1000MW二次再热汽轮机组热态启动难点分析
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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超超临界二次再热启动控制
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。
1000MW二次再热机组汽轮机热应力控制策略分析
１０００ＭＷ二次再热机组汽轮机热应力控制策略分析Ｔｈｅｔｈｅｒｍａｌｓｔｒｅｓｓｃｏｎｔｒｏｌｓｔｒａｔｅｇｙｏｆ１０００ＭＷｄｏｕｂｌｅｒｅｈｅａｔｓｔｅａｍｔｕｒｂｉｎｅ陈林ꎬ许海雷ꎬ冀川(国电泰州发电有限公司ꎬ江苏泰州㊀２２５３００)摘要:汽轮机的运行情况直接影响到整个机组的经济效益ꎮ在汽轮机启停以及运行过程中不可避免会产生热应力ꎬ若这些应力得不到相应的控制ꎬ可能导致汽缸裂纹㊁转子变形等严重后果ꎮ以上海汽轮机厂１０００ＭＷ二次再热超超临界汽轮机为例ꎬ主要对热应力产生情况及其控制方法进行分析讨论ꎮ关键词:１０００ＭＷ发电机组ꎻ二次再热ꎻ热应力ꎻ温度裕量ꎻ温度准则Ａｂｓｔｒａｃｔ:Ｔｈｅｏｐｅｒａｔｉｏｎｏｆｓｔｅａｍｔｕｒｂｉｎｅｄｉｒｅｃｔｌｙａｆｆｅｃｔｓｔｈｅｅｃｏｎｏｍｉｃｂｅｎｅｆｉｔｓｏｆｔｈｅｗｈｏｌｅｕｎｉｔ.Ｔｈｅｒｍａｌｓｔｒｅｓｓｉｎｅｖｉｔａｂｌｙｏｃｃｕｒｓｄｕｒｉｎｇｔｈｅｓｔａｒｔ－ｕｐｏｒｓｔｏｐｐｉｎｇａｎｄｏｐｅｒａｔｉｏｎｏｆｔｈｅｓｔｅａｍｔｕｒｂｉｎｅ.Ｉｆｔｈｅｓｔｒｅｓｓｉｓｎｏｔｃｏｎ￣ｔｒｏｌｌｅｄꎬｉｔｍａｙｌｅａｄｔｏｔｈｅｓｅｒｉｏｕｓｃｏｎｓｅｑｕｅｎｃｅｓｏｆｔｈｅｃｙｌｉｎｄｅｒｃｒａｃｋａｎｄｔｈｅｒｏｔｏｒｄｅｆｏｒｍａｔｉｏｎ.Ｔａｋｅｎｔｈｅ１０００ＭＷｄｏｕｂｌｅｒｅｈｅａｔＵｌｔｒａ－ｓｕｐｅｒｃｒｉｔｉｃａｌｓｔｅａｍｔｕｒｂｉｎｅｏｆＳｈａｎｇｈａｉｓｔｅａｍｔｕｒｂｉｎｅｐｌａｎｔａｓａｎｅｘａｍｐｌｅꎬｔｈｅｔｈｅｒｍａｌｓｔｒｅｓｓｇｅｎｅｒａｔｉｏｎａｎｄｉｔｓｃｏｎｔｒｏｌｍｅｔｈｏｄｓａｒｅａｎａｌｙｚｅｄａｎｄｄｉｓｃｕｓｓｅｄ.Ｋｅｙｗｏｒｄｓ:１０００ＭＷｕｎｉｔꎻｄｏｕｂｌｅｒｅｈｅａｔꎻｔｈｅｒｍａｌｓｔｒｅｓｓꎬｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅｍａｒｇｉｎꎻｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅｃｒｉｔｅｒｉｏｎ中图分类号:ＴＭ６２１㊀㊀㊀㊀㊀文献标识码:Ｂ㊀㊀㊀㊀㊀文章编号:１６７４－８０６９(２０１８)０６－０２２－０２０㊀引言泰州发电公司二期两台机组汽轮机采用了上海汽轮机厂的全周进汽㊁超超临界㊁二次中间再热㊁单轴㊁五缸四排汽㊁单背压凝汽式㊁十级回热抽汽汽轮机ꎮ机组采用一个超高压缸㊁一个高压缸㊁一个中压缸和二个低压缸串联的布置结构ꎮ汽轮机五根转子分别由六个径向轴承来支承ꎬ除超高压转子由两个径向轴承支承外ꎬ其余四根转子ꎬ即高压转子㊁中压转子和两根低压转子均只有一个径向轴承支承ꎮ整个汽轮机轴系总长约３６ｍꎮ六个轴承分别位于六个轴承座内ꎮ１㊀汽轮机应力评估器(ＴＳＥ)简述１.１㊀热应力产生的工况温度改变时ꎬ物体由于外在约束以及内部各部分之间的相互约束ꎬ使其不能完全自由胀缩而产生的应力ꎬ又称温变应力[１]ꎮ汽轮机的启动过程是将汽轮机从盘车状态升速至额定转速并带负荷运行的过程ꎬ在纯冷态启动初期ꎬ转子和汽缸温度接近于常温ꎬ而在正常运行时ꎬ汽轮机的阀门㊁汽缸㊁转子的温度较高ꎬ超过５００ħꎮ从传热学的观点这是个加热过程ꎬ相反停机过程则是冷却的过程ꎬ此过程中的温差势必产生相应的应力ꎮ１.２㊀ＴＳＥ(ｔｕｒｂｉｎｅｓｔｒｅｓｓｅｖａｌｕａｔｏｒ)为了使汽轮机整个部件在启停机过程中的热应力均控制在允许范围内ꎬ需要对汽轮机的运行状态进行监视ꎬ控制其温度变化ꎮ为此ꎬ机组设置了汽轮机应力评估器(ＴＳＥ)ꎬ精确计算汽轮机运行期间阀门㊁转子及汽缸的最大应力ꎬ并与计算出来的允许值进行比较ꎬ最终得出汽轮机启停过程中允许的温度变化率ꎬ以确定主再热蒸汽参数与转速㊁负荷变化率之间的最佳匹配ꎬ确保主要部件应力不超限ꎬ提高机组正常运行年限ꎮ针对泰州公司二次再热机组特点ꎬ需要监视的主要部件有:超高压主汽门㊁调门㊁汽缸㊁转子ꎬ高压缸主汽门㊁调门㊁转子ꎬ中压缸转子ꎮ测量与蒸汽接触的表面温度和汽缸或阀体中间温度(５０％处)ꎬ通过各部件的测量和计算得到的温差和材料允许温差进行比较ꎬ得到相应部件的温度裕度ꎬ将其中最小的温度裕度作为运行时的参考值ꎬ输入至ＴＳＥ中ꎬ从而控制转速和负荷的变化率ꎬ进而控制热应力ꎮ通过应力闭环的控制ꎬ将汽轮机的热应力控制在允许范围内