1000MW发电机组

1000MW发电机组（精选十篇）

1000MW发电机组 篇1

超超临界技术的发展与大量新型耐热合金钢材的开发与应用密不可分，而且在很大程度上取决于材料技术的发展。对于超超临界机组使用的高温高压管道，特别是四大管道(指主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道(热段)、低温再热蒸汽管道(冷段)和高压给水管道，包括汽机旁路)材料的具体应用提出了更高的要求。

2 四大管道材料的选择

2.1 给水管道

对于给水管道，由于受到烟气露点的限制，空气预热器出口的排烟温度很难做到低于120℃，因此尽管超超临界机组的蒸汽参数提高得较多，给水温度仍将维持在300℃左右。本工程VWO工况时，#1高加出口给水温度为302.9℃。此外，本工程给水管道压力只是略高于600MW超临界机组，就目前国内外高压给水管道普遍采用的15NiCuMoNb5无缝钢管来说仍然适用本工程，不涉及新材料的应用。

2.2 低温再热蒸汽管道

对于低温再热蒸汽管道，虽然主蒸汽压力提高，但是受到低压缸排汽湿度的限制，高压缸的正常排汽压力变化不大，正常排汽温度也变化不大，正常工作最大排汽温度不超过380℃。本工程汽机VWO工况高排温度为352.0℃，高压缸最高允许排汽温度460℃。以往工程常用的A672B70CL32电熔焊接钢管同样适用。

2.3 主蒸汽和高温再热蒸汽管道

对于27.46MPa(g)、608～610℃这一压力和温度的大容量超超临界机组的主蒸汽和高温再热蒸汽管道，包括汽机旁路阀前管道的材料，将面临更高压力和更高温度的考验。首先，管道材料的高温蠕变强度必须满足由于管道热膨胀而引起的热应力的要求。一般来说，适合于作为高温蒸汽管道的材料，其在工作温度下的105小时蠕变应力值应达到90～100MPa。同时，还要求管道材料的热膨胀系数比较小且导热率较大，从而能够降低管道内的热应力水平。

2.3.1 超超临界机组高温材料

目前国际上超超临界机组的主蒸汽管道和高温再热蒸汽管道主要应用以下材料：

1)P91钢

2)P92、P122、E911钢

3)新一代的NF12和镍基合金

2.3.2 技术比较和可靠性分析

1)化学成分。P91在国内已经得到广泛应用，是一种改良的9CrMoVNbN钢，P92、E911是在P91基础上通过添加W取代部分Mo来提高高温强度的，其中E911含W 0.9%,P92含W 1.8%，三种材料含Cr量均为9%;P122Cr含量为12%，含W 2.0%，由于Cr含量比较高，为了避免在组织中出现δ铁素体引起材料的脆性，添加了0.3～1.70%的Cu来降低Cr当量。

2)许用应力。在目前广泛使用的9%～12%Cr钢的使用温度最高可达620℃，并有较好的焊接性能和抗疲劳强度。在600℃的工况下，P92和P122钢的许用应力比X20CrMoV121大50%，比T/P91钢也要大30%左右。T/P92钢和T/P122钢的成功开发，为现阶段超超临界参数的提高创造了一定的条件。

图2-1表示在不同温度下的许用应力及对应的管道壁厚。当在给定的蒸汽参数条件下，材料的许用应力越高，则管道的壁厚越薄，这样同时会降低管道的热应力。此外，随着管道壁厚的减薄，安装焊接的难度和费用、管道支吊架的费用也会因此降低。

3)焊接问题。对P91焊接的经验可应用于P92，但所有新材料都需要考虑焊接工艺、技术培训等。降低焊缝的脆性是个重要的技术问题，需要从焊材和工艺方面进行解决，W含量对焊接有一定影响，P92和P122比P91和E911需要更长的焊后热处理时间来保证焊缝韧性。

4)运行中的组织稳定性。在三种含W的耐热钢中，P122因为含有1.0%的Cu，会促进Laves相的析出和长大，在运行中的组织稳定性最差，E911和P92接近。

5)高温蒸汽氧化与腐蚀性能。耐热钢的抗蒸汽氧化性能主要取决于Cr和Si的含量，P91、P92和E911含Cr都是9%，其氧化与腐蚀性能相近，P122含Cr量为12%，抗氧化腐蚀性能有所提高。9%Cr或12%Cr钢可以满足抗蒸汽氧化的性能要求，在主蒸汽管道壁厚计算中亦不考虑氧化腐蚀的裕量，而在运行中要加强对管道材料的金属监督。

根据上述分析，从长期安全运行角度判断，我们可以得出以下结论：

a.对于610℃的主蒸汽管道设计温度，采用P92或P122或E911比较合理。

b.对于608℃的高温再热蒸汽管道设计温度，虽然蒸汽的温度较高，但由于蒸汽压力低，技术上P91钢还是可用的，采用P91,P92,P122和E911均能满足要求。

2.3.3 经济比较

根据上述的分析，对于本工程参数的主蒸汽管道和高温再热蒸汽蒸汽管道，可供选择的材料主要有P91、P92、P122、E911，这四种材料在管道价格上也存在较大的差异，见表2-1。

注：相同的重量条件下。

在此我们根据本工程的参数，对采用P91、P92钢的主蒸汽管道和高温再热蒸汽管道的管径和壁厚进行了一个对比计算，计算结果见表2-2。

根据表2-2，我们可以得出以下结论：

1)在本工程的蒸汽参数下，由于P92与P122许用应力接近，但P122与P92在相同重量下的管道价格增加44%;而E911许用应力比P92低，且管道价格增加52%;P122与E911经济性明显劣于P92。主蒸汽管道选用P92重量要比P91减轻22.32%，管道单位价格比较减少2.9%;高温再热蒸汽管道选用P92重量要比P91减轻14.29%，管道单位价格比较增加7.13%;总体价格相差不大。

考虑P92管材的推荐使用温度高于P91管材，因此，从经济技术角度综合考虑，主蒸汽管道与高温再热蒸汽管道采用P92管材更加合理。

3 四大管道选材推荐意见

根据以上的分析论证，结合四大管道材料应用和发展的现状，对于本工程拟选用的超超临界参数的机组，结合汽轮机厂家的特殊要求，推荐四大管道的材料如下：

1)高压给水管道采用15NiCuMoNb5材料。

2)再热(冷段)蒸汽管道采用A672 B70 CL32电熔焊钢管。

3)对于主蒸汽管道，目前P122、E911钢虽在大容量机组有应用业绩但其价格偏高，且E911许用应力偏低，P122加工和焊接工艺与目前国内已基本掌握的P91钢有较大区别。P91在技术方面材料已应用到最高极限温度，管道壁厚较厚，对设备的推力大，直接影响机组变负荷速率。综合技术经济因素，本工程上的主蒸汽管道建议采用P92钢。

4)高温再热蒸汽管道选择P91钢或P92钢均能满足要求，根据经济分析，P92钢与P91钢相差不大;考虑到P91已应用到材料极限温度(推荐使用温度为593℃)，从机组安全运行的角度出发，优先采用P92钢。

参考文献

[1]武春霖.国产化1000MW级超超临界机组高温蒸汽管道选材建议[J].发电设备,2005.

[2]尹黔昊,魏刚,李涛.1000MW超超临界机组四大管道的选材[J].天津电力技术,2009.

[3]杨富,李为民,任永宁.超临界、超超临界锅炉用钢[J].电力设备,2004.

[4]李荣,关蕾.世界超超临界技术发展与启示[J].中国电力企业管理,2009.

[5]周荣灿,范长信.超超临界火电机组材料研究及选材分析[J].中国电力,2005.

1000MW发电机组 篇2

吹管期间炉侧主要注意事项与总结

编号：

发电运行部 编 2016年04月06日

从3月22号的试点火，到4月4号吹管的结束，期间锅炉完成了点火，冷态清洗和热态清洗的过程。自己很荣幸在这个阶段学习了锅炉的点火和吹管等整套启动时候注意事项，也明白了风烟系统启动流程和部分参数，制粉系统的启动流程和部分逻辑。以下是个人的总结，重点对风烟系统的启动顺序和启动就地重点检查进行总结，不足之处，请多多包涵，多多指教。

一． 前期主要注意事项 1． 确认炉侧消防水系统已经投用正常，处于良好备用状态。2． 确认机组排水槽无水位高报警，废水提升泵处于良好备用状态。

3． 点火前要求检查所有炉侧各个液压润滑油站，确认油站油质已全部合格，油位满足要求。

4． 在风机启动之前（特别是引风机的启动），确认启备变电压稳定、6KV3A/B/C母线电压高于6.4KV，各400V电压不低。

5． 联系脱硫，确认脱硫氧化风机和脱硫塔有效隔离，通知无关人员撤离。6． 电除尘系统在点火前12h投入灰斗加热器，8h小时投入灰斗气化风装置。7． 吹管期间，空压机系统运行3台，保证仪用和除灰的气源充足。

8． 点火前2小时投运输灰系统，阴阳级振打和瓷套投自动，确认除灰压缩空气压力大于0.65MPa。

9． 捞渣机系统在风机启动前8小时投入运行正常，注意钢带无打滑现象，并且捞渣机系统所有的观察孔都处于关闭状态。10． 石子煤系统运行正常，保证石子煤顺利排放。11． 在锅炉点火前要确认相关厂家已经就位。

12． 上水期间，注意锅炉膨胀指示的变化，并做好记录。发电运行部 工作总结

13． 检查原煤仓煤位高度，吹管期间注意联系煤场做好及时补充煤量准备。14． 确认炉侧所有电机电源都处于热备用状态，备用电源处于良好备用状态。15． BCP泵注水完成，水质合格，电机冷却水流量正常。二． 风烟系统的启动

1． 在风烟系统启动时，值内另外同事负责电除尘，输送系统等投运。2． 风烟系统的启动，首先是3A空预器系统的启动，就地检查完毕无误后，和盘上进行沟通汇报，在启动空预器主电机前，将投运减速箱油泵。将3A空预器投运后，同样的检查和启动方法再投运3B空预器。

3． 3A引风机的启动，就地检查引风机油站油色油位油温正常（油泵已经运行），回油顺畅，就地润滑油压力正常为0.3MPa,启动允许条件为＞0.2MPa,就地液压油压力为3MPa，启动允许条件为＞3MPa，就地检查引风机动叶开度为0%，闭式水回水正常且压力正常为0.4MPa，全面检查无误后汇报盘上，在启动引风机时，要建立空气通道，需要就地另外一侧送风机动叶开度≥50%，所有二次风门开度≥80%，就地确认送风机出口电动门开，吹管期间的启动方式为顺控启动引风机，引风机进口出口的电动门开与另外一侧的送风机出口门形成AB空气通道建立。盘上启动引风机之后，就地确认引风机运行正常后，汇报盘上。

