蒸汽联合循环机（精选9篇）
蒸汽联合循环机 篇1
摘要：燃气蒸汽联合循环机组是一种新型的节能机组, 对于现代社会的发展有着十分重要的作用与价值。燃气蒸汽联合循环机组要想实现正常工作必须充分重视机组的配置问题, 本文就是针对燃气蒸汽联合循环机组的配置进行了简单的分析, 希望对我国燃气蒸汽联合循环机组的发展起到一定的启发作用。
关键词：联合循环机组,配置,发电机
近些年来, 我国经济获得了快速的发展, 人们的生活水平有了显著的提高, 但是与此同时也带来了一些问题, 其中能源问题就是制约我国乃至世界经济发展的重要因素。为了解决世界经济发展中的能源问题, 世界各国各显神通, 想方设法进行能源的节约或者再次利用。燃气蒸汽联合循环机组就是实现能源综合利用的设备, 对于现代社会生产和能源的综合利用有着十分重要的价值与意义。本文探讨的主要内容就是燃气蒸汽联合循环机组的硬件配置问题, 以此来促进我国燃气蒸汽联合循环机组硬件配置研究工作的进一步发展。
1 燃气蒸汽联合循环机组概述
燃气发电机在我国起步较早, 但是其发展速度十分缓慢, 并没有实现技术的突破。早期的发电机组大多是容积相对较小的燃机, 对于现代经济发展理念显然是不相适应的。到上世纪90年代燃气蒸汽联合循环机组才逐渐出现并开始发展。现阶段我国生产和使用的燃气蒸汽联合循环机组都是单轴联合循环机组, 这些机组的主要特点是在实际的工作过程之中需要燃用重油, 国内使用天然气作为燃料的机组尚属少数, 规模相对也较小, 仍然不能满足我国现代经济社会对于设备的需求。
2 燃气蒸汽联合循环机组配置型式
燃气蒸汽联合循环机组是一种先进的节能机组, 可以更好的促进能源的综合利用, 解决现代社会对于能源的需求, 不断的满足经济社会的发展。燃气蒸汽联合循环机组在实际的安装设计过程之中, 经常面临的问题就是机组的配置问题, 这是燃气蒸汽联合循环机组的核心环节, 对于燃气蒸汽联合循环机组的正常工作有着十分重要的价值。
燃气蒸汽联合循环机组的设备配置很多, 其中较为主要的设备配置有:燃气轮机、余热锅炉、蒸汽轮机、发电机、电气设备、控制设备及其配套设施。为了进一步的针对燃气蒸汽联合循环机组进行研究, 并对其设备配置进行相关的分析, 我们在实际的操作过程之中将燃气蒸汽联合循环机组按照轴系进行了布置与分类, 具体可以分为单轴和多轴联合循环燃气蒸汽联合循环机组。这是燃气蒸汽联合循环机组最为常用的分类方式, 也是燃气蒸汽联合循环机组最为科学的分类方式。本文就针对这两种循环机组的硬件配置问题进行系统的论述:
(1) 单轴燃气蒸汽联合循环机组单轴燃气蒸汽联合循环机组的硬件配置相对较为简单, 主要是由燃气轮机、发电机组、余热锅炉以及蒸汽轮机组成, 这些设备与蒸汽轮机进行同轴传动, 以此来带动发电机进行工作。该循环机组之所以称之为单轴燃气蒸汽联合循环机组就是因为这种循环机组在实际的工作过程之中只依靠一个轴带动发电机进行工作。单轴燃气蒸汽联合循环机组的结构较为简单, 出现的时间较早, 但是其机组效率仍然存在一定的不足, 无法实现能源的进一步节约, 因此, 现阶段单轴燃气蒸汽联合循环机组正在被更为先进的循环机组所替代。
(2) 多轴燃气蒸汽联合循环机组多轴燃气蒸汽联合循环机组主要是指燃气轮机和蒸汽轮机分别带动各自发电机的联合循环。这种燃气蒸汽联合循环机组的主要优势是可以实现多个发电机的联合循环, 通过这种方式可以促进能源的进一步利用, 提高燃气蒸汽联合循环机组的机械效率, 这是现代社会节能理念的集中体现, 也是现代社会发展之中十分重视的方面。多轴燃气蒸汽联合循环机组根据其所配备的燃气轮机数量可以进行具体的分类, 一般都“1拖1”、“2拖1”、“3拖1”“4拖1”等, 这种燃气蒸汽联合循环机组总称为“X拖1”。多轴燃气蒸汽联合循环机组的设备配置主要有X台余热锅炉、X台燃气轮机发电机组以及一台相应容量的汽轮发电机组组成。在实际的设计与机组配置选型过程之中, 考虑到机组运行与管理的简化, 一般不提倡采用4台及以上燃气轮机配1台汽轮发电机组的联合循环。“3拖1”多轴燃气蒸汽联合循环机组机组配置中, 对各设备匹配性要求较高, 设备及管道布置复杂, 建设及运行成本较高;处于机组及电网运行安全性和经济性的考量, 在装机规模拟定阶段, 需要分析评价的运行工况要远远多于“2拖1”和“1拖1”, 同时机组启停流程和联锁控制也相对复杂, 因此“3拖1”多轴燃气蒸汽联合循环机组在已投运的燃机电厂中并不常见。在实际的燃机电厂装机规模拟定阶段, 可将“2拖1”和“1拖1”作为一个独立单元进行热平衡和经济分析, 并联多个单元即可实现较大的装机容量, 大大简化了设计、采购、施工和运行流程, 提高了效率的同时实现了机组配置的模块化、标准化, 因此本文推荐“2拖1”和“1拖1”的多轴燃气蒸汽联合循环机组作为首选的单元机组配置。
3 结束语
燃气蒸汽联合循环机组的配置对于整个机组的正常工作与安全经济运行有着十分重要的价值与意义。在进行燃气蒸汽联合循环机组的设计过程之中必须充分的重视联合循环机组的配置问题, 只有科学的机组配置才能实现燃气蒸汽联合循环机组稳定、经济、安全、可靠的运行。
参考文献
[1]刘伟, 袁益超, 刘聿拯.燃气-蒸汽联合循环余热锅炉及其影响因素分析[J].电站系统工程, 2012 (02) :5-8.
[2]焦树建.论余热锅炉型联合循环中双压再热式余热锅炉的特性与汽轮机特性的优化匹配[J].燃气轮机技术, 2011 (02) :14-23.
