2×350MW亚临界锅炉再热蒸汽温度偏差大分析
大容量电站锅炉过热器再热器温度偏差原因及防止对策
大容量电站锅炉过热器再热器温度偏差原因及防止对策摘要：本论文针对大容量电站锅炉过热器和再热器温度偏差问题进行研究。
首先，分析了过热器和再热器温度偏差的原因，包括燃料燃烧不充分、热负荷分布不均匀、管路和烟气侧污垢堵塞、水质不佳、运行管理不到位等多个方面。
其次，提出了防止过热器和再热器温度偏差的措施，包括调节燃烧风量、加强热负荷分布控制、管路维护和检修、烟气侧清洗、控制锅炉水质和加强运行管理等。
最后，得出结论：过热器和再热器温度偏差是大容量电站锅炉运行过程中普遍存在的问题，需要采取一系列措施加以控制和防止。
本论文所提出的方法和措施，可为大容量电站锅炉运行控制和管理提供参考。
关键词：大容量电站、锅炉、过热器、再热器、温度偏差、原因、对策1 引言大容量电站锅炉作为能源行业的核心设备，其运行质量和效率对于整个电力系统的稳定和发展至关重要。
其中过热器和再热器作为锅炉中的重要部件，其温度偏差问题一直是锅炉运行过程中的难点和热点问题之一。
因此，针对大容量电站锅炉过热器和再热器温度偏差的问题，进行研究和探讨，对于提高锅炉运行效率和安全性具有重要意义。
本文主要围绕大容量电站锅炉过热器和再热器温度偏差的原因和防止措施展开研究。
首先，我们对过热器和再热器的工作原理和结构进行了介绍，并分析了导致温度偏差的主要原因。
其次，我们提出了一系列针对过热器和再热器温度偏差问题的防止措施。
最后，我们得出了结论，认为过热器和再热器温度偏差是大容量电站锅炉运行中的普遍问题，需要采取一系列措施加以控制和防止。
通过本文的研究，我们期望能够为大容量电站锅炉过热器和再热器温度偏差问题的解决提供参考。
同时，本文所提出的防止措施也可以为大容量电站锅炉的运行控制和管理提供指导。
我们相信，随着科学技术的不断发展和进步，大容量电站锅炉的运行质量和效率将会不断提高，为人们的生活和工业生产提供更加可靠的能源保障。
2 锅炉过热器和再热器温度偏差的原因锅炉过热器和再热器温度偏差的产生是由多种因素共同作用的结果。
350MW超临界机组直流锅炉受热面超温研究分析
350MW超临界机组直流锅炉受热面超温研究分析发布时间：2022-10-24T06:00:19.412Z 来源：《当代电力文化》2022年6月12期作者：张桥[导读] 本文将围绕某电厂350MW超临界机组直流锅炉受热面超温问题进行分析讨论，并阐述超温问题的形成原因，以及切实可行的解决措施，以此缓解过热器超温现象，张桥大唐陕西发电有限公司延安热电厂陕西省延安市 716000摘要：本文将围绕某电厂350MW超临界机组直流锅炉受热面超温问题进行分析讨论，并阐述超温问题的形成原因，以及切实可行的解决措施，以此缓解过热器超温现象，合理把控炉膛含氧量，保证机组的安全运行，供有关人士参考。
关键词：超临界锅炉；给水温度；受热面超温引言：超临界锅炉是指锅炉内工质压力位于临界点之上的锅炉，其特点在于无汽包，启停速度较高，具有极佳的节能减排效果与无可比拟的经济性。
为确保超临界直流锅炉得到安全使用，避免出现运行故障，以锅炉受热面超温问题作为研究对象，并提出具有针对性的解决措施，以此为同类型机组调整提供参考对象。
一、工厂概况某电厂350MW超临界机组直流锅炉结构组成为：螺旋炉膛、平衡通风、全钢构架，锅炉内设有无循环泵的启动系统，在制粉系统方面则采用了正压冷风直吹系统，煤种则以阳泉无烟煤与寿阳贫瘦煤为主，燃煤则采用神华煤以及阳泉煤。
至于过热器组成则分为：顶棚，位于炉膛上部，属于鳍片管结构；低温过热器，位于尾部竖井烟道内；末级过热器，位于折焰角上方，沿炉宽方向共设有45片。
二、350MW超临界机组直流锅炉受热面超温状况与形成原因（一）超温情况该锅炉在调试过程中发现，当启动过热器后，再热器存在明显超温现象，此时即便过热器喷水减温器的投入较为频繁，调节阀开度达到全开状态，也无法有效控制出口蒸汽温度，根据调查显示，屏式过热器出口温度达到594度、末级过热器出口温度达到612度、高温再热器出口温度为631度，上述温度均超出壁温报警值。
超临界350MW机组直流锅炉受热面超温问题分析
超临界350MW机组直流锅炉受热面超温问题分析作者：侯建军来源：《山东工业技术》2018年第19期摘要：350MW超临界锅炉在生产运行时，会产生过热器、再热器管壁等零件的超温现象，因此对这些问题进行了分析，其问题产生原因是：一次风压过高、再热器蒸汽流量过低、控制氧量过高，因此本文对这些问题提出了一些有效的治理措施，只有解决这些问题才能从根本上解决超温问题。
关键词：超临界锅炉；超温；运行调整；给水温度DOI：10.16640/ki.37-1222/t.2018.19.1331 概述某电力企业的350MW超临界机组使用的是巴威型直流锅炉，其炉膛结构为螺旋结构、组成部分都是钢材、锅炉形式为半敞篷式、安有固态排渣系统、其内部还设有内置无循环泵。
其原先设计的煤种其实是80%的阳泉产“无烟煤”和20%的寿阳产“贫瘦煤”相掺煤，但运行时使用的燃料是下层“神华煤”与上层“阳泉煤”混烧。
过热器的组成较复杂，组成部分大致有六部分：顶棚、包墙、低温过热器、屏式过热器、后屏过热器和末级过热器。
再热器的布置位置有两处，一处在机组尾端的竖井前烟道，为低温再热器，另一处在水平烟道，为高温再热器，低温再热器组成部分是四个水平管组，有一百二十五片。
高温再热器的组成部分是垂直管组，有六十二片。
2 锅炉的受热面的超温现象此锅炉在设备调试期时，存在许多问题，一是锅炉使用前期，过热器和再热器存在超温问题。
二是使用喷水减温器次数过多，调节阀开度还总是高负荷运行，导致出口蒸汽温度不好控制。
