660MW机组

660MW机组（共9篇）

660MW机组 篇1

党的十八大提出要建设生态文明, 建设美丽中国的目标, 环境保护和环境发展被提到国家重要的议事日程。随着经济社会的高速增长, 人们生活水平的提高, 人们对保护生态、环境的意识逐渐提高, 在国家大力倡导节能减排的情况下, 660MW机组由于具有节约能源等特点, 得到了广泛和持续的发展。对660MW机组的电气技术特点进行研究具有深刻的现实意义和理论意义。

1 660MW机组结构特点

1.1 结构优化

潍坊电厂采用上海汽轮机厂660MW机组, 形式为超临界、单轴、三缸、四排气、中间再热、凝汽式汽轮机。最大连续出力711MW。

末级叶片长度1050mm, 背压11.8kpa, 额定工况主蒸汽流量1832.548, 支撑方式为猫爪支撑, 结构简单, 建设投资成本低。

1.2 调峰能力好

660MW机组具有高参数、大容量、超临界的特点, 额定功率为660MW, 最大连续功率可达711MW, 额定背压为11.8k Pa, 额定工况主蒸汽流量为1832.548。660MW机组的运行方式以带基本负荷为主, 当受到外部扰动时, 自行保持负荷及参数的能力较差, 对外部扰动较敏感。在主动调整锅炉负荷时, 由于机组蓄热能力小, 且允许的压力降速度快, 可以使其蒸汽参数迅速地跟上工况的需要, 锅炉启动系统可以根据实际情况灵活配置, 由于该种机组采用前后墙对冲燃烧方式, 可以有效减少炉膛出口工质温度偏差, 防止炉膛结焦, 避免爆炸等情况发生, 具有较好的低负荷稳燃性能, 机组可按冷态、温态、热态、极热态几种方式启动和升负荷, 启、停操作非常方便, 机组负荷优化分配的功能也越来越完善。随着电力生产的发展, 国家电力电网规划发展, 区域电网网间互联增多, 电网峰谷差大, 660MW机组的负荷增减相当频繁, 它能够较好适应机组调峰的要求, 实现区域电网之间的电能合理调配和事故支援, 从而使能源得到有效的利用。实验表明, 通过调峰实现机组的负荷优化分配, 相对效率可提高1~2.5%, 其效益相当可观。

1.3 新式点火技术

由于火力发电机组锅炉的启动、停机及低负荷稳燃需要消耗大量的燃料油。特别是新建的火力发电机组, 在测试运行阶段, 需要经过锅炉吹管、汽机冲转、机组并网、电气试验、机组带大负荷运行等阶段, 需要消耗燃油数量较大。实验表明, 660 MW机组冷态启动一次平均耗油量在100吨以上, 燃料支出费用非常昂贵。潍坊电厂660MW机组采用了纯氧点火技术, 实现了少油点火, 一次启动用油在20t左右, 用油量仅仅是传统点火方式用油量的五分之一, 大大降低了发电成本, 取得较好的经济效益。

2 660MW机组电气技术特点分析

随着经济社会的发展, 电子行业、电力行业、计算机技术和自动化技术的日新月异, 加上660MW机组的新的设计结构变化, 赋予了机组电气自动化控制系统新的技术特点。分散控制系统 (DCS) 作为机组运行控制的主要手段, 目前已经广泛应用于高压机组。利用DCS系统, 可以实现了机组主/辅机的参数控制、回路控制、联锁保护、顺序控制、参数显示、异常报警、性能计算、趋势和报表输出等综合控制功能, 随着DCS系统软件硬件的不断改进和完善, 目前可以将电气设备控制纳入到DCS系统中来, 成为一个相对独立的子系统———电气控制系统ECS。

近年来, 在新建的容量在660MW机组中, 电气系统都实现了不同范围的联网, 并通过通信接口向DCS传送监控信息, 在提高电气系统自动化水平和管理维护方面, 给用户带来了实实在在的好处。与热工自动化相比, 660MW机组的电气系统特点主要表现为有其自身的特殊性, 主要表现为:

2.1 可靠稳定性

电气系统对可控制系统的可靠稳定性要求较高。电气设备保护自动装置要求可靠性高, 动作速度, 快通过电气系统必须能够实现正常起、停和运行, 还要求能够实现实时显示异常运行和事故状态下的各种数据和状态。为了提高稳定性, 发变组保护动作速度要求在40ms以内;自动准同期采用同步电压方式, 转速、电压调整和滑压控制要求在5ms以内;电快切装置快速切换时间一般小于60ms~80ms, 同步鉴定相位差5°~20°等。

2.2 电气设备使用频率低

电气系统的控制对象较少, 使用频率低, 在正常情况下, 有时几个月才使用操作一次。

2.3 实现不断网操作

不同机组联网, 要求在一组机组出现故障情况下, 不影响另一机组的使用情况, 且该机组的检修、测试不影响另外的机组。

2.4 660MW机组电气系统的集约化

在电气设备电气系统的联锁逻辑较简单, 但电气设备本身操作机构复杂。因而必须采用分散分层布置, 且安排有间隔层、通讯管理层和站控层, 并以通讯方式与DCS进行信息交换。以实现电气控制系统有效纳入CCS的控制。间隔层设备按照需要就地安装。为了适应现代化的发展, ECS系统要逐渐全部实现数字化, 可以采用某些具有保护、测量、控制、通信于一体的综合智能终端设备, 如微机式发变组保护装置、电动机综合保护测控装置、微机厂用电快切装置等。现场总线的应用方便通讯子站和监控总站进行信息传输, 节省了大量控制电缆和变送器, 使660MW机组电气系统的集约化水平达到新的高度。

3 结论

总之, 660MW机组新的结构特点决定了660MW机组电气系统新的特点, 随着我国电力行业的发展, 只有在充分了解660MW机组电气技术特点研究的基础上, 才能确保机组的正常运行。

摘要：660MW机组结构具有结构优化、调峰能力好、采用新式点火技术等特点, 决定了660MW机组具有可靠稳定性强、电气设备使用频率低、可以实现不断网操作和电气系统朝着集约化方向发展等特点。

关键词：660MW机组,电气系统,技术,特点

参考文献

[1]王志敏等.660MW超临界机组技术特点及其启动调试关键技术研究.青海电力, 2011.

[2]左浩, 陈昆薇, 洪潮, 孔峰.机组负荷最优分配的改进遗传算法, 2001.

[3]王文忠.发电厂电气综合自动化系统的研究与实践.华北电力大学 (河北) , 2010.

