300MW机组给水温度低的原因分析
300MW机组给水控制系统设计分析
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1.绪论 (1)1.1课题研究意义 (1)1.2国内外研究现状综述 (1)1.2.1 国内现状综述 (1)1.2.2 国外现状综述 (2)1.3论文的主要工作 (2)2 给水全程控制系统 (4)2.1给水调节对象的动态特性 (4)2.1.1 给水扰动对水位的影响 (4)2.1.2 负荷扰动对水位的影响 (4)2.1.3 燃料量扰动对水位的影响 (5)2.2测量信号的自动校正 (6)2.2.1 水位信号的压力校正 (6)2.2.2 过热蒸汽流量信号压力、温度校正....................... 错误！未定义书签。
2.2.3 给水流量测量信号的温度校正 (9)2.3给水泵安全运行特性要求 (10)3 单元制给水全程自动控制系统 (12)3.1单元制机组给水系统介绍 (12)3.1.1 汽水循环过程概述 (12)3.1.2 主给水系统流程 (12)3.2锅炉给水全程控制的特点 (13)3.3汽包水位三冲量给水控制系统 (14)3.3.1 三冲量控制系统结构原理 (14)3.3.2 三冲量控制系统的工程整定 (15)3.3.3 汽包水位的串级控制系统 (17)3.4控制中的跟踪和切换 (18)3.4.1 三冲量和单冲量之间的无扰切换 (19)3.4.2 阀门和泵的运行及切换 (19)3.4.3 电动泵和汽动泵间的切换 (19)3.4.4 执行机构的手、自动切换 (19)4 丰城电厂300MW机组给水控制系统分析 (21)4.1300MW机组给水系统简介 (21)4.2MAX1000给水控制画面分析 (22)4.2.1 MAX1000中CCS画面基本功能介绍 (22)4.2.2 给水系统主要操作过程 (23)4.3给水控制系统的逻辑分析 (24)4.3.1 给水控制系统逻辑简图 (24)4.3.2 给水控制系统逻辑分析 (25)结论 (27)参考文献 (28)致谢....................................................... 错误！未定义书签。
300MW机组给水温度低的原因分析
Ｃａ ｓ ｎ ｌｓｓＯ ｌ ｏ ｔｍ ｐ ｒ ｔ ｒ ｆｆｅ ｔ ｒｆ ｒ３ ０ Ｍ Ｗ ｎ ｔ ｕ ｅ ａ ａｙ ｉ ｉ ｌｗ ｅ ｅ ａ ｕ ｅｏ ｄ ｗａ ｅ ｏ ０ ｅ ｕ ｉ
ＬＩ ｉｎ ｚ ｏ ｇ ＭＡ ｉｙ ｎ Ｕ Ｊａ － ｈ ｎ ． Ｚ－ ｕ
《 宁夏电力）０６年增刊 ２０
加热器 的受热面分为过热蒸汽冷却段 、凝结段和疏水冷却 段三部份 。 如果高加受热面 的箱体密封性不好 ， 导致部份蒸 汽短路现象 ， 给水 与蒸汽 的热交换效率下 降， 致使 影响给水 温度 。解决办法是 厂家提高制造 质量。
３３ 高加芯子的安装质量 －
３ 高加 的冷却面积 ． ４
位置， 如果高加水侧旁路电动阀严密性差， 出现旁路电动阀
３１ 高加水室隔板密封性 ．
水 回热加热循环 ， 用以提高经济性。 因为采用汽轮机的抽 汽
来加热凝结水和给水 ， 这部分抽汽不 再排入凝汽器中 ， 因而 可减少在凝汽器中 的冷源损失 。同时给水 回热加热 提高了
热力循环 吸热过程 的平均温度 ， 热温差减少 ， 使换 单位蒸 汽 在锅炉 中的吸热量降低 了， 以可有 效提高机 组的经济性 。 所
高加水侧 的 自动保 护装置 的作用是 ，当运行 中任一 台 高压加热器水侧钢 管断裂等现象 出现时 ，能迅速可靠地开 启旁路 电动阀 ， 闭进 出水 电动阀 ， 关 切断高加水侧 ， 保 并且 证向锅炉不问断供水 。正常运行 时水 侧旁 路电动阀在关 闭
检修单位严格高加芯子的吊装程序， 提高安装水平。
（ ）高压加热器 的水室用焊接 的水室 隔板 将水 室分成 １
进水室和出水 室。 如果水室隔板焊接质量不过关 ， 势必导致
２ 给水 温度
300MW机组给水控制论文
300MW机组给水控制研究摘要：针对汽包炉的给水控制特点，本文对丰润电厂300mw发电机组的给水控制工作原理及控制策略进行了介绍。
基于star-90仿真平台，通过仿真试验，验证了该控制策略的合理性，为汽包炉给水控制研究提供了借鉴和参考。
关键词：汽包炉给水控制仿真一、引言汽包炉给水控制是保证锅炉的给水量适应锅炉的蒸发量，以维持汽包水位在规定的范围内。
汽包水位是锅炉安全运行的一个重要参数，它反映了锅炉蒸汽负荷与给水量之间的平衡关系，维持汽包水位在一定范围内是保证锅炉和汽机安全运行的必要条件，汽包水位过高会影响汽水分离装置的工作，严重时会导致汽轮机进水；汽包水位过低，会破坏锅炉的水循环，甚至引起爆管。
随着锅炉容量的增大和参数的提高，汽包容积相对缩小，而锅炉蒸发受热面的热负荷提高，加快了负荷变化时水位变化的速度，因此对汽包炉的给水控制提出了更高的要求。
丰润电厂300mw发电机组采用的锅炉为亚临界自然循环汽包炉，单炉膛，一次中间再热，平衡通风，岛式布置，bmcr工况下过热蒸汽主要参数为：流量1025t/h，温度541℃，压力17.5mpa。
燃用王平（60%）和崔家寨（40%）煤矿煤，采用四角布置切圆燃烧摆动式燃烧器。
本文将根据丰润电厂300mw发电机组的给水控制系统的仿真设计，详细介绍滑压运行的汽包炉给水控制的特点和思路。
二、汽包炉给水控制的特点1.由于给水温度低于汽包内的饱和水温度，在有给水流量扰动时，给水进入汽包后吸收了原有的饱和水中的一部分热量，使锅炉的蒸汽量下降，水面以下的汽泡总体积也就相应减小，从而导致水位下降。
2.在汽机蒸汽流量的扰动下，当汽机蒸汽流量突然增加，一方面改变了汽包内的物质平衡状态，使水位下降；另一方面，由于蒸汽流量的增加，锅炉内的汽泡数量增多，同时由于燃料量维持不变，汽包压力下降，使汽包水面下的汽泡膨胀，总体积增大，从而导致汽包水位上升。
当后者的影响大于前者时，在负荷增加后的一段时间内水位不但不下降，反而明显上升，这种反常现象就是“虚假水位”现象。
我厂4台机组给水温度低的原因和解决办法
我厂4台机组给水温度低的原因和解决办法贵州黔西中水发电有限公司：万强现代大容量火力发电厂都采用具有蒸汽中间再热的给水回热加热循环，用以提高经济性。
因为采用汽轮机的抽汽来加热凝结水和给水，这部分抽汽不再排入凝汽器中，因而可减少在凝汽器中的冷源损失。
同时给水回热加热提高了热力循环吸热过程的平均温度，使换热温差减少，单位蒸汽在锅炉中的吸热量降低了。
所以可有效提高机组的经济性。
给水温度，给水最终加热温度的高低对机组的经济性有直接的影响。
针对给水温度低的查找方法如下①高加本体的分析，②高加系统的分析一、给水温度低的原因查找：我厂加热器是卧式的表面式的加热器。
在高压加热器筒体内部加热蒸汽和被加热的给水是通过加热器内的金属表面来实现热量传递1.1.高加水室隔板密封性，高压加热器的水室靠焊接的水室隔板将水室分成进水室和出水室。
如果水室隔板焊接质量不过关，势必导致部份高压给水“短走旁路”，而不流经加热钢管。
这样这部份给水未与蒸汽进行热交换，造成给水温度编低。
1.2.过热度和疏水的过冷却。
高压加热器的受热面分为过热蒸汽冷却段、凝结段和疏水冷却段三部份。
如果高加受热面的箱体密封性不好，导致部份蒸汽短路现象，致使给水与蒸汽的热交换效率下降，影响给水1.3.高压加热器的受热面是由多根钢管组成的U形管束，整个管束安臵在加热器的圆筒形外壳内，整个管束是制成的一个整体。
