1240MW机组（精选四篇）
1240MW机组 篇1
关键词：1 240 MW机组,循环水泵,选型
0引言
循环水泵是电厂的主要辅机之一,其配置直接影响汽轮机及凝汽器的背压、冷却倍率等设计参数,其本身也是电厂用 电负荷和节能的主要对象。合理地选择循环水泵,使其在凝汽器冷却水温随季节变化或机组负荷变化时,适应各种运行工 况,以提高循环水泵效率,降低水泵电动机消耗功率和发电煤 耗,对节约能源十分必要。本文通过对沿海地区2×1240 MW电厂供水系统循环水泵选型进行阐述和探讨,提出对应的优化方案和建议。
1系统概述
1.1项目背景
新建沿海电厂位于广东省阳江市,为2台1240 MW高效超超临界燃煤机组,电厂循环冷却水采用直流供水系统,水源为海水。
1.2水文气象条件
电厂厂址处海域多年平均高潮位为1.36 m,保证率97%的最低潮位为-1.53m,最大潮差为4.36m。海域悬移质泥沙量小,含沙量小。海区属不正规半日潮流区,潮流的运 动显示出旋转流特征,潮流流速自表层至底层逐渐递减,主流方向 为WSW,基本与岸线平行,从总的趋 势来看,本海区的 落潮流历时大于涨潮流历时,落潮平均流速小于涨潮平均流速。
1.3循环冷却水量
机组凝汽量选取TMCR工况下数值2049.84t/h,最优设计背压为5.88kPa,循环倍率为66倍,凝汽器面积64600m2,夏季最不利进水温度按28.5℃考虑,背压为7.68kPa,机组总循环水量为78.4m3/s。
2循环水泵选型方案
2.1供水系统流程
循环冷却水采用单元制直流供水系统,流程为:取水头部→引水箱涵→引水隧洞→引水(明)渠→进水前池→循环水泵房→压力供水管→凝汽器→排水管→虹吸井→排水箱涵→排水口。
2.2循环水泵配置方式
2.2.1循环水泵驱动方式比选
燃煤发电机组的循环 水泵常采 用电动机 驱动。近年 来,电厂内一些大型电动设备采用汽轮机动力驱动以达到节能目的,如给水泵和引 风机等。2种驱动方 案的经济 比较如表1所示。
综合分析表1可知:(1)循环水泵采用汽轮机驱动具备技术上的可行性,但在设计、设备采购、安装、调试、运行和检修维护方面均存在一定的风险。循环水泵采用电机驱动技术成熟 ,风险很小。(2)从经济性上看,采用汽轮机驱动可节省运行费用364.2万元/年,但汽机驱动方案增加的初投资多约2266万元,静态回收年限约为7年,综合年费用值来看,汽轮机驱动和电机驱动方案年费用基本相当,汽轮机驱动方案多约10万元/年。(3)采用汽轮机驱动时,汽轮机本体还需考虑供油、密封等辅助系统,工艺复杂,运行维护工作量大。从运行维 护的方便性上看,电机驱动方案具有比较明显的优势。
(1×1240MW)
综合上述分析,循环水泵可采用技术成熟、运行维护方便、年费用省的电机驱动方案。
2.2.2电动循环水泵配置方式
本工程2×1240 MW循环水泵主要对一机两泵扩大单元制、一机三泵单元制2种配置方式进行比选。循环冷却水需量如表2所示。
对于一机三泵单元制方案,泵容量较大,近年来国内 泵厂家已具备制造该技术参数的大型水泵的能力,而且采用进口泵与国产泵相比价格相差约2~3倍,因此对于一机两泵扩大单元制方案,循环水泵考虑国产化配置。
2.3循环水系统主要工艺设备配置方案
循环水泵房主要工艺设备包括钢闸门、拦污栅、旋转滤网、循环水泵、液控蝶阀等。2种方案的循环水系统设备配置比较如表3所示。
从表3可知,一机两泵方案系统简单,循泵、出口蝶阀等主要设备台数较少;一机三泵方案设备数量较少,但规格尺 寸稍大,其他辅助设备材 料数量较 多。一机三泵 方案管道 材料数量、防腐工程量也比一机两泵方案稍有增加。仅从设备控制及维护的角度来讲,一机两泵方案优于一机三泵方案,但从设备投资、运行调节水量灵活、节约厂用电等综合比较,一机三泵国产化方案明显优于一机两泵方案。
