燃油火力发电机组

燃油火力发电机组（共7篇）

燃油火力发电机组 篇1

摘要：依托某国外火力发电工程, 通过对比国内GB规范和美国NFPA规范在火电厂燃油区域直击雷防护方面设计标准的差异, 提出了该国外发电工程燃油罐宜采用直击雷防护设计流程, 建议应根据油和罐体的特征进行具体分析, 确定采用何种防雷措施。

关键词：直击雷防护,燃油灌,滚球法,折线法,NFPA

1引言

经过我国电力工业多年的蓬勃发展, 目前我国电力行业的整体水平已处于国际先进水平, 从装备制造、工程管理到工程设计、工程建设, 全过程、各环节都已处于世界领先。近几年, 随着国家“一带一路”战略的深化, 为我国优秀的电力总承包公司走出国门提供了有力的经济支撑和政策保障, 也为国内的设计咨询企业带来了许多做国际发电工程项目的机会。

国内的设计院在承担国外发电工程设计工作过程中, 一定要考虑采用哪种设计标准的问题。比较而言, 国内电力设计规范相对比较完善, 设计院运用起来也较熟悉, 但国外工程的业主、业主工程师等方面对我国的国标GB及行业标准DL往往并不认可, 这就需要我们采用通用性强的国际设计标准。

本文将依托某国外工程, 探讨国际标准和国内标准在燃油区域直击雷防护方面设计的差异, 最后提出了国外工程防雷设计的一些想法和思路。

2国内火电工程燃油区域直击雷防护设计标准

国内火力发电厂防雷设计普遍遵循的标准是GB/T50064—2014《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》[1], 其5.4.1条规定“油处理室、燃油泵房、露天油罐及其架空管道、装卸油台、易燃材料仓库”应做直击雷保护, 该条文明确了直击雷保护的措施是采用独立避雷针来保护;保护计算方法为折线法 (参见该规范第5.2条) 。

对于有火灾爆炸危险的油系统, 设计需要遵照标准GB50229—2006《火力发电厂与变电站设计防火规范》, 其6.3.14条中对油系统的防雷设计也有明确表述, 规定油系统的防雷设施应符合国家标准GB 50074《石油库设计规范》中的规定[2]。

在GB50074《石油库设计规范》第14.2条[3]中, 对燃油区域的防雷进行了更加详细的规定。该规范首先将燃油区域划分为两类:一类是易燃油设施, 易燃油是闪点低于或等于45℃的油;另一类是可燃油设施, 可燃油是闪点高于45℃的油。

该规范对不同壁厚的油罐做了如下区分:“装有阻火器的地上卧式油罐的壁厚和地上固定顶钢油罐的顶板厚度等于或大于4mm时, 不应装设避雷针。铝顶板厚度小于4mm的钢油罐, 应装设避雷针 (网) 。避雷针 (网) 应保护整个油罐”。

该规范对不应做直击雷保护的类型也做了明确规定:“浮顶油罐或内浮顶油罐不应装设避雷针, 但应将浮顶与罐体用2根导线做电气连接。”“14.2.4储存可燃油品的钢油罐, 不应装设避雷针 (线) , 但必须做防雷接地。”但规范并未对应采用何种防雷计算方法做出规定。

对照GB/T50064—2014《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》和GB50074《石油库设计规范》, 可发现, 前者规范的重点对象是交流电气装置, 对燃油系统的考虑和描述都比较简单, 既不区分燃油的特质, 也不考虑油罐壁厚。而后者规范的重点对象即是石油库, 规定非常详细, 需要考虑的方面比较多, 指出并非所有的油罐都应该做直击雷保护。

3国际在燃油区域直击雷防护方面的相关设计标准

本工程由于涉及消防的标准需采用NFPA标准, 本文着重探讨一下NFPA780《Standardforthe Installationof Lightning Protection System》对燃油罐的防雷的一些具体的规定, 规程规定有如下特点:

3.1按照燃油的闪点将油区分为两种

易燃油——闪点低压37.8℃的油

可燃油——闪点等于或高于37.8℃的油

规程规定如果在环境温度常规大气压下超过油的闪点, 易燃气体就能从油中挥发出来, 这种情况下, 才需要做直击雷保护。需要注意两个条件, 一是常温常压下易挥发, 二是可燃气体有与空气接触的可能, 若是燃油储存在密闭容器内, 且容器壁足够厚, 不易被雷电击穿, 也是不需要做直击雷保护。对油罐的防护, 规程分为以下情况:

固定顶的油罐, 满足条件可不做直击雷保护, 具体的细则详见此规程。

浮动顶的油罐, 可不做直击雷保护, 具体的细则详见此规程。

非金属顶的油罐, 做直击雷保护, 具体的细则可详见此规程。

3.2保护方法

滚球法, 滚球半径30m。

防雷措施:避雷针或者避雷线。

3.3规程的比较

比较GB/T50064—2014《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》和GB50074《石油库设计规范》中对钢制燃油罐的防雷保护措施及方法, 以及美国NFPA780《Standard for the Installation of Lightning Protection System》规范在本工程的差异如表1所示。

由此可见, 采用不同标准, 得到的结果差异很大。

国内规范GB/T50064《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》和GB 50074《石油库设计规范》中的规定有冲突, 而GB 50074《石油库设计规范》与美国NFPA 780《Standard for the Installation of Lightning Protection System》的规定有相似之处。

笔者总结了适用于某国外火力发电厂燃油罐的防雷设计流程, 如图1所示。

由此可见, 并不是所有的储存油的罐体都需要做直击雷保护, 这需要根据油和罐的物理特性来区别对待。

4工程实例

某国际火力发电厂, 全厂燃油系统油罐区设置2座500m3的重油罐、1座100m3的轻柴油罐, 主锅炉采用等离子点火系统, 不设油系统。燃油系统为启动锅炉提供燃料的储存和供应。启动锅炉启动阶段采用轻柴油, 正常运行时采用重油。

油的特质:轻柴油闪点55℃, 重柴油闪点66℃。

油罐:采用钢制固定顶油罐, 罐壁厚5mm, 罐顶厚6mm。

若采用国家标准GB/T50064的方法进行设计, 设计结果如图2所示, 为保护3座油罐, 需设置30m高避雷针2座, 消耗钢材约10t, 综合材料、施工安装及运输费用, 约需人民币18万元。

若防雷采用NFPA标准设计, 油罐无需做直击雷保护, 用于防雷的投资为零。

经慎重考虑, 最终该工程未做直击雷保护, 我们的设计最终得到了国外业主方和监理方的认可。

5结语

作为1个电气工程技术工作者, 在进行油罐防雷设计时应多方面参考规程, 根据油和罐体的特征, 进行具体分析区别对待, 防雷做到有理有据, 科学合理。在做国际项目火力发电厂油罐防雷设计时, 工程技术人员应当熟悉和遵循国际标准, 可借鉴NFPA780标准来设计, 不失为一个好的选择。

参考文献

【1】GB/T 50064—2014交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范[S].

【2】GB50229—2006火力发电厂与变电站设计防火规范[S].

【3】GB 50074—2002石油库设计规范[S].

【4】NFPA780 Standard for the Installation of Lightning Protection System[S].

