660MW机组冷态启动程序框图设计.docx

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660MW机组冷态启动程序框图设计

山西大学工程学院

毕业设计（论文）

题目660MW机组冷态启动程序框图设计

系别动力工程系

专业热能与动力工程

班级动本0718班

姓名张法科

指导教师焦海锋

下达日期2011年2月28日

设计时间自2011年2月28日至2011年6月24日

毕业设计（论文）任务书

一、设计题目：

1、题目名称660MW机组冷态启动程序框图设计

2、题目来源现场

二、目的和意义

本课题通过对实际机组的运行规程、系统图的学习，对启动过程的主要操作步骤，以框图的形式表现出来，使启动过程一目了然。

加深学生对理论知识的理解，达到理论与实际相结合的目的。

三、原始资料

大同第二发电厂660MW机组集控运行规程

大同第二发电厂660MW机组辅机运行规程

大同第二发电厂660MW机组系统图

四、设计说明书应包括的内容

大同第二发电厂660MW机组设备、系统特点；

机组主要设备、系统冷态启动过程中主要注意问题；

冷态启动曲线的说明

五、成的图纸设计应完

冷态启动框图（#0）

全面性热力系统图（#0）

主要系统图（#1）

冷态启动曲线（#2）

六、主要参考资料

《单元机组运行》中国电力出版社牛卫东；

《单元机组集控运行》中国电力出版社陈赓；

其他660MW机组资料

七、进度要求

1、实习阶段第8周（4月11日）至第10周（4月29日）共3周

2、设计阶段第2周（2月28日）至第18周（6月24日）共14周

3、答辩日期第18周（2011年6月20日）

八、其它要求

提供电子版论文

摘要

本课题对大同第二发电厂三期工程两台660MW燃煤直接空冷汽轮发电机组的系统特点与其他同类型发电机组进行了对比分析研究；对本机组采用的直接空冷系统进行了重点阐述；最终，将该机组冷态启动的详细步骤进行了框图化设计，使得启动过程一目了然，方便了现场工作人员的运行操作；同时加强了对理论知识的认识理解，真正达到了理论与实际相结合的目的。

关键字：

汽轮发电机组直接空冷冷态启动过程框图化设计

Abstract:

First,thispaperdiscussedthe600MWcoal-fireanddirectlyair-coolingsteamturbinegeneratorunitoperationproceduresandsystemdiagramofDatongsecondpowerplantthird-phaseproject.Secondly,analyzedthecharacteristicsofthisunitandcontrastwithothergeneratorunitofsame-types.Again,Emphasizedonthedirectair-coolingsystemofthisunit.Finally,diagramedtheunitcoldstart-upprocessandmakeitclearly,atthesametime,convenienttheworkingstaffofoperationonthescene;meanwhile,strengthentheunderstandingoftheacademicknowledge,andreachedthepurposeofintegratingthetheorywithpracticeindeed.

Keywords:

steamturbinegeneratorunitDirectair-coolingColdstart-upprocessDiagramDesign

引言

改革开放30多年来，作为国民经济重要的基础产业，我国的电力工业走出了一条辉煌的改革发展之路，实现了历史性的大跨越。

如今，我国火力发电技术继续朝着大机组，高参数，环保节水的技术路线发展，火电机组的建设主要以600、1000MW超临界和超超临界为主，它们具有效率高、煤耗低、自动化程度高、运行人员少的特点。

在我国北方缺水地区发展大型空冷机组，进一步完善600MW等级空冷机组，着重在直接空冷技术上。

基于以上情况，对大型火电机组的冷态启动过程进行分析研究很有必要，一方面能够对机组的特点进行分析比较后，合理优化系统结构；另一方面，对机组冷态启动过程中遇到的问题进行分析研究，对优化启动方式，降低启动成本，缩短启动时间很有帮助。

本课题主要的目的在于熟悉掌握大型机组的系统特点的基础上，深入认识理解大型机组冷态启动的具体过程和操作方式。

通过同类型发电机组之间的对比分析研究，提高对系统特点的认知水平。

选取了当今我国急需改进的大型空冷机组进行了阐述，对其运行操作的注意事项进行了整理分析。

通过对机组冷态启动过程的详细步骤的框图化设计，加强了对理论知识的认识理解，真正达到了理论与实际相结合的目的。

一、汽轮发电机组设备概述

（一）锅炉概述

锅炉为东方锅炉（集团）股份责任公司设计制造的超临界参数变压直流炉，一次再热、单炉膛、尾部双烟道、采用挡板调节再热汽温、平衡通风、紧身封闭、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉,型号为DG2150/25.4-Ⅱ6型。

