核电机组除氧器对比与超压问题分析

在电站中,内置喷雾式除氧器和淋水盘一体化除氧器都有着广泛的应用,虽然两者在结构上存在较大的差异,各有优缺点,但在CPR1000核电机组的正常运行工况下,两者均可满足要求。在汽轮机旁路运行工况下,小喷嘴一体化除氧器内部压力会迅速上升,可通过系统的优化或设备结构的适当改进,解决此工况下的超压问题。     

1000 MW级核电站大型除氧器选型分析

介绍了核电站广泛使用的两类原理和结构不同的除氧器,详细分析和论证了其各自的优缺点后指出,淋水盘式除氧器在加热性能上略优于鼓泡管式除氧器,除氧性能两者相当,而鼓泡管式除氧器则在特殊工况下的运行稳定性和维护保养的便利性方面稍优于淋水盘式除氧器.提出了核电站大型除氧器的合理选型原则.     

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。     

增压孔板和“高加”满水保护系统

1961年苏联沃姆斯克第二热电厂的除氧器,发生了热不平衡,使除氧器的运行条件很快恶化,汽轮机工况稍有变化水封即被破坏的情况越来越多,增加水封的高度以提高除氧器的压力和温度并没有取得良好的结果。对汽轮机设备工作情况的全面分析指出,过剩的热量主要来自“高加”的凝结水,     

M701F型燃气-蒸汽联合循环机组汽轮机旁路系统特殊工况下的控制

在分析M701F型燃气-蒸汽联合循环机组汽轮机的旁路系统和旁路阀的压力控制模式的基础上,提出了在机组起动状态与余热锅炉状态不匹配,机组起动前高、中压蒸汽压力高于最小压力设定值,以及机组停机时旁路阀卡涩等特殊工况下的控制对策,从而保证了机组的安全运行。     

FCB工况下100%汽轮机旁路合理性探讨

汽轮机旁路是单元制大型火力发电厂的重要辅助系统,旁路容量的大小对单元机组运行方式、控制功能、工程造价乃至维护成本产生着重大影响.根据热力系统流量平衡原理和动态特性剖析案例,讨论了火力发电厂锅炉和汽轮机工质流量平衡的相互关系,分析了FCB工况下100%甩负荷汽轮机的旁路配置方案,给出了合理选择汽轮机旁路容量的原则.     

1000 MW机组FCB功能系统配置及控制策略

介绍了1 000 MW超超临界机组实现100%负荷FCB(快速切负荷)功能的旁路装置、给水泵汽轮机、除氧器、凝结水系统等热力系统配置情况,分析机组FCB工况下发电机带厂用电运行对电气系统的要求,进行100%负荷FCB工况下的工质平衡计算分析,探讨FCB工况下机组启动的整体控制策略及逻辑优化,阐述了FCB功能对主/辅机设备选型、材料和参数的需求,总结了机组FCB功能的经济、安全效益和保障电网供电能力的意义。     

分轴联合循环机组旁路快开优化控制

分轴式联合循环机组在汽轮机跳闸时,旁路系统可靠地快开能够有效抑制蒸汽压力及温度波动,维持余热锅炉及燃汽轮机正常运行,从而缩小事故范围,减少机组损失。通过旁路通流试验可以获得准确的阀门开度参数,用以优化旁路快开控制逻辑,提高事故工况下对蒸汽压力及温度的控制精度,对保障联合循环机组运行安全可靠有重要价值。     

