超临界机组汽温控制中减温水联控方式的研究与实现

汽温调节控制系统是超临界直流炉的主要控制系统之一,不同于亚临界汽包炉,其汽温控制系统主要依靠煤水配比来完成,各级喷水作为动态修正使用,所以保持各种状态下的煤水配比和减温水调节余量是汽温控制的关键。然而在某些工况下容易出现某一级减温水开足或关死,失去减温水的动态修正调节能力的情况。因此考虑完善减温水的控制方式,利用减温水联控模式实现减温水的余量控制。详细介绍了某国产600MW超临界机组减温水联控模式的设计原理、实现过程和实施效果。     

锅炉再热减温水量过大的危害及原因分析

湛江发电厂1、2号机组锅炉系采用CE技术设计制造的DG1025/18.2Ⅱ(3)型亚临界、中间再热、自然循环、燃煤汽包炉。自机组投运以来,锅炉再热蒸汽温度的调节完全依赖喷水减温器。由于锅炉运行中频繁投入过量的减温水,近两年2台锅炉已经累计发生4起再热管系弯头和直管热疲劳损伤,严     

660 MW 超临界机组减温水控制策略应用分析

超临界直流炉机组中主蒸汽温度是一个非常重要的运行参数,对主汽温度的控制是机组尤为关键的部分。直流炉因为没有汽包环节,主汽温度控制主要采用以水燃比控制为主,减温水控制为辅的控制方案,而一二级减温水作为动态修正和精确调节,其调节品质的优劣对主汽温有直接的影响。文章对两种常用的一级减温水控制策略进行了介绍,并分别对调节品质及结果进行分析。     

亚临界及超临界锅炉主汽温控制效果差异原因分析

本文对亚临界锅炉和超临界锅炉采用相同的减温水控制方式而产生的不同的控制效果的原因进行了分析,认为是由于锅炉的工作原理不同而导致两者采用了不同的给水控制方案,而直流炉和汽包炉不同的工作原理和给水控制方案的不同是导致这一现象的原因。     

唐山电站喷水减温器情况简介

唐山发电厂唐山电站5、6、7号炉系捷克150吨/时、95表压、510℃高压煤粉炉,分别于1958年12月、1960年4月和1960年11月投入运行。设备上原设计采用自冷凝喷水减温,为降低排烟温度,减轻汽包的蒸汽负荷;1971年5号炉的减温水改为省煤器的出口水。8、9号炉系上锅50281、50288号220吨/时煤粉炉。分别于1973年11月、1974年10月     

锅炉甩汽温典型事故一例

天富热电厂2号锅炉是型号为BG-75/39-M1的自然循环汽包炉,倒U型布置,其减温水系统为自制冷凝水系统,制粉系统为钢球磨中储式乏气送粉系统。该锅炉自1988年6月投产以来运行     

2023 t/h汽包锅炉过热蒸汽Na+超标原因分析及措施

结合机组运行SIS数据,分析过热蒸汽Na+超标原因,认为机组启动前过热器受热面管道反冲洗不彻底,沉淀物过多是导致运行中过热蒸汽Na+超标的主要原因,而运行中汽包水位、过热器减温水、负荷的变化幅度及速度是影响过热蒸汽Na+超标的诱因,提出了加强反冲洗、降低汽包水位、调整控制系统参数和加强排污等减少超标的措施,基本保证了汽水品质在合格范围.     

再热蒸汽喷水减温器喷嘴改进

我厂9号炉喷水减温器后的再热器热段曾经发生泄漏、通过对减温水汽化时间及汽化长度的验算,找出了金属材料产生疲劳裂纹的原因,对9号炉再热器减温器喷嘴进行了改进,效果良好。     

1000MW超超临界压力直流锅炉再热蒸汽温度波动大的分析与改进

针对华能玉环电厂1 000 MW超超临界直流锅炉在加负荷时再热蒸汽温度波动大的现象,阐述了一种具有创新性的再热器减温水系统的改造方案,并分析其特点 .经过近一年的运行实践,证明此改造方案非常成功,可为超超临界压力直流锅炉再热器减温水系统的设计与选型以及锅炉再热器减温水系统的改造提供有益的参考.     

