减温水控制 (2)
某锅炉减温水调节方案优化与实施
料 得知 ， 温水 自动 调节 的 ＰＤ参 数设 置为 ： 级 减 Ｉ Ｉ 减 温水 Ｐ（ ． ） Ｉ ０ ４ 、 ０ １ ； １ ２ 、 （ ． ） Ｄ（ ． ） ａ级 减 温 水
Ｐ １ ５ 、（ ． ） Ｄ（ ． ） （ ． ） Ｉ０ ３ 、 ０ ２ 。
用 实验 分析 的方 法 可 知 ， 汽 温 度 判 定 标 准 蒸 为 Ｉ 过热 器蒸 汽 温度 范 围 ４ ０±５ ， 级 ８ ℃ Ⅱ级 过 热
仅 占运 行 时 间 的 ５ ％ 。 由 此 可 知 ， 温 水 自动 调 ３ 减
高 自动投 入 率是 亟待解 决 的 问题 。
２ 原 因 分 析
针对 减 温水 调节 系统 调 节 品质 不 高 、 自动 投
入 率低等 问题 ， 者利 用头 脑风 暴法 ， 因热工 故 笔 对
节 系统 自动 投 入率 过 低 ， 得 锅 炉 的运 行存 在 安 使 全 隐患 。 因此 ， 化减 温水 调节 系统 调节 方案 、 优 提
表 １ ５ 锅 炉减 温 水的 月平均 自动投 入 时 间
ｈ
参考 表 １数 据 可 知 ， 锅 炉 减 温 水 的 月 平 均 ５ 自动投 入 时 间为 ３ ５ ， 年 为 ３５ ５ ， ５ 锅 炉 ２ｈ一 ７ ｈ 而 全 年运行 时 间为 ６７ ２ ， 温水 的 自动 投 入 时 间 ４ ｈ 减
收 稿 日期 ：０ ２０ ．８ 修 改 稿 ） ２ １ －４ ２ （
第 ６期
许
辉 等 ． 锅 炉 减 温 水 调 节 方 案 优 化 与 实 施 某
７３ ９
障造成 ５锅炉 减温水 调节 品质差 、 平均 自动 投入 月 时间短 的原 因进行 了分析 ， 找到 ３个关键影响 因素 。 ２ １ ＰＤ参 数设 置不 当 ． Ｉ
给水及减温水系统 第六课
给水及减温水系统一、保持正常水位的重要意义是什么？当水位过高时，由于汽包高度空间减小，会增加蒸汽携带的水份，使蒸汽品质恶化，易造戍过热器积盐垢。
使管子过热损坏。
严重满水时，会造成蒸汽大量带水，造成汽温急剧下降，甚至引起汽轮机内部严重水冲击。
水位过低时，则可能引起锅炉水循环破坏，使水冷壁安全受到威胁，如果严重缺水，而又处理不当时，则可能造成炉管爆破。
1.云母双色水位计的冲洗方法及注意事项：1)本水位计投运前需按以下方法进行充分预热：a)全开汽水一次阀；b)将蒸汽二次阀缓慢开启1/5圈；c)开启排污阀约1分钟后关闭；d)20~30分钟后将水侧二次阀缓慢开启1/5圈；e)水位正常后交替开启汽水二次阀，直至全开。
2)投运方法：a)关闭汽水一、二次门，开启排污门；b)全开汽水一次门；c)将汽侧二次门缓慢开启1/5圈；d)缓慢开启水侧二次门1/5圈；e)关闭排污门，水位正常后交替开启汽水门，直至全开。
如水位计内无水位，可重复上述操作。
3)水位计冲洗方法：a)关闭汽侧一、二次门，水侧二次门；b)开启水位计排污门，待水放尽后关闭排污门；c)微开水侧二次门水位计充满水后关闭；d)开启排污门排走污垢；e)开启水侧二次门1/5圈，缓慢关闭排污门；f)全开汽侧一次门，二次门开1/5圈；g)水位计内水位正常后交替开启汽水二次门，直至全开。
4)锅炉进行酸洗前应退出水位计运行2.水位以汽包就地水位计指示为准。
3.当各水位计指示值偏差达30mm以上时，应立即汇报有关领导，并查明原因。
水位的控制与调节1.正常运行时，汽包水位控制在±30mm范围内，最高最低水位控制在±50mm，每班必须冲洗对照汽包水位计一次，如表盘水位指示与汽包水位指示误差较大时，应通知热工人员进行检查核对。
2.正常运行时，一般采用调节给水泵转速，也可用给水调整门调节。
在保证汽温不超温的前提下，尽量降低泵速，开大调整门，调节时，给水流量不能猛增猛减，以免引发给水泵事故和再热器超压。
AV6旁路控制DCS系统改造及优化控制
Technological Innovation16《华东科技》AV6旁路控制DCS 系统改造及优化控制潘 宇，胡朝日（台州发电厂，浙江 台州 318015）摘要：本文介绍了AV6旁路控制系统进DCS 控制的改造情况，提高了设备的可靠性，详细阐述了该旁路系统启动及停机过程的调试过程。
通过对逻辑的优化，解决了低旁压力启动无法达到额定压力及停机模式下压力反向异常时高旁开启的现象，实现了旁路全程自动的要求。
