机组优化启动范文

机组优化启动范文（精选10篇）

机组优化启动 第1篇

随着电力体制的深化改革, 国家对节能政策的进一步落实, 降低发电企业运营成本, 提高节能效益, 已引起发电企业的高度重视。为有效降低火力发电厂的主要经济技术指标———厂用电率和供电煤耗, 除保证机组安全稳定运行、强化设备治理和进行节能改造外, 加强机组启停管理, 特别是冷态启动管理, 采取改进启动措施, 优化启动程序, 实现经济启动, 也可以获得较大经济效益。

1 系统概述

神华河北国华沧东发电有限责任公司 (以下简称沧电) 一期工程2台600MW亚临界机组, 三大主机设备均为上海厂制造, 锅炉为亚临界、一次中间再热、控制循环汽包炉, 采用正压直吹式制粉系统, 每台锅炉配备6台HP-983型中速磨煤机, 每台磨煤机有4根煤粉管布置于炉膛同一层。燃烧器四角布置, 采用浓淡分离宽调节比 (WR) 煤粉喷嘴, 在第一层燃烧器布置有等离子点火及稳燃燃烧器, 锅炉采用平衡通风方式, 每台炉设有2台静叶可调流式引风机、2台动叶可调轴流式送风机和2台动叶可调轴流式一次风机。汽轮机为亚临界、中间再热、四缸四排汽、单轴、凝汽式, 配置2台容量为50%的汽动给水泵和1台容量为30%的电动给水泵。

2 机组冷态启动过程优化

机组的冷态启动过程是一个剧烈的金属零部件加热过程, 因此整个启动过程对升温升压速率、升负荷速率要求严格, 特别是机组检修后启动需要进行多项试验, 使得启动时间延长, 需消耗大量的燃料、厂用电。因此, 在保证机组安全启动的前提下, 合理安排机组启动步骤, 优化启动程序, 缩短机组启动时间, 尤为重要。2008年初, 该公司通过专题研究分析, 对一期2台600MW亚临界机组启动进行优化, 通过两年多实践应用, 取得良好效果, 真正实现了经济启动。

2.1 启动上水方式改进

机组启动时原设计用30%容量电动给水泵给锅炉上水。为节约厂用电, 同时增加启动方式的灵活性, 该公司规定从启动冲洗开始, 用前置泵上水, 上水时间冬季不少于4h, 夏季不少于2h。锅炉点火后, 用辅汽冲转小汽机。在锅炉升温、升压过程中, 通过调整汽泵转速、给水旁路调节门、定排、连排来控制汽包水位。并网前后, 利用辅汽启动另一台汽动给水泵, 当机组并网带一定负荷后, 开启小汽机其他两路汽源供汽门。当机组负荷大于30%时, 开启主给水电动门, 通过调整2台汽泵转速来控制给水流量。负荷达50%时, 检查2台小汽机汽源切为四段抽汽, 将电动给水泵投入热备用, 顺利完成机组启动, 真正实现全过程无电泵启动。

2.2 实现单侧风机启动

锅炉冷态启动过程中, 启动初期, 送引风机实行单侧运行, 期间加强运行风机的监视和检查, 确保风机安全稳定运行。机组并网前再启动另一侧风机运行, 这样既节约厂用电, 又不影响并网后机组安全运行。

2.3 采用等离子点火方式

在计划停机前将A煤斗烧空, 机组启动前配发热量高于20934kJ/kg的优质神混煤。锅炉冷态启动前将等离子暖风器投入, 锅炉吹扫结束后, 立即投入等离子启动模式, 否则延迟10min未点火将触发锅炉MFT, 然后按顺序启动一次风机、密封风机, 对A磨煤机通风暖磨。当磨煤机出口温度高于65℃时, 投入等离子点火装置, 拉弧启磨。在等离子点火燃烧器点火前和点火的过程中, 根据给煤量与磨煤机入口风速等参数, 做好风粉速度、煤粉浓度等重要参数的调整, 适时调整等离子装置的电弧功率, 就地观察等离子点火燃烧器煤粉燃烧情况, 确保等离子点火燃烧器燃烧稳定正常。当预热器出口后一次风温大于180℃后, 退出A磨等离子暖风器, 减少辅汽用量。在机组并网加负荷过程中, 当磨煤机运行台数大于3台时, 及时退出等离子模式防止等离子两角断弧造成磨煤机跳闸

2.4 循环水泵运行方式调整

循环水冷却方式为开式循环冷却, 冷却介质为海水, 凝汽器材质采用钛管, 每台机组设计2台循环水泵, 循环水管道加装联络门, 冬季实行“两机三泵”, 夏季实行“两机四泵”。机组启动过程中, 通过联络门采用临机供水, 并根据机组真空和低压缸排汽温度变化情况适时调整联络门的开度。冲车前启动1台循环水泵运行, 另一台循泵视实际情况决定是否投运。在冬季, 机组启动过程中, 由于海水温度过低、机组排汽量较少, 为防止凝汽器结冰, 常采用限制凝汽器出口循环水电动门开度来控制循环水流量, 当机组并网后, 根据机组负荷情况, 启动1台循环水泵, 调整凝汽器出口电动门开度, 直至循环水联络门全开。

3 优化启动节能效益分析

(1) 启动上水方式改进。机组冷态启动过程中, 从上水冲洗到机组带50%负荷投入协调共用时15h, 其中电泵运行平均电流350A, 给水泵前置泵平均运行电流32A, 整个启动过程节约厂用电量45049kWh。

(2) 实现单侧风机启动。锅炉冷态启动过程中, 引风机平均运行电流205A, 送风机平均运行电流63A, 从点火到并网大约6.5h, 单侧风机启动每次可节约厂用电15387kWh。

(3) 采用等离子点火方式。采用等离子点火方式, 真正实现机组启动零耗油。

(4) 循环水泵运行方式调整。机组冷态启动过程中, 循环水泵平均运行电流225A, 从启动到冲车前7h, 共节约厂用电13932kWh。

4 结语

通过加强机组冷态启动管理, 优化启动程序, 沧电一期工程2台机组供电煤耗、厂用电率明显下降, 取得较好效果。在今后实际工作中, 还要继续深挖节能降耗潜能, 在保证机组安全稳定运行前提下最大限度地提高节能效益

参考文献

机组启动试运行方案 第2篇

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2009年6月9日

机组启动试运行方案

1充水试验 1.1充水条件

1.1.1确认坝前水位已蓄至最低发电水位。

1.1.2确认进水口闸门、尾水闸门处于关闭状态。确认机组各进人门已关闭牢靠，各台机组检修排水阀门已处于关闭状态，检修排水廊道进人门处于关闭状态。确认调速器、导水机构处于关闭状态，接力器锁定已投入。确认空气围带、制动器处于投入状态。1.1.3确认全厂检修、渗漏排水系统运行正常。

1.2尾水流道充水

1.2.1利用尾水倒灌入检修排水廊道，然后打开机组尾水检修排水阀向尾水流道充水，在充水过程中随时检查水轮机导水机构、转轮室、各进人门、伸缩节、主轴密封及空气围带、测压系统管路、发电机定子、灯泡头、流道盖板等的漏水情况，记录测压表计的读数。1.2.2充水过程中必须密切监视各部位的渗漏水情况，确保厂房及机组的安全，一旦发现漏水等异常现象时，应立即停止充水并进行处理。充水过程中应检查排气情况。1.2.3待充水至与尾水位平压后，将尾水闸门提起。

1.3进水流道充水

1.3.1提起进水闸门，以闸门节间充水方式缓缓向进水流道充水，监视进水流道压力表读数，检查灯泡体、管形座、框架盖板、导水机构及各排水阀等各部位在充水过程中的工作状态及密封情况。

1.3.2观察各测压表计及仪表管接头漏水情况，并监视水力量测系统各压力表计的读数。1.3.3充水过程中检查流道排气是否畅通。

1.3.4待充水至与上游水位平压后，将进水口闸门提起。

1.3.5观察厂房内渗漏水情况及渗漏水排水泵排水能力和运转可靠性。

1.3.6将机组技术供水管路系统的阀门打开，启动供水泵，使压力水通过各冷却水管路，检查管路阀门、各接头法兰通水后的工作情况。机组启动和空转试验

2.1启动前的准备

2.1.1 主机周围各层场地已清扫干净，施工人员撤离工作现场，吊物孔盖板已盖好，通道畅通，照明充足，指挥通信系统布置就绪，各部位运行人员已到位，各测量仪器、仪表已调整就位。

2.1.2确认充水试验中出现的问题已处理合格。

2.1.3机组润滑油、冷却水、润滑水系统均已投入，各油泵、水泵按自动控制方式运行正常，压力、流量符合设计要求。油压装置和漏油装置油泵处于自动控制位置运行正常。2.1.4高压油顶起系统、机组制动系统处于手动控制状态。

2.1.5检修排水系统、渗漏排水系统和高、低压压缩空气系统按自动控制方式运行正常。2.1.6上下游水位、各部原始温度等已做记录。

2.1.7水轮机主轴密封水投入，空气围带排除气压、制动器复归（确认风闸已全部复位），转动部件锁定已拔出。

2.1.8启动高压油顶起装置油泵，检查确认机组大轴能正常顶起。2.1.9调速器处于准备工作状态，并符合下列要求：

油压装置至调速器的主阀已开启，调速器柜压力油已接通，油压指示正常。调速器的滤油器位于工作位置。调速器处于“手动”位置。

油压装置处于自动运行状态，导叶开度限制机构处于全关位置。2.1.10与机组有关的设备应符合下列要求：

发电机出口断路器QF905、发电机励磁系统灭磁开关在断开位置。转子集电环碳刷已磨好并安装完毕，碳刷拔出。发电机出口PT处于工作位置，一次、二次保险投入。

水力机械保护、电气过速保护和测温保护投入；机组的振动、摆度监测装置等投入监测状态，但不作用于停机。

现地控制单元LCU5已处于监视状态，具备检测、报警的功能，可对机组各部位主要的运行参数进行监视和记录。

拆除所有试验用的短接线及接地线。

外接频率表接于发电机出口PT柜一次侧，监视发电机转速。大轴接地碳刷已投入。

2.1.11手动投入机组各部冷却水（空冷器暂不投，转机时对发电机定子、转子进行干燥）。2.2首次启动试验

2.2.1拔出接力器锁定，启动高压油顶起装置。2.2.2手动打开调速器的导叶开度限制机构，待机组开始转动后将导叶关回，由各部观察人员检查和确认机组转动与静止部件之间有无摩擦、碰撞及其它异常情况。记录机组启动开度。2.2.3确认各部正常后再次打开导叶启动机组。当机组转速升至接近50%额定转速时可暂停升速，观察各部无异常后继续升速，使机组在额定转速下运行。

2.2.4当机组转速升至95%额定转速时可手动切除高压油顶起装置，并校验电气转速继电器相应的触点。当机组转速达到额定值时校验机组各部转速表指示应正确。记录当时水头下机组额定转速下的导叶开度。

2.2.5在机组升速过程中派专人严密监视推力瓦和各导轴瓦的温度，不应有急剧升高或下降现象。机组达到额定转速后，在半小时内每隔5分钟记录瓦温，之后可适当延长时间间隔，并绘制推力瓦和各导轴瓦的温升曲线。机组空转4-6小时以使瓦温稳定，记录稳定的轴瓦温度，此值不应超过设计值。记录各轴承的油流量、油压和油温。

2.2.6机组启动过程中，应密切监视各部运转情况，如发现金属摩擦或碰撞、推力瓦和导轴瓦温度突然升高、机组摆度过大等不正常现象应立即停机。

2.2.7监视水轮机主轴密封及各部水温、水压，有条件时可观察、记录水封漏水情况。2.2.8记录全部水力量测系统表计读数和机组监测装置的表计读数。

2.2.9有条件时，应测量并记录机组水轮机导轴承、发电机轴承等部位的运行摆度（双振幅），不应超过导轴承的总间隙。

2.2.10测量发电机一次残压及相序，相序应正确。2.3停机过程及停机后检查

2.3.1手动启动高压油顶起装置，操作开度限制机构进行手动停机，当机组转速降至额定转速的20%时手动投入制动器，机组停机后手动切除高压油顶起装置，制动器则处于投入状态。2.3.2停机过程中应检查下列各项： 监视各轴承温度的变化情况。检查转速继电器的动作情况。录制转速和时间关系曲线。

2.3.3 停机后投入接力器锁定和检修密封，关闭主轴密封润滑水。2.3.4 停机后的检查和调整：

1）各部位螺栓、螺母、销钉、锁片及键是否松动或脱落。2）检查转动部分的焊缝是否有开裂现象。3）检查挡风板、挡风圈是否有松动或断裂。4）检查风闸的摩擦情况及动作的灵活性。

5）在相应水头下，调整开度限制机构及相应的空载开度触点。2.4调速器空载试验

2.4.1根据机组残压测频信号是否满足调速器自动运行的情况，确定调速器空载扰动试验时间，若不能满足要求，则调速器空载试验安排在机组空载试验完成之后进行。

2.4.2手动开机，机组在额定转速下稳定运行后。调整电气柜的相关参数。将手/自动切换电磁阀切换为自动位置，并在调速器电气柜上也作同样的切换，此时调速器处于自动运行工况，检查调速器工作情况。调整PID参数，使其能在额定转速下自动调节，稳定运行。2.4.3分别进行调速器各通道的空载扰动试验，扰动试验满足下列要求：

调速器自动运行稳定后，加入扰动量分别为±1%、±2%、±4%、±8%的阶跃信号，调速器电气装置应能可靠的进行自动调节，调节过程正常，最终能够稳定在额定转速下正常运转。否则调整PID参数，通过扰动试验来选取一组最优运行的参数。2.4.4转速最大超调量不应超过扰动量的30%。2.4.5超调次数不超过2次。

