300MW发电机

300MW发电机（精选十篇）

300MW发电机 篇1

湛江电厂#1机为300MW东方汽轮机组, 发电机定子冷却水现行的处理方式是凝结水连续换水。该系统原有的离子交换器没有投运, 根据调研及工程中发现, 普通的离子交换器即使投运, 也不能满足现有国家标准及《二十五项反措》的要求。凝结水连续换水处理方式通常存在的问题是:虽然电导率为基本能达到2.0us/cm以下, 但PH多数情况下小于7.0, Cu2+通常在50~130ug/L之间, 有时甚至更高, 不符合DL/T801-2002标准的要求。在该运行方式下, 由于凝结水中有NH3, 当控制电导小于2.0us/cm, PH经常低于7.0, 在这样的运行条件下, 空心铜导线与NH3和水中的溶解氧发生复杂的反应, 导致铜离子含量高于标准规定的小于40ug/L的要求。如果铜离子含量经常在100ug/L, 就表明定子线棒存在比较严重的腐蚀。

新的国家标准DL/T801-2002考虑了最近几年来发电机由于内冷水水质不合格导致的停机甚至线棒烧毁的事故, 对发电机内冷水水质提出了更高的要求, 而现有处理方式处理后水质不能满足新标准的要求, 存在事故隐患。

国电公司《二十五反措》 (1999) 也明确要求, 为提高发电机冷却水运行系统的安全性, 必须提高发电机冷却水水质, 降低系统补水量。

目前我国发电机内冷水系统的运行方式主要有:添加铜缓蚀剂法、小混床处理法、频繁换水法。这三种运行方式均存在各自的技术缺陷, 对发电机的安全经济运行不利, 曾发生因内冷水水质不理想, 造成发电机铜线棒烧毁或降负荷运行的情况。

二、发电机定子冷却水水质工况改进的必要性

发电机内冷水水质会影响发电机铜线棒的安全经济运行, 全国125MW以上机组约2000台以上, 发电机内冷水均存在不同程度的水质超标问题, 各类因内冷水水质不良引起的线棒腐蚀、过热、绝缘损坏事故接连不断, 尤其以300MW以上机组最为严重, 损失极大。1台300MW机组跟定子线费用高达约800万元, 因此最新研制的超净化离子交换装置的技术成果的推广应用, 彻底改善了发电机内冷水水质, 减缓腐蚀, 提高运行稳定性、安全可靠性。若全国1/3的机组应用本技术成果, 即可因安全性提高减少事故, 节约检修费用达数十亿元, 社会经济效益十分可观。而对于开放式运行系统每年仅节约除盐水而节约的运行费用即可达数亿元。

超净化离子交换装置在水质处理上比小混床处理法具有处理流量小、水质优且稳定、周期长等优点。主要是因为:铜在纯水中, 当PH值大于7时, 进入自钝化状态, 相比较小混床处理而言, 超净化离子交换装置水处理使得内冷水呈弱碱性, 铜线棒钝化状态更加完善。因此防腐效果好。详情如表1。

综上所述, 对发电机内冷水系统进行优化技术改造势在必行。最新研制的超净化离子交换装置已经在100余台机组上使用, 其中300MW机组40余台。其使用效果符合国家标准DL/T801-2002, 得到了电厂的普遍认可。

三.改造方案及系统运行

1、主要改造依据

1.1 DL/T801-2002《大型发电机内冷却水质及系统技术要求》

2002年4月27日中华人民共和国国家经济贸易委员会颁布电力行业标准D L/T801-2002《大型发电机定冷水质及系统技术要求》 (2002年9月1日执行) 。规定了容量为200MW及以上水内冷绕组汽轮发电机的内冷却水水质标准和系统的清洗处理措施。标准要求:

(1) 发电机内冷却水应采用除盐水或凝结水, 当发现汽轮机凝汽器有循环水漏入时, 内冷却水的补充水必须是除盐水。水质要求:

pH (25℃) 7.0～9.0;

电导率 (25℃) ≤2.0μs/cm;

含铜量≤30μg/L;

(2) 新投运的机组, 应采用下列配置, 已投运的机组宜在大修和技改中逐步实施和完善:水箱采用全密闭充气式系统;每路进水端设置有5μm~10μm滤网, 必要时应加装磁性过滤器;内冷却水系统应设置旁路混合阴阳离子交换器;定冷水系统应安装电导率、pH值的在线测量装置。

1.2 GB12145-1999《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》

根据中华人民共和国国家标准GB12145-1999《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》第11条之规定。

(1) 冷却水质量应符合以下指标要求:电导率 (2 5℃) ≤2μs/c m;铜≤40μg/L;pH (25℃) 7.0～9.0。

(2) 冷却水的硬度按汽轮发电机的功率规定为∶200MW以下不大于10μmol/L;200MW及以上不大于2μmol/L。

(3) 汽轮发电机定子绕组采用独立密闭循环系统时, 冷却水的电导率应于2.0μs/cm。

1.3 国电公司《防止电力生产重大事故二十五项重点要求》

国电公司2000年9月28日发布《防止电力生产重大事故二十五项重点要求》。该要求中第11.3.1.5条规定:“125MW及以下机组允许运行时在水中加缓蚀剂, 但必须控制p H值大于7.0”。

2、主要工作

2.1对需改造机组的内冷水水质情况进行化验以及水质温度、压力, 需要提供准确数值;并进行相关小型试验, 确定树脂选型及比例更合理, 确保水质运行更稳定、周期更长。

2.2提供电厂发电机内冷水系统超净化处理装置改造方案, 提供系统改造图。

2.3提供改造所需的有关设备。提供改造所需的管道、阀门等配件, 提供化学在线仪表及仪表柜。改造所需材料情况见附表。

2.4提供精选进口均粒离子交换树脂, 确保离子交换树脂的粒度均匀, 满足要求。

2.5负责系统试运行期间的技术调试。

2.6改造完成后, 提交内冷水系统微碱性净化处理装置改造报告。

3、改造方案

3.1除原有的离子交换系统。

3.2在原有离子交换器位置加装超净化离子交换装置。

3.3改造原系统的的补水管路系统。

3.4安装在线检测系统。

发电机内冷水超净化离子交换装置水处理系统示意图, 如图1。

4、系统改造安装内容

4.1超净化离子交换装置的安装。

离子交换器罐体采用不锈钢材质, 尺寸为φ600×2488, 装有特制的阳、阴离子交换树脂, 树脂在装入前已经过严格预处理和优级纯试剂大剂量高度再生, 能保证大幅度降低树脂中低聚物含量, 提高再生度。设计运行周期为1~1.5年, 可每年定期更换树脂一次, 省时省力省费用, 可靠性高。并且在交换器的进出口加装树脂捕捉器, 保证树脂不会进入主系统, 并且与主系统隔离方便, 从而保证了内冷水系统运行的安全性, 优化水质条件, 确保系统的安全运行。

4.2定冷水改造主要材料清单 (见表2)

4.3监测点及取样点的改进

离子交换器进出口各安装一台在线电导仪和pH仪的发送器, 分别引至就地仪表监视盘上。同时设置手工进出口取样点, 方便化学检测。

5、技术要求

5.1考核指标:内冷水系统水质符合DL/T801-2002的要求, 即PH≥7.0、DD≤2.0us/cm (25℃) 和铜离子小于40ug/L。参考指标 (用来监视离子交换器运行工况) :离子交换器出口PH≥7.0和DD≤1.0us/cm (25℃)

5.2施工安装符合《电力建设施工及验收技术规范》DL/T5047-95及有关标准的要求。

5.3设备的出、入口均应加装树脂捕捉器, 法兰接口均采用聚四氟乙烯塑料密封。

6、调试前的检查与准备

6.1

在线监测仪表的接线

6.2交换器的除盐水正洗

为对整个系统及树脂进行冲洗, 首先开启处理系统除盐水补水门对其正洗。交换器进水流量为5m3/h, 出水压力控制为0.1MPa。冲洗时间共5小时, 出水水质由开始时DD 78.23us/cm降至DD 0.262us/cm。由出水水质指标可以看出, 冲洗是彻底的。正式投运该系统时, 办理了投运工作卡。化学运行人员对系统水进行了取样分析。装置正式准备试投运时, 再次用除盐水正洗该系统, 十分钟后出水, 出水电导已由开始时34.83 us/cm降低至0.777 us/cm, 可进行下一步操作。

6.3定冷水系统试压试验

此套超净化处理系统采用旁路处理的方法, 其处理量的大小将影响整个定冷水系统的冷却水的进水压力及流量, 当压力过底或流量过小时, 有可能引起发电机自动保护装置启动引起跳机事故, 因此, 要对其进行试压试验以确定整套系统的最大处理流量。在汽机运行人员的配合下, 分别调节处理流量在0、1、2、4、5、6m3/h范围内变化, 再分别将处理量快速调整0~6m3/h及60m3/h。这样在整个测试过程中系统压力一直维持在0.33 MPa~0.30MPa之间变化, 压降仅为0.3MPa, 定冷水系统运行稳定。试验结果记录见后附表一。从试验结果看, 交换器的最大处理流量6m3/h。在0~6m3/h的处理量范围内运行该此套超净化处理系统, 可以确保机组稳定、安全运行。

6.4装置用系统水正洗

试验过程即对超净化处理装置用系统冷却水进行了正冲洗。至试验完成时, 装置出水pH7.81、DD0.587us/c, 达到运行要求。

6.5投运

超净化处理系统正式投运, 打开离子交换器出口出至定冷水箱门, 经装置处理后的水回收至定冷水箱。

图2为装置投运三小时内的pH变化情况。从中可以看出:在刚开始投运之前系统p H值只有6.38。我们知道这个pH条件下是会对发电机线圈造成严重腐蚀的。在此之前的取样分析结果也同样说明了这个问题。当装置投入运行后, 系统的pH很快得到了改善, 大约经过1小时15分钟的时间, 整个定冷水系统的冷却水pH值提高到了7.0。其后系统冷却水pH继续升高, 一直稳定在7.3 5左右, 而在这个条件下, 将可大大减缓机组线圈的腐蚀。此时交换器的出口水质pH值也稳定在8.12。

随后几天的时间内也对其进行了持续监测, 结果如图3所示。装置的投运最终将系统冷却水的pH值稳定在7.7左右。

那么从上述情况看, 该装置的投运已显著改善了定冷水系统冷却水的pH值, 将可有效的解决机组线圈的腐蚀问题。检测定冷水的水质另一个很重要的指标是DD, 电导率的高低将直接关系到机组是否能稳定、安全的运行。那么, 该套装置的重要用途之一也是大大降低并稳定系统冷却水的DD, 保护机组的安全运行。在投运开始前的三小时内, 变化情况见图4。系统冷却水DD由刚开始投运时1.62us/cm, 半小时内就降为0.751us/cm, 只至0.399 us/cm;而装置的出口DD也只有0.644 us/cm。很显然, 装置的投运很好的降低了冷却水的DD率。

进一步观察运行情况, 记录如图5。

由图5可以知道, 经过两天的运行, 系统已经稳定在进、出口DD率都小于0.5us/cm的范围内。可以保证机组的安全运行。

表3中描述了投运后, 冷却水的Cu2+含量变化情况。从表中可以看出, 系统冷却水投运前的Cu2+含量119ug/L很快的降低并稳定至8ug/L。说明该套装置对减缓线圈的腐蚀作用是明显的。

为进一步说明问题, 根据厂里提供的以往机组运行时的记录数据再做一个对比, 结果见表4。

未使用该套系统之前, 系统冷却水对线圈的腐蚀较为严重, Cu2+含量维持在4.73~173.8 ug/L的范围内, 显然超过Cu2+含量小于40ug/L的标准。而装置的投运, 可以确保系统冷却水C u2+含量小于20ug/L。确实已有效的减缓了机组线圈的腐蚀。至调试结束, 监测系统冷却水的各项水质指标均已达到并优于技术协议的要求, 整个定冷水系统可安全、稳定的运行。

7、调试小结

7.1超净化处理装置的处理流量在0~6m3/h区间变化时, 系统冷却水的流量和压力仍可维持在稳定的范围内。可以保证机组的稳定、安全运行。

7.2稳定交换器处理量为2.5~4m3/h。交换器可以正常工作。

7.3定冷水超净化处理装置投入运行后, 定冷水水质指标的三个重要指标:pH≥7.5、DD≤0.5 us/cm、Cu2+≤20u g/L, 全部达到并优于技术协议要求, 即交换器进口 (系统冷却水) 7.0≤pH≤9.0、DD≤2.0us/cm (25oC) 、Cu2+≤40ug/L。

三、改造后的效益

1、经超净化水处理装置处理后的定冷水pH值提高, 铜离子浓度和电导率降低, 水质指标达到2002年发布的中华人民共和国电力行业标准《大型发电机内冷水质及系统技术要求》 (DL/T801-2002) 规定水质标准, 有效阻止发电机定子铜线棒腐蚀和防止内冷水通道堵塞, 这是发电机安全运行的必要条件之一。目前国内已有多台机组由于铜线棒腐蚀而渗水或内冷水通道阻塞造成机组停机检修、更换铜线棒的事故, 有的甚至烧毁发电机。由此引起的发电机维修费用是有限的, 而因此引发的机组停运造成的直接和间接损失是难于计算的。从这个意义上说, 改造内冷水处理系统不但具有安全效益, 其经济效益也是可观的。

2、定冷水处理系统改造后, 可以使系统运行稳定, 减少换水、调整等操作, 减少除盐水消耗, 减轻值班人员的劳动强度。

摘要：介绍湛江电厂#1机定子冷却水系统加装超净化水处理装置后定冷水pH值提高, 铜离子浓度和电导率降低, 水质指标达到2002年发布的中华人民共和国电力行业标准《大型发电机内冷水质及系统技术要求》 (DL/T801-2002) 规定的水质标准, 有效阻止发电机定子铜线棒腐蚀和防止内冷水通道堵塞, 使系统运行稳定, 减少换水、调整等操作, 减少除盐水消耗, 减轻值班人员的劳动强度。

