火电机组改造

关键词： 烟气 脱硫

火电机组改造（精选十篇）

火电机组改造 篇1

在火力发电厂中, 引风机的功能是抽吸锅炉燃烧产生的烟气并通过烟囱排放到大气中。对于脱硫装置未与主体发电工程同步建设的电厂, 由于原引风机的选择未考虑脱硫系统的阻力, 所以在后建脱硫系统中增加1台增压风机以排放烟气。脱硫工程采用带旁设计, 当脱硫系统故障后, 打开旁路, 使烟气通过旁路进入烟囱, 而不影响机组的安全运行。但是脱硫旁路的设置却致使脱硫的投入得不到严格约束, 进而使二氧化硫的排放也得不到严格的控制, 随着国家节能减排政策的深入, 脱硫装置必须全程投入, 同时对火电厂烟气脱硝装置建设也提出了要求。

神皖安庆电厂一期2×300MW机组于2002年开工建设, 2005年投产。2007年机组经增容改造为2×320MW并开工建设脱硫工程。2009年, 脱硫投入运行。2012年, 该公司进行机组烟气脱硝改造, 以此为契机同步进行了锅炉引风机、脱硫增压风机合并改造, 并取消原脱硫旁路挡板。为其他脱硫、脱硝后期建设机组进行改造提供了宝贵经验, 在节能减排的工作中位于国内同类型机组的前列。

1 系统介绍

1.1 原风烟系统简介

锅炉为上海锅炉厂有限公司设计、制造, 型号为SG-1036/17.44-M865, 亚临界压力参数, 自然循环汽包炉、一次中间再热。锅炉以最大连续负荷 (BMCR) 工况为设计参数, 最大连续蒸发量为1036t/h。原引风机为2台AN28e6 (V19+4°) 静叶可调轴流风机, 配YKK710-8电机, 风压为5190Pa, 电机容量为2000k W, 电机转速为745r/min, 引风机参数如表1所示。

1.2 脱硫系统简介

采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统, 配有3台浆液循环泵, 保证脱硫效率在95%以上。整个脱硫系统理论最高压损为2000Pa, 另设有100%旁路烟道及旁路挡板。吸收塔为空塔结构, 玻璃鳞片内衬, 内设3层喷淋层, 烟气折向90°朝上流动, 与自3层喷淋而下的浆液进行液气接触, 在接触过程中发生化学反应, 完成脱硫过程。每层喷淋层对应1台循环浆泵, 喷淋层上部布置二级内置式除雾器。该吸收塔还包括2台氧化风机, 1运1备, 氧化空气管在上层搅拌器附近引入, 从而使空气随着搅拌器的旋转而进入浆池, 均匀地分配于浆液中, 以便将亚硫酸盐氧化成硫酸盐。脱硫除雾后的干净烟气通过烟囱排出。每台机组脱硫系统1台AN42e6 (V19+4°) 静叶可调轴流增压风机, 配YKK900-14电机, 风压为2990Pa, 电机容量为2240k W, 电机转速为426r/min, 脱硫增压风机参数如表2所示。

1.3 烟气系统原保护

炉后烟气脱硫系统与锅炉烟气系统紧密相连, 为确保锅炉的安全运行, 该烟气原脱硫系统保护控制逻辑设计如下。

若发生下述情况之一, 烟气通过脱硫旁路, 脱硫系统撤出运行:

1) 增压风机故障;

2) 锅炉MFT;

3) 台浆液循环泵同时出现故障;

4) FGD入口原烟气挡板、出口净烟气挡板未打开 (延时2S) ;

5) FGD入口原烟气温度大于180℃ (三取二) ;

6) 增压风机入口压力低于min (-1000Pa) 或高于max (600Pa) ;

7) 搅拌器3台及以上停止延时30min。

2 改造方案

2.1 整体方案

新建1套脱硝装置, 采用SCR法, 反应器布置在锅炉省煤器烟道和空预器之间, 每台反应器催化剂层数按2+1模式布置, 初装2层预留1层。锅炉引风机与脱硫增压风机合并, 取消脱硫旁路烟气挡板, 同时对烟窗内衬更换为玻璃钢内衬。

2.2 合并后风机选型

AN系列轴流通风机是一种以叶轮子午面的流道, 沿着流动方向急剧收敛, 气流速度迅速增加, 从而获得动能, 并通过后导叶、扩压器, 使一部分动能转换成为静压能的轴流式通风机。具有压力高、风量大的特点。动叶可调轴流式风机效率曲线近似呈椭圆面, 风机始终在高效区运行, 性能优良, 节能效果极佳, 风机在TB点和BMCR工况时均能达到较高效率。当机组在带额定负荷工况或更低负荷下运行时, 风机效率下降幅度是所有风机中最小的。考虑到300MW机组引风机在主机大幅调峰、低负荷时在低效率点工作, 且对风机调节的灵敏度要求较高, 故该工程选用AN系列动叶可调轴流风机。以达到节能, 降低厂用电, 并提高在机组部分负荷下的风机效率, 提高风机跟踪负荷的灵敏性的要求。考虑本次改造新增SCR烟气脱硝的阻力、烟囱改为玻璃钢内衬以及一定的运行裕度, 风机全压头选择8200Pa, 该工程设计动叶可调轴流风机全压效率在TB工况下为87.6%, 在BMCR工况下 (设计煤种下) 为88%, ECR工况下 (设计煤种) 不低于84.6%。改造后新增加阻力及合并后引风机参数分别如表3、表4所示。

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2.3 脱硫旁路取消方案分析

随着我国环保要求日益提高, 脱硫装置取消烟气旁路是必然趋势, 此次增引合并改造中同步取消烟气旁路便于优化设计, 避免以后重复改造。而脱硫无旁路的设计使脱硫系统的安全稳定运行提高到是否能确保机组稳定运行的高度, 安全性要求远高于传统有旁路的脱硫系统。

取消脱硫旁路的变化主要体现在以下两方面:

1) 脱硫旁路取消减小了旁路的泄漏, 提高了脱硫效率, 但脱硫系统设备的安全运行直接影响主机的安全, 对脱硫系统的可靠性要求很高, 这就要求将脱硫系统与主机按同一安全要求进行监视、控制、调整, 安全管理、技术管理、设备管理的级别也应提高到同一高度。脱硫塔本体及氧化系统、浆液循环系统、浆液扰动系统中的任一设备故障均会影响到机组的负荷或安全运行。因此不论是运行操作还是检修维护工作, 均应按主设备对待。

2) 对烟气、脱硫系统运行方式的影响。脱硫没有旁路, 意味着锅炉在进行点火、吹扫、停炉等操作的时候都经过脱硫系统。点火之前首先投入电除尘和脱硫系统, 在锅炉启动风机之前先期启动1台脱硫浆液循环泵, 随着负荷的增长逐渐启动第二台、第三台脱硫浆液循环泵。

3 改造后机组逻辑变化

1) 启动烟风系统前增加至少有l台浆液循环泵运行条件;

2) 引风机跳闸保护中增加了浆液泵全停条件;

3) 为保护出口玻璃钢烟道, 脱硫系统设置了事故喷淋逻辑, 吸收塔入口温度大于180℃或吸收塔出口烟温大于60℃延时2s联开事故喷淋, 并加报警;吸收塔出口烟温小于50℃延时2s退出事故喷淋, 并加报警;

4) 3台浆液循环泵同时出现故障联开事故喷淋;

5) 3台浆液循环泵均故障停止且事故喷淋装置无法正常投入, MFT;

6) 吸收塔入口温度大于180℃或出口烟温高于60℃, 事故喷淋装置无法正常投入且出烟温持续升高至100℃延时10min, MFT。

4 改造后的安全运行分析

4.1 改造后安全性分析

采用引增合并后风烟系统能够简化, 增压风机及其进、出口挡板、旁路挡板取消。调节特点是:引风机和增压风机合二为一, 调节对象单一, 不再需要考虑引风机与增压风机控制的配合问题, 烟气系统相应负荷变化较合并前迅速、准确。但同时也带来运行上的一些风险。如果脱硫系统异常时, 需要通过风机动叶调整使风机适应系统压降。当3台再循环泵全部跳闸, 为保护脱硫设备, 避免重大损失, 锅炉MFT, 快速切除脱硫系统。当炉后脱硫系统烟气阻力发生变化时, 引风机需做出一定调整, 调整速率过快会导致炉膛压力波动, 影响燃烧, 甚至发生锅炉MFT。

