300MW循环流化床锅炉主再热蒸汽温度低分析研究
发表时间：2016-06-16T09:51:51.197Z 来源：《电力设备》2016年第5期作者：张生胜
[导读] 山西昱光电厂2台300MW CFB锅炉，是上锅自主研发1065t单布风板、绝热旋风分离器的循环流化床锅炉。
（山西昱光发电有限责任公司山西朔州 036900）
摘要：山西昱光电厂2台300MW CFB锅炉，是上锅自主研发1065t单布风板、绝热旋风分离器的循环流化床锅炉，两台锅炉分别于2012年4月8日、5月4日投入商业运行，存在的主要问题是负荷在250MW以上汽温便达不到额定值，负荷越高偏差越大，当负荷在270MW 以上时，主再热蒸汽温度偏低20~30℃，严重影响机组的安全经济运行。
关键词：300MW CFB锅炉；受热面；主再热汽温
一、锅炉运行情况及改造目标
1、运行情况分析
本工程锅炉自投运以来，存在的最主要问题就是锅炉主蒸汽温度和再热蒸汽温度在机组出力大于250MW时，锅炉主蒸汽出口温度和再热蒸汽出口温度与设计值存在较大偏差。例如在锅炉出力达到1070t/h，炉膛床温约为928℃，分离器出口烟气温度约为917℃，主蒸汽出口温度约为510℃，再热蒸汽出口温度约为503℃（再热器进口温度约为300℃），与原设计值相比主蒸汽出口温度低了约31℃，再热蒸汽出口温度低了约38℃（再热蒸汽进口与设计值相比低了约32℃），床温高了约30℃，空气预热器出口烟气温度高了约20℃。
从锅炉烟气侧的运行情况看，锅炉中部悬浮段压差较高，造成了锅炉蒸发受热面增大，使锅炉蒸发吸热与过热器吸热量之间的比例失调，造成过热蒸汽出口温度过低。本工程锅炉炉膛结构尺寸与广东云浮300MWCFB锅炉较为接近，图1为本工程与广东云浮项目炉膛中部悬浮段差压随负荷变化的曲线。从图1可以看出炉膛中部悬浮段压差本工程要比云浮项目在超过260MW负荷时要超出0.1mbar/m,在高负荷阶段，相应的炉膛对流换热系数增加约10W/(m2?K)，这也与锅炉运行蒸发吸热量相匹配。
从锅炉工质侧的运行情况看，低温过热器（包括包复过热器）、中温屏式过热器、高温屏式过热器的焓增分别为： 419kj/kg、216
kj/kg、210 kj/kg，原设计值低温过热器（包括包复过热器）、中温屏式过热器、高温屏式过热器的焓增分别为： 444kj/kg、260 kj/kg、226 kj/kg，与原设计值相比炉内屏式过热器的焓增明显小，这是造成锅炉主蒸汽温度偏低的主要原因；再热器的焓增约为481kj/kg,原设计值1065t/h蒸发量时，再热器焓增约为494 kj/kg，与原设计值相比锅炉再热器焓增偏差不大，再热器出口蒸汽温度过低是由于再热蒸汽进口温度过低造成的，而这也是与锅炉主蒸汽温度过低息息相关的。
因此我公司分析认为引起锅炉主蒸汽、再热蒸汽温度偏低的主要原因在于锅炉蒸发受热面吸热过多，造成蒸发吸热量与过热器吸热量不匹配，造成过热器出口蒸汽温度过低，同时进一步使再热器进口温度过低，造成再热器的温度偏低。2、加装防磨梁情况防磨梁的主要原理在于通过破坏炉膛的边壁流，降低边壁流的速度，以减轻磨损。而边壁流对流化床锅炉炉膛对流换热有着直接的影响。防磨梁供加装8层，总共需要敷设面积71㎡。我方计算认为如果单纯的增加防磨梁会使炉膛床温增加35~55℃左右，过热蒸汽和再热蒸汽的温度会上升10℃左右，床温会超过950℃。
3、改造方向和预期
从目前实际情况看，炉膛下部床温约为928℃，如果单纯的通过减少炉内蒸发受热面的方式纠正蒸发吸热量与过热器吸热量的不匹配，空间有限。目前电厂根据目前锅炉磨损情况，提出增加炉内防磨梁防止炉内磨损，我公司建议增加炉内过热屏的高度以增加过热器吸热量，提高锅炉主蒸汽和再热蒸汽的温度，提高机组运行经济性。
主要预期指标如下：
床温≤930℃（VWO工况）
主蒸汽出口温度在（TRL工况）达到541℃（+5，-10)
再热蒸汽出口温度在（TRL工况）达到541℃（+5，-10)
二、锅炉改造方案及内容
解决方案
经我公司与锅炉厂设计部门多次商讨解决方案，从目前实际情况看，炉膛上部床温最高值约为928℃，如果单纯的通过减少炉内蒸发受热面的方式纠正蒸发吸热量与过热器吸热量的不匹配，空间有限，综合考虑各种因素，最终确定炉内增加防磨梁，同时增加炉内中过屏高度。
主再热蒸汽及旁路系统介绍 本机组的主蒸汽系统采用双管一单管—双管布置。主蒸汽由锅炉过热器出口集箱经两根支管接出，汇流成一根单管通往汽轮机房，在进汽轮机前用一个45°斜三通分为两根管道，分别接至汽轮机高压缸进口的左右侧主汽门。汽轮机高压缸两侧分别设一个主汽门。主汽门直接与汽轮机调速汽门蒸汽室相连接．主汽门的主要作用是在汽轮机故障或甩负荷时迅速切断进入汽轮机的主蒸汽。汽轮机正常停机时，主汽门也用于切断主蒸汽，防止水或主蒸汽管道中其它杂物进入主汽门区域。一个主汽门对应两个调速汽门。调速汽门用于调节进入汽轮机的蒸汽流量，以适应机组负荷变化的需要。汽轮机进口处的自动主汽门具有可靠的严密性，因此主蒸汽管道上不装设电动隔离门。这样，既减少了主蒸汽管道上的压损，又提高了可靠性，减少了运行维护费用。 在锅炉过热器的出口左右主蒸汽管上各设有一只弹簧安全阀，为过热器提供超压保护。该安全阀的整定值低于屏式过热器入口安全阀，以便超压时过热器出口安全阀的开启先于屏式过热器入口安全阀，保证安全阀动作时有足够的蒸汽通过过热器，防止过热器管束超温。所有安全阀装有消音器。在过热器出口主汽管上还装有两只电磁泄压阀，作为过热器超压保护的附加措施．设置电磁泄压阀的目的是为了避免弹簧安全阀过于频繁动作，所以电磁泄压阀的整定值低于弹簧安全阀的动作压力。运行人员还可以在控制室内对其进行操作。电磁泄压阀前装设一只隔离阀，以供泄压阀隔离检修。 主蒸汽管道上设有畅通的疏水系统，它有两个作用。其一是在停机后一段时间内，及时排除管道内的凝结水。另一个更重要的作用是在机组启动期间使蒸汽迅速流经主蒸汽管道，加快暖管升温，提高启动速度。疏水管的管径应作合适选择，以满足设计的机组启动时间要求。管径如果太小，会减慢主蒸汽管道的加热速度，延长启动时间，而如果太大，则有可能超过汽轮机的背包式疏水扩容器的承受能力。 本机组的冷再热蒸汽系统也采用双管一单管—双管布置。汽轮机高压缸两侧排汽口引出两根支管，汇集成一根单管，到再热器减温器前再分成双管，分别接到锅炉再热器入口集箱的两个接口。主管上装有气动逆止阀（高排逆止门）。其主要作用是防止高压排汽倒入汽机高压缸，引起汽机超速。气动控制能够保证该阀门动作可靠迅速。 冷再热蒸汽管道上装有水压试验堵板，以便在再热器水压试验时隔离汽轮机，防止汽轮机进水。冷再热蒸汽管道在逆止阀后接出若干支管。它们分别通往辅助蒸汽系统、汽轮机轴封系统、#2高压加热器、驱动给水泵
