指导锅炉运行人员进行压力控制。
2、在压力控制中，除升降负荷外，保证压力的稳定是锅炉燃烧调整的任务之一，只有在压力稳定的基础上，才能保证主、再热汽温稳定，才能进一步提高锅炉的经济性。
这就要求运行人员在运行调整过程中做到精心调整，提前判断，提前操作，熟悉所辖锅炉的特性。
火电厂锅炉主再热汽温调整分析
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，风量大小的影响。
烟气量的大小受风量大小的影响，尤其是对于过热器以及再热器的影响比较大，因此，当风量增加时，汽温就会上升，相反，风量减少时，汽温就会下降。
锅炉汽温调节概论
过热汽温动态特性：
影响过热器出口蒸汽温度变化的原因很多，如蒸汽流 量变化、燃烧工况变化、锅炉给水温度变化、进入过热器 的蒸汽温度变化、流经过热器的烟气温度和流速变化、锅 炉受热面结垢等。
1.蒸汽流量（负荷）扰动下过热汽温对象的动态 特性：
当锅炉负荷扰动时，蒸汽流量的变化使沿整个过热器 管路长度上各点的蒸汽流速几乎同时改变，从而改变过热 器的对流放热系数，使过热器各点的蒸汽温度几乎同时改 变，因而汽温反应那个较快。过热汽温的阶跃响应曲线如 下图所示，其特点是：有滞后、有惯性、有自平衡能力。
6.正常运行时，主、再热蒸汽两主汽门前温差应 小于14℃。 7.主、再热蒸汽两主汽门前温差允许为42℃，每 次运行不能超过15分钟，如超过应手动停机，类 似工况的重复出现应间隔至少4小时。温差达 43℃时，应手动停机。 8.主、再热蒸汽温度最低不许低于510℃，如低于
此温度，应联系值长降低负荷并尽快恢复，汽温
（2）.减温后汽温应大于对应压力下饱和温度14℃以上； 4.过、再热汽温至少有50℃以上过热度，严禁汽温突降。 5.正常时再热汽温由尾部烟道挡板调节，尽量不采用喷水调节。
6.可以通过调整过量空气系数或改变制粉系统的 运行方式调整主、再热汽温。 7.可进行适量的负荷调整或吹灰来调节汽温。 8.当出现负荷变化、给水温度变化、制粉系统运 行方式变化、高加切除及受热面进行吹灰等情况 时，应加强汽温的监视与调整。 9.机组启停过程中、低负荷时，注意调节减温水 量，避免汽温的大幅度波动。
降至465℃时，应手动停机。 9.主、再热蒸汽温度10分钟内突降50℃时，应手 动停机。
过热汽温自动控制系统举例
再热汽温调节：
对于再热气温的控制，以改变烟气流量作为主
要手段，例如改变再循环烟气流量；变化烟气挡板 位置，从而改变尾部烟道通过再热器的烟气分流量； 改变燃烧器的倾斜角度；采用多层布置圆形燃烧器 等方法。改变烟气流量的控制方式比喷水控制方式 有较高的经济性。但喷水减温方式简单、可靠，所 以可以把它作为再热汽温超过极限值的事故情况下 的保护控制手段。另外，对再热汽温的控制还有采 用汽-汽热交换器和蒸汽旁通等从蒸汽侧进行控制的 方法。
汽轮机介绍之主再热蒸汽系统
汽轮机介绍之主再热蒸汽系统主再热蒸汽系统是一种常用的汽轮机蒸汽循环系统。
它通过在汽轮机中增加再热器的方式，使得蒸汽的温度在进入每个级别的汽轮机之前得到再次加热，从而提高了系统的热效率和功率输出。
主再热蒸汽系统由以下几个主要部分组成：锅炉、汽轮机、再热器、回热器、凝汽器和泵。
其中，锅炉是产生蒸汽的设备，再热器使蒸汽在经过高压汽轮机之后得到再次加热，回热器用于从排出的蒸汽中回收热能，凝汽器将蒸汽冷凝为水并且回收热能，泵则用于将产生的冷凝水再次送入锅炉中。
