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1000mw二次再热热力发电厂课程设计随着工业化进程的不断加速，能源问题也日益成为人们关注的焦点。
在各种能源中，煤炭是一种相对较为丰富的资源，因此在我国的能源结构中扮演着重要的角色。
然而，煤炭的燃烧不仅会产生大量的二氧化碳等有害气体，还会造成严重的空气污染，对人类的健康和环境造成极大的威胁。
因此，如何将煤炭高效、清洁地利用，成为摆在我们面前的一个重要问题。
在煤炭的利用方式中，热力发电是一种常见的方式。
热力发电利用燃料的热能产生蒸汽，再通过蒸汽驱动汽轮机转动发电机，将热能转化为电能。
然而，普通热力发电方式存在能量利用效率低、污染排放多等问题。
因此，人们开始探索新的热力发电方式，其中二次再热热力发电是一种被广泛研究和应用的方式。
二次再热热力发电是将煤炭的热能高效转化为电能的一种方式。
其基本原理是：先将煤炭燃烧产生的热能转化为蒸汽，然后将蒸汽通过高、中、低压汽轮机驱动发电机发电。
在这个过程中，二次再热技术的应用可以显著提高能量利用效率，减少污染排放。
具体来说，二次再热热力发电厂的主要组成部分包括锅炉系统、汽轮机系统、发电机系统、减温系统、灰渣处理系统等。
其中，锅炉系统是整个厂区的核心部分。
锅炉主要由炉膛、过热器、再热器、空气预热器、省煤器等部件组成。
在锅炉系统中，煤炭经过燃烧产生高温烟气，与锅炉内的水进行换热，产生蒸汽。
蒸汽先经过高压汽轮机，驱动一级发电机发电，然后进入再热器进行再热，再经过中压、低压汽轮机，驱动二级、三级发电机发电。
与传统热力发电方式相比，二次再热热力发电具有以下优点：1. 能量利用效率高。
二次再热技术的应用可以将煤炭的热能高效转化为电能，能量利用效率可以达到45%以上，比传统热力发电方式提高了10%以上。
2. 污染排放少。
由于二次再热热力发电的能量利用效率高，燃烧产生的有害气体排放量也相对较少。
同时，其采用湿式脱硫、脱硝等先进的环保技术，能够将排放的有害气体和颗粒物减至最低。
3. 运行稳定可靠。
1000MW二次再热机组再热汽温调整与优化一、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二次再热汽轮机组热态启动难点分析Ａｎａｌｙｓｉｓａｎｄｓｔｕｄｙｏｎｔｈｅｄｉｆｆｉｃｕｌｔｉｅｓｉｎｈｏｔｓｔａｒｔ－ｕｐｔｏｔｈｅ１０００ＭＷｄｏｕｂｌｅｒｅｈｅａｔｔｕｒｂｉｎｅｕｎｉｔ叶罗ꎬ李冬ꎬ李敏ꎬ吴俊东(国电泰州发电有限公司ꎬ江苏泰州㊀２２５３００)摘要:与一次再热机组相比ꎬ二次再热带来的轴系增加以及更复杂的二次再热循环系统ꎬ给机组启动方式带来较大变化和新的技术要求ꎮ对二次再热汽轮机组在热态条件启动过程进行了分析ꎬ针对存在的一些问题和难点提出了相应措施和方法ꎮ关键词:二次再热ꎻ１０００ＭＷ发电机组ꎻ热态启动ꎻ排汽温度Ａｂｓｔｒａｃｔ:Ｃｏｍｐａｒｅｄｗｉｔｈｔｈｅｐｒｉｍａｒｙｒｅｈｅａｔｉｎｇｕｎｉｔꎬｔｈｅｉｎｃｒｅａｓｅｏｆａｘｉｓｓｙｓｔｅｍａｎｄｍｏｒｅｃｏｍｐｌｅｘｓｅｃｏｎｄａｒｙｒｅｈｅａｔｉｎｇｃｙｃｌｅｓｙｓｔｅｍｏｆｄｏｕｂｌｅ－ｒｅｈｅａｔｕｎｉｔｓｂｒｉｎｇｇｒｅａｔｃｈａｎｇｅｓａｎｄｎｅｗｔｅｃｈｎｉｃａｌｒｅｑｕｉｒｅｍｅｎｔｓｔｏｔｈｅｓｔａｒｔ￣ｉｎｇｍｏｄｅｏｆｔｈｅｕｎｉｔ.