超超临界燃煤发电机组

超超临界燃煤发电机组（精选10篇）

超超临界燃煤发电机组 篇1

0前言

随着电力技术进步,我国超超临界机组投运数量快速增长,截止2007年6月底我国已建或在建超超临界机组64台,预计未来15年超临界和超超临界机组在国内新增火电市场的份额可达70%以上[1]。超超临界机组热一次风系统的压力和温度均很高,压力超过20 k Pa,温度大于350℃,是烟风系统最重要的道体之一,是设计和校核的重点与难点。如何确保高温高压的热一次风道运行安全、布置合理,是一个重要的课题。

1 热一次风系统布置基本条件

热一次系统用以输送热风,连接空气预热器出口与磨煤机入口,由风道、风门、补偿器、加固肋、支吊架、保温和防爆门等构成。就前煤仓布置的机组而言,热风从空气预热器热一次风出口接出,经锅炉左右两侧至炉前平台,再经分配管与冷一次风混合后接入每台磨煤机。某超超临界燃煤机组设计容量66万千瓦,锅炉采用四角切圆燃烧、中速磨正压冷一次风机直吹式制粉系统,磨煤机入口插板门前热一次风设计温度360℃,设计压力17.5 k Pa,插板门后热一次风设计温度300℃,设计压力22 kPa,空气预热器出口单侧风量110 m3/s。设计压力要大于磨煤机入口热一次风道上设置的防爆门的起跳压力。

热一次风系统布置于脱硝梁柱、锅炉梁柱和除氧煤仓间土建结构上。本工程空气预热器布置在锅炉尾部脱硝装置下方,采用拉出式布置,磨煤机布置于煤仓间C、D列柱之间,因此热一次风系统的布置横跨炉后钢架与煤仓间。为了充分利用厂址资源、降低投资成本,本工程中煤仓间D列柱到锅炉第一排钢柱之间的间距仅6m,相同容量的其他机组除侧煤仓布置外,多数是7~9 m。热一次风系统炉前分配管在这一范围内不能同时布置调节门、插板门和补偿器,于是将其布置在锅炉第一排钢柱往炉后方向1.7 m处,此时应与土建专业充分配合,确保风道不外露在侧墙外,影响厂区整体性和协调性。由于热一次风速要求在15~25 m/s,且风量由煤质、锅炉出力等因素决定,因此炉侧单侧热一次风道截面积为3.7~6.1 m2。而锅炉柱网空间有限,无法布置圆形风道,故该工程采用方风道布置。风道布置应充分考虑保温、加固和支吊,以免保温层、吊架拉杆与梁柱相碰。

2 热一次风系统的补偿器问题

由于热一次风温度高,存在热膨胀,而且道体截面大、刚性大,因此热一次风系统必须设置补偿器(也叫膨胀节)以吸收风道热位移,热位移值按如下公式计算

式中△lx———热位移值,mm;

t———热风温度,℃;

t0———环境温度,℃;

lx———风道金属线膨胀系数,10-6/℃;

lb———补偿器的作用范围,mm。

只有轴向热位移的热一次风道可以采用金属补偿器,存在径向热位移或小角位移的风道采用非金属补偿器。空气预热器出口附近、磨煤机入口附近,因空气预热器和磨煤机接口存在径向热位移,故应设置非金属补偿器。炉侧母管与炉前母管连接点附近的补偿器可结合支吊形式分析是否存在径向位移进而确定采用金属补偿器或非金属补偿器。如果金属补偿器补偿量不够可以在冷态时进行预拉伸,拉伸量为道体热膨胀量减去补偿器能吸收的压缩量,但不能超过补偿器所允许的最大预拉伸量。为了加工、运输和安装方便,相同型号的金属补偿器宜采用相同的预拉伸量。金属补偿器的拉压极限可查阅《烟风煤粉管道零部件典型设计手册(D-LD2000)》或产品样本。非金属补偿器的性能受温度影响较大,在不同温度范围选用不同型号的补偿器,设计计算时应确保非金属补偿器不承受拉力。

补偿器对道体而言是一个“软”组织,相当于将风道“断开”但又不漏气,风道在此处相当于柔性连接。与此同时,气体对风道壁面的压强各点相同,壁面受力大小只取决于受力面积大小。因此,受补偿器影响在弯管、封头、三通等处存在一个“盲板力”。同时,补偿器承受压力时,将产生弹性反力,与弹簧的特性类似。

3 热一次风道盲端力学分析

如上所述,由于补偿器的“断开”作用,图1所示道体受力相当于两个独立的弯管分别受力。矩形弯管在垂直于纸面方向上为封闭的刚性整体,在只考虑内压力时,内压力相互抵消,但在平面上并不封闭,故道体受力并不平衡,像这种道体结构本身不能抵消内压力的部位均可称为“盲端”。

在S1侧内压力水平分量为[2]

其中Fx为气体内压力水平分力,下标x表示水平方向;q0为内压强,d Sx为微元曲面积在竖直方向的分量。

因此,内压力对左边弯管的水平作用力为内压力对S1壁面作用力与对S1′作用力的差值,即

F1x=∫xq0d S1x-∫xq0d S′1x=q0A,方向向左。

同理,内压对右边弯管的水平作用力也为q0A,但方向向右,这两个力就是设计中所说的“盲板力”。左右两边的水平力将作用在补偿器上,但补偿器是柔性组织,运行时不允许承受拉力,因此必须在弯管附近设置限位或固定装置,这就是热一次风系统设计中的限位支架或固定支架。按相同分析方法可知,如图2所示带补偿器的封头(三通)也存在“盲板力”,同样需要设置固定或限位装置。

所以,热一次风道的弯头、盲端和三通等部件的附近必须设置固定或限位装置以保护补偿器安全,进而保障风道运行安全。热一次风道从空气预热器接出来之后常常需要设置各种弯管,以降低到合适的高度方便连接到炉前;在炉前由于各分配管将热风接到磨煤机,且有冷风接入,因此存在大量弯管或三通,这些部位均须设置固定或限位装置来吸收“盲板力”,保证风道运行安全。

当然,固定装置和限位装置并不仅用来吸收“盲板力”,还起支撑风道、配合各种吊架和支架限制热位移方向的作用,让管道膨胀朝设计的方向进行。

由于“盲板力”的存在,各支吊点的荷载不仅存在于竖直方向,而且在水平方向也可能受力,水平力可达100 kN以上,设计时这一荷载必须对梁柱提资,让相关专业充分考虑此水平力。在设置固定或限位装置时,对“盲板力”的大小和方向的分析一定要准确,在受力大的支吊点处要进行焊缝校核。下面以某工程超超临界机组热一次风道#22固定支架为例进行说明。

4 支架焊缝校核

该固定支架位于炉前平台第一排两侧的钢柱上,两固定支架以锅炉中心线对称,固定热一次风道炉前母管的两端,并让风道朝中间膨胀。固定支架采用双向双臂三角架,型式参考《火力发电厂烟风煤粉管道支吊架设计手册》Lj-42,参见图3,其焊缝核算如表1所示。

材料、温度、荷载和焊缝等其他参数不变,改变上表中斜撑竖直夹角α和水平夹角β的角度得到焊缝强度(切应力τh)与夹角的关系如图4所示。从图中可以看出,该工程水平夹角β比竖直夹角α对支架切应力的影响更为明显,这是因为盲板力比竖直方向结构荷载大得多,而这一大小关系在超超临界机组锅炉第一排钢柱两侧的热一次风道支架处是很难改变的。减小β值至57°以下焊缝强度满足要求。

根据图4,可知在设计该处支架时,应减小斜撑的水平夹角以降低支架切应力,提高支架强度,使焊缝满足强度要求。此时,要求钢柱截面大,特别是钢柱焊接支架的面要足够宽,以减小斜撑的水平夹角,提高支架焊缝强度。

5 荷载计算

热一次风系统布置时必须进行荷载计算,其本质是受力分析。如前所述,“盲板力”是一个非常需要注意分析的力,运行时它可引起盲端受力的增大或减小、甚至失重,但只在热风道的盲端存在,其他部位荷载主要是由结构荷载、补偿器弹性反力、内压力通过补偿器环面作用于风道的推力、风荷载、雪荷载、摩擦力和地震荷载等[4],对各个支吊点需要进行详细的受力分析才能确定最终的受力情况。

由于风道本身并非同一材质的完全规则几何体,它包括道体面板、保温层、加固肋、内贴角钢等,故需要对每个支吊点进行详细的荷载计算,以保证设计合理、节约材料、确保安全。计算荷载时,先确定同一截面每米风道的质量,再根据各个支吊点所支撑的风道长度算得质量,然后加上补偿器、风门等道体附件的质量,最后进行内压荷载分析,其中包括“盲板力”。

图5所示为一竖直弯管荷载分析,不考虑风荷载、雪荷载和地震荷载。弯管两头都设有金属补偿器,由前文分析可知弯管两端均存在补偿器的弹性反力Ft、内压在补偿器环面上产生的作用力Fh和内压在弯管处产生的盲板力Fq,而竖直方向还有风道与附件自身的结构荷载G(风道与附件的重力乘以系数,一般取1.4或1.5)。水平方向的合力为Fx=∑Fi=Ft+Fh+Fq,竖直方向的合力为Fz=∑FI=Ft+Fh+Fq+G。设置支点时可以将水平荷载与竖直荷载分开考虑,分别设置两个支点,也可以按合力考虑,设置一个支点承受来自两个方向的作用力。

6 结论

(1)受补偿器影响,在热一次风系统的弯管、封头、三通等处造成受力不平衡,进而产生“盲板力”。因此必须在弯管、三通等盲端附近设置限位或固定装置,各支吊点的荷载不仅存在于竖直方向,水平方向也可能受力100 kN以上,设计时这一荷载必须加以研究。

(2)支架斜撑的倾角对支架焊缝的强度影响很明显,可以通过改变这一角度来改善支架的荷载承受能力。

(3)热一次风系统布置时必须进行荷载计算,通过每米风道质量和附件质量计算出结构荷载,最后进行内压荷载分析,进而确定支吊点的受力情况。根据受力分析的不同结果结合实际情况进行支点布置。

致谢:山东电力工程咨询院杜学敏老师、国核电力规划设计研究院张学文工程师、董炳南工程师和李国堂工程师对热一次风系统的设计和分析工作以及本文的完成给予了很大的帮助,在此一并致谢!

摘要：本文根据超超临界前煤仓布置机组的特点,结合补偿器的特性和盲板力产生的原因,分析了热一次风系统的布置空间和风道受力情况,总结了热一次风道的焊缝校核方法和荷载计算方法。

关键词：超超临界,热一次风道,盲板力,补偿器,荷载计算

参考文献

[1]朱宝田,赵毅.我国超超临界燃煤发电技术的发展[J].华电技术,2008,30(2):1-5.

