660MW空冷机组

660MW空冷机组（精选10篇）

660MW空冷机组 篇1

0概述

锅炉给水泵是电厂中重要的辅机设备之一, 其投资在全厂辅机中占有相当大的比例。与此同时, 给水泵的功率很大, 运行费用高。因此, 选择合理的给水泵配置方案对于整个发电厂的造价及安全经济运行起到非常重要的作用。

给水泵按驱动方式可以分为电动给水泵方案、汽动给水泵方案以及主机驱动给水泵方案。目前我国300MW以上容量湿冷或间接空冷机组大都采用汽动给水泵, 而近年来已投产的直接空冷机组多采用电动给水泵。主机驱动给水泵方案在国内尚没有业绩, 但在德国Scholven电厂、Munchen-Sud电厂、Fkw-Buer电厂, 意大利的La Spezi电厂、Chivasso电厂, 美国的Hlp Robinson等10多家电厂均有应用业绩, 其中Scholven电厂600MW容量等级机组采用该方案可靠运行超过30年, 其新建机组仍采用主机泵驱动方案。

1 给水泵主要配置方案

本文在目前国内外660MW级直接空冷机组给水泵配置方案的基础上, 按给水泵的驱动方式分类, 对每一种驱动方式列举了不同的给水泵配置方案, 并叙述各方案的技术特点:

方案一:电动给水泵方案;分别有2×50%容量与3×35%容量两种配置。

方案二:汽动给水泵方案;分别有1×100%容量与2×50%容量两种配置。

方案三:主机驱动给水泵方案;分别有1×100%容量与2×50%容量两种配置。

1.1 电动给水泵方案

直接空冷机组采用电动给水泵方案, 具有运行灵活、简单可靠、检修维护工作量小、整体寿命长等优点, 且给水系统与主机排汽系统是两个独立的系统, 不受主机背压变化的影响, 电动给水泵由液力偶合器进行调速, 以满足机组启动和各种工况的需要。缺点是采用电泵方案后厂用电率增加, 会降低电厂的售电收益。

电动给水泵方案目前有两种配置方案:

1.1.1 2×50%容量电动调速泵

此方案单泵轴功率 (含前置泵) 约为13500k W, 电动机功率达到约15500k W, 采用一级液耦调速。若考虑加设备用泵, 设备成本增加;若不设备用泵, 在一台电泵事故的情况下, 机组负荷降低至55%~60负荷下运行。

1.1.2 3×35%容量电动调速泵

此方案单泵轴功率 (含前置泵) 约为9200k W, 电动机功率达到约11000k W, 采用一级液耦调速。正常时, 三台泵同时运行, 在一台事故时, 机组负荷降至80%左右。此方案电泵利用率高, 耦合器和电机在电力行业很常见, 国产率高, 整体造价低于2×50%电泵方案, 且运行灵活, 非满负荷工况下经济性更高。

对于直接空冷机组, 若采用电泵方案时推荐3×35%容量电动调速泵。

1.2 汽动给水泵方案

空冷机组的主要特点是汽轮机背压高, 且变化幅度大。空冷机组的设计与湿冷机组存在较大的区别。对于直接空冷机组, 给水泵汽轮机 (小汽机) 的冷却方式主要有:直接空冷、间接空冷和独立湿冷三种方式。

1.2.1 直接空冷小汽机

空冷机组采用汽动给水泵, 如果小汽机排汽直接进入空冷系统, 则小汽机也必须是高背压、变背压的汽轮机。由于空冷系统对气温和风速的敏感性强, 主机正常运行背压变化范围大, 要求小汽轮机调速系统具有较宽的调速范围, 稳定灵活的调速特性。

在夏季, 由于主机背压高, 要维持一定的功率, 则主汽轮机需加大进汽量, 而小汽轮机为维持给水泵所需的功率, 也必须加大进汽量, 出现了小机与大机争夺汽量的问题, 并且加大对空冷装置容量的要求。在非正常工况, 不利风向的风速引起背压突升的瞬变过程中, 小机调速系统很难维持给水泵所需的功率变化要求, 扩大了整机瞬态过程的不安全性。

锅炉给水泵要求给水泵汽轮机运行在高转速、大范围的变转速、双汽源、变进汽参数等不利条件下。如果给水泵汽轮机采用直接空冷, 则背压将更高, 末级变工况范围更大, 尾部运行条件更加恶劣, 使得给水泵汽轮机的设计难度加大。

目前, 该方案在国内600MW等级及以上机组尚无投运业绩, 在300MW等级机组上有投运业绩, 但效果不佳。因此给水泵汽轮机不宜采用直接空冷。

1.2.2 间接空冷小汽机

间接空冷式小汽机需要设置一套独立的小汽机间接空冷系统。这几年空冷机组发展较快, 不同的空冷系统, 在工程设计、设备制造、安装调试和运行检修各方面都有不同的技术特点, 需要逐步摸索掌握。同一台机组上采用两种不同的空冷系统, 无疑会增加运行的难度, 降低电厂的可靠性。

