1000MW超超临界机组循环水泵的经济调度
浅谈国华电力1000MW超超临界机组经济性指标和节能降耗措施
Байду номын сангаас
Ana l y s i s o f Ec o no mi c I nd i c a t o r s a nd Ene r g y— s a v i ng Me a s u r e s f o r Gu o hua ’ S 1 0 0 0 MW Ul t r a- s u pe r c r i t i c a l Po we r Uni t
摘
要: 从 国华 电力 1 0 0 0 MW 超 超 临界 燃 煤 火 电机 组 的设 计 参 数 、 性 能考核试验数据 、 实 际 能耗 指 标 入 手 ,
分 析 了 国 内典 型 的 1 0 0 0 MW 超 超 ・ 临界 机 组 的 性 能 , 找 到 了影 响 国华 电力 1 0 0 0 MW 机 组 能 耗 高 的 主要 原 因 ,
Do n g Ku n, J i n g Ch a n g - c a i ( S h e n h u a G u o h u a( B e i j i n g )E l e c t r i c P o w e r R e s e a r c h I n s t i t u t e C o . L t d . , B e i j i n g 1 0 0 0 2 5, C h i n a )
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华 北 电 力 技术
NOR T H C HI NA E L E C TR I C P O WE R
浅谈 国华 电力 1 0 0 0 MW 超 超 临界 机 组 经济 性 指 标 和 节 能 降耗 措 施
董 琨 , 靖 长 财
( 神 华国华( 北 京 )电 力研 究 院 有 限 公 司 , 北京 1 0 0 0 2 5 )
1000MW超超临界机组经济性指标和节能降耗措施分析
1000MW超超临界机组经济性指标和节能降耗措施分析发布时间:2022-07-28T08:50:46.995Z 来源:《福光技术》2022年16期作者:张永泉[导读] 随着我国的科技发展水平不断提高,人们对1000MW超超临界机组运行安全性和经济性的要求越来越高。
国能浙能宁东发电有限公司宁夏银川市 751400 摘要:近几年来,由于我国的1000MW超超临界机组的应用和发展越来越广泛,环境污染现象也越来越严重,我国有关部门开始积极推行在保障机组经济性的前提下对机组实行节能降耗的可持续发展战略,因此,对衡量1000MW超超临界机组经济性的指标以及提高机组环保性的措施进行详细的探讨,具有重要的研究价值。
本文旨在对1000MW超超临界机组的经济性指标和节能降耗措施进行探究和分析。
关键字:超超临界机组;经济性指标;节能降耗引言:我国目前仍然以煤炭供电为主要电力来源。
为了能够高效的利用煤炭能源,我国推出了1000MW超超临界机组,这在一定程度上改变了低效率、低能耗的传统的煤炭发电模式,但是伴随着新时期对于环境保护的要求以及对电力的需求的不断提高,人们对于高效率、低能耗的重视程度逐渐上升,因此,1000MW超超临界机组需要迫切的与节能降耗技术进行充分融合,从而实现机组的有效优化,使之与我国的绿色健康可持续发展的战略方向相符合。
1 1000MW 超超临界机组经济性指标随着我国的科技发展水平不断提高,人们对1000MW超超临界机组运行安全性和经济性的要求越来越高。
如表1,以某电厂的1000MW 超超临界锅炉为例。
表1 某电厂的1000MW超超临界锅炉经济设计指标表通过对表1进行分析,能够知晓用来衡量1000MW超超临界机组经济性的运行参数指标主要有汽机热耗率、管道效率、锅炉效率、供电效率、发电煤耗、供电煤耗等,通过对这些运行参数进行全面的精确的统计和分析,能够实现对1000MW超超临界机组的经济性的评估。
下面将对其中比较主要的经济性指标进行简单陈述。
两种1000MW超超临界机组协调控制典型控制方案分析
各级汽温 偏差
中间点温 度过热度
燃料量BIR指令 燃水比控制WTR
WTR控制的原理图
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汽温传递机理
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一、超临界机组的流派
二、超临界机组的动态特性
三、煤水比控制的分类
四、ALSTOM 1000MW机组的协调控制
五、西门子直流炉全程给水控制
六、三菱1000MW机组的协调控制
在给水控制的干态阶段,给水流量指令=
FWSP H2SP H2CORR H1SP H2SP H2CORR H1actual PIEnthalpy
理论给水流量,或根据煤水比得到的给水流量
当分离器出口蒸汽压力变化时,蒸发器内金属的蓄热也将发生变化,无论是吸 热还是放热,这部分热量都将影响到给水的实际吸热量,也就是说,煤燃烧产生 的热量并非全部被水所吸收或水所吸收的并非只有煤燃烧产生的热量(还有金属 释放的热量),因此应从蒸发器理论吸热量的计算中排除
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一、超临界机组的流派
二、超临界机组的动态特性
三、煤水比控制的分类
四、ALSTOM 1000MW机组的协调控制
五、西门子直流炉全程给水控制
六、三菱1000MW机组的协调控制
七、BIR指令
八、三菱机组的煤水比(WTR)控制
九、投运效果
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超临界机组的动态特性
