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石景山热电厂4号炉试生产初期存在左侧再热汽温偏低(490~510℃),左右两侧汽温最大偏差达50℃现象,影响锅炉和汽轮机安全、经济运行。文章分析了再热汽温两侧偏差大的原因是:低温再热器水力不均;炉膛出口烟气热力不均。提出了最大限度减少再热汽温两侧偏差大的措施:①改进低温再热器入口进汽方式,可提高再热汽温5~10℃;②调整燃烧和调节三通阀使再热汽两侧汽温均可达535℃,③改造再热汽减温水系统,左右再热汽减温调节器均可投自动运行。 相似文献
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1913t/h超临界压力锅炉再热汽温低的原因分析 总被引:3,自引:1,他引:2
针对某电厂1 913 t/h超临界压力锅炉再热汽温长期偏低的问题进行了燃烧调整试验,初步找出了影响再热汽温的因素,指出低温再热器吸热不足是导致整个再热器汽温偏低的主要原因,并进行了燃烧器摆角及锅炉吹灰对再热汽温影响的试验,给出了调整再热汽温的方法。 相似文献
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针对国华电力公司17台600 MW亚临界锅炉再热汽温普遍低于设计值的现象,从受热面设计、运行调整以及协调控制等方面分析了再热汽温偏低的原因,提出了综合治理再热汽温低的思路和方法。 相似文献
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针对国华电力公司17台600 MW亚临界锅炉再热汽温普遍低于设计值的现象,从受热面设计、运行调整以及协调控制等方面分析了再热汽温偏低的原因,提出了综合治理再热汽温低的思路和方法。 相似文献
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火电机组再热蒸汽温度系统是一个大迟延、大惯性系统,在不同负荷工况下表现出不同动态特性,许多电厂面临着再热汽温自动控制投入困难的问题。再热汽温控制对火电机组具有非常重要的意义,再热汽温过高使金属材料蠕变加快,影响使用寿命,甚至引起锅炉爆管等恶性事故;再热汽温过低使机组热效率降低,还会造成汽轮机末级叶片侵蚀加剧。为此,研究一种基于信号软测量和系统动态特性补偿的再热汽温自动控制策略,基于能量守恒原理计算再热减温器后温度,解决了目前再热减温器后无有效温度测点的问题;通过试验方法对再热器和再热减温器进行建模,采用系统动态特性补偿策略将再热汽温模型等效为较小的滞后和惯性系统;通过阀门线性化处理,有效解决执行机构非线性问题。基于以上方法对某电厂2台机组再热汽温自动控制进行优化,取得了较好效果,可为同类型火电机组再热汽温控制提供参考。 相似文献
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锅炉再热汽温时间序列的混沌分析 总被引:2,自引:0,他引:2
从非线性动力学观点出发,首次利用混沌理论,针对再热汽温时间序列进行相空间重构,分析其时序关联雏与嵌入相空间轨道的变化规律,得出再热汽温的关联维数D2为分数,最大Lyapunov指数λ1是正数,从而揭示了再热汽温的混沌动力学特性.为建立再热汽温模型和精确预测提供新的思路。 相似文献
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再热汽温是锅炉安全、经济运行的重要参数之一,而二次再热机组锅炉增加了一级二次再热循环,再热汽温的调节更加复杂。简单比较了几种不同的二次再热机组再热汽温控制方案,并以某超超临界二次再热机组为例介绍了尾部三烟道平行烟气挡板调节为主、引射烟气再循环调节为备用、并辅以事故喷水的再热汽温控制方案,以期对后续同炉型二次再热机组的再热汽温控制设计起到示范作用。 相似文献
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基于大滞后补偿技术的锅炉再热汽温控制系统 总被引:1,自引:0,他引:1
针对江苏南热发电有限责任公司5号机组再热汽温被控对象滞后大的特点,综合采用状态变量控制技术、相位补偿技术及自适应Smith预估补偿等多种大滞后控制技术,设计了新型的再热汽温控制系统。实际运行表明.采用先进控制技术的再热汽温控制系统,在机组升、降负荷及启、停制粉系统的过程中,均使锅炉再热汽温严格控制在允许的范围内,是一种对锅炉汽温比较有效的控制方法。 相似文献
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广义预测控制在6 0 0 MW超临界机组协调及汽温控制系统优化中的应用 总被引:1,自引:0,他引:1
针对安徽淮南平圩发电有限责任公司3号和4号 600 MW超临界机组存在的变负荷速率仅为1%/min、主蒸汽压力和温度的波动分别达0.7 MPa和15 ℃以上及再热汽温无法投入自动控制的实际情况,采用广义预测控制技术,提出了先进的协调及再热汽温控制策略。实际应用表明:新的协调控制策略使机组的变负荷速率达到1.5%/min以上;在变负荷过程中主蒸汽压力和温度的最大动态偏差控制在0.4 MPa和6 ℃以内,且参数不再振荡,有效提高了机组的运行稳定性;新的再热汽温控制策略实现了烟气挡板对再热汽温的有效控制,再热汽温的最大动态偏差控制在6 ℃以内,且减少了再热喷水量20 t/h以上,提高了机组的运行经济效率。 相似文献
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