大港发电厂320兆瓦汽机调试技术总结

一、机组设备概况天津大港发电厂安装了意大利安莎尔多厂生产的型号为TCDF,额定出力为328.5兆瓦,单轴、双缸、双排汽、亚临界、中间再热汽轮机组两台,新蒸汽参数为170绝对大气压,538℃,一次再热,再热温度538℃,逆时针3000转/分,排汽压力0.05绝对大气压,再热压力在额定负荷时33.4绝对大气压。中、高压部分合缸,反向布置,主蒸汽和     

中间再热汽轮机组热态启动参数的选择

目前大容量中间再热汽轮机组已成为我国电力系统中的主力机组。为满足电网负荷调度的需要,原设计带基本负荷的机组也要参加调峰运行。作为调峰机组必须能安全、经济、灵活地启、停机。因此,中间再热机组热态启动参数的选择已引起人们的普遍重视。本文将就这个问题进行一些讨论。一、热态启动参数的一般选择国产12.5、20、30万千瓦中间再热汽轮机组的热态启动参数均要求主蒸汽温度高于高压内缸的内壁金属温度50～100℃,中间再热蒸汽温度高于中压内缸温度30℃。但这些型号的     

300MW汽轮机低压转子叶片断裂原因及处理

<正>某电厂1号汽轮机为亚临界、中间再热、高中压合缸、双缸双排汽单周纯凝气300 MW汽轮机,型号为N300-16.7/537/537-2。高中压部分采用合缸结构,高压缸部分有1个调节级和9个压力级;中压缸部分有6个压力级。低压缸为双层缸对称布置,包括2×6个压力级。整台机组共有28级。该汽轮机的主要参数为:主蒸汽温度为537℃;主蒸汽压力16.7 MPa;再热蒸汽温度537℃,背压4.9 kPa。     

上汽125MW汽轮机启动运行中热膨胀的探讨

前言上海汽轮机厂制造的N125-135/550/550型中间再热汽轮机已有数台投产运行。该机组为双缸、双排汽,其结构特点是高、中压缸合缸,二者通流部分为反向布置,新蒸汽及再热蒸汽进汽部分集中在高中压缸中部,在高温区(高压缸前7级;中压缸前6级)采用双层缸。内外缸之间装有挡热板(目前,有的机组已去掉该挡热板)。这种结构使得机组     

增加调速系统局部速度变动率改善30万千瓦汽轮机组负荷摆动

一、概况30万千瓦汽轮机组是上汽厂生产的N300—165/550/550中间再热凝汽式,其调速系统为带旋转阻尼的全液压调节。调速系统的工作油压为20公斤/厘米~2,有两只高压油动机,各带4只调门;4只中压油动机,各带1只中压调门,如图1。由于高压调门的结构特点,汽轮机进汽量的调节,介于节流调节和喷嘴调节之间,原设计机组只适合于带基本负荷运行。     

P92和G115在630℃超超临界电站机组管材选用分析

提高汽轮机蒸汽初参数是提高火电机组发电效率的主要手段之一,材料的发展是制约机组参数提升的关键因素.对高温管材P92和G115进行比较,针对拟采用蒸汽初参数为35 MPa/615℃/630℃/630℃的电站机组主蒸汽、高温再热系统的管道规格进行计算比较,对主蒸汽和高温再热管道管材的选择提出建议.     

宝钢电厂汽轮机保温结构

一、机组概况宝钢电厂1、2号35万千瓦汽轮机是由日本三菱重工设计制造的TC2F33·5型中间再热机组。该汽轮机按热力特性区分为高压缸、中压缸和低压缸,而在结构上采用高中压合缸结构、低压缸为双排汽,属反动式汽轮机。该机进汽参数为170绝对大气压538℃,     

