超超临界二次再热启动控制
660MW二次再热机组旁路控制策略和应用
660MW二次再热机组旁路控制策略和应用某660MW二次再热超超临界机组选用上汽厂引进的西门子汽轮机，型式为：超超临界、二次中间再热、五缸四排汽、双背压、反动凝汽式汽轮机。
型号N660-31（TMCR）/600/620/620，设计额定主蒸汽压力31Mpa、主蒸汽/一次/二次再热蒸汽温度600/620/620℃。
机组给水系统由1台100％容量汽泵组成（电泵作为启动给水泵用）。
锅炉是上海锅炉厂引进Alstom技术的SG-1903/32.45-M6101型超超临界直流炉。
机组采用容量为100%BMCR高压旁路+60%中压旁路+70%低压三级串联旁路系统。
1 旁路系统配置某660MW二次再热超超临界机组采用高、中、低三级串联旁路。
高压旁路安装在锅炉侧由2×50%BMCR阀组组成，分别从锅炉出口主蒸汽支管上接出，经过减温减压后接入锅炉侧的一次冷再蒸汽支管。
中、低旁容量按启动工况主蒸汽流量加减温水量设置在汽机侧。
中压旁路由1只旁路阀组成，从一次热再蒸汽管道接出，经过减温减压后接入二次冷再蒸汽母管。
低压旁路由2只旁路阀组成，分别从二次热再蒸汽管道接出，经减温减压后接入凝汽器喉部。
高、中、低压旁路分别设置1套油站。
2 旁路控制策略2.1 高压旁路2.1.1 高压旁路策略2.1.1.1 [A1]模式—旁路关闭状态高旁进入[A1]模式只需锅炉点火旁路收到有火信号，此时直接输出阀位指令“0”,使高旁关闭。
高旁在此阶段不进行任何压力始终保持关闭，从而在初始点火期间避免了锅炉蓄热流失，使主蒸汽压力逐步提高，累积升压到一定值。
2.1.1.2 [A2]模式—旁路开度控制方式[A2]方式分为，[A2]模式冷态、[A2]模式温态、[A2]模式热态，分别对应三种高旁阀开度指令曲线。
进入[A2]模式有3种情况:1）锅炉点火12分钟后；2）点火时主汽压力已大于最大允许冲转压力16MPa；3）锅炉累计升压超过一定量约0.1-1.4MPa。
超超临界二次再热机组调试技术
０ 引言
超 临 界 二 次 再 热 机 组 以 安 全 、经 济 、高 效 、环 保 而 被 广 泛 关 注 。 特 别 是 随 着 煤 价 上 涨 ，其 优 势 更 为 明 显 的 表 现 出 来 。 我 国 已 经 投 运 及 在 建 的 二 次 再 热 机 组 主 要 有 华 能 莱 芜 、华 电 莱 州 、大 唐 东 营 、国 电 蚌 埠 、 国电泰州、华电句容、国电宿迁、华能安源、江西丰城、国华北 海、粤 电 惠 来、深 能 河 源、大 唐 雷 州、国 华 清 远等电厂的数十台机组。但在我国二 次 再 热 技 术 起 步 较 晚，相 对 较 为 成 熟 的 一 次 再 热 机 组 的 研 究、运 行 、调 试 经 验 相 对 较 弱 ，需 要 不 断 的 在 实 践 及 运 行 经 验 中 优 化 ，使 得 二 次 再 热 技 术 更 为 成 熟 。
１ 某设备及系统概述
某电厂二期工程的锅炉为东方电气股份有限公司 设 计制 造的超 超 临 界 参 数 变 压 运 行 直 流 炉，锅 炉 型号为：ＤＧ１７８５．４９／３２．４５ＩＩ１４。采用 π型 布置，单炉膛、二次 中间再热、前后 墙对 冲燃 烧方 式、平 衡 通
收 稿 日 期 ：２０１８０９１４ 作 者 简 介 ：王 强 （１９８９），男 ，吉 林 长 春 人 ，助 理 工 程 师 ，从 事 火 力 发 电 厂 热 工 调 试 及 自 动 控 制 优 化 方 面 的 工 作 。
第
二十四卷 第 １期 Ｖｏｌ．２４，Ｎｏ．１
ＪＯＵＲＮＡＬＯＦＡＮＨＵＩＥＬＥＣＴＲ安ＩＣ徽ＡＬ电Ｅ气Ｎ工ＧＩ程ＮＥ职ＥＲ业ＩＮ技Ｇ术Ｐ学ＲＯ院ＦＥ学ＳＳ报ＩＯＮＡＬＴＥＣＨＮＩＱＵＥＣＯＬＬＥＧＥ
２Ｍ０１ａ９ｒｃｈ年２３０１月９
1000MW超超临界二次再热超低背压机组运行中异常分析及治理
1000MW超超临界二次再热超低背压机组运行中异常分析及治理摘要：介绍上海电气集团生产的1000MW超超临界二次再热超低背压机组轴系结构特点，总结分析该机组运行中轴承振动原因及处理措施。
振动故障分析及处理措施，对同类型机组振动故障诊断处理，设计优化具有参考意义。
1上海电气集团生产的1000MW超超临界二次再热超低背压机组轴系结构特点1.1上海电气集团生产的1000MW超超临界二次再热超低背压机组汽轮机介绍机组为上海电气在借鉴西门子1000MW五缸四排汽超超临界二次再热机组基础上进行自主生产，拥有自主知识产权，型号为 N1000-31/600/620/620 ，世界上首次采用六缸六排汽的单轴方案，单背压（超低设计背压2.9Kpa）、反动凝汽式汽轮机，凝汽器采用海水直流单元制供水冷却，配置三台单级立式斜流泵独立运行，其中两台双速泵，一台定速泵。
本机型由一个单流超高压缸（1*15级）、一个双流高压缸（2*12级）、一个双流中压缸（2*15）、三个双流低压缸（3*2*6）串联布置组成。
本机组将高压缸前置，布置形式变为高压缸、超高压缸、中压缸、低压缸。
该机型取消调节级，采用全周进汽滑压运行方式。
1.2上海电气集团生产的1000MW超超临界二次再热超低背压机组轴系结构特点汽轮机六根转子分别由七个径向轴承来支承，除高压转子由两个径向轴承支承外，其它转子均由单轴承支撑。
其中#3轴承座内装有径向推力联合轴承，且机组的绝对死点和相对死点均在超高压、中压之间的#3轴承座上。
汽机转子采用单轴承，整体轴系短。
七个轴承分别位于七个轴承座内，且直接支撑在基础上，不随机组膨胀移动，不受背压变化和汽缸变形的影响，机组轴向稳定。
但机组仍是国内汽轮机轴系最长机组，汽轮机轴系59.49米。
2 1000MW超超临界二次再热超低背压机组运行中7号轴承轴振逐渐增大。
2.1引起汽轮机组单个轴振大的原因：1、该轴承测量震动的探头松动测得数值虚假；2该轴承盖松动；3该轴承轴瓦有；4该轴承间隙超标。
二次再热超超临界锅炉屏式过热器爆管原因分析及处置
二次再热超超临界锅炉屏式过热器爆管原因分析及处置深摘要：新建燃煤发电机组锅炉在安装过程中，对锅炉内部清洁度施工管理要求较高，若锅炉内部异物检查措施不完整、管控力度不够、异物清理不彻底，会导致受热面管堵塞爆管。
