主蒸汽压力优化

蒸汽系统优化和节能降耗措施摘要：某炼厂通过提高中压蒸汽压力、减低低压蒸汽压力、提高催化原料残炭、优化换热流程、优化塔的工艺参数等措施，停运了运动力站锅炉，实现了零锅炉运行。

关键词：提质增效；停运锅炉；催化；优化节能某大型炼厂现有20多套主体炼油装置，自投产以来，通过不断优化生产技术和管理措施，生产经营取得了良好的效果。

目前，炼厂紧盯“管理增效、优化增效、经营增效”三大重点开展提质增效行动，在蒸汽优化方面，专门成立了蒸汽系统优化攻关小组，对蒸汽系统的优化运行工作进行总体部署，优化装置产汽能力，降低蒸汽消耗量，节能效果明显，成功地将唯一运行的一台锅炉停下来，实现了零锅炉运行的良好模式。

1蒸汽系统构成该炼厂动力部设有3台130t•h-1的锅炉，和一台最大耗汽量100t•h-1的汽轮发电机，优化前是一炉一机运行模式，正常生产中锅炉负荷维持在40~50t•h-1左右。

动力站、催化、硫磺回收分别设有减温减压器。

蒸汽管网分为3个等级，分别是：中压蒸汽管网，压力3.5MPa；低压蒸汽管网，压力1.0MPa；低低压蒸汽管网，压力0.45MPa。

中压蒸汽产汽用汽示意图见图1，低压蒸汽产汽用汽示意图见图2，低低压蒸汽产汽用汽示意图见图3。

2蒸汽系统优化节能措施2.1中压蒸汽系统的优化节能措施。

某炼厂中压蒸汽主要供各加氢装置汽轮机、塔底加热及常减压装置炉管注汽使用。

对全厂每个汽轮机的进汽量进行统计后发现，在同样的功率、不同的蒸汽参数下，汽轮机的进汽量不一样，蒸汽参数越高，蒸汽可利用的能量越大，蒸汽汽轮机的做工能力越强，因此决定将中压蒸汽压力尽量控制得高一些，使汽轮机的做工效率更高。

与全厂蒸汽用户对接后，将全厂中压蒸汽压力由原来的3.25~3.45MPa，调整到3.47~3.5MPa，中压蒸汽压力平均提高了0.22MPa，节约蒸汽用量约8t•h-1，保障了全厂蒸汽更优的工况。

为了让催化能够多产蒸汽，炼厂决定改变催化原料的性质，通过调整渣油加氢装置反应器的反应条件，进行催化原料重质化生产，逐步将催化原料的残炭由5.5%提至6.6%左右，催化装置可增产中压蒸汽40t•h-1。

M701F4型燃气-蒸汽联合循环机组主蒸汽旁路系统控制策略介绍及优化发布时间：2021-03-25T02:24:39.647Z 来源：《河南电力》2020年9期作者：黄永昆[导读] 随着当前环保压力不断加大，燃气-蒸汽联合循环电厂在当前形势下有了长足的发展。

本文主要介绍的是M701F4型燃气轮机联合循环机组的旁路系统，该机组主要由M101F4型燃气轮机以及配套的燃机发电机、余热锅炉、蒸汽轮机以及配套的汽机发电机等主设备组成，采用 “一拖一，双轴”的布置方式，单套机组装机容量为460MW。

（广东粤电中山热电厂有限公司广东中山 528445）摘要：旁路系统是蒸汽轮机主蒸汽系统的重要组成部分，它在燃气-蒸汽联合循环机组启停过程以及甩负荷时起着十分重要的作用。

本文主要介绍了M701F4型燃气轮机联合循环机组的主蒸汽旁路系统的主要作用，通过对主蒸汽旁路系统几种控制模式的介绍，描述旁路系统在机组运行过程中的控制过程，并通过介绍机组运行过程中一次特殊工况，分析现有旁路系统控制逻辑存在的问题，并提出解决方案。

