600MW火力发电厂

600MW火力发电厂（共8篇）

600MW火力发电厂 篇1

火力发电厂是将煤、石油、天然气等一次能源转换成高品位的二次能源-电能的工厂。它的生产过程是通过燃料在锅炉内燃烧, 将一次能源的化学能转变成电厂工质-水的热能, 形成高温、高压的蒸汽, 再通过汽轮机将蒸汽的热能转变成转子的机械能, 最后通过汽轮发电机将机械能转变成电能。转变过程中, 汽轮机充当了中间纽带的作用, 直接影响到电厂的生产发电。汽轮机的安装技术对于整个机组的稳定运行具有十分重要的作用, 任何一个步骤出现问题, 都有可能留下隐患, 直接关系到发电厂的经济效益。

1 工程规模与主要工作量

1.1 工程规模。

发电厂建设规模为2400MW, 一期工程建设2×600MW亚临界燃煤机组, 并预留扩建2×600MW亚临界燃煤国产机组的条件。该工程在电力系统中承担基本负荷并满足电网调峰的需要。

1.2 汽轮机安装工程施工项目特点。

(1) 技术密集性:汽轮机是火力发电厂的主要设备, 形体庞大、构造复杂、技术先进、精密度高, 辅助设备多, 施工作业时工种多、立体和交叉作业多, 技术要求高, 质量关键点多等, 汽轮机的安装是大型综合性系统工程, 是具有高度的技术密集性。 (2) 施工工期长工作量大:施工项工具有庞大而复杂、施工技术难度大、质量要求高的特点, 这就决定了其施工工期比较长。 (3) 施工作业交叉项目多:施工涉及面广, 要在不同时期、不同地点、不同产品上组织起工程力学、电气设备、仪表控制设备、金属材料等学科的专业知识来综合作业。 (4) 吊装难度大:大型汽轮机的本体设备及辅助设备的部件大、质量大、数量多, 运输吊装汽轮机设备的部件就需要很多的大型吊装机具, 难度比较大。 (5) 安装质量要求高, 焊接工艺复杂:火力发电厂的汽轮发电机组是由多汽缸、多转子的动、静部件组成的大型旋转轴系。依据技术要求, 在机组安装时要适当地调整轴系各转子的轴瓦, 使各转子的旋转中心构成在一定范围内变化的挠度曲线, 从而确保其与缸体和隔板处于适当的位置。大型汽轮机的汽水系统复杂, 所采用的阀门口径大、数量多、结构复杂, 其安装工作量多, 安装质量要求高。其焊接工艺、热处理工艺复杂, 焊接质量要求高。

2 汽轮机安装的内容

2.1 汽轮机本体安装程序。

基础准备→垫铁布置→台板就位→低压外缸就位安装→中、前箱就位安装→支持轴承安装→转子就位找正→低压缸找正→前、中箱及高、中压缸找正→低压缸与凝汽器连接→低、中、高压缸安装→通流间隙测量→推力轴承安装→汽缸扣盖→二次浇灌→轴承中心复查→联轴器连接→盘车、连通管安装→化妆板安装。

2.2 汽轮机辅助设备安装:包括凝汽器、除氧器、各种加热器及各种水泵的安装。

2.3 汽水管道的安装:汽轮机附属管道是连接汽轮机各设备, 传输汽、水等介质的设备, 不能出现丝毫差错, 其安装具有较高的技术要求。

3 安装方法及技术要求

3.1 垫铁、台板的安装。

依据垫铁洼窝及机组扬度配置平垫铁, 布置好平垫铁及调整垫铁, 并按机组扬度确认各垫铁标高;布置好二次灌浆的内挡板, 保证不与以后安装的设备相碰。起吊台板就位于垫铁上, 紧固地脚螺栓, 调整台板水平度和标高, 保证符合相关的标准。对器械这间的存在的裂缝进行固定, 接着实行拦模灌浆。

3.2 低压缸外缸的拼装。

凝汽器及排汽口补偿节就位, 抽汽管内部配管吊入喉部。低压外缸下半预组装, 把调段、中段、电段放置在台板上, 调好调段中心后将其固定, 移动中段, 与调端紧巾装上偏心衬套, 进行调整使其两段水平中分面错位小于或等于0.05mm, 紧固螺栓, 检查台板与撑脚间隙小于或等于0.05mm, 接触面大于或等于70%, 并且中心重合。预组合完毕后涂抹密封料, 进行组合和焊接作业。Ⅱ号低压外缸下半安装, 保证其与Ⅰ号低压缸间距符合设计要求且左右平行。外缸上半安装, 将上缸三段放于下缸上, 涂密封料, 定位螺栓。

3.3 前、中箱的安装。

将前、中箱水平面朝下放在临时支垫物上, 在低面涂红丹, 接触面的间隙插不进0.05mm塞尺。将滑键固定于基架槽内, 在基架上涂二硫化钼滑脂, 使中箱就位后能顺畅滑动。调整垫铁使轴承箱扬度、横向水平达到设计要求, 安装两侧压板。

3.4 支撑轴承安装。

将轴承放入洼窝, 使上下半中分面间隙小于0.03mm。转子放入轴承, 调整支撑垫片使转子中心符合要求, 同时研刮垫块, 使接触面达到要求。转子就位, 将各轴承清理干净, 放入汽轮机油滑后吊入转子。测量转子轴径凸台与轴承外端面间隙, 对各个转子进行轴向定位, 张口入圆周误差应小于或等于0.02mm, 根据联轴器找中心, 同时研刮轴瓦垫块。

3.5 低压缸安装。

吊装两端的端板, 将其暂时支撑在相邻的轴承座之上, 并接着调入两侧的侧板, 并且在端板上将其进行适当的固定。调整各轴向、径向定位键间隙, 通过测量2号内缸与外缸间隙, 将其轴向定位, 调整横向水平与外缸一致后找中心。将1号内缸放入2号内缸, 轴向定位、横向定位、找水平及检查各种间隙都与2号内缸一样。合上1、2号内缸上半, 检查中分面和支撑键间隙, 隔板套导流环、分流环、汽封安装方法也类似于内缸。

3.6 中压缸、高压缸的安装。

外缸就位, 将定中心梁预装于前、中箱上, 下缸就位后调整轴向位置及横向水平, 找汽缸中心, 检查中分面间隙。内缸装入后, 调整横向水平及中心, 测量内缸中分面、支撑键间隙。调整隔板套、导流环、内外汽封横向水平及中心, 检查中分面、支撑键、轴向、径向定位销的间隙。在中压缸安装时, 要注意: (1) 汽缸在到达指定位置之前首先要焊上汽封管, 这样可以防止汽缸在到达指定位置再进行焊接带来的空间不足的麻烦; (2) 在对汽缸进行调整的过程当中, 可以采用猫爪的垫片, 然后在产品件底下放置工艺垫片; (3) 在汽缸调节过程中要选择使用螺旋千斤顶, 做好汽缸的密封环作业, 以预防汽缸膨胀。

3.7 推力轴承安装。

推力瓦块定位环等部件检查合格后, 初步就位轴承。将高压转子按K值定位, 调整推力瓦轴向位置, 使瓦块与推力盘贴紧, 装上定位装置, 检查推力间隙及接触面积。

3.8 汽缸扣盖安装。

转子对汽缸找正时, 一般情况下转子只对下汽缸汽封洼窝找正, 而上汽缸左右中心由定位销来保证;上下中心则由汽缸洼窝的圆度来保证。滑键、中心梁、热工仪表安装完毕;缸内部套的中心、水平及汽封通流部分间隙等测量调整项目, 本体管道安装完毕。

扣盖后工作, 转子中心复查, 由低压到高压顺序复查联轴器中心。联轴器连接装配, 连通管安装、焊接, 盘车、化妆板安装, 轴承箱扣盖。

4 汽轮机主要辅助设备的安装

调速及油系统安装、发电机安装、凝汽器组合安装、电动给水泵组安装、给水泵汽轮机安装、除氧器及水箱拖运就位、除氧器安装、高、低压加热器吊装就位、高、低压加热器安装、高压管道安装、中、低压管道安装。火力发电厂的汽轮机安装过程, 涉及到多个安装步骤以及各种环节, 加强施工人员的培训, 使之掌握汽轮机组的技术参数和相关安装标准, 并安装后要经过技术验收和调试, 从而确保各个环节都能够高标准、高质量的完成。

5 结语

大型发电机组系统复杂、参数高、工艺新, 而要使机组在规定的参数、指标下安全经济并长期可靠地运行, 制造和安装的质量必须达到很高的水平, 需要现场所有施工人员、各班组之间密切配合, 才能确保在正式投入使用后汽轮机组能够平稳和安全地运行, 为电厂创造出更多的经济效益。

参考文献

[1]张秀坤.浅谈1000MW超超临界汽轮机安装技术[J].中国新技术新产品, 2011, 23.[1]张秀坤.浅谈1000MW超超临界汽轮机安装技术[J].中国新技术新产品, 2011, 23.