本文通过某新建电厂2*1000MW二次再热机组#3锅炉屏式过热器异物堵塞爆管的案例，介绍了屏式过热器异物堵塞爆管的原因、异物残留的种类、处置方法及锅炉清洁度施工的控制措施，为国内同类新建发电机组的锅炉清洁度控制提供经验借鉴与参考。
关键字：二次再热过热器爆管异物堵塞1、前言新建燃煤发电机组锅炉在安装过程中，对锅炉内部清洁度施工管理要求较高，若锅炉内部异物检查措施不完整、管控力度不够、异物清理不彻底，会导致受热面管堵塞爆管。
作为百万超超临界锅炉，汽温、汽压等参数随着机组容量的加大而升高，同时锅炉受热面一般设计有较多节流孔，都无形中提高了对锅炉受热面的清洁度要求。
锅炉安装过程中内部清洁度的控制要从设备到货直至启动试运行，形成一套完整的异物检查、清理措施，彻底清除设备内异物，才可避免锅炉因异物堵塞造成的爆管事故发生。
2、设备概况某电厂二期工程3、4号炉是东方电气集团东方锅炉股份有限公司设计、制造的2台1000MW的二次再热高效超超临界参数变压运行直流锅炉。
过热器系统按烟气流程依次为：屏式过热器、后屏过热器、高温过热器、包墙过热器。
其中屏式过热器布置在炉膛上部区域，在炉深方向布置了2排，两排屏紧挨着布置，每一排管屏沿炉宽方向布置19片，共38片屏，每屏22根管。
屏式过热器蛇形管均由集箱承重并由集箱吊杆传至大板梁上。
为调整流量使同屏各管的壁温比较接近，在屏过进口集箱上设置了有φ20mm、φ18mm、φ16mm、φ14mm、φ13mm、φ12.5mm、φ11.5mm、φ11mm、φ10.5mm和φ10mm十种规格不同的节流孔。
3、背景介绍#3机组于2021年7月28日完成168小时试运行后停机消缺，2021年8月25日再次启动，26日17:28分#3炉大包顶部测点发出泄露报警，同时现场检查发现大包四周有蒸汽冒出，初步怀疑大包内有受热面泄露，继续监测运行至2021年8月30日，冒汽现象未消失，且随机组负荷加减变化，判断大包内泄露概率较大，为防止伤害扩大，决定停机查漏、消缺。
超超临界二次再热机组高旁优化控制研究
该公司二期工程高旁采用 IMI-B&R 的旁路设
基金项目：高效灵活二次再热发电机组研制及工程示范 （2017YFB0602100）。
备，高旁型号为 SIRA BH 112sT，高旁安全功能 通过三路冗余的安全功能电磁阀实现，安全功能信 号来自就地的 MT5356 测量和试验装置柜。按照 标准配置，生产厂家只提供一个 MT5356，其中包 含 3 个压力开关，负责采集和检测主蒸汽系统的压 力，3 个压力开关与高旁阀上的 3 个安全功能电磁 阀一一对应，其中任何一个压力开关跳闸均会触发 高旁阀安全功能快开。该配置方式误动风险较大， 任何一个压力开关及其回路故障都可能触发高旁阀 误动，造成机组的非计划性停运，所以有必要对高 旁控制进行优化改造。
(2) 高过压力大于 34.1 MPa，延时 3 s MFT （DCS 压力信号为高过 3 只压力变送器模拟量信号 经 DCS“三选二”逻辑判断）。 1.2.2 就地高旁控制柜硬回路保护逻辑
高过压力高于 34.1 MPa，高旁 A/B 阀快开。 此处高过压力信号为就地 MT5356 控制柜的 3 只压 力开关测点，任一压力开关测点值达 34.1 MPa 后， 开关会发出一个信号至就地 PCS1 或 PCS2 柜，其 中，A 侧的信号至 PCS1 柜，B 侧的信号至 PCS2 柜。 经过 PCS1 或 PCS2 柜后屏蔽 DCS 所有控制信号， 同时输出信号直接去就地，让高旁 A/B 阀控制电 磁阀失电使高旁 A/B 阀快开。 1.3 原有高旁快开保护系统逻辑存在安全隐患
1 高压旁路保护功能
高压旁路配置容量为 100 %，高压旁路装置对
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电力安全技术
第 21 卷 (2019 年第 10 期)
二次再热1000MW燃煤机组（极）热态启动切缸分析及应对措施
二次再热1000MW燃煤机组（极）热态启动切缸分析及应对措施摘要：对二次再热1000MW燃煤机组在（极）热态启动时出现切缸及并缸时的典型故障进行了研究，特别是极热态开机时，常因为排汽温度高导致切缸事件发生。
本文从实际情况出发，分析了超高压缸、高压缸排汽温度的原因并提出相应的控制策略，为机组（极）热态下安全、稳定及快速的启动提供了重要参考。
关键词：二次再热；极热态；切缸；并缸引言我厂汽轮机采用上汽制造的超超临界百万汽轮机组，采用德国西门子公司技术，汽轮机型号为N1000-31/600/620/620。
该机组为超超临界、二次中间再热、单轴、五缸、四排汽、双背压凝汽式汽轮机。
回热系统是典型的“四高五低一除氧”10级结构，双列高加布置，全周进汽，采用超高压、高压、中压3缸联合启动方式。
旁路系统配置了容量为40%锅炉最大连续蒸发量的高压旁路，2×50%BMCR中压旁路、低压旁路3级串联旁路。
高旁调节阀减温水取自高压给水泵出口母管，中旁调节阀减温水取自给水泵一级抽头，低旁调节阀喷水减温水取自凝结水。
一、启动状态划分及启动参数根据停机时间和超高压转子平均温度划分为冷态、温态、热态、极热态启动4种，见下表1。
表1 机组启动状态划分厂家建议冲转参数，见表2表2 厂家建议冲转参数二、二次再热汽轮机切缸的原因及动作过程汽轮机发生切缸，主要因为机组启动时，冲转参数较高，汽轮机进汽量小，鼓风表现尤为突出。
排汽压力越高，汽轮机调门前蒸汽温度越高，鼓风摩擦越明显，为保护相应的末级叶片，再超高压缸、高压缸排汽温度限制器动作后，排汽温度仍高的情况下，汽轮机设置了超高压、高压叶片级温度高保护，执行切缸程序。
汽轮机DEH控制的主要任务是控制汽轮机调节阀的蒸汽流量，上汽DEH包括TAB生程控制器、转速、负荷控制器及压力回路控制器。
汽轮机排汽温度高时DEH的控制：1．超高压缸排汽温度高当机组启动后超高压缸排汽（超高排）温度超过460℃时，首先减小中压缸调节阀（中调阀）的开度，增大超高压缸的进汽量；如果超高排温度进一步上升至495℃时，则直接关闭超高压缸主汽阀（超高主），切除超高压缸；同时打开超高压缸通风阀，将超高压缸抽真空，由高、中压缸控制汽轮机的进汽量。