关键词：M701F4燃气轮机；联合循环；旁路系统；控制模式随着当前环保压力不断加大，燃气-蒸汽联合循环电厂在当前形势下有了长足的发展。

本文主要介绍的是M701F4型燃气轮机联合循环机组的旁路系统，该机组主要由M101F4型燃气轮机以及配套的燃机发电机、余热锅炉、蒸汽轮机以及配套的汽机发电机等主设备组成，采用 “一拖一，双轴”的布置方式，单套机组装机容量为460MW。

在燃气-蒸汽联合循环机组中，旁路系统在机组启停过程以及甩负荷时起着重要作用，它的功能是，当余热锅炉产生的主蒸汽不满足蒸汽轮机运行需求时，这部分主蒸汽会通过旁路系统回到凝汽器，从而防止余热锅炉蒸汽管路超温、超压；另外，在汽轮机跳闸或甩负荷时，旁路系统可以联锁快开从而有效抑制主蒸汽压力、温度参数波动，防止汽包水位波动，维持余热锅炉及燃汽轮机正常运行，从而缩小事故范围，减少机组损失。

关于1000MW燃煤机组主蒸汽压力控制策略的研究与优化安子健1滕广凤（神华国华绥中发电有限责任公司辽宁葫芦岛市 125222）【摘要】为了能够更好的优化百万机组蒸汽压力控制逻辑，通过对绥中二期百万机组主蒸汽压力控制逻辑的研究分析，总结出协调控制过程中主蒸汽压力控制逻辑存在的不足。

通过对控制逻辑进行优化，从而达到对主蒸汽压力的精细化控制，总结出有一定借鉴意义的经验。

【关键词】压力控制分析优化1 前言随着我国火力发电技术的不断发展，目前大容量、高参数已经逐渐成为国内主流发电机组的代名词。

随着火电机组各种参数的提高，机组的安全运行区间不断缩小，因此对各个参数的控制要求也在不断的提高。

其中，主蒸汽压力的控制直接影响机组的安全性和经济性。

本文通过对绥中电厂1000MW超超临界燃煤机组主蒸汽压力控制的研究与分析，针对控制过程中存在的超压问题，提出解决办法，通过对控制逻辑的优化，进而达到对主蒸汽压力的精细化控制。

2 主蒸汽压力控制分析主蒸汽压力运行方式，大致可以分为定压运行方式、滑压运行方式两种。

滑压运行方式：要求汽轮机调速汽门保持位置不变。

当电负荷改变时，锅炉改变燃烧量，蒸汽参数改变，从而保持汽轮机调速汽门位置不变。

定压运行方式：要求锅炉维持蒸汽参数不变。

当负荷改变时，汽轮机改变调速汽门位置改变负荷，锅炉则相应改变燃料量维持蒸汽参数不变。

综合以上滑压和定压两种运行方式的特点，在低负荷下滑压运行的调节阀节流损失比定压运行低得多，经济性显著。

在高负荷时定压运行方式具有其优越性，比如，可有效地利用锅炉蓄热，提高对外界负荷需求的响应速度。

因此，1000MW燃煤机组多采用定-滑-定运行方式，压力与负荷的曲线关系如图【1】：图1 机组压力运行曲线主蒸汽压力控制方式，大致可以分为锅炉跟随方式、汽机跟随方式和协调控制方式三种。

锅炉跟随方式：外界负荷需求变化时，首先改变汽轮机调节汽门的开度，改变进汽量，使机组输出功率与外界负荷需求相适应。

火力发电厂主蒸汽管道和再热管道设计优化在电厂系统中，主蒸汽管道和再热管道是其重要构成部分，管道分布情况及材料的机械特点和高温特点对电厂机组投资有着直接影响，不仅影响着电厂经济效益，对电厂机组运行机制是否可靠也有重要影响。

