第三章_主汽温
汽轮机课程设计(低压缸)
目录第一章摘要...................... ...................... . (2)第二章汽轮机热力计算的技术条件和参数.............. ..3 第三章汽轮机低压部分介绍...................... . (4)第四章拟定汽轮机近似热力过程曲线 (5)第五章回热系统的计算 (7)第六章低压缸的压力级的级数和排汽口数的确定 (9)第七章各级详细的热力计算...................... .......... ..10 第八章参考文献...................... ....... .. (15)第九章总结 (16)第一章摘要本次课程设计主要对200MW亚临界冲动式汽轮机通流部分（低压缸）进行了详细的设计和计算。
先后完成了汽轮机近似热力过程曲线的拟定、原则性回热系统的计算、低压缸进汽量的估算、低压缸级数的确定、比焓降的分配和各级详细的热力计算，初步完成了汽轮机低压缸的设计。
汽轮机是以水蒸气为工质，将热能转变为机械能的外燃高速旋转式原动机。
它具有单机功率大、效率高、运转平稳、单位功率制造成本低和使用寿命长等优点。
汽轮机是现代化国家中重要的动力机械设备。
汽轮机设备是火电厂的三大主要设备之一，汽轮机设备及系统包括汽轮机本体、调节保安油系统、辅助设备及热力系统等。
汽轮机本体是由汽轮机的转动部分（转子）和固定部分（静子）组成，调节保安油系统主要包括调节气阀、调速器、调速传动机构、主油泵、油箱、安全保护装置等；辅助设备主要包括凝汽器、抽气器、高低压加热器、除氧器、给水泵、凝结水泵、凝升泵、循环水泵等；热力系统主要指主蒸汽系统、再热蒸汽系统、旁路系统、凝汽系统、给水回热系统、给水除氧系统等。
汽轮机是以水蒸气为工质，将热能转变为机械能的外燃高速旋转式原动机。
它具有单机功率大、效率高、运转平稳、单位功率制造成本低和使用寿命长等优点。
汽轮机是现代化国家中重要的动力机械设备。
锅炉技术监督规定
锅炉技术监督规定第一章总则1、为加强XXXXX电厂锅炉技术监督工作，提高锅炉设备运行的可靠性，保证电厂安全经济运行，根据国家及电力行业有的关制度、规定，结合XXXXX电厂实际情况制订本规定。
2、锅炉技术监督是电力生产管理的重要内容，也是保障电力设施安全、稳定运行的一项重要措施，必须纳入火力发电厂安全、经济生产的全过程。
3、锅炉技术监督必须坚持“安全第一、预防为主”的方针，实行“技术责任制”，坚持依法监督、分级管理的原则和实事求是的科学态度，不断研究推广新技术，不断做好设备技术资料管理和专业人员的培训，提高锅炉专业技术监督水平。
必须贯彻安全生产“可控、在控”的要求，严格执行有关规程、规定和反事故措施，及时发现和消除设备缺陷，提高设备可靠性。
必须建立健全监督体系，建立明确的分级分工负责制和岗位责任制。
第二章内容及要求1、锅炉及辅机的监督项目锅炉及其辅机的监督，主要指锅炉本体、燃烧系统、辅机系统等，监督项目主要有如下内容：1）汽水参数：锅炉蒸发量、主汽压力、主汽温度、再热蒸汽压力和温度、给水温度、减温水量等；2）燃烧参数：煤的工业分析、元素分析、煤粉细度、排烟温度、燃烧氧量等；3）燃烧侧排放参数：飞灰可燃物、炉渣可燃物；4）预热器漏风状况；5）风机电耗，制粉电耗，燃煤锅炉的燃油量、锅炉热效率等。
2、管理要求1)安技部、发电部及设备部的锅炉监督人员要了解利掌握设备的性能结构和参数，掌握调试中暴露出来的重大设备缺陷，并参加消缺措施的制订工作；2)发电部锅炉监督专责人应于每月5日前统计完成本公司“锅炉运行情况统计表”，并报安技部；3)安技部锅炉监督专责人，应于每月6日以前通过网络或传真将本单位“锅炉运行情况统计表”报送安徽电力研究院锅炉监督专责人。
4)安技部锅炉监督专责人应于每年7月15日和1月20日以前通过网络或传真向电力公司安全生产部、安徽电力研究院锅炉监督专责人报送年中和年终监督工作总结，内容包括：锅炉安全、经济运行情况、目标管理情况、技改情况、存在问题及打算等，并报送全年的“锅炉运行情况统计表”5)安技部应建立下列技术资料（1）锅炉设备台帐、图纸、说明书；（2）锅炉调试报告，技术改造报告，考核试验报告；（3）锅炉重大运行事故分析报告；（4）运行报表及监督会议资料；（5）锅炉运行、检修规程；（6）锅炉监督管理数据库存；（7）编制年度监督工作计划，定期检查分析各项监督指标情况，及时消除存在问题、有计划地采取措施，保证锅炉运行正常，设备完好；（8）编制运行统计报表和技术工作报告，必须做到全面、准确、及时，文字要规范，表达要确切。
汽轮机复习题
汽轮机复习题第三章多级汽轮机一、名词解释1.重热现象2.重热系数3.汽耗率4.热耗率为5.汽轮机的相对内效率二、填空题1.汽轮机相对内效率的表达式为_____________。
2.重热系数α=____________________________。
3.汽轮发电机组电功率的表达式为________________（并无回热抽汽）；_______________（存有回热抽汽）。
4.汽轮发电机组的绝对电效率ηael=___________________。
5.汽耗率就是指_______________________，用______________去则表示，单位就是___________。
6.___________________称作热耗率为，以________________去则表示，单位就是____________。
7.多级汽轮机轴向升力的均衡方法存有：______________。
三．判断题1.多级汽轮机的有效焓降等于各级有效焓降之和。
（）2.多级汽轮机的理想焓降等于各级理想焓降之和。
（）3.汽轮机级数越多，重热所废旧的热量越大，汽轮机的相对内效率就越高。
（）4.烫蒸汽区的重热系数大于失灵区重热系数。
（）5．由于汽轮机的高压部分工作压力高、比体积小，通流面积小，所以其叶片短，可以采用等截面直叶片，但为了提高级的效率，现代汽轮机大多采用扭曲叶片。
（）6.汽轮机轴封的自密封系统在任何情况下都不需要外界汽源。
（）7.多级汽轮机的级数越多，工作时所产生的轴向升力越大，升力轴承上分担的轴向力也越大。
（）四、选择题[下列各题答案中选择一个正确答案编号填入（）内]1.为增大排气压力损失提升机组经济性，汽轮机的排汽室通常设计成（）。
a.等横截面型；b.圆筒形型；c.翻转性；d.渐扩性。
2.汽轮机入汽机构的节流损失使蒸汽入口焓（）。
a.减小；b.增大；c.保持不变；d.以上变化都有可能。
3.评价汽轮机热功转换效率的指标为（）a.循环热效率；b.汽耗率；c.汽轮机相对内效率；d.汽轮机绝对内效率。
浙江省火力发电厂汽轮机技术监督实施细则(2011修订稿)
浙江省火力发电厂汽机技术监督实施细则（2011年修订稿）目录第一章总则-------------------------------------------1 第二章适用范围------------------------------------1 第三章职责分工---------------------------------------2 第四章技术监督内容和要求------------------------------4 第五章技术监督检查和考核-----------------------------6 第六章附则-------------------------------------------6第一章总则第一条为加强汽机技术监督工作，提高汽机设备运行的可靠性，保证发、供电设备安全经济运行，根据《电力技术监督导则》DLT 1051-2007、《发电厂汽轮机、水轮机技术监督导则》DLT 1055-2007以及国家、电力行业、浙江省的有关法律、法规、规程、规范、标准、条例、制度，结合浙江省电力行业汽机技术监督的具体情况制订本细则。
第二条汽机技术监督是电力生产管理的重要内容，也是保证电力设施安全、经济、稳定运行的一项重要措施，必须纳入电厂建设、运行管理和安全生产的全过程。
汽机节能指标是汽机技术监督的重要组成部分。
第三条汽机技术监督必须坚持“安全第一、预防为主”的方针，坚持实事求是的科学态度，积极推广应用先进适用的新技术、新工艺、新设备和新材料，依靠技术进步，降低能源消耗，并建立相应的管理机制和制度，规范技术监督工作，提高汽机专业技术监督水平。
第二章适用范围第四条汽机技术监督是一项全方位、全过程的技术管理工作，在项目（系统）设计审查、设备选型、监造验收、安装调试、试生产以及运行、检修、技术改造等电厂建设和生产过程中进行技术监督，对影响机组经济运行的重要参数、性能指标进行监督、检查、调整和评价，满足机组经济、安全运行的要求。
第三章 汽轮机的变工况.
