减温水控制 (2)
某锅炉减温水调节方案优化与实施
料 得知 ， 温水 自动 调节 的 ＰＤ参 数设 置为 ： 级 减 Ｉ Ｉ 减 温水 Ｐ（ ． ） Ｉ ０ ４ 、 ０ １ ； １ ２ 、 （ ． ） Ｄ（ ． ） ａ级 减 温 水
Ｐ １ ５ 、（ ． ） Ｄ（ ． ） （ ． ） Ｉ０ ３ 、 ０ ２ 。
用 实验 分析 的方 法 可 知 ， 汽 温 度 判 定 标 准 蒸 为 Ｉ 过热 器蒸 汽 温度 范 围 ４ ０±５ ， 级 ８ ℃ Ⅱ级 过 热
仅 占运 行 时 间 的 ５ ％ 。 由 此 可 知 ， 温 水 自动 调 ３ 减
高 自动投 入 率是 亟待解 决 的 问题 。
２ 原 因 分 析
针对 减 温水 调节 系统 调 节 品质 不 高 、 自动 投
入 率低等 问题 ， 者利 用头 脑风 暴法 ， 因热工 故 笔 对
节 系统 自动 投 入率 过 低 ， 得 锅 炉 的运 行存 在 安 使 全 隐患 。 因此 ， 化减 温水 调节 系统 调节 方案 、 优 提
表 １ ５ 锅 炉减 温 水的 月平均 自动投 入 时 间
ｈ
参考 表 １数 据 可 知 ， 锅 炉 减 温 水 的 月 平 均 ５ 自动投 入 时 间为 ３ ５ ， 年 为 ３５ ５ ， ５ 锅 炉 ２ｈ一 ７ ｈ 而 全 年运行 时 间为 ６７ ２ ， 温水 的 自动 投 入 时 间 ４ ｈ 减
收 稿 日期 ：０ ２０ ．８ 修 改 稿 ） ２ １ －４ ２ （
第 ６期
许
辉 等 ． 锅 炉 减 温 水 调 节 方 案 优 化 与 实 施 某
７３ ９
障造成 ５锅炉 减温水 调节 品质差 、 平均 自动 投入 月 时间短 的原 因进行 了分析 ， 找到 ３个关键影响 因素 。 ２ １ ＰＤ参 数设 置不 当 ． Ｉ
给水及减温水系统 第六课
给水及减温水系统一、保持正常水位的重要意义是什么？当水位过高时，由于汽包高度空间减小，会增加蒸汽携带的水份，使蒸汽品质恶化，易造戍过热器积盐垢。
使管子过热损坏。
严重满水时，会造成蒸汽大量带水，造成汽温急剧下降，甚至引起汽轮机内部严重水冲击。
水位过低时，则可能引起锅炉水循环破坏，使水冷壁安全受到威胁，如果严重缺水，而又处理不当时，则可能造成炉管爆破。
1.云母双色水位计的冲洗方法及注意事项：1)本水位计投运前需按以下方法进行充分预热：a)全开汽水一次阀；b)将蒸汽二次阀缓慢开启1/5圈；c)开启排污阀约1分钟后关闭；d)20~30分钟后将水侧二次阀缓慢开启1/5圈；e)水位正常后交替开启汽水二次阀，直至全开。
2)投运方法：a)关闭汽水一、二次门，开启排污门；b)全开汽水一次门；c)将汽侧二次门缓慢开启1/5圈；d)缓慢开启水侧二次门1/5圈；e)关闭排污门，水位正常后交替开启汽水门，直至全开。
如水位计内无水位，可重复上述操作。
3)水位计冲洗方法：a)关闭汽侧一、二次门，水侧二次门；b)开启水位计排污门，待水放尽后关闭排污门；c)微开水侧二次门水位计充满水后关闭；d)开启排污门排走污垢；e)开启水侧二次门1/5圈，缓慢关闭排污门；f)全开汽侧一次门，二次门开1/5圈；g)水位计内水位正常后交替开启汽水二次门，直至全开。
4)锅炉进行酸洗前应退出水位计运行2.水位以汽包就地水位计指示为准。
3.当各水位计指示值偏差达30mm以上时，应立即汇报有关领导，并查明原因。
