600MW抽汽供热机组的汽温调整
(完整版)上汽600MW超临界汽轮机DEH说明书
600MW超临界机组DEH系统说明书1汽轮机概述超临界600/660MW中间再热凝汽式汽轮机主要技术规范注意：上表中的数据为一般数据，仅供参考，具体以项目的热平衡图为准。
由于锅炉采用直流炉，再热器布置在炉膛较高温区，不允许干烧，必须保证最低冷却流量。
这就要求在锅炉启动时，必须打开高低压旁路，蒸汽通过高旁进入再热器，再经过低旁进入凝汽器。
而引进型汽轮机中压缸在冷态启动时不参与控制，仅全开全关，所以在汽轮机冷态启动时，要求高低旁路关闭，再热调节阀全开，主蒸汽进入汽轮机高压缸做功，经高排逆止门进入再热器，经再热后送入中低压缸，再进入凝汽器。
由于汽轮机在启动阶段流量较小，在3000 r/min 时只有3-5%的流量，远远不能满足锅炉再热器最低的冷却流量。
因此，在汽轮机启动时，再热调节阀必须参加控制，以便开启高低压旁路，以满足锅炉的要求。
所以600MW 超临界汽轮机一般要求采用高中压联合启动（即bypass on）的启动方式。
2高中压联合启动高中压缸联合启动，即由高压调节汽阀及再热调节阀分别控制高压缸及中压缸的蒸汽流量，从而控制机组的转速。
高中压联合启动的要点在于高压缸及中低压缸的流量分配。
启动过程如下：2.1 盘车（启动前的要求）2.1.1主蒸汽和再热蒸汽要有56℃以上的过热度。
2.1.2 高压内缸下半第一级金属温度和中压缸第一级持环下半金属温度，大于204 ℃时，汽轮机采用热态启动模式，小于204℃时，汽轮机采用冷态启动模式，启动参数见图“主汽门前启动蒸汽参数”，及“热态起启动的建议”中规定。
冷再热蒸汽压力最高不得超过0.828MPa(a)。
高中压转子金属温度大于204℃，则汽机的启动采用热态启动方式，主蒸汽汽温和热再热汽温至少有56℃的过热度，并且分别比高压缸蒸汽室金属温度、中压缸进口持环金属温度高56℃以上，主蒸汽压力为对应主蒸汽进口温度下的压力。
第一级蒸汽温度与高压转子金属温度之差应控制在 56℃之内，热再热汽温与中压缸第一级持环金属温差也应控制在这同样的水平范围。
600MW亚临界燃煤空冷机组锅炉燃烧优化调整
600MW亚临界燃煤空冷机组锅炉燃烧优化调整摘要：本文就某600MW亚临界空冷机组锅炉两端主蒸汽温度差距较大，主蒸汽温度无法满足额定值的情况，提出了经过配风优化与提升制粉系统出口温度的处理措施。
经过改变氧气含量、燃尽风开度与水平摆角、锅炉负荷等原因，分析不同运行状况下汽温与氮氧化物排放浓度的变化原则，最后确认了燃烧设备摆角与汽温变化的定量联系。
从实验结果可以看出，针对没有经过燃烧设备改造的锅炉，经过配风优化，在确保锅炉可靠性的条件下，主蒸汽温度能够达到560℃，两侧汽温偏差在±5℃左右，锅炉效率增加了0.3%，脱硝入口氮氧化物浓度减少30mg/m3。
关键词：燃煤空冷机组；燃烧优化调整；主蒸汽温度偏差；锅炉效率汽温偏差是锅炉工作中往往会造成的一些问题，不仅仅降低了锅炉工作的经济性，甚至还将出现锅炉爆管等事故的出现。
由于某600MW亚临界空冷机组锅炉两端主蒸汽温度差距24℃，主蒸汽温度尚未达到标准的情况，经过燃烧优化调节导致以上问题得以有效处理。
燃烧优化调节方面已经有很多研究人员的对其进行了研究，重点集中在其中一个具体问题的实验方法，而对其中一类问题处理方案的探讨较少。
