主、再热蒸汽系统流程;主、再热蒸汽温度的调整方法;要点
主再热蒸汽及旁路系统流程
主再热蒸汽及旁路系统流程嘿，咱今儿就来唠唠主再热蒸汽及旁路系统流程这档子事儿！
你想啊，这主再热蒸汽系统就好比是一条能量大动脉，那蒸汽在里头欢快地流淌着，带着满满的能量去推动各种大机器运转。
就像咱人身体里的血液一样，要是这血液不顺畅了，那咱这人还不得出大毛病呀！
这蒸汽从锅炉里出来，热腾腾的，可带劲了。
然后呢，就顺着各种管道一路奔腾，该拐弯拐弯，该加速加速。
这一路上啊，还有各种阀门啊、仪表啊啥的，就像是路上的红绿灯和指示牌，告诉你啥时候该快，啥时候该慢，啥时候该停一停。
再来说说旁路系统，它就像是个机灵的小助手。
有时候主系统这边忙不过来了，或者出点小状况了，旁路系统就赶紧顶上。
它能把多余的蒸汽给引走，或者在需要的时候快速地给补上，可机灵了呢！
你说这主再热蒸汽及旁路系统像不像一个默契的团队？它们相互配合，相互支持，为了让整个大机器能正常运转，可真是出了不少力呀！要是没有它们，那可真不敢想象会是啥样子。
你再想想，要是这蒸汽在管道里跑得不畅快了，堵在那儿了，那不就跟咱堵车似的，后面的都得等着，急死个人呐！所以说呀，这系统的维护和管理可得重视起来，不能马虎。
而且哦，这系统里的每个部件都很重要，就像一部大机器里的每个小零件一样，哪怕一个小小的螺丝松了，都可能会引发大问题呢！咱可不能小瞧了它们。
这主再热蒸汽及旁路系统流程啊，真的是很神奇，很有趣。
它们默默地工作着，为我们的生活和生产提供着强大的动力。
我们可得好好感谢它们，也要好好地爱护它们呀！
总之呢，主再热蒸汽及旁路系统流程就是这么重要，这么神奇，这么不可或缺！你说是不是呀？。
汽轮机介绍之主、再热蒸汽系统
主、再热蒸汽系统
一、系统概述
主、再热蒸汽系统均为单元制系统，系统具有系统简单、调节灵活、运行可靠等优点。
主蒸汽管道连接采用制配管，既自锅炉出口以单根管引出，到汽轮机前再分两根管接入两侧主汽门，主蒸汽经两侧主汽门、调门后由六根导汽管进入高压缸。
冷段再热蒸汽管也采用制配管连接方式，即由汽轮机高压缸排汽由单根管引出，到锅炉侧再分出两根支管接入再热器入口联箱。
热段再热蒸汽管采用“2-1-2“的连接方式，热段再热蒸进入中压缸两侧中联门，在中压缸做功后排汽由一根可自由膨胀的连接管进入低压缸中部，蒸汽在低压缸分两路对称轴向做功。
汽轮机主蒸汽管道接出两根支管，一根去汽机轴封系统，另一根去做汽泵小机的高压汽源，冷再热冷段管道上，即高压缸排汽管上装有一只气动止回阀，用来防止汽机进水。
汽轮机的主汽门具有良好的严密性，为降低主蒸汽系统的压降，提高经济性，主汽门前不装隔离门，这样，锅炉水压试验的范围一直延伸到汽机主汽门，气轮机启动的暖机、冲转、和升速都利用主汽、调速汽门来控制。
二、主、再热蒸汽管道布置方式的优点
有利于消除汽轮机的主、再热蒸汽温度、压力偏差，减化管道布置，节省管材费用。
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。
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。
主、再热蒸汽及旁路系统
启动或甩负荷时回收工质，降低对空排汽噪声。（可实现）
2、旁路系统的型式
目前国际上已运行的大容量超超临界机组主要分布在欧洲和日本， 这些机组的旁路可分为：三用阀旁路系统、一级大旁路系统、三级旁路 系统和两级串联旁路系统。其功能比较如下： 华润电力湖北有限公司
用于带基本负荷，不经常热态启动的机组，因再热器暖管升温受限；汽机故障
华润电力湖北有限公司
1000MW超超临界火电机组技术探讨 停机方式：停机停炉)，也没有必要采用三用阀等旁路系统(先进旁路，
