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超超临界二次再热空冷汽轮机的总体设计 唐丽丽;王娟 【摘 要】文章介绍了1000 MW超超临界二次再热空冷汽轮机的总体设计特点及设计中需要注意的问题.1000 MW等级空冷二次再热机组总体设计方案是可行的,但由于受到末级湿度的限制,二次再热空冷机组的再热温度略低于湿冷机组,经济性收益略低于湿冷二次再热机组.
【期刊名称】《东方汽轮机》 【年(卷),期】2018(000)002 【总页数】5页(P13-17) 【关键词】二次再热;空冷;汽轮机 【作 者】唐丽丽;王娟 【作者单位】东方汽轮机有限公司, 四川德阳, 618000;东方汽轮机有限公司, 四川德阳, 618000
【正文语种】中 文 【中图分类】TK26
1 前言 二次再热燃煤火电机组近年来在国内发展迅速。2015年，由东方汽轮机有限公司 （以下称东汽）自主研发的二次再热机组已成功投运，国内还有多台二次再热机组招标在建。这些二次再热机组均为湿冷汽轮机，投运地区均在中东部。 由于空冷机组节水、环保的优点，在我国西部 （尤其是西北），空冷机组被广泛应用。但是由于二次再热的特殊性和空冷机组的高背压特性，导致二次再热技术和空冷技术的结合，不是简单的融合，需要深层的分析和研究，以保证机组的安全性和高效性。 2 超超临界1000 MW空冷二次再热机组的设计特点 我国的空冷机组起步虽晚，但发展迅速。东汽从200 MW空冷机组发展至今，产品范围涵盖了300 MW、600 MW和1000 MW机组，产品种类包括了所有等级的汽轮机机组。从东汽近期的空冷机组业绩表 （见表1）中可以看出，空冷机组在向大容量、高参数方向不断发展，在立足节水的同时不断要求高效。 表1 东汽近期空冷机组业绩表项目新疆潞安准东#1、#2华电西黑山#1、#2华能延安#1、#2大唐蔚县#1、#2山西古交三期扩建#1、#2同煤轩岗二期#1、#2大唐托电五期扩建#9、#10山西长子高河#1、#2新疆中煤北二#1、#2大唐锡林浩特#1、#2京能酸刺沟#1、#2华电十二连城#1、#2新疆农六师一期 #1、#2、#3、#4神华鸳鸯湖二期扩建#3、#4德源府谷二期 #3、#4横山一期#1、#2主汽参数 ／M P a/℃/℃25/60 0/60 02 5/60 0/60 02 8/60 0/62 02 8/60 0/62 02 6.25/60 0/60 02 8/60 0/62 02 8/60 0/62 02 8/60 0/62 02 7/60 0/61 02 8/60 0/62 02 8/60 0/62 02 8/60 0/61 02 6.25/60 0/60 02 8/60 0/62 02 6.25/60 0/60 02 8/60 0/62 0功率／M W 66 06 60 66 06 60 66 06 60 66 06 60 66 06 60 66 06 60 11 00 11 00 10 00 10 00结构三缸两排汽三缸两排汽三缸两排汽三缸两排汽三缸两排汽三缸两排汽三缸两排汽三缸两排汽三缸两排汽三缸两排汽三缸两排汽三缸两排汽四缸四排汽四缸四排汽四缸四排汽四缸四排汽末叶／m m 10 30 10 30 10 30 10 30 86 38 63 86 31 03 01 03 01 03 01 03 01 03 07 70 86 37 70 86 3进度设计设计设计在制在制在制投运在制在制在制在制在制#1、#2 已投运在制在制在制 空冷机组对环境温度的影响反应比较敏感，背压变化范围比较大而且频繁，对低压末级叶片、低压缸和轴系影响较大。东汽在这些方面积累了大量宝贵的经验，对空冷机组进行针对性设计。 3 超超临界1000 MW空冷二次再热机组的总体方案 超超临界1000 MW空冷二次再热机组在外形上基本同超超临界1000 MW二次再热湿冷机组（见图1）。与湿冷机组的相同点： ·机组型式：超超临界、两次中间再热、单轴、五缸四排汽、凝汽式汽轮机 ·额定功率：1000 MW ·最大出力：1100 MW ·汽轮机额定转速：3000 r/min ·旋转方向 （从汽机向发电机看）：逆时针 · 汽封系统及运行方式：采用自密封系统（SSR） · 运行方式：定－滑或定－滑－定 ·配汽方式：节流配汽 · 汽轮机外型尺寸基本不变，约：43 m×10 m×8 m （长×宽×高） 主要不同点有： ·末级叶片长度：863 mm/770 mm · 额定排汽压力： 9～18 kPa ·回热级数：4级高压加热器+1除氧器+5级（或4级）低压加热器除氧器采用滑压运行 ·低压模块 图1 东汽1000 MW二次再热机组的示意图 4 热力系统设计特点 空冷机组高背压的特点使机组的总焓降段减少，影响低压模块的设计。通常，空冷低压级数比同等级湿冷机组的低压级数少一级，回热级数通常较湿冷机组少一级。因为次末级后不宜设置抽口，否则会引起加热器疏水不畅。另外，如果进汽参数采用同湿冷机组一样 （如31 MPa/600℃/620℃/620℃），由于二次再热压力、温度和排汽背压的综合影响，机组排汽湿度降低，约3% （背压11 kPa）。为避免末级叶片长期处于威尔逊区，可以采用降低再热温度的方式来提高排汽湿度。