ꎮ此外ꎬＴＳＥ还可以形成不同温度下的Ｘ准则ꎬ还可以根据裕度计算出汽轮机冲转时最佳蒸汽参数ꎬ使锅炉与汽机的参数相适应[２－３]ꎮ热应力的大小用金属表面温度与中间温度２２２０１８年１２月电㊀力㊀科㊀技㊀与㊀环㊀保第３４卷㊀第６期的差值来表示ꎮ温差越大ꎬ热应力也越大ꎮ为了保证热应力不超允许值ꎬ可以通过温差不超过限值来表示ꎮ对于汽缸和阀体ꎬ通过平均温度Ｔｍ的函数来表示ꎮ限值共有两根曲线ꎬ正值为升转速㊁加负荷曲线ꎬ负值则为降转速㊁减负荷曲线ꎮＴ１㊁Ｔｍ为测量温度ꎬＴｍ为转子平均温度ꎬＴａｘ为转子中心温度ꎬｄＴ为实际温差ꎬｄＴｐｅｒｍｔｕｐｒ为允许温差(上限)ꎬｄＴｐｅｒｍｔｌｗｒ为允许温差(下限)ꎬｄｄＴｕｐｒ为温度裕度上限ꎬｄｄＴｌｗｒ为温度裕度下限ꎬ通过测得的阀体和汽缸相关温度参数得到:上限温度裕度ｄｄＴｕｐｒ＝ｄＴｐｅｒｍｔｕｐｒ－ｄＴ下限温度裕度ｄｄＴｌｗｒ＝ｄＴ－ｄＴｐｅｒｍｔｌｗｒ㊀㊀通过将超高压主汽门㊁调门㊁汽缸㊁转子ꎬ高压缸主汽门㊁调门㊁转子ꎬ中压缸转子八个温度裕度上限最小值送至汽轮机控制器温度裕度控制器最为升速和加负荷的裕度ꎬ计算出升速率和加负荷速率ꎮ同样也可计算出允许的降速率和降负荷速率ꎮ运行人员通过ＵＩ界面可以投切ＴＳＥ模块ꎮ同时ꎬ如果ＴＳＥ相关测点故障也会切除相应部件的应力控制器ꎮ每个部件的温度裕度在ＤＥＨ画面中以棒状图显示ꎬ如果温度裕度接近０ꎬ说明该部件的应力已达到了最大允许值ꎮ如果低于０ꎬ则应力超过了最大允许值ꎮ２㊀ＴＳＥ控制策略对于１０００ＭＷ二次再热机组汽轮机ꎬ其核心部件转子和叶片均使用高合金钢材料ꎬ此材料的许用温度变化关系就是ＴＳＥ控制器控制策略的核心底层ꎬ有了此基础ꎬ我们就可以建立一套应力控制的模型ꎬ我们对不同材料制成的部件暖机的速率是不同的[４]ꎮ汽轮机应力控制器(ＴＳＥ)是汽轮机一个监控模块ꎬ对其各个部件连续不断评估ꎬ给出汽轮机能运行在最小寿命损耗工况下提供必要的信息ꎬ同时也提供最大的运行灵活性ꎬ其有下列功能:在任何条件下ꎬ通过ＴＳＥ能将汽轮机应力控制允许范围内ꎻ计算和记录汽轮机部件的寿命损耗ꎮ汽轮机部件的温度改变量主要取决于启停机时蒸汽温度的变化㊁汽轮机负荷变化ꎮ图１是泰州公司二期ＤＥＨ功能模块主要结构ꎮ可以看出ＴＳＥ处于结构中的顶层ꎬ对整个控制输出具有重要意义ꎬ具体控制逻辑如下:从汽轮机应力评估ＷＴＧ中产生的负荷增加温度裕度ＷＴＯ和负荷降低温度裕度ＷＴＵꎬ在ＭＩＮ或ＭＡＸ选择功能块中ꎬ与最大语序裕度ＦＢＭＡＸ进行比较ꎮ选出的信号乘以延迟的转速设定值梯度ＮＳＶＧ以产生转速设定值控制的速率ꎬ在负荷运行期间ꎬ该因子切换到延迟的负荷设定值速率ＰＳＶＧꎬ升速方向转速上限裕度ＯＦＢＮꎬ降速方向转速下限裕度ＵＦＢＮꎮ限制转速设定值上限裕度ＯＦＢＮ最小值ꎬ以确保在升速期间转速梯度监控不作出响应ꎮ在带负荷控制器的负荷运行ＬＢ时ꎬ取消减小转速设定值梯度模块ＰＳＧꎬ由运行人员设定的期望内部负荷设定值梯度ＰＳＧＩꎬ与限制温度裕度ＷＴＯ和ＷＴＵ及最大允许裕度ＦＢＭＡＸ在ＭＩＮ或ＭＡＸ选件模块中选择[５]ꎮ图１㊀泰州公司二期ＤＥＨ功能模块组成３㊀结语汽轮机应力控制器运行曲线直接引进汽轮机热应力控制策略模块中ꎬ能直接反映温度准则ꎬ由应力计算到温度准则ꎬ汽轮机应力控制器全程监护ꎬ减轻了运行人员的工作量ꎬ更是有效地防止了人为的误操作ꎬ提高工作效率ꎬ汽轮机运行安全㊁可靠ꎮ参考文献:[１]伍能ꎬ郑云之.超临界参数大型汽轮机组的发展[Ｊ].上海汽轮机ꎬ１９８７(１):１－１２.[２]陆启毅.浅析汽轮机的热应力[Ｊ].科技创新与应用ꎬ２０１６ꎬ(１１):１２１.[３]程功.６６０ＭＷ西门子汽轮机启动程序中应力控制策略[Ｊ].电力与电工ꎬ２０１７(４):７１－７３.[４]葛智平.３５０ＭＷ汽轮发电机组凝汽器水位控制策略分析[Ｊ].电力科技与环保ꎬ２０１７ꎬ３３(５):５８－６０.[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￣１９ꎻ修回日期:２０１８￣０９￣０６作者简介:陈林(１９８９￣)ꎬ男ꎬ江苏仪征人ꎬ硕士研究生ꎬ从事火力发电厂集控运行工作ꎮＥ－ｍａｉｌ:ｃｈｅｎｌ＠ｇｄｔｚ.ｃｏｍ.ｃｎ３２２０１８年陈林等:１０００ＭＷ二次再热机组汽轮机热应力控制策略分析第６期。
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。
1000MW超超临界汽轮机极热态启动特点及对策
1000MW超超临界汽轮机极热态启动特点及对策浙江国华宁海电厂二期2×1000MW超超临界汽轮发电机组是目前国内单机功率最大、经济性最高的火力发电机组。
文章对该汽轮机极热态条件启动过程进行了深入研究，提出了一系列有针对性的措施和方法，对机组停运后迅速并网带负荷具有重要的指导意义，对同类型机组也有一定的借鉴作用。
