某电厂300MW机组#3高加下端差上升原因分析

主要针对某电厂#2机组在某次开机后#3高加下端差存在明显增大趋势的问题进行分析。从现场排查、整合分析和数据计算等方面入手,通过排查、分析与计算,确定#3高加下端差增加原因,并对机组做了高加水位变化对疏水端差影响的试验,最终使#3高加疏水端差下降到正常范围内,为降低机组的#3高加下端差、提高机组经济性运行提供了解决方案,也为相关生产问题解决提供了一种新的思路。     

低加疏水泵汽蚀原因分析及优化

济宁能源发展集团阳城电厂1#、2#超高压150MW机组低压加热器疏水泵经过多次调试,虽然能投入运行,但振动较大。分析认为,该低加疏水泵系统阻力较大,达不到必需的汽蚀余量,从而使疏水泵入口产生汽蚀,不能满足负荷连续运行的要求。为此,将低加疏水泵系统进行优化,优化后,低加疏水泵在各种负荷下汽蚀余量均大于泵的必需汽蚀余量,可连续运行,满足机组需要。     

60MW机组回热系统运行中存在的问题及改进措施

针对60MW机组回热系统运行中存在的高加疏水端差大、疏水管路磨损;低加疏水自动投入率低、低加疏水泵汽蚀严重等问题,进行了原因分析,在结构、运行方式等方面提出了改进措施,效果良好。     

高压给水加热器水位变化对机组经济性的影响分析

高压给水加热器(简称高加)疏水水位过高或过低都会对机组的经济性和安全性产生一定的影响.同时高加水位的变化会引起给水温度的变化,而给水温度的变化对锅炉和汽机运行的经济性都有很明显的影响.文中主要结合OPTIPRO软件,对比分析高加水位在- 100mm～-10mm之间变化时,对高加出水温度、加热器端差以及机组经济性的影响.     

电网大频差下机组一次调频功能研究及控制优化

某1000MW超超临界机组电厂试验综合利用凝结水流量调节、补汽阀调节、低压加热器和高压加热器回热系统蓄能等,在高压调节门全开方式下,当电网低频动作时较快地增加相应负荷,以满足一次调频性能要求,同时不牺牲机组经济性。为满足机组快速响应一次调频需要,同时考虑机组经济性,仙桃项目尝试采用一种新的一次调频控制优化方案:汽轮机高调门与#0、#1高加抽汽调门联合调节。     

300MW汽轮机振动故障处理

某厂亚临界300MW机组在运行中#1轴承"Y"向轴振在负荷(230~250)MW时,#3高调阀开度为(20~30)%间突然增大,且随高调阀开度变化而波动,影响了机组安全运行。对此现象我们对该机组的振动进行监测,进行了故障分析,认为这种现象是由于#1轴承负荷偏低所致,根据现场实际情况,本着在不揭缸的情况下,尽量增大#1轴承负荷,而使动静间隙变化最小的原则,提出了降低#2轴承标高的处理建议,在C级检修中实施,机组启动后,#1轴承"Y"向振动最大值由原来的143μm降至108μm,取得了良好的效果。     

2×600MW超临界机组协调控制系统分析与优化

对华能上安电厂2×600MW超临界机组协调控制系统的构成、特点等进行了分析。在机组试运行期间,对此协调控制系统进行了整定和优化,机组在40％～100％MCR负荷段具有优良的负荷适应性。机组主要参数调节品质优良,安全和经济性能得到了可靠保证。     

低加远传液位计信号跳变故障原因与对策

阐述了导波雷达液位计的测量工作原理，结合某电厂低加液位计的实际应用情况，发现在测量过程中液位信号出现频繁波动，导致低加远传液位监测异常。通过对火力发电机组低加远传液位计显示不准进行研究，形成对低加远传液位计连通管增加平衡筒的研究成果，从而保证火力发电机组低加水位的“精准”测量。通过对低加远传液位计测量筒引出管路增加平衡筒技术改造的方式，将有效解决由于负压导致的低加液位测量不准的问题。此研究成果解决了低加远传液位计不准的“短板”问题，提升了机组的安全性、经济性。同时，研究成果将适用于火电机组低加液位计测量，其采用导波雷达液位计，且测量筒与容器直接相连的测量方式。此研究成果具有可推广性和复制性。     

1030MW二次再热火电机组深度调峰协调控制策略优化及应用

随着可再生能源装机容量不断增大、用电结构调整、电力现货交易的开展，电网用电峰谷差越来越大，加之火电产能过剩，越来越多的1000MW大型火力发电机组参与深度调峰中。本文针对1030MW二次再热火电机组在深度调峰中协调控制技术进行了深入研究，提出了一套解决在深度调峰中协调控制策略优化措施，并在华能莱芜发电有限公司6#、7#机组进行了30%～100%额定负荷的协调变负荷试验，试验结果表明，该协调控制策略切实可行。     

某电厂#1机组#3轴承振动大导致汽轮机跳闸分析

汽轮机运行过程中,绝对振动信号测量准确性直接影响机组的安全稳定运行。在机组正常运行过程中,如果实际绝对振动过大,可能引起汽轮机端部轴封磨损、隔板汽封磨损、滑销磨损、轴瓦乌金破裂,叶片轮盘损坏等问题。为保证汽轮机长期安全稳定运行,要求把绝对振动参数严格控制在机组允许范围内。对某电厂#1机组#3轴承振动大导致汽轮机跳闸进行了全面分析,查找引起轴承振动大的原因,并提出防范措施。     