2 2 2 p2 pg pg G G 1 1 2 2 2 2 p0 pg pg 1 G G1 2
k 1
k
背压式汽轮机非调节级焓降变化规律
由图可知：流量变化 越大，级的理想比焓 降变化也越大。流量 变化时，前面级的焓 降变化较小；后面级 的焓降变化较大。
一、与定压运行相比,滑压运行的效益主要表现在: 1）由于压力随负荷降低，蒸汽的比热减小，过热热减小。所以 过热蒸汽温度在较宽的负荷范围内都维持了稳定（例如：在40100%MCR内可维持额定温度）； 2）由于汽轮机节流损失小，高压缸排汽温度稳定（亚临界机组， 负荷从100%降低到50%MCR，高缸排汽温度只降低了60度左右， 所以再热气温也容易维持稳定）； 3）由于汽轮机节流损失小，级前后的压力比与额定负荷相比， 几乎不变；而机内蒸汽的容积流量也与额定负荷基本相同（由 于压力降低）；所以，汽机的级效率保持较高。与定压运行相 比，变压运行时，汽机的内效率提高了 ； 4）由于负荷变动过程中，汽机内金属的温度变化小（一般不大 于78度），所以，汽机金属的热应力小，负荷变动的速度不受 汽缸应力的限制； 5）机组低负荷运行时，给水的压力和流量同时降低，所以与定 压相比，能耗明显降低。
• 分析原因：
– 功率增加，流量增加。调节级后各处压力增大基本正比于流量 增加。符合公式！说明调节级后均工作正常！ – 根据公式：应是调节级，或调节级前a>1 – 各个调节汽门开度下降功率变大：应非调节汽门问题 – 调节级通流面积增大：喷嘴腐蚀？叶片损坏？喷嘴弧段漏气？ – 前两种高压缸效率大为降低。高压缸效率略有下降：喷嘴腐蚀 ！
第三章 汽轮机的变工况
华北电力大学，能源动力与机械工程学院
锅炉使用说明书
第一章总则1：本锅炉使用说明书提供了锅炉设备使用的原则性要求和注意事项，用户和电力厂的要求和其他设备、DCS系统操作使用要求及国家和行业的有关标准，编写成完整的电厂操作运行规程。
2．锅炉机组启运前，应根据设计文件及有关规程制定符合设计、设备特点的启动试运行调整方案及措施。
第二章锅炉机组启动前的准备第一节启动前的检修和试验1.锅炉所有受压部件安装完毕后，按JB/T1612-94《锅炉水实验技术条件》进行水压试验，即以锅筒设计工作压力的1.25倍进行整体水压试验，水压试验用的水应为冷凝水或除盐水。
水压后，应对锅炉范围内汽水管道，蒸汽管道路进行冲管，以清楚管道内所残留的一切杂质，并对以水为工质的各承压部件表面进行化学清洗。
2.锅炉运行必需的温度、压力、流量、水位、氧量、壁温等测点应装设完好，各监视仪表经校验合格，显示清晰、准确。
3.送引风机经冷态试运行合格。
4.煤气系统各设备安装完毕，氮气吹扫准备就绪，煤气管道泄露试验合格，各快切阀、调节阀及其液压站电动执行机构，开关试验灵活，其开度、方向及位置指示正确。
消防设施具备齐全，CO测量仪表校验合格。
5．锅炉机组的烟风、汽水等系统检验合格（包括泄露试验），处于投入状态。
烟风、汽水系统内的所有阀门、挡板及执行机构，开关试验灵活，其开度、方向和位置指示正确。
6．锅炉本体各类门孔完整无缺、关闭严密。
燃烧器完好，与燃烧器相连的煤气、热风管道等安装完毕。
与燃烧器相连接的各风门转动灵活，各阀门及电动执行装置开关灵活，位置指示正确。
7.启动火炉煤气和点火装置，使之处于投入状态。
8．受热面及烟道的积灰、结焦、杂物清理干净。
9.锅炉的连锁保护、各程装置及各类电器设备经试合格，动作准确可靠，处于备用投入状态。
10.炉体外部各汽、水管道、支吊装置完好，管道膨胀无阻。
膨胀指示器焊接牢固，刻度清楚，并记录初始指示位置，在膨胀方向上应无阻碍。
11.各系统煤气安全设施齐全，并检验合格。
12.现场照明灯齐全，具有足够的亮度。
2024年汽轮机技术监督实施细则（三篇）
2024年汽轮机技术监督实施细则为加强店塔发电公司（以下简称“发电公司”）汽轮机技术监督管理，确保相关工作的有效执行，依据《技术监督管理制度》的相关规定，特制定以下标准：一、制定宗旨与目的本标准旨在通过实施有效的测试和管理手段，依据国家及行业标准、规程，对汽轮发电设备的关键参数、性能和指标进行监测与控制，以实现能耗参数和指标的最优化，确保汽轮机的安全、优质、经济运行。
二、适用范围本标准适用于发电公司汽轮机技术监督管理的各项工作。
三、组织架构与职责（一）分管领导为汽轮机技术监督管理的首要责任人，负责领导本企业的汽轮机技术监督工作。
生产技术部作为技术监督的实施部门，对技术监督工作承担直接责任。
（二）发电公司应建立由分管领导领导下的汽轮机技术监督三级网络，包括厂级、部门级和班组级。
（三）总工程师职责：1. 贯彻执行国家、行业及公司关于汽轮机技术监督的方针、政策、规章制度等。
2. 落实公司下达的汽轮机技术指标。
3. 审批汽轮机技术监督的实施细则、岗位职责、管理制度及技术措施等。
4. 审批汽轮机技术指标计划。
5. 协调各部门间的工作。
（四）生产技术部汽轮机监督职责：1. 负责汽轮机监督工作，执行国家、行业关于汽轮机监督的法规、规程、规定及公司技术监督管理制度。
2. 编制汽轮机监督的管理制度、技术措施及实施细则。
3. 定期召开汽轮机监督分析会议，掌握汽轮机及辅机设备的运行、检修和消缺情况，解决监督管理工作中的问题。
4. 定期上报汽轮机监督年度工作计划、总结，监督月报、年报、信息速报。
5. 落实查评提出的存在问题及技术监督提出的预警问题的整改计划并进行闭环管理。
6. 负责新建、扩建和改建工程中汽轮机设备的设计选型和审查、监造和出厂验收、安装和投产验收工作。
7. 跟踪汽轮机技术监督指标和整改计划的完成情况，分析未完成的原因。
8. 负责汽轮机技改的可研准备、工程管理和改造工程完成后的分析总结及评价效果。
9. 建立健全汽轮机技术监督管理档案。
煤电事业部电力单元节能技术监督管理办法
附件1：煤电事业部电力单元节能技术监督管理办法等级：C级编制及修订记录：制度编号：MD- SJ -07版本号版本类型编修人生效日期失效日期编制/修订概述1.0 试行版万强2018.9.10编制：通过节能技术监督，提高机组管理水平，掌握设备以及运行过程中参数和指标的控制，达到节能的目的。
审核生产技术部：高波企管综合部：张国庆、赵志辉电冶集团企管经营部：张保成电冶集团内控监察部：周海霞、孙立国会签电力一公司：韩俊峰电力二公司：王月舟电力三公司：吕建军供电公司:史继军检修公司：李海林批准王俊目录第一章总则 (3)第二章监督职责范围 (4)第三章管理内容与办法 (9)第四章检查与考核 (29)第五章附则 (31)煤电事业部电力单元节能技术监督管理办法（试行）第一章总则第一条为了认真贯彻国家及煤电事业部的节能方针，全面落实节能技术管理的主体责任，持续改进机组能耗指标，增强企业价值创造力和可持续发展力，结合电力单元的实际情况特制定本管理办法。
第二条适用范围：本办法适用于事业部各分公司节能技术管理的各级部门节煤、节电、节水、节油等管理工作。
本管理办法规定了事业部节能技术监督管理标准，明确节能技术监督各部门的各项职责，充分发挥节能技术监督组织机构的职能。
第三条规范性引用文件下列文件对于本管理办法的应用是必不可少的，也适用于本办法。
（规范不仅限以下内容）1、《中华人民共和国节约能源法》（2016年7月修订）2、《电力工业节能技术监督规定》电安生[1997]399号原电力工业部3、《节约能源管理暂行条例电力工业实施细则(试行)》能源节能[1989]5号原能源部4、《火力发电厂节能评价标准》2013版5、《节约用电管理办法》国经贸资源[2000]1256号国家经贸委6、《国家电力公司火电厂节约用水管理办法》(试行)国电发［2001］476号国家电力公司7、《国家电力公司火电厂节约用油管理办法》(试行)第二章组织与职责第四条煤电事业部电力单元节能技术监督管理组织体系包括生产技术部、分公司安全生产技术部、运行部、检修部。
地理课件 人教版必修第一册 同步教学第三章小节教学习题
多，地表径流减少
滥伐森林，破坏地表植被：平时会减少蒸腾，空气中水汽
减少，使降水量减少；降雨时，下渗减少，地表径流汇聚
加快，容易发生洪涝灾害
不 利 影 响
围湖造田：能减少湖泊自然蓄水量，削弱其防洪抗旱能力， 也能减弱湖泊水体对周围地区气候的调节作用 城市路面硬化：能增加地表径流，减少下渗，减小地下径 流，使地面蒸发量减少，易造成城市内涝 用水不当：河流上游地区过度引水灌溉，会导致下游水量
减少，甚至出现断流；对地下水过量开采和使用，地下水
位下降，会使有泉水出露的地方出现断流，绿洲地区出现
生态恶化和土地荒漠化
2.海绵城市 海绵城市指城市能够像海绵一样，在适应环境变化和应对自 然灾害等方面具有良好的“弹性”，下雨时吸水、蓄水、渗水、 净水，需要时将蓄存的水释放并加以利用。海绵城市建设应遵循 生态优先等原则，将自然途径与人工措施相结合，在确保城市排 水防涝安全的前提下，实现雨水在城市区域的积存、渗透和净化， 促进雨水资源的利用和生态环境保护。