4． 3A引风机启动完毕后，就地检查送风机油站油色油位油温正常（油泵已经运行），回油顺畅，就地润滑油压力正常为0.3MPa,启动允许条件为＞0.2MPa,就地液压油压力为3MPa，启动允许条件为＞3MPa，就地检查送风机动叶开度为0%，闭式水回水正常且压力正常为0.4MPa，全面检查无误后汇报盘上，顺控启动送风机。盘上启动引风机之后，就地确认送风机运行正常后，汇报盘上。

5． 此后盘上进行引风机动叶的调节，将动叶开度调至3%，后根据炉膛负压调节送风机动叶开度，维持炉膛负压-50——-150Pa，就地观察到引风机动叶最终开度30%左右，送风机动叶开度35%左右。

6． 同理重点就地检查3B引风机和3B送风机，启动后调节动叶维持炉膛负压-50 发电运行部 工作总结

——-150Pa，盘上调节总风量1300t/h。

7． 启动火检冷却风机，就地检查无误后，汇报盘上。启动之后就地检查电流大小，风机出口母管的压力6KPa,振动声音温度无异常后汇报盘上。8． 此后盘上对锅炉进行吹扫5分钟，盘上打开3A磨煤机出口快关门和冷热一次风门。

9． 投运3A暖风器。就地打开暖风器的疏水门（3A暖风器下方，）对炉侧暖风器管道暖管疏水后，将辅汽至锅炉房用汽总门（17米）全开，盘上打开辅汽至暖风器电动调阀进行暖管操作。

10． 启动3A一次风机，就地检查一次风机油站油色油位油温正常（油泵已经运行），回油顺畅，就地润滑油压力正常为0.3MPa,启动允许条件为＞0.2MPa,就地液压油压力为3MPa，启动允许条件为＞3MPa，就地检查送风机动叶开度为0%，闭式水回水正常且压力正常为0.4MPa，全面检查无误后汇报盘上，顺控启动一次风机，盘上调节动叶开度使得风量＞80t/h，后启动3A密封风机。三． 制粉系统

1.等离子拉弧，就地上到17米平台，检查等离子冷却水泵运行正常，出口压力0.8MPa，检查等离子无误后，就地位置从锅炉A1,A2,A3,A6,A7,A8,A5,A4进行等离子拉弧，无异常后前往0米3A磨煤机。

2.磨煤机的启动，就地检查磨煤机液压油压力≥6MPa，润滑油压力≥0.13MPa，正常高速油泵出口压力为0.4MPa，就地确认磨辊3个都抬起，检查其他项无异常后，配合盘上启动，运行无异常后，此时通过热一次风进行暖磨。前往给17米平台3A煤机检查。

3.给煤机检查无误后汇报盘上，盘上启动后，就地通过观察，观察窗无堵煤现象，皮带无跑偏打滑现象，指示面板无报警等现象。

4.磨煤机出口温度稳定在60——75℃时，磨煤机下磨辊，就地观察磨煤机振动情况。前几次试点火，磨煤机振动过大，调整后，已经无振动大原因。此时已经完成点火，吹管期间给煤量40t/h，控制给水流量900——1100t/h。四.总结 发电运行部 工作总结

吹管期间，本人曾多次独立完成空预器，引风机，送风机，一次风机，密封风机，冷却风，等离子的拉弧，磨煤机，给煤机的启动，空压机，BCP泵，废水提升泵，电除尘等系统与设备的启动与停运，也操作过许多切泵，并泵，切滤网，风机的切换，冷油器切换等操作，虽然学了很多，但是对锅炉的一些逻辑与一些参数还不是特别清楚，特别是盘上在操作，但是只知其一不知其二，了解的大致方面，但是对具体的操作流程还不是特别清楚。

最后，自己很幸运能伴随二期的调试，在调试中不断成长，希望能在168运行期间，与今后的正常运行中学到更多的知识，能独当一面。以上是个人在吹管期间学到的一些内容，不足之处请指正！

运行二期一值：XXX

1000MW发电机组 篇3

【关键词】超超临界 振动 动平衡 接触面

【中图分类号】TK267 【文献标识码】A 【文章编号】1672-5158（2013）03-0062-02

1、轴系结构

本文介绍该汽轮机发电机组选用由上海汽轮机厂制造的N1000-26.25/600/600 （TC4F）型超超临界、一次中间再热式、单轴、四缸四排汽、单背压、八级回热抽汽、反动凝汽式汽轮机，机组轴系主要由高压转子、中压转子、低压转子、发电机转子及集电环转子组成，各转子之间均采用刚性联轴节连接，汽轮机机组的4个缸的转子由5个径向椭圆轴承支撑，而发电机与励磁机转子由3个径向椭圆轴承支撑，其轴系布置如图1所示。

该机组配有1套由 VM600构成的TSI系统，可连续采集机组轴系各轴承处轴振、瓦振、 转速、轴向位移等参数。

2、4号瓦振动处理概况

机组自4月12日首次冲转，至3000r/min时，4号瓦振为 9.3、8.6mm/s，随后瓦振逐渐爬升，2h后振动爬升至11.8mm/s（跳闸值）而跳闸。经停机处理后，由于安装不善，第2 次于4月27 日再次开机，刚到3 000r/min，4号瓦振为7.1、7.9mm/s，定速3 000 r/min时，4号轴振、瓦振急剧爬升，仅30min瓦振就达到10. 8、11. 6mm/s，机组被迫停机。再次处理后，机组于5月8日冲转至3 000 r/min，4号轴振、瓦振较修前有明显的好转。机组空负荷定速运行近4 h，4号瓦振已爬升至8.0mm/s，之后定速阶段，4号瓦振基本稳定，带负荷后，基本稳定在8.5～10.6mm/s。因此，总体机组的振动水平仍偏大。第4次停机处理后，机组于7月9日冲转至3 000 r/min，4号轴振、瓦振较修前有很大幅度的降低。机组在3 000 r/min及满负荷运行时，4号瓦振动最高315mm/s、3.8mm/s、30.6μm。整个轴系的振动情况都非常理想，全部都达到优秀标准。

3、振动处理过程及特征分析

3.1第一次处理情况

机组自4月12日首次冲转，至3 000r/min时，4号瓦振为9.3、8.6mm/s，随后瓦振逐渐爬升，2h后，振动爬升至11.8 mm/s而跳闸。停机后，4号瓦检查发现了以下几个问题。

①上轴承盖与上轴承之间间隙检查，A排侧0.19～0.45mm，B排侧0.17～0.50mm。标准为0.20 +0.05mm。

②上瓦打开，发现有2处凹槽缺陷。一处靠近中分面200mm，电端10mm，长度约5mm，深度约2mm，宽度约4mm，此缺陷较大；另一外距中分面140mm，电端104mm，长度约4mm，深度约2mm，宽度约2mm，此处较小。

③检查侧隙C1、C2间隙，0.05mm不入。装复时调整至设计值0.15

+0.02mm。

④轴承上部间隙为0.72～0.74 mm，正常。侧隙分别为0. 45～0.55，与设计比，偏小0.05～0.10mm。

⑤轴承底部调整块有一贯穿的划痕迹，宽度约2mm，深约0.5mm。轴承支座也有贯穿的划痕迹。

各部分螺栓紧固情况良好。轴承座油档检查，电机端基本无磨擦痕迹，汽机端有轻微磨擦痕迹，应属于正常现象。转子对轮同心度及晃动度检查，基本正常。

4号瓦检查结果表明小问题很多，能在现场调整处理主要是瓦盖间隙、瓦盖 C1、C2间隙。轴承底部和轴承支座贯穿划痕要返厂处理，需要较长的工期，鉴于当时电厂的运行状态，开机不是很方便，为了验证是否仅仅由于间隙调整不到位而引起振动爬升，确定仅将几个间隙值调整到设计值，并在低压转子A加重0.83kg，加重位置为逆转向200°。轴承底部调整块贯穿的划痕迹未作处理，安装单位在瓦检修的过程中使贯穿的划痕程度有所加重。于4月27日再次开机，刚到3 000r/min，4号瓦振为7.1、7.9 mm/s，定速3 000 r/min时，4号轴振、瓦振急剧爬升，仅30min瓦振就达到10.8、11.6 mm/s，机组被迫停机。

这次开机的情况表明，仅将间隙调整好，对瓦振动未有改善，4号轴振动经过加重处理有下降，瓦振较未处理前恶化，而这次仅是贯穿痕迹恶化，就导致瓦振恶化，因此必须处理贯穿痕迹。

3. 2第二阶段处理情况

4号瓦振原因分析及检修方案

经与厂家多次沟通，拿到轴瓦支承垫块与轴承支架接触面安装详细要求。该轴承的支承垫块为圆球形，而轴承支架为圆柱形，两者接触理论上为线接触，经研磨后，此处将形成类似橄榄球形状的接触面，接触面中部宽度约20mm。对照此次划伤部位，正好就是在接触部位。且接触面情况也不好，形成类似两头接触，而中间脱空的形式（此类情况应严格控制出现）。因此，原因判断为接触面不良。根据以上分析确定检修方案如下。

①返回原加工厂处理轴承底部调整块，返回原加工厂加工轴承支座，要求全部恢复到出厂状态。

②现场对底部调整块和轴承支座进行研磨确保接触面符合安装要求。

③装复过程中再发现轴承支架与主轴的垂直度不好，去除1个定位螺栓，用百分表监视旋转1.3mm后，调整垂直度良好，并保证了轴承底部接触面合格。

④根据电试院的检测数据，调整 4号瓦平衡块角度为逆转向150°。

4号瓦再次处理好以后，机组于5月8日冲转至3000r/min，4号轴振、瓦振都已跟6号机组相同水平，且较修前有明显的好转。机组空负荷定速运行近4 h，4号瓦振爬升至810、8.5 mm /s，之后定速阶段，4号瓦振基本稳定。

额定转速运行近4 h情况表明，这次检修处理已使 4号瓦振和轴振得到明显的改善，机组已经能在空负荷阶段长时间运行。但 4号轴振、瓦振仍然存在爬升现象，瓦振仍存在较小幅值的突升、突降阶跃现象。4号轴振、瓦振都以1X倍频分量为主，爬升也以 1X倍频分量为主，爬升过程相位基本不变，说明机组发生了强迫振动。

机组于5月11日并网带初负荷 90MW，4号瓦振达到 9.4、10.2mm/s，2h后，4号瓦振已爬升至10.8、11.5 mm /s，在110 MW稳定运行近20 min，4号瓦振在10.8、11. 4mm /s上下波动，3号轴振和瓦振也爬升较为明显。轴振为CRT显示的X、Y方向均方根值，可知机组其他各瓦振动极不稳定，存在着并网带负荷后机组振动缓慢变化的现象，给机组振动诊断及处理带来一定的难度。