标签：超超临界；1000MW；极热态启动1 系统概述浙江国华宁海电厂二期工程2×1000MW汽轮发电机组采用德国SIEMENS 成熟的组合积木块式HMN机型，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，共计64级。
汽轮机大修周期设计为l2年，是一般电厂的2～3倍，在降低电厂检修维护费用的同时，也使机组等效可用系数得到很大提高。
汽轮机型式为超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式、八级回热抽汽，具体技术参数（铭牌功率TRL）如表1：2 极热态启动的特点极热态启动是指机组停用2h以内重新启动，对于采用滑参数停机的超超临界机组而言，此时一般汽轮机高压转子金属温度在380℃左右，而对于故障跳闸的机组在而言，此时汽轮机高压转子在550℃左右，可以说在这种工况下进行极热态启动，如果处理不当，将对于汽轮机的寿命造成极大的影响。
极热态启动的主要特点是：启动前机组金属温度非常高，一般仅比额定参数低50℃左右；汽轮机所要求的进汽冲转参数极高；启动时间非常短，一般在机组跳闸后，事故原因一经查明，消除马上冲转并网。
3 极热态启动中注意的问题3.1 冲转参数的选择极热态启动前，汽轮机金属部件温度较高，要特别防止汽缸和转子被冷却。
在实际操作中应该根据汽轮机缸温、转子温度来决定冲转的参数，并要求加快升速、并网、及带负荷的速率，减少一切不必要的停留，防止汽轮机产生过大的热应力、热变形。
西门子1000MW汽轮机极热态冲转参数的选择是由DEH系统内部应力评估模型给定的，具体根据汽轮机高/中压转子温度、高压主汽门/调门内外壁温差、高压缸温度，在相应金属材料应力裕度模型的基础上计算得出。
1000MW二次再热机组再热汽温调整与优化-4页文档资料
1000MW二次再热机组再热汽温调整与优化一、运行情况概述该厂2×1000MW二次再热锅炉型式为2710t/h超超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛塔式布置、四角切向燃烧、平衡通风。
设计煤种为神华煤。
过热蒸汽/一次/二次再热蒸汽额定温度605/613/613℃ 根据设计在65%～100BMCR负荷段，一次、二次再热蒸汽温度应能达到在额定值。
然而该厂二期两台机组投产初期，均存在再热汽温偏离设计值较多问题，月度均值只有587℃左右，机组效率大幅受限。
由于1000MW 等级的二次再热机组尚属首例，无成功调整经验借鉴，因此该厂从机组特性上深入研究，在磨组组合、吹灰、二次风门调整及煤种掺烧配烧中探索出一条二次再热1000MW超超临界机组再热汽温控制手段。
二、运行调整与优化1.吹灰方式调整从二次再热锅炉受热面布置可以看出，低温过热器受热面处于燃烧器出口，即处炉膛温度最高区域。
由于低温过热器受热面的辐射特性，较干净的低过受热面势必造成低过吸热过多，从而导致锅炉再热汽温低于设计值。
运行数据显示，低温过热器温升及烟气温降均大于设计值，说明低温过热器受热面吸热占较大。
针对此现象通过减少一次再热高再热段以下区域重点减少低过受热面区域吹灰频率和吹灰器数目，达到增加再热器的吸热，提高再热汽温的目的。
2.磨组运行方式优化通过磨煤机的组合方式来调节再热汽温与改变燃烧器的摆角的原理一样，都是改变燃烧中心来调整再热汽温。
选取下列磨组运行方式。
高负荷ABDEF、ABCDF运行时，一、二次再热器汽温距额定值甚远，主要原因是主燃区分为两段，降低了炉膛火焰的集中度，使锅炉燃烧剧烈程度降低。
如表1所示，在磨煤机组合中，ACDEF组合运行时的一、二再热蒸汽温度最高。
一是由于该种运行方式拉长了主燃烧区域的高度，炭粒子在炉膛的停留时间延长所致。
在600MW～800MW，重点比较BCDE/CDEF两种磨组运行方式。
采用上4台磨组运行时，由于主燃烧区域的上移，即火焰中心的上抬，再热汽温有着明显升高。
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。
1000MW二次再热汽轮机启动步序及问题处理
３ ｌ・ ｎ ｇ ／ ｍ ． 实 脱 了 高 效 能 干 丌 超 低 排 放 ． 试 验 数
协 进 一 步验 ｉ ｉ ｔ ：ｒ二 次 ｝ 耳热 发 电 技 术 的 优 越 小 图 １ １ ０ ０ ０ ＭＷ 二 次 再 热 机 组 外 形
Ｆ ｉ ｇ． １ Ｔｈ ｅ ｏｕ ｔ ｌ ｉ ｎ ｅ ｏ ｆ ｔ ｈ ｅ １ ０ ０ ０ 一 ＭＷ ｄ ｏ ｕ ｂ ｌ ｅ ｒ ｅ ｈ ｅ ａ ｔ ｕ ｎ ｉ ｔ
界二 ７ ＝ 欠 热 ＇ ７ ， ｔ 轮 机 足 ｊ 二海 汽 轮 机 何 限 公 司 产 的
