660MW超超临界机组汽轮机真空系统节能运行分析

660MW超超临界机组汽轮机真空系统节能运行分析
660MW超超临界机组汽轮机真空系统节能运行分析

660MW超超临界机组汽轮机真空系统

节能运行分析

摘要:针对某厂660MW#7机组汽轮机真空系统设计布置及运行情况进行分析,为提高机组凝汽器真空,进一步降低机组煤耗,提出新的建议及改造方案,不断提高机组运行经济性。

关键词:抽真空系统;真空泵;节能改造。

1抽真空系统布置方式节能分析

1.1概述

我厂四期#7机组为超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、凝汽式汽轮机,型号为N660-27/600/600,机组凝汽器为双背压汽轮机,给水泵汽轮机排汽入单独的凝汽器。每台主汽轮机设置3台50%机械水环式真空泵组,2台运行1台备用。在机组启动建立真空期间,3台泵同时投入运行。型号:2BW5353-0EL4平面泵。循环水系统采用带自然通风冷却塔的再循环扩大单元制供水系统。机组配循环水泵两台(每台机组配置一台定速电机和一台双速电机)。冷却塔一座,循环水供水和排水管各一根,回水沟一条。

1.1.1凝汽器介绍

本机组所采用凝汽器是表面式的热交换器,冷却水在管内流动过程中与管外的排汽进行热交换,使排汽凝结成水,同时使凝汽器形成真空。凝汽器采用双背压设计,即两个凝汽器在运行中处于两个不同的压力下工作。当循环水进入第一个凝汽器后吸收热量,水温升高,然后再进入第二个凝汽器(第一个凝汽器出口水温即为第二个凝汽器的入口水温)。由于凝汽器的特性主要取决于冷却水的温度,不同的水温对应不同的背压,于是在两个凝汽器中形成了不同压力,即低压凝汽器和高压凝汽器。双背压凝汽器的优点:

①根据传热学原理,双背压凝汽器的平均背压低于同等条件下单背压凝汽器的背压,因此汽机低压缸的焓降就增大了,从而提高了汽轮机的经济性。

图(1)凝汽器结构

②双背压凝汽器的另一个优点

就是低背压凝汽器中的低温凝结水

可以进入高背压凝汽器中去进行加

热,既提高了凝结水温度,又减少了

高背压凝汽器被冷却水带走的的冷

源损失。低背压凝汽器中的低温凝结

水通过管道利用高度差进入高背压

凝汽器管束下部的淋水盘,在淋水盘

内,低温凝结水与高温凝结水混合在

一起,再经盘上的小孔流下,凝结水

从淋水盘孔中下落的过程中,凝结水

被高背压低压缸的排汽加热到相应

的饱和温度。在相同条件下,双背压

凝汽器的平均压力低于循环水并联

的单压凝汽器的压力,可提高循环效

率。凝汽器结构见图(1)。凝汽器两个壳体底部为连通的热井,上部布置有低压加热器、小汽机排汽管、减温减压器和低压侧抽气管等。凝汽器抽空气管布置在其管束区中心以抽吸其内的不凝结气体。高、低压凝汽器中的抽空气管采用串联结构,不凝结气体由高压侧流向低压侧,最后由低压凝汽器冷端引向真空泵。这种结构可减轻真空泵的负担,减少其备用台数,使系统简化。

1.1.2主机凝汽器规范

表(1):本机组凝汽器规范

环冷却倍率为55左右,循环水设计进水温度为23.5℃,循环水为二次供水。凝汽器能在TRL 工况,平均背压为11.8kPa(a)。在TMCR工况循环水温升10.1℃。

1.2凝汽器抽真空系统概述

本机组N-41000型凝汽器采用双壳体、双背压、双进双出、单流程结构。凝汽器的冷却管排列呈带状,周围留有汽流通道可以使汽流进入管束内部,并且可以减少汽流阻力。每个管束中心区为空气冷却区,用挡气板与主凝结区隔开。不凝结气体与蒸汽经过空气冷却区时,使蒸汽能够大量的凝结下来,剩下的少部分蒸汽随同不凝结气体进入抽空气管。低压缸排出的蒸汽进入凝汽器后,迅速地分布在冷却水管的全长上,通过管束间的通道和两侧通道使蒸汽全面地沿冷却管表面进行热交换并被凝结成水,部分蒸汽则由管束两侧的通道流向管束的下面,对淋下的凝结水进行回热,剩余未凝结的少量蒸汽和被冷却了的空气汇集到空冷区的抽空气管内,被抽真空的设备抽出。凝汽器抽真空系统设计为高压侧两根抽气管道经由连通管通向低压侧,分别与低压侧两根抽空气管道相接,低压侧抽空气管道经由两根管道引至凝汽器外,合并为一根母管后再接到真空泵抽真空母管上。

1.3问题分析

自2013年1月#7机组正式投产以来,大机高、低压凝汽器的真空差值大部分时间均远小于高低背压凝汽器真空差设计值1Kpa。只有在高负荷或高温季节时由于循环水量不足,高、低压凝汽器的真空差值可以达到1.0Kpa以上。大部分运行时间失去了双背压凝汽器的运行特性,造成巨大的运行经济性损失。

为了便于分析问题,下列表(2)、表(3)收集了#7机组2014年1月份冬季、4月份春季的各负荷段凝汽器、真空系统有关数据。

①额定负荷时:冬季环境温较低,冷取水进水温度低,高低压凝汽器差压为1.1Kpa;春季时环境温上升后,冷取水进水温度升高,高低压凝汽器差压为2.4Kpa,在相同的循环水量及热负荷情况下,高低压凝汽器的压差随循环水冷却水温度的升高而增大,原因是因为蒸汽的饱和温度与饱和压力间为非线性关系,见下图(2)及表(4)。

根据图(2)及表(4)可以看出饱和温度增大

时,饱和压力非线性快速增大。因此,尽管额定工

况时循环水温升相差不大,但因为春季时汽轮机排

汽温度较高,对应的饱和压力增量大于饱和温度,

因此春季高低压凝汽器差压远大于设计差压。

②不管是在那个季节,随着负荷的不断下降,

高低压凝汽器差压逐渐减小,最低降至0Kpa。此时双背压凝汽器的优点已缺失。

绝对压力温度绝对压力温度绝对压力温度绝对压力温度MPa ℃MPa ℃MPa ℃MPa ℃0.001 6.98 0.003 24.10 0.0055 34.60 0.0075 40.32

0.0015 13.03 0.0035 26.70 0.006 36.18 0.008 41.53

0.002 17.55 0.004 28.98 0.0065 37.65 0.0085 42.69

0.0025 21.09 0.0045 31.03 0.007 39.02 0.009 43.79

机组单台循泵出力计算实际循环水流量为39420m3/h,远小于凝汽器额定循环水流量55636.43/h的要求,从而造成高负荷时,高压侧凝汽器的进水温度上升较多,高压侧凝汽器真空降低,高低压凝汽器差压增大。

④在循环水进出水温升达到TMCR工况循环水温升10.1℃左右时,我们可以认为循环水满足需要,从上述列表可以看到,此时高低压凝汽器差压无论春冬季均偏小,为0.15-0.2Kpa 左右。并且随着负荷的降低,低背压凝汽器的真空无明显上升趋势,只有0.3Kpa左右。高背压凝汽器的真空上升明显。其主要原因是由于随负荷降低,高压侧凝汽器进水温度下降。但是高低背压凝汽器采用串连抽气系统,低压凝汽器的抽吸不足,造成不凝结气体的集聚,有效传热面积减小也是重要原因。

由于#7机大机凝汽器抽真空系统采用串连布置,见下图(3)所示。从系统布置上可以看出:高、低压凝汽器抽真空系统的抽吸压力相同,而高压凝汽器抽真空系统的阻力为低压系统的阻力及高低背压凝汽器真空连通管节流孔板阻力之和。

①在高、低压凝汽器压差值等于联通管道流通阻力时,凝汽器压力不受抽真空系统的影响;