燃油火力发电机组 篇2

（电气、热控部分）

本次讲课的题目范围较宽，短时间内难以覆盖整个质量监督大纲的内容；只能结合火力发电厂工程监理的特点，从监理工作的局部细节讲起。

本次讲课的依据性文件为：（国能综安全[2014]45号）《火力发电工程质量监督检查大纲(2014版)》。这里仅能泛泛针对火力发电厂工程特点谈对工程监理人员的职能和具体要求；特别强调在工程分阶段质量监督现场监理人员应对质监站的监督检查时应该做好的各种准备。鉴于未查到更新版的监理检查大纲文件，可以认为手头的这份文件就是最新版，有理由用作现场施工监理工作的指导性规范文件；也就是说，监理人员在现场的一举一动都要受到这份文件规定的约束和制约。

顺便提一句，本文所列附件引用的国家及行业标准均应为最新版，要求所有的标准和依据均应以最新版规定为准。请公司的技术管理部门注意，应密切注意各类标准版本的发布时间，如有新版的标准版本发布应尽快安排下载，并在规程正式生效后立即引入到各类的建设工程中去。

一、《火力发电工程质量监督检查大纲(2014版)》共包括10个章节：

--------第1部分

首次监督检查；--------第2部分

地基处理监督检查；

--------第3部分

主厂房主体结构施工前监督检查；--------第4部分

主厂房交付安装前监督检查；--------第5部分

锅炉水压试验前监督检查；--------第6部分

汽轮机扣盖前监督检查；--------第7部分

厂用电系统受电前监督检查；--------第8部分

建筑工程交付使用前监督检查；--------第9部分

机组整套启动试运前监督检查；--------第10部分

机组商业运行前监督检查。

本次讲课内容基本以电气（热控）专业为主，所以仅能重点谈谈对第7、第9章的内容的理解。

二、第7章 厂用电系统受电（倒送电）的监督检查依据：

说明：鉴于电气、热控专业的特殊性，倒送厂用电时部分电气和热控专业的安装调试工作应该结束，不存在与下道工序的交接问题；因而本处讲述内容与前6部分的上道工序以及后3部分的下道工序相互间影响不是太大；因此要求某些倒送电关键系统设备的施工（如电厂的高、低压厂用母线及附属装置，主接地网，电厂输电线路或启动线路等）必须按进度要求完成全部安装及调试，相应配套土建项目也必须按计划完成。

监督检查组在开展本部分监督检查工作时，监检人员应当按照专业划分，熟练掌握以下 国标或行标；引进国外设备的工程，还需要熟悉和掌握合同约定和其他IEC标准。

1、《GB 50147-2010 电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》；

2、《GB50148-2010 电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范》；

3、《GB 50149-2010 电气装置安装工程 母线装置施工及验收规范》；

4、《GB 50150-2006 电气设备交接试验标准》；

5、《GB 50168-2006 电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》；

6、《GB 50169-2006 电气装置安装工程 接地装置施工及验收规范》；

7、《GB 50170-2006 电气装置安装工程 旋转电机施工及验收规范》；

8、《GB 50171-2012 电气安装工程盘柜及二次回路接线施工及验收规范》；

9、《GB 50172-2012 电气装置安装工程蓄电池施工及验收规范》；

10、《GB 50233-2014 110～750KV架空输电线路施工及验收规范》；

11、《GB 50257-2014 电气装置安装工程 爆炸和火灾危险环境电气装置施工及验收规范》；

12、《DL 5027-2015 电力设备典型消防规程》；

13、《DL/T 5161.1~17电气安装工程质量验收及评定规程》计17章节（可见附表内容）；

14、《DL/T 5294-2013 火力发电建设工程机组调试技术规范》重点在第7章、第8章内容；

15、《DL/T 5210.4-2009 电力建设施工质量验收及评价规程 第4部分：热工仪表及控制装置》；

16、《DL/T 724-2000 电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程》；

17、综合自动化装置的厂家说明书及调试大纲（属行业标准）；

18、《QGDW-10-J266-2010 电缆防火封堵标准》；（行业标准）江苏省电力公司企业标准文件；

19、电气继电保护及安全自动装置定值计算书和热工保护及自动装置定值计算书；可由业主单位或业主委托的单位提交，但必须有业主方技术负责人的正规审核和批准手续。

火电厂建设工程进入倒送电阶段的意义：基建工程进入倒送电阶段，标志着整个电厂内部电网系统设备的安装和分系统调试（包括与其有关的土建、热控辅助工程等）已经初步完成；倒送电完成后，整个电厂的基建重心将由安装逐步向各分系统及整组系统调试转移，业主方的生产人员也将逐步转变角色。倒送电在整个电厂的基建中起到一个极为重要的里程碑式的作用。

综上所述，倒送电前必须具备以下几个技术特点：

1、电厂内、外部的电网及供电系统已初步搭建成型，厂内高、低压母线设备及监控设备（包括热控、地网及相关土建系统）的安装已基本完成，倒送电范围内设备的静态及分系统调试已由施工或调试单位完成。与电力系统的调度、通信联系及倒送电手续已经办理，电网方面已具备倒送电的条件。

2、调试单位已经正式进场并开展工作，相关倒送电前后的调试准备（包括调试大纲等文件的编制）已经完成。

3、所有与倒送电有关的安装质量验评及调试报告已基本编制完成，如条件具备，以上文件应完成必要的审核及批准程序并开始具备资料交接的初步条件。

4、业主方的生产人员已做好上岗值班的准备，各类生产准备资料及报表已经基本完成。倒送电结束后业主方即可与安装部门签订设备代保管协议，厂内外电气系统设备场所已进入有人值守管理的状态（运行部门可以试验性地实施现场的“两票三制”）。

5、由业主、监理、安装、调试等各方面人员参加的倒送电启动领导小组已经成立并开始履行职责。

倒送电质监之前各参建单位必须完成的工作包括：

1、软件部分：倒送电范围内的所有设备（如高、低压启动（备用）变压器，高、中、低压母线及附件等一、二次设备）安装记录、调试报告及质量验评报告等必须全部完成；要求项目齐全，内容准确且不得有遗漏；软件部分还应包括热控专业及部分土建专业的内容（如DCS系统设备的安装和静态调试，地网接地电阻测试记录等内容）。对电缆防火封堵等长线工程，倒送电时不一定要求全面竣工，但对倒送电范围内的关键设备（如进线断路器，PT等一、二次设备间隔）的工程进度最好能够与监检同步完成；因为倒送电后整个工程已进入分系统调试，如因继续施工而将倒送电范围设备再度停电，势必会影响分系统调试的进度。一般来讲，倒送电结束后电厂的厂用电系统已经基本处于运行状态，作为监理应督促业主方提前做好设备代保管工作准备；在质量监督汇报会上应将设备代保管作为一项汇报内容单独列出。

2、硬件部分：要求倒送电范围内的全部电气、热控设备（如高、低压启动（备用）变压器、高、中、低压母线及附件等）的安装、调试工作必须全部结束，具体要求可见软件部分内容；相应的记录和安装调试报告应全部完成和提交，以供监检人员查阅。对于电缆防火封堵这类长线工程，倒送电时有可能完不成，可以对监检人员讲清楚，但应对整个单项工程的竣工工期做出明确说明和承诺。

3、应特别注意的工程汇报内容：

（1）结合各工程倒送电范围内的设备实际，对照前面提出的按国家或行业标准进行检查核对和填写各类测量数据报表、试验报告等工程文件时。需要重点注意以下事项：

（2）地网部分及设备接地的施工质量：应强调按照GB 50169-2006和设计规定进行施工，工艺标准应严格执行规定；对那些经验不足的非正规施工队伍更应加强对施工质量的检查（焊接质量、焊口防腐、接地标示色等）；隐蔽工程必须提供照片和验收文件；工程的外观部分必须讲究美观（一般要求导体布设横平竖直，焊接长度符合规定、导体焊口防腐、涂色等必须符合规定；总之，除按设计要求施工外，强调的是施工工艺）。

屏柜内必须布置接地母排；控缆屏蔽层接地注意事项（1个线鼻子压不超过6根线）；母排同一个接线孔一般只允许压2个接地线鼻子（正反布置）；接地母排与柜体下部的抗干扰屏蔽铜排的连接工艺等。