主再热蒸汽系统的工作过程如下：首先，锅炉中的水加热并产生高温高压蒸汽。
这些蒸汽首先进入高压汽轮机的第一级，并通过叶片的作用产生功率。
随后，蒸汽进入再热器，在再热器中进行再次加热。
再热后的蒸汽进入汽轮机的第二级，再次产生功率。
这个过程可以通过增加再热级次的数量来多次重复，以进一步提高系统的热效率。
再热的作用主要体现在两个方面。
首先，再热可以提高蒸汽的温度，使其在经过每个级别的汽轮机时能够更充分地释放热能，从而提高了系统的热效率。
其次，再热可以减少蒸汽中的湿度，避免了在汽轮机中因为湿蒸汽导致的腐蚀和磨损问题，提高了汽轮机的可靠性和使用寿命。
主再热蒸汽系统相比于传统的单级汽轮机系统具有明显的优势。
首先，由于再热后的蒸汽温度更高，所以可以更充分地利用燃烧产生的高温热能，提高系统的热效率。
其次，再热蒸汽系统具有更高的功率输出，能够满足不同工况下的需求。
此外，再热器可以充分利用汽轮机排出的高温废气中的热能，进一步提高了系统的能量利用效率。
最后，再热蒸汽系统还可以减少因为湿蒸汽导致的汽轮机的损耗和故障，提高了系统的可靠性和维护成本。
总之，主再热蒸汽系统是一种高效、可靠的汽轮机蒸汽循环系统。
通过再热技术的应用，可以提高系统的热效率和功率输出，减少能源的消耗和环境的污染。
因此，在工业生产和发电领域得到广泛的应用。
锅炉系统关键阀门介绍
锅炉系统关键阀门介绍
来源：网络
下面对锅炉系统的几类阀门：主蒸汽安全阀、电磁泄放阀PCV 、锅炉循环管路调节阀、主给水旁路调节阀、再热器喷水调节阀、汽轮机高压供汽调节阀，做一个简单的介绍。
1、主蒸汽安全阀
350MW 超
600MW 超 600MW 超超 1000MW 超超
技术
参数
口径 2.5 K2 6 3 M 8 3 M2 8 2.5 K2 6 3 M 8 2.5 K2 6
压力 27.5MPa 27.5MPa 27.4MPa 27.4MPa 温度 571
571
605 605 材质 SA-182F91
SA-182F91 C12A
C12A
工作条件 超过设计压力自动起跳 介质 蒸汽
蒸汽
蒸汽
蒸汽
安装位置 过热器出口 过热器出口 过热器出口 过热器出口 功能作用 防止主汽超压 防止主汽超压 防止主汽超压 防止主汽超压 接管规格 DN255 DN255 DN149.7 DN196.9 材质
SA-335P91
SA-335P91
SA-335P92
SA-335P92
这类阀门在再热性出口口径要小一些，大概
150mm(6。
火力发电厂技术经济指标解释及耗差分析
火力发电厂技术经济指标解释及耗差分析The manuscript was revised on the evening of 2021火力发电厂技术经济指标解释及耗差分析一、概述火力发电厂既是能源转换企业，又是耗能大户，因此技术经济指标对火力发电厂的生产、经营和管理至关重要。
火电厂技术经济指标计算不仅反映电力企业的生产能力、管理水平，还可以指导火电厂电力生产、管理、经营等各方面的工作。
火力发电厂指标很多，一般将经济技术指标分为大指标和小指标。
小指标是根据影响大指标的因素或参数，对大指标进行分解得到的。
小指标包括锅炉指标、汽轮机指标、燃料指标、化学指标等。
1、综合性指标：火力发电厂的主要经济技术指标为发电量、供电量和供热量、供电成本、供热成本、标准煤耗、厂用电率、等效可用系数、主要设备的最大出力和最小出力。
