超临界二氧化碳闭式布雷顿循环压缩机升速过程实验和模拟EI北大核心CSCD

为探究超临界二氧化碳闭式布雷顿循环稳定的压缩机启动控制方案和压缩机单独运行时的系统特性,该文依托MW级实验机组开展压缩机升速实验和对应的动态仿真。结果表明:压缩机的工作特性变化,引起压缩机入口状态发生超临界态到气态的相互转变。阀门切换还造成压缩机处于不稳定工况。分析系统各部分参数非均衡响应特性,由模拟结果可知,阀门切换后80s内压缩机处于正向流动减弱阶段,此后889s内为逆压波动阶段,出口负压差先增大后降低,最终恢复正向流动,模拟结果与实验基本一致。其中开启压缩机旁路阀后,各部分压力和CO_(2)存量变化分别小于2.3%和3.6%。因此,开启压缩机旁路阀和单独采用膨胀机旁路阀调压,可有效避免压缩机出口出现大幅度压力变化,利于压缩机稳定升速启动。     

高中压缸联合启动机组切阀过程转速波动原因与处理

针对某电厂300MW亚临界机组某次启动阶段,机组转速2 950r/min时TV-GV切换过程中汽轮机转速波动导致切阀时间过长的现象,通过分析高中压缸联合启动转速和切阀控制逻辑,结合切阀动态过程和相关冲转参数,得出再热压力的波动是转速波动的直接原因,提出了在切阀过程中通过调整高、低压旁路阀门开度,保持再热压力稳定的有效方法来防止转速的异常波动和缩短切阀时间,对同类型发电机组启动调试及运行有一定的指导意义。     

汽轮机高中压缸流量配比对汽轮机启动的影响

上汽超临界中间再热凝汽式汽轮机起机阶段常采用带旁路高中压缸联合启动方式。合理的高中压缸流量分配对机组冲转过程起着至关重要的作用。研究分析了冷态、热态两种启动工况条件下,起机阶段不同的高中压缸流量配比对机组冲转的影响。研究发现,中压缸进汽偏多可以缩短暖机时间,减小中压缸胀差,但容易造成转速控制不稳定、高排温度高、再热压力波动等问题。因此,可根据实际情况进行调整,冷态时TV/IV开度可以按照1:2.2的比例,热态时可以按照1:1.75的比例启动。研究结果为电厂启动提供借鉴和参考。     

1000MW超超临界二次再热机组高旁压力全程自动控制策略

泰州电厂二期是国内首台二次再热燃煤机组,其旁路系统采用了100%BMCR高压旁路加中低压启动旁路的三级串联旁路系统。该旁路配置可以加快机组的启动速度,且配置的100%BMCR高压旁路可以替代过热器安全阀完成保护功能,但该系统不考虑FCB工况。根据旁路的配置方案,制定了详细的高旁压力控制逻辑,并提出了一种新的汽轮机冲转压力计算方法。     

弱电网下变电站级微网运行模式平滑切换控制策略

弱电网下变电站级微网联络线距离长,系统容量大,并网/孤岛运行模式切换过程中电压波动剧烈易导致切换失败,为此提出一种运行模式平滑切换控制策略。一方面分析了柴油发电机组运行控制特性,对其电压输入回路进行了改进,使其适用于多并网点微网系统;另一方面在并网转孤岛切换中考虑联络线调压器调节特性,采用经电压闭锁的功率步长控制,有效减小了切换过程中的电压波动;采用自动同期与多次同期控制相结合的方式提高了孤岛转并网切换的及时性与成功率。该策略已应用于某微网项目中,成功实现了多次并网/孤岛平滑切换,验证了所提策略的有效性。     

600MW超临界机组冲转时主蒸汽温度偏蒿的防治揩施

长沙电厂一期扩建工程2×600MW燃煤机组的锅炉为DG1900/25.4-Ⅱ1型超临界参数变压直流本生型锅炉,在机组调试、试运期间,普遍存在冲转时锅炉侧主蒸汽温度高、压力低的问题,与汽轮机要求的冲转参数不匹配,其主要原因是煤水比控制不合适.为此提出维持锅炉燃油量12t/h,退出给水流量低保护,给水流量降至160～290t/h,冲转时随机投入高低压加热器,给水温度提高到200℃以上,既解决了冲转时主蒸汽温度高、压力低的难题,又节约燃油,保证了机组启动安全、经济.     

