国电泰州发电厂1000MW机组防止给水流量波动大的方法探析
关于1000MW燃煤机组主蒸汽压力控制策略的研究与优化
关于1000MW燃煤机组主蒸汽压力控制策略的研究与优化安子健1滕广凤（神华国华绥中发电有限责任公司辽宁葫芦岛市 125222）【摘要】为了能够更好的优化百万机组蒸汽压力控制逻辑，通过对绥中二期百万机组主蒸汽压力控制逻辑的研究分析，总结出协调控制过程中主蒸汽压力控制逻辑存在的不足。
通过对控制逻辑进行优化，从而达到对主蒸汽压力的精细化控制，总结出有一定借鉴意义的经验。
【关键词】压力控制分析优化1 前言随着我国火力发电技术的不断发展，目前大容量、高参数已经逐渐成为国内主流发电机组的代名词。
随着火电机组各种参数的提高，机组的安全运行区间不断缩小，因此对各个参数的控制要求也在不断的提高。
其中，主蒸汽压力的控制直接影响机组的安全性和经济性。
本文通过对绥中电厂1000MW超超临界燃煤机组主蒸汽压力控制的研究与分析，针对控制过程中存在的超压问题，提出解决办法，通过对控制逻辑的优化，进而达到对主蒸汽压力的精细化控制。
2 主蒸汽压力控制分析主蒸汽压力运行方式，大致可以分为定压运行方式、滑压运行方式两种。
滑压运行方式：要求汽轮机调速汽门保持位置不变。
当电负荷改变时，锅炉改变燃烧量，蒸汽参数改变，从而保持汽轮机调速汽门位置不变。
定压运行方式：要求锅炉维持蒸汽参数不变。
当负荷改变时，汽轮机改变调速汽门位置改变负荷，锅炉则相应改变燃料量维持蒸汽参数不变。
综合以上滑压和定压两种运行方式的特点，在低负荷下滑压运行的调节阀节流损失比定压运行低得多，经济性显著。
在高负荷时定压运行方式具有其优越性，比如，可有效地利用锅炉蓄热，提高对外界负荷需求的响应速度。
因此，1000MW燃煤机组多采用定-滑-定运行方式，压力与负荷的曲线关系如图【1】：图1 机组压力运行曲线主蒸汽压力控制方式，大致可以分为锅炉跟随方式、汽机跟随方式和协调控制方式三种。
锅炉跟随方式：外界负荷需求变化时，首先改变汽轮机调节汽门的开度，改变进汽量，使机组输出功率与外界负荷需求相适应。
1000MW 机组启动过程中锅炉转态控制要点
1000MW超超临界锅炉启动过程中锅炉转态控制要点刘崇刚国电泰州发电有限公司生产运行部江苏泰州 213000择要：本文针对国电泰州发电有限公司2*1000MW超超临界锅炉启动过程中锅炉转态时出现问题进行分析，提出具体解决办法，具有很强的实用性。
关键词：1000MW超超临界锅炉锅炉启动中间点锅炉湿态转干态水冷壁超温控制要点一、工程概况国电泰州电厂一期工程2×1000MW超超临界燃煤机组锅炉是哈尔滨锅炉厂有限责任公司由三菱重工业株式会社（Mitsuibishi Heavy Industries Co. Ltd）提供技术支持，设计的锅炉是超超临界变压运行直流锅炉，采用П型布置、双炉膛、一次中间再热、低NO X PM 主燃烧器和MACT燃烧技术、反向双切园燃烧方式，底层1A磨煤机采用等离子助燃技术，炉膛为内螺纹管垂直上升膜式水冷壁，循环泵启动系统；调温方式除煤/水比外，还采用烟气分配挡板、燃烧器摆动、喷水等方式。
锅炉采用平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构，设计煤种为神华煤，校核煤种分别为兖州煤和同忻煤。
二、泰州电厂启动系统简介泰州电厂启动系统采用带循环泵启动，锅炉疏水当水质不合格时排放到循环水回水；水质合格时通过疏水回收泵到凝汽器。
在锅炉湿态运行中，贮水箱的水位主要由锅炉循环泵出口调节阀（BR阀）来控制，当水位较高时，由三个贮水箱水位调节阀即WDC阀来控制。
循环泵出口调节阀（BR阀）调节水位的范围为6－9米，即当贮水箱水位达到6米时，循环泵出口调节阀开始开启，当水位达到9米时，该阀全开，此时循环泵的出口流量大约为510t/h，贮水箱水位调节阀A的控制范围为贮水箱水位9.5－11米，贮水箱水位调节阀B、C的控制范围为贮水箱水位9.8－11.5米。
当锅炉转入干态运行时，由于循环泵暖管水的进入和部分贮水箱内的冷凝水，也会使贮水箱水位升高，此时，贮水箱的水位主要由循环泵暖管疏水排放阀来控制。
1000MW机组再热冷段水冲击案例分析及预防措施
1000MW机组再热冷段水冲击案例分析及预防措施摘要：阐述水冲击产生的机理及危害性，并着重分析1000MW机组、330MW机组再热冷段发生水冲击的原因，同时提出相应的防范措施。
关键词：再热冷段；水冲击；原因分析；防范措施1、简介1000MW机组上上上主机配置，超超临界直流炉，4*25%一级旁路，2*32.5%二级旁路，一级旁路在炉侧，二级旁路在机侧。
330MW机组东方汽轮厂，C330/300-16.7/1.0/538/538型亚临界中间再热双缸双排汽抽汽凝汽式汽轮机；武汉锅炉厂，：WGZ1100/17.45-4型亚临界、一次中间再热、自然循环汽包炉；东方电机厂，QFSN-330-2-20B型发电机。
20%一级旁路，20%二级旁路，并且一级旁路、二级旁路均在机侧。
2、水冲击产生的机理及过程水冲击产生的机理是：水冲击又称水锤，是由于蒸汽或水突然产生的冲击力，使承载其流动的管道或容器发生声响和震动的一种现象。
水冲击是工质在管道流动不畅的情况下产生的。
电厂中的水冲击大多是由于蒸汽管道积水或疏水不畅而形成空气塞、水塞障碍，以致高速蒸汽不能顺畅通过，于是蒸汽冲击这些水塞，从而发出巨响和强烈的震动，甚至造成设备的严重损坏。
在高压容器中，即使是液体也是有压缩性的。
水冲击产生的过程是：当管内积存有凝结水时，高速流动的蒸汽与凝结水接触，蒸汽急剧凝结而使汽泡破坏。
由于汽泡破坏的非常快，周圈的凝结水以极高的速度冲向汽泡占有的空间，发生强烈的水力冲击，其频率可高达每秒2.3万次。
其压力高达数百甚至更高的大气压，由于水击造成管道的振动、噪音甚至发生管道破裂事故。
3、水冲击的危害性3.1水冲击危害性及事例水冲击事故是火力发电厂的大敌，轻则引起管道的强烈震动，重则破坏管道的支吊架，拉裂管道弯头焊接口，若水冲击事故发生在汽轮机内部，其造成的危害将更大:损伤汽轮机叶片，冷水冲击热态汽轮机会使汽缸、大轴产生巨大的热应力，直接导致汽缸和转子发生变形、弯曲，出现或扩展裂纹，严重损害汽轮机，甚至导致整台机组报废。
1000MW超超临界机组给水控制方法了解【建筑工程类独家文档首发】
