300MW机组无电泵启动方式探讨

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300MW锅炉无旁路启动策略

300MW锅炉无旁路启动策略王玉龙张剑虹太仓港协鑫发电有限公司江苏太仓 215433摘要：本文介绍了300MW锅炉由于取消脱硫旁路，在防止锅炉点火启动过程燃油和粉尘危害脱硫装置，提高脱硫系统的运行可靠性和安全性，对锅炉进行相关改造，对锅炉启动方式进行相应调整；通过现场试运验证，机组无旁路启动对脱硫系统未产生影响，对于无旁路系统机组启动积累运行经验。

关键词：锅炉脱硫脱硫旁路微油点火炉底加热电除尘器0引言国内已投产的设置烟气脱硫系统的机组有3．97×10 Mw，占全国燃煤机组容量的66％，其中9O％以上采用石灰石一石膏湿法烟气脱硫工艺。

这些脱硫系统大多设有烟气旁路，但随着脱硫技术的不断进步和环保要求的日趋严格，无旁路的湿法脱硫系统将被广泛应用。

如何降低无旁路湿法脱硫系统机组启动过程对脱硫系统的影响，保证机组启动后脱硫系统正常运行具有重要意义。

1锅炉设计规范介绍太仓港协鑫发电有限公司4×300MW发电机组锅炉为上海锅炉厂引进美国CE燃烧工程公司技术2机组无旁路启动对脱硫系统影响脱硫旁路取消，对于锅炉本身启动运行不产生影响，主要是启动初期的未燃尽燃油、煤粉等杂质将进入脱硫吸收塔引起浆液污染；导致浆液起泡吸收塔溢流，石灰石溶解下降脱硫效率降低，石膏杂质多石膏品质不合格等脱硫系统运行异常事件。

3脱硫取消旁路锅炉相关改造1）机组取消脱硫旁路，为保证机组可靠性，同步取消升压风机，脱硫烟气系统由图1调整为图2。

升压风机的取消降低了由于升压风机故障引起机组停运，增加了机组可靠性。

2）为减少机组启动耗油对脱硫影响，新增微油点火装置。

目前国内为减少启动耗油采取微油点火或等离子点火两种方式，对于改造机组原设计油系统进行微油改造改造、运行费用较低，因此本公司采取微油点火改造。

3）为进一步增强机组点火初期燃尽率，减少未完全燃烧燃油、煤粉，增加炉底加热系统。

系统如图3所示，加热热源为邻炉连排。

4锅炉启动程序优化根据无旁路锅炉启动对减少燃油，避免燃油和粉尘对脱硫系统浆液污染，结合脱硫系统启动程序对锅炉启动程序进行如下优化。

300MW机组交直流油泵使用说明书及结构示意图

125ＬＹ－35-4型交流润滑油泵使用说明书成都泵类应用技术研究所目录油泵结构示意图附在目录后一、用途 2二、结构特点 2三、油泵的装配与拆卸 3四、安装 5五、起动、停止、运转 5一、用途125LY-35-4型交流润滑油泵用于输送透平油及具有润滑功能的各种流体润滑油。

型号说明125－油泵型号LY－表示立式油泵35－油泵的设计扬程（m）主要技术参数：流量：4100 l／min扬程：35 m转速：2950 r/min配套电机功率：45 KW交流配套电源：AC 380V出口管径：125 mm二、结构特点125LY-35-4型交流润滑油泵主要由机座、轴承室、联接管、蜗壳、轴、叶轮等部件组成。

其结构特点是：联接管上端安装轴承室，轴承室内设有两列面对面安装的角接触球轴承，型号为7314ACM，承受整个转子部件的轴向力。

联接管联接蜗壳和泵座，蜗壳内设有导轴承，使其转子部分定心平稳运转，电机功率通过泵轴传递至蜗壳内叶轮，从而将透平油输送至工作管路。

推力轴承和导轴承的润滑都靠该泵抽送的润滑油来解决，该泵的导轴承用碳石墨材料，油磨性很好，但在无油情况下，空运行开机将在轴和导轴承间产生高温，从而烧坏导轴承，所以决不能无油开机运行。

泵的转向从电机端向下看为顺时针旋转，可以通过打开泵座观察孔看联轴器的转动方向来确认，转向是否与规定的转向一致。

该泵不能反转。

三、油泵的装配与拆卸装配油泵装配前须先将各零部件去毛刺并反复清洗，确认清洁度达到要求后，再行装配。

油泵装配是先将两列已内装有球轴承套的角接触球轴承面对面地装在轴承室内，将轴承端盖和轴承外压圈依次装入轴承座内并对称带上四颗螺栓,将轴承座底部朝上倒立放置于一工装上，然后将轴直立从轴承座底端装入轴承座内，然后平放轴和轴承座部件, 取掉轴承端盖和轴承外压圈,装入圆螺母止退垫和圆螺母,将轴承内圈锁紧固定.切记一定要将止退垫外齿反扣入圆螺母的槽内,防止在泵运转中圆螺母松动造成整个转动部件下坠。