结合实验结果的探讨，在没有经过低氮燃烧设备改造的锅炉，给出处理汽温偏差与减少氮氧化物排放的燃烧优化方案，同时对没有经过低氮优化的锅炉排放满足标准提出了相应的建议。
1锅炉型式及燃烧设备布置情况本文的研究对象是上海锅炉厂制造的600MW亚临界数据变压工作直流炉，炉膛的宽度是18927mm，炉膛的深度是18927mm，炉顶中心标高是77861mm。
这个锅炉采取的是四角切向燃烧方式、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、全钢构架的II型直流炉。
每角燃烧设备设6层一次风喷口，在相邻2层煤粉喷嘴之间布置有1层辅助风喷嘴，主风箱上部设有2层紧凑燃尽风帧定位改变，此外，还分配5层分离分离燃尽风，燃烧设备布置情况如图1（a）所示。
最底层A层喷燃设备采取等离子点火，喷嘴固定无法调整，剩下的一次风喷嘴差异在20°之间可以调整，二次风及分离燃尽风喷嘴差异在30°之间可以调整。
600MW火电机组再热汽温的调节
600MW火电机组再热汽温的调节夏克宁;胡斌;李汝萍;张晋波;党培【摘要】从锅炉运行的角度分析了宁海发电厂3号机组再热汽温偏低的主要影响因素,提出了运行调整对策,对于提高再热汽温及降低波动具有一定的指导意义.【期刊名称】《浙江电力》【年(卷),期】2011(000)005【总页数】3页(P33-35)【关键词】600 MW机组;再热汽温;偏低;调整【作者】夏克宁;胡斌;李汝萍;张晋波;党培【作者单位】神华浙江国华浙能发电有限公司,浙江,宁海,315612;神华浙江国华浙能发电有限公司,浙江,宁海,315612;浙江省电力试验研究院,杭州,310014;神华浙江国华浙能发电有限公司,浙江,宁海,315612;华能铜川电厂,陕西,铜川,727100【正文语种】中文【中图分类】TK227随着发电成本的增加，提升机组运行的经济性已经成为发电企业提升竞争力的有力措施之一。
再热汽温偏低不仅降低了机组的热循环效率，而且会增加汽轮机末几级叶片的湿度，影响了机组的安全运行。
因此，有必要寻找合适的措施来调整再热汽温，提高机组的经济性。
1 再热汽温偏低问题宁海发电厂3号机组锅炉为引进GE公司的600 MW亚临界燃煤锅炉，配置6台HP-983型中速磨煤机；A-F层燃烧器由下至上依次排列，四角切圆燃烧方式，燃烧器摆角变化范围为50%～80%；再热蒸汽设计温度为541℃，正常运行允许波动范围为-10～+5℃。
3号机组投入运行后，再热汽温较设计值偏低许多，严重影响机组的安全经济运行。
在机组正常运行中影响再热汽温有诸多因素，如煤粉的成份、吹灰、火焰中心的高度、氧量、运行制粉系统的组合、辅助风门的开度、机组负荷、减温水量、给煤机煤量偏置等。
目前，3号机组再热器运行中主要存在以下几个问题：（1）负荷在300～400 MW时再热汽温大约在515～530℃之间，汽温偏低。
（2）加减负荷过程中再热汽温波动较大，在15～25℃之间。
（3）锅炉吹灰过程中再热汽温下降较大。
600WM干湿态转换及调整
负荷变动过程中，利用机组负荷与主蒸汽流量做为前馈粗调，推荐使 用机组负荷做为前馈粗调整用。一般用机组负荷（万kW）乘以30t， 得出该负荷所对应的大致给水流量，然后根据分离器出口温度细调给 水流量
工质膨胀： 工质膨胀产生于启动初期，水冷壁中的水开始受热初次
