1000MW发电机组高加端差与机组负荷的变化调节技术

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1000MW超超临界机组变负荷关键参数性能分析及优化

第37卷,总第214期2019年3月,第2期《节能技术》ENERGY CONSERVATION TECHNOLOGYVol.37,Sum.No.214Mar.2019,No.2　1000MW超超临界机组变负荷关键参数性能分析及优化赵世斌1,林　波1,金国强2,马　乐2,王明坤2,肖　娟3(1.神华(福建)能源有限责任公司,福建　泉州　362712;2.西安热工研究院有限公司,陕西　西安　710054;3.新疆天业集团有限公司,新疆　石河子　832000)摘　要:随着我国新能源的快速发展,火电机组参与深度调峰成为常态化,然而机组低负荷运行时往往会偏离最优运行工况,因此研究低负荷下多参数热力耦合特性以及控制策略优化能有效地改善火电机组的经济性能。

本文分析研究了低负荷下汽轮机关键热力参数对机组的效率、热耗率以及节能量等多个变量的影响,优化了机组滑压运行曲线并确定了控制策略优化方案,提高了机组经济性能,具有很重要的学术意义和工程实用价值。

关键词:深度调峰;性能分析;主蒸汽压力;热耗率;经济性能中图分类号:TM62 文献标识码:A 文章编号:1002-6339(2019)02-0147-05 Performance Analysis and Optimization of Key Parameters under Variable Load in a1000MW Ultra-Supercritical UnitZHAO Shi-bin1,LIN Bo1,JIN Guo-qiang2,MA Le2,WANG Ming-kun2,XIAO Juan3 (1.Shenhua Fujian Energy Co.,Ltd.,Quanzhou362712,China;2.Xi’an Thermal Power Research Institute Co.,Ltd.,Xi’an710054,China;3.Xinjiang Tianye Group Co.,Ltd.,Shihezi832000,China)Abstract:With the rapid development of new energy in China,the participation of thermal power units in deep peak shaving has become a normalization.However,the operation conditions of the unit under low load often deviate from the optimal operating conditions.Therefore,studying the multi-parameter ther⁃modynamic coupling characteristics and control strategy optimization under low load can effectively im⁃prove the economic performance of thermal power units.In this paper,the influence of critical thermal parameters of steam turbine on the efficiency,heat consumption rate and energy saving of the unit is stud⁃ied,and then the sliding curve is optimized and the optimization control strategy are determined,resul⁃ting in improving the economic efficiency of the unit,which is of great important academic significance and engineering practical value.Key words:deep peak shaving;performance analysis;main steam pressure;heat consumption rate;eco⁃nomic performance收稿日期　2018-08-22 修订稿日期　2018-09-16作者简介:赵世斌(1969~),男,本科,高级工程师,从事电厂集控技术研究。

1000MW火电机组可调整热力系统的研究及应用

1000MW火电机组可调整热力系统的研究及应用发布时间：2022-08-21T01:39:33.729Z 来源：《当代电力文化》2022年8期作者：袁付中[导读] 本文提出了针对火电汽轮机的一种提高机组部分负荷经济性的可调整热力系统优化措施，袁付中国家电投集团河南公司平顶山发电分公司河南平顶山 467000摘要本文提出了针对火电汽轮机的一种提高机组部分负荷经济性的可调整热力系统优化措施，通过该可调整热力系统的研究和应用，可提高国内目前所有通流改造机组部分负荷的经济性，缓解电厂在部分负荷经济性较差的现象，并有利于电厂在部分负荷下运行时锅炉的脱硫脱硝问题。

关键字汽源切换 1号高加热力系统优1 前言近年来，随着国内火力发电厂产能过剩，再加上国内清洁能源占比逐年加大，燃煤火力发电厂年利用率逐年下降。

同时，随着经济结构优化，居民用电和商业用电的比重逐年增加，导致用电负荷峰谷差激增，使得按照带基本负荷设计的大容量火电机组不得不参与调峰，且通常处于较低负荷运行。

火电汽轮机组长期处于低负荷工况下运行意味着效率偏低，煤耗上升，对电厂的整体经济性造成重大影响。

为缓解这一问题，国家对电厂运行提出了宽负荷率的要求，即保证机组在满负荷下拥有较高经济性的同时，在低负荷下也需拥有较高的经济性。

本次针对通流改造机组利用现有热力系统及辅助设备的基础上，通过1号高加汽源切换的方式提高机组部分负荷的经济性，提高电厂在低负荷下运行的经济性。

2 可调整热力系统优化研究2.1 设计背景该可调整热力系统研究依托于平顶山1000MW机组通流改造项目而来，平顶山1030MW超超临界汽轮机改造后为高效超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、反动式、双背压、凝汽式汽轮机，其主要参数为主汽压力25MPa，主汽温度600℃，再热温度600℃，排汽压力4.9kpa，额定给水温度为300.4℃。