间接空冷小汽机的配置方式, 不仅初投资增加较大, 而且使本已复杂的系统更趋复杂。如前所述, 空冷小汽机存在一定的设计难度, 采用间接空冷小汽机可使设计难度有所降低, 可靠性提高, 但所有问题依然存在, 仅是程度不同而已。

因此当主机采用直接空冷系统时, 给水泵不宜采用间接空冷小汽机的配置方式。

1.2.3 独立湿冷小汽机

如果采用独立的湿冷小汽机系统, 为小汽机单独设置凝汽器, 则绕开了设计空冷小汽机的难题, 在理论上、实际运行中都是可行的。采用独立湿冷小汽机, 需要增设小机凝汽器及独立的真空系统、循环冷却水系统、凝结水系等, 并加大辅机循环水泵。

通过上面的对比, 在不考虑节水指标的前提下, 本工程最为合理可行的方案就是采用独立湿冷汽动给水泵。

2006年《电力产业发展政策》规定的空冷机组设计耗水指标为0.12m3/s GW;《大中型火力发电厂设计规范》按17.8.12节“空冷系统”中明确“当空冷机组采用汽动给水泵时, 其冷却方式宜采用间接空冷系统”。

汽动给水泵湿冷方案设备多, 系统复杂, 初投资大。水工冷却水塔占地面积较大, 且该方案存在蒸发、排污损失, 耗水量大, 难以满足空冷机组的用水指标限制。

综合上面所有因素, 三种冷却方式均不适用于直接空冷机组, 因此不推荐直接空冷机组采用汽动给水泵方案。

1.3 主机同轴驱动给水泵方案

主机同轴驱动给水泵方案是直接由主汽轮机的主轴通过挠性联轴器、调速装置驱动给水泵。该方案是对汽泵方案和电泵方案优势的综合, 既能具备汽泵方案降低厂用电率, 又具有电泵方案系统简单可靠, 运行调节灵活的优势。这种方式利用了主机的高效率及简洁的动力传动链, 理论上也是非常经济有效的。图1是主轴驱动锅炉给水泵的原理图。

采用主机泵方案时, 由于调速装置传递功率较大, 一般建议采用行星齿轮调速装置。调速行星齿轮Vorecon是基于功率叠加原理而工作的。部分功率通过Vorecon的变矩器到达行星齿轮副的行星轮, 大部分功率则通过Vorecon的机械主轴传递至行星齿轮副的外围齿圈, 最后在行星齿轮内进行功率的矢量叠加。调速行星齿轮, 在国内电力项目应用不多, 目前陕西华电蒲城电厂2×660 MW机组已采用。

主机同轴驱动给水泵方案主要有1×100%容量主机泵和2×50%容量主机泵两种。

1.3.1 1×100%容量主机泵方案

配置1×100%容量主机给水泵时, 由于液力调速装置选型要求输入转速一般在1500~2000r/min, 更高的输入转速会造成转子叶尖线速度过高, 为保证设计使用寿命而对材质要有更高的要求, 推荐配置独立齿轮箱。

1.3.2 2×50%容量主机泵方案

当采用2×50%容量主机给水泵时, 需通过一个齿轮箱将主汽轮机主轴做功分传至2个调速装置, 再传给2个给水泵主轴。图2是按主汽轮机驱动2×50%配置给水泵的布置示意图, 从左至右以此是主汽轮机、分轴齿轮箱、调速装置、主给水泵。

两种方案在技术上都是可行的, 但主机泵方案在国内尚无运行业绩, 缺少运行操作经验, 从机组可靠性方面考虑, 推荐采用2×50%容量主机泵设置。

2 给水泵配置方案比选

通过上文所述, 对660MW级直接空冷机组, 较为合适的给水泵配置方案为2×50%容量主机泵方案和3×35%容量电动调速泵方案两种, 其中采用主机泵方案时需设置30%容量的电动启动泵, 下文将针对这两种方案进行详细的经济比较。

2.1 初投资比较 (按两台机组计)

注: (1) 电动给水泵按芯包国产计列费用; (2) 采用主机泵方案后, 汽机房长度加长约5m, 跨度减少约3m;

2.2 运行费用比较 (按两台机组计)

注: (1) 35%容量电动给水泵轴功率按9200k W/台计列, 主机泵前置泵轴功率按500k W台计列; (2) 本表比较基于年发电量相同。

我国现有电网的调度模式是网调直接控制到入网机组的发电功率, 在这种电网调度模式下, 高厂用电率则意味着供电量的降低, 从而降低机组运行收益。由上表可以看出, 虽然主机泵方案机组热耗较电泵方案高, 但主机泵方案厂用电率低, 供电量大, 经济效益十分可观。

2.3 方案比较结果

采用用动态投资回收期法计算本方案与基准方案投资差额的回收年限。

设投资差额回收年限为n, 则

式中:ΔU———与基准相比投资增加的费用 (万元) , 为5520万元;ΔB———本方案带来的收益 (万元) , 为6840万元;

i———为年利率 (%) , 本工程按6.15%。

得出主机泵方案投资差额回收年限n=2年, 即因采用主汽轮机驱动给水泵方案增加的投资费用在机组投运后2年内即可收回。在考虑机组的负荷水平后, 采用主机泵方案仍具有很好的技术经济优势。