然而总是会有超温现象，将会对受热面的使用期限有影响，因为超温现象频发，过热器以及再热器将有炸裂风险，对机器设备的安全性十分不利。
3 超温的几点原因（1）一次风压偏高分析。
磨煤机的风煤比变化不大，但是一次风压过高会导致一次风量增加，从而使得炉内的煤粉过多，想要使其达到规定的热量需要充分燃烧，但煤粉的过多，所燃烧用时也就更长，进而使炉膛的火苗高度增加，会导致过热器以及低温器受热过度产生超温现象。
350MW超临界机组水冷壁超温问题分析与解决方案
350MW超临界机组水冷壁超温问题分析与解决方案发布时间：2021-08-17T08:00:57.878Z 来源：《科技新时代》2021年5期作者：牛波[导读] 垂直水冷壁频繁超温，在低负荷运行及变负荷过程中锅炉的超温问题非常突出。
大唐西北电力试验研究院陕西西安 710021摘要：因各粉管煤粉量分配存在偏差导致的超温，通过一次风调平及燃烧器二次风、燃尽风就地拉杆、风门开度调整等手段进行调整。
经过燃烧调整，稳定负荷下整体壁温分布状况变好，偏差变小、水冷壁壁温超温安全裕量变大。
关键词：水冷壁；超温；调整1 前言陕西某电厂2×350MW超临界机组1号锅炉自投产以来，垂直水冷壁频繁超温，在低负荷运行及变负荷过程中锅炉的超温问题非常突出。
2 设备简介本锅炉采用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15.287m宽、13.217m 深，水平烟道深度为4.747m，尾部前烟道深度为5.06m，尾部后烟道深度为5.98m，水冷壁下集箱标高为6.5m，顶棚管标高为62.5m。
燃烧器布置方式采用前后墙布置，对冲燃烧方式。
采用5台中速磨煤机，前墙布置3层煤粉燃烧器，后墙布置2层煤粉燃烧器，每层各有4只低NOx旋流燃烧器，共20只燃烧器。
在最上层煤粉燃烧器上方，前后墙各布置2层燃烬风燃烧器，前后墙各8只，共16只燃烬风燃烧器。
在新型低NOx轴向旋流燃烧器中，燃烧的空气被分成五股，中心风、一次风、二次风、三次风和四次风。
主燃烧空气分为二次风、三次风和四次风，以加大空气分级程度。
二次风、三次风和四次风通过燃烧器内同心的环形通道，在燃烧的不同阶段进入炉膛，有助于NOx总量的降低和燃料的燃尽。
二次风为直流，三次风和四次风为轴向旋流风，在近燃烧器区形成环形回流，将高温烟气带回近燃烧器区，加热一次风，点燃煤粉，保持火焰稳定性，同时带回的高温烟气含氧量低，有利于NOx还原；在远燃烧器区通过三、四次风来完成未燃尽碳的燃烧。
主流锅炉再热汽温低原因分析及对策
主流锅炉再热汽温低原因分析及对策【摘要】：锅炉再热汽温在锅炉由于负荷较低，负荷变动，管壁超温，调节不当等，再热汽温温度低于设计值，本文分析了导致锅炉再热汽温低的原因和具体对策。
【关键词】：再热汽温原因1引言再热蒸汽温度是否稳定是衡量锅炉运行质量的重要技术指标之一，它的高低直接影响锅炉安全稳定运行。
汽温太高容易烧坏再热器管壁，过低则不仅会影响机组的经济性，而且也会造成汽机末级蒸汽湿度过大而损坏汽轮机末级叶片。
因此，正常运行中提高再热汽温对于电力生产的安全和经济运行十分重要。
2再热汽温低的原因及对策：2.1 锅炉设计中存在不足。
低再、高再换热面积太小直接会导致再热汽温偏低。
对策：可进行再热器受热面积改造，增加再热器换热面积，会直接提高再热汽温。
2.2 锅炉受热面结渣积灰的影响。
对策：改造吹灰设计，合理优化吹灰方式，对锅炉高、低再处的吹灰进行合理优化，将直接会提高再热汽温。
2.3 凝汽器真空的影响。
凝汽器真空运行在设计范围内，锅炉再热气温应该可以达到设计值，若凝汽器真空偏离了设计范围，在相同的外界电负荷需求下，锅炉蒸汽流量必然也会偏离设计值运行，蒸汽流量多出的部分△Q吸热，必将导致再热器温低，若凝汽器真空在设计范围内再热汽温都达不到设计值，则凝汽器真空偏离设计值对锅炉再热汽温的影响会更大，再热汽温则会更低。
对策：维持凝汽器真空在设计范围内运行意义重大。
2.4 汽、水品质的影响。
长期汽、水品质不合格，必将导致再热器受热面管壁结垢严重，热阻增大、传热端差增大；同时管子内壁结垢、内径减小，蒸汽流速增加，传热时间减少，两方面作用，从而使再热汽温更低。
对策：严格控制汽、水品质合格。
2.5 煤质的影响。
煤质差，即发热量低、挥发份低、灰分、水份含量高，要维持相同蒸发量所需燃料量相对要增加，同时煤中水分和灰份吸收炉内热量所占比例增加，造成炉膛出口温度降低，高、低再为对流行换热器，一方面，其入口烟温下降，影响汽温下降，另一方面，要保证同样的蒸发量，势必要相应增加燃料量和风量，造成烟气热容积增大，流经对流高、低再的烟气量和流速增加，使再热汽温上升。
超临界350MW直流锅炉受热面超温问题分析
超临界350MW直流锅炉受热面超温问题分析摘要：超临界350MW直流锅炉是一种高效、大功率的发电厂重要主机设备，其工作条件相对苛刻，面临着诸多技术难题。
其中，受热面超温问题是一项重要且紧迫需要解决的挑战。
受热面超温不仅会损害锅炉材料的性能，导致设备寿命缩短，还会引发火灾、爆炸等重大安全事故。
同时，超温还会降低锅炉的效率，造成发电厂非计划停运等事故，导致能源浪费，增加发电成本。
本文将针对超临界350MW直流锅炉受热面超温问题展开详细分析，以供参考。
关键词：超临界；350MW；直流；锅炉受热面；超温；前言：超临界350MW直流锅炉受热面超温问题并非易于解决。
在锅炉运行过程中，燃烧产生的高温烟气会通过受热面，将热能传递给水蒸汽。
然而，由于燃料和空气的品质波动、燃烧不充分、受热面渗漏等原因，烟气温度超出了设计范围，导致受热面超温。
通过加强监测调控、材料研发和工艺改进、预测评估等措施，可以降低受热面超温的风险，保障锅炉设备的正常运行，提高发电效率，实现经济效益和安全性的双赢。
