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二次再热机组深度调峰安全运行问题浅析
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图 １ 各负荷下水冷壁金属温度 ＭＡＸ值
２．２ 低负荷下锅炉稳燃和制粉系统安全 机组深度调峰过程中，制约安全运行的最大因素就是锅炉
燃烧不稳定。超低负荷运行时，锅炉燃烧工况不稳定，伴随火 检信号晃动，容易发生灭火放炮事故。主要原因有：一是燃煤 加仓统筹调度和管理不完善，煤质变化幅度较大，尤其在加仓 错误情况下，影响比较严重；二是制粉系统燃烧调整不到位，煤 粉细度、一次风粉混合物温度、二次风压、燃烧器摆角、磨组运 行方式等不合理。三是锅炉吹灰安排不当，一般在机组进行深 度调峰前，水冷壁、省煤器及水平烟道区域需要进行吹灰，以防 减负荷较快时，发生大面积塌灰现象。因此，二次再热机组超 低负荷工况下安全运行，制粉系统和锅炉稳燃方面需要考虑。
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嘉兴电厂三期1000MW超超临界机组调试运行出现的问题及对策
嘉兴电厂三期1000MW超超临界机组调试运行出现的问题及对策嘉兴电厂的1000MW超超临界汽轮发电机组是目前国内单机功率最大火力发电机组，其中7号机组也是浙能集团首台百万机组，7、8号机组的在调试试运过程中，各有关辅助系统和控制系统的问题解决，保证了整个机组的成功投运。
标签：超超临界汽轮发电机组；试运；问题；解决方案1 系统简介嘉兴电厂三期2台1000MW汽轮机是由上海汽轮机有限公司引进德国西门子公司技术，型号为N1000-26.25/600/600。
汽轮机采用超超临界，一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式、八级回热抽汽，额定功率1000MW，参26.25MPa/600℃/600℃，末级叶片高度1146mm。
采用积木块模式，由1个单流圆筒型H30高压缸，1个双流M30中压缸和2个N30双流低压缸组成。
高压通流部分l4级，中压通流部分2x13级，低压通流部分4x6级。
共64级。
汽轮机大修周期为l2年，是一般电厂的3倍，降低电厂维护费用的同时，使机组等效可用系数得到很大提高。
2 试运期间遇到的问题及处理7号机组启动过程主要遇到了以下几个问题并且及时进行了处理。
2.1 锅炉水冷壁泄漏，水冷壁壁温在锅炉转干态期间温度上升较快；锅炉47米层水冷壁机械垫板往外严重弯曲变形；锅炉升温升压后发现锅炉47米层水冷壁机械垫板往外严重弯曲变形，造成水冷壁膨胀不畅，易拉裂水冷壁，经分析造成水冷壁机械垫板变形的原因为部分机械垫板未安装靠栅，引起机械垫板变形，并决定停炉处理。
重新将机械垫板校正后加装靠栅，机组再次启动后机械垫板未发现变形现象。
2.2 热井补水发生管路冲击，振动大导致管路泄漏，7号机热井补水30%管路泄漏，由于无法隔离，锅炉MFT。
认为原因在于几个方面：30%和70%补水调节阀选型错误，压力等级不够和阀门气缸偏小导致定位器晃动是主要原因；30%和70%补水管路分层布置，分别位于0米和9米，同时开启时容易发生串流；凝结水输送泵出口逆止阀设计错误和再循环流量孔板偏大，造成补水流量虚耗且就地再循环管路振动大。
1000MW超超临界汽轮机组振动异常问题分析
1000MW超超临界汽轮机组振动异常问题分析摘要：本文介绍某发电厂1000MW超超临界汽轮机组在投入生产运行半年内出现的振动大导致机组停运问题的分析过程，重点在对产生振动大原因进行多方面分析，并找出振动的根本原因为同类型机组提供可借鉴经验，并在调试及正常运行期间加以避免。
关键词：汽轮机、1000MW、超超临界、振动分析某电厂1000MW超超临界汽轮机组于2018年10月投入生产，汽机为上海汽轮机厂生产的超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、凝汽式汽轮机。
在4个月的运行期内，经历几次启停机，振动参数基本正常，机组带满负荷能稳定运行。
但在第5个月的运行及停机过程中，存在两个振动异常现象，一是满负荷下1瓦轴振波动大，二是机组在滑停惰走过程中，轴系各瓦过临界轴振大。
一、机组振动大具体情况介绍：1.1、满负荷工况1瓦轴振波动情况2019年2月28日至3月16日，#1轴振随负荷变化而变化，负荷升高时，#1轴振增大，负荷降低时，#1轴振随之下降，在800MW负荷以下时，#1轴振单峰值在40~80μm波动；机组在满负荷1000MW工况下，1瓦轴振频繁波动并有爬升趋势，单峰值80~110μm波动，瞬时极值130μm，瓦振0.7mm/s，基本稳定不变；其它各瓦波动幅度较少，从#1轴振动曲线看，3月15日1时后有下降趋势。