水位的控制与调节1.正常运行时，汽包水位控制在±30mm范围内，最高最低水位控制在±50mm，每班必须冲洗对照汽包水位计一次，如表盘水位指示与汽包水位指示误差较大时，应通知热工人员进行检查核对。
2.正常运行时，一般采用调节给水泵转速，也可用给水调整门调节。
在保证汽温不超温的前提下，尽量降低泵速，开大调整门，调节时，给水流量不能猛增猛减，以免引发给水泵事故和再热器超压。
AV6旁路控制DCS系统改造及优化控制
Technological Innovation16《华东科技》AV6旁路控制DCS 系统改造及优化控制潘 宇，胡朝日（台州发电厂，浙江 台州 318015）摘要：本文介绍了AV6旁路控制系统进DCS 控制的改造情况，提高了设备的可靠性，详细阐述了该旁路系统启动及停机过程的调试过程。
通过对逻辑的优化，解决了低旁压力启动无法达到额定压力及停机模式下压力反向异常时高旁开启的现象，实现了旁路全程自动的要求。
关键词：旁路系统；改造；启动；全程自动1 系统概述 台州发电厂#8机组是350MW 自然循环亚临界参数中间再热式单元机组，其中的旁路为由70％MCR 的高和40％MCR 低压两级串联旁路系统，具有改善机组启动特性，能适应机组定压和滑压运行要求，保护再热器和事故保护等功能。
原配备瑞士SULZER 公司提供的AV6控制系统对旁路进行控制，控制系统由一个高压旁路阀、一个高旁喷水阀、一个高旁喷水隔离阀、两个低压旁路阀、两个低旁喷水阀共7个阀门组成。
旁路系统采用液压驱动方式，带有独立的供油装置。
由于设备元器件老化、故障率高，备品备件停产多年，影响机组的安全运行，故对旁路控制系统进行改造，纳入机组的DCS 系统（OVATION3.2）进行控制，改造后对该系统的设备控制结构、系统画面及动、静动态调试进行优化。
2 设备改造内容 2.1 就地设备改造 拆除原AV6旁路控制系统机柜，保留阀门定位器控制柜，增加一个DCS 系统的控制柜，新增一对控制器及相应数量的卡件，专门用于整套旁路设备的控制；高、低旁油站上的机械式充油阀改为电子式充油阀（AB 块）；高、低旁油站增加了蓄能器压力、母管压力、油位、油温的测量，并远传至DCS 系统画面上显示、报警。
原操作台上的操作面板上的“BOILER START”和“RUN DOWN”两个投入按钮，现在对应的操作方式在“主、再热蒸汽及旁路系统”画面上左下角的“旁路启动模式”和“旁路停机模式”两个投切按钮，实现以前的系统原有的功能。
330MW机组冷态启动注意事项
365.71
0.019
58.98
0.50
151.85
3.4
240.88
21.0
369.79
0.020
60.09
0.60
158.84
3.5
242.54
22.0
373.68
启动中缺陷登记表
序号
缺陷名称
处理情况
备注
X
XXX
XX
XX
X
XXX
XX
XX
X
XXX
XX
XX
X
XXX
XX
XX
X
XXX
XX
XX
X
XXX
33、密封油倒换至正常方式，氢压至0.25MPa。
34、启动定冷水泵，调整定冷水流量至50t/h。
35、查EH油系统正常，启动EH油泵。
36、暖轴封至手动门前。（以上操作在启动前4h完成。）
附表二：水的饱和蒸汽压力表
压力
（MPa）
温度
（℃）
压力
（MPa）
温度
（℃）
压力
（MPa）
温度
（℃）
压力
（MPa）
16、锅炉过热器、再热器各处的壁温不超过规定值：低过：450℃，屏过：545℃，高过：555℃，屏再：启动650℃,正常574℃，低再：500℃。
