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上海石洞口发电厂4台机组均系上汽厂生产的N300-165/535/535型亚临界中间再热4缸4排汽凝汽式汽轮机组。制造厂提供的该机在热耗率保证条件下主蒸汽流量设计值为985t/h。我厂在对机组的热力性能试验中,发现主蒸汽流量大于给水流量(全部给水加上一、二级减温水流量)30t/h左右,汽、水流量不能平衡,超过3%。机组的流量测量装置一次元件采用的是阜新电力修造厂生产的组合式长颈喷嘴流量测量装置,设计依据为ISO5167(见图1)。 相似文献
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为了保持喷嘴调节汽轮机组部分负荷工况下主蒸汽压力高的优点,同时减弱调节级效率低对高压缸通流效率的影响,有效提高汽轮机组部分负荷工况下的经济性,本文在分析研究了现有汽轮机进汽调节技术的基础上,提出了喷嘴+补汽新型调节技术。以超临界660 MW机组为例,分别分析喷嘴+补汽调节和单一补汽调节对汽轮机热力特性和经济性的影响。结果表明:喷嘴+补汽调节机组和补汽调节机组在90%THA工况附近经济性相当,随着负荷的降低,喷嘴+补汽调节机组经济性优于补汽调节机组,且这种优势逐步加大;全年负荷范围为40%THA~85%THA的机组,采用喷嘴+补汽调节的经济性更高。 相似文献
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空冷机组凝结水含氧量超标问题比较普遍,针对这一现象,对空冷机组的凝结水进行了除氧试验,以喷雾—淋水盘结构装置为研究对象,建立凝结水和补水真空除氧试验系统。同时,对影响真空除氧性能的因素进行了分析,研究给水温度、给水流量以及给水含氧量对真空除氧性能的影响。 相似文献
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凝结水流量是汽轮机热力试验中重要的基本量。用经系数检定的节流装置对国产300MW汽轮机进行标定,发现原有凝结水流量测量存在的一定的偏差,并分析了其原因。该套装置及计算方法可适用于300MW及200MW汽轮机组的水流量测量。 相似文献
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神华国华定洲发电有限责任公司二期超临界2×660MW空冷机组在不同负荷阶段和环境条件下,汽轮机背压和燃料发热量的变化对机组效率影响很大。采用传统的热值校正方法,在机组变负荷工况下,易使协调控制参数的偏差逐渐积累增大,降低机组的负荷响应速度及运行稳定性。对此,提出了一种新型的热值校正方法,在基于直接指令平衡的协调控制系统基础上,综合考虑了燃料发热量和汽轮机背压对机组效率的影响,以及同等外部环境条件下不同负荷的机组效率差异等因素,对锅炉燃料量指令的关系进行合理校正,以保证机组在不同工况下协调控制系统的控制品质。采用新型的热值校正方法后,机组负荷由600MW降至300MW,汽轮机背压由8.9kPa降至7.8kPa,锅炉主控压力调节器积分输出值由+0.2降至-1.2(受磨煤机停止的影响),机组变负荷结束后主蒸汽压力最大偏差分别为+0.2 MPa和-0.4MPa,未出现由于汽轮机背压下降导致机组变负荷结束后主蒸汽压力偏高的现象;机组负荷由445MW升至495MW,变负荷速率为2%/min,机组负荷响应时间为40s,负荷动态偏差0.5%,主蒸汽压力动态偏差最大为-0.2MPa,稳态偏差接近0。 相似文献
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以某600MW间接空冷汽轮机组为例,利用EBSILON软件建立了汽轮机和凝汽器模型,结合空冷塔模型完成三者耦合计算,通过正交试验方法研究了多种变工况特性,获得了不同环境温度、循环水流量和机组负荷下背压和热耗率的变化规律。结果表明:机组在相同负荷和循环水流量下,随着环境温度上升,背压和热耗率不断升高,在高温段上升速率明显快于低温段;机组负荷一定,在同样的循环水流量变化幅度下,环境温度越高,背压和热耗率的变化速率越大;在一定环境温度和循环水流量下,随着负荷增大,背压升高,热耗率下降;在机组负荷和循环水流量不变时,空冷塔出口水温上升速率大于环境温度上升速率,在100%循环水流量下,前者为后者的1.11~1.15倍,导致凝汽器进口水温迅速升高,机组运行经济性下降。 相似文献
