时间：2022-04-03 09:06:07
序论：在您撰写火电厂工作经验总结时，参考他人的优秀作品可以开阔视野，小编为您整理的7篇范文，希望这些建议能够激发您的创作热情，引导您走向新的创作高度。
【关键词】火电厂；发电机组；电气故障；维修
作为我国电力能源供应的重要组成部分，火电厂在我国电力系统中有着重要的地位。其中，火电厂发电机组电气系统维护作为电气维护人员的重要工作对电厂机组的稳定运行有着重要的意义。针对现代电厂技改现状以及电气技术的发展，火电厂电气维护人员应从自身技术水平的提高入手，强化新技术新理论学习与掌握。同时以经验的积累，常见电气故障特征与排除方法的分类整理等提高电气故障诊断排除效率，保障火电厂发电机组的稳定运行。
1.火电厂发电机组电气故障维修现状分析
随着现代预防性设备维护理论在电厂设备维修的应用，火电厂发电机组电气故障的发生率得到了极大的降低。利用预防性设备维护理论使火电厂发电机组能够在易损零件的使用寿命到期前进行更换。同时根据火电厂发电机组运行情况等科学规划设备的养护、更换时间，实现预防电气故障发生的目的。在这样的电气维修工作环境下，我国电厂电气维护水平得到了极大的提高，相关人员的经验、技术得到了积累与提升。但是，火电厂发电机组技术的不断发展以及现代能源需求下火电厂技改工作的开展使得电厂发电机组常会遇到突发故障等问题。这是就必须采用科学的诊断方式以及维护人员丰富的经验判断故障点，并根据故障情况进行排除。笔者从自身的实际工作经验入手，结合现代火电厂发电机组电气故障分析与排除文献提出了现代火电厂发电机组常见电气故障与维修的方法与重点。
2.现代火电厂发电机组常见电气故障与维修
2.1强化火电厂发电机组电气系统分析――常见电气故障快速排除的基础
作为影响火电厂发电机组稳定运行的重要因素，发电机组电气故障的快速排除是电厂设备维护部门的首要工作之一。针对电气故障快速排除需求，火电厂设备维护部门应强化对火电厂发电机组电气系统的了解与分析。以对电气系统的了解为基础提高电气系统故障的诊断与排除能力。在电厂发电机组技改过程中，也要针对电气系统的技改情况进行了解与分析。根据发电机组电气系统技改的实际情况、设备情况等分析故障易发点，并对易发故障的故障现象进行分析。通过这样的方式使设备维护人员能够在发电机组电气系统故障发生时及时根据故障表现诊断故障点，为快速排除故障奠定基础。
2.2加强火电厂发电机组电气系统运行、养护记录管理――提高电气故障检修效率的重点
为了切实了解火电厂发电机组电气系统的实际运行情况、了解电气系统零部件使用情况，为故障诊断与排除奠定基础，火电厂设备维护部门还应加强火电厂发电机组电气系统运行记录的管理。通过对机组运行记录的严格管理、对电气系统相关运行参数的有效记录，使设备维修人员能够在故障发生后通过不同的记录了解故障前的运行情况与异常信息，为快速判断、确定故障点奠定基础。同时，通过养护记录、零部件更换记录还能够使电气维护人员在故障发生时及时对照记录确定是否由易损零部件使用寿命到期引发故障，为提高故障诊断效率、减少电气系统故障对机组运行的应用奠定基础。例如：在发电机组电气系统故障发生时，电气维护人员应首先对故障现象进行观察，并对照故障现象分析故障点。与此同时，查抄相关运行记录、设备零部件更换记录。优先考虑使用寿命到期的零部件损坏可能出现的现象。通过分析对比确定故障点，并进行故障排除。
2.3以科学的管理方式提高电气故障维修质量
根据火电厂发电机组电气系统的组成，其常见故障主要集中在发电机保护、变压器保护、调节装置、高压线路保护等方面。结合我国火电厂发电机组电气系统故障维修水平、人员维修技能与经验可以看出，火电厂设备维护部门已经具有了相当高的电气系统故障排除能力。但是，受传统管理理念以及设备维修基础操作管理等因素影响，发电厂机组电气系统故障维修质量对故障的发生有专业重要的影响。因此，火电厂发电机组电气故障维修必须以科学的管理方式、严格的维修操作管理实现电气故障维修质量的提高。避免电气故障维护工作造成的安全隐患，为提高电气系统使用寿命、提高系统稳定性奠定基础。