2.4循环水泵房结构
(1)一机两泵方案。循泵房地下结构为一座钢筋混凝土板式地下结构。泵房运 行层标高 为4.9 m,流道内底 板标高为-12.0m,室外设计地坪4.60m。(2)一机三泵方案。循泵房地下结构为一座现浇钢筋混凝土板式地下结构,包括6条循泵进水流道。泵房 运行层标 高为4.9 m,流道内底 板标高为-11.1m,室外设计地坪4.60m。(3)泵房方案技术比较。2种方案的土建结构总体施工方案基本相同。由于一机配三 泵方案循泵房占地面积略有增加,土建总工程量略大于一机配两泵方案,但一机两泵方案流道较深,使得2个方案土建投资 差异很小,其中一机三泵方案土建造价约1823万元,一机两泵方案土建造价约1716万元,相差约107万元。
3方案的选择
(1)一机三泵方案与一机两泵方案的静态投资比较如表4所示。(2)动态投资(运行费用)的综合比较如表5所示。
单位:万元
单位:万元
通过上述优化计算,一机三泵在总投资和运行费用上均比一机两泵具有一定优势,因此本项目采用一机三泵露天布置方案。
4结语
1240MW机组 篇2
2014-08-12 14:58:04 来源:《风能》 作者: 【大 中 小】 浏览:19次 评论:0条
概述
了解1.5MW 和2MW 型风电机组风轮直径发展趋势，对了解我国风电整机和叶片市场的整体发展趋势具有一定意义。其主要原因是：首先，2012 年我国新增1.5MW 和2MW风电机组装机为11636.5MW，占总装机量的89.8%。因此，对1.5MW 和2MW 机组的了解，能够有效认识风电整机总体装机情况。其次，1.5MW 和2MW 机组因为是目前市场上的主力机型，其加长叶片、增大风轮直径的情况更为多见，具有风轮直径发展趋势的普遍代表性。1.5MW和2MW型风电机组装机趋势
我国的1.5MW 型风电机组新增装机容量，在2008 年以前一直呈现平稳上升态势，到2008 年至2010 年上升势头非常明显，尤其是2009 年1.5MW 型风电机组的装机量，比2008 年增长了2.5 倍左右，该单机容量机型在2012 年新增装机量达到了近年来的顶峰，为14685MW。但这种趋势到2011 年开始变化，当年 1.5MW 型机组的新增装机量开始下降，2012 年降幅明显，该单机容量机组在2012 年新增装机量为8254MW，降幅高于我国2012 年风电新增装机量的降幅。
我国单机容量为2MW 的风电机组机型在2006 年以后的新增装机趋势与1.5MW 机型的新增装机趋势不同，在2010 年1.5MW 型机组的新增装机量在爆发式增长后达到顶峰时，2MW 型风电机组的新增装机量仍然平缓上升，为2168MW。到2012 年1.5MW 型风电机组新增装机量的下降趋势比较明显时，单机容量2MW 的机型新增装机趋势仍为平稳上升，达3382MW。
各风轮直径的1.5MW机组装机趋势
风轮直径在70m 以下的1.5MW 型机组的装机量一直处于比较稳定的状态。而风轮直径为77m 和82m 的1.5MW型机组，在2011 年以前的新增装机量中，始终占据1.5MW 型机组的总装机量的前两位。其中风轮直径77m 的1.5MW 机组新增装机量，经过三年时间的迅速增长后，在2009 年达到5529MW，此后出现疲态，至2010 年开始逐年下跌，到2012 年为999MW，已经低于风轮直径87m 的1.5MW型机组。
