B侧再热汽温调节系统内扰试验方案
超临界锅炉过热器-再热器的汽温特性及调节分析
超临界锅炉过热器\再热器的汽温特性及调节分析摘要：本文对直流锅炉的过热器、再热器汽温特性、变化特点、汽温调节进行了简要分析，并结合我厂实际情况阐述锅炉汽温偏差产生的原因，提出超临界压力锅炉运行中应关注的问题，与电力同仁共勉。
关键词：直流锅炉超临界过热器再热器汽温21世纪以来，为了提高锅炉效率，最大限度的降低能源消耗，电站锅炉逐步向超临界锅炉方向发展。
超临界锅炉的汽温特性与传统的汽包炉汽温特性有明显的不同，汽温过高将引起管壁超温、金属蠕变寿命降低，会影响机组的安全性；汽温过低将引起循环热效率的降低。
根据计算，过热器在超温10～20℃下长期工作，其寿命将缩短一半以上；汽温每降低10℃，循环热效率降低0.5%，而且汽温过低，会使汽轮机排汽湿度增加，从而影响汽轮机未级叶片的安全工作。
通常规定蒸汽温度与额定温度的偏差值在-10～+5℃范围内。
下面对直流锅炉的汽温特性进行分析，不断摸索调整汽温的最佳手段，控制汽温在允许范围内，保证锅炉安全运行。
一、过热器或再热器汽温特性1、过热器或再热器出口汽温随锅炉负荷的变化规律称为过热器或再热器的汽温特性。
过热器的汽温特性如图1-1所示。
图1-1 过热器的汽温特性l―辐射式过热器；2、3―对流式过热器23随着锅炉负荷的变化，辐射式过热器的汽温特性与对流式过热器相反。
当锅炉负荷增加时，燃料消耗量和过热器中蒸汽的流量都相应增大，由于炉内火焰温度变化不大，辐射式过热器吸收的炉膛辐射热增大不多，相对于每干克蒸汽的辐射吸热量反而减小，因此辐射式过热器的出口汽温随锅炉负荷的增大而降低。
辐射式过热器的汽温特性见图1-1中的曲线1。
当锅炉负荷增大时，燃料消耗量增大，烟气流速增大，烟温升高、对流传热量增加，相对于每千克蒸汽的对流吸热量增加，因此对流式过热器的出门汽温随锅炉负荷的增大而增大。
对流式过热器的汽温特性见图1-1中曲线2、3，过热器离炉膛越远，过热器进口烟温越低，烟气对过热器的辐射换热份额越少，汽温随负荷增加而上升的趋势更加明显。
RB试验方案-
RB试验方案1.1 协调控制系统协调控制系统采用间接能量平衡方式，协调汽机、锅炉，使机组满足负荷需求，维持主汽压力在给定值，保证整个机组的安全、经济运行。
系统设计有RUNBACK功能，当机组辅机异常时，系统自动切换到安全运行方式。
协调控制系统设计有以下功能回路：a. 单元负荷指令处理回路、机前压力设定值处理回路、机组最大出力运算回路、参数越限迫升/降回路、闭锁增/减回路b. 运行方式及方式选择回路：系统有五种运行方式（基本方式、汽机跟随方式、锅炉跟随方式、炉跟机协调控制方式、机跟炉协调控制方式）。
c. 负荷RUNBACK回路：当下列任一条件存在时，将发生负荷RUNBACK请求。
此时系统系统工作在机跟随协调控制方式，维持机前压力,随着锅炉出力的降低将机组负荷降到辅机对应的出力水平。
1.1 RB试验内容负荷大于180MW，运行中一台引风机跳闸产生RB。
目标负荷160MW，减负荷速率为50MW/min； λ一台空预器运行中跳闸则跳同侧引风机，按引风机RB处理。
负荷大于180MW，运行中一台送风机跳闸产生RB。
目标负荷160MW，减负荷速率为50MW/min。
λ负荷大于180MW，运行中一台一次风机机跳闸产生RB。
目标负荷160MW，减负荷速率为50MW/min。
λ负荷大于180MW，运行中一台给水泵跳闸且备用泵没有联启，产生RB。
目标负荷150MW，减负荷速率为50MW/min。
λ负荷大于210MW，运行中一台磨跳闸余两台磨运行，产生RB。
目标负荷190MW，减负荷速率为40MW/min。
λ负荷大于160MW，运行中一台磨跳闸余一台磨运行，产生RB。
目标负荷135MW，减负荷速率为40MW/min。
λ注：各项RB的负荷目标值和减负荷速率待讨论后最终确定。
2 RB试验目的2.1当机组主要辅机故障跳闸造成机组实发功率受到限制时（协调控制系统在自动状态），为适应设备出力，协调控制系统强制将机组负荷减到尚在运行的辅机所能承受的负荷目标值。