热力 学 理 论认为,在22.115MPa,温度374.15℃时,水的汽化会在一 瞬间完成,即在临界点时饱和水和饱和蒸汽之间不再有汽、水共存 的两相区存在,两者的参数不再有区别。当水蒸汽参数大于上述临 界状态的压力和温度值时,则称其为超临界参数。 超超临界参数的概念实际为一种商业性的称谓,以表示发电机组具 有更高的压力和温度。我国将超超临界机组的研究范围设定在蒸汽 压力大于25MPa或蒸汽温度高于593℃的范围。 由于在临界参数下汽水密度相等,因此在临界压力下无法维持自然 循环,只能采用直流炉。超临界直流炉的汽水行程如下图所示。
1000MW超超临界机组邻机蒸汽加热启动系统经济性分析
1000MW超超临界机组邻机蒸汽加热启动系统经济性分析本文对设置邻机蒸汽加热启动系统必要性和可行性进行了分析论证。
在相邻机组正常运行工况下,邻机辅助蒸汽系统能提供符合要求的汽源至本机除氧器,通过除氧器加热启动系统给水,实现本机冷态和热态启动清洗,该配置方案可以节省机组启动清洗过程中用煤量,具有一定的节能优势。
标签:1000MW超超临界机组、邻机加热启动系统、经济性分析1 邻机加热系统必要性1000MW超(超)临界直流锅炉对汽水的品质要求较高,首次点火或停运较长时间(一般超过150小时)的机组在启动时需要对锅炉本体水系统换热面进行冷、热态清洗,目的是将沉积在给水管道系统和换热面上附着的氧化皮等杂质清洗干净,保证锅炉受热面内表面清洁。
锅炉清洗对水温有一定的要求,特别是当锅炉进行热态清洗时,需要锅炉点火启动加热清洗水,由于该过程持续时间较长,需耗费大量燃油和燃煤。
在邻机运行的条件下,可考虑设置邻机加热系统。
这样既可减少本台锅炉启动时燃油消耗量,也可减少锅炉主要辅机的耗电量,降低锅炉启动成本,但是会增大邻机的厂用蒸汽消耗,因此,是否设置邻机加热系统应该综合经济技术比较后确定。
2 邻机加热系统可选方案1000MW超超临界直流锅炉邻机蒸汽加热系统一般有如下二种方案:(1)除氧器加热蒸汽系统对于1000MW超超临界直流锅炉,如果锅炉热态冲洗要求的温度较低时,低于除氧器的工作温度。
此时,可利用邻机的加热蒸汽在本机除氧器内直接将给水加热到热态清洗温度,两台机组辅助蒸汽系统相连,并且辅助蒸汽本身就设计有一路加热蒸汽管道至除氧器,该系统只需要重新核算相关管道规格,满足邻机加热系统的蒸汽量要求即可。
(2)高加启动加热蒸汽系统如果锅炉热态冲洗要求的温度较高(如外高桥电厂三期锅炉水冷壁后280℃),受除氧器加热水温能力限制,需高压加热器参与系统加热,才能满足锅炉热态冲洗要求。
此时,锅炉给水先经除氧器加热,再经高压加热器系统加热提升温度,达到锅炉热态冲洗较高温度要求,需增加高加加热汽源和疏水系统。
1000MW超超临界机组运行调试的关键技术
1000MW超超临界机组运行调试的关键技术摘要:相对于亚临界发电机组,超超临界机组在工作温度、蒸汽压力上更进一步,发电效率提升10%左右。
这有利于我国实现节能减排、缓解气候压力、调整传统的电力企业结构。
本文结合当前我国超超临界1000MW机组的现状,从超超临界机组的启动及运行方面对运行调试技术要点进行了详细阐述。
关键词:超超临界;启动及运行;可靠性;节能1 前言电力行业是我国经济发展的强大后盾,而火力发电厂占我国发电站的很大一部分,是实施我国节能环保政策的关键领域。
大力发展超临界、超超临界发电机组对于缓解我国煤炭资源的短缺、提升发电效率、减少环境污染至关重要。
以能源的高效清洁利用为目标,火电厂发电机组的工作压力不断升高,大容量、高参数的超超临界发电技术是未来火电机组的发展趋势。
2 机组的启动及运行问题机组启动和试运行中涉及很多技术,调试中遇到的问题也复杂多样。
某2×1000MW机组调试中发现的问题及处理建议见表1。
表1 调试发现问题及建议2.1 锅炉的吹管问题实际中1000MW超超临界机组的蒸汽、流量指标高,故设备蒸汽吹管的高效进行对设备的可靠启动试运至关重要。
具体的吹管工序应当按照以下流程进行:首先,要根据设备及具体的运行条件,编写高效合理的吹管操作计划。
鉴于不同的机组设备的主汽门进行吹管的堵汽模式、堵阀结构的差异,其对不同的温度、压力、蒸汽吹管流量的承受能力各不相同,进行科学的操作前评估是很有必要的。
比如,出于操作安全高效的考虑,1000MW超超临界机组更适宜采用不带主汽门、以稳压方式进行吹管操作;其次,为预防吹管过程中发生爆管、膨胀异常、吹管系数不高等问题,应当在操作时对临时吹管设备中的关键部件,如相关的阀门、管道支架、限位器、靶板等进行仔细核查,及时发现并解除隐患;最后,在具体的吹管方案执行过程中,应当对各系统的运行状态、出现的设备故障严格监控,做好整体协调工作,采用相关的传感探测设备代替人员进行相关的危险操作,做好整个吹管过程的管控。
1000MW超超临界机组的先进设计与经济运行分析
1000MW超超临界机组的先进设计与经济运行分析作者:李虎引言华能玉环电厂安装4×1000MW超超临界燃煤发电机组,在全国首次采用国际先进的超超临界燃煤发电技术,是国家“863计划”中引进超超临界机组制造技术的依托工程,也是我国“十五”重点建设项目。
经过精心安装与调试,1、2号机组已经于2006年提前实现双投,运行半年来,设备稳定,机组各项指标达到设计要求。
经测算,额定负荷下的锅炉效率为93.88%,汽轮机热耗为7295.8kJ(kW.h),发电煤耗为270.6g/(kW.h),氮氧化物排放量为270mg/m3,供电煤耗为283.2g/(kW.h),机组热效率高达45.4%,达到国际先进水平,二氧化硫排放浓度为17.6mg/m3,优于发达国家排放控制指标。
3、4号机组也将力争于2007年投产。
一、1000MW机组特点玉环电厂超超临界机组主要设计参数见表1。
