350MW机组

350MW机组（精选12篇）

350MW机组 第1篇

哈尔滨汽轮机厂有限责任公司为巴西卡迪奥塔火电厂二期设计的350MW机组。其结构为单轴、两缸、两排汽、一次中间再热、凝汽式，工作转速为3600r/min，高中压缸采用合缸结构，低压缸采用1017mm末级长叶片双分流结构。机组采用模块式设计，并对通流部分运用CFX软件进行全三维优化设计，使机组有较高的效率。

2 高中压缸通流部分设计特点

高中压缸采用成熟的亚临界350MW机组模块进行优化设计。高压缸采用Ⅰ+9级模块形式，中压缸采用7级模块形式。与原有的亚临界350MW机组高中压缸相比，此机组高中压缸具有效率高、制造成本低、加工周期短的优势，其高中压缸具有以下特点：

2.1 调节级

喷嘴采用新型子午面收缩通道，由于调节级焓降远大于压力级，采用新型子午面收缩通道对减少二次流损失、提高高压缸效率十分重要，经实验验证采用新型子午面收缩通道可使调节级效率提高1.7%;动叶片采用已经在实际中有运行经验的先进的三联体三叉三销结构，此结构在亚临界350MW机组中广泛应用，有较高的效率和安全可靠性。

2.2 高中压叶片结构设计

高中压动静叶片均采用马刀叶片系列[1]，导叶采用弯扭叶片，动叶采用扭叶片，通过优化设计，有效地调整了流场分布，减少了端部二次流损失，提高了机组效率。

动叶采用自带围带结构，机组运行到一定转速后叶片形成整圈，叶片的摩擦阻尼作用，有效地降低了叶片的动应力。目前哈汽的汽轮机组动叶片大部分都采用自带围带结构，提高了机组的安全可靠性。

高中压动叶片叶根形式采用高强度枞树型叶根，这种叶根圆弧大，齿间距也大，可以大幅度地减少应力集中，减小最大应力，提高叶片的安全可靠性。

3 低压缸通流部分设计特点

低压缸前几级采用具有先进运行经验和高效的600MW机组低压缸模块进行模化设计，模化比为1/1.2，可以有效地保证低压缸的安全性和高效性。动、静叶片型式也是采用新型的马刀型叶片，这样可以有效地保证低压缸的效率。低压末级采用由哈汽专门为60Hz机组设计的1017mm叶片。

低压末级叶片是汽轮机组的一个主要部件，末级叶片设计的好坏直接关系到低压缸的效率及整个机组的效率，这里主要讨论末级叶片的设计。

3.1 末级静叶片

末级静叶片应用弯扭联合技术，使静叶片成为根部弯曲、顶部少许弯曲的变截面弯扭叶片，采用这种变截面弯扭静叶片可以减低静叶片损失、提高了低压末级的级效率，同时使动叶片根部反动度在适当范围内，满足了设计要求。

3.2 末级动叶片

1017mm末级叶片是哈汽专门为350MW/60Hz设计的末级叶片。动叶采用先进的跨音速叶型并沿叶片高度反扭。通过CFD计算分析，动静叶片气动性能匹配良好，沿叶高方向的参数分配合理，端部二次流损失小，没有分离现象出现，激波损失也很小[2]。设计中将根部反动度提高到27%左右，防止机组在低负荷运行时出现负反动度，有利于机组的变工况运行。

1017mm动叶片采用枞树型斜叶根，自带围带，凸台拉筋结构。应用强度分析软件对末级动叶片进行了非线性强度分析，并且在出厂时进行了动调频试验(如图1所示)，叶片频率完全避开了三重共振点，表明末级动叶片具有高度安全性。

3.3 低压末级叶片防侵蚀措施[3]

对于60Hz机组的叶片而言，由于叶顶圆周速度更高，因此湿蒸汽对末级叶片的冲蚀更严重。为保证叶片安全，同时降低通流的湿气损失，必须采取一些去湿和防侵蚀设计措施。在设计中采取了以下措施：

(1)在低压末级静叶片采用槽内去湿，通过在静叶片上半部靠近出汽边的内弧部分表面开出专用的去湿槽，把流道表面水膜中的水份导走。

(2)末级动叶片上半部出气边背弧焊接司太立合金片，增强末级动叶片的防侵蚀能力。

(3)适当加大末级动、静叶片间的轴向距离。在不影响级间气动性能的情况下尽可能减弱水滴对叶片的冲蚀。

4 结语

通过为巴西卡迪奥塔火电厂设计的350MW/60Hz汽轮机的通流部分的设计分析可知，该机组具有性能好，经济性和安全性高等特点：

(1)高中压部分采用的模块化设计，大大缩短了机组设计时间，有效地提高了机组设计效率;

(2)采用先进高效的刀马叶片系列，有效提高了机组级效率;

(3)采用自带围带叶片和具有高强度、安全性的枞树型斜叶根，提高了叶片的安全可靠性;

(3)低压末级叶片的全三维流场设计，动叶片自带围带、凸台拉筋设计，防侵蚀技术的运用，可保证低压末级叶片的安全。

350MW/60Hz机组的设计填补了HTC60Hz机组设计制造的空白，为公司以后设计更大功率的60Hz机组奠定了坚实的基础，同时也为公司扩展海外市场打下了良好基础。

参考文献

^[1^]张晓霞^,等.新一代引进型300MW^~350MW汽轮机的优化设计^[J^].热力透平^,2004⁽2^):73-76.

1000MW机组DEH 第2篇

随着以微处理器为基础的分布式控制系统(DCS)技术的发展，运用分散控制、集中管理的设计思想，不但控制的可靠性得到了更大的提高，而且可大量减少操作维护人员的劳动强度。本章主要以华电国际邹县发电厂四期工程1000MW机组为例，介绍1000MW等级全电调型DEH控制系统。邹县发电厂四期工程1000MW机组采用日本日立公司最新开发成功的具有世界先进水平的H-5000M系统，该控制系统采用的是当今世界上较为先进的分布式控制系统的先进技术。

第一节 汽轮机调节系统概述

一、汽轮机调节系统的任务

由于电力用户的耗电量是随时变化的，而发电厂生产的电能又不能大量储存，因此，电厂发电机的功率只能随外界用户用电量的多少而定，即汽轮发电机组应能及时地调整它所发出的功率，以适应用户耗电量的变化。为保证各种用电设备能正常运转，电力生产除应保证供电的数量外，还应保证供电的质量。供电的质量指标主要有两个：一是频率；二是电压。这两者都与汽轮机转速有一定的关系。发电电压除了与汽轮机转速有关外，还可以通过对励磁机的调整来进行调节，而发电频率则直接取决于汽轮机的转速，转速越高发电频率就越高，反之则越低。对于具有一对磁极，工作转速为3000r／min的发电机组，其发电频率为

f发电机每分钟转数

350MW机组 第3篇

【关键词】烟气脱硫；顺序控制；DCS；

一．脫硫工艺系统概况

1.引言

阜新发电厂三期“以大代小”技术改造工程2×350MW机组，采用石灰石—石膏湿法、一炉一塔脱硫装置，脱硫率不小于95%。本工程机组容量为2×350MW，每台锅炉最大连续蒸发量为1165t/h蒸汽，烟气量1215797Nm3/h（湿态、标准状况、设计煤种）。每套烟气脱硫装置的出力在锅炉BMCR工况的基础上设计，最小可调能力与单台不投油最低稳燃负荷（即35%MCR工况，燃用设计煤种的烟气流量）相适应；烟气脱硫装置能在锅炉BMCR工况下进烟温度加10℃裕量条件下安全连续运行。事故状态下，烟气脱硫装置的进烟温度不得超过160℃。当温度达到160℃时，全流量的旁路挡板立即打开[1]。

2.系统基本工艺流程

石灰石-石膏湿法脱硫工艺系统主要有：烟气系统、吸收氧化系统、石灰石浆液制备系统、石膏脱水系统、废水处理系统组成。其基本工艺流程如下：

锅炉烟气经电除尘除尘后，通过增压风机、GGH降温后进入吸收塔。在吸收塔内烟气向上流动且被向下流动的循环浆液以逆流方式洗涤。循环浆液则通过喷浆层内设置的喷嘴喷射到吸收塔中，以便脱除SO₂、SO₃、HCL和HF，与此同时在“强制氧化工艺”的处理下反应的副产物被导入的空气氧化为石膏（CaSO₄·2H₂O），并消耗作为吸收剂的石灰石。循环浆液通过浆液循环泵向上输送到喷淋层中，通过喷嘴进行雾化，可使气体和液体得以充分接触。每个泵通常与其各自的喷淋层相连接，即通常采用单元制。

在吸收塔中，石灰石与二氧化硫反应生成石膏，这部分石膏浆液通过石膏浆液泵排出，进入石膏脱水系统。脱水系统主要包括石膏水力旋流器（作为一级脱水设备）、浆液分配器和真空皮带脱水机。经过净化处理的烟气流经两级除雾器除雾，在此处将清洁烟气中所携带的浆液雾滴去除。同时按特定程序不时地用工艺水对除雾器进行冲洗。进行除雾器冲洗有两个目的，一是防止除雾器堵塞，二是冲洗水同时作为补充水，稳定吸收塔液位。

在吸收塔出口，烟气一般被冷却到46-55℃左右，且为水蒸气所饱和。通过GGH将烟气加热到80℃以上，以提高烟气的抬升高度和扩散能力。

最后，洁净的烟气通过烟道进入烟囱排向大气[2]。

二．控制系统设计与实现

1.DCS控制范围

DCS控制范围包括两炉两塔的石灰石—石膏湿法脱硫工艺系统，辅助公用系统，以及电气脱硫变压器，厂用电部分等。根据实际情况权衡考虑，采用了五对R600CH控制器来对整个脱硫系统进行控制。具体划分如下：

TL3（脱硫）控制器：

①#3塔烟气系统；②#3塔增压风机；③#3塔烟气换热器；④#3吸收塔系统；⑤氧化空气系统；⑥#3FGD系统SOE点；⑦#3FGD系统与机组DCS的信号交换；

TL4（脱硫）控制器：

①#4塔烟气系统；②#4塔增压风机；③#4塔烟气换热器；④#4吸收塔系统；⑤氧化空气系统；⑥压缩空气系统；⑦#4FGD系统SOE点；⑧#4FGD系统与机组DCS的信号交换；

PUB（公共）控制器：

①工艺水系统；②事故浆液罐系统；③排水坑系统；④电气测点；⑤其它待定点；

RT1（远程脱硫）控制器：

①石灰石浆液系统；②一级脱水系统；③废水旋流器系统；④#3真空皮带脱水机系统；

⑤#4真空皮带脱水机系统；

RT2（远程脱硫）控制器：

①石灰石卸料系统；②石膏储存系统；③废水处理系统。

2.火电厂脱硫顺序控制系统

火电厂脱硫控制系统中有很多设备采用了顺序控制，下面对五个顺序控制功能组作扼要介绍。

四．DCS顺序控制

根据工艺要求，顺控系统分为5个功能组即烟气系统功能组；吸收塔功能组；石膏脱水系统功能组；石灰石浆液制备系统功能组；废水处理系统功能组。

功能组控制包括本功能组内所有子组控制、连锁保护、冗余设备的自动切换及相关电动设备的单独控制。

1.烟气系统功能组级控制

该功能组对烟气挡板（包括原烟气挡板、净烟气挡板和旁路挡板）及其密封风机控制系统、增压风机及其辅助设备、GGH及其辅助设备、吸收塔排气阀等进行控制，实现烟道上各设备的自动启停和连锁，监视烟气系统的运行工况。

