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600MW机组风量(一)
600MW火电机组送风控制系统课程设计
【600MW机组风量】
课 程
设 计 用 纸
600MW机组风量(二)
600MW机组最全热工定值资料
目 录
一 MFT及OFT部分 ................................................................................................................................................................................................................................. 2 二 汽机跳闸部分 ..................................................................................................................................................................................................................................... 3 三 锅炉本体及吹灰部分 ......................................................................................................................................................................................................................... 5 四 风烟部分 ............................................................................................................................................................................................................................................. 7 五 燃油及点火部分 ................................................................................................................................................................................................................................. 14 六 制粉及等离子点火部分...................................................................................................................................................................................................................... 15 七 过、再热蒸汽及旁路部分................................................................................................................................................................................................................ 17 八 高低加部分 ......................................................................................................................................................................................................................................... 18 九TSI及发电机本体部分 ......................................................................................................................................................................................................................... 21 十 辅助蒸汽及汽机汽封、疏水和放气部分 .......................................................................................................................................................................................... 22 十一 凝结水部分 ..................................................................................................................................................................................................................................... 23 十二 给水部分 ......................................................................................................................................................................................................................................... 24 十三 凝汽器部分 ..................................................................................................................................................................................................................................... 27 十四 汽机油系统部分 ............................................................................................................................................................................................................................. 29 十五 主厂房循环水及工业水部分 .......................................................................................................................................................................................................... 30 十六 发电机氢油水部分 ......................................................................................................................................................................................................................... 31 十七、精处理部分 ................................................................................................................................................................................................................................... 34 十八、补给水及净水站部分 ................................................................................................................................................................................................................... 38 十九、循环水泵房部分 ........................................................................................................................................................................................................................... 39 二十、脱硫部分 ....................................................................................................................................................................................................................................... 42
1
一 MFT及OFT部分
2
二 汽机跳闸部分
3【600MW机组风量】
4
三 锅炉本体及吹灰部分
5
600MW机组风量(三)
600mw机组深度调峰方案
XXXXXXXX电厂
深度调峰运行方案
批准：
审核：
编写：
2014年01月13日
XXX电厂600MW机组深度调峰运行方案
根据东北电力调控分中心关于做好2014年春节期间电网安全稳定运行工作的通知，XXX电厂根据实际情况制订机组深度调峰方案。由于XXX电厂地处于极寒地域，目前最低气温-40℃，春节期间预计平均汽温-35℃，同时由于我厂#2机组空冷岛第二列有大量泄漏现象，经各种方法处理无效，现已出现大面积冻结现象，为了满足空冷防冻要求，避免冻害现象进一步恶化造成设备损坏、机组停运，XXX电厂最低负荷不能低于370MW。
一、组织机构
组 长：生产副总、总工程师
副组长：运行副总工程师、检修副总工程师
成 员：运行部主任、维护部主任、安全监察部主任、当值值
长、储运部主任及各部门专业主任、专工。
二、总体要求【600MW机组风量】
（一）生产指挥系统的核心为当值值长，值长值班期间代表生产副总行使生产指挥权，有权力对全厂发供电设备及缺陷处理、系统运行方式进行调度和调整。值长所发出的一切命令，各岗位值班人员必须无条件执行，对无理由延迟和拒绝执行值长的正确命令者，要追究责任，给予严肃处理，对造成的后果负全责。
（二）值长要实时掌握电网形势，积极与调度协调沟通，了解机组的调峰情况，尽量减少深度调峰的次数和时间。遇有深度调峰要根据电网调度令，提前通知各相关部门做好机组深度调峰准备工作。
（三）深度调峰以保安全、保设备为主。值长积极与网调沟通，根据机组设备状况合理控制机组运行方式。
（四）在深度调峰期间，生产各单位要按厂部要求严格执行值班制度，值班期间严格遵守值班纪律，及时了解掌握生产运行情况，绝不允许有空岗位，要保证值班人员有良好的精神状态，杜绝酒后上班。
（五）在深度调峰期间，各级人员要高度重视，到岗到位，执行现场签到。
（六）深度调峰期间，燃料协调要及时有效，期间遇特殊情况，值长有权临时更改上煤方式。
（七）深度调峰期间，监盘人员一定要集中精力，提高监盘质量，加强对各仪表的分析，对出现的异常情况要做出正确判断和正确处理；同时，由于锅炉负荷低，要做好锅炉突然熄火的事故预想，杜绝锅炉熄火后事故扩大。加强锅炉受热面温度监视和调整，要特别注意由于汽压降低，冷却能力下降引起管壁超温问题，防止受热面管材超温超压，造成受热面泄漏事件发生。
（八）各级管理人员及各运行岗位在机组深度调峰期间要对容易引起火灾的地方重点检查，以消除火灾隐患。
