刘正强——国内座缸式600-1000MW超超临界汽轮机低压缸五、六级抽汽温度高分析..
600MW超临界直流锅炉的汽温调节
600MW超临界直流锅炉的汽温调节摘要：本文阐述了发电厂600MW超临界直流锅炉汽温调节的一些常用方法，总结了这些调节方法的特性，对锅炉汽温的扰动因素做了简单分析，并阐述了作者自己的观点。
关键词：锅炉；主蒸汽温度；再热蒸汽温度；水煤比；减温水；负荷概述： #1、#2机组为国产600MW超临界压力燃煤发电机组，主要是带基本负荷运行，同时具有一定的调峰能力，热力系统为单元制系统，锅炉型号为HG-1950/25.4－YM1，采用哈尔滨锅炉厂有限责任公司引进英国三井巴布科克能源公司技术制造的超临界参数变压运行带内置式再循环泵启动系统的本生直流锅炉，单炉膛、一次再热、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。
汽轮机型号为N600－24.2/538/566，型式为超临界压力、一次中间再热、单轴、双背压、三缸四排汽、凝汽冲动式汽轮机。
发电机是型号为QFSN-600-2-22C、采用机端变自并励微机数字可控硅整流励磁系统的同步汽轮发电机。
600MW超临界直流锅炉由于没有汽包环节，给水经加热、蒸发和过热变成过热蒸汽是一次性连续完成的，随着运行工况的不同，锅炉将运行在亚临界或超临界压力下，蒸发点会自发地在一个或多个加热区段内移动，这就给锅炉汽温调节带来了很大难度。
下面分别就主蒸汽温度及再热蒸汽温度的情况进行探讨。
一、主蒸汽温度的调节对于600MW超临界直流锅炉，保持水煤比不变，则可维持过热蒸汽温度不变。
水煤比的变化是汽温变化的基本原因。
当过热蒸汽温度偏低时，首先应适当增加燃料量或减小给水量，使汽温升高，然后用喷水减温方法精确保持汽温。
1、湿态运行当机组负荷＜30％B-MCR时，超临界锅炉为湿态运行，此时锅炉的动态特性类似于汽包锅炉。
在此过程中，通过给水及燃料量的改变来满足蒸汽参数的要求，此时要求溢流阀投自动以维持储水罐水位在7m左右，燃料与给水是否匹配，可以从溢流阀的开度反映出来，一般点火初期开度维持在30％左右,随着负荷的增加,开度逐渐减小，如需提高主蒸汽温度，则须增加给水流量并适当增加燃料量，这种情况下，溢流阀开度增大，汽温上升快而压力却上升很慢或者下降。
(整理)600MW超临界火电机组
600MW超临界火电机组集控运行规程华北电力大学2005年目录1机组设备慨述1.1锅炉设备概述1.2汽机设备概述1.3发电机设备概述2机组设备规范2.1锅炉设备规范及燃料特性2.1.1锅炉设备规范2.1.2锅炉汽水要求2.1.3燃煤成分及特性2.1.4燃料灰渣特性2.1.5点火及助燃油特性(#0轻柴油)2.1.6安全门参数2.1.7炉受热面有关技术规范2.1.8燃烧设备2.2汽机设备规范2.2.1主机设备规范2.2.2汽机主要设计参数2.2.3汽机各级抽汽参数2.2.4蒸汽品质2.2.5旁路系统设备规范2.3发电机及励磁设备规范2.3.1 发电机规范2.3.2 发电机励磁参数2.3.3 发电机冷却介质及油系统规范2.3.4 发电机电流互感器规范2.3.5发电机电压互感器规范2.3.6发电机避雷器设备规范3机组主要控制系统3.1炉膛安全监察控制系统(FSSS)主要功能3.2顺序控制系统（SCS）3.3模拟量控制系统（MCS）3.3.1模拟量控制系统主要功能3.3.2机组协调控制系统运行方式3.3.3子控制回路自动条件3.3.4机组运行方式操作3.4数字电液调节系统(DEH)3.4.1主要功能3.4.2自动调节系统3.4.3其它调节3.4.4OPC保护系统3.4.5阀门管理3.4.6运行方式选择3.5数据采集系统（DAS）3.6ECS4机组主要保护4.1.汽机主要保护4.1.1汽轮机超速及自动跳机保护4.1.2汽轮机主要联锁保护4.1.3调节级叶片保护4.2锅炉主要保护4.2.1锅炉MFT动作条件4.3电气主要保护4.3.1发变组保护A柜配置（许继）4.3.2发变组保护B柜配置（许继）4.3.3发变组保护C柜配置(南自) 