主蒸汽压力优化
热工学水蒸气的状态参数
热工学水蒸气的状态参数热工学是研究热力循环和能量转换的一门学科。
其中，水蒸气是热工循环中最常见的工质之一，它具有一系列的状态参数。
本文将详细介绍水蒸气的状态参数。
水蒸气是指水在温度超过其沸点时产生的气体状态。
它可以处于不同的状态，包括饱和状态和过热状态。
饱和状态是指水蒸气与液态水处于平衡状态，同时具有相同的温度和压力。
在饱和状态下，水蒸气的状态参数包括饱和压力、饱和温度、饱和液体焓、饱和气体焓、饱和液体熵和饱和气体熵。
饱和压力是指水蒸气在饱和状态下的压力值。
它与饱和温度有一定的关系，可以通过热力学表或蒸汽表查询得到。
饱和温度是指水蒸气在饱和状态下的温度值。
它可以通过饱和压力和水的沸点之间的关系计算得到。
饱和液体焓是指单位质量的水蒸气从液态水冷却至饱和状态时释放的热能。
它可以通过热力学表或蒸汽表查询得到。
饱和气体焓是指单位质量的水蒸气从液态水升温至饱和状态时吸收的热能。
它也可以通过热力学表或蒸汽表查询得到。
饱和液体熵是指单位质量的水蒸气从液态水冷却至饱和状态时系统的熵变。
它可以通过热力学表或蒸汽表查询得到。
饱和气体熵是指单位质量的水蒸气从液态水升温至饱和状态时系统的熵变。
它也可以通过热力学表或蒸汽表查询得到。
过热状态是指水蒸气的温度高于其饱和温度的状态。
在过热状态下，水蒸气的状态参数包括过热度、过热压力、过热液体焓、过热气体焓、过热液体熵和过热气体熵。
过热度是指水蒸气的温度相对于其饱和温度的差值。
它可以通过过热压力和饱和温度之间的关系计算得到。
过热压力是指水蒸气在过热状态下的压力值。
它可以通过热力学表或蒸汽表查询得到。
过热液体焓是指单位质量的水蒸气从液态水冷却至过热状态时释放的热能。
它可以通过热力学表或蒸汽表查询得到。
过热气体焓是指单位质量的水蒸气从液态水升温至过热状态时吸收的热能。
它也可以通过热力学表或蒸汽表查询得到。
过热液体熵是指单位质量的水蒸气从液态水冷却至过热状态时系统的熵变。
它可以通过热力学表或蒸汽表查询得到。
汽化压力和饱和蒸汽压力
汽化压力和饱和蒸汽压力1.引言1.1 概述汽化压力和饱和蒸汽压力是液体转化为气体状态时的重要物理参数。
汽化压力是指在特定温度下，液体与气体的平衡状态时所需的压力，也可以理解为液体变为气体的临界压强。
而饱和蒸汽压力指的是在特定温度下，液体与气体的平衡状态时蒸汽所产生的压力。
在理解汽化压力和饱和蒸汽压力之前，我们需要了解物质的相变过程。
当液体受热达到一定温度时，它的分子将获得足够的能量以克服表面张力和压力，逐渐从液体状态转变为气体状态。
这个转变过程中，液体和气体处于平衡状态，此时的压力即为汽化压力。
而饱和蒸汽压力则是指在一定温度下，液体与气体的平衡状态下，气体分子经过大量释放后所形成的气体压力。
饱和蒸汽压力是一个物质的性质，它与液体的种类、温度以及压力等因素密切相关。
了解汽化压力和饱和蒸汽压力的概念对于工程领域、化学领域以及能源领域等具有重要意义。
在能源转换和利用过程中，涉及到燃烧、汽轮机发电等技术，这些技术都依赖于水蒸汽等饱和蒸汽的产生与利用。
准确地掌握汽化压力和饱和蒸汽压力的概念及其计算方法，对于改进工艺、提高能源利用效率以及优化系统设计具有重要指导意义。