有关要求微机型保护屏柜下方敷设抗干扰屏蔽铜排的问题，尽管GB/T14285-2006、DL/T5136-2012等国家或行业标准已明确提出了这一要求，但考虑到设计部门及施工部门的实际水平（有些非正规的小设计单位可能不知道这个规定），如施工图中缺少设计，可以向设计与业主方提出增补的要求。此种规定应尽量争取落实在工程的施工过程中。

（3）母线部分及设备连接的施工质量：应强调按照GB 50149-2010规定进行施工；特别是对于通过大电流的设备连接部位（如母线搭接面、大截面电缆线鼻子等），更应充分注意。根据近几年的现场监检实际情况，几乎找不出没有问题的施工队伍。造成这种情况的原因只有一个，那就是施工队伍技术素质差。对于现场监理人员来讲，如果施工质量不能保证，在运行一段时间后往往会发生接触部位发热等不安全现象，严重者有可能引发事故。届时，分析事故责任时也难脱干系；需特别引起注意。

导体压接面的检查方法（塞尺）

有关导体搭接面的处理，建议按照规定涂覆电力复合脂；采用扭力扳手紧固螺栓，紧固力矩按照规定执行；有关施工应做好书面记录。矩形导体上的螺栓孔径应执行规程规定。

室外配电设备所用的大截面设备线夹应在其易积水的位置留出排水孔。以防止积水冻坏线夹。

相色漆的涂刷应按照规定执行。

2个导体的平行搭接面在安装前的位置要调整，要求2个平面基本平行，无抗劲现象，不允许仅靠紧螺栓来调整搭接面。

（4）对于通过大电流的设备（如发电机引出线、单相大截面电缆布设、大容量电动机引出线等）必须采取防环流的措施（如电机接线盒进线孔切缝、采用非磁性物质固定电缆、变压器低压侧母线排电缆引出端的避开环流等措施）。这些施工缺陷如不解决，很容易在运行中产生过热现象（举例：变压器低压侧支架及电缆出线套管的布置，穿墙套管布置、电缆沟内独芯电缆的排列布置等）。

（5）直流系统设备的安装及调试是一个极容易忽视的问题，按照GB 50172-2012 和DL/T724-2000标准规定，现场必须完成蓄电池组的100%容量核对性充放电试验。该项试验一般要求由生产厂家和施工单位合作完成，试验报告内容应包括2个部分：充电设备的调试和蓄电池充放电试验；试验报告必须经施工（或调试）部门技术负责人认可批准，业主部门技术人员应及早介入。试验报告的格式及填写内容可见国家规定。这类报告仅用设备出厂报告来替代是不允许的。

（6）一次设备的试验项目执行GB50150-2006国标规定，二次设备（综保装置）的试验项目可根据生产厂家提供的调试大纲（行业标准）内容自行安排，指示仪表及热控取源部件的调校项目可分别执行国家标准或厂家调试大纲的规定。

（7）设备分系统调试项目应包含电气设备的“五防”试验内容，该项目一般包括2个独立组成部分：1）现场设备的硬接线闭锁（或开关柜的“五防”硬闭锁配置）；2）DCS（或PLC）系统内的“五防”闭锁逻辑程序。2个部分的“五防”逻辑应完全吻合；调试中应分别进行试验。

（8）部分高压开关柜内部导电体对地和相间可能存在安全距离不够的问题，现场发现后应督促生产厂家或施工单位对母线等导电体加装热缩绝缘护套，必要时可根据设备实际情况加套多层的绝缘护套。

（9）电缆防火封堵工程应执行江苏省电力公司颁发的《QGDW-10-J266-2010 电缆防火封堵标准》和设计文件规定的设计方案；结合多年来的监检实践，本工程是执行情况最差的施工项目之一；从业主到施工单位往往对该项目采用降低标准，减少投资、偷工减料等对策，其目的不外乎是减少基建投资。作为施工监理，应尽可能说服业主自觉执行设计文件的规定，真正重视电缆防火封堵工程的施工质量。施工标准可参考省电力公司颁发的企业标准文件。

（10）关于监检过程中查出的缺陷整改应严格执行三级验收标准并提交合格的质量验评文件（缺陷内容、整改方案、实际施工、整改结束等各个阶段都应提供文字记录及图片文件），不允许走过场。要求监理应切实负起责任来。（11）监检前的验收应由业主单位或由业主委托监理负责召集。正式监检由质监站负责组织召集。无论哪方组织监检验收，都必须有业主方的生产负责人员参加并听取其对工程质量的评价和整改意见。

三、第9章 机组整套启动试运前监督检查依据（仅分析电气及热控部分）：

机组基建进入到整套启动试运前监督阶段性检查，标明整个工程已由基建的局部调试和试运逐步转向机组的整套启动和试运阶段，也是对整个电厂工程施工调试质量的总监督检查和评价的阶段。要求所有参建单位对此都应给予充分重视，尽责尽力完成本单位的职责任务。

1、本章内容仅针对火电厂工程机组整套启动试运前阶段的质量监督检查。该项监检在倒送电监检的基础上开展；监检内容应包括第7章的全部项目。与倒送电项目监检相比，本项监检的要求更高、项目更全面、对监检查出的缺陷整改标准也更高。

2、对于倒送电监检过程中已对电气及热控进行检查且提出需要整改的项目，仍应包括在专业检查的项目当中；检查方式要求是重点抽查验证；对于发变组系统、各机炉辅机系统、锅炉汽机的电气热控部分、化水部分等新项目及倒送电监检时的存疑项目，必须进行认真查验其整改效果。

3、对于采用新技术、新工艺、新流程、新装备、新材料的具体情况，可根据相应的批准文件补充编制监督检查细则。

4、由于发电机（励磁机）的转、静子及各转动辅助设备的安装及调试均属于机务部分，电气和热控专业监检范围一般不包括机务专业管辖的部分。

5、电气、热控专业监检的主要项目包括：

5.1 电气专业的监督检查的主要项目：

5.1.1 主接地网、全场防雷接地电阻测试结果符合设计要求；电气设备接地可靠，标示齐全醒目（资料检查和现场检查）。

5.1.2 电气测量仪表鉴定合格，报告齐全（资料检查和现场检查）。

5.1.3 变压器油质化验合格，气体继电器、温度计及压力释放阀校验合格（资料及现场实物检查）。

5.1.4 直流系统投运正常，保安电源投切可靠（资料及现场检查）。

5.1.5 柴油发电机单体调试及启动试运验收合格（资料及现场实际检查，必要时启动）。5.1.6 带电区域电缆防火封堵严密，防火阻燃施工完毕（现场检查）。5.4.7 电除尘升压试验验收合格（资料及现场检查）。5.1.8 电气特殊项目试验完成，报告齐全（资料及现场检查）。5.2 热控专业的监督检查项目

5.2.1 合金钢取源部件光谱分析复查合格，报告齐全（查验资料）。

5.2.2 一次测量部件、变送器和开关量仪表校验合格，报告齐全（资料检查）。5.2.3 锅炉火焰、汽包水位监检测装置安装调试合格（资料及现场检查）。

5.2.4 汽轮机轴向位移、转速、振动等测量装置安装调试完毕（重点应在资料检查）。5.2.5 计算机及监控系统的信号电缆屏蔽接地验收合格，接地电阻测试符合设计要求（资料及现场检查）。

5.2.6 带电区域电缆防火封堵严密，防火阻燃施工完毕（现场检查）。

6、监检方式仍是软件（资料部分）检查和硬件（现场实际）检查两大类。由于监检范围已经扩大到整个发电厂工程，检查内容及标准也相应大大提高。监检所需的标准和规范仍是前面提到的内容，但不限于那个范围，需要根据监检内容增加相应的标准和规范。