4.2 脱硫无旁路运行分析

4.2.1 机组正常运行

1) 浆液循环泵影响。

浆液循环泵设计工况为满负荷3台运行。但在保证脱硫效率的情况下, 其运行方式可以为2运1备。当在极限情况下, 如果2台跳闸, 只有l台运行时, 应立即减负荷, 以降低进入脱硫系统的烟气温度, 保护吸收塔内设备不受损坏, 从而保证吸收塔和玻璃钢烟道在安全的情况下运行, 同时抓紧修复和恢复停运浆液循环泵的运行, 当浆液循环泵全部停运时应停炉以保护脱硫设备。

2) 搅拌器影响。

搅拌器有3台, 如果出现3台停运, 因涉及浆液沉积的问题, 应在l~2h内迅速恢复搅拌器的运行, 否则应将脱硫系统退出运行。

3) 电除尘影响。

为了防止脱硫无旁路系统的浆液遭到粉尘污染中毒, 在正常运行期间应密切监测电除尘出入口粉尘浓度及CEMS系统的主要参数。如果电除尘器其中若干电场因故障停运, 造成出口粉尘浓度大于200ms/m3时, 应根据实际情况降负荷运行, 脱硫系统通过观察吸收塔内浆液的化学吸收反应情况以及石膏品质情况, 决定是否需要升降负荷及继续运行。如果电除尘器其中若干电场因故障停运, 但出口粉尘浓度不大于200ms/m3时, 脱硫系统可继续保持运行, 但需长时间进行运行观察。一般正常运行时吸收塔入口粉尘浓度不大于55ms/m3, 出口不大于28mg/m3。吸收塔入口粉尘浓度高可采用大量补充新鲜石灰石浆液, 同时排放污染的浆液来解决浆液中毒问题。

4) 脱硫系统保护设置。

因为脱硫无旁路系统的安全运行状况直接影响机组的安全运行, 所以要把脱硫系统保护纳入到机组主保护的管理中。脱硫系统的重要参数要增加测点数, 其中逻辑要实现3取2, 或3取3, 从而提高测量系统和保护系统的可靠性。当吸收塔入口烟温大于180℃且事故喷淋无法正常投入时, 应触发锅炉MFT, 同时联停引风机, 送风机运行, 使锅炉处于闷炉状态来保护吸收塔。在逻辑中设置的浆液循环泵等脱硫系统主要设备的保护定值, 如:轴承温度、线圈温度和液位高低报警及跳闸值, 其必要性和合理性应根据实际进行优化, 避免造成不必要的安全事件发生。

4.2.2 机组启、停过程中注意事项

1) 控制好启机前每次吸收塔进浆液的时间, 尽量缩短浆液在吸收塔内的循环时间, 保证进浆液时间与锅炉烟风系统投运和锅炉点火在时间控制上达到间隔最短。因此机组启动烟风系统投入顺序为:投电除尘后启动第1台浆液循环泵的同时短时问内启动第一台引风机, 接下来可以启动送风机、一次风机等。如在热态或极热态情况下启动, 保证浆液循环泵连续运行且排烟温度正常的情况下再启引风机, 从而防止浆液循环时, 水蒸气倒流现象发生, 而影响到引风机和电除尘的安全, 同时也防止了吸收塔入口和出口烟温过高, 造成吸收塔衬胶损坏和玻璃钢烟道变形的问题。

2) 在引风机启动前应先对吸收塔进口烟道和引风机底部进行排水。

3) 在正常停炉通风时, 应至少投入1台浆液循环泵运行, 保证吸收塔内不超温, 通风结束引风机停运后, 当吸收塔入口温度降到68℃以下, 应尽早停止循环泵和氧化风机运行。防止水蒸汽倒流现象发生, 从而减少再启机时对引风机和电除尘器的影响。

4) 在锅炉停炉后, 如果浆液循环泵长时间保持在运行状态下, 而引风机已经停止运行, 则会造成水蒸汽返到引风机出口造成烟道和引风机外壳存水, 使烟道和引风机受到腐蚀, 还有可能因吸收塔返回的水蒸汽在电除尘内造成灰板结, 使电除尘灰斗堵灰。

5 结语

引增合并改造并取消脱硫旁路的是烟气脱硫技术发展的方向, 可借鉴经验不多, 还有许多技术问题需要进一步摸索。神皖安庆电厂在进行脱硝改造, 同时进行引风机增压风机合并改造并取消脱硫旁路, 实践证明是切实可行的, 在保证机组的安全运行的同时又创造了良好的经济效益和环保效益, 值得借鉴。

参考文献

[1]廖永进, 曾庭华, 郭斌.火电厂脱硫装置旁路系统运行方式的探讨[J].电力环境保护, 2008, 24 (3) :16-18.

[2]蒋从进, 封乾君.国华三河电厂脱硫装置取消烟气旁路的研究[C].火电厂环境综合治理技术研讨会, 郑州, 2007.

火电机组的调峰运行的论文 篇2

【摘 要】在电网容量不断扩大的背景下，越来越多的高参数大容量机组也已经加入了进来，而这样峰谷差的矛盾也就更加的突出了。现阶段，火电仍是我国各大电网的最重要组成结构，那么大容量的火电机组参与调峰运行就也是非常重要和必要的。发电机组的调峰方式都很多因素都是密切相关的，如系统改造的成本、电网的负荷特性、调峰的幅度、机组的性能以及操作的实际工作量等，现阶段，最常采用的就是低负荷运行、两班制启停运行以及少汽无功和低速旋转热备用这三种运行方式。本文主要对火电机组的调峰运行进行了分析。

火电机组改造 篇3

300WM火电机组厂用电系统的启动备用电源，设计均取自于电网。而自电网下电的电价远远高出电厂上网电价，“合理的利用机组厂高变的设计余量，替代备高变全部或部分接带非正常运行机组必需的厂用负荷，实现机组间的厂用负荷互带后，可以将备用电源变压器转为冷备用方式，在机组出现故障时直接投运接带事故负荷。从而可以降低公司的生产成本。”

二、300WM火电机组厂用电源系统现状分析

目前火电厂下网电价远远高出上网电价，因此备高变下电接带厂用负荷及备高变的空载损耗较大的提高了火电厂的生产成本。同时即使300WM机组全年无备用检修状态而正常运行，备高变空载损耗也是非常大的。备高变低压侧双分支直接用共箱母线引接至机组工作母线作为机组的备用电源。因此火电厂机组厂用电源系统通过备高变低压侧共箱母线相互联络，但与备高变为硬连接，不能直接实现机组的厂用电源互带。需对备高变低压侧分支引出方式进行改造，将低压侧分支与共箱母线连接断开，在断口间加装断路器。

三、300WM火电机组厂用电源系统安全性分析

1、运行机组接带停运机组厂用负荷的安全性分析

在300WM火电机组中，对一台机组进行检修、备用，另外一台运行，厂用负荷都可以用运行机组厂高变的余量接带。历史统计显示，正常运行的机组可以用厂高变的余量启动机组的厂用负荷，因此300WM火电机组在一台运行，另一台检修、备用的情况下，可以用机组厂高变的余量启动运行机组厂用负荷，极大地减少了火电厂的电量，另一方面，300WM火电机组在正常运行的状态下，可以对机组的厂用负荷进行跟踪监测，如果运行机组使用的是暗备方式，机组中有一台发生电气系统故障时，容易引发整个火电机组的故障，影响火电厂的生产，也使得火电机组的安全性降低。

