海登电厂的安装及调试——基建司赴西德考察报告之二

四、海登电厂4号炉及其辅机安装 4号机组807MW,锅炉双烟道,吸风口处94米高,大板梁顶部标高87.5米,这台炉是目前世界上最大的本生型直流炉,拔伯葛公司产品,其参数为: 主蒸汽:额定流量2405t/h,最大允许工作压力215巴(表后),过热蒸汽出口温度535℃。再热蒸汽:额定流量2200t/h,最大允许工作压力53巴(表后),再热蒸汽出口温度535℃。     

并联运行高压加热器给水合理分配试验

一、前言榆树川电厂装有五台汽轮发电机组,总容量为99MW。其中1、2号机容量为12MW,每台机各配置一台高压加热器(简称高加);3、4、5号机容量为25MW.每台机各配置两台高加。给水系统为集中母管制,各机组的高加并联运行,其给水系统如图1所示。1984年4月我们会同电厂对5号机进行热效率试验,该机组给水系统解列运行。负荷为25MW 时,锅炉给水流量为113.49t/h,汽机主蒸汽流量为109.26t/h,高加出口给水温度为166℃。而当该机组给水系统并列运行时,在同样负荷下,锅炉给水流量仅为     

双抽热电机组–抽背热电机组双机联合运行特性及优化研究EI北大核心CSCD

为挖掘混合类型热电联产机组的节能潜力、降低发电成本,通过EBSILON软件搭建60MW双抽(double-extraction condensing unit,CC)-抽背(extraction condensing unit with a high back-pressure,CB)热电联产机组的仿真模型,研究该联合机组的运行特性并建立基于可解释增强机和鸟群算法的双抽-抽背热电联产机组负荷优化模型,最后以典型日热电负荷优化任务为例,给出双机热电负荷优化结果。结果表明:当保持双抽机组的中压流量不变,存在中压流量极限值10.39t/h,使低压流量与电功率的运行区域只受到最大主蒸汽流量、最小凝汽量以及最小主蒸汽流量的限制;存在中压流量极限值59.26t/h,使运行区域只受最大主蒸汽流量和最小凝汽量限制;当双机总中压流量一定时,双抽-抽背机组的联合运行区域可以用极限工况即抽背机组承担最大中压流量,双抽机组承担剩余中压流量来近似表示。该优化方法与热电负荷平均分配方案对比,典型日可以降低1148.58GJ热耗,发电标准煤耗率由212.10g/(kW·h)降低为209.05g/(kW·h),可以节省标煤3.05g/(kW·h)。     

超临界660MW机组汽动给水泵自动并泵、退泵控制逻辑的设计

针对大同发电有限责任公司超临界660MW机组在负荷变化时给水系统2台汽动给水泵并列运行(并泵)或解列至单台运行(退泵)过程中造成给水流量大幅波动的问题,基于10号机组的特性设计了汽动给水泵自动并泵和退泵控制逻辑,并进行了并泵和退泵控制试验。按此控制逻辑,在并泵过程中,锅炉给水流量波动<20t/h,退泵过程中,锅炉给水流量波动<55t/h,表明汽动给水泵自动并泵和退泵控制逻辑能够满足给水系统的控制要求,保证了机组的安全、稳定运行。     

干湿联合冷却系统模型及其变工况特性分析

针对某300MW直接空冷机组夏季汽轮机排汽压力过高的问题,建立了分建式干湿联合冷却系统及其计算模型,在主蒸汽流量分别为700、900t/h时,对采用直接空气冷却系统和干湿联合冷却系统机组的汽轮机排汽压力及净发电功率随环境干球温度的变化情况进行了分析,结果表明:干湿联合冷却系统的性能受环境干球温度的影响远小于直接空气冷却系统;在高环境干球温度下,干湿联合冷却系统的经济性和稳定性均优于直接空气冷却系统;在主蒸汽流量为700t/h,环境干球温度高于10℃时,采用干湿联合冷却系统较为适宜,而在主蒸汽流量为900t/h,环境干球温度高于5℃时,关闭湿式冷却系统较为经济。     

600 MW超临界机组冲转时主蒸汽温度偏高原因分析及采取的措施

大唐湘潭发电有限责任公司3号600 MW超临界机组在起动调试过程中,多次出现主蒸汽温度偏高的问题,分析认为其主要原因是燃烧热负荷小、蒸汽流量小、炉膛负压低、给水温度低、减温水与主蒸汽压差偏小等。对此采取以下措施:(1)加大燃油量到(18~24)t/h,增加燃烧热负荷;(2)炉膛负压控制在-600 Pa,增加油枪的根部风;(3)锅炉总风量控制在(500~550)km3/h,改善燃烧;(4)提高给水流量至(410~450)t/h,提高给水温度至90℃以上。实施后效果良好。     