标签：火力发电厂；蒸汽管道；再热管道设计0 前言随着科技的不断发展，主蒸汽管道和再热管道的材料也在不断被优化。

因此，就要了解什么是主蒸汽管道和再热蒸汽管道，在了解后在对其材料的选用做出探讨。

主蒸汽管道主要是指锅炉过热器出口集箱到汽机自动主汽门进口的管道，高温再热蒸汽管道则主要是指鍋炉再热器出口集箱至汽机中联门进口的管道。

1 主蒸汽管道和高温再热管道材料上的选择和布置方式1.1 主蒸汽管道和再热管道常使用的材料主蒸汽管道和再热管道最常使用的材料是钢材，由于型号的不同，主要有A335.P91、A335.P22以及12CrlMoV这三种型材[1]。

A335.P91钢材是一种铁素体刚，是在A335.P9的基础上进行改良的，也是美国材料试验协会以及美国机械工程师协会要求使用的标准型钢材。

现阶段，我国有很多厂家能够生产与设计适用于A335.P91钢材使用的管件。

1.2 主蒸汽管道和再热管道的材料选择在主蒸汽管道和再热管道的布置方式上最常使用的就是已经成熟的2-1-2形式。

A335.P91钢材被应用为主蒸汽管道管材以后，与主蒸汽管道管材为A335.P22钢材相比，主蒸汽主管规格就由（Di383.9*72.2）转化为（Di383.9*31），支管规格则由（Di224.02*55.5）转化为（Di224.02*29）；再热管道的主管规格由（Di634*31）转化为（Di634*21），支管规格则由（Di508*24.8）转化为（Di470*15）。

这种情况的发生，也会使主蒸汽管道和再热管道的设计与安装发生改变，并带来一定影响。

2 主蒸汽管道和再热管道设计与安装的影响2.1 布置方面当A335.P91钢材应用到主蒸汽管道和再热管道以后，管道的管壁就逐渐变薄，管道外部直径就会变小，这给日后进行管道布置带来了很多方便。

主蒸汽温度压力变化对机组的影响
首先，主蒸汽温度和压力的变化会对机组的运行稳定性产生影响。

主
蒸汽温度和压力是控制蒸汽动力系统运行的重要参数。

如果温度或压力发
生变化过大，将导致过热、蒸汽压力异常以及其他异常情况的发生，从而
影响机组的运行稳定性。

此外，对主蒸汽温度和压力进行恰当的调整可以
提高机组的调节能力和稳定性。

其次，主蒸汽温度和压力的变化会对机组的发电效率产生影响。

发电
效率是评价机组性能的重要指标之一、主蒸汽温度的提高可以提高机组的
热效率，因为更高温度的蒸汽转化为机械能的效率更高。

同样地，主蒸汽
压力的增加也会提高机组的发电效率。

因此，通过调整主蒸汽温度和压力，可以提高机组的发电效率，降低发电成本。

此外，主蒸汽温度和压力的变化还会对机组的发电容量产生影响。

发
电容量指的是机组能够发出的最大电力。

主蒸汽温度和压力的增加可以提
高机组的发电容量，因为更高温度和压力的蒸汽通过涡轮机驱动产生的机
械能更大。

相反，主蒸汽温度和压力的下降会降低机组的发电容量。

因此，适当调整主蒸汽温度和压力可以增加机组的发电容量，满足不同负荷需求。

由此可见，主蒸汽温度和压力的变化对机组的影响是多方面的。

它们
不仅会影响机组的运行稳定性、发电效率和发电容量，还会直接影响蒸汽
动力系统的安全性和经济性。

因此，在设计和运行过程中，需要合理调整
主蒸汽温度和压力，以最大程度地优化机组性能。

主蒸汽压力温度随负荷变化而变化的运行方式1.引言1.1 概述概述主蒸汽压力温度是蒸汽发电厂中非常重要的参数之一，它对发电机组的运行稳定性和发电效率有着关键的影响。

