临界负荷（精选3篇）
临界负荷 篇1
摘要：经过对超超临界机组和超临界机组、亚临界机组的比较得出超超临界机组的经济运行负荷值,这对维持超超临界机组的经济性稳定运行有参考价值。
关键词：超超临界,经济运行,热耗率
0 引言
超超临界机组的经济运行优越性要高于超临界和亚临界机组,所以应尽量保证超超临界机组在较高的负荷状态下运行。对超超临界机组的经济性运行的研究，对维持超超临界机组的经济性稳定运行有指导意义。
1 亚临界机组的运行经济性
经过多年的自行开发、进口以及技术引进与优化设计、技术改造，亚临界机组的经济性和可靠性都达到了与国外机组相近的标准。直到2011年，300 MW和600 MW的亚临界机组仍被广泛的参与在各大电网的调峰运行中。
亚临界机组不同负荷工况条件下的试验结果表明，汽轮机中压缸效率变化比较小，而调节汽阀的节流损失对高压缸效率产生较大的影响，高压缸效率随负荷的不同有较大的变化。高压缸效率的降低是机组部分负荷时热耗率上升的主要原因。
2 超临界机组的运行经济性
同样，亚临界机组的供电煤耗率和厂用电率也在逐年降低。以辽宁绥中电厂800 MW超临界机组为例，供电煤耗为302.4 g/(kW·h)，热负荷曲线为图1所示。性能试验表明，当负荷低于70%，高压缸效率将会明显下降，引起机组热耗率上升。
3 超超临界机组的运行经济性
3.1 超超临界锅炉经济运行负荷
超超临界和超临界机组的锅炉在调整和设计都合理的情况下35%～50%的额定负荷以上时的主汽温度都可以达到额定值，70%额定负荷以上时的再热蒸汽温度也可以达到额定值[1]。因此，超超临界机组运行在70%～100%额定负荷时，再热蒸汽温度不影响机组运行效率;如果运行在50%～100%额定负荷时，主蒸汽温度不影响机组运行效率。在以上范围变化时，即50%～100%的额定负荷时，只有蒸汽压力影响机组效率[2]。
3.2 超超临界机组汽轮机经济运行负荷
漕泾电厂2×1 000 MW机组在不同的负荷时的系统热耗率设计值见表1，热耗率曲线见图2。可见，负荷的下降，使得即使与100%额定负荷热耗率比较，超超临界机组的热耗率也明显上升。机组在80%、75%、50%、40%、30%额定负荷时的热耗率分别上升了约0.5%、0.8%、4.1%、6.7%、12.1%。当机组负荷低于50%额定负荷时，热耗率出现加速上升的趋势。
4 讨论与分析
亚临界、超临界和超超临界的系统热耗率设计值曲线见图3。当超超临界的负荷率低于65%时，其设计值将低于工作在额定工况下超临界800 MW机组的热耗率;当超超临界的负荷率低于35%时，其设计值将低于工作在额定工况下亚临界600 MW机组的热耗率。
5 结论
根据以上的数据分析，在相同的负荷调峰下，超超临界机组的运行效率要明显高于超临界和亚临界机组。但是，当超超临界机组负荷低于35%时，热耗率将会低于亚临界600 MW机组工作在额定工作状态时的热耗率。同样，当超超临界机组负荷低于65%时，其热耗率将低于超临界机组工作在额定工作状态时的热耗率。超超临界机组的热耗率在机组达到50%额定负荷后呈加速上升的态势。所以，应尽量保证超超临界机组在高负荷状态下运行，使其经济负荷不少于60%～70%额定负荷。应尽量保证超超临界机组的高负荷运行，从而达到经济性运行优化的目的。
参考文献
[1]于达仁,徐志强.超临界机组控制技术及发展[J].热能动力工程,2001,16(2):115-121.
[2]朱宝田,苗廼金,雷兆团.我国超超临界机组技术参数与结构选型的研究[J].热力发电,2005(7):1-6.
