国电阳宗海生产实习报告

国电阳宗海生产实习报告 国电阳宗海发电有限公司 生产实习报告 院系 : 信自学院自动化系 班级 : 自动化091 学生 : 杨 晨 学号 : 200910401148 指导教师 : 钱斌、胡蓉 教 授 二?一二年六月 第 1 章 前言 1.1 实习时间和实习地点 实习时间:2012年6月25日至2012年6月29日 实习地点:国电阳宗海发电有限公司 1.2 实习的目的和意义 生产实习是在完成一部分专业基础课程和专业课程的学习后，进行的重要实践教学。生产实习是理论联系实际的桥梁，是增加感性认知，获得实践知识的重要途径，是锻炼动手能力，提高实际技能的重要过程。通过实习，得到专业方面的感性认知，理解相关的生产性质，特点所要掌握的知识范畴以及相关的科学技术，管理知识等。为进行后续专业课程的学习和毕业实践环节打下良好的感性实践认知基础。 通过实习学习和了解生产组织管理等知识，培养了理论联系实际的工作作风，以及生产现场中将科学的理论知识加以验证、深化、巩固和充实。在生产劳动、生产技术教育和查询阅读现场资料中，理论联系实际，提高我们的独立分析问题和解决问题的能力。通过现场参观，了解工厂的生产组织系统。进行安全了解工厂的各种生产措施及规章，保证实习安全进行，获得生产安全技术知识，培养安全生产的意识。使课堂教学的理论知识与生产实际相结合，巩固所学的理论知识，使理论紧密结合生产实践，使我们获得实际生产技术和管理知识，树立工程技术经济意识;通过现场参观、跟班劳动及专题报告，观察并掌握主要设备安装与检修的一般步骤和，以及生产运行管理的基本操作规程等，培养我们独立思考以及分析问题和解决工程实际问题的工作能力，为后续专业课程的学习打下基础。 第2章 实习单位简介 2.1实习单位的基本情况 2.1.1实习单位的地理位置 国电阳宗海发电厂，建于上世纪50年代，后来因经济建设需要，几经扩建，不段扩大发电规模到100万千瓦，现电厂位于云南省昆明市宜良县汤池镇。 阳宗海发电有限公司，2003年1月20日，因电力改革，公司正式划归中国国电集团公司接管，公司原云南省电力集团公司的51%股权划转中国国电集团公司，更名为国电阳宗海发电有限公司，公司处于云南省昆明市近郊，北邻昆石公路、南昆铁路、昆河铁路，南濒阳宗海，距昆明市36公里。 该发电厂原来只有装机容量6万千瓦的小机组，能耗太高，而且灰、渣、煤和水的污染难以治理，对阳宗海造成危害。为此，阳宗海发电厂决定上高参数低能耗的大机组，到1999年阳宗海发电厂两台200MW的机组投产运行后，发电量大幅上升，到三期工程于2005年底建成投产，标志着电厂1000MW建设目标完成，公司跻身于百万千瓦级的大型火力发电企业。发电厂规划装机容量为1000MW，一期工程200MW，二期200MW，三期2×300MW。 2.1.2 实习单位的历史 1995年11月28日正式挂牌成立并按现代企业制度运作的有限责任公司。 1996年11月17日1×200MW机组并网发电。 1999年1月12日二期工程1×200MW机组并网发电。 2003年1月20日，中国国电集团公司正式对新划转后的阳宗海发电有限公司安全生产工作进行接管。 截止到2003年12月31日，累计发电量120.9亿千瓦时，累计上缴国家税金4.273亿元。 2003年12月18日公司三期扩建工程2×300MW机建设动工。 该公司先后获云南电力集团公司"思想政治工作优秀企业"、云南省省级"文明单位"、"安全、文明生产"达部标企业等称号。 2.1.3实习单位的现状 国电阳宗海发电有限公司是云南电力在全国首家跨行业引入企业资金集资兴办的独立发电企业。处于云南电网的负荷中心，对昆明地区的电力负荷起支撑作用。由云南省电力集团公司(51%)、云南红塔投资有限公司(32%)、云南省开发投资有限公司(17%)共同投资。 2.2 实习单位的主要生产工艺流程 2.2.1实习单位的主要生产过程概述 火力发电厂的生产过程实质上是四个能量形态的转换过程，首先化石燃料的化学能经过燃烧转变为热能，这个过程在蒸汽锅炉或燃汽机的燃烧室内完成;再是热能转变为机械能，这个过程在蒸汽机或燃汽轮机完成;最后通过发电机将机械能转变成电能。下图所示即为火电厂生产过程的概述: 2.2.1实习单位的详细生产过程 我们本次实习所去的国电阳宗海发电有限公司使用的燃料是煤炭，也就是原煤。原煤一般用火车运送到发电厂的储煤场，再用输煤皮带输送到煤斗。原煤从煤都落下由给煤机送入磨煤机磨成煤粉，并同时送入热空气来干燥和输送煤粉。形成的煤粉空气混合物经分离器分离后，合格的煤粉经过排粉机送入输粉管，通过燃烧器喷入锅炉的炉膛中燃烧。 