主蒸汽压力和温度的变化会随着负荷的变化而改变，因此了解和掌握主蒸汽压力温度随负荷变化的运行方式对于蒸汽发电厂的运行管理至关重要。

本文将详细探讨主蒸汽压力温度随负荷变化的运行方式，主要从主蒸汽压力和温度随负荷变化的影响因素、主蒸汽压力温度随负荷变化的运行方式总结以及对主蒸汽压力温度控制的建议等方面展开讨论。

通过分析主蒸汽压力和温度随负荷变化的影响因素，我们可以了解到负荷大小、锅炉燃烧调节、给水系统负荷配送以及汽轮机的特性等因素对于主蒸汽压力温度的影响程度。

通过深入研究这些因素，我们可以更好地理解主蒸汽压力温度随负荷变化的规律。

在文章的结论部分，我们将对主蒸汽压力温度随负荷变化的运行方式进行总结，提出相应的结论和建议。

通过研究和实践，我们可以得出一些有效的调控方法和控制策略，以确保主蒸汽压力温度在不同负荷条件下的稳定性和可控性。

本文旨在提供给蒸汽发电厂的管理人员、工程师以及相关从业人员一个清晰而全面的了解主蒸汽压力温度随负荷变化的运行方式，帮助他们更好地进行厂内运行管理和问题解决。

同时，对于蒸汽发电行业的研究和发展也具有一定的指导作用。

在接下来的章节中，我们将详细介绍主蒸汽压力温度随负荷变化的影响因素、运行方式总结以及对主蒸汽压力温度控制的建议等内容，以期为读者提供全面、准确的信息和思路。

1.2文章结构1.2 文章结构本文章主要分为引言、正文和结论三个部分。

在引言部分，将首先概述本文要讨论的主题，即主蒸汽压力温度随负荷变化而变化的运行方式，并给出文章的目的。

接着，会对文章的结构进行介绍，明确各个部分的内容和结构。

正文部分将详细探讨主蒸汽压力和温度随负荷变化的影响因素。

首先，会分析主蒸汽压力随负荷变化的影响因素，包括锅炉燃烧热负荷、空气预热器效果、过热器效果以及调节阀的性能等。

锅炉引风机耗电率及单耗、主蒸汽压力问题原因与解决方法一、引风机耗电率（％）、单耗(kWh/t汽)：（一）、可能存在问题的原因：1、锅炉烟道以及除尘器积灰，特别是空气预热器积灰，造成烟风道阻力增加。