[2]陈卓如,金朝铭,王洪杰,王成敏.工程流体力学(第2版)[M].北京:高等教育出版社,2004.

[3]国家电力公司华东电力设计院.火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程配套计算方法DL/T5121-2000[M].北京:中国电力出版社,2004.

[4]国家电力公司华东电力设计院.火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程DL/T5121-2000[M].北京:中国电力出版社,2001.

[5]沈祖炎.钢结构基本原理(第二版)[M].北京:中国建筑工业出版社,2005.

超超临界燃煤发电机组 篇2

作者：李虎 引言

华能玉环电厂安装4×1000MW超超临界燃煤发电机组，在全国首次采用国际先进的超超临界燃煤发电技术，是国家“863计划”中引进超超临界机组制造技术的依托工程，也是我国“十五”重点建设项目。经过精心安装与调试，1、2号机组已经于2006年提前实现双投，运行半年来，设备稳定，机组各项指标达到设计要求。经测算，额定负荷下的锅炉效率为93.88%，汽轮机热耗为7295.8kJ(kW.h)，发电煤耗为270.6g/(kW.h)，氮氧化物排放量为270mg/m3，供电煤耗为283.2g/(kW.h)，机组热效率高达45.4%，达到国际先进水平，二氧化硫排放浓度为17.6mg/m3，优于发达国家排放控制指标。

3、4号机组也将力争于2007年投产。

一、1000MW机组特点

玉环电厂超超临界机组主要设计参数见表1。

1.1 汽轮机特点

机组汽轮机由上海电气集团联合西门子公司设计，为单轴四缸四排汽；所采用的积木块是西门子公司近期开发的3个最大功率可达到1100MW等级的HMN型积木块组合：1个单流圆筒型H30高压缸，1个双流M30中压缸，2个N30双流低压缸。汽轮机4根转子分别由5只径向轴承支承，除高压转子由2个径向轴承支承外，其余3根转子，即中压转子和2根低压转子均只有1只径向轴承支承，提高了轴承稳定性，也缩短了轴向的长度，使轴总长度仅为29m。整个高压缸静子件和整个中压缸静子件由它们的猫爪支承在汽缸前后的2个轴承座上。而低压部分静子件中，外缸重量与其他静子件的支承方式是分离的，即外缸的重量完全由与它悍在一起的凝汽器颈部承担，其他低压部件的重量通过低压内缸的的猫爪由其前后的轴承座支承。所有轴承座与低压缸猫爪之间的滑动支承面均采用低摩擦合金，具有良好的摩擦性能，不需要润滑，有利于机组顺畅膨胀。盘车装置采用液压电动机，采用顶轴油驱动，安装在机头位置，位于1号轴承座内。1.1.1 高压缸的特点

高压缸采用双层缸设计。外缸为桶形设计，内缸为垂直纵向平分面结构，有较高的承压能力。由于缸体为旋转对称结构，避免了不理想的材料集中，使得机组在启动停机或快速变负荷时缸体的温度梯度很小，可将热应力保持在一个很低的水平。高压缸为单流程设计，叶片级通流面积比双流程要增加1倍，叶片端损大幅度下降，与其他公司机型的高压缸相比，其效率可提高4.5%～7%。1.1.2 中压缸的特点

中压缸采用双流程和双层缸设计。中压高温进汽仅局限于内缸的进汽部分，中压缸进汽第一级除了与高压缸一样采用了低反动度叶片级（约20%的反动度）和切向进汽的第一级斜置静叶结构外，还采取了切向涡流冷却技术，降低了中压转子的温度。中压外缸只承受中压排汽的较低压力和较低温度，这样汽缸的法兰部分就可以设计得较小。同时，外缸中的压力也降低了内缸法兰的负荷，因为内缸只需要承受压差。1.1.3 低压缸的特点

低压缸采用2个双流设计。外缸与轴承座分离，直接坐落在凝汽器上。内缸直接通过轴承支撑在基础上，并以推位装置与中压外缸相连，以保证机组膨胀时的动静间隙。内外缸通过波纹管连接，使低压缸不承受转子重量又可自由膨胀。所采用的末级叶片为自由叶片，长1146mm，是目前世界上已定型并批量生产的最长的全速汽轮机叶片。该叶片1997年在丹麦电厂投运，至今运行已有10年。玉环1000MW汽轮机的大修间隔可达到96000h(约12年)。1.1.4 补汽阀的应用

全周进汽不存在其他机型调节级强度和进汽不均诱发汽轮机激振问题。玉环机组所采用的补汽阀技术，从主汽门后引出一路蒸汽经过补汽阀进入高压缸的第5级后，形成全周进汽定-滑-定运行模式，使机组能不必为具有快速调峰而让主调门保持节流状态，进一步提高了机组效率。玉环电厂汽轮机全周进汽加补汽阀的设计同时解决了正常滑压调峰负荷高效率、第1级叶片的安全性和部分进汽对转子产生附加汽隙激振3个技术问题。正常调峰及额定负荷运行时，补汽阀为全关状态。补汽阀全开流量是额定工况的108%，即补汽阀流量为8%，可使额定工况以及所有小于额定工况时的热耗下降23kJ/(kW.h)，而一旦开始补汽，机组的经济性将随补汽量的增加而下降。1.2 锅炉特点

华能玉环电厂为哈尔滨锅炉厂引进日本三菱技术生产的超超临界参数变压运行垂直水冷壁直流炉，单炉膛、一次中间再热、八角双切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊Π结构型锅炉。

二、机组的经济、环保、稳定运行 1、2号机组2006年实现双投并运行半年多来，推行华能精细管理思路，机组运行稳定，自动控制良好，机组效率较高。根据我国权威专业研究机构对机组运行半年后的性能指标现场测试，各项技术性能指标均达到或优于设计值。

2.1 实行精细管理，推行管理革命

玉环电厂作为华能集团的标杆电厂，以270人定员编制，管理、运营国际一流的4×1000MW超超临界机组，努力实践技术水平最高，经济效益最好，单位kW用人最少，国内最好，国际优秀的“四最一优”建设目标。

玉环电厂将4台机组的集控集中布置在汽轮机厂房外的固定端，以营造舒适的工作环境，集控室四周为环形海景下班幕墙，举目远眺，美丽的乐清湾尽收眼底。每台机组配备集控运行人员5人，4台机组稳定运行时既可相互调配，处理事故时又可相互支援。外围辅控网络也引入集控室，化学、灰控均在值长监视之下，这样既方便日常管理又改善了工作环境。在厂级生产管理上，燃料和脱硫运行维护工作承包给华能长兴电厂，检修工作承包给基建单位浙江火电和天津电建，并由生产部对口统一管理。运行部配正、副主任各1名，机、炉、电、化、安专工各1名。最简约的人员定制，创造出了最大的工作效率。

分部试运阶段，在调试的指挥下，运行全面接管分散控制系统(DCS)操作和现场巡检，不仅可以及时纠正调试人员的差错，还加深了对新设备的认识，顺利实现了168h试运行后的平稳交接。

2台机组转入商业运营后，在华能国际电力股份公司的指导下，玉环电厂积极汲取我国电力管理的宝贵经验，借鉴国际先进的管理理念，规范“两票三制”，推行灵活激励机制，采取先进的厂级监控信息系统(SIS)和管理信息系统(MIS)，结合国际一流的发电机组，培养一流的管理与技术人才。2.2 机组调峰负荷下的高效率、环保、稳定运行

机组最低不投油稳燃负荷为350MW，在500～1000MW的负荷区间内，机组具有很高的热效率，还可以20MW/min的变化率升降负荷，具有灵活而强大的调峰能力。机组投产后，正常自动投入率均为100%，机组的负荷调度也均采用自动发电控制(AGC)方式，由浙江省调度中心根据电网需求远方灵活加减负荷。2.2.1 汽轮机各负荷下的高效运行

玉环电厂汽轮发电机组采用多项先进技术和设计理念，在正常运行中，各项主要指标均居于我国首位。机组在TMCR工况下，机组的厂用电率为4.45%(含脱硫)，汽轮机热耗率为7291.6kJ/(kW.h)。即使在8.04/10.08kPa高背压的夏天，汽轮机的热耗率也仅为7300kJ/(kW.h)，不但远远低于华能石洞口二厂1、2号机的7647.6kJ(kW.h)和外高桥5、6号机的7420kJ/(kW.h)，也优于上海电气集团的7316kJ/(kW.h)的保证值。机组在调阀全开时负荷可以达到1039MW，可以满足短时调峰需求。汽轮机各工况下的主要参数见表2。

玉环电厂高加采用双列布置，每一列配一个水侧大旁路。当任意一个高加出现异常时，须单侧整列高加退出运行。

5、6号低加则采用单列布置，各有单独旁路。

7、8号低加分别设置在高、低凝汽器喉部。在机组启动过程中，高低加热器在出力达到200MW以前即已经正常投入，正常运行时通过抽汽加热凝水和给水，可提高机组循环热效率。为了配合四缸四排汽的汽轮机结构，凝汽器采用双背压结构，循环水分2路以串联的方式先进入低压凝汽器，再进入高压凝汽器，水侧内、外圈可以在运行中实现单侧隔离。灵活的热力系统设计给机组的在线运行提供了更高的可靠性保障。在半年的运行中，出现过高加水位计泄露、低加调门卡死等现象，通过加热器解列的方式均得到了处理。由于海水的腐蚀性较强，凝汽器与循环水管道连接的金属环膨胀节出现过多次泄漏，通过单侧循环水隔离后，放尽该侧凝汽器海水，即可堵住漏点。在缺陷处理过程中，机组的带负荷能力基本没有受到影响，机组的效率也基本上可得到保证。高加全切、5号低加切除、凝汽器单侧隔离工况下的主要数据见表3。

2.2.2 锅炉在各负荷下的高效运行

玉环电厂是沿海港口电厂，锅炉燃煤主要为神华煤和进口的印尼煤，均为较高挥发分煤，低位发热量也与设计煤种相近。煤的各项指标与锅炉设计煤种相近。正常运行中，采用上5台磨煤机即B、C、D、E、F磨运行，A磨煤机备用的模式。根据煤种特性，磨煤机出口温度一般维持在65～75℃，磨煤机出口分离器采用随煤量而改变的变频控制，煤粉细度R90正常在25%左右。在燃用这几种煤种的情况下，锅炉在各工况下运行稳定，BRL(锅炉额定工况)下的平均锅炉效率为93.74%，高于保证值93.65%，750MW和500MW下的锅炉效率分别为94.10%和93.89%，低负荷运行时锅炉效率较高。NOx排放浓度为281mg/m3，优于国家标准，BMCR工况下，机组负荷可达1082MW，过热蒸汽流量为2952t/h，高于保证值2950t/h。表4列出了燃用煤种和设计煤种的比较。表5列出了不同运行方式下的满负荷参数。