（九）各检修单位要加强设备维护工作，利用设备停运机会，对设备重点部位全面检查和治理，并做好设备备品、备件的盘查工作，确保机组深度调峰期间有足够的备品、备件供应。
（十）加强汽水品质的监督管理，尤其是夜间机组深度调峰时汽水指标的化验、数据记录、对比分析工作，严格执行《火力发电厂水汽化
学监督导则》相关要求及标准。当水汽质量发生劣化时，综合分析系统中水汽质量的变化，确认判断无误后，严格按照规程规定要求进行处理。负荷低于规程规定时，机组必须按照启停曲线滑压运行，防止水冷壁超温爆管。
（十一）深度调峰期间，各岗位确保巡回检查质量，做到设备缺陷早发现、早汇报、早处理，避免因小缺陷、辅助设备缺陷影响机组深度调峰。
三、安全技术措施 （一）加强煤质管理，深度调峰期间入炉煤要求煤质干燥。防止深度调峰期堵煤、断煤。
（二）储运部初步估计煤质并及时汇报值长，值长通知集控运行所上煤部位、煤质情况，煤仓煤位，并做好事故预想。 （三）深度调峰期间，要根据机组负荷、总煤量、煤仓煤位、磨煤机运行参数等情况，判断不同时间所烧煤种，提前做好相应的燃烧调整工作。 （四）深度调峰时，只滑降主、再热蒸汽压力，主、再热蒸汽温度保持稳定。主、再热蒸汽压力及负荷加、减速率按机组启、停曲线控制。 （五）深度调峰期间，炉膛燃烧不稳及时投入等离子稳燃，同时通知维护相关专业对等离子进行特护。保持四台及以上制粉系统运行，并确认磨煤机运行稳定、无断煤现象，锅炉燃烧情况良好，备用磨煤机具备随时启动条件。
（六）深度调峰期间燃烧调整：
1、 操作过程要平缓，不得大幅度调整。负荷变化时，应注意风粉
的配合，防止燃烧不稳造成灭火；当增加负荷时，先增加风量，随之增加煤量；减负荷时，先减煤量，再减少风量。
2、 机组低负荷运行期间，炉膛负压保持-100至-125Pa，严格按照
氧量控制曲线进行氧量调整，氧量控制应在3%-6%之间，禁止缺氧运行。
3、 严格监视水冷壁温度不超过440℃；超过时应及时分析原因，
调整燃烧，严格控制汽温、汽压变化速度。
4、 低负荷运行时，严禁投入炉膛吹灰器。等离子拉弧时，空气预
热器采用连续吹灰方式，防止发生二次燃烧。
（七）深度调峰期间，加、减负荷时要做好防止锅炉风机失速的措施：
1、 两台引（送）风机静（动）叶开度应尽量接近（偏差不超过5%），
增减风量时两台引（送）风机同步调整，避免风量和风压的不平衡，在风机投入自动时应严格监视其调整的同步性。在增加静（动）叶开度时如发现电流无变化，应立即查找原因，不要盲目的增加静（动）叶开度。
2、 在增减负荷过程中，有专人注意监视风烟系统画面，一旦发现
引（送）风机电流偏差大于10A，立即解除自动，手动调节，进行调平。3．正常运行中出现引（送）风机静（动）叶卡涩等故障时，应采用手动调整炉膛负压及风量，并及时通知检修处理。
3、 在机组运行调整过程中，如发生断煤等突发事件需要快速调整
时，应尽量保证减缓引（送）风机静（动）叶调节速度，同时
600MW机组风量(四)
600MW机组低氮燃烧器改造效果分析
【摘 要】锦界发电公司3号机组锅炉燃烧器改造前NOx排放浓度约402mg/m3～609mg/m3，采用新型燃烧器器和全炉膛分级燃烧技术对3号锅炉燃烧系统进行了低氮改造。试验结果表明，低氮燃烧器改造后，锅炉在最佳运行状态下，NOx排放浓度可控制在128mg/m3～135mg/m3之间，与改造前相比，NOx排放浓度平均降幅约70%，低氮改造效果非常明显。 【关键词】低氮燃烧器；NOx排放浓度；锅炉效率；减温水量
0 锅炉概况
锅炉为600MW单炉膛、∏型布置、固态排渣、全钢架结构、平衡通风、亚临界压力一次中间再热控制循环汽包锅炉。锅炉采用摆动式燃烧器调温，四角布置、切向燃烧，正压直吹式制粉系统。锅炉原燃烧器采用四角布置，共24只切向燃烧摆动式，每只燃烧器最大出力为11.5t/h，分六层布置，每层设置4只燃烧器。在顶部燃烧器上方各设一层燃尽风和辅助风喷口。煤粉喷口、二次风喷口、燃尽风喷口均可上下摆动，用以调节再热汽温。
正常运行时，锅炉NOx排放浓度在402mg/m3～609mg/m3之间，该排放浓度已无法满足环保和国家火力发电政策的要求[1]。为响应国家“节能减排”政策号召，电厂对3号锅炉进行了低NOx燃烧系统改造。
表1 锅炉主要设计参数
Tab.1 Major design parameters of the boiler
1 改造方案
对燃烧器进行重新布置，改变假想切圆直径，调整各层煤粉喷嘴的标高和间距，增加新的燃尽风组件以增加高位燃尽风量（改造后燃烧器见图1）；除了A层一次风沿用等离子燃烧器之外，更换其它5层一次风喷口、喷嘴体及弯头，一次风全部采用上下浓淡、中间带稳燃钝体的燃烧器；采用新的二次风室，适当减小端部风室、油风室及中间空气风室的面积；在凑燃尽风室两侧加装贴壁风；采用节点功能区技术，在两层一次风喷口之间增加贴壁风。
图1 燃烧设备布置示意图
Fig.1 Schematic diagram of the burner layout
下端部风及一次风仍旧为逆时针方向旋转，切圆适当减小；其它二次风改为与一次风小角度偏置，顺时针反向切入，形成横向空气分级。风量重新合理分配，并调整主燃烧器区一二次风喷口面积，使一次风速满足入炉煤种的燃烧特性要求，主燃烧器区的二次风量适当减小，形成纵向空气分级。燃烧器采用新的摆动机构，可以整体上下摆动。
在原主燃烧器上方约9米处增加7层分离燃尽风SOFA喷口，分配足量的SOFA燃尽风量，SOFA喷口可同时做上下左右摆动。
1.1 燃烧器纵向布置
燃烧器由下至上依次为：AA二次风、A一次风（等离子燃烧器）、AB二次风（油）、B一次风、BC二次风（带贴壁风）、C一次风、CD二次风（油）、D一次风、DE二次风（带贴壁风）、E一次风、EF二次风（油）、F一次风、FF二次风（带贴壁风）、OFA二次风（带贴壁风）、WA贴壁风、SOFA1～ SOFA7。
1.2 燃烧器横向布置
在水平断面上，一次风射流在炉内形成φ514和φ779的两个大小切圆，二次风射流与一次风射流偏置7°，防结渣及降低NOx排放。燃尽风组件布置在主燃烧器上方。
图2 燃烧器切圆示意图
Fig.2 Schematic diagram of the burner firing
1.3 改造前后设计参数对比
表2 燃烧器改造前后设计参数
Tab.2 The design parameters before and after the retrofit
2 燃烧调整试验
锅炉低氮燃烧器改造后，炉膛内部整体燃烧状况发生了较大变化，为了解燃烧器的改造效果，掌握锅炉及其辅机在各种运行工况下的特性，确保锅炉在最佳的安全、经济状态下运行，需要对锅炉进行详细的燃烧调整试验。
整个调整工况包括变一次风率、变煤粉细度、变氧量、变配风（包括周界风、SOFA风和辅助风）、变燃烧器摆角、变磨组合等工况，几乎包括了炉侧所有的可调因素，每个燃烧调整工况均对飞灰、炉渣进行了采集，同时观察减温水量及汽温变化，实测烟气成分及排烟温度，并得出每个工况的实测锅炉效率以及NOx排放浓度，以便对燃烧器改造后锅炉的安全性、经济性和环保特性作出定性评估和量化分析。