从TDM系统分析可知，振动波动主要是工频成分，伴随明显的低频及二倍频分量。
DCS历史数据表明，在机组调试投运初期，1瓦轴振随负荷变化就存在明显波动现象，波动幅度30~130μm不等，频度相对要低。
查看满负荷工况下1瓦的润滑油回油温度在8个轴承中为较低，仅59.7℃。
润滑油压、油温基本不变，1瓦左下钨金温度有爬升趋势，2019年1月15日前，#1轴承左前下为81℃以下，1月27日升至83.4℃，2月11日升至88.5℃，3月10日以后，瓦温又开始上升至16日升至96.5℃，1瓦其它测点温度在70℃以下并变化不大。
1000WM超超临界二次再热直流锅炉水冷壁超温分析及对策
1000WM超超临界二次再热直流锅炉水冷壁超温分析及对策摘要：大唐国际雷州发电有限责任公司一期1、2号锅炉型式为超超临界参数变压运行螺旋管圈+垂直管圈直流锅炉。
自 2019 年投产以来，在低负荷时锅炉水冷壁常有短时超温现象，长期超温存在四管泄露风险，严重威胁锅炉受热面的安全运行。
现对锅炉水冷壁超温原因及对策进行简要分析。
关键词：超超临界直流锅炉；水冷壁；超温引言雷州发电厂1、2号锅炉型号为HG-2764/33.5/605/623/623-YM2，为哈尔滨锅炉厂有限责任公司制造的超超临界参数变压运行螺旋管圈+垂直管圈直流锅炉，单炉膛、二次再热、采用双切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构、露天布置、π型锅炉。
从1号机组投产以来，锅炉前墙水冷壁发生大面积超温，而且管壁温升曲线基本与A侧过热汽温曲线一致570℃，水冷壁温度报警值为为515℃，此现象频繁发生在机组负荷波动期间，负荷刚开始波动时，水煤比短时失调，汽温、及水冷壁温超温频繁出现，当负荷开始稳定，水冷壁超温现象消失。
水冷壁超限不但严重威胁锅炉受热面的安全运行，而且影响了机组的调峰能力，特别是在广东省实行现货交易方式期间，严重威胁机组安全稳定运行。
1 原因分析1.1 超温发生工况通过对现场试验及数据的汇总，总结超温主要发生在以下工况：（1）低负荷段超温一般发生在400 -500MW 之间，A、B、C三层底层磨煤机运行。
（2）变负荷时负荷频繁变化，且负荷涨降时间没有稳定时间，汽温及水冷壁温都会出现超限的现象。
（3）启停制粉系统时：因雷州电厂制粉系统CD层之间间隔较大且没有CD层大油枪稳燃，制粉系统倒换方式受限，容易造成热负荷过于集中，而且上下层制粉系统倒换过程中不同制粉系统对AB侧烟气温度影响程度不同。
（4）炉膛吹灰长期无法投入：根据实际情况，炉膛吹灰投入条件要求负荷550MW及以上，长期低负荷，为了稳定燃烧无法投入吹灰。
1.2 影响水冷壁超温的因素（1）水冷壁表面积灰和结渣不均以及灰渣脱落引起的热偏差。
1000MW超超临界塔式锅炉典型问题及解决方案综述
1000MW超超临界塔式锅炉典型问题及解决方案综述1000MW超超临界塔式锅炉是目前国内燃煤发电厂中普遍采用的一种主要设备。
作为发电厂的核心设备之一，它在能源生产中发挥着至关重要的作用。
随着设备运行规模的不断扩大和工作环境的不断变化，一些典型的问题也随之而来，这些问题给设备的安全稳定运行带来了一定的影响。
本文将围绕1000MW超超临界塔式锅炉的典型问题及解决方案进行综述，以期为相关工程技术人员提供一些有益的参考和帮助。
一、问题一：超临界高温水冷壁温差问题在1000MW超超临界塔式锅炉中，一些运行人员反映，锅炉的超临界高温水冷壁存在温差问题，表现为管面温差过大，甚至出现局部过热现象。
这个问题一方面会影响到锅炉的热效率，同时也可能对设备的安全运行构成一定的威胁。
解决方案：针对这一问题，首先需要对锅炉的管道结构进行全面检测和评估，找出存在问题的节点并进行及时修复和加固。
可以适当增加管道的冷却水量，以减少管面温差。
也可以通过优化锅炉的控制参数，调整燃烧风量和出口烟气温度，以降低冷却壁面的温度差异，从而解决这一问题。
二、问题二：过热器管膨胀问题在锅炉的正常运行过程中，过热器管膨胀是一个普遍存在的问题。
特别是在1000MW超超临界塔式锅炉这样大型设备中，过热器管的膨胀问题更为突出。
如果管膨胀过大，就会导致管道的撑裂和震动，从而影响到整个设备的正常运行。
解决方案：解决过热器管膨胀问题的关键在于管道的设计和安装。
首先需要对过热器管道进行合理的设计，确定管道的膨胀量和膨胀方向，确保管道在运行中不会产生过大的膨胀应力。
可以采用一些特殊的管道材料，以提高管道的抗膨胀性能。