燃料燃烧所需要的热空气由送风机送入锅炉的空气预热器中加热，预热后的热空气，经过风道一部分送入磨煤机作干燥以及送粉之外，另一部分直接引至燃烧器进入炉膛。 燃烧生成的高温烟气，在引风机的作用下依次流过炉膛，水冷壁管，过热器，省煤器，空气预热器，同时逐步将烟气的热能传给工质以及空气，自身变成低温烟气，经除尘器净化后的烟气由引风机抽出，经烟囱排入大气。煤燃烧后生成的灰渣，其中大的灰子会因自重从气流中分离出来，沉降到炉膛底部的冷灰斗中形成固态渣，最后由排渣装置排入灰渣沟，再由灰渣泵送到灰渣场。大量的细小的灰粒(飞灰)则随烟气带走，经除尘器分离后也送到灰渣沟。 锅炉给水先进入省煤器预热到接近饱和温度，后经蒸发器受热面加热为饱和 经过以上流程，蒸汽，再经过热器被加热为过热蒸汽，此蒸汽又称为主蒸汽。 就完了燃料的输送和燃烧、蒸汽的生成燃物(灰、渣、烟气)的处理及排出。 由锅炉过热气出来的主蒸汽经过主蒸汽管道进入汽轮机膨胀作功，冲转汽轮机，从而带动发电机发电。从汽轮机排出的乏汽排入凝汽器，在此被凝结冷却成水，此凝结水称为主凝结水。主凝结水通过凝结水泵送入低压加热器，有汽轮机抽出部分蒸汽后再进入除氧器，在其中通过继续加热除去溶于水中的各种气体(主要是氧气)。经化学车间处理后的补给水(软水)与主凝结水汇于除氧器的水箱，成为锅炉的给水，再经过给水泵升压后送往高压加热器，汽轮机高压部分抽出一定的蒸汽加热，然后送入锅炉，从而使工质完成一个热力循环。 循环水泵将冷却水(又称循环水)送往凝结器，吸收乏气热量后，在缺水的地区或离河道较远的电厂，则需要高性能冷却水塔或喷水池等循环水冷设备，从而实现闭式循环冷却水系统。 经过以上流程，就完成了蒸汽的热能转换为机械能，电能，以及锅炉给水供应的过程。因此火力发电厂是由炉，机，电三大部分和各自相应的辅助设备及系统组成的复杂的能源转换的动力厂。 整个生产过程可分为以下三个阶段: (1)燃料的化学能在锅炉中转变为热能，加热锅炉中的水使之变为蒸汽，称为燃烧系统; (2)锅炉产生的蒸汽进入汽轮机，推动汽轮机旋转，将热能转变为机械能，称为汽水系统; (3)由汽轮机旋转的机械能带动发电机发电，把机械能转变为电能，称为电气系统。 燃烧系统由输煤、磨煤、燃烧、烽烟、灰渣等环节组成。 (1)输煤:电厂的用煤量是非常大的，每天都能看到很多运煤车。 (2)磨煤:用轮船将煤运至电厂的储煤场后，经初步筛选处理，用输煤皮带送到锅炉间的原煤仓。煤从原煤仓落入煤斗，由给煤机送入磨煤机磨成煤粉，并经空气预热器送来的一次风烘干并带至粗粉分离器。该厂每台磨另有一个润滑油 站，一个液压油站与之相配套使用。在粗粉分离器中将不合格的粗粉分离返回磨煤机再行磨制，合格的细粉被一次风带出分离器，送到锅炉中燃烧。 (3)锅炉与燃烧:一次风携带煤粉与二次风按一定比例混合后经燃烧器喷入炉膛内燃烧。 (4)风烟系统:送风机将冷风送到空气预热器加热，加热后的气体一部分经磨煤机、排粉风机进入炉膛，另一部分经燃烧器外侧套筒直接进入炉膛。炉膛内燃烧形成高温烟气，沿烟道经过热器、省煤器、空气预热器逐渐降温，再经除尘器出去90%,99%的灰尘，经引风机送入烟囱，排向天空。其示意图如下: (5)灰渣系统:炉膛内煤粉燃烧后生成的小灰粒，被除尘器收集成细灰排入冲灰沟，燃烧中因结焦形成的大块炉渣，下落到锅炉底部的渣斗内，经过碎渣机破碎后也排入冲灰沟，再经灰渣水泵将细灰和碎炉渣经冲灰管道排往储灰场。 火电厂汽水系统由锅炉、汽轮机、凝汽器、除氧器、加热器等设备及管道等组成，包括给水系统、循环水系统和补水系统。 (1)给水系统。由锅炉产生的过热蒸汽沿主蒸汽管道进入汽轮机，高速流动的 汽轮机 过热器 锅 炉 发电机 凝 汽 器 给水泵 高温加热器 除氧器 低压加热器 汽水系统 蒸汽冲动汽轮机叶片转动，带动发电机旋转产生电能。在汽轮机内作功后的蒸汽，其温度和压力大大降低，最后排入凝汽器并被冷却水冷却凝结成水(称为凝结水)，汇集在凝汽器的热水井中。凝结水由凝结水泵打至低压加热器中加热，再经除氧器除氧并继续加热。由除氧器出来的水(叫锅炉给水)，经给水泵升压和高压加热器加热。 (2)补水系统。在汽水循环过程中总难免有汽、水泄漏等损失，为维持汽水循环的正常进行，必须不断地向系统补充经过化学处理的软化水，这些补给水一般补入除氧器或凝汽器中，即是补水系统。 (3)循环水系统。为了将汽轮机中作功后排入凝汽器中的乏汽冷凝成水，需由循环水泵从阳宗海之中抽取大量的水送入凝汽器，冷却水吸收乏汽的热量后再排入阳宗海之中。 