(2)水循环的基本环节有哪些？水循环按照空间范围可以分 为哪几种类型？
(3)为水循环提供能量和动力的是什么？水循环联系了自然 界的哪些圈层？
【提示】 (1)略 (2)基本环节：蒸发、蒸腾、水汽输送、降水、地表径流、 下渗、地下径流。 水循环按照发生领域可分为海陆间循环、陆地内循环和海上 内循环三类。 (3)太阳辐射和水的重力。水圈、大气圈、岩石圈和生物圈。
(1)能正确反映海陆间水循环过程的是( )
A．a→f→h→g
B．e→f→h→d
C．c→a→b→d
D．d→a→b→c
(2)水循环中的( )
A．a 环节主要动力是季风
B．b 环节主要集中在夏季
C．c 环节不断塑造着地表形态
汽轮机培训基础知识课件
• 叶型：叶片的基本部分，它构成汽流通道，完成能 量的转换。
– 等截面叶片：叶型沿叶高不变
– 变截面叶片：叶型沿叶高变化
• 叶根：叶片与叶轮相连接的部分。它的结构应保证 在任何运行条件下叶片都能牢靠地固定在叶轮上， 并力求制造简单，装配方便。
• （2）给水除氧的目的：除去给水中溶解的氧及其它 气体，防止热力设备及管道的腐蚀和传热恶化，保 证热力设备安全、经济运行。
• （3）给水除氧方法 – 化学除氧：仅作为辅助手段。 – 物理除氧：采用热力除氧原理
• 2、热力除氧原理
• 亨利定律：单位体积中溶于水中的气体量与水面上 该气体的分压力成正比。
3、循环水泵 作用是将冷却水加压输送至凝汽器中去冷却汽
轮机的排汽。
循环水泵多采用轴流泵。
四、给水回热加热系统
（一）回热加热器
• 回热加热器是发电厂热力过程中重要的热力辅助 设备，回热循环提高机组热经济性就是通过回热 加热器对锅炉给水进行加热，以提高给水温度来 实现的。
• 1.回热加热器型式及应用
• （1）分类
三、凝汽系统及设备
凝汽设备的主要作用 有两方面：一是在汽轮 机排汽口建立并维持高 度真空，增强蒸汽在汽 轮机内的作功能力，从 而提高循环热效率；二 是保证蒸汽凝结并供应 洁净的凝结水作为锅炉 给水。
凝汽设备的组成：凝汽器、 抽气器、凝结水泵
•
（一）凝汽器
• 凝汽器的分类：表面式和混合式
• 表面式凝汽器的结构
• 其它分类方法： – 按汽流方向分类：轴流式和辐流式 – 按用途分类：电站汽轮机、工业汽轮机、船 用汽轮机 – 按汽缸数目分类：单缸、双缸、多缸 – 按机组转轴数目分：单轴、双轴 – 按工作状况分类：固定式、移动式
汽轮机技术监督实施细则(5篇)
汽轮机技术监督实施细则第一章总则第一条为了加强店塔发电公司(以下简称“发电公司”)汽轮机技术监督管理工作，确保汽轮机监督管理工作有效开展，根据《技术监督管理制度》的有关规定，制定本标准。
第二条汽轮机技术监督的目的是：依据国家、行业有关标准、规程，采用有效的测试和管理手段，对影响汽轮发电设备的健康水平及与安全、质量、经济运行有关的重要参数、性能和指标进行监测与控制，使有关能耗的重要参数和指标达到最佳水平，以确保其安全、优质、经济运行。
第三条本标准适发电公司汽轮机技术监督管理工作。
第二章组织机构与职责第四条分管领导是汽轮机技术监督管理第一责任人，负责管理本企业的汽轮机技术监督管理工作。
生产技术部是实施技术监督的执行者，对技术监督工作负直接责任。
发电公司应建立健全由分管领导领导下的汽轮机技术监督三级网。
第一级为厂级，第二级为部门级，第三级为班组级。
汽轮机技术监督统筹安排，协调运行、检修、试验等部门的汽轮机监督工作。
严格执行汽轮机监督三级网岗位责任制。
第五条总工程师职责：(一)贯彻国家、行业、公司颁发的有关汽轮机技术监督的方针、政策、规章制度等。
(二)落实公司下达的汽轮机指标；(三)审批汽轮机技术监督的实施细则、岗位职责、各项管理制度及技术措施等；(四)审批各项汽轮机指标计划。
(五)协调各部门间的工作。
第六条生产技术部汽轮机监督职责：(一)负责汽轮机监督工作，贯彻执行国家、行业有关汽轮机监督的法规、规程、规定及公司有关技术监督管理的制度；(二)负责编制汽轮机监督的管理制度、技术措施及实施细则；(三)负责定期召开汽轮机监督分析会议，全面掌握汽轮机及辅机设备运行、检修和消缺情况，对重大的设备问题，制定反事故措施，解决监督管理中存在的问题，确保监督网运作良好；(四)负责定期上报汽轮机监督年度工作计划、总结，监督月报、年报、信息速报；(五)负责落实查评提出的存在问题及技术监督提出的预警问题的整改计划并闭环管理；(六)负责新建、扩建和改建工程中汽轮机设备的设计选型和审查、监造和出厂验收、安装和投产验收工作；(七)负责落实各汽轮机技术监督指标和整改计划的完成情况，分析未完成原因；(八)负责汽轮机技改的可研准备，工程管理和改造工程完成后的分析总结和评价效果；(九)负责建立健全汽轮机技术监督管理档案，如年度工作计划、总结、月报、年报、技改可行性报告、方案等。
过热气温4
课程设计说明书题 目： 300MW 单元机组过热汽温控制系统设计 学生姓名： 任强 学 院： 能动学院 班 级： 能环10-3 指导教师： 施永红2014年 1 月 7 日学校代码： 10128 学 号： 201030307019内蒙古工业大学课程设计（论文）任务书课程名称：热工控制系统专业课程设计 学院： 能动学院 班级： 能环10-3 学生姓名： 任强 _ 学号： 201030307019 _ 指导教师：施永红、王胜捷一、题目300MW 单元机组过热汽温控制系统设计二、目的与意义本设计是针对“热工控制系统”课程开设的课程设计，是培养学生综合运用所学理论知识分析问题、解决问题的一个重要的教学环节。
通过本课程设计，使学生能更好的掌握热工控制系统的组成、控制方式和控制过程，使学生得到一次较全面、系统的独立工作能力的培养。
三、要求 已知条件：（1）串级过热汽温控制系统方框图如图1-1所示，系统中各环节的传递函数为：图1-1221()T W s d =；11111()(1)T i W s T sd =+；0010259()()()(/)(118.4)W s W s W s C V s °==+； 0228()(/)(123)W s C V s °=+； 120.1(/)V C q q g g °==；1z K K m ==（2）300MW 单元机组过热蒸汽流程：汽包所产生的饱和蒸汽先流经低温对流过热器进10θ2θ 1θ)(1s W T )(2s W T z KμK)(02s W )(01s W2θγ1θγK µ行低温过热，然后依次流经前屏过热器、后屏过热器和高温过热器后送入汽轮机。
屏式过热器和高温对流过热器均为左、右两侧对称布置。
在前屏过热器、后屏过热器和高温对流过热器的入口分别装设了Ⅰ级、Ⅱ级和Ⅲ级喷水减温器，其中Ⅲ级喷水减温器是左、右两侧对称布置。
主要内容：1、根据图1-1及已知的传递函数完成串级汽温控制系统主、副调节器的参数整定。
汽轮机运行规程样本(6MW).(DOC)
第一章总则第一节规程的使用范围一. 本规程为汽机运行人员的操作依据，值班人员必须熟练掌握本规程，经考试合格取得上岗证之后，方能独立工作。
二. 主管经理、总工程师、汽机工程师、值长、车间主任、车间技术员、检修班长及检修工必须熟知本规程。
三. 本规程修改权属公司生产技术部，其它人不得任意修改。
第二节基本要求一. 在汽轮机运行中应使用准确的振动表,定期测量汽发电机组各轴承三个方向的振动情况(垂直、横向、轴心)并记录在专用记录本内.当机器大修后及振动显著增大时也应测量．汽轮机振动标准如下：制造厂允许该机组最大不超过0.05毫米,测量应同时记录当时的负荷及真空情况(一般在接近相同的运行方式下测量)．二. 汽轮机调速系统性能应符合下列要求：11. 当汽温,汽压,真空正常,自动主汽门完全开启时,调速系统能维持汽轮机空负荷运行．2.当汽轮机突然甩去全负荷时,调速系统应能控制汽轮机转速在危急保安器动作转速以内．3.调速系统迟缓率不大于0.25%．4.当危急保安器动作时,应保证自动主汽门、调速汽门、抽汽逆止门关闭严密．三. 在下列情况下禁止汽轮机启动或投入运行：1. 主汽门、抽汽逆止门、调速汽门动作不良,有卡塞现象.2. 汽轮油泵及其自启动工作不正常．3. 重要保护装置（危急保安器、危急遮断器、轴向位移遮断器、电磁伐）工作不正常．4. 转速表、真空表、汽压、汽温表不全或指示不正常．5. 调速系统不能维持空负荷运行或甩去全负荷后,不能控制转速在危急保安器动作转速以内.6. 盘车装置不正常．7. 机器振动超过0.05毫米．8. 汽轮机油质不合格,油温、油压不符合规定值．第三节重要操作的规定一.下列工作必须在车间主任或主任指定人员的监护下填写操作票进行.1.大修后汽轮机组的启动及正常开、停机操作.2.