300MW汽轮发电机组启、停上水方式优化及分析

（１）检查确认小机就地危急遮断器复位杆己拉出，联系热工退出ＭＦＴ联跳小机保护；（２）检查小机各启动条件已满足，在ＭＥＨ画面点击 “ 挂闸”按钮，确认 “ 挂闸” ；（３）设目标转速为７００ｒ／ｍｉｎ；设升速率１００ｒ／ｍｉｎ（热态２００ｒ／ｍｉｎ），升速至７００ｒ／ｍｉｎ后，保持该转速停留时间小于５ｍｉｎ（热态小于２ａｒｉｎ），全面检查小机系统无异常：（４）设目标转速２２００ｒ／ｍｉｎ，设升速率１５０￣２００ｒ／ｍｉｎ，升速至２２００ｒ／ｍｉｎ，保持该转速暖机３０ｍｉｎ。此阶段根据上水需要调整上水调门开度，维持汽包水位；（５）暖机结束后，根据锅炉上水需要，小机升速至３１００ｒ／ｍｉｎ（升速率２００ｒ／ｍｉｎ），保持该转速暖机２０ｍｉｎ后，投入小机 “ 锅炉自动 ”控制。３．３机组启停中小汽轮机汽源切换方式在小机供汽采用辅汽运行时，四抽供汽电动阀、逆止阀门处于关闭状态。机组负荷达到１０５ＭＷ时，检查确认四抽逆止阀门前后疏水处于开启状态，充分暖管疏水后，开启四段抽汽逆止门，缓慢开启四段抽汽电动阀门。小汽机用汽切换过程中，如进汽压力低时，可暂缓关闭辅汽供汽电动门，待负荷上升后，再逐渐关闭。在汽源切换过程中应特别注意防止系统内疏水未疏净，发生水冲击引起轴向位移增大，推力轴承烧损的情况。４上水方式优化后的优越性分析（１）机组冷态启动时，大机抽真空前利用锅炉上水泵代替１台凝泵运行，凝结水泵组为６ｋｖ电机，运行电流平均１０５Ａ，上水泵采用３８０Ｖ电机，运行电流平均１２０Ａ，冷态开机一次，可减少凝泵运行３ｈ左右，根据电能计算公式：ＫＷｈ＝ＵＩ＊ＣＯＳ｝１．７３２．ｔ／ｉ０００，计算可知，节约厂用电２９４６．１３ｋｗｈ。（２）从锅炉上水至锅炉点火升压阶段，利用一台汽泵前置泵代替电动给水泵完成了锅炉供水任务，充分利用了现有设备，不需要任何改动和投资。可节约启动给水泵所消耗的电能。从锅炉进水至点火，电泵组需运行５～６ｈ，该６ＫＶ电机平均运行电流为２２０Ａ，根据电能计算公式，耗电约为ｌ０２８８～１２３６４ｋｗｈ，如果除去汽前泵耗电量，一次冷态启动就可节约厂用电８０４４￣ｉ０１００ｋＷｈ，并且避免了多次启停电泵给厂用电系统造成冲击，避免给水泵长期处于低负荷运行，延长给水泵寿命；（３）从锅炉点火、机组带负荷至电泵与汽泵切换完毕阶段，上述过程大致需８ｈ，传统启动方式采用电泵向锅炉上水，但是由于液力偶合器的效率在低负荷时比小汽轮机的效率低得多，并且还有机电损失和输变电损失，因此相对于汽泵其损失的能量较多，这一阶段用电泵上水，根据电能计算公式，耗电约为１６４６０ｋＷｈ；而采用优化后上水方式，由于小汽机在负荷变化时效率变化较小，又是直接驱动给水泵，中间能量转换的环节少，泵组所用辅助汽量计算只有１２ｔ左右，按热值折算成厂用电为５０９５ｋＷｈ，通过对比可以明显看出，采用优化后的方式上水，可以降低厂用电约ｌ１３６５ｋｗｈ。５结论经过计算分析表明，３００１￣火电机组利用优化后的上水方案，能使锅炉给水系统运行的安全性和经济性都有较大的提高，一方面减少了大功率电泵与凝泵的运行时间，节约了厂用电；更重要的是，整个启动过程中，始终有一台电动给水泵作备用，提高了机组启动过程中的可靠性。由于该节能技术简便易行，运行可操作性强，而且无须增加额外的支出，在同类型的机组中有较高的推广应用价值，同时，如何再次完善优化方案，使给水泵运行方式更加安全、经济、合理，是我们进一步要考虑的问题。．参考文献：

300MW火电机组锅炉启动采用无电泵上水优化方案

连箱来汽切换到４段抽汽直至满负荷。
（）机组热态（极热态）动时，接利用高４或启直
辅汽源冲动小汽轮机．动主汽泵上水。启
４优化方案可行性分析
图１锅炉给水原则性连接系统
４１采用除氧器加压法向锅炉上水可行性分析… ．如图ｌ示．所由理想流体的伯努里方程有：
步满足锅炉给水压力的需要。这时仍然不启动电
水ｆ及旁路调节ｆ（１）－以下简称旁路ｆ）ｊ－。ｊ
泵，而是利用高压辅汽联箱来汽作为汽源，直接启
动主汽泵，以满足锅炉上水的需要。当负荷升至１０ＭＷ时，２进行小汽轮机汽源的切换，高压辅汽从
摘要：针对山东华电国际十里泉发电厂３０ＭＷ机组自然循环汽包锅炉启动时给水泵组运行启动方式存在的０
问题进行了分析，锅炉启动上水方式进行了优化分析研究。阐述了十里泉发电厂３０Ｗ机组启动时采用除氧对０Ｍ器加压法上水与汽动给水泵组上水代替电动给水泵上水的锅炉上水优化方案的应用实践，对此上水方案的优越并性进行分析。
维普资讯
江
２００６年５月
苏
电
机
工
程
第２５卷第３期７３
ＪａｇｕＥｅｔｃｌｎｉｅｒｎｉｎｓｌｃｒａｇｎｅｇｉＥｉ