蒸汽联合循环机 篇2
分子公司： 大唐国际发电股份有限公司
所在单位：浙江大唐国际绍兴江滨热电有限责任公司
岗位职务：
设备维护部主任助理
姓
名：
刘建生
申报类别及等级： 专业技术 类 基层企业级 申报专业名称：
燃气轮机
编号：
Ⅱ-10
电子档案制作时间： 2016 年月 20 日
一、个人基本情况
学历、学位证书：
专业技术资格高工证书（电力工程技术）：
专业技术资格中级证书（计算机水平考试）
技能鉴定技师证书：
集团公司职业资格证书：
河北省质量管理小组诊断师：
二、申报成果
（一）2014-2015 单项成果一：
1、成果摘要：集团公司2014-2015专业技术类C级112人才
2、证明材料：
单项成果二：
1、成果摘要：大唐国际发电股份有限公司安全生产专家库A级专家（2013年1月1日--公司2014年12月31日）
2、证明材料：
单项成果三：
1、成果摘要：浙江省省级综合类安全生产专家
2、证明材料：
单项成果四：
1、成果摘要：三菱M701F4燃机透平冷却系统优化方案的应用获中国电力建设企业协会科学技术成果二等奖
2、证明材料：
单项成果五：
1、成果摘要：《天然气电厂余热锅炉给水泵叶轮损坏原因分析与处理》发表于核心期刊《水泵技术》
2、证明材料：
单项成果六：
1、成果摘要：《天然气清洁品质对燃气发电机组的影响分析》发表于中国石油类核心期刊《天然气技术与经济》
2、证明材料：
单项成果七：
1、成果摘要：《浅谈燃气电厂余热锅炉受热面设计特点》获大唐国际优秀科技论文一等奖
2、证明材料：
单项成果八：
1、成果摘要：《天然气增压机后冷却器泄漏对策研究》获大唐国际优秀科技论文二等奖
2、证明材料：
单项成果九：
1、成果摘要：天然气发电厂埋地天然气管道泄漏测量装置实用新型专利证书
2、证明材料：
单项成果十：
1、成果摘要：循环水泵电机冷却水系统实用新型专利证书
2、证明材料：
单项成果十一：
1、成果摘要：余热锅炉充氮保养及控制系统实用新型专利证书
2、证明材料：
单项成果十二：
1、成果摘要：燃机压气机水洗系统实用新型专利
2、证明材料：
单项成果十三：
1、成果摘要：编写、修订绍兴江滨热电检修规程、技术标准、管理标准
蒸汽联合循环机 篇3
电力工程建设，百年大计，总体目标把控“质量、安全、进度、造价”，建设精品工程。
初步设计专业审查！热控涉及，全厂DCS网络是否分段、单元机组网络分开与否，是否需要“一键启停”功能，厂级监控系统的构建。
设计院技术规范书出稿时间！燃气蒸汽联合循环电厂热控专业所辖标段包括：分散控制系统（DCS）、全厂消防联动火灾报警系统、调节阀、全厂工业电视监控系统（包括电子围栏）、在线烟气监测系统（CEMS）、热控仪表成套设备、热控实验室设备、全厂SIS系统、热电管理信息系统（供热机组）。（按照以上顺序出技术规范书，满足工程基建流程工艺需要，贴合基建要求），对接设计院热控主设。
分散控制系统DCS是热控专业乃至整座电站核心设备，制约其技术规范书出稿，一个重要的因素是全厂IO点表的预估，解决方案：参考同类型已建成项目，分系统来预估IO点表，热控是一个与电气、机务、化学、锅炉等其他专业交叉专业，IO点表及仪表相关设备的提资工作量较大，建立厂家通讯录，制定相应的提资表格，提高效率。
热控造价把控。建安工程总包合同，弄清楚全厂IO点的预估，包括相关电缆量等，预留5%～10%的裕量设计。
根据项目工程里程碑节点计划，倒排热控施工一级计划。到现场开工建设后，联络电建施工单位热控负责人，按土建、机务二级网络计划，倒排热控网络二级施工计划。包括现场的施工安全。
到热控设备安装期，核对图纸设计与实际安装工艺，及时和施工方、设计院沟通，通过邮件、传真、工程联系单（协调电建单位）。
无锡蓝天燃机热电工程一共出具13份热控设计变更，其中火灾报警系统有3份，
RK001设计变更已执行，原因；火灾报警设计未按最新GB50058-2014《爆炸危险环境电力装置设计规范》执行。
RK002：设计变更未执行，变更原因：集中控制室内火灾报警盘背面要求具有一米的检修空间，现场解决方案：通过延长盘柜后方控制电缆的距离，火灾报警控制盘挪出现场检修措施，没有调整控制盘柜的位置。
RK010：设计变更已执行，变更原因：火灾报警系统接线布置图修改：变更原因：主厂房8.5米层之前没有设计红外对射检测探头，现场加装三组对射装置。
RK003：设计变更已执行，变更内容：锅炉补给水系统增加一台反渗透装置浓水复用、排放流量测量装置，每台机组循泵出口供水母管增加1个压力变送器；增加3台天然气调压站流量计算机与天然气调压站DCS远程柜的LC卡的通讯电缆。
RK004：设计变更已执行，变更内容：ETS机柜接受2路220VAC电源，一路由UPS机柜供电，另外一路由电气MCC供电。抽气快关阀增加全开/关信号（DI），增加紧急关指令（DO）。高压启动油泵出口增加一个双支铂热电阻（12MAV10CT101）及相关接线增加。
RK005：设计变更已执行，变更内容：辅控楼会议室温度、辅控楼工程师室温湿度仪接线方式修改，电气相关点到DCS机柜DI点公共端的跨接修改事宜。（此处不符合DCS系统分散控制要求，属于设计缺陷）
RK006：设计变更已执行，变更内容：锅炉380VAC电源柜母线电源故障（10CBB00CSB02R003）、锅炉220VAC电源柜母线电源故障DI点取消（厂家图纸修改导致）。增加#1～3自清洗过滤器的进线电源。（厂家图纸修改导致）
RK007：设计变更已执行，变更内容：每台炉增加锅炉电源柜至CEMS电源箱的UPS电源电缆和伴热电源电缆各1根（设计遗漏）。#1汽机房相应设备已关闭（J0CYE00CBD00R001）、#2汽机房相应设备已关闭（J0CYE00CBD00R002）由DI点修改为DO点。（厂家图纸修改导致）
RK008：设计变更已执行，变更内容：循环水泵摄像机视频信号电缆由网线改为光纤（根据现场实际情况），除盐水箱单法兰液位变送器的一次门，型号修改为J41H P1.6，DN50，共计2个。（设计遗漏），根据汽机厂的到货情况，增加凝汽器热井水位3（12MAG10CL103），每台机组1台导波雷达液位计（汽机厂图纸不完善导致）。
RK009：设计变更已执行，变更内容：增加冷却塔进口电磁流量计动力电源。增加化水废液泵出口电磁流量计（原为平衡流量计）电源.。增加循泵冷却风扇电机的控制。380VAC变频电机增加冷却风扇的停止反馈信号。每台机组增加润滑油滤油器前后差压开关的220VAC电源2根。（设计遗漏）
RK011-012：设计变更已执行，变更内容：高低旁DI测点修改，真空泵、开闭水泵温度测点数量修改。（厂家资料变更）
包括化学区域室外的变送器取样管，应该考虑保温箱，加装电伴热。室外的电动执行机构应该设计防雨罩。