2.4.6从扰动开始到不超过机组转速摆动规定值为止的调节时间应符合设计规定。2.4.7进行机组空载下的通道切换试验，各通道切换应平稳。2.4.8进行调速器自动模式下的开度调节试验，检查调节稳定性。2.4.9进行调速器自动模式下的频率调节，检查调节稳定性。

2.4.10进行调速器故障模拟试验，应能按设计要求动作,在大故障模拟试验时,切除停机出口,以免不必要的停机。

2.4.11记录油压装置油泵向压力油罐送油的时间及工作周期。在调速器自动运行时记录导叶接力器摆动值及摆动周期。

2.4.12进行油泵电源切换试验，切换应灵活可靠。2.5 机组过速试验及检查

2.5.1过速试验前机组摆度和振动值应满足规程和设计要求。2.5.2临时拆除电气过速保护停机回路，监视其动作时的转速。

2.5.3手动开机，待机组运转正常后，手动逐渐打开导叶，机组升速至115%，记录115%时转速继电器实际动作值，机组转速继续升速到155%额定转速以上时，记录电气过速155%转速继电器实际动作值，机械过速保护装置在电气过速保护动作之后且应在机组转速达到160%之前立即动作关机。如果升速至160%额定转速时，机械过速装置仍未动作，亦应立即停机。需校正机械过速装置，重新进行该试验。

2.5.4试验过程中记录机组各部的摆度、振动最大值。若机组过速保护未动作停机，则按手动停机方式，在95%额定转速时投入高压油顶起装置，降至20%转速后投机械制动。2.5.5过速试验过程中专人监视并记录各部位推力瓦和导轴瓦温度；监视转轮室的振动情况；测量、记录机组运行中的振动、摆度值，此值不应超过设计规定值； 监视水轮机主轴密封的工作情况以及漏水量；监听转动部分与固定部分是否有磨擦现象。

2.5.6过速试验停机后，投入接力器锁定，落进水口闸门，顶起制动器，全面检查转子转动部分，如转子磁轭键、引线支撑、磁极键及磁极引线、阻尼环、磁轭压紧螺杆、转动部分的焊缝等。并按首次停机后的检查项目逐项检查。3机组自动开停机试验 3.1 自动开机需具备的条件

3.1.1各单元系统的现地调试工作已完成，验收合格。3.1.2计算机与各单元系统对点完成，通讯正常。3.1.3在无水阶段由计算机操作的全厂模拟已完成。3.1.4LCU5交直流电源正常，处于自动工作状态。3.1.5水力机械保护回路均已投入。

3.1.6接力器锁锭及制动器实际位置与自动回路信号相符。3.1.7技术供水回路各阀门、设备已切换至自动运行状态。3.1.8高压油顶起装置已切换至自动运行状态。3.1.9制动系统已切换至自动运行状态。3.1.10 润滑油系统已切换至自动运行状态。3.1.11 励磁系统灭磁开关断开。

3.1.12 齿盘测速装置及残压测频装置工作正常。

3.1.13调速器处于自动位置，功率给定处于“空载”位置，频率给定置于额定频率，调速器参数在空载最佳位置。

修密封、主用密封切换至自动运行状态。3.2机组LCU5自动开机 启动机组LCU5空转开机。

按照机组自动开机流程，检查各自动化元件动作情况和信号反馈。检查调速器工作情况。记录自发出开机脉冲至机组开始转动所需的时间。记录自发出开机脉冲至机组达到额定转速的时间。检查测速装置的转速触点动作是否正确。3.3机组LCU5自动停机

3.3.1由机组LCU5发停机指令，机组自动停机。

3.3.2监视高压油顶起系统在机组转速降至95%额定转速时应能正常投入，否则应立即采用手动控制方式启动。

3.3.3检查测速装置及转速接点的动作情况，记录自发出停机令到机械制动投入的时间，记录机械制动投入到机组全停的时间。

3.3.4检查机组停机过程中各停机流程与设计顺序应一致，各自动化元件动作应可靠。3.3.5分别在现地、机旁、中控室等部位，检查紧急事故停机按钮动作的可靠性。3.3.6模拟机组各种机械事故及故障信号，进行事故停机流程试验。检查事故和故障信号响应正确，检查事故停机信号的动作流程正确可靠。

3.3.7其它各种开停机及电气保护停机试验将结合后续的各项电气试验进行。4 桥巩水电站

发电机及

发电机带3#主变升流试验； 4.1、试验准备

4.1.1根据

机组发电投运的一次设备情况，本次升流试验范围为3#主变、发电机，短路点的设置部位如下：

短路点1（D1）：设置在3#离相封闭母线副厂房84.50m层与电抗器连接处，利用软连接作为短路装置。

短路点2（D2）：设置在开关站3#主变进线间隔接地开关200317处，利用接地开关200317作为短路装置。

4.1.2发电机出口断路器905断开、灭磁开关断开。

4.1.3励磁系统用它励电源从10KV系统备用开关柜取，用3X70mm2的高压电缆引入。4.1.4发电机保护出口压板在断开位置，保护仅作用于信号，投入所有水力机械保护。4.1.5技术供水系统、润滑油系统已投入运行，检修密封退出，主轴密封水压、流量满足要求。发电机定子空气冷却器根据绝缘情况确定是否投入。4.1.6恢复发电机集电环碳刷并投用。

4.1.7复查各接线端子应无松动，检查升流范围内所有CT二次侧无开路。4.1.8测量发电机转子绝缘电阻，符合要求。4.1.9测量发电机定子绝缘电阻，确定是否进行干燥。如需干燥，则在发电机升流试验完成后进行短路干燥。4.2发电机升流试验

4.2.1短路点1（D1）升流试验：

（1）手动开机至额定转速，机组各部运行正常。（2）励磁变自然通风良好，励磁功率柜风冷回路正常。

（3）将励磁调节器电流给定降至最小，投入它励电源。由于励磁变低压侧电压约为780V，所以监测时需注意测量方法及安全距离。

（4）检查短路范围内的CT二次残余电流，不能有开路现象。

（5）合灭磁开关，缓慢升流至（3～4）%发电机额定电流，检查升流范围内各CT二次无开路，继续升流至10%额定电流，检查各CT二次三相电流平衡情况及其相位；检查测量表计接线及指示的正确性；检查发电机保护、励磁变压器保护、主变保护、发变组故障录波及测量回路的电流幅值和相位。

（6）解开保护停机回路，投入保护跳灭磁开关回路，模拟检查发电机差动的动作情况。（7）逐级升流检测并录制发电机50%额定电流下跳灭磁开关的灭磁曲线。（8）手动启动录波装置，录制发电机短路特性曲线，测量发电机轴电压。

（9）在发电机额定电流下，跳灭磁开关检验灭磁情况是否正常，录制发电机在额定电流时灭磁过程的示波图

（10）测量额定电流下的机组振动与摆度，检查碳刷与集电环工作情况。（11）试验过程中检查发电机主回路、励磁变、共箱母线等各部位运行情况。（12）记录升流过程中定子绕组及空冷各部温度。

（13）根据定子绕组绝缘情况，若需进行定子短路干燥时，确认空气冷却器冷却水切除，升流至50%定子额定电流对定子进行短路干燥。

（14）试验完毕后模拟发动机差动保护停机，跳灭磁开关。断开它励电源。（15）拆除短路试验铜母线。4.2.2短路点2（D2）升流试验：

（1）本次试验短路点设置在开关站3#主变进线接地开关200317处。

（2）根据本次短路试验范围，依次合上相关断路器905、隔离开关20036、断路器2003，切除相关断路器的操作电源，防其误分闸。（3）合灭磁开关。（4）缓慢升流至（2～3）%发电机额定电流，检查升流范围内各CT二次无开路，继续升流至10%额定电流，检查各CT二次三相电流平衡情况及其相位；检查测量表计接线及指示的正确性；检查3#主变保护、母线保护、断路器保护、故障录波及测量回路的电流幅值和相位。

（5）升流结束，分灭磁开关，分发电机出口断路器905。（6）分开关站断路器2003，分本次短路试验的接地开关200317。5发电机单相接地试验及升压试验 5.1升压前准备工作

5.1.1 测量发电机转子绝缘电阻，测量发电机定子绝缘电阻，均符合要求。5.1.2 投发电机差动保护、电流后备保护和励磁变保护。5.1.3 投入所有水机保护及自动控制回路。5.1.4 发电机出口断路器905断开。5.2发电机定子单相接地试验

5.2.1 拉开中性点隔离开关，将接地变压器与发电机中性点断开，在出口电压互感器处做单相临时接地点，退出发电机定子接地保护跳闸出口。自动开机到空转，监视定子接地保护动作情况。

投入它励电源，合灭磁开关，升压至50%定子额定电压，记录电容电流值。

5.2.4试验完毕降压至零，跳开灭磁开关，拆除临时接地线，将发电机中性点隔离开关合上，投入发电机定子接地保护。5.3 发电机过压保护试验

临时设定发电机过压保护定值为10V，监视发电机过压保护动作情况。合灭磁开关，逐步升压直至发电机过压保护动作，记录保护动作值。试验完成后恢复原定值，投入过压保护。5.4 发电机零起升压

5.4.1机组在空转下运行，调速器自动。

5.4.2测量发电机升流试验后的残压值，并检查三相电压的对称性。5.4.3手动升压至25%额定电压，检查下列各项： 发电机及引出母线、分支回路等设备带电是否正常。机组各部振动及摆度是否正常。

测量发电机PT二次侧三相电压相序、幅值是否正常，测量PT二次开口三角电压值。5.4.4逐级升压至发电机额定电压，检查带电范围内一次设备的运行情况。5.4.5检查发电机PT回路相序、电压应正确，测量PT开口三角电压值。5.4.6测量额定电压下机组的振动与摆度，测量额定电压下发电机轴电压。5.4.7记录定子铁芯各部温度。

5.4.8分别在50%、100%发电机额定电压下跳灭磁开关，检查灭弧情况，录制空载灭磁特性曲线。

5.5发电机空载特性试验

5.5.1零起升压，每隔10%额定电压记录定子电压、转子电流、励磁电压，录制发电机空载特性的上升曲线。

5.5.2继续升压，当发电机励磁电流达到额定值980A时，测量发电机定子最高电压，并在最高电压下持续运行5min。最高定子电压以不超过1.3倍额定电压值13.65kV为限。5.5.3由最高电压开始降压，每隔10%额定电压记录定子电压、励磁电流、励磁电压，录制发电机空载特性的下降曲线。

5.5.4试验完毕后将励磁电流降为零，跳灭磁开关，断开它励电源，停机。将转子回路经过电阻接地，进行转子一点接地保护试验。6 发电机空载下的励磁调整和试验 6.1试验前的准备

6.1.1 3#主变的升流、升压已完成。

6.1.2 机组励磁变已恢复正常接线，机组采用自励方式。6.1.3 发电机保护已按定值整定并投入，水机保护已投入。6.1.4 自动开机到空转，稳定运行。6.2 励磁的调整和试验

6.2.1在发电机额定转速下，检查励磁调节器A套、B套的调节范围，在调整范围内平滑稳定的调节。

6.2.2在额定空载励磁电流情况下，检查功率整流桥的均流系数，均流系数不应低于0.85。6.2.3在发电机空载状态下，分别录波检查起励、逆变、手动和自动切换、通道切换等情况下的稳定性和超调量。在发电机空转且转速在95%～100%额定值范围内，自动起励，机端电压从零上升到额定值时，电压超调量不大于额定值的10%，超调次数不超过2次，调节时间不大于5S。

6.2.4在发电机空载状态下，人工加入±10%阶跃量干扰，检查各通道的调节情况，超调量、超调次数、调节时间应满足设计要求。

6.2.5发电机转速在90%～110%内变化，测定发电机端电压，录制发电机电压/频率特性曲线。频率每变化1%，AVR应保证发电机电压的变化值不大于±0.25%。

6.2.6进行额定电压的起励、逆变灭磁试验并录波，分别在A、B套“正常”位置，手动和自动分别进行额定电压下的起励、逆变灭磁试验。6.2.7进行机组LCU5和中控室对励磁系统的调节试验。6.3 计算机监控系统自动开机到空载试验

6.3.1相关水力机械保护、继电保护回路均已投入，机组附属设备处于自动运行状态，具备自动开机条件。

6.3.2发电机出口断路器905断开，灭磁开关断开。

6.3.3调速器设置为自动，机组LCU5设置为现地控制，在LCU5上发“开机到空载”令，观察机组自动开机至95%额定转速、自动合灭磁开关、自动起励升压到90％额定电压等过程中的设备运行情况。

6.3.4在LCU5发“停机”令，机组自动停机。观察机组自动逆变灭磁、调速器自动关闭至全关等过程中的设备运行情况。

7220kV系统对3#主变冲击受电试验（可提前进行）7.1 试验前的准备

7.1.1 计划接受冲击受电的一次设备为：3#主变。

7.1.2投运范围内相关设备保护按调度要求整定完毕并投入，各个保护出口已进行了传动试验，各个保护都已投入运行。7.1.3主变散热器系统投入。

7.1.4开关站LCU9、机组LCU5均已调试完成，本次投运的断路器、隔离开关均已完成LCU远动试验。

7.1.5发电机出口断路器905、接地开关断开。

7.1.6开关站3#主变间隔断路器、隔离开关、接地开关处于断开位置。7.2 主变冲击受电试验

7.2.1向中调申请对3#主变进行冲击受电试验。

7.2.2按调度令进行开关站倒闸操作，220kV电压通过断路器2003对3#主变进行全电压冲击试验，冲击试验应为5次，每次间隔约10分钟。

7.2.3每次冲击合闸后，均需检查主变压器冲击运行情况，检查差动保护及瓦斯保护的工作情况，检查主变高、低压侧避雷器动作情况，检查保护装置有无误动，记录主变压器高压侧合闸冲击电流。