3. 3 第三阶段处理情况

机组于6月23日停油泵、停盘车开始检修。主要检修情况如下：

①测量低—低对轮同心度，测量位置在对轮中部。结果良好。

1000MW发电机组 篇4

关键词：百万兆瓦,发电机组,FCB功能,动作过程

1概况

FCB(Fast Cut Back)是指机组在高于某一负荷之上运行时( 如35%ECR),因内部或外部(电网或线路) 故障与电网解列,瞬间甩掉全部对外供电负荷时,根据不同故障原因,分别实现机组快速减出力维持“机组与电网解列自带厂用电运行”、或“停电不停机”、或“停机不停炉”的自动控制功能。

某发电机组是功率为1 000MW的超超临界燃煤机组, 锅炉采用上海锅炉有限公司的SG-3091/27.46-M541型超超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉,使用了单炉膛塔式布置方式,四角切圆燃烧、摆动喷嘴调节汽温、平衡通风、全钢架悬吊结构、露天布置、采用机械刮板捞渣机固态排渣的锅炉。锅炉的后尾上部设置有单台SCR脱硝反应设备,其下部设置2台三分仓容克式空气预热设备。锅炉的制粉系统使用中速磨冷一次风机直吹式制粉方式,每一台锅炉都设置了6台对应的中速磨煤机,在额定负荷下运行时,其中5台用于运行,另外1台留作备用。汽轮机采用了上海汽轮机有限公司生产的1 000MW超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、 双背压、凝汽式汽轮机;机组则使用八级回热抽汽方式。 发电机是上海汽轮发电机有限公司生产的THDF125/67型三相同步、水—氢—氢冷汽轮发电机。

2 FCB功能控制策略优化

1)增加FCB触发逻辑:锅炉负荷大于40%BMCR,电气FCB请求信号为真、汽机转速大于2 950r/min或汽轮机跳闸,则触发FCB,FCB动作60s后或锅炉MFT发生, 复位FCB信号。

2)增加FCB动作显示画面。

3)增加FCB动作后,小机汽源切换功能。

4)FCB触发后,各高、低加危急疏水调节门联锁打开一定开度。

5)根据低旁容量,修改FCB后锅炉快速减负荷目标负荷并对逻辑进行调整,目标负荷在40% ~ 50% 之间。

6)修改凝泵控制逻辑。为满足FCB发生后,凝结水消耗的增加,增加FCB凝泵变频切工频逻辑,或者启动备用泵运行逻辑。

7)修改旁路压力设定值回路,在FCB动作后旁路压力设定值适当提高。

3 FCB功能设计方案实现

3.1 100% 负荷FCB动作过程

FCB触发信号由电气侧送来3个FCB触发硬接点, 进行3取2,触发FCB :

1)自动触发机组快速甩负荷RB,目标负荷480MW, 负荷变化率1 000MW/min。

2)锅炉主控切至手动,跟踪目标值48%。

3)RB动作后马上跳闸最下层磨煤机,10s后跳闸第二次磨煤机,保留三台磨煤机运行。

4)旁路直接快开5s,快开结束后进入C模式,自动控制压力,压力设定值由高压缸转子温度计算得到的设定值叠加上偏置,当FCB动作结束后,该偏置值取消。

5)联锁启动备用的凝结水泵,同时将在运行凝结水泵的频率强制提升到最大(50Hz),然后由运行人员手动控制。

6)自动启动未运行的真空泵。

7)FCB动作30s后,如果辅汽压力比除氧器压力大0.1MPa,则自动将辅汽至除氧器关断门开至30% 的位置10s,10s后保持30% 的位置,由运行人员控制。

8)自动打开辅汽至给水泵用汽关断门,将小机汽源由四段抽汽且至辅助蒸汽。

9)6号冷再至辅汽联箱调阀自动开至30%,然后自动投入自动,压力设定值自动设定为1.1MPa。

10)如果凝结水母管压力小于2.9MPa时,闭锁除氧器上水主、副调门开,保证除氧器上水主、副调门无法开启,但可以关闭,避免凝结水母管压力过低导致凝结水压力无法满足低旁减温水的要求。

11)高加三通保持原状,同时2A、2B高加电动门自动关闭到10%。

12)以最高权限“保护开”打开凝汽器水幕喷水门。

13)联锁启动备用的凝补水泵,并将凝汽器正常补水调节阀设定值自动在原设定值上提高100mm,提前补水,确保凝汽器水位。

14)3A、3B高加危急疏水阀自动打开到50%,根据水位自动调节。

15)FCB动作10s后,汽封供汽调节阀强制开启到35%,然后自动投入自动进行调节。

16)屏蔽1、3号高加水位高连锁切除2号高加的保护7min。

17)自动修改给水二阶惯性时间为75s。

18)自动打开精处理混床旁路阀和过滤器旁路阀至35%。

19)RB触发后,自动将给水泵再循环门自动开至18%,并切手动。

FCB动作420s后或锅炉MFT,FCB自动复位。

3.2 100% 负荷FCB功能试验

机组满负荷1 000MW的FCB试验于2013年11月7日10时38分开始,试验前机组的工况:B、C、D、 E、F等5台磨运行,机组控制方式为CCS方式,当前机组负荷998MW,利用A套安稳装置动作切除电网侧开关5041和5042,FCB动作,同时触发机组甩负荷RUNBACK ;FCB动作后,机组负荷在2s内减到30MW左右, 并维持在低负荷稳定运行9min后重新并网,试验过程中动作正常。

4试验结论

通过6号机组的100%FCB试验,对100%FCB相关逻辑进行完善,控制参数进行了优化整定。在100% 机组负荷发生FCB工况时,机组主参数能够按照预定的目标实现控制,系统稳定,没有出现重要参数异常或危及机组稳定运行的情况,100%FCB试验成功。

参考文献

[1]冯伟忠.1000MW超超临界机组FCB试验[J].中国电力,2008,10.

[2]陈小强,尹峰,罗志浩.1000MW超超临界机组RUNBACK功能试验及其分析.浙江电力,2008,27(1):23-26.

1000MW发电机组 篇5

作者：李虎 引言

华能玉环电厂安装4×1000MW超超临界燃煤发电机组，在全国首次采用国际先进的超超临界燃煤发电技术，是国家“863计划”中引进超超临界机组制造技术的依托工程，也是我国“十五”重点建设项目。经过精心安装与调试，1、2号机组已经于2006年提前实现双投，运行半年来，设备稳定，机组各项指标达到设计要求。经测算，额定负荷下的锅炉效率为93.88%，汽轮机热耗为7295.8kJ(kW.h)，发电煤耗为270.6g/(kW.h)，氮氧化物排放量为270mg/m3，供电煤耗为283.2g/(kW.h)，机组热效率高达45.4%，达到国际先进水平，二氧化硫排放浓度为17.6mg/m3，优于发达国家排放控制指标。

3、4号机组也将力争于2007年投产。

一、1000MW机组特点

玉环电厂超超临界机组主要设计参数见表1。

1.1 汽轮机特点

机组汽轮机由上海电气集团联合西门子公司设计，为单轴四缸四排汽；所采用的积木块是西门子公司近期开发的3个最大功率可达到1100MW等级的HMN型积木块组合：1个单流圆筒型H30高压缸，1个双流M30中压缸，2个N30双流低压缸。汽轮机4根转子分别由5只径向轴承支承，除高压转子由2个径向轴承支承外，其余3根转子，即中压转子和2根低压转子均只有1只径向轴承支承，提高了轴承稳定性，也缩短了轴向的长度，使轴总长度仅为29m。整个高压缸静子件和整个中压缸静子件由它们的猫爪支承在汽缸前后的2个轴承座上。而低压部分静子件中，外缸重量与其他静子件的支承方式是分离的，即外缸的重量完全由与它悍在一起的凝汽器颈部承担，其他低压部件的重量通过低压内缸的的猫爪由其前后的轴承座支承。所有轴承座与低压缸猫爪之间的滑动支承面均采用低摩擦合金，具有良好的摩擦性能，不需要润滑，有利于机组顺畅膨胀。盘车装置采用液压电动机，采用顶轴油驱动，安装在机头位置，位于1号轴承座内。1.1.1 高压缸的特点

高压缸采用双层缸设计。外缸为桶形设计，内缸为垂直纵向平分面结构，有较高的承压能力。由于缸体为旋转对称结构，避免了不理想的材料集中，使得机组在启动停机或快速变负荷时缸体的温度梯度很小，可将热应力保持在一个很低的水平。高压缸为单流程设计，叶片级通流面积比双流程要增加1倍，叶片端损大幅度下降，与其他公司机型的高压缸相比，其效率可提高4.5%～7%。1.1.2 中压缸的特点

中压缸采用双流程和双层缸设计。中压高温进汽仅局限于内缸的进汽部分，中压缸进汽第一级除了与高压缸一样采用了低反动度叶片级（约20%的反动度）和切向进汽的第一级斜置静叶结构外，还采取了切向涡流冷却技术，降低了中压转子的温度。中压外缸只承受中压排汽的较低压力和较低温度，这样汽缸的法兰部分就可以设计得较小。同时，外缸中的压力也降低了内缸法兰的负荷，因为内缸只需要承受压差。1.1.3 低压缸的特点

低压缸采用2个双流设计。外缸与轴承座分离，直接坐落在凝汽器上。内缸直接通过轴承支撑在基础上，并以推位装置与中压外缸相连，以保证机组膨胀时的动静间隙。内外缸通过波纹管连接，使低压缸不承受转子重量又可自由膨胀。所采用的末级叶片为自由叶片，长1146mm，是目前世界上已定型并批量生产的最长的全速汽轮机叶片。该叶片1997年在丹麦电厂投运，至今运行已有10年。玉环1000MW汽轮机的大修间隔可达到96000h(约12年)。1.1.4 补汽阀的应用

全周进汽不存在其他机型调节级强度和进汽不均诱发汽轮机激振问题。玉环机组所采用的补汽阀技术，从主汽门后引出一路蒸汽经过补汽阀进入高压缸的第5级后，形成全周进汽定-滑-定运行模式，使机组能不必为具有快速调峰而让主调门保持节流状态，进一步提高了机组效率。玉环电厂汽轮机全周进汽加补汽阀的设计同时解决了正常滑压调峰负荷高效率、第1级叶片的安全性和部分进汽对转子产生附加汽隙激振3个技术问题。正常调峰及额定负荷运行时，补汽阀为全关状态。补汽阀全开流量是额定工况的108%，即补汽阀流量为8%，可使额定工况以及所有小于额定工况时的热耗下降23kJ/(kW.h)，而一旦开始补汽，机组的经济性将随补汽量的增加而下降。1.2 锅炉特点

华能玉环电厂为哈尔滨锅炉厂引进日本三菱技术生产的超超临界参数变压运行垂直水冷壁直流炉，单炉膛、一次中间再热、八角双切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊Π结构型锅炉。