关键词：旁路系统；改造；启动；全程自动1 系统概述 台州发电厂#8机组是350MW 自然循环亚临界参数中间再热式单元机组，其中的旁路为由70％MCR 的高和40％MCR 低压两级串联旁路系统，具有改善机组启动特性，能适应机组定压和滑压运行要求，保护再热器和事故保护等功能。
原配备瑞士SULZER 公司提供的AV6控制系统对旁路进行控制，控制系统由一个高压旁路阀、一个高旁喷水阀、一个高旁喷水隔离阀、两个低压旁路阀、两个低旁喷水阀共7个阀门组成。
旁路系统采用液压驱动方式，带有独立的供油装置。
由于设备元器件老化、故障率高，备品备件停产多年，影响机组的安全运行，故对旁路控制系统进行改造，纳入机组的DCS 系统（OVATION3.2）进行控制，改造后对该系统的设备控制结构、系统画面及动、静动态调试进行优化。
2 设备改造内容 2.1 就地设备改造 拆除原AV6旁路控制系统机柜，保留阀门定位器控制柜，增加一个DCS 系统的控制柜，新增一对控制器及相应数量的卡件，专门用于整套旁路设备的控制；高、低旁油站上的机械式充油阀改为电子式充油阀（AB 块）；高、低旁油站增加了蓄能器压力、母管压力、油位、油温的测量，并远传至DCS 系统画面上显示、报警。
原操作台上的操作面板上的“BOILER START”和“RUN DOWN”两个投入按钮，现在对应的操作方式在“主、再热蒸汽及旁路系统”画面上左下角的“旁路启动模式”和“旁路停机模式”两个投切按钮，实现以前的系统原有的功能。
330MW机组冷态启动注意事项
365.71
0.019
58.98
0.50
151.85
3.4
240.88
21.0
369.79
0.020
60.09
0.60
158.84
3.5
242.54
22.0
373.68
启动中缺陷登记表
序号
缺陷名称
处理情况
备注
X
XXX
XX
XX
X
XXX
XX
XX
X
XXX
XX
XX
X
XXX
XX
XX
X
XXX
XX
XX
X
XXX
33、密封油倒换至正常方式，氢压至0.25MPa。
34、启动定冷水泵，调整定冷水流量至50t/h。
35、查EH油系统正常，启动EH油泵。
36、暖轴封至手动门前。（以上操作在启动前4h完成。）
附表二：水的饱和蒸汽压力表
压力
（MPa）
温度
（℃）
压力
（MPa）
温度
（℃）
压力
（MPa）
温度
（℃）
压力
（MPa）
16、锅炉过热器、再热器各处的壁温不超过规定值：低过：450℃，屏过：545℃，高过：555℃，屏再：启动650℃,正常574℃，低再：500℃。
17、启炉过程中控制两侧烟气温差＜50℃。控制两侧蒸汽温差＜30℃；并网带负荷后控制两侧烟气温差＜40℃。控制两侧蒸汽温差＜20℃。
18、超低排放布袋灰斗蒸汽加热在启炉前24h投入。
13、锅炉主再热汽温调整，应以燃烧调整为主，减温水控制为辅，憋压阀开度控制在15～20%。
350MW超临界机组防止氧化皮生成及脱落技术措施
350MW超临界机组防止氧化皮生成及脱落技术措施在高温高压下，过、再热器管壁内表面容易产生氧化皮，在锅炉启停和快速变工况过程中往往会导致氧化皮脱落，造成部分受热面管壁通流部分变小甚至堵塞，从而导致受热面冷却不足而局部超温，进而导致锅炉爆管、蠕胀事故的发生。
为防止锅炉氧化皮脱落导致锅炉爆管、蠕胀等异常事故的发生，保证锅炉安全稳定运行，特制定措施如下：一、机组启动过程控制措施1．水质要求：1)锅炉上水水质标准：Fe＜50μg/L，硬度≈0μmol/L，SiO2＜30μg/L，PH值9.2～9.6。
2)冷态冲洗结束时锅炉点火水质标准：贮水箱排水中铁量＜100μg/l，硬度≈0μmol/L，SiO2≤10μg/L，PH值9.2～9.6。
3)汽水分离器压力0.5MPa以上，分离器出口蒸汽温度190℃左右时，进行锅炉热态冲洗。
热态冲洗结束标准：贮水箱排水中含铁量＜50μg/l。
2．锅炉上水温度及速度要求：1)在具备条件时，应提前投入除氧器加热，尽可能保持较高给水温度。
2)冷态上水温度控制在20～70℃，且高于水冷壁外壁温20～40℃。
3)冬季上水时间不小于4小时，夏季不小于2小时，上水速度控制在30-55t/h。
3．升温升压要求：4．锅炉点火至过、再热器建立蒸汽流量前，严格控制炉膛出口烟温＜538℃。
5．高、低压旁路的控制：1)锅炉点火后，高压旁路控制不小于30%开度，低旁控制在不小于50%开度；主汽压力升至1MPa时，高压旁路随着主汽压力逐渐开至不小于60%，低旁开至80-100%。