7.2.4主变压器在冲击试验前、后对变压器油作色谱分析，试验结束后恢复设备的正常接线。8机组同期并网试验 8.1并网前准备

8.1.1 已对自动同期装置的电压、频率、导前角进行了测试，已完成自动同期装置的模拟并列试验。

8.1.2 发电机、变压器等相关保护已按调度要求整定完成并正确投入。

8.1.3 在主变零起升压时同期电压回路已检测无误，系统倒送电后，机组与系统的相位已核对。

系统已同意进行同期试验并允许带最低限额负荷。8.2发电机出口断路器905准同期试验（1）905自动假准同期试验。

（2）系统电源已送到发电机主变低压侧。（3）出口断路器905处于试验位置。

（3）机组自动开机至空载运行。励磁调节器、调速器切至远方自动操作模式。（4）启动同期装置，对断路器905的合闸过程进行录波。

（5）合闸后立即断开断路器905，分析录波图，检查合闸的压差、频差、导前时间是否合适。

（6）试验完成后，解除模拟断路器905合闸信号。2）905自动准同期试验

（1）执行空载至发电令，由机组LCU5投入自动同期装置，断路器905自动准同期合闸，同时录制同期合闸波形。

（2）机组并网后，带最低负荷，检查各功率、电度计量装置工作状况，检查各个保护的采样、差流。

8.3开关站3#主变进线断路器2003QF同期试验 1）2003自动假准同期试验

（1）机组通过断路器905并网发电后，手动降负荷，分断路器2003，机组与系统解列。分隔离开关20036。

（2）模拟隔离开关20036合闸信号至开关站LCU9，启动同期装置，对断路器20036的合闸过程进行录波。

（3）合闸后分断路器2003。分析波型图，检查合闸的压差、频差、导前时间是否合适。（4）试验完成后，解除模拟隔离开关20036合闸信号。2）2003自动准同期试验（1）合隔离开关20036。

（2）执行断路器2003自动准同期合闸令，由开关站LCU9投入自动同期装置，自动进行准同期合闸。

（3）试验完成后，分发电机出口断路器905，机组与系统解列。（4）跳灭磁开关，停机，准备自动开机并网试验。8.4 计算机监控系统自动开机并网试验

8.4.1发电机出口断路器905断开，系统电源已送到出口断路器905上端。

8.4.2调速器设置为自动，机组LCU5设置为现地控制。在LCU5上发“开机到发电”令，观察机组自动开机至95%额定转速、自动合灭磁开关、自动起励升压到90％额定电压、自动同期装置调节机组电压和转速、自动合出口断路器905，机组带设定负荷进入发电状态等过程中设备运行情况。

8.4.3在LCU5上发“停机”令，机组自动解列停机。观察LCU5自动减负荷至3MW、分发电机出口断路器905、机组自动逆变灭磁、调速器自动关闭至全关的过程，记录自发出停机令到机械制动投入的时间。

8.4.4在中控室进行自动开机和停机操作，并进行相应的检查和记录。9机组负荷试验

9.1机组带负荷试验前的准备。9.1.1 机组带负荷前的试验已全部完成。

9.1.2 申请机组进行负荷试验已获得调度批准，允许甩负荷的容量和时间段已确认。9.2 机组带负荷试验

9.2.1机组逐级增加负荷运行，不在振动区过长的停留，记录机组状况：各部的振动、摆度；定子绕组温度；推力瓦和导轴瓦、定子铁心、空气冷却器等部位温度值；主变油温等变化情况。

9.2.2在小负荷时，测量发电机、主变压器、开关站断路器等保护装置的CT二次电流相量图，全面核查电压电流相位关系。测量安稳装置、计量系统和故障录波等装置的CT二次电流相量图，全面核查电压电流相位关系。9.2.3记录在当时水头下，机组产生振动的负荷区。9.2.4测量并记录在不同负荷下机组各部位的噪声。9.2.5在各负荷下，测量发电机轴电压。9.3 机组带负荷下调速系统试验

在不同负荷下进行调节参数的选择及功率调节速率的选择。

9.3.2在50%负荷以下检查调速器频率和功率控制方式下机组调节的稳定性及相互切换过程的稳定性。

9.3.3远方、现地有功调节响应检查。

9.3.4模拟故障试验（模拟功率给定、功率反馈信号故障）。9.3.5调速器通道切换试验。9.3.6模拟机械事故停机试验。9.4 机组带负荷下励磁系统试验

9.4.1过励试验、欠励试验、无功调差率按系统要求进行。9.4.2现地/远方无功功率控制调节检查。9.4.3自动和手动切换、通道切换试验。9.4.4可控硅桥路电流平衡检查。9.5 机组甩负荷试验

9.5.1机组甩负荷按额定出力的15%、50%、75%、100%、100%无功进行，并记录甩负荷过程中的各种参数或变化曲线，记录各部瓦温的变化情况。甩负荷通过发电机出口断路器905进行。

机组甩25%额定负荷时，记录接力器不动时间，应不大于0.2秒，该时间按转速开始上升起计算。观察大轴补气情况。

甩负荷时，检查水轮机调速器系统的动态调节性能，校核导叶接力器两段关闭规律、转速上升率等，均应符合设计要求。

在额定功率因数条件下，水轮发电机突甩负荷时，检查自动励磁调节器的稳定性和超调量。当发电机突甩100%额定负荷时，发电机电压的超调量不应大于额定电压的15%，振荡次数不超过3次，调节时间不大于5秒。9.6 机组事故停机试验

9.6.1模拟机组电气事故停机试验：模拟电气事故动作，机组解列、灭磁，记录负荷下灭磁特性。9.6.2事故低油压关机试验 机组带100%额定负荷运行。

现地与紧急事故停机按钮旁设专人守护。

断开压油罐补气回路；切除压油泵，通过卸油阀门排油与排气阀排气结合方式，降低压力油罐压力直至事故低油压整定值，应注意压油罐内油位不低于油位信号计可见位置。事故低油压接点动作后，调速器事故低油压紧急停机流程启动。若低油压接点在整定值以下仍未动作，立即按紧急事故停机按钮进行停机，重新整定压力开关接点后重做此试验。9.6.3重锤动作关机试验

机组并网带额定负荷稳定运行后，进行机组的重锤关机试验。检查重锤关机是否正常，关闭时间是否符合设计要求。

试验前对监测人员进行周密的安排，在调速器机调柜操作重锤关机命令，如果重锤关机失败，应按下紧急事故停机按钮。9.7 特殊试验 9.7.1 PSS试验。9.7.2 一次调频试验。9.7.3 无功进相试验。9.7.4 其它试验。9.8 机组检查消缺

机组在停机并做好安全措施的情况下，对运行中出现的问题全面检查消缺，达到稳定试运行的要求。

10机组带负荷72h连续试运行

10.1完成上述试验内容经验证合格后，具备带负荷连续运行的条件，开始进入72h试运行。10.2根据运行值班制度，全面记录运行有关参数。

10.3 72h连续运行后，停机全面检查机组、辅助设备、电气设备、流道部分、水工建筑物和排水系统工作后情况，消除并处理72h试运行中发现的所有缺陷。

10.4完成上述工作后，即可签署机电设备验收移交证书，移交电厂，投入商业运行。

项目经理部

机组优化启动 第3篇

【关键词】辅机系统启动优化;主机系统启动优化

0.引言

胜利发电厂二期3、4号机组均为300MW燃煤机组，分别于2003年和2004年试运投产，根据生产计划，在一般情况下燃煤发电机组每年都有1-3次启停。对于辅机系统，如何在主机启动前减少高功率转机的能耗并保证启动准备工作的连续性；对于主机系统，如何有效地缩短机组启动时间并减少启动对机组寿命的影响，显然这些都是非常值得研究的课题。基于此，我们在充分利用现有设备并尽量减少系统改造的前提下，胜利发电厂二期运行部对4号机组的启动过程进行了一系列的优化，并取得了良好的效果。

1.辅机系统的启动优化

经过对系统设备的分析，我们认为：凝结水输送泵和汽动给水泵前置泵可以分别在机组启动准备过程中代替凝结水泵和电动给水泵为除氧器和锅炉上水，以降低电能消耗。同时，在冷态启动过程中合理组织各系统的启动，也可以节约启动准备时间，达到节能的目的。

1.1除氧器无凝结泵上水

胜利发电厂二期4号机组凝结水系统配备两台NLT350-400型凝结水泵（电机为YLKK500-4型，额定功率1000KW）和一台 6NB-6型凝结水输送泵（电机为Y 200L2-2型，额定功率37KW）。传统的除氧器上水方式为单台凝结水泵上水。

优化方式：凝结水输送泵扬程为88m，由凝输泵出口至凝结水泵出口管道有凝结水系统注水管道及阀门，除氧器水箱标高为26m，经过对系统和设备的分析发现，凝结水输送泵完全具备向除氧器上水的条件。

优化效果：从凝结水系统注水到除氧器上水，直至汽轮机挂闸冲转前，与传统方法相比,利用凝结水输送泵代替一台凝结水泵完成供水任务,节省了凝结水泵的耗电量（以上水过程6小时计算，采用凝结水泵需耗电2880Kwh，而采用凝输泵上水仅耗电150Kwh）。采用凝输泵上水还避免了启停凝结水泵对厂用电系统造成的冲击,并减少了凝结水泵低负荷运行时间,延长了水泵寿命。另外该上水方式充分利用了现有设备, 不需要任何系统改动和投资。

存在的问题及解决方案：在多次优化实践操作中曾经出现了一些问题，例如：在采用凝输泵向除氧器上水的过程中，由于系统阻力较大，出现了流量较低的现象。经过对系统的分析，在上水过程中，各低压加热器水侧走旁路，可以大大降低工质的流动阻力，从而有效的解决这个问题。

1.2锅炉无电泵上水

胜利发电厂二期4号机组给水系统配备一台CHTC５／６型电动给水泵（电机为Y900-2-4型，额定功率5500kW），两台汽动给水泵，其前置泵为Ynkn300-200YJ200型（电机额定功率110kW）。传统的启动过程中，由电动给水泵向锅炉上水。

优化方式：胜利发电厂二期4号机组锅炉汽包标高为65m，除氧器标高26m，汽泵前置泵扬程为48.5m。由此不难看出：由汽泵前置泵向汽包上水是可行的。机组冷态启动锅炉上水时不再启动电动给水泵，而是启动汽泵前置泵，由其提供压头向锅炉上水至汽包。由于汽动泵前置泵的扬程较低,当锅炉点火后，汽包起压时,前置升压泵无法进一步满足锅炉给水压力的需要，此时再启动电动给水泵上水。

优化效果：从锅炉开始上水至锅炉点火后汽包起压这个阶段,与传统方法相比,利用除氧器压力或用一台前置泵代替一台电动给水泵完成了锅炉上水任务,可以节省大量厂用电。并可充分利用现有设备, 不需要任何改動和投资。电动给水泵低负荷下功率范围为3000Kw,汽泵前置泵功率为110Kw，冷态启动时从锅炉上水至锅炉点火给水泵需运行4～5 h，经过简单估算，采用汽泵前置泵上水方法机组一次冷态启动可节约厂用电约为11500-14400Kwh，并且该上水方式避免了频繁启停给水泵对厂用电系统造成的冲击，同时避免了给水泵长期处于低负荷运行,延长了给水泵寿命。

存在的问题及解决方案：在采用汽泵前置泵上水的实际操作中，也出现了流量不足的情况。通过下列方法可有效提高上水流量：（a）高加水侧走旁路，减小沿程阻力（b）通过适当提高除氧器压力来提高前置泵出口压力（c）采用双前置泵运行，提高流量及扬程。

2.主机系统的启动优化（中压缸启动）

胜利发电厂4号机组汽轮机是东方汽轮机厂C300/237-16.7/0.392/537/537型汽轮机，以往的启动一直采用高中压缸联合启动方式，启动过程中耗时长，对汽轮机寿命损耗较大，而中压缸启动能较好的解决这些问题。

优化原理：中压缸启动是指采用再热蒸汽进入汽轮机中压缸后，将汽轮机冲转的启动方式。其冷态启动过程如下：汽轮机进行盘车，开启高压缸排汽逆止阀的旁通阀，关闭高压缸通冷凝器的真空阀，开启高低压旁路阀，开启汽机疏水；锅炉点火，升压升温，凝汽器抽真空，蒸汽通过高压缸排汽逆止阀旁通阀倒流入高压缸进行暖缸；再热蒸汽达到冲转参数后，开启中压进汽阀，汽机转速冲到1000r/min，高压进汽阀关闭，进行高压缸暖缸；高压缸暖缸结束后，关闭高压排汽逆止阀的旁通阀，开启抽真空阀，高压缸处于真空运行直至3000r/min；机组并网，开大中压进汽阀增加功率；满足切换高压缸进汽条件后，高压进汽阀自动开启，高压旁路阀自动将部份或全部蒸汽切换到高压缸，同时高压缸抽真空阀自动关闭，高压排汽逆止阀开启，高压缸进入正常运行。

中压缸启动方式的效果及优点：中压缸启动方式是对再热式超高压（亚临界）机组在冲动前预暖高压缸，启动时高压缸部进汽而由中压缸进汽冲转，至汽轮机定速前或并网接带一定负荷后再切换到常规高中压联合启动进汽的机组启动方式。与高中压联合启动方式相比有下列优势：（a）缩短机组启动时间，减少了燃油投入时间 （b）减少机组寿命损耗，易于实现蒸汽参数与金属温度的匹配 （c）保护锅炉再热器，防止启动初期再热蒸汽流量过低造成的干烧 （d）保护汽轮机高压缸。减少对高压缸的第一级热冲击，避免高压缸在低流量下运行，因而避免了高压缸排汽口的超温问题 （e）热态或极热态启动（事故情况下）防止高压缸过大的交变热应力。

3.启动优化课题的深化

通过上述优化措施的实施，尽管二者均取得了良好的安全和经济效益，但这些措施仍有进一步提升的潜力。例如锅炉上水过程在前置泵上水之前可采用静压上水及除氧器加压的方式，以进一步节省启动费用；主机的启动可采用临机汽源，以减少燃油消耗等等。这都有待于我们进一步的研究与实践。

【参考文献】

［１］张灿勇.火电厂热力系统.中国电力出版社,2007,8.