火电厂应从自身管理体系的完善入手，对电气故障维修过程进行严格的控制。以现场挂了你、制度完善、岗位工作绩效考核等方式使设备维护人员能够在操作规范的指引下、现场监控人员的监控下保障电气系统维修质量，避免维修过程中不规范操作造成的故障再次发生，为保障发电机组稳定运行奠定基础。
3.以电气设备分级检修方式提高预防常见故障的发生
电厂发电机组常见电气故障维修中，电厂设备维护部门应以分级检修、维护的方式预防常见故障的发生，保障电厂发电机组的稳定运行。通过系统、设备分级方式以及常见电气系统故障分析等制定科学的电气故障预防措施。以这样的方式减少发电机组电气系统常见故障的发生，保障发电机组的稳定运行。按照电气设备对发电机组的影响、电气设备重要性、电气设备故障频率情况以及维修优先级等对发电机组电气系统进行分级检修。以此实现电厂电气设备的科学管理，预防电气系统故障的发生。
4.火电厂发电机组电气故障排除步骤与注意事项
火电厂发电机组电气故障中，线路故障与设备故障时较为常见的故障。绝缘子老化、线路折断虚接等都将导致系统故障的发生。在火电厂发电机组电气故障发生后，应首先对运行记录进行检查，并与中心监控人员进行了解，了解故障发生前的异常情况。在此基础上到现场进行故障现象的观察，如气味、外观等。以外观检查以及异常现象分析故障点，并根据故障的实际原因进行排除。如，线路虚接应确认接触点无故障、绝缘子故障应更换新的备品备件等。通过规范化的现场维修提高故障排除效率，为减少电气系统故障对机组运行的影响奠定基础。
另外，在故障发生后，对于非常见故障或人为因素故障还应进行个别对待。在故障发生后以上述检修方式检修，同时注重与监控人员、操作人员进行沟通。了解故障发生前的是否进行操作，以此判断是否由于误操作等因素造成电气系统故障等。通过规范检修流程与维修过程的质量控制实现火电厂发电机组常见电气故障的维修。
结论：综上所述，火电厂发电机组常见电气故障的发生对发电机组的运行安全有着重要的影响。电厂维护部门应针对电气系统故障维修重要性加强相关管理体系的完善。以预防性检修理论指导电气系统的维修与检修。同时，针对现代电气技术的发生加快人员技术水平的提高。以此使维修人员能够了解并熟悉电厂发电机组技改后的电气系统设备等，为设备维修工作的开展奠定基础。对于电厂发电机组常见电气故障还应进行阶段性的经验总结与探讨。对于易损部件造成的故障应以预防性理论提前进行更换，以此减少故障发生对机组的影响，提高电厂的设备稳定性。
【关键词】循环流化床锅炉；经济运行
锅炉作为火力发电厂能量转换的重要环节，一直以来受到了广泛的关注和深入的研究，目前为止，已经历了无数次的锅炉技术革新，也使火电生产中流入了多种类型的锅炉产品。其中，循环流化床锅炉以其煤种适应性广、负荷调节性好、稳定燃烧、排污量少、易控制等诸多优点而在火电生产中得到了广泛的应用，因此，循环流化床锅炉运行的经济性直接关系着大多数火电厂的生产成本和经济效率，对其进行研究具有一定的实际意义，文章主要结合某300MW循环流化床锅炉进行分析。
1.提高燃烧效率
锅炉热效率是循环流化床锅炉经济运行的重要指标之一，根据笔者的日常工作经验总结，发现对炉煤粒度的控制是提高燃烧效率的前提，同时，合理的风煤配合、一二次风配合及适当的炉腔温度也是提高锅炉燃烧效率的有效途径，具体包括以下内容。
（1）入炉煤粒度的控制。锅炉设计时，炉膛的几何尺寸是由密相区的速度决定的，所以要得到最佳的锅炉运行性能必须控制燃煤的粒度。粒度大，引起排渣量大，床温高，带负荷能力低等问题；粒度过细，可能导致分离器超温、飞灰可燃物高、床压不能维持等问题。合理选取燃煤粒度、确定合理的流化速度使之与炉膛尺寸相配合，是提高碳粒燃烧效率以及锅炉经济运行的重要举措。燃煤粒度的确定必须综合考虑设计参数、安全运行、碎煤机实际运行情况和冷澄器出力等多方面因素，并通过多次筛分试验，确定适合锅炉入炉煤粒度控制指标。