但投资较大)。所以我公司二期、玉环电厂和泰州电厂1000MW机组均 采用40％BMCR容量的高、低压串联液控旁路系统，即40％BMCR高 压旁路和40％BMCR+高旁喷水量的低压旁路。旁路系统型式：每台机 组设置1套40％BMCR容量的高压旁路装置和2套20％BMCR容量的低 压旁路装置（共40％BMCR流量）。 山东邹县发电厂和海门电厂1000MW超超临界机组锅炉均采用东 锅引进日本日立公司技术生产的Π型直流炉，汽机均采用东汽引进日本
1000MW超超临界火电机组技术探讨
特点 二级串联旁路系统 能适用于基本负荷 机组，也能适用于 调峰负荷机组。 一级大旁路 只适用于带基本负 荷，不经常热态启 动的机组 二级并联旁路系 统 只适用于带基本 负荷，不经常热 态启动的机组 三级旁路系统 能适用于基本负 荷机组，也能适 用于调峰负荷机 组。 三用阀旁路系 统 能适用于基本 负荷机组，也 能适用于调峰 负荷机组。 设 计 容 量 为100 ％ BMCR （ 高 旁 4×25 ％ BMCR 阀组成）高压 旁 路 +80 ％ BMCR 或 65 ％ BMCR 低 压旁路(低旁2 套) 停机不停炉或停 机停炉 可实现停机不停 炉 可实现停机不 停炉 外高桥电厂三 期工程、浙江 国华宁海电厂 二期、彭城电 厂 三 期 1000MW 机 组 采 用100 ％ BMCR 高 压 +60 ％ BMCR 低 压 三 用 阀串联旁路系 统
主蒸汽与再热蒸汽系统培训课件
三、主蒸汽、再热蒸汽及旁路系统流程
1、主蒸汽及再热蒸汽系统（以日照电厂为例） 汽轮发电机组的三大蒸汽管道指主蒸汽管道、再热蒸汽冷段 与热段。主蒸汽通过高压主汽门和调节阀及高压导汽管进入 高压缸。从高压缸做完功的乏汽经冷段回到锅炉再热器。再 热过的蒸汽通过中压再热主汽阀和调节阀经再热导汽管进入 中压缸。中压缸排汽通过中低压联通管直接通往低压缸做功 并排入凝汽器（如图所示）。
在汽轮机甩负荷或锅炉所供蒸汽温度、过热度等不符合进 汽条件时，蒸汽便可通过旁路系统以回收工质，并保证机组的安 全运行。 采用一次中间再热的汽轮机组一般采用一级大旁路系统 和高、低压串联两级旁路系统两种形式。
高压旁路系统一般在以下条件启用： 汽轮机组跳闸、汽轮机组甩负荷、锅炉过热器出口蒸
汽压力超限、锅炉过热器蒸汽升压率超限、锅炉MFT（主燃料 跳闸）动作。
2、旁路系统有如下功能： 在机组启动或停机、阶跃性降负荷或甩负荷等工况下，提供 蒸汽旁路通道并给予降温从而保护锅炉过热器。 在机组阶跃性降负荷或甩负荷等工况时，旁路系统可将主蒸 汽或再热蒸汽排入再热蒸汽冷段（经给水减温）或凝汽器、 除氧器，以回收工质和降低噪音污染，并保能证机组停机不 停炉。 旁路系统应有足够的设计压力、容量、响应能力、调节能力， 与控制系统共同作用下，满足甩负荷和汽机跳闸的响应要求。
主蒸汽、再热蒸汽及旁路系统
汽机专业
目录
一、概述 二、系统功能 三、主蒸汽、再热蒸汽及旁路系统流程 四、主蒸汽、再热蒸汽系统主要设备
一、概述
主蒸汽及再热蒸汽系统是汽轮发电机组蒸汽系统的重要组成 部分，其中主蒸汽系统是指从锅炉过热器联箱出口至汽轮机主汽 阀进口的主蒸汽管道、阀门、疏水管等设备、部件组成的工作系 统；再热蒸汽系统则包括冷段和热段两部分，冷段指从高压缸排 汽至锅炉再热器进口联箱入口处的管道和阀门，热段指锅炉再热 器出口至中联门前的蒸汽管道。
过热蒸汽和再热蒸汽和减温水系统
过热蒸汽和再热蒸汽及减温水系统一、设备资料1.我厂炉膛内前墙布置有六片中温过热器管屏、六片高温过热器管屏，六片高温再热器管屏及一片水冷隔墙，后墙布置两片水冷蒸发屏。
尾部采纳双烟道结构，前烟道布置了三组低温再热器，后烟道布置四组低温过热器。
2.过热器系统中设有两级喷水减温器，别离布置与屏过前后。
再热器系统中布置有事故喷水减温器和微喷水减温器，别离布置于低再前后。
过热器减温水来自给水母管，再热器减温水来自给水泵中间抽头。
3.低温过热器、低温再热器管组采纳长伸缩式吹灰器吹灰，低温过热器管组间8只，低温再热器管组间6只。
4.要紧设计参数5.锅炉热力性能计算数据6.平安阀整定参数过热器平安阀再热器入口平安阀再热器出口平安阀过热器出口电磁泄放阀7.蒸汽品质二、过热蒸汽及其减温水系统1.过热蒸汽流程从汽包分离出来的饱和蒸汽从汽包顶部的蒸汽连接管引出。