对过热器管道的支吊架也需要进行加固和优化，确保管道能够正常膨胀而不会造成意外事故。
三、问题三：燃烧器磨损问题燃煤锅炉的燃烧器是直接暴露在高温高压燃烧气体中的设备，长期运行后很容易出现磨损问题。
在1000MW超超临界塔式锅炉中，燃烧器的磨损问题一直备受关注。
1000MW超超临界直流机组深度调峰危险点分析与防范措施探讨
1000MW超超临界直流机组深度调峰危险点分析与防范措施探讨摘要：在能源结构转型升级的背景下，面对华北电网峰谷差的逐年增大，特别是新能源装机占比越来越大,传统火电机组不仅要降低出力，给新能源电源腾出空间，还要在新能源出力不足的时候及时补充。
这样就给电网调度带来极大的困难，要求火电机组在50%额定负荷以下深度调峰仍能安全稳定运行。
因此，开展燃煤机组深度调峰性能评估及优化关键技术的研究和实践就显的尤为重要。
本文阐述了横山煤电1000MW超超临界直流在深度调峰过程中存在的危险点与采取的防范措施，以及通过最低深调到380MW并通过运行得到的宝贵经验，经济收益与环保收益。
关键词：1000MW超超临界直流锅炉；深度调峰；技术措施；注意事项一、概述陕西榆林能源集团横山煤电有限公司现有2×1000MW高效超超临界燃煤空冷机组，锅炉采用东方电气股份有限公司生产的DG2973/29.3-Ⅱ3，直流炉、单炉膛、一次再热、平衡通风、紧身封闭、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、Π型锅炉，前后墙对冲燃烧方式炉型。
汽轮机是东方汽轮机有限公司生产的1000MW超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机。
在华北地区，风电、光伏等新能源占到整个电网容量的40%，由于新能源调峰能力弱。
火电在负荷高峰期就要全力发电，低谷时就在自己来调峰。
由于能源监管对“弃风率”、“弃光率”的限制，必须保证风电、光伏发电的利用小时数，1000MW火电机组须达到35%的基本调峰能力势在必行，下面是对我厂深度调峰存在问题及相关控制措进行阐述。
二、目前对火电调峰机组政策支持1.现役火电机组发展对策“十四五”规划要求“加强调峰能力建设，提升系统灵活性”、“全面推动煤电机组灵活性改造”。
鼓励火电机组进行灵活性改造，提升调峰能力。
鼓励技改火电机组进行重大技术改造参与调峰的，同等条件下优先调用其参与调峰。
近期来看，火电厂尽早开展灵活性改造，可以保证机组优先上网，规避分摊成本，并通过参与深度调峰获得可观的调峰和容量市场补贴收入。
浅析1000MW超超临界机组高旁故障快开风险及处理
215管理及其他M anagement and other浅析1000MW 超超临界机组高旁故障快开风险及处理夏鹏远（国家能源集团泰州发电有限公司，江苏 泰州 215300）摘 要：某厂1000 MW 超超临界二次再热机组设计运用的旁路模式为三级旁路，其旁路控制策略是在传统旁路控制策略的基础上设计研发的一种全新控制策略逻辑，但如果运行过程中出现旁路误动作的情况，尤其是发生高压旁路误动作的情况，将会对机组的安全稳定运行带来极大的危害。
本文通过对高旁误动对机组产生的影响，以及之后发生的风险和应对处理措施进行逐一分析，为事故情况下的应急处置赢得宝贵的时间，尽最大可能保护机组设备的安全。
关键词：高旁；故障；快开；风险；处理中图分类号：TM621 文献标识码：A 文章编号：11-5004（2021）13-0215-2收稿日期：2021-07作者简介：夏鹏远，男，生于1996年，汉族，江苏泰州人，本科，助理工程师，研究方向：大型火电机组集控运行。
1 系统设备概述某厂二期1000MW 超超临界机组的三级串联旁路系统是由100%BMCR 高压旁路+50%中压旁路+65%低压旁路组成。
其中高压旁路安装在锅炉侧，由4组25%BMCR 阀组组成，如图1超超临界机组三级旁路系统图所示[1]。
高压旁路两侧分别从锅炉出口主蒸汽支管上接出，在接入锅炉侧一次冷再蒸汽支管的过程中要先经历减温减压等一系列措施，以便保护炉内一次再热的换热器。
中压旁路与低压旁路设置在汽轮机侧。
中压旁路由2组旁路阀组成，分别从一次再热蒸汽管道接出，期间经过减温减压后接入二次再热冷端蒸汽母管。
低压旁路则由2组旁路阀组成，分别从二次再热蒸汽管道接出，期间通过减温减压后接入凝汽器喉部。
图1 1000MW 超超临界机组三级旁路系统图高压、中压、低压旁路分别设置一套液压油站以便提供一定压力的液压油，作为旁路以及旁路减温水阀门的动力源。
高压旁路阀内有弹簧，正常运行时高旁油站系统负责维持油压，高旁阀门在液压油压力的作用下维持关闭的状态。