表1锅炉基本参数

分离器设计压力

27.89MPa

额定蒸发量

2085t/h

省煤器设计压力

29.90MPa

额定蒸汽温度

571℃

再热器设计压力

4.31MPa

设计燃料

晋华宫矿烟煤

最大连续蒸发量

2150t/h

低位发热量

22830kJ/kg

炉膛燃烧方式为正压直吹前后墙对冲燃烧，共配有36只由东方锅炉（集团）股份有限公司制造的外浓内淡型低NOx轴向旋流式煤粉燃烧器，分三层分别布置在锅炉前后墙水冷壁上，每层各有6只低NOx燃烧器，燃烧器层间距为4957.1mm，燃烧器列间距为3048mm，上层燃烧器中心线距大屏底距离为21381.9mm，下层燃烧器中心线距冷灰斗拐点距离为3259.8mm。

最外侧燃烧器中心线与侧墙距离为3461.2mm，能够避免侧墙结渣及发生高温腐蚀。

燃烧器上部布置有燃尽风风口和侧燃尽风风口，12只燃尽风风口和4只侧燃尽风风口分别布置在前后墙上。

前后墙靠近两侧墙的2只燃尽风风口距最上层燃烧器中心线距离为3313.6mm。

燃烧器的配风分为一次风、内二次风、和外二次风，其中二次风、外二次风为旋流。

分别通过一次风管，燃烧器内同心的内二次风、外二次风环形通道在燃烧的不同阶段分别送入炉膛，其中内二次风旋流器为固定式，不作调节，叶片倾角60度；外二次风旋流强度可调，使进入每个燃烧器的外二次风量可通过燃烧器上切向布置的叶轮式外二次风门挡板进行调节，外二次风门执行器为气动。

通过调节固定在燃烧器面板上的气动执行器可方便地调节外二次风门挡板的开度，即可得到适当的外二次风量和外二次风旋流强度，以获得最佳燃烧工况。

内二次风门及外二次风门挡板的最佳位置在燃烧调整试验时确定，只要煤质不发生重大变化，在此后的运行过程中无需再进行调整。

为进一步降低Nox排放量，在煤粉燃烧器上方设置了燃尽风及侧燃尽风，12只燃尽风风口分别布置在前后墙上，每面墙各六个，布置成一排。

4只侧燃尽风风口分别布置在前后墙燃尽风风口下方，每面墙各2个，布置成一排。

燃尽风及侧燃尽风调风器将燃尽风分为两股独立的气流送入炉膛，中央部位的气流为直流气流，它速度高、刚性大能直接穿透上升烟气进入炉膛中心区域；外圈气流是旋转气流，离开调风器后向四周扩散，用于和靠近炉膛水冷壁的上升烟气进行混合。

炉膛宽度为22162.4mm，深度为15456.8mm，高度为62000mm，整个炉膛四周为全焊式膜式水冷壁，炉膛由下部螺旋盘绕上升水冷壁和上部垂直上升水冷壁两个不同的结构组成，两者间由过渡水冷壁和混合集箱转换连接，炉膛角部为R150mm圆弧过渡结构。

炉膛冷灰斗的倾斜角度为55°，除渣口的喉口宽度为1243.2mm。

炉膛上部布置有屏式过热器、高温过热器；折焰角后部水平烟道布置有高温再热器；后竖井包墙内的中隔墙将后竖井分成前、后两个平行烟道，前烟道内布置低温再热器，后烟道内布置低温过热器和省煤器。