通常称为高加芯子。
这样便于安装或检修时吊装和拆出。
如果高加芯子安装质量差，导致扇形板与高加外壳内壁设计间隙发生变化，出现一侧大而另侧小，降低高加受热面的热交换效果。
1.42.高加系300MW机组的回热加热系统中的高加系统采用三台高压加热器疏水逐级自流至除氧器方式。
高压加热器的水侧有进口三通阀和出水阀，并且高加组水侧设有一套进口三通阀和出水阀组成的水侧2.1高压加热器的加热蒸汽取自汽轮机的抽汽，为保护汽轮机避免高加汽侧满水倒灌汽缸引发水冲击，高压加热器汽侧设有一套由抽汽电动门和气控逆止门组成的汽侧自动保护装臵。
300MW供热机组热力经济性分析
300MW供热机组热力经济性分析我国社会经济的快速发展，带动了各个行业的经济发展，对电力的需求也越来越大。
因此，汽轮机的系统、结构等不断改善，逐渐向大容量发展。
若机组设备在多种因素影响下出现故障，则会降低其预期功能，降低其经济性，甚至对整个机组的安全运行带来较大影响。
所以，机组经济性性和安全性具有密切关系，只有确保机组运行的稳定性，才能提高其经济性。
文章主要对300MW供热机组热力经济性进行了分析。
标签：300MW供热机组；热力经济性；分析经济全球化的不断发展，促使我国经济得到了快速发展，经济发展对电力的需求逐渐增加，火力发电比例非常大。
大部分火力发电机组投入生产后，不仅在很大程度上提高了机组运行效率，也节省了自然资源，改善了生态环境，也减少了劳动力，降低了投资成本。
对于大型火力发电机组而言，在发展过程中必须着重考虑的是发电对不可再生资源、环境等带来的影响。
因此，为了实现可持续发展，就要采取措施提高发电技术。
只有确保了机组运行的稳定性，才能提高其生产的经济效益。
由于机组热力系统的安全性与经济性彼此互相影响，对机组运行状况进行实时监测，并分析其经济性具有重要意义。
1 300MW供热机组热力系统热经济性分析方法简介对火力发电机组的运行性能、热力系统性能等进行分析意义重大。
通过分析，可以对机组循环中的各项热力参数、流量平衡性等有充分的了解，利于机组各项热经济指标的计算。
目前采用的热力系统经济计算方法比较多，比如常规热平衡法、循环函数法、矩阵法以及等效热降法等。
1.1 常规热平衡法此方法应用比较广泛，是采用流量平衡与能量的方法。
在计算过程中主要用两种方法，即并联、串联。
常规热平衡发电原因是以物质平衡关系为基础，通过对热力系统的热经济性展开计算，可以计算出研究对象的N个热量平衡式、流量方程式，从而获得N+1个流量值，并根据得到的系统水、蒸汽的流量值、参数值，用吸热方程进行计算，就能获得系统热经济性指标。
这种方法应用比较方便，但要根据系统变化不断变化，适用性比较差。
300MW级火电机组能耗分析研究
300MW级火电机组能耗分析研究发表时间：2019-06-21T11:49:46.413Z 来源：《电力设备》2019年第1期作者：董志国[导读] 摘要：煤电机组能耗水平的优劣，通过综合因素影响，最终体现在供电煤耗的优劣上。
（国家能源集团甘肃电力有限公司甘肃 730000）摘要：煤电机组能耗水平的优劣，通过综合因素影响，最终体现在供电煤耗的优劣上。
本文以锅炉、汽轮机主要工况状态、小指标影响因素，分析了供电煤耗在各状态下的趋势，通过对比分析，指出设备治理、运行优化的方向，进而提高机组的运行经济性水平。
关键词：煤电机组；能耗；研究一、研究背景及意义在国家绿色发展，低碳清洁的大背景下，“提升管理，提升效益”的“双提升”理念成为煤电行业可持续发展的必由之路，现在我国的煤电机组装机容量仍然占比较大，提升效益、挖掘潜力一直是煤电机组的重点任务，通过抓好节能降耗工作，进一步降低企业生产成本，提升市场竞争力。
从目前情况看，煤电机组主要存在三个方面的弱势：一是盈利基础不牢固；二是成本将进一步上升；三是面临着全方位竞争。
而300MW级机组多数属于热电联产机组，且担任繁重的电网调峰任务，运行稳定要求高。
所以，开展300MW级机组的节能降耗工作，对提升企业经济效益，是至关重要的。
本文重点从以330MW煤电机组为例，通过对标需要抓好的重点技术经济指标入手，降低机组核心指标供电煤耗，总结节能降耗的目标及手段。
二、研究方法及范围机组供电煤耗率是反映经济性的综合性指标，本文通过对330MW自然循环锅炉、一次中间再热、热电联产机组的各项经济指标对供电煤耗率的影响分析，研究机组整体的经济运行和优化调整方向。
三、锅炉设备侧主要指标对机组经济运行的影响锅炉设备系统复杂，涉及到的燃烧风烟系统、汽水系统、灰渣系统及脱硫脱硝系统，设备运行状况的良好程度，对安全、环保、经济运行有很大的影响。
因此，做好锅炉设备系统的稳定运行工作，对整体机组的经济运行起到龙头作用。
300MW等级热电联产机组电动给水泵与汽动给水泵选型比较
e =0.98；主机中、低压缸效率 i =0.90；小汽机机械效率 p e =0.98；小
汽机内效率 pi =0.82；电动机容量储备系数 d =1.15。 小汽机排汽直接进入主机凝汽器，Hex=hex。 于是可得到采用小汽机驱动与采用电动机驱动的主机净输出功 率之差为： ΔN 静=N 汽泵（ d H ex i e 0.90 0.98 ）=12000×（1.15）=629.2kW hex p i pe 0.82 0.98
水泵的电厂也纷纷由电泵改为汽泵。 (2) “3×50%容量的电动调速给水泵 （2 台运行泵＋1 台备用泵） ” 方案。 此方案的厂用电效率最高，我国《火力发电厂设计技术规程》规 定，符合下列条件之一，且经技术经济比较后认为合理时可采用该方 案： (a)汽轮机本体回热系统及发电机裕量适合于采用电动给水泵作 为运行给水泵时； (b)采用空冷系统的机组； (c)抽汽供热机组。三Fra bibliotek投资比较
通过与主要的给水泵厂家、小汽机生产厂家的交流，一套 300
MW 机组的 2 台小汽轮机泵组的设备（关键阀门进口）费用约 1300 万元。2 台电动泵组（采用进口液力耦合器）的设备费用约 1300 万 元，另加厂高变增容约 50 万元，总计 1350 万元。 在厂房布置上，由于电动泵组热力系统比较简单，可节省除氧间 容积约 2 500m3，可节省费用约 60 万元。 因此， 2×300 MW 机组采用电动泵组比采用汽动泵组在设备及基 础建设上总共可节省约 10 万元。
序 号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 年发电量 年供电量 年产汽量 年燃标煤量 全年发电标准煤耗量 全年供热标准煤耗量 发电标准煤耗率 供热标准煤耗率 全厂热效率 综合厂用电率 供电标准煤耗率 发电设备年利用小时数 锅炉年利用小时数 项目 单位 ×108kW·h ×108kW·h ×106t t t t g/(kW·h) kg/GJ % % kg/(kW·h) h h 方案 1:2×50% 汽泵+30%电泵 30 28.197 10.250 8 1 002 100 693 800 308 300 236.3 38.87 63.76 6.01 251.41 5 000 5 000 方案 2: 3×50%电泵 30 27.443 10.074 2 985 220 676 920 308 300 230.64 38.87 64.85 8.52 252.12 5 000 4 914
300MW火电机组给水控制系统的设计.