2.吸收塔功能组级控制

该功能组对石灰石浆液供给系统、石灰石浆液循环泵、反应池中搅拌器、除雾器冲洗系统、石膏浆液排放、氧化风机及工艺水等进行控制，实现石灰石浆液供给循环系统、吸收塔和石膏浆液排放各相关设备的自动启停和连锁，监视其运行工况。

3.石膏脱水功能组级控制

该功能组对于石膏浆液池搅拌器、石膏浆液泵、真空皮带脱水机及其相关的冲洗和压缩控制系统、废水旋流泵等进行控制，实现石膏二次脱水及废水旋流分离系统的自动启停和运行监控。

其主要功能包括：石膏浆液泵自动切换及单独控制；石膏浆液罐搅拌器单独控制；真空皮带脱水机自动切换及控制；废水旋流泵单独控制。

4.石灰石浆液制备功能组级控制

该功能组对石灰石粉仓流化风机、旋转给料阀、石灰石浆液池搅拌器、石灰石浆液泵等进行控制，实现石灰石浆液制备系统的自动启停和运行监控。

其主要功能包括：石灰石浆液池加料控制；石灰石粉仓自动切换及控制；石灰石浆液浓度控制；石灰石浆液泵自动切换及控制；石灰石浆液池搅拌器单独控制。

5.废水处理功能组级控制

该功能组对废水泵、化学加药系统、废水处理装置等进行控制，实现废水处理系统的自动启停和运行监控。

其主要功能包括：废水泵自动切换及单独控制；中和絮凝箱PH值测量装置冲洗控制；至中和絮凝箱石灰浆系统控制；澄清浓缩器搅拌器单独控制；净水泵自动切换及控制；泥浆再循环泵自动切换及控制；泥浆排放泵自动切换及控制；CaO仓流化风机自动切换及单独控制；絮凝加药泵自动切换及单独控制；HCI加药泵自动切换及单独控制；CaO仓加料控制；石灰浆再循环控制；石灰浆液再循环泵自动切换及控制；石灰浆罐搅拌器控制；石灰浆管路冲洗控制。

六．结束语

目前我国电力行业的烟气脱硫建设还刚刚处于起步阶段，随着国家对环保事业的日益重视，都将陆续投入建设。采用DCS实现脱硫系统的控制，控制系统自动化水平较高，运行人员通过点击操作员站CRT画面中的各功能组级控制块可以实现各系统的自动启停。减少运行人员的误操作和劳动强度，提高设备运行的安全性。

烟气脱硫的闭环控制和一般电厂的控制是有很大差别的。控制回路较简单，控制对象较少，但比较特殊，控制使用PID较少，注重时间的控制。

本文介绍了阜新发电有限责任公司2×350MW机组烟气脱硫工程的系统集成，包括硬件、软件、网络等设计及实现情况，希望对今后同类烟气脱硫工程的DCS应用具有一定的参考作用。

参考文献

[1] 曾庭华等.湿法烟气脱硫系统的安全性及优化.北京:中国电力出版社，2004.1

[2] 国电太原第一热电厂。300MW热电联产机组烟气脱硫技术.北京：中国电力出版社，2005.12

[3] 北京日立控制系统有限公司．HIACS-5000M系统培训教材,2006.4

350MW机组OM650系统升级 第4篇

关键词：OM650,软件,硬件,版本,升级,方案

阳城国际发电有限责任公司DCS控制系统采用德国西门子公司生产的TELEPERM XP分散控制系统, 该系统由OM650运行监控系统、AS620自动系统、TXP总线系统和ES680工程师站四个子系统构成, 其中OM650运行监控系统是整个分散控制系统的人机接口, 承担着整个电厂工艺流程的直观显示、就地设备的远程监视、自动功能的远程操控、事故追忆和性能计算等多项任务。

1 OM650系统组成和工作原理

O M6 5 0系统由两对冗余的处理单元 (Process Unit PU) 、一对服务单元 (Server Unit SU) 、六台操作终端 (Operating Terminal OT) 、一台外部单元 (XU) 构成, 通过多个功能软件实现与AS620系统通讯、全图形工艺流程显示、报表、性能计算及数据的长期短期存档等多种功能。处理单元作为AS620自动系统与OM650系统数据交换的桥梁, 同时连接于工厂总线和终端总线, 避免了其它OM650系统站点直接与工厂总线通讯对总线通讯负荷的影响, 此外, 整个分散控制系统的数据处理、报警处理、性能计算、数据短期存储等任务都由处理单元来实现, 方便控制数据的及时处理和过程数据的共享。服务单元与终端总线相连, 实现如DCS系统历史数据的长期存档、报表系统以及文本信息管理等功能。操作终端是整个DCS系统的人机接口, 热力工艺画面显示、分级报警系统、曲线等功能都非常直观地反映着就地设备的运行情况, 监盘人员可针对不同的运行工况及时做出正确判断, 远程操控就地设备的运行, 此外, 操作终端可通过窗口调用方式实现报表、数据长期存档等功能[1]。

2 OM650系统现状及存在的问题

阳城国际发电有限责任公司的OM650系统属于SIEMENS公司一九九六年左右的产品, 总体来说技术已经落后, 运行和维护都存在着很大的弊端, 具体表现在以下几个方面: (1) 全厂OM650系统的软件、硬件版本不统一, 且相互之间不兼容, 给日常维护及数据管理工作造成诸多不便。 (2) OM650系统工控机硬件配置较低, 三个单元中三单元配置最高, 采用的是奔腾III处理器, 9G硬盘。 (3) 软件系统存在的许多漏洞在长期运行中逐渐显现, 曾多次导致OM650系统大面积死机, 严重影响机组的安全运行, 特别是#1和#2机组, 无论是调用画面、报表, 还是在线修改参数, 系统响应都极为滞后。 (4) OM650系统硬件设备严重老化, 系统已进入故障高发期, 机箱电源、硬盘、内置磁光驱等零部件的更换非常频繁。 (5) OM650系统备件采购困难。机组投产至今计算机软件、硬件发生了日新月异的变化, 许多设备已经停产, 加之三个单元硬件设备不统一又进一步加大了设备采购的困难程度。

3 OM650系统升级简述

3.1 OM650系统升级方案

鉴于上述多方面的原因, OM650系统的升级被提上了日程, 经过多方考查后, 提出了一种经济可行的升级方案, 详细升级方案如下: (1) OM650系统硬件设备升级为采用Pentium 4 630HT 3.0GHz处理器的Celsius M440 server/T2000机型, 升级设备包括六台OT、两对PU、一对SU及一台XU。 (2) SCO-UN IX操作系统升级为S CO-S V 5.0.6a, Linux操作系统升级为Linux 2.4.26。 (3) OM650系统应用软件全部由V5.2.24、V6.3.13升级为V07.08.04。 (4) 除OT4、OT5其它OT均升级为COT并取消图形服务器。因大屏幕设备的特殊性, OT4、OT5仍保留图形服务器, 但图形服务器与OT的连接方式改为采用RJ45接口。 (5) I/O license升级到最新版本, 约12000点。 (6) Cisco 1721型路由器直接连于终端总线, 用于进行远程技术支持。

3.2 OM650系统升级过程

在电缆敷设完成、升级设备就位后, 将终端总线上电并设置每台OSM的IP地址。终端总线工作正常后, 开始OM650系统的升级工作, 具体的升级过程如下: (1) 从升级前的OM650系统中拷贝所需文件, 启动并调整单侧的最小系统, 包括PU1、PU2、SU1、OT、XU各一台。 (2) 安装调整内部软件并进行时钟同步, 同时在OT上调用过程信号显示、画面曲线、系统I&C报警等检验新系统是否正常运行。 (3) 把另一侧系统逐台接入网络, 并检查原OM650系统的各项功能是否实现, 如操作权限、声响报警、历史数据管理等。 (4) 在不影响公用系统监视的情况下, 停止旧网络的运行。 (5) 检查每台计算机的Patch和Bugfix安装情况。此外, 在保证实现原有各项功能的基础上, 对设备的摆放位置做了一定的调整, 使设备的布局更加合理, 如操作终端放在主控制室后, 只需计算机室至主控制室一根网线, 大大减小了信号的传输距离。升级后系统结构如图1所示。

4 升级过程中发现问题及处理

在升级过程中遇到了许多比较棘手的问题: (1) 大屏幕接口不匹配, 在各项升级工作全面铺开、设备到位时才发现升级的主机与图形服务器接口不匹配, 需要一个转接设备实现BNC头与RJ45口之间的转换。发现问题后, 及时选购到了D_LINK的DE-809TC/LEG型转接设备, 保证了大屏幕的正常投入使用。 (2) 软件未授权、画面高度不合适等。#4、#5机组OM650系统升级时, 当计算机的各项功能调试完成、整个OM650系统重启后, 由于两台XU的OM650应用软件无授权, 所有OM650画面都弹出一个提示窗口:“Unlicensed OM650 SOFTWARE ON:hostname (u04xu1、u05xu1) ”且运行人员点击取消后该窗口还会再次弹出。经取得两台XU的软件授权并将新的授权文件载入, 重启整个OM650系统所有工控机后OM650系统恢复正常。 (3) 画面高度不合适。OM650系统画面代码生传结束后, 在液晶屏的上下方各出现一黑边, OM650画面不能充满整个屏幕, 经检查后发现:每幅OM650系统画面都是按照1280×960的显示器分辨率设计, 而升级后的液晶显示器分辨率为1280×1024。考虑到牵涉的画面太多, 且重新画图的难度及工作量, 最后从画面的美观性出发, 决定将每幅画面的高度由原来的830调为894, 并将O P D c o n f.w o r k文件中与分辨率相关的项目改为1280×1024。

5 OM650系统升级效果

OM650系统升级后, 系统的整体性能及健康水平都得到了很大的提升, 到目前为止系统未出现运行缓慢及死机等情况, 此外还解决了系统长期以来一直存在的多个问题: (1) OM650系统各服务器通过RJ45接口连接到一个高速的环形网上, 遵守通用的TCP/IP通讯协议, 这从网络环节上为服务器的高速高效运行提供了关键保证。 (2) M440机型采用较高的CPU配置, 运行速度和稳定性都较升级前有了很大的提升。 (3) 合理的机箱布置使CPU、内存等敏感部件免受灰尘的侵扰。 (4) 升级前OM650系统中的OT会利用一32位计数器, 对所有打开过的OM650画面进行累计, 当累计到一定值时OM650应用软件自动停运使该计数器清零, 升级后的系统很好的解决了这一问题。 (5) 除大屏幕因设备的特殊性保留了图形服务器外, 其它OT都改由一独立显卡直接向液晶显示器传输画面, 取消了图形服务器这一故障多发点, 减少了数据交换环节, 同时系统升级更换下的图形服务器可作为大屏幕图形服务器的备件使用。

6 升级遗留问题

阳城国际发电有限责任公司OM650系统中OT4、OT5采用了Dr.Seufert GmbH公司生产的OverView型大屏幕, 灯泡的大量使用、液晶板的频繁破损、照明单元的停产等多种因素致使大屏幕的维护成本居高不下。OM650系统整体升级后, 图形服务器较低的硬件配置, 操作系统、应用软件较低的版本, 都成为画面调用速度提升的瓶颈。