汽轮机改造后在部分负荷工作时，机组的整体热力循环以及主机设备等偏离设计条件运行。

1000MW机组高压加热器上端差取值建议

1000MW机组高压加热器上端差取值建议徐传海（中南电力设计院武汉470031）[摘要]计算表明1、2、3号高压加热器的上端差分别降低1.7℃可使1000MW超超临界机组TMCR工况的热耗率约分别减少3.70kJ/kWh、0.91kJ/kWh 、1.46kJ/kWh，1号高压加热器的设计上端差按-1.7℃考虑比较合适，2、3号高压加热器的设计上端差可考虑降至-3.2、-2.7℃，每台机组一年大约节省800吨标准煤。

若2、3号高压加热器制造困难，可只将3号高压加热器的设计上端差降至-1.7℃，每台机组一年约节省300吨标准煤。

[关键字] 1000MW机组高压加热器上端差取值1 前言我国自从上世纪八十年代引进美国技术设计制造300MW与600MW亚临界机组以后，高、低压加热器已普遍采用卧式加热器。

这样，除了加热器可以分层布置并充分利用主厂房的空间之外，还便于高压加热器分区设计内置式过热蒸汽冷却段和疏水冷却段，既降低表面式加热器的造价，又能提高机组的热经济性。

引进技术后三台高压加热器的设计上端差分别为-1.7℃、0℃、0℃，设计下端差均为5.6℃。

端差的设计值越小，机组的热经济性越好，需要的换热面积越多，加热器的造价也越高。

因此，高压加热器端差的设计值需要综合比较确定。

鉴于高压加热器疏水冷却段水-水换热的对数平均温差已相当小，不宜选用更小的设计下端差，因而下面将以玉环电厂1000MW超超临界机组TMCR工况的数据为基础仅探讨高压加热器的设计上端差，并提供参考意见。

2 热经济性比较玉环电厂1000MW超超临界机组TMCR工况高压加热器基本数据见表2-1。

表2-1 1000MW超超临机组TMCR工况高压加热器基本数据当1、2、3号高压加热器的上端差分别升/降1.7℃时，计算得知汽轮机的热耗率约分别增/减3.70kJ/kWh、0.91kJ/kWh 、1.46kJ/kWh。

如果工质在锅炉中的吸热量均按TMCR工况的吸热量考虑，则1、2、3号高压加热器的上端差分别升/降1.7℃时机组发电的增减量约分别为505kW、125kW、200kW。

银行1000kw柴油发电机组调试方案

银行1000kw柴油发电机组调试方案一、系统概述中国银行（F3大厦柴油发电机组）配备了一台深圳赛瓦特公司生产的柴油发电机组，并随机配备一台启动开关柜和一台1000升的日用油箱，机组额定功率为1000千瓦，额定电流为1804安，输出电压为400伏。