危急保安器的定期超速试验.23.调速系统试验包括主汽门、调速汽门、抽汽逆止门严密性试验.4.机组在运行中对冷油器的切换操作.5.清洗运行中油系统的滤网.6.运行中半面清洗凝洁器.7.加热器的投入和停止.8.给水泵、循环泵的切换,联锁操作及检修后的启动9.主蒸汽系统、给水系统的切换操作.二.对疏水串联门的使用方法:按汽流方向第一个伐门为隔绝门(启闭门),第二个伐门为调整门.开时先开隔绝门,再开启或调整第二个伐门.关闭时,先关调整门,然后再关隔绝门.第四节机-电联系信号的使用规定一.机-电联系信号是在异常运行或事故处理中双方联系的命令信号,对方收到信号后立即执行.二.联系信号只有班长、司机有权使用.三.机电联系信号使用方法及含义:1.汽机发给电气信号的含义:(1)注意:为召换信号,在发出任何信号前首先发“注意”信号召换对方.(2)可并列:通知主控制室汽轮机已定速,发电机可以并列入电网.(3)减负荷:汽轮机不正常或进行某项试验时,通知电3气减发电机负荷,每次发出信号减负荷500千瓦.(4)汽机调荷: 因汽机方面原因要求自行调整负荷.(5)机器危险:汽轮机紧急故障停机.(6)更改命令:发出信号错误,主控室收到此信号后应立即复归信号,停止操作,等待正确信号.不论操作执行已否,责任均由信号发出方承担.2.电气发给汽机信号的含义:(1)注意:为召换信号,在发出任何信号前首先发“注意”信号召换对方.(2)增荷:电气通知增加负荷,汽机注意机组运行,当电气调整负荷不灵或调整权在汽机时,汽机接到信号后，手动增加负荷,每次增加500千瓦.(3)减荷:电气通知减少负荷,汽机注意机组运行.当电气调整负荷不灵或调整权在汽机时,汽机接到信号后手动减负荷,每次减少500千瓦.(4)已并列: 表示发电机已与电网并列.(5)已解列:表示发电机已与电网解列.(6)电气故障:发电机本身故障已与电网解列,告知司机按事故处理规程处理.(7)更改命令:发出信号错误,汽机收到信号后应立即复归信号，停止操作，等待正确信号,不论操作执行与否,责任均由信号发出方承担.⑻大修后的汽轮发电机组为防止信号装错,在投入前双方必须按顺序校对信号的正确性.4第二章设备技术规范第一节汽轮机技术规范第1条: 汽轮机型号: C6-3.43/0.49型型式: 中压、单缸、冲动、单抽凝汽式额定功率: 6000KW级数: 九级（两个双列复速级、七个压力级）转速: 3000转/分临界转速: ~1625转/分转动方向: 面对机头为顺时针进汽压力: 3.4（-0.3～+0.2）MPa(表压).进汽温度: 435（-15～+10）℃额定进汽量: 57.5T/H 额定抽汽量: 45T/H最大进汽量: 68T/H 最大抽汽量: 56.25T/H 调整抽汽温度: 248℃调整抽汽压力: 0.4（-0.01～+0.02）MPa(表压)非调整抽汽温度：87℃最大92.52℃非调整抽汽压力：0.0616 MPa (绝)冷却水温额定: 27℃最大33℃排汽压力: 0.0073 MPa(绝)汽耗: （带抽汽时）9.58kg/kwh （纯凝汽时）4.37 kg/kwh5制造厂: 青岛汽轮机厂第2条: 调节系统的主要参数速度变动率: 4.5%迟缓率: ≤0.25%调压不等率: 10%同步器调整范围: -4% ~ +6% (2880~3180) 转/分调压器调整范围: 0.3~0.6 MPa (表压)调速油压: 0.97 MPa (表压)一次脉冲油压: 0.37 MPa (表压)二次脉冲油压: 0.27 MPa (表压)主油泵入口油压: 0.07 MPa (表压)轴承润滑油压: 0.08~0.12 MPa (表压)第3条: 保护装置主要参数:1. 危急保安器动作转速: 3330~3360 转/分2.轴向位移达到0.7mm 、轴向位移油压降至0.25MPa 时，轴向位移遮断器动作,主汽门、调速汽门、抽汽逆止门关闭.3.磁力断路油门，润滑油压低于0.03MPa或转子轴向位移油压低于0.25MPa时,磁力断路油门动作停机.4. 低油压保护，当润滑油压降至0.054MPa时报警,当调速油压降至0.54MPa时,汽轮油泵自启动装置动作,汽轮油泵自投. 第4条: 热工声光信号报警动作值主汽温度高: 445℃主汽温度低: 420℃主汽压力高: 3.6MPa主汽压力低: 3.2MPa6凝汽器真空低: -0.088MPa油箱油位低: 225mm轴向位移油压低：0.25MPa润滑油压低: 0.03 MPa轴承温度高: 65℃除氧器液位高: 8 m除氧器液位低: 2m疏水箱液位高: 1.7m疏水箱液位低: 0.5m主汽门关: 声光反应抽汽门关: 声光反应第5条:安全阀整定值1.抽汽安全阀动作值0.647 MPa (表)2.减温减压器安全阀动作值0.647 MPa(表)3.凝汽器安全膜板冲破值0.101--0.104 MPa (绝)4.高加安全阀动作值0.647 MPa (表)5.除氧器安全阀动作值0.6 MPa(表)第6条: 发电机型号: QF-6-2型容量: 6000 KW额定电压: 6300 V额定电流: 688 A额定转速: 3000转/分频率: 50 HZ功率因数: 0.87临界转速: 1960~1990 转/分制造厂: 济南生建电机厂. 第7条: 励磁机型号: ZLG 45容量: 45 KW额定电压: 150 V额定电流: 300 A励磁方式: 自激制造厂: 济南生建电机厂. 第8条: 凝汽器型号: N-560 型型式: 双路双流程表面式冷却面积: 560 m3冷却水温: 27℃冷却水量: 1660 m3/H水阻: 0.4 MPa铜管规格: ￠20×1×3800铜管数量: 2402 根铜管材质: H 68无水重量: 14.5 T第9条: 两级射汽抽汽器型号： C—60型工作压力： 1.2—1.4 MPa汽耗: 200 kg/h抽出干空气量: 20 kg/h8制造厂: 青岛汽轮机厂第10条: 启动抽汽器型号: CD—80 型工作压力: 1.4 MPa汽耗: 350 kg/h第11条: 空气冷却器冷却水量: 80T/H冷却水温: 27℃冷却空气量: 8米3/ 秒最高水压: 0.22 MPa组数: 3第二节泵类技术规范第1条: 给水泵（#1 ～ #5）型号: DG46-50×11型流量: 46m3／h扬程： 550 m转速: 2950 转/分转向: 从电机侧看为顺时针轴功率: 109.5 KW效率: 63%级数: 11级制造厂: 湖南长沙水泵厂配套电机: JS2 355 S2 - 29功率: 132 KW电压: 380 V电流: 236 A第2条: 循环水泵（#1～#3）型号: 500S—22流量: 2020 T/H扬程: 22m转速: 970 转/分转向: 从电动机方向看为顺时针轴功率: 144 KW效率: 84%制造厂: 湖南长沙工业泵厂配套电机:型号: JS—127—6功率: 185 KW电压: 380 V电流: 338 A第3条: 凝结水泵 (共6台)型号: 3 N 6 型流量: 30号T/H扬程: 58m转速: 2950 转/分转向: 从电动机方向看为逆时针轴功率: 8.8 KW效率: 54%10允许气蚀余量: 1.9 M 水柱制造厂: 沈阳市第一水泵厂配用电动机:型号: Y 160 M2 --2容量: 15KW电压: 380 V电流: 21 A第4条: 热网循环水泵（#1 ～ #4）型号: 250 R –62I流量: 450 T/H扬程: 62m转速: 1480 转/分轴功率: 96.18 KW效率: 79%制造厂: 湖南长沙工业泵厂配用电动机:型号: JS 115-4容量: 135 KW电压: 380 V电流: 245第5条: 疏水泵（#1 ～ #3）转速: 2930 转/分配用电动机:型号: Y 160 M -2容量: 15 KW11电流: 29.4 A第三节换热器技术规范第1条: 高压加热器（共三台）型号：ＪG-50 型型式: 单路双流程表面式换热面积: 50 m2进汽压力: 0.42 MPa (表压) 最高: 0.6 MPa (表压) 主汽温度: 248℃最高:290℃抽汽量: 4.1 T/H 最大: 6.65 T/H水测压力: 5.5 MPa制造厂: 青汽第2条: 低压加热器型号：ＪD-20-1型式: 单路四流程表面式换热面积: 20.25M2进汽压力: 0.0616 MPa (绝) 最高: 0.075 MPa (绝) 主汽温度: 87℃最高: 92.5℃抽汽量: 0.5 T/H 最大: 2.1 T/H水测压力: 0.55 MPa制造厂: 青汽第3条: 汽～水热交换器（#1 ～ #2）型号： GR – 250 型型式: 单路双流程表面式换热面积: 250m212进汽压力: 0.3 – 0.6 MPa(表)主汽温度: 248℃抽汽量: 66.4 T/H水测压力: 0.6 MPa水测进口温度: 