RB 试验
3.2.3 RUNBACK 功能3.2.3.1 RB 动作条件与项目汽动给水泵 RB每台汽动给水泵出力按照200MW 计算,电动给水泵出力按照90MW 计算，当发生一台汽动给水泵跳闸且负荷大于200MW 时，触发RB 动作，RB 目标负荷180MW。
送／引风机/空预器RB每侧风烟系统出力按照200MW 计算,当发生一侧风烟系统跳闸（送风机/引风机/空预器跳闸）且负荷大于200MW 时,触发RB 信号，RB 目标负荷180MW。
一次风机 RB每台一次风机出力按照200MW 计算,当发生一台一次风机跳闸且负荷大于200MW时,触发RB 信号，RB 目标负荷180MW。
3.2.3.2 RB 动作后逻辑情况1) 当 RB 动作时；自动按照AB1-AB3-AB2-AB4（油枪）顺序间隔3 秒依次投入AB层燃油组和A 层少油点火装置（A 层少油点火运行人员可在操作画面，根据机组运行状态选择是否投入）。
当以上RB 动作时A 磨煤机和B 磨煤机均不在运行状态时，按照CD1-CD3-CD2-CD4(油枪)顺序间隔3 秒依次投入CD 层燃油组。
2) 当RB 动作，若机组运行磨煤机台数≥3 时直接跳闸E 磨煤机； E 磨煤机跳闸后8s（若RB 发生时，E 磨没有运行，则直接跳闸D 磨；一次风机RB 时延时2秒），当运行磨煤机台数≥3 时跳闸D 磨煤机；D 磨煤机跳闸后7s（若RB 发生时，若D 磨没有运行，则直接跳闸C 磨），当运行磨煤机台数≥3 时跳闸C 磨煤机；最终保持两台磨煤机处于运行状态。
3) RB 动作后协调方式切为机跟随滑压方式，滑压速率（0.3MPa/min）压力设定值依据RB 滑压曲线设定。
4) RB 发生后，减温水调门维持自动状态，超驰关闭30 秒。
5) 汽泵跳闸触发给水泵RB 时，电泵联启2 秒后，勺管从30%按照一定速率开至x%（x%为RB 前负荷对应的函数f(x)）。
函数由调试期间根据实际情况整定。
浅谈600MW亚临界机组锅炉再热蒸汽温度调节
浅谈600MW亚临界机组锅炉再热蒸汽温度调节发布时间：2021-04-07T12:18:44.093Z 来源：《中国电业》2020年第31期作者：魏向国李勇[导读] 再热汽温调节在自动控制中占有很重要的作用魏向国李勇河北国华定州发电有限责任公司河北定州 073000摘要：再热汽温调节在自动控制中占有很重要的作用，为了使再热汽温符合设计要求，则如何采取有效的调节方法进行再热汽温的调节就显得异常重要，本文主要介绍再热汽温调节的特点以及针对国华定州电厂介绍再热汽温的调节特点以及逻辑实现。
关键词：再热汽温调节逻辑1 再热汽温调节概述蒸汽再热器也叫中间再热器或二次过热器，为了提高循环热效率，超高参数及其以上的机组一般都采用蒸汽中间再热。
在运行中要求再热汽温的变化不超过5～100C，再热汽温降低会降低循环效率，过高又会影响再热器或汽轮机的工作安全。
再热器进口蒸汽状态决定于汽轮机高压缸的排汽参数，而高压缸排汽参数随汽轮机的运行方式、负荷大小及工况变化而变化。
当汽轮机负荷降低时，再热器入口汽温也相应降低，要维持再热器的额定出口汽温，则其调温幅度大。
由于再热汽温调节机构的调节幅度受到限制，则维持额定再热汽温的负荷范围受到限制。
再热汽温调节不宜用喷水减温方法，否则机组运行经济性下降。
再热器置于汽轮机的高压缸与中压缸之间。
因此在再热器喷水减温，使喷入的水蒸发加热成中压蒸汽，使汽轮机的中、低压缸的蒸汽流量增加，即增加了中、低压缸的输出功率。
如果机组总功率不变，则势必要减少高压缸的功率。
由于中压蒸汽作功的热效率较低，因而使整个机组的循环热效率降低。
从实际计算表明，在再热器中每喷入1％MCR的喷水，将使机组循环热效率降低0.1％～0.2％。
因此，再热汽温调节方法采用烟气侧调节，即采用摆动燃烧器或分隔烟温等方法。
但考虑为保护再热器，在事故状态下，使再热器不被过热而烧坏，在再热器进口处设置事故喷水减温器，当再热器进口汽温采用烟气侧调节无法使汽温降低，则要用事故喷水来保护再热器管壁不超温，以保证再热器的安全。
(整理)定值扰动试验.