7 结语

通过对OM650系统的改造, 系统硬件水平得到了明显提高, 软件功能得到了进一步的完善;OM650系统的升级不仅提升了系统运行速度, 而且对保障使企业的安全经济运行具有重要意义;新系统投运后运行稳定, 达到了本次升级的各项预期要求。

参考文献

350MW机组 第5篇

要】：本文依据电厂设计的水质平衡，对电厂内部的水用户的用水情况进行统计分析，寻找问题“对症下药”。同时对全厂水资源和废水资源进行合理的调配，降低设备的耗水量，对全厂废水合理回用，尽量做到循环用水、梯级用水、一水多用。通过实施完善全厂水网监测系统，优化掌握全厂用水情况，提高水资源利用效率，把我们的电厂真正建设成为一个本质安全、资源节约、环境友好、具有一流竞争力的企业。

【关键词】：600MW火电机组，节水，研究

水务管理的思路和主要内容包括以下几点：

一、回归设计：按设计说明书中节水设计原则和方案调整各系统运行方式，达到设计标准和要求。

二、进行水平衡试验，找出潜在的节水效益点，减少不合理的用水方式和耗水，配备必要的用水计量关口表计，并定期校验。

三、优化运行，通过对全厂水资源和废水资源进行合理的调配，降低设备的耗水量，对全厂废水合理回用，尽量做到循环用水、梯级用水、一水多用。

四、提升管理，深挖潜力，采用新技术、新工艺，通过节能改造以及标准运行方式的制定、实施来降低可控耗水量。节水采取的措施及主要工作

几年来，沧东公司在深度节水方面采 取的措施和进行的主要工作如下： 1.1 回归设计

沧东公司的生产用水和生活用水按照系统划分成淡化水系统、生产水系统、化学水处理系统、除盐水及机组汽水循环系统、闭式冷却水系统、除灰渣水系统、煤场用水系统、脱硫用水系统、厂区生活水系统、消防水系统、废水处理系统、绿化用水系统12个子系统，自09年末实现4台机组商业运营后，对照设计说明，规范水系统运行方式，制定各系统用水标准和节水措施，逐步实现回归设计。

1.2 全厂水平衡试验

2010年09月份，四台机组全部投运近一年，为了查清全厂目前的用水状况，摸清全厂的取水量、用水量、排水量、耗水量及耗水分布，正确评价现在的用水状况，为对水资源的合理利用提供科学的数据，进行一次全厂水平衡试验，从平衡测试结果来看，在全厂总负荷率90.7%的情况下，全厂水系统取、用、耗等方面的整体水平不错，发电耗水率为0.203 m3/MW.h，但在本次测试过程中，发现了一些用水不合理之处：一期除渣系统用水方式运行不合理；煤场用水系统运行方式不合理，生产耗水量大；一期脱硫系统滤布冲洗水箱溢流量大、用水量分步不合理等，试验结束后均进行优化整改。2013年8月份，再次进行全厂水平衡试验，在90％平均负荷下，全厂发电耗水率为0.199，复用水率为96.2％，完全达到95％复用水率的要求，节水工作取得显著成效。

1.3 在实现回归设计基础上，根据全厂水平衡试验结果，对部分系统运行方式进行优化调整 1.3.1 一期亚临界锅炉连排方式调整 1、2号机组汽包锅炉连排按设计要求，连排流量为20t/h，平均每天排水达到960吨，锅炉补给水量相应增加，虽然设计考虑连排水回收至脱硫系统利用，但是汽包加热后的工质达到300℃排放，造成热源浪费，导致煤耗增加。公司对一期锅炉采用了固体碱化剂处理，连排方式进行优化。由原来粗放的连续排污方式，改为定期排污方式。根据GBT12145-2008标准要求控制：控制锅炉水质（炉水氢电导≤1.5us/cm）标准，平均每台锅炉每周连排开启一次，一次累积排放流量为300-400吨，每周节约除盐用水约6000吨。水价按6元折算，每周节约水费36000元。凝结水（压力3.5MPa，温度40℃）加热至汽包炉水（压力16MPa，温度300℃），忽略热损失，每吨水可节约标煤39kg，全年节约标煤约11147吨。

1.3.2 精处理运行方式细化

实现精处理混床氨化运行，短时间可提高处理水量，减少树脂再生酸碱消耗，考虑到在运行后期，易造成树脂吸附氯离子释放，造成炉水水质恶化，只能通过连排进行补救，增加了水耗，专业通过优化运行方式，监督炉水水质和混床出水水质，兼顾混床周期制水量，实现节水与安全兼顾。运行方式细化后，精处理混床周期制水量由原来18万吨，降至15万吨，运行周期由12天降至10天，混床再生次数由每月5次增加至6次，再生增加盐酸：2.5吨；液碱：1.6吨，再生水耗量300吨。对比两台机组连排损耗除盐水每周6000吨，每月近24000吨。两台机组精处理混床每月再生增加水耗600吨，实际每月减少水耗23400吨，扣除酸碱用量，不计降低煤耗，单节水费用一项，两台机组每月至少节约11万元。

1.3.3 辅汽供汽方式调整

沧东公司一期2×600MW亚临界机组，二期2×660MW超临界机组，为节省高品质蒸汽，规范了一、二期辅汽供汽，制定标准运行方式，正常情况下，一、二期辅汽联络门开启，全厂辅汽系统由一期四抽供汽，二期四抽、冷再管路备用。

1.3.4 海淡供汽标准运行方式

一期两台亚临界机组额定抽汽量250t/h，最大抽汽量400t/h，二期两台超临界机组额定抽汽量50t/h，最大抽汽量100t/h，为保证运行经济性，制定海淡供汽的标准运行方式并严格执行。正常由一期机组抽汽带海水淡化装置运行，二期机组供汽管路备用，特殊工况下由值长视机组实际情况，及时合理调整供汽方式。

1.3.5 针对脱硫系统水耗高情况组织专题会议，分析原因，采取对策

（1）由于净烟气带走的水蒸汽占脱硫水耗的绝大部分，增加入口含湿量和降低入口烟气量可以明显降低吸收塔蒸发水耗，是整个脱硫系统节水的有效手段。根据西安热工院燃烧调整试验结果，通过采取合理调整锅炉配风、降低锅炉氧量，系统运行方式优化等措施，明显降低脱硫系统水耗，目前一、二期脱硫耗水量为364 m3/h，较设计值（560 m3/h）低196 m3/h。

（2）海水淡化主要产品为淡水和蒸汽的凝结水，原设计海淡凝结水主要用于除盐后的锅炉补给水，但随着锅炉定连排方式的改变及海淡制水能力大幅提升，海淡凝结水量大幅增加，为合理利用，对脱硫供水系统进行改造，海淡凝结水在满足除盐制水前提下，其余全部用于脱硫补水，不足部分采用生产水，这样脱硫系统补水由原设计的一路生产水，变更为生产水和海淡凝结水两路。

1.3.6 灰渣系统用水优化

（1）一期两台机组为水力除渣，原设计两台渣仓析水全部排放至化学工业废水处理系统，现已直接回收至捞渣机补水。

（2）二期两台机组为干排渣系统，炉底密封原设计为水封，现全部改为机械密封。（3）二期灰库气化风机冷却水出口，原设计为外排地沟，现全部回收至脱硫工艺水箱。1.3.7 输煤系统深度节水

（1）输煤系统喷淋抑尘加湿装置实现自动功能，由煤流信号控制加湿抑尘装置，即减少运行人员操作量又大大减少了加湿水量，由设计的130m3/d，降低到目前50 m3/d。

（2）严格控制输煤系统冲洗用水量，煤场斗轮机行走站台冲洗由每天冲洗一次，改为三天冲洗一次；同时地面卫生不再进行水冲洗，采用擦洗方式，由原来的2次/天，优化为1次/天。

1.4 提升管理，深挖节水潜力 1.4.1 全厂水网监测系统实施完善

为优化全厂用水情况，达到节能降耗要求，多年来沧东公司一直持续开展水平衡优化工作，定期进行水平衡试验，通过对全厂水资源和废水资源进行合理的调配，降低耗水量。但由于以往系统运行方式未真正实现标准化、加之用水计量关口表记不全以及表记测量精准度差等基础因素影响，导致以往水平衡试验数据、报告存在一定偏差，对用水综合分析缺乏指导意义。沧东公司地下管网全部采用直埋式布置，受管材、沉降等因素影响，随着运营时间增长，地下管网泄漏情况时有发生，且不易发现。为深度节水，对水的使用进行全面统筹与管理，公司从12年年初，从全厂角度综合制定节水方案和水平衡的优化方案，针对地下管网泄漏，按排专业分区分片进行检查、盘点，有针对性的进行改造、完善，彻底杜绝地下管网漏泄，同时，针对以往水平衡试验报告及水网分布特点完善全厂水网监测功能，按系统分步、设置26处测点，全部加装远传超声波流量计，同时针对4台机组凝补水流量计低流量时显示不准情况，全部进行更换，并将所有水网监测系统流量测点全部引入PI系统，真正实现了实时监控，对制水、外供水、内部生产、生活水全覆盖，并增加了预警功能，通过全厂水网监测系统实施，使得大指标变小、小指标变细、细指标变实，制水、耗水、供水情况一目了然，2012年末水网不平衡率降至±3%以下，今年6月份达到1.34％。图1-图2为水网监测系统主要画面：

图1：全厂水网监测平衡图

图2：全厂水网监测数据统计

1.4.2 锅炉疏放水系统改造、高品质疏水回收

出于防寒防冻及管道运行正常疏水考虑，在设计时四台锅炉共有本体伴热疏水、燃油管道伴热疏水、蒸汽吹灰疏水、#1磨（等离子、微油）暖风器疏水等8项高品质蒸汽疏水，疏水汽源均引自机组辅助蒸汽联箱，以往疏水全部排入定扩容器或无压放水母管,为节能降耗，将以上高品质蒸汽疏水进行改造，直接引致暖风器疏水箱及凝汽器低压扩容器，回收利用。新增疏水管道与原疏水管道并列运行，在每道疏水管道上均装有截止阀，实现两套系统的可靠倒换，同时便于各疏水系统单独隔离系统进行检修，为减少渗漏点阀门全部采用焊接连接。目前#2、3、4机组已经全部改造完毕。

1.4.3 锅炉吹灰汽源改造

沧东公司一期600MW机组锅炉本体吹灰汽源取自过热器分隔屏出口集箱，汽源参数：压力P=18.2MPa，温度T=443℃。由于压力高，炉膛受热面吹损比较严重，同时目前调节门后压力设定值为1.6MPa，采用一次汽源，节流损失大，影响机组经济性。在经过可研和校核计算后，采用屏再入口蒸汽作为蒸汽吹灰汽源，蒸汽的压力、过热度完全能满足要求，目前#2机组在今年2月份C修中已经改造完毕，运行效果良好，可降低供电煤耗0.2g/kWh。#1机组计划今年大修中实施改造。同时二期660MW机组改造正在可研中。

