超超临界二次再热机组调试技术

超超临界二次再热机组调频综合协调控制优化目前，电网规定的一次调频死区为50±0.033Hz（相当于±2rpm），要求电网频率超出死区后3s机组有功功率需要发生相应变化。

同时，对周期在10s以内的负荷变化所引起的频率波动是极微小的，通过负荷效应，负荷能够自行吸收这种频率波动；对周期在几十秒到几分钟内变化且幅度也较大的负荷变化引起的频率波动，仅靠一次调频是不能满足要求的，必须进行频率的二次调整即AGC控制。

因此，电网对一次调频的考核主要集中在10s至几十秒之间的负荷变化所引起的频率波动。

一次调节对系统频率变化的响应快，根据IEEE的统计，电力系统综合的一次调节特性时间常数一般在10秒左右；由于发电机的一次调节仅作用于原动机的阀门位置，而未作用于火力发电机组的燃烧系统，当阀门开度增大时，是锅炉中的蓄热暂时改变了原动机的功率，由于燃烧系统中的化学能量没有发生变化，随着蓄热量的减少，原动机的功率又会回到原来的水平。

因而，火力发电机组一次调节的作用时间是短暂的。

不同类型的火力发电机组，由于蓄热量的不同，一次调节的作用时间为0.5到2分钟不等。

根据发电厂并网运行管理实施细则，要求机组的AGC和一次调频必须快速准确的做出反应，以确保电网整体的稳定。

因此，国内机组基本均运行在以锅炉跟随为主的协调控制方式（BF-CCS）下，即此时汽轮机侧调节功率，锅炉侧调节压力。

当机组负荷指令发生变化时，依靠汽轮机侧的快速性进行功率调整，而锅炉侧根据负荷和压力的变化同步调节风、煤、水，使机组保持能量平衡。

由于一次调频效果及正确率的好坏直接影响到一个电厂的经济效益，现在越来越多的电厂已开始重视和关注一次调频功能，加大一次调频补偿量幅度和降低一次调频死区是经常采用的方法，而这些方法对机组的协调控制产生很大的扰动。

同时，部分电厂为降低节流损失采取滑压运行，造成调门调频裕度不足，也对一次调频性能指标造成较大影响。

一、基于给水补偿的火电机组一次调频优化控制系统及方法华能莱芜电厂百万机组为超超临界二次再热机组，与常规机组相比，多一次再热，受热面增加较多，储能大大增大；汽轮机比常规一次再热机组多一个超高压缸，汽机做功占比：超高压缸19.8%，高压缸21%，中低压缸59.2%，常规一次再热机组汽轮机做功占比基本为：高压缸33.3%，中压缸33.3%，低压缸33.3%，二次再热机组汽轮机高压缸做功占比较一次再热机组低了近一半，此特点一定程度上降低了汽轮机节流损失，提高了汽轮机运行效率，但同时也造成汽轮机快速变负荷能力较差。

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。

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。

启动调试过程管理程序1 范围为加强国电泰州二期期（2×1000MW）超超临界二次再热燃煤机组工程启动调试工作的管理，明确机组启动调试工作中各相关单位的任务、职责范围和工作程序，提高调试工作水平，根据《中国国电集团公司火电厂基本建设工程启动及验收管理办法（2006年版）》，制定本程序。

本程序适用于国电泰州二期期工程的主机及其辅助系统从安装结束后，进入分部试运、运行代保管、整组启动、168小时试运到转入商业运行的半年考核期的全过程管理程序。

2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本程序的引用而成为本制度的条款。

凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本组制度，然而，鼓励根据本制度达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。

凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本制度。

《中国国电集团公司火电厂基本建设工程启动及验收管理办法》《中国国电集团公司火电工程启动调试工作管理办法》《中国国电集团公司火电工程调整试运质量检验及评定标准》《中国国电集团公司火电机组达标投产考核办法》《电力建设施工及验收技术规范》《电力建设优质工程评选办法》)《火电工程启动调试工作规定》《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》《火电机组启动验收性能试验导则》《锅炉启动调试导则》《汽轮机启动调试导则》3 术语和定义3.1 启动试运：机组的启动试运一般分“分部试运，整套启动试运、性能考核”三个阶段。