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Ｉ ） ＥＨ ｒ Ｉ 动
轴 、 ， １ ： 缸 【 排 汽 、 二 次 ｌ ｒ ， 问 冉 热 、凝 汽』 汽 轮 机 组 汽 轮 机 ５根 转 子 分 圳 Ｉ ｈ ６个 轴 承 １ 莛 承 ． 除 超 高 爪 转 子 … ２个 轴 承 支 承 外 ．
ｆ Ｊ 【 高 效 能 运 行 趔 排 放 ． 对超 超 临 ５ ｌ ｉ Ｌ 双 冉 热 汽 轮 机 的 启 动 酞 运 具 有 一定 的 参 等意 义 关 键 词 ： 火 电厂 ； 超 超 外４ ； Ｅ ￣ － Ｉ ｌ ； 汽轮 机 ；二 次 ｝ ｌ ｝ 热 ； 扁 动
中 图分 类 号 ：ＴＭ６ ２ Ｆ Ｋ２ ６ ７ 文 献 标 志 码 ：Ｂ ＤｏＩ ：１ ０ ． １ １ ９ ３ ｏ ／ ｉ ． ｌ １ ． １ Ｏ ０ ４ — ９ ６ ４ ９ ， ２ ０１ ６ ． １ Ｉ ． １ ｌ ９ ． ０ ５
１ ０ ０ ０ ＭＷ 二 次 再 热 汔 轮 棚 启 动 序 及 问 题 处 理
薛江涛 ， 马运翔 ， 张耀华 ， 丁建 良
（ 江 茸 育 天 电 力技 术 育 限 公 司． 江苏 南 ２ １ １ １ ０ ２）
1000MW二次再热机组启动技术关键点分析与控制
（ １ ． Ｘｉ ’ ａ ｎ Ｔ ｈ ｅ ｒ ｍａ ｌ Ｐ ｏ ｗｅ ｒ Ｒｅ ｓ ｅ ａ ｒ ｃ ｈ Ｉ ｎｓ ｔ ｉ ｔ ｕ ｔ ｅ Ｃｏ ． ， Ｌｔ ｄ ． ， Ｘｉ ’ ｎ ａ ７１ ０ ０５ ４ ， Ｃ ｈ ｉ ｎ ａ ；
ｕ ｐ ｐ ｒ ｏ ｃ ｅ ｓ ｓ ａ ｎ ｄ ｈｅ ｔ ｐ ｒ ｅ ． ｓ ｔ ａ ｒ ｔ ｃ ｈ ｅ ｃ ｋ ｃ ｏ ｎ ｔ ｅ ｎ ｔ ｓ ｗｅ ｒ ｅ ｉ ｎ ｖ ｅ ｓ ｔ ｉ ｇ ａ ｔ ｅ ｄ ｔ ｏ ｐ ｕ ｔ ｏｒ ｆ ｗａ ｒ ｄ ｈｅ ｔ ｃ ｏ ｒ ｒ ｅ ｓ ｐ ｏ ｎ ｄ ｉ ｎ ｇ ｃ ｏ ｎ ｔ ｒ ｏ ｌ ｓ ｒａ ｔ ｔ ｅ ｇ ｉ ｅ ｓ ． Ｔｈ ｅ ｒ ｅ ｓ ｕ ｌ ｔ ｓ ｈ ｏ ｗｓ ｈａ ｔ ｔ ， ｈｅ ｔ ｃ ｙ ｌ ｉ ｎ ｄ ｅ ｒ ｅ ｘ ｈ ａ ｕ ｓ ｔ ｉ ｎ ｇ ｔ ｅ ｍｐ ｅ ｒ ａ ｔ ｕ ｒ ｅ ， ｔ ｈ ｅ ｇ ｌ ａ ｎ ｄ ｓ ｅ ａ ｌ ｓ ｙ ｓ ｔ ｅ ｍ ａ ｎ ｄ ｈｅ ｔ ｌ ｕ ｂ ｒ ｉ ｃ ａ ｔ ｉ ｎ ｇ ｏ ｉ ｌ ｓ ｙ ｓ ｔ ｅ ｍ ｒｅ ａ ｔ ｈ ｅ ｋ ｅ ｙ ｆ ａ ｃ ｔ ｏ ｒ ｓ ａ ｆｅ ｃ ｔ ｉ ｎ ｇ ｔ ｈ ｅ ｓ ｔ ａ ｒ ｔ — ｕ ｐ ｐ ｒ ｏ ｃ ｅ ｓ ｓ ． Ｕｎ ｉ ｏｒ ｆ ｍｌ ｙ ｃ ｏ ｎ ｒｏ ｔ ｌ ｌ ｉ ｎ ｇ ｈｅ ｔ ｔ ｅ ｍｐ ｅ ｒ ａ ｔ ｕ ｒ ｅ ｒ ｉ ｓ ｅ ｏ ｆ ｅ ａ ｃ ｈ ｃ ｏ ｍｐ ｏ ｎ ｅ ｎ ｔ ｄ ｕ ｉｎ ｒ ｇ ｔ ｈ ｅ ｓ ｔ ａ ｒ ｔ － ｕ ｐ ｐ ｒ ｏ ｃ ｅ ｓ ｓ ｔ ｏ ｍｅ ｅ ｔ ｔ ｈ ｅ Ｘ ｃ ｒ ｉ ｔ ｅ ｒ ｉ ｏ ｎ ａ ｎ ｄ ｓ ｒ ｔ ｅ ｓ ｓ ｌ ｉ ｍｉ ｔ ｉ ｓ ｏ ｎ ｅ ｏ ｆ ｈｅ ｔ ｋ ｅ ｙ ｐ ｏ ｉ ｎ ｔ ｓ ． Ｒｅ ａ ｓ ｏ ｎ ａ ｂ ｌ ｅ ｌ ｆ ｕ ｓ ｈ ｉ ｎ ｇ ｏ ｆ ｈｅ ｔ
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超超临界二次再热机组性能分析
1000MW超超临界二次再热机组性能分析1000MW超超临界(USC)二次再热机组目前处于工程应用的初级阶段,与传统一次再热机组相比,锅炉侧增加了一级再热,汽轮机增加了一个超高压缸,回热加热器增加了两级回热,相应的各换热面的布置发生了变化,能量分布、换热面的传热性能等仍待进一步研究。
本文首先运用(火用)分析法,基于(火用)平衡方程,运用(火用)效率、(火用)损系数和(火用)损率研究了某1000MW USC二次再热机组锅炉的(火用)损分布和(火用)效率,研究结果表明锅炉的(火用)效率为53.5%;锅炉的(火用)损失主要集中在炉内燃烧和炉内换热面的换热;炉内换热面的(火用)损失主要集中在水冷壁、过热器和空气预热器中。
接着,本文研究了USC二次再热机组锅炉调温方式对锅炉燃烧特性的影响,针对USC二次再热锅炉不同调温方式,进行了全炉膛热态数值模拟计算分析与研究,研究结果表明挡板调节能够在保持过热蒸汽温度在合理范围内条件下,有效调节二次再热蒸汽温度。
最后,本文针对USC二次再热机组整体特性,运用能量分析和(火用)分析方法,分析了整个机组的热力学特性,结果表明在整个二次再热系统中锅炉系统的(火用)损率达85%,其中炉膛燃烧的(火用)损率为48%,炉内换热面的(火用)损率为37%。