Ｔｈｉｓａｒｔｉｃｌｅꎬｔｈｒｏｕｇｈｔｈｅａｎａｌｙｓｉｓｏｎｔｈｅｃｏｎｄｉｔｉｏｎｏｆｈｏｔｓｔａｒｔ－ｕｐｐｒｏｃｅｓｓｏｆｄｏｕｂｌｅ－ｒｅ￣ｈｅａｔｕｎｉｔｓａｎｄａｉｍｉｎｇｓｏｍｅｐｒｏｂｌｅｍｓａｎｄｄｉｆｆｉｃｕｌｔｉｅｓꎬｐｕｔｓｆｏｒｗａｒｄｔｈｅｃｏｒｒｅｓｐｏｎｄｉｎｇｍｅａｓｕｒｅｓａｎｄｍｅｔｈｏｄｓ.Ｋｅｙｗｏｒｄｓ:ｄｏｕｂｌｅｒｅｈｅａｔꎻ１０００ＭＷｐｏｗｅｒｕｎｉｔꎻｈｏｔｓｔａｒｔ－ｕｐꎻｅｘｈａｕｓｔｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ中图分类号:ＴＭ６２１㊀㊀㊀㊀㊀文献标识码:Ｂ㊀㊀㊀㊀㊀文章编号:１６７４－８０６９(２０１８)０６－０３１－０３０㊀引言泰州公司二期工程３号㊁４号１０００ＭＷ汽轮发电机组于２０１５年９月㊁２０１６年１月先后高标准投运ꎮ在全世界首次将二次再热技术应用到百万千瓦等级超超临界燃煤发电机组ꎬ该工程发电效率为４７.８２％ꎬ发电煤耗为２５６.８６ｇ/ｋＷｈꎬ比当今世界最好水平低６ｇ/ｋＷｈꎬ同时二氧化碳㊁二氧化硫㊁氮氧化物和粉尘排放量减少５％以上ꎬ优于燃气机组排放水平ꎬ实现了机组能效㊁排放水平大幅提升ꎮ根据二期工程运行的实际情况ꎬ就热态启动过程中存在的难点进行分析和处理ꎬ对大容量二次再热汽轮机组的启动控制具有一定的参考意义ꎮ机组设高㊁中㊁低压三级串联汽机旁路系统ꎬ旁路按不考虑停机不停炉及带厂用电运行功能来设计ꎮ高压旁路从主蒸汽接到一级低温再热器冷段ꎬ同时起锅炉主汽安全阀功能ꎮ中㊁低压旁路容量按满足启动功能的要求设置ꎮ１㊀热态启动方式及特点二次再热机组采用超高㊁高㊁中压缸三缸联合启动方式ꎮ主蒸汽为串联流程ꎬ即主蒸汽由超高压缸进入ң超高压缸排汽至一级再热器ң进入高压缸ң高压缸排汽至二级再热器ң进入中压缸ң低压缸ң凝汽器ꎮ在启动阶段ꎬ旁路控制器参与控制三级旁路开度以调整㊁保持主蒸汽㊁一㊁二次再热器蒸汽压力在设定的范围ꎮ热态启动是指机组停用８ｈ以内重新启动ꎬ超高压转子平均温度４００~５４０ħꎮ热态启动的主要特点是启动前汽轮机缸温及转子金属温度较高ꎬ一般为额定参数的８０％左右[１]ꎬ故对所需求的进汽参数要求高ꎮ同时启动速度和安全也会受到汽轮机各金属部件热应力制约ꎮ并且ꎬ一般在机组跳闸后ꎬ事故原因一经查明ꎬ消除后立即进行热态启动ꎬ至并网带负荷间隔时间短ꎬ启动速率较快等ꎮ对于机组每一次启动ꎬ均会造成机组使用寿命的折损ꎮ在这种工况下启动处置不当将大大增加机组寿命损耗ꎬ对于汽轮机的寿命造成极大的影响ꎮ二次再热汽轮机系统配置如图１ꎮ１.