600MW超临界机组冲转时主蒸汽温度偏高的防治措施

长沙电厂一期扩建工程2×600MW燃煤机组的锅炉为DG1900／25．4—Ⅱ1型超临界参数变压直流本生型锅炉,在机组调试、试运期间,普遍存在冲转时锅炉侧主蒸汽温度高、压力低的问题,与汽轮机要求的冲转参数不匹配,其主要原因是煤水比控制不合适。为此提出维持锅炉燃油量12t／h．退出给水流量低保护,给水流量降至160～290t／h,冲转时随机投入高低压加热器,给水温度提高到200℃以上,既解决了冲转时主蒸汽温度高、压力低的难题,又节约燃油,保证了机组启动安全、经济。     

M701F4型燃气-蒸汽联合循环机组旁路控制优化

为了提高燃气-蒸汽联合循环机组旁路控制水平,实现旁路在启停过程的全自动控制,通过对某M701F4型燃气-蒸汽联合循环机组(双轴)启停过程进行分析研究,对机组启停过程状态判断、旁路压力设定、压力设定速率、旁路控制模式切换、旁路与汽轮机调门的配合等问题提出了针对性的优化方案,优化后实现了机组旁路从启动到并网的启动过程全自动以及启停机过程(包括非正常停机过程)旁路与汽轮机调门的自动配合,提高了机组的自动化水平,保障了机组的安全稳定运行。     

超临界二氧化碳再压缩循环发电系统安全控制试验研究EI北大核心CSCD

为了获得超临界二氧化碳(supercritical carbon dioxide power,S-CO_(2))再压缩发电系统运行特性和安全保护规律,该文对一个基于膨胀–发电–压缩一体化高速发电机组的300kW超临界二氧化碳再压缩循环发电系统开展了安全保护控制的试验研究。结果表明,通过对高低压侧联通阀开度的控制、0~10%的小流量范围内水流量的精确调节可实现两台并联压缩机的安全稳定运行。启动过程中机组推力随着系统压力的提高快速升高,引起机组安全运行风险;通过调节叶片背腔压力,降低转速、旁通阀开度和压缩机入口温度可以实现推力水平的有效控制。紧急停车过程中,控制主压缩机入口压力的升高幅度是控制机组推力升高幅度的关键。试验结果表明,所提出的安全保护策略的有效性,对于再压缩循环系统的安全保护策略设计具有参考意义。     

370MW汽轮机组和旁路全程自启动方案及应用

江苏利港电厂4号机组DCS改造后实现旁路和汽轮机冲转全程自动控制,取得了节能降噪、优化启动方式的预期目的,同时在提高机组自动化控制水平和设备维护水平上有了显著成效;介绍4号机组APS启动过程中,旁路全程控制策略与汽轮机中缸启动过程优化,保证设备安全的前提下获得经济性和规范运行操作,对同类型机组自动启动设计有一定的借鉴意义和参考价值.     

压缩机透平分轴布置的超临界CO_(2)简单回热循环动态特性EI北大核心CSCD

超临界CO_(2)布雷顿循环发电系统配合高温颗粒储热系统,被认为是新一代光热发电机组的重要技术路线之一。深入研究超临界CO_(2)布雷顿循环动态特性,是实现新一代光热发电机组高效、灵活设计和运行的重要基础。该文以西安热工研究院有限公司耦合颗粒换热器的超临界CO_(2)布雷顿循环机组为对象,构建了动态仿真模型,并进行动态仿真计算。该机组采用透平压缩机分轴布置的形式。结果显示:相对于颗粒/循环冷却水入口温度阶跃变化的工况,系统在颗粒/循环冷却水流量阶跃变化工况中响应更快、能够更快地达到新的稳定状态。压缩机转速扰动对系统流量影响迅速且明显,压缩机转速调节可以作为系统流量控制的重要手段。透平在不同流量下最优转速不同,当透平转速变化后更接近最优转速时机组循环净效率增高,反之降低。     

自动发电控制在300MW机组控制中的应用

给合平凉电厂的实践经验．对自动发电控制的硬件系统组成、实践中发现的协调控制系统组态和执行机构存在的问题及解决办法进行介绍，对自动发电控制的调试投运步骤作一简述。认为只要回路和系统设汁合理、完善，动态扰动试验台格．自动调节与手动调节之间的切换保护措施到位，在国产引进型300MW机组中连续投入自动发电控制是可行的。     

机组大容量旁路全程自动控制策略与实践

以法国进口中压缸启动机组旁路系统为例,阐述了大容量旁路的控制策略及工作过程。在整个旁路控制系统中,高旁控制器增加了主汽压力动态梯度监视功能;低旁控制器增加了低旁后温度、压力动态保护功能,完善了旁路控制策略,并实现了旁路系统的全程自动控制。     

燃气轮机发电机组双燃料切换全程自动控制策略

针对气气双燃料(天然气-煤气合成气)的燃气轮机发电机组，提出一种双燃料燃气轮机发电机组一键切换全程自动控制策略。基于燃气轮机控制系统功能和双燃料切换流程，提出在燃料切换的初始阶段、切换过程中及结束阶段的全程自动控制策略，该控制策略实现了在不停机的情况下2种燃料在线平稳、无扰双向切换，确保机组燃烧室出口平均温度、动态压力值等各项参数快速稳定控制。经多次切换试验表明，该控制策略能实现双燃料燃气轮机发电机组在天然气-煤气合成气2种燃料间的稳定、可靠切换控制，缩短燃料切换时间，降低天然气用量，提高机组启动经济性。     

中压缸冷态启动探讨

文章介绍了国投钦州发电有限公司600 MW超临界机组的中压缸冷态启动过程,并探讨了在启动过程中出现的机组挂闸阀壳预暖时汽轮机冲转、切缸引起锅炉参数波动大等问题,通过对2号、3号高压调门开度进行调整,合理调整高压调节阀的开启速率和高压旁路自关闭速率解决了问题.     