80℃水测出口温度: 130℃出水流量: 500 T/H制造厂: 青岛锅炉铺机厂第4条: 水～水热交换器（ #1 ～ #2）型号: 116 T 80-0.8 / 1600 – 14型式: 不可拆螺旋板式换热面积: 80 m2公称压力: 1.6 MPa/Cm2出水流量: 39 m3 / H制造厂: 苏州化工机械厂第四节油系统设备技术规范第1条: 汽轮油泵 (共3台)型号： BL- 55 –2A型式: 立式单级汽轮离心式流量: 24 m3 /h进汽压力: 0.8 – 1.2 MPa出口油压: 0.54 MPa额定转速: 6000转/分13制造厂: 青汽第2条: 电动齿轮油泵 (共3台) 型号： CHY - 18型式: 齿轮啮合式流量: 20 m3/H出口油压: 0.353 MPa效率: 38%制造厂: 沈阳第一水泵厂配用电动机:电流: 12.5 A第3条: 电动盘车装置型式: 螺旋轴游动齿轮式转速: 11 转/分制造厂: 青汽配用电动机:型号: Y 100 L2 - 4容量: 3 KW电流: 6.8 A第4条: 冷油器型号：ＹＺ－125–1冷却面积: 12.5 m2冷却水量: 60 T/H钢管规格: ￠12×1×1499 mm钢管根数: 230根油侧压力: 0.97 MPa14水侧压力: 0.22 MPa制造厂: 青汽第5条: 主油箱容积: 1.6 m3低位油箱报警: 225 mm制造厂: 青汽第五节除氧设备及其它设备技术规范第1条: 除氧器（#1 - #2）型号: DS-50型型式: 热力喷雾大气混合式工作压力: 0.02 MPa进水温度: 20 – 40 ℃出水温度: 104 ℃出力: 75T/H水箱容积: 35 m3热网除氧器型式: 热力喷雾大气混合式工作压力: 0.02 MPa进水温度: 20 – 40 ℃出水温度: 104 ℃水箱容积: 35 m3第2条: 疏水箱有效容积: 40 m3 (带中间隔板)15第3条: 低位水箱有效容积: 10 m3第4条: 冷水塔 (2)型式: 自然通风双曲线钢筋混凝土冷水塔淋水面积: 500 m2塔高: 40 m底径: 31.5m进水高度: 8 m出水池深: 2m塔内填料: T 25 – 60 型进水温度: 40 ℃第5条: 减温减压器型号: YW 40 –3.3 / 450 –0.5 / 248- 5.5 / 104 一次汽压力: 3.5 MPa一次汽温度: 450 ℃二次汽压力: 0.5 MPa二次汽温度: 248℃流量: 40 T/H减温水压力: 5.5 MPa减温水温度: 104℃16第三章汽轮机组的启动及带负荷第一节启动前的准备工作一. 启动依据:1.启动依值长签发的操作票为依据,大修后启动由总工程师批准，车间技术负责人组织.2.班长接到机组启动命令后,安排司机、付司机、给水除氧值班工、水泵值班工、热网值班工完成机组的启动工作,学徒工和实习生可协助工作.3.司机接到启动命令后与机组其它人员作好启动前的准备工作,并完成机组启动工作的各项操作,认真填写操作票和作好详细的记录.二. 启动前的准备工作:（以1号机为例）启动前应对设备进行全面详细检查,确认检修工作已全部结束,检修工作票已全部收回,设备及周围场地清洁.1.联系电气人员测量电动机绝缘并送上电源.2.检查表计齐全、,各压力表一、二次门应在开启位置,各轴承温度计完好.3.联系热工投入热工所有仪表,送仪表电源.4.联系化学水处理值班员备好除盐水.5.备齐启动用的仪表,工具,记录本及灭火用具.176.与电气联系试验机、电联系信号.7.检查油系统.(1)检查下列油门应处于关闭状态.油箱底部放油一、二次门油箱事故排油总门 A197 (加封)冷油器油室放气门 A191 (A192)(2)检查下列油门应开启:电动齿轮油泵入口门冷油器进油门 A187 (A188)冷油器出油门 A189 (A190)(3)检查油箱油位应接近最高允许油位,备足合格的储备油.油位计应灵活无卡塞.8.对主蒸汽系统的检查:(1)关闭下列阀门:电动总汽门 A01电动总汽门的旁路门 A02、 A03自动主汽门汽轮油泵总汽门 A04轴封送汽一、二次门 A08、A09抽汽器进汽总门 A12主抽Ⅰ、Ⅱ级蒸汽门 A13 A14启抽蒸汽门 A18主汽管疏水门 A21(2)开启下列阀门：主汽管疏水检查门 A20 A22 A2318防腐门 A24（略开） A25汽轮油泵自启动进出门 A06 A079.抽汽疏水系统及真空系统的检查(1)关闭下列阀门抽汽门高加进汽门 A29低加进汽门 A39高加疏水门 A101、A102、A103、A104、A105 低加疏水门 A95、A96、A98 、A99轴封送汽调整门 A10疏水膨胀箱抽空气门 A89主、付抽空气门 A17 、 A19疏水膨胀箱至凝结器疏水门 A114抽汽器Ⅱ级疏水 A94 (排地沟)凝结器放水门 A129(2)开启下列阀门:抽汽管道疏水门 A88、 A86 、A87主汽门后疏水 A26 、A26’低压调门杆疏水 A85疏水膨胀箱至地沟疏水 A90主抽Ⅰ.Ⅱ级疏水 A91、A92、A93汽轮机汽缸疏水门 A109、A110 、A111 、A112A113(提真空以前关闭)12. 凝结水系统的检查:(1) 关闭下列阀门:19凝结水泵出水门 A46、A47主抽进出水门 A50 、A51主抽水室放水门 A55、A56主抽疏水门 A94凝结器汽侧灌水门 A128 (水位不足时灌水后闭) 低加进水门 A59、A60低加至地沟疏水门 A99高加进出水门 A71、A72(2) 开启下列阀门:凝结水泵空气门 A48 (A49)凝结水泵进水门 A42 (A43)主抽旁路门 A52凝结器再循环门 A57主抽疏水门 A91、 A92、A93低加疏水门 A97低加旁路门 A61高加疏水门 A100高加旁路门 A7313水泵系统的检查(1) 关闭下列阀门:凝结器水室放水门 A124 、A125 、A126 、A127 冷油器进水总门 A131、A132空冷器进水总门 A139空冷器出水门 A141、A143、A145发电机灭火消防门 A146、A147 (加封)20(2) 开启下列阀门:凝结器循环水进出水门 A116 、A117、A118、A119凝结器循环水放空气门 A120、 A121、 A122、A123(待有水溢出后关闭)冷油器进水门 A133 、A134冷油器出水门 A135 、A136空冷器进水门 A140 、A142、 A14414.启动电动齿轮油泵,检查油系统应无泄漏,油流回油正常.15.投入电动盘车装置,倾听机组内部声响.第二节凝结器设备的投入一. 通知水泵值班工启动循环水泵,注意凝结器循环水放空气门有水溢出时关闭.二. 启动凝结水泵,并进行水泵的联动试验,正常后投入运行.备用凝结泵应投入联动保护.调整再循环门A 57 ,保持凝结器的正常水位.第三节暖管一.汽机总汽门前的暖管工作，司机应密切监视主汽管的疏水情况,并要求锅炉将主汽管汽压保持在2-3kg/cm2.暖管20分钟,再以每分钟1-1.5kg/cm2的速度(约需30分钟)升至额定压力.二. 暖管升压期间,检查主汽管膨胀及吊架情况,视汽温情况适当关小疏水门 A23.21三. 暖管的同时进行下列工作:1.汽压升至10-15kg/cm2汽温在300℃以上时启动汽轮油泵,检查无异常后，停用电动齿轮油泵.2.调节保安系统的检查.(1)调整同步器转动应良好,然后将同步器摇至零位.(2) 调压器应在退出位置,并将调压器调至零位.(3) 危急遮断器处于断开位置.(4) 相对膨胀指示器调到零位.3. 机组启动前保安系统的试验(1) 将调速油压稳定在5～5.5kg/cm2,试验过程中，禁止停用盘车.(2) 合上危急遮断器,将轴向位移遮断器投入 ,电磁阀在断电状态,使主汽门高压油路接通,旋开主汽门手轮,检查各部分有无卡塞现象,检查完后,重新关紧主汽门手轮.(3) 将主汽门开至1/3开度,手打危急遮断器,检查主汽门、调速汽门、抽汽门是否关闭.(4) 重合危急遮断器,仍然维持主汽门1/3开度,分别使轴向保护和电磁阀动作,检查主汽门、调速汽门、抽汽门是否迅速关闭.(5) 一切正常后,在保证主汽门处于关闭状态下,将各保护投入,接通主汽门高压油路.四.主汽门前暖管及提真空:1.关小防腐门A25 ,全开电动总阀门的旁路门A02,略开调整门A03,按每钟1～1.5kg/cm2的速度升到额定汽压.2.压力升到正常值后检查总汽A01前后压差不大于1.5kg/cm222时，全开总汽门A01(全开后倒回半圈)，关闭旁路门A03、A02，关闭防腐门A25、A24,稍开至疏水扩容器的疏水门A21,关闭排地沟疏水门A23、A22.3.总汽门A01全开的同时,投入启动抽汽器,建立启动真空,启动真空不得低于-0.06MPa,为使真空迅速提高,允许在抽真空时向轴封送汽,但盘车装置必须在正常投入状态,为此,全开轴封送汽一次门 A08,调整二次门A09,保持轴封信号管有徐徐蒸汽冒出.4.