2)汽机冲转前可通过尽可能开大高低旁开度（保证低旁减温器后温度≤60℃）对锅炉受热面系统进行大流量低压冲洗，以将沉积的氧化皮冲走。
6．减温水控制：1)当主、再热汽温大于360℃，投入过、再热器减温水控制汽温平缓。
投入减温水后，要注意喷水后汽温的变化，禁止减温水出现突增突减现象。
2)过热器减温水控制要以一级减温为主，二级减温为辅。
600MW机组锅炉减温水
600MW机组锅炉减温水系统施晶我厂锅炉为超临界一次中间再热直流锅炉。
其减温水系统包括以下几个部分：过热汽一、二级减温水；再热汽减温水；高压旁路减温水；低压旁路减温水。
一、过热汽一、二级减温水过热汽一、二级减温水来自给水系统，从锅炉给水总门FW006后，给水调整门FW004之前接出，由过热汽减温水总门FW009控制。
减温水总门FW009出口分二路分别去一、二级减温水调整门，一、二级减温水都有A、B两侧。
减温水调整门为电动门，锅炉正常运行时可投自动控制，也可值班员手动控制，减温水调整门后分别有手动隔绝门，当减温水调整门发生故障时可用于隔绝检修。
过热器一级喷水减温器设在前屏过热器出口与后屏过热器进口的联结管上，分A、B两侧二个减温器。
一级减温水由A、B二个减温水调整门（LAE31、LAE32）分别控制锅炉A、B两侧二个减温器。
过热器二级喷水减温器设在后屏过热器出口与末级过热器进口的联结管上，分A、B两侧二个减温器。
二级减温水由A、B二个减温水调整门（LAE41、LAE42）分别控制锅炉A、B两侧二个减温器。
过热汽减温水总门FW009为带电磁阀的气控阀，通电充气，失电泄气，充气开启，失气关闭。
在自动控制方式时，当锅炉过热汽减温水四个调整门中任一个开度大于2%时，过热汽减温水总门FW009自动开启；当锅炉过热汽减温水四个调整门开度都小于2%时，过热汽减温水总门FW009自动关闭。
另外过热汽减温水总门FW009在没有锅炉跳闸信号时可以手动开启或关闭。
当锅炉发生MFT时过热汽减温水总门FW009自动关闭。
锅炉出口过热汽的汽温调节先由设定的煤、水比进行粗调，一、二级喷水减温进行细调。
在BMCR工况下，一级减温幅度为11℃，相应焓降为12.2大卡/公斤；二级减温幅度也为11℃，相应焓降为10.2大卡/公斤。
(在工程热力学中焓的定义是：H=U+PV其中U是物质的内能，PV是其推动力。
物质的内能加上其推动力，即物质移动时所传输的能量。
热力发电厂复习题
热力发电厂复习题一、填空题1. 300MW的汽轮机发电机组，其初参数为（16.18MPa、535℃）。
2. 给水回热加热是利用（汽轮机抽汽）在（回热加热器中）对锅炉给水进行加热。
这一方面使进入锅炉的给水温度升高，提高了（工质在锅炉中的平均吸热温度）；另一方面由于进入凝汽器排汽量减少，从而减小了（冷源热损失）。
3.蒸汽中间再热是（将蒸汽从汽轮机高压缸排汽的一部分引出进入再热器中加热，当温度提高后再引回汽轮机中继续膨胀作功）。
4. 蒸汽中间再热以（烟气再热蒸汽）法效果最好．即将汽轮机高压缸作过功的蒸汽，引至安装在（锅护烟道中）的再热器中进行再热，之后送回汽轮机中低压缸继续作功。
5. 热能和电能的生产形式有（热电分产）和（热电联产）两种。
6. 热电联产是利用（在汽轮机中作过功的蒸汽）对外供热，同时生产了电能和热能，减少了（冷源热损失），使发电厂的热经济性得到提高。
热电联产的发电厂通常称为（热电厂），以热电联产方式集中供热称为（热化）。
7.热电厂热电联产生产形式有（背压式汽轮机），（调节抽汽式汽轮机）和（背压式汽轮机加凝汽式汽轮机）三种。
8. 国际上常把（额定负荷或最大连续负荷MCR ）作为考核负荷，把（进汽阀门全开或再加5％超压时的负荷）作为最大可能负荷，故最大可能负荷一般高出额定负荷约（10％）。
9. 凝汽式发电厂的主要热经济指标有（汽轮发电机组的汽耗率）、（热耗率），（全厂用电率）和（标准供电煤耗率）等。
10. 发电厂的最大热损失为（冷源热损失）。
提高发电厂热经济性的途径有：（提高蒸汽初参数，降低蒸汽终参数，采用给水回热加热、蒸汽中间再热和热电联产）等。
11. 回热加热器按其传热方式分为（混合式加热器）和（表面式加热器）。
12. 现代电厂实际应用的给水回热加热系统中，只有除氧器作为一台（混合式）加热器，其余加热器均为（表面式）加热器。
13.看图说明表面式加热器的疏水连接方式。
a为（疏水逐级自流的疏水连接方式）；b为（外置疏水泵的疏水连接方式）；c为（内置疏水冷却器的连接方式）；d为（疏水泵连接方式）。
