300MW机组无启动汽源冷态启动关键参数控制

介绍了300MW机组无启动汽源冷态启动存在问题,在机组启动过程中通过对汽包壁温差和锅炉侧疏水流量、锅炉燃烧和汽温汽压、尾部烟道再燃烧等关键参数的控制,避免了机组无启动汽源启动时容易出现的各类问题,保证了机组的顺利启动。     

秦山第三核电厂汽轮机高压导汽管疏水改进

分析了秦山第三核电厂728 MW核电机组TG4F-52型汽轮机高压导汽管原设计的疏水和运行方式,认为机组电功率大幅波动是由于高压导汽管设计存在问题,有疏水进入汽轮机所致.提出了高压导汽管疏水方式的改造方案,即取消4号调节阀后高压导汽管疏水管上的节流孔板,将4号调节阀与其它调节阀后高压导汽管疏水管隔开,疏水单独排至凝汽器.运行结果表明,改造后的疏水方式较彻底地解决了机组电功率大幅波动问题.     

汽轮机高、中压缸温差大的原因分析及对策

针对汽轮机高、中压缸在机组启停过程中处于温变过程,容易产生上下缸温差问题,分析形成的原因有非设备、操作异常及缸体进入冷水、冷汽等,如果温差过大,将导致缸体变形,甚至产生汽轮机动静部分摩擦,威胁机组安全,影响机组寿命。提出防止汽缸进冷水、冷汽,启停机过程都要严格控制升(降)温、升(降)压、汽缸金属温升(降)率在规定范围,合理布置疏水系统,相应疏水压力等级一致,定期检查轴封、各段抽汽疏水阀门,防止内漏、外漏等措施。     

200 MW汽轮机组效率偏低问题的分析及处理

针对包头第二热电厂1号汽轮机机组效率偏低的现状,分析了导致机组效率偏低的原因,主要有汽封径向间隙偏大、低压缸后端部汽封漏汽严重、疏水系统阀门内漏几个方面,在机组大修期间,对汽轮机的叶顶汽封和隔板汽封实施布菜登汽封改造,将汽封径向间隙调整为0.35～0.50 mm,并更换疏水阀门,通过有针对性的机组大修,有效提高了汽轮机组效率以及机组启、停过程中的安全性.     

汽轮机启停过程中上下缸温差增大的控制

详细分析了阳城电厂600 MW汽轮机组在启停机过程中出现的高、中压缸上下缸温差异常增大的原因。得出上下缸温差增大的主要原因是:汽机排汽、疏水系统阀门关闭不严,冷的蒸汽通过汽机本体疏水门、高压缸排汽逆止门倒流进入汽缸内;忽视了在汽轮机启、停过程中机组真空值以及汽机本体疏水阀门的开关状态对上下缸温差的影响。着重介绍了如何通过调整机组的真空值以及疏水阀门的开关状态,对启停机过程中汽轮机上下缸温差进行控制,保证汽轮机组的安全启动和停运,为国产汽轮机组在启停过程中上下缸温差控制提供参考和借鉴。     

M701F4型燃机“二拖一”机组的并汽和解汽

介绍了华能北京热电厂M701F4型燃气-蒸汽联合循环“二拖一”分轴机组热力系统的特点及其起动方式.实际应用表明,采用先并中压蒸汽,再并高压蒸汽,最后并低压蒸汽的方式,可解决该机组在并汽过程中高压缸上下缸温差大、旁路难以控制、中压缸排汽压力高等问题.旁路控制优化后,使并汽和解汽过程操作简单,负荷稳定,能满足调峰或两班制运行机组快速起停的要求.     

超临界新机组高加汽侧系统的化学清洗

高加汽侧系统化学清洗对提高新建机组给水品质和降低锅炉结垢风险有重要作用。以乐清电厂1号机组为例,介绍了高加汽侧清洗方式和控制要点。根据高加汽侧系统特点和设备结构特点,高加汽侧系统宜采取碱洗+水冲洗方式清洗。清洗过程控制关键点是防止固态杂物和清洗液在汽侧系统沉积和残留。水质跟踪监测及对比结果表明,汽侧系统清洗对提高新机组高加疏水水质效果明显,高加汽侧系统采取碱洗工艺清洗安全、可行、有效。     

国产150 MW机组调试中几个问题的分析及处理

介绍了内蒙古准能矸电有限责任公司150 MW机组调试过程中出现的启动时高压上下缸温差偏大、高中压缸胀差不易控制、汽封系统机组润滑油压力异常变化、机组异常振动、高压排汽逆止门前无泄放管路、挂闸后高压主蒸汽门不能全开等典型问题的现象、原因及处理方法,可供同类型机组启动调试时参考.     

燃气-蒸汽联合循环机组自动起停控制系统(APS)的应用

结合深圳东部电厂一期3×350 MW燃气-蒸汽联合循环机组的自身特点,介绍了该机组APS的设计结构.通过对原APS的中压并汽调节阀控制和锅炉暖管疏水控制的优化,实现了机组一键自动起、停功能.     

