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机组低负荷三台磨煤机运行技术措施
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结合我公司锅炉实际运行情况，去年检修期间对煤火焰、点火源逻辑进行了优化，并增加了三台磨煤机运行跳闸自动投油稳燃逻辑，为低负荷三台磨煤机的安全运行打下了基础，鉴于近期机组长期低负荷运行，为节能降耗，优化磨煤机的调整，对制粉系统运行方式规定如下：
1、 双机负荷曲线500MW以下运行时，＃5、6机组负荷平均分配，锅炉保持三台磨煤机运行，推荐运行方式为：BCD、ACD、ABD、BCE、ABC（运行方式按此顺序优先选择），磨煤机检修时按此对应运行方式参考锅炉主要参数（汽温、燃烧情况等）进行切换。
2、 双机负荷曲线500MW――550MW之间运行时，可灵活调整双机负荷，使一台机组满足三台磨煤机运行方式，另一台炉四台磨运行。
3、 双机负荷曲线550MW以上运行时，双机四台磨运行。
4、 当电网故障要求快速响应时，在利用冗余增加负荷的同时及时启动备用磨煤机，以满足电网要求。
5、 在负荷较大或煤质较差时，如总给煤率超过100T/H或单台磨煤机出力大于35T/H时，应及时启动备用磨煤机以满足调整需要。
6、 三台磨煤机运行一台发生跳闸，BC层油枪自动投入，处理过程中可根据实际情况增投或切换油枪，并及时投备用磨。
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《机组低负荷三台磨煤机运行技术措施》相关资料> 问题详情
当系统频率下降时，负荷吸收的有功功率（)。A．随着下降B．随着上升C．不变
悬赏：0&答案豆
提问人：匿名网友
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当系统频率下降时，负荷吸收的有功功率()。A．随着下降B．随着上升C．不变D．不定请帮忙给出正确答案和分析，谢谢！
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1远距离输电时，为减小线路上的电能损耗，主要采用的措施为(
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)，提供的无功功率Qmax值为(
)。A．121(1+2×2．5％)kV，9．294MvarB．121(1—2×2．5％)kV，9．294MvarC．121(1+2．5％)kV，9．394MvarD．121(1+2．5％)kV，9．394Mvat。4系统等值电路如题51图所示，各元件参数标幺值标在题51图中，f点发生三相短路时，各电源对短路点的转移阻抗分别为(
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百万机组降低磨煤机运行台数研究与对策
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磨煤机“三开不备”低负荷运行在煤浆提浓增产中的应用
作者/来源：孔德升，孙化祥，郝占国（新能凤凰滕州能源有限公司 ，山东滕州 277500）&&&日期： &&&点击率：43
摘要：通过磨煤机&三开不备&低负荷运行，使煤浆浓度提升 2%以上，甲醇每小时产量提高约 3.3%，同时优化调整磨煤系统联锁，对低压水煤浆管线和磨煤机工艺水管道进行改造，解决了磨煤机&三开不备&低负荷运行时遇到的问题，对提高气化装置的雾化效果和降低系统生产消耗产生了明显的效果。
关键词：磨煤机 煤浆提浓 堵煤 低负荷
1 磨煤机&三开不备&低负荷运行煤浆提浓概况
