汽源
- 罗定电厂无辅助蒸汽启动的尝试
轮机冲转前的轴封汽源,成功实现了#1机组冷态启动。1 #1机组启动前概况及冷态启动简况我厂#1机组辅助蒸汽系统如图1所示,汽轮机轴封汽分为两路供汽,分别为辅助蒸汽母管及汽平衡母管来汽。辅助蒸汽母管分三路来汽:启动炉供汽、#1、2汽轮机三段抽汽以及#1、2机组高压缸排汽。汽平衡母管则由本机或临机供汽。当一台或两台机组正常运行时,辅助蒸汽母管的汽源由任意一台机组的三段抽汽供,再从母管供汽至汽轮机轴封。当两台机组全部停运后,辅助蒸汽母管只能由启动炉供汽。汽平衡母
电力设备管理 2022年21期2022-12-07
- 给水泵汽轮机直排技术在高位布置直接空冷机组的应用
水泵汽轮机容量和汽源设置给水泵汽轮机直排机组高背压下给水泵汽轮机进汽量明显增加,所以要维持高背压下给水泵汽轮机出力和提高给水泵汽轮机调节能力,必须增加给水泵汽轮机选型容量,为满足机组在高背压下仍可满负荷运行的要求,适当增加通流能力,如某300 MW 机组给水泵在TRL工况(铭牌工况)下出力裕量约14%,在THA工况(机组热耗保证工况)下裕量为43%[4]。增加裕量后,给水泵汽轮机运行中存在节流严重,高效区范围缩小,为此可采用再热蒸汽冷段蒸汽或补汽2种汽源补
河北电力技术 2022年4期2022-10-09
- 给水泵汽轮机进汽管道开裂泄漏的分析与处理
轮机由蒸汽驱动,汽源设计理念是采用三路汽源无扰切换进行供汽,以满足各种工况条件下的经济运行与安全运行。其三路汽源分别是:辅助蒸汽、主汽轮机四段抽汽与主汽轮机高压排汽。给水泵汽轮机启动阶段采用辅助蒸汽供汽,正常运行时,在负荷105 MW 至350 MW 之间,采用主汽轮机四级抽汽作为正常汽源,而在机组高负荷、高背压,又或是当给水泵汽轮机与给水泵出力下降时,主汽轮机高压排汽汽源介入,提供高于主汽轮机四级抽汽压力的汽源,以保证机组可接带高负荷。其三路汽源的管道布
冶金动力 2022年4期2022-09-06
- 汽轮机三级抽汽温度高的处理措施
号高压加热器提供汽源;其3 号高压加热器型号JG-980-3,由哈尔滨锅炉厂有限责任公司制造,型式为卧式、U型管表面式换热器。2 设计要求及实际运行情况按照汽轮机厂提供的说明书,汽轮机中压第3级抽汽口设计温度应为440 ℃;按照高压加热器制造厂提供的高加制造《风险评估报告》及《强度计算书》,3号高压加热器汽侧设计温度460 ℃(最大值),设计工作温度438 ℃;按照该电厂设计单位提供的汽轮机三级抽汽管道系统图要求,三级抽汽管道设计温度453 ℃,设计运行温
冶金动力 2022年4期2022-09-06
- 基于工业供热机组汽源切换的优化研究
业供热,单机供热汽源有冷再蒸汽和A3抽汽两路,其中:当机组负荷升高后,冷再、A3抽汽压力升高,在相同的供热参数下,冷再汽源供热经济性降低,A3抽汽压力达到供热需求时,及时切换至A3抽汽供汽,可提高机组供热经济性;机组负荷降低后,A3抽汽压力降低,无法满足供热需求,及时切换至冷再汽源,确保供热稳定性。然而,目前上述两路供热汽源无法实现自动切换,如此,一方面增加了运行人员的操作量;另一方面随着负荷波动,供热汽源每天进行频繁切换,增加了运行人员误操作风险[5]。
新型工业化 2022年4期2022-06-16
- 超临界再热型双抽背压式汽轮机高压缸夹层加热系统优化研究
系统中,夹层加热汽源来自辅汽联箱,加热蒸汽温度约为350 ℃,加热蒸汽压力为0.98~4.9 MPa,其排汽排到冷段[9-10]。低负荷暖机后高压缸下半外壁温达到350 ℃后才停运高压缸夹层加热系统。另外,根据主机启动曲线,冷态启动时汽轮机冲转主蒸汽温度为380 ℃,压力为8.83 MPa。参照热平衡图估算,在低负荷暖机高压缸下半外壁温达到350 ℃阶段时,主蒸汽温度约为500 ℃,压力为10.79 MPa。通过分析表明,在高压缸夹层加热系统投运阶段,来自
东北电力技术 2021年9期2021-12-29
- 350 MW机组汽动给水泵出力不足的分析与处理
汽轮机采用3 路汽源驱动,其中正常运行汽源为主汽轮机四级抽汽,可接带30%~120%THA 负荷,备用低负荷汽源为辅助蒸汽,可接带0%~50%THA 负荷,为启动调试用汽,备用高压汽源为低温再热蒸汽(主机高压缸排汽),3种汽源间切换为无扰切换。3 种汽源运行参数见表1。表1 汽源运行参数2018 年6 月起,给水泵汽轮机性能劣化趋势明显,在机组负荷75%以上时,给水泵汽轮机进汽压力高于1 MPa,进汽温度低于290 ℃,低调阀开度95%以上,且进汽压力与温
冶金动力 2021年6期2021-12-16
- 除氧器全面性热力系统各部分的作用及投运或退出工况
助蒸汽联箱、供汽汽源、用汽支管、减温减压装置、疏水装置及其连接管道和阀门等。辅助蒸汽联箱是辅助蒸汽系统的核心部件。单元制机组均设置辅助蒸汽系统。辅助蒸汽系统的作用是保证机组安全可靠地启动和停机,及在低负荷和异常工况下提供必要的、参数和数量都符合要求的汽源,同时向有关设备提供生产加热用汽。辅助蒸汽系统一般有三路汽源,分别考虑到机组启动、低负荷、正常运行及厂区的用汽情况。这三路汽源是其他机组供汽或启动锅炉、再热蒸汽泠段(即二段抽汽)和四段抽汽。设置三路启动汽源