饱和蒸汽从汽包引出后，由饱和蒸汽连接管引入冷却式旋风分离器入口烟道的上集箱，下行冷却烟道后由连接管引入冷却式旋风分离器下集箱，上行冷却分离器筒体以后，由连接管从分离器上集箱引至尾部竖井侧包墙上集箱，下行冷却侧包墙后进入侧包墙下集箱，由包墙连接管引入前、后包墙下集箱，向上行进入中间包墙上集箱汇合，向下进入中间包墙下集箱，即低温过热器入口集箱，逆流向上对后烟道低温过热器管组进行冷却后，从锅炉双侧连接管引至炉膛顶部中温过热器入口集箱，流经中温过热器受热面后，在炉前从锅炉双侧连接管引至炉前高温过热器入口集箱，最后合格的过热蒸汽由位于炉膛顶部的高过出口集箱双侧引出。
2.过热蒸汽温度调剂方式过热器系统采取调剂灵活的喷水减温作为汽温调剂和爱惜各级受热面管子的手腕，整个过热器系总共布置有两级喷水。
一级减温器（左右各一台）布置在低过出口至屏过入口管道上，作为粗调操纵屏式过热器出口温度，爱惜屏式过热器；二级减温器（左右各一台）位于屏过与高过之间的连接管道上，作为细调操纵高过出口温度，保证蒸汽参数合格，其主环和付环均为比例积分调剂。
主再热蒸汽系统及冷态启动暖缸操作
c.预暖完成后的操作: 全开汽轮机调节阀与汽缸间高压导汽管上的疏水阀、高压缸疏水
阀、高压缸抽汽管道上的疏水阀。全开中压联合阀门前疏水阀、再热 冷段管上的疏水阀。将高压缸预暖阀开度由55%关至10%并保持5min， 然后在5min内逐步关闭预暖阀直至全部关严。当高压缸预暖阀全部关 严时，全开通风阀，高压缸内压力恢复正常。 d.暖缸时注意事项:
高中压缸预暖
高中压缸预暖需满足的条件：
1.检查盘车运转情况正常。 2.检查冷段再热管道内蒸汽压力应不低于700kPa。 3.检查凝汽器中压力应不高于25kPa。 4.确认汽轮机处于跳闸状态。 5.检查并确认高压缸第一级后汽缸内壁金属温度低于150℃主机处于跳闸状态。 a.暖缸前准备操作 :
检查高、中压主汽阀、一段抽汽电动阀处于关闭状态。全开高压缸预暖 管上的疏水阀，保持5min后将其关严。全开再热冷段管上的疏水阀，将汽轮 机调节阀与汽缸间导汽管上的疏水阀开度由100%关至20%，高压缸疏水阀开 度由100%关至10%，中压联合阀门前疏水开度由100%关至20%。关闭高压 缸抽汽管道上的疏水阀，关闭通风阀。注意控制再热冷段管上的疏水阀，避 免疏水倒灌至高压缸。
汽轮机主汽阀阀壳内外壁允许温差
汽轮机调节阀阀壳内外壁允温差
ห้องสมุดไป่ตู้
预暖时，汽缸金属温升率不大于50℃/小时，汽缸各壁温应在允许 范围内，汽缸及各抽（排）汽管道应定时疏水。避免冷水、冷汽进入 汽缸，当高压内缸调节级下半内壁温度达到150℃，中压缸进汽处下 半内壁金属温度达120℃时，对汽缸进行保暖，预暖结束后，关闭所 有疏水阀。
预暖蒸汽压力为0.4～0.8MPa，温度为220～250℃，并有50℃以上 过热度。
b.预暖操作: 高压缸预暖管道暖管充分后，将高压缸预暖阀开到10%开度，确认通
锅炉运行调整（2）
锅炉运⾏调整（2）⼀．锅炉汽温调整（1）锅炉正常运⾏时，主蒸汽温度应控制在571±5℃以内，再热蒸汽温度应控制在569±5℃，两侧温差⼩于10℃。
同时各段⼯质温度、壁温不超过规定值。
（2）主蒸汽温度的调整是通过调节燃料与给⽔的⽐例，控制启动分离器出⼝⼯质温度为基本调节，并以减温⽔作为辅助调节来完成的，启动分离器出⼝⼯质温度是启动分离器压⼒的函数，启动分离器出⼝⼯质温度应保持微过热，当启动分离器出⼝⼯质温度过热度较⼩时，应适当调整煤⽔⽐例，控制主蒸汽温度正常。
（3）再热蒸汽温度的调节以燃烧器摆⾓调节为主，锅炉运⾏时，应通过CCS系统控制燃烧器喷嘴摆动调节再热汽温。
如果燃烧器摆⾓不能满⾜调温要求时，可以⽤再热减温⽔来辅助调节。
注意：为保证摆动机构能维持正常⼯作，摆动系统不允许长时间停在同⼀位置，尤其不允许长时间停在向下的同⼀⾓度，每班⾄少应⼈为地缓慢摆动⼀⾄⼆次，否则时间⼀长，喷嘴容易卡死，不能进⾏正常的摆动调温⼯作。