②在高、低压凝汽器压差值小于联通管道流通阻力时,高、低压凝汽器压力将受到抽真空系统的影响而升高;

③在高、低压凝汽器差值大于联通管道流通阻力时,低压凝汽器压力将受抽真空系统的影响而升高。

图(3)抽真空系统系统布置

因此可以判断出,高低压凝汽器真空系统串连抽气是不合理的,会导致高压凝汽器中的饱和蒸汽会进入低压凝汽器,增加了低背压凝汽器的负荷,排挤部分低压凝汽器内不凝结气体的冷却,减弱了低背压凝汽器换热效果。并且抽真空系统发生泄漏时,不易判断泄漏位置。高低背压凝汽器背压无明显区别,失去了双背压凝汽器应有的功能。

1.4解决方案

高压侧凝汽器的空气要经过低压侧抽出,由于两台凝汽器通过连通管相连,压力势必趋于均衡,造成两侧凝汽器的压差小于设计值。为了打破这种均衡,有的电厂原设计在高、低压凝汽器抽真空的连通管上安装了节流孔板,而现在当参数达到标准但是高、低压凝汽器真空达不到设计值,说明节流孔板尺寸存在问题,如果适当缩小节流孔板,低压侧凝汽器的真空将得到提高,但对高压侧凝汽器的真空影响不大。所以用调整节流孔的方法虽然理论上成立,但如果要更换节流孔板必须经过多次试验、调整才能找到合适的尺寸,每次试验必须破坏真空方能进行

调整,所以在电厂是无法实现的。而我厂是高低压凝汽器空气管直接联通,更是会造成低压凝汽器抽吸高压凝汽器的大量不凝结气体及饱和蒸汽。

解决方法就是高、低压侧凝汽器抽真空改为并联布置,单独控制,因此,就需要对抽真空管道系统进行改造,改造方案如下:低压侧凝汽器抽真空管道不变,高压侧凝汽器与低压侧凝汽器的抽真空管道断开。高压侧凝汽器喉部重新打孔,管道在凝汽器内的走向与低压侧相同。高压侧抽真空管道引出凝汽器后,合并为一根母管,并接至真空泵抽真空母管的另一端。尽量远离低压侧抽真空管道。为了达到一台真空泵抽一台凝汽器的目的,并尽量减少原系统的改动,设计在3台真空泵抽真空母管上安装两个隔绝门,改造后可实现高低压凝汽器单独抽真空,两台真空泵运行,一台真空泵作为备用。如图(4)所示。

图(4)抽真空系统改造布置

抽真空管路采用并联方式时,真空泵可以采用如下运行方式,并设置相应的运行控制逻辑:

①正常运行时,真空泵A、C分别对低背压凝汽器、高压背凝汽器抽真空,B泵为备用,真空泵进出口联络门全关。

②当一台真空泵故障时,备用B自启,并同时联锁开启故障泵侧的联络阀,待故障消除后恢复正常运行方式。

③DCS上增设“节能方式”开关,如采用节能方式单泵运行,可手动开启“节能方式”开关,两只联络门自动开启,此时真空泵逻辑可采用原逻辑,三台真空泵可实现互备。此时可手动调整高背压凝汽器抽真空母管隔离阀满足双背压运行要求。

④当两台真空泵均故障时,“节能方式”开关自动开启,并联锁开启两只联络阀。

从改造布置图可以看出,高低背压凝汽器真空系统分开,高背压凝汽器的不凝结气体及饱和蒸汽不再进入低背压凝汽器,改善了低背压凝汽器的运行条件,减少不凝结气体的集聚,增强传热效果。可以有效提高低背压凝汽器的真空。

据西安热工研究院专家对双背压凝汽器抽真空系统布置方式的研究分析,采用高、低压凝汽器抽真空系统采用并联补至方式,相互独立,凝汽器压力和传热端差均能达到设计要求。

2 水环式真空泵加装制冷装置的节能分析

2.1水环式真空泵

我厂主汽轮机设置3台50%机械水环式真空泵组,2台运行1台备用。在机组启动建立真空期间,3台泵同时投入运行。型号:2BW5353-0EL4,旋转方向(从被驱动端看) 逆时针,轴密封型式采用填料密封、轴承型式采用圆柱滚子/单沟球。整套抽真空系统采用闭式循环,进水口所进水源为凝结水,水环式真空泵的轴封采用填料内供水密封方式。真空泵工作流程如下:

启动真空泵电机,系统进汽阀同时打开,真空泵即投入运行,水环建立后系统进入工作状态。气体经进气管进入真空泵中,压缩后经排气管排至分离器,经气水分离后从止回阀排出。工作液流入汽水分离器,经换热器冷却后送入水环真空泵中,泵在运转过程中随气体排出部分工作液,通过排气管排至分离器中,再经冷却送入泵内,如此形成一个封闭的循环系统。

工作原理如图(5)所示:

图(5)水环式真空泵原理

1-水环;2-吸气口;3-排气口;

4-泵体;5-叶轮

2.2汽轮机真空泵具体工况及系统情况:

水环式真空泵系统简单、性能可靠,广泛应用于火力发电厂汽轮机凝汽器汽侧不凝结气体抽出。水环式真空泵运行状况好坏直接影响凝汽器真空度水平,真空泵出力不足会造成凝汽器真空下降,影响汽轮机的经济运行性能。

真空泵吸入压力下对应的饱和温度与进入泵体的密封水温度的差值为真空泵密封水的过冷度。真空泵抽气量相同时,密封水过冷度越大,抽吸真空越高;抽吸真空度相同时,密封水过冷度越大,真空泵抽气量越大。

运行中真空泵吸气腔的真空比凝汽器真空要高些,而形成水环的密封水受到真空泵叶轮做功,温度也要升高4℃左右,所以在真空泵冷却器效果变差的情况下,密封水存在汽化的可能性。一旦真空泵密封水汽化,真空泵的出力将降低很多。

2.4 水环式真空泵改造建议

真空泵密封水的冷却条件对真空泵运行状况有着关键性影响,水环式真空泵密封水冷却器串联压缩制冷装置,从保证真空泵密封水冷却条件入手,在循环冷却水温度高的春夏秋三季,采用压缩制冷来补充真空泵密封水过冷度的不足,通过保证真空泵出力,来提高凝汽器真空,用小的投入,取得大的收益。改造方案如下图(6):

图(6)水环式真空泵密封水冷却器串联压缩制冷装置

3 结束语

建议对#7机组凝汽器抽真空系统的改造,节能效果应该非常明显,高低背压凝汽器的差压值如能达到设计要求1.0Kpa左右,根据其它电厂超超临界机组改造后的数据上看,真空值普遍能上升0.5-0.7KPa左右。

浙江乐清电厂对高压侧凝汽器真空泵进行了密封水冷却器串联压缩制冷装置,在原有的真空泵密封水冷却器冷却能力不足时,对真空泵密封水进行补充冷却,从而保证真空泵密封水具有足够的过冷度。经过改造后,在每年春夏秋循环水温度升高的情况下,高压凝汽器真空提升1.0Kpa左右,平均真空可以上升0.5Kpa,可降低煤耗2.25*0.5=1.125g/kwh。按照#7机组6个月发电量19亿、标煤单价680元/吨、供电煤耗290g/kwh计算,可降低煤炭成本约140万元。具有可观的效益。

另外因我厂#7机组低背压凝汽器的循环水出水温度无测点,造成低背压凝汽器的端差值无法计算,运行中不便分析低背压凝汽器的运行情况,建议加装测点。

湖南华电常德发电有限公司2×660MW超超临界机组整套启动调试方案汇总

特级调试证书单位(证书号:第2090号) 通过GB/T19001-2008、GB/T28001-2011、GB/T24001-2004 调试方案日期2015.03.25XTS/F 项目名称 湖南华电常德一期2×660MW项目 审核: 批准:

目录 1.试运目的 (1) 2.系统及设备概况 (1) 3.技术标准和规程规范 (2) 4.系统投运前应具备的条件 (2) 5.调试工作程序及步骤 (3) 6.调试需使用的仪器 (8) 7.质量控制点 (9) 8.人员分工 (9) 9.环境、职业健康、安全风险因素识别和控制措施 (9) 附录1整套启动调试危险源辨识表 (11)

湖南华电常德一期2×660MW项目 1号机组整套启动调试方案 1试运目的 依据DL/T5437—2009《火力发电建设工程启动试运及验收规程》的规定和湖南华电常德发电有限公司调试技术合同的要求,在整套启动过程中对机组汽水品质进行化学监督,防止热力设备腐蚀。保证机组顺利投产及以后的长期安全、经济运行。 2系统简介 2.1 机组概况 湖南华电常德电厂一期工程2×660MW项目超超临界机组发电工程锅炉为超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉,单炉膛、一次中间再热、四角切圆燃烧方式、平衡通风、Π型露天布置、刮板捞渣机机械除渣装置、全钢架悬吊结构。炉后尾部布置两台三分仓容克式空气预热器。主要参数如表1: 表1 锅炉主要参数 名称单位最大连续蒸发量 (BMCR) 额定工况蒸发量 (BRL) 过热蒸汽流量t/h 2035 1976 过热蒸汽出口压力MPa.g 26.15 26.08 过热蒸汽出口温度℃605 605 再热蒸汽流量t/h 1603 1551 再热蒸汽进口压力MPa.g 5.73 5.54 再热蒸汽进口温度℃374 368 再热蒸汽出口压力MPa.g 5.53 5.34 再热蒸汽出口温度℃603 603 给水温度℃299 297 2.2 经混凝澄清处理的沅江干流水→清水池→双层滤料过滤器→UF装置(自带自清洗过滤器)→超滤水箱→一级RO→RO缓冲水箱→二级RO→淡水箱→ EDI装置→除盐水箱。 2.3 加药系统主要设备 机组启动期间给水处理采用全挥发AVT碱性工况,正常运行时采用加氨加氧联合水处理CWT工况。2台机组设一套给水加氨、一套凝结水加氨设备,加氨泵均为2用1备;每台机设1套加氧设备,包括给水、凝结水加氧。

热工自动控制B-总复习2016

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在电站生产领域,自动化(自动控制)包含的内容有哪些? 数据采集与管理;回路控制;顺序控制及联锁保护。 电站自动化的发展经历了几个阶段,各阶段的特点是什么? 人工操作:劳动密集型;关键生产环节自动化:仪表密集型;机、炉、电整体自动化:信息密集型;企业级综合自动化:知识密集型; 比较开环控制系统和闭环控制系统优缺点。 开环:不设置测量变送装置,被控制量的测量值与给定值不再进行比较,克服扰动能力差,结构简单,成本低廉;闭环:将被控制量的测量值与给定值进行比较,自动修正被控制量出现的偏差,控制精度高,配备测量变送装置,克服扰动能力强; 定性判断自动控制系统性能的指标有哪些?它们之间的关系是什么? 指标:稳定性、准确性、快速性。关系:同一控制系统,这三个方面相互制约,如果提高系统快速性,往往会引起系统的震荡,动态偏差增大,改善了稳定性,过渡过程又相对缓慢。 定性描述下面4 条曲线的性能特点,给出其衰减率的取值范围。 粉:等幅震荡过程,ψ=0;绿:衰减震荡过程,0<ψ<1;红:衰减震荡过程,0<ψ<1;蓝:不震荡过程,ψ=1; 在热工控制系统中,影响对象动态特性的特征参数主要有哪三个?容量系数,阻力系数,传递迟延 纯迟延与容积迟延在表现形式上有什么差别,容积迟延通常出现在什么类型的热工对象上? 容积迟延:前置水箱的惯性使得主水箱的水位变化在时间上落后于扰动量。纯迟延:被调量变化的时刻,落后于扰动发生的时刻的现象。纯延迟是传输过程中因传输距离的存在而产生的,容积迟延因水箱惯性存在的有自平衡能力的双容对象 建立热工对象数学模型的方法有哪些? 机理建模:根据对象或生产过程遵循的物理或化学规律,列写物质平衡、能量平衡、动量平衡及反映流体流动、传热等运动方程,从中获得数学模型。实验建模:根据过程的输入和输出实测数据进行数学处理后得到模型 了解由阶跃响应曲线求取被控对象数学模型的方法、步骤及注意事项,能对切线法、两点法做简单的区分。 注意事项:1实验前系统处于需要的稳定工况,留出变化裕量;2扰动量大小适当,既克服干扰又不影响运行;3采样间隔足够小,真实记录相应曲线的变化;4实验在主要工况下进行,每一工况重复几次试验;5进行正反两个方向的试验,减小非线性误差的影响。方法:有自平衡无延迟一阶对象:切线发和0.632法;有自平衡有延迟一阶对象:切线发和两点法;有自平衡高阶对象:切线发和两点法;无自平衡对象:一阶近似法和高阶近

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1000MW超超临界机组锅炉启动系统结构与运行特性

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摘要 介绍了国产1000MW超超临界机组锅炉启动系统结构及运行特性,阐述了启动系统的结构,启动系统的流程以及运行特性,分析了各种启动系统之间的不同(包括安全性,经济性等)以及不同设备运行对于启动系统运行的影响等。 关键词:超超临界启动系统结构特性运行特性 Abstract Introduced domestic 1000MW Supercritical Boiler Start System structure and operating characteristics, described the structure of the boot system, boot the system processes, and operational characteristics of the different promoters, the difference between the systems (including security, economy, etc.) and

start the system running for different devices running on and so on. Keywords:USC;Start System ;operational characteristics;operating characteristics

目录 第一章前言 (3) 第二章 1000MW超超临界锅炉主要系统 (5) 第三章超超临界锅炉启动系统 (9) 第一节超超临界锅炉启动系统的结构 (9) 第二节超超临界锅炉启动系统的分类 (12) 第三节锅炉启动系统的比较 (15) 第四章超超临界锅炉启动系统运行特性分析 (17) 第五章典型超超临界锅炉启动系统 (20) 第六章结束语 (28) 参考文献 (29) 附录 (30)