1.4.4 开展无渗漏专项治理

为消除和减少设备或系统的跑、冒、滴、漏现象，公司制定《无渗漏治理方案》，开展无渗漏专项治理，对存在内漏的阀门彻底治理；对各种水泵进行了无漏泄综合治理；对地下管网分区、分片盘查，对经常漏泄管段制定可行性方案，进行改造治理；由于沧东公司室外供汽管路较多（四抽、冷再至海水淡化供汽管路、辅汽管路、神华港务公司供汽、海丰公司供汽管路），以往冬季防寒防冻期间大量疏水外排既不经济又不美观，针对此现象，公司制定可行疏水改造方案，从2012年开始进行专项治理，目前该项工作正在持续实施中，确保今年防寒防冻期间不疏水排汽，杜绝“小白龙”现象。

1.4.5 工业废水、生活污水回收利用：

工业废水回收处理的废水主要有：精处理再生废水、化学水处理排水、含油废水处理排水、以及#3锅炉疏水排放（未改造回收），目前废水回收再利用率达到100％，正常运行期间日均处理废水230吨，全部用于输煤系统。输煤系统冲洗水补水来源有：化学处理合格的工业废水、煤水处理装置回收的燃煤冲洗水、生产水，系统如图3所示，其中含煤废水处理系统经过两年来的治理，日处理含煤废水量已经达到200吨额定出力，现在输煤系统每天使用冲洗水500吨左右，其中自身处理200吨、工业废水补充230吨，生产水补水70吨，生产水补水量由以前近300吨/天得到大幅降低。

图3：工业废水回收利用系统

厂区生活污水系统经过近阶段优化、改造治理，目前系统自动运行正常，且处理后的中水指标已完全满足城市绿化用水要求，正在进行绿化试验，试验结束后，夏季厂区绿化用水将全部由中水替代生产水，冬季期间将用于煤场喷洒或捞渣机补水。

1.4.6 脱硫废水排放治理

脱硫废水处理系统是石灰石-石膏湿法脱硫系统的重要组成部分。

一、二期脱硫废水处理量分别为11.5t/h和13t/h。为保证脱硫系统的高效、经济运行，同时兼顾节能环保工作要求，沧东公司成立了脱硫废水综合治理小组，针对脱硫废水系统目前存在的问题，从系统设计、设备缺陷、运行调整等方面进行逐一盘查，制定整改计划和措施，有针对性的进行了治理。经过大力治理，目前脱硫废水处理品质已基本达到国家一级排放标准。为减少水源浪费，实现零排放目标，目前专业对脱硫废水综合利用正在进行积极研究，下一步将脱硫废水进行回收利用，真正实现“零排放”。

1.5 节水降耗成果

几年来，公司在节水节汽方面狠下功夫，精细管理，多措并举，取得显著成效，目前夏季大负荷期间，机组负荷率100％，四台机组生产耗水15876吨/天，与设计耗水量21594吨/天相比，下降5718吨/天。图4-图5为投产来发电水耗统计。(设计水耗：一期0.36kg/kwh；二期0.33kg/kwh。现在全厂水耗：0.24kg/kwh)

图4：发电量、制水量及发电水耗量统计图

图5：发电水耗率统计图 1.6 海淡制水能力提升

由于沧东公司生产和生活用水来源于海水淡化装置的淡化水，因此公司在海淡制水能力的提升上也高度重视，采取一系列措施，提高制水能力。

1.6.1 海水淡化设计规范

一期01、02海水淡化装置主要技术规范：（见表一）二期03海水淡化装置主要技术规范：（见表二）1.6.2 影响低温多效海水淡化装置制水能力的主要因素

主要影响因素包括：加热蒸汽供汽压力、海水温度、蒸发器换热管结垢、设备健康水平和可靠性等，公司围绕上述几方面深入开展各项工作，海淡制水能力得到大幅提升。

（1）加大设备检修维护力度，提升设备健康水平，提高海水淡化设备运行可靠性，将可靠性管理列入指标考核，高标准、严要求，海水淡化非停等同主机对待，2012年与2011年比较，1号海水淡化可用系数由86%提高到98%，2号海水淡化可用系数由96%提高到99%，3号海水淡化可用系数由94%提高至95%。

（2）回归设计，海水淡化运行参数参照热力平衡图调整，将海水淡化造水比、产水量列入小指标竞赛。

表一：一期01、02海水淡化装置技术规范 项目 单位 技术参数

单套的生产能力 蒸馏水产量 凝结水产量 额定蒸汽耗量 水质（TDS）产水率（GOR）

m3/d m3/h m3/h t/h ppm

10000 357.8 108.9 50 ≤5

kg/kg 8.33 耗功（不包括照明和电加热）kWh/m3 1.20 设计海水温度

蒸汽压变化范围（绝压）变工况能力

℃ MPa %

25（最大为30，最小为-0.5）0.30-0.55 50-100

项目 工艺方式 出力

造水比（GOR）效数

进水条件（TSS）产品水质量(TDS)产品水温度 额定产品水量 凝结水质量(TDS)凝结水温度 单位 技术数据

TVC－MED m3/d 12500 kg/k 10.2

6效，再循环效4效，直流效2效

mg/L 300（建议＜50）mg/L ≤5 ℃

＜35 t/h 456.2 mg/L ≤2.5 ℃

＜40 额定凝结水量 进料方式 额定蒸汽耗量 t/h 115.5

凝结水回热，一级平流进料

t/h 51 额定加热蒸汽压力（绝压）MPa 0.55 额定加热蒸汽温度 ℃

320 最低加热蒸汽压力（绝压）MPa 0.3 设计海水温度 负荷调节范围 ℃ %

25（最大为30，最小为-1.5）40～110

表二：二期03海水淡化装置技术规范

（3）提高制水能力，专业先后进行了一系列试验：通过CV阀调整提高抽汽压力试验，海水淡化制水对抽汽压力的需求试验，单机供汽海水淡化制水能力试验，积

累试验数据。通过调整EV阀，减少海水淡化针型阀的节流作用，可提高机组运行的经济性，自动调整在四抽供汽母管压力在0.52MPa恒压下运行，高于此压力，通过EV阀调节；当低于此压力时，可通过CV阀调节，兼顾海水淡化制水和机组运行的经济性要求。

（4）根据试验数据，制定了CV阀调整策略，并在机组检修过程中实施。后续将实现CV阀自动调节，满足海水淡化制水需求。沧东公司节水方面下一步主要工作

1、充分利用全厂水网监测系统平台，进一步加强了日常监督管理，发现生产、生活用水异常升高，相关部门及时分析查找原因并积极采取措施。

2、加强现场非生产用水方面管理，消防和非生产用水严格履行审批手续，实施有效监督，提高节约意识，杜绝能源浪费现象。

3、对脱硫废水综合利用进行积极探索研究，将脱硫废水进行回收利用，用于煤场喷洒、冲洗及一期捞渣机补水，真正实现废水“零排放”。

4、持续推行生活污水回收再利用试验、改造工作，处理后的中水全部用于绿化、煤场喷洒及一期捞渣机补水。

5、制定节水控制措施，并严格执行，提高全员节水意识。

6、深挖潜力，从运行方式进一步优化调整和项目改造入手，降低水耗。利用今年#

1、3机组检修机会，对两台锅炉疏水系统进行改造，将高品质疏水回收至暖风器、凝汽器；提升含煤废水系统处理能力，将日处理量由目前200吨/天提高到400吨/天以上，届时煤场用水全部为自身处理及工业废水补水，煤场实现生产水“零补水”。

7、地下管网泄漏治理，针对漏泄量较明显的系统，如一、二期热网系统、厂区生活水系统、消防水系统等进行彻底治理改造，根治泄漏。

目前沧东公司在全厂用水优化、制水能力提升方面已经迈出重要一步，但这只是一个良好的开端，在这方面仍有较大的提升空间，我们会以此为契机，进一步落实各项节能降耗措施，以实际行动践行“降本增效”的号召，行动上积极、措施上得力，为提高机组的经济运行水平而不懈努力。建议

350MW机组 第6篇

[关键词]NCB 装机 方案 分析

[中图分类号]U223 [文献标识码]A [文章编号]1672-5158（2013）06-0220-03

1 前言

随着国家节能降耗产业政策不断深化，为降低冷源损失，增大供热机组的供热能力，国内采用的新技术有热泵、双转子、NCB（凝抽背）等。350MW超临界供热机组采用NCB机型技术可有效增加对外供热能力，技术可行，安全可靠，指标优良，可有效增大供热能力，具有耗煤及污染物排放量低等明显优势，符合国家节能环保政策，具有良好的节能和环保减排效益。

2 装机方案

2.1 2×350MW超临界凝抽背供热机组（NCB机型）本体结构设计方案选择

以常规350MW超临界汽轮机为母型，将低压缸轴端通过3s离合器与发电机（或高中压缸）连接，使低压缸可在线解列和并列：

采暖季低压缸通过3S离合器与发电机（或高中压缸）脱开，中压缸排汽蝶阀关闭，低压缸解列，汽轮机背压运行，单台汽轮机最大排汽量不小于730t/h，最大供热出力可达780t/h。

当采暖抽汽量小于550t/h的情况下，在运行状态下将低压缸通过3S离合器与发电机（或高中压缸）轴端连接，部分开启中压缸排汽蝶阀，汽轮机变为抽汽、凝汽运行，且采暖抽汽可通过中压缸排汽蝶阀调节。

非采暧工况下，将低压缸通过3S离合器与发电机（或高中压缸）轴端连接，全部开启中压缸排汽蝶阀，汽轮机纯凝运行。

机组采用SSS离合器的结构布置方案后，低压缸可以停运，能量损失少，运行方式灵活。热力系统较常规机组复杂，投资略增。

2.2 机组布置方案

常规300MW级汽轮发电机组的发电机布置在低压缸外侧，一旦低压缸故障，则发电机就要停机。本方案要求机组背压运行时，低压缸解列，则发电机有两种布置方案：

2.2.1 布置在汽轮机机头侧

发电机布置在汽轮机机头侧的优点是：发电机便于检修抽转子。

这种布置方式的缺点是：由于发电机位于机头侧，汽轮机机头侧的管道，如主蒸汽管、高温再热蒸汽管、套装油管、轴封供汽管、轴封漏汽管、抽汽管道等要钻到发电机基座下方布置，而发电机下方需布置主封母、发电机定子冷却水管、发电机氢冷器冷却水管和发电机本体润滑油管等，已占用基座下方大部分空间，机头前管道布置将非常紧张。

2.2.2 布置在高中压缸和低压缸之间

这种布置方式可以避免机头侧管道布置与发电机下方封母布置冲突的问题，汽轮机机头侧的管道布置与常规机组相同，主厂房布置的难度降低。

将发电机放到高中压缸和低压缸之间，发电机无法抽转子，检修时需考虑由两台行车一起抬吊发电机。单台汽机房行车最大起重量将从按80t增大至约150t，造价大幅提高。

本方案暂采取发电机布置在机头侧的方案进行布置。

3 SSS离合器的基本工作原理

3S（“Synchro-Self-Shifting”的首字母）离合器是一种单向传递扭矩的装置，当离合器的主动、从动齿轮转速完全相等时两者相位同步、自动轴向移动而啮合。而一旦输入转速低于输出转速时离合器脱开。3s离合器的基本工作原理可比拟为螺母拧在螺栓上。如果螺栓转动时螺母是自由的，则螺母将随螺栓一同转动，如果螺母受限制而螺栓继续转动，则螺母将沿螺栓作直线运动（图1）。