1000MW超超临界塔式锅炉典型问题及解决方案综述
1000MW超超临界塔式锅炉典型问题及解决方案综述1000MW超超临界塔式锅炉是当前燃煤发电厂中常用的一种锅炉，其性能优良、效率高，但在实际运行中也会出现一些典型问题。
本文将对这些问题进行综述，并提供解决方案，以帮助相关领域的工程师和运营人员更好地管理和维护这一关键设备。
一、过热器堵塞问题一般来说，过热器的堵塞主要是由于水管中钙和镁成分的附着和沉积而引起的。
当这些沉积物在过热器内壁上积累时，会对传热效率产生不利影响，甚至可能导致设备损坏。
解决这一问题的方法包括定期的清洗和维护过热器，并确保水质的优良和适宜。
二、铸件破损问题超超临界锅炉中的大部分关键部件（如叶片、壁板等）都是使用高强度合金钢铸造而成的，有时会因受热或机械应力过大而导致裂纹或破损。
对于这些部件的监测和检测尤为重要。
一种解决方案是采用超声波检测技术和热像仪检测技术，定期对这些部件进行全面的检测和评估，及时发现潜在问题并进行修复。
三、磨损和腐蚀问题锅炉内部的磨损和腐蚀问题是常见的，特别是在受热面和高温区域。
这些问题通常是由于工作介质的化学成分、流速和温度等因素引起的。
解决这一问题的方法包括加强对工作介质的水质控制、日常的检测和监测，以及采用耐腐蚀材料和涂层等措施来延长设备的使用寿命。
四、设备运行控制问题超超临界锅炉是一个复杂的系统，需要严格的运行控制来确保其稳定性和安全性。
设备运行控制问题也是一个关键的挑战。
解决这一问题的方法包括采用先进的自动化控制系统、建立完善的运行规程和操作标准，并加强对设备运行状态的实时监测和调整。
五、环保和节能问题随着环保和节能要求的不断提高，超超临界锅炉也需要不断优化和改进。
解决这一问题的方法包括采用先进的燃烧技术和烟气处理技术，降低排放物的含量，提高能源利用率，减少对环境的影响。
1000MW超超临界塔式锅炉在实际运行中可能会出现一些典型问题，但通过科学合理的管理和维护，这些问题是可以得到解决的。
相关领域的工程师和运营人员需要对这些问题有所了解，并采取相应的措施来确保设备的安全稳定运行。
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。
1000MW超超临界二次再热机组热力性能分析与实验研究
2023《1000mw超超临界二次再热机组热力性能分析与实验研究》•引言•二次再热机组热力性能分析•热力性能实验研究•热力性能优化与改进建议•结论与展望目•参考文献录01引言03超超临界二次再热机组的技术特点超超临界二次再热机组具有更高的蒸汽参数和热效率，能够显著降低煤耗和碳排放，是未来火电技术的发展方向。
研究背景与意义01我国能源结构转型的需求随着经济的发展和环保要求的提高，对于高效、清洁的能源需求逐渐增加。
02火电机组节能减排的潜力火电机组作为我国电力产业的主要组成部分，其能耗和排放量较大，具有较大的节能减排潜力。
研究内容研究1000MW超超临界二次再热机组的热力性能，包括蒸汽参数、热效率、煤耗等。
研究方法采用理论分析、数值模拟和实验研究相结合的方法，对超超临界二次再热机组进行热力性能分析和实验研究。
研究内容与方法目的通过对1000MW超超临界二次再热机组热力性能的分析和实验研究，为该类型机组的优化设计、运行和控制提供理论依据和技术支持。
意义提高超超临界二次再热机组的热效率和煤耗，降低碳排放，推动我国电力产业的绿色发展。
研究目的与意义02二次再热机组热力性能分析二次再热机组工作原理及特点工作原理二次再热机组基于传统的火力发电技术，通过两次再热过程，提高蒸汽的热能利用率和发电效率。
首先，高压缸排出的蒸汽经过第一次再热，被加热到更高的温度，然后进入中压缸继续做功，最后再次被加热，进入低压缸做功。
特点二次再热机组具有更高的热能利用率和发电效率，可有效降低煤耗，减少环境污染。
同时，由于增加了再热系统，机组结构更为复杂，制造成本和运行维护难度相对较高。
二次再热机组热力性能影响因素蒸汽参数蒸汽参数如温度、压力、蒸汽流量等对二次再热机组的热力性能有重要影响。
过高或过低的蒸汽参数都会影响机组的热效率。
汽轮机设计汽轮机的设计如叶片高度、流道形状、间隙等都会影响机组的热力性能。
优良的汽轮机设计可以有效提高机组的热效率。
1000MW超超临界机组在试运行中存在的问题及处理方法
动方式 。 １ ２ 主 再热 蒸汽 系统 ．
总启 动开始 ， ２ ０ 到 ０ ７年 ７月 ５ Ｅ ７：９分完 成 １ ８ ｌ ３ ６ ｈ
满 负荷试 运行 ， 时 ９ 用 ｄ多 ， 进一 步 刷 新 了 １ ０ Ｗ ０Ｍ ０ 超 超 临界机组 调试 的新记 录 。
张新 春