分部试运：分部试运包括单体调试及单机试运、分系统试运二个部分，单体调试是指各种执行机构、元件、装置的调试；单机试运是指单台辅机的试运；分系统试运是指按系统对其动力、电气、热控等所有设备进行空载和带负荷的调整试运。

因此，部分分系统项目需要在整套启动阶段继续进行调整试验。

3.2整套启动试运：整套启动试运是从炉、机、电等第一次整套启动的锅炉点火开始，到完成满负荷试运移交生产为止，包括“空负荷调试、带负荷调试和满负荷试运”三个阶段。

工程师站管理制度1 范围为了明确国电泰州电厂二期（2×1000MW）超超临界二次再热燃煤发电机组调试期间工程师站的系统检查维护、软件修改管理及审批程序、日常管理等工作的管理要求，特制定本管理制度。

本管理制度适用于国电泰州电厂二期工程调试期间工程师站的管理，包括机组DCS、机组DEH、灰硫DCS、电气NCS、化水控制、输煤程控等工程师站。

2 规范性引用文件《电力建设安全工作规程》《中国国电集团公司火电厂基本建设工程启动及验收管理办法（2006年版）》《中国国电集团公司火电厂基本建设工程启动调试管理办法（2006年版）》Q/GDBLIII-2007启动调试过程控制程序3 职责3.1 工程管理部负责建立机组试运期间工程师站的管理细则，并监督落实。

3.2 现场安全保卫责任单位按照工程部管理制度要求，负责集控室机组DCS、电气NCS及ECS、脱硫电控楼灰硫DCS、化水车间水处理程控、精除盐控制和＃1输煤配电间输煤程控工程师站的保卫管理。

4 管理内容与要求4.1 分级管理：4.1.1 工程师站中所有系统软件及用户应用软件采用二级管理制度。

4.1.1.1 编程工程师级：可以对机组DCS、灰硫DCS、电气NCS及ECS、化水控制PLC、精除盐PLC和输煤程控PLC系统中的组态软件进行组态修改。

4.1.1.2 操作员级：可以在LCD上进行控制操作。

4.1.2 编程工程师级的人员名单由电气和热控专业组组长提出，经试运指挥部批准后予以公布。

4.1.3 操作员级的人员名单由分部试运组或整套试运组提出，经试运指挥部批准后予以公布。

4.2 系统检查维护：4.2.1 调试期间为了保护数据库，每周至少应进行一次拷贝，由专门指定的一位编程工程师进行。

该编程工程师将拷贝编号、登记并签名后存入工程师站室内的专用柜内保管。

4.2.2 数据库后备磁带、软盘、光盘和重要的资料存放在工程师站室内的专柜内，未经批准任何人不得将其携带出工程师站间。

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。

超超临界二次再热机组的汽温调整摘要：针对超超临界二次再热机组，分析了影响汽温的各种因素，介绍了机组在实际运行中，如何调整主、再热汽温，提高机组效率。

关键词：超超临界、二次再热、蒸汽温度、尾部三烟道挡板1汽温调整的意义1.1锅炉运行调整的目的之一就是为汽轮机提供参数、品质合格的蒸汽以冲动汽轮机做功，而蒸汽参数要合格必然要求对蒸汽温度进行调整。

1.2、对于正常运行的锅炉而言,保持主汽、再热蒸汽温度达到额定值可以获得高的经济效益，但汽温过高会使锅炉受热面、蒸汽管道和汽轮机的金属材料超温和蠕变速度加快,影响机组的使用寿命。