2、锅炉指标：锅炉效率、过热蒸汽温度、过热蒸汽压力、再热蒸汽温度、再热蒸汽压力、排污率、炉烟含氧量、排烟温度、空气预热器漏风率、除尘器漏风系数、飞灰和灰渣可燃物、煤粉细度合格率、制粉（磨煤机、排粉机）单耗、风机（引风机、送风机）单耗、点火和助燃油量。
3、汽轮机指标：汽轮机热耗、汽耗率、主蒸汽温度、主蒸汽压力、再热蒸汽温度、真空度、凝汽器端差、加热器端差、凝结水过冷却度、给水温度、电动给水泵耗电率、汽动给水泵组效率、汽动给水泵组汽耗率、循环水泵耗电率、高加投入率、胶球装置投入率和收球率、真空系统严密性、水塔冷却效果（空冷塔耗电率、冷却塔水温降）、阀门泄漏状态。
4、燃料指标：燃料收入量、燃料耗用量、燃料库存量、燃料检斤量、检斤率、过衡率、燃料运损率、燃料盈吨量、盈吨率、燃料亏吨量、亏吨率、煤场存损率、燃料盘点库存量、燃料盘点盈亏量、燃料检质率、煤炭质级不符率、煤质合格率、配煤合格率、燃料亏吨索赔率、燃料亏卡索赔率、入厂标煤单价、入厂煤与入炉煤热量差、入厂煤与入炉煤水分差、输煤（油）单耗、输煤（油）耗电率、燃煤机械采样装置投入率、皮带秤校验合格率。
锅炉内的饱和蒸汽,过热蒸汽,再热蒸汽流程
蒸汽锅炉就像一个神奇的锅炉，能煮出三种不同种类的强大蒸汽：有正常的饱和蒸汽，超充电的超热蒸汽，和第二天剩下的一样好的再热蒸汽。
这一切始于锅炉中燃烧燃料的热舞，这给派对带来了热量。
这个热量传递到水中，在你知道之前，我们得到了一些舒适的饱和蒸汽挂在一个特定的温度和压力。
饱和蒸汽就像派对上的酷孩子与它来自的水保持了完美的平衡，为温度和压力承受了最大的水分。
你可以像现在这样使用饱和蒸汽，或者爵士乐，把它升到超热蒸汽或者再热蒸汽，用于各种特殊用途。
这就像一个蒸汽的转变直出童话！
超热蒸汽基本上是比平常加热的蒸汽。
他们通过超热器运行常规蒸汽来完成这个任务，这增加了额外的热量而不会增加压力。
超热蒸汽在正常蒸汽上有一些好处，比如能增加能量，减少水量，对某些工业产品效率更高。
它常用于制造动力，可以比普通蒸汽更好地为涡轮提供动力。
在它离开超热器后，超热蒸汽继续到涡轮机或其他需要真正热蒸汽的地方。
再热蒸汽是大型发电厂蒸汽循环的必备因素，在保持高温和减少蒸汽进入涡轮机时的水分含量方面发挥着至关重要的作用。
这种再加热过程符合我国提高涡轮机等工业机械效率和性能的政策，对电力生产至关重要。
利用再热蒸汽可以提高蒸汽循环的总体效率，与我们的气温保持一致，以可持续和有效的方式最大限度地利用资源。
必须精准地进行饱和蒸汽，超热蒸汽，再热蒸汽的产生，并遵守规定，以保证蒸汽锅炉的可靠运行，继续生产清洁高效的能源。
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• 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。
受热面结渣：炉膛受热面结渣或积灰，会使炉内辐射传热量减少，再热器区的烟温提高，因而 再热汽温增加；再热器本身严重积灰、结渣将使再热汽温下降。 燃料：燃料种类直接影响着着火和燃烧，燃气、燃油时燃烧火炬短，火焰中心位置低；挥发分 高烟煤与多灰劣质煤和无烟煤相比，着火与燃烧容易，燃烧火炬也短些，火焰中心位置相对低 些；再热汽温随火焰中心位置的降低而降低。 饱和蒸汽用量或排污：当吹灰用的饱和蒸汽量增加时，燃料量增大，再热汽温升高。
• 对于燃烧低挥发分煤与高灰分煤的电厂，不宜采用烟气再 循环，以免影响燃烧及增大风机磨损。