6.1 机组整组启动前的质量监督检查对资料质量方面的要求较之前面几次监检已大大 提高；反映在不仅要求资料内容全面，记录准确，同时还对资料整理的格式和版面提出较高的要求；工程过程性资料的生成和整理应与工程同步进行，不允许工程结束后再补；对于工程中的过程性工序记录、签字等（如主变运输记录）原则上应将资料原件整理进资料，可以采用将记录表单黏贴在A4纸页面的方法编辑报告。工程质量验评资料格式建议采用DL/T5161-2002提供的样板；所有验评资料，调试记录和试验报告除要求项目齐全和内容准确以外，对其所引用的国家或行业标准名称的描述也必须准确。质量验评记录中的评价部分应尽量填入实际的测试数据，不能一概填写“合格”来凑数；资料和记录的签字栏不能由一人全部代劳。总之作为工程监理，在资料整理这方面应发挥出主导作用，应积极督促各参建方尽快整理出合格的工程基建资料。

6.2 基建工程进度已经到整组启动阶段，现场所有的安装调试工作已经接近尾声，各类设备基本就位；质量监检的首要条件就是工程必须竣工或基本竣工。现场的工程质量监检工作可以根据设备实际采取抽检或现场核实，也可以对整个工程进行全面检查；要求各参建单位必须派人配合检查。现场抽检时应注意人身和设备的安全。

6.3 鉴于机组的整组启动即将开始，监理应督促相关责任部门做好各类安全设施和安全标志的安装工作。对于人行通道、工程扩建端等易于发生事故的地点和部位，必须安装坚固的安全遮拦。现场的管道、母线等均应按照规定涂色并加装介质流向标示；所有启动前的准备工作均应按照相关标准和规定逐一完成，不得漏项。

6.4 机组整组启动的监检项目还包括文明生产的要求，环境卫生应列入监检内容。6.5 监理应督促各参建单位完成质量监检会议的汇报文件，对该类文件的要求可见相关标准及规定。作为监理，应对各汇报文件文件进行逐一检查，以确保内容准确和统一。

火力发电机组经济运行探讨 篇3

1 机组运行经济性衡量指标

凝汽式发电厂电能的生产过程就是一个能量从化学能像机械能和电能转化的过程。在能量转化过程中, 每个环节都必然伴随着能量的损失, 其转化效率不可能达到100%。因此, 发电厂机组运行的经济性可以通过能量转化和利用的效率或者能量的损失来衡量。一般有以下四个指标。

(1) 标准煤耗率, 可分为发电标准煤耗率和供电标准煤耗率。前者是指生产1k Wh电能所需消耗的标准煤量, 后者是指输出1k Wh电能所需消耗的标准煤量, 单位均为g/k W h。

(2) 厂用电率, 厂用电率=一个时期内厂用电量/该时期总发电量×100%。

(3) 热耗率, 是指汽轮机热耗量和其出线端电功率之比, 单位为k J/k Wh。

(4) 汽耗率, 是指一定时期内主汽流量累计值与机组发电量之比, 单位为kg/k Wh。

在实际应用中, 由于管道效率、汽轮机机械效率和发电效率指标均在95%~99%之间, 可挖掘的潜力已经不大, 因此, 发电厂大都以标准煤耗率和厂用电率来衡量机组运行经济性, 这两个指标上去了, 公司效率就可以得到较大提高, 因此, 分析机组运行经济性也应该尽量从这两个指标入手。

2 提高机组运行经济性的措施

2.1 优化机组运行的内在性能

(1) 锅炉效率。

锅炉效率是锅炉经济运行与否的主要衡量指标, 理论上通过反平衡法计算得出, 其主要的影响因素有排烟损失、化学不完全燃烧损失、机械不完全燃烧损失、散热损失等, 其中排烟损失占比最大, 排烟温度每提高10℃~20℃, 可使排烟效率降低约1%。在机组正常运行时, 就要注意保证锅炉各个受热面洁净, 定期对烟道、空预器、炉膛等进行清洁, 同时, 保证主汽温度前提下适当降低炉膛火焰中心高度, 防止空预器、烟道的漏风等。

(2) 机组容量和运行参数。

机组容量对经济运行也会产生一定影响, 一般而言, 机组容量越大, 经济性能更好, 这是由于容量大的机组其相对内效率和绝对电效率也将越大, 热耗率就将更低。

根据热力学理论, 由卡诺循环决定的火电机组其循环效率与主蒸汽压力和主蒸汽温度直接相关, 主蒸汽压力和温度越高, 其效率也越高。反之, 随着主蒸汽压力和温度的降低, 主蒸汽的有效焓也将降低, 如果蒸汽流量不变, 发电效率就将降低, 出力也将下降;如果要保持发电出力, 就必然损失机组运行的经济性。一般而言, 主蒸汽压力每提高1Mpa, 机组热耗率就可降低0.13%~0.15%, 主蒸汽压力每提高10℃, 机组热耗率就可降低0.25%~0.30%。以超临界机组和超超临界机组为例进行对比, 它们的主蒸汽压力、主蒸汽温度分别为24MPa, 538℃~560℃和25MPa~30MPa, 580℃~605℃, 其机组效率分别为:40%和44%, 超超临界机组比超临界机组提高了约4%。但是, 蒸汽温度并不是越高越好, 太高的蒸汽温度将加速材料的蠕变, 增大管道压力和蒸汽湿度, 加速汽轮机末级叶片的腐蚀。

(3) 机组变工况性能。

任何火电机组的设计都是基于额定负荷的, 因此, 机组最经济的运行方式应该是带额定负荷的额定运行状态, 此时, 机组运行参数都在设定值, 能够将能量的损失降到最低。但是, 电力系统负荷是随时变化的, 特别是在这个互联电网的时代, 机组承担调频、调峰任务非常频繁, 偏离额定运行的时间非常多。如果机组不具有良好的变工况运行性能, 其运行效率和经济性都将大打折扣。

2.2 降低厂用电率

电能生产中厂用机械 (如锅炉、汽轮机、发电机) 以及自动控制等厂用设备和辅助设备所消耗的电能被称为厂用电。发电厂的厂用电大约占到发电量的6%~10%。大机组发电效率高, 厂用电率比较低。另外厂用电率还与机炉的形式 (即辅机的多少) 有关。如果是同一个厂, 厂用电率的高低还与运行指挥人员的调度管理水平、机组启停次数等直接有关。降低厂用电率, 可从以下几个方面入手。

(1) 保证设备的最优运行。电厂辅机等设备非常多, 正常运行时应尽量投入耗电低、出力大的设备, 而将耗电大的设备作为备用。例如, 冬季凝汽器真空温度偏高, 应尽量单独运行一台循环泵, 而夏季则要保持他们同时运行。

(2) 优化机组运行方式。首先在计划采购时, 应采购启动性能较好、经济指标较高的机组, 同时, 根据调度所给的日负荷曲线合理分配机组出力。在条件容许时, 机组启动应及时将启动备用电源切为本机带, 尽量少用外购高价电。此外, 当调度下达负荷指令后, 可以在机组间合理分配二次负荷, 可以根据等耗量微增率来分配负荷, 使全厂经济性最好。

摘要：机组经济运行直接关系到电厂效益。在分析机组运行经济性衡量指标的基础上, 对提高机组运行经济性的措施进行了探讨。

关键词：火力发电机组,运行,经济性

参考文献

[1]中国电力投资集团公司.600MW火电机组节能指标指导手册[M].中国电力出版社, 2008.