临界负荷 篇2
当机组主要辅机故障跳闸造成机组实发功率受到限制时, 为适应设备出力, 协调控制系统强制将机组负荷减到尚在运行的辅机所能承受的负荷目标值。协调控制系统的该功能称为辅机故障甩负荷 (RUNBACK) , 简称RB。通过RB试验检验其控制功能、逻辑、时序等设计的合理性, 同时该试验将取得机组正常运行时不易取得的工况数据, 对机组安全运行具有指导意义。
1 RB类型和目标负荷
浙江某电厂5号机组锅炉为上海锅炉厂引进法国阿尔斯通公司技术生产的SG3091/27.56-M54X超超临界塔式直流炉, 主要辅机配置为2台送、引、一次风机以及2台空预器, 6台HP-1163型中速磨煤机 (5台运行, 1台备用) 。汽轮机是由上海汽轮机厂和德国SIEMENS公司联合设计制造的N1000-26.25/600/600 (TC4F) 超超临界机组, 每台机组设置两台50%容量的汽动给水泵组。主要辅机中任一台故障, 满足条件触发RB, RB触发后将根据跳闸辅机类型来设定目标负荷和相应的控制程序。机组的最大允许出力切换为RB目标负荷, 各RB类型判别和目标负荷如表1:
2 RB触发条件
2.1 基本条件:
燃料主控投自动、给水控制投自动、负荷大于500MW、RB功能子环投入。
2.2 RB判别回路:
单元机组的功率, 锅炉主控指令, 和锅炉最大可能出力小选后减1, 经过一个速率限制器输出, 当该输出值大于机组最大可能出力时, 比较器Max2端置1, 触发机组RB。
此回路能保证机组只有出现最大可能出力突然降低 (辅机停运) , 才会触发RB;当负荷或者锅炉指令异常升高至大于机组最大可能出力时, 不会导致RB误动。简单而言, 只有机组出现辅机停运时, 才会触发RB, 而譬如高加解列等造成负荷上升值超过最大可能出力值是不会触发RB的。
2.3 减负荷速率和和降降压压速速率率
RB发生后, 锅炉将快速减负荷至尚在运行辅机所能承受的目标负荷, 汽轮机控制主蒸汽降压速率不超过某一限值, 使机组平稳过渡到下一平衡点。减负荷速率和降压速率由跳闸设备的特点所决定。各辅机RB时, 锅炉指令下降速率和主汽压降压速率限制如下:
燃料RB为50%和0.5Mpa/min
空预器、送风机、引风机RB为100%和1Mpa/min
一次风机和给水泵RB为200%和1.5Mpa/min
3 RB主要联锁
●机组由CCS方式切至TF方式, 负荷指令跟踪当前负荷值, 负荷速率限制失效。
●主汽压力设定值跟踪实际压力, 经RB降压速率限制器限速后送至DEH作为汽轮机压力控制值, 原变压速率限制失效。
●锅炉指令按RB减负荷速率降至目标负荷, 并在RB复归前不可控。
●除燃料RB不触发跳磨外, 其他RB均通过跳闸磨煤机实现快速减负荷, 并最终保留3台磨运行。RB触发瞬间跳闸一台制粉系统, 间隔10秒后跳闸第二台磨, 10秒后跳闸第三台磨 (6台磨运行时) 。一次风机RB时, 跳磨间隔为2秒。跳磨顺序均为A-F-E。
●汽轮机控制由限压方式切至初压方式, DEH遥控自动撤出。
●机组一次调频退出, 高旁压力设定值降低0.6MPa。
●停止热值校正。
●氧量校正自动撤出, 跟踪实际氧量。
●延时7min后, 给水焓值控制器闭锁增焓 (即不论焓值多低, 均不会因焓值而减少给水) 。
一次风机RB做了较多针对性设置, 主要项目如下:
仍运行的一次风机动叶保护开;程控投C层油枪;B、C、D制粉系统风量低跳闸延时由3s改为30s;B、C、D、E制粉系统冷风调节挡板自动开10s;2min后增加给水约90T/H。
4 RB复归