关键词：发电机定子冷却水,水质工况,问题,改造

参考文献

[1]电力行业标准DL/T801-2002.大型发电机定冷水质及系统技术要求 (2002年9月1日执行)

[2]中华人民共和国国家标准GB12145-1999.火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量

[3]国电公司.防止电力生产重大事故二十五项重点要求

300MW发电机 篇2

我厂（以下简称甲方）QFS-60-2，容量60000KW，定子额定电压10500V，电流4124A，绝缘等级B级，由北京电力设备总厂制造的发电机，由于定子线圈绝缘老化及其它原因决定对线圈进行全部改造更换，经招标由哈尔滨电机厂电机修造厂（以下简称乙方）中标承担此项工作，为此特制定以下技术协议。

1.乙方对此次线圈的更换改造工作的质量标准，应按投标文件中规定遵循的质量标准执行，并符合电机制造相关的各项标准以及电力生产反事故措施的各项规定。

2.乙方应保证该发电机线圈改造更换后主要几何尺寸不变，绝缘等级为F级，制作全部线圈（84根）以及备品备件，使电机达到B级以上耐热等级要求。线圈制作可根据甲方现有备用线圈的形状和尺寸。满足原定子下线的安装尺寸。线圈的空心导线的连接按哈尔滨电机厂200MW的发电机的空心导线的连接结构，既在制作线圈时将水接头焊好，直接做水压试验和汽密试验。

3.乙方应制作较线模一套来检验原线圈尺寸的准确性，重新设计线圈的图纸。按重新设计的线圈图纸设计线圈的制作模具。

4.乙方应对发电机上下层线圈之间和线圈回水测温元件全部更换及测点接线板更换工作，采用PT100铂电阻测温元件。发电机槽内的测温元件的安装采用模盒式的方法，使元件保证安全。摆放的位置尽量保持原有的设计位置。发电机线圈、压板结构、支架、槽楔、测温元件和回路、发电机引出线、冷却水回路、汇水环等的制造、安装、装配、调试工作达到发电机的设计要求和现行国电集团和原国家电力公司反措要求的技术要求。

5.乙方应对发电机定子聚四氟乙烯引水管全部更换，更换的绝缘引水管采用哈尔滨电机厂现行的标准设计。上、下层线圈的汇水接头采用200MW发电机的形式。

6.乙方应对发电机定子出线侧环行引出线进行改造和更换。更换后的引出线能保证和原发电机母线桥铜排的软连接铜排的连接。并且确保相序与原来一致。采用T2铜管制作。7.定子线棒拆除后乙方应对定子铁芯油污进行彻底清理，由甲方监造人员认可后方可进行新线棒下线工作。

8.定子线棒拆除后乙方对定子铁芯测温元件进行检查，对已损坏的测温元件乙方应与甲方协商重新布置的位置。

9.需监造的各项试验项目乙方应在试验进行前48小时通知甲方，乙方应出具文字性试验方法、标准。

10.乙方使用的各项试验仪器应具备相应的检验合格证明，监造人员有权对检验报告进行查阅，乙方应积极配合。

11.乙方更换的连接线的水接头应为哈尔滨电机厂水冷60MW发电机的水接头的形式。12.乙方应保证线圈实心铜线的焊接采用含银量在45%以上的焊料搭接焊接，并且最后实施封焊。空心铜线和水盒处焊接采用磷铜焊。

13.乙方应对由于原端部支架碳化严重，端部支架必须进行打磨处理，磨消量不少于0.5毫米。打磨后刷环氧树脂胶。

15.乙方应对发电机汇水管所有水接头进行改造并实现回水测温。在原汇水管接头处增加42个测温元件。增加元件的设计按哈尔滨电机厂定子线圈水冷方案相同。15.乙方应保证新改造的定子线圈使用线规与原线规相同，不允许改变。16.乙方采购的空心铜线退火后，必须进行水压试验。及提供水压试验方案。17.乙方负责为甲方配备2套漏水检测装置以及数字检漏计。

18.乙方负责提供改造后的相关稳态、暂态电抗值，时间常数等参数。（直轴饱和电抗、瞬变电抗、超瞬变电抗、负序、零序电抗设计值）。

19.乙方负责提供改造后电机出力图以及维护说明书。提供发电机铭牌。20.乙方负责定子的装配以及相关试验工作。提供装配工艺以及试验项目。21.乙方负责发电机端部金属零件进行材料检查，确保其无磁性或反磁性性能。

22.乙方负责负责发电机定子从甲方至修理场地的往返运输。发电机定子的运输费用由乙方支付。

23.乙方负责原定子线圈的拆除工作，铁心清理修复工作。拆除的线圈、励侧引出线、以及出线铜排、测温元件、定子引水管归属甲方。24.乙方负责甲方发电机拆除和回装的技术指导工作。25.乙方负责完成下列试验并满足以下要求：

1． 绕组、埋置检温计、绕组相互间的绝缘电阻测定。

2． 绕组在实际冷状态下直流电阻的测定，三相直流电阻允许偏差不超过1.5%。3． 固有振动频率试验。

4． 端部泄露电流（Un）不大于4微安，局部电位外移试验（模拟潮湿状态，Un）不大于100V。（包括励侧水连接管、出线绝缘盒部）

5． 新定子线圈安装前需做单支水流量试验，和气密试验并符合相关试验标准。6． 新线圈必须进行交流耐压试验不得采用抽检。7． 对10%的新线圈下线前进行局部放电试验。8． 新制造的汇水管安装前需做水压试验。9． 空芯铜线要求100%做涡流探伤，并出报告。

10． 线圈更换后除进行上述试验外，本条款中未涉及到的各项工序之间要求的试验及出厂试验乙方仍需进行，安装后由甲方进行交接试验。

26.甲方派2-4人对选用材料、试验、工艺过程全过程监造，乙方积极配合，并为监造人员提供的住宿每人每天不低于100元标准，就餐每人每天不低于100元标准，期限为监造全过程。

27.乙方保证其提供的货物是全新的、未使用过的，采用的是优质材料和先进成熟工艺，并在各方面符合合同规定的质量、规格和性能。乙方应保证其提供的货物经过正确安装、正常操作和保养，在其寿命期内运行良好，乙方应保证设备的寿命不少于 20 年。保证发电机在试运行后的18个月内正常运行，在此期间，如因设计和工艺质量问题而不能正常运行或发生零部件损坏，乙方负责无偿修理或更换，并承担甲方停发的责任。同时，设备的质保期将延长，延长时间为设备重新投运后12个月。

28.乙方应保证设备的设计、材料选择、加工、制造和试验等建立质量保证体系，并在合同设备的整个制造过程中严格按其执行。

29.对该改造项目乙方应采用有运行经验证明正确的、成熟的技术；如果在执行协议的过程中有技术不明确时，提前通知甲方单位，经双方同意后方可实施。30.乙方从其他厂采购的材料，一切质量问题应有乙方负责。

31.乙方应向甲方提供线棒备件6上2下，及相关备品（楔条、绝缘水管）

32.乙方应保证新线圈的制作由哈尔滨电机厂线圈分厂完成，工装、下线、试验等工作在乙方的生产车间进行。

33.发电机投运一个月期间出现任何缺陷，乙方必须接到通知后24小时内赶到现场给予技术支持。

34.乙方应提供改造后该机组运行维护的详细说明和要求（包括水冷水温差、指标、空冷器水温和水压不可调整的要求、进相运行的要求、失磁异步运行、断水运行等）。35.乙方应向甲方提供相关的技术图纸六套。

36.乙方应无偿负责对甲方的技术培训和解答相关的技术问题。

乙方在线圈制造前、更换线圈工作前，负责召开设计联宜会，对改造的图纸、施工工艺及项目内容，工期做详细的说明，求得甲方的确认。

37.乙方对发电机改造后应能满足甲方运行环境下额定出力稳定运行，各部位温度正常。38.乙方对发电机各项试验应满足华北电力集团公司《2002年电力设备交接和预防性试验规程》的标准，改造标准满足电力生产汽轮发电机各项反措的要求。

39.乙方应保证发电机到哈尔滨电机厂电机修造厂后20天内完成线圈更换改造的全部工作。电天津第一热电厂#8发电机更换线圈整体进度如下：1：合同生效后7天内，备品线圈运到哈尔滨电机厂电机修造厂。2：合同生效后10天校样模制造完毕。3：合同生效后20天线圈、以及技术协议中所提到的改造部分的部件图纸设计完毕。4：合同生效后50天线圈模具生产制造完毕5：合同生效后120天线圈、部件制造生产完毕。6：发电机到厂后18天下线完毕。（含运输20天）

40.乙方未能达到投标文件中的承诺包括澄清时的承诺，应自愿接受甲方的处罚。

300MW发电机 篇3

关键词：广州珠江电厂；燃煤火力发电；锅炉运行；安全性能；煤炭资源；电力工业 文献标识码：A

中图分类号：TK227 文章编号：1009-2374（2016）13-0148-02 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2016.13.071

现阶段火力电厂的主力机组的单机容量基本上处于300～600MW之间。火力电厂燃煤的质量在很大程度上决定了其主力机组是否能够实现安全稳定运行，但是目前大多数的燃煤火力发电厂的燃煤煤种并非是单一的，其基本上都是按照相应比例对多种煤种进行配置的混煤。如果在其中掺烧劣质煤就会降低燃煤锅炉的稳燃性能，再加上一些电厂中具有检查维护不细致、事故处理经验少、运行人员事故预想不到位、设备安装质量差等一系列问题，因此使得锅炉设备在运行过程中存在着较多的安全隐患，为此必须要采取有效措施确保锅炉实现安全运行。

1 珠江电厂300MW燃煤火力发电锅炉运行情况

锅炉型式：HG1021/18.2-YM3型、亚临界、四角切圆燃烧、自然循环汽包炉；锅炉构架全部按露天布置设计，锅炉构架全部采用钢结构。

燃烧方式：正压直吹式制粉系统，四角喷燃切圆

燃烧。

设计燃料：设计煤种：神府东胜烟煤；校核煤种：山西大同烟煤。

燃料消耗量：119.3t/h（设计煤种），131.7t/h（校核煤种）。

通风方式：平衡通风。

制粉系统：正压直吹式制粉系统，配置6台北京电力设备总厂提供的ZGM80G-Ⅲ中速磨，每台磨配一层煤粉喷嘴，燃烧器能够实现上下摆动，具有±30°最大摆动角度。通过高压头冷一次风机确保锅炉整个制粉系统实现正压运行。

2 300MW燃煤火力发电锅炉运行中的安全问题

现阶段燃煤火力发电锅炉的安全隐患主要包括两个方面，即运行管理不当和锅炉自身隐患。下面本文详细分析这两个方面的安全隐患问题：

2.1 锅炉运行管理不当

锅炉运行管理中非常重要的一个问题就是锅炉燃烧由于掺烧劣质煤而出现的设备磨损和燃烧不稳。如果在锅炉燃烧的过程中采用劣质煤，除了会导致锅炉出现不稳定的燃烧，进一步引发锅炉灭火放炮的故障，还需要投油助燃实现稳定燃烧，这样就将大量的燃油浪费了。同时，掺烧劣质煤的问题还会导致飞灰含碳量增大，严重地降低了锅炉的效率。除此之外，燃用劣质煤还容易导致锅炉出现结焦的问题，其中的锅炉受热面会出现严重的磨损或者超温的情况，并且还会进一步加大运行人员的调整工作量。

2.2 锅炉自身隐患的问题

首先，蒸汽或给水管道泄漏。其主要有如下表现：下降的给水压力、蒸汽压力，减温水管道出现爆破的时候发生异常的减温水流量降低或升高；主汽流量在蒸汽管道爆破时出现异常降低；水管道爆破或泄漏时会喷出水汽，同时会听到响声；再热蒸汽管道、过热蒸汽管道爆破或泄漏时无法看到喷出的工质，但是能够听到

响声。

其次，锅炉结焦问题。锅炉结焦的主要表现为：过热器结焦的主要表现为升高的流通侧烟温，增大的两侧烟温差，过大的两侧蒸汽温度偏差，出现较高的甚至超过极限允许值的流通侧管壁温度；水冷壁结焦的主要表现为：有焦渣悬挂在检查孔和看火孔，不断升高的管壁温度，主、再汽温，排烟温度，炉膛出口烟温，有大焦块从冷灰斗坠落，增大的减温水流量，总给煤量会在燃烧投自动时加大。

最后，尾部烟道再燃烧。尾部烟道再燃烧的情况很容易出现在锅炉运行的过程中，其主要具有如下表现：剧烈摆动或变正的炉膛和烟道负压；火灾监视系统发出警报，出现再燃烧情况时空预器部位出现较大的电流摆动；迅速升高的排烟温度，有黑烟出现在烟囱中，具有不断减小的氧量；异常升高的省煤气热风温度、蒸汽温度、出口水温；从人口门、烟道、引风机轴等各种不严密的部位出现喷出火星或向外冒烟的问题，出现急剧升高的引风机轴承温度。上述的这些情况都属于非常重要的安全隐患。

3 300MW燃煤火力发电锅炉运行安全隐患处理对策

3.1 调整掺烧劣质煤的燃烧情况

在对掺烧劣质煤的燃烧情况进行调整的过程中，应在煤粉管道中劣质煤没有积粉堵管的情况下，使一次风比例得以尽可能降低，从而保证劣质煤实现更加充分地燃烧。过高或过低的一次风速在燃烧劣质煤时均不合适，比如过高的一次风速会使着火推迟，并且导致出现不稳定的燃烧状态和机械不完全燃烧损失；过低的一次风速则会削弱粉煤气流刚性，容易出现火焰摆动的情况，减少对周围高温烟气量的抽吸，容易形成不均匀的气粉分布和气粉分层。所以必须要选择低限来调试低挥发分烟煤，从而将最佳的一次风速确定下来。