风轮直径82m 型机组在2008 年以前装机量很少，从2008 年至2009 年开始出现爆发式增长。在2009 年至2010 年期间超越风轮直径77m 机型，并在2010 年达到新增装机量9256.5MW 的最高峰，之后的2011 年和2012 年新增装机量开始下降，但截止到2012 年，该风轮直径的机组仍是1.5MW 型风电机组新增装机量最多的，为3423MW。从图1 与图2 的对比中可以看出，风轮直径82m 机型的新增装机容量与整个1.5MW 型机组新增装机容量曲线相近，是2012 年以前对整个1.5MW 机组市场影响最大的机型。
图1 2006年至2012年1.5MW和2MW型机组新增装机容量趋势(单位：MW)
图2 2007年至2012年1.5MW型风电机组不同风轮直径新增装机容量趋势(单位：MW)
图3 2012年各风轮直径1.5MW风电机组新增装机容量对比(单位：MW)
风轮直径为86m 的1.5MW 机组新增装机容量从2010 年开始始终保持稳定上升状态，至2012 年达到1868.5MW。风轮直径为87m 的1.5MW 机组在2011 年以前新增装机容量稳步增长，到2012 年达到稳定，为1228.5MW。风轮直径为88 米的1.5MW 机型曾在2010 年装过1 台，此后直到2012 年又安装了198MW，因此在1.5MW 型机组中所占比例较小。风轮直径为89 米的1.5MW 机组从2011 年开始有装机，2011 年和2012 年的新增装机容量分别为564MW 和481.5MW。风轮直径为93m的1.5MW 机组也是从2011 年开始有装机的，当年装机量并不大，只有2 台，到2012 年装机数量达到了80台，容量120MW。各风轮直径的2MW机组装机趋势
风轮直径82m 以下的2MW 型风电机组在2009 年以前的新增装机容量一直保持高速增长，当年新增装机容量达到960MW，占2009 年2MW 机组装机量的83%。2009 年以后风轮直径82m 以下的2MW 机型装机量开始降低，在2011 年前后分别被83m 至91m 或93m 以上的2MW 机型装机量超越，仅占当年2MW 机组总装机量的14.25%。
风轮直径在83m 至91m 区间的2MW机组在2009 年以前装机量很少，2010 年至2011 年增长迅速，2012年装机增长渐趋平稳，当年新增装机量为838MW。风轮直径为93m以上的2MW 机组在2009 年以前的装机容量也较少，当年装机容量仅为128MW，从2010 年开始至2012年，该风轮直径长度区间的2MW 机型保持了强劲的增长势头，2012年新增装机容量达到了2062MW。
图4 2007年至2012年2MW型风电机组不同风轮直径装机容量趋势(单位：MW)
图5 2012年各风轮直径2MW风电机组新增装机容量对比(单位：MW)
大风轮直径的1.5M W 和2MW机组产品
1.5MW 和2MW 机组风轮直径的不断增加以及风电市场对其的反应，主要源自于我国对低风速风区开发的重视程度有所增加。大风轮直径的机组往往被厂商定义为低风速型风电机组。
据了解，1.5MW 的第一台87m和第一台93m 风轮直径的机组均由远景能源制造，推出时间分别为2009年和2011 年。2012 年金风科技也推出了风轮直径为93m 的低风速机组，据有关资料显示，该机组为针对年平均风速为6.5m/s 以下四类风速区域设计，可在平均风速5.5m/s 条件下，年发电达2000 标准小时数以上。据了解，风轮直径为93m 的1.5MW 机组能够使占我国风能资源30% 的超低风速地区的风能资源得以有效开发。2013 年联合动力推出了拥有“最大”风轮直径的1.5MW 机组，该机组的风轮直径达到了97m，在同等工况和风速的条件下，发电量可以超过该公司风轮直径86m 的1.5MW 产品20%。