RB有手动和自动两种复归方式。手动复归由运行人员在OT画面上操作, 但必须等到RB降压速率限制器前后差压小于0.2Mpa (主汽压力稳定) , 且无RB条件存在后才允许复归。当实际负荷与目标负荷偏差小于2%时RB自动复归, 但RB降压速率限制器仍有效, 直到RB降压速率限制器前后差压小于0.2Mpa, 该限制器才失效。RB复归后, 机组恢复至正常TF方式, 锅炉主控恢复手动控制。一般而言, 负荷和压力的双重稳定才算RB结束。
5 RB校验 (以燃料RUNBACK和送/引风机RUNBACK试验为例)
5.1 试验过程
接值长令, 开始相关RB试验, 触发RB, 机组由CCS方式切至TF方式, 限压切为初压方式, 相关制粉系统跳闸动作正常, 其它参数如下:
5.2 试验分析
辅机RB后锅炉主控指令:2台制粉系统跳闸锅炉主控指令降为63%, 送、引风机RB后锅炉主控指令为50%。随着锅炉主控的迅速下降, 给水量快速减少, 机炉侧协调系统匹配较好, 整个实验过程没有发生严重的水煤比失调。
炉膛负压分析:送、引风机RB时炉膛负压波动为-235/127Pa, 2台制粉系统RB时负压波动更大, 为-1196/650Pa, 这主要是由于送/引风机RB时同侧风机联跳, 在总体上保持了锅炉炉膛进出工质的平衡。同时, 送/引风机RB比燃料RB时引风机静叶开度要大, 引风机调节特性相对较好。
温度分析:RB实际动作过程中, 中间点温度、过热度波动较大, 先下降, 再迅速反弹, 燃料RB时中间点温度最高477℃, 过热度74℃;送、引风机RB时中间点温度最高466℃, 过热度最高达到71℃。
6 结束语
通过燃料和送、引风机RB试验校验了本机组RB功能相关逻辑基本合理, 当重要辅机故障时, 能够保证机组安全运行。试验过程中的数据在机组正常运行时无法取得的, 而这些数据对机组安全稳定运行及事故处理具有重大意义。
摘要：重要辅机发生故障跳闸, 辅机出力低于给定功率时, 自动控制系统将机组负荷快速降低至合适出力, 是机组热工自动控制系统性能和功能的体现, 也是维护机组安全的一个重要保障。通过文章的分析, 希望能够对相关工作提供借鉴。
关键词：1000MW机组,快速甩负荷,辅机故障,协调控制
参考文献
临界负荷 篇3
近年来,我国火电装机容量增长较快,而电量需求增长缓慢,再加上清洁能源发电的迅速增长,造成火电机组全年利用小时数呈现逐年降低的趋势,大型火电机组长期在中低负荷区间运行,导致机组经济性大幅降低。因此,研究如何提高燃煤发电机组中低负荷运行经济性对降低机组整体能耗意义重大。
1 600 MW超临界机组概况
广东红海湾发电有限公司1号机组汽轮机为东方汽轮机厂制造的超临界、一次中间再热、冲动式、单轴、三缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机,机组型号为N600-24.2/566/566。
当前汽轮机配汽方式采用全电调控制的复合配汽方式,该配汽方式在启动和低负荷阶段采用节流配汽方式运行,在高负荷下过渡到喷嘴配汽方式运行。此配汽方式在额定负荷下的效率较高,但在部分负荷时节流损失较大。由于机组参与调峰频繁,运行峰谷差较大,按原设计配汽方式运行时,在低负荷时节流损失较大,会造成机组经济性损失。为适应电网调峰和提高机组经济性,有必要对机组配汽方式进行优化。
1号汽轮机具有4个高压调节阀,分别与4个喷嘴组相对应,阀门的开启顺序即决定了汽轮机的进汽顺序。如图1所示,汽轮机喷嘴组1、3安装于上半缸,2、4安装于下半缸,其中喷嘴组1、4对角布置,喷嘴出口总面积较大。阀门开启顺序对汽轮机运行的安全性和经济性均有一定影响。
2汽轮机配汽优化