如图2所示的热力过程线，某一次再热空冷机组（再热温度620℃）的排汽湿度在8%；而二次再热机组的再热温度降低到600℃后，排汽湿度接近5%。 图2 空冷机组热力过程线 所以，降低再热温度可以有效提高排汽湿度。但是这将牺牲一部分经济性。对于理论计算的结果而言，提高主蒸汽温度亦可提高排汽湿度。经评估，对于再热温度为620℃的二次再热机组，主蒸汽压力要提高到50 MPa以上，其排汽湿度才与一次再热机组相当，而这将提升锅炉、汽机的设计难度和增加成本。 5 本体结构设计特点 东汽1000 MW二次再热空冷机组的总体方案是在东汽1000 MW一次再热超超临界机组的基础上增加一个超高压模块。机组为单轴、五缸四排汽。百万二次再热空冷机组含一个单流超高压缸、一个单流高压缸、一个双流中压缸和两个双流低压缸。纵剖面图如图3所示。 图3 东汽1000 MW二次再热空冷机组纵剖面图 5.1 超高压模块 超高压模块设计同东汽1000 MW二次再热湿冷机组超高压模块设计方案，主要特点如下： ·进汽口为两个，采用切向进汽； ·单流程设计，提高相对叶高； ·双层缸结构，内外缸均采用筒形缸设计。 5.2 高压模块 高压模块设计同东汽1000 MW二次再热湿冷机组高压模块设计方案，主要特点如下： ·进汽口为两个，采用切向进汽； ·单流程设计，提高相对叶高； ·采用双层缸结构，高压内缸采用筒形缸结构，高压外缸的设计为常规设计； ·高温材料的铸件和锻件采用相应等级高温材料，这些材料已经在国内投运的超超临界机组上进行了成功应用。 5.3 中压模块 中压模块设计同东汽1000 MW二次再热湿冷机组中压模块设计方案，主要特点如下： ·进汽口为两个，采用水平切向进汽； ·双流程设计； ·中压模块采用双层缸结构； · 高温材料的铸件和锻件采用相应等级材料，这些材料已经在国内投运的超超临界机组上进行了成功应用。 5.4 低压模块 5.4.1 空冷机组末端设计的特殊性 如前文所述，空冷机组的设计难点在低压模块。空冷汽轮机机组的末端设计主要考虑： ·设计工况时，排汽的威尔逊区由湿冷机组的次末级推迟到末级；变工况或背压变动时，威尔逊区重新转移或消失。 ·低负荷高背压工况时，排汽出现过热，排汽缸温度高、末级动叶片动应力增大，应力腐蚀的可能性增加。 · 高负荷低背压工况时，会出现阻塞工况（对于额定背压在10 kPa的机组，tmcr流量下阻塞背压在5.5 kPa左右），此时，末级动静叶片弯应力最大。 5.4.2 低压缸设计的对应措施 以上几点的特性影响到低压模块的安全性，对空冷低压缸，为保证安全性，其设计不同于一般的湿冷机组，主要包括有末级叶片、低压轴承支撑、低压缸结构型式和排汽管的连接方式等。 ·采用特制末级叶片 空冷末级叶片较湿冷末级叶片粗壮，具有更高的强度。不仅包括叶片型线，还从叶根型式、围带与拉筋、叶片材料等方面采用针对性设计，来保证末级叶片的刚度、强度、弯应力等来适应大范围的高背压特性。针对1000 MW空冷机组，东汽有770 mm和863 mm两种末叶，用户可根据地理环境、冷却方式等进行优选，选择最佳末叶。 ·低压轴承支撑方式 低压采用落地轴承，不仅可以保证低压转子的刚性，而且保证转子的轴承标高不随汽缸膨胀而变化。降低低压缸振动的风险。 ·低压缸 为防止低压缸变形，东汽空冷机组低压缸采用三层缸或两层缸。为了避免排汽管的力传递到汽缸上，空冷机组的低压缸与排汽管连接一般采用柔性连接。由于背压变化频繁而且幅度较大，低压排汽缸和转子的工作环境不断变化，为防止低压轴封与转子发生碰摩，低压端汽封体与汽缸采用弹性连接。 ·排汽末端保护系统 （1）空冷机组排汽缸的喷水装置，对机组的安全性特别重要。在机组低负荷、高背压工况运行时，低压排汽温度升高，会导致机组振动，影响机组的安全性。此工况比常规湿冷机组更容易出现。当排汽温度超过限定值时，控制系统会打开喷水控制阀，并自动调节喷水量。 （2）由于空冷机组的特点，考虑到末级叶片的安全性，必须设置保护系统。图4是某空冷叶片的背压保护曲线。报警背压可保护末级叶片动应力安全；不同进汽流量下，机组的阻塞背压是不同的，正常运行时要保证在此曲线以上的区域和报警背压以下的区域。另外，为保证空冷系统安全还应设置防冻最低背压，汽机运行应在该线之上。 图4 某空冷末级叶片背压保护曲线 东汽在大量的空冷机组设计中，积累了宝贵的经验。适用于1000 MW二次再热空冷机组的两种低压模块，东汽均有运行业绩。能保证低压模块的安全高效性。 6 其他 东汽1000 MW二次再热空冷机组的通流设计理念和方法、滑销系统、轴系、旁路设置、汽水系统和油系统等均与湿冷机组相同，在此不再赘述。 7 结论 1000 MW空冷二次再热机组总体设计方案是可行的，但由于受到末级湿度的限制，二次再热空冷机组的再热温度略低于湿冷机组，经济性收益略低于湿冷二次再热机组。东汽1000 MW超超临界二次再热空冷机组在东汽1000 MW超超临界二次再热湿冷机组和东汽1000 MW超超临界一次再热空冷机组的基础上进行组合设计；本体结构成熟可靠。1000 MW等级机组，东汽有成熟的低压模块可以满足不同的空冷方式。 参考文献 [1]王为民,潘家成,方宇,等.东方1000 MW超超临界汽轮机设计特点及运行业绩[J].东方电气评论,2009,23（1）:1-11. [2]张晓东,方宇,唐清舟,等.660 MW超超临界二次再热汽轮机结构特点[J].东方汽轮机,2015,（2）:1-6.