烟气调节挡板布置在低温再热器和省煤器后，烟气流经调节挡板后分成两个烟道分别进入两台豪顿华工程有限公司生产的32.5VNT2130型三分仓回转容克式空气预热器。

机组配置2×50%B-MCR调速汽动给水泵。

给水从炉左侧直接进入省煤器进口集箱，经省煤器蛇形管，进入省煤器出口集箱,然后从炉右侧通过单根下降管、32根下水连接管引入螺旋水冷壁，经螺旋水冷壁管、螺旋水冷壁出口集箱、混合集箱、垂直水冷壁入口集箱、垂直水冷壁管、垂直水冷壁出口集箱后进入水冷壁出口混合集箱汇集后，经引入管引入汽水分离器进行汽水分离，循环运行时从分离器分离出来的水进入储水罐后排往冷凝水箱，蒸汽（进入直流运行时全部蒸汽均通过汽水分离器）则依次经顶棚管、后竖井/水平烟道侧包墙、低温过热器、屏式过热器和高温过热器，进入汽机高压缸。

汽机高压缸排汽进入位于后竖井前烟道的低温再热器和水平烟道内的高温再热器后，从再热器出口集箱引出至汽机中压缸。

锅炉炉膛风烟系统为平衡通风方式。

选用两台动叶可调轴流式引风机；两台动叶可调轴流式送风机；两台动叶可调轴流式一次风机。

炉膛设计承压能力±5980Pa，瞬时承受压力为±9980Pa。

锅炉采用刮板式捞渣机，冷灰斗的储灰容积能满足储存锅炉在100%BMCR负荷时4小时的排渣量。

锅炉采用定-滑-定变压运行方式。

在全部高压加热器停运时，锅炉的蒸汽参数能保持在额定值，各受热面不超温，蒸发量仍能使汽轮发电机组达到额定出力。

汽轮机旁路系统采用40%B-MCR容量高、低压串联旁路。

锅炉主蒸汽温度控制主要靠调节“煤水比”及一、二级喷水减温器调整，减温水共布置有两级四点。

再热蒸汽汽温主要靠烟气挡板调整，并辅以在低温再热器出口管道上布置再热器微调喷水减温器作为事故状态下的调节手段。

在稳定工况下，过热汽温在35%～100%B-MCR、再热汽温在50%～100%B-MCR负荷范围时，保持稳定在额定值，偏差不超过±5℃。

锅炉正常运行燃用设计煤种，在负荷为BRL工况，煤粉细度R90=20～25%，给水温度为额定值时，锅炉保证热效率为93.2%。

锅炉具有一定的调峰能力，燃用设计煤种时，不投油最低稳燃负荷不大于30%BMCR。

锅炉能在单台预热器工作情况下连续运行，当单台空气预热器运行时，锅炉能达到60%BMCR负荷。

（二）汽轮机概述

汽轮机为哈尔滨汽轮机有限责任公司制造的超临界、一次中间再热、三缸四排汽、直接空冷凝汽式汽轮机，具有较好的热负荷和变负荷适应性，采用数字式电液调节（DEH）系统。

机组能在冷态、温态、热态和极热态等不同工况下启动，并可采用定压和定-滑-定压运行方式中的任一种运行。

定-滑-定压运行时，滑压运行的范围是40～90%BMCR。

蒸汽流程：

机组新蒸汽从下部进入置于该机两侧两个固定支承的高压主汽调节联合阀，由每侧各两个调节阀流出，经过4根高压导汽管进入高压汽轮机，高压进汽管位于上半两根、下半两根。

进入高压汽轮机的蒸汽通过一个调节级和9个压力级后，由外缸下部两侧排出进入再热器。

再热后的蒸汽经再热管道进机组两侧的两个再热号、2主汽调节联合阀，由每侧各两个中压调节阀流出，经过四根中压导汽管由中部进入中压汽轮机，中压进汽管位于上半两根、下半两根。

进入中压汽轮机的蒸汽经过6级反动式中压级后，从中压缸上部排汽口排出，经中低压连通管，分别进入1号低压缸中部。

两个低压缸均为双分流结构，蒸汽从通流部分的中部流入，经过正反向各6个压力级后，流向每端的排汽口，然后蒸汽向下流出，排入空冷凝汽器的乏汽凝结成凝结水汇集到热井，由凝结水泵升压后经化学精处理装置、汽封冷却器、三台低加进入除氧器，除氧水由给水泵升压后经三台高加进入锅炉省煤器，构成热力循环。