二、机组的经济、环保、稳定运行 1、2号机组2006年实现双投并运行半年多来，推行华能精细管理思路，机组运行稳定，自动控制良好，机组效率较高。根据我国权威专业研究机构对机组运行半年后的性能指标现场测试，各项技术性能指标均达到或优于设计值。

2.1 实行精细管理，推行管理革命

玉环电厂作为华能集团的标杆电厂，以270人定员编制，管理、运营国际一流的4×1000MW超超临界机组，努力实践技术水平最高，经济效益最好，单位kW用人最少，国内最好，国际优秀的“四最一优”建设目标。

玉环电厂将4台机组的集控集中布置在汽轮机厂房外的固定端，以营造舒适的工作环境，集控室四周为环形海景下班幕墙，举目远眺，美丽的乐清湾尽收眼底。每台机组配备集控运行人员5人，4台机组稳定运行时既可相互调配，处理事故时又可相互支援。外围辅控网络也引入集控室，化学、灰控均在值长监视之下，这样既方便日常管理又改善了工作环境。在厂级生产管理上，燃料和脱硫运行维护工作承包给华能长兴电厂，检修工作承包给基建单位浙江火电和天津电建，并由生产部对口统一管理。运行部配正、副主任各1名，机、炉、电、化、安专工各1名。最简约的人员定制，创造出了最大的工作效率。

分部试运阶段，在调试的指挥下，运行全面接管分散控制系统(DCS)操作和现场巡检，不仅可以及时纠正调试人员的差错，还加深了对新设备的认识，顺利实现了168h试运行后的平稳交接。

2台机组转入商业运营后，在华能国际电力股份公司的指导下，玉环电厂积极汲取我国电力管理的宝贵经验，借鉴国际先进的管理理念，规范“两票三制”，推行灵活激励机制，采取先进的厂级监控信息系统(SIS)和管理信息系统(MIS)，结合国际一流的发电机组，培养一流的管理与技术人才。2.2 机组调峰负荷下的高效率、环保、稳定运行

机组最低不投油稳燃负荷为350MW，在500～1000MW的负荷区间内，机组具有很高的热效率，还可以20MW/min的变化率升降负荷，具有灵活而强大的调峰能力。机组投产后，正常自动投入率均为100%，机组的负荷调度也均采用自动发电控制(AGC)方式，由浙江省调度中心根据电网需求远方灵活加减负荷。2.2.1 汽轮机各负荷下的高效运行

玉环电厂汽轮发电机组采用多项先进技术和设计理念，在正常运行中，各项主要指标均居于我国首位。机组在TMCR工况下，机组的厂用电率为4.45%(含脱硫)，汽轮机热耗率为7291.6kJ/(kW.h)。即使在8.04/10.08kPa高背压的夏天，汽轮机的热耗率也仅为7300kJ/(kW.h)，不但远远低于华能石洞口二厂1、2号机的7647.6kJ(kW.h)和外高桥5、6号机的7420kJ/(kW.h)，也优于上海电气集团的7316kJ/(kW.h)的保证值。机组在调阀全开时负荷可以达到1039MW，可以满足短时调峰需求。汽轮机各工况下的主要参数见表2。

玉环电厂高加采用双列布置，每一列配一个水侧大旁路。当任意一个高加出现异常时，须单侧整列高加退出运行。

5、6号低加则采用单列布置，各有单独旁路。

7、8号低加分别设置在高、低凝汽器喉部。在机组启动过程中，高低加热器在出力达到200MW以前即已经正常投入，正常运行时通过抽汽加热凝水和给水，可提高机组循环热效率。为了配合四缸四排汽的汽轮机结构，凝汽器采用双背压结构，循环水分2路以串联的方式先进入低压凝汽器，再进入高压凝汽器，水侧内、外圈可以在运行中实现单侧隔离。灵活的热力系统设计给机组的在线运行提供了更高的可靠性保障。在半年的运行中，出现过高加水位计泄露、低加调门卡死等现象，通过加热器解列的方式均得到了处理。由于海水的腐蚀性较强，凝汽器与循环水管道连接的金属环膨胀节出现过多次泄漏，通过单侧循环水隔离后，放尽该侧凝汽器海水，即可堵住漏点。在缺陷处理过程中，机组的带负荷能力基本没有受到影响，机组的效率也基本上可得到保证。高加全切、5号低加切除、凝汽器单侧隔离工况下的主要数据见表3。

2.2.2 锅炉在各负荷下的高效运行

玉环电厂是沿海港口电厂，锅炉燃煤主要为神华煤和进口的印尼煤，均为较高挥发分煤，低位发热量也与设计煤种相近。煤的各项指标与锅炉设计煤种相近。正常运行中，采用上5台磨煤机即B、C、D、E、F磨运行，A磨煤机备用的模式。根据煤种特性，磨煤机出口温度一般维持在65～75℃，磨煤机出口分离器采用随煤量而改变的变频控制，煤粉细度R90正常在25%左右。在燃用这几种煤种的情况下，锅炉在各工况下运行稳定，BRL(锅炉额定工况)下的平均锅炉效率为93.74%，高于保证值93.65%，750MW和500MW下的锅炉效率分别为94.10%和93.89%，低负荷运行时锅炉效率较高。NOx排放浓度为281mg/m3，优于国家标准，BMCR工况下，机组负荷可达1082MW，过热蒸汽流量为2952t/h，高于保证值2950t/h。表4列出了燃用煤种和设计煤种的比较。表5列出了不同运行方式下的满负荷参数。

在750MW负荷下，CDEF四台磨煤机运行，可以维持运行参数为：过热蒸汽温度为600.3℃，再热蒸汽温度为600.1℃，空预器进口氧量为4.08%，排烟温度为126.3℃，灰渣含碳量分别为0.20%、0.49%，锅炉效率为94.09%。在500MW负荷下，CDEF4台磨煤机运行，可以维持运行参数为：过热蒸汽温度为600.0℃,再热蒸汽温度为598.2℃，空预器进口氧量为5.54%，排烟温度为122.3℃灰渣含碳量分别为0.69%、0.52%。该运行工况下的锅炉效率为93.56%。2.2.2 机组汽水品质

对汽水品质的高要求也是超超临界机组的一个特点。

对于超超临界直流锅炉，运行中没有排污，运行参数高，金属材料余度不大，同时汽轮机结构更为精密，汽水品质不合格会造成受热面腐蚀和汽轮机通流部分结垢，既影响机组效率又影响设备安全，所以对于汽水品质要求极为严格。玉环机组在正常运行中，汽水品质控制达到了要求，运行良好。锅炉BMCR时汽水品质参数如表6所示。

三、结论

(1)玉环电厂超超临界机组选型正确，设计新颖，技术先进，大量采用了P92新材料，首次采用26.25MPa/600℃/600℃超超临界参数，机组热效率达45.4%，实际供电煤耗仅283.2g/(kW.h)，达到了国际先进水平。

(2)玉环电厂的设计方案中，不占良田，生产用水应用海水淡化，在选用低硫低硝燃烧技术的基础上，同期安装脱硫装置，NOx的排放浓度仅为241.1mg/m3([O2]=6%,干态)，此排放浓度亦远远低于国家标准GB13223第一时段的排放要求，在国际上也达到了先进水平，证明了超超临界技术的环保效益，也实践了华能发展绿色公司的诺言。

(3)2台机组半年多的生产运行，积累了1000MW级超超临界机组的生产及管理经验。在不断探索、优化的过程中，对超超临界机组运营掌握程度在逐步加深，可以供国内同行借鉴和参考。玉环电厂的成功建设与投产，也证明我国已经初步掌握了制造、安装、调试和管理运行世界前沿的超超临界机组技术。

四、参考文献

1000MW发电机组 篇6

关键词：风冷干式排渣机 1000MW机组 塔式炉 应用

1 概述

风冷干式排渣技术是利用一种特制的钢带，输送经空气冷却后的炉底渣。风冷干式排渣机工作原理是适量的自然风在锅炉炉膛负压的作用下，进入干式排渣机以及锅炉喉部区域，冷空气逆向与炉渣相混，将含有大量热量的高温炉渣冷却为可以直接贮存和运输的冷渣。产生的热风进入炉膛，冷却后的炉渣由不锈钢输送带输出。干式排渣机与传统的刮板捞渣机相比具有以下特点：一是冷渣介质为空气，不需要冷却水，可节约用水；二是排出的渣为干渣。不降低渣的活性，有利于综合利用；三是自然风的引入，吸收了底渣的热量以及锅炉喉部的辐射热，并可减少渣中未完全燃烧炭的含量，从而减少了锅炉的热量损失，有助于锅炉效率的提高。

目前风冷干式排渣技术在国电谏壁电厂2×1000MW机组塔式锅炉上的应用，使风冷干式排渣技术在各种炉型上都有成功应用的业绩。

2 风冷干排渣系统及干排渣机技术参数

2.1 风冷干式排渣系统流程

2.2 风冷干式排渣系统性能参数

①一级干式排渣机（变频器调整）

②二级风冷干式排渣机：正常出力（连续运行）10～18t/h，最大出力（间断运行）45t/h。出口渣温小于50℃。

③风冷干式排渣机壳体温度：不高于50℃。

④碎渣机出力：大于45t/h出口颗粒度≤35mm。

⑤风冷干式排渣机进风口可调，控制最大进风量不超过锅炉理论燃烧空气量的1%。

2.3　1000MW塔式炉风冷干式排渣机及其系统的结构特点

①采用机械密封装置，向下膨胀量达到750mm。

②冷渣斗的容量按照校核煤种的最大渣量、机组满负荷8小时的储量。

③冷渣斗下的液压碎渣机既能碎大渣块又是关断门。

④采用二级钢带机作为风冷干式排渣提升设备和双渣仓配置。

3 风冷干式排渣系统的配置

1000MW机组塔式炉的特点是炉膛很高，从炉底到炉顶约有110m以上；炉膛内依次安装有过热器、再热器、省煤器等设备；过热器、再热器、省煤器的管排是以水平的方式悬吊在炉膛内。炉膛为方形，四角切圆燃烧方式。针对塔式炉的特点，风冷干式排渣机在结构设计、设备配置和工艺布置上进行了优化。

3.1 冷渣斗与锅炉下口连接采用机械密封装置。锅炉在热态下要向下膨胀，1000mw的塔式炉由于炉膛高度约100多米，向下膨胀的理论数值约500～750mm，水平方向位移约100～200mm。设计考虑了这个因数，机械密封采用水平并向上倾斜300mm和四周隆起式安装。机械密封材料为不锈钢丝网、硅酸铝保温棉、金属薄膜封闭层组合而成，机械密封既要具有一定的柔性，又要密封和耐热。机械密封比水槽密封简单，不需要密封水系统。