1000MW超超临界机组给水控制方法了解【建筑工程类独家文档首发】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。
下面以华电国际邹县电厂四期工程2台1000Mw超超临界燃煤汽轮发电机组为例，介绍超超临界给水控制系统。
一、给水控制对象锅炉给水系统配置有2台50%容量的汽动变速给水泵，1台25%BMCR （锅炉最大连续蒸发量）容量的变速电动给水泵作为备用。
汽动给水泵设计有高低压两路汽源，自动切换，其中高压汽源为冷再热蒸汽，低压汽源为四段抽汽，厂用辅汽作为启动和调试汽源，小机排汽至主机凝汽器。
给水泵控制采用DCS和西门子WOODWARD505控制器联合进行控制，505控制器接收DCS 送来的遥控转速信号，控制高低压调门开度，调节小机转速，满足系统给水要求。
给水流量的闭环控制在DCS内实现，WOODWARD505控制器实现水泵转速的闭环控制。
WOODWARD505控制器采用单505运行方式，并将505操作面板的部分运行人员的操作功能在DCS中做专门操作画面，实现远方操作，信号传输采用硬接线和通信2种方式。
505输出控制高、低压汽源的2个调门。
机组正常运行时使用四抽来汽，当低压调门全开，四抽汽源不能满足小机运行需要时，高压调门开启，引入冷再热蒸汽。
高压调门在系统布置上位于小机主汽门前面。
在主汽门前高、低压气源混合再经过低压调门进入汽机。
电动给水泵通过调整液力偶合器的勺管位置从而改变给水泵的转速来改变泵的性能曲线，使工作点移动，从而达到调节水泵流量的目的。
关于1000MW二次再热机组给水温度优化实施的探讨
关于1000MW二次再热机组给水温度优化实施的探讨发布时间：2022-09-26T05:50:49.701Z 来源：《中国电业与能源》2022年10期作者：刘微旭[导读] 1000MW二次再热机组在给水温度的优化方面应制定具体的优化方案刘微旭深能合和电力（河源）有限公司 517000摘要：1000MW二次再热机组在给水温度的优化方面应制定具体的优化方案，提高给水温度的优化效果，保证给水温度在升温速度、温度数值以及升温过程方面满足设备的工作要求。
基于对1000MW二次再热技术运行的了解，在给水温度优化方面应做好主蒸汽压力的优化，排气压力的优化和运行参数的优化，以此提高1000MW二次再热机组的运行效果，保证给水温度优化取得积极效果，为给水温度的优化奠定良好的基础，解决给水温度优化存在的问题，提高1000MW二次再热机组的运行效果。
关键词：二次再热机组；给水温度；优化实施引言1000MW二次再热机组在运行过程中给水温度的优化是重要内容，通过给水温度的优化能够提高设备的运行质量，保证机组在运行中提高时效，同时，通过对给水温度的优化也能够调整运行参数，满足运行要求，确保机组在运行稳定性和运行的效率方面达标，解决机组的运行问题。
1000MW二次再热机组给水温度优化方面应立足给水温度的数值情况和设备的运行基础调整相关参数，提高温度优化的有效性，保证二次再热机组在给水温度优化实施方面达到预期目标。
一、1000MW二次再热机组给水温度优化，应做好主蒸汽压力优化（一）建立初压优化模型1000MW二次加热机组在给水温度优化方面主蒸汽压力是需要优化的重要参数，主蒸汽压力的优化应建立初压优化的模型，对主蒸汽压力的参数变化程度、变化趋势进行预估，同时根据主蒸汽压力的参数情况制定特殊的参数曲线，按照主蒸汽压力的数值标准确定初压优化模型。
在初压优化模型建立过程中还要分析1000MW二次再加热机组给水温度的标准以及给水温度在主蒸汽压力变化下的浮动情况，判断给水温度的变化趋势，为主蒸汽压力的优化提供数据支持，使初蒸汽压力优化达到预期目标。
某电厂1000MW燃煤机组功率波动原因分析与消除
某电厂4号机组功率波动原因分析和整改措施一. 概述2013年5月16日21:00:40，某电厂4号机组发生功率波动（1000MW燃煤机组，2013年4月5日正式并网发电，机组经500kV胪岗站接入主网），波动前出力为640MW，波动最大峰峰值为80MW，频率为0.22Hz，波动持续40s。
波动期间，该电厂其余机组未发生功率波动情况，海胪甲线波动幅值约为40MW，近区500kV线路功率波动幅值都较小，祯胪甲线波动最大幅值20MW，主网各联络线均未见明显振荡。
二. 机组功率波动前的调门试验5月16日20:40，电厂当班值长和中调联系后对4号机进行主汽调门活动试验。
试验前，4号机组运行正常，机组降负荷至640MW，功率平滑没有波动，主机和辅机运转正常。
20:49，试验开始，运行人员采用“电厂热力机械操作票：1，2，3高调门全关活动试验”按票操作。
对比“电厂集控运行规程”操作票满足要求。
可以认为，4号机组满足试验条件，运行人员操作正确。
试验按照CV3，CV2，CV1的顺序，至21:00结束，经历3个负荷连续振荡过程，见图1，实时录波数据见图2。
整个试验过程中，出现负荷振荡主要集中在试验阀门开始关闭至阀门开启瞬间，其中负荷最大波动为80MW，出现在CV1（大阀）活动试验中。
根据设计，CV3控制喷嘴28只，CV2控制喷嘴28只，CV1控制喷嘴32只。
图1 4号机组主调门活动试验过程负荷振荡情况图２ 实时录波数据三. 事件原因分析从3，4号机组和海胪甲线的功率振荡波形数据分析可以得到，4号机组功率振荡的周期4.53s ，频率0.22Hz ；海胪甲线功率振荡的周期4.52s ，频率0.22Hz ，两者的功率振荡波形、频率基本一致，3号机组功率未发生振荡。
另根据监测， #4 机组 #3 机组 海胪甲线梧罗单线近区500kV线路功率波动幅值都较小，可以认定：本次电网线路上出现的功率振荡是由电厂4号机组功率振荡引起。
1000MW超超临界机组汽动给水泵单点保护项目分析与优化
1000MW超超临界机组汽动给水泵单点保护项目分析与优化1. 引言1.1 背景介绍随着能源需求的不断增长，超超临界机组在火电厂中的应用越来越广泛。
作为关键设备之一，汽动给水泵在超超临界机组中发挥着至关重要的作用。
而为了保障汽动给水泵的正常运行及设备的安全性，单点保护系统显得尤为重要。
目前，虽然超超临界机组的技术水平不断提升，但在汽动给水泵单点保护方面仍存在一些问题和挑战。
对于1000MW超超临界机组汽动给水泵单点保护项目进行分析与优化显得尤为必要。
通过对当前单点保护系统设计的优化，可以提高系统的稳定性和可靠性，降低设备故障率，进一步提升整个机组的运行效率和安全性。