3.2 尾部烟道再燃烧现象的处理对策

如果出现异常的排烟温度升高，这时需要对其原因进行认真分析，并且对烟温指示、氧量表的准确性进行核对，采用蒸汽吹灰的方式对烟道和空预器进行处理。对燃烧器摆角进行调整，使火焰中心位置得以降低；对机组负荷予以适当降低；将运行的暖风器停下来，对减温水量予以增加。如果异常升高的排烟温度达到250℃，这时需要采取紧急停炉的处理措施，在停炉之后要將运行的引、送风机停下，将全部的风、烟挡板关闭，对炉膛予以密闭处理。在烟道内利用蒸汽吹灰器进行喷蒸汽灭火。对烟道各段温度进行检查，确保正常之后将人孔门打开实施检查，在保证没有火源之后，将引风机启动实施通风。

3.3 蒸汽或给水管道泄漏的处理对策

一旦出现汽、水管道泄漏的问题，就需要采取有效的隔离措施。如果泄漏情况较轻，这时应以其实际情况为根据适当减轻主汽压力和锅炉负荷，并予以检修处理。此外还应在泄露点周围加设围栏，避免出现汽、水伤人的事故。如果出现严重泄漏的情况，并且对设备和人身安全产生威胁，这时需要紧急停炉，并采取有效措施加以处理。

3.4 对锅炉燃烧情况进行合理调整

为了有效地减少锅炉结焦的现象，在锅炉运行的时候需要对锅炉内的含氧量予以适当提升，防止出现还原性气粉。要对配风方式予以适当调整，着火稳定属于低挥发分煤的主要矛盾，需要对辅助风量予以适当加大，保证火球边缘与燃烧出口接近。如果锅炉在设计的时候具有较小的假想切圆直径，其很难进行气流偏转，这时如果对辅助风量予以加大具有更加明显的作用。一些具有较大挥发分的易燃煤在燃烧的过程中最为主要的问题就是提升燃烧经济性和避免结焦，在对燃烧情况进行调整的时候需要注意避免过大的辅助风。

4 结语

本文从设备和运行两个角度对常见的、影响较大的300MW火电燃煤机组的安全隐患问题进行了分析和探究，认真地分析影响锅炉安全运行的相关因素，并且有针对性地提出了相应的处理措施。为了能够有效地降低锅炉设备故障导致的各种损失，发电厂的全体运检人员必须要在日常的工作中对各种安全隐患进行认真分析和排查，全面地提升设备的安全可靠性。

参考文献

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[2] 季明彦，李宏伟.浅谈锅炉运行[J].锅炉制造，

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[3] 郝照军.在锅炉运行中的技术调节办法[J].黑龙江科

学，2014，（2）.

300MW汽轮发电机增容改造 篇4

湛江电力有限公司的发电机是东方电机股份有限公司生产的QFSN-300-20-2型汽轮发电机, 为提高汽轮机和发电机的效率, 在汽轮机进行通流改造时, 同步进行发电机增容改造。通过增容改造后, 将发电机原来的300MW出力提高到额定功率330MW。通过对发电机通风冷却系统的改进, 优化以及局部部件的更换等技术措施, 进而提高机组效率, 降低发电煤耗。可以以较少的投入, 获取可观的经济效益。

一发电机增容改造的主要项目:

1.定子铁心内圆冷、热风区之间加装气隙隔板

发电机采用定、转子相匹配的“四进五出”多流式通风系统, 机座配置隔板和风管, 与铁心径向风道一起组成定子“四进五出”风区, 与转子风路系统相匹配。转子本体部分绕组采用气隙铣孔斜流式氢内冷, 转子端部绕组采用了纵横两路氢内冷。根据平时运行时监测数据, 发电机定子铁芯温升性能状况良好, 温升还有较大裕度, 满足增容要求。增容改造后, 发电机转子温升相对提高, 为克服这一缺点, 在定子铁心内圆冷热风区之间加装径向气隙隔板, 以减少冷热风气流的混合串风, 确保转子具有较低的进风温度, 强迫气隙处的冷却气体流经转子, 提高转子冷却风量, 降低发电机转子绕组和定子铁心的温升, 同时也减少端部气隙气流对内部风区的干扰, 从而可确保转子温升分布的均匀性和定子风量分布的合理性。根据温升试验计算:在TMCR工况下, 发电机出力比额定工况增加10%时, 发电机温升都只有小幅度增加。所以结合发电机额定负荷运行时的温升情况判断, 发电机增容10%各部温升不会超标。

2.更换定子槽楔

更换全部定子槽楔, 新型定子槽楔 (即在槽楔上对应定子铁心进出风方向通风孔的部位铣斜孔) 可以减少风阻, 提高定子铁心的冷却效果。改造后在冷、热风区之间加装的气隙隔板。

3.更换氢气冷却器

由于发电机原设计的氢气冷却器换热裕度只有7%, 因此满足不了增容到330MW的要求, 必须全部换为新型的氢气冷却器。发电机按额定功率为330MW、效率为98.7%计算得出电能损耗值约为4.3MW。发电机电能损耗绝大部分都会转变成热能, 发电机定冷水约带走1MW电能转换的热量, 还有0.3MW损耗含在机壳散热以及辅助设备损耗中, 因此氢气冷却器需要有3MW的换热能力, 每组氢气冷却器需要有705kW的换热能力 (原来的冷却器换热功率650KW) , 才能满足发电机增容后换热容量增加的要求, 新型冷却器保持原冷却器安装尺寸不变.

二增容改造对定子线圈的固定

1.定子线圈槽部固定:

槽底和层间垫有适形材料, 并采用涨管热压工艺, 使线棒在槽底及层间各处接触面服帖, 受力均匀, 槽口处用槽楔楔紧, 楔下设有波纹板, 以保证槽楔对线棒有长期稳定的压力, 从而有效地避免了槽内线棒的振动磨损。

2.定子线圈切向固定:

在铁心的扩槽处打入对头斜楔, 在其他部位也用半导体垫片填满线棒与槽壁之间的空隙, 使线棒紧贴槽壁 (顺转向一侧) 以降低表面电位, 避免腐蚀。

3.定子线圈端部固定:

线圈端部设有若干个固定在压圈上的绝缘支架及三个玻璃钢绑环, 上下层之间设有幅向楔块。线圈通过绑扎固定在上述绑环及支架上, 绑绳为浸胶的高强度涤纶玻璃丝绳, 下层线圈沿绑环及支架处进行小绑, 上层线圈除沿支架小绑外, 沿线棒端部渐开线法线方向, 若干线棒相互大绑, 在线棒鼻端用粗的涤纶玻璃丝绳进行绑扎。线棒间用绝缘垫块外包浸胶后的适形材料塞进, 线棒与支架、绑环等接触处均垫以适形材料, 使之接触可靠。整个端部经热烘固化后为一牢固的整体。

三发电机增容改造后的主要试验项目

1.发电机定子铁损试验。2.定子绕组端部自振频率试验, 测试结果应符合预防性试验规程要求。3.定子绕组内冷水流量试验。4.定子绕组水压试验。5.发电机定子绕组测量绝缘电阻和吸收比。6.测试定子线圈直流电阻, 其相间相差不得大于最小值的2%。7.定子绕组交流耐压试验。8.定子绕组直流耐压和泄漏电流试验。9.发电机定子测温元件测量。10.发电机整体密封性试验。11.发电机三相稳定短路试验。12.发电机空载特性试验。

四增容改造后发电机的主要技术参数

增容改造后的主要技术参数如下:1.额定功率:330MW 2.额定电压:20kv 3.额定电流:11207A 4.功率因数:0.85 5.额定励磁电流:2363A 6.额定励磁电压:498V 7.额定氢气压力:0.3MPa 8.定子绕组冷却水出水温度:≤85℃ 9.定子绕组温度:≤120℃ 10.定子铁心温度:≤120℃ 11.转子绕组温度:≤110℃ 12.发电机进风温度:≤46℃ 13.氢气冷却水进水温度:20～33℃ 14.氢气冷却器冷却水量:4×100t/h 15.定子绕组冷却水水量:50t/h 16.定子绕组冷却水进水温度:35～45℃效率:≥98.7

五增容改造后的效果

出力:增容后发电机均能在满负荷330MW下安全、连续运行。

转子绕组温升:增容后, 在330MW工况下的转子绕组平均温升较改造前不仅没有升高, 反而下降4～6K左右。

定子铁心温度最高温度:增容前的300MW发电机, 其中部风区 (5风区) 的铁心温度较高, 有的高达80～90℃。增容改造后, 该区域的铁心温度得以较低, 在330MW工况下, 降低幅度达到8～14℃左右。

300MW发电机 篇5

1、绍兴滨海新城科创园429kWp分布式光伏发电项目并网发电

精工能源集团在绍兴滨海新城科创园举行了“科创园429kWp分布式光伏发电项目”并网仪式，滨海新城管委会主任潘晓辉、精工能源集团总裁孙国君出席了并网仪式，并致辞发言。

“绍兴滨海新城科创园429KWp光伏发电项目”是目前绍兴市最大的商业办公楼分布式光伏电站，该项目是精工能源集团倾力打造的又一新能源示范项目，成为绍兴市商业领域分布式能源应用的示范项目。项目建设在绍兴市滨海新城科创园办公楼屋顶，项目装机容量429kWp。作为当地最大的商业办公楼分布式光伏电站，项目立项以来得到了社会各界的普遍关注。在本次并网仪式上，项目投资方“精工能源集团”综合展示其“5维”光伏生态系统，介绍了集团在新能源投资、建设、建设、技术创新及项目运维上的集成经验。该项目的成功并网运行，具有很好的市场运作参考价值，也进一步提高了分布式能源电站商业发展的新标杆。

根据规划，该电站项目运行期内平均每年发电不少于39万千瓦时。通过与传统火电发电相比，电站年均可减少二氧化碳(CO2)排放389吨／年、二氧化硫(SO2)11吨/年，煤炭140吨／年。作为分布式能源电站，电站发出的清洁电除供给大楼自身使用外，同时还能“卖”给国家，实现环保、经济双项功能，项目绿色价值凸显，被社会称为：绍兴最美的金屋顶。

按照项目建设投资430万元计算，大约9年可回收投资成本并实现盈利，具有较好的社会效益和经济效益。手机记者在屋顶现场看到，一块块蔚蓝色的光伏电板采用专用支架，被整齐划一地固定在屋顶地面上，在阳光照射下发电，形成一道独特的风景。

2、九江小学八里湖校区120KW光伏发电项目正式并网发电

由位于九江经济技术开发区的江西旭阳光伏系统有限公司承建的“九江小学八里湖校区120KW光伏发电”项目正式并网发电。该工程是我市首个院校分布式光伏发电项目，项目建成运营对太阳能发电技术在学校等公共机构的应用、推广以及低碳环保理念的普及具有示范带动意义。

据悉，该项目利用九江小学八里湖校区4栋教学楼屋顶建设太阳能电站，总装机容量120KW，采用380V电压等级并网，年均发电量约12万度，除学校正常使用外，剩余电量并入国家电网，每年可获得10万元左右的收益。较之火力发电，该项目每年可节约标煤55吨、减排二氧化碳140吨、减少灰渣排放量约18吨，具有较好的经济效益和节能减排示范效应。

天合光能表示，该分布式光伏电站是天合光能作为EPC总包的项目，提供从电站设计、承建、验收及备案并网支持等分布式光伏电站的‘一站式’服务。业主在使用光伏所发电能的同时，还享受国家发电补贴。项目的成功并网发电为天合积累了分布式运营管理经验，同时也是光伏事业同步促成经济效益及环境效益的良好典范。

3、浙江新昌三瑞香雪有限公司526.14千瓦分布式光伏发电项目成功并网发电

新昌首个分布式光伏发电项目——浙江新昌三瑞香雪有限公司分布式光伏发电项目正式通过新昌县供电公司验收，成功并网发电。

三瑞香雪光伏发电项目是新昌县重点扶持项目之一，三瑞香雪光伏项目总投入500多万元，装机容量为526.14千瓦。包括1台500kW并网逆变器，2700块190W晶硅太阳能组件，年发电量可达到40多万千瓦时。该项目每年可节约标煤153吨、减排二氧化碳420吨、二氧化硫(SO2)13吨/年,该项目将以用户侧自发自用为主、多余电量上网按0.458元/千瓦时与用户进行结算，政府给予每度电0.42元的补贴。

新昌供电公司接收受理申请后，迅速组织人员上门勘查，确定设计制定方案，确保光伏项目按期并网。现场人员还对光伏项目并网发电提出了注意事项，对设备正式投产提供了详细的指导和帮助。

4、甘肃省商务厅30千瓦光伏项目正式并网发电

10月30日，兰州首个分布式电源项目——甘肃省商务厅30千瓦光伏项目正式并网发电。

甘肃省商务厅现用电容量为191Kw，为0.4kV低压用电客户。该项目由甘肃省商务厅自行投资，在其办公楼屋顶建设30Kwp分布式光伏电站。电站采用250Wp多晶硅组件120块，分为6个串列，每20块组件串接为一个串列。项目安装6台220V并网逆变器，经两两整合后形成三相电路并网。该电站年发电量4.43万Kwh。该项目每年可节约标煤14吨、减排二氧化碳38吨、二氧化硫(SO2)1吨/年并网方式为自发自用余电上网。该光伏电站以一回0.4Kv线路就近接入甘肃省商务厅办公楼六楼0.4Kv配电线路，新增一面配电箱作为光伏电站并网点。

截至目前，兰州供电公司已在全省范围内受理了17户分布式光伏发电项目的并网申请，发电容量总计10675千瓦，最大单户容量2498.8千瓦，最小单户容量5千瓦。

5、厦门创业园园区1008.2千瓦屋顶光伏电站正式并网发电

10月23日，由清源海西（厦门）新能源投资有限公司建设的火炬高新区首个兆瓦级分布式光伏电站项目———厦门创业园园区屋顶光伏电站正式通过验收和并网发电，这是目前我省第一个达到兆瓦级的光伏电站，将对我市和福建省发展新能源产业起到积极的示范带动作用。

