1000MW超超临界燃煤机组启动分析

以徐州彭城电厂三期工程1 000 MW超超临界机组为例,介绍机组在各种启动工况下的特点,以及启动过程中需要注意的事项,为机组的安全、快速启动作出了一定的尝试与探索,供同类型机组的启动工作参考。     

超临界和超超临界机组轴系布置

1汽轮发电机组轴系布置组合模式 对于300MW、600MW包括亚临界、超临界及超超临界参数的汽轮机均为单轴布置，而对于1000MW机组，由于汽轮机发展过程中技术进步的渐进性和技术风格的不同，出现了单轴和双轴的布置型式。单轴机组即完整容量的汽轮机和发电机同布置在一根轴系上，而双轴布置则是汽轮机高、中压缸和低压缸各带一台发电机。     

1000MW超超临界机组电动给水泵选择

本文针对1000MW超超临界机组的启动及运行特点,分别从技术、经济角度对电动给水泵的容量和功能选择进行了详细深入的论述,提出了安全可靠,经济适用的推荐方案。     

1 000 MW 超超临界机组管道吊装工艺

1 000 MW超超临界机组的工质流量大、温度高、压力大,其管道采用新型钢种,管道更长、更重,增加了管道吊装施工难度。文章介绍了宁海二期1 000 MW超超临界机组主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道、冷段管道和高压给水管道的吊装施工工艺,可为超超临界机组安装工程提供参考。     

推广应用600MW超超临界机组的必要性和可行性研究

阐述我国600MW机组采用超超临界参数的必要性及意义；根据对国内主机设备制造厂的技术水平及制造能力、主要辅机设备配套能力、设计单位的设计能力等方面分析，对国内发展超超临界机组的基础条件进行了客观的分析；从技术，经济2个方面对600MW超超临界与超临界机组进行了全面比较；从设备国产化程度及可靠性、厂址及运输条件、电网运行要求等方面，对600MW超超临界机组与1000MW机组相比所具有的优势进行了论述；对在我国如何推广应用600MW超超临界机组提出了具体建议。     

1 000 MW超超临界机组的先进设计与经济运行分析

华能玉环电厂4×1000MW机组在国内首次采用26.25 MPa/600℃/600℃超超临界参数,汽轮机为筒式高压缸,应用补汽技术和1146mm末级长叶片,锅炉采用单炉膛八角反向双切圆燃烧及内螺纹管垂直上升膜式水冷壁。其1、2号机组在2006年实现双投,运行半年来,性能稳定,机组热效率达45.4%,实际发电煤耗270.6g/(kW·h),居于国际先进水平。文章分析了机组的特点和先进性,介绍了调试与运行的一些经验,可供国内同行参考。     

1000MW超超临界机组DEH特点分析

上汽引进德国西门子公司技术设计制造的1 000 MW超超临界汽轮机目前在国内应用较多。从软硬件多方面对其电液控制系统(DEH)进行了分析,指出其具有涵括范围广、程控启停机、ETS条件多、临界转速区宽、冲转升速快、无ETS在线试验、高压缸补气、温度准则多等特点,同时存在没有设计程控启停机步序帮助、阀门反馈信号无冗余备用、转速目标值允许设在临界转速区内等不足。在将其国产化过程中应吸收改进,而不能全盘接受,照搬照套。     

1000 MW超超临界燃煤机组锅炉爆管原因分析

论述了国内首台安装、投产的1 000 MW超超临界燃煤发电机组(华能玉环电厂1号机组)锅炉的特点,以及省煤器、水冷壁、过热器、再热器材料的选用,从调试到投产半年间所发生的爆管情况分析,提出了针对性措施,供同类型机组借鉴、防范。     

邹县发电厂1000 MW超超临界机组封闭母线选型

邹县发电厂1000MW超超临界机组封闭母线主回路的额定电流为26500A。其冷却方式采用强迫风冷还是自然冷却?通过技术和经济比较,证明自冷式母线的设计、制造及安装相对简单,又无风冷方式的附属设备,运行可靠性较高,维护工作量少。因此,建议该工程封闭母线采用自然冷却方式。 西藏高原的气候环境对风力发电的影响分析     

邹县发电厂N1000—25／600／600型超超临界机组低压转子损伤原因分析

邹县发电厂N1000—25／600／600型超超临界火电机组第一次大修中发现低压转子大轴磨损严重，低压通流所有压力级隔板汽封全部被磨损。综合低压转子质量、支撑跨距、工况等因素，对比设备厂家给定的低压通流径向间隙的安装调试标准与机组实际的低压通流径向间隙，结合机组低压通流事故情况，进行全面分析，并针对性提出了改进、修订措施，如提高转子材料等级，提高转子刚性；适当放大低压通流径向间隙调整标准；调整汽封底部弹簧的退让能力，更换被磨损的汽封等。     

1000MW超超临界机组水汽质量劣化原因分析及处理

介绍了玉环电厂4号机组水汽质量劣化的现象及特征参数变化,对水汽质量劣化的可能原因进行了分析和排查,找出此次水汽质量劣化的根源是尿素溶液进入了热力系统。通过尿素的水解机理．重点分析了尿素溶液造成水汽质量劣化的过程。针对各取样点氢电导率的变化和水汽质量劣化的根源,提出了处理措施。     

东方超超临界1000MW供热汽轮机组方案探讨

在超超临界1000 MW机组技术基础上,针对有代表性的某供热工程,对超超临界1000 MW汽轮机组供热方案进行初步探讨。     

1000MW超超临界火电机组的设计优化

舟山六横发电厂新建工程项目在初步设计阶段开展了设计优化.介绍了主厂房运转层标高选择、高压加热器的选型、给水泵及前置泵的容量选择及布置方式、低温省煤器的选择等优化项目并进行经济性分析,将为工程建设节省大量投资费用.     