4.3.4发变组保护D柜配置（南自）4.3.5发变组保护E柜配置（南自）4.3.6动作结果说明5机组启动5.1启动规定及要求5.1.1启动要求5.1.2机组禁止启动条件5.1.3机组主要检测仪表5.1.4机组启动状态划分5.2启动前联锁、保护传动试验5.3启动前检查准备5.3.1启动前准备5.3.2系统投入5.4机组冷态启动5.4.1炉前给水管路清洗及锅炉上水清洗5.4.2锅炉点火前吹扫准备5.4.3锅炉点火前吹扫5.4.4锅炉点火5.4.5锅炉升温升压5.4.6汽轮机冲转前准备5.4.7汽机冲车、升速、暖机5.4.8并网前进行以下试验5.4.9升速注意事项5.4.10发电机升压注意事项5.4.11发电机并列规定及注意事项5.4.12发电机并列条件5.4.13发电机220KV侧断路器自动准同期并列步骤5.4.14发电机220KV断路器手动准同期并列步骤5.4.15发电机手动准同期并列注意事项5.5机组并列后的检查和操作5.5.1机组并列后的检查5.5.2机组30MW负荷升至180MW负荷5.5.3180MW负荷升至300MW负荷5.5.4300MW负荷升至450MW负荷5.5.5450MW负荷升至600MW负荷5.5.6机组升负荷过程中注意事项5.5.7机组冷态启动的其他注意事项5.6机组热态启动5.6.1热态启动参数选择5.6.2机组冲车条件5.6.3机组热态(温态)启动步骤5.6.4机组热态(温态)启动注意事项6机组正常运行及维护6.1机组正常运行参数限额6.1.1锅炉运行的报警值和跳闸值6.1.2汽机报警及停机值6.1.3发电机系统运行限额6.2机组负荷调整6.2.1机组运行方式说明6.2.2机组正常运行的负荷调整6.2.3AGC方式下的负荷调整6.3运行参数的监视与调整6.3.1机组给水的监视与调整6.3.2主、再热蒸汽温度的监视与调整6.3.3锅炉燃烧调整6.3.4二次风的调整6.3.5炉膛压力的调整6.3.6汽压调整6.3.7发电机系统主要参数的监视与调整6.3.8发电机氢气系统监视与调整6.3.9电机冷却系统的监视与调整6.4定期工作及试验6.5非设计工况运行6.5.1机前压力6.5.2主再热蒸汽温度6.5.3符合下列条件，高加退出运行可带100%负荷运行6.5.4同时切除高加，一段抽汽压力超限最高带负荷570MW 6.5.5低加解列的规定7机组停止运行7.1机组停运前的准备7.1.1机组停运前的准备7.2机组正常停运7.2.1确认机组运行方式7.2.2机组减负荷至240MW7.2.3机组减负荷至30MW7.2.4停机7.2.5停炉7.2.6汽机惰走7.3滑参数停机7.3.1滑停过程中有关参数控制7.3.2机组负荷由600MW减至450MW7.3.3机组负荷由450MW减至300MW7.3.4机组负荷由300MW减至180MW7.3.5机组负荷由180MW减至60MW7.3.6机组负荷由60MW减至18MW7.3.7解列停列(同正常停机操作)7.3.8滑参数停机的注意事项7.4机组停运锅炉抢修7.4.1降温降压7.4.2解列停机7.4.3停炉后的自然冷却7.4.4停炉后的快速冷却8机组停运后的保养8.1锅炉停运后的保养8.1.1锅炉停运后的保养方法8.1.2热炉放水法8.1.3锅炉湿法保养8.1.4锅炉充氮气干式保养8.2汽机停运后的保养8.2.1汽机停机不超过一周的保养8.2.2汽机停机超过一周的保养8.3发电机停运后的保养8.3.1发电机停运后的保养方法9事故处理9.1事故处理的原则9.1.1事故处理的导则9.1.2机组紧急停机的条件及处理9.1.3机组申请停机的条件9.2机组综合性故障9.2.1机组甩负荷处理9.2.250%RB9.2.3厂用电中断9.2.4厂用电部分中断9.3锅炉异常处理9.3.1水冷壁、省煤器、过热器、再热器管损坏9.3.2空预器、尾部烟道着火9.3.3炉前油系统故障处理9.3.4主蒸汽温度异常9.3.5再热蒸汽温度异常9.3.6锅炉给水流量低9.3.7锅炉汽水分离器出口温度高9.4汽机异常运行及常规事故处理9.4.1汽轮机水冲击9.4.2汽轮发电机组振动异常9.4.3汽轮机轴向位移增大9.4.4凝汽器真空降低9.4.5周波不正常9.4.6润滑油系统异常9.4.7抗燃油系统故障9.4.8油系统着火9.4.9DEH异常9.5发电机异常及事故处理9.5.1发电机异常的处理原则9.5.2发电机运行参数异常9.5.3发电机异常运行9.5.4发电机漏氢9.5.5发电机非同期并列9.5.6发电机变为同步电动机运行9.5.7发变组保护动作跳闸9.5.8发电机非全相运行9.5.9发电机失磁9.5.10发电机振荡或失去同步9.5.11电压回路断线9.5.12定子水压力低9.5.13定子水箱水位异常9.5.14内冷水电导率高9.5.15发电机定子线棒或导水管漏水9.5.16发电机定子升不起电压9.5.17发电机氢系统爆炸、着火附表一：常用单位对照表附表二：常用水蒸气参数对照表1.机组设备概述1.1锅炉设备概述1.1.1 该仿真机组锅炉是由哈尔滨锅炉有限责任公司引进三井巴布科克能源公司（MitsuiBabcock Energy Limited）技术生产的超临界参数变压运行直流锅炉，单炉膛、一次再热、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。
刘正强——国内座缸式600-1000MW超超临界汽轮机低压缸五、六级抽汽温度高分析..