［２］邓庆松,周世平.300MW火电机组调试技术.中国电力出版社,2009.

［３］徐大同.德州电厂300MW机组运行情况浅析.中国电力,1994,(8).

300MW机组冷态启动优化的应用 第4篇

某电厂2台300 MW机组汽轮机为C250/N300-16.7/537/537-73D型亚临界、一次中间再热、高中压合缸、双缸、双排汽、凝汽式汽轮机。在非采暖期多数情况下,1台机组运行,另1台机组备用。为了保证冬季安全供热,要求在夏季对2台机组进行频繁启停检修(在2008年、2009年和2010年2台机组累计冷态启动次数分别为6次、5次、7次),以确保冬季2台机组快速投入运行。因此,本文在保证机组安全投入运行的情况下,研究了适当加快机组冷态启动速度,提升了机组运行经济性。

1 冷态滑参数启动要求

汽轮机在从静止状态到工作状态的启动过程中,各部件的工作参数都将发生剧烈变化,因此,启动过程是汽轮机运行中最复杂的运行过程。

1) 在机组启动过程中,汽缸和转子本身的温度分布是不均匀的,受蒸汽冲刷的表面温度高,金属内部温度低,高压、中压转子进汽部分表面温度较高,中心温度较低,由于温度的剧烈变化,以及零部件尺寸很大而且工作条件不同,必将在零部件中形成温度梯度,沿着转子半径存在着一个由里向外温度逐步增高的温度梯度。这个温度梯度使金属各部分膨胀不同,因而产生热应力。当热应力过大而超出其允许值时,将严重危及机组的安全。因此,在汽轮机的启动过程中,一定要控制好汽轮机的热应力,使之不超过允许值,同时使机组按照要求均匀膨胀。

2) 冷态滑参数启动的关键问题是主蒸汽、再热蒸汽的温度上升速度能否使汽轮机转子和汽缸均匀加热,也是冷态滑参数启机成败的先决条件之一。因此,为了减缓冲转时产生的热冲击,以减小热应力,要求蒸汽放热系数较小。而低压过热蒸汽的放热系数较小,它相当于额定参数的1/10,所以冲转时采用低压过热蒸汽,以便与汽轮机金属温度合理匹配。

3) 升温率控制是冷态滑参数启机成败的另一关键条件。在冷态滑参数启动过程中,转子表面加热快于内壁,内外壁温差成正值,内外壁温差增大时表面应力显著增加。所以,转子和汽缸加热过快是危险的。在升温过程中,再热汽温应与主汽温同步调整,以保证高压缸、中压缸同步加热。升温过程应与升压过程相互配合,必须保证主蒸汽及再热蒸汽温度有56 ℃的过热度。同时,在保证允许的金属温度变化率的条件下,低参数蒸汽将有较大的流量,使得机组可以很快达到并网带负荷的条件,节约启动时间和启动用燃油。

4) 机组的冷态最优化启动是指保证机组零部件热应力、胀差、轴向位移等指标不超限的前提下,机组以最高的经济性,在最短时间内启动。机组的冷态启动过程实质上是一个升温过程,它是由升温速度和幅度决定的。

5) 缩短机组冷态启动的途径:主蒸汽、再热蒸汽温度与金属温度相匹配,主蒸汽温度必须有56 ℃的过热度,这就可以在零部件安全的基础上缩短启动时间;合理安排升温、升负荷速度及暖机时间。

2 热应力计算

热应力主要发生在高压转子的前几级和中压转子的前几级。它是由于转子各部分温度不均匀、各部分材料之间膨胀或收缩互相限制而引起的。一部分材料受拉的同时,则另一部分材料必然受压。温差越大,交变应力就越大,产生疲劳裂纹的时间就越短。

为了缩短冷态启动时间,迫切要求对机组转子的热应力作出精确计算。在机组的启动过程中,转子的温度水平不断变化,转子材料损伤在不同温度水平下形成。目前应用的转子疲劳曲线中,30CrMoV钢曲线在某一恒定温度水平下形成。

转子钢的材料特性随温度变化,以转子应力的计算为例,应力计算采用一维简化解析模型,一维转子中心热应力可由下式表示为[1]

$\sigma {}_{th}=\frac{E\beta }{1-U}aR{}^2\dot{\eta }f(1-e{}_{}^{{\rm K}r})$,

式中:β为线膨胀系数;E为弹性模量;α为导温系数,α=λ/(ρc);υ为泊松比;c为轴材比热;ρ为密度;λ为材料导热率;f为形状因子;$\dot{\eta }$为温升率;R为转子半径方向上的厚度;Kr为理论集中系数。

若β、E、υ、α等物性参数与温度无关,则热应力仅仅是温升率和时间的函数;但若考虑到上述物性参数中β、E、α的温变特性,则热应力还是启动过程中平均温度水平t的函数,即

$\sigma {}_{th}=\frac{E(\overline{t})\beta (\overline{t})}{1-U(\overline{t})}a(t)R{}^2\dot{\eta }f(1-e{}_{}^{-{\rm K}r})=$

F($\dot{\eta }$·$\tau \cdot \overline{t})$。 (2)

对于30CrMoV转子钢,文献[1]提供了不同温度水平下的物性参数,如图1—图3所示。由图1—图3中可以看出,当温度从200 ℃变化到600 ℃时,β变大了27%,E减小了26%,两者基本上相互抵消,导温系数α减小了54%。因此,可以认为导温系数的变化是影响转子热应力的关键因素。

计算表明,如果蒸汽与转子的温差达到150 ℃,转子表面热应力将增大到材料屈服极限的数值,转子表面很快就会产生裂纹。由此可见,为了限制热应力,就必须限制蒸汽与转子的温差(不大于56 ℃)。此外,由于构成转子的材料相当厚大,各部分材料之间的热传导需要相当长的时间。于是,限制蒸汽的升温速度成为限制热应力的另一个重要手段。这两种手段在汽轮机启动时是非常重要的。这是因为在高速旋转的情况下,转子表面与蒸汽之间的热交换相当强烈,转子表面将很快被蒸汽所加热;而转子内部材料的热传导却十分缓慢,升温十分缓慢。此时,如果蒸汽很快升温,转子表面也很快升温,就加大了转子本身的温差,造成极大的热应力。为有效地控制汽轮机转子的热应力,根据“转子的寿命计算和寿命管理”理论,组成了按寿命管理的“机组启动控制系统”,运行人员只要保证升温率,机组就能够保证热应力处在安全范围内实现启动。当传热条件、温度分布及金属材料性能已知时,通过对转子在温度变化时热应力的计算,保证主蒸汽温度的升速率不大于1.5 ℃/min、机组总膨胀、胀差在规定范围内,就可以使汽缸和转子的热应力不超过规定,从而保证机组安全启动。

3 机组冷态启动过程

某电厂两台300 MW机组2007年投入运行以来,每次机组冷态启动的冲转参数:主蒸汽压力为4.12 MPa,主蒸汽温度为320 ℃,再热蒸汽压力小于0.2 MPa,凝汽器真空为-0.090 MPa以上。

冷态启动过程:

1) 冷态启动转速达2 450 r/min时开始暖机, 此时再热蒸汽温度为150 ℃,再热汽温按升速率0.9 ℃/min提升温度,2 h后再热汽温可达到260 ℃。

2) 当中压主汽门前的再温汽温度达到260 ℃时,开始计算暖机时间,在任何情况下不允许缩短暖机时间,冷态暖机1 h后开始升速。中速暖机期间,主汽温度保持在320 ℃,再热汽温在260 ℃以上,并且在机组的振动、轴向位移、胀差、高中压外缸内壁上下缸温差、汽缸总膨胀等情况良好条件下,汽机可进一步升速。

3) 当转速达到2 450 r/min、中压主汽门前的汽温达到260 ℃时,大约需要2 h。而后才开始计算暖机时间。而冷态暖机时间是1 h,加在一起为3 h。然后冲转至3 000 r/min,开始并网,带初负荷暖机30 min,同时注意维持机前参数的稳定。

4) 初负荷暖机结束后,主蒸汽升温速度为1 ℃/min,主蒸汽升压速度为0.045 MPa/min,需要1 h升至主蒸汽温度380 ℃和主蒸汽压力为6.8 MPa,此时负荷60 MW。主蒸汽温度为380 ℃,主蒸汽压力为6.8 MPa,稳定运行需30 min。

5) 以主蒸汽升温速度1 ℃/min、主蒸汽升压速度0.045 MPa/min的速度升至主蒸汽温度450 ℃、主蒸汽压力9.5 MPa,此时负荷90 MW,需要70 min。主蒸汽温度450 ℃,主蒸汽压力9.5 MPa, 稳定运行需30 min。

6) 以主蒸汽升温速度1 ℃/min、主蒸汽升压速度0.045 MPa/min的速度升至主蒸汽温度530 ℃、主蒸汽压力12.2 MPa,此时负荷150 MW,需要80 min。主蒸汽温度530 ℃,主蒸汽压力12.2 MPa, 稳定运行需30 min。

7) 以主蒸汽升温速度1 ℃/min、主蒸汽升压速度0.09 MPa/min的速度升至主蒸汽温度537 ℃、主蒸汽压力16.7 MPa,此时负荷为180 MW,需要50 min。

8) 机组稳定运行30 min后,单阀改为顺序阀运行。整个启机时间大约需要10 h。

在中速暖机时,主汽温度保持稳定,只在发电机并网后,才开始升主蒸汽温度、压力,造成大量的燃油浪费。

4 改进后的操作方法

通过与哈尔滨汽轮机厂反复研究、详细分析,找出了影响机组冷态启动时间长的主要因素(中速暖机过程中,主蒸汽温度、主蒸汽压力保持不变),提出了相应的改进措施(在中速暖机时,在不缩短暖机时间的前提下,提升主蒸汽温度、主蒸汽压力,从而使机组在带负荷阶段可以快速加负荷至额定负荷),缩短了冷态启动时间。

在冷态启动时,主蒸汽压力为4.12 MPa,主蒸汽温度为320 ℃,从冲转至汽轮机转速600 r/min,打闸后临检到再次冲转至2 450 r/min,约需要1h。

当转速达到2 450 r/min、中速暖机时,主蒸汽温度以1 ℃/min、主蒸汽压力以0.09 MPa/min的上升速度,使主蒸汽温度由320 ℃升至427 ℃,主蒸汽压力由4.12 MPa升至10.3 MPa, 大约需要2 h,再热汽温才能达到260 ℃。

此时通流部分蒸汽温度的变化将会在转子内产生热应力,只要转子的表面和内部有温差存在,这种热应力就一直存在。当转子表面和内部的温度均匀一致时,此应力也即消失。由于转子应力的控制就是对转子温差的控制,所以当主蒸汽的温升速度不超过1.5 ℃/min时,转子的应力就应在可控制范围内。而此时主蒸汽的温升速度是1 ℃/min。

根据“冷态启动转子加热规程”的规定,在转子中速暖机的过程中,主蒸汽的温升速度不大于1.5 ℃/min、主蒸汽压力不大于0.09 MPa/min即可。

当中压主汽门前的再温汽温度达260 ℃时开始计算暖机时间,在任何情况下不允许缩短暖机时间,冷态暖机1 h后开始升速。

中速暖机期间,机组的振动、轴向位移、胀差、高中压外缸内壁上缸、下缸温差、汽缸总膨胀等情况良好条件下,汽机可进一步升速,加在一起需3 h。然后冲转至3 000 r/min,开始并网,带初负荷暖机30 min,同时注意维持机前参数的稳定。

初负荷暖机结束后,主蒸汽温度以1.5 ℃/min、主蒸汽压力以0.09 MPa/min的速度升至主蒸汽温度537 ℃,主蒸汽压力16.7 MPa,此时负荷300 MW,需要80 min。

从转子应力的计算可知,转子表面应力的大小与相应的有效温差成正比,在一定的转子材料情况下,对应力的控制问题可以转变为对有效温差的控制。考虑到实际汽轮机转子的温度分布计算十分复杂,影响因素很多,如果采用多维计算模型,势必导致计算量巨大,难以满足实时在线的要求,因此合理地简化模型是必要的。

目前对实际运转的汽轮机转子采用直接应力检测有比较大的困难,因此通过某些温度点的检测以及模型的计算,控制其有效温差,同样可以控制应力,从而缩短汽轮机启动时间。因中速暖机过程中,已提升了主蒸汽温度至420 ℃、调节级金属温度达到了400 ℃,可以认定机组已是热态启动的参数了。再根据“热态启动推荐值”,主蒸汽温度以1.5 ℃/min、主蒸汽压力以0.09 MPa/min的速度升至主蒸汽温度537 ℃、主蒸汽压力16.7 MPa,至额定负荷。

冷态启动操作方法改进后操作注意事项如下:

1) 在蒸汽参数升压升温时,同时转子冲转的过程中监视机组胀差,如果机组胀差超标,需要及时调整蒸汽参数,特别是控制蒸汽的温升速度。

2) 冷态启动全程监测高中压汽缸的上下半温差不允许超过40 ℃。

3) 冷态启动全程监视轴振和瓦振,若发现超标则降低蒸汽温升率,一般蒸汽温度在320～427 ℃过程中的温升速度小于1.5 ℃/min。

5 冷态启动操作方法改进后的效果

在保证机组冷态启动安全的前提下,对缩短冷态启动的时间进行了合理的安排,即在2 450 r/min开始计算暖机时间,此时主汽压力、主汽温度开始滑升。2 h后主汽温度滑升至427 ℃、主汽压力滑升至10.3 MPa,此时再热汽温达到260 ℃,再加上1 h的暖机时间,总共3 h,然后冲转至2 900 r/min切阀后,升至3 000 r/min定速。

经过对冷态启动操作过程的改进和在2011年内几次机组冷态启动的操作过程,证明上述改进措施实施后,300 MW机组冷态由定速带至额定负荷时间可缩短5 h。300 MW机组冷态启动操作方法改进前后的主要机组参数如表1所示。

某电厂通过几次冷态启动的实践证明,改进后的启动方法可行,节油效果非常明显。原来1次冷态启动需耗油12～14 t,而现在1次冷态启动只需耗油6～7 t,仅1次冷态启动就能节油6～7 t,折合人民币5.6万元。若某电厂每年完成6次冷态机组启动,可节约燃油42 t,能节约成本33.6万元左右。

6 结论

上述分析结果表明,不改变机组控制保护逻辑,通过合理的操作调整,解决了某电厂300 MW机组冷态启动缓机时间偏长的问题,明显缩短了机组冷态启动的暖机时间,从原来的约10 h缩短到5 h。通过经济性分析计算,每年可增加收入33.6万元,节能效果显著。

摘要：针对300 MW机组冷态启动时间较长、经济性较差的问题,提出在保证机组和设备安全运行的前提下,改进机组冷态启动措施,优化300 MW机组冷态启动程序。经实际应用验证,改进后的机组冷态启动措施缩短了机组冷态启动时间,实现了300 MW机组安全和经济启动,提高了300 MW机组运行经济性。

关键词：冷态启动,暖机时间,热应力,温度匹配

参考文献

泵站机组启动验收实施细则 第5篇

启动验收实施细则

第一节 验收程序

泵站首（末）台机组启动验收依照下列程序进行：

1、更新改造泵站具备试运行条件后，项目法人首先组织机组启动试运行。

2、项目法人在完成机组启动试运行后，再组织机组启动技术预验收。

3、项目法人在技术预验收通过后提出阶段验收申请报告报法人验收监督管理机关审查。项目法人与法人验收监督管理机关为同一主体的，报上一级水行政主管部门审查（下同）。

4、阶段验收申请报告审查通过后法人验收监督管理机关将阶段验收申请报告转报省水利厅，由省水利厅决定是否同意进行阶段验收。

5、省水利厅同意进行阶段验收后协商有关单位，拟定验收时间、地点、委员会等有关事宜，组织首（末）台机组启动验收。

第二节 机组启动试运行

1、机组启动试运行前，施工单位向项目法人提出机组启动试运行申请报告。

2、机组启动试运行由项目法人主持，设计单位、土建工程施工单位、安装单位、监理单位（包括监造）、设备生产单位、质量监督单位以及运行管理单位参加。

3、机组启动试运行前，项目法人首先将试运行工作安排报法人验收监督管理机关审查，批准后方可实施。

4、项目法人再将试运行工作安排及法人验收监督管理机关审查意见报省水行政主管部门备案。

5、省水利厅可在必要时派专家到现场收集有关资料，指导项目法人进行机组启动试运行工作。

6、机组启动试运行应具备的条件：

（1）泵站土建工程已基本完成，必须动用的部分水工建筑物和输水管道已通过分部工程验收，进水、出水池水位及来水量均满足试运行要求。

（2）主机组及辅助设备已安装完毕，有关工作闸门、检修闸门等断流装置及启闭机设备已安装完成，并已通过分部工程验收，能满足泵站试运行要求。

（3）泵站供电确有保证，供电线路、变电站等均已验收合格，试运行用电计划已落实。

（4）泵站消防系统已通过检查验收，消防设备齐全、到位。（5）试运行工作安排已经批准，各项安全操作规程已制定，试运行值班人员已配齐，岗位责任明确。

（6）尚未完成的其他工程已采取必要安全隔离措施，并能保证试运行与其他工程安全施工互不干扰。暂不运行的压力管道等已进行了必要处理。

（7）机组启动试运行的测量、监视、控制和保护等设备已安装调试合格。通信系统能满足机组启动运行要求。

7、机组启动试运行工作组进行以下主要工作：（1）审查批准施工单位编制的机组启动试运行方案（格式见附件1）、机组启动试运行检测内容及标准（格式见附件2）、机组启动试运行操作规程。试运行操作规程参照《湖北省大中型电力排灌站运行规程》和《湖北省大中型电力排灌站安全工作规程》，结合泵站具体实际编制；

（2）检查机组及相应附属设备安装、调试、试验以及分部试运行情况，决定是否进行充水试验和空载试运行；

（3）检查机组充水试验和空载试运行情况；（4）检查机组带主变与高压配电装置试验和并列及负荷试验情况，决定是否进行机组带负荷连续运行；

（5）检查机组带负荷连续运行情况；

（6）检查带负荷连续运行结束后消缺处理情况；（7）审查施工单位编写的机组带负荷连续运行情况报告。

8、机组带负荷连续运行应符合以下要求：（1）机组带额定负荷连续运行时间为24小时或7天内累计运行时间为48小时，包括机组无故障停机次数不少于3次；

（2）受水位或水量限制无法满足上述要求的，经过项目法人组织论证并提出专门报告报验收主持单位批准后，可适当降低机组启动运行负荷以及减少连续运行时间。

9、机组启动试运行成果性文件为机组启动试运行情况报告（范本见附件3）。

第三节 机组启动技术预验收

1、申请阶段验收前，项目法人应组织机组启动技术预验收。

2、机组启动技术预验收应组建技术预验收专家组负责首（末）台机组启动验收前技术预验收工作。专家组成员应有2/3以上具有高级技术职称或相应执业资格，成员的2/3以上应来自工程非参建单位。

设计单位、土建工程施工单位、安装单位、监理单位（包括监造）、设备生产单位、质量监督单位以及运行管理单位应派员参加。

3、技术预验收应具备以下条件：

（1）与机组启动运行有关的建筑物基本完成，满足机组启动运行要求；

（2）与机组启动运行有关的金属结构及启闭设备安装 完成，并经过调试合格，可满足机组启动运行要求；

（3）过水建筑物已具备过水条件，满足机组启动运行要求；

（4）压力容器、压力管道以及消防系统等已通过有关主管部门的检测或验收；

（5）机组、附属设备以及油、水、气等辅助设备安装完成，经调试合格并经分部试运转，满足机组启动运行要求；

（6）必要的输配电设备安装调试完成，送（供）电准备工作已就绪，用电负荷已落实，通信系统满足机组启动运行要求；

（7）机组启动运行的测量、监测、控制和保护等电气设备已安装完成并调试合格；

（8）有关机组启动运行的安全防护措施已落实，并准备就绪；

（9）按设计要求配备的仪器、仪表、工具及其他机电设备已能满足机组启动运行的需要；

（10）机组启动运行操作规程已编制，并得到批准；（11）运行管理人员的配备可满足机组启动运行的要求；

（12）水位和引水量满足机组启动运行最低要求；（13）机组按要求完成了带负荷连续运行。

4、技术预验收包括以下内容：

（1）听取有关建设、设计、监理、施工和试运行情况 报告；

（2）检查评价机组及其辅助设备质量、有关工程施工安装质量；检查试运行情况和消缺处理情况；

（3）对验收中发现的问题提出处理意见；

（4）讨论形成机组启动技术预验收工作报告（范本见附件4）。

第四节 首（末）台机组启动验收

1、首（末）台机组启动验收由省水利厅主持。

2、省水利厅组建首（末）台机组启动验收委员会，成员包括：省水利厅相关处室人员、质量监督机构人员、安全监督机构人员、运行管理单位代表、专家、所在地区电力部门代表；必要时，可邀请地方人民政府以及有关部门参加。

工程参建单位应派代表参加，并作为被验收单位在验收鉴定书上签字。

3、项目法人应草拟机组启动验收鉴定书（格式见附件5）。

4、首（末）台机组启动验收应具备的条件：（1）首（末）台机组启动试运行情况报告、技术预验收工作报告已提交；

（2）技术预验收工作报告中提出的遗留问题已处理。

5、首（末）台机组启动验收应包括以下主要内容：（1）听取工程建设管理报告和首（末）台机组启动试 运行情况报告、技术预验收工作报告；

（2）检查机组、有关工程施工和设备安装以及运行情况；

（3）鉴定工程施工质量；

（4）讨论并通过机组启动验收鉴定书。

6、首（末）台机组启动验收成果性文件为机组启动验收鉴定书。机组启动验收鉴定书数量按参加验收单位、法人验收监督管理机关、质量和安全监督机构各1份以及归档所需要的份数确定，会后由省水利厅印发。

附件：

1、首（末）台机组启动试运行方案

2、首（末）台机组启动试运行检测内容及标准

3、首（末）台机组机组启动试运行情况报告

4、首（末）台机组启动技术预验收工作报告

机组优化启动 第6篇

1 热力系统杂质的来源及危害

新建机组热力系统污染物主要有以下几种:

1) 设备及系统在轧制、加工过程中形成的氧化轧皮。

2) 存放、运输、安装程中所产生的腐蚀产物、油污、焊渣、泥沙及保温材料。

3) 试运过程中机组频繁启停所产生的腐蚀产物及凝汽器泄漏所引入的冷却水杂物等。

以上污染物不仅能引起热力设备积盐、腐蚀、结垢, 甚至使锅炉爆管, 影响机组的使用寿命。因此, 快速、高效去除以上杂质是机组试运过程中亟待解决的问题。

根据发电机组的建设周期, 以国华孟津电厂2×600 MW工程2号机组试运为例, 从设备、管道安装到机组168 h试运结束, 针对不同阶段影响汽水品质的因素逐一进行分析, 并提出一系列优化措施。

2 汽水品质优化措施

2.1 安装过程控制

1) 在设备、管道从厂家运输至安装现场时, 工地环境比较差, 应注意对其进行保护, 做到不进尘土, 断口处要用胶布进行密封。

2) 安装前后应对管道及设备进行清扫, 或压缩空气吹扫, 清理焊渣、氧化皮等污染物。

3) 在保温施工过程中, 勿将保温材料漏入管道或容器中, 增加后期的清理难度。

4) 设备、管道在资材部门存放过程中, 应确保储存环境干燥、整洁, 避免引起在现场的二次腐蚀或损坏。

5) 在锅炉水压完毕及长时间停炉时, 应按《火力发电厂停 (备) 用热力设备防腐蚀导则DL/T956-2005》等标准对锅炉进行保养。

2.2 优选分析仪器

在以前的调试工程中发现, 许多电厂由于化验人员操作不熟练、标准试剂潮湿、污染、分析仪器未校准、取样方法不规范等原因, 造成化验结果不准确, 耽误了试运工期, 影响了试运决策。因此, 在不断减少化验误差的同时, 应对化验人员进行培训, 采用灵敏度高、准确度高、检测效率高的分析仪器。如国华孟津电厂、华电渠东电厂、河南新乡中益电厂等化验室均配置了美国哈希DR5000或DR6000型分光光度计。该仪器在检测铁离子含量上耗时短 (仅需不到10 min) , 大幅提高了检测效率, 比传统的邻菲罗啉法测含铁量节省了40~50 min, 缩短了化验等待时间, 降低了油、水、煤等消耗成本。

2.3 对机组热力系统进行化学清洗

对于基建机组, 宜将炉前部分和炉本体两个系统分别进行清洗。炉本体及凝结水、除氧给水系统均进行碱洗、酸洗。为了降低后期给水再循环调节阀的卡涩几率, 应将3根给水再循环管道、电泵和汽泵前置泵入口管道进行酸洗;除氧器酸洗后, 形成钝化膜, 可以明显改善后期除氧器腐蚀状况。

在高压加热器和低压加热器汽侧进行碱洗时, 建议碱液从抽汽管道进入汽侧系统, 再从危急疏水管回至凝汽器, 这不仅扩大了清洗范围, 更有利于后期疏水的回收, 而且药液淋洗汽侧, 清洗效果更好。模拟升温的炉水应排放。

加强化学清洗后的设备清扫工作, 打开省煤器、水冷壁联箱, 全面检查其内壁清洁程度, 清扫沉积物, 并处理排污管污堵。在除氧器内低压给水管入口处、凝汽器内凝结水泵入口处加装临时滤网, 滤网通流面积为正常流量的3~5倍, 以减少系统清洗过程中泥渣等杂物堵塞或损坏清洗设备。

2.4 正常投入凝结水精处理系统

一般在化学清洗与蒸汽吹管之间的20 d之内, 将精处理系统调试完毕。在蒸汽吹管时, 投入精处理系统系统, 可以快速改善锅炉冷态、热态冲洗时的水质, 达到节水目的。同时, 也可以检验高速混床处理水量和出力性能。

在吹管结束后, 根据树脂捕捉器的差压情况, 对其进行清理, 可以降低其在整启过程中污堵的概率。在精处理系统试运期间、再生效果满足的条件下, 尽量不采用氨化运行, 保证周期制水量合格。阴树脂再生时投入电加热器, 提高混床除硅能力, 缩短洗硅运行时间。