1 000 MW超超临界二次再热燃煤发电示范工程总体设计方案

为促进节能减排,建设了国电泰州电厂二期工程作为1 000 MW超超临界二次再热燃煤发电机组的示范工程。结合国内现有燃煤发电机组技术水平,在比较分析国外二次再热机组的基础上,提出了示范工程总体方案所涉及的主机参数选择、主机选型、热力系统拟定、辅机选型以及大气污染物治理方案。示范工程投运以后,2台机组供电煤耗分别为266.57 g/（kW·h）和265.75 g/（kW·h）,烟尘、SO₂和NO_x的排放浓度在标准状态下分别低于5 mg/m³、35 mg/m³和50 mg/m³,为中国建设更加高效和清洁的火力发电厂起到重要的参考和示范意义。     

1 000 MW超超临界二次再热燃煤发电技术

为节约一次能源、加强环境保护、减少温室气体排放和提高机组的经济性,自主研发、自主设计、自主制造和自主建设了国电泰州电厂二期1 000 MW超超临界二次再热燃煤发电示范工程,介绍了机组总体技术方案,包括机组主机参数选择、锅炉与汽轮机研发,系统优化与节能减排集成,自动控制系统研究。机组投产后发电效率分别高达47.81%、47.95%,机组供电煤耗分别达到266.57 g/（kW·h）、265.75 g/（kW·h）,烟尘、SO₂、NO_x排放浓度在标准状态下分别低于5 mg/m³、35 mg/m³、50 mg/m³,达到并优于超低排放要求。示范工程的成功投产和稳定运行为中国开发更高参数、更高效率、更为清洁的燃煤发电技术奠定了基础,为建设同类机组积累了宝贵的经验,大幅提高了中国燃煤发电技术的国际竞争力。     

超超临界1 000 MW机组凝结水泵深度变频分析

为了降低厂用电、提高机组效率,华能玉环电厂对凝结水泵进行了变频改造。提出了制约凝结水泵深度变频的因素是汽动给水泵密封水压力低和汽轮机低压旁路减温水压力约束,并给出解决方案。进行了凝结水泵深度变频后凝结水系统运行方式试验,包括不同条件下的除氧器上水主阀开度试验、变频控制凝结水母管压力的调节器参数整定、凝结水泵变频泵与工频泵切换试验、凝结水系统故障时凝结水泵变频调节试验等。经济效益分析表明：凝结水泵采取深度变频方式后,除氧器主阀完全开启,节流损失降到最低,凝结水泵电流和转速得到进一步下降,节能效果显著。     

超超临界电厂热工仪表导管阀门的设计选型研究

超超临界机组高温高压参数对热工仪表导管阀门提出了更高的要求,目前国内在这方面还没有现成的标准规范可循,给热工仪表导管阀门的选用带来了一定的困难,本文针对超超临界参数,结合以往工程经验并通过分析计算,确定了热工仪表导管阀门的选型规格。通过研究,希望为超超临界机组的热工测量仪表导管阀门的设计选型提供依据,保证电厂的安全可靠运行。     

国产分散控制系统实现台山电厂1 000 MW机组FCB功能

由于台山电厂1 000 MW机组原设计并不具备FCB功能,FCB功能是在机组投产后充分利用原有设备设计余量基础上进行局部设备改造后实现的。首先对机组系统配置进行分析,确认该机组初步具备实施FCB的条件,通过各分系统性能试验进一步验证主辅设备性能及系统设计满足实现FCB功能的要求,确定实现FCB功能的方向和策略,利用机组停机机会进行了硬件改造和逻辑完善,最终圆满完成了100%负荷下机组FCB功能试验。结果表明：该机组具备在电网出现重大异常情况下实现自带厂用电运行并可迅速恢复向电网送电的能力。     

1 000 MW二次再热火电机组主蒸汽温度控制策略及工程应用

以具有时变特性、大惯性和非线性的二次再热机组蒸汽温度受控对象为背景,结合超超临界直流锅炉特性,分析了过热器出口主蒸汽温度的变化机理,提出了基于改进型Smith预估补偿器实现的喷水减温控制系统。结合某1 000 MW超超临界二次再热塔式锅炉,给出了控制策略的设计要点。实践证明,该系统能有效解决超超临界二次再热机组主蒸汽温度控制的大延迟和大惯性问题,提高主蒸汽温度的动态控制品质,同时降低调试难度。