600MW级火电机组论文

600MW级火电机组论文（共8篇）

600MW级火电机组论文 篇1

0 引言

660MW火力发电机组锅炉一般配置2台引风机, 均为电动机驱动。受设计和制造技术影响, 公司2台引风机设计为工频运行, 其输出功率不能随机组负荷变化调整, 而发电负荷实时变化, 发电机输出功率变化, 锅炉处理也要相应调整, 锅炉的送风量、引风量相应变化, 引风机通过调节静叶角度来控制风量, 造成较大的节流损失和电能的耗费, 并且节流调节方式易造成引风机的喘振和抢风情况的发生[1]。因此, 采用高压变频技术对引风机进行改造, 是提升机组安全稳定性和节能降耗的有效途径[2]。

1 背景及概述

中电投江西电力有限公司新昌发电分公司一期工程为2×660MW机组, 锅炉制造厂为东方锅炉股份有限公司, 单台锅炉配2台AN35 (V13) 型静叶可调式轴流引风机, 电机选用上海电机厂YBPKK900-8型, 额定容量为4200k W, 额定电流为482A。引风机主要参数见表1。

#1、2机组分别于2009年12月14日、2010年2月14日并网投入生产运行, 投产后锅炉引风机容量裕度较大;满负荷运行时, 引风机出力仅达到额定负荷的70%左右;我公司设计有脱硝装置, 引风机在设计选型时已考虑脱硝系统的风烟系统阻力。因此分析:在目前运行设备工况下, 引风机将较长期处于低出力运行, 较大影响了引风机的出力效率, 对锅炉辅机厂用电和机组发供电煤耗都有很大影响, 严重降低了机组的经济性。同时, 我公司引风机选型裕量较大, 有变频节能改造的可能。因此, 为改善引风机的运行环境, 降低机组厂用电率, 提高机组的经济性, 2010年7月, 我公司与江西省电力科学研究院达成了性能测试协议计划, 对公司#1机组锅炉引风机进行了性能试验。主要试验数据如表2和表3所示。

从以上额定负荷及最大负荷试验可知, 即使在额定负荷下引风机电流 (313.60A) 及最大负荷下引风机电流 (378.96A) 比电机额定电流 (482A) 还小较多, 因此可以看出引风机的裕度较大, 在正常运行下节流损失较大。通过性能试验数据分析得出: (1) 公司锅炉引风机运行效率偏低, 能耗偏高, 对机组节能降耗工作产生较大负面影响, 确定为公司锅炉引风机配型偏大的事实。 (2) 2台引风机的运行匹配也存在一定问题, #1炉A引风机运行中出力小于B引风机, B引风机经常会出现突然振动的情况, 给引风机的稳定运行造成了隐患。

针对以上问题, 为提高风机的工作效率和安全稳定性。我公司经多次讨论及考察, 对引风机变频改造进行了可行性研究。一方面, 在引风机增设变频调速系统控制后, 风机入口静叶保持开度全开, 降低烟道系统阻力, 大大减小节流损失, 可高效提升引风机工作效率;另一方面, 引风机变速调节后, 节能效果明显, 同时更有效地避免双侧引风机出力不平衡导致的喘振和抢风现象, 有效提高引风机运行的稳定安全性。

因此, 从安全稳定性方面分析, 我公司2台660MW机组进行引风变频改造是必须的, 在参数和提高经济性方面是可行的, 经研讨调研决定在机组A修期间对2台机组进行引风机变频技术改造[3]。

2 技术方案及特点

根据上节结论观点, 在机组大修期间, 对机组引风机进行变频改造。确定每台锅炉的2台引风机各配备一台高压变频器, 变频器选用额定功率为4200k W, 分别控制A、B引风机, 在机组正常运行中, 引风机导叶全开, 通过高压变频调节引风机的转速以控制风量, 保证机组锅炉安全稳定燃烧的炉膛负压要求。并经综合研究决定选用国产北京利德华福电气技术有限公司的HARSVERT-A06/490型变频器。

变频器配置采取一拖一手动投切, 2台风机各配一套变频调速装置, 每台机组设2台引风机, 2台都可变频运行也可工频运行。变频装置布置于专用变频配电室内, 变频器应提供足够的电缆接头位置, 并提供柜布置及基础开孔埋铁, 变频装置设置旁路。

该旁路由3个高压隔离开关QS41、QS42和QS43组成 (见图1) , 要求QS42和QS43不能同时闭合, 在机械上实现互锁。变频运行时, QS41和QS42闭合, QS43断开;工频运行时, QS43闭合, QS41和QS42断开。具备以下特点:在检修变频器时, 有明显断电点, 能够保证人身安全, 同时也可手动使负载投入工频电网运行。

该方案的技术要求和特点如下:

(1) 变频装置无升压, 为高-高模式。

(2) 过负载能力满足表4所示条件。

(3) 变压器的测量、控制、信号等满足以下条件。

变压器应具有就地三相线圈温度指示, 温度表应为微处理式数字表。所有温度数字表都应具有一级报警和二级报警接点输出, 接点容量为DC110V, 5A, 并能输温度模拟量, 模拟量采用4~20m A。并能自动启动风机系统进行冷却, 避免变压器运行中出现的过热问题。

(4) 温升限制满足表5所示条件。

注:持续2秒短路耐热能力的电流作用下, 线圈平均温度不高于350℃。

(5) 变频在20%~100%的范围内, 变频系统输入侧功率因素达到0.95以上, 同时不对电机造成额外发热。

(6) 变频装置应具备适应电源电压波动的能力, -35%~+15%电压波动时具备满载输出能力;最低承受30%额定电压下降。

(7) 变频装置具备就地控制和远程控制, 并可通过转换开关进行切换。就地操作盘具备各种控制操作和参数修改功能。就地人机界面具备启动、停车、电流、电压、功率、功率因数、频率、故障显示等功能。

(8) 变频装置具备过电压、过电流、变频器过载、电机过载保护、欠电压、超频保护、缺相保护、失速保护、半导体元器件的过热保护、瞬时停电保护等保护功能, 具备联跳输入侧6k V开关量开出。

(9) 变频装置具备各交流输出量参数的数据显示功能。

(10) 变频器具有通信口和DCS通信连接, 供方应配合与DCS系统的联调。

(11) 变频器柜可采用强制风冷, 冷却风机免维护。

(12) 控制系统采用全数字微机控制, 有自诊断功能。

(13) 变频器带转速跟踪再起动功能, 当电网电压掉电20秒内恢复, 变频装置可跟踪电机转速自动重启动, 没有初始化时间, 无需手动恢复。

3 改造前后情况对比

#1炉于2011年B修期间进行了变频改造, 分别于4月2日进行了B修前性能实验, 7月20日进行了修后实验, 对两次实验当天的DCS数据曲线进行对比。对比数据主要为高负荷工况下与低负荷工况下的情况。

3.1 引风机变频改造前后节能对比

从图2可以看出, 负荷在640MW左右工况点下, 引风机对应电流为300~350A, 同时电流波动较大。

从图3可以看出, 负荷在640MW左右工况点下, 引风机对应电流为250~330A, 同时电流波动较未改变频之前幅度有所减少, 同时电流有所下降, 节能效果在15%左右。

从图4可以看出, 负荷在360~400MW左右工况点下, 引风机对应电流为210~220A。

从图5可以看出, 负荷在330~400MW左右工况点下, 引风机对应电流为70~100A, 节能效果为50%~60%以上。

3.1 引风机变频改造后振动对比

从图6可以看出, 负荷在400MW以下时, B引风机振动在5.5mm/s以下, A引风机振动在3.5mm/s以下;负荷在400MW以上时, B引风机振动在4.0mm/s以下, A引风机振动在3.5mm/s以下。

