1000MW二次再热π型锅炉汽温的协调控制策列研究

二次再热机组汽温调节分析与策略作者：付锐来源：《西部论丛》2019年第30期摘要：本文对1000MW级机组二次再热系统涉及到不同于一次再热的系统及特点进行介绍，并针对二次再热系统的控制尤其是二次再热蒸汽温度的控制进行了论述。

关键词：二次再热机组;气温调节;策略引言当前，国产1000MW一次再热超超临界机组的参数选为28MPa/600℃/620℃，已将目前可用的高温管道材料用到极致。

而700℃材料计划研究相对滞后需要时间的验证、实施日期难以预料，因此国内发电企业已开始运用二次再熱技术来提高机组的热经济性。

二次再热机组与一次再热机组相比热耗约降低1.5%～2%，相应减少二氧化碳等污染物的排放量以改善环境。

1、二次再热系统简介1.1二次再热的概念所谓二次再热，指的是就是将汽轮机高压缸内膨胀至某一中间压力的蒸汽全部引出，进入到锅炉的二级再热器中再次加热，然后再到汽轮机中压缸内继续做功。

本文以哈尔滨汽轮机厂的二次再热汽轮机组为例。

1.2二次再热带来的热力系统变化二次再热与一次再热系统相比，热力系统发生如下主要变化：（1）锅炉增设一个低压再热器，相应增加低压再热器事故喷水系统;（2）增加二次冷再热蒸汽管、二次热再热蒸汽管及对应的疏水阀;（3）给水（凝结水）回热由九级增至十级，抽汽管道根数增多，相应增加一台高压加热器及对应的液位调节阀和危急疏水阀;（4）抽汽管道数量和级数增加，对应的抽汽逆止阀相应增加;（5）二次再热汽轮机采用串联旁路时，需要高、中、低压三级旁路，增加一级中压旁路及对应的减压阀、减温阀和隔离阀。

（6）汽轮机多一个汽缸，汽轮发电机组的长度增加，多一个支撑轴承;（7）哈尔滨锅炉厂设计的二次再热锅炉需要增设烟气再循环系统以调节再热蒸汽的温度。

本锅炉采用烟气再循环调温，再循环抽烟口取自省煤器出口，并设置前置式烟气换热器。

2、二次再热的温度控制手段从控制的角度来看，二次再热锅炉和常规的一次再热锅炉最大的区别就是两级再热蒸汽温度的控制。

1000MW二次再热火电机组主蒸汽温度控制策略及工程应用崔青汝;牛海明【摘要】以具有时变特性、大惯性和非线性的二次再热机组蒸汽温度受控对象为背景,结合超超临界直流锅炉特性,分析了过热器出口主蒸汽温度的变化机理,提出了基于改进型Smith预估补偿器实现的喷水减温控制系统.结合某1000 MW超超临界二次再热塔式锅炉,给出了控制策略的设计要点.实践证明,该系统能有效解决超超临界二次再热机组主蒸汽温度控制的大延迟和大惯性问题,提高主蒸汽温度的动态控制品质,同时降低调试难度.%Aiming at the main steam temperature control of double-reheat units with time variation,large inertia and non-linearity,taking the characteristics of ultra-supercritical once-through boilers in consideration,the mechanism of the main steam temperature changing at the superheater outlet is studied.Then,a water spraying desuperheating control system is proposed based on the improved Smith predictor.The control strategies of the control system are designed for a 1000-MW ultra-supercritical double-reheat tower-type boiler.The practical operation shows that the control system have effectively tackled the large delay and large inertia problems in the main steam temperature control of ultra-supercritical double-reheat units,improved the dynamic control qualities of the main steam temperature and at the same time alleviated the tuning difficulties.【期刊名称】《中国电力》【年(卷),期】2017(050)006【总页数】5页(P27-31)【关键词】燃煤发电;1000 MW;超超临界机组;二次再热循环;主蒸汽温度;Smith预估补偿器;示范工程【作者】崔青汝;牛海明【作者单位】中国国电集团公司,北京 100034;北京国电智深控制技术有限公司北京市电站自动化工程技术研究中心,北京102200【正文语种】中文【中图分类】TM621;TP273近年来，中国已成为世界上百万千瓦超超临界机组装机容量最多的国家之一[1]。

- 46 -工 业 技 术一、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。

１０００ＭＷ二次再热锅炉受热面设计特点及汽温调整试验研究匡　磊（广东大唐国际雷州发电有限责任公司）摘　要：某厂１０００ＭＷ二次再热π型锅炉，属于国内首创，其设计运行经验正在逐步累积。

二次再热锅炉相对于一次再热锅炉增加了一组高温受热面，形成过热系统、一次再热系统和二次再热系统格局。

锅炉在二次再热塔式炉经验的基础上提高了一次再热器、二次再热器总面积，具有更合理的受热面热面分配，同时强化了烟气再循环对过热器和再热器热量分配能力。

根据该锅炉燃烧系统情况及特点，探讨锅炉氧量、ＳＯＦＡ风门开度、再热烟气挡板调节、再循环风量等运行参数对蒸汽温度的影响，找出了锅炉合理的运行方式。

关键词：１０００ＭＷ；锅炉；二次再热；燃烧系统０　引言与一次再热机组相比，二次再热机组锅炉热力系统更为复杂［１］，高温受热面壁温容易产生偏差，出现汽温难达标现象，影响机组安全稳定运行。

锅炉出口处的蒸汽温度比设计值低会使汽轮机装置的热效率下降，促使机组的煤耗升高，降低经济效益，温度进一步降低时还会加剧汽轮机末级叶片的水滴侵蚀等情况发生［２］。

本文以某厂百万二次再热超超临界机组２号锅炉为研究对象，探讨二次再热π型锅炉在设计过程中进行的系列优化的特点，以及投入运行后一次风速、锅炉氧量、ＳＯＦＡ风门开度、磨煤机组合、燃烧器摆角、尾部烟气挡板、再循环风量等因素［３－４］与主、再热蒸汽温度关系，通过冷热态一次风调平、热态参数优化，保证了机组在各负荷下汽温达到设计值，在保障设备安全的情况下提高了机组运行经济性。