本文旨在通过深入研究和分析，针对性地提出优化方案，为超超临界机组汽动给水泵单点保护项目的改进和升级提供参考和指导。
1.2 研究目的研究目的是对1000MW超超临界机组汽动给水泵单点保护项目进行分析与优化，旨在提高系统的可靠性和运行效率。
通过深入研究单点保护系统设计优化、系统功能分析、故障诊断与处理、性能优化和安全措施等方面的内容，找出存在的问题和不足之处，并提出相应的改进措施。
通过本研究，可以进一步完善给水泵单点保护系统，提高系统的自动化水平和智能化程度，减少人为因素对系统运行的影响，确保机组运行的安全性和稳定性。
通过优化系统的设计和功能，可以提高机组的响应速度和故障诊断能力，降低系统维护成本和停机损失，提高设备的可用率和运行效率，为工程运行和管理提供更好的支持和保障。
1.3 研究意义本项目旨在对1000MW超超临界机组汽动给水泵单点保护系统进行深入研究与优化，具有重要的研究意义。
保护系统是火电厂中至关重要的一环，直接关系到设备的安全运行和生产效率。
而单点保护作为保护系统中的重要组成部分，其性能和可靠性直接影响到整个系统的运行稳定性。
对单点保护系统进行优化可以提高设备的安全性和可靠性，降低系统的故障率，保证设备的长期稳定运行。
随着火电厂的不断发展和技术进步，设备运行环境和运行要求不断提高，对保护系统的性能和可靠性提出了更高的要求。
1000MW机组凝结水泵变频控制策略探究
1000MW机组凝结水泵变频控制策略探究1000MW机组凝泵在实际工作状态下，可能出现高能耗、高损耗等现象，对此需要对其实施变频改造，从而减少电能损耗，达到节能目标。
文章分析了1000MW机组凝结水系统结构，以及变频控制策略。
标签：1000MW机组；凝结水泵；变频控制；策略1000MW机组凝泵节能运行是变频控制的一大目标，通过变频控制能够提高系统运行效率，减少能量的损耗，对此需要采用科学的控制策略对凝结水泵加以调控。
1 1000MW机组凝结水系统简介该系统内部安装了杂用水母管，属于机组附加装置，能够供水，而且能够喷洒水达到降温功效。
图1为该系统的结构图。
在整个系统中，通常将两大调节阀设置在除氧器水位调节系统，按照高级设计指标，主阀管道达到了一定的流量标准，能够达到双列高压加热设备拆除，同时高负荷运转状态下的凝结水流量，副閥门也按照特定流量进行设计，达到百分之三十到百分之四十五的汽机凝结水额定流量。
2 除氧器水位控制原理以及控制中的问题通常是按照凝结水的流量对水位进行控制，其中包括主阀、副阀两大部分。
凝泵变频器主要面向凝结水母管来实施控制，通常要参照机组负荷大小、除氧器上水调节等自行输入设定值，具体的控制应该按照以下标准进行：确保凝结水母管最小的压力，水母管所设置的压力值应该达到一个低限值1.8MPa。
要积极控制除氧器水位过高，凝泵变频工作过程中要拖延5秒，同时，除氧器水位超过10cm，则要关闭主阀，扩大命令。
从变频泵到工频泵的转换，其中某一个凝泵变频工作状态下，对应的另一台则需要于工频模式下开启，应该对变频器频率加以调节，使之超驰至工频转速，这样才能有效控制变频泵的非法工作，主阀超驰至X位，超驰回路通常要安装在主阀之前，以此来预防机组始终处于开启状态，副阀要有效调控除氧器水位。
除氧器在运行中，其水位控制中依然存在一定的不足和缺陷，要想确保除氧器水位调节裕量处于最佳状态，就要让调节阀开度处于一个合理的调节性能范围，参照主阀流量性质，可以调控开度小于43%，这样主阀两侧的压力差则处于0.2MPa，从而确保开关不发出任何动作，这样低负荷状态下，要想确保低旁减温水的流量，就要让凝结水母管压力值上升，超出这一数值，这种状态下主阀开度逐渐下降，两侧压差一般要在0.5MPa，这样就意味着除氧器水位调节阀两侧可能面临着巨大的节流挑战，会加剧损失。
电厂1000MW机组锅炉燃烧运行影响因素及优化策略分析
电厂1000MW机组锅炉燃烧运行影响因素及优化策略分析发布时间：2022-02-15T08:42:27.077Z 来源：《电力设备》2021年第12期作者：宋丹白学刚[导读] 在电厂1000WM机组锅炉运动过程中，因受到各种因素的影响致使锅炉出现运行状态不够稳定、出现设备故障等现象。
为了更好地优化和控制锅炉燃烧过程，降低燃烧热耗、提升锅炉燃烧和运行效率，保障电厂锅炉系统安全稳定运行。
因此，在电厂锅炉燃烧过程中，不仅要确保锅炉燃烧的各项参数符合要求，还要利用先进的维护管理技术保障整个锅炉系统的安全稳定运行，优化锅炉燃烧正常运行。
（国家电投集团河南电力有限公司沁阳发电分公司）摘要：在电厂1000WM机组锅炉运动过程中，因受到各种因素的影响致使锅炉出现运行状态不够稳定、出现设备故障等现象。
为了更好地优化和控制锅炉燃烧过程，降低燃烧热耗、提升锅炉燃烧和运行效率，保障电厂锅炉系统安全稳定运行。
因此，在电厂锅炉燃烧过程中，不仅要确保锅炉燃烧的各项参数符合要求，还要利用先进的维护管理技术保障整个锅炉系统的安全稳定运行，优化锅炉燃烧正常运行。
本文重点探讨电厂1000WM机组锅炉燃烧运行的影响因素，并提出一些优化措施。
关键词：电厂；锅炉燃烧；运行影响因素；优化措施近些年来，随着企业改革地不断推进，大多数电厂在严峻的背景下，通过各种办法来降低企业的生产成本，借此提升企业市场竞争力，而电厂的重要经济效率指标就是供电煤耗率而电厂锅炉的运行效率直接影响着电厂的煤耗率。
故提高电厂1000WM机组锅炉运行效率可有效提升电厂机组的经济效益。
本文从经济和安全视角出发，通过分析在电厂锅炉燃烧运行过程中的影响因素，结合电厂实际，探究相关优化措施，期望能促进电厂机组锅炉安全高效运行，实现电厂锅炉经济化运行。
一、100MW机组锅炉燃烧运行影响因素1、排烟热损失造成排烟热损失的主要原因是排烟容积变小和温度升高。
给水质量也影响着排烟温度和容积。
某火力发电1000MW机组运行期间负荷波动大原因分析及处理方法
某火力发电1000MW机组运行期间负荷波动大原因分析及处理方法摘要：本文通过某电厂引风机轴承温度快速上高的现象，揭示了事故的发生往往都有其内在的必然联系，提醒我们在基本建设过程中要注重施工的细节，抓好基建过程中每一个环节。
关键词：负荷波动、高调门前言：负荷变动大的问题，往往表现在热控专业之中，但有时会涉及到汽机、锅炉或电气专业，但是它往往会直接影响发电厂的安全稳定运行，间接影响电网到用户的运行安全。