发电厂的电气系统，包括发动机、励磁装置、厂用电系统和升压变电所等，如下图所示: 主变压器 发电机 励磁装置 ， 厂用 变电器 升压变电所 低压配电装置 发电厂的电气系统 2.3实习单位的主要生产设备 2.3.1锅炉 火力发电厂的生产设备以锅炉、汽轮机、发电机三大主机为主体，为提高生产过程的生产效率和经济利润，也就是着重在用最少的燃料输入去完成最大的输出电力。在这个原则要求下，必须增设许许多多的附属设备，而使这个蒸汽动力厂成为一个相当复杂而庞大的组合。根据与三大主机的关系，我们一般把它们归为锅炉侧、汽机侧、和电气侧设备。 锅炉是一种能量转换设备，向锅炉输入的能量有燃料中的化学能、电能、高温烟气的热能等形式，而经过锅炉转换，向外输出具有一定热能的蒸汽、高温水或者有机热载体。锅炉整体的结构容纳锅炉本体和辅助器具两大部分。锅炉中的炉台、锅筒、燃烧器、水冷壁过热器、省煤器、气氛传热器、构架和炉墙等主要部件构成生育蒸汽的关键部分，称为锅炉本体。锅炉本体中两个最主要的部件是炉台和锅筒。如下图所示: 锅炉内水汽循环: 锅筒又叫汽包，是锅炉最重要的受压元件，其作用为: (1)接受锅炉给水，同时向蒸汽过热器输送饱和蒸汽，连接上升管和下降管构成循环回路，是加热、蒸汽与过热三个过程的连接枢纽。 (2)锅筒中储存一定量的饱和水，具有一定的蒸发能力，储存的水量愈多，适应负荷变化的能力就愈大。 (3)锅筒内部安装有给水、加药、排污和蒸汽净化等装置，以改善蒸汽品质。锅筒由上升管与下降管连接起来组成自然循环回路。上锅筒内汇集了循环回路中的汽水混合物，常设有汽水分离装置，给水分配管。为了改善锅炉水的品质，有的锅炉还设有连续排污管和加药管。 下锅筒内则有定期排污装置。汽包结构如下所示: 蒸汽锅炉汽包: 锅炉内部有分为锅炉的汽水系统、风烟系统、及制粉系统。其中锅炉风烟系统为平衡通风系统，即利用一次风机、送风机和引风来克服气流流通过程中的各项阻力。平衡通风系统不仅使炉膛及尾部烟道的漏风不会太大，保证较高的经济性，而且还能防止炉内高温烟气外冒，对于运行人员的安全和锅炉房岛的卫生条件均有好处。风烟系统分为二次风系统、一次风系统和烟气系统。 (1)二次风系统。二次风系统的作用是供给燃料燃烧所需的大量热空气。送风机出口的二次风流经空气预热器的二次风风仓。在空气预热器出口热二次风道设置热风再循环管道;即在环境温度比较低的时候，将空气预热器出口的二次热风 引一部分到送风机的入口，以提高进入空气预热器的冷二次风温度，防止空气预热器的低温腐蚀。每台空气预热器对应一组送风机和引风机。两个空气预热器的进、出口风道都横向交叉联接在总风道上，用来向炉膛提供平衡的空气流。 (2)一次风系统。一次风系统的作用是用来干燥和输送煤粉，并供给燃料挥发份燃烧所需要的空气。大气经滤网和消音器进入一次风机，压头提升后，经冷一次风总管分为两路:一路进入磨煤机前的冷一次风管;另一路流经空气预热器，加热成热一次风后进入磨煤机前的热一次风管，热一次风和冷一次风混合后进入磨煤机。在合适的温度和流量下，煤粉被一次风干燥并经煤粉管道输送到燃烧器喷嘴喷入炉膛燃烧一次风的流量取决与燃烧系统所需的一次风量和流经空气预热器的漏风量。密封风机风源来自冷一次风，并最终通过磨煤机而构成一次风的一部分。一次风机出口到空气预热器进口不设置预热装置。 (3)烟气系统。烟气系统的作用是将燃料燃烧生成的烟气流经各受热面传热后连续并及时地排之大气，以维持锅炉正常运行。引风机进口压力与锅炉负荷、烟道流通阻力相关。引风机流量决定于炉内燃烧产物的容积和炉膛出口后面的所有漏入烟道中的空气量，其中最大的漏风量是空气预热器从空气侧漏入烟气侧的空气量。整个风烟系统的工作流图如下所示: 2.3.2汽轮机 汽轮机是发电厂的的原动机，它是把蒸汽的热能转化为大轴的机械能。通过锅炉与汽轮机之间的热力系统完成工质的汽水循环，热力系统包括凝汽冷却系统，回热加热系统、疏水系统以及补水系统等若干子系统，并利用各种热力设备 来完成各自的功能。凝汽冷却系统主要使汽轮机的出口汽造成真空，让进入汽轮机的出口汽及工作蒸汽从高的压力和温度，膨胀到可能达到的最低压力，尽可能多的放出热量变为机械能。同时，使乏汽加以冷却凝结成水，该系统由凝汽器、抽汽器、冷水塔及管道等主要设备组成。回热加热系统的主要作用是减少进入凝汽器的蒸汽量，以减少热量损失，提高热效率，利用汽轮机的各级抽汽，在逐级加热器中给水加热，该系统的主要设备有回热加热器、除氧器等。随机组的型式和供热要求的不同，抽汽的级数和压力也不同。为保证热力系统的正常工作且适应电能负荷的变化要求，汽轮机设置有调速系统，用调速器来保证汽轮机的转速在允许的范围内变化。同时在汽轮机上还装设有保护装置，最常见的有危机保安器、盘车装置以及轴向装置等。