[2]张健飞.论600MW汽轮机组凝汽器安装技术[J].中国科技博览, 2010, 16.[2]张健飞.论600MW汽轮机组凝汽器安装技术[J].中国科技博览, 2010, 16.

[3]罗红军.火电厂超临界机组锅炉安装技术分析探讨[J].中外建筑, 2010, 4.[3]罗红军.火电厂超临界机组锅炉安装技术分析探讨[J].中外建筑, 2010, 4.

[4]代兴龙.1000MW超超临界汽轮机安装技术应用[J].企业技术开发, 2011, 7.[4]代兴龙.1000MW超超临界汽轮机安装技术应用[J].企业技术开发, 2011, 7.

[5]戎英伟.火力发电厂汽轮机现场安装技术性改造[J].中国科技博览, 2011, 18.[5]戎英伟.火力发电厂汽轮机现场安装技术性改造[J].中国科技博览, 2011, 18.

[6]梁志勇.火力发电厂汽轮机现场安装技术性造方法探究[J].科技传播, 2011, 18.[6]梁志勇.火力发电厂汽轮机现场安装技术性造方法探究[J].科技传播, 2011, 18.

[7]东方.火力发电厂汽轮机现场安装的技术性改造[J].科技与生活, 2010, 23.[7]东方.火力发电厂汽轮机现场安装的技术性改造[J].科技与生活, 2010, 23.

600MW火力发电厂 篇2

【关键词】600MW机组；锅炉；结焦；原因；预防

达拉特电厂2*600MW机组#7、#8锅炉为上海锅炉有限公司生产的SG2093/17.5-M912型亚临界压力一次中间再热控制循环汽包炉。锅炉采用摆动式燃烧器调温，四角布置，切向燃烧，正压直吹式制粉系统，单炉膛、∏型紧身封闭布置，固态排渣、全钢架结构、平衡通风。配置6台HP1003型碗式中速磨，每台磨出口由4根煤粉管道接至同一层四角布置的煤粉燃烧器。本工程设计和校核煤种为东胜万利川煤田的烟煤。#7、#8炉至投产以来，经过一段时间的运行，发现2台炉喉部结焦严重，屏过、屏再也有挂焦，2台炉因 挂焦严重而被迫限负荷，结焦问题严重影响锅炉的安全经济满负荷运行。为此，针对东胜地区煤质特性、炉膛燃烧器结构、调整等方面的因素，通过数据对比、结构探讨、操作研究等手段进行分析解决。

1.设备状况

本锅炉采用正压直吹式制粉系统，配置六台HP1003型碗式中速磨，燃烧器四角布置，切园燃烧方式。煤粉管道从磨煤机出口供至燃烧器进口，燃烧器进口处弯头为耐磨弯头。每台磨煤机出口由4根煤粉管道接至同一层四角布置的煤粉燃烧器。

煤粉燃烧器呈四角布置，每角燃烧器风箱分成十四层燃烧器喷口布置，其中A、B、C、D、E、F六层为一次风喷咀，其余八层为二次风喷咀。一、二次风呈间隔排列，一次风采用浓淡分离宽调节比（WR）煤粉喷咀，这不仅能提高低负荷燃烧的稳定性，并能提高燃烧效率。在一次风喷口周围布置周界风，不仅能有效地冷却一次风喷口，还能改善煤种适应性，在AB、CD、EF三层二次风风室内设有启动及助燃用12支轻油点火油枪。采用机械压力雾化方式，燃耗油容量按18%负荷设计，点火装置采用高能电火花点火器。

为降低四角切向燃烧引起的炉膛出口及水平烟道中烟气的残余旋转造成的烟气侧的屏间热偏差，采用（SBWL-CFS）一次风对冲，二次风同心正反切燃烧系统，燃烬风（0FA）和部分消旋二次风，使炉内气流的旋转强度具有一定的可调性。下部的启转二次风BC及AB、CD、EF层油二次风与一次风喷咀分别顺时针偏转15°及4.5°，它们牵引对冲的一次风粉形成了作顺时针旋转的炉内主气流。上部的消旋二次风OFA、FF和EF与一次风喷咀逆时针偏转25°和20°，它们能起到减轻和消除炉内燃烧末期气流残余旋转的功能。AA层二次风考虑托粉，故不做偏转。采用不同的二次风偏转结构使炉内空气动力场有利于稳定燃烧，降低NOx排放和减少结渣（煤质结渣判别见表1）。

2.结渣原因分析

形成积灰和结渣的条件是燃料中的灰分、较高的炉温和较低的灰熔点。影响锅炉积灰和结渣的因素很多，除了与燃煤中的灰分含量、灰熔点及锅炉受热面的布置方式有关外，还与锅炉的负荷、火焰中心的位置（是否偏斜或偏上）、炉内空气量及燃料与空气的混合程度等因素有关。如果炉内空气量不足或燃料与空气的混合不充分，均会使炉内生成较多的还原性气体，以致灰的熔点降低，使积灰和结焦加剧。

本炉结渣的部位主要集中在上层燃烧器及靠上几米的位置，该区域结渣如不能及时有效的控制，将使未凝固的渣落到底部排口，形成挂焦或堵渣。本厂燃用煤种属严重结渣煤，为了解决四期#7、#8炉的结渣问题，总结出以下结渣原因：

（1）煤质特性：设计煤种的变形温度为1090℃，校核煤种的变形温度为1109℃，都小于1200℃，为结焦较强煤种。

（2）炉膛结构特点：

锅炉炉膛冷灰斗角度只有55度，且落渣口直线距离只有1.2米，所以在此区域极易结渣；最上排燃烧器喷口中心线标高35.47米，距分隔屏底距离20.13米，最下排燃烧器喷口中心线标高26.17米，至冷灰斗转角距离5.96米。作为2093T的锅炉，本人认为此二者距离偏低，且燃烧器布置也比较集中，该区域热负荷大，炉膛温度高，极易在此周围受热面结焦。

（3）进行合适的负荷、煤量、风量和磨组的搭配。

A.总控制煤量在5台磨运行时小于310T/H，4台磨运行时小于250T/H，单台磨最大煤量不大于65T/H。

B.500MW以上负荷尽量不安排上层F磨运行，如运行，煤量在40 T/H左右。

C.严禁锅炉在小氧量运行。550～600MW负荷时运行风量不小于114%。

D.500MW以上负荷时，AB，BC，CD，DE，EF二次风门手动控制在50%～60%；500MW以下，控制在40%～50%的开度。

（4）积灰结渣的过程分析：

炉灰由各种成分组成，高温处灰粒一般为液态或软化状态，随着烟气活动温度逐渐降低，当接触到受热面时，仍保持软化状态黏附在受热面上形成积灰.由于灰的导热性差使积灰的外表温度逐渐升高，又由于积灰使壁面粗糙性增大，使处于软化状态的灰更容易黏附，因而在外面形成第一层渣，周而复始，外表温度越来越高，结渣越来越厚，因而结渣的过程也是自动加剧的过程，吹灰除焦如不及时会加重结渣程度。

3.结论及预防措施

由以上分析得出结论，达拉特发电厂四期7，8号锅炉燃用煤为易结渣煤，还由于炉膛结构有不完善的地方，加上其他意外因素，发生结渣是不可避免的。

关键是通过一些调整方式、负荷调度、煤量匹配，检修维护，定期吹灰等手段，人为的减少结焦，为此采取以下措施：

（1）由于煤质先天不好，那么就应该加强入厂煤的化验和质检工作，使入厂煤质指标达到规定值。

（2）大负荷时，尽量不安排最上层磨F磨运行，如由于其他磨有检修或其他原因不能运行时，则F磨煤量控制在40t/h左右，但总煤量不大于310t/h，否则降负荷调节，严禁为了强带负荷而影响锅炉的安全、经济运行。

（3）在燃烧调整方面，严格按照参照表执行，上层磨风量要大，煤量要小，下层磨煤量大，但AA层开度不能小于50%，以利于煤粉在炉内彻底燃烧，降低出口烟温，预防结焦。

（4）严禁风量大或者缺氧燃烧，两者都会导致结焦加剧。

（5）加强检修人员对吹灰系统的维护，使所有吹灰器都能按时发挥作用，运行人员严格执行吹灰制度，在允许范围内增加吹灰次数等都是预防结焦的好办法。

（6）在原煤中添加除焦剂，提高灰熔点，可避免结焦，同时减少了Na、Ka、Cl等离子化合物，以降低低灰熔点对炉管的腐蚀，通过一段时间的观察，效果比较明显。

（7）对重点结焦部位应加强监视，增加巡检次数，发现有轻微挂焦时应及时清焦，防止越挂越多，影响锅炉的安全运行。 [科]

【参考文献】

[1]达拉特发电厂.600MW机组集控运行规程，2006.