燃烧调整试验依据ASME PTC 4.1《锅炉性能试验规程》进行[2]，煤的热值取低位发热量，灰渣平衡比率取飞灰90%，炉底大渣为10%。
炉内温度利用现有看火孔，使用IS8 plus便携式红外测温仪进行测试。试验煤质特性见表3。
表3 试验煤质特性分析
Tab.3 Performance analysis of the coal
3 试验结果
试验主要在600MW、450MW和350MW负荷点下进行，每个负荷点下确定出锅炉的最佳运行状态。各典型工况下机组主要运行参数与测试结果见表4。
表4 燃烧器改造前后试验结果
Tab.4 Experimental results the before and after the burner retrofit
3.1 NOx排放特性
燃烧器改造后，通过燃烧优化调整，逐步降低主燃烧区域的过量空气系数，增加分级燃烧的效果[3-4]，SCR系统入口NOx排放浓度较改造前有了大幅下降，详见图3。
600MW负荷下，锅炉最优状态时NOx排放浓度（干基，折算到6%O2）由改造前的609mg/Nm3（标准状态，下同）降至135mg/Nm3，降幅达77.8%；450MW负荷下，NOx排放浓度由改造前的495mg/Nm3降至128mg/Nm3，降幅达74.1%；350MW～380MW负荷下，NOx排放浓度由改造前的402mg/Nm3降至132mg/Nm3，降幅达67.2%。通过燃烧器改造，全负荷工况下，NOx排放浓度平均降幅约70%，低氮改造效果非常明显。 图3 NOx排放浓度分布图
Fig.3 Distribution about concentration of NOx emission
SCR系统入口NOx浓度的降低，可以有效缓解SCR系统的压力，根据最新的国家环保标准（NOx排放浓度小于100mg/Nm3），SCR系统仅需30%～40%的脱硝效率即可满足环保要求，大大减少了尿素用量，节约了SCR系统的运行成本。
600MW负荷下，SCR入口实测NOx排放浓度最低可降至117mg/Nm3，但此时过热器减温水量上升至130t/h，再热器减温水量上升至145t/h，飞灰含碳量增加到1.94%，SCR入口CO含量约805ppm，锅炉燃烧状况较差。
降低NOx排放浓度与减小减温水量、降低飞灰含碳量之间相互制约，在锅炉最佳运行状态下（NOx排放浓度、减温水量和锅炉效率达到最佳平衡点），若想继续降低NOx排放浓度，势必会导致减温水量增加、锅炉效率下降。
3.2 汽温特性
该锅炉长期以来存在冷再温度高的问题（比设计值高12℃左右），导致机组正常运行时，再热器减温水量偏高，高负荷下，机组再热器减温水量约35t/h。
低氮燃烧器改造后，由于分级燃烧程度增加，锅炉火焰中心上移，在一定程度上会导致减温水量进一步增加。通过燃烧优化调整试验，在兼顾NOx排放浓度的基础上，过热器减温水量及再热器减温水量均比改造前增加了10t/h左右，没有出现因低氮改造而导致减温水量大幅上升的情况。
3.3 锅炉效率
低氮燃烧器改造后，由于燃烧推迟，锅炉火焰中心上移，在磨煤机磨辊加载压力和折向门门挡板未做调整，即煤粉细度不变的情况下，势必会导致飞灰含碳量上升，锅炉未燃碳热损失增加。
在不影响磨煤机出力及大幅增加制粉单耗的情况下，通过适当降低煤粉细度，并配合风门的调整，各负荷工况下，锅炉飞灰含碳量均可以控制在1%左右，锅炉未燃碳热损失较改造前没有明显上升，锅炉效率基本维持在改造前的水平。
3.4 炉膛温度及结焦情况
为了了解燃烧器改造后炉膛内部温度场的变化情况，试验期间通过炉膛看火孔测试了炉内燃烧温度，同时观察并记录燃烧器区域和屏区的结焦情况。
从表5可以看出，燃烧器改造后，燃尽风门整体关小工况下的炉内温度分布情况与燃烧器改造前的分布情况相近。随着燃尽风比例的增加，炉膛上部火焰温度逐渐上升，当燃尽风门整体开大时，炉膛上部大屏处温度比燃烧器改造前上升了约100℃，证明燃烧器改造后，随着燃尽风的投入，炉膛火焰中心上移，由此，势必会导致炉内各受热面的换热发生变化。
表5 炉膛火焰温度
Tab.5 Flame temperature distribution in furnace
由于神木锦界煤属于低熔点、易结焦煤种（其软化温度仅约1210℃），再加上低氮燃烧器改造后，炉内主燃烧区域处于缺氧燃烧状态，极易导致炉内结焦情况发生，因此，试验期间密切观察了炉内的结焦状况。通过观察发现，在看火孔附近有轻微的结焦情况，炉内受热面上仅有少量的附焦，与燃烧器改造前的情况相似，这反映出低氮燃烧器改造并未造成炉内大量结焦的情况发生。
4 结论
（1）锅炉低氮燃烧器改造后，全负荷工况下，SCR入口实测NOx排放浓度均能控制在140mg/Nm3以内，与燃烧器改造前的402mg/m3～609mg/m3相比，平均降幅达70%左右，低氮改造效果非常明显。
（2）低氮燃烧器改造后，由于分级燃烧程度增加，锅炉火焰中心上移，过热器减温水量及再热器减温水量均比改造前增加了10t/h左右。
（3）低氮燃烧器改造后，通过燃烧调整试验，各负荷工况下，飞灰含碳量均可以控制在1%左右，锅炉未燃碳热损失较改造前没有明显上升，锅炉效率基本维持在改造前的水平。
（4）通过燃烧调整试验，低氮燃烧器改造后的锅炉在NOx排放浓度、减温水量和锅炉效率方面可达到最佳平衡点。降低NOx排放浓度与减小减温水量、降低飞灰含碳量之间相互制约，在锅炉最佳运行状态下，若想继续降低NOx浓度，势必会导致减温水量增加、锅炉效率下降。
【参考文献】
[1]GB 13223-2011 火电厂大气污染物排放标准[S].GB 13223-2011 Emission standards of air pollutants for thermal power plants[S].
[2]ASME PTC 4.1 锅炉性能试验规程[S].ASME PTC 4.1 Performance test code for utility boiler[S].
[3]冯兆兴.高挥发分煤种电站锅炉高效低NOx排放系统研究[D].石家庄：华北电力大学，2007.FENG Zhaoxing. Study on high efficiency and low NOx emission system of system of high volatile coal fired power plant boiler[D].Shijiazhuang：North China Electric Power University，2007.
[4]鲁鹏飞.某600MW机组烟煤锅炉低NOx改造及效果分析[J].陕西电力，2013，41（2）：84-87.LU Pengfei， Low NOx retrofit for certain 600 MW bituminouscoal boiler and performance analysis[J]. Shaanxi Electric Power， 2012013，41（2）：84-87.
