超超临界1000MW 机组给水系统运行安全性分析

根据某超超临界1 000 MW机组汽动给水泵及其前置泵在正常运行和甩负荷试验时的汽蚀余量,分析了该机组给水系统在不同运行工况下的安全裕度,并提出在恶劣工况下防止前置泵汽蚀的措施,如在设计中提高除氧器布置高度,改善泵结构,降低下降管压损等;在运行中快速投入除氧器的备用加热汽源,减小除氧器压力的下降速度和幅度,减缓前置泵入口压力的下降等.     

汽动给水泵前置泵轴承的改进

我厂两台300MW汽轮发电机配有6台给水泵,其中4台为汽动给水泵,2台为电动给水泵。给水泵的进口压力要求大于1.1MPa,否则会产生汽蚀现象而损坏泵体。而除氧器至给水泵的压力只有0.9MPa,所以在给水泵和除氧器间设置一台前置泵提高给水泵的进口压力,以确保给水泵组的安全运行。6台前置升压泵均为沈阳水泵厂引进德国技术生产的YNKN300/200型单级离心泵,进口压力为0.65MPa,出口压力为1.1MPa,流量为560t/h,转速为1492r/min,该泵叶轮为双吸式。投产以来该泵推力轴承,特别是汽动给水泵的前置泵经常烧瓦,影响了机组的安全运行。为此,对4台汽动给水泵的前置泵的推力轴承进行了改进。     

600 MW机组除氧器暂态计算

以华润电力湖南有限公司2×600MW国产燃煤亚临界发电机组为例,介绍了除氧器暂态计算目的及其原理,详细分析了计算方法及步骤。在除氧器布置和给水泵确定的情况下,分析了机组全甩负荷工况下对前置泵汽蚀性能的影响。     

超超临界1000MW机组RB过程除氧器暂态特性研究

研究超超临界1 000MW机组RB过程中除氧器系统的暂态试验特性,分析除氧器系统凝结水温度、质量、除氧器温度及压力以及给水泵组的参数变化。结果表明:RB过程中,给水泵组的有效汽蚀余量大幅下降,前置泵有可能发生汽蚀,建议布置除氧器时以RB工况为标准核算前置泵有效汽蚀余量下降值,防止汽蚀现象发生;计算前置泵有效汽蚀余量下降值时,将除氧器水焓值设为水箱中间位置处压力所对应的饱和水焓值。     

变速电动给水泵汽化原因分析及预防措施

本文提出按照给水泵转速与除氧器凝结水进水量、除氧器压力下降速率相匹配的原则,控制给水泵允许最低转速,可以防止机组快速减负荷停机时,给水泵汽化。对于国产300 MW 配 KSB 给水泵的机组,通过理论计算和试验确定允许的最低转速为2000r/min。此方法适用于所有配变速电动给水泵的火电机组。     

330 MW空冷机组电动给水泵甩负荷过程中泵轮抱死原因分析

针对某厂300 MW机组电动给水泵在机组甩负荷期间主泵入口压力升高后,出现汽蚀、断流造成泵轮抱死的现象进行了分析.结果表明：水泵转速快速降低过程中,泵水温度快速升高,造成泵轮与密封环的碰摩,产生的热量对泵水进一步加热,出口压力降低后泵水汽化.针对类似问题,提出了预防措施.     

调速给水泵前置泵停运后主泵的处置

姚孟电厂引进的300MW火电机组配有三台西德KSB公司的半容量带前置泵的调速给水泵,投产后发生过数次前置泵叶轮与电动机轴脱开,主给水泵继续运行的异常工况。本文讨论这种运行工况的安全性及相应的运行处理办法。     

提高给水泵抗汽蚀性能的途径

给水泵一般将除氧器水箱中的水抽送至锅炉。水箱中的水处于饱和状态。因此,对给水泵来说,除氧器水箱必须较给水泵高出一定的高度(倒灌高度),才能满足给水泵汽蚀余量的要求。由这个高度形成的有效汽蚀余量,要大于给水泵的必须汽蚀余量。否则,就不能保证给水泵的安全运行,发生汽蚀、产生振动、响声,甚至不能出水和损坏泵。尤其在机组甩负荷,除氧器压力突降,泵入口水温还没有下降的瞬间,这对泵抗汽蚀性能的要求更高。汽蚀的出现会严重的影响泵的安全运行和寿命。因此,在给水泵的设计中,必须重视首级抗汽蚀性能。下面就这个问题,作比较详细的介绍。     

汽动给水泵泵芯抱死的原因分析及预防措施

该文通过对国产引进型300MW火电机组汽动给水泵经常发生泵芯抱死现象进行原因分析,查找出预防措施和解决办法,以促进机组稳定经济运行。     

660 MW机组给水泵入口管道的设计优化

分析了防止给水泵前置泵发生汽蚀的校核方法,结合邯峰电厂660 MW机组前置泵入口管道的具体设计,对管道选型尺寸方案进行了优化.本优化方案对同类型电厂具有较大的借鉴意义.     