当真空升到-0.06MPa以上时,投入主抽汽器,正常后,停用启动抽汽器.5.通知锅炉汽机准备启动,要求汽压、汽温稳定在额定值.第四节汽轮机的启动一. 冲动转子前应具备下列条件:1.轴承润滑油压在0.03MPa,轴承回油正常,冷油器出口油温不低于25℃，但不应超过45℃.2.主蒸汽压力3.4 MPa,主蒸汽温度:425℃～440℃.3.凝结器真空-0.08MPa以上.二. 启动:1.缓缓开启主汽门，冲动转子,转子冲动后立即关小主汽门，保持在500转/分以内的速度,仔细倾听机组内部声响,特别注意检查通流部分、汽封、主油泵等处是否声响正常,还应密切注意盘车装置应自动退出,盘车手柄回到非工作位置,盘车电动机自动停止.232.一切正常后,稍开主汽门，维持机组在800转/分的转速暖机20～30分钟，继续对机组全面检查,尤其是轴承温升,各部分膨胀及振动情况.3.低速暖机过程中,真空应维持在-0.08MPa,最低不得低于-0.07MPa.4.随时检查冷油器出口油温,高于40℃时，投入冷油器冷却水,使出口油温保持在35～45℃.5.低速暖机结束后,检查机组一切正常,逐渐开大主汽门,缓慢提速至1400转/分,保持中速暖机20 分钟.6.中速暖机结束后, 对机组再次进行全面检查一切正常后,将真空提升到额定值,继续升速，用5～10分钟的时间升至2700转/分，通过临界转速（约1625转/分）时,要迅速平稳,转速升到2700转/分左右时，注意调速系统开始工作,高压调速汽门逐渐关小.7.转速在2500转/分时主油泵投入工作,汽轮油泵自行停止.8.调速系统能自动控制转速,关小主汽门后疏水A26，全开主汽门(再倒回半圈)，转速应维持在2800转/分.9.手摇同步器升至3000转/分.10.升速过程中注意事项:(1)检查油系统油压、油流、油温及油箱油位,如有不正常现象，迅速查找原因并采取有效措施.(2)机组不正常声响或振动超过允许值时，应降低转速,直至振动正常，在该转速下继续暖机10～30分钟,然后再缓慢升速,振动仍超过允许值，应立即停机，查找原因并消除后，才能重新启动.24(3)发现机组膨胀有显著变化时,应停止升速，进行检查.(4)发电机入口风温达30℃时,投入空冷器冷却水,使入口风温保持在20～40℃.(5)及时调整凝结器水位和轴封送汽.11.额定转速后进行全面检查，进行下列工作:(1)汽温在430℃以上关小主汽门后疏水A26，并列后全关.(2)正确抄录表计,机组膨胀指示在3mm左右.(3)轴向保护油压不符合规定值时,通知检修班长调至额定值,并将轴向保护限位螺丝退出.(4)膨胀箱疏水倒入凝结器,关闭排地沟疏水门A90,开空气门A89和疏水门A114.12.空负荷运行时,密切注意排汽温度，达到100℃时报告班长,超过120℃时停机.13.根据操作命令完成机组各项试验工作 (见试验规程).14.额定参数下冷态启动开机时间:低压暖管: 20～30分钟升压至额定: 30分钟0～800转/分 5分钟低速暖机（800转/分）: 20～30分钟800～1400转/分: 20分钟中速暖机（1400转/分）: 20～30分钟1400转/分～额定转速: 5～10分钟额定转速检查: 10分钟共计: 120～145分钟25第五节并列带电负荷一.机组各项试验完毕,全面检查机组一切正常,向电气发出“注意”、“可并列”信号,密切注意机组声响和振动情况.二.接到电气发来“注意”、“已并列”信号后,注意机组升荷情况(升荷由电气操作)，并列后立即带500KW负荷,暖机10～30分钟,检查无异常状况，以300KW/分左右的速度增加电负荷,在3000KW负荷处停留10分钟,再次进行全面检查,一切正常后继续按照300KW/分的速度增至到6000KW负荷.带电负荷要求500KW: 暖机10～30分钟增负荷至3000KW: 10分钟在3000负荷下暖机: 10分钟增负荷至6000KW: 10分钟共计: 40～60分钟三.带负荷过程中作好下列工作:1. 注意调速汽门动作灵活，无卡塞.2. 负荷至1500KW后，通知给水除氧值班工投入除氧器.3. 接带负荷后，通知化学值班工进行凝结水分析,水质合格后通知除氧值班工将凝结水送入除氧器.如水质不合格,凝结器水位较高时,可以放水，但应维持凝结器正常水位。
锅炉部分第三章汽水系统
一般流程： 给水→澄清和过滤→阳离子交换器→排气器→阴 离子交换器→一级除盐→阴阳离子混合交换器→二 级除盐→储水箱→除氧气除氧→锅炉 三、直流锅炉的水质工况 比汽包炉要求高 1、给水品质指标 2、水处理一般方法
以一台蒸发量为1000吨／时的直流锅炉为例：每 千克给水所含的盐分不超过0.05毫克，即为干净自 来水（每千克约含盐0.1～0.7克）所含盐分的万分 之一左右，甚至比医用蒸馏水的含盐量还少。即使 这样，在一年运行期中还会有几百公斤的盐分进入 锅炉。当然，最终留在锅炉中的仅是一部分。许多 国家都制订有各类锅炉的给水质量标准。
布置在高烟温区的过热器和再热器一般易产生 粘结性积灰，为便于蒸汽吹灰器清除积灰，及支 吊方便，都以顺列方式布置。 在尾部竖井中，烟温较低，为增强传热，布置 在其中的低温过热器和低温再热器一般采用错列 布置。
锅炉受热面结构动画
吊挂受热面
2、辐射式过热器
辐射式过热器布置在炉膛壁面上或炉膛上方， 直接吸收炉膛辐射热；
2、循环倍率Ｋ 上升管中循环水量G与产生的蒸汽 量D之比。每kg水经过Ｋ次循环才能完全变成蒸 汽
G K D
K值越大，上升管出口段水含量越高，冷却效 果好，但导致产汽率太小。高压锅炉在8~15； 超高压5~8；
锅炉压力↑汽化潜热↓循环倍率↓
（五）自然循环常见故障
水循环故障 因水循环不正常导致炉管损坏的现象 1、循环停滞 在受热弱的水冷壁管中，进入上升管 的循环流量仅足以补充蒸发量时。 2、循环倒流 上升管接入汽包水容积时，循环停滞 可能转成循环倒流。 3、下降管带汽 下降管的流动阻力↑，密度差↓ 原因：下降管受热产汽、下降管入口带汽、自汽化、 锅炉压力突降引起的自汽化等。
（2）顺流 传热温压小，传热效果较差，需要的受 热面积大，消耗金属多。但蒸汽温度低的管段处于 烟气的低温区域，管子出口端金属壁温较低； （3）混流 集中了逆流和顺流布置的优点，既安全， 又经济，多用于高温级受热面。
电厂实习报告
汽轮机临界转速为 1800-2000rad/min。
发电机临界转速为 1600-1800raf/min.
汽耗：1200KW 抽汽机的经济汽耗为 4051kg/度电。
最大汽耗为 4061kg/度电；不抽汽时的经济汽耗为 4.04kw/度电。
4
调速系统为全液压调速系统 调速机构的组成：主油汞，旋转阻尼，放大器，同步器，推动器，错油门， 油动机，调速汽门。 安全系统：自动主汽门，危急保安器，危急遮断油门，轴向位移控制油门， 磁力断路油门，辅助控制油门和调速汽门危急遮断油门。
内蒙古丰泰发电有限公司，由新力公司、香港超宝控股有限公司和内蒙古电 力总公司于 1999 年 9 月共同出资组建。公司所属的呼和浩特丰泰热电厂 2× 200MW 供热机组工程，于 2002 年 8 月全部建成投产。该工程在国内大型电力建 设项目中首次采用了布袋式除尘器，获得成功，为在中心城市建设大型供热发电 厂、改善环境质量做出了有益的尝试。目前正筹建 2×350MW 超临界供热机组扩 建工程。
(6)对汽轮发电机组油系统进行下列检查： a. 油管、油箱、冷油器、油泵等均处于完好状态，油系统不应有漏油现 象。 b. 油箱油位正常，油位计的浮标上、下移动灵活，无卡涩现象。油质合 格。 c. 检查冷油器出油温度，如果油温过低，将冷油器进水门关闭，出水门 可 在开启状态。冬季可适当提前启动调节油泵进行油循环或预先投入冷油器加 热水 源，提高油温(进水门应微开)，其加热用的水温不得超过70℃。 d. 各个轴承为了滤油所加的滤网及检修时临时添加的堵板，启动前均应 拆 除。
主汽温大幅下降的原因
主汽温大幅下降的原因
主汽温大幅下降的原因可能有多种，以下是一些可能的原因及其简要解释：
1. 锅炉吹灰：在锅炉吹灰的过程中，特别是吹水冷壁时，水冷壁的吸热量增加，导致分离器出口的过热度增加。
为了维持过热度，自动调节系统会增加水，从而增大了水煤比。
这会导致产汽量增加，而给煤量没有变化，使得炉膛的吸热量增加，导致炉膛出口温度降低，烟气温度也随之降低。
由于蒸汽量的增加，对于对流换热来说，出口温度降低，最终过热汽温降低。
2. 一次风机出力不正常或跳闸：一次风机如果出现失速、喘振甚至跳闸的情况，会导致一次风压大幅下降，从而使得磨煤机的出力降低，主汽温度也会大幅走低。
3. 蒸汽压力异常：蒸汽压力过低会导致蒸汽中的热量散失，从而使主蒸汽的温度下降。