1000MW超超临界二次再热机组汽轮机调试案例分析
１０００ＭＷ超超临界二次再热机组汽轮机调试案例分析Ａｎａｌｙｓｉｓｏｆ１０００ＭＷｓｅｃｏｎｄａｒｙｒｅｈｅａｔｕｌｔｒａ－ｓｕｐｅｒｃｒｉｔｉｃａｌｓｔｅａｍｔｕｒｂｉｎｅｃｏｍｍｉｓｓｉｏｎｉｎｇ陈臻ꎬ崔凯峰ꎬ陈国民(国电泰州发电有限公司ꎬ江苏泰州㊀２２５３００)摘要:针对泰州公司１０００ＭＷ二次再热超超临界机组汽轮机调试过程中出现的一些典型案例ꎬ对其过程现象进行了分析ꎬ提出相应的解决措施ꎬ可供该类型机组的安装调试人员参考ꎮ关键词:１０００ＭＷ发电机组ꎻ二次再热ꎻ调试ꎻ汽轮机Ａｂｓｔｒａｃｔ:Ｔｈｉｓｐａｐｅｒｆｏｃｕｓｅｓｏｎｔｈｅｃｏｍｍｉｓｓｉｏｎｉｎｇｏｆｓｔｅａｍｔｕｒｂｉｎｅｓｏｆ１０００ＭＷｓｅｃｏｎｄａｒｙｒｅｈｅａｔｕｎｉｔｉｎａｐｏｗｅｒｐｌａｎｔ.Ｓｏｍｅｔｙｐｉｃａｌｃａｓｅｓａｒｅａｎａｌｙｚｅｄａｎｄｔｈｅｃｏｒｒｅｓｐｏｎｄｉｎｇｓｏｌｕｉｏｎｓａｒｅｐｕｔｆｏｒｗａｒｄｆｏｒｔｈｅｉｎｓｔａｌｌａｔｉｏｎａｎｄｃｏｍｍｉｓｓｉｏｎｉｎｇｏｆｔｈｉｓｔｙｐｅｕｎｉｔｓｉｎｔｈｅｆｕｔｕｒｅ.Ｋｅｙｗｏｒｄｓ:１０００ＭＷｐｏｗｅｒｕｎｉｔｓꎻｓｅｃｏｎｄａｒｙｒｅｈｅａｔꎻｃｏｍｍｉｓｓｉｏｎｉｎｇꎻｓｔｅａｍｔｕｒｂｉｎｅ中图分类号:ＴＭ６２１㊀㊀㊀㊀㊀文献标识码:Ｂ㊀㊀㊀㊀㊀文章编号:１６７４－８０６９(２０１８)０６－０２４－０２１㊀汽轮机调试典型案例分析１.１㊀低压缸南侧外缸保温油漆被烧灼迹象汽轮机调试机首次冲转至３０００ｒｐｍ后电气试验ꎬ试验过程中发现Ａ低压缸南侧外缸保温油漆被烧灼烤黄ꎬ就地实测温度达到１９０ħꎬ试运指挥部下令打闸停机ꎮ由于长时间空负荷运行ꎬ超高排通风阀处于开启状态(设计考虑汽轮机冲转时超压缸进汽流量低ꎬ防止超高压缸鼓风摩擦及末级叶片温度高)ꎬ高温汽长时间冲刷ꎬ导致低压外缸不正常的温升ꎻ超高排通风阀连接于低压外缸Ａ下部与凝汽器相连的斜板处ꎬ由于该位置离低压外缸Ａ很近ꎬ且接口为倾斜向上ꎬ蒸汽进入冲刷低压外缸Ａ下缸的端板ꎬ使低压外缸温度上升ꎻ二次再热机组启动方式中ꎬ超高排通风阀的运行方式欠妥ꎮ汽机再次冲转至３０００ｒ/ｍｉｎ做电气试验(未并网)ꎬ调整超高排通风阀运行方式ꎬ保持超高排通风阀关闭ꎬ低压缸外缸外壳温度正常ꎮ１.２㊀转子抱轴在汽轮发电机机３０００ｒ/ｍｉｎ电气试验过程中因消缺停机ꎬ在盘车状态下ꎬ盘车转速突然下降ꎬ开大主机液动盘车转速调节阀无效ꎬ且因手动盘车齿轮随转子伸缩与手动盘车孔已经错位无法及时进行手动盘车ꎬ转子停转ꎬ因转子温度高ꎬ调试指挥部下令闷缸ꎮ连续１７ｄꎬ每隔２４ｈ通过启㊁停顶轴油泵改变主机各轴承间隙ꎬ试图手动盘动转子均无效ꎬ待超高压转子温度降至１２０ħꎬ经研究分析后手动盘动转子ꎬ检查转子无卡涩现象后将转子翻动１８０ʎ直轴后偏心度正常ꎬ投入连续盘车ꎬ调整转速至５０ｒｐｍꎮ为追求高经济性ꎬ汽轮机本体以及轴封动㊁静部分间隙设计余量比较小ꎮ汽轮机超高压缸㊁高压缸汽封径向动静碰摩造成了转子抱轴[１]ꎮ基建单位将高排逆止阀前㊁后疏水管道安装连接错误ꎬ二次冷再蒸汽倒流至高压缸ꎬ造成高压缸排汽Ａ/Ｂ侧温差大ꎬ闷缸过程中导致汽轮机停运后高压缸上㊁下缸温差大ꎬ高压缸上下温差最大达８０ħꎬ发生动静碰磨ꎮ轴封蒸汽温度与缸温不匹配ꎬ轴封系统设计存在缺陷ꎮ常规一次再热机组高压缸排汽温度在３５０ħ左右ꎬ本工程机组超高压缸㊁高压缸排汽温度在４３０ħ左右ꎬ较常规机组高出８０ħ左右ꎬ轴封供汽温度仍采用２８０~３２０ħ供汽设计存在缺陷ꎬ进汽温度偏低ꎬ造成机组停运后ꎬ轴封进汽温度与轴封腔室温度温差大ꎬ长时间较大温差ꎬ导致超高压缸㊁高压缸端部汽封轴封齿收缩变形ꎬ大轴与轴封齿碰磨[２]ꎮ超高排逆止阀卡涩未能关闭ꎬ导致一再蒸汽返至超高压缸ꎬ转子惰走过程中产生一个反作用力ꎬ不仅使转子惰走时间变短同时降低了盘车时的转速ꎮ对冲转方式进行优化调整ꎬ超高压缸投运时ꎬ超高排通风阀关闭ꎮ同时降低冲转参数:超高缸进汽７.５ＭＰａ/４００ħꎬ高压缸进汽２.８ＭＰａ/３８０ħꎬ中压缸进汽０.８ＭＰａ/３８０ħꎮ增加汽轮机进汽量ꎬ降低排４２２０１８年１２月电㊀力㊀科㊀技㊀与㊀环㊀保第３４卷㊀第６期汽温度ꎬ减少轴封进汽温度与轴封腔室温度温差ꎻ对轴封系统进行优化ꎬ提高超高压缸㊁高压缸㊁中压缸轴封进汽温度至３２０~３５０ħꎬ控制低压缸进汽温度３００ħ[３]ꎻ本机正常运行且轴封汽在自密封运行状态时ꎬ加强各轴封段轴封蒸汽温度的监视ꎬ保证备用汽源在正常备用状态ꎮ维持轴封压力调阀及旁路阀前节流孔疏水阀开启状态ꎬ防止轴封系统进水和冷汽ꎻ当机组低负荷运行轴封汽需要补汽或停机后轴封汽全部由备用汽源供给时ꎬ应将高压段轴封进汽温度控制在３５０ħ左右ꎬ维持低压缸轴封进汽温度不高于３００ħꎻ若发生机组跳闸或正常停机等ꎬ应加强对超高缸/高压缸排汽温度的监视及时调整轴封供汽温度ꎬ防止封进汽温度与轴封腔室温度温差偏大ꎮ机组惰走过程中应尽快调整高压段轴封进汽温度达到３５０ħ左右ꎬ观察１㊁２㊁３瓦轴振变化情况ꎬ若振动明显异常且轴封汽温度无法满足上述条件时ꎬ应立即破坏真空ꎬ真空至零后时停供轴封汽ꎬ防止轴封变形引起大轴抱死[４]ꎻ当机组在跳机或停机后的盘车运行状态时ꎬ应加强对高压段轴封供汽温度的监视ꎬ防止封进汽温度与轴封腔室温度温差偏大ꎮ液动盘车投入连续运行后ꎬ要记录好主机惰走时间ꎬ判断是否正常ꎻ连续盘车期间要特别关注盘车转速的变化ꎬ若出现不规则的上下波动且无法判断具体原因时ꎬ则尽快破坏真空停轴封ꎬ防止轴封变形引起大轴抱死ꎻ机组停运后ꎬ严密监视汽缸温度ꎬ如果上下缸温差变大ꎬ尽快关闭缸本体疏水门闷缸ꎬ可间断性开疏水门进行疏水ꎮ１.３㊀超高排逆止阀在阀温较高时卡涩无法关闭汽轮机打闸ꎬ转速下降至０后ꎬ超高排逆止阀关不到位ꎬ盘车无法投入ꎮ本机组超高压缸排汽温度在４３０ħ左右ꎬ常规一次再热机组高压缸排汽温度在３５０ħ左右ꎬ设计人员未充分考虑在４３０ħ左右时阀门轴套间隙ꎬ导致在阀温较高时卡涩ꎻ超高排通风关闭时ꎬ关闭力矩不够ꎮ一是汽缸内弹簧弹性系数不够ꎬ二是气缸排气时排气阀口径偏小ꎮ弹簧侧气缸增加一路气源ꎬ在超高排通风关闭时ꎬ增加关闭力矩ꎻ适当放大阀门轴套间隙ꎮ１.