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《热力发电》2017,(8)
在再热器管壁不超温的前提下提升再热蒸汽温度是当前的一项重大课题。本文以1 000 MW二次再热机组塔式锅炉为研究对象,阐述了在提升再热蒸汽温度的同时保证管壁不超温的优化调整思路,即将2层再循环烟气水平摆角由对冲布置调整至下层再循环烟气水平摆角正切最大、上层正切居中,燃尽风水平摆角由无序布置调整至对冲布置,磨煤机组合运行方式由ABCDEF方式运行调整至ABCDE方式运行。优化调整后,额定负荷下,高/低压再热蒸汽温度由调整前的603.4℃/601.4℃提高至612.5℃/612.7℃,提升效果明显。但受限于管屏间吸热偏差,两侧管壁温度均存在低值,壁温最高点和最低点偏差改善并不明显。建议采取节流圈或受热面改造的办法,增加壁温低点的吸热量或降低壁温高点的吸热量。 相似文献
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通过对1 000MW二次再热机组技术参数研究,确定了其技术参数:主蒸汽压力为31MPa,主蒸汽温度为600℃,一次再热蒸汽温度为620℃,二次再热蒸汽温度为620℃。1 000MW二次再热机组在现有一次再热机组技术基础上可降低发电煤耗14~16g/(kW·h),但投资略高,投资方可进行经济技术比较后确定主机型。 相似文献
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《热力发电》2017,(2)
介绍了泰州3号超超临界1 000 MW二次再热机组自启停控制系统(APS)的设计方案和体系结构,从分散控制系统(DCS)软硬件、设备驱动级逻辑、标准顺序控制逻辑、人机接口4个方面给出了在DCS中实现APS的基本过程和关键点,指出了二次再热机组APS设计的难点在于过热蒸汽温度、一次再热蒸汽温度、二次再热蒸汽温度的控制和三级旁路在机组启停时的控制,给出了实现二次再热机组APS的蒸汽温度控制和旁路控制的全过程自动方案。应用结果表明,APS的投运使机组整套启动时间大为缩短,降低了厂用电率,提高了经济效益,其中断点的设置、蒸汽温度控制、旁路控制方法对其他二次再热机组APS的设计具有重要的参考价值。 相似文献
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针对国电宿迁电厂二次再热塔式锅炉特点,研究660 MW超超临界二次再热塔式锅炉的再热器调温方式。通过分析二次再热锅炉再热器温度调节的难点,优化二次再热锅炉的结构及受热面设计,同时结合宿迁工程具有宽泛抽汽供热的需求,分析供热对再热器调温的影响。参考并对比国电泰州电厂二次再热锅炉的设计,提出适合工程实际的再热器调温方式。宿迁电厂在75%THA负荷以上运行时,通过燃烧器摆动及调节烟气挡板,再热蒸汽可达到额定汽温。在50%THA~75%THA负荷运行时,辅助以烟气再循环的调温方式以保证再热汽温达到额定值。烟气再循环采用抽取锅炉省煤器后的烟气。再热器调温方案的设计为同类型的二次再热机组提供参考和借鉴。 相似文献
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由于超超临界1 000 MW二次再热机组的高温蒸汽管道初投资较一次再热机组高,管道规格应根据项目燃料成本、项目总投资中管道材料成本等因素优化选取。研究了燃料成本和管道材料价格对最佳设计流速的影响,为设计过程中优化选择二次再热机组主蒸汽和再热蒸汽管道规格提供了参考,从而实现电厂整个生命周期内效益的最大化。 相似文献
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华电宿州电厂超临界600 MW机组再热蒸汽温度主要由再热烟气调节挡板进行控制,在低温再热器出口管道上设置再热器微量喷水减温器,以防止再热蒸汽超温.由于再热蒸汽温度被控对象具有大滞后、大惯性的特点,且与锅炉燃烧率相耦合,原再热蒸汽温度控制策略不能适应机组变负荷、吹灰等扰动工况,再热烟气调节挡板震荡过调使机组主要参数波动.为此,采用自适应Smith预估算法补偿技术等,对原控制策略进行了优化,使得在机组变负荷过程中再热蒸汽温度偏差小于±10℃,机组稳态时再热蒸汽温度偏差小于±5 ℃,显著提高了机组再热蒸汽温度控制品质和抗干扰能力. 相似文献
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《中国电力》1986,(8)
▲提高国产200MW机组再热蒸汽温度的措施陡河发电厂5、6号机组为国产200MW中间再热式汽轮发电机,型号为N-200-130-535/535型;锅炉为HG-670-140-9型煤粉炉。这两台锅炉自投产以来,再热蒸汽温度一直偏低。经分析,主要有以下原因:(1)再热器冷段入口蒸汽温度低(汽轮机高压缸排汽);(2)锅炉热段再热器布置不合理;(3)汽一汽交换器调整不灵;(4)再热蒸汽减温水系统设计不合理;(5)锅炉运行工况影响。为此,采取了以下措施: 1.改进了再热蒸汽减温水系统,加装了4个手动调节阀,对4条再热蒸汽管的温度可以分别进行调节,提高了4条再热器管的平均再热蒸汽温度,降低了减温水量。 相似文献