超临界火力发电机组热工控制技术及其应用

超临界火力发电机组热工控制技术及其应用 摘要:基于超临界火力发电机组的运行特点,结合热工控制系统的设计要求,深入探讨了超临界发电机组热工控制技术的特殊性,首以锅炉给水控制系统和过热汽温控制系统为例,详细分析了热工控制系统的设计原理。实际应用表明了该方案的有效性。 超临界发电机组以其热能转换效率高、发电煤耗低、环境污染小、蓄热能力小和对电网的尖峰负荷适应能力强等特点而得到广泛应用,日益成为我国火力发电的主力机组。超临界直流锅炉没有汽包,工质一次通过蒸发部分,即循环倍率等于1,在省煤器、蒸发部分和过热器之间没有固定不变的分界点,水在受热蒸发面中全部转变为蒸汽,沿工质整个行程的流动阻力均由给水泵来克服。 超临界直流锅炉主要输出量为汽温、汽压和蒸汽流量(负荷),主要输入量是给水量、燃烧率和汽机调门开度。由于是强制循环且受热区段之间无固定界限,一种输入量扰动则将对各输出量产生影响,如单独改变给水量或燃料量,不仅影响主汽压与蒸汽流量,过热器出口汽温也会产生显著的变化,所以比值控制(如给水量/蒸汽量/燃料量/给水量及喷水量/给水量等)和变定值、变参数调节是直流锅炉的控制特点。 一、超临界机组的控制原则 (1)保持燃料量与给水流量之间的比值关系不变,保证过热蒸汽温度为额定值。当有较大的温度偏差时,若仅依靠喷水减温的方法来校正温度,则需要大量的减温水,这不仅进一步加剧燃水比例失调,还会引起喷水点前各段受热面金属和工质温度升高,影响锅炉安全运行。 (2)不能直接采用燃料量或给水流量来调节过热汽温,而是采用微过热汽温作为燃水比校正信号。虽然锅炉出口汽温可以反映燃水比例的变化,但由于迟延很大,因而不能以此作为燃水比例的校正信号。在燃料量或给水流量扰动的情况下,微过热汽温变化的迟延远小于过热汽温。同时,微过热点前包括有各种类型的受热面,工质在该点前的恰增占总恰增的3/4左右,此比例在燃水比及其他工况发生较大变化时变化并不大。因此,通过保持一定的燃水比例,维持微过热点的汽温(或焰值)不变,以间接控制出口汽温。 因此,与亚临界汽包锅炉机组相比,在超临界发电机组的热工控制系统中,锅炉给水控制系统和过热蒸汽温度控制系统不同,其他系统大致相似。下面以某发电厂4×6OOMW超临界发电机组为例,介绍其主要特色。 二、锅炉给水控制系统 2.1 给水控制系统的主要任务 超临界发电机组没有汽包,锅炉给水控制系统的主要任务不再是控制汽包水位,而是以汽水分离器出口温度或烙值作为表征量,保证给水量与燃料量的比例不变,满足机组不同负荷下给水量的要求。 当给水量或燃料量扰动时,汽水行程中各点工质焰值的动态特性相似;在锅炉的燃水比保持不变时(工况稳定),汽水行程中某点工质的烙值保持不变,所以采用微过热蒸汽烩替代该点温度作为燃水比校正是可行的,其优点如下: (1)分离器出口焰(中间点焰)值对燃水比失配的反应快,系统校正迅速。 (2)烩值代表了过热蒸汽的作功能力,随工况改变恰给定值不但有利于负荷控制,而且也能实现过热汽温(粗)调正。 (3)焓值物理概念明确,用"焓增"来分析各受热面的吸热分布更为科学。它不仅受温度变化的影响,还受压力变化的影响,在低负荷压力升高时(分离器出口温度有可能进人饱和区),恰值的明显变化有助于判断,进而能及时采取相应措施。 因此,静态和动态燃水比值及随负荷变化的恰值校正是超临界直流锅炉给水系统的主要控制特征。 2.2 给水控制系统的工艺流程 此发电厂为600MW超临界发电机组的锅炉为螺旋管圈、变压运行直流锅炉,其启动系统配有2只内置式启动分离器,在锅炉启动和低负荷运行时,分离器处于湿态运行,同汽包一样起着汽水分离的作用,此时适当控制分离器水位,通过循环回收合格工质;当锅炉进入直流运行阶段时,分离器处于干态运行,成为(过热)蒸汽通道。机组配备有2台50%锅炉最大额定出力(BMCR)汽动给水泵和1台30%BMCR的电动抬水泵。由变速汽轮机拖动的锅炉给水泵(汽动给水泵),布置在汽机房13~70m 层。每台汽动给水泵配有1台定速电动机拖动的前置泵,布置在除氧间零米层。给水泵汽轮机的转速由给水控制系统调节,以改变给水流量;液力偶合器调速的电动给水泵,作为启动和备用,前置泵与主泵用同一电动机拖动,它布置在除氧间零米层。在机组启动时,电动给水泵以最低转速运行,用其出口管道旁路上的气动调节阀控制给水流量。当机组负荷上升,给水流量加大时,由给水控制系统的信号控制给水泵的转速,以调节给水流量,直至汽动给水泵投人,停止电动给水泵运行,使其处

国外超超临界机组技术的发展状况

国外超超临界机组技术的发展状况 一、超超临界的定义 水的临界状态点:压力 22.115MPa,温度374.15℃;蒸汽参数超过临界点压力和温度称为超临界。锅炉、汽轮机系列(通常以汽轮机进口蒸汽初压力划分等级):次中压2.5 MPa,中压3.5 MPa,次高压6.5 MPa,高压9.0MPa,超高压13.5 MPa ,亚临界16.7 MPa,超临界24.1 MPa。 超超临界(Ultra Super-critical)(也有称高效超临界High Efficiency Supercritical))的定义:丹麦人认为:蒸汽压力27.5MPa是超临界与超超临界的分界线;日本人认为:压力>24.2MPa,或温度达到593℃(或超过 566℃)以上定义为超超临界;德国西门子公司的观点:从材料的等级来区分超临界和超超临界;我国电力百科全书:通常把蒸汽压力高于27MPa称为超超临界。 结论:其实没有统一的定义,本质上超临界与超超临界无区别。 二、国外超超临界技术发展趋势 (一)超超临界机组的发展历史 超超临界机组发展至今有50年的历史,最早的超超临界机组于1957年投产,建在美国俄亥俄州(Philo 电厂6#机组),容量为125MW,蒸汽进汽压力31MPa,进汽温度621 / 566 / 566 C(二次再热)。汽轮机制造商为美国GE公司,锅炉制造商为美国B&W公司。 世界上超超临界发电技术的发展过程一般划分为三个阶段: 第一阶段(上世纪50-70年代)

以美国为核心,追求高压/双再的超超临界参数。1959年Eddystone 电厂1#机组,容量为325MW,蒸汽压力为34.5MPa,蒸汽温度为 649 / 566 / 566 C(二次再热),热耗为8630kJ/kWh,汽轮机制造商美国WH 公司,锅炉制造商美国CE公司。其打破了最大出力、最高压力、最高温度和最高效率的4项记录。1968 年降参数(32.2MPa/610/560/560 C)运行直至今,但至今仍是世界上蒸汽压力和温度较高的机组。 结果,早期的超超临界机组,更注重提高初压(30MPa或以上),迫使采用二次再热。使结构与系统趋于复杂,运行控制难度更难,并忽视了当时技术水平和材料水平,使机组可用率不高。 第二阶段(上世纪80年代) 以材料技术发展为中心,超超临界机组处于调整期。锅炉和汽轮机材料性能大幅度提高,电厂水化学方面的认识更趋深入,美国对已投运的超临界机组进行大规模的优化和改造,形成了新的结构和新的设计方法,使可靠性和可用率指标达到甚至超过了相应的亚临界机组。其后,美国将超临界技术转让给日本,GE公司转让给东芝和日立公司,西屋公司转让给三菱公司。 第三阶段(上世纪90年代开始) 迎来了超超临界机组新一轮的发展阶段。主要原因是国际上环保要求日趋严格,新材料的开发成功,常规超临界技术的成熟。大规模发展超超临界机组的国家以日本、欧洲(德国、丹麦)为主要代表。日本以川越电厂31 MPa /654℃/566℃/566℃超超临界为代表,开拓了一条从引进到自主开发,有步骤有计划的发展之路,成为当今超超临界技术领先国家。其值得我们认真学习。 三、各国超超临界发电技术情况

2019华能营口电厂600MW超超临界机组设计特点水利工程

XX电厂600MW超超临界机组设计特点 3.2机组的形式 XX电厂二期工程的2X600MW超超临界机组采用的是日本三菱公司设计的两缸两排汽机组,与备选方案三缸四排汽机型相比,机组的高中压部分设计相同,均为三菱公司的设计技术;两缸机组的低压缸为三菱公司设计技术,而三缸机组的低压缸为哈汽的常规超临界设计技术。两缸两排汽机组长21米,宽10.5米,高7.5米,本体总重770吨;三缸四排汽机组长28米,宽10.5米,高6.2米,本体总重1020吨。两缸机组的外形及重量均远小于三缸机组,制造成本低。从热耗率来看,三缸机组THA工况的设计热耗率比两缸机组低24kJ/kW.h,全年加权平均热耗率比两缸机组低6.4kJ/kW.h,两缸机组的热耗率略高于三缸机组。与两缸机组完全相同的日本广野5#机组,到目前运行的各项指标均达到设计值。尤其是世界上最长的48英寸末级钢制叶片在投运前进行了大量的实验验证,以确保其安全性,并且在广野5#机组上安全运行。综合上述因素,由于两缸机组与三缸机组的经济性基本相当,而两缸机组的制造成本及运行维护成本均低于三缸机组,安全性也得到了相应的验证,因而两缸两排汽机型是比较合理的选择。 3.2机组参数的确定 主蒸汽的温度拟采用580℃或600℃,汽机厂对采用两种不同的主蒸汽温度,从热耗率和制造成本方面进行了计算比较,主蒸汽温度采用580℃,在THA工况下,机组的热耗率比主蒸汽温度采用600℃