机组配备全自动启动控制器，保证在市电失压后发电机组自动为负载供电。

二、调试内容1、目的1.1 使发电机组及开关柜调试顺利进行并达到相关规范要求。

2、范围2.1 发电机组及开关柜在用户现场的调试。

3、启动前的准备3.1 将机房现场清理干净3.2 检查发电机组外观，注意水箱护罩与扇叶不能碰擦，如有此情况，应查明原因，并解决；（一般可能是由于地基不平造成的故障）3.3检查机组及开关柜各项安装是否符合规范，各安装接口螺钉是否紧固，开关电缆联接螺钉是否紧固，排烟管联接是否紧固，如没有，紧固；3.4检查机组本身电气线路及机组上螺钉是否有松动情况，如有，紧固；3.5打开水箱顶部盖子（逆时针旋转盖子为打开），加满防冻液（注意在放水口排至机组启动至机组启动气），再盖上盖子（顺时针旋转盖子为关上）；3.6在机组上加机油口处加入CF-4级15W/40机油，检查机油油位，机油位应到油标尺的L 与H 刻度之间，一般在H 刻度；3.7在燃油箱内加入燃油，油面至少高于油箱出油管，并对油路进行排空，以便机组容易启动；3.8检查空气滤清器阻尼指示器，确保进气畅通；3.9检查确保没有冷却液、燃油或润滑油泄漏现象；3.10给电池加电池标准液，打开电池盖，每个孔不要加的太满，从侧面看电池上应有上下限标记，一般至上限；（注意：一定要用电池标准液，也即电池原液，而不是电池补充液）3.11电池应如图联接：先联接一个电池的正极至另一个电池的负极，然后再联接电池上空余正极至启动马达上正极接线柱，空余负极至启动马达负极接线柱（联接负极前，先用负极碰马达上负极联接线柱，根据火花，观察有否短路情况）；注：电池接线头有“＋”“－”之分，“＋”的要大一些，上面有标记。

1000MW超超临界空冷机组宽负荷调峰控制设计及优化

1000MW超超临界空冷机组宽负荷调峰控制设计及优化华电宁夏灵武发电公司阴峰北京必可测科技股份有限公司黄俊飞摘要：介绍了1000MW超超临界空冷机组宽负荷调峰控制策略的设计与优化。

为适应电网深度调峰需求，针对该机组锅炉迟滞时间长、热惯性大、炉内燃烧工况及煤质多变复杂等特点，对主汽压力设定回路、锅炉主控回路、汽机主控、多变量协同前馈控制、中间点温度水煤互调控制及风烟、汽温等各个回路进行了设计及优化。

关键词：1000MW超超临界；空冷；多变量协同；深度调峰前言大容量超超临界火力发电机组作为当前电网主力机组，具有效率高、能耗低等特点，在相当长的一段时间内作为火电主力参与宽负荷调峰运行。

由于其机组容量大、锅炉迟滞性长、热惯性大、煤质多变、影响炉内燃烧情况的因素较多，原有控制回路设计均为50%以上负荷运行，低负荷区间存在燃烧不稳定、主要参数波动大及脱硝系统无法正常运行等情况，与实际宽负荷调峰需求存在较大差异，要求锅炉在宽负荷区间内变化迅速，这对机组控制策略提出了新的要求。

1 系统简介华电宁夏灵武发电有限公司3号机组为1000MW超超临界空冷燃煤机组，锅炉为东方锅炉（集团）股份有限公司制造的高效超超临界参数变压直流炉，采用单炉膛、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。

制粉系统采用正压直吹式，设有两台50%容量的动叶可调轴流式一次风机提供一次热、冷风输送煤粉。

采用两台静叶可调吸风机和两台动叶可调送风机，配有6台中速碗式磨。

汽轮机为超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、直接空冷凝汽式，设计额定功率为1060MW。

