我厂高压加热器的给水流量合理分配

1 概述榆树川发电厂装有5台中压汽轮发电机组。其中1、2号机容量为12MW,每台机配置一台高加;3、4、5号机容量为25MW,每台机各配置两台高加。给水系统为集中母管制,各台机组的高加并联运行,给水系统如     

水冷壁泄漏引发汽包壁温差大的原因分析及处理

华能珞璜电厂三期2×600 MW机组锅炉为DG2030/17.45-II3型亚临界参数、一次中间再热、自然循环、W火焰锅炉,每台锅炉配置2台额定流量为1 016 t/h的汽动给水泵和1台额定流量为610 t/h的电动给水泵.2008年1月,6号锅炉在运行中后墙水冷壁拉稀管爆破,停炉后在维持汽包高水位的过程中,汽包上下壁温差最高达120℃,严重超过运行规程要求的56℃,影响汽包的安全运行.     

热工测量中干扰信号的分析与控制

2009年6月22日9：10某火力发电厂2号机组负荷585MW,机组运行稳定,A、B小机运行,六台磨煤机运行,当时机组在AGC方式下运行,给水流量1850t／h,各参数运行正常。9：10监盘人员发现2号B小机跳闸,首出原因为“SCS跳小机”即为顺控原因发至小机跳闸,     

电站锅炉容克式空气预热器漏风治理

大唐洛阳热电厂两台300MW机组5、6号锅炉,每台炉安装2台型号为LAP10320/883的空气预热器,5号炉空预器漏风率已由机组投运初期的8%增加到24.9%左右。5号机组的负荷在290MW时引风机出力已达到最大值,使机组不能满负荷运行,空预器漏风已影响到了机组出力和经济运行。为了使空预器运行满足锅炉满负荷运行要求,达到节能降耗目的,对5号炉空气预热器进行了密封改造和漏风治理。     

俄罗斯科斯特罗玛国家区域电站的化学监督

1 超临界机组水工况俄罗斯科斯特罗玛国家区域电站装有8台300MW机组(1～4号机为2炉1机,其他为单元机组),1台1200MW机组,电厂总容量为3600MW,均为超临界压力机组(锅炉压力25MPa,锅炉出口蒸汽温度545℃).电厂主要燃用天然气(12Mm~3/day),并掺烧部     

600MW机组汽包锅炉全程给水控制

600MW机组通常配置三台给水泵，一台容量为额定容量的30％的电动给水泵，二台容量为额定容量的60％的汽动给水泵。汽包锅炉给水控制系统的主要任务是控制汽包水位为给定值。汽包水位控制一般设计为全程控制系统，锅炉负荷从0～100％均能实现汽包水位的自动控制。给水全程控制系统包括给水差压控制、给水旁路控制、电泵转速控制、汽泵A转速控制、汽泵B转速控制等。省内600MW机组，以及考察过的省外广州台山电厂、上海关径电厂、河北定州电厂等600MW机组，虽然都设计了全程给水控制，但实际均不能投运全程给水控制，只在高负荷时投三冲量控制。究其原因有：     

超超临界660MW机组零号高加全负荷段控制策略优化研究

新能源形势下提高机组运行可靠性和经济性成为燃煤电厂重点关注问题。零号高加抽汽可调整的特殊性使得其控制策略优化研究十分必要。以某超超临界660 MW机组零号高加为研究对象,通过试验研究了零号高加改造对机组性能的影响,采用Ebsilon仿真软件对零号高加运行压力进行优化,并分析了零号高加单独调频和给水旁路调频两种方式的变负荷能力。结果显示,零号高加改造后对脱硝装置入口烟温的提升作用较小,机组供电煤耗率降低0.14～0.22 g/kWh。零号高加投运全负荷段压力优化后,50%以上负荷零号高加进汽压力降低,提高机组运行可靠性;50%及以下负荷进汽压力提高,降低汽轮机热耗率最大达12.2 k J/kWh。在深度调峰40%负荷下零号高加以单独调频或给水旁路调频的方式,提供的最大变负荷能力分别为0.56%Pe、1.85%Pe。     