[责任编辑：汤静]
600MW机组风量(五)
600MW亚临界机组汽包水位调整
【摘要】首先介绍了锅炉汽包水位控制的意义，针对影响亚临界汽包锅炉汽包水位主要因素，对某电厂一期600MW大机组的锅炉进行运行了分析，提出有效的汽包水位调整控制手段，以保证锅炉安全稳定运行。 【关键词】600MW亚临界机组；锅炉；水位；调整
1.引言
汽包炉的机组跳闸大部分是由于水位控制不当引起，特别是对于某电厂一期600MW大机组，锅炉汽包容积偏小，汽包水位的控制相对更难。从一期各台机组的启动、运行过程来看，出现过多次汽包水位控制不好引起MFT。所以，对于运行人员而言，能否在事故处理或者机组启停过程中控制好水位，是运行人员一项极为重要的素质和技能，关系到事故处理的成败，所以运行人员必须经常对汽包水位调整进行专门的训练和学习总结，牢牢把握各种工况下汽包水位控制的方法。
2.锅炉汽包水位控制的意义
在机组发电运行中，要重点控制汽包锅炉的水位，必须严格进行监视，控制其在允许范围内。如果汽包水位高于允许的正常水位，就会使汽包蒸汽空间的高度及容积减小，饱和蒸汽的机械携带增加，影响蒸汽品质；如汽包水位过高，就会使饱和蒸汽带水急剧增加，严重危及到汽轮机的运行安全；如果汽包水位低于正常水位，会使水面到下降管的入口高度减小，静压会降低，下降管入口水有可能自行汽化，引起下降管带汽，会影响水循环的安全。如汽包水位过于低而引起严重缺水时，将会给锅炉造成灾难性的事故。而大容量锅炉汽包内的容水量相对于其蒸发量的比例很小，一旦给水中断，可在很短时间内，使汽包水位从正常水位下降到事故水位。因此，机组发电运行过程中，必须严格对锅炉汽包水位的监视与调整，保证锅炉的安全运行是重中之重。
3.锅炉汽包水位变化的影响因素
影响机组正常运行调整中汽包水位变化的因素有很多，汽包作为一个承压水、汽容积，最终引起变化的因素分别为汽水平衡打破和汽包压力变化。汽水平衡破坏引起水位变化容易理解，然而因为压力的突变而引起的水位变化我们称之为“虚假水位”。其实“虚假水位”就是汽包里的真实水位，产生原因是由于当汽包压力突然降低时，炉水饱和温度下降至压力较低时的饱和温度，致使炉水大量放出热量来进行蒸发。这时炉水内的汽泡就会增加，汽水混合物体积也会膨胀，促使水位快速升高，形成了虚假水位。当汽包压力突然升高时，则相应的饱和温度提高一部分热量被用于加热炉水，而用来蒸发炉水的热量则减少，炉水中汽泡量就会减少，使炉内汽水混合物的体积收缩，从而使水位很快下降。
4.正常运行水位控制
引起汽包水位变化的因素有锅炉外扰（负荷）和内扰（燃烧工况），即调门开度和煤量煤质的改变，使蒸汽流量和给水流量的平衡破坏。或者因工质状态变化，即锅炉压力变化引起饱和温度，比容变化所引起的水位波动。归根结底，水位变化的根源是由于压力变化。正常运行时汽包水位采用四冲量调节（40%负荷以上时完全四冲量调节，40%负荷以下时部分四冲量调节）：汽包水位作为主信号，其余三冲量为蒸汽流量微分信号、给水流量微分信号及主汽压力微分信号（削弱虚假水位的作用），四冲量调节既能补偿虚假水位的反应，又能纠正给水量和蒸发量的扰动，水位调节的可靠性非常高，只要注意监视加减负荷（调门和煤量的变化）不要太快，汽泵自动良好就可以。若自动不能正常投入，应保持给水流量和蒸汽流量的平衡（平衡蒸汽流量注意减去减温水流量），保持压力与汽包压力的差值正常就不会出问题。
5.特殊工况下的水位调整
5.1 炉水泵启动前的水位控制
（1）冷态时，锅炉点火前启动第一台炉水泵，（一般为B泵）由于水冷壁上联箱至汽包87根汽水引入管容积较大，大概25--30吨水。因此汽包水位尽量做高，可放在+300mm（注意汽包上水时不要过急，以防水位大幅过调）时启动，启动后水位在-200～-250mm，随着水位的降低，将汽包水位重新上至+100～150mm，就可以启动第二台炉水泵，第二台炉水泵启动由于水冷壁上连箱至汽包引人管已大量注水，因此启泵对汽包水位影响较小，也就100mm左右，启动第三台炉水泵时基本可以不考虑启泵对汽包水位的影响，炉水泵启动完毕将汽包水位放至锅炉点火水位，准备点火。
（2）热态时启动炉水泵：热态时启动炉水泵应对应汽包压力，汽包压力越高对汽包水位的影响就越小，负荷在300MW以上启动第二台炉水泵，水位最多在50～100mm波动，可以不用将水位上得太高，维持+50～+100mm即可，看水位时特别注意给水流量不要大于蒸汽流量太多，以防过调造成水位高事故。
