600MW火力发电厂

600MW火力发电厂（精选8篇）

600MW火力发电厂 第1篇

仪用压缩空气系统主要为机组控制系统中众多气动执行机构提供操作气源, 为控制设备提供冷却风, 为粉尘、烟气压力测量取压管道提供吹扫。其工作的可靠性以及容量选择的合理性对安全经济生产极为重要。

在GB4830《工业自动化仪表气源压力范围和质量》及HG/T20510《仪表供气设计规定》中对压缩空气品质统一进行了如下约束:

(1) 压力范围:1) 净化装置出口处的气源压力范围为300~500kPa和500~800kPa;2) 仪表输入端的气源压力范围为140kPa、260kPa、350kPa、550kPa和700kPa, 允许波动范围为其公称值的±10%。

(2) 质量:1) 露点:在线压力下的气源露点应比环境温度下限值至少低10℃ (现基本以-40℃为选型基础) ;2) 含尘粒径:不应大于3μm;3) 含油量:不应大于10mg/m3 (8ppmw) ;4) 污染物:气源中应无明显的有害气体或蒸汽。

以上的仪用压缩空气品质为设计、选型的必要基础数据。

GB50660—2011《大中型火力发电厂设计规范》建议2台机组的项目仪表与控制用空压机的运行台数宜为每台机组1台, 并设置1台检修备用和1台运行备用的空压机, 同时应兼做检修用空压机。2000版的《火力发电厂设计技术规程》规定“300 MW和600 MW机组宜分别配置4台20m3/min和4台40m3/min容量的空气压缩机”, 此项条目是总结国内各电厂的常规配置得出的经验值, 而对于国外项目, 系统上的配置有较大区别 (如气动阀门的选用等) , 据此, 本文依据各规范中的公式对SEC近期承包的600 MW等级海外项目气耗量进行了计算, 以核实上述数据是否适用。

1 计算依据

1.1 耗气量计算相关公式

(1) 耗气量计算 (HG20510—2000《仪表供气设计规定》) :

Q′C=1.54Q0

式中, Q′C为标准状态下的耗气量 (Nm3/h) ;Q0为操作状态下的耗气量 (m3/h) 。

(2) 气源装置设计计算容量 (HG20510—2000《仪表供气设计规定》) :

QS=Q′C (2+0.1~0.3)

式中, QS为气源装置设计计算容量 (Nm3/h) ;Q′C为各用气单位的耗气量总和 (标准状态) (Nm3/h) ;2为备用系数;0.1~0.3为管道漏气系数, 在下文计算中泄漏系数均按照最大值0.3选取。

(3) 储气罐容积计算 (HG20510—2000《仪表供气设计规定》) :

式中, V为储罐容积 (m3) ;QS为气源装置供气设计容量 (Nm3/min) ;t为保持时间 (min) , 根据规范, 此处选取《大中型火力发电厂设计规范》中规定的5min作为计算依据;P0为大气压力 (kPa) , P0=101.33kPa;P1为正常操作压力 (kPa) ;P2为最低送出压力 (kPa) 。

(4) 气缸耗气流量 (《气动手册》) :

无杆腔:

有杆腔:

式中, Q为自由空气耗气量 (L) ;D为缸径 (m) ;d为活塞杆直径 (m) ;L为行程 (m) ;P为工作压力 (MPa) 。

1.2 相关的基础数据

通过查阅各类厂家样本、产品资料整理如下需要压缩空气的设备或仪表, 作为下文计算的基础数据:

(1) 烟道取样吹扫装置:根据DFY型补偿式风压防堵吹扫装置样本, 每套吹扫装置可配置4个吹扫点, 每套耗气量为1m3/h。

(2) 氧化锆氧量分析仪:横河ZR22/ZR402G样本中耗气量为1NL/min, 罗斯蒙特Oxymitter4000为56.6NL/h, 下文中按照1NL/min选取。

(3) 空预器火灾报警探头吹扫用气:火灾报警探头的吹扫为间歇性吹扫, 大约每20min吹扫30s, 供气量不大于5m3/h (每台预热器) 。

(4) 炉膛工业电视:根据长春锅炉仪表程控设备股份有限公司技术资料0.2m3/min (每个摄像头) 。

(5) 炉管泄漏检测系统:声波传导管会在堵灰时产生报警信号提示运行人员进行人工或自动清灰, 或自定义吹扫间隔 (1~30天不等) , 7~8个点为一组设置一个电磁阀, 此吹扫为间歇性吹扫, 此处耗气量估算为10m3/h (整个系统) 。

(6) CEMS:根据厂家为天津普洛塞斯有限公司提供技术资料耗气量为120L/min。

(7) 调节类阀门、风门的耗气量:此类设备的耗气量指的是其阀门定位器的耗气量, 二次风门及摆角燃烧器的执行机构 (定位器) 集中了大部分的调节类执行机构, 根据STI选型样本, 选择SA/CL-1系列定位器, 此系列气耗为1 Nm3/h (0.4 MPa平衡时) , 另外热工自动化设计手册中列出了ZSL型及ZSLD型两种形式执行机构的耗气量, 为1 000~1 500L/h, 本文按照1Nm3/h计算。

(8) 开关型执行机构:此部分数据较难确定, 是计算耗气量的一个难点, 各类厂家样本中所列数据均为调节性执行机构定位器的耗气量或开关型执行机构单次动作的耗气量。对于开关型执行机构, 去除泄漏等因素, 理论上可认为在其静止时是不耗气的, 这部分设备的耗气是暂态的, 可以不纳入计算。但考虑到在极端工况下对仪表气源的影响, 本文依据计算公式及厂家样本对主要类型的开关执行机构进行分类估算如下:

1) 烟风、煤粉的挡板类执行机构, 如磨煤机出口快关门、石子煤斗出口快关门等, 200mm缸径300 mm行程的执行机构 (产生15 000N的推力基本可满足要求) , 根据气缸耗气流量计算公式计算得出单次动作耗气量约为35L, 其中石子煤斗的操作只取决于石子煤斗的料位, 操作灵活, 对机组运行影响较小, 按照常规执行机构估算, 为1Nm3/h, 磨煤机出口快关门每个执行机构按照5Nm3/h估算其耗气量。

2) 锅炉油燃烧器部分, 如油枪、点火枪执行机构、油角阀、吹扫雾化阀门, 此类阀门力矩较小, 动作时耗气量也较小, 此处按照1Nm3/h估算。

3) 汽水系统气动执行机构, 如各疏水门、抽汽逆止门, 此类阀门多配单作用电磁阀, 单项动作产生耗气量, 同时动作多出现在紧急情况下依靠执行机构弹簧完成, 此部分按照1Nm3/h估算。