600MW火力发电厂 篇3

一、烟气脱硝技术的发展现状

烟气脱硝技术是我国目前600MW机组火力发电厂处理空气污染物排放的主要技术。脱硝技术可以控制火力发电厂对NOx的排放量, 进而降低氮氧化物的污染。目前我国使用的烟气脱硝技术中有低NOx燃烧技术, 此项技术所应用到的炉膛燃烧技术, 安全系数较低且效率也不高, 存在一定的局限性。烟气处理技术的种类繁多, 有液体吸收法、吸附法、微生物法、液膜法、电子束法脱硝法等。其中液体吸收法净化效果差而且效率较低, 所以在众多方法中是不可取的一种。而吸附法虽然效率高, 但是吸附量较小, 而且需要大型的设备, 很难得到广泛的应用。电子束法脱硝法虽然能同时脱硫脱硝, 但是能耗较高, 在具体的实践应用中还需要实践进行检验。目前SCR技术是最为成熟的一种脱硝技术方法, 在国外已经得到了大量的推广, 中国600MW机组火力发电厂也已经开始实施, 在实施中需要努力克服其成本过高及寿命较短的缺点, 并大力推广。

二、发展烟气脱硝技术的必要性

随着我国快速发展的现代化建设, 人们对电等能源的需求量也在不断增大, 为了满足人们对电的需求, 600MW机组火力发电厂无论在数量还是规模上都得到了很大的增加扩建。其氮氧化物的排放量也随之迅速增大, 为了尽量降低其对人们健康生活带来的威胁, 需要采用一切可以采用的方法对其进行相应的遏制。

煤作为600MW机组火力发电厂的主要能量来源, 其燃烧过程中产生的火焰中碳氧化物的含量过高, 而使火力发电厂有限的总装机容量无法容纳, 而被排放出来, 从而增大了碳氧化物的排放量。碳氧化物的生成机理主要有热力型碳氧化物、燃料型碳氧化物、快速性碳氧化物三种。其中热力型碳氧化物的生成量与燃烧温度关系密切, 在较高的燃烧温度下, 其生成量可高达20%;燃料型碳氧化物在总生成量中占有很大的比例, 可达到总生成量的60%, 其主要产生于高参数锅炉;快速性碳氧化物主要是在煤气燃烧过程中生成。总之, 碳氧化物的生成量与煤炭的含量成正比, 为了保障人们的生活环境, 在满足人们对电的需求量的同时, 要加强控制污染产生后的处理工作, 所以, 对烟气脱硝法处理碳氧化物的研究尤为重要。

三、脱硝技术的内容

火力发电厂对碳氧化物的脱除方法可以分为燃烧前、燃烧中、燃烧后脱硝三种, 三个不同阶段的脱硝方法在技术层面上稍有差异。

(一) 燃烧前脱硝技术。

燃烧前脱硝技术是指在燃烧前对煤进行脱氮处理。但是此项技术就目前研究情况还不是很成熟, 而且处理成本较高, 处理难度较大, 所以实用价值偏低, 目前只是作为一种概念被提出。

(二) 燃烧中脱硝技术。

大部分的碳氧化物是在燃烧过程中产生的, 所以燃烧中脱硝技术在整个脱硝过程中占有重要的地位。其具有操作简单、费用较低、占地面积较小等特点, 所以得到了广泛的应用。此项技术以低NOx燃烧技术为核心, 其对降低锅炉烟气中的NOx比率可达到20%~50%。但是并不能全部都消除, 要想进一步消除氮氧化物的含量, 仅仅采用此技术是不够的, 还需要采取其他有效的措施。

(三) 燃烧后脱硝技术。

燃烧后脱硝技术即硝烟脱硝技术, 此种方法的技术含量发展相对成熟, 也是行之有效的一种方法。此项技术从技术层面上可以分为催化剂还原法、无催化剂还原法及混合法三种。催化剂还原法 (SCR) 是指在燃烧产生的烟气中喷入氨, 使其在催化剂的催化作用下与NOx发生反应, 进而减少NOx的排放量。SCR作为目前国内外脱硝技术中的主流技术, 已被国内大型火力发电厂广泛采用。

四、火力发电厂SCR脱硝技术的实施

脱硝技术在选型上存在一定的技巧性, 火力发电厂烟气脱硝工艺在选型上主要有以下方面:

(一) 反应器位置的设置。

一般情况下, 反应器可以通过高尘区安装和低尘区安装来定位置。高尘区安装过程中根据其所处位置的飞灰含量较高, 其对催化剂的防磨损和防堵塞度也较高。而低尘区安装反应器所处位置温度较低, 催化剂反应活性需换热器等辅助工作, 因此, 相对来说需要增加成本, 这点应提前筹划好。

(二) SCR旁路设置。

设置SCR旁路反应器的目的是当检修SCR故障时, 可以保证机组正常的运作。但是在设置中需要增加挡板, 系统较复杂, 成本较高, 而且长期不用也会造成损失。所以对于环保要求较高, 不是经常发生锅炉冷启动时, 每年冷启动次数在5~8次的, 就没有必要设置旁路。

(三) SCR灰斗设置。

SCR反应器在工作时产生的积灰被SCR设置中的吹灰器吹入空气预热器, 使空气预热器内形成堵塞和腐蚀, SCR灰斗是为了减少空气预热器内的灰尘, 保证催化剂的正常效果。同时保障空气预热器的安全运行。

(四) 催化剂的选择。

作为SCR脱硝技术的关键, 催化剂有蜂窝式、板式、波纹板式等几种。为了节约投资成本和运行成本及后期的维护费用, 选择催化剂时应选择体积最小、压降最低的催化剂。在综合考虑前后压降、气流孔径、温度、煤质、烟气中灰分、耐腐蚀性等因素后进行催化剂的选择。

(五) 还原剂的选择。

还原剂的选择与整个投资成本有关, 一般有纯氨、氨水、尿素三种类型。纯氨的危险系数较高, 且有剧毒, 需特殊的安全防范措施, 但是投资、运输等成本较低。使用的氨水的浓度一般为20%~30%, 相对纯氨的安全系数较高, 但是运输中的体积大, 成本高, 在运输中, 频繁的装卸可能导致泄露及事故的发生。

总之, 脱硝技术对火力发电厂乃至整个人类的健康都是很重要的。所以应该通过不断的实践, 努力解决实际操作中的各种问题, 并大力推广烟气脱硝技术, 为改善环境污染作出一份贡献。

参考文献

[1] .杨杰, 康科伟.火力发电厂脱硝技术研究[J].科技信息, 2013

[2] .谢平.火力发电厂烟气脱硝技术研究[J].中国高新技术企业, 2011

600MW火力发电厂 篇4

锅炉金属壁温元件原设计251支, 其中屏式过热器壁温30支, 末级过热器管壁温度30支, 末级再热器壁温81支, 垂直水冷壁24支, 螺旋管圈水冷壁146支, 后根据运行监测需要, 在屏式过热器和末级过热器共增加43支壁温, 共安装294支。

金属壁温元件的安装位置在锅炉承压部件上, 特别是高过、高再测点均在9Cr-1Mo的合金钢管上。

1.1 前期准备工作

施工前期首先根据图纸仔细核对壁温安装具体的位置, 并用记号笔在安装点做好明显标记, 将设计编号写在旁边, 便于施工人员将热电偶与测点一一对应。确认无误后才进行安装工作。

1.2 安装施工工作

开始支架制作安装, 根据现场安装位置确定支架尺寸, 用切割机下料后。用“U”型卡将支架固定在顶棚吊杆上, 金属壁温元件的前端固定装置是一个一面呈半圆型、中间有扁形槽的的长方体不锈钢块, 将不锈钢块紧贴在受热管管壁上, 在不锈钢块的上下侧各点焊1点使之固定 (注意:焊接时, 考虑到9Cr-1Mo与1Cr18Ni9Ti之间是异种钢焊接, 所以用不锈钢焊丝) , 在不锈钢块的侧面有1个M6的螺栓孔。首先对温度元件进行试装, 将元件插入不锈钢块的槽中, 确认已插到底部, 拧紧固定螺丝, 使之固定紧密。

热电偶元件安装。过热器及再热器管壁温度测点均安装在离顶棚管上面100mm内的垂直管段上, 各测点标高一致, 安装人员从试验室领取热电偶, 试验人员测量安装前热电偶正负极间电阻值和绝缘电阻, 并做好记录。安装人员领取热电偶时应对其外观、长度、编号进行检查核对。安装时, 重复试装步骤, 确认已插到底后, 用记号笔做一记号, 沿悬吊管将铠装热电偶固定并引出罩壳外, 穿越罩壳时, 采用保护管加以保护以免温度元件损伤。最后将热电偶引到预先做好的小线槽中, 并通过小线槽引到就地接线盒中 (如图1) 。人员再次测量热电偶正负极间电阻值和绝缘电阻。小线槽和接线盒均安装在锅炉炉顶的大罩上, 安装小线槽时要注意线槽底部要确保高于炉顶的保温层面, 一般保温厚度为25cm左右。实际证明, 这一套施工工序是行之有效的, 安装后, 试转期间, 所有金属壁温测点均在CRT上有效显示。