超高压锅炉主蒸汽温度套管的振断及处理

随着发电机组容量日益增大和热力参数不断提高,为了保证机组的安全经济运行,对选择合适的测量元件并正确地安装提出了更高的要求,否则极易酿成不良后果。现就马鞍山电厂两起因主蒸汽温度振断引起紧急停炉的事故作一简要阐述。1 事故情况马鞍山电厂12号机组为125MW超高压中间再热机组,额定汽压为13.7MPa、汽温为540C,机组于1992年2月26日正式并网发电并移交生产试运行。运行不到两个月,因甲侧主     

超超临界二次再热发电机组热经济性分析

在一次再热机组的主蒸汽压力、主蒸汽温度、再热蒸汽温度保持不变的基础上,采用二次再热可降低汽轮机的热耗率,提高机组效率.以某参数为26.25 MPa/600℃/600℃/600℃超超临界1 000 MW机组为例,对其进行一次再热与二次再热循环下的各热经济指标对比发现,1 000 MW负荷工况下,二次再热机组汽轮机热耗率比一次再热机组热耗率降低了92 kJ/(kW· h),供电煤耗率降低了3.47 g/(kW·h),机组净效率提高了0.57％.     

国电泰州1 000 MW超超临界汽轮机性能考核试验情况

介绍了国电泰州发电有限公司1 000MW超超临界汽轮机结构特点、热力性能、对主蒸汽、高压缸蒸汽、再热蒸汽、中压缸排汽等参数测量,结果表明机组出力、热耗率都达到了性能保证值.     

超临界600MW机组协调控制的优化

针对华能上海石洞口第二电厂1、2号超临界2×600MW机组自动发电控制(AGC)方式下的主蒸汽温度、主蒸汽压力及汽水分离器中间点温度的控制偏差较大、燃料量波动幅度大等使得AGC投入率较低的问题,结合机组的运行工况,对机组协调和主、再热蒸汽温度、给水流量等子系统的控制策略进行优化,并对优化后的控制系统进行了1.5%/min变负荷试验。在负荷变化过程中,2台机组的主蒸汽温度偏差绝对值均5℃,再热蒸汽温度偏差绝对值均10℃,汽水分离器中间点温度偏差绝对值均6℃,主蒸汽压力偏差绝对值均0.6MPa,功率偏差绝对值均2MW,表明优化后的控制系统减小了各参数的控制偏差,负荷响应快,且满足AGC要求。     

淮南电厂400吨/时锅炉运行情况

淮南电厂400吨/时烟煤锅炉系上海锅炉厂产品。1974年制造,1975年初开始安装,次年3月正式投运。一、锅炉规范锅炉为SG-400/140-M410型,单汽鼓自然循环具有中间再热,锅炉露天布置,其主要设计参数为:额定蒸发量400吨/时;饱和蒸汽压力155公斤/厘米~2;主蒸汽压力140公斤/厘米~2;主蒸汽温度555℃;再热蒸汽量300吨/时;再热蒸汽压力25.5/24公斤/厘米~2;再热蒸汽温度335/555℃;排烟温度119℃;锅炉效率92.38％。设计煤种为淮南原煤和新庄矿矸石以8:2比例相掺的混合煤,其特性见表1。     

国外科技信息

▲日本投建两台700MW超超临界压力机组据日刊《火力原子力发电》1987年8月号报道,日本中部电力公司为加强80年代后期电源开发工作,现于川越电厂首次投建两台2级再热式燃用液化天然气的700MW超超临界压力发电机组。其占地面积约为47万m~2,锅炉、汽轮机分别为三菱重工和东芝公司产品。计划于1989年7月投入商业运行。该机组计划建设的主要设备和效率及特点是:锅炉为露天式两次中间再热直流炉,蒸发量2150t/h,主蒸汽压力325kgf/cm~2、温度571/569/569℃。汽轮机为单轴四排汽凝汽式机组,额定出力700MW,主蒸汽压力316kgf/cm~2、温度566/566/566℃,转速3600r/min。     