从图7可以看出, 负荷在400MW以下时, B引风机振动在0.5~1.0mm/s, A引风机振动在0.3~0.5mm/s;负荷在400MW以上时, B引风机振动在4.0mm/s以下, A引风机振动在1.5mm/s以下。

对比图3、图4可知:负荷在400MW以下时, B引风机振动值由5.5mm/s降至1mm/s, 降幅达80%以上;负荷在400MW以上时, 振动值与原振动值有所减少, 但B侧降幅达30%~50%, A侧降幅达50%左右。

4 结论

锅炉引风机加装变频器以后, 在高负荷下引风机变频改造对节能效果不是很明显, 但是在低负荷下节能效果十分显著, 节能效果在50%以上。加装变频器以后, 改善了风机运行的特性, 使风机与系统得到了良好匹配, 避免了风机运行中叶片激振等不稳定性现象, 同时有效消除2台引风机间失速抢风, 避免了喘振的发生, 提高了我公司机组锅炉设备运行的安全稳定性。

参考文献

[1]李秀忠.锅炉引风机的变频改造及节能效果[J].华电技术, 2013 (4) .

[2]高宝桐.高振华.吕长海.600MW火电机组锅炉引风机变频器改造效果分析[J].华北电力技术, 2009 (8) .

[3]廖盛华.高压变频器调速技术及其在电厂中的应用[J].变频器世界, 2008 (8) .

[4]李春雷.吴宇熙.高压变频调速在火电厂锅炉引风机系统中的应用[J].变频器世界, 2007 (12) .

600MW级火电机组论文 篇2

关键词：超临界机组 供热改造 技术经济 发电标煤耗 蒸汽参数

中图分类号：TM62 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2015）07（a）-0096-02

近年来，随着节能减排政策的逐步深入，环保要求逐渐严格，传统凝汽式电厂正在面临挑战，亟需改变思路，调整运行方式，提高机组经济性。该文对某电厂600MW超临界凝汽式机组供热改造进行了分析，与新建供热机组相比，对现有纯凝机组进行供热改造具有投资少、工期短、设备利用率高等优点。热电联产在提高能源利用率，减少冷凝损失，降低机组煤耗的同时，还可向用户提供高品质热源。这对节约能源、改善环境和社会经济发展具有重要意义。

1 某电厂供热改造方案研究

1.1 600MW机组供热改造抽汽原则

目前常规供热参数大致分为以下几档：（1）4.0 MPa等级，400℃以上；（2）1.5～2.5 MPa，300～400℃；（3）1.0 MPa，350℃以下；（4）0.3～0.6 MPa，350℃以下。从上述数据可以看出，热用户要求的抽汽参数较为分散，相应的抽汽口选择位置也较分散。对于600MW机组供热改造应遵循以下基本原则：（1）抽取蒸汽不影响机组正常的发电，即利用锅炉设计裕量产生蒸汽来外供；（2）可抽出的蒸汽量及参数应能满足用户要求；（3）抽出口方便接出，尽量避免主机的改造；（4）供汽参数在汽轮机50%负荷或以上时应能达到接口处要求的蒸汽参数要求；（5）抽汽参数尽可能接近用汽参数，避免高能低用。

1.2 周边供热负荷现状分析

电厂位于佛山市三水区白坭镇，距离中国（三水）国际水都饮料食品基地8km，该基地现有6家工业用汽企业。据该片区供热负荷前期调查，目前片区内统计在案的可以替代的自备小锅炉最大蒸发量100t/h，考虑基地能源规划需求，近期热负荷及远期热负荷增长情况，近现期（2014—2016年）最大热负荷可达163.2 t/h，平均热负荷为138.1t/h，用汽性质为中压，预计远期（2017—2020年）还可增加热负荷约40t/h。

1.3 供热方案分析

电厂现有上海汽轮机厂生产的2×600MW超临界燃煤纯凝机组，型号：N600-24.2/566/566，型式：超临界、一次中间再热、三缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式汽轮机。查机组THA工况热平衡图，汽轮机低温再热蒸汽、高温再热蒸汽、回热抽汽的压力、温度、流量如表1所示。

结合热负荷情况及热用户用热参数要求，确定电厂改造后每台机组的供热能力要求（电厂侧）100 t/h，最高蒸汽压力1.8 MPa，温度300℃。根据机组特点及区域供热参数要求，供热方案可选如下：方案（一）再热热段管道开孔抽汽；方案（二）利用压力匹配器混合高排蒸汽+三段抽汽。

为满足机组对外供热参数要求，忽略供热抽汽接口至供热联箱间的散热损失，根据质量和能量守恒计算可选方案的抽汽参数如表2、表3所示。

根据《热电联产项目可行性研究技术规定》、机组THA工况下热平衡图，以及区域远期供热参数计算出可选方案的热经济指标见表4。

供热方案（一）再热热段管道开孔抽汽优点是系统简单，控制、调节及布置方便，对锅炉本体及汽轮机本体的影响较小，供热抽汽不会引起再热器的超温；缺点是由于采用高品质的热源直接减温减压，因此热经济性较差。此外，因蒸汽减温器前管道温度太高，减温器前管道及减温器材质需采用进口的A335P91材质，减温器前的阀门需采用进口合金钢阀门，价格昂贵，初投资较高。

供热方案（二）利用压力匹配器混合高排蒸汽+三段抽汽优点：（1）由于采用低品位的热源供热，热经济性优于方案（一）；（2）蒸汽参数较低，管道材料采用国产材料即可，初投资相对较低，且工期可保证；（3）系统配置比较灵活，可根据不同的热负荷参数自由调节。缺点是从高排抽汽有可能引起再热器的超温，导致再热器喷水，对锅炉本体安全性可能造成影响，控制系统接口较方案（一）复杂且调节性能不如方案（一）精确。

2 供热改造后节能效益分析

2.1 节能比分析

电厂供热改造项目年供热量444.95×104GJ，折算到压力1.8 MPa，温度256℃时年供热量约152.25万吨，年供电量为620000万kWh，改造前机组年供电煤耗统计值为311.91 g/kWh，故年耗标煤量为1936100万吨。

2.2 热电分产与热电联产能源利用效率分析对比

按年供热量444.95×104GJ，压力1.8 MPa，温度256℃测算，年供热量约152.25万吨，对热电分产及热电联产能源利用效率计算如下（热电分产以建设相同供热规模的分散供热锅炉和相同供电规模的凝汽机组为对象。供热改造后机组的节约标煤量是指与改造前热电分产耗煤量对比见表5。

热电分产能源利用效率=[年供热量+年供电量×3600kJ/kWh]/[（分散供热锅炉年标煤消耗量+凝汽机组年标煤消耗量）×标煤低位热值]

集中供热锅炉年标煤消耗量=年供热量/（锅炉总效率×标煤的低位热值）

锅炉总效率包括锅炉热效率和自用电量、汽量的影响，按《工业园区热电联产规划范本》的推荐值取为0.75，电厂热电联产与热电分产的能源利用效率评价详见表6。

从上表分析，热电联产的能源利用效率较热电分产提高约4%。实施供热改造项目方案（一）年节约标煤约8.24万吨，方案（二）年节约标煤约8.4万吨，其中方案（一）能源利用效率比热电分产提高1.71个百分点，方案（二）能源利用效率比热电分产高1.76%，两个方案均有良好的经济效益和社会效益。

3 结论及建议

通过对电厂机组供热改造方案分析，推荐采用高压缸排汽+三段抽汽进行配汽的方式为区域提供热源，可在不影响机组正常发电的条件下实现对外供汽，具有较好的经济效益与良好的社会效益。

机组供热改造后，由于供热量的增加，高排抽汽后将会引起再热器超温，根据厂家意见，可通过锅炉自身的汽温调节方式和利用再热系统的事故喷水能实现再热器运行正常，锅炉可不作改造能满足抽汽要求。其中，需要注意机组随负荷降低，再热器喷水减温水量将增大的问题，建议机组低负荷运行时尽可能采用中下磨的运行方式。

参考文献

[1]中国能源建设集团广东省电力设计研究院.佛山恒益发电有限公司2×600MW机组供热改造项目可行性研究报告[R].2014.