1.相关概述超临界350MW直流锅炉是目前国内火电厂的主要设备之一，拥有高效、低排放等特点。
然而，一些电厂在运行过程中会出现受热面超温现象，给电厂运行的安全带来了一定的影响和困扰。
超临界350MW直流锅炉的受热面超温现象是指锅炉受热面内部温度超过设计允许值的情况。
2.超临界350MW直流锅炉受热面超温问题2.1一次风压偏高一次风压偏高是导致受热面超温的一个主要原因。
一次风压过高会导致风量过大，超过了设计的空气供应量，进而使燃烧室内的温度升高，受热面温度超过设计范围。
解决这个问题的方法是检查风机运行状态、调节风阀以及确保一次风压力在正常范围内[1]。
2.2再热器蒸汽流量偏小再热器蒸汽流量偏小也是一个常见的问题。
再热器是将锅炉排出的高温蒸汽再次加热，提高锅炉的热效率。
如果再热器蒸汽流量偏小，会导致再热温度下降，使受热面温度超温。
解决这个问题的方法是检查再热器喷嘴、修复或更换故障阀门，以及检修或校准流量计。
350MW级超临界锅炉再热汽温低的原因分析及对策
350MW级超临界锅炉再热汽温低的原因分析及对策摘要：当前，节能减排形式严峻，电厂节能减排压力也是不断增大。
燃煤机组仍然是电力行业的主力，机组能耗水平是节能降耗的主要目的，指标达不到设计值将是制约能耗水平的重要因素。
再热汽温低不仅会影响机组的能耗水平，还可能使低压缸末级叶片发生水蚀，导致汽缸变形等。
该文结合实际情况，针对再热汽温低的原因进行分析，通过试验和日常调整，制定出对策。
关键词：再热汽温负荷氧量吹灰磨煤机中图分类号：TK229.2 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2016）02（c）-0032-02某公司采用上海锅炉厂的350 MW超临界压力直流锅炉，超临界变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次中间再热、设计有低氮燃烧器四角切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、露天布置、∏型燃煤锅炉。
一次风喷嘴采用上下浓淡分离式，设计主再热汽温额定值566 ℃/566 ℃。
2014年2号炉再热汽温完成551.5 ℃，2015年2号炉再热汽温完成557 ℃，2016年2号再热汽温完成560 ℃，虽然在逐步提高，但仍与设计值有差距，对此多次派相关专业人员到先进厂参观学习；并曾委托锅炉专家进行调整、指导；联系电科院来进行燃烧调整优化，但到目前为止，低负荷下的再热汽温偏低的问题仍没有得到根本解决。
再热汽温低会影响机组的能耗水平，低负荷时再热汽温低，会给汽轮机带来危害，低压缸末级叶片可能存在水蚀的危害。
对高中压缸合缸的机组，如果主，再热汽温相差太大，膨胀不均，会在结合面处产生较大的热应力，有可能导致汽缸变形等。
1 再热汽温偏低的原因分析1.1 机组负荷率的影响由于受到电量计划等因素影响，机组负荷率长期低，对再热汽温影响较大；其次机组负荷变化启、停制粉系统时，后墙悬吊管、分隔屏过热器、后屏过热器个别管壁温度升高较快，为了控制管壁不超温，提前控制分离器过热度，客观上影响了再热汽温提高。
1.2 磨煤机运行方式的影响不同的磨煤机运行方式组合对汽温影响较大。
300MW亚临界锅炉再热汽温偏低原因分析及解决方案
300MW亚临界锅炉再热汽温偏低原因分析及解决方案摘要：随着社会的发展，电厂生产成本逐年增加，为了降低生产成本，使电厂盈利，优化各项经济指标已作为当前各电厂一项重点工作来对待。
再热汽温作为其中一项重点指标，直接影响到供电煤耗，再热汽温每提高10℃，煤耗就能降低0.8g/kWh，全年效益增收近33万元，大大降低了电厂生产成本。
本文详细的分析了我厂低负荷段再热汽温偏低的原因，并针对性的提出解决方法，使得低负荷段再热汽温明显提高，为企业节能降耗，降低生产成本做出了巨大的贡献。
关键词：锅炉、再热汽温偏低、原因分析、解决方案为了提高电厂的盈利能力，降低发电企业生产成本，近年来，优化电厂各项经济指标也被各企业作为一项重点工作来抓。
在电厂常见的十项重要经济指标中，再热汽温这一指标是否达标，直接影响到电厂经济运行。
本文针对我厂再热汽温偏低这一状况，经过近五年来探讨摸索，分析总结出我厂1、2号机组低负荷时段再热汽温偏低原因，通过采取有效的控制措施，使得再热汽温明显提升。
一、设备概况介绍我厂1、2号锅炉均采用哈尔滨锅炉厂生产的300MW亚临界、一次中间再热、自然循环、四角切圆燃烧、燃煤二型汽包炉，型号为HG-1092/17.5-YM28。
喷燃器采用浓淡分离摆动式直流喷燃器，分A、B、C、D、E五层布置。
辅助二次风设有6层，喷燃器上部设有4层消旋燃烬风层，同四角切圆喷燃器切向方向相反，呈顺时针布置（俯视）。
再热器由壁式再热器、屏式再热器、末级再热器三部分组成，其入口导汽管设有一级机械雾化喷水减温器。
二、未采取措施前，不同负荷下再热蒸汽温度对比由以上数据分析：我厂1、2号汽轮机滑压曲线在50%负荷分别为13.15Mpa、12.7Mpa，而锅炉在50%负荷下设计压力均为10Mpa，中间偏差在2.7Mpa以上，对应的主蒸汽饱和温度偏差17.76℃~20.3℃之间，正常运行中这部分饱和温度主要通过锅炉水冷壁吸热进行补充，在相同的锅炉输入热量下，水冷壁辐射吸热量增大，再热器系统对应的壁再辐射吸热量及屏再、末再的对流吸热量相对减少，从而影响再热汽温的提升值。
锅炉再热器汽温度调节品质差原因分析及对策
锅炉再热汽温度调节品质差原因分析及对策杨宝林 河北衡丰发电有限责任公司摘 要：本文论述了通过加强锅炉运行管理，提高运行人员操作人水平，从而达到提高锅炉再热汽温调节品质，延长了锅炉“四管”工作寿命，从而保证锅炉的稳定运行。