４㊀高负荷时汽泵密封水调整裕量小高负荷时ꎬ凝结水压力小幅波动ꎬ造成汽泵密封水回水温度大幅上升ꎮ汽泵密封水取自凝结水ꎬ１０００ＭＷ负荷时ꎬ进水端密封水调阀开度将近８０％ꎬ密封水出水温度控制在５５－６０ħꎬ进水端密封水调节阀开度将近８０％ꎬ从阀门特性流量曲线上看已近全开ꎮ调节裕量已不多ꎬ如凝结水压力有一点波动ꎬ电动调节阀将不能快速跟踪密封水回水温度的变化ꎮ高负荷下密封水调节裕量已不多ꎬ凝水压力稍微波动ꎬ势必密封水回水温度上飙ꎮ处理不当时很容易造成给水泵跳闸ꎻ给泵密封水这一薄弱环节ꎬ高负荷时凝泵变频长期接近工频工况运行ꎬ而除氧器主调大幅节流ꎬ违背设计初衷ꎬ凝泵变频达不到很好的节能效果ꎮ进行技术改造ꎬ采用独立的水箱和水泵供给汽泵密封水ꎻ技改前ꎬ进行各负荷阶段试验ꎬ在保持密封水调阀全开工况下ꎬ降低凝泵变频转速ꎬ将维持密封水回水温度５５ħ左右时的凝泵出口压力值增加０.２ＭＰａ偏置ꎬ作为凝泵变频压力自动的设定值ꎮ这样既能保证给水泵安全运行ꎬ又能保证凝泵变频运行最大程度的节能[５]ꎮ２㊀结语在调试过程中ꎬ通过不断总结分析㊁试验ꎬ攻克了诸多１０００ＭＷ二次再热超超临界汽轮机运行与控制技术难题ꎬ各项指标均达到设计值ꎮ该机组引领全球燃煤发电机组高效㊁环保技术发展方向ꎬ为电力行业的节能减排开辟新路径ꎮ参考文献:[１]田丰.汽轮机设备及系统[Ｍ].北京:中国电力出版社ꎬ２０１３. [２]王月明ꎬ牟春华ꎬ姚明宇ꎬ等.二次再热技术发展与应用现状[Ｊ].热力发电ꎬ２０１７ꎬ４６(８):１－１０.[３]何文珊.华能玉环电厂１０００ＭＷ超超临界汽轮机特性[Ｊ].电力建设ꎬ２０１７ꎬ(１１):７０－７２.[４]花亚伟ꎬ乐先涛.１０００ＭＷ超超临界机组调速汽门卡涩分析处理及预防措施[Ｊ].电力科技与环保ꎬ２０１７ꎬ３３(３):６１－６２. [５]李永生ꎬ徐星ꎬ孙俊威.超超临界二次再热机组性能试验及分析[Ｊ].电力科技与环保ꎬ２０１７ꎬ３３(６):４０－４３.收稿日期:２０１８￣０７￣３０ꎻ修回日期:２０１８￣０９￣０６作者简介:陈臻(１９８１￣)ꎬ男ꎬ江苏泰州人ꎬ工程师ꎬ从事火力发电厂集控运行工作ꎮＥ－ｍａｉｌ:ｃｈｅｎｚ＠ｇｄｔｚ.ｃｏｍ.ｃｎ５２２０１８年陈臻等:１０００ＭＷ超超临界二次再热机组汽轮机调试案例分析第６期。
关于超超临界二次再热机组再热汽温控制策略探讨
关于超超临界二次再热机组再热汽温控制策略探讨发布时间：2021-08-03T06:54:50.517Z 来源：《电力设备》2021年第5期作者：谢晓辉[导读] 探究整体机组的再热汽温，对提高机组的安全性、稳定性与经济性等具有十分重要的作用。
（深能合和电力（河源）有限公司 517600）摘要：超超临界二次再热机组在实际运行中，需要综合考虑多种因素，才能提高机组的工作效率，降低再热汽温的偏差。
结合二次再热机组运行的基本现象及要求为基础，针对在运行过程中影响再热汽温偏差的主要因素进行分析，并提出了相应的优化措施。
关键词：超超临界；二次再热；汽温控制二次再热机组锅炉增加了一级再热器，系统的功能比较复杂，与同等级同发电容量的一次再热锅炉比，它的节能效率更高，而且二次再热机组的蒸汽参数也发生了变化，机组各个受热面吸热量匹配的难度更大，由于一、二次再热气温存在多种差异，探究整体机组的再热汽温，对提高机组的安全性、稳定性与经济性等具有十分重要的作用。
一、设备概述河源电厂二期锅炉是由东方锅炉厂设计制造的超超临界变压运行直流炉，二次中间再热、单炉膛、平衡通风、固态排渣、露天布置、全钢构架、全悬吊Π型炉。
锅炉燃烧方式为前后墙对冲燃烧，采用双层等离子点火系统，燃烧器采用东方锅炉设计的外浓内淡型第三代低NOX旋流煤粉燃烧器。
锅炉的设计煤种为神华神东煤，校核煤种1为印尼煤，校核煤种2为晋北烟煤，保证过热蒸汽出口压力为33.2MPa，出口温度为605℃；一次再热蒸汽出口压力为11.12MPa，出口温度为623℃,二次再热蒸汽出口压力为3.41MPa，出口温度为623℃，锅炉给水温度为314℃。
炉膛采用内螺纹管螺旋管圈+混合集箱+垂直管水冷壁，在锅炉的顶部沿烟气流动的方向设置有三级过热器、一/二次高温再热器，锅炉的尾部烟道为双竖井烟道，前烟道布置一次低温再热器，后烟道布置二次低温再热器，再热器出口布置有炉内省煤器及烟气挡板。
过热器为辐射对流式，再热器纯对流布置。
1000MW超超临界二次再热汽轮机排汽温度控制简述
1000MW超超临界二次再热汽轮机排汽温度控制简述作者：曹冬敏张宇陈臻陈国民崔凯峰来源：《机电信息》2020年第29期摘要：详细介绍了国家能源集团泰州发电有限公司1 000 MW超超临界二次再热汽轮机超高压缸、高压缸的排汽温度控制方式及策略，针对控制策略中存在的问题，提出了相应的建议和改进措施，对同类型汽轮机的排汽温度控制提供了参考。
关键词：排汽;温度控制;超高压缸;高压缸0 引言国家能源集团泰州发电有限公司二期工程2×1 000 MW超超临界二次再热机组采用由上海汽轮机有限公司和德国SIEMENS公司联合设计制造的组合积木块式HMN机型，为超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、八级回热抽汽、反动凝汽式汽轮机。
该汽轮机机型采用无调节级全周进汽+滑压运行方式。
1 二次再热汽轮机排汽温度控制难点一次再热机组采用高中压联合启动方式，先开高压调门，再开中压调门。
如果高排温度高，则调整高中压缸的流量。
二次再热机组采用超高压、高压、中压缸联合启动方式，超高压、高压、中压调门同时开启，如果超高排、高排温度高，则调整三缸间的流量，控制级数增多，难度加大。
2 我厂现阶段采用的汽轮机排汽温度控制方式及策略2.1 机组启动参数方面如果汽轮机启动参数过高，会使得进入汽轮机中的蒸汽单位焓值增大，做功增大，汽轮机进汽量进一步减小，排汽温度增高的风险进一步增大;而启动参数过低，容易使汽轮机在启动中发生水冲击等事故。
结合上述情况，我厂汽轮机启动参数控制如表1所示。
2.2 汽轮机发电机组初负荷控制方面该汽轮机对发电机组并网后的初负荷做了一定优化，将并网后初负荷设为150 MW。
较高的初负荷使进入汽轮机的蒸汽量进一步增大，降低了排汽温度增大的风险;较大的排汽量也能提高汽轮机低负荷初期的暖机速率，从而进一步提高机组后期的升负荷速率。