3 结论

通过上文的论述和比较, 对于660MW级直接空冷机组, 采用主机泵方案虽然初投资高, 机组热耗率高, 但运行费用低, 投资回收年限较短, 因而具有更为广阔的应用前景。

摘要：通过分析直接空冷机组的特点, 研究各种给水泵配置方案的可行性和经济性。通过比较, 建议直接空冷机组采用主机驱动给水泵方案, 既能实现降低厂用电率的目的, 又兼具电泵方案系统简单可靠、运行灵活的优势。

关键词：直接空冷,主机泵,发电机组

660MW空冷机组 篇2

[摘要]论述了我国大容量超超临界机组技术以及大容量直接空冷机组技术的现状和发展趋势。通过对国内大型汽轮机制造厂1000MW超超临界汽轮机和600MW空冷汽轮机型式和特点的分析，提出了1000MW超超临界空冷汽轮机可由1000MW超超临界汽轮机的高中压缸模块及600MW二缸二排汽空冷汽轮机低压缸模块组合而成，并对其经济性进行了论述，同时提出了1000MW超超临界空冷机组设计时应考虑及需进一步研究的问题。

[关键词]汽轮机，1000MW，超超临界机组，空冷，可行性，经济性

0、引言

随着《国家中长期科学和技术发展规划纲要(2006-2020)》及《中华人民共和国国民经济和社会发展第十一个五年规划纲要》的确定和实施，电源建设将向节约资源和环境保护方向发展。基于这种发展趋势，结合中国“贫油少气多煤”的一次能源结构特点，决定了我国燃煤电厂在很长一段时间内将占居我国电力的较大份额，而超临界和超超临界技术在机组效率上又有着无可争议的优势，对于节约燃煤有着明显的效果。我国缺水的资源状况决定了节约用水在燃煤电厂建设中的重要性，而大型空冷机组技术又是火力发电厂颇为有效的一项节水技术。随着大型超超临界机组技术和大型空冷机组技术的不断发展，能否将2种技术有效地融合，形成超超临界空冷机组，在节约用水的同时节约燃料，这是我们需要研究和考虑的问题。

1、我国超超临界机组技术发展现状及趋势

超(超)临界发电技术经过几十年的发展，目前已是世界上先进、成熟和进入商业化运行的洁净煤发电技术之一，在世界上不少国家推广应用并取得了明显的节能和改善环境的效果。目前一些国家已经公布了发展下阶段超超临界机组的计划，主蒸汽压力将提高到35～40MPa，主蒸汽温度将提高到700t，再热汽温提高到720℃，机组的供电效率将达到50%～55%。

660MW空冷机组 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）

作者简介

660MW空冷机组 篇4

近日, 内蒙古华电土右电厂2×660MW空冷机组项目正式通过核准。

土右电厂一期工程建设2台660MW超临界燃煤空冷发电机组, 同步建设烟气脱硫、脱硝设施。工程节能环保技术效率高、能耗低、效益显著, 采用两级低温省煤器设计, 安装除尘效率为99.84%的除尘器和SCR烟气脱硝装置, 能大幅降低烟气中SO3的转化率及NOx的排放, 仅两级低温省煤器一项技术年节约水量即可达27.5万t, 年增加供电收益278万元。

该项目作为华电集团公司在内蒙古区域投资建设的大型火力发电企业, 符合国家西部大开发战略和构建和谐社会国策。

660MW空冷机组 篇5

【关键词】小机；润滑油；带水；密封；分析；负压

0.设备概况

许昌龙岗电厂2*660MW超临界机组配套的锅炉给水泵组，小汽轮机为凝汽式汽轮机，型号NK63/71/0，功率10065kW，转速为5689r/min，进汽温度377.6℃。小汽轮机共有两组轴端汽封（称为前、后轴端汽封）均采用高、低齿迷宫密封；给水泵型号是HPT300-340-6S/27A多级卧式离心泵，两侧轴端密封采用的是螺旋迷宫密封加外部密封水密封。汽轮机拖动给水泵运行。

1.汽泵润滑油中进水状况

在机组调试投产以后，在给水泵组停机、开机和正常运行中发生多次的润滑油进水的事件，，润滑油水分指标已严重超标。当时监盘发现汽泵润滑油箱油位不断上涨，就地在小汽轮机回油管道窥视窗的有机玻璃上都能明显看到水珠，立即从油箱底部放水阀放出大量油水混合物，化验室化验油中水分为2200mg/L，如此严重的润滑油进水事件，已威胁到了正在运行的设备安全。此时立即通知检修配合放出4A小机润滑油油箱内的游离水后，立即投入4A润滑油净油装置，运行方式是“脱水+过滤”。 通过对油箱底部的放水阀将含水量特别高的乳化油放掉，待润滑油水分化验基本合格后再补齐足量的油到润滑油系统中。