660MW机组 篇2

CFB-FGD在660MW燃煤电站锅炉烟气净化中的应用

摘要：通过循环流化床干法烟气mcat(cn3-FGD)除尘一体化装置在邯峰电厂2×660MW机组脱硫技改工程中的成功投运,详细介绍了CFB-FGD技术的工艺特点和运行情况,为大型燃煤电站锅炉烟气净化和节能环保开拓了一条全新的工艺路线.作 者：赖毅强 LAI Yi-qiang 作者单位：福建龙净环保股份有限公司,福建龙岩,364000期 刊：龙岩学院学报 Journal：JOURNAL OF LONGYAN UNIVERSITY年，卷(期)：,28(2)分类号：X701关键词：循环流化床干法烟气脱硫 脱硫除尘一体化 节能环保 660MW燃煤电站

660MW机组 篇3

随着电力建设的发展，发电厂装机容量不断增大，湿法脱硫装置配套设备的容量也逐渐增大，其耗电量约占发电量的0.6-0.7%之间左右，射阳港发电有限责任公司5、6号660MW机组的烟气脱硫装置采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺。其工艺系统包括：石灰石浆液制备系统、烟气系统、SO2吸收系统、石膏脱水系统、工艺水系统、排放系统、废水处理系统。其中石灰石浆液制备系统、石膏脱水系统、工艺水系统、废水处理系统为两台机组公用。选择合理的运行方式，可在满足环保要求的前提下最大限度的降低厂用电率，达到节能环保的双重效果。

1.影响脱硫厂用电率的主要因素

2.优化调整措施

2.1石膏浆液循环泵

脱硫系统中，离心式石膏浆液循环泵电流与进口静压是成正比的。吸收塔液位越高，泵电流就越高，反之就越低。实际运行中，一般在脱硫系统负荷较高时，烟气流量大、烟气SO2含量高、石灰石品质较差时，需要控制较高的液位，使浆液有较大的氧化空间，从而保证脱硫效率。在运行中符合以下条件时应降低吸收塔液位：（1）机组负荷低时，特别是在晚峰后，有较长低负荷时，结合脱硫效率和SO2排放指标；（2）原烟气SO2含量较低且排放允许条件下；（3）石膏浆液中亚硫酸盐合格的条件下。

同样，脱硫系统中，石膏浆液循环泵电流与浆液的密度也是成正比。石膏浆液密度越低，电流就越小，反之就越大。但浆液密度又关系到石膏脱水性能，密度过低，石膏生成量少，脱水效果不佳，经济性较差；密度过高，石膏不能及时脱出，易造成喷淋层喷咀、除雾器结垢，甚至影响脱硫能力。以下几种运方可作为参考：（1）与吸收塔浆液池液位一起调整，如运行中需要低液位向高液位调整时，此时尽量以工艺水向吸收塔内补充，液位升高的同时，密度也相应下降；（2）当真空皮带机滤布上部的石膏饼厚度能够保持设定值时（我厂设定为20mm），尽可能使浆液密度在低水平。（3）在原烟气含硫量较低时，一般指小于脱硫系统原设计值的工况，脱硫能力不受影响的条件下，保持低密度运行，石膏浆液可以达到吸收SO2量与石膏产生能的平衡；（4）运行中维持低PH值运方，石膏浆液对石灰石的需求量减少，也可有效降低石膏浆液密度。

在脫硫系统中，石膏浆液PH值越高，钙硫比越高，脱硫效率就会越高，反之越低。运行同样数量的石膏浆液循环泵运方下，提高石灰石浆液的供给量，提高PH值，在脱硫系统负荷增加的一定范围内，可以满足脱硫效率的要求。但PH值高至5.8以上，石膏浆液中亚硫酸盐的含量易升高，增加了石膏浆液在设备中结垢的可能性，当PH值达到6.0以上，这种现象更加严重。易使吸收塔喷淋层喷咀、除雾器发生结垢堵塞现象。

所以，控制合理PH值，是降低石膏浆液循环泵电耗的有效途径。运行中可采取以下几点：（1）在石膏浆液循环泵运行台数相同的运方下，尽量提高PH值来满足脱硫效率要求，但PH值不应在5.8以上连续运行超过6小时。（2）当PH值在高值运行后，当脱硫系统允许情况下，应立即降低PH值至低限运行，以消耗石膏浆液中过剩的亚硫酸盐。（3）在提升PH值过程中，不应大量供给石灰石，防止石灰石在吸收塔中形成局部大量的富裕，来不及反应。

另外可根据负荷、脱硫进口含硫量合理添加提效剂降低石膏循环浆液泵运行台数也可有效降低脱硫浆液循环泵耗电率。

2.2氧化风机

氧化风机电流与吸收塔液位成正比，吸收塔液位越高，氧化风机电流就越高，反之则越低。但吸收塔液位在低液位运行时，石膏浆液密度就越大导致石膏浆液循环泵电流就越大，因此在正常运行中合理控制吸收塔液位，保证氧化风机和石膏浆液循环泵在经济状况下运行。

氧化风量的大小主要影响吸收塔浆液亚硫酸盐氧化过程，在正常运行中控制吸收塔出口氧含量高于进口氧含量0.3%左右，因此在低负荷或吸收塔进口二氧化硫含量较低的情况下可降低氧化风量达到降低氧化风机耗电量的目的。

2.3湿式球磨机

湿式球磨机耗电量的大小主要与石灰石品质、湿式球磨机钢球量的多少有关。石灰石颗粒太粗造成出口相同颗粒度石灰石浆液所消耗的钢球量和湿式球磨机电量就越多，因此要保证湿式球磨机石灰石颗粒度在合理的范围内。同时湿式球磨机钢球量的多少直接影响其出力，因此在运行中应定期添加钢球，保证湿式球磨机在最大出力下运行，缩短湿式球磨机的运行时间。

2.4石膏脱水系统

石膏脱水系统耗电量最大的为真空泵，真空泵的电流与石膏饼厚度有直接的关系，石膏饼厚度越高，其真空就越低，真空泵电流就越高，因此在保证石膏含水率合格的情况下，降低其石膏饼厚度，降低真空泵电流。石膏脱水应保证在最大出力下运行，从而缩短石膏脱水运行时间降低脱水系统耗电量。

3.结束语

石灰石-湿法烟气脱硫系统在运行中，应根据锅炉燃煤品质，如硫份、灰份、石灰石品质等，运行中进行综合调整，制定完善的运方管理制度，以提高脱硫系统的运行经济性。合理而完善的脱硫系统运方调整，还需要经过长期在实践中进行摸索，以期达到最佳的脱硫系统运行工况。

（作者单位：江苏射阳港发电有限责任公司）

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660MW机组 篇4

1 事故发生经过

8月16日上半夜,2号机负荷422 MW,真空-91.93～-92.3 k Pa。2A循环水泵运行,电流304 A,出口压力0.08 MPa,2B循环水泵投备用。凝汽器循环水出水门全开,循环水入口压力0.08 MPa,出口压力0.03 MPa。

1 号机负荷414 MW,2台循环水泵运行,1A循环水泵电流328 A,出口压力0.12 MPa;1B循环水泵电流336 A,出口压力0.10 MPa。凝汽器循环水出水门全开,循环水入口压力0.09 MPa,出口压力0.03 MPa。机组真空-93.4～-94.4 kPa。1号、2号机循环水联络一道门、二道门全开。

8月16日3:33,运行人员监盘发现2A循环水泵出口液控阀由全开位变为中间位,电流由304 A降至273 A,出口压力由0.08 MPa突降至0.05MPa。泵体振动瞬间突然增大后又降低并稳定。同时,1A循环水泵电流由328 A降至298 A,1B循环水泵电流由335 A降到308 A。运行人员逐渐关小2号机凝汽器循环水出水门至50%左右维持压力,关小1号机凝汽器循环水出水门至60%左右维持压力。机组真空下降,排汽缸温度升高。