3.2 设置了一定容量的冷渣斗。风冷干式排渣机中心线与炉膛中心线偏离500mm，冷渣斗为倒V型不对称布置。冷渣斗的容量按照校核煤种的最大渣量、机组满负荷8小时的储量。冷渣斗分四个区，按照3－4－4－4的数量设置液压带有挤压碎渣功能的关断门。液压关断门具有关闭锅炉排渣和挤碎大渣块的功能。

3.3 采用二级钢带机作为风冷干式排渣提升设备。在设备选型时比较了一级钢带提升、斗式提升机提升和二级钢带机提升三个方案，从设备可靠性、经济性和系统布置的合理性等几个方面考虑，选用二级钢带提升方案。二级钢带排渣机的总长度约为33m，头部抬高约14.5m，钢带有效宽度1.0m，钢带速度2.0～5.0m/min变频调速，倾角35度。

3.4 在一级钢带排渣机的头部出渣口布置了一台碎渣机，碎渣机的额定出力≥45t/h，碎后粒度<35×35mm，使用温度<350℃。碎渣机采用模块式安装，运行中如果碎渣机出现故障，可以整体拖出进行快速检修或更换。

3.5 储渣仓采用双仓布置形式，仓顶刮板机检修两仓切换。仓底平台安装干渣装车机和拌湿机。

4 调试和运行

2011年5月14日国电谏壁电厂2×1000MW机组塔式锅炉风冷干式排渣系统与主机同步启动并同步进入168小时满负荷考核运行，5月21日与主机同步完成168小时满负荷考核运行，进入商业运行。风冷干式排渣投入运行后，显示了它的优越性：系统简单不用水，没有复杂的水系统；风冷干式排渣机是负压运行，附近环境和地面干净；锅炉落渣有摄像显示，对炉渣的数量和是否有大渣块能够清楚地看到，并根据大渣块的情况采取必要的挤渣操作。系统电耗小：正常运行时，几只380V电动机的总电流约为28A，正常运行功率约18KW；可以进行风量调节，使回炉的热风控制在合理的温度。风冷干式排渣机在结构上有以下一些特点。充分体现了它的优越性。

5 在运行中进行优化

5.1 碎渣机在最大出力下，电动机的功率偏小。运行中锅炉吹灰时，会有大量结渣落下，风冷干式排渣机在此时处于最大出力运行，碎渣机因为渣量大，渣块硬造成碎渣机堵渣和跳机，使排渣机不能正常运行。经分析碎渣机电动机功率偏小，将11KW电动机更换为18.5KW，加大后的碎渣机在运行中实行短时反转消除堵渣，这样基本解决了堵渣问题。

5.2 一级排渣机的粗渣倒入一级清扫链中。由于碎渣机在最大出力时产生堵渣，一级清扫链的出口被一级排渣机的粗渣堵塞，并且大渣块也进入一级清扫链中，造成一级清扫链停运。经过停运清理，才能恢复运行。采取措施是：在一级清扫链的出口加装挡渣板，使大渣块不能进入清扫链箱中。

6 结语

风冷干式排渣机除渣系统可以实行远距离监视和自动程序操作，自动化程度较高；渣中未燃烧物质在冷却中继续燃烧，空气被加热后进入炉膛，可提高锅炉热效率；风冷干式排渣机处于负压运行状态周围环境好；干渣的活性好有利于综合利用；风冷干式排渣机除渣系统不用水、不耗水，无废水排放；运行电耗比水冷排渣低得多，有利于节电。风冷干式排渣系统的应用，适应了节电、清洁生产和循环经济的国家政策，在电力系统的各种容量和各种形式的机组上有广泛的应用。

参考文献：

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[2]张招宝，陈涛.干式排渣系统简介[J].华东电力，2003(4)：63—64.

[3]高文兰.MAC干式除灰渣技术[J].中国电力，1995(7)：55—57.

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[6]陈岩等.干式除渣系统在国产200 MW 机组上的应用[J].吉林电力，2004(6)：41～44.

2×1000MW机组燃油系统设计 篇7

华电国际莱州电厂一期2×1 000 MW机组工程, 建设规模为2×1039MW超超临界燃煤机组, 并留有再扩建的可能。本期工程两台锅炉为超超临界参数变压运行直流炉, 单炉膛、一次再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、对冲燃烧方式, 锅炉采用半露天、П型布置。该工程的燃油系统设计油种为0号轻柴油, 为两台3 033 t/h的锅炉提供启动点火和低负荷助燃以及稳燃用油, 同时还为两台35 t/h的启动锅炉提供燃油。该工程采用汽车运油方式, 设2台1000 m3的油罐和1台100 m3的油罐, 2台卸油泵, 3台供油泵, 2台启动供油泵, 1台污油泵, 1台污水泵, 1个污油池及9台滤油器。

2 燃油系统的重要性

点火及助燃油系统是锅炉启停和异常情况下稳定燃烧用油的重要系统, 体现在以下三个方面, 其一:在锅炉启动时, 向锅炉提供点火用燃油, 以点燃煤粉, 完成锅炉的点火启动过程;其二:在点火后的过程中或在锅炉减负荷过程中向锅炉提供燃油, 与喷入锅炉内的煤粉共同燃烧, 使锅炉能按需要的速度变负荷;其三:在锅炉低负荷或煤质因某些原因变得恶劣时, 随时准备向锅炉供应燃油, 使锅炉内的煤粉稳定地燃烧, 保证锅炉的安全运行。因此, 机组运行中必须保证点火及助燃油系统处于良好的备用状态, 当锅炉燃烧工况发生突变, 机组出现突发事故或机组减负荷至最低稳燃以下时, 需要投油稳燃, 以确保锅炉的稳定燃烧, 不灭火。

3 微油点火技术的工作原理及应用

3.1 微油点火工作原理

微油点火利用压缩空气的高速射程将燃料油直接击碎, 雾化成超细油滴进行燃烧, 同时用燃烧产生的热量对燃料进行初期加热、扩容及后期加热, 在极短的时间内完成油滴的蒸发汽化, 使油枪在正常燃烧过程中直接燃烧气体燃料, 从而大大提高燃烧效率及火焰温度, 并急剧缩短燃烧时间。汽化燃烧后的火焰, 中心温度高达1 500～2 000℃, 它作为高温火焰在煤粉燃烧器内快速点燃一级煤粉, 利用煤粉燃烧自身的热量再去引燃更多的煤粉, 最终达到点燃大量煤粉的目的。

3.2 微油点火技术的优点

(1) 系统简单可靠, 小油枪和原大油枪系统类似, 电厂检修人员容易维护, 运行人员容易操作;

(2) 油枪出力易调节, 适应多种煤种;

(3) 节油率可高达95%以上;

(4) 系统设备造价较低;

(5) 燃烧室不易结渣;

(6) 点火期间就可投运除尘器, 具有良好的环保效益。

3.3 效益计算

鉴于微油点火技术的以上优点, 本工程采用了国内先进的微油点火系统。每台锅炉48只油枪, 前墙24只, 分三层, 每层8只, 后墙24只, 分三层, 每层8只, 其中后墙最下层8只油枪为微油点火用油枪, 单只大油枪出力约1.1 t/h, 单只微油点火用油枪出力约0.2 t/h, 正常运行的每台锅炉年耗油量按1 000 t/年计算, 燃油价格按市场价0.55万元/t计算, 可得

微油点火油枪出力为大油枪出力的18.2%;

节油率: (1-0.2/1.1) ×100%=82%;

节省燃油量:1000×82%=820 t;

节省燃油耗费:0.55×820=451万元。

因此, 微油点火技术在锅炉启动和低负荷稳燃节约了大量燃油, 不但降低了发电成本, 同时也达到了节能减排及保护环境的目的。

4 燃油系统的设计及设备选择

4.1 卸油系统

采用汽车运油方式, 每辆油槽车可装运约40 m3。在卸油区设置卸油站台, 可容纳两辆油槽车同时卸油, 每个车位设置一个卸油接口, 2个卸油接口与油槽车之间通过软管连接, 2个卸油接口接至卸油母管, 从母管接出2根支管分别与2台卸油泵连接。油罐区设置2台1 000 m3的油罐和1台100 m3的油罐, 汽车来油后, 先经卸油泵卸至100 m3油罐, 经检测油品合格后, 通过卸油泵, 将汽车来油直接输送至1 000 m3油罐。先卸至100 m3油罐供检测的油, 也通过卸油泵输送至1 000 m3油罐。1 000 m3油罐底设蒸汽加热盘管, 便于冬季加热燃油。蒸汽加热盘管兼做冷却水管, 便于夏季冷却燃油, 冷却水管路和蒸汽加热管路共用一个接口, 夏季和冬季分别切换至冷却水管路和蒸汽加热管路。油罐为地上式布置, 并在油罐区的周围设置1.5 m高的防火堤, 防火间距满足《石油库防火规范》 (GB 50074-2002) 和《建筑设计防火规范》 (GB 50016-2006) 。

4.2 供油系统

(1) 锅炉供油系统设3台50%离心式供油泵, 2台运行、1台备用, 能同时满足一台锅炉启动助燃与另一台锅炉低负荷稳燃用油量, 3台供油泵均配防爆电动机, 其中1台供油泵配变频防爆电动机, 随锅炉负荷调节供油量, 达到节油的目的。每台供油泵前都设有1台滤油器。考虑扩建的可能, 在锅炉供油管上留有接口, 并预留阀门, 阀门另一侧用法兰盖堵死。轻柴油从油罐至燃油泵房, 经滤油器过滤, 供油泵升压后, 送至炉前供油母管, 接至锅炉的每层油枪。

(2) 启动锅炉供油系统设2台离心式启动供油泵, 1台运行、1台备用, 在机组建设调试及点火时, 为启动锅炉提供燃油。

4.3 回油系统

回油系统采用双母管回油管路, 两台机组各设一路回油管路接至2台1 000 m3油罐, 考虑二期扩建的可能, 二期工程的回油管道接至一期工程锅炉回油管道, 在一期工程锅炉回油管道上留有接口, 并预留阀门, 阀门另一侧用法兰盖堵死。启动锅炉的回油管路也接至2台1 000 m3油罐。

4.4 污油处理系统

污油处理系统设1台离心式污油泵, 1台离心式污水泵和1个污油池。由于油和水的密度差, 污油在污油池内分离成净油和污水, 净油经污油泵直接回至1 000 m3油罐, 污水经污水泵送至专业的污水处理系统。

4.5 设备选择

本工程设3台50%离心式供油泵, 2台运行、1台备用, 型号为80AY50x11, 流量为45 m3/h, 扬程

为550 m, 配2台YB2315M-2型普通防爆电动机和1台YBPT315M-2型变频防爆电动机;设2台离心式卸油泵, 型号为80AY60A, 流量为40 m3/h, 扬程为50 m, 配2台YB2160M1-2型电动机;设2台离心式启动供油泵, 1台运行、1台备用, 型号为40AY50x7, 流量为7.5 m3/h, 扬程为350 m, 配2台YB2200L1-2型电动机;设1台离心式污油泵, 型号为50CYZ-60A, 流量为15 m3/h, 扬程为55 m, 配YB2132S2-2型电动机;设1台离心式污水泵, 型号为80ZW50-60, 流量为50 m3/h, 扬程为60 m, 配YB2180M-2型电动机。在供油泵、卸油泵、启动供油泵、污油泵及污水泵进口前均设有滤油器。