2.3 汽轮机控制策略该汽轮机为了防止流量过低引起超高压、高压缸末级叶片鼓风发热，根据超高压、高压缸排汽温度自动调整超高、高压、中压缸的进汽流量分配。
哈锅1000MW超超临界二次再热介绍2014-09-06
HG-2950／27.56-YM1
HG-2950／27.56-YM1 HG-2950／27.56-YM1 HG-2950／27.56-YM1 HG-2980／26.15-YM2 HG-2980／26.15-YM2 HG-3110／26.25-YM3 HG-3110／26.25-YM3 HG-3100／27.56-YM3
燃烧方式
过热器受热面布置 再热器受热面布置 过热器调节汽温手 段 一次再热器调温 二次再热器调温 机组效率
反向双切园
三级布置方式 二级布置 煤水比＋喷水 烟气再循环＋尾部挡板 烟气再循环＋挡板尾部 46.1％
对冲燃烧方式
三级布置方式 二级布置 煤水比＋喷水 烟气再循环＋调节挡板 管壳式热交换器 14
7
哈锅超超临界锅炉技术概况
哈锅目前已形成的超超临界锅炉炉型系列如下：
机组容量：600-1200MW（600MW、660MW、1000MW） 蒸汽参数：
常规方案： 26.15Mpa.g/571℃/603℃ 26.15Mpa.g/605℃/603℃ 27.46Mpa.g/605℃/603℃ 高效方案： 28.25Mpa.g/605℃/603℃ 28.25Mpa.g/605℃/613℃ 29.30Mpa.g/605℃/623℃ 二次再热： 32.45Mpa.g/605/623/623℃ 32.87Mpa.g/605/623/623℃ 同时，哈锅承诺可与国内各汽轮机厂家进行参数匹配，提供满足用户要 求的锅炉机组。
该课题于2010年通过国家科技部验收，并已形成1000MW超超临界褐煤锅 炉完整的设计方案。
5
哈锅超超临界锅炉技术概况
正在进行的研制工作：
立足现有技术，开发更高容量的超超临界锅炉产品（如1200MW、1300MW)，
上汽660MW超超临界二次再热汽轮机启动步序及各项准则分析
158研究与探索Research and Exploration ·工艺与技术中国设备工程 2018.07 (上)1 概要汽轮机在非稳定状态下运行（如启动，加减负荷，温度变化），部件将受到固定大小和频率的热应力影响，会导致材料处于一个高度疲劳的状态而可能出现裂纹，因此，汽轮机的状态必须受到严密监视。
在设备特性的基础上，选择与壳体温度相当的蒸汽温度对于汽轮机运行成本和应力优化是一个重要手段，与蒸汽直接接触的部件表面直接被加热或冷却，汽缸和转子平均温度的延时与材料和外形尺寸有关，短暂温度的差异会导致拉力和应力，因为膨胀受到限制，直到建立新的稳定状态，此时表面温度和部件的温度大致相当。
汽轮机应力评估了汽轮机厚壁部件（汽缸、阀体和转子）免于受到额外热应力的影响。
本文详细介绍了汽轮机启动步序、通过分析各项X 准则、Z 准则以及温度裕度，帮助判断汽轮机缸体、转子、阀门是否充分暖机、暖阀，其蒸汽参数是否符合当前汽轮机状态，各部件热应力是否可控或者是否适合加减负荷，用以优化运行参数，提高汽轮机运行的安全性、平稳性、经济性。
2 汽轮机启动步序本文以上海汽轮机厂制造的首台660MW 超超临界二次再热汽轮机所采用的启动控制系统来进行介绍分析。
汽轮机型式为超超临界、二次中间再热、单轴、五缸四排汽、十级回热抽汽、凝汽式汽轮机，型号为 N660-31/600/620/620。
汽轮机五缸为超高压缸、高压缸、中压缸、二台低压缸。
额定主蒸汽压力为31MPa、主蒸汽温度为600℃，一再蒸汽额定温度为620℃、二再蒸汽额定温度为620℃；配有超高压、高压、中压主汽阀各两个，超高压、高压、中压调阀各两个及两个补汽阀。
汽轮机控制系统由分散控制系统DCS、数字式电液系统DEH 和遮断系统ETS 组成，DCS 用来控制汽轮机系统各辅机，DEH 控制汽轮机本体设备、启动冲转和并网带负荷，ETS 控制汽轮保护跳闸，遇到危机情况及时遮断汽轮机。
集成回热式汽轮机的超超临界二次再热机组设计优化
集成回热式汽轮机的超超临界二次再热机组设计优化摘要：字2015年之后，我国建成了一批超超临界二次再热机组，最大容量可达1000MW。
由于可将能量的“量”与“质”结合起来，近几年分析法受到了广大学者的青睐，接下来，本文主要研究了集成回热式汽轮机的超超临界二次再热机组设计优化测量，以供参考。
关键词：引言超临界二次再热机组以安全、经济、高效、环保而被广泛关注。
特别是随着煤价上涨，其优势更为明显的表现出来。
我国已经投运及在建的二次再热机组主要有华能莱芜、华电莱州、大唐东营、国电蚌埠、国电泰州、华电句容、国电宿迁、华能安源、江西丰城、国华北海、粤电惠来、深能河源、大唐雷州、国华清远等电厂的数十台机组。
但在我国二次再热技术起步较晚，相对较为成熟的一次再热机组的研究、运行、调试经验相对较弱，需要不断的在实践及运行经验中优化，使得二次再热技术更为成熟。
1机组概况以典型660MW超超临界机组为例进行研究，在THA工况时，机组发电功率为660MW，锅炉为塔式布置的直流炉，主蒸汽温度和压力为600℃和31MPa，一次再热和二次再热温度均为620℃。
汽轮机由超高压缸、高压缸、中压缸和低压缸组成，具有十级抽汽回热，即回热加热器为“四高五低一除氧”的布置方式。
2系统建模本文运用Ebsilon Professional软件进行热力系统的建模。
Ebsilon Professional是一款热力系统模拟软件，它能够进行电厂总体的建模及优化分析。
Ebsilon建模和热力性能计算中主要假设有:(1)汽轮机系统中各个气缸的等熵膨胀效率分别为:超高压缸0.89，高压缸0.92，中压缸0.93，低压缸0.88;(2)根据已有研究，回热式汽轮机的效率取0.9;(3)锅炉热效率为0.95;(4)发电机的机械效率为0.989。
运用该软件建立常规机组(基准系统)的模型。
经过该机组设计参数的检验，模拟结果与设计参数相对误差小于1%，模拟结果与设计参数误差在允许范围之内，因此本文所用数学模型具有很高的可靠性。
超超临界压力二次再热生产流程
超超临界压力二次再热生产流程超超临界压力二次再热，是指在超临界压力条件下的二次再热循环。