新能凤凰公司建设有 3 套 1 500 t ／ d 四喷嘴水煤浆气化装置，&两开一备&运行，配套建设了 3 套磨煤机装置，亦采用&两开一备&运行模式。正常生产时 1 台磨煤机备用，另 2 台磨煤机制取的煤浆，分别经过 2 台大煤浆槽供给运行的 2 台气化炉。当运行中的 1 台磨煤机故障或达到例行检修周期时，开启备用磨煤机，从而保障气化炉煤浆得稳定供应。为实现提产降耗目标，2015 年 2 月起实施磨煤机&三开不备&低负荷运行煤浆提浓方案，即磨煤机保持原有加棒量，3 台磨煤机同时运行， 负荷降低为满负荷时的 67％。2 台磨煤机磨制的煤浆分别送入 2 个大煤浆槽， 另一台磨煤机制取的煤浆同时送入 2 个大煤浆槽，通过手动阀控制分配量。按照原 45 d 例行检修周期进行磨煤机系统的例检工作，1 台磨煤机检修时， 另 2 台磨煤机恢复满负荷运行。例检中抽取出的断棒（按断棒长度折合成钢棒根数）、弯棒和细棒（直径小于 40 mm），....……该文章为收费文章,收费会员登录后才能浏览完整内容&&&&查看&&&&印尼某电站330MW机组孤岛运行FCB试验过程分析-PLC案例分析
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印尼INDRAMAYU电站3&330MW机组配置TZA/330/30/2F/1080型亚临界、一次中间再热、三缸两排汽、凝汽式汽轮机，主蒸汽压力为17.78MPa，再热蒸汽压力为3.78MPa，主、再热蒸汽额定温度均为540℃。机组采用瑞士苏尔寿公司生
印尼INDRAMAYU电站3&330MW机组配置TZA/330/30/2F/1080型亚临界、一次中间再热、三缸两排汽、凝汽式汽轮机，主蒸汽压力为17.78MPa，再热蒸汽压力为3.78MPa，主、再热蒸汽额定温度均为540℃。机组采用瑞士苏尔寿公司生产的液压控制旁路系统，高压旁路容量为70％，低压旁路容量为2&65％。一、FCB试验在FCB试验前，分别对汽轮机进行超速、阀门关闭时间测定及其严密性试验，对锅炉减负荷速率、煤量以及旁路控制逻辑进行确认。为了保障机组运行的安全性，防止出现FCB试验失败使厂用电全停，对电气快切装置进行了动态试验。(1）阀门关闭时间测定 &在机组整套起动前对汽轮机各个阀门关闭时间进行测量得到主汽阀关闭时间最长为260ms，调节阀关闭时间最长为280ms，均达到DL/T863一2004(汽轮机启动调试导则》的要求。(2）阀门严密性试验 &及超速试验国内对于阀门严密性试验条件只要求主蒸汽压力高于额定压力50％，因再热蒸汽热段压力低、比热容大，所以再热调节阀的严密性对调节阀的严密性具有较大的影响。在进行阀门严密性试验时，保证主、再热蒸汽压力均在对应压力额定值的50％以上，汽轮机转速最低降至500r/min以下，试验结果均合格。汽轮机超速试验中，撞击子飞出转速分别为、3285r/min, 满足北京重型电机厂对于动作转速的要求。(3）锅炉降负荷FCB试验失败多为热负荷变化过大，各参数波动达到危险值所致，因此应尽量偏小锅炉热负荷的变化区间。该机组的旁路系统容量较大，因此利用旁路系统的富裕通流量使锅炉燃烧变化尽可能平稳。70％蒸汽流量在额定煤量曲线上对应的燃料量为110t，机组额定负荷时5台磨煤机运行出力为35t/h左右，因此试验中切除2台磨煤机，剩余磨煤机出力（约100t/h ）不变。切除磨煤机时锅炉热负荷变化较大，为了稳定燃烧，磨煤机的切除顺序依次为F磨煤机、D磨煤机、C磨煤机，切除间隔时间为55，保留中层磨煤机和下层A磨煤机运行。(4）旁路控制 FCB信号触发后，高压旁路阀瞬间打开。若在FCB信号触发前主蒸汽压力低于15MPa，则高压旁路阀快开后机组自动转入定压运行方式，压力控制值为试验前的主蒸汽压力值。