17、启炉过程中控制两侧烟气温差＜50℃。控制两侧蒸汽温差＜30℃；并网带负荷后控制两侧烟气温差＜40℃。控制两侧蒸汽温差＜20℃。
18、超低排放布袋灰斗蒸汽加热在启炉前24h投入。
13、锅炉主再热汽温调整，应以燃烧调整为主，减温水控制为辅，憋压阀开度控制在15～20%。
350MW超临界机组防止氧化皮生成及脱落技术措施
350MW超临界机组防止氧化皮生成及脱落技术措施在高温高压下，过、再热器管壁内表面容易产生氧化皮，在锅炉启停和快速变工况过程中往往会导致氧化皮脱落，造成部分受热面管壁通流部分变小甚至堵塞，从而导致受热面冷却不足而局部超温，进而导致锅炉爆管、蠕胀事故的发生。
为防止锅炉氧化皮脱落导致锅炉爆管、蠕胀等异常事故的发生，保证锅炉安全稳定运行，特制定措施如下：一、机组启动过程控制措施1．水质要求：1)锅炉上水水质标准：Fe＜50μg/L，硬度≈0μmol/L，SiO2＜30μg/L，PH值9.2～9.6。
2)冷态冲洗结束时锅炉点火水质标准：贮水箱排水中铁量＜100μg/l，硬度≈0μmol/L，SiO2≤10μg/L，PH值9.2～9.6。
3)汽水分离器压力0.5MPa以上，分离器出口蒸汽温度190℃左右时，进行锅炉热态冲洗。
热态冲洗结束标准：贮水箱排水中含铁量＜50μg/l。
2．锅炉上水温度及速度要求：1)在具备条件时，应提前投入除氧器加热，尽可能保持较高给水温度。
2)冷态上水温度控制在20～70℃，且高于水冷壁外壁温20～40℃。
3)冬季上水时间不小于4小时，夏季不小于2小时，上水速度控制在30-55t/h。
3．升温升压要求：4．锅炉点火至过、再热器建立蒸汽流量前，严格控制炉膛出口烟温＜538℃。
5．高、低压旁路的控制：1)锅炉点火后，高压旁路控制不小于30%开度，低旁控制在不小于50%开度；主汽压力升至1MPa时，高压旁路随着主汽压力逐渐开至不小于60%，低旁开至80-100%。
2)汽机冲转前可通过尽可能开大高低旁开度（保证低旁减温器后温度≤60℃）对锅炉受热面系统进行大流量低压冲洗，以将沉积的氧化皮冲走。
6．减温水控制：1)当主、再热汽温大于360℃，投入过、再热器减温水控制汽温平缓。
投入减温水后，要注意喷水后汽温的变化，禁止减温水出现突增突减现象。
2)过热器减温水控制要以一级减温为主，二级减温为辅。
600MW机组锅炉减温水
600MW机组锅炉减温水系统施晶我厂锅炉为超临界一次中间再热直流锅炉。
其减温水系统包括以下几个部分：过热汽一、二级减温水；再热汽减温水；高压旁路减温水；低压旁路减温水。
一、过热汽一、二级减温水过热汽一、二级减温水来自给水系统，从锅炉给水总门FW006后，给水调整门FW004之前接出，由过热汽减温水总门FW009控制。
减温水总门FW009出口分二路分别去一、二级减温水调整门，一、二级减温水都有A、B两侧。
减温水调整门为电动门，锅炉正常运行时可投自动控制，也可值班员手动控制，减温水调整门后分别有手动隔绝门，当减温水调整门发生故障时可用于隔绝检修。
过热器一级喷水减温器设在前屏过热器出口与后屏过热器进口的联结管上，分A、B两侧二个减温器。
一级减温水由A、B二个减温水调整门（LAE31、LAE32）分别控制锅炉A、B两侧二个减温器。
过热器二级喷水减温器设在后屏过热器出口与末级过热器进口的联结管上，分A、B两侧二个减温器。