（2）飞灰及底灰含炭量的降低。飞灰含炭量和底灰含炭量是锅炉燃烧效率的重要参数，炭颗粒燃烧越完全，飞灰、底灰含炭量越低，主要通过合理的风煤配合和合理的一、二次风配合来实现。因为一次风量增加，内循环加强，底澄停留时间加长，对底澄燃尽有利。但一次风量增加同时带来了一些负面作用，磨损增加。且一次风量达到一定值时，床温将降低，对底渣燃尽不利，过量空气系数也会增加，导致锅炉热效率降低。因此，需要反复进行运行调整，以确定合适的一次风量和一、二次风比率。一次风量对飞灰影响明显，它在设计上占总风量的45%（300MW负荷时，一次风量为2×202203Nm3/h）。该循环流化床锅炉在运行调节中，为了降低对受热面管壁的磨损，将一次风量降低到2×180000Nm3/h，后来又进一步降低到2×165000Nm3/h，这一措施不仅对降低管壁磨损效果显著，同时使飞灰含炭量进一步降低，提高了锅炉的运行经济性，具体数值如表1所示。
表1 —、二次风配比前后灰含碳量比较
项目 调整前 调整后
飞灰含炭量% 6.78 4.69
底灰含炭量% 2.71 0.46
该锅炉通过对锅炉入炉煤粒度的控制，满足了燃烧和流化的要求，同时通过一、二次风比率（降低一次风量）的调整，有效地降低了飞灰和底灰中的含炭量，锅炉的热效率从原来的91.5%提高到92.64%，实现了锅炉的经济运行。
2.提高风机利用率
风机是循环流化床锅炉的主要耗能设备，提高和保证风机的出力可以保证循环流化床的满负荷运行，对降低送风总耗能、提高机组的经济运行具有重要意义，该锅炉主要通过以下几方面的措施来提高风机的利用率。
（1）一次风机效率提高。对于循环流化床锅炉来说，一次风机是能耗大户，一次风机设计全压为35.7kPa，功率3700kW，正常运行时入口档板开度仅为9%～20%之间，风机效率较低，因此，一次风机电耗的降低成为了锅炉经济运行的关键。首先是一次风系统的运行优化。为了降低一次风机电耗，采取了降低运行一次风量、降低运行床压（一次风压）、增大一次风量挡板开度，减少节流损失等方法，在未对设备进行任何改造情况下降低了风机电耗。其次是一次风机换型。为根本解决一次风机电耗问题，在经过认真研究、慎重考虑参，决定更换一次风机。根据现场实际运行参数，对一次风机进行重新选型，风机设计风压均为28kPa，轴功率为3200kW，正常运行风机入口挡板开至50%以上，风机的效率可以提高到70%。
（2）流化风机出力的降低。风水联合冷渣器需消耗流化风，影响流化风机电耗，且需多台流化风机同时运行，才能满足出力要求；冷渣器冷却效果差，冷却水基本无温升，冷渣泵也是耗电大户。将风水联合冷渣器更换为滚筒式冷渣器，冷渣器冷却水改为凝结水，并取消风水联合冷渣器的流化风及冷渣泵。从运行的情况来看，运行状况良好，排渣温度很容易控制在150℃以下，冷渣泵可以停止运行，而且较之前可以减少一台流化风机即可满足出力要求，流化风机电流降低90A，加上冷渣泵电流30A，总电流下降120A，经济运行效益显著。
（3）二次风机和引风机出力的提高。300MW循环流化床锅炉的空预器，在设计上采用四分仓结构，二次风道两侧分别是烟气和一次风通道，由于循环流化床锅炉一、二次风压高，特别是一次风压，正常运行达到20kPa以上，空预器中漏风严重。锅炉空预器平均漏风率达到了15%以上。为改善空预器漏风状况，完善空预器密封扇形板，采用自动调节，效果显著，锅炉空预器漏风率从15.8%降至6.2%，且—次风机、二次风机、引风机电流均有一定幅度下降，满足经济运行要求。
3.提高汽温合格率