（3）若三台炉水泵差压均低至92KPa造成MFT，随后又低至60KPA造成炉水泵全部跳闸，在恢复过程中，视汽包压力下降情况即锅炉蓄热消耗情况上水，一般启第一炉水泵视时视情况将水位放在+50～+150mm（热态或极热态起动第一台炉水泵前，由于汽水引入管已经充压，切忌水位放得太高）。
5.2 点火升温升压以及低负荷时水位的控制
（1）锅炉点火初期
锅水受热膨胀（0～0.5MPa饱和温度上升最快）使水位升高，压力小于0.5MPa时，不宜前墙放水，大于0.5MPA时禁止前墙放水，而应该加大定排即可降低水位又可以改善水质，定排开启一定要及时，不要等到水位太高再开大定排，那样比较被动，可能迫使你降低燃烧率，（等离子状态F磨煤机煤量下限为14T/h）。所以要控制点火初期水位，做到以下三点就可以，一是点火前将汽包水位放在―100～-150mm，二是定排提前开大或全开，三是控制好燃烧率，严格按照曲线升温升压，（即控制锅水膨胀速度）。
（2）升温升压初期水位的控制
随着汽压汽温上升，5%旁路全开，汽压0.6-0.8MPm时，高旁逐渐开大，锅炉蒸发量上升，根据汽包水位变化，及时通过电泵出口副阀补水。此阶段，水位不能维持过低，应比正常值稍高，因为随着汽温汽压的上升，给水与炉水水温的温差越来越大，（我厂无除氧器循环泵，用再沸腾管加热给水，从以往的数值看，水温一般为40～65度），汽包水位低进水时，若大量冷水突然与炉水混合，使炉水温度下降过快，造成锅炉水体积收缩，水位可能长期在低水位徘徊，此时调节给水应小流量均匀调节，并密切监视给水主画面省煤器入口温度，不要下降过快，否则就会出现给水量大而水位上不去甚至快速下降得的现象，4号炉已出现过锅炉突然大量上冷水，汽包水位和压力收缩过快导致炉水泵全跳锅炉MFT的情况。 （3）升温升压过程中水位控制
升温升压过程中，开旁路幅度不可太大，冷态启动一般高旁开30%即可，开高旁前水位放低些，冲转前切除旁路，水位稍高，高旁开、关操作要慢，同时注意到高旁开度变化时，水位变化是暂时的，其后必然要向反方向调节给水以维持平衡。
（4）冲转并网时的水位控制
冲转时，即使升速率为300rpm对水位的影响也不大，水位放在-50～-100mm即可。并网前水位-150～-200mm，尤其调试机组，-200mm相对安全，以防初负荷太高引起水位狂升，威胁机组安全，若并网前水位保护解除，而水位迅速上升至+500mm还在继续上升，应申请紧急打闸停机，保护汽轮机的安全。
（5）低负荷时水位控制
低负荷时由于炉膛热负荷低，燃烧不稳，调节频繁，排污，启磨，投运高加，关闭汽机疏水，切换给水管路等原因，水位相对难控制，此时应该注意盘操的密切合作，相互通气（调节燃烧和汽压的值班员在调整操作时应及时告之调节水位的值班员），把握提前量，只要把握住给水流量与蒸汽流量的偏差在正常范围，水位就不会出现大的波动。
（6）启动磨煤机时水位控制
低负荷启动磨煤机时，由于锅炉热负荷开始较低而上升较快，使水位上升，启动磨煤机前汽包水位适当放低、注意给煤机的转速在最低，启动后磨煤机后控制煤量增加速度，不可盲目加强燃烧；磨煤机起动后由于汽压的上升会导致汽包水位的下降，应及时监视回调汽包水位。
6.并泵时水位控制
建议尽量少用辅汽冲转小机带负荷，因为辅汽的容量有限，辅汽压力的波动较大，另外，最终还需要切换到四抽，切换时也会产生波动，倒不如四抽压力到0.2MP后直接用四抽冲转小机；热态起动并网后由于汽压较高，应及时开大汽机调门降低主汽压力，这样可以提高电泵的有效出力、更好的控制高压胀差、及时升负荷至对应缸温、及时提高四抽压力为冲转小机提供条件。
电泵在低负荷时一般采用副阀控制，这时应注意电泵转速不能太低，一般要求2200以上，防止电泵出口压力太低；当副阀全开无调节余地后，将电泵转速提高至2500rpm～3000rpm之间，进行主、副阀的切换，切换前汽包水位适当放低，切换后采用勺管调节，高负荷采用勺管调节。不提倡在副阀勺管同时调节，任何情况均应避免野蛮操作，损坏电泵。关于勺管和调节阀的双位调节在《火电厂过程控制》一书上有详细介绍。
（1）电泵运行并入汽泵时一般在160MW～ 170MW，汽包压力9～10MPa，这样可控制汽泵出口压力等于或小于汽包压力时开出口门。若压差太大时开出口门，给水流量突增，极有可能汽包水位高动作。
（2）汽泵出口压力大于汽包压力0.1～0.2MPa时，开始供水，总流量上升。此时及时降低电泵转速或开再循环。
（3）增加汽泵转速与降低电泵转速应同步进行，维持给水总量不变。
（4）负荷小于100MW（汽包压力低）电泵因故退出运行需并入汽泵，应在MEH操作员自动低转速状态，不可在锅炉自动状态（3100RPM对应出口压力在9.5Mpa左右），以防汽泵出口压力与汽包压力差值大而发生汽包满水事故。