为确保电网安全稳定，要求从元件的数据检测，到自动控制等各个环节都要严密监视、严格把关方可实现。
正文：一、机组概况：该机组为1000MW超超临界燃煤发电机组配置，锅炉采用哈尔滨锅炉厂生产的超超临界、变压直流炉、单炉膛、一次再热、平衡通风、全露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、反向双切圆燃烧方式、Π型锅炉。
汽轮机采用上海汽轮机有限公司和德国SIEMENS（西门子）公司联合设计制造的超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、九级回热抽汽、单轴凝汽式汽轮机。
发电机采用上海汽轮发电机有限公司引进SIEMENS公司技术生产的THDF125/67型三相同步汽轮发电机。
二、事情经过：2016年12月21日21：30发现该机组#2引风机电机非驱动端轴承温度快速升高。
经请示电厂试运指挥部，决定降负荷运行。
22：10：08 #1、#2高中压调门突然全部关闭后开启，随后开始间断型的大幅度波动，造成有功负荷剧烈波动，最大功率808MW，最小功率22MW，无功功率在59-110MVar 区间来回波动；发电机机端电压27.29 kV，主变高压侧电压537kV，电压相对稳定，波动图显示不特别明显。
22：12：14，汽机阀门切为“初压控制”，高中压调门波动缓解。
22：19：03，#1、#2 高中压调门再次出现大幅波动。
22：19：46，汽机打闸、锅炉MFT、发电机跳闸、厂用电切至#3启备变。
三、原因分析：1.经从DCS系统的历史曲线图和故障录波仪的伯德图来看，有功功率波动前后及期间，发电机机端电压、励磁电压、励磁电流和主变高压侧电压保持平稳，仅发电机电流和主变高压侧电流周期波动，说明该故障来自于发电机本身，与系统电网部分无关。
1000mw二次再热机组给水温度优化实施
图 ２ 省煤器进 ／出口过冷度变化
Ｆｉｇ．２ Ｃｈａｎｇｅｏｆｓｕｐｅｒｃｏｏｌｉｎｇｄｅｇｒｅｅａｔ ｅｃｏｎｏｍｉｚｅｒｉｎｌｅｔ／ｏｕｔｌｅｔ
由图 １—２可以看出，机组正常运行时给水温 度随负荷升高而升高，省煤器进 ／出口过冷度随着负 荷升高而逐渐降低，省煤器和水冷壁的安全裕量都 较大。
１ 设备简介
某电厂 １０００ＭＷ 二次再热机组采用超超临界、 二次中间再热、五缸四排汽、单背压、反动式汽轮机。 机组采用十级抽汽，一、二、三、四级抽汽分别向 ＃１， ＃２，＃３，＃４高加 供 汽，五 级 抽 汽 供 汽 至 除 氧 器 和 给 水
收稿日期：２０１９－０５－２４；修回日期：２０１９－０８－３０
２ 旁路电动阀全关状态下的运行工况分析
＃１高加抽汽调节阀开度可控制给水温度，当调 节阀出现故障时，可开启旁路电动阀并将调节阀隔 离后进行检修。在机组正常运行时，＃１高加抽汽调 节阀全开，旁路电动阀保持全关状态。这种运行方 式下，给水温度随负荷变化趋势如图 １所示，省煤器
第 １期
徐江，等：１０００ＭＷ 二次再热机组给水温度优化实施
徐江，赵志发，李军 ＸＵＪｉａｎｇ，ＺＨＡＯＺｈｉｆａ，ＬＩＪｕｎ
（国家能源集团泰州发电有限公司，泰州 江苏 ２２５３２７） （ＣｈｉｎａＥｎｅｒｇｙＧｒｏｕｐＴａｉｚｈｏｕＰｏｗｅｒＧｅｎｅｒａｔｉｏｎＣｏｍｐａｎｙＬｉｍｉｔｅｄ，Ｔａｉｚｈｏｕ２２５３２７，Ｃｈｉｎａ）
摘 要：提高给水温度是提高机组运行循环热效率的重要手段。以某电厂 １０００ＭＷ 二次再热机组为例，通过全 开 ＃１高压加热器进汽调节阀及其旁路电动阀可提高各负荷段的给水温度 ，同时提高低负荷段脱硝装置入口的 烟气温度。该运行调节不仅提升了机组运行的经济性，还有利于降低脱硝装置投运的负荷下限。 关键词：给水温度；经济性；高压加热器；进汽调节阀；旁路电动阀；部分负荷运行 中图分类号：ＴＫ２２９ 文献标志码：Ｂ 文章编号：１６７４－１９５１（２０２０）０１－００７８－０３ Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｉｎｃｒｅａｓｉｎｇｆｅｅｄｗａｔｅｒｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅｉｓａｎｉｍｐｏｒｔａｎｔｍｅａｎｓｔｏｉｍｐｒｏｖｅｔｈｅｔｈｅｒｍａｌｅｆｆｉｃｉｅｎｃｙｏｆｕｎｉｔｏｐｅｒａｔｉｏｎｃｙ ｃｌｅ．Ｔａｋｉｎｇａ１０００ＭＷ ｄｏｕｂｌｅｒｅｈｅａｔｕｎｉｔｉｎａｐｏｗｅｒｐｌａｎｔａｓａｎｅｘａｍｐｌｅ，ｂｙｆｕｌｌｙｏｐｅｎｉｎｇｔｈｅｓｔｅａｍａｄｍｉｓｓｉｏｎｃｏｎｔｒｏｌ ｖａｌｖｅａｎｄｂｙｐａｓｓｅｌｅｃｔｒｉｃｖａｌｖｅｆｏｒｔｈｅＮｏ．１ｈｉｇｈｐｒｅｓｓｕｒｅｈｅａｔｅｒ，ｔｈｅｆｅｅｄｗａｔｅｒｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅａｔｅａｃｈｌｏａｄｉｎｃｒｅａｓｅｄ，ａｎｄ ｓｏｄｉｄｔｈｅｆｌｕｅｇａｓｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅａｔｄｅｎｉｔｒｉｆｉｃａｔｉｏｎｄｅｖｉｃｅｉｎｌｅｔ．Ｔｈｉｓｏｐｅｒａｔｉｏｎｍｏｄｅｃａｎｎｏｔｏｎｌｙｉｍｐｒｏｖｅｔｈｅｅｃｏｎｏｍｙｏｆ ｔｈｅｕｎｉｔ，ｂｕｔａｌｓｏｒｅｄｕｃｅｔｈｅｌｏｗｅｒｌｏａｄｌｉｍｉｔｏｆｔｈｅｄｅｎｉｔｒａｔｉｏｎｄｅｖｉｃｅ． Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｆｅｅｄｗａｔｅｒｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ；ｅｃｏｎｏｍｙ；ｈｉｇｈｐｒｅｓｓｕｒｅｈｅａｔｅｒ；ｓｔｅａｍａｄｍｉｓｓｉｏｎｃｏｎｔｒｏｌｖａｌｖｅ；ｂｙｐａｓｓｅｌｅｃｔｒｉｃｖａｌｖｅ； ｐａｒｔｉａｌｌｏａｄｍｏｄｅｏｐｅｒａｔｉｏｎ
分析1000MW 火电厂机组锅炉运行及事故预防
技术协作信息
对电力资源的需求量越来越大，
图1机组锅炉结构
二、1000MW火电厂机组锅炉事故预防方法
1.电厂机组锅炉场地指标的安全防护措施。
1000MW机组锅炉作为一种大型的发电机组，在具体的发电工作过程中，首先，必须要保证工作环境的安全性和稳定性，以此来为锅炉技术提供出更稳定的工作环境。