ＺＨＡＮＧ ｎ ｅ ｕ Ｘｉ — ｈ ｎ （ 电 国际 邹 县 发 电 厂 ， 东 邹 城 华 山 ２３２ ） ７５ ２
（ ｏ ｘａ ｏ ｅ Ｐａ ｔＨｕ ｄａ ｏ ｅ Ｉｔ ｎ ｔ ｎ ｌ ｏｐ ｒｔ ｎ Ｌｍ ｔｄ Ｚ ｕ ｈ ｎ ７ ５ ２ Ｃ ｉａ Ｚ ｕ ｉ Ｐ ｗ ｒ ｌｎ ， ａ ｉｎＰ ｗ ｒ ｎｅ ａ ｏ ａ Ｃ ｒ ｏ ｉ ｉ ｉ ， ｏ ｃ ｅ ｇ ３ ２ ， ｈｎ ） ｎ ｒ ｉ ａｏ ｅ ２
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华 电 国际 邹 县 发 电 厂 四期 扩 建 工 程 建 设 ２×
１ ０ ０ ０ Ｍｗ超超 临界燃 煤 发 电机 组 （ 内编 号 分 别为 厂 ７ ８ ， 中 和 ） 其 ７机 组于 ２ ０ ０ ６年 １ ２月 ４ Ｅ完 成１ ８ ｌ ６ ｈ
试运行提供借鉴。
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1000MW二次再热燃煤发电机组运行中异常问题及解决策略
1000MW二次再热燃煤发电机组运行中异常问题及解决策略在未来相当长一段时间，我国发电形式仍将以煤电为主，高效清洁的煤电技术是未来发展的主要方向，立足能源安全，总装机容量超过10亿千瓦的煤电是中国电力的“压舱石”，其作用不可替代。
同时，人类对应对气候变化的需求，又对煤电的高效、清洁和低碳提出了更高要求。
高效率、低能耗的二次再热技术得到了逐步的优化和完善，对百万千瓦二次再热燃煤发电机组运行中的问题分析及解决研究具有重要的意义，进一步保证机组安全稳定可靠高效运行，也为电力事业发展提供指导依据。
关键词：发电；能源安全；燃煤发电机组；低碳；发电机0引言某厂每台机组配备两台动叶可调轴流风机，型号为ANN-2650/1250C，垂直进风、水平出风，液压动叶调节，1级叶轮，每级叶轮16片动叶，进口风压-280Pa、出口风压4827Pa，配套10kV电机。
每台机组高加系统采用双系列、卧式大旁路布置，由八台高加和两台蒸汽冷却器及附件组成。
其中，1段抽汽来自超高压缸排汽，2段抽汽来自高压缸抽汽，3段抽汽来自高压缸排汽，4段抽汽来自中压缸抽汽。
高加为逐级疏水，在正常情况时4号高加疏水去除氧器，危急情况下高加疏水去凝汽器（或疏水扩容器）。
主变选用型号为SFP-1140000/500的三相一体双绕组变压器，冷却方式为强迫油循环风冷，采用无载调压，强迫油循环风冷变压器，正常运行时上层油温低于75℃，最高不得超过85℃。
冷却装置由两路电源供电，分别为电源（一）和电源（二），电源（一）取自机组380V汽机A段，电源（二）取自机组380V汽机B段，两路电源互为备用。
当工作电源故障或电压降低时，应自动投入备用电源。
通过对运行中送风机、高加系统、主变冷却系统发生的问题进行分析来掌握机组的运行特性，确保机组安全、可靠、经济运行。
1送风机动叶调节机构异常1.1异常经过及处理2021年10月13日09时00分31秒，2号机组负荷400MW，2A、2B、2C磨煤机运行，2A、2B引风机运行，2A、2B一次风机运行，2A、2B送风机运行，总煤量201.2t/h，给水流量1048t/h，总风量1868t/h，氧量6.3%，2A送风机电流43.2A，动叶开度反馈38%，2B送风机电流43.2A，动叶开度反馈41.3%，炉膛负压－110Pa。
某1000MW超超临界机组低负荷热耗异常分析
某1000MW超超临界机组低负荷热耗异常分析一. 问题背景某发电有限公司装有两台1000MW超超临界燃煤发电机组，锅炉为超超临界参数直流炉，型号HG-2980/26.15 –YM2。
汽轮机是超超临界、一次中间再热、反动式、四缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机。
机组投运后，电厂逐步增加了全厂生产信息管理系统。
通过数据库系统，对机组实时运行数据进行采集、整理，在此基础上进行各项经济指标的统计计算，采用反平衡方法求得机组的热耗、供电煤耗等综合经济指标，形成生产日报和月度报表。
20XX年4月～6月，#1机进行第二次大修，实施了布莱登汽封改造，处理了遗留缺陷。
同时，又进行了汽动引风机改造，由锅炉一级再热蒸汽和冷再热蒸汽联合供两台引风机驱动小汽轮机，小机排汽进入除氧器。
6月底#1机大修后投运，煤耗正常。
7月24日，进行了大修后性能试验，结果表明机组煤耗有了显著下降。
统计煤耗显示，与有少量供热的#2机相比，低约2g/kWh。
8月上旬，根据#1机汽动引风机改造后的系统，对sis内计算程序进行了调整。