2 汽机TSI仪表安装

国电常州电厂TSI仪表采用Epro公司生产的mms6000系列汽轮机监视仪表, 每个监视项目由探头 (传感器) 、前置器、监视器三部分组成。监视器采用机箱式结构, 安装在电子间的TSI柜中, 探头装在就地, 和装在接线盒中的前置器以延伸电缆相连。采用的传感器有:电涡流式传感器用来监测差胀、轴位移、偏心度、相位角、转速、零转速和轴振动;磁电式传感器用于监测轴承座振动 (也叫瓦振) ;缸胀采用线性差动变压器式传感器 (LVDT) 。

2.1 前期准备工作

检查各探头检测面有无裂纹、凹凸不平等缺陷、延长电缆的外层绝缘, 探头绝缘。

因为测量轴承振动的探头长度较长, 我们检查其平直度, 方法是:将其螺纹段紧贴玻璃台面滚动, 观察探头检测面的移动轨迹应是直线。

将每个监视项目的探头 (传感器) 、前置器、监视器核对型号并做好标识。送出检定时给检定部门提供相关参数:制造厂的探头安装间隙值、报警和跳机定值;胀差监视器的指示增大时探头与被测面是趋近还是趋远。并根据汽轮机制造厂资料中各探头的安装间隙折算出各探头的安装间隙所对应的电压值, 以备安装时使用。

核对探头和支架的安装位置:检查支架、安装孔内螺纹、安装孔周围的结合面;清除支架安装孔边上的毛刺和丝牙内的油污铁锈杂物。所有要旋入探头螺纹进行试装, 如螺纹啮合不好, 用丝锥进行修理或在探头的螺纹上涂研磨膏旋入进行研磨。

检查转子上键槽的槽口并清除毛刺。

2.2 安装施工工作

前期工作完成后, 进行支架的安装:保证支架有一定的钢性, 安装支架使用弹簧垫圈, 固定牢固、端正, 最后在支架上钻孔打入定位销。轴向位移 (RP) 和胀差 (DE) 的支架固定后, 保证探头安装后其检测面与被测面水平和径向方向平行。

转速、零转速 (ZS) 探头的支架固定后, 使探头检测面正对测速盘:转子轴向应不偏向一边, 转子径向方向能对准轴心。否则就调整支架, 满足要求后固定牢固。安装时, 安装间隙为探头检测面正对齿顶的间隙, 测量间隙电压达到规定值时固定探头并锁紧。如图2:转速与零转速。

偏心 (RS) 和键相 (K准) 支架固定后, 使探头检测面正对转子凸缘。转子上的键槽旋转到键相 (K准) 探头下方时, 其槽口能包容探头检测面。

在机务轴承箱内的工作应已结束, 轴承箱内部和被测面已清理干净后, 我们开始探头的安装工作, 此时, 先将监视器与前置器之间的电缆和监视器电源回路已接线完毕, 先通电检查仪表工作正常, 在前置器端子上能测到24VDC电压, 可以认为具备安装条件。偏心和键相探头的安装与零转速探头安装方法一样, 只是键相探头安装时, 转子上的键槽要完全避开探头检测面。

轴向位移 (RP) 探头安装。轴向位移探头共4支分布在轴的两侧, 安装时转子推力盘应顶足推力瓦工作面, 此时可认为转子轴向位移为零。并紧探头的固定螺栓确认安装合格。

胀差 (DE) 探头安装。本期工程, 高压缸胀差与低压缸胀差各1只, 安装方式也不同, 如图3为高压缸胀差的安装, 先将支架安装在前箱内部的予留孔上, 用螺栓固定。再将探头从侧边的孔中穿出, 迎向盘面, 慢慢旋旋纽, 调整探头面与盘面的间隙使前置器输出电压达到规定值, 固定探头并锁紧。

振动探头安装。轴承座振动探头的安装:先将附件螺丝旋在探头上, 用大平口螺丝刀拧紧, 再将其装在轴承座上, 并使其与轴承座的结合面紧密牢固。轴振动探头的安装:先将探头的引线盒牢固地固定在轴承座上, 它们之间有金属包边的橡胶垫圈 (一个附件) , 盒盖的朝向便于探头的安装;用手旋入探头, 当感觉探头触到转子时回旋两圈, 再接好电缆, 测量前置器输出电压, 并调整探头位置使其达到规定电压值, 最后用扳手固定探头并锁紧。

3 延长电缆的处理

航空插头接好后套上热缩管并用电吹风加热使其套牢, 防止接地;插头的连接处留在轴承箱内和引线盒内, 以便日后探头的拆装。

轴承箱内的延伸电缆固定在油管路或金属构件上, 且不受润滑油的冲击, 多余的电缆圈好后固定;探头引出处的电缆保持自然弧度, 且不与转动部分相碰。

延伸电缆从轴承箱壁引出使用穿线器, 橡胶塞上钻孔直径宜略小于电缆直径, 电缆与橡胶塞之间应涂有耐油密封胶, 防止渗油。同时, 考虑到厂家所供的穿线器是铝质, 在一些地方, 如推力瓦处, 换用不锈钢锥管螺纹接头, 有更好的硬度, 取得了更好的密封效果。

4 结束语

600MW火力发电厂 篇5

宁夏大唐国际大坝发电公司安装的2台600MW空冷火力发电机组,原静叶可调式轴流引风机拟改为高压变频无级调速,不但实现了对锅炉负压的精确调整,同时也在节能降耗、提高电厂经济效益、减少对设备的磨损、降低维护成本等方面拓展开了新局面。此次工程全部由国内自主设计、引风机厂用电率由0.9%下降至063%。项目当前是国内发电厂应用功率最大的高压变频系统设施,且全部自主建设、自主制造、自主调试、自主运行管理,并拥有国内领先水平的高压变频调速系统。(图1、2为合康变频器运行现场)

引风机变频改造后,每台机组日均发电量1050万度电时,调速系统(6KV 4500KW),实现了国内高压变频领域在静叶可调式轴流风机上的可靠使用,并具有良好的节能效益。此次改造,不但为发电厂静叶可调式轴流引风机在高压变频改造领域方面积累了宝贵的经验,也为西北地区其它相同等级发电厂高压变频的节能改造建设提供了借鉴。

2 HIVERT-Y06/545的高压变频器技术指标(性能)简介

一般高压变频器安装标准为海拔1000米以下。这与空气的密度有关,海拔1000米以下空气的密度基本维持不变,但随着海拔高度的升高,空气变得越来越稀薄高压变频器冷却能力有所下降。鉴于此,在海拔比较高的地区需选用有足够富裕量的高压变频器,否则就会频繁出现过流、过载、过热等跳闸现象。另外一个原因是空气较稀薄的地区,易发生击穿放电现象。

针对高海拔使用现状,选用额定功率为HIVERT-Y06/545(4500KW)的高压变频器,能有效解决高海拔变频器降容问题。

高压变频器中所有的PCB电路板,均做了三防漆处理,三防漆可以为PCB电路板提供更好的抗灰尘、抗潮湿、抗霉变、耐腐蚀和抗振动的超强保护。同时三防漆还可以对电路和组件起到保护作用,防止它们直接放电和增大爬电距离。

由于高海拔的影响,裸露于外的铜排在棱角、尖锐处容易出现尖峰放电现象。高压变频所有铜排均做过镀镍、镀铬处理,以防止铜排表面氧化,影响通流能力。同时将所有的铜排棱角、尖锐做特殊的打磨处理,避免出现尖峰放电问题。

鉴于高海拔地区因空气稀薄易出现空气直接击穿的问题,改造者在6KV高压变频设计中,将所有的电气间隙及爬电距离统一按照10KV系统进行设计、配置,有效避免了此类问题的出现。

3 控制系统概述

3.1 控制系统的选用——双核DSP控制系统

主控板采用高速D S P,完成对电机控制的所有功能,运用正弦波空间矢量方式产生脉宽调制的三相电压指令。通过通讯口与人机界面主控板进行交换数据,提供变频器的状态参数,并接受来人机界面主控板的参数设置。

人机界面采用高速DSP,提供友好的全中文操作界面,负责信息处理和与外部的通讯联系,可选上位监控而实现变频器的网络化控制。通过主控板和IO接口板通讯传来的数据,计算出电流、电压、功率、运行频率等运行参数,提供表计功能,并实现对电机的过载、过流告警和保护。通过通讯口与主控板连接、IO接口板连接,实时监控变频器系统的状态[1]。