目录1选题背景 (2)1.1引言 (2)1.2设计目的及要求 (2)2方案论证 (3)2.1方案一 (3)2.2方案二 (4)3过程论述 (5)3.1总体设计 (5)3.2详细设计 (6)3.2.1信号的测量部分 (6)3.2.2单冲量控制方式 (10)3.2.3串级三冲量控制方式 (11)3.3信号监测 (12)3.3.1给水旁路调节阀控制强制切到手动 (12)3.3.2电动给水泵强制切到手动 (13)3.3.3汽动给水泵强制切到手动 (13)3.4工作方式 (13)3.5切换与跟踪 (13)3.5.1切换 (13)3.5.2跟踪 (14)3.6控制器选型 (14)4结论 (14)5课程设计心得体会 (15)6参考文献 (15)1选题背景：1.1引言火电厂在我国电力工业中占有主要地位，大型火力发电机组具有效率高，投资省，自动化水平高等优点，在国内外发展很快，如今随着科技的进步，大型火力发电厂地位显得尤为重要。
但由于其内部设备组成很多，工艺流程的复杂，管道纵横交错，有上千个参数需要监视、操作和控制，这就需要有先进的自动化设备和控制系统使之正常运行，并且电能生产要求高度的安全可靠和经济性。
大型发电单元机组是一个以锅炉，高压和中、低压汽轮机和发电机为主体的整体。
锅炉作为电厂中的一个重要设备，起着重要的作用，根据生产流程又可以分为燃烧系统和汽水系统。
其中，汽包锅炉给水及水位的调节已经完全采用自动的方式加以控制。
给水全程控制系统是一个能在锅炉启动、停炉、低负荷以及在机组发生某些重大事故等各种不同的工况下，都能实现给水自动控制的系统而且从一种控制状态到另一种控制状态的判断、转换、故障检测也常常靠系统本身自动完成。
1.2设计目的及要求本次课程设计的要求是根据大型火电机组的生产实际设计出功能较为全面的300 MW火电机组全程给水控制系统，该控制系统的设计任务是使给水量与锅炉的蒸发量相适应，维持汽包水位在规定的范围内。
浅析300MW机组锅炉汽压和汽温的调节
在火力发 电中，锅炉是其发 电的三大主要设备之一 。通过锅炉产 生出 高温 、高压 的蒸汽 ，然后推动 汽轮机转运 并带动发 电机工 作，从而产生 电 能，实现发 电。而汽压和汽温 又决定着锅炉 的安全稳定运 行。下面 围绕着 ３ ０ ０ Ｍ Ｗ机 组锅 炉的运 行情况谈一谈汽压和汽温 的调节。
最终稳定状态，蒸汽流量等于给水流量 ，大于原值 ，使汽温 下降。 汽机调 门开度对汽温 的影 响。汽机调 门突 然开大 时，蒸汽 流量增加 ， 汽温 下 降，同时伴随着锅炉 蓄热的释放 ，使汽温下 降减缓 。最 终总结操作 经验 就是：给水调压 ，配合 给水 ，燃料调温 ，抓 住中间点温度 ，适量喷水 。 改变 锅炉负荷应 首先从燃料 量的变动 开始 ，然后相应 改变给水 流量，尽可 能保证燃水 比不要 波动太 大，以使汽温稳定，并要 配以适当的喷水量调节 。 喷水 量不宜过大 ，因为这意味着 喷水点前锅 炉的辐射受 热面中工质流 量的 减少 ，可 能使喷水 点前温度水平过 高，喷水量 也不能接近 于零，因为将 使 工况变动 时，无法 再减少 喷水量 而失去 调节 能力。 ２ ．３ ０ ０ Ｍ Ｗ机 组锅 炉 汽温 的 调节 手 段 在３ ０ ０ Ｍ Ｗ 机 组锅炉运行 中，由于锅炉负荷 变化及各 种因素 的影 响，过 热汽温和 再热汽温 的波动是不可避 免 的。为 了维持汽温在规 定范 围内，必 须装设汽 温调节装 置。并要求其 结构简单 、使用 方便可靠 ，调节灵敏 、惯 性小，对机组循环热效率影响小 。 通 常 汽 温 调 节 方 法 可 分 为 二类 ： 蒸 汽 侧 的调 节 和 烟 气 侧 的 调 节 。蒸 汽 侧的调节是 通过改变蒸汽 焓来调节汽 温。主要有 喷水式减温器 、表面式减 温 器 ； 烟 气 侧 的 调 节 是 通 过 炉 内辐 射 受 热 面 和 对 流 受 热 面 的 吸 热 量 分 配 比 例的方法或改变流经过热器、再热器 的烟气量 的方法来调节汽温 。 ３ ０ ０ Ｍ Ｗ单元机 组中 的锅炉 过热汽通 常都采用 喷水减温 作为主要 调温手 段。 由于锅炉给 水 品质较 高，的 以减温器 通常采用 给水作为冷 却工质 。喷 水减温的方法 是将水呈雾 状直接喷射 到被调过热蒸 汽中去与之 混合，吸收 过热蒸 汽的热量使本身加热、蒸发、过热 ，最后也成为过热蒸汽 的一部分 。 被调温 的过热 蒸汽 由于放 热，所 以温度 下降，达到了调温 的 目的 。 喷水 减温咕嘟 的调 节操作 比较简 单，只要根据汽温 的变化适 当变更相 应 的 减 温 水 调 节 阀 门的 开 度 ， 改 变 进 入 减 温 器 的 减 温 水 的 减 温 水 量 即 可 达 到调 节过热汽温 的 目的 。当汽温 高进，开大调节 门增加 调温水量 ；当汽温 较低 时，关不进水调节 门减少减温水量 ， 或 者根据 需要将减温器撤出运行 。 ３ ０ ０ Ｍ ｗ单元机组 的锅炉对汽 温调节 的要求较 高，故通 常均装置两 级 以 上 的喷水减温器 ，在进行汽温 调节时必须 明确每级减温 器所担 负的任务 。 第一 级布置在分 隔屏过热器之 前，被调参数 是分隔屏过 热器 出品汽温 ，其 主要任 务是保护屏 式过热器 ，防止管壁超温 。由于该减温 器距过热蒸汽 出 口尚有 较长距离 ，减温 器 的出口蒸辐 射式分 隔屏过热器 、半辐 射式后屏过 热器和高温对流过热器等 ，所以相对来说 ，它对 出 口汽温 的调节时滞较大； 而且 由于蒸汽流经 这几级过热器 后汽温 的变 化幅度较大 ，误差也大 ，所 以 很难保证 出 口蒸汽温度 在规定 的范围 内， 因此 ，这 级减温器 只能作为主蒸 汽温度 的粗调节 该锅 炉第二级 喷水减温器 设在高温对 流过热器进 口．被 调参数 是主蒸汽 出 口温度 ，由于 此处距主蒸汽 出 口距离近 ，且此后蒸汽温 度变化 幅度也不大 ，所 以此时喷水减 温的灵敏度 高，调节 时滞 也小 ，能较 有效地 保证主蒸汽 出 口温度符合要求 ，因而该级 喷水调节 是主 蒸汽的细调 节 。 且 二 级 喷 水 减 温 器 往 往 分 两 侧 布 置 ， 以减 小 过 热 汽 温 热 偏 差 。 三、结束语 总之，锅炉机组运行调整的优劣在很大程度上决定着 电厂 的安全运行 。 汽温 和汽压 又关系 到 ３ ０ ０ Ｍ Ｗ机 组锅炉 的正常运行 。因此，锅炉重 在调整 ， 希 望 本 文所 谈 的 锅 炉 汽 压 、 汽 温 等调 整 能 为 这 一 问题 的 解 决 起 到 推 动 作 用 。 参考文献： ［ １ ］吴军 辉 ： 发 电厂锅 炉 的结构 安装 技术 ［ Ｊ ］ ：安徽建 筑 ： ２ ０ ０ ９年 ０ ２
超临界火力发电机组给水流量低停机故障分析诊断
超临界火力发电机组给水流量低停机故障分析诊断摘要：随着火力发电机组控制技术的发展，对机组的稳定性、安全性的标准进一步提高，给水流量作为超临界机组的一项重要保护的重要作用凸显出来，本文根据某超临界机组发生的流量低异常情况进行分析，分析出了故障发生原因，并提出了合理优化建议。
关键词：给水流量；停机；故障分析诊断近些年来随着热控自动化水平的的不断提高，超临界锅炉控制技术的飞速发展，对机组的稳定性、安全性的标准进一步提高，特别是RB技术在现代大型机组中的应用，避免了在辅机发生故障时停机停炉，而在这些设备的运行过程中，实际会出现因为给水流量低而发生的跳机事件。
1给水流量设计原理超临界机组与亚临界机组显著的区别是锅炉采用直流炉，直流锅炉的显著特点是没有汽包。