2、锅炉烟道、尾部受热面以及除尘器漏风。

3、空气预热器漏风率大。

4、炉内过剩空气系数过大。

5、机组负荷变化，运行调整不及时，造成炉膛负压过大。

6、机组负荷率低或频繁启停。

7、入炉煤质变差，偏离设计值。

8、除尘器效率低。

9、引风机叶片磨损严重，运行效率低。

10、风机出口脱硫烟道阻力大。

11、锅炉本体汽水管道有泄漏。

（二）、解决问题的方法：1、运行措施：①、严格执行吹灰制度，防止受热面积灰、堵灰，降低烟气系统阻力。

②、保持引风机前、后烟气隔离挡板和烟道挡板处于全开位置。

③、根据锅炉优化燃烧试验结果，控制适当的炉内过剩空气系数。

④、调整炉膛负压，减少炉膛及烟道漏风。

2、日常维护及试验：①、进行引风机特性试验，确定最佳运行工作点及高效工作区。

②、锅炉本体、空气预热器、烟道、电除尘器等系统漏风检查、处理。

③、及时检查处理机壳、轴封漏风。

3、C/D修，停机消缺：①、严格按照规定调整风机动静间隙。

②、引风机叶片缺陷消除并进行动叶开度调整。

③、引风机进出口挡板开度校验。

④、风道严密性检查处理。

⑤、空气预热器波形板更换、冲洗，扇形板间隙调整。

⑥、消除除尘器缺陷，提高除尘效率。

⑦、清理脱硫系统烟道，减小烟道阻力。

⑧、消除锅炉本体汽水管道泄漏缺陷。

4、A/B修及技术改造：①、检查修复风机叶片，必要时调换损坏严重的叶片。

②、风机效率低于75%时进行节能改造。

③、风机电机进行变频改造。

④、必要时对除尘器进行改造，提高除尘效率。

二、主蒸汽压力(MPa)：（一）、可能存在问题的原因：1、下列情况汽压升高：①、发热量升高、挥发分升高或灰分降低。

②、制粉系统启动。

③、协调控制跟不上AGC调节增负荷指令，煤量大幅增加。

④、炉膛大面积塌焦。

火力发电厂600MW亚临界机组主蒸汽参数优化与应用耿彪,姚政强 ,辛锴（内蒙古京隆发电有限责任公司，内蒙古丰镇市012100）摘要：本文针对内蒙古京隆电厂主蒸汽参数控制系统中存在的不足，，分析厂用主蒸汽参数控制系统的动静态特性，从而优化PID控制器的控制参数，结果证明优化后的PID控制器提高了本厂的主蒸汽参数控制性能，使锅炉效率得以充分利用。

关键词：主蒸汽参数优化；主汽压力；主汽温度；PID控制0 引言主蒸汽压力是火电厂的一个重要的参数，因为火电厂是靠蒸汽推动汽轮机转动，汽轮机是将蒸汽的能量转化为机械功的旋转式动力机械，又称蒸汽透平。

蒸汽的压力会影响后面的整个工序，如果蒸汽的压力不够的话将是汽轮机无法正常工作。

势必会影响到蒸汽机的寿命和厂子的效益。

压力过高将可能导致锅炉超压运行。

因此，主蒸汽压力控制系统的优恶直接关系到火电厂能否安全、经济运行。

除主蒸汽压力控制系统之外，主蒸汽温度控制系统也是提高火电厂经济效益，保证机组安全运行的不可缺少的环节。

主蒸汽温度是表征锅炉特性的重要指标之一，主蒸汽温度的稳定对机组的安全经济运行有极大的作用。

1 主蒸汽参数控制系统介绍京隆发电厂机组为亚临界600MW机组，锅炉出口蒸汽压力为15.7—19.6MPa。

额定压力为16.7MPa，额定温度为547℃。

本厂主蒸汽参数控制系统主要包括压力控制和温度控制两部分。

PID控制器以其结构简单、稳定性好、工作可靠、调整方便而成为工业控制的主要技术之一。

当被控对象的结构和参数不能完全掌握，或得不到精确的数学模型时，控制理论的其它技术难以采用时，系统控制器的结构和参数必须依靠经验和现场调试来确定，这时应用PID控制技术最为方便。

因此主蒸汽压力及温度控制系统都采用PID控制器控制。

主蒸汽压力串级PID控制系统包括主回路和副回路两个回路。

副回路包括副调节器、执行机构、主蒸汽压力被控对象的导前区和测量导前压力的压力变送器。

副调节器一般采用比例调节器，它的任务是根据导前压力的变化调节减温水的流量，其作用是在扰动引起主蒸汽压力变化之前先进行调节，可以抑制扰动对主蒸汽压力的部分影响。

浅述汽机抽汽回热系统的优化方案【摘要】本文在充分借鉴国内外超超临界机组的先进设计思想以及总结国内超超临界机组成熟经验的基础上，对1000MW超超临界机组回热系统进行全面优化，充分利用蒸汽过热度，合理增加抽汽级数，提高能源综合利用效率，减少能耗，合理降低初投资和运营成本。

【关键词】抽汽；系统；回热；优化1回热系统概况1000MW超超临界机组在国内建设至今，经历了三个阶段：第一阶段，以华能玉环、华电邹县、国电泰州、外高桥三期为依托的我国第一批1000MW超超临界项目。