炉内换热面中水冷壁具有最大的(火用)损率22%,因此锅炉侧优化燃烧和传热十分必要。
汽轮机侧的超高压缸和两个低压缸具有最大的(火用)损失。
回热加热系统的(火用)损率为2.3%,主要集中在3号、7号和10号加热器。
同时研究了机组的灵敏性,通过研究机组(火用)效率随机组负荷、给水温度、主蒸汽温度和压力、两次再热蒸汽温度和低压缸排汽压力的变化,得出机组负荷、给水温度和低压缸排汽压力对机组效率影响较大,并给出其详细的影响曲线,为机组的进一步运行优化提供理论依据。
1000MW二次再热机组再热汽温调整与优化探究
1000MW二次再热机组再热汽温调整与优化探究摘要：随着社会经济的不断发展，人们对电力的需求不断增多。
二次再热机组是电厂中一种常见的设备，其能够极大的提高资源的利用率。
本文以某电厂1000MW二次再热机组为例，首先介绍了其运行概况，然后探讨了再热气温的调整和优化措施。
关键词：1000MW；二次再热机组；再热气温目前，我国很多电厂在生产的过程中都使用了再热机组，有一次再热机组和二次再热机组。
二次再热机组相对于一次再热机组来说，再热蒸汽还会经过锅炉加热，这样可以再次提高蒸汽的做功效率，使得单位蒸汽做工能力增加。
但是再热蒸汽的温度比较高，因此需要对其进行调整和优化。
1、某1000MW二次再热机组运行概况某电厂1000MW二次再热机组是螺旋管圈+垂直管屏直流炉，超超临界参数为2764t/h，布置方式为单炉膛双切圆、平衡通风、固态排渣、全钢架、全悬吊结构、露天布置的π型锅炉。
运行过程中的过热蒸汽、一次蒸汽以及二次蒸汽的额定温度分别为605℃、623℃以及623℃。
根据二次再热机组的性能要求，当负荷处于64%的时候，一次再热和二次再热的气温就应该能够达到额定温度。
但是此1000MW二次再热机组在刚投入使用的时候，其再热汽温与设计值之间还存在很大的差距，每个月的平均温度值只能够达到600℃左右，使得1000MW二次再热机组的工作效率受到了很大的影响。
此厂的1000MW二次再热机组是国内第一组设备，因此缺乏相关的经验。
此电厂就自主进行研究，分析1000MW二次再热机组的特性，然后探讨出了针对1000MW二次再热机组的再热汽温控制方式，包括烟气再循环、煤种掺烧配烧、二次风门调整、吹灰以及磨组组合等方面[1]。
2、1000MW二次再热机组再热汽温调整与优化措施2.1调整吹灰方式首先研究了此1000MW二次再热机组的受热面布置，发现低温过热器的受热面位于炉膛内温度最高的地方，也就是燃烧器的出口处。
根据低温过热器的辐射特性，如果受热面比较干净的话，那么其吸热效率就越高，也就会降低机组内的再热气温。
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。
1000MW超超临界汽轮机极热态启动特点及对策
总661期第十二期2018年12月河南科技Henan Science and Technology1000MW超超临界汽轮机极热态启动特点及对策崔存星（中煤新集利辛发电有限公司，安徽亳州236744）摘要：1000MW超超临界汽轮机设备是现代火电厂开展生产设备机组规划建设过程中可供选择的设备类型。
该种设备的安装运用，对改善优化我国火电生产企业的综合性经营运作效率具备重要意义。
本文围绕1000MW超超临界汽轮机极热态启动特点及对策论题，择取三个具体方面展开简要阐释。
关键词：1000MW超超临界汽轮机；极热态启动；特点中图分类号：TM621文献标识码：A文章编号：1003-5168（2018）35-0045-03 Characteristics and Countermeasures of Extreme Hot Start-up of1000MW Ultra-Supercritical Steam TurbineCUI Cunxing（China Coal Xinji Lixin Power Generation Co.,Ltd.，Bozhou Anhui236744）Abstract:1000MW ultra-supercritical steam turbine equipment is an optional equipment type in the process of planning and construction of production equipment units in modern thermal power plants.The installation and appli⁃cation of this kind of equipment is of great significance for improving and optimizing the comprehensive operation