用“SPEC Micro”实现200MW机组协调控制

随着发电机组容量的增大,运行参数的提高,对机组运行质量和可靠性要求越来越高。特别是参加电网负荷统一调度的机组,协调控制已成为必不可少的控制系统。我们用美国福克斯波罗公司生产的微机电子控制装置SPECMicro在国产200MW机组上作了协调控制的尝试。一、控制对象及控制设备 1.控制对象概况山西大同第二发电厂3号机组采用的燃煤锅炉,是哈尔滨锅炉厂的产品,型号为HG670/140,蒸发量为670t/h,主蒸汽温度540℃,主汽压力140kgf/cm~2;汽轮机是东方汽轮机厂的产品,型号为d45N200-130/535/5352F     

锅炉主蒸汽掉汽温问题的探讨及解决

华蓥山发电厂2号锅炉(DG300/100-Ⅰ型)为东方锅炉厂生产的高温高压自然循环锅炉,额定压力9.8 MPa,额定蒸发量为220t/h,经过改造后实际最大蒸发量应能达到250 t/h,主蒸汽温度540℃,一级喷水减温,且过热蒸汽在屏式过热器和一级过热器之间形成一次交叉。该锅炉自1978年投运以来,一直存在着主蒸汽掉汽温的现象,锅炉最大蒸发量只能达到210 t/h,再增加负荷或负荷的波动,乙侧混合联箱汽温就会降低,进而主蒸汽温度急剧下降,致使无法稳定带负荷,严重影响了机组的安全经济运行。     

以汽轮机第一压力级组压力和温度测量主蒸汽流量

随着火电机组向高参数、大容量发展,用节流法测量主蒸汽流量所存在的问题日益突出。除节流装置价格昂贵、维修困难、直管段难以满足安装技术规范中的要求外,节流元件引起的节流损失对机组经济性的影响也越来越成为不可忽视的问题。因而,在国外大容量机组上,以调节级后压力来测量主蒸汽流量的方法开始得到应用;在国内,这方面的试验研究工作也有了很大进展。本文就我们在大连第三发电厂N100-90/535型汽轮机(以下称N100     

两班制和单元母管停炉不停机调峰方式比较

一、设备系统简介及调峰方式的回顾高井电厂自1961年4月第1台机组投运,到1974年10月全部建成,共装有6台单机容量为100MW的高温高层燃煤发电机组。汽轮机额定进汽压力为8.83MPa(90ata),汽温为535℃。其中1、2、5号汽轮机为苏制BK-100-6型和K-100-90-7型;3、4、6号汽轮机为国产51-100-2型和N100-90/535型。1、2号机组各配有2台蒸发量为220t/h锅炉,3、5、6号机组配用410t/h炉,4号机组配用430t/h炉。每两台机组由一个单元控制室控制,因而全厂有3个单元控制室。     

超临界600MW机组冲转时主蒸汽温度偏高的防治措施

某超临界600 MW机组冲转时存在锅炉侧主蒸汽温度高、压力低的问题,与汽轮机要求的冲转参数不匹配.对此,提出了维持锅炉燃油量12～13 t/h、冲转时退出给水流量低保护、给水流量降至160～180 t/h、机组冲转随机投入高低压加热器、给水温度提高到200℃以上等措施,实施后,可控制主蒸汽温度为400℃,主蒸汽压力为6～8.73 MPa,锅炉水冷壁壁温在350℃以内,效果良好.解决了冲转时主蒸汽温度偏高的问题,节约了燃油,具有很好的经济性和安全性.     

600MW超临界机组冲转时主蒸汽温度偏蒿的防治揩施

长沙电厂一期扩建工程2×600MW燃煤机组的锅炉为DG1900/25.4-Ⅱ1型超临界参数变压直流本生型锅炉,在机组调试、试运期间,普遍存在冲转时锅炉侧主蒸汽温度高、压力低的问题,与汽轮机要求的冲转参数不匹配,其主要原因是煤水比控制不合适.为此提出维持锅炉燃油量12t/h,退出给水流量低保护,给水流量降至160～290t/h,冲转时随机投入高低压加热器,给水温度提高到200℃以上,既解决了冲转时主蒸汽温度高、压力低的难题,又节约燃油,保证了机组启动安全、经济.     