2 A循环水泵异常发生后,运行人员就地检查发现,循环水泵略有异音、振动比平时稍大,2A循环水泵出口蝶阀就地约65～70°开度。因怀疑旋转滤网入口堵塞杂物,启动旋转滤网进行冲洗,没有发现杂物,通知汽机、热控、运行电气人员到场检查。

5:04,启动2B循环水泵,电流301 A,出口压力0.10 MPa。2A循环水泵电流上升至300～317 A波动,出口压力上升至0.08 MPa。5:18,分运行人员发现2A循环水泵出口阀全关,电流289 A摆动,出口压力为0.04 MPa。检查发现,液控阀油缸与阀门转轴连接杆脱开,造成液控阀全关。5:35,手停2A循环水泵。

8月17日至26日,碟阀油缸返厂检修、装复。8月29日2A循环水泵试转,电流330～350 A,出口压力最大0.02 MPa,振动最大150μm,5 min后停泵。停泵后惰走时间短,泵有明显异音。泵试运期间网前水位由10.4 m上升至14.6 m。

9月1日循环水泵电机拆除,电机和泵对轮脱开后转子下沉约150 mm,初步判断泵体出现损坏。9月2日导流体吊出,泵轴下沉约1.5 m,同时发现出口三通出现严重破裂,外筒体上部断裂,如图1所示。

2 原因分析

2.1 故障发生前设备状况

资料显示,2A循环水泵安装、调试过程中未发生异常。8 h试运过程中以及至事故发生时的2个月期间,循环水泵均运行正常。8月10日停泵时,CRT显示出口碟阀未能关闭,随后经处理后正常。在发生故障前,从运行监视参数上未发现异常。

2.2 电流和出口压力突然下降分析

8月16日2A循泵运行过程中,出现电流和出口压力突然下降。经当时检查以及事故后泵体吊出检查确认,不存在入口滤网堵塞、入口水位下降、吸入口杂物堵塞等情况。同时,循环水系统中也未发现任何漏水点,而2A循环水泵入口前池的水位,在异常发生后上升了4 m。综合以上现象,根据外筒体损坏情况以及参考泵的性能特性(循环水泵流量Q-扬程H曲线如图2所示)分析,2A循泵电流和出口压力下降的原因是泵外筒体破裂,循环水出水大量泄漏,导致流量增加,循泵运行工况点向右移动。出水弯管处漏出的水落入吸入口前池,造成水位上涨。同时,在瞬间因出水弯管处破裂漏流,形成对泵体的反作用力,导致了泵体振动瞬间大幅爬升。

查看数据曲线发现,在循环水泵电流突降前数秒,出口碟阀全开信号消失,现场检查实际位置关至65%。出口碟阀的突然关闭,对循环水泵有一定冲击,但这种冲击在泵正常的情况下是完全能承受的,因为循环水泵停止的正常逻辑,就是先快关蝶阀至20%再停泵。

循环水泵外筒体为铸造件,现场查看破裂面及碎片发现,外筒体壁厚很不均匀。设计壁厚为30mm,但部分断口处最小仅22 mm,而有些断口处则达近40 mm。现场筒体上仍有部分残留裂纹,有些裂纹边缘有明显的锈痕(如图3所示),是长时间泄漏水流造成。因此可以判断,在循环水泵故障前,就有多处裂纹并漏水,只是漏量相对于整个循环水泵的流量非常小,在电流和出口压力等参数上未能反映。在筒体自身重量和水流冲刷的作用下,当裂纹发展到一定程度,外筒体整片破裂。外筒体产生裂纹并破裂的原因,与制造缺陷有很大关系,也可能是运输、安装过程中受到了损伤。

2.3 故障发生后损坏扩大的分析

2A循环水泵电流和压力下降前,出口碟阀已发生故障,自主关闭至65°位置。其后,继续运行1.5 h后启动2B循泵,又12 min后碟阀全关。运行人员就地确认后停泵,期间运行约10多分钟。在出口碟阀离开全开位置及循环水泵电流下降后,数秒内碟阀一度关至25°开度,约40 s后信号消失。期间造成电流短暂的波动上升,然后又迅速下降。在这以后,前池滤网后水位上升速度明显加快。可以看出,经过这一波动,外套筒的泄漏有所加大。在此后至2B循环水泵启动这段时间内,循泵电流和出口压力基本维持不变,前池水位小幅上升。表明循泵的运行工况稳定,外筒体泄漏没有扩大。

2B循环水泵启动后,2A循环水泵电流和出口压力均上升。出口压力回升至故障前单泵运行的0.08 MPa。这是因为系统压力增加,阻力增大,循环水泵的工作点又向左移动。此后,至2A出口碟阀突然关闭的12 min内,泵出口压力逐步降低,由0.08MPa降至0.07 MPa,电流在高位波动。前池滤网前水位,因2B循环水泵的启动迅速降低。这期间循环水泵运行不够稳定,但不能认定筒体漏水有扩大,至少破裂面积没有突然增加。

出口碟阀突然关闭后,2A循环水泵的电流由319 A下降至289 A,出口压力由0.07 MPa降至0.04 MPa。前池滤网前水位由原先上升的趋势又快速下降并稳定。考察碟阀关闭前后泵的运行工况,电流和出口压力同时大幅下降,根据泵的运行特性,流量必然大幅增加[1]。而此时出口碟阀已完全关闭,因此,外筒体泄漏面积一定是显著增大了。在碟阀全关至停泵的时间内,泵体振动大幅波动,X向最高至175.3μm,Y向最高至80.3μm,这表明该段时间内循环水泵运行极不稳定。在停泵前,电流较稳定,出口压力已降为0.03 MPa,表明筒体泄漏已非常大,但泵仍能工作。

2 A泵停止后,至8月29日重新启动,期间并未对泵作运行操作和检修工作,只是检修了出口碟阀。启泵后,电流在340 A上下波动,出口压力曲线显示为2个尖峰,最高仅为0.02 MPa,最低为0,振动在100μm以上。该次启动未走联锁,而是先开泵后开碟阀,停泵前泵出口压力已为零。从泵参数看,此时外筒体已损坏断裂。发生的时间可能是上次停泵、该次启泵及运行过程中。

3 分析建议

(1)综合循环水泵故障的全过程,运行参数异常后,尤其是振动瞬间大幅增加时,应及时停泵做检查(当时2B泵备用,有条件)。因出口碟阀发生故障,运行人员为防止循环水泵倒转而未停泵,同时检修碟阀。期间筒体泄漏未明显扩大。至碟阀突然全关,此过程中泄漏显著扩大。停泵前,外筒体并未断裂,仍能运行。其后的停泵和再次启泵过程中,泵外筒体彻底断裂。