过热减温水系统示意图
过热减温水系统示意图延长减温水调节门的寿命1)装止回阀的目的：正常运行过程中，调节门前后的阀门始终在全开位置，当调节门关闭后，蒸汽反串到调节门出口，由于过热蒸汽和给水温度差最高达到250度，再热蒸汽和给水温度差最高达到180度，如此高的温度差，很容易造成调节门阀笼和阀芯之间产生间隙而泄漏，阀体与阀底结合的密封垫产生老化而损坏。
阀体与阀底结合的金属密封垫，一般寿命不超过3年。
一旦老化损坏就会造成运行中泄漏冲刷阀体无法修复。
2)装滤网目的：减温水进水母管上则装有孔径2.0mm的滤网，这样当在滤网前的给水系统上进行检修工作时，不慎落入到管道内的杂质，可以在进入调节门前被过滤，杂质不会堵塞调节阀流通通道，引起调节门调节性能发生大的变化；如果杂质卡涩结合面还会引起阀门内漏。
3)减温水系统装有旁路手动调节门，当调节门存在问题进行检修时，可以利用旁路手动调节门进行短时间的减温水调节，具有更大的灵活性。
03年#5锅炉再热器减温水A侧调节门卡涩，电动头与阀门连接处的轴承损坏，在更换轴承期间，一直使用旁路手动调节门进行调节减温水，效果很好，由于对主调节门进行了及时维修，避免了主调节门更大问题的出现。
(4)III期减温水系统在进入减温器喷嘴前，安装有手动截止门而I、II 期减温水系统上没有，当整个减温水系统出现问题时，特别是调节门运行中出现问题时，III期能及时隔离整个减温水系统，对调节门进行检修，把缺陷消灭在萌芽状态，避免出现大问题导致长时间不能投入减温水导致无法调节汽温，引起管壁超温影响管子的使用寿命，甚至引起停机事故。
五、结论由于目前煤炭资源日益紧张，各发电公司为节约能源，降低发电煤耗，机组单机容量不断增大，超临界甚至超超临界机组的大量安装，能适应各种恶劣工况的控制阀必然要大量使用，目前国内大部分调节阀专业生产厂家，把大量的精力花费在改进控制阀的内部组件工作上，对于火力发电厂控制阀应用系统的布置特点重视不足，如果能把控制阀的应用场合和系统特点结合起来，增加一些辅助设备，必然能延长控制阀的使用寿命。
锅炉运行值班员(中级)题库
三、简答题1(La4C2008).为什么蒸汽中间再热(给水回热和供热循环)能提高电厂的经济性? 答案:(1)蒸汽中间再热：因为提高蒸汽初参数，就能够提高发电厂的热效率。
而提高蒸汽初压时，如果不采用蒸汽中间再热，那么要保证蒸汽膨胀到最后、湿度在汽轮机末级叶片允许的限度以内，就需要同时提高蒸汽的初温度。
但是提高蒸汽的初温度受到锅炉过热器、汽轮机高压部件和主蒸汽管道等钢材强度的限制。
所以如降低终湿度，就必须采用中间再热。
由此可见，采用了中间再热，实际上为进一步提高蒸汽初压力的可能性创造了条件，而不必担心蒸汽的终湿度会超出允许限度。
因此采用中间再热能提高电厂的热经济性。
(2)给水回热：这是由于①利用了在汽轮机中部分作过功的蒸汽来加热给水， 使给水温度提高，减少了由于较大温差传热带来的热损失；②因为抽出了在汽轮机作过功的蒸汽来加热给水，使得进入凝汽器的排汽量减少，从而减少了工质排向凝汽器中的热量损失，所以，节约了燃料，提高了电厂的热经济性。
(3)供热循环：一般发电厂只生产电能，除了从汽轮机中抽出少量蒸汽加热给水外，绝大部分进入凝汽器， 仍将造成大量的热损失。
如果把汽轮机排汽不引入或少引入凝汽器，而供给其他工业、农业、生活等热用户加以利用，这样就会大大减少排汽在凝汽器中的热损失，提高了电厂的热效率。
亦即采用供热循环能提高电厂的热经济性。
2(La4C3009).凝汽式发电厂生产过程中都存在哪些损失，分别用哪些效率表示?答案:凝汽式发电厂生产过程中存在的热损失有： (1)锅炉设备中的热损失。
表示锅炉设备中的热损失程度或表示锅炉完善程度，用锅炉效率来表示，符号为ηgl 。
(2)管道热损失。
用管道效率来表示，符号为ηgd 。
(3)汽轮机中的热损失。
汽轮机各项热损失是用汽轮机相对效率ηni 来表示。
(4)汽轮机的机械损失。
用汽轮机的机械效率来表示，符号为ηj 。
(5)发电机的损失。
用发电机效率ηd 来表示。
(6)蒸汽在凝汽器的放热损失。
锅炉题库
1. 分析飞灰可燃物含量增大的原因？答案:答：其原因主要有：（1）煤粉着火距离太远，一次风速偏高导致煤粉着火推迟，火焰中心上移，煤粉在炉内停留时间减少，降低了煤粉的燃尽程度，燃烧不完全的结果，也使飞灰可燃物含量增大。