燃油火力发电机组 篇4

1 系统模型简介

火力发电机组能耗实时监测模型最关键的计算指标为供电煤耗率, 它是反映机组经济性水平的最直接技术指标。根据热力学原理, 供电煤耗率的计算公式为

式中:qr为汽轮机热耗率;ηg l为锅炉热效率;ηp为系统管道效率;e为单台机组的厂用电率。

1.1 锅炉效率计算方法

本计算模型锅炉效率采用反平衡方法, 其计算公式为

式中:化学未燃烧热损失q3、散热损失q5及其他热损失q6均可取定值或根据相关参数计算出来。

排烟热损失q2的计算方法:通过测量排烟中各烟气组分体积份额, 可以计算出单位体积烟气排烟焓。同时, 根据排烟中各烟气组分体积份额, 可计算出入炉燃料中各元素对应摩尔数及生成单位体积烟气所需放出的热量, 从而计算出排烟热损失q2。

机械未完全燃烧热损失q4的计算方法:在多次性能试验基础上, 拟合出q4随燃料特性系数β及煤种变化的曲线, 根据排烟中CO2和O2体积份额计算出β, 根据单位负荷下燃料消耗量判断煤种变化状况, 从而近似计算出q4。

q2和q4的计算避免了煤质分析过程, q2的计算从对排烟组份分析的角度, 避免了煤质测量计算煤的低位发热量。q4通过经验公式修正的方法来计算得到, 以单位负荷给煤量来反映入炉煤低位发热量的变化, 进而反映煤质分析中C元素含量的变化;以按实际烧掉碳含量计算的燃料特性系数的变化, 反映灰渣中未燃尽碳的变化, 从而对基准的q4加以修正, 虽然会产生一定的误差, 但由于目前300 MW以上火力发电机组相对来说煤质较为平稳, 煤质分析中的C/H比、C/Q比波动很小, 因而此模型在锅炉效率计算上的误差尚属可接受范围之内。例如2008年江苏省内各大火力发电机组煤质分析数据, 统计分析得到其C/H比、C/Q比波动就很小, 如图1所示。

从统计数据可以看出, 江苏省内300 MW以上机组所使用的煤种其C/H比平均值为16.688 8, 均方差为0.701 2;C/Q比平均值为0.002 651, 均方差为4.79×10-5;以燃煤低位发热量来反映燃煤中C元素含量可能产生的误差仅为1.8%, 造成机械未完全燃烧热损失与实际值的偏差率约为0.27%, 由此引起供电煤耗的偏差率约为0.256%。

1.2 汽轮机热耗率计算方法

汽轮机热耗率的计算公式为

式中:D0为主蒸汽流量;H0为主蒸汽焓值;DRH为再热蒸汽流量;HRH为再热蒸汽焓值;Dfw为主给水流量;Hfw为主给水焓值;DCR为冷再蒸汽流量;HCR为冷再蒸汽焓值;DSHS为过热减温水流量;HSHS为过热减温水焓值;DRHS为再热减温水流量;HRHS为再热减温水焓值;Pe l为发电机功率。在汽轮机计算模型中, 将进入汽轮机的总热量主要分为主蒸汽携带的和再热蒸汽携带的2部分, 各焓值通过温度、压力求取, 流量用能量平衡的方法获取。

1.3 厂用电率和管道效率的计算方法

通常, 系统的管道效率变化不大, 在此取定值作常数处理。火力发电机组的厂用电率采用机组的上网功率、发电机功率进行计算。

2 能耗实时计算模型应用前提———数据处理技术[2]

热工过程是一个大滞后、大惯性的过程, 同一时标采集过来的一批实时运行数据并不代表彼此就能匹配起来, 只有在工况稳定的情况下, 各数据才能真正反映机组的实际运行情况, 此时计算出来的能耗才是比较准确的。因此, 上述火力发电机组能耗实时计算模型成功应用的关键就是必须是在工况稳定的情况下计算, 才能得出正确的结果。如果工况不稳定, 各参数的不匹配程度很大, 极有可能导致计算结果错误。下面将从数据调和技术、规则性判断2方面介绍此计算模型必须的数据处理技术。

2.1 数据调和技术[3]

数据调和技术, 即为在满足质量、能量平衡的基础上, 对计算模型的测量输入进行相应的调整, 以使得调和后的计算结果和测量数据最大程度地匹配。比如, 在本计算模型中, 影响计算结果最大的是给水流量, 因为流量测量不准一直是热工测量的难题。为了尽量减小它对计算结果的影响, 可在大量历史数据的基础上, 先拟合功率与给水流量之间的关系, 再判断测量的给水流量和拟合出来的给水流量之间的误差, 进而决定是否用其他流量进行反算给水流量, 替代直接测量的给水流量。

数据调和技术的应用对流量问题的解决具有很大作用, 为计算结果的准确性奠定了基础。

2.2 数据规则性判断技术

数据规则性判断主要包括以下几个方面:

(1) 数据的光滑与滤波, 去除高频噪声。系统的预处理模型相当于一个低通滤波器, 将测量数据中的噪声去除, 以获取稳定工况。

(2) 数据的有效性判断。对测量的数据进行上下限、斜率等判断, 以保证计算数据的合理性、稳定性。

(3) 交叉判断技术。热工模型, 各参数之间必然存在很多联系, 可以通过彼此之间的纽带桥梁判断数据的质量。

3 能耗实时计算模型的应用

应用上面介绍的实时火力发电机组能耗实时计算模型, 采用数据调和、数据规则性判断技术, 可开发出较为准确的在线能耗实时监测系统。采集某630 MW机组运行数据, 再开启实时计算模块, 根据一段时间计算结果拟合出来的功率—能耗曲线[4], 如图2所示。

4 能耗实时计算模型的延伸———智能诊断分析功能[5]

根据此能耗实时计算模型, 可以开发出能耗实时监测系统, 在此系统搭建的基础平台上, 可以开发远程智能诊断、专家分析系统。实时计算模型最关键计算指标为供电煤耗率, 它主要包含以下几个部分:锅炉效率、汽轮机热耗率、厂用电率。3个分计算指标又由其他各计算子指标计算得到, 因此可以“树”型结构表达这种关系, 如图3所示。

系统计算通道为“自下而上”数据流结构, 通过采集数据逐层计算相关指标最终得到机组的供电煤耗率。系统分析通道为“自下而上”+“自上而下”数据流结构, 一方面通过与标准源进行比较, 逐层向下递推, 分析导致机组能耗变化的主要原因;另一方面通过与标准源进行采集数据层比较, 通过影响因子叠加方法将这种差别折算到对各层计算指标的影响, 并最终反映到对机组供电煤耗率的影响上。对某1 000 MW机组进行逐层分析, 得到的关键影响因子树形结构图, 如图4所示。

图4中, 以900.236 MW工况为基准工况, 将同负荷段的2条计算结果 (负荷分别为900.236 MW, 898.502 MW) 进行了对比剖析, 虽负荷非常接近, 但供电煤耗率却相差达9.35 g/ (k W·h) 。通过对影响供电煤耗率因子分解, 可发现汽机热耗率的差值折算到对供电煤耗率影响最大, 达到8.48 g/ (k W·h) (锅炉效率偏差对供电煤耗率的影响是0.995 g/ (k W·h) , 厂用电率偏差对供电煤耗率的影响是0.147 g/ (k W·h) , 然后再对汽机热耗率进行分解, 可以发现主给水流量的偏差折算到对汽机热耗率的影响最大, 达到了316.92 8 k J/ (k W·h) 。因此, 可以看出, 主给水流量的偏差是导致这2个工况下供电煤耗率偏差如此之大的关键因素。图4中每行最右边的数据, 代表该行因子的变化对其上层因子的影响程度。

5 结束语

通过锅炉效率算法的修改, 避免了煤质分析等滞后环节影响能耗的实时监测。通过数据调和、数据规则性判断技术判断机组运行状态的稳定性, 保证本能耗计算模型的应用环境, 避免计算结果的误差性。最后结合上述能耗实时计算模型, 分析了建立在此基础上的智能诊断分析模型。

摘要：介绍了一种新的锅炉效率计算模型, 并分析了建立在此基础上火力发电机组能耗实时监测模型的研究方法, 最后介绍了能耗在线智能诊断基本思路。

关键词：实时监测,模型,智能诊断

参考文献

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[4]毕政益.火电机组运行优化在线管理系统[J].能源研究与信息, 2000, 16 (1) :12-17.