(2)2A循环水泵在安装调试阶段状况正常,故障前运行中未发现参数异常,也无不当的操作。虽然出口碟阀先关闭了一定角度,但在泵本身无缺陷的情况下,不会造成故障。

(3)运行中2A循环水泵电流和出口压力突然下降,是循泵外筒体突然破裂,循环水大量泄漏导致流量增加所造成。筒体破裂的主要原因为故障前泵体存在严重缺陷。

(4)从泵损坏的过程看,碟阀的故障影响了运行的正确操作,其突然关闭,更使得筒体泄漏扩大。

(5)2A循环水泵外筒体的断裂,以致造成轴承损坏,最可能发生在碟阀检修后的启动、运行和停泵等状态变化过程中。

(6)对循环水泵筒体产生初始裂纹的原因,建议结合材料监测的结果,从制造缺陷、材料特性、运输安装等方面继续作进一步的分析。

4 结束语

循环水泵在运行中发生参数突然变化时,运行人员一定要引起高度重视。尤其是伴随着振动的突然增大,表明泵体很可能发生了异常。在排除系统因素影响后,应及时停泵检查。原因未找到不能再次启动,否则将会造成更大的设备损坏。

参考文献

660MW机组 篇5

下面我介绍一下我在大唐南京电厂2×660MW机组工程锅炉大板梁卸车、翻身的经历，锅炉钢结构由哈尔滨锅炉厂设计并制造。

1 工程简介：

锅炉炉膛内柱跨度为27.6米，锅炉深度方向布置6排柱，柱距较大。大板梁根据锅炉轴线共分为A、B、C、D、E、F大梁，其中B、C、D、E大梁分别为两层叠制梁，两层之间通过宽460与宽510的法兰面用M27的高强螺栓连接。B、C、D、E大梁支座位于第八段钢架相应轴线的8.6与36.2主立柱顶部，大梁顶部标高为88.1m;A、F大梁分左右两件，其两端与立柱侧面用高强螺栓（M22）相连，顶部标高为86.8m。以下是大梁重量及外形尺寸。

2 大板梁卸车及翻身：

2.1

大板梁卸车采用单机卸车，600T卸车过程作业幅度均控制在26m。

2.2 大板梁翻身及步骤

2.2.1 大板梁翻身

以E上梁为例，大板梁E上梁（89.9t）运输是采用腹板竖立、上翼板在下的倒立运输方式，上梁卸车后需进行两次翻身，翻转180°后才可进行吊装作业；翻身方案采用600T履带吊。上梁卸车后为了保证板梁上梁单车起吊做定向旋转放平，起吊吊耳中心位置需在板梁重心线上，板梁水平时受力如下图表中所示。G1为竖钢板总重，G2为腹板和加强竖钢板总重，G3为上梁下翼板重量，F等于梁的总重量。则根据力矩平衡原理，有此关系式：F×L=G1×L1+G2×L2+G3×L3。由大板梁图纸可得G1、L1、G2、L2、G3、L3的数值，由此可算得大板梁的重心位置L, 在如下表所示。

2.2.2 翻身步骤

第一次翻身时，600t履带吊起吊点为上板梁重心位置的吊耳, 钢丝绳先微微带点劲，保证两侧钢丝绳受力均匀后，再缓慢起升，此时伴随着上梁倾斜到一定角度后缓慢回钩直至板梁放平，整个翻身过程尽量保证底侧的翼板不离地，保证吊车负荷在翻身过程不会超过卸车时的负荷；第二次翻身时将吊点移至上梁翼板正式起吊吊耳位置（厂家预焊吊耳），由600t履带吊起吊作业，如下图所示直至上板梁板起竖立，整个翻身过程尽量缓慢，板梁底部按长度方向需均匀铺垫道木 (每间隔4米垫一道) ，且保证每个腹板立筋处都有道木，道木要超实、超平，随着板梁立起吊车需跟着小幅度转杆，以减少着地侧的翼板水平方向的分力，翻身完成后，600t履带吊保持受力不变，必要时在两侧用链条葫芦拉好缆风绳，保持稳定，以便后续搭设脚手架工作。

3 吊耳受力分析

以下以E板梁卸车、翻身及上梁起吊耳为例进行受力分析。

吊耳由厂家制作焊接（制作图见附图）。综合考虑各梁的吊装情况，其中在吊装叠梁E上梁时，吊耳受力最大，则以此为例验算吊耳如下：

根据大板梁材质，吊耳材质选用Q345B钢，则吊耳耳板许用拉应力[σ]=235 MPa，许用剪应力[τ]=156 MPa，焊缝强度增大系数β=1.22（间接动载）, 作业动载荷系数K=1.249, 角焊缝强度设定值fw=200 Mpa, 吊耳形式（见附图），吊耳受钢丝绳拉力时受垂直及水平方向两个力。

则钢丝绳对单侧吊耳的竖向拉力F1=60.1×1000×9.8/2×Cos18°=280060 N。

拉应力的最不利位置在A-A断面（见附图），其强度计算公式为：

=35.0MPa<[σ]=235 MPa，满足要求。

剪应力的最不利位置在B-B断面（见附图），其强度计算公式为：

则钢丝绳对单侧吊耳的剪切力：

=70.02MPa<[τ]=156 MPa，满足要求。

吊耳板角焊缝强度校核如下：

焊缝厚度（取最小值）：h=[ (40-8) /2]/sin55=28mm

焊缝长度：lw=300×2=600mm

平行于焊缝剪切力F2=60.1×1000×9.8/2×Sin18°=91291.9 N

垂直于焊缝长度的应力:

平行于角焊缝的应力:

则组合应力:

综上所述, 单侧吊耳强度校核符合要求, 为了保证高空大件吊装的安全度吊耳为双组吊耳形式, 完全符合最重叠梁E上梁吊装的强度要求, 此类型吊耳亦可满足其他板梁吊装情况下的强度要求。

4销轴强度验算

销轴选用40Cr, 允许最大剪切力[σ]=523.3 MPa, 销轴所受钢丝绳拉力F, 考虑钢丝绳夹角以及风力影响, 销轴按一组吊耳形式核算。

则:销轴受钢丝绳拉力F= (G*K/2COS18) ×1000×9.8=588980N

则:M=F/2×L=588980×150/2=22086750N·mm (M为危险截面上的弯矩)

W=π×d3/32=π×1003/32=98125 mm3 (W为危险截面的抗弯模量)

则:σ=M/W=22086750/98125=225.1 MPa<[σ]=523.3 MPa

因此, 销轴强度符合最重叠梁E上梁卸车、翻身的强度要求, 则亦可满足其他大板梁卸车、翻身的强度要求。

5上梁卸车及翻身吊耳布置图

说明:L取值如下表所示, 其取值为最小参考值。

6总结

实践证明此吊装方法具有安全可靠、经济效益显著、施工周期短等特点, 对类似工程主体结构吊装具有借鉴价值。通过本项目锅炉板梁单机卸车、翻身的实践, 也为我公司在大型火电施工中积累了宝贵的经验。

摘要：本文介绍了大型火力发电机组锅炉大板梁成功卸车、翻身的吊装施工技术, 仅供类似吊装工程参考。

660MW机组 篇6

国电湖南宝庆煤电工程是国电集团公司在湖南投资新建的第一个大型电源建设项目, 规划容量为4×660MW机组, 一期工程建设2×660MW国产燃煤超临界汽轮发电机组, 同步建设烟气脱硫、脱硝装置。