4) 化学系统气动执行机构, 化学系统管道压力较低且阀门较小, 耗气量低, 此处按照0.5Nm3/h估算。

5) 除灰系统气动开关型执行机构:每路耗气设备包含2个进气气动阀门、电除尘灰斗下圆顶阀以及灰斗进料阀, 耗气量较小, 2台机组综合考虑10Nm3/h。

2 计算实例

依据上述计算公式及基础数据选取较具有代表性的印度SASAN 660 MW项目进行计算。该项目采用上海锅炉厂主推的四角切圆燃烧超临界锅炉, 上汽厂生产的超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、凝汽式汽轮机。7台磨煤机, 5运行2备用, 主厂房用气量估算值如表1所示。

因本项目共建设6台机组, 凝结水精处理系统较为复杂, 此处按照两台机组量考虑, 单元机组气动门为40Nm3/h, 公用部分为40Nm3/h。根据前文公式得出主厂房部分单台机组的耗气量为:

化学系统 (假定含有除盐水处理系统、海水淡化、制氢站、工业废水处理系统等) 按140个气动门计算, 总耗气量考虑70Nm3/h (全厂) , 除灰按照前文预估为10Nm3/h。

气源装置设计计算容量:

储罐容积 (按照每台机组设置一个计算) :

3 结语

在以上计算中, 在各个环节, 如厂家提资、公式中系数的选取等均考虑了一定裕量, 所以在最终空压机选型时不建议再添加裕量以造成浪费。

2011版《大中型火力发电厂设计规范》删除了2000版中的建议空压机容量, 而是建议仪用空压机与除灰空压机采用相同容量以减少空压机规格、数量及占地面积。

通过计算结果结合规范规定, 得出:2×600 MW机组项目宜配置3台40m3/min左右的空压机及2个主厂房仪控设备用的50m3贮气罐。比DL5000—2000《火力发电厂设计技术规程》中要求的4台40 m3/min空压机少1台。对于常规600 MW等级机组 (四角切圆燃烧锅炉) , 仪用空压机与除灰空压机合并设置的情况下, 选择250kW的空压机可满足要求, 备用数量上减少1台, 厂用电相应减少250kW, 此处进行合理优化是降低能耗、提高效率、节约成本的一个重要手段。

在实际项目设计工程中, 由于各项目实际情况不同, 需要依据各项目特点进行实际计算并作经济比较, 以最终确定空压机容量及系统配置。

参考文献

[1]GB50660—2011大中型火力发电厂设计规范[S].

[2]王建荣, 张世园.火电厂空压站设备选型[J].电力设备, 2003 (4) .

600MW火力发电厂 第2篇

关键词凝结水精处理;PLC;DCS

中图分类号TM文献标识码A文章编号1673-9671-(2010)111-0124-01

1凝结水精处理系统介绍

1.1凝结水精处理原理

凝结水在形成过程中因凝汽器泄露,热力系统腐蚀、机组负荷变化等原因会产生不同程度的污染。通过对凝结水的深化处理,彻底除去凝结水中的各种盐份、胶体、硅、金属氧化物、悬浮物,才能保证整个机组热力系统水汽品质合格和机组的安全可靠运行。

1.2工艺设备概况

凝结水精处理系统为中压系统,系统运行最高压力为4MPa。全套工艺设备按美国U.S.FILTER技术设计制造。系统分为前置过滤器部分、高速混床部分、体外再生部分和控制系统。

1)前置过滤器部分。每台机组设计有一个过滤器单元,由两台前置过滤器组成,每台过滤器处理50%凝结水量,不设备用。每个过滤单元设有一个旁路系统。

2)运行混穿部分。每台机组设一个混床单元,由三台体外再生高速混床组成,每台混床处理50%凝结水量,两台运行,一台备用。每个混床单元设一个旁路系统的再循环系统,每台混床出口设树脂捕捉器。运行混床当水质导电度、钠、硅含量超标时将退出运行。启动树脂输送程序,失效混床的树脂将送入再生单元的树脂分离罐(SPT),再生好的树脂再从阳再生罐兼树脂储存罐(CRT)送入混床。

3)体外再生部分。两台机组六台混床公用一套体外再生装置。体外再生装置由树脂分离罐(SPT),阴再生罐(ART)、阳再生罐/树脂储存罐(CRT)、酸碱计量箱、热水箱、冲洗水泵单元、罗茨风机单元等设备组成。为防止树脂反洗层的交叉污染,分离罐设有树脂界面检测装置,混脂层总体积0.88立方米,其中阴阳树脂体积比为一比一。

再生装置设有两路废水排放管路,当再生一开始后,废水经由废水母管通过树脂捕捉器排放。系统中提供一台热水箱,为ART碱再生时提供热水,以提高阴树脂再生效率。热水箱出水经恒温调节后控制阴树脂再生时稀碱液温度在40℃。系统设有两台冲洗水泵,为树脂输送及再生各步序中提供合适的冲洗水流量。再生系统还设有两台罗茨风机,提供擦洗树脂和树脂混合时所需的风量。

1.3控制系统简介

1)PLC。PLC系统分为三个单元,分别为:1#机过滤器混床单元、2#过滤器混床单元、公用酸碱再生单元,每个单元设双CPU实现双机热备。CPU型号是SIEMENS的S7-400系列CPU414-4H, 主存储器768K,1Mbyte RAM存储卡。最小位操作时间0.1μ秒。下设两个DP从站,遵守Profibus通讯协议。三个主单元通过工业交换与上位机通讯,遵守TCP/IP通信协议,交换机设光口与外网相连。选用24VDC32点DI、DO模块,8通道12位高分辨AI模块。各PLC站的I/O点及底板槽位都有相应的冗余。

2)CRT站。控制系统设有两台CRT操作员站,上位机监控软件采用IFIX3.5。每个操作员站的计算机分别与霍斯曼工业用交换机相连,形成互为备用的组态。

3)工业交换机及工业以太网。本控制系统设有两台工业以太网交换机,作为凝结水精处理系统与电厂辅控网的接口。PLC与CRT站通过交换机的RJ45接口相接,交换机的光口与以太网的光缆相接。工业以太网为双揽结构,通讯速率100Mb/秒,网络遵循TCP/IP协议。

4)控制方式。控制系统的操作控制方式分为控制室监控操作和现场手动操作。控制系统按“就地优先”原则设计。控制室监控操作室用CRT站的键盘或鼠标进行操作,可以在CRT站上实现PLC的自动控制,成组操作和点操,现在手动操作主要用于调试和检修。现场手动操作通过现场操作箱上的按钮、旋钮开启或关闭设备。现场操作箱按主设备配置,每台主设备就近设置一台操作箱。操作箱上设有与主设备有关的操作选择旋钮,当打在“远程”位置,接受控制室上位机的控制(包括自动、成组和点操)。控制室上位机操作默认现场操作箱上的选择旋钮为“远程”方式,因此在现在操作结束后,必须将选择旋钮打在“远程”位置上。

