1 000 MW二次再热汽轮机启动步序及问题处理

根据国电泰州电厂二期工程调试的实际情况,介绍了上海汽轮机厂制造的1 000 MW双再热汽轮机启动运行的步序,就启动调试过程中存在的主要问题,如排汽温差大,暖机时间长,低压外缸温度高和双缸启动不成功进行分析和处理,对部分控制逻辑和包括蒸汽参数及调节汽门开度的启动参数进行优化,实现了机组高效节能运行和超低排放,对超超临界双再热汽轮机的启动试运具有一定的参考意义。     

1 000 MW二次再热超超临界机组再热汽温控制策略及工程应用

通过分析锅炉各调温手段对再热汽温的影响,提出了一种1 000 MW二次再热超超临界机组再热汽温控制方案,从锅炉吸热面布置、摆动燃烧器喷嘴、烟气挡板、一、二次再热器微量喷水减温器、一、二次再热器事故喷水减温器方面做出了设计说明,介绍了某1 000 MW二次再热超超临界机组一、二次再热汽温控制回路的设计及主、再热汽温控制的解耦方法,实践证明本控制方案应用效果良好。     

I000MW二次再热超超临界机组技术特点及经济性

简要介绍了火力发电厂二次再热机组的发展情况,并以1000MW容量为例,从机组的参数选择、主机、主要热力系统三方面阐述了二次再热超超临界机组技术的特点,并从煤耗和投资的变化两方面对1000MW：次再热机组与一次再热机组的经济性进行了比较,对二次再热技术的应用提出了建议。     

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。     

1 000 MW二次再热示范机组降压冲管研究

二次再热是超超临界燃煤发电机组研发的关键技术。根据国电泰州电厂1 000 MW二次再热示范机组特点,提出了采用过热器、一次再热器和二次再热器分别吹扫的2阶段分段降压冲管方法。针对该冲管方案进行了冲管系统工艺设计及主要参数选定,结合实际冲管中锅炉运行状态分析了冲管过程中各主要参数特性,并详细阐述该冲管方式下锅炉运行参数的合理控制及相关注意事项,为该类型锅炉降压冲管提供了很好的借鉴和指导作用。     

1 000 MW二次再热超超临界机组工程特点及运行分析

泰州电厂二期2×1 000 MW机组是我国 “十二·五”节能减排科技支撑示范项目,也是世界首台应用超临界二次再热发电技术的机组,分别于2015年9月和2016年1月投入运行。从二次再热发电技术出发,系统分析了泰州二期工程机组中锅炉钢架结构、受热面管排布置、锅炉调温以及十级抽汽回热系统等优势技术,从机组运行可靠性、环保排放指标以及经济性3个方面分析了机组3 a来的运行情况以及与国内、外同行业相关机组指标对比。结果表明泰州电厂二期2台超超临界二次再热机组运行稳定、环保排放指标优良、经济效益指标良好。     

1 000 MW二次再热机组主机参数选择

通过对1 000MW二次再热机组技术参数研究,确定了其技术参数:主蒸汽压力为31MPa,主蒸汽温度为600℃,一次再热蒸汽温度为620℃,二次再热蒸汽温度为620℃。1 000MW二次再热机组在现有一次再热机组技术基础上可降低发电煤耗14~16g/(kW·h),但投资略高,投资方可进行经济技术比较后确定主机型。     

1000MW二次再热超超临界机组仪表及附属设备设计

本文介绍了泰州1000 MW二次再热超超临界机组在热力系统检测仪表的设置原则和选择、仪表导管和阀门的配置与选择等设计方面的特点,以及需要注意的问题。     

1000 MW二次再热超超临界汽轮机组摩擦故障分析与处理

国电泰州电厂3号机组为1000 MW二次再热超超临界机组,机组调试期间超高压转子、高压转子和低压转子发生不稳定振动,振动不断爬升,严重影响机组的安全稳定运行。通过对振动数据的分析,指出摩擦故障是导致超高压转子、高压转子和低压转子不稳定振动的根本原因,现场分析故障原因,改变机组启动方式,并采取现场动平衡处理,处理后摩擦故障消除,机组稳定运行。     

1 000 MW二次再热汽轮机轴封系统问题分析及对策

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。     

200MW机组热态起动中汽缸温差拉大的原因分析及解决措施

针对韶关发电厂200MW机组热态起动过程中出现的高压内缸上下温差拉大的现象,从轴封系统、抽汽系统、疏水系统的设计以及运行操作等方面进行分析,认为冷水、冷汽进入汽缸是导致汽缸温差拉大的根本原因。据此,在实际中有针对性地采取措施解决了此问题。     