如下图所示: 2.3.3发电机 锅炉产生的新蒸汽进入汽轮机后逐级进行膨胀,蒸汽部分热能转化为汽流的动能 高速汽流施加作用于汽轮机的叶片上,推动了叶轮连同整个转子旋转,汽流的动能于是转换为汽轮机轴上的机械能.汽轮机带动发电机利用切割磁力线感应原理,将原动机的机械能转化为电能转动。发动机示意图如下所示: 2.3.4 电动部分 发电厂的主控制中心设在主控制室，又称中央控制室。对中小型容量的电厂，一般对电气设备进行集中控制，而对大中型的发电厂则更多的采用对机、炉、电统一调度的单元监控单元控制方式。当电厂容量大、机组台数、接线复杂、出现回路数较多时，还设有网络控制室，通常简称网控。电气主接线是电厂的的主系统，反映着发电厂的总装机容量，台数及主要电气设备的数量、布局、技术规范、连接形式及各回路间的关系。接线的基本形式可归纳为母线制形式如:单母线、双母线，一个半断路器接线等和无母线制接线如桥型接线、角型接线和单元接线等。变压器如下图所示: 高压断路器是开关设备中比较完善的一种开关设备。它有灭弧装置，通常可以切断负荷电流和短路电流。根据灭弧介质的不同可以分为:油断路器、空气断路器、SF6断路器等。 隔离开关是用来隔离和切断电源和倒换电路的开关设备。本身没有灭弧装置。主要用于检修电路和设备时，与电源形成明显的断口。在电路中与断路器串联使用，操作时必须按照规定的顺序，避免带负荷拉闸，合闸时先合隔离开关，后合断路器，跳闸时先跳断路器，后跳隔离开关。 2.3.5主要辅助设备 火电厂主要辅助设备有风机，泵以及回路加热器等。 泵是把机械能转变成液体压力势能和动能的一种动力设备，它是维持火电厂蒸汽动力循环不可缺少的设备，是火电厂的主要辅助设备之一。 在火电中应用泵的地方很多，例如，用给水泵给锅炉提供给水，用凝结水泵从整齐器热井中抽送凝结水，用循环水泵向蒸汽器供应冷却水。为了使凝汽器中的空气和其他不凝气体的排出，要用到真空泵或射水泵;为了排出加热器和管路等中的疏水，要用到疏水泵;火电厂蒸汽动力循环过程中，会存在着汽水损失，因此要用到补充水泵;为了冷却火电厂大型旋转机械的轴承或其润滑油等，要用到工业水泵以提供冷却水;汽轮发电机组的油系统中，要用到顶轴油泵、启动油泵和主油泵等，以提供润滑油和调节用油。 泵的主要性能参数有:流量、扬程、功率、效率、转速和必须气浊余量等。火电厂中的泵多数属于叶片式泵，并以离心泵为主。以离心泵为例，火电厂主要的泵的工作原理:泵轴通过传动机构与原动机轴联结，原动机带动泵轴及叶轮旋转，流过泵的液体在叶轮中叶片的作用下也产生旋转，并获得能量，液体获得的能量主要是来自旋转时产生的离心力的作用。液体是轴向流入叶轮，径向流出叶 轮。火电厂的给水泵、凝结水泵、疏水泵、补充水泵、工业水泵、设、射水泵和部分油泵等都是离心泵，有些循环水泵也采用离心泵。 风机是把机械能转变成气体压力势能和动能的一种动力设备，它是火电厂的主要辅助设备之一。在火电厂中的风机主要用在锅炉的烟风系统和制粉系统中，用于输送空气、烟气和空气煤粉混合物等，主要有送风机、引风机、一次风机、二次风机和排粉风机。 风机的主要性能参数有:流量、全压、功率、效率和转速等。火电厂的主要风机为通风机，气体在通风机内的升压较小，气体的密度变化不大，所以气体在通风机中的运动特性与液体在泵中的运动特性比较接近，因此风机与泵之间有许多共同的特性。火电厂的风机属于叶片式风机，并以离心风机为主，随着单元机组容量的增大，轴流风机得到了广泛的应用。离心风机、轴流风机的工作原理分别与离心泵、轴流泵的工作原理相同。与离心风机相比，轴流风机适用于流量很大、全压很低的场合。 火电厂的回热加热器是指利用汽轮机的中间抽汽来加热机组凝结水或给水的装置。回热加热器的类型按加热器中汽水介质的传热方式分，有混合式和表面式两种。在混合加热器中，汽、水两种介质直接混合并进行传热。而在表面式加热器中，汽、水两种介质通过金属表面来实现热量的传递。表面式加热器按布置形式分，有立式和卧式两种;按被加热的水侧压力来分，有低压加热器和高压加热器两种。在现代火电厂中，表面式加热器被广泛应用，一般一台机组只配一台混合式加热器用于对锅炉给水进行除氧，并对不同水流、汽流进行汇集，减少汽水损失和热量损失，这台混合式加热器称为除氧器。从热经济性上考虑，除氧器一般应处于回热系统的中间。从凝汽器到除氧器之间的表面式回热加热器为低压加热器;除氧器到锅炉之间的回热加热器为高压加热器。 发电厂为保证安全运行，对各主要的电器设备都采用纪电保护装置，并分别由几种保护构成主保护和后备保护。相互配合反映其事故与异常。例如利用电路在发生短路故障时，会出现电流增大的特点，通过继电器及辅助设备构成过电流保护装置，利用比较被保护设备各端的电流大小和相位差别，用继电器构成差动保护装置等。