１　锅炉设备系统概况某厂锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司研制开发的１０００ＭＷ等级超超临界二次再热燃煤锅炉。

该锅炉为超超临界变压运行，带内置式再循环泵启动系统的直流锅炉。

该炉为π型锅炉，布置有八角燃烧器，双切圆燃烧，尾部双烟道；炉内采用螺旋管圈水冷壁，三级过热器，两级再热器。

过热器系统为三级布置，分别为分隔屏过热器、后屏过热器、末级过热器，均布置在炉膛上部，采用煤水比进行温度粗调，一、二级减温水细调；再热器系统采用烟气再循环、尾部烟气挡板和燃烧器摆动的组合方式调温。

１０００ＭＷ二次再热机组低负荷段二次再热汽温研究Ｓｔｕｄｙｏｎｔｈｅｄｏｕｂｌｅｒｅｈｅａｔｓｔｅａｍｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅｄｕｒｉｎｇｌｏｗｌｏａｄｏｐｅｒａｔｉｏｎｏｆ１０００ＭＷｄｏｕｂｌｅｒｅｈｅａｔｂｏｉｌｅｒ李冬ꎬ赵诗泉(国电泰州发电有限公司ꎬ江苏泰州㊀２２５３００)摘要:泰州公司１０００ＭＷ超超临界二次再热直流塔式炉汽水系统日常运行中低负荷段二次再热汽温偏离设计值ꎬ针对此情况进行了专项研究ꎬ分析了入炉煤煤质㊁燃烧器风门改造㊁运行燃烧工况调整㊁受热面沾污系数㊁机组供热改造等因素对二次再热汽温的影响ꎬ并提出相关控制措施ꎬ实施后效果明显ꎮ关键词:１０００ＭＷ发电机组ꎻ直流塔式炉ꎻ低负荷段ꎻ二次再热汽温Ａｂｓｔｒａｃｔ:Ｔｈｅｄｅｖｉａｔｉｏｎｏｆｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔａｌｖａｌｕｅａｎｄｄｅｓｉｇｎｖａｌｕｅｏｎｄｏｕｂｌｅｒｅｈｅａｔｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅｄｕｒｉｎｇｌｏｗｌｏａｄｏｐｅｒａｔｉｏｎｏｆ１０００ＭＷｕｌｔｒａ－ｓｕｐｅｒｃｒｉｔｉｃａｌｄｏｕｂｌｅｒｅｈｅａｔＤＣｔｏｗｅｒｂｏｉｌｅｒｉｎＴａｉｚｈｏｕｐｏｗｅｒｐｌａｎｔｉｓｓｔｕｄｉｅｄｉｎｔｈｉｓｐａｐｅｒ.Ｔｈｅｉｎｆｌｕｅｎｃｅｏｆｃｏａｌｑｕａｌｉｔｙꎬｒｅｖａｍｐｉｎｇｏｆｂｕｒｎｅｒｖｅｎｔｉｌａｔｉｏｎｄｏｏｒꎬｏｐｅｒａｔｉｏｎｏｆｃｏｍｂｕｓｔｉｏｎｃｏｎｄｉｔｉｏｎａｄ￣ｊｕｓｔｍｅｎｔꎬｓｕｒｆａｃｅｃｏｎｔａｍｉｎａｔｉｏｎｃｏｅｆｆｉｃｉｅｎｔꎬｈｅａｔｉｎｇｒｅｆｏｒｍｏｆｂｏｉｌｅｒｏｎｔｈｅｄｏｕｂｌｅｒｅｈｅａｔｓｔｅａｍｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅｉｓｄｉｓｃｕｓｓｅｄ.Ｔｈｅｒｅｌｅｖａｎｔｃｏｎｔｒｏｌｍｅａｓｕｒｅｓａｒｅｐｕｔｆｏｒｗａｒｄａｎｄｔｈｅｅｆｆｅｃｔｉｓｏｂｖｉｏｕｓ.Ｋｅｙｗｏｒｄｓ:１０００ＭＷｐｏｗｅｒｕｎｉｔꎻＤＣｔｏｗｅｒｂｏｉｌｅｒꎻｌｏｗｌｏａｄｏｐｅｒａｔｉｏｎꎻｄｏｕｂｌｅｒｅｈｅａｔｓｔｅａｍｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ中图分类号:ＴＭ６２１㊀㊀㊀㊀㊀文献标识码:Ｂ㊀㊀㊀㊀㊀文章编号:１６７４－８０６９(２０１８)０６－００６－０３０㊀引言汽轮机进汽参数是火电厂的一个重要参数ꎬ其数值大小直接影响机组的经济性和安全性ꎮ二次再热机组设计要求在６５％~１００％ＢＭＣＲ工况下ꎬ二次再热蒸汽温度均能达到设计值ꎮ而泰州公司１０００ＭＷ超超临界二次再热直流塔式炉在低负荷工况时ꎬ二次再热蒸汽温度存在达不到设计值的问题ꎮ经验表明二次再热蒸汽温度每下降１０ħꎬ煤耗将上升０.４ｇ/ｋＷｈꎬ直接影响机组的经济性ꎮ在实际运行中ꎬ造成二次再热蒸汽温度偏低的原因很多ꎬ必须对影响二次再热蒸汽温度的各个方面进行分析总结ꎬ提出有效的调整方向ꎬ保证二次再热汽温的宽负荷稳定性[１－４]ꎮ泰州公司１０００ＭＷ超超临界压力二次再热锅炉型号为ＳＧ－２７１０/３３.０３－Ｍ７０５０ꎬ为单炉膛塔式布置㊁二次中间再热㊁四角切向燃烧㊁平衡通风㊁固态排渣形式ꎬ配备１００％高压旁路系统[５]ꎮ省煤器受热面位于锅炉上部第一烟道出口处ꎬ前烟道㊁后烟道各布置一部分ꎬ两者并联ꎮ水冷系统由膜式壁构成ꎬ采用下部螺旋管圈㊁上部垂直管圈的形式ꎮ水冷壁垂直管上部引入到前后左右四个出口集箱ꎬ再经４个水冷壁出口分配器导入６台汽水分离器ꎮ炉膛上部沿着烟气流动方向依次分别布置有低温过热器㊁高温再热器低温段㊁高温过热器㊁高温再热器高温段㊁低温再热器㊁省煤器ꎮ过热器系统分为两级ꎬ第一级为悬吊管㊁隔墙和低温过热器ꎬ第二级为高温过热器ꎮ低温过热器布置在炉膛出口断前面ꎬ高温过热器布置在高温再热器冷段和热段之间ꎬ两者均为顺流布置ꎮ一㊁二次再热器系统均分为低温再热器和高温再热器两级受热面ꎬ高温再热器为顺流布置ꎬ低温再热器为逆流布置ꎬ再热器布置上采用了组合式高温受热面的布置方案ꎬ将部分再热器提前ꎬ提高再热器吸收辐射热量的能力ꎬ并将两次高再受热面并列布置ꎬ以达到不降低二次高温再热器换热温压的目的ꎮ１㊀二次再热汽温宽负荷稳定性的影响因素及对策㊀㊀影响二次再热汽温的因素很多ꎬ具体包括受热面吸热不足㊁管壁汽温偏差大㊁受热面材料壁温超限等ꎮ低负荷下受热面材料壁温裕度较大ꎬ二次再热汽温偏低的主因是受热面吸热不足ꎬ同时管壁温度偏差也制约了汽温的提高[６－１０]ꎮ１.