科学与财富 2020年27期2020-11-10
- 低温多效海水淡化用汽模式优化与实践
。U3、U4由于汽源和用户较多,导致汽源整体稳定性较差,对产水量和产水品质都有较大的影响,同时汽源压力较高(0.65~0.8 MPa)需减温减压后(0.38~0.42 MPa)才能进入蒸发器,未实现蒸汽梯次利用,故制水成本高于U1、U2。2 现运行模式分析2.1 “水电共生”运行模式该公司充分利用低温多效海水淡化对汽源温度要求较低的特点,研制了前置发电海水淡化技术。利用钢铁厂产生的富裕煤气建设有两套130 t/h 中温中压锅炉,两台锅炉的主汽主要供给两套2
冶金动力 2020年3期2020-04-24
- 除氧器进汽母管逆止门故障造成机组跳闸的原因分析与控制措施
和除氧器提供工作汽源。除氧器采用内置卧式除氧器,其加热蒸汽有四段抽汽和辅助蒸汽两路汽源,四段抽汽为正常运行汽源,辅助蒸汽为机组启停时的备用汽源。四段抽汽和辅助蒸汽均是送入除氧器水箱水面以下的蒸汽排管进行混合加热,以实现二次除氧效果。两路汽源进汽母管均设有逆止门,直接接至除氧器顶部的汽侧空间,作为一级防护保护。除氧器正常跟随机组滑压运行,其启动初期由辅汽加热,正常运行中由四段抽汽与三号高加正常疏水共同加热。给水泵组系统设置一台100%容量的汽动给水泵,无备用
机电信息 2020年35期2020-02-20
- 660MW 机组锅炉吹灰汽源改造
司决定对锅炉吹灰汽源进行改造,用冷再入口汽源作为锅炉吹灰汽源。1 设备简介公司2×660MW 锅炉型号为DG2060/26.15- Ⅱ2 型超超临界直流炉,单炉膛,平衡通风,全悬吊Π 型布置。引风机为小汽轮机驱动,小汽轮机正常工作汽源采用主机四段抽汽,启停时汽源采用辅助蒸汽,另设一路高压备用汽源取自锅炉冷再入口。锅炉吹灰系统及吹灰器由湖北戴蒙德设计和制造,每台炉共设计IR-3Z 型48 只,IK-545 型30 只,IK-525EL 型4 只,IK-AH
中国设备工程 2020年23期2020-01-19
- 超临界燃煤机组吹灰系统节能改造实践
器)。蒸汽吹灰器汽源为后屏过热器出口蒸汽,蒸汽经过吹灰减压站后,满足锅炉本体吹灰要求,也能保证空预吹灰所需的蒸汽过热度。整体减压站由PLC控制。锅炉后屏出口蒸汽参数:压力25.4 MPa,温度516℃;经减压阀后蒸汽参数:压力1.5 MPa,温度408℃;空预吹灰器辅助蒸汽参数:压力1.0 MPa,温度300℃。吹灰系统每台炉由1套西门子S7 200 PLC进行控制,控制柜内设有上位系统,进行组态逻辑和画面监控,并进行数据设定。与DCS系统通过CM通讯模件
煤炭加工与综合利用 2019年10期2019-11-06
- 锅炉低负荷吹灰优化
2 台,锅炉吹灰汽源采用再热器冷热段两段供气。受低负荷再热器汽源压力不足影响,一般需要在锅炉75%BMCR 负荷工况才能进行吹灰。受限于四川地区火电负荷率较低的情况,将导致锅炉吹灰频率和时长受限,对锅炉安全稳定运行带来隐患。为实现宽负荷高效,通过对锅炉各负荷工况下的精细化分析,挖掘锅炉低负荷吹灰潜力,拟对锅炉低负荷吹灰压力进行优化。1 方案对比立足现阶段吹灰汽源优化方案,针对区域火电负荷特点,提出3 项锅炉低负荷吹灰优化方案:①引入汽机一抽汽源;②引入屏过
设备管理与维修 2019年20期2019-10-29
- 600 MW超临界机组单汽泵小机汽源控制优化
机”)驱动,小机汽源有辅汽(来至本机或邻机或启动锅炉)、四段抽汽、再热冷段抽汽(以下简称“冷再”),未设置电动给水泵。文献[1]中强调了确保小机冷再汽源备用的重要性[1]。小机运行正常与否关系到整个机组能否安全运行。小机要安全运行,其中汽源供给必须安全可靠。现介绍奉节电厂为保证小机汽源安全可靠的切换所采取的措施,以供参考。1 系统介绍1.1 汽动给水泵及相关系统给水为单元制系统。每台机组设置1台汽动给水泵,不设电动给水泵。设置3台高压加热器和3#高加前置冷
重庆电力高等专科学校学报 2019年6期2019-04-14
- 600MW汽轮机轴封系统简介及投停操作注意事项
组成部分有:轴封汽源、轴封减温水、轴加、轴封溢流阀等设备及附属管道构成。本机组轴封系统汽源有三路:一路汽源为各门杆漏汽,一路汽源来自低辅联箱,另一路来自主蒸汽管道。低压轴封母管上装有减温器。两个低压缸的前、后端轴封均有3 段汽室。高中压缸轴封分为前后轴封,前轴封有6段5个汽室,其中第3汽室漏汽接至四抽管道,前轴封漏汽引回至母管,后轴封有5段汽室。二、轴封系统控制方式(一)轴封系统压力的控制轴封系统的压力由一个PID 控制,调整主、辅汽两路汽源调门开度及汽封
魅力中国 2019年47期2019-01-14
- 抽汽逆止门关闭导致MFT的分析与改进