利用测量仪表监视发电厂各个回路的电能质量、负荷大小以及某些设备和装置的运行状态，作为分析电厂的经济运行指标和事故分析依据。这就是测量系统的作用。 现代化大中型的发电厂，都日趋于自动化和利用计算机实现程序测量和监控，在厂用电系统中普遍采用备用电源自动投入装置，以保证厂用电的供电可靠性;在输电线路上广泛采用自动重合闸装置来提高供电可靠性和电力系统并连运行的稳定性;发电厂的同期并列是经常的、重要的一项操作，最常采用的是手动准同期和自同期;发电机的励磁系统概括为电机励磁系统和半导体励磁系统两类。在运行中为保证电压恒定以及事故状态下尽可能维持电力系统稳定运行，提高发电、供电的可靠性，都采用自动励磁调节装置。 大气过电压对发电厂的配电装置及建筑物构成了威胁。为防范雷击常采用避雷针;防止感应雷和行波的侵入而采用避雷器。发电厂为了人身和设备的安全，必须对设备进行接地和接零。接地一般分为工作接地、保护接地和防雷接地。 第3章 实习内容 3.1 实习单位的主要自动化控制 3.1.1模拟量控制系统(MCS) 模拟量控制系统(Modulating Control System，简写MCS)它与开关量控制系统(on-off Control System， 简写OCS)一同被视为火电厂热工自动控制系统的两大支柱。本文介绍MCS系统。 MCS的根本任务是进行负荷控制以适应电网的需要。在单元机组中，负荷的变化会导致主汽压力的变化，这样需要调整燃料量、风量，进而使燃烧经济性和炉膛负压发生变化;主汽压力变化在另一方面又需调整给水流量和减温水量，这又使汽包水位和蒸汽温度发生变化。这些模拟量参数的变化都有一个迟延过程，如果采用常规的单变量控制系统;上述参数变化后重新调整到正常值是非常困难的，往往需要一个较长的过程。而模拟量控制系统把锅炉和汽轮发电机看成是一个不可分割的整体，并采用以前馈-反馈控制为主的多变量协调控制策略，较好地解决了过去常规单变量控制系统存在的问题。模拟量控制系统使整个机组(包括主辅机设备)，都能协调地根据统一的负荷指令，及时、同步地控制到适应负荷指令的状态。从这个意义来说，模拟量控制系统是大型火力发电机组安全、经济运行的重要技术保障。 MCS主要由协调、锅炉、汽机和辅机等四个控制系统构成: 协调控制系统简称CCS(Coordinate Control System)，也称为主控系统。它是指通过控制回路来协调锅炉与汽轮机在自动控制系统状态下工作，给锅炉自动控制系统和汽机自动控制统发出指令，以适应负荷变化。尽可能最大发挥机组的调频、调峰能力。它直接作用的执行级是锅炉自动控制系统和汽机自动控制系统。 对汽机控制系统来讲，若为纯电调或电液并存的控制系统，CCS的指令直接作用于DEH;对液调系统的汽机来讲，CCS的指令直接控制同步器的行程。协调控制系统一般有四种工作方式，即锅炉跟随方式、汽机跟随方式、协调控制方式和操作员控制方式。 300MW机组协调控制系统的设计和投运是不容置疑的，而200MW机组协调控制系统的设计和投运一直是有争议的。协调控制系统能否投用，不仅与汽轮机控制系统有关，还与锅炉控制系统有关，即只有在两个系统正常工作的条件下并具有较好的控制品质时，协调控制系统才能真正发挥它协调锅炉和汽机的作用。然而国产200MW机组辅机的故障率较高，电厂煤种又多变，锅炉和汽机所包括的各子系统自动投入率又较低，在这种情况下，协调控制系统是很难投入自动的。从1980年起，一些部门就开始了200MW机组协调控制系统的设计和研究，都因同步器问题多，仪表特性差和子系统自动投入率较低而失败。200MW机组在今后10,20年内仍是电网的主力机组，随着电网峰谷差的日益增大(东北电网现已达6620MW)，它必须能够参加电网调峰调频，如果没有机组的协调控制系统，不但机组运行的安全性和经济性下降，而且电网也很难保持安全稳定，因此，为建设现代化电网，实现电网调度自动化，应尽快设计并投运协调控制系统，还应把协调控制系统的投运作为机组的考核指标。 锅炉控制系统又可分为燃烧、给水和汽温控制系统。目前300MW及以上的大型火电机组和大部分200MW机组一般采用直吹式制粉系统。对于 直吹式制粉系统的锅炉，燃烧控制系统包括:送风控制系统，炉膛负压控制系统，磨煤机给煤量控制系统，磨煤机冷热风控制系统以及一次风压控制系统。对于中储式制粉系统的锅炉，燃烧控制系统包括送风、炉膛负压和给煤粉量(主汽压力)控制系统，而钢球磨的负荷、温度和负压控制系统可作为一个独立的子系统看待。 