汽轮机叶片积盐原因分析及对策

介绍某电厂300MW机组汽轮机叶片积盐情况及积盐产物的化学成分,分析积盐形成的原因,提出相应的处理措施和预防汽轮机叶片积盐的建议。     

5号汽轮机通流部分积盐的原因分析及防范

汽轮机通流部份积盐，造成机组出力和效率降低，采取调整负荷、减少凝结器补软水、加大排污量、改善汽水品质的方法，提高机组的出力和效率。     

600MW亚临界机组汽轮机积盐的防治

分析1台600MW亚临界机组汽轮机高压缸叶片积盐原因,通过锅炉热化学试验,优化水化学工况。实施后,机组蒸汽钠含量明显降低,据此提出亚临界机组预防和治理汽轮机积盐的一些对策。     

汽水品质变差的原因及处理

<正>锅炉调试及运行过程中,时常发生汽水品质变差,通过调整仍无法满足机组安全运行要求的情况。如果炉水浑浊,含有的固体颗粒将会对高速旋转的汽轮机叶片冲刷,造成震动,甚至叶片断裂造成飞车;如果炉水含硅量偏大,由于偏硅酸盐在蒸汽中的溶解度大于水中的溶解度,偏硅酸盐将沉积在汽轮机末级叶片上,即影响机组出力又为机组安全运行埋下隐患;如钠盐超标将沉积在过热器管道及汽轮机初级叶片上,影响换热效果,造成机组出力下     

带负荷清洗叶片技术在调节抽汽式汽轮机上的应用

辽河油田热电厂3号汽轮机在冬季供暖期间因热网回收疏水水质恶化,造成机组通流部分结垢较为严重,并已影响机组出力与安全运行。针对积盐原因、机组型式及机组实际运行工况在全面分析与热力核算后,决定对机组进行带负荷清洗通流部分积盐。     

600MW超临界直流炉机组高沉积率分析及对策

在河南某600MW超临界直流炉机组首次大修时,通过对机组化学检查,发现水冷壁、省煤器、汽轮机叶片沉积率较高,汽轮机积盐叶片成分复杂。针对机组运行状况,进行了原因分析并提出改进建议。     

200MW机组汽轮机积盐和腐蚀原因分析与处理

针对某200 MW机组首次A级检修时发现的汽轮机腐蚀与积盐情况,通过对高、中、低压缸进行垢成分定量化学分析、测试积盐的pH分析汽轮机腐蚀、积盐的原因,认为高、中压缸大量钠盐和硅酸盐沉积的主要原因是汽包内部装置不完整,引起蒸汽的汽水分离效率下降,导致蒸汽盐分大幅增加;汽轮机腐蚀的主要原因是机组停(备)用防腐措施不当,且汽轮机积盐较严重,导致腐蚀发生。采用喷砂、打磨等方法,有效清除汽轮机全部积盐和腐蚀产物,对损坏的汽轮机叶片及部件进行修复。提出机组基建和大修期间加强化学技术监督工作,确保机组热力设备安全运行。     

空冷机组汽轮机叶片积盐原因分析

通过对300 MW空冷机组汽轮机叶片积盐情况,以及结垢和积盐特征的分析,探讨了结垢和积盐的形成原因,并提出可通过加强锅炉停用保护、强化机组检修期间的的技术监督、开展热化学试验等措施解决此类问题。     

AVT工况下超临界机组直流炉首年结垢、积盐特征分析

介绍了采用给水全挥发性处理工况下的超临界直流机组首年锅炉积垢和汽轮机叶片积盐情况,通过对结垢和积盐特征的分析,推断结垢和积盐的成因,探讨了为解决此类问题可做的工作.     

AVT工况下600MW超临界机组直流炉首年结垢、积盐特征分析

本文介绍了浙江省内采用给水全挥发性处理工况下的超临界直流机组首年锅炉积垢和汽轮机叶片积盐情况,通过对结垢和积盐特征的分析,推断结垢和积盐的成因,并于最后探讨了在解决此类问题上所做的工作。     

FAF型电站动调送风机的常见故障分析及处理

机组运行中,动调送风机通过液压调节机构改变叶片角度,调节风机性能和出力,其运行的安全可靠性是确保机组正常运行的前提。风机油位、轴承温度和振动等参数能够直接反映出该风机的运行状态。重点分析了轴流送风机转子、液压调节装置、稀油站等设备中的常见故障,并提出相应的解决办法。     

国产600MW汽轮机本体技术改造

平圩发电有限责任公司2号机组是20世纪80年代初国产引进型亚临界、中间再热、凝汽式汽轮机,限于当时的设计计算手段落后、加工工艺水平低等原因,使机组在设计工况运行时达不到设计值要求,其经济性较差;该机组启动时滑销系统膨胀不畅,运行时轴系振动大,轴承、轴瓦温度高,低压次末级动叶片可靠性差,此外该机组自动化程度落后。通过采用先进的子午收缩型调节级和弯扭马刀叶片及DEVA自润滑等技术对机组进行改造,从根本上解决了机组存在的问题,消除了安全隐患,提高了机组效率。     

混流式水轮机导水叶操作系统的改造与漏水治理

混流式水轮机导水叶操作系统相互间隙的大小、操作是否灵活与导水叶的漏水量有直接关系,直接影响到导水叶之间的端面与立面间隙的分配,是机组的机械部分在利用最小水能做功的情况下,完成水轮发电机组最大有效出力的根本保证.对混流式水轮机的漏水危害、漏水量计算及技术改造方案作以阐述.     

