300MW火电机组再热汽温的调节

分析影响再热汽温的因素,对实际运行工况所采取的调节手段和试验数据进行比较、探讨,从而使再热汽温的变化控制在最小范围内,以满足整台机组的安全、稳定、经济运行。     

国产300MW机组锅炉燃烧器倾角投自动及调节再热汽温的探讨

介绍珠江电厂为解决燃烧器倾角问题、完善再热器出口汽温控制方案，提出通过限制燃烧器倾角调节范围、不同燃烧器倾角开度采用不同调节速率和再热器事故喷水参与调节时限制燃烧器倾角开度等办法，使1号机组的燃烧器倾角能长期投入自动控制再热器出口汽温，达到了电厂运行要求，降低了运行人员的操作强度，提高了锅炉整体热效率。     

600MW火电机组再热汽温的调节

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。     

摆动式燃烧器调节再热汽温特性分析

通过试验和设计数据分析摆动燃烧器对再热汽温和过热汽温的调节特性,了解和掌握摆动燃烧器的调温特性,使之达到预期效果,对锅炉安全稳定运行极为重要.     

摆动燃烧器调节再热汽温试验

介绍了６００ＭＷ电站锅炉利用摆动燃烧器调节再热汽温的特性。通过对燃烧器的摆动试验,掌握了摆动燃烧器调节二次汽温的特性,并且找到了燃烧器摆角变化与汽温变化的量值关系,同时利用燃烧器可调节部分的调整,找到了汽温的调节规律。     

300MW锅炉再热汽温低的原因分析及改造

某电厂300 MW亚临界锅炉在汽轮机经过通流改造后,出现了低负荷时再热蒸汽温度偏低的现象,通过对再热蒸汽温度调整试验数据的分析,得到再热蒸汽入口温度与其设计值偏差较大是导致再热蒸汽温度偏低的主要原因。根据锅炉热平衡计算的结果,提出了再热器增容改造的3种方案,通过分析对比,选出了最优方案并进行改造。由锅炉改造后的性能试验看出改造效果良好,再热蒸汽温度有了明显的升高,达到了再热汽温541 ℃的要求。与此同时,电厂的经济效益也得到了显著提高。     

摆动燃烧器调节汽温的探讨

通过对外高桥发电厂３００ ＭＷ 机组控制循环锅炉进行的摆动燃烧器调节一、二次蒸汽温度的试验研究,论述了摆动燃烧器与汽温的动态特性、调温幅度之间的关系及负荷的适应性。提出目前摆动燃烧器存在的一些问题,建议合理使用喷水减温与摆动燃烧器相结合的运行方式来提高机组的经济性     

国产首台600 MW机组锅炉摆动燃烧器调节再热汽温试验研究

６００ＭＷ电站锅炉利用摆动燃烧器来调节再热汽温。在锅炉运行中,通过对燃烧器的摆动试验,掌握了摆动燃烧器调节二次汽温的特性,并且找到了燃烧有变化与汽温变化的量值关系,同时利用燃烧器可调节产部分的调整,找到了对气温的调节规律。     

张家口发电厂4号机组再热汽温调节改进

介绍了河北省张家口发电厂4号机组再热汽温调节系统存在的问题及其影响因素.通过对再热减温水调节系统和摆动燃烧器调节系统进行一系列改造并应用KPA优化控制技术,采用实验建模的方法整定控制参数,使再热汽温的变化控制在最小范围内,以确保机组的安全、稳定运行.     

再热汽温控制

本文通过调温档极加微量喷水控制再热汽温系统的分析和控制方案的比较,提出了一种新方法,即通过一套逻辑来协调档板和喷水对再热汽温的控制,取得了较好的效果,实现了对再热汽温有效的经济控制。     

300 MW汽轮机组高压主汽阀杆漏汽分析及处理

对德州电厂1号汽轮机组在经过DEH控制系统改造后高压主汽门杆发生蒸汽泄漏的原因进行了分析,认为蒸汽泄漏是热态时阀门开度不足所致。通过调整热控参数,消除了热态时阀门开度不足问题,主汽门杆再未发生蒸汽泄漏。     