压力(MPa) 温度(℃) 0.001 6.9491 0.002 12.9751 0.002 17.5403 0.003 21.1012 0.003 24.1142 0.004 26.6707 0.004 28.9533 0.005 31.0533 0.005 32.8793 0.006 34.6141 0.006 36.1663 0.007 37.6271 0.007 38.9967 0.008 40.2749 0.008 41.5075 0.009 42.6488 0.009 43.7901 0.010 44.8173 0.010 45.7988 0.011 47.6934 0.012 49.4281 0.013 51.0488 0.014 52.5553 0.015 53.9705 0.016 55.3401 压力(MPa) 温度(℃) 0.017 56.5955 0.018 57.8053 0.019 58.9694 0.020 60.0650 0.021 61.1378 0.022 62.1422 0.023 63.1237 0.024 64.0596 0.025 64.9726 0.026 65.8628 0.027 66.7074 0.028 67.5291 0.029 68.3280 0.030 69.1041 0.032 70.6106 0.034 72.0144 0.036 73.3611 0.038 74.6508 0.040 75.8720 0.045 78.7366 0.050 81.3388 0.055 83.7355 0.060 85.9496 0.065 88.0154 0.070 89.9556 压力(MPa) 温度(℃) 0.075 91.7816 0.080 93.5107 0.085 95.1485 0.090 96.7121 0.095 98.2014 0.100 99.6340 0.110 102.3160 0.120 104.8100 0.130 107.1380 0.140 109.3180 0.150 111.3780 0.160 113.3260 0.170 115.1780 0.180 116.9410 0.190 118.6250 0.200 120.2400 0.210 121.7890 0.220 123.2810 0.230 124.7170 0.240 126.1030 0.250 127.4440 0.260 128.7400 0.270 129.9980 0.280 131.2180 0.290 132.4030 压力(MPa) 温度(℃) 0.300 133.5560 0.310 134.6770 0.320 135.7700 0.330 136.8360 0.340 137.8760 0.350 138.8910 0.360 139.8850 0.370 140.8550 0.380 141.8030 0.390 142.7320 0.400 143.6420 0.410 144.5350 0.420 145.4110 0.430 146.2690 0.440 147.1120 0.450 147.9330 0.460 148.7510 0.470 149.5500 0.480 150.3360 0.490 151.1080 0.500 151.8670 0.520 153.3500 0.540 154.7880 0.560 156.1850 0.580 157.5430 压力(MPa) 温度(℃) 0.600 158.8630 0.620 160.1480 0.640 161.4020 0.660 162.6250 0.680 163.8170 0.700 164.9830 0.720 166.1230 0.740 167.2370 0.760 168.3280 0.780 169.3970 0.800 170.4440 0.820 171.4710 0.840 172.4770 0.860 173.4660 0.880 174.4360 0.900 175.3890 0.920 176.3250 0.940 177.2450 0.960 178.1500 0.980 179.0400 1.000 179.9160 1.050 18 2.0480 1.100 184.1000 1.150 186.0810 1.200 187.9950 压力(MPa) 温度(℃) 1.250 189.8480 1.300 191.6440 1.350 193.3860 1.400 195.0780 1.450 196.7250 1.500 198.3270 1.550 199.8870 1.600 201.4100 1.650 20 2.8950 1.700 204.3460 1.750 205.7640 1.800 207.1510 1.850 208.5080 1.900 209.8380 1.950 211.1400 2.000 212.4170 2.050 21 3.6690 2.100 214.8980 2.150 216.1040 2.200 217.2890 2.250 218.4520 2.300 219.5960 2.350 220.7220 2.400 221.8290 2.450 222.9180 1 / 2