设备调试期，做好与调试单位热控专业对接联络，将现场DCS组态逻辑与二联会定稿的逻辑联锁保护说明书核对（在DCS逻辑组态之前，组态方编写DCS逻辑组态说明书，提交生产准备部相关专工审核定稿，后开始DCS逻辑组态工作），DCS设备到现场安装就位，搭建现场DCS网络，工程师站现场配置，开始现场逻辑核对工作（将定稿后的逻辑说明书转调试热控与DCS组态核对），把现场组态不符的逻辑做好统计，和DCS现场服务工程师对接修改。
厂家资料收集，将温、压、流、振动、位移等相关保护定值整理成册，在分系统调试、信号联调时安排调试单位将其在DCS逻辑组态中修改完成。
在机组整套启动前，将容易误动的热控保护逻辑梳理，召开热控逻辑定值保护讨论会，邀请项目总工参加，形成终稿，签字公示，执行下装修改。
安装做到与设计图纸一致、DCS逻辑组态与逻辑说明书一致。
南汽9E燃机机组热控调试顺序
1、南汽厂9E燃机机组MARK盘上电条件：TCC内部接线已完成（南汽电气、热控厂家调试TA）燃机就地控制室MCC上电、直流蓄电池组上电调试完毕、直流屏已调试完毕（需要南汽协调直流屏厂家到现场配合调试）。
2、MARK盘上完电，冷却通风风机具备试转条件，试转风机。
3、燃机专业的油循循环结束、油质合格后，油泵保护联锁试验。
4、CO2保护模块，IGV等相关模块调试、可燃气体检测模块调试、TSI系统静态调试。
5、4个燃料伺服阀调试、防喘阀调试。
6、燃机调试的下一个节点就是盘车/高盘。
7、燃机假点火试验。
8、燃机点火、燃机熄火保护试验。
9、燃机全速空载、假同期、单个控制器死机冗余试验。
10、燃机一次调频、一次调频在线监测试验。
每天晚上制定第二天的调试计划，EXCLE表格梳理当天存在的调试缺陷，及时联系处理。
蒸汽联合循环机 篇4
现代工业生产, 往往造成对环境的污染。燃气轮机燃烧室的燃烧产物中的NOx直接参与化学烟雾的形成, 造成对环境的污染。因此应采取措施把燃气轮机NOX的排放量限制在符合环境所要求的水平。目前使用的控制NOx含量的方法, 主要有两种, 一是研制低污染燃烧室 (干法) , 另一种是往燃烧室中喷射水蒸汽 (湿法) 。当然燃烧室中燃烧区的温度超过1650°C时, 会有较多的氮氧化物生成, 排放后造成对环境的污染。往燃烧室中喷人适量蒸汽, 降低燃烧区的温度, 消除NOx的生成条件, 这是“湿法”控制NOx含量所依据的基本原理。[1]
由于电厂燃气轮机按P G6581B型改造后, 提高了机组燃烧室燃烧区的温度, 这使排气中氮氧化物 (NOx) 的含量增加。为减轻电厂烟气中污染物对环境空气环境的影响, 将对燃气轮机采用低氮燃烧技术控制燃烧温度, 以有效地控制NOx排放量。电厂采取往燃烧室里喷入适量蒸汽的方法, 降低燃烧室燃烧区的温度, 从而消除NOx的生成条件。蒸汽喷射系统就是为此目的而配置的, 喷入燃烧室的蒸汽量与喷入燃烧室的燃料量应满足预先规定的比例。
二、蒸汽喷射系统的设备构成及流程图
电厂使用G E公司喷射蒸汽降氮的方法和设备来降低氮氧化物排放的。
系统流程:蒸汽取至过热蒸汽母管, 经一级减温减压器、蒸汽回注控制阀及截止阀后, 通过燃烧室十支支管注入燃烧室。减温减压器的减温水来自锅炉给水母管;而蒸汽回注控制阀及截止阀控制进入燃烧室的蒸汽量与燃料量的比例。
图1是蒸汽喷射系统的管路图
绕着压气机壳体的环形母管喷到燃烧室火焰筒中去的。下面我们结合系统图来说明系统中各个设备的作用与功能:
1. 由马达定位的阀门, 用作隔离阀。位置开关33SJ-1用来指示阀门是打开还是关闭。
2. 减压阀V/R30, 限制蒸汽供给压力。
3. 压力变送器96P J测量蒸汽供给压力, 以供计算蒸汽流量和保护使用。
4. 带有两个压差变送器 (96S J-1,
-2) 的表管和孔板装置是测量蒸汽流量的主要设备。两个压力变送器是采用分区方式工作的, 96SJ-1监测低流量, 96SJ-2监测高流量。和采用一个变送器相比, 采用两个变送器在整个流量范围内提高了测量精度。
5. 热偶ST-SJ测量孔板后的蒸汽温度, 以供计算蒸汽流量和保护作用。
6. 截止阀, 它在电磁阀20S J-2带电
时, 靠加压空气打开。位置开关33SJ-2指示该阀门是打开还是关闭。
7. 当电磁阀20B S-1, -2带电时, 两只
凝结水排放阀靠压缩空气打开来排放凝结水。分别有两个位置开关 (33SB-1, -2) 用来指示这两只阀门的位置。
8. 蒸汽控制阀由一个电动—机械马达
执行机构来控制位置, 达到控制蒸汽喷射量的目的。执行机构接受来自控制盘得方向 (开或关) 信号和驱动脉冲信号。位置开关33CJ指示蒸汽控制阀是打开还是关闭。[2]
三、蒸汽喷射系统的投入与退出
A、系统投入
1、燃气轮机正常启动并网, 燃机负荷大于30%基本负荷。
2、锅炉、汽机正常启动运行。
3、减温加压器的投入:
3.1预热程序:将减温减压器的减压阀稍开 (约全程的5%) , 关闭减温减压器减温水进口处的截止阀, 全开减温减压器入口电动阀门, 全开减温减压器前电动疏水阀, 然后慢慢地打开主蒸汽至降氮系统的手动截止阀, 输入新蒸汽进行预热, 预热蒸汽压力应在0.02-0.05Mpa之间, 预热时间大于30分钟.
3.2试运行:预热结束后, 打开减温水进口截止阀, 并逐渐开启手动截止阀, 按每分钟升高0.1-0.15Mpa速度逐渐升压, 同时手动操作减压阀和给水分配阀, 使蒸汽的压力和温度达到使用要求 (温度及压力须GE确认) 。在升压过程中, 当压力升到额定压力的50%时, 用手动使安全阀起跳。检查安全阀的启闭是否灵敏, 同时检查安全阀排放管路情况, 确认后按规定定好安全阀的开启压力。打开疏水阀, 排除冷凝水。通过调整, 使蒸汽参数达到规定值。
4、检查系统有无泄漏、振动、疏水管线是否正常。
5、把减温减压器投入在自动位置, 必要时进行手动调节。
6、在P L C上投入蒸汽喷射系统自动, 进入MARKVI控制程序。
B、系统在下列情况应退出:
1、巡视检查系统存在严重泄露时, 停止系统运行。
2、系统存在严重水击的情况下, 停止系统运行。
3、仪表风存在严重泄露时, 停止系统运行。
4、水处理制水系统严重不足时, 已经危机机组安全运行时, 停止系统运行。
5、如因蒸汽喷射系统投入, 导致燃机排气幅差温度接近或达到报警时, 停止系统运行。
C、系统退出:
1、关闭主蒸汽至降氮系统手动截止门。
2、P L C盘面停运蒸汽喷射、减温减压系统运行。
3、打开系统疏水阀。
4、检查疏水、系统正常后, 关闭阀门。
四、结论
针对NOx生成机理, 采取向燃烧室注入少量蒸汽以降低燃烧区温度的措施, 对单循环燃气轮机会有1.8%的热耗率损失;但在某些情况下 (尖峰场合) , 利用蒸汽喷注出力会增加3%, 其经济性还是很有吸引力的。此外, 用此方法降低氮氧化物的排放, 会引起频繁的燃烧检查和设备寿命缩短。
摘要：应用天然气燃料燃气/蒸汽联合循环发电的优点是发电效率高和最低的环境污染排放。燃气轮机具有优良的燃烧特性, 控制低污染排放技术水平不断提高。随着氮氧化物排放污染的日趋严重, 国家将于“十二五”期间加大对氮氧化物排放的控制力度。该文主要介绍燃气蒸汽联合循环蒸汽喷射系统的使用情况。