高43 kJ/kW.h,全年的运行成本高228万元左右(年运行小时7800h,标准煤价400元/吨,标准煤发热量29300 kJ/kg)。主蒸汽温度从580℃提高到600℃,汽轮机主要部件的材料不变,只是高压进汽部分的壁厚增加20%左右,对汽轮机的制造成本的影响仅20万元左右。综合上述,主蒸汽温度采用600℃比主蒸汽温度采用580℃有较大优势。主蒸汽压力经过优化后,确定锅炉出口为26.25MPa,汽轮机入口为25MPa。 3.3机组的特点 汽轮机为单轴、两缸、两排汽、一次中间再热、凝汽式机组。高中压汽轮机采用合缸结构,汽轮机低压缸采用48英寸末级叶片,这种设计降低了汽轮机总长度,紧缩电厂布局。机组采用超超临界蒸汽参数(25MPa、600℃/600℃),因此具有较高的经济性,设计工况下机组热耗率为7428kj/kwh,发电煤耗274.65g/kwh,供电煤耗294.13g/kwh,处于同功率等级机组领先地位。两台机组分别于2007年8月31日及10月14日移交生产,通过投产后运行实践,机组各项指标达到设计值。 3.4 机组技术经济性比较 与超临界机组的经济性比较 营口600MW超超临界机组与600MW超临界机组经济指标比较 技术经济指标比较

大型火电机组热工自动控制系统

大型火电机组热工自动控制系统 一、自动化 支撑:理论与技术 从技术装置来看发展: 1.三、四十年代基地式仪表 2.五、六十年代单元组合仪表 3 .七十年代计算机控制 国外,五十年代开始试验计算机控制 (1)DDC控制 (Direct Digital Control直接数字控制) (2)SCC控制 (Supervisory Computer Control监督计算机控制) (3)DCS控制 (Distributed Control Systems分散控制系统) (4)FCS控制 (Fieldbus Control System现场总线控制系统) 理论上看控制发展: 五十年代以前, 理论基础是传递函数(经典控制),以简单控制系统为主。六十年代,以状态空间分析方法为基础,现代控制理论应用。 由于以线性系统为前提,但实际应用效果不好。 第三代控制理论出现

针对机理复杂,精确数学模型难以建立。 理论上看控制发展: 以专家控制系统、神经网络控制和模糊控制为主。 典型应用: MAX Power 1000+ 以专家系统,神经网络进行生产过程设备故障分析和性能分析。 XDPS分散控制系统(新华控制工程公司)加入了模糊控制模块。 OVATION分散控制系统(西屋)提供模糊控制、神经网络算法模块。 二热工自动化 自动检测 顺序控制 自动保护 自动调节 我国机组近年发展: 300MW→600MW亚临界→ 600MW超临界 →1000MW( 660MW)超超临界 一般 600 MW机组单元机组和公用系统I/O 测点数量一般约8000~9000点;控制设备数量约为 750~ 900 个。( DCS 系统) 1000MW超超临界机组单元机组和公用系统 I/ 0 测点数量达到 12000 点左右,控制设备数量约为 1100~1400 个,模拟量控制回路数量和600MW机组无明显差别。

660MW超超临界机组汽轮机轮机组轴系安装工艺控制研究

图1汽轮机轴承座布置图 低压缸的支撑系统 低压外缸与低压内缸无刚性连接,只在低压内缸猫爪支撑和中心导向销的位置采用波纹管进行补偿和密封。低压外缸直接支撑在凝汽凝汽器支撑在刚性基础上。低压内缸猫爪穿过低压外缸上面的四个孔支撑在落地式轴承座上。由于低压内缸和低压转子都支撑在轴运行时转子与内缸的径向间隙不会像传统机组那样受到支撑点温度高低膨胀不均的影响。 滑销系统设计点 整个轴系的死点在2号轴承,高压转子向车头方向膨胀 子连带着两根低压转子向发电机方向膨胀,本台机组中低压转子整体

图2轴系找中示意图 联轴器联接 本机组的所有联轴器现场都不需要绞孔,联轴器螺栓的安装在整个轴系的找中心完成后进行,此时联轴器已经被临时螺栓联接 径较正式螺栓小1mm左右),为保证联接前联轴器的同心度 。 图3盘车找中示意图 。 图4晃度测量百分表架设位置及托环使用示意图6)缓慢盘动发电机转子带动励磁机转子转动,测取水平位移表计的晃动值,为保证准确性至少有二遍重复数据出现后,以每次增加100~200Nm的力矩,对角地均匀地紧固联轴器螺栓一遍。紧固时先从需借正晃度的一组螺栓开始,如此反复紧固和测量后直至螺栓紧固力矩达到1250Nm左右,盘动转子多次测量晃度达到稳定状态后,可视晃度情况,以不同的力矩分别紧固螺栓,目的在于校准晃度。校准结束后,要求最小力矩值大于1660Nm,最大力矩不超过1930Nm即可,且最终测得晃度应小于0.05mm。 7)需要严格注意的是:螺栓紧固时,应逐步增大力矩,不可采用松 验收,确保达到设计要求 。 Science&Technology Vision 科技视界

。 其意义最根本的是我从这个实验中体会到科学实验要有严谨的治。 对教师素质的要求更加严格,师德建设也必须与时俱。 型圈设计完成后。 以提供高品质的服务为重点举措。

世界火力发电机组的发展历史及现状

世界火力发电机组的发展历史及现状, 论证采用超临界和超超临界参数将是新世纪初火力发电厂主要发展方向之一,近而说明我厂三期建成一台超临界机组符合时代发展的要求。 关键词:火力发电机组;超临界 1 前言 对我厂三期工程建设一台亚临界机组还是超监界机组的问题进行分析论证。并最终得出结论。 2 超临界化发展模式的成功实践 超临界火电机组是常规蒸汽动力火电机组的自然发展和延伸。提高蒸汽初参数一直是提高这类火电厂效率的主要措施。当蒸汽压力提到高于22.1MPa时就称为超临界机组,如果蒸汽初压力超过27MPa,则称为超超临界火电机组。目前一些发达国家中,超临界和超超临界机组巳是火电结构中的主导机组或是占据一个举足轻重的比例,也就是说火电结构巳经"超临界化"了。以超临界化为特点的对火电结构的更新换代早在20世纪的中叶就已开始。超临界化可以说是火电发展的一种模式,一条道路,是被多国实践证明的成功模式。 美国于1957年投运的第一台125MW超临界机组的参数为31MPa/621℃/566℃/560℃,1958年投运的325MW机组的参数为34.4MPa/649℃/566℃/566℃,实质上它们已是迄今最高参数的超超临界机组。到60年代中期,新增机组中有一半采用超临界参数,但到70年代订货台数急剧下降。根据EPRI的一份调查报告认为,这一下降的原因是多方面的,当时美国缺乏超临界机组调峰运行的经验,最重要的是核电站担负起了基本负荷,因而对带基荷的超临界机组的需求量出现了下降,在采用超临界参数方面出现了反复。在日本和欧洲则情况则有所不同。尽管如此,从宏观上看美国在1967年-1976年的10年期间,共安装118台超临界机组,单机最大容量为1300MW,到80年代初,超临界机组仍增至170余台,占燃煤机组的70%以上,占总装机容量的25.22%,其中单机容量介于500-800MW者占60%-70%,至1994年共安装和投运了9台1300MW的超临界机组。 日本在1967年第一台超临界的600MW机组系从美国引进,在长崎电厂投运。此后日本的超临界压力火力发电得到了迅速的发展。截止1989年3月,日本各大电力公司的48个主要火电厂的总装机容量75870 MW中,超临界压力的为49350MW,占总装机量的65%,比重很大,致使火电机组全国供电煤耗由1963年的366g/kWh 降低到1987年335g/kWh 。1989和1990年在川越电厂投运的两台700MW机组的参数是两次再过热的31MPa /566/566/ 566℃℃℃,在满负荷下的热效率达41.9%,投运以来情况很好。目前在日本,450MW以上的机组全部采用超临界参数。从1993年以后已把蒸汽温度提高到566/593℃℃和593/593℃℃,一次再过热,说明这种等级的超超临界参数已达到成熟阶段。 原苏联也是世界上拥有超临界机级最多的国家,共有224台,总容量达79300MW,凝汽式汽轮机中,超临界机组的容量占48.7%。1963年,苏联投入第一台300MW超临界机组,其热耗率比超高压的200MW机组降低了5.2%。这一成功促使苏联决定,300MW以上的机组全部采用超临界参数。300MW 机组在70年代中期的可用率已达86.4%,1984年雷夫提恩电厂的300MW机组的利用小时达7043小时。德国早在60年代开始发展超临界机组,是研究和制造超临界机组最早的国家之一,但初期容量较小。1972年投运了一台430MW的超临界机组,1979年投入了一台475MW二次再过热的机组。德国VEAG电力公司在1999和2000年于Lippendorf电厂投产的两台900MW褐煤机组,蒸汽参数为26.8MPa/ 554/ 583℃℃,净效率为42%;计划于2002年在Niederaussen 发电厂投产的985MW褐煤机组,使用的蒸汽参数为26MPa/580/600℃℃,由于采用了以超超临界参数为主的多项提高效率的措施,净效率高达45.2%,机组滑压运行,可超负荷5 %。最低负荷为50%,电厂大修期最少为4年。 丹麦是热能动力方面很先进的国家,在火电机组上也处于领先地位。在1998年在Skaebaek发电厂投产的