１㊀受热面吸热不足运行数据表明低负荷段下二次再热受热面温升６２０１８年１２月电㊀力㊀科㊀技㊀与㊀环㊀保第３４卷㊀第６期低于设计值ꎬ炉膛和低过吸热过多㊁温升大ꎬ主要因为低负荷段下炉膛烟气量不足导致对流吸热偏低和炉膛下部受热面吸热过多ꎮ１.１.１㊀低负荷烟气量相对不足锅炉设计煤种为神华煤ꎬ其高热值的特性导致在低负荷段时锅炉燃料量偏少ꎬ虽然全水不低但烟气量仍偏小ꎮ为提高低负荷段烟气流量ꎬ可适量掺烧低热值高水分的煤种ꎬ为保证锅炉ＢＭＣＲ工况的设计值出力ꎬ考虑到磨煤机实际出力情况ꎬ加仓方式为Ａ㊁Ｂ㊁Ｃ下三层煤仓选择神混２㊁大友㊁平５等高热值㊁中低灰分煤种ꎬＥ㊁Ｆ两层煤仓掺配印尼㊁菲律宾等低热值㊁高挥发分及高水分煤种ꎬＤ层加仓上灵活安排ꎬ神混２㊁大友㊁平５㊁印尼煤种ꎬ可查阅相关参数ꎮ实际运行情况表明ꎬ７００ＭＷ负荷下掺烧印尼煤可提高二次再热汽温６~１０ħꎬ负荷越低效果越明显ꎬ若解决磨煤机磨制印尼煤的安全问题ꎬ印尼煤掺烧量最大可达４０％~６０％ꎬ有效提高再热汽温ꎮ１.１.２㊀下层受热面吸热过多从机组调整前期７５０ＭＷ工况下锅炉的主要运行数据可以看出ꎬ实际运行工况下的低温过热器的吸热量大于设计值ꎬ其后的受热面温升均低于设计值ꎮ为了解决汽温偏低的问题ꎬ需要减少炉膛吸热和低过吸热ꎬ增加再热受热面的吸热ꎮ由于二次再热高温受热面级数多ꎬ传热温压是最关键的因素ꎬ对高烟温区的受热面调整将对再热汽温更加敏感ꎮ为提高再热汽温ꎬ可采取以下方法:减少炉膛吸热ꎻ减少屏过吸热ꎻ增加低再高再吸热ꎬ效果相对较弱ꎻ烟气再循环ꎬ能够将炉膛的热量带到下游热面ꎬ其效果虽比较明显ꎬ但整个系统改动较为复杂ꎬ并且再循环风机的可用率也难以保障ꎮ通过煤种分析可知ꎬ配煤掺烧后入炉煤平均灰熔点大ꎬ结焦倾向不严重ꎮ而炉膛及低过区域是以辐射换热为主的换热面ꎬ一定程度的结焦有利于增加受热面沾污系数ꎬ从而减少炉膛及低过受热面吸热量ꎮ为了增加受热面沾污系数ꎬ我们将现有的吹灰方式进行了较大幅度的缩减ꎮ水冷壁短吹总共有八层(由下向上分别Ａ－Ｂ－Ｃ－Ｄ－Ｅ－Ｆ－Ｇ层)ꎬ原Ａ－Ｇ层水冷壁受热面吹灰频次由每班一至两层半数改为上三层每天一至两层半数ꎬ下五层保证每周吹一次ꎬ同时对低过区域不再明确严格的吹灰频次ꎬ根据工况㊁观火结焦情况及温升情况决定是否进行低过吹灰ꎮ日常运行中通过吹灰频次缩减来提高受热面的沾污系数ꎬ应加强关注炉膛结焦情况ꎮ从技术改造方面ꎬ可以通过水冷壁喷涂隔热涂层增加水冷壁的沾污系数ꎮ喷涂隔热涂层可能对炉膛结焦有一定的影响ꎬ关于炉膛的结焦问题就目前所燃用的煤质ꎬ其灰熔点㊁灰分的碱酸比都表明结焦倾向不严重ꎬ适当的面积应不会产生结焦而影响锅炉正常运行ꎮ相关技术是针对调整水冷壁热传导量而设计的专用隔热涂层ꎮ它共有２层结构:第一层是采用ＮｉＣｒＡｌ合金作为提高工作层与基体结合强度的过渡层ꎬ外工作层为具有良好隔热效果的特制Ａｌ２Ｏ３基混合陶瓷涂层ꎮ涂层总厚度为１ｍｍꎬ该涂层具有良好的隔热效果ꎬ涂层寿命大于１个大修周期ꎮ由于自身的膜式结构ꎬ水冷壁的受热面已经无法变动ꎮ低过位于炉膛出口ꎬ是辐射换热为主的换热面ꎬ适当减少低过区域的部分管屏的管数ꎬ可提高进入下游受热面的烟气温度ꎬ提升下游换热面的传热温压ꎬ达到提高二次再热汽温的作用ꎮ上海锅炉厂大唐东营电厂在建项目根据吸热量变化和煤质特性ꎬ对锅炉尺寸进行了调整ꎬ炉膛截面尺寸由２１４８０ˑ２１４８０ｍｍ调整为２０７６０ˑ２０７６０ｍｍꎬ减少炉膛的吸热量ꎬ增加炉膛出口再热器的吸热量ꎬ提高再热蒸汽温度ꎮ此外ꎬ还可以适当优化过热器与再热器的面积分配比例ꎬ减少低温过热器的受热面ꎬ提高高温再热器受热面的换热温压ꎮ１.１.３㊀二次再热机组再热汽吸热比例过大对于二次再热机组ꎬ主蒸汽吸热比例下降ꎬ再热蒸汽(含一次再热蒸汽和二次再热蒸汽)吸热比例上升ꎬ二次再热机组锅炉主蒸汽的吸热比例由通常的８２.０％降至７１.５％左右ꎮ为改善二次再热机组再热汽温ꎬ减少再热汽吸热比例ꎬ可以增加一次冷再㊁二次冷再对外供热量ꎬ减少再热蒸汽流量[１１]ꎮ１.２㊀管屏温差低负荷下ꎬ二次再热蒸汽出口温度经常出现较大的汽温偏差ꎮ汽温偏差的产生主要由于炉内烟气分布不均及受热面介质流分配不均ꎬ后者不可改变ꎬ以下主要针对烟气流场进行分析ꎮ１.２.