东汽 660MW 超临界汽轮机轴封系统设计与优化摘要：东方汽轮机有限公司（以下简称东汽）制造的660MW超临界高、中压分缸汽轮机轴封系统设计主蒸汽、低温再热蒸汽和辅汽三种供汽方式，国内火电厂在实际应用中只使用低温再热蒸汽和辅汽两种供汽方式，没有投运主蒸汽供轴封系统。
针对中电（普安）发电有限责任公司（以下简称普安电厂）使用的东汽660MW超临界高、中压分缸汽轮机调试过程进行分析，对汽轮机轴封系统设计应用情况进行调查研究，发现了汽轮机轴封系统的设计缺陷，通过优化轴封系统设计，优化轴封系统运行方式，可以实现轴封系统设计功能。
机组调试结果表明，轴封系统设计优化之后，可以适应汽轮机启动、停运、甩负荷等各种工况，保证汽轮机安全。
关键词：轴封系统；设计优化；调查研究；安全1.前言普安电厂两台D660AL汽轮机（型号N660-25/580/580）是东汽设计制造的新一代高效超临界660MW优化机型，单轴、一次中间再热、四缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机。
本汽轮机组轴封系统采用自密封轴封系统，即在机组正常运行时，由高、中压端轴封的漏汽经喷水减温后作为低压轴端轴封供汽的汽轮机轴封系统，多余漏汽经溢流站溢流至#8低加或者凝汽器。
在机组启动或者低负荷运行阶段，轴封供汽由外来蒸汽提供，机组负荷达100MW时开始自密封，至负荷280MW时达完全自密封，该轴封系统从机组启动到满负荷运行，全过程均能按机组轴封系统供汽要求自动进行切换。
本轴封系统设计的外来汽源有高温辅汽（辅汽母管直供）、低温辅汽（辅汽母管减温减压后辅汽）、冷再和主蒸汽共四路汽源，高温辅汽、低温辅汽、冷再三路汽源集合成一个供汽站，由一个调门控制向轴封母管供汽；主蒸汽作为单路汽源，由主蒸汽供轴封母管调节门向轴封供汽；低温辅汽和冷再供轴封管路设计施工完毕，但是从未投运，只使用高温辅汽供轴封管路。
机组冷态启动时应先用高温辅汽向轴封供汽，热态启动时用高温辅汽和主蒸汽联合供汽，正常运行中为自密封运行方式，主蒸汽和高温辅汽作为轴封用汽的备用汽源。
题目：660MW亚临界凝汽式汽轮机热力系统的设计学院: 材料与冶金学院专业: 热能与动力工程学号:学生姓名:指导教师:日期:摘要汽轮机作为现代重要的动力机械设备，在国家动力能源方面起着举足轻重的地位。
本次设计一方面是为了巩固所学的理论知识，强化对汽轮机整体的认知；另一方面，也是希望借此设计培养独立思考及动手解决问题的能力，为今后的工作学习打下基础。
本文设计的是一台660WM亚临界凝汽式汽轮机，首先根据基本参数的要求，完成透平机械的热力设计，即选定汽轮机的基本参数和结构形式，确定通流部分的重要尺寸，求出整机的内功率和内效率，然后由设计得出的参数，进行汽耗量和功率的校核，最后完成其结构设计。
本设计采用的是三缸四排汽，高中压缸合缸，低压缸四流程的亚临界反动凝汽式设计，是当前国内大型机组的主流设计形式，同时采用一次中间再热，提高发电效率，八级抽汽加热给水提高给水温度，以提高机组的效率。
最终在设计工况下的热耗量是8140.64KJ/KWh，汽轮机机组的绝对电效率是44.23%，在设计上是安全可靠的。
关键词：汽轮机；能源；设计；亚临界AbstractTurbine as an important driving force of modern machinery and equipment, plays an important role in the national power energy.The design on the one hand is to consolidate the theoretical knowledge learned, to strengthen awareness of the turbine as a whole; the other hand, is hoping to design independent thinking and the ability to begin to solve the problem, lay the foundation for future work and study.This design is a 660WM subcritical condensing steam turbine, the first under the requirements of the basic parameters, complete thermal turbomachinery design, namely the basic parameters and structure of the selected turbine, determine critical dimensions flow passage is obtained and internal efficiency within the power of the machine, and then drawn by the design parameters, steam and power consumption checking, finalizing his design.This design uses a three-cylinder four exhaust, subcritical reaction condensing steam turbine cylinder closing cylinder design, low pressure cylinder, four processes are designed to form