在生产2MW 机组的整机商中，南车风电、三一重能、Vestas 分别推出了风轮直径达110m 的产品，海装风电推出了风轮直径111m 的2MW机组，Gamesa 则推出了114m 风轮直径的2MW 机组。
其中，南车风电的110m风轮直径2MW 机组于2013 年 2 月下线，在现有风电机组设计技术基础上，是针对低风速地区风况特点，完全自主研制的一款风电机组。三一重能所推出风轮直径110m 的“超级风机”通过超长的叶片设计保证了2.0MW 的机组能够适用于二类到四类风电场的要求。该款机组的扫风面积比93m风轮直径机组大40%，发电量比常规机型提高35%，发电机也可实现1.1 倍的长时超发和1.2 倍短时超发。Gamesa 2MW 的114m 风轮直径机组的首批产品在2013 年生产出来，该机组的扫掠面积比其前身97m 直径2MW 机组增大38%。表1 部分风轮直径86m以上的1.5MW机组产品表2 部分风轮直径100m以上的2MW机组产品
表2 部分风轮直径100m以上的2MW机组产品
总体情况
总体看来，1.5MW 和2MW 型风电机组的风轮直径发展趋势较为明显地趋向于增大，作为风轮直径迅速加大的分水岭，2009年是较小风轮直径机组安装量最高的一年，此后增大风轮直径的机组装机量开始迅速增加，逐渐取代了较小风轮直径的机组。但
1.5MW 与2MW 机型新增装机量不同的一点主要表现在2010 年以后的趋势，2010 年以后1.5MW的装机量有所降低，而2MW 的新增装机量仍在增长。
然而，不断增大风轮直径并不是长久之计。由于我国风电招投标体制一般以千瓦功率为单位进行价格的对比，在短期内使叶片长度更长、风轮直径更大的产品受到市场青睐。然而，也正是因为单位价格的限制，风轮直径更大的产品成本也更高。据悉，增加叶片长度会改变机组的整体载荷变化，对轴承、齿轮箱等零部件的要求也会明显提高。目前1.5MW 的风轮直径达到了97m，而此前2MW 的风轮直径才82m，就齿轮箱、叶片等关键零部件而言，其成本增加的程度是不言而喻的。因此，即使是最早投身于加长叶片设计的整机厂商和叶片供应商，也在考虑这种方式的解决方案在未来并不能达到持续发展，从而开始主动增大整机功率，以避免成本与安全性带来更多问题。
16台风机倒塔 “威马逊”拷问国产风机
2014-08-12 15:14:00 来源:中国电力报 作者: 【大 中 小】 浏览:20次 评论:0条
16台风机倒塔，6台严重受损，叶片破裂、发电机掉落、机舱被揭开„„这就是国产风机在接受台风 “威马逊”考验时交出的“成绩单”。7月18日，41年来华南地区最强台风“威马逊”登陆海南省文昌市翁田镇，并迅速转入广东、广西等地区。“威马逊”带来的强风降雨致使多家风电场出现了上述严重损失。值得注意的是，上述风机均为国内企业生产。
一时间风力发电机破损或倒塌是由于其质量良莠不齐所致成为风电行业讨论的热点。本报记者带着这一问题采访多方人士后发现，台风环境下，风况条件极其复杂，简单的以风电机组是否受损来判断其质量并不具备说服力。相关专家在接受采访时告诉记者，要确保风机平安度过台风期，首先，风机选型必需严格符合风区类型;其次，从零部件环节确保风电机组的质量;第三，在台风风况下采取有效控制策略。风机选型时不可盲目乐观 歌美飒中国区服务市场及销售总监杨革对本报记者表示：“简单的以风机质量来解释台风对风机的损毁是不全面的。有些风电场在选址与主机采购初期没有考虑到实际风险，这是风机损毁情况发生时要考虑的。”据了解，此番台风致使海南文昌风电场33台华锐风电1.5兆瓦、叶轮直径70米的风电机组中的3台机组严重受损，其中一台倒塔;广东徐闻勇士风电场遭遇重创，33台天威1.5兆瓦、叶轮直径77米的风电机组有18台遭到重创，其中15台出现倒塔，3台机组严重受损。