2、备高变冷备用运行方式的安全性分析

“一般情况下，300WM火电机组备高变采用的是热备用方式，这种方式可以通过微机快切装置对厂用负荷进行控制，当火电机组发生故障时，可以快速的对备高变低压侧分支开关接带事故机组进行控制，防止事故的恶化。相对于热备用方式，冷备用方式在供电上可以保证安全可靠，冷备用是利用微机快切装置将合备高变低压侧分支开关改为合高、低压侧开关的方式。受高压侧开关空合瞬间产生的励磁涌流的影响这两种备用方式并不能保证机组发生事故时备高变的可靠性。”

四、变压器涌流抑制器的原理及应用

1、变压器励磁涌流抑制原理

励磁涌流是指当电压突增时，会产生偏磁现象，导致铁芯过度饱和，在磁链守恒定律下，机组中变压器励磁电流会持续的增大至机组正常运行电压的尽百倍。当出现励磁涌流剧增的情况下，变压器的电阻会对励磁涌流有抑制作用，励磁涌流经过电阻的抑制会按时间常数衰减。对变压器励磁涌流进行抑制，需要通过偏磁与原磁路剩磁抵消产生的涌流来进行抑制。在变压器中可以进行电源电压相位角切除的方法对磁路剩磁的测算，从而为下次变压器运行时选择合适的合闸相位角提供依据，在找到合适的相位角之后，磁路经过偏磁抵消掉剩磁之后，将不会进入饱和状态，励磁涌流也将会被彻底的消除，达到抑制的目的。

2、变压器励磁涌流抑制方法的应用

在变压器励磁涌流抑制方法的实际应用中，涌流抑制器通过电压互感器可以测算出电压的相位角，并对断路器发出指令，断路器接到指令之后，通过辅助接点向涌流抑制器提供断路器分合闸的时间信号。变压器在获得断路器分合闸的时间后，对励磁涌流抑制器发出指令，通过微机快切装置将合闸指令传至励磁涌流控制器中，并作记录，当抑制器在选择合适的时间之后，会对备高变压侧断路器发挥合闸的指令，从而安全的投入到变压器中。

五、对300WM火电机组厂用电源系统改造方案

结合上述的分析，对300WM火电机组厂用电源系统进行改造，主要是单机运行时将停运机组厂用电负荷转移至运行机组，减少从电网下电，以便厂用电系统相互倒供，因此必须要结合火电厂机组运行的实际情况，通过联络开关的改造，实现单机运行时运行机组厂用电母线与未运行机组厂用电母线能够相互倒供，减少未运行机组下网电量。在单机运行时，因未运机组厂用电系统实际负荷较小或有些已经无重要负荷，为减少未运行机组厂用电源变压器空载损耗，通过实行单边电源供电及将无负荷电源停电，减少停运机组变压器空载损耗。另针对启动备用变压器励磁涌流进行改造，以便其能够实现冷备用又能够保证安全。

改造的过程为：根据电厂实际情况，对各高、低压厂用电源母线进行改造，以便机组停运后能够将相应电源母线停运，减少厂用电源变压器空载损耗。其次改造在电源快切装置出口加装变压器励磁涌流抑制器，用于接受快切指令给备高变高压侧开关下达合闸指令，并对备高变低压侧分支引出方式进行改造，将低压侧分支与共箱母线的连接断开，在断口间加装断路器，备高变转为冷备用后，断开新加装断路器，机组的厂用电源系统通过共箱母线实现厂用互带。将备高变低压侧分支与共箱母线的连接断开后，在断口之间之间分别安装带有电流互感器的断路器。在机组快切装置屏安装备高变励磁涌流抑制器。对机组6KV厂用快切装置进行技术升级，根据6KV厂用优化后运行方式的调整，对快切装置动作逻辑进行修订和完善，增加保护压板，改造后一次系统的远方操作及报警信号进行逻辑修改和完善，实现远方手动操作和自动联锁功能。

六、结语

通过对300WM火电机组厂用电源系统的优化改造的分析，在改造之后，火电机组可以使用运行机组接带启动机组厂用负荷的方式开机，从而节省了电量，降低了机组运行的成本，并通过对厂用电源母线改造，实现在机组的不同运行方式下，减少下网电量，在火电厂节能减排的趋势下，大大节省了能源消耗，实现节能降耗，为企业带来了经济和社会效益，推动了发电企业的发展。

火电机组改造 篇4

关键词：保安电源,柴油发电机组,电气控制

0 引言

目前我国的火力发电机组已经进入大容量、高参数的时代,在火电厂出现全厂停电的情况下,为了保证汽轮机组顺利停机以及重要系统能够正常运行的情况下不损坏主要设备,设置了保安电源。一般厂用保安电源有两种基本形式,一种是采用柴油发电机组作为机组的保安电源,另一种是利用厂外(或其他机组)独立电源作为机组保安电源。此时,保安电源的选择决定着整个保安电源系统的可靠性[1,2]。

柴油发电机组是保证大型火电厂在发生突发性厂用电系统失电时能够安全停机和快速恢复供电的必备设备[3],它与机组的直流系统、UPS电源共同配合,完成保证失电时主机及附属设备不损坏、自动控制系统能有效工作的重要任务[4,5]。根据《火力发电厂设计技术规程》规定,“容量为200MW及以上的机组应设置交流保安电源。交流保安电源宜采用快速起动的柴油机组。”因此,柴油机组保安电源业已成为各火力发电厂的首选。而保安电源应急机组的自动监控系统在应急启动、快速供电这一过程中扮演重要角色[6]。能否在灵敏地检测到厂用电失电、能否紧急时刻快速准确地实时启动应急机组,是决定事故带来什么样的后果的最为关键的因素。

本文以可编程控制器作为自动控制核心,在克服了传统继电器带来的如维护压力及安全隐患等弊端的同时,又兼容了基于传统继电器控制系统的设计思想和技术方案,同时设计的改进方案具备模数转换、温度控制、远程通信等功能,可以通过上位计算机实现对全厂应急柴油发电机组现场数据的实时传输和监控,提高了保安电源的响应速度。

1 保安电源电气控制方案

分散式PLC控制系统的特点是能够控制多而复杂的控制对象,并且可以将分布在较大区域内、距离较远的控制对象通过总线联系起来进行相互之间的数据、信息交换,完成设置的控制指令。结合保安电源监控系统的特点,保安电源电气控制总体设计如图1所示,采用上下位机相结合的监控机构,其中PLC作为下位机完成具体发电机组设备的各种控制及联合监控,由工控机作为上位计算机,通过现场总线实现远方监控和管理。其中每台主发电机组柴油发电机用一套PLC进行控制,除独立完成本控制单元机发电机组保安电源失电自动启动等功能外,同时设有在启动失败的情况下,禁止本机启动并顺序启动另一台机组柴油发电机,实现向本机保安段送电功能。上述控制设备与安装在集中控制室的一台工控机构成一个监控网络。

2 柴油机组的组成

柴油发电机组由2台300MW机组配置,其中每台单元机组独立配一台柴油发电机组,为了增强应急电源可操作灵活性,通过监控计算机结合PLC,可实现2台机组联合配合2台柴油发电机组的有序控制,如图2所示,通过硬件组合和基于梯形图的软件设计,当一台柴油发电机组用电全失且本机应急电源自启动失败时,另外一台柴油发电机组根据控制程序自动启动,当2台发电机组厂用电缺失带来较大应急保安负荷时,可以通过手动/自动切换设置,完成2台应急柴油发电机组并车供电,同时对负荷进行合理的调配,可缓解现场紧张的情况。设计中采用专用数字电量监测装置和微机励磁调节器取代原有的就地仪表和模拟励磁调节器,用柴油发电机出口主开关控制220V/110V控制直流及UPS电源联合供电逆变电源,实现为PLC系统供电的目的,同时采用由220V/110V直流电源及UPS简单可靠整流备用电源构成电阻充电电路,可以实现柴油发电机励磁冲磁的功能。