超临界与亚临界机组特点比较

超临界机组与亚临界机组特点的比较2006-10-25 20:42

600MW 亚临界及超临界机组甩负荷试验技术研究 一、任务来源 汽轮机作为一个高速转动机械必须保证转速不超过它设计允许的最高转速,以防止超速产生的 严重后果。在防止机组发生甩负荷工况时的动态转速飞升方面,起主要作用的就是超速保护限制回 路,也即OPC 保护回路,而甩负荷试验是考核汽轮机调速系统动态特性最直接、最常用的方法。所 以,对于甩负荷试验而言,OPC 超速保护回路是最重要的。 甩负荷试验是一项较为复杂和极其重要的试验.涉及到各机、炉、电、热、化各专业,并具有一定 的风险性。由于甩负荷试验对于保证机组安全稳定运行有重要意义,目前新机组在基建期间,移交 生产前,都基本会按照有关要求进行甩负荷试验,但由于甩负荷试验涉及到各专业,自身技术上比 较复杂,在各地实际进行的甩负荷试验中,由于认知和理解上的不同,存在不同的技术观点,导致 实际甩负荷试验操作中,有不同的操作方式,甩负荷的试验结果也不尽相同,很多试验存在一些问 题,比如试验过程中二次飞升转速比较高、OPC 动作次数过多、甩负荷后机组没法维持空转并再次 并网接带负荷等问题,不仅影响到机组的定期投产,也影响到电网的安全稳定。尤其近年超临界机 组的建设投产比较多,超临界机组的甩负荷试验,暴露出一些新的问题。 本文正是在这个背景下,结合广东正在建设的600MW 等级的亚临界及超临界机组,对于600MW 机组的甩负荷试验,进行了深入的分析和比较研究,全面掌握现代大型机组甩负荷试验的技术要点, 着重解决实际甩负荷试验过程中的关键技术难点,为大型机组的甩负荷试验,包括即将大规模投产 的1000MW 机组的甩负荷试验,提供技术支持和技术指导,为保证现代大型机组甩负荷试验的顺利进 行和机组的安全稳定运行服务。 为此,广东省电力工业局试验研究所于2006 年开始了该项目的研究工作,项目名称:600MW 亚 临界及超临界机组甩负荷试验技术研究。 二、应用领域和技术原理 防止汽轮机超速是调节保安系统的一个重要功能,尤其是发生甩负荷等恶劣工况时,要求调节 汽门能尽快关闭,控制汽轮机转速不致使机组跳闸,并将转速控制在同步转速。若是电网短时故障, 应能迅速重新并网接带负荷。甩负荷试验是考核汽轮机调速系统动态特性最直接、最常用的方法。 由于甩负荷试验对于保证机组和整个电网的安全稳定运行,都有重要意义,本项目通过研究600MW 亚临界及超临界机组的甩负荷试验技术,来为机组和电网安全稳定运行提供支持和服务。 本课题的技术主要包括以下几个部分: 1、比较不同机组的甩负荷技术特点 实施方案:调查研究典型机组的OPC 保护逻辑的技术特点分析。包括1)国产引进型600MW 机组 的OPC 逻辑特点;2)俄罗斯列宁格勒、日立、三菱、ABB 等进口机组的OPC 逻辑特点 2、分析600MW 亚临界及超临界机组甩负荷试验中的主要技术难点和对应解决方法 实施方案:1)分析600MW 亚临界及超临界机组甩负荷试验中的主要技术难点,主要是OPC 的复位逻辑、再热汽压力的控制、转子转动惯量的计算等;2)对存在的技术难点,研究对应的解决方法;3) 制定出科学合理的甩负荷试验执行方案;

600MW超临界机热工试题

600MW超临界机组热控试题 一、填空题(每小题1分)共10分 1.锅炉跟随为基础(CBF)的协调控制方式,即主蒸汽压力通过锅炉 自动控制,机组功率通过汽机调门自动控制。 2.直流锅炉汽温调节的主要方式是调节煤水比,辅助手段是喷 水减温。 3.当任一跳机保护动作后,汽机主汽阀将迅速关闭、停止机组运行。 4.汽轮机的进汽方式主要有节流进汽、喷嘴进汽两种。 5.有一测温仪表,精确度等级为0.5级,测量范围为400—600℃, 该表的允许误差是±1℃。 6.DEH基本控制有转速、功率、调节级压力三个回路。 7.任何情况下,只要转速n>103‰立即关闭高压调门和中压调门。 8.单元机组按运行方式可分为炉跟机、机跟炉、协调、手动四种方 式。 9.动态偏差是指调节过程中被调量与给定值之间的最大偏差。 10.滑压运行时滑主蒸汽的质量流量、压力与机组功率成正比例变化。 二、选择题(每小题1分)共10分 1.下列参数哪个能直接反映汽轮发电机组的负荷( B ) A 主汽压力 B 调节级压力 C 高调门开度 D 凝气器真空 2.锅炉MFT的作用是:(C ) A跳引风机 B跳送风机 C切断所有燃料 D切断所有风源

3.锅炉点火前必须建立启动流量的原因是( A )。 A、防止启动期间水冷壁超温 B、防止启动期间过热器超温 C、为强化热态冲洗效果 D、为建立汽轮机冲转压力 4.高主、高调、中主、中调门的缩写正确的是:( A ) A、TV、GV、RSV、IV B、TV、RSV、GV、IV C、TV、IV、RSV、GV D、IV、TV、GV、RSV 5.炉水循环泵跳闸条件是:( B、 C、 D ) A、过冷度>30℃ B、冷却水温度>55℃ C、最小流量阀关闭 D、给水泵全跳闸 6.直流锅炉的中间点温度控制不是定值,随:( B ) A、机组负荷的增大而减小 B、机组负荷的增大而增大 C、火焰中心位置的升高而降低 D、减温水量的增大而减小 7.对于直流锅炉,燃水比变大,则不正确的叙述是( D ) (A)过热汽温升高;(B)水冷壁管子温度升高; (C)排烟温度升高;(D)主汽压升高 8. 滑压控制方式其最大的优点在于( A )。 (A)减少了蒸汽在调门处的节流损失;(B)提高了汽机本体的热效率; (C)汽包水位控制较容易;(D)主蒸汽温度容易维持恒定。 9.直线结构特性的阀门在变化相同行程的情况下,在阀门小开度时要比在大开度时对系统的调节影响( A )。 (A)大;(B)小;(C)相等;(D)无法确定。 10. 汽轮机调节系统的作用是调节汽轮发电机组的( B )。