达到饱和温度产生蒸汽阶段，此时蒸汽会携带大量的水进入分离器， 造成贮水罐水位快速升高。 虚假水位： 虚假水位在整个第一阶段都有可能产生，汽压突然下降出 现的情况较多，加强燃烧恢复汽压。运行中造成汽压突然下降的原因 主要有：汽机调门、高旁突然开大、安全阀动作、机组并网，切缸过 中都有可能造成虚假水位，这一点和汽包炉是基本相同的。 投退油枪的时机及速度： 投退油枪时要及时协调沟通，及时增减给水。 保持一定的燃水比就基本上能维持汽温的稳定。 并网及初负荷： 机组并网及负荷过程中负荷上升很快，此时应加强燃 烧，及时增加给水。必要时手动关小高旁，稳住汽压避免汽压下降过 大。投入煤粉后负荷会升的很快，集水箱水位波动很大，很难控制。 此时最重要的是要控制好给煤量和一次风量，避免进入炉膛的煤粉过 多 ，造成炉膛温度降低，燃烧不稳。 切换给水泵时，保持锅炉负荷稳定，减少扰动。
给水不再控制分离器水位而是和燃料一起控制汽温即控制燃水比B/G。 如果燃水比B/G 保持一定，则过热蒸汽温度基本能保持稳定 。
直流锅炉中汽温调节主要是通过给水量和燃料量的调整来进行直流锅 炉的汽温调节中，通常选取汽水分离器出口汽温做为主汽温调节回路 的前馈信号，此点的温度称为中间点温度。
水量按照燃水比跟踪燃料量，用中间点温度对给水量进行修正。 直流 锅炉一定要严格控制好水煤比和中间点过热度 。
600MW锅炉过热汽温超温的原因及防范措施
600MW锅炉过热汽温超温的原因及防范措施摘要：介绍某电厂600MW机组锅炉运行中过热汽温调整的方式、过热汽温超温异常的现象、过热汽温动态特性及控制手段；分析了过热汽温超温对锅炉管材的影响，分析了引起锅炉过热汽温超温的根本原因，指出了锅炉过热汽温超温的预防措施，可为国内电厂运行调整提供借鉴。
关键词：锅炉；超温；防范1.设备概述某电厂配有两台600MW亚临界压力、一次中间再热、强制循环汽包锅炉机组，汽轮机型号为HG-2030/17.5-YM9,锅炉采用平衡通风、固态排渣方式，采用中速磨煤机正压直吹式制粉系统，锅炉以最大连续负荷工况为设计参数，最大连续蒸发量2030t/h，过热器、再热器蒸汽出口温度为540℃，给水温度281℃。
锅炉采用全钢结构构架，高强螺栓连接，连接件接触面采用喷砂工艺处理，提高了连接结合面的摩擦系数。
锅炉呈“П”型单炉膛布置方式，设计有固定的膨胀中心，受热面采用全悬吊结构。
2.汽温特性和控制方式根据汽温的动态特性，下面结合具体的生产过程进行简要分析。
强制循环锅炉蒸汽温度的调节主要是调整燃料量和火焰中心位置，但是在实际运行中，由于锅炉的效率、燃料发热量和给水焓（取决于给水温度）等也会发生变化，在实际锅炉运行中要保证汽温稳定是非常不容易的。
因此，就迫使锅炉除了采用燃水比作为粗调的手段外，还必须采用喷水减温的方法作为细调手段。
在运行中，为了维持锅炉出口汽温的稳定，通常在过热区段设置两级喷水减温装置，再热区段设置一级喷水减温装置。
总结一条操作经验：过热区段第一级喷水为粗调，作为主要调节手段控制出口汽温，第二级喷水为细调，应尽量减少使用。
燃烧调整是锅炉一切调整的基础，对于汽温来说燃烧更是本质。
最直观的说，温度的高低最主要取决于煤质、煤量及燃烧工况。
平时运行中通过调节燃料量和火焰中心位置来初步调节汽温，再辅以减温水量进行准确的控制，这是一个基本的控制思路。
3.原因分析及其预防具体影响因素概括来说有以下方面：（1）吹灰及结焦的影响：从实际情况看，吹灰对汽温影响较大。
600MW级超超临界机组蒸汽参数优化