3 监控系统的设计

本文设计的保安电源监控系统不仅要实现常规启动,更要在特殊情况下实现邻机启动和多台机组的联合控制,以提高应急机组的整体应急启动水平。为此,对于监控系统的硬件选型是成为关键因素。SIMENS公司的S7-200系列的PLC功能强、速度快、扩展灵活具有模块化、紧凑的结构。使用范围可覆盖从替代继电器的简单控制到更复杂的自动化控制。按照选型原则并结合其他生产现场的PLC的应用情况,选用S7-200系列的S7-226作为控制用可编程控制器。针对作为2台机组的交流保安电源的电厂2×300MW空冷发电供热机组工程交流柴油发电机组,进行保安电源柴油发电机组电气系统改造。

监控系统的软件设计包括下位机控制软件和上位机监控管理软件两部分。下位机控制软件基于S7-200系列的S7-226可编程控制器,采用STEP 7 Micro/WIN32梯形图进行控制软件设计,主要完成现场控制对象的数据采集、输出、显示、报警等功能。上位机监控管理软件采用国产组态软件组态王进行设计,检测装置模拟界面能够实时反映工作现场数据的变化,每个现场需监控的设备点都对应一个数据库变量,当现场设备运行数据发生变化时,实时数据库中的相应数据就会随之改变,因此,通过访问数据库,就可以得到现场设备的实时运行数据。监控系统中的一个重要的功能是发现故障及时报警,当系统状态不正常时,将发出警告信息,并对报警信息进行显示,提醒操作人员对系统及时加以调整。按照控制要求,通过实时报表实现了每隔一时间段进行一次数据统计的功能。利用组态王设计的人机界面(HMI)通过与PLC互联通信,实现对现场工作过程的远程监视、动态显示、报警、历史数据管理等功能。这种控制与监视管理分开的两层结构具有灵活、可靠的特点。主程序完成任务初始化和控制任务调度,其中包括PLC、HMI自检,初始化重要参数,调用备用状态监测程序、故障检测及设置程序,执行保安电源手/自动控制程序,HMI显示及操控程序。应急控制程序主要由保安电源手/自动控制及报警程序和热备用控制程序组成。上位机除显示文字、表格、图形、曲线以及报警外,还可直接进入各PLC模块从站,在线诊断设备的运行状况,并可切入各程序在线调试画面,以直接监控当前程序执行和直观地显示流程等。图3是下位机控制软件流程。

4 结论

本文利用PLC在工业现场的强大可编程控制功能,结合组态软件所开发良好人机界面和以及实现实时通信的能力,实现在中央控制室对柴油发电机组的远程控制运行参数调节,并根据可能出现的单机启动不成功而顺序启动邻机或因负荷过大而进行双机并车,提高了应急保安电源的自启动成功率。在现场采用具有交互功能的图形化人机界面取代传统的控制面板实现方便快捷的本地操作。改造项目重点解决了自动化监控系统功能设计、硬件系统选型、PLC程序设计的问题以及上位机与下位机之间的通信问题。采用性能稳定的PLC控制及新型励磁调节器和调速器,柴油发电机启动参数在短时间即可稳定并且可以投入工作,有效降低了平均成功自启动时间,实现了基于PLC的火电厂保安电源柴油发电机组的远程监控。

参考文献

[1]范锡普.发电厂电气部分,第二版[M].北京:水利电力出版社,1995.

[2]钱亢木.大型火力发电厂厂用电系统,第一版[M].北京:中国电力出版社,2001.

[3]陈锡根,周继荣.柴油发电机双备份自动控制电路的改造[J].通讯电源技术,2002,12(6):43-44.

[4]陈红.电厂大机组交流事故保安电源的设置及接线方式介绍[J].福建建设科技,2004,(4):69-74.

[5]聂维景.火力发电交流事故保安电源选择[J].内蒙古石油化工,2006,(5):37-38.

[6]王韵伯,郑崇苏.大型电气设备远程监控系统的设计及其可靠性[J].福州大学学报(自然科学版),2000,28(2):28-32.

火电厂汽轮发电机组振动影响分析 篇5

关键词：汽轮发电机组 振动 影响因素 分析

汽輪发电机组产生振动的大小直接影响到机组能否安全运行和整个电厂的经济效益。引起汽轮发电机组振动过大或者异常的原因有很多，既有设计制造方面的原因，也有运行方面的原因，还有安装和检修等方面的原因。

一、设计制造时影响因素

汽轮发电机组转子的质心与旋转中心不重合则会因为转子的不平衡而产生一个离心力，这个离心力会对轴承产生一个激振力而使之引起机组振动，如果这个离心力过大，则机组的振动就会异常。汽轮发电机组转子装配时每装配一级叶片都应该对该级叶片进行动平衡试验，整个转子装配完成后在出厂之前对整个转子进行低速和高速动平衡，以确保转子的不平衡量在合格范围内。

产生汽轮发电机转子不平衡量较大的主要原因是机械加工精度不够和装配工艺质量较差，必须提高机械加工精度，同时保证装配质量，从而才能保证转子的原始不平衡量较小。另外，如果机组的设计不当也会引起机组的振动。

二、安装和检修时影响因素

汽轮发电机组在安装和检修过程中的工艺质量对机组振动的影响非常大，根据对现场机组振动的分析，很多汽轮发电机组的轴承振动过大都是由于安装和检修不当引起的，或者说机组的振动很多时候都是可以通过安装或检修来解决的。

1.轴承标高的影响

两端的轴承标高不在设计要求的范围内，转子两端轴承的负荷分配不合理。负荷较轻的一边，轴瓦内的油膜将会形成不好或者根本不能建立油膜，这样就会诱发机组的自激振动、油膜振动和汽流激振。而负荷较重的一边，由于吃力太大，会引起轴瓦温度升高，当轴瓦乌金温度达到一定值时，很容易产生轴瓦乌金过热现象，从而造成机组的振动。

应该根据制造厂家的技术要求，再结合现场的实际情况对机组轴承标高进行认真的调整。由于各台机组的实际情况不尽相同，因此受热后的膨胀也不完全一样，所以必须结合各厂的实际情况对机组轴承标高进行调整。

2.轴承自身特性影响

主要包括轴瓦的紧力、顶隙和连接刚度等几个方面。轴瓦紧力和顶隙主要影响轴承的稳定性，如果轴承的稳定性太差，在外界因素的影响下容易使机组振动超标。轴承的连接情况主要对轴承刚度产生影响，若轴承刚度不够，在同样大小的激振力下引起的振动较大，必须将轴承各连接螺栓拧紧。

3.机组中心影响

机组中心应包括转子与汽缸或静子的同心度、支撑转子各轴承的标高、轴系连接同心度和平直度。

如果转子与汽缸或静子的同心度偏差过大，则可能会引起汽流激振、电磁激振和动静碰磨。若发生碰磨，则会使转子发生热弯曲而引起不稳定普通强迫振动。当联轴器法兰外圆与轴颈不同心、联轴器法兰止口或螺栓孔节园不同心、端面瓢偏、连接螺栓紧力明显不对称时，不论圆周和端面中心数据调整的如何正确，当把连接螺栓拧紧后，都会使轴系不同心和不平直。当转子处于旋转状态时，轴系同心度和平直度会直接产生振动的激振力，引起机组的振动。

4.滑销系统影响

当由于某种原因使滑销系统卡涩时，机组的膨胀就会受到限制，当机组的膨胀受到限制时就会引起机组较大的振动，严重时以至于不能开机或者引起动静碰磨，从而造成更大的破坏。由于膨胀受到限制而无法开机的现象在现场经常出现，因此在检修和安装期间应该对此引起高度重视。

5.动静间隙影响

当汽轮机转子与汽缸之间的间隙过大时，汽轮机内效率会降低；当汽轮机与轴封之间的间隙过大时可能会引起蒸汽外漏或者空气内漏，从而影响机组的效率和真空；当发电机转子与静子之间的间隙过大时同样会影响发电机的效率。间隙又不能过小，否则将引起动静碰磨，会使机组的振动超标。因此合理调整隔板汽封、端部汽封以及发电机转子与静子之间的间隙是非常重要的。