本汽轮机转子全部是无中心孔合金钢整锻转子，全部采用落地轴承。

1～6号轴瓦全部为四瓦块可倾瓦，7～9号轴瓦为可倾瓦。

本汽轮机盘车装置为链条、蜗轮蜗杆、齿轮复合减速、摆轮啮合的低速盘车装置，安装在汽轮机6号轴承座和7号轴承座之间，盘车装置电动机为Y280S-6型，功率45kW，额定电流86.4A，转速980r/min，经过减速后盘车转速为3.35r/min。

（三）发变组概述

发电机为哈尔滨电机有限责任公司制造的QFSN-660-2Y型三相交流隐极式同步发电机。

发电机由定子、转子、端盖及轴承、油密封装置、冷却器及其外罩、引出线及瓷套端子、集电环及隔音罩刷架装置、内部监测系统等部件组成。

采用整体全封闭、内部氢气循环、定子绕组水内冷、定子铁心及端部结构件氢气表面冷却、转子绕组气隙取气径向斜流氢内冷的冷却方式。

定、转子绕组均采用F级绝缘。

发电机共有6个出线瓷套端子，其中3个设在出线盒底部垂直位置，为主出线端子，另３个设在出线盒的斜向位置，为中性点出线端子。

每个出线端子上设置4只套管式电流互感器，并采用无磁性紧固件固定在出线盒上。

主出线端子通过设在其上的矩形接线端子（金具）与封闭母线柔性连接，中性点出线端子则通过母线板连接后封闭在中性点罩内并接地。

发电机采用端盖式轴承，轴承采用下半两块可倾式轴瓦。

定子冷却水首先从外部水系统进入发电机励端汇流管，然后经绝缘引水管分别进入上、下层定子线棒，再经汽端的绝缘引水管进入汽端回水汇流管，最后返回到外部水系统中。

发电机定、转子沿轴向分成11个通风区，5个进风（冷风）区和6个出风（热风）区交替分布。

在转子两端护环外侧装有单级浆式风扇，用以驱动发电机内的氢气循环。

定子铁心端部磁屏蔽处和出线盒内设有单独的冷却风路。

在机座汽励两端顶部分别横向布置了一组冷却器，每组冷却器由两个冷却器组成，每个冷却器有各自独立的水路。

发电机采用双流双环式油密封。

发电机励磁系统采用机端静止可控硅自并励励磁方式，励磁电源取自发电机出口的励磁变，经可控硅整流、自动电压调节器调节后，通过电刷和滑环接触装置引入到转子上并通过导电杆直接供给发电机的转子绕组。

励磁整流及调节装置采用美国GE公司生产的EX2100励磁系统。

启励电源取自本机0.4kV系统。

励磁变采用三台顺特电气有限公司生产的DCB9-3000/20型单相干式自冷却变压器，连接方式为Y.d11。

高厂变采用特变电工沈阳变压器集团有限公司生产的SFF10-CY-63000/20型三相三绕组油浸风冷式无载调压电力变压器，接线方式为Dyn1-yn1；高厂变低压侧额定电压分别为10.5kV，中性点经电阻接地。

主变采用三台特变电工沈阳变压器集团有限公司生产的DFP-270000/500型单相油浸式无载调压电力变压器，连接方式为YN.d11，冷却方式为强迫导向油循环吹风冷却。

发电机通过封闭母线依次励磁变、高厂变及主变相连接，构成发变组单元接线。

主变高压侧通过架空线路经主开关与500kV配电母线相连接。

（四）辅机循环水系统概述

辅机循环冷却水系统采用带机力通风冷却塔的二次循环供水系统，供水方式为扩大单元制，每台机组配3格冷却塔，共6格。

辅机循环冷却水泵房外设置了两个前池，泵房内设有3台辅机循环冷却水泵。

其中1号泵连接1号前池，为9号机组供水；3号泵连接2号前池，为10号机组供水；2号泵为公用泵，连接两个前池，可分别为两台机组供水，正常情况下备用。

系统流程为：

辅机循环冷却水泵房前池→辅机循环冷却水泵→辅机循环水压力管→辅机冷却器及小汽机凝汽器→辅机循环水回水管→机力通风冷却塔→机力通风冷却塔水池→辅机循环冷却水泵房前池。