关键词：燃气蒸汽联合循环,降氮系统,吹扫,操作
参考文献
[1]杨顺虎.燃气——蒸汽联合循环发电设备及运行.第一版.北京:中国电力出版社, 2003:82-84[1]杨顺虎.燃气——蒸汽联合循环发电设备及运行.第一版.北京:中国电力出版社, 2003:82-84
蒸汽联合循环机 篇5
近年来随着国内天然气消费的快速增长,特别是随着西气东输、川气东送、大鹏LNG、莆田LNG等天然气储运基础设施项目的建成投产,促使广东、福建、浙江、上海等省市一批燃气发电项目陆续建成投产,在满足电力需求增长的同时,创造了较好的经济效益和社会效益。燃气蒸汽联合循环发电由于具备高效、低耗、环保等优势,其推广应用进程在逐步加快。
1 机组热力学特性
燃气蒸汽联合循环发电机组主要由三部分构成,即燃气轮机、余热锅炉和蒸汽轮机。其中燃气轮机作为联合循环的核心部件,其性能直接影响联合循环热效率。余热锅炉和蒸汽轮机所组成的蒸汽系统,其参数也主要取决于燃气轮机的排气参数。从热力学基本定律可知,联合循环的热效率主要取决于循环的吸热平均温度和放热平均温度。提高吸热平均温度或降低放热平均温度,均可提高机组联合循环热效率。燃气蒸汽联合循环将具有较高吸热平均温度的燃气轮机与具有较低放热平均温度的蒸汽轮机结合起来,使燃气轮机的排气废热成为蒸汽轮机循环的加热热源,使整个联合循环热能利用率较单独的燃气轮机循环或蒸汽轮机循环得到明显提升[1]。
2 机组配置选型
一般为了充分利用天然气资源,并尽量降低供热供电价格,应尽可能选用高效率的燃气蒸汽联合循环机组。联合循环机组的轴系配置有两种形式:一是单轴配置,即燃气轮机和蒸汽轮机同轴驱动发电机运行;二是多轴配置,即燃气轮机和蒸汽轮机分别拖动发电机运行。单轴配置适宜带基本负荷,多轴配置则适宜热电联供,蒸汽轮机的变负荷运行不影响燃气轮机。系统应用中常见的多轴配置有“一拖一”、“二拖一”两种方案。“一拖一”配置1台燃气轮机、1台余热锅炉和1台蒸汽轮机。“二拖一”配置2台燃气轮机、2台余热锅炉和1台蒸汽轮机。“一拖一”由于系统构成相对简单独立,因此运行控制方便灵活,可靠性更高。“二拖一”在较高负荷时整体效率要高于“一拖一”,在半负荷以下运行时,整体效率低于“一拖一”,但由于2台燃气轮机共用1台蒸汽轮机,当其中1台燃气轮机出现问题或者低负荷运行时,各机组之间需要协调参数运行等问题,控制及运行相对复杂。一般热电联供机组需带供热负荷时,出于供热可靠性考虑,可考虑选用多轴“一拖一”方案[2]。
燃气蒸汽联合循环机组常用系列按照容量由小到大依次为6B、9E和9F,其容量和最大供热量如表1所示。
在选择燃气轮机设备时,应考察其技术的先进性、产品的成熟性和稳定性。目前美国GE、法国阿尔斯通、德国西门子、日本三菱等公司的燃气轮机均已在国内相关行业内投入使用。
3 机组性能比较
燃气蒸汽联合循环发电机组具备频繁启停能力,启动速度快,目前单循环机组冷启动至满负荷只需8min~9 min,联合循环机组启动只需30 min~40 min,因此相比其他类型发电机组在调峰方面具备明显优势。同时燃气机组效率更高、排放更低,能较好地满足当前节能减排的需要,例如单循环效率为43%~45%,联合循环效率为58%~60%,SO2排放量接近于零,NOx排放约为0.001 5%,CO2排放低于燃煤发电50%以上。
4 应用前景展望
2011年中国天然气消费量为1 307×108m3,从2000年至2011年,天然气消费年均增速为16%。据预测2015年国内天然气消费量为2 600×108m3,2020年消费量为3 500×108m3,同时预计2020年发电用气在天然气消费结构占比达25%左右。按照此规模测算,至2020年国内燃气发电用气总规模高达875×108m3。因此预计在“十二五”及远期,长三角和东南沿海将大量建设高效环保的燃气蒸汽联合循环发电机组来满足其新增电力需求,而在环渤海地区燃气机组也将大量代替燃煤机组,在国内其他具备条件的地区也将布局发展燃气机组。
5 结语
沿海各经济发达省市对节能减排和环保工作的日益重视,大力发展燃气电厂已是大势所趋。燃气蒸汽联合循环发电机组在推动经济发展、资源高效利用的同时,能够明显改善环境空气质量,有效实现节能减排目标,具有可观的环境效益和社会效益,在“十二五”期间应充分重视并推动燃气蒸汽联合循环发电机组的发展。
摘要：近年来燃气发电特别是燃气蒸汽联合循环发电机组项目发展迅速,从机组热力学特性、配置选型、性能比较等方面进行了分析,并对其未来应用前景进行了展望。
关键词：燃气蒸汽联合循环,发电机组,应用,研究
参考文献
[1]钟史明.燃气蒸汽联合循环发电[M].北京:水利电力出版社,1995.
蒸汽联合循环机 篇6
1汽轮机旁路系统简介
汽轮机旁路控制系统是汽轮机蒸汽系统的重要组成部分, 它分为高压蒸汽旁路系统、低压蒸汽旁路系统和启动蒸汽旁路系统。
CCPP机组余热锅炉产出的蒸汽经过再热器后分为高压蒸汽和低压蒸汽2种。高压蒸汽从余热锅炉高压过热器出口至汽轮机高压主汽门;低压蒸汽管从余热锅炉低压过热器出口至汽轮机低压主汽门;由外部送来的供CCPP启动用蒸汽连接到高压主蒸汽管。旁路系统原理图如图1所示。
1—启动蒸汽压力调节阀2—启动蒸汽温度调节阀3—高压蒸汽控制阀4—高压蒸汽调节阀5—低压蒸汽控制阀6—低压蒸汽调节阀7—高压旁路蒸汽压力调节阀8—高压旁路蒸汽温度调节阀9—低压旁路蒸汽压力调节阀10—低压旁路温度调节阀11、12—减温减压器ST—蒸汽轮机
高压蒸汽、低压蒸汽及启动蒸汽系统各配备100%蒸汽旁路系统, 目的是在机组启机、停机、事故停机时, 将余热锅炉所产蒸汽以及启动蒸汽直接送到凝汽器。机组启动前, 旁路系统首先将不符合汽轮机进汽温度、压力参数要求的蒸汽排入凝汽器, 尽快使余热锅炉出口的蒸汽温度、压力和汽轮机进汽温度、压力要求相匹配, 从而缩短启动时间, 减少工质损失和启动费用。
在机组正常运行时, 维持再热管道内的蒸汽压力, 当压力过高 (大于6.5 MPa) 时, 打开旁路阀, 使蒸汽压力降低。
在事故状态下, 即汽轮机跳闸、发电机甩负荷时, 旁路系统将再热管道的蒸汽排入凝汽器, 使余热锅炉出口蒸汽压力平稳下降, 从而有效地保护汽轮机。
当余热锅炉汽压过高时, 开启旁路系统, 减少对空放散, 不仅可以避免余热锅炉超压运行, 而且可以回收工质和热量。
燃气轮机从点火至汽轮机启动完成前, 旁路系统可以对再加热器加热回收热量, 提高热效率。
2包钢CCPP蒸汽旁路系统控制方式
燃气轮机启停阶段的控制采用最小压力控制模式, 目的是保证主汽阀前的蒸汽压力大于最小压力设定值。启动时, 高压旁路阀、低压旁路阀的最小压力设定都是燃气轮机功率负荷的函数。最小压力设定值的初始值是个常数。在本机组中, 常数为3.5。