（2）一、二次风配比不当，二次风不能及时、充足送入并与煤粉良好混合，造成局部缺氧或过量空气量不足，也会导致燃烧不完全，使飞灰可燃物含量增大。
（3）炉膛火焰中心偏斜，火焰中心的偏移造成煤粉气流贴墙，从而影响煤粉的燃尽。
2. 简述四角布置的直流燃烧器的调节方法。
答案:答：由于四角布置的直流燃烧器的结构布置特性差异较大，一般可采用下述方法进行调整：（1）改变一、二次风的百分比。
（2）改变各角燃烧器的风量分配。
如：可改变上下两层燃烧器的风量、风速或改变各二次风的风量及风速，在一般情况下减少下二次风量、增大上二次风量可使火焰中心下移，反之使火焰中心升高。
（3）对具有可调节的二次风挡板的直流燃烧器，可用改变风速挡板位置来调节风速。
3. 煤粉水分过高、过低有何不良影响？如何控制？答案:答：煤粉水分过高、过低的影响有：（1）煤粉水分过高时，使煤粉在炉内的点火困难。
（2）由于煤粉水分过高影响煤粉的流动性，会使供粉量的均匀性变差，在煤粉仓中还会出现结块、"搭桥"现象，影响正常供粉。
（3）煤粉水分过低时，产生煤粉自流的可能性增大；对于挥发分高的煤，引起自燃爆炸的可能性也增大。
通过控制磨煤机出口气粉混合物温度，可以实现对煤粉水分的控制。
温度高，水分低；温度低，水分高。
4. 暖管的目的是什么？暖管速度过快有何危害？答案:答：暖管的目的是通过缓慢加热使管道及附件（阀门、法兰）均匀升温，防止出现较大温差应力，并使管道内的疏水顺利排出，防止出现水击现象。
暖管速度过快的危害：（1）暖管时升温速度过快，会使管道与附件有较大的温差，从而产生较大的附加应力。
（2）暖管时升温速度过快，可能使管道中疏水来不及排出，引起严重水击，从而危及管道、管道附件以及支吊架的安全。
减温水自动品质改善方案
华润电力（六枝）有限公司China Resources Power Hunan Liyujiang Co.,Ltd.技术改造措施、方案项目名称：减温水自动调节品质改善方案审核：审定：批准：编制：陈旱雨2016 年 09月13日1、项目名称：减温水自动调节品质改善方案2、现状目前，我司#1机组过热器温度采用二级减温水进行调节，再热器温度采用烟气档板进行调节，并辅以减温水进行调节。
根据近一个月的实际观察，在变负荷或燃烧不稳的情况下，减温水自动调节品质差，其中以过热器减温水调节尤为突出，主要表现在投自动的情况下，执行机构动作迟缓，动作过后，偏差过大，甚至存在调节振荡的情况。
2.1减温水控制策略2.1.1每级减温水采用串级控制。
2.1.2串级控制，以一级减温水控制为例，串级控制系统主环控制的过程变量为一级过热器（前）出口蒸汽温度，副环控制的过程变量为一级过热器（前）减温器出口蒸汽温度。
主环控制的输出作为副环的设定值。
2.1.3原理简图如下（以低过为例，其它雷同）：其中：T1为导前温度；T2为屏过出口温度；F1(X）为负荷函数；（目前采用定值500）F2(X)为负荷前馈函数；（目前未起作用）2.2就地设备情况2.2.1过热蒸汽温度控制分两级，每级分A、B两侧控制，A、B侧前、后每级过热器出口蒸汽温度分别有两个测量信号，正常选择均值信号。
2.2.2减温水流量测点显示不准确。
3、主要原因分析3.1 在变负荷或燃烧不稳的情况下，执行机构一定开度下，减温水流量有所不同。
3.2自动控制参数不合理，抗扰动能力不足。
4、改进措施4.1 机组运行中可实施的措施4.1.1 自动参数调整：主要采用单因子实验方法，从以下几个方面进行调整。
4.1.1.1 对副调节器参数重新整定，以提高扰动能力。
4.1.1.2 对前馈的一阶愦性环节时间进行调整，逐渐调整以达到最佳。
4.1.1.3 对前馈的作用加强，渐变调整方式以达到最佳。
4.1.2 就地设备检查：对执行机构的参数进行检查，如死区。
主蒸汽温度控制系统
主蒸汽温度控制系统一、二级减温水控制系统是相互独立的，现分别予以剖析。
1．1 一级减温水控制一级减温水的作用，简单地说是将一级减温器出口温度即屏过入口温度控制在某个定值上。
图2为原理性框图。
这个温度定值通常是锅炉负荷（用汽机第一级压力P1代表），主汽压力P，主汽压偏差△P的函数（P1、P、△P）。
其中，定值与负荷的关系，如图2中的曲线所示，而与压力的关系待定。
但在特殊工况下，这个定值还要受最小减温水量和最大减温水量的限制。
① 最小一级减温水量限制限制最小减温水量的目的是为了防止屏式过热器被高温烧坏，因屏过接受炉内高温火焰辐射，防止屏过内蒸汽温度过高尤为重要，因此最小一级减温水量限制又可理解成屏过出口最高蒸汽温度限制。