中电投河南电力有限公司：刘正强
2010年11月
1 概述
中电投平顶山鲁阳发电有限公司与国电泰州电厂、大唐潮州 电厂的汽轮机型号均为CCLN1000-25.0/600/600，系哈尔滨汽轮 机厂与日本东芝公司合作设计、联合制造的一次中间再热、单轴、 四缸、四排汽1000MW超超临界冲动凝汽式汽轮机。汽轮机低压缸 采用双层缸结构，低压转子的四个轴承座与低压外缸下半缸焊接 成一体并一起坐落在底部台板上（简称座缸式）。目前已投产运 行的四台机组均发现汽轮机五、六段抽汽温度高于设计值约 25～ 30℃的现象（见表1），影响机组的经济性和安全性。因此，有 必要深入分析原因，找出可能存在的设计、制造、安装工艺等问 题，以便平顶山鲁阳发电有限公司#1、2汽轮机在基建期加以改 进。
4
五段、六段抽汽温度高现象对机组影响
4.1 机组安全性降低 低压缸存在变形，是动静径向摩擦的重要原因。哈汽-东芝1000MW汽轮 机低压缸在低压缸真空度和温度提高、跨距加长、质量增加的情况下，表现出 刚性不足问题，通过对五/六段抽汽温度高及试验数据分析，发现低压内缸存在 变形，特别是在凝汽器真空度较高时，在大气压的作用下，低压缸的变形呈现 如下趋势： （1）整体（汽缸中心）会有所下沉； （2）低压缸沿轴线向下弯曲； （3）低压外缸的横截面由圆形变成椭圆形，椭圆长轴在水平方向，短轴在 垂直方向。 低压缸变形后，上间隙减小造成动静碰磨，且通流径向磨损程度从低压 (两侧)到高压(中间)逐渐加剧，机组振动易超标，威胁安全运行；下间隙增大 造成蒸汽短路,抽汽温度超设计值。 4.2 机组经济性降低 当低压缸变形导致部分汽封间隙增大、隔板密封不严密或汽缸中分面存 在间隙时形成漏汽时，会使温度较高的蒸汽进入五、六段抽汽腔室。根据表2计 算得出，低压缸进汽漏到五抽的漏汽流量约17.391t/h，机组功率损失约800kW； 低压缸进汽漏到六抽这股漏汽流量约为7.75t/h，机组功率损失约为356kW。合 计功率损失约为1156kW。
600mw等级超(超)临界机组设备选型方案研究
600MW等级超(超)临界机组设备选型方案研究 吕庭彦，路胜利，谢卫江，金 刚，金 安中国水利电力物资有限公司 北京 100045The Research of 600MW Supercritical and Ultra-supercritical UnitEquipment SelectionLv tingyan, Lu shengli ,Xie weijiang, Jin gang, Jin anChina National Water Resources & Electric Power Materials & Equipment Co,Ltd.Beijing 100045ABSTRACT：This study takes into account the technical performance, price, delivery risks, unit load factors impacted on the selection of equipment, establishs a comprehensive analysis table of the unit selection, it has a certain reference value for thermal power equipment selection。
KEY WORD：600MW supercritical and ultra-supercritical unit；Selection；Technical program；Delivery risk；Unit load；Price摘 要：本研究综合考虑了设备的技术性能、价格、交货风险、机组运行负荷多方面因素对设备选型的影响，建立了机组选型综合分析表，对于火电基建工程的设备选型有一定参考意义。
关键词：600MW等级超(超)临界机组；选型；技术方案；交货风险；运行负荷；设备造价1 前言从2006年至今，我国除了常规供热机组采用300MW等级亚临界机组外，600MW等级及以上机组均采用了超（超）临界机组。
1000MW超超临界汽轮机极热态启动特点及对策
1000MW超超临界汽轮机极热态启动特点及对策浙江国华宁海电厂二期2×1000MW超超临界汽轮发电机组是目前国内单机功率最大、经济性最高的火力发电机组。
文章对该汽轮机极热态条件启动过程进行了深入研究，提出了一系列有针对性的措施和方法，对机组停运后迅速并网带负荷具有重要的指导意义，对同类型机组也有一定的借鉴作用。