6.转子结垢影响

机组大修期间，对汽轮机叶片上的结垢进行清理，进行除垢时保证除垢方法正确性，注意对整个转子都要进行除垢，否则可能会在转子上产生新的质量不平衡。

三、运行时影响因素

机组的振动除了与上面阐述的各方面因素有关外，还与机组的运行状况存在很大的关系。

1.机组膨胀影响

当滑销系统本身不存在问题时，如果运行人员操作不当，机组也会出现膨胀不畅的问题。最明显的例子是在开机过程中，当机组的暖机时间不够或者升速加负荷过快，则机组各部分的膨胀就不一样，一方面会产生热应力，减少机组的寿命；另一方面就会引起过大的膨胀差，从而影响机组的开机过程。当机组的膨胀不充分时，极易引起机组的动静碰磨而产生振动。

2.润滑油温影响

轴颈在轴瓦内的稳定性决定机组诱发振动的可能性，当稳定性太差时，外界因素的变化很容易引起机组振动的产生。而润滑油在轴瓦内形成的油膜又是影响转子稳定性的一个重要影响因素，油膜的形成除了与轴承乌金有关外，还有一个重要因素就是润滑油油温，润滑油油温应该在一个合理的范围内，过高过低都对油膜形成不利。

3.轴封进汽温度影响

每一轴封的进汽温度都不一样，在运行规程所允许的范围内调整轴封进汽温度会对机组的振动产生一定影响。轴封进汽温度对机组振动的影响主要表现为进汽温度对轴承座标高的影响和温度对端部汽封处动静间隙的影响。

4.机组真空和排汽缸温度影响

机组真空和排汽缸温度相辅相成，其中一个因素的变化必然引起另一个因素的改变。对于轴承座坐落在排汽缸上的机组来说，排汽缸温度的变化主要表现在对轴承座标高的影响上，会对机组的振动产生影响。

5.断叶片影响

当汽轮机发生断叶片时，转子的质量分布明显发生改变，机组的振动会发生明显的变化，这种情况在现场有时可能不会被察觉，振动的变化既包括振动大小的变化，也包括振动相位的变化，现场大多数仪表只能监视振动大小的变化。为了尽量避免断叶片的现象发生，除了在设计制造和安装检修期间采用适当的措施来保证外，运行中在增减机组负荷时应尽量平稳。

参考文献：

[1]穆苍莉.浅论汽轮机发电机组振动的影响因素[J].科技资讯，2006（05）.

[2]何国安，田满金，郑永强.小型汽轮发电机组轴系振动的分析与处理[J].热力透平，2009（04）.

火电机组改造 篇6

火电厂在发电过程中容易形成污染, 为减轻污染程度, 静电除尘器的应用越来越多。虽有利于环保, 但耗电量大。因此, 在不影响功能正常发挥的前提下, 如何降低耗电量是当前考虑的重点。在长期实践探索中, 静电除尘器节能技术有了一定进步, 为适应新形势下的要求, 应做进一步改造。

1 实例分析

某火电厂有4台600MW亚临界燃煤机组锅炉, 型号为HG-1900/25.4-YM4, 由哈尔滨锅炉有限责任公司生产。机组静电除尘器来自陕西静电除尘器生产厂家, 性能稳定, 可起到预期的环保效果。因该厂担负着整个市的供电, 4台机组工作时间长, 静电除尘器在运行中消耗的电能较多, 加重了该厂的经济负担。使用中以手动调节为主, 虽能起到一定的节能效果, 但负荷不同时调整幅度也有差异, 节能效果不明显。为节约成本, 需对静电除尘器进行节能技术改造。

2 600MW火电机组静电除尘器节能技术改造

(一) 制定改造方案

结合静电除尘器的节能原理分析, 要想取得更好的节能效果, 需更新高压控制、低压振打控制系统, 增加自动节能控制功能, 增设机组负荷等反馈信号。

(1) 改造高压柜和振打系统。对16台高压控制柜的控制软件和硬件进行更换, 保留其通信、保护等功能;完成4台电磁振打系统的更新, 多了一项断电振打功能。改造后的控制柜均能自动检测工作状况, 并主动适应其变化。

(2) 改造IPC控制系统。在IPC控制系统平台上对系统软件进行升级, 增加了多项功能, 如TR扩展配置、节能数据处理、节能参数调整等。

(3) 为准确检测各台机器出口烟气的浊度, 相继安装了浊度仪。从分散控制系统敷设机组负荷信号电缆至电除尘器程序控制台, 提供负荷控制信号源给IPC系统。同时在高压控制柜和低压控制柜之间敷设高低压联动控制信号电缆。

(4) 节能运行调试。这4台机组锅炉在实际中结合浊度仪的浊度信号, 通过分析工况, 可设置节能控制设备参数, 包括负荷系数、节能系数、节能路线图以及完成程度等, 符合国家规定的烟气排放要求, 且减少了耗电量。

(二) 改造效果分析

在对原来的静电除尘器系统进行节能技术改造后, 实现了以烟气浊度信号、机组负荷以及排烟温度等参数作为闭环反馈控制信号, 自动选择高压柜运行方式。调节各运行参数以及振打模式。新系统增加了自动控制功能, 改变了以往人工操作的方式, 使用IPC控制系统加以控制, 有效解决了人工方式的不足, 且使得设备更加稳定可靠。新系统有节能模式、监控模式等, 以节能模式为例, 人们还可以选择普通、增强、超级等多个等级。

(1) 运行效果

断电振打功能的增加是此次改造的一大亮点, 通过极板进行断电振打, 即在某一分区进行振打时, 对本区域的高压柜断电, 从而减弱粉尘的粘附力, 取得更好的振打效果。同时能够减少积灰, 为除尘器的极板和极线提供较为干净的运行环境, 实现节能。断电振打功能的优势在于通过减少极板上的积灰, 可降低反电晕的影响;提高有效电压输出;无效能耗减少, 有利于延长振打装置的使用寿命。

在改造中, 断电振打功能提高了静电除尘器的节能效果, 使其运行更加稳定。当电场断电时, 粉尘的粘附力有所削弱, 使得未断电时振打不下去的粉尘可在此时打下去。4台静电除尘器采用断电振打模式后不久, 对其极板进行检查, 积灰全部被清除, 清洁度大幅增加。

(2) 经济效果

从测试的结果看, 与改造前相比, 改造后的高压控制柜的电晕功率从原来的1520KW降低至856.5KW, 烟尘浊度从原来的14.8%降至13.4%。效益测算的前提条件为: (1) 按锅炉燃用煤质不变进行测算; (2) 按当年的机组负荷率为67%, 机组年运行6000h测算; (3) 仅考虑由于电晕功率降低而产生的节能效果, 节电率按70%计算; (4) 成本价按0.3元/KW·h计算; (5) 改造是在机组不停运的情况下, 分阶段、分布实施技术改造施工, 采用停一台整流变压器, 改一台控制柜、调试一台柜子的方法, 尽可能缩短设备停运周期, 最大限度地减少了对除尘器的影响, 所以测算中不考虑停运损失。

1台锅炉静电除尘器每年可以节电606.61万KW·h, 节约资金181.98万元, 4台机器每年可节约资金727.93万元, 经济效益十分显著。此次改造共投入172万元, 改造后耗电量大幅减少, 节约了大量成本。仅此一项收益, 使改造投资有望在3个月内收回。另外, 随着静电除尘器稳定性的增加, 减少了事故发生, 节约了大量维护费用。

3 结束语

静电除尘器在火电厂中发挥着重要作用, 可辅助除尘、排烟, 有利于环保。但设备在运行时消耗大量的电能, 增加火电厂的成本。为实现更好的节能效果, 需对除尘器的节能技术进行改造。

参考文献

[1]李彬, 李克.600MW火电机组静电除尘器新型节能技术应用研究[J].科技情报开发与经济, 2010, 24 (28) :143-145.