热控自动调节系统扰动试验规范[#11号机组]编制2013/9/6自动调节系统目录1．一次风压控制系统22．除氧器水位控制系统33．再热汽温（再热烟气挡板）控制系统4 4．一级喷水减温控制系统55．二级喷水减温控制系统56．再热喷水减温控制系统67．低加水位控制系统7附录A控制系统功能及参数设置8附录B技术指标定义111．一次风压控制系统1.1控制系统描述：一次风压控制系统调整的是一次风母管压力，系统设定值由负荷（主汽流量）经函数转换而成，由两台一次风机入口挡板共同来控制。
分工频调整和变频调整两种情况。
1.2试验前准备工作：1.2.1运行、热控参与试验人员到场1.2.2运行人员确认试验设备工作正常，满足试验要求。
1.2.3检查组态、调节器参数和自动切除定值设置正确、确认调节器作用方向。
参数定值见附录A.1。
确认各子系统内回路设定值生成正常。
检查自调系统切手动条件齐全、设置正确。
无其他闭锁信号限制、无超驰保护信号发生。
1.2.4调节系统测点指示正确在正常范围。
参数见附录A.11.2.5调节系统执行机构动作灵活、死区满足使用要求。
1.2.6运行人员试验手自动切换正常、设定值调整幅度、速率满足要求。
1.2.7保持机组负荷稳定，且负荷在70%~100%之间；1.2.8该调节系统随机组投入运行时间30天以上。
1.2.9试验过程中如果自动调节系统切为手动或威胁系统安全的情况下，运行操作人员应及时进行人工干预。
待系统调整稳定后，重新进行试验。
1.3扰动类型：设定值阶跃扰动1.4试验过程1.4.1试验前一次风压调整稳定，测量值在设定值附近稳定调整2min左右；1.4.2一次风机变频器转速或一次风入口调门开度要保证有足够的扰动可调量，即设定值阶跃增加后，一次风机变频器或一次风入口调门指令有足够的增加空间，以保证一次风压的调整，反之亦然。
1.4.3一次性快速改变一次风压设定值±300pa,并保持扰动量不变；1.4.4试验宜不少于两次，设定值阶跃上升和阶跃下降各一次，并记录相关试验曲线及参数；1.5品质指标：1.5.1稳态品质指标：±100pa;1.5.2一次风压给定值改变±300pa时，动态最大偏差＜60Pa,过渡过程衰减率稳定时间＜50s，在0.75~1之间。
热工自动调节系统扰动试验方案
.自动调节系统扰动试验方案RB试验方案1、试验目的：1.1 检验机组在辅机发生故障跳闸锅炉出力低于给定功率时，自动控制系统将机组负荷快速降低到实际所能达到的相应出力的能力，是对机组自动控制系统性能和功能的考验。
1.2验证控制回路的安全可靠性。
2、试验条件：2.1一次设备工作可靠。
2.2燃料自动、主汽温自动、再热汽温自动、炉膛负压自动、送风机自动、一次风压自动、给水自动、凝汽器水位自动均已投入。
2.3机组运行稳定，负荷在额定负荷附近可做15%负荷扰动。
2.4机组功率控制方式应为协调方式。
2.5锅炉炉膛安全监控系统（FSSS）已可靠投入运行。
3 、试验步骤：3.1送风机RUNBACK试验：●模拟量控制系统投入自动。
●待负荷及汽压稳定，手动跳闸一台送风机，报警显示送风机跳闸。
●最上三层磨煤机自动跳闸，负荷指令迅速减至60%负荷。
●主汽压下降及调门关小，机组负荷将自动降至需求负荷，观察机组运行情况，记录各系统曲线。
●待机组运行稳定后，重新启动跳闸送风机及磨煤机，将负荷缓慢回升至试验前位置。
●试验中以下参数应加强监视：1)运行送、引风机电流；2)炉膛压力；3)锅炉燃烧情况；4)锅炉汽包水位；5)锅炉主、再热蒸汽温度；6)锅炉空预器运行情况；●注意事项：1)注意监视锅炉燃烧情况，如燃烧迅速恶化应手动MFT。
2)监视汽包水位及蒸汽温度，如有必要可手动干预，以机组能维持运行为目的。
3)如运行送、引风机电流过大，可进一步手动降低目标负荷，直至降至安全电流。
4)如主汽压力无法维持，可进一步手动降低目标负荷。