该阶段的特点是：主设备采取技术转让及合作设计制造、国内加工、并由外方进行性能保证的方式，电厂的总体设计由国内设计院参照外高桥二期900MW机组完成。

该阶段主机参数都基本类似，汽轮机进口参数为25~26.25MPa/600℃/600℃，回热系统都采用八级回热。

第二阶段，以华能海门、国华宁海等项目为代表的1000MW超超临界项目。

该阶段的特点是：除少数零部件外，主设备基本实现了国产化，性能保证也由国内厂商负责。

此阶段主要对辅机设备及系统选型进行了进一步优化，但是主机参数及回热级数上与第一阶段类似，汽轮机进口参数保持在25~26.25MPa/600℃/600℃，回热系统也采用八级回热。

第三阶段，为了提高主机的竞争力，各大主机厂都在原常规超超临界一次再热机组的参数基础上，对主机设备进行局部改造，以适应更高参数的1000MW高效超超临界机组。

据统计，在超超临界机组参数条件下，主蒸汽压力提高1MPa，机组热耗率就可下降0.13％～0.15％；主蒸汽温度每提高10℃，机组的热耗率就可下降0.25％～0.30％。

再热蒸汽温度每提高10℃，机组的热耗率就可下降0.15％～0.25％。

相对于常规1000MW超超临界机组，高效1000MW超超临界机组的汽轮机进口主蒸汽压力和再热蒸汽温度进一步提高，参数提高至27~28MPa/600℃/610℃(620℃)，部分机组回热级数也增加到9级。

汽轮机生产指标优化运行与计算方法一、综合指标的解释：（一）综合指标解释1、供电煤耗=((燃油量*41868/29271)+(原煤量*入炉煤低位发热量/29271))*100/供电量单位：g/kW·h2、厂用电率：单位%（1）生产厂用电量：（厂高变电能表电量）（2）综合厂用电量：发电量-供电线路送出电量之和。

（3）生产厂用电率=生产厂用电量/发电量（4）综合厂用电率=综合厂用电量/发电量3、全厂补水率：全厂补充水量与锅炉总蒸发量之百分比。

单位：%4、汽水损失率：发电汽水损失量与发电锅炉总蒸发量百分比。

主要是指汽水系统中各阀门及管道泄露、疏水、排汽等损失。

单位：%5、发电厂汽水损失量=锅炉补充水量-（对外供汽量+电厂自用汽量+对外供水量+吹灰用汽量+锅炉排污量+冷凝水返回量）单位：吨（二）汽机指标及影响指标的因素：1、主蒸汽流量：是指进入汽轮机的主蒸汽流量值（t/h）2、主蒸汽压力：是指汽轮机进口的蒸汽压力值（MPa），应取靠近汽轮机自动主汽门前的蒸汽压力。

如果有两路主蒸汽管道，取算术平均值。

3、主蒸汽温度：是指汽轮机进口的蒸汽温度值（℃），应取靠近汽轮机自动主汽门前的蒸汽温度。

如果有两路主蒸汽管道，取算术平均值。

4、最终给水温度：是指汽轮机高压给水加热系统大旁路后的给水温度值（℃）。

是回热循环效率的具体体现，是影响机组运行经济性的一个重要指标。

影响因素主要有：负荷率、高压加热器投入率、加热器温升、加热器端差、高加旁路严密性。

5、真空度：是指汽机排汽缸真空占大气压力的百分数。

单位%。

主要是因为大气压力随季节、地点的不同而变化，因此使用凝汽器真空值并不能准确地反映凝汽器运行工况，而且也不便于比较，所以一般用凝汽器真空度或排汽压力来表示凝汽器真空情况的好坏。

