超临界再热型双抽背压式汽轮机运行策略

持续推广背压式汽轮机供热技术,是推进节能减排工作的重要方向之一,将大型火电汽轮机中增加再热、回热系统优化、分级调节供热等提高效率的措施应用到背压式汽轮机上,可进一步提高能效水平.与此同时,上述节能措施增加了系统的复杂程度,也给机组运行增加了难度.本文以某工程配套的超临界再热型双抽背压式汽轮机为例,对其运行策略进行分析,以供同类机组参考.     

300MW汽轮机夹层加热装置的运行研究

为了使汽轮机在启动过程中膨胀均匀,降低汽缸各项温差,缩短机组启动时间,大型汽轮机一般都设置了汽轮机夹层加热装置。针对东方汽轮机厂生产的300MW汽轮机汽缸夹层加热装置,根据加热系统工作原理和实际运行经验,总结出夹层加热装置的操作方法,并对系统应用的注意事项及容易发生的异常进行分析并加以解决。     

汽轮机中压缸正胀差超限的原因分析及改进措施

对黄埔发电厂2台300MW汽轮机中压缸在机组起动过程中长期出现正胀差超限问题进行了分析，认为中压缸本身结构不完善和蒸汽加热系统中加热蒸汽量不足，以及起动各阶段运行调整不够合理是主要原因。对此，提出了降低汽轮机中压缸正胀差的措施，实施后效果显著。     

158型汽轮机高压缸上下缸温差突变原因分析

9FA燃气-蒸汽联合循环机组在正常停机若干小时后,158型汽轮机高压缸上下缸温差急剧变化,导致机组在清吹阶段因轴振大而中止启动。通过对高压主汽管道各区域温度分布情况的分析和计算,找到造成高压缸缸温差异常的原因。     

ПT-140／165—130／15—2型抽汽式汽轮机高压缸正胀差偏大浅谈

ПT-140／165—130／15—2型抽汽式汽轮机在运行和滑参数启动时高压缸正差胀接近报警值,被迫汽轮机对外限电、热负荷和停运,高压缸差帐问题的分析和处理显然已成为机组安全可靠带额定负荷运行的一道屏障。     

利用减温减压系统带动抽背式汽轮机的研究与应用

通过对减温减压系统带动抽背式汽轮机的研究，实现了系统微机监视，自动与远程操作，主蒸汽管道防蠕变形等方面的技术突破，具有较好的推广应用价值。     

N300-16.7/537/537-4型汽轮机运行中高中压缸负胀差的控制

介绍了300MW汽轮机组运行中高中压缸胀差的几种控制措施，取得良好的效果。     

汽轮机高压缸胀差偏大的故障分析

某电厂发生了汽轮机高压缸胀差偏大故障,通过对胀差的含义和胀差测量方式的分析,从疏水系统和物理检查等运行工况进行分析和测量,并检查了热工测量系统的外部回路和内部回路,找出了引发高压缸胀差偏大的原因.     

600 MW超临界汽轮机低压缸胀差偏大原因分析及控制

针对广东珠海金湾发电有限公司2台600 MW超临界凝汽式汽轮机运行中低压缸胀差一直偏高,超过了厂家规定的安全运行值的情况,分析了汽轮机相关运行参数变化对低压缸胀差的影响,从而总结出低压缸胀差的运行控制策略.经过运行实践证明：采用这些运行控制手段有效地控制汽轮机低压缸胀差,从而保证了机组安全运行.     

200MW汽轮机高压外缸移位分析及预防

通过对江西大唐国际新余发电有限责任公司302号汽轮机高压缸内外缸夹层温差大、胀差大等异常现象的分析,得出高压缸产生横向偏移,分析并查找引起高压缸偏移的原因,处理并提出了预防措施。     

600MW双背压汽轮机抽真空系统优化

针对目前600MW双背压汽轮机高低压凝汽器压力相近而无法形成双背压的问题,对凝汽器抽真空系统管路布置进行了优化,使得高低压凝汽器的双背压效果和机组真空度有了明显提高,极大地提高了机组运行的稳定性和经济性。     

双背压汽轮机冷端系统的优化

采用双背压运行的汽轮机,其优势有赖于冷端系统的整体优化。从安全和经济方面阐述了双背压汽轮机冷端系统存在的问题,提出了优化思路,包括凝结水回热除氧,抽气系统和循环水系统的优化,对设计和运行部门具有一定的指导作用。     