3.1.2汽轮机的安全监视系统(TSI) 现代汽轮机是一种在高温、高压和高转速条件下工作的大型精密机器，随着机组容量的不断增大，蒸汽参数越来越高，热力系统越来越复杂，人们对机组安全运行的要求也不断提高。为了确保汽轮机组的安全运行，目前在汽轮机组上都装有各种类型的安全保护装置，用来对各种重要参数进行监视和保护。 为了提高机组的热经济性，大型汽轮机的级间间隙、轴封间隙选择的都比较小。在启、停和运行过程中，如果操作、控制不当，很容易造成汽轮机动静部件互相摩擦，引起叶片损坏、主轴弯曲、推力瓦烧毁甚至飞车等严重事故。为保证汽轮机组安全、经济运行，必须对汽轮机及其辅助设备、系统的重要参数进行实时的长期监视。当参数越限时，发出报警信号;当参数超过极限值危及机组安全时，发出紧急停机信号，保护装置动作，关闭主汽门，实现紧急停机。汽轮机安全监视系统也简称为TSI(Turbine Supervisory Instrumentation)，就是这样一种集监测和保护功能于一体的长期监视保护系统。 无论是进口的TSI还是国产的TSI，是分立器件组成的TSI还是由集成电路组成的TSI，从结构与原理上来说都是大同小异。下图为我国引进美国本特利内华达公司(Bently Nevada)生产的汽轮机安全监视系统TSI。 350MW汽轮机的安全监视系统图 该系统主要由三大部分组成: (1)测量元件及其放大器。统称变送器，包括用于测量各种被测参数的传感器和相应的前置放大器，它们分别布置在各监测点附近。 (2)机箱。布置在集控室内。机箱内装有电源和各有关监视器，分别对来自传感器和前置放大器的信号进行处理，给出各监视参数的指示值和记录信号，并在监视参数超标时发出报警信号，以引起操作人员注意或触发自动遮断机组。 (3)TSI报警信号板。当参数处于报警和遮断水平时，运行人员可从该依赖板上迅速获得故障类型和故障部位的信息，该板要求布置在集控室内的醒目处。 无论哪一种TSI监视系统，从其结构原理看，均可简化由下图所示的系统组成: 汽轮机安全监视系统的工作原理图 (1)传感器。即常称的测量元件，其作用是将被测对象的诸如转速、轴向位移、膨胀、偏心和振动等实际物理量，经测量后转换成电气参数，如阻抗、频率、电感和品质因素等。 (2)前置器。它的作用是实现信号转换，故又称变送器，其任务是将上述电气参数转换成具有一定值的电压、电流、矩形波开方波信号送入信息处理器。它与传感器组成测量电路，由于被测对象处于如高温、高压、强磁场或电场干扰等恶劣环境，在布置上两者间往往有较大的距离，需要通过一定的电缆相连，因此，中间联线应有屏蔽隔离问题。前置器由高频振荡器、检波器、滤波器、直流放大器、线性网络与输出放在器等组成。经这些处理后在输出端得到与被测对象和传感器间成比例的电压信号，一般情况下，要求该输出电压在DC-4~-20V范围内，具有良好的线性关系。 (3)信息处理器。它是一些以微型处理器为核心的综合处理装置。通过各种模块软件，对被测参数进行标度变换，设置检测周期、报警和遮断值，报警优先，逻辑处理、系统自检和综合管理等，最后输出进入终端设备。 (4)终端设备。它由显示器、记录仪、报警器和测试仪等组成。其任务是将处理后的直流电压信号，转换成与实际对象的物理量数值和单位一致信号，让运行人员直观地在显示器上观察;在记录仪上记录;在某物理量超标时，在报警器上发出声光报警;严重超标时，触发遮断机组等、确保机组的安全。 3.1.3汽轮机自启停和旁路控制系统 汽轮机自启动指汽轮机启动过程中的各步序都自动完成，即从暖阀到日标负 荷，包括选择目标转速、升速率、高低速暖机时间、初负荷保持时间、目标负荷、升负荷率等。汽轮机在启动过程中要测定和控制转子热应力、汽缸及主要阀门的有关温差，使其在允许条件下，以最快速度升速，以缩短启动时间;在给机组加载或减载时，应根据应方是否在允许范围内，决定加裁或减载速率，尽可能地提高机组响应外界负荷的能力，又将汽轮机的寿命消耗控制在正常范围以内;还要控制汽轮机各辅助系统和辅机的运行。在升速期间，机组升速到第一次保持转速时，一方面进行速度保持，一方面定时计算转子最大应力，直到计算出的结果小于允许应力时便中断保持，将速度升到上一档并保持转速。在给机组加载或减载时，随着应力的增加，加载率就会自动降低，如果超过了允许应力水平时，就保持负荷，允许应力是可以由操作员选择的，其数值相对于寿命消耗而变化。高、正常和低的寿命消耗对应的应力限值不一样，当采用较高的应力限值时就意味着选择了较高的寿命消耗。在启动全过程中，还要监视汽缸及主要阀门的有关温差，如果有任何温差接近其限值，就要开始保持加热量不变或者负荷不变。因此汽轮机启动和加载/减载是一个极其复杂的测定和控制过程(对于大型再热机组其任务尤为繁重。 