1000MW机组

在火力发电厂节能降耗指标中，凝汽器端差是重要的经济指标之一，胶球清洗系统可维持凝汽器冷却水管内壁的洁净，提高凝汽器总体传热性能，降低凝汽器端差的主要设施。华电国际邹县发电厂（以下简称邹县发电厂）自投产发电以来一直沿用电力工业部1995年颁布的DL/T581-1995《凝汽器胶球清洗装置和循环水二次过滤装置》规定：凝汽器胶球清洗装置每天投运一次，胶球清洗装置运行30分钟，收球15分钟；投入运行的胶球数量是凝汽器单侧单流程冷却管根数的7%～13%，对应335MW机组每次投球500只，635MW机组每次投球1000只，1000MW机组每次投球1500只，2010年国家能源局修订标准《凝汽器胶球清洗装置和循环水二次过滤装置》DL/T581-2010代替DL/T581-1995，胶球投入数量和时间做出同样的规定。但是随着机组单机容量的扩大，凝汽器冷却管数量亦相应增加，按国家能源局规定的胶球投入数量和时间无法确保邹县发电厂胶球装置在不同水质情况下对凝汽器各区域的冷却管都能得到有效清洗，从而导 致凝汽器端差偏高，需要进行深度优化改进。

近年来，我国发电厂基本上实现了数字化。数字化电厂通过对电厂各类信息的数字化处理，借助于网络技术实现准确且可靠的信息交换和实时共享，将关于设备的海量数据存储起来，为机组的运行和维护提供科学指导和决策。其建设的最终目标绝不仅仅是一个信息化、数字化平台，而是对电厂设备和运行状态的优化决策和智能评判。数据不加以整理不能成为信息，信息不加以分析不能成为知识，知识不加以应用不能成为力量。这项工作建立在大量监测数据基础上，但更需要有专业的技术人员能对这些数据进行分析，对技术人员的要求极高。与欧美等先进工业国家相比，我国在发电设备的安全、监控和运行优化决策支持系统方面还存在较大的差距，电厂普遍存在特征提取与分析、诊断与决策功能薄弱的缺陷，设备有用信息被大量堆积，无法充分利用。这已经成为限制发电设备运维水平进一步提升的瓶颈问题。企业迫切需要一种有效的手段对海量信息进行挖掘和分析，以预知设备故障，从而进一步提高设备运维水平。 本项目提出在信息化、数字化电厂基础上，构建机组在线状态监测、预警和故障诊断平台，集工况监视、设备早期预警、设备健康分析、故障诊断及维修咨询为一体，将振动监测数据与负荷、压力等过程参数结合起来，在专家丰富诊断经验和理论知识基础上，建立故障特征提取模型、故障诊断模型，实现对机组状态和振动故障的智能预警、状态评判和综合诊断，指导机组运行和检修，进而减少维护时间，降低故障率。项目成果成功应用于湛江电力有限公司和茂名臻能热电有限公司7台机组，并在600MW、1000MW机组上推广应用，取得了良好的经济和社会效益。本项目研究成果推动了我国发电设备预警、故障诊断技术的发展，为互联网体系下电厂设备信息的大数据挖掘与分析提供了先进平台，对于杜绝发电厂恶性事故、减少一般性事故，全面提高发电厂机组的稳定可靠性和运行优化水平和提升企业经济效益具有重要意义。

CCI的迷宫式最小流量阀在亚临界300NW、600ME机组运行中效果较好，但随着超临界、超超临界机组的投入运行、相关参数的不断提高、尤其是给水压力的提高，阀门出现泄漏的现象也越来越多，据统计，在超临界600MW机组、超超临界660NW/1000MW机组电厂最小流量阀为CCI公司出品的阀门中，在机组运行一段时间后常常产生不同程度的泄漏。 在超临界600MW、超超临界660MW1000W机组的运行过程中，最小流量阀泄漏是非常普遍的现象。一方面，在超临界600MW机组中，在负荷低于360MW的状态下，最小流量阀要打开：否则需要关闭，这样每天最小流量阀根据负荷的需要开关多次，这必然增加阀门泄漏的几率；另一方面，由于通过该阀的工质压力很高（超临界30MPa，超超临界35MPa），，这样又很容易吹损阀门的阀线、进而导致阀门泄漏。目前该方法已在“华电周县超临界600MW电厂、国电铜陵超超临界660MW电厂实施，效果较好。该改进措施完全可以在行业全面推广。值得一提的是，该改进措施还可应用在锅炉的过热器、再热器减温水调节阀中去，同样可以达到避免泄漏的效果。