汽温调节是影响锅炉经济运行的一个重要方面，目前该锅炉由于气温控制存在着诸多问题，因此气温温合格率仅为75%，并且超温现象时有发生，直接影响机组的安全运行和经济性，必须提高循环流化床锅炉的气温合格率，以实现锅炉的经济运行，通过笔者的发现，汽温控制主要存在以下问题：外置床锥型阀不能投入自动调整，运行人员操作量大，床温、汽温的调整往往不能兼顾，容易引发超温事故；锅炉热容量大，负荷变动时滞后性强，汽压煤量波动大，造成温度波动；系统复杂，调节变量多，影响因素多，主蒸汽有6个减温水调整门，再热蒸汽2个，还有4个外置床入口锥型阀，自动调节系统调节品质欠佳；床温调节对汽温影响大，特别是单侧给煤线故障时，床温波动幅度大，导致汽温随之波动。针对这些问题可以采取以下改进措施：优化协调、燃煤自动调节逻辑，尽可能减小由于煤量、汽压波动给汽温调节带来扰动；增加汽温调节的负荷前馈，升负荷时增加减温水，反之减少减温水；优化床温自动调节逻辑，设置床温自动调节死区为8℃，外置床入口锥型阀自动调节区间为5%～35%，减小外置床入口锥型阀调节频度，预防事故情况下锥型阀过调，减小对汽温调节的影响；制定不同工况下汽温控制措施，加强异常工况手动干预效果。通过以上改进措施，主、再热蒸汽汽温的合格率稳定到了99%，充分保证了锅炉的经济运行。
4.结语
通过采取文章所述的各项优化措施，该循环流化床锅炉实现了经济运行，不仅保证了运行的安全性，还提高了运行的经济性，节约运行成本，整体上提高了电厂的经济效益，具有一定的借鉴价值。
关键词: 节能;热力系统;;凝汽器
随着我国科学技术的发展,能源利用效率虽然近年来有了较大提高,但与世界发达国家相比仍有差距,尚有很大的提高潜力。据统计,我国目前能源效率比国际先进水平低10个百分点,其中火电机组平均效率33.8%,比国标先进水平低6～7个百分点。
一、 我国电厂机组运行现状
河北西柏坡发电有限责任公司一、二期工程经过招标,建设四台哈尔滨汽轮机公司制造的额定出力300Mw成套汽轮发电机组,三期2×600Mw超临界机组主设备采用两台哈尔滨汽轮机公司和哈尔滨电机公司及北京巴布科克牛威尔科克斯公司制造的600Mw超临界燃煤发电机组。由于的国产机组各项经济性指标与同类型进口机组相差甚大,节能潜力大。综合考虑设计、制造、安装、运行与维护等方面的因素,火力发电厂节能工作主要归结有以下两个方面:一方面针对主设备和主要辅机进行优化改造,提高主机热效率、降低辅机电耗,以达到节能目的;另一方面是针对热力系统,着眼于优化和完善热力系统及其设备,改善运行操作,提高运行效率,以实现节能目标。
随着热力系统节能理论在不断发展,已系统研究和发展了“等效热降”理论,并用以全面分析热力系统的结构、设备、参数、负荷特性、环境特性、系统特性、负荷持续时间特性等因素对机组运行经济性的影响规律。通过对机组热力系统的试验和优化改进,充分挖掘热力系统的节能潜力,为同类型火力发电厂热力系统优化设计、节能改造、运行诊断和节能管理提供了依据。
二、国产引进型汽轮机组存在的问题
通过对不同电厂同类型机组各种试验和运行数据,以及大修揭缸过程中检查的结果综合分析,目前该类型机组所存在的问题有原机组结构设计、优化设计及加工中的缺陷,也有安装、运行等方面的因素,可归纳为以下三个主要方面:
1汽轮机本体结构设计方面存在不足
国产引进型汽轮机组,是80年代初我国引进的美国西屋公司汽轮机制造技术,其技术指标是70年代初的国际先进水平。随着技术的进步,当年引进的西屋机组技术水平已显得落后,机组技术经济指标与国际水平有较大差距。为此,在国产化过程中采用不同的技术路线对原型机进行了优化设计和改进。制造厂经采用不同技术路线优化设计后的汽轮机组,投产后共同出现的问题是各监视段存在普遍超压,如果限制压力,机组出力偏紧。之后,两厂分别对出厂机组进行了现场扩大高压缸通流面积和新制造机组扩大通流面积的设计改进。国产制造的该类型机组实际运行中反映最为普遍的另一个问题是高压缸排汽温度高出设计值15～30℃,高压缸效率偏低3～10个百分点,且高压缸效率下降速度较快。