据了解，此次遭到“威马逊”重创的广东省徐闻县此前很少有台风正面登陆。有消息称徐闻勇士风电场因此在采购风机的时候，没有考虑到可能遇到的风险，过于乐观，认为该地点不会出现此类情况。
目前，尚未有公开的运行数据来说明何种原因造成了风电机组的损毁。但有业内人士对上述情况进行了分析。“天威是在2010年中标徐闻勇士风电场的风电机组，其1.5兆瓦风电机组的技术来自英国的GarradHassan，而在风电发展的早期77米叶轮直径的风电机组适合于二类风资源，其极限风速要求为59米/秒，如果天威没有对77米叶轮直径的技术进行升级到适应一类风区，也就是极限风速要求为70米/秒，那么风电机组就不可能扛住65米/秒的极限风速，当然这种可能性比较小。”大智慧能源研究中心研究员华鹏伟分析认为。
推行型式认证增强被动防御能力 中国可再生能源学会风能专业委员会副理事长施鹏飞对本报记者表示：“风电机组的倒塌主要就是和风电机组的质量和风电场的控制策略有关。”“简单地讲，现行设计最强的风机等级是ICEIa，根据IEC设计标准，极限风速设计标准为70米/秒，持续3秒钟;50米/秒，持续10分钟。如果台风风速超过该设计标准导致风电机组被吹坏，都不能称之为是风电机组的质量问题。”杨革表示。按照这一逻辑，在台风没有达到极限风速的情况下，如果风电机组存在质量问题或维护状态不理想等情况都会存在出现危险的可能。在台风这一极端天气下，风电机组如何提升安全系数，确保风电机组的质量成为不二法则。
“风机是否达到了设计标准，可以从是否取得型式认证做初步判断。跟国内品牌风机稍有不同的是国外品牌的风机都取得过型式认证。目前，国内的风机制造商多数取得的是设计认证，但是在型式认证中却包含设计认证、原型机认证、制造厂质量体系的认证、综合评估四个组成部分。即便是第一环节的设计认证从评估程度来看也分为A、B、C三个等级。”杨革表示。施鹏飞对本报记者表示：“型式认证规定机组的部件供应商采用什么部件来认证，调换了部件认证就失去效果。型式认证的生产体系能够保证所生产的产品都能达到设计标准。毋庸置疑的是采用型式认证对于确保风电机组的质量会有根本上的保证。国外风电机组在采购的时候都是需要有型式认证的。目前，我国风电制造水平已经具备能力来实施型式认证。但是型式认证需要较大的资金支持，是否采用型式认证还需要风机制造企业以及风场开发商从市场的角度来衡量。”据了解，目前我国风力发电企业在采购风机的时候并没有对风力发电机型式认证的需求。然而，在国外风电开发商需要的融资、担保、保险都需要提供采用风力发电机的型式认证证书。在欧洲市场，如果风力发电机缺少型式认证，风机根本就无法销售。主动防御方面要在控制策略上下功夫
台风是一种非常复杂的自然现象，台风变化速度之快是导致在同一风电场、同一型号的风力发电机在面临台风时获得不同的境遇。
施鹏飞阐述了自己的观点：“风机倒塌的主要原因除了风机质量还有当时风况下的控制策略。当台风来的时候，让风电机组对准台风来的方向，确保风机顺风顺浆会对风机起到一定的保护作用。”“台风环境下，风向变化多样，湍流强度增强，如果湍流强度设计预留的范围比较小，那么极强台风环境下的强湍流就有可能对风电机组造成致命的损伤。”华鹏伟向本报记者介绍说。
据了解，2006年登陆我国的台风“桑美”与“威马逊”有着相当的破坏力，浙江苍南鹤顶山风电场的维斯塔斯风电机组通过正面迎接台风，顺风顺浆的控制策略有效的起到了保护作用，避免了损失。歌美飒针对此也提出了自己的解决方案：当台风来临,如果电网出现中断，通过备用电源向风电机组不间断供电，使风电机组在台风中保持顺桨状态，并偏航使风机正对风吹来的方向。持续供电让风电机组对准台风的方向，以风机最强的一面迎接台风。