小汽机的正常工作汽源采用四段抽汽,备用汽源采用二段抽汽或辅助蒸汽。1 事件经过2016-10-21T19:26,机组负荷403 MW,CCS方式运行,主汽压力15.7 MPa,主汽温度595 ℃,再热汽压力2.82 MPa,再热汽温612 ℃,给水流量 1 044 t/h。汽泵 A,B 运行,A 汽泵转速3 718 r/min,入口流量 506 t/h,辅汽作为工作汽源;B 汽泵转速 3 718 r/min,入口流量 520 t/h,四段抽汽作为工作汽源。
电力安全技术 2018年7期2018-09-20
- 350 MW机组汽包水位波动大的分析及处理
轮机当前工况下的汽源为辅助蒸汽,辅助蒸汽由冷端再热蒸汽提供。事件后调取分布式控制系统(DCS)曲线,发现4号机除1月6号这次汽包水位波动较大外,相同情况于1月8日也发生过,而这两次水位波动大的直接原因完全相同,都是在一次调频给出指令负荷调整,4号汽轮机4号高压调节阀门关闭瞬间出现的。可以得出结论:4号汽轮机高压调节阀门阀位变化后导致主蒸汽流量大幅波动是引起汽包水位大幅波动的直接原因;主蒸汽流量波动后,汽包水位自动调节不及时,给水跟踪品质差是汽包水位大幅波动
吉林电力 2018年3期2018-08-07
- 1 000 MW机组锅炉吹灰汽源改造节能分析
的吹灰方式和吹灰汽源能有效提高锅炉效率,降低主、再热蒸汽的温度波动,提高锅炉运行的经济性[1, 2]。目前大型火电机组锅炉吹灰系统在设计时常采用分隔屏过热器出口蒸汽,经减压调节后进入锅炉吹灰器和空气预热器。由于蒸汽参数高,不但造成了严重的热量浪费,也增加了设备投资和维护成本。近年来,较多300~600 MW机组对采用主蒸汽系统的吹灰汽源进行了改造,将吹灰汽源由主蒸汽系统改至再热冷段管道,提高了机组运行的安全性和经济性[3-5]。热电联产热平衡简化计算方法能
电力科学与工程 2018年4期2018-05-17
- 电加热器防轴封抱轴的应用
系统设计中,供汽汽源来自机组的辅助蒸汽系统。汽轮机在盘车、冲转阶段,轴封供汽系统母管压力维持在3.5 kPa。当机组在低负荷运行期间,高、中压调节阀门杆漏汽也会为轴封供汽提供一部分汽源。随着机组运行负荷的增加,当负荷达到约70%负荷时,汽轮机高中压缸轴端漏汽和高、中压调阀门杆漏汽为轴封供汽系统提供汽源。轴封蒸汽母管压力上升,当蒸汽母管压力升至一定值后,辅助蒸汽向轴封供汽调节阀自动关小,保持轴封供汽母管压力维持在3.5 kPa[1]。轴封供汽调节阀逐渐全关后
山东电力高等专科学校学报 2018年1期2018-05-07
- 600 MW超临界燃煤机组纯汽泵启动中的问题及对策
定。1.2 小机汽源的稳定在启动过程中,小机的冲转汽源一般来自于该机组的辅汽系统,金湾发电公司亦是这样的设计,所以,稳定、可靠的汽源是确保机组给水稳定的重要因素。然而,辅汽用户众多(如供热等)且为临机供,受其工况变化影响较大,调整至合适的压力范围有一定困难。如图2所示,辅汽压力波动或偏离设计值时,造成小机调节阀大范围波动,给水波动也趋于发散,影响机组安全运行[3]。图2 小机汽源与小机、主给水流量的关系在机组并网后,小机汽源则需要切至本机四段抽汽(以下简称
综合智慧能源 2018年2期2018-03-21
- 单台100%容量给水泵组小机汽源切换研究
,如出现小汽轮机汽源切换不及时,或汽源切换过程中不平稳,将造成给水流量大幅波动,主再热气温也随之波动,不仅造成锅炉氧化皮生成、脱落,还甚至造成机组停机。1 汽动给水泵组概况某电厂给水泵汽轮机是东方电气集团东方汽轮机有限公司生产的,型号为G40-1.0;给水泵汽轮机型式为下排汽凝汽式,自带水冷凝汽器运行;额定功率为32.7 MW,给水泵效率为87%,转速为4 849 r/min。内效率为86.32(额定功率时)。给水泵是荏原机械淄博有限公生产的,型号为20×
湖南电力 2017年6期2018-01-19
- 汽动引风机汽轮机汽源选择的热经济性分析
汽动引风机汽轮机汽源选择的热经济性分析朱国栋,李 朋,王 超,俞亚勇,张敬坤,高燕武(华能国际电力股份有限公司长兴电厂,浙江 长兴 313100)为满足“提质增效”要求,降低企业生产成本,针对汽动引风机汽轮机不同负荷工况下,所采用的供汽汽源不同的情况,进行经济性分析。分析后发现当负荷在560 MW以下,采用经二段抽汽减压后的辅助蒸汽作为汽源,造成平均0.61 g/kWh的标煤损失;当负荷大于560 MW时,对比不同汽源供汽,采用二段抽汽较采用四段抽汽,平均
浙江电力 2017年11期2017-12-11
- 1 000 MW机组无辅助汽源启动的研究与实践
MW机组无辅助汽源启动的研究与实践成 勋1许振锋21.上海漕泾热电有限责任公司2.上海上电漕泾发电有限公司以上海漕泾电厂1 000 MW超超临界机组的设备配置为参数,介绍现有的辅助蒸汽系统和各用户要求。针对外部辅助汽源即将失去的现状提出无辅助汽源机组启动的运行方案,通过实践验证了方案的可行性。辅助汽源;启动;机组1 概述上海漕泾电厂2×1 000 MW机组汽轮机采用上汽厂引进德国西门子公司技术设计制造的超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、八