真空度=1 -（大气压力-凝汽器真空）/101.325（标准大气压）由于凝汽器排汽压力与该压力下的饱和温度有一一对应的关系，因此降低凝汽器循环水进水温度（取决于气象条件、冷却设备的型式及工作效率等）、循环水温升（取决于凝汽器的热负荷：⑴负荷率⑵缸效率⑶工质内漏；循环冷却水冷却能力）及凝汽器端差，可以提高真空度。

大型煤制油项目蒸汽系统优化探讨400万吨/年煤制油项目是国内最大调度集成项目，该项目装置系列之多，系统复杂性之高，在国内甚至国际上都未曾出现，本文根据笔者多年生产管理经验，充分讨论了该项目蒸汽系统存在的问题及解决办法，供同行业参考。

标签：煤制油项目、蒸汽系统、优化改造一、煤制油项目简介400万吨/年煤炭间接液化示范项目（以下简称煤制油项目）是国家“十二五”期间重点建设的煤炭深加工示范项目，也是宁夏回族自治区“十二五”期间重点建设工程，是神华宁夏煤业集团实现产业结构调整、转型升级的重大项目。

项目位于宁东能源化工基地煤化工园区A区，总占地面积815.23公顷，其中厂区占地面积334.4公顷。

项目以煤为原料，年转化煤炭2036万吨，年用水2478万立方米。

项目建设规模为年产油品405万吨，其中柴油274万吨、石脑油98万吨、液化气34万吨；副产硫磺20万吨、混醇7.5万吨、硫酸铵10.7万吨。

项目建设内容包括工艺生产装置以及配套的公用、辅助和厂外工程。

项目建设两条200万吨生产线，工艺生产装置具体包括，10台640t/h产汽量的锅炉、12套10.15万标立方米/小时空分裝置、28台干煤粉加压气化炉（24开4备）、6套一氧化碳变换装置、4套低温甲醇洗装置、3套硫回收装置、8套费托合成装置、1套油品加工装置和1套尾气处理装置。

配套的公用、辅助和厂外工程主要包括，锅炉及发电机组，原料、产品和灰渣储运设施，火炬、消防，蒸发塘及设备组装等。

该项目配套污水处理项目，废水回用率98%以上，实现了近零排放。

二、蒸汽系统简介煤制油项目蒸汽用户多，仅透平机组达到48台，蒸汽主要来源于动力站10台锅炉，提供全厂所用的全部高压蒸汽。

副产蒸汽主要来源于一氧化碳变换装置和油品合成装置，油品合成装置是全厂中压饱和蒸汽的主要来源，一氧化碳变换装置是全厂低压和低低压蒸汽的主要来源。

各装置副产和使用蒸汽通过全厂蒸汽管网进行平衡，各工艺装置内副产蒸汽首先应尽量在内部平衡使用，不平衡输出部分达到管网蒸汽等级后并网运行。

关于阜新发电公司350MW机组主汽压力精细化调整措施赵晓军【摘要】目前大型汽轮机组的热力计算工况多数都取额定工况,为此机组的设计工况和额定工况成为同一个工况.在实际运行中,很难使参数严格地保持设计值,这种与设计工况不符合的运行工况,称为汽轮机的变工况.这时进入汽轮机的蒸汽参数、流量和凝结器真空的变化,将引起各级的压力、温度、焓降、效率、反动度及轴向推力等发生变化.这不仅影响汽轮机运行的经济性,还将影响汽轮机的安全性.所以在日常运行中,应该认真监督汽轮机初、终参数的变化.讨论阜新发电公司350MW机组运行的主蒸汽压力调整的技术和管理措施.【期刊名称】《黑龙江科技信息》【年(卷),期】2016(000)032【总页数】2页(P61-62)【关键词】主汽压力;焓降;经济性;轴向推力【作者】赵晓军【作者单位】阜新发电有限责任公司,辽宁阜新123000【正文语种】中文机组的主蒸汽压力升高或降低都会对设备产生较大影响，它直接影响到机组的安全性与经济性。