当汽泵转速调节切至MEH调节时，应注意由两人调节水位，一人负责MEH的水位调节，一人负责CCS的水位调节，一人为主负责操作与指挥，一人为辅负责操作与配合；严密监视转速指令和实际转速的变化，转速应适当设高（比如设至600rpm/min），转速调节时应尽量多次小幅度调节（比如每次变化转速50rpm）；当低调门开度较大时，由于高、低调门重叠度未必合适以及调门非线性的问题，更加需要小幅度多次快速变化转速，一边调整一边观察给水流量的变化情况，保持给水流量和蒸汽流量的相对平衡，切忌给水流量来回大幅波动。
7.RB状态下汽包水位调整
炉侧发生事故时，影响最大的就是汽包水位，由于风量变化或炉膛压力变化过大导致MFT情况较少。出现事故工况时注意以下几点：
（1）保持清醒的头脑，迅速判断事件的性质。
（2）采取必要的手段，稳定当前的工况。
（3）复杂问题简单化，迅速稳定燃烧工况即煤量和风量，注意用汽机调门控制主汽压力，尽量避免汽压过早反弹走高。不能一味相信自动。
（4）寻求相关人员的帮助与配合。
（5）给水泵RB时汽包水位的控制
给水泵RB动作后，应迅速起动电泵备用，同时密切注意汽机调门的关小情况，由于4号机汽机调门的线性较差，观察压力变化情况为主，即主汽压力下降应较一次风机RB时汽包水位控制。
（6）从3、4号机RB试验来看，一次风机RB时，汽包水位自动情况是比较好的，但是3号机RB试验时，汽机调门关得太小（瞬间到1%），最低负荷到120MW。应引起高度重视。
其余RB动作时不会对水位造成太大的麻烦。
8.紧急情况水位控制手段
8.1 水位飚升
（1）关调门
（2）打汽泵（最快，最有效，风险大可能水位低保护动作）
（3）快开再循环
（4）后墙放水（辅助作用，作用小）
（5）关出口门（出口门行程长，太急情况下不可用）
（6）打磨煤机
8.2 水位骤降
（1）打炉水泵（最有效）
（2）开调门
（3）开PCV
（4）强化燃烧
9.结论
9.1 锅炉汽包水位调整过程中的要点是要平衡总给水流量和主汽流量。
9.2 针对汽包压力突变而造成的“虚假水位”，在调整过程中应做到提前控制，防止波动过大而引发事故。
9.3 汽包水位的正常运行重在监视，当事故发生时，应立即抓住影响当前水位异常的主要矛盾果断采取有效措施。
9.4 运行人员必须经常对汽包水位调整进行专门的训练和学习总结，牢牢把握各种工况下汽包水位控制的方法。
600MW机组风量(六)
某火力发电厂600MW火电机组引风机变频器室节能新风改造
【摘 要】 某火力发电厂600MW火电机组引风机增容改造以后，引风机变频器容量大增，在高温天气下，变频器在变频器室内布置的14台10p匹空调满负荷运行情况下，仍然频发超温报警。针对该机组引风机变频器室现有设备降温模式耗电高、高气温条件下超温报警而低气温下浪费冷能的现状，提出本新风系统技改方案。 【关键词】 600MW机组 引风机变频器室 节能新风
1 项目概况
某火力发电厂600MW引风机变频室为室外大型变频机房，内部设备发热量很大，设备无备份，安全性和可靠性要求极高。
该机房内原来装有10台10P空调制冷降温。2013年该厂对引风机实施了增容改造，增容改造以后，引风机变频器的容量增加了至少1/3，项目完成后，考虑到设备降温问题，在该变频器机房又增加了4台10P空调。这样一来，虽然满足了高气温条件下的降温要求，但耗电巨大，而早晚气温不太高时室内温度又降得过低，浪费冷能，更不用说冬、春、秋三季了。事实上，冬、春、秋三季及夏季的早晚时段的室外低温便可散热降温的有利条件被忽视，导致空调全年全天候运行。另外，由于空调分布在机房两侧，冷空气难以达到机房中间走廊，导致机房内冷热气流杂乱无序，中间走廊温度偏高，主要发热设备进风温度偏高，散热效果不理想，容易超温报警。又由于空调冷气经变频柜受热后没有排出室外，而在室内循环，导致空调负荷加重。一台海尔10P柜机制冷功率达10kW，全年全天候运行按10台折中计算，则该机房全年的空调运行耗电量达87.6万千瓦时。
另外，该机房处于室外，周边灰尘较多，使得变频柜过滤网极易染尘积灰堵塞，影响通风散热效果的同时，还容易导致变频设备电路染尘积灰，严重威胁设备运行可靠性，影响设备使用寿命，大幅增加设备运维成本。
因此对该引风机变频器室进行节能新风改造，在大幅节能的同时，避免频繁清洗变频柜过滤网，减少柜内电子元器件的积灰，是非常有必要的。
1.1 项目改造方案