5)控制系统电源与配电。控制系统设电源盘一台。电源盘接受二路220VAC电源,二路进线电源互为备用,盘内设有自动切换装置,自动完成故障切换。电源盘为每个PLC站(程控盘)单独配电。PLC与LCD操作员站电源由本控制系统的UPS提供。输入、输出模块及中间继电器均由所属PLC站内的PLC的24VDC电源模块供电。分析仪表、电磁阀为220VAC供电。控制系统用电约10KVA。

6)控制用气。电磁阀控制用气来自厂用仪表用气,应为无水无油压缩空气,压力不小于0.5MPa。在每个电磁阀箱设减压、过滤气动二联件及压力表。电磁阀进气母管为Dn14不锈钢管。电磁阀出口选用φ8×1mm铜管。

7)接地。在电源盘、程控盘内设有交流接地棒、直流接地棒。盘内设备外壳接交流地,24VDC电源和屏蔽电缆屏蔽层接直流地。PLC供电系统接地、底板接地按厂家要求直接与主交流接地相连。PLC系统中分支器的接地按厂家要求实施。本系统的直流接地按一点接地至电厂地网,交流按二点接地至电厂地网。接地电阻小于4欧姆,接地电缆截面70平方毫米。

8)在线仪表。系统中流量、压力、压差、液位均为二线制4-20ma标准信号,信号输入AI混床单元分别设置分析仪表取样架,每个取样架内的集中取样的分析量有:混床单元母管入口及出口导电度、PH和出口硅,每个混床出口导电度、PH、纳、硅。每路样水在取样架内经减压降温后进入传感器。混床出口的每回路样水设控制电磁阀(参加程控)和安全阀。硅表为多通道形式,每台混床出口(共3个测点)与出水母管合用一台四通道硅表。

2控制系统配置的优缺点及建议

王曲电厂凝结水精处理控制系统的设计基本能满足工艺的控制要求,首先, 两台机组三个控制单元,采用三对冗余的可编程控制器,增加了控制设备的可靠性,减少了可编程控制器的平均故障时间,保证了整个机组的汽水品质的合格安全稳定的运行。

上位机软件所采用的是IFI3.5运行版的软件,而不是开发版的。应将软件升级为IFIX软件的更高版本,并增加开发组态功能,以便在以后机组的控制系统改造或设备变更时对画面进行组态和编辑。

考虑到凝结水精处理运行的主要性和设备成本的问题,应将凝结水精处理控制系统的PLC控制改为和主机一样的DCS控制。

按以上方案设计的控制系统,可以大大减少全厂控制系统硬件、软件的种类,减少操作员站和工程师站的配置数量,减少系统间的通讯接口,减少备品备件的种类和数量,减少系统软硬件的维护量;同时,由于控制系统的统一,对全厂信息数据的管理带来了方便,减少了运行员操作站的配置,为电厂的减人增效创造条件。

参考文献

600MW火力发电厂 第3篇

关键词：600MW超临界,变压直流锅炉,安装技术

引言

随着人们生活水平的不断提高, 人们对电力的需求也越来越多。600MW超临界锅炉是主要的发展对象, 福溪火力发电厂该锅炉为全钢桁架悬吊结构、露天布置, 钢架采用连接板加高强螺栓连接。W型火焰燃烧方式的锅炉特点是锅炉结构高度矮、横向宽、纵向深。锅炉水冷壁形状不均匀, 吊装形式多样化, 折烟角受热面、尾部竖井受热面结构复杂, 施工难度较大, 设备吊装宜采用卷扬机和附臂吊、履带吊结合使用。

1 600MW超临界变压直流锅炉结构特点

(1) 锅炉布置一般使用单炉膛二型分布的方式且采用全悬吊构造。

(2) 炉膛一般由垂直管水冷壁、混合水箱以及螺旋管圈构成, 使用安全可靠以及成熟的超临界直流水循环系统。

(3) 过热器减温通常使用多级喷水与水-煤比调温, 再热器一般使用尾部伴有事故喷水装置的双烟道挡板调温。

(4) 使用经过优化设计处理过的LAP13494/2500型三分仓容克式空预器。

2 锅炉区域主吊车布置策划

2.1 锅炉安装区域主吊车布置清单 (见表1)

2.2 锅炉安装吊车布置具体策划

(1) FZQ2400/110t附臂吊布置在炉左侧K3~K4之间, 中心距钢架K3排5m, 距钢架B1列6m;锅炉安装的主力吊车。

(2) CKE4000/400t履带吊在吊装钢架期间布置在炉右侧靠炉后处, 400t履带吊车待大板梁吊装完后拆离现场;在锅炉钢架右侧与集控室之间K4~K5纵向范围内布置C7030建筑塔吊, 作为受热面吊装的主力机具之一。

(3) KH1000C/200t履带吊布置在炉后左侧, 作为大件起扳、设备移运、风机、电除尘器后烟道等的主力吊车。

(4) 另在炉顶K1~K2排之间布置两台10t卷扬机和两台5t卷扬机, 作为水冷壁、后炉膛管屏等的吊装机具。

(5) 履带吊布置在锅炉零米, 进行设备卸车和其他配合工作。

3 锅炉大板梁施工技术

(1) 大板梁安装顶部标高为77.6m, 大板梁共5件, 其中K2、K3、K4大板梁均设计为双层梁, 梁之间用高强螺栓联接为一体。其中最重的双层大板梁 (K4排) 重约210t (下层梁约100t, 上层梁分为两段) 。

(2) 该锅炉大板梁最重件约100t, 大板梁吊装采用两台主吊机具抬吊的方式, 大板梁采用一台CKE4000C/400T履带吊和一台FZQ2400/110t附臂吊抬吊到位。

(3) 抬吊时CKE4000C/400T履带吊的工况为HL塔式工况, 主臂长为72m、附臂长为36m回转半径为20m, 此时额定负荷为71t。FZQ2400/110t附臂吊抬吊时回转半径在21.8m以内, 此时额定吊重为110t。

(4) 根据该锅炉的炉型及吊装机具的负荷条件, 大板梁的吊装采用:将K2、K3、K4大板梁预先放置于炉膛内部0米层, 由CKE4000C/400T履带吊和FZQ2400/110t附臂吊从炉内起吊抬吊到位。吊装大板梁的顺序为K1、K4、K3、K2、K5依次进行。其优点是:减少吊车的回转距离, 便于协调, 安全性好;其缺点在于:工作量大, 而且要求在大板梁吊装前炉内平台要缓装, 增加补位难度。