700MW超超临界机组0号高压加热器改造与运行优化方案分析

0号高压加热器改造是通过在原汽轮机回热系统中增设0号高加来提高给水温度,从而满足机组低负荷工况下提升SCR入口烟温的要求,同时提高机组循环效率,降低机组煤耗。某电厂700 MW超超临界机组0号高压加热器改造过程中,通过对国内10余台已完成0号高加改造的机组进行调研和分析,并在此基础上对0号高加改造与运行进行了优化,提出了节能可靠的0号高加改造经验与运行方式,从改造后的热力性能试验结果与实际运行参数分析,该方案在机组中低负荷段能够有效提升SCR入口烟温和降低机组能耗。     

湖南镇电站AGC运行情况分析

1概述乌溪江水电厂湖南镇电站共有5台水轮发电机组,总装机容量为270MW,其中4台单机容量为42．5MW的机组于1979年投产发电,1台单机容量为100MW的机组于1996年12月投产发电。5台机于1997年6月投入浙江电网A［’｝C（发电自动控制）运行,AGC可调功率为128MW,其中1～4号机AGC调节范围为25一42MW,5号机AGC调节范围为40—100yw。AGC投运一年来,我厂针对RTU及AGC机组所出现的问题,及时进行分析和技术改进,确保了5台机AGC的正常投人,对浙江电网ACE（区域偏差控制）指标合格率的提高及口子电量平衡起着重要作用。2AGC系统…     

超超临界1000 MW机组零号高压加热器宽负荷回热技术

本文以某发电公司超超临界1 000 MW机组为例,重点研究零号高压加热器(高加)的布置形式和控制策略及其对锅炉给水温度、机组热耗、脱硝系统投入率等方面的影响。结果表明:在保证低负荷时省煤器出口给水欠焓的前提下,通过对零段抽汽调节阀后蒸汽压力的合理控制,投运零号高加可提高机组中低负荷段的锅炉给水温度,使中低负荷段给水温度稳定在290℃;提高中低负荷段选择性催化还原(SCR)脱硝系统入口烟温,使其保持在催化剂高效反应区间,提高脱硝系统投运率,具有较好的环保效果;同时选择合理的零段抽汽参数可降低中高负荷段机组热耗,具有一定的节能效果。该结论对同类型新建机组零号高加的投运、商业运行,以及机组增设零号高加的改造工作具有指导和借鉴作用。     

小汽轮机转速升高的原因及处理

一般国产或者引进型300MW机组均配3台给水泵,其中2台由小汽轮机(简称小机)带动,1台由电动机带动,正常负荷下由小机带动的给水泵输送给水。小机经过几年运行后,会出现转速升高的现象,即在机组带同样负荷的条件下,要提高小机的转速才能使给水流量满足负荷的需求。曲靖发电厂小机在开始投产的几年里,只要转速维持在5483r/min,就能满足机组带额定负荷时的给水流量457t/h,运行几年后,小机转速需升至5960r/min左右才能使给水流量达到457t/h。1小机转速升高带来的危害(1)转速升高造成小机及给水泵转子离心力增加,减少了设备的使用寿命。同时可能增…     

伊金霍洛电厂采用液态排渣的可行性

一、前言 伊金霍洛电厂由于受水源的限制,规划最终容量为150MW,装6台25MW凝汽机组.一期工程装机50MW,为两台武汉汽轮发电机厂N25—35—Ⅰ型机组,配两台130 t/h煤粉锅炉.电厂燃煤选用附近的石圪台煤和马家塔煤,其煤质特性如下表.     

华润电力登封公司300 MW机组凝结水泵改造

华润电力登封有限公司2×300 MW汽轮发电机组分别于2004年7月和9月投产,每台机组配置2台100%容量的NLT350-400×6凝结水泵,出口压力为2.87 MPa,流量905 t/h,电动机功率为1 000 kW。300 MW机组凝结水泵在设计和运行中存在的问题:(1)300 MW级机组容量有300 MW、310 MW、320MW3、3     