在750MW负荷下，CDEF四台磨煤机运行，可以维持运行参数为：过热蒸汽温度为600.3℃，再热蒸汽温度为600.1℃，空预器进口氧量为4.08%，排烟温度为126.3℃，灰渣含碳量分别为0.20%、0.49%，锅炉效率为94.09%。在500MW负荷下，CDEF4台磨煤机运行，可以维持运行参数为：过热蒸汽温度为600.0℃,再热蒸汽温度为598.2℃，空预器进口氧量为5.54%，排烟温度为122.3℃灰渣含碳量分别为0.69%、0.52%。该运行工况下的锅炉效率为93.56%。2.2.2 机组汽水品质

对汽水品质的高要求也是超超临界机组的一个特点。

对于超超临界直流锅炉，运行中没有排污，运行参数高，金属材料余度不大，同时汽轮机结构更为精密，汽水品质不合格会造成受热面腐蚀和汽轮机通流部分结垢，既影响机组效率又影响设备安全，所以对于汽水品质要求极为严格。玉环机组在正常运行中，汽水品质控制达到了要求，运行良好。锅炉BMCR时汽水品质参数如表6所示。

三、结论

(1)玉环电厂超超临界机组选型正确，设计新颖，技术先进，大量采用了P92新材料，首次采用26.25MPa/600℃/600℃超超临界参数，机组热效率达45.4%，实际供电煤耗仅283.2g/(kW.h)，达到了国际先进水平。

(2)玉环电厂的设计方案中，不占良田，生产用水应用海水淡化，在选用低硫低硝燃烧技术的基础上，同期安装脱硫装置，NOx的排放浓度仅为241.1mg/m3([O2]=6%,干态)，此排放浓度亦远远低于国家标准GB13223第一时段的排放要求，在国际上也达到了先进水平，证明了超超临界技术的环保效益，也实践了华能发展绿色公司的诺言。

(3)2台机组半年多的生产运行，积累了1000MW级超超临界机组的生产及管理经验。在不断探索、优化的过程中，对超超临界机组运营掌握程度在逐步加深，可以供国内同行借鉴和参考。玉环电厂的成功建设与投产，也证明我国已经初步掌握了制造、安装、调试和管理运行世界前沿的超超临界机组技术。

四、参考文献

超超临界燃煤发电机组 篇3

【關键词】超超临界；锅炉；大板梁；起重机；吊装

0.概述

华电宁夏灵武二期工程为2×1000MW机组，为超超临界参数、变压运行本生直流锅炉，单炉膛、一次中间再热、前后墙对冲燃烧方式、平衡通风，运转层下部封闭、上部为露天布置，固态排渣、全钢构架、全悬吊п型结构。锅炉构架（K0-K5）为空间桁架支撑结构，采用6排7列式全钢结构，由柱、梁垂直和水平支撑，各层平台、通道、扶梯等构成稳定的空间体系。

锅炉顶板系统由多道大板梁、支撑梁、支吊梁、横梁及水平支撑、格条等部件通过高强螺栓连接组成。其中5件大板梁分别坐落在锅炉K1、K2、K3、K4、K5排柱构架上，均采用叠梁形式分上下2件供货，其长度为43.3m，其中K4大板梁为最重件，质量为154t。锅炉大板梁几何尺寸和质量见表1

2.锅炉大板梁吊装方法

2.1机械选择与布置

锅炉顶板梁吊装采用机械主要为1台ZSC70360 塔式起重机和1台QUY450履带式起重机。ZSC70360塔式起重机布置在锅炉钢架炉左K3-K4列中心位置，吊车中心距G1轴5m，采用两层附着，最大起升高度为120m，最大工作幅度70m，最大起重量为140t；450履带吊采用超起塔式工况，具体为SHW工况形式，S=78m，W=48m、W=30m 和W=24m三种形式，布置在锅炉右侧和锅炉炉后位置，主要负责配合140t平臂吊所有板梁卸车、翻身以及抬吊工作。

锅炉叠式大板梁采用分体吊装方案，下梁安装就位后，再吊装上梁，上梁在下梁体上找正，穿入高强螺栓，空中进行组合安装。为便于组织施工，加快锅炉大板梁MB1-MB5吊装进度，钢架K5-K7尾部构架缓装，大板梁吊装就位后，再由QUY450履带吊进行补装。

2.2吊装准备

由于顶板梁的外形及体积比较庞大，现场空间比较狭小，所以在板梁装车前已与厂家联系，按照MB-1、MB-2、MB-3、MB-4、MB-5顺序进行发货，并将炉右侧（G6）装于车头位置，方便板梁进车。大板梁运输车行走路线：由厂外→进入二期大门→向东走车→至4#锅炉炉后（K5-K6）之间卸车位置。锅炉顶层钢架安装验收合格后，划出各柱顶大板梁支座的纵横中心线，并测量各中心线间距。由于安装找正造成的柱顶中心线的少许偏差，各柱顶相互标高差，超标时可在支座下加装垫片调整直至符合要求。

2.3大板梁吊装

结合大板梁在炉顶的布置情况，吊装时按照从炉前到炉后先吊装MB-1下梁→MB-1上梁→MB-2下梁→MB-2上梁→MB-1与MB-2之间连梁→MB-3下梁→MB-3上梁→MB-2与MB-3之间连梁→MB-4下梁→MB-4上梁→MB-3与MB-4之间连梁→MB-5下梁→MB-5上梁→MB-4与MB-5之间连梁的顺序进行。依次由140t平臂吊和QUY450履带吊从炉后抬吊就位。抬吊MB-1下、上板梁时，QUY450履带吊布置在炉右侧，集中控制楼的左后角.吊装离地面约30mm，停10min，检查钢丝绳、卡索具及吊车的制动性能，确保无问题后，继续提升，提升时保持两吊车上升速度一致。起吊过程中，大板梁始终保持与锅炉宽度方向构成夹角，避免与两侧钢架相碰。当大板梁下平面超过就位标高500mm 后，停止提升作业，两吊车相互配合进行回转和变幅等动作，将大板梁送至就位位置上方，大板梁的纵横中心线对齐柱顶托板纵横中心线，放下大板梁，进行穿螺栓、找正等工作。叠式大板梁安装均按照：吊装下梁→吊装上梁→空中穿装高强螺栓的顺序进行。大板梁就位后，及时安装两侧次梁和吊杆梁，形成稳定结构。吊杆梁吊装前，在地面穿装好受热面吊杆，一同吊装。为配合受热面吊装，吊杆梁不能集中吊装，预留出某些受热面的吊装通道，一旦具备安装条件及时穿插补装完善。

2.4起吊钢丝绳强度校核

锅炉大板梁最重MB-4上梁吊装重量154t，吊装时，140t平臂吊承受83.1t载荷，选用6×37+1-155-?52钢丝绳18米1对，8股受力，使用55t卡环两只。查表6×37+1-155-?52钢丝绳抗拉强度1550MPa，其破断拉力为：127t，钢丝绳安全系数：K=S破/（F×1.1）=（127×8）/（83.1×1.1）=11.1>6。

450t履带吊承受70.9t载荷，选用6×37+1-?52钢丝绳18米1对，使用55t卡环两只。查表6×37+1-155-?52钢丝绳抗拉强度1550MPa，其破断拉力为：127t。钢丝绳安全系数：K=S破/（F×1.1）=（127×8）/（70.9×1.1）=13>6。

450t履带吊承受56.2t以下载荷，选用6×37+1-155-?43钢丝绳16米1对，8股受力，使用55t卡环两只。查表6×37+1-155-?43钢丝绳抗拉强度1550MPa，其破断拉力为：80t，钢丝绳安全系数：K=S破/（F×1.1）=（80×8）/（56.2×1.1）=10.3>6。

2.5吊耳强度计算

如图所示：A处和A1处为承载能力最低处，即抗剪力最小处。查表知Q345-B的抗拉强度为47Kg/㎜2，抗剪强度为28.2Kg/㎜2。

A处最大剪切强度 τA=F/A=（51300/2）/30×（150-40）=7.75Kg/㎜2

A1处最大剪切强度τA1=F/A=（83100/2）/36×（150-40）=11.5Kg/㎜2

经校合最大剪切强度小于Q345-B抗剪强度28.2Kg/㎜2满足大板梁吊装要求。

吊耳焊缝强度：

吊耳采用K型坡口，坡口角度45度，焊缝高度为20mm，要求无损检验。

MB-1焊缝剪切强度τ焊缝=F/A=（51300/2）/20×300×2=2.2Kg/㎜2

MB-4焊缝剪切强度τ焊缝=F/A=（83100/2）/20×400×2=2.6Kg/㎜2

经校合吊耳焊缝剪切强度小于焊缝剪切强度8Kg/㎜2，因此只要焊缝焊接质量达到要求完全符合吊装要求。

3.实践效果

（1）用两台起重机安全将10根大板梁顺利吊装到位。

（2）实践证明用一台起重机很难完成这项工作，首先大板梁长度很大，重量很大，单机吊装易使大板梁变形；其次如果采用单机吊装，得选用一台起重量很大的起重机，很不经济，也不实用。

（3）利用现场布置的两台主吊机械进行大板梁吊装，比较经济、实用。

（4）根据实际需要在前期做好技术准备是非常重要的，有益于整个工程的经济效益。

超超临界燃煤发电机组 篇4

工程特点与吊装难点

浙能六横电厂2×1000MW超超临界燃煤机组新建项目地处舟山,这里是国家海洋经济发展示范区,属于国家大气污染联防联控重点区域,对环境质量要求非常严格。六横电厂采取了相应的环保措施及环境管理措施,减少对当地水环境、声环境、生态环境等的影响。六横电厂同步建设脱硫、脱硝和电除尘等环保设施,相继形成了低温省煤器、湿式静电除尘和微油点火等29个优化专题。按照优化设计,六横电厂2台100万kW机组的设计供电煤耗为279.7g/kW·h,达到全省优秀水平。此外,该项目应用的湿式电除尘器,是国内大机组使用湿式电除尘器第一单,可有效去除烟气PM2.5粉尘,进一步降低烟尘排放浓度,从曾被称为史上最严的《火电厂大气污染物排放标准》要求燃煤电厂达到30mg/m3的烟尘排放限值下降至5mg/m3,这意味着燃煤电厂的污染物排放可达到燃气机组的排放标准要求,是真正意义上的绿色环保电厂。