１㊀启动过程中的应力控制在机组启动过程中ꎬ汽轮机处于非稳定状态下ꎬ选择与设备金属温度相当的蒸汽温度对于汽轮机运行的成本和应力优化是一个重要的措施ꎮ二次再热汽轮机组对常规一次再热多一个汽缸及对应进汽系统ꎬ继而ＴＳＥ控制器受限条件也更为复杂ꎮ二次再热机组主要对超高压主汽门㊁超高压主调门㊁超高压汽缸㊁超高压转子㊁高压主汽门㊁高压主调门㊁高压转子㊁中压转子等部件进行温度监视ꎬ１３通过衡量金属表面同内部平均温度之间的温度差值与允许温度差值来计算允许的温㊁降升率ꎬ该差值以应力裕度的形式来表示ꎮ所有测量的温度及应力裕度均进行指示及记录ꎬ并且取上述部件最小应力裕度参与到机组的转速控制回路和负荷控制回路中ꎬ决定是否限制机组升转速或负荷ꎮ图１㊀二次再热汽轮机系统配置㊀㊀由于转子的径向厚度比汽缸厚度大很多ꎬ蒸汽对转子外表面的放热系数远大于对汽缸内壁的放热系数ꎬ此外转子表面有许多应力集中区ꎬ启动时转子内外径的温差和产生的热应力远远大于汽缸[２]ꎬ因此转子热应力大小对汽轮机寿命起着决定性作用ꎬ故需要对转子ＴＳＥ温度裕度重点关注ꎬ以保持在整个过程有一定的裕量ꎬ如图２所示ꎮ注意事项:做好汽轮机各部件温度裕度的监视ꎬ以此来调整对应所需进汽参数并保持参数的稳定ꎻ由于热态启动特点ꎬ蒸汽流量在并网带初负荷后才有明显增加ꎬ此时对金属表面的冲击也最大ꎮ在此阶段应根据汽轮机ＴＳＥ情况增加负荷ꎬ同时应关注ＤＥＨ升负荷速率ꎬ机组并网正常后可适当降低升负荷速率至２０ＭＷ/ｍｉｎꎻ当蒸汽参数出现扰动异常升高或降低时ꎬ各金属部件升降应力裕度小于－１５Ｋꎬ汽机转速㊁蒸汽流量或负荷不能再进一步增加同时避免蒸汽温度进一步升高ꎮ当各金属部件升裕度小于－２０Ｋꎬ应立即手动遮断汽轮机ꎮ１.２㊀热态启动时Ｘ准则的匹配Ｘ准则是一种动态可变温度准则ꎬ可自动实现温度匹配和热应力的最佳断点控制[３]ꎬ用于判断是否可以打开主汽门对调门进行预热㊁汽轮机是否可以打开调门实现冲转㊁是否可升速到额定转速以及能否发电机并网带负荷ꎮ作为汽轮机自启动步序条件一部分ꎬ通过可变的温度准则判定当前蒸汽状态是否达到预期以及决定是否进入下一状态ꎮ图２㊀金属最小应力裕度㊀㊀以某次热态启动为例ꎬ在整个ＳＧＣ自启动阶段ꎬＸ５准则迟迟难以满足ꎮＸ５准则应用于冲转前蒸汽状态判定ꎬ其控制策略是:Ａ/Ｂ侧超高压主汽门前温的最小值ꎬ大于超高压转子体平均温度和超高压外缸体平均温度间的大值ꎮ目的是避免冲转过程中超高压汽轮机汽缸及转子的冷却ꎮＸ５准则可有式(１)和表１确定:Ｘ５＝Ｔｍｓ－Ｆ(Ｔｍｃｖ)(１)式中:Ｔｍｓ为左㊁右侧超高压主汽门前温度间的最小值ꎻＴｍｃｖ为超高压转子体平均温度和超高压外缸体平均温度间的最大值ꎻＦ(Ｔｍｃｖ)为Ｔｍｃｖ对应的函数值ꎮ表１㊀Ｘ５准则中Ｔｍｃｖ对应函数值Ｆ(Ｔｍｃｖ)ħＴｍｃｖ０１００２００５６０６００Ｆ(Ｔｍｃｖ)１００１７８２５６５６０５６０㊀㊀根据Ｘ５准则的定义ꎬ若要Ｘ５>０准则满足ꎬ可以通过增加燃料量㊁总风量等措施提高主蒸汽温度ꎮ以某次启动超高压转子温度５１５ħ的条件ꎬ需控制超高压主汽门前温度>５３２ħꎬ然而过高的启动参数会给后续带来系列问题和难度ꎮ为保证启动的一次成功ꎬ该厂研究决定ꎬ机组跳闸后至再启动时间不少于１０ｈꎬ使对应部件金属温度有个适当下降空间ꎮ１.