INFIT燃烧控制系统在600 MW机组的优化研究

针对电厂实际运行中炉内燃烧出现的问题,采用INFIT燃烧优化控制系统,有选择地组合模块框架,在现场试验的基础上确定控制依据并嵌入模块框架,生成更贴近实际、更具有针对性的新燃烧系统。通过研究实践,得到这一优化控制系统合理可行,可有效降低一次风机及引风机厂用电率,在同样排烟温度下,排烟损失减小,可以减少污染物实际排放。

600MW火电机组节能降耗分析与优化措施

600MW级火电机组已成为我国主力发电机组,开展600MW机组节能降耗对策研究,提高机组的经济运行水平和综合竞争力是发电集团面临的重要课题。以2台600MW机组(亚临界和超临界机组各1台)为典型案例,对锅炉燃烧及制粉系统、汽轮机及热力系统、辅机系统等进行全面分析,实施了燃烧优化、汽轮机滑压优化、顺序阀控制优化、通流部分间隙调整和轴封改造等综合优化措施,取得了良好的节能降耗效果,2台机组供电煤耗分别下降9g/(kW·h)和27g/(kW·h)。

影响600MW机组湿法烟气脱硫装置厂用电率主要因素分析

针对影响600MW机组湿式石灰石-石膏法脱硫岛厂用电率的主要因素,对煤收到基硫分高低、烟气量大小、采用的不同脱硫设备等对脱硫厂用电率的影响进行了详细分析。国内现设计的600 MW机组采用湿法烟气脱硫工艺时,设计煤种为高热值、低硫分(硫分低于0.7%),并且脱硫烟气系统不设GGH或设GGH时,脱硫厂用电率为1.0%～1.1%;当采用低热值、高水分设计煤种,脱硫厂用电率在1.7%以上;当采用高硫分(硫分高于4%)、中等热值的煤种时,脱硫厂用电率最高可达1.98%。应根据工程具体煤种情况核算脱硫系统主要设备(增压风机、浆液循环泵、磨粉机、真空泵、氧化风机等)的轴功率,在初步设计阶段核算脱硫部分厂用电率后,完成湿式石灰石-石膏法脱硫岛脱硫部分厂用变压器容量的选择。

国产DCS在600MW超临界机组辅助车间控制一体化中的应用

传统火电厂辅助车间控制系统采用可编程控制器(PLC)和上位计算机监控就地设备的方式浪费人力物力,控制设备繁杂,维护管理困难。北京国电智深控制技术有限公司将国产DCS(EDPF-NT系统)首次应用于600MW超临界机组辅控一体化,体现出了减员增效、降低成本、资源共享等优点,也体现出了EDPF-NT系统在系统性能、价格成本,尤其是DPU的实时性、网络的兼容性和通信方面的优势。介绍EDPF-NT系统的主要特点、结构和配置及针对庄河电厂辅控系统开发的分级操作、多"域"网络结构、专用网络路由器等系统优化功能。

旋转喷雾干燥法烟气脱硫工艺在600MW机组应用的可行性

针对我国目前600MW机组采用湿式石灰石-石膏法烟气脱硫工艺比例过高的情况,提出了在北方及内蒙古中、低硫煤地区600 MW机组采用旋转喷雾干燥法烟气脱硫工艺的可行性,通过对该技术工艺原理、在国外的技术应用研究及与湿式石灰石-石膏法烟气脱硫工艺技术经济性比较,说明了该工艺在欧美已经成为应用在大型机组的成熟工艺,同时对该工艺在我国作为600 MW机组烟气脱硫的主要工艺未来的使用进行了论证,研究结论将对我国未来火电厂烟气脱硫工艺的多元化技术发展起到促进作用。

超临界600MW机组直流炉协调控制系统及AGC策略的改进与应用

自动发电控制(AGC)是电网自动控制的一项基本要求,但采用AGC控制的火电机组均存在响应速度慢等问题。为此,对机组协调控制系统进行分析,提出了优化负荷指令对燃料控制前馈环节的作用、取消风/煤间的交叉限制、预给煤、利用锅炉蓄热及压力拉回等改进方案,并将其用于江阴电厂1号和2号超临界600 MW机组协调控制系统的改进。实际应用表明,改进后的协调控制系统能够快速响应AGC负荷指令。

国华定州电厂600MW机组脱硫系统除雾器前烟道改造的数值模拟研究

借助通用的CFD数值计算软件FLUENT,对国华定州电厂600MW机组烟气脱硫系统除雾器前烟道流场进行模拟。数值分析结果表明,由于脱硫系统除雾器前烟道内导流板布置位置不合理等因素的影响,导致该区域流场分布不均匀。对除雾器前烟道内的导流板布置位置进行了数值计算,给出优化改造方案。运行情况表明,改造后除雾器的除雾效率有了较大的提高。

600MW级火力发电机组汽轮机房布置方案分析

火力发电厂汽轮机房的布置优化,很大程度上是围绕除氧器的布置展开的。以国内600MW级火力发电机组为例,分析了几种指标先进的汽轮机房(除氧间)布置方案的技术特点、经济性和适用性,提出了设计中应注意的问题,便于投资方选择和工程设计参考。