材 质升 级 为 Ｃ ２Ｆ ２等 手 段 来 保 证 再热 蒸 汽 温 度 提 高 至 Ｂ ／Ｂ ６０ ２ ℃后 汽轮机 的运 行可靠性 汽 轮机再 热蒸汽 进汽 温度 由 ６ ｏ ０ ℃升高 至 ６ ０ ２ ℃．锅 炉 出 口的再热蒸 汽温度 相应 由 ６ ３Ｃ 至 ６ ３ ０ ｏ升 ２ ℃．对 锅炉需 要
６０ ０ ＭＷ 级超超 临界机组 中 ，蒸汽参 数有所 提高 ，其 中 日本
Ｉｏｏ电 厂 的 机 组 再 热 蒸 汽 温 度 达 到 ６ ０ ． ｓｇ １ ℃ １ 矶 子 电 厂 ３本 机组再热蒸 汽温度达到 ６ ０ 。 ２℃
表 ２ 日本和欧洲部分 ６０ ０ ＭＷ 级超超 临界机组主机参数
温 部 件需 要 使用 Ｃ ２材质 主机 的供货 周 期 相 比 ２ ＭＰ Ｂ ７ ｄ
６ ０６ ０Ｃ 能 会 增 加 ３至 ５个 月 左 右 ０ ／０ ￣可
措施； ⑤高温部件加工工艺的优化和改 良。根据上锅、 东锅、
哈锅 的反馈 ． 再热 蒸 汽温 度升 高 至 ６ ３ 锅 炉厂 在不 改 变 ２ ℃． 现行选 材 的基础 上 ， 增加再 热器受 热 面 的布 置 、 高耐高 温 提
约 增 加 ２ ％左 右 。 随着 设 计 温 度 的 提 高 和 管 道 壁 厚 的加 厚 ， ０ 对 汽 轮 机 进 口 和锅 炉 出 口处 的 力 和 力 矩 也 相 应 增 加 ． 此 需 因
能无法 在汽机上无法 继续使用 。因此 ． 们着重研 究 了再 热 我
蒸 汽 温 度 提 高 至 ６ ０Ｃ 主 辅 机 设 备 、 统 、 组 热 经 济 性 等 ２ ￣对 系 机
600MW火电机组主汽温控制的一种设计方法
Ｄ ＤＳ集成芯片 Ａ ９ ５ Ｄ ８ ２内部包含 “ 断整形键控”。 “ 通 通断 整形键控”功能使用户控 制数模 变换器 的输 出幅度渐 变上升 和下 降，可减 小反冲频谱 ，幅度 突变会在很宽的频 谱范围 内产生 冲击， 要用此功能首先使数字乘法 器仃效 ，输 出幅度渐 变可由内部 自动进 行，也可 由用户编程控制 。当数 字乘法器 的输 入值全 Ｏ时，输入信 号乘以 ０ 产牛零幅度：数字乘法器仝 ｌ ，输入信号乘 以 １是满 ， 时 ， 幅度。
（） ４ 二进 制 ＡＳ 信 号 的产 生 Ｋ
Ｉ】郭德淳 ．费元春 ． 高性能 Ｄ ２ ＤＳ芯片 － Ｄ９ ５ 的应用研究 ． Ａ ８２ 电讯技 术 ， ２０ ， ） ０ １４ （
【】郭德淳 ，杨文 革 ， ３ 费元春 ． 快ຫໍສະໝຸດ 捷 变频 率合成器的研制 ． 兵工学
报 ． ２０ ． （） ０ ３ ４３ ２
４ 系统结构 系统结构如 图 ３ 示， 由于系 统是通过 实时改变 ＤＤ 所 Ｓ的幅度 控制字和频率控制字 。来 实现调 幅和 调频的功能，因此对控制器的 处理速度提 出了较高 的要求 ，本 设计采 用 Ｄ Ｐ芯片 Ｔ ３０ ３ Ｓ ＭＳ ２Ｃ １ 为控制器。通过键盘和液 晶显示作 为用 户的人机接 口．由于 Ｄ Ｓ Ｄ 输出的信 号是通过 Ｄ ＡＣ产 生的 ，因此 不可避 免地 存在一些杂散 ， 故需在 Ｄ Ｓ输 出级设计一个低通滤波器 。 Ｄ
维普资讯
经验变
根据式 （ ）通过改变频率控制字 Ｋ 可以迅速 的改变输 出信号 １ ， ， 的频率。因此， Ｆ 信号的产生和前面的 Ａ 信号产生相似 ，按照 Ｍ Ｍ 调制信号的幅度的变化，寅时改变频率控制字使输 出的频率随调制
信号的幅度变化。
600mw机组深度调峰方案