直流锅炉是一个多输入、多输出的控制对象，为满足直流锅炉动态响应快、惯性小的特性，锅炉侧控制采用并行前馈小偏差调整的控制策略。
即锅炉主控的输出并行送到各燃料、风量、给水各子调节系统，在此基础上进行偏差调整，保证锅炉稳态时的无偏差调节。
给水控制是超超临界锅炉主要控制难点，与亚临界有很大区别。
给水控制系统的控制任务是在低负荷时保持给水流量不低于锅炉最低要求给水流量，在锅炉进入直流运行方式时，保持适当的燃水比，当发生给水流量低时，锅炉应保护动作，确保水燃比不失调，机组主设备运行不受影响。
2给水流量低故障原因分析2017年06月30日12:20，2号机组负荷616MW，总煤量295t/h，主汽压力24.2MPa，主汽温度565℃，水煤比5.5，过热度2.2℃。
12:28:07，2A空预器主马达交流进线开关QF1跳闸，2A空预器辅马达联启失败，主马达强合失败，气动马达手动投入成功。
12:32:00，2号机组空预器RB动作。
随后运行人员解除小机转速自动，手动调节给水泵最小流量阀开。
12:34:42，主给水流量低于241t/h（跳闸值），延时3s锅炉MFT，首出给水流量低低。
300MW机组各参数变化对供电煤耗
300MW机组各参数变化对供电煤耗的影响计算及结果汇总表一、厂用电率对供电煤耗的影响（每变化1个百分点）Δb=0.01 b /（1-0.0593）=0.0106 b二、主汽温度对供电煤耗的影响（每变化1℃）Δb=（0.88-0）b /[（538-513）*100]=0.000352b三、主汽压力对供电煤耗的影响（每变化1 MPA ）Δb=（0.3-0）b /[（16.67-16）*100]=0.004478b四、再热汽温度对供电煤耗的影响（每变化1℃）Δb=（0.64-0）b /[（538-514）*100]=0.0002667b五、凝汽器背压对供电煤耗的影响（每变化1 KPA ）Δb=（7.2-0）b /[（13.5-5.4）*100]=0.008889b六、补水率对供电煤耗的影响（每变化1个百分点）Δb=（1/0.99335-1）b /[3*100]=0.002232b七、给水温度对供电煤耗的影响（每变化1℃）（1）.做功能力增加ΔΗ=Δτ8 η08 =（1205.3-1049.2）*0.5126/ (274.7-241.9) =2.44(kJ/kg) （2）.吸热量增加ΔQ=Δτ8（1+ Qzr-8/ q8）=4.759*（1+462.82/2071.8）=5.82(kJ/kg) （3）.装置效率降低δηi= （ΔQηi-ΔΗ）*100% / (Η+ΔΗ) =(5.82* 0.468-2.44)* 100% / (1218.74+2.44 )=0.0233% 。
（4）.Δb=0.002232b八、飞灰可燃物对供电煤耗的影响（每变化1个百分点）Δb=0.003298b九、炉渣可燃物对供电煤耗的影响（每变化1个百分点）Δb=0.000825b对供电煤耗的影响（每变化1个百分点）十、制粉单耗对供电煤耗的影响（每变化1 KWH/TM ）Δb=0.0106*120*100* b/300000=0.000424 b十一、排烟温度对供电煤耗的影响（每变化1℃）Δb=（3.55αpy+0.44）* b /(100*92) =0.000561 b十二、氧量对供电煤耗的影响（每变化1个百分点）Δb=0.000321 b十三、凝汽器端差对供电煤耗的影响（每变化1℃）Δb=0.002702b十四、循环水泵耗电率、除尘耗电率、输煤耗电率、除灰耗电率、对供电煤耗的影响（每变化1个百分点）Δb=0.0106b十五、过热减温水量对供电煤耗的影响（每变化1吨/小时）1. 减温水量按1000Kg/h计算2. 减温水因不经过高加减少抽汽多做功8ΔΗ=αjw∑τrη0r=1000*(137.1*0.3367+191.6*0.483+156.1 *r=60.5126) /911910=0.2398(kJ/kg)3. 减温水造成过热吸热量增加8ΔQg=αjw∑τr =1000*(137.1 +191.6 +156.1 )/911910r=6=0.5316(kJ/kg)4. 减温水造成再热吸热量增加ΔQzr-7=αjwτ7σ/q7=1000* 510*191.6/(911910*2152.3)=0.04979(kJ/kg)ΔQzr-8=αjwτ8σ(1-γ7/q7)/ q8=1000* 510*156.1*(1-199.1 /2152.3)/(911910*2071.8)=0.03824(kJ/kg)5. 减温水造成总吸热量增加ΔQ=ΔQg+ΔQzr-7+ΔQzr-8=0.5316+0.04979+0.03824=0.6196(kJ/kg)6. 装置效率减小δηi=[(ΔΗ-ΔQηi)/ (Η+ΔΗ)]*100%=[(0.2398-0.6196* 0.468)/ (1218.74+0.2398)]*100%= 4.116*10-3% .7. Δb=0.00004116b十六、再热减温水量对经济性的影响计算1. 减温水量按1000Kg/h计算2. 再热减温水造成做功能力的减少8ΔΗ=αjw[（i0- izl）-(∑τrη0r+τb/2)] =1000{(3394.4-3026.8)r=6-[137.1*0.3367+191.6*0.483+156.1*0.5126+(720.5-696.6)/2]}=0.1588(kJ/kg)其中：αjw（i0- izl）是减温水不经高压缸而少做功8∑τrη0r 是减温水不进高加减少抽汽而多做功r=63. 循环吸热量减少ΔQ=αjw {( i0- igs)-（izl- ijw）-σ*[(τ7/ q7) +(1-γ7/ q7) (τ8/ q8)]}= αjw {( i0- izl )-（igs- ijw）-σ*[(τ7/ q7) +(1-γ7/ q7) (τ8/ q8)]}8=αjw {( i0- izl )- ∑τr -σ*[(τ7/ q7 ) +(1-γ7/ q7) (τ8r=6/ q8)]} =1000*{( 3394.4- 3026.8)- （137.1+191.6+156.1）-(720.5-696.6)/2-510*[(191.6/2152.3) +(1-199.1/ 2152.3) (156.1/2071.8)]} =-0.2297(kJ/kg)其中：αjw ( i0- igs)是减温水不经锅炉而少吸热量αjw（izl- ijw）是减温水进入再热器多吸热量σ*[(τ7/ q7) +(1-γ7/ q7) (τ8/ q8)]是减温水不经高加排挤抽汽造成的再热器吸热量增加4.装置效率减小δηi=[(ΔΗ-ΔQηi)/ (Η-ΔΗ)]*100%=[(0.1588+0.2297*0.468)/ (1218.74-0.1588)]*100%=0.02185% .5. Δb=0.0002185b表：结果汇总表序号自变量名称自变量变化单位影响函数备注1 厂用电率每变化1个百分点Δb=0.0106b b：为当前的供电煤耗；Δb：为对应自变量变化单位的供电煤耗变化量。
300MW燃煤火电机组过热器减温水的影响因素及优化运行
温初压可以极大的提高热循环的效率袁 可以有效的降低低温过 热器出口温度袁从而降低过热器减温水量遥 这一条无疑义袁但是 汽压提升的原则应是汽温稳定达标遥升压过程应稳定柔和袁防止 因为升压过快导致减温水量暂时性剧烈增长遥