600MW超临界汽轮机滑压优化研究与实施

针对广东珠海金湾发电有限公司3号汽轮机能耗偏高的问题,提出在大修后进行汽轮机滑压优化前,应先进行高压调门流量特性试验。介绍了高压调门特性试验、滑压优化的试验方法及试验过程,通过试验确定了机组由定压转为滑压运行的拐点,得出热耗率最小时的最佳滑压优化曲线。实践证明,优化后供电煤耗可减少1.2 g/k Wh,经济性相对提高0.5%~1%,同时明显优化了AGC和一次调频响应特性。     

汽轮机高压内缸变形问题的探讨

通过汽缸变形的机理以及实际的运行方式、运行记录数据等资料，对杨树浦发电厂125MW机组在投运1年后发现2号机内缸变形进行了深入的探讨，得出内缸变形的原因是汽轮机在启动和增负荷阶段，因温度变化率超过设计值，引起内缸热应力超过材料的屈服极限而发生塑性变形。该结论为今后机组安全运行提供了技术依据。     

一种超(超)临界二次再热机组汽温控制方案

超(超)临界二次再热燃煤发电机组锅炉汽温控制的品质,直接影响机组热效率及机组的安全稳定运行。本文结合某1000 MW超超临界二次再热燃煤发电机组工程,介绍了机组工艺系统概况。根据锅炉汽水系统的工艺配置情况,分析了主蒸汽、一次再热蒸汽、二次再热蒸汽温度的控制方式和控制要求,并重点介绍了一种超(超)临界机组直流锅炉基于过程物理机理的过热汽温控制策略设计方案。该方案结构简单,实现方便,可以尝试在二次再热机组主汽温控制中进行应用。     

百万千瓦二次再热机组再热蒸汽系统压力损失系数的分析研究

GB50660-2011《大中型火力发电厂设计规范》推荐的超超临界机组再热蒸汽系统压力损失系数为7%~9%,但二次再热机组的再热系统压力损失系数的取值范围值得进一步分析研究。根据设计参数选取了一系列不同直径、壁厚的管道规格,利用AFT流体分析软件对某百万千瓦二次再热机组再热蒸汽系统的压力损失进行了模拟计算,并依据汽轮机入口压力对热耗的影响,对管道投资和收益进行经济性对比分析。对于百万千瓦二次再热机组而言,一级再热系统的压力损失系数宜为6.7%~7.0%,二级再热系统的压力损失系数宜为8.29%~9.13%。     

基于单耗理论的抽汽耦合高背压供热优化

随着新型高效供热技术的广泛应用,多种供热技术耦合供热运行优化成为亟须研究的课题。基于自主研发的热力系统集成优化软件搭建了热电联产机组热力系统仿真模型,建立了基于㶲分析法的单耗分析模型,研究了供热单耗和供电单耗随主蒸汽流量的变化特性,通过单耗分析得到了抽汽耦合高背压供热模式（模式一）和抽汽梯级利用耦合高背压供热模式（模式二）的最优运行工况。结果表明：模式二最优工况的供热单耗和供电单耗比模式一最优工况分别低1.6 kg/GJ和4.6 g/（kW·h）;模式一的供热能力较大,在次寒期可实现2台机组主蒸汽流量600~1 000 t/h范围供热。研究结果对抽汽耦合高背压供热运行优化具有一定的指导意义。     

某200MW超高压汽轮机组供热改造

某电厂由于供热采暖指标的大幅增加,需要增大供热能力,但是该电厂抽汽凝汽式机组的实际抽汽量有限,采用抽汽供暖满足不了供热量的需求。根据电厂的实际需求经过分析后,决定采用背压式机组供热改造方案。背压式机组供热改造主要是采用低压光轴转子,中压排汽除了少部分减温减压后用于低压转子的冷却外,其余直接排至热网加热器,完全满足了供热量的需求。     

汽轮机高压缸转子质量动不平衡跨外双面加重法

分析了汽轮机高压缸转子轴振偏大的故障原因,介绍了测试数据计算和处理过程,提出了高压缸转子质量动不平衡跨外双平面加重法.通过汽轮机转子试重测得的振动数据,计算出所需平衡测点振动的影响系数,列出了动平衡方程组,并采用最小二乘法求最优解,实现了2个加重平面将3个需平衡的测点振动同时降低.在高压缸转子跨内加重无法实施的情况下,成功地消除了高压缸转子轴承轴振偏大问题.     

1000MW二次再热机组汽轮机冷态启动冲转参数优化

为解决某二次再热机组汽轮机冷态启动低速暖机时中压调节阀振动大的问题,对机组冷态启动蒸汽参数进行了分析和优化。通过降低蒸汽参数取得了比较好的效果,缩短了机组低速暖机时间和并网时间,提高了机组运行的安全性和稳定性。