2 主要设备简介

锅炉:超临界参数变压直流本生锅炉, 锅炉型号DG2070/25.4-Ⅱ9型, 一次再热、单炉膛、尾部双烟道结构、采用烟气挡板调节再热汽温, 固态排渣, 全钢构架、全悬吊结构, 平衡通风、露天布置, 前后墙对冲燃烧, 由东方锅炉股份有限公司制造。

汽轮机:CLN600-24.2/566/566型超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、凝汽式汽轮机, 由哈尔滨汽轮机有限责任公司制造。

发电机:QFSN-660-2, 水-氢-氢冷却方式, 机端自并激励磁, 由哈尔滨电机厂有限责任公司制造。

3 主要施工方案执行情况

3.1 建筑专业

3.1.1 主厂房混凝土框架施工

在主厂房汽轮机基础中心布置1台80t·m的QTZ80F型塔吊, 进行汽机房、除氧间、煤仓间的施工;A列行车梁采用80t的汽车吊安装。另配备1台25t、1台45t的汽车吊配合现场的垂直运输。主厂房为现浇混凝土框架结构, 分A、B、C、D四列, AB跨距30.6m, BC跨距10m, CD跨距14m, 框架柱纵向跨距12m、10m, 汽机房分6.9m、13.7m层平台, 除氧间分6.9m、13.7m、26m层平台, 煤仓间分13.7m、34m层平台。

3.1.2 冷却塔施工

风筒是冷却塔工程的主要组成部分, 塔筒为双曲线型钢筋混凝土薄壳结构, 全高为160m, 进风口中面标高为+10.8m, 中面半径为58.026m, 壁厚1100mm;喉部中面标高为+120.000m, 半径为34.420m, 壁厚220mm, 顶部标高为+160.00m, 内半径为36.850m, 壁厚250mm。塔筒第一板为上环梁, 上环梁外侧为弧形, 塔筒内侧+11.310m和+14.550m处分别有一内挑环形钢筋混凝土牛腿, 塔顶设外挑式钢筋混凝土环型人行道和塔顶栏杆, 筒身外侧设封闭式钢爬梯一座。风筒施工采用附着式三角架翻模施工方法。风筒主要材料的垂直运输第15节以下采用塔内安装的QTZ120塔吊完成, 15节以上采用塔内两座SCD200施工升降机完成。

3.1.3 烟囱施工

本期工程两炉合用一座高240.0m, 外筒筒身:下口直径27.7m (外径) , 外筒筒身下段混凝土壁厚700mm, 外筒筒身上口直径8.50m (内径) , 信号平台标高140.0m、180.0m和233.0m, 共设置三层, 积灰平台标高11.50m。内筒在25m以下为混凝土结构, 25m以上为砖砌结构。烟囱工程采用筒中筒结构形式, 外筒为钢筋混凝土结构;内筒采用耐酸砖砌内筒。外筒主体120m以下采用C40混凝土, 100m以上为C35混凝土, 基础采用C30混凝土。烟囱筒身施工采用电动提模施工工艺, 施工顺序为:地基处理→土方开挖→基础工程→回填土→积灰平台以下筒身→组装电动提模施工机具→ (积灰平台以上) 筒身混凝土施工 (同步内衬砌筑、安装爬梯及平台) →涂刷航空漆→机具模板装置拆除→隔烟墙→散水、地面。

3.2 锅炉专业

3.2.1 主力吊机选择

#1锅炉主要吊装机械选择用一台ZSC70240/80t平臂吊, 布置在#1锅炉固定端的K3轴线、左右距锅炉钢架外柱中心5m。一台CKE2500/250t履带吊, 行走位置在#1和#2锅炉外侧, 配合ZSC70240/80t平臂吊进行锅炉钢架、受热面以及烟风道等设备吊装;后期可用于送风机及电除尘前烟道的吊装, 并可作为电除尘大重量设备吊装的主力吊装机械, 同时可兼顾现场转运设备的卸车和配合大件设备卸车。

#2锅炉主要吊装机械FZQ2000Z型附臂吊布置在#2锅炉右侧K3轴线, 前后中心距锅炉钢架G7排柱中心5.0m, 左右中心距K3排柱后1.0m。FZQ2000Z型附臂吊工况选用伸臂55.2m、副钩最大幅度54m, 主钩最大幅度50m。塔身高度随着钢架安装高度提升, 开始工况高度为39.1m、毋需附着, 39.1m以上为附着状态, 根据此种炉型, 选用二层附着, FZQ2000Z型附臂吊高度为91.3m, 此时由于塔吊机台高于锅炉最高点, 任何方向均可自由回转, 锅炉范围内除K1G7及D排柱部分外其他大部分待安装部件均在其覆盖范围内。

3.2.2 大板梁吊装

锅炉共设计五根大根梁, 依次布置在K1~K5排主柱之间, 编号由MB1~MB5, 其中MB2、MB3、MB4均为叠梁。大板梁的吊装由FZQ2000/80t附臂吊和CKE2500/250t履带吊单独或抬吊完成, 其中附臂吊布置于炉右, 前后中心与K3中心后移1m, 左右中心距G7轴线5m;履带吊布置于炉后, 可左右行走调整回转中心至起吊 (就位) 位置距离。G3、G5主柱中心间距为25m, G2、G6主柱中心间距为32.24m, MB4大板梁顶部标高89.4m, 各板梁具体规格如表1。

锅炉大板梁吊装机械选用FZQ2000/80t附臂吊及CKE2500/250t履带吊, 各根大板梁 (或叠梁的上、下件) 均由附臂吊单机吊装或由附臂吊和履带吊抬吊吊装就位, 吊装如图1。

3.2.3 钢架安装

锅炉钢架安装采用分段吊装法, 即每安装完一层就找正一层, 高强螺栓终紧完, 待验收之后再安装上一层钢架。相应的平台、楼梯、栏杆随即安装, 这样减少了以后平台等安装的困难, 同时为下一层的安全施工创造条件。钢架安装由中间向两边、从前向后逐件吊装, #1和#2炉钢架前期的吊装由160t汽车吊完成, CKE2500/250t移动式履带吊进场后由履带吊进行吊装。

3.2.4 水冷壁组合方案

水冷壁采用地面组合和高空散装相结合的安装方法。地面组合上部水冷壁、过渡段水冷壁及中部螺旋水冷壁, 地面完成水冷壁组合件对口焊接、组合范围管排的拼缝和门孔附件和刚性梁附件安装。然后按照从上往下的顺序分段吊装、对口焊接、找正、密封焊接完后安装刚性梁。

3.3 汽机专业

发电机定子吊装:发电机定子运输重量为310t, 净重约280t, 外形尺寸为 (L×W×H) :10425mm×4598mm×4332mm, 汽励两端吊攀中心间距为5060mm, 左右吊攀中心间距为4300mm, 吊攀钢丝绳卡槽宽度约为170mm。本工程两台汽轮发电机组机头朝向扩建端布置, #1机组发电机布置在汽机房13.65m层3~4柱之间, #2机组发电机布置在汽机房13.65m层11~12柱之间, 汽轮发电机组安装纵向中心线与2/A列柱轴线重合, 纵向中心线距A排柱轴线15.3m。