辅机循环水系统的用户为：

9、10号机开式冷却水系统、9、10号机锅炉除灰用水。

在泵房集水坑内设有排水泵，启停由水位计控制。

开式循环冷却水系统水源取自辅机循环冷却水泵出口母管，向各用户供水，回水至辅机循环水回水母管。

开式循环冷却水系统用户:

一路经滤水器后去闭式水冷却器；另一路又分为两个支路，一路直接去给水泵汽轮机凝汽器和锅炉排污水池，一路经滤水器后去小机真空泵换热器。

闭式循环水系统主要用户：

汽机侧有主机润滑油冷却器冷却水、主机凝结水泵电机及轴承冷却水、发电机空、氢侧密封油冷却器、发电机氢气冷却器、发电机定子冷却水换热器、EH油冷却器冷却水、主机水环真空泵冷却水及补水、小机冷油器冷却水、小机凝结水泵冷却水、汽动给水泵主泵及前置泵机械密封冷却水、热网循环泵及补水泵轴承冷却水等。

锅炉侧有：

磨煤机液压油站冷却器、磨煤机润滑油站冷却器、引风机润滑油站冷却器、引风机液压油站冷却器、空预器冲洗水泵轴承冷却器、空预器顶部导向轴承冷却器、一次风机液压润滑油冷却器、密封风机密封冷却水、送风机电机润滑油冷却器、暖风器疏水泵轴承冷却器、启动疏水泵轴承冷却器、化学取样冷却器、干燥过滤装置等。

二、660MW机组机组冷态启动过程概述

（一）锅炉、汽机启动状态划分

1、根据停炉时间的不同，可把锅炉的启动状态分为以下四类如表1所示。

表2锅炉启动状态分类

启动方式

停炉后所经过的时间T小时

从点火到满负荷所需时间

冷态启动

T>72

8小时

温态启动

10

3小时

热态启动

1

2小时

极热态启动

T<1

1小时

2、根据机组启动前高压缸第一级金属温度不同，汽轮机的启动可以分为不同的启动状态。

（1）热态：

汽轮机第一级金属温度≥120℃。

（2）冷态：

汽轮机第一级金属温度＜120℃。

（二）本机组冷态启动流程

1、机组启动前的检查

包括锅炉本体，燃烧系统，汽机系统和发变组的检查

2、启动前的准备

（1）机组辅机及电动门的送电

（2）辅助系统的投入：

包括辅助循环水系统，闭式循环水系统，开式循环水系统；送、引、一次风机及磨煤机油站；除渣系统；润滑油、密封油、顶轴油系统；发动机氢冷，水冷系统；主机盘车；辅助蒸汽系统；凝结水系统等。

表3机组启动前盘车时间

第一级金属温度℃

最少连续盘车时间h

第一级金属温度℃

最少连续盘车h

105

2

260以上

4

3、锅炉上水，确认出水罐水位。

当储水罐水质优于下列指标值后依次关闭各疏水阀门。

表4水质指标

水质指标

Fe＜500ppb或混浊度≤3ppm

油脂≤1ppm

pH值≤9.5

4、锅炉冷态清洗。

当储水罐水质优于下列指标值时，冷态清洗结束。

表5水质指标

电导率＜1μS/cm

Fe＜100ppb

PH值9.3～9.5

5、锅炉点火

（1）锅炉辅机系统的启动。

启动空气预热器、引风机、送风机。

调节两侧风机负荷平衡，维持炉膛压力在-100Pa之间。

总风量在30%~40%之间。

启动燃油系统，保持供油母管压力大于等于3.5MPa。

锅炉吹扫结束后，复位MFT。

（2）真空破坏阀关闭，启动真空泵抽真空。

投入汽轮机轴封系统。

启动一台启动给水泵。

开启过热器和再热器所有疏水门。

（3）锅炉点火方式有两种方式可供选用：

油枪电弧偶方式和等离子点火方式。

等离子点火（A层）方式（推荐使用）：

（1）检查等离子冷却水泵运行正常，等离子具备启动条件；

（2）启动一台密封风机、一次风机，投入A磨一次风暖风器，A磨煤机暖磨；

（3）顺序启动6台等离子发生器，并调整电压、电流至最佳值；

（4）A磨启动条件满足后，启动A磨煤机，给煤量维持18t/h，等离子燃烧器投入运行，根据着火情况，调整一、二次风至最佳值，着火稳定后，调整给煤量至20t/h运行。