同时，摆动幅度应⼤于20°，否则摆动效果不理想。
（4）⼀级减温⽔⽤以控制屏式过热器的壁温，防⽌超限，并辅助调节主蒸汽温度的稳定，⼆级减温⽔是对蒸汽温度的最后调整。
正常运⾏时，⼆级减温⽔应保持有⼀定的调节余地，但减温⽔量不宜过⼤，以保证⽔冷壁运⾏⼯况正常，在汽温调节过程中，控制减温⽔两侧偏差不⼤于5t／h。
（5）调节减温⽔维持汽温，有⼀定的迟滞时间，调整时减温⽔不可猛增、猛减，应根据减温器后温度的变化情况来确定减温⽔量的⼤⼩。
（6）低负荷运⾏时，减温⽔的调节尤须谨慎，为防⽌引起⽔塞，喷⽔减温后蒸汽温度应确保过热度20℃以上；投⽤再热器事故减温⽔时，应防⽌低温再热器内积⽔，减温后温度的过热亦应⼤于20℃，当减负荷或机组停⽤时，应及时关闭事故减温⽔隔绝门。
（7）锅炉运⾏中进⾏燃烧调整，增、减负荷，投、停燃烧器，启、停给⽔泵、风机、吹灰、打焦等操作，都将使主蒸汽温度和再热汽温发⽣变化，此时应特别加强监视并及时进⾏汽温的调整⼯作。
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。
火电厂主蒸汽和再热蒸汽汽温的主要调整方法
火电厂主蒸汽和再热蒸汽汽温的主要调整方法以火电厂主蒸汽和再热蒸汽汽温的主要调整方法为标题，本文将详细介绍火电厂主蒸汽和再热蒸汽汽温的调整方法。
一、主蒸汽汽温的调整方法主蒸汽汽温是指从锅炉中出来的蒸汽温度，也是火电厂发电的重要参数之一。
主蒸汽汽温过高或过低都会影响发电效率和设备寿命，因此需要对主蒸汽汽温进行调整。
1. 调整给水温度给水温度是指进入锅炉的水温度，它的高低会直接影响到主蒸汽汽温。
当主蒸汽汽温过高时，可以适当提高给水温度来降低主蒸汽汽温；当主蒸汽汽温过低时，可以适当降低给水温度来提高主蒸汽汽温。
2. 调整燃烧控制燃烧控制是指调整燃烧器的燃烧状态，控制燃烧产生的热量和蒸汽量。
通过调整燃烧器的燃烧状态，可以控制主蒸汽汽温的升高和降低。
3. 调整送风量送风量是指送进锅炉的空气量，它的大小会直接影响燃烧的强弱和蒸汽的产生量。
适当增加送风量可以提高燃烧强度，从而升高主蒸汽汽温；适当减小送风量可以降低燃烧强度，从而降低主蒸汽汽温。
4. 调整水位水位是指锅炉内水面的高度，它的高低会直接影响到蒸汽产生量和蒸汽质量。
当水位过低时，会导致蒸汽产生不足，从而降低主蒸汽汽温；当水位过高时，会导致蒸汽含水量过高，从而降低主蒸汽汽温。
因此，需要适时调整水位来保持合适的蒸汽产生量和质量。
二、再热蒸汽汽温的调整方法再热蒸汽汽温是指蒸汽在再热器中再次加热后的温度，也是影响火电厂发电效率和设备寿命的重要参数之一。
再热蒸汽汽温过高或过低都会影响发电效率和设备寿命，因此需要对再热蒸汽汽温进行调整。
1. 调整再热蒸汽温度再热蒸汽温度是指再热器的加热温度，它会直接影响到再热蒸汽汽温的高低。
当再热蒸汽汽温过高时，可以适当降低再热蒸汽温度来降低再热蒸汽汽温；当再热蒸汽汽温过低时，可以适当提高再热蒸汽温度来提高再热蒸汽汽温。
2. 调整再热器的水流量再热器的水流量是指水在再热器内的流量，它的大小会直接影响到再热蒸汽汽温。
适当增加再热器的水流量可以提高再热蒸汽汽温；适当减小再热器的水流量可以降低再热蒸汽汽温。
主蒸汽、再热蒸汽系统
主蒸汽、再热蒸汽系统一、作用1、从蒸汽发生器向汽轮机供给蒸汽；2、正常运行时向汽水分离再热器供汽；3、在机组事故冷却时向大气排汽；4、在汽机抽汽未投入时向厂用蒸汽系统供汽；5、在事故时将发生事故的蒸汽发生器隔离；6、防止蒸汽发生器超压。
二、工作原理2.1 主蒸汽系统工作原理主蒸汽系统包括从锅炉过热器出口联箱至汽轮机进口主汽阀的主蒸汽管道、阀门、疏水装置及通往进汽设备的蒸汽支管所组成的系统。
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出口联箱的再热冷段管道、阀门及从再热器出口联箱到汽轮机中压缸进口阀门的再热热段管道、阀门。