[2]刘卫平，沙威，刘新利，等.评价热电联产机组经济性的节能比分析方法[J].中国电力，2010（9）：41-44.

[3]周琳，谭锐，卫栋梁，等.东汽纯凝600MW级火电机组供热改造探讨[J].东方电气评论，2012（2）：8-13.

600MW级火电机组论文 篇3

1 600MW火电机组经济运行情况简要分析

根据火力发电行业近些年的实际表现看, 整体煤耗具有比较明显的降低, 电厂经济效益实现了一定程度的提高。但是, 实际展现出来的煤耗降低的主要原因是对火电装机的结构进行了调整, 在同等容量级别下, 供电煤耗的实际值依然较高。

供电煤耗是衡量发电机组经济性的核心指标, 其可以对机组发电生产的经济性形成全面反应。具体而言, 煤炭质量、机组设计、机组负荷、发电设备以及工作人员等因素都会对600M W机组的供电煤耗造成影响。在供电煤耗的评价指标上, 主要是通过厂用电率、汽轮机热耗和锅炉效率这三个方面进行评价。结合供电煤耗的实际意义可知, 供电煤耗根据计算方式不同可以分为反平衡供电煤耗和正平衡供电煤耗两种形式。反平衡供电煤耗的计算方式是用汽轮机热耗比上锅炉效率、管道效率和标煤发热量等参数之积。由此可见, 反平衡供电煤耗计算方法中的几个关键参数都是供电煤耗的关键评价指标。因此, 在降低600M W机组供电煤耗的过程中, 就可以通过这三个方面进行。

2 600MW火电机组经济性运行指标探析

对火电厂而言, 其发电生产环节可以看作是化学能到机械能再到电能的一个复杂转化过程。根据能量传递规律而言, 能量的形态在发生变化的过程中, 会发生一定量的损失, 比如从机械能转化为热能的时候, 热能总量是小于机械能总量的。在能量转化的过程中, 转化次数越多, 损失的能量总量越大。因此, 分析600M W火电机组的经济性, 就应该从能量损失、效率利用和能量转化等方面进行。

标准煤耗率是衡量经济性的一个重要指标, 其可以分为供电煤耗标准量和发电煤耗标准量两个部分。这两个指标都是按照1KW h电量进行定义的, 电厂向外提供1KW h电量消耗的煤量是标准煤耗, 电厂产出1KW h电量消耗的煤量是发电煤量。由于能量传递损失和网损存在, 供电煤耗标准量必定大于发电煤耗标准量, 只有缩小两者之间的差距, 才能提高600M W发电机组的经济性。厂用电率是衡量600M W机组经济性的另一个重要指标, 其计算方法使用一个生产周期内发电消耗的电量比上总发电量, 这一比值就是厂用电率。通过厂用电率可以看出电厂在发电生产的节能效果, 进而判断其经济性高低。

热耗率和汽耗率是两个评价机组运行过程的经济性指标, 热耗率是指发电机组在生产环节中的热耗量和输出端电功率之间的比值, 汽耗率是指在发电生产的某一环节中, 主流气流量和发电量之间侧比值。这两个率值是衡量600M W机组在生产环节中表现出的经济性的关键指标, 降低供电煤耗需要结合这来年各个指标进行。

根据对电厂实际调研发现, 600M W火电机组的机械效率、发电效率指标以及管道效率基本可以维持在96%到99%这一范围内。由于降耗存在一定的极限值, 即能耗是无法完全避免的, 因此只能使能耗将至最低。由此, 在对600M W火电机组的运行状态进行经济性调整时, 应该根据对应指标先展开经济性衡量, 在进行实际调整。

3 600MW火电机组降低供电煤耗的具体措施

3.1 提升锅炉的运行效率

锅炉是600M W火电机组发电生产的关键, 也是影响其经济性的重要指标。影响锅炉运行效率的因素主要由燃烧不完全、燃烧损失、排烟损失和散热损失等组成。在这几个影响因素中, 排烟损失对锅炉效率的影响最为明显, 其和排烟温度具有密切关联。根据实践统计结果显示, 排烟效率和排烟温度表现出负相关, 即排烟效率会随着排烟温度的升高而降低, 排烟效率每降低1%, 排烟温度就会上升超过10摄氏度。基于此, 必须通过一定措施抑制排烟温度上升, 借此提升排烟效率。这需要对锅炉进行全面的清节, 彻底消除每个受热面上的污垢, 确保锅炉排烟不受影响。值得注意的是, 降低排烟温度虽然可以提升排烟效率, 但是如果温度过低就会导致主汽温度不符合生产需求。因此, 在确保主汽温度的基础上, 需合理控制炉膛中心火焰温度, 防止烟道和空预器出现漏风。

3.2 优化机组运行参数和容量

600M W火电机组在运行过程中, 机组容量对其运行经济性的影响是比较明显的。一般而言, 发电机组的容量越大, 其经济性也就越高。但是, 随着机组容量不断提升, 会导致机组的电效率和内效率上升, 促使热耗率降低。不仅如此, 主蒸汽的温度和压力还会对600M W发电机组的循环效率造成影响, 两者之间保持一个线性的正比关系, 循环效率可以随着主蒸汽温度和压力的增大而增大。在蒸汽流量保持稳定的情况下, 机组的出力会减小, 发电效率会降低, 而维持出力会导致机组运行经济性变差。根据实际统计结果显示, 主蒸汽的温度增加10摄氏度, 就会导致热耗率出现0.3%左右的下降;主蒸汽的压力增加1M Pa, 就会导致热耗率出现0.15%左右的下降。值得注意的是, 主蒸汽温度过高会导致部分材料的腐蚀加剧, 尤其是汽轮机叶片等零部件更加容易被损坏。

3.3 改良机组变工况性能

在额定负荷下运行发电机组, 其经济性是最高的。因为在设定好的运行参数范围内, 可以最大程度保证能量损失在可控范围内。但是, 在600M W机组的实际运行过程中, 负荷是会出现对应变化的, 需要比较频繁地进行调峰和调频, 从而导致运行参数超出设定的合理范围。因此, 需要对600M W机组的变工况进行改良, 确保在符合出现变化时, 运行参数依然可以维持在合理范围内, 实现降低供电煤耗的目标。

4 结束语

600M W火电机组是火电厂的生产核心, 在其发电运行的过程中, 需要对经济性济进行全面评估, 找出存在的相关问题, 通过合理的手段对发电机组的运行状态进行调整, 提高其节能性能, 降低供电煤耗。只有在厂用电和机组本身这两个方面加强优化, 才能提升600M W火电机组的发电效率, 实现供电煤耗降低的目标, 提升电厂经济效益。

参考文献

[1]徐健.600MW机组燃烧器喷嘴烧坏原因分析及治理对策[J].湖北电力, 2012.

[2]高振宝, 杨俊波, 等.600MW级火力发电机组汽轮机房布置方案分析[J].华电技术, 2011.