1.1 汽轮机特点机组汽轮机由上海电气集团联合西门子公司设计,为单轴四缸四排汽;所采用的积木块是西门子公司近期开发的3个最大功率可达到1100MW等级的HMN型积木块组合:1个单流圆筒型H30高压缸,1个双流M30中压缸,2个N30双流低压缸。
汽轮机4根转子分别由5只径向轴承支承,除高压转子由2个径向轴承支承外,其余3根转子,即中压转子和2根低压转子均只有1只径向轴承支承,提高了轴承稳定性,也缩短了轴向的长度,使轴总长度仅为29m。
整个高压缸静子件和整个中压缸静子件由它们的猫爪支承在汽缸前后的2个轴承座上。
而低压部分静子件中,外缸重量与其他静子件的支承方式是分离的,即外缸的重量完全由与它悍在一起的凝汽器颈部承担,其他低压部件的重量通过低压内缸的的猫爪由其前后的轴承座支承。
所有轴承座与低压缸猫爪之间的滑动支承面均采用低摩擦合金,具有良好的摩擦性能,不需要润滑,有利于机组顺畅膨胀。
盘车装置采用液压电动机,采用顶轴油驱动,安装在机头位置,位于1号轴承座内。
1000mw等级超超临界机组运行导则
1000mW等级超超临界机组运行导则1. 引言本文档旨在制定1000mW等级超超临界机组的运行导则,以确保机组运行安全、高效稳定。
本导则适用于超超临界机组的设备运行和操作管理人员,旨在提供指导和规范机组的操作和管理。
2. 超超临界机组的特点和工作原理超超临界机组是一种新型的高效节能发电机组,采用超超临界工质进行蒸汽循环,具有较高的效率和较低的排放。
其工作原理如下:1.超超临界机组以高温高压下的水作为工质,在超过临界点的温度和压力下形成超超临界状态,蒸汽的浓度和温度均达到很高的水平。
2.超超临界机组在蒸汽循环中加入再热和再生装置,能够充分利用蒸汽的热能,提高发电效率。
3.超超临界机组采用先进的控制和监测系统,可以实时监测运行参数,并采取相应的控制措施,确保机组的安全稳定运行。
3. 机组运行前的准备工作在机组正式运行之前,需要进行以下准备工作:3.1 设备检查和调试•对机组的各项设备进行全面检查和调试,确保设备运行正常、无故障。
•检查并清理燃烧系统,确保燃料供应正常,并调试燃烧过程。
3.2 系统测试和调整•进行机组系统的静态和动态测试,包括水循环系统、蒸汽循环系统、控制系统等。
•对机组的安全保护系统进行测试,确保系统能够及时响应异常情况。
3.3 运行参数设定和调整•设定机组的运行参数,包括温度、压力、流量等,确保与设计要求相匹配。
•根据实际情况,对运行参数进行必要的调整,以确保机组的高效稳定运行。
4. 机组运行中的操作管理4.1 运行监测和参数调整•对机组的运行参数进行实时监测,并根据监测结果进行必要的调整。
•关注机组的热力参数,如压力变化、温度偏移等,及时采取相应的控制措施。
4.2 事故处理和应急措施•在机组运行过程中,如发生事故或异常情况,要及时采取应急措施,确保人员安全和机组的正常运行。
•完成事故记录和事故分析,及时消除故障和做好相应的故障排查工作。
4.3 机组检修和维护•定期对机组设备进行检修和维护,保持设备良好的运行状态。
1000MW超超临界机组协调控制系统运行与优化设计
1000MW超超临界机组协调控制系统运行与优化设计摘要:随着国民经济和电力负荷的迅速增长,电网容量也随之增长,我国越来越多采用大容量、高参数机组。
本文对1000MW超超临界机组协调控制系统存在问题进行分析,并根据存在的问题提出相应的改进策略,旨在提高1000MW超超临界机组协调控制系统的运行安全性和效率。
关键词:1000MW超超临界机组;协调控制系统;问题;改进1 1000MW超超临界机组协调控制系统存在问题1.1主蒸汽压力波动大(1)主蒸汽在出现压力升高的情况时,系统可根据压力情况自行做出相应的调节。
在系统调节的过程中,主要通过对燃料进行减少的方式来实现,这样一来就极易发生甩主气温问题。
(2)在对机组进行定压运行之后,由于需要承担较大的负荷,主汽压力实际值与所设定值发生较大的偏差,甚至偏差会超过1MPa[1]。
(3)在主汽压力出现上升时,锅炉给水流量会出现明显降低,还可能引导主蒸汽温度发生明显升高。
反之,当主汽压力出现下降时,锅炉会加大给水的流量,使得主蒸汽温度出现明显下降。
1.2正常运行中的调节问题(1)烟气挡板的调节动作较为缓慢,经常需要通过减温水的方式来帮助其进行气温的调节。
(2)减温水的调节门动作非常缓慢,导致超温和甩汽温问题。
(3)供氨的压力调节门质量较差,经常出现较大摆动的情况,致使供氨的压力升高,发生脱销跳闸的现象。
(4)在机组运行的过程中,锅炉炉膛负压波动非常显著,使得供氨的压力出现明显升高,会出现脱硝跳闸的情况。
(5)在机组运行的过程中,锅炉炉膛负压波动会明显增大,机组的安全稳定性会受到非常大的影响。
1.3大幅度加减负荷时蒸汽汽温变化较大(1)在出现大幅度的调整负荷时,再热蒸汽气温会出现非常显著的升高,引起事故减温水投入。
再热器事故减温水在投入之后,再热蒸汽气温会逐渐恢复到设定值,但此时烟气挡板并不会关小,并且动作减缓,使得事故减温水的投入时间延长。
(2)在进行加负荷的过程中,主蒸汽气温会出现显著下降,在进行减负荷的过程中,主蒸汽气温表现为非常明显的升高。
1000MW超超临界机组,锅炉精细化运行调整
影响机械不完全燃烧热损失因素
• Q4是燃煤锅炉的主要损失之一,通常仅次排烟热损失 ; • • 一般约占0.5%~5%; 主要取决于灰渣可燃物含量。
•
燃煤灰分含量约20%、低位发热量约22 MJ/kg时,飞灰
可燃物含量每增加1个百分点,机械不完全燃烧损失增加 约0.3~0.4 个百分点,锅炉热效率降低约0.3~0.4个百分 点,机组发电煤耗升高约1.0~1.3 g/kWh。
上海锅炉厂有限公司 Shanghai Boiler Works Ltd.