主蒸汽系统采用“2－1—2”布置。
主蒸汽由锅炉过热器出口集箱经两根支管接出，汇流成一根单管通往汽轮机房，在进汽轮机前用一个45°斜三通分为两根管道，分别接至汽轮机高压缸进口的左右侧主汽门。
发电厂常用的主蒸汽系统有四种形式：（1）集中母管制系统。
其特点是发电厂所有锅炉的蒸汽先引至一根蒸汽母管集中后，再由该母管引至汽轮机和各用汽处。
这种系统通常用于锅炉和汽轮机台数不匹配，而热负荷又必须确保可靠供应的热电厂以及单机容量在6MW以下的电厂。
（2）切换母管制系统。
其特点为每台锅炉与其对应的汽轮机组成一个单元，正常时机炉成单元运行，各单元之间装有母管，每一单元与母管相连处装有三个切换阀门。
它们的作用是当某单元锅炉发生事故或检修时可通过这三个切换阀门由母管引来邻炉蒸汽，使该单元的汽轮机继续运行，也不影响从母管引出的其他用汽设备。
该系统适用于装有高压供汽式机组的发电厂和中、小型发电厂采用。
（3）单元制系统。
其特点是每台锅炉与对应的汽轮机组成一个独立单元，各单元间无母管横向联系，单元内各用汽设备的新蒸汽支管均引自机炉之间的主汽管。
单元制系统的优点是系统简单、管道短、阀门少（引进型300MW级机组有的取消了主汽阀前的电动隔离阀）能节省大量高级耐热合金钢；事故仅限于本单元内，全厂安全可靠性较高；控制系统按单元设计制造，运行操作少，易于实现集中控制；工质压力损失少，散热少，热经济型较高；维护工作量少，费用低；无母管，便于布置，主厂房土建费用少。
汽温调整注意事项
集二值
1 概述
2 汽温调整原则
3 汽温调节方法
4 汽温调整注意事项
汽温是机炉安全经济运行所必须监视与调
整的主要参数之一，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。下面,我们对一些典型工况进 行分析,并提出一些指导性措施。
2)煤粉炉调整燃烧提高火焰中心，增加上层燃烧 器的风煤量，减少下层燃烧器的风煤量；
3)煤粉炉增加锅炉负荷，必要时可投入上排磨煤 机运行；
4)加强过热器吹灰。
3、再热蒸汽温度高、低时应采取下列措施 1)再热汽温高时可下调摆角，减少上层燃烧 器的风煤量，必要时投入事故喷水减温进行 降温；
2)再热汽温低时可上调摆角，增加上层燃烧 器的风煤量，加强再热器吹灰；
4）再热蒸汽温度的调整以摆角为主要调节手段，事故喷水 减温器是调节再热汽温的辅助手段，尽量少用或不用再热 器事故喷水以提高机组经济性。
5）主汽温度调整应根据过热器各段温度变化趋势及时超前 进行，只要中间点温度能够维持正常则高过出口汽温也能 维持正常，减温水不可猛增猛减，以防汽温失调。
6）锅炉运行中注意调整汽温正常的同时，还应注意锅炉各 受热面的壁温情况，防止锅炉受热面金属超温。
1）在锅炉运行过程中，汽温的稳定取决于烟气侧放热 量与蒸汽侧吸热量的平衡，在实际锅炉运行中受各种 工况的影响其平衡是一种不稳定的动态平衡，作为运 行值班员一定要熟练掌握影响汽温的各种因素，才能 在工况发生变化时及时调整好汽温。 2）运行中应严格监视和调整主蒸汽及再热蒸汽温度正 常。 3）主蒸汽温度通过两级喷水减温器进行调节，一级减 温为主要调整手段进行粗调，二级减温器进行细调维 持过热器出口汽温。
主蒸汽、再热蒸汽及旁路系统
主蒸汽、再热蒸汽及旁路系统一、概述主蒸汽系统是指从锅炉过热器联箱出口至汽轮机主汽阀进口的主蒸汽管道、阀门、疏水管等设备、部件组成的工作系统。
主蒸汽管道是指从锅炉过热器出口输送新蒸汽到汽轮机高压主汽门的管道，同时还包括管道上的疏水管道以及锅炉过热器出口的安全阀及排汽管道。
再热蒸汽系统分为冷再热蒸汽及热再热蒸汽系统。
冷再热蒸汽管道是指从汽轮机高压缸排汽口输送低温再热蒸汽到锅炉再热器进口的管道，同时还包括管道上的疏水管道以及锅炉再热器进口的安全阀及排汽管道。
另外还包括与冷再热蒸汽管道相连的几根支管。
旁路装置的选择与汽轮机特性、锅炉型式及结构特性、燃料种类、运行方式、电网对机组的要求等因素有关。
二、旁路系统的作用1、缩短启动时间，改善启动条件，延长汽轮机寿命。