火力发电机组超临界化的发展趋势

中国?海南中国科协2004年学术年会电力分会场暨中国电机工程学会2004年学术年会论文集 11 火力发电机组超临界化的发展趋势 李波 (通辽发电总厂) 摘要:从世界火力发电机组的发展历史及现状, 论证采用超临界和超超临界参数将是新世纪初火力发电厂主要发展方向之一,近而说明我厂三期建成一台超临界机组符合时代发展的要求。 关键词:火力发电机组;超临界 1 前言 对我厂三期工程建设一台亚临界机组还是超监界机组的问题进行分析论证。并最终得出结论。 2 超临界化发展模式的成功实践 超临界火电机组是常规蒸汽动力火电机组的自然发展和延伸。提高蒸汽初参数一直是提高这类火电厂效率的主要措施。当蒸汽压力提到高于22.1MPa时就称为超临界机组,如果蒸汽初压力超过27MPa,则称为超超临界火电机组。目前一些发达国家中,超临界和超超临界机组巳是火电结构中的主导机组或是占据一个举足轻重的比例,也就是说火电结构巳经"超临界化"了。以超临界化为特点的对火电结构的更新换代早在20世纪的中叶就已开始。超临界化可以说是火电发展的一种模式,一条道路,是被多国实践证明的成功模式。 美国于1957年投运的第一台125MW超临界机组的参数为31MPa/621℃/566℃/560℃,1958年投运的325MW机组的参数为34.4MPa/649℃/566℃/566℃,实质上它们已是迄今最高参数的超超临界机组。到60年代中期,新增机组中有一半采用超临界参数,但到70年代订货台数急剧下降。根据EPRI的一份调查报告认为,这一下降的原因是多方面的,当时美国缺乏超临界机组调峰运行的经验,最重要的是核电站担负起了基本负荷,因而对带基荷的超临界机组的需求量出现了下降,在采用超临界参数方面出现了反复。在日本和欧洲则情况则有所不同。尽管如此,从宏观上看美国在1967年-1976年的10年期间,共安装118台超临界机组,单机最大容量为1300MW,到80年代初,超临界机组仍增至170余台,占燃煤机组的70%以上,占总装机容量的25.22%,其中单机容量介于500-800MW者占60%-70%,至1994年共安装和投运了9台1300MW的超临界机组。 日本在1967年第一台超临界的600MW机组系从美国引进,在长崎电厂投运。此后日本的超临界压力火力发电得到了迅速的发展。截止1989年3月,日本各大电力公司的48个主要火电厂的总装机容量75870 MW中,超临界压力的为49350MW,占总装机量的65%,比重很大,致使火电机组全国供电煤耗由1963年的366g/kWh降低到1987年335g/kWh 。1989和1990年在川越电厂投运的两台700MW机组的参数是两次再过热的31MPa /566/566/ 566 ℃℃℃,在满负荷下的热效率达41.9%,投运以来情况很好。目前在日本,450MW以上的机组全部采用超临界参数。从1993年以后已把蒸汽温度提高到566/593 ℃℃和593/593 ℃℃,一次再过热,说明这种等级的超超临界参数已达到成熟阶段。 原苏联也是世界上拥有超临界机级最多的国家,共有224台,总容量达79300MW,凝汽式汽轮机中,超临界机组的容量占48.7%。1963年,苏联投入第一台300MW超临界机组,其热耗率比超高压的200MW机组降低了5.2%。这一成功促使苏联决定,300MW以上的机组全部采用超临界参数。300MW 机组在70年代中期的可用率已达86.4%,1984年雷夫提恩电厂的300MW机组的利用小时达7043小时。 德国早在60年代开始发展超临界机组,是研究和制造超临界机组最早的国家之一,但初期容量较小。 1972年投运了一台430MW的超临界机组,1979年投入了一台475MW二次再过热的机组。德国VEAG电力公司在1999和2000年于Lippendorf电厂投产的两台900MW褐煤机组,蒸汽参数为26.8MPa/ 554/ 583 ℃℃,净效率为42%;计划于2002年在Niederaussen 发电厂投产

快冷装置在660MW超超临界汽轮机的应用

快冷装置在660MW超超临界汽轮机的应用 发表时间:2018-12-21T09:33:03.480Z 来源:《电力设备》2018年第23期作者:唐春飞胡小波 [导读] 摘要:介绍并分析了某电厂660MW超超临界汽轮机快冷装置投用操作及冷却效果,与自然冷却进行了比较,并提出了快冷系统投入的风险及控制措施,可为同类型机组快冷装置投入提供参考。 (重庆三峰百果园环保发电有限公司重庆 404100) 摘要:介绍并分析了某电厂660MW超超临界汽轮机快冷装置投用操作及冷却效果,与自然冷却进行了比较,并提出了快冷系统投入的风险及控制措施,可为同类型机组快冷装置投入提供参考。 关键词:超超临界;汽轮机;快冷装置;控制措施 1概述 某发电公司2×660MW机组汽轮机为上海汽轮机有限公司生产的超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、凝汽式汽轮机(型号:N660-25/600/600)。汽轮机的高排蒸汽从高压缸排出后,经由带有逆止阀的冷再热管道到达再热器,再进入中压缸,中压缸排汽不经任何阀门直接进入低压缸。高压缸设有通向凝汽器的高排通风系统;如果高排通风系统开启,则高排逆止阀关闭,这就意味着高、中压缸的快冷系统可单独带真空泵运行。 为了能尽早对汽轮机进行检查,必须减少冷却过程的时间以提高汽轮机的可用性,所以很有必要投用快冷系统使冷却过程的时间尽量缩短。整个冷却过程必须考虑到机 组的轴向与径向间隙,还必须要考虑到机组各部件之间的最大允许温差,避免对汽轮机造成任何损伤。 2快冷系统介绍 2.1快冷装置 “汽轮机快速冷却”简称快冷,是指通过强迫方式快速冷却汽轮机内部部件,其作用是尽可能快地使汽轮机冷却以便尽早停用盘车,缩短汽轮机冷却时间。快冷的投用有效地提高了机组的可用性。我厂快冷装置如图一。 图一快冷装置 为了保证冷却的效果,很有必要投用真空泵使外界空气通过高压主汽门后、调节汽门前的快冷接口和中压主汽门后、调节汽门前的快冷接口按顺流方式进入通流部分进行快速冷却、为了避免环境中的颗粒进入汽轮机必须在快冷接口处安装滤网装置。整个快冷系统的设计和过程必须保证可以同时冷却所有的高温部件,例如调节汽门、转子、内缸、外缸等。 图二高压缸快冷空气流向 高压缸的结构设计决定了高压内、外缸夹层之间为高压第五级后的蒸汽(根据各个项目的差异,夹层蒸汽参数可能略有差别),因此在稳态的情况下高压内、外缸的整体的平均温度会比高压转子的平均温度高、因此在冷却过程中,高压转子会比高压内、外缸冷却得快,这就意味着。在快冷过程末期,模拟的转子温度要比外缸(进汽部分)上下半测量的温度低、这种情况对TSE(汽轮机应力分析)在高压缸进汽区域的测点同样适用。由于高压内、外缸之间的辐射,因此高压外缸对冷却速率的影响是很显著的。