2 宽负荷调峰分析根据锅炉燃烧特性，机组实现宽负荷调峰，存在下列难点：低负荷稳燃。

较低负荷下锅炉燃烧的稳定性；动态变化时燃料量改变对火焰稳定的干扰特性。

主再热汽温高效。

较低负荷下主再热汽温的稳定，避免低负荷段汽温大幅变化，影响效率及安全。

环保指标正常。

维持较低负荷下锅炉烟温正常，满足脱硝系统投入条件。

MW机组高加下端差大原因分析

加热器水位控制不当
加热器的水位控制不当，如水位过高或过低，都可能影响加热器的热交换效率，从而导致高加下端差增大。
其他原因
水质问题
进入加热器的水质不良，如水中的杂质、硬度过高或氯离子含量过高，都可能对加热器的热交换效率产生影响，从而导致高加下端差增大。
设备老化
长时间运行的设备可能发生老化现象，如管束腐蚀、壳体变形等，这些都会影响加热器的性能，从而导致高加下端差增大。
案例二：某核电站高加下端差大的原因
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总结词：热力系统老化
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详细描述：水质问题可能导致加热器管束结垢或腐蚀，影响加热器的换热效果，从而使高加下端差增大。
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详细描述：该核电站高加下端差大主要是由于热力系统老化，导致加热器换热效率下降，端差增大。
改进热力系统设计
通过改进热力系统设计，降低高加下端差，提高热力系统的效率。
优化热力系统布局
合理布置热力系统中的设备，减少热量损失和阻力损失，提高热力系统的整体效率。
强化热力系统监控
通过加强热力系统的监控，及时发现和解决潜在问题，确保热力系统的稳定运行。
加强设备维护和检修
定期检查设备
对热力系统中的设备进行定期检查，确保设备处于良好的工作状
02
运行参数调整不当，如加热蒸汽压力、温度和流量等，也可能影
响端差的变化。
高加水位过高或过低，以及水侧空气滞留，也会对端差产生影响。
03
设备老化、腐蚀和磨损等机械问题也可能导致端差增大。
04
对未来研究的建议
01
02
03
04
进一步研究高加内部换热管的结垢和堵塞机理，寻求有效的

1000MW超超临界二次再热机组深度调峰技术探讨

1000MW超超临界二次再热机组深度调峰技术探讨摘要随着科技不断进步，人们对各类资源的利用变得日益频繁，需求在不断增加。

在可再生能源的开发与利用过程中，国家对风电和水电的发展重视程度在的不断增加，这也造成电网的负载结构出现了明显的变化，电网在运行过程中所面临的负载差异明显增大。

因此，大型火力发电机组需要频繁进行深度调峰，而这一调峰过程所承受的压力在不断增加。

火电企业为了能够在激烈竞争的发电市场中占据更大的份额，需要满足电网的深度调峰需求，从而可以对机组的调峰能力进行提升，满足电网的安全调度以及正常运行的要求。

基于此，本文深入分析了1000MW超超临界二次再热机组深度调峰技术。

关键词 1000MW超超临界；二次再热机组；深度调峰技术一、深度调峰的相关概述在进行调峰之前，需详细分析不确定因素，深入了解各机组的实际调峰能力，准确把握调峰技术难点，制定合理的调峰计划，优化机组的实际调峰。

如有条件，可请相关专家实施实际调整。

一般情况下，进行深度调峰的方法主要包含：一是有效减少锅炉的热负荷，将干态转变为湿态，以使蒸汽和供水流量逐渐满足电力系统的需求。

超临界锅炉的设计要求最小水冷壁冷却工质流量为其额定蒸发量的30%。

在机组的启停过程中，干湿态转换一般控制在30%到35%的额定负荷范围内。

如果需要深度调峰的负荷超过35%的额定负荷，可以不进行湿态转换。

二是可采取保持锅炉最小燃烧负荷、启用高、中、低旁路等措施，从而能够减少蒸汽流量进入到汽轮机，有效减少机组的出力。

然而，频繁开关旁路阀可能导致阀门内部泄漏，同时在高负荷时也可能导致旁路阀后温度过高的情况。

因此，如何选择调峰方法还需根据具体机组情况来确定。

二、1000MW超超临界二次再热机组深度调峰技术1、深度调峰的操作过程为满足华东电力系统的需求，2016年2月，江苏省电力公司决定将句容发电厂1号机组列为直调电站。

该机组在负载超过400 MW时的可变负载速度达到每分钟15 MW。

1000MW机组高压加热器上端差取值建议

３高压加热器设计改进
某公司设计的１００ＭＷ超超临界机组单列式０
ｈ，每台１０Ｗ超超临界机组年节省标准煤约）０Ｍ０
３０ｔ０。
与双列式高压加热器的结构示意图见图１，主要参
（责任编辑：大浩）杨
Ｄｉｅｅｃｆｒｎｅｆ
ＸＵＣｈｕｎａ —ｈａｉ（ｅｔｌｏｔｅｎｈｎＥｅｔｃｏｅＤｓｎｎｔｕｅｈｎ４０７，ｈｎ）ＣｎｒＳｕｈｒＣｉａｌｃｉＰｗｒｅｉＩｓｔｔ，ａ３０１ＣｉａａｒｇｉＷｕ
［ｂｔｃ］Ｂｓｃｌｏｄａｓ，ｉｐｐｒｕｇｓａｔｓｎｄｅｐｒｕｆｒｃｐｒｉｉｏｔｏ１ｉｅｓｅＡｓａｔｒａｄｎａｕｔｎｎｌｉｔｓａｅｓｇｅｓｔｅｅｉｅｍａｒｄｅｎｅｐｅｌｔｒｅ．ｈｐｓｅｏｃａａａｙｓｈｌｉｎｔｔｄｇｔｅｔｅｉｅｕＮｇｒｕｈｈｍｆｈｈｒ
ＣＲ工况高压加热器基本数据
收稿Ｅ期：２０～２ｏｔｏ７ｏ＿７作者简介：徐传海（９８）男，学，授级高工，任工程师，１５一，大教主长期从事火力发电厂设计。
第７期
１００Ｍ机组高压加热器上端差取值建议０Ｗ
［关键词］１０００ＭＷ机组高压加热器上端差建议
中图分类号：Ｔ２．文献标识码：Ｂ文章编号：１０ — ２９（０７７０４ — ２Ｍ６１７００７２２０）０ — ０８０