超临界压力是指在临界点以上，超过临界压力的一种状态。
在这种状态下，介质中的蒸汽性质发生较大变化，具有明显的特点，同时也存在较大的挑战和技术难度。
在超超临界压力二次再热生产流程中，主要包括蒸汽发生器、高压缸、再热器、低压缸等关键设备，这些设备在协同作用下，实现了能源的高效利用，提高了发电厂的经济性和环保性。
首先，蒸汽发生器起到了将水转化为蒸汽的作用。
在超超临界压力条件下，蒸汽发生器需要具备更高的承压能力和热负荷能力。
同时，要求其具有良好的蒸汽质量和传热效率。
为了满足这一要求，蒸汽发生器需要采用先进的材料和制造工艺，提高其整体性能。
其次，高压缸和低压缸是发电厂的核心部件，起到了将蒸汽能量转化为机械能的作用。
在超超临界压力条件下，高压缸和低压缸需要具备更高的效率和可靠性。
为了满足这一要求，需要采用先进的设计理念和制造工艺，提高其能量转化效率和耐久性。
再者，再热器是发电厂实现二次再热的关键设备。
在超超临界压力条件下，再热器需要具备更高的再热效率和传热能力。
为了满足这一要求，需要采用高效的传热元件和流体分布结构，提高其再热效率和热负荷能力。
最后，超超临界压力二次再热生产流程需要采用先进的控制系统和监测系统，保证设备的稳定运行和性能优化。
在超超临界压力条件下，对设备的控制和监测技术有了更高的要求，需要具备更高的精度和可靠性。
总的来说，超超临界压力二次再热生产流程是发电厂实现高效能源转换的重要手段，为提高能源利用效率、减少环境污染、促进可持续发展发挥了重要作用。
在未来，随着技术的不断进步和应用范围的不断扩大，超超临界压力二次再热生产流程将发挥越来越重要的作用。
超超临界压力二次再热生产流程
超超临界压力二次再热生产流程一、引言超超临界压力二次再热技术是一种高效的发电方式，其生产流程相对复杂，但具有显著的优点。
本文将对超超临界压力二次再热生产流程进行详细介绍，包括整个流程的步骤、关键技术和设备等。
二、技术原理超超临界压力二次再热技术是一种提高锅炉热能利用率的先进技术。
其原理是在超超临界压力条件下，把锅炉中的高温高压蒸汽经过再热器再次加热，使其温度提高到更高的水平，然后再驱动汽轮机发电。
这样可以提高热能转化效率，降低燃料消耗，减少排放，是一种非常环保和高效的发电方式。
三、生产流程1.燃料供给：首先，需要将燃料输送到锅炉内，然后通过燃烧产生高温高压蒸汽。
2.蒸汽再热：高温高压蒸汽经过再热器再次加热，使其温度提高到更高的水平。
3.驱动汽轮机：再热后的蒸汽驱动汽轮机旋转，发电。
4.冷却循环：发电后的蒸汽通过冷却循环，变成水再次进入锅炉，完成循环。
四、关键技术1.超超临界锅炉设计：超超临界锅炉要求能够承受更高的压力和温度，所以在设计上需要考虑更高的强度和稳定性。
2.再热器技术：再热器是整个再热过程的关键设备，需要保证再热的效率和稳定性。
3.热力系统优化：整个发电流程中的热力系统需要精心设计和优化，以确保热能的充分利用。
五、设备配置超超临界压力二次再热发电厂需要包括超超临界锅炉、再热器、汽轮机等设备，以及相关的控制系统、冷却循环设备等。
六、发展前景超超临界压力二次再热技术具有高效环保的特点，是未来发电行业的发展方向。
随着技术的进步和成本的降低，相信这种发电方式将会得到更广泛的应用。
七、结论超超临界压力二次再热技术是一种高效环保的发电方式，其生产流程相对复杂，但通过精心设计和优化，可以达到良好的效果。
希望本文对该技术的生产流程有所了解，可以为相关领域的研究和实践提供一定的参考和借鉴。
1000MW超超临界二次再热机组深度调峰浅析
1000MW超超临界二次再热机组深度调峰浅析摘要：随着国家经济的快速发展，电网装机容量随之增大，新能源在电网中的比例逐渐扩大，对调峰电源的需求也逐渐升高，水电、风电等新能源受环境因素的影响不能满足电网调峰的要求，所以提高火电运行灵活性势在必行。
1000MW 超超临界二次再热机组在深度调峰时存在着一定的安全风险和技术难点，本文介绍泰州电厂二期机组的AGC实时控制深度调峰试验，为大容量机组深度调峰提供思路和积累经验。
关键词：超超临界二次再热深度调峰前言随着风电、光伏新能源装机规模不断增加，同时整体受电规模也大幅提升，电网调峰矛盾日益突出，根据江苏省电力调度控制中心文件电调【2017】198号文关于江苏电力调度控制中心关于印发《江苏电网统调发电机组深度调峰技术规范（试行）》要求：原则上要求2018年底全省30万千瓦及以上统调公用燃煤发电机组调峰深度达到机组额定出力40%。
在此背景下，泰州电厂二期机组作为世界首台二次再热百万机组，对深度调峰能力进行研究、试验和分析，为今后大容量、高参数的二次再热机组深度调峰积累经验。
1 设备概况图1 汽轮机本体示意图泰州电厂二期工程采用上海锅炉厂超超临界、中间二次再热、变压运行直流炉，锅炉型号为SG-2710/33.03-M7050。
锅炉设计煤种神华煤，制粉系统采用中速磨冷一次风机直吹式制粉系统，每台锅炉配置6台中速磨煤机，磨煤机B配有8只等离子点火器。
同步配置SCR脱硝反应装置、电除尘、湿法脱硫、湿式电除尘。
主机采用上海汽轮机厂引进的西门子汽轮机，超超临界、二次中间再热、五缸四排汽、单背压、反动凝气式汽轮机，型号N1000-31/600/610/610。
配置两台汽动给水泵，取消了电动给水泵。
2 深度调峰影响因素影响深度调峰的主要因素是锅炉的燃烧稳定性。
低负荷时由于燃烧弱化，稳定性下降，煤种、风量、磨煤机出力等细小的变化都可能引起工况的扰动，甚至造成灭火。
其次低负荷锅炉空气动力场发生改变，火焰中心下移且集中，水冷壁温容易超限。
东方660～1000MW超超临界机组高效二次再热锅炉技术方案(2)
投运时间
14
国华绥中发电厂二期
3
1000
26.25/605/603
准葛尓烟煤神华煤
2010.2.12 2010.5.12
15
4
16
中电投平顶山发电厂
1
1000
26.25/605/603
烟煤
2010.11.23 2010.12.08
17
2
18
莱州发电厂
1
1000
26.25/605/603
烟煤
2012.11.04
东方已投运的27台1000MW等级锅炉共同突出优点
3）温度偏差小 投运的27台1000MW超超临界锅炉，高温再热器温度偏差控制非常好，均能控制在20℃以内。