汽轮机主蒸汽调节阀的顺序控制打开→蒸汽开始进入汽轮机→汽轮机旁路阀达到全关位置, 在这种模式下, 为了避免主蒸汽压力增长过快, 旁路阀压力设定为“实际压力+α”, 如果蒸汽压力超过备用压力的设定值, 汽轮机旁路阀将自动打开, 部分蒸汽经汽轮机旁路管道排入凝汽器。
实际跟踪压力控制的目的, 就是防止余热锅炉出口的蒸汽压力突增。因此, 这种控制模式一是用于燃气轮机启机时, 即从燃气轮机点火至高低压蒸汽压力达到相应的设定值, 控制余热锅炉的出口压力;二是用于燃气轮机停机时, 压力控制从备用压力控制模式转换为最小压力控制模式。
3高压、低压旁路压力系统控制逻辑和运行过程
余热锅炉启动前, 蒸汽旁路系统各阀门都处于关闭状态, 余热锅炉启动后, 因其产生的蒸汽压力和温度不符合汽轮机进汽条件, 利用外网启动蒸汽, 对汽轮机启动冲转, 盘车至600 r/min, 开始升热值, 热值至5 250 k J/Nm3稳定后, 燃气轮机点火起机, 随着工质和热量的回收, 高压蒸汽压力逐渐升高, 当高压蒸汽压力升高到0.68 MPa时, 高压旁路阀门打开10%。从燃气轮机点火到高压旁路阀开度小于最小开度10%之前, 主蒸汽控制模式一直是实际压力跟踪模式。这样旁路阀保持最小开度, 高压蒸汽通过旁路系统、再热器循环流动升温升压。旁路阀开度大于10%之后, 旁路控制系统由实际压力跟踪模式自动转换为最小压力控制模式。主蒸汽压力随着压力设定值以预设的升速率增加。如果压力设定值太大, 易产生水击事件, 压力设定值太小, 则启动时间延长, 同时主蒸汽压力上升速度也受到压力设定值升速率的限制。随着压力设定值的不断增加, 主蒸汽压力也逐渐升高, 高压旁路阀也逐渐打开, 最后达到最大开度 (50%) 。之后, 为继续提高主蒸汽压力, 旁路减压阀关闭, 使主蒸汽压力按预设的速率向目标压力 (3.5 MPa) 爬升挺进。
当汽轮机的转速升到3 000 r/min→并网带5%的负荷→蒸汽切换, 高压蒸汽旁路阀仍将在最小压力控制模式。整个过程高压蒸汽旁路阀起调节主蒸汽压力的作用。若主蒸汽压力大于压力设定值, 高压蒸汽旁路阀开启;若主蒸汽压力小于压力设定值, 高压蒸汽旁路阀关闭。高压蒸汽旁路压力控制原理图如图2所示。
当余热锅炉产生的蒸汽压力满足汽轮机进汽条件后, 高压主蒸汽入口阀打开, 高压主蒸汽调节阀开始以预设速度开启。随着汽轮机做功耗汽量的增加, 高压蒸汽旁路阀逐渐关闭, 当机组负荷大于50%, 高压蒸汽旁路阀全关闭, 高压主蒸汽调节阀全开。此时, 主蒸汽压力控制转换为备用压力控制模式。主蒸汽压力设定值自动跟踪主蒸汽压力实际值, 并且主蒸汽压力的升速率小于压力设定值的升速率限定值 (压力设定值为实际主蒸汽压力加上一个可调偏置值, 本机组偏置值设为0.5 MPa) 。保证旁路阀在关闭状态。只要实际压力超过压力设定值时, 旁路阀开启。
在实际运行中, 如果余热锅炉出口蒸汽压力有扰动而发生变化, 则旁路阀瞬时打开, 压力设定值大于实际值时再度关闭。旁路阀只要打开时, 备用压力控制模式立即转为最小压力控制模式。
同时由图3可知, f5 (x) 是余热锅炉蒸汽流量的函数, 当汽轮机甩负荷时, 这一函数使旁路阀开度指令PID发出强开指令, 强制汽轮机快速打开, 以保证余热锅炉汽包水位、汽包压力的稳定。
停机阶段, 负荷降到50%时, 低压主蒸汽调节阀逐渐关到冷却位置 (约30%开度) , 以确保低压缸冷却蒸汽供应。低压蒸汽旁路阀以最小压力控制模式调节低压主蒸汽压力。低压主蒸汽调节阀关到冷却位置后, 高压主蒸汽调节阀全关。与此同时, 汽轮机高压主蒸汽控制模式从备用压力控制模式转换最小压力控制模式。
联合循环机组的出力由燃气轮机和余热锅炉2部分组成。燃气轮机的高温排气作为余热锅炉的热源, 去加热高低压汽包中的除盐水, 产生一定压力和温度的蒸汽, 余热锅炉出来的蒸汽经过过热器后, 分为两路:一路通往汽轮机高低压缸, 另一路经旁路系统通往凝汽器。旁路调节阀和主蒸汽调节阀是控制汽包压力的主要手段。由于联合循环机组汽包容量小, 主蒸汽压力波动较大, 旁路控制质量必然影响汽包水位的稳定性。如果旁路调节阀在燃气轮机暖机、停机或低负荷时, 开度变化较大, 汽包虚假水位很容易产生跳机事件。旁路控制参数的设定, 也决定了机组启动时间的长短, 关系着机组的优化运行。
4结语
包钢燃气蒸汽联合循环机组应用蒸汽旁路系统, 可以快速提升余热锅炉蒸汽参数, 较好地匹配汽轮机进汽条件, 来满足汽轮机运行中各种功能的要求。通过近2年的运行, CCPP机组年利用高炉煤气约19.5亿m3, 焦炉煤气1.5亿m3, 为改善当地大气环境起到了积极的作用, 也为包钢创造了可观的经济效益。
参考文献
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[2]焦树建.燃气-蒸汽联合循环[M].北京:机械工业出版社, 2004
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蒸汽联合循环机 篇7
当今世界能源紧张,面对巨大的电力需求和环境压力,燃气-蒸汽联合循环机组凭借其热效率高、清洁环保、自动化水平高的优势,装机容量逐年递增[1]。大型燃气-蒸汽联合循环机组主要利用负载换相逆变器(LCI)将发电机作电动机启动,这种启动方式简便、可靠、成本低。
本文对LCI控制系统进行研究分析,利用RTDS建立了LCI控制系统模型,提出了启动控制方法,通过仿真对所提控制算法进行了验证,可实现大型燃气-蒸汽联合循环发电机组的静止启动控制。
2 燃机静止变频启动工作原理
燃气-蒸汽联合循环机组工作原理为,过滤的空气经过压缩机压缩,一部分在燃烧室与喷入的天然气混和燃烧,形成的高温高压气体推动燃气轮机的叶片做功,带动发电机发电;另一部分作为冷却介质冷却各高温部件,最后同高温高压的气体一并进入透平内膨胀做功,带动发电机做功输出电能。此外,燃气轮机的排烟温度较高,它的尾部排烟经过烟道排入余热锅炉中,产生高温高压的蒸汽,进入蒸汽轮机做功,带动机组发电。
运行中燃机透平产生的功一部分给压缩机提供功率,另一部分为发电机组提供机械功。由于在启动时,燃机透平没有做功,需要有一套额外的装置供给燃机功率,以使压缩机工作。目前广泛采用的就是利用LCI,进行静止变频启动。发电机作为同步电动机启动加速之前,先由盘车电动机将其带动到盘车速度,然后投LCI和转子励磁,LCI即拖动电机加速;达到约25%额定转速时,需要对燃机进行点火前的吹扫,将上次运行未燃尽的可燃气体吹出燃烧室;吹扫完成后,降低LCI输出电流使转速下降到点火速度,当压气机产生足够压缩比的气体,进入燃烧室的天然气被点着燃烧,燃气轮机开始旋转,LCI和燃机共同带动机组升速;当升至自持速度时,燃气轮机就可以自己维持旋转了,即在此速度下,机组可以产生使自己不断升速的功率,且能提供压缩机运行所需动力,LCI开始降低输出电流;当达到约90%额定转速时,LCI和励磁调节器退出,由燃机拖动发电机升速,当接近额定转速时,励磁调节器起励升压,发电机经同期装置并网。
