660 MW超超临界机组高负荷主蒸汽温度偏低原因分析

对某电厂HG2035/26.15-YM3型超超临界参数直流锅炉主蒸汽温度偏低进行了分析,找出了该厂加负荷过程主蒸汽温度低的原因.由于加负荷过程中给水泵汽轮机再循环门存在较大内漏,使给水流量达不到设计值,导致INFIT协调系统水煤质量比失调,过热度大幅波动,最终导致主蒸汽温度偏低.根据现场具体运行情况,分别制定了调整给水泵汽轮机再循环门行程、高负荷控制负荷增加速度、根据给水泵汽轮机转速调整好过热度等三项改进措施.通过运行人员认真监视和调整,未再出现主蒸汽温度偏低的现象,保证了机组的安全稳定运行.研究为同类机组提供了参考.     

660 MW超超临界机组低温省煤器配置方案研究

利用低温省煤器吸收烟气余热,可降低煤耗,减少脱硫系统耗水量,提高全厂热效率.本文以某660MW超超临界燃煤电厂为例,对低温省煤器设置在除尘器前、吸风机后及除尘器前和除尘器后分别布置三种配置方案进行分析,并进行技术经济比较.研究表明,除尘器前和吸风机后分别设置两级低温省煤器供电收益最大,在燃煤量不变的情况下,可降低标准煤耗2.3g/kWh,单台机组年节水34.65万t.     

660MW超超临界机组启动调试研究

某660 MW超超临界机组再热汽温设计值为623℃,调整试验后,再热汽温可达623℃。机组设置有低温省煤器,提高凝结水温度,降低进入低温除尘器烟温,试运中发现低温省煤器问题,调整后系统运行正常,机组满负荷试运稳定。     

660 MW超超临界机组活性焦解析热源选取方案研究

活性焦烟气净化技术是一种多污染物一体化脱除技术,活性焦再生是其中的关键步骤之一,采用热力解析能量消耗较大,而在燃煤电站采用较低品位的热源——烟气以及中低压蒸汽,是一种值得探讨的方法。以某660 MW超超临界机组为例,提出从二级省煤器前抽烟气并在低负荷时辅以4号抽汽的蒸汽（方案1）以及从后烟道低温过热器前抽烟气（方案2）两种方案分别作为活性焦解析热源,计算结果表明：100%负荷时两种方案对省煤器出口水温无影响,排烟温度分别下降3.7和2 ℃,供电标准煤耗分别增加3.34和3.64 g/(kW·h);50%负荷时省煤器出口水温分别下降6.2和3.4 ℃,〖JP2〗排烟温度下降2.1和1.6 ℃,供电标准煤耗分别增加10.32和8.13 g/(kW·h)。〖JP〗可根据机组特点,高负荷运行时长占比大的机组可选择方案1、低负荷运行时长占比大的机组可选择方案2作为解析热源。     

660MW高效超超临界机组抽汽供热技术方案探讨

本文针对660MW等级高效超超临界机组抽汽供热对锅炉产生的影响进行分析,并采取针对性的措施和方案,以满足机组的抽汽供热要求。     

660MW超超临界机组控制策略调整优化

介绍了江西新昌发电公司超超临界机组协调控制系统、给水控制系统、一二级过热器汽温控制系统的自动调整优化过程,包括根据AGC(自动发电量控制)工况下所做的参数调整及方案优化,通过调整优化,减小了参数的波动,提高了机组的安全性、稳定性、经济性.     

660MW超超临界机组受热面超温优化策略研究

本文通过试验研究,分析了660MW超超临界机组锅炉在运行过程中出现受热面管壁超温的原因,并总结了经济可行的优化策略。根据该策略进行调整优化后,可使锅炉在主再热汽温升至额定参数时,受热面管壁温度仍然低于超温报警值较多,彻底解决了受热面管壁超温的难题。该炉型是同样技术百万机组的缩小版,因此本文研究成果对同炉型的660MW和1000MW机组的锅炉运行具有很强的指导意义。     

660 MW超超临界机组大容量旁路的应用研究

本文围绕660 MW超超临界机组大容量旁路(100%旁路设置)的应用进行了深入分析和探讨。超超临界机组因其高效、节能的特点,在现代电力系统中占据重要地位。然而,为了确保系统的灵活性和可靠性,在设计和运行过程中可引入100%大容量旁路系统。介绍了660 MW超超临界机组设备设计特性,随后通过对比分析不同旁路设置方案的性能,重点研究了100%大容量旁路系统在超超临界机组中的应用效果和经济性。研究结果表明,100%大容量旁路设置能有效提高机组在负荷波动时的调节能力,保证了机组在各种工况下的稳定运行。此外,该旁路系统还能在机组启动和停机过程中,减少热应力,延长设备寿命。经济性分析进一步证实,尽管初期投资较高,但通过提高运行效率和降低维护成本,长期来看具有明显的经济效益。     

660MW超超临界机组锅炉钢结构设计简介

在整个锅炉设备的施工序列中,锅炉钢结构作为锅炉设备的承载结构,应在锅炉本体设备起吊前完成主体承载结构的安装,相应的设计、制造进度均较前。因此合理的锅炉钢结构设计过程对于整个锅炉项目的进度影响较大。结合国内某660 MW超超临界机组项目悬吊式锅炉对锅炉钢结构设计流程做了概要介绍,希望能为类似项目的设计提供一定的参考。     

