125MW发电机

125MW发电机（精选7篇）

125MW发电机 篇1

0 引言

云浮发电厂#1、#2锅炉设计的煤种是无烟煤, 但目前我国煤炭市场价格相比以前大幅上升, 无烟煤作为燃料其价格成本已超过云浮发电厂亏损点, 所以, 选择价格较低的烟煤作为燃料可以为发电厂带来新的效益。

1 云浮发电厂125 MW锅炉概况

云浮发电厂#1、#2锅炉是上海锅炉厂为燃用无烟煤而设计生产的超高压中间再热自然循环汽包炉, 与125 MW汽轮发电机配套, 设计煤种为山西晋东南无烟煤。锅炉设计为平衡通风, “Ⅱ”型露天布置, 四角切圆燃烧器, 固态排渣方式, 钢筋混凝土构架。汽包中心标高为45 470 mm。炉膛接近于正方形, 其深宽比为1.086, 炉膛四周由60 mm×7 mm节距为80.5 mm的光管与扁钢焊接而成的膜式水冷壁构成。在燃烧区域布有“防焦隔离带”碳化硅质卫燃带。尾部对流烟井总深为8 m, 宽与炉室相同, 由隔墙省煤器分隔成前、后2个烟道, 即主烟道 (后) , 深5 500 mm, 布置有低温再热器;旁路烟道 (前) , 深2 500 mm, 布置有旁路省煤器, 在其下方布置有烟气旁路调节挡板。高温再热器布置在水平烟道内。上述部件均为悬吊式, 自由向下膨胀。在旁路省煤器和低温再热器下面依次布置了第二级管式预热器、主省煤器和第一级管式预热器。锅炉采用敷管式轻型炉墙和钢球磨煤机中间储仓式制粉系统, 热风送粉, BE240/2-4电除尘器。

2 云浮发电厂锅炉改烧烟煤情况介绍

近年来, 我国煤炭资源供应日益紧张, 我厂锅炉很难保证实际燃用煤种的煤质特性。为了适应煤炭供应市场的变化, 拟对锅炉进行改烧烟煤技术改造, 以高挥发分内蒙烟煤 (Vdaf=37.54%) 作为改造设计煤种。现就煤种资料进行分析, 如表1所示。

3 改烧烟煤的好处

锅炉原设计煤种为山西晋东南无烟煤, 但由于煤炭供应市场的变化, 考虑到企业运行成本, 锅炉燃用越南鸿基无烟煤, 则排烟温度高 (高于设计值约9 ℃) 、机械不完全燃烧损失高 (飞灰可燃物含量高) 是目前锅炉热效率较低的原因, 另外入炉煤热值偏低 (低于设计值约5 000 kJ/kg) 和灰分偏高 (高于设计值达11%) 也是锅炉热效率偏低的主要原因。因此通过锅炉改造可以改善其运行状况, 改善入炉煤质, 提高锅炉运行经济性。

经过实践, 改烧烟煤后降低了发电煤耗, 我厂的经济效益得到提高。

4 制粉系统的改造

制粉系统将钢球磨煤机中间储仓式制粉系统干燥方式由原热风干燥、冷风调节改造为热炉烟与热风混合干燥、冷炉烟调节三介质方式。增加2台变频调节炉烟风机和炉烟管道, 保留给煤机、磨煤机、粗细粉分离器、排粉风机等原有设备和管道系统不动。

5 改烧烟煤后的主要风险及控制措施

烟煤挥发分高易造成制粉系统自燃、爆炸, 烧坏一次风喷嘴, 一次风管漏粉着火, 粉仓内自燃。因此, 锅炉运行中应注意以下几点: (1) 运行中严格控制一次风粉混合温度 (<140 ℃) , 一次风速基本要求要≥28 m/s (如个别达不到, 必须到就地确认着火距离) , 控制一次风速尽量≥30 m/s。应经常对一次风管进行检查, 防止煤粉在一次风管及喷口内着火, 如发现一次风管及喷口内有着火现象应立即停止该给粉机运行, 保留并提高一次风速将风管内积粉吹扫干净, 尽量冷却一次风管及喷口, 并注意炉膛燃烧稳定。 (2) 各层、各角一次风的周界风门开度>90%。 (3) 两侧二次风箱风压:110 MW以上时≥500 Pa, 100～110 MW时≥300 Pa, 90～100 MW时≥150 Pa, 70～90 MW时≥50 Pa。70～125 MW负荷均要求保证氧量大于3.5%。 (4) 燃烧器壁温<400 ℃。 (5) 各主控应经常到就地检查煤粉着火情况, 观察着火距离后对一次风速进行适当的调整。如就地观察煤粉在喷口后的着火距离较近, 可降低一次风粉混合温度。

粉仓作为防爆的重点设备, 应做好以下几点: (1) 确保煤粉仓严密性。包括与粉仓相连的落粉管、给粉管、所有开孔均应保持严密, 以保证粉仓内的负压氛围。 (2) 增设吸潮管。煤粉仓需要装设吸潮管, 以保证粉仓内负压均匀, 防止可燃气体集聚, 另外吸潮管需要保温, 以防低温结露。 (3) 装设惰性气体和灭火介质引入管。煤粉仓上部应有惰性气体 (CO2) 及灭火介质引入管。 (4) 增设温度监测点。煤粉仓内应设置煤粉温度监测点, 在距拐角1～5m处设置热电阻或热电耦温度测点, 测量信号引入主控盘。

6结语

制定科学、规范及合理的锅炉改烧烟煤方案, 保证了云浮发电厂在燃料供应十分紧张的形势下得以完成上级下达的发电任务, 保障了电力供应, 还有效降低了电厂的成本, 在确保机组安全运行的同时提高了机组的经济性。

摘要：结合云浮发电厂#1、#2锅炉改烧烟煤的情况, 分析改烧烟煤的好处及存在的风险, 并提出了相应的控制措施。

关键词：云浮发电厂,锅炉,改烧烟煤,风险,控制措施

参考文献

[1]林俊航, 徐齐胜, 方庆艳.云浮发电厂2号锅炉煤种适应性研究的应用实践[J].广东电力, 2007 (7)

125MW发电机 篇2

葛洲坝电站现装有19台125兆瓦和2台170兆瓦共21台水轮发电机组,1981年7月第一台机组并网发电至今已运行30多年。为了充分利用水能,提高三峡电站与葛洲坝电站的综合效益,为提高葛洲坝机组安全可靠性,增加发电容量,改善运行性能,决定对已运行30余年的19台单机容量12.5万千瓦的机组分批进行换型改造,采用经过翼型优化后的新型叶片,提高水轮机转轮过流量,同时对发电机的转子和定子进行改造,使单机额定出力由12.5万千瓦提高到15万千瓦,每台机组扩容2.5万千瓦。可部分解决葛洲坝电站与三峡电站联合运行时流量不匹配问题,减少葛洲坝电站的弃水,增加葛洲坝电站年发电量,提高三峡—葛洲坝枢纽的综合效益。

1 水轮机的改造

大型水轮机的性能参数、机械结构和运行上的改善将会产生很大的社会和经济效益。根据增容要求,通过CFD(Computational Fluid Dynamic)技术对水轮机进行水力分析,认为提高机组的水力性能,可以通过对转轮进水边头部区域进行局部修形,调整翼型各断面叶珊稠密度,以及合理搭配翼型各断面安放角和扭角等等,以提高原转轮的能量性能,改善和减轻空蚀的破坏。根据CFD分析结果,转型后的zz500A在额定水头为18.6m时,额定出力达到149.5MW,基本满足增容要求。叶片修型后,消除了叶片进口的流动冲击,叶片表面的流动状态得到很大改善,提高了转轮的抗空蚀能力,改善了转轮的空化性能,叶片水力矩分布和尾水管的流动状况也有一定的改善,在稳定性方面将会有一定程度的改善和提高。

2 发电机改造

葛洲坝机组改造增容是在老机组上进行,受到很多限制,难度很大。更换定子铁芯、定子绕组以满足增容要求。更换定子铁芯时,发电机定子机座使用原有机座,它与新的定子铁芯是匹配的。新的定子铁芯采用优质冷轧无取向硅钢片冲成的扇形片叠成,两面刷F级绝缘漆,采用东电新型压紧结构与工艺技术,上下压指用非磁性材料 ;采用集中布置的定子绕组。采用新工艺,新技术,发电机运行性能明显提高,发电机增容至150Mw后均能长期安全运行。

通过图一和图二可以看出发电机增容后各部件的受力和应力状况有一定程度的变化,但都在安全范围内,是安全可靠的。

发电机增容后推力轴承的温升和油膜厚度基本不变,运行还是安全的。改造前通风系统所需风量为106m3/s,裕度是26.4% ;改造后通风系统所需风量为108m3/s,裕度是24.1%。发电机风量有足够裕度满足增容改造后的冷却要求。

3励磁系统改造

葛洲坝机组改造增容有系统、流量以及相配套的送输系统限制,难度很大。增容改造会使发电机参数和励磁参数产生变化,原有系统无法满足技术要求,需进行机组励磁系统改造。

增容改造前后励磁系统参数有所改变,原机组励磁设备不再使用,根据新的参数和励磁方式为每个机组配置新的励磁设备,并且将为每台机组配置一台三相干式变压器。

采用GES一3320双微机励磁调节器所构成的励磁调节系统以满足增容改造的技术要求。GES一3320型励磁调节器结构紧凑,采用IPC工控计算机、IPC总线技术等使发电机的运行更加稳定可靠。GES一3320型励磁调节器具有全中文信息显示及人机接口、双微机自动跟踪、手动或自动无冲击切换、系统事故诊断和保护、故障报警、系统维护自检等功能,主要程序及调节程序全部采用C语言编写,各种功能均通过软件实现,充分体现了它的高技术性能。

4 结论

完成增容改造后,葛洲坝12.5万千瓦机组在18米左右水头下出力可达到15万千瓦,通过加大利用机组过机流量和提高机组运行效率增加发电量,最大限度地发挥葛洲坝电站的效益。葛洲坝电站本轮增容改造工作共涉及19台机组,全部更新改造工作预计将持续到2020年前后,累计将增容47.5万千瓦。改造增容结束后,葛洲坝电站将重新“焕发青春”,其装机容量也将增加约47.5万千瓦,这相当于不建坝、不移民、不影响环境而新建一个大中等规模的水电站。改造后的葛洲坝电站,力争在水轮机、发电机、控制系统等各方面达到和引领世界先进水平。

配合三峡工程运行,最大限度发挥葛洲坝效益,这是三峡总公司重要任务之一,这项改造增容的课题今后还要继续进行下去。而且还有扩机增容的任务,希望各位专家和各方为共同把葛洲坝机组改造得性能和效益更优而努力。

125MW发电机 篇3

1.1 概述

集散控制系统，顾名思义，即分散采集集中控制，是自90年代初期逐渐被中国各大工矿企业所应用的计算机控制系统，它具备统一、直观、可控性强等优点，DCS给用户提供的是一个通用的系统组态和运行控制平台。MACS系统给用户提供的是一个通用的系统组态和运行控制平台，应用系统需要通过工程师站软件组态产生，即把通用系统提供的模块化的功能单元按一定的逻辑组合起来，形成一个能完成特定要求的应用系统。系统组态后将产生应用系统的数据库、控制运算程序、历史数据库、监控流程图以及各类生产管理报表。

MACS继承了和利时以往多年DCS系统开发、使用的经验，充分融合国际信息技术、电子技术和自动控制技术的最新发展而开发的新一代现场总控制系统。

1.2 软件应用方便性

MACS系统强大的组态软件功能，几乎可以实现任何要求：

1)丰富的全汉字图形组态，可以实现复杂漂亮的图形界面，并支持动画技术、图形缩放技术、多级窗口技术、各种数据、曲线、棒图、各种仪表盘等的实时显示;

2)功能强大的控制组态可实现各种批处理流程、PID回路、复杂回路、逻辑回路、混合回路以及先进控制算法和特殊的配方控制等;

3)报表组态与Excel相互转换，可以支持各种报表和图形打印功能;

4)丰富的历史记录分析和处理、日志记录处理、报警记录的统计报告、事故追忆的统计分析报告等;

5)强大的系统逐级自诊断功能与故障报警功能;

6)支持SQL Anywhere、Oracle数据库等。

进入系统组态前，我们应首先确定测点清单、控制运算方案、系统硬件配置(包括系统的规模、各站IO单元的配置及测点的分配等)、还要提出对流程图、报表、历史库、追忆库等的设计要求。组态主要包括4个方面：

1)数据库组态;

2)设备组态;

3)算法组态;

4)图形、报表组态。

首先，进行数据库的组态，由3部分组成：数据库总控、数据库组态、控制表组态。首先在数据库总控中创建新工程只有创建了工程，才能进行其它的组态。数据库总控是整个工程开始的窗口，也是整个工程结束的窗口。工程的开始，首先由数据库总控创建工程，然后才可以进行其它组态工作，所有组态工作完成后，由总控进行编译，生成下装文件。

模拟量输入(AI)的组态，一般先在EXCEL表格先将要定义的AI点输入，根据需要将各项(点名、点说明、量纲、量程上限、量程下限、站号、模件号、通道号、补偿点名、是否冷端补偿等)制成表格，并另存为文本文件。然后再打开数据库，将该文本文件导入，并更新到数据库。

模拟量输出(AO)、开关量输入(DI)、开关量输出(DO)、脉冲量输入(PI)的组态方法与AI点基本相同，只是定义的项名有所不相同。

设备组态软件用于在工程师站上定义应用系统硬件配置。分为系统设备组态和I/O设备组态两个部分。系统设备组态的任务是完成系统网和监控网上各网络设备的硬件配置;I/O设备组态是以现场控制站为单位来完成每个站的I/O单元配置。

MCS方案，先把一阶贯性、软手操块、PID块、偏差报警块等块取出，根据需要将其连上，PID块的PV、SP端必须是数据库点AM(模拟量中间点)。功能块定义的名也要有规律，一般是从左至右，机组号(B);站号10号站(A);该块的英语代码;特殊含义等等。如果在编译时出现错误或警告，根据提示去改正，改正后再编译，编译后一定要存盘。SCS方案的组态，最主要的是一个顺控块，它集电磁阀、电动机、电动门于一身，通过不同的定义而完成复杂的顺控功能。对于电磁阀有上电打开、有失电打开两种、在组态时设置成“是”则为上电打开;“否”为失电打开，非常方便。图形组态：打开图形界面，画流程图。根据需要添加动态点，以便实时数据进行显示;添加各种电动机、电动门、软手操等这些是由交互特性完成的。报表组态：根据需要将一些实时点加入到报表中(如给水流量、给水温度，各种位移指示等等)，并定义时间点、每1h记录1次等等。

2 测试

2.1 现场I/O模块静态通道测试

1) FM141模块通道的测试，将FLUKE回路校验仪的4-20mA信号源接入FM141信号端子的In+和In-端，逐点加入参数数值(4mA、5.6mA、12mA、18.4mA、20mA)，记录测试板上相应的测试通道输出数值(0%、10%、50%、90%、100%)。

2) FM143热电阻(Pt100)信号通道的测试，将电阻箱接入FM143模块输入端子，逐点加入参数数值(不能少于5点)，记录测试板上相应的测试通道输出数值，模块通道精度必须满足：

3) FM147热电偶(K型)信号通道测试，将FLUKE回路校验仪的毫伏信号源接入FM147模块的输入端子Vn+和Vn-，逐点加入参数数值(不能少于5点)，记录测试板上相应板块的测试通道输出数值。

4) FM148测试方法与FM141的测试方法相同，只是FLUKE的信号端子(+)接In-, FLUKE的信号端子 (-)接In+, 其它都相同;

5) FM152R模块通道测试，将FLUKE回路校验仪的毫安测试笔的信号端子接入FM152R的In+和In-端子，在测试板上相应板块的测试通道上输入参数值(0%、10%、50%、90%、100%)，记录FLUKE回路校验仪上的数值(4mA、5.6mA、12mA、18.4mA、20mA)，然后分别拔下其中一个模块，进行冗余测试。

2.2 测试内容：

测试系统的控制功能是否符合要求

2.3 测试方法：

选取控制回路，进行控制回路测试

1) 回路一:送风控制。

2) 回路二:右侧再热汽温控制。

2.4顺控功能测试

测试内容:SCS的现场设备的操作应与DCS画面系统图上设备操作一一对应, 与所弹出的对话框的设备名称相一致, 操作方向应一致。启动时为红色, 关闭时为绿色, 事故状态时为黄色;测试系统的控制功能是否符合要求。

2.5 测试方法：

选取顺控设备送风机和引风机，测试联锁是否正常

检验结果：动作正确。

3 服务器主从切换

3.1 测试方法

1)在操作员站进行服务器主从切换，在操作员站工程师级别下，在专用键盘上选择工程师，进入工程师画面，点击服务器主从切换菜单，发出切换命令;

2)中断工作服务器的某任务，使工作的服务器故障。现象：原主服务器变成从服务器运行，原从服务器迅速变成主服务器运行，此时系统状态、数据不应有扰动发生。

3.2 测试结果

125MW发电机 篇4

锅炉汽包、受热面、主汽管道、给水管道由于温度高, 在高温下容易发生氧腐蚀, 严重时发生爆管等事故, 对电厂的安全运行直接构成威胁。因此, 电厂对给水溶氧指标的要求非常严格, 要求凝结水溶氧小于40μg/L, 除氧器出口溶氧 (给水溶氧) 小于7μg/L。电厂除氧方法有两种, 一种是化学除氧, 一种是热力除氧, 有时两种方法同时采用。不论是哪种方法, 其最终目的都是控制给水溶氧在7μg/L以内。自投产以来, 新#1、#2机组凝结水溶氧一直超标, 溶氧在150μg/L (标准为不超过40μg/L) 左右, 采取凝汽器灌水查漏及轴封调整等一系列技术措施, 但效果不大。由于凝结水溶氧长期不合格, 给除氧器的热力除氧增加了很大的负担, 除氧器排氧门开度调整不合适 (排氧门开度大小在考虑溶氧合格的情况下, 同时必须兼顾汽水损失) 或遇到除氧器降温运行时, 给水溶氧指标很难控制在合格范围内。

2 凝结水溶氧超标原因分析

在凝汽器热水井之前, 锅炉蒸汽携带的氧或真空系统不严密漏入的氧, 绝大部分都被抽气装置抽出而被去除, 但是凝汽器热水井、热水井与凝结泵之间的管道、设备及泵盘根如果不严漏入空气却很难甚至无法被排除。热水井及热井与凝结泵之间的设备凝结水相对流速较高, 漏入的气体随水流被泵吸入压缩而溶于水中。尽管凝结水泵入口前设置有抽空气管, 由于管径较小, 水中小空气泡很难靠重度差浮入空气管被抽走。基于上述原因分析, 结合新#1、#2机组凝结水溶氧量长期不合格的实际问题, 我们认为造成凝结水溶氧量不合格的原因有三个方面:一是真空系统严密性差, 空气从不严密处漏入凝汽器, 导致凝汽器内不凝结气体分压力过高, 不易凝结的气体残留在凝结水中。二是在凝汽器热井至凝结水泵入口间的凝结水管道及附件接头、法兰等处, 有空气漏入凝结水中, 将会溶解于凝结水中, 几乎无法除去和逸出, 导致凝结水溶氧量大。三是新#1、2机组的凝汽器补水直接补入凝汽器热水井, 凝汽器补水虽经过除盐, 但含氧量较高, 它直接补至凝汽器热井, 没有得到扩散除氧, 造成凝结水溶解氧超标。

3 解决凝结水溶氧超标的措施及方案

3.1 真空系统的检漏和堵漏工作

针对真空系统严密性差的问题, 我们充分利用机组大、小修的机会, 对凝汽器灌水至喉部以上, 并将疏水系统全部纳入检漏范围, 进行全面查漏、堵漏, 以消除真空系统漏空气的问题。通过查漏工作, 使新#1、2机组的真空严密性试验均达到0.4kPa/min以下的合格标准。

针对凝汽器热井至凝结水泵入口间的凝结水管道及附件接头、法兰等处漏入空气后, 溶解于水中的氧气几乎无法除去和逸出的因素, 重点利用机组检修的机会, 用灌水查漏方法。对机组A、B凝结水泵进口到热井一段凝结水管道进行逐一详细地查漏, 排除了此区间管路的泄漏点的可能性。

3.2 对凝汽器补水方式进行改造

对新#1、2机组补水系统进行分析, 新#1、2机组凝汽器补水直接补入凝汽器热水井中, 由于补入凝汽器的除盐水含氧量较高, 补至热水井, 没有得到扩散除氧, 而热水井中的凝结水通过下降管直接进入凝结水泵入口, 凝结水相对流速较高, 漏入的气体随水流被泵吸入压缩而溶于水中, 水中小空气泡很难靠重度差浮入空气管被抽走。这是造成凝结水溶解氧超标的主要原因。根据分析结果, 我们对凝汽器补水方式进行改造, 由原来直接进入热水井改为进入凝汽器喉部, 增加喷雾装置。凝汽器的化学补水经过改造后的补水装置雾化后, 从凝汽器喉部补入, 在喉部形成一个均匀的雾化区域。雾化后的水颗粒直径非常小, 使得其在传热过程中的总面积变大, 提高了换热效率, 达到强制冷却排汽的作用;同时回收了一部分排汽废热, 降低了排汽温度, 从而提高了凝汽器的真空度, 增加了高品位蒸汽在机组内的做功, 提高了热功转换效率。

4 方案的实施及效果

新#1、2机组进行真空系统查漏及凝汽器补水方式改造后, 对机组真空、凝结水溶解氧量进行前后对比统计如下:

通过统计数据分析, 通过改造, 凝结水溶氧由2011年的150μg/L左右, 降低到40μg/L左右 (统计2012年10月份水汽监督日报表中凝结水溶氧数据) 。机组真空投运后比投运前提高了0.45kPa。

通过方案的实施, 125MW机组凝结水溶氧降低到40μg/L左右, 延缓了加热器低温腐蚀速度, 并延长了加热器管道寿命。

根据厂家提供的背压——热耗修正曲线, 真空每提高1kPa, 发电煤耗将降低8231×0.714%×1000/29260=2.008 g/kWh。标煤价格为400元/吨。凝汽器补水雾化喷淋装置改造后, 在机组补水20t/h的情况下, 提高真空0.45kPa, 则发电煤耗降低:0.45×2.008=0.9036g/kWh。机组年发电量按照140000×104kWh计算, 年节约标煤1265t, 年产生效益50万元。

5 结论

凝汽式发电机组的凝结水溶氧问题是一个综合的、动态变化的问题, 影响因素很多。特别是真空系统严密性随着设备的运行将不断下降, 造成凝结水溶氧超标。所以, 应根据机组运行情况, 有针对性地进行真空系统查漏堵漏工作。并且在电厂实际工作中, 我们发现凝汽器补水接引方式不正确, 在很大程度上影响凝结水溶氧。通过采取改变补充水的配水结构以降低喷水强度, 加装雾化喷嘴, 将有助于补水溶氧的脱除, 从而提高凝结水溶氧合格率。

摘要：火力发电厂汽水系统中, 氧腐蚀问题严重影响系统设备管路安全可靠运行。针对125MW机组凝结水溶氧超标情况进行分析, 我们对凝汽器补水方式进行改造, 由原来直接进入热水井改为进入凝汽器喉部, 增加喷雾装置。通过技术改造, 不断提高了凝汽器真空, 而且还有效降低了凝结水溶氧, 延缓了加热器的低温腐蚀速度, 延长了加热器管道的寿命, 为设备长期安全稳定运行创造了条件。

关键词：凝结水,溶解氧,凝汽器,安全稳定

参考文献

125MW发电机 篇5

选择性催化还原法(selective catalytic reduction,SCR)烟气脱硝技术以其技术成熟、脱硝效率高、二次污染少等优点在燃煤电厂获得广泛应用,是现阶段我国电力行业NOx控制的主要手段。欧洲、日本、美国政府也将SCR技术作为主要的电厂控制NOx技术[5]。本文通过某热电厂125 MW机组的工程实例,就燃煤电厂SCR脱硝改造的几个典型问题进行具体分析,并提出相应对策,为中小型燃煤电厂SCR脱硝改造工程的应用提供参考。

1 SCR脱硝工艺

选择性催化还原法(selective catalytic reduction,SCR)的原理是一定温度的烟气通过SCR进口烟道,与氨喷射格栅(AIG)注入的氨气充分混合后进入反应器,在催化剂的作用下将NOx还原为N2和H2O,烟气再到空气预热器。还原剂氨气的来源有液氨、氨水和尿素等。催化剂材料一般为V2O5-WO3(Mo O3)/Ti O2,适合的温度范围为320~420℃。SCR的化学反应如下:

2 工程概况

陕西某自备热电厂发电机组容量为2×125 MW,配置2台480 t/h的煤粉炉。SCR脱硝采用高温高尘方式布置,催化剂采用2+1布置方式。SCR反应器采用双烟道双SCR反应器形式设计,设计参数详见表1。

3 SCR脱硝改造方案及对策

3.1 SCR区设计方案

本工程采用高温高灰SCR布置,根据炉膛、省煤器、空预器等运行温度,省煤器出口温度为385℃,是催化剂的有效反应温度,因此将SCR反应器布置在二级省煤器出口与空预器入口之间。本工程SCR系统烟道布置特点是:双烟道双反应器高灰段无旁路双出口烟道布置方式。由于现场的场地问题,经过优化布置后,将SCR反应器布置在空预器上方,单个SCR反应器的尺寸为5887 mm×8002 mm,其布置图详见图1。

3.2 结构加固

由于改造项目没有预留场地,SCR框架设置在原锅炉空预器支架结构上部,共增加5层平台。需要对原结构(包括基础和支架结构)进行全面的实地调查,并采取相应的加固方案。

原有烟道支架采用独立柱基基础,持力层为圆砾层。经勘查和计算后,原有独立土建基础无需另外进行加固。新增的SCR结构选型与原锅炉空预器钢架的结构形式统一,采用桁架式,并用有限元分析软件进行整体建模计算。通过建模计算,对原锅炉空预器钢架进行局部加固改造,确保结构安全可靠。

3.3 CFD优化设计

从以往工程情况来看,如SCR反应器设计不当,使塔内的烟气浓度、速度等分布不均,极易引起催化剂中毒、磨损以及较高氨逃逸等问题。对SCR反应器的外形结构、入口烟道尺寸、导流板的设置情况及烟道转弯直径等需针对具体工程进行个性化设计。因此,采用计算流体力学技术(CFD)的方法进行分析、预测。

利用CFD仿真模拟进行研究,进行优化设计,具体方案为:为满足催化剂层速度、浓度分布要求,AIG至反应器入口烟道弯头处加装了导流板,反应器入口罩进行了重新设计。对重新设计的导流板的形状、结构尺寸、数量以及安装位置、安装角度等基本参数在计算机上进行CFD仿真模拟计算后,得出优化方案。导流板具体安装位置图见图2。

BMCR工况下SCR系统总体的速度分布特性数值模拟结果见图3。总的看来,在系统中转弯处和扩口处合理加装导流板后,较好的控制了速度的流向,没有出现较大的速度偏差,流场在结构上达到了较理想的程度。

3.4 催化剂的设计

催化剂层为2+1层布置,初装2层,预留1层备用。这样可既以达到预定的脱硝效率,又为日后提高的脱硝标准提供预留空间。该锅炉粉尘浓度为25.243 g/m3,适合采用蜂窝式SCR催化剂,材料由V2O5、WO3、Ti O2等组成。这种类型的催化剂模块化、相对质量比较轻、比表面积大等优点。催化剂部分参数如表2所示。

3.5 氨区设计方案

本工程采用液氨来制备还原剂,液氨储存、制备、供应系统按2台锅炉的液氨使用量设计和施工。液氨由液氨槽车送至液氨储存区,卸氨压缩机将槽车内的液氨压至液氨储罐储存。液氨储罐内的液氨则利用罐内自身的压力或液氨泵送至液氨蒸发槽,通过厂区来的蒸汽换热后蒸发为氨气,通过气氨缓冲罐来稳定至一定压力后,经管道送至脱硝系统。液氨储罐的容量为2×50 m3,材质采用16 Mn DR。

整个厂区只有冷却塔及水池的左侧的空地适合布置氨区,但这片空地还有一根电线杆,左下方上空还有110 k V架空线路经过。根据《石油化工企业设计防火规范》(GB50160-2008)规定,需要确保电线杆和110 k V架空线路到氨区最近的设备间距为塔杆的1.5倍,详见氨区布置图(图4)。

4 改造后性能测试

烟气净化系统投运后,顺利通过了168 h的试运行考核,考核的主要参数见表3,指标均达到设计要求并满足国家标准。

5 结论

通过对陕西某热电厂125 MW机组SCR脱硝工艺方案及改造的介绍,分析该工程中遇到的问题,如何在改造期间采取CFD优化反应器设计、催化剂的选择、氨区合理布置等相关问题,是脱硝改造需要关注的重点问题。用实践工程应用来证实不仅能达到良好的设计效果,而且能使得工艺得到进一步完善,为系统正常调试运行提供可靠保证。

摘要：介绍了陕西某热电厂2×125 MW机组SCR脱硝工艺的方案及改造。本文结合实际经验,介绍125 MW脱硝工程的设计方法及特点,采用高温高尘方式布置,包括SCR反应器的优化布置、反应器SCR本体的设计、催化剂的设计、氨区设计等。对遇到的问题进行分析和提出相应的对策,优化了各工艺参数,使工艺得到进一步完善,为系统正常调试、运行提供可靠保证,同时为中小燃煤锅炉SCR脱硝工艺的工程应用实践提供参考。

关键词：125 MW,SCR脱硝,反应器,CFD,催化剂

参考文献

[1]李胜光.火电厂SCR烟气脱硝氨气气化系统模型辨识与方案设计[D].天津:天津大学,2011.

[2]GB13223-2011火电厂大气污染物排放标准[S].

[3]国务院常务会议[OL].http://www.gov.cn/guowuyuan/2015-12/02/content_5019050.htm.

[4]环境保护部,国家发展和改革委员会,国家能源局.全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案[OL].http://www.mep.gov.cn/gkml/hbb/bwj/201512/t20151215_319170.htm.

125MW发电机 篇6

1 高加设备简介

萍乡发电厂#5机组#5、#6高加采用上海电站辅机厂生产的三类容器, 型号分别为:JG490-3-1型、JG450-3-2型。#5、#6高加均为表面、立式加热器, #5高加传热区段分为过热蒸汽冷却段、蒸汽凝结段和疏水冷却段;#6高加传热区段分为过热蒸汽冷却段、蒸汽凝结段。来自汽轮机的1级抽汽进入#6高加过热蒸汽冷却段冷却过热度后进入蒸汽凝结段凝结成水流逐级自流至#5高加;汽轮机的2级抽汽进入#5高加过热蒸汽冷却段冷却过热度后进入蒸汽凝结段凝结成水, 疏水再经疏水冷却段进一步放出热量、降低疏水温度后流向除氧器或#4低压加热器。

2 高压加热器泄漏后对机组的影响

高压加热器是利用机组中间级后的抽汽, 通过加热器传热管束, 使给水与抽汽进行热交换, 从而提高给水温度, 是火力发电厂提高经济性的重要手段。由于水侧压力远高于汽侧压力, 当传热管束即U型发生泄漏时, 水侧高压给水迅速进入汽侧, 造成高加水位急剧升高, 具体影响如下:

(1) 高加泄漏后, 会造成泄漏管周围管束受高压给水冲击, 泄漏管束增多, 泄漏更加严重, 此时必须紧急解列高加进行处理。

(2) 高加泄漏后, 由于水侧压力远高于汽侧压力, 这样高加水位急剧升高, 而水位保护未动作时, 水位将淹没抽汽进口管道, 蒸汽带水将水返回到蒸汽管道, 甚至进入汽轮机汽缸, 造成汽轮机水冲击事故。

(3) 高加停运后, 给水温度降低, 从而主汽压力下降, 为使锅炉能够满足机组负荷, 则必须增加燃料量, 增加风机出力, 从而造成炉膛过热, 再热蒸汽温度升高, 更重要的是标准煤耗增加, 机组热耗增加, 厂用电率增加, 降低机组热经济性。

(4) 高加停运后, 还会使汽轮机末几级蒸汽量增大, 加剧叶片的侵蚀。

(5) 高加停运还会影响机组出力, 若要维持机组出力不变, 则汽轮监视段压力升高, 停用的抽汽口后各级叶片、隔板的轴向推力增大, 为了机组安全, 就必须降低或限制汽轮机的功率。

(6) 高加泄漏, 每次处理顺利时需要数小时, 系统不严密时, 则工作冷却时间加长, 影响高加投运率。

3 高加系统泄漏原因分析

(1) 因高加启、停过程中热应过大、管板变形造成管端口 (管子与管板连接处) 泄漏。

在启停过程中, 高加工况变化过大, 温度变化过快, 将使管子与管板结合面受到很大的温度冲击, 产生较大的热应力, 使管子和管板连接处的焊缝或胀接处产生裂纹, 引起胀口处泄漏。

汽轮机或高加故障而骤然停运时, 如果汽侧停止供汽过快, 或汽侧停止供汽后, 水侧仍然继续在投运状态, 此时高加内各金属部件温度骤降, 因管子的管壁薄, 故收缩很快, 而管板的厚度大, 收缩慢, 经常导致管子与管板间的焊缝或胀接处产生较大热应力而被损坏。这就是规定的高加温降允许值只有1.85～2.0℃/min, 比温升率允许值1.85～5℃/min要严格的原因。事实证明萍乡电厂高加在机组运行中是正常的, 但在停机或停高加后再开机或投运高加时, 却发现高加管系泄漏。#5机组高加泄漏情况更是如此。从而分析出高加泄漏是在停运高加的过程中由于高加温降率过快导致管子和管板连焊缝或胀接处损坏而造成。2005年10月萍乡发电厂#5机组小修高加检漏查到的28处泄漏点均在管子与管板的焊接处, 这些漏点正是停机或停运高加过程中高加温降过快造成。

(2) 管子本身泄漏的原因:管子受冲刷蚀, 管子振动, 管子材质及工艺不良。给水p H值、含氧量、温度和紊流度等都是造成高加入口管段冲刷侵蚀损坏的原因。一般过热蒸汽冷却段及其出口处管束易受到湿蒸汽的侵蚀。

(3) 制造工艺与质量不好造成水侧进、出口门, 汽侧进汽门泄漏。

(4) 水室隔板结构及密封设计不合理、检修工艺不到位等原因造成高加内部进、出水发生短路。

(5) 管道布置不合理, 疏水系统安装不良等原因造成高加疏水管路振动、泄漏。系统布置不合理, 管道弯头多, 阻力大, 易造成汽水两相流动, 加剧汽水对管道的冲刷造成管路泄漏、振动引起高加疏水管道破裂, 严重威胁人身和设备安全。萍乡电厂#5高加疏水管道存在弯头多的问题, 特别是#5机组, 因汽水两相流动的经常出现, #5机高加疏水管曾多次发生弯头处磨损泄漏事故。高加疏水系统运行工况复杂, 对疏水系统的安装质量要求严格, 如果疏水管道悬吊架布不合理, 管路系统刚度不够, 当高加汽水两相流时, 易造成管路系统振动。萍乡电厂#5机组高加同样存在管道振动剧烈现象。

(6) 高加受到化学腐蚀。通常温度越高金属氧化腐蚀速度越快, 高加工作温度达200℃左右, 当给水溶氧量超标时, 将造成高加U型钢管管壁腐蚀而变薄, 钢管与管板间的胀口受腐蚀而松驰, 经长期运行, 寿命逐渐缩短。

(7) 检修工艺质量原因。如果有部分裂纹没及时找到或堵管焊口焊接质量不高, 难以保证高加长周期无泄漏运行。

4 防止高加泄漏的措施

(1) 加强运行管理, 优化高加启停操作。运行人员应杜绝高加启动过程时间过短的操作方式, 严格按操作规程执行加热暖器的工作, 以保证高加承受的热应力较小。

1) 运行中高加的投运操作。汽机运行中高加的投运操作, 要使温变率合格, 只要牢记一个字“慢”, 高加在投运时, 应先后采用给水和蒸汽对高加进行“暖器”。“暖器”应分两个步骤进行:

第一, 先注水“暖器”:当给水泵组启动后就可以进行该步骤。在高加水侧走旁路的情况下, 先开启#6高加出水室侧放水门再稍开高加注水一、二次门, 让小股的热水进入高加水侧, 在水室和钢管中缓慢流动。当高加的出水温度稳定以后, 关闭#6高加后水室放水门, 然后再将高加进、出水门打开, 全开注水门使高加进出口联成阀顶起, 高加走水侧。这样高加投运水侧时的温升率不会过高。“暖器”时间可按下式计算: (给水温度-高加投运前温度) /温升率≈ (158-40) /2≈60 min。

第二, 后蒸汽“暖器”:高加水侧投入运行后在投入汽侧运行时, 必须做好对高加的外壳、管子和管板进行预热工作。先微开高加进汽门让高加汽侧进少量蒸汽 (维持汽侧压力在0.02 MPa) , 对高加上述部件进行加热15 min, 待高加疏水端差小于8℃后结束暖器过程。

“暖器”后, 投入高加汽侧时一定要控制好进汽门的开启 (关闭) 速度。在对进汽门开或关时都宜用分段间歇操作方法。即不是连续开启或关闭, 不是一次完成进汽门的全开或全关, 而是分成多次, 每次稍开或稍关, 各次之间要停留几分钟或更长时间。具体要分几次, 每次要开、关几圈应根据高加温变率不超规定值而定。

2) 运行中高加的停运操作。由于《萍乡发电厂汽轮机运行规程》上有关正常停用高加时“逐渐关闭#5、#6高加进汽电动门, 注意给水温度均匀下降”的操作, 在实际过程中温降率很难控制在2℃/min的范围内。故在停运高加时, 应同时切除高加水侧、汽侧运行。即可采取“手操切除高加”的方法进行高加停运的操作。让高加处于自然冷却状态。

3) 高加随机启停:就是在机组启动给水泵后即向高加注水检漏, 合格后将给水通入高加, 随给水温度的升高而升高。关闭高加危急疏水及底部放水门, 开启Ⅰ、Ⅱ级抽汽逆止门, #5、#6高加电动进汽门。机组冲转以后, 关闭抽汽管道上的疏水阀, 高加也开始有蒸汽加热。将高加疏水逐级疏入#4低加 (此时应保证各低加水侧中有水流过, 避免低加铜管过热) 。随机组的并网、加负荷, 高加的抽汽压力、抽汽量及抽汽温度逐渐上升, 高加的温度也上升。当#5高加汽侧压力高于除汽器内部压力0.2～0.29 MPa时, 将高加疏水切换至除氧器。

高加随机滑停:就是在机组停运时, 使高加温度随机组的负荷下降、抽汽和给水温度的下降而下降。由于机组负荷下降, #5、#6高加、除氧器间的汽压压差减小, 在机组达到35MW时应将疏水及时切换至#4低加。高加在机组解列后应停运。关闭进汽门, 关闭水侧进出水门。

4) 仔细调节高加水位, 确保水位正常, 防止水、汽两相流动, 避免疏水管道发生剧烈振动, 从而延长高加使用寿命。

5) 加强除氧器运行调节, 防止给水含氧量超标。

(2) 提高检修质量。

1) 采用氩弧焊。

2) 加强焊接质量检查。检修人员在修理时, 不应放过每一个细小环节, 如里面的传热管有点堵塞就会造成很大的温差。在焊接完成后应首先通过外观检查来发现焊缝表面和热影响区的常见缺陷, 如:焊缝尺寸不符合规定、咬边、未焊透、存在气孔和夹渣等, 再次就是进行系列相关试验。

(3) 合理布置高加疏水管道, 提高管系抗振能力, 增加减振弹簧和管道支承点;减少疏水管道弯头。

(4) 加强管理, 增大高加设备技术改造投入, 健全运行操作制度。

5 结语

高加泄漏有许多方面的原因, 既有设计、制造和材料方面的原因, 又有运行和检修方面的原因, 当遇到泄漏故障时, 必须积极采取措施, 并展开分析, 查找原因及时处理。运行人员应掌握正确的高加操作方法, 在高加启停时一定要控制温变率在允许范围内, 检修人员提高检修工艺, 保证焊缝质量, 都对防止高加泄漏和延长高加寿命有着重要意义。

参考文献

[1]刘忠懋主编.热力设备安装与检修.电力工业出版社

[2]刘光萍, 刘念平.黎水斌等修编.萍乡电厂汽机运行规程

125MW发电机 篇7

1 原因分析

1.1 循环冷却水量不足、水温升高

1.1.1 循环水量小于设计值

N125-90/535型汽轮机设计在额定负荷时冷却水进水温度, t1=20℃;循环水量, Dw=15420 t/h;循环冷却倍率, m=60;设计循环水温升为△t=8.51℃。配备2台48SH-22A型循环泵, 额定流量为10000 t/h, 一般情况为单机单台循环泵运行, 经测试每台循环泵出力达设计值, 即每台汽轮机在满负荷时循环冷却水量, Dw=10000 t/h;循环冷却倍率, m′=40;冷却水温升实际在12~14℃。计算式为:

式中: (hc-hc′) 为每千克排汽在凝汽器中的凝结放热量取值2200 k J/kg, 则:△t′=13.14℃。

根据原苏联雪格里耶夫教授的经验公式计算传热端差:

式中:系数n取6, t1=20℃, dc为单位蒸汽负荷, 设计为37.7 kg/m2, 则:δt=5.27℃。

凝汽器排汽饱和温度为:t′z=t1+△t′+δt, 则t′z=38.41℃, 对应的排汽压力为Pk=0.007 MPa。

通过以上计算说明, 满负荷运行时因循环水量小于设计值, 使排汽压力升高0.002 MPa, 汽轮机真空降低约2%。根据《火电厂节能工程师培训教材》介绍的实验数值, 真空每降低1%, 影响汽轮机热耗率增加0.86%, 则:真空降低2%影响热耗率增加1.72%, 影响供电煤耗增加6.97 g/k W·h (标煤) 。

1.1.2 凝汽器两侧通水量分配不均

运行中凝汽器两侧循环水温升不一样, 有时差值达到4~8℃。温升大的一侧循环水量较小, 分析原因可能是水侧顶部有空气聚集, 系统阻力较大所致。另外, 由于凝汽器铜管结垢, 被污泥、杂物等堵塞, 或因铜管泄露被人为堵塞, 使流通面积减小, 循环水通水量下降, 造成汽轮机真空下降。

1.2 传热端差大

从N-6000-II型凝汽器热力计算说明书查得:其设计传热端差为4.04℃。经测试2台机组的平均传热端差为9℃左右, 较设计值大5℃左右, 根据公式tz=t1+△t+δt, 式中:循环水入口温度t1取20℃, 循环水温升△t取13.14℃, 端差δt取9℃, 则:tz=43.14℃。对应的排汽压力, Pk′=0.0085 MPa。

由于端差的增大, 排汽压力又升高0.0015 MPa, 影响凝汽器真空下降1.5%使汽轮机热耗率增加1.29%供电煤耗增加5.2 g/k W·h (标煤) 。

造成端差大的主要原因是循环水中的污泥、微生物和溶于水中的碳酸盐析出附在凝汽器铜管水侧产生水垢, 形成很大的热阻, 使传过同样热量时传热端差增大, 凝汽器排汽温度升高, 真空下降。

1.3 凝汽器汽侧积空气

造成凝汽器内积空气的原因有:

(1) 真空系统的严密性差或低压缸轴封供汽压力低, 使空气漏入凝汽器内, 凝汽器内空气含量增大。设计凝汽器的真空严密性为266Pa/min, 实际大部分时间真空严密性都大于665 Pa/min。

(2) 125MW机组采用闭式循环射水抽汽器来维持真空, 由于工作水不断被抽器管和轴封冷却器来的残余蒸汽所加热, 使工作水温不断升高, 对应的饱和压力升高, 这样当工作水流经抽汽器喷嘴后有可能产生汽化, 使抽汽器喷嘴后的压力升高, 携带空气的能力下降致使汽轮机真空下降。另外, 由于抽气管道水平段中有时产生积水, 使不凝性气体流通面积减小, 凝汽器内的空气不能被充分抽走, 造成空气积累。

1.4 循环水温度高

在运行中由于冷却塔工作不正常也可使水塔出水温度升高, 真空恶化。另外, 由于环境温度高或空气湿度大使冷却塔循环水温降减少, 凝汽器循环水进水温度升高也可使真空恶化。

2 改进方法与措施

在运行中, 运行人员应掌握循环水入口温度t1, 循环水温升△t凝汽器端差δt, 凝结水过冷却度这几个数值的变化情况并进行分析。t1增大说明环境温度高或水塔工作不正常;△t增大表明供水量不足;δt增大说明传热面脏污、结垢、凝汽铜管堵塞, 或者凝汽器中积累了空气;凝结水过冷却度增大, 说明凝汽器内积累了空气, 该值一般不易测取。当△t和δt同时增大, 表示凝汽器铜管中严重结垢、凝汽铜管堵塞, 增加了水流阻力, 既减少了冷却水量又恶化了传热;当δt和过冷却度同时增大, 表明凝汽器内积累空气较多, 则恶化了传热, 使排汽中蒸汽分压力下降, 产生了过冷却度。这些数据应在同一运行条件下分析, 该方法简单易行。

2.1 保证循环水量

在冬季、初春季节, 循环水入口水温较低, 单机单台循环泵运行, 可以使凝汽器维持在经济真空运行状态。随着循环水入口水温升高, 当水温超过20℃时, 汽轮机的真空下降, 其经济性和单台机组的出力都将受到影响, 可采用通过循环水联络母管, 2台机3台循环泵的运行方式。实践证明夏季多启动1台循环泵, 可使2台机的真空分别增加2%左右。该运行方式没有必要等到因真空低使机组带不满负荷时才执行, 只要增加1台循环泵, 使每台机的平均真空增加1%以上, 就有经济效益。

2.2 减少系统阻力使两侧凝汽器配水均匀

定期对循环水系统的滤网, 篦子进行清理;凝汽器铜管清洁无垢;凝汽器水侧排空气门稍开, 使积存的空气不断排出, 减小系统阻力。发现两侧出水温差较大时应查明原因及时处理。

2.3 降低传热端差

保持凝汽器铜管清洁无垢, 运行中要保持循环水清洁, 无杂物、绿苔、浮游生物等。

严格控制循环水浓缩倍率和极限碳酸盐硬度不超标, 控制指标增大时应进行排污, 杜绝为了节水而不进行排污。利用停塔机会对水塔进行清淤排污, 保持胶球清洗装置运行正常, 胶球质量合格, 并利用大小修机会对凝汽器铜管进行高压射流清洗或酸洗。

2.4 真空系统严密性合格

利用大小修机会进行凝汽器灌水找漏、堵漏。凝结泵压兰、系统内法兰、截门压兰严密, 水封调整适当。正常运行时在远离氢系统的负压部分可用蜡烛火焰法或烟气法查漏堵漏。轴封供气压力正常, 保持压力在0.025~0.030 MPa。定期做真空严密性试验, 保证真空每分钟下降不超过665 Pa, 争取达到每分钟下降不超过266 Pa。如真空系统严密性试验不合格应安排查漏堵漏。

2.5 抽汽器工作正常

保持射水池水温正常, 一般应不超过25℃。当水温升高时应进行换水。保证射水泵工作正常, 2台泵事故联动及低水压联动试验正常, 水压在0.3 MPa以上。在定期设备检修中应检查射汽器喷嘴冲蚀、结垢情况并处理。如发现抽气管中有积水可采用在低负荷时关、开空气门的办法将积水抽走。

3 结束语