主、再热蒸汽系统 2.电动主闸门何时开关？ 锅炉点火后开启电动主闸门旁路门, 5 分钟后开启电动主闸门，关闭电动主闸门旁路门。 3.电动主闸门旁路的作用？ 主蒸汽管道粗，电动主闸门前后压差较大，容易造成电动主闸门过力矩，设置旁路可以在主闸门开启前降低主闸门前后压差防止过力矩发生。 4.法兰、夹层加热装置开停机时，什么状态下投入？投入时参数控制多少？注意什么？ 答：高压外缸下半内壁温度＜300℃（#8机200℃）可使用夹层加热。夹层加热蒸汽在机组冲动后，夹层联箱温度200～250℃，投入夹层加热。当高中压外缸下半高压进汽口处外壁温度大于350℃，高中压胀差值在允许范围内，可停止夹层加热。 机组冲转前进行夹层、法兰加热联箱暖管: 稍开夹层、法兰加热联箱进汽手动门,保持0.1～0.2MPa暖管。 夹层联箱温度250～300℃，投入夹层加热：全开夹层进汽分门；根据高压缸上下温差，用夹层联箱手动门控制进汽量，不得加热过度，使下缸温度高于上缸温度。 进行法兰加热暖管疏水，当高中压胀差＞2mm时投入法兰加热装置，但应控制法兰外壁温度不得超过内壁温度。 启动中因故停机时，应立即停止夹层、法兰加热。当高压下缸外壁温度达到400℃以上，且高中压缸胀差向负值方向变化时，停止夹层、法兰加热，注意夹层、法兰系统疏水暖管充分。 6.为什么再热热段、高排逆止门的疏水既可以到定排、也可以到凝结器？什么时候切换？ 答：机组启动时再热热段、高排逆止门疏水排往凝结器，如此汽轮机抽真空时再热器可同时抽真空；停机时若需要破坏真空，则将再热热段、高排逆止门疏水排往排往机定排，防止蒸汽进去低压缸。 7.本机组的进汽方式是怎样的？有什么好处？圆周进汽，喷嘴调节。调节喷嘴个数来调节进汽。好处节能。 8.主汽管疏水为什么只到炉定排？到机定排、凝结器是否可行？ 不能排到机定排或凝结器，主蒸汽管道疏水量大温度压力高，到机定排或凝结器会造成凝结器机定排超压超温，严重影响设备安全。炉定排有减温器所以可以到炉定排，机定排没有减温器所以不能到机定排。 9.主汽门、调门的活动试验方法？ # 1)调出DEH“阀位”图 2)点击“阀门试验进入/退出”键，由灰变红； 3)进行“高主Ⅰ”阀门活动试验： 01.点击“高主Ⅰ”键，指示灯亮； 02.点击“关闭”键，指示灯亮；左上方出现“正在进行阀门试验”字样。 03.“高主Ⅰ”阀门自动关小至原行程的85%，并停止。 04.点击“复位”键，“高主Ⅰ”阀门逐渐开至原来的位置，“正在进行阀门试验字样消失。 05.用上述同样的方法试验：“高主Ⅱ”、“中调Ⅰ”、“中调Ⅱ”。 4)进行“中主Ⅰ”阀门活动试验： 01.点击“中主Ⅰ”键，指示灯亮； 02.点击“关闭”键，指示灯亮；左上方出现“正在进行阀门试验”字样。 03.“中主Ⅰ”阀门自动关小至原行程的85%后自动开启。 04.用 4）的试验方法试验“中主Ⅱ”。 05.试验完毕，点击“阀门试验进入/退出”键，由红变灰； 10.高、中低压缸的布置方式，有何优点？ 这种高、中压部分对置，低压部分双流的通流方式，使各部分轴向推力接近互相平衡，残余轴向推力由推力轴承承担。对称布置，平衡轴向推力 11.高排逆止门的作用？什么时候做活动试验？怎样做？ 答：高排逆止门是指在汽轮机跳闸时及时关闭，防止再热器内的余汽倒流入汽机时引起超速和汽缸变形。 机组停止时，锅炉防水放压后，汽机冷态时，联系热工做实验。 12.冷段至辅汽汽源什么时候投入和停止？ 答：机组负荷大于60MW时，全开冷段至辅汽联箱电动门暖管，90MW时逐渐全开冷段至辅汽联箱手动门，关闭冷段至辅汽疏水门；停机时，负荷100MW关闭冷段至辅汽电动门，联系相邻机组关闭本机冷段至辅汽汽源。 13.高中压缸、低压缸胀差的控制范围？
根据1MPa=1000kPa=10.2kgf/cm2（kg/cm2），通过与饱和蒸气压（单位为MPA）和蒸汽标准表的比较，可以计算出饱和蒸气压（kgf/cm2）与蒸汽温度的关系。温度如下：饱和蒸汽的温度和压力之间只有一个自变量。理想饱和蒸汽状态是指温度、压力和蒸汽密度之间存在一一对应关系。如果其中一个已知，其他两个值为常量。有此关系的蒸汽为饱和蒸汽，有饱和蒸汽压力和温度的对照表。饱和蒸汽压力与蒸汽温度标准对照表按国际单位制编制，压力单位为兆帕，温度单位为摄氏度。 扩展数据 测量饱和蒸气压有两种方法 1动态方法。测定液体在不同外压下沸点的方法，又称沸点法。这种方法只能测量接近大气压的饱和蒸气压，精度高。 2静态法。它是指直接测量液体在不同温度下的饱和蒸气压，即在恒定温度下测量饱和压力。静态方法相对简单，用途更广。通常的方法是将被测材料置于密闭容器中，使其处于
气液共存状态，然后放入恒温槽中。通过调节恒温槽的温度，可以测量不同温度下的饱和蒸气压数据。 在封闭条件下，在一定温度下，与固体或液体平衡的蒸气压称为饱和蒸气压。饱和蒸汽压力也称为蒸汽压力。同一种物质在不同的温度下有不同的蒸气压，并且随着温度的升高而增加。对于同一种物质，固体的饱和蒸气压低于液体的饱和蒸气压。 饱和蒸汽是指由于气体分子之间的热运动而处于饱和状态的蒸汽。当液体在有限的封闭空间内蒸发时，液体分子通过液体表面进入上层空间，成为蒸汽分子。因为蒸汽分子处于湍流热运动中，它们相互碰撞。蒸汽压力与饱和蒸汽温度之间存在对应关系，不同压力下存在一定的饱和温度。换言之，在一定的压力下，水完全蒸发并继续吸收热量，但直到温度开始升高，温度才上升，变成饱和蒸汽。