由于机房内温度的升高是因电气设备运行发热、而非室外环境温度所致。如一年四季均用空调来保持室内温度，则冬、春、秋三季及夏季的早晚时段的室外低温便可散热降温的有利条件被忽视，从而导致电能的浪费、营运成本居高不下。本项目新风节能系统主要是利用室内外的温差而形成热交换，依靠大量的空气流通，有效地将室内的热量迅速向外迁移，实现了室内散热。从而大幅度降低电能消耗和营运成本、延长空调使用寿命。新风节能系统通过自动测试室内外环境温度和湿度，当室内温度低于所设的下限值，则空调关，风机关。当室内温度高于所设上限值，则强制开空调，关风机。室内温度高于下限值，低于上限值，室外湿度低于设定值，室外温度比室内温度上限值低额定温差，则开风机，关闭空调。利用室内外温差、强制通风对流散热。充分利用自然资源，调节室内温度，达到省电、节能目的，如图1所示：
本项目结合该引风机变频室的特点，提出冷热管道合理导流、分布式新风机组进风、被动排风的控制方案。另外增加自动风门设计和防雨防鼠防虫设计，并提升滤尘等级，确保机房内洁净度。进风采用专业空气滤网，能保证过滤效果。滤网采用金属网面支撑，可防止风大而变形，并且滤网采用整体框架，便于清洗、拆装与重复使用，还可防止风压变形和鼠咬。
经过现场勘测计算，根据该机房体积和室内设备发热情况计算通风量如下：
风量设计：机房体积15×8.5×5=638m3，如果10秒钟内换掉所有空气，则要求进风风量为638×6×60=229680m3/h。按10个进风机组设计，则每个进风机风量为22968m3/h。
整个机房设计安装10套新风机组分别与10台空调联动控制，而机房中心区域为新风难以达到的区域，仍保留4台空调常年运行。
本系统主要由密闭室空调换气节能控制装置、送风机组、排风机组、室内外温湿度检测器、压力检测器以及红外遥控器等组成。
密闭室空调换气节能控制装置包括主处理模块、中文LCD显示、轻触按键、多功能接口模块、电源模块等，必要时可接入通信模块组网实现远程监控。
送风机组由风机箱、机房专用特种风机、风道、风门、过滤网组成。
排风机组直接利用变频柜上方现有特种风机，墙面上方开窗排风，加装钢丝网、自动风门和防雨罩。
温湿度检测器采用分布式多点温度检测，实时智能控制各空调运行状态，避免冷能“过量”而浪费电能。
红外遥控器负责接收密闭室空调换气节能控制装置的指令对原有空调进行遥控。
系统冗余设计：为了确保安全可靠运行，系统采用分布式结构，即10套新风机组分布于该机房无空调的两端墙面，且温湿度检测、新风机组和空调的联动控制均各自独立运行，互不干扰。当有一套新风机组出现故障时，对应空调自动无条件开启，且其它新风机组不受影响，仍正常运行，保证室内设备的正常运行；
主要技术指标
工作电源：AC380V 50Hz。
适用环境温度：-20℃～+70℃。
温度控制目标：-18℃～+30℃。
湿度控制目标：10%～90%。
系统风量：4620～7470m3/min。
风机功耗：2.2KW。
温度检测精度：≤0.5℃。
湿度测量范围：0～100%RH。
温湿度控制精度 100%，告警准确率 100%。
通讯方式：RS 485，干接点告警接口。
相同故障间隔时长：≥35000h（30℃时）。
2 项目评价
2.1 降温耗电大幅下降
该机房14台10P空调，全年平均按10台全天候运行，制冷功率合计100kW，全年空调运行耗电量达87.6万千瓦时。
改造项目实施完成后，冬季节电率达80%，全年整体节电率达50%以上。按保守节电率50%计算，该机房每年可节电43.8万千瓦时以上，按上网电价0.4元/度计算年节能收益为17.5万元。新风设备使用寿命按10年计算，节能收益达175万元，节能减排效果显著。
2.2 大幅延长空调使用年限
技术改造后，空调由原来的全天候运行改为只在气温较高时运行，大部分时间空调处于待机休息状态，故可大幅延长空调使用年限，减小空调维修费/购置费。
2.3 降低运维成本
技术改造后，机房由大负压变微正压，避免尘埃进入机房；进风口采用抽插式过滤网设计，方便清洗；因此，机房洁净度大大提高，可显著减少柜内电子元器件的积灰，提高设备的运行可靠性，降低运维成本。
3 结语
引风机变频器室节能新风改造项目有效减少了空调的运行时间，节约空调用电的同时延长空调的使用寿命，减少空调的维护费用，提高能源的利用率。该新风节能系统也为常年需要空调制冷降温的其他场所，如程控机房、大型配电室等，提供一种理想的解决方案，具有很好的借鉴推广价值。
本文来源：http://www.zhuodaoren.com/shenghuo366925/
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