汽轮机配汽方式优化,采用试验和计算相结合的方式,通过调节阀流量特性试验确定各高压调节阀的流量特性曲线和不同阀点的出力能力,通过重叠度和阀序优化,并考虑机组振动等安全因素,提出优化后的配汽曲线。根据配汽优化试验结果,制定了新顺序阀配汽曲线,改后顺序阀阀序为“CV1&CV3—CV4—CV2”,如图2和表1所示。
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3确定在顺序阀方式下的滑压曲线
1号机组汽轮机顺序阀模式下的阀门开启顺序为:CV1&CV3→CV4→CV2,即CV1和CV3同时先开,接着开CV4,最后开CV2。中低负荷运行优化试验负荷范围260~500 MW,CV1&CV3维持全开,而CV2保持关闭,由CV4来实现开度调整,从而调整负荷和汽压。
从上述负荷点的运行优化试验结果,给出了1号机组在300~500 MW负荷段的滑压曲线和不同负荷下推荐的最优主蒸汽压力(表压),如表2和图3所示。
4经济性对比分析
将复合配汽改进为顺序阀配汽,并经滑压优化后,可提高机组运行经济性,根据同类型机组改造后的性能试验结果,一般可使供电煤耗下降1~2 g/k W·h。
1号机组配汽优化后进行了热力性能试验,具体结果如表3所示。可知:300 MW工况下,优化后发电煤耗下降1.42 g/k W·h,供电煤耗下降1.52 g/k W·h;400 MW工况下,优化后发电煤耗下降1.57 g/k W·h,供电煤耗下降1.66 g/k W·h。
5存在的问题
5.1 1、2瓦温高
1号机组在顺序阀运行时,1、2瓦温最高可达100℃。因机组在复合阀序下运行时1、2瓦温就已经偏高,约83℃,配汽方式改进为顺序阀配汽,在新配汽方式下,汽机变为上进汽方式,转子增加了向下的受力,瓦温必然升高。
当前1、2瓦温虽然最高可达100℃,但一直维持稳定,距离报警值还有相当距离,且瓦温升高的原因比较明确,即新配汽方式改变了转子受力,在此原因下瓦温不会突然升高。
综上所述,当前1、2瓦温高不影响机组连续运行。
5.2调节级超温
1号机组在顺序阀模式下运行,特备是在升负荷过程中,调节级后蒸汽温度会短暂超过530℃,即认为超温。调节级蒸汽温度一定程度上反映了调节级后汽缸内壁和转子的表面温度,金属温度过高,必然会影响部件的寿命。
通过调阅调节级蒸汽温度超温曲线可以发现,超温往往发生在迅速升负荷过程中CV4开度达到40%以上且CV2开度在20%以下的阶段。这是由于调节级后蒸汽温度测点安装在CV2对应的喷嘴组动叶后,当CV2开度较小时,通过CV2的小股气流节流损失大,未膨胀降温,汽流温度较高,此时调节级温度仅反映了该股汽流的温度,并未反映出通过调节级后主流蒸汽的温度,此温度不能代表汽缸内壁和转子的金属温度。
综上所述,1号机组在顺序阀配汽模式下,加负荷过程超温只是表面现象,汽缸内壁和转子表面金属温度实际并未超温,在当前状态下,机组可连续运行。
6结语
红海湾发电有限公司1号机组将复合配汽改进为顺序阀配汽,并经滑压优化后,有效提高了机组中低负荷运行时的经济性。运行优化试验结果表明,汽轮机热耗和发电煤耗都达到了预期的改善目标。由配汽优化试验及优化后机组实际运行中的瓦温和调节级温度情况可知,机组进行优化后对其连续安全运行基本没有影响,即在不影响机组安全运行的前提下,减少了高压调节阀的节流损失,显著提高了机组中低负荷运行的经济性,对发电企业的节能降耗具有较大的实际意义。
摘要：为适应电力发展新常态,对机组中低负荷运行时进行节能优化的需求日益迫切。广东红海湾发电有限公司针对机组原配汽方式节流损失较大的问题,将复合配汽改进为顺序阀配汽,并经滑压优化后,有效提高了机组中低负荷运行时的经济性。
关键词：600 MW超临界机组,中低负荷,优化
参考文献
[1]600 MW超临界压力燃煤发电机组集控运行规程[Z].