2.5 加强对减温水管路的冲洗

在过热器减温水及再热器减温水等管路的弯管、死角处, 易存脏污, 若冲洗不彻底, 则杂质将进入到蒸汽中, 引起蒸汽品质的恶化。因此, 在吹管期间, 即对其进行彻底冲洗, 降低后期减温水污染蒸汽品质的几率。

2.6 汽水取样管路脏堵的解决措施

由于汽水取样管路脏堵, 取得的水样并非真实水样, 导致化验结果和在线仪表读数与真实水质结果偏差较大。处理措施如下:

1) 安装前对管路进行吹扫, 保证取样管内部干净整洁;安装后将所有阀门处于关闭状态, 防止系统污染物进入管中。

2) 在冷态、热态冲洗初期, 不开启取样管就地一次门, 防止系统大管道的脏污进入取样管内, 造成堵塞, 难以清理。

3) 在吹管前期, 将主汽、再热入口、出口等取样就地一次门关闭, 在吹管后期把取样门及高温架排污门打开, 利用蒸汽压力吹扫取样管。若遇到堵塞, 则吹管结束后趁机清理, 防止在后期汽轮机冲转、机组并网时无法取得蒸汽水样。

4) 在高温架处依次拆开各减压阀进行冲洗, 使排水澄清、透明、无杂物。在试运期间, 通过频繁冲洗取样管路、更换滤元、再生阳树脂、校验仪表等方法保证取样真实、化验结果及时、准确。孟津电厂2号机组、渠东电厂1号机组采用此方法后, 试运过程中未出现取样管堵塞现象。

2.7 控制合理的加药参数

为了使机组汽水品质合格, 保证机组安全、经济运行, 在试运过程中, 一般使给水的联胺含量维持在10~50μg/L。控制凝结水和给水的p H值维持在8.8~9.3和9.0~9.5, 其中给水的p H值按高限运行, 有利于锅炉在湿态运行时蒸汽洗硅。

2.8 冷态和热态冲洗质量控制

根据传统的系统设计, 直流炉冲洗排放口多数在除氧器及储水罐处, 分别外排至炉侧高排扩容器和回收至凝汽器。在孟津电厂工程, 设计排放口有混床入口母管 (ф219至地沟) 、5好低压加热器出口 (至循环水冷却塔) 、除氧器出口 (至高排扩容器及凝汽器) 、给水操作台前 (ф273至高排扩容器、ф219至凝汽器) 及储水罐。排放口设计密集, 每次锅炉上水均执行分段冲洗。冷态冲洗严格按照储水罐出口含铁量大于500μg/L (高于调试导则[6]1000μg/L的标准) 外排, 含铁量小于500μg/L回收;含铁量小于200μg/L时进行热态冲洗。热态冲洗终点控制为储水罐出口含铁量小于100μg/L、省煤器入口含铁量小于50μg/L, 说明冲洗彻底, 效果良好。锅炉首次冷态及热态冲洗时储水罐的水质结果如图1所示。

在冷态冲洗阶段 (0~3 h) , 储水罐排水铁含量快速降低, 当降至60μg/L时, 锅炉点火。在省煤器、水冷壁温度上升过程中, 铁含量也迅速升高, 当锅炉温度维持到190℃ (保持4 h) 时, 储水罐铁含量达到峰值1450μg/L, 然后逐渐降至合格。热态冲洗结束时, 储水罐铁含量100μg/L, 省煤器入口铁含量为30μg/L, 锅炉具备升压条件。整个冷热态冲洗耗时约7 h。

2.9 试运期间硅化合物的控制

新建机组热力系统的硅杂质主要来自管道和设备容器内部附着的泥沙、保温棉及含有硅化合物的物质等。这些含硅物质最终均以溶解态和胶态硅化合物进入炉内。蒸汽做功后, 随蒸汽携带的硅酸便会从蒸汽中析出, 在汽机高压缸内形成积盐, 导致汽机效率和出力降低, 从而影响机组的安全经济运行。

新建机组首次点火启动时, 蒸汽中的硅含量是影响机组进行下一阶段试运的重要控制指标。根据调试经验, 采取以下几个过程优化措施, 可以尽快改善汽水品质, 降低蒸汽中的硅含量:

1) 主要控制汽轮机首次冲转前洗硅、带负荷分阶段洗硅、提高炉水p H值、湿态时储水罐放水、高压加热器疏水的控制回收、精处理系统的正常投运等。

2) 通过停炉保护、排放高浓度炉水、对凝汽器和除氧器适时彻底清理等措施, 也可以最大限度地提高洗硅效率, 缩短试运时间。

汽轮机首次冲转前主蒸汽洗硅过程中的二氧化硅含量曲线如图2所示。主蒸汽二氧化硅含量从初始峰值1800μg/kg降到200μg/kg仅用时10 h左右, 其下降的趋势越来越缓, 当二氧化硅含量降到50μg/kg以下时, 共消耗超过40 h, 汽轮机开始进汽冲转。从首次蒸汽洗硅的效果看, 越到后期, 蒸汽中的二氧化硅越难去除。洗硅时先把蒸汽压力提高到比汽轮机冲转参数稍高一些, 然后再降至额定参数, 通过频繁升降压力, 调节蒸汽中携带的硅化合物, 洗硅效果明显。

机组带负荷期间主蒸汽和储水罐的硅含量随负荷变动曲线图如图3所示。在机组升至满负荷期间, 主蒸汽的硅含量始终未超过50μg/kg, 优于化学调试导则[6]60μg/kg的要求。储水罐的硅含量有3个明显的峰值, 分别为机组25%、50%和75%负荷阶段。尤其在50%负荷阶段, 主蒸汽洗硅工作量最大, 周期最长。为了保证主蒸汽品质, 在50%负荷之前, 直流炉一直采取湿态运行方式, 当储水罐硅含量合格后, 方转入干态。干态运行后, 主蒸汽硅含量一直稳定, 并未发生突跃现象, 表明在整个带负荷阶段涉及洗硅的压力、机组负荷变动等参数控制准确, 蒸汽品质优良。

2.1 0 高压加热器和低压加热器疏水的控制回收

因前期高压加热器和低压加热器疏水杂质较多, 铁和二氧化硅含量高, 水质不合格, 须走危急疏水直接排至凝汽器。待全部疏水和凝结水通过精处理系统处理后, 再补至除氧器。高压加热器汽侧投入后, 要密切关注疏水的管理和监督, 当高压加热器疏水含铁量小于50μg/L、硬度小于5μmol/L时再逐级疏水回收到除氧器。

高压加热器汽侧投入后, 疏水硬度随时间变化曲线图如图4所示。在疏水在投入初期, 硬度较高, 基本维持在10μmol/L的水平, 受机组负荷变动, 疏水流量、压力、新的热力系统投入等因素影响, 水质指标不稳定, 硬度时常突跃。高压加热器汽侧投入约40 h后, 硬度基本合格。50 h后, 疏水逐级回收至除氧器, 给水水质并未受到影响, 表明高压加热器汽侧冲洗干净。

2.1 1 168 h试运期间机组汽水品质

机组168 h试运期间汽水品质如表1所示。各项指标均达到了优良标准, 后几天的结果已符合正常运行机组的汽水标准 (GB 12145—2008火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量) , 部分指标甚至达到期望值, 表明通过一系列水汽质量优化措施后, 汽水品质改善效果良好, 机组试运效率较高, 调试质量优良, 在机组热力系统的防腐蚀、防结垢、防积盐方面都起到了良好的作用。

3 结论

1) 在新建电厂机组试运过程中, 只有采取各项汽水品质优化措施、优化调试和化学监督方法, 才能提高试运效率和调试质量。而这些措施明显缩短了洗硅运行时间, 节省大量燃油、煤、水等消耗, 减少了废水、废气等污染物的排放, 产生了良好的经济和社会效益。

2) 机组投产1 a后, 通过对其化学大修检查发现, 其热力设备结垢 (积盐) 、腐蚀方面均被评价为一类标准[7], 表明试运期间的汽水品质优化措施对运行后的化学监督起到了良好的促进作用, 为以后同类型机组调试工作提供了良好的借鉴经验。

参考文献

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[6]DL/T 1076-2007, 火力发电厂化学调试导则[S].北京:中国电力出版社, 2008.

机组优化启动 第7篇

对于大型催化裂化装置主风机而言,在进行设 计时,需要分析影响机组启动的因素,综合各个炼油厂的情况来选择合理的启动方式。下面笔者就针对大型催化裂化装置主风机组 的启动方法进行深入的分析。

1机组的几种启动方式

目前,机组启动方式主要有软 启动、变频启 动、降压启动、直接启动4种。

(1)软启动是使用不同手段来控制三相反并联闸管导通角的一种启动方式,软启动器的输出是一个平滑的升压过程,其输出过程不改变频率。该种启动方式在各种系统中都有着 广泛的应用,有着启动 简单、价格低 廉的优势,但是软启 动转矩小,不适用于重载启动的大型电机。

(2)变频启动是通过改变输出电压与频率来改变电机运行曲线的一种启动方式,该种启动方式可以使电机以较小的启动电流获得较大的启动转矩,适合启动重型负载。变频器具有调压、调频、稳压、调速等基本功能,被广泛应 用于各个 领域。但高压变频器因价格高、占地大、结构复杂、维护不 便等因素,其应用范围也受到了一定的限制。

(3)降压启动也是机组常用的启动方式,但是该种启动方式需要牺牲功率并配置自偶变压器等较贵的设备,因此,其使用范围受到了一定的限制。此外,降压启动对于电网电压的要求也较高,因此,多应用于 鼠笼型电 机中,不适合启 动大型机组。

2影响机组启动的因素

机组启动时间可以按照以下方式进行计算:

其中,t、K、J、n0、n1、Dn、Me分别代表电机的启 动时间、常数、机组的转动惯量、电机额定转速、电机投入 转速、转速增 加值以及剩余力矩。由该公式可以看出,影响大型催化裂化装置主风机组启动的因素包括机组转动惯量及启动阻力矩、电机投入转速及驱动力矩。

3改善大型催化裂化装置主风机组启动工况的对策

3.1减小机组轴系的转动惯量

机组转动惯量与启动时间之间是正比关系,且转动惯量对于机组启动时间的影响比较大,考虑到这一因素,在进行设 计及操作时,需要采取科学有效的措施来减小机组的转动惯 量。具体措施如下:

3.1.1在启动时将烟气轮机切除

在机组启动时,其烟气轮机是不会做功 的,但是阻力 矩与转动惯性会占据一定的比例,如果可以在启动时将烟气轮机切除,就能够有效解决机组的启动问题。有关研究 显示,烟气轮机转动惯量占整个机组运行惯量的30%~35%,启动阻力矩则占整个阻力矩的25%~35%,使用单向离合器就能够有效改善阻力矩与启动惯量,该模式已 经在很多 机组中得 到了广泛 的应用。

3.1.2使用转动惯量小的单机

轴系转动惯量是机组中不同部件与单机运行 情况的叠 加效果,其对机组转动惯量值有着直接的影响,不同厂商制 造的主风机转动惯量会存在一些差别。选择主风机时,需综合机组运行可靠性与经济性进行,同时兼顾机组的转动惯量。

3.2减小机组的启动阻力矩

机组的启动时间和启动阻力矩成正比关系,在进行设计时应该适当地减小机组的启动阻力矩,这样即可有效缩短主风机启动时间。启动阻力矩主要由主风机/烟机鼓风 损失、齿轮啮合损失、机组 单机轴承 摩擦损失 以及联轴 节损失几 个部分组成,其中,鼓风损失对于机组运行的影响是最大 的。要减小机组的阻力矩,采取科学的措施减小风机的减荷载系数即可。减荷载系数与入口碟阀的开度有着密切的关系,如果想要达到良好的效果,可将碟阀控制在5°,这样能够保障机组顺利启动,在关小碟阀时需要注意吸瘪风机入口位置的补偿器,并在机组达到额定转速之后再将碟阀开大。

此外,还可以减小烟机鼓风损失。影响烟机鼓风损失的因素是多种多样的,主要有烟盘的轮盘直径、叶片高 度、转速等,在以上因素中,轮盘直径对于机组运行的影响是最大的。有关研究显示,双机烟机鼓风损失为烟机额定功率的8%~10%,单机烟机鼓风损失则为5%~6%,在进行设计时,可以根据这一比例计算出烟机的鼓风损失情况,再采取科学的管控措施。

3.3增大电机启动力矩

大启动力矩电机机组轴系的转动惯量相对较大,但是堵转电流的倍数则较低,在条件许可的情况下,可以适当增加 电机的启动力矩。目前,该种方式已经在各大型催化裂化装置的主风机中得到了一定程度的应用,也取得了良好的效果。

3.4使用其他方式来启动主风机组

3.4.1使用电机来启动机组

使用电机来启动机组可以有效提升机组转速,电机的最大转矩和最大扭矩位置有着直接的关联,与转子绕组电阻值并无关系,考虑到这一因素,就能够将绕线式电机的特性充分 地利用起来,使用连续切 小转子电 阻来调整 电机启动 的滑差与 转矩,提高包络线的转矩,这样就可以得出相关的 输出特性曲线。除此之外,还需要考虑到串接转子 电阻问题,采用合理的措施减小转子发热量,延长机组的允许启动时间。

3.4.2使用烟机来启动机组

由于各种因素的限制,如果机组不能正 常启动,就可以使用烟机来进行启动,但是在启动前需要进行备机,保证烟气 催化剂的量。如果使用备用主风机,风量是很难满足装置运转需求的,装置的温度、压力与流量也会与烟机设计参数产生一 定的区别,因此,必须要根据烟机变工况进行分析和计算,只有得出具体的功率,才能够有效保障机组的科学运转。