厦门创业园分布式光伏电站总装机量为1008.2千瓦，利用了厦门留学人员创业园、厦门台湾科技企业育成中心、厦门科技企业加速器三个园区共23栋大楼的屋顶，占用屋顶面积约为1.4万平方米。该项目投产运营后，年均可实现发电量103万千瓦时，与常规燃煤电厂相比，年可节约标煤370吨，减排二氧化碳1024吨，减排年碳粉尘279吨。项目所发电能采用自发自用、余电上网模式，可通过远程实时监控三个不同区域电站的发电和节能减排情况。

6、保定白沟天奕商厦反光组件103KW光伏发电项目顺利并网

2014年9月30日下午14时32分，由南京中核二三能源工程有限公司承建的白沟天奕商厦反光组件103KW光伏发电项目一次性顺利实现并网。

该项目由保定光为新能源有限公司投资建设，地址位于河北省保定市白沟新城区，年发电量10万度，每年可节约标煤57吨、减排二氧化碳146吨、二氧化硫(SO2)14吨/年是南京中核二三能源工程有限公司承接的第一个反光组件项目。项目部克服了施工现场复杂，施工时间短，设备采购问题及并网柜改造等诸多困难，在公司各级领导的高度重视下，项目部始终秉承核工业精神，保质保量的完成了该项目，赢得了业主的高度评价。该项目的顺利并网，标志着南京中核二三能源工程有限公司又一个里程碑的实现。同时也在华北地区的光伏施工建设方面，树立了良好的形象。

7、泰安欧亚1MW分布式光伏发电项目正式开工建设

9月19日，泰安欧亚厨房用品有限公司1MW分布式光伏发电项目正式开工建设。该项目计划总投资850万元，预计月底安装完成并实现并网发电。

本项目设计采用的组件是晶体硅组件，组件的尺寸为1650mm×990mm×40mm，标称功率为250Wp，项目光伏组件铺设在彩钢板屋顶，考虑到屋顶承重和光伏电站的美观性，组件倾角不能按照最佳倾角来设计，此项目组件倾角设计为6°平铺。项目建成后，寿命期内平均年发电量为109.7万kWh，25年累计可发电量为2742.56万kWh。该项目每年可节约标煤355吨、减排二氧化碳1120吨、二氧化硫(SO2)18吨/年

为推动泰安高新区分布式光伏示范区的发展，经发局对区内适合安装分布式光伏的企业大力宣传分布式发电的优势，引导相关企业发展分布式发电，改善高新区能源利用结构。该项目自7月底决定建设以来，经发局积极跟上做工作，协调市发改委、市供电公司以及施工单位，尽量简化审批环节，各项工作压茬进行，对于不能马上提供的材料约定时限补齐，从而做到从决定投资、可研报告编写、电力接入函批复、项目备案直至项目正式开工建设仅用时一个多月时间。也创造了分布式项目开工建设的最快速度。

8、申洲集团1.6兆瓦屋顶光伏发电一期工程并网

9月17日上午，宁波供电公司北仑客户分中心对申洲集团1.6兆瓦光伏发电一期工程进行了并网验收。这是北仑区域首个按照“度电补贴”模式、采取市场化运营的太阳能屋顶光伏发电站。

该光伏发电一期工程分布于申洲集团四座厂房屋顶，装机容量825千瓦。二期工程建造于申洲集团春晓基地，将于近期开工。

“度电补贴”与之前光伏发电站所采取的“设备补贴”不同，采用“设备补贴”方式时，国家补贴与光伏发电设备挂钩，与发电站的实际发电量无关。而今年兴起的“度电补贴”则是由专业公司投资承建，政府根据发电量进行补贴，这也使补贴实实在在落到了节能上。

根据现行政策，采取“度电补贴”方式的屋顶光伏发电站除了中央政府给予的0.42元／千瓦时的度电补贴外，省市两级政府也将叠加政策分别予以0.10元／千瓦时的补贴。

就申洲的1.6兆瓦光伏发电一期工程来说，以年发电量160万千瓦时来算，该项目每年可节约标煤520吨、减排二氧化碳1220吨、二氧化硫(SO2)36吨/年，承建方宁波合大新能源有限公司可获得“度电补贴”约100万元，合大以折扣电的方式将电“卖”给申洲，最终盈利约130万元，而合大投入的发电设备成本为1200万元，算下来，七八年可收回成本。

9、广州易玛时装衍发有限公司1MW分布式光伏项目并网发电

9月12日，位于广州花都区的易玛时装衍发有限公司1MW分布式光伏项目顺利通过验收并网发电，这不仅是广州市首批成功实现并网的分布式光伏项目之一，而且是中国首个获得德国TüV认证的分布式光伏电站项目。特别 值得一提的是，易玛时装项目自7月28日并网试运行到通过验收，47天累计发电约18万度，发电量令人振奋。

据阳光电源项目开发部华南区经理汪新忠介绍，易玛时装项目总装机容量为1MW，25年累计可发电约2500万千瓦时，每年可节约标准煤约401吨，减排二氧化碳约999吨，二氧化硫约30吨。易玛时装负责人詹炳煌介绍，仅电费一项每年就可为企业节省上百万元。

10、漯河市恒瑞加友38KW屋顶光伏电站并入国家电网

9月10日上午，由河南简好节能技术有限公司承建的漯河市恒瑞加友食品科技有限公司工用分布式光伏（太阳能）发电站成功并入国家电网。

据介绍，漯河市恒瑞加友食品科技有限公司的工业用光伏发电站项目是漯河市首个工业用企业分布式太阳能光伏发电站。该电站安装在恒瑞加友食品科技有限公司办公楼楼顶上，装机容量为38千瓦，按照目前光照情况每天可发190度电，年均发电量为53200度，每年可给企业带来近8万元的收益。该公司基建部经理李春阳介绍，除了经济效益,更重要的光伏发电给企业带来了社会效益。光伏发电站启用后,每年节约了标准煤16吨，减排二氧化碳40吨，相当于每年为城市种植了2000棵树。

11、孝商股份有限公司53千瓦屋顶光伏电站6个多月累计发电3万度电

8月14日，从国网孝感供电公司获悉，自2月份投产以来，孝感首家企业屋顶光伏孝商公司光伏电厂累计发电达3万度，相当于节约10.8吨标准煤、减少6.75吨二氧化碳，1.35吨二氧化硫、0.57吨氮氧化物、0.45吨粉尘的排放量。

“目前利用七楼楼顶的光伏发电厂，每日可产生300多度电，主要为办公楼电梯、照明设备提供电能。由于国家相关政策扶持，余电上网可以卖给供电部门，为企业运营减少了开支。同时感谢供电部门的跟踪服务，给我们提供了不少便利！”孝商股份有限公司光伏项目负责人罗建军如是说。

2014年以来，国网孝感供电公司结合党的群众教育实践活动，积极服务新能源发展。该公司积极向政府部门汇报新能源项目建设动态，解决新能源建设和并网过程中的问题，组织参加新能源申请项目接入审查会，开展光伏项目现场服务及并网验收前期调研，不断提升新能源建设与并网服务管理，为新能源电站有序开展接入系统设计和接入电网奠定坚实基础。

据悉，孝商公司表示，计划明年再利用剩余的1000平方米平台，将原有的53千瓦发电厂增容至106千瓦，届时首年发电量有望达10万千瓦?时，相当于年节约36吨标准煤，减排22.5吨二氧化碳，相当于22.5万平方米森林的吸碳量。

12、上海松江政府90KWp光伏电站8个多月总发电量5.3211万度

8月15下午，在上海市松江区政府大厅内，其90KW光伏电站监控系统显示当日发电量为51KWh，总发电量为53211KWh。当时显示的环境温度为26.30℃，组件温度为27.80℃，光照强度为177.00w/m2电网频率是49.9Hz。

据悉，松江区政府8号楼楼顶的这个90KW的光伏电站项目是由中电光伏上海公司2013年承建的，于2014年年初成功并网。截止8月15日，该光伏电站共节约二氧化碳53.05t，节约二氧化氮0.80t，等效1330.30棵树木。还 节约二氧化硫1.60t，节约标准煤19.16t，碳粉尘14.47t，节能减排效益明显。

据松江区委宣传部消息，自2013年3月国家电网公司颁布分布式电源并网规范后，松江区个人光伏申请用户已有53户，其中并网发电30户，并网容量近120千瓦，占全市个人光伏并网用户的两成。截至今年7月上旬，个人光伏发电总量累计达4万千瓦时，其中上网电量近2.2万千瓦时，松江供电公司已对全部30家并网用户发放了电费补贴。

13、苏州桂花小区38kW光伏建筑一体化项目正式竣工

苏州桂花小区38kW光伏建筑一体化项目正式竣工。此BIPV项目建设在江苏省苏州市姑苏区桂花小区屋顶，由苏州环保局投资，英利集团和友科太阳能共同设计、施工完成。

桂花小区项目屋顶总面积为270平方米，共两层楼，为社区活动中心。整个发电系统面积为250平方米，总装机容量为38kwW，年发电4万度，该项目每年可节约标煤16吨、减排二氧化碳2吨、减少灰渣排放量约1吨。由126片（9排*14片）构件式光伏瓦组成，左侧采用了普通瓦片。构件式光伏瓦是友科太阳能自主研发的特色产品，它是一款工厂模块化预制，并兼备光伏发电功能的建筑构件。独特的嵌入式工艺设计可在安装时取代传统的屋顶材料，满足不漏水、易维护、易安装的要求。

蓝天下，整齐排列的构件式光伏瓦与蓝天白云交相辉映，使得整个建筑显得更加美观、大气、时尚，提升了建筑科技感。光伏发电利用可再生能源——太阳能，代替和减少了化石能源消费，具有绿色、环保、节能、无污染、无噪音的特点，实现了人们绿色发电的梦想！

14、莱芜汇中能源科技205kW示范性光伏电站成功并网

2014年7月21日，莱芜市首家企业光伏发电项目成功并网发电。

该项目为莱芜汇中能源科技有限公司建设的示范性分布式光伏电站，申请并网容量205kW，并网电压等级为380V，发电量意向消纳方式为自发自用余量上网，预计每天发电800度，计划5至6年收回成本。每年可节约标准煤约301吨，减排二氧化碳约720吨，二氧化硫约8吨。

为确保首家企业光伏发电项目顺利并网，莱芜供电公司高度重视，组织公司相关部门专家多次到现场指导客户接电建设工作，对电气主接线、接入系统方案、系统二次、安全措施等提出了具体建设要求，并根据接入系统方案和相关规定对逆变器、配电柜、保护定值等设备及参数提出了要求和整改意见，还向客户详细解释了分布式电源并网流程，为该项目的提前并网发电奠定了基础。

15、北京国企捐建古巴1兆瓦光伏电站并网发电

日前，京仪集团有关负责人表示，由北控集团捐建、京仪绿能公司承建的古巴1兆瓦(1兆瓦=1000千瓦)光伏并网电站于当地时间11月2日成功并网发电。京仪绿能技术人员介绍，古巴1兆瓦光伏并网电站项目，位于古巴首都哈瓦那市区以东约14公里处。项目建设地点的年太阳能总辐射值量为6878兆焦/平方米，电站总装机容量1兆瓦，占地面积15000平方米。投产后，年均发电量为146.6万度，每年可节约标准煤53.5万吨，减排二氧化碳1405.9吨。此项目合作模式为中方提供设备及技术指导，古巴方面负责项目施工和建设。为了响应市政府关于“国有企业走出去”的号召，开拓拉美新能源市场，北控集团积极组织捐建古巴1兆瓦光伏电站。自今年4月初首批人员进驻施工现场以来，先后完成了《进出口协议》的签署、设计方案、组件和支架设备的采购及运输工作，施工图纸及技术资料交付古方，项目选址、土地审核、施工许可等前期工作由双方共同合作完成。

１６、浙江神牛机械公司厂房分布式光伏发电项目第一期500KWP并网发电

7月15日上午，浙江神牛机械公司厂房顶上，5000平方米分布式光伏发电方阵，正式并入国家电网，成为绍兴首家分布式光伏应用低压并网发电的企业。

“一个大晴天以10小时计，一天能发3000度电，基本能解决企业用电需求。”神牛机械公司总经理郑夏均介绍，即便是下雨天也能发电。前期测试发现，下雨天发电量为600度，阴天发电量2200度，预计年发电量约70万度。

光伏发电最大的贡献就是对资源的节约和环境的保护。按照目前的规模，以一年的发电总量计算，可节省燃油16.9万升或节省标准煤234吨。这也意味着少排放648.05吨/年的二氧化碳、7.67吨/年的二氧化硫和2.79吨/年氮氧化物，减少因火力发电产生的176.8吨粉尘，节约260万升净水。

为了鼓励分布式光伏发电应用，市政府出台了《加快分布式光伏发电应用的实施意见》，对于符合上级规定，与取得省、绍兴市发改委光伏发电计划指标的相关企业签订光伏发电项目的，项目建成后，自发电之日起按其实际发电量除享受国家0.42元/千瓦时、省0.1元/千瓦时补贴政策外，市财政再给予0.2元/千瓦时的补贴，补贴期限为五年。也就是说，一个项目可享受0.72元/千瓦时的政府补贴。

17、宁夏神瑞工贸有限公司34千瓦屋顶光伏并网发电项目接入方案确定

7月15日，宁东供电公司正式确定宁夏神瑞工贸有限公司34千瓦屋顶光伏并网发电项目接入宁东电网低压配电网方案，标志着宁夏电网首个“分布式光伏发电站”正式“落户”宁东地区。

分布式光伏发电是指位于用户附近，所发电能就地利用，以10千伏及以下电压等级接入点网，且单个并网点总装机容量不超过6兆瓦的光伏发电项目。该项目安装在盐池县宁夏神瑞工贸有限责任公司办公楼楼顶，设计安装LN2409300P-3-250型光伏组件136块，装机容量34千瓦，使用17千瓦并网逆变器2台，占屋顶面积约408平方米。光伏侧并网该项目接入神瑞工贸有限责任公司配电室变压器400伏侧，发电量“自发自用，余电上网”，用于补充其办公楼日常用电。