8月份机组负荷较高基本在800MW以上，8月31日后平均负荷降至600MW左右，sis内计算热耗率迅速上升，达到7800～8000以上。
期间，#5低加出口凝水，引一部分水至锅炉冷却一次风机，再返回凝水管路，水温上升约10℃，水量约200t/h。
9月，我公司专业人员来到现场。
详细了解机组情况，检查了sis内数据及计算方法，又通过SIS系统采集了9月15日600MW工况的全面数据，进行计算分析，并与#1机大修后600MW试验工况进行比较。
机组实际运行情况，除部分阀门内漏外，未发现有其它明显异常，各主要参数与修后试验时差别不大。
通过仔细检查分析，找出了影响机组热耗的几点原因，并提出相关建议，供参考。
二. 机组主要技术参数：#1机组大修中进行汽动引风机改造。
驱动引风机的小汽机供汽汽源采用锅炉一级再热器出口蒸汽。
低负荷工况时，采用再热冷段混汽到小机正常进汽。
1000MW超超临界机组汽轮机振动原因分析及解决对策
1000MW超超临界机组汽轮机振动原因分析及解决对策发布时间：2022-07-13T05:48:03.812Z 来源：《福光技术》2022年15期作者：李宁[导读] 在本文的分析中，基于某1000MW超超临界机组为例，该机组采用的是纯凝汽式的汽轮机发电机组，并在后续进行投入使用之后，使得该机组经常出现振动问题，对于系统的运行稳定性带来影响。
为了能够很好的提升系统运行效率，就需要针对振动问题进行详细分析，同时进行全面的系统解决处理。
国能浙能宁东发电有限公司宁夏银川市 751400摘要：在1000MW超超临界机组的汽轮机运行中，一旦出现了不正常的振动问题，基本上是会对整个系统带来较为明显的质量问题。
因此，就需要在当下进行设计的过程中，工作人员从高压调节汽门、高导管晃动等环节进行合理化的设计与分析。
本文的分析中，就主要针对1000MW超超临界机组汽轮机振动问题进行详细的分析，并相应地提出系统解决意见，以此全面满足系统的振动解决问题。
关键词：1000MW超超临界机组；汽轮机振动；轴系振动引言：在本文的分析中，基于某1000MW超超临界机组为例，该机组采用的是纯凝汽式的汽轮机发电机组，并在后续进行投入使用之后，使得该机组经常出现振动问题，对于系统的运行稳定性带来影响。
为了能够很好的提升系统运行效率，就需要针对振动问题进行详细分析，同时进行全面的系统解决处理。
1 汽轮机异常振动在该汽轮机出现了振动以及异常问题之后，为了能够很好的了解到系统的异常振动，就需要从振动的机理以及现场机组的实际运行情况进行分析，这样通过详细的分析、试验，就可以充分的保障将系统的振动控制在一个合理的范围当中。
1.1 汽轮机轴振在对系统的观察中，发现在运行当中系统出现了明显的振动问题。
特别是在高调门的振动问题出现之后，在开度低于常规值，就会让其振动问题恢复到20的系数。
同时对于系统当中的振动频谱进行分析中，发现振动问题的低频成分比较多，因此基本上可以判定是在系统当中的轴瓦失效，进而导致主机当中的振动异常情况。
1000MW超超临界汽轮机组调试中出现的问题及处理102
1000MW超超临界汽轮机组调试中出现的问题及处理摘要：文章介绍本公司对1000MW超超临界二次再热汽轮机组进行调试时遇到的问题，并对相应的问题进行原因分析，并提出解决措施，以供参考。
关键词：超超临界；汽轮机组；调试1机组概况本超超临界二次再热机组采用汽轮机为超超临界二次再热凝汽式、单轴、五缸四排汽汽轮机，型号为N1000-31/600/610/610，由上海汽轮机有限公司（STC）制造。
级数为46级（87列）。
超高压缸为15个压力级；高压缸为2×13个压力级；中压缸为2×13个压力级；低压缸A为2×5个压力级；低压缸B为2×5个压力级。
末级叶片长度为1146mm。
汽机总长36m。
盘车转速60r/min。
给水回热级数（高加＋除氧＋低加）为10（4+1+5）。
转向从从机头看为顺时针。
2调试中出现的问题及处理对策2.1不满足X2准则汽轮机走步序第13步，主要确认汽轮机主蒸汽管路和再热管路暖管完成，超高压、高压主汽门前温度>360℃。
同时还要满足X2准则。
X2准则是开启超高压、高压主汽门的温度判断，用来避免超高压、高压调门阀体过大的温度变化。
确保阀前蒸汽饱和温度不超过调门的平均壁温某一值。
防止蒸汽在调阀处凝结放热，凝结放热系数大，造成过大的热应力。
只有满足X2准则才能继续走步序。
第15步才开启主汽门进行暖阀，压力大于4MPa也不允许开主汽门。
也就是说满足X2只能靠主汽门漏汽或热传导来完成，并且压力不要超过4MPa。
这需要非常漫长的时间，而且不能保证一定能满足根据X2准则。