#2机组低压缸胀差大原因分析及处理

国华(印尼)南苏发电有限公司#2机组自2011年7月投产以来,一直存在低压缸胀差偏大的问题。特别是2016年4月#2机组A级检修后,低压缸胀差缓慢增大,通过微开低压缸喷水控制低压缸胀差在5.5～6 mm。现通过对#2机组启停过程中汽轮机胀差控制、正常运行时胀差控制、异常情况下胀差控制进行分析,提出一些控制措施。     

#1机组余热锅炉排烟温度高的原因分析

通过对上海申能临港燃机发电有限公司#1、#2机组余热锅炉排烟温度的记录与观察,发现#1炉排烟温度高于#2机组。在仔细研究各种影响因素后,发现凝加温差为主因,并在进一步深入分析运行参数后建立了试验方案,调节各项参数一致后,发现了凝加出口的真实温度,通过端差分析得出凝加换热面效率的明显区别,找到了导致#1机组排烟温度高的原因。     

提高2#汽轮机真空的方法研究与实施效果

阳泉煤业(集团)股份有限公司发供电分公司第三热电厂2#汽轮机在夏季真空过低,严重制约了机组的负荷,甚至降低了机组运行的经济性。针对此问题进行研究和分析,提出了改善真空的具体措施,解决了2#汽轮机真空低的问题,同时处理了阶段性的水质问题,有效提高了凝汽器的工作能力,保证了机组的发电量。     

一起汽轮机轴瓦振动大跳机原因分析及处理

某公司发电厂3号机组投运后,在大负荷试运时因1X、2X振动大机组跳闸,主要原因为围带汽封、隔板汽封、轴端汽封间隙比较小或不均匀,当机组负荷增加、主蒸汽流量增大时会产生汽流激振,主蒸汽调门分别在单阀、顺序阀方式下机组带365MW负荷运行、主蒸汽流量达到最大值,进行摩合试验,消除了机组1瓦、2瓦振动大的隐患。对其他两台机组也进行了最大主蒸汽流量下的摩合试验。有效防止新建机组或经过汽封间隙调整后的机组,在初次试运时,发生机组振动大跳机事件。     

汽轮机轴封溢流改造可行性探讨

哈尔滨汽轮机厂2号机组当负荷达到260MW时,汽轮机高、中压端轴封漏汽除了满足低压轴封系统的供汽需求外,还有一部分剩余的蒸汽经轴封溢流阀排出。由于设计原因,这部分蒸汽由轴封溢流管引至凝汽器低压疏水扩容器,使得这部分蒸汽不但没有得到充分利用,反而增加了低压疏水扩容器的喷水,增大了凝结水泵的出力。本文提出改进方案,合理利用这部分蒸汽以减少热能损失,达到节能降耗的目的。     

20MW汽机1#轴承损坏的原因分析及处理

在正常运行中,20MW汽轮发电机组出现汽轮机轴振动超标的现象,使得1#轴承经常被损坏,通过对绝对膨胀值的测量,我们发现该值只有6 mm,达不到厂家提供的设计值13㎜标准。找到了发生轴承损坏的主要原因,并采取措施处理滑销系统,重新二次灌浆加固基础台板,消除振源,使机组运行振动达标,避免了轴承损坏。     

600 MW汽轮发电机组轴向振动故障分析及处理措施

某电厂#4机组A类检修后,机组启动并网时,#5和#6轴振基数随负荷增加而爬升,振动达到160μm,且#5和#6轴振呈周期为1 h的正弦波动。针对#4汽轮发电机组前后瓦轴向振动大这一故障特征,经分析排除了轴承座刚度不足、轴瓦紧力过大等因素,找出了转子热变形是引起轴向振动大的主要原因所在;采取了相应的对策和处理措施,有效地处理了汽轮发电机组轴向振动过大的故障。     

深度调峰下燃煤机组运行方式对能耗的影响分析

随着电网负荷峰谷差的增大,越来越多的火电组开始承担深度调峰任务,对此,应深入分析火电机组低负荷耗能的实际情况,本文实际分析了某350MW机组,并参考了该机组的变工况计算模型,直接将机组超低负荷运行时所消耗的能量状况预测出来,并对于最终结果进行分析探究出了机组发电标准煤耗量将同机组负荷呈负相关。如果运行中的机组长期处于低负荷状态,那么,汽轮机组与锅炉子系统的运行效率明显降低,如果全场负荷始终保持稳定,那么,机组容量将会随着机组数目的增多而增多,与此同时,调控时间将会逐渐延长。在此种情况之下,应用启停两班制调峰运行方式能够使得发电企业获取更高经济效益。     

#1～#4炉送一次风机油站过滤器优化改造

国电石横发电有限公司#1～#4炉送一次风机油站滤网切换阀原设计存在闭锁不严密内漏缺陷,当滤网堵塞需更换滤网时,必须停运单侧风机才能进行消缺工作,为了彻底解决机组运行过程中因滤网堵塞差压高必须停运单侧风机才能消缺难题,所以将原双筒式切换过滤器优化改造为单筒过滤器加旁路结构。改造后,不仅有效避免了需停单侧风机才能消缺期间机组运行的不安全性,还可节约检修综合费用。     

储热装置释能方式对供热机组的性能影响

针对一个含有蓄热装置的供热机组耦合系统,研究了应用蓄热装置提升系统灵活性的方法。基于基本耦合原理,提出了蓄热装置和供热机组耦合的2种方案并且进行经济性比较,同时对系统构建动态仿真模型,对2种耦合系统的变负荷能力进行分析。结果发现2种方案下,机组的热耗率均上升(0.35%以上);蓄热抽汽量对机组的经济性产生一定的影响,机组的热耗率随抽汽量的增加而增加;耦合方案2的变负荷效果优于耦合方案1,负荷提升速率比耦合方案1高3 MW/min。