再热蒸汽喷水减温器喷嘴改进

我厂9号炉喷水减温器后的再热器热段曾经发生泄漏。通过对减温水汽化时间及汽化长度的验算，找出了金属材料产生疲劳裂纹的原因，对9号炉再热器减温器喷嘴进行了改进，效果良好。     

600MW亚临界机组汽温控制策略的优化

针对600 MW机组原减温水控制不稳定,对主汽压力影响大的问题,采用总能量平衡的控制策略对原有控制方案进行改进,以优化减温水自动控制系统。     

MBEL锅炉主蒸汽喷水减温系统改造

介绍Yarway Templow型减温器结构特点及在华能大连电厂3、4号机组中的使用情况，详细分析减温系统在运行中出现的典型故障和缺陷，通过采取喷水减温阀和减温器分开布置方式，选用JT664Y（M）型喷水减温阀，优化一级喷水减温阀的调节方式，解决了主蒸汽喷水减温系统存在的经常发生喷头断裂和喷水减温阀卡涩、盘根漏泄的问题，保证了主蒸汽温度的可控性，提高了锅炉运行安全性和经济性。     

I000MW超超临界机组过热汽温控制策略

以广州台山1000MW超超临界机组为例,分析了超超临界机组过热汽温控制的动态特性,论述了过热汽温控制中的燃水比和减温水控制策略,并根据实例进行了详细的分析和研究。     

超临界机组汽温控制系统设计

针对超临界机组汽温控制的特点和需求,在对汽温调整手段分析的基础上,论述了超临界机组汽温控制中的燃水比调整和喷水减温调节方案的设计要点,包括燃水比的动静态匹配、反馈信号的选取和使用、扰动补偿、燃水比调整与燃烧率控制的解耦,并介绍了负荷变化适应性强的新型喷水减温调节系统及燃水比与喷水减温调节之间的协调方式。     

张家口发电厂4号机组再热汽温调节改进

介绍了河北省张家口发电厂4号机组再热汽温调节系统存在的问题及其影响因素.通过对再热减温水调节系统和摆动燃烧器调节系统进行一系列改造并应用KPA优化控制技术,采用实验建模的方法整定控制参数,使再热汽温的变化控制在最小范围内,以确保机组的安全、稳定运行.     

辐射能作为热量信号的过热蒸汽温度控制

传统的锅炉过热蒸汽温度控制系统通过检测过热蒸汽温度及其变化趋势来调节减温水量．从而维持过热蒸汽温度在允许的范围之内。由于过热蒸汽温度在减温水量扰动下延迟较大，这种特性使过热蒸汽温度的控制滞后，控制效果不理想。鉴于锅炉总辐射能信号充分体现了锅炉内燃烧工况的变化，能提前反映烟道进口烟温变化趋势，为此，在过热蒸汽温度控制系统中引入了锅炉总辐射能信号，通过检测烟气温度及其变化趋势来提前调节减温水量，从而改善主蒸汽温度调节的品质。经在广东省沙角A电厂5号机组（300MW）上进行了定负荷与变负荷工况下的调节试验，调节效果理想。     

600 MW机组锅炉过热器减温水导汽管的裂纹缺陷分析与处理

介绍了600 MW机组锅炉过热器减温水系统联箱导汽管存在的问题,分析了其产生裂纹的原因,提出了合理的处理措施和修复工艺,可为电站设备构件失效的预防和处理提供借鉴。     

600 MW机组协调控制方式下主汽压波动的原因浅析

主蒸汽压力是蒸汽品质的重要体现,协调控制的大容量火电机组,引起主蒸汽压力波动的最主要内因就是燃料的过调,文中从调节参数、磨煤机的启停、煤质的变化和负荷的变化等4个方面对燃料过调的影响进行了分析并提出了一定的解决办法,同时也分析了减温水量对主汽压力的影响.     

600MW机组协调控制方式下主汽压波动的原因浅析

主蒸汽压力是蒸汽品质的重要体现,协调控制的大容量火电机组,引起主蒸汽压力波动的最主要内因就是燃料的过调,文中从调节参数、磨煤机的启停、煤质的变化和负荷的变化等4个方面对燃料过调的影响进行了分析并提出了一定的解决办法,同时也分析了减温水量对主汽压力的影响。