• 一次风率偏高 • 磨煤机实际运行中,由于磨煤机入口风量测量的不准 确, 为了保证磨煤机运行安全,风煤曲线运行控制 往往偏离了设计值 • HP1163 型中速磨煤机,按设计风煤比曲线, 磨煤机 出力69.98t/h时,设计风量应为140t/h左右。实际进 入磨煤机的一次风量为172t/h。实际平均每台磨风量 大约为156t/h. • 采取技术措施 :1)磨煤机出口温度的提高是有一定 潜力的。尽量减少冷风的掺入量。 2)合理的风粉比 曲线,同时满足磨煤机干燥出力和锅炉燃烧要求的一 次风速,应控制最低一次风风速不低于18m/s。
307.3/313.7 汕头华能#3 上海锅炉厂有限公司
4.55 265/64.0 Shanghai Boiler Works Ltd.
运行参数影响
• 主蒸汽温度
• 每降低1 ℃循环效率下降约0.028%,热耗率上升2.1kJ/(kW.h),煤耗上 升0.08g/(kW.h)。 每降低1 ℃循环效率下降约0.028%,热耗率上升0.9kJ/(kW.h),煤耗上 升0.03g/(kW.h)。 过热器减温水流量每增加10t/h,影响发电煤耗约 0.08~ 0.12 g/kWh; 再热器减温水流量每增加10t/h,影响发电煤耗约0.52~0.63 g/kWh。 ( 现状:再热减温水,使得1、2号机组发电煤耗分别升高0.8 g/(kW∙h)、0.5 g/(kW∙h)。 锅炉飞灰可燃物含量每增加1个百分点,飞灰未燃碳热损失约增加0.20.6个百分点,影响发电煤耗约0.6-1.7g/(kW.h),根据低位发热量、灰分 、挥发分的不同。。 (现状:1、2号机组发电煤耗降低1.5 g/(kW∙h)) 影响因素:煤质、煤粉细度、氧量等 上海锅炉厂有限公司 Shanghai Boiler Works Ltd.
国产1000MW超超临界机组技术综述
国产1000MW超超临界机组技术综述一、本文概述随着全球能源需求的日益增长和环境保护压力的加大,高效、清洁的发电技术已成为电力行业的重要发展方向。
国产1000MW超超临界机组作为当前国际上最先进的发电技术之一,其在我国电力工业中的应用和发展具有重要意义。
本文旨在对国产1000MW超超临界机组技术进行全面的综述,以期为我国电力工业的可持续发展提供技术支持和参考。
本文将首先介绍超超临界技术的基本原理和发展历程,阐述国产1000MW超超临界机组的技术特点和优势。
接着,文章将重点分析国产1000MW超超临界机组的关键技术,包括锅炉技术、汽轮机技术、发电机技术以及自动化控制系统等。
本文还将对国产1000MW超超临界机组在节能减排、提高能源利用效率以及降低运行成本等方面的实际效果进行评估,探讨其在电力工业中的应用前景。
本文将总结国产1000MW超超临界机组技术的发展趋势和挑战,提出相应的对策和建议,以期为我国电力工业的可持续发展提供有益的启示和借鉴。
通过本文的综述,读者可以全面了解国产1000MW超超临界机组技术的现状和发展方向,为相关研究和应用提供参考和指导。
二、超超临界机组技术概述随着全球能源需求的不断增长和对高效、清洁发电技术的迫切需求,超超临界机组技术在我国电力行业中得到了广泛的应用。
超超临界机组是指蒸汽压力超过临界压力,且蒸汽温度也相应提高的火力发电机组。
与传统的亚临界和超临界机组相比,超超临界机组具有更高的热效率和更低的煤耗,是实现火力发电高效化、清洁化的重要途径。
超超临界机组技术的核心在于提高蒸汽参数,即提高蒸汽的压力和温度,使其接近或超过水的临界压力(1MPa)和临界温度(374℃)。
在这样的高参数下,机组的热效率可以大幅提升,煤耗和污染物排放也会相应降低。
同时,超超临界机组还采用了先进的材料技术和制造工艺,以适应高温高压的工作环境,保证机组的安全稳定运行。
在超超临界机组中,关键技术包括高温材料的研发和应用、锅炉和汽轮机的优化设计、先进的控制系统和自动化技术等。
1000MW超超临界二次再热机组循环水系统运行方式优化
量平衡方程为:
Qgr + Qzr + Pe + QC1 =
Pt + Qc2 + Qr + Qw + Q1 + Q1z
(2)
式中: Qgr 为过热蒸汽进入系统携带的能量ꎻQzr 为再
热蒸汽进入系统携带的能量ꎻPe 为外界向系统输入
的功率ꎻQC1 为循环水进入系统携带的热量ꎻPt 为汽
轮机输出功率ꎻQc2 为循环水带出系统的热量ꎻQr 为
实际生产中机组设备运行时经常偏离基准工况
或设备状态发生变化ꎬ均会造成凝汽器最佳真空值
不准确ꎬ导致循环水优化运行失真ꎮ 因此ꎬ机组状态
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2018 年 12 月
电 力 科 技 与 环 保
第 34 卷 第 6 期
变化对凝汽器最佳真空的影响具有实际意义ꎮ 运用
变工况的凝汽器特性计算数学模型ꎬ可以计算分析
李 军ꎬ王 振 ( 国电泰州发电有限公司 江苏 泰州 225327)