首次冲转前，锅炉于点火之后经过12小时X2准则都没有满足，并且已经没有向好的趋势发展了，只能手动开启主汽门，对调门进行暖阀。
通过开启主汽门，X2A很快满足，但X2B相差较大，不符合实际工况，查找逻辑发现上汽厂将超高压主汽阀前压力误用在了判断高压主汽阀开启的准则里，导致高压主蒸汽饱和温度始终＞TmCV＋X2。
1000MW超超临界塔式锅炉典型问题及解决方案综述
1000MW超超临界塔式锅炉典型问题及解决方案综述1000MW超超临界塔式锅炉是目前国内外电站中常见的一种大型锅炉，具有高效节能、环保燃烧等特点。
但在使用过程中，常常会遇到一些问题，影响锅炉的正常运行。
本文将综述1000MW超超临界塔式锅炉典型问题及解决方案，希望能够为相关从业人员提供一些参考。
一、进口水压力过高问题描述：部分1000MW超超临界塔式锅炉在使用过程中，进口水的压力过高，超出了设计参数，导致了锅炉运行的波动和不稳定。
解决方案：针对这一问题，首先需要检查进口水系统的管道是否受阻或者堵塞，清理管道中的杂物。
需要调整进口水泵的工作参数，保持进口水压力在设计范围内。
可以考虑安装压力控制装置，实时监控进口水的压力，一旦超出范围，及时报警并采取相应措施。
二、超温过热器管道泄漏解决方案：针对这一问题，首先需要对超温过热器管道进行全面检查和维护，确保管道的密封性和安全性。
可以考虑增加超温过热器管道的监测系统，实时监测管道的温度和压力变化，及时发现问题并进行处理。
对超温过热器管道进行全面的改造和升级，采用更加耐高温和耐腐蚀的材料，提高管道的使用寿命和安全性。
三、过量空气导致煤粉燃烧不完全解决方案：针对这一问题，首先需要优化燃烧系统，合理控制空气的输入量，确保煤粉燃烧的完全性。
可以考虑优化燃烧系统的结构，提高燃烧效率，减少烟气排放。
可以采用先进的烟气脱硫、除尘等设备，对烟气进行处理，达到环保排放标准。
四、水冷壁结焦五、出口烟气温度过高解决方案：针对这一问题，首先需要优化锅炉的烟气排放系统，减少烟气的损失和热量的排放。
可以采用先进的烟气余热回收技术，将烟气中的余热回收利用，提高锅炉的热效率。
可以对锅炉进行节能改造，采用先进的燃烧控制技术和热力优化技术，减少烟气温度，提高锅炉的节能性能。
1000 MW二次再热超超临界汽轮机组摩擦故障分析与处理
1000 MW二次再热超超临界汽轮机组摩擦故障分析与处理马运翔;薛江涛;刘晓锋;卢修连;丁建良【摘要】Unsteady vibration occurred in the Ultra high-pressure rotor, high-pressure rotor and low-pressure rotor for a 1000MW ultra-supercritical turbine generator unit of Taizhou power plant during the debugging process seriously affects the safety and stable operation of the unit. On the base of the detailed vibration analysis, we found that rotor-to-stator rub is the main cause of the unsteady vibration of the three rotors. The field dynamic balancing experiment was proceeded, and the starting method of the unit was changed. The unsteady vibration problem was solved.%国电泰州电厂3号机组为1000 MW二次再热超超临界机组，机组调试期间超高压转子、高压转子和低压转子发生不稳定振动，振动不断爬升，严重影响机组的安全稳定运行。
通过对振动数据的分析，指出摩擦故障是导致超高压转子、高压转子和低压转子不稳定振动的根本原因，现场分析故障原因，改变机组启动方式，并采取现场动平衡处理，处理后摩擦故障消除，机组稳定运行。
【期刊名称】《江苏电机工程》【年(卷),期】2017(036)001【总页数】4页(P113-116)【关键词】二次再热;超超临界机组;摩擦振动;动平衡;调试【作者】马运翔;薛江涛;刘晓锋;卢修连;丁建良【作者单位】江苏方天电力技术有限公司，江苏南京211102;江苏方天电力技术有限公司，江苏南京211102;江苏方天电力技术有限公司，江苏南京211102;江苏方天电力技术有限公司，江苏南京211102;江苏方天电力技术有限公司，江苏南京211102【正文语种】中文【中图分类】TM73我国一次能源以煤炭为主，火力发电在我国电力行业占主导地位。