上海节能 2017年10期2017-11-20
- 1 000 MW机组锅炉吹灰汽源改造
MW机组锅炉吹灰汽源改造秦希超(广东粤电靖海发电有限公司,广东 揭阳 515223)为了改善锅炉吹灰系统的安全性和经济性,在保证锅炉及吹灰系统安全、稳定运行的前提下,合理选择蒸汽吹灰的汽源,以降低机组吹灰损耗,提高机组经济性。通过对比3种吹灰汽源方案,最终选择高压缸排汽与低温再热器入口蒸汽混合作为吹灰汽源,改造后锅炉热耗率及发电煤耗降低,优化了吹灰调节阀的工作条件,提高了机组的安全性。1 000 MW机组:吹灰;汽源;经济性表1 吹灰器单次吹灰耗汽量统计1
综合智慧能源 2017年10期2017-11-07
- 350MW机组无外供汽源启停分析
节。#1机组辅汽汽源设计为启动锅炉、本机冷再、#2机组辅汽由本机冷再供应,两台机的辅汽联箱设有联络门。空预器采用三分仓容克式,吹灰汽源有本机后屏过热器出口、辅汽联箱。轴封汽源有本机冷再、本机辅汽联箱。2无外供辅汽启停机可行性分析2.1启机可行性分析机组启动时,为建立真空,在无辅汽情况下考虑轴封汽源采用辅汽供应,当主蒸汽升至一定压力后,适当开启高旁减温减压阀,从而使辅汽联箱由冷再供汽。即可投入轴封系统和空预器吹灰。机组真空建立前应避免热源进入凝汽器,且疏水开
科技信息·中旬刊 2017年8期2017-10-21
- 900MW机组汽泵启动方式优化
,冷再蒸汽作启动汽源缩短启动时间,方案的确立、实施以及实施前后节能效果对比。超临界机组;汽泵启动;节能降耗上海外高桥第二发电有限责任公司2×900 MW超临界进口燃煤发电机组,是国内首次引进建设的百万千瓦等级机组。近年来,公司致力于节能降耗、环保减排工作,大胆谨慎挖潜、开拓思路攻坚、敢为人先探索,实现了机组运行优化、环保经济运行、碳排放交易的新突破,环保排放指标均大大优于超低排放国标,处于世界最低水平。给水系统主要设备包括两台50%汽动给水泵及其前置泵,驱
上海节能 2017年7期2017-08-09
- F级燃气-蒸汽联合循环机组汽机轴封供汽可靠性探讨
氧、及化学供汽,汽源来自机组低压供热抽汽母管,根据设计全厂未设置启动锅炉。下文结合机组今后的运行方式,着重在单机运行方式时对汽机启停、故障等情况下轴封供汽系统的可靠性进行探讨。1 轴封供汽系统设计现状汽机轴封系统采用某汽轮机厂设计的自密封轴封系统,主要有:高压供汽调节站、高压轴封喷水减温装置、低压轴封喷水减温装置、溢流调节阀、各种截止阀连同轴封冷却器等设备组成。该系统维持轴封供汽母管的压力在0.107-0.11MP a(a)之间,低压轴封供汽温度为121-
发电技术 2017年3期2017-07-25
- 射汽抽气器蒸汽的选择对煤化工装置运行的影响
前射汽抽气器选择汽源所存在的问题,提出了同一套装置中的射汽抽气器汽源应统一且以2.0 MPa蒸汽为汽源的观点。汽轮机;射汽抽气器;煤化工射汽抽气器是汽轮机的重要辅机,如何根据企业蒸汽管网的实际情况选择合理压力等级的蒸汽源是保障汽轮机组稳定运行的关键因素之一。笔者结合所经历的煤化工项目中几台汽轮机组的运行情况,就蒸汽源的选择对煤化工装置运行的影响分析如下。1 汽轮机射汽抽气器的作用及工作原理射汽抽气器的作用是将漏入凝汽器内的空气和蒸汽中所含的不凝性气体连续不
肥料与健康 2017年2期2017-07-01
- 600 MW超临界汽轮机轴封汽温对转子寿命影响的研究
6。该机轴封系统汽源分别由冷段再热蒸汽和辅助蒸汽联箱供给,通过冷段再热蒸汽汽源控制站、辅助蒸汽汽源控制站、溢流控制站控制轴封母管压力。辅助蒸汽分为高温辅助蒸汽和减温后低温辅助蒸汽两路汽源。机组正常运行时,高、中压缸轴端汽封的漏汽经喷水减温后,作为低压轴端汽封和小机轴封供汽,多余漏汽经溢流站溢流到A凝汽器。在机组启动、停机或低负荷运行阶段,轴封系统启动汽源来自辅助蒸汽系统。轴封主系统如图1所示。高、中压缸轴封段转子表面金属温度可利用高中压缸排汽温度表征检测,
综合智慧能源 2017年3期2017-04-24
- 680 MW机组锅炉蒸汽吹灰系统汽源改造分析
锅炉蒸汽吹灰系统汽源改造分析张林仙1,何建成2(1湖北理工学院,湖北 黄石 435003;2湖北西塞山发电有限公司,湖北 黄石 435002)通过分析某发电公司2台680 MW机组锅炉原蒸汽吹灰系统存在的问题,提出了锅炉蒸汽吹灰系统汽源改造方案,并对吹灰汽源改造后的经济性进行了分析。结果表明:合理选择吹灰器吹灰汽源,可以在确保机组安全稳定运行的前提下达到节能降耗的目的。锅炉;吹灰器;汽源改造;节能0 引言某发电公司2台680 MW机组锅炉是哈尔滨锅炉厂有限
湖北理工学院学报 2017年1期2017-03-08
- 600 MW超临界机组纯汽动给水泵启动方式探讨