600MW级火电机组论文 篇4

随着国家对火力发电行业排放要求的提高, 根据《火电厂大气污染物排放标准》 (GB13223—2011) 要求, 2014年7月1日起, 新建及现有火电机组NOx排放浓度<100 mg/m3, 烟尘排放浓度<30 mg/m3。因此国内大量现役火力发电机组需进行锅炉尾气脱硝改造。脱硝改造是在空气预热器前进行, 不增加风机数量, 需要改造引风机, 以提高引风机出力来克服脱硝增加的系统阻力, 因此引风机的改造对脱硝改造至关重要。

为了保证引风机改造成功, 需要对现有烟气系统、脱硫系统进行测试, 对锅炉引风机、增压风机在不同负荷下的热态性能进行试验, 为风机改造提供技术依据, 据此确定风机改造流程及方案。

某电厂锅炉型号为HG-1890/25.4-YM4型, 采用单炉膛Π型布置、固态排渣、平衡通风、全钢构架悬挂结构, 汽水流程以内置式汽水分离器为界双流程设计, 配内置式再循环泵启动系统、一次中间再热、滑压运行, 设计煤种为神府东胜煤, 最大连续蒸发量1890 t/h, 过热器蒸汽出口温度571℃, 给水温度283.7℃。烟气依次流经上炉膛的屏式过热器、末级再热器、水平烟道中的高温再热器, 然后至尾部双烟道中烟气分两路。一路流经前部烟道中的立式和水平低温再热器、省煤器, 一路流经后部烟道的水平低温过热器、省煤器, 最后流经布置在下方的2台3分仓回转式空气预热器, 再经过电除尘器、引风机、脱硫增压风机、脱硫塔、最后经烟囱排入大气。每台锅炉配2台静叶可调轴流式引风机, 其布置方式为垂直进风、水平出风;2台引风机出口合并后设置有1套FGD装置, 每套FGD装置配置1台动叶可调轴流式增压风机;增压风机位于FGD装置进口原烟气侧 (高温烟气侧) , 风机采用卧式 (水平) 布置, 风机进气箱垂直向上。

引风机型号为AN35e6 (V19+40) 型, TB工况设计煤种下风机进口流量461 m3/s, 风机入口全压-3391 Pa, 风机全压4819 Pa, 风机效率85.5%, 风机轴功率2554 k W;BMCR工况设计煤种下风机进口流量401 m3/s, 风机入口全压-3326 Pa, 风机全压3855 Pa, 风机效率85.9%, 风机轴功率1774 k W;THA工况设计煤种下风机进口流量383 m3/s, 风机入口全压-3109 Pa, 风机全压3431 Pa, 风机效率84.0%, 风机轴功率1546 k W;风机转速585 r/min。增压风机型号为SHT3171型, TB工况设计煤种下风机进口流量964 m3/s;BMCR工况设计煤种下风机进口流量859.8 m3/s, 风机全压2560 Pa。

二、风机改造分析与选型

电厂600 MW机组锅炉需要增加脱硝设备, 将电除尘部分电场更改为布袋除尘器, 因此烟气阻力将发生大的变化。改造将取消增压风机, 设置联合引风机克服引风、脱硫、脱硝的阻力, 并考虑后期电除尘部分电场更改为布袋除尘后增加的烟气阻力。

1. 联合引风机选择高转速静调风机分析

静调风机结构简单, 相比动调风机耐磨和维护方便, 但静调风机在机组低负荷时, 效率较低以及高效区不及动调风机宽, 同时高转速静调风机轴承负荷大, 发热量也较大, 轴承温度相对于低转速风机要高。因此在选择高转速静调方案时, 如果能增加变频装置或汽动装置, 则提高了静调风机低负荷效率, 降低了转速, 也使风机更耐磨。

2. 联合引风机选择动调风机分析

高转速动调风机分为高转速单级动调风机和高转速双级动调风机。风机叶轮在对气流做功时, 风机所能提供的压力与叶轮面积的乘积即为气流对叶轮产生的力。对联合引风机而言, 运行工况压力较高, 对叶轮施加的力也就较高。高转速单级动调风机只有一级叶轮叶片来承受气流所产生的力, 在恶劣工况下, 叶片对气流产生激振力的承受能力也就较差, 更容易产生叶片断裂事故, 运行的安全性及可靠性较差。低转速双级动调风机由于转速较低, 相对高转速双级动调风机在耐磨和可靠性上有着很大的优势。但低转速双级动调风机本体及转子部分体积大, 制造成本高。

低转速双级动调风机相比高转速双级动调风机优势明显, 高转速双级动调风机在1个大修期内, 需更换1~2组叶片和密封件, 低转速双级动调风机在1个大修期内不需更换叶片及密封件, 同时叶片磨损小, 风机运行稳定, 效率不会因叶片磨损造成严重下降, 运行经济。

三、引风机试验结果及分析

引风机热态试验结果见表1。

根据表1参数, 将设计工况点及试验工况点标注在引风机性能曲线上, 可以看出:

(1) 从实测的3个负荷点拟合的系统阻力线看, 实际运行风量与设计风量基本接近, 实际系统阻力较设计值低。

(2) 600 MW、450 MW两个负荷点风机实际运行效率与理论效率基本一致;300 MW负荷时风机的实际运行效率较理论效率低10%。

(3) 600 MW负荷时实测的烟气系统烟气量为409.3 m3/s, 与设计参数BMCR工况的烟气量401 m3/s比较, 高2.06%;实测的烟气系统风压为3 307 Pa, 较设计参数BMCR工况的风压3 855 Pa低14.2%, 较TB工况的风压4 918 Pa低22.6%;实际运行参数偏离设计参数较大, 特别是风压偏离较大, 导致风机未能运行在最高效率区内。

四、风机改造计划确定

电厂锅炉系统改造计划及烟气阻力变化见表2。

结合改造前的系统参数及改造后的系统阻力变化情况, 风机改造参数见表3。

风机参数的准确性关系到整个改造工程的成败。通过对风机进行性能测试反映了风机的真实运行状态, 根据测试时的机组实际情况对测试参数进行一定调整, 提出改造后引风机的运行参数。结合风机改造参数及系统改造计划, 在满足改造计划同时提高风机运行效率。

风机改造第一年和第二年采用HU26646-12型风机;改造第三年采用HU26646-22型风机。具体改造内容为:

(1) 保留除原引风机进口膨胀节、进气箱之外的所有风机零部件, 风机基础需重新制作, 电机基础不变, 风机选用HU26646-12, 即风机第一级叶片为低压叶型, 第二级选用高压叶型, 。

(2) 在前期改造的基础上, 若第三年投入第二层脱硝并将电除尘5电场中的后电场改为布袋除尘器, 阻力增加1 200 Pa, 则风机选用HU26646-22型, 现场的改造工作仅需将风机的第一级低压叶片更换为高压叶片, 就能满足改造后的出力需求。

通过对风机进行逐步改造的方式, 达到安全、高效、经济的改造目的。采用引风机和脱硫增压风机合并设置改造措施, 可实现风机的经济运行。

摘要：600 MW火电机组锅炉引风机和增压风机, 改造为联合引风机的分析及方案确定过程。

600MW级火电机组论文 篇5

浙江大唐乌沙山发电有限责任公司4台型号为CLN600-24.2/566/566超临界、一次中间再热、三缸、四排汽、凝汽式、600 MW汽轮发电机组由哈尔滨汽轮机厂提供。在实际运行中,发现其漏汽较重,运行时中分面分开距离达到2 mm左右,导致5、6、7、8段抽汽口蒸汽泄露,温度偏高,其中5段抽汽超温约30 ℃,6段抽汽超温约60 ℃,7段抽汽超温约120 ℃,8段抽汽超温约40 ℃。为了解决机组低压缸的漏汽、抽汽超温问题,本文分析了机组抽汽超温的原因,提出并实施了改造方案,降低了机组的热耗,解决了低压缸抽汽口超温,保证了机组安全、稳定运行。