1. 工程概况： 吹管的目的是通过对锅炉过热器、再热器及主蒸汽、再热蒸汽管道等系统进行蒸汽吹扫工作，清除设备系统在制造、运输、保管、安装等过程中，存留其内部的砂砾、焊渣、高温氧化皮及腐蚀产物等各种杂质，以防止机组运行中过热器、再热器堵塞爆管、汽轮机叶片冲击损伤重大事故发生，并为汽轮机提供合格蒸汽，保障机组安全启动运行。 本次冲管采用降压冲管方法，为降低冲管噪音，在排汽口加装消音器。冲管范围包括过热器、主蒸汽管道、再热冷段管道、再热器、再热热段管道。 1.1 工程名称、施工范围、施工地点： 1.1.1 工程名称： 南山怡力铝电330MW机组工程#2 机组锅炉吹管 1.1.2 施工范围： 南山怡力铝电330MW机组工程#2 机组锅炉吹管临时管道安装、吹管及系统恢复 1.1.3 施工地点： 南山怡力铝电330MW机组工程#2 机组汽机房、汽机房A 排外、煤仓间。吹管目的 施工地点：汽机房、汽机房A 排外、煤仓间 1.2 主要工程量： 冲管临时管道安装80 米； 冲管临时电动门安装1 只。 1.3 工程特点; 安装管道口径较大，管道虽为临时管道但管道内部清洁度要求高。 2. 依据文件： 2.1 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》（电力工业部，1996 年版） 2.2 《火电工程启动调试工作规程》（电力工业部，1996 年版） 2.3 《火电施工质量检验及评定标准》（汽机篇）1998 年版 2.4. 《电力建设施工及验收技术规范》（火力发电厂焊接）DL5007 2.5 《电力建设施工及验收技术规范（管道篇）》DL 5031-94 ； 2.6 《火电施工质量检验及评定标准》（管道篇2000 年版） 2.7 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996 年版）
饱和蒸汽温度压力对照表 问题：饱和蒸汽温度与压力对照表 说明：
蒸汽是常用的换热介质，而温度控制是 通过一定压力下的流量调节来实现的， 希望大家建立一个基本的概念。在热交 热器或者其它需要蒸汽阀门的地方，大家在选型时经常会用到。现将饱和蒸汽的温度与压力对照表整理，供大家参考！
可以说对的,10公斤绝对大气压对应的饱和蒸汽温度就是179度,楼上的说的184度是10公斤表压(也就是压力表上指示的压力;压力表是从0开始记数的,而大气本身就有1公斤的压力，绝对大气压=表压+1),184度是11公斤绝对大气压下的饱和蒸汽对应温度。这里都强调“饱和蒸汽”，因为还有“过热蒸汽”，过热蒸汽的温度是不于压力成对应关系的。 Antoine公式: ln(P)=9.3876-3826.36/(T-45.47)【T在290～500K之间】 P：MPa T：K 我用这个公式算出来是T=452.77K 约179度. 不知道对不对?请高手指教! 《饱和蒸汽压力、温度对照表》 制硝2008-05-24 10:53:57 阅读16207 评论10 字号：大中小订阅
加热室温度差=壳层压力(真空度)相应温度-加热室料液温度 蒸汽过热度=蒸汽温度-饱和蒸汽压力相应温度 压力单位非常的多,如果要全部写出来……呵呵,我还做不到，我至今也没都认识全,不过有很多很少使用。主要还是学习国际单位和几个常用单位就可以了。 常用压力单位有： 帕斯卡N/m2（Pa）千帕(kPa) 兆帕(MPa) 巴（bar）毫巴（mbar）微巴（μbar） 标准大气压（atm） 磅力/英寸^2 lb/inch2（psi) 工程大气压(kgf/cm2) 托（Torr）=毫米汞柱（mmHg） 英寸汞柱（inchHg） 毫米水柱（mmH2O） 达因/厘米2（dyn/cm2） 换算关系： 1兆帕(MPa)＝1000000帕(Pa) 1巴(bar)＝1000毫巴(mbar) 1毫巴(mbar)＝1000微巴(μbar)＝1000达因/厘米2(dyn/cm2) 1托(Torr)＝1毫米汞柱(mmHg)＝133.329帕(Pa) 1工程大气压＝1千克力/厘米2(kgf/cm2) 1物理大气压＝1标准大气压(atm)
主蒸汽温度调节 过热器系统按蒸汽流向可分为四级：顶棚及包墙过热器、分隔屏过热器、后屏过热器及末级过热器，其中主受热面为分隔屏过热器、后屏过热器、末级过热器。分隔屏和后屏过热器布置在炉膛的上部，主要吸收炉膛的辐射热量；末级过热器布置在水平烟道、炉膛后墙水冷壁垂帘管之后，受热面呈逆流布置，靠对流传热吸收热量。过热器系统的汽温调节，采用水煤比粗调，两级四点喷水减温细调，并将后屏出口集箱的两根引出管进行左右交叉后连接到末过进口集箱上，以减少左右侧汽温偏差。 由于影响汽温的因素多，影响过程复杂多变，调节过程惯性也大，这就要求汽温调节应勤分析、多观察，树立起超前调节的思想。在机组负荷发生变化时，应加强对汽温的监视与调整，分析其影响因素与变化的关系，摸索出汽温调节的一些经验，来指导我们的调整操作。 主汽温度的调节分为烟气侧的调节和蒸汽侧的调节。烟气侧的调节主要通过控制烟气温度和流量的方法来对汽温进行调节，对以对流换热为主的末级过热器影响较大，但烟气侧的调节惯性大、延迟大；蒸汽侧的调节主要是通过改变水煤比、减温水量来调节，对主蒸汽温度的调节相对比较灵敏。 下面是对一些典型工况进行分析： 一、正常运行中的汽温调节 正常运行时，主要是通过两级减温器来调节主蒸汽温度。第一级喷水减温器设在分隔屏出口，用以保护后屏不超温，作为过热器温的粗调；第二级喷水减温器设在后屏出口，作为细调，一级和二级喷