机采用典型的3路汽源配置:第1路为来自再热冷段蒸汽的高压汽源,第2路为来自四段抽汽的低压汽源,第3路为来自辅助蒸汽系统的调试汽源,如图1所示。辅助蒸汽汽源能满足一台给水泵汽轮机调试用汽需要,经过改进也可使机组带一定负荷[3-4]。图1 汽动给水泵汽源2 纯汽泵启动的优点2.1 降低机组的厂用电率传统上水方式操作简单,但厂用电消耗较大;汽泵上水方式操作复杂,但厂用电消耗小[5-7]。以前机组采用的是电泵+汽泵的混合启动方式:负荷小于180 MW,给水由纯电泵
综合智慧能源 2017年1期2017-03-01
- 汽动给水泵替代电动给水泵全程调节在金湾电厂的实践
阀。汽泵设有3路汽源,分别来自辅汽、4号抽及冷再。给水系统图见图1,主要技术参数见表1。图1 给水系统图项目数值前置泵额定功率/kW560前置泵额定电流/A62.1前置泵额定扬程/m137汽泵辅汽压力/MPa0.31~0.90最低连续运行转速/(r·min-1)2800一阶临界转速/(r·min-1)2154给水泵汽轮机排汽温度/℃2 汽泵替代电泵可行性和安全性分析2.1 可行性分析对汽泵启动过程的各个节点进行分析,对技术可行性分析如下:(1) 汽泵冲转前
发电设备 2017年1期2017-02-07
- 660 MW机组给水泵小汽轮机汽源配置问题分析及处理措施
组给水泵小汽轮机汽源配置问题分析及处理措施王光艳1,马 岩1,胡 磊2,张跃辉1(1.哈尔滨电力职业技术学院,哈尔滨 150030; 2.黑龙江惠泽电力有限公司,哈尔滨 150090)为了解决某厂2台660 MW超临界机组给水泵小汽轮机汽源切换过程中切换时间长等问题,分析了某厂机组汽源配置系统存在问题的原因,对辅助汽源至给水泵小汽轮机供汽方式进行了调整,将辅汽联箱汽源正常运行时由四段抽汽供给改为由冷段再热蒸汽或临机辅助蒸汽联箱供给,在辅助蒸汽至给水泵小汽轮
黑龙江电力 2016年6期2017-01-11
- 超超临界锅炉蒸汽吹灰器存在问题分析与处理
、吹灰负荷受限和汽源管道裂纹等问题,对问题进行详细分析,并对解决措施进行探讨,提出改进意见,为同类型机组提供借鉴。超超临界机组;蒸汽吹灰器;问题原因;处理1 概述1 000 MW超超临界机组在我国得到了越来越广泛的应用。在锅炉设计时,为了有效清除受热面积灰,保证受热面清洁,使其传热效果良好,在锅炉的受热面布置了不同形式、不同种类的吹灰器[1]。以某1 000 MW超超临界机组为例,锅炉共计安装138只蒸汽吹灰器,其中VO4型短吹灰器82只,用于吹扫炉膛;R
山东电力技术 2016年8期2016-09-19
- 给水泵汽轮机低压进汽调门不正常开大的原因分析及处理
,设置了高、低压汽源,其中高压汽源来自主蒸汽母管,压力为16.67MPa、主蒸汽温度538℃,低压汽源取自四抽和辅助蒸汽系统,压力0.999MPa,进汽温度368.2℃,机组正常运行中,四抽汽源和辅汽汽源能满足带额定负荷需求,故主蒸汽汽源一直未使用,处于隔离状态,机组高负荷时,小汽轮机由四抽汽源驱动,低负荷时自动切换至辅助汽源驱动,小汽轮机运行转速范围:2900~590Orpm。2015年初以来,1号机组带高负荷期间,多次发生小汽轮机低压进汽调门全开,给水
大科技 2016年21期2016-08-09
- MEH控制系统实现高低压汽源自动切换的探讨
制系统实现高低压汽源自动切换的探讨石彩风,潘海峰 (内蒙古京能康巴什热电有限公司,内蒙古 鄂尔多斯 017010)针对当前电厂汽动给水泵高低压汽源自动切换的难题,如何实现从小机低压汽源自动切到高压汽源,保证锅炉给水的稳定。通过试验和控制思路修改来实现,以便降低机组的事故和非停的发生。因此进行了大量理论和实际的探索。MEH控制系统;自动切换;转速控制1 汽动给水泵现状介绍1.1 汽动给水泵简介汽动给水泵汽轮机本体是杭州汽轮机厂制造,汽动给水泵控制系统(MEH
自动化博览 2015年2期2015-12-08
- 300MW机组无电动给水泵运行方案
机组增加一路辅助汽源,可扩大汽动给水泵的工作范围,在机组启动和停止阶段替代电动给水泵,从而减少厂用电;同时,在事故处理中可以减少机组非计划停运时间。某300MW火电机组实践证明,辅助汽源引入手段可有效减少电动给水泵电耗,提高机组运行可靠性。电动给水泵;汽动给水泵;再循环阀门;300MW火电机组1 问题的提出近年来,火力发电行业发电成本不断攀升,各电厂之间的上网电量竞争日趋激烈。有效提高上网电量,降低厂用电率,是每一个发电厂所面临的重要课题。厂用电率包括供电
综合智慧能源 2015年6期2015-06-05
- 轴封系统投运过程及危险点分析
的投运2.1轴封汽源的选择轴封系统的汽源选择与高压内缸内上壁温度有关系。当高压内缸内上壁温度小于250℃,汽轮机高、中、低压缸轴封汽源均用厂用蒸汽;高压内缸内上壁温度大于250℃,汽轮机高压缸前、后和中压缸前轴封用高温汽源,中压缸后轴封和低压缸轴封用厂用蒸汽。2.2厂用汽供低温轴封汽联箱和管道暖管疏水首先检查确认辅助蒸汽系统已投运,打开辅汽至轴封供汽门前疏水,在疏水排尽后全开厂用汽至轴封供汽手动门,缓慢打开厂用汽至轴封供汽电动门,维持轴封供汽联箱内压力0.