１㊀燃烧器风门改造锅炉采用对冲同心正反切圆燃烧方式ꎬ其中Ｂ㊁Ｄ㊁Ｆ三层燃烧器配置了偏置二次风ꎬ达到启旋作用保证旋流的充分性和稳定性ꎮ上层燃尽风分为ＢＡＧＰ㊁ＵＡＧＰ两层ꎬ采用反向切圆分散布置ꎮ大量７２０１８年李冬等:１０００ＭＷ二次再热机组低负荷段二次再热汽温研究第６期实践证明燃尽风反切一定角度ꎬ可以使进入燃烧器上部区域气流的旋转强度得到减弱乃至消除ꎬ提高炉膛上部截面烟气充满度ꎮ锅炉低负荷工况下ꎬ为保证一定的二次风压及燃烧稳定性ꎬ包含启旋风燃烧器在内的整个二次风门开度相应缩小ꎮ此时水冷壁前后左右墙出口汽温偏差最大可达３５ħꎬ分析原因是由于Ｂ㊁Ｄ㊁Ｆ三层起旋效果偏弱ꎬ导致炉膛内切圆偏小ꎮ为增加启旋力度ꎬ将Ａ至Ｆ层所有油层辅助风门的直吹式喷口改为三层喷口(上层和下层改为正切２２ʎ的启旋喷口)ꎬ增加各负荷工况下炉膛内火焰的旋流强度ꎬ具体改动结构如图１所示ꎮ实践表明ꎬ在风燃烧器改动后ꎬ相同负荷工况下ꎬ整个水冷壁壁温及过㊁再热汽温偏差均有较大改善ꎮ图１㊀燃烧器油层二次风喷口改造前后示意图１.２.２㊀配风调整长期运行调整表明ꎬ锅炉的配风方式对管屏温差影响明显ꎬ尤其是启旋风门的配风调整ꎮ燃烧器风门改造后７５０ＭＷ稳定负荷锅炉侧相关参数笔者详细做了统计ꎮ二次再热出口１~４号管汽温分别６１０.２６ħ㊁６１１.７４ħ㊁６０１.２１ħ㊁６０１.４７ħꎬ平均温度为６０６.１７ħꎬ最大偏差为１０.５３ħꎬ左侧Ａ㊁Ｃ汽温管明显高于右侧Ｄ㊁Ｂ汽温管ꎬ炉膛烟气分布呈现左后墙明显大于右后墙ꎮ通过对Ｂ㊁Ｄ㊁Ｆ层启旋风门逐渐摸索发现开大炉膛启旋风风门ꎬ增大切圆半径可以减小二次再热汽温偏差ꎬ按照由下而上的方向逐渐增大启旋力度ꎬ增加上层切圆直径有利于提高二次再热Ｂ管温度ꎬ大大减小管壁汽温偏差ꎬ启旋风开度尝试期间二次再热汽温的变化趋势明显ꎮ进一步研究发现维持Ｆ层开度６０％~７５％ꎬＤ层开度５５％~６５％ꎬＢ层开度４５％~６０％情况下汽温偏差较小ꎮ若上层切圆过大会影响ＣＯ含量ꎬ可能导致低过出口汽温偏差大㊁壁温超温ꎬ若下层切圆过小可能导致火焰偏斜ꎬ水冷壁局部超温㊁出口汽温偏差大ꎮ根据日常调整数据可得出以下配风经验:低负荷段为维持一定的二次风压㊁原烟气ＮＯｘ含量ꎬ整个炉膛启旋力度是欠缺的ꎻ合理的启旋力度可以提高炉膛火焰的充满度ꎬ减低管壁温差ꎻ上层燃尽风的反切作用在低负荷阶段必要性不大ꎬ可以将燃尽风ＢＡＧＰ１㊁２改为正切ꎬ增大启旋效果ꎻ低负荷下有意的压缩下层配风开度ꎬ增大上层风量有助于提高二次再热汽温ꎬ抬高火焰中心ꎬ提高上层烟气充满度ꎮ２　结语合理掺烧高水份煤种可有效提高低负荷段二次再热汽温ꎮ通过吹灰调整ꎬ低过沾污情况合适情况下ꎬ机组６５０ＭＷ以上二次再热汽温能达到６０５ħꎮ对于泰州１０００ＭＷ二次再热塔式炉ꎬ低温过热器管屏的强吸热特性以及低负荷段二次配风欠旋都指明了调整的方向和手段ꎬ在借鉴经验时应根据具体情况作出适当调整ꎮ参考文献:[１]牛海明ꎬ邱忠昌ꎬ黄焕袍ꎬ等.１０００ＭＷ二次再热超超临界再热气温控制策略及工程应用[Ｊ].中国电力ꎬ２０１７ꎬ５０(９):１３８－１４２.[２]姚丹花ꎬ诸育枫.１０００ＭＷ二次再热超超临界塔式锅炉设计特点[Ｊ].锅炉技术ꎬ２０１７ꎬ４８(５):１－６.[３]杨新民ꎬ吴恒运ꎬ茅义军ꎬ等.超超临界二次再热机组再热气温的控制[Ｊ].中国电力ꎬ２０１６ꎬ４９(１):１９－２２.[４]赵志丹ꎬ郝德锋ꎬ王海涛ꎬ等.二次再热超超临界机组再热蒸汽温度控制策略[Ｊ].热力发电ꎬ２０１５ꎬ４４(１２):１１３－１１８.[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分析[Ｊ].电力科技与环保ꎬ２０１７ꎬ３３(６):４０－４３.[６]王月明ꎬ牟春华ꎬ姚明宇ꎬ等.二次再热技术展与应用现状[Ｊ].热力发电ꎬ２０１７ꎬ４６(８):１－１０.[７]党黎军ꎬ杨辉ꎬ应文忠ꎬ等.６６０ＭＷ超超临界锅炉再热气温偏低问题分析及技术改造[Ｊ].动力工程学报ꎬ２０１７ꎬ３７(４):２６１－２６６.[８]徐俊ꎬ刘启明ꎬ白英民ꎬ等.１０００ＭＷ超超临界燃煤机组二次再热技术现状及其市场前景分析[Ｊ].东方电气评论ꎬ２０１５ꎬ２９(１１５):８５－８８.[９]姚建村ꎬ孟海洋ꎬ王新平ꎬ等.１０００ＭＷ超超临界一次再热锅炉６２０ħ再热气温的运行调整[Ｊ].锅炉技术ꎬ２０１７ꎬ４８(３):５６－６１.[１０]刘超ꎬ刘辉ꎬ王林ꎬ等.１０００ＭＷ二次再热机组塔式锅炉过热器与再热器改造[Ｊ].热力发电ꎬ２０１７ꎬ４６(８):９６－１１２.[１１]刘洪涛ꎬ许晓华ꎬ迟英伟ꎬ等.ＩＧＣＣ电站联合循环机组启动过程及蒸汽分配方案[Ｊ].电力科技与环保ꎬ２０１７ꎬ３３(５):４９－５１.收稿日期:２０１８￣０７￣３０ꎻ修回日期:２０１８￣０９￣０６作者简介:李冬(１９８２￣)ꎬ男ꎬ江苏吴县人ꎬ工程师ꎬ从事锅炉设备运行管理工作ꎮＥ－ｍａｉｌ:ｌｉｄ＠ｇｄｔｚ.ｃｏｍ.ｃｎ８２０１８年１２月电㊀力㊀科㊀技㊀与㊀环㊀保第３４卷㊀第６期。