(5) 其施工工艺流程为:柱顶画线→大板梁设备检查及画线→吊装下层大板梁→初步找正→吊装上层板梁→安装上下层联接螺栓→整体复查找正。

4 锅炉受热面施工技术

4.1 前炉膛受热面-水冷壁施工技术

(1) 在结构上水冷壁分为上部直段水冷壁、中间过渡集箱、中下段螺旋管圈水冷壁三个大的部分其吊装通道有两个: (1) 从炉顶预留空档从上往下穿装; (2) 从炉底往上提升就位。在锅炉左侧紧靠FZQ2400/110t附臂吊的锅炉组合及设备堆场的端头处并排布置2个组合架, 在炉后电除尘区域布置2个组合架。这4个组合架同时兼作包墙过热器的组合架。

(2) 组合炉前、炉左的水冷壁和炉后、炉右侧的水冷壁管排主吊点朝FZQ2400/110t附臂吊, 其余位置水冷壁管排组合主吊点朝履带吊CKE4000C/400t。

(3) 上部水冷壁组合吊装原则:水冷壁喷燃器以上的上部直段水冷壁大量组合, 用吊车从炉顶放下, 组件的重量考虑在50t~80t区间内, 组合时带上刚性梁;后墙拱部疏散水冷壁管屏在炉膛内组合成左右两片, 用履带吊CKE4000C/400t和FZQ2400/110t附臂吊从炉顶放下吊钩, 抬吊就位, 炉膛内布置65t汽车吊协助起扳;后墙后拉稀水冷壁单管在炉膛内地面组合两片, 同后墙前拉稀水冷壁一样方式提升就位, 水平烟道下部水冷壁采用地面组合后, 直接提升就位, 此部分吊装在水平烟道内高过、高再管排吊装完毕后再进行。

(4) 上部直段水冷壁组件从顶部吊装的, 组件落下时, 先将管排旋转从次梁及吊杆梁之间对角线放下, 待达到标高位置后, 转正管排, 即可吊装就位;组件从底部提升的, 主吊吊车或卷扬机吊钩从安装位置正上方落下, 地面用65t汽车吊在炉膛内辅助起扳, 起扳后, 可直接提升到位, 到位时用10t或20t链条葫芦调整就位。

(5) 在螺旋管水冷壁安装过程中, 以垂直段水冷壁下部为基准进行安装找正。水冷壁四侧墙中间过渡段由膜式壁组成。膜式壁通过过度段散管与中间集箱连接, 形成螺旋段与垂直段之间的连通。

(6) 过渡段水冷壁采用散吊就位后进行找正, 并固定, 同时中间集箱就位。然后进行中间集箱与水冷壁之间的散管焊接, 散管焊接完毕之后将吊带张力板焊接好, 将垂直段与过渡段连接好, 过渡段中的螺旋部分管子倾角调整好, 保证倾角。对完口之后对炉膛尺寸进行复查调整固定, 加固固定完后进行水冷壁螺旋段安装。

(7) 螺旋管水冷壁的刚性梁均提前预存到标高相对应的各层平台上, 各层的管屏安装完毕后, 安装相应层上的刚性梁。

(8) 水冷壁螺旋段按照前、后、左、右侧每侧进行大面积的地面预拼装, 复核螺旋管水冷壁组件的倾角、长度、宽度和对角线等外形尺寸, 并根据实测情况进行调整, 划出每片管屏的基准中心线, 并做出标记。

(9) 螺旋段管屏组件从上往下逐步安装, 其吊装通道有两个, 一个是从炉顶预留空档从上往下穿装, 一个是从炉底往上提升就位。就位后管屏之间临时点焊, 一圈完成后, 随即将水平、垂直刚性梁并将各层张力板及吊带相互连接起来以保证负载均匀传递。根据安装基准点复核正确后固定, 防止炉膛截面的水平扭转。

(10) 水冷壁灰斗段螺旋管屏安装采用地面组合, 组合件共6件即:水冷壁灰斗前墙组件、水冷壁灰斗后墙组件、水冷壁灰斗左墙组件分两件、水冷壁灰斗右墙组件分两件。四侧墙灰斗段螺旋管屏均从锅炉顶板生根挂卷扬机滑子吊装。

4.2 后竖井受热面-过热器、再热器、省煤器施工技术

(1) 吊装顺序:包墙过热器→低过管排→低再管排→省煤器管排→顶棚过热器→水平烟道侧包墙→高过高再出口集箱→高过管排→高再管排→顶棚过热器。

(2) 吊装分两条主线, 一条为后竖井炉膛内的包墙、低过、低再及省煤器的吊装, 另一条为水平烟道内的高过、高再吊装, 屏过的吊装穿插在水冷壁的吊装过程中, 会同前顶棚过热器一同吊装就位。

(3) 前包墙、后包墙、中隔墙过热器采用地面分左右两片组合, 组合后的重量不超过主吊机具CKE4000C/400t履带吊和FZQ2400/110t附臂吊最大吊装能力, #2炉可选择在炉后或者炉左侧组合场内, 吊装起扳时, 200t履带吊辅助起扳。侧包墙吊装完毕后找正包墙过热器, 便于下一步低过、低再管排的吊装。

(4) 低过、低再管排依据连接型式, 在地面组合后, 低过管排用CKE4000C/400t履带吊和FZQ2400/110t附臂吊从炉顶单片落下就位。低再管排采用在炉膛内地面堆放, 卷扬机钩子从前包墙和K4柱列之间的空隙放下, 顺序将管排提升就位。

(5) 低过、低再可同时吊装, 低再吊装完毕后, 在包墙过热器下集箱上固定左右四根轨道, 分别布置两台5t电动葫芦吊装省煤器管排, 省煤器管排吊装同样用卷扬机从前包墙和K4柱列之间的空隙提升, 然后用电动葫芦接钩吊装到位。

(6) 水平烟道侧包墙从顶部落下到位临时悬挂。

(7) 高再管排、高过管排均用卷扬机从炉顶放下在炉膛内地面直接提升就位, 高过、高再管排吊装完毕后在吊装水平烟道下部水冷壁。

(8) 屏过地面组合整件后, 直接用CKE4000C/400t履带吊和FZQ2400/110t附臂吊吊装就位, 之间间隔前顶棚过热器吊装。中间、后顶棚均为单管, 在水平烟道、后竖井内设备吊装完毕后, 用小卷扬机吊装单管就位。

5 结束语

根据公司在该项目的机具能力, 对锅炉安装方案进行合理优化, 优质高效地完成了锅炉安装任务。通过后期的总结探讨, 对类似600MW级超临界变压直流锅炉的安装技术再进行不断优化, 在企业安全管控、经济效益和社会影响方面能有较大提升, 从而提高电力施工企业的竞争力。

参考文献

[1]郭会军.600MW超临界直流锅炉水冷壁水动力特性研究[D].华北水利水电大学, 2015, 04.