LCI静止变频启动主回路图如图1所示。采用12-6脉波电流源型变频器。隔离变压器采用△-△-Y接法,2个二次绕组分别给2个6脉波单桥整流器供电,使得二次侧线电压对一次侧的相移相差30°,有利于消除谐波,并得到12脉波整流输出。直流平波电抗器抑制直流电流纹波,并维持直流电流的连续。逆变器输出频率可变的交流电,拖动机组启动。电机输入侧交流电抗器起到削弱高次谐波,提高功率因数及抑制交流侧尖峰电压的作用。
3 燃机静止变频启动控制策略
燃机静止变频启动控制分为转矩控制、逆变器控制、整流器控制和励磁控制4个部分。
3.1 转矩控制
同步电机理想模型各绕组电压方程为[2]
式中:p为微分算子。
定转子各绕组磁链可通过各绕组自感L和绕组间互感M表示,方程为[2]
式中:角标a,b,c,f,D,Q分别表示定子a,b,c相绕组、转子励磁绕组、等效纵轴和等效横轴阻尼绕组;r为电枢电阻。
式(2)可表示为如下形式:
式中:Ψs为定子磁链;Ψr为转子磁链;Ls为定子自感;Lr为转子自感;Lm为定转子互感。
电机的运动方程为
式中:J为机组转动惯量,常数;ω为转子角速度;TE为机组电磁转矩;TL为阻力矩。
电机电磁转矩为
Te∝|Ψs|×|Ψr|×sin θrs (5)
式中:θrs为定子、转子磁链之间夹角。
因此,通过整流器和逆变器控制可以控制定子电流,通过励磁控制可以控制转子电流,即可实现对电机转矩的控制,实现电机的启动加速。
3.2 逆变器控制
3.2.1 转子位置检测
逆变器的控制矢量图见图2,规定电流流入绕组的磁链方向为正。根据逆变桥可能的导通桥臂组合,将转子的位置归并为6种,将电机定子内的空间划分为6个60°的扇形区,如图2所示,转子必然处于6个扇形区之一。
图2中,A,B,C为三相静止坐标系;α,β为静止正交坐标系,I1～I6为定子磁链空间矢量。
转子励磁投入后,即在定子端产生感应电压,检测机端三相线电压经3/2变换,求出静止坐标系下的α,β相电压,进行积分求出转子磁通矢量的α,β分量,反正切求解可得转子位置角。求解公式如下:
θt=atan(Ψrβ/Ψrα) (8)
求出转子初始位置角,根据初始位置角确定应该导通的逆变桥臂,同时给整流桥发脉冲,即进入脉冲换相控制阶段。脉冲换相控制阶段仍然利用上述方法检测转子位置角。
3.2.2 脉冲换相控制
因为脉冲换相期间没有足够的换相电压使逆变桥关断,采取强制关断方式。当检测到转子位置角所处区间发生变化时,即判断为需要换相的时刻,此时控制整流桥触发角进行逆变,直流电流迅速减小,当检测直流电流降为零时,则向下一组需要导通的逆变桥臂发脉冲,并重新开通整流桥。脉冲换相阶段采用超前角为γ=0°的控制方式。转子位置角与脉冲换相矢量控制关系见表1,规定发电状态时转子的旋转方向为正转。
3.2.3 负载换相控制
逆变桥的强迫换相有一个上限频率,电机加速启动中,随频率增大,逆变桥换相周期越来越短,而取消并重建直流电流所需时间是恒定的,一般设定5 Hz,即转速达到10%额定转速时,定子绕组的感应电势已能提供逆变桥换相,即进入负载换相控制。
为保证可靠换相,采用超前角γ=60°的控制方式。为防止由于积分累积误差导致转子位置计算错误,负载换相时采用线电压过零检测。逆变器实现换相控制与线电压关系见表2。表2中,AB=0表示线电压从正到负的过零点,ABN=0表示从负到正的过零点。
3.3 整流器控制
脉冲换相时,整流器采用恒电流控制。给定直流电流参考值和电流反馈值进行比较,差值经PI调节,输出所需的直流电压,从而得到整流器触发延迟角。
负载换相时,整流器采用转速、电流双闭环控制。转速参考值和反馈值进行比较,差值经PI调节,输出电流参考值;电流参考值和电流反馈值进行比较,差值经PI调节,输出直流电压值,从而得到触发延迟角。
得到整流器的触发延迟角后,以网侧线电压作为同步电压,检测自然换相点和触发延迟角比较,触发控制脉冲。整流器控制脉冲与线电压过零的关系见表3。表3中,AB=0表示线电压从正到负的过零点,ABN=0表示从负到正的过零点。三相电压UA=1∠0°,UB=1∠-120°,UC=1∠120°,正转。
3.4 励磁控制
励磁控制采取“励磁电流+机端电压”控制方式。启动信号发出后,在盘车转速下静态启动器控制励磁系统输出一个较大的励磁电流,在发电机升速过程中,发电机转速较低,机端电压尚未达到规定电压值,LCI控制励磁调节器维持励磁电流为恒定值,而使发电机的转速不断升高。当机端电压达到规定值时,由机端电压参考值和反馈值闭环调节得到励磁电流参考值,从而控制励磁调节器的输出。
机端电压指令:
式中:Tac为设定加速时间,s。
励磁电流指令:
式中:K为系数,一般取0.3～0.6。
4 LCI控制系统建模与仿真
利用RTDS建立的系统模型如图3所示。
机组参数: 468 MV·A,19 kV;Xd=2.191 2,X′d=0.263 8,X″d=0.210 1;Xq=2.111 3,X′q=0.447 9,X″q=0.210 09;T′d0=6.621,T″d0=0.044,T′q0=1.154 8,T″q0=0.034 8;Ra=0.002 5,Xle=0.149,H=6.16。主回路参数为:隔离变压器,△/△/Y,6.3/2.08/2.08 kV;整流桥,额定电压2.08 kV,串联12脉波;逆变桥,额定输出4.16 kV;直流电抗器,11.5 mH;交流电抗器,0.25 mH。
4.1 转速曲线
转速曲线如图4所示。由图4可见,转速从盘车速度开始上升,上升到750 r/min(25%)时维持清吹120 s,清吹完成后LCI输出被闭锁,转速开始下降,下降到450 r/min(15%)时模拟燃机点火,点火后升温1 min,然后在LCI和燃机共同拖动下转速不断升高至额定转速3 000 r/min。
4.2 转矩曲线
电机启动过程中转矩的变化如图5所示。图5中TM为燃机转矩,TE为电机输出转矩,从图5中可看出点火前燃机转矩为负载转矩,清吹过程中拖动转矩为零,燃机转矩恒定,模拟点火后,燃机转矩开始逐渐变为启动转矩。
4.3 电压电流曲线
启动过程中直流电流和机端电压曲线如图6所示。由图6可知,脉冲换相阶段直流电流存在断续,清吹时直流电流减小,LCI闭锁时直流电流为零,点火后随着转速升高直流电流逐渐减小,在转速达90%处,LCI退出,直流电流为零,燃机仍拖动电机加速,机端电压持续上升到额定转速。
从启动开始到自然换相不同阶段的细节波形如图7～图9所示,每张波形图从上到下依次为电机转矩、燃机转矩、机端三相相电压和一相线电压、直流电流、定子三相电流曲线。
从图7～图9可看出,脉冲换相开始之前,机端感应电压很小,其他信号都为零,利用机端电压计算出转子初始位置角后激发逆变桥的第1个控制脉冲,启动器开始工作,机端电压也逐渐增大。脉冲换相时直流电流和定子电流出现断续,这是因为强制关断整流桥进行换相控制。脉冲换相向负载换相过渡时,直流电流首先降为零,待重新触发后,直流电流和定子电流才重建。自然换相时直流电流和定子电流连续。