首先，需要在机组周围设置必要的防护措施，比如安全防护栏、防护罩等，将安全套直接安装在传统设备的皮带轮或者是背靠轮，有效保证运行工作过程中的平稳性，通过这种防护处理可以有效保证机组皮带在运转过程中不会进入杂物。
其次，为了有效保证相关工作人员的人身安全，防止出现人员伤害事故，需要将一些必要的紧急救治和安全防护设施设定在生产岗位的附近，以此来应对随时可能出现的意外事故。
最后，要安装走梯平台以及吊装孔等，要保证锅炉机组的运行工作符合安全工作的相关标准，防护栏的安装需要至少设定为1.2m以上。
对锅炉系统设备进行一致性颜色标注，方便工作人员对其进行确认和操作，防止工作人员在工作。
1000MW机组RB总结
1000MW机组RB试验总结一、两台磨RB试验1、试验前机组运行状态：协调控制系统投入、滑压运行方式，负荷950MW，机前压力23.70MPa，过热度18℃，水煤比8.1，总燃料量366 t/h，总风量3061t/h，总给水流量2784t/h，炉膛负压-87Pa，过热汽温583℃，再热汽温591℃，A、B、C、E、F 五套制粉系统运行。
2、RB动作过程：（1）16:08:29 由巡检员就地跳闸A磨煤机，16:08:39 由巡检员就地跳闸B磨煤机。
（2）协调控制系统切换为TF方式，机组保持滑压运行，锅炉主控指令以50%ECR/min速率降至600MW，总燃料量降至255t/h，总风量降至2142t/h，炉膛负压最大-491Pa和+262Pa。
（3）16:11 给水流量降至2537t/h后下降缓慢，水煤比10.8基本稳定，过热度12℃下降较快，给水跟踪缓慢，立即解除给水自动后通过手动控制汽泵转速来调节给水流量，保证水煤比7.5-8左右，手动快关各减温水调门。
（4）16:18 负荷635MW，主汽温最低降至545℃后逐渐上升，再热汽温563℃，过热度23℃有上升趋势，水煤比8.2，给水流量1822t/h，各参数趋于稳定。
（5）因调试要录取试验曲线，至16:35，机前压力下降至18.3MPa，过热度24℃，水煤比7.7，给水流量1730t/h，过热汽温566℃，再热汽温553℃，机组负荷降至575MW，燃料RB（跳闸两台磨煤机）手动复位。
3、注意事项：（1）试验期间，汽机盘重点关注了凝汽器水位、除氧器水位，主机轴封压力正常，主机各参数（振动、轴向位移、胀差等），给水泵密封水温度及各参数，氢油水温，小机及辅汽汽源正常，若主再热汽温下降快及时开启汽机本体疏水，并做好MFT的事故预想。
（2）锅炉盘重点关注一次风压，炉膛负压及各风机电流，维持燃烧稳定，如出现一次风压、炉膛负压波动大，需手动干预。
（3）汽水盘重点关注给水是否跟踪良好，汽温自动调节是否良好，否则解除相关自动，手动调整。
1000MW火电机组凝结水变频调节应用与控制策略
1000MW火电机组凝结水变频调节应用与控制策略摘要：为响应国家节能减排号召，百万机组均采用凝结水变频调节控制。
变频控制过程中既要保证除氧器水位的有效控制，又要满足凝结水其它用户对压力的需求。
结合单冲量和三冲量控制模式的优点，介绍了某百万机组兼顾除氧器水位和凝结水最小压力情况下的复合控制策略，该控制策略可满足从机组启动到满负荷运行过程中每个阶段凝结水各用户的需求，实现了机组全过程节能的目标。
关键词：变频控制、单变量控制模式、三冲量控制模式引言目前国内已投运的百万机组超过百台，直流锅炉除氧器液位控制是电厂运行人员关心的一个重要参数。
为响应国家节能减排号召，许多电厂对凝结水泵进行了变频改造，但变频改造后应在满足机组运行的基本要求下，继续探索变频器的最小变频，达到节能减排的目的。
为了实现除氧器水位和凝结水母管压力的稳定控制，目前百万机组凝结水上水门大多采用双调门带旁路的控制方式，在机组运行的各个阶段都可以保证良好的阀门调节特性，以实现对机组除氧器水位和凝结水母管压力的有效控制。
由于除氧器液位控制系统存在较大的延迟特性，除氧器进口存在较多的流量来源以及除氧器出口给水流量随着功率的变化而变化等特性，单纯依靠除氧器液位信号对除氧器液位进行控制已不能满足系统对稳定性、快速性和准确性的要求，往往会引起系统的调节时间过长、超调量过大，甚至振荡。
因此根据机组不同的负荷采用不同的控制模式:单冲量控制模式和三冲量控制模式，并在控制模式切换过程中通过对凝结水主调节阀和凝结水副调节阀的输出进行控制，从而避免除氧器液位出现剧烈波动，改善系统的动态性能成为一种需求。
1、除氧器液位控制基本组成和系统特性1.1除氧器系统构成除氧器上水系统主要由凝汽器、两台变频凝结水泵、凝结水精处理装置、凝结水杂项用户、轴封加热器、低压加热器、除氧器、凝结水再循环管路、凝结水主调节阀、凝结水副调节阀、旁路阀以及各水汽管道、流量仪表、液位仪表以及控制器等构成，其中凝结水泵采用一拖一的形式，除氧器液位调节阀由100%的旁路阀和30%辅助调节阀以及100%的主调节阀构成，如图 1 所示。
给水切主路时给水流量波动大的分析及处理
3788
2.8
11.7% 0% 118
86
313
7
3812
3.3
20.3% 0% 118
87
376
24
3603
0.21
100% 0% 131
85
408
Zng Jie
［Abstract］With the development of thermal power towards large capacity and high parameters, supercritical and ultra-supercritical units have become the trend of thermal power generation. Supercritical units differ from Subcritical Units in that they do not have drums, which greatly reduces heat storage capacity and buffer capacity, and are extremely sensitive to pressure and temperature. The high temperature and high pressure steam also put forward higher requirements for heating surface materials, while requiring operators to adjust more refined.