1 抽汽超温原因分析

低压缸为3层结构,由低压外缸、1号内缸、2号内缸及隔板套组成,虽然温度梯度较平缓,但密封配合面较多,螺栓分布存在不合理性。运行期间一直存在低压缸5、6、7、8段抽汽温度超出原始设计温度,虽然经过了一些改造(适当增加了螺栓的紧力),但没有彻底解决。经过分析,产生的抽汽超温的原因如下:

1) 低压缸在运行中存在较大的内部“不均匀”温度场,易导致中分面变形,引发漏汽,低压进汽没经过通流部分作功,直接漏入5、6、7、8段抽汽夹层,使该处温度偏离设计值。

2) 低压缸是一个较大的焊接成型设备[1],焊点多而且复杂,在焊接过程及去应力处理方面若存在问题,则会产生残余焊接应力,在机组运行后会导致中分面变形,引起漏汽。

3) 低压外缸中部通过密集的螺栓与低压外缸两端连接,低压外缸中部内的撑管较少,刚性较差[2]。在机组启动抽真空时,由于内外压差使汽缸承受较大的外力,可能会引起水平中分面变形。

4) 隔板套中分面较厚,运行中变形,导致漏汽。

5) 隔板套和内缸的密封面接触不良、抽汽插管泄漏、通流部分的汽封间隙不合理,导致漏汽。

2 改造方案

针对以上原因,确定了处理方案:

1)改进承接管法兰、各人孔法兰,主要是垫片改进,选用更高等级垫片。

2)对隔板套、内缸的中分面研磨,消除中分面漏汽。对变形较大处返厂处理。

3)严格按制造厂提供的螺栓热紧方式,最终检测应以螺栓的伸长量为准。

4)将1号低压内缸下部人孔焊死。

5)在隔板套轴向定位面处增加汽封片,如图1所示,对密封面进行处理,保证密封效果。

6) 对汽封的间隙进行调整。在大修期间,由哈尔滨汽轮机厂提供新的汽封下限间隙调整[2]。

7) 对抽汽插管的形式进行改进,由活塞环的形式改为碟片形式,如图2所示。

8)对温度测点元件进行校核。

9)对于低压内缸中分面间隙大的问题,采用新型密封形式,在中分面重新开槽,在槽内增加E型弹簧密封。中分面开槽如图3所示。

3 改造方案实施

改造方案主要结合机组A级检修期间实施,具体实施时应注意以下几点:

1) 2号低压内缸与抽汽管直接相连,给5、6段抽汽口的返厂镗孔工作带来不便。由于2号低压内缸的结构特殊性,抽汽管口加工时,不必将内缸整个抽出,现国内已具备现场镗管口的能力。

2) 在2号低压缸5、6段抽汽口密封环压环螺栓孔加工时,应注意管口的不圆度及外缸的厚度,以防止螺栓孔对外缸造成损坏。

3) 在1号低压内缸密封环焊接时,应尽量避免开槽位置在焊口上,密封环焊接打坡口时应上部坡口大,下部破口小,防止开槽位置在焊口上,给后续的机械加工带来困难。

4) 在低压隔板套加工时,应将隔板变形量测量出来,防止密封片的安装位置太靠近隔板边缘。

4 改造后效果分析

低压缸改造前,5段抽汽超温约30 ℃,6段抽汽超温约60 ℃,7段抽汽超温约120 ℃,8段抽汽超温约40 ℃。低压缸改造后,随着机组不同负荷的变化,抽汽温度略高于设计值[3],可使机组的热耗降低23.81 kJ/kW·h。节约了发电成本,降低了污染物的排放。改造前后抽汽温度对比数值如表1所示。

℃

根据哈尔滨汽轮机厂提供的性能曲线,低压缸效率每提高1%,机组热耗降低31.32 kJ/kW·h;根据机组A级检修前后热力性能试验报告,低压缸效率提高了0.76%,机组降低热耗23.81 kJ/kW·h 。按照折合标煤0.81g/kW·h、机组平均年发电量35亿kW·h、标煤860元/t计算,年可节约资金243.81万元,可见机组低压缸改造后的节能效果较好。

5 结论

1) 机组低压缸改造解决了低压缸抽汽口超温的问题,减少了运行调整,改善了加热器工作环境。

2) 机组改造后节能效果明显,彻底消除了设备存在的不安全隐患,使机组的运行更加安全、可靠。

摘要：针对火电机组普遍存在的低压缸抽汽超温现象,分析了机组抽汽超温的原因,提出了抽汽插管密封方式、隔板套轴向定位面加装阻汽片及消除中分面漏气的改造方案。该改造方案实施后,可有效减少低压缸抽汽超温现象,降低机组热耗,节约能源。

关键词：火电机组,低压缸,抽汽,超温,治理

参考文献

[1]靳智平.电厂汽轮机原理及系统[M].北京:中国电力出版社,2006.

[2]郭延秋.大型火电机组检修实用技术丛书[M].北京:中国电力出版社,2003:114-119.

600MW级火电机组论文 篇6

1 发电机定子吊装方法介绍

1.1 行车吊装定子方法简述

行车吊装定子专用装置主要用于600 MW及以上火电发电机组发电机定子吊装作业。本吊装方法主要是通过在汽机房2台行车上组装临起吊装置, 利用2台行车和4×200 t液压提升装置, 来完成从汽机房零米吊物孔到运转层定子基础的起升、平移及就位工作。

发电机定子吊装专用装置主要由吊梁、长扁担梁、悬挂梁、端梁、液压提升装置组件、钢丝绳和连接件等组成, 它们之间通过销轴连接组合成一套整体起吊系统。专用装置设计经过详细计算校核, 并经过现场应力测试, 完全可满足定子吊装的能力。其步骤是将吊装装置各部件按要求组装成一套起吊系统, 悬挂在2台行车大梁上, 再利用装于吊装装置上的劳辛格升降发电机定子。

1.2 液压提升架吊装定子简述

液压提升架吊装发电机定子主要用于300 MW及以上火电发电机组发电机定子吊装作业。其吊装过程是先在主厂房A排墙外正对发电机横向中心线或发电机基础纵向中心线处组装提升架, 利用移运架上的4×200 t液压提升装置提升发电机定子至运转层, 再通过卷扬机沿拖运轨道将发电机定子拖运至发电机基础上就位。

整个液压提升架吊装系统由3部分组成:吊装架部分, 由移动架及固定架两部分组成;转盘部分, 由上下层转向座及二块环形厚钢板等组成;拖运轨道部分, 由4根高1.05 m, 长12 m箱形梁及2根高0.6 m, 长10.4 m的箱形梁组成。该装置自行设计, 且经过反复详细的强度计算和现场验证, 可满足多地点、不同运行层高发电机定子的吊装。

2 两种定子吊装方法比较分析

2.1 两种定子吊装方法应用情况

2.1.1 行车吊装定子方法应用

由于行车吊装定子专用装置我公司2006年才开始设计制作, 工程运用实践时间不长, 目前已成功完成于长沙电厂、金竹山电厂二期工程的600 MW发电机定子吊装。

华电长沙电厂2×600 MW超临界机组安装工程, 发电机采用东方电机股份有限公司生产的静态励磁式、水氢氢汽轮发电机, 型号为QSFN-600-2-22C, 发电机定子中段净重约248 t, 尺寸规格9 140 mm×3 820 mm×3 860 mm。2007年6月11日从发电机定子吊装准备开始, 到6月14日吊装就位完成。施工全过程处于安全、稳定、快速、优质的可控状态, 以高效率、高速度、高质量完成了吊装任务。