高再壁温及热偏差系数
更适合623℃高效参数机组安全运行
东方已投运的27台1000MW等级锅炉共同突出优点
4）宽负荷汽温保证 满负荷工况：过热汽温均能达到605℃，实际偏差<2℃； 再热汽温均能达到603℃，偏差<3℃ 低负荷工况：过热汽温在35％BMCR以上负荷均能达到605℃； 再热汽温在50％BMCR以上负荷均能达到603℃。 磨煤机任意切停：过热汽温和再热汽温，均能达到额定值，受热面不超温。 高加全部切除：过热汽温和再热汽温，均能达到额定值，受热面不超温。 燃烧非设计煤质：过热汽温和再热汽温，均能达到额定值，受热面不超温。
超临界火电机组二次再热技术
3 二次再热系统技术特点
锅炉使用材料不同高温材料的比例
3 二次再热系统的技术特点
传统超临界540℃等级合金钢（TP347H），其单价约为4万元/ 吨，目前已在超超临界600℃机组中大量使用的铁素体、奥氏体合 金钢（HR3C），单价已达到12~15万元/吨，而700℃等级的镍基合 金钢（Inconel 617），其单价估计将高达78万元/吨。目前600℃一 次再热2×1000MW超超临界机组总投资70~80亿元人民币，其中从 锅炉至汽轮机单根长度约为160m的主蒸汽管和再热蒸汽管道的造 价约3亿元人民币，若将参数提高致700℃等级，则该高温蒸汽管道 的总价格可能上升至25亿元人民币以上，此外锅炉及汽轮机造价亦 将相应上升，仅以2%的左右热效率的提高，其代价太大，难以为 市场所接受。
2 二次再热机组的技术经济分析
由以上曲线可看出，若要收回增加的初投资，当标煤价755元/t时需要30 年的运营期，当煤价达到995元/t时需要15年，当煤价涨至1270元/t时需要10年。ຫໍສະໝຸດ 3 二次再热系统的技术特点
3.1循环热效率 典型一次再热与二次再热热力系统如下图所示，一次再热系统 中蒸汽在高压缸做功后进入锅炉进行一次再加热；而二次再热系统 中蒸汽在超高压缸和高压缸中做功后在锅炉的二次再热器中再次加 热。相比一次再热系统，二次再热系统锅炉增加一级再热系统，汽 轮机则增加一级循环做功。
4 二次再热锅炉的关键技术
4.2 二次再热锅炉过热器和再热器的吸热特点 对于二次再热锅炉，不是简单的增加一级再热器，而是需要系 统的考虑锅炉整体布置，设计时要特别考虑高温受热面的布置、调 温方式的选择和温度偏差的控制等一系列问题。 目前，国内660MW和1000MW二次再热机组锅炉的参数为32.1 （32.97）MPa.a）/605/623/623℃。二次再热机组的参数和常规的 超临界参数相比：过热蒸汽压力比常规的超临界压力（26.25 MPa.a）高~6.0 MPa左右，压力参数提高，降低汽轮机的热耗，提 高机组的循环效率；提高一次再热蒸汽出口温度使循环效率提高； 二次再热的引入使循环效率进一步提高。
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IP 主 门 前 温 度
IP转子中心温度
IP转子平均温度
排汽温度高控制
如果超高压缸排汽温度过高，首先减小中压调门的开度，减少中压缸 的进汽量，增大超高压缸的进汽量；如果超高压缸排汽温度进一步上 升，则关闭超高压缸调门，超高排通风阀打开，将超高压缸抽真空， 由高中压缸控制汽轮机的进汽量。 如果高压缸排汽温度过高，首先减小中压调门的开度，减少中压缸的 进汽量，增大高压缸的进汽量；如果高压缸排汽温度进一步上升，则 先关闭超高压调门 ，超高排通风阀打开，将超高压缸抽真空，中压 调门开度保持不变开大高压调门；如果高压缸排汽温度继续上升，则 关闭高压调门，高排通风阀打开，将高压缸抽真空，由中压缸控制汽 轮机的进汽量。 备注 ：如果低压末级持环温度达到120 度（比喷水温度低20度） ，保持 中调门开度，此时为中调门最小 开度。
系统配置
HP ESV BOILER VHP ESV VHP CV HP CV IP CV IP ESV
VHP BP
VHP
VHP NRV
HP
IP
LP
LP
RH1
HP NRV HP BPa RH2 IP BP HP BPb VHP VENT 凝汽器 HP VNET
二次再热机组启动方式
• 汽轮机安全可靠的启动是机组稳定运行的基础。 和一次再热相比，机组的启动参数更高，系统 更复杂，稳定转速的难度更大。 • 启动的难点在于：启动阶段流量低，需要控制 排汽温度不因鼓风发热升高；阀门更多，转速 控制困难。 • 经过和热力、本体多次讨论协商，确定采用 VHP/HP/IP联合启动方式。
阀门开启顺序
超高压调门首先开启
流量指令大于4%,高压中 压调门按照4-70的曲线开 启。 到转速达到2000r/min,高 压中压调门关小,重新按 照20-70曲线开启。
启动步骤
启动准备 预暖进汽阀门 升速 在暖机转速预暖 升速到额定转速
在额定转速暖机
同步
启动前的准备
X7准则：汽轮机转子/汽缸暖机完成
X7A准则 准则:������ms >������m vhps +X7A
主 门 前 温 度
VHP转子中心温度
VHP转子平均温度
X7B准则 准则:������������������ <������������������������������������
主 门 前 温 度
HP /IP 进 汽 温 度
HP/IP转子平均温度
冲转暖机
汽轮机超高压调门先打开，随后高/中压调门打开，开始冲转。同 时超高压缸/高压缸排汽逆止阀电磁阀带电，使逆止阀处于自由状 态。 启动程序控制机组升速到暖机转速（870 r/min）。 备注：在暖机过程中，根据X7温度准则调整各个调门开度，以缩短 暖机时间。
X4准则：避免末级存在湿蒸汽
X4A准则 准则:������ms >������satst +X4A 检查: 打开VHP调门前 X4B准则 准则:������ms >������satst +X4A 检查: 打开HP调门前
主 门 前 进 汽 温 度
进汽压力计算的饱和温度
X5准则：避免超高压汽轮机汽缸及转子的冷却
汽轮机甩负荷
为避免在短时间内反复出现快关动作，系统设置了一个7秒的闭锁时 间，期间阀门只能执行一次快关动作。快关动作时间保持150毫 秒,150毫秒后阀门恢复到正常调节状态。