2.润滑油进水原因分析

2.1运行调控汽泵密封水不当造成润滑油中进水

为了阻止给水泵泵体内高压给水外泄，自由端和传动端都设计有螺旋迷宫密封。这种密封结构特点是轴套外圆与衬套内圆分别加工方向相反的多头螺纹，间隙一般控制在0.40-0.48。通过迷宫密封间隙控制泄漏的方式进行汽动给水泵的密封工作。汽泵密封水采用凝结水泵出口母管来水，其回水分为两路：一路经过密封水回水母管去地沟或凝汽器；另一路回到汽泵前置泵进口电动门前的前置泵进口管道，如图所示：

如果密封水回水不畅，就有可能造成小机油箱中进水，润滑油中大量带水，破坏了润滑油的油质，严重影响到汽动给水泵和小机的正常安全运行。

密封水压力调整方式：在正常运行情况下：密封水压力=泄荷水压力+0.1Mpa，凝结水以高于泄荷水0.1Mpa的控制压力注入，压力控制阀保持密封水与泄荷水之间的压差在0.1Mpa。汽泵密封水进水通过调节阀进行调节，阀后压力不宜过高，比汽泵前置泵的进口压力大0.05Mpa～0.1Mpa即可，密封水进排水温差大不能高于45℃（35℃高一报警，45℃高二报警），泄荷水管道的隔离门误关或阀芯脱落，都会造成泄荷水无法正常回到前置泵进口。如果泄荷水不能正常回到汽前泵入口，那么汽泵密封水的泄荷水不可避免会增加到回U形水封的水量中去，密封水回水量大，导致回水不畅。

密封水回水量的大小需要现场监视，当监视不力时就会发生密封水回水腔室底部检漏孔来不及排水，进而从呼吸器向外大量冒水。此时因给水泵组的润滑油系统内有负压，水就通过轴承油档的空隙被吸入油系统中。运行监视给水泵的密封效果好坏还有一个指标：密封水回水温度。当该温度明显比密封水进水温度高时（大于35℃即报警），表明泵内高温水外泄或螺旋密封的径向间隙变大了。

2.2给水泵轴端密封结构缺陷造成润滑油进水

水泵泵体内水侧与轴承腔室的油侧中间只有宽度约25的油挡来分隔，油挡为组合件，内部间隙极小。水侧由于满水存在一定微正压；油侧由于油箱排油烟风机的抽吸作用，存在一定的微负压；同时油侧的呼吸器（滤芯是烧结滤芯）因灰尘堆积而堵塞，因此，一旦满水极易将水分吸入润滑油系统中。给水泵泵轴设计因考虑到刚性要求，水侧与油侧的轴向长度（也即油挡宽度）不可能设计得过长。其次润滑油系统为使各轴瓦处的油烟不外冒和回油更顺畅，必须保证润滑油系统是负压的。正因为给水泵轴端的结构设计特点，给水侧的水分较易跑到油系统中去。

2.3汽轮机轴封系统设计不合理造成润滑油进水

给水泵汽轮有低压汽源和高压汽源两路，采用自动内切换。低压汽源也有两路：高温辅汽和四抽。正常运行时由低压汽源供汽，高压汽源作为备用。本机共有前、后两组轴端汽封，分别引自主机的高压、低压轴封供汽母管。给水泵组排汽经由排汽蝶阀接入主机凝汽器。本机两组轴端汽封均是迷宫式汽封。本机投运操作一般过程如下：给水泵密封水投运→润滑油系统投运→泵体注水放气→盘车→投轴封汽和拉真空→冲转。停运过程： 停机盘车→真空破坏→撤轴封汽→停盘车→泵体放水→停运润滑油系统。由于运行人员对系统的认识不足，特别是操作轴封汽和拉真空时，往往因人而宜，操作时间、轴封汽压力调节差别较大。投运轴封汽后没有及时拉真空，汽缸和轴封体内充满大量蒸汽，使小机两端轴封汽外溢。停运过程中，破坏真空没有及时隔离轴封汽，加之汽缸内残余蒸汽的蒸发，汽缸内微正压，会使轴封汽外溢。因为轴封外档与油箱外油档一般距离只有40-50，所以外溢蒸汽非常容易被润滑油系统的负压吸入油室中，从而致使油质乳化。

3.采取有效措施避免汽泵润滑油中进水

3.1加强汽泵密封水运行监视和调整，避免汽泵润滑油进水

通过以上对给水泵组结构及运行操作的详细分析，在机组启动、停机和正常运行过程中都有可能发生润滑油进水的事故。

启动阶段，在泵体注水前先投运密封水系统，且将密封水差压控制在50KPa左右；注意现场给水泵轴端的检漏孔滴水情况，尽量避免泵侧呼吸器冒水；主机建立真空以后稍开小机排汽蝶阀的旁路阀，控制小机排汽缸真空在-50KPa左右，避免由于阀门内漏导致汽缸内起压并且可将含水量大的空气抽走；适当关小小机油箱排油风机出口阀，使得油箱内保持微真空-2KPa左右，同时保证各轴承回油顺畅；检查小机前、后轴封处保温层，若有遮挡则联系相关人员清除；投入轴封蒸汽时，就地缓慢开启轴封进汽电动阀，注意观察两端轴封和汽缸顶部调阀门杆漏汽为不可见。