金竹山电厂二期600 MW超临界安装工程, 发电机为哈尔滨电机厂生产水氢氢冷发电机, 型号为QFSN-600-2YHG发电机。定子重量300 t, 外形尺寸为10 420 mm×4 000 mm×4 332 mm。发电机定子于2008年10月9日开始组装吊装专用工具, 到10月14日发电机定子落到基础上。整个定子吊装过程在安全、快速、高效中圆满完成。

2.1.2 液压提升架吊装定子方法应用

液压提升架吊装定子方法于2004年开始使用, 至今已圆满完成了湛江奥里油600 MW、金竹山电厂一期600 MW、鲤鱼江B电厂600 MW等10多个工程的定子吊装任务。

湛江奥里油发电厂2×600 MW工程发电机由哈尔滨电机厂有限责任公司生产, 型号QSFN-600-2, 发电机定子净重300 t, 外形尺寸为1 0420 mm×4 000 mm×4 332 mm。发电机定子采用液压提升装置从A排外吊装就位, 于2005年1月10日开始组装液压提升装置, 到1月17日发电机定子落到基础上。整个定子吊装过程安全、顺利。

湖南华润鲤鱼江发电B厂2×600 MW工程采用东方电机厂有限责任公司生产水氢氢冷发电机, 发电机定子重310 t, 发电机定子采用液压提升装置沿其基础纵向中心线处吊装就位, 于2006年9月22日开始组装液压提升装置, 到10月4日发电机定子落到基础上, 共用12天时间安全、顺利完成。

2.2 两种定子吊装方法对比分析

行车吊装定子和液压提升架吊装发电机定子从安全可靠性、技术上来讲都是可行的, 但从起吊装置、实施过程、经济效益、安全等各方面比较分析, 仍存在较大不同。

2.2.1 起吊装置具体参数比较

起吊装置具体参数比较如表1所示。

2.2.2 实施过程比较

实施过程比较如表2所示。

2.2.3 经济效益比较

(1) 制作费用。

根据实际发生费用统计, 行车吊装定子装置制作费用为102.3万元, 液压提升架吊定子装置制作费用为173.8万元。

(2) 机械费用。

一个台班按300元, 150 t履带吊使用一个台班按8 000元考虑, 汽机房行车不考虑, 通过计算可知:行车吊装定子需使用5 t卷扬机5天, 共需机械费用1 500元;液压提升架吊定子需使用5 t卷扬机和150 t履带吊, 所需机械费用合计约121 200元。

(3) 人工费用。

行车吊装定子人工费用为11 250元, 液压提升架吊定子人工费用为49 500元。

3 行车吊装定子的优越性

从上节对发电机吊定子两种吊装方法的对比分析, 行车吊定子方法从制作、安装、安全等各方面都比液压提升架吊装定子相对要好些, 具有一定的优越性, 具体体现在:

(1) 制作方面:行车吊定子装置部件相对液压提升架吊定子装置的部件要少约70余件, 总重量轻65 t, 因此行车吊定子装置比液压提升架吊定子装置的制作时间少15天左右。

(2) 安装方面:1) 行车吊定子装置相比液压提升架吊定子装置具有部件少、重量轻的特点, 现场便于运输和组装;2) 行车吊定子由于起吊装置安装简单, 且主要利用汽机房行车起吊, 从整个吊装工艺和过程来讲比液压提升架吊定子方法要简便、快捷;3) 行车吊定子由于整个装置放于行车上面, 完全不要考虑起吊装置和定子对地面基础的荷载影响。

(3) 工期方面:1) 行车吊定子装置运输方便, 安装简单, 周围影响因素较少, 大大缩短了整个定子的吊装时间, 相比液压提升架吊定子方法所用时间少了约10天。2) 行车吊定子从汽机房吊物孔进行, 完全不占用汽机房及A排外设备安装的位置和通道, 不要考虑汽机房预留问题, 因此, 行车吊定子方法不会对土建及其他设备的安装工期造成影响。

(4) 安全方面:1) 行车吊定子方法相比液压提升架吊定子方法, 高空作业少, 吊装过程环节简单, 因此, 安全隐患及风险少, 便于现场安全管理和控制。2) 行车吊定子装置全部安装于行车上, 利用行车吊装, 仅需对行车的大梁进行受力校核, 满足要求即可, 相比液压提升架吊装定子校核环节少, 安全可靠性高。

(5) 经济效益方面:从人、机、材等方面对行车吊定子方法和液压提升架吊定子方法的费用计算比较, 行车吊定子的人工费约少3.8万元, 机械费用少12万元左右, 材料及制作费用约少71.5万元, 总计比液压提升架吊定子的直接费用少87.3万元左右。如考虑工期、管理等其它间接成本, 其费用还要少得更多。

4 结语

通过对行车吊定子和液压提升架吊定子两种不同吊定子方法工艺的比较和分析, 认为采用行车吊定子方法具有一定的优越性, 可作为今后火力大型600 MW及以上机组发电机定子吊装的重要参考方案。当然, 行车吊装定子方法, 还可从材料、结构等方面做进一步的深入研究, 达到行车吊定子专用装置的优化设计, 提高发电机定子吊装的高效率和安全可靠性。

摘要：主要针对火电厂600MW及以上机组发电机定子2种吊装方法比较, 从制作、安装、吊装方法、安全及经济效益等方面进行详细的分析, 最终说明了利用行车吊定子工艺的技术先进性。

600MW级火电机组论文 篇7

在我国二次能源结构中,火电厂是最主要的能源消耗大户,约占74%。而在火电厂中,风机是主要的辅助设备之一,其耗电量约占厂用电的25%～30%,其中引风机耗电约占风机耗电量的60%。实际生产中风机经常处于较低负荷运行,风机的流量和全压裕量达到30%～50%,存在着“大马拉小车”的现象,电能浪费严重。因此,对电厂风机进行节能降耗研究有着突出重要的意义[1,2]。

本文以内蒙古通辽霍林河坑口发电有限责任公司的引风机为例,针对该电厂1#机组锅炉引风机安全裕量过大,运行效率较低的问题,提出3种不同的节能降耗改造方案。并对3种方案节能降耗效益进行详细分析与研究。

该电厂1#机组(600MW机组)锅炉引风机及电机设计参数如表1、表2所示。

2 引风机的非调速节能方案

引风机的非变速节能方案主要是指改变引风机本身结构或尺寸和节流调节。

2.1 引风机通流部分匹配改造

现场改变引风机本身结构或尺寸常用的方法是切割或加长叶轮叶片。切割叶轮叶片外径将使引风机的流量、全压和功率降低,加长叶轮叶片外径则相反[2]。

该方法的优点为:根据实际的运行情况来量身定做,改变引风机裕量过大的缺点,提高风机的运行效率。但该方法造价过高,改造工程量大,需要时间长,这对于正在运行中的电厂不一定可行。