关键词：运行管理 热偏差 再热汽 汽温调整 防止超温。
0 前 言我厂锅炉再热汽温存在调节品质差，再热器左右侧热偏差大等问题，主要原因是：再热汽温调节是通过改变布置于水平烟道中的烟气档板开度来实现的，而且烟气挡板调节时，只能调节再热器的低温管组换热，过渡管组和高温管组无法实现调节。
减温水做为事故喷水调节再热汽温，布置在再热器入口，迟缓性较大。
这就造成了再热汽调节迟缓，稳定性差的特点。
另外，再热器内工质流量流减少，冷却效果差，使其工作条件恶化，而热偏差存在会造成容易使再热器金属超温，所以，必须提高再热汽温的调节品质，是保证再热器的安全运行的一项主要工作。
1 锅炉概况衡丰发电有限责任公司安装两台北京巴威公司生产的B&WB—1025/18.3—M型、亚临界参数、一次中间再热、单汽包、自然循环、半露天、单炉膛、平衡通风、固态排渣煤粉锅炉。
设计煤为阳泉无烟煤和晋中贫煤1：1比例混烧，在矩形燃烧室的前后墙上共布置了24支标准的EI —DRB旋流燃烧器，每墙分上、中、下三层，呈前后墙对充布置，制粉采用了钢球磨中间储仓式热风送粉系统，每台炉有四套制系统，分别为A、B、C、D四套制粉系统，出口三次风通过专门的喷口进入炉膛，其中A、D制粉系统的三次风进入后墙中、下和中、上层燃烧器之间，B.C制系统三次风进入前墙中、下和中、上层燃烧器之间。
再热器由水平管组、过渡管组和垂直管组构成，垂直管组（高温段）布置于水平烟道，水平管组（低温管）布置在尾部竖井烟道，过渡段布置在尾部烟道转向室内，在再热器的烟气出口安装了烟气调节挡板，再热汽温以烟气挡板调节为主，并辅助有事故喷水调节。
锅炉主要参数为：4－再热器冷段 5－再热器热段 3－低温过热器6、7－前、后屏式过热器8、9－高温过热冷、热段锅炉本体布置（图1）锅炉最大连续蒸发量：1025吨/时 : 过热蒸汽压力17.3Mpa 过热蒸汽温度: 540℃ 再热器出口温度:540℃再热器出口压力: 3.66Mpa 再热蒸汽流量:823.8吨/时前后墙燃烧器及三次风布置如图2（后墙与前墙对称分布）：AB后墙OFA燃烧器布置（图2）2 再热器运行方面存在的问题我厂锅炉再热汽温存在调节品质差，燃烧工况变化时，再热汽温波动大，稳定性差，在燃烧工况变化时，波动±10℃；低负荷时（180MW 以下），再热汽温热偏差大，依靠运行手段无法实现调平，主要表是：2.1 再热汽左、右侧温度偏差大，特别在180MW 负荷以下时，针对不同制粉系统的运行方式，左右侧最偏差最高能达30℃。
浅论锅炉再热汽温异常原因分析及控制措施
浅论锅炉再热汽温异常原因分析及控制措施发布时间：2022-09-28T12:20:09.179Z 来源：《科学教育前沿》2022年7期作者：郭建军[导读] 【摘要】本文从实际工作情况出发，强调了解决再热汽温问题，针对再热器受热面改造的要求，总结了再热器受热面的优缺点，并指出更加明显的优势。
主要探讨锅炉再热汽温异常原因分析及控制措施。
【关键词】锅炉再热汽温原因分析控制措施郭建军（大唐国际张家口发电公司河北张家口 075000）【摘要】本文从实际工作情况出发，强调了解决再热汽温问题，针对再热器受热面改造的要求，总结了再热器受热面的优缺点，并指出更加明显的优势。
主要探讨锅炉再热汽温异常原因分析及控制措施。
【关键词】锅炉再热汽温原因分析控制措施中图分类号：TM6 文献标识码：Ａ文章编号：ISSN1004-1621（2022）07-042-02一、再热蒸汽特性再热蒸汽的来源是汽轮机高压的缸排汽，经过锅炉的加热以后进入中、低压缸做功，此流程使再热蒸汽具有以下特点:(1)比热容小，满负荷过热蒸汽是为16-17 MPa时，再热蒸汽的压力大约是3-4 MPa，相同吸热量时，再热汽温变化量为过热汽温变化量的4倍，适用吸热量的变化调整。
(2)再热蒸汽的压力低，再热器大多采用的是粗管道和大通流面积，阻力只有0.1MPa左右来维持机组的效率。
(3)减温水量的影响大。
再热蒸汽减温水最后变成再热蒸汽的一部分，降低汽轮机性能。
600 MW亚临界机组10 t/h左右的再热蒸汽减温水量就会造成0.4刻kWh 左右的供电煤耗变化。
二、再热器负裕量设计从特性方面来讲，因为再热蒸汽比热容小，负荷比较高的时候受热面比较充足，通过烟气侧调整来减少再热器吸热，通过烟气侧调整增加再热器吸热来维持汽温，烟气侧手段调节再热汽温时影响到过热汽温，用减温水调整过热汽温，最大程度保持机组整体上经济性，这种负裕量模式易产生再热汽温偏低的情况，是再热汽温问题存在的基础。
再热蒸汽温度偏差大问题分析
现代国企研究 2019. 5（下）140摘要：针对炉侧与机侧再热蒸汽温度偏差大的原因，进行问题查找及分析，以提高机组安全经济稳定运行。
关键词：再热蒸汽；温度偏差田文亮再热蒸汽温度偏差大问题分析一、概述华伊卓资热电有限公司#1机组为200MW燃煤发电机组，锅炉为无锡锅炉厂制造生产的超高压、一次中间再热、自然循环固态排渣煤粉炉，型号为UG-670/13.7-M，“”型布置汽包锅炉，磨共五台，平常四用一备。
汽轮机是东方汽轮机厂的单轴、三缸双排汽、中间再热、间接空冷凝式汽轮机。
长期以来，#1机组的汽轮机的再热蒸汽温度，比锅炉侧的温度低10℃以上，#1机组汽轮机左侧的中压蒸汽温度比再热器出口温度低13℃，右侧的中压蒸汽温度比再热器出口温度低15℃，有时甚至更低一些，对机组安全经济运行有一定的影响。
二、现场处理与原因分析为了分析问题的方便，我们把再热蒸汽的温度测量系统分为：量通道及显示、热电偶、保护套管及被测的蒸汽五个环节，如下图所示：（1）温测量通道接线检查：检查结果为：测温元件为K型热电偶，补偿电缆的极性接法正确，DCS控制柜内冷端补偿温度值与实际相符（27℃）；（2）信号检验：在机组汽轮机右侧的再热蒸汽测温热电偶的偶头处断开补偿导线，用信号发生器在该处加入20.7mV的电压信号；同时用测温枪测得该处环境温度为31.4℃，查K型热电偶分度表为1.28 mV。
