除氧器和凝汽器水位自控系统的改进

中小型火电机组的除氧器水位和凝汽器水位自动控制系统一直难以稳定投运,影响中小型火电机组的自动化水平及机组运行的经济性.提出了除氧器水位三冲量控制、对凝结水母管压力进行自动控制、凝汽器水位加入开关量控制的改进方法.该控制系统在镇海电厂3号机200 MW机组的应用取得了理想的效果.     

锅炉汽包水位保护逻辑优化

针对国内锅炉时常发生汽包水位保护误动、拒动及人为退出保护的现状，根据国家电力公司编制的《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》，对锅炉汽包水位保护的逻辑进行了优化设计，并据此对陡河发电厂3号机的锅炉汽包水位保护逻辑进行了改造，改造后应用效果良好。     

哈尔滨第三电厂4号机组凝结水泵的变频改造

针对电厂凝结水泵定速运行耗能大的状况,结合火电厂大型辅机对高压变频器的特殊要求,对哈三电厂4号机凝结水泵控制系统进行了变频改造,提出了变频后除氧器水位自动控制新策略.经实践验证,变频改造后的凝结水泵节能效果明显.     

浅议环境温度对锅炉汽包水位测量的影响

珠江电厂３号机锅炉汽包左右侧水位测量偏差大,严重影响了热力设备的安全运行。对此,分析了锅炉水位偏差的原因有平衡容器内凝结水温度问题,正负压取样管内凝结水温差的问题及环境温度高的问题,提出了解决的办法－把３号锅炉左侧汽包水位单室平衡器改成Ｕ型管,改造后,水位正负压取样管管壁温明显下降,正负取样管的散热性能改善了。仪表测量的准确性得到了保证。     

气动基地式除氧器水位自动调节系统的研究与改进

通过对柳州电厂１号机（２００ＭＷ）除氧器水位自动调节系统存在问题的分析与研究，解决了气动基地式除氧器水位自动调节系统不能投用的基建遗留难题。     

一起因低加虚假水位导致跳机的事故分析

1事故概述某电厂有2台600MW超临界机组。当日,1号机组带负荷600MW,CCS正常运行。运行中,因1号机8B低加正常疏水阀卡在5%位置处,必须进行检修处理,因此隔离8B低加正常疏水调节阀。在隔离过程中,8B低加疏水水位高高高保护动作,水侧切旁路。随后,当6号低加水位开始上升并达到120mm时,水位高Ⅲ值保护动作,6号低加撤出。接着5号低加水位也开始上升,当水位上升至     

N100-90/535型汽轮机组的改进与完善化

前言佳木斯发电厂的4台N100－90／535型汽轮机是四、五期扩建工程后投产的。其中四期扩建的11号、12号机分别于1978年、1979年投入运行，五期扩建的13号、14号机也分别于1989年和1990年投入运行。本文针对机组存在的问题，进行了一系列地改造和完善化工作，提高了机组的安全和经济性。1设备的改造与完善化1．1高压加热器的改造佳木斯发电厂的11号、12号机技人生产后，其高压加热器均未随主机一起投入使用，其主要原因是满水保护装置的电动门动作时间太长（约50s）、疏水水位指示不准确和水位调节不正常，致使机组降低了经济性和带负荷能力…     

６００MW 机组高压加热器导波雷达液位计的应用

靖海电厂2号600MW 燃煤机组3号高压加热器凝结水水位首次使用导波雷达液位计进行测量,并由导波雷达液位计转换为模拟量信号后远传至 DCS系统,用于水位显示和调节.高压加热器水位测量准确度严重影响给水加 热系统经济性和汽轮机安全.2号机组3号高压加热器使用导波雷达液位计测量水位存在波动大、不稳定的问题,分析水位测量不准确原因后进行可行性改进,取得良好改进效果,高压加热器水位测量和自动控制得到改善.     

125MW机组调峰改造定、调速给水泵运行工况的给水自动调节

<正> 为了机组的调峰和节能改造,我厂5号机9号给水泵和2号机3号给水泵,由定速泵改造为液力偶合调速泵。改造后的给水泵系统有一台定速泵和一台调速泵组成,为适应改造后汽包水位自动的要求,在1990年1月     

俄制800MW机组立式高加水位波动探讨

针对某800 MW机组6号立式高压加热器水位波动长期超标的问题,通过分析总结高加水位影响的因素,利用试验手段逐一排除,最终确定了高加水位波动的原因是比例积分微分调节参数设置不合理、阀门泄漏等因素造成的,经过检修和试验彻底解决了该问题。     

古田溪四级大坝坝基扬压水位异常成因分析

古田溪四级大坝坝基渗1号测压孔扬压水位存在着变化过程骤升和骤降、部分时期扬压水位明显偏高等异常现象,通过建立渗1号测压孔扬压水位统计模型,分析了扬压水位与上游水位之间的相关关系以及6号坝段坝基扬压力横向分布状态,研究了渗1号测压孔扬压水位异常的可能成因,评价了6号坝段坝基防渗帷幕的工作状态。     