2.2 尽量开大底层风开度 在环保参数允许的前提下袁尽量增大底层风开度袁尽量提升 锅炉蒸发段热负荷袁在低氮燃烧改造之后袁锅炉燃烧较传统燃烧 方式而言袁同样风量的的情况下袁主燃烧区域严重缺风遥 在锅炉 热负荷降低的工况下袁炉膛燃烧温度较低环袁环保参数的维持本 身不是问题袁我们完全可以关小顶层风门袁这样造成燃烧中心的 事实下移袁 与主燃烧区域良好的燃烧遥 经观察在 C 磨停运时袁 700th 往下袁我们就可以将顶层风试探性关小袁多数情况下能达 到目的遥 2.3 加强对负荷变动的预判 对工况提前预判袁如加负荷尧涨主汽压等上升工况时袁提前 增大减温水量袁 尽可能避免为控制汽温超限而大幅度短暂性增 加减温水的情况遥 就青岛厂而言袁一般在早晨 6 点之后袁晚上 23 点之后袁多数会有一波规律性的负荷上涨过程遥在这之前一段时 间袁我们可以将温度适当放低袁将减温水的幅度转化为减温水的 时间广度袁从而保证了减温水的精确少量使用袁在总量上对减温 水实现减少应用遥 启动制粉系统和滑压到位的过程中也是同样 的操作袁这不仅仅降低了减温水的用量袁对机组的稳定运行也大 有裨益遥 2.4 合理调整燃烧器摆角位置 合理摆动燃烧器摆角位置袁就燃烧器摆角而言袁#3尧4 机组有 一定的共性袁当摆角往上摆动的时候减温水流量有明显的升高袁 但因为摆角对再热汽温的偏斜和壁温的不均衡有较大的影响袁 所以摆角无法长期放置在低位袁需要综合考虑各项因素的影响遥 一般而言在锅炉蒸发量 850th 以下时袁 燃烧器摆角我们倾向于 放置在低处遥 在进行此类调整时袁尤其应注意袁摆角长期处于低 位导致的锅炉底部渣船区可燃气体聚集的的危险袁 需要定期进 行摆角活动遥在四角切圆锅炉中袁摆角的位置对再热器温度和锅 炉管壁温度的偏斜有着巨大的影响袁 所以在调整中我们需要适 当的妥协以寻找锅炉效率的总体最优位置遥 2.5 合理调整燃尽风摆角位置 燃尽风摆角的位置以往而言我们是认知不够的袁由于燃尽
电厂高加出口给水温度偏低原因分析及处理
电厂高加出口给水温度偏低原因分析及处理摘要：针对贵州XXX电厂高加出口给水温度发生偏低问题，从制造、安装、运行调整、检修等方面分析了偏低原因。
在排除了因运行方式、高加堵管造成出口温度偏低的因素后，现场通过改进检修工艺，确定给水温度偏低主要是由高加内部短路造成的。
制定解决方案措施并实施后，提高了给水温度。
关键词：电厂；高加；出口给水温度偏低；分析处理1 概述XXX电厂4台300MW机组，总装机容量1200MW。
1、2号汽轮机是哈尔滨汽轮机厂生产的N300-16.7/537/537型亚临界、一次中间再热、高中压合缸、双缸、双排气、单轴、反动式凝汽式汽轮机。
3、4号汽轮机是上海汽轮机厂生产的N300-16.7/537/537型亚临界、一次中间再热、高中压合缸、双缸、双排气、单轴、反动式凝汽式汽轮机。
1号机组2003年4月投产，2号机组2003年9月投产，3号机组2004年4月投产，4号机组2004年9月投产。
表2 2011年一厂高加投入率统计（%）2 高加出口给水温度低原因分析由于给水温度的高低对煤耗影响较大，直接影响到汽轮发电机组的经济性，所以部门领导十分重视，多次组织专业人员对高加运行方式、高加疏放水系统、给水旁路及抽汽管路系统、高加三通阀和高加内部进行了检查，分析其对给水温度的影响。
2.1运行方式调整效果分析“给水温度偏低原因分析”，并配合运行对高加水位进行反复试验与调整，将1、2、3号高压加热器的下端差调整在最佳端差，之后又将影响给水温度的原因进行逐一排除，最终排除了高加运行方式的影响。
2.2 抽汽阀门开度、疏放水系统阀门检查分析高加组投运时要求抽汽电动门及逆止门全开，如果因阀门机构卡涩或电动门行程调整不当等导致阀门未全开，蒸汽节流会造成蒸汽做功能力降低，影响给水温度。
现场对抽汽逆止门及电动门开度进行测量核对，排除了抽汽阀门开度的影响。
对高加疏放水系统阀门、安全门严密性进行逐一检查，及时消除了阀门内漏缺陷，保证安全门的可靠性，从而排除了抽汽阀门开度不足、疏放水系统阀门及安全门内漏的影响。
300MW机组减温水量调整分析
收 稿 日期 ：２０１０—０２—２３
汽温波 动较 大 ； （４）由于在 降低 减温 水 用 量 的 同时 ，其 主蒸 汽 、
再 热蒸 汽 温度可 能达 不到 压红 线运 行要求 ，因此 ，会 降低汽 轮机 运行 的安 全性 。 １．２ 对机 组经 济运行 的 影响
第 ３２卷 第 Ｓ１期 ２０１０年 ７ 月
华 电技 术
Ｈｕａｄｉａｎ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ
Ｖ０１．３２ Ｎｏ．Ｓ１ Ｊｕ１．２０１０
３００ ＭＷ 机 组 减 温 水 量 调 整 分 析
李飚 ，代 静轶
（云 南 华 电昆 明发 电有 限公 司 ，云 南 安 宁 ６５０３０８）
摘 要 ：燃 烧 调 整 使 减 温 水 量 降低 而 导致 机 组 参 数 不 能 压 红 线 运 行 ，通 过 分 析 减 温 水 量 和 蒸 汽 参 数 对 ３００ ＭＷ 机 组 经 济 性 的影 响 ，寻 找 两 者 之 间 的平 衡 关 系 ，降 低 了机 组 供 电煤 耗 ，达 到 了提 高经 济运 行 的 目的 。 关 键 词 ：减 温 水 量 ；对 比 分 析 ；经 济运 行 中 图 分 类 号 ：ＴＫ ２２７．１：ＴＫ ２２３．５ ２ 文献 标 志 码 ：Ｂ 文 章 编 号 ：１６７４—１９５１（２０１０）ｓ１—００２９—０２
３）由于 减 温 水 不 经 过 高 压 加 热 器 ，导 致 高 压 加 热器抽 汽量 减 少 ；
４）由于 减 温 水 不 经 过 省 煤 器 ，导 致 锅 炉 烟 气 换 热减少 ，排 烟损 失上 升 。
上述 因素导致 机组 经济 性 降低 约 ０．０３４ ８％ ，对 煤耗 影 响约 ０．１２０ ｇ／（ｋＷ ·ｈ）。
300MW机组再热减温水流量的调整方法
１ ４ ２ ・
科 技 论 坛
３ ０ ０ ＭＷ 机组再热减温水流 量的调整 方法
张铁锋
（ 哈 尔滨热电有 限责任公司， Nhomakorabea龙江 哈 尔滨 １ ５ ０ ０ ｏ ０ ）
摘 要： 在机组正常Ｌ ￣５ Ｌ－ 的过程 中， 有时会 出现再热器热面和再热蒸汽超温的现象， 这不仅对机组运行的工作性能有着一定的影响， 还增 大 了机组的经济效益。因此 ， 人们为 了解决这个问题， 就要对影响再热蒸汽温度的因素进行分析 ， 从而采用再热减温水流量相关的调整方法， 来对其 进行处理。本文通过对影响再热蒸汽温度的因素进行简要的介绍 ， 讨论了机组再热减水文流量调节的具体方法 ， 以供相关人士参考。 关键词： 减 温 水 流量 ； 因素 ； 调 节 目前机组在正常运行 的过程中 ，人们为了保障机组 的经济性和 般在 ２ ９ ０ ％， 而单阀状态在此负荷阶段排气温度在 ３ ２ ０ ｆ ２ 左右。 其温差 工作性能 ， 就采用再热减温水法来对其进行处理。 但是 由于机组在运 相差较大，导致再热蒸汽温度达不到设计要求或超 出运行要求值， 使 行的过程 中， 对其再热蒸汽温度造成影响的因素有很多 ， 因此为了使 再热减温水用量增加或再热蒸汽温度达不到运行要求， 也就降低 了循 得机组再热减温水流量的调节方法更具有灵活性 ，我们就要对影响 环热效率， 蒸汽温度每降低 ｌ ０ ℃会使循环热效率降低 Ｏ ． ５ ％。 再热蒸 汽温度的因素进行分析 ，并且通过理论分析和实 际应用相结 １ ． ６制粉系统或给粉系统投运的方式 合的方法 ， 来对机组再热减温水流量进行适 当的调节， 从而降低机组 各磨煤机（ 给粉机） 出 口一次风压的不同会导致火焰中心位置 的偏 在高压缸中的出力 ， 使其机组运行的经济性得到了有效的保障。