引出定子中心线后, 组装定子吊装架并安装调试好劳辛格液压提升装置。其中移动架下部安装8只120t重物移运器和导向装置, 重物移运器需加润滑油进行润滑, 吊装前应设置限位块防止移动架滑动, 并挂好牵引钢丝绳。定子起吊时, 要求严格控制四组劳辛格提升速度保持一致, 吊点高差≤50mm, 吊点的高差通过监测发电机基脚板下部基准面的水平进行调整, 并设专人进行监视, 当定子底部标高高度超过运转层平台后停止提升, 锁紧安全夹持器, 将长轴液压缸拖拉系统与移动架连接好, 开始水平移动。在移动架行走的终止位置安装限位块, 利用长轴液压缸拖拉系统拖动移动架缓慢行进, 当发电机中心与安装中心重合时停止拖动, 细微调整后即可放置定子就位, 见图2。

4 结束语

660MW机组 篇7

沙角C电厂3×660MW机组的汽轮机为GEC-AHSTHOM生产的亚临界汽轮机组,每台机组配备Sulzer公司生产的2×100%容量的立式定转速凝结水泵,额定流量1681.2t/h,扬程270.6m,转速1485r/min,配GEC的电动机,额定功率1600kW,电源为10kV/50Hz/3相。正常运行时,1运1备,除氧器水位的控制是通过调节除氧器水位调节阀的开度来实现的。凝结水系统流程如图1所示。

由于凝结水泵容量及扬程选型偏大、机组调峰运行、除氧器滑压运行等多方面的原因,致使除氧器水位调节阀开启不足,节流损失严重,凝结水泵偏离经济区域运行,影响了机组的经济性[1]。为了节能降耗,2008年3月在3#机组C级检修期间,率先对3#机组凝结水泵进行了变频改造。结合该厂实际情况,最大限度地节省初投资和简化逻辑控制,没有采用国内比较流行的“一拖二”方案[2,3,4],而是只对A凝结水泵进行了变频改造,B凝结水泵维持原有方式不变。改造选用了北京利德华福电气技术有限公司HARSVERT-A10/120型变频器,电气接线图如图2所示。

改造后A凝结水泵有2种运行方式,即变频方式和工频方式。正常运行方式为A凝结水泵变频运行,B凝结水泵工频备用。

为了满足变频改造后凝结水系统的运行要求,实现2台凝结水泵在各种运行方式下自动调节系统的正常投入,并通过相应的联锁保护逻辑,实现变频泵与工频备用泵之间的联锁功能,需要对原来的除氧器水位调节系统和凝结水再循环系统的控制逻辑进行修改。

2 主要控制逻辑

原除氧器水位调节系统为单冲量控制系统,在改为变频泵后,增加1套除氧器水位单冲量调节系统,在变频运行方式下用该单冲量调节系统控制变频泵转速来调节除氧器水位,由运行人员将除氧器水位调节阀LCV001、LCV002投入自动,使2个调节阀按预设的机组负荷-阀位的函数关系(大约是0～100%负荷对应0～52%阀位)跟随机组负荷变化。其基本控制逻辑如图3、图4所示。

当A凝结水泵在工频方式时,将“工频旁路状态”信号增加到A凝结水泵的启动允许条件中。除此之外,2台泵的启停操作及联锁保护逻辑和改造前完全相同,操作画面不变。

当A凝结水泵在变频方式时,主要控制逻辑如下。

2.1 启动和停止操作

1)启动。

A凝结水泵的启动允许逻辑中增加了DCS接收到由变频器发出的“高压开关合闸允许”信号,当DCS接收到此信号后,才允许合10kV开关,通过原来的A凝结水泵操作画面合上10kV开关。当接收到“高压开关合闸允许、10kV开关闭合、变频器待机、变频器在远程控制方式”信号后,通过操作画面上新增加的变频器启停操作块发出启动变频器的指令,变频泵启动后设置最低转速900r/min(置60%指令发至变频器)。操作画面上新增加1个变频器转速控制的M/A站,手动增加转速至合适值后投入自动。

2)停运。

通过DCS操作画面上新增加的变频器启停操作块发出停止变频器指令后,先发指令停止变频器,DCS接收到变频器未运行信号后,延时1s发指令分闸10kV开关。

2.2 联锁保护逻辑

原有的2台凝结水泵联锁投切、主/备用设备选择的控制逻辑保持不变,正常运行时A凝结水泵变频运行,B泵作为运行变频泵的备用泵。

当A凝结水泵被选择为主设备在变频方式运行、B泵备用、且联锁投入时,在以下任一条件满足时联锁启动B凝结水泵:除氧器水位低(2000mm);凝结水母管压力低(1.55MPa,延时1min);变频泵不运行。

当运行的变频泵跳闸联锁启动工频泵时,由于凝结水压力和流量突然增大,为减少对除氧器水位造成过大扰动,在发出联启工频泵的指令时,同时给出一个与机组负荷具有函数关系的超驰指令加到除氧器水位调节阀,将调节阀按设定的速率关至一定位置,当关门指令超过4s后,除氧器水位调节阀自动强制投入。

在B凝结水泵运行、A凝结水泵变频方式备用且投入联锁的情况下,B凝结水泵跳闸后则发指令立即合上A凝结水泵的10kV开关,7s后启动变频器。此时变频泵按设定的最低转速(900 r/min)运行,运行人员需手动调节泵的转速。

在变频或工频方式下,原有的热工保护跳泵信号直接跳10kV开关,在变频方式下还同时发指令跳变频器。在变频方式下,增加了“变频器重故障或者10kV开关未闭合”时跳变频器。

2.3 其他问题及改进措施

2.3.1 并列运行

变频泵和工频泵同时运行时,闭锁变频泵转速自动,用除氧器水位调节阀调节水位,为了防止变频泵发生闷泵损坏,变频泵转速控制切手动并自动将转速按一定速率升至最大(置100%指令,1500r/min)。

2.3.2 除氧器水位调节阀的控制

为了最大程度地减少节流损失,同时保证凝结水泵在安全工作区域内运行,保证凝结水其他用户的压力需求(尤其是轴封减温水的压力),通过试验整定了除氧器水位调节阀LCV001、LCV002的阀位与机组负荷的关系函数。当凝结水泵变频方式运行时,将除氧器水位调节阀投入自动后,2个调节阀按预设的机组负荷-阀位的函数关系(大约是0～100%负荷对应0～52%阀位)跟随机组负荷变化。

当凝结水泵变频方式运行时,以下条件同时满足时,除氧器水位调节阀超驰叠加上5%的开度:凝结水泵出口压力>1.6MPa,凝结水泵出口压力与除氧器压力之差>0.6MPa,除氧器水位低于2500mm。

当凝结水泵变频方式运行时,以下条件同时满足时,除氧器水位调节阀超驰叠加上-5%的开度:凝结水泵出口压力低于1.6MPa,除氧器水位高于3800mm。

2.3.3 再循环调节阀的控制

为了保证凝结水系统在低流量时凝结水泵在安全工作区域内运行,防止泵体汽蚀,设置了凝结水泵再循环系统,主要包括再循环隔离阀(UV005)、再循环调节阀(FCV006),由一单回路PID调节器控制,被调量是凝结水流量,设定值为750 t/h,流量大于该设定值时,逐渐关闭再循环调节阀。