the current mainstream domestic large units, while using single reheat, improve power generation efficiency , eight steam extraction feedwater heating water temperature increase to improve the efficiency of the unit.Final heat consumption at design condition is 8140.64KJ / KWh, absolute power efficiency steam turbine plant is 44.23%, the design is safe and reliable.Key words：Turbine; Energy; Design; Subcritical目录1 绪论 (1)1.1 汽轮机简介 (1)1.2 电站高参数大容量汽轮机技术研究和国内外发展现状 (1)1.3 设计意义 (2)1.4 论文研究内容 (2)2 热力系统设计 (4)2.1 设计基本参数选择 (4)2.2 汽轮机热力过程线的拟定 (4)2.3 汽轮机进汽量计算 (6)2.4 抽汽回热系统热平衡初步计算 (7)3 调节级设计 (14)3.1 调节级形式及焓降确定 (14)3.2 调节级主要参数的确定 (14)3.3 调节级详细计算 (15)3.3.1 喷嘴部分的计算 (15)3.3.2 动叶部分计算 (18)3.3.3 级内损失的计算 (20)3.3.4 级效率与内功率的计算 (21)4 非调节级计算 (22)4.1 高压缸非调节级计算 (22)4.2 中压缸非调节级计算 (24)4.3 低压缸非调节级计算 (26)4.4 抽汽压力调整 (28)4.5 重新列汽水参数表 (29)5 汽轮机各部分汽水流量和各项热经济指标计算 (31)5.1 重新计算汽轮机各段抽汽量 (31)5.2 汽轮机汽耗量计算及流量校核 (32)6 结束语 (34)参考文献 (35)致谢 (36)1 绪论1.1 汽轮机简介汽轮机是一种以水蒸汽为工质，通过将蒸汽热能转变为机械能的外燃高速旋转式原动机。
1 绪论1.1 课题研究背景及意义我国的煤炭消耗量在世界上名列前茅，并且我们知道一次能源的主要消耗就是煤炭的消耗，而在电力行业中煤炭又作为主要的消耗品。
根据统计，在2010年的时候，全国的煤炭在一次能源消费和生产的结构中，占有率达到了71.0%和75.9%，从全球范围来看，煤炭在一次能源的消费和生产结构中达到了48.5%和47.9%。
根据权威机构的预测，到了2020年，我国一次能源的消费结构中，煤炭占有率约为55%，煤炭的消费量将达到38亿吨以上；到了2050年，煤炭在一次能源消费的结构中占有率仍有50%左右。
由此看来，煤炭消耗量还是最主要的能源消耗 [1]。
电力生产这块来看，在2011年，我国整体的用电量达到46819亿千瓦时，比2010年增长了11.79%.在这中间，火力发电的发电量达到了38900亿千瓦时，比2010年增长了14.10%，整个火力发电量占据全国发电量的82.45%，对比2010年增长了1.73个百分点，这说明电力行业的主要生产来自于火力发电，是电力生产的主要提供[2]。
自改革开放以来，国家大力发展电力工业中的火力发电，每年的装机发电量以每年8各百分点飞速增长[3]。
飞速发展的中国经济使得电力需求急剧上升，这也带来相应的高能耗，据统计，全国2002年到2009年的火力发电装机容量从几乎翻2.5倍的增长为到了 ，煤耗的消耗量增加了13亿吨。
预计到2020年，火电装机的容量还会增长到 ，需要的煤耗量预计为38亿吨多，估计占有量会达到届时总煤碳量的55%[4],[5]。
随着发展的需要，大功率和高参数的机组对能耗的能量使用率会大大提升，这样对于提高火力发电燃煤机组的效率有着很重要的发展方向。
2011年，全国600兆瓦级别以上的火力发电厂消耗的标准煤是329克/千瓦时，比2010年降低了约有4克/千瓦时，在2012年时，消耗的标准煤降低了3克/千瓦时达到了326克/千瓦时，但是在发达国家，美、日等技术成熟国家的600兆瓦级别以上的火力发电厂消耗的标准煤仅仅约为每千瓦时300克上下，可以从中看出和我国的差距还是很大的。
超超临界二次再热汽轮机发展综述王建录;张晓东【摘要】文章概述了汽轮机二次再热技术的发展历程，当前我国超超临界二次再热汽轮机技术研发情况，并重点介绍了我国首台超超临界二次再热汽轮机技术特点及运行情况，对未来二次再热汽轮机技术发展方向和典型机型进行了探讨。
%This paper introduces the evolution of double-reheat turbine technology, the development of the ultra-supercritical double-reheat turbine technology in China,and mainly introduces the technical charateristic and operation conditions of the first ultra-super⁃critical double-reheat turbine unit made by DTC in China. The new development direction and typical models of the double-reheat steam turbine designed by DTC is discussed in this paper.【期刊名称】《东方汽轮机》【年(卷),期】2016(000)001【总页数】7页(P1-6,14)【关键词】超超临界;二次再热;技术发展【作者】王建录;张晓东【作者单位】东方汽轮机有限公司，四川德阳，618000;东方汽轮机有限公司，四川德阳，618000【正文语种】中文【中图分类】TK262在我国未来能源发展改革中，能源消费总量控制、煤炭清洁高效利用、大力发展清洁能源、能源体制改革是主要内容。