五、改变火焰中心位置
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摆动式燃烧器 高负荷：向下倾斜 低负荷：向上倾斜 摆动±20－300炉膛出口温度110～140℃ 调温幅 度40～60℃ 上倾角过大：q3,q4增加（燃料的未完全燃烧损失增大） 下倾角过大：冷灰斗结渣 多层燃烧器：可改变投运层调节。降负荷时，停下排 燃烧器。 由于调节火焰中心位置法的调温幅度较小，一般应与 其他调温方法配合使用。
②顶棚过热器 ⑦低温再热器
③包墙过热器 ⑧高温再热器
④低温过热器
⑤屏式过热器
⑨过热器一级减温器
⑩过热器二级减温器
⑾再热器减温器
至汽轮机高压缸
至汽轮机高压缸
高
温 过
热
器
吹灰用辅助蒸汽
减 温 器
减 温 器
屏 式 过
热
器
减 温 器
减 温 器
低 温 过
热
器
顶
棚
过
热
器
汽 水 分 离 器 来
汽 水 分 离 器 来
• 采用烟道挡板调温的优缺点： • 优点：结构简单、操作方便，在调节再热汽温时，对炉膛的 燃烧工况影响较小，且调温幅度较大。 • 缺点：汽温调节的时滞太大，挡板的开度与汽温变化为非线 性关系，大多数的挡板只在 0——40%的开度范围内比较有 效。挡板开的较大时易引起磨损，关得较小时又易引起积灰。 • 在用烟道挡板调节再热汽温时，必须考虑到对过热汽温的影 响。若想提高再热汽温，应在开大再热器侧挡板前，检查一 下是否有一定的过热器减温水量。因为在开大再热器侧挡板 时，过热器侧挡板关小，低温过热器出口温度降低；此时必 须减小减温水量，以保持过热汽温稳定。否则，虽然低温再 热器温升增大，但因为低温过热器出口温度下降，引起主蒸 汽温度降低，导致高压排汽缸（低温再热器入口）温度降低， 最后高温再热器出口温度没有什么变化。
再热器减温水管路主路上设闸阀，
分成两路，每路上均设置调节阀和 流量测量装置，调节阀后设置有截
止阀。
M
M
凝结 水来
M
M
有 压 放 水
省煤器
辅 汽 来
四 段 抽 气 来
M
除氧器
有压放 水 水侧 #1高加 放气
高加连 续排气
化学取样
加氧 加氨 加联氨
Байду номын сангаас
高 加 正 常 疏 水 来
化学清洗 有压放 水
#2高加
再热器减温水取自给水泵中间抽头。
一、喷水减温装置
• • • •
喷水形式： 文丘里减温器 漩涡式喷嘴减温器 多孔喷管式减温器（笛形管式减温器）
• 再热器一般采用烟气侧调节汽温，喷水减 温辅助调节，因为向再热蒸汽内喷水会降 低整个机组的经济性。
文丘里管式喷水减温器 1－减温器联箱；2－文丘里管；3－喷水孔； 4－环形水室；5－减温水室；6－混合室 在文丘里管的喉部，布置有多排φ3mm的小孔，减温水经 水室从小孔喷入蒸汽流中。孔中水速约1～2m/s，喉部蒸 汽流速达70～100m/s，使水和蒸汽激烈混合而雾化，该 种减温器蒸汽流动阻力小，水的雾化效果较好。
①汽水分离器 ⑥末级过热器
②顶棚过热器 ⑦低温再热器
③包墙过热器 ⑧高温再热器
④低温过热器
⑤屏式过热器
•
⑨过热器一级减温器
⑩过热器二级减温器
⑾再热器减温器
至汽轮机中压缸
至汽轮机中压缸
高 温 再 热 器
减 温 器
低 低 温 再 热 器 温 再 热 器
减 温 器
汽机高压缸来
吹灰汽源减温水
给 水 泵 中 间 抽 头 来
一、喷水减温装置
喷水减温：是直接将水喷入蒸汽中，喷入的水在加热、蒸发和 过热的过程中将消耗蒸汽的部分热量，使汽温降低。