摘要:循环水系统运行方式优化是指在机组系统配置内通过试验及计算取出最优的循环水泵组合使得电厂的经济 性最优ꎮ 利用冷端系统的试验结果ꎬ结合机组微增功率和背压关系曲线以及凝汽器变工况特性ꎬ得出机组在不同 运行负荷和冷却水进口温度下冷端循环水泵的最佳运行方式ꎬ最后验证了该方法具有较强的经济节能意义ꎮ 关键词:汽轮机ꎻ冷端优化ꎻ凝汽器 Abstract:The operation mode optimization of circulating water system means that the optimal circulating water pump combination can be taken out by test and calculation in the unit system configuration to make the power plant economy optimal. Based on the test results of the cold end systemꎬ combined with the relationship curve between the micro power and back pressure of the unit and the variable working condition characteristics of the condenserꎬ the optimal operation mode of the cooling end circulating water pump is obtained under different op ̄ erating loads and inlet temperature of the cooling water. Finallyꎬ it is proved that this method has strong eco ̄ nomic and energy saving significance. Key words:steam turbineꎻcold end optimizationꎻcondenser 中图分类号:TM621 文献标识码:B 文章编号:1674 - 8069(2018)06 - 043 - 04
1000MW超超临界机组协调控制策略探讨
1000MW超超临界机组协调控制策略探讨摘要:随着用电需求的不断复杂,电厂面临着更加复杂的调峰和调频工作。
电厂机组的运行不仅要满足快速调变负荷的要求,还要保证整个机组的稳定运行,因此对于协调控制系统要求较高。
本文对1000MW机组的协调控制系统进行分析研究,以期为相关的电厂操作提供参考。
关键词:协调控制性系统;应用研究;机组1引言目前,我国的电力能源主要来自于燃煤火力发电。
而一般情况下,火力发电电厂均面临着一个问题,即发电效率不高,存在较大的改善空间。
提升电厂发电效率的一个方法就是引进超超临界机组。
另外,经济不断发展,对于电力的需求也是逐渐地增加和日趋复杂,电厂机组的协调控制也面临着巨大的挑战。
在新形式下,电厂需要更加频繁的调峰和调频,此外在调变系统的过程中也需要保证自身机组的运行正常和稳定。
电厂中最终的设备是锅炉和汽轮机,锅炉和汽轮机的调变过程存在明显的不同,锅炉的调变特性是延迟高、惯性高,而汽轮机的调变过程特性是反应快、惯性小。
因此,火电机组的协调控制系统需要结合机组设备的具体运行特征,采取有效的控制措施,使得汽轮机和锅炉的运行能够随着电网需求变化而同时变化,从而满足电网的需求,同时也能够保证机组的稳定运行。
火电机组的协调控制系统应用和研究必须为全机组的运行提供有效的保证。
针对此,本文主要对电厂1000MW机组的协调控制系统进行研究,对影响控制效果的因素进行探讨。
2协调控制系统概述及研究现状火电机组的协调控制主要对电厂的主要设备(汽轮机和锅炉)进行整体性系统考虑,通过相应的控制方法实现对机组指标控制,以保证机组可以实现稳定运行。
该过程主要以直接和间接能量平衡为控制基础,在协调过程中,使用的控制方法主要有前馈和反馈调节、线性控制方法和非线性控制方法等。
电厂机组通过协调控制实现机组快速响应且稳定运行的基本目的。
我国自上世纪80年代开始研究电厂的协调控制系统,对于协调控制系统有三个基本的层面:机组与电网负荷要求的协调、电厂中锅炉和汽轮机的协调、锅炉中风煤比和给水系统的协调。
东方—日立1000MW超超临界汽轮机说明书(含调试及控制)
附件 投标人需说明的其他问题目 录一、东汽1000MW等级汽轮机总体优势介绍 (160)1 总体介绍 (160)2 经济性好 (162)3 可靠性高 (166)4 先进成熟可靠的供热机组技术和经验 (170)5启停灵活可控性好 (170)6 调峰性能良好 (171)7先进的凝汽器设计技术 (171)8 优化的轴封系统和疏水系统 (173)9 润滑油系统高效、高度集成 (173)10 自动化水平高 (173)结束语 (173)二、1000MW机组DEH系统介绍 (174)三、1000MW机组TSI系统介绍 (177)四、1000MW机组ETS系统介绍 (178)五、东方-日立电站控制工程专用分散控制系统HIACS-5000M (179)六、1000MW机组盘车控制系统介绍 (182)一、东汽1000MW等级汽轮机总体优势介绍1 总体介绍1.1 总体结构东方引进超超临界1000MW汽轮机为单轴四缸四排汽型式,从机头到机尾依次串联一个单流高压缸、一个双流中压缸及两个双流低压缸。
高压缸呈反向布置(头对中压缸),由一个双流调节级与8个单流压力级组成。
中压缸共有2×6个压力级。
两个低压缸压力级总数为2×2×6级。
末级叶片高度为43″,采用一次中间再热。
百万等级功率机组技术先进、成熟、安全可靠;所有的最新技术近期均有成功的应用业绩,通过这些技术的最优组合,使其总体性能达到了世界一流的先进水平。