[2]吕铁.1000MW超临界空冷燃煤机组洁净化施工技术研究[D].华北电力大学, 2013, 12.

600MW火力发电厂 第4篇

一、当前火力电厂发电的现状

目前, 在我国北方城市, 由于地理位置的原因, 大型热电厂成为城市用电的主要来源。然而绝大部分火力发电厂所用的燃料是燃煤。针对当前中国燃煤的产量, 其资源日渐枯竭, 并且燃烧后的产物对环境产生极大的破坏。除此之外, 输煤控制系统在火力发电的过程中起着关键的作用, 其主要工作是负责上煤和配煤, 从而提供燃煤保证运行。但整个过程存在工作量大、条件恶劣、人工作业难以畅通等缺点;目前大多数热电厂都是采用的局部优化方法, 系统工程方法技术不成熟, 应用研究较少, 具有局限性, 利用计算机研究的项目不完善, 系统节能还需要得到进一步发展;对于热力系统来说, 不同的分析理论热力系统要从不同的角度来理解, 因此, 不同理论间的关系的研究有待加强。改善当前现状, 采用节能设计需要准确的理论指导, 就必须正确建立系统研究。

二、加强火力发电节能原则

任何设计都需要遵循基本原则, 电厂热动能设计更应该如此。在热动能设计中应把握系统可行性、技术先进性、经济合理性这三个基本原则。一是系统可行性, 在规划设计方案提出后, 要进行可行性研究。虽然热动能子系统具有很高的优越性, 但是不同场合选择性也不相同, 要针对实际情况再做决定。二是技术先进性, 先进的技术很重要, 但是不能盲目引进, 要达到国家标准、满足客户需求, 在追求先进技术时, 要使设备得到及时的维修。三是经济合理性, 热动能设计目的在于经济上取得最大利益。要根据实际情况, 制定切实有效的方法来节能, 不能仅仅为追求节能而增加不必要的投资, 尽可能合理选用设备。总之, 要根据具体的实际情况来处理, 多方面考虑节能措施, 相互协调平衡, 达到最大经济效益。

三、600MW机组节能设计的关键环节

在加强火力电厂600MW节能环保的策略中, 其关键环节就是对600MW机组主要热力系统的设计, 火力发电系统主要由燃烧系统、汽水系统、电气系统、控制系统等组成。各个系统之间相互协调, 保证各系统的安全合理运行。

(一) 主蒸汽与再蒸汽系统。

热电厂通过对煤粉的燃烧, 使炉中的水变为水蒸汽, 水蒸汽进入高压缸。为了减少热能浪费, 进行二次加热, 使水蒸汽进入中压缸。利用中压缸的蒸汽推动发电机发电。对于主蒸汽流量测量, 就是在管道上设置检测装置, 根据压差测量流量;或者根据汽轮机调节前后压力来测量。考虑到电厂锅炉在维修后能够用水压检测管道, 故在600MW机组设计中对再热管道进出口设置了堵板。

(二) 主给水系统。

600MW机组给水泵配置有几种不同容量气动与电动调速水泵的搭配方法, 随着采用气动加电动调速泵的配置方式, 系统给水采用一段调节。其优点是减少管道阻力损失, 取消调节阀。考虑到实际情况, 在管道设计中, 在省煤器前加一只止回阀, 一只闸阀和调节阀, 其作用是弥补调节范围的不足。

(三) 凝结水系统。

锅炉中的水加热成水蒸汽, 并进一步加热成过热的蒸汽, 通过管道进入汽轮机, 从而推动汽轮机带动发电机发电。为提高热效率, 从汽轮机抽出部分蒸汽用以加热给水。此外, 高压机组中采用热循环, 把作功的蒸汽从高压缸全部抽出, 送到再热汽中加热, 随后引入气轮机中压缸继续作功, 出来的蒸汽进入低压缸中作功。在这个往复过程中, 蒸汽温度不断降低, 最后被冷却凝结成水。凝结水由凝结水泵加热除氧, 随后送至高压加热器, 再以热水的形式进入锅炉, 就这样不停地往复作功。

(四) 燃烧系统。

燃烧系统是由一系列输煤控制系统, 包括输煤、磨煤、粗细分离等流程组成。皮带将碎煤送进煤斗内, 经过磨煤机磨粉, 利用空气的热风, 将煤粉分离, 合格的煤粉经排粉机送至粉仓, 随后进入喷燃器送到锅炉里燃烧。烟气经脱硫处理, 排到大气中。

(五) 发电系统。

发电是由永磁机发出高频电流送到主励磁机, 主励磁机发出电后经过调压器送到发电机转子, 发电机转子旋转便感应出电流。

四、结语

火力发电是一项关乎国计民生的伟大工程, 鉴于当前人类面对越来越严重的能源危机, 节约能源是必经之路。这对电厂热动能设计提出了巨大挑战。目前, 我国的火力发电工程中降低能耗有着很大空间, 应该对其节能环节有充分的意识。因此在今后的发展过程中, 不仅要注重经济效益, 还要注重社会效益与环境效益的有效结合, 充分发挥热动能设计在火力发电中的重要作用, 促使火力发电节能设计不断地向前发展。并且加大研究力度, 在此方面获得更大的突破, 适应社会的需要, 取得更长远的进步。希望我国电力事业日益强大, 争取早日走在世界的前沿。

摘要：随着社会的不断进步, 人民生活水平的提高, 快速发展的经济对我国电力事业提出了更大的挑战。目前我国电力发展主要有三个方向, 即水力发电、火力发电、核电站发电。相对于水力发电与火力发电, 核电站发电虽然前景广阔, 但是科技技术还不够成熟, 暂时没有得到广泛的应用。此外, 由于地理环境等原因, 北方城市相对于南方城市来说, 水力资源较少, 是严重制约水力发电的因素, 因此火力发电成为北方城市用电的主要来源。电厂火力发电与热动力有着紧密的联系, 是城市电力供给的关键, 因此, 电厂热能动力设计成为了火力发电的重要内容。