蒸汽压力的异常可能是由于蒸汽发生器故障、蒸汽管道泄漏、阀门失效等原因引起的。
4. 燃料供应异常：燃料供应异常也可能导致主蒸汽温度的急剧下降。
例如，当燃料供应不足或中断时，燃烧过程会受到影响，导致主蒸汽温度下降。
5. 进汽量变化：进汽量的突然变化也可能导致汽轮机主蒸汽温度下降。
这可能是由于过热器受到污染或堵塞、锅炉水位突然上升、安全阀突然泄放或调节阀调节不当等原因引起的。
为了应对主汽温大幅下降的情况，可以采取一些处理措施，如调整锅炉的运行参数、检查并修复设备故障、优化燃料供应等。
具体的处理措施需要根据实际情况来确定。
热控第三章考试题
热控第三章考试题一、填空1．评定仪表品质好坏的技术指标是＿、＿、＿。
答：仪表的精确度、灵敏度和稳定性等。
2．测量误差的表示方法有＿、＿。
答：绝对误差表示法和相对误差表示法。
3．测量方法根据仪表是否与被测对象接触可分为＿、＿两种。
答：接触测量法和非接触测量法。
4．热工测量仪表，按其各部分结构的功能和作用可以看成有＿、＿、＿三个部分组成。
答：①感受部件②传输变换部件③显示部件5．如果测量仪表的感受部件或变送器与显示部件相距较远，并各自成为一完整的部分，则习惯上称呼感受仪表为＿，显示仪表为＿。
答：一次仪表，二次仪表。
6．电动单元组合仪表以直流信号传输反应迅速，适合于＿的传输和＿控制。
答：远距离，集中。
7．控制室仪表的使用环境温度应在＿，现场安装仪表使用环境温度应在＿。
答：控制室仪表的使用环境温度应在0-45℃，现场安装仪表使用环境温度应在-10-60℃。
8．仪表的精确等级就是仪表的＿去掉百分号。
答:精确度。
9．品质指标是衡量测量仪表＿好坏的标准。
答：质量。
10．按照测量结果得到的程序，测量分为＿、＿、＿三种。
答：直接测量、间接测量和组合测量。
11．疏忽误差是由于测量工作中测量人员的＿和＿而造成的测量误差。
答：操作错误，疏忽大意。
12．偶然误差是由于在测量过程中的一些＿的影响而引起的，而这些因素的出现没有一定的规律，其＿的大小和性质也不固定。
答：偶然因素，误差数值。
13．测量误差按其产生的原因和本身最基本的性质和特点不同，可分为＿、＿、＿三类。
答：系统误差、疏忽误差和偶然误差。
14．热力学的温度单位名称及热力学温度和摄氏温度之间的关系是＿。
答： t=T-273.16 15．系统误差是由于仪表＿或测量时＿等原因所引起的测量误差。
答：仪表使用不当、外界客观条件变化16．误差的绝对值是＿。
答：误差的绝对值就是绝对误差。
17．标准孔板的取压方式有＿、＿。
答：角接取压、法兰取压。
18. 各种测温仪表都是利用测温物质的＿随＿的原理实现测温的。
西安热工院锅炉燃烧优化调整技术-张广才
首先满足外界电负荷需要的蒸汽数量和合 格的蒸汽品质的基础上，保证锅炉安全、 经济和环保运行，具体归纳为：
1.1.提高锅炉运行经济性 应通过运行优化调整尽量减少各种损失，以提高
锅炉的效率； 同时保证锅炉正常稳定的汽压、汽温和蒸发量，
减少再热器减温水的流量等，以提高整个机组热 效率。
切圆燃烧方式
W火焰燃烧方式
左侧墙
右侧墙
燃尽风口
燃烧器
前后墙对冲燃烧方式
二、锅炉燃烧系统优化调整 技术现状
采用单因素法进行锅炉燃烧优化调整试验：
可以寻求合理的一、二次风配比、风煤比的配 比及配煤方式、较佳的煤粉细度及过剩空气系 数等；；
确定锅炉燃烧系统的最佳运行参数；
提供不同负荷下过剩空气系数曲线、风煤比曲 线等。用以指导锅炉优化运行。
一、锅炉燃烧系统运行
优化调整目的
主蒸汽温度每降低10℃，影响发电煤耗约0.93 g/kWh；再热蒸汽温度每降低10℃，影响发电煤 耗约0.75g/kWh。
过热器减温水流量每增加10t/h，影响发电煤耗 约 0.08～0.12 g/kWh；再热器减温水流量每增 加10t/h，影响发电煤耗约0.52～0.63 g/kWh。
二、锅炉燃烧系统优化调整 技术现状
采用锅炉燃烧系统监测仪表参数进行优化调整：
运行人员监控风粉浓度、一次风速、烟气含氧 量、飞灰含碳量在线检测、煤质成分在线检测 等参数调节锅炉燃烧。实现锅炉高效、经济燃 烧，但是由于目前电厂安装的燃烧参数测量仪 表运行的稳定性和可靠性普遍较差，测量不准 确，同时检修维护及管理的不到位，直接影响
三、通过锅炉燃烧优化调整提高 锅炉运行经济性途径
3.2、锅炉热效率
= 100-(q2+q3+q4+q5+q6)=q1
电厂机组汽温异常和受热面超温管理制度及考核办法
No.:000000000000077674锅炉汽温、受热面超温治理制度及考核方法编写：运行部xx 年xx 月xx 日第一章总则第一条为了保证锅炉的安全稳定运行，防止由于锅炉受热面长期超温而造成“四管爆破”，削减锅炉非打算停运次数，提高机组牢靠性，特制定本方法。
其次条本方法适用于对锅炉运行中受热面金属管壁超温以及主蒸汽、再热汽温越限的考核。
其次章运行治理第三条集控运行值班员上岗前应进展严格的锅炉专业学问和实际操作考试，合格前方可上岗。
在锅炉运行中应严格依据《集控运行规程》的规定进展操作，认真执行有关安全规程、制度和措施。
第四条一、二号机组的机组长为本机组的安全第一责任人。
机组长应指导、监视本机组各级值班员搞好锅炉运行调整，实行一切措施调整机组锅炉侧主、再热汽温在531～546℃以内〔#1 炉主汽温掌握在530～536℃以内〕，并防止锅炉受热面金属管壁超温。
第五条运行应加强运行设备的运行维护和治理，确保设备安全稳定运行，防止由于人为缘由造成管壁超温。
第六条因设备故障或其他缘由造成管壁超温，技术维护部应马上组织人力进展抢修，以保证设备尽快恢复正常运行，必要时应申请机组降出力运行。
第七条运行人员应坚持保设备的原则，在管壁温度和带负荷发生冲突时，严禁在超温的状况下强带负荷。
第八条在机组运行中应严格执行《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》(GB ／T121451999) 和《火力发电厂水汽化学监视导则》〔DL/T5611995 〕中有关规定，确保进入锅炉的水质和运行中锅炉汽、水品质合格。
当机组汽水品质特别时，化学运行值班员应准时向集控运行值班员、值长及有关领导送水质特别报告。
集控运行接到水质特别通知以后，应乐观分析缘由，并实行措施，通过增加定排次数、加大连排流量，提高汽水品质。
当汽水品质恶化危及设备安全运行时，应马上汇报有关领导并实行紧急措施。
第九条集控运行各级值班员应加强锅炉燃烧调整。
监盘时觉察锅炉受热面管壁超温或汽温上升速率较快，应准时通过燃烧调整如调整燃烧器摆角、调整减温水或切换制粉系统的方法，尽快将汽温及管壁温度降到允许值。
3.第三章 汽轮机启动停止步骤
五. 起动
7. 当轴承进油温度高于40~45℃时，投入冷油器，冷油器出口 油温保持在35~45℃。 8. 汽轮机升速控制见《安装使用说明书》（第一分册）起动曲 线。 9. 升速过程应密切监视：
(1)油温、油压、油位； (2)轴承温度及回油； (3)油泵运行状况及切换； (4)汽缸膨胀、转子轴向位移、胀差； (5)汽缸上下半温差、法兰内外壁温差、法兰与螺栓温差； 机组振动。
三. 起动辅助油泵，在静止状态下对调节 保安系统进行检查
1、起动低压电动油泵，检查： – 润滑油压及轴承油流量； – 油路严密性； – 油箱油位。新安装及大修后第一次起动时，应预先准备好必需的 油量，以备油管充油后向油箱补充油。 – 起动顶轴油泵，试验盘车装置： – 将各轴承前顶轴油支管上的节流阀关闭，顶轴油总管上的溢流阀 全开。 – 起动顶轴油泵及润滑油泵。逐渐减少溢油阀的泄油量，使顶轴油 总管的油压力升至12MPa。 – 分别调整各轴承前的顶轴节流阀，使轴颈顶起0.05~0.07mm。 第一次起动，调整完毕应记录各轴颈顶起高度及顶轴油压。 2. 起动盘车装置： – 检查电机旋向； – 投入盘车装置,试盘车正常。
三. 起动辅助油泵，在静止状态下对调节 保安系统进行检查
3. 起动高压电动油泵，进行保安装置动作试验： – 起动盘车装置； – 将各保安装置挂闸； – 分别开启主汽门和调节汽阀到1/3行程，使各保安 装置动作，检查主汽门、调节汽阀、抽汽阀是否迅 速关闭； – 检查合格后，将各保安装置重新挂闸，起动阀手轮 关到底。 – 检查主汽门是否关严。
五. 起动
10. 升速过程注意：
(1)调节主蒸汽管路、抽汽管路、汽缸本体的疏水阀门，无疏水排 出后，关闭疏水阀门。 (2)油系统出现不正常现象时，应停止升速，查明原因。 (3)油系统出现不正常响声或振动时，应降速检查。 (4)热膨胀不正常时应停止升速，进行检查。 (5)严格控制金属温升速度及汽缸的金属温差： 汽缸壁温升速度 <4℃/min 汽缸上下半温差 <50℃ 法兰内外壁温差 <100℃ 法兰与螺栓温差 <35℃ (6) 暖机结束，机组膨胀正常，可逐渐开大隔离阀，关闭旁通门。