我国资源特点导致能源消费以煤为主，燃煤能源消费即便实施总量控制，预计到2020年比重仍将高达62%，其中电煤消费即燃煤电站能源比例也高于60%。
660MW超超临界机组极热态启动分析及操作要点摘要:超超临界机组热态､极热态启动对主､再热蒸汽参数要求很高,在实际启动过程中,采用调整旁路等手段,蒸汽压力可以达到,汽温却较难控制,容易导致暖机､暖缸不充分,造成热应力较大,启动､暖机､冲转时间延展,操作难度增大｡同时会出现负胀差,这对汽轮机伤害较大｡由于主汽温较高,使高压缸排汽温度较高,导致部分部件因温度高,膨胀危险性增大｡本文通过分析能源有限公司三期工程2×660MW超超临界火电机组2018年机组投产以来各次启机过程的经验,对机组稳定运行以及跳闸后短时间的极热态启动进行分析,提出针对性的措施和注意事项,可为今后同类型机组极热态启动提供参考｡关键词:超超临界;极热态启动;分析;要点1机组热态､极热态的启动参数及难点热态启动参数:主汽温550℃､再热汽温480℃,过热器出口压力12MPa｡极热态启动参数:主汽温580℃､再热汽温550℃､过热器出口压力12MPa｡由此可见,机组热态､极热态启动时,汽轮机金属部件温度较高,要防止汽缸和转子被冷却,如果处理不当,将对汽轮机的安全及寿命造成极大影响｡所以,对汽温､压力要求很高｡而在实际启动过程中,采用调整旁路等手段,蒸汽压力可以达到,汽温却较难控制｡因为要考虑锅炉侧壁温变化的影响,还要避免因汽温不持续上升或温度过低,导致汽轮机经历一个冷却过程,造成暖机､暖缸不充分,各个金属部件热应力较大,启动､暖机､冲转时间延展,操作难度增大,并出现负胀差,这对汽轮机伤害较大｡同时,主汽温度较高,使高压缸排汽温度较高,导致部分部件因温度高,膨胀危险性增大｡因此要求我们要尽快､稳定地控制汽温､汽压,使之能够安全冲转､并网､带负荷｡2系统概述某能源有限公司三期2×660MW超超临界机组分别于2018年和2019年通过168h试运｡锅炉为东方锅炉厂有限公司生产的超超临界变压运行直流本生锅炉,为DG1937/28.25-Ⅱ13型一次再热､单炉膛､前后墙对冲燃烧方式､尾部双烟道结构､平衡通风､露天布置､固态排渣､全钢构架､全悬吊结构Π型锅炉｡汽轮机为上海汽轮机厂有限公司和德国SIEMENS公司联合设计制造的超超临界汽轮机,为N660-27/600/610型一次中间再热､单轴､四缸四排汽､双背压､纯凝汽式汽轮机｡3极热态启动分析及操作要点3.1极热态启动特点极热态启动一般指机组跳闸后时间小于1h且已查明原因,可直接冲转并网的情况｡机组跳闸后汽轮机高压转子温度很高,在这种情况下进行极热态启动,如果操作不当,对汽轮机的使用寿命将会产生不可逆转的影响｡综合了解,极热态启动对于参数选择极为严苛,在极热态启动过程中,通过调整燃料量及调节旁路的方法,蒸汽压力很容易满足,但是蒸汽温度较难控制,机组跳闸后,锅炉侧蒸汽温度下降速率远大于汽轮机调节级温度,如参数选择不当,将会导致汽轮机经历一个冷却过程,造成暖机不充分,出现负胀差等情况,甚至可能发生因受热不均导致汽轮机转子弯曲的重大事故｡机组即使能短时间使参数满足条件,通过X､Z准则,但仍会影响启动､冲转､暖机､升负荷的时间｡因此,机组启动参数选择对于极热态启动非常重要｡机组几次极热态启动过程,总结极热态启动有以下特点:①锅炉重新上水时需严格控制上水时间及上水量;②机组启动时,汽轮机金属温度非常高,一般仅比额定参数低50℃左右,因此,需严格控制主､再热蒸汽温度,使其与高､中压缸温度匹配,避免因温差引起汽缸和转子的热冲击;③控制好主､再热蒸汽压力,否则产生的鼓风摩擦容易造成高压缸12级温度过高,从而发生切缸;④尽可能加快升速､并网､带负荷的速度,减少一切不必要的停留操作,缩短启动时间,这在极热态启动中极其重要｡3.2机组跳闸后注意事项机组跳闸后,检查锅炉MFT､汽轮机跳闸､发电机解列动作正常,检查机组各辅助设备联动正常｡迅速关闭轴封系统溢流调节门,开启辅汽至轴封供汽调节门､冷再热蒸汽(以下简称冷再)供辅汽调节门,确认辅汽联箱压力正常,双机运行由运行机组提供辅汽,单机运行尽快启动电动给水泵,保证能开启高压旁路(开启前确保主蒸汽压力<10MPa),由冷再供辅汽,并及时投入轴封电加热,开启辅汽联箱及轴封供汽管道疏水,维持轴封供汽温度≥320℃,汽轮机轴封母管压力3.5~5kPa,小机轴封压力8~12kPa｡汽水分离器出口压力<14MPa时,间断性开启ERPV阀进行泄压,汽水分离器压力<14MPa,通过361阀控制汽水分离器出口主蒸汽压力下降速率≤0.2MPa/min｡确认锅炉吹扫完成及时停运送､引风机,关闭风烟系统各挡板,进行锅炉闷炉,如果送､引风机均跳闸,则开启各风烟挡板保持锅炉自然通风冷却15min 后关闭｡3.3极热态启动操作要点机组跳闸后重新上水时若使用汽动给水泵,需运行机组稳定负荷550MW,运行机组负荷过低无法带动启动机组小机冲转;运行机组负荷过高导致用汽量过多,运行机组无法带动其负荷｡开启锅炉上水旁路电动门､调节门,调整给水流量150~200t/h,监视锅炉水冷壁及分离器壁温下降速率≤2.5℃/min,分离器内外壁温差在40℃以内,可适当增加给水流量｡