600MW机组焊接技术的运用 篇3
一、600MW机组焊接工作的难点分析
1、焊接工程量大
600MW机组作为大容量、高参数、低能耗、低污染的大型火力发电机组，其相对于100～200MW的小型火力发电机组具有更大的机组设备体积，不仅工作系统更加复杂且辅助设备的数量也要多很多。600MW机组作为我国火电行业重点发展和推广的大型火力发电机组，在工程建设阶段有着庞大的焊接工作量，即便抛开辅助钢结构的焊接工作量，一台锅炉本体的焊口仍然多达30000多个，庞大的焊接工作量会使焊接工程的工期延长，无论对焊接人员的技术和心理素质要求都比较高，由于600MW机组的严格技术要求，因此对焊接质量的要求也非常高。
2、机组涉及钢材品种繁多，焊接规格不统一
我国的600MW机组虽然已经实现了90%的自主国产化，但设备使用的钢材却绝大多数都需要从国外进口。由于同一火电机组不同部位所选用的钢材不同，其对焊接材料和工艺的要求也多种多样。比如说哈尔滨火电机组建设三厂生产的600MW国产化机组，在工程中应用的钢材不仅有中国的，还有美国和德国的，为了保证600MW机组建设的工程质量及机组运行安全性，在进行机组焊接时需要针对不同国家不同品种的钢材选择不同的工艺和焊接材料，而且还要根据结构的形状和特性合理选择焊接方法，这不仅影响了焊接工程的工程进度，还对机组焊接人员的技术水平提出了极高的要求。
3、工程焊接难度较大
600MW机组相对于100～200MW机组，其庞大的体积导致了焊机工作的比较复杂。在600MW机组的焊接工作中，其主蒸汽管道普遍厚度大于100mm，最大直径更是达到800mm，这种大规格的管道焊接工作运用传统的焊接手段根本难以保证焊接质量。另外在600MW机组的小口径管壁厚度也很大，普遍超过10mm，小口径的管壁对焊接的质量要求很高，焊缝的探伤工作很难进行，这些都为我国火电机组的焊接技术的水平带来了严峻的考验。
二、600MW机组焊接工艺分析
1、全氩弧焊接技术
为了获得更高的发电效率，600MW机组的锅炉内受热管道十分密集，为了在焊接过程中减少对这些小口径管道的损伤并降低焊缝对受热管道受热的影响，在600MW机组的焊接工作中普遍采用全氩弧焊技术。全氩弧焊通过在电弧焊的周围通氩气作为保护，将空气隔绝在焊区之外从而防止了焊区的氧化，具有电流密度大、热量集中，熔敷率高和焊接速度快的优点。作为一种能够有效防止钢件在焊接过程中变形损坏的优秀焊接方法，600MW机组的焊接中对全氩弧焊接工艺的使用频率极高。不仅应用于受热管道的焊接工作上，在省煤器排管、锅炉受热面过热器等工作中也会经常使用。
2、氩-电联合焊接技术
600MW机组的焊接过程中，为了保证受热面管道等位置的根部焊接质量，还会大量采用氩-电联合的焊接技术。氩-电联合的焊接技术的焊接质量不仅高于全氩弧焊，而且氩-电联合技术的应用还能降低焊接成本。因此这种技术在600MW机组的四大管道焊口中普遍采用，一些中低压管道口也会选择氩-电联合焊接技术进行管道口的焊接处理，抽气、给水泵进气管道等位置也经常会选择氩-电联合的焊接方法，氩-电联合焊接技术在这些位置的应用很好的解决了中低压管道焊接的质量通病，确保了600MW机组的使用寿命。
3、大口径厚壁管道焊接技术
厚壁管道的焊接由于在焊接过程中受到三维残余应力的作用，焊接过程中容易引起冷裂纹、再热裂纹。因此在进行焊接大口径厚壁管道时采用多层多道焊接工艺，以便于控制层间温度，保证焊接的质量。多层多道焊接技术应用于于600MW机组大口径厚壁管道的焊接十分高效，多层多道焊接下一道焊接对上道有回火作用，可以细化晶粒、提高韧性，而且还能能够减小对管道的热输入量，降低形变量。但在应用多道多层焊接技术时应控制焊道的几何尺寸、以薄层焊道为好，覆盖面要宽，使细化面积大，也有利于扩散氢的逸出。