标签：超超临界；1000MW；极热态启动1 系统概述浙江国华宁海电厂二期工程2×1000MW汽轮发电机组采用德国SIEMENS 成熟的组合积木块式HMN机型，由1个单流圆筒型H30高压缸，1个双流M30中压缸和2个N30双流低压缸组成。
高压通流部分l4级，中压通流部分2x13级，低压通流部分4x6级，共计64级。
汽轮机大修周期设计为l2年，是一般电厂的2～3倍，在降低电厂检修维护费用的同时，也使机组等效可用系数得到很大提高。
汽轮机型式为超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式、八级回热抽汽，具体技术参数（铭牌功率TRL）如表1：2 极热态启动的特点极热态启动是指机组停用2h以内重新启动，对于采用滑参数停机的超超临界机组而言，此时一般汽轮机高压转子金属温度在380℃左右，而对于故障跳闸的机组在而言，此时汽轮机高压转子在550℃左右，可以说在这种工况下进行极热态启动，如果处理不当，将对于汽轮机的寿命造成极大的影响。
极热态启动的主要特点是：启动前机组金属温度非常高，一般仅比额定参数低50℃左右；汽轮机所要求的进汽冲转参数极高；启动时间非常短，一般在机组跳闸后，事故原因一经查明，消除马上冲转并网。
3 极热态启动中注意的问题3.1 冲转参数的选择极热态启动前，汽轮机金属部件温度较高，要特别防止汽缸和转子被冷却。
在实际操作中应该根据汽轮机缸温、转子温度来决定冲转的参数，并要求加快升速、并网、及带负荷的速率，减少一切不必要的停留，防止汽轮机产生过大的热应力、热变形。
西门子1000MW汽轮机极热态冲转参数的选择是由DEH系统内部应力评估模型给定的，具体根据汽轮机高/中压转子温度、高压主汽门/调门内外壁温差、高压缸温度，在相应金属材料应力裕度模型的基础上计算得出。
1000MW 超超临界锅炉启动过程分析
1000MW超超临界锅炉启动过程分析刘崇刚国电泰州发电有限公司生产运行部江苏泰州 213000择要：本文简单介绍泰州电厂工程概况及等离子助燃点火，重点论述超超临界1000MW机组在启动过程如何成功实现无油点火，而且对启动过程中出现的具体问题进行详细分析并提出针对性解决方法，具有很大的推广价值，为即将投产和在建机组超超机组提供了实现无油启动成功的范列。
关键词：等离子无油点火锅炉启动参数控制关键点控制一、工程概况国电泰州电厂一期工程2×1000MW超超临界燃煤机组锅炉是哈尔滨锅炉厂有限责任公司由三菱重工业株式会社（Mitsuibishi Heavy Industries Co. Ltd）提供技术支持，设计的锅炉是超超临界变压运行直流锅炉，采用П型布置、双炉膛、一次中间再热、低NO X PM 主燃烧器和MACT燃烧技术、反向双切园燃烧方式，底层1A磨煤机采用等离子助燃技术，炉膛为内螺纹管垂直上升膜式水冷壁，循环泵启动系统；调温方式除煤/水比外，还采用烟气分配挡板、燃烧器摆动、喷水等方式。
锅炉采用平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构，设计煤种为神华煤，校核煤种分别为兖州煤和同忻煤。
锅炉主要参数如下：二、启动过程分析1、等离子点火等离子点火原理：等离子是利用直流电流在介质气压0.01～0.03Ma的条件下接触引弧，并在强磁场控制下获得稳定功率的直流空气等离子体，该等离子体在燃烧器的中心燃烧筒中形成温度》5000K的梯度极大的局部高温区，煤粉颗粒通过该等离子“火核”受到高温作用，并在1/1000秒内迅速释放出挥发物，使煤粉颗粒破裂粉碎，从而迅速燃烧。
由于反应是在气相中进行，使混合物组分的粒级发生了变化，煤粉的燃烧速度加快，也有助加速煤粉的燃烧，大大减少了点燃煤粉所需要的引燃能量，使无油点火成为可能。
等离子点火的难点：1）如何获得初始的制粉热风泰州电厂采用等离子厂家提供的方案：在热风母管上加装厂家提供的暖风器，加热汽源来自辅汽系统，暖风器入口加装一个热风隔绝门，出口加装一个热风电动调节挡板和冷风电动调节挡板。
1000MW超超临界汽轮发电机安装技术要点
Doors&Windows 摘
1000
1000
3
在进行拼装之前利用红丹粉对汽缸底脚与台板
压缸前后段缸体前后外油挡洼窝水平中心差值不大于安装前要做好准备工作
一台汽轮发电机要良好运行一条直的水平线而是一条曲线
5
阀门安装前保持内部干净
润滑油箱模块
检查油管路安装结束后
然后对油系统管道进行气密性试验空气压力注入到检查控制油管路安装完毕后
目前我国的火电机组安装工程多数都有安装人员技术水
参考文献
[J].电力建设,2006(4):1~4.