20.7mV + 1.28 mV（31.4℃）= 21.98mV ，查K型热电偶分度表得：531.57℃。
DCS画面温度曲线显示值为530℃，误差在1.6℃以内，基本正常。
在测量通道电路上没有发现明显的问题。
（3）热电偶保护套管检查：现场检查发现该测点的保护套管在管道外露出部分较长，没有进行保温处理。
保护套管露在环境温度下（温枪测量为31℃左右），这会有一定散热损失，对热电偶测温度准确性有一定的影响。
参考标准：DL 5190.4-2012《电力建设施工技术规范》第4部分：热工仪表及控制装置“对于高、中压管道，若插座全部在保温层内，则宜从插座端面起向外选用松软的保温材料进行保温，插座高度宜不低于保温层厚度。
350MW机组超临界与亚临界区别
350MW机组超临界与亚临界方案技术经济比较目录1 工程概况 (1)2 超临界机组的可行性 (1)2.1超临界机组的现状 (1)2.2建设超临界机组的必要性 (1)2.3国内设备制造技术 (2)3 超临界机组技术参数 (3)3.1汽轮机 (3)3.2锅炉 (4)3.2发电机 (5)3.3350MW超临界供热机组有关问题： (5)4 技术经济比较 (6)4.1热经济性比较 (6)4.2电厂的初投资比较 (7)4.3经济效益分析 (8)5 结语 (10)【摘要】本文在调查国内超临界机组的设备制造情况和超临界机组的设备运行情况等基础上，对350MW 超临界机组与300MW级亚临界机组进行热经济指标和电厂初投资比较论证。
选用超临界机组虽然增加了电厂初投资，但减少了能耗，保护了生态环境，机组的安全性、可靠性也有充分保证。
关键词：超临界经济性初投资1 工程概况本期工程拟建2×300MW级供热机组。
2 超临界机组的可行性2.1 超临界机组的现状基于朗肯循环的火力发电循环效率，随着蒸汽初参数提高，终参数降低而提高。
为提高发电厂热效率，各国都积极采用超临界参数的大容量火电机组，自1957 年第一台试验性超临界（621t/h，31MPa，566/566oC）125MW 机组在美国投运以来，到90 年代初，仅美、日、苏、德、意、丹麦6 个国家，就投运了500 多台超临界机组。
超临界机组的相对热效率平均提高约2.5%，可靠性不逊于亚临界机组，是成熟的商业化发电技术。
丹麦投运的三台超超临界机组的容量都在400MW左右。
日本投运的超临界机组最小容量为350MW。
俄罗斯300MW及以上容量机组全部采用超临界参数，至今已投运232台超临界机组。
我国国内已投入运行的300MW级燃煤机组中，有华能南京热电厂装设有俄罗斯供货的2套320MW 超临界压力机组，锅炉蒸发量为1000t/h，主蒸汽参数为25MPa/545℃，定压运行，承担基本负荷。
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。
主汽温度波动大分析
锅炉主汽温度分析本公司锅炉为锅炉厂制造的亚临界压力一次中间再热自然循环汽包炉，锅炉呈“П”型布置，型式为亚临界自然循环汽包炉，钢球磨中储式制粉系统，热风送粉，直流式百叶窗水平浓淡燃烧器，四角布置，切向燃烧方式，尾部双烟道布置汽温控制方式为烟气挡板调节再热汽温，喷水减温控制过热汽温。
公司机组正常运行期间，主汽温度波动较大（波动区间在510℃—550℃之间），无法维持稳定运行，长期以往极易使锅炉受热面各级管路产生交变温差应力，以致使金属疲劳，出现本身或焊口裂纹，最后造成锅炉四管泄露，机组被迫停运。
针对对汽温波动采取以下几步进行分析：1、找出汽温变化因素；2、对各因素进行分析。
3、找出主要原因。
4、对各主要原因再次进行分析。
5、并提出建议。
一、汽温变化波动的因素有：1)负荷的变化2)汽压的波动3)煤质的变化4)给水温度的变化5)风量的变化6)制粉系统的启、停7)水位的变化8)锅炉吹灰9)锅炉炉膛结焦10)锅炉炉膛漏风时11)自动失灵二、对影响汽温的因素分析如下：1)负荷的变化，我公司在市场营销努力工作下，我公司负荷基本比较稳定，非要因。
2)给水温度的变化，公司带负荷平稳，汽侧加热器运行正常，给水温度稳定，非要因。
3)制粉系统的启、停,我公司汽温波动不仅发生在制粉系统启停期间，之外也发生波动，非要因。
4)水位的变化，我公司汽包水位控制正常，非要因。
5)锅炉吹灰，锅炉吹灰后，受热面积灰减少，换热能力加强，是汽温发生波动的因素，但我公司吹灰非连续吹灰，且汽温波动在非吹灰期间也发生波动，非要因。
6)锅炉炉膛结焦，我公司结焦情况不明显，非要因。
7)锅炉炉膛漏风，我公司锅炉本体漏风主要发生在各吹灰器、各观火孔、液压关门处，漏风量一定，非主因。
8)煤质的变化；主要指燃料的挥发份、含碳量、发热量等的变化，同煤粉细度下，燃料在炉燃烬时间长，火焰中心上移，汽温将升高。
当燃料的水份增加时，水份在炉蒸发需吸收部分热量，使炉膛温度降低，同时水份增加，也使烟气体积增大，增加了烟气流速，使辐射过热器的吸热量降低，对流过热器的吸热量增加，汽温升高，反之气温下降，是主因。
超临界350MW机组直流锅炉受热面超温问题分析
超临界350MW机组直流锅炉受热面超温问题分析摘要：本文以某超临界350MW直流锅炉为例，首先简要分析了其启动过程中所存在的诸如再热器管壁、过热器等超温的原因，从多方面给出了具体的控制措施，望能为此领域研究及实践应用有所借鉴。
关键词：超临界锅炉；350MW；受热面；超温某电厂超临界350MW机组直流锅炉为紧身封闭布置，并且固态排渣、螺旋炉膛、全钢构架的锅炉类型，另外，在锅炉内部，还设置有内置式启动系统（无循环泵）。