2.2 引风机改造后的调节

节流调节即是在管网中装设调节阀门,通过阀门的启闭度,改变管网阻力,从而改变管网特性曲线,达到调节引风机流量的目的[2]。

随着外界负荷的变化,引风机要经常进行流量和压力的调节,即改变引风机工况点。这就需要从引风机的性能曲线或系统管路性能曲线着手。在实际运行中,系统的管路和引风机的型式是已经确定的,采取调节挡板进行节流。引风机节流调节如图1所示,可以看出引风机的p-qv性能曲线与E-Q管路阻力特性曲线的相交于点A,此时的流量为Q1、全压为P1。当采用节流调节来降低流量时,调小挡板,管路阻力特性曲线由OE变为OE′,此时P-Q曲线与OE′曲线相较于点B,B点的流量为Q2、全压为P2,图1中ΔP就是在节流阀中消耗的压头,并且挡板开度越小,即流量调节范围越大,管道阻力特性曲线越陡,ΔP越大,节流损失越大,引风机的效率越低。

考虑到机组运行工况复杂,机组在低负荷工况下运行,流量调节范围较大,造成严重的节流损失,因此,这种方案节能效果不理想。

2.3 引风机改造后的节电效益计算

引风机全负荷运行时的最低全压保证值为5067.9Pa,切割后的叶轮直径为3036mm,即对叶轮外径切割164mm。现对1#引风机在各负荷下的运行数据进行计算,节电效益如表3所示。

注:电价0.25元/kWh。

从表3可以看出1#引风机在切割叶轮外径后节能情况显著,经济效益比较明显,机组年节电费用约58.45万元,总节电量可达233.8万kW。如叶轮改造投资约为80万元(2台),每年收益按117.28万元(2台)计算,该项目投资回收年限不到1a。

3 引风机的非变频调速节能方案

为了实现引风机的变速节能,在机组变负荷运行方式下,引风机常采用液力耦合器变速传动装置实现变速调节[5]。与节流调节相比,变速调节具有较高的效率,而且减少了节流损失。

3.1 液力耦合器调速节能分析

如图2所示,在不同转速下,引风机的p-qv特性曲线与E-Q管路阻力特性曲线的交点就是该转速下的引风机的工况点。由运动相似定律知,引风机的轴功率与转速三次方成比例,当降低转速时,引风机轴功率大大地降低,因此引风机的效率得以提高[6]。

如图3所示,通过液力耦合器变速调节,引风机的流量由Q1降至Q2,其性能曲线也由n=100%ne下的曲线变为n=X%ne下的曲线,并与管路阻力特性曲线相交于C点,即C点为引风机的运行工况点。若通过节流调节,根据引风机节流调节特性知,引风机的性能曲线不会发生改变,引风机的运行工况点也变为B点。因此液力耦合器变速调节节省功率为:

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式中:NJ—节省功率,kW;

Q2—引风机流量,m3/h;

η—引风机效率,%。

由式(1)可知,引风机流量调节范围越大,通过液力耦合器变速调节节省的功率值NJ越大[6]。

3.1.1 液力耦合器调节的优点

1)电机可以空载启动,减少启动电流对电网的冲击,降低启动电流,节约电能。

2)具有过载保护能力。由于液力耦合器是柔性传动装置,当负载制动时,电机仍能继续运转。

3)具有隔离振动能力。

4)调速范围大,可以输出无级连续变化的转速。

3.1.2 液力耦合器调节的缺点

1)大容量的液力耦合器需要一套管路系统和辅助设备,一次性投资增加,使设备复杂化,增加故障率。

2)在运转中,转速随负载变化而变化,不能够得出精确的转速比。

3)液力耦合器一旦发生故障而停机,引风机也不能工作。

虽然液力耦合器调速与节流调节相比较具有显著的节能效果,但是耦合器的调节效率就等于传动效率,产生的转速损失较大,并且在负荷调节范围较小时,采用液力耦合器调节不一定比节流调节经济性好,因此该方案仍属低效变速装置[5]。

3.2 液力耦合器调速节电效益计算

节电率μ的计算式:

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式中:μ—节电率,%;

i—转速比;

ie—额定工况点转速比,假设ie=0.98。

机组在不同负荷下运行时,引风机经液力耦合器调节后转速发生变化,其节能效益如表4所示。

由表4可以看出,1#引风机在液力耦合器变速调节后节能情况显著,经济效益比较明显,机组年节电费用约118.52万元,并且1#引风机总节电量可达474.08万kW。

如叶轮改造投资约为160万元(2台),每年收益按238.27万元(2台)计算,当年就可以回收引风机改造投资费用。

4 引风机的变频调速节能方案

按照电机学原理,风机的转速n(即电动机的转速)满足:

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式中:n—电动机的转速,r/min;

n0—电动机同步转速,r/min;

f—电动机运行的频率,Hz;

s—滑差,s一般较小,取0～0.05;

p—电动机定子绕组的极对数。

通过式(3)可知由于s一般较小,电动机的实际转速约等于电动机的同步转速,通过改变电源频率f就能改变电动机的实际转速。

4.1 引风机变频调节节电效益计算

以1#引风机为例,1#引风机在采用变频调节后节电效益,如表5所示。

注:电价0.25元/kWh。

从表5可以看出1#引风机在采用变频调节后节能情况显著,经济效益比较明显,在其使用寿命期内节电费用约170万元,并且1#引风机总节电量可达679.2万kW,节能效果令人满意。

如变频器容量取5300kW,假设高压电动机加装变频器后投资按800元/kW左右计算,投资约为848万元(2台)。

每年收益按329.25万元(2台)计算,利率按5.5%计算,可得该项目投资回收年限约为3a。但是年利率和投资回收年限并不是固定不变的,而是随机组负荷变化而变化,需要对变频器的投资收益比进行详细的计算后才能决定投资与否。

4.2 引风机变频调节的优缺点

4.2.1 引风机变频调节的优点

1)引风机变频调速改造后,应用变频器软启动功能,峰值时间、峰值电流减少,避免电动机直接启动引起的电网冲击和机械冲击,延长引风机的使用寿命。

2)引风机大部分在低负荷下运行,转速的降低,减小机械振动,噪声和磨损,提高了运行的可靠性、延长了机械寿命,节省大量的检修费用。

3)变频调节时引风机入口挡板全开,减少节流损失,并且引风机升降转速平稳,能够满足频繁的调峰需要,节约电能。

4)采用变频器对锅炉引风机进行压力、风量调节,调节过程中平滑灵活可靠,变频调节非常方便、控制精度高、炉膛负压容易控制,也非常稳定[7]。

4.2.2 引风机变频调节的缺点

1)变频调速装置复杂,技术含量高,设备前期投资高。

2)变频器产生的高次谐波使电机附加损耗增加、温升增大,导致电机效率、功率因数降低,同时增大噪声和对无线电通讯的干扰。

3)变频器产生的高次谐波会使电机转矩产生脉动,当脉动频率与装置固有频率接近时,装置会发生共振现象。

4)高压变频器包括变频器和相关配套的设备,其占地面积较大[8,9]。

4.3 变频调速节能与其他节能模式的对比

与应用切割叶轮外径和液力耦合器变速调节等其他节能模式相比,内蒙古通辽霍林河坑口发电有限责任公司的引风机采用变频调节,取得了相当显著的节能效益(见表6)。

5 结语

综上所述,3种节能降耗改造方案都可以有效地消除裕量,提高机组经济效益。但是对于节流调节,流量调节范围越大,节流损失越大,引风机的效率越低,而液力耦合器作为低效调速方式,其转速损失较大,并且在负荷调节范围较小时,采用液力耦合器调节并不一定比节流调节经济性好。变频调节作为高效调速方式,其调速精度最高,调速范围广,采用软启动,对电网无冲击,设备投资较高。从长远的经济效益看,变频调速节能方法是实用、可靠、先进的改造方案,其节能效益可观,是有效减少能量消耗的方法。