分析研究与探讨
195
2018.03。
600MW超临界机组直流锅炉燃烧调整
本 文主 要 以平 圩 发 电厂 两 台 ６ ０ ０ ＭＷ 超 临 界 机 组 的直不足 ，磨煤机煤量大 ，锅 炉排烟温度 高等 问题 ， 通 过 对 直 流锅 炉 进 行 冷 态 试 验 ，运 行 分 析 ，基 准 试 验 和 燃 烧 调 整 等 途径 ，提 出 了一些直流锅炉优化调整 的办法 ，在 此基础上对锅 炉燃 烧 的控制参数进 行优 化 ，提 高了机组运行 的性 能 ，希望有一定 的借
科 技 论 坛
６ ０ ０ Ｍ Ｗ超临界机组直流锅炉燃烧调整
曹宇鹏 任俊俊
（ 中国神华能源有限公司胜利能源分公 司，内蒙 古 鄂尔多斯 ０ ２ ６ ０ １ ５）
【 摘 要】 为了 探讨 ６ ０ ０ ＭＷ 超 ， 临 界机组直流锅 炉燃烧 的调整 ，
机组 的效率提高 了 ０ ． １ ％ 。 ４ ． ２ 排 烟温 度 过 高 在锅炉优化调 整试 验之前 ，直流锅炉 的排烟温 度一直偏高。根 据试验结果显示 ， 在机组 负荷 ６ ０ ０ Ｍ Ｗ及同时运 行 ５台磨煤机 的时候 ， ３ ， ４号机组 的实测排烟温度为 １ ３ ０摄 氏度左右 ，恢 复到 正常运 行温 度时为 １ ３ ６摄 氏度 ，比设计的 １ ２ ３摄 氏度高 了 １ ３摄 氏度 ，导致 直流 锅 炉 的效 率 大 大 下 降 ，机 组 耗 煤 量 增 加 了 ２ ％ 。在 对 两 台 机 组进 行 试 验后发现导致锅炉排烟过 高的原因在于磨煤机的一次风量 过大 。这 些风量本该经过预热器 ，由二次风送到炉膛 中燃烧 ，但现在却被 冷 风过滤掉 ，导致通过预热 器的空气流量大大减少 ，最后 出现锅 炉排 烟温度过高 的情况 。为了解决这一 问题 ，在锅炉制粉试验 时加 入了 次风量 的改善 ，调整 工作。结果在减少适量 的一次风量 以后 ，直 流锅炉的排烟温度大约 下降了 １ Ｏ摄 氏度 ，锅炉 的效率 得到了提 升， 机 组 耗 电也 下 降 了几 个 百分 比 。 ４ ． ３ 燃 烧器 二 次风 口变 形 ３ ， ４ 号机组在运 行不久之后就发现直流锅炉旋 流燃烧 器二次风 口发生 了严 重的变形 ，危害到机组的稳定与安全运 行。从检查 中可 以看 出 ，燃 烧 器 变 形 的 很 厉 害 ，几 乎 所 有 运 行 过 的燃 烧 器 都存 在 这 种现象 ，在经过对锅 炉运行的参数和燃烧器检测认定后得 出结论， 认为燃烧器变形 主要 的原因不在于燃烧器结构偏差 ，煤种 或一次风 量变化等 ，而是 燃烧器在停止运行后冷却风量过 小引起 的 。依据二 次风和燃烧器冷 态场 的试验试验结果 ，我们将燃烧器 的冷 却开度控 制在 ２ ０ ％ ，在这样的二次冷却开度实行半年后 ， ３ ， ４号机 组的燃 烧器 恢 复 如 初 。 如此 ， 燃 烧 器 的 变 形 问 题 终 于 得 到 的解 决 ， 与 此 同 时 ， 锅 炉 内燃 烧 的均 衡 性 也 得 到 了改 善 ，锅 炉 冷 水壁 ， 再 热 器 壁 的 温 度 差 都 明显 下 降 。 ４ ． ４ 磨 煤机 煤 排放 量 过 大 ３ ， ４号机组的磨煤机在运行时 ，石子 的煤排放量一直过大 ，在 降低 一次风 量后 ，这个 问题就更加严重 了 起初 电厂采用大一次风 量 除了考虑 减轻 燃烧器变形状况 以外 ，还考虑 了对煤排放的影响 。 在弄清 楚燃 烧器 变形是因为燃烧器停运后冷 却的开度不够 后 ，再使 用 大一次的风量就不需要 了。一次风量 大小应先满足 自身燃烧 的要 求 ，煤排放 偏大 ，应从磨煤机 的设备 去解 决。在 经过计算分析后 ， 决定改造磨 煤机 ，取得 了较好 的成果 。