4 相关主要系统变化情况

4.1 主蒸汽系统

按汽轮机旁路系统容量不低于40%BMCR。而当低压缸解列，机组背压运行时，处于备用状态的汽轮机低压缸可能无法承受旁路排汽热负荷。因此，现阶段控制系统暂按低压旁路阀在汽轮机背压运行时不连锁开启，且过热器和再热器的安全阀容量应按100%BMCR考虑，以满足机组超压排放的要求。

4.2 抽汽系统

汽轮机纯凝运行或抽汽凝汽运行工况下，抽汽系统配置及运行方式与常规机组无异。汽轮机纯背压运行工况下，低压缸解列，相应的6号和7号低加也要解列。

背压工况下，由于热井出口的凝结水含氧量无法保证，且未经6、7号低加加热，高压除氧器的进汽量需要加大，约为常规设计的两倍。四段抽汽管道规格由常规DN350加大到DN500，相应阀门的口径均需增大。

4.3 凝结水系统

纯凝工况或抽凝工况下，排汽装置对凝结水有预除氧的功能，热井出口凝结水含氧量小于30 μg/L；机组背压运行工况下，凝结水（包括热网加热器疏水、高加事故疏水、经常疏水、启停疏水、系统补水及减温水）在排汽装置中除氧效果差，含氧量在50～100μg/L。除氧器的容量、喷嘴数量和进入除氧器的蒸汽量均需增加。

4.4 供热系统

由于采暖抽汽量加大，采暖抽汽口及抽汽管道规格由常规机组的2×DNl000增大为2×DN1200，相应阀门的口径均需增大。

热网首站的设备和管道容量由于采暖供热量加大均需加大，包括：热网加热器换热面积增大40%；热网疏水泵流量增大25%；热网循环泵流量增大25%；热网系统管道及附件规格增大，管道总重增加约40%。

热网加热器的疏水可经热网循环水或凝结水冷却至80～120℃后，进入排汽装置，一方面疏水全部进入凝结水精处理装置，保证锅炉有足够水质合格的补给水，同时回收部分热量；另一方面可以使空冷岛有足够的热负荷满足防冻要求。

采暖抽汽管道上应设100%容量的安全阀，并设置100%容量的旁路管道。当背压运行下故障停机或热网系统故障，快速开启采暖抽汽旁路阀，对空排汽。

5 工况变化情况

5.1 背压工况切换至抽凝工况

由于低压缸处于备用状态，温度较低，需采用辅助蒸汽对低压缸进行冲转、暖机，辅助蒸汽参数：压力0.15～0.2MPa（a），温度～200℃，流量～50t/h：

当满足低压转子暖机时间后，开启低压启动阀门，采用中压排汽使低压缸升速至3000r/min，3s联轴器啮合并锁定；

逐步开启中低压连通管阀门，关闭低压启动阀门，之后汽轮机切换为抽凝工况运行。

5.2 汽轮机背压运行停机后启动

汽轮机背压运行故障停机后，需要重新启动时，必须将3s联轴器锁定，高中低压缸以纯凝启动，达到一定负荷后再向抽凝或背压切换。根据停机时间的长短，汽轮机高中压缸和低压缸可能会处于不同的状态，高中低均为冷态时，启动过程与正常启动相同；高中压热态、低压冷态时，启动过程如下：

投入低压盘车，使3s联轴器啮合并锁定；

先通过辅助蒸汽对低压缸进行低速暖机，高中压暂时不进汽，由于3S联轴器锁定，高中压缸将跟随低压缸空转，高排通风阀及中排通风阀保持开启，防止高排、中排超温；

当满足低压转子暖机时间后，高中压缸开始进汽，按热态纯凝方式启动。

5.3 供热能力

该方案供热能力可承担2000万m²的采暖供热面积。

5.4 发电能力

与常规同等级超临界机组相当。

6350Mw超临界供热机组采用NCB机型的可行性与可靠性

6.1 机组技术可靠性分析

6.1.1 NCB机型技术可靠，运营经验日趋成熟

该技术来源于燃气蒸汽联合循环机组，目的为了增加供热能力和提高项目盈利能力，目前国内各大主机厂已在起步实施阶段。经调研，华能北京高碑店热电厂的二期扩建的燃气机组首次采用NCB方案，目前项目在建设中，计划今年投运。350MW超临界供热机组是在300MW亚临界供热机组的基础上发展来的，技术上是成熟的。其供热可靠性是有保证的，且电厂建设、安装、运行和检修均有成熟经验，其安全经济运行是有把握的。

带3S离合器的凝背式超临界汽轮机在火电机组已进入实际应用阶段，国内三大主机厂在设计、制造、安装和运行方面正逐步成熟，该选型方案设计思想先进，技术成熟，符合国家节能环保的能源政策，在热负荷大且稳定的情况下可为企业带来较好的经济效益，应用前景预期良好。

6.1.2 采用NCB技术运行方式灵活

由于3S离合器的切换，实现了可凝可背，给机组的运行方式带来了较大的灵活性，并相应带来了可观的经济效益，为下一步探讨整机优化、辅机运行方式优化等各种可行性方案提供了可能。

6.2 方案风险因素及应对措施

6.2.1 NCB技术目前在超临界燃煤机组上应用业绩较少，正处于产品设计制造阶段，但还没有实际投运，可靠性有待防范。

防范措施：在设计、制造、监造、安装、调试、运行组织等各个环节加强管理和控制，在安全、质量、指标等方面做到可控、在控。加强重要设备、重点环节监督；严格控制安装及调试质量，保证落实各项设计意图和设计指标；借鉴已经投运的燃机NCB的成熟运行经验，提高设备管理水平和可靠性。

6.2.2 采用NCB技术增大了供热能力，只有在供热负荷有保证的前提下才能保证机组的经济性。

风险应对：保证足额、稳定的热负荷是确保NCB方案安全经济的前提。这样一可真正实现NCB方案的经济性，二可降低机组在背压运行工况和抽凝工况间切换的频率，从而降低对汽轮机、低压缸、凝汽器及相关动力管道承受短时的热冲击的风险，并相应提高3s离合器自身寿命。

6.2.3 NCB技术应用3S联轴器轴系相应加长，对机组的安全运行存在潜在影响。

轴系稳定性：NCB技术应用3S联轴器相应机组轴系加长2米，经咨询，目前三大主机厂通过增加轻载轴承的方式可以保证整个轴系的稳定性。因此，轴系稳定性是有技术支撑的。

7 凝抽背（NCB）装机方案经济性分析

7.1 主要技术经济指标较优

从（表1）可以看出，在采用超临界机组+3S离合器方案后，机组的平均供热标煤耗率比常规超临界350MW机组方案要减少1.63 kg/GJ，按可研一个采暖季546万GJ/a计算，每年采暖期间可以节约供热标煤8150吨（两台机组），按目前市场上每吨标煤价885元计算，每年可以节约成本721万元。

此外根据上表可以看出，机组的年平均全厂热效率提高约10%，机组的热效率优于现有的纯凝超超临界百万机组（平均热效率约为45%），其热经济性较好。其发电煤耗比常规350MW超临界机组减少约14g/K.wh，提高了项目的盈利水平。

7.2 投资变化情况

NCB方案在热负荷变化较大时，需要在背压运行工况和抽凝工况间切换，因此，需在轴系间加装3S联轴器，而加装3S联轴器使得轴系增加2米左右，两台机组可使主厂房总长度增加4米左右。单独3S联轴器增加费用约1500万元/台。因热力系统变化、土建引起的费用变化估算费用800-1000万元/台，总造价约计增加4000万元（两台机）。但项目资本金内部收益率可大幅提高，项目盈利能力可大大增强，在供热价格有望上涨的情况下，投资可很快收回。

8 结束语

NCB机型方案可大大提高对外供热能力，符合国家节能环保的能源政策，有利于企业在当前煤价高企的条件下提高盈利能力。

常规350MW燃煤超临界机组采用凝抽背（NCB）装机方案，虽会增加一定的初投资，但其技术成熟可行，安全可靠，指标优良，大大增加了供热能力，可很快收回投资，在供热负荷有保证的前提下，值得大力推广。

NCB机型的经济性建立在足额、稳定的热负荷上，也就是供热负荷至少在600吨以上才能体现其经济性，因此，确保基本供热负荷是选择NCB的关键。

350MW超临界燃煤热电NCB机型方案还没有应用业绩，下一步需要对各种运行方式下轴系系统、通流部分、调节控制系统进行认真研究，进一步优化设备、管道布置方案，合理选择控制系统和小机背压值，确保机组安全可靠、经济运行。

参考文献（References）

[1]雕吉义SSS离合器及其在燃气轮机上的应用《燃气轮机技术》，1997年，第3期，32-35

350MW机组 第7篇

改革开放以来,我国经济保持了持续稳定的高速增长。国民经济的高速增长是以能源消费的高速增长为基础的。中国既是能源消费大国也是能源生产大国。目前中国的能源消费总量已居世界第二。但国内能源生产的增长速度赶不上能源消费,中国已成为能源进口大国。锅炉作为一种高耗能特种设备之一,每年消耗的能源约占我国能源消耗总量的四分之一[1,2,3,4]。

国家已将供电煤耗作为新建煤电机组审批的否定性指标和存量机组限期综合改造的评价性指标。三部委联合印发《煤电节能减排升级改造行动计划(2014—2020年)》,提出全国新建煤电机组平均供电煤耗低于300 g/k Wh;到2020年,通过升级改造使全国在役机组平均供电煤耗达到310 g/k Wh。国家节能中心发布的NECC-EEE001-2014《国家节能中心能效评价技术依据(火电行业)》给出了新建机组及在役机组的能耗指标[5,6,7]。国家能源局发布的DL/T 255-2012《燃煤电厂能耗状况评价技术规范》指出,通过能耗状况评价,查清燃煤电厂各主要生产环节能耗消耗情况、存在的能耗问题和节能潜力,为确定节能工作方向、实施节能技术改造、优化运行方式、提高能源利用效率提供依据,实现节能降耗、科学管理。锅炉总体能耗水平高、节能管理水平低,能源浪费严重[8,9]。因此,开展锅炉的能耗诊断分析具有重要意义[10]。

本文以某350 MW亚临界湿冷供热机组能耗试验数据为基础,分析了机组能耗高的原因,并针对实际情况提出了节能改进的具体措施。

1 机组基本情况

该供热机组锅炉为自然循环汽包炉,采用平衡通风、直流式燃烧器、四角切圆燃烧方式,设计煤质为烟煤和褐煤的混煤,汽机为亚临界一次中间再热两缸两排汽单抽供热式汽轮机。锅炉设备主要设计参数见表1,燃料特性见表2,汽机设备主要设计参数见表3。

2 试验设计

进行7天的正平衡煤耗试验;在7天内,选择350 MW、300 MW,262 MW、190 MW电负荷4个工况,隔离与非隔离两种状态,试验单位进行该机组锅炉效率、汽轮机热耗率、厂用电率测试,计算发、供电煤耗,了解机组实际运行煤耗状况;根据采集的数据及试验结果,对锅炉、汽轮机分专业进行分析,诊断机组煤耗偏差影响因素,并提出节能降耗的建议和措施;从运行方式、检修处理、设备改造等方面考虑,由电厂执行可行的节能降耗措施[12,13]。

2.1 正平衡煤耗试验

通过正平衡试验方法,测试煤量、发热量、给水及主蒸汽参数、发电量、厂用电量等参数,通过计算得到机组供电煤耗。试验期间燃煤为正常上煤方式,入炉煤量通过汽车衡直上计量,同时对汽平衡进行定期校验。

