600MW火电机组提高SCR入口烟温方案研究

国电浙江北仑第一发电有限公司2号锅炉低负荷时省煤器出口烟温过低,为保证低负荷时机组的脱硝投运率,需提高脱硝SCR入口烟温。论述提高SCR入口烟温几种方法的原理及利弊,并对省煤器分级改造的方案进行了介绍,为国内同类机组脱硝改造提供了借鉴。

基于Matlab/Simulink动态建模的600MW机组给水全程控制系统优化

采用Matlab/Simulink软件对同煤大唐塔山电厂(塔山电厂)亚临界600MW机组给水控制系统在高、低负荷下的不同动态特性进行建模和仿真。根据仿真结果,重新构造了控制器结构并优化了调节器参数,实现了机组在低负荷下汽包水位、调节阀差压的解耦和高负荷下汽包水位的精确控制,以及机组从锅炉上水到机组满负荷运行过程、RB等特殊工况下的给水全程控制。

CCPP中蒸汽旁路和锅炉给水泵技术的研究

首钢迁钢公司2×50 MW燃气—蒸汽联合循环(CCPP)发电工程结合国内机组运行情况,对燃气—蒸汽联合循环发电机组系统做了以下改进:蒸汽系统增加蒸汽旁路,凝汽器设置为带旁路的凝汽器;余热锅炉给水泵采用高低压双输出给水泵技术。解决了机组在启停机时蒸汽放散的问题,同时回收了除盐水,降低了给水泵的电耗,年增加净利润94万元。

小旁路高压加热器的运行与维护简析

目前,某些发展中国家正在加大其国内电力设备建设的投入,在机组方案设计时,印方客户特别倾向采用高加小旁路系统设置。为了满足客户的需要,对小旁路系统进行了计算及设置,并对高压加热器运行与维护提出了具体要求,制定合理的运行与维护措施,可提高电厂的热效率,在保证机组出力的同时,还有助于机组的安全运行。

660MW小旁路机组FCB给水控制策略优化

分析了660 MW小旁路机组FCB工况下给水控制的难点及利用深度磨煤机RB验证FCB工况下给水控制策略的可行性;进行了高负荷工况下的深度磨煤机RB试验,对试验过程进行了详细分析,优化了相关给水控制回路,提出了FCB工况下单汽泵自动控制给水的控制策略。优化后的中、高负荷工况下深度磨煤机RB试验结果证明了控制策略优化的有效性,对同类机组FCB改造中的给水控制具有一定的指导作用。

1000MW超超临界锅炉全负荷投运SCR技术方案探讨

本文主要以1000MW超超临界锅炉为例,简单介绍锅炉本体设计采用省煤器分组式布置、省煤器给水旁路布置、尾部烟气旁路等优化措施来满足锅炉全负荷投运SCR的要求。

超(超)临界机组高加给水旁路调节方式的一次调频控制技术研究与试验

基于某1 050 MW超超临界机组高压加热器给水旁路的工程实施,介绍了给水旁路调节方式下,多种调频手段共同参与的机组最大一次调频能力试验,获得了该机组给水旁路设计规模下的调频特性和多种调频方式下的调频效果对比分析。针对给水旁路下机组的负荷响应特性、省煤器进出口给水温降及其蓄热利用效率,开展给水旁路参与一次调频运行边界条件探讨。提出了一种超(超)临界机组的节能型一次调频控制方法,为挖掘超(超)临界机组蓄热潜力提供了试验依据,为特高压受端电网下超(超)临界发电机组一次调频能力提升提供探索路线。

某电厂660MW超临界机组宽负荷脱硝技术应用

针对燃煤机组在低负荷时,脱硝装置(SCR)由于烟温低而不能满足投运要求的问题,以某660 MW超临界机组为例,提出4种宽负荷脱硝改造方案进行分析比较,确认采用给水旁路+省煤器再循环的改造方案。根据机组改造后的实际效果分析此方案的可行性,总结其技术特点。