实验 数据 表明，改造后 的磨 煤机石子 煤排放 量大大下降，磨煤机 的煤量 ５ ０ ｔ ／ ｈ时，煤排放率为 干 分 之 一 ， 平均 下 降 了 干 分 之 四左 右 。 ５ 结 束 语 通 过 对 直 流 锅 炉 进 行 了 几 次优 化 调整 试 验 ，平 圩 发 电有 限公 司 的３ ， ４号机组运行的安全性和经济性都得到 了很大 的改善 ，提 高了 机组运行的整体水平 。在实 际工作 中，燃烧优化 的方 向主要在锅炉 侧，试验中也发现 ，３ ， ４机组 的凝 汽器的性能不是很理想 ，今后应 该 进 一 步 开 展 优 化 凝 汽 器 运 行 的 工 作 ， 比如 阀 门 内漏 检 测 ，循 泵 调 度等，不断的提高机组运行 的整体水平 。 参考文献 ： 【 １ １ 龚和， 方 晓 东． ６ ０ ０ ＭＷ 超 临界 机 组 锅 炉燃 烧 优 化 调 整 方 法 【 Ｉ １ ＿ 华东
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机组
500
某厂#4机组 某厂#1机组 某厂#2机组 750 1000 1000 1000
216.2
211.5 207 205.3 205.3
242
249.9 25 29
137.5
134 130.5 134.2 134.2
154
156.7 166 158.8 161.7
2.3
造成五抽、六抽温度偏高原因的简要分析 因此，低压缸膨胀曲线异常，说明在五、六级抽汽处 存在不明热源进入，使得抽汽参数严重偏离设计值。通过深 入分析，认为在内缸挠度最大的进汽区存在低压缸变形 (水平) 造成高温蒸汽短路，是第五级、第六级抽汽温度均偏高的直 接原因。 汽轮机通流效率偏低也会引起抽汽温度的升高，一般 意义上讲，由于汽缸漏汽而抬升抽汽温度，由此造成的机组 效率损失相对较小。若是通流部分效率下降，则将对机组效 率产生严重的影响。实际测量的低压缸效率虽较设计值略偏 低，但没有较大变化，可以排除缸效率偏低引起五、六级抽 汽温度偏高的可能。表2显示，五、六级抽汽段低缸效率反常 地大于100%，七抽级间效率明显较设计值偏低，所以将抽汽 温度偏高现象归因于漏汽加热影响更为合理。
5.2 汽封改造
通过对蜂窝汽封、侧齿汽封和接触汽封进行研究，其中侧齿汽封 效果明显。某厂在#2机组（600MW）B级检修中，通过对低压通流部分 采用侧齿迷宫汽封进行了验证，2010年3月进行修后性能试验，机组热 耗为7780.35 kJ/kWh，比修前下降91.29kJ/kWh；高压缸效率提高了 1.04个百分点，达到85.92%；中压缸效率提高了0.9个百分点，达到 91.29%；低压缸效率提高了1.62个百分点，达到88.54%；五、六段抽 汽温度均较修前有明显下降。其中，五段抽汽温度由283℃下降至 273℃；六段抽汽温度由183℃下降至165℃。
16.5
22.7 35.5 24.6 27.5
由表1可见，某厂#3、#4机组五、六级抽汽温度在负荷升高过程 中，实测蒸汽温度与设计温度偏差逐渐增大，最大温差发生在机组 100%负荷条件下，其中#3机组为43℃，#4机组为35.5℃。
2 低压缸五抽、六抽温度偏高的试验分析
2.1 初步判断 （1）考虑是否存在参数测量问题。通过对抽汽参数分析， 发现抽汽点与加热器进汽点参数相吻合，可以排除。 （2）考虑低压缸进汽级效率偏低。低压进汽室内流道不光 滑，多处布有连接和加固构件，使汽流进入低压缸时出现较大的 压损，还会使低压缸进汽汽流的分配不均匀。这些通流结构问题 会导致低压缸前面几个级段的效率降低，造成五抽、六抽温度偏 高。 （3）考虑是否存在低压缸内漏汽导致抽汽温度偏高。汽轮 机低压缸五抽、六抽的抽汽口分别位于低压缸进汽室两侧 ,若出 现低压进汽室隔板密封不严密或汽缸中分面存在间隙等原因而形 成漏汽，会使温度和压力较高的蒸汽进入五抽、六抽的抽汽腔室， 抬高这两级抽汽的温度。