该工程吊装难点主要体现在:由于地处海岛,气候多变,吊装受气候环境影响很大,在台风季节,大部分时间风力超过6级,每天可安全吊装的时间很少;工程建设时间紧,同时由于政策处理导致汽轮机土建延后,汽轮机部分吊装安装工作滞后;工期紧张造成交叉作业多,交叉施工难度大,安全风险较高。

本工程另一吊装特点是750t履带起重机使用时间短,优化大件吊装的方案,一台机组的使用时间仅为1个月左右。按照以往惯例,1台1000MW超超临界燃煤机组使用750t履带起重机的时间一般为3～4个月。

起重机配置和吊装施工

主要起重机配备

2×1000MW超超临界燃煤机组所需起重械类型多,配套齐全,主要起重机原值达1.5亿元。2台机组的主体工程由一家有实力的电建施工企业承担,与由2家电建施工企业承担相比,费用低、效率高、管理技术人员数量也相对较少。该工程主要起重机配备详见表1。

锅炉大板梁吊装

锅炉采用北京巴布科克·威尔科克斯有限公司引进美国巴威公司的超超临界参数变压运行直流炉、单炉膛、前后墙对冲燃烧、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架以及全悬吊结构∏型布置技术。

锅炉受压部件的大部分重量通过吊杆作用于顶板,由顶板将大部分荷载传给钢架柱。顶板主要由大板梁、小板梁、水平支撑及吊点梁组成。大板梁共3根6件(分别布置在K2、K3、K4排柱的B2～B4轴线之间位置),均采用叠梁形式,叠合面采用高强螺栓连接,K2大板梁顶标高为89000mm,K3、K4大板梁顶标高为89600mm。其中单件大板梁最重为K4下梁,重达160.7t。6件大板梁吊装采用750t履带起重机与FZQ2400型动臂变幅塔机抬吊的方式进行。750t履带起重机工况为塔式SDBW (S-84m、W-42m、D-31.5),选用主钩107t;K4下梁吊装时,750t所承受实际起重量为90t;起吊和就位幅度35m(主臂83°),此时额定起重量约为113t,负荷率79.60%,超级配重100～175t,选择150t;FZQ2400型动臂变幅塔机所承受实际起重量为79t,起吊和就位幅度约为23.5m,此时额定起重量约为100t,负荷率79.0%;2机抬吊满足《电力建设安全规程》所要求的各台起重机所承受的载荷不得超过本身80%的额定起重量。

受热面吊装

1号、2号机组锅炉受热面吊装主力起重机为2台FZQ2400型动臂变幅塔机、1台400t履带起重机、1台750t履带起重机和2台布置在炉顶的QTZ315型小车变幅塔机。1号锅炉FZQ2400型动臂变幅塔机布置在固定端,2号锅炉布置在扩建端,炉顶小车变幅塔机布置位置在锅炉中心线K2-K3之间。400t和750t履带起重机布置在炉后扩建端。1号炉大板梁吊装结束后约1个月时间内,由750t履带起重机参与压力层及后炉膛包墙组合件、省煤器低过组件等吊装,随之安装炉顶小车变幅塔机进行吊装,地面布置1台50t履带起重机或汽车起重机配合吊装。设备运输通道布置在固定端和炉后。锅炉前炉膛及其他大件固定侧由动臂变幅塔机吊装,扩建端组件由400t、750t履带起重机或卷扬机吊装。后炉膛蛇形管排吊装期间,设备倒运至炉后固定端,其中低再、低过侧蛇形管排由动臂变幅塔机和50t履带起重机直接地面翻身起吊。压力层两侧设置临时吊装平台,固定端在B1～B2排之间位置布置4台10t卷扬机,炉底布置2台5t卷扬机。炉顶塔机、动臂变幅塔机在水压试验前后大屋顶立柱结构及其他管道设备、金属结构临抛后相继拆除。其中前墙水冷壁冷灰斗管排与冷灰斗区域刚性梁框架组合吊装,组合后规格尺寸为33128mm×13008mm,重达170t;吊装时上部采用2台15t卷扬机,单台穿50t滑车组,下部采用2只200t液压提升装置进行抬吊,吊点左右侧对称分布,多机抬吊配合。

汽机房桥式起重机吊装

六横电厂汽机房A排与B排间安装2台桥式起重机,型号为QD130/35t-27.5m。其额定起重量主钩为130t,副钩为35t,跨度为27.5m,行车轨顶标高为29.3m。每台起重机桥架采用260t加强型。整台桥机由桥架、永久小车(装有主起升和副起升机构),大车运行机构、司机室和电气设备等几大部分组成。其中最重件桥架总质量为34t,总起重量为39t,就位幅度为22m。采用400t履带起重机工况为塔式SDW (S-84m、W-49m、D-28),此幅度下额定起重量为43t,其负荷率为90.7%。

发电机定子吊装

发电机由东方电机股份有限公司设计制造。发电机定子外形尺寸(长×宽×高)为:11800mm×5200 mm×4700mm,净重409t,运输总质量为429t。定子吊装总起重量为453t(包括平衡梁及吊索具)。定子就位于汽机房内运转层的基础上基础标高FL+16.0m。其就位纵向中心线为汽轮机一发电机中心线上,横向中心线在3～4轴线之间。定子吊装主要采用2台行车双小车(行车梁已进行加固),每台小车大钩额定起重量130t,抬吊就位。4只吊钩下吊挂自制的3根平衡梁,用挂在平衡梁上的1只600t吊钩将定子起吊,平稳升至超出运转层后,桥式起重机行走至汽机基座上方,然后通过600t吊钩自由转向90°再通过行车微调至就位位置,最终将定子松钩就位。

除氧器吊装

除氧器及水箱一体化设计,整体供货,布置在B～C排除氧间26m层,1号机组除氧器位于2～7轴间,2号机组除氧器位于13～18轴间,除氧器质量为149.4t,外形尺寸为Φ4060mm×37430mm。

除氧间平台基础形成后,及时布置拖运轨道进行吊装、拖运就位。除氧器吊装就位,采用LR1400/2型履带起重机从固定端直接将除氧器起吊至除氧层,用CKE2500型履带起重机配合将除氧器吊装到除氧层平台拖运轨道上,然后用5t卷扬机作为牵引装置,将除氧器沿拖运轨道平稳拖运到就位位置,最后使用4只100t液压千斤顶就位。

除氧器吊装时LR1400/2型履带起重机工况为SDB(S-63m),18m幅度时,额定起重量为230t,吊装时总起重量为160t,超起半径13m,超起配重为150t,负荷率为69.6%。

CKE2500型履带起重机工况为主臂式,臂长45.7m。幅度14m,额定起重量63.9t,吊装时总起重量为41t,负荷率为64.2%。

主变压器就位

该变压器由常州东芝变压器有限公司制造,为三相、双线圈、强迫油循环风冷无载调压低损耗升压变压器,额定容量1160MVA,重达445t。该设备经海运到电厂大件码头后用12轴4纵液压平板车运输至主变基础旁,采用液压顶推装置和滑移钢轨配合就位。

项目进度

截止发稿时,该项目大件吊装已基本结束,1号机组FZQ2400型动臂变幅塔机已退场。项目实际进度和尚未完成的里程碑计划详见表2。

超超临界燃煤发电机组 篇5

金秋十月，橘红蟹黄，迎来了神华集团国华电力公司“国内1000MW超超临界机组厂际技术交流会”2012年10月31日在广东台山电厂召开。会议由国华（北京）电力研究院有限公司、中国电力科技网和广东国华粤电台山发电有限公司承办和协办。国内电力行业专家群贤毕至，欢聚一堂，为充分交流与借鉴国内百万超超临界机组建设、运行、维护及检修经验，提升超超临界机组安全性、可靠性、经济性和环保指标水平建言献策，奉献宝贵经验和科研成果。

会议邀请16名五大发电集团公司所属发电厂及上海外高桥 司决定组织国内百万千瓦机组厂际技术交流会，并被列为神华集团国华公司一项重要工作计划，由公司分管生产的副总经理宋畅牵头落实。在中国电力科技网、国内各兄弟单位领导及本次主会场提供后勤保障服务的台山电力公司大力支持下，国华研究院经过三个月的精心策划与筹备，今天，国内百万千瓦超超临界机组技术交流会如期召开。

台山电厂主会场

国华台山发电有限公司总经理孙月发表了热情洋溢的欢迎致辞，随后大会进行主题演讲报告。

1.中电联高级技术顾问尧国富：国产引进型百万机组经济性与可靠性指标对比及优化。

2.西安热工研究院电站建设技术部教授级高级工程师李益民：新建超超临界机组金属材料典型质量案例和质量控制。

3.上海发电设备成套设计研究院锅炉所所长陈端雨：超超临界压力塔式锅炉螺旋管圈水冷壁吸热偏差和管壁温度的试验研究。

4.上海外高桥 家/注册质量监理师周江：超超临界锅炉高温受热面炉内壁温测量分析——金属材料蒸汽侧高温氧化问题跟踪监测。

左上：程世长；右上：刘鸿国；左下：尹金亮；右下：周江

9.西安热工研究院有限公司电站化学技术部研究员/主任曹杰玉：百万机组水质控制及过热器清洗。

国华电力公司副总经理宋畅参会并讲话，他首先对本次会议组织工作给予高度肯定，同时认为各位专家演讲精彩，既有深度、又有高度、颇具借鉴价值，使参会者得到了启发、丰富了知识、开拓了视野。对设备选型、优化、可靠性和经济性的提高，安装制造工艺控制水平提升具有宝贵的指导作用。

宋总认为此次厂际交流是很好的尝试，通过这个平台能够促进技术应用和推广，达到了预期效果；他要求公司基建、生产职能管理部门和研究院将此交流常态化，每年定期举办，从中吸取宝贵经验，扩大交流范围，进一步

提高员工的生产技术水平和实际操作能力。

他期望国华电力专业技术人员要珍惜这次交流机会，有计划地组织并认真学习，结合本单位实际情况，多提问题，丰富自己的理论知识和实践经验，从而有所收获，为企业的发展做出贡献。