4结语

总而言之,影响大型催化裂化装置主风机组启动的因素是多种多样的,且不同炼油厂的运行环境也有着一定的差 别,为了保障机组的正常运行,需要根据机组的运行状态对启动工况进行有针对性的优化。

摘要：简要介绍了大型催化裂化装置主风机组的几种启动方式,分析了机组启动影响因素,并从4个方面提出了改善大型催化裂化装置主风机组启动工况的对策。

超超临界机组启动锅炉选型分析 第8篇

启动锅炉是火电厂的辅助配套系统, 一般在新建电厂中配置, 其主要功能是在机组启动时为锅炉清洗、除氧器加热等各用汽点提供满足压力、流量等参数的辅助蒸汽, 是电厂第一台机组启动时向辅助蒸汽系统供汽的唯一汽源, 它直接影响主机的安全启动。由于启动锅炉在机组投运后使用非常少, 因此如何合理地选择启动锅炉的容量和形式, 使其既能满足机组安全启动的要求, 又能节约建厂投资显得十分重要。宁夏枣泉电厂一期建设规模为2×660 MW超超临界燃煤空冷机组, 同步建设石灰石-石膏湿法脱硫设施及SCR脱硝装置, 并预留扩建条件。

1 启动锅炉配置要求

GB50660-2011大中型火力发电厂设计规范中对启动锅炉进行了规定:

a) 需设置启动锅炉的电厂, 其启动锅炉的台数、容量和燃料应根据机组容量、启动方式并结合地区具体情况综合考虑确定: (a) 启动锅炉容量应只满足电厂第一台机组启动时必需的蒸汽量, 不考虑裕量和主汽机冲转调试用汽量、可暂时停用的施工用汽量及非启动用的其它用汽量; (b) 启动锅炉台数和容量宜按下列范围选用, 采暖区宜采用上限:300 MW以下机组为1×10 t/h~2×20 t/h;300 MW机组为1×20 t/h~2×20t/h;600 MW机组为1×35 t/h~2×35 t/h; (c) 启动锅炉宜按燃油快装炉设计。严寒地区启动锅炉可与施工用汽锅炉合并设置, 以燃煤为宜, 炉型可选用快装炉或常规炉型;

b) 启动锅炉宜采用低压参数, 有关系统应力求简单、可靠和运行操作简便, 其配套辅机不宜设置备用。对燃煤启动锅炉房的设计宜简化, 但工艺系统设计应满足生产要求和环境保护的要求;

c) 对扩建电厂, 宜采用原有机组的辅助蒸汽作为锅炉启动汽源, 不设启动锅炉。

2 锅炉型式及容量的选择

2.1 燃煤和燃油锅炉的技术比较

下面对燃煤和燃油锅炉的系统、运行方式、环保等方面进行具体比较。

a) 燃油、燃煤锅炉汽水、烟风系统基本一致;

b) 燃烧系统。燃油炉相对简单, 轻柴油从厂区供油母管接出, 送入油燃烧器, 回油接入厂区回油母管。而燃煤锅炉相对复杂, 需上煤、除灰渣及除尘系统等, 故配套辅机比燃油炉多了给煤机、捞渣机、输灰机及除尘器等, 因此可靠性也较差;

c) 运行方式。燃油锅炉比燃煤锅炉启停方便, 且速度快, 运行灵活, 负荷控制容易;

d) 主机性能。燃油锅炉效率高, 可达90%以上, 而燃煤锅炉效率差异较大, 从76%~87%左右不等, 与煤质、燃烧情况等有关。同参数的燃煤与燃油锅炉, 后者效率相对较高些;

e) 环保方面。燃煤锅炉的燃烧效率、除尘效率相对较低, 且上煤、除灰、排渣等系统多为露天布置, 因此对环境造成污染。而燃油锅炉污染物排放相对较小;

f) 占地面积。燃煤锅炉因系统复杂而使启动锅炉房结构相对复杂, 需分层布置, 以便布置原煤斗等, 厂房还需布置除尘器、引风机、烟道等。燃油锅炉房结构紧凑, 占地面积小, 厂房结构简单。以35 t/h的启动锅炉为例, 安装单台35 t/h燃煤锅炉, 占地面积约为40 m×24 m, 而单台35 t/h的燃油锅炉, 占地面积约为21 m×18 m。因此占地面积方面燃煤锅炉明显比燃油锅炉大。

根据以上技术比较, 燃油锅炉在技术上明显优于燃煤锅炉。

2.2 启动锅炉容量的选择

2.2.1 启动给水泵配置对启动汽量的影响

机组是否设置启动电泵对机组启动汽量影响较大。取消启动电泵, 虽节约了设备费用, 但对于新建电厂, 则需增大启动锅炉容量。

最新GB50660-2011大中型火力发电厂设计规范中明确:当机组启动汽源满足给水泵汽轮机启动要求时, 机组也可取消启动用电动泵。

2.2.2 启动锅炉容量的计算

启动锅炉容量的计算只考虑启动中必需的蒸汽量, 不考虑汽机冲转调试用汽、可暂停的施工用汽及非启动时的其它用汽量。

当设置启动用电泵时, 启动锅炉容量选择为2×35t/h, 当取消电泵时, 根据给水泵汽轮机启动汽量需求约20 t/h, 相应地, 启动锅炉容量需增大为2×45 t/h。

2.3 经济比较

2.3.1 初投资比较

a) 燃油锅炉。35 t/h启动锅炉+启动电泵的初投资约1 760×104元, 45 t/h启动锅炉的初投资约1 220×104元;b) 燃煤锅炉。35 t/h启动锅炉+启动电泵的初投资约2 870×104元, 45 t/h启动锅炉的初投资约2 360×104元。

2.3.2 运行费用比较

原始数据:标准煤价450元/t, 0号轻柴油价格8 500元/t。

a) 机组启动时2台启动锅炉均需运行, 锅炉冷态起动时间 (从点火到机组带满负荷) 需5 h~6 h。启动前准备时间 (需用汽加热除氧器水箱、燃油加热等) 考虑4 h。启动用汽共考虑10 h。 (a) 2台35 t/h启动锅炉每次启动消耗的燃料费。燃油锅炉10×2.8×8 500×2=47.6×104元, 燃煤锅炉10×5.5×450×2=4.95×104元, 每次启动燃料费价差42.65×104元; (b) 2台45 t/h启动锅炉每次启动消耗的燃料费。燃油锅炉10×3.06×8 500×2=52.02×104元, 燃煤锅炉10×6.71×450×2=6.04×104元, 每次启动燃料费价差45.98×104元;

b) 施工采暖期工况如下:第一台机组投运前至少经历一个采暖期, 每个采暖期时间约为5个月。1台启动锅炉运行即可满足要求。

燃料费用高低取决于启动次数、启动时间、运行时间及采暖期时间。

2.3.3 总经济性比较

a) 若选用2台35 t/h启动锅炉, (a) 燃煤锅炉比燃油锅炉初投资多1 110×104元; (b) 燃煤锅炉每次启动燃料费比燃油锅炉少42.65×104元, 假设需启动5次, 则总启动燃料费燃煤锅炉少213.25×104元; (c) 一个施工采暖期燃煤锅炉的燃料费比燃油锅炉少7 677×104元。可见, 按机组启动5次, 一个施工采暖期供暖, 启动锅炉采用燃煤锅炉比燃油锅炉节省费用为213.25+7 677-1 110=6 780.3×104元;

b) 若选用2台45 t/h启动锅炉: (a) 燃煤锅炉比燃油锅炉初投资多1 140×104元; (b) 燃煤锅炉每次启动燃料费比燃油锅炉少45.98×104元, 假设需启动5次, 则总启动燃料费燃煤锅炉少229.9×104元; (c) 一个施工采暖期燃煤锅炉的燃料费比燃油锅炉少8 277×104元。可见, 按机组启动5次, 一个施工采暖期供暖, 启动锅炉采用燃煤锅炉比燃油锅炉节省费用为229.9+8 277-1 140=7 366.9×104元;

c) 2台35 t/h启动锅炉加启动电泵方案与2台45 t/h燃煤锅炉取消启动电泵方案比较, 初投资多510×104元。

3 结语

燃油锅炉系统简单, 初投资低, 污染物排放少, 运行灵活, 启动快, 效率高, 但运行费用高;燃煤锅炉系统较复杂, 污染物排放多, 启动比较慢, 效率低, 但运行费用有比较大的优势。以2台35 t/h炉为例, 考虑机组启动5次, 一个施工采暖期的供暖, 燃煤启动锅炉较燃油锅炉增加初投资约1 110×104元, 但燃料费节约7 890×104元, 经济效益显著。通过增大启动锅炉容量, 取消启动用电泵的方案, 初投资节约约510×104元, 经济效益较好。但燃煤启动锅炉的运行可靠性及自动化水平较差, 启动速度较慢, 从技术方面考虑, 可靠性远低于单独设启动电泵方案。对于需采暖地区超超临界机组启动锅炉选型推荐采用2台35 t/h燃煤启动锅炉并设置启动电泵方案。

摘要：启动锅炉是新建大型火力发电厂不可缺少的辅机设备, 直接影响主机的安全启动。对宁夏枣泉电厂一期 (2×660 MW) 超超临界机组启动锅炉的选型进行分析, 为同类别电厂建设提供借鉴。

135MW机组启动期间的水汽监督 第9篇

化验的水样由集中采样装置中获取, 在高温架装置中通过分段冷却的方式对水样进行冷却至20-40度, 然后分两路分别进入在线仪表和集中采样装置中, 在线仪表仅仅作为参考, 最终数据以人工化验为准。

1 水汽流程介绍及监督标准

从热力循环的角度讲, 从给泵出来的水便称作给水, 在高加加热后送入省煤器再预热, 由给水导管直接进入汽包, 给水水质不良将导致设备结垢与腐蚀。

给水经省煤器提高温度后进入蒸发管, 然后由下降管经下联箱进入蒸发管, 蒸发过程中, 水吸热成为汽水混合物, 返回汽包形成循环回路, 这就是锅炉的炉水系统。炉水水质控制不严格, 不仅导致水汽系统的结垢和腐蚀, 同时直接影响影响蒸汽品质。水与汽在汽包中得到分离后, 产生的饱和蒸汽经过过热器转为过热蒸汽进入汽轮机, 蒸汽质量好坏将影响汽轮机通流部位是否产生积盐与腐蚀。

蒸汽在汽轮机做完功后, 通过凝汽器冷却冷凝成凝结水, 经凝结水处理后, 通过低压加热器, 又回到除氧器, 作为锅炉给水的主要部分循环使用。而除氧器中的水的另一个来源——补给水, 是化学零米经过超滤系统和离子交换器处理过的除盐水, 所以除盐水在制水流程中也要严格监控每一个步序的出水质量, 防患于未然。

2 机组启动前的准备工作

2.1 检查化验所用药剂是否足够并合格, 仪器和器皿均完好无损。

2.2 确定加药系统处于良好备用状态:溶液箱的药液足够, 加药泵应完好备用, 各阀门无缺陷并处于关闭状态。

2.3 确定高温架装置完好, 冷却水箱的水要补足, 确认高温架上减压阀处于开状态, 排污阀处于关的状态, 取样一, 二次阀是开状态。冷却水泵停用超过7天或者天气潮湿, 在点火之前通知电气测电机绝缘。

3 机组启动时的水汽监督, 水质处理及操作

3.1 内冷水的监督

我厂发电机采用双水内冷方式, 内冷水水质要求纯度高, 正常运行时是凝结水补给, 机组停运和开机期间, 凝结水水质不够条件时采用除盐水, 为防止内冷水系统腐蚀与结垢, 保证冷却效果及绝缘性能, 应对内冷水进行适当处理, 使其符合标准。而在机组启动前, 内冷水系统进行反冲洗、换水等操作后, 严格监测内冷水的品质, 当其电导率>5us/cm, PH<7, 或者有硬度时, 通知汽机人员对内冷水作换水处理。此时机组未启动, 所以内冷水是由除盐水补给, 换水前半小时左右通过除盐水加氨使除盐水PH值在9左右, 并跟踪化验, 直至水质合格。

3.2 启动炉上水时, 应马上启动#2氨泵往除盐水加氨, 提高炉内流动水的PH值。

3.3 接到机组启动通知后, 和值长及零米同事保持联系, 通知电气人员测冷却水泵的绝缘, 根据了解到的情况进行相关操作并详细记录。如果本班点火, 点火前提前通知锅炉和汽机值班员将取样一, 二次门和加药一, 二次门打开。随着热力系统操作步序一步步展开, 人工取样装置上各水样陆续到来, 应把取样门开至最大, 将管道残余的杂质冲洗掉。

3.4 点火成功后, 如果测得除氧器出口水样的PH偏低, 应及时启动氨泵往给水加氨。从化学监督的角度上看除氧器出口的水就是给水, 预先调整除氧器出口水的PH值也就是帮给水水质奠定了基础, 给泵投入后, 将给水PH调整在运行时指标的上限——9.2至9.3。

3.5 点火正常之后应注意

a如果之前没有启动加氨泵, 这时应该启动加氨了。

b通知汽机全开除氧器排气门。

c通知锅炉人员全开连排, 定排一次后保持两个定排手动门常开。

d锅炉起压后将高温架投入运行, 冷却水泵启动前, 检查换热器的除盐水和工业水进出口门是否打开。

3.6 如果停机太久, 高温架装置投入后应马上对其有水样的管道进行一次逐根排污, 此后每两小时对其进行排污一次, 针对水样水质和外观适当调整排污的频率。

3.7 汽包压力升至0.5MPa时, 炉内的水流量及流速开始上升, 启动磷酸盐加药泵加药。这时连排是全开的, 炉水水耗大, 磷酸盐的加药量也要跟着调大, 将磷酸根控制在3mg/L左右。如果太早启动磷酸盐泵, 因为气包内的水流动不好导致磷酸盐加入后在某个地方沉淀结垢, 会对设备造成永久性的影响。