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以轩岗电厂一期超临界2×660 MW机组为例,对协调控制系统中给水控制系统的给水泵出力与液力耦合器出力不匹配造成的给水流量波动进行了分析和改进,提出了基于模糊自适应PID的给水控制策略,即应用模糊推理建立PID的比例系数(Kp)、积分系数(Ki)、微分系数(Kd)与给水流量偏差e及其偏差变化率△e之间的模糊关系,根据不同的e和△e在线调整Kp、Ki、Kd.给水控制系统改进后,使被控对象具有良好的动、静态特性及鲁棒性,给水流量稳定,能够满足机组负荷变化的要求. 相似文献
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达拉特发电厂四期工程7号、8号2台600 MW直接空冷机组在大修中发现汽轮机叶片存在明显的积盐现象。为了找到汽轮机积盐的原因,确定最佳的运行工况,分别对7号、8号机组进行锅炉热化学试验和大修静态诊断,认为给水和炉水的处理方式不当、机组升负荷速率偏高、覆盖过滤器滤元铁污染等因素是造成汽水系统水质差的主要原因。通过改变给水处理方式、控制机组升负荷速率、对覆盖过滤器滤元进行在线化学清洗和凝结水系统加装除铁装置等优化措施,7号、8号机组水汽品质得到了明显改善,水汽品质分别由92.3%、90.2%上升至99.2%和98.6%。 相似文献
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神华河北国华沧东发电有限责任公司(沧东电厂)3、4号锅炉给水手动加氧过程中,当机组负荷变化时,给水氧量大幅波动,加氧量的调整滞后于机组负荷变化.为此,进行了引入给水流量信号作为前馈的自动控制加氧技术改造.同时,在机组凝结水精处理系统出口母管加氧点增加一套稳压装置,稳压阀出口压力为凝结水加氧点实际压力,进一步提高了给水加氧控制的品质.机组运行表明,实现加氧自动控制后,给水溶解氧量能够及时跟踪机组负荷变化,消除了加氧调节滞后的现象. 相似文献
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珠海金湾发电有限公司国产600 MW超临界机组低负荷运行时,由于分离器出口温度控制不当引起分离器出口温度控制器强制增加给水,导致给水流量反复波动。针对该故障提出稳定给水流量的方法。 相似文献
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针对供热机组热电耦合、对电网深度调峰适应性差的问题,在对比分析典型汽轮机旁路供热改造方案技术特点的基础上,以东北地区某超临界350 MW供热机组为研究对象,分析了汽轮机高低旁路联合供热方案对机组供热能力和电调峰能力的影响。结果表明:20%THA工况下,采用原高低旁路联合供热方案时汽轮机最大供热负荷为154.96 MW,扩容后汽轮机最大供热负荷为336.53 MW,较扩容前提升了117.2%,大幅提高机组的低负荷供热能力,满足机组深度调峰的改造要求;额定工况下,采用原高低旁路联合供热方案时汽轮机最大供热负荷为485.08 MW,扩容后汽轮机最大供热负荷为492.17 MW,说明高低旁路扩容对机组额定工况抽汽供热能力影响有限。 相似文献
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基于预给煤动态模型的直接指令平衡系统在火电厂协调控制中的应用 总被引:4,自引:0,他引:4
配置直吹式制粉系统的大容量火电机组存在如下问题:制粉系统迟延长、锅炉热惯性大;在自动发电控制(AGC)调节中负荷响应迟缓,动态跟随性差;滑压运行时汽压调节偏差大,系统可控性差。基于预给煤动态模型的直接指令平衡系统,利用锅炉预给煤模型和汽轮机前馈模型对机组负荷控制的动态调节分量与偏差修正分量实施解耦,利用汽压设定值模型与滑压段附加锅炉指令模型对滑压段汽压的动态调节过程进行解耦,对负荷与汽压调节进行分时调度。利用机组对象特性的特征参数,根据指令模型结构进行工程整定,直接指令平衡系统在浙江省内得到应用,提高了机组负荷跟随性能与动态调节精度。 相似文献
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阐述了国产600MW超临界机组低负荷运行时给水流量反复波动情况和原因,认为分离器出口温度控制不当引起分离器出口温度控制器强制增加给水造成的,并提出了稳定给水流量的方法,对国产600MW超临界机组安全运行有借鉴意义。 相似文献
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阐述了国产600 MW超临界机组低负荷运行时给水流量反复波动情况和原因,认为分离器出口温度控制不当引起分离器出口温度控制器强制增加给水造成的,并提出了稳定给水流量的方法,对国产600 MW超临界机组安全运行有借鉴意义. 相似文献