300 MW机组汽轮机中压缸温差大的原因分析及对策

针对某电厂2号汽轮机出现的中压缸再热调节阀端上、下缸温差大引起的动静摩擦现象,对汽轮机的热力过程进行分析,指出中压缸夹层冷却蒸汽对于缸体上、下部分的不同换热和保温的共同影响,导致上、下缸温差值达到86.2℃,大大超过设计规定的50℃,严重危及设备的运行和使用寿命。经过在机组解列前的及早停用至3号高压加热器的三段抽汽,使上、下缸温差值降至50.1℃,并通过更换汽轮机保温层材料,使上、下缸温差下降至10℃,基本解决了该问题。同时,结合600 MW机组汽轮机的结构,提出了在中压下缸夹层内加设阻汽片的改造方案。     

300 MW 汽轮机4号轴承振动的原因分析

详细分析了国电蓬莱电厂1号机组4号轴承振动随转速、负荷以及真空的变化规律,认为4号轴承的异常振动为4号轴承座的支承刚度偏低所致.对此进行处理后,4号轴承振动瓦振小于20μm,轴振小于33μm.     

国产300 MW机组真空抽气系统改造及其经济性分析

介绍谏壁发电厂10号机组真空抽气系统的改造情况。从节电、节水的角度论述了真空抽气系统改造的必要性、可行性、经济性,并提出了改造过程中遇到的问题及改进措施。     

300 MW机组汽轮机油水分超标的原因分析及处理

针对华阳发电有限责任公司1期2台300 MW机组汽轮机油水分严重超标的问题,对汽轮机的轴封系统、滤油系统、轴承回油系统等进行检查分析,找出了问题所在。通过采取合理调整运行方式,进行设备改造,加强对设备维护等措施,使油中水分大幅度下降,并一直保持在50 mg/L以下,从而保证了机组的安全运行。     

300MW抽汽-凝汽式机组采用冷电联产的热经济性分析

根据热水二段型溴化锂吸收式制冷机的性能参数和太原市城区集中供热系统的参数,计算分析了300MW抽汽-凝汽式机组采用冷电联产的热经济性。计算结果表明,在溴化锂吸收式制冷机的热力系数不低于0.825、电网的供电煤耗率不低于0.388kg/(kW·h)、线损率不低于6.98%、电动式制冷机的制冷系数不高于3.5时,300MW抽汽-凝汽式机组采用冷电联产节能效果显著。     

300 MW机组高压加热器泄漏原因分析和对策

高压加热器的运行性能和可靠性直接影响机组的经济性及安全性。平凉电厂2号机组3号高压加热器因运行中多次发生泄漏而频繁更换管束。通过对疏水调节系统和运行水位进行分析,查明高压加热器泄漏产生的原因,并给出了预防管束泄漏所采取的措施。     

超超临界1000MW机组设置外置蒸汽冷却器的热经济性分析

针对某超超临界1000 MW机组,提出了采用串联外置式蒸汽冷却器利用第3级抽汽过热度提高锅炉给水温度的方案.基于热力系统矩阵分析法,对该方案进行了热经济性分析.分析表明,设置外置式蒸汽冷却器可提高锅炉给水温度4.9℃,汽轮机绝对内效率相对设置前提高了0.24％,降低发电标准煤耗率约0.65 g/(kW· h),经济效益显著.     

某电厂2号锅炉再热蒸汽温度偏低原因分析及应采取的措施

分析了某电厂300MW机组锅炉再热蒸汽温度偏低的原因,认为其主要是锅炉运行方式不合理和受热面布置不足等所致。对此,从运行和设备改造方面采取了相应的措施,以期使再热蒸汽温度偏低问题得到改善。     

300MW机组DEB协调控制系统优化

阐述了DEB协调控制系统的原理和特点。针对某电厂300MW机组协调控制系统设计的缺陷和不足,提出了详实的优化改造方案,并给出了参数整定的步骤。实际投运结果表明,改造后的协调控制系统既有良好的升降负荷适应能力,又能保证机组参数稳定。