effi⁃ciency of thermal power production enterprises in China.In this paper,the characteristics and countermeasures of ex⁃treme hot start-up of1000MW ultra-supercritical steam turbines were briefly explained in three specific aspects. Keywords:1000MW ultra supercritical steam turbine；extremely hot start；characteristics近年来，随着《国家中长期科学和技术发展规划纲要（2006—2020年）》和《中华人民共和国国民经济和社会发展第十二个五年计划纲要》等官方文件的制定和广泛推广实施，我国电力能源事业领域的相关生产单位建设与经营工作，逐渐展示出了资源节约和环境保护的基本发展趋势［1］。
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。
1000 MW二次再热汽轮机组热态启动难点分析
1000 MW二次再热汽轮机组热态启动难点分析
叶罗;李冬;李敏;吴俊东
【期刊名称】《电力科技与环保》
【年(卷),期】2018(34)6
【摘要】与一次再热机组相比,二次再热带来的轴系增加以及更复杂的二次再热循环系统,给机组启动方式带来较大变化和新的技术要求.对二次再热汽轮机组在热态条件启动过程进行了分析,针对存在的一些问题和难点提出了相应措施和方法.【总页数】3页(P31-33)
【作者】叶罗;李冬;李敏;吴俊东
【作者单位】国电泰州发电有限公司,江苏泰州 225300;国电泰州发电有限公司,江苏泰州 225300;国电泰州发电有限公司,江苏泰州 225300;国电泰州发电有限公司,江苏泰州 225300
【正文语种】中文
【中图分类】TM621
【相关文献】
1.超超临界二次再热1000 MW汽轮机组通流效率能耗敏感性定量分析 [J], 赵玉柱;王波
2.1000 MW二次再热汽轮发电机组振动故障分析及处理 [J], 夏芃;徐福斌;许尧
3.1000 MW二次再热机组汽轮发电机弹簧隔振基础应用分析 [J], 马啸峰
4.1000 MW二次再热机组汽轮机大轴抱死原因分析及预防措施 [J], 徐卫;崔凯峰;王振
5.1000 MW二次再热机组汽轮机热应力控制策略分析 [J], 孔祥鑫; 竺永久; 戴鹏; 赵志发; 梁海山
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１０００ＭＷ二次再热汽轮机组热态启动难点分析Ａｎａｌｙｓｉｓａｎｄｓｔｕｄｙｏｎｔｈｅｄｉｆｆｉｃｕｌｔｉｅｓｉｎｈｏｔｓｔａｒｔ－ｕｐｔｏｔｈｅ１０００ＭＷｄｏｕｂｌｅｒｅｈｅａｔｔｕｒｂｉｎｅｕｎｉｔ叶罗ꎬ李冬ꎬ李敏ꎬ吴俊东(国电泰州发电有限公司ꎬ江苏泰州㊀２２５３００)摘要:与一次再热机组相比ꎬ二次再热带来的轴系增加以及更复杂的二次再热循环系统ꎬ给机组启动方式带来较大变化和新的技术要求ꎮ对二次再热汽轮机组在热态条件启动过程进行了分析ꎬ针对存在的一些问题和难点提出了相应措施和方法ꎮ关键词:二次再热ꎻ１０００ＭＷ发电机组ꎻ热态启动ꎻ排汽温度Ａｂｓｔｒａｃｔ:Ｃｏｍｐａｒｅｄｗｉｔｈｔｈｅｐｒｉｍａｒｙｒｅｈｅａｔｉｎｇｕｎｉｔꎬｔｈｅｉｎｃｒｅａｓｅｏｆａｘｉｓｓｙｓｔｅｍａｎｄｍｏｒｅｃｏｍｐｌｅｘｓｅｃｏｎｄａｒｙｒｅｈｅａｔｉｎｇｃｙｃｌｅｓｙｓｔｅｍｏｆｄｏｕｂｌｅ－ｒｅｈｅａｔｕｎｉｔｓｂｒｉｎｇｇｒｅａｔｃｈａｎｇｅｓａｎｄｎｅｗｔｅｃｈｎｉｃａｌｒｅｑｕｉｒｅｍｅｎｔｓｔｏｔｈｅｓｔａｒｔ￣ｉｎｇｍｏｄｅｏｆｔｈｅｕｎｉｔ.Ｔｈｉｓａｒｔｉｃｌｅꎬｔｈｒｏｕｇｈｔｈｅａｎａｌｙｓｉｓｏｎｔｈｅｃｏｎｄｉｔｉｏｎｏｆｈｏｔｓｔａｒｔ－ｕｐｐｒｏｃｅｓｓｏｆｄｏｕｂｌｅ－ｒｅ￣ｈｅａｔｕｎｉｔｓａｎｄａｉｍｉｎｇｓｏｍｅｐｒｏｂｌｅｍｓａｎｄｄｉｆｆｉｃｕｌｔｉｅｓꎬｐｕｔｓｆｏｒｗａｒｄｔｈｅｃｏｒｒｅｓｐｏｎｄｉｎｇｍｅａｓｕｒｅｓａｎｄｍｅｔｈｏｄｓ.Ｋｅｙｗｏｒｄｓ:ｄｏｕｂｌｅｒｅｈｅａｔꎻ１０００ＭＷｐｏｗｅｒｕｎｉｔꎻｈｏｔｓｔａｒｔ－ｕｐꎻｅｘｈａｕｓｔｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ中图分类号:ＴＭ６２１㊀㊀㊀㊀㊀文献标识码:Ｂ㊀㊀㊀㊀㊀文章编号:１６７４－８０６９(２０１８)０６－０３１－０３０㊀引言泰州公司二期工程３号㊁４号１０００ＭＷ汽轮发电机组于２０１５年９月㊁２０１６年１月先后高标准投运ꎮ在全世界首次将二次再热技术应用到百万千瓦等级超超临界燃煤发电机组ꎬ该工程发电效率为４７.