当凝结水泵工频方式运行时,凝结水泵再循环隔离阀打开,用再循环调节阀调节凝结水流量750t/h;当凝结水泵变频方式运行时,再循环隔离阀的控制逻辑维持不变,仍然保持打开,再循环调节阀调节凝结水流量,而凝结水流量的设定值为一变频泵转速的函数。

2.3.4 最低转速

当凝结水泵变频方式运行时,通过改变凝结水泵的转速来调节除氧器水位,除氧器水位调节阀保持较大开度,造成凝结水压力比工频方式运行时偏低,而且随着机组负荷的降低,凝结水泵的转速降低,导致凝结水压力进一步下降。

为了防止凝结水压力过低,保证其他设备所需凝结水的压力,设定凝结水的最低压力为1.55MPa,根据泵与风机的相似定律压力与转速的平方成正比进行估算,得出需要的转速为1050r/min。最终设定变频调速系统的最低频率30Hz,对应转速为900r/min。

3 应用效果

通过改造后的相关试验和一段时间的实际运行,证明了此次改造取得了较好的应用效果。

3.1 水位调节品质

采用凝结水泵变频调速方式调节除氧器水位后,除氧器水位实际值和设定值偏差变小,水位波动也变小,调节曲线趋于平缓,调节品质比改造前的阀门调节有了较大的提高。

3.2 抗干扰能力

分别进行了幅值为80mm、150mm、250 mm的除氧器水位设定值扰动试验,观察到水位的过渡过程稳定,响应的速度也较快,满足运行要求。

在机组高、低负荷时分别进行了变频泵跳闸联启工频泵的试验,结果表明:工频泵联启正常,除氧器水位调节阀能够超驰预关到整定的开度后强制投入自动方式调节水位,响应较快。另外由于除氧器水箱容量也较大,造成除氧器水位波动较小,满足机组安全运行的要求。

3.3 节能效果

为了优化参数整定及验证节能效果,在3#机组C级检修结束后,由广东电网公司电力科学研究院进行了一系列试验,其中表1列出了2008年6月16日测试的3#机组不同负荷时A凝结水泵改造前后的电流对比情况。从表1中可以看出,凝结水泵变频改造后节能效果明显,机组在额定负荷时变频泵电动机电流比改造前有所减小,而且随着机组负荷的降低,电流减小的幅度在增大,说明在机组低负荷运行时节省厂用电效果更加显著。

运用统计的方法来检验节能效果:2#、3#机组参数相同,统计期间3#机组凝结水泵变频方式运行,2#机组凝结水泵还未进行改造以原有工频方式运行,采集2#、3#机组凝结水泵电机用电量进行对比。

根据电能表显示,2008年7月1日～10月20日,2#机组凝结水泵用电量3643000kWh,3#机组凝结水泵用电量2843000kWh,统计期间2#、3#机的总发电量分别为1320054200kWh、1319174200kWh。可见,统计期间2#、3#机凝结水泵负荷接近,具有可比性。经计算,改造后约节能22%。

另外,凝结水泵采用变频方式运行时也减少了凝结水泵电机启动时的电流冲击,延长了设备的使用寿命,降低了系统运行噪音。

参考文献

[1]邓徳兵,王在东,等.660MW机组凝结水泵变频改造试验分析[J].华中电力,2007,(2):35-38.

[2]邢希东.600MW亚临界火电机组凝结水泵系统变频改造[J].节能与环保,2008,(7):49-51.

[3]王战领,徐向阳.600MW机组凝结水泵变频改造的控制逻辑优化[J].华北电力技术,2009,增刊:63-65.

660MW机组 篇8

关键词：660 MW超临界机组,火电机组,EDTA清洗

0 引言

某电厂二期2×660 MW国产超临界直接空冷机组, 锅炉是哈尔滨锅炉厂有限责任公司设计、制造的, 锅炉为超临界变压直流炉、一次再热、墙式切圆燃烧、平衡通风、紧身封闭、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构∏型锅炉。依据DL/T 794-2001火力发电厂锅炉化学清洗导则对新建锅炉化学清洗的规定, 在机组整套运行前应进行化学清洗。

1 化学清洗工艺及清洗范围

1.1 清洗工艺的选择

锅炉化学清洗常用清洗药剂一般有:盐酸、硫酸、柠檬酸、氨基磺酸、羟基乙酸、EDTA等。而在具体施工过程中选择哪种清洗药剂, 主要由以下方面决定:

1) 施工现场条件, 如:加热点, 排放条件等。2) 甲方或业主的要求。本次清洗采用EDTA清洗。

1.2 EDTA清洗原理

EDTA清洗就是在化学清洗中用一定浓度的乙二胺四乙酸 (EDTA) 的钠盐或铵盐溶液作为清洗液, 利用EDTA的络合作用溶解金属表面的沉积物。不同的p H值条件下EDTA存在五种不同的平衡形态, 在适当的条件下, EDTA络合基元Y4-与金属离子络合从而促进沉积物的溶解。铁氧化物在被络合溶解的过程中释放出相应数量的OH- (如Fe3O4+4H2O→2Fe3++Fe2++8OH-) , 随沉积物的溶解, p H值自动升高。EDTA在p H值较低的条件下对沉积物的清洗能力较强, 随着清洗过程的进行, 当清洗液的p H值大于8时, 清洗液的清洗能力显著降低, 清洗结束进入钝化p H值范围, 因此EDTA清洗可实现除垢钝化一步完成。

1.3 清洗工艺

本次清洗主要采用EDTA铵盐清洗工艺。清洗的步骤为:水冲洗、EDTA铵盐清洗。工艺参数以及控制指标如表1, 表2所示。

1.4 清洗范围

根据DL/T 794-2001火力发电厂锅炉化学清洗导则的要求, 结合设备结构、材质及结垢等情况 (见表3) , 确定本次化学清洗的范围为:除氧器、高压加热器、省煤器、水冷壁及其联箱、启动分离器、贮水箱及其连接管。

2 化学清洗流程

2.1 化学清洗系统

化学清洗系统见图1。

2.2 化学清洗流程

1) 除氧器→汽泵前置泵→高压加热器及旁路→给水操作台→省煤器→水冷壁下联箱→临时管→雨水井。冲洗至出口水质澄清无杂质。

2) 除氧器→汽泵前置泵→高压加热器及旁路→给水操作台→省煤器→水冷壁下联箱→启动分离器→贮水箱→临时管→雨水井。冲洗至出口水质澄清无杂质。

3) 除氧器→汽泵前置泵→高压加热器及旁路→给水操作台→省煤器→水冷壁→启动分离器→贮水箱→临时管→除氧器底部放水管→除氧器。

3 化学清洗过程

3.1 水冲洗

按2.2化学清洗流程中1) , 2) 步骤分阶段进行水冲洗, 直至水质澄清无杂质, 冲洗结束, 方可进行下一步骤。

3.2 过热器充保护液

在溶药箱中配好氨水和联氨, 控制联氨浓度200 ppm, p H值9.0~10, 启动溶药泵, 经过热器疏水管给过热器上保护溶液。直到贮水箱至扩容器的液位控制排放管出水为止。