基于支持向量机和微分进化算法的风电机优化运行

风电机出力控制是风电场运行过程中的一个关键问题。针对风电机出力与风速和桨距角之间存在非常复杂的关系,很难建立通用准确的数学模型,提出了一种新的风电机出力优化模式,即首先通过支持向量机算法建立风电机出力与运行参数之间的非线性拟合模型,并基于此模型和风速的变化,采用高效的微分进化算法对风力机桨距角进行快速动态优化,从而实现风电机出力最大化。以鄱阳湖长岭风电场风电机组实际运行数据进行了仿真应用与分析。结果表明通过优化风力机桨距角可有效地提高风电机出力,验证了文中方法的可行性和优越性。采用文中方法可准确建立风速与最优桨距角的动态对应关系,为风电机的优化运行提供了科学的指导。     

大型风电机组的模糊增益调度PI控制器设计

当风速超出额定风速时,大型风电机组通常采用变桨距的控制方式,通过调整叶片桨距角,改变气流对叶片的攻角,从而改变风电机组获得的空气动力转矩,实现对额定功率的稳定追踪。结合模糊控制与PI（比例-积分）控制,分别设计了模糊PI与模糊增益调度PI 2种变桨距控制器,并在Simulink软件环境下,利用Fast软件提供的5 MW陆基风力发电机模型进行仿真实验。仿真表明,新的控制器能有效缩短调节时间,减小系统超调量,具有较好的控制效果。     

水电机组的运行稳定性及其改善途径

大型水电机组多采用混流式机组,其转轮叶片是固定的,不能随电站运行工况的变化而调节,易产生脱流和涡带,引起水力振动,导致叶片裂纹和尾水管开裂。国内外许多大型电站几乎都发生过这类运行稳定性问题,它属于世界性课题。文章论述了水电机组转轮叶片产生裂纹的机理,给出了实践证明是行之有效的预防措施,以及改进的修复方法。     

多泥沙电站高水头低出力水轮机水力设计策略

在多泥沙河流运行的水轮机,经常受到严重的泥沙磨损危害,机组的检修周期及运行寿命普遍较低。特别是对于高水头低出力要求的水轮机,机组磨损情况往往更为严重。为提高机组的抗磨损性能,水力设计阶段需专门考虑降低流道流速进而提高抗磨损性能的方法。本文以木扎提河三级水电站小水轮机的设计为例,综合考虑易磨损部位的相对流速及机组水力性能,确定了适用于高水头小流量多泥沙电站的水轮机水力设计策略。研究表明常规降低转速的方法对转轮及导叶出口流速、密封间隙内流动均有显著影响,转速降低的程度应通过流场对比分析合理确定。在高水头电站导叶尾部磨损更为严重,通过采取增大分度圆、优化导叶翼型及相对位置等可有效降低导叶后相对流速。采用长短叶片转轮,可大大降低转轮内部流速,提高在高含沙条件下机组的抗磨损性能,提升水轮机的运行稳定性及安全使用寿命。本文的研究可为多泥沙电站的水轮机设计策略提供有效参考。     

大型风机的独立变桨控制方法

为了缓解风力发电机组由于风速扰动所造成的疲劳载荷,给出了一种基于RBF神经网络滑模独立变桨控制策略。通过分析风力机的基本特性,提出将RBF神经网络滑模功率控制单元和独立变桨控制单元相结合的控制方式。RBF神经网络滑模功率控制单元通过对发电机电磁转矩及桨叶桨距角的控制来平衡风力机的气动转矩,使风轮保持额度转速,实现稳定风电机组的输出功率的目的。而RBF神经网络独立变桨滑模控制单元通过实时微调风机桨距角,来优化功率控制单元的统一桨距角信号,实现缓解风机结构疲劳载荷的目的。最后,通过建立基于RBF神经网络滑模独立变桨控制的风力发电机组进行相应的仿真与实验,证明基于RBF神经网络功率控制和独立变桨滑模控制相结合的方法具有良好的控制效果,稳定风机输出功率的同时,极大地缓解风机的结构载荷,降低风力发电机组的维护成本。     

三门峡电站水轮机叶片裂纹的分析及处理

三门峡水电站轴流转浆式机组水轮机叶片在运行中频繁出现裂纹,介绍了叶片裂纹的分析和处理,并针对叶片叶型设计对裂纹的影响,在机组增容改造中予以改善.     

1000MW超超临界汽轮机末级长叶片多阶静频分析

汽轮机动叶片振动问题是叶片运行过程中的主要问题。为使机组安全运行,对于新制造的动叶片,通常需要测定和调整单个叶片的各阶静频。分析了汽轮机叶片的各阶频率的计算方法。以1146mm末级长叶片为例,介绍了其结构,分析了其静频率振动特性。