XXXXXXXX电厂深度调峰运行方案批准：审核：编写：2014年01月13日XXX电厂600MW机组深度调峰运行方案根据东北电力调控分中心关于做好2014年春节期间电网安全稳定运行工作的通知，XXX电厂根据实际情况制订机组深度调峰方案。
由于XXX电厂地处于极寒地域，目前最低气温-40℃，春节期间预计平均汽温-35℃，同时由于我厂#2机组空冷岛第二列有大量泄漏现象，经各种方法处理无效，现已出现大面积冻结现象，为了满足空冷防冻要求，避免冻害现象进一步恶化造成设备损坏、机组停运，XXX电厂最低负荷不能低于370MW。
一、组织机构组长：生产副总、总工程师副组长：运行副总工程师、检修副总工程师成员：运行部主任、维护部主任、安全监察部主任、当值值长、储运部主任及各部门专业主任、专工。
二、总体要求（一）生产指挥系统的核心为当值值长，值长值班期间代表生产副总行使生产指挥权，有权力对全厂发供电设备及缺陷处理、系统运行方式进行调度和调整。
值长所发出的一切命令，各岗位值班人员必须无条件执行，对无理由延迟和拒绝执行值长的正确命令者，要追究责任，给予严肃处理，对造成的后果负全责。
（二）值长要实时掌握电网形势，积极与调度协调沟通，了解机组的调峰情况，尽量减少深度调峰的次数和时间。
遇有深度调峰要根据电网调度令，提前通知各相关部门做好机组深度调峰准备工作。
（三）深度调峰以保安全、保设备为主。
值长积极与网调沟通，根据机组设备状况合理控制机组运行方式。
（四）在深度调峰期间，生产各单位要按厂部要求严格执行值班制度，值班期间严格遵守值班纪律，及时了解掌握生产运行情况，绝不允许有空岗位，要保证值班人员有良好的精神状态，杜绝酒后上班。
（五）在深度调峰期间，各级人员要高度重视，到岗到位，执行现场签到。
（六）深度调峰期间，燃料协调要及时有效，期间遇特殊情况，值长有权临时更改上煤方式。
（七）深度调峰期间，监盘人员一定要集中精力，提高监盘质量，加强对各仪表的分析，对出现的异常情况要做出正确判断和正确处理；同时，由于锅炉负荷低，要做好锅炉突然熄火的事故预想，杜绝锅炉熄火后事故扩大。
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600MW抽汽供热机组的汽温调整
摘要:包头发电公司2×600MW机组通过技术改造实现抽汽供热,
供热面积1130万m2。两年来,取得了不错的经济效益和社会效益,但
锅炉设备出现后屏过热器超温、再热汽温偏低的问题,严重影响机组
安全运行。
关键词:抽汽供热 后屏过热器超温 再热汽温低 安全运行
我公司#1、#2机组供热期间,后屏过热器最高时达到580℃,再热
汽温经常500℃左右。严重影响机组运行安全和经济性。总结两年来
的运行经验,从设备治理和运行调整两方面入手,经过深入探索和反复
实践,有效地解决了这些问题。
1 系统及设备简介
包头发电公司2×600MW机组为亚临界、一次中间再热、单轴、
三缸、四排汽、凝汽式汽轮机。额定主汽进汽量1760.03t/h、再热进
汽量为1482.04t/h,主汽压力16.7MPa,新汽温度538℃,再热蒸汽温度
538℃。锅炉为平衡通风、单炉膛、悬吊式、燃煤控制循环汽包炉。
锅炉过热蒸汽温度采用两级喷水减温。一级减温水布置在低温过热器
出口、分隔屏过热器入口,设计喷水量为130t/h;二级减温水布置在后
屏过热器出口、末级过热器入口,设计喷水量为80t/h。再热蒸汽温度
利用燃烧器喷嘴摆角调整,在壁式再热器入口设有事故喷水,设计喷水