1.3、汽温过低则会引起机组经济性降低,使汽机汽耗率增大,还会使汽轮机末级叶片的蒸汽湿度增大,这不仅使汽轮机内效率降低,而且造成汽轮机末级叶片的侵蚀加剧。

1.4、根据郎肯循环的原理：蒸汽初参数越高，蒸汽焓越大，做功能力越强。

在终参数不变的前提下，效率越高。

因此，从循环效率角度讲，汽温越高越好。

1.5、目前超超临界二次再热机组已成为新型节能降耗火电机组的发展趋势。

国电蚌埠发电有限公司二期2×600MW机组锅炉为超超临界二次再热直流锅炉，型号为：DG1785.49/32.45-Ⅱ14。

采用π型布置、单炉膛、二次中间再热、前后墙对冲燃烧方式、尾部三烟道调整、主汽温605℃、一次再热汽温623℃、二次再热汽温623℃。

因此机组正常运行时，保证稳定较高的主、再热汽温，对于提高机组效率，节能降耗意义重大。

2影响汽温变化的因素2.1、负荷的影响，即：锅炉蒸发量的影响。

随着负荷变化，机组参数随之变化，锅炉燃烧工况变化，引起汽温变化。

2.2、主汽压力的影响。

主汽压力降低时，燃料量及风量会增加，过调后会引起汽温先将后升，控制不及时有超温危险，主汽压力升高时燃料量及风量会减少，过调后会引起汽温降低。

2.3、燃烧强度的影响。

负荷不变的情况下，若燃烧加强，风量、煤量增加，则主汽压力上升，主汽温度及再热汽温会由于烟温和烟气量增加有所上升；反之则下降，而汽温的变化幅度则与燃烧变化的幅度有关。

1000MW超超临界二次再热机组深度调峰浅析摘要：随着国家经济的快速发展，电网装机容量随之增大，新能源在电网中的比例逐渐扩大，对调峰电源的需求也逐渐升高，水电、风电等新能源受环境因素的影响不能满足电网调峰的要求，所以提高火电运行灵活性势在必行。

1000MW 超超临界二次再热机组在深度调峰时存在着一定的安全风险和技术难点，本文介绍泰州电厂二期机组的AGC实时控制深度调峰试验，为大容量机组深度调峰提供思路和积累经验。

关键词：超超临界二次再热深度调峰前言随着风电、光伏新能源装机规模不断增加，同时整体受电规模也大幅提升，电网调峰矛盾日益突出，根据江苏省电力调度控制中心文件电调【2017】198号文关于江苏电力调度控制中心关于印发《江苏电网统调发电机组深度调峰技术规范（试行）》要求：原则上要求2018年底全省30万千瓦及以上统调公用燃煤发电机组调峰深度达到机组额定出力40%。

在此背景下，泰州电厂二期机组作为世界首台二次再热百万机组，对深度调峰能力进行研究、试验和分析，为今后大容量、高参数的二次再热机组深度调峰积累经验。

1 设备概况图1 汽轮机本体示意图泰州电厂二期工程采用上海锅炉厂超超临界、中间二次再热、变压运行直流炉，锅炉型号为SG-2710/33.03-M7050。

锅炉设计煤种神华煤，制粉系统采用中速磨冷一次风机直吹式制粉系统，每台锅炉配置6台中速磨煤机，磨煤机B配有8只等离子点火器。

同步配置SCR脱硝反应装置、电除尘、湿法脱硫、湿式电除尘。

主机采用上海汽轮机厂引进的西门子汽轮机，超超临界、二次中间再热、五缸四排汽、单背压、反动凝气式汽轮机，型号N1000-31/600/610/610。

配置两台汽动给水泵，取消了电动给水泵。

2 深度调峰影响因素影响深度调峰的主要因素是锅炉的燃烧稳定性。

低负荷时由于燃烧弱化，稳定性下降，煤种、风量、磨煤机出力等细小的变化都可能引起工况的扰动，甚至造成灭火。

其次低负荷锅炉空气动力场发生改变，火焰中心下移且集中，水冷壁温容易超限。