降低1000MW机组补水率
降低1000MW机组补水率发表时间：2019-06-06T08:53:15.490Z 来源：《电力设备》2018年第36期作者：陈静[导读] 摘要：机组补水率是发电企业一项重要的经济指标，补水率过高不但增加了除盐水的消耗，降低凝结水水温，增加溶氧，使相关设备受到氧腐蚀侵害，降低机组运行的安全性和可靠性，而且伴随着高温高压工质的浪费，增加了发电能耗，降低了机组经济性。
（国家能源集团谏壁发电厂江苏镇江 212006）摘要：机组补水率是发电企业一项重要的经济指标，补水率过高不但增加了除盐水的消耗，降低凝结水水温，增加溶氧，使相关设备受到氧腐蚀侵害，降低机组运行的安全性和可靠性，而且伴随着高温高压工质的浪费，增加了发电能耗，降低了机组经济性。
某厂#13机组在017年01月，补水率2.6%左右，去年同期补水率1.5%左右，随着机组运行时间的增加，补水率有所上升，影响了机组运行的安全性、稳定性、经济性。
关键词：补水率；凝结水；安全；经济机组补水率是发电企业一项重要的经济指标，补水率过高不但增加了除盐水的消耗，降低凝结水水温，增加溶氧，使相关设备受到氧腐蚀侵害，降低机组运行的安全性和可靠性，而且伴随着高温高压工质的浪费，增加了发电能耗，降低了机组经济性。
因此查找机组补水率超标的原因，提出相应的解决办法并付诸实施是一件很有意义的事情。
国能集团江苏分公司谏壁发电厂#13机组、#14机组为1000MW发电机组，型号N1000-26.25/600/600（TC4F），超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双倍压、八级回热抽汽、反动凝汽式汽轮机。
每台机组设置一个500m³的凝结水补水箱，它为凝结水系统提供启动补水和正常补水。
补水箱水源来自化学水处理的除盐水，由除盐水泵送来，通过凝补水泵，送至凝汽器，补水量根据设定的凝汽器水位，通过调节阀来进行控制。
凝汽器热井补水来自除盐水，它的温度相对于真空系统下的凝结水来说要低，那么长期的大量的补水必定造成凝汽器的过冷度增加，造成凝结水过冷却，虽然不影响真空，但对发电厂的安全和经济运行都是不利的。
浅谈1000MW火电厂机组锅炉运行及事故预防
浅谈1000MW火电厂机组锅炉运行及事故预防摘要：在火电厂的运行过程中，锅炉是一种必不可少的设备，具有十分重要的意义。
而且，锅炉的实际运行质量和整体性能，也会直接影响到整个火电厂的效益。
对于火电厂而言，只有确保锅炉运行的安全稳定，才能够确保整个火电厂的安全运行。
因为，在实际情况中，火力发电厂也在积极地采取有效措施来预防锅炉运行的各项事故，确保锅炉能够安全、稳定的运行。
在本文中，就以1000mw的机组锅炉为例，探讨了这方面的内容。
关键词：1000MW；火电厂锅炉；事故预防这些年来，在社会不断发展的过程中，整个社会对于电能的需求量也在大大上涨。
如今，为了能够满足社会的需求，火电厂中的电力装机容量和发电量也在逐渐增大。
但是，这种情况，对于各项机组的参数要求也在大大提升。
在火电厂中，机组锅炉是一种十分重要的设备，具有十分重要的作用。
但是，在实际情况中，这一设备的运行也会面临着很多不安全的因素，很有可能引发事故，必须要采取措施加强预防和控制。
一、关于加强1000MW机组锅炉的控制和事故预防所具有的重要意义在1000MW机组锅炉中，燃烧系统是其中最为主要的工作系统，这一系统主要由炉膛系统、送风系统、制粉系统以及引风系统构成。
而在火电厂中，这种1000MW燃煤锅炉又是其中的主要生产设备。
因此，机组锅炉在运行过程中所具有的安全性和稳定性，也会直接影响着火电厂中其他各项生产活动的正常开展。
与此同时，在社会经济大力发展的背景下，社会上各个领域对于电能资源的需求都在不断增大。
从这个角度来看，火电厂的生产也就更应该确保安全性和稳定性，否则，就会对各项生产活动和人们的日常生活造成十分严重的影响，甚至引发很大的损失。
另外，在火电厂的实际运行过程中，这种1000MW机组锅炉设备也会受到其他很多因素的影响，面临着很多的不安全因素，从而发生各种故障问题。
这些故障问题的出现，不仅会影响到火电厂其他生产经营活动的有序进行，严重的话，甚至还会导致重大事故的发生。
1000 MW机组凝结水泵运行控制方式分析
1000 MW机组凝结水泵运行控制方式分析邢立军;马永胜【摘要】在1000 MW机组正常运行过程中,凝结水泵采用2运1备的方式运行,为提高机组运行的经济性,2台运行凝结水泵采用变频调速控制,备用泵为工频控制.随着机组调峰的深入,机组负荷变动区间加大,凝结水泵采用变频控制后,在正常运行中保证凝结水泵出口母管压力稳定和除氧器水位的稳定显得尤为重要.针对1000 MW机组凝结水泵的运行及控制方式提出了解决方案.【期刊名称】《华电技术》【年(卷),期】2013(035)003【总页数】3页(P5-7)【关键词】凝结水泵;变频;除氧器;母管压力【作者】邢立军;马永胜【作者单位】华电莱州发电有限公司,山东莱州261400【正文语种】中文【中图分类】TK264.11 问题的提出随着火电技术的快速发展，超超临界火电机组已遍布全国。
国内超超临界火电机组的控制系统大部分是Windows平台上的分散控制系统(DCS)，各系统和设备通过逻辑关系实现了控制的自动化。
1000 MW超超临界燃煤发电机组具有煤耗低、技术含量高、环保性能好、节约资源的特点，是今后我国火电机组的发展方向。
此次探讨的2台机组各配置3台50%容量的多级离心式凝结水泵，凝结水系统设计运行方式为2台变频凝结水泵运行，1台工频凝结水泵备用。
在正常运行方式下，1台变频凝结水泵运行，由除氧器上水调节门自动控制凝结水流量以保持除氧器水位稳定，人工调整凝结水泵变频器来实现节能降耗和确保凝结水母管压力在正常范围内;当运行凝结水泵出现故障时，备用工频凝结水泵自动投入运行，由除氧器上水调节门开度来控制除氧器水位。
在正常运行情况下，负荷是变动的，为了实现节能降耗，运行人员必须不断对凝结水泵进行变频调节以适应负荷变化的需求。
这样的控制调整存在以下问题:(1)在正常运行过程中，机组投自动发电量控制(AGC)方式时，机组负荷随电网负荷需求上、下波动，特别是在机组低负荷区域，在保证凝结水流量的同时，必须保证凝结水母管压力不低于2.2MPa，否则会引起汽动给水泵轴承温度升高及轴承振动等。
1000MW机组闭冷水压力异常波动的原因分析与对策
1000MW机组闭冷水压力异常波动的原因分析与对策发布时间：2021-12-09T10:11:31.758Z 来源：《电力设备》2021年第9期作者：徐海燕朱雷[导读] 作用是向汽轮机、锅炉、发电机的辅助设备提供冷却水，带走相关辅助设备产生的热量。