正常运行阶段，时刻关注密封水差压的波动大小，一般控制在100KPa-125KPa之间；关注密封水回水温度，一般比密封水温度略高8℃左右，若过高的话则适当调大密封水差压；注意观察对比检漏孔滴水大小；及时排出小机排油烟风机出口油烟分离器内积水。

停运阶段，及时调节密封水差压，使呼吸器不冒水；检查小机排汽减温水阀已可靠隔离；关闭小机排汽蝶阀后注意排汽压力不起压，若有必要则微开小机排汽蝶阀旁路阀；关闭前、后轴封电动阀后必须手动摇严，并及时开启阀后的疏水阀；不影响主机和邻小机的情况下，微开小机轴封回汽至轴加风机隔离阀；必要时停运小机排油烟风机；真空即将到零时及时隔离轴封汽；及时观察油箱油位的变化；及时对油箱放水。

3.2进行轴承呼吸器内滤芯改造或定期清理，从而避免汽泵润滑油进水

小机正常运行阶段造成润滑油进水的一个关键原因是油系统为微负压。降低负压可以抑制润滑油进水的发生机率。第一种方法，因汽机房打扫卫生灰尘和紧邻区域磨煤机漏粉，造成轴承呼吸器内烧结滤芯灰尘堵塞，且流通面积较小，导致该处局部负压升高，因此将该滤芯改造，加大流通面积，选用80目的不锈钢滤布包裹，减少了该处的负压，使得润滑油系统抽吸水分的能力降低；第二种方法，及时定期清理可以轴承呼吸器内烧结滤芯灰尘或更换滤芯，减少回油系统在该处的的负压，从而在检漏孔处接一台风机人为在油挡一侧造成一个负压。

禹州龙岗电厂使用了第二种方法，大大降低了润滑油进水的概率，特别是在4A汽泵组上的应用证明了这种方法的有效性。当时轴承呼吸器内烧结滤芯灰尘堵塞，监盘发现4A汽泵组小机油箱油位805mm较之前790mm增长15mm（油箱温度及环境温度不变情况下），令巡检就地检查4A小机回油窗挂有水珠状物质，令巡检从油箱底部放油发现油中带水较多。令巡检配合运检对4A小机油箱底部放水，将4B小机滤油改为4A小机润滑油滤油，化验室告4A小机润滑油滤网水分为2400mg/l，运检办票清理4A汽泵两侧轴承室呼吸器和加强油箱底部放水以及油系统滤油，然后化验室告4A小机润滑油水分达到良好值20mg/l。

3.3进行汽轮机轴封系统和进汽管道改造，启停机时正确操作轴封系统，避免汽泵润滑油进水

停机检修时，为了提高轴封系统管路隔离的严密性，进行以下改造：小机前、后轴封进汽电动阀后加装密封质量较好的手动隔离阀和放水阀；轴封回汽隔离阀前加装放水阀等。

停机检修时，拆除冗余且内漏的高压主汽阀及相关管路。通过设备改造尽可能消除小机单独隔离时有可能进入汽缸和油系统的蒸汽来源。

在机组启动阶段，尽量缩短轴封供汽与真空建立之间的时间，避免真空未建立轴封供汽时间太长；停机时也应在真空破坏后及时停供轴封汽。在运行操作时应充分考虑到这一点， 目前在启动、停机操作卡中均已列出，但这些需人为进行控制，具体可在相关的启、停措施中加以说明。

3.4进行汽泵冷油器运行监视和定检，避免冷却器泄露造成润滑油进水

由于冷油器冷却水采用循环水，受水库补给水和城市中水影响循环水水质经常恶化。润滑油冷却器冷却水氯离子80mg/L以上，造成冷却器内壁腐蚀和电化学腐蚀，从而造成给水泵油系统一直存在着备用状态下工作冷油器油侧进水，造成给水泵启动后油系统含水量超标。

所以：一方面化验室将汽泵润滑油中水分测量固化为定期工作，运行中加强汽泵润滑油箱油位监视和定期冷却水排水观察水样，以便及时发现和处理冷却器油中进水异常；另一方面利用小修机会对汽泵冷却器进行检查和修理，从而避免汽泵冷油器油中进水。

4.采取有效措施后的效果评价

根据以上分析，该电厂利用机组的计划检修机会，依次将每台小机的前、后轴封进汽管路、小机高压汽源和汽泵轴承腔室的呼吸器进行了彻底改造和清理检修；并且加强运行监视和正确调整，此后经历了几次开、停机操作都没有发现润滑油进水事件，油样化验结果多保持在合格的范围内≤80mg/L，取得了良好的效果。

【参考文献】

[1]杭州汽轮机股份有限公司.NK63/71/0型锅炉给水泵汽轮机产品使用说明书（主机部分）.

[2]上海电力修造厂《HPT300-340-6S/27A安装、运行及维护说明书》.