3.2 给水泵RUNBACK试验：●5号机组2台给水泵并列自动运行。
●将机组投入协调方式运行。
●两台给水泵并列自动运行，将备用给水泵联锁解除。
●待负荷及汽压稳定，手动跳闸一台给水泵。
●最上三层磨煤机自动跳闸，备用给水泵不启动，汽包水位迅速下降，负荷指令迅速减至50%负荷。
（此过程中，若汽包水位降至-150mm，则操作员手动增加液耦指令，参与补水，以防止因汽包水位低低导致锅炉MFT）。
机组RB试验方案(修改稿)
目录1. 编制依据2. 系统概况3. RB试验目的4. RB试验前应具备的条件5. RB试验的职责分工6. RB试验前的准备工作7. RB试验动作过程及主要操作程序8. 试验安全措施1 编制依据1.1 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）》电力部电建[1996]159号1.2 《火电工程启动调试工作规定》电力部建设协调司建质[1996]40号1.3 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》电力部建设协调司建质[1996]111号1.4 《电力建设施工及验收技术规范（汽轮机机组篇）》DL 5011-921.5 《火电机组达标投产考核标准（1998年版）》电力工业部1.6 《火电机组达标投产动态考核办法（试行）》 [1998]国家电力公司1.7 《电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）》DL 5009.1-92能源部能源基[1992]129号1.8 东北电力科学研究院质量管理标准2 系统概况3 RB试验目的机组大负荷运行时,当机组的主要辅助设备突然故障,使机组承担负荷能力下降,需要系统快速减少燃料并使实际负荷指令下降到所能承担的水平。
RB 试验目的为考验机组协调系统和各子系统对外部大扰动的响应速度使机组在负荷返回过程中能够安全稳定的继续运行，平稳过渡到所能承担的负荷能力。
4 RB试验前应具备的条件4.1 MFT装置整定数据正确，动作正常。
4.2 DEH静态试验合格，调节系统各部套无卡涩现象，电调经甩负荷模拟试验。
4.3 ETS静态试验合格,汽轮机超速保护装置良好，电超速、机械超速保护动作值应在110%额定转速范围内。
4.4 SCS各联锁、闭锁、保护动作正常。
4.5 MCS各系统投入，协调系统及各子系统投入经实际检验工作正常并调节良好。
4.6 DAS系统及常规主要监视仪表指示正确。
4.7各管道上的安全门在超压时均能正常动作。
4.8发电机主断路器和灭磁开关合、跳闸良好。
4.9励磁系统经过模拟试验，电压调节安全可靠。
rb试验方案(讨论稿)分析
RB试验方案（讨论稿）1. RB的项目：根据《火力发电机组辅机故障减负荷技术规程》DL/T 1213-2013 RB应包括如下项目：1 空气预热器RB2 引风机RB3 送风机RB4 一次风机RB根据电厂运行规程和其它地方的经验，建议有：5 磨煤机RB（包括一台磨煤机RB和两台磨煤机RB）2.触发条件RB动作原因：（机组控制方式必须在CBF或CTF方式下）机组负荷指令＞500MW，二台送风机运行时，一台送风机跳闸；机组负荷指令＞500MW，二台引风机运行时，一台引风机跳闸；机组负荷指令＞500MW，二台一次风机运行时，一台一次风机跳闸；机组负荷指令＞500MW，二台空预器运行时，一台空预器跳闸；磨煤机RB：机组负荷指令＞840MW，一台磨煤机跳闸；机组负荷指令＞630MW，二台磨煤机跳闸。
RB试验降负荷目标及速率初步设定如下：小值处理。
以上根据数据来自《电厂运行规程》。
按以往一些工程的经验，目标负荷煤量的计算方法为：RB前的煤量/RB前的负荷×RB的目标负荷。