1.2 技术来源2004年依托邹县四期2x1000MW项目,我厂从日立公司全面1000MW技术引进。
我厂600MW、1000MW技术均源自日立公司,因此机组结构、配汽、运行与600MW机组相似,技术继承性好,便于电厂很快掌握安装、运行、维护技术。
邹县7#机从开工建设到竣工仅22个月零6天;自11月11日机组整体启动至168小时试运行结束历时仅23天,创造了国内百万千瓦机组试运的领先水平;实现了锅炉水压试验、汽轮机扣缸、倒送厂用电、锅炉点火、汽轮机冲转、发电机并网、168试运等“七个一次成功”。
1000MW超超临界电站凝结水泵配置优化 修恒旭
1000MW超超临界电站凝结水泵配置优化修恒旭发表时间:2019-05-05T16:53:03.630Z 来源:《电力设备》2018年第31期作者:修恒旭1 赵翠莲2 [导读] 摘要:凝结水系统是火力发电厂的一个重要系统。
(1.中国船舶重工集团新能源有限责任公司北京 100097;2.国核电力规划设计研究院有限公司北京 100095)摘要:凝结水系统是火力发电厂的一个重要系统。
本文通过对凝结水泵不同配置的对比分析,以较低的投资达到较高的系统可靠性。
推荐选用3×50%容量的变频凝结水泵,较采用2×100%容量的凝泵可以节约初投资约419万元,运行费用每年也可节约3.173万元。
关键词:超超临界;凝结水泵;配置优化1 前言某工程共装设2台1000MW燃煤汽轮发电机组。
锅炉为超超临界参数、Π型锅炉。
汽轮机为超超临界、一次中间再热、凝汽式机型。
凝结水系统是电站中的重要系统,凝结水泵选型也是电站中的重要设备。
2 凝结水泵的配置凝结水泵主要作用是将汽轮机凝汽器内的凝结水送至除氧器,同时向汽轮机旁路及汽机房内各类减温器提供减温水。
凝结水泵在火力发电厂中起着极为重要的作用,其运行的可靠性直接关系到汽轮发电机组的可用率。
常规火力发电厂600MW等级及以下机组单台机组一般装设2台100%容量的凝结水泵[1],采用一运一备的运行方式,也有部分电厂装设3台50%容量的凝结水泵,采用两运一备的运行方式。
本文将从技术可行性经济优化方面对某工程凝结水泵配置情况进行论证。
国内凝结水泵厂商有沈阳水泵厂、上海KSB公司、长沙水泵厂等。
沈阳水泵厂所生产的LTDN系列凝结水泵的容量范围为85~1940t/h,扬程范围为48~360mH2O。
上海KSB公司所生产的NLT系列凝结水泵的容量范围为100~2400t/h,扬程范围为32~380mH2O。
长沙水泵厂所生产的C720系列凝结水泵的容量范围为230~2000t/h,扬程范围为74~332mH2O。
神福鸿电1000MW超超临界机组经济启动研究与应用
神福鸿电1000MW超超临界机组经济启动研究与应用摘要:在电网机组装机容量过剩,火电机组利用小时数大幅下降的背景下,火电机组调停次数日益增多,百万级机组启动一次要花费上百万元,而机组启动过程中人们往往只关注安全性,忽视经济性,因此神福鸿电根据本厂实际,率先对百万机组的经济性启动进行研究,期望通过制定标准化启动模型,合理优化设备系统启停顺序,优化运行操作手法,并通过一些配套的技改的实施,减少机组启动时间,从而达到节煤、节油、节水、节电的目的,在保证安全的前提下,最大限度的降低机组启动消耗,实现经济启动,并做到标准化管理。
关键词:冷态启动;现状;优化手段;原因分析;采取措施1.设备概况神福鸿电超超临界1000MW三大主机均引用为东方机组,汽轮机型号为N1000-26.25/600/600,超超临界、一次中间再热、单轴四缸四排汽、冲动凝汽式,八级回热抽汽,凝汽器设计为双背压,给水系统配置有2台50%容量的汽动变速给水泵,机组设计为高压缸启动方式,旁路系统采用一级启动旁路,容量为30%BMCR,配置高压缸预暖装置、邻机加热装置及烟气余热装置。
锅炉型号为DG3130/27.46-Π2,锅炉型式为高效超超临界参数变压直流炉、前后墙对冲燃烧,共设计6层,48支旋流燃烧器,48支点火和助燃油抢,锅炉配置 6 套制粉系统,前墙由下至上:A-B-C;后墙由下至上:D-E-F,采用 A 层燃烧器微油点火。
2.现状2.1 机组设计冷态启动曲线如图一所示,东汽1000MW机组设计冷态启动(长期停机)曲线,从锅炉点火到机组并网,共需时间835分钟,到机组带上100%额定负荷,共需时间约1100分钟。
图二2.2.2 神福鸿电4号机于2018年11月14日21时47分点火,11月15日09时35分并网,共耗时707分钟,低于设计冷态启动时间(835分钟)128分钟,如图三所示。
图三3.项目采取的优化手段3.1 锅炉上水采用汽动前置泵进行锅炉上水,上水期间将另一台汽动给水泵冲转至3000rpm,然后切换至汽动给水泵进行锅炉变流量冲洗(800~1200t/h),当储水罐下部出口水质Fe<500μg/L时,启动炉水循环泵循环1h后再次化验,若Fe<500μg/L、SiO2<20μg/L则回收至凝汽器,在此之后锅炉无外排水,大幅节约除盐水约2500吨,同时利用汽泵变流量冲洗,降低了厂用电率和缩短启动时间。
1000MW超超临界机组海水直流供水系统循环水泵配置方案的探讨
Di s c u s s i o n o n C i r c u l a t i n g Wa t e r P u mp Co n f i g u r a t i o n f o r O n c e - T h r o u g h S e a wa t e r