3.8 溶解氧的监测也不容忽视, 当除氧器出口水样的溶解氧小于30ug/L时, 便可以启动联氨泵, 加入联氨进行化学除氧。化学除氧只是辅助热力除氧的一个手段, 太早启动没有没有意义, 造成浪费。

3.9汽轮机冲转前, 蒸汽质量必须合格 (硬度<5umoL/L、二氧化硅<60ug/L、钠<20ug/L) 。合格后通知值长及汽机人员。蒸汽品质的好坏对气轮机的安全运行有着很大的影响, 它在凝结水回收前会比较小, 随着负荷提高会有所上升, 这时, 目光回归整个汽水系统, 给水和炉水水质的控制显得尤为重要。如果蒸汽不合格, 可以通过锅炉排污, 调整炉水, 给水水质作相应处理。

3.10 从汽水循环图中可以看出, 凝结水回收时是整个水汽循环系统“接轨”的一刻, 这个接轨如果监督到不到位对设备的损害将是慢性的、长远的。为避免造成浪费应该不断化验凝结水的指标, 直到凝结水外观无色透明没有杂质、硬度<5umo L/L、二氧化硅<30ug/L、钠<20ug/L, 通知值长及汽机人员可以回收凝结水, 并留样。

3.11 凝结水回收后, 水汽监督工作等于跨过了一个大阶段, 但仍然不能松懈。由于凝结水回收后将成为给水的一部分, 这时的给水多少带点硬度是正常允许的。负荷上升后系统的水流速加快, 将原本沉积在管道的杂质冲起来, 体现在活性硅上升, 炉水、给水和凝结水尤为明显, 这些问题通过锅炉排污在一定的时间内都能得到解决。随着机组运转一步步走上正轨, 针对各水样出现的问题进行全面分析, 多观察, 及时处理和调整加药量。加强锅炉排污, 高温架排污。

3.13 机组启动期间的注意事项

a启动加药泵时, 确定药箱内有足够的药, 泵的进, 出口门都已打开, 如果压力一直上升, 马上停泵, 向锅炉人员确认加药一, 二次门是否确实打开。

b联氨、PH、溶解氧的测定应在取样后尽快进行。

3.14 水汽劣化时的处理

水汽质量劣化时, 应首先检查取样是否有代表性;化验结果是否准确可靠;并综合分析系统中导致水汽质量变化的其他因素, 确认判断无误后, 有关部门应立即采取措施, 使水、汽质量在允许的时间内恢复到标准值。若水汽质量严重恶化, 影响机组安全运行时, 应做出机组降出力或停止运行的处理决定。

4 结语

水汽监督具有一个很大的特点:隐蔽性大, 除非出现加错药的情况, 一般水质有所恶化, 并不会直接显示出它的危害, 热力系统金属设备的结垢与腐蚀是长期运行所造成。如果水汽监督出现了问题, 较长时间得不到解决, 就会埋下事故隐患, 所以日常监督工作中, 特别机组启动期间, 水汽品质达到规定之后方可进行下一步的操作, 严格按标准来执行, 便可以防患于未然了

机组优化启动 第10篇

关键词：300 MW机组,启动备用电源,改造,探讨

0 引言

YG电厂4×300 MW机组采用单元布置, 每台机组6k V, 厂用电系统设有两段厂用母线, 每两台机组为一个单元, 每个单元配备一台启动备用变压器 (20B、30B) 作为本单元机组的6 k V启动备用电源。启动备用变压器高压侧从220 k V系统受电, 低压侧分裂两段绕组分别给本单元各台机组的厂用电提供启动备用[1]。

1 问题的提出

YG电厂高厂变型式为SFF7-40000/20, 启动备用变压器型式为SFFZ7-40000/220。按照图1一次系统接线, 各台机组的6 k V启动备用电源一直采取两台启动备用变压器 (20B、30B) 分别长期空载充电备用的方式运行, 其备用进线采用共箱封闭母线连接, 而单元之间并无任何联系, 其一次系统接线见图1 (220 k V输电出线省略未画, 虚线为拟增部分) 。由此存在以下不足:

a) 随着两台启动备用变压器使用年限的增长, 设备系统老化, 缺陷增多, 因故退出运行的事件时有发生;而且, 设备系统的定检要求也不可避免地需要定期短时退出运行。因此, 造成相应单元6 k V启动备用电源短时中断, 降低了机组启动备用电源的可靠性;

b) 6 k V公用负载正常情况下由6IA~6IB段和6BIA~6BIB段供电, 在一单元机组和20B同时停运的前提下, 全厂公用系统将因失去电源而瘫痪, 导致煤、水、油等基础原料的供给中断, 所有机组被迫停运;

c) 单台启动备用变压器常年空载运行, 每台变压器每年无效充电备用空载损耗为34.2×104k W·h。

2 改造方案比选

根据机组启动备用电源多年的运行检修经验, 除原设计的常规使用方式外可采用的其它方式有以下三种。

2.1 同单元双机高厂变互用

在某单元启动备用变压器停运而双机正常运行的方式下, 该单元的两台高压厂用变压器通过各自的备用进线可以实现互为备用的临时方式。由于每单元两台机组的厂用负荷相同, 在两台高压厂用变压器完全相同的条件下, 只能利用其中一台高压厂用变压器的容量裕度作为另一机组的厂用电利用, 显然是一种容量受限的局部应急备用, 该单元两台机组中任何一台的厂用电故障或异常时均将造成另一台机组失去6 k V厂用备用电源, 紧急的事故处理还有可能导致另一台正常运行机组的状态恶化, 扩大事故范围, 所以常规的备用电源设计没有考虑此种方式, 也未设计相应的二次回路。这不是一种理想的启动备用电源的可靠方式。

2.2 主变高压厂用变压器倒送电

在某单元启动备用变压器停运而一机运行、一机检修的方式下, 可以利用检修机组的主变、高压厂用变压器倒送电作为本单元厂用电的启动备用。此种方案仅限于单元内一机运行、一机检修的非正常运行方式, 而且需要对倒送电系统采取严格的安全隔离措施 (发电机出口引线套管加装绝缘隔板、运行机组微机厂用电快速切换装置的电压采样回路的模拟、两台机组6k V高压厂用电的保护定值协调) 。此种方案在现有条件下采用的几率较少、投入的辅助作业较多, 只能部分满足6 k V启动备用电源连续性、稳定性的要求, 具有时限性和低效性的特点。

2.3 两台启动备用变压器6 k V侧增加联络母线

如果将两台启动备用变压器 (20B、30B) 的一次接线方式在原有基础上进行局部的结构完善, 完全有可能实现全工况条件下的6 k V启动备用电源的可靠使用, 弥补上文提到的不足。局部完善的原理方法如图1中拟增部分的虚线所示, 其基本原理就是将两台启动备用变压器 (20B、30B) 的6 k V侧通过一定的母线方式进行联络改造 (分别在6BIIA→6IIA、6BIIB→6IIB之间增加联络母线) , 以使6 k V启动备用电源由原设计的两台启动备用变压器分别“一拖二”的方式改进为有选择的一台启动备用变压器“一拖四”的方式。

2.4 改造方案的比选

根据上述分析比较, 两台启动备用变压器6 k V侧增加联络母线的方案可靠性最高、运行方式最灵活, 而且正常情况下可以实现6 k V启动备用电源的“一拖四”, 即一台启动备用变压器供四台机组6 k V启动备用, 较原设计的6 k V启动电备用方式减少一台启动备用变压器的空载损耗, 但是需要增加一定的改造投资方可实现, 可以作为改造的优选方案。

3 优选方案分析

3.1 优选方案的原则要求

优选方案必须保证6 k V启动备用电源连续性、稳定性和速动性的要求, 在兼顾容量裕度的前提下提高其经济性, 实现启动备用变压器的现行运行方式与改造后运行方式并存。

3.2 优选方案的运用

根据多年运行经验, YG电厂的四台机组在正常情况下采用轮停、轮修和均衡负载运行的调度方式。在现有设备状况下, 单台启动备用变压器可能承受的最大启动备用负载情况是单台启动备用变压器接带一台机组正常厂用运行负载的同时兼带另一台机组的启动过程负载。根据2011年度YG电厂全年1#~4#机电气运行日报的实际统计数据, 单台启动备用变压器最大负载功率为单台机组启动时的启动负载功率为16.01 MW, 单台机组正常厂用最大运行负载功率为23.7 MW, 合计单台启动备用变压器可能的实际最大负载功率是39.71MW, 其容量需求与单台启动备用变压器的额定容量相当, 但是没有考虑今后的厂用负荷扩容 (例如干除灰、脱硫、脱硝等新增容量) 的需求。

原设计单台启动备用变压器仅供两台机组的启动备用, 作为三台及以上机组则容量不足。但是, 在全厂机组轮停、轮休和均衡负载的调度方式下, 按照优选方案和负载功率的统计数据, 改造后即全部或部分机组正常运行时可以按“一拖四”方式运行, 一台启动备用变压器空载充电启动备用, 另一台启动备用变压器处于热备用状态。当出现一 (两) 台机组跳闸或一 (两) 台机组检修时, 只要满足启动备用变压器的容量限制条件, 可以实现“一拖四”。

为了提高6 k V启动备用电源的可靠性, 在机组检修、启动或事故跳闸时, 可以将另一台热备用状态的启动备用变压器也投入运行, 采用两台启动备用变压器分列运行的“一拖二”方式, 接带各自单元的6 k V启动备用负载, 恢复原设计运行方式。

按照改造优选方案“一拖四”的运行方式, 正常情况下使用20B还是30B需要依据220 k V系统运行方式来决定:如果220 k V的A母、B母 (220 k V的C母、D母) 任一母线停运, 为保证启动备用变压器一次电源方式的可靠, 则由C母线、D母线 (220 k V的A母、B母) 接带30B (20B) 实现“一拖四”, 即应首选靠近220 k V双母正常运行分段的启动备用变压器。因为20B与30B型号规格相同, 高压绕组电源取自同一系统, 低压绕组出线方式相同, 所以正常情况下在适当的有载分接位置下, 其低压绕组是可以并列运行的, 虽然此种方式下6 k V启动备用电源的供电可靠性更高, 但与原设计6 k V启动备用电源的运行方式相比无效损耗基本相同, 经济性较低, 可以作为倒闸操作时的过渡方式运用。20B (或30B) 检修期间或设备异常状态时, 由30B (或20B) 接带6 k V启动备用负载。在20B (或30B) 实施“一拖四”的运行方式时, 必须保证30B (或20B) 不能发生反充电现象, 否则将适得其反。

3.3 优选方案的主要内容

增加联络母线, 随着时间的推移和厂用设备的扩充, 拟增联络母线的容许空间已变得曲折狭小, 随着母线技术不断进步, 相对于共箱封闭母线, 复合屏蔽绝缘管型母线已能充分适应曲折狭小的路径条件, 电气性能完全满足相同技术标准的要求, 同时具有载流量大、机械强度高、集肤效应低、功率损失小、绝缘、安全性能高、散热条件好、温升低、抗辐射、外形美观、安装方便的特点。因此, 拟增联络母线选用复合屏蔽绝缘管型母线为佳。

配改相应的二次回路, 6 k V启动备用电源一次结构方式的改变, 必然涉及到相关的二次回路, 主要有以下两方面:a) 6 k V启动备用电源必须配套微机厂用快速切换装置的使用方可满足连续、稳定和速动的要求。由于各单元微机厂用快速切换装置的备用电源电压采样信号均源于各自的启动备用变压器220 k V侧, 如果6 k V启动备用电源由“一拖二”变为“一拖四”, 必须相应地同时变更采样回路, 可以通过新增PT并联电压切换装置, 将原设的两路电压信号分别引入此装置, 微机厂用快速切换装置二次电压采样联接在公共端上, 使公共端上电气元件的电压二次回路, 在6 k V启动备用电源的一次结构方式改变的同时, 电压采用回路随一次回路同步切换, 自动报警, 准确无误地实现既定功能;b) 20B与30B在“一拖四”与“一拖二”运行方式下的切换, 应保证其220 k V开关和相应6 k V系统开关可靠互锁, 避免引起系统破坏。

原设各台启动备用变压器保护定值分别与各自单元机组的厂用负载匹配, 当6 k V启动备用电源由“一拖二”变为“一拖四”时, 运行启动备用变压器所带6k V系统的设备构造、范围和电气拓扑结构均发生较大的延伸, 所以必须重新整定20B和30B的保护定值、种类, 以便与“一拖四”方式下机组厂用电系统范围、负载及功能协调一致, 补充完善相应的运行规程。新增6 k V联络母线将使6 k V启动备用电源的运行方式更加灵活, 同时也存在更多变数, 因此需要补充完善运行规程具体要求。具体补充内容应关注220 k V系统方式、启动备用变压器状态、全厂机组运行检修组合、各机组厂用负载配置、定期切换与传动试验要求等。

4 结语

通过对YG电厂6 k V启动备用电源原有方式的分析, 指出其存在的原理不足与节能潜力, 推荐了改造方案, 原则说明了改造方案的使用特点, 概述了改造方案实施的重点要求。表明了YG电厂6 k V启动备用电源的优化改造具有一定的现实必要性和可行性, 对优化改造方案的实施具有借鉴作用。

注:本文参考南京励磁系统工程有限公司《PMA-860系列微机综合保护测控装置技术说明书》和湖北兴和电力新材料股份有限公司《复合屏蔽绝缘管型母线系统》。

参考文献