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二次再热火电机组主蒸汽温度控制策略及工程应用发布时间：2022-12-09T01:46:44.401Z 来源：《中国电业与能源》2022年14期作者：罗贵艺[导读] 蒸汽温度属于火电机组运行的重要参数，同时也是维持主蒸汽温度恒定设计值运行的关键，是保障机组安全、稳定、经济性运行的关键。

罗贵艺广东大唐国际雷州发电有限责任公司广东湛江 524000【摘要】主蒸汽温度属于火电机组运行的重要参数，同时也是维持主蒸汽温度恒定设计值运行的关键，是保障机组安全、稳定、经济性运行的关键。

主蒸汽温度在超过设计值时过热器的管壁金属使用寿命会明显缩短，甚至导致过热器管道被烧毁。

在主蒸汽温度偏低时，会显著降低发电机组的能量转换效率，从而导致机组运行经济性遭受影响。

对此，为了进一步保障火电机组的运行综合水平，本文简要分析1000MW二次再热火电机组主蒸汽温度控制策略及工程应用，希望能够为相关工作者提供帮助。

【关键词】1000MW；火电机组；二次再热循环系统；主蒸汽温度；控制策略0.引言近些年随着我国市场经济的快速发展，社会各界对于电能的需求也在不断增加，这也间接增加了对于火电机组的发电量依赖性。

我国属于当前上百万千瓦超超临界机组装机容量最多的国家，二次再热机组因为较高的热循环效率成为了超超临界机组的重要发展方向。

二次再热机组的重要参数等级明显提升，机炉的结构发生了明显的改变，此时温度控制便成为了重担与难点。

二次再热超超临界机组的汽水工质温度最高值应当控制在末级过热器的出口，也就是主蒸汽温度。

主蒸汽温度的控制对于机组的安全与经济性存在直接影响，但是在控制期间存在的干扰因素过多，例如煤质情况、运行工况、加热面的烟气温度以及流速等，在内外因素影响之下主蒸汽温度的控制会呈现出非线性、明显滞后、反应速度慢等特征。