宋总代表国华公司领导班子对于出席本次会议的专家和代表表示感谢，希望专家继续支持国华公司组织的交流与研讨活动，并祝愿会议圆满成功。

宋畅讲话

前排依次：赵炎钧；宫广正；孙月；宋畅；孙平；范永胜；陈尚兵

下午继续演讲报告：

10.广东省国华粤电台山发电有限公司B厂设备部工程师/热控班长杨铁强：国产DCS首次在台电1000MW机组上的应用。

11.上海外高桥 一起罕见的给煤机全停故障原因分析。

12.国华浙能发电有限公司工程师/化学运行主管张益：1000MW塔式直流锅炉化学加氧研究与应用。

左上：曹杰玉；右上：杨铁强；左下：王立群；右下：张益

13.上海明华电力技术工程有限公司高级工程师/副总经理吕晓东：超超临界机组整体性能优化技术研究及应用。

14.华电邹县电厂高级技师/锅炉点检长尹民权：百万机组锅炉四大风机应用及状态诊断。

15.国华绥中发电有限公司发电部高级工程师吕杰：1000MW机组的主、再热汽温调整。

16.大唐国际潮州电厂发电部化学高级主管侯红星：干法保养技术在百万直流加氧机组的应用研究。

左上：吕晓东；右上：尹民权；左下：吕杰；右下：侯红星

17.上海明华电力技术工程有限公司高级工程师/副总工程师姚峻：超超临界机组节能型协调控制系统的开发与实施。

18.上海外高桥 程师李劲松、上海明华电力技术工程有限公司副总经理吕晓东。

左上：姚峻；右上：韦康；左下：张新春；右下：梁军

11月1日上午设立了热机（含金属）、热控、环化三个分会场，进行技术交流和互动。讨论分别由华能玉环电厂高级工程师/华能金属专家刘鸿国、国华电力公司热控高级专家张秋生、国华浙能发电有限公司工程师/化学运行主管张益担任组长。各会场精彩纷呈、高潮不断！

讨论结束后，各会场组长汇报讨论情况。

热机会场通过激烈的相互论证，释疑了国华陈家港电厂机组轴瓦异常振动、合金金属材料抗氧化性温度限值、塔式锅炉氧化皮易生成部位及检测、处理等问题，答复了国华徐州电厂锅炉“四管”的防磨问题，国华台山电厂机组设备、管道的金属材料选材、氧化皮在锅炉启停过程脱落危害的控制及预防措施等，并给出了有建设性的解决方案。

热控会场重点讨论了机组保护的可靠性，如现场总线控制的特点、梳理热工单点保护的逻辑、单测点的处理等，与会专家指出了某些轴流风机保护设臵的误区；针对台山电厂即将实施的机组FCB功能,讨论了超超临界机组实施FCB的关键技术；还深入探讨了控制与运行的关系，大家一致总结认为火电厂控制和运行安全性要求热控和运行人员紧密配合，互相交流与学习：热控人员需要熟悉工艺系统，运行人员也要了解控制策略，这样有利于机组控制水平的提升。

环化会场就热力系统加氧技术的应用、发电机定子冷却水的水质控制、停炉保护的湿法保养方法、高速混床树脂输送、1000MW机组化学监督中化学分析项目等问题进行热烈讨论、交流。

范永胜主持三个会场汇报

闭幕式由国华电力公司国华电力研究院技术中心总工程师范永胜主持。

国华电力研究院副总经理孙平作会议总结：本次会议尝试建立厂际之间的技术沟通合作渠道，促进大家的共同进步，意义重大，效果良好。希望与会专家一如既往，继续支持国华发电事业的发展和科技创新工作推进。会议虽然结束了，但国华相关发电企业应继续消化吸收会议所获取的信息，就相关专题和专家继续深入沟通，切实解决生产实际问题。他同时指出，我国发电企业普遍还存在的环保领域诸如石膏雨问题、脱硝催化剂延寿等课题，本次会议没有涉及，希望今后和大家进一步交流。孙总强调，我国发电事业应努力向欧美国家学习，尊重和保护知识产权。他倡导科技进步，在技术上有句话叫“技术可行，经济合理”，产业和行业的技术进步必须依照国家的政策和法规的强制规范，技术上勇往直前，要想方设法满足国家和行业的要求。最后孙总对所有与会专家和工作者付出的辛勤努力，表示衷心的感谢。

孙平总结发言

11月1日下午与会嘉宾参观了神华广东国华粤电台山发电有限公司，该厂一流的设备与环境以及职工良好的精神风貌给大家留下了深刻印象。

现场参观

本次会议使参会代表对超超临界机组的深层次技术问题有了更深刻的理解，各发电公司对亟待解决的疑难问题有了更加清醒的认识，理论联系实际找到了解决问题的方式方法。会议利用同步视频系统、全程直播，以点带面，辐射全国，对整体提高专业技术水平起到了很大作用。

此外，中国电力科技网和国华粤电台山发电有限公司对会议全程实况录像制作DVD光盘，方便了大家带回单位利用多媒体设备，高效、低成本地集体收看，使未能参会者通过收看光盘中专家的精彩讲演和答疑，既弥补了缺憾，又有亲临会场的收获，DVD光盘将成为各单位培训学习的良好教材。这一举措将在会后发挥更好的效果，意义深远。

某超超临界燃煤电厂桩基工程实践 篇6

关键词：燃煤电厂,桩基工程,综合试桩,信息化监控

1 工程概况

本工程的主要建(构)筑物有主厂房区域(包括烟囱、锅炉、汽机房等)、循环水系统(包括循环水泵房、循环进水管、循环排水管等)、输煤系统(包括输煤栈桥、圆形储煤仓等)以及化水系统。作为软土地区的大型火电项目,本工程涉及到多项岩土工程问题,如主厂房和煤仓区域的PHC桩基设计和信息化施工,循环水泵房沉井施工和循环水管盾构施工以及对周围建(构)筑物的影响监测,浅地基处理及检测等。本文将从岩土工程勘察、综合试桩以及信息化施工等几方面着重探讨本工程建设中PHC桩基设计与施工的实践。

2 工程地质条件

2.1. 地形地貌及地基土构成

本工程场地地貌单一,属长江三角洲滨海平原,原地貌为长江高河漫滩,原始地形平坦开阔,河沟纵横,于1980年回填平整,以致暗浜较多,现地面高程一般为4.2m(吴淞高程)。场地地层总体均匀,土层分布如表1所示。

2.2 物理力学性质指标

本工程不同土层深度处的天然孔隙比、含水量、塑性指数和液性指数等物理性质指标如图1所示。从图中散点的分布规律可以看出,天然孔隙比和含水量有着良好的相关性,基本上在地面下10～20m范围内的数值最大,此后随着深度增加而逐渐减小,此范围也是软土性质最差的区域,这从液性指数的分布也可看出。塑性指数的分布在10m以下的粘性土区无明显规律,这也表明1灰色淤泥质粉质粘土和(4)灰色淤泥质粘土在物理指标上并无明显差异。各土层的综合压缩曲线如图2所示,从中可见,(3)1和(4)两层软土的压缩性最高,压缩系数分别达到了0.873MPa-1和0.691 MPa-1,(2)1、(2)2和(5)粉质粘土层的压缩性次之,压缩系数在0.2 MPa-1至0.5 MPa-1之间,(7)和(9)砂层的压缩性最低,压缩系数均小于0.1 MPa-1。

标贯击数是衡量土体力学性质的重要指标。根据不同深度处的标贯击数分布图(见图3),可以初步确定桩基的持力层以及设计参数,为后续的试桩工作做好铺垫。从图中可以看出,地下55m以下,标贯击数有较大幅度的增大,可以初步考虑将此深度作为荷重较大的主厂房桩基(长桩)的持力层深度,而36～50m范围内粘性土的标贯击数也相对较大,可以初步考虑将其作为荷重较小的一般摩擦性桩基(短桩)的持力层深度。

2.3(2)3砂质粉土的液化特性

(2)3灰色砂质粉土在上海是一层广泛分布的土,且多为浅层分布,尤其是越靠近长江的区域,其密实程度越趋于松散,此外,由于地下水普遍较高,该层土一般均为饱和状态,因此,该层土的液化问题值得深入研究。

本工程地震液化的宏观判断。应综合考虑三个因素:(1)考虑到上海地区历史地震最大烈度小于7度以及历史地震中无喷水冒砂的先例,因此按区域地震地质条件判定液化势低;(2)考虑到该场地无液化震害遗迹,地表粘性土层中无古液化砂脉,因此按场地条件判定液化势低。(3)考虑到地基土条件—河漫滩沉积物、埋藏条件、地下水位和砂质粉土土质等,则液化势高。综合考虑宏观判定因素,说明该场地液化具有不确定性,总体分析液化势中等偏低,需做进一步判定。

根据标贯试验和静力触探试验判别认为:厂区浅层分布的3灰色砂质粉土为可液化土,液化等级为轻微。

2.4 工程地质条件综合分析

总体而言,本工程的地层条件是“上软下硬、上细下粗”的典型二元结构。

(2)1褐黄色粉质粘土是场地表层硬壳层,呈可塑状态,随着深度的增加,强度逐渐降低,地基承载力特征值为100kPa,可以作为一般轻型建(构)筑物的持力层,但由于厚度较薄,且下伏(2)2灰黄色粉质粘土较软弱(承载力特征值为80kPa),故将(2)1褐黄色粉质粘土作为天然地基持力层时需慎重。

3 灰色砂质粉土的承载力特征值为100kPa,但该层土在VII度地震作用下为可液化土,因此该层土一般不宜直接作为天然地基持力层,需采取一定的地基处理或结构措施。

厂区内广泛分布的(3)1灰色淤泥质粉质粘土和(4)灰色淤泥质粘土均为软土,总厚度约为15m,具有含水量高、孔隙比大、高压缩性、抗剪强度小、承载力低的特性,因此当采用天然地基无法满足承载力、变形要求以及抗液化要求时,必须采取必要的地基处理措施。

对于本工程重要建筑物,如主厂房、烟囱、煤仓、循泵房等,为满足荷载以及变形要求须采用桩基,结合一期工程经验,桩型可选择钢管桩、PHC桩、方桩和钻孔灌注桩,推荐采用φ600×110PHC桩作为厂区主要桩型。。

对于一些附属建(构)筑物或荷重较轻的建筑物,可采用φ300～φ500PHC短桩、水泥土搅拌桩或碎石桩进行地基处理。

3 水文地质条件

厂区浅地层地下水可分为两个单元,表层填土中为上层滞水,下部原状土层中为孔隙潜水,受大气降水和厂区生产生活用水渗漏补给,与长江水位有一定水力联系,通过各勘探孔水位观察,地下水位埋深一般为0.50m。