2、溢流作用：即协调机炉间不平衡汽量，溢流负荷瞬变过程中的过剩蒸汽。
由于锅炉的实际降负荷速率比汽机小，剩余蒸汽可通过旁路系统排至凝汽器，使机组能适应频繁启停和快速升降负荷，并将机组压力部件的热应力控制在合适的范围内。
3、保护再热器：在汽轮机启动或甩负荷工况下，经旁路系统把新蒸汽减温减压后送入再热器，防止再热器干烧，起到保护再热器的作用。
4、回收工质、热量和消除噪声污染：在机组突然甩负荷（全部或部分负荷）时，旁路快开，回收工质至凝汽器，改变此时锅炉运行的稳定性，减少甚至避免安全阀动作。
5、旁路系统投入后，待冷再压力达到高辅压力时，用冷再供高辅用汽。
三、旁路装置的选型对于百万千瓦级机组，当前世界上欧、美、日、俄（苏）等不同的技术流派基本都采用超（超）临界技术，为满足机组启动、机炉协调等功能要求，均设置了汽轮机旁路系统。
但由于地域及技术体系的不同，对于旁路系统的配置及运行方式也有很大差别。
在美国，一般都采用小于20%BMCR 的小旁路，仅用于机组启动阶段，锅炉过热器出口配置安全阀。
日本基本上传承了美国的技术体系。
欧洲在旁路系统的应用上，其理念与美（日）体系不同，百万级机组大部分釆用了 100%的高、低压旁路配置，拓展了旁路系统的作用。
锅炉主蒸汽、再热蒸汽温度问题原因与解决方法
锅炉主蒸汽、再热蒸汽温度问题原因与解决方法一、主蒸汽温度(℃)：（一）、可能存在问题的原因：1、下列情况主蒸汽温度升高：①、炉膛火焰中心上移，炉膛出口温度升高。
②、煤量增加过快。
③、燃煤的挥发分降低，煤粉变粗，水分增加。
④、过剩空气量增加。
⑤、制粉系统启停。
⑥、减温水自动控制调整不当。
⑦、过热器吹灰选择不当。
⑧、给水温度偏低。
2、下列情况主蒸汽温度降低：①、火焰中心下偏：燃烧器摆角有偏差，下摆；喷燃器从上层切换到下层，或下层给粉量过多。
（煤粉炉）。
②、燃煤的挥发分增大，煤粉变细，水分减少。
③、过热器受热面积灰、结渣、内部结垢。
④、锅炉汽包汽水分离效果差。
⑤、减温水阀门内漏。
⑥、自动调整不当，减温水量过大。
⑦、炉水水质严重恶化或发生汽水共腾。
⑧、给水温度升高。
⑨、水冷壁和省煤器吹灰时间选择不当。
⑩、煤量减少过快。
（二）、解决问题的方法：1、运行措施：①、AGC控制时要严密监视给煤量波动情况，出现燃料猛增猛减的情况，须对减温水调节进行人工干预。
②、人为调整负荷时，煤量增减幅度不能过大。
③、进行优化燃烧调整试验，确定锅炉最佳氧量值，合理调节锅炉氧量。
④、调整燃烧器投运方式，通过燃烧调整保证锅炉的主蒸汽温度。
⑤、正常投入锅炉主蒸汽温度自动控制。
⑥、加强监视过热器各段汽温，对汽温调整做到勤调、细调，减少喷水减温水量，控制主蒸汽温度。
⑦、通过试验掌握制粉系统运行方式变化对主蒸汽汽温的影响规律，分析原因，做好预见性调整工作。
⑧、合理进行受热面吹灰。
⑨、分层调整燃料量，合理控制火焰中心，调节一、二次风配比，必要时改变过量空气系数。
2、日常维护及试验：①、进行燃烧调整试验，确定锅炉最佳的运行方式和控制参数。
②、提高主蒸汽温度自动调节品质。
③、及时发现和分析炉膛火焰中心发生偏移的原因，并采取针对性措施。
3、C/D修、停机消缺：①、消除减温水各阀门内漏现象。
②、受热面焦、积灰清理。
③、疏通预热器，处理烟道漏风。
4、A/B修及技术改造：①、对汽包内各汽水分离装置进行检查清理，及时消除有关缺陷。
过热器和再热器的蒸汽流程
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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。
夏季受海洋暖流影响，炎热短暂，是合江平原温凉多雨区。