火电机组改造 篇7

汽轮发电机盘车时, 为减少转子转动力矩和避免轴瓦的磨损, 采用液压顶轴装置将高压油从轴瓦泵入, 靠油压将轴颈顶起, 强制形成油膜, 承受转子的重量, 避免轴颈和轴瓦的干摩擦。由于汽轮机和发电机每个轴承对应的转子重量, 轴颈和宽径比不同, 各轴承压比不同, 需要不同的油压才能形成基本相同厚度的油膜。顶轴油压偏低或各轴承压力分布不均, 将会造成盘车失稳以及盘车电流摆动, 导致支持轴承与转子磨损, 严重时会由于汽轮机轴瓦损害导致大轴弯曲的重大设备事故。

1 顶轴系统存在的主要问题

目前, 我公司600MW超临界机组配套的顶轴油泵为630CY14-1B型柱塞泵, 机组顶轴油系统油压波动较大, 易引起转子顶起高度变化, 系统阀门配套截止阀及滤网等安全可靠性较差, 机组启停过程中危及机组轴瓦安全。另外, 原设计的顶轴油控制集块装置调整门采用的是国产普通针型阀, 阀门存在门轴漏油, 调整精度差, 压力不稳定等问题。主要缺陷详细介绍如下:

1.1 顶轴压力不稳定, 影响轴瓦的顶起高度

原系统设计中未能充分考虑顶轴油压的稳定性, 顶起压力靠定量泵加溢流阀来调节, 而且液压泵选型不合理, 管路设计不科学。因此, 一旦该溢流阀或液压泵工作失常, 就会造成母管油压不稳定, 进而直接影响到轴瓦的顶起高度。顶轴油泵的转速低, 设计功率小, 使顶轴油泵的出口压力偏低, 单台泵运行时泵出口压力小于7.0MPa, 低于顶轴油系统运行时的最小油压, 转子顶起高度明显不足, 在盘车状态下存在碾瓦的风险。因此, 在汽轮机盘车时基本都两台顶轴油泵运行, 将泵出口压力提高到9.0MPa, 方可正常盘车, 但顶轴油泵缺少备用, 安全性差。

1.2 顶轴压力重复精度差

要求在顶轴油停车后, 下一次启动时顶轴的油压与上一次调定的顶轴的油压相比不能相差很大, 且几路支路的油压应能独立设定互不干扰。由于原系统中各个支路一般采用节流阀或是截止阀, 不能保证所需的重复精度, 每次启动顶轴油系统后都需要根据需要的顶起高度重新设定阀的开度, 操作复杂, 不便管理, 且各支路阀门没有锁定功能, 容易引起松动和误操作。

1.3 液压元件故障多, 更换频率高

由于机组在启、停阶段顶轴油系统长期处于连续工作, 原系统内的液压元件因制造质量等原因, 故障发生的频率较高, 比如油泵轴向漏油, 有时压力、流量急骤下降, 导致支持轴承与转子磨损的事件时有发生, 设备的维修、更换频率高。

1.4 顶轴油供油油质问题

由于原顶轴油系统的供油装置未采用油路过滤器, 造成管路内杂质很多, 因此轴颈时常被杂质磨损, 发电机轴颈磨损更为严重, 形成深约1mm、宽约10mm~20mm的沟槽, 修复费用昂贵。

1.5 系统管路复杂, 泄漏点多

原系统采用两个分油器加管式油路, 连接处多, 结构复杂, 日常渗漏也较多, 致使整个系统工作的稳定性下降。

2 顶轴油系统优化

2.1 顶轴油系统油站优化

为保证机组的安全、稳定、可靠运行, 对顶轴油系统进行优化改进, 将原油泵更换为进口可变量柱塞泵, 即可使系统油流量随需求而变化, 整定好的油压可维持不变。油站增设蓄能器, 从而更加保证系统油压及流量的稳定性和可靠性。采用操纵屏式的油路板和板式球阀, 操纵省力快速且占平面面积少, 将管式连接减至最低限度, 漏点少、维护方便。

顶轴油系统采用德国力士乐A10型恒压变量泵, 泵的入口油通过入口滤网将透平油吸入, 高压油经泵单向阀进入高压油母管, 蓄能器与高压油母管并联。顶轴油供油系统的输出压力调定为17±0.2MPa。顶轴油供油系统安全阀整定值20±0.2MPa。油泵启动后, 油泵以全流量约751/min向系统供油, 同时也给蓄能器充油, 当泵输出压力到达泵内调压阀调定压力时, 高压油推动恒压泵上的控制阀, 控制阀操作泵的变量机构, 使泵的输出流量减少, 当泵的输出流量和系统用油流量相等时, 泵的变量机构维持在某一位置, 当系统需要增加或减少用油量时, 泵会自动改变输出流量, 维护系统油压在17MPa。当系统瞬间用油量大于泵输出流量时蓄能器将参与供油。顶轴油系统出口部分设置了两个单触点压力开关和一个压力变送器, 一只压力开关是系统油压下降到14MPa时报警并启动备用泵, 另一只是系统油压下降到8MPa时报警并禁开盘车。而选用的一个压力变送器可将压力信号送至DCS, 以便监控系统压力。

2.2 顶轴油控制集块优化

使用供油控制集成块和压力输出集成块将原来杂乱的管路布置进行集成化, 连接的主供油回路和备用供油回路的输出端和安全阀的输入端。每根出油管上分别设有调节阀, 它们是系统的核心元件, 对输出压力油的调节品质起到关键作用。调节阀用于对供油母管输出的压力油压力流量进行独立调节, 选用美国“Parker”公司或Vickers调节阀代替原有技术的节流阀或截止阀。该调节阀具有带压力补偿的特点, 当进油压力变化时, 调定的流量值会稳定在±5%的公差范围内, 且调节阀的设计已考虑了油液黏度的影响, 并带有手动锁紧功能, 最大程度上避免了松动和误操作。根据试验测试得到数据, 多次起停后, 单个调节阀后压力变化<0.5MPa;各支路之间的油压影响<0.2MPa, 重复精度和抗干扰性能够满足技术要求。

3 顶轴油系统优化安全性分析

3.1 顶轴油系统油站优化后安全性分析

1) 采用恒压变量泵后, 顶轴油供油系统工作在调定的恒定压力下, 流量依据外负载的变化而变化, 改造后只需一台顶轴油泵就可达到现在两台泵的效果, 保证有一台泵在备用, 不会出现盘车时顶轴油断油的现象。

2) 主油泵电机组和备用油泵电机组的油泵入口处的磁性过滤器和吸油滤油器是保护油泵和阀类正常工作的重要元件, 可以吸附油液中的铁质杂质和大量污染物。磁性滤油器内有一根永久磁棒, 以吸附透平油中的金属垃圾, 它选用黎明公司"ISV"型大流量吸油过滤器和磁性过滤器。当滤芯被污染物堵塞到泵入口真空度为-0.018MPa时, 发讯器内的微动开关动作, 发出开关信号指示应清洗或更换滤芯, 若不能更换, 当真空度达到-0.02MPa时, 旁通阀自动开启, 保护油泵。有效得保护了油泵等液压元件以及油液经过的汽轮机和发电机轴颈等。

3) 主油泵电机组和备用油泵电机组分别由交流电动机及恒压变量柱塞泵构成。恒压变量柱塞泵能产生高压大流量液压油, 油泵的特性曲线能保证系统输出总流量的变化, 并能确保供油母管压力波动范围维持在一定数值 (1MPa) 内。交流电动机选用著名ABB公司的QA系列三相异步电动机, 既提高了顶轴性能和使用寿命及安全性, 又减少了系统能量损失, 降低了备品配件的费用。

4) 油站增设两个蓄能器, 从而增加了系统油压及流量的稳定性和可靠性。二个高压蓄能器用来吸收脉动压力, 在系统正常运行或切换油泵时, 很大程度上减小了压力波动。此蓄能器通过一个蓄能器块与油系统相连, 每个蓄能器的通路上有二个截止阀, 此两阀组合使用, 能将蓄能器与系统隔绝并放掉蓄能器中的高压油, 以进行试验与在线维修。

