辅机

为掌握超临界循环流化床机组的深度调峰能力，科学参与辅助服务市场，有必要对存量机组深度调峰性能深入研究。 方法 从安全性、经济性及环保性3个维度分别开展了40%和30%额定负荷连续试运行、锅炉燃烧优化调整、锅炉效率和汽机热耗率性能测试，实施了给水泵单泵运行、压力曲线优化、锅炉氧量、床压调整等10余项优化措施。 结果 实现了连续12天30%额定负荷连续运行，40%和30%额定负荷深度调峰对煤耗的影响分别约为52、72 g/(kW·h)。 结论 350 MW等级超临界循环流化床机组具有良好的深度调峰能力，不需改造30%额定负荷工况，不需投油稳燃且锅炉保持较高效率，汽轮发电机组本体、热力系统、辅机设备等监视参数正常，主要烟气污染物实现超低排放。

电力生产中，发电机组厂用电绝大部分消耗在像凝结水泵这样的使用高压交流电机的大容量辅机中。现阶段节能改造中，将凝泵机组由工频运行改为变频运行，通过调节变频器的输出频率改变电机的转速，达到调节出口流量的目的，节能降耗效果十分明显。不过，随着变频技术的推广与应用，凝泵变频技术存在着一些新的隐患与问题，较多凝泵采用变频技术后在某些转速下会有振动增大的现象，由于凝泵泵体轴系较长，凝泵等立式水泵电机上部所反映的振动一般仅为泵轴底部叶轮、口环等处振动的1/5~1/4.因此，当凝泵电机上部振动超标时，其泵轴下部振动将呈倍数关系的放大，振动超标的情况下长期运行将导致轴承、叶轮等部分偏磨等故障，严重时可能造成泵轴弯曲、机组跳闸等恶性事故。对设备的安全稳定运行和经济性能产生很大的影响，同时影响机组深度调峰过程的机组经济性和安全性。 目前常用的降振措施包括动平衡和加支撑，动平衡方式只能一定程度上降低不平衡激振力，共振峰值仍然存在；而加支撑方式常常会导致泵轴、口环、机封等部分结构的偏磨，导致设备的异常，这两者都只是抑制了共振，并没有从源头消除共振问题。因此，研究一种能够方便、快捷实施的振动抑制方案来保证设备运行安全，提高深度调峰过程中凝泵的可靠性和节能效果，显得尤为必要。

100%容量锅炉给水泵组是1000MW等级超超临界火电机组中关键的辅机设备，该产品的性能优劣及稳定性关乎整个电厂的安全性。公司利用先进的设计方法、工艺装备和试验检测手段，成功研制国内首台套具有完全自主知识产权的100%容量锅炉给水泵组产品。 该产品采用全抽芯式整体芯包、刚性转子、阶梯式主轴结构，满足系统快速启动要求，便于维护检修；开发出大流量、高扬程、高效水力模型，可提高泵组运行效率；研制出补偿角度偏转和窜动的安全型推力轴承，采用平衡鼓+推力轴承结构可有效平衡轴向力，提高泵组可靠性；优化了轴端密封冷却室组件结构，增强了冷却效果。研制过程中公司掌握了PIV测试平台水力模型特性研究、三维全流道有限元仿真、轴承-密封转子动力学及故障诊断等核心技术，真正实现核心技术自主可控，为“碳达峰、碳中和”目标背景下国家能源安全保障做出了贡献。

项目研发了国产兆瓦级全径流式小型分布式燃气轮机，并根据其运行特性及影响因素，提出多种设计理念相结合的设计方式：产、学、研、用多方合作，形成了具有自主知识产权的小型燃气轮机的设计体系，并开展了分布式供能示范项目和燃气轮机的长期寿命考核，实现了国产燃机的自主设计、制造、试验测试、示范、验收考核，形成了完整的研究优化及配套集成方法，带动了国内小型燃气轮机完整产业链的健全和发展：通过分布式示范项目的现场集成研究优化、测试和长期寿命考核，提出了一套国产兆瓦级小型燃气轮机冷热电多联供辅机配套集成方案：在示范项目建设过程中，创新性总结出了针对国产兆瓦级小型燃机的全厂冷态启动方法、单体整套一体化的调整试运方法和集成过程中静态、动态及负荷抚动等多工况下的性能测试方法。