８２％ꎬ发电煤耗为２５６.８６ｇ/ｋＷｈꎬ比当今世界最好水平低６ｇ/ｋＷｈꎬ同时二氧化碳㊁二氧化硫㊁氮氧化物和粉尘排放量减少５％以上ꎬ优于燃气机组排放水平ꎬ实现了机组能效㊁排放水平大幅提升ꎮ根据二期工程运行的实际情况ꎬ就热态启动过程中存在的难点进行分析和处理ꎬ对大容量二次再热汽轮机组的启动控制具有一定的参考意义ꎮ机组设高㊁中㊁低压三级串联汽机旁路系统ꎬ旁路按不考虑停机不停炉及带厂用电运行功能来设计ꎮ高压旁路从主蒸汽接到一级低温再热器冷段ꎬ同时起锅炉主汽安全阀功能ꎮ中㊁低压旁路容量按满足启动功能的要求设置ꎮ１㊀热态启动方式及特点二次再热机组采用超高㊁高㊁中压缸三缸联合启动方式ꎮ主蒸汽为串联流程ꎬ即主蒸汽由超高压缸进入ң超高压缸排汽至一级再热器ң进入高压缸ң高压缸排汽至二级再热器ң进入中压缸ң低压缸ң凝汽器ꎮ在启动阶段ꎬ旁路控制器参与控制三级旁路开度以调整㊁保持主蒸汽㊁一㊁二次再热器蒸汽压力在设定的范围ꎮ热态启动是指机组停用８ｈ以内重新启动ꎬ超高压转子平均温度４００~５４０ħꎮ热态启动的主要特点是启动前汽轮机缸温及转子金属温度较高ꎬ一般为额定参数的８０％左右[１]ꎬ故对所需求的进汽参数要求高ꎮ同时启动速度和安全也会受到汽轮机各金属部件热应力制约ꎮ并且ꎬ一般在机组跳闸后ꎬ事故原因一经查明ꎬ消除后立即进行热态启动ꎬ至并网带负荷间隔时间短ꎬ启动速率较快等ꎮ对于机组每一次启动ꎬ均会造成机组使用寿命的折损ꎮ在这种工况下启动处置不当将大大增加机组寿命损耗ꎬ对于汽轮机的寿命造成极大的影响ꎮ二次再热汽轮机系统配置如图１ꎮ１.１㊀启动过程中的应力控制在机组启动过程中ꎬ汽轮机处于非稳定状态下ꎬ选择与设备金属温度相当的蒸汽温度对于汽轮机运行的成本和应力优化是一个重要的措施ꎮ二次再热汽轮机组对常规一次再热多一个汽缸及对应进汽系统ꎬ继而ＴＳＥ控制器受限条件也更为复杂ꎮ二次再热机组主要对超高压主汽门㊁超高压主调门㊁超高压汽缸㊁超高压转子㊁高压主汽门㊁高压主调门㊁高压转子㊁中压转子等部件进行温度监视ꎬ１３通过衡量金属表面同内部平均温度之间的温度差值与允许温度差值来计算允许的温㊁降升率ꎬ该差值以应力裕度的形式来表示ꎮ所有测量的温度及应力裕度均进行指示及记录ꎬ并且取上述部件最小应力裕度参与到机组的转速控制回路和负荷控制回路中ꎬ决定是否限制机组升转速或负荷ꎮ图１㊀二次再热汽轮机系统配置㊀㊀由于转子的径向厚度比汽缸厚度大很多ꎬ蒸汽对转子外表面的放热系数远大于对汽缸内壁的放热系数ꎬ此外转子表面有许多应力集中区ꎬ启动时转子内外径的温差和产生的热应力远远大于汽缸[２]ꎬ因此转子热应力大小对汽轮机寿命起着决定性作用ꎬ故需要对转子ＴＳＥ温度裕度重点关注ꎬ以保持在整个过程有一定的裕量ꎬ如图２所示ꎮ注意事项:做好汽轮机各部件温度裕度的监视ꎬ以此来调整对应所需进汽参数并保持参数的稳定ꎻ由于热态启动特点ꎬ蒸汽流量在并网带初负荷后才有明显增加ꎬ此时对金属表面的冲击也最大ꎮ在此阶段应根据汽轮机ＴＳＥ情况增加负荷ꎬ同时应关注ＤＥＨ升负荷速率ꎬ机组并网正常后可适当降低升负荷速率至２０ＭＷ/ｍｉｎꎻ当蒸汽参数出现扰动异常升高或降低时ꎬ各金属部件升降应力裕度小于－１５Ｋꎬ汽机转速㊁蒸汽流量或负荷不能再进一步增加同时避免蒸汽温度进一步升高ꎮ当各金属部件升裕度小于－２０Ｋꎬ应立即手动遮断汽轮机ꎮ１.２㊀热态启动时Ｘ准则的匹配Ｘ准则是一种动态可变温度准则ꎬ可自动实现温度匹配和热应力的最佳断点控制[３]ꎬ用于判断是否可以打开主汽门对调门进行预热㊁汽轮机是否可以打开调门实现冲转㊁是否可升速到额定转速以及能否发电机并网带负荷ꎮ作为汽轮机自启动步序条件一部分ꎬ通过可变的温度准则判定当前蒸汽状态是否达到预期以及决定是否进入下一状态ꎮ图２㊀金属最小应力裕度㊀㊀以某次热态启动为例ꎬ在整个ＳＧＣ自启动阶段ꎬＸ５准则迟迟难以满足ꎮＸ５准则应用于冲转前蒸汽状态判定ꎬ其控制策略是:Ａ/Ｂ侧超高压主汽门前温的最小值ꎬ大于超高压转子体平均温度和超高压外缸体平均温度间的大值ꎮ目的是避免冲转过程中超高压汽轮机汽缸及转子的冷却ꎮＸ５准则可有式(１)和表１确定:Ｘ５＝Ｔｍｓ－Ｆ(Ｔｍｃｖ)(１)式中:Ｔｍｓ为左㊁右侧超高压主汽门前温度间的最小值ꎻＴｍｃｖ为超高压转子体平均温度和超高压外缸体平均温度间的最大值ꎻＦ(Ｔｍｃｖ)为Ｔｍｃｖ对应的函数值ꎮ表１㊀Ｘ５准则中Ｔｍｃｖ对应函数值Ｆ(Ｔｍｃｖ)ħＴｍｃｖ０１００２００５６０６００Ｆ(Ｔｍｃｖ)１００１７８２５６５６０５６０㊀㊀根据Ｘ５准则的定义ꎬ若要Ｘ５>０准则满足ꎬ可以通过增加燃料量㊁总风量等措施提高主蒸汽温度ꎮ以某次启动超高压转子温度５１５ħ的条件ꎬ需控制超高压主汽门前温度>５３２ħꎬ然而过高的启动参数会给后续带来系列问题和难度ꎮ为保证启动的一次成功ꎬ该厂研究决定ꎬ机组跳闸后至再启动时间不少于１０ｈꎬ使对应部件金属温度有个适当下降空间ꎮ１.