6、锅炉升温、升压

（1）开启主汽门前疏水、高旁前疏水门，将高压旁路控制投入自动或手动开启暖管，将高旁减温水投入自动。

将低旁及低旁减温水投入自动。

投入低压排汽缸喷水、高低压疏水扩容器喷水。

（2）点火初期为保护厚壁元件，减小热冲击。

根据炉膛出口烟气温度、水冷壁壁温、炉水温度、主汽温度和压力的变化速度，随时调整投入的油枪数量或A磨给煤量，使同一位置的炉水的温升率控制在2℃/min或以下，直到炉水压力达到5.9MPa为止。

（3）当汽水分离器压力达到0.2MPa时，关汽水分离器及过热器系统所有空气门。

（4）当启动分离器出口温度达到190℃时，调整燃料量控制分离器出口压力和温度稳定，锅炉开始进行热态清洗，热态清洗水回收至凝汽器

（5）锅炉升温升压期间，通过调整给水量及燃料量，控制水冷壁、过热器及再热器金属温度，防止超温。

7、热态清洗

（1）汽水分离器压力1.25MPa，启动分离器出口温度达到190℃时，调整燃料量维持分离器出口压力和温度稳定，锅炉开始进行热态清洗。

（2）联系化学值班人员及时进行水质化验，当储水罐出口给水≤50ug/L，热态清洗结束。

将锅炉启动疏水回收至除氧器。

（3）热态清洗时控制给水流量约为451.2t/h（21%B-MCR）。

8、发变组转热备用

主要包括下列内容：

（1）主开关控制电源送电；

（2）检查发变组保护装置投入运行，保护压板投入正确；

（3）查主变与高厂变冷却装置动力及控制电源良好，并转为自启动状态或手动投入；

（4）励电源送电；

（5）查励磁系统控制电源、灭磁开关合闸电源及整流柜风扇电源良好；

（6）整流柜风扇投入运行。

9、冲转参数满足要求

主气压升压8.92MPa，主蒸汽温度360℃（过热度大于56℃），再热蒸汽压力1MP,再热汽温320℃。

10、汽轮机进汽、冲车、升速、暖机

表6汽轮机升速阶段操作

升速范围

升速率

主要操作

备注

0～400rpm

150rpm

全面检查

大小修后，打闸磨检

400～2000rpm

150rpm

暖机150分钟

温升率＜55℃/h

2000～2900rpm

150rpm

TV/GV切换

TV全开,GV调节状态

2900～3000rpm

50rpm

定速

备注：

高中压缸联合启动，带旁路；自动主汽阀（TV）冲转。

过临界转速区时EH自动将升速率设定为500rpm迅速通过。

TV---主汽门；GV---调节阀门。

禁止汽轮发电机组在临界转速区范围内停留见下表。

表7汽轮发电机组临界转速区

第一临界转速区

第二临界转速区

第三临界转速区

第四临界转速区

600～1000rpm

1400～1800rpm

2100～2300rpm

2650～2850rpm

表8轴系临界转速设计值（一阶）

高中压转子

1633rpm

低压1号转子

1656rpm

低压2号转子

1673rpm

发电机转子

792rpm

11、发电机升压、并网及带初负荷

（1）发电机升压一般只采用自动方式，并网时采用自动准同期方式。

（2）并网后，发电机组自动带5％初负荷；暖机30分钟，并且在暖机期间主蒸汽温度温升率稳定并不得超过1.3℃/min。

（3）暖机结束后加负荷时要控制调节级温升速率最大不超过1.8℃/min。

（4）炉膛出口烟温达到540℃时，检查烟温探针已退出运行。

12、升负荷至额定负荷

表9锅炉升负荷阶段主要操作

目标负荷

升负荷率

主要操作

备注

66MW

3.3MW/min

负荷达到66MW后检查高排通风阀确已关闭，高排逆止阀确已开启后投入高压缸压比低保护。

当机组有功负荷升至66MW以上且机组运行稳定时，将厂用电由备用电源倒至工作电源。

主蒸