燃油火力发电机组 篇5

近几年, 我国电力工业进入了一个新的建设高潮, 正在新建众多大型发电机组, 随着现代网络及控制技术的发展, 集散控制系统 (DCS) 已在火力发电机组上获得普遍采用, 应用范围主要包括:模拟量控制、数据采集和处理、锅炉炉膛安全监控、顺序控制、汽轮机数字电液控制等5方面, 并且在现代化火力发电机组生产过程控制中起着重要的作用。要想保障整个电站的安全、经济、可靠运行, 就要及时了解DCS的运行状况, 按其自身规律进行管理, 这是至关重要的工作。

1 集散控制系统简介

集散控制系统 (Distributed control system) 简称DCS系统, 是随着现代大型工业生产自动化的不断兴起和过程控制要求的日益复杂应运而生的综合控制系统, 它是相对于集中式控制系统而言的一种新型计算机控制系统, 以微处理器为基础的对生产过程进行集中监视、操作、管理和分散控制的集中分散控制系统[1]。DCS系统综合了Control控制技术、Computer计算机技术、Communication通信技术、Cathode Ray Tube CRT显示技术等4C技术, 既实现了在管理、操作和显示3方面的集中, 又实现了在功能、负荷和危险性3方面的分散, 既方便了管理, 又使系统运行更加安全可靠, 作用不容忽视。

2 发电厂集散控制系统的控制技术

现代火力发电厂是安装了多台135 MW、300 MW和600 MW发电机组的发电企业。电力资源的不足, 推动了电站汽轮机、燃汽轮机市场的快速发展, 新发电机组招标和老机改造正在紧锣密鼓的蓄势待发, 而DEH控制系统却逐步将被DCS系统所取代。由于是连续进行发电的生产过程, 机组的控制系统DCS成为生产的关键系统。整个系统控制由工程师站、操作站、资料档案站、过程处理中心组成, 处于运行控制的核心地位。发电厂集散控制系统, 采用集中操作与各工段分散控制相结合的系统运行模式, 实现了生产过程状态监视、运行操作、过程控制、事件报警、运行联锁和安全保护, 完成了数据采集 (DAS) 、模拟量控制 (MCS) 、顺序控制 (SCS) 和联锁保护 (PRO) 等系统功能。

2.1 分级递阶式控制

DCS系统实际上是一种分级递阶结构, 实质是将一个大的控制系统按功能或结构进行层次分配, 将全系统的监视和控制功能划分为不同的级别去完成, 各级完成分配给它的功能。各控制器完成过程现场的控制任务, 根据控制对象特性, 可以采用顺序控制、程序控制、模拟量控制等等。也可实现串级、前馈、解耦、自适应和预测控制等先进控制, 并可方便地加入所需的特殊控制算法。其具体的控制策略与控制算法要随被控对象与要求而定。该控制系统各级之间既有分工又有联系, 协调工作。同时按照现场实际控制需要, 将有关信息传递到上一级, 接受上一级管理。以微处理器为核心的基本控制器, 不但能代替模拟仪表完成常规的模拟控制, 并且能实现复杂算法控制和程序控制。综合控制功能由最高一级决策执行, 各级的工作相互协调, 力求整个控制系统达到最佳效果。将产生过程作水平分解而将功能作垂直分解, 生产过程的控制采用全分散的结构, 而生产过程的信息则全部集中并存储于数据库中, 利用通信网络向上传递, 这种控制分散、信息集中的结构使系统的危险分散, 提高了可靠性。在基本控制器内可采用固化的应用软件, 在控制现场对输入输出数据进行数据处理, 减少了信息的传输, 也极大地减少了上级计算机的数据处理量, 降低了对上级计算机的要求, 使系统程序应用较为简单。同时大大降低了传统集散控制系统的成本, 提高了系统性能, 以最低成本来完成高技术的自动化。随着计算机技术的发展, DCS可以按照需要与更高性能的计算机设备通过网络连接来实现更高级的集中管理功能。

2.2 各自为政, 分散控制

这是推出DCS系统的最大理由, DCS系统就是要解决集中控制系统致命的弱点———“故障集中”[2]。故障分散的理由是DCS系统采用了大量的微处理器, 由于DCS将系统控制功能分散在各台微处理器上实现, 系统结构采用容错设计, 因此某一台微处理器出现的故障不会导致系统其他功能的丧失。各个微处理器承担一个范围较小的 (地域上) 控制任务, 可以针对需要实现的功能采用具有特定结构和软件的专用计算机, 从而使系统中每台计算机的可靠性也得到提高。在功能上各控制器各自为政, 各自独立完成各自的功能, 某个微处理器故障不会影响整个系统的正常工作。相对于集中控制系统计算机的串行运行来说处理速度也大大提高, 因此具有更高的实时性指标, 这些是DCS系统优于集中控制系统而得到迅速发展的关键所在。使系统故障分散, 从而使系统可靠性大为提高。即使某一局部或某个计算机出现故障时, 可以在不影响整个系统运行的情况下在线更换, 迅速排除故障。所以, 要做到故障分散, 一定得把控制功能分散。另外, DCS系统的构成越接近传统的仪表控制系统, 在现场就地安装控制器, 不仅节省了输入输出电缆的长度, 同时减少了传输信号的干扰, 即微处理器或多功能控制器所承担的控制任务从地域上越分散, 越能做到故障分散。这样做对故障分散是十分有利的。

2.3 通讯系统, 实现综合控制

随着电厂实际应用要求的不断提高, DCS系统已发展成为一个系统接口越来越多的控制系统。它采用高速数据通道的通信系统, 这种系统使用高速通讯网路及全数字的马达驱动器和友善的SCADA (数据通讯时间小于250 ms) 使用HMI (人机接口) 控制[3]。通过高速数据通道, 能把各自为政的控制器与监控计算机联系起来, 进行协调控制。

多年来, 自动控制系统基本上是采用一对一连线, 模拟信号进行检测与控制, 致使设备与设备之间、系统与系统之间、系统与外界之间无法进行信息交流, 在一定程度上成为“信息孤岛”。采用DCS系统克服“孤岛”现象后, 每个“自动化孤岛”在决策级统一指挥下协调工作, 以实现整体的最优化, 系统的管理 (监视) 功能大大增强。实现了各控制器、监控计算机和管理计算机的综合控制, 将这些现场智能设备用于生产对象就构成一个现场控制设备 (实际已经组成了一个完整的控制系统) , 再用相应规格的导线把多个节点按照现场总线的通信协议连接起来, 就形成设备及车间级的数字化通信网络, 它可方便地操作整个机器设备以达到完美的性能要求。利用监控计算机的运算能力, 能完成高级复杂的控制算法;利用管理计算机丰富的软硬件资源和信息资源, 实现计划、管理、决策的最优化, 从而实现整个系统控制的最优化, 使生产效率提高, 故障减少, 质量更稳定, 操作管理人员也相应减少, 经济效益显著提高。

3 结语

集散型控制系统 (DCS) 是新一代的工业自动化过程控制和管理设备, 至今虽然只有20多年的历史, 但目前在我国石化、冶金、电力等工业领域得到了广泛的应用。在我国火电厂的普遍应用使机组的自动化水平明显提高[4]。发电机组自动化技术不仅能减轻运行人员的劳动强度, 更重要的是确保了机组安全、稳定的运行。新的电力形势要求我们充分了解集散控制系统, 进一步提高DCS的安全可靠性, 改善DCS自动控制效果, 使之具有新的功能, 并希望在不久的将来, 通过对集散控制系统的进一步研究, 力求采用更为有效的新的算法 (如增益自适应功能) ;采用光导纤维代替高速数据通道, 并统一通讯规程;力求灵活地运用现代控制理论, 以得到更为通用的控制算法, 完成对新时代、新形势的工业控制系统的智能设备集成, 使DCS在火电厂的应用达到新的境界。