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超超临界机组运行调试的关键技术

1000MW超超临界机组运行调试的关键技术摘要：相对于亚临界发电机组，超超临界机组在工作温度、蒸汽压力上更进一步，发电效率提升10%左右。

这有利于我国实现节能减排、缓解气候压力、调整传统的电力企业结构。

本文结合当前我国超超临界1000MW机组的现状，从超超临界机组的启动及运行方面对运行调试技术要点进行了详细阐述。

关键词：超超临界;启动及运行;可靠性;节能1 前言电力行业是我国经济发展的强大后盾，而火力发电厂占我国发电站的很大一部分，是实施我国节能环保政策的关键领域。

大力发展超临界、超超临界发电机组对于缓解我国煤炭资源的短缺、提升发电效率、减少环境污染至关重要。

以能源的高效清洁利用为目标，火电厂发电机组的工作压力不断升高，大容量、高参数的超超临界发电技术是未来火电机组的发展趋势。

2 机组的启动及运行问题机组启动和试运行中涉及很多技术，调试中遇到的问题也复杂多样。

某2×1000MW机组调试中发现的问题及处理建议见表1。

表1 调试发现问题及建议2.1 锅炉的吹管问题实际中1000MW超超临界机组的蒸汽、流量指标高，故设备蒸汽吹管的高效进行对设备的可靠启动试运至关重要。

具体的吹管工序应当按照以下流程进行：首先，要根据设备及具体的运行条件，编写高效合理的吹管操作计划。

鉴于不同的机组设备的主汽门进行吹管的堵汽模式、堵阀结构的差异，其对不同的温度、压力、蒸汽吹管流量的承受能力各不相同，进行科学的操作前评估是很有必要的。

比如，出于操作安全高效的考虑，1000MW超超临界机组更适宜采用不带主汽门、以稳压方式进行吹管操作；其次，为预防吹管过程中发生爆管、膨胀异常、吹管系数不高等问题，应当在操作时对临时吹管设备中的关键部件，如相关的阀门、管道支架、限位器、靶板等进行仔细核查，及时发现并解除隐患；最后，在具体的吹管方案执行过程中，应当对各系统的运行状态、出现的设备故障严格监控，做好整体协调工作，采用相关的传感探测设备代替人员进行相关的危险操作，做好整个吹管过程的管控。

1000MW机组高负荷阶段3号高加水位波动大分析及处理

1000MW机组高负荷阶段 3号高加水位波动大分析及处理摘要：板集电厂一期工程为2×1000MW超超临界燃煤机组，设置三台100％容量的卧式高加及1台外置蒸汽冷却器，U型管式高压加热器，单列布置。

在机组启动后频繁出现#3高加水位3个测点偏差大、波动大，从而造成#3高加水位无法在正常水位稳定运行，尤其在高负荷阶段水位测点波动大，存在高加解列风险，严重影响机组的安全稳定运行。

关键词：高加加热器；高加水位波动；静压液位测量前言：高加系统作为电厂的回热系统的一部分，其主要作用为利用抽气加热给水，提高进入锅炉的给水温度，其传热性能的优劣直接影响机组的经济性与安全性。