大型单元机组启动中有关锅炉的几个问题

1 大型单元机组的几种启动方式 1.1 常压启动的情况以及存在的问题 现在国内的一些电厂高压锅炉仍采用额定压力启动的方法。该方式下锅炉的升火启动与汽机无关。在锅炉出口的蒸汽参数未达到汽机进汽条件时均向空排汽，直到参数达到后才能送入母管，启动汽机。 在一些有中间再热机组上，所采用的机炉单独启动冲转汽机的方法可视为常压启动的一个变种。但一般再热机组具有旁路系统，热量工质可得到回收。 近年来经改进采用冷态快速启动，将时间控制在2.5 h内，平均温升220～250 ℃/h。由于时间缩短，热损失及工质损失尽可能小些，并且工质与…     

综合能源系统天然气管道压力和流量的控制方案研究

在区域综合能源系统中燃气轮机(gas turbine,GT)和电制气(power to gas,P2G)实现气网和电网的双向耦合。GT出力和P2G产气速率的频繁调整，会引起管道内天然气的压力、流量和管存的剧烈波动，造成与之相连的GT不稳定运行，进而可能引起电网的故障。该文采用适合分析区域能源系统天然气管道动态过程的特征线法求解描述其动态特性的偏微分方程组，计算压力、流量和管存随时间变化的动态数据，采用不定流动方向的环状结构天然气网作为仿真算例，验证算法的稳定性，并通过与热力学计算对比验证结果的正确性；GT的稳定运行依赖于稳定的供气，为平抑管道中天然气的波动，根据仿真结果，基于气网结构提出在与GT连接的管道分支节点处安装定出口压力压缩机的控制方案，与无压缩机的仿真结果作对比，证明控制方案正确性。     

超临界二氧化碳600 MW燃煤发电系统热力学性能仿真研究

本文采用Ebsilon软件对超临界二氧化碳布雷顿循环600 MW燃煤发电系统进行仿真研究,分析该系统主压缩机入口/出口压力、再热透平入口压力、压缩分流系数以及主/再热气温对其热力学性能的影响。研究结果表明:系统发电功率和循环效率随主/再热气温的提升而升高;主压缩机入口和出口压力存在最佳值;系统循环效率受压缩分流系数的影响较大,压缩机的总耗功量随压缩分流系数的升高而增大,导致系统发电功率降低;再热透平入口压力对系统循环效率影响较小。通过遗传算法对发电系统多参数进行优化可得,当主压缩机入口及出口压力分别为7.94、30.94 MPa,再热透平入口压力和压缩分流系数分别为17.88 MPa和0.30时,系统循环效率最高可达48.89%。     

挂闸后高调门突然开启的原因及处理

国电永福发电有限公司3,4号机组分别于2007年1月和7月投入运行,均采用由东方汽轮机厂生产的N300-16.67/537/537型汽轮机,以及配套的DEH系统.DEH系统硬件和软件采用国电智深公司提供的EDPF-NT系统,运行人员可通过上位机控制汽轮机冲转、升速、阀切换、并网、带负荷等功能,具有手动和自动2种互为跟踪的控制方式,并可相互切换.……     

1000MW超超临界机单顺阀无扰切换的技术分析及应用

单阀控制和顺序阀控制切换的目的是为了提高机组的经济性,实质是通过喷嘴的节流配汽(单阀控制)和喷嘴配汽(顺序阀控制)的切换,解决变负荷过程中均匀加热与部分负荷经济性的矛盾。某电厂在投产后,单阀控制和顺序阀控制切换过程中,负荷、压力波动较大,文章仔细分析了不能无扰切换的原因,较详细介绍了单阀方式和顺序阀方式的切换设计原理。通过DEH汽轮机阀门流量特性试验,调整阀门跟踪流量修正曲线,优化DEH汽轮机阀门流量特性,现实单阀和顺序控制方式下蒸汽流量基本不变,利用MSC-CCS协调闭环控制来进一步减小单顺阀切换时引起的机组功率、压力波动,流量曲线和逻辑优化后,单顺阀切换过程中负荷、压力平稳,实现单阀和顺序阀相互无扰切换,保证机组安全稳定地运行,基本达到了满意的结果。