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。     

1 000 MW燃煤发电机组碱渣脱硫试验研究

碱渣是氨碱法生产纯碱过程中产生的废渣工业固体废弃物和污染物,开发其高附加值利用具有显著的经济和环境效益。针对碱渣作为燃煤电厂湿法烟气脱硫系统脱硫剂的应用开发,在某1000 MW燃煤发电机组、设计采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺的烟气脱硫装置系统上进行了碱渣完全替代石灰石脱硫的首次工业化试验;基于与石灰石脱硫的系统比较,研究和评价了碱渣脱硫的性能及其影响。试验验证了在大型燃煤机组湿法烟气脱硫系统上碱渣能够完全替代石灰石脱硫;碱渣脱硫可提升烟气脱硫的脱硫效率,实现超低排放,对副产品石膏品质几无影响;碱渣替代石灰石作为脱硫剂,可保证可靠供应,且具有廉价、节电和对高硫煤适应性等优势,可取得良好的经济效益。还可以实现以废治废,具有良好显著的环保效益。 关键词：燃煤发电机组;湿法烟气脱硫;脱硫剂;碱渣;固废利用     

1000MW超超临界锅炉机组冷态启动时水冷壁超温的探讨

超超临界锅炉冷态启动时水冷壁容易产生超温,影响水冷壁管材的使用寿命。介绍了1 000 MW超超临界锅炉机组冷态启动时水冷壁的超温情况,通过对比玉环电厂4台锅炉多次冷态启动时的超温记录,分析超温原因。煤水比失调和水冷壁产生壁温偏差是水冷壁超温的2个主要原因。重点分析了造成煤水比失调的影响因素和引起水冷壁壁温偏差的原因。全炉热负荷值过大或水冷壁质量流速不足,造成了煤水比失调;局部热负荷值过大、流量偏差和吸热偏差造成了水冷壁的壁温偏差。针对水冷壁的超温特点,提出了超超临界锅炉冷态启动时水冷壁的壁温控制策略。     

1000MW机组锅炉低热值煤种掺烧的经济性分析

低热值煤种掺烧对锅炉效率、厂用电率、供电煤耗、污染物排放、检修维护费、堆场热值损失及配煤成本等均有一定的影响,在评估低热值煤掺烧的经济效益时应综合考虑这些因素,以确定综合发电成本和利润。对某电厂的实际计算结果表明,当低热值烟煤与电厂常用煤的标煤差价分别在100、90元/t以上时,每年分别掺烧相当于标煤13.6%、10%比例的低热值烟煤,可能实现综合发电成本的经济性平衡,为电厂带来一定的经济效益。     

600MW超临界机组中压缸启动特点分析

以东方汽轮机厂生产的N600—24．2／566／566型超临界汽轮机为例,介绍了600MW超临界机组汽轮机中压缸启动的过程和特点,分析机组冷态启动全过程中需要注意的问题,并总结了中压缸启动与高压缸启动的优缺点。     

某电厂200 MW机组整组启动调试存在问题分析及其解决对策

在顺利完成某电厂200MW机组整组启动调试的基础上,针对调试中存在的问题进行了深入的分析和探讨,如润滑油泵低油压联锁、辅助分散控制系统的电气联锁、汽轮机数字式电液调节系统和液压系统在设计和试验中存在的问题,以及汽轮机首次冲转时右侧主汽门水冲击现象和热态停机后中压缸上下缸温差大等问题,并提出若干解决措施和对策。实践证明这些措施和对策是正确和可行的。     

1000 MW级汽轮发电机技术问题概述

着重介绍当前国内外生产汽轮发电机的主要公司如西门子、东芝、三菱、日立、阿尔斯通、俄罗斯、原英国GEC、上海、哈尔滨、东方等设计生产和已投入运行的单轴3000r/min、50Hz的1000MW级汽轮发电机的基本参数,如额定容量、额定功率、定子电压、励磁方式、冷却方式、主要电气参数等。为适应调峰运行、进相运行、抗负序电流能力,从设计和结构上提出采取的技术措施,并提出发电机的一些基本技术要求,如安全可靠性、运行性能、冷却方式、定子电压选择、励磁方式选择、主要部件材质和结构的技术要求、辅助系统的技术要求等。     

1 000 MW 机组SCR烟气脱硝系统优化运行

选择性催化还原法（SCR）是目前应用最多的烟气脱硝工艺。主要介绍了选择性催化还原（SCR）脱硝技术的原理和绥中电厂4号1 000 MW机组脱硝系统的主要设计参数,并对性能考核试验数据进行分析,提出了优化运行方案。通过调整反应器内局部区域的供氨量,在反应器出口建立均匀、稳定的NO_x分布,使SCR系统在保持理想脱硝效率的同时,保持最小的氨逃逸率和良好的可控性运行,以节省喷氨量并减小对空预器的危害,使脱硝系统在环保排放达标的基础上,兼顾节约运行成本和保护设备安全。