图2中，A1为屏过出口所允许的最高汽温值。
当屏过出口汽温高于这个最高值后，PID1将逐渐减小输出，最后在小值选择器之后，将取代通常的定值（P1、P，△P），即去降低一级减温器出口温度定值，PID0将去增加一级减温水量，从而降低整个屏过段的蒸汽温度。
set+++11℃初过出口压力屏过出口温度屏过入口温度f(x)∑A2A1△PID1＜＞△＋PID0 TA一级减温指令图2f（P1、P、△P）初过出口温度定值℃3938373050100 （％） MCR 锅炉负荷② 最大一级减温水量限制限制最大一级减温水量目的是为了防止屏过入口汽温过低以致低于此处当前压力下水蒸汽的饱和点，所以又可将最大一级减温水量限制理解成屏过入口最低温度限制。
图2中，f(x)输出为相应压力下屏过入口蒸汽的饱和温度，在此基础上再加上A2（约11℃）的过热度，这个和值在大值选择器中与前级的小选输出进行比较，取大值输出。
这样就可限制屏过入口蒸汽温度定值，使其不致低于饱和点，从而防止了屏过入口蒸汽带水。
如果不出现两种极端情况，即屏过出口汽温过高或屏过入口汽温过低，定值将是f（P1、P、△P）。
实际屏过入口温度与其定值求偏差后，经PID0调节器运算，其输出去调节一级减温水量最终使屏过入口实际汽温与其定值相等。
减温水自动调节系统调节原理和过程
减温水自动调节系统调节原理和过程1.传感器探测水温：系统中安装有温度传感器，可以实时感知水温，将采集到的温度数据传输给控制器。
2.温度数据处理：控制器接收到传感器传输的温度数据后，会对数据进行处理，并与事先设置的温度设定值进行比较，得到误差信号。
3.控制策略选择：控制器根据误差信号选择相应的控制策略，常见的控制策略包括比例控制、积分控制和微分控制，也可以采用PID控制算法结合这些控制策略进行温度调节。
4.信号输出：根据控制策略的选择，控制器将计算得到的控制信号输出给执行器。
5.执行器控制：执行器接收到控制信号后，根据信号的大小来控制减温水的流量或温度，以达到温度调节的目标。
通常采用的执行器有调节阀、电动阀等。
6.反馈调节：系统中会设置一个反馈回路，通过传感器再次感知减温水的温度，并传输给控制器，控制器通过与设定值比较得到新的误差信号，再进行下一轮的控制处理。
通过以上步骤的循环调节，减温水自动调节系统可以实现对冷却系统的温度进行自动控制和调节。
除了基本的原理和过程，减温水自动调节系统还可以根据具体的应用需求进行更复杂的控制算法和逻辑的设计。
例如，在一些应用中，可以通过添加模糊控制算法来提高系统的控制精度和响应速度。
此外，还可以在系统中加入软件或硬件的安全保护功能，如温度超限报警和设备故障自动切换等，以确保系统的稳定性和安全性。
综上所述，减温水自动调节系统通过传感器对水温进行实时监测，控制器通过处理温度数据并进行相应的控制策略选择和信号输出，最终通过执行器来调节减温水的流量或温度，实现对冷却系统温度的自动调节。
这种系统的调节过程是一个循环反馈的过程，通过不断地调节和控制，可以实现对温度的精确控制和稳定调节。
5协调控制CCS和模拟量控制MCS
锅炉主控指令
汽机主控指令
锅炉控制系统
汽机控制系统
燃空 给
调
料气 水
门
单元机组级
锅炉
汽机
给定值的选择和处理，机组状态的判断和运行方式的切换 保证机组对内、对外的两个平衡及安全。
5.1.3 机组负荷指令的形成
1）目标负荷的形成：
– AGC投入时，由AGC 指令给出。
– AGC未投，机组在 CCS控制方式时，由 运行人员在负荷控 制里输入设定值
系统分别对于送风机、引风机、一次风机、空预器 、给水泵、燃料设备、凝结水泵的运行情况给出。 ◆机组的最小出力限制 根据燃料设备的运行情况给出。 ◆负荷限制的运行人员手动设定功能。
逻辑最小负荷限制与运行人员设定的最小负荷限制 取大值；
逻辑最大负荷限制与运行人员设定的最大负荷限制 取小值。
5）机组负荷闭锁
3）一次调频
• 考虑了主汽压力对一次调频的修正。 • 设计了上限、下限和速率限制功能。
◆一次调频投入的条件： •没有发生RUNBACK •机组在协调模式 •频率偏差信号好
当上述条件满足时，CCS侧一次调频自动投入。 当上述条件不满足时一次调频自动退出。
• 一次调频
4）负荷上限/下限
机组负荷指令经上限和下限限制后形成机组给定功 率指令。 ◆机组的最大出力限制