4.6 油管道吹扫

在锅炉启动前, 或锅炉长时间停用时, 以及油管道要动火拆卸检修前必须吹扫干净。本工程采用蒸汽吹扫, 蒸汽参数为0.8 MPa, 200℃。采用固定式分段接力定向吹扫的方法, 要求每隔80～100m应设置一个吹扫点, 吹扫点宜设置在转弯附近。吹扫管路应从油管道上部引入, 吹扫管上的关断门应尽量靠近油管道。为防止燃油倒入蒸汽管, 扫线管的蒸汽接入端应串联两个关断阀、一个止回阀及检查放油管。

4.7 油管道伴热

室外布置的油管道均设有蒸汽伴热管道, 在冬季时使用, 提高油温, 减小油的运动粘度, 便于管道内油的流动。本工程采用蒸汽外伴热的形式, 就近由伴热蒸汽母管接入, 伴热管每隔40 m设置一个固定管卡, 两固定管卡间需设4～5个∏形补偿。

5 结束语

本文对华电国际莱州电厂一期2×1 000 MW机组工程的燃油系统进行了设计, 以及相关附属设备的选型, 特别是微油点火技术在本工程的应用, 大大节省了燃油, 解决了锅炉在启停时燃油消耗量大的问题, 不但降低了发电成本, 同时也达到了节能减排及保护环境的目的。希望对同类型工程项目具有一定的参考指导意义。

参考文献

[1]中国电力建设工程咨询公司主编.火力发电厂设计技术规程:DL 5000-2000[S].北京:中国电力出版社.

[2]西南电力设计院主编.火力发电厂油气管道设计规程:DL/T 5024-2005[S].北京:中国电力出版社.

[3]《电厂燃油设计》编写组编.电厂燃油设计[G].湖北省电力设计院, 1977.

[4]郭家辉.小油量气化煤粉燃烧系统节能改造分析[J].节能技术, 2004, 22 (6) .

1000MW发电机组 篇8

与其他现场总线相比, PROFIBUS总线的优势在于其以国际标准EN50170为保证, 具有高效性和普遍性, 因此, 在各行业领域应用广泛。PROFIBUS总线支持多种传输方式, 最常见的有主从系统、纯主站系统、多主多从混合系统。主站具有总线控制权, 可主动发送信息;从站不具备总线控制权, 只有在收到信息后才能确认和反馈。鸿山热电厂二期工程充分发挥了PROFIBUS总线的优势, 提高了电厂监控的自动化水平。

1 PROFIBUS总线的特点

1.1 PROFIBUS总线的系统架构

如图1所示, 鸿山热电厂二期工程采用的PROFIBUS总线的系统架构分为局域网、主机柜和现场总线柜。将工程师站、操作员站等加入局域网后, 其他计算机系统或网络可通过该局域网与这些工作站进行信息共享和交换。工作站通过交换机与主机柜互连, 主机柜与现场总线柜通过控制网互连。每个现场总线柜最多可连接124个现场设备, 现场总线柜和现场设备通过DP/PA电缆互连。交换机、控制网、DP/PA网均为1∶1冗余。

1.2 PROFIBUS网络的特点

鸿山热电厂二期工程采用的PROFIBUS网络使用RS485串口通讯, 为半双工工作模式, 支持光纤通讯方式。每个PROFIBUS网络理论上最多可连接128个物理站点 (0~127) , 其中, 包括主站、从站和中继设备。在配置物理站点时, 0作为PG地址, 1和2作为主站地址, 127作为广播地址, 这些地址是固定不变的;3~126作为从站可用的地址, 一共124个。除主站和从站外, 每个中继设备占用1个从站的物理站点, 但没有站号。PROFIBUS网络的通讯速度与距离有关。在PROFIBUS网络中, 现场设备的配置中不仅要考虑工艺、位置、距离, 还要兼顾仪表的重要性。重要设备禁止放在同一链路中, 甚至可单独放在1条链路中, 以防因该链路故障而导致多个重要设备同时失效, 从而降低风险, 提高系统的可靠性。此外, 为了降低通讯电缆对通讯能力的影响, 电缆长度不宜过长, 更不能形成环状。为了降低变频器对通讯能力的影响, 在安装变频器及其出线时, 应改善其EMC特性, 比如对通讯电缆和动力电缆使用屏蔽电缆接地等。

1.3 PROFIBUS的硬件特点

鸿山热电厂二期工程2×1 000 MW机组采用PROFIBUS现场总线, 其硬件包括总线机柜、通讯介质、PROFIBUS插头、有源终端电阻、DP中继器和DP/PA电缆等。

PROFIBUS网络支持RS485的电缆和光纤两种通讯介质。PROFIBUS插头用于连接PROFIBUS电缆与PROFIBUS的站点。在每个PROFIBUS插头上都内置了终端电阻, 可根据需要接入或切除。当一个物理网段终结时, 对应的终端电阻选择“接入”, 其他均选择“切除”。

终端电阻用于消除通讯电缆中的信号反射, 即阻抗不连续或阻抗不匹配导致的信号反射。阻抗不连续会导致总线电缆末端的阻抗过小, 甚至短路或阻抗过大 (断线) ;阻抗不匹配是指数据收发器的阻抗与总线电缆之间的阻抗不匹配。为了防止总线上的网线与总线电缆之间发生阻抗不连续或阻抗不匹配, 应在每个物理网段的两个终端站点接入终端电阻。

1.4 DP中继器和DP/PA电缆

当物理网段的现场总线设备数量超出上限时, 或网络通讯距离超出其能力范围时, 应使用中继器扩展物理网段。每个DP中继器占用1个从站的物理站点。

DP电缆用于分布式连接设备 (电动执行机构、气动执行机构和变频器等) 。在鸿山热电厂二期工程的实际应用中, DP电缆连接的均为现场供电的设备;PA电缆用于过程控制 (压力变送器) , 在鸿山热电厂二期工程的实际应用中, PA电缆连接的是总线供电的测点或设备。

2 PROFIBUS总线的应用分析

在鸿山热电厂二期工程2×1 000 MW机组中, 总线设备和测点遍布各分系统, 且部分是顺序控制系统和模拟量控制系统中的重要设备和测点, 充分显示了PROFIBUS总线通讯高速、稳定性好的优点。但在调试过程中发现了一些问题。

2.1 总线设备故障导致的频繁网络切换

在实际调试过程中, 有多种情况会导致DP网络故障, 最常见的原因是DP的A网与B网的频繁切换导致的网络故障。DP的网络切换是指当主网发生链路故障时, 自动切换到备用网络。

网络链路故障有多种原因, 最常见的是现场总线设备故障。总线设备故障的判断标准是是否存在设备自检故障或总线通讯故障。当现场总线设备发生故障时, 如果通过自检设备可确定故障原因, 则发送的报文可被解析;如果通过设备自检无法确定故障原因, 则出现乱发数据包的现象, 且这些数据包的报文无法被解析, 进而导致A网链路异常, 切换到B网。同理, 当B网链路发生故障时, 会切换到A网。

一般情况下, DP网络切换时, 依旧可解析该网段中现场总线设备的工作情况, 仍然可维持PROFIBUS网络的正常工作;但在极端情况下, DP网络的A网和B网的严重堵塞会导致A网和B网全部瘫痪, 进而使该网段中的现场设备全部失效并变为离线状态。尝试多种解决办法后发现, 最简明、有效的方法是根据现场总线设备发送数据包的情况判断:当同一设备连续发送3个无法被解析的数据包时, 则判定此设备故障, 并隔离该设备。

此外, 现场总线的DP电缆安装错误也会引发故障。DP总线电缆中有3根线, 分别为正端、负端和屏蔽线, 三者之间应彼此不通。如果其中任意两根线接通, 则会导致其所在的DP网络链路异常。在此情况下, 需要工作人员到现场对各设备进行逐个断电, 当故障设备断电后 (该设备在网段中被隔离) , DP网络的链路异常会消失。

2.2 总线设备与PROFIBUS网络的兼容性

有多种情况涉及到现场总线设备与现场总线的兼容性问题: (1) 不同厂商的现场总线设备对故障原因的自检能力不相同。部分厂商的设备可完成自检并发送可被解析的报文, 这种情况是最理想的;部分厂商的设备可完成自检, 但无法在发送的报文中解析故障原因, 需要工作人员前往现场确认, 这种情况不会影响DP网络的正常工作;部分厂商设备无法自检故障原因, 且会乱发送无法被解析的报文, 进而引发DP网络故障, 这种情况是应极力避免的。 (2) 不同厂商的现场总线设备应对功能变动的能力不同。比如, 根据实际情况, 增加显示开关门开度百分比的功能。这对于现场总线的工作站而言, 在修改系统设置方面较为简单, 但关键在于现场总线设备发回的gsd文件中的报文是否能反馈该功能, 以及该报文是否可被解析。部分厂商的设备临时增加该功能时需要多次调试, 甚至出现必须换现场总线设备的情况。

3 PROFIBUS总线的发展前景

在实际应用中, PROFIBUS总线仍有许多不足之处。比如, 因网路堵塞或通信节点断开而导致的网络通讯故障;不同厂商提供的现场设备和总线的兼容性不同;设备发出无法被解析的报文时, 会影响故障的判断等。虽然在项目开始之初, 会由设备厂商提供设备的类型、型号, 且厂商会将设备样品送到DCS厂家总部测试, 生成兼容性报告, 但这也说明现场总线设备与现场总线的兼容性仍有待加强和提高。

虽然具有以上缺点, 但是PROFIBUS总线的应用实现了分布式控制, 即可同时传送多个过程变量、仪表标识符诊断信息, 从而使其成为电力系统自动化和现场设备智能化的可行方案。与硬接线相比, PROFIBUS总线具备高速、低成本的特点, 大大降低了工程费、组装费和硬件费, 且便于控制、维护和调整。比如, 在机组调试过程中, 使用PROFIBUS总线后, 即使现场设备需要更改, 也无需增加或更换卡件、电缆, 只需根据新要求在工程师站修改设备定义, 再修改现场总线设备的报文内容即可, 从而节省了人力、物力和时间。基于上述优点, PROFIBUS总线的应用将更加普及, 技术也将更加成熟。

摘要：根据PROFIBUS总线技术在福建石狮鸿山热电厂二期工程2×1 000 MW机组中应用的实际情况, 从技术规范、应用优势和存在的问题等多方面进行了分析和总结, 并讨论了PROFIBUS总线技术在电力行业中的发展前景。

关键词：PROFIBUS总线,报文,热电厂,模拟信号

参考文献

[1]金湘力.现场总线技术在系统自动化中的应用[J].山西电力, 2009 (6) :10-12.