两种660MW超超临界机组机型比较

对上海汽轮机厂生产的两种660MW超超临界机组,即三缸两排汽及四缸四排汽两种机型进行比较,分别从机组本体、机组技术经济指标、对汽机房尺寸的影响等几个方面进行了比较,对机组选型提出了推荐意见。     

2×660 MW超超临界锅炉方案选型研究

针对某厂2×660 MW超超临界机组项目可用煤源(包括煤泥、煤矸石和烟煤)情况,对机组锅炉选型问题进行了分析研究。从机组建设成本、运行成本、环保指标等方面,比较了高效煤粉(PC)锅炉和循环流化床(CFB)锅炉优缺点。分析研究表明,该厂采用CFB锅炉具有投资省,运行成本低等综合优势。     

660MW超超临界机组循环水系统节能优化分析

冷端系统是火电厂发电机组重要的辅助系统,它的工作状态和运行特性对整个电站机组的稳定性、安全性和经济性都有较大的影响。对某660 MW超超临界机组两台循环水泵电机进行改造,增加了循环水泵运行方式(单机运行时一小、一大、一大一小;双机运行时二小、一大一小、二大、二大一小);建立了机组冷端性能分析计算模型,结合实际运行状况,给出了不同负荷、不同温升等工况下循环水泵组合优化运行方式;针对机组频繁启停状况,通过合理利用运行机组循环水,达到降低开停机过程循环水泵耗电量的目的。研究为同类机组冷端系统运行方式提供借鉴。     

FPOT技术在660 MW超超临界机组中的应用

为解决锅炉给水全挥发处理(AVT)、给水加氧处理(OT)技术在实际应用中凸显的加热器流动加速腐蚀(FAC)、溶氧腐蚀和氧化皮生成及脱落问题,选取某660 MW超超临界机组为研究对象,通过试验验证了给水全保护自动加氧(FPOT)技术的可行性和有效性。对FPOT技术试验前后机组运行参数进行了分析对比,评估了FPOT技术的实际应用效果,进而提出FPOT运行及维护建议。试验结果表明:FPOT工况稳定运行后汽水系统含铁量大幅下降,高压加热器FAC问题有效缓解,精处理运行周期得到延长,炉内水汽系统形成了保护性双层钝化膜,实现了超超临界机组水化学工况的安全和稳定运行。     

自主研发660MW超临界机组介绍

介绍哈尔滨锅炉厂自主研发的超临界60万千瓦等级机组的性能和结构特点,同时与英巴的超临界机组对照.     

超临界660MW机组动态特性分析

介绍了我国自行设计的、上海电气集团生产的第一、二台超临界660MW机组在山东黄岛电厂和华电滩坊电厂分别用常规法和测功法进行甩负荷试验的情况,分析了此种机组的动态特性,表明了方法和精度不仅均达到先进水平,而且还验证了首台机组数字电液调节系统控制性能以及机组设计参数的正确性。     

660MW超临界机组稳压吹管分析

对某660 MW超临界机组的稳压吹管技术稳压吹管的准备工作和吹管过程控制进行了全面介绍,详细分析了稳压吹管参数,最后针对本次稳压吹管过程中出现的问题提出解决方案,仅以此为超临界机组稳压吹管工作提供参考.     

660 MW超临界机组凝汽器空化故障分析

660 MW超临界机组凝汽器(型号N-36600)在循环水系统调试过程中,出现噪声、水侧液位波动等异常现象,液位最大波动幅度达400 mm,现场通过逐步关小凝汽器回水阀门,提高凝汽器冷却管内压力,当进口水室压力达到0.106 MPa时,凝汽器水侧的噪声、液位波动等现象消失。结合空化初生理论分析,认为凝汽器内部发生了空化。标准与工程经验中确定虹吸利用高度时,基于水的饱和蒸汽压力,通常要求凝汽器最高点冷却管压力不低于20 kPa(绝压),而有关试验研究表明:清水的饱和蒸汽压力比空化初生压力低得多,即清水的绝对压力高于相应温度下的饱和蒸汽压力时,仍然可能发生空化,空化初生与水中的气态微核有直接关系。因此,在循环水系统水力计算中,虹吸利用高度的确定应充分考虑空化初生压力的影响,留出余量。并给出了处理建议,通过加高脱硫曝气池溢流堰的堰顶标高,提高凝汽器冷却管末端压力,是消除凝汽器空化现象最为经济合理的解决方案,有助于分析类似问题。     

660MW超超临界锅炉气气换热器改造方案探讨

以660MW超超临界塔式锅炉为例,对塔式锅炉炉内气气换热器扩容改造方案进行了介绍,对气气换热器布置特点、性能核算要点进行了介绍。     

660MW超超临界机组热力系统变工况经济性分析

由火电厂热力系统的通用汽水分布矩阵q-γ—τ方程,推导出火电厂热力系统的汽水分布向量;并对火电厂的热力系统的通用火甩分布矩阵e-ψ-β方程进行扩展,推导出通用火电厂热力系统的火甩损和烟效率分布矩阵,为评价火电厂热力系统的经济性提供有力依据。针对上海汽轮机厂引进西门子技术的N660—25／600／600超超临界机组进行变工况分析,分析该热力系统的经济性。