表2 泰州电厂#1汽轮机五、六抽温度设计和试验数据汇
五/六级抽 汽口效率 五/六/七级 抽汽口效率
参数名称 设计压力MPa 设计温度℃ 设计效率% 焓kJ/kg 熵kJ/(kg· K)
低压缸进汽 0.842 348.7 3160.2 7.3817
五级抽汽口 0.247 205.3 92.98 2879.3 7.4287
2 低压缸五抽、六抽温度偏高的试验分析
2.1 初步判断 例如：国内某600MW超超临界汽轮机（25MPa/600℃/600℃一次中间再热、 单轴、两缸两排汽、凝汽式）五抽温度设计值为307.3℃,试验值为324～326℃, 高于设计值17～19℃;六抽温度设计值为224.8℃,试验值为253～254℃,高于设 计值29～30℃。在机组检修中，发现低压内汽缸进汽与五抽间隔密封面有漏汽 痕迹, 低压缸的内缸变形比较严重，见下图1。
六级抽汽口 0.1198 134.2 93.8 2743.3 7.4512
七级抽口 0.0547 83.6 92.45 2619 7.48
95.98
94.13
试验压力MPa
试验温度℃ 试验效率/% 焓kJ/kg
0.8645
350.38 3161.68
0.3582
232.01 102.7 2929.14
4
五段、六段抽汽温度高现象对机组影响
4.1 机组安全性降低 低压缸存在变形，是动静径向摩擦的重要原因。哈汽-东芝1000MW汽轮 机低压缸在低压缸真空度和温度提高、跨距加长、质量增加的情况下，表现出 刚性不足问题，通过对五/六段抽汽温度高及试验数据分析，发现低压内缸存在 变形，特别是在凝汽器真空度较高时，在大气压的作用下，低压缸的变形呈现 如下趋势： （1）整体（汽缸中心）会有所下沉； （2）低压缸沿轴线向下弯曲； （3）低压外缸的横截面由圆形变成椭圆形，椭圆长轴在水平方向，短轴在 垂直方向。 低压缸变形后，上间隙减小造成动静碰磨，且通流径向磨损程度从低压 (两侧)到高压(中间)逐渐加剧，机组振动易超标，威胁安全运行；下间隙增大 造成蒸汽短路,抽汽温度超设计值。 4.2 机组经济性降低 当低压缸变形导致部分汽封间隙增大、隔板密封不严密或汽缸中分面存 在间隙时形成漏汽时，会使温度较高的蒸汽进入五、六段抽汽腔室。根据表2计 算得出，低压缸进汽漏到五抽的漏汽流量约17.391t/h，机组功率损失约800kW； 低压缸进汽漏到六抽这股漏汽流量约为7.75t/h，机组功率损失约为356kW。合 计功率损失约为1156kW。
项目 第19-21级隔板汽封（STQ19-21T/Q） 第19-23级隔板汽封（STQ22-23T/Q） 第18级动叶部汽封（STQ18T/Q） 第19级动叶部汽封（STQ19T/Q） 第20级动叶部汽封（STQ20T/Q） 第21级动叶部汽封（STQ21T/Q） 第22级动叶部汽封（STQ22T/Q） 第23级动叶部汽封（STQ23T/Q） 单位 mm mm mm mm mm mm mm mm L（左） 1.00 1.40 1.58 1.83 1.83 3.30 3.40 11.8 B（下） 1.40 1.80 1.78 2.03 2.03 3.50 3.60 12.0 R（右） 1.40 1.80 1.98 2.23 2.23 3.70 3.80 12.2 T（上） 1.90 2.00 1.98 2.23 2.23 3.70 3.60 12.0
表1 国内1000MW超超临界汽轮机五、六级抽汽温度设计值与实测值对比