3.RB动作结果磨煤机RB动作时，机组主控方式自动切至 BI 方式。
锅炉主控 BID 指令自动下降，机组负荷快速下降。
空预器RB、引风机RB、送风机RB动作时，相关辅机联锁动作，停对应侧的送、引风机。
机组主控方式自动切至 BI 方式，DEH 自动切至初压模式。
BID 指令自动下降到 50％，机组负荷快速下降。
助燃油枪自动投入运行。
（初步定为投最下层油枪，投入油枪的速度是在油压能够保持稳定，不影响油枪燃烧的情况下，尽可能快的投入各油枪，各油枪的投运时间间隔可能小于正常层启动程控的时间间隔，）磨煤机以从上到下的次序跳闸，保留三台磨运行。
一次风机RB动作时，机组主控方式自动切至 BI 方式，DEH 自动切至初压模式。
BID 指令自动下降到 50％，机组负荷快速下降。
助燃油枪自动投入运行。
磨煤机以从下到上的次序跳闸，保留三台磨运行。
当机组负荷降至不大于RB目标负荷且基本稳定后，主蒸汽压力、主蒸汽温度等主要参数基本稳定，则RB复位。
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B侧再热汽温调节系统内扰试验方案
1试验项目
B侧再热汽温调节系统减温水流量内扰试验。
2试验目的
检验B侧再热汽温调节系统的调节品质。
3试验仪器及数据记录
a）试验设备：工程师站1台，操作员站1台。
b）记录参数：机组负荷，B侧再热汽温，B侧再热汽温设定值，B侧再热减温器后汽温，B侧再热减温水调节门指令及开度。
4试验条件
a）锅炉运行正常，机组负荷在在70%ECR-100%ECR范围内，且负荷稳定；
b）主蒸汽各级温度、再热汽温度指示准确；
c）减温水调节门有足够的调节裕量；
d）M/A操作站工作正常，跟踪信号正确，无切手动信号。
5试验步骤
a）投入B侧再热汽温调节系统自动。
b）运行人员将B侧再热汽温设定值设定为572℃，并等待B侧再热出口汽温稳定10—20分钟。
c）运行人员将B侧再热汽温调节系统切至手动，并迅速增加减温水流量10%（额定值）后重新将B侧再热汽温调节系统投入自动。
d）热控专业试验人员同时计算减温水流量恢复到扰动前的值的时间，并打印记录曲线。
6质量指标
a）锅炉稳定运行时，再热蒸汽温度允许偏差为：±5℃。
b）执行器不应频繁动作。
c）内扰：减温水扰动10％时，再热汽温从投入自动开始到扰动消除时的过渡过程时间应不大于2min；
d）定值扰动：再热汽温给定值改变±4℃时，控制系统衰减率Ψ=0.75~1、稳定时间为：小于12min。
e）机组协调控制系统负荷变动速率小于或等于1%ECR/min时，再热汽温最大偏差不应超过±5℃；
f）机组协调控制系统负荷变动速率小于或等于3%ECR/min时，再热汽温最大偏差不应超过±10℃；
7安全措施
a）试验正式开始前将试验方案发至各相关部门；
b）试验前由生产经营部生技分部组织参加试验人员详细讨论试验方案；
c）试验过程中参加试验人员听从当值值长的统一指挥；
d）建议在试验过程中增加一名运行人员，一人操作，一人监视。
e）试验过程中如遇危及设备和人身安全的不安全因素应立即终止试验。
f）发生以下情况时，运行人员可根据实际情况将调节系统切至手动：
──锅炉稳定运行时，再热汽温超出报警值；
──减温水调节门已全开，而汽温仍继续升高或减温水调节门已全关，而汽温仍继续下降；
──控制系统工作不稳定，减温水流量大幅度波动，汽温出现周期性不衰减波动；
──减温水调节门内漏流量大于其最大流量的15%；
──锅炉运行不正常，再热汽温低于额定值。
g）试验后水位调节系统参数与状态恢复原运行方式。
8试验分工
a）指挥：当值值长；
b）操作：当值运行人员；
c）记录曲线设定：维修部热控分部；
d）参数记录：热控专业试验人员；
e）配合：维修部热控分部负责；
f）主持及资料汇总：热控专业。
9时间安排
200 年月日时～月日时。