对此，探讨1000MW二次再热火电机组主蒸汽温度控制策略及工程应用具备显著实践性价值。

1.1000MW二次再热火电机组主蒸汽温度控制策略1.1过热器的布置以某项目为例，该项目主要是应用二次再热技术，过热器系统因为受热面可以结合蒸汽流向划分为两个等级，也就是低温过热器与高温过热器。

1000MW超超临界二次再热汽轮机排汽温度控制简述作者：曹冬敏张宇陈臻陈国民崔凯峰来源：《机电信息》2020年第29期摘要：详细介绍了国家能源集团泰州发电有限公司1 000 MW超超临界二次再热汽轮机超高压缸、高压缸的排汽温度控制方式及策略，针对控制策略中存在的问题，提出了相应的建议和改进措施，对同类型汽轮机的排汽温度控制提供了参考。

关键词：排汽;温度控制;超高压缸;高压缸0 引言国家能源集团泰州发电有限公司二期工程2×1 000 MW超超临界二次再热机组采用由上海汽轮机有限公司和德国SIEMENS公司联合设计制造的组合积木块式HMN机型，为超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、八级回热抽汽、反动凝汽式汽轮机。

该汽轮机机型采用无调节级全周进汽+滑压运行方式。

1 二次再热汽轮机排汽温度控制难点一次再热机组采用高中压联合启动方式，先开高压调门，再开中压调门。

如果高排温度高，则调整高中压缸的流量。

二次再热机组采用超高压、高压、中压缸联合启动方式，超高压、高压、中压调门同时开启，如果超高排、高排温度高，则调整三缸间的流量，控制级数增多，难度加大。

2 我厂现阶段采用的汽轮机排汽温度控制方式及策略2.1 机组启动参数方面如果汽轮机启动参数过高，会使得进入汽轮机中的蒸汽单位焓值增大，做功增大，汽轮机进汽量进一步减小，排汽温度增高的风险进一步增大;而启动参数过低，容易使汽轮机在启动中发生水冲击等事故。

结合上述情况，我厂汽轮机启动参数控制如表1所示。

2.2 汽轮机发电机组初负荷控制方面该汽轮机对发电机组并网后的初负荷做了一定优化，将并网后初负荷设为150 MW。

较高的初负荷使进入汽轮机的蒸汽量进一步增大，降低了排汽温度增大的风险;较大的排汽量也能提高汽轮机低负荷初期的暖机速率，从而进一步提高机组后期的升负荷速率。

2.3 汽轮机控制策略该汽轮机为了防止流量过低引起超高压、高压缸末级叶片鼓风发热，根据超高压、高压缸排汽温度自动调整超高、高压、中压缸的进汽流量分配。

1000MW超超临界锅炉再热汽温调整分析摘要：本文将依托台山电厂二期两台1000MW超超临界机组的再热器温实际调节情况进行剖析，详述其中的调整控制手段，总结了影响再热器温的多种因素，为同类型机组的再热器温调节提供经验。

关键词：百万机组；锅炉；再热器温；燃烧调整一、引言台山电厂二期锅炉为1000MW超超临界变压运行螺旋管圈直流炉，采用一次再热、单炉膛单切圆燃烧、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢结构、全悬吊结构塔式布置。

锅炉型号为SG3091/27.46-M541，其中SG表示上海锅炉厂，3091表示该锅炉BMCR工况下的额定蒸汽流量，单位T/H。

27.46表示该锅炉的额定工况下的蒸汽压力，单位是Mpa。

炉膛从上往下依次布置有一级过热器、三级过热器、二级再热器、二级过热器、一级再热器、省煤器。

锅炉的燃烧系统是按照中速磨煤机正压直吹系统设计，系统配置了6台磨煤机，正常运行中运行5台就可以带到BMCR工况。

二、影响再热气温好坏的原因再热汽温的调整的好坏，有主观原因和客观原因，主观的就是操作员调整积极性问题，由于担心超温，包括壁温和汽温的超限，客观原因是由于受热面的布置位置决定的，由于二再在三过后面，当进行一过和三过吹灰时，前面吸热量增加，导致炉膛出口温度降低，再热汽温下降，还有就是升降负荷时，由于工况变化较大，为了防止超限经常人为将主汽温度设低，同时减温修正未投自动，不能使过热汽减温水量保持在设计值，经常出现减温水调门全关，主汽温度也上不去。

另外，炉内温度场分布不均，导致热偏差大也是主再热汽温降低的原因，下面根据不同工况，进行简要分析。

三、吹灰对汽温的影响吹灰时受热面清洁程度瞬间提高，热阻减小，汽温会很快飞升，容易出现超温，从目前的经验看来，负荷越低，蒸汽流量小时汽温飞升越快，同时部分吹灰器的影响大，例如长吹27号，在低负荷吹灰时经常出现主汽温单点飞升，极易超限，对于再热汽温来说，主汽温度超限一般也会导致再热汽温超限，而且也是一一对应的，吹9组到11组吹灰器时，再热汽温基本每吹一对都快速下降10度以上，两三对下来基本就570度左右了，麻烦一点的做法是分阶段吹，一般选择加负荷前进行此处的吹灰，升负荷时由于煤量和风量的过调可以缓解一部分下降量，还有就是在再热汽温高，同时吹灰程控进行到16组时，手动吹9－11组中的一对，然后继续吹16组的一对，这样再热汽温能很快恢复，因为16组是一再区域，如果再热汽温高到要开减温水时，果断吹一对就可以省不少减温水，有时一对同时进去可能汽温会降很多，可以单根吹，多十多分钟而已，只是吹灰器来回跳着吹，厂家配合吹灰的会比较麻烦，还有9－11组的吹灰器最好能早吹就早吹，这样到降负荷时再热汽温在比较高的时候往下降，裕度会比较大，不至于太低，最后一点建议，一过和三过的受热面的清洁程度从中间点温度和再热汽减温水量可以判断，可以酌情再优化下。