双DSP控制系统,无需人工控机,具备功耗小,发热量小,软件简单,实时性好,可靠性高等特点。速度高达纳秒级,比工控机的响应速度快几十倍,杜绝了变频器死机问题。

3.2 控制方式选用——无速度传感矢量控制技术

在转子磁场定向的同步旋转坐标系下,定子电流可分解为两个独立的分量:励磁电流分量与转矩电流分量。在控制转子磁通恒定的前提下,电机转矩与定子电流的分量成正比。从而实现了转子磁通和转矩的解耦控制。这样,在转子磁场定向的坐标系下,矢量控制就是把定子电流中的励磁电流分量与转矩电流分量分解成两个垂直的直流变量,分别进行控制[2]。通过坐标变换重建的电动机模型就可等效为一台直流电动机,从而可以实现直流电动机那样进行转矩和磁通控制。

4 HIVERT高压变频主电路构造原理

H I V E R T系列高压变频器采用交-直-交直接高压(高-高)方式,主电路开关元件为IGBT。由于IGBT耐压所限,无法直接逆变输出6 k V,且因开关频率高、均压难度大等技术难题无法完成直接串联[3]。HIVERT变频器采用功率单元串联,叠波升压,充分利用常压变频器的成熟技术,因而具有很高的可靠性。图2为6kV系列典型主电路图。

隔离变压器为三相干式整流变压器,风冷,有使用寿命长、免维护等优点。变压器原边输入可为任意电压,Y接;副边绕组数量依变频器电压等级及结构而定,6kV系列为18个,延边三角形接法,为每个功率单元提供三相电源输入。

为了最大限度抑制输入侧谐波含量,同一相的副边绕组通过延边三角形接法移相,绕组间的相位差由下式计算:

移相角度=60°/每相单元数量

由于为功率单元提供电源的变压器副边绕组间有一定的相位差,从而消除了大部分由单个功率单元所引起的谐波电流,所以HIVERT变频器输入电流的总谐波含量(THD)远小于国家标准5%的要求,并且能保持接近1的输入功率因数。

三相输出Y接,得到驱动电机所需的可变频三相高压电源。图3为6kV(六单元)、变频器系列的电压叠加示意图。

图4为六个580VAC功率单元串联时,每个功率单元输出的电压波形及其串联后输出的相电压波形示意图,可以得到6～0～-6共13个不同的电压等级。增加电压等级的同时,每个等级的电压值大为降低,从而减小了dv/dt对电机绝缘的破坏,并大大削弱了输出电压的谐波含量,图5a为6kV六单元变频器输出的Uab线电压波形实录图,峰值电压为8.5kV。因为电机电感的滤波效果,输出电流波形更优于电压波形,图5b即为输出电流Ia的实录波形图,峰值电流130A。电压等级数量的增加,大大改善了变频器的输出性能,输出波形几乎接近正弦波。

功率单元原理见图6,输入电源端R、S、T接变压器二次线圈的三相低压输出,三相二极管全波整流为直流环节电容充电,电容上的电压提供给由IGBT组成的单相H形桥式逆变电路。

5 改造后效益概述

5.1 降低设备损耗,延长设备使用寿命

静叶可调轴流式风机的工作原理:气体被进风箱均匀的吸入,通过前导器改变气流的流量和气流的预定方向。转动叶轮上的叶片对气流沿圆周方向向上做功,提高了气流的压力能和动能[4]。同时,气流在流道形状收缩的叶片子午面上得到加速。通过静子(后导叶)和扩压器将一部分气体的动能转化为静压能的轴流式通风机。前导器是一组不随风机转动的叶片,安装在风机工作轮的前面,用来改变风机入口风流的速度。叶片角度可根据要求调节,用来变化风机的特性曲线。

原控制方式中通过改变风机静叶的角度来调节风量尽管比一般采用控制入口挡板开度来实现风量的调节有一定的节能效果,但是节流损失仍然很大,特别是低负荷时节流损失更大。其次静叶调节动作迟缓,造成机组负荷相应迟滞。异步电动机在启动时启动电流一般达到电机额定电流的5-7倍,对厂用电形成冲击,同时强大的冲击转矩对电机和风机的使用寿命存在很大不利影响。

在此次高压变频系统改造中,预先测定静叶可调轴流式风机在最高效率区时最大静叶开度值作为变频运行时的风门开度。由于变频运行时,风机效率曲线平行位移,最高效率区时最大静叶可以保证在变频运行时,风机始终处于最佳效率区。其流量与转速的一次方成正比,压力与转速的平方成正比,轴功率与转速的三次方成正比,当风机转速降低后,其轴功率随转速的三次方降低,驱动风机的电机所需的电功率有效降低。采用变频调速后可以实现对引风机电机转速的线性调节,通过改变电动机转速使炉膛负压、锅炉氧量等指标与引风机风量维持一定的关系。

5.2 有效避免机械共振、风机喘震

高压大容量风机应用高压变频改造后,由固定转速运行方式进入变速运行方式,设备的运行状态发生了很大的变化[5]。同时由于风机厂家设计时,基本按固定转速方式设计及测试,在变频运行时可能会带来机械共振,风机喘震等问题。所以高压大容量风机在高压变频改造时,对可能出现的问题给予足够的重视。

在此次高压变频系统改造中,重点关注此问题。高压变频系统参数中设置有共振频率跳转设置,共有2对频率跳转设置,可设定频率跳转起始频率点及恢复频率点,能使电机避开共振点运行,让风机不喘震。

在实际设备投运过程中,DCS操作人员通过DCS远端从0-50HZ逐渐调整转速,间隔为1HZ,每个频率点运转1分钟,同时测试人员在风机本体附近测试风机的震动,记录在各频率段的震幅值内。

通过现场实际操作检测,在各频率段,风机各项震动值基本处于正常范围之内。由于引风机实际运行中,运行频率会较高,同时为避免变频在低频区的转矩波动问题,在DCS参数操作盒中设定最低运行频率,保证系统的安全稳定运行。

5.3 提高锅炉系统的综合效益对比

目前电厂引风机风量为入口静叶调节方式,调解精度差、效率低,特别是近几年宁夏电网的负荷峰谷差越来越大,频繁的调峰任务使部分辅机仍然运行在工频状态下,造成大量电能流失。

四台引风机节能改造前,按2 0 1 0年利用小时数6453,负荷率82.58%,运行平均电流为272A计算,全年耗电量为6055.75万KWh,按2010年发电煤耗309.82g/KWh折算,耗用标煤18762吨。

为了提高锅炉系统的综合经济性以及降低能耗,需对两台锅炉、四台引风机电机进行变频调速改造,利用高压变频调速技术改变设备的运行速度,以实现各运行工况所需风压、风量,达到节约电能,提高锅炉出力和效率的作用。

具体方法是:优化引风机风量及炉膛负压控制系统,增加四台引风机高压变频装置,并设置旁路装置,使引风机电机可在工频、变频两种状态下运行,同时与引风机静叶调节相配合,适合锅炉各个运行工况,达到节能目的。

锅炉引风机系统技术改造能耗基础数据

制造厂设计值:引风机电流497 A(额定电流)

改造前能耗数据:引风机电流272A(负荷率82.58%)

改造后能耗数据:引风机电流225A(负荷率82.58%)

锅炉引风机系统技术改造项目节能量测算公式

计算时间段:1年

引风机装机台数:4

引风机改造后节约标煤量=1.732 ×电压×(电流变化量)×功率因数×年利用小时×发电煤耗率×4

锅炉引风机系统技术改造项目节能量计算过程

计算时间段:1年

引风机装机台数:4

引风机改造后节约标煤量=1.732 ×电压×(电流变化量)×功率因数×年利用小时×发电煤耗率× 4=1.732 × 6KV ×(272-225)A × 0.83 × 6453 × 309.82g/kWh × 4=3242 吨

6 结束语

通过HIVERT高压变频器改造后的实际运行情况来看,该设备运行比较稳定、调速操作简单、维护方便,给操作人员和维护人员带来了很大方便,在高产稳产、降低能耗和安全环保等方面发挥了很大作用,达到了设计预期效果,并创造了良好的经济效益,值得在广大发电领域推广和使用。

参考文献

[1]HIVERT通用高压变频器用户手册[Z].北京合康亿盛变频科技股份有限公司,北京:2011.

[2]HIVERT通用高压变频器选型样本[Z].北京合康亿盛变频科技股份有限公司,北京:2011.

[3]5#6#引风机高压变频设备调试大纲[Z].大唐国际大坝发电有限责任公司,宁夏:2010.

[4]5#6#引风机高压变频设备改造方案[Z].大唐国际大坝发电有限责任公司,宁夏:2010.