中国科技纵横 2015年9期2015-05-28
- 某电厂小机进汽切换阀频繁故障原因分析及处理
进汽来源分为低压汽源和高压汽源。低压汽源来自辅汽、四段抽汽,高压汽源来自冷再热蒸汽,机组正常运行时采用低压汽源供汽,当机组快速升负荷而使给水流量快速增加时,高压汽源切换阀迅速开启,给小机供汽保证给水流量满足系统要求[1-3]。高压汽源进汽切换阀与小机共用一套抗燃油系统驱动,油源使用抗燃(EH)油;整套系统具有超速保护(OPC)、快关等功能;就地设置控制柜可实现就地、远方操作,电磁阀采用比例伺服阀,油缸单向进油,靠弹簧力关闭。自2010年机组投产以来,小机高
综合智慧能源 2015年10期2015-04-24
- 核电汽轮机轴封供汽系统的优化设计
汽要求,还需要外汽源供汽。文献[1]对核电半速与全速汽轮机轴封系统进行了比较,半速汽轮机(岭澳二期)启停时的轴封蒸汽来自于辅助蒸汽,正常运行时的轴封蒸汽来自于主蒸汽;全速汽轮机(岭澳一期)启停时的轴封蒸汽来自于辅助蒸汽或主蒸汽,正常运行时不需外供汽源,由主汽门后的主蒸汽导管供高压缸及低压缸轴封蒸汽,此方案依然不能称为自密封,主汽门后的主蒸汽导管供汽其实质还是主蒸汽供汽。汽轮机正常运行时采用主蒸汽供轴封蒸汽,势必减少汽轮机进汽量,降低机组经济性。某核电汽轮机
吉林电力 2015年3期2015-04-01
- 一起汽包水位变化引起的锅炉灭火分析
。A、B汽泵工作汽源由机组四段抽汽供给,低压调试启动汽源来自于机组辅汽联箱,高压汽源作为备用汽源由冷段供给。2 锅炉灭火前运行方式机组负荷为355 MW,协调控制在手动状态。A、B送风机、引风机、一次风机运行,A、B、C、D磨煤机运行,E、F磨煤机备用,总煤量为196 t/h。A、B汽泵运行,电泵备用,汽包水位在自动状态。2台汽泵小机汽源全部切换至机组四段抽汽,高压备用汽源未投入。3 汽包水位调整过程2015年4月7日,进行机组停备后的滑参数启动,机组负荷
东北电力技术 2015年7期2015-03-23
- 给水泵汽轮机进汽温度异常下降原因分析
轮机型为单缸、单汽源、新汽内切换、变转速、变功率、冲动、凝汽式,汽源有四抽和辅汽两路〔1〕。2 设备运行方式该公司给水系统配置2台50%容量汽给水泵及1台30%电动启动备用给水泵,给水泵汽轮机进汽图如图1。冷态开机过程中,电泵带70~80 MW后需并入汽泵运行,此时需提前由辅汽冲转小机,待四抽压力、温度提高后再切换汽源。停机过程中,负荷至120 MW,四抽供小机汽源不足,电泵不能满足给水需求,需切换小机汽源至辅汽供给。故启停机需要进行小机汽源切换工作〔2〕
湖南电力 2015年6期2015-03-16
- 大型600MW涉外机组小岛运行功能简析
续从抽汽系统获得汽源,因此,需要考虑从再热冷段高压旁路阀后引入一路备用汽源继续驱动给水泵汽轮机。这就需要选择更为稳妥的给水泵汽轮机汽源切换方式。目前,国际上常用的给水泵汽轮机汽源切换形式有2种,一种是外切换方式,一种是内切换方式。汽源切换在汽轮机本体内实现的称为内切换,在汽轮机本体之外实现的称为外切换,2种切换方式的特点如下。(1)外切换方式管道布置复杂;内切换方式外部管道布置简单。(2)外切换方式内部进汽结构简单;内切换方式内部进汽结构复杂,设备造价高。
综合智慧能源 2015年8期2015-01-25
- 给水泵汽轮机汽源耗差分析研究
引言给泵汽轮机汽源有再热冷段蒸汽(高压汽源)和四段抽汽(低压汽源),给水泵汽轮机(以下简称小汽轮机)正常工作汽源采用四段抽汽,备用和启动用汽源采用再热冷段蒸汽和辅助蒸汽(来自启动锅炉或相邻机组)。系统简图如图1所示。图1 给水泵汽轮机汽源系统简图实际运行中,大多数电厂的电动给水泵都是启动泵而非备用泵,汽轮发电机组若出现异常,快速降负荷时,4抽汽源压力不满足要求,且辅汽和高排汽源供应不及时,可能造成小汽轮机出力下降达不到锅炉的供水要求,造成锅炉侧管壁超温,
安徽电气工程职业技术学院学报 2014年3期2014-12-01
- 垃圾焚烧炉蒸汽空间空气预热器汽源的选择对锅炉的影响
汽空间空气预热器汽源的选择对锅炉的影响朱红芳 广州环投技术设备有限公司运用数学公式对蒸汽空间预热器采用不同的加热汽源对锅炉的影响进行分析,并以垃圾处理量为600t/D 垃圾焚烧锅炉为例,在空气预热器加热汽源从采用饱和蒸汽改为采用汽机抽汽时,通过对计算数据的分析,得出对锅炉给水量、出力、结构等方面的影响。垃圾焚烧锅炉 蒸汽空气预热器 加热汽源 影响国内垃圾含水率高,需要热风对垃圾进行干燥,并促进垃圾更稳定、更快、更完全燃烧,提高燃烧效率。在垃圾焚烧电厂目前采