关键词：火力发电,节能环保,600MW机组

参考文献

[1] .梁娜.600MW机组热经济性能分析与系统优化[D].华北电力大学, 2010

[2] .吕太, 张子健, 张素娟.600MW锅炉排烟余热回收优化选择[J].锅炉技术, 2013

[3] .陈亮.节能发电调度全过程优化模型与关键技术研究[D].华南理工大学, 2012

[4] .尧国富, 李福东.提高火电大机组辅机效率途径[J].电力技术, 2009

600MW火力发电厂 第5篇

对于燃煤机组, 为减少二氧化硫的排放机组多采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺, 此工艺脱硫烟气系统有设置GGH和不设置GGH两种。对于安装GGH的烟气系统, 高温的原烟气将用于加热吸收塔出口的低温净烟气, 过低温度的原烟气将不利于GGH加热净烟气, 也将加大GGH的设备投资, 因此对于加装GGH后的烟气系统基本不具备加装烟气换热器的条件, 而对于不设GGH的烟气系统则为加装烟气换热器创造了有利条件。在湿法脱硫中, 烟气要经喷淋、脱硫等工艺, 从入口的130~140℃左右最终降低到50℃左右从脱硫系统排出, 这一工艺过程需消耗大量的冷却水, 采用烟气回收装置降低烟温后, 可节省大量喷水。

本研究主要对采用烟气-水形式烟气换热器的火电600MW凝汽式机组烟气余热回收装置的系统的拟定、可行性及经济性进行研究。

2 烟气余热回收装置系统设计

凝汽式机组吸热介质采用凝结水, 根据机组热平衡计算来确定凝结水引出点, 一般在7号低加后引出, 经加热后再进入5号低加入口。以国内某600MW凝汽式机组为例, 其系统设置如下:

在引风机出口设置烟气换热器, 烟气换热器由2部分组成, 一部分加热凝结水, 凝结水自7号低加出口引出, 加热后汇入5号低加入口。另一部分加热生活热水。

水侧:凝结水部分进水温度60℃, 出水温度114℃。生活水部分进水温度10℃, 出水温度80℃。

烟气侧:一进口烟温140℃, 出口烟温104℃。

因其进水温度均已低于烟气酸露点, 因此均通过再循环阀及循环泵使其进入烟气换热器的水温达到了65℃以上。

3 烟气余热回收装置的经济技术分析

3.1 600MW及以上凝汽式机组

设计原则是:

烟气换热器进水温度等于烟气酸露点。

烟气换热器后的排烟温度按高于烟气酸露点10℃设计。

回收的热量用于加热6号低压加热器入口凝结水, 加热后的凝结水并入6号低压加热器的出口。

按此方案设计, 因实际运行时烟气换热器的换热管内外壁存在约2~5℃的换热温差, 当等于烟气酸露点的水介质进入烟气换热器时换热器的管壁温度将高于烟气酸露点。换热器后的排烟温度按高于烟气酸露点10℃设计, 因此设计保证了换热器管壁及换热器后的排烟温度均高于烟气酸露点, 降低了烟气对换热器及换热器后烟道的腐蚀性, 但机组在各工况的烟气的温降相对较低, 可回收的热量有限。

烟气换热器的形式采用H型高频翅片管, 材料为ND钢, 换热管管壁的厚度不低于4mm, 按换热管年腐蚀速率2%, 换热管的使用寿命可以达到10年。

为提高烟气换热器的换热效率及防止堵灰, 烟气换热器设有蒸汽吹灰器;为有效控制烟气的低温腐蚀, 换热器管道表面设壁温在线监测系统。

3.2 各种回收系统的经济性分析

设置烟气余热回收系统的经济性分析主要考虑的因素有:

3.2.1 机组年利用小时数及负荷率因素

设置烟气余热回收系统节省燃料量的多少与烟气余热回收系统的设置、机组年利用小时数、机组运行负荷率的大小密切相关。本专题研究以机组不同的年利用小时数情况进行分析, 以便明确机组设置烟气换热器的盈亏平衡点、投资回收年限等。机组在全年不同负荷率运行所占比例分配如下:

TRL工况占全年总运行时间的15%;

85%THA工况占全年总运行时间的35%;

75%THA工况占全年总运行时间的50%。

3.2.2 设置烟气余热回收系统的收益

节约了燃煤成本;

节省了脱硫系统吸收塔水耗的补水量。

3.2.3 设置烟气余热回收系统增加的成本

增加了设备初投资;

烟风道阻力增加致使增加了引风机电耗, 增加了厂用电量;

设置热水循环水泵, 增加了厂用电量;

增加了机组的运行维护费用。

3.3 机组年利用5500h的经济分析

通过燃烧计算得出的机组在不同负荷时锅炉的排烟量及排烟温度, 并结合各设计方案最终的排烟温度可以计算得出各工况烟气余热回收的热量, 将各工况回收的热量及各方案的加热凝结水的设置情况提交汽轮机厂计算就可以得出的安装烟气换热器后汽机的热平衡图, 对比安装烟气换热器前后的热平衡图就可以计算得出各个方案及工况下机组节省的发电标准煤耗, 结合机组全年利用小时数及全年负荷分配情况从而计算出机组全年节省的标准煤吨数。

1×660MW发电机组的年利用小时数按5500h计, 机组年负荷分配按上节要求则机组全年总的机组运行时间为6687h。各方案综合经济效益对比表如表1。

因换热器后排烟温度高达107℃, 锅炉排烟温度降低的较少、回收的热量相对有限, 因此年节省的标煤量较少, 设备投资回收的年限已经大于机组的寿命因此尽管此方案具有烟气换热器抗腐蚀性能好的特点但不适于本工程安装。

4 结束语

(1) 基于现阶段厂家提供的设备报价和假定炉型锅炉厂提供的排烟温度, 安装烟气余热回收系统在机组年利用5500h, 系统设计方案情况下设备静态回收周期为15.89年, 小于烟气换热器的设计寿命。

(2) 机组年利用时间的多少及运行负荷的大小直接影响到烟气余热回收系统的经济性, 机组年利用小时数越少、负荷越低则经济性越差。

摘要：文章对采用烟气-水形式烟气换热器的600MW火力发电机组烟气余热回收装置的系统拟定、可行性及经济性进行研究。

300MW火力发电厂直流系统讨论 第6篇

1 直流负荷统计

《电力工程电气设计手册》中对直流系统负荷进行了分类统计, 直流系统的负荷可分为三类:即经常性负荷、事故负荷和冲击负荷。近年来, 随着火力发电厂自动化水平的提升和新设备的应用, 直流负荷特点产生了许多变化。本文参照《电力工程电气设计手册》中的分类对300MW机组火电厂设计中常用直流负荷讨论如下:

1.1 经常负荷

要求直流系统在正常和事故工况下均应可靠供电的负荷。《电力工程电气设计手册》中所列经常负荷主要有三类, 即经常带电的控制信号设备和经常直流照明、交流不停电电源、弱电电源变换装置。在近年投产的300MW机组工程中, 新型控制和保护设备均由自带电源插件实现电源变换, 弱电电源变换装置已基本不使用;交流不停电电源正常运行均由交流系统供电, 交流电源系统事故停电时才由直流系统供电, 应列入事故负荷。综上, 经常负荷主要是控制信号设备和经常直流照明。