分析发现造成高压缸效率偏低和下降速度较快的主要原因是高压缸前部和中压缸中部上、下缸温差大,汽缸出现变形,通流汽封以及轴封径向汽封容易被磨损,螺栓松弛或断裂,内缸结合面出现漏汽等。珠江电厂汽轮机组由于高压缸前部未设计壁温测点,无法得知温差程度,存在的问题没有暴露。经在同类型机组该处加装上、下壁温测点,运行中上、下缸负温差大的问题得以证实。另外,由于该机组结构的特殊性,对机组安装、检修工艺掌握不够,因此,机组安装投产后运行效果不很理想,甚至对机组运行中出现的问题,经几次大修后,仍不能得到改善和彻底解决,影响机组经济效益的发挥。
2 热力系统及辅机设备不完善
目前,机组普遍存在试验结果较为理想,而实际运行结果较差的问题。由此可见,系统及设备的不完善是机组实际运行煤耗率普遍偏高的又一主要原因。热力系统及辅助设备存在的问题既影响机组运行安全性,又影响机组运行经济性,珠江电厂1号机组投产后汽轮机组及系统存在的主要问题如下:
(1)冷端系统及设备不完善,凝汽器真空度偏低,年平均～般在91%～93%之间。
(2)回热系统及设备不尽完善,造成高、低压加热器运行水位不正常,疏水管道振动,弯头吹薄、破裂,加热器上、下两端差变大。
(3)本体及热力管道疏水系统设计庞大,汽机侧各类疏水管道有70根左右,阀门易发生内漏,且控制方式设计和管径设计不合理,甚至存在设计、安装错误。
(4)热力系统设计复杂,且工质有效能利用不尽合理,冗余系统多,易发生内漏,热备用系统和设备多采用连续疏水方式,使有效能损失较大,既影响安全和经济性,又增加检修、维护工作量及费用;
(5)汽水品质差,通流部分结垢严重,甚至高压缸通流部分亦结垢,影响汽轮机相对内效率。
(6)辅机选型、配套和运行方式不合理,运行单耗大,厂用电率增加。
(7)实际运行轴加热器热负荷大,压力高,温升高于设计值5℃左右。
3 机组运行方式及参数控制不合理
当前各大电网负荷较低,峰谷差也较大。机组日运行负荷变化幅度较大,且低负荷运行时间较长,是机组目前运行煤耗率普遍较高的主要原因。国产的机组,汽轮机进汽调节方式分为节流调节和喷嘴调节两种。机组低负荷运行时,采用何种运行方式,经济性差异较大,而且采用同一种调节方式,选用不同的运行参数,经济性也存在一定差异,有一个最佳运行参数问题。另外,目前在对机组小指标考核时,如对汽温、汽压等参数的考核要求尽可能接近设计值,使机组在低负荷运行时,节流损失急剧增加,也是影响机组经济性的原因之一
三、电厂汽轮机的节能优化
1汽轮机组热力系统优化的技术措施
汽轮机组及热力系统的任何变化,必然引起各处工质流量分配变化及热力参数变化,最终表现为新蒸汽的做功变化和循环吸热量变化,从而影响汽轮机组的总体热经济性。针对国产机组存在的问题和电厂机组实际运行状况,依据机组能损定量分析的基本理论及国产机组主要参数变化对经济性的影响,电厂对汽轮机组及热力系统采取了消除外漏、减少内漏、合理利用工质等节能措施。主要技术措施有:
(1)在机组大、小修前对整个热力系统阀门的运行状态进行诊断,制定系统阀门检修计划和措施;(2)重点检修热力系统阀门,消除阀门存在的缺陷,将重要而易产生泄漏的高压疏水门更换为进口阀门,更换的国产门必须解体检查内部质量;(3)研究热力系统部分疏水管增加手动门,选型时将阀门压力等级提高l一2个等级。疏水系统加装手动门后,运行时处在常开位置,当疏水门泄漏,运行中无法消除时,作为临时措施,关闭该手动门;(4)根据系统旁路的布置和管道走向,减少主、再热蒸汽管道疏水管,并进行合并及调整的系统优化;(5)冷态调整热力系统电动门和气动门行程限位,预留适当的行程;热态时检查阀门是否存在泄漏,必要时热态重新调整阀门行程;(6)研究改进高加疏水调整方式,将原基地式疏水调整方式改为DCS控制,并通过试验调整高加运行水位;(7)优化低加疏水系统管路布置,减少系统阻力,消除7号、8号疏水不畅;(8)优化高压外下缸及中压外下缸疏水系统。