1000MW发电机组 篇9

某1000 MW火力发电厂锅炉为超超临界参数变压运行螺旋管圈水冷壁直流炉, 单炉膛、一次中间再热、前后墙对冲燃烧、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构、π型、露天布置燃煤锅炉;根据《火力发电厂锅炉化学清洗导则》要求, 新机组投运前应进行化学清洗。

2 化学清洗范围

(1) 碱洗范围:其范围包括凝汽器汽侧、凝结水管道、凝结水再循环管道、轴封加热器水侧、 (#5、#6、#7/8) 低压加热器水侧、五抽、六抽管道及#5、#6低加汽侧、除氧器、一抽、二抽、三抽管道及高压加热器汽侧 (高加水侧参加炉本体酸洗) , 炉前系统碱洗清洗水容积1488 m3。

(2) 酸洗范围:炉本体化学清洗其范围包括高加及旁路、高压给水管道、省煤器、下降管及下水连接管道、水冷壁管、分离器及贮水罐等, 炉本体清洗水容积543.3 m3。

3 化学清洗回路划分。

炉前系统化学清洗回路:凝汽器汽侧→凝结水泵→凝结水管道→凝结水精处理系统旁路→轴封加热器→#8、#7、#6、#5低加及其旁路→除氧器→除氧器溢流和放水管→凝汽器汽侧。

高加汽侧碱洗回路:凝汽器汽侧→凝结水泵→凝结水管道→凝结水精处理系统旁路→轴封加热器→#8、#7、#6、#5低加→#5低加出口预留接口→临时管道→一抽→#1AB高加汽侧→#1AB高加正常疏水→#2AB高加汽侧→#2AB高加正常疏水→#3高加汽侧→#3高加危机疏水至凝汽器。

#5、#6低加汽侧碱洗回路:凝汽器汽侧→凝结水泵→凝结水管道→凝结水精处理系统旁路→轴封加热器→#8、#7、#6、#5低加→#5低加出口预留接口→临时管道→五抽→#5低加汽侧→正常疏水至#6低加汽侧→#6低加危急疏水→凝汽器。

炉本体化学清洗回路:清洗箱→清洗泵→临时管道→高加及旁路→高压给水→省煤器→水冷壁下联箱→水冷壁→启动分离器→贮水箱→临时管道→清洗箱。

4 化学清洗工艺及主要实施过程

4.1 炉前系统碱洗

(1) 碱洗工艺参数:Na2H P O4·12H2O0.15%~0.25%, Na3P O4·12H2O:0.15%~0.2 5%, 消泡剂N-2 0 2:适量, 温度:55±5℃时间:8~10 h。

(2) 水冲洗:按炉前系统清洗流程进行水冲洗, 先冲洗旁路, 然后冲洗主路。由凝补水泵向凝汽器补水, 凝汽器水位应能短时间超过换热管最上层50~150 mm 1~2次, 除氧器给水箱水位应≥2/3。冲洗过程先冲洗除氧器之前系统, 冲洗干净后才能进入前置泵, 高低加汽侧危机疏水冲洗干净后再与凝汽器汇通。冲洗水排放至雨水井, 出水基本澄清, 无杂物。

(3) 碱洗。

按碱洗系统化学清洗流程建立循环低加切换到主路, 投加热蒸汽升温到50℃通过临时加药装置向除氧器按比例加入碱洗药品, 控制凝汽器热井、除氧器给水箱水位, 最后1 h切换到低加旁路。同时打开临时阀门碱洗高低加汽侧、正常疏及危机疏水系统。温度达到50℃开始计时, 循环8~10 h后结束碱洗。将碱洗废液通过机组排水槽排入废液池, 加酸中和处理至pH为6~9后排放;再水冲洗, 要求冲洗水流量≥400 t/h;pH<9, 出水基本澄清, 无杂物。

4.2 炉本体酸洗

4.2.1 复合酸酸洗工艺参数

复合酸:3%~6%, 缓蚀剂N-1 0 50.3%~0.5%, 还原剂N-209:适量, 消泡剂N-202:适量, 温度:50℃~60℃, 时间6~10 h。

4.2.2 临时系统的水压试验

临时系统在安装完毕后要进行水压试验。水压试验压力维持在1.2 MPa, 维持压力30 min后结束水压试验。

4.2.3 水冲洗

清洗箱→清洗泵→临时管道→高加及旁路→高压给水→排放。

清洗箱→清洗泵→临时管道→高加及旁路→高压给水→省煤器→水冷壁下联箱→排放。

清洗箱→清洗泵→临时管道→高加及旁路→高压给水→省煤器→水冷壁下联箱→水冷壁→启动分离器→贮水箱→临时管道→排放。

冲洗时先冲洗高加旁路, 旁路冲洗干净后切换到高加主路。冲洗终点:出水澄清基本无杂物。

4.2.4 过热器充保护液

系统冲洗干净后, 关闭主给水电动门及炉底各临时排放门, 维持省煤器及水冷壁满水, 关闭分离器排空气门。在临时加药系统配制200~250 mg/L的联氨溶液, 用氨水调pH为10.0~10.5, 打开临时阀门用临时清洗泵通过分离器打入过热器至各级空气门出水。

4.2.5 升温试验

建立炉本体清洗循环回路, 全开#2高加的临时蒸汽阀门进行升温, 控制锅炉升温速度每分钟不超过1℃, 待升温至50℃~60℃时, 调整临时蒸汽阀门, 使清洗系统各温度测点温差控制在5℃~10℃范围。检查表计、通讯、隔离措施等, 确认系统具备清洗条件后停加热蒸汽降温。

4.2.6 复合酸酸洗

当系统温度达到50℃左右时, 启动临时清洗泵, 建立配药循环。先加N-105缓蚀剂, 控制浓度在0.3%~0.5%, 循环30 min后再添加复合酸, 控制浓度在3%~6%, 同时根据Fe3+的情况适当添加还原剂, 控制Fe3+<300 mg/L, 根据泡沫大小加入消泡剂N-202。加药完毕后继续升温, 当温度达到50℃~60℃时, 维持温度。

酸洗开始每半小时化验一次, 待出口全铁离子总量2~3次取样化验基本不变, 出口酸的浓度2~3次取样化验基本不变, 监视管段清洗干净, 即可适当延长1~2 h后结束酸洗。

4.2.7 冲洗顶排

酸洗结束后, 用除盐水对系统进行顶酸冲洗, 冲洗过程中继续加热, 冲洗过程中注意对死区的冲洗, 把各联箱疏水门逐次打开进行冲洗, 冲洗至出水澄清, 出口全铁≤50 mg/L。

4.2.8 钝化

冲洗结束后, 建立系统循环回路, 继续加热, 当回液温度65℃时开始加二甲基酮肟复合钝化剂, 控制浓度0.15%~0.25%, 控制温度70℃~80℃。回液70℃开始计时, 循环4~5 h后排放。

5 化学清洗效果

(1) 炉前碱洗后打开除氧器水箱检查, 除油效果良好, 达到清洗要求。

(2) 炉本体酸洗后, 从水冷壁的监视管及后墙水冷壁割管检查金属内表面已清洗干净除垢率大于95%无点蚀、无二次锈、无过洗及镀铜现象并形成了均匀、完整、致密钝化膜。

(3) 金属腐蚀指示片平均腐蚀速度:2.3 5 g/m2·h;腐蚀总量:2 1.2 g/m2, 远小于 (DL/T794-2001) 《火力发电厂锅炉化学清洗导则》的标准的要求。

6 结论

经业主、安装、监理单位、酸洗公司共同评价本次化学清洗质量为“优良”。

摘要：本方案介绍了某大型火电厂工程 (2×1000 MW超超临界机组) 化学清洗工艺及实施过程, 重点介绍了锅炉本体采用复合酸酸洗工艺、实施过程及酸洗效果。

关键词：化学清洗,水冲洗,碱洗,复合酸酸洗

参考文献

[1]火力发电厂锅炉化学清洗导则, DL/T794-2001[S].

[2]电力建设施工及验收规范, 锅炉机组篇DL/T5047-95[S].

1000MW发电机组 篇10

随着火电机组装机容量及规模的不断增大,锅炉给水泵驱动功率也在不断增大。例如现在1000MW机组的给水泵功率已占到主机功率的3%左右。目前,在大型火电机组中,给水泵的驱动方式及配置方式也多种多样,不同的给水泵配置方式,会导致厂用电及辅机耗功的差异。因此,给水泵组采用不同的配置方案,对机组经济性的影响也逐步增大[1]。

在常规火力发电机组中,给水泵的驱动方式主要有电动机驱动和小汽轮机驱动两种类型。电动给水泵驱动方式中,可根据泵转速是否改变分为定速泵和调速泵,汽动给水泵驱动方式中又可根据机组的不同要求,配置不同容量和台数的小汽轮机。因此导致同一类型的机组,其给水泵组的配置方案有多种。给水泵组的不同配置方案,对机组的经济性以及运行的安全性均会产生不同的影响。

1 1000MW机组给水泵组配置概况

传统的配置方案大容量火电机组给水泵组一般配置2台50%容量汽动给水泵组作经常运行,1台25%～50%容量的电动给水泵组作启动/备用。国内早期投运的玉环、邹县、泰州电厂的1000MW超超临界机组均选用2台50%容量汽动给水泵,另外配置1台25%容量的启动/备用电动给水泵。而后期投运的北仑港、海门、灵武、潮州等工程则配置2台50%容量汽动给水泵和1台30%容量的启动电动给水泵,无备用功能。外高桥三期、宁海、绥中、金陵以及在建的贺州、蒲圻、汉川等项目均不再设置启动电泵。

根据国外相关资料报导,美国1000MW超超临界机组多采用2台50%容量汽动给水泵、2台60%容量汽动给水泵或1台100%容量汽动给水泵作经常运行,且不设电动给水泵组。日本大多数1000MW超超临界机组给水泵的配置情况与中国较早投运的1000MW机组配置方案相同,即采用2台50%容量汽动给水泵作经常运行,1台25%容量的电动给水泵作启动/备用。德国近年来1000MW超超超临界机组多采用1台100%容量汽动给水泵作为日常运行,1台40%容量的电动给水泵作为启动/备用。

国内外1000MW机组给水泵组配置情况如表1所示。

2 汽动给水泵组配置方案比较

2.1 超超临界1000MW机组汽动给水泵的技术方案比较

我国早期投运的超超临界1000MW机组给水泵和小汽轮机均采用进口产品,后期投运的北仑港、海门等厂的给水泵采用进口产品,小汽机采用杭州汽轮机厂的产品,目前国内正在筹建的大部分1000MW机组均开始采用国产设备。