汽轮机自启动系统(TAS)又称自动汽轮机控制(ATC)，要具有极其复杂的测定、计算和控制功能，一般要通过使用计算机方能实现。平圩电厂、北仑港电厂的600MW机组汽轮机自启动功能是内汽轮机的DEH系统来实现的;华能上海石洞口二厂600MW超临界机组的自启动系统的功能扩大到整个单元机组的自启动(从锅炉点火前的机、炉辅机的启动、锅炉点火、升温升压、制粉系统(磨煤机组) ，即机组自动启动系统的投运等，直到带满负荷，均由机组自动管理系统(UAM) 发出指令，在操作人员少量干预下自动完成。例如，磨煤机组启动台数需操作员预先手动设置后自动完成启动。其机组自动管理系统(UAM)由分散控制系统N-90的硬件和软件来实现。 从汽轮机安全运行出发，在冲转启动时，对来自锅炉的冲转蒸汽的温度、压力和流量有一定的要求，从冲转启动到并网带负荷，也要求蒸汽参数能满足随汽机的需要而变化。锅炉设计首先是按最大连续出力和额定蒸汽参数设计布置受热面，由于锅炉在汽机冲转启动和并网带负荷过程中往往不能按汽机所需的蒸汽温度、压力和流量来工作，特别是再热机组。也就是说在启动、停机过程中锅炉和汽机的运行是不协调的。在满足了蒸汽温度和压力时，锅炉的产汽量往往比汽机冲转进汽量大得多。设置汽机的旁路系统就是为了使锅炉和汽机能以非协调方式运行。另一方面，对于超临界机组来说，固体颗粒侵蚀现象要比亚临界机组严重，采用旁路系统可以减少启动过程中因过热器的温度变化而产生固体颗粒的数量，同时把产生的颗粒全部排到凝汽器，使汽机免受其害。 设有旁路系统的机组特别适应调峰机组快速启动或停机的要求，同时能大量节省暖机和稳燃的费用与时间。 火力发电机组中的汽轮机和锅炉在工作特性上存在较大的差异，同时根据中间再热式汽轮发电机组的运行要求，再热蒸汽的压力一般要随机组的负荷变化而变化。因此，目前大多数中间再热式单元机组均配备了不同型式和容量的旁路系统，该系统是中间再热式单元机组的重要辅助系统。旁路系统使锅炉所产生的蒸汽部分或全部地绕过汽轮机通过减温减压直接排入凝汽器或大气，这种设计不但改善了机组的安全性，而且增强了机组运行的稳定性、灵活性和经济性。 旁路系统的型式: (1)一级(整体)旁路系统 此种旁路系统的蒸汽旁通整台汽轮机，直接引至凝汽器，其特点是系统简单，投资少，适用于采用高压缸启动的机组，在启动过程中汽轮机中压调节阀在机组运行过程中处于全开状态，不参与调节，便于操作，可满足机组起动、停机过程中回收工质并加快起动速度的要求。另外在启动过程中高压缸排汽容积流量大，鼓风损失小，不用担心高压缸排汽温度的升高。 再热器流量来自高压缸排汽，流量较小，再热器基本处于干烧状态，因由于 此一级大旁路的缺点是再热蒸汽系统的暖管升温受到限制，对机组的热态起动不利，也使锅炉再热系统的材质、布置及再热器区的烟气温度受到限制;在运行中一级旁路系统调节灵活性不高，负荷适应性较差，不能完全起到旁路系统应有的作用。 (2)二级旁路系统 该系统由高压和低压旁路串联组成，其特点是在机组起动和甩负荷时保护再热器，防止其干烧损坏;能够满足热态起动时蒸汽温度与汽缸壁温的匹配要求，缩短机组在各种工况下的起动时间，满足机组带中间负荷及调峰的需要。此系统的适应性较强，是目前国内大容量火电机组普遍采用的一种旁路型式。 (3)三级旁路系统 该系统由一级与二级旁路系统并联而成，系统的适应性强，运行灵活，满足机组的各种运行工况，兼有一级大旁路系统和二级串联旁路系统的优点，但其系统复杂，钢材消耗量大，投资昂贵，现在基本上已不再采用。 (4)三用阀旁路系统 该系统的特点是高压旁路阀兼有启动调节阀、减温减压阀和安全阀的作用，故称为三用阀。三用阀系统亦为二级旁路系统，容量配置较大，一般推荐采用100%容量的高压旁路，60%~70%容量的低压旁路，并设置带有附加控制的再热器安全阀。三用阀是可控的，能实现快速自动跟踪超压保护，省去了锅炉过热器安全阀，通过调节控制汽压以适应机组不同工况的滑参数起停和运行。机组甩负荷后，锅炉不立即熄火能带厂用电运行，事故排除后机组即可重新带负荷，既减少了锅炉起停次数，又减轻了对汽轮机的热冲击，缩短恢复带负荷时间。三用阀的结构尺寸小，便于布置和检修。由于三用阀具有多种功能，对热控和调节系统等方面的要求较高，使液压控制难度增大，耗功较高，全容量旁路系统的管道尺寸增加，使其投资增加很多。欧洲大容量超超临界机组一般采用三用阀旁路系统，如SIEMENS主机的大部分旁路，ALSTOM主机的部分超(超)临界机组亦采用三用阀旁路系统。 旁路系统的主要功能: (1)改善机组起动性能。机组冷态或热态起动初期，当锅炉产生的蒸汽参数尚未达到汽轮机冲转条件时，这部分蒸汽由旁路系统通流到凝汽器。