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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。
以上均已排除。
2.2由于7号轴振所处位置，初期怀疑是大轴接地碳刷接触不良影响轴振，
大轴碳刷接地回路的主要作用是提供发电机轴电压的释放通路和发电机励磁的保
护监测
回路信号。
轴电压的产生主要有以下几个原因：
2.2.1磁不对称引起的轴电压，在发电机制造、安装中由于气隙总是不那么
均匀，另外线圈安装中阻抗也不近相同，发电机运行中会在发电机转子上感应出
轴电压。
这种交流轴电压一般为1~10V,接地回路良好的情况下，这类因素产生的
轴电压一般较小，对机组的轴系测量不产生明显影响。
结合上汽说明书机组在BMCR工况下最大不超20V，，现场实际测量轴电压均在允许范围内，排除此项。
2.2.2静电电荷积聚引起的轴电压，接地碳刷回路良好的情况下，摩擦产生
的静电电荷会通过电刷接地通路释放入地，不会造成集聚，形成明显的轴电压。
如果电刷接地不良，摩擦产生的静电电荷会逐渐积聚，轴电压逐渐升高，直到机
组大轴对机座在某一绝缘薄弱点放电，释放静电电荷为止。
这种静电电压幅值可
能会较高，甚至可以达到百伏以上。
不但对轴系检测仪表造成明显干扰，还可能
形成较大的轴电流，烧损机组轴瓦、造成严重事故。
现场检查接地碳刷接地良好，排除接地不良因素。
2.2.3励磁系统引起的轴电压，目前发电机组普遍采用可控变流元件整流励
磁系统。
励磁系统因可控硅换向的影响，引入了一个新的轴电压源。
励磁系统将
交流电压通过静态可控硅整流输出直流电压供给发电机励磁绕组，此直流电压为
脉动型电压。
这个快速变化的脉动电压通过发电机的励磁绕组和转子本体之间的
电容耦合，在轴对地之间产生交流电压。
观察发现7号轴振经常发生在60%负荷，且工况稳定情况下，排除此项。
2.2.4剩磁引起的轴电压，当发电机严重短路或其他异常工况下．经常会使
大轴、轴瓦、机壳等部件磁化并保留一定的剩磁。
当机组大轴转动时，就会产生
电势。
与实际正常运行工况不符，排除此项。
2.3怀疑原因三，单个轴承振动大，有可能是异常的轴振处，润滑油量发生
变化引起，现场检查回油量及进油压力均无明显变化量，且轴承温度无异常变化，排除此项。
2.4本机组轴系间隙小，低压缸轴封温度异常对7号轴承轴振的影响，7号
轴振变大主要集中在60%负荷以下，机组轴封供气在负荷低于65%切至辅汽联箱
供汽，本机型辅汽联箱供汽供汽前会根据机组适配温度电加热自动调整，且检查
低压轴封减温水自动正常，各支路温度正常，排除轴封温度对轴系振动的影响。
3.1根据我厂机组设计特性为超低背压机组，是否因机组真空高对轴系振动
的影响，真空过高即背压降低，如背压降低过多会产生下列不利影响：
3.1.1在设计工况下，凝汽式汽轮机最末级喷嘴汽流一般是处于临界状态，
背压降低将使蒸汽进一步在喷嘴斜切部位膨胀，末级隔板前后压差增大，而造成
隔板过负荷．
3.1.2若背压继续降低，最末级动叶中将出现临界工况，这时动叶前（即喷
嘴后部）的压力并不随背压降低而降低，动叶后的压力下降，使动叶前后压力差
增大，造成动叶过负荷并引起轴向推力增大。
3.1.3如果背压继续降低，则蒸汽在动叶外膨胀不能产生有效功，因此背压
降低不能再增加汽轮机功率，这对汽轮机的安全和经济性都无好处的。
3.1.4真空过高，排汽温度低而湿气增加，末级叶片水蚀加剧。
3.1.5对于低压缸与轴承座一体设计的机组来说，真空过高有可能使低压缸中心发生偏移，是造成机组振动的一个原因。
本机组设计上属于超低背压机型，机组实际运行中机组背压除6至9月份，机组背压均低于设计值2.9Kpa，冬季经常出现阻塞背压大于背压工况，与7号轴振大工况吻合，本机组凝汽器冷却采用海水制冷，为节约厂用电循环水回水有虹吸结构，冬季循环泵已切至低速泵，通过停运真空泵，提高机组背压机组7号轴振逐渐降低至正常值。
1.结束语
本次异常的主要原因是机组背压太低、阻塞背压大导致汽轮机末级对应的轴承轴振异常，轴振对汽轮机安全稳定运行至关重要，有效避免此类故障的措施是监视好机组背压在设计值范围内，阻塞背压始终小于背压，必要时采用双速低速循泵运行或间歇性停运机组真空泵。
参考文献
[1]虞永斌 125MW发电机组的轴电压与转子接地保护。
华东电力，2002，2：50-51.
[2]李翔，韩浩，赵强，发电机大轴接地碳刷引起跳机事故的分析和处理。
东北电力技术，2005，06：36-37.。