水减温控制系统均系串级控制系统。一级喷水减温控制系统调节的主参数为后屏出口温度，副参数为一级减温器出口温度（作为前馈信号）。二级喷水减温控制系统的被控对象为末过出口温度，副参数为二级减温器出口温度（作为前馈信号）。由于两级减温器调门的开度与正参数不是成比例关系，因此正常运行时应保持减温器具有一定的开度。对#6炉来说，众多因素的影响使得分隔屏出口的温度存在偏差，A侧的温度明显比B侧要高，所以A侧的一级减温水调门更应该有一定的开度，以防止煤量发生变化时，主蒸汽温度上升的较快，而导致减温水调门跟踪不上.当然，这里所说的开度是相对的，对B 侧来说由于温度较低，调门就可以跟得上温度的变化。 在机组正常运行时，应加强对各级减温器后温度的监视，并做到心中有数，以便在汽温异常时作为调整的参考，避免汽温大幅度波动。 二、变工况时汽温的调节。 机组变工况时气温波动大，影响因素众多，应在操作过程中分清主次因素，对症下药，及早动手，提前预防，必要时采取过调手段处理，不可贻误时机，酿成汽温事故。 变工况时汽温的变化主要是锅炉的燃烧负荷与汽轮机的机械负荷不匹配所造成的。一般情况下，当锅炉的热负荷大于汽轮机的机械负荷时，汽温为上升趋势，两者的差值越大，汽温的上升速度越快。因此在变工况时，应尽量的保持锅炉的热负荷与汽机的机械负荷相匹配。下面对几种常见情况分析如下： 1、正常加减负荷时的汽温调节
饱和蒸汽： 未经过热处理的蒸汽称为饱和蒸汽，饱和蒸汽是在一个大气压下，温度为100度的蒸汽，温度不能再升高，是饱和状态下的蒸汽。饱和蒸汽由气体分子之间的热运动现象造成的。 原理： 当液体在有限的密闭空间中蒸发时，液体分子通过液面进入上面空间，成为蒸汽分子。由于蒸汽分子处于紊乱的热运动之中，它们相互碰撞，并和容器壁以及液面发生碰撞，在和液面碰撞时，有的分子则被液体分子所吸引，而重新返回液体中成为液体分子。开始蒸发时，进入空间的分子数目多于返回液体中分子的数目，随着蒸发的继续进行，空间蒸汽分子的密度不断增大，因而返回液体中的分子数目也增多。当单位时间内进入空间的分子数目与返回液体中的分子数目相等时，则蒸发与凝结处于动平衡状态，这时虽然蒸发和凝结仍在进行，但空间中蒸汽分子的密度不再增大，此时的状态称为饱和状态。在饱和状态下的液体称为饱和液体，其对应的蒸汽是饱和蒸汽，但最初只是湿饱和蒸汽，待蒸汽中的液态水完全蒸发后才是干饱和蒸汽。蒸汽从不饱和到湿饱和再到干饱和的过程温度是不增加的，干饱和之后继续加热则温度会上升，成为过热蒸汽。 特点： 饱和蒸汽具有如下特点： （1）饱和蒸汽的温度与压力之间一一对应，二者之间只有一个独立变量。理想的饱和蒸汽状态，指的是温度、压力及蒸汽密度三者
存在一一对应的关系，知道其中一个，其他二个值就是定数。存在这种关系的蒸汽就是饱和蒸汽，否则都可以视为过热蒸汽进行计量，如图为饱和蒸汽压力与温度对照表； （2）饱和蒸汽容易凝结，在传输过程中如有热量损失，蒸汽中便有液滴或液雾形成，并导致温度与压力的降低。含有液滴或液雾的蒸汽称为湿蒸汽。严格来说，饱和蒸汽或多或少都含有液滴或液雾的双相流体，所以，不同状态下不能用同一气体状态方程式来描述。饱和蒸汽中液滴或液雾的含量反映了蒸汽的质量，一般用干度这一参数来表示。蒸汽的干度是指单位体积饱和蒸汽中干蒸汽所占的百分数，以“x”表示； （3）准确计量饱和蒸汽流量比较困难，因为饱和蒸汽的干度难以保证，一般流量计都不能准确检测双相流体的流量，蒸汽压力波动将引起蒸汽密度的变化，流量计示值产生附加误差。所以在蒸汽计量中，必须设法保持测量点处蒸汽的干度以满足要求，必要时还应采取补偿措施，实现准确的测量。
主蒸汽系统 锅炉与汽轮机之间的蒸汽管道与通往各用汽点的支管及其附件称为发电厂主蒸汽系统，对于再热式机组还包括再热蒸汽管道。再热蒸汽系统可分为冷再热蒸汽系统以及热再热蒸汽系统。 发电厂主蒸汽管道输送的工质流量大，参数高，所以对金属材料要求也高，它对发电厂运行的安全性、可靠性和经济性的影响很大。因此主蒸汽系统应力求简单、安全、可靠，要便于安装、扩建，并且使投资及运行费用较小。 600MW超临界机组属于再热机组，因此采用单元制系统，即一机配一炉，组成一个独立的单元，与其它机组之间无母管联系。 单元制系统的优点是系统简单，管道短，管道附件少，投资省，压力损失和散热损失小，系统本身事故率低，便于集中控制，有利于实现控制和调节操作自动化。与母管制相比，其缺点是：相邻单元不能互相支援，锅炉之间也不能切换运行，单元内与蒸汽管道相连的主要设备或附件发生故障，整个单元都要被迫停止运行，显然单元内设备必须同时检修。 本厂机组的主蒸汽及旁路系统见图4-1。 一、主蒸汽系统 主蒸汽管道是指从锅炉过热器出口输送新蒸汽到汽轮机高压主汽门的管道，同时还包括管道上的疏水管道以及锅炉过热器出口的安全阀及排汽管道。 主蒸汽系统采用“2－1—2”布置。主蒸汽由锅炉过热器出口集箱经两根支管接出，汇流成一根单管通往汽轮机房，在进汽轮机前用一个45°斜三通分为两根管道，分别接至汽轮机高压缸进口的左右侧主汽门。 汽轮机高压缸两侧分别设一个主汽门，主要作用是在汽轮机故障或甩负荷时迅速切断进入汽轮机的主蒸汽。主汽门直接与汽轮机调速汽门蒸汽室相连接，汽轮机正常停机时，主汽门也用于切断主蒸汽，防止水或主蒸汽管道中其它杂物进入主汽门区域。一个主汽门对应两个调速汽门。调速汽门用于调节进入汽轮机的蒸汽流量，以适应机组负荷变化的需要。 采用单管系统，使锅炉过热器出口联箱左右两侧汽流能够充分混合，有利于消除可能的温度偏差，减少汽缸的温差应力、防止轴封摩擦；并且有利于减少主蒸汽的压降，以及由于管道布置阻力不同产生的压力偏差。同时还可以节省管道投资费用。 主蒸汽管道上不安装流量测量装置，主蒸汽流量根据主蒸汽压力与汽轮机调节级后的蒸汽压力之差确定，避免了压力损失，提高了热经济性。 汽轮机进口处的自动主汽门具有可靠的严密性，因此主蒸汽管道上不装设电动隔离门。这样，既减少了主蒸汽管道上的压损，又提高了可靠性，减少了运行维护费用。 锅炉过热器出口管道上设置水压试验用堵阀，在锅炉水压试验时隔离锅炉和汽轮机。 主管上还设置蒸汽取样支管。 二、热再热蒸汽系统 热再热蒸汽管道是指从锅炉再热器出口输送高温再热蒸汽到汽轮机中压缸联合汽门进口的管道，同时还包括管道上的疏水管道以及锅炉再热器出口的安全阀及排汽管道。