（国家能源集团谏壁发电厂江苏镇江 212006）摘要：本文介绍了国内某1000MW燃煤机组闭式循环冷却水作用与配置情况,对机组正常运行时闭冷水压力产生异常波动的过程和原因进行分析，并对以后机组运行出现类似的异常情况给出处理经验和方法，保证机组安全运行。
关建词：闭冷器、压力波动、闭冷泵、闭冷水、开冷水、联锁1、闭式循环冷却水系统简单介绍闭式循环冷却水（闭冷水）系统是一个闭式回路并相对独立的循环冷却水系统，采用除盐水作为冷却介质，用开式循环水（开冷水）冷却进行冷却。
系统设2*100%容量的闭式循环冷却泵，简称闭冷泵，和2*100%容量的板式热交换器，简称闭冷器。
作用是向汽轮机、锅炉、发电机的辅助设备提供冷却水，带走相关辅助设备产生的热量。
闭冷泵型式为单级双吸卧式离心式，型号为：400CS-45，密封型式为机械密封，额定流量2300m3/h，扬程45m，效率84%，轴功率337kW。
A泵为工频定速泵，B泵为永磁调节的变速泵。
闭冷器板片材质采用316不锈钢板，宽流道结构，板片间距12mm以上，在污染系数为0.85的情况下，仍能保证闭冷器的换热性能，并留有20%的余量。
2、闭冷水压力异常波动情况介绍异常工况一：某日中班，准备B闭冷器恢复作备用，先派副职至就地关相关放水门，开相关放空气门，并检查B闭冷器本体正常。
19时57分，开B闭冷器闭冷水进水门2闪进行充压，就地检查B闭冷器闭冷水侧空气门无空气放出，B闭冷器本体无异常，DCS显示闭冷水母管压力无变化，19时58分，继续开B闭冷器闭冷水进水门1闪进行充压，发现闭冷水母管压力大幅下降（闭冷水压力从0.63MPa最低降至0.26MPa），闭冷泵A联动（母管压力0.4MPa联动闭冷泵），就地汇报B闭冷器波纹板连接处漏水，立即关闭B闭冷器闭冷水进水门。
- 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)。
国电泰州发电厂1000MW机组防止给水流量波动大的方法探析吴东黎（国电泰州发电有限公司，泰州市高港区永安洲镇，邮编：225327）【摘要】本文介绍了国电泰州发电有限公司一期2×1000MW超超临界机组，通过对热工逻辑和运行操作两个方面的优化，减小给水泵切换时给水流量波动的方法，从而实现给水泵的并泵与切换更加简单和安全。
【关键词】1000MW 超超临界给水流量一、系统介绍1、锅炉：国电泰州电厂一期工程2×1000MW机组锅炉是由哈尔滨锅炉厂有限责任公司与日本三菱重工业株式会社联合制造的。
其型号为：HG-2980/26.15-YM2,系超超临界参数、变压垂直管屏带中间混合集箱直流炉、单炉膛、反向双切圆燃烧方式、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、Π型锅炉，主要参数：最大连续蒸发量（B-MCR）为2980t/h，锅炉出口蒸汽参数26.25MPa(a)/605/603℃。
2、汽机：主汽轮机是由哈尔滨汽轮机有限责任公司与日本东芝联合设计制造的。
根据我国规定的汽轮机型号标准为：CLN1000-25.0/600/600，其东芝型号为TC4F－48，蒸汽参数为主汽压25MPa，主再热汽温度均为600℃，是超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、冲动凝汽式、八级回热抽汽式汽轮机，最大连续出力为1037.411MW，机侧蒸汽参数25MPa(a)/600/600℃。
3、给水及锅炉启动系统：给水系统配置2×50%容量的汽泵组+30%容量的电泵组。
启动系统为带再循环泵系统，设置两只立式内置式汽水分离器，在启动阶段，锅炉负荷小于25%BMCR的最低直流负荷时，启动系统为湿态运行。
流程如图1（锅炉启动系统2101）：4、给水系统设备介绍1)电泵：是德国KSB公司生产的CHTD6/5型离心泵，为卧式、水平、五级筒体式离心泵。
其密封型式为机械密封。
最大工况点处的流量为1015t/h,扬程为3231m,转速为6043rpm,电机额定电压为10KV,额定电流为865A。
2)电泵前置泵：是德国KSB公司生产的KRHA300 600型离心泵，为水平、单级轴向分开式低速离心泵，内衬巴氏合金的径向轴承，自由端装有自位瓦块式双向推力轴承，采用压力油润滑，通过具有柔性与刚性兼有的金属迭片式联轴器与电机相连。
其密封型式为机械密封。
3）汽泵：是德国KSB公司生产的CHTD7/5型离心泵，为卧式、水平、五级筒体式离心泵。
其密封型式为机械密封。
最大工况点处的流量为1640.8t/h,扬程为3184m,转速为5985rpm。
4）汽泵前置泵：是德国KSB公司生产的KRHA400 710型离心泵，为水平、单级轴向分开式。
其密封型式为机械密封。
二、问题的提出直流炉与汽包炉相比较，在对给水系统的要求上存在以下特点：一是有最小流量保护，直流锅炉在运行时，省煤器入口流量不能低于一最小流量（552 t/h），这是保证水冷壁水动力特性的需要。
二是水煤比的变化直接影响到中间点温度的变化，进而造成主汽温度的变化。
从近几年投产的600MW超临界机组来看，普遍存在汽、电泵切换过程中发生给水流量的大幅度扰动，当锅炉处于湿态时会造成分离器水位的波动和水冷壁壁温超限，当锅炉处于干态时，会使中间点温度发生变化，进而造成主汽温度的波动，尤其是在低负荷阶段第一台汽泵并入系统时，甚至会使给水流量小于锅炉最小流量，造成锅炉MFT保护动作，对机组的安全运行造成严重威胁。
在汽、电泵切换过程中如何才能使给水流量的波动尽量小，是大型直流炉对我们提出的一个难题。
三、 给水泵在切换过程中给水流量波动大的原因分析正常情况下，给水泵都是多级离心泵，设置再循环系统，以保证其最小流量。
以电泵为例，图2为泰州电厂电泵的特性曲线，图中给出了电泵的最小流量曲线，即Q-min 曲线，运行中如果电泵工作点落在Q-min 曲线左侧，就会发生左边界越限，也就是“打闷泵”，容易发生电泵汽化的故障。
设置再循环系统，就是使再循环调节阀正常开出时，即使在电泵出口电动阀和旁路调节阀全关的情况下，也能保证电泵的最小流量。
另外，为了更好地防止给水泵在运行时左边界越限，在逻辑上还考虑以下三个联锁和保护功能：（1）再循环调节阀自动调节功能：在投自动的情况下，在循环调节阀的气动执行机构根据给水泵入口流量的变化自动调节再循环调节阀的开度，以保证给水泵流量不低于对应转速下的最小流量。