300MW发电厂供热期机组热态备用方式及启动注意事项

300MW发电厂供热期机组热态备用方式及启动注意事项一、供热期机组热态备用方式：1、机组打闸前主蒸汽压力降至3Mpa以下；2、原煤仓煤位C、D、E仓烧空，A、B仓不高于1.5米；3、锅炉熄火通风结束后，密闭炉膛；4、停炉后汽包维持-100mm以上水位，以防止汽包壁温差大；5、锅炉上水时高加切旁路，除氧器水温维持120℃以上；6、锅炉不进行带压放水，当压力降到0.2Mpa时，开启过、再热器放空气和系统疏水；7、当汽包下壁温低于70℃以下时，投入锅炉炉底加热系统，维持汽包温度不超过85℃；8、加强对锅炉各烟温测点监视，并填写烟温测点表（见附件1）；烟温低于5℃时，可投入二次风暖风器，但禁止开启风门挡板；9、炉侧闭式水由临机环带（空压机处环带）；10、循环水回水门门微开，保证有一定的循环水量；11、每天定期抄录厂房的环境温度，并填写测温表（见附件2）；12、脱硫吸收塔液位控制4米以上，脉冲悬浮泵保持运行；二、紧急启动备用机组注意事项（原运行机组跳闸）：1、辅机汽源切至跳闸机组的5%旁路环带，辅汽此时只供备用机组轴封，跳闸机组轴封由本机主汽供；2、化学值班人员开启氨区蒸汽疏水防冻；2、备用机组具备抽真空条件后，开始抽真空；同时炉侧通风，通风前检查二次风暖风器退出，并放光内部存水；3、真空＞-30kpa后，锅炉点火，投入AB层四只大油枪，投入空预器、脱硝吹灰；4、空预器入口烟温＞150℃后，微油启动A制粉系统，逐一退出油枪运行；5、锅炉起压后暂不投入旁路系统运行，主蒸汽压力大于1Mpa后，投入本机5%旁路带辅汽，并加强辅汽压力监视和控制主蒸汽压力不低于1Mpa；6、锅炉采用电泵上水；7、加强对锅炉本体检查和汽轮机本体参数监视。

8、其他操作按规程执行。

300MW机组给水泵组配置方式选择的探讨

相对效率为７％５。
多。而且汽动泵方案也要一套电动泵作为备用，同样要开关柜和电缆。３３投资比较．
ｌ３０ｗ套０Ｍ机组的２台小汽轮机系统的设备，土建和安装费合计约１０５０万元。２台电动泵（用进采口液力耦合器）的设备及土建安装价格约计８０万５元，另加厂高变增容约５万元，总计９０Ｏ０万元。在示范电厂工程中，采用了模块化设计概念，
电动给水泵模块作为汽动给水泵模块的替代模块，可节省除氧间容积约２４ｍ，６０３可节省费用约６Ｏ万元。因此，２０Ｍ ×３０Ｗ机组采用电动给水泵仅设备及土建费用就可节省约１２元。３０万
显然，采用电动方式较汽动方式效率高，热经
（１１）在２号机Ｄ级检修中，由于逻辑优化修改部份逻辑，在逻辑修改发现的问题：ＰＡＩＡ２ＤＳ、ＤＳ、
ＭＳ中在增加与其它控制器的通迅点时，Ｃ１编译报４６２错（ｅｉｉｉｎｓｚｖｒ，使编译无法进行。Ｄｆｎｔｏｉｅｏｅ）
Байду номын сангаас
济性好，与汽动泵并列运行时都是改变其转速，便于给水自动调节。显然，从运行角度来讲，调速泵
的经济性和可靠性要优于定速泵。（）电动泵方案：３台５％２０电动调速给水泵的配置方式。３台泵形式相同，可减少备品备件种类，利于互换，便于维护和检修。．
甘
肃

300MW机组启动规程

300MW火电机组仿真机冷态启动运行规程冷态滑参数启动1.机组启动前的检查及系统确认 (1)2.机组辅助设备及系统投运 (3)3.锅炉点火 (11)4.汽机冲转 (13)5.并网带初负荷 (15)6.机组升负荷至额定 (17)1.机组启动前的检查及系统确认1.1.DCS系统检查1.1.1确认各DCS操作站已送电，能正常开机，开机后运行正常。

1.1.2确认各DCS操作站的系统画面均正常，菜单与系统画面、系统画面与系统画面之间能正常切换，系统数据指示正常。

1.1.3确认各DCS操作站系统画面中的各操作端均能正常弹出，操作正常。

1.1.4确认各DCS操作站中的机、炉、电光字牌正常，试验能全部点亮，指示正确。

1.1.5确认各DCS操作站中的机、炉、电事故及报警音响正常，经试验全部正确。

1.2.锅炉系统检查1.2.1进入DCS 的“BMS”画面，确认MFT首出、OFT首出、锅炉吹扫、油泄漏实验、油点火条件、煤点火条件均显示正常；两台探冷风机、密封风机全停，风机连锁在解除位置。

1.2.2进入DCS“锅炉火焰状态”画面，确认锅炉油层、煤层无火焰指示。

1.2.3进入DCS“磨煤机A～F”画面，确认各制粉系统所有转机在停止状态、挡板在关闭状态，系统各参数指示正常。

1.2.4进入DCS“油层OA～OC”画面，确认各油层油角阀在关闭状态，油层无火焰，系统各参数指示正常。

1.2.5进入DCS“锅炉风烟系统”画面，确认所有转机设备在停止状态、挡板在关闭状态，系统各参数指示正常。

1.2.6进入DCS“锅炉风烟挡板”画面，确认所有燃料风、二次风、燃油风挡板在关闭状态，燃烧器在水平位置，系统各参数指示正常。

1.2.7进入DCS“锅炉送风机系统”和“送风机本体及系统”画面，确认所有转机设备在停止状态、挡板及阀门在关闭状态，系统各参数指示正常。

1.2.8进入DCS“锅炉引风机系统”和“引风机本体及系统”画面，确认所有转机设备在停止状态、挡板及阀门在关闭状态，系统各参数指示正常。

300MW机组循环流化床锅炉无电泵起动的可行性

应考虑使用辅助蒸汽冲转给水泵汽轮机实现机组起动
的可能性。多路轴封供汽的汽源设计（２，其是图）尤主蒸汽供轴封的设计为起动初期轴封自供汽提供条
件，无邻炉汽源起动成为可能。如果没有主蒸汽供使轴封设计，开启高压旁路阀，冷段再热蒸汽供轴可用
否则会导致汽包压力上升较快，汽包水位波动较大。
因此，严格控制好锅炉床温及升温速度，防止汽包要以
水位大幅波动及汽包压力的快速上升。如果汽包压力长时间超过０４ＭＰ，．ａ则前置泵无法为锅炉上水，导将
致汽包水位下降，包壁温差加大，火失败。经验表汽点
明，如果床温升温速率在１℃／ｉａｒｎ以下，在投煤之则
后即可进行汽轮机的冲转、机及并网。当负荷升至暖
作者简介：何映光（９９）男，０１１７一，２０年毕业于东北电力学院，本科，工程师，现从事火电厂集控运行。
为节约点火用油，给水泵汽轮机暖机过程中可在逐步退出油枪运行。当达到汽轮机冲转参数时，以可将辅汽联箱压力提升至０８ＭＰ，水泵汽轮机转速．ａ给升至３１０ｒｍｉ０／ｎ由锅炉侧遥控。投入汽包水位保护
但对３０Ｍｗ循环流化床（Ｆ）０ＣＢ机组来说却有过成功