下面 移， 主要是煤粉着火点距燃烧器出口距离的不同导致火焰中心上移或 我 国就通过对机组再热蒸汽温度的因素的分析 ，讨论了机组再热减 下 移， 特 别 对 于切 圆燃 烧 和对 冲式 燃 烧 的锅 炉尤 为 明显 。 温 水 流量 的 调节 方法 的相 关 内容 进行 了简 要 的介 绍 。 １ ． ７ 给水 温 度 １ 影 响再 热 蒸汽 温 度的 因素 机组 给水温度 的变化也会对再热蒸汽温度有着一定的影响 。比 １ ． １机组 负 荷 如： 在给水温度较低时 ， 人们为 了保障锅炉的蒸发量处 于一个稳定的 机 组在 通 过 再热 循 环 方式 运 行 的过 程 中 ，不 同的 负荷 阶 段 所 消 状 态 ，那 么 就投 入 更 多 的燃 料 了 ，这 不仅 加 大 了机组 运 行 的经 济 成 耗 的 燃 料量 也 有 着一 定 的 差距 ，这 主要 是 因为机 组 各 负荷 段 所 对应 本 ， 还使其风、 粉量大幅度的增加 ， 从而使其机组传热效果降低 ， 致使 的蒸汽温度不相同 ， 人们 为了保障机组的正常运行 ， 就对其投放的燃 再热蒸 汽温度升高。此外 ， 给水 系统在使用的过程 中， 如果出现运行 料量进行适 当的调节 ， 从 而满足机组运行过程 中的相关要求。但是 ， 调节失误的情况 ， 也会对再热蒸汽温度造成较大的影响。 在高负荷段 中， 由于所消耗的燃料量在逐渐 的增多 ， 其中的蒸汽温度 ２ 调 节减 温 水 的手 段 特在不断的增加 ，因此就十分容易导致机组高负荷段的蒸汽温度超 在 运行 中调节 减 温水 流 量 的手段 主 要有 火 焰 中心位 置 、 过 量 空气 受 热 面 清 洁度 、 制 粉 系统 投 运 的形 式 、 汽机 高 调 门 控制 方 式 ， 以 过额定数值 ， 进而导致机组减温水流量增大 ， 使其机组运转的经济效 系数 、 益增加。 上手段可以控制蒸汽温度的大小 。比较灵活的调节方式有火焰 中心 ｌ － ２ 燃料性质 位置 、 制 粉 系统 投入 的方 式 及 汽机 高 调 门控制 方 式 。 过 剩 空气 系 数过 燃料的挥发分 、 灰分 、 水分 、 煤粉细度等对汽温影响较大。 挥发分 大， 会引起一系列指标 的降低， 如氧量 、 排烟温度 、 送、 引风机电耗 的增 大， 燃烧时间短， 极易燃尽， 往往蒸汽压力能保证而温度不能保证 。 灰分 加， 对锅炉经济 ｆ 生 较不利。上述几种控制方式可有效控制再热减温水 越大 ， 为了保证蒸汽品质使蒸 汽压力达到额定值， 需要增加的燃料量 用量， 也可以保证再热汽温接近额定值 。 越大， 因而势必增加 烟气量， 使对流换热量增大， 这也是蒸 汽温度超过 而在对调节减温水手段进行研究分析时 ，某公 司 ７号 ３ ０ ０ Ｍ Ｗ 额定值的一个主要 因素。 水分大小对蒸汽温度的影响也较大 。 燃料水 机组负荷在 ２ １ ０ Ｍ Ｗ 以下时， 汽机控制采用单阀控制方 式， 此时可保 分相对较大时低位发热量也相对减小， 为了保证蒸发量， 需要增加投 持高压缸排气温度接近额定负荷时的排气温度， 再采用二次风用正塔 入的燃料量， 与灰分大时 的结果基本相 同， 会导致蒸 汽温度超 出额定 形配风方式， 此时火焰 中心稍微保持上移， 过量空气 系数保持在 ３ ％ 值。煤粉细度的大小对汽温影响也较大， 细度较小的煤粉有利予燃烧 ４ ％之 间 ， 过 热 汽 温 可达 ５ ４ ０ ℃， 而 再 热汽 温 也 可达 ５ ３ ６ —５ ３ ９ ， 再 热 减 也易于燃尽， 但会产 生较多 的辐射换热， 不易 于汽温达到额定值， 此时 温水 流 量 为 ０ ， 负荷 在 ２ １ ０ ～２ ６ ０ Ｍｗ 时汽 轮 机 高调 门采 用顺 序 阀控 制粉电耗和磨煤机磨损损失较大， 也不利于实际运行。煤粉细度过大， 制方式， 微正塔方式配风， 由于在此负荷 阶段 高压缸排气温度有所变 极易引起物理灰渣损失和飞灰损失 ， 造 成不必要 的浪费， 虽然此时汽 化， 蒸汽流量及汽机调 门开度的不同， 易 引起再热汽温大幅度的变化， 温能达到额定值， 但也不经济。 随着负荷变化逐渐接近设计火焰 中心位置 。负荷在 ２ ６ ０ Ｍ Ｗ 以上不 １ ． ３火 焰 中 心位 置 改变火焰中心位置的情况下再热减温水量可达 ３ ０ ｌ ／ ｌ １ 左右， 此时采用 众所 周 知 ，机组 在 运 行 的过 程 中 ，如 果 火焰 的 中心位 置 出现变 倒塔配风方式可有效 降低再热减温水用量， 在负荷变化时及时调节 动， 那 么 就会 对机 组 蒸 汽温 度 有 着较 大 的影 响 。而且 根 据 相 关试 验 ， 风量和火焰中心位置不仅可有效地保住再热蒸汽温度达到额定值地 人 们 发现 火 焰 中 心上 移 就 会导 致 机 组 的对 流 换 热增 加 ，辐射 换 热 降 可有效 降低再热减温水用量， 从而有效提高机组运行经济效益 。 低， 这就影响了机组着火的温度性 ， 从而导致机组燃烧器出现脱火的 结 束语 由此 可见 ， ３ ０ ０ Ｍ Ｖ机 组 在运 行 的 过程 中 ， 对 其再 热 蒸 汽 温度 造 成 情 况 。而 当火焰 中心 位 置下 移 时 ， 虽 然 机组 着 火 的稳 定性 得 到 了明显 的提高 ， 但是辐射换热也大 幅度的增加 了， 这就容易导致机组 的机械 影响的因素有很多 ， 因此为 了保证机组的正常运行 ， 工作人员就要根 损 失增 加 。 据机组运行 的实际情况 、 煤质变化等相关信息 ， 来对机组再热蒸汽温 度 的变化情况进行分析 ， 及时的采用相关的调节手段来进行处理。 不 １ ． ４过量空气系数 过量的空气系数也会使得 机组对流换热增大 ，使其同一负荷阶 过 ， 因为当前我 国在机组再热减温水流量的调整时 ， 其调节技术还不 段 的温度得到 了明显 的提升 ，这就导致机组在运行过程 中所 消耗的 够成熟 ， 所 以还存在着许多的问题 ， 为此还要在不断 的实践过程 ， 来 燃料量增加 ， 致使机组的经济效益提高。 对其 ３ ０ ０ Ｍ Ｖ机组再热减温水流量 的调整方法进行适当的改进 和完 １ ． ５高压缸排气温度 善， 进而保障机组的正常运行 ， 使其经济性得到有效的保障。 ３ ０ ０ Ｍ Ｗ 机组有单 阀和顺序阀控制方式， 美 国某公 司规定负荷高 参 考 文献 于２ １ ０ Ｍ Ｗ 采用定压顺序阀制方式，负荷低于 ２ １ ０ Ｍｗ 采用单 阀定 『 １ １ 翁献进， 徐文辉． ３ ０ ０ ＭＷ 机组直吹式制粉 系统跳 闸情况及其防范措 压控制方式（ 既全周进气的方式） ， 负荷低于 １ ８ ０ ＭＷ 负荷时采用滑压 施 分析 ． 自动 化 博 览， ２ ０ １ ０ （ ６ ） ． 运行方式。由于采用的控制方式不同， 导致高压缸排气温度不同， 这样 【 ２ 】 寇怀成， 赵立 军， 吴云杰． 基 于统一模型及计算原则的汽轮机耗差分 对 再 热 器 温度 影 响也 较 大 。 析们 ＿ 动力 工程 学报 ， ２ ０ １ ０ （ １ ２ ） ． 例如在负荷 ２ １ ０ Ｍｗ 负荷采用顺序 阀控制时高压缸排气温度一
300MW火电机组给水控制的设计
300MW火电机组给水控制的设计摘要：随着发电机组容量的增加和参数的不断提高，机组的控制与运行管理变得越来越复杂和困难。
为了减轻运行人员的劳动强度，保证机组的安全运行，要求实现更为先进，适合范围更宽，功能更为完备的自动控制系统。
这就产生了全程控制系统。
所谓全程控制系统是指在启停和正常运行时均能实现自动控制的系统。
给水控制系统是火力发电厂非常重要的控制子系统，稳定的汽包水位是汽包锅炉安全运行的重要指标。