2.2 反平衡热效率试验

本次反平衡热效率试验数据以正平衡试验期间进行的锅炉热效率试验为准,试验期间典型工况安排为190 MW、262 MW、300 MW及350 MW负荷。在锅炉反平衡试验工况条件下,要求在试验开始直至结束时,锅炉燃料量、主蒸汽流量、再热蒸汽流量、给水流量、汽包水位、过量空气系数、配风情况、制粉系统投运方式以及所有试验需控制的温度、压力等参数,应尽可能保持一致和稳定。

采用等截面网格法测量温度场,加权平均值后对DCS指示值进行标定。在预热器出口的两侧烟道上各均布8个测孔,每孔测试5点,共80点次精密热电偶(K型),测量排烟温度。在送风机入口两侧风道内各安装6支热电偶,测量送风机入口温度。排烟温度和送风机入口冷风温度均采用多点巡测仪采集,显示并记录。同时记录DCS排烟(冷风)温度,依据实际测量排烟(冷风)温度与表盘排烟(冷风)温度,提供正确的温度标定系数,并考虑如果温度场偏差较大时温度场与速度场进行加权计算。

在锅炉反平衡试验期间,对锅炉入炉煤采样,飞灰、大渣及石子煤采样。对锅炉给水温度、冷风温度、炉膛氧量、给煤量、主汽参数、排烟温度及DCS数据进行统计工作。

2.3 汽轮机热耗率试验

计算反平衡供电煤耗需要进行350 MW、300MW、262 MW、190 MW负荷典型工况。在进行正式试验前进行预备性试验,预备性试验的要求与正式试验完全相同。试验前将汽水系统按照厂家设计系统进行严格隔离,最大可能消除汽水系统的内、外泄漏。试验应进行重复试验。两次试验结果修正后的热耗率偏差不应超过0!25%。同一工况进行重复试验时,必须调整高压主汽调节阀,使负荷至少变化5%,同时系统恢复补水、排污等,再调整到前一工况相同的条件下进行试验。预备性试验和正式试验每一工况持续时间为2小时,数据采集系统采集周期为30秒,DCS记录数据读数周期为30秒。

3 能耗结果分析

3.1 正反平衡供电煤耗试验结果

表4为机组正平衡煤耗试验结果,试验期间机组正平衡供电煤耗为358.6 g·k W-1·h-1。利用机组典型工况的试验结果,以及试验期间记录数据,并根据机组负荷与热耗率的关系曲线,得出机组供电煤耗测试期间平均负荷下的供电煤耗(参数修正后),根据实际运行参数得到机组实际运行参数下热耗率,并对锅炉正常排污及吹灰加以修正,推算出机组实际供电煤耗,机组反平衡试验计算结果汇总见表5,反平衡供电煤耗为353.4 g·k W-1·h-1,正反平衡供电煤耗二者相差约5 g·k W-1·h-1。产生正反平衡煤耗差值原因可能如下:(1)入炉煤机械采制样装置未做精密度及偏倚试验。取样区域局限于汽车煤尾部,采样的代表性较差;(2)起始点时刻和结束点时刻的煤位计量存在误差,是正反平衡煤耗统计误差的原因之一;(3)受试验方法的限制,正平衡试验开始时煤斗原煤没有重量计量及发热量分析;(4)反平衡煤耗计算中,平均负荷下的热耗率、锅炉效率以及厂用电率均采用典型工况曲线获得,因插值方法的不同,对计算结果产生一定的计算误差。

3.2 机组热耗率试验结果

机组额定负荷及部分负荷工况热耗率试验结果如表6所示。因为需要考虑热力系统对试验结果的影响,此试验结果没有进行系统修正,仅进行了参数修正(机组滑压运行工况没有进行主汽压力修正)。根据额定负荷及部分负荷工况的试验结果,可得到机组参数修正后的热耗率和功率,拟合得到热耗率与功率关系曲线见图1。

从图1可以看出,随着负荷的降低机组热耗率试验修正值与设计值差值增大,并且在75%THA负荷后(262 MW)机组热耗率修正值增长率很大。造成低负荷热耗率试验值与设计值差值增大的主要原因有:(1)采用喷咀调节,设计裕量偏大,调门节流损失大;(2)低负荷工况低压内缸结合面漏汽率增大;(3)系统阀门内漏,机组阀门漏泄率越大,机组热耗率越高;(4)排汽压力修正系数的影响。

3.3 锅炉反平衡热效率试验结果

本次反平衡热效率试验数据以2号机组正平衡期间进行的锅炉热效率试验为准,试验期间选定190 MW、262 MW、300 MW、350 MW典型负荷作为锅炉反平衡试验工况。试验前主要通过调整锅炉配风方式、低氧控制方式、煤粉细度调整等方式进行锅炉优化运行调整。表5根据优化调整试验中的典型工况,所列出各工况下对应的最优工况参数。表7为反平衡锅炉效率的典型工况数值,供反平衡煤耗计算插值用。

3.4 节能改造措施

根据试验结果,通过定量分析,指出了机组煤耗偏差的原因。在已有技术改造基础上,根据分析结果给出了机组节能降耗的建议和措施如下:

(1)考虑分煤斗配煤的运行方式,并根据各煤斗煤质的不同进行相应的制粉系统调整和燃烧调整。

(2)恢复燃烧器摆动执行机构,会同锅炉制造厂家进行热力计算校核,考虑燃烧器改造、水冷壁喷涂黑体材料、对流受热面改造、空预器换热面的综合改造以及柔性密封改造。考虑引二次热风送入一次风机入口的系统改造。

(3)针对目前引风机运行现状,考虑对引风机进行轴流动叶可调的技术改造;考虑在脱硫系统中使用脱硫增效剂,并对脱硫系统开展专项调整试验,获得最佳的系统运行参数用以指导运行操作;考虑对一次风机进行轴流动叶可调的技术改造。

(4)锅炉吹灰优化技术。考虑将吹灰器汽源由后屏过热器位置改造为再热蒸汽冷段位置,减少高品质蒸汽浪费,同时提高系统运行可靠性以及避免受热面吹扫损坏;优化吹灰器布置,炉膛和高温受热面可采用蒸汽吹灰型式,尾部受热面可采用蒸汽和声波联合吹灰型式。

(5)暖风器系统改造。将暖风器改造为抽屉式或旋转式,降低系统阻力以及减少原系统的维护量。

(6)汽轮机汽封改造技术。采用布莱登、梳齿、刷式等汽封技术对轴封、隔板、动叶顶部等汽封进行改造,减少轴封、叶顶和级间漏气,提高蒸汽利用效率。

(7)冷却塔喷溅装置改造。采用节能旋转型喷溅装置:将传统喷头改为离心式高效喷溅装置,利用切圆离心旋转原理,将水细化均匀喷洒并扩大范围,增加水气接触面积,提高换热效率。

(8)利用机组停机机会,对存在内漏或外漏的阀门进行解体研磨处理,或进行更换。

(9)在预期负荷率没有明显改观的情况下,建议进行汽轮机通流部分改造,缩小热耗率与设计值的偏差并能使热耗率与负荷的关联曲线变得平缓。

4 结论

机组实际运行期间,在机组负荷率为67%时,供电煤耗与设计值偏差达到38.58 g·k W-1·h-1,机组低负荷下汽轮机不具备良好的变工况性能,汽轮机热耗率偏高是导致机组供电煤耗偏高的主要原因。针对目前的机组运行现状,建议针对风机耗电率高、锅炉效率低、一次热风温度偏低、排烟温度偏高、高压缸效率低、平衡盘漏汽量大以及汽轮机低负荷下热耗率偏高等问题进行必要的技术改造,以有效的降低机组供电煤耗。在燃用当前煤质条件下,经一系列调整和设备改造后,预计节能潜力总计为22.42 g·k W-1·h-1。

参考文献

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350MW火力发电机组除氧器吊装 第8篇

关键词：除氧器,吊装,主力机械,道木墩,滑轮组

1概述

2吊装方法和要求

2.1作业前应具备的条件和准备的工作

1) 相关的作业指导书、安全、技术文件已编制完毕并已审批;

2) 施工所需机械、吊索具配备齐全且安全性能可靠, 打车位置处平整、压实;

3) 相应作业层的孔洞封堵、邻边已拉设安全网、安全绳、起吊区域设警戒线、各种安全设施已准备完毕, 影响除氧器地面运输、平移、起吊的障碍物均需拆除;

4) 施工人员已体检且身体状况良好, 具备工作所需的各种证书;

5) 除氧器图纸及相关资料齐全, 设备到货齐全并清点完毕具备安装条件;

6) 运转层平台牵引用卷扬机布置完毕并穿好滑轮组;

7) 吊装前除氧器的穿装方向认准, 带有四个低压给水孔嘴的一端朝着固定端;

8) 成立专门的除氧器吊装指挥系统, 指挥时用旗语和哨子;

9) 吊装过程中, 信号传达明确、清晰;

10) 吊装和安装人员到位, 并做安全技术交底签字。

2.2除氧器穿装工艺原理

1) 采用主力吊装机械单车穿装, 辅助机械作为一支点缓钩使用, 不需转车和行走, 解决主、辅起重机打车位置;

2) 道木墩和辅助吊车作为支点时的负荷分配, 解决塔机缓钩问题;利用卷扬机、滑轮组、重物移动小车、液压千斤解决设备不能直接吊装到位的问题;

3) 作为运输小车行走轨道的[26槽钢下铺设厚度为16 mm宽度为700 mm的钢板, 使作用力相对均匀分担在钢梁和混凝土平台上, 行走轨道间每间隔5 m用[12槽钢通过焊接方式连接, 确保行走轨道的稳定性, 确保除氧器行走安全;

4) 根据除氧器自身特点给主力吊车选择合适的吊点位置 (如图1所示) , 主力机械为4 000 t·m塔机, 布置于锅炉右侧主要负责锅炉区域吊装, 塔机31 m幅度起重量69 t, 除氧器重67 t, 满足要求。

2.3除氧器穿装方法

1) 依据力矩平衡原理计算出作为支点用辅助机械的负荷。文水国金热电2×350 MW机组除氧器重67 t, 长度18 290 mm, 除氧器支架中心距离9 m。

2) 4 000 t·m塔机单车将除氧器起吊12.6 m平台预留穿装口进行穿装 (50 t履带吊拴好钩但不承受负荷跟随除氧器向前同步行走) , 当塔机吊钩接近平台时停止穿装, 在12.6 m穿装口平台边打好道木墩, 塔机缓缓落钩将除氧器前端支架落在预先放置好的重物移动小车上, 同时道木墩也支撑除氧器, 通过人工搭建道木墩将除氧器支点前移, 减轻另一支点的负荷 (50 t履带吊负荷) , 50 t履带起钩当负荷达到15 t时停止起钩。塔机缓缓落钩 (50 t履带吊负荷会有所增加) , 除氧器在前端支架、道木墩和50 t履带吊的共同作用下保持平衡 (见图2, 图3) 。

3) 道木墩中心距离除氧器重心2.5 m, 履带吊吊点距离除氧器重心7 m, 根据力矩平衡计算出履带吊负荷为18.6 t, 本次吊装辅助机械 (50 t履带吊) 选用25 m工况, 7 m幅度, 起重量19.5 t, 满足要求。