（1）机炉协调控制（CC）方式（干态）
这是机组正常运行方式。
• 汽机主控：自动，功率（MW）控制（目标功率 由运行人员设定或来自ADS） • 锅炉主控：自动，由机组给定功率指令MWD ＋ 主汽压（Pt）控制组成 • 给水流量控制/燃料量控制/总风量控制/炉膛压力 控制，给水/燃料比（WFR）控制：自动 * 锅炉输入指令BID＝MWD + Pt 控制修正
过热减温水系统示意图
过热减温水系统示意图延长减温水调节门的寿命1)装止回阀的目的：正常运行过程中，调节门前后的阀门始终在全开位置，当调节门关闭后，蒸汽反串到调节门出口，由于过热蒸汽和给水温度差最高达到250度，再热蒸汽和给水温度差最高达到180度，如此高的温度差，很容易造成调节门阀笼和阀芯之间产生间隙而泄漏，阀体与阀底结合的密封垫产生老化而损坏。
阀体与阀底结合的金属密封垫，一般寿命不超过3年。
一旦老化损坏就会造成运行中泄漏冲刷阀体无法修复。
2)装滤网目的：减温水进水母管上则装有孔径2.0mm的滤网，这样当在滤网前的给水系统上进行检修工作时，不慎落入到管道内的杂质，可以在进入调节门前被过滤，杂质不会堵塞调节阀流通通道，引起调节门调节性能发生大的变化；如果杂质卡涩结合面还会引起阀门内漏。
3)减温水系统装有旁路手动调节门，当调节门存在问题进行检修时，可以利用旁路手动调节门进行短时间的减温水调节，具有更大的灵活性。
03年#5锅炉再热器减温水A侧调节门卡涩，电动头与阀门连接处的轴承损坏，在更换轴承期间，一直使用旁路手动调节门进行调节减温水，效果很好，由于对主调节门进行了及时维修，避免了主调节门更大问题的出现。
(4)III期减温水系统在进入减温器喷嘴前，安装有手动截止门而I、II 期减温水系统上没有，当整个减温水系统出现问题时，特别是调节门运行中出现问题时，III期能及时隔离整个减温水系统，对调节门进行检修，把缺陷消灭在萌芽状态，避免出现大问题导致长时间不能投入减温水导致无法调节汽温，引起管壁超温影响管子的使用寿命，甚至引起停机事故。
五、结论由于目前煤炭资源日益紧张，各发电公司为节约能源，降低发电煤耗，机组单机容量不断增大，超临界甚至超超临界机组的大量安装，能适应各种恶劣工况的控制阀必然要大量使用，目前国内大部分调节阀专业生产厂家，把大量的精力花费在改进控制阀的内部组件工作上，对于火力发电厂控制阀应用系统的布置特点重视不足，如果能把控制阀的应用场合和系统特点结合起来，增加一些辅助设备，必然能延长控制阀的使用寿命。
火力发电厂旁路系统相关问题
旁路系统应知应会1.什么叫汽轮机的旁路系统？答：汽轮机旁路系统是指与汽轮机并联的蒸汽减温、减压系统。
它由阀门、控制机构和管道等组成。
其作用是将锅炉产生的蒸汽，不经过汽轮机而引到下一级压力和温度的蒸汽管道或凝汽器。
2.单元机组的旁路系统有哪几种型式？答：单元机组的旁路系统有以下型式：（1）单级大旁路：汽轮机前的主蒸汽经减压减温后，直接排入凝汽器；（2）两级串联旁路，它由高压和低压旁路串联而成，高压旁路是旁通高压汽缸，低压旁路是旁通中、低压汽缸；（3）三级旁路：它由高、低压旁路串联再与大旁路并联而成；（4）三用阀旁路：它也是由高、低压旁路组成的两级串联旁路，且具有启动—溢流—安全三种功能，因此被称为三用阀旁路。
3.旁路系统的基本功能有哪些？答：旁路系统的基本功能有以下几种：（1）当发电机负荷锐减或解列只带厂用电负荷，或当主汽门关闭汽轮机停运时，旁路阀能在2—3s内开启，使锅炉维持点火状态运行。
当电网故障时，旁路系统能在10—15秒内打开旁路阀，使锅炉逐渐调整负荷，并保持锅炉在最低负荷下稳定燃烧，汽轮发电机组带厂用电或维持空转。
（2）在汽轮机冲转前，使主蒸汽和再热蒸汽压力和温度维持在某一规定值，以满足汽轮机的冷态、温态和热态的启动要求，缩短启动时间，减少汽轮机金属的疲劳损伤。
（3）在启动和甩负荷时，保护布置在烟温较高区域的再热器，防止再热器烧坏。
（4）机组负荷变化时，旁路系统具有调节蒸汽流量的作用，并能满足汽轮机变压运行的要求。
（5）由于高压旁路系统有一定的容量，所以当汽轮机解列或带厂用电运行时，它能维持锅炉在稳定负荷下运行，同时亦可避免锅炉安全门频繁起座。
（6）旁路系统在完成自身功能的同时，还能接受协调控制系统CCS和数字电液控制系统DEH的信号和监控，并向CCS、DEH和FSSS系统提供信号。