3.2 顶轴油系统控制集块优化后安全性分析

顶轴油系统控制块采用集中布置, 结构紧凑。而且控制精度高、各轴瓦间的压力波动干扰小、漏点少、坚固耐用、调试方便, 减轻了操作人员的工作强度。在系统的压力油输出口使用了进口的调节阀, 在系统运行时, 它可以按照系统的压力要求, 可以比较准确的调节流量, 压力调节平稳, 互相干扰小, 当完全关闭时, 它又是一个截止阀。

4 结论

顶轴油系统油压波动, 易引起转子顶起高度变化, 机组启停过程中危及机组轴瓦安全。另外原设计顶轴油控制集装置分散式布置, 管路接头多易发生渗油现象, 调整门为国产普通针型阀, 阀门存在门轴漏油, 调整精度差, 压不稳定等问题。顶轴油系统经优化改造, 采用恒压变量柱塞泵, 并且油站增设蓄能器, 从而保证系统油压及流量的稳定性和可靠性。顶轴油系统控制块采用集中布置、结构紧凑, 控制精度高, 各轴瓦间的压力波动干扰小。

摘要：顶轴油系统采用恒压变量柱塞泵, 并且油站增设蓄能器, 从而保证系统油压及流量的稳定性和可靠性。系统控制块采用集中布置、结构紧凑, 控制精度高, 各轴瓦间的压力波动干扰小。顶轴油系统经优化改造后提高了顶轴油系统的安全性、可靠性。

关键词：顶轴油,系统,优化

参考文献

[1]沈文玲.300MW机组顶轴油系统改造[J].上海电力, 2005, 06:639-640.

小火电机组 篇8

小火电机组, 一般泛指5×104k W容量以下发电机组。可以分为供热机组和发电机组。现在的小火电机组一般都是热电联产的供热机组了。纯凝汽式的发电机组, 在中国已经开始逐步淘汰拆除。目前国内正在逐步的实行集中供热, 取代城市小锅炉, 又从另一方面提高了整个社会的能源利用效率。所以, 热电联产的小火电机组是一种比较优越的能源供应方式。

常规小火电机组指单纯发电的纯凝汽式或其它型式的火力发电机组。单机容量在5×104k W以下。有别于供热火电机组。热电联产的供热抽汽式或背压式火电机组不在计划关停之列。因为它们的整体热效率要大大高于纯凝汽式机组。并且, 解决了小采暖锅炉遍地开花的问题。

热力发电厂一般分为锅炉、汽轮机、发电机三大主要设备, 以及相关配套的锅炉水处理, 燃料供应, 灰渣处理, 汽轮机回热系统等组成。对于供热机组, 还会有相关的热网设备等。

火电机组真空治理研析 篇9

1 设备概述

1.1 机组概述

大唐七台河发电有限责任公司#4机组汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的600MW亚临界、一次中间再热、单轴、三缸、四排汽、冲动凝汽式汽轮机, 型号为N600-16.7/537/537型。其排汽向下排入凝汽器, 两台小汽轮机与主机共用一台凝汽器。

1.2 凝汽器概述

该机组配套的凝汽器为双壳体、双背压、双进双出、单流程、横向布置结构。凝汽器按汽轮机最大连续工况, 冷却水温20℃, 背压0.0043MPa/0.0055MPa进行设计。

1.3 外部抽汽设备概述

该机组凝汽器高、低压侧分别设有抽气口, 高、低压侧并成一根母管后引入真空泵入口。每台机组配置三台真空泵, 正常运行时两台运行, 一台备用。

2 凝汽器真空治理

2.1 凝汽器端差大治理

#3、#4机组运行时, 通过现场数据计算, 当循环水温度20℃时, 凝汽器端差接近10℃左右, 超过集团公司经济性评价标准 (当循环水入口温度大于19℃并小于30℃时, 端差不大于4℃) 6℃。

利用停机机会对二期机组凝汽器水室进行检查, 发现水室内有大量填料, 不仅影响凝汽器换热, 而且使循环水阻力增大。为此, 七台河发电公司在#4机组凝汽器入口水室前加装二次滤网, 碎填料进行过滤, 大大提高了凝汽器的换热能力, 凝汽端差下降了5℃, 循环水压力下降0.05Mpa。相关资料显示, 凝汽器端差每降低1℃, 煤耗降低0.4%, 因此通过对凝汽器水室填料的治理, 可降低煤耗6.2g/k Wh。

2.2 提高真空泵出力

七台河发电公司二期机组真空系统冷却水取自本机组闭冷水系统, 由于夏季闭冷水温度最高可达36℃左右, 严重影响了真空泵的出力。在真空严密性为300Pa/min时仍需要运行三台真空泵。针对此种情况, 七台河发电公司于2009年7月对#3机组A真空冷却水加装了制冷机组, 使真空泵冷却水温度由35℃降至15℃左右, 改造结果见图1 (图中粗线为改造部分) 。

2.3 双背压凝汽器系统改造

七台河发电公司#3机组凝汽器设计为双背压形式, 自投产后凝汽器高低压侧压力相差0.5Kpa, 未能真正形成双背压。针对此种情况, 七台河发电公司于2009年7月对#3机组凝汽器进行了改造, 在高低压侧凝汽器间加装联络阀门, 由C真空泵单独对高压侧凝汽器进行抽真空, 高低压凝汽器分裂运行。

从统计数据分析, 凝汽器高低压侧分裂运行后凝汽器压力降低0.92Kpa, 降低供电煤耗3.13 g/k W。

通过以上的治理, 七台河发电公司#3机组真空已接近设计值, 待胶球系统治理完毕后, 两台机组真空有望达到设计值。

参考文献

[1]李青, 公维平.火力发电厂节能和指标管理技术.

[2]中国大唐集团公司火电机组能耗指标分析指导意见.

火电机组改造 篇10

关键词：滑参数停机；制粉系统；等离子点火装置；高压缸调节级；BOP；SOP

中图分类号：TK267 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）20-0131-03

1 机组机炉设备规范

汽轮机为600MW汽轮机为上海汽轮机有限公司（按照美国西屋技术）生产的亚临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、凝汽式汽轮机。汽轮机的型号是N600-16.7/538/538，最大功率为663MW（VWO工况）。

本锅炉是上海锅炉厂制造亚临界一次中间再热控制循环汽包炉。锅炉采用单炉膛∏型露天布置，全钢架悬吊结构，固态排渣，配有六台直吹式中速制粉系统。锅炉型号是SG-2028/17.5-M907，燃烧方式为四角布置切圆燃烧。

2 滑参数停机的目的

滑参数停机方式，通过降低主，再热蒸汽的温度，快速降低汽机金属温度，缩短停机冷却时间以使机组得到最大限度的冷却，使检修提前开工，缩短检修工期。

3 滑参数停机前工况要求

机组负荷降至350MW，主汽压力10～11MPa，主汽温度500℃，高压调门全开。

4 滑参数停机注意事项

（1）滑停过程中，主蒸汽、再热蒸汽温差≯50℃，降温过程中再热汽温应尽量跟上主蒸汽温度。

（2）滑停过程中，注意汽温、汽缸壁温下降速度，主、再热汽温在10min内急剧下降50℃，应打闸停机。严防发生汽轮机水击，主蒸汽过热度控制在80℃，最低不能低于56℃。