本文将首先介绍汽化压力的概念和影响因素，然后深入探讨饱和蒸汽压力的定义和计算方法。
最后，通过研究汽化压力与饱和蒸汽压力之间的关系，探讨其应用与意义。
通过对这两个重要物理参数的深入研究，我们可以更好地理解和应用液体到气体转变的过程，从而为相关工程领域的发展和优化提供理论支持。
1.2 文章结构本文将分为三个主要部分进行阐述，以便全面探讨汽化压力和饱和蒸汽压力的概念、计算方法以及它们之间的关系。
具体结构如下：第一部分为引言。
我们将在此部分概述本文的主要内容和目的，以便读者对整篇文章有一个整体的了解，并使读者明确阅读本文的目的。
第二部分是正文。
我们将在此部分详细介绍汽化压力的概念和影响因素，以及饱和蒸汽压力的定义和计算方法。
对于汽化压力，我们将详细解释其含义，并探讨其受温度、压力等因素的影响。
锅炉燃烧优化调整方案
锅炉燃烧优化调整方案萨拉齐电厂的2×300MW CFB锅炉是采用哈尔滨锅炉股份有限公司具有自主知识产权的CFB锅炉技术设计和制造的，锅炉型号HG-1065/17.6-L.MG，是亚临界参数、一次中间再热自然循环汽包炉、紧身封闭、平衡通风、固态排渣、全钢架悬吊结构的循环流化床锅炉，燃用混合煤质，锅炉以最大连续负荷(即BMCR工况)为设计参数，锅炉的最大连续蒸发量为1065t/h。
循环物料的分离采用高温绝热旋风分离器，锅炉采用支吊结合的固定方式，受热面采用全悬吊方式，空气预热器、分离器采用支撑结构；锅炉启动采用床下和床上联合点火启动方式。
萨拉齐电厂锅炉主要技术参数：一、优化燃烧调整机构为了积极响应公司号召，使我厂锅炉燃烧优化调整工作有序进行，做到调整后锅炉更加安全、经济运行，我厂成立了锅炉优化燃烧调整小组：1、组织机构：组长: 杨彦卿副组长：冀树芳、贺建平成员：刘玉俊、蔚志刚、李京荣、范海水、谷威、孔凡林、薛文祥、于斌2、工作职责：1）负责制定锅炉优化燃烧调整的工作计划；2）负责编制锅炉优化燃烧调整方案及锅炉运行中问题的检查汇总；3）负责组织实施锅炉优化燃烧调整工作，保证锅炉长周期连续稳定运行。
二、优化燃烧调整工作内容：1、入炉煤粒度调整：1）CFB锅炉对入炉煤粒径分布要求很高，合理的粒径分布是影响锅炉燃烧安全稳定和经济的最重要因素之一，入炉煤粒径对锅炉的影响有以下几点：a）入炉煤细粒径比例较少，粗颗粒比例多，阻力相应增加锅炉流化所需一次风量增大，细颗粒逃逸出炉内的几率增高，锅炉飞灰含碳量上升；b）入炉煤细颗粒比例多，粗颗粒比例少，在相同的一次风量下锅炉床层上移，床温升高，锅炉排烟温度也相应提高；c）入炉煤粒径过粗还会影响到锅炉的正常流化和排渣，粒径过粗容易使排渣不畅导致流化不良甚至结焦，为此我厂应严格控制入炉煤粒度；每星期对入炉煤粒度进行分析两次，并根据入炉煤粒度分析及时检查高幅筛筛条或调整碎煤机间隙。
三压再热蒸汽系统的热力参数优化分析
Ｋｅ ｗｏ ｄｓ ｇａ —ｔ ａｍ ｏｍ ｂｉ ｄ ｃ ｌ ｙ ｒ ： ｓｓｅ ｃ ｎｅ ｙｃｅ；ｓｅ ｔ ａｍ — ｔ ｙ ｔ ｗａ ｅｒｓ ｓｅｍ ；ｔ ｅｒ ｏｄｙ ｍ ｉ ｙ ｔ ｍ ；ｂ ｈ ｍ ｎａ ｃｓ ｓ ｅ ｏｕｎ ｒ ｏｎｄ ｔｏｎ； ｄａ ｙｃ ｉｉ
中 图分 类 号 ： ＴＭ６ １ ３ ｌ．１ 文 献标 识 码 ： Ａ 文章 编 号 ： ６ １０ ６ ２ １ ） ５ ３ ９０ １ ７ —８ Ｘ（ ０ ０ ０ — １ － ７