5 结论
本文对大型燃气-蒸汽联合循环机组静止变频启动进行了研究,用RTDS对燃机静止启动进行了建模仿真,得出了和理论分析一致的结果,本文的内容对深入研究燃机LCI启动有着重要参考价值。
摘要：首先介绍了燃气-蒸汽联合循环机组工作原理和静止变频启动原理,接着对燃机静止变频启动控制系统(load commutated inverter,LCI)进行了研究,提出了燃机静止变频启动控制方法,利用RTDS建立了燃机LCI控制系统模型,对所提控制算法进行了仿真验证,仿真得到了燃气轮机启动过程的转速曲线,以及不同启动阶段的电压电流和转矩曲线,模型算法和仿真结果对深入研究燃机的变频启动有重要参考价值。
关键词：燃气轮机,静止变频启动,矢量控制,仿真,转速
参考文献
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蒸汽联合循环机 篇8
1 灭磁开关
灭磁开关, 简称FCB, (FIELD CIRCUIT BREAKER) , 有直流灭磁开关和交流灭磁开关两种, 其作用是相同的:1) 迅速切断发电机转子励磁绕组与励磁电源的通路;2) 迅速熄灭发电机内部的磁场。
灭磁开关是在发电机停机时防止发电机过电压用的。发电机停机断开发电机出口开关时, 由于原先还带一定负荷, 此时转子还供有比空载励磁大的工作电流, 当开关断开时所有的励磁电流均用于产生电压。发电机解列后空载运转, 在燃机的推动下会超速运行, 能感应出超过机端电压的残压。如果不投灭磁开关会导致发电机出现过电压使绕组击穿。灭磁开关是一个两位两通的开关, 正常运行时发电机转子绕组与励磁回路相通, 停机时发电机转子绕组与灭磁电阻相通。转子剩磁经灭磁电阻转化为热能而释放。某电厂一期工程是3台390MW燃气蒸汽联合循环机组, 采用励磁跟踪系统以自并励的方式为机组提供励磁, 并在励磁系统里装设了直流灭磁开关。
2 直流灭磁原理
常规磁场断路器一般都串联在励磁直流回路中, 目前国内大部分新建机组及老机组改造都选择灭磁开关配合Zn O非线性电阻的灭磁方案。其基本原理如图。图中LP为励磁整流装置, MK为灭磁开关动态触头, FR为Zn O制成的非线性电阻, UZ表示可控硅直流侧电压, UK表示灭磁开关断开时产生的弧压, UL表示灭磁非线性电阻的残压。FR跨接于转子励磁绕组两端, 发电机正常运行时, 转子电压UL较低, FR呈高阻, 漏电流仅微安量级。灭磁时MK开断, 弧压UK上升, 导致UL反向升高, 高至一定值时FR转为导通, 励磁电流转入FR衰耗, MK熄弧开断。
这种以MK跳闸建立弧压, 并击穿Zn O非线性电阻FR, 以实现励磁电流由MK转移到FR, 来吸收转子磁能的灭磁方法, 必须保证电压关系UK-UZ≥UL的成立。这是直流侧灭磁正常换流的必要条件。根据公式UK-UZ≥UL, 当直流开关用于非线性电阻灭磁系统时, 对开关主触头断开时产生的弧压有严格的要求。为了建立更高的断口电压, 以满足在灭磁时使非线性电阻导通并将励磁电流换流到灭磁回路中的要求, 而使得开关的结构复杂化, 在某些情况下, 甚至要求开关具有两个或更多的串联主触头。Zn O压敏电阻的非线性指数非常小, 漏电流也比较小 (正常运行只有微安级) 。因此它可以直接跨接在转子绕组回路的两端, 从而使接线简单, 装置的动作迅速而可靠。
3 某电厂直流灭磁开关的应用
某电厂励磁系统采用的是ABB公司第5代UNITROL产品UNI-TROL5000。用于同步发电机的电压调节和静态励磁系统。静态励磁系统通过使用可控硅整流装置直接控制励磁电流来调节同步电机的端电压和无功功率的流向。图II为某电厂一号机组的接线图。机组启动时, 静态变频装置 (SFC) 通过8011刀闸给#1机定子通电 (电压3.4KV, 频率0~33HZ) 。此时的励磁电流来自于厂用电变压整流所提供的直流电。发电机定速后手动合上灭磁开关41E动态触头 (如图II示) , 起励电源是电厂220V直流系统提供。起励电流经灭磁开关 (结构如图I示) 41E通到发电机转子激发出转子磁场, 此时开关图I中MK为合闸状态。转子磁场切割定子绕组, 在定子上产生20KV的感应电压。电压达到额定值, 起励电源自动跳开。此后发电机便转为自并励运行方式, 空载励磁电流1230A。当停机或者事故状态下发电机跳闸, 此时的励磁电流大于空载励磁电流 (例如, 我厂#1机组有功350MW, 无功120MVar状态下, 励磁电流大约是2300A) , 此时如果发电机跳闸, 机端电压必大于额定电压20KV, 此时灭磁开关动作可以迅速降低发电机励磁电流, 并将转子剩磁转化为热能释放。进而将发电机电压降为0, 保护发电机绕组以及发电机出口PT安全。电厂灭磁开关结构如图I, 其核心部件是压敏电阻FR。压敏电阻FR是由压敏材料Zn O制成。有的灭磁开关压敏电阻采用Si C制成, Si C压敏电阻的泄漏电流比Zn O压敏电阻大很多。Zn O压敏电阻特性就是:低于其设定电压时, FR泄漏电流是微安级, 可视为开路;一旦电压超过设定值时FR便导通。正常运行时FR接于励磁母排两极之间, 承受电压为0~500V。
发电机解列或跳闸瞬间灭磁开关动态触头MK跳开, 此时发电机转子绕组等效为一个电感绕组, 其感抗记为L。由于感抗中电流瞬间变化会产生极高的瞬间电压Uk=L*di/dt, Uk要比励磁电压大得多, 导致FR瞬间导通。
此时的等效电路是图III:
此图中FR为导通的压敏电阻, L为转子等效电感, 在此电路中L为电源, 电能是由转子本身剩磁转化而来。电能在FR上转换成热能释放。此电路的电能通过FR完全散尽后, 转子线圈的电流为零, 转子磁场消失, 即起到了灭磁的效果。灭磁结束后, 压敏电阻FR重新表现为高阻特性, 可视为开路。此时转子剩磁几乎为零, 即使转子仍在转动, 机端也不会超压。灭磁开关有效的保护了发电机绕组及与发电机相连的PT等设备。灭磁开关MK断开瞬间产生的弧压Uk越高越有利于FR导通, 对于灭磁越有利。
所以灭磁开关中的动态触头一般采用分列式的触头, 即:将一组触头分成多组串联的触头, 触头数越多相同的开断相同电流产生的弧压越高, FR导通越快。
4 结束语
灭磁开关的应用主要得益于非线性电阻的发展。非线性电阻就是伏安特性不是直线的电阻。现代科技高速发展, 日常生活中无处不有非线性电阻的应用。例如用光敏电阻控制路灯, 热敏电阻控制空调的起停等等。灭磁开关在电厂中的应用大大的降低了事故状态下发电机损坏的概率, 对保障电力设备的安全有着至关重要的意义。
摘要：本文简单介绍了灭磁开关的结构、工作原理, 并以实例来阐述直流灭磁开关的工作过程。
关键词：灭磁,弧压,压敏电阻
参考文献
[1]徐国政等.高压断路器原理和应用.清华大学出版社, 2000.
[2]夏维珞等.对发电机灭磁开关的要求.