300MW机组冷态启动的优化

较少，放热系数也小，使得汽轮机加热缓慢，速转
也不易稳定。而会延长启动时间。从
经过摸索一般为一０Ｐ左右为最佳真空，７ｋａ中速暖机时间只需要２左右，ｈ在冲转前解除低真空和
发变组故障跳机保护。
热时当汽包水位达高水位时进行放水，相当于间接的换水，炉水品质得到了进一步提高。锅炉点火后
２・３
贵州电力技术
第ｌ４卷
投运煤火嘴后要保持空预器的连续吹灰防止二次燃烧。四台磨煤机应交替运行，一方面暖四台磨煤机，另一方面提前建立料位，这样方式的安排可以满足机组并网后快速加负荷的需要。使油枪尽早的撤除节省燃油。高、低压加热随机投入运行，有利于缸体的加热，有效地控制胀差，缩短暖机时间。机组从启动开始就用汽泵调节汽包水位，电泵作为备用，有效
短了２。ｈ
２汽机冲转和中速暖机参数的选择
２１温度和压力的选择．
汽机冲转、中速暖机的温度和压力选择其主要是控制振动、胀差、向位移不超限；轴汽缸均匀的膨胀；以及延长金属的使用寿命。在选择蒸汽温时要保持５ ℃的过热度，６防止蒸汽带水，但蒸汽温不能高于高压缸排汽的最高温度４７＝２ｃ。压力不能太【
到７０℃ ，而且需要较长的时间。通过改接炉底加热汽源至辅汽加热母管后效果大大得到了改善，辅汽母管压力设计值为１２ｌａ为了使炉底加热效．７ｂ，Ｐ
果更好把辅汽母管压力提升至１４ＭＰ，造过的．ａ改
的热冲击。真空也不能过高，真空过高不仅要延

浅谈300MW机组的锅炉优化运行

浅谈300MW机组的锅炉优化运行摘要：燃煤锅炉作为火力发电厂中最为重要的设备之一,仍然面临着许多值得改进的地方。

本文就300MW机组的锅炉优化运行进行了深入的探讨,具有一定的参考价值。

关键词：300MW机组锅炉优化运行1 引言随着我国经济的快速发展,工业生产和人民生活都需要大量的电力供应。

我国目前的电力供应以燃煤形式的火力发电为主。

虽然火力发电已经经过了几十年的法制,取得了很大成效,但是与国外先进水平相比,仍是相对落后,火电厂设备的运行效率还是较低。

燃煤锅炉作为火力发电厂中最为重要的设备之一,仍然面临着许多值得改进的地方。

本文就300MW机组的锅炉优化运行进行探讨。

2 火电厂锅炉的类型从燃烧方式来看,国内现行的300MW级亚临界参数锅炉主要有三种技术形式：第一种是四角切圆燃烧方式,第二种是对冲燃烧方式,第二种是W型火焰燃烧方式。

四角燃烧锅炉多数采用摆动式燃烧器调节再热汽温,也可采用烟气挡板和其他调温方式。

而对外燃烧锅炉采用旋流式燃烧器,多数采用烟气挡板调节寻热汽温。

从循环方式来看,主要有四种形式：自然循环;控制循环;复合循环或低倍率循环方式;纯直流方式。

四角燃烧锅炉的循环方式趋于多样化,上述四种形式都占相当数量。

而对冲燃烧锅炉,多数采用自然循环方式。

从受热面系统布置来看,对于采用摆动式燃烧器调温的锅炉,除了水平烟道和尾部烟道的贴墙管道热器外,烟道中的主受热面系统布置大致上形成了两种形式：一种是过热器和再热器都采用辐射+对流式的系统：另一种是过热器采用辐射+对流式的系统,再热器采用对流式系统。