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第三章 汽包锅炉蒸汽温度自动控制系统
第二章 汽包锅炉蒸汽温度控制系统
第一节 引言
一、过热蒸汽流程图
350℃
540℃
顶棚过 热器
包墙管 过热器
470℃
屏式过热 器(半辐射)
高温过热器 (对流)
375℃
低温过热器 (对流)
返回
第二章 汽包锅炉蒸汽温度控制系统
第二章 汽包锅炉蒸汽温度控制系统
第二章 汽包锅炉蒸汽温度控制系统
¾ 组成：内回路(快)，外回路(慢) ¾ 原理：
内回路：快速消除内扰，粗调 外回路：对过热器出口汽温 进行最终校正，使 θ2 = SP
第二章 汽包锅炉蒸汽温度控制系统
(2) 导前区及惰性区对象特性
W
G1(s) θ1 G2(s)
θ2
G(s) 导前区传递函数
G1
(s)
=
出口蒸汽额定压力 （MPa） 2.5
锅炉负荷变化范围 （％） 75～100
出口蒸汽额定温度 （℃） 400
温度允许偏差值（℃）
＋
－
10
20
3.9
70～100
450
10
25
9.8
70～100
540
5
10
13.7
70～100
540/540
5
10
16.7～18.3
70～100
540/540
5
10
25.3
70～100
第二章 汽包锅炉蒸汽温度控制系统
减温水量扰动下主汽温对象传递函数的求取
减温水扰动下汽温动态特性还 可以用如下传递函数表示：
GWB
= θ (s)
Wθ (s)
=
K (1+ Ts)n
相关参数的求取：
K = Δθ
ΔWθ
τ = t1 − t0 Tc = t3 − t1
R≈ τ
Tc
当n=1—6时，可简化为：
n ≈ 1+10R T ≈ τ + 0.5Tc
目前这种控制方案在现场已很少 采用。
第二章 汽包锅炉蒸汽温度控制系统
2、采用串级控制的特点：
串级过热汽温自动控制系统以过热汽温θ2为被调量，根据喷水减温器出口 温度θ1调节减温水量，其系统结构图如下：
主调节器:维持过热汽温
θ2等于其给定值。
串级过热汽温自动控制系统结构图
副调节器: 根据θ1和主调
节器PI2输出信号的变化 调节减温水量。
θ1
W
=
K1 (1 + T1s)n1
, n1
=1~
2
G2
(s)
=
θ2 θ1
=
K2 (1 + T2s)n2
W 0
θ θ1
0
t ΔWj
θ2
t
由图可以看出，导前 区对象动态特性要明显快 于惰性区对象动态特性。
第二章 汽包锅炉蒸汽温度控制系统
(3) 惰性区传递函数特性的获取
在现场往往是改变喷水减温水流量来获取温度的响应曲线，由响
第二章 汽包锅炉蒸汽温度控制系统
1、采用导前微分控制的特点：
(1) 优点 导前汽温可以提前反映扰动，取
其微分信号引入调节器后，由于微分 动态时不为零而稳态时为零，所以动 态时可使调节器的调节作用超前，稳 态时可使过热器出口汽温等于给定值， 从而改善控制品质。 (2) 缺点：
微分器参数若整定不当，会产生 严重的非线性，使控制质量恶化。
第二章 汽包锅炉蒸汽温度控制系统
第三节 过热蒸汽温度控制方案
一、过热汽温的调节手段
1、混合式减温器原理
混合式减温器由雾化喷嘴、连接管、
保护管及外壳等组成。
减温水通过喷嘴雾化后直接喷进蒸
汽，利用水吸收蒸汽的汽化潜热，从而
混合式减温器
改变过热蒸汽温度。
1-外壳 2-保护套管 3-雾化喷嘴
从理论上来讲在过热蒸汽内喷水会
1 > 0 ，因此这部分为正对象。
必然升高)，属于正对象。
两部分串联后仍为正对象，因此主调节器须采用反作用(SP-PV) 。
第二章 汽包锅炉蒸汽温度控制系统
3、 减温器的布置位置 减温器一般安装在过热器的中间部位，这样既能保证灵敏性，
又能保护高温过热器。
第二章 汽包锅炉蒸汽温度控制系统
4、 其它要说明的问题
¾ 喷水减温器在再热器中可以使用，但因对汽轮机的循环 效率影响较大，不宜用作主要调温手段。 ¾ 用减温器作为过热蒸汽温度的调节手段时，要求有足够 的控制余量，一般在减温水门全关的情况下，锅炉出力最大 时，减温器入口蒸汽温度要高于设定值约30-40 ℃.
有自平衡能力。 （迟延较大，与减温器的位置和
过热器管道的长短有关）。 一般锅炉： 迟延时间：30-60s， 惯性时间常数：>100s
GWθ
= θ(s)
Wθ (s)
= K e−τ s 1+ Tcs
可用特性参数τ / Tc 来表征汽温控制
对象动态特性的好坏。
τ / Tc 越大，越难以控制。
第二章 汽包锅炉蒸汽温度控制系统
思考：
为何在烟气扰动下汽温变化快，而在减温水扰动 下汽温变化慢？
原因分析：
烟气传热量发生变化时，是沿着整个过热器管路 对汽温产生影响，因此汽温反应较快；而减温水量 的变化对汽温产生的影响是从一点扩散开来的，要 经过较长的过热器管道才能使出口汽温发生变化， 而汽温的变化还要影响到过热器管壁传热的变化， 因此汽温反应较慢，延迟较大。
第二章 汽包锅炉蒸汽温度控制系统
安装好的屏式过热器
第二章 汽包锅炉蒸汽温度控制系统
第二章 汽包锅炉蒸汽温度控制系统
第二章 汽包锅炉蒸汽温度控制系统
正在安装中的高温过热器
第二章 汽包锅炉蒸汽温度控制系统
第二章 汽包锅炉蒸汽温度控制系统
二、主汽温控制的必要性
1、 安全性
¾ 汽温过高，金属产生蠕变，缩短使用寿命；
二、主汽温控制方案的设计
第二章 汽包锅炉蒸汽温度控制系统
减温水
导前汽温
e
W
θ1
内回路
外回路
主汽温串级控制方框图 主汽温单回路控制方框图 主汽温导前微分控制方框图
第二 汽包锅炉蒸汽温度控制系统
结合喷水减温扰动下主汽温对象动态特性思考： 采用单回路控制有何缺点？
当入口的蒸汽温度变化或减温水出现扰动，要等到出口温 度发生变化后，调节器才动作，不能及时克服扰动影响，过热 汽温出现较大动态偏差，所以单回路控制系统难以满足控制要 求和生产安全。
n2
=
(nT − n1T1)2 nT 2 − n1T12
实例：
第二章 汽包锅炉蒸汽温度控制系统
特点：大惯性、大滞后、时变、非线性
第二章 汽包锅炉蒸汽温度控制系统
三、串级控制系统 投运时需要考虑的问题 1、 控制器控制规律的选择
副调节器WT1(s)：P 主调节器WT2(s)：PI 2、控制器参数的整定 方法：两步整定法（先整定内回路，再整定外回路） 整定内回路时，将外回路视为开路，则内回路为一个单回路
第二章 汽包锅炉蒸汽温度控制系统
第二节 主汽温对象特性分析
一、主汽温对象的影响因素
¾ 蒸汽流量 D ¾ 烟气热量 QH ¾ 减温水量 QW
第二章 汽包锅炉蒸汽温度控制系统
1、蒸汽流量变化对过热汽温的影响
对流过热器：
要求负荷增大 燃料量和送风量增大 烟气温度和流速都增大 对流换热加强 对流过热器出口汽温升高
例：假如某受热面管材为12Cr1MoV，在585℃时能连续运行 十万小时，但是如果长期在595℃运行，其寿命就只有三万小时。 可见，其工作温度提高10℃，寿命就只有原来的30％了。
严重超温：爆管。同时会使汽轮机汽缸、汽门、喷嘴、叶片、 高压缸前轴承等的机械强度降低。 ¾ 汽温过低：汽温降低还会使汽轮机尾部的湿度增大，这不仅使 汽轮机效率降低，而且会造成汽轮机末几级叶片的侵蚀加剧。 此外， 汽温过低，汽轮机转子所受的轴向推力增大，这对机组 安全运行十分不利。 ¾ 过热汽温变化过大，除使管材及有关部件产生疲劳外，甚至会 产生剧烈振动，危及机组安全运行。
541/541
5
10
第二章 汽包锅炉蒸汽温度控制系统
三、主汽温控制的任务
在规定允许偏差值的同时，还应规定允许偏差值下运 行的持续时间和汽温变化时允许的变化速度。目前我国对 此尚无统一的规定，而大多数锅炉沿用如下规程：
每次允许偏差值下的运行持续时间不得大于2分钟，在24小时内 允许偏差值下运行的累计时间不得大于10分钟；蒸汽温度允许变化速 度应≤3℃/min。
2、烟气传热量变化对主汽温的影响
右图为汽机调门开度不变、减温水 流量不变燃烧率发生变化时主汽温的变 化曲线。
动态过程分析：
主蒸汽流量（曲线3）在燃烧率（曲
线2）增加后并不立即增加，这段时间锅
炉吸收的热量高于蒸汽流量带走的热量，
因此主汽温（曲线1）升高；当主汽流量
也开始增加，主汽温逐步下降。
过渡过程结束后，由于负荷工况发生
应曲线利用切线法或者两点法获得导前区的传递函数 G1(s) 和减温水 到过热器出口蒸汽温度的传递函数 G(s) 。
G1
(s
)
=
θ1
W
=
K1 (1 + T1s)n1
G(s) = θ2
W
=
K (1+ Ts)n
再由G1(s)和 G(s) 求出 G2 (s)
K2
=
K K1
T2
=
nT 2 nT
− n1T12 − n1T1
n − 0.35
第二章 汽包锅炉蒸汽温度控制系统
2、主汽温控制对象特性小结：