4) 塔机落钩后将吊点后移至尾部支架附近起钩至50 t履带吊负荷为零, 履带吊摘钩。通过卷扬机和滑轮组牵引, 4 000 t·m通过转车和变幅配合继续穿装除氧器直至塔机吊钩接近穿装口 (见图4) 。

5) 塔机落钩, 前端支架和道木墩共同支撑使除氧器保持平衡 (除氧器重心在两个支点之间) , 塔机吊点后移至除氧器尾部支架后, 塔机起吊, 拆除道木墩, 配合卷扬机继续穿装至尾部支架上12.6 m平台, 将尾部支架落至轨道上的重物移动小车上, 塔机落钩、摘钩。除氧器可在卷扬机的作用下移动至就位位置。

2.4除氧器吊装方案的理论计算及校核

1) DBQ4000 t·m塔机卸车和吊装用钢丝绳。

每股钢丝绳受力为:

钢丝绳安全系数:K=139.5/17.1=8.15, 满足要求。

2) 50 t履带吊用吊装绳。

钢丝绳安全系数:K=78.7/9.75=8.1, 满足要求。

3) 牵引用滑轮组受力计算。

为保证除氧器滑行平稳采用10 t二二滑轮组 (二二走五) 通过8 t卷扬机牵引完全满足要求。

3结语

350MW机组 第9篇

电站锅炉排烟热损失是影响锅炉效率的主要因素,其损失的热量可达电站全部输入燃料热量的3% ~ 8%[1]。一般情况下,排烟温度每升高20℃,排烟热损失增加0. 6% ~ 1. 0% 。我国现役火电机组中,因为燃烧煤种的变化,锅炉排烟温度偏离设计值,普遍偏高在125 ~ 150℃左右。在保证机组安全、经济、可靠运行的前提下,挖掘现有热力系统潜力,充分利用锅炉排烟余热是节约能源、降低能耗、减少污染排放的有效措施。

文中烟气余热利用机组为三菱350MW亚临界一次中间再热燃煤凝汽式机组,锅炉为亚临界控制循环燃煤汽包锅炉,一次中间再热、单炉膛、双切圆燃烧、钢架全悬吊结构、半露天布置、固态排渣。锅炉设计BMCR工况( 1175t/h) 排烟温度( 修正)为115℃,100% ECR工况排烟温度为110℃。锅炉实际运行中,由于入炉煤偏离设计煤,排烟温度偏高,BMCR工况排烟温度为143. 2℃左右,夏季烟气温度高达146℃以上,因此,有效利用锅炉排烟热量对提高机组效率至关重要。

1 热力系统改造

1. 1 方案介绍

该方案应用低温省煤器技术对锅炉进行烟气余热利用,将锅炉尾部烟气余热回收用于加热凝结水。

低温省煤器布置在空气预热器出口至原电除尘器入口的水平烟道上。根据低温省煤器结构对原烟道进行改造,加装导流装置控制烟气流阻( < 400Pa) ,重新铺设原烟道承载钢架。低温省煤器采用顺列管排逆流布置,介质引自凝结水,采用低温省煤器与低压加热器回热系统并联的方式。

低温省煤器采用耐磨、防腐ND钢材料,满足抗磨损抗辐射 的需要,ND钢的腐蚀 率不大于14mg / ( cm2·h) 。传热管全部采用H型翅片管道形式,换热器分隔成若干回路,并分别设置隔离阀。沿烟气流动方向的前后组模块间直接连通、不设置隔离阀,设备发生故障时按回路进行隔绝。

设置低温省煤器介质流量控制系统,运行中可根据负荷和排烟温度调节流量,合理控制排烟温度。

1. 2 热力系统

低温省煤器系统进水从1#低加入口和2#低加出口取部分凝结水( 混合水) ,出水( 回水) 引至4#低加入口,与3#低压出口的凝结水混合。混合水温度可通过调节1#低加入口取水调节门的开度控制为70℃,通过控制主路上旁路调节门的开度可控制低温省煤器的出口烟温,实现对系统烟温和水温的灵活调控。

另外,根据机组的实际运行数据,给水温度均在70℃以上,不会产生酸结露对管道造成腐蚀,另外根据实际运行经验,增加水泵会增加检修的工作量和带来附加问题,该系统未设热水再循环泵,工艺流程如图1所示。

2 经济性分析及验证

2. 1 额定工况节煤量计算分析

根据结水取水方案,额定工况下从1#低加入口取水163. 2t/h,温度33. 61℃; 从2#低加出口取水370. 6t/h,温度85. 98℃; 混合至70℃,总共533. 8t / h; 经低温省煤器加热至115℃后汇入3#低加出口。因凝结水回水温度高于3#低加出口水温会排挤4#低加部分抽汽。从1#低加入口取部分凝结水,会排挤1#低加、2#低加及3#低加部分抽汽,该低加系统疏水形式为逐级自流,参考机组额定工况热平衡图,可由下列计算式计算烟气余热利用方案节煤量[2,3]。

式中: G4—4#低加排挤的抽汽量,kg /h;

D4入—进入4#低加的水流量,kg /h;

h4w—4#低加疏水焓,k J/kg;;

Gi—1#、2#、3#低加排挤的抽汽量,kg /h;

Pz—抽汽减少产生的功,k W;

W—发电标准煤耗;

ξ—经验系数。

其他参数如表1所示。

由式( 1) 计算4#低加减少的抽汽量,由式( 2)分别计算出1#、2#、3#低加减少的抽汽量,由式( 3)计算额定工况回收的总功,由式( 4) 计算额定工况发电节煤量bj。

由表1可见,在1#低加入口和2#低加出口取部分凝结水至低温省煤器,在4#低加进口凝结水温度不变的情况下,热力系统改造后机组可回收的蒸汽做功为4384. 34 k W,热耗减少97. 62k J/k Wh,发电煤耗降低约2. 01g /k Wh( 标煤) ,按照折合年运行小时数5500h计算,减少燃煤量3869t。按标煤价格700元/t计,年节煤效益约270万元[5]。对机组低温省煤器投入前后的热力性能、烟温及相关辅机电流进行比较分析[4],具体如表2所示。

2. 2 烟气余热利用机组热力性能比较

由表2可见,低温省煤器投运后,锅炉额定工况运行,低温省煤器的出口烟温可降低至105℃左右,锅炉排烟温度平均降低25 ~ 50℃; 4#低加入口温度比投运前提高将近16℃,汽轮机热耗率下降,发电煤耗降低约2. 01g /k Wh。

凝结水泵的耗电量在低温省煤器投运后均略有增大,但增大不明显,而锅炉排烟被冷却后体积减小,引风机的电流明显减小,引风机出力降低,引风机电耗 减小约55 ~ 265k W,厂用电率 下降0. 03% ~ 0. 076% 。

另外,排烟温度 降低,脱硫水耗 减少约为21. 80万t / a,按照工业水2元 / t,年节水效益合43. 60万元。

3 结语

350MW机组锅炉加装低温省煤器烟气余热利用采用双点取水,从1#低加入口和2#低加出口取混合凝结水,混水温、烟气温度控制灵活; 利用原有系统设备,取消增压泵与再循环泵,系统简单,电耗进一步降低。

锅炉烟气余热加热凝结水,进入4#低加入口,1#、2#、3#低加抽汽量减少,4#低加整体温度提高,节能效果显著。在额定工况下,汽轮机热耗下降,热耗减少97. 62k J/k Wh,机组供电煤耗降低2. 01g /k Wh,烟气温度降低,辅机电耗下降,厂用电率下降约0. 03% ~ 0. 076% 。

烟气余热利用节约了煤炭及水资源,对于机组排烟温度较高的火力发电厂,有着较好的借鉴意义。

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350MW机组 第10篇

关键词：间接空冷,高背压,供热,煤耗

目前,火力发电利用的是汽轮机乏汽低温余热回收冷源损失的热电联产技术,主要有高背压供热和吸收式热泵供热2种。高背压供热又分为背压供热机组和低真空循环水供热机组,机组排汽热量全部被利用,冷源损失为零;吸收式热泵供热需将高温热源作为驱动工质,提取低温循环水热源的热量,并利用部分汽轮机的冷源损失。

近年来,随着城市化进程的加快和居民生活水平的提高,我国城市居民供热需求在逐年增加。因此,需对大型纯凝或抽凝机组实施供热改造,以实现冷源损失为零的目标,进而衍生出多种供热改造形式。高背压循环水直接供热是目前节能减排、优化电源和热源、提高城市供热可靠性的主要手段。它是经济性比较好的一种,供热量大,并能在排汽冷源损失为零的前提下保证电热比,所以,在我国北方地区,这种方式被广泛应用。

对于350 MW供热机组,在不增加机组容量的前提下扩大机组的供热能力有4种选择方案:①采暖期不更换短叶片转子高背压供热方案;②采暖期更换短叶片转子高背压供热方案;③吸收式热泵供热技术方案;④凝抽背(NCB)机型方案。

1 采暖期不更换短叶片转子

“采暖期不更换短叶片转子高背压供热方案”供热技术是在不改变汽轮机本体、间冷塔现状的情况下,在采暖期提高汽轮机的背压,利用热网循环水回水,通过主机凝汽器回收汽轮机排汽的余热进行一级加热,通过热网加热器,利用机组采暖抽汽进行二次加热,以满足热网的供水要求,进一步提高机组的采暖供热能力。同时,在非供热期,要切换到间冷塔进行纯凝工况运行。

这种方式的特点是:投资少、见效快、结构简单,可以实现纯凝和背压双模式运行。改造后机组的供热能力和热电比增加,回收了冷源损失,增加了经济效益。但是,凝汽器一次加热温度比较低,需要抽汽二次加热。

2 采暖期更换短叶片转子

为了解决排汽温度高和容积流量过小引发的叶片颤振,可在供热期使用专门设计的供热高背压转子,将热网循环水作为凝汽器的冷却水。在具体工作过程中,可先提高热电机组的背压,在提高凝汽器出口热网循环水温度后,经热网加热器加热后对外供热,以满足区域机组热负荷的要求。供热结束后,换回到纯凝低压转子。

这种方式的特点是:在机组供热期内,冷源损失为零,电热比高,供热经济性好,并且运行安全性比较高。但是,投资偏大,变工况时,温度可能有所增加,达到85℃左右时可能需要喷水减温。在极冷的天气条件下,当机组自身抽汽量达不到供热温度的要求时,仍需要其他机组抽汽提温。另外,每年需要例行更换转子,在供热期始末各停机一次。当需要其他机组抽汽提温时,电热比会随之下降,经济性会相应变差。

3 吸收式热泵供热技术方案

吸收式热泵能够充分利用低品质热能,因此,在北方某些热电厂的采暖供热中被广泛应用。这些电厂利用热泵的方法是将电厂循环水作为低温热源,充分利用热泵吸收循环水中的低温余热。待余热提取后,加热热网循环水回水。这样做,不仅回收了部分热量,还因为热网水温度升高而减小了热网加热器中的不可逆损失。主机的运行背压、低压缸排汽量、供热介质参数、热泵驱动蒸汽等不同参数组合配置对热泵机组的出力和全厂的热经济性有很大的影响。

这种方式的特点是:电厂内部改造工作量小,提高了电厂的供热能力。不改变供热管道,就可以供更多的热用户使用,而且减少了冷源损失,综合经济性好。但是,这样做,需要的溴化锂吸收式热泵数量比较多,而且这种热泵的相对寿命比较短,大约15年,通常运行8年后维护工作量就会大幅增加,维护成本高。