３㊀启动参数的匹配和控制在启动参数的选择和控制ꎬ正如前文所述ꎬ首先２３需考虑的是满足汽轮机各金属部件热应力的要求ꎬ既满足ＴＳＥꎬ又要满足对Ｘ准则的需求ꎬ实现自启动步序的走步ꎮ对于热态冲转参数设备制造商建议为:超高缸进汽参数为:１４ＭＰａ/５４０ħꎬ高压缸进汽３.０~３.５ＭＰａ/５２０ħ中压缸进汽０.８~１.０ＭＰａ/５２０ħꎮ在该工程初期调试中ꎬ在这么高的参数给超高压缸/高压缸排汽温度带来较大的控制难度ꎮ三缸联合启动过程中ꎬ尤其在低速动摩检查停留(８７０ｒ/ｍｉｎ)及达额定转速等待并网阶段ꎬ由于蒸汽流量低鼓风摩擦带来的热量不足以被带走ꎬ排汽温度上升明显ꎮ为保护末级叶片西门子汽轮机组设定了排汽温度高保护ꎮ其策略是在第一阶段关小中压调门开度以提高超高压/高压缸进汽量ꎻ第二阶段切除对应汽缸进汽并开启通风阀ꎬ将该汽缸抽真空ꎻ第三阶段则为触发ＥＴＳ停机保护ꎮ通过分析多次启动采取以下措施将有利于改善因排汽温度高导致的启动中断的问题:合理分配超高压缸㊁高压缸进汽量[４]ꎮ主要手段就是优化启动参数ꎬ控制好主蒸汽㊁一再蒸汽压力比值ꎮ例如某次启动选择参数:主蒸汽９ＭＰａ/５１０ħꎬ一次再热蒸汽３.８ＭＰａ/５００ħꎬ二次再热蒸汽１ＭＰａ/４８５ħꎮ机组３０００ｒ/ｍｉｎ时超高压缸㊁高压缸排汽峰值分别为４７７ħ/４５０ħꎬ后在中调门参与控制下ꎬ超高压缸排汽温度得到控制并有小幅回落ꎮ在汽轮机升速前ꎬ逐步进行并网前电气准备及备用磨煤机启动准备工作ꎬ保证在３０００ｒ/ｍｉｎ定速后ꎬ控制并网时间在１０ｍｉｎ内ꎬ并加负荷至１５０ＭＷꎮ由于并网前中调门开度小ꎬ需注意因进汽流量较小产生汽流激振而导致油动机振动大的问题ꎮ节流真空泵入口阀以及停运真空泵方式降低主机真空ꎬ使得暖机进汽量增加ꎮ１.４㊀低压旁路减温器容量不足热态启动相比较冷态启动ꎬ在启动初期对锅炉而言是一个冷却的过程ꎬ故热态启动整体升温升压率要更高ꎬ以尽快满足锅炉燃烧率与锅炉金属温度的匹配ꎮ为保障一次性冲转和快速并网至初负荷的需求ꎬ燃料量的投用量多且快ꎬ高㊁中㊁低压旁路大流量的作用是不可或缺的[５]ꎮ该机型低压旁路由二次再热蒸汽管道接出ꎬ经减温减压后接入凝汽器喉部ꎬ其减温水水源为凝结水ꎮ为实现凝汽器温度保护ꎬ防止高温蒸汽对凝汽器进行直接冲刷ꎬ设置了低旁快关保护ꎮ其控制策略为当低旁Ａ/Ｂ出口温度>１５０ħꎬ低旁快关ꎮ在某次在升温升压阶段ꎬ高/中/低压旁路开度分别为７０％㊁１００％㊁１００％ꎬ低旁减温水调节阀开度１００％ꎬ凝结水压力１.６ＭＰａꎮ在随着煤量的继续投用ꎬ锅炉蒸发量进一步上升ꎬ在大量蒸汽涌至低旁ꎬ低旁减温水已跟不上需求ꎬ导致低旁出口温度高ꎬ低旁快关ꎮ由于此时煤量已经大于８０ｔ/ｈꎬ两侧低旁全关且中压缸未进汽ꎬ锅炉ＭＦＴꎮ针对此问题需控制好以下几个方面:升温升压时燃料投用量应所需与蒸发量对应ꎬ同时需把握好时机ꎬ可在低速暖机快结束时加快燃料投用量ꎬ利用后期升速并网消耗所产出蒸汽从而减轻旁路负担ꎻ在热态启动中凝泵调节可采取自动控压模式ꎬ保证低旁减温水水源压力稳定ꎮ并且要关