另外,回热加热器是热力系统的重要设备之一,它对火电机组热经济性的影响较大,特别是当高压加热器停运时对热经济性的影响会更大。现场中,由于高压加热器损坏或设备配套不齐以及检修高压加热器时,都可能出现停运的工况。除此之外,人为地切除高压加热器,在某些火电厂有时被作为调峰的一种手段。因为切除高压加热器,在新蒸汽耗量保持不变,且汽轮机通流能力又允许时,将获得可观的超额功率,用以满足尖峰负荷的需要,达到调峰的目的。定量分析其对热经济性的影响,对促进节能改造,改进运行操作和管理,提高装置经济性具有一定的现实意义。
2凝汽器真空的影响因素及其改善
在凝汽式机组中,通过凝汽器散去的热量比用驱动汽轮发电机组所消耗的能量还大,因而凝汽器的运行状况能明显影响机组的热经济性。因此,凝汽器的真空值直接影响汽轮机的安全、经济运行。
影响机组真空的因素主要有:冷却水量、冷却水温、抽气系统的能力、凝汽器结构和管材、凝汽器清洁系数、真空系统漏入空气等。目前,国内运行的大中型汽轮机普遍存在真空系统严密性不合格的问题。因此,研究影响凝汽器真空的主要因素并提出改善措施也是一个非常重要的问题。
(1)汽轮机组真空系统严密性治理
机组冷端系统性能不良,真空系统严密性试验结果大大超标,严重影响机组热力性能。对此,珠江电厂成立真空治理专门工作小组,配备专人,购置氦质谱检漏仪,坚持常年认真细致的工作,运行人员定期进行真空严密性的试验,发现异常情况,检修人员及时采用质谱检漏仪在线查漏处理。为了查出真空系统的漏点,在机组停运检修期间,通常采用灌水的方法进行检漏,而当机组运行时,经常采用卤素检漏仪或采用氦质谱检漏仪进行真空系统检漏。根据实际工作经验总结,珠江电厂汽轮机组真空系统和设备易漏空气的薄弱环节有:凝汽器汽侧入孔门及喉部焊缝;在潮湿的地方或地下管道易发生锈蚀、破损;管道的法兰接口处;凝汽器及低压加热器汽侧的水位计接头:疏水系统(阀门、容器等);低压缸结合面,低压缸轴封。
(2)凝汽器管结垢
凝汽器冷却管结垢包括管外和管内结垢,管外的垢层一般由油污和氧化铜、氧化铁等构成,管内的污垢除了腐蚀产生金属氧化物外,主要是由循环水带入的污物沉积和小生物在管内的繁衍造成的, 在实际运行中,主要面对的问题还是管内严重积垢而影响凝汽器的传热性能。对于凝汽器管内防污垢,尤其是防有机物在管内的污堵,国内外都做了大量的试验研究工作。⋯。主要途径有二:一是在循环水进水口及凝汽器进水口装设有效的过滤装置,滤除水中的杂物和小生物;二是在进水口定期添加～定浓度和数量的有机或无机(如次氯酸钠等)杀虫剂,以抑制进水口及进水管中生物的附着和繁衍。
凝汽器冷却管的清洗有化学和机械两种方式,根据清洗中凝汽器是否减负荷或停运,又可分为在线和离线两种方式。机械式在线清洗主要有胶球清洗和毛刷清洗两种,离线机械清洗需部分减负荷,并需人工操作,在我国除上述方法外,还常用人工毛刷捅洗,在北方地区还广泛采用热风干燥清洗的方法。
四、结论
国产的300MW、600MW机组是当前我国火力发电的主力机组,由于主、辅设备设计、制造、安装及电厂运行等方面因素,汽轮机本体和热力系统、主要要辅机存在的不完善问题成为影响机组性能和经济效益正常发挥的主要原因。因此,对国产300MW、600MW机组及系统的经济性研究非常必要,进行机组汽轮机及系统的优化改进是一个综合性课题,需要动力工作者付出艰辛的努力,不断引进新技术、新工艺、新产品使汽轮机组及系统的运行水平进一步得到提高。
参考文献:
[1]王朝伟. 600MW超临界机组热力系统热经济性分析研究. 学位论文,2007
[2]林万超. 火力发电厂热力系统节能分析. 水力电力出版社,2007
[3]李国军,苏春艳. 国产引进型300MW机组节能降耗综合治理. 2005