若在FCB信号触发前主蒸汽压力大于15MPa，则高压旁路阀快开且机组自动转入定压运行方式，将压力保持在15MPa。在FCB信号触发后，机组自动转入定压运行方式，低压旁路将再热蒸汽压力维持在2.0MPa不变。为了防止在FCB信号触发后主蒸汽压力降低过多、汽包出现假水位和工质不平衡，高压旁路阀保持开状态的时间很短，初次设定值为25。机组于2011年l月12日及2011年l月27日分别进行了2号机组的50％及100％额定负荷下FCB试验，试验过程中仅解除了汽包水位保护功能，其余保护功能均投入且在机组重新并网前不进行手动干预。&1.1 50％额定负荷50％额定负荷下FCB试验前、后各主要参数变化见表1。机组负荷为163MW，高、低压旁路阀均为自动控制方式且开度为零。辅助蒸汽及除氧器气源取自汽轮机五段抽汽，除汽包水位保护功能解除外，其余保护功能均投入。试验前4台磨煤机（2台中层磨煤机、1台上层磨煤机及1台下层磨煤机）运行且总煤量为97t/h。试验开始，延时5s跳闸1台上层磨煤机，其余磨煤机退出自动控制方式且维持当前给煤量，此时总煤量降为85t/h，炉膛负压最低至－415Pa，随后稳定在－100Pa左右；高压旁路阀延迟1s后开启，快开2s随后机组转入定压运行方式，压力设定值为试验开始前的主蒸汽压力（10.36MPa) ；主蒸汽压力升至最高值10.67MPa此时高压旁路阀停止快开且开度为45％，当高压旁路阀开至最大值81％时主蒸汽压力降至10.48MPa，随后稳定在10.35MPa；低压旁路阀开启，再热蒸汽压力升至最高值2.51MPa，此时低压旁路阀开度为38％，低压旁路阀开至最大值 56％，此时再热蒸汽压力为2.08MPa。试验过程中各主要参数变化曲线见图1。试验中，汽轮机超速保护控制（OPC）电磁阀带电及所有调节阀迅速关闭，使汽轮机转速升至第1个峰值3037r/min后回降至2986r/min，此时OPC电磁阀复位，再热调节阀逐渐开启控制转速，使转速降至第1个谷值2903r/min，继续逐渐开启再热调节阀，将转速维持在3000r/min左右直至重新并网；在并网切缸（机组额定负荷为13％～15％时高压缸进气并控制负荷）结束后开启调节阀。汽轮机转速和所有调节阀变化曲线见图2。&1.2 100％额定负荷100％额定负荷下FCB试验前、后各主要参数变化见表2。机组负荷为330MW，仅解除汽包水位保护功能，高、低压旁路阀均为自动控制方式且开度为零，辅助蒸汽与除氧器汽源不切换，煤量未提前调整，在FCB信号触发5min内不进行手动干预。试验前，5台磨煤机（2台中层磨煤机，2台上层磨煤机及1台下层磨煤机）运行且总煤量为175t/h。试验开始后延时5s跳闸1台上层磨煤机，8s后跳闸1台上层磨煤机，其余磨煤机退出自动控制方式且维持当前给煤量，此时总煤量为105t/h，炉膛负压最低至－590Pa，随后稳定在－50Pa；高压旁路阀延迟1s后开启，快开2s随后机组转入定压运行方式，压力设定值为15MPa；主蒸汽压力升至最高值18.90MPa，此时高压旁路阀开度为46％，停止快开，随后开至最大值100％，此时压力回落至18.42MPa，最后达到15MPa；低压旁路阀控制跟踪试验前的低压旁路压力，低压旁路阀开启时，再热蒸汽压力已升至4.17MPa，最高值为4.25MPa, 此时低压旁路阀开度为66％，随后再热蒸汽压力开始回落，低压旁路阀开至最大值100％，此时再热蒸汽压力降至3.76MPa，低压旁路压力回落至2.01MPa，关闭低压旁路阀，将再热蒸汽压力稳定在2MPa。试验过程中的各主要参数变化曲线见图3。
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