1000MW超超临界火电机组锅炉给水泵汽轮机的控制

介绍了我国第一台1000MW超超临界燃煤机组配套用锅炉给水泵汽轮机工作特点和控制系统的组成,重点叙述了该汽轮机电液调节系统MEH的系统配置和功能。本文可供同类大容量燃煤机组锅炉给水泵汽轮机控制系统的设计参考。     

联合循环机组"炉跳机"事故原因分析及技术改造

采用“二拖一”运行方式的联合循环机组,当一台余热锅炉出现故障而跳炉时,如不及时处理会引起汽轮机误跳,进而使另一台余热锅炉跳炉。这几年,镇海联合循环机组此类事故频发,影响了机组的稳定运行。本文介绍该厂针对此类汽轮机误跳现象,在确保主设备安全的前提下,对锅炉部分保护逻辑进行了修改,以减少汽轮机误跳几率,确保汽轮机稳定运行。     

百万千瓦级燃煤机组低煤耗运行特性研究

机组的负荷对百万千瓦级超超临界机组的低煤耗运行特性具有较大的影响。通过试验的手段研究了机组负荷对锅炉热效率和汽轮机热耗的影响,以反平衡法分析了百万机组的锅炉运行的经济特性。研究发现负荷对锅炉热效率的影响程度较低,而对汽轮机的热耗影响程度较大。根据试验结果推导出百万机组低煤耗运行的最佳负荷区间。     

超超临界机组加热器端差对煤耗率的影响

准确而快速地评价加热器端差引起的机组热经济性变化,对热力系统的设计、运行和检修具有十分重要的意义.以热力系统热平衡方程、锅炉输入燃料(火用)方程、锅炉吸热量方程、汽轮机输入热(火用)量(火用)方程和汽轮机功率方程为基础,根据小扰动理论和微分理论,得各抽汽量、锅炉输入燃料炯、锅炉吸热量、汽轮机输入热量(火用)和汽轮机功率对端差的变化率.在锅炉(火用)效率、机组炯效率和发电煤耗率概念的基础上,由微分理论推导端差对(火用)经济性指标的影响.以N 1000 - 25/600/600机组为例,计算加热器端差对机组(火用)经济性指标的影响.     

基于调峰的汽轮机回热系统优化研究

随着发电设备年平均利用小时逐年下降,1000 MW等级超超临界机组也参与低负荷调峰运行。参与调峰造成机组热经济性下降,50%THA负荷以下工况脱硝装置退出,锅炉NOx排放超标。研究发现,增加汽轮机回热系统级数,提高锅炉给水温度,可以降低锅炉温差传热产生的不可逆传热损失,提高机组的热经济性;提高锅炉给水温度可有效抬升脱硝装置入口烟气温度,扩展脱硝装置运行负荷区间。采用0号高压加热器的汽轮机回热系统优化方案,汽轮机热耗最大下降值达11. 6 k J/k Wh,锅炉脱硝装置入口烟气温度可抬升至310℃以上。采用汽轮机高压缸补汽阀倒抽蒸汽作为0号高压加热器的加热汽源,不影响汽轮机本体结构,优化方案技术风险低。回热系统优化方案投资费用1075万元/台,机组实际运行综合收益200万元/a,优化方案静态投资回收期为5. 3 a,具有较高的经济性。经工程实践验证,汽轮机回热系统优化方案能够满足机组调峰要求。     

复合相变换热器在锅炉烟气余热回收中的应用

为了降低锅炉排烟温度,回收锅炉尾部烟气热量,提高机组效率,降低机组发电煤耗,确保电除尘、引风机安全运行,采用复合相变换热器加热同机组的凝结水,在避免换热器结露积灰的前提下,能大幅度降低锅炉排烟温度,回收锅炉尾部烟气的余热,减少汽轮机的抽汽量,增加机组发电能力,可获得较好的经济效益。     

《火力发电厂热工自动控制实用技术》

本书面向火电厂热工自动控制的工程实际应用,阐述了火电机组汽包锅炉给水控制系统、汽包锅炉汽温控制系统、汽包锅炉燃烧自动控制系统、循环流化床锅炉控制系统、汽轮机数字电液控制系统、协调控制系统、机组一次调频以及机组RB技术的工程设计、调试、试验以及日常运行维护等内容,另外还简要介绍了热工自动控制的基础知识。     

600MW火电站用半容量锅炉给水泵汽轮机的开发设计

锅炉给水泵汽轮机是杭州汽轮机股份有限公司的主要产品之一。600MW大型火电站配套用锅炉给水泵汽轮机是我公司在锅炉给水泵汽轮机领域的一个重大开发项目。文章主要从技术关键和设计方法两方面进行了详细的介绍。首台产品于2001年5月在天津大唐盘山发电有限责任公司进行了机组的性能考核试验,各项指标均达到有关技术标准和设计要求。     

超超临界1050 MW机组深度调峰控制策略探讨

针对神福鸿电2台超超临界1050 MW机组实际运行情况,提出了通过锅炉低负荷燃烧控制、给水泵汽轮机、引风机汽轮机汽源控制等对应防范措施.经过实际运行对比发现,实施合理的运行参数调整有效的实现了机组深度调峰控制,确保机组安全经济稳定运行.     