1.2 事故负荷

要求直流系统在交流电源系统事故停电时间内可靠供电的负荷。

300MW机组工程中, 直流事故负荷主要包括:汽机和重要辅机的润滑油泵、发电机氢密封油泵、交流不停电电源、直流事故照明等。汽轮机和重要辅机直流润滑油泵、氢冷发电机密封油泵等负荷, 应按机组实际台数统计, 并按实际负荷率计算。事故照明主要由保安段供电, 是否设置直流事故照明及设置范围在不同工程中差异较大。

1.3 冲击负荷

在短时间内施加的较大负荷电流。冲击负荷又分为事故初期 (1min) 冲击负荷和事故末期或事故过程中随机负荷 (5s) 。火电厂中冲击负荷主要为断路器分合闸时的短时冲击电流, 初期冲击负荷主要指事故初期高、低压厂用备用电源投入失败后, 紧接着发生低电压保护动作, 使大量断路器跳闸。此外, 事故初期断路器备用电源投入, 断路器动作也属于事故初期冲击负荷。随机负荷主要为恢复供电断路器合闸, 按《电力工程直流系统设计技术规程》要求, 按断路器合闸电流最大的1台统计。

2 直流系统设计原则

2.1 系统电压和主设备配置

《电力工程直流系统设计技术规程》中要求“容量为300MW级机组的发电厂, 每台机组宜装设3组蓄电池, 其中2组对控制负荷供电, 另1组对动力负荷供电, 或装设2组蓄电池 (控制负荷和动力负荷合并供电) ”。近年来我院及兄弟院设计的同级机组电厂中, 上述两种方式均有采用, 但我省内电厂多为后一方式。即装设2组蓄电池, 直流系统标称电压采用220V, 配置2套高频开关电源充电装置;蓄电池型式按《电力工程直流系统设计技术规程》要求, 厂内蓄电池均采用阀控式密封铅酸蓄电池。

2.2 接线方式和网络设计

1) 接线方式:按《电力工程直流系统设计技术规程》, 采用两段单母线接线, 蓄电池组和充电装置应分别接于不同母线段, 两段直流母线之间设置联络电器。

2) 网络设计:全厂直流网络主要采用辐射供电方式, 仅升压站配电装置合闸网络采用环型供电方式。单元机组直流事故照明、直流电动机、交流不停电电源装置、远动、通信及分电柜电源由直流馈线柜辐射供电;单元继电保护室内负荷由继电保护室直流分电柜供电;厂用配电装置直流负荷由对应的直流分电柜供电;网控继电器室负荷由网控直流馈线柜供电。直流分电柜分散布置于负荷中心, 即对应的继电保护室或厂用配电室内。直流分电柜应有2回直流电源进线, 电源进线来自不同蓄电池组, 经隔离电器接至直流母线, 并应防止2组蓄电池并列运行。

3 直流设备选型

由于具体工程中直流负荷大小、类型等等均不相同, 直流设备 (高频开关电源、蓄电池、联络柜、馈线柜等) 选择应按《电力工程直流系统设计技术规程》要求, 根据工程实际情况具体计算后选择, 本文暂不讨论。但在直流系统馈线柜每段母线上均应配一台微机直流系统绝缘检测装置, 每台绝缘监测装置可监测每段母线的所有馈线。分配电柜每面柜配一台微机直流系统绝缘检测装置。每台绝缘监测装置可监测每面分配电柜的所有馈线。直流柜内充电回路和蓄电池回路应装设电流表 (蓄电池回路电流表精度应达到0.5级) , 电压表等表计, 并应有4~20m A输出。

4 直流系统监测

《电力工程直流系统设计技术规程》中对直流系统I/O信息提出了明确规定, 但对于信息的上传方式未做出明确规定。以往的做法是:模拟量通过4~20m A方式, 开关量信号通过无源空接点方式上送监控系统。近年设计的300MW级机组工程一般均设置厂用电监控管理系统, 单元直流系统大多通过串口方式接入该系统;网控直流系统则通过串口方式接入NCS系统, 直流部分的信息均可通过通信方式上传监控系统。在这种情况下, 有的电厂采用直流模拟量和直流事故总信号保留了硬接线方式, 其余直流开关量信号则通信上传;也有电厂则保留了全部硬接线信息。经进一步了解直流信息监控在运行中实际情况:串口通信方式上传信息能够可靠的在监控系统中显示, 但信号存在滞后现象, 尤其是经厂用电监控管理系统上传DCS监控的信息;硬接线方式上传信息可靠性和实时性较好, 但会占用更多的监控I/O点, 同时增加电缆用量。综合分析, 直流系统大部分信息实时性要求不高, 通信上传可以满足要求, 少量重要的事故告警信号则宜采用硬接线方式。即采用通信与硬接线结合方式实现直流系统监测。

5 总结

本文从负荷统计、接线方式、网络设计、设备选择及系统监测等方面对300MW级机组工程直流系统进行了介绍。笔者希望能够抛砖引玉, 使得大家对火力发电厂直流系统的设计进行不断改进以适应各种新型设备和技术的不断应用。

摘要：概述了300MW机组级火力发电厂直流系统的技术特性和设计方案, 从直流负荷统计、直流系统设计原则、直流设备选型和直流系统监测四方面进行了介绍, 详细介绍了直流系统负荷统计及直流系统监测方面的设计理念。

关键词：300MW机组级火力发电厂,直流系统

参考文献

[1]鲁庆初, 王平, 冯泮臣等.变电站及电厂直流系统的讨论[J].电源技术与应用, 2012.

600MW火力发电厂 第7篇

火力发电厂的锅炉属于危险性大, 耗能高的设备之一。尤其是近年来, 锅炉朝着更大容量和更高的蒸汽参数发展, 火力发电在全国各地都还仍起到举足轻重的作用。前几年, 许多火力电厂因为使用燃用高含硫量、低热值、灰高达50%以上的劣质煤, 所以保证锅炉稳定运行的重点是如何防止锅炉熄火、减少受热面磨损。现在, 随着燃煤质量的逐步好转, 燃煤火力发电在运行中出现的问题又集中具体表现在制粉系统防爆以及锅炉结焦等方面。制粉系统防爆是每一个发电厂都不可忽略的问题, 找出其系统爆炸的原因并加以分析, 提出改进措施是运行管理人员的愿望;而锅炉结焦后会粘附在锅炉内壁上, 对锅炉安全运行带来的危害也是我们急待解决的问题。下面以神华四川能源有限公司江油发电厂2×300 MW燃煤机组的锅炉主要特性为例, 提出燃用优质煤种状况下如何防止锅炉结焦、制粉系统爆炸, 确保稳定锅炉运行。

1300 MW火力发电厂锅炉的运行

锅炉设备以及燃料的简要特性:

锅炉型式为:DG1025/18.2-Ⅱ4型、亚临界参数、四角切园燃烧、自然循环汽包炉。单炉膛、一次中间再热、平衡通风、固态排渣 (刮板捞渣机) 、全钢架全悬吊结构、Π型露天布置, 燃用烟煤。

燃烧方式:四角切园燃烧, 百叶窗式水平浓淡直流摆动式燃烧器, 同心双切园 (ϕ681 mm/ϕ772 mm) 。

设计燃料:40%华亭煤+60%广旺煤 (低位发热量19 900 kJ/kg) 。

灰渣特性 (见表1) :

制粉系统型式为:中间仓储式, 乏风作为三次风进入炉膛燃烧。四台中速钢球磨煤机, 磨煤机进口正常温度186 ℃左右, 出口温度70 ℃左右。

2锅炉运行中存在的安全隐患

目前, 锅炉存在的安全隐患主要分为锅炉自身隐患和运行管理不当两个方面。以下对隐患问题进行了详细分析。

1) 锅炉带负荷能力下降。现阶段, 各火电机组普遍存在的现象是燃用煤种过于偏离设计值, 导致锅炉设备带负荷能力下降, 主辅设备均存在不同程度的出力受限状况, 同时锅炉燃烧效率下降, 机组运行经济性下降。

2) 锅炉结焦的原因有以下几点:①煤在灰熔点低;②运行调节不当, 导致火焰偏斜到水冷壁和炉墙的方向;③在超负荷运行时, 炉内温度升高, 烟气流速变快, 灰粒呈熔融状态;④除焦或吹灰不及时。现我厂炉膛内燃烧区域的温度实测达到1 300 ℃, 而燃用的主要煤种为宁夏煤灰熔点1 260 ℃。燃烧器口原来设计为了适应低热值煤种铺设的卫燃带使熔融的灰更易粘附, 并不断地增加厚度。同时, 在煤粉气流的背火侧, 氧量不足, 致使该区域中如CO等还原性气体浓度较高。还原性气体会降低灰的软化温度, 使结焦进一步加剧。

3) 原煤在加工成煤粉后所具有的特性以及煤所处的条件决定了煤的自燃或是爆炸, 比如, 煤的挥发分含量、煤与空气混合物浓度和煤粉的细度等等。事实证明, 在煤与空气的浓度在1.2～2.0 kg/m3时, 制粉系统最易发生爆炸, 在浓度小于或者大于这个区间时, 发生爆炸的几率都会相应减小。同时, 制粉设备中煤粉的自燃会成为爆炸的火源, 也就是帮凶。煤的爆炸实际上属于剧烈燃烧的过程, 因此, 当煤粉的水分大于固体水分的时候, 也不易发生爆炸。

4) 神华四川能源有限公司江油发电厂2×300 MW机组锅炉粉仓内煤粉一直存在自燃的隐患。2008年以前, 由于煤质差, 机组运行时投运的燃烧器多 (通常需投入16只以上的燃烧器) , 运行中没有发生过粉仓内煤粉自燃的情况。但当锅炉停运3 d以上, 粉仓温度就会升高。2008年以后, 由于地震对粉仓可能造成损坏, 同时随着煤质的逐渐好转, 运行中粉仓温度升高时常发生。特别是近期使用宁夏煤和神混煤, 其热值均达到20 000 kJ/kg以上, 由于电网需求机组长期处于低负荷运行, 上层给粉机对应的C、D粉仓长期超过200 ℃, 存在很大的安全隐患。

3解决策略

3.1 锅炉燃烧安全运行方面

1) 选择合理的运行氧量。

锅炉内的运行氧量代表着炉内氧化还原性的气氛, 因此, 运行氧量的多少对于炉内结焦情况有非常大的影响。如果运行氧量较低, 则炉内的还原性气体所占比重就会增加, 煤的灰熔点就会降低, 锅炉易结焦。因此, 在运行时, 可以提高炉内的含氧量, 以避免还原性气氛的出现。现在运行中一般维持氧量为2.5～3%, 煤粉着火较稳定, 但着火距离偏近, 实际从捞渣机出来的渣水颜色较黑, 说明灰渣的燃尽率较低, 下层掉渣较严重, 可全开AA层二次风, 增加下层周界风开度在20%左右。

2) 改变配风方式。

原采用的束腰型配风方式适合燃用低挥发份的无烟煤, 现根据煤质好转, 挥发份较高, 可采用均等配风方式, 提供足够燃烧所需氧气, 以减少还原性。考虑到运行人员长期运行操作形成的惯性思维, 为稳定锅炉燃烧, 建议控制员逐步改变各层风量, 最终达到均等配风。

3.2 制粉系统安全运行方面

1) 加强粉仓的密封和保温。对于粉仓, 我们在加以防范时应注意以下几点:①对于粉仓和厂房交接处进行胶合, 并要求及时检查密封性, 发现漏风时要及时处理, 防止其漏风;②运行中控制粉仓粉的位置在3.0～6.0 m范围内, 并严格执行降粉制度;③在粉仓外面设置蒸汽管道和暖气管道, 以加强粉仓的保温效果。

2) 运行中, 注意磨煤机进出口温度、进出口差压, 粗粉分离器进出口差压, 排粉机入口负压、温度、电流和磨煤机大罐噪音等系统参数变化情况的监视, 燃用高挥发份煤种时, 要严格控制磨煤机出口温度在65 ℃～85 ℃之间 (原煤收到基挥发份>20%时, 磨煤机出口温度不能超过75 ℃) 。排粉机入口温度应低于磨煤机出口温度5 ℃～10 ℃左右。

3) 保持磨煤机在最佳出力下运行, 粉位高时, 应停运磨煤机, 严禁降低磨煤机出力运行。根据煤质及燃烧情况适当调整制粉出力, 避免煤粉过细。

4) 磨煤机启动时, 应多用冷风, 少用热风, 控制磨煤机出口温度不超过50 ℃, 抽粉3 min后再进行暖磨操作。磨煤机停运时, 将给煤机减至最低转速, 同时开启冷风门, 减小热风门开度, 待磨煤机入口温度低于100 ℃时, 停止给煤机。对磨煤机抽粉, 待磨煤机进出口差压低于1 kPa时, 再停运磨煤机。

4结语

对于300 MW火力发电, 在查阅相关资料的时候, 发现研究此类针对性有实际指导性的论文相对较少, 而火力发电面临的问题虽然都很小, 但累计起来还是存在许多漏洞。本篇论文只能代表本人的意见, 希望各界学者能够踊跃参与到与此相关的研究中, 不断完善其知识储备, 以应对各种问题的处理。

参考文献

[1]郭正华.裕东电厂300MW机组系统优化与增容改造[D].华北电力大学 (保定) , 2009.

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