[3]长沙理工大学组编.600MW火电机组系列培训教材 汽轮机设备检修.中国电力出版社.

660MW空冷机组 篇6

关键词：间接空冷,汽轮机排汽,干旱,半干旱,翅片冷却三角,节水环保,安装

1 概述

1.1 系统概述

华能秦岭电厂扩建工程建设2×660MW国产燃煤间接空冷机组, 汽轮机低压缸排汽冷却系统采用表面式凝汽器间接空冷系统, 表面式凝汽器冷却有效面积40000m2, 本工程采用自然通风冷却塔的间接空冷系统。环形循环水管道布置在空冷塔塔内, 呈环形布置。空冷散热器采用FORGO T60型全钢带翅片冷却三角, 空冷散热器布置在空冷塔塔体外侧, 悬挂在展宽平台的钢结构上。

空冷机组间接空冷系统是:通过布置于冷水管段的3台循环水泵 (循环水泵房内) 作为动力源, 使循环水进入表面式凝汽器的水侧的不锈钢管, 然后进行表面换热, 冷却凝汽器汽侧低压缸排汽, 受热后的循环水循环至间接空冷塔, 通过空冷散热器与空气进行表面换热, 循环水被空气冷却后再返回循环水泵入口, 从而构成一个密闭循环系统。

1.1.1 循环水冷却系统

循环水冷却系统包含担负散热任务的空冷散热器和空冷塔内的循环冷却水管道, 空冷散热器由136组冷却三角组成, 这些冷却三角在空冷塔内分成8个冷却扇段, 该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, 每个冷却扇段设独立的进、出水管和排水管, 进、出水管连接在塔内地下循环水供回水母管上。

1.1.2 空冷散热器充、排水系统

在空冷系统投运前, 需将其管道及散热器中充满水, 停运、检修亦需将系统水放空。充水、排水系统由地下贮水箱、输水泵、充水管道和阀门组成。贮水箱布置在空冷塔内地面以下, 潜水泵安装在水箱里, 地下贮水箱的容积满足所有冷却散热器段放空后储水的要求。

1.1.3 空冷散热器补水系统

为了保持循环水系统内水压稳定, 维持正常的水循环, 空冷塔内设置稳压补水系统。该系统由稳压 (补水) 泵、高位水箱以及连接管道组成。空冷塔设高位水箱, 补水泵采用自动控制, 当高位水箱为低水位时补水泵开启向系统补水, 当水箱补至高水位时补水泵停运。

1.2 间接空冷塔安装概述

间接空冷塔安装部分包括:

(1) 散热元件组合、吊装、密封;

(2) 地下储水箱、膨胀水箱安装以及潜水泵安装;

(3) 地埋冷、热水管道安装;

(4) 扇区管道安装;

(5) 泄水系统安装;

(6) 补水系统安装;

(7) 百叶窗组合安装;

(8) 冷却三角清洗系统安装。

总体安装调试工作预计100-120天。

2 冷却三角组合

2.1 组合场地

选择一块合适场地, 对于散热元件的组合很重要, 直接影响到施工进度, 场地必须考虑到足够宽敞、足够平整、运输方便, 电源、照明等。FORGO T60型散热器在工厂内进行100%的水下气压试验, 组合场内可不考虑水源配制。

2.2 机械策划

“工欲善其事, 必先利其器”, 在整个组合过程中机械为重中之重, 必须提前策划、进场, 达到随时开工组合条件, 机械明细参考如下:

(1) 载重汽车 (16t或25t) 一辆, 用于组装散件出库、包装箱运输;

(2) 汽车吊 (25t) 1台, 用于组装散件出库吊装, 汽车吊 (50t) 1台, 用于冷却三角吊装过程中, 在储存场地装车;

(3) 龙门吊 (50t) 1台, 用于冷却三角组合、组合完工设备装车, 建议50t龙门吊必须配置, 充分利用龙门吊在小区域内移动方便的优势, 能很大程度上提高施工速度;

(4) 平板车两台, 用于成品冷却三角运输工具;

(5) 150t履带吊、70t履带吊各一台, 做为散热器主吊机械。

除以上大型机械以外, 还需准备必要的零时小电动工具。

2.3 冷却三角组合

(1) 在冷却三角组合之前将组合用吊点用螺栓提前安装在冷却三角上 (吊点及连接螺栓均为厂家提供) , 然后将冷却三角的左右两片按顺序平放到组合平台上 (图一) 。

(2) 用龙门吊通过起吊梁 (起吊梁为厂家所供专用工具) 吊住四个吊点, 龙门吊缓慢起钩, 将冷却三角缓慢提起, 最终形成三角形, 然后停止起钩, 测量冷却三角尺寸, 尺寸无误后, 将连接槽钢安装在两个冷却三角片之间, 将其固定 (图二) 。