关于国产20万kW汽轮机情况回顾及改进意见的探讨

一、20万kW汽轮机运行状况回顾20万kW机型预计到1991年底,累计汽轮机产成120台,其中投运110台,在今后一个相当长的时间内仍将是我国电网系统的主力机组。现在已运行的三缸三排汽汽轮机,属于超高压一次中间再热冷凝式,进汽参数是:130绝对大气压、蒸汽温度535℃,再热温度535℃,通流部分为:37级。其中高压缸:-单列级+11压力级中压缸:15压力级低压缸:2×5 末级叶片长度:665mm(东方公司680mm) 随着电子技术、计算机技术等新技术的发展,该型机组经过将近10年的完善化工作,在设计、制造、     

青山热电厂主蒸汽管道恒作用力弹簧吊架多次损坏的原因分析及其处理方法

1.前言我厂向武钢鼓风机站供31ata蒸汽的12MW背压机组,(编号为#8机组),其进汽管道的直径为φ273×28,材料为10Crma910西德进口的合金钢管,主蒸汽参数为90kg/cm~2;500℃;额定进汽量为220t/h。自从76年安装投运以来,从80年代初就多次发生#12吊架严重的损坏事故,其它     

海登电厂的安装及调试——基建司赴西德考察报告之二

四、海登电厂4号炉及其辅机安装 4号机组807MW,锅炉双烟道,吸风口处94米高,大板梁顶部标高87.5米,这台炉是目前世界上最大的本生型直流炉,拔伯葛公司产品,其参数为: 主蒸汽:额定流量2405t/h,最大允许工作压力215巴(表后),过热蒸汽出口温度535℃。再热蒸汽:额定流量2200t/h,最大允许工作压力53巴(表后),再热蒸汽出口温度535℃。     

防止汽轮机转子大轴弯曲的相关措施

大唐洛阳热电厂5号机组为CN300-16.7/537/537型亚临界、一次中间再热、单轴双缸双排汽、单轴供热式汽轮机。汽轮机本体部分分为高中压缸和低压缸2部分。高中压缸由合金钢铸造,采用双层缸结构,通流部分反向布置。主蒸汽及再热     

200MW汽轮机中压缸启动试验及结果分析

长山热电厂安装2台哈尔滨汽轮机厂生产的N200-130/535/535型中间再热式汽轮机,配有德国西门子公司制造的30%额定流量的两级串联旁路系统,自1987年10月2台汽轮机相继投产以来,采用高、中压缸联合启动.冷态启动过程中存在的主要问题是:机组启动时间长,燃油量大,通常从锅炉点火至150MW负荷所需时间为594min,燃油量为50t;汽轮机中速暖机后,高压内缸温度约为130℃,中压     

125MW汽轮机完善化工作的回顾

我厂6台125MW汽轮机从1972年开始陆续投产,投产后结合设备存在的问题和机组特点不断进行完善化工作,使机组运行趋于稳定,安全性、经济性都有提高。1 提高机组经济性方面125MW汽轮机早期产品热耗率达8792kJ/kWh,1981年9号机中压隔板事故后,更换了高、中压隔板和转子,8号机随后也更换了高、中压隔板和转子,热耗率降低约167.5kJ/kWh。b.8、9号机组从烧油炉改为烧煤炉后,主蒸汽温度从550℃降至535℃。为此,更换了     

ГK1.5型汽轮机改为背压供热

一、机组情况及改造方案 在某县发电厂中只有一套国产低压机组,汽轮机是国产低压1500千瓦凝汽式机组,额定初参数为13绝对大气压、340℃,背压为0.085绝对大气压。该县早已并入大电网,由于该机组效率低,故长期闲置不用,但仍需人定期维护。另在同一县中有一化肥厂,内有小型低压锅炉数台,部分向高压变换供给所需的高压汽(10.0公斤/厘米~2),大部分降低后向造汽炉供低压汽,这些锅炉效率低,只供饱和汽,有两台为人工加煤,劳动强度大,并且常因锅炉出力不足或故障影响到化肥生产。另一方面,由锅炉新汽经减压阀减压后供应低压汽,使可用能大量损失,热经济性差。