二次再热机组高压低温省煤器参与负荷调节的动态特性模拟研究

针对二次再热机组高压低温省煤器(高省)参与负荷调节技术,对高省系统的动态影响特性进行模拟研究。结果表明:利用高省变流量调节负荷过程中,不同工况下机组负荷快速变化1%、2%和3%额定负荷时,高省出口水温变化幅度较小;相同负荷阶跃幅度下,机组初始运行负荷越高,高省出口水温响应速度越慢,到达稳定的时间越久;随着负荷调节量的增加,高省出口水温变化幅度增加,但对省煤器入口水温影响不大,对省煤器热冲击很小。本文研究成果可为配置高省系统的二次再热机组及一次再热机组进行快速变负荷技术改造,以及锅炉各类受热面在不同扰动下响应速率的预测提供参考。

超超临界二次再热机组不同调频方式特性比较研究

为保证电网安全平稳运行、平抑新能源对电网带来的冲击,火电机组需适应新环境,提高自身的调频灵活性。使用Ebsilon仿真软件对某660 MW超超临界二次再热机组进行建模。基于此模型分别研究高加旁路调频、补气阀调节、凝结水节流调频等不同方式调频特性,获得每种调频方式对于机组负荷及热经济性方面的影响规律。并比较了三种调频方式各自的优劣点并进行排名,最后给出机组不同调频方式的使用建议,结果表明:机组负荷需求较高时采用高加大旁路;对于经济性要求较高时采用凝结水节流调频;对两者均有考虑时可选择1/2混合旁路或高加大旁路,在响应初期可打开补气阀做出最快反应。

600MW机组凝结水系统节能优化运行分析

介绍华能国际电力股份有限公司上安电厂600 M W机组凝结水系统概况，针对除氧器上水调门局部阻力较大，造成节流损失的问题，提出在50％～100％负荷时，保持除氧器上水调门及其旁路电动门全开的方法，并从经济性、安全性两方面分析该方法的经济效益和节能效果，认为该方法节能效果显著。

超临界锅炉省煤器旁路复合热水再循环提升SCR入口烟温技术应用研究

大部分机组深度调峰期间,脱硝装置入口烟温偏低,无法满足脱硝装置投运要求,介绍热水再循环与省煤器给水旁路联合系统在680 MW超临界机组上的应用。单独投运省煤器给水旁路时,选择性催化还原(Selective Catalytic Reduc⁃tion,SCR)入口烟温最大提升幅度为15℃左右;联合投运热水再循环与省煤器给水旁路后,SCR入口烟温可提升30℃左右,维持一定的热水再循环流量,每增加省煤器给水旁路流量100 t/h,SCR入口烟温可升高约10℃。在30%锅炉最大连续蒸发量(Boiler Maximum Continuous Rating,BMCR)负荷工况下,脱硝装置入口烟温由274℃提高至303℃,确保脱硝装置在深度调峰期间的安全稳定运行。

火力发电机组快速甩负荷功能设计方案研究

论述了火力发电机组快速甩负荷的功能和作用,介绍了主机设备的运行方式及工艺系统的配置和设备选型,提出了控制系统的主要设计理念,可供总承包商和有关设计人员在海外项目投标、合同谈判和合同执行阶段参考。

高压加热器系统汽、水侧超压问题分析

针对国产N200—130/535/535型汽轮机,分析其汽水侧超压保扩原理,并对运行人员提出了相应要求。

新型核电机组启停及给水系统控制策略

[目的]采用研究、分析和归纳的方法,得到机组启停、给水、旁路的控制策略。[方法]参考项目经验,借鉴核电常规岛和火电机组的先进设计理念,对机组工艺系统的设备进行优化,相应优化控制策略,主要考虑“机组启停和旁路系统”和“给水系统”控制策略优化。[结果]研究机组启停控制策略2个方案;给水控制策略5个方案;旁路控制策略3个方案。[结论]“机组启停控制策略”采用方案一,控制策略较简单,较方案二耦合少,经济性较合理。“给水系统控制策略”采用方案二(母管制)控制方案合理,经济性好,系统运行安全;“旁路控制策略”采用方案一,方案一经济性好,保护控制逻辑完善。

1000 MW二次再热机组30%深度调峰试探性研究

某电厂超超临界二次再热机组利用机组调停时机,尝试减负荷至30%额定负荷稳定运行,模拟30%额定负荷深度调峰进行研究。总体而言在无油助燃下,锅炉工况燃烧较为稳定,环保指标满足超低排放要求,基本实现预期目标。但在试验过程中也存在主、再热蒸汽温度偏低,水冷壁温差较大,喷氨流量偏大,新增给水流量测点波动大等问题,这是后期正式进行30%额定负荷深度调峰急需解决的问题。