注凝结水用户的投运比如低压缸排汽减温水㊁立管减温水等ꎬ防止突然投用导致凝结水压力下降[６]ꎮ２㊀结语总之ꎬ在热态启动过程中最重要的是选择合适的启动参数ꎬ同时做好机㊁炉㊁电之前配合尽量减少不必要的停留ꎬ保证各操作节点流畅性ꎮ作为世界首批百万二次再热机组ꎬ泰州公司完成了二次再热机组在启动方式及参数控制上的优化以及运行操控的标准化管理ꎮ后续ꎬ在前期工作的基础上ꎬ还要结合机组运行实际ꎬ进行完善和改进ꎬ争取达到更高的运行操控和管理水平ꎬ为今后同类型的机组提供运行调整上的经验ꎮ参考文献:[１]沈健雄.１０００ＭＷ超超临界汽轮机极热态启动特点及对策[Ｊ].科技创新与应用ꎬ２０１４ꎬ(２０):１３－１４.[２]黄海跃.核电ＣＰＲ１０００汽轮机启动程序中热应力控制策略[Ｊ].发电设备ꎬ２０１４ꎬ(２):９０－９３.[３]孟召君.６００ＭＷ超超临界汽轮机转子热应力在线监测模型的研究[Ｊ].汽轮机技术ꎬ２０１５ꎬ５７(１):２３－２４.[４]张世伟.１０００ＭＷ二次再热超超临界汽轮机启动方式和冲转参数的选择[Ｊ].发电设备ꎬ２０１６ꎬ(５):３５０－３５２.[５]侯剑雄ꎬ刘志东.超临界机组启停过程.节能及环保和策略[Ｊ].电力科技与环保ꎬ２０１７ꎬ３３(３):５２－５４.[６]花亚伟ꎬ朱先涛.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.收稿日期:２０１８￣０７￣３０ꎻ修回日期:２０１８￣０９￣０６作者简介:叶罗(１９８８￣)ꎬ男ꎬ江西上饶人ꎬ工程师ꎬ现从事火力发电厂集控运行工作ꎮＥ－ｍａｉｌ:ｙｅｌｕｏ０７３＠１２６.ｃｏｍ３３２０１８年叶罗等:１０００ＭＷ二次再热汽轮机组热态启动难点分析第６期。
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。
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。
新密电厂二期2×1000MW机组工程主机设备买卖合同汽轮机合同附件买方：郑州裕中能源有限责任公司设计院：华东电力设计院卖方：东方电气集团东方汽轮机有限公司二OO八年三月目录附件1 技术规范附件2 供货范围附件3 技术资料和交付进度附件4 交货进度附件5 监造，检验和性能验收试验附件6 技术服务和设计联络附件7分包和外购附件8 大（部）件情况附件1 技术规范1.总则1.1总体要求1.1.1本协议文件适用于新密电厂二期2×1000MW凝汽式汽轮机及其附属设备。
本协议文件的范围包括汽机本体及其附属设备、凝汽器、低压加热器。
它提出了设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。
1.1.2卖方提供的设备应是成熟可靠、技术先进的产品。
1.1.3买方在本协议文件中提出了最低限度的技术要求，并未规定所有的技术要求和适用的标准，卖方应提供一套满足本协议文件和所列标准要求的高质量产品及其相应服务。
对国家有关安全、环保等强制性标准，必须满足其要求。