如锅炉水压试验后没有排放过热器里的保护液, 此步可省略。

3.3 升温试验

启动前置泵, 系统按EDTA清洗3) 回路进行循环, 高加投加热, 至回液母管临时温度测点达到120℃以上, 升温试验结束, 停加热后停前置泵, 将除氧水箱水排尽。加热升温过程中, 应严格监视储水箱水位变化, 并做好升温记录。

3.4 EDTA清洗液配制

用除盐水、氨水溶解EDTA配制成高浓度溶液。为确保EDTA能充分溶解, 溶解时应边加药边循环, 同时加入缓蚀剂, 待EDTA完全溶解后再用溶药泵打到除氧水箱, 溶药箱水位至最低水位时, 停止向除氧水箱打药。溶药泵打再循环, 同时向溶药箱补水, 继续配制高浓度溶液。重复上述过程, 直到将计算量的EDTA全部打到除氧器, 然后加水稀释至3%~6%, 同时调试好p H值为9.0~10.0。

3.5 EDTA清洗

启动前置泵, 系统按EDTA清洗3) 回路进行循环。高加投加热, 在循环清洗过程中, 应严格监控温度、启动分离器和除氧水箱液位的变化情况, 巡查清洗系统是否正常, 如有泄漏, 应及时采取补救措施。温度升至120℃时, 投入监视管, 酸洗开始计时。清洗期间, 每小时检测一次清洗液中EDTA浓度、铁离子浓度、p H值 (若检测EDTA浓度小于1%应及时补充、配制药液, 若p H值达不到9.0, 应及时补充氨水达至标准) 。数据见表4。当EDTA浓度和铁离子浓度稳定后, 系统继续循环清洗2 h, 结束清洗转入钝化阶段, 浓度不小于0.5%, 时间4 h。

4 化学清洗质量评定

1) 监视管段。清洗干净, 基本无残留物和焊渣, 无过洗和镀铜现象。金属表面形成完整、均匀的钝化保护膜, 无点蚀和二次锈现象。

2) 腐蚀指示片相关指标见表5。

3) 固定设备上的阀门、仪表无伤害。

5 结论及经验

1) 从酸洗结束前两个小时的化验数据来看, EDTA剩余浓度、全铁浓度保持了高度的一致, 对清洗时间提供了可靠的数据支持。监视管段及腐蚀指示片清洗干净、彻底, 没有过洗和镀铜现象。金属表面会形成完整、均匀的钝化保护膜, 无点蚀和二次锈现象, 腐蚀速率以及腐蚀总量远远低于清洗导则标准, 达到了预期效果。

660MW机组 篇9

1 系统及应用

乐清电厂#3机再热器减温水系统分为A、B两侧, 这次只单独把A侧的气动门改成液动门, B侧保持气动门, 以便日后观察两种门的运行情况。改造后的液动门和没改造的气动门相比, 操作方便、体积小, 液动门没有使用最易出现故障的伺服阀控制, 大大降低了系统的故障率和维护成本。

2 调门基本原理及优缺点

再热器减温水是电厂中汽机保护的重要装置。锅炉燃烧维持恒定的蒸汽温度对保护锅炉本体和管路有着至关重要的作用。如果蒸汽的温度过低, 对于发电效率的影响非常大, 经济性会降低很多[2]。目前, 再热器减温水调门用得较多的是气动门、液动门和电动门, 根据三种调门本身的特点, 笔者重点分析它们的原理及在再热器减温水调节中的应用。

气动门:气动系统是依靠空气压缩机, 将空气进行压缩, 洁净处理后供给气动执行机构, 驱动调门动作。气体在驱动执行器的过程中是直接对大气排放的, 气路系统需要不间断地处理气源。因此, 空压机一般情况下须用一备一, 主路及执行器前的支路空气处理元器件, 如干燥机、过滤减压、油雾器等均需定期检修、更换。气路接头较多, 亦需要定期检查, 以防漏气, 影响系统压力[3]。

液动门:液压系统的优势在于液压系统是内循环的, 油压一般在40~120kg, 液压执行机构体积较气动执行机构小很多, 而且液压油没有可压缩性, 液压缸运行平滑不会发生卡涩抖动现象, 液压系统可完全解决气动系统的不足。液压系统自身的优点是保证再热器减温水系统可靠运行的重要基础。

电动门:电动执行机构由于自身的结构决定了其运行速度较慢, 全行程一般需要几十秒甚至更长时间;一旦断电, 执行机构无法动作。即汽机一旦跳闸, 如电动执行机构供电正常, 旁路系统将缓慢打开;如电动执行机构断电, 旁路系统将无法动作[4]。

3 实际应用及分析

乐清电厂再热器减温水A、B侧调门改造半年来, 液动门出现的故障次数为3次, 气动门出现的故障次数为5次。改造后的再热器减温水A侧出现故障次数少于没改造的B侧。而且, 改造后出现故障都是因为在改造初期, 由于液动门首次在600MW以上机组上运用, 没有考虑到现场振动大、液压油压调整不到位, 由此导致的问题, 经过改进后, 已逐步适应了现场工作的需要。气动门出现故障的原因主要有漏气、阀门卡涩、气动执行机构不动作等。由此可以看出, 液动门的故障率要低于气动门的故障率。

观察再热器减温水同一时间段12h内A、B侧蒸汽温度实时控制情况。通过曲线可以看出, 再热器A侧的蒸汽温度稳定变化, 没有大起大落的情况, 温差恒定在5℃~15℃, 最大为15℃, 再热器B侧蒸汽温差波动较大, 最大温差有25℃之多。由此得出结论:改造后的液动门比改造前的气动门对再热器蒸汽温度的控制效果更好, 较大地提高了机组运行的经济性。

通过观测A、B两侧再热器减温水液动门调节阀位与流量的实时曲线发现, 改造后液动门的阀位动作和减温水流量的动作基本上是同步的, 没有延时性。没有改造的气动门阀位动作之后要延时2~3s减温水的流量才有变化, 这样就会影响机组蒸汽温度的实时调节, 对机组的经济性有影响。

因此, 液动门的实时性要比气动门好。

4 结论

三种再热器减温水调门中, 液动门相当于气动门和电动门, 操作方便、体积最小, 液压门没有使用最易出现故障的伺服阀控制, 大大降低了系统的故障率和维护成本。在稳定性方面, 改造前再热器温度最大温差能达到25℃之多, 改造后温差范围控制在5℃~15℃, 大大提高了机组的经济性。在阀门调节速度方面, 通过比较改造前后减温水调门的阀位和流量的关系, 得出液动门速度最快, 气动其次, 电动最慢。电动门在乐清电厂再热器减温水中只作为隔离门来使用。

摘要：乐清电厂二期3号机组在实际的运行中, 由于长期存在再热器减温水气动门反应迟缓、故障率高、温度调节不稳定而给机组运行的安全性以及经济性方面带来不利影响。本文针对气动门、液动门、电动门在再热器减温水控制上的实际应用, 从三种门的故障率、反应速度、温度调节稳定度方面进行了比较, 改造后的液动调门解决了以上出现的问题。

关键词：再热器,气动门,液动调门,故障率

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