过热器主要由末级过热器、屏式过热器、顶棚、包墙及后屏过热器等部分构成。
而对于再热器来讲，其所采取的是二级布置，主要由两部分组成，其一为在水平烟道处布置的高温再热器，其二是在尾部竖井前烟道处布置的低温再热器。
本文结合锅炉运行实况，以上述部件为对象，就其超温问题原因及具体的控制措施作一探讨。
1.锅炉受热面超温情况分析针对此锅炉来讲，其在具体的调试期间，再热器、过热器存在着超温的情况，另外，无论是再热事故喷水减温器，还是过热器喷水减温器，均存在频繁投入的情况；还需要指出的是，调节阀开度常出现全开，较难控制出口蒸汽的温度。
当长时间出现超温情况时，会造成受热面在总体使用寿命上的缩短，易引起再热器、过热器出现爆管情况，因而对设备的正常、安全运行造成严重影响。
锅炉实际的超温情况：后屏过热器出口的壁温报警值为584℃，实际为590℃左右；末级过热器出口、高温再热器出口的壁温报警值分别为608、629℃，实际为610、630℃左右。
2.关于超温原因分析2.1存在偏高的一次风量针对制粉系统来讲，与之配套的中速辊式磨煤机存在着比较稳定的风煤比，当磨煤机煤量增加时，一次风量便会相应变大，会推迟煤粉着火，受燃烧滞后影响，炉膛火焰中心会出现异常升高，尾部受热面在具体的吸热量上，会有明显增大，受此影响，排烟温度会出现升高，因而容易出现布置在尾部烟道的低温受热器的局部出现超温情况。
尤其是刚开始启动时，存在着比较高的锅炉运行控制氧量，高一次风量会造成更加严重的燃烧滞后。
锅炉再热蒸汽温度运行中偏低问题的分析与解决
锅炉再热蒸汽温度运行中偏低问题的分析与解决摘要】本文对下花园发电厂#3炉再热蒸汽运行温度偏低的情况进行了分析研究，找出影响再热蒸汽运行温度低的原因，并针对发现的问题提出了整改措施。
通过这些整改措施，使得再热气温运行温度得到提高。
【关键词】再热蒸汽运行温度偏低分析及解决中图分类号：TM6文献标识码：Ａ文章编号：ISSN1004-1621（2020）07-052-031.概况：下花园电厂3号锅炉为HG-670/140-9型炉，由哈尔滨锅炉厂设计制造，编号为061300027，1987年安装，1988年元月24日投产。
3号炉系为超高压一次中间再热的单汽包、自然循环，固态排渣蒸汽锅炉，与20万千瓦汽轮发电机组成单元机组。
锅炉呈∩型布置，前部为炉膛，炉膛四周布满膜式水冷壁，炉膛上方布置有前屏过热器，后屏过热器，在水平烟道布置了对流过热器和再热器热段，炉顶，水平烟道两侧及转向室布置了顶棚管和包墙管，尾部竖井烟道中布置有再热器冷段，以及交错布置两级省煤器和两级空气预热器。
过热蒸汽汽温调节采用二级给水喷水减温器，再热蒸汽汽温调节主要采用汽—汽加热器，同时采用少量喷给水作为微调手段。
锅炉设计煤种为大同和下花园混合烟煤，采用角式煤粉燃烧器，四角布置切圆燃烧方式。
采用中间仓储制粉热风送风系统，配有四台钢球磨煤机。
2.存在问题及分析：2008年5月份对3号炉进行了A级计划检修，工期自2008年5月16日开工，2008年7月3日14时08分机组并网发电。
检修中更换整个后屏过热器和低温段再热器管排，提高锅炉安全性。
更换整个炉顶保温层并配合金属专业炉外管道定检重新保温了部分汽水管道，减少漏风和漏灰现象，减少锅炉的散热。
启动过程中，进行了锅炉过热和再热系统的超压水压试验、锅炉安全门校对等多项试验。
3号锅炉运行参数对比如下：注：除锅炉飞灰、锅炉再热蒸汽温度、汽轮机高压缸排汽温度等三项指标数据取自厂内数据库报表，修前为1月1日至5月15日，修后为7月4日至12月31日，运行数据的平均值。
350MW超临界锅炉排烟温度偏高的原因分析及对策
350MW超临界锅炉排烟温度偏高的原因分析及对策摘要：热污染是一种新型的环境污染，对人类的生存和发展造成了严重威胁。
热污染是各种余热造成的环境污染，来源于工农业生产和人类生活，例如：工业生产中使用的工业锅炉将余热直接排放到环境当中，造成的环境污染，严重破坏了生态系统。
余热不加以利用就会造成环境污染，如果加以利用，不仅保护了环境，还提高了能量利用效率，降低供电煤耗，此外，还能够有效改善生态环境，促进工农业生产和生态环境协调发展。
基于此，本文对350MW超临界锅炉排烟温度偏高的原因分析及对策进行了简要的分析，仅供参考。
关键词：350MW超临界锅炉；排烟；温度偏高；原因及对策引言针对350MW超临界锅炉试运行期间排烟温度高的问题分析了机组排烟温度高的原因并提出了相应的处理措施，为类似问题提供借鉴。
1 350MW超临界机组概述本文研究的是东方锅炉厂生产的DG-1128/25.4-Ⅱ型350MW超临界参数变压直流炉，单炉膛、一次中间加热，燃烧方式为前后墙对冲布置，平衡通风和固态排渣，锅炉整体为钢结构框架，属于Ⅱ型全悬吊结构锅炉。
设计煤种为内蒙古白音华露天矿的褐煤，校核煤种为内蒙古霍林河矿的褐煤，锅炉采用的燃烧器为低NOX旋流式煤粉燃烧器，燃烧过程中采用的技术为分级燃烧和浓淡燃烧技术，此种燃烧技术在降低NOX排放量和锅炉负荷方面发挥着重要作用。
锅炉启动系统采用内置式分离启动系统，运行过程中调节负荷的方式为调整燃料和给水的比例，在燃水比合理的情况下，再借助于一、二级减温水，则可以有效调整主蒸汽温度。
对风烟系统而言，采用的是单列设计方式，动叶可调轴流送风机、可调轴流一次风机和双级动叶可调轴流引风机各一台，另外配置了一台三分仓回转式空气预热器。
2 排烟温度偏高的原因分析2.1空气预热器吸热量不足空气预热器进出口差压不大，接近设计值，且每次试验前都要全面吹灰，空气预热器基本不存在堵灰现象。
350MW负荷下空气预热器运行参数见表１。
5月3日再热汽温度超限分析
5月3日A侧再热汽温度超限异常分析