该项目并网后首年发电预计53921度，25年预计发电量可达1208919度，年节约煤炭16吨标煤，节约标减排二氧化碳约38吨，二氧化硫约1吨是一种新型的、具有广阔发展前景的发电和能源综合利用方式。

18、河北白沟屋顶用户侧光伏发电项目一期0.972MW项目正式并网发电

6月27日，由南京中核二三能源工程有限公司承建的白沟屋顶用户侧光伏发电项目第一标段一期项目顺利通过白沟、高碑店及保定供电局验收，正式并网发电。本项目为分布式屋顶光伏发电示范项目，一期工程于2014年3月14日开工，于4月30日完成全部安装工作；装机容量为0.972MW，分为19个屋面。此项目是结合建筑物屋面混凝土结构，采用支架式安装组件，共占用屋顶面积约为60多万平方米，采用自发自用、余电上网的模式。建成后预计年发电1100万度，相当于节约标煤4290吨，减少二氧化碳排放量11451吨，减少二氧化硫排放量102.96吨。

19、长沙顶立科技631kmp屋顶电站通过验收 一年可省电费46万元

工业用电每度电计价一元，放在工业企业这些用电大户身上，这一元钱就变成了每天上万元的电费，一年就是百万元的现金支出，自己发电自己用怎么样？20日，园区企业顶立科技的屋顶电站通过验收开始发电，一万平方米的屋顶电站平均每年可以发电54.7万度，为企业节省46万元/年的电费。

2014年4月，顶立科技开始在新建厂房的屋顶上安装光伏发电组建。经过两个月的建设，一万平方米的屋顶上已经排满了太阳能板，装机容量为631kmp。系统第一年可以发电60.7万kwh，按照光伏系统25年的寿命，累计产生电能1366.46万kwh，每年平均发电量54.66万度，也就是每年可以减少二氧化碳排放量544.94吨，减少二氧化硫排放量16.4吨，每年节约标煤230吨。

20、山东大龙石油装备有限公司1兆瓦光伏发电项目建成试运行

据了解，该项目为该项目为合同能源管理项目，由东营绿之能能源科技有限公司投资建设，充分利用山东大龙石油装备有限公司现有闲置9000平方米的屋顶建设太阳能光伏发电站，同时为山东大龙石油装备有限公司提供绿色能源。

项目总投资800万元，总装机容量为1兆瓦。预计项目运行后，年发电量为115万千瓦时，年节能402.5吨标准煤，减排二氧化碳1046.5吨、二氧化硫9.66吨、氮氧化物2.82吨。具有良好的经济效益和社会效益。

21、湖州繁华绢纺有限公司1兆瓦屋顶光伏电站正式启用

湖州日报记者在该公司看到，相当于两个足球场大小的屋顶被铺装上了一块块蓝色“板子”，投入使用后，这个投资近1000万元的1兆瓦分布式光伏电站将为企业提供全新的生产能源。

公司总经理庄慈恩告诉记者，分布式光伏电站年发电量为91万千瓦时，25年使用期内总发电量2100万千瓦时，折标煤6930吨，该项目每年可减少二氧化碳排放1039吨、二氧化硫8.76吨。

为了鼓励企业，我市加大对光伏发电项目资金扶持，按照《湖州工业强市建设十八条》，对80%采用市内生产光伏组件的项目，在市内建成后按装机容量每兆瓦50万元奖励。根据项目建成后的实际发电效果，除按政策享受国家及省有关补贴外，企业每自发一度电还将享受市0.18元的优惠补贴。

22、福州港口管理局屋顶１００KM分布式光伏发电项目投运

6月27日，国网福州供电公司马尾客户服务分中心用电检查人员再次来到福州港口管理局，对位于屋顶的光伏发电设备进行安全检查。

据了解，该光伏发电项目总装机容量100千瓦，安装面积921平方米，共有414块太阳能多晶硅光伏电池组件，使用寿命20年以上，年均发电量约11万千瓦时，预计回收期十年左右。该项目每年可节省标准煤40.4吨，减少二氧化碳排放106吨、二氧化硫2.42吨、氮氧化物1.45吨，可起到良好的经济社会效益和节能减排效应。

项目于今年6月10日投产运行，年发电量在11万度左右，是目前福州地区最大的分布式光伏发电项目。

23、甘肃西北永新涂料1.1MW屋顶光伏电站并网发电

2014年6月23日，西北高原重镇兰州阳光灿烂，建设在西北永新化工园区屋顶的光伏电站与市电系统正式并网，这是甘肃省首个并网发电的兆瓦级工业企业屋顶光伏电站，也是省内截至目前最大的屋顶光伏电站，该电站的主体部分安装在西北永新涂料有限公司，由此也成为国内涂料行业首家采用分布式太阳能能源的涂料企业。

该屋顶电站共安装7800块非晶硅薄膜太阳能电池，额定装机规模为936kwp，与另外安装的780块多晶硅屋顶电站（装机191.1kwp），总规模达到1127.1kwp（1.1MW）。永新涂料光伏电站额定发电量约为110万度（约占总量的30%），平均每天约3000度。项目总发电量为131万度，可占到去年整个园区总用电量约18%，并可相当于减排二氧化碳1306吨、减排二氧化硫39吨、节约标煤球220吨、减排碳粉尘356吨。

该电站的非晶硅薄膜电池组件用扣件等直接固定在涂料车间彩钢屋顶，不需要对彩钢屋面进行任何改动，其弱光发电的性能优势正好适合在屋顶平铺。太阳能电站的安全性符合要求，项目通过安全评价。

24、华源·圣地欣城小区458.28KWP太阳能光电建筑一体化项目通过验收

2014年6月12日，新疆华源集团承担建设的国家光电建筑应用示范项目“华源·圣地欣城458.28KWP太阳能光电建筑一体化项目”通过验收。

华源·圣地欣城项目是由新疆华源集团开发建设的库尔勒第一个“国家康居、绿色双示范工程”，该项目总占地面积36万平米，坐落于库尔勒新市区。

据悉，本项目光伏系统调试阶段发电测算为27154kWh，目前可满足7万平方米的公共照明，年发电量45万度,该项目每年可节省标准煤240吨，减少二氧化碳排放320吨、二氧化硫16吨。对物业管理成本管控起到良好的助推作用。新疆华源集团正是以这种全新的建设理念在南疆库尔勒市打造一个绿色、低碳、生态、可再生能源利用的国家级示范小区，为库尔勒市住宅产业现代化进程、房地产有序、规范发展做出应有的贡献。

25、云南省科技厅20.52千瓦分布式光伏发电项目投产

6月13日，云南省科学技术厅分布式光伏发电项目通过验收，正式投产使用。为了提倡节能减排、倡导绿色发电，云南省科技厅准备将该项目在全省进行推广。

在云南省科技厅天台上，整整齐齐摆放着108块光伏发电板，这是云南省科学技术厅自己研发的小型科技项目，作为光伏发电的一个示范点，试验效果好将在云南省进行全面推广。昆明供电局盘龙分局专门来对该项目进行了验收，准许并网运行，并正式投入使用。

据悉，云南省科技厅的分布式光伏发电项目在3月底试运行，经过近3个月的运行监测，一切正常，具备投产条件，该项目总发电容量为20.52千瓦，该项目每年可节省标准煤32吨，减少二氧化碳排放140吨，二氧化硫1吨。在整个项目施工过程中，盘龙分局用电检查人员全过程管控，负责工程进度调查工作，及时搜集并协调客户工程建设中出现的问题，并对项目的设计图纸进行审核、中间进行不间断的检查，今天验收投产以后，下一步将根据用户需要进行装表等工作。

26、江都商城115KW屋顶光伏项目并网发电

截至2014年5月30日止，江都商城115KW屋顶光伏项目经过2个月的施工和调试，已正式并网发电，经过10天的发电监测，项目运行稳定，平均每日发电500度左右。

该商业项目是由中电电气民用光伏系统扬州经销商开发承建，装机容量为115KW，预计年发电量约14万度电，每年发电收益约20万元，该项目每年可节省标准煤65吨，减少二氧化碳排放870吨、二氧化硫3吨。给江都商城节省了大笔电费开支。据中电电气民用光伏系统开发中心项目经理尚礼龙介绍，该规模的项目结合国家分布式光伏补贴政策，预计6年左右即可收回成本，相当于6年后不仅免费用电，还有额外国家补贴19年，每年投资收益达15%左右。据了解，该光伏项目同时还能降低商城室内温度2-3℃，减少中央空调耗电，带来可观的经济投资效益和良好的社会效益。

27、浙江金固股份总部1.33兆瓦屋顶光伏发发项目进行安装

近日，富阳首个分布式光伏发电项目在浙江金固股份有限公司金桥工业园区基地的厂房屋顶上进场安装。该项目由金固股份旗下子公司—杭州合大新能源开发有限公司开发并承建。

该项目装机容量为1.33兆瓦，总投资1065万元，建设在金固股份总部约2万平方米屋顶上，项目建成后，每年的发电量超过130万度电，每年可取得170多万元的电价收益，收回成本只需要7年到8年，而整个发电系统运营年限为25年，有巨大的投资潜力。而且，按照自发自用、余量上网的原则，企业多余的电量不仅可以获得发电补贴，还能卖给国家电网。

在该项目运营期间，每年还能减少1200吨二氧化碳、452吨标煤的排放，节约452万升净水，带来巨大的生态效益和环保效益，节能环保的价值不可估量。

28、永嘉大洋铸造有限公司197.8千瓦屋顶光伏电站正式并网发电

近日，位于永嘉县沙头镇的永嘉县大洋铸造有限公司197.8千瓦屋顶光伏电站正式并网发电。据悉，这是目前永嘉县最大的屋顶分布式光伏发电站。

据悉，该公司属于高耗能型企业，为了响应全县节能减排的号召，于去年5月份开始投资建造屋顶光伏发电站。该发电站总投资约200万元，利用企业车间屋顶约1700平方米面积，铺设880块光伏电池组件，总装机容量为197.8千瓦，使用寿命25年，年均发电量约为21万千瓦时，相对煤炭发电的方式，相当于每年可节约标准煤78吨，减少二氧化碳排放210吨、二氧化硫5吨。这些光伏电池组件都由良精集团生产，在光照充足的情况下，这座屋顶光伏发电站每天可以发电1000度。

据介绍，下半年该公司还将对其他三幢厂房安装屋顶光伏发电站，预计投资600万元左右。

29、温州瑞安港宏厂房屋顶130千瓦光伏电站建成投运

温州瑞安港宏厂房屋顶130千瓦光伏电站3月24日正式并网投运，这是温州首个并网发电的企业屋顶光伏电站，利用企业闲置屋顶建设绿色能源。

该项目位于温州瑞安市南滨街道云江标准厂房机械区一号楼，楼顶近2000平方米的屋顶上架起3排天蓝色的太阳能硅晶板，是温州港宏新能源有限公司投资100多万元自建的企业屋顶电站。“港宏”建成并网发电的屋顶电站，可先保证企业自用，消化不完的余电还可进入国家电网。

据负责承建的温州港宏新能源有限公司项目工程师霍东旭介绍，晴天时，光伏电站每天可发电590度(千瓦/时)，阴雨天时平均每天可发电200～300度，保守估计，年发电量可超过15万度，该项目每年可节省标准煤55吨，减少二氧化碳排放480吨、二氧化硫3吨。可以给企业分担一大部分的用电压力，若是按普通人家一个月300度、一年3600度的用电计算，该光伏电站产生的电量，可供40多户人家使用一年。

30、南京奥体新城公寓3.9KW屋顶光伏项目安装完毕

日前，南京奥体新城海棠园公寓3.9KW屋顶光伏项目安装完毕，五一后即将并网。

该项目安装地点为多层公寓楼顶，由于是非独立产权屋顶，经过物业公司开具同意安装证明及其他楼层业主同意，项目方才实施。除了安装在阳光房上，为了增大装机容量，业主还在露天平台上搭建了钢结构框架来增大光伏组件安装面积。该项目一年可以发电约4600度，该项目每年可节省标准煤23吨，减少二氧化碳排放87吨、二氧化硫1吨。年发电收益可达5500元。既能发电自用，又能遮阳隔热，还能减少碳排放，为缓解雾霾天气尽一份力，应该对业主点赞。

31、墨服装市场1.005兆瓦屋顶分布式光伏电站并网发电

4月10日，即墨服装市场1.005兆瓦太阳能发电设备近日验收试运行，开始并网发电。该项目使得即墨服装市场成为国内首家用上太阳能发电的批发市场。

该分布式屋顶光伏电站由4020块电能吸热板组成，横跨市场A区到E区5个楼顶。试运行期间，日发电量在3000到6000度之间，随着夏季太阳直射时长加大，发电量会继续增大。

该光伏发电项目位于宝坻区牛道口工业园区，为天津华今塑业有限公司自建。共在车间屋顶安装光伏面板2000块，面积59000平米，发电容量5兆瓦，可实现年发电450万千瓦时，每年为企业减少电费支出240万元。按照设计寿命25年计算，与火力发电相比，该项目可节煤43000吨，减排二氧化碳99609吨、二氧化硫917吨，可有效节约资源、降低环境污染。

32、青岛市城乡建设委墙改节能办14千瓦屋顶分布式光伏项目并网发电

3月22日，由青岛昌盛日电太阳能科技有限公司承接的青岛市首个办公建筑分布式光伏项目——青岛市城乡建设委墙改节能办14千瓦屋顶分布式光伏项目并网发电，该项目建设在彰化路6号，是青岛市首套利用机关建筑建设的太阳能发电项目。

该项目利用闲置办公楼屋顶，响应“自发自用、余量上网”的号召进行建设。该光伏电站总装机容量14千瓦，屋顶的太阳能电池板是由56块250瓦的多晶硅电池组件组成，多晶硅电池利用太阳能产生直流电，输给逆变器转换成交流电，再通过双向电表并网或者直供电器使用。