Ｏｐ ｉ ｉ ａ ｉ ｎ ｏ ｅ ｍ ｏ ｙ ａ ｉ ｒ ｍ ｅ ｅ ｓ ｏ ｒ ｅ ｐ ｅ ｓ ｒ ｔｍ ｚ ｔｏ ｎ Ｔｈ ｒ ｄ ｎ ｍ ｃ Ｐａ ａ ｔ ｒ ｆＴｈ ｅ — ｒ ｓ ｕ ｅ Ｒｅ ａ ｔ ａ Ｗ ａ ｅ ｙ ｔ ｍｓ ｈｅ ｔＳ ｅ ｍ— ｔ ｒＳ ｓｅ
三压再热蒸汽系统的热 力参数优化分析
发 电设 备 （ ０ ０ Ｎｏ ５ ２１ ． ）
三压再 热 蒸 汽 系统 的热 力参数 优 化 分析
赵 峰 ， 沈 邱 农
（ 海发 电设备 成套设 计研 究 院， 海 ２ ０４ ） 上 上 ０ ２ ０
摘 要 ： 针对 燃 气 一 汽 联合 循 环 中三 压 再 热 汽 水 系 统 的 热 力 参 数 对 汽 轮 机 功 率 及 循 环 效 率 的 影 响 ， 蒸 建 立 了汽 水 系 统 的 计 算模 型 ， 以汽 轮 机 功率 和 蒸 汽 流 量 为 目标 函 数 ， 用 Ｍａｌｂ计 算 软 件 对 系 统 热 力 参 数 进 采 ｔ ａ 行计 算 。结 果 表 明 ， 热 蒸 汽 压 力 和 中 、 压 蒸 汽 压力 直接 影 响着 汽 轮 机 功 率 的 大小 。 再 低 关 键 词 ： 气 一 汽联 合 循 环 ； 水 系统 ； 力 参数 ； 界 条 件 ； 化 计 算 燃 蒸 汽 热 边 优
发电厂机组AGC联网性能优化试验方案
后石电厂7号机组AGC联网性能优化试验方案福建中试所电力调整试验有限公司二○一○年七月二十八日1 概述华阳后石电厂7号机组DCS采用FORMOSA AX分散式控制系统，DEH采用EHG-A VT分散控制系统。
7号机组AGC控制系统在其调节范围内，AGC指令按9MW/min速率升负荷时，实际负荷变动率为7.159MW/min，最大功率偏差为27.1MW，机组响应时间为48s。
AGC指令按9MW/min速率降负荷时，实际负荷变动率为7.294MW/min，最大功率偏差为25.8MW，机组响应时间为86s。
机组降负荷过程中，机组响应时间偏长，不能满足电网关于“直吹式制粉系统的火电机组AGC响应时间不大于60s”的要求。
此次试验目的是对相关控制系统参数进行优化整定，在确保7号机组负荷控制系统满足AGC的要求的同时将机组的主要运行参数控制在允许的范围内。
2 试验依据a)《福建电网自动发电控制（AGC）管理规定》调自[2008]158号。
b)《火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程》（DL/T 774－2004）。
c)《华东区域发电厂并网运行管理实施细则（试行）》华东电监市场[2009]65号。
d)《电网频率控制标准》华东电网调[2009]289号。
e)综自测控、RTU设备厂家、热控DCS设备厂家正式图纸、说明书、证明书及技术要求。
3 试验条件a)汽轮机DEH控制系统调试完成，调节性能符合设计要求，调试报告以及相关测试记录完整。
b)机组重要辅机以及主要控制系统运行正常，调节性能符合设计要求，调试报告以及相关测试记录完整。
c)机组协调控制系统调试完成，调节性能符合设计要求，调试报告以及相关测试记录完整。