量为82t/h。供热改造后,额定工况功率553.427MW,主汽压力
16.67MPa/538℃,额定蒸汽流量1897.85t/h,再热蒸汽压力3.5MPa温度
538℃,供热抽汽压力0.9MPa,供热抽汽温度338.2℃。
2 锅炉再热汽温偏低、后屏过热器超温的原因分析
(1)由于供热抽汽造成主汽流量增加,煤量增加,供热前后同样负
荷下后屏过热器区高温烟气流量增加,提高了后屏过热蒸汽温度;抽汽
位置在中压缸排汽处,相当于间接给再热器扩容,再热器工质流量增大,
超过了相应负荷段下设计要求,造成再热汽温偏低。
(2)在时间上供热热量需求与机组负荷曲线相反,白天机组高负
荷、高参数运行时,供热需求低,供热抽汽量小。夜间机组低负荷、低
参数运行时,要求较高的供热温度,供热抽汽量大。这样机组低负荷时
对再热器温度降低影响更为明显。
(3)抽汽供热后原有的滑压曲线压力设定偏低,过热器减温水与主
汽压差小,造成主汽减温水量不足,控制后屏温度的一级减温水尤其明
显。主汽压力偏低,炉膛辐射换热区吸热少,对流换热区吸热增加,造成
后屏过热器超温。
(4)锅炉再热器总的汽温特性属对流特性。机组负荷降低后,烟气
流速下降,对流传热减弱,再热器温度降低。运行人员为保证再热蒸汽
温度在规定范围内,大幅度地提高燃烧器摆角提高火焰中心位置来维
持,结果造成位于锅炉顶部的后屏过热器辐射传热骤增,后屏过热器超
温。
3 预防措施
限制低负荷时抽汽量。低负荷抽汽量过大,增加再热器工质流量,
降低再热汽温。总结经验,我们对抽汽量做了限制。
如表1所示。
严格控制机组最大负荷。大抽汽量条件下机组长时间满负荷运行,
再热器超流量,锅炉结焦加重,炉膛水冷壁吸热量减少,炉膛出口烟气
温度升高。同时,水冷壁吸热量减少使锅炉的蒸发量下降,必定要增加
入炉煤量及风量,增加热烟气流量。在热烟气温度和流量同时增加的
双重作用下,锅炉烟道受热面超温加剧。参考电科院的计算数据和实
际运行经验,我们严格控制负荷在560MW以下。
优化锅炉吹灰。调整吹灰方式和次数,通过观察主汽温、再热汽
温变化趋势,分析负荷与供热抽汽量需求,选择重点区域吹灰。如屏过
汽温偏高时,应及时对炉膛区域、省煤器、折焰角的吹灰,以增加辐射
吸热份额,减少对流区域的吸热份额。
优化燃烧调整。各负荷段维持氧量在2.0％～4.0％,二次风箱压力
0.9～1.0kPa。利用底层二次风强化燃烧,适当开大AB、BC层启转二
次风,强化风粉混合,延长煤粉在炉内停留时间,达到强化燃烧目的。保
持一次风速在25～30m/s,调整周界风开度保证喷燃器出口一次风刚
度,防止气流偏斜,减轻锅炉结焦。及时调整燃烧器顶部OFA、FF和
EF三层消旋二次风,减少炉膛出口的热偏差。
调整小指标管理办法。将主、再热减温水量纳入小指标管理,供
热期间适当降低再热器温度分值比重,避免过度调整再热汽温造成屏
过超温的风险。根据供热抽汽量和机组负荷率适当降低再热汽温的要
求,在供热抽汽量最大的月份,再热蒸汽温度对标值为530℃,考核值为
不低于510℃。
修改供热期间滑压曲线,提高供热期间低负荷段主汽压力设定
值。
如表2所示。
另外,我们在分隔屏过热器、分隔屏再热器加装温度测点,以便于
运行人员监视,及时作出调整。
4 结语
通过限制最高负荷、限制各负荷段下抽汽量、加强运行调整、提
高运行人员积极性等措施的实施,加负荷过程后屏器过热器超温、低
负荷再热器低温的问题有效改善,保障了机组安全稳定运行。