从锻炉炉型结构看,有倒U型布置、塔型布置、W型火焰炉则布置。

从工作参数看,目前发展的主要是亚临界和超临界参数机组。

目前我厂采用的SG-1036/17.47-M884锅炉,锅炉型式是亚临界中间一次再热自然循环汽包炉。

3 亚临界汽包锅炉的启动方式(1)恒压启动恒压启动又称顺序启动。

常用于母管制系统。

在恒压启动时,先启动锅炉,待锅炉参数达到或接近额定值时,再启动汽轮机。

300MW等级空冷机组给水泵驱动方式选择分析

水泵的驱动型式对于整个发电厂的造价厦安全经济运行起着非
常重要的作用。本文结合３０Ｗ等扳空冷机组特点，就锅炉０Ｍ
给水泵的两种驱动方式进行了分析比较，供大家交流。动给水泵；电动给水泵；分析比较
得益程度可用下式表示：０前言锅炉给水泵是电厂中重要的辅机设备之一，给水泵的 Ⅳ （一） Ⅳ ，ｄ功率大，运行维护费用较高，合理的选择给水泵的驱动型式对于整个发电厂的造价及安全经济运行起着非常重要的式中：作用以．３０Ｗ０Ｍ等级空冷机组给水泵驱动方式从安全、 △Ｎ汽机净得益（Ｗｈ小ｋ／）经济、投资及运行费用等方面选择分析进行比较。Ｎ主机的总功率（Ｗｔｋ）１驱动方式配置Ｎｔ￣机额定负荷耗功率（）ｍｄ汽ｋｗ湿冷３０Ｗ组汽动泵综合经济性优于电动泵，汽动泵０Ｍ机ｒ电能传递效率ｌｄ占主流：由于空冷机组的运行背压高，且变化幅度大，对给ｒｉ机低压缸的内效率ｌ主水泵小汽机驱动的设计和运行带来了较大难度。对于空冷机ｑｔｍ小汽机的内效率组，汽动泵驱动方式根据小机排汽的冷却方式又可分为湿由上式可看出，只要小汽机的内效率ｎｔ大于主机低压ｍ冷、直接空冷、间接空冷三种：由于电动给水泵存在系统简缸内效率ｒｉ电能传递效率ｑｄｌ与的乘积，即ｎｔＸｑｍ＞ｑｄ单、设计简单、投资少，运行灵活及运行工况几乎不受主机Ｉ就可获得采用小汽机驱动的增益，且随着ｒ的增大或ｒＩ毗ｌ背压变化的影响等特点，目前空冷机组主要采用电动给水ｄ的减少而增益愈多。此外增益程度还与给水泵耗功占输出泵。对于小汽轮机排汽的三种冷却方式比较如下：净功率的百分率有关，百分率愈高，增益也就愈多。也就是（）１小汽轮机采用湿冷方式，则必须增设小凝汽器，小凝说单元机组参数愈高，采用小汽机驱动的增益愈明显。汽器面积按７０８０￣虑，仅此一项设备费约１０人民００ｍ考０万例如：３０Ｗ冷机组，结构型式为双缸双排汽的机０Ｍ湿币：还必须配套其它相关系统如凝结水、抽真空、循环冷却组，低压缸效率为８％（水泵配置为２０汽泵＋ × ８给Ｘ５％１水等系统的控制和设备以及基础施工等。该方式不仅增加了５％０电泵）小汽机资料：汽轮机１０负荷工况对应小汽机的０％初投资，而且布置困难，使电厂热力系统更加复杂，从而降内效率为８％（应额定背压５Ｐ），两台小汽机额定负荷２对ｋａ低了综合经济性。功率之和为６２Ｋ。３７Ｗ（）汽轮机采用直接空冷方式，排汽直接进入主汽２小采用液力耦合器驱动时电能传递效率为ｒ：电机效ｌ发ｄ轮机空冷装置，使得小汽轮机背压比主汽轮机更高，末级率ｘ变压器及输电效率Ｘ电动机效率Ｘ机械效率Ｘ升速齿变工况范围大，尾部运行条件恶劣，将增加小汽轮机末级轮效率 ×液力耦合器效率＝．８Ｘ０９Ｘ０９５．８Ｏ９９．８．６Ｘ０９Ｘ设计难度，另外还必须增设排汽口的喷水装置与背压保护０９０９５０８３９．６× ．：．５装置，小汽轮机的结构设计需要按照空冷特点设计，目前于是可得，对于３０Ｗ冷机组，小汽机额定背压０Ｍ湿国内还没有成熟的机型和运行经验；另一方面，小汽轮机５Ｐ时两台５％ｋａ０汽泵的净得益功率：的背压受主机背压变化影响较大，在空冷岛背压升高的时 △Ｎ６２（／．３９０８／．２＝７．４Ｗｈ＝３７１ｏ８５．８０８）７９１ｋ／候，为了满足锅炉给水流量的要求，需要进一步加大小汽对于直接空冷机组，由于主机通流部分的改进和低压轮机的进汽量（机的抽汽）主，为保证机组相应工况的负荷缸采用了空冷专用叶片，其各缸效率均有所提高，考虑到目值，就必须增加汽机的进汽量，甚至可能需要改进高中压前处于设计阶段，缺乏实测数据，故此处仍按与湿冷机组一缸的通流面积；小汽轮机的背压随空冷岛背压的变化时，致即低压缸效率取０８。如果给水泵配置仍为与湿冷机组相．８会使主汽轮机负荷波动，造成调节困难。同的２０汽泵＋ ×５％ ×５％ｌ０电泵，两台小汽机在设计背压额定（）３小汽轮机采用间接空冷方式，其运行情况与采用负荷时功率之和为６２Ｋ。由于小汽机可用焓降大幅减少，３７Ｗ直接空冷汽泵相似．但背压波动小于直接空冷汽泵方式。汽轮机１０负荷工况对应小汽机的内效率按７计。０％％０

300Mw单元机组运行综合知识

300Mw单元机组运行综合知识1、为什么要发展大容量的机组?随着国民经济的发展和对能源需求的增长，电力系统日益扩大，单机容量也在不断提高，优先采用大机组已成为发展趋势。

近二十多年来，单机容量增长了十倍左右.采用大机组的好处有：(1）节省投资,降低发电厂造价。

(2)降低发电厂运行费用，提高经济效益.（3)加快电力建设速度，适应飞速增长的负荷需求.(4)可减少装机，便于管理。

所以在条件具备时，应优先采用大机组。

但单机容量要与电力系统容量相匹配。

因为一台大机组退出运行，就要影响大量负荷。

要保障安全供电,系统就必须设置相应容量的备用机组，否则会给运行带来困难。

所以规程规定最大机组容量一般不超过系统总容量的8—10％。

2、什么叫单元机组？它有哪些优点和缺点?在单机容量增大的同时，为了提高循环热效率,大机组均采用高参数。

现代高参数的火力发电厂的主蒸汽管道在很高的温度、压力下工作,必须采用昂贵的合金钢管，投资明显增加。

机组容量增大以后，发电机电压母线截面积增大，发电机回路的开关电器载流量增大，均导致投资的增加。

另一方面，采用大机组又对可靠性提出了更高的要求，于是出现了所谓单元机组，即每台或每两台锅炉直接向所配合的一台汽轮机供汽,汽轮机驱动发电机所发出的电功率直接经一台升压变压器送往电力系统，这样组成了炉一机一电纵向联系系统.单元制系统最简单，管道最短，发电机电压母线最短，管道附件最少，发电机电压回路的开关电器也最少，投资最为节省，系统本身事故的可能性也最少，操作方便，适于炉、机、电集中控制。

对于采用再热机组的发电厂,主蒸汽管道和再热蒸汽管道往返于汽轮机与锅炉之间，各再热式机组的再热蒸汽参数因受负荷影响又不可能一致，无法并列运行，因而再热式机组必须要采用单元制系统。