主蒸汽、再热蒸汽系统 一、作用 1、从蒸汽发生器向汽轮机供给蒸汽； 2、正常运行时向汽水分离再热器供汽； 3、在机组事故冷却时向大气排汽； 4、在汽机抽汽未投入时向厂用蒸汽系统供汽； 5、在事故时将发生事故的蒸汽发生器隔离； 6、防止蒸汽发生器超压。 二、工作原理 2.1 主蒸汽系统工作原理 主蒸汽系统包括从锅炉过热器出口联箱至汽轮机进口主汽阀的主蒸汽管道、阀门、疏水装置及通往进汽设备的蒸汽支管所组成的系统。对于装有中间再热式机组的发电厂，还包括从汽轮机高压缸排汽至锅炉再热器出口联箱的再热冷段管道、阀门及从再热器出口联箱到汽轮机中压缸进口阀门的再热热段管道、阀门。主蒸汽系统采用“2－1—2”布置。主蒸汽由锅炉过热器出口集箱经两根支管接出，汇流成一根单管通往汽轮机房，在进汽轮机前用一个45°斜三通分为两根管道，分别接至汽轮机高压缸进口的左右侧主汽门。 发电厂常用的主蒸汽系统有四种形式： （1）集中母管制系统。其特点是发电厂所有锅炉的蒸汽先引至一根蒸汽母管集中后，再由该母管引至汽轮机和各用汽处。这种系统通常用于锅炉和汽轮机台数不匹配，而热负荷又必须确保可靠供应的热电厂以及单机容量在6MW以下的电厂。 （2）切换母管制系统。其特点为每台锅炉与其对应的汽轮机组成一个单元，正常时机炉成单元运行，各单元之间装有母管，每一单元与母管相连处装有三个切换阀门。它们的作用是当某单元锅炉发生事故或检修时可通过这三个切换阀门由母管引来邻炉蒸汽，使该单元的汽轮机继续运行，也不影响从母管引出的其他用汽设备。该系统适用于装有高压供汽式机组的发电厂和中、小型发电厂采用。 （3）单元制系统。其特点是每台锅炉与对应的汽轮机组成一个独立单元，
1.工程概况： 吹管的目的是通过对锅炉过热器、再热器及主蒸汽、再热蒸汽管道等系统进行蒸汽吹扫工作，清除设备系统在制造、运输、保管、安装等过程中，存留其内部的砂砾、焊渣、高温氧化皮及腐蚀产物等各种杂质，以防止机组运行中过热器、再热器堵塞爆管、汽轮机叶片冲击损伤重大事故发生，并为汽轮机提供合格蒸汽，保障机组安全启动运行。 本次冲管采用降压冲管方法，为降低冲管噪音，在排汽口加装消音器。冲管范围包括过热器、主蒸汽管道、再热冷段管道、再热器、再热热段管道。 1.1 工程名称、施工范围、施工地点： 1.1.1工程名称： 南山怡力铝电330MW机组工程#2机组锅炉吹管 1.1.2施工范围： 南山怡力铝电330MW机组工程#2机组锅炉吹管临时管道安装、吹管及系统恢复 1.1.3施工地点： 南山怡力铝电330MW机组工程#2机组汽机房、汽机房A排外、煤仓间。 吹管目的 施工地点：汽机房、汽机房A排外、煤仓间 1.2主要工程量： 冲管临时管道安装80米； 冲管临时电动门安装1只。 1.3工程特点; 安装管道口径较大，管道虽为临时管道但管道内部清洁度要求高。 2.依据文件： 2.1 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》（电力工业部，1996年版） 2.2 《火电工程启动调试工作规程》（电力工业部，1996年版） 2.3 《火电施工质量检验及评定标准》（汽机篇）1998年版 2.4.《电力建设施工及验收技术规范》（火力发电厂焊接）DL5007 2.5 《电力建设施工及验收技术规范（管道篇）》DL 5031-94； 2.6 《火电施工质量检验及评定标准》（管道篇2000年版） 2.7 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996年版） 2.8 《南山怡力电厂#2机组过热器、再热器系统吹管方案》；（山东电力研究院）
再热蒸汽温度控制系统 1．再热蒸汽温度控制的目的及原则 对于大容量、高参数机组，为了提高机组循环效率，防止汽机未级带水，大都采用了中间再热系统，新蒸汽以过高压缸作功后，再回到锅炉再热器吸热，被加热后的再热蒸汽送往中、低压缸继续作功。采用一次中间再热，可使热经济提高约5％。 无论是无中间再热，还是采用一次再热，提高蒸汽温度对提高循环热效率都是有利的，但受金属材料的性能限制，蒸汽温度一般都不能超过580℃。目前，一般机组都将蒸汽或再热汽温度限制在560℃以下。 再热蒸汽温度系统的目的是为了将再热蒸汽温度控制在某个定值上，不可过高，以防止损坏设备；亦不可过低，以保证机组有较高的效率。 锅炉的尾部烟道由分隔墙分成再热烟道和过热烟道。再热器及初级过热器，分别安装在这两个烟道中，再热蒸汽温度控制的主要手段是通过改变尾部烟道出口处再热烟道挡板及过热烟道挡板的开度，改变流过再热器通道的烟气流量，从而改变再热蒸汽与烟气换热，达到控制再热汽温的目的。
喷水减温作为辅助控制手段，在挡板开度已无法（或不及）将再热汽温控制住，再热汽温又高过一定值时，则施以喷水，以快速降低再热汽温。众所周知，再热器用喷水减温控制温度会降低机组循环热效率，是不宜经常采用的一种方法，因此，在这里只是用于温度过高的情况下，所以又称再热减温水为紧急或事故喷水。 2．控制方案及运行特点 图1为控制方案方框图。 2．1 正常情况下，再热蒸汽温度的控制 再热蒸汽温度定值通常是主蒸汽流量的函数。这个函数关系由图1中的函数发生器f （x ）①来描述，图2给出了f （x ）①的特性曲线。 再热蒸汽定值也可由运行人员在事故喷水站⒂上手动给出。究竟采用什么定值，将由图1中切换开关②选择。当站发出串级“CASCADE ”信号时，切换开关将选用f （x ）①的输出，否则是运行人员给定的值。 热再热蒸汽实测温度与其定值在减法器③中求偏差后分别送PID 调节器④和⑤进行P 、I 、D 运 算，以最终消除误差。 很显然，由于再热器布置于对流区，流经再热器的烟气流量的变化会影响到再热汽温，烟气流量增加，会使再热汽温升高。因此，控制系统中采用了总风量信号特性化后的值，作为控制再热挡板及过热挡板开度的前馈信号。特性化是由函数发生器f （x ）⑥实现。图3表示了f （x ）⑥的特性。 在加法器⑦中，PID 调节器④的输出与前馈信号叠加，其输出经函数发生器f （x ）⑧特性化以后，作为过热挡板开度指令。 在加法器⑾中，PID 调节器⑤ 的输出与前馈信号叠加，其输出经函数发生器f （x ）⑾特性化以后，作为再热挡板开度指令。 当机组负荷较低时，由于对流换热比例较小，再热汽温也比较低。PID 调节器④和⑤的输出处于反向饱和（0％），送风前馈指令亦较小，所以加法器⑦和⑾的输出值都较小，此时再热器挡板全开，而将过热挡板关到一个较小的开度，以保证让大部分烟气从再热烟道过，从而提高再热蒸汽温度。 随着机组负荷增加，对流换热比例增加，将使再热汽温升高，并可能超过当时负荷下要求的定值，这将使PID 调节器④和⑤的输出增加，加上风量前馈信号增加的因素，加法器⑦、⑩的输出将增加，再热挡板逐渐关小，以减省流经再热器的烟气，降低再热汽温。过热烟道挡板随之开大。 无论何时过热挡板开度不可以关得太小，从f （x ）⑧可以看出，输出最小自动信号为