自该屋顶光伏电站建成以来，三周多时间累计发电超过1400度。其中，机关自用600多度，其他的800度按 照1元/度的价格卖给物业，进行综合调配。

光伏电站发的电除了满足市建筑能耗监管平台机房用电以外，富余电量由电网收购，按照国家分布式电价政策，年收益将达到2.4万元，有效降低了办公电费支出。该太阳能光伏电站设计使用寿命为25年，可累计发电约40万度，将节约办公电费60万元，同时年节约标准煤4.8吨，减排二氧化碳12.6吨、粉尘4.3吨、二氧化硫0.04吨，为青岛市推进单体建筑屋顶光伏发电应用探索新途径。

33、伊春人民银行屋顶0.27千瓦光伏发电示范项目半年多累计发电2.757万度

4月3日，黑龙江伊春供电公司对黑龙江省首座分布式光伏项目–“伊春人民银行屋顶光伏发电示范项目”半年多来的运维情况进行了统计和测算。该项目于2013年11月12日正式并网发电，自该光伏发电项目并网以来，累计发电2.757万千瓦时，上网电量4092千瓦时，较2013年同期节约电量2.919万千瓦时，较直接用电节约费用31704元。

据测算，伊春人民银行屋顶光伏发电示范项目并网发电半年来，实现节约标煤8.85吨，减少二氧化碳排放24.51吨，减少二氧化硫排放0.74吨，减排效益达1.12万元。

该项目被列为国家“金太阳示范工程”项目，由英利能源（北京）有限公司实施建设，项目主体单位为人民银行伊春市中心支行所有，采取实施企业与主体单位合作运营模式。该项目采用太阳能建筑一体化设计，共使用光伏组件432块，其中屋顶安装180块，地面草坪安装252块，总利用面积1500平方米，装机总容量为108千瓦。

34、中国北车集团公司1.3MW屋顶光伏项目并网发电

2014年2月17日，国际领先的太阳能组件供应商Upsolar宣布，由Upsolar作为项目总包，为中国北方工业公司车辆集团有限公司建造的1.3MW屋顶光伏项目，已于日前成功并网发电。

该项目地点位于北京市丰台区，屋顶面积约为1.5万平方米。Upsolar派出了专业技术团队全面负责项目的设计、施工和调试运行。项目竣工后，Upsolar将继续负责后续的电站运营维护工作。预计项目并网运行后每年可替代标煤447吨，减排达803吨，按照25年计算，共可替代标煤11180吨，减排总量约为20085吨。本项目达到了光伏与屋顶建筑完美结合，成为分布式发电的典型示范项目，对保护生态环境、节能减排具有积极作用。

35、徐州工业职业技术学院1.5MWp光电建筑一体化示范项目通过验收

徐州工业职业技术学院1.5MWp光电建筑一体化示范项目近期安装调试完毕，并顺利通过验收。

该项目使用的98台功率为10/15kW三相双路逆变器由固德威供应，6138块245W电池组件全部由江苏艾德太阳能提供。

徐州工业职业技术学院项目于2012年11月完成申报，立项为住房与城乡建设部2012年第二批“光电建筑一体化示范项目”，获得国家财政825万元资金支持，项目总投资1543万元。

预计该项目并网后年发电量166.9万度，相当于每年节约标煤534.15吨，减排SO2约43.90吨、CO2约1469.91吨、氮氧化物约21.28吨，不仅具有显著的节能、环保和社会效益，对于促进校企合作互利共赢新机制具有重要意义。

36、江苏省江阴市山泉村光伏产业应用示范项目建成投运

江苏省经信委消息：由江苏省经信委委资助并积极推动建设的江阴市山泉村光伏产业应用示范项目建成投运，该项目是江苏全省首个居住区大规模连片建设、利用屋顶数量最多的兆瓦级分布式光伏发电示范电站。1月15日，江苏省经信委徐一平主任出席了该项目投运现场会，并考察了山泉村新农村建设情况。

江阴市山泉村光伏发电示范项目，利用集中居住区的150户约10000m2建筑屋顶，共安装4098块单晶硅光伏组件，总装机容量1.024MW, 年均发电量100万kW·h。项目运行的25年寿命期内，除了能够增加电力供应外，还具有明显的节能减排效应，预计总发电量2608万kW·h，可节约标煤8040吨，减排CO2 2065吨，减排SO2 156吨，减排NOx 119吨。

徐一平充分肯定了项目建设的意义，他指出，该项目使农村居民用上了清洁的新能源，探索了分布式光伏电站建设和运行管理的新模式，为今后光伏发电全面进入家庭，超前做好必要的技术、政策储备，同时，项目将节能环保、生态文明新理念根植于老百姓心中，也是山泉村共创幸福新生活、奔向美好未来的一个新起点。

37、福山区670KW太阳能屋顶电站项目成功上网

近日,福山区金尚新能源科技股份有限公司自建的670KW光伏屋顶电站成功并网接入380V用户侧电网,这标志着烟台市首个光伏自发自用、余量上网项目成功上网。

据了解,金尚新能源科技份有限公司的670KW太阳能屋顶电站项目,属于国家优先支持的并网式太阳能光电建筑应用项目和太阳能光伏组件与建筑屋顶结合的项目,项目于2013年3月正式启动,经过近4个月的建设,于2013年6月竣工,并已于2013年6月26日通过验收。

据了解,该项目总投资约700万元,投入运行后,年发电量为80万kWh,按照该电站25年运营期计算,累计发电2000万kWh。所发出的电自发自用,主要满足公司的办公设备、生产设备每天8小时的用电。同时,将剩余电能送入电网,不足时由电网取电,与电网形成互补,缓解高峰用电压力,具有调峰作用。

投入运行后,该项目每年可节省煤炭288吨,减排灰渣约180吨,减排二氧化碳约650吨,减排二氧化硫约18吨,减排可吸入颗粒物约3.25吨,25年可节省煤炭7200吨,减排二氧化碳约12960吨.38、陕西商洛市发改委60KW分布式光伏发电示范项目并网发电

12月2日，商洛市发改委60KW分布式光伏发电示范项目并网试发电，标志着商洛首个机关单位建设的分布式光伏发电示范项目开始运行，也意味着市发改委机关即日起不仅用上了清洁的可再生能源，而且过上了用电“不掏钱”的日子。

为加快全市光伏发电产业发展，充分发挥示范带动作用，市发改委筹措资金58万元，在发改委机关办公楼屋顶建设了60KW光伏发电示范项目，共安装245Wp商洛比亚迪生产的多晶硅电池组件220块，年平均发电7.2万度，除供市发改委机关日常用电外，多余电量就近上网，年平均收入6万元，年平均节约标准煤8.85吨，减排二氧化碳20.3吨、二氧化氯0.62吨、氮氧化物0.31吨。为了加快光伏发电产业发展，促进光伏产业做大做强，商洛市近期将出台政策，从价格、金融、财政、项目、并网、技术、审批等方面给予光伏发电产业政策扶持，重点实施分布式光伏屋顶、光伏地面电站、光伏建筑一体化、光伏照明等工程，促进光伏产业规模化发展。

39、芜湖金融服务区1.19兆瓦光电建筑一体化示范项目通过验收

近日，由普尼太阳能承建,位于安徽省芜湖金融服务区70米建筑楼顶的1.19兆瓦光电建筑一体化示范项目已顺利通过验收，成为目前国内光伏与商业建筑相结合的第一高度项目，也是目前国内最高的光电建筑一体化分布式电站。

该电站每年将为服务区内从事证券保险、创业投资、设计咨询等各类现代高端服务型企业提供约100多万度的绿色清洁电力。相关数据统计显示，年发电量120万度电,与相同发电量的火电厂相比，该光电建筑一体化电站每年可节省标煤410吨，减少排放温室气体CO₂（二氧化碳）约1076吨；减少排放大气污染气体SO₂（二氧化硫）约3.5吨、NOx（氮氧化合物）约3吨，减少排放废渣约82吨。

40、大唐山东发电公司禹城1兆瓦光伏电站并网发电

2010年12月30日11时30分，国家2009年度金太阳示范工程项目大唐山东发电公司禹城1兆瓦光伏电站一次并网发电成功，实时功率达到了900千瓦，整个电站运行正常。

300MW发电机 篇6

关键词：电压质量；测试；标准；方法；结果分析

中图分类号：TM621.3文献标识码：A文章编号：1006-8937（2011）22-0106-02

目前，单机容量600 MW机组是当今大型发电厂主流发电机，向电网输送大量的能源，电能作为电力产品，电能质量越来越受到人们的普遍关注，电压又是电能质量重要指标之一，电压质量是实际电压各种指标偏离规定值的程度，包括波形畸变（谐波）、电压波动与闪变、三相不平衡等，如电压质量不合格会产生电污染，给电网及用户造成严重危害，所以，600 MW发电机组的电能质量特别是电压质量测试显得尤为重要，文章对某电厂#1机组600 MW发电机新投产之初几项主要电压质量指标测试情况进行简述。

1测试目的

该电厂600 MW发电机采用由上海汽轮发电机有限公司引进美国西屋技术生产制造的第一批汽轮发电机组，型号为QFSN-600-2，励磁方式为发电机出口接带励磁变的全静态励磁系统。通过对该电厂#1机600 MW发电机出口电压质量情况进行测试，以确认引进国外技术国内首批生产制造的600 MW发电机的电压质量是否满足国家标准要求。

2标准和允许值

2.1测试标准

由于本测试在电能质量部分标准更替期间进行，所以本次试验新旧标准均作参考，执行限值更为严格的标准作为本次测试评判标准。分别有：GB/T 14549-1993《电能质量 公用电网谐波》，GB 12326-2000和GB/T 12326

-2008《电能质量电压波动和闪变》，GB/T 15543-1995《电能质量三相电压允许不平衡度》，GB/T15543-2008《电能质量三相电压不平衡》，GB 755-2000《同步电机定额和性能》，GB/T 7064-2002《透平型同步电机技术要求》。

2.2测试允许值

①该电厂#1机发电机出口电压为20 kV，而GB/T 14549-93 《电能质量 公用电网谐波》对20 kV电压等级谐波未作规定，可参考35 kV电压等级，电压总谐波畸变率THD允许值为3.0%。根据GB/T 7064-2002《透平型同步电机技术要求》中对电压波形正弦性畸变率的要求，发电机在空载额定电压和额定转速时，其线电压波形正弦畸变率应不超过5%。

②根据GB12326-2000《电能质量电压波动和闪变》规定，发电机出口电压等级对应短时间电压闪变Pst限值为0.9,长时间电压闪变Plt限值为0.7；短时间电压闪变测量周期取10 min，每天不得超标7次（70 min），即95%概率值不超过限值；长时间电压闪变测量周期取2 h，每次均不得超标。GB/T 12326-2008《电能质量 电压波动和闪变》，规定＜110 kV电压等级闪变限值以长时间闪变Plt限值1.0为标准，该限值较原闪变限值放宽，仅作参考。

③根据GB/T 15543-1995《电能质量三相电压允许不平衡度》和GB/T15543-2008《电能质量三相电压不平衡》均规定，电压不平衡度允许值为2%，短时不超过4%。

3测试指标及流程

3.1试验条件

①测试设备和系统正常运行,配备必要的消防器材。

②所需工作电源完整、可靠（工频交流电源）。

③试验区域场地平整，道路通畅，照明充足。

④现场试验接线人员必须熟悉图纸、设备、电力系统相关的规程。

3.2测试指标

#1发电机出口测点：#1发电机出口电压和电流，测试信号取自发电机出口PT二次侧（线电压）和CT二次侧，PT变比：20 kV/100 V，CT变比：25 000 A/5A。发电机在空载额定电压和额定转速下，测量发电机出口电压，并网带负载后，继续测试。测试指标：谐波电压、三相电压不平衡度、电压闪变，空载情况下不进行电压闪变测试。

3.3测试流程

①准备好合格的符合国家标准要求测试工器具和试验仪器，试验人员交底和分工。

②做好组织、安全和技术措施，待许可测试开始后，进行试验接线。

③确认试验接线无误后，开始测试。

④记录运行方式、PT、CT变比以及试验等数据。

⑤测试完成后，拆除试验接线，进行下一指标的测试。

⑥对测试数据进行记录和分析，得出测试结果，编写测试报告。

4测试结果

4.1测量结果判断标准

对谐波、短时间电压闪变、电压不平衡度的测量结果以95%概率值作为判断是否合格的依据。对长时间电压闪变、短时电压不平衡度的测量结果以最大值作为判断是否合格的依据。

4.2测试结果分析

4.2.1发电机空载测试

发电机空载（额定电压，额定转速）三相谐波电压和电压不平衡度统计情况如表1所示。

从表1可以看出，发电机空载三相谐波电压和三相电压不平衡度结果：发电机A、B、C三相电压总谐波畸变率的95%概率值分别为0.314%、0.327%、0.327%，远小于GB/T 7064-2002《透平型同步电机技术要求》规定的5%的线电压波形正弦畸变率的要求，也小于GB/T 14549-93 《电能质量-公用电网谐波》规定的3%电压总谐波畸变率的要求；三相电压不平衡度最大值为0.077%，95%概率值为0.071%，均远小于2%和4%的允许值。

4.2.2发电机带负载测试

发电机负载（P=600 MW，Q=50 MVar）三相谐波电压统计情况如表2所示。

从表2可以看出，带负载时#1发电机谐波电压测试结果：发电机A、B、C三相电压总谐波畸变率的95%概率值分别为0.289%、0.277%、0.300%，均小于GB/T 14549-

93 《电能质量 公用电网谐波》规定的3%的要求，各次谐波电压含有率也小于标准允许值。

发电机负载（P=600MW，Q=50MVar）电压闪变和三相电压不平衡度统计情况如表3所示。

从表3可以看出，带负载时电压闪变和三相电压不平衡度测试结果：发电机短时间电压闪变和长时间电压闪变均很小，三相最大长短闪变分别为0.119，均远低于允许值0.9和0.7，且远低于GB/T 12326-2008《电能质量 电压波动和闪变》规定的1.0；三相电压不平衡度最大值为0.113%，95%概率值为0.106%，均远小于2%和4%的允许值。