5月3日前夜班,我值在20：05加负荷时发生#2炉再热汽温度A侧超温到576度，导致超过574度有4分钟左右的异常现象。
现分析如下，请领导给予指正：
异常过程：
17：38网调要求将负荷由350MW快速加到550MW，在加负荷时由于加负荷速度快，导致煤量大幅度增加，由165吨增加到245吨，A侧再热器烟气挡板虽然开至最小(20%)，事故减温水开至100%，但还是造成A侧再热汽温升到576度，由于热负荷的迟滞性，后虽经多方调整，最终A侧再热汽温超温4分钟。
异常分析：
1、从本次超温所给的提示是，不论主蒸汽还是再热汽温，要超前控制，特别是本厂机组热惯性大，等汽温超起来后再控制已经迟啦，尤其是在加减负荷时。
2、总煤量变化大，五台磨（A/C/D/B）一次风量快速增大风，烟气总流量快速增加，造成再热汽温上升太快。
3、加负荷过程中未将煤量、风量和水量与负荷匹配。
造成锅炉蓄热增大，后虽经调整，为时已晚，这也是以后吸取的教训。
4、长时间低负荷运行，突然要求加负荷，锅炉热负荷跟踪慢，也是造成再热汽温超温的原因之一。
经验总结：
1、在汽温调整方面，还是应该遵守“超前控制”的老经验。
2、协调方面，在加减负荷时，给煤量跟踪主汽压力，由于负荷由350MW加到550MW正处于滑压区，随着负荷的增加，压力升高，导致压力偏差增大，煤量快速增加，造成给煤量过调，而烟汽量的快速增加，加剧了再热气温的升高，最后使得再热汽温A侧超限。
3、应该在保证安全的前提下，尽量再满足调度要求，防止出现类似现象的发生。
2009年5月3日。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
2×350MW亚临界锅炉再热蒸汽温度偏差大分析摘要：针对某电厂2×350MW亚临界燃煤机组锅炉再热汽温偏差大问题进行分析，通过燃烧配风、火焰中心改变、炉膛及烟道漏风、冷再蒸汽流量及高排温度偏差等方面对再热汽温的影响进行了分析，并提出了运行调整方面的应对策略，为同类型锅炉再热汽温调整提供参考。
关键词：汽温偏差；风箱差压；轴封漏气；应对策略1 机组概况及存在问题某电厂2×350MW亚临界燃煤机组锅炉为自然循环汽包П型单炉膛炉，型号为HG—1170/17.4—YM1，采用平衡通风、固态排渣方式，最大连续蒸发量是1170 t/h，锅炉出口蒸汽参数为16.67MPa/541℃/541℃。
锅炉制粉系统采用双进双出磨煤机正压直吹式制粉系统。
燃烧器为摆动式四角布置，切向燃烧。
二次风采用大风箱结构，由隔板将其分割成若干风室，一次风喷嘴可上、下摆动各20度，二次风喷嘴可上、下各摆动30度。
该厂两台锅炉低氮燃烧器改造后，一次风燃烧器重新设计更改为对置丘体水平浓淡分离燃烧器。
主燃区域：油二次风喷嘴由原3 层（12只）改为2层（8只），封堵两层分级风OFA（原E、F燃尽风）喷嘴，所有二次风喷嘴重新设计更换。
燃烬风喷嘴设计3层（12只）。
表1 不同工况下两台炉蒸汽参数对比负荷175（带热网）260300机组121212蒸汽流量（T/H）628622828823955927主汽温度(℃)左侧541534545538544546右侧543535546541544535再热汽温(℃)左侧540510536505536521右侧540518542518545511减温水量（T/H）左侧一减5.58.26.610.026.863.11右侧一减6.87.64.083.33.060.05左侧二减2.70005.412.76右侧二减70006.10摆角（%）758595959295超低排放改造后，出现了蒸汽温度偏差大问题如表1所示，特别是再热汽温度。
主要表现为：1号炉再热汽温偏高，减温水量增大，经常需要降低燃烧器摆角运行，2号炉再热汽温偏低不能达到额定蒸汽温度，两台炉在相同工况下再热汽温偏差最高可达50℃，严重影响机组经济安全运行。
1 两台炉汽温偏差大分析1.1烟气侧影响（1）分隔屏金属壁温易超温，燃烧器摆角调整受限。
结合空气分级配风燃烧与浓淡燃烧器技术，锅炉改造后燃烧区域分为主燃烧区域和燃尽风区域，中间为还原区域。
火焰中心上移，炉膛整体温度下降造成炉膛水冷壁辐射吸热量减少，对流受热面的吸热份额增加，且增加燃尽区后，炉膛出口烟气温度升高，煤粉后燃严重，导致过热器减温水量增加。
由于分隔屏在炉膛正上方，故分隔屏壁温易超温。
在运行调整及燃烧工况的变化过程中，经常会出现分隔屏金属壁温上涨，被迫降低燃烧器摆角运行，限制了主、再热汽温的增加，2号炉影响较大。
（2）2号炉风箱差压整体偏低，二次风速低，导致切圆直径变大。
二次风处炉内火焰离水冷壁更近，使此处水冷壁换热量增加，同时由表2可见，运行调整为保证风箱差压，燃尽风SOFA风门开度相对较小，燃烧区二次风量随之增加，且周界风门开度较小，一次风刚性降低，以上现象都促使燃烧提前，热负荷中心主要集中在主燃烧区，火焰中心下移，炉膛出口烟温降低，上部烟气量减少，导致主、再热气温偏低。
表2 不同工况下两台炉烟气侧参数对比负荷170260300机组121212磨运行方式上四层上四层六层粉六层粉六层粉六层粉总风量（m³/s）174177236263271293氧量（%）4.63.762.923.052.752.6二次风挡板开度（%）AA151030302540BB21015102010CC21015102010AB11020202010BC11015102010D11020202010风箱差压.210.140.380.430.650.48收发风开度（%）上555065556560中65050406535下65555356045收发风摆角（%）00200200一氮A58741443542532343B60042848148533547引风机电流（A）A596013314118195B656133143184196排烟温度（℃）111121101211214988一次风温（℃）2642627627277277二次风温（℃）2552432712582827省煤器出口烟温（℃）31029328313335324主汽温度（℃）542537545544542542再热汽温（℃）52649353953541525（3）1号炉炉膛或烟风道漏风量大，在深调170MW负荷时，两台炉总风量一致情况下1号炉氧量偏高1%左右。