大型电站等基础设施建设中往往会遇到溶洞、溶隙裂缝和地层塌陷等特殊的地质问题，为了避免设备基础出现塌陷、不均匀沉降等危害而设计的密闭空心网格基础，能有效地调整基础的不均匀沉降，满足数万吨大型设备荷载要求，此结构是一种新型的结构形式，在有效降低基础自重的同时节约了混凝土用量。华能莱芜电厂三期2×1000MW机组工程锅炉基础采用密闭空心网格基础设计技术，基础尺寸长54.9m、宽47.3m，高8.5m，共有箱格82个，板墙为梁式配筋形式，箍筋高度8.5m，为国内最大密闭空心网格基础，如何施工梁式封闭箍筋，网格型模板加固、高板墙混凝土浇筑和基础结构和设备螺栓的精确定位等均是重大的技术难题，因此需要研究一种大型密闭空心网格基础施工工艺，采取有效措施，保证基础施工质量与安全。 本项目成果创新点包括锅炉基础板墙箍筋采用“分段法”施工，即将箍筋分段，接头采用机械连接或焊接连接。水平筋采用“编织法”施工，将纵向水平筋分层次吊运至板墙内中间区域，然后纵向钢筋左右穿插施工，缩短钢筋穿插距离，待纵向钢筋穿插绑扎完成后，横向钢筋再由外向内双向同时穿插施工。避免了搭设满堂脚手架悬挂封闭箍筋，简化了施工工序，降低了施工难度，减少了工作量和高空作业，降低了施工成本，工作效率提高近30%，提高了施工安全性。网格型模板采用“井字支撑法”加固，根据网格大小，用脚手管分层搭设井字型或井字型网支撑架，水平脚手管两侧安装顶丝双向支撑模板，使整个基础网格型支撑模板连接成一个整体，提高了模板的整体稳定性，施工安全性显著提高。混凝土浇筑采用“对角线斜面分层法”施工，消除了施工缝隐患，提高了施工质量。同时取消了后浇带的留置，简化了施工工序，基础一次成型，基础抗渗性增强，工作效率提高。运用“微型网测量控制系统”，基础平面上根据结构特点建立微型平面控制网（平面控制点和高程控制点），利用微网进行基础定位和高程控制，保证基础的准确定位和高程控制，精度高，易操作。

协调控制系统增加了超弛保压、变参数控制等；通过调节系统优化克服了制粉系统干燥出力不足引起升降负荷大幅度甩汽温和超温问题：通过调节系统优化解决了煤种掺烧引起机组主要参数偏差大问题；1000MW机组锅炉金属壁温控制实现了自动控制。调节系统控制逻辑进行优化后，根本解决了由于锅炉两侧存在热偏差、燃烧煤种偏离设计煤种、磨煤机启动/停止、掺烧煤、吹灰、加减负荷等机组工况造成主汽压力、主汽汽温、再热汽温波动大到很难控制的困难，并将长期摸索出来的调整策略加以固化，使两台机组的主、再热蒸汽温度在额定值“压红线”运行，主汽压力基本额定值运行。通过调节系统优化工作，解决了机组由于煤种掺烧偏离设计煤种引起调节系统不满足要求的问题，主汽压力、主汽温度波动大问题，两个细则相关要求不满足问题，调节系统参数设置不合适等问题，提高了机组负荷响应能力及机组调频能力，整体提高了机组的经济性和安全性。同时由于机组实现了金属壁温自动控制，提高了机组可靠性，降低了运行人员劳动强度。该套调节系统优化方案在1000MW机组效果显著，可以在行业内推广，可以提高机组可靠性和经济性。