（2）再循环调节阀的超驰开启功能：当前给水泵入口流量低于某一值时，电磁执行机构超驰动作，迅速开启再循环调节阀，在很短时间内再循环调节阀全开（一般5S 左右），以保证给水泵流量不低于对应转速下的最小流量。
（3）给水泵的小流量保护：当给水泵运行时，其入口流量低于某一值，经过延时跳给水泵。
400800（右边界）扬程（m 流量（m3/h)图2 电泵特性曲线（包括前置泵在内）在给水泵在切换时，操作员要通过加减汽泵或电泵的转速，逐渐实现给水流量的转移，过程中由于给水泵再循环调节阀的参与调节，不可避免地会造成给水流量的波动。
尤其是退出给水泵的再循环调节阀如果超驰动作，在很短时间内突然全开，对给水流量的扰动非常大。
另外，操作员的操作手法不当，过快过猛，也是造成给水流量大幅波动的重要原因。
四、几种给水泵切换方式，对给水流量扰动程度和机组安全性影响的分析对于泰州电厂配备的2×50%容量的汽泵组+30%容量的电泵组的给水系统，在正常的启动及停机过程中主要有以下几种典型的给水泵切换方式：1、启动过程中第一台汽泵并入系统（电泵可带一定出力，也可全部退出）。
此时机组处于低负荷阶段（200-300MW ），给水流量比较小，接近于锅炉最低流量（552t/h ）,电泵再循环调节阀开启造成的给水流量的波动占总流量的比例较大，所以扰动也比较大,如在湿态情况下容易造成分离器贮水箱水位的波动，在干态下容易造成水煤比失调，主汽温度的波动和水冷壁壁温的超限。
另外给水流量的波动还容易造成锅炉最低流量保护的动作，MFT 发生。
2、启动过程中第二台汽泵并入系统。
此时机组负荷在500-550MW 左右，锅炉已处于干态方式，给水流量比较大（大概1300t/h 左右）,第一台汽泵的再循环调节阀开启造成的给水流量的波动占总流量的比例较小，所以对主汽温度扰动也比较小，也不容易造成锅炉水冷壁壁温的超限和最低流量保护的动作。
3、停机过程中电泵并入系统，第一台汽泵退出系统。
此方式为第2种方式的反向操作。
对给水流量的扰动程度和机组安全性的影响同第2种方式。
4、停机过程第二台汽泵退出系统。
此方式为第1种方式的反向操作。
对给水流量的扰动程度和机组安全性的影响同第1种方式。
根据以上分析可知，最危险的工况发生在1和4两种方式。
在启停机过程中的低负荷阶段，汽、电泵切换是最容易出问题的，容易造成分离器贮水箱水位的波动、主汽温度的波动和水冷壁壁温的超限，甚至还可能造成锅炉MFT。
其直接原因就是给水泵切换过程中再循环调节阀的开启与关闭对给水流量的扰动比较大。
四、问题的解决1、给水泵小流量保护设置根据KSB厂家提供的给水泵性能曲线中的Q-min曲线与不同转速曲线的交点，确定给水泵不同转速下的小流量保护定值。
当给水泵流量低于对应转速下的最小流量，保护动作跳闸，这样可以保证给水泵运行时不致左边界越限。
对于防止给水泵右边界越限，由于在逻辑上很难实现，且容易造成误动，所以没有设置右边界越限保护。
另外，正常情况下汽泵在200MW以后才并入系统，此时锅炉分离器出口压力已经在8.5MPa以上了，在3000rpm以上并入系统是不会发生右边界越限的（由图7的汽泵性能曲线可以看出）。
至于电泵，运行中可由操作员根据电泵特性曲线进行控制，在锅炉上水和低负荷时谨防其右边界越限。
2、给水泵再循环调节阀通流量的确定为了使给水泵循环调节阀的开启与关闭不致影响给水流量过大，必须使再循环调节阀在全开状态下，既能保证给水泵的最小流量，但又不能流量太大，因为再循环的通流量占给水泵总流量的比例就比较大，一旦再循环调节阀开启，尤其是超驰开启，会使给水流量下降非常多，扰动必然很大。
以电泵为例，在电泵单泵调试时，我们可以绘制出电泵的“再循环工况曲线”，也就是电泵在出口电动阀和旁路调节阀全关、再循环电动阀和调节阀全开的情况下，不同转速对应的工作点所连成的一根平滑曲线（如图2）。
确定电泵的再循环调节阀的通流量，就是要使电泵的再循环工况曲线在Q-min曲线右侧，但不能离得太远。
针对不同的给水泵，具体方法：一是在再循环调节阀选型时要考虑到这一点，一般可选择给水泵再循环通流量为总流量的25%左右；二是如果在给水泵单泵调试时发现通流量过大，再循环工况曲线离Q-min曲线太远，可以由热工通过改变再循环调节阀的最高限位的方法，改变通流量，确保再循环工况曲线在合适位置。
3、再循环调节阀控制逻辑的设置如果控制逻辑设置不好，即使给水泵再循环调节阀的通流量是合适的，也不能发挥其正常的保护和调节功能。
图3为泰州电厂给水泵再循环调节阀控制逻辑图，包括汽泵和电泵再循环调节阀的控制逻辑，其中有两个主要部分需要进行确定：（1）给水泵再循环调节阀的气动执行机构控制函数的确定正常情况下，给水泵再循环调节阀是由气动执行机构按照其控制逻辑来进行控制的（如图3），由电泵再循环控制逻辑可知，选大器所对应的函数为F1(x),选小器所对应的函数为F2(x),根据电泵的额定流量，设置其函数图像如图4，这样电泵再循环调节阀在投自动时的控制情况如下：当电泵在加出力过程中，流量增加到310t/h,再循环调节阀开始自动关小，当流量增加到500t/h，再循环调节阀全部关闭；当电泵在减出力过程中，流量减小到440 t/h，再循环调节阀开始自动开出，当流量减小到250t/h，再循环调节阀全部开启。
在整个加出力或减出力过程中，再循环调节阀的调节目标是使工作点始终位于F1(x)曲线和F2(x)之间，当工作点位于F1(x)曲线和F2(x)之间时，再循环调节阀保持不动，只有当工作点触及F1(x)曲线和F2(x)时，再循环调节阀才开始调节，使工作点回到两根曲线之间。
如图4所示，采用两根曲线对再循环调节阀进行控制，形成了60 t/h的流量“死区”,这样可以避免再循环调节阀因给水泵流量的扰动频繁调节。
电泵再循环调节阀气控指令汽泵再循环调节阀气控指令电泵汽泵入口流量电泵入口流量图3 给水泵再循环调节阀控制逻辑图100200300400500600700800流量（m3/h)44025010304050607080901000开度（%)图4 电泵再循环调节阀控制函数图像同样，根据汽泵的额定流量，设置其再循环调节阀控制函数图像如下：（图5）200300400304050607080901000开度（%)流量（m3/h)图5 汽泵再循环调节阀控制函数图像由于只是函数F1(x)和F2(x)有所不同，所以汽泵再循环调节阀在投自动时的控制情况基本和电泵再循环调节阀相同，具体如下：当汽泵在加出力过程中，流量增加到520t/h,再循环调节阀开始自动关小，当流量增加到740t/h ，再循环调节阀全部关闭；当汽泵在减出力过程中，流量减小到680 t/h ，再循环调节阀开始自动开出，当流量减小到460t/h ，再循环调节阀全部开启。