在主蒸汽温度不变时，主蒸汽压力升高，整个机组的焓降就增大，运行的经济性提高。

但当主蒸汽压力升高超过规定变化范围的限度，将会直接威胁机组的安全。

主蒸汽压力降低会降低机组的经济性，同时还会造成蒸汽湿度增加，损害设备。

1.1 主蒸汽压力升高的影响(1)机组末几级的蒸汽湿度增大，使末几级动叶片的工作条件恶化，水冲刷严重。

(2)主蒸汽压力升高时，要维持负荷不变，需减小调速汽阀的总开度，但这只能通过关小全开的调速汽阀来实现。

在关小到第一调速汽阀全开，而第二调速汽阀将要开启时，蒸汽在调节级的焓降最大，会引起调节级动叶片过负荷，甚至可能被损伤。

(3)主蒸汽压力升高会引起主蒸汽承压部件的应力升高，将会缩短部件的使用寿命，并有可能造成这些部件的变形，以至于损坏部件。

1.2 主蒸汽压力降低的影响(1)在主蒸汽温度不变时，主蒸汽压力降低，凝结器真空不变，整个机组的焓降就减小，蒸汽比容将增大，机组负荷降低，运行的经济性降低。

主题：电厂主蒸汽调节阀压力的调节方法随着工业发展的进步，电厂的建设和运行越来越重要。

在电厂中，主蒸汽调节阀是控制蒸汽进入涡轮机的关键设备之一。

它负责调节蒸汽的压力，保证涡轮机运行的稳定性和安全性。

掌握主蒸汽调节阀的压力调节方法对电厂的正常运行具有重要意义。

本文将介绍电厂主蒸汽调节阀压力的调节方法，以期为相关从业人员提供一些参考。

1.了解主蒸汽调节阀的结构和原理主蒸汽调节阀是一种用于控制蒸汽压力的阀门设备。

它通常由阀体、阀盖、阀瓣、阀座等部件组成。

在蒸汽压力升高时，阀瓣会向关闭方向移动，减小阀门流通面积，从而降低蒸汽的流量和压力。

相反，当蒸汽压力降低时，阀瓣会向打开方向移动，增大阀门流通面积，提高蒸汽的流量和压力。

了解主蒸汽调节阀的结构和工作原理，有助于根据实际情况进行调节。

2.依据运行实际情况进行调节对于电厂主蒸汽调节阀的压力调节，首先要根据电厂的运行实际情况进行调节。

在不同的负荷和工况下，蒸汽需求和压力要求都有所不同。

需要根据实际情况对主蒸汽调节阀进行相应的调节。

一般来说，可以通过改变阀门的开启度和阀座的位置来控制蒸汽的流量和压力。

3.定期检查和维护主蒸汽调节阀定期的检查和维护是保证主蒸汽调节阀正常工作的重要环节。

电厂工作环境复杂，蒸汽压力和流量变化大，这就要求主蒸汽调节阀具有较高的稳定性和可靠性。

定期对主蒸汽调节阀进行检查，清洁和润滑，及时发现并处理阀门漏气、卡阻、磨损等问题，确保主蒸汽调节阀的正常运行。

4.配合其他设备进行调节在电厂中，主蒸汽调节阀的压力调节不是孤立的，还需要与其他设备配合进行调节。

在蒸汽锅炉和涡轮机之间，还存在着其他调节设备和阀门，这些设备需要协调配合，以保证电厂系统的正常运行。

在进行主蒸汽调节阀的压力调节时，还需要考虑其他设备的影响和配合，做到整个系统的协调运行。

电厂主蒸汽调节阀的压力调节方法非常重要，它直接关系到电厂系统的安全稳定运行。

通过了解设备的结构和工作原理，根据实际情况进行定期的调节和维护，以及与其他设备的配合，才能保证主蒸汽调节阀的正常工作。