600MW火力发电厂 篇6

1 合理规划, 实现火力发电厂的节能降耗

火力发电厂在以往的工作中, 虽然创造的经济效益和发电量值得肯定, 但是由于部分火电厂运用了较多的小容量机组, 导致耗费的能源非常庞大, 且发电量并不多。为此, 从客观的角度来考虑, 未来的火力发电厂在运营时, 必须大力推行使用大容量机组, 减少能源的消耗。例如, 在低负荷时考虑停运一台浆液循环泵;在低负荷时由现在的四套制粉系统运行改为三套制粉系统运行;直接空冷机组在水资源较为匮乏的陕北节水效果尤为明显。直接空冷亚临界600MW火力发电机组是目前比较推崇的发电机组, 不仅性能较高, 同时在应用的过程中, 对能源的损耗是比较小的, 获得了很多火力发电厂的肯定。由此可见, 大容量发电机组的应用, 更能满足节能降耗的标准。

2 案例分析———直接空冷600MW火力发电机组

火力发电目前在我国是比较重要的一种发电方法, 虽然其在以往的工作中造成了很大的污染, 但目前的节能降耗措施较多, 通过利用合理的方法, 不仅可以为企业创造更多的利润, 同时通过对脱硫、脱硝系统的改造, 使二氧化硫、氮氧化物、烟尘等重要的环保指标得到有效控制, 也为今天追求的“碧水蓝天”工程作出积极贡献。在此, 主要以直接空冷600MW火力发电机组为例, 对节能降耗进行论述。我厂现在是三台容量为1.1万千万的50%的给水泵, 正常运行时两台运行, 一台备用、考虑在低负荷时负荷在330MW时实施单电泵运行措施进行节能。夜间低负荷阶段降低空冷风机转速, 达到节约厂用电的目的。现在三台炉水循环泵运行, 考虑两台炉水循环泵就能满足运行的需要, 将一台泵长期停运, 作为备用进行节能。采用优质煤提高机组的经济性。

2.1 运行优化

直接空冷600MW火力发电机组是比较常用的一种发电机组, 对火力发电的积极意义较大。为了从根本上提高节能降耗的效果, 可对其进行运行上的优化, 以此来减少日常工作中造成的过大损耗和一些不利的影响。结合以往的工作经验和当下的工作标准, 直接空冷600MW火力发电机组的运行优化, 主要是从以下几个方面出发:第一, 将单阀更改为顺序阀进行运行;第二, 对机组的空冷岛予以彻底的清洗;第三, 予以相应的空冷防冻措施, 更好的降低背压所带来的不利影响;第四, 在运行的过程中, 为了达到节能的效果, 决定实施低负荷停一台浆液泵;第五, 对直接空冷600MW火力发电机组实施除尘、除灰处理, 从外部进行系统优化。

2.2 技术改造

直接空冷600MW火力发电机组在技术措施的执行上, 是非常重要的, 应坚持通过一系列的技术, 完成对节能降耗的巩固, 并且确保在今后的工作中, 仍然保持着低功耗、高效益的工作模式。经过大量的总结和分析, 认为直接空冷600MW火力发电机组在技术改造上, 可从以下几个方面努力:第一, 对真空系统进行低压缸端部汽封间隙调整、灌水查漏堵漏以及提高轴封供汽压力等治理后, 真空严密性由400Pa/min降至约150Pa/min, 同时兼顾空冷岛防冻, 采取解列3空冷凝汽器, 使汽轮机排汽压力降至12k Pa左右, 机组发电煤耗下降4.0-5.0g/ (k W·h) , 折算全年发电煤耗可下降约1.0g/ (k W·h) ;第二, 通过调整空气预热器密封间隙, 使空气预热器漏风率降至最低。

2.3 检修维护

由于直接空冷600MW火力发电机组长期的使用, 势必会出现一些小的故障或者隐患, 这些都将从客观上影响节能降耗的目标。为此, 我们在今后的工作中, 还应该加强对直接空冷600MW火力发电机组的检修维护。第一, 对汽轮机油系统实施拆除临时滤网等措施, 避免对机组的性能造成影响。第二, 对内漏问题实施治理, 同时要对热力系统进行全面的优化, 告别传统的运作模式。第三, 对供热汽原实施改造, 减少能耗。第四, 加强对气暖疏水的回收, 提高能源的利用效率。

3 对火力发电厂生产中的关键环节予以控制

3.1 提高锅炉的燃烧效率

火力发电厂的节能降耗工作, 除了在以上几项工作中努力外, 还应该积极的提高锅炉的燃烧效率。首先要保证炉墙以及水冷壁等结构的紧凑型和严密性, 要采用先进的保温材料, 同时管道和炉墙的保温也要良好;要做好排烟热损失的防治工作, 应尽可能的降低排烟的容积, 为防止局部出现高温的问题, 还要准确的控制火焰中心的位置, 同时要保证受热面的整洁性;要做好固体未完全燃烧热损失的防治工作, 应合理的组织炉内空气的工况, 要选择最佳的煤粉细度和过量空气系数。通过在锅炉的燃烧效率上努力, 可较好的巩固节能降耗的水平, 为今后的可持续发展做出更大的积极贡献。

对辅机冷却塔开展适当的优化设计, 并积极实施维护措施。目前, 能够引起辅机冷却塔水温度升高的原因为当冷却塔内部的填料出现损坏后, 或者是除水器出现了水垢, 再或者喷嘴出现了脱落以及堵塞的情况, 均会造成塔水温度持续升高的情况。日后, 应更加重视冷却塔的相关设备维修, 应在运行工况上加强监督, 确保冷却塔的换热性能达到最好。

3.2 保证燃煤等原料的质量

可以通过运行调整手段, 促使机组背压保持经济背压;通过调整煤粉细度;对采暖疏水、除氧器排汽进行回收再利用;对汽轮机进行升级改造;将废水回收进行综合利用。

火力发电厂是纯粹的能源发电, 与水力发电、风力发电不同, 燃煤等原料的质量, 会对火力发电厂的运行造成最直接的影响, 并且会对节能降耗产生极大的干预。以往的工作中, 为了成本的考虑, 部分火电厂选择了质量一般或者是稍差的燃煤原料, 导致发电量降低, 效益下降, 形成了恶性循环。目前, 燃煤等原料的成本, 会占有电价成本的30%左右, 占有发电成本的70%左右, 如果燃煤质量下降, 那么成本的提高是必然的, 造成的污染也相当严重。今后在选择燃煤等原料的时候, 一是要能够充分的燃烧, 二是要必须清洁, 不能造成太多的污染, 否则不予应用。另外, 燃煤等燃料的选择, 还要在一定程度上进行混合应用, 以此来确保火力发电厂的节能降耗可以达到较高的水平, 实现可持续的发展。

4 结束语

文章对火力发电厂节能降耗策略进行讨论, 从已经得到的结果来看, 多数火力发电厂都改变了原有的运作模式, 在节能降耗的措施上, 总体趋于积极, 并且多项工作都告别了错误的操作和传统的方法, 节能降耗的水平有所提升。今后, 应对火力发电厂节能降耗进行深入的探究, 健全体系, 增加方法, 从客观上创造出更大的经济效益和社会效益。

参考文献

[1]徐英凯.新时期火力发电厂节能降耗问题研究[J].企业改革与管理, 2015, 4:210.

[2]武枷.火力发电厂电气节能降耗的问题与技术措施[J].电子技术与软件工程, 2015, 7:239.

[3]于洋.火力发电厂降低厂用电率的方法研究[J].技术与市场, 2015, 6:109-110.

600MW火力发电厂 篇7

国华呼伦贝尔发电厂一期2×600MW机组是国家实施振兴东北老工业基地战略、国家“十一五”计划能源重点电源项目。作为东北地区重要的电源支撑点, 该厂发电机选型为上海东方电机厂, 型号为QFSN-600-2, 配套南京南瑞继保公司RCS-985B发变组成套保护, 励磁系统采用南京南瑞电控公司NES5100系列产品, 控制方式自并激励磁方式。500k V升压站一次主接线为3/2接线, 以500k V交流双回输电线路呼北I线和呼北II线经海北变电站转接至巴彦拓海开关站, 再送入到伊敏直流换流站, 巴彦托海开关站到伊敏直流换流站之间为巴换I线、巴换II线, 交流输电线路总长度约139.5km。电厂所发电量通过“呼———辽直流”输送到辽宁电网, 同时也可以通过该地区伊敏电厂500k V母线的分段开关经由伊冯甲、乙线输送到黑龙江电网, 是东北电网直调大型火力发电厂。