元宝山600MW机组汽轮机跳闸引起锅炉灭火的原因及解决方法

单元协调控制机组直流锅炉给水调节因汽轮机进汽阀速关扰动失控引起给水流量低限保护动作而使锅炉灭火,直接影响大机组的安全和稳定运行.本文介绍了在元宝山发电厂600MW机组上采用的解决办法.     

大型超临界汽轮机的辅机

通过对大型超监界机组与大型来临界机组的比较，介绍了发展大型超临界机组的意义。讨论了大型超临界机组运行中锅炉给水及进入汽轮机主蒸汽中所含杂质产生的原因，代有杂质的主蒸汽对汽轮机本体通流部分及机组效率的影响。提出了超临界机组辅机和回热系统设计，运行中应遵循的原则。     

电厂锅炉再热器设计经济效益分析

再热器是汽轮机高压缸排汽返回锅炉重新加热到额定温度的锅炉受热面部件,主要目的是提高机组效率和热经济性.以A、B电厂为例,通过对锅炉再热器受热面管屏进行设计重量统计、投资效益分析、改造建议分析等,对实现机组更大经济效益有指导意义.     

可超压运行机组的容量裕量

引言汽轮机是发电设备中的主要部件之一,它的容量选择和与锅炉的容量匹配,直接影响机组容量的大小。笔者接触了一些汽轮机的招标书,觉得对可超压运行机组和不可超压运行机组在裕量的给定上各方面的理解不完全一致,故根据个人的理解,结合国内     

620℃超超临界煤电机组能耗指标动态计算与分析

为分析再热汽温620℃超超临界机组的日常连续运行实际能耗,以某电厂设计蒸汽参数为28 MPa/600℃/620℃的1 000 MW超超临界湿冷机组为研究对象,基于机组运行大数据,开展了长周期的能耗指标动态计算与分析。研究表明:额定负荷下,锅炉热效率达到了保证值,汽轮机组热耗率比设计值高32 kJ/(kW·h),厂用电率优于设计值,修正后的机组供电标准煤耗率基本达到设计值;随着负荷率的降低,锅炉热效率降低,汽轮机组热耗率升高,厂用电率升高,机组发、供电标准煤耗率增加,机组发、供电效率降低;当负荷率由100%降低至50%时,修正后锅炉热效率降低1.09%,汽轮机组热耗率升高380 kJ/(kW·h),厂用电率升高1.84%,机组供电标准煤耗率增加23.63 g/(kW·h),机组供电效率降低3.53%。     

热电厂使用汽动给水泵的效益分析

为了降低热电企业运行成本,用工业汽轮机作为拖动锅炉给水泵的原动机。通过对某热电厂电动给水泵与汽动给水泵经济效益的比较,表明采用工业汽轮机作为原动机拖动锅炉给水泵,提高了能源的综合利用率,增加了企业的效益。所以,热电企业新建机组配套锅炉给水泵应尽量优先选用汽动给水泵。     

一种保证锅炉主蒸汽压力的新方法

本文介绍发电厂单元制机组运行中用汽轮机调速汽门开度保证锅炉主蒸汽压力的方法。     

二次再热超临界机组热力系统的全方位线性分析法

建立了计算锅炉吸热量、汽轮机作功、凝汽器放热量的线性模型，并通过分析抽汽和各种附加汽水成分对热力系统质量及热量平衡的作用和影响，得出二次再热超临界机组质热平衡关系的快速建模方法及各种附加成分的线性分析方法，用线性方法实现了对二次再热超临界机组锅炉吸热量、汽轮机功率及凝汽器放热量的全面分析与计算。     

锅炉给水泵汽轮机汽源匹配与切换方式的探讨

对与３００ＭＷ火电机组配用的各种汽源匹配与切换方式的半容量锅炉给水泵汽轮机、特别以主机等４组抽汽为工作汽源的新蒸汽内切换与再热器冷端蒸汽外切换两种机型锅炉给水泵汽轮机的性能与优缺点进行计算分析与比较。     

浅谈660 MW机组快速冷却汽轮机技术应用

汽轮机运行期间,若出现主机轴承损坏,需要进行停机处理,汽轮机从打闸停机到调节级金属温度下降至停运主机润滑油系统所需时间在1周以上,时间较长,不能满足电网需求,有时因检修工期较长,导致机组延期并网还会受到电网考核。国电宝庆电厂机组为国产660 MW超临界机组,#2汽轮机运行期间,因#6、#7轴承处存在漏油,为了使检修工作能尽早开工,尽量缩短检修工期,需对汽轮机高、中压缸内部快速冷却。通过研究、实践,利用锅炉余热快速冷却汽轮机高、中压缸内部策略,大大缩短了机组停运检修工期,对其他同类型汽轮机具有一定的参考。     

锅炉参数变化时汽轮机系统的仿真算法

采用实时仿真算法对锅炉-汽轮机系统动态特性进行了整体性模拟。首先建立了详尽的汽轮机各部件动态数学模型和热力系统流量网络计算模型，特别是除氧器、表面加热器和凝汽器的通用动态数学模型；然后，将汽轮机系统动态模型与锅炉系统动态模型连接为整体仿真模型，并进行仿真。该文还列出了锅炉某些参数变化时汽轮机系统几个关键基本参数仿真结果。对电站锅炉-汽轮机系统的整体性模拟可以对运行人员进行更加全面的指导，并且为进行单元机组的瞬态性能计算，进而修正稳态性能计算结果奠定了基础。图12参3