二级减温水由A、B二个减温水调整门（LAE41、LAE42）分别控制锅炉A、B两侧二个减温器。
过热汽减温水总门FW009为带电磁阀的气控阀，通电充气，失电泄气，充气开启，失气关闭。
在自动控制方式时，当锅炉过热汽减温水四个调整门中任一个开度大于2%时，过热汽减温水总门FW009自动开启；当锅炉过热汽减温水四个调整门开度都小于2%时，过热汽减温水总门FW009自动关闭。
另外过热汽减温水总门FW009在没有锅炉跳闸信号时可以手动开启或关闭。
当锅炉发生MFT时过热汽减温水总门FW009自动关闭。
锅炉出口过热汽的汽温调节先由设定的煤、水比进行粗调，一、二级喷水减温进行细调。
在BMCR工况下，一级减温幅度为11℃，相应焓降为12.2大卡/公斤；二级减温幅度也为11℃，相应焓降为10.2大卡/公斤。
(在工程热力学中焓的定义是：H=U+PV其中U是物质的内能，PV是其推动力。
物质的内能加上其推动力，即物质移动时所传输的能量。
热力发电厂复习题
热力发电厂复习题一、填空题1. 300MW的汽轮机发电机组，其初参数为（16.18MPa、535℃）。
2. 给水回热加热是利用（汽轮机抽汽）在（回热加热器中）对锅炉给水进行加热。
这一方面使进入锅炉的给水温度升高，提高了（工质在锅炉中的平均吸热温度）；另一方面由于进入凝汽器排汽量减少，从而减小了（冷源热损失）。
3.蒸汽中间再热是（将蒸汽从汽轮机高压缸排汽的一部分引出进入再热器中加热，当温度提高后再引回汽轮机中继续膨胀作功）。
4. 蒸汽中间再热以（烟气再热蒸汽）法效果最好．即将汽轮机高压缸作过功的蒸汽，引至安装在（锅护烟道中）的再热器中进行再热，之后送回汽轮机中低压缸继续作功。
5. 热能和电能的生产形式有（热电分产）和（热电联产）两种。
6. 热电联产是利用（在汽轮机中作过功的蒸汽）对外供热，同时生产了电能和热能，减少了（冷源热损失），使发电厂的热经济性得到提高。
热电联产的发电厂通常称为（热电厂），以热电联产方式集中供热称为（热化）。
7.热电厂热电联产生产形式有（背压式汽轮机），（调节抽汽式汽轮机）和（背压式汽轮机加凝汽式汽轮机）三种。
8. 国际上常把（额定负荷或最大连续负荷MCR ）作为考核负荷，把（进汽阀门全开或再加5％超压时的负荷）作为最大可能负荷，故最大可能负荷一般高出额定负荷约（10％）。
9. 凝汽式发电厂的主要热经济指标有（汽轮发电机组的汽耗率）、（热耗率），（全厂用电率）和（标准供电煤耗率）等。
10. 发电厂的最大热损失为（冷源热损失）。
提高发电厂热经济性的途径有：（提高蒸汽初参数，降低蒸汽终参数，采用给水回热加热、蒸汽中间再热和热电联产）等。
11. 回热加热器按其传热方式分为（混合式加热器）和（表面式加热器）。
12. 现代电厂实际应用的给水回热加热系统中，只有除氧器作为一台（混合式）加热器，其余加热器均为（表面式）加热器。
13.看图说明表面式加热器的疏水连接方式。
a为（疏水逐级自流的疏水连接方式）；b为（外置疏水泵的疏水连接方式）；c为（内置疏水冷却器的连接方式）；d为（疏水泵连接方式）。
过热减温水系统示意图
过热减温水系统示意图延长减温水调节门的寿命1)装止回阀的目的：正常运行过程中，调节门前后的阀门始终在全开位置，当调节门关闭后，蒸汽反串到调节门出口，由于过热蒸汽和给水温度差最高达到250度，再热蒸汽和给水温度差最高达到180度，如此高的温度差，很容易造成调节门阀笼和阀芯之间产生间隙而泄漏，阀体与阀底结合的密封垫产生老化而损坏。