参考文献

[1]曹富琛, 李辉, 杨永冲.网络在火力发电厂DCS中的重要性.宁夏电力, 2007 (z2)

[2]麦勇军, 黄雄伟, 肖新国, 等.火力发电机组的DCS改造.自动化博览, 2001 (6)

[3]李国锋.火力发电厂主控系统优化控制的几点体会.内蒙古科技与经济, 2008 (24)

燃油火力发电机组 篇6

关键词：火力发电,高温螺栓,理化检验,金相组织

引言

当前我们国家的火力发电装置普遍使用高温螺栓, 像是汽缸或是管线法兰等处要想固定好, 都要使用与之对应的能够抵抗较高温度的螺栓。因为此类螺栓的工作背景是应力松弛状态, 所以, 它在运行的时候必然要承担拉应力, 特别时候还会有弯应力存在, 所以, 要想实现稳定的效益, 就要保证螺栓材料的品质良好, 具体来讲就是说材料应该有强大的应对松弛的性能以及应对弯曲的性能, 除此之外, 还要有很好的持久性以及抗高温特点, 同时还应具有良好的热加工、机械加工性能, 此外其微观组织稳定性要好, 热脆性倾向要小。不过通过分析我们发现, 目前运行的这些螺栓中并非时刻都能够稳定运行, 失效现象时常出现。当前时期, 相关工作者的主要工作任务就是研究怎样才能够确保高温螺栓运行稳定。

DL, r438-2009、DL, r439-2006的标准规定, 通常在检修场地之内, 那些直径尺寸超过32mm、温度高于400℃的高温螺栓都要接受超声测试, 不过并不是所有的测试都可以发现像是裂缝之类的问题, 所以我们就要在场地之中开展理化检测, 尤其是在进行大修的时候, 如果条件允许的话, 都要开展综合化的理化检测活动, 只有这样才能够确保机组的运行稳定。虽说电力领域对于此类零件的检验标准非常高, 不过在具体的工作中不管是建设方亦或是发电单位自身, 都没有高度关注此类检验工作, 仅将重点放到了螺栓材料的质量检测上面。不过通过分析我们发现, 因为螺栓的类型繁多, 尺寸不一, 加之材料的类型也不一样, 所以场地的理化检测工作无法切实按照相关规定来落实, 工作者在开展的时候面对的难题非常多。作者具体的站在场地的监督检测的层面上对此加以分析, 而且结合螺栓常见的失效现象进行了具体的论述, 仅此希望能为大型火力发电机组的高温螺栓现场理化检验提供一些参考。

1 铁基高温螺栓

铁基高温螺栓是最常见的耐高温螺栓, 可合金成份分为碳钢螺栓、低合金钢螺栓、合金钢螺栓、高合金钢螺栓等。按金相组织划分, 又有回火索氏体、回火马氏体等耐高温螺栓。铁基高温螺栓在机组长期的高温运行中, 内部可能会产生蠕变、疲劳等缓慢的性能下降现象。25Cr2Mov钢螺栓广泛应用在低压内缸、管道法兰等部位连接处, 25cr2Mo V钢种本身属于珠光体耐热钢, 制成的高温螺栓的供货状态为调质处理, 微观组织为回火索氏体, 这种螺栓的硬度控制标准为HB248~293, 与这种螺栓类似的常见高温螺栓钢种还有20Crl M01V、25Cr2Mol V、35Cr Mo等。对于长期使用的这类螺栓, 现场硬度检验时如果大批量地发现硬度高于标准范围较多的, 对该批螺栓应重点进行金相检验, 此时容易在原奥氏体晶界上出现网状的碳化物析出。

2 crl2Ni M01w1V钢螺栓的微观组织是典型的回火马氏体, 此类物质的特点是强度非常高, 而且可以很好的应对腐蚀问题, 它还被用到叶片之中。当我们开展金相测试工作的时候, 具体分析板条马氏体位相特征是否明显, 有没有蠕变孔隙存在, 特别是硬度较高的时候更要高度关注, 它执行的标准是HB291~321。通过具体的检验工作, 我们得知此类螺栓的硬度不是很高, 而且它的金相组织存在着非常显著的马氏体特点, 因此要想确保机组运行稳定, 此时就要抽取一些螺栓具体检测它们的力学特点以及拉伸特征等等。与这种马氏体型高强度螺栓类似的常见高温螺栓钢种还有2Crl2WMo VNb B、2Crl OMo VNb N等, 均属于改良型12%C钢。

2 镍基高温螺栓

由于当前的机组开始朝着超临界方向发展, 因此有着强大的抗蠕变特点的镍基物质开始被大量的使用, 如GH80A、Incone LAUov783、GH4145、R26、GH4169等镍基高温螺栓已经广泛应用在汽轮机高温部件中。R26型高温螺栓主要用于工作温度在677℃以下的高中压内缸, 这种螺栓的硬度控制标准为HB262-331。为均匀的单向奥氏体组织, 因此该材料具有很高的抗蠕变和抗氧化能力。在具体的开展场地测试工作的时候, 假如发现其硬度较高的话, 就要认真分析其是不是有细小的裂缝存在, 高合金的钢材容易产生应力腐蚀裂纹, 导致沿晶脆性断裂。GH4145合金型高温螺栓是我国自行研发的钢种, 如今有很多机组都使用此类材料, 不过最近几年, 此类螺栓时常出现断裂现象。

原本设计是用于制造工作温度在670℃以下的高温螺栓。GH4145典型的现场金相组织为单相奥氏体组织, 本人在检测的时候时常遇到粗晶, 组织里面有非常大的晶体, 在别的资料里面也有此类论述。从近年来发生的GH4145镍基合金螺栓断裂事故统计分析可以看出, 由组织不均匀性引起的断裂失效占了很大比例, 巨大晶粒组织的存在直接导致高温韧塑性的异常, 所以在检测的时候必须要高度关注此类问题。

3 结束语

通过分析我们得知, 对于火力发电设备来讲, 由于它的高温螺栓的总数非常多, 而且它们的尺寸以及材料的特性等不是完全一样的, 所以为了抱枕设备的运行稳定, 我们就要认真分析此螺栓的具体服役情况, 也就是说, 要认真开展理化检测工作。作为场地的监督工作者, 在实际开展工作的时候, 可以借助综合化的硬度以及金相测试活动, 分析其性能变化特点, 然后提出合理的建议, 这样就能够降低问题发生几率, 确保生产工作顺利开展。

参考文献

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燃油火力发电机组 篇7

企业生产运行, 节能减排势在必行。火电机组热力系统阀门泄漏是热能损失的主要根源, 它不单造成机组工质、热量的浪费, 影响机组经济性, 同时会造成阀门后管道冲刷减薄, 影响安全性。为加强阀门的管理和治理力度, 降低机组能耗损失, 某电厂在设备管理、检修质量管理、运行操作管理3个方面进行了综合治理, 取得了明显效果, 达到了节能降耗的目的, 其实用价值值得推广应用。

二、从运行管理方面治理

(1) 疏水扩容器进汽母管增加温度监视测点。利用机组停备机会在机侧高压、中压、低压疏水扩容器5个入口联箱上各加装一个温度测点, 炉侧定排4个联箱上各加装一个温度测点, 并接至控制室DCS显示画面, 用于监视机组疏水阀门内漏情况, 根据温度位置查找内漏阀门。

(2) 针对电厂各机组高、低加现疏水运行方式, 高加逐级自流至除氧器, 低加逐级自流至凝汽器。正常运行时事故疏水电动门全开, 正常疏水调整门和事故疏水调整门投自动, 当水位高时事故疏水调整门参与调整。由于高、低加事故疏水调整门前后压差较大, 阀门不严, 存在内漏, 高温疏水流入凝汽器, 增加了汽轮机的冷源损失, 使得机组热耗上升, 不利于机组经济运行。为了减少内漏, 发电部门下发了任务书, 要求热控车间变更了高、低加事故放水电动门逻辑:增加高、低加事故疏水调整门开度>10%时联开事故疏水电动门逻辑。规定高、低加事故疏水电动门正常处于关闭。