因此提高高压加热器的传热效率，减小热量传递过程中的不可逆损失，需要维持高加系统在正常运行过程中高加水位在一定正常范围内波动。

#3高加位于疏水的最后一级，受#1高级、#2高加、外置蒸汽冷却器疏水影响较大，这也使得#3高加水位较其他高加水位波动大。

在启机后#3高加更是出现三个测点偏差大，且在高负荷运行过程中波动剧烈，无法满足高加的正常运行、无法保证高加的经济性和安全性。

在低负荷阶段#3高加水位满足运行要求。

1原因分析1.1液位测点故障造成#3高加水位测点采用三个差压变松器测量计算得到，正压侧仪表取样管从单室平衡容器中引出，负压侧仪表取样从#3高加水侧引出，通过两侧的差压根据公式计算出高加水位。

当取样管中存在气体时会导致差压波动大，从而导致#3高加水位波动，经过对现场3个变送器进行排污后，水质稳定无气泡现象，在低负荷阶段三个水位基本稳定无偏差，所以可以基本排除是液位取样管中气泡的影响。

1.2阀门原因在#3高加进行水位调节过程中，#3高加正常疏水阀在40%开度左右时可以将水位缓慢提升至零水位，当继续关小至39%时，#3高加3个水位测点突然上升将近高加解列定值，运行手动开调阀至41%时水位突降，就地检查发现#3高加就地水位磁翻板也在上升下降，可以判断水位为真实水位不是水位测定的原因。

1000MW等级机组高加RB功能应用分析

1000MW等级机组高加RB功能应用分析摘要：神华万州电厂2台1050MW超超临界燃煤机组采用东方汽轮机有限责任公司开发的新一代百万千瓦机组，在国内首次采用单列全容量高加。

高加容量大，高加汽侧全部退出汽轮机超负荷，给水温度大幅下降，给机组安全运行与调整带来巨大影响。

部分单位因高加解列调整不当造成机组被迫停运，带来了不必要的损失。

本文针对单列高加在机组高负荷解列影响及高加RB逻辑保护设置进行说明，为采用同类型大容量汽轮机单列高加操作提供一定的参考依据。

关键词：单列高加；高加RB；汽轮机超负荷；给水温度1 概述神华万州电厂汽轮机采用东方汽轮机有限公司生产的N1050- 28/600/620型超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机。

机组配置单系列全容量高加，同时3号高加设置前置蒸汽冷却器，汽轮机设计最大允许出力1117.9MW。

TRL工况下高加组提升给水温度115℃，高加组退出给水温度大幅下降，直接影响锅炉燃烧调整和汽机安全运行；在额定负荷下，根据热力计算，高加解列过程中汽轮机接近极限负荷。

为保证汽轮机安全运行和锅炉稳定运行，采用高加解列RB功能限制汽轮机负荷，保证了机组设备安全运行。

2 高加组抽汽参数折算汽轮机做功能力计算按照东方汽轮机厂热力特性计算书，在TRL工况下高加组抽汽折算汽轮机做功能力如下：根据上表，折算后可发电量≈0.45*（16141.555+205502.735+ 178300.303）/(3.6*103)=50MW。

3 高加解列过程分析在TRL工况下，高加组解列，汽轮机负荷突升，由于高加组的蓄热能力大，约8分钟后锅炉省煤器入口给水温度开始下降，约10分钟后省煤器入口温度降至除氧器水温，此时锅炉进入变工况最恶劣阶段；由于高加解列瞬间快速减少燃料量，抑制主蒸汽压力过快上升，防止主再热器超温，水煤比需在原来基础上增大1，此时水煤比参照性相对弱，重点关注主、再热器和水冷壁管壁超温，且汽动给水泵调节减小给水流量过程因主蒸汽压力变化而复杂；而省煤器出口温度开始下降时，需要增加燃料，强化燃烧，确保过热度。

1000MW机组加热器端差对热经济性影响的分析

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排焓；气 ∑
为封应汽轮的量；于轴漏汽在机中做功对

探析1000MW机组高加液位异常现象与应对策略

探析1000MW机组高加液位异常现象与应对策略发布时间：2022-08-29T02:39:59.117Z 来源：《中国电业与能源》2022年8期作者：梁冬亮[导读] 高压加热器，是利用汽轮机的部分抽气对给水进行加热的装置。