锅炉储水箱液位≥10m,调整省煤器入口流量为600t/h,控制361阀开度维持储水箱水位正常,及时启动疏水泵回收至凝汽器或除氧器｡启动锅炉风烟系统前,提前检查好各风机及油站,建立通道,投入脱硝声波吹灰､空气预热器连续吹灰,尽量缩短启动风机到锅炉点火的时间｡锅炉点火前只允许使用机组跳闸前备用磨煤机建立一次风通道,禁止使用跳闸磨煤机通风,防止煤粉进入炉膛发生爆燃｡启动A磨煤机运行,如A磨煤机内有存煤,铺煤时间30s 即可降磨辊,降磨辊前将炉膛负压调低,炉膛点火成功后及时调整炉膛负压正常｡成功后,尽快提高锅炉燃料量,调整燃烧率与锅炉金属壁温相匹配,防止较大的给水量冷却受热面导致氧化皮脱落,给锅炉运行中爆管埋下极大隐患｡升温升压过程及时调整高､低压旁路开度,维持主蒸汽压力7~8MPa,高压旁路后压力0.8~1.2MPa,高压旁路后温度350~360℃｡控制蒸汽温度的关键点有以下几个方面:①吹扫完成后快速点火,避免风组长时间启动,从而冷却炉温;②磨煤机启动时可选择上层磨煤机,提高炉温及主蒸汽温度;③尽早投入2号高压加热器,增加汽轮机高排流量,减少鼓风摩擦产生的热量;④通过调整提高炉膛火焰中心;⑤通过调整主､再热管道的左右侧疏水来调整蒸汽温度偏差;⑥极热态启动目标是较快速度提高蒸汽温度,与冷态启动控制蒸汽温度方法相反,需维持较低给水温度,加大上水量,将给水量通过361阀外排,减少炉水的产汽量,在燃料量不变的情况下,蒸汽吸热增强,能更快提高主蒸汽温度,缩短启动时间｡通过实践总结,按以下参数进行汽轮机冲转较合适:主蒸汽压力8MPa､主蒸汽温度550~580℃,再热蒸汽压力0.6~0.8MPa､再热蒸汽温度520~540℃,高压旁路开度>60%､低压旁路开度>30%｡汽轮机冲转时严密监视汽缸温升､上下缸温差､内外壁温差､轴向位移､胀差､振动､轴瓦温度､油温油压等重要参数｡通过调整机前压力及冷再压力,时刻注意高压缸12级温度,防止鼓风摩擦严重造成高压缸12级温度过高,激活高排温度控制器,严重情况甚至切缸｡整个冲转并网过程中,在汽轮机500r/min及3000r/min时不停留,低负荷阶段也快速通过,保证不发生切缸｡机组自动投缸的条件:实际负荷>66MW､负荷率>35MW/min､DEH负荷设定值>185MW､最大负荷上限>185MW3.4极热态启动关键a.调整轴封供汽温度与汽轮机缸体温度匹配,避免转子产生较大热应力,引起动静摩擦及发生疲劳､蠕｡b.控制主､再热蒸汽温度,使机组尽快满足TSE､X､Z准则,防止汽轮机冷却,保证汽轮机本体充分暖机｡c.控制主､再热蒸汽压力,减少不必要操作,有效控制好高压缸12级温度,避免切缸风险｡4结语本文结合实际经验,概括了660MW超超临界机组极热态启动过程的注意事项及操作要点｡在当前激烈的电力市场竞争中,不仅是电力供应的安全要求,环保要求也越来越高,机组跳闸后的极热态启动能快速安全恢复正常供电,可极大提高机组在电网中的竞争力｡本文总结了一些极热态启动中的经验,可为今后同类型机组极热态启动提供参考｡参考文献:[1]崔存星.1000MW超超临界汽轮机极热态启动特点及对策[J].河南科技,2018(35):45-47.[2]沈健雄,孙中华,张雄俊.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,2014(20):13-14.[3]刘建海,刘志杰,任宏伟.1000MW汽轮机温､热态启动胀差控制[J].东北电力技术,2012,33(1):22-25.。
６６０ＭＷ超超临界二次再热锅炉烟气再循环对锅炉运行参数影响ＴｈｅｅｆｆｅｃｔｏｆＦＧＲｏｎ６００ＭＷｄｏｕｂｌｅｒｅｈｅａｔｂｏｉｌｅｒｐａｒａｍｅｔｅｒｓ李江浩１ꎬ刘洋２ꎬ闫博康３ꎬ牛艳青３(１.高效清洁燃煤电站锅炉国家重点实验室(哈尔滨锅炉厂有限责任公司ꎬ黑龙江哈尔滨㊀１５００４６ꎻ２.西安热工研究院有限公司ꎬ陕西西安㊀７１００５４ꎻ３.西安交通大学能源与动力工程学院ꎬ动力工程多相流国家重点实验室ꎬ陕西西安㊀７１００４９)摘要:为了探究再循环烟气对二次再热锅炉运行参数的影响ꎬ以某电厂２ˑ６６０ＭＷ超超临界二次再热机组为研究对象ꎮ选择４５０ＭＷ㊁５３０ＭＷ㊁６００ＭＷ三组工况为基本工况点ꎬ在保证煤质㊁氧量㊁配风方式稳定的情况下ꎬ研究了负荷对烟气再循环量的影响ꎬ测量了不同烟气再循环率下锅炉各换热面汽温变化㊁高压高温再热器壁温以及飞灰和煤渣含碳量ꎮ结果表明:风机出力一定的情况下ꎬ负荷越高烟气再循环量越小ꎻ且随着烟气再循环率的增加ꎬ蒸汽通过水冷壁的温升降低ꎬ通过一㊁二级过热器和各级再热器蒸汽温升升高ꎬ对于飞灰和煤渣含碳量影响不大ꎮ关键词:二次再热ꎻ烟气再循环ꎻ主蒸汽ꎻ再热蒸汽Ａｂｓｔｒａｃｔ:Ｉｎｏｒｄｅｒｔｏｅｘｐｌｏｒｅｔｈｅｅｆｆｅｃｔｏｆｔｈｅｆｌｕｅｇａｓｒｅｃｙｃｌｅｄ(ＦＧＲ)ｏｎｄｏｕｂｌｅｒｅｈｅａｔｂｏｉｌｅｒꎬｗｅｓｔｕｄｉｅｄａ２ˑ６６０ＭＷｕｌｔｒａ－ｓｕｐｅｒｃｒｉｔｉｃａｌｄｏｕｂｌｅｒｅｈｅａｔｕｎｉｔ.Ｔｈｅｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔｗａｓｃｏｎｄｕｃｔｅｄｗｉｔｈｄｉｆｆｅｒｅｎｔｌｏａｄｓａｔ４５０ＭＷꎬ５３０ＭＷａｎｄ６００ＭＷｗｈｅｎｃｏａｌｑｕａｌｉｔｙꎬｏｘｙｇｅｎｃｏｎｔｅｎｔａｎｄａｉｒｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｗｅｒｅｓｔａｂｌｅｔｏｉｎｖｅｓｔｉｇａｔｅｔｈｅｅｆｆｅｃｔｏｆｌｏａｄｓｏｎｔｈｅａｍｏｕｎｔｏｆＦＧＲ.ＴｈｅｃｈａｎｇｅｏｆｓｔｅａｍｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅꎬｗａｌｌｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅｏｆｔｈｅｒｅｈｅａｔｅｒｕｎｄｅｒｈｉｇｈｐｒｅｓｓｕｒｅａｎｄｈｉｇｈｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅａｎｄｃａｒｂｏｎｃｏｎｔｅｎｔｏｆｆｌｙａｓｈｓｌａｇｗｅｒｅｍｅａｓｕｒｅｄｕｎｄｅｒｄｉｆｆｅｒｅｎｔＦＧＲｒａｔｉｏｓ.Ｔｈｅｒｅｓｕｌｔｓｓｈｏｗｔｈａｔｔｈｅｒｅｃｉｒｃｕｌａｔｉｏｎａｍｏｕｎｔｄｅｃｒｅａｓｅｓｗｉｔｈｔｈｅｉｎｃｒｅａｓｉｎｇｌｏａｄ.ＭｏｒｅｏｖｅｒꎬｗｉｔｈｔｈｅｉｎｃｒｅａｓｅｏｆｔｈｅＦＧＲｒａｔｉｏꎬｔｈｅｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅｒｉｓｅｏｆｔｈｅｓｔｅａｍｔｈｒｏｕｇｈｔｈｅｗａｔｅｒｗａｌｌｉｓｉｍｐａｉｒｅｄｗｈｉｌｅｔｈｅｒｉｓｅｔｈｒｏｕｇｈｓｕ￣ｐｅｒｈｅａｔｅｒｓｏｆｄｉｆｆｅｒｅｎｔｌｅｖｅｌｓｂｅｃｏｍｅｓｇｒｅａｔｅｒꎬａｎｄｔｈｅＦＧＲｈａｓｌｉｔｔｌｅｉｎｆｌｕｅｎｃｅｏｎｔｈｅｃａｒｂｏｎｃｏｎｔｅｎｔｏｆｆｌｙａｓｈａｎｄｃｏａｌｃｉｎｄｅｒ.Ｋｅｙｗｏｒｄｓ:ｄｏｕｂｌｅｒｅｈｅａｔꎻｆｌｕｅｇａｓｒｅｃｉｒｃｕｌａｔｉｏｎꎻｍａｉｎｓｔｅａｍꎻｒｅｈｅａｔｓｔｅａｍ中图分类号:ＴＫ２２９.２㊀㊀㊀㊀㊀文献标识码:Ｂ㊀㊀㊀㊀㊀文章编号:１６７４－８０６９(２０１９)０６－０３７－０４０㊀引言面对越来越严峻的资源气候环境压力ꎬ推广高效洁净的燃煤发电技术成为燃煤电站的发展方向ꎬ而提高蒸汽参数以及和增加再热次数是提高电站效率的有效方法[１]ꎮ国家«电力发展 十三五 规划»要求到２０２０年全国新建机组平均供电煤耗低于３００ｇ/(ｋＷ ｈ)[２]ꎮ范庆伟等[３]对二次再热机组经济指标进行了计算ꎬ结果表明采用二次再热烟气再循环技术计算发电煤耗可降至２５５.８２~２５６.０１ｇ/(ｋＷ ｈ)ꎮ根据已投产的二次再热机组运行情况来看ꎬ二次再热机组的发电煤耗可以降低６~７ｇ/(ｋＷ ｈ)[４]ꎮ据不完全统计国内外至少有５６台二次再热机组投运ꎬ而国内投入运行的二次再热机组有８台[５－６]ꎮ现阶段国内二次再热调温手段有烟气再循环㊁摆动燃烧器以及调节烟气挡板等方式[７－９]ꎮ其中烟气再循环系统简单ꎬ阻力小ꎬ对再热汽温调节特性好ꎬ因此烟气再循环技术的应用得到了逐渐推广ꎮ目前国外已经有烟气再循环与烟气挡板相结合为调温手段的成功经验ꎬ例如丹麦诺加兰德㊁日本川越二次再热机组[１０]ꎮ国内安源电厂的运行结果表明ꎬ在主蒸汽压力和中间温度投入自动运行后烟气再循环和烟气挡板控制有利于系统对再热蒸汽温度的调节[１１]ꎮ由于用电需求的变化ꎬ机组无法保证额定负荷运行ꎬ负荷的不同势必会影响烟气再循环对于主蒸汽和再热蒸汽的调节效果[１２]ꎮ本文通过实测二次再热锅炉在不同工况下的烟气再循环量ꎬ研究再循环烟气量变化对锅炉参数的影响及规律ꎬ从而为锅炉参数的调整和优化提供实践依据ꎮ７３１㊀方法与试验１.１㊀试验机组概述某电厂２ˑ６６０ＭＷ超超临界二次再热机组为国内首台超超临界二次再热机组ꎬ锅炉为超超临界压力变压运行带内置式再循环泵启动系统单炉膛㊁平衡通风㊁固态排渣㊁全钢架㊁全悬吊结构㊁露天布置的π型直流锅炉ꎮ锅炉主燃烧器采用四墙切圆燃烧方式ꎬＳＯＦＡ燃烧器布置于主燃烧器区上方的水冷壁四角ꎮ炉膛上部沿烟气流程依次布置有一级过热器㊁二级过热器㊁三级过热器ꎬ高压高温再热器ꎬ低压高温再热器ꎻ尾部竖井采取双烟道结构ꎬ分别布置有高压低温再热器和低压低温再热器ꎮ该电厂再热器采用烟气再循环的调温方式ꎬ在ＳＣＲ烟道入口布置有再循环烟气抽烟口ꎬ左右两根抽烟管道引入烟气再循环风机入口混合烟道ꎬ经扩容降尘后由三运一备的烟气再循环风机将烟气从燃烧器底部送入炉膛ꎮ１.２㊀试验工况及试验方法根据电厂的运行经验ꎬ试验选取工况参数如表１所示ꎬ每组工况的煤质㊁氧量㊁配风方式保持稳定ꎮ表１㊀试验工况试验编号Ｔ１Ｔ２Ｔ３试验负荷/ＭＷ４５０５３０６６０再循环风机频率/Ｈｚ４０~７５３５~７５４５~６０给水流量/ｔ ｈ－１１２７３.８１５３０.４１８５６.４给煤量/ｔ ｈ－１１６９.７２０４.７２４６.８氧量/％３.４８５３.２２３.６７㊀㊀试验采用省煤器出口左右两侧的烟气再循环母管直段上加装测点的方式测量烟气向的动压㊁静压以及烟气的密度ꎬ计算通过直段烟气的流速和各个工况下的总烟气再循环量ꎮ结合各个工况下的锅炉参数ꎬ分析和研究再循环烟气量变化对锅炉参数的影响及规律ꎮ２㊀结果与讨论２.１㊀负荷变化对再循环烟气量的影响设置再循环风机出力稳定ꎬ试验不同负荷下再循环风机总功率与再循环烟气量的影响ꎬ试验与拟合结果如图１所示ꎮ如图１所示ꎬ在相同烟气再循环风机总功率的情况下ꎬ负荷越低ꎬ烟气再循环量越大ꎮ这是由于在同样的风机总功率下ꎬ机组负荷越小ꎬ风机的全压越大ꎬ风机入口烟气密度越大ꎬ因此烟气质量流量也越大ꎮ在低负荷下ꎬ相同烟气再循环风机总功率对应的烟气再循环量较大ꎬ在低负荷运行中ꎬ烟气再循环量可以作为调节再热汽温的主要手段ꎻ在高负荷下ꎬ同样烟气再循环量对应的风机总功率较大ꎬ为了降低电耗ꎬ应结合多种调温方式进行汽温控制ꎮ图１㊀机组负荷变化对再循环烟气量的影响㊀㊀为方便计算并指导运行ꎬ根据各工况下烟气再循环量的综合结果ꎬ拟合烟气再循环风机总功率与烟气再循环量关系方程:ｙ＝－０.０００７ｘ２＋１.０４４ｘ式中:ｘ为再循环烟气总功率ꎻｙ为烟气再循环量ꎮ２.２㊀烟气再循环率对汽温的影响２.２.