通过近30年来的飞速发展，我国发电装备总体水平已经达到世界领先，追切需要我国发电行业通过全面的技术和管理手段，把机组的性能充分发挥出来，为我国节能减排事业做出应有贡献。根据我国电力行业标准《发电设备可靠性评价规程》（DL/T793-2012）的统计结果，我国主、辅机的可靠性总体上处于世界领先水平，但基于现场一线的工作经验表明，超过一半以上的机组可靠性事件都是由于辅机的可靠性引起的、电厂超过7%%的检修维护工作与检修费用都花费在辅机上，脱硫、脱硝、除尘等环保设施经常由于性能不足满足不了环保要求而使机组受罚，存在统计数据与实际现象相互脱节的现象，不利于设备管理人员有效地掌握辅机的健康状况，有效地根据辅机健康状态采取合理的检修维护和管理措施，充分的发挥设备的即有性能，因而追切需要研究新的辅机可靠性评价技术体系，但是当前对大型火力发电厂机组可靠性的研究多侧重于故障诊断、事先预防的方向，不足以解决辅机可靠性管理系统性的基础数据缺乏问题。本课题针对这些问题进行了深入的研究，提出了全面的解决方案。

本项目以建设“低碳环保、技术领先、世界一流的数字化电站”、“一键启动，无人值守、全员值班的信息化电站”为目标，燃气热电在建厂规划阶段就定员全厂30人，生产运行人员定员12人，每值3人，这在现有的电厂模式下是不可能的，尤其是机组启停阶段是操作量大、风险点多、安全要求高，必须有一套全程自动且安全可靠的自动系统（APS）才可以在如此少的人员配置下完成工作。现有的APS技术大多是基于主机启停来设计的，化学制水、辅机启动、锅炉上水等均需要人工完成，造成人员需求较多，值班人员操作量大，常常连续好几个小时满负荷的操作，容易出现误操作和注意不到位的情况。而且现有的APS断点较多，到断点时需要人工参与确认，这样容易导致各系统间协调不好，影响启动过程，延长启动时间。所以设计一套从辅机启动开始直到二拖一并网完成的全过程无断点APS非常有必要。在互联网+、工业4.0等新技术引领科技发展的今天，电厂的智能化已经势在必行，作为生产单位，发电生产系统的智能化才是根本，这就需要我们尽可能将生产过程智能化的实现，也就是将规程的操作要求和人员操作中的思维过程实现程序化，让APS系统全程自动的实现。三菱M701F4机组为国外进口机组，对该类机组的国内基本处在常规应用阶段，本项目的研究需要多处调用三菱的控制程序，可以促进国内对引进机组的深化应用。

项目实施过程针对本工程的水质条件、出水要求、设备选型、参数选择等内容，重点进行以下方面的研究：调查国内中水回用不同处理方式及存在的问题：经澄清过滤后的中水作为辅机循环冷却补充水和电厂锅炉补给水水源，系统的安全分析比较：压力式超滤膜的选型，膜通量的选取等采用多系统联合分质供水的优势。 本成果已通过了中国电力企业联合会组织的成果鉴定。鉴定结论为：项目节约占地效果突出，同时节约用水，环保效益显著，符合国家建设资源节约型、环境友好型社会的要求。项目的成功应用，为国内大型火力发电厂城市再生水回用优化布置和简化流程提供了范例，处于国内领先水平。

本工程烟气系统脱硫装置，无GGH和增压风机的设置，在吸收塔前采用事故喷淋降温设计，防止锅炉单侧空气预热器故障跳闸情况下，高温烟气对脱硫吸收塔内防腐和除雾器的损害，保护了吸收塔及吸收塔后净烟道，保证了烟气系统的安全可靠；针对无旁路烟道脱硫系统与主机系统的逻辑，进一步细化了主机与脱硫系统启停、辅机故障等情况下的操作程序和配套措施，实现微油点火及电袋除尘器高效运行，避免因投油稳燃对石灰石浆液品质的影响，确保脱硫系统达标运行。本工程通过对原设计脱硫装置的局部治理技改，将脱硫系统原设计硫份由2.08%提高到3.0%，在合理参烧低硫煤的情况下，保证了机组不降负荷运行就能实现达标排放。机组自2011年8月投产到2011年年底共产生二氧化硫22608吨，排放765吨，削减21843吨，脱硫效率达到96.62%，满足设计要求，达到环保排放标准，有效的减少烟气对大气的污染；脱硫系统设计取消旁路的同时取消GGH，节约设计占地，而且减少了运行费用，进而降低了年运行成本，同时还可降低检修、维护成本。投产后的测试数据证明，大唐林州热电脱硫系统的设计及使用是成功的。目前多家单位来厂考察学习，我公司按照集团公司要求对高硫份无旁路脱硫工程进行了专项总结。