供热储能和深度调峰工况下火电机组旁路供热自动控制策略研究与应用

针对旁路供热改造后机组运行过程中存在控制难点,提出旁路供热工况下完整控制策略,实现供热工况下的旁路自动控制,同时满足机组供热调节的需求。针对供热工况下对旁路的投退及工况扰动对汽轮机运行稳定性的影响,以及机组安全边界的改变,提出一套包含旁路闭锁及超驰的逻辑设计方案,有效保障机组的安全稳定运行。针对旁路供热状态下汽轮机通流特性、以及锅炉温度压力响应特性的变化特点,提出协调修正的优化策略,通过对原有逻辑的少量改动实现机组自动及协调控制效果的优化,提高机组的涉网控制品质。此外,针对旁路事故关闭的工况,提出旁路快速减负荷(run back,RB)的控制策略,使机组具备在旁路发生故障后的自稳定及自恢复能力。提出的控制方案在超临界直流炉机组中进行了应用,经验证能够实现旁路系统的自动化控制,协调变负荷的控制效果良好,旁路RB动作后机组能够平稳过渡,实现了旁路供热工况下机组的自动、安全控制。     

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.     

1000MW超超临界机组FCB试验

在电网出现突发性故障时,具备机组快速甩负荷(FCB)功能的机组可快速减负荷并迅速转为带厂用电作孤岛运行,随时可恢复对外送电,大大缩短电网恢复时间。根据外高桥二期实现FCB的经验,外高桥三期1 000 MW超超临界机组在工程设计阶段就对系统设计和配置作了进一步的改进和优化,包括机组连锁方式的变化,低压旁路和除氧水箱容量的增加,再热安全门型式的改进,给水泵和所配汽轮机的优化等。介绍了在FCB时的旁路系统、高压加热器及除氧水箱等的特殊控制方式。通过全真工况的75%负荷及100%负荷FCB试验的成功,再次证明了超超临界大机组实现FCB的可行性和技术的成熟性。     

300 MW机组热力系统无除氧器改造及优化

以N300-16.7/538/538型汽轮机为研究对象,对其进行无除氧改造研究,以复合凝结水真空除氧系统代替常规除氧系统,并对影响改造后的机组除氧效果及热经济性的关键因素——小汽机的排汽压力进行优化,还对改造前后机组的热经济性进行了比较,研究结果表明:对该类型机组进行无除氧器改造可以大大提高机组的热经济性,降低发电煤耗。     

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。     

除氧器保压控制策略在宁德核电站的应用

通过对宁德核电站1号机组除氧器工作原理、内部结构、运行方式的研究,对除氧器保压控制策略的设计目的、适用工况、探测原理及实现方法等进行了深入地分析。总结了调试期间出现的问题及解决方案,在机组进行跳机不跳堆、甩50%负荷至汽轮机额定转速等典型瞬态试验时,对除氧器保压控制策略的响应首次进行了全面验证,结果显示除氧器蒸汽压力控制平稳,相关经验具有一定的借鉴意义。     

旋膜式除氧器填料层改进

在大型电站凝汽式汽轮机组旋膜式除氧器调试和运行中,经常发生填料层被冲坏,除氧器出水含氧量达不到要求的情况,针对此种情况,我们通过理论分析和大量实验之后,将不锈钢丝网式填料层改为块状填料层,从而使旋膜式除氧器填料层不再被冲坏,除氧器出水含氧量达到设备标定除氧值的要求。     

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。     

小型工业汽轮机在除氧给水系统的应用

大气式除氧器进汽压力大多远远高于除氧器压力,利用此段压差在汽轮机内做功,可大大提高热电厂经济效益。     

330MW机组凝结水泵变频运行安全经济性分析及其改进

针对菏泽发电厂330 MW机组凝结水泵改变频后仍然存在凝结水压力高的问题,提出了开启除氧器水位调节旁路阀和汽动泵密封水旁路阀等措施,并研究了设备运行的可靠性。实践证明,这一方案是可行的,进一步降低了凝结水压力,减少了凝结水泵耗电量,获得了较好的安全性和经济效益。     

除氧器用雾化喷嘴

除氧器是汽轮机发电机组回热系统中重要的辅助设备,而喷嘴是除氧器内重要的工作元件。喷嘴的流量应按照进入除氧器的凝结水量计算,以此选择合适的喷嘴数。雾化与喷嘴数直接影响着除氧器的工作效率,并对喷嘴的类型特点、选型原则及参数的计算进行了说明。