如果在甩负荷识别时间2秒内，上述两种负荷中断情况消失并恢复到
正常状态，则系统不会发出甩负荷信号LAW，继续维持阀门快关前的 控制方式。如果上述两种情况继续存在，则发出甩负荷信号，将控制 方式切换到转速调节器调节转速或者负荷的状态。
VHP汽缸平均温度
X7C准则： 准则：������������������1 <������������ ������������S +X7C
H P 主 门 前 温 度
HP转子中心温度
HP转子平均温度
X7D准则 准则：������������������2 <������������ ������������S +X7D
调门平均温度
X2A准则 准则:������satst >������������������������ +X2A 检查: 打开VHP主汽门前
X2B准则 准则:������satst >������������������������ +X2B 检查: 打开HP主汽门前
主 门 前 进 汽 饱 和 温 度
θms>θmVHPS/VHPT+X5 检查: 打开VHP调门前
主 门 前 进 汽 温 度
VHP转子平均温度 VHP汽缸平均温度
X6准则：避免高中压汽轮机转子的冷却
X6A准则 准则:������RS1 >������mHPS +X6A 检查: 打开HP调门前 X6B准则 准则:������RS2 >������mIPS +X6B 检查: 打开IP调门前
联合启动方式
采用超高/高/中压缸联合启动方式。 阀门开启顺序： 超高压缸(VHP)先打开接受锅炉蒸汽，在达到一定蒸 汽流量后高压缸/中压缸(HP/IP)同时打开。
为了避免由于流经汽轮机汽缸的蒸汽流量过小，造成 VHP及HP排汽区域温度过高，设置高排温度控制器，根 据VHP及HP排汽温度自动调整各个汽缸的流量分配。
主 门 前 进 汽 饱 和 温 度
VHP调门平均温度
HP调门平均温度
X2准则：避免由于饱和蒸汽温 度的不平稳增加引起高压蒸汽 调门的不适当加载。
冲转前的检查
启动程序在打开调门前做如下检查：
主蒸汽温度在限制区之内，以防止高压转子骤冷（大于360°)。
主蒸汽/再热蒸汽有足够的过热度（大于30K)。 温度裕度 >30K（超高压缸、超高压及高、中压转子） 再热蒸汽温度在限制区之内，以防止中压转子骤冷。 X4,X5,X6温度准则满足。 超高排通风阀处于打开状态。高排通风阀处于关闭状态。 超高排/高排逆止门处于关闭状态。 本体疏水阀打开。
汽轮机甩负荷
以下两种工况，产生瞬时电网中断信号KU，该信号使控制 器输出为零并关闭调门。 如果产生的瞬时电功率输出非常高，快速降低的负荷量超
过甩负荷识别限值（700MW
如果负荷迅速下降时输出功率较低，符合以下条件： 实际负荷小于两倍厂用电负荷的限值GP2EB=100MW 负荷控制偏差大于两倍厂用电负荷的限值GP2EB 实际负荷大于负荷负向限值GPNEG=-25MW
升速到额定转速
当下列条件满足后，控制器将停止暖机，升速到额定转速： 超高压、高、中压转子预暖完成，保证在升速期间转子不会超过 应力。 主蒸汽/再热蒸汽有足够的过热度（大于30K)。 X7温度准则满足。其中，高压内缸内壁测点温度低于177度，中 压内缸内壁测点温度低于200度（中压外内缸内壁测点温度低于 164度）， X7e、X7f准则才起作用。 温度裕度 >30K（超高压缸、超高压及高、中压转子） 备注：高/中压转子温度大于脆性转变温度>116度，作为 X7e、X7f 准则。
IP 主 门 前 温 度
IP转子中心温度
IP转子平均温度
在额定转速暖机
启动程序保持机组转速在额定转速，进行暖机，直到满足要求， 以防机组在带负荷期间超过应力。 控制高压排汽温度不超过设定值。通过超高压、高中压调门，控 制器自动调节蒸汽流量，以避免汽轮机鼓风发热。
旁路阀在压力控制方式，维持蒸汽压力。
同样，在汽轮机甩负荷后，考虑到蒸汽参数较高，维持机组转速需要 的蒸汽量很小，考虑直接将超高压缸切除，由高压/中压调门控制机组 维持机组转速，待并网后再开启超高压缸。
切缸后的重启
在机组并网后带上一定负荷，程序自动启动开启超高 压缸、高压缸顺控，将超高压、高压调门打开，同时关闭 超高压/高压通风阀，恢复正常运行。 • 重启高压缸 负荷大于100MW(10%) • 重启超高压缸 负荷大于150MW(15%)
VHP排汽温度设定
HP排汽温度设定
同期带 控制器将快速增加负荷到初负荷设定值（5%额定负荷）。最大升 负荷率为10% / min。 应力评估器将根据温度裕度限制升负荷率。当温度裕度为零时， 停止升负荷。 当达到锅炉负荷，汽轮机可通过全部蒸汽流量，高低旁路关闭。 旁路站全关后，启动程序将汽轮机控制器切回到压力控制方式。 在滑压运行方式，升高锅炉负荷到设定值。
温度裕度 >30K（超高压缸、超高压及高、中压转子） X8温度准则满足
X8准则：高中压转子/汽缸暖机完成
X8A准则 准则:������RS1 >������m hps +X8A
H P 主 门 前 温 度
HP转子中心温度
HP转子平均温度
X8B准则 准则：������������������2 <������������ ������������S +X8B
超超临界1000MW二次再热汽轮机
启动运行说明
机组参数
功率：1000MW
进汽压力：31MPa/11MPa/3.29MPa/0.4MPa 进汽温度：600℃/610℃/610℃ 结构：VHP+HP+IP+LP+LP(五缸四排汽） 阀门：VHP/HP/IP (主汽门ESV+调门CV)X2
锅炉点火。旁路阀门打开，维持旁路压力。
机组盘车投入，自动启动程序处于初始状态。 主汽门前疏水打开，暖主蒸汽管道及主汽门。 启动程序打开各调门前疏水阀
打开主汽门
满足下列条件，打开主汽门，加热阀门 VHP、 HP和IP上下外缸温差在限制值之内（小于30K)。 所有辅助系统（润滑油、顶轴油、真空、汽封系统等）运行正常。 各主汽门前疏水阀打开 X1，X2温度准则满足 蒸汽品质满足要求，运行人员手动确认 备注：如果满足X2准则所需时间过长，手动点开主汽门，一分钟后关 闭，间隔时间不小于10分钟