4.2.3测试结论

该电厂600 MW发电机在空载和额定电压及额定转速下，其线电压波形正弦畸变率小于GB/T7064-2002《透平型同步电机技术要求》规定的5%的要求，且小于GB/T 14549-93《电能质量公用电网谐波》规定的3%的电压总谐波畸变率的要求；其三相电压不平衡度也小于标准规定的允许值；在带负载运行情况下，其电压谐波、三相电压不平衡度和电压闪变指标也均满足相应国家标准规定要求。

5结语

通过以上对引进国外技术国内首批制造的600 MW发电机电压质量指标的测试及结果分析说明，大型发电机电压质量指标测试，需要充分的准备工作和正确的测试方法作保证，并对测试结果加以分析和判断，方可达到测试的目的。本次测试为该电厂600 MW发电机组的安全可靠运行，打下了坚实的基础，同时可供同类型机组的电厂作参考。

参考文献：

300MW发电机 篇7

1 发电机发生氢气泄漏的起因

2010年9月30日前, #8发电机正常运行定期补氢, 补氢量≤11m3/d, 符合规程规定。10月1日后, 运行检查发现#8发电机氢压由0.286MPa降低到0.223MPa, 且补氢量剧增, 平均的补氢量接近40m3/d, 远远超过规程规定, 且时间间隔明显缩短, 发电机补氢频繁;同时在发电机定子冷却水箱对空排气管处检测, 用测氢检漏仪测出, 有氢气气体的存在。

2 发电机氢气系统初步检查

在发电机补氢量及时间间隔有明显缩短的趋势时, 对#8发电机组氢气系统进行外部查漏检查, 经过对发电机本体、励端、汽端端盖、管道、法兰等部位进行仔细查找检测, 发现发电机励侧氢冷器端部压板把合螺丝处有漏氢现象, 氢系统外部管线未见异常, 初步判断漏氢点在发电机本体内部与外部。

3 发电机内部检查分析

将#8发电机停机, 在发电机进行氢气置换后, 对发电机内部进行检查;打开发电机汽、励两端人孔门, 测量发电机内腔含氧量大于18%, 机内环境符合工作要求;着装连体服进行作业, 先后对汽侧、励侧不锈钢汇水管绝缘引水管各接头、线圈端部绝缘盒及各水电接头进行认真仔细的检查;发现励侧端罩内下部有一定量的积水, 对所有的引水管接头等部位进行检查, 未见明显漏水点, 开启发电机定子冷却水系统循环, 并将水压提高至0.20MPa时 (额定运行水压:0.2MPa) 发现励端端部绝缘引水管 (端面整体布局时钟6点处) 线圈连线端250mm处有水流成线状呲出, 检查发现此处有环氧涤玻绳成破裂状, 与被固定绝缘引出水管相磨, 使端部绝缘引水管表面磨损严重, 搭接处已形成有一直径为0.5mm左右的孔洞, 水从孔内逸出。从整个检查的情况看, 可以确定发电机漏氢的直接原因是励端端部绝缘引水管破损造成。

4 处理方法及工艺要求

4.1 破损的绝缘引水管已不能使用, 必须进行更换;

由于绝缘引水管两端连接处结构复杂, 工艺要求高, 施工难度大, 须严格按照工艺要求进行处理;

4.2 利用备用的聚四氟乙烯绝缘引水管进行更换;技术质量要求:

4.2.1 绝缘引水管必须能在85℃, 0.5MPa, 水压下长期工作。

4.2.2 绝缘引水管管体呈白色至微黄色, 略具透明性, 质地及厚度均匀。

4.2.3 绝缘引水管要求内外壁表面光滑平整;形状规整, 无先天或机械伤痕、裂纹、气泡, 机械损伤条纹及影响性能的严重的外来杂质。

4.2.4 绝缘引水管必须具有一定的柔软性, 应在室温10℃时弯成半径R为100毫米园弧时而不瘪折。

4.2.5 绝缘引水管绝缘电阻试验合格, 必须具有承载2.5Mpa, 0.25h的水压强度。

4.3 将发电机冷却水放净, 做好衬垫等保护措施, 进入发电机内施工

人员着装合格的连体服、身上不能携带无关物品, 带进机内的工器具进行登记, 对其它线圈及绝缘引水管采取必要的保护措施。不得损伤和踩踏线圈端部、绝缘引水管、接头及测温元件。

4.4 拆开不锈钢汇水环进水管压帽, 用硬木方支撑故障水管线圈端, 小心剥除线圈端水电接头锥形绝缘, 拆除故障绝缘引水管。

仔细检查处

理绝缘, 削出绝缘配合锥形, 用无水乙醇清洁, 绝缘处理及清洁时注意保护水电接头, 不得伤及水电接头, 严禁将异物及绝缘碎屑落入水管内。

4.5 装复新绝缘汇水管时, 应仔细检查水管内无异物, 将两端衬垫更

新漏斗型铜垫, 缓慢旋紧水管压帽, 用一把扳手卡住螺钉另一把扳手旋紧水管压帽。注意旋紧压帽时绝缘引水管不得出现扭伤、折瘪凸凹现象。

4.6 发电机定子绕组水压试验;

排净水路内空气, 水压升至0.5MPa, 仔细检查新换绝缘引水管两端接头无泄漏。稳压0.5MPa/8h后, 再次检查确认各接头无泄漏, 水压表计无掉压, 发电机定子绕组水系统及管路水压试验合格。

4.7 发电机励侧氢冷器端部压板把合螺丝处漏氢处理:

拆开氢冷器端部压板把合螺栓, 检查发现压板密封胶皮板有压偏呲开现象, 导致机内氢气出现泄漏;处理方法:对密封胶皮板进行更换, 重新安装压板, 以消除泄漏点。

5 施工工艺要求

5.1 在待处理绝缘处用无水酒精清洁, 在鼻端的根部和口部分别包绕0.

14×20多胶云母带8层和15层, 1/2叠包, 每包一层云母带抹一层树脂胶。树脂胶的成份为53841/YQ甲和乙的混合物。配方:将乙慢慢加入甲中 (重量比为;甲:乙=5:l) 拌匀即可。引水管接头外包绕长度约200mm, 并伸至盒内约40mm, 绝缘盒根部绝缘包绕长度约80mm。

5.2 绝缘包扎完毕后进行充填环氧泥子, 将HDJ-14A和HD-14B

各一桶掺和在一起, 加适量石英粉 (以不粘手为准) , 然后拧麻花劲, 直至两种填料为一个颜色为止。将调制好的填料均匀的摊在一半绝缘盒内, 回约4mm, 然后安装上去, 注意、绝缘盒的开口应背着转子风向。调好位置, 用楔形块整好, 再将填料填满绝缘盒, 用手压实, 之后安放另一半, 调好位置, 用楔形块挤紧。

5.3 绝缘盒安装好后, 将根部和出口部位及绝缘盒的接合面处用环氧泥子密封好。

用F级云母带将根部和口部1/2叠包两层, 每包一层刷一层树脂胶最后包一层无碱玻璃丝带并刷胶。

5.4 经24小时固化后检查所处理的绝缘处, 无松散、发泡现象, 然后涂刷9130绝缘漆。

5.5 做绝缘电阻试验、直流耐压泄漏电流试验合格。

5.6 发电机整体气体密封试验:

对发电机内腔充气升压至0.30 MPa经过24h的试验, 机内气体的泄漏量△V=3.0m3/d≤3.8m3/d标准;测试结果:合格。

6 原因分析

#8发电机漏氢故障, 是由于发电机定子绕组励端端部绝缘引水管固定的环氧涤玻绳松动磨损所致;由于机组在运行时, 本体振动长时期相磨, 如同金属钢锯相噌, 端部聚四氟乙烯材质的绝缘引水管表面发生损坏。由于运行中发电机氢压高于定子线圈冷却水水压, 大量氢气进入损坏的绝缘引水管而导入发电机定子冷却水水箱。

2010年10月8日20时#8发电机并网运行。运行中对发电机氢气系统进行检查, 氢压维持在0.285MPa;补氢量由原来的平均40m3/d, 时间由原来的8~12小时补氢一次, 延长到现在的72小时的一次补氢 (10m3) , 低于规程规定的标准。此次的漏氢处理, 消除了设备重大隐患, 达到了预期的效果。

结束语

300MW发电机 篇8

关键词：300MW,汽轮发电机,维护管理

人们的生活离不开电力。这就要求电力供应极具稳定性和安全性。汽轮发电机作为发电厂的主要运行设备, 在稳定电力方面有着至关重要的作用。300MW汽轮发电机主要由定子、转子、油密封装置、氢气冷却器等构成, 在运行中常出现各种故障, 影响电力供应的稳定性。本文就此分为两部分, 第一部分分析了300MW汽轮发电机的运行;第二部分着重探讨了300MW汽轮发电机维护管理方法, 旨在给相关发电机维护提供一定的依据。

1 300MW汽轮发电机运行分析

1.1 调峰运行问题

汽轮发电机以电网负荷实际状态为参考, 对用电量进行合理的调节, 满足人们用电需求。通常情况下汽轮发电机的生命周期为启动和停机次数大概一万次左右, 在运用发电机进行调峰工作时, 要把发电机的负载保持在科学范围内, 既要尽量避免电力浪费, 又要防止发电机负荷过大造成安全事故。

1.2 冷却器进水、氢气压力变化时的运行措施

汽轮发电机在实际运行过程中会出现冷却器进水温度偏高、氢气压力变化等问题, 影响发电机的运行效率。因此为了在实际工作中保证整个发电机的安全稳定运行, 要严格按照相关标准对温度、氢气压力等进行检查和控制, 保证其数值在正常范围内, 避免汽轮发电机因温度过低而出现水汽凝结和振幅过大等现象。一般而言, 当冷氢温度高于48摄氏度或低于30摄氏度时, 要禁止发电机运行, 避免造成发电机损坏。

1.3 氢气冷却器故障下设备的运行

在进行氢气冷却器设计和安装时, 要根据汽轮发电机实际情况进行科学的安排, 为了保证发电机的安全稳定运行, 最好采取两组氢气冷却器同时工作, 更好的进行散热, 降低发电机故障发生率, 若是氢气冷却器在运行中出现故障, 发电机要采取低载荷运行策略, 既保证正常发电, 又不会对发电机造成伤害。

1.4 进相运行

定子是汽轮发电机结构的重要组成部分, 其组成零件过热和静态稳定对发电机运行容许范围有着至关重要的作用, 因此在进行发电机设计时, 要特别注意这两个要素, 保证发电机的正常稳定运行。

1.5 不同功率因数下运行

发电机的稳定运行要在合理的功率因数范围内, 一般而言功率因数范围在0.85至0.95之间, 如果发电机的功率因数小于0.85, 则要把转子的励磁电流控制在发电机额定值范围内。同时为了避免段子过热, 让发电机在功率低于超前功率因数时处于低功率运行状态。

2 300MW汽轮发电机维护管理方法

2.1 采取先进的300MW汽轮发电机维护管理模式

300MW汽轮发电机运行维护涉及内容多且复杂, 主要包括设备的设计、购买、使用安装、调试、检查、故障、维修、保养、更新等等。因此要采先进的技术、设备、管理方式等对300MW汽轮发电机进行全面的维护管理。首先, 使用先进的技术和设备。根据发电厂实际情况选取合适的发电机设备, 从设备本身提高运行质量和使用寿命, 同时采用先进的技术对300MW汽轮发电机进行在线监测, 自动进行故障诊断和排除, 并做好相关记录。其次, 改变传统的事后故障处理模式, 采取“防范为主, 补救为辅”的设备维护方针, 定期对发电机进行检查, 不定期对重要部件或易出现故障的地方进行重点排查, 全面做好事前、事中和事后控制, 在设备故障发生前进行排除, 降低设备维护成本, 保证发电机的正常运行。最后, 根据国家相关标准和300MW汽轮发电机具体要求制定科学、详细的维护计划, 并严格按计划执行。

2.2 建立健全300MW汽轮发电机维护管理制度

300MW汽轮发电机维护是一项比较复杂的工作, 必须建立健全设备维护管理制度, 规范设备维护行为。一方面, 实行定期检查和维护、日常维护制度。另一方面, 实行责任制度。把300MW汽轮发电机维护纳入项目部承包责任制内, 把设备维护与员工奖金挂钩, 定期进行考核, 提高设备维护效果。

2.3 做好300MW汽轮发电机日常维护工作

第一, 做好集电环和电刷工作。每天要对碳刷外观进行详细的检查, 看其是否有火花, 若有还要确定严重程度, 并根据相关标准对火花进行维护处理, 同时要对设备的声响及温度进行检查分析。此外, 每周要对碳刷进行总体测试活动, 主要有碳刷的活动状态、弹簧的震动状态和压力情况、碳刷有无磨损等内容;

第二, 做好空冷器工作。定期对发电机的补偿风道滤网进行检查和维护, 一般是利用发电机停机检修对空冷器换热片进行清洁整理, 在冲洗时, 水压或风压不超过0.05Mpa, 避免换热片变形;

第三, 偏离允许值时采取的措施。当300MW汽轮发电机任何被监测参数偏离允许值时, 要采取以下措施:先检查监测装置是否出现故障或者信号装置是否出现误动作, 接着根据相关标准采取有效措施, 让异常参数复位、灭磁或停机。如发电机定子参数出现异常时会自动报警, 工作人员在发现报警信号后要立刻降低发电机负荷, 使发电机定子温度降到正常值为止, 如果降低发电机负荷不起作用, 那么要马上解除发电机负荷并与电网解列。若发电机轴承温度或回油温度不断上升, 则要适当提高进油温度, 如若不行就要立即进行停机检查并采取相关措施解决问题。

2.4 提高300MW汽轮发电机运维人员专业素养

设备运维人员作为300MW汽轮发电机维护管理的组织者和执行者, 其素质高低在很大程度上直接影响设备维护管理质量, 因此提高300MW汽轮发电机维护管理的关键在于打造一支优秀的设备运维队伍。

3 结论

总而言之, 汽轮发电机作为发电厂的重要组成部分, 在日常运行过程中可能出现各种故障, 影响电力系统的稳定和安全运行, 给国家经济和人们生活造成困扰。因此要重视汽轮发电机运行维护, 采取“预防为主, 补救为辅”的方针, 定期或不定期的对汽轮发电机进行检查维护, 及时发现问题并采取有效措施解决。

参考文献

[1]白冬.300MW汽轮发电机的运行和维护探讨[J].轻工设计, 2011 (5) .