1.1.4卖方应执行本协议文件所列标准，有不一致时，按较高标准执行。
卖方在设备设计和制造中所涉及的各项规程、规范和标准必须遵循现行最新标准版本。
1.1.5若卖方所提供的文件前后有不一致的地方，应以更有利于设备安装运行、工程质量为原则，由买方确定。
1.1.6卖方对供货范围内的汽机成套系统设备（含辅助系统及设备、附件等）负有全责，即包括分包（或对外采购）的产品。
分包（或对外采购）的主要产品制造商应征得买方的认可。
对于卖方配套的控制装置、仪表设备，卖方应考虑和提供和DCS控制系统的接口并负责和DCS控制系统的协调配合，直至接口完备。
1.1.7本工程采用KKS标识系统，卖方提供的技术资料（包括图纸）和设备的标识必须有KKS编码。
具体标识要求由设计院在以后的设计联络会上提出。
1.1.8本协议文件将为订货合同的附件，和合同正文具有同等效力。
1.1.9删除1.1.10删除1.2 工程概况1.2.1 厂址所在地新密电厂位于新密市曲梁乡境内，东北距郑州市27km，西距新密市21km，北距乡政府曲梁1.5km。
1000MW二次再热超超临界汽轮机安装总结一、工程概况:国电泰州电厂二期工程#4机组,汽轮机是由上海汽轮机厂生产的超超临界、二次中间再热、单轴、五缸四排汽、单背压凝汽式，带二级外置式蒸汽冷却器，共有十级回热抽汽。
该型汽轮机是目前国内首先采用超高压缸、高压缸、中压缸和两只低压缸单轴串联布置的最大容量汽轮机。
除超高压转子由两只径向轴承支承外，高压、中压转子和两根低压转子均采用单轴承支承方式，结构紧凑，并能减少基础变形对轴承载荷及轴系对中的影响，机组总长约56米(包括发电机和励磁机转子)。
轴承座采用落地式布置方式。
超高压缸、高压缸、中压缸采用传统方式支承，由其猫爪支承在汽缸前后的2个轴承座上；而低压外缸直接座落在凝汽器颈部，低压内缸通过猫爪及支架直接座落在低压缸轴承两侧猫爪上，内外缸之间由膨胀节密封连接。
超高压缸采用单流程双层缸设计：外缸为桶形,前后两段用螺栓连接，内缸为垂直纵向平分面结构。
高压缸、中压缸采用双流程双层缸设计。
膨胀系统设计具有独特的技术风格：机组的绝对死点及相对死点均设在超高、高压之间的推力轴承处，整个轴系以此为死点向两端膨胀，低压内缸也通过汽缸之间有推拉装置而向后膨胀。
主汽门及再热门均布置于汽缸两侧，与汽缸直接连接，无导汽管。
超超临界百万机组由于设计及其结构的特点，超高压缸、高压缸、中压缸在制造厂内进行精装后整体发往现场，故现场只需将其就位、找中，而且超高、高、中压缸的工作可以与低压缸的工作同时进行。
低压外缸重量与其它件的支承方式是分离的，即外缸的重量完全由与它焊在一起的凝汽器颈部承担，其它低压部件的重量通过低压内缸的猫爪由其前后的轴承座来支承。
所有轴承座与低压缸猫爪之间的滑动支承面均采用低摩擦合金。
#2轴承座位于超高压缸和高压缸之间，是整台机组滑销系统的死点。
在#2轴承座内装有径向推力联合轴承。
因此，整个轴系是以此为死点向两头膨胀；而超高压缸和高压缸的猫爪在#2轴承座处也是固定的。