4、焊口的无损探伤
600MW的焊口探伤难点主要在于大口径厚壁管道的焊口探伤和小口径厚壁管道的焊口探伤，目前普遍应用于我国600MW机组的焊口探伤方法有射线探伤法和超声波探伤法。为了确保焊缝根部质量，对于厚壁管道而言，有以下两种模式：在管道组合焊缝附近一空区域设置探伤孔，当焊缝施焊到20mm左右时，利用γ射线源进行中心透照探伤，整个焊口完成后，利用不同规格的探头进行超声波探伤。管道焊缝附近区域不设探伤孔，当焊缝施焊到20-25mm时进行一次超声波探伤;整个焊口完成后再进行完整的超声波探伤。
三、600MW机组焊接的质量控制
600MW大型火电机组对焊接的质量和技术要求非常高，一旦在实际生产中发生虚焊、弱焊和部件形变现象，会对机组的运营和安全生产带来巨大影响，因此我们在焊接过程中要做好600MW机组焊接的过程质量控制。
1、关于焊接工作人员的焊接过程质量控制
传统的中小型火电机组焊接工作一般都是由火力发电企业自己培养的焊接人才负责，但600MW大型发电机组由于其焊接工程量大、焊接技术应用复杂等原因普遍采取的是业务外包的模式，因此在焊接过程中我们要充分做好外包人员的质量控制。做好焊接过程中的人员质量控制不仅要求我们在焊接工作开始前对焊接人员的技术水平及焊接资质进行考量，还应该就安全生产以及焊接技术要求等对其进行系统培训，通过抓好焊接工作人員的技术水平和提高他们的质量意识来确保他们在焊接工作中能够以过硬的技术和较强的责任心完成600MW机组的焊接工作。
2、关于焊接工具和材料的焊接过程质量控制
完好、稳定的焊接工具和优质、充足的焊接材料是保证焊接工作进行和提高焊接工作质量的重要前提，我们在购置设备和焊接材料时时要尽量选择资质优良的大厂家进行购买，并且要保证焊接工作中设备易损部件和焊接材料准备充足，这就需要我们在开展焊接工作前充分做好工程计划，将焊接工作涉及的设备及材料提前准备齐全并合理储存，保证焊接过程中不会因为设备和材料问题影响工程质量甚至导致工程延期
3、焊接工艺的质量控制
电厂300MW机组启动操作步骤 篇4
1.锅炉点火升压后，主汽压力0.5MPa时开启高、低旁，并控制高、低旁开度调整主、再热汽压力、温度，控制好主汽门前温度、中主门前温度。
2.锅炉烧参数阶段，控制给水流量700t/h左右，给煤量30～40t/h，控制主汽压力2.5～4MPa，再热汽压力0.5～1.2MPa。3.按大机启动程控进行检查：
1)检查机侧相关疏水门是否全部开启且开到位信号正常； 2)检查机侧各抽汽电动门、逆止门均关闭且关到位信号正常；
3)检查主机润滑油系统运行正常，排烟风机、油泵联锁投入正常； 4)检查DEH上各阀限均设置正常，调门（105%）、补汽阀（20%）；
5)检查投入#
1、#2主汽门阀门组，#
1、#2中主门阀门组，补汽阀ATT模块； 4.锅炉点火2小时左右，联系热控将大机启动程控第12步：#
1、#2主汽门前温度＞360℃条件强制，当大机DEH上Z3（主蒸汽过热度—主汽门前蒸汽温度与对应压力下的饱和温度之差＞10℃）、Z4（再热蒸汽过热度—中主汽门前蒸汽温度与对应压力下的饱和温度之差＞10℃）、X2（主汽压力下的饱和温度-高调阀温度，即主蒸汽过热度满足条件防止产生凝结换热）满足条件后，大机开始进行暖阀。5.暖阀期间注意监视大机转速，步序第15步时，检查TAB指令升至42.5%，主汽门开启，如大机转速升高至300rpm时应立即打闸。6.暖阀期间压力控制3～4MPa，暖阀时间控制：
