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针对大唐河北发电有限公司马头热电分公司9号机组主蒸汽、再热蒸汽温度低于设计值的问题,从煤质、蒸汽压力、测点、受热面温度4方面分析原因,提出热态调整燃烧器摆角的处理措施,并说明其经济效益. 相似文献
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针对电网“两个细则”[1]实施下因各电厂提高燃料率的动态超调量对主蒸汽温度控制的影响,基于主蒸汽温度控制动态模型设计了新型主蒸汽温度控制系统的前馈控制器,给出了该控制器的动态配比整定原则和算法,并对该算法进行了模型仿真验证.将前馈控制器用于主蒸汽温度串级控制系统构成主蒸汽温度前馈-串级控制系统,采用该系统对某600 MW机组主蒸汽温度控制系统进行了优化.优化后的控制系统,在机组稳态时主蒸汽温度在±3℃(设定值)的范围内波动;在机组负荷变化率为2.5%MCR时主蒸汽温度在±5℃(设定值)的范围内波动.从而克服了煤量和风量对主蒸汽温度的干扰,消除了“两个细则”实施下提高燃料率的动态超调量对主蒸汽温度的影响. 相似文献
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锅炉主蒸汽温度超温是大参数锅炉普遍存在的问题.海勃湾发电厂3号炉主蒸汽温度超温现象频繁发生,超温的主要原因有锅炉燃烧设备惯性大、锅炉燃烧自动调整系统存在滞后性、减温水调节系统跟踪滞后、受一次风压和风速及制粉系统的影响等,通过采用相应的措施,超温频率大大降低. 相似文献
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锅炉主蒸汽温度超温是大参数锅炉普遍存在的问题。海勃湾发电厂3号炉主蒸汽温度超温现象频繁发生.超温的主要原因有锅炉燃烧设备惯性大、锅炉燃烧自动调整系统存在滞后性、减温水调节系统跟踪滞后、受一次风压和风速及制粉系统的影响等,通过采用相应的措施,超温频率大大降低。 相似文献
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分析了柳州1号炉主、再热蒸汽温度偏低的主要原因,根据锅炉存在的设计问题及其实际运行情况,经过现场测试和理论模拟计算,采用覆盖部分水冷壁蒸发受热面,相对提高过热、再热受热面比率的热量重新分配的技改措施.实际运行情况表明锅炉经技术改造后,主蒸汽温度和再热蒸汽温度分别提高了12℃和20℃,均达到了设计值540℃,大大改善了机组运行的安全性和经济性. 相似文献
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分析了锦州发电厂2号炉主、再热蒸汽温度偏低的主要原因,针对设备缺陷和运行中存在的问题,提出了综合治理主、再热蒸汽温度的具体措施。改造后的测试表明,机组在满负荷下运行,主、再热蒸汽温度均能达到原设计值,再热蒸汽温度平均提高15~20℃,主蒸汽温度提高5℃,大大地改善了发电机组运行的经济性和安全性。 相似文献
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分析了超临界机组高压加热器(高加)解列扰动下的主蒸汽温度特性,以及不同给水控制方式在扰动工况下引起主蒸汽温度和给水流量的大幅度波动等问题,提出了引入能够及时反映高加解列扰动信号的改进方案.仿真试验表明,改进后的给水控制方式不仅可以有效地克服高加解列的扰动,而且对克服单台高加退出或其它原因引起的给水温度变化也是有效的. 相似文献
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以员村热电有限公司2号锅炉为例, 探讨如何利用分段函数与串级PID相结合的方式来控制锅炉蒸汽温度的问题,从而有效预防锅炉主蒸汽温度超温和高温过热器局部超温现象的发生,最终达到机组安全经济运行的目的. 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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针对安徽淮南平圩发电有限责任公司3号和4号600MW超临界机组存在的变负荷速率仅为1%/min、主燕汽压力和温度的波动分别达0.7MPa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,提出了先进的协捌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0.4MPa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.阿热汽濉的最夫动态偏筹控制在6℃以内,且减少了再热喷水量20t/h以上,提高了机组的运行经济效率。 相似文献
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国电泰州3号机组的顺利投产标志着百万千瓦等级二次再热燃煤发电机组正式进入商业运行。机组运行参数优良,但在调试的过程中出现了轴封温度低、机组跳闸后轴封压力低、轴封温度波动大、轴封压力波动大和因轴封蒸汽倒流导致超高压缸排汽温度高等问题。针对这些问题进行了详细分析,认为是由于二次再热排汽温度高、轴封漏气量大、轴封减温水雾化效果差、轴封温度控制逻辑不符合二次再热特点、超高压缸第一级轴封引出管未设计安装逆止门等原因造成,并提出采用轴封电加热器、改善轴封减温水喷嘴、修改轴封温度控制逻辑、增加引出管逆止门等方法加以解决,为今后相同和相似机组的调试运行提供了参考。 相似文献
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某电厂二期工程2台660 MW超超临界机组再热汽温选择623 ℃高参数,在全球的∏型锅炉中将是首次采用。介绍了目前660 MW超超临界机组再热汽温603 ℃的使用运行情况,分析提出了再热汽温提高到623 ℃的相关设计方案及相应的安全措施,并进行了经济性分析,指出锅炉在安装、调试和运行中应注意的问题。 相似文献
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再热汽温异常是电站锅炉中较为普遍的现象。针对再热蒸汽压力低、比热容小、温度对吸热量变化敏感、再热蒸汽减温水量对机组经济性影响大的4个特点,分析了锅炉设计中再热器受热面为何采用负裕量布置和采用烟气侧调整手段调整再热汽温的原因,这也正是再热汽温易受煤种、燃烧方式、排汽温度等各种运行条件变化严重干扰的原因。对各种因素影响再热汽温的现象、规律、判定方法及相应对策进行了总结,强调了解决再热汽温问题先综合分析、再运行调整、然后进行受热面改造的顺序。针对再热器受热面改造的要求,总结了串联增加壁式再热器受热面、串联增加对流再热器和并联增加对流再热器受热面3种方式的优缺点,并指出并联增加对流再热器受热面具有更加明显的优势。可为分析和解决再热汽温问题提供全面借鉴经验。 相似文献