可调汽封及其使用效果

为解决平板弹簧顶起式汽封运行中摩擦，汽封间隙比标准规定要大，降低机组热效率的问题，台州电厂采用了美国新型布莱登可调汽封，文章介绍了布莱登可调汽封的原理，分析了汽封块蒸汽作用力及关闭位置平衡力，指出：汽封块两侧弹簧力要对称平衡，汽封环颈部密封面加工光洁度要高；汽封环膨胀和活动间隙要足够大等技术要点，就台州电厂２号机的应用效果，总结了可调汽封的优点，为同类型机组热效率提高提供了一条途径。     

反动式合缸机组推力平衡系统优化设计

反动式纯凝机组由于其高效性在市场中有广泛应用，但抽汽工况下会出现机组推力过大及高压进汽处汽封漏汽量过大等影响机组安全经济性的问题。通过对机组变工况下轴向推力变化影响因素研究，提出了高低平衡鼓等高的反动式合缸机组轴向推力平衡优化方案，该方案与原方案相比，机组在各工况下推力大小均在允许范围内，高压进汽处汽封漏汽量减少，机组效率得到了一定程度提升，THA工况下高压缸效率提升1.63%，机组热耗下降7.2 kJ/kW·h，大大提升了反动式抽凝机组的安全性与经济性，为反动式抽凝机组应用提供改进思路。     

中间再热机组高压旁路位置问题分析

针对天津华能杨柳青热电有限责任公司三期扩建工程5、6号机组高压旁路与主蒸汽管结点至汽机主汽门前过长，导致主蒸汽管及再热冷段预暖不充分的现象，分析了冷态起动冲转时暖管时间过长的问题。经近似计算，采用扩大汽机前疏水管内径，将起动疏水排至高压加热器危急疏水扩容器，缩短了机组起动时间，机组运行情况良好。     

高参数大容量机组无辅助汽源启停

大容量、高参数机组需要辅助蒸汽作为机组启动用汽(主要是汽封供汽),为此需要增加较大的建设投资和运行费用。华能鹤岗发电有限公司通过对主蒸汽和再热蒸汽疏水系统的改造以及对启、停机操作规程的修改,实现了无辅助汽源的机组启停运行,节约了启动蒸汽炉的投资及其运行和维护费用,经济效益显著提高。     

西柏坡发电厂300MW机组经济性分析

文章分析西柏坡发电厂１号３００ＭＷ机组的经济性，指出影响经济性的原因既有机组本身缺陷，又有系统上的缺陷。重点分析了轴封漏汽量大、汽缸效率偏低、管道疏水及本体疏水阀门泄漏、高加疏水系统疏水温度偏高、除氧器低位放水门与高位溢流门不严等问题。以便挖掘机组潜力，提高整个机组的经济性能，降低煤耗。     

汽轮机组冷态启动过程中汽缸温差大原因分析及处理

介绍了汽轮机上、下缸温差大故障的常见现象、原因及其危害;结合实际案例,对机组冷态启动送轴封供汽阶段、冲车阶段发生的汽轮机上、下缸温差大故障现象及原因分别进行了分析说明,认为轴封系统设计不合理、疏水管道安装工艺不符合要求、下缸缸温测点位置设计不合适等,是造成启动过程中汽轮机上、下缸温差超标的主要原因。并给出了相应的处理措施,实施效果良好。     

200MW机组润滑油含水量大的分析及处理

针对国产200MW机组润滑油中含水量大的问题,分析了高、中压缸汽封漏气量大的原因,通过对机组运行方式的合理调整和对设备的技术改造,使润滑油中含水量大大降低,一直维持在100mg／L以下,保证了机组安全运行。     

主汽管道及导汽管使用寿命的研究

文中针对主蒸汽管道及导汽管老龄化问题，在大量试验，计算的基础上，重点研究，分析管道金属微观组织形态变化而引起的金属宏观性能的一系列变化，从而出老龄化蒸汽管道的理论使用寿命，认为１、２号机组主汽弯管，导汽管使用寿命在２４万ｈ左右，主汽直管段可运行到２８万ｈ。     

某工程4号机主汽变径管断裂事故分析

某工程４号机组主汽变径管，经过正常工艺的焊接和热处理后，发生严重断裂事故。试验表明，主汽变径管断裂是管材在热加工时严重过烧而造成的。     

600 MW机组高调门后导汽管泄漏原因分析及处理

火电厂的四大管道是重要的高温高压部件，尤其是主蒸汽管道由于其内部介质温度高、压力大，一直是火电厂金属监督工作的重点，从火电厂基建开始就进行全过程安全监督。但有时由于各种原因，依然会发生泄漏事故，导致较大的经济损失和风险。因此及时进行泄漏原因分析，制定科学的处理方案，杜绝泄漏事故的发生是降低风险的必要手段。通过分析600 MW机组高调门后主蒸汽导汽管泄漏的原因，提出合理的处理办法，力求减少设备损坏，减少机组非停，确保人身及设备安全，提高火电的安全性、经济性。     

浅谈汽液两相流疏水装置在火电厂的应用

近几年来,汽液两相流疏水装置凭借其准确性、灵敏性、经济性、传感敏锐以及高效的特点被我国各大、中、小型火电厂应用,虽然还有一些火电厂选用其他的疏水装置,但是汽液两相流疏水装置的成效更加明显,且在市场上更具有开发和应用的潜力,本文对汽液两相流疏水装置特点进行分析,并阐述汽液两相流疏水装置运行原理,结合火电厂的实际情况与其他加热器疏水装置相比,汽液两相流疏水装置的优越性。