d)协调控制系统保护措施严密，当机组功率变化和调节速率超出调节范围，或协调控制系统故障时，相关控制保护动作正确。
e)机组DCS系统、综自、省调度主站，远传信号之间的信号确认、量程、精度测试完成。
f)DCS系统信号采集速率满足AGC试验所需机组功率、主蒸汽压力、温度等主要参数变化的要求。
INFIT实时优化控制系统的调试与应用
INFIT实时优化控制系统的调试与应用摘要：本文着重介绍了INFIT实施优化控制系统的功能和策略，指出了应用该优化控制技术的必要性和可行性，阐述了该优化控制软件的现场调试方法与先关技术措施。
采用INFIT控制系统以后，使机组对多煤种变化的适应能力增强，使组控制品质和稳定性、及节能降耗大为提高。
关键词：INFIT 控制方案自适应控制协调控制AGC1 前言：某发电厂二期2×300MW机组协调控制采用以锅炉跟随为基础的协调控制方式，在实际应用中，协调控制系统存在着主蒸汽压力不稳定和汽温波动大等问题，尤其在煤种多变的情况下，控制效果更差。
适逢电网控制采用区域控制偏差（ACE）技术，对电厂AGC控制要求明显提高，考核也日渐严格。
针对机组现状及电网要求，2011年9月，INFIT实施优化控制系统在该电厂开始安装、调试和应用。
AGC 控制和协调控制系统性能明显提升，加快了机组负荷响应，稳定了主蒸汽压力和汽温。
INFIT系统是有南京英菲迪自动化工程有限公司针对现代火电机组存在负荷升降速率低、关键参数波动大及系统不能很好适应煤种变化等实际问题，专门为发电厂设计一款优化控制软件。
其根据锅炉的非线性模型（神经网络模型）及预测控制技术，对锅炉的“热能”进行预测，通过有机融合预测控制技术、神经网络的学习技术及自适应控制技术，能提前预测给煤量，有效补偿锅炉的惯性，确保机组具有快速的负荷响应速度和平稳的压力变化。
2 INFIT系统调试该厂采用INFIT实施优化控制系统对机组协调控制和再热气温汽温进行了优化。
因此在优化完成后要对机组在协调控制方式下的投/退,机组不同速率下升降负荷的响应时间、控制精度以及汽压稳定情况；一次调频动作情况，定压及滑压工况下的运行效果及汽温控制进行试验和调试。
2.1变负荷率试验（1）试验要求a) 机组负荷：稳定运行于180MW～300MW。
b) 控制方式：CCS功能投入，AGC退出，一次调频退出。
浅述汽机抽汽回热系统的优化方案
浅述汽机抽汽回热系统的优化方案【摘要】本文在充分借鉴国内外超超临界机组的先进设计思想以及总结国内超超临界机组成熟经验的基础上，对1000MW超超临界机组回热系统进行全面优化，充分利用蒸汽过热度，合理增加抽汽级数，提高能源综合利用效率，减少能耗，合理降低初投资和运营成本。
【关键词】抽汽；系统；回热；优化1回热系统概况1000MW超超临界机组在国内建设至今，经历了三个阶段：第一阶段，以华能玉环、华电邹县、国电泰州、外高桥三期为依托的我国第一批1000MW超超临界项目。
该阶段的特点是：主设备采取技术转让及合作设计制造、国内加工、并由外方进行性能保证的方式，电厂的总体设计由国内设计院参照外高桥二期900MW机组完成。
该阶段主机参数都基本类似，汽轮机进口参数为25~26.25MPa/600℃/600℃，回热系统都采用八级回热。