历年平均气温 2.5℃年平均相对湿度68.58%年平均大气压力746.25mmHg历年极端最低气温-39.4℃历年极端最高气温38.3℃历年最大冻土深度 2.06m历年最大积雪深度57cm多年平均降水量508mm七、八月份降水量239.6mm50年一遇的10分钟最大风速32.1 m/s30年一遇的10分钟最大风速31.8m/s全年主导风向西和西北西厂址百年一遇洪水位标高96.90m，厂址最低自然标高在99.5m以上，厂址不受洪水的影响。
根据中国地震动参数区划图GB18306—2001，建筑抗震设计规范GB50011—2001，厂址抗震设防烈度为6度；地震动峰值加速度（设计基本地震加速度）为0.05g；设计地震为第一组，场地土类型为II类。
3锅炉运行条件锅炉运行方式：带基本负荷并参与调峰。
制粉系统：采用中速磨煤机直吹式制粉系统，每炉配6台磨煤机（5台运行，1台备用），煤粉细度按200目筛通过量为75%。
给水调节：机组配置2×50%B-MCR调速汽动给水泵和一台30%B-MCR容量的电动调速给水泵。
空气预热器进风加热方式：采用暖风器。
4锅炉设计规范和标准可执行下列标准：AISC 美国钢结构学会标准AISI 美国钢铁学会标准ASME 美国机械工程师学会标准《锅炉及压力容器规范》第I、II、V、VII、VIII、IX卷。
ASME B31.1 美国机械工程师学会压力管道规范《动力管道》ASME PTC 美国机械工程师学会动力试验规程ASTM 美国材料试验标准AWS 美国焊接学会EPA 美国环境保护署HEI 热交换学会标准NSPS 美国新电厂性能（环保）标准IEC 国际电工委员会标准IEEE 国际电气电子工程师学会标准ISO 国际标准化组织标准NERC 北美电气可靠性协会NFPA 美国防火保护协会标准PFI 美国管子制造商协会标准SSPC 美国钢结构油漆委员会标准DIN 德国工业标准BSI 英国标准JIS 日本标准GB 中国国家标准SD （原）水利电力部标准DL 电力行业标准JB 机械部（行业）标准电力行业《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》(2000版) 电力行业《电力建设施工及验收技术规范》(锅炉机组篇)电力行业《火电工程启动调试工作规定》电力行业《电力工业锅炉压力容器监察规程》劳动部《蒸汽锅炉安全技术监察规程》电力行业《火力发电厂设计技术规程》（DL5000－2000）《大型电力设备质量监造暂行规定》中华人民共和国《工程建设标准强制性条文》电力工程部分国家标准《水管锅炉受压元件强度计算》GB9222-88国家标准《钢结构设计规范》GBJ17-885锅炉性能计算数据表（设计煤种）6锅炉的特点6.1技术特点本锅炉是采用三井巴布科克能源公司技术设计、制造的超临界燃煤本生直流锅炉。
1951年三井巴布科克从西门子公司获得了本生直流锅炉的技术许可证，并于1960年设计、制造了第一台超临界本生直流锅炉。
经过半个世纪的发展和研究，其超临界锅炉已在中国、英国、比利时、菲律宾、丹麦、荷兰、芬兰、日本等国家投入使用，可适用于各种变压工况运行，具有较高的锅炉效率和可靠性。
其技术特点如下：1）良好的变压、备用和再启动性能锅炉下部炉膛水冷壁及灰斗采用螺旋管圈，在各种负荷下均有足够的冷却能力，并能有效地补偿沿炉膛周界上的热偏差，水动力特性稳定；采用四只启动分离器，壁厚较薄，温度变化时热应力小，适合于滑压运行，提高了机组的效率，延长了汽机的寿命。
2）燃烧稳定、温度场均匀的墙式燃烧系统墙式燃烧系统的旋流燃烧器具有自稳燃能力和较大的调节比，在炉膛中布置的节距较大，相邻的燃烧器之间不需要相互支持；墙式燃烧系统的燃烧器布置为对称方式，沿炉膛宽度方向的热量输入均匀分布，因而在上炉膛及水平烟道的过热器、再热器区域的烟气温度也更加均匀，避免高温区受压元件的蠕变和腐蚀，有效抑制结渣。
3）经济、高效的低NO X轴向旋流燃烧器（LNASB）三井巴布科克公司已有2000多只LNASB燃烧器在全球各地使用，其不仅能够高效、稳定地燃烧世界各地的多种燃煤，而且已经作为一种经济实用的手段来满足日益严格的降低NO X排放的需要。