本项目QC小组将在2016年一季度继续对此次治理效果进行跟踪，通过热态巡检制度及定期工作巩固成果。经1-2月份缺陷分析，发现2个月仅发生缺陷卡涩情况2次，月均1条，巩固措施持续有效。本次活动我们小组成员遵循QC小组活动程序，恰当使用工具方法，充分发挥每个人的聪明才智，QC小组成员个人技能明显提高，每个人熟练掌握了鱼骨图、排列图等常用分析问题的方法。2016年QC小组将不断开拓创新，围绕“降低四期短吹故障次数”继续开展QC小组攻关活动，为企业创造更好的安全、经济效益。

通过对哈汽1000MW超超临界汽轮机进行配汽优化研究与试验，在确保机组振动、瓦温正常，轴系及通流部分强度安全的前提下，将哈汽1000MW汽轮机组高压调门配汽方式由原设计的“三阀先开、两级管理”模式（即CV1、CV2、CV3同时开关→CV4），创新更改为“两阀先开、三级管理”模式，即：CV2、CV3同时开关→CV1→CV4。在此配汽模式下，各工况下进汽节流损失减小、机组热耗明显降低，尤其是在1000MW机组参与电网调峰、带部分负荷运行时节能效果更为显著。 本项目已在潮州发电公司#3、4机组上成功实施，对促进高参数、大容量火力发电机组优化运行方式、深入开展节能减排活动具有积极的推动与促进作用。该项目对于已投产的同类型1000MW机组，具有示范推广作用；对于其它采用两级阀门管理模式的600MW及以上大机组，也具有一定的借鉴意义；对于设计制造单位在进行机组配汽方式设计时也有一定的借鉴和参考作用。

国内蒲城电厂的高位收水塔存在一些问题，主要是淋水填料和高位收水装置的安装较难，国内第一次施工，经验不足，与设计有偏差；其次是冬季结冰严重，影响安全运行。使用以来，运行不理想。 综上所述，为系统提高1000MW机组闭式循环水系统整体效率，在安徽安庆电厂进行二期2×1000MW机组扩建工程中进行了有益探索，在总结以前工程应用经验基础上形成了本技术。本技术关键技术2016年3月27日通过中电建协关键技术成果评审技术达国内领先水平。本技术已在安庆电厂二期2×1000MW机组上得到应用，取得了良好的经济和社会效益。 1.采用本技术，每台蜗壳泵比常用的斜流泵按降低功率1000kW，一台机组三台循环水泵每小时共节省约3000kW厂用电，按年利用5000h计算，每年可节省1500万kwh的电量，按上网电价按0.4066元/kwh来计算，每年可增加收益609.9万元，初投资虽然增加3726万元，但6年就可收回成本，电厂火电机组设计寿命一般为30年，因此经济效益显著。 2.同时本技术采用高位收水冷却塔降低了噪音，对附近居民影响降到了最低，同时收到了良好的社会效益。在现有技术条件下已最大限度提高了1000MW的机组中闭式循环水系统效率，减少了维护量，节省了土建费用，在安庆电厂二期扩建工程上已成功应用，效果明显，值得推广。

本项目对提高中速磨煤机出口温度的可行性进行了深入的理论与试验研究，成果首次在300MW~1000MW机组上进行了应用，经历了长达3年多的安全运行检验。在热分析、红外分析、热平衡计算和数值模拟等研究的基础上，结合磨煤机内温度场测试，首次提出了将CO开始析出温度作为磨煤机进口热风温度的安全性指标参数。通过对磨煤机内温度场分布与热交换过程的理论与试验研究，得出了煤粉颗粒所能达到的最高温度范围及其粒径、比例分布，为提高磨煤机出口温度提供了理论支持。实践中将磨煤机出口温度提高到95℃~100℃，排烟温度下降6℃~7℃，降低发电煤耗约1g/kWh，制粉系统运行安全、稳定，经济效益和社会效益可观。