4.汽轮机旁路阀门的作用有哪些？答：（1）高压旁路阀为高压蒸汽减压阀，具有减温减压功能；（2）高压旁路减温水控制阀能调节减温水量，控制高压旁路出口的蒸汽温度；（3）低压旁路阀为低压蒸汽减压阀。
锅炉减温水操作心得
内容项目
关键点（危险点）、控制措施（方法）
设备（系统）启、停
设备切换
操作调整
一、减温水调整的目标
汽温合格范围是536～546℃
汽温最高不超过566℃
机侧汽温10min内降低不超过50℃
#1、#2机组过热器减温水量分别≤120t/h、≤200t/h
#1、#2机组再热器减温水量分别≤10t/h、≤30t/h
5、大幅度调节减温水调门时要关注汽包水位，防止汽包事故放水门频繁动作；
6、低负荷阶段或刚并网后，设专人调节汽温，避免减温水量过大，否则容易出现：1、汽温失控，2、水塞导致的汽温偏差，3、对给水泵产生冲击；
7、高负荷阶段，减温水不宜关至零，否则容易出现：1、汽温冲高，2、金属壁温易超温；
8、减温水在手动调节平稳后可以投入自动运行；
二、减温水波动时直接影响到的参数
1、减温器后汽温
2、汽包水位
3、汽压与负荷、煤量
4、减温器后金属壁温
三、减温水调节总则
1、防止过调，避免汽温大幅度反复波动，提前判断汽温走势，在汽温曲线变化趋缓时及时调整降温水量；
2、采用“收敛型”调节方式，由于燃烧调节稳定后，汽温不会发生大幅度变化，此时减温水量曲线应逐渐收敛，即曲线每次高点都比上一次要低，曲线低点都比上一次要高，即可将波动减缓，汽温及降温水量曲线将逐渐走平；
3、熟悉本机组设备特性，由于减温水调门与减温水量线性整定不良，调节量以各侧降温水量为准，如目前#2炉再热器减温水B侧调门开度从0至20％，水量变化只有10T左右；
4、过热器减温水量一二级分配应合理，可以加大一级减温水量分配，目的是保护受热面，维持汽温稳定，也可以减少一级减温水量分配，目的是减少波动，提高过热蒸汽温度，但都应防止二级减温水量过大；
减温水调动调节门工作原理
减温水调动调节门工作原理
减温水调节门是通过改变流经水管的冷却水的流量来实现水温的调节。
其工作原理如下：
1. 减温水调节门通常安装在水冷却系统中，控制水流进入冷却系统的量。
2. 门体内部设有阀门，通过调整阀门的开启程度来控制冷却水的流量。
3. 当冷却水温度过高时，控制系统会发送指令使阀门开启，增加冷却水的流量。
4. 增加冷却水的流量可以快速降低冷却系统中的水温，实现有效的散热。
5. 当冷却水温度降低到设定温度范围内时，控制系统会发送指令使阀门关闭，减少冷却水的流量。
6. 通过不断调节阀门的开启程度，可以实现对冷却水温度的精确控制。
总之，减温水调节门通过调节冷却水的流量，控制冷却系统中的水温，在保证冷却效果的同时，实现对水温的精确调节。
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1.1.1.1主汽温度调节
a)一级减温水只是对主汽温进行粗调，它的主要调节对象是屏式过
热器出口汽温，运行中不得因一级减温使用不当使屏过出口汽温和屏过壁温超温，正常情况下，一、二级喷水量比例为总喷水量的75%和25%，高加解列时分别为总喷水量的95%和5%。
b)二级减温水对主汽温进行细调，运行中，特别是出现扰动时，应
注意主汽温度变化趋势及减温器后温度，合理及时调节减温水量，手操时不要猛增猛减，以保持主汽温稳定。
c)调节过热烟气挡板。
d)定期或根据需要进行炉膛及烟道的吹灰工作。
1.1.1.2再热蒸汽调节
a)调节再热烟气挡板是再热汽温调节的主要手段。
b)微量喷水减温在上述调节幅度不足时使用，或者对再热汽温进行
细调，运行中，再热汽温惰性较大，使用微量喷水减温时，应特别注意再热汽温变化趋势及减温后的温度，减温水量的调节要有一定的超前时间，以防止再热汽温长时间波动。
c)事故喷水减温只有在再热器入口超温的事故情况下方可使用。
d)主汽温、再热汽温的调节，在燃烧稳定的情况下，首先用烟气挡
板调节，少用或不用喷水调节，以提高机组运行的经济性。
备注：1.一期再热气温控制值为540度，最高不超过545度。
2.当再热器微量喷水调门为自动状态时，其设定值是以540度为基准。
例如：自动状态，设定值为2，则再热器出口控制目标为
540+2=542。
3.当再热器微量喷水调门为手动状态时，其设定值为再热器微量喷水调门的开度。
例如：20，则再热器微量喷水调门开度为20%。
4.低温再热器壁温报警温度为563度，高温再热器壁温报警值为580度。
过热器减温水控制系统
再热器减温水控制系统。