中国特种设备安全 2014年1期2014-09-04
- 300MW供热机组循环水余热供热技术初探
汽作为热泵的驱动汽源,其蒸汽需要从本机组抽取,另外能够从循环水中提取热量与循环水在凝汽器出口的温度有着直接的关系,因此为满足将循环水中的热量全部提取出来同时还要满足机组对外供热的条件时,其抽汽量与低压缸排汽量还有循环水量之间存在着相匹配的关系。原300MW供热机组热网循环水供/回水设计温度为120℃/70℃,但由于电厂供热的热力公司达尔凯公司范围内的热网管线比较老化,不能承受热网循环水的设计温度,根据华电能源股份有限公司佳木斯热电厂提供的电厂供热质调节曲线
电气技术与经济 2014年5期2014-06-24
- 亚临界600MW 机组锅炉蒸汽吹灰系统汽源优化
为锅炉本体的吹灰汽源。上海锅炉厂生产的600 MW 等级的亚临界及超临界直流锅炉,引进的是美国CE 技术,蒸汽吹灰汽源采用锅炉过热蒸汽系统的高压汽源,蒸汽吹灰系统调节门前后压差大,设备维护成本大,经济性差。吹灰器是电站锅炉的附属设备之一,能否投入使用以及使用的状况直接影响锅炉的安全和经济运行。为减少调节门前后压损,提高机组运行经济性,优化蒸汽吹灰汽源,采用屏再入口联箱作为锅炉本体吹灰汽源,采用低品质汽源取代高品质汽源不但可以提高机组的经济性,而且可以降低吹
中国煤炭 2014年1期2014-03-15
- 淄博电厂汽水系统设计特点总结
力。2.2 启动汽源采用老厂工业抽汽新建机组启动所需启动汽源要求:除氧器启动除氧,锅炉启动邻炉加热,启动给水泵调试、启动驱动蒸汽,轴封启动汽源、暖风器加热用蒸汽和化学生水加热等所需蒸汽约为50 t/h,这个工程为扩建工程,老机组抽凝式机组,具有100 t/h额定抽汽,其最大抽汽能力为360 t/h,正常运行抽汽的富裕量足以满足新建机组的启动所需汽源。故工程无设启动锅炉房,采用老厂工业抽汽作为新建机组的启动汽源。2.2.1 给水泵汽轮机取消高压汽源机组启动,
应用能源技术 2014年7期2014-03-08
- 单机低负荷运行时汽轮机轴封汽源的选择
效率。可见,轴封汽源的稳定对机组的安全经济运行至关重要。节假日期间,电力系统负荷低,单台机组运行也要经常性地面临深度调峰。下面就谈谈机组单机低负荷运行时汽轮机轴封汽源的选择。图1 汽轮机轴封汽源简图1 轴封系统简介及常规运行方式粤泷发电公司2台机组采用上海汽轮机厂设 计 制 造 的 N135-13.24/535/535 型 超 高压、中间再热、双缸、双排汽、单轴凝汽式汽轮机。如图1所示,汽轮机有低温、高温2种轴封汽源。低温轴封汽源来自本机或临机汽平衡(汽平
机电信息 2014年6期2014-03-06
- 240 t/h锅炉底部加热系统的研究与应用
邻机抽汽作为加热汽源,通过锅炉下联箱加热炉内给水,为锅炉创造一个热炉的启动环境,改善水循环,使锅炉各金属部件均匀受热,有效降低各部件温差所引起的热应力。3 底部加热的综合评估底部加热涉及加热蒸汽与炉内给水的加热、炉内给水与水冷壁管等的换热以及水冷壁管对炉膛内空气的换热,因此,若理清底部加热各种换热关系,需进行换热计算,进而准确计算蒸汽耗量,开展相关计算评估。3.1 底部加热的经济性分析3.1.1 传热系数的计算将鳍片膜式水冷壁管的换热过程模拟为大平板热传导
冶金动力 2014年11期2014-02-07
- 吹灰器吹扫安全的防范措施
安全因素1.吹灰汽源带水。由于水滴对受热面管子具有冲刷作用,高速运行的水滴夹带烟气中的灰分撞击受热面管子造成冲刷,使得管壁减薄,从而发生泄漏;此外,锅炉受压部件表面由于急剧加热冷却产生冲击热应力,如果塑性材料的表面热应力超过屈服强度且经过反复作用将会导致疲劳裂纹而失效。吹灰器中凝结水溅到的管子以及与给水进口集箱连接的管接头处容易发生热疲劳。2.汽源压力过高。一般炉本体吹灰汽源压力在1.0~1.5MPa之间,在此范围内,吹扫效果及吹扫安全性均可以得到较好的保
中国设备工程 2014年2期2014-01-29
- 电站给水泵汽轮机在主机低负荷工况运行时的经济特性分析