4 凝抽背(NCB)机型方案

汽机厂开发的NCB机型是在抽凝供热机组的基础上,本着增加机组供热能力,减少机组冷源损失,提高电厂热效率的原则而开发出的新机型。NCB机型的总体特点是抽汽量大,背压运行时几乎无冷源损失,电厂效率高。NCB机型是在常规抽汽350 MW机组高中压部分与低压部分之间加装自动同步离合器,适当修改部分设计而形成的。该机型具备凝汽、抽汽、背压3种运行功能。根据供热负荷的变化规律来切换,在供热负荷超过抽汽模式的供出量时,可以切除低压机组,高中压机组按背压方式单独运行。

凝抽背(NCB)机型方案是汽机厂为了增加机组供热能力而研发的汽轮机机型,暂无应用实例。因此,此方案不推荐使用。

5 结论

综上所述,新建机组采用“采暖期不更换短叶片转子高背压供热”的方案最经济,效率最高。

参考文献

350MW机组 第11篇

关键词：300MW机组； 热力系统

中图分类号：TK227 文献标识码：A 文章编号：1006-3315（2012）02-178-001

一、前言

我国是一个能源大国，有丰富的石油和煤炭等资源。但是，随着经济的发展、社会的进步，人们对能源提出越来越高的要求，电厂锅炉负荷日益增大。近十多年来，我国的电力事业取得很大的发展，自行设计生产的火电机组单机出力不断提高。但应看到，包括引进的国外300MW~600MW在内的燃煤火电机组，其锅炉在安全可靠的工作和经济运行方面，至今还有着相当部分的不尽如人意。主要原因之一是现今采用的锅炉热力计算方法存在着不足。本课题将研究300MW机组锅炉热力计算综述。

二、引进300MW机组锅炉的背景及发展

1.引进300MW机组锅炉的背景

我国的发电总量中，火力发电约占70%。电站锅炉是火力发电的重要设备，设计出燃料效率高、排出有害污染物少、节省钢材而又长期经济安全运行的电站锅炉对国民经济具有十分重要的意义，同时也符合现阶段环保和节能减排两大世界性的主题。

自20世纪70年代以来，高参数、大容量已成为火力发电机组的发展趋势。改革开放后，我国从国外引进300MW和600MW火电机组制造技术被提上议事日程，并在80年代初从美国西屋电气公司开始了这方面的技术引进。

2.我国锅炉技术的发展

五十年来，我国电力工业飞速发展，近二十年的发展更可谓突飞猛进。相应的电站锅炉不仅在数量上增加，而且技术水平也有了质的飞跃。在上世纪五十年代，主力机组仅是小容量120t/h~230t/h、低参数3.83MPa/cm、450℃的自然循环煤粉锅炉；在上世纪六七十年代主力机组为高温高压（7.8MPa~14.7MPa，535℃~540℃）的125MW和200MW再热机组，并建造了一些1000t/h的UP型直流锅炉，同时也引进了一些300MW和500MW的低循环倍率锅炉，在燃烧技术方面也发展了液态排渣炉和小型鼓泡流化床锅炉；1978年成为一个重要的历史转折点，八十年代的改革开放加快了设备和技术的引进，300MW~600MW亚临界（~18MPa、540°C）控制循环锅炉机组逐渐成为主力，设计、制造、安装和运行水平得到大幅度的提升，达到了世界先进水平；进入本世纪后，随着高速的经济发展、节约能源和环保要求的日益严格，火电机组进入了向1000MW、超临界和超超临界参数发展的新时期。

3.300MW机组锅炉在我国的应用前景

我国是一个能源大国，有丰富的石油和煤炭等资源。但是，随着经济的发展、社会的进步，人们对能源提出越来越高的要求，电厂锅炉负荷日益增大，高参数、大容量已成为火力发电机组的发展趋势。因此300MW机组锅炉在我国有着广泛的应用前景。

三、主题

锅炉热力计算是锅炉设计的重要环节，对锅炉的安全运行和性能有着直接的影响。锅炉热力计算方法分为校核热力计算和结构热力计算两种。一般来说，对锅炉的热力计算是采用校核计算的方法来进行的，即先布置好各受热面，再用校核计算去确定各部件的吸热量。对一台锅炉进行一次热力计算，过程繁琐、计算量大，需要耗费大量的人力和时间，限制了方案的优化，计算精度难以保证。而使用计算机程序作同样的计算，操作简单方便、可维护性好、计算精度高。

1.锅炉热力计算方法

锅炉热力计算分为设计计算和校核计算，设计计算一般是在设计新锅炉时运用的方法，而校核计算是在锅炉结构已定，燃料变更时进行的计算。在锅炉热力计算中，首先以燃料完全燃烧得出理论空气量、烟气成分和烟气的焓等，然后考虑燃料的化学不完全燃烧热损失和机械不完全燃烧热损失，在上述烟气焓中查出理论燃烧温度等。计算的结果有两种燃料量，即实际燃料消耗量和不考虑机械不完全燃烧热损失的计算燃料消耗量。

根据锅炉本体中传热的特点，其热力计算又可主要分为炉膛热力计算和对流受热面热力计算。对流受热面由于以对流换热为主，其传热计算容易进行，而难点在于沾污系数的选取。锅炉炉膛内的过程是异常复杂的，在其内部同时进行着流动、混合、燃烧、传热等过程，而且这些过程相互作用、相互影响。炉膛由于以辐射换热为主，且温度分布不均匀，准确的传热计算难度大。在燃煤锅炉中，飞灰含碳量有时很高，若用燃料完全燃烧方法进行设计或校核计算则有较大误差。

2.我国电站锅炉热力计算方法应用的现状

近十多年，我国的电力事业取得很大的发展，自行设计生产的火电机组单机出力由新中国初期6MW提高到现今的300MW-600MW和设计更高的900MW-1000MW，参数由4MPa增加到17.0MPa和设计25.0Mpa-27.0MPa的超临界与超超临界。但应看到，包括引进的国外300MW-600MW在内的燃煤火电机组，其锅炉安全可靠的工作和经济运行，至今还有着相当部分的不尽如人意。主要原因之一是，现今采用的锅炉热力计算方法存在着不足。锅炉热力计算是锅炉整体计算的核心，是锅炉设计、校核、运行的基本依据。锅炉水动力计算、受压元件强度计算、通风阻力计算、炉墙热力计算、管壁温度计算、制粉系统热力计算、空气动力计算等都要在锅炉热力计算的基础上才能进行。

四、总结

目前我国现用的各种热力计算方法都在不同程度上存在着不完善之处，因此非常迫切并很有必要制定出符合我国实际情况的热力计算方法，将最新的炉膛辐射传热研究成果结合到锅炉热力计算中去。另外，大力发展计算机应用技术，努力开发出相对更加完善、通用的锅炉热力计算软件，将更有助于锅炉设计，对电厂热经济性诊断及优化也将起到更加重要的作用。

参考文献：

[1]吴季兰．300MW火力发电机组丛书——汽轮机设备及系统[M]．北京，中国电力出版社，1998：3~8

[2]林万超．火力发电厂热力系统节能分析[M]．北京：水利电力出版社，1987：163~186

350MW机组 第12篇

本文以天津军电热电有限公司350MW汽轮机组为例, 详细讲述了运行方式试验结果及分析, 为机组滑压运行提供参考。

1运行方式优化试验工况的确定

天津军电热电有限公司#9机组汽轮机是哈尔滨汽轮机厂生产的C260/N350-16.7/538/538型抽汽凝汽式汽轮机, 为了获取机组不同负荷工况下热耗率, 结合机组实际运行情况确定运行方式优化试验工况 (表1) , 选择5个不同负荷点, 每个负荷点选择3-4个不同主蒸汽压力工况。

2试验结果及分析

为了合理分析不同主蒸汽压力对汽轮机热耗的影响, 仅对机组试验热耗进行真空修正, 将低压缸排汽压力修正到设计值5.2k Pa, 分别得到不同负荷下主蒸汽压力与机组修正后热耗的关系曲线 (图1-图5) 。

从图1可以看出, 机组在满负荷工况下, 随着主蒸汽压力的降低, 机组修正后热耗呈上升趋势, 即350MW工况下应保持额定主蒸汽压力;从图2-图5可以看出, 在机组部分负荷工况下, 主蒸汽压力与修正后热耗曲线都存在着一个极小值, 该极小值即为各负荷工况下汽轮机的最优主蒸汽压力 (表2) 。

根据以上试验寻优的结果 (排汽压力修正到5.2k Pa) 所拟合的修正后发电机功率与最优主蒸汽压力的关系曲线见图6所示, 图中斜线与主蒸汽压力为16.7MPa的水平直线的交点即为机组定滑压曲线的负荷拐点, 该拐点负荷为341.785MW。

3排汽压力修正对试验结果的影响

不同的汽轮机排汽压力对应的优化结果不同, 排汽压力增大, 最佳主蒸汽压力增大, 定滑压拐点负荷减小。分别将汽轮机排汽压力修正到5.2k Pa、6k Pa、7k Pa、8k Pa、9k Pa, 依次计算不同排汽压力下各负荷工况点的最优主蒸汽压力, 绘制定滑压运行曲线见图7所示。

从图7可以看出, 当排汽压力从5.2k Pa增大9k Pa时, 拐点负荷从341.7MW降低至326.9MW, 最佳主蒸汽压力从16.23MPa增大至16.54MPa (320MW负荷点) 。不同排汽压力工况下的寻优结果见下表3所示:

4滑压运行对机组其他性能的影响

4.1高压缸效率

机组采用滑压运行方式后, 主蒸汽压力比定压运行方式低, 高压调节门开度比优化前增大, 高调门节流损失减小, 高压缸效率比优化前略有增大, 详见下图8所示:

4.2高压缸排汽温度

机组滑压运行之后, 高压缸排汽温度与优化前相比略有升高, 导致从锅炉再热器吸热量减少, 有利于再热蒸汽温度的控制, 详见下图9所示:

4.3汽动给水泵转速

机组采用滑压运行方式后, 由于主蒸汽压力比定压运行方式低, 主给水压力也随之降低, 汽动给水泵耗功将减小, 直接表现为汽动给水泵转速降低, 详见下图10所示:

5结语

5.1通过对运行方式优化试验结果分析, 将排汽压力修正到设计值5.2k Pa, 当发电机功率低于341.7MW (拐点负荷) 时, 机组开始采用滑压方式运行, 在210MW至350MW负荷区间范围内, 最优主蒸汽压力从设计值16.7MPa降至13.99MPa。

5.2分别将汽轮机排汽压力修正到5.2k Pa、6k Pa、7k Pa、8k Pa、9k Pa, 随着排汽压力增大, 机组拐点负荷从341.7MW降低至326.9MW, 相同负荷下的最佳主蒸汽压力也随之增大。

5.3机组采用滑压运行方式后, 在210MW至350MW负荷区间范围内, 修正后汽轮机热耗率降低25.3-116.1k J/k W.h, 高压缸效率和高压缸排汽温度与优化前相比都略有增大, 汽动给水泵转速降低。

参考文献

[1]张宇, 刘卫平, 陈玉普, 等.330MW汽轮机组优化运行试验研究[J].热力发电, 2009 (1) , 72-76.