达拉特发电厂1号机凝汽器正常补水门控制系统设计的改进

达拉特电厂1号机设计中的凝汽器正常补水门是凝汽器水位和除氧器水位调节的重要设备。当凝汽器水位低1值或除氧器水位低1值时正常补水门自动打开补水;待凝汽器、除氧器水位都恢复正常,正常补水门自动关闭。 运行中有时发现,凝汽器或除氧器水位低1值时,正常补水门开指令发出而门未动的情况,经检查现场门状态良好。当自动解除,手动开正常补水门时,门动作正常。     

7号低压加热器正常疏水不畅原因与对策

300MW引进型机组7号低压加热器正常疏水不畅是一个共性问题,主要原因是7、8号低压加热器的汽侧压力之差较小,疏水水位差较大,疏水管系阻力大.在彭城电厂300MW机组工程设计中,对一期工程调整了加热器疏水接口位置,减小了疏水水位差;二期工程用旋转式可调球阀代替阀芯升降式直通型疏水调节阀,并取消2侧的检修隔离阀,减少了疏水管道的阻力,机组在大负荷范围内运行时,7号低压加热器能正常疏水.     

汽液两相流液位控制装置在火电厂的应用

广东省粤电集团韶关发电厂2台200MW机组分别于1985年7月和1990年12月投产，自机组投产以来，其高压加热器(高加)疏水系统一直未能安全稳定运行，特别是8号机投产不到半年，就发生了2次高加水位高、控制失灵，造成跳闸停机事故。由于热工控制装置及电动调节阀存在缺陷，频频发生故障，致使高加经常退出运行。另外，由于热工控制装置故障频繁及其无法稳定投人，采用人工调节高加水位，经常造成水位低甚至无水位运行，致使疏水中带汽现象严重，使阀门、管道的汽蚀和振动明显。8号机运行不到一年时间，高加到除氧器疏水管弯头就已发生3次管壁冲破现象。为此，决定对其进行技术改造。     

350MW机组加热器正常疏水不畅分析和处理

300 MW引进型机组7号低压加热器正常疏水不畅是一个共性问题,主要原因是7、8号低压加热器汽侧压差较小,疏水水位差较大,疏水管系阻力大.根据东方发电有限公司2台350 MW机组7号加热器的实际运行参数,用等效焓降法分析7号加热器正常疏水不畅对机组经济性的影响,并根据7号加热器正常疏水管路的实际布置情况进行改造,改造后...     

珠江电厂加热器水位调节系统改造及效果评价

珠江电厂加热器运行中存在水位调节器可靠性差的问题。经过分析研究,决定利用机组的机炉协调控制系统实现加热器水位控制,以替代原来的基地式调节器。通过对调节系统的改造,高压加热器的水位调节品质明显改善,消除了水位大幅波动和失控的现象,给水温度明显提高,收到了良好的节能效果。     

660MW机组凝结水泵变频控制逻辑优化

通常将凝结水泵(凝泵)变频控制逻辑设计为除氧器水位调节阀控制除氧器水位及凝泵变频器控制凝结水压力和凝泵变频器控制除氧器水位及除氧器水位调节阀控制凝结水压力2种控制方式。为了使控制具有裕量,两者均无法使凝泵变频器在最节能方式下运行。对此,对除氧器水位调节阀控制除氧器水位,凝泵变频器控制压力的控制逻辑进行了优化,并应用于华能上海石洞口第二电厂4号机组。结果表明,4号机组负荷在480MW以上以除氧器水位调节阀全开及凝泵变频控制水位方式控制,可降低除氧器水位调节阀节流损失,节能效果更好。同时,避免了因低压加热器疏水泵跳闸、高压加热器切除、除氧器溢流调节阀误开启以及异常工况下除氧器水位低等,保证了机组的安全运行。     

9号机低加调节系统投运及改善调节质量

９号机低加调节系统投运及改善调节质量韶关发电厂黄献群１问题的提出韶关发电厂９号机１、２、３、４号低压加热器水位调节系统的调节设备是西安仪表厂生产的ＪＫＤＴ－１数字组装仪表，调节阀门是间板阀。自１９９０年投产以来，曾多次请外单位专业技术人员投这四套自动...     

托电7号机组给水控制系统介绍及优化

介绍了托克托电厂7号机组给水控制系统和优化策略,重点分析了由于锅炉动态特性的变化导致汽包水位控制不及时,在连续变负荷时水位出现发散的问题,并提出、实施了相应的解决方案,收到了良好的效果。     

某600MW机组低压加热器疏水不畅原因分析及处理

针对利港电力有限公司三、四期600 MW机组3号低压加热器出现的疏水异常问题,对其危害性及问题产生的原因进行了分析,找到了问题产生的原因是疏水管道布置不够科学,以及运行中加热器水位没有合理控制,对运行中加热器水位调整控制后,低加疏水系统运行基本稳定。并提出下一步重新布置管路的改进方案。