(3) 连接槽钢安装完成后, 将百叶窗安装在冷却三角上。百叶窗安装前, 测量冷却三角尺寸 (开档、对角) , 无误后, 将其安装至冷却三角上。

(4) 冷却三角组合完毕后, 用龙门吊将其吊至存放区域, 等待运输至施工区域。存放时, 底部垫道木或木方, 以免损伤百叶窗或散热器。

2.4 冷却三角吊装

(1) 吊装前, 展宽平台钢结构已安装完成, 展宽平台上盖板安装完毕, 冷却三角基础已交安。复测基础标高。

(2) 使用经纬仪、水平仪对安装中心线、半径进行划线, 划线必须精确到±3毫米以内, 且绕圆周一圈无误差累加, 使一个整圆能够均匀等分为136份。

(3) 划线后, 将底座安装就位, 根据设计尺寸, 将中心及顶部标高调整到位。

(4) 在将冷却三角吊装工作开始之前, 必须检查如下尺寸:

a冷却三角锚固支撑在冷却塔展宽平台上的位置及水平高度。

b冷却三角底部支座的标高及水平度。

c冷却三角支架的划分和位置。

(5) 冷却三角在安装前必须进行二次检查:

a仔细检查冷却三角, 以便发现其在运输或储存过程中可能出现的损坏。

b检查各螺栓有无未紧固或未紧固到位的, 如有则进行紧固完成后方可吊装。

c检查冷却元件的清洁, 对冷却元件上的灰尘进行清理。

吊装分上、下两部分, 底部三角采用70t履带吊作业, 上部三角采用150t履带吊作业, 吊装按常规作业要求即可。 (见下图)

3 地埋冷、热水管道、泄水系统、补水系统安装

地埋冷、热水管道可按照循环水管道安装规范实施。

泄水系统用于系统发生事故时泄水使用, 可分为:

a单个扇区泄水, 当扇区发生泄漏时投入;

b循环水系统泄水。

以上两种泄水方式, 都将水快速泄至地下储水箱, 临时储存起来。

补水系统是为地下储水箱补水, 用来补充系统循环损失的水量, 使系统能够达到循环的压力要求。安装可参照地埋中、低压管道规范实施。

4 地下储水箱、膨胀水箱安装

地下储水箱为1200m3地下无压水箱, 用于系统运行中补水、事故泄水, 在地下水箱内安装立式潜水泵两台, 用于循环水系统充水、补水、地下水箱排水至厂外;膨胀水箱为120m3无压水箱, 水箱中心线布置在塔内32m (相对塔0m高度) , 作用是为了保证循环水泵入口压头, 有足够的压力循环。

地下储水箱安装可以在土建施工完成后安装就位, 在安装过程中必须严格验收水箱基础, 以免在后期安装过程中发生水箱下陷的问题, 而造成管道变形等问题。

5 总结

总体安装来说工序较为明朗, 上一步工序与下一步工序环环紧扣, 特别是冷却三角吊装前、后工序, 为保证总体施工质量、进度, 必须首先做好这步工作;冷却三角组合工作工期较长, 需要程序化的重复多次施工, 从而要做到组合施工人员分工明确、各负其责, 能够熟练掌握组合要求;能够做好这两步, 对安装质量、进度会起到决定性的作用。

参考文献

[1]王智刚.600MW直接空冷机组冷端系统变工况特性分析[J].发电设备.2010 (02) .

[2]王建军.阳城电厂7#机组间接空冷塔 (600MW) 设备与管道施工技术[J].能源与节能.2012 (03) .

660MW机组电气技术特点研究 篇7

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.

660MW空冷机组 篇8

发电机励磁系统是发电机组的重要组成部分, 其性能优良与否直接影响发电机运行水平。因此, 大型汽轮发电机的励磁方式选择至关重要, 目前国内新建大型汽轮发电机组以采取静态自并励励磁系统为多。此工程2 × 660 MW机组采用了ABB公司的UNITROL5000 双通道静态自并励系统。整个励磁系统由励磁变压器、微机型励磁调节器、大功率可控硅整流柜、灭磁开关、灭磁及过电压保护单元、起励装置等部分组成。

2 误强励事故简介

在三号机组电气整套试验过程中, 顺利完成了发电机短路特性试验、发电机带主变零升空载特性试验等试验项目, 进行励磁系统的空载特性参数调整试验。在一通道的所有试验完成后, 刚进行二通道的起励, 突然灭磁开关跳开, 灭磁柜内发出灼热火光; 与此同时, 发变组保护侧报出发变组的保护动作信号, 出口继电器动作出口。经检查, 发变组保护中高厂变差动保护动作, 励磁柜中灭磁电阻烧毁, 如图1 所示。

保护管理机及故障录波器顺调出数据, 在起励过程中, 高厂变差动保护中, A、B两相刚过保护启动定值, 差动保护动作, 随后继电器出口跳灭磁开关。而据励磁小室内录波试验人员现场录波观测, 在起励过程中, 励磁电流突升, 超出设定量程范围 ( 因灭磁柜内突发火光, 急于躲避, 未将试验波形记录下) 。

初步推测, 在起励过程中未控制好, 励磁电流过大, 发生空载误强励, 进而造成保护动作, 保护出口跳开灭磁开关; 同步发电机的快速灭磁普遍采用移能灭磁, 灭磁电阻必须快速吸收在各种工况下的磁场能量, 此时过大的励磁电流能量聚集在灭磁电阻上, 烧毁灭磁电阻。