1)主汽压力＞2MPa且高调门50%处温度小于210℃暖阀30分钟； 2)主汽压力＞3MPa且高调门50%处温度小于210℃暖阀15分钟； 3)主汽压力＞4MPa时SGC直接走步不进行暖阀；
7.暖阀时间到，步序至第20步，联系热控继续进行暖阀操作，暖阀结束条件为高调门50%处温度达到210℃。
8.暖阀结束后，锅炉继续升压至冲转参数：主汽/再热汽压力：8.5/1.2MPa，主汽/再热汽温度：390/390℃（尽量按DEH热力监控画面上推荐温度）。9.大机冲转前检查，X2、X4、X5、X6准则均已满足。
10.大机开始冲转做超速通道试验，联系热控将通道1由3300rpm改为300rpm，大机启动程控SGC走步至第11步或第20步手动释放蒸汽品质，大机转速升至300rpm时大机跳闸，检查汽机跳闸首出正常。
11.汽机复位后继续做超速通道试验，通道2由3300rpm改为360rpm，大机启动程控SGC走步至第11步或第20步手动释放蒸汽品质，大机转速升至360rpm时大机跳闸，检查汽机跳闸首出正常。12.检查大机超速通道试验完毕，大机冲转至360rpm进行暖机，暖机期间注意主汽温度控制，主汽控制400℃左右，为快速满足X7A、X7B准则在后期可适当降低主汽温度，当X7A、X7B且高压缸裕度＞30K继续升速至3000rpm。
13.大机升速至3000rpm过程中注意监视各轴瓦振动、回油温度、轴承金属温度等相关参数，并注意监视主机润滑油压力变化，如润滑油压力低润滑油泵联启，保持两台交流润滑油泵运行，将直流油泵停运备用，待油温稳定后再试停一台润滑油泵，如仍无法停运时，则采用关闭出口手动门方法进行试停。14.大机升速至3000rpm后主要控制X8及高压转子、中压转子裕度，暖机过程适当将主再热汽温升至430℃左右，当X8＜0℃且高压转子、中压转子裕度＞30K后则进行并网操作。X准则在汽机启动的以下过程中起作用：
打开主蒸汽管道上的主汽门并对阀体预热，顺控第13步（X2）打开汽轮机调门，汽机冲转。顺控第20步（X4、X5、X6）汽轮机升速到额定转速，顺控第23步（X7A、X7B）发电机并网带负荷，顺控第29步（X8）X温度准则的意义：
X1准则：防止高压缸进汽阀冷却：主蒸汽温度＞TmCV＋X1、高旁前主蒸汽和再热蒸汽过热度＞30℃ 或高压主汽门壳体温度（50%）＜150℃
X2准则：避免高压控制阀有过大的温度变化：主蒸汽饱和温度＜TmCV＋X2或 汽机全部主汽门开启
X4准则：防止湿蒸汽进入汽机：HP ESV前汽温＞主汽压对应饱和温度+X4 X5准则：防止高缸冷却：HP ESV前汽温＞高压轴平均温度HPSTm+X5 X6准则：防止中缸冷却：汽机侧热再母管温度＞中压轴平均温度IPSTm+X6 X7A准则：暖高压转子：汽机侧主汽温度＜THPS Tm+X7A X7B准则：暖高压缸：汽机侧主汽温度＜THPC Tm+X7B X7A、X7B 准则: 确保在启动到额定转速之前和并网带负荷, 保证高压缸充分暖机
X8 准则:确保在启动到额定转速之前和并网带负荷, 保证中压轴充分暖机。中旁前主蒸汽温度与中压主汽门前主蒸汽温度的较大值小于经过修正的中压转子平均转轴温
控制参数调整：X2、X7A、X7B、X8均为负值
X2要求高调阀50%处温度不能过低，调整时可通过降低压力方法 X4、X5要求主汽温度不能过低 X6要求再热汽温度不能过低 X7A要求高压转子温度不能过低 X7B要求高压缸温度不能过低 X8要求中压转子温度不能过低 根据功能划分：
Z3、Z4、X2准则：开主汽门前用到，即暖阀前要满足
X4、X5、X6准则：汽机冲转前用到，即升速至360rpm前需满足 X7A、X7B准则：汽机360rpm暖机结束后释放正常转速时用到 X8准则：机组并网前需满足 机组启动时间安排：