二次再热机组汽温的调整分析摘要：随着锅炉技术水平的增强，超临界机组已是我国火力发电的主要形式。

而且，锅炉正逐渐向更大容量、更高参数以及二次再热方向快速进步。

目前，二次再热技术处于世界领先地位，其能效高、能耗低等一系列优势显著。

与传统的一次再热技术不同，二次再热技术的难点在于其机组结构更为复杂。

与此同时，对于锅炉而言，增加了一组再热器也增加了锅炉汽温调整的难度。

而在二次再热机组中，二次再热汽温调整成为一个主要难题。

本文对二次再热机组的二次再热汽温调整进行了详细的分析。

关键词：二次再热机组；汽温调整；分析引言对于锅炉而言，保持蒸汽温度在额定参数范围内运行是实现高经济效益的关键。

然而，蒸汽温度过高会导致受热面、汽机管道和汽机通流部件金属的损坏；而蒸汽温度过低则会影响热力循环效率，并使末级叶片受到过大的蒸汽湿度影响，从而降低其寿命。

此外，再热汽温度的大幅波动还会导致汽机中压缸转子与中压缸之间发生相应的变形，甚至可能引起汽轮机振动的增大。

一、再热汽温概述再热汽温是评估锅炉运行状况的关键参数。

假如汽温过高，会加速锅炉受热面以及蒸汽管道金属的蠕变速度，进而对锅炉的使用时间造成影响；而如果汽温过低，则会降低机组的热效率，提高汽耗率，并且对汽轮机末级叶片造成蒸汽湿度过大的腐蚀现象。

再热汽温这一指标具有较高的延迟性以及惯性，且受多种因素的影响。

这些因素包括：机组负荷的变化、煤质的变化、降温水量、受热表面的结焦、风煤配比、燃烧工况以及过剩空气系数等。

再热汽温对象受到不同扰动的影响，会呈现出非线性以及时变特性，给控制带来了挑战。

随着电网规模的扩大和大容量机组的提升，电网对发电机组的规定也逐渐严格。

发电机组需要具备更大的负荷调节范围和调整速率，为了应对快速负荷变化，再热器超温成为一个难题。

同时，过度使用喷水冷却会降低机组热效率。

所以，确保再热汽温自动调节系统的正常运行并兼顾机组的安全和经济性是一个长期且复杂的问题。

现阶段，随着火力发电技术的不断进步，二次再热超超临界发电技术也越来越成熟。

学术论坛 1000MW直流锅炉受热面超温分析及控制措施薛森林（广东惠州平海发电厂有限公司，广东 惠州 516000）摘要：某电厂1000MW机组，为超超临界燃煤直流炉，锅炉采用Π型结构，锅炉受热面分为启动部分、过热器系统及再热蒸汽系统，启动部分为省煤器、水冷壁、分离器，过热器部分为顶棚过热器、低温过热器、前屏过热器、后屏过热器、高温过热器，再热器部分为低温再热器、高温再热器。

水冷壁采用上下分段的结构,炉膛下部水冷壁采用螺旋管圈,从冷灰斗进口标高处炉膛四周采用螺旋管圈，炉膛上部水冷壁采用垂直管圈，冷灰斗采用螺旋管圈，螺旋管与垂直管的过渡采用中间混合联箱型。

关键词：锅炉受热面；超温分析；控制措施锅炉受热面超温一直以来在火电机组频繁发生，给机组安全运行带来一定的隐患，各电厂协同锅炉厂家也在不断分析总结相关经验，从多方面着手，避免或减少锅炉受热面超温情况的发生。

锅炉受热面超温情况复杂，原因各有不同，下面将从几个方面阐述锅炉受热面超温的危害、原因及控制措施。

1 直流锅炉受热面超温的危害锅炉受热面是按照其相应区域热负荷、烟气温度及内部流通的介质温度的不同而选材的，如果因为各方面因素造成受热面管壁超温，达到一定的累积值，金属管材会产生疲劳损伤，金属的机械性能及金相组织会发生变化，蠕变速度也会加快，不仅会影响金属管材的使用寿命，当达到一定的损失程度，最终会导致锅炉受热面爆管，给设备安全和生产运行均带来一定的威胁。

2 直流锅炉受热面超温原因分析受热面的金属材质。

因超超临界机组的蒸汽压力和温度均较高，对受热面等各金属材质要求也相应较高，如果选材不当，高温区域受热面选用低耐热金属材质，极易造成该处受热面金属管材超温，如果长期超温运行，达到了疲劳损伤极限，就会造成管壁爆管，需停炉进行换管处理。

结构布置及安装质量。

锅炉结构及各受热面的布置方式，以及在安装时的质量监督和验收方面，都会影响到日后运行中壁温超温情况的发生，特别是在工艺流程的执行、酸洗和吹管是否合格等方面因素的影响，如果酸洗或吹管不彻底，运行中会造成管子中的杂质堵塞部分管子，工质无法流通，引起该处管壁超温，严重时导致爆管。

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。

锅炉丨二次再热机组再热汽温控制方案研究再热汽温是表征锅炉运行工况的重要参数之一。

汽温过高，会使锅炉受热面及蒸汽管道金属的蠕变速度加快，影响锅炉使用寿命；汽温过低将会引起机组热效率降低，使汽耗率增大，还会使汽轮机末级叶片处蒸汽湿度偏大，造成汽轮机末级叶片侵蚀加剧。

再热汽温对象具有大延迟、大惯性的特点，而且影响再热汽温变化的因素很多，如机组负荷变化、煤质变化、减温水量、受热面结焦、风煤配比、燃烧工况以及过剩空气系数等，汽温对象在各种扰动作用下反映出非线性、时变等特性，使其控制难度增大。

随着电网规模不断增大以及大容量机组在电网中的比例不断增加，电网要求发电机组具有更高的负荷调整范围和调整速率，快速的负荷变化极易导致再热器超温，而大量使用喷水减温又会严重降低机组热效率。