所以规程中又作出了对装有超高压中间再热式机组的发电厂，主蒸汽管道应采用单元制系统的明确规定.单元制系统的缺点是其中任一主要设备发生故障时，整个单元都要被迫停止运行，而相邻单元之间不能互相支持,机炉之间也不能切换运行，所以运行灵活性比起母管制来要差；系统频率变化时,汽轮机调速汽门开度随之改变，单元机组没有母管的蒸汽容积可以利用,而锅炉的热惯性又不大，必然引起汽轮机人口汽压的波动，所以单元机组对负荷变化的适应性较差。

300MW机组无电泵启动方式探讨

电泵从投入到解除平均工作时间为：热态启动约６，ｈ
的要求，降低了机组启动的灵活性。若电泵出现故
障，将直接影响启动甚至延误启机。
１３电泵系统庞杂，事故率高．
电动给水泵组由电动机、主给水泵、前置泵、液
３ｈ。电泵的电机功率为５０２０ｋＷ，一次启动电泵耗５
及前置泵内注水、投入机械密封水、暖泵、投入润滑
２０２・月干０８Ｎｏ１ｌｊ
√ －ｌ
１技术呆
且互为备用。本机的冷再蒸汽和主机抽汽均能向辅助蒸汽系统供汽，因而采用辅助汽源具有很高的可靠性。
２无电泵启动方式的可行性探讨
给水泵汽轮机的高压备用汽源取自本机冷再蒸汽或主蒸汽，二者都必须在锅炉点火并升到一定负荷后
方可向汽泵供汽，不能实现机组的汽泵启动。因此，要想机组能够实现无电泵方式的启动，首先要解决的问题就是汽源的问题。一般情况下，这个问题可以通
须停运，无法实现带汽泵停机。可见，原设计的所谓高压备用汽源仅仅是机组低负荷运行时的补充汽源，并不具备在正常汽源失去时的备用功能，可靠性不高；同时，在电泵故障的情况下，无法满足机组启动

300MW机组启机全程使用汽泵代替电泵上水技术要点

油田、矿山，电力设备管理与技术ＣｈｉｎａＳｃｉｅｎｃｅ＆ＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙＯｖｅｒｖｉｅｗ
３００ＭＷ机组启机全程使用汽泵代替电泵上水技术要点
孙小锋卢小川（ＮＪＩＩ广安发电有限责任公司，四川广安６３８０００）
【摘要ｌ四川广安发电厂为降低厂用电率，在机组启停过程中以汽动给水泵代替电泵，但在实际中遇到了辅助蒸汽疏水不畅和压力不够，给水泵汽轮机受到热冲击等问题，为此，在操作中提出了操作要点及方法。Ｉ关键词】电动给水 பைடு நூலகம் 热工逻辑汽动给水泵操作步骤
启动过程中，低压辅助蒸汽来自邻机低压辅汽联箱压力，同时低压辅助蒸汽用户多，用汽量大，如轴封供汽、除氧器加热用汽、暧风器加热用汽、主机倒暧用汽等。因此汽泵的起源压力不稳定性是需要控制员预防的危险点之一。
５汽泵代替电泵的技术措施
１广安发电有限责任公司３３０ＭＷ机组概况
汽轮机型号：Ｎ３２０－１６．７／５３７／５３７ —１型；型式：亚Ｉ临界，中间再热，两缸两排汽，凝汽式汽轮机。旋转方向：从机头向发电机方向看为顺时针方向。．锅炉型号：ＤＧ１０２５／１８．２一ＩＩ６。型式：亚临界、一次中间再热、自然循环、单炉膛、平衡通风、固态除渣、露天布置、全钢架、全悬吊结构的燃煤锅炉。汽轮发电机型号：ＱＦＳＮ－３３０－２ —２０型汽轮发电机为３￣５０Ｈｚ、两极、水氢氢冷却方式，其旋转方向从机头向发电机方向看为顺时针方向，励磁方式为三机同轴静止半导体励磁系统。

300MW汽轮机运行说明书

汽轮机启动、运行说明书目录序号章-节名称页数备注1 前言 22 1 机组启动所必备的条件 13 1-1 机组启动前的检查 24 2 中压缸启动(IP) 15 2-1 冷态启动(IP) 76 2-2 温态启动(IP) 57 2-3 热态、极热态启动(IP) 68 3 高中压缸联合启动(HIP) 19 3-1 冷态启动(HIP) 1410 3-2 温态启动(HIP) 511 3-3 热态、极热态启动(HIP) 612 4 运行 113 4-1 正常运行 214 4-2 变负荷运行 215 4-3 异常运行 216 5 停机 117 5-1 滑参数停机 218 5-2 额定参数停机 119 5-3 紧急停机 220 6 启动、运行限制要求 121 6-1 机组禁止启动运行限制要求 122 6-2 机组启动、运行的限制值 523 6-3 一般注意事项 224 6-4 定期检查试验 225 7 机组启停辅助操作 126 7-1 高压缸预暖 227 7-2 高压缸夹层加热系统 228 7-3 汽轮机低压缸喷水 129 7-4 事故排放系统 1前言本说明书的启动模式，是根据300MW汽轮机本体结构特点，并参照引进高压抗燃油数字电液控制系统(DEH)的技术特点提出来的，适用于我厂新一代全电调型300MW汽轮机。

汽轮机启动操作方式有三种，即“自启动方式”、“操作员自动方式”和“手动方式”。

运行人员可根据现场实际情况选择使用。

在“自启动方式”，DEH控制系统的ATS处于“控制状态”。

ATS根据机组的状态，控制汽轮机自动完成冲转、升速、同期并网、带初负荷等启动过程。

有关“自启动方式”详细操作和监视要求见《高压抗燃油数字电液控制系统(DEH)使用说明书》(由DEH供货商提供)。

在“操作员自动方式”，DEH控制系统的ATS不参与控制而处于“监视状态”，由运行人员根据汽轮机本体状态和本说明书提供的启动操作程序，在操作盘上手动给定转速或负荷的目标值和变化率，由DEH的基本控制系统按照运行人员给出的目标值和变化率自动完成冲转、升速、同步和带负荷操作。