３㊀启动参数的匹配和控制在启动参数的选择和控制ꎬ正如前文所述ꎬ首先２３需考虑的是满足汽轮机各金属部件热应力的要求ꎬ既满足ＴＳＥꎬ又要满足对Ｘ准则的需求ꎬ实现自启动步序的走步ꎮ对于热态冲转参数设备制造商建议为:超高缸进汽参数为:１４ＭＰａ/５４０ħꎬ高压缸进汽３.０~３.５ＭＰａ/５２０ħ中压缸进汽０.８~１.０ＭＰａ/５２０ħꎮ在该工程初期调试中ꎬ在这么高的参数给超高压缸/高压缸排汽温度带来较大的控制难度ꎮ三缸联合启动过程中ꎬ尤其在低速动摩检查停留(８７０ｒ/ｍｉｎ)及达额定转速等待并网阶段ꎬ由于蒸汽流量低鼓风摩擦带来的热量不足以被带走ꎬ排汽温度上升明显ꎮ为保护末级叶片西门子汽轮机组设定了排汽温度高保护ꎮ其策略是在第一阶段关小中压调门开度以提高超高压/高压缸进汽量ꎻ第二阶段切除对应汽缸进汽并开启通风阀ꎬ将该汽缸抽真空ꎻ第三阶段则为触发ＥＴＳ停机保护ꎮ通过分析多次启动采取以下措施将有利于改善因排汽温度高导致的启动中断的问题:合理分配超高压缸㊁高压缸进汽量[４]ꎮ主要手段就是优化启动参数ꎬ控制好主蒸汽㊁一再蒸汽压力比值ꎮ例如某次启动选择参数:主蒸汽９ＭＰａ/５１０ħꎬ一次再热蒸汽３.８ＭＰａ/５００ħꎬ二次再热蒸汽１ＭＰａ/４８５ħꎮ机组３０００ｒ/ｍｉｎ时超高压缸㊁高压缸排汽峰值分别为４７７ħ/４５０ħꎬ后在中调门参与控制下ꎬ超高压缸排汽温度得到控制并有小幅回落ꎮ在汽轮机升速前ꎬ逐步进行并网前电气准备及备用磨煤机启动准备工作ꎬ保证在３０００ｒ/ｍｉｎ定速后ꎬ控制并网时间在１０ｍｉｎ内ꎬ并加负荷至１５０ＭＷꎮ由于并网前中调门开度小ꎬ需注意因进汽流量较小产生汽流激振而导致油动机振动大的问题ꎮ节流真空泵入口阀以及停运真空泵方式降低主机真空ꎬ使得暖机进汽量增加ꎮ１.４㊀低压旁路减温器容量不足热态启动相比较冷态启动ꎬ在启动初期对锅炉而言是一个冷却的过程ꎬ故热态启动整体升温升压率要更高ꎬ以尽快满足锅炉燃烧率与锅炉金属温度的匹配ꎮ为保障一次性冲转和快速并网至初负荷的需求ꎬ燃料量的投用量多且快ꎬ高㊁中㊁低压旁路大流量的作用是不可或缺的[５]ꎮ该机型低压旁路由二次再热蒸汽管道接出ꎬ经减温减压后接入凝汽器喉部ꎬ其减温水水源为凝结水ꎮ为实现凝汽器温度保护ꎬ防止高温蒸汽对凝汽器进行直接冲刷ꎬ设置了低旁快关保护ꎮ其控制策略为当低旁Ａ/Ｂ出口温度>１５０ħꎬ低旁快关ꎮ在某次在升温升压阶段ꎬ高/中/低压旁路开度分别为７０％㊁１００％㊁１００％ꎬ低旁减温水调节阀开度１００％ꎬ凝结水压力１.６ＭＰａꎮ在随着煤量的继续投用ꎬ锅炉蒸发量进一步上升ꎬ在大量蒸汽涌至低旁ꎬ低旁减温水已跟不上需求ꎬ导致低旁出口温度高ꎬ低旁快关ꎮ由于此时煤量已经大于８０ｔ/ｈꎬ两侧低旁全关且中压缸未进汽ꎬ锅炉ＭＦＴꎮ针对此问题需控制好以下几个方面:升温升压时燃料投用量应所需与蒸发量对应ꎬ同时需把握好时机ꎬ可在低速暖机快结束时加快燃料投用量ꎬ利用后期升速并网消耗所产出蒸汽从而减轻旁路负担ꎻ在热态启动中凝泵调节可采取自动控压模式ꎬ保证低旁减温水水源压力稳定ꎮ并且要关注凝结水用户的投运比如低压缸排汽减温水㊁立管减温水等ꎬ防止突然投用导致凝结水压力下降[６]ꎮ２㊀结语总之ꎬ在热态启动过程中最重要的是选择合适的启动参数ꎬ同时做好机㊁炉㊁电之前配合尽量减少不必要的停留ꎬ保证各操作节点流畅性ꎮ作为世界首批百万二次再热机组ꎬ泰州公司完成了二次再热机组在启动方式及参数控制上的优化以及运行操控的标准化管理ꎮ后续ꎬ在前期工作的基础上ꎬ还要结合机组运行实际ꎬ进行完善和改进ꎬ争取达到更高的运行操控和管理水平ꎬ为今后同类型的机组提供运行调整上的经验ꎮ参考文献:[１]沈健雄.１０００ＭＷ超超临界汽轮机极热态启动特点及对策[Ｊ].科技创新与应用ꎬ２０１４ꎬ(２０):１３－１４.[２]黄海跃.核电ＣＰＲ１０００汽轮机启动程序中热应力控制策略[Ｊ].发电设备ꎬ２０１４ꎬ(２):９０－９３.[３]孟召君.６００ＭＷ超超临界汽轮机转子热应力在线监测模型的研究[Ｊ].汽轮机技术ꎬ２０１５ꎬ５７(１):２３－２４.[４]张世伟.１０００ＭＷ二次再热超超临界汽轮机启动方式和冲转参数的选择[Ｊ].发电设备ꎬ２０１６ꎬ(５):３５０－３５２.[５]侯剑雄ꎬ刘志东.超临界机组启停过程.节能及环保和策略[Ｊ].电力科技与环保ꎬ２０１７ꎬ３３(３):５２－５４.[６]花亚伟ꎬ朱先涛.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.收稿日期:２０１８￣０７￣３０ꎻ修回日期:２０１８￣０９￣０６作者简介:叶罗(１９８８￣)ꎬ男ꎬ江西上饶人ꎬ工程师ꎬ现从事火力发电厂集控运行工作ꎮＥ－ｍａｉｌ:ｙｅｌｕｏ０７３＠１２６.ｃｏｍ３３２０１８年叶罗等:１０００ＭＷ二次再热汽轮机组热态启动难点分析第６期。