如何保证再热汽温自动调节系统正常投用，同时兼顾机组运行的安全性和经济性，是一个长期而复杂的课题。

随着近年来火力发电技术的不断发展，二次再热超超临界发电技术逐渐成熟，国内已有多台二次再热机组在建或即将开建。

而二次再热机组锅炉增加了一级二次再热循环，锅炉的受热面布置更加复杂，锅炉汽温控制的复杂性和难度也相应增加，其中最主要的在于两级再热汽温的控制。

因此，合理的再热汽温控制是二次再热机组安全性、经济性、可靠性的有力保证。

二次再热机组锅炉特点二次再热机组锅炉相比一次再热增加了一级再热器，主要的蒸汽参数也有很大差异，下表是典型的二次再热π型锅炉与常规的一次再热π型锅炉的主要参数对比。

表1 二次再热锅炉与常规一次再热锅炉的主要参数对比从表1 可以看出，二次再热锅炉具有以下特征：(1) 增加了一级二次再热循环，主汽流量减少，主汽与再热汽之间的吸热比例发生变化。

(2) 蒸汽温度调节对象由一次再热的主汽温度、再热汽温度变为主汽温度、一次再热汽温度、二次再热汽温度三个，调节方式和系统耦合将更加复杂。

(3) 再热汽温度和给水温度提高，空预器入口的烟温将会提高，导致排烟温度的控制难度增大。

纳米级光刻机对光电子器件性能的优化与评估光电子器件是能够将光能转变为电能或者将电能转变为光能的重要组成部分。

而光刻技术则是光电子器件制造中极为关键的一项技术，它能够在材料表面上形成微细的结构，从而实现对光的控制和操纵。

纳米级光刻机的出现，为光电子器件的性能优化和评估提供了新的可能性。

本文将重点探讨纳米级光刻机在光电子器件性能上的优化与评估方法。

一、纳米级光刻机的工作原理纳米级光刻机是一种先进的图案转移技术，它利用进口的激光光源和光刻胶来实现对器件图案的快速制作。

其工作原理可以简单概括为：首先，将待制作图案设计并导入电脑辅助设计软件中；然后，通过光阻涂覆、曝光、显影等一系列步骤，将图案转移到目标表面上。

相比传统的光刻机而言，纳米级光刻机具有更高的精度和更高的分辨率，能够实现极细微的器件制作。

二、纳米级光刻机对器件性能的优化1. 提高器件的制作精度纳米级光刻机具备更高的制作精度，可以实现更细微的图案转移。

例如，在制作光波导器件时，传统光刻机由于分辨率受限，往往不能实现更细微的结构，而纳米级光刻机可以实现更高的分辨率，从而能够制作出更精细的光波导器件结构，提高器件的性能。

2. 降低器件的损耗纳米级光刻机能够实现更加精准的器件制作，从而降低了制作过程中的损耗。

通过优化曝光光源的选择和适当的光刻胶的使用，可以使得器件在制作过程中的能量损耗最小化，提高器件的效率和稳定性。

3. 增强器件的集成度纳米级光刻机的制作精度和分辨率的提高，使得器件的集成度得到进一步增强。

通过纳米级光刻机制作的器件可以实现更高的密度和更紧凑的布局，从而在有限空间内实现更多功能的集成，提高器件的整体性能。

三、纳米级光刻机对器件性能的评估方法为了准确评估纳米级光刻机对器件性能的优化效果，需要采用合适的评估方法。

以下是一些常用的评估方法：1. 表面形貌和光学特性的检测利用扫描电子显微镜（SEM）、原子力显微镜（AFM）等表征技术，可以观察器件表面的形貌和结构，并测量器件的尺寸、形状等参数。

直流炉的汽温调整众所周知，过热蒸汽温度与再热蒸汽温度直接影响到机组的安全性与经济性。

蒸汽温度过高可能导致受热面超温爆管，而蒸汽温度过低将使机组的经济性降低，严重时可能使汽轮机产生水冲击。

超临界直流锅炉的运行调节特性有别于汽包炉，给水控制与汽温调节的配合更为密切。

我厂塔式锅炉的过热器受热面布置在炉膛上方，采用卧式布置方式，过热器系统按蒸汽流向主受热面分为三级。

其中一过和三过布置在炉膛出口断面前，主要吸收炉膛内的辐射热量。

第二级过热器布置在第一级再热器和末级再热器之间，靠对流传热吸收热量。

过热器系统的汽温调节采用燃水比和两级八点喷水减温。

再热器受热面分为两级，第二级再热器布置在第二级过热器和第三级过热器之间，第一级再热器布置在省煤器和第二级过热器之间。

第二级再热器顺流布置，受热面特性表现为半辐射式；第一级再热器逆流布置，受热面特性为纯对流。

再热器的汽温调节主要靠摆动燃烧器，在低温过热器的入口管道上布置事故喷水减温器，两级再热器之间设置有一级微量喷水并内外侧管道采用交叉连接。

直流炉汽温控制具有其特殊性，因为它的受热区、蒸发区和过热区之间无固定的界限，给水经加热、蒸发和变成过热蒸汽是一次性连续完成的，汽温自动与给水自动相互关联，给水控制与减温水控制之间有着必然的联系。

直流锅炉给水控制的一个主要任务就是维持汽温稳定，严格控制燃水比，确保了分离器的出口焓为定值，使得一级减温控制和二级减温控制在可调范围内，实现了对过热汽温控制的粗调。

减温喷水实质上是调整锅炉给水在水冷壁和过热器之间的分配比例。

因为无论减温喷水量如何变化，进入锅炉的总给水量并未改变，燃水比未改变，所以稳态的锅炉出口过热汽温也不会改变，即喷水减温是仅仅改变动态过程中的过热汽温，用于过热汽温的细调。

若减温水量增加，进入水冷壁的给水流量就减小，该区段的水量吸热的比值增大，该区段的出口温度略增，但过热段的水量吸热的比值减小，最终维持过热汽温不变。

当给水自动完成对汽温控制的粗调之后，喷水减温实现对汽温控制的细调，过热汽温的喷水减温控制是通过两个相串联的一级减温控制和二级减温控制来实现的。