根据对水样的分析,场地地下水对混凝土无腐蚀,对钢结构和钢筋混凝土中的钢筋有弱腐蚀。

4 综合试桩成果及桩基础设计

4.1 综合试桩

综合试桩与以测定单桩承载能力为主要目的的常规试桩相比,除了全面测定单桩的竖向承压、抗拔和水平向承载力以外,还可同时测定锤击沉桩中的应力、应变等数据,对锤击能量、锤垫效应,土塞高度和比例进行了统计分析。此外,打桩时还进行高应变的测试,打桩后进行低应变测试,经过一定休止期后进行桩的复打,进行高应变测试比较,为了研究群桩效应和土体在打桩过程中挤土影响,在桩位中布置了孔隙水压力监测和深层土体位移监测。通过打桩前后分别进行室内试验和原位试验,还对土体在打桩扰动后的再固结状况进行了分析。

根据单桩静载荷试验结果以及PDA测试成果,结合已有的物理力学性质指标,得到不同入土深度处单桩竖向抗压极限承载力以及桩侧极限摩阻力和桩端极限端阻力的推荐值,分别见表2和表3。单桩竖向抗拔和水平极限承载力标准值见表4。

注:表中15/40分子、分母分别指埋深在6.0m以上及以下的桩侧极限摩阻力

根据PDA初打与复打结果分析,桩端土阻力占总土阻力比例的平均值40m长PHC桩为25.4%,58m长PHC桩为19.0%。工程桩施工时挤土较试桩时明显,建议工程桩检测时承载力恢复系数短桩取2.0,长桩取1.9。

由打桩监测结果可知,打桩期间软土层中的超孔隙水压力均超过80%的上覆土压力值,而粉性土层中上升较少;距打桩区越近,打桩振动及对土体挤压的影响越大,反之,则影响较小;对于有较大幅度超孔隙水压力上升处,超孔隙水压力消散掉80%所需时间一般为2～4周。鉴于此,可在工程桩施工前插打塑料排水板,以缩短超孔隙水压力消散途径,加快孔隙水压力消散,同时合理安排打桩顺序,控制沉桩速率。此外,工程桩施工时应采取必要的监测工作,以指导施工。

4.2 桩基础设计

厂区主要不同建(构)筑物的荷重、变形要求差异很大,因此设计时结合试桩成果采用了不同的设计方案,包括桩型、桩长、施工要求等。

主厂房、烟囱地段的桩采用C80预应力混凝土管桩,桩尖采用开口钢板桩靴,长400mm,设计和布置见表5。

圆形储煤仓的桩采用C80预应力混凝土管桩,由内向外共布置20圈,根据储煤仓地基的沉降特点以及贮煤场内外圈抗水平的差异,1～13圈的桩采用PHC-B600(110)预应力混凝土管桩,14～20圈的桩下面3节为PHC-B600(110),顶上一节桩为PHC-C600(130),桩长为52.5～57m,桩尖采用开口钢板桩靴,长400mm。

循环水泵房沉井采用钻孔灌注桩进行处理,其桩径为φ1000,桩顶标高为-11.50m,桩端标高为-62.50m,桩长为51m。

注:表中桩长配置可根据现场地质及打桩情况作适当调整。

5 桩基施工监测与检测

5.1 桩基施工监测

在上海这样典型的软土地区下进行大规模PHC群桩施工,如果不采取有效的措施,极易发生影响桩基质量和周围环境的问题,如孔隙水压力升高导致已成桩受挤压而倾斜甚至断裂、打桩产生的振动波影响周围建筑物的稳定性、过分追求桩端达到设计标高而使得锤击数过大导致断桩等等,这就要求在桩基施工的同时能及时、有效地获得监测资料,信息化指导施工,将打桩带来的种种不利影响降至最低。

本工程对主厂房及输煤系统等区域的桩基施工进行了以下主要监测工作:(1)孔隙水压力监测。在打桩过程中对3～40m深度处的超孔隙水压力进行监测,监测点主要布设在桩基密集处(桩距2～3m),当某点的超孔隙水压力达到上覆有效应力的60%即发出报警;(2)深层土体位移监测。主要为了了解由打桩引起的土的挤出和水平位移量,在主厂房区域的基坑边缘设置;(3)桩顶偏移观测。从桩位图的分析和实际打桩施工安排流向分析,选择可能产生较大偏移的桩进行桩顶位移测量,了解桩顶偏移的发展过程。根据《建筑桩基技术规范》(JGJ94-2008),中间桩在锤击沉桩过程中的允许偏差为1/2桩径。

打桩前,在桩基及其周边范围内,根据桩的位置和不同类型桩的特点,插设塑料排水板。主厂房区域典型的超孔隙水压力上升曲线如图5所示。由于工期紧张,本区域的桩基施工密度较大,这给控制挤土效应带来一定的难度。通过各方交流和讨论,确定一个基本思路就是通过打桩机的全面铺开,先使得全区域范围的孔压迅速上升,在土体充分扰动后,再根据不同区域的孔压消散状况和土层固结程度,调整打桩位置,尽量在减小挤土效应的条件下沉桩。从理论上讲,离打桩位置较近的土层在瞬时极易形成极高的超孔隙压力,土骨架受到激烈的挤压,土体结构完全破坏,同时土体会产生很多横向和竖向裂缝,这增大了土体的渗透性,超孔压随之消散,裂缝闭合,此时若继续在其周围打桩,孔压会上下波动。随着休止时间的增长,土体发生固结,超孔隙水压力逐渐消散,土体的抗剪强度逐渐恢复。本区域大部分监测数据基本反映了这个特点。

桩顶偏移和高差的变化分为几种类型:一种为缓慢增大型,如图5所示,这些桩的桩顶位移均为逐渐增大,其间或有微幅下降,这也符合沉桩挤土效应的基本规律;一种为陡然增大型,如图6所示,这些桩的桩顶位移均在打桩初期陡然增大,其后以较大幅度反复振荡,这主要是由于这些桩的周围土体受沉桩扰动的程度过大,土体结构完全处于塑性破坏状态,在沉桩产生的附加应力作用下,土体产生较大变形,并且累积了较高的超孔隙水压力,这进而影响到了桩体的稳定,使其产生较大的偏移和抬升;还有一种为高差下降型,如图7所示,此桩的桩顶偏移是不断增大的,但其高差却从一开始就稳步下降,最终下沉约32mm,其原因可能是此桩周围土体固结较为明显,带动桩体下沉。

通过对主厂房区孔隙水压力、深层土体位移和桩顶位移的监测数据的分析,在土层内超孔隙水压力未完全消散的情况下,提前进行了主厂区基坑开挖,同时在基坑开挖过程中加强监测,发现问题及时通报,实践表明基坑开挖顺利完成,为电厂最终早日投产赢得了宝贵的时间。

5.2 桩基施工检测

为了监测工程桩的施工质量和单桩承载力有否达到设计要求的承载力,主要采用高应变(PDA)和低应变(PIT)检测,一般不再进行单桩静载荷试验。其中高应变检测是在桩施工时跟踪检测,结合综合试桩获得的承载力恢复系数得到工程桩的承载力。

根据有关规范,本工程桩基的高应变检测比例为5%,检测结果表明:工程桩桩身完整性良好,均为Ⅰ类桩,单桩承载力满足设计要求。低应变检测为68%,其中Ⅰ类桩占95.78%;Ⅱ类桩占4.22%,无Ⅲ类和Ⅳ类桩。

6 结语

(1)本工程岩土工程勘察在充分利用钻探、静力触探、标贯试验和原状取土进行室内试验的基础上,对场地的工程地质及水文地质条件进行了详细分析,全面反映了与基础设计有关的场地地基土的埋藏条件及其性状,并对后续的地基处理提出了合理化的建议。

综合试桩为工程桩基础设计、沉桩施工、打桩监测、桩基检测等提供了最重要的依据和很好的指导作用,设计得以优化,施工得以顺利和安全。

超超临界燃煤发电机组 篇7

1 超临界发电机组以及技术特性

1.1 超临界发电机组

超临界发电机组是指主蒸汽压力不小于24.2Mpa, 主蒸汽温度和再热温度小于580度的火力发电机组。温度大于580度的称为超超临界机组。因为压力、温度的提高, 超临界机组和同等容量的亚临界机组相比, 机组效率明显提高2%, 超超临界机组在超临界机组的基础上又提高了3%-4%。之所以在全世界能广泛的被采用是因为它们具有明显高效、节能、减排的优势, 具有非常高的可靠性、可用率和灵活性。

随着生活节奏的加快, 燃煤电厂对于参数的要求越来越高。我国超临界燃煤火力发电机组在国家“863”项目之后成立, 基于国内特有的超临界火电机组工程, 开展技术创新和科研, 从而提高我国大型火电厂的发展。

1.2 超临界发电机组组成部件的技术特性

1.2.1 锅炉。

在超临界状态, 水、汽等两相混合物是不可以共存的。超临界机组采用的主要是直流锅炉, 根据工质压力, 温度相对比较高。锅炉内部各部件不仅要能承受比较大的压力和热度, 还要求制造的各个部件材料质量系数, 能够兼顾各种各样的运行工序, 从而保障火电厂高效运行。

1.2.2 直流锅炉的水冷壁。

普通锅炉和超超临界最大的不同是水冷壁的实际制造, 超超临界机组必须能够超超临界、变压运行、直流锅炉等。因为高温高压, 要求必须考虑偏差和各个管道内的公制质量以及流速不均匀等问题。从而提高机组的使用寿命, 避免不必要的维护费, 让机组更高效、安全的运行目前, 国内国际安装的超超临界机组的水冷壁管圈型主要分为:螺旋管水冷壁, 这种水冷壁运行非常通畅, 不需要安装节流圈, 水动力安装很平稳;但是因为阻力很大, 焊接口很多, 从而导致了螺旋管圈容易凝结杂质;造成水冷壁系统结构复杂, 壁性差, 维护难度高等。

另外一种是一次上升垂直管圈水冷壁, 它的优点是:结构简单, 安装方便, 炉膛不容易凝结杂质;从而使现场工程量少, 提高可靠性。

1.2.3 部件材料要求。

在火力发电机组中, 锅炉很大部分都是高压高温区, 在制作之前必须根据各个部件的相关要求制造相应的耐高温、抗高温氧化腐蚀的锅炉过热器以及再热器水冷壁。在设计变压运行锅炉时, 必须对所有部件进行疲劳计算和分析, 从而保证锅炉全面布局和寿命。

1.3 汽轮机结构配置

因为超超临界机组功率比较高, 汽轮机的结构容量很大, 所以汽轮机一般采用中间再热并使用多缸, 根据具体数量、机组功率和单缸最大容量进行选择。当气密性大、汽缸内外压差、容量大的汽缸一般采用双从缸体的结构, 以增强工作效率。在使用中, 容量和排汽面积一般都是成正比的分配, 在这个过程中可以通过:增加压排气口的数量, 增加单个排汽口面积;或者提升低压缸的数量, 让低压口排汽数量增加。