１㊀对主蒸汽系统的影响图２为不同负荷下烟气再循环率对主蒸汽气温的影响试验结果ꎮ从图２可以看出ꎬ三种由低到高试验负荷下ꎬ经过水冷壁蒸汽温升的平均斜率分别为－０.０９２４㊁－１.２６５６㊁－０.９７９８ꎮ各负荷试验下普遍的规律是随着烟气再循环率的上升ꎬ经过水冷壁的蒸汽温升降低ꎬ这是由于烟气延缓了燃烧过程ꎬ使得火焰上升ꎬ在水冷壁处烟气的平均温度降低ꎬ因此换热量随着烟气再循环率的升高而降低ꎬ继而导致经过水冷壁的蒸汽温升降低ꎻ但各负荷下蒸汽经过水冷壁温升的下降速度有差异ꎬ负荷越高ꎬ下降越快ꎬ这是由于随着锅炉负荷增加ꎬ炉膛内温度上升ꎮ烟气出口温度变化不大且低于炉膛温度ꎬ相同烟气再循环率下再循环烟气对于高负荷下炉内温度的影响更大ꎬ因此提高相同的烟气再循环率ꎬ高负荷下水８３冷壁内蒸汽的温升下降更快ꎮ一级过热器和二级过热器为辐射式过热器ꎬ随着烟气再循环率的提高ꎬ火焰高度升高ꎬ二者附近的温度升高ꎬ换热增强ꎬ故随着烟气再循环率提高ꎬ通过二者的蒸汽温升提高ꎮ研究蒸汽经过省煤器温升的变化规律可知ꎬ烟气再循环率升高ꎬ烟气量也随之增大ꎬ提高了对流受热面的换热效果ꎬ同时ꎬ负荷越高ꎬ省煤器温升的上升越快ꎬ根据实测数据可知ꎬ烟气再循环率从５％升高到３０％时ꎬ省煤器温升可上升大约１０ħꎮ由于三级过热器为半辐射过热器ꎬ温升变化并不完全随着烟气再循环率的变化而产生有规律的变化ꎮ２.２.２㊀对再热器系统的影响研究烟气再循环率对再热系统的影响ꎬ结果如图３所示ꎮ从图３可知ꎬ烟气再循环率变化对高压低温再热器㊁低压低温再热器温升变化较为明显ꎬ由实测数据可知ꎬ烟气再循环率从５％上升到３０％时ꎬ高压低温再热器温升可上升大约１５ħꎬ低压低温再热器温升可上升大约５ħꎬ高压低温再热器的变化更为敏感ꎮ整体上ꎬ高压高温再热器㊁高压低温再热器㊁低压高温再热器和低压低温再热器均为对流式ꎬ随烟气再循环率升高ꎬ温升加大ꎮ２.３㊀烟气再循环率对壁温均匀性的影响试验选择４５０ＭＷ㊁６００ＭＷ作为工况点ꎬ考察在不同烟气再循环率下对壁温均匀性的影响ꎮ图４所示为不同工况下高压高温再热器各屏第６根壁温分布情况ꎮ从试验数据计算可得ꎬ锅炉负荷为４５０ＭＷ时较高烟气㊁较低烟气再循环率下壁温标准差分别为８.２９７５㊁９.３１３６ꎻ锅炉负荷为６００ＭＷ时较高烟气㊁较低烟气再循环率下壁温标准差分别为７.９９０１㊁１０.４３２０ꎮ由此可见ꎬ随着烟气再循环率的提高ꎬ沿着炉膛宽度方向ꎬ壁温趋向于均匀ꎬ这是由于烟气再循环率的提高致使炉膛烟气量增加ꎬ炉膛烟气充满度上升ꎬ使炉膛上部及水平烟道烟气分布更为均匀ꎮ图２㊀不同负荷下烟气再循环率对主蒸汽气温的影响图３㊀不同负荷下烟气再循环率对再热气温的影响９３２０１９年李江浩等:６００ＭＷ超超临界二次再热锅炉烟气再循环对锅炉运行参数影响第６期２.４㊀烟气再循环率对燃尽的影响试验选择５３０ＭＷ㊁６６０ＭＷ作为工况点ꎬ考察在不同烟气再循环率下对飞灰和煤渣含碳量的影响ꎮ图５所示为不同工况下飞灰和煤渣含碳量的检测分析结果ꎮ从图５可以看出ꎬ飞灰与炉渣含碳量随着烟气再循环率的增加变化不大ꎮ图４㊀不同负荷下高压高温再热器第６根管道壁温分布图５㊀飞灰和炉渣含碳量３㊀结语(１)在低负荷情况下ꎬ烟气再循环可作为调节再热汽温的主要手段ꎻ而在高负荷下ꎬ应结合其他调温方式进行汽温控制ꎮ随着烟气再循环率的上升ꎬ水冷壁中介质温升降低ꎻ而一㊁二级辐射式过热器中气温温升随烟气再循环率升高而升高ꎮ对于其他对流受热面(如各级再热器)而言ꎬ烟气再循环率提高ꎬ通过受热面的蒸汽温度均上升ꎮ(２)烟气再循环对于提高受热面壁温均匀性有一定效果ꎬ而在稳定工况下ꎬ烟气再循环量对飞灰和煤渣含碳量影响不大ꎮ参考文献:[１]马帅ꎬ蒋金忠ꎬ张浩.超超临界锅炉低氮燃烧器改造后汽温特性优化调整[Ｊ].工业加热ꎬ２０１７ꎬ４６(５):１１－１６.[２]龙辉ꎬ黄晶晶. 十三五 燃煤发电设计技术发展方向分析[Ｊ].发电技术ꎬ２０１８ꎬ３９(１):１３－１７.[３]范庆伟ꎬ王伟ꎬ杜域超ꎬ等.二次再热机组经济指标计算方法对比[Ｊ/ＯＬ].热力发电ꎬ２０１８(１１):１３－１７[２０１８－１１－０５].ｈｔｔｐｓ://ｄｏｉ.ｏｒｇ/１０.１９６６６/ｊ.ｒｌｆｄ.２０１８０１０４４.[４]李官鹏ꎬ刘义达ꎬ安强ꎬ等.１０００ＭＷ超超临界二次再热机组系统比较及经济性分析[Ｊ].电力勘测设计ꎬ２０１８(５):５２－５５＋６１.[５]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＋１５.[６]李永生ꎬ黄宣ꎬ徐星ꎬ等.超超临界二次再热１０００ＭＷ汽轮机性能及优化建议[Ｊ].电力科技与环保ꎬ２０１８ꎬ３４(５):４３－４５.[７]郭馨.６００ＭＷ超超临界二次再热锅炉调温策略研究[Ｄ].哈尔滨:哈尔滨工业大学ꎬ２０１７.[８]姚向昱ꎬ蒋德勇ꎬ朱佳琪ꎬ等.二次再热锅炉再热器调温方式对机组热经济性的影响[Ｊ].电力勘测设计ꎬ２０１６(３):８－１５.[９]高伟ꎬ宋宝军.烟气再循环在二次再热锅炉中的应用探讨[Ｊ].电站系统工程ꎬ２０１５ꎬ３１(３):７９－８０＋８２.[１０]李永生ꎬ谭锐ꎬ徐星.１０００ＭＷ超超临界二次再热机组滑压运行优化[Ｊ].电力科技与环保ꎬ２０１８ꎬ３４(３):５３－５５.[１１]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.[１２]殷亚宁ꎬ黄莺ꎬ于景泽ꎬ等.二次再热机组多种汽温调节耦合控制策略研究及验证[Ｊ].锅炉制造ꎬ２０１８(５):５－７.收稿日期:２０１９￣０２￣２３ꎻ修回日期:２０１９￣０３￣２１作者简介:李江浩(１９８４￣)ꎬ男ꎬ广西藤县人ꎬ工程师ꎬ从事锅炉调试㊁试验工作ꎮＥ－ｍａｉｌ:ｌｉｊｈ－ｇｙｓ＠ｈｂｃ.ｃｏｍ.ｃｎ０４２０１９年１２月电㊀力㊀科㊀技㊀与㊀环㊀保第３５卷㊀第６期。