大型超超临界火电机组现状和发展趋势

大型超超临界火电机组现状和发展趋势 摘要:本文简述了上海发展超超临界火电机组的战略意义、国内 外现状、关键技术和经济效益。 1. 超超临界的概念 火力发电厂的工质是水,在常规条件下水经加热温度达到给定压力下的饱和温度时,将产生相变,水开始从液态变成汽态,出现一个饱和水和饱和蒸汽两相共存的区域。当蒸汽压力达到22.129MPa时,汽化潜热等于零,汽水比重差也等于零,该压力称为临界压力。水在该压力下加热至374.15℃时即被全部汽化,该温度称为临界温度。水在临界压力及超过临界压力时没有蒸发现象,即变成蒸汽,并且由水变成蒸汽是连续的,以单相形式进行。蒸汽压力大于临界压力的范围称超临界区,小于临界压力的范围称亚临界区。从水的物性来讲,只有超临界和亚临界之分,超超临界是人为的一种区分,也称为优化的或高效的超临界参数。目前超超临界与超临界的划分界限尚无国际统一的标准,一般认为蒸汽压力大于25MPa、且蒸汽温度高于580℃称为超超临界。 2. 发展超超临界火电机组的战略意义 2003年7月中国机械联合会根据对我国能源结构、国家能源政策和未来发电用能源供应状况的分析,在充分考虑水电、天然气、核电和新能源资源的开发基础上,再考虑煤电的开发,经过分析、测算,推荐的全国发电能源需求预测方案见表1。 表1 全国电能源构成 项目单位2000实际2020预测 全国总装机容量万千瓦31932.09 90000 比重% 100 100 1、水电万千瓦7935.22 22000 比重% 24.9 24.4 2、火电万千瓦23746.96 63500 比重% 74.4 70.6 其中:煤电万千瓦23223.96 58000 比重% 72.7 64.4 气电万千瓦511.8 5500

600MW超临界机组旁路系统简介

2009年12月(下 ) [摘要]现代大型燃煤机组为了能保证机组安全和调峰快速启停都装配有旁路系统,本文以东方汽轮机和锅炉厂600MW 机组旁路系统为 例介绍了其构成和功能,为正常启停、调峰运行和事故处理时提供参考。[关键词]旁路;旁路系统;回收工质;快速启停600MW 超临界机组旁路系统简介 马旭涛 王晓晖 (广东红海湾发电有限公司,广东汕尾516600) 广东红海湾发电有限公司一期工程#1、#2机组为国产600MW 超临界压力燃煤发电机组,循环冷却水取自海水,为开式循环,三大主设备由东方电气集团公司属下的东方锅炉厂、东方汽轮机厂、东方电机股份有限公司制造,容量及参数相互匹配。汽轮机型号:N600-24.2/566/566,型式:超临界压力、一次中间再热、单轴、双背压、三缸四排汽、凝汽冲动式汽轮机。 1设备概况 机组旁路采用高压和低压两级串联的旁路系统,其中高压旁路容量为40%锅炉最大容量,布置在汽机房的6.4m 平台上。低压旁路设置两套装置,总容量为高压旁路的蒸汽流量与喷水流量之和,布置在汽机房的13.7m 平台上。高、低压旁路各由一套液压控制装置驱动控制。 高压旁路系统从汽机高压缸进口前的主蒸汽总管接出,经减温减压后接入再热蒸汽冷段总管上。低压旁路系统从汽机中压缸进口前的再热蒸汽总管接出,经两路减温减压后,分别接入A 、B 凝汽器。 高、低压旁路各设有独立的液压控制装置,通过电液伺服阀调节。高、低旁正常调节全行程开、关均需20~30秒,在事故状态下,高、低压旁路均可实现快开(2秒全开)和快关(2秒全关),高压旁路减温水来自给水母管,低压旁路减温水来自凝结水精处理装置出口母管。高、低压旁路减温水调节阀也是用各自液压控制装置电液伺服阀控制。 2旁路系统的构成及主要作用 2.1构成 由高压旁路和低压旁路串联而成,高压旁路为40%容量,低压旁路为52%容量。高压旁路和高压缸并联,低压旁路和中、低压缸并联。示意图如(图一) : 图1旁路系统结构组成 2.2主要作用 1)回收工质(凝结水)和缩短机组启动时间,从而可以大大节省机组启动过程中的燃油消耗量; 2)调节新蒸汽压力和协调机、炉工况,以满足机组负荷变化的要求,并可实现机组滑压运行; 3)保护锅炉不致超压,有安全门的作用,保护再热器在机组启动初期因没有蒸汽流通发生干烧而损坏; 4)实现在FCB 时,停机不停炉。 3旁路的基本控制及功能介绍 由于我厂采用的是中压缸启动,在汽机冲转时,要求高低旁控制好冲转参数,因此,启动初期,调节锅炉出口压力是旁路主要的控制功能,正常运行之后,旁路处于跟随状态,实现对主汽压力,再热器,凝汽器的一些保护功能。具体的自动启动过程如下: 在冷态时,也就是主汽压力小于1.0Mpa 的时候,旁路自动启动的过程如下,在锅炉点火以后,在触摸屏上点击STARTUP 按钮,这时候旁路系统的状态显示会出现Ymin on 和cold start ,这时候是最小阀位过程,高旁阀门会开启到设定的最小阀位( 10%),这时候保持这个阀位不动,让压力上升,在主汽压力上升到设定的最小压力1.0MPa 时候,显示切换到Warm start 状态,同时阀门开启维持这个压力,在阀门开度达到设定的阀位30%的时候,程序根据计算出来的锅炉允许的升压速率升高主汽压力的设定值,如果这时候锅炉燃烧能和设定速率配合,阀位基本保持30%不变,同时主汽压力上升,这时候就是设定阀位状态,如果锅炉燃烧使得主汽压力升速率过快,设定值低于实际压力,阀门便会开大维持压力为设定值,实际压力如果升速率过慢,则阀门会关小。在阀门低于30%的时候,设定值则不会继续增加,只有阀门重新开到30%以上才会继续增加设定值。在这个过程中主汽压力根据调节上升,到了设定的冲转压力则整个自动启动过程结束,高旁自动切换到压力控制方式,屏幕显示Press CTRL .这时候可以从屏幕上设定压力设定值,高旁就会来调整主汽压力到设定值。在汽机准备冲转的时候要低旁设自动并跟踪再热蒸汽压力,随着汽轮机转速上升关小低旁,一般3000转定速低旁还是未关闭完全的。再并网后随着继续开大阀位,准备高压缸进汽(即切缸),这时候需手动快速加阀位的同时快速把高压旁路切除。检查高压缸排气VV 阀关闭并给高排逆止门开启信号。高旁切除以后,旁路保持快关状态,这时候检查高排逆止门确已开启高低旁关闭。在切缸过程中,高低旁和阀位协调控制好主再热蒸汽压力,过程连续快捷保证高排逆止门顺利开启是关键。当然按每次启动的实际情况,我们常用手动控制来实现上述过程。 高旁温度控制,目的是控制进入再热器的蒸汽温度在适当的范围内,设定值由运行人员手动设定,它是通过简单的单回路偏差调节,取高旁出口温度与设定值比较形成偏差。当高旁出口温度达到360℃时,旁路系统会延时20S 发出报警,当高旁出口温度达到400℃时,高旁保护快关。 低旁在投入自动以后就一直是压力控制,来控制热再压力,屏幕上的压力设定值是热再压力的最小限制,低旁的压力设定值是根据调节级压力计算出来的一个值,如果这个值小于设定的最小压力,取最小压力设定值作为实际的压力设定值。 低旁温度控制,目的是控制进入凝汽器的蒸汽温度在适当的范围内,由于低旁出口饱和蒸汽温度不能准确测量,故不是采用单纯的偏差调节。根据低旁的阀位和进入低旁的蒸汽压力和温度可得出进入低旁蒸汽的焓值。另外低旁喷水取用的是凝结水,温度和压力已知,再通过喷水调节阀开度和阀前后差压可得出喷水的流量,通过能量平衡计算出所需减温水的量,即得出喷水调节阀的开度。 喷水截止阀是开关门,当截止阀所对应的减压阀开度大于2%时,截止阀联锁全开,小于2%时,联锁全关。 226

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