补汽方式就是指的汽源的切换方式,一般分为两种:一是高压蒸汽内切换,二是高压蒸汽外切换。主汽轮机在工作时,无论是定压运行或滑压运行,给水泵汽轮机的抽汽来自主汽轮机的哪一个抽汽口以及采用的哪种配汽方式。当机组负荷下降的时候,对于给水泵汽轮机来说,必然要有一个汽源切换的过程,在这个过程中就必须考虑到主汽轮机在多少负荷的时候才进行汽源切换。为了使主汽轮机能够在更低的负荷下工作,就必须将供汽切换到更高的压力点上,来保证给水泵汽轮机的正常运行。这个工作点叫做切换点。对
科技视界 2013年32期2013-11-12
- DG1025型锅炉蒸汽吹灰器汽源改造分析
运行。锅炉吹灰器汽源取自后屏进口联箱,在经过气动调节阀后将17~18.2 MPa的高压蒸汽调节成为2~2.8MPa的低压蒸汽,不但造成高品质的蒸汽浪费,而且调节阀前后压差大,易对阀门造成损坏。表1 现燃用煤种与设计、校核煤种对比2 改造方案2.1 原汽源系统布置锅炉吹灰器汽源取自后屏过热器进口集箱,压力18.2MPa,温度441℃。改造前吹灰汽源系统如图1所示。图1 改造前吹灰汽源系统2.2 改造后汽源系统布置经分析研究,对吹灰器汽源进行改造,从再热器进口
河北电力技术 2012年1期2012-09-01
- 660MW超超临界机组无电泵冷态启动实践与风险控制
00rpm,动力汽源有冷再蒸汽、主机四抽蒸汽和辅助蒸汽。每台汽动给水泵配置1台不同轴的电动给水前置泵。电动给水泵采用定速给水泵。2 无电泵冷态启动实践1号机组运行,全厂辅汽由1号机组四段抽汽供给,冷再做备用,四段抽汽还作为1号机除氧器及两台汽动给水泵的汽源。在2号机组启动阶段,2号机组除氧器加热、轴封供汽、空预器吹灰、微油暖风器以及小汽轮机用汽均来自1号机组,辅汽用汽量较大。为防止1号机组AGC方式下负荷变化导致四段抽汽及辅汽参数波动,危及机组安全。首先将
科技传播 2012年22期2012-08-15
- 600MW机组启停汽动给水泵上水方式探讨
功率和能采用多种汽源的汽轮机,额定功率为7000KW,额定转速为5000r/min,控制系统采用MEH控制方式,一阶临界转速2365 r/min,二阶临界转速7133 r/min。正常运行转速范围2900~6100 r/min。它的三路汽源均为主蒸汽、四抽汽源、辅助蒸汽见图1。图1 汽轮机三路汽源图汽动给水泵正常运行时,汽源由主汽轮机四段抽汽提供,主蒸汽作为高负荷时的备用汽源,由于四抽的参数随着主机负荷的降低而降低,在运行中,当主汽轮机负荷下降到额定负荷的
云南电力技术 2011年1期2011-06-22
- 汽动给水泵汽源切换方式的改进与实践
14)汽动给水泵汽源切换方式的改进与实践陈仲渊1,樊印龙2,张 宝2,余绍宋1(1.浙能乐清发电有限责任公司,浙江 乐清 325609;2.浙江省电力试验研究院,杭州 310014)介绍了给水泵汽轮机典型的汽源配置情况,指出其中存在的问题,对目前高压汽源的控制方法进行了改进,并进行了汽源切换试验以及快速减负荷(RB)试验,试验结果表明这一改进措施是有效的,能够提高给水系统运行的可靠性。汽动给水泵;配汽曲线;汽源切换;高压调节汽门随着热力发电厂单机容量的增加
浙江电力 2010年11期2010-07-18
- 1 000 MW机组无电泵启动方式及特点
轮机(简称小机)汽源有冷段再热蒸汽、四段抽汽和辅助蒸汽。1台汽动给水泵工作时,能保证机组50%BMCR的给水量,2台汽泵工作时,能保证100%BMCR的给水量。小机采用杭州汽轮机股份有限公司生产的HMS500D型单缸、轴流、冲动式、纯凝汽式汽轮机,临界转速区域为2 650~2 750 r/min,可调范围为2 850~5 700 r/min。机组设计了给水旁路调节阀,未设计电动给水泵系统,机组的启动方式是采用汽泵和给水旁路调节阀联合控制给水流量和压力,即无
浙江电力 2010年9期2010-07-18
- 火电厂机组全停情况下的启动探讨
去机组启动的备用汽源。虽经二期扩建已达4×300 MW规模容量,但在机组意外故障全停或机组检修全停情况下,如何顺利启动机组是摆在我们面前的重大问题[1,2]。1 已投产机组启动蒸汽的用途为确保锅炉、汽轮机组设备安全和达到工艺效果的要求,在机组启动过程中需要用到蒸汽,对于已投产机组主要包括锅炉点火用汽、给水除氧加热、汽轮机冲转前轴封加热用汽等,其中汽轮机轴封加热用汽是保证机组安全性的关键。(1)锅炉点火用汽:现用锅炉点火油枪为蒸汽雾化油枪,采用一定压力和温度
电力工程技术 2010年4期2010-06-07