为全面掌握本厂发变组保护和励磁参数保护与网源之间配合关系是否正确, 避免不必要的停机, 本研究分析了发变组保护定值整定与励磁的限制、保护之间的配合。

1 发电机一次设备存在的问题及整改措施

发电机一次设备资料和参数的准确性是各类限制和保护定值计算的基础, 因此需要对本厂发电机一次资料准备齐全。部分发电机转子过负荷能力不满足国标要求, 即火电机组低于国标《隐极同步发电机技术要求GB/T 7064 2008》要求, 水电机组低于国标《水轮发电机基本技术条件GB/T 7894 2009》要求, 部分电厂没有收集到发电机转子过负荷能力资料, 只能将相关保护/限制定值与国家标准GB/T 7064 2008、GB/T 7894 2009相对比较, 来准确判断其电厂整定的发变组和励磁保护定值是否合理、满足继电保护可靠性、选择性。对于没有发电机转子过负荷能力的资料的, 要尽快从发电厂厂家搜集, 积极搜集并向相关电力调度部门备案, 以作为国家火电机组标准GB/T 7064 2008、水电机组GB/T 7894 2009中规定的转子过负荷能力作为限制和保护定值整定计算的可靠依据, 必须不能低于国家标准要求。对于发电机一次设备不满足国家标准要求的, 应主动进行设备升级、改造, 以达到国家标准要求, 暂时无法改造的, 也应与运行调度部门联系, 记录在案, 建议以后新型发电机组不要采用同类型号机组。

2 发电机一次设备限制与保护配合分析

重要资料有发电机P-Q曲线, 机组过激磁曲线、机组过励曲线, 以验证机组过励曲线是否满足国标GB/T 7064隐极同步发电机技术要求。GB/T 7064规定, 汽轮发电机转子绕组应具有下列规定的过电流能力 (时间为10s~120s) :

式中:I-转子电流标幺值:T-时间 (S) 。

计算可得下表:

现对本厂发电机转子过负荷能力进行计算, 如下:

反时限过电流保护的动作特性, 即过电流倍数与相应的允许持续时间的关系, 由制造厂家提供的转子绕组允许的过负荷能力确定。

式中:C为转子绕组热过热常数;Ifd为转子回路电流;Ijz为转子回路基准电流值, 一般为1.00~1.05倍正常额定负荷时电流值。

依据发电机产品说明书:发电机满载励磁电压:407V (90℃) , 满载励磁电流:4 145A, 转子电阻为:0.075 5Ω (15℃) , 折算到75℃时的转子绕组直阻为0.093 62Ω, 折算到90℃时的转子绕组直阻为0.098 15Ω。如表1所示

实际应用时, 可以近似认为励磁绕组的过电流特性与过电压能力相同。

转子绕组热过载系数C的计算, 如果按照发电机转子实际过流能力C发电机整定为上述最小值C发电机=30.5, 基准电流整定为额定电流, 则经过核算在强励 (2倍) 时动作时间为10.17s, 该保护将可能会误动, 因此取C发电机=31.5。

转子电流基准值的整定:Ijz为转子回路基准电流值, 一般为1.00~1.05倍正常额定负荷, Ijz=1.00×0.816×4 145=3 382.32 (A) 则二次整定值为:3 382.32/ (5 000/5) =3.38 (A) , 取3.40A。

几种工况下, 反时限保护实际动作时间核算列表:

由表2计算结果来看, 在过负荷倍数≥1.25倍时, 保护动作时间能够满足转子过负荷能力的要求, 在过负荷倍数=1.12倍时, 允许时间为120s, 保护实际动作时间为130.5s, 超过允许时间10.5s, 但在此时定时限过负荷保护已经启动并在反时限保护动作之前已经发出报警信号, (定时限保护和反时限保护启动后延时10s发信号) 。

发电机强励 (2倍) 时, 反时限保护实际动作时限为:t=10.65s大于允许强励时间10s, 保护不会发生误动。

保护上限设最小延时定值, 便于与快速保护配合。反时限过电流保护上限动作时转子回路为严重短路或AVR严重失控故障, 应尽快切断故障, 一般取0.5~1.0S。按与过流Ⅱ段保护动作时间和低压侧熔断器熔断时间配合整定, 经过核算过流Ⅱ段整定值下, 反时限保护动作时间为1.69s。

取t=0.40S。

保护下限电流定值, 取定时限过负荷保护动作电流整定。为3.75A, 这样在转子绕组过负荷发信号时, 反时限保护也同时启动。

附录:关于励磁调节器NES5100内“励磁过流限制”功能的说明:

其一, 同样励磁调节器内所接励磁电流实际为励磁变低压侧交流电流, 再×0.816转换系数折算到直流侧;

其二, 根据励磁厂家提供的励磁过流限制功能动作方程为:

Ilmax:强励最大励磁电流;Ilmin:强励最小励磁电流;Il:当前励磁电流。

从上述数据并结合本厂机组励磁调节器实际参数设置情况。

Ilmax:强励最大励磁电流, 本厂设置为2倍、9s。

Ilmin:强励最小励磁电流为1.05倍。

Il:当前励磁电流, 单位为倍数。

从而动作方程为:

上述表3励磁调节器中的励磁过流限制动作后, 励磁调节器将励磁电流迅速调节到长期允许运行值, 励磁电流将降低, 则励磁过流反时限限制返回。

励磁限制定值必须小于发电机转子过负荷能力数值, 如果过励限制定值过大, 则不能起到过励限制应起的限制作用, 如果过励限制定值过小, 会严重束缚发电机过负荷能力, 不利于系统安全稳定运行。

3 励磁调差系数存在的问题及整改措施

当前国内50MW以上的水电机组及100MW以上的火电机组绝大多数是单元接线, 这样的机组应采用负调差, 以补充部分升压变压器电抗, 从而提高机组对电网无功的支持能力, 有利于提高电力系统的稳定性, 但很多机组采用零调差的方式或正调差的方式, 大大限制了发电机无功发出 (吸收) 的能力。

4 火力发电机励磁调节器调差特性的分析

发电机无功调差功能是励磁调节器调节发电机无功出力的重要参数, 主要有两方面的作用:一方面是确定共母线机组稳态时的无功按比例分配;另一方面是在系统电压波动时确定发电机无功出力增量按比例分配。对于单元接线的发电机组, 由于变压器自然调差系数 (升压变压器阻抗) 较大, 为了提高发电机组对系统的电压 (无功) 的支撑能力, 一般调节器中的无功调差系数选择为负值 (零也可以) , 来补偿升压变压器电压降, 但补偿压降不能超过主变实际压降。对于扩大单元接线的各发电机, 励磁调节器中无功调差系数必须选择为正值, 且各发电机无功调差系数要整定。

发电机电压调差率的定义:

根据最新版国标GB/T 7409.1-2008《同步电机励磁系统定义》的有关要求, 发电机电压调差率, 也称为发电机调差系数, 指在自动电压调节器调差单元投入、电压给定值固定、功率因数为零的情况下, 发电机定子电流从零变化到额定定子电流值时, 发电机端电压的变化率D, 进行计算公式如下, 负载电流补偿器 (即自动励磁调节器调差功能或无功补偿功能) 退出后电压调差率为自然电压调差率D0。

式中:D-电压调差率, %;U0-发电机空载电压, 单位V;U-功率因数等于零、无功电流等于额定定子电流值时的发电机端电压, 单位V;UN-发电机额定电压, 单位V。

国标GB/T 7409.1-2008《同步电机励磁系统定义》中无功电流补偿率KRCC定义: (按照效果描述) 因无功电流补偿器投入而产生的电压调差率的增量。

式中:KRCC-无功电流补偿率, %;D-电压调差率, %;D0-自然电压调差率, %。

发电机端电压的调差率反映了在自动励磁调节器作用下发电机端电压U随发电机无功负荷的变化, 有三种调差特性, 如下图所示:

D>0, 正调差系数, 其调差特性下倾, 发电机端电压随无功电流增大而降低;

D<0, 负调差系数, 其调差特性上翘, 发电机端电压随无功电流增大而上升;

D=0, 无差特性, 这时发电机端电压为定值。

现在有些国外产的励磁调节器 (如ABB的励磁) 的设置与国内相反, 即调节特性上翘为正值, 下倾为负值, 这只是习惯问题, 但是在进行调差参数整定时要确认清楚。本研究提及的调差完全按照国内定义。

无功电流补偿, 是自动励磁调节器AVR设立的改变发电机电压调差率的附加单元。投入AVR的无功补偿改变了发电机电压调差率的大小, 退出AVR无功补偿的发电机电压调差率称为发电机自然调差率。无功补偿系数称为励磁调差系数或AVR调差系数。

而根据原国标GB/T 7409.3-1997《同步电机励磁系统大、中型同步发电机励磁系统技术要求》中对于电压调差率 (无功电流补偿率) 的定义为:同步电机在功率因数等于零的情况下, 无功负荷从零变化到额定值时, 发电机端电压的变化率, 即:

无功电流补偿率

式中:U0-空载额定工况下的发电机端电压, 单位V。

因此, 结合上述发电机运行方式, 各并联运行发电机间无功功率分配有以下几种情况:

发电机端并联方式:

其一, 两台或两台及以上发电机并联运行, 若发电机电压调差率都是无差特性, 则因调差曲线不相交或完全重合, 这将导致机组间的无功分配不稳定, 是随机的, 运行时会发生机组间乱抢无功的现象, 导致机组运行不稳定。因此两台及以上无差的发电机是不能并联运行的。