S u p p l y S y s t e m o f 1 0 0 0 MW US C Un i t
面综 合 考 虑 , l 机 3泵 配置 方 案优 于 l机 2泵 配 置
方 案
1 1 4万元 , 总静态 投资 少约 4 1 0 0万元 。 2 . 2 . 2 运 行费 用
l 机 3泵 配 置方 案 比 1 机 2泵 配 置 方案 ( 以2
台机组 计 ) 运 行 费用节 省 约 3 2万 元/ 年. 相 对 于工 程 静态 总投 资 , 2种 配置方 案 的运行 费用 可视为 相 同。
的类 型和 运行 方 式 , 有利 于 电厂 的安全 、 经济运行。 以下针 对 1 0 0 0 M W 超超 临界 机 组海 水直 流 供 水 系 统 循环水 泵按 1 机 2泵 ( 扩大 单元 制 )和 1 机 3泵
水泵 吸 水性能 要求 ,还需 进一 步开展 进水 流道模 型
S HI Ch e n gI , YU Pi n g 2 , LONG Gu o -q i n g
( 1 . C h i n a P o w e r E n g i n e e r i n g C o n s u h i n g G r o u pC o r p o r a t i o n , B e i j i n g 1 0 0 0 1 1 , C h i n a ; 2 . G u a n g d o n g E l e c t r i c P o w e r D e s i g n I n s t i t u t e , Gu a n g z h o n 5 1 0 6 0 0 , C h i n a )
浅析火力发电厂超超临界1000MW机组运行方式
浅析火力发电厂超超临界1000MW机组运行方式摘要:汽轮机长期低负荷运行,在变负荷运行时可采用定压和滑压两种运行方式,介绍了这两种运行方式的特点,分析比较了它们对热经济性的影响。
通过热经济性数学模型的计算,以热耗率作为汽轮机定压和滑压运行热经济性比较指标,指出了某超超临界机组低负荷时的经济运行方式。
关键词:火力发电厂;超超临界;电站机组;运行方式引言:我国要实现节能减排的有效技术途径之一是发展超超临界发电技术。
当前我国已投入运行的超超临界百万机组近50台,平均煤耗为290.36g/kW•h。
对国内外同类型的先进机组的运行经验进行研究后发现,出于机组建设的实际情况及建成后的运行的要求对机组进行设计初始优化及运行优化是十分必要的。
同时也需要对机组的启动系统的特点进行分析。
1超超临界机组启动过程及特点直流锅炉启动系统按分离器正常运行时是否参与汽水系统工作可以分为外置式分离器启动系统和内置式分离器启动系统。
外置式启动分离器只在启动和低负荷时投用,而在直流运行中切除,适用于定压运行机组。
设计制造简单,投资成本低,对于定压运行的基本负荷机组,有可取之处。
但系统控制复杂,对机组启停不利。
内置式分离器启动系统是指在正常运行时,从水冷壁出来的微过热蒸汽经过分离器,进入过热器,此时分离器仅起到连接通道作用。
内置式分离器系统一般可分为:扩容器式(大气式、非大气式两种)、启动疏水热交换器式、再循环泵式(并联和串联两种)。
内置式启动分离器系统在锅炉启停及正常运行过程中,汽水分离器均投入运行,所以该系统具有控制简便,避免过热器带水运行等优点,所以目前超超临界机组大部分采用内置式启动分离器。
通过在1000MW机组仿真机上完成机组冷态(汽轮高压缸第一级内部金属温度<240℃,停机超过150h)启动仿真过程,先后完成了机组就地操作、投运汽机辅助系统、投运锅炉辅助系统、汽机冲转、800rpm暖机、发电机并网、升负荷至满负荷过程。
在与汽包锅炉的启动过程对比的基础上,得出以下结论:1)直流锅炉较汽包锅炉启动系统简单,造价低,系统维护量小,人工操作量小;2)系统汽水分离器结构简单,操作简易,热量损失小,启动初期至满负荷操作步骤小,监视量少;3)直流锅炉启动系统安装有启动循环泵,水循环特性较汽包炉好,启动用水量及工质损失小;4)水冷壁下部采用内螺纹管螺旋管圈水冷壁,不设任何节流圈,安全裕度大,可靠性高;2优化机组启动流程,缩短机组启动时间2.1启动前的准备阶段即要合理安排好机组的系统恢复及检查工作检修工作后期尽可能多的恢复基础系统运行,比如循环水、工业水等,减少启机前工作量,而不应该去等开机指令才去恢复。
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21 年第 3 01 期
10 0MW 超 超 临 界机 组 循 环 水 泵 的 经济 调 度 0
邢 连 中 , 笃 毅 , 懋 欣 周 张
( 海 上 电漕 泾 发 电有 限 公 司 , 海 上 上 2 10 ) 0 5 7
摘 要 : 章 以上 海 上 电漕 泾 发 电 有 限 公 司 二 台百 万 超 超 临 界 机 组 循 环 水 系统 优 化 运 行 调 整 为 例 , 循 泵 节 文 对
6k ; 载 电流 :9 V 满 3 8A。 ,
3 4 5 2 4 5 . 7 ~ . 7 2 4 5 1 9 5 . 7 ~ . 7 3 7 5 4 2 5 . 2 ~ . 2 4 2 5 4 7 5 . 2 ~ . 2
4 7 5 5 2 5 . 2 ~ . 2
— 1 — . —0 5 0 5 . 0 5 .