火电厂给水系统构成复杂，汽包水位受到机组负荷，汽包压力、温度，给水量等多项参数的影响；不同负荷阶段，给水设备不同，又需要采取不同的控制方式。
关键词：全程控制系统无扰切换单级三冲量串级三冲量300 MW thermal power unit water control designAbstract：Along with the increase of generating unit capacity and parameter unceasing enhancement, the unit control and operation management become more and more complex and difficult. In order to reduce the operational personnel Labour intensity, guarantee the unit operation, demanding more advanced, suitable for a wider, function and more complete automatic control system. This creates the whole control system. So-called process control system refers to the start-stop and normal operation are to achieve automatic control system. Water control system is the coal-fired power plant very important control subsystem, stable drum drum water level is an important index of the safe operation of the boiler. Thermal water system structure is complex, the drum water level by the unit loads, steam pressure, temperature, water etc. Several parameters influence; Different load stage, water supply equipment, and the need to adopt different different control modes.Key words：Process control system Undisturbed switch Single grade three impulse Cascade three impulse1选题背景随着发电机组容量的增加和参数的不断提高，机组的控制与运行管理变得越来越复杂和困难。
300MW机组高压加热器的故障分析及处理
（ 江发 电厂 ， 东 省 湛 江 市 ５４９ ） 湛 广 ２０ ９
摘要 ：湛 江发 电 厂 自投运 以来 ， 高压 加 热 器存 在 的 故 障有 ： 内部 水侧 隔水 泵 变形 ， 型 管及 封 １ 焊 易泄 漏 ， 响 了机 组 的 ｕ ： ７ 影 安 全及 经 济运 行 。 经 分析 表 明 ， 压加 热器 的 质 量存 在 ｆ￣ ， 因 为设 计 方 面的 原 因 ， 压加 热 器 在 运 行 时不 能 严 格 控 高 ＊ 又 － ｌ 高 制 温度 变化 率和 高加 疏 水 的 水位 。通 过 有效 的 解 决措 施 ， 不断提 高运 行 及 维修 水 平 ， 高加 的投 运 率达 ９ ％ 。 ９
关键 词 ：高压加 热器 ； 漏 ； 障 分析 ； 效率 泄 故 热 中 图分 类 号 ： Ｋ ２． Ｔ ２ ３５
０ 引言
湛 江 发 电 厂 （ ×３ ０ Ｍｗ ） 轮 机 型 号 为 Ｎ ０ — ４ ０ 汽 ３０ １ ．／ ３ ／ ３ 是 东 方 汽 轮 机 厂 生 产 的 亚 临 界 、 间 ６ ７ ５ ７ ５ ７， 中 再 热 、 轴 双 缸 、 排 汽 凝 汽 式 汽 轮 机 ， 中 ， 压 给 单 二 其 高 水 加 热 系 统 配 有 ３ 台 高 压 加 热 器 及 １台 外 置 式 蒸 汽
排 人 除 氧 器 时 开 始 逐 台 投 入 高 加 运 行 ， 加 疏 水 系 统 高
１ １ 质 量 问题 ．
（ ） 换 热 钢 管 材 质 防 腐 蚀 性 １ 差 ， 型 管 的 材 质 为 Ｓ － ５ ． ２类 碳 Ｕ Ａ ５６ Ｂ 钢 ， 抗 高 温 水 的 腐 蚀 性 能 不 够 优 对 良， 部易产生腐 蚀穿 孑现象 。高压 局 Ｌ 给 水 在 １０—１０ ℃ 时 对 氧 化 膜 具 有 ５ ８ 较强 的 破 坏 性 ， 此 温 度 范 围 内 。 在 Ｆ （ Ｈ ）氧 化 膜 很 不 稳 定 ， 十 分 疏 ｅＯ 且
300MW机组调试和生产中一些问题
1.3.2 处理方案
• 高低压疏水分解在不同的疏水集管上 • 系统冲洗干净后，将疏水管道节流孔装回 • 在机组停运情况时，将夹层加热手动总门 以及分门关死，并保持夹层加热的疏水门 打开，将上阀座疏水手动门关死。
2.1.1 事故分析
• 事故发生前，电动给水泵处于备用状态，出口电 动门全开。从电泵出口压力变化看，其出口逆止 门是严密的。汽泵发生故障瞬间，电泵出口流量 显示突然增大，导致其最小流量再循环阀门关闭， 电泵启动条件不满足，手动也无法强制启动。经 过较长时间后，关闭电泵出口电动门，电泵出口 流量显示降至0且最小流量再循环阀门全开，具备 启动条件后才手动启动电泵，开始逐步向锅炉上 水。从省煤器前给水流量分析，故障后的实际给 水流量为0，因此可以肯定电泵的给水流量是虚假 流量。
• 检查差压取样表管和差压变送器的严密性； 检查取样表管的走向布置 • 对电动给水泵最小流量再循环阀门的逻辑 进行修改。 • 增加给水RB功能。
2.2 三河4号机组MSV2故障
• 2008年7月26日凌晨03:28，三河4号机组带 150MW负荷，运行人员突然听到现场传来刺耳的 啸叫声，检查监控画面时发现轴封加热器的备用 风机已联锁启动，其进汽母管温度由此前的 228℃迅速上升到316℃。此外，还发现高压主汽 门MSV2的全开反馈消失。运行人员初步判断为 MSV2阀门关小，导致门杆漏汽量增大，带来轴 封加热器进汽温度上升，同时大量漏汽产生噪音。 经现场核实，发现其油动机的开度指示为130mm 左右，低于此前的140mm。经过主汽门活动试验， 将MSV2完全打开，故障现象完全消除。
浅谈电厂300MW机组锅炉汽温调节
浅谈电厂300MW机组锅炉汽温调节近年来，由于各行业在发展过程中对电能的需求量不断增加，对发电企业的要求也越来越高。
我国发电行业中火力发电还占有很重要的位置，在火力发电中，锅炉作为重要的设备之一，由其产生高温、高压的热能，然后通过汽轮机和发电机转化为电能，实现对社会上电力的供应。
这就需要锅炉确保其运行的稳定性，而汽压和汽湿又是确保锅炉稳定运行的关键。
文章对300MW机组锅炉运行中的汽压和汽温调节进行了具体的阐述。
标签：300MW机组；锅炉；运行；汽压；汽温；调节前言目前我国很多地区还是主要以火力发电为主，火力发电中，锅炉、汽轮机和发电机是其生产的主要设备，在这三种设备的共同作用下使蒸汽的热能转化为电能，实现发电的目标。
所以为了确保锅炉的安全稳定运行，需要对蒸汽的汽压和汽湿进行有效的调节，以保证电厂安全稳定的运行。