发电厂常用的主蒸汽管道系统 1、集中母管制系统 发电厂所有锅炉蒸汽都引往一根蒸汽母管集中后，再由该母管引往各汽轮机和各用汽处。这种系统的供汽可相互支援，但当与母管相连的任一阀门发 生故障时，全部锅炉和 汽轮机必须停止运行， 严重威胁全厂工作的可 靠性。因此一般使用阀 门将母管分成两个以上 区段,分段阀门是两个 串联的关断阀，以确保 隔离，并便于分段阀门 本身的检修。正常运行 时，分段阀门处于开启 状态。集中母管分段后，发生事故后仍有一个区段不能运行。如母管分段检修，与该段相连的锅炉和汽轮机的仍要全部停止运行。所以只有在锅炉和汽轮机的台数不配合情况下，或者单台锅炉与汽轮机单机容量相差很大及蒸汽参数低，机组容量小的发电厂才采用集中母管制系统。我公司原热动车间采用的就是集中母管制系统。
2、切换母管制系统 每台锅炉与其对应的汽轮 机组成一个单元，而各单元之间 仍装有母管，每一单元与母管出 还装有三个切换阀门，这样机炉 既可单元运行，也可切换到蒸汽 母管上由邻炉取得蒸汽。该系统 中的备用锅炉和减温减压器均 与母管相连。这种系统的主要优 点是既有足够的可靠性，又有一 定的灵活性，能充分利用锅炉的 富裕容量进行各炉间的最佳负 荷分配。其主要缺点是系统较为复杂，阀门多，事故可能性较大，我国中压机组的电厂因主蒸汽管道投资比重不大(相对于单元制 机组)而供热式机组的电厂机炉容量又不完全匹配，这时应采用切换母管制主蒸汽系统。热力公司现在采用的就是集中母管制系统。 3、单元制机组 每台汽轮机和供应它蒸汽的一台或两台锅炉组成一个独立的单元，各单元之间无横向联系，需用新蒸汽的各辅助设备靠用汽支管与各单元的主蒸汽管道相连，称为单元制系统。该系统的优点是系统简单、管道短、管道附件少、投资省、压力损失和散热
主蒸汽、再热蒸汽及旁路系统 一、概述 主蒸汽系统是指从锅炉过热器联箱出口至汽轮机主汽阀进口的主蒸汽管道、阀门、疏水管等设备、部件组成的工作系统。主蒸汽管道是指从锅炉过热器出口输送新蒸汽到汽轮机高压主汽门的管道，同时还包括管道上的疏水管道以及锅炉过热器出口的安全阀及排汽管道。 再热蒸汽系统分为冷再热蒸汽及热再热蒸汽系统。冷再热蒸汽管道是指从汽轮机高压缸排汽口输送低温再热蒸汽到锅炉再热器进口的管道，同时还包括管道上的疏水管道以及锅炉再热器进口的安全阀及排汽管道。另外还包括与冷再热蒸汽管道相连的几根支管。 旁路装置的选择与汽轮机特性、锅炉型式及结构特性、燃料种类、运行方式、电网对机组的要求等因素有关。 二、旁路系统的作用 1、缩短启动时间，改善启动条件，延长汽轮机寿命。 2、溢流作用：即协调机炉间不平衡汽量，溢流负荷瞬变过程中的过剩蒸汽。由于锅炉的实际降负荷速率比汽机小，剩余蒸汽可通过旁路系统排至凝汽器，使机组能适应频繁启停和快速升降负荷，并将机组压力部件的热应力控制在合适的范围内。 3、保护再热器：在汽轮机启动或甩负荷工况下，经旁路系统把新蒸汽减温减压后送入再热器，防止再热器干烧，起到保护再热器的作用。 4、回收工质、热量和消除噪声污染：在机组突然甩负荷（全部或部分负荷）时，旁路快开，回收工质至凝汽器，改变此时锅炉运行的稳定性，减少甚至避免安全阀动作。 5、旁路系统投入后，待冷再压力达到高辅压力时，用冷再供高辅用汽。 三、旁路装置的选型 对于百万千瓦级机组，当前世界上欧、美、日、俄（苏）等不同的技术流派基本都采用超（超）临界技术，为满足机组启动、机炉协调等功能要求，均设置了汽轮机旁路系统。但由于地域及技术体系的不同，对于旁路系统的配置及运行方式也有很大差别。在美国，一般都采用小于20%BMCR 的小旁路，仅用于机组启动阶段，锅炉过热器出口配置安全阀。日本基本上传承了美国的技术体系。欧洲在旁路系统的应用上，其理念与美（日）体系不同，百万级机组大部分釆用了 100%的高、低压旁路配置，拓展了旁路系统的作用。 旁路的选型与机组的启动方式有关，一般1000MW —次再热机组均考虑高压缸启动及高中压缸联合启动两种方式。高压缸启动方式下，高压调门控制蒸汽量控制汽轮机的冲动转速和负荷，中压调节门全开；高中压缸联合启动方式下，高压调门控制机组转速及负荷，中压调节门跟踪高压调节门开度或者跟踪机组负荷参与机组的转速及负荷控制，多余蒸汽通过汽机中压旁路阀，进入凝汽器，一般在30%负荷左右中压调节门全开。 二次再热机组启动方式有超高压缸+高压缸启动、超高压缸+高中压缸联合启动、单中压缸启动等不同启动方式。 四、高、低旁阀结构 1、高压旁路 高压旁路装置由高压旁路阀、喷水调节阀、喷水隔离阀及相应管道等组成。高、低压旁路阀及其喷水调节阀、喷水隔离阀为电动操作，当失电时阀门维持失电前状态。