电厂300MW机组汽机旁路系统探讨

电厂３００ＭＷ机组汽机旁路系统探讨作者：朱学勤来源：《沿海企业与科技》2009年第01期[摘要]文章分析300MW机组汽机旁路系统的功能及实现这些功能必须满足的要求，并针对某机组汽机旁路系统出现的实际问题进行分析探讨。

[关键词]运行方式；事故处理；选型[作者简介]朱学勤，广东省粤电集团有限公司沙角A电厂，广东东莞，523936[中图分类号]TM621.3[文献标识码]A[文章编号]1007-7723(2009)01-0037-0002目前，在300MW机组旁路的选型问题上国内争议很大，不同地区、不同发电公司的主流意见并不一致。

本文拟从实用角度探讨旁路系统的功能定位及其类型、容量的选择原则。

一、旁路系统的功能介绍(一)启动功能在各种启动工况下，保证锅炉产生的蒸汽温度能迅速与汽轮机金属温度相匹配，降低热应力并缩短启动时间。

(二)保护再热器如主蒸汽不满足汽轮机进汽要求时，能使主蒸汽经过高旁减温减压后进入再热器冷端，防止再热器干烧，起到保护作用。

(三)保护汽机通流部分机组启动时，由于温度的变化，附着在管壁表面的金属氧化颗粒会脱落并进入蒸汽，如果这些小颗粒进入汽机，会对汽机通流部分造成侵蚀。

所以，机组启动时投运旁路的目的之一是使蒸汽中的固体小颗粒通过旁路系统进入凝汽器，从而防止汽轮机调速汽门、喷嘴及叶片的硬力侵蚀。

(四)维持机组低负荷运行当电网要求机组负荷低于锅炉稳燃负荷时，必须投运旁路以维持锅炉的最低燃烧量。

(五)调整锅炉压力，回收工质功能旁路系统能够适应定压和滑压运行，在机组负荷变化或锅炉燃烧波动时，具有调节功能，避免锅炉安全阀动作、减小噪音、回收工质。

设置100％旁路系统的锅炉可以不设置过热器安全阀，在汽轮机快速降负荷或甩负荷时，高旁减压阀、低旁减压阀等快速(2s～3s)开启之后自动跟踪，能使主汽压平稳过渡，汽轮机维持额定转速，防止锅炉压力飞升。

(六)实现汽轮机中压缸启动功能大容量的旁路系统可满足机组中压缸启动要求，缩短机组启动时间。

300MW机组调试和生产中一些问题

• 高压缸疏水设计不合理，根据图纸，高压缸内缸疏水与主汽门上、下阀座疏水，导汽管疏水，接在同一疏水集管上。 • 机组夹层加热电动门不严，停机后高压内缸有较多的疏水，阀座疏水气动门不严导致疏水集管中压力较高
1.3.2 处理方案
• 高低压疏水分解在不同的疏水集管上 • 系统冲洗干净后，将疏水管道节流孔装回 • 在机组停运情况时，将夹层加热手动总门以及分门关死，并保持夹层加热的疏水门打开，将上阀座疏水手动门关死。
2.1.1 事故分析
• 事故发生前，电动给水泵处于备用状态，出口电动门全开。从电泵出口压力变化看，其出口逆止门是严密的。汽泵发生故障瞬间，电泵出口流量显示突然增大，导致其最小流量再循环阀门关闭，电泵启动条件不满足，手动也无法强制启动。经过较长时间后，关闭电泵出口电动门，电泵出口流量显示降至0且最小流量再循环阀门全开，具备启动条件后才手动启动电泵，开始逐步向锅炉上水。从省煤器前给水流量分析，故障后的实际给水流量为0，因此可以肯定电泵的给水流量是虚假流量。
• 检查差压取样表管和差压变送器的严密性；检查取样表管的走向布置 • 对电动给水泵最小流量再循环阀门的逻辑进行修改。 • 增加给水RB功能。
2.2 三河4号机组MSV2故障
• 2008年7月26日凌晨03:28，三河4号机组带 150MW负荷，运行人员突然听到现场传来刺耳的啸叫声，检查监控画面时发现轴封加热器的备用风机已联锁启动，其进汽母管温度由此前的 228℃迅速上升到316℃。此外，还发现高压主汽门MSV2的全开反馈消失。运行人员初步判断为 MSV2阀门关小，导致门杆漏汽量增大，带来轴封加热器进汽温度上升，同时大量漏汽产生噪音。经现场核实，发现其油动机的开度指示为130mm 左右，低于此前的140mm。经过主汽门活动试验，将MSV2完全打开，故障现象完全消除。

300MW火电机组仿真机冷态启动操作指导

第二节机炉系统恢复一、投入循环水系统〔1〕投入循环水泵冷却系统，如图2-17所示。

1〕高位水箱上水；2〕启动冷却水升压泵，投入3、4号循环水泵轴承冷却水系统；3〕启动海水润滑水泵，投入3、4号循环水泵橡胶轴承润滑冷却水系统；4〕投入3、4号循环水泵轴承润滑油系统；图2-17 JD循环水泵冷却系统〔2〕启动循环水系统：开启凝汽器出、进口水门〔见图2-18所示〕；启动一台循环水泵〔见图2-19，循环水泵出口门应联开，否则手动开启〕；调整凝汽器出口水门开度，维持凝汽器进水压力在70～90kPa。

启动第二台循环水泵时，应适当开大凝汽器排水门；当第二台循环水泵启动后，应注意调整凝汽器排水门开度，维持凝汽器进水压力＜100kPa；每一台循环水泵启动后，应立即投入二次滤网清洗，以防垃圾堵死二次滤网。