阀体与阀底结合的金属密封垫，一般寿命不超过3年。
一旦老化损坏就会造成运行中泄漏冲刷阀体无法修复。
2)装滤网目的：减温水进水母管上则装有孔径2.0mm的滤网，这样当在滤网前的给水系统上进行检修工作时，不慎落入到管道内的杂质，可以在进入调节门前被过滤，杂质不会堵塞调节阀流通通道，引起调节门调节性能发生大的变化；如果杂质卡涩结合面还会引起阀门内漏。
3)减温水系统装有旁路手动调节门，当调节门存在问题进行检修时，可以利用旁路手动调节门进行短时间的减温水调节，具有更大的灵活性。
03年#5锅炉再热器减温水A侧调节门卡涩，电动头与阀门连接处的轴承损坏，在更换轴承期间，一直使用旁路手动调节门进行调节减温水，效果很好，由于对主调节门进行了及时维修，避免了主调节门更大问题的出现。
(4)III期减温水系统在进入减温器喷嘴前，安装有手动截止门而I、II 期减温水系统上没有，当整个减温水系统出现问题时，特别是调节门运行中出现问题时，III期能及时隔离整个减温水系统，对调节门进行检修，把缺陷消灭在萌芽状态，避免出现大问题导致长时间不能投入减温水导致无法调节汽温，引起管壁超温影响管子的使用寿命，甚至引起停机事故。
五、结论由于目前煤炭资源日益紧张，各发电公司为节约能源，降低发电煤耗，机组单机容量不断增大，超临界甚至超超临界机组的大量安装，能适应各种恶劣工况的控制阀必然要大量使用，目前国内大部分调节阀专业生产厂家，把大量的精力花费在改进控制阀的内部组件工作上，对于火力发电厂控制阀应用系统的布置特点重视不足，如果能把控制阀的应用场合和系统特点结合起来，增加一些辅助设备，必然能延长控制阀的使用寿命。
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1.1.1.1主汽温度调节
a)一级减温水只是对主汽温进行粗调，它的主要调节对象是屏式过
热器出口汽温，运行中不得因一级减温使用不当使屏过出口汽温和屏过壁温超温，正常情况下，一、二级喷水量比例为总喷水量的75%和25%，高加解列时分别为总喷水量的95%和5%。
b)二级减温水对主汽温进行细调，运行中，特别是出现扰动时，应
注意主汽温度变化趋势及减温器后温度，合理及时调节减温水量，手操时不要猛增猛减，以保持主汽温稳定。
c)调节过热烟气挡板。
d)定期或根据需要进行炉膛及烟道的吹灰工作。
1.1.1.2再热蒸汽调节
a)调节再热烟气挡板是再热汽温调节的主要手段。
b)微量喷水减温在上述调节幅度不足时使用，或者对再热汽温进行
细调，运行中，再热汽温惰性较大，使用微量喷水减温时，应特别注意再热汽温变化趋势及减温后的温度，减温水量的调节要有一定的超前时间，以防止再热汽温长时间波动。
c)事故喷水减温只有在再热器入口超温的事故情况下方可使用。
d)主汽温、再热汽温的调节，在燃烧稳定的情况下，首先用烟气挡
板调节，少用或不用喷水调节，以提高机组运行的经济性。
备注：1.一期再热气温控制值为540度，最高不超过545度。
2.当再热器微量喷水调门为自动状态时，其设定值是以540度为基准。
例如：自动状态，设定值为2，则再热器出口控制目标为
540+2=542。
3.当再热器微量喷水调门为手动状态时，其设定值为再热器微量喷水调门的开度。
例如：20，则再热器微量喷水调门开度为20%。
4.低温再热器壁温报警温度为563度，高温再热器壁温报警值为580度。
过热器减温水控制系统
再热器减温水控制系统。