3 系统分析

在此次起励过程中, 突发空载误强励, 机端电压突增, 而尚未达到过激磁及过压保护时。对高厂变而言, 相当于变压器的过电压冲击, 由于其磁通密度较高, 接近饱和磁通, 过电压导致高厂变的高压侧线圈内激磁电流变大; 通过保护管理机中波形分析可得, 电流中的二次谐波分量很小, 未闭锁差动保护的出口, 高厂变差动保护动作出口。

大型同步发电机快速灭磁是限制发电机—变压器组内部故障扩大的唯一方法。现有发变组配备的继电保护只能将发电机从电网上断开, 同时切断磁场电源, 其保护动作如图2 所示, 但不能消灭发电机磁场贮存的巨大能量, 后者能维持故障电流, 导致烧毁绕组甚至熔化铁心, 造成不可挽回的损失。近年来的广泛使用氧化锌或碳化硅等非线性电阻灭磁, 因其在灭磁过程中大部分时间内磁场电压保持不变, 进一步加快灭磁速度。而在进行灭磁电路设计中, 采用非线性电阻时, 涉及到所需的能容量的大小, 如能容取得不够, 在恶劣的灭磁条件下可能会灭磁失败; 如能容取得过大, 则装置体积、占地面积大, 价格高, 维护量大, 也不是十分必要。

3. 1 发电机空载误强励造成的危害

1) 发电机励磁回路过载, 使转子绕组过热、加速绝缘老化, 甚至烧坏转子绕组。

2) 发电机定子回路产生过电压造成过压保护或过激磁保护, 或引起发电机配电装置及发电机直馈线上电气设备受损。

3) 可控硅励磁装置主回路元件受损, 轻则可能使回路中快速熔断器熔断, 重则使可控硅管烧坏。

4) 若误强励未及时发现, 又恰遇害保护拒动时, 还可能引起励磁变压器严重过热甚至烧毁励磁变压器。

3. 2 空载误强励时磁场能量的计算

3. 2. 1 转子漏磁通的计算

图3 中定子电阻Ra、定子漏抗Xδ、及定子直轴电枢反应电抗Xad均折算到转子边。由于定子输出开路, 故Ra和Xδ不起作用。转子等效电抗Xf= Xfδ+ Xad, Xfδ为转子漏抗。因为定子绕组及阻尼绕组开路时励磁绕组时间常数, 转子等效电感Lf= Xf/ ω = T'd0Rf。 ( T'd0常规取10) 由于漏磁通的大部分经过空气, 如不考虑磁路的饱和, 则Lfδ为常数。假设Lfδ= 0.1 × Lf, 漏磁能量 ( 不饱和值) 。实际上漏磁通的磁路有一部分在铁心里, 在特大的励磁电流下, 铁心高度饱和, 磁阻增大, 使漏磁通增长率减少, 表现为等效电感Lfδ减小。设饱和系数为0. 2, 则Wfδ= 0. 1LfδI2fm。

3. 2. 2 转子主磁通的计算

转子激磁电感Lad= Lf- Lfδ。 ( 不饱和值)

主磁通W0=K1∫Ifdφ0, 又因发电机空载端电压, 对发电机而言, f、ωa、ka均为固定参数, 故u0∞φ0, 式可等效为 (K2为常数) 。

失控误强励时转子储能量为Wf= Wfδ+ W0

以上的公式主要适用于水轮发电机灭磁电阻的吸能容量运算。汽轮发电机由于转子整段铁心内有强烈的涡流阻尼作用, 大部分磁场能量转入转子铁心的涡流中衰耗, 使灭磁电阻的吸能大大减少。据有关实验分析, 空载灭磁时氧化锌灭磁电阻吸能不到磁场储能量的10% 。为安全起见, 可取汽轮发电机灭磁电阻的吸能容量为计算磁场储能量的30% ~ 50% 。

4 经验教训

1) 在整套启动试验的励磁空载特性试验期间, 加强与厂家调试人员的沟通, 不可盲从, 失去应有的把关。

2) 定电流而不是强励电流时就去比较机端电压变化率, 将误强励事故抑制在其发展初期。

3) 提高对发变组保护的认识, 在整套启动期间严格按实验步骤流程对保护功能进行投退, 确保发变组保护对系统故障的动作正确及时。

4) 重视故障录波器、保护管理机等现场监控装置的作用, 对事故分析的重要意义。

5) 提高安全意识, 在进行整套试验的录波过程中, 常常开着灭磁开关柜门录取励磁电压、电流信号, 有安全隐患, 应做好安全隔离工作。

参考文献

[1]国家能源局.DL/T 843大型汽轮发电机励磁系统技术条件[S].北京:中国电力出版社, 2011.

[2]国家能源局.DL/T 1166大型发电机励磁系统现场试验导则[S].北京:中国电力出版社, 2012.

660MW空冷机组 篇9

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空冷机组 篇10

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