因运行人员调整是根据氧量指标绩效区间调整，造成随着负荷的提高，两台炉总风量偏差增大。
但根据引风机电流判断随着负荷的增加2号炉引风机电流增加20A左右，说明随着负荷的升高1号炉相对处于缺氧燃烧状态。
1.2蒸汽侧影响该公司一期工程2×350MW机组采用的是美国GE公司生产的型号为D5的亚临界、一次中间再热、单轴、双缸、双排汽、冲动凝汽式汽轮机，设计新蒸汽压力16.7MPa，温度为538℃，再热温度为538℃。
汽缸为高、中压合缸，高压缸采用双层缸结构，中压缸采用单层缸结构，高、中压缸通流部分对向布置，主再热蒸汽由合缸中部进入汽轮机，高压缸排汽进入再热器；再热后蒸汽再次从缸体中部进入，反向流动进入中压缸。
表3 不同工况下两台机蒸汽侧参数对比负荷170260300机组121212蒸汽流量561571813823962970主汽压力12.4813.8914.3814.2515.6415.47第一级压力6.436.549.589.7911.4211.52一抽温度（401）372353389386393390压力2.952.954.414.265.185.14二抽温度（335）309292321314323320压力1.751.752.632.483.13.07三抽温度（429）428398438429439424压力0.770.771.181.111.41.38四抽温度（315）317290324316324312压力0.330.33.530.49.620.61高排温度311294324315325322压力1.841.822.762.593.253.18中低压缸连通管温度316289323313323309主汽温度542537545544542542再热汽温526493539530541525由表3可见：相同工况下，1号机高排温度及压力偏高；1号机三抽及四抽温度超过设计值约10℃，两台机三抽四抽温度、中低压缸连通管温度偏差大，低负荷170MW时可达30℃。
原因分析如下：（1）1号机调节级轴封漏气量大。
在运行调整过程中发现，1号机组轴封系统在180MW时仍能实现自密封，而2号机240MW以下时就需要利用辅助蒸汽来维持轴封压力。
从两台机历次冷态启机来看，2号机启动参数选择更严苛、暖机时间不充分会引起升速过程中振动大事故，说明1号机调节级动叶叶顶及叶根汽封径向间隙安全余量大于2号机，导致轴封漏气量增大，这部分蒸汽通过高压缸平衡活塞前轴封漏至高压缸内外缸夹层，然后分成2路，一部分经过中压缸平衡活塞漏至中压第１级隔板后，另一部分则由夹层漏至高压缸排汽，导致一部分蒸汽未经过高压缸做功而漏至高压缸排汽，使得高压缸漏汽损失大于设计值，排汽温度上升。
有关同类型机组试验测得的高压缸末级排汽温度和夹层漏汽与高压缸通流末级排汽汇合后的温差结果表明这股流量是比较大的，这些因素会严重影响高压缸乃至整个机组的热效率。
（2）中轴封漏气量大。
针对 GE 公司高中压合缸汽轮机Warren Hopson详细分析了中间结构的不同，分隔轴封漏汽量增大的征状与现场监测问题，如再热汽温难以控制、再热器减温水量增大、机组负荷降低、中压缸名义效率的变化、推力轴承位置改变等。
采用高中压合缸结构时，在高中压缸中间均有中间分隔轴封，以减少由高压缸调节级后经分隔轴封向中压缸漏气，中间分隔轴封（常称为过桥汽封）分两段：第1段轴封后有轴封腔室，将大部分漏汽接往高压缸排汽管；剩下部分漏汽经第 2 段轴封流入中压第1级静叶后根部，一般称这部分漏汽为中间分隔轴封漏汽。
该漏汽旁路过高压缸与再热蒸汽直接进入中压缸第 1 级，导致汽轮机组热力性能下降。
（3）1号机中压缸通流部分泄漏，导致上一级段高温蒸汽未经过正常流通做功直接漏入下一级抽气口混合或隔板套与气缸联结处的环形间隙及隔板水平中分面存在的间隙，使再热蒸汽漏入造成1号机三抽、四抽温度高于设计值，低压缸进汽温度高，机组真空下降，蒸汽流通受滞。
这些原因都会导致冷再温度高、流量低，再热器换热量大幅下降，排烟温度及一二次风温升高，主再热汽温度也随之异常升高。
3 结论与调整措施探讨通过对该电厂烟气侧及蒸汽侧不同工况下运行参数的对比分析，得出两台炉主再热蒸汽温度偏差大主要是由于冷再流量及温度不同、炉内燃烧工况差异大造成，两方面互相叠放大了此效果。
调整措施应重点考虑一下几方面：（1）解决2号炉风箱差压低问题，核对相关二次风挡板实际开度与DCS一致，检查是否存在二次风喷口与风箱间间隙过大，无组织漏风量大。
（2）核对两台炉氧量及引风机电流偏差大问题，保证合理的过量空气系数，保证两台炉炉内燃烧工况一致。
（3）综合分析确定1号机高压缸效率低原因，通过轴封间隙调整等措施，降低高排温度及增加冷再蒸汽流量，增加汽轮机效率。
参考文献[1]李刚，胥建群，顾凌志，高中压合缸汽轮机中间分隔轴封漏气研究[J]，发电设备，2012，26（6）:396-399.[2]张零一，关于提高国产引进型300MW汽轮机高压缸效率的探讨[J]，热力发电, 2001 , 30 (3) :9-12[3]汪中宏，孔国振，超临界锅炉再热汽温偏低原因分析和对策探讨[J]，中国电业(技术版)，2011 (12) :39-43作者简介：赵国龙（1988-），男，内蒙古赤峰市，本科，技师，主要从事燃煤电厂运行调整及管理方面工作。