摘要：针对目前的引风机裕量过大、运行效率低的问题,提出了3种节能降耗的改造方案:非调速节能方案—切割引风机叶轮外径,非变频调速节能方案—液力耦合器调节,变频调速节能方案—变频调节。以内蒙古通辽霍林河坑口发电有限责任公司的1#机组引风机为例,对3种方案进行详细分析与研究,并对经济效益进行对比计算,从长远的经济效益看,变频调速节能方法是实用、可靠、先进的改造方案,其节能效益可观,是有效减少能量消耗的方法。

关键词：引风机,结构改造,液力耦合器,变频调节,节能降耗

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600MW级火电机组论文 篇8

1 直接空冷系统原理

在以往的水冷汽轮机所排出的气体就会进到凝汽器中, 根据不断的循环从而让水制冷让后在凝汽器管的里面的汽机进行排气;直接空冷凝汽器的构造是由多个管径的一个一个椭圆形状的翅片绑在一起形成的散热体系, 汽轮机中排出的气体进到空冷凝汽器的散热设备中, 然后通过空冷凝汽器的散热设备里面, 由空气冷却机排出气体, 河阳空气和蒸汽相互作用, 从大气排出热量, 对里面存在的蒸汽进行冷却。空冷凝汽器它的散热系统包括若干个像“A”这种形状的翅片管组成的, 而且每一个组管都存在较多的散热系统, 直接空冷系统普遍采用的系统是机械式强制通风的这种方法进行。

空冷凝汽器的散热系统可以分为以下两种形式:一种形式是顺流管束, 在这种管束中, 蒸汽和凝结的水从像“A”型的屋顶从上面向下面流淌, 没有冷却的蒸汽与已经凝固水是从下面凝固中的水进行收集, 较大多数的蒸汽都会通过顺流管束进行冷却的;另一种形式是逆流管束, 在这种管束中, 蒸汽和已经凝固的水流淌的方向是不一样的, 没有进行冷却的蒸汽是从下面到上面进入到逆流管束里面。

汽轮机排出的气体要通过顺流方式的管束与逆流方式的管束进行冷却以后, 仍然有一小部分的气体没有形成气体, 对于这些没有形成的气体, 比如是空冷凝汽器里面由于死角的原因没有形式这样不仅对蒸汽形成凝结有一定的影响, 而且也会让凝汽器在寒冷的季节出现冻结的情况, 这些没有形成的气体最终会流入到逆流方式的管束上面, 这样就会聚集在空气集管的里面。集管进入到空气管线和抽真的系统之间相互的连接, 这样可以方便空冷凝汽器里面抽出没有形成的气体。汽轮机排出的气体因为冷饮以后形成了冷凝水, 这样就由冷凝水通过不断的收集联箱排进汽轮机排出气体的设备里, 最终进入到凝结水箱里。

2 直接空冷系统介绍

空冷凝汽器是由翅片管管束、蒸汽分配管、管束上下联箱、支撑管束的钢构架等组成, 其冷却元件采用传热效率高、空气阻力小、强度高的镀锌钢, 能够完全满足安装、运行、维修、冲洗的要求。

空冷系统能满足各种条件下的工况 (包括冬季、夏季、不同负荷、机组启停、旁路运行等) 运行, 机组在冬季的启停或低负荷运行过程中有可靠的防冻措施, 保证空冷凝汽器管内不冻结。

空冷风机运用的方式是根据轴流风机进行, 配电的电机有以下多种功能, 包括:可以起到防潮的作用、防止灰尘以及能够较好的适应周围的环境。导风筒和叶片是应用轻薄, 可以预防腐蚀的材料制成的。风机装设震动中预防系统, 如果发生异常的振动, 就可以实现开关的功能, 第一时间把风机关闭。风机是根据频率来控制速度的,

为了保护电机的使用寿命, 要在电机在开始工作时的时候设置到不高于10%的地方, 根据频率对风机进行任意的改变, 甚至可以在较小功率的条件下, 也可以关闭。风机的转速可以达到100%以上, 最高的时候到110%。可以在10%到110%运作, 逆流运作的风机可以转换成反方向运作。每个风机都有单独排出气体的通道, 这样可以保障空气能够顺利的进入和热的气体出去, 风机与风机中间都有防止声音的设备, 这样可以防止相近的两个设备产生干扰。

3 空冷系统的自动控制

3.1 空冷系统步序控制

根据负荷的变化, 空冷系统采用改变散热面积和散热速度等方法保持排汽压力稳定, 称为功能组步序上切或下切。托克托电厂空冷系统采用8排7列布置, 每排的第二台和第六台风机为逆流风机。

机组真空建立后, 可以投入空冷程控, 当外界温度低于2℃启动时, 空冷程控从风机步序1启动, 开启中间四排凝结管束, 引入蒸汽, 一段时间后排汽压力大于设定值, 进入步序2, 启动已进汽的管束的逆流风机, 启动后用压力控制回路通过风机转速调节排汽压力。当排汽压力继续升高时, 向上进入步序3、4, 当在步序4维持一段时间后, 排汽压力继续升高时, 向上进入步序7、8, 如果排汽压力继续升高, 向上直接进入步序12。当外界温度高于2℃启动时, 空冷程控从风机步序9启动, 开启所有八排凝结管束人口蝶阀, 引入蒸汽, 当排汽压力升高时, 依次进入步序10、11、12。上切步序时, 风机转速切换到10Hz, 步序切换稳定一段时间后, 当所有管束出口的冷凝物的温度大于35℃, 且大于环境温度5℃时, 如存在压力偏差, 再进行风机转速调节或进行步序的切换。空冷程控在除去步12序以外, 如果有风机运转, 频率都控制在10—20Hz, 只有在步序12, 风机转速才可以在10—50Hz之间运行。在夏季高温环境下, 如果自动调节仍不能满足需要时, 可手动将风机频率设到55Hz的超频状态运行。

3.2 空冷程控的下切过程

空冷程控步序下切过程为, 当排汽压力小于设定值时, 空冷程步序将向下切换, 如当前程控步序处于步序12, 则降低风机转速, 如风机转速降低到最小值10Hz保持一段时间后仍然排汽压力小于设定值, 则下切到步序11, 风机转速维持到10Hz, 步序切换后, 要稳定一段时间后, 如存在压力偏差, 再进行风机转速调节或进行步序的切换。步序11向下切换到步序10, 步序10向下切换到步序9, 步序9向下切换到步序5, 步序5向下切换到步序1。当环境温度小于2℃时, 步序最终下切到步序1, 否则下切到步序9。空冷程控步序切换不是按照步序顺序依次向上或向下切换的, 而是按照节能的目的经过计算通过扩大或减小凝结管束的散热能力来进行步序的切换。

4 结论

通过上述内容的总体论述, 可以看出本套装置中的空冷系统进行自动控制时运行都正常, 而且系统运行时都很顺利, 可以看出直接空冷热控技术对电火厂的发展起着重要的作用。所以, 随着科学的不断进步, 现代化的脚步逐渐加强, 也预示人们要通过不断的完善设备, 不断的探索研究, 研制出创新的产品来发展我国的电力工业, 通过从实践中积累经验, 不断的完善, 争取能够很好的服务于社会。

摘要：随着电力工业不断的发展以及对环保工作更加严格的要求, 直接空冷技术在在电力工业中起着重要的作用。空冷热控系统有较多的优势, 本篇文章主要论述空冷热控技术在火电厂中的使用以及对采用的方法进行合理的分析, 希望可以给相关人员借鉴, 仅供参考。

关键词：直接空冷,火力发电厂,热控自动化

参考文献

[1]刘建军, 陈汝刚, 刘东民, 吴炜, 刘元春.直接空冷火电站废热再利用系统[J].节能技术, 2012 (5) .