优点：喷水减温调节灵敏、惯性小，调节范围大，易于实现自动化。 缺点：减温水变为压力较低的蒸汽，使工质做功能力降低，降低了机组的 循环效率。 位置：过热器连接管道或者联箱 减温水：给水（3～5％锅炉容量） 两级喷水减温，保证高温过热器安全、减小迟滞、提高灵敏度 第一级：屏式过热器前，保护屏式过热器，粗调，>1/2 第二级：末级高温过热器前，微调,<1/2 过热器减温水取自省煤器出口集箱；
化学加药
水侧 放气
汽泵2B
汽泵2A
化学清洗 有压放 水
#3高加
水侧 放气
汽前泵2B 汽前泵2A
电泵 化学清洗 有压放 水 再热减温水
有压放水
炉水泵内置冷却水
高旁减温水
有压放水
福建大唐国际宁德发电有限责任公司 批 准 校 核 给水系统图 孙 飞 制 图
再热器及减 温水系统
4 减温水管路
过热器减温水管路
过热器减温水取自省煤器出口集 箱；再热器减温水取自给水泵中间 抽头。 过热器减温水总管路上设有闸阀， 分成两路，一路至一级减温器，一 路至二级减温器，支路上设电动闸
阀；一级、二级减温水又分别分成
两路，每路上均设调节阀和流量测 再热器减温水管路 量装置，在调节阀后设截止阀。
主、再热汽温调节
讲课人：王晓峰
汽温调节基本要求 • • • • 在一定的负荷范围内保持额定的蒸汽温度 调节后的蒸汽温度比较稳定、波动小 蒸汽温度调节比较均匀、偏差小 对电厂热效率影响比较小
锅炉运行调整的任务 使锅炉参数达到额定值，满足机组负荷要求。 保持稳定和正常的汽温汽压。 均衡给煤、给水，维持正常的水煤比。 保持合格的炉水和蒸汽品质。 保持良好的燃烧，减少热损失，提高锅炉效率。 及时调整锅炉运行工况，使机组在安全、经济在 最佳工况下运行。
1 汽水流程
去中压缸 去高压缸
一次汽系统汽水流程：
:⑩
省煤器→水冷壁→汽水分离
⑾
⑧
④
⑤
⑦
器→顶棚过热器→包墙过热
③
⑨ ⑥
器→低温过热器→屏式过热
① 来自高压加热器
器→高温过热器
二次汽系统汽水流程：
②
来自高压缸
低温再热器→高温再热器
①省煤器 ②炉膛 ⑦高温再热器 ③低温过热器 ④屏式过热器 ⑤末级过热器 ⑥低温再热器 ⑨储水罐 ⑩顶棚过热器 ⑾包墙过热器
1、辐射式过热器 2、对流式过热器 3、半辐射式过热器
过热器出口汽温的影响因素
• • • 锅炉负荷：对于对流式受热面，过热汽温度会随着锅炉负荷的增大而增大；而 辐射式受热面，过热汽温度则随锅炉负荷的增大而减少。 燃水比：这是最关键的因素，燃水比变大，过热汽温高。 给水温度：给水温度降低，蒸发段后移，过热段减少，过热汽温下降。
省 煤 器 出 口 来
苏沅桃
过热器及减 温水系统
3 再热器系统
去中压缸 去高压缸
⑾ ⑩ ② ① ⑤ ⑥ ⑧ ③ ⑨
分2级： • 低温再热器 • 高温再热器
④
调温方式：
⑦
•
•
来自高压缸
采用尾部烟道挡板调 温；
低再至高再连接管上 设有事故喷水； 一级两点喷水减温， 左右侧喷水点可分别 调节；
来自高压加热器
漩涡式喷嘴喷水减温器 1-漩涡式喷嘴；2-减温水管；3-支撑钢碗； 4-减温器联箱；5-文丘里管；6-混合管 减温水经漩涡式喷嘴喷出雾化，在文丘里管喉部与高速 （70～120m/s）蒸汽混合，很快汽化与过热，使汽温降低。 混合管长约4～5m，混合管与蒸汽管道的间隙为 6～10mm。 这种减温器雾化质量很好，能适应减温水量频繁变化的场 合，而且减温幅度较大。