以下对300MW机组锅炉运行中汽压和汽温的调节问题进行具体的分析。
1 300MW机组锅炉汽压调节在机组运行过程中，其运行的最重要的一项指标参数即是汽压，同时也是蒸汽量的重要指标之一，特别是对于单元机组来讲，由于在运行过程中没有蒸汽母管和相邻机组的缓冲作用，所以在机组运行过程中由汽压所带来的影响更加突出。
1.1 影响汽压变化的主要因素在锅炉运行过程中，对汽压的影响较多，汽压的变化是为了确保锅炉蒸汽量与外界负荷之间的供求平衡关系，所以汽压会随着供求关系的变化而发生变化，即供大于求时，汽压上升，反之汽压下降。
通常情况下对汽压变化的影响因素大致有以下几个方面。
（1）当燃料量发生变化时则会使汽压受到影响，这与运行人员调整有关，同时如煤质变化等情况也会使燃料量发生变化；（2）当风量变化和配风方式发生变化时，都会导致燃烧的效率发生改变，影响到产汽量和汽压，同时在运行过程中，还要注意对烟气中含氧量的监视，注意其变化情况；（3）当水冷壁管外积灰、结渣及管内结垢时，才会导致传热的热阻增加，影响其对热量的吸收，产汽量降低，从而使汽压受到影响；（4）当汽机高压加热器切除后，则会导致给水温度下降，从而导致产汽量降低，使汽压发生变化；（5）当炉底漏风时，炉膛内的温度和燃烧效率都会下降，势必会导致汽压随之降低；（6）当机组运行过程中，各设备发生故障或是停运时，都会导致汽压下降。
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量 增加 ， 而用 于蒸 发的热量 减少 ， 所 以锅炉需 要的燃 煤量增 加 ， 锅 炉 的煤耗将 大 幅上升 假 定 锅 炉燃煤 量 不变 ， 由于 提 高水 温的 热量 增加 ， 所 以锅炉 蒸 发量 降
低， 锅 炉 的煤耗 也将大 幅上 升 。 ２ ． ２锅炉 给水 温度 降低 后 ， 为保 证锅炉 蒸 发量不 变 ， 锅炉 需要 的燃煤 量增 加， 相 应的需 要的 热风量 也需要增 加 ， 锅炉 给水温度 低于设 计温 度过多 时 ， 受 锅 炉 给煤 系 统 、 风烟 系统 的 限制 ， 锅 炉 的负荷 率将 受到 影 响 。 ２ ． ３锅炉 给水 温度 降低 后 ， 为保证 锅炉 蒸 发量 不 变 ， 锅炉 需要 的燃煤 量 和 热风量 增 加 ， 烟 气量 也相 应增 加 ， 锅炉 过热器 可 能 出现 超温 现象 ， 送、 引风机 电 耗 增加 ， 影 响设备 安 全运 行 。 ２ ． ４锅炉 给水 温度 降 低后 ， 省煤器 因传 热温 差提 高 ， 吸 热量 增加 ， 省煤 器
调 试好 该 电动 门 。 ３ ． ３运 行维 护分 析
后的烟 温 降低 ， 排烟 温度 降低 ， 如 果低 于露点 温度 ， 可能造 成 空预器 低温腐 蚀 。 ３原 因分 析 为 便于 查找 方 法的 系统 性和 全在 性 ， 我 们从 高 加本体 和 高加 系统 进行 剖
３ ． ２ ． ２ 水 侧三 通 阀可靠 性 高加水 侧 的 自动 保护 装置 的作用 是 当运 行 中任 一 台高压 加热器 水侧 钢管
断裂 及水 位急 剧升 高等 现象 出现 时 ， 能迅速 可靠地 切 断高加 水侧 ， 并且保 证 向 锅 炉不 问断供 水 。 如果 高加 水侧 自动保 护装 置 的部件 可靠性 差 ， 出现三通 阀卡 涩或 阀 门严 密性差 等现象 。 导 致部份 给水短 走给水 旁路 ， 影响 给水温度 。 解 决方 法 是加 强对 水侧 自动 保护 装置 的维 护和 检查 。 ３ ． ２ ． ３ 管 道保 温材 料
性， 降低 了汽轮 机效率 ， 增 加 了煤耗 。 同时 ， 给水 温度 的降 低也 会使锅 炉 受热 面 长时间处 于超温运 行状 态 ， 严 重影 响锅炉 受热面 的寿命 ， 增加 了爆 管的 几率 ， 严 重 影响 着机 组的 安全 运行 。 下面 我们 通过 分析 影响 给水 温度 的因素 ， 来 查找 给 水 温度 低 的原 因 ， 为我 们 以后 的运行 分析 带 来帮 助 。 ２给 水 温度 低 的影 响 现代大 容量火 力发 电厂都 采用具有蒸 汽 中间再热 的给水 回热加热循 环 ， 用 以提高 经济 陛 。 因为 采用 汽轮机 的抽 汽来 加热 凝结水 和 给水 ， 这部 分抽 汽不 再 排 入凝 汽器 中 ， 因而 可减 少在凝 汽器 中 的冷源 损失 。 同时给 水回 热加 热提高 了 热力循 环 吸热过 程 的平均 温度 ， 使 换热温 差 减少 ， 单位 蒸汽 在锅炉 中的吸 热量 降低 了 ， 所 以可 有效提 高 机组 的经济 性 。 给水 温度 的高低 对机 组 的经济 性有 直
作为高 加系统 中的三通 旁路 电动 门是 在高加 水侧未投 运前 ， 为保证 向锅 炉 供 水 的需要 ， 让 给水 流经 旁路 而不通 过高 加水侧 。 如果 高加三 通旁 路 电动 门下 限行 程未调 式好 或阀 门严 密性 差 ， 导致部份 给水短 走旁 路， 影 响给水 温度 。 解决 办 法是 选购严 密性 好 的阀 门 ， 大 修机 组应 检查该 阀 门的严 密性 ， 并 且热工 配合
１概 述 ＃２ 机 组运 行给水 温度 一直 低于 ＃ｌ 机组 ６ ＂ Ｃ左右 ， 严 重影 响着机 组 的经济
给水 温度 的 因素 加 以分 析 并提 出解 决办 法 。 ３ ． ２ ． １ 抽 汽 阀门 的开 度 高压加 热器的加 热蒸汽取 自汽 轮机的抽 汽 ， 为保 护 汽轮机避 免高加 汽侧满 水倒 灌汽缸 引发水 冲击 ， 高压加 热器 汽侧设有 一套 由抽汽 电动门和 气控逆 止 门 组成 的 汽侧 自动 保护 装 置 。 高 加组 投运 时要 求抽 汽 电动 门和 气控 逆止 门应全 开。 如 果 因阀 门机 构卡 涩或 电动 门行程 调整 不 当等诸 多原 因导致 阀 门未全开 ，
接 的 影响 。 ２ ． １锅炉 给水 温度 降低后 ， 假 定锅 炉蒸 发量 不变 ， 由于用 于提高 水 温的 热
这样蒸汽节流会使蒸汽作功能力损失， 影响给水温度。 解决办法是定期分析监
视段压 力值和 对应 高压加 热器蒸 汽压力值 的数 据 ， 从 而判 断抽汽管道 上 阀门是
否 全开 。
321抽汽阀门的开度高压加热器的加热蒸汽取自汽轮机的抽汽为保护汽轮机防止高加汽侧满水倒灌汽缸引发水冲击高压加热器汽侧设有一套由抽汽电动门和气控逆止门组成的汽侧自动保护装置
理论 广 角
ｌ
３ ０ ０ ＭＷ 机组 给 水温 度低 的 原 因分 析
张 贞
（ 安徽 临涣 中利 发 电有 限公司 ）
［ 摘 要］ 通过分析某 电厂＃２ 机组的给水温度低的原因 找 出造 成给 水 温度 低 的原 因 。
给水 温度 中 图分类 号 ： Ｔ Ｍ６ ２ １ 文 献标识 码 ： Ａ 文章编 号 ： １ ０ ０ ９ — ９ １ ４ Ｘ （ ２ ０ １ ４ ） ４ ４ — ０ ３ ４ １ —０ １
对于３ ０ ０ ＭＷ机组 而盲 ， 高加 出水 温度一般 设计 值在２ ６ １ ７ ＇ Ｃ左右 ， 高加 出水 至 锅炉 省煤器 有相 当长 距离 的管 道 。 生产 现场 室温 一般在 ４ ０ ～５ ０ ＊ （ ２ 以下 ， 这 样 给 水管 道与 室温存 在温 差 ， 就存 在放 热现象 。 如果给 水管 道的保 温 材料选 型 不 当或 质量差 等原 因存在 ， 导致 给水 管道的 热损失增 大 ， 影响给 水温度 。 解决 办法 是选 用保 温性 能 好 的材料 和提 高保 温材 料 的铺 设 水平 。 ３ ． ２ ． ４ 三 通旁 路 电动 门严 密性