图2-18 循环水系统图2-19 JD循环水泵系统二、投入开式冷却水系统〔1〕投入一台闭式水冷却器，见图2-20。

〔2〕投入主机及A、B小机润滑油冷却器的水侧，见图2-21。

〔3〕开启发电机密封油空侧、氢侧冷却器出、入口门，开启发电机定子冷却器出、入口门，开启发电机氢气冷却器出、入口门，开启励磁机空气冷却器出、入口门，见图2-21。

在图2-18上，启动发电机氢冷升压泵。

图2-21 JD开式循环水系统三、投入闭式冷却水系统〔1〕投入除盐水补水系统，补水箱上水至2500mm，补水门投自动，见图2-22和图2-23。

图2-23 凝结水补水系统〔2〕启动补水泵〔图2-23〕，落差管上水至正常(水位大于1400mm，小于2800mm)，关闭落差管补水阀，见图2-20和2-24。

〔3〕开机侧使用闭式水的各冷却器出、入口手动门，开机侧闭式水供水、回水手动总门，开落差管出口门，开水水交换器闭式水侧出、入口手动门，见图2-24；在图2-20中将供水气动调节门投自动。

〔4〕开A、B闭式循环水泵进、出口门〔图2-24〕，启动A(或B)闭式循环水泵，系统母管压力正常后，投入备用泵联锁，见图2-20。

300MW单元机组启动程序设计

300MW单元机组启动程序设计目录前言一．单元机组启动方式二．国产300MW单元机组冷态启动主要步骤及原则1.启动前的检查和准备工作2.锅炉点火3.锅炉升温升压4.暖管与暖阀5.汽轮机冲转6.升速与暖机7.阀切换，定速及试验8.并网及带初负荷9.升负荷至负荷10.冷态滑参数曲线三．参考文献前言单元机组的启动是指机组由静止状态转变为运行状态的工艺过程，包括锅炉点火、升温升压，汽轮机冲转升速、并列，直到带至额定负荷的全过程。

根据炉、机、电设备的配制不同和设备结构的特点，启动是具有不同的方式与方法。

锅炉设备的启动过程市一个极其不稳定的变化过程。

在启动初期，锅炉各受热面内工质流动不正常，工质的流量、流速较小，甚至工质短时间断续流动会影响受热面的冷却而造成局部受热面金属管壁的超温。

在锅炉点火后的一段时间内，燃料投入量少，炉膛温度低，燃烧不易控制，容易出现燃烧不完全、不稳定，炉膛热负荷不均匀的现象，可能出现灭火和爆炸事故。

实践证明，单元机组启动工作是机组运行过程一个主要阶段，同时也是机组设备最危险、最不利的工况。

很多机组的设备损坏事故就是在机组启动过程中发生的。

有些启动中发生的异常现象，虽然未立即造成设备损坏事故的发生，却给机组设备的安全运行带来隐患，降低了设备的使用寿命，因此通过研究单元机组的启动过程中的加热方式和热力特性寻求合理的单元机组启动方式、方法是非常必要的。

所谓的启动方式与方法就是在机组的启动过程中，使机组各部件得到均匀加热，使各部温差、胀差、热应力和热变形等均在允许的范围内变化，尽可能地缩短机组总的启动时间，使机组的启动竞技性最高。

一．汽轮机的启动方式1.按启动前汽轮机金属温度水平分类（1）冷态启动（2）温态启动（3）热态启动（4）极热态启动2.按冲转参数分类（1）额定参数启动（2）滑参数启动3.按冲转时进汽方式分类（1）中压缸启动（2）高、中压缸启动（3）高、中压缸启动为主，中压缸启动为辅4.按控制进气阀分类（1）主汽门冲转（2）调节气门冲转二．国产300MW机组冷态滑参数启动的主要步骤和原则1.启动前的检查和准备工作检查的范围包括炉、机、电主辅机的一次设备及监控系统，主要内容有以下几个方面：（1）安装或检修完毕，安全措施已拆除。

300MW机组循环泵优化运行方案

300MW机组循环泵优化运行方案摘要：循环水泵的运行方式对机组真空及循环水泵耗电率双方面均有较大影响，从机组运行角度，应做好循环水泵的经济优化调度工作，努力使机组在最佳真空下运行，取得较好的经济性。

关键词:循环泵、优化、真空、经济性机组简介我国某热电公司2×300MW燃煤供热机组。

该机由哈尔滨汽轮机厂有限责任公司制造，型号：C250/N300-16.7/537/537型，型式：亚临界、一次中间再热、单轴、两缸两排汽、供热凝汽式汽轮机。

汽轮机非供热期背压设计值为5.2kPa，供热期背压设计值为4.0kPa，按照张家口平均大气压93.3kPa计算，机组设计真空-88.1kPa及-89.3kPa。

循环泵的运行方式对机组真空及循环泵电耗均有较大影响，公司每台机配有两台循环泵，循环泵采用高、中、低速方式，可以单高速、单中速、单低速，双高速、高中速、中低速、单低速运行。

凝汽器真空对机组运行的影响真空变化对汽轮机的安全与经济都有较大的影响。

真空低即排汽压力高，可以使汽轮机的耗汽量增加，经济性降低。

真空高即排汽压力低，可以使汽轮机的耗汽量减少，经济性提高。

所以，凝汽式机组运行时，应维持较高的真空。

1、凝汽器真空升高对机组的影响当主蒸汽压力和温度不变，凝汽器真空升高时，蒸汽在汽轮机内的总焓降增加，排汽温度降低，被循环水带走的热量损失减少，机组运行的经济性提高；但要维持较高的真空，在进入凝汽器的循环水温度相同的情况下，就必须增加循环水量，这时循环水泵就要消耗更多的电量。

因此，机组只有维持在凝汽器的经济真空下运行才是最有利的。

所谓经济真空，就是通过提高凝汽器真空，使汽轮发电机组多发的电量与循环水泵多消耗的电力之差达到最大值时凝汽器所达到的真空。

另外，真空提高到汽轮机末级喷嘴的蒸汽膨胀能力达到极限时(此时的真空值称为极限真空)，汽轮发电机组的电负荷就不再增加。

所以凝汽器的真空超过经济真空并不经济，并且还会使汽轮机末几级的蒸汽湿度增加，使末几级叶片的湿汽损失增加，加剧了蒸汽对动叶片的冲蚀作用，缩短了叶片的使用寿命。