4）高可靠性的运行性能三井巴布科克有丰富的变压运行本生直流锅炉设计、制造经验，在燃烧等方面的研究和应用上进行了大量工作，并对已投运的机组积累了大量的调试和研究数据。
本工程的炉型为三井巴布科克公司标准化的典型设计，具有成熟的设计和制造经验，机组的可用率和可靠性高，能满足用户的各种技术要求。
6.2结构特点1）本锅炉中、下部水冷壁采用螺旋管圈，上部水冷壁采用一次上升垂直管屏，二者之间用过渡集箱连接。
螺旋管圈的同一管带中的各管子以相同方式从下到上绕过炉膛的角隅部分和中间部分，水冷壁吸热均匀，管间热偏差小，使得水冷壁出口的介质温度和金属温度非常均匀。
因此，螺旋管圈水冷壁更能适应炉内燃烧工况的变化。
2）在螺旋管圈水冷壁部分采用可膨胀的带焊接式张力板垂直刚性梁系统，下部炉膛和冷灰斗的荷载传递给上部垂直水冷壁，保证锅炉炉膛自由向下膨胀。
3）布置于上炉膛的屏式过热器采用膜式管屏末端技术，使管屏平整防止结焦、挂渣。
4）省煤器为H型鳍片管省煤器，传热效率高，受热面管组布置紧凑，烟气侧和工质侧流动阻力小，耐磨损，防堵灰，部件的使用寿命长。
5）燃烧器喉口设计采用水冷壁让管加强喉口冷却，并采用高导热性的、光滑的碳化硅砖敷设喉口表面，以降低燃烧器喉部耐火层表面温度，抑制燃烧器区域的结焦。
6）高温受热面采用小集箱和短管接头的结构型式，集箱口径小，壁厚薄，降低了热应力和疲劳应力，提高了运行的可靠性。
7）锅炉尾部采用双烟道，根据再热汽温的需要，调节省煤器出口烟道的烟气挡板来改变流过低温再热器和低温过热器的烟气量分配，从而实现再热汽温调节。
烟气调温挡板为垂直布置，轴向受力，不易变形、卡涩，动作灵活。
7锅炉整体布置本锅炉采用π型布置，单炉膛，尾部双烟道，全钢架，悬吊结构，燃烧器前后墙布置、对冲燃烧。
炉膛断面尺寸为22.1873m宽、15.6323m深，水平烟道深度为5.3224m，尾部前烟道深度为5.52m，尾部后烟道深度为8.28m，水冷壁下集箱标高为8.0m，顶棚管标高为67.750m。
锅炉的汽水流程以内置式启动分离器为界设计成双流程，从冷灰斗进口一直到标高46.459m的中间混合集箱之间为螺旋管圈水冷壁，再连接至炉膛上部的水冷壁垂直管屏和后水冷壁吊挂管，然后经下降管引入折焰角、水平烟道底包墙和水平烟道侧墙，再引入汽水分离器。
从汽水分离器出来的蒸汽引至顶棚和包墙系统，再进入低温过热器中，然后再流经屏式过热器和末级过热器。
再热器分为低温再热器和高温再热器两段布置，中间无集箱连接，低温再热器布置于尾部双烟道中的前部烟道，高温再热器布置于水平烟道中逆、顺流混合与烟气换热。
水冷壁为全膜式焊接水冷壁，下部水冷壁及灰斗采用螺旋管屏，上部水冷壁为垂直管屏，螺旋管屏和垂直管屏的过渡点在标高46.659m处，转换比为1:3。
从炉膛出口至锅炉尾部，烟气依次流经上炉膛的屏式过热器、折焰角上方的末级过热器、水平烟道中的高温再热器，然后至尾部烟道中烟气分两路：一路流经前部烟道中的立式和水平低温再热器、省煤器，另一路流经后部烟道的低温过热器、省煤器，最后进入下方的两台三分仓回转式空气预热器。
锅炉的启动系统为带再循环泵式启动系统，内置式启动分离器布置在锅炉的前部上方，其进口为水平烟道侧墙出口和水平烟道对流管束出口连接管，下部与贮水箱相连。
在直流负荷（30%BMCR）以下，汽水混合物在启动分离器中分离，蒸汽从分离器顶部引出到顶棚包墙和过热器中，分离下来的水经分离器进入贮水箱中。
当贮水箱中的水位在正常范围内，水经再循环泵排入到省煤器入口的主给水管道中，进行再循环；当水位高于正常水位时，通过打开溢流管的溢流调节阀将水排至疏水扩容器中。
过热器采用两级喷水减温器，一级减温器布置在低温过热器和屏式过热器之间，二级减温器布置在屏式过热器和末级过热器之间，每级两点。
再热蒸汽采用尾部烟气挡板调温，并在再热器入口管道备有事故喷水减温器。
制粉系统采用中速磨正压直吹系统，每炉配6台磨煤机，在5台磨煤机运行时能带额定负荷（ECR工况）。
每台磨煤机供布置于前墙或后墙同一层的LNASB燃烧器，前后墙各3层，每层布置5只。