负荷 MW 500 某厂#3机组 750 1000 五抽设 计温度 ℃ 216.2 211.5 207 五抽实 际温度 ℃ 233 233.2 230.3 五抽温 度偏差 ℃ 16.8 21.7 23.3 六抽设 计温度 ℃ 137.5 134 130.5 六抽实 际温度 ℃ 160 159.3 156.3 六抽温 度偏差 ℃ 22.5 25.3 25.8
2.3
3
3.1
低压缸内漏原因分析
焊接应力释放导致低压内缸变形 制造厂去除焊接式低压内缸的焊接应力不彻底，机组运行中 应力继续释放，造成缸体变形。如果低压内缸出现热变形，可直接 导致级间短路；同时引起径向动静间隙变化，通流间隙增大造成蒸 汽短路，抽汽温度偏高，也可导致局部动静消失碰磨，机组振动超 标。 3.2 温差大引起低压内缸变形 低压内缸中间部位与低压缸各级抽汽室温差较大，造成内缸 变形值超过设计值。低压缸水平面螺栓紧力不足，导致低压内缸变 形引起内漏。 3.3 低压外缸变形 哈汽-东芝1000MW汽轮机低压外缸的结构特点是汽缸和轴承 座一体化，低压外缸在高度真空状态下出现变形，引起转子中心变 化影响径向动静间隙。经了解，上海汽轮机厂1000MW机组低压转子 轴承座与汽缸分开，未出现五、六级抽温度偏高现象。
0.2282
158.57 148.06 2784.74
0.477
87.25 48.03 2657.45 115.9 88.84
熵kJ/(kg· K)
7.3745
7.3618
7.2577
7.6488
2.3 造成五抽、六抽温度偏高原因的简要分析 2.3.1 低压缸膨胀过程曲线分析 多台机组的五、六级抽汽温度存在异常，其规律具有共性。 现以泰州电厂#1汽轮机组A级检修前后试验数据为例进行分析。 下图2给出了泰州电厂#1机组低压缸的设计和试验膨胀过程 线。蒸汽在低压缸膨胀做功过程中，焓值降低，熵值增加，但曲线 显示在五、六、七段抽汽数据显示点即拐点处，在五、六段抽汽却 出现熵值减小的趋势（见上表2），使得试验膨胀过程线在抽汽点 处发生了较大的畸变，在低压缸进汽和五、六段抽汽及七段抽汽与 设计曲线偏差较大。
低压缸膨胀曲线图 3.2 3.1
五级抽汽
焓 MJ/kg
3 2.9 2.8 2.7 2.6 2.5 7.2 7.3 7.4 7.5 熵 MJ/kg.k 7.6 7.7
六级抽汽 七级抽汽
设计值 试验1 试验2
造成五抽、六抽温度偏高原因的简要分析 众所周知，蒸汽在汽缸中的膨胀过程，可近似地看成 是绝热过程，而实际的绝热过程必定是熵增过程而非熵值减 少。第五级抽汽点的熵小于低压缸进汽的熵，第六级抽汽点 的熵小于第五级抽汽点的熵，显然缺乏理论依据。由于各抽 汽点之间的膨胀过程线斜率代表了各级的效率状况，从表 2可 见，低压缸七抽处的缸效率约48%，明显偏低；低压缸进汽至 五、六抽的缸效率分别为104%和149%，此两段抽汽的级段效 率超出100%，显然违背了汽轮机通流部分的工作特性，但是 低压缸前三级效率为88.84%。由此可以推论：试验时测得的 五抽、六抽温度大幅度偏高的情况，并不能代表汽轮机通流 内部主汽流的参数状况，将抽汽温度偏高现象归因于漏汽和 测量数据没有代表性更为合理。当然，汽轮机通流效率偏低 也会引起抽汽温度的升高，所以并不能排除两者同时存在的 可能性。
5 座缸式600～1000MW机组抽汽温度偏高问题的尝试 解决方法及效果
5.1 低压内缸中分面增设密封结构
鉴于机组实际运行中 5#、6#抽汽管抽汽参数偏高，以及低压内缸中 分面存在张口的状况，在低压内缸中分面增设密封结构。兰溪电厂 4#机 低压内缸中分面增设密封结构，低压部分的 5#、6#抽汽温度有一定程度 下降，就目前的运行情况看，此优化方案还是取得了成功。