2 超临界发电机组措施与问题

2.1 新型耐热钢材开发情况

2.1.1 新型铁素体耐热钢

新型铁素体耐热钢从20世纪60年代起经历了第一代到第四代再到今天的铁素体耐热钢, 让铁素体耐热钢和实际要求的需用应力越来越靠近。

2.1.2 新型奥氏体钢耐热钢

新型奥氏体钢耐热钢经历了:Super304H细晶奥氏体耐热钢、TP347HFG细晶奥氏体耐热钢、HR3C钢。Super304H细晶奥氏体耐热钢在600~650度温度段的应用应力比TP304H明显的稿了30%, HR3C钢在小雨600度的时候, 许用应力比奥氏体钢高, 在600度以上时, 许用应力和TP347HFG细晶奥氏体耐热钢接近。

2.1.3 焊接问题

过去采用的焊接线量工艺, 焊接金属在高温的持续时间很长, 韧性很低, 从而使焊接线能量和电弧、电流、电压成正比, 和焊接速度成反比。手工电弧焊一般采用短弧焊, 电弧电压一般控制在20V到24V之间不变。在降低了焊接线能量的时候综合调配焊接速度和焊接电流两种参数, 杜绝单纯降低焊接电流。在焊接中, 必须注意降低焊接电流数值, 从而保证熔池铁水的黏度和流动性, 避免因为没有焊透、焊合而产生的夹杂现象。从焊接工艺中提高焊接速度, 让焊层厚度始终保持在相同的位置, 从而达到降低焊接线能量的指标。

2.1.4 锅炉水冷壁形式

目前600MW机组锅炉水冷壁一般都采用螺旋管圈的形式, 超冷发电机组加上一次垂直上升管屏自下而上, 带中间混合机箱采取垂直上升管屏。

2.2 经济问题

因为材料的原因, 相同容量的超临界、超超临界机组比亚临机组要贵很多, 但是它具有亚临机组无法匹配的高效率、低煤耗, 投资部分10年以内就能回收。假设以发电寿命25年来计算, 按照规划院专家规定, 如果标煤价格超过30美元一吨, 必须采用超临界、超超临界机组。

3 超临机组的发展和应用前景

3.1 国外发展情况

超临界从20世纪50年代开始引用和发展, 到现在, 为了进一步适应要求日益严格的环保要求, 对新材料进行了开发, 超超临界发展进入了快车道。国外超超临界, 近期蒸汽参数为31MPa, 620度;预计下一代主蒸汽温度700度左右, 再热蒸汽温度为720度, 主蒸汽压力在35到40MPa左右向更高方向发展。

3.2 国内发展情况

国内, 从20世纪90年代开始引用进口临界机组, 目前, 使用的是1000MW机组, 使用反映都很良好。预计到2020年, 中国全社会将装机950GW, 60%以上都是火电机组。

结束语

随着可持续发展战略的推进, 西部大开发战略目标的执行, 我国工业得到了很大的发展。为了更好的推动文明进程, 推动电力工业的发展, 在能源使用中时刻遵循节水、洁净、高效、生态的宗旨, 把绿色和环保带进电力工业, 让理念与工艺相结合, 共同推动经济发展。在大型火电厂临界燃煤发电机组生产中, 坚持节能减排, 让科技与创新相结合, 从而提高工业生产效益。

参考文献

[1]黄其励.火力发电可持续发展新技术[J].中国电力, 2002, 35 (1) :8-12.[1]黄其励.火力发电可持续发展新技术[J].中国电力, 2002, 35 (1) :8-12.

[2]刘堂礼.超临界和超超临界技术及其发展[J].广东电力, 2007, 20 (1) :19-22, 50.[2]刘堂礼.超临界和超超临界技术及其发展[J].广东电力, 2007, 20 (1) :19-22, 50.

[3]张国柱.超临界火电机组给水管道内部流动数值分析[D].武汉:华中科技大学, 2007.[3]张国柱.超临界火电机组给水管道内部流动数值分析[D].武汉:华中科技大学, 2007.

[4]阳虹, 姚祖安, 张素心等.展望中国超临界汽轮机的开发[C].//中美清洁能源技术论坛论文集.2001:Ⅱ-91-Ⅱ-99.[4]阳虹, 姚祖安, 张素心等.展望中国超临界汽轮机的开发[C].//中美清洁能源技术论坛论文集.2001:Ⅱ-91-Ⅱ-99.

超超临界燃煤发电机组 篇8

关键词：发电厂,燃煤机组,超临界,锅炉

1 设备概况

广东省红海湾发电厂所用的国产600M W超临界压力燃煤发电机组, 其锅炉型号为DG1950/25.4-Ⅱ2, 型式为∏型布置、单炉膛、一次中间再热、尾部双烟道结构、前后墙对冲燃烧方式、旋流燃烧器、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构露天布置、采用内置式启动分离系统、三分仓回转式空气预热器、采用正压冷一次风机直吹式制粉系统、超临界参数变压直流本生型锅炉。锅炉的循环系统由启动分离器、贮水罐、下降管、下水连接管及汽水连接管等组成。在负荷≥28%B-MCR后, 直流运行, 一次上升, 启动分离器入口具有一定的过热度。

汽轮机采用单轴三缸四排汽、冲动式和再热凝汽三种方式, 小机与主机共用一套抗燃油液压控制油系统, 转速调节采用数字式电液控制。发电机采用水-氢-氢冷却方式汽轮发电机。氢油水系统采用集装式布置, 型号规格为QFSN-600-2-22A。

下面对RB控制回路进行介绍:机组的RB功能由锅炉炉膛安全监视系统 (FSSS) 和协调控制系统 (CCS) 两种系统共同实现。RB试验目的是检查单台辅机故障停机时, 燃烧管理系统协与调控制系统之间存在的协调问题, 并通过对参数的整定和对RB功能的控制逻辑进行优化, 从而使整个机组保持正常运行。

2 RB实验须具备的条件

实验具备的条件为:机组主机和辅机均要正常运行;高压和低压旁路系统要运行良好;主保护 (汽机保护、发电机保护、锅炉炉膛安全监视保护FSSS等) 必须正常投入;各相关基础 (特别是协调控制系统) 投入自动, 并且调节品质良好, 抗负荷扰动能力比较强;汽机电液调节装置中的电调投入可靠且具备良好的负荷调节特性。

3 RB触发的条件及动作过程

RB触发条件是:在协调方式下, 机组负荷>300MW, 至少有4台给煤机运行, 任意一台一次风机停止或任意一台空预器停止;在协调方式下, 机组负荷>350MW, 至少有4台给煤机运行, 任意一台汽动给水泵停止或任意一台送风机停止或任意一台引风机停止。

在FSSS逻辑里, 如果以上条件任意一个满足先后相隔5s/10s/15s分别跳B、E、F磨, 同时启动A层微油点火, 然后发信号到协调系统中的主汽压力设定, 将压力设定为18MPa。如果机组原来在滑压运行方式, RUN BACK发生后主汽压力设定值将根据机组负荷曲线自动下降;如果机组原来在定压运行方式, RUN BACK发生后主汽压力设定值则需要运行人员手动干涉。

一旦某一台辅机发送跳闸指令到协调那边时, 机组总得最大输出功率就会发生改变。而当机组最大的输出功率与机组给定负荷存在50MW的偏差时就会形成RB信号。

当机组运行正常时, RB控制回路通过限速功能块SWF和切换开关对锅炉实际出力进行跟踪。这时高值监视器输出为0, 一旦辅机由于某种原因掉闸后, Lmax会急剧下降, 而锅炉实际出力不会突变, 所以高值监视器的输出为l, RB指令被激活, 同时为了机组的安全, RB发生时机组负荷指令应按既定的速率 (K-) 下降到相应的值, 对于不同的辅机RB, 速率 (K-) 是不一样的, 在保证机组安全的前提下, 以快速到位的原则进行RB速率 (K-) 的计算。RB信号联锁动作如下。

(1) 锅炉主控切手动, 设置RB时的目标指令 (机组最大出力值) 和降负荷速率 (600MW/300MW/min) , 这时机炉协调控制方式自动退出, 并自动转为汽机跟踪运行方式。

(2) 主汽压力设定用于设定主汽压力 (18MPa) 。

(3) 闭锁增加总煤量。

(4) 把给水延时改为0, 锁住中间点温度影响给水控制设定值。

(5) 使过热器一、二级减温水, 再热器减温水调门切手动延时5S后投回自动。

4 实验结果

给小机RB试验曲线图如图1~6。

通过上图可以看出, 小机RB试验后系统都能在比较理想的时间内稳定下来, 但实验要注意以下几个问题。

(1) 在RB过程中, 因为中间点温度波动比较大, 会造成给水波动、锅炉管壁超温过热从而影响到整个机组的性能。

(2) 在RB过程中当炉膛负压波动达到±1000Pa, 建议最好优化送引风自动调节, 特别是送引风机动叶执行机构, 应灵敏且特性较好。如图6所示。

5 存在问题及处理措施

如果投运给水泵RB功能在运行, 一定要注意机组负荷在一台电泵和一台汽泵运行时不要超过450MW, 在机组负荷达到450MW之前要启动第2台小机, 否则触发给水泵RB投给水泵RB时电泵不投备用, 给水泵最小流量阀投自动。RB复位按钮没有RB发生时如果不能逻辑复位, 需在协调画面增加RB复位按钮和增加协调控制系统的RB显示。一次风机压力设定值为负荷对应的函数 (但最低值为6.3) , 并根据运行情况适当上提。

6 结语

超超临界燃煤发电机组 篇9

关键词：节能实验,厂用电热力试验,用电率

1 机组概况

姚孟发电有限公司2×600MW超临界燃煤发电机组分别于2007年12月、2008年4月相继投运。我公司2×600MW超临界机组锅炉为是DG1900/25.4-Ⅱ1型国产复合变压运行超临界本生直流炉, 本锅炉为单炉膛、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构, 露天Π型布置燃煤锅炉。制粉系统配6台HP983型中速碗式磨煤机。汽轮机为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。发电机采用QFSN-600-2YHG型三相交流隐极式同步汽轮发电机。机组控制系统机组DCS由上海福克斯波罗有限公司提供的分散控制系统 (DCS) , 汽轮机调节系统采用了ABB北京贝利控制有限公司的Symphony系统。

2 采取的降低厂用率的途径

2.1 燃烧优化调整, 降低风烟系统电耗, 降低厂用率

2.1.1 运行氧量调整和二次风配比调整试验

#5、6锅炉采用低NOx燃烧方式, 燃尽风量过大, 由于初期燃烧阶段因缺氧使得烟气中一氧化碳超标, 严重影响锅炉运行效率, 而且使风烟系统电耗增加。针对此问题, 通过变氧量试验将二次风进行科学配比, 以避免CO生成, 从而控制运行氧量, 保证煤料充分燃烧, 进而控制风机电耗。表1为试验数据。

2.1.2 一次风量调整、优化

针对磨煤机的一次风量偏大的情况, 通过试验尝试降低风煤比来控制一次风机电耗, 以改善锅炉运行状态, 达到降低厂电的目的。

2.2 寻求各种负荷、循环水温度条件下的循环水泵最优运行方式

通过试验实测与凝汽器变工况计算相结合的方法来确定不同循环水流量、循环水进水温度及机组负荷条件下, 并且在凝汽器排汽压力在允许范围内的最佳循环水泵运行方式。

实现实施后, 循环水泵单耗由2009年的年综全0.83%降至2010年的0.64%, 节电效果明显。

2.3 运用电机高压变频变速技术, 降低厂用电率

对凝结水泵实行变频改造, 实现除氧器调阀全开运行, 减少凝结水系统的阀门节流损失, 成功将凝泵单耗下降了0.13%。

2.4 吸风机增压风机联合运行方式优化

通过对引风机、增压风机联合优化试验, 得出最优的运行方式, 同时考虑到静压过大可能造成脱硫旁路挡板漏流增大, 结合运行实际操作确认最节能的运行方式。

2.5 脱硫运行方式调整

在充分探讨循环浆泵运行的安全性和可行性后, 根据锅炉负荷、硫分、以PH值的变化情况, 成功实现循环泵的间隙运行。

GGH的差压在线监视的实现, 并根据GGH差压实现在线冲洗, 保证GGH的差压在合理的范围之内, 即保证了GGH的换热效果, 同时也保证了脱硫系统电耗的稳定, 月可节电30余万度。

2.6 机组启停方式的优化

机组启停期间不运行电泵, 利用邻炉供汽、汽泵上水, 减少运行操作同时降低厂用率。

实现单系列风机启动;机组在120MW负荷之前保持单系列风机运行, 之后并入送风机;负荷200MW时再并入吸风机, 单系列风机启动不仅仅解决了风机启动初期动调开度过小易失速的问题, 还成功的降低了厂用电率。

2.7 磨煤机运行方式优化

2.7.1 正常运行中300MW时维持四台磨运行, 加负荷至450MW以上再投入第五台磨煤机运行;同时减负荷, 当机组负荷低于480MW停运一台磨煤机, 保持四台磨煤;非特殊工况, 不运行6台磨煤机;这样运行方式不仅使各台磨煤机均处于高效的运行工况, 而且使运行负荷的调整更加灵活。

2.7.2 当四套制粉系统同步运行时, 尽量保持下四层制粉系统运行。这样能保证锅炉火焰的集燃烧, 使煤粉充分燃烧。

2.8 积极开展经济调度

统筹安排全厂机组的负荷, 在力争各机组高负荷的同时, 优先保证600MW机组在在最经济负荷区段运行。

2.9 根据变化及时停运辅机

(1) 冬季及时调整各冷却器的用水量, 减少开式泵的运行台数。 (2) 根据汽机真空的变化情况, 及时调整真空泵的运行情况。 (3) 根据锅炉负荷、煤质变化情况, 在低负荷段停运电除尘一个电场。

2.1 0 强化厂用电管理, 提升机组的自动控制水平

每月将主要辅机厂用电指示进行总结、分解, 努力推进系统运行参数压红线运行, 降低系统电耗。同时强化运行人员的技术培训, 对机组的安全性和经济性调整的主动性, 提高系统故障应变能力, 从而不断提升机组的自动控制水平。

2.1 1 生产照明系统的优化

通过对全厂照明系统的优化, 在保证机组照明需求的前提下, 减少照明数量, 达到节约用电的目的。

3 措施实施前后厂用电率的对比情况

4 结论

通过采取以上多途径的节能手段, 2012年中电投系统对标中姚电#6机组厂用电率4.34%, 为同类机组标杆水平, 同时2012年相比2009年厂用电率降低了0.47%。

姚电公司厂用电率的降低是日常工作中的不断积累, 和大量热力实验为指导为前提的;同时运行单位、设备管理部门不断的努力, 提升机组、设备健康水平为基础的;通过进一年多的实践, 我们看到发电厂节能降耗的前景仍然十分广阔, 但必须秉承“走出去”的原则, 积极引进国内外先进技术, 同时依托同类大中专院校强化技术创新, 实现节能降耗目标。

参考文献

[1]中国动力工程学会.火力发电设备技术手册 (第四卷) .火电站系统与辅机[M].北京:机械工业出版社, 1998.

[2]杨诗成, 王喜魁.泵与风机 (第二版) [M].北京:中国电力出版社, 2004.

超超临界燃煤发电机组 篇10

关键词：热一次风,补偿器,变形,换型

1 概述

神华河北国华定洲发电有限责任公司 (以下称定电公司) 二期工程2×660MW超临界燃煤机组于2009年投入商业运营。制粉系统采用中速磨煤机冷一次风机正压直吹式制粉系统, 每台炉由6台HP1003Dyn型磨煤机, 6台EG2490型给煤机, 2台9-26NO16D-2型密封风机和相应的附属部件组成。其作用主要是为锅炉磨制生产输送合格的煤粉, 燃烧设计煤种, 5台磨煤机可满足锅炉MCR工况运行的要求, 其中1台备用;燃烧校核煤种, 6台磨煤机全部投运可满足锅炉MCR工况运行的要求。制粉系统管路主要由磨煤机送粉管道, 冷、热一次风管道和相应的调节挡板, 隔绝门和附属设备组成, 主要是用于磨煤机输送一次风和煤粉的作用。3、4号机组锅炉热一次风道均采用非金属补偿器, 目前在装数量: (见表1)

制粉系统磨煤机入口热一次风道由于直管段距离仅为5250mm, 一期磨煤机入口热一次风道直管段为12100mm, 为了保证风道补偿量原始设计采用的非金属补偿器, 在机组运行期间磨煤机入口热风隔绝门前非金属补偿器热态下变形严重横向位移长期处于极限状态 (见图1) , 风道末端磨煤机入口热风隔绝门前非金属补偿器热态下最大横向位移△Y达到50mm, 偿量标准为△X=30mm, △Y=50mm, 长时间运行极易发生非金属补偿器运行中破裂, 且无法进行隔离, 严重影响到机组的安全运行, 因此解决热一次风道非金属补偿器变形问题势在必行。

2 原因分析

补偿器习惯上也叫伸缩节, 或膨胀节, 是利用其弹性元件的有效伸缩变形来吸收管线、烟风道或容器由热胀冷缩等原因而产生的尺寸变化的一种补偿装置, 可对轴向, 横向, 和角向位移的吸收。非金属补偿器 (图2) 主要由非金属材料、法兰及保温隔热材料组成。主要材料为氟橡胶涂层玻璃布、聚四氟乙烯压膜玻璃布、三元乙丙胶涂层玻璃布、丁睛橡胶涂层玻璃布、聚四氟乙烯薄膜单层复合材料、陶瓷纤维防火布、硅酸铝棉、不锈钢丝纤维布、玻璃纤维布等。其使用寿命取决于使用的介质及工况条件, 当其使用温度和压力升高, 寿命会相应缩短, 当介质具有腐蚀性时也会对其使用寿命产生影响。有关织物补偿器的漏风试验表明, 同一试件的泄漏与试验介质的压强变化趋势基本一致, 即压强越大, 试件的渗漏越严重。补偿器的承压特性也会随着补偿器表面涂层的逐渐老化而降低。磨煤机入口一次风道软连接处风压约8k Pa, 风温近300℃, 属于织物补偿器工作恶劣环境, 由于管系热膨胀导致其吸收轴向和径向的位移增大, 长期处于极限状态极易造成失效。

3 解决方案

结合定电公司3、4号机组热一次风道布置现状及非金属补偿器运行情况, 委托河北电力勘测设计研究院对定电二期工程3、4号机组热一次至磨煤机风道非金属补偿器改金属补偿器设计校核确认并出具设计文件 (F00602E5S-J0503-01～07) , 对涉及变动的钢梁委托上海锅炉厂对变动钢梁的规格及对原构件受力进行的校核计算并出具确认函。利用3号机组检修机会对3号炉热一次风道非金属补偿器进行换型更换为性能良好的金属补偿器, 同时对相应的支架、钢梁进行变动, 以确保运行期间补偿器无泄露, 系统长期稳定运行。

金属补偿器结构如图3 (轴向补偿时) 及图4 (横向补偿量大时) 。

3.1质量目标

(1) 补偿器的设计、制造、试验和检验必须符合GB/T12777-1999《金属波纹管膨胀节通用技术条件》的规定标准要求进行。补偿器与烟风道的连接方式采用内插焊, 连接烟道插入至补偿器框架内口20mm并与之焊接。

(2) 金属补偿器设计疲劳寿命≥1000次循环, 且设计疲劳寿命安全为10年。

(3) 补偿器其他各部位焊缝表面, 无裂纹、气孔、弧坑、夹渣和焊接飞溅物。

(4) 热一次风道非金属补偿器换型, 同时对相应的支架、钢梁进行变动, 以确保运行期间能够满足系统补偿量, 保证补偿器无泄露, 系统长期稳定运行。

3.2方案实施

按照3、4号机组热一次至磨煤机风道非金属补偿器改金属补偿器改造图纸及上海锅炉厂对增加钢梁的规格及对原构件受力进行的校核计算确认函实施。零件与新增补偿器连接处, 零件按改造后布置图, 按图示尺寸现场制作, 编号17a、17b、18a、29a支架在原来的支架上改动调整, 同时增加编号25、26、27、28支架, 以满足风道管系热轴向、径向位移需要。

金属补偿器更换方案 (见表3、表4) 。

4 改造效果

定电公司通过机组检修对3号机组热一次风道非金属补偿器换型改造, 用性能良好的金属补偿器替代原非金属补偿器, 同时对相应的支架、钢梁进行变动调整, 机组运行期间效果明显, 消除了补偿器热态变形问题。

费用分析:

1台机组热一次风道非金属补偿器改造实际发生费用明细: (单位:万元)

此次热一次风道非金属补偿器换型改造费用严格控制在预算费用之内。

5 结语

通过热一次风道非金属补偿器换型改造, 对相应的支架、钢梁进行变动调整, 消除了补偿器热态变形问题, 提高设备安全运行可靠性, 延长补偿器的使用寿命, 为机组长周期稳定运行奠定了坚实的基础, 同类型设备改造的成功实践。

参考文献

[1]耿万民等.补偿器的设计与应用.广州南方金属软管有限公司, 2010