主再热蒸汽及旁路系统介绍 本机组得主蒸汽系统采用双管一单管—双管布置。主蒸汽由锅炉过热器出口集箱经两根支管接出,汇流成一根单管通往汽轮机房,在进汽轮机前用一个45°斜三通分为两根管道,分别接至汽轮机高压缸进口得左右侧主汽门。汽轮机高压缸两侧分别设一个主汽门、主汽门直接与汽轮机调速汽门蒸汽室相连接.主汽门得主要作用就是在汽轮机故障或甩负荷时迅速切断进入汽轮机得主蒸汽。汽轮机正常停机时, 主汽门也用于切断主蒸汽,防止水或主蒸汽管道中其它杂物进入主汽门区域、一个主汽门对应两个调速汽门、调速汽门用于调节进入汽轮机得蒸汽流量, 以适应机组负荷变化得需要。汽轮机进口处得自动主汽门具有可靠得严密性,因此主蒸汽管道上不装设电动隔离门。这样,既减少了主蒸汽管道上得压损,又提高了可靠性,减少了运行维护费用。 在锅炉过热器得出口左右主蒸汽管上各设有一只弹簧安全阀,为过热器提供超压保护。该安全阀得整定值低于屏式过热器入口安全阀, 以便超压时过热器出口安全阀得开启先于屏式过热器入口安全阀,保证安全阀动作时有足够得蒸汽通过过热器,防止过热器管束超温。所有安全阀装有消音器。在过热器出口主汽管上还装有两只电磁泄压阀,作为过热器超压保护得附加措施。设置电磁泄压阀得目得就是为了避免弹簧安全阀过于频繁动作, 所以电磁泄压阀得整定值低于弹簧安全阀得动作压力。运行人员还可以在控制室内对其进行操作。电磁泄压阀前装设一只隔离阀,以供泄压阀隔离检修。 主蒸汽管道上设有畅通得疏水系统, 它有两个作用。其一就是在停机后一段时间内, 及时排除管道内得凝结水、另一个更重要得作用就是在机组启动期间使蒸汽迅速流经主蒸汽管道,加快暖管升温,提高启动速度。疏水管得管径应作合适选择,以满足设计得机组启动时间要求、管径如果太小,会减慢主蒸汽管道得加热速度,延长启动时间,而如果太大,则有可能超过汽轮机得背包式疏水扩容器得承受能力。 本机组得冷再热蒸汽系统也采用双管一单管—双管布置。汽轮机高压缸两侧排汽口引出两根支管,汇集成一根单管,到再热器减温器前再分成双管,分别接到锅炉再热器入口集箱得两个接口、主管上装有气动逆止阀(高排逆止门)。其主要作用就是防止高压排汽倒入汽机高压缸,引起汽机超速、气动控制能够保证该阀门动作可靠迅速。 冷再热蒸汽管道上装有水压试验堵板,以便在再热器水压试验时隔离汽轮机,防止汽轮机进水。冷再热蒸汽管道在逆止阀后接出若干支管。它们分别通往辅助蒸汽系统、汽轮机轴封系统、#2高压加热器、驱动给
第二部分 常规岛系统
2．1 二回路蒸汽系统 §2.1.1主蒸汽系统(VVP) 一．系统功能 1．功能 主蒸汽系统（VVP）的功能是蒸汽发生器产生的蒸汽送到下列设备和系统：（1）主汽轮机（GPV）及其辅助设备：汽轮机轴封系统（CET）、凝汽器（CEX）和汽水分离再热器（MSR）； （2）通向凝汽器和大气的蒸汽旁路系统（GCT）； （3）辅助给水泵汽轮机（ASG）； （4）辅助蒸汽转换器（STR）。 主蒸汽疏水系统从主蒸汽系统排出冷凝水，包括机组正常运行时或管道暖管时所生成的全部冷凝水。 主蒸汽系统送出的压力和流量信号用于调节蒸汽旁路系统向大气排放阀，调节蒸汽发生器的水位。 2．安全功能 主蒸汽系统在主给水系统（ARE）或辅助给水系统（ASG）的配合下，用于在正常运行工况，紧急工况和事故工况下排出由反应堆产生的热量。 主蒸汽系统的测量通道来的各信号用于形成反应堆保护系统（RPR）、安全注入系统（RIS）和蒸汽管道隔离的保护信号。 二．系统描述 1．系统组成 VVP系统由两根主蒸汽管线，每根管线分别与一台蒸汽发生器出口接管相连。两根管线分别穿过安全壳，进入主蒸汽隔离阀管廊。两根主蒸汽管穿过主蒸汽隔离阀管廊后进入汽轮机厂房，然后合并为一根公共的蒸汽母管。从蒸汽母管将蒸汽引往各用汽设备及系统。 每根主蒸汽管线上（主蒸汽隔离阀上游）有7只安全阀，分为两组，一组为4只弹簧加载式阀门，另一组是3只加能助动式阀门，两组阀门都直接向大气排放蒸汽。主蒸汽隔离阀有一条旁路管线，在其上装有一台气动隔离阀和一台气动控制阀，在电厂启动期间，用于平衡主蒸汽隔离阀两侧的蒸汽压力，并在暖管期间向汽机管道系统供汽。在每条主蒸汽管线上还有一个大气排放系统的接头和一只向辅助给水泵汽轮机供汽的接头。 另外，在主蒸汽隔离阀上游安装有一只氮气供应接头，带有常关的手动隔离阀，作为蒸汽发生器干、湿保养用。在主蒸汽隔离阀上游还有一只疏水的接头，它在蒸汽管线暖管或热停堆时使用。在汽轮机厂房内，从蒸汽母管引出二根管道与主汽轮机主汽门（截止阀）相连接，此外，还有两条通往凝汽器两侧的蒸汽旁路排放总管。与它相连的还有通向蒸汽转换器系统以及去汽轮机轴封的供汽管线，通向汽水分离再热器的新蒸汽管线。 2．设备说明 （1）蒸汽管线 蒸汽管线的压力必须低于所属的蒸汽发生器在所有的假想运行工况下的压力。因此，设计基准与蒸汽发生器二回路侧相同，设计参数为压力是8.6Mpa.a，温度是316℃，有关的管系尺寸，蒸汽参数等见系统手册。 （2）疏水管线和疏水贮罐 疏水贮罐位于汽轮机厂房中，它用于收集主蒸汽隔离阀上游的两条主蒸汽管线来的冷凝水，
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（P 1、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（P 1、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（P 1、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（P 1、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。由此可见，一级减温水控制回路只是一个单回路调节系统，虽然虽然在框图中有两个PID调节器“串联”在一起，但并不是串级控制系统。1．2 二级减温水控制二级减温水的主要任务是将未级过热器出口蒸汽温度控制在某个定值上，原理框图见图3。这个温度定值是锅炉蒸汽负荷的函数，如图4。该控制回路是一个典型的带导前信号的串级汽温控制回路。主汽流量℃主汽温度定值高过入口温度高过出口温度主汽流量+f(x)△f （P 1、P、△P）PID0＋△PID1∑541510TA图3二级减温指令3485811200 （t／h）图4调节器PID0的输出作为PID1的定值，与未级过热器入口汽温求偏差后，在PID1中进行运算，其输出则为二级减温水指令的一部分。在这里，未级过热器入口汽温