(3) 为了进一步减少热源损失, 通过测温枪测试、检查排汽管冒汽的方式, 对机炉侧所有安全门、定排扩容器进行普查, 并进行了定期规范, 要求机组停运前由运行人员对泄漏安全门进行统计归类, 汇总下发给点检人员, 安排在机组停备或大小修时处理。

(4) 为了规范运行人员的操作, 防止发生阀门损坏, 发电部门又下发了《机组阀门管理规定》。

(1) 用于压力>1 MPa的压力管道的各种截断阀类阀门, 只允许通过全开或全关来接通或截断管道中的介质, 禁止采用通过调节截断阀类阀门开度的方法调整介质流量。主要包括:各种容器及管道的隔离门、疏水门、放水门、排空气门、排污门等。

(2) 操作手动阀门时, 应选择合适的操作工具, 用力均匀缓慢小心, 站立阀门侧面, 严禁突开突关阀门, 阀门开关到位后不应再用力操作, 防止发生阀门机构损坏。

(3) 操作电动阀门时, 应确认阀门转动灵活, 并且开关到位后电机能免正确停转。若阀门卡死电机发热不转或开关到位后电机不停转, 应立即到阀门电动控制柜将转换开关切至"就地"位并停止电机转动, 防止电机烧毁或阀门机构损坏。

(4) 各种调节类的阀门, 应经常核对远方与就地阀门开度, 检查阀门没有卡死现象, 动作灵活正确。若出现调整门调节失灵时, 应解除相关自动, 手动调整介质流量, 并且及时通知检修处理。

(5) 各种止回门应注意其工作是否正常, 相关设备是否发生介质倒流或介质参数偏低现象, 否则应立即关闭其出口截止门, 通知检修及时消除止回门卡死故障。

(6) 各种压力容器、管道安全门应定期校验, 使之处于良好戒备状态, 防止发生拒动或误动, 应立刻隔离、降压, 使之尽快回座:若安全门拒动, 应立即采取降压措施, 严防容器或管道超压。

(7) 管道上串接有多道阀门, 需要开启阀门时应首先操作沿介质流动方向的一道门, 再操作其他阀门, 关闭阀门时操作顺序相反, 防止发生阀门冲刷, 经常检查各阀门工作情况, 若出现泄漏 (内漏或外漏) 时, 应尽快采取隔离措施, 并通知检修处理。

(8) 机组启、停机时所操作阀门, 必须就地确认阀门位置正确, 并且在不需要时及时关闭, 防止发生高温高压流体对阀门严重冲刷。

(9) 每月每台机利用巡回检查的时间对所管辖的阀门进行测温工作, 并对其相关的管道保温进行检查, 阀体温度>50℃的认为存在内漏, 对发现泄漏的阀门和保温不全的应及时下缺陷单, 通知检修处理, 要求在下月5日前将处理结果与检查结果一同上报至发电部门。

三、从设备点检管理和设备检修管理方面治理

为了确保机组安全、稳定、经济运行, 规范电厂阀门内漏的管理工作, 满足提高发电厂经济性的要求, 厂部下发了阀门内漏企业管理标准。

(1) 定义了阀门内漏:有二道阀阀门后管道1 m之内管道壁温>50℃, 无二道阀门以一道门后管道1 m之内管道壁温测温>50℃, 确认为阀门内漏。

(2) 提出了管理目标:定期检查了解阀门的内漏情况和内漏阀门设备的运行状况, 检修、维护好内漏阀门, 提高阀门设备健康水平, 满足提高发电厂经济性、安全性的要求。

(3) 阀门所属单位即为内漏阀门管理的责任单位, 以《电厂生产设备设施划分制度》为依据划分。运行、点检、检修按各自所负设备管理责任分别承担阀门内漏管理的相关责任, 共同对阀门设备的安全、稳定、健康、经济运行负责。

四、从机组的启停操作上进行阀门管理

运行人员在启机后按照运行规程和《某电厂发电部技术措施》中关于规范机组疏水阀门操作的规定, 及时关闭热力系统疏放水阀门及进行手动勒门工作, 防止出现阀门未关严或关门不及时造成阀门冲刷, 引起内漏。

(1) 汽包上水前关闭给水系统管道各放水门, 汽包压力≥0.2 MPa时关闭炉侧各空气门, 汽包压力≥0.5 MPa高旁投入后关闭炉侧过热疏水门, 低旁投入后关闭炉侧再热疏水门。

(2) 通过进一步优化疏水电动门的联锁逻辑, 各机组相继增加疏水电动门投自动按钮, 要求机组启动时投入该按钮, 待机组负荷>30 MW时各疏水电动门自动关闭, 检查机侧所有疏水关闭后, 解除该联锁按钮。如果出现机组紧急停运需恢复时, 应手动开启需要开启的阀门。

(3) 汽轮机3000 r/min定速后关闭主、再热蒸汽管道疏水及蒸汽门。

(4) 机组定速3000 r/min, 低旁不再参与调整时, 应及时关回低旁电动门及二、三级减温水, 如低旁后汽温>50℃, 应立即就地检查低旁电动门是否到位, 否则手动摇严或立即通知机检处理, 防止冲刷。

(5) 机组并网后, 高旁不再参与调整, 应及时关回高旁电动调整门及隔离门, 若高旁后汽温>290℃, 应立即检查高旁电动门及隔离门是否到位, 否则手动摇严或立即通知机检处理, 防止冲刷。

(6) 高、低压加热器汽侧投入后关闭抽汽管道疏水门, 小机冲转后关闭小机缸体, 管道疏水。

(7) 机组正常停备时, 要求电动主闸门常开, 电动主闸门前疏水在“关闭”位禁止操作, 当机组启动时若出现疏水不畅, 应及时打开, 待疏水疏尽后及时关闭。

(8) 机组大小修后打水压时, 按水压试验的要求操作电动主闸门及门前疏水, 机组启动时确认电动主闸门前疏水疏尽后, 尽早的关闭。

(9) 以上各疏水阀门关闭后, 根据画面显示的疏水母管温度, 凡>50℃的, 应及时通知点检处理或检查各阀门是否关严。

(10) 机组正常运行中高厂供轴封应处于热备状态, 母管疏水门应处于打开位置, 防止轴封母管积水。建议疏水管路上加有疏水器的机组, 疏水器前后手动门常开, 旁路门关闭, 无疏水器的机组利用检修的机会增加疏水器及旁路。

(11) 高厂汽供除氧器疏水、高旁热备疏水手动门要求机组正常运行中关闭。高厂汽供除氧器管道疏水要求高厂汽供除氧器投入后立即关闭, 一期机组配有高旁后疏水手动门的, 要求高旁投入后立即关闭。

五、结论

某电厂从2008年底着手治理阀门, 机组的不明泄漏率由2%降至0.5%, 符合不明泄漏率标准, 煤耗下降0.87g/k W·h, 提高了机组的经济性, 降低机组热耗、煤耗。进行阀门综合治理在某电厂已取得了实效, 适用于机组启停和正常生产中, 达到节能降耗的目的, 其实用价值值得推广应用。

摘要：机组正常运行中, 阀门外漏显而可见, 而阀门内漏则容易忽视, 阀门的研磨和操作管理也尤为重要, 否则势必造成大量能源的浪费。经过两年的现场实践和摸索, 探索出某电厂机组关于阀门检查、操作、维护的一整套综合治理方案, 运用于机组启停和正常生产中, 达到了节能降耗的目的, 其实用价值值得推广应用。