600MW超临界机组FCB处理经验

介绍了华能上海石洞口第二发电厂两台600 MW超临界机组快速甩负荷(FCB)的基本功能,并对历年FCB的情况进行了分析和总结,提出了成功实现FCB的要领。

600MW直接空冷机组空冷岛控制系统优化

介绍了达拉特发电厂四期2×600 MW直接空冷机组空冷岛(空冷凝汽器)的控制系统。针对该控制系统存在防冻保护控制逻辑不能有序进行程序跳步和汽轮机背压控制调节偏差较大导致无法投入自动控制等问题,提出了建立真空时修改汽轮机背压定值及调整执行程序步序顺序;将汽轮机背压自动控制的单纯积分调节修改为比例积分调节;避免外界扰动量对汽轮机背压影响等优化方案。优化后,机组成功实现了空冷岛全过程自动控制。

华能铜川电厂600MW直接空冷机组空冷岛控制系统的改进

针对在调试中发现的华能铜川电厂600MW直接空冷机组空冷岛控制系统存在的汽轮机背压在设定值附近摆动引起程序步序频繁切换、汽轮机背压对程序步序切换响应滞后、无误操作闭锁、控制繁多等问题进行了设置延时时间和时间间隔、增加工况选择闭锁、简化控制逻辑等改进。改进后,经1号机组整套起动及168h试运行表明,控制系统结构简单可靠,汽轮机背压调节灵活,满足机组运行要求。

600MW级机组接入220kV电网适应性分析

随着1 000 MW机组大量接入500 k V电网,以及负荷中心220 k V电网分区后供电能力日益紧张,600 MW级机组接入220 k V电网的案例逐渐增多。结合湖北电网的实例,通过仿真计算研究了600 MW级机组接入220 k V电网可能带来的问题和应对措施,并提出了应遵循的原则,相关结论和建议具有较强的实际借鉴和参考价值。

600MW机组从500kV电网改接入220kV电网的实践

根据对浙江宁波北仑电网现状及其运行方式的分析,研究论证了以500 kV电压等级并网的600 MW机组改接入220 kV电网的系统接入方案、送出线路导线截面选择方案。方案实施结果表明,北仑发电厂1台600 MW机组从500 kV电网改接入220 kV电网,可有效提高北仑电网供电可靠性、安全稳定水平及电网运行经济性。

600MW空冷机组夏季优化运行试验与分析

介绍了某600 MW超临界直接空冷机组夏季优化运行试验项目、方法及步骤,通过试验获得了负荷、背压、环境温度、风机转速、机组热耗、供电煤耗等参数关系及机组低负荷下的滑压运行曲线。对试验结果进行了分析,认为机组负荷在500 MW以上时,空冷风机超频运行机组背压会有较大幅度的下降;在设计背压附近运行时,提高空冷风机运行频率对机组背压的影响很小而风机功耗却较大幅度地增加;低负荷滑压运行时,2阀全开比3阀运行的经济性会有较大幅度提高。给出了直接空冷机组夏季运行的注意事项及建议。

600MW超临界机组锅炉冲管方式与分析

介绍了江苏国电常州发电有限公司一期工程2台国产600 MW超临界机组锅炉设备概况,阐述了带炉水循环泵的超临界机组锅炉冲管的方式、流程及参数,分析了冲管过程中锅炉侧及汽机侧有关参数的控制,并对大型超临界机组锅炉冲管工作进行了总结,提出了冲管中采取的一些技术措施,以此为同类型机组的调试和运行提供参考。

华能沁北电厂600MW超临界机组数字电液调节系统调试与控制改进

分析了华能沁北电厂首台国产600MW超临界机组数字电液控制系统调试过程中发现的控制系统问题成因。通过优化改进,完善了ETS复位功能,增加了汽轮机转速趋近额定转速时自动减小升速率功能,消除甩小负荷时汽轮机转速的大幅波动等。实际运行和试验结果表明,优化改进取得了较好效果。

基于中压变频技术的600MW机组凝结水泵的节能改造

介绍了大唐托克托发电有限责任公司2×600 MW机组凝结水泵的中压变频改造设计与运行情况,并对改造后的经济效益进行了分析。运行结果证明,在火电厂辅机中利用中压变频技术进行调节具有良好的技术性能和显著的经济效益。

600MW火电机组电力系统稳定器(PSS)试验及参数整定

文中简要分析了电力系统低频振荡产生的机理,利用Δδ-Δω坐标系对发电机组电力系统稳定器PSS的作用、原理进行了剖析;介绍了600MW机组PSS试验及参数整定,并总结了PSS现场参数整定流程及注意事项。

超临界600 MW机组直流锅炉给水AVT(O)处理的探索

国华太仓发电有限公司超临界600MW机组直流锅炉给水处理方式由加氨和联氨的还原性全挥发处理(AVT(R))转换为只加氨的氧化性全挥发处理(AVT(O))后,水汽系统铁含量得到有效控制,从而验证了高纯给水系统非还原性(氧化性)处理的有效性。当机组给水纯度高,但还不具备加氧处理条件时,可考虑采用该方案。

600 MW超临界机组冲转时主蒸汽温度偏高原因分析及采取的措施

大唐湘潭发电有限责任公司3号600 MW超临界机组在起动调试过程中,多次出现主蒸汽温度偏高的问题,分析认为其主要原因是燃烧热负荷小、蒸汽流量小、炉膛负压低、给水温度低、减温水与主蒸汽压差偏小等。对此采取以下措施:(1)加大燃油量到(18~24)t/h,增加燃烧热负荷;(2)炉膛负压控制在-600 Pa,增加油枪的根部风;(3)锅炉总风量控制在(500~550)km3/h,改善燃烧;(4)提高给水流量至(410~450)t/h,提高给水温度至90℃以上。实施后效果良好。