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。     

利用辅汽暖炉实现机组的冷态启动

利用辅汽暧炉技术,实现机组的冷态启动,可挖掘电厂的节能潜力。具体实施方法是在锅炉点火前,将邻机辅汽导入,辅汽对沿途经过的受热面进行加热,同时,通过除氧器加热给水,逐渐提到了锅炉进水温度,完成对锅炉省煤器、包覆管、水冷壁、汽包以及水系统联箱的预暖和升温。给水温度的提高,也使汽包温度随之升高。利用这种暧机方法,已在2号机组的冷态启动中,取得了较为满意的节能效果。     

汽泵乏汽供热改造对机组安全运行的影响

介绍了某电厂的汽动给水泵乏汽吸收式热泵机组系统,对该厂的给水泵汽轮机乏汽至主机凝汽器蝶阀进行流量计算,分析蝶阀特性,利用汽动给水泵排汽中间容积特性分析得出热泵机组故障后蝶阀动作时间与汽动给水泵排汽压力的关系,并制定合理的控制逻辑为机组的安全运行提供指导。     

超临界机组启动过程的节能技术分析

无电泵及炉水循环泵的超临界机组在启动过程中会遇到汽机冲车时主蒸汽温度超温及启动时间长的问题.为此,增加了从启动疏水泵至除氧器的一条管路,并修改了部分参数,从而使该问题得到彻底解决.另外,分析计算了超临界机组通过疏水扩容器排放到大气中的二次蒸汽流量,指出将该蒸汽回收后会给电厂带来一系列的好处.     

CPR1000核电站除氧器瞬态计算研究

以CPR1000核电机组除氧器瞬态过程为研究对象,分析甩负荷工况下的热力学参数变化。通过建立计算模型并编制计算软件,得出除氧器压力、温度、水位以及给水泵的有效汽蚀余量等参数随时间变化的曲线,制定凝结水和稳压蒸汽流量调整策略,从而为核电站除氧器优化布置以及确保给水泵安全运行提供有力依据。     

超超临界火电机组给水泵故障减负荷过程汽温控制策略

对超超临界火电机组给水泵故障引起机组减负荷过程中的汽温控制策略进行探讨,从理论方面就燃水比、过量空气系数、焓值控制对汽温的影响进行分析,以某1 000MW机组为例,从逻辑方面就影响汽温的燃料量、给水量及风量设定值的形成进行探讨,提出给水泵故障减负荷过程的汽温控制策略;通过试验验证了该控制策略的有效性。     

空冷机组的凝结水除氧探索

空冷机组的排汽被冷凝成凝结水后,将进入带有除氧器的凝结水箱。针对凝结水和补充水的含氧量及给水的除氧要求,分析了该真空除氧器的性能特点。根据凝结水除氧和补充水除氧区域内、外筒的结构特点,以及水雾化喷管和填料层的蒸汽阻力压损的要求,在结构设计上采取了措施,同时,也对除氧器和凝结水箱的气-汽混合物的排气量进行了计算。     

660MW超超临界机组锅炉带循环泵启动给水控制优化

分析了一台660MW超超临界机组锅炉带循环泵启动过程中给水自动控制逻辑存在的问题,提出根据主蒸汽压力、高压旁路阀开度、汽轮机转速、发电机负荷等参数计算出主蒸汽流量,将其作为给水泵转速控制前馈;根据计算出的主蒸汽流量以及给水泵实际转速,控制给水旁路调节阀开度;调整给水控制PID参数并增加参数自适配逻辑。实际运行表明:修改后的给水控制逻辑满足了机组启动及正常运行中的全程自动控制要求。     

300MW机组启停过程中全程使用汽动给水泵的设计与优化

为降低厂用用电率,四川广安电厂在机组启停过程中以汽动给水泵代替电动给水泵,但在实际运行中遇到了辅助蒸汽疏水不畅和压力不够大、给水泵汽轮机受到热冲击等问题。为此,从实际出发提出了一系列解决问题的措施：增加低压辅助蒸汽管道以加强疏水,通过提高邻机负荷或邻机高压辅助蒸汽带低压辅助蒸汽联箱来提高低压辅助蒸汽压力,切断高压进汽管道,直接由低压汽源供汽来减小给水泵汽轮机的热冲击。措施实施后,广安电厂4台300MW机组2008年启停28次,节约厂用电约60MWh。     

1000MW超超临界汽轮机综合优化及成效

外高桥三期2×1000MW超超临界汽轮机为上汽(SIEMENS)机型,采用补汽阀调频及过负荷调节。文章介绍了其综合优化及成效:通过优化补汽阀开启点以及研发节能型抽汽(凝结水)调频技术,提高了实际运行的经济性;采用不小于3D弯管等,降低造价,降低主蒸汽、再热蒸汽及高压给水系统压降,提高运行经济性和安全性;采用全容量单台高效汽动给水泵,降低冷却水设计温度,单独设汽动给水泵汽轮机的凝汽器,降低进入主凝汽器的蒸汽流量及热负荷,降低了机组平均背压和端差等,提高了机组热经济性。