高压加热器系统内部故障的诊断及逻辑网络图

高压加热器系统是现代火电大机组主要热力系统之一。长期以来,由于设计、制造、安装和运行等原因,高加系统的故障频繁,对大机组等效可用系数的影响仅次于锅炉的四管爆破。就江苏省网来说,1990年全省四台300MW机组高加投入率仅49.9%;六台200MW机组高加投入率也只有70%。由于给水侧短路,给水温度也严重偏离对应负荷下的给水温度,严重影响大机组高效低耗优越性的正常发挥。随着当前电力企业内部挖潜增效工作的深入开展,如何用现代化诊断手段,在运行中及早发现高加系统的故障,尽早采取措施,把故障的损失降低到最小程度,以提高火电厂循环的热经济效益,是当前节能工作的紧迫任务之一。     

超临界660MW机组汽动给水泵自动并泵、退泵控制逻辑的设计

针对大同发电有限责任公司超临界660MW机组在负荷变化时给水系统2台汽动给水泵并列运行(并泵)或解列至单台运行(退泵)过程中造成给水流量大幅波动的问题,基于10号机组的特性设计了汽动给水泵自动并泵和退泵控制逻辑,并进行了并泵和退泵控制试验。按此控制逻辑,在并泵过程中,锅炉给水流量波动<20t/h,退泵过程中,锅炉给水流量波动<55t/h,表明汽动给水泵自动并泵和退泵控制逻辑能够满足给水系统的控制要求,保证了机组的安全、稳定运行。     

上海市南区热网管道设计简介

上海市南区热网管道工程是上海南市电厂改建工程的配套项目。南市电厂原有五机六炉,除一台与50MW汽轮发电机和与其相匹配的240t/h锅炉属于次高压机组外,其他机组均为中压机组。锅炉全部燃油。改建工程的任务是拆除原有五台中压锅炉和四台12MW汽轮机组,代之以三台220t/h     

汽轮发电机甩负荷微机监控装置

湘潭电厂技改工程之后,形成一套完整的多机串联式热力循环系统。此系统包括一台410t/h高温高压锅炉,配一台50MW双抽汽汽轮发电机组,作为系统前置机组,其中压抽汽(最大抽汽量220t/h)供2×25MW后置机组运行,其系统运行示意图     

1 000 MW超超临界机组长周期给水加氧实践效果分析与评价

对华能海门电厂2号机组（1 000 MW超超临界机组）给水加氧处理效果进行总结和分析。结果表明：给水采用加氧处理后,省煤器入口给水、高压加热器（高加）疏水的铁质量浓度平均值降至1 μg/L以下,较之前的弱氧化性全挥发处理降低了80%以上,有效抑制了炉前给水和高加疏水系统的流动加速腐蚀,减少了腐蚀产物向锅炉水冷壁、省煤器的转移量,进而降低了锅炉水冷壁和省煤器结垢速率,减缓了锅炉压差上升速率,避免了高加疏水调节阀堵塞,凝结水精处理系统混床周期制水量也由之前的8万t提高至40万t,节能降耗效益非常可观。由此证明给水加氧处理对提高机组运行的安全性、可靠性、经济性具有重要意义。     

改进自备电站运行工况途径的探讨

石油化工厂一般都建有自备电站，既供电又供热，解决本厂生产和生活用热、用汽又能综合利用本厂余热资源。热电合供的电站取得一定经济效果，热电联产前途大有可为。但由于化工企业供热冬季、夏季变化较大，夏季负荷已显偏小，运行经济效益明显下降。如某厂附属动力站，有5台锅炉额定负荷420 t/h，两台背压机组额定功率24 MW。在冬季机组功率可达20 MW，基本处于经济负荷区域运行。而夏季负荷只有3～4 MW，锅炉流量只有60～80 t/h，处于最低负荷区运行，机组效率下降，设备有效利用率降低，厂用率达30%。供热负荷低于50%，每度电汽耗达20…     

汽动给水泵跳闸原因分析及改进

1系统简介元宝山电厂3号机组为N600-16.7/537/537-I型、亚临界、一次中间再热、凝汽式汽轮机,额定蒸汽流量为1806t/h。机组的给水系统中配置了2台50%容量的汽动给水泵及1台50%容量的电动备用给水泵。汽泵选用80 CHTA/4型、纯凝汽式汽轮机作为驱动装置。如图1所示,其调节保安用油由主机控制液系统供给,润滑油系统用油由