其二, 一台有差调节和一台无差调节的发电机并联运行, 当母线电压变化 (例如降低) 时, 机组间可以稳定运行, 但无差机组承担全部无功变化, 易造成无差机组过负荷, 这种方式在实际中基本不采用。

其三, 一台正调差和一台负调差的发电机并联运行, 此种方式虽然在某一母线电压下有交点, 但当母线电压波动时, 则一台机组会增加无功, 另一台机组减少无功, 也会导致机组运行不稳定, 这种设置不能采用。

其四, 两台及以上负调差发电机并联运行, 当母线电压变化 (例如降低) 时, 则两台机组会减少无功, 母线电压进一步降低, 不能维持在一个新的平衡点, 过程进一步恶化, 导致系统不稳定, 这种设置也不能采用。

其五, 两台及以上正调差机组并联运行, 根据发电机调差特性曲线分析, 两台及以上正调差发电机可以在同一条母线上并联运行, 并且按调差率大小分配无功功率, 与发电机调差系数成反比。

发电机端电压调差率 (即调差系数) 的物理意义为同步发电机在自动励磁调节器作用下、在功率因数等于零的情况下, 无功电流从零变化到额定定子电流值时, 发电机端电压变化的标么值, 亦即是以发电机视在功率为基值的标么值。根据国内定义有正调差、无差和负调差三种调差特性。

对于并列运行的发电机组, 为保证机组的稳定运行和无功功率的合理分配, 并列点的电压调差率按正调差 (取5%~10%) 原则整定, 发变组单元接线的发电机调节器中的无功调差系数应选择为负值 (零也可以) , 来补偿升压变压器电压降, 但补偿压降不能超过主变实际压降。并列点的电压调差率实际上是由发电机自然电压调差率、发电机电压调差率和升压变压器压降三部分之和组成, 其中在工程应用中发电机自然电压调差率可取零, 当取同一标么系统时, 可推算出发电机电压调差率并对其进行合理整定。发电机端电压调差率 (即调差系数) 的物理意义为同步发电机在自动励磁调节器作用下、在功率因数等于零的情况下, 无功电流从零变化到额定定子电流值时, 发电机端电压变化的标么值, 亦即是以发电机视在功率为基值的标么值。根据国内定义有正调差、无差和负调差三种调差特性。所以对于单元接线的机组应采用负调差系数来考虑最为可靠。

5 结语

600MW火力发电厂 篇8

关键词：汽轮机,MF-870C,灌浆料,水泥垫块

引言

某发电厂2×600MW工程N600-24.2/566/566超界汽轮机是东方汽轮机厂引进日本东芝技术生产的汽轮机。该型机组采用汽轮机水泥垫块安装技术, 汽机台板支撑在水泥垫块上。

本文对发电厂2×600MW工程N600-24.2/566/566超临界汽轮机水泥垫块灌浆料特点, 施工准备, 施工工序, 施工过程中出现的问题及其处理方法进行探讨。

1 汽轮机水泥垫块灌浆料特点

汽轮机水泥垫块灌浆料采用的材料为上海麦斯物建材有限公司生产的MASTER FLOW870GROUT (MF-870C) 灌浆料。早强灌浆料, 它不但可以注入并结合在机器和基础之间, 而且还可以均匀地传送静态和动态的机器载荷给混凝土基础;此外, 此灌浆料也能在很长的时期内保持很高的压力和耐力。

2 施工准备

熟悉汽轮机厂家安装图纸、说明书, 上海麦斯物建材有限公司生产的MASTER FLOW870 GROUT (MF-870C) 灌浆料技术资料。

汽轮机水泥垫块配制前, 必须具备的条件:汽轮机台板已就位并找、找正, 符合厂家要求, 地脚螺栓已拧紧;基础混凝土已凿出毛面, 使基础与台板间约有80mm的二次灌浆间隙;需浇灌水泥垫块位置的水泥和不稳固的混凝已凿掉线;MF-870C灌JBMM浆料已取样进行严格质检, 符合标准与图纸的规定, 证件齐全;水泥垫块试验块抗压试验合格并有相关部门的合格报告。

3 施工工序

预制模板→浇灌部位清理→装设木模→木模和基础湿润→灌浆料搅拌→灌浆料浇注→水泥垫块养护→拆模后水泥垫块养护→水泥垫块与台板接触检查→水泥垫块研磨。

4 存在问题及其处理方法

4.1 汽轮机水泥垫块灌浆并养护后, 吊开台板发现水泥垫块表面出现气孔, 不能达到要求, 造凿掉水泥垫块重新再灌, 浪费材料、增加人工成本, 影响工期。经过多次试验和分析, 发现灌浆料搅拌、灌浆灌注过程不注意造成了水泥垫块表出现了气孔。

针对灌浆料搅拌, 必须严格控制灌浆料搅拌时间、水的温度;使用电动搅拌机进行搅拌前, 先用铁桶盛好多4.4L搅拌水, 开动手提式搅拌器, 同时将一袋MF-870C灌浆料 (25kg) 均匀地倒入铁桶中进行搅拌, 时间约3min, 使其混合成均匀的、稳定的, 且没有块状灰浆;搅拌机有时30s进行开、关变换, 用以排出灰浆中的空气, 搅拌总时间控制4~5min内;新鲜灰浆温度高于35℃, 加入冷水降低温度, 低于10℃, 则加入热水升高温度, 限定在家10~35℃之内;当灌浆搅拌好后, 在10min内使用;且防止在搅拌中会有少量的水溢出, 需适当的加多点水, 大约加多0:2~0.3L。

在灌浆料灌注过中, 必须做到第一层应连续的灌注, 注入喷头应低于台板底表面的30~40mm, 沿着斜坡喷灌时, 其间用金属带使灌注的灰浆保持水平;在第一层灌注之后10~15min之内, 立即灌注第二层次;第二层连续灌注, 且要比第一层灌注的速度快, 直到灰浆从出口或槽口溢出, 并使其注入的灰浆溢出浇注口;灌注时要注意灌浆料的流动性, 用铁线搅动灌浆料, 消除气泡。

4.2 汽机台板横向水平度调好后, 拧紧地脚螺栓没有复查, 造成汽轮机水泥垫块表面水平度不合格, 无法满足设计要求, 凿掉重新再灌。在台板找正施工工程必须严格控制台板标高、水平度, 拧紧地脚螺栓后必须复查台板标高、水平度, 不合格需重新调整至合格为止。

4.3 在1号机组汽轮机台板调整过程中, 发现2号轴承座台板调整十分困难。经过分析, 该种机型2号轴承座套为死点并且该轴承座水泥垫块布置比较靠里面, 难以在水泥垫块与轴承座台板间加不锈钢垫片调高轴承座。

因此, 在施工过程中, 通过工艺斜垫铁调整2号轴承座台板水平标高, 使其纵横偏差≤0.04mm/m, 标高=设计标高+0.5mm (水泥垫块研磨后, 标高基本达到设计值) , 其它台板按设计值调好标高和水平度, 这样就能保证在汽轮机轴系找过程中, 不用调整2号轴承座。

4.4 在1号机组汽轮机水泥垫块浇灌前, 轴承座、低压外缸下半已就位于;浇灌养护后, 必须把轴承座、低压外缸下半、台板吊开研磨汽轮机水泥垫块;遇到个别汽轮机水泥垫块不合格, 必须把台板、轴承座、低压外缸下半重新就位, 汽轮机水泥垫块重新浇灌。

这样反复吊进吊出台板、轴承座、低压外缸下半, 严重影响安装工期, 同时增加吊装风险 (低压外缸下半重约104t, 需要汽机房两台行车抬吊) 。在2号机组灌汽机水泥垫块时, 改进方法, 只把台板就位并拧紧地脚螺栓, 结果灌出来的汽机水泥垫块能满足要求。这样就减少了汽机工、超重工的工作量, 节省了将近20d工期, 为后续工作争取了时间。

4.5 汽机水泥垫块灌浆并养护后, 出现小烈纹。经过分析, 确定是汽机水泥垫块没养护好, 后来, 在汽机水泥垫块养护过程, 采取以下措施:拆除汽机水泥垫块木模后立即用湿布将灰浆垫块包裹起来, 用刷子在灰浆垫块的每个侧面涂上两遍养护混合物;将从溢出品或槽出口溢出的已固化的灰浆清除干净;在垫块儿混凝土基础喷洒水使其保持湿润。最终, 水泥垫块小裂纹得以消除。

5 结语

汽轮机水泥垫块承受整台汽轮机的静负荷, 水泥垫块制作的好坏直接影响汽轮机后续工作及机组安全运行。通过本文对汽轮机水泥垫块配制技术探讨与实践, 希望给后面同类型机组安装起到参考作用。

参考文献

[1]《发电设备》 (2007版)