[2]范文江.300mW汽轮发电机碳刷发热的预防与处理[J].科技传播, 2011 (14) .

300MW发电机 篇9

1 汽轮机异常振动原因分析

汽轮机的振动往往受多方面的影响, 只要跟机本体有关的任何一个设备或介质都会是机组振动的原因, 比如进汽方式、进汽参数、疏水、油温、油质、等等。因此, 针对汽轮机异常震动原因的分析就显得尤为重要, 只有查明原因才能解决机组震动。针对导致汽轮机异常振动的各个原因分析是消除汽轮机异常振动的关键。

2 汽轮机组常见异常震动的分析与排除

引起汽轮机组异常振动的主要原因大致可分为三类, 汽流激振、转子热变形、摩擦振动等。针对三类震动原因, 以下进行了详细的论述。

2.1 汽流激振现象与故障排除

汽流激振有两个主要特征:一是出现较大量值的低频分量;二是振动的增大与运行参数的线性关系明显, 比如负荷增大时, 震动增大且呈突发性。其原因主要是由于叶片受不均衡的汽流冲击就会发生汽流激振;对于大型机组, 由于末级较长, 汽流在叶片末端产生流道紊乱也可能发生汽流激振现象;汽流通过轴封时也可能发生汽流激振现象。针对汽轮机汽流激振的特征, 其故障分析记录每次机组振动的数据, 连同机组满负荷时的数据记录, 做出成组曲线, 观察曲线的变化趋势和范围。通过改变升降负荷速率, 观察曲线变化情况。通过改变汽轮机不同负荷时高压调速汽门重调特性, 消除气流激振。简单的说就是确定机组产生汽流激振的工作状态, 采用改变负荷变化率和避开产生汽流激振的负荷范围的方式来避免汽流激振的产生。针对轴封产生的汽流激振, 则要重新调整轴封间隙, 来消除。

2.2 转子热变形导致的机组异常振动特征、原因及排除

转子热变形引发的振动特征是一倍频为主要振动频率, 振幅的增加与转子温度有密切关系, 大都发生在机组冷态启机定速后带负荷阶段;机组较长时间超温超压运行, 此时转子温度逐渐升高, 材质内应力释放、转子刚度降低引起转子热变形, 一倍频振动增大, 同时可能伴随相位变化。由于引起了转子弯曲变形而导致机组动平衡变化。质心偏离不同之处在于轴弯曲会使两端产生锥形运动, 因而在轴向还会产生较大的一倍频振动。另外, 转轴弯曲时, 由于弯曲产生的弹力和转子不平衡所产生的离心力相位不同, 两者之间相互作用会有所抵消, 转轴的振幅在某个转速下会有所减小, 即在某个转速上, 转轴的振幅会产生一个“凹谷”, 这点与不平衡转子动力特性有所不同。当弯曲的作用小于不平衡量时, 振幅的减少发生在临界转速以下;当弯曲作用大于不平衡量时, 振幅的减少就发生在临界转速以上。针对转子热变形的故障处理就是更换新的转子、转子重做动平衡、转自校正等方法消除机组异常振动。

2.3 摩擦振动的特征、原因与排除

摩擦振动的特征:一是由于转子热弯曲将产生新的不平衡力, 因此振动信号的主频仍为一倍频, 但是由于受到冲击和一些非线性因数的影响, 可能会出现少量分频、倍频和多倍频分量, 有时波形存在“削顶”现象。二是发生摩擦时, 振动的幅值和相位都具有波动特性, 波动持续时间可能比较长。摩擦严重时, 幅值和相位不再波动, 振幅会急剧增大。三是降速过临界时的振动一般较正常升速时大, 停机后转子静止时, 测量大轴的晃度比原始值明显增加。四是各轴瓦安装时, 比压可能存在偏差, 引起的油膜震荡。摩擦振动的机理:对汽轮机转子来讲, 摩擦可以产生抖动、涡动等现象, 但实际有影响的主要是转子热弯曲。动静摩擦时圆周上各点的摩擦程度是不同的, 由于重摩擦侧温度高于轻摩擦侧, 导致转子径向截面上温度不均匀, 局部加热造成转子热弯曲, 产生一个新的不平衡力作用到转子上引起振动。由轴瓦比压引起的振动会同时伴有振动大的瓦瓦温也高。

3 关于汽轮机异常振动故障原因查询步骤的分析

生产中经常遇到瓦盖振、轴振的异常变化, 引起振动异常的原因很多。根据振动产生的集中原因, 在查找振动主要来源时要注意下面几个要素:振动的频率是1X, 2X, 1/2X等。振动的相位是否有变化及相邻轴承相位的关系。振动的稳定性如何 (指随转速、负荷、温度、励磁电流、时间、等的变化是否变化) 。例如汽轮机转子质量不平衡会有下列现象:升速时振动与转速的二次方成正比, 转速高振动大。特别过临界时振动比以往大得多。振动的频率主要是1X。振动的相位一般不变化及相邻轴承相位出现同相或反相。振动的稳定性好 (在振动没有引起磨擦的情况下) , 且重复性好。根据振动特征与日常检测维修记录多方面分析, 找出故障原因最终排除。

4 结论

汽轮机一场震动是汽机运行中不可避免的故障, 较为常见。处理故障时, 首先要对现象认真分析, 确认故障原因后, 有针对性的制定措施, 排除故障。

摘要：我国经济的快速发展对我国电力供应提出了更高的要求。加强汽轮机组日常保养与维护, 保障城市供电已经成为了火力发电厂维护部门的重要任务。汽轮机组作为发电厂重要组成部分其异常振动对于整个发电系统都有着重要的影响。文中就汽轮机异常振动的分析与排除进行了简要的论述。

关键词：汽轮机,异常振动,分析,排除

参考文献

[1]陈有利.发电机组常见故障检测与排除[J].电力信息, 2005, 12.

[2]张杨.发电机组异常振动原因分析[J].电力科技, 2006, 4.

[3]赵瑞林.关于发电机组异常振动分析[J].工业科技, 2005, 8.

300MW汽轮发电机的运行和维护 篇10

关键词：汽轮发电机,运行,维护

发电机三相隐极式同步发电机。发电机主要由定子、转子、端盖及轴承、氢气冷却器、出线盒、油密封装置、刷架等组成。采用"水氢氢"冷却方式, 发电机整体为全密封结构。2×300MW工程选用哈尔滨电机厂有限责任公司制造的QFSN-300-2型300MW汽轮发电机组的技术参数见

1 QFSN-300-2型汽轮发电机结构特点

1.1 定子

发电机机座为整体式。机座内腔沿周向均布18根弹性定位筋, 构成机座和铁芯间的弹性支撑结构, 以减少在发电机运行时, 由定、转子铁芯间的磁拉力在定子铁芯中产生的倍频振动对机座的影响。定子机座和铁芯的固有频率避开了倍频振动频率。定子铁芯由高导磁、低比损耗的无取向冷轧硅钢板冲制的扇型片叠压而成。铁芯沿轴向分成64段, 每段铁芯间形成8mm的径向通风沟。在两端外圈用特制的铜屏蔽板覆盖, 以减少端部铁芯及结构件的损耗和发热, 满足发电机进相运行的要求。

1.2 转子

发电机转轴是高强度螺栓高导磁率合金钢整体锻件。转子绕组每匝线圈由两股铜排组成, 槽内部分加工出两排风孔构成斜流式气隙取气冷却风道护环材料为0Mn18Cr18N合金锻钢。发电机采用定子绕组水内冷、转子绕组氢内冷、定子铁芯及其结构件氢气表面冷却, 为“水氢氢”冷却方式。转子绕组槽部采用气隙取气斜流通风系统。定子铁芯沿轴向分为9个分区, 其中4个进风区、5个出风区, 冷热风依次交替。

2 300MW汽轮发电机运行

2.1 调峰运行

当电网需要时, 发电机允许调峰运行。在整个发电机使用寿命期限内, 启、停次数不允许超过10000次。发电机负荷增减率, 每分钟为额定负荷的3%~5%。

2.2 进相运行

发电机进行运行的容许范围主要受发电机静态稳定和定子铁芯端部结构构件发热两个因素的限制。这在设计参数和结构上都充分考虑过。发电机能在超前功率因数为0.95的情况下持续运行。

2.3 冷却器进水温度偏高, 氢气压力变化时的氢温和负载调节

为了防止结露和可能的振动增加, 发电机冷温度应尽量维持额定值45℃土1℃。但允许不低于30℃冷氢温度下运行, 冷却器的进水温度和冷氢温度超过额定值的运行方式参见“发电机冷却器的进水温度, 氢气压力变化时允许的负载能力曲线”当冷氢温度超过48℃时不允许发电机运行

2.4 氢气冷却器发生故障时的运行

发电机正常运行时共有2组 (每组2个, 共4个) 氢气冷却器, 以维持机内冷氢温度恒定。当停用1个氢气冷却器时, 发电机的负荷应降至额定负荷的80%或以下运行。

2.5 在不同功率因数下运行

当功率因数在0.85 (滞后) ~0.95 (超前) 之间变化时, 发电机可以额定功率连续运行, 在更低的滞后功率因数下, 转子励磁电流不允许大于额定值;在更低的超前功率因数下, 发电机受静态稳定和定于端部发热的限制, 因此, 要限低功率运行。

2.6 发电机失磁时的异步运行

在事故条件下, 发电机允许短时失磁异步运行。当励磁系统故障后, 在电网条件允许时, 失磁运行的持续时间不得通过15min, 这时的允许负荷应在额定值的40%以内。发生失磁时, 在最初的60S内应将负荷降至额定值的60%, 在此后的1.5min以内降至额定值的40%。

3 偏离允许值时应采取的措施

3.1 措施

当任何被监测参数偏离允许范围时, 应遵循下列原则采取措施。首先应迅速查清监测装置是否发生故障或信号装置是否发生误动作, 然后立即采取相应的措施, 使异常参数复位或解列、灭磁、停机;如果被监测参数突然超过允许值 (或短时内突变) , 运行操作人员应迅速将发电机解列、灭磁、停机。然后再查清故障原因。未查清故障原因之前不得重新投入运行。

3.2 措施的具体实施

当发电机定子绕组 (层间或出水) 温度、定子铁芯温度等参数中的任何一项持续上升至规定的各自允许值以上时, 信号装置自动报警。运行操作人员见到报警信号应迅速使发电机减负荷, 直至该温度降至允许值以下为止。如果减负荷不奏效, 应立即解除发电机负荷并与电网解列。当发电机轴承温度及其回油温度持续上升时, 可适当提高进油温度。如果温度超过允许值, 应立即停机并检查原因。当发电机内发现少量水时, 应当将水排出并加强对发电机的监视。如果机内继续积水, 则必须依次断开氢气冷却器, 以查清哪台冷却器发生漏水故障。然后采取措施将故障清除。当发现内冷水压比机内氢压高时应对此情况立即处理, 使其压力恢复正常, 同时监视线棒的温度并注意机内是否有水放出。这时应尽可能停机, 以便查清和消除隐患的根源。机内氢气应满足基本数据的要求。当机内氢气压力低于或高于额定值时, 运行操作人员应立即补氢或排氢。当机内氢压急剧下降即漏氢量过大时, 应尽快查清漏氢原因和部位。必要时应降负荷直至停机进行检查。当机内氢气纯度下降至允许下限值时, 应采取补、排氢的方法提高机内氢气的纯度。机内氢气湿度偏高, 对绕组绝缘及转子护环产生有害影响。因此, 运行时机内冷氢气绝对湿度必须低于 (或露点温度-18℃) , 即在机外常压下取样化验时氢气中的水汽浓度不高于1g/m3 (或露点温度-18℃) , 在任何运行方式下都必须保持这一数值。当氢气冷却器及水水冷却器内的二次水流量降低至额定值的75%时, 信号装置应报警。运行操作人员应适当减小发电机的负荷。同时应采取措施恢复至额定流量。当定子绕组进水温度、机内冷氢温度低于允许范围, 应采取措施使其恢复正常 (调节氢气冷却器, 水水冷却器中的二次水温度或流量) 。当内冷水导电率超过额定值到5μs/cm时, 信号装置应当报警。运行操作人员接到报警信号后, 必须用新鲜合格的内冷水更换原有的内冷水使导电率降至额定值以下。如果不能奏效, 则当导电率达到10μs/cm时, 应迅速解除发电机负荷并与电网解列。当发电机轴承室及主油箱内或发电机轴承回油中的氢气含量超过1%, 必须尽快停机, 消除漏氢的根源。当封闭母线外壳内的氢气含量超过1%时, 必须迅速向其内充入惰性气体 (二氧化碳或氮气) 。同时立即解除发电机负荷并与电网解列、灭磁、停机。不等机组停下便开始排出机内氢气。随后找出并消除漏氢根源。

4 发电机维护

4.1 集电环和电刷的维护

日检查:每个工作班应对碳刷做直观的检查。观察是否有火花及火花的大小, 集电环和电刷装置的温升及噪声情况等。如发现碳刷火花、过多的碳粉或碳刷振动, 应按周期检查要求进行维修。周检查:每周对碳刷做一次全面的检查。检查碳刷的活动情况;检查弹簧压力是否均匀;检查碳刷的振动;检查碳刷的磨损情况;检查是否有脱辫现象。

4.2 氢冷器的维护