第二阶段，以华能海门、国华宁海等项目为代表的1000MW超超临界项目。
该阶段的特点是：除少数零部件外，主设备基本实现了国产化，性能保证也由国内厂商负责。
此阶段主要对辅机设备及系统选型进行了进一步优化，但是主机参数及回热级数上与第一阶段类似，汽轮机进口参数保持在25~26.25MPa/600℃/600℃，回热系统也采用八级回热。
第三阶段，为了提高主机的竞争力，各大主机厂都在原常规超超临界一次再热机组的参数基础上，对主机设备进行局部改造，以适应更高参数的1000MW高效超超临界机组。
据统计，在超超临界机组参数条件下，主蒸汽压力提高1MPa，机组热耗率就可下降0.13％～0.15％；主蒸汽温度每提高10℃，机组的热耗率就可下降0.25％～0.30％。
再热蒸汽温度每提高10℃，机组的热耗率就可下降0.15％～0.25％。
相对于常规1000MW超超临界机组，高效1000MW超超临界机组的汽轮机进口主蒸汽压力和再热蒸汽温度进一步提高，参数提高至27~28MPa/600℃/610℃(620℃)，部分机组回热级数也增加到9级。
汽轮机生产指标优化运行与计算方法
汽轮机生产指标优化运行与计算方法一、综合指标的解释：（一）综合指标解释1、供电煤耗=((燃油量*41868/29271)+(原煤量*入炉煤低位发热量/29271))*100/供电量单位：g/kW·h2、厂用电率：单位%（1）生产厂用电量：（厂高变电能表电量）（2）综合厂用电量：发电量-供电线路送出电量之和。
（3）生产厂用电率=生产厂用电量/发电量（4）综合厂用电率=综合厂用电量/发电量3、全厂补水率：全厂补充水量与锅炉总蒸发量之百分比。
单位：%4、汽水损失率：发电汽水损失量与发电锅炉总蒸发量百分比。
主要是指汽水系统中各阀门及管道泄露、疏水、排汽等损失。
单位：%5、发电厂汽水损失量=锅炉补充水量-（对外供汽量+电厂自用汽量+对外供水量+吹灰用汽量+锅炉排污量+冷凝水返回量）单位：吨（二）汽机指标及影响指标的因素：1、主蒸汽流量：是指进入汽轮机的主蒸汽流量值（t/h）2、主蒸汽压力：是指汽轮机进口的蒸汽压力值（MPa），应取靠近汽轮机自动主汽门前的蒸汽压力。
如果有两路主蒸汽管道，取算术平均值。
3、主蒸汽温度：是指汽轮机进口的蒸汽温度值（℃），应取靠近汽轮机自动主汽门前的蒸汽温度。
如果有两路主蒸汽管道，取算术平均值。
4、最终给水温度：是指汽轮机高压给水加热系统大旁路后的给水温度值（℃）。
是回热循环效率的具体体现，是影响机组运行经济性的一个重要指标。
影响因素主要有：负荷率、高压加热器投入率、加热器温升、加热器端差、高加旁路严密性。
5、真空度：是指汽机排汽缸真空占大气压力的百分数。
单位%。
主要是因为大气压力随季节、地点的不同而变化，因此使用凝汽器真空值并不能准确地反映凝汽器运行工况，而且也不便于比较，所以一般用凝汽器真空度或排汽压力来表示凝汽器真空情况的好坏。
真空度=1 -（大气压力-凝汽器真空）/101.325（标准大气压）由于凝汽器排汽压力与该压力下的饱和温度有一一对应的关系，因此降低凝汽器循环水进水温度（取决于气象条件、冷却设备的型式及工作效率等）、循环水温升（取决于凝汽器的热负荷：⑴负荷率⑵缸效率⑶工质内漏；循环冷却水冷却能力）及凝汽器端差，可以提高真空度。