（3）滑停过程中，注意降压速度，注意炉水温度变化不大于2.6℃/min（166℃/h）。

（4）滑停过程中，不准进行汽轮机的注油试验或其他影响高、中压自动主汽门，调速汽门开度的试验。

（5）在降温降压的过程，应特别监视高、中压转子有效温度、中压叶片持环温度变化情况，注意机组胀差及绝对膨胀的变化。

（6）减负荷过程中，高加切除后应特别注意主再热汽温的监视和调整，避免汽温的反复。

监视和分析主汽门室、高、中、低压缸温及ATC所显示的汽轮机各点金属温度下降率应正常。

（7）在整个滑参数停机过程中，参数不应出现回升

现象。

（8）在滑停过程中应密切监视汽轮机差胀、位移、振动、汽缸上下缸温差。

（9）在启停磨过程中，要避免燃料量的大幅度变化，调整磨煤机入口一次风量及加、减煤量时，必须要注意汽温的变化，防止汽温反弹。

（10）在汽温下降的过程中，调节煤量一定要与调节汽温协调好，要注意压力的变化，特别是后期过热度富裕量不足时，调节煤量更要缓慢，防止主汽压力降的

过低。

（11）在负荷变化、风量变化时，要注意炉膛风箱差压的变化，调整风门挡板的开度时也要关注对汽温的

影响。

（12）在滑停后期，减温水量稳定、负荷稳定时，燃料量的变化会直接反映出汽温的变化，因此减煤幅度一定要缓慢，控制汽温下将的速率。

5 滑参数停机的步骤

5.1 机组解列前操作步骤

5.1.1 机组负荷由600MW减至350MW且稳定后，保持下四台制粉系统C/D/E/F磨煤机运行，调整蒸汽参数至GV1～GV4全开，调整机组主汽压力和温度达到滑停起始参数，开始滑停。

5.1.2 调整给水运行方式为一台汽动给水泵和一台电动给水泵运行。控制汽包水位，关闭另一台汽泵出口门专供减温水，注意控制减温水压力比主汽压力高2MPa以上。

5.1.3 主、再热蒸汽参数按滑停曲线进行降温降压，以每分钟下降0.5℃～0.8℃速率降低温度，最大不超过0.8℃/min。开始滑停，停运C磨。

5.1.4 负荷降至240MW，投用等离子点火装置，减少煤量，停运D磨。维持主汽压力7.0～8.0MPa，汽温390℃～400℃，观察高中压缸第一级金属温度下降情况，稳定1小时。

5.1.5 负荷降至180MW，维持主汽压力5.0～6.0MPa，汽温340℃～350℃。观察高中压缸第一级金属温度下降情况，稳定1小时，退出空预器密封挡板，投入空预器连续吹灰。

5.1.6 负荷降至120MW，停用另一台汽动给水泵和1号、2号、3号高加汽侧。检查相关中低压疏水开启。停运精处理及凝结水、给水加药。F磨煤机投等离子模式，停电除尘。

5.1.7 负荷90MW，检查汽轮机低压缸喷水自动投入。

5.1.8 负荷60MW，检查相关高压疏水门开启。

5.1.9 主汽参数降至汽压2.0～3.0MPa左右，汽温300℃～320℃，高压缸第一级金属温度300℃。将供减温水的汽泵汽源切换至厂用汽，关闭冷段及四抽汽源。

5.2 减负荷停机

5.2.1 启动BOP（主机润滑油泵）、SOP（高压备用油泵）并检查油压正常。

5.2.2 关小高压调门减有功至零，降低励磁使无功近零；同时逐渐开启旁路，保持汽温汽压不变。

5.2.3 联系调度，汽轮机手动打闸，发电机逆功率解列，停运EH油泵。

5.2.4 检查TV、GV、RV、IV及高排逆止门、各段抽汽逆止门均关闭，转速下降。

5.2.5 转速降至2200r/min，检查顶轴油泵自动联启，记录惰走曲线并与典型惰走曲线相比较；转速到0，投盘车，测大轴晃动度并做好上下缸温度、润滑油温、各瓦顶轴油压等停机记录工作。

5.2.6 锅炉熄火后，调整风量30%～40%之间，吹扫5～10min，停止送引风机运行，关闭所有烟风挡板。

图1 机组滑停曲线

6 滑参数停机的重要风险点操作解析

6.1 滑停过程中汽温的调节总结

滑停过程中主、再热汽温按滑停曲线进行降温，以每分钟下降1℃～1.5℃速率降低温度，主蒸汽过热度应控制在80℃以上，不能低于56℃。再热汽温跟着主汽温度进行调整，主蒸汽与再热蒸汽温度差不应大于50℃。

6.1.1 在滑停过程中汽温的调节时：已经有一台汽泵退出运行，专供汽温减温水用，这样减温水的压力就基本保持恒定不变，减温水的流量较易控制；在调温的过程中由于主汽温的过热度小很多，所以使用减温水时更要谨慎，严禁大幅度操作减温水调门，特别是主蒸汽的二级减温水。

6.1.2 在主再热汽温的调节中，特别应注意调节的提前量，若发现汽温下降很快，应立即减少减温水的用量，根据主、再热蒸汽系统各个汽温测点和汽温趋势来调整。并且将减温水用量尽量集中在主蒸汽的一级减温器，让主蒸汽的二级减温水用量尽量少一些。并注意影响汽温的各种因素，减燃料时应缓慢，尤其在煤仓烧空的瞬间，要注意及时快速补充燃料。

6.1.3 汽温的调整还应结合燃烧器的摆角、风门开度等手段进行调节，但滑停时机组负荷较低，上述调整应采用多次小幅度进行，避免大幅动作，引起对汽温大幅波动。

6.2 滑停中汽包水位控制解析

在机组350MW时启动电泵并入系统，退出一台汽泵，定速专供减温水，有利于温度和水位的调节。在并入电泵退汽泵的过程中，应保持正常运行的汽泵的转速始终放自动，因为电泵与汽泵的调节特性不同，在电泵并入出水后应该让电泵带基本负荷，汽泵投入自动调节水位，此时一定要注意汽泵的转速在可调节范围内。退出运行专供减温水的汽泵的转速应根据主汽温度所需减温水量及主汽压力进行调节，以保证减温水压力始终高于主汽压一定压力。

正常运行的汽泵的转速降到接近3100r，再循环已经全开，汽泵基本没有调节余度。而汽包水位仍有上升趋势，此时将该运行汽泵会切至MEH控制，在MEH中设定转速，降低给水量维持水位平稳。

当机组负荷降至30%额定负荷的时候，该运行汽泵转速已降至2650r左右，一台电泵已经基本可以满足机组用水需要。此时应关闭该汽泵出口门，退出该汽泵作为紧急备用，保持汽泵转速不变，只用电泵对锅炉上水，此时应注意电泵勺管开度最大没有超过65%，随着主汽压力的降低，汽包水位开始比较难控制，电泵的开度也逐渐降低，故此时可将电泵给水切至副阀调节，以便更好地控制汽包水位，打闸前可控制水位至高水位，在打闸后水位降至最低后应迅速减少给水量，以免水位过高。另在主给水流量降至540t/h附近时，省煤器再循环频繁开关，会对汽包水位造成一定影响，可提前手动开启省煤器再循环门。

6.3 滑停中燃烧调整总结

滑停时燃烧调整的目的主要是在降低主汽压力的同时配合汽温能平稳降低。需要滑停的机组，在滑停前应采用走空给煤机、煤仓烧空的方式，要考虑煤仓煤位和配比。

由于滑停前主汽温度过高，且最后停机时需要投运等离子模式，所以在保证总煤量不变的情况下首先减少F磨煤机的给煤量，同时为防止上层的A/B煤仓同时烧空，减少B给煤量，通过改变制粉系统的投用层次，降低火焰中心的位置使主再热汽温降低。

待A/B仓烧空后，机组负荷也可降至350MW，保持C/D/E/F磨煤机运行，240MW时，C原煤仓烧空，解除风量自动，投入等离子拉弧。降负荷至180MW，逐渐将D磨煤量倒至E、F磨，负荷降至120MW左右时，保持稳定，待D煤仓烧空停运。负荷稳定在120MW1小时后，然后依次再烧空E原煤仓停运。待F给煤机皮带有煤信号消失，煤仓烧空，停运给煤机，直至F磨煤机运行至空载电流后手动MFT，发电机逆功率动作，发电机跳闸，联跳汽机。如大连锁未动作，则手动紧急停机。

参考文献

[1] 广东国华粤电台山发电有限公司集控运行规程[S].

[2] 广东国华粤电台山发电有限公司滑停操作记录，启停机总结.