330MW机组热耗高原因分析及对策

为提高机组运行经济性,分析了造成机组热耗高的主要原因是机组主再热汽温长期达不到设计值,并提出解决的对策是提高主再热汽温达到或接近设计值,对循环水供水系统改造以供给凝结器充足的冷却水量,降低凝结器热负荷,减少主汽流量。改造后主汽流量由985t/h降至960t/h,热耗由8050kJ/kW.h降至7900kJ/kW.h,对应供电煤耗由约350g/kW.h降至336g/kW.h。     

630 MW燃煤机组给水泵自动并泵过程控制策略

随着燃煤机组自启停控制的广泛应用,汽动给水泵(汽泵)并入的自动控制逐渐受到重视。本文对燃煤机组给水泵自动并泵控制策略进行优化,并在某电厂630 MW机组成功投运。运行结果表明:电动给水泵(电泵)运行时并入第1台汽泵的控制策略中,在被并入泵出口阀打开前后,设计2个升速阶段,将因汽泵转速变化而可能产生波动的参数设置为汽泵转速升速率函数的自变量,可使并泵过程非常平稳;全程耗时约4 min,给水流量波动在10 t/h以内;第1台汽泵运行时自动并入第2台汽泵的控制策略中,除给水主控PID外,额外引入2套PID功能块,分别用于2台汽泵出力自动调平,调平PID参数高度自适应,可使2台汽泵出力迅速调平而不引起主给水流量大幅度波动;全程耗时约7 min,给水流量波动在15 t/h以内。     

600MW超临界机组冲转时主蒸汽温度偏高的防治措施

长沙电厂一期扩建工程2&#215;600MW燃煤机组的锅炉为DG1900／25．4—Ⅱ1型超临界参数变压直流本生型锅炉,在机组调试、试运期间,普遍存在冲转时锅炉侧主蒸汽温度高、压力低的问题,与汽轮机要求的冲转参数不匹配,其主要原因是煤水比控制不合适。为此提出维持锅炉燃油量12t／h．退出给水流量低保护,给水流量降至160～290t／h,冲转时随机投入高低压加热器,给水温度提高到200℃以上,既解决了冲转时主蒸汽温度高、压力低的难题,又节约燃油,保证了机组启动安全、经济。     

锅炉主蒸汽流量误差的简易自动补偿

一、问题的提出我厂130吨/时锅炉安装后,主蒸汽流量的指示值一直偏高;主蒸汽流量与给水流量指示值相差8～20吨/时,误差达7～18％。我们于1979年3月对~#9炉进行流量平衡试验,认为产生偏差的主要原因是,锅炉运行参数(汽水温度、压力)偏离额定值较大,引起汽、水比容变化,尤其对主蒸汽比容影响更为显著。锅炉调节对象受内外干扰的因素较多,在没有实现各种参数自动调节之前,要保证主蒸     

汽轮机主蒸汽流量在线监测方法研究

指出主蒸汽流量的常规测量及计算方法存在的问题,提出了基于主凝结水流量的汽轮机主蒸汽流量在线监测系统,并对基准流量的选取、小量汽水(给水泵密封水漏水、高压加热器旁路阀漏汽)流量的处理以及主蒸汽流量在线监测的实施进行分析.将该系统应用于某台200 MW汽轮机组主蒸汽流量计算,同时与常规方法的计算值进行比较表明,主蒸汽流量在线监测系统具有实时采集和处理数据的能力和较高的准确性,能够满足机组经济性诊断实时计算和在线负荷优化分配等工程应用对主蒸汽流量的要求.     

汽动给水泵跳闸原因分析及改进

1系统简介元宝山电厂3号机组为N600-16.7/537/537-I型、亚临界、一次中间再热、凝汽式汽轮机,额定蒸汽流量为1806t/h。机组的给水系统中配置了2台50%容量的汽动给水泵及1台50%容量的电动备用给水泵。汽泵选用80 CHTA/4型、纯凝汽式汽轮机作为驱动装置。如图1所示,其调节保安用油由主机控制液系统供给,润滑油系统用油由     

长山热电厂8号机组油系统改进

长山热电厂五期扩建工程1号机组系哈尔滨汽轮机厂生产的三缸、三排汽、一次中间再热、单轴、凝汽式机组,型式为N200——130/535/535型,出厂编号为No13。该机油系统采用组合油箱和密封油集装装置,均布置在零米层。其系统图见图1。     

N200—130/535/535型凝汽式机组打孔抽汽供热的设计

随着我国热化事业的发展,对大容量供热机组的需求越来越强烈。但目前我国尚未生产20万千瓦及以上的供热机组(哈尔滨汽轮机厂正在设计制造20万千瓦供热机组),为了满足目前对大容量供热机组的需求,我们在吉林热电厂六期工程设计中采用了哈汽厂生产的 N200—130/535/535型凝汽式机组,在其由中压缸至低压缸的导汽管上打孔组抽汽,用于供给采暖用汽,以满足供热的需要,提高电厂运行的经济性(此方案目前正付诸工程实施中)。现将机组的修改情况及设计中遇到的一些技术问题介绍如下: