电厂600MW机组

电厂600MW机组（精选12篇）

电厂600MW机组 第1篇

1.1 汽缸效率偏低

而分析导致气缸的效率低的原因包括:通流部分结垢以及气封间隙大。如果在进行了相应的检修及调整后效率的增加不太明显, 此时可以考虑是否由于隔板的制造或者叶片的制造工艺没有达标所致。

1.2 背压偏高

汽轮机的热效率受到主蒸汽温度、主蒸汽压力、再热蒸汽温度以及背压等参数影响, 而背压在其中的影响力最为明显。

而影响背压的因素包括凝汽设备、真空系统以及循环水系统, 具体包括:

1.2.1 冷却器的冷却水直接的取自循环

水而没有经过处理, 从而导致循环水中的水生物或者贝类堵塞了冷却器以及真空泵的出力;

1.2.2 循环水的管道没有设置二次滤网,

从而导致在聚水室以及钛管内滋生大量的水生物及贝类, 影响了循环的进行;

1.2.3 胶球的清洗系统效率低下以及循环水的优化空间小, 造成传热、凝汽循环不畅。

2 直接空冷汽轮机组存在的问题及其对策

2.1 空冷凝汽器的性能受沙尘的影响

这种现象在风沙现象严重的西北部地区尤为严重, 由于沙尘在翅片管的积聚, 导致了翅片管的热阻增加, 甚至会导致传热性恶化以及堵塞冷却通道的后果。

2.2 空冷凝汽器的性能受风的影响

如果在空冷器的吸入口的附近产生了负压区, 那么本该吸入风机的空气就会散入空气一部分, 从而导致了吸入的空气量减少。此外还会造成吸入口的温度高于周围环境的温度以及热气流动不畅的后果。

2.3 空冷凝汽器在冬季冻结

空冷凝汽器在冬季冻结的原因主要有:排汽的放热量小于管束的散热量、管排间流量不均、凝结水再冷却、不凝气体聚集形成死区。

2.4 凝结水溶氧超标

溶解氧的含量直接的影响到系统的真空状态、降低了换热的效率、加剧了设备及管道的腐蚀。因此可以采取以下的措施:控制凝结水的过冷度、提高机组的真空严密性、改进补水方式、提高凝结水箱的除氧效果。

3 电厂汽轮机机组节能改造措施

3.1 优化循环水泵运行方式

现今大型变电站的通常规划尽管已经使用了规划多台同等级的机组的方式, 但是在循环水的系统设计中依旧沿用单元制的方式, 因此极大的限制了机组的经济效益的提升。以某电厂为例, 一般为600m W的汽轮机组配备2台循环水泵, 除了在冬季使用一台外, 其它季节使用两台同时运行。由于循环水泵的耗能巨大, 几乎占据电厂用电的7%, 因此可见循环水系统与节能、经济之间的关系。为了优化循环水泵的系统、提高效益, 可以在循环水的各单元之间增设联通管。这样的设计有两个优点:不仅可以实现各单元的独立的运行, 同时还可以实现机组间的协同工作。实际的应用中可以冷端的实验以及凝汽器理论计算来获得不同的负荷以及不同的水温条件下的最佳适用循环水的用量。从而可以在调整水泵的运行方式的基础上达到既满足实际的需求又可以降低能耗。

3.2 合理使用减温水

当今的电厂汽轮机组常使用减温水来进行再热、主蒸汽温度。当减温水从省煤器的出口提供时对于机组的经济效益没有明显的作用, 但是当减温水从给水泵的中间抽头或者出口提供时, 就会由于缺少了高压加热器的作用而降低经济性能。并且随着机组的负荷的降低, 减温水带来的经济效益越小, 对于热耗率的影响也越为明显, 因此要在低负荷时慎用喷水减温。从节能的角度考虑, 应该在锅炉的烟气侧实施对于锅炉的调温, 尽量的减少减温水的使用。

3.3 检修系统内漏

系统的内漏不像系统外漏可以被及时的发现并消除。而且系统的内漏常常的发生于疏水系统。在这里有着较多的气动调节阀, 并且由于疏水阀的两边存在着较大的压力差, 从而造成无法闭合严密, 并且这种现象会随着停止与启动的次数增加, 于是内漏不可避免的要发生。因此如果汽轮机厂可以利用大小的检修机会进行阀门的检修、更换, 达到阀门闭合的良好, 那么就可以有效的避免内漏的发生。

3.4 合理选择配汽方式

我国国产的大型汽轮机组一般在刚投入使用中采取单阀的控制方式运行, 但是经过一段时间的磨合就会转为顺序阀的控制方式。因为这样可以提高机组的经济性。但是实际中的使用情况却非这样。因此为了考察单阀控制和顺序阀控制对于机组的耗热率的影响, 经过对国产引进型600m W的性能测验得出结论:在低参数或者冷启动下的变负荷运行的过程中适于使用单阀的控制方式, 以达到加快机组的热膨胀、减小应力以及缩短启动时间的目的;相对的在额定参数不变的条件下可以使用顺序的控制方式以达到减小节流损耗、提高汽轮机效率的目的。

此外如果使用的是空冷器时还可以将空冷的废气输送到锅炉的送风机, 做好防尘、防风、防冻的工作等。

结语

大型的汽轮机在国民的生产生活中发挥着巨大的基础作用, 为推动者我国的经济的发展提供了能源保证。因此探讨电厂汽轮机面临的困难有着重要的现实意义。这里主要以我国的600m W的汽轮机组为主要对象, 还探讨了常用的空冷在实际的使用中所面临的问题, 但是并没有给出行之有效的解决方案。同时在节能减排的大背景下, 作为耗能的大户的电厂更要从基础做起, 在生产的各个环节注重节能的理念。

参考文献

[1]王佩璋.我国大型火电直接空冷技术及设备的研究与应用[J].发电设备, 2006, 20 (1) :33-37.

[2]王佩璋.直接空冷技术的应用与技术条件[J].电站辅机, 2007 (1) :22-27.

[3]杨剑永, 张敏, 周亮.国产超临界600MW汽轮机经济性分析[J].东北电力技术, 2006, (8) :6-8.

[4]林万超.火电厂热系统节能理论[M].西安:西安交通大学出版社, 1994.

电厂600MW机组 第2篇

宁海电厂600 MW机组湿法烟气脱硫系统的优化研究

摘要：通过对宁海电厂4×600 MW机组脱硫系统的研究分析,提出了烟气脱硫系统的.优化方案,包括工艺的设备优化、系统的运行优化、系统的国产化等内容.期望通过此优化方案,可使FGD系统简化,投资、运行费用大大减低,并增强机组和FGD系统本身的安全可靠性.作 者：邱振波    Qiu Zhenbo  作者单位：神华国华北京热电分公司,宁海项目部,北京,100025 期 刊：电力科学与工程   Journal：ELECTRIC POWER SCIENCE AND ENGINEERING 年，卷(期)：2010, 26(7) 分类号：X701.3 关键词：烟气脱硫    优化    运行   

电厂600MW机组 第3篇

关键词：现场总线；宁夏鲁能鸳鸯湖电厂；控制系统

中图分类号：TM621.2文献标识码：A文章编号：1006-8937（2012）05-0034-02

现场总线技术，即采用总线的方式连接现场智能设备，将数字化延伸到变送器、执行机构等现场设备，实现提升控制品质、智能化设备管理、降低施工成本和周期和未来的维护成本的目的。目前，现场总线技术在石化行业已有广泛的应用，如上海赛科。但在国内电力行业，现场总线技术虽有应用，但多停留在过程测点监视方面，控制回路应用极少。

本文结合宁夏鲁能鸳鸯湖电厂采用的ABB公司现场总线技术，详细介绍了现场总线600 MW火力发电机组具体应用案例。

1总线标准介绍

现场总线技术是目前自动化领域最先进成熟的技术之一。其概念一经提出，各国际大公司都致力于发展自己的现场总线标准，以期在未来的竞争中占得先机。截至目前为止，现场总线的标准已经有40多种。但就电力行业而言，广泛采用的现场总线标准是FF、Profibus、DeviceNet等，而宁夏鲁能鸳鸯湖电厂2号机组所采用的现场总线技术为FF总线和Profibus总线技术。

现场总线总的应用原则是：保证安全可靠的前提下，兼顾经济性；合适的地方用合适的总线技术。无论哪种总线技术都无法涵盖电厂中的所有设备类型，因此电厂控制系统必然是综合使用多种主流总线技术，包括Ff、Profibus等，实现系统的高可靠性、高可用性、先进性、可扩展性。各种总线技术的特点和侧重点不同，也就有了不同的应用范围。

FF现场总线：可用于连续测量点或者控制点，多用于压力、温度、液位、化学分析等测量点、气动阀门定位器和电动执行机构等。在电厂控制中，可用于汽包水位控制、汽包压力控制、给水加热器水位控制、冷凝器水位控制、蒸汽温度控制等回路。采用FF控制回路时，其总线段宏循环周期一般设500 ms，而控制回路周期一般设为1 s。当然，这并不意味着FF无法用于更快回路的控制，仅仅因为宏循环周期愈短，网段所连接设备就越少，整体性能价格比将大为降低。

Profibus DP：用于电气量的监测、直接在线马达控制、变速马达控制、现场供电的执行机构等。在电厂中，可用于电动阀门、变频器、中低压断路器、马达控制中心等设备。其通讯速率一般设置为500 kbit/s。在控制系统中，其执行周期可设置为500 ms。

对于热工部分，本电厂2号机组的应用范围如下：

其一，锅炉侧。风烟系统的压力及风量测点和脱硫系统的压力测点全部采用FF总线方式，脱硫系统的12个电动门采用Profibus总线方式；其二，汽机侧。抽汽系统的压力测点，开闭式水系统的压力测点，以及辅汽系统和采暖加热站的压力测点全部采用FF总线方式，同时抽汽系统和辅汽系统及采暖加热站的电动门采用Profibus总线方式。

对于电气部分,本电厂只在扩容器水箱输送泵的电气控制方面应用Profibus总线方式，这一部分也不在本文的重点描述范围内。

2现场总线在宁夏鲁能鸳鸯湖电厂2号机组的应

用案例与研究

2.1安装与布线

对于Profibus总线，现场主要以RS485（高速H2）为主要传输协议，而FF总线则是以848T双绞线为传输介质，就地的模拟量信号转换成数字量信号后，通过这一对线传输。

每个现场总线端子接线盒最多可以带8个848T,而每个848T可以配置8个测点信号通道，根据需要可以接热电阻和热电偶两种信号，848T上提供信号端子连接。现场总线端子接线盒和848T分布在就地离测点较近处，这样可以大大减少就地测点到柜子之间敷设电缆的成本。

2.2总线协议

对于Profibus总线，其协议访问方式兼有多主通信和主从通信，首先介绍下主站和从站以及令牌调度原理：主站在一个限定时间内（Token Hold Time）对总线有控制权；从站只是响应一个主站的请求，它们对总线没有控制权。令牌调度原理就是在多主网络中令牌调度必须确保每个主站有足够的时间完成它的通信任务，用户组织全部目标令牌循环时间（TTR）进入所有主站的通信任务帐户，每一个主站根据下列公式计算它接收令牌后完成它的通信任务的时间（TTH）：TTH=持有令牌时间，TTR=目标令牌循环时间，TRR=实际令牌循环时间。公式为：TTH =TTR-TRR。

本机组PROFIBUS总线访问协议（FDL）的特点主要有以下几个方面：主站或从站可以在任何时间点接入或断开，FDL 将自动地重新组织令牌环；令牌环调度确保每个主站有足够的时间履行它的通信任务，因此用户必须计算全部目标令牌环时间（TTR）；总线访问协议有能力发现有故障的站，失效的令牌，还有重复的令牌传输错误和其他所有可能的网络失败；所有信息（包括令牌信息）在传输过程中确保高度安全以免传输错误和其他所有可能的网络失败；所有信息（包括令牌信息）在传输过程中确保高度安全以免传输错误。

对于FF总线，其协议是根据国际标准化组织和七层协议标准提出的，共使用了七层协议中的三层：1、2和7层，即物理层、数据链层和应用层，并增加了第八层用户层。

2.3现场应用实例调试过程中出现的问题及解决方法

2.3.1现场闭式膨胀水箱液位变送器应用FF总线现场

端子盒接线方式

图1为现场闭式膨胀水箱液位变送器应用FF总线现场端子盒接线方式。

故障分析和解决：在2号机组点火吹管期间，采用FF现场总线方式的开式循环水泵出口母管压力测点坏点，经过上位机程序故障诊断发现故障原因为通讯故障。现场检查发现，是FFT-BOXl（+）端连接到就地TRUNK IN（-）端子上造成通讯不通，将正负端互换后故障消除。对于FF总线应用到现场变送器这类应用，一般故障情况分为以下两类：一是接线错误，此类原因很容易查明并解决；二是变送器测量故障，此类原因是变送器本身故障，可将变送器拆卸进行检查或更换。

2.3.2现场EMG电动执行机构应用Profibus总线的实例

图2为就地DP从站的内部结构与配线。

图2中第一排为电源端子排，第二排为冗余24V电源转换模块及滤波模块，第三排为DP/PA链接器

对于总线型EMG电动门，接线方式和对其IDL直列式拨码开关的调整和地址盘的设定，具体可参考EMG说明书，需要说明的是就地执行机构在此DP从站上的地址一定要和上位机里的设置对应。

故障分析及解决：对于电动执行机构应用Profibus总线的故障分析应从以下几个方面入手：其一，检查执行机构接线和设置，总线型和硬接线型不论是在接线方面，还是在电气设置方面都有很大的不通，查阅资料和与厂家沟通是必不可少的；其二，检查上位机程序设置，此环节需要上位机厂家和执行机构厂家双方及时沟通并由执行机构厂家提供源文件和控制信息给上位机厂家；其三，检查DP从站是否工作正常，一般情况下同一个DP从站上的所有控制设备都出现异常即可判定是DP从站内部故障或通讯故障。

3结语

现场总线控制技术的出现，极大的改变了当今火力发电厂控制方式，它与常规DCS控制技术的本质差异在与现场级设备的数字化和网络化，实现控制装置与现场装置的双向通信，消除电厂生产过程中监控信息的盲点，同时现场总线技术为控制电厂基建成本及生产成本方面提供了效果明显的应用方案，宁夏鲁能鸳鸯湖电厂的现场总线应用就从实践方面很好的证实了以上结论。

参考文献：

[1] 刘泽祥.现场总线技术[M].北京:机械工业出版社,2005.

[2] 王永华.现场总线技术及应用教程－从Profibus到FF[M].

北京:机械工业出版社,2007.

电厂600MW机组 第4篇

1 煤质及特性分析

根据威信煤电一体化项目提供的煤质资料, 本工程燃用的煤种煤质如下表:

制粉系统的选择除了取决于煤质的上述特性外, 还与煤的可磨性和磨损特性密切相关。

1) 可磨性:可磨性系数是磨煤机选型的重要指标之一。根据煤质资料本工程煤的哈氏可磨性系数HGI平均为107>80属易磨煤种。

2) 磨损特性:煤在碾磨过程中对碾磨设备研磨件的磨损强烈程度, 用旋转磨损指数或冲刷指数表示。根据无烟煤的普遍特性估计本工程设计煤质冲刷磨损指数Ke值约为2.5属较强磨损范围。

以上分析可知, 本工程拟用的煤质为贫煤, 其特性为:难着火、难稳燃、难燃尽、结渣趋向中等、中等沾污、灰磨损性中等。煤质易磨, 磨损性较强。

2 锅炉主要技术数据

1) 锅炉燃烧方式。由以上分析可知, 燃煤特点为燃烧稳定性差, 着火温度高、着火距离长, 燃尽率差、结渣性中等, 因此首选前后墙对冲燃烧方式锅炉。

2) 锅炉参数。超临界参数、前后墙对冲燃烧。一次中间再热、单炉膛、平衡通风、固态排渣, 具体参数如表2所示。

3 制粉系统的选择

在燃煤电厂中, 锅炉制粉系统的选择要考虑各种因素, 在保证安全可靠的基础上, 力求系统简单、经济、合理。在选择磨煤机及制粉系统时, 应根据锅炉燃用煤种的特性 (Qnet.ar, Mar, Aar, Vdaf, HGI, Ke) , 磨煤机的制粉特性及煤粉细度的要求, 结合锅炉的炉膛结构、燃烧器结构统一考虑, 并考虑投资、电厂检修运行水平及设备的配套、备品备件供应以及煤的来源和煤中杂物情况诸因素, 以达到磨煤机、制粉系统、燃烧装置和炉膛匹配合理, 保证机组的安全经济运行。

3.1 制粉系统方案技术分析

磨煤机种类繁多, 各种磨煤机都适于磨制一定范围的煤种, 而磨煤机型式一旦确定之后, 通常亦就初步确定了制粉系统。因此磨煤机的型式是决定制粉系统选择的主要因素。

结合实践经验和《电站磨煤机及制粉系统选型导则》的规定, 以及本工程煤质Vdaf平均为13.62%, 小于15%, 煤质收到基水分Mar仅6.3%, 煤质挥发份较低, 为解决燃烧中煤粉的着火、稳燃和燃尽问题, 要求煤粉细度较高。根据以上几条原则, 本工程煤种宜采用双进双出钢球磨煤机正压直吹式或半直吹式制粉系统及中间储仓钢球磨煤机热风送粉系统。考虑到系统成熟性和可靠性, 本工程推荐采用双进双出钢球磨煤机正压直吹式制粉系统。该系统具有可用率高、维护费用低、风煤比低、煤粉细度高、负荷响应迅速及短暂的给煤中断不影响磨煤机出力等优点。

3.2 磨煤机出口煤粉细度选择

煤粉变细会提高锅炉的燃烧效率, 增加磨煤机电耗, 因此存在一个经济煤粉细度。经济煤粉细度的选取主要从以下三个因素考虑:

1) 煤的燃烧特性:一般来说, 低挥发份的煤燃烧性能较差, 要求煤粉细度较细。

2) 燃烧方式、炉膛的热强度和大小:炉膛的热强度高及炉膛大时, 煤粉细度可以放粗。

3) 煤粉的均匀性:均匀性好, 煤粉细度可以放粗。

根据《火力发电厂制粉系统设计计算技术规定》煤粉细度按下面公式选取:

式中:R90-用90μm筛子筛分时筛上剩余量占煤粉总量的百分比, %;

N-煤粉均匀性指数 (一般情况下, 配离心式分离器制粉设备, n=1~1.1;配旋转式分离器n=1.1~1.2;配动态分离器n=1.3) ;

Vdaf-煤的干燥无灰基挥发分, %。

综合以上几方面因素的影响, 考虑到双进双出磨煤机, 以及锅炉的燃烧方式和设计煤种及校核煤种的变化性, 本工程煤粉细度R90可适当放粗, 宜取为7.5~8%。

3.3 磨煤机台数选择

磨煤机台数的选择需根据锅炉燃烧器数量、燃烧区热负荷、单台燃烧器热负荷、主厂房布置、投资运行费用和运行条件等因素综合考虑确定。台数太多一般会使设备和厂房布置带来困难, 增加主厂房体积, 增加运行、检修维护工作量;台数过少则单台磨煤机出力偏大, 运行上不灵活, 对于锅炉启动升温过程的控制和正常负荷调节都会带来不利影响;少台数, 大规格磨煤机还可能带来燃烧器热负荷偏大等问题。本工程煤质属较着火难、稳燃难和燃尽难的低挥发份贫煤, 为保证机组的可靠性、经济性和运行的灵活性, 本工程推荐每炉配置6台双进双出钢球磨煤机。

目前, 世界上普遍采用的双进双出钢球磨煤机主要有三种型式:美国FOSTER-WHEELER公司生产的D系列双进双出磨煤机, 法国STEIN公司生产的BBD系列双进双出磨煤机和SVEDALA公司生产的双进双出磨煤机。目前国内采用较多的双进双出钢球磨煤机为BBD和D系列。对于BBD型磨煤机, 目前沈阳和上海重型机器厂均从法国ALSTOM引进该项技术, 同时在吸收引进技术的基础上, 已具备自行开发生产BBD系列磨煤机的能力, 沈阳重型机器厂生产的双进双出钢球磨煤机在国内已有多台投运。对于D型磨煤机, 目前国内尚无生产整套磨煤机的能力, 只能分包部分部件, 关键部件从国外进口。

3.4 制粉系统选择

双进双出钢球磨煤机直吹式制粉系统有冷一次风机直吹式和热一次风机直吹式两种型式。许多科研设计单位已做过大量的专题论证和技术经济比较, 得出比较一致的结论:在煤种适宜时, 选用双进双出磨正压冷一次风机直吹式制粉系统是最理想经济的。

与热一次风机系统相比, 冷一次风机系统具有下列明显的优点:

1) 一次风机在低温下运行, 风机效率高, 并提高了风机运行的可靠性;

2) 风机结构简单, 维修工作量小;

3) 干燥能力强, 而热一次风机系统, 提高一次风温受风机结构与材料的限制;

4) 设备少, 造价低, 占地少及初投资低;

5) 运行费用 (电耗) 低。

对于本工程煤质而言, 最佳制粉系统为冷一次风机正压直吹式制粉系统。

4 结论

综上所述, 考虑本工程的煤质特点和负荷特点, 推荐双进双出钢球磨冷一次风机正压直吹式制粉系统。为了保证各种工况下锅炉的燃烧性能和运行灵活性、可靠性, 以及便于负荷调节, 制粉系统宜采用每炉六台双进双出钢球磨, 建议采用沈阳重型机械厂BBD系列双进双出磨煤机, 型号为BBD3854。

参考文献

[1]柴靖宇.1000 MW超超临界机组空冷系统选型设计探究[J].电力建设, 2009.

电厂600MW机组 第5篇

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甘肃某电厂300MW机组是引进型亚临界机组，锅炉采用WGZ 1025-17.45-7型自然循环锅炉。该厂针对300MW机组锅炉连续排污系统在运行中存在的问题，将锅炉连续排污系统与事故放水系统进行了合并，提高了排污效果，对提高机组运行的安全性、经济性起到了重要作用。

图5-3 改造前的连续排污与事故放水系统T1～T4—调节阀;E1、E2—汽包事故放水

电动阀

(一)锅炉连续排污系统存在的问题

锅炉汽包尺寸为1743mm×145mm。原设计汽包连续排污管和事故放水管分别设在汽包几何中心线下400mm和50mm处。连续排污管为沿汽包轴向布置的1根多孔管，由汽包两端引出，后合并为1根，经过1只截止阀和1只调节阀(两只阀常开)后又分成两路：一路至连续排污扩容器;另一路至定期排污扩容器，如图5-3所示。

该锅炉连续排污系统及疏、放水系统存在以下问题：

(1)锅炉连续排污系统庞大，阀门过多;连续排污扩容器旁路系统利用率低，与锅炉定期排污母管接在一起，进行锅炉定期排污时，引起连续排污扩容器旁路系统管道、阀门振动;连续排污扩容器蒸汽排大气没有多大实际意义(设计的连续排污二次蒸汽取样系统从未使用);连续排污扩容器内的水排向定期排污扩容器，热量完全损失。

(2)汽包事故放水经过定期排污扩容器全部排放，事故放水动作后，若不能及时关闭，将导致水位急剧下降，甚至发生汽包低水位事故。

(3)锅炉侧主蒸汽、再热蒸汽系统疏水基本上没有回收措施，汽水损失较大。

(4)原设计送风机、一次风机暖风器疏水回至其疏水箱，再通过疏水泵打至除氧器，系统投运效果不理想。技术改造后，暖风器疏水通过疏水泵打至厂用辅助蒸汽系统管道疏水扩容器，再次扩容降温、降压后，蒸汽排向大气，水则经多级水封筒后回至凝汽器。

(二)改造措施

为了保证汽包各段连续排污的均匀性和满足事故放水的要求，改造中将汽包内的连续排污管分为两段，通过两根∅60×4mm联络管(使其总排量大于事故放水管∅89×5mm排量)与事故放水管汇通;至事故放水一次电动门前，引出至连续排污扩容器排污管，在该引出管上再接一路至锅炉疏水扩容器(需增加的设备)，并设两只电动门E3、E4作为汽包溢流阀。当汽包水位高至150mm时，E3、E4连锁开启;若汽包水位继续高至200mm时，原事故放水阀E1、E2连锁开启，同时E3、E4连锁关闭;当汽包水位恢复至100mm时，上述电动门全部连锁关闭。在E3、E4之间至E2后，设置手动旁路，在连续排污扩容器故障切除的情况下，锅炉连续排污可通过此旁路系统进行(见图5-4)。

在汽包事故放水二次门E2后接入来自连续排污扩容器水侧的预热水(采用小流量)，从而实现汽包事故放水管路的全线连续暖管。为了防止事故放水阀E1、E2开启时，连续排污扩容器内的水倒流，可在连续排污支管上增加止回阀。

为了确保系统合并后锅炉连续排污的效果和进一步提高汽包事故放水的安全性，将原汽包事故放水管入口位置由几何中心线下50mm提高到几何中心线处，端部封死后开孔，安装一个虹吸破坏管(约∅60×4mm)，在其管口设计一个浮子阀(见图5-5)。

图5-4 改造后的连续排污与事故放水系统B-SK—锅炉疏水扩容器

图5-5 汽包内部连续排污管与事故放水管连接图

以上改造的优点是：

(1)简化锅炉连续排污系统。

(2)减少高压阀门数量，减少高压管道、阀门泄漏，节约优质钢管。

(3)虹吸破坏管可以防止锅炉水位失控。

(4)预热汽包事故放水管道系统，提高其使用寿命。

(5)事故放水管作为连续排污前置段，由于其管内流速较低，可以起到集污器的作用，从而提高连续排污的效果。

(6)连续排污管与事故放水管在汽包内连通后，连续排污至定期排污扩容器旁路系统可由事故放水阀的小旁路(60mm×4mm)代替。

(三)设置锅炉疏水扩容器的优点

在系统中增加节能型锅炉疏水扩容器，主要接入炉侧疏放水(包括主、再热蒸汽系统，暖风器系统疏水及汽包部分事故放水)、除氧器事故放水和高压加热器事故疏水等，参见图5-4。其蒸汽回至除氧器，疏水则通过疏水泵也打至除氧器。相应的原炉侧主、再热蒸汽至定期排污扩容器疏水系统、暖风器疏水系统、除氧器至凝汽器溢流和至定期排污扩容器放水系统、高压加热器事故疏水扩容器系统可全部取消，足可以抵消节能型锅炉疏水扩容器的投资。

每两台机组之间的锅炉疏水泵出口需设置联络管，为机组启动、事故处理、汽水回收创造有利条件。利用节能型锅炉疏水扩容器可加热凝结水或除盐水，提高向故障机组除氧器的补水温度，以减小温差，回收连续排污热量，整体上提高机组的安全性和经济性。

(四)结论

电厂600MW机组 第6篇

关键词：300 MW机组； 节油； 微油点火

中图分类号： TK 229.6 文献标志码： A

现代社会燃煤发电厂机组启动初期，主要通过燃烧柴油点燃油枪启动，尤其是机组从检修状态下冷态启动，需要燃烧大量的柴油.由于柴油的价格远高于煤的价格，因此在大型电厂机组启停过程和正常运行中应尽量节省用油，从而减少燃油消耗，提高经济效益[1-4].某电厂在机组投产后一直在作节油的努力，并从节油技术方面进行了摸索、改进，做了很多工作，取得了很好的效果.本文对某电厂自建厂以来节油燃烧方面的技术改进措施进行了归纳和总结，并对改进前后的经济效益进行了比较.

1 节能改造方案

某电厂1号机组所配锅炉是由上海锅炉厂设计制造的，有2台三分仓空预器，配置了脱硫、脱硝设备，锅炉型式为亚临界压力中间一次再热控制循环锅炉，摆动式燃烧器，四角切圆燃烧，平衡通风.配置了5台磨煤机和5台给煤机，2台一次风机，正压直吹式制粉系统.燃用设计煤种时，不投油稳燃最低负荷为BMCR（汽机超压5%，主汽阀全开时所需的锅炉最大连续蒸发量）的35%.原设计有AB/BC/DE 3层共12根大油枪.油枪为WS-2F型蒸汽雾化油枪，油种为0号轻柴油，制造厂为美国COEN公司.表1为1号锅炉大油枪参数.

1.1 提前投煤粉，减少燃油使用

某电厂锅炉机组在冷态启动时，从锅炉点火到汽轮机挂闸并冲转、发电机并网到最终锅炉断油前的时间很长，特别是在机组检修后.为了满足汽轮机超速试验的要求（某电厂超速试验的条件是要求30 MW低负荷运行暖机4 h），要求投用4根大油枪并提高燃油量，从而使蒸汽参数满足机组低负荷暖机时的要求.因低负荷运行时间长，燃油用量较大，某电厂规程作出规定：机组负荷在30 MW时，当被空预器加热的锅炉二次风出口风温大于177℃时，可启动锅炉的一次风机，并启动密封风机，从而投运第一层制粉系统的磨煤机进行暖磨.但在实际启动过程中，锅炉的参数已满足了要求，可升温升压，从而提高机组的负荷.但此时磨煤机的暖磨过程还没有结束，只能采用加大油量的方式或维持燃油量不变延长时间的方式满足机组启动需要.经综合分析，造成此现象的原因主要是机组启动初期，排烟烟气温度较低，锅炉的一、二次风经空预器加热后，风温上升较慢，而此时的磨煤机为全冷态，从一次风机启动后到启动磨煤机约需40 min.某电厂经分析后将规程修改为：只要当空预器二次风出口风温大于100℃时即可启动一台一次风机，启动相应的密封风机后，再启动磨煤机从而进行暖磨工作；当空预器二次风出口风温大于177℃，而且给煤机启动条件也已满足时，即可启动制粉系统.这缩短了磨煤机的暖磨时间，也节省了制粉系统的投运时间.规程修改后，某电厂1号机组在大修后的启动中进行了相关试验.当空预器出口二次风温大于100℃，即启动一台一次风机和密封风机，然后进行磨煤机暖磨.当汽轮机冲转至3 000 r·min-1，准备发电机并网时，此时制粉系统启动条件已满足.当机组并网后，就可投入一层制粉系统，投用3根大油枪，油量为5 t·h-1左右，最低煤量为11 t·h-1，进行4 h的30 MW低负荷暖机.此时因为有相邻层燃油枪的火焰支持，DCS画面火检信号和现场检查，锅炉煤粉着火情况良好.

某电厂在进行上述技术改进后，取得了很好的节油效果.后来又作了进一步的改进，引进了微油点火燃烧系统.表2为微油点火相关参数，油种为0号轻柴油.微油点火燃烧系统是由安装在制粉系统A层4个燃烧器上的微油气化油枪点燃煤粉，实现锅炉的微油点火启动.该系统在事故情况下也可进行锅炉助燃.冷炉启动时投入“微油模式”，将磨煤机A入口风温加热（通过磨煤机A入口一次风道上的暖风器加热磨煤机A入口一次风，暖风器汽源来自辅汽）暖磨，使磨煤机A出口温度达到规定温度后，即可启动制粉系统A投入煤粉燃烧.在暖风器一次风母管上安装有电动调节门，用于启动时调节磨煤机A一次风量，正常运行时该门处于关闭位置.

规程修改为：

磨煤机A启动方式分“正常方式”和“微油点火方式”两种，在“正常方式”下，磨煤机A保留原来控制逻辑不变；在“微油点火方式”下，逻辑修改为：

（1） “微油点火方式”下允许启动磨煤机A条件：① 磨煤机A “点火支持有效”增加 “微油点火4支油枪投运正常”；② 其它“正常方式”下磨煤机A启动允许条件均满足.

（2） 允许投微油点火的条件：① 锅炉吹扫已完成，主燃料跳闸（MFT）已复置；② 炉前油进油总门和轻油快关阀已开启；③ 磨煤机一次风量大于47 t·h-1；④ 供油母管压力大于2.5 MPa；⑤ 启动助燃风机.

启动机组时，原规程中规定的“空预器出口二次风温大于100℃后即可启动一次风机”也取消.只要启动吸、送风机后即可启动一次风机，磨煤机A切至“微油点火方式”后投运微油油枪，即可启动制粉系统A，从而以煤代油，节省了燃油.

通过此次改进，不仅可提前投用煤粉，而且在一定程度上以煤代油.提前投用煤粉还可使锅炉的烟气量增加，烟气的温度上升更快，通过空预器的加热间接提高了二次风的风温，使锅炉炉膛温度更快地提高，有利于进一步加强煤粉着火的稳定性.改进后烟气量大，可使锅炉的主汽温很快上升，减少启动时间.

1.2 利用零化自汽，省去启动锅炉

某电厂一期共2台机组，以前当全厂停电后，需投用启动锅炉以提供油枪的雾化汽，但启动锅炉从启动到可提供油枪雾化汽需3 h左右.2001年初电厂提出节油措施，即利用本体吹灰蒸汽进行油枪雾化（雾化自汽）.锅炉在正常运行时，该雾化自汽阀门处于关闭状态，对锅炉的吹灰系统没有任何影响；当锅炉跳闸，且无相邻机组供汽时，只要开启该锅炉本体吹灰蒸汽总门，经暖管充压，便可利用锅炉的雾化自汽汽源进行压力调节，提供锅炉油枪燃烧所需的雾化汽.经此改进后可节省启动锅炉的燃油，且启动时间大为缩短.

在系统改进前，2000年10月，某电厂在只有1台机组运行时该机组发生跳闸，跳闸后立即进行启动锅炉的点火.约3 h后，启动锅炉的蒸汽参数可满足油枪雾化的需要，然后主机锅炉进行点火升温升压.约 l h后锅炉的蒸汽参数达到汽轮机冲转条件.机组跳闸后约5 h，机组方重新并网.而在系统改进后，2001年5月，某电厂在只有1台机组运行时该机组发生跳闸.在无需启动锅炉的情况下，通过取用雾化自汽的汽源，机组跳闸后约l5 min锅炉点火，30 min后即可满足汽轮机冲转条件，机组跳闸后约l h，机组就顺利并网.对比两次启动：锅炉本体大油枪燃油少用了近30 min，节省了3 t燃油；启动锅炉未投运节省了燃油9 t左右，而且发电机提前了4 h并网，减少了电量损失.后因电厂二期机组投用，通过辅汽使一、二期的汽源连通，故启动锅炉已失去意义，现已将其拆除.在微油点火系统实施后因微油油枪为机械雾化，故雾化自汽已基本不用.

1.3 取消DE层油枪

电厂锅炉原来设计有 3 层共 12根大油枪，供锅炉启动需要，正常运行时也可为每层相应煤层提供油枪支持.

（1） 启动时

从基建阶段到机组正常运行后一年多，经过机组多次启停操作发现，多数情况下只使用3～4根大抽枪，DE层大油枪基本不使用.

（2）运行中

原设计中在投运制粉系统D时，需投用DE层 的3根大油枪.电厂在不投用DE层任何油枪的情况下，在B、C层制粉系统煤量大于16 t·h-1后，直接投运制粉系统D.经现场观察火孔发现，D层煤粉着火迅速，燃烧良好、稳定，炉膛负压波动不大，无炉膛爆燃现象.

经考虑，某电厂修改了条件，即：当锅炉蒸汽流量大于600 t·h-1时，不管有无相邻层火焰支持，制粉系统均可直接投运.

经过上述逻辑修改后的两年中，电厂历经两次机组检修启停、机组数次调停、几百次磨煤机启停，两台锅炉的燃烧都很稳定.正常运行中燃烧工况也很稳定，D层燃烧情况良好.而因为有AB层和BC层2层油枪作为A层和B层、C层燃烧器的稳燃油枪，DE层大油枪从未投用.因此，2001年底将DE层大油枪全部拆除.DE层大油枪的拆除一方面可将其作为其它层大油枪的备用；另一方面也减少了油枪的日常设备维护工作，降低了维护费用.

2 改进后的经济性分析

采取了上述几项节油技术后，某电厂的用油量显著下降.

（1） 2000年底修改规程，2001年初使用雾化自汽.2000年全年2台机组启停19次，共用油约1 998 t；2001年，2台机组启停19次，共用油约558 t.按2001年柴油价格3 000元·t-1计算，节省人民币432万元.

（2） 2001年底将DE层大油枪全部拆除.2001年，2台机组实际启停19次，共用油约558 t；2002年，2台机组全年启停10次，共用油约245 t.为便于对比，假设2001年也启停10次，则用油为293.68 t.按2002年柴油价格3 000元·t-1计算，节省人民币约14.7万元.

（3） 2号机组于2008年实施微油改造.改造前的2006年2号机组冷态启停1次用油127.68 t，2号机2010年冷态启停1次用油34 t.按2010年柴油价格6 260元·t-1计算，单台机组即可节省人民币58.6万元.

3 结 论

从改进后的经济性分析得知，经过技术与管理层面的一系列探索和改进，尤其是投用微油枪并投用煤粉，提前投用最下层的制粉系统，节省了大量的柴油，取得了良好经济效益，为电厂的安全经济运行作出了贡献.

参考文献：

[1] 黄新京.600 MW锅炉节油燃烧器改造措施探讨[J].科技创新与应用，2014（25）：111.

[2] 潘国仁，沈巧炼.新型煤粉节油燃烧器空气动力特性的试验研究[J].浙江电力，2003（4）：42-44.

[3] 王晋一，王春昌，张广才，等.墙式燃烧锅炉磨煤机起停过程实施节油技术的试验研究[J].热力发电，2008，37（8）：44-46.

[4] 翁善勇，赵虹，凌柏林，等.煤粉锅炉点火节油探讨[J].热力发电，2002，31（4）：55-57.

电厂600MW机组 第7篇

关键词：火电厂2×600MW机组,协调控制系统,优化

1 机组概况

某电厂2×600MW超临界机组锅炉由东方锅炉股份有限公司提供, 采用6套双进双出钢球磨直吹式制粉系统, 每套对应一个燃烧层。每台磨配备2台给煤机, 12台刮板式给煤机均采用变频转速调节。给水系统采用2台汽动给水泵, 各带50%额定负荷, 1台30%额定负荷的电泵为启动和备用。

2 600MW超临界机组机炉协调控制策略

某电厂600MW超临界机组协调控制系统主要包括机主控 (TM) 、炉主控 (BM) 、负荷指令设定、压力设定、协调方式切换、辅机故障减负荷 (RUNBACK) 、频率校正等功能回路。对应于机主控、炉主控, 有4种机组运行控制方式, 分别是机炉协调方式、汽机跟踪方式、锅炉跟踪方式和机炉手动方式。该电厂协调控制系统采用以锅炉跟踪方式为基础的协调控制方式。锅炉跟踪协调方式下, 炉主控负责维持机前压力, 机主控用于控制机组负荷。机组的负荷响应速度快、负荷控制精度较高, 但机前压力波动幅度较大。

2.1 负荷指令与压力定值处理回路

2.1.1 负荷指令处理回路:

负荷设定回路接收运行人员手动设定的目标负荷或中调自动发电 (AGC) 指令, 经速率限制、负荷上下限限制和负荷指令闭锁增减运算后分别送往机主控、炉主控等回路;频率校正回路负责把频差信号转换为负荷偏差信号, 叠加到负荷指令上。

2.1.2 压力定值处理回路:

其设计了定压、滑压两种压力运行方式。在滑压方式时, 根据负荷-压力定值关系 (见表1) 确定机前压力定值。压力定值变化时, 按给定的压力变化速率进行限速。压力定值和压力变化速率可以在OWS上进行设定。

2.2 锅炉主控

锅炉主控设计有2种方式:BF方式和CCS方式。

BF方式锅炉主控PID逻辑如下:将限幅限速后的主汽压力作为给定值, 主汽压力测量值作为过程值, 未投入BF方式时, PID输出强制跟踪锅炉主控输出, 投入自动时, 将根据主汽压力及其设定值的偏差进行PID计算。该种方式下, PID的输出再加上1个分量 (相当于前馈作用) 后作为锅炉主控的输出量, 这个分量包括3个部分: (1) 主汽压力的偏差; (2) 主汽压力设定值×调节级压力的函数/主汽压力; (3) 主汽压力值, 即经50s滤波后的主汽压力值。

CCS方式锅炉主控的PID逻辑如下:接收主汽压力偏差进行PID计算, 机组负荷偏差作为前馈量输入PID。该种方式下, PID的输出再加上1个分量 (相当于前馈作用) 后作为锅炉主控的输出量。这个分量包括3个部分: (1) 主汽压力的偏差; (2) 经过50s滤波后机组负荷指令×系数; (3) 主汽压力值×系数。

2.3 汽机主控

汽机主控设计有TF方式和CCS方式。TF方式汽机主控PID的逻辑相对比较简单, 任务是控制机前压力。未在TF方式时, 它跟踪汽机主控输出值, 自动方式时, 根据主汽压力及其设定值进行PID计算, 并将计算结果送给汽机主控。CCS方式时, 汽机主控接收机组当前功率和机组负荷指令的偏差, 进行PID计算, 同时引入机前压力偏差和机组负荷指令作为前馈量。在非CCS方式下, 跟踪汽机主控输出值。

2.4 燃料量和给水量的比值控制回路

燃料量和给水量的比值控制回路采用水跟煤的控制方式。当锅炉燃料量指令改变时, 根据设计煤种的发热量自动改变给水流量设定值, 如果煤种发热量变化或其它因素的影响导致水煤比偏离设计值, 再用给水流量对锅炉汽水分离器入口蒸汽温度进行校正。锅炉汽水分离器入口温度的设定值根据汽水分离器出口压力经函数发生器自动给出。给水流量指令按下式确定:给水流量指令=惯性环节迟延后的锅炉主指令×燃水比函数+微过热点温度调节器的输出。

3 协调控制系统存在的问题及优化方案

3.1 协调控制系统存在的问题

(1) 机组采用双进双出钢球磨直吹式制粉系统, 其燃料-负荷、燃料-压力特性惯性及滞后较大, 机组蓄热量较小, 水-燃配比要求严格, 机炉动态特性差距悬殊, 采用常规方法控制负荷, 无法解决响应速度过慢与超调严重之间的矛盾。 (2) 燃料主控投入自动方式时, 设定值是锅炉主控下发的燃料量指令, 被调量是总燃料量, 调节对象是磨煤机负荷风挡板, 由于采用的双进双出直吹钢球磨供应的燃料量是根据一次风量来间接计算的, 一方面由于测量技术的限制, 一次风量难以测量准确, 经常发生零点漂移等问题;另一方面风量中所含的煤粉量也不可能完全恒定, 所以燃料量的计算比较模糊, 给燃烧调节带来不便。由于磨煤机入口风道为倒“F”形状, 两侧负荷风门同时开启时容易出现抢风现象, 且负荷风测量不准确, 无法用负荷风量表征实际的燃料量, 给协调控制系统的投运带来很大困难。 (3) 给水控制的设计采用水跟煤的控制方式, 当锅炉燃料量指令改变时, 根据设计煤种的发热量自动改变给水流量设定值, 如果煤种发热量变化或其它因素的影响导致水煤比偏离设计值, 再用给水流量对锅炉汽水分离器入口蒸汽温度进行校正。由于直流炉的特性, 当锅炉燃烧扰动导致中间点温度变化后, 给水流量的变化导致主汽压力的迅速波动, 进而影响负荷变化和过热汽温调节和减温水流量变化。

3.2 协调控制系统的优化措施

3.2.1 调节器变参数控制

为解决动态快速响应与稳态平稳之间的矛盾, 在负荷升、降动态变化过程中, 适当减弱负荷调节器的调节作用, 使负荷指令前馈信号起主导作用;当实际负荷接近目标负荷时, 前馈信号动态过程基本结束, 通过变参数适当提高调节器的调节作用, 使实际负荷尽快达到目标负荷。图1为变参数控制示意图, 变参数控制通过INFI90功能码FC24 (ADAPT) 实现, 即根据实际负荷与目标负荷的差值大小, 自动调整负荷调节器的比例系数、积分系数等。实践证明, 变参数控制有利于实现负荷的动态快速响应与稳态稳定。

3.2.2 大偏差回拉调节策略

如果机组运行尚未稳定或正常运行时遇到过大扰动, 负荷可能会出现大幅度偏差 (如超过±7MW) 。由于负荷调节器采用变参数控制, 在大偏差时调节作用偏弱, 会出现大偏差持续较长的现象。大偏差回拉回路用于通过加、减燃料量将负荷拉回稳态区域 (偏差±4MW) , 然后由负荷调节器通过正常调节将负荷稳定在定值附近。

3.2.3 给水自动调节优化

(1) 中间点温度的设定:根据分离器出口压力先计算对应状况下的饱和蒸汽温度, 根据锅炉运行要求, 再加上过热度后作为中间点温度的给定值。根据分离器的压力不同来设置不同的过热度。过热度可以由运行人员手动设定偏置, 设计中考虑了汽水分离器入口蒸汽温度最小过热度限制, 当过热器喷水流量占总给水流量的比例与设计值偏差过大时, 再对汽水分离器入口蒸汽温度设定值进行小范围的增减。

(2) 给水流量指令的形成:当给水泵均在手动方式时, 给水流量指令计算PID (主调节器) 给定值跟踪中间点温度;当任一泵在自动方式时, PID的SP采用中间点温度设定值。给水泵全手动情况下, PID输出跟踪实际给水流量;任一给水泵投入自动时, 根据中间点温度偏差进行PID计算, 自动修正给水流量设定值。

经过多次试验和研究, 我们在给水流量指令计算PID上添加了2个前馈量:一个是锅炉主控, 即燃料量指令信号, 根据平常运行中给水流量和磨煤机负荷风总量的经验比值, 目前采用了6∶1的前馈量, 当锅炉燃料量指令发生改变时, 提前相应改变给水流量设定值;另一个前馈量采用了机组负荷指令, 这样可以很大程度上迅速跟上甚至超前于燃料量的变化, 使得进入锅炉的燃水比值尽可能地始终维持一定。

3.2.4 制粉系统燃烧自动调节

针对负荷风测量偏差较大的情况, 采用磨煤机入口一次风量进行折算后表征实际燃料量。该方式要求在协调方式投入中磨煤机旁路风尽可能关闭, 以确保磨煤机入口一次风量准确地表征燃料量。采用以上方式后, 磨煤机负荷风调节挡板接收煤主控的输出指令, 用磨煤机入口热风调节挡板来调节入口一次风量即燃料量。磨煤机入口热风调节挡板的设定值采用容量风调节挡板的平均指令形成, 为避免热风挡板投入自动时产生较大的设定值扰动, 在其设定值回路增加了可变系数K, K值为磨煤机入口一次风量与容量风调节挡板平均指令的比值, 在热风调节挡板投入自动后, K值保持, 这样就避免了投入自动时设定值的变化。

4 结语

某电厂600MW超临界机组的协调控制系统在设计、调试阶段经过多次论证、反复优化, 并进行了大量的负荷变动试验以获得最佳控制参数, 达到了既快速响应电网负荷变化要求又能保证机组安全稳定运行的目标。

参考文献

[1]刘吉臻.协调控制与给水全程控制[M].北京:水利电力出版社, 2004.

[2]边立秀.热工控制系统[M].北京:中国电力出版社, 2006.

[3]黄红艳, 陈华东.超临界直流锅炉控制系统的特点及控制方案[J].电力建设, 2006.

电厂600MW机组 第8篇

关键词：凝汽器,双背压,抽真空,节能改造

0 引言

华能巢湖电厂#1、2汽轮机是哈尔滨汽轮机厂有限责任公司生产的CLN600-24.2/566/566型超临界、一次中间再热、三缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式汽轮机, 凝汽器真空作为发电机组的重要经济指标, 对机组的效率有着至关重要的意义。

凝汽器为哈尔滨汽轮机厂生产的双背压凝汽器, 双壳体、双背压、单流程、表面式, 型号N-38000-1, 总冷却面积38 000 m2。参数:总冷却面积38 000 m2, 年平均水温 (设计水温) 20℃。年最高水温33℃, 循环水量65 270 t/h, 凝结汽量1 136.797 t/h;设计工况 (MCR) (包括小汽机排汽) 1 136.797 t/h, 最大工况 (VWO) (包括小汽机排汽) 1 186.618 t/h。汽侧压力:额定工况年平均水温时平均背压0.004 9 MPa, 最大工况年最高水温时汽侧压力 (33℃冷却水温) 0.011 8 MPa, 抽真空系统配套3台佛山水泵厂有限公司生产的改进型2BE1353-0水环式真空泵, 轴功率最大120 kW。

为积极响应国家节能要求, 华能巢湖发电有限责任公司对高、低背压凝汽器抽真空管路布置进行了调研, 对目前凝汽器抽空气管路串联、并联方式进行分析, 提出技术改造方案。

1 双背压凝汽器简介

双背压凝汽器就是将凝汽器的汽室分隔成2个独立部分, 蒸汽分别从各自的低压汽缸排汽口排入凝汽器的壳体, 冷却水则串联通过各自凝汽器的管束。与单背压凝汽器相比, 双背压凝汽器以凝结相同量的蒸汽而使用相同的冷却水流量和冷却面积, 却可以获得较低的平均背压, 从而改善热耗。

2 我厂抽真空系统存在的问题

凝汽器抽真空管路连接方式:每台机组配置3台水环式真空泵, 正常运行时2用1备。从高、低背压凝汽器引出的抽空气管路接入1根去3台真空泵的抽空气母管。

改造前凝汽器抽真空管路连接方式如图1所示。

(1) 高、低背压凝汽器的抽空气管路为串联, 高、低压凝汽器串抽使高压凝汽器中的饱和蒸汽进入低压凝汽器, 增加了低背压凝汽器的负荷。 (2) 由于系统串联布置, 3台真空泵入口为1根母管, 泵入口抽真空管道抽汽量的分配不能调整, 影响凝汽器的工作效率。 (3) 由于高、低压凝汽器抽真空系统串联, 当真空系统发生泄漏, 查漏比较困难。 (4) 高、低背压无明显区别, 失去了双背压凝汽器应有的优点, 且真空较低。

以上存在的问题严重影响了抽真空系统的工作效率, 为提高机组经济效益, 故对凝汽器抽空气系统进行改造。

3 技术改造的目的

技术改造的目的是要解决凝汽器抽真空系统不合理的设计对凝汽器平均真空的影响, 通过改造有效提高凝汽器平均真空, 提高热效率, 节约厂用电, 同时能使凝汽器的平均真空有所提高。

4 高、低背压凝汽器抽空气管路改造方案

高、低背压凝汽器抽真空管由串联改为并联布置。高、低背压凝汽器采用并联、单独抽气 (汽) 。在高、低背压凝汽器之间原抽气 (汽) 管路加装堵板, 进行封堵隔离。在高背压凝汽器外侧增加2个联络门电动, 高背压凝汽器内、外圈抽气 (汽) 管引出凝汽器后单独经2个真空闸阀接入新安装的抽气 (汽) 母管。高背压凝汽器抽气 (汽) 母管一路与真空泵A相连, 另一路通过新装闸阀及电动门后并联接入真空泵B。高、低背压凝汽器之间内、外圈抽气 (汽) 管上新装的2个电动阀门作为联络阀, 运行时关闭2个联络阀, 高压凝汽器通过真空泵A抽气 (汽) , 低压凝汽器通过真空泵C抽气 (汽) , 即高、低压凝汽器分别抽气 (汽) , 真空泵B作为高、低压凝汽器共用备用泵。

改造后凝汽器抽真空管路连接方式如图2所示。

在改造过程中, 为了检验双母管的效果, 按照单母管的方式启动该台真空泵 (联络阀及平衡阀打开) , 记录A、B凝汽器真空, 按照双母管的方式启动真空泵 (关联络阀及平衡阀) , 记录A、B凝汽器真空, 对2次记录结果进行比较, 即可判断双母管双吸真空泵的抽真空系统的效果, 具体如表1所示。

5 经济效益分析

对于凝汽器的平均真空而言, 采用双母管的抽真空系统比单母管的抽真空系统要好。从试验结果分析, 抽真空系统改造后, 则每台机组的平均排汽背压可以降低0.5 kPa左右, 可以间接降低煤耗1.25 g/kWh, 真空降低0.5 kPa, 真空泵电流降低19 A, 降低厂用电率0.01%, 改造很成功, 节能效果明显。

6 总体评价

抽真空管道改造投入较小, 2台机改造 (管道、阀门及人工) 费用合计约16万元, 以2台机每年发电60亿kWh、煤价为700元/t计算, 则每年可节约标煤7 500 t, 节约资金525万元。从以上数据可以看出, 通过系统改造可大大降低电厂发电成本, 符合节能减排政策, 对同类机组凝汽器真空系统改造具有借鉴意义。

参考文献

[1]杨善让.汽轮机凝汽设备及运行管理[M].北京:水利电力出版社, 1993

电厂600MW机组 第9篇

山西鲁晋王曲发电有限责任公司两台机组为超临界600MW燃煤汽轮发电机组，锅炉是三井巴布科克能源公司(Mitsui Babcock Energy Limited)生产的超临界参数变压运行直流锅炉，单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排查、全钢构架、全悬吊结构II型锅炉;汽轮发电机组由日本日立公司设计生产;DCS采用TPS控制系统，由Honeywell公司提供。王曲电厂两台超临界机组分别于2006年8月初和8月底正式投产。

（二）一次调频概况

我国电力工业法规定电网的频率误差率1%，电网通过机组的AGC功能及调频机组实现二次调频，保持电网频率稳定，但对电网中快速的小的负荷变化需汽轮机调节系统(DEH)在不改变负荷设定点的情况下，监测到转速的变化，改变发电机功率，适应电网负荷的随机变动，保证电网频率稳定，即一次调频。

一次调频功能是通过调节汽轮机调门的开度，利用机组的蓄热来快速响应电网频率的变化。目前大机组普遍应用DEH来进行汽轮机转速和有功功率的控制。DEH中一次调频功能是将汽轮机转速与额定转速的差值直接换算成有功功率指令。其中汽轮机额定转速(一般为3000r/min)与实际转速的差值经函数f (x)转换后生成一次调频因子，直接叠加到DEH的有功功率给定值上，以控制汽轮机的调门开度。一次调频因子的设置包括频差死区和转速不等率两个因素。频差死区的设置是为了防止在电网频差小范围变化时汽机调门不必要的动作。

一次调频不等率δ定义为：

式中Δn机组空负荷时和满负荷时的转速差值，r/min;

n0机组额定负荷值，MW。

δ的数值一般设置在3%～6%，δ值越小，在相同的频差下汽机调门的变化幅值越大，反之则越小。

一次调频因子的设置与机组的稳定性密切相关，频差死区越大，δ越大，机组越稳定，但是对电网一次调频的贡献也越小。一次调频因子的设置应兼顾机组稳定性和一次调频快速响应的指标。

（三）王曲电厂一次调频相关参数设置

王曲电厂机组一次调频控制方式为DEH+CCS，即DEH内额定转速与汽轮机转速差通过一定函数计算后直接动作调门，CCS进行补偿，保证机组负荷满足电网要求。

1. DEH一次调频动作原理及参数设置

电厂汽轮机转速控制系统的测速装置由安装在机头的三个测速探头、转速扩展卡以及TCS机柜内转速卡组成。其信号传递为汽轮机的高速旋转带动连接在汽轮机转子上的134齿测量齿盘以相同转速转动，安装在齿盘周边的三个接近式测速探头将测得的脉冲频率信号经三块转速扩展卡将每路转速扩展为三路信号，由扩展卡得到的三组每组三个的九路信号经转速卡将其中两组送入两个EHG-CPU。该设计极大保证了汽机转速测量的可靠和准确性。

DEH组态的一次调频调节过程为：DEH设定转速为3000rpm，设定值与测量值取差作为转差信号，该信号经一次调频函数后得到流量补偿值来修正主汽流量设定值，从而改变发电机功率。原厂家设计一次调频动作死区为0，该种方式从理论上说对于电网频率的调整是有积极意义的，但该种方式忽略了测量误差引起的误动作以及电网频率小范围波动造成的机组功率波动频繁，进一步导致炉侧煤、风、水的不稳定波动，对于机组的安全运行时不利的。电厂在华北电科院的建议下将一次调频动作死区由0RPM改为±2rpm，极大的提高了机组运行的稳定性，同时经电科院测定，一次调频动作仍满足电网要求。DEH一次调频函数曲线如图1所示：

2. CCS一次调频动作原理及参数设置

电厂CCS机组协调控制系统的负荷计算由AGC负荷要求、机组负荷限制、机组速率限制组成。其目标负荷的生成如图二所示，网调AGC负荷指令经运行负荷高低限选择和机组允许出力选择得到机组可以接受的功率信号，该信号经机组允许升降速率限定，即得到机组目标功率信号。

协调一次调频的组态方案为：汽机转速控制系统计算得到的转速测量值与设定3000RPM转速偏差信号由汽机TCS控制系统送至机组CCS，该信号在CCS中经图2中CCSRP17频率-负荷函数转换为一次调频动作负荷，该负荷信号叠加到机组负荷计算的输出信号上，从而生成最终的机组目标负荷值。该机组目标负荷值同时送到汽机主控器与锅炉主控器。从而使一次调频同时作用于汽机和锅炉。该种方式不仅避免了只汽机动作而协调不动作的一次调频回调现象，同时保证了机组在能量上的供需平衡，对于在一次调频动作后机组各参数的稳定也有积极意义。我厂负荷计算与CCS一次调频动作组态图如图2所示：

CCS一次调频函数设定为：死区±2rpm，超过两转每转增减负荷4MW，一次调频最大调节量为36MW，函数曲线如图3所示(CCS转差值与DEH转差值的计算不同)：

（四）总结

王曲电厂一次调频#1机组由山东电力科学研究院调试，#2机组由山西电力科学研究院调试，调试完成后由华北电力科学研究院进行实验及审核，经测定符合电网安全运行的要求，电厂一次调频最终调节特性参数为：

一次调频响应之后时间：0.5S一次调频稳定时间：40S一次调频限幅：±6%

一次调频响应之后时间：0.5S一次调频稳定时间：40S一次调频限幅：±6%

参考文献

[1]李遵基.热工自动控制系统[M].中国电力出版社, 2001.7.

电厂600MW机组 第10篇

1 600MW超临界机组节能性改进分析

随着我国节能减排政策的广泛推广及电力系统对节能降耗的日趋重视, 高参数、大容量的机组正在逐渐取代高污染的小型机组, 600M W级和1000M W级火力发电机组是我国目前以及将来一段时间内火力发电的主要发展方向。火力发电的主要环节是热能的传递和转换, 电厂的热效率每提高一个百分点, 在全国范围来说所节省下的能源成本都将以亿万数量级来统计。因此, 为提高火电机组的热效率和经济性, 对热力系统进行分析和改进, 是势在必行的。

2 凝汽设备的热经济性研究

在现有大型火电厂凝汽式汽轮机组的热力循环中, 凝气设备的作用是将汽轮机排汽凝结成水, 并在汽轮机排汽口维持一定的真空。此外, 凝汽设备还可以起到凝结水流入除氧器之前的预除氧作用, 还可以接收机组其它系统的旁路排汽。对凝汽设备的热效率及其经济性的研究, 对于保持凝汽机组的经济稳定运行有着十分关键的影响。一般情况下, 凝汽器的真空变化对汽轮机组的稳定运行具有直接的影响。数据显示:真空每降低1%都会造成汽轮机组的汽耗量增加1%~2%, 相应的煤耗也会增加0.1%~0.15%, 因此, 有效控制凝汽器排汽口的真空对于提高汽轮机组的热效率具有重要意义。

2.1 多背压凝汽器

多背压凝汽器是将凝汽器的汽室分隔成多个独立的汽室, 各低压汽缸排汽后分别进入各自的汽室, 各汽室由冷却水串联通过。各汽室排放的冷却水的进口温度不同, 造成各汽室压力不同, 汽轮机各低压汽缸分别在不同的背压下运行。多压凝汽器的平均背压要低于单压凝汽器且低背压凝结水可以输送至高背压侧进行回热, 进而提高最终凝结水温度。多压凝汽器之所以能形成较低的平均背压, 是因为排汽对凝汽器的放热量较为均匀, 可以顺着冷却水流的方向进行将单位换为更加均匀的面热负荷, 同时, 冷却面积也能更加有效的完成作业。多压凝汽器的末级凝结水温度较高, 初级隔室凝结水到末级回热后, 凝结水的平均水温高于单压凝汽器。进入低压加热器的凝结水温度比相应的单压凝汽器要高, 当末级低压加热器出口水焓保持不变时, 该级的抽汽量就会相应的降低, 汽量降低是耗能降低的表现;若把末级节省下来的抽汽量送入汽轮机的低压汽缸, 就使得能量循环利用, 增加了气缸的输出功率。

2.2 凝结水泵

凝结水泵用于火电热力系统中输送凝结器内的凝结水, 是发电厂中耗能最多的设备之一。通常火电机组中所选用的凝结水泵装机功率大, 运行时间久, 耗电量达到了整个火电机组的6%上下, 对于凝结水泵的经济性运营进行研究分析、节能改造是十分有必要的。

2.2.1 凝结水泵存在的问题

目前大中型的火电机组中多数采用定速凝结水泵, 当泵的水压符合较小时可通过阀门来调节水流, 而在水压负荷变大时, 要开启多台水泵来适应, 此时压力和流量都相应增大, 只能通过改变阀门的开度来调节水速, 造成很大的节流损失。由于传统设计思想多过于保守, 凝结水泵的设计过分追求安全稳定性, 节能经济性的理念没有完全深入, 在设备的设计阶段缺少关注度。又由于电厂选配水泵一般是按照机组锅炉负荷量的1.1倍, 锅炉的容量又必须大于汽轮机的出力, 汽轮机又要大于发电机的出力, 层层叠加, 使得火电厂实际选配的凝结水泵功率比运行需求大了20%~30%左右, 造成了巨大的浪费。

2.2.2 凝结水泵节能优化的主要途径与措施

提高凝结水泵的运行效率, 进行节能及经济性改进主要有两种方法:选择合适的调节方式对水泵的运行工况进行改进性调节和改造优化水泵的结构。

1) 选择合适的运行调节方式。现有凝结水泵的调节方式主要通过调节阀门的开度来实现, 而火电发电机组主机的负荷会出现波动, 选择合适的调节方式对于机组的节能至关重要。大量火电厂的统计结果显示, 凝结水泵在运行中需要进行调节来适应流量和负荷的要求是造成能量损失的重要因素。尤其是通过调节风门或水阀的开合度来调节水量和负荷量, 即改变管路阻力曲线的方式来进行调节控制, 虽在实施起来容易操作, 却往往造成更大的节流损失。加强水泵调节方式的研究, 改进单一的调节方式是火电机组节能改进的有效途径。特别是针对发电机组调峰机组的主要凝水泵, 采用经济而可靠的调节方式也是当前需要重点研究的课题。

2) 运用节能理念改进或改造现有水泵。离心式水泵凭借其结构特性在设计工况运行时有着较高的效率, 但由于火电厂设备选型考虑欠周全或受到产品规格及品种的限制, 使得凝水泵容量过大或过小。水泵容量过大, 将直接导致调节时的节流损失;水泵容量过小, 会造成水压负荷不够, 影响电厂的正常生产。对电厂现有水泵进行节能改造, 应根据水泵的不同表现形式来确定相应的改造方案。水泵的负荷量过大时, 最简便有效的方式之一就是切割叶轮叶片。叶轮叶片是离心泵转子的组成部分, 切割叶轮叶片的圆径可以降低泵压的功率, 降低泵的水流量。此外, 还应当注意到凝水泵的运行工况, 水泵运行远离最佳工况也会造成流量的损失。此时可采取缩小或扩大导叶或蜗壳喉口尺寸和叶轮出口宽度的方法来调整泵的特性曲线, 使运行工况与最佳工况吻合。通常的做法是首先增加或缩小导叶喉口高度与宽度, 接着增长或缩短隔舌长度或扩宽喉尺寸, 最后增加或缩小叶轮出口宽度。

3 结语

600M W超临界机组已经表现出了其在节能与经济性方面的绝对优势, 可以说未来的火电机组向着高参数、大容量趋势发展。在超临界机组的热力发电循环中, 蒸汽参数是决定循环效率的关键因素。蒸汽动力装置的发展和技术改进都是降低火电汽轮机组能耗和成本投入的有效途径。同国外发达国家的机组经济性水平相比, 我们还有较大的差距。因此, 当前必须加强对超临界机组的综合技术经济分析和比较, 找出最优节能方案, 使之真正发挥出超临界机组的优越性来。

参考文献

[1]顾俊峰, 张静.600MW机组凝结水泵的变频改造[J].华北电力技术, 2006.

[2]杨剑永, 张敏, 周亮.国产超临界600MW汽轮机经济性分析[J].东北电力技术, 2006.

电厂600MW机组 第11篇

关键词顺序控制热工保护调试

中图分类号:TP2文献标识码:A

1 机组概况

豫联集团二期扩建2300MW机组(4#、5#机组),锅炉由东方锅炉股份有限公司生产,型号为DG1025/17.4-/Ⅱ14型亚临界自然循环汽包炉;双拱型单炉膛“W”火焰燃烧、一次中间再热、平衡通风、露天布置、全钢结构、固态排渣炉。汽轮机由东方汽轮机厂生产,型号为N300-16.7/537/537-8型,型式:亚临界、一次中间再热、单轴、双缸、双排汽、凝汽式汽轮机。发电机由东方电机股份有限公司生产,型号为QFSN-300-2-20B型,冷却方式为水氢氢,采用自并励静态励磁方式。

2 控制系统及性能介绍

本期DCS控制系统采用北京ABB贝利控制有限公司生产的Symphony分散控制系统。该系统由分散控制单元BRC、人机接口站(包括操作员站、工程师站)、外设、网络接口模块(NIS和NPM)、通讯网络等组成。共有三个通讯环路:#4机DCS环路、#5机DCS环路、DCS公用中心环路。#4机DCS环路、#5机DCS环路分别为#4、#5机组的控制环网,公共DCS网络为公用系统控制环路,并通过网络接口分别和#4机DCS网络、#5机DCS网络相联,完成公用系统和单元机组之间的数据通讯。

3 控制逻辑改进内容

锅炉、汽机顺序控制系统由于控制全厂主要辅机的安全运行,涉及锅炉、汽机及外围辅助系统,调试范围较广。在对豫联集团二期扩建2300MW机组的顺序控制系统的具体调试过程中,发现原设计逻辑存在一定的缺陷,与辅机的实际运行要求不适应,不利于各辅机系统安全、有效地运行,在与设计院及调试人员讨论后,对原逻辑中不合理的部分进行了修改,以便于各辅机系统更好的实现其程控启、停及保护功能。现将改进措施介绍如下:

3.1 汽轮机BDV阀、VV阀控制逻辑的优化

东汽厂事故排放阀(BDV阀)、通风阀(VV)、节流阀、RFV阀等四个阀的控制逻辑在DEH逻辑、DCS逻辑中均没有设计,后经与东汽自控、ABB贝利公司、工程处、调试所召开专题会议,决定在DCS、DEH内部分别增加此四个阀的相关逻辑,并且保证DEH控制逻辑的相对独立性。DCS、DEH之间的连锁信号则采用硬接线来实现。其设计思路如下:

(1)由于汽轮机采用高中压缸为合缸布置,设置BDV阀,主要是为了防止高中压缸间轴封齿顶间隙增大后,机组甩负荷时高压缸内蒸汽由外窜入中压缸造成汽轮机超速。该阀在机组甩负荷时打开,使高压缸至中压缸的轴封泄漏排向凝汽器,进一步抑止汽轮机超速。在逻辑设计中,由DEH做逻辑送出“中压调门阀位小于15%”信号经继电器隔离送出信号经电缆至DCS,DCS内部做逻辑来实现:当中调门阀位大于15%时,关BDV阀;当中调门阀位小于15%时,开BDV阀。

(2)通风阀(VV)、节流阀、RFV阀,不做顺序控制逻辑,只做单操。其开关允许条件由东汽厂提供。通风阀(VV阀)的作用是在中压缸启动过程中通风阀打开,将高压缸与排汽装置连通,排出高压缸因鼓风产生的热量。

3.2 锅炉制粉系统控制逻辑改进

3.2.1 磨煤机子组

锅炉配套的BBD4062型双进双出磨煤机正压直吹式制粉系统, 原设计中磨煤机油站相对于磨煤机启动的允许条件为:磨煤机油站无故障,而油站无故障信号是根据油站油泵运行信号判断的,如果油泵启动正常,即认为油站无故障。调试组讨论认为此允许条件不完善,因为磨煤机油站的主要功能是给磨煤机运行提供一定的润滑油压,从而保障磨煤机的轴承和轴瓦之间有足够的润滑油润滑,减少磨煤机轴承和轴瓦的摩擦。采用磨煤机油站无故障作为磨煤机启动允许的闭锁信号,就不能确保磨煤机润滑油压是否达到额定值,如果油站油泵运行,而其出口油阀未开或未全开,或油压达不到需要的润滑油压就启动磨煤机,也会对磨煤机的轴承和轴瓦造成磨损。

3.2.2增加磨煤机的跳闸条件

下列条件中任何一个出现,则发生磨煤机跳闸。

(1)MFT;(2)丧失一次风(两台一次风机全停,或者一次风压低于跳闸值3.4kpa);(3)两台密封风机全停或者密封风与两侧容量风之间差压任一低于2.5kpa;(4)磨煤机任一轴承温度>65℃;(5)磨煤机油严重故障信号(两低压润滑油泵停,或润滑油压<0.05MPA),由油站PLC给出;(6)磨机运行时,两侧分离器出口至燃烧器气动门全关;(7)磨机运行时,出口一次风关断门全关;(8)任一给煤机运行时,对应磨的冷热风关断门全关;(9)磨出口温度高高;(10)RB联跳磨煤机。

3.3SOE顺序记录整理

顺序控制系统(SCS)对重要辅机的测点除做有SOE(事故追忆)外,另外对重要辅机的联锁在Conductor NT(操作员站)画面上均做有跳闸首出,跳闸首出原因(下转第145页)(上接第143页)作为事故跳闸原因的重要追溯手段之一,对于帮助运行人员尽快查明跳闸原因,及时处理问题非常有用。具有跳闸首出的辅机包括:引风机、送风机、一次风机、磨煤机、电动给水泵等。原DCS厂家配置的SOE点不尽合理,如设计有A/B凝结水泵停止、A/B密封油泵停止等信号,这些信号实际用处不大。而一些重要的ETS停机首出、左,右高压主汽门关闭信号、二段抽汽逆止门---六段抽汽逆止门关闭信号、高排逆止门已关信号均没有进SOE卡,不便于事故状态查找原因。为解决这一问题,我们将影响机组安全的信号全部加入SOE记录,并对原SOE点重新逐个核对,修改了SOE端子板的接线位置,并在DCS厂家配合下对SOE内部逻辑进行了完善。

3.4 汽机润滑油系统、发电机定冷水系统保护定值修正

在豫联二期热工保护定值编审过程中,经查东汽厂《N300-16.7/537/537-8型汽轮机启动、运行说明书》,润滑油压低至0.039Mpa时为停机值、0.029Mpa为停盘车值、0.049Mpa为报警值。以上定值取的基准零点为:轴承中分面处。但是参与油润滑油系统跳机的开关均由东汽厂成套供货,安装在主厂房零米主油箱顶部的低油压遮断装置箱内,二者之间存在物理位置高度差。后经就地实测汽机运行平台与主油箱开关安装高度,对原跳机值、报警值、停盘车等最重要的保护定值进行了修正。发电机定子水保护是水—氢—氢发电机的常用保护,作用是防止发电机定子冷却水中断或者流量低时导致发电机线圈冷却不足对发电机造成损害,是一项主要停机保护之一。经查东方电机厂氢油水系统控制说明书,其停机保护是通过46PdS11A、46PdS11B、46PdS11C三个流量开关(差压开关)经“三取二”硬联接后进行ETS实现跳机。按照其说明,定冷水正常流量为45t/h,跳机值为低于35t/h并延时30秒。但是实际5#发电机定冷水泵流量比设计值偏低8 t/h左右,最终经协调讨论,将定值仍严格按照东电说明书进行设置,差压开关的差压值依据节流孔板计算书进行推算,差压动作值为:29.4kPa,断水延时由原30秒改为3秒。后经机组试运时定冷水泵通水试验,实际观测定冷水流量跳机值约为32t/h左右,基本满足了发电机安全运行的需要。

3.5 关于重要辅机电接点温度信号误动作,引起辅机跳闸问题的处理

双金属电接点温度表作为热控的重要元件之一,对监测辅机各测点的温度变化有着不可替代的作用,然而它也存在一定的缺陷:如在温度接近动作值时会因为就地振动导致误发信号,引起保护误动作,影响整个机组的正常运行。为妥善解决这一问题,各重要辅机的电接点温度信号,全部改用Pt100热电阻信号接入DCS系统,并在DCS逻辑内部取门槛值来做为辅机轴承温度高高保护条件,这样即消除了因为振动而误发的脉冲信号,又确保了测点的正常保护动作,而电接点温度计不再做为跳闸信号源,仅仅作为运行人员就地巡检时监测参考用。

3.6 对机侧重要的自动调节阀定位器的处理

汽机侧参于自动调节的气动调节阀故障率较高,特别是阀门定位器经常出现零位飘移,无法按照运行人员的意愿动作,使被调工况达到运行参数的要求。试运时,4#机所用的定位器频繁出现控制输出气路堵塞、反馈信号不稳定、输出气源不平衡、线性不好等缺陷,使阀门无法按照运行人员的意愿动作,使调节阀失控。对于机侧比较重要设备的自动调节,如凝结器水位自动调节、除氧器水位自动调节、除氧器压力自动调节等,这些设备运行状况的好坏,直接影响到机侧自动投入率。在全部更换为西门子定位器后,效果明显改善,保证了自动调节的可靠投入。该型定位器在我厂已有近一年时间的使用实践,工作稳定,故障率低,调节特性灵敏,达到了改造目的。

4 结论

电厂600MW机组 第12篇

关键词：火电厂,600MW机组,集控运行问题,应对策略

0前言

随着社会的发展, 科学技术被广泛的应用在各个领域中, 集中运行技术在我国的火电厂的发电机组中也得到广泛的应用。然而, 发电机组的集控运行过程中, 受各种因素的影响, 导致发电机组的集控运行发生一些问题, 应及时采取相应的策略, 保证发电机组能够正常、稳定的运行。

1 火电厂600MW机组集控运行问题分析

文章以某火电厂为例, 该火电厂为了能更好地提高其600MW机组的运行效率, 采用了集控技术对汽轮机、发电机、锅炉等进行集中管理, 由于每一套机组都是分开运行的, 即进行集控运行。该火电厂600MW机组集控运行问题包括以下方面:

(1) 控制再热气温系统。控制再热气温系统的操作复杂, 因此其控制的要求较高, 但火电厂600MW机组采用调节降温的方式来降低水温, 这虽能节约操作成本, 但是其效果却让温度随之升高, 不能满足调节温度的要求, 给600MW机组控制再热温度系统带来不必要的麻烦。

(2) 控制主汽压力系统。平衡公式已被广泛的应用在火电厂600MW机组的主汽压力系统中, 并且取得了良好的效果, 如果想要600MW机组的其他调节系统也采用该种原理, 就应该严格控制好主汽压力系统, 目前通常采用控制炉膛中的粉煤量来实现对主汽压力的控制。

(3) 控制气温系统过热问题。火电厂600MW机组气温系统中的调节标准包括微调、细调、粗调三种, 粗调调节的是水和煤的比例, 而微调和细调使用减温水, 导致600MW机组气温系统过热的原因有许多, 例如火焰温度过高、燃热比过高、空气过热导致受热面上凝结出渣子等, 在直流炉中, 当出现微过热问题时需向外界发出处理信号, 但由于我国对气温系统的处理技术还存在一定的缺陷, 且一些厂家并没有按照相关的规范进行生产, 或设计和生产质量不合格的气温系统, 这些因素都会导致600MW机组的气温系统出现过热的问题, 严重影响600MW机组集控运行的质量。

2 火电厂600MW机组集控运行问题的应对策略

(1) 提高对600MW机组集控运行的重视程度。要有效地解决600MW机组集控运行问题, 首先应提高对600MW机组集控运行的重视程度, 强化火电厂内部员工的集体意识, 再结合火电厂的实际状况, 充分利用火电厂的各种资源, 有目的、有计划地改造火电厂600MW机组集控运行的流程, 实现流水线作业, 不断地提高专业化程度, 有效解决工作界面空白、共享性低等问题。

(2) 强化集控运行的技术管理。火电厂600MW机组中的测量开关、变送器、电缆、CS系统软硬件、台盘设备等, 任何一个部件或环节发生问题, 都会导致600ME机组集控系统发生故障, 进而导致集控运行的某些功能丧失效力。因此, 应强化对600MW机组集控运行的技术管理和控制, 以此提高整个600MW机组集控运行的质量和效率。600MW机组集控运行的技术管理主要包括以下方面:其一, 集控系统通常是由硬件系统和软件系统组成的, 其中微处理器是集控系统的核心, 由于集控系统实时性强、安全性高、储存量大, 因此对软件系统管理的同时, 还应重视硬件系统的管理;其二, 热机保护系统是600MW机组集控系统为了机组能正常运行和操作人员安全而设置的设备, 当600MW机组发生故障时, 能通过热机系统的运行停止600MW机组的运行;其三, 为了有效减少600MW机组集控运行故障的发生, 制造厂以及火电厂应进行大量的实验, 规定辅机以及主机的保护定值, 没有相关部门的允许, 不能随意更改主机和辅机的保护定值, 也不允许在600MW集控运行的过程中退出保护, 只有在特殊状况下, 且经过火电厂的批准后才能改变或退出保护, 以此保证600MW机组集控运行能够安全、稳定的运行。

(3) 改善600MW机组集控运行的环境。火电厂600MW机组集控系统的外部环境包括:仪用气源和不间断电源、计算机控制系统接地、控制室和电子室的环境等, 600MW机组集控运行直接受这些设备的影响, 因此在进行安装、调试机组的过程中, 应重视以下几点:其一, 当600MW机组集控系统的设备暴露在外边, 且气候寒冷时, 应采取相应的保温措施, 让制设备表面结冰, 避免出现误动、拒动;其二, 保证UPS电源的供电方式以及切换时间能够满足相应的要求;其三, 保证良好的接地系统和严格控制电缆屏蔽, 防止600MW机组集控系统受外界的干扰。工作人员在集控运行的过程中应未雨绸缪、防患于未然, 保证火电厂600MW机组集控运行能够安全、稳定的运转。

3 结束语

总之, 火电厂应根据自身600MW机组集控运行的实际状况, 正确地认识和分析集控运行存在的问题, 采取相应的应对策略, 提高600MW机组集控运行的效率, 提高火电厂的安全水平和经济水平。

参考文献

[1]冯陆军, 柴国勋, 李北记.火电厂集控运行问题及策略[J].电源技术应用, 2013 (9) :359.