蒸汽联合循环机 篇9
1 燃气-蒸汽联合循环机组技术发展
就世界电力工业发展的历程来看, 以往人们主要依靠燃煤的蒸汽轮机电站来实现发电目标的。在解决因燃煤而带来的污染问题方面, 人们首先致力于解决粉尘的排放问题, 进而向解决NOx和SOx的方向发展。目前, 粉尘的排放问题基本上已获得比较满意的解决, NOx的问题已能在锅炉中改用低NOx燃烧器的方法得以控制。但是无论是在燃烧前、燃烧中或燃烧后处理SOx的排放问题, 都是很花钱的, 许多方案都还在研究之中。目前, 世界上在解决SOx的排放问题上用得最普遍的方法是采用尾气脱硫装置 (FGD) 。可是这种装置的费用很高, 它大约要占全电站总投资费用的20%~25%, 运行费用也很昂贵。
天然气是清洁环保的化石燃料, 通过低NOx燃烧器的作用, NOx的排放量可以控制在10ppm以下, 而CO2的排放量则可以比燃煤或燃油者降低50%左右。
目前, 天然气储量丰富, 价格便宜, 这为燃气轮机及其联合循环的发展提供了有利的条件。与传统的燃煤的蒸汽轮机电站相比, 燃气轮机及其联合循环的优点是: (1) 供电效率远远超过燃煤的蒸汽轮机电站。目前常规火力发电净效率为38%~40%, 我国平均供电效率仅为30%左右。而先进成熟的天然气联合循环发电净效率已达58%以上, 是目前实用发电技术中效率最高的; (2) 在国外, 交钥匙工程的投资费用大约为500~600美元/千瓦, 它要比带有FGD的燃煤蒸汽轮机电站 (1100~1400美元/千瓦) 低很多; (3) 建设周期短。可以按分阶段建设方针建厂, 资金利用最有效; (4) 用地用水都比较少; (5) 运行高度自动化, 每天都能起停; (6) 运行的可用率高达85%~95%; (7) 便于快速黑起动; (8) 由于采用天然气、液体燃料或煤气, 污染排放问题解决得较彻底。一般来说, 无飞尘SOx和NOx都很少, 特别是在燃烧天然气时, 还可以大大地减少CO2的排放量。显然, 优先选择比投资费用低, 建设周期短, 供电效率又很高的燃气轮机及其联合循环来作为调峰机组或中间负荷的机组, 以取代污染排放严重、发电成本又高的常规燃煤的蒸汽轮机发电机组是一个较合理的选择方案。
2 燃气-蒸汽联合循环机组运行原理分析
2.1 联合循环蒸汽部分的特点
联合循环中的蒸汽系统是以余热锅炉 (HRSG) 与汽轮机 (ST) 为核心的物质、能量转换利用系统, 它是用来回收、转换和利用燃气轮机的排气余热。当燃气轮机选定后, 联合循环装置的性能将在很大程度上取决于余热锅炉和汽轮机组成的蒸汽系统的流程设置和参数的优化匹配。
在联合循环中, 余热锅炉回收燃气轮机排气余热, 产生蒸汽推动汽轮机发电。与常规电站过量相比较, 余热锅炉没有燃料输送、煤粉制备和燃烧设备, 仅有汽水系统。余热锅炉的汽水系统与电站锅炉基本相似, 通常是汽包、省煤器、蒸发器、过热器以及集箱等换热管簇和容器等组成的, 构成了水的加热、饱和水蒸发和饱和汽的过热三个阶段。有再热的蒸汽循环可以加设再热器。联合循环中的蒸汽发生系统的主热源 (燃气轮机排热) 为变温排热过程, 不断降温的燃气轮机排气的显热在余热锅炉中被逐步吸收, 产生蒸汽或热水。由于温度较低, 在余热锅炉中传热主要是对流传热, 而辐射传热常可忽略。
为了使燃气轮机的排气余热能够在余热锅炉中被充分利用, 应力争尽可能降低排气离开余热锅炉时的温度值。但是, 这个排气温度不可能降得很低的, 因为在余热锅炉的设计中, 总要保证锅炉给水的饱和蒸发段的起始点与燃气侧之间具有一定的温差 (通称为“节点温差”) , 否则, 余热锅炉的受热面积将增至无穷大。
2.2 联合循环运行原理
目前, 燃气轮机和蒸汽轮机单独工作时的供电效率达到40%左右, 即使采用超临界参数的蒸汽轮机技术, 供电效率也仅能达到45%~47.7%。为了进一步提高发电设备的效率, 人们将蒸汽轮机循环与燃气轮机循环结合起来, 从而创造了一种新的方案——燃气-蒸汽联合循环。目前, 最新的燃气轮机进气温度超过1600℃, 压气机的压比达30, 联合循环发电效率已超过了60%。联合循环的实质就是把燃气轮机的布雷顿 (Brayton) 循环与蒸汽轮机的郎肯循环叠置在一起, 组合成一个总的循环系统。燃气轮机直接使用燃气为工质, 因此初温很高, 但是其排气温度也高;蒸汽轮机系统受限于蒸汽性质, 蒸汽初温不能很高, 但是蒸汽凝结温度很低。燃气-蒸汽联合循环充分利用了燃气轮机的平均吸热温度高和蒸汽轮机平均放热温度低的特点, 因此效率整体循环效率大大高于单独的燃气轮机或蒸汽轮机发电机组。
2.3 典型的联合循环运行方案
目前, 常规的使用液体或气体燃料的燃气-蒸汽联合循环有三种基本方案, 即不补燃的余热锅炉型;有补燃的余热锅炉型;增压锅炉型 (如图1) 。
(1) 不补燃的余热锅炉型联合循环。
图1中的1-2-3-4-1表示燃气轮机的实际循环过程;6-7-8-9-10-6表示蒸汽轮机的实际循环过程。不补燃的余热锅炉型方案中, 由燃气轮机排气的冷却过程4-5释放出来的热能, 被用来把蒸汽循环中的给水, 从工况点6起始加热升温, 经历过程6-1 1-7-8-9, 成为具有一定压力的过热蒸汽。在该方案中蒸汽的初温T9受到然气轮机排气温度T4的限制, 即T9
(2) 有补燃的余热锅炉型方案。
在有补燃的余热锅炉型方案中, 温度为T4的燃气轮机排气在余热锅炉中和增加的燃料混合燃烧后加热到T12, 进而被冷却降温到T5, 由此释放出来的热能被用来加热给水, 使之也经历过程在过程6-11-7-8-9, 变成压力和温度更高的过热蒸汽。在该方案中由于T12>T4, 因而蒸汽的初温T9可以高于T4 (即蒸汽初温不受燃气轮机排气温度T4的限制) 。而蒸汽量也大幅度增加。显然这时蒸汽轮机发出的功率可以剧增, 它能比燃气轮机的功率高2~6倍左右。
(3) 增压锅炉型方案。
在增压锅炉型方案中, 燃气轮机的燃烧室是与蒸汽循环中的增压锅炉合二为一的, 由压气机送来的温度T2的空气, 首先在增压锅炉中被燃烧加热到T13, 进而经放热过程13-3释放出来的热能用于加热给水, 使其经历过程11-7-8-9变成过热蒸汽, 供蒸汽轮机使用。增压锅炉中的燃气在温度降低到T3后将被送到燃气轮机中去膨胀做功, 燃气透平的排气在T4温度下用来加热给水, 使其沿过程线6-11升温。
摘要：在单机设备效率提高越来越困难的情况下, 要提高热力系统的效率, 就必须做到能源梯级利用, 以充分利用各品位的热能, 提高整个系统的效率。在这种背景下就开始出现了各种联合循环方案。本文在此背景下主要对燃气-蒸汽联合循环机组技术发展及运行原理进行分析。
关键词：燃气-蒸汽联合循环机组,技术发展,运行
参考文献
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