100%容量与50%容量的汽动给水泵相比,在40%～100%负荷时,给水泵与主机的负荷匹配性好,系统简单、操作和调节简单,可控性好;给水泵组中主泵、前置泵、给水泵汽轮机效率较高,例如100%容量给水泵较50%容量给水泵效率提高约2%。

根据国内外给水泵和小汽轮机的运行情况来看,无论是配置1台100%容量汽动给水泵组还是配置2台50%容量汽动给水泵组,其可靠性均能够保证机组长期安全稳定运行,给水泵大修的间隔与主机相同或更长(1000MW机组主机大修间隔一般为6～8a)。通过调研发现,目前在役大机组中,由于驱动用汽轮机故障而引起的给水泵跳闸情况基本没有。

分析给水系统的可靠性,采用单台100%容量的汽动给水泵组,由于设备数量少,系统简单,易于控制和维护管理,年维护检修费用较低。单台100%容量汽动给水泵在机组升降负荷时,不存在泵的切换过程等控制环节。而采用2台50%容量汽动给水泵组运行,当1台给水泵故障时,另一台给水泵运行可以保证机组带60%额定负荷。

单台100%容量的汽动给水泵与2台50%容量的汽动给水泵相比,除了给水泵的效率高之外,小汽轮机的效率也高。对于1台1000MW机组,由于主机至给水泵汽轮机的抽汽量减少,采用单台100%容量汽动给水泵热耗、煤耗略有降低。

2.2 超超临界1000MW机组汽动给水泵的经济方案比较

目前,国内设备厂家尚不具备1000MW超超临界机组的100%容量给水泵和100%容量给水泵汽轮机的生产能力,如果采用1台100%容量给水泵配置方案,给水泵、给水泵汽轮机必须进口。而国外生产企业也很有限,仅限于一些欧洲的公司,例如给水泵生产厂家有SULZER、KSB,汽轮机生产厂家有西门子和ALSTOM。设备厂家过少,无法组织招标,只能采用直接议标的方式。而议标采购竞争力不足,设备价格难以有效控制。

50%容量给水泵的制造厂家相对比较多,国外有SULZER、KSB、荏原、日立和三菱等;国内有上海电力修造厂、上海凯士比泵有限公司、沈阳水泵厂等。对于50%容量的给水泵汽轮机,国外有西门子、ALSTOM、三菱、东芝等;国内东方汽轮机厂、杭州汽轮机股份有限公司都有运行机组业绩。

目前,国内投产的超超临界1000MW机组,只有外高桥三期工程采用100%容量汽动给水泵。该工程配置1台100%容量汽动给水泵组,系统调节简单且机组强迫停机率大幅降低。随着我国设备制造能力的提高,1000MW超超临界机组配置的100%容量汽动给水泵方案将成为未来的发展趋势。

目前,已投运超超临界百万机组除了外三项目,其他工程均选用的是50%容量的汽动给水泵方案。采用2台50%容量给水泵,给水泵和汽轮机都可以国内采购,有利于降低机组造价、提高机组设备的国产化率。

3 超超临界1000MW机组无电动给水泵配置方案

随着汽动给水泵组可靠性的不断提高和其快速的修复能力,电动给水泵组的备用功能已越来越弱化。作为备用的电动给水泵组,由于要实现与汽动泵并联来维持机组的高负荷运行,要求其扬程和汽动给水泵组的扬程接近。随着机组参数、容量的不断增大,备用电动给水泵组的投资也不断增加。

目前,给水泵的质量不断提高,根据国内多家给水泵厂所提供的800多台给水泵的运行统计数据,其非计划停运率仅为0.007%～0.406%,而且给水泵的快速修复能力也有很大提高。另外,考虑在初投资上,1000MW超超临界机组的电动调速备用泵组明显高于作为启动用的电动调速泵组(25%容量时,其价差高达1492万元)。因此,取消电动给水泵组的备用功能而只保留启动功能,不但在技术上可行,其投资效益也是明显的。

当电动给水泵仅作为启动泵时,考虑到一般2台机组不会出现同时启动的情况,为节约投资,也可以选择同一期工程的2台机组共同配置1套启动泵。这时,由于受到辅助蒸汽等外围系统容量的限制,启动给水系统需要按扩大单元制设计。扩大单元制系统相对比较复杂,另外,电动给水泵支路的低压给水管道和高压给水管道的长度都会大量增加,高压切换隔离阀门(需要进口)的数量也会有所增加,给水再循环系统也相应变得复杂。低压给水管道长度的增加加大了管材的耗量和管道布置的难度,而高压给水管道长度和高压进口阀门的增加也会很大程度上增加管材和阀门的投资,使综合增加的投资加大。

电动给水泵仅作为启动泵时,有采用定速泵和调速泵的选择问题。与定速泵相比,调速泵调节灵活,在机组启动过程中进行长时间锅炉清洗时具有更高的经济性,但设备初投资有所增加。

4 无电动给水泵时对机组运行的影响

4.1 超超临界1000MW机组的启动汽源问题

国电汉川电厂根据全面技术经济比较,采用了2×50%汽动给水泵,完全取消电动给水泵的配置方案,汽动给水泵配置相应的前置泵。

完全取消电动给水泵即是采用汽动给水泵作为启动泵的方案。此时,在系统上主要应解决给水泵驱动汽轮机的汽源及启动时上水流量的调节问题。

传统的给水泵汽轮机只设计两路进汽汽源:正常运行汽源为四段抽汽,在机组启动或低负荷时由再热冷段蒸汽作为备用汽源。小汽轮机启动调试时一般采用辅助蒸汽(启动锅炉或邻炉蒸汽)作为调试用汽,由于调试期间不带负荷,因此汽量较小。在机组启动过程中,四段抽汽和再热冷段蒸汽均无法供给,使汽动给水泵不能作为启动泵。但是,如果将调试汽源管路加大,即可在启动时用辅助蒸汽冲转给水泵汽轮机,直接由汽动给水泵实现锅炉启动。当再热冷段蒸汽参数达到给水泵汽轮机的进汽参数要求时,再将进汽方式逐步切换至再热冷段蒸汽。

由于小机最低稳定转速为2500r/min,对应的汽泵出口压力达到6.5MPa左右,因此在锅炉上水过程中很难通过小机转速调节来控制锅炉上水流量,必须在高压给水管路上设调节阀系统,通过调节阀门的开度来满足锅炉上水的要求。

采用辅助蒸汽启动汽动给水泵组,在启动时间上要比电动泵慢,控制系统也会相对复杂。在机组建设完成后的首次启动过程和大修后的启动中,需要先完成给水泵汽轮机油系统的冲洗、油循环和系统调试后才能使用辅助蒸汽冲转汽动给水泵,因此会延长机组启动时间。同时,对于新建电厂,如果采用汽动泵直接启动,由于启动锅炉容量增大而需相应增加初投资费用。

4.2 汽源切换、汽泵并泵运行安全性分析

目前,由于国内无电动给水泵的机组的运行资料很少,只有外高桥三期的运行数据。根据外高桥三期收集来的资料,总结已投运机组的运行经验来看,总结出以下一些运行经验:

1)无电泵启动过程中,应注意主蒸汽、再热热段蒸汽减温水的投运情况,密切观察锅炉水冷壁流量及储水箱水位,注意及时进行调整。

2)无电泵启动过程中,在主机升负荷、小机汽源切换时,应记录小汽机转速、低压调门开度、进排汽压力、温度和给水流量等各类运行参数,掌握用辅汽冲转小汽机的运行特性。

3)辅汽压力必须保持在正常范围内,如果辅汽压力大幅摆动,会造成给水流量剧烈摆动,严重时会引起锅炉给水流量低保护、中间点温度高保护等动作,引起锅炉紧急停炉。

4)当汽泵处于低转速、大流量运行时,应密切关注汽泵组各项参数。对照厂家提供的流量特性曲线,使泵组在曲线范围内运行,如发现异常情况应立即停止运行。

5)锅炉MFT后,若锅炉补水不能满足,必须进行闷炉处理,防止冷水进入锅炉内。

6)锅炉MFT后,为了保证单台汽动泵不跳闸,应保证邻机供辅汽压力稳定。当机组发生RB动作时,对应主机四抽压力下降很多,此时应注意小机低压调门开度,如出力不足应将小机高压调门开启,以维持锅炉所需的给水流量。

4.3 事故状态下对机组运行安全性影响

当临炉或启动锅炉未启动、主汽轮机跳闸,由于没有稳定的四段供汽,汽动给水泵必然随之快速降低转速。由于主汽轮机处于事故停运工况下,且辅助蒸汽不能有效投用,即低压蒸汽中断,高压蒸汽能够短时维持运行,此时给水泵汽轮机的运行汽源为锅炉再热冷段蒸汽,这时再热器会瞬间损失部分蒸汽介质,导致再热器瞬间超温。

旁路系统开启时,在失去低压蒸汽、开启高压蒸汽瞬间,给水泵汽轮机转速迅速下降,由于高压旁路减温水取自省煤器入口,即存在水冷壁部分干烧现象,会造成水冷壁瞬间超温。

由于给水泵汽轮机转速瞬间波动,高压旁路喷水减温只能靠自身压力维持运行,喷水量不能满足要求。一级再热器管子材质主要是15CrMoG和12Cr1MoVG,这两种材质的许可使用温度分别为523℃和559℃,减温水稍有不足,便会造成一级再热器管道超温。

在机组紧急停机工况时,需破坏真空紧急停机,而小汽机在低真空状态下运行存在末级叶片的安全性问题,这就提出了一个保证汽机安全还是锅炉稳定上水的问题,两者只能兼顾一个,大多数电厂在遇到这种紧急情况时,都采用比较保守的方法,即打闸停机,采用闷炉方式并保持炉内工质不大量外泄。另外,由于停炉后存在大量蓄热,为避免锅炉水冷壁和再热器超温事故的发生,可以将临机给水引至省煤器入口作为备用水源,并设置快速开启阀门。

5 结论

1)无电泵启动方式具有节能、经济性好的特点,其优势正逐步显露,具有良好的推广前景。

2)完全取消电动给水泵时,需采用汽动给水泵作为启动泵,此时主要应解决给水泵驱动汽轮机的汽源及启动时上水流量的调节问题。

3)机组运行过程中,小机汽源切换、汽泵并泵过程中,应密切注意机组的运行安全性。

4)机组故障情况下,应保证锅炉给水的稳定。

摘要：结合国电汉川电厂1000MW机组的给水泵配置情况,分析比较多种给水泵配置方案的差异。在此基础上,针对无电动给水泵配置的情况,分析其设备运行的安全性和经济性,以及该配置方案对机组运行的影响。

关键词：汽动给水泵组,电动给水泵组,最优配置,机组运行

参考文献

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