作为一种热量转换装置，梁冬亮深能合和电力(河源)有限公司 517025摘要：高压加热器，是利用汽轮机的部分抽气对给水进行加热的装置。

作为一种热量转换装置，主要应用于大型火电机组回热系统，其传热性能的优劣直接影响机组的经济性与安全性，而高加的下端差所对应的液位值是高加其传热性能的直接体现，因此，控制好高加液位对于机组的安全经济运行具有重要意义。

关键词：高压加热器；液位异常；控制引言：河源电厂二期2×1000MW机组自投产以来，两台机组长期出现4B高加的正常疏水与危急疏水全开后液位仍上升的现象，检修多次检查设备无法判断出异常原因，本文参考厂家给出的资料，深入分析运行数据，通过实验证明得出4B高加液位异常的真相，并给出在类似机组的启动初期以及正常运行时高加液位的控制策略，以供参考。

一、高加系统介绍我厂高加采用双列半容量卧式U形管设计，2,4段抽汽管道上分别设置前置蒸汽冷却器用以加热1号高加出口给水，每台机组1～4号高压加热器共8台，外置式蒸汽冷却器共2台。

每列高压加热器及外置式蒸汽冷却器采用大旁路系统。

3A，3B，4A，4B高加布置在汽机房17.0m 层，1A，1B，2A，2B高加布置在汽机房28.5m层，2号高加前置蒸汽冷却器、4号高加前置冷却器布置在除氧器41.0m层。

每级高加正常疏水采用逐级自流（压力高至压力低）的方式疏至同侧的下一级高加内部，最后4A、4B高加的正常疏水疏至除氧器，以达到回收水质的作用，减少凝泵出力，节省厂用电，增加机组效率。

每级高加的危急疏水直接疏至A凝汽器外接的40m3疏水扩容器，当高加液位较高、出现异常或不可控的现象时，危急疏水将参与高加液位的控制。

1000MW机组降负荷期间3号高加液位大幅波动的分析及处理探讨

1000MW机组降负荷期间3号高加液位大幅波动的分析及处理探讨发表时间：2019-12-27T16:39:43.247Z 来源：《中国电业》2019年18期作者：黄俊义[导读] 本文以某电厂3号高加危急疏水调门修后存在少量内漏摘要：本文以某电厂3号高加危急疏水调门修后存在少量内漏，危急疏水泄漏使疏水温度正好在高加进汽压力下饱和温度附近，在机组降负荷至600--500MW区间时3号高加液位多次出现大幅波动案例出发，从工况变化、蒸汽饱和温度计算、测点布置、疏水汽化等方面深入分析了造成液位变化的原因，同时采取的对应措施解决该问题，为同类型电厂高低加出现类似问题提供解决思路借鉴。

Summary：In this paper, there is a small amount of internal leakage after the repair of a power plant No. 3 high plus critical hydrophobic gate. The critical hydrophobic leakage causes the hydrophobic temperature to be near the saturation temperature at high adding pressure. When the unit reduced the load to the 600-500MW interval, there were many cases of large fluctuations in the high plus liquid level of No. 3. From the aspects of working conditions, calculation of steam saturation temperature, measurement point layout, and water vapor, the causes of liquid level changes were analyzed in depth., At the same time, the corresponding measures are adopted to solve this problem and provide reference for solving similar problems in the same type of power plants.关键词：高加; 液位波动；饱和温度; 疏水汽化; 危急疏水内漏；Keyword：Gao Jia; Liquid level fluctuations; Saturation temperature; Hydrophobic vaporization; Critical hydrophobic leakage;1、某电厂高加系统现状及液位波动描述表1 各级抽汽参数（THA工况）某电厂为东方汽轮机厂生产的超超临界1000MW汽轮机，型号N-1000-26.25/600/600，高压加热器为东方锅炉股份有限公司产品，汽轮机采用八级非调节抽汽，1、2、3级抽汽分别供给三台高压加热器，增设3号高加前置蒸汽冷却器，高压加热器按单列配置考虑。

1000 MW汽轮机高加水位调整试验与端差优化

1000 MW汽轮机高加水位调整试验与端差优化发表时间：2017-09-04T11:49:09.917Z 来源：《电力设备》2017年第14期作者：温翔宇1 王宁国1 李洪山2 陈盛磊1 雷俊容3 [导读] 摘要：针对1000MW超超临界燃煤火力发电机组的高压加热器，开展水位调整试验，分析高加水位对高加换热效率和机组煤耗的影响规律，优化高加水位和机组运行。

(1.国电浙江北仑第一发电有限公司浙江宁波 315800；2.重庆市永川区兴龙湖小学重庆永川 402160；3.重庆有线电视网络有限公司重庆 401120；4.国电电力发展股份有限公司北京 100101) 摘要：针对1000MW超超临界燃煤火力发电机组的高压加热器，开展水位调整试验，分析高加水位对高加换热效率和机组煤耗的影响规律，优化高加水位和机组运行。

结果表明负荷大于750 MW的高负荷下，2号高加的下端差偏大；负荷小于600 MW的低负荷下，3号高加的下端差偏大。

基于水位优化调整试验，1、2和3号高加的最佳水位分别为90 mm、80 mm和 40 mm。

高加水位优化改造后，每年产生经济效益约609.64万元/台，其中1号高加水位调整对经济性的影响最大，3号高加水位调整对安全性的影响最大。

关键词：火力发电机组；高压加热器；水位调整；疏水温度；下端差 1 引言高压加热器（简称高加）是燃煤火力发电机组回热抽汽系统的重要设备[1-4]。

高加水位调整不当、结垢、泄漏或混入不凝结气体等原因，导致上、下端差偏大，高加换热效率降低[2-4]。

机组负荷快速变动时，高加水位大幅波动，可能会出现水击，导致整列高加有撤出的风险，影响机组安全运行。

本研究拟针对1000 MW超超临界燃煤火力发电机组的高压加热器，开展水位调整试验，分析高加水位对高加换热效率和机组煤耗的影响规律，优化高加水位和机组运行。

本文的分析有助于了解高加安全、经济运行的规律，通过调节高加水位和优化设备性能，降低高加上、下端差，提高机组运行安全性和经济性。

MW机组高加下端差大原因分析 PPT

由于运行人员责任心不强,他们为了使得高加水位在骤变负荷以及事故工况下,有更多的水位上升空间,给反应处理预留更多的时间,一些运行人员习惯把高加疏水的水位控制值设定在特别低的位置,如此的操作习惯容易造成疏水的汽液两相流现象, 从而加剧端差值,加剧损伤管壁。在疏水调节装置故障或其他原因造成高加水位大幅度波动的情况下,没有及时发现、处理,致使高加端差波动较大。
项目管内流速(m/s) 给水端差(℃) 疏水端差(℃) 设计压力(MPa) 二根管子泄漏抽汽管道
满水时间(秒) 加热器型式管子与管板的连接方式
管子数量(根)
尺寸/壁厚(mm) 备用管子
高压加热器技术参数
高加HP-1 2、3 -1、7 5、6 7、3
86
卧式U形管焊接&胀接
1188 Ф16×1、8
5%
高加HP-2 2、1 0 5、6 4、7
96
卧式U形管焊接&胀接
1186 Ф16×1、8
5%
高加HP-3 2、05 0 5、6 2、16
75
卧式U形管焊接&胀接
1186 Ф16×1、8
5%
高加水位监测
相关指标
指标
考
我分公司对高加投入率(不低于98%)、端差(5、6 ℃ )、主给水温度(271℃)进行了指标考核机制,300MW机组高加系统运行中存在#103高加水位波动大的缺陷,#112高加下端差偏大,并随负荷增加,下端差最高可增至40℃、从而影响机组的安全、经济可靠运行。
分析如下
1
高加长期低水位运行
2、高温疏水排挤下一级较低压力等级的蒸汽冷却不足的疏水进入下一级加热器,排挤了参数较低的抽汽,对下级的加热器进汽发生排挤现象,高压蒸汽在通过疏水调节阀时,由于压力急剧下降,比容急剧增大,流速急剧增大(最大可增加原流速20倍),发生汽液两相流,这种汽液两相流严重时会破坏高加疏水调节阀的工况,使得下级加热器水位波动大,高加疏水调节阀频繁动作。由于疏水是逐级自流的,从下述表中能够看出:#3高加水侧、汽侧工作压力差为25、34 MPa,#3高加水侧、汽侧进口温度差为235℃,压差、温差均居三台高加之首。加之#3高加的疏水量最大,压差又大,在抽汽压力、抽汽量发生变化,容易引起疏水不畅。因此#3高加水位难以控制,特别容易形成水位大幅度波动现象。