一 O. 25 O
筋混 凝土 排水 暗沟 ( 0 I ) 1座 排 水 工作 12 0 I 长 一 T 井一 1根 DN42 0mm 自流排 水 隧道 ( 5 I ) 0 5 01 长 T 一7只 1 8 . 方形 头部 排水 口一 杭 州湾 。 . ×1 8m 循 泵 电机 额 定 功 率 为 3 1 Ok ; 定 电压 : 5 w 额
汽器/ 低背 压凝 汽器 5 2 / . 9k a 铭牌 工 况 背 . 6 4 1 P ; 压 为 高背 压 凝 汽器 / 背压 凝 汽器 9 5 7 5k a 低 . / . P 。
DN38 0mm 循 环水 进 水 管 ( 均 8 0m 长 ) 2 0 平 5 一 根 DN28 0 mm 汽 机 房 进 口钢管 一 低 背 压 凝 汽 0 器一 高背压 凝 汽器一 2根 D 0 N28 0mm 汽机 房 出 口钢 管一 1根 D 0 N38 0mm 循 环水 排 水 管 ( 均 平
钢制 蘑菇 形取 水 头部一 1根 D 0 N42 0mm 自流进 水 隧道 ( 0 长 ) 三 台循 环 水 泵 ( 台 3 21 0m 一 单 3
容 量 ) 3根 D 0 一 N22 0 mm 循 泵 出 口钢 管 一 1根
反 动凝 汽式 汽 轮机 。汽 轮机设 计 背压 为高 背压 凝
1 汽 轮 机 及 循 环 水 系统 介 绍
上 电漕 泾选 用上 海 汽轮机 厂有 限公 司生 产 的 引 进型凝 汽 式汽 轮机 , 型为 超超 临界 、 次 中间 机 一 再热、 轴 、 单 四缸 四排 汽 、 背 压 、 双 8级 回热 抽 汽 、
负荷 采用 一泵 一机 运行 。 循 环水 流程 : 州 湾一 7只 j 3 5 m 多 点 式 杭 2 . 『
ห้องสมุดไป่ตู้
7. 25 7 7 5 2 ~ . 2
7. 25 8 2 5 7 ~ . 2
O 5 .
0 5 .
—32 0 — 0
—32 0 — 0
0 5 .
1O O O —5 O O — 0 —1 0O — 20 0 O
—250 O
5 2 5~ 5 7 5 . 2 . 2 5. 25 6 2 5 7 ~ . 2
0 5 . 0 5 .
—25 0 — 0 —26 0 O
2 循 泵 节 能 调 度 必 须 关 注 的 几 个 因素
电 进 行 了分 析 。 关键词 : 经济 运行 ; 泵 ; 化 调 整 ; 电 循 优 节
中 图分 类 号 l TM6 1 7 2 . 文献标志码 : B
O 引 言
上 海 上 电漕 泾 发 电有 限 公 司是上 海 电力股 份 公 司 响应上 海市 政府 “ 大压 小 、 能 减排 ” 上 节 政策 ,
2 1 杭 州湾潮 位对 循环 水 系统的 影响 .
6 2 5~ 6 7 5 . 2 . 2
6 7 5~ 7 2 5 . 2 . 2
0 5 .
0 5 .
30 0 O
—32 O 0
上 电漕 泾厂 址前 杭州 湾沿海 域 一般 每天 涨二 次潮、 退二 次潮 , 从最 高潮 位退 至 最 低 潮位 约 为 5 h 从 最低 潮位 涨 至最 高潮 位 约 为 7h , 。潮 位 变化 对循 泵 的前 池水 位 有 着 直 接 的影 响 , 潮位 高时 前 池水 位 也高 , 时循泵 出力 增大 、 这 电流下 降 。在潮 位一 定数 值 时 , 泵运行 台数多 时前池 水位 就低 , 循
超 临界百 万 机 组 。二 台 机 组分 别 于 2 1 0 0年 1月 1 2日和 4月 5日 1 8h试 运完 成 , 为 中电投 集 6 成 团公 司首 二 台投产 的超 超 临界百 万机 组 。
循 环冷 却水 系统 采用 单元 制海 水直 流供 水 系
统 , 台 10 0MW 机 组 配 三 台 3 容 量 立 式 混 每 0 3 流循 环水 泵 , 长期 连续 运行 , 不设 备用 泵 。夏季 采 用一 机三 泵运 行 , 秋冬 季采 用一 机二 泵运 行 , 春 低
2 0m 长 ) 1 虹 吸 井 一 1条 4 0 m ×3 6m 钢 9 一 座 . .
表 1为背 压 与功率 关 系 曲线 。
表 1 背压 与 功 率 关 系 曲线
背压变化/P ka
3 7 5 3 4 5 . 2 ~ . 7
背 压 变 化 值 / P 功率 变 化 值 / W ・ ka k h
汽 空 间。循 环水 按 双 流 程 布 置 , 次 流经 凝 汽 器 依
A 和凝 汽器 B。每个凝 汽器 布 置两 组管 束 。每 半
个 凝汽 器各 有 自己 的循 环 水 进 口和 出 口, 在一 侧 凝 汽器 水室 通过 联通 管路 连接 。
在 上海 市 金 山区漕 泾镇 杭州 湾异 地建 设 的二 台超