以回收工质和热能，适应系统暖管和储能的要求。 (2)适应机组的各种起动方式。在机组起动时，可通过控制高压旁路阀和高旁喷水阀来控制新蒸汽压力和中、低压缸的进汽压力，以适应机组定压运行或滑压运行的要求。单元机组滑参数运行时，先以低参数蒸汽冲转汽轮机，随着汽机暖机和带负荷的需要，不断提高锅炉的主蒸汽压力和主汽流量，使蒸汽参数与汽机的金属状态相适应。 (3)保护再热器。在锅炉起动或汽轮机甩负荷工况下，锅炉新蒸汽经旁路系统进入再热器，以确保再热器不超温。(注:部分再热器能承受干烧的机组可选择一级大旁路) (4)汽轮机短时故障，可实现停机不停炉运行。停机时，锅炉产生的新蒸汽经旁路系统减温、减压后进入凝汽器，回收了工质。 (5)电网故障时，通过旁路系统的能量转移，机组可带厂用电负荷运行。 (6)当主蒸汽压力或再热蒸汽压力超过规定值时，旁路阀迅速开启进行减压泄流，从而对机组实现超压保护。 总之，汽机旁路系统具有起动、泄流和安全三项功能，从而较好地解决了机组起动过程中机、炉之间不协调问题，改善了起动性能。对于再热器保护问题，回收工质问题都可解决，特别是对调峰机组，旁路系统的作用更是明显。 汽机旁路系统的功能要想得到充分的应用，必须配备一套完善的控制设备，旁路控制系统的功能也应该是完备的。由于国内大多数单元机组配置两级串联的旁路系统，因此对于两级串联旁路系统，其控制系统应包括以下的子系统。 高压旁路控制系统: (1)主蒸汽压力及汽轮机甩负荷压力保护回路; (2)主蒸汽压力自动给定和手动给定控制回路; (3)高旁后蒸汽温度控制回路。 低压旁路控制系统: (1)再热蒸汽压力及汽轮机甩负荷保护回路; )再热器出口蒸汽压力控制回路; (2 (3)低旁后蒸汽温度控制回路; (4)凝汽器保护回路。 3.1.4汽轮机数字电液控制系统(DEH) 汽轮机控制，经历了液压(或机械液压)、模拟电液(AEH—Analogue Electro-Hydraulic)和数字电液(DEH—Digital Electro-Hydraulic)控制系统的发展阶段。从1971年美国西屋公司推出的第一套数字电液控制系统开始，数字电液控制(调节)便迅速取代了模拟电液控制(调节)，成为汽轮机控制的主流技术。 下图所示为300MW容量等级机组的典型数字电液控制系统，该系统由以计算机为中心的数字系统和采用高压抗燃油的液压伺服系统两大部分组成。数字系统的输出，经转换和放大后，由液压伺服系统去控制各执行机构。系统的主要部 300MW容量等级汽轮机DEH系统 分如下: 1、DEH控制器。包括数字计算机、混合数模插件、接口和电源等设备，用于控制参数的给定、反馈信号的接受、逻辑运算和发出控制指令等。 2、操作和监视系统。包括操作盘、操作员站、工程师站、独立图像站等，为运行人员提供运行信息，进行人机对话、操作和监督等。 3、油系统。包括高压油和润滑油两个独立系统。高压油采用抗燃油，为控制和保护系统提供控制和动力用油，高压油系统接受电子控制器和操作盘来的指令。润滑油系统采用矿物润滑油(透平油)，不仅为轴承提供润滑和冷却用油，还参与机械超速保护等功能的实现。 4、转换、放大和执行机构。包括伺服系统，手动备用控制系统，以及单侧油动机等执行机构，负责控制高、中压缸主汽阀和调节汽阀。 5、保护系统。包括各类传感器、继电系统和电磁阀，用于保护和遮断机组。超速保护系统(OPC—Over-speed Protection Control)用于机组超速时关闭高、中压缸调节汽阀;危急遮断控制系统(ETS—Emergency Trip System)用于参数严重超标、危及机组安全时，紧急关闭所有的主汽阀和调节汽阀，立即停机。此外，还有机械超速保护和手动遮断系统等。 DEH功能可概括为汽轮机自动启停、汽轮机自动控制、汽轮机运行监控、汽轮机自动保护等四方面。DEH系统配置了冷态和热态启动控制方式。 一般情况下，冷态启动可用高压缸或高中压缸联合启动方式。高压缸启动时，中压主汽阀和调节汽阀保持全开，由高压主汽阀的预启阀控制汽轮机从盘车状态冲转至2900r/min转速;此后，切换至高压调节汽阀控制，使机组继续升速、并网和带负荷。 热态启动时，也可用中压缸启动方式。高压主汽阀、中压主汽阀和高压调节汽阀全开，由中压调节汽阀进汽并控制转速;当转速升至2600 r/min时，中压调节汽阀开度保持不变，然后切换至高压主汽阀控制转速;当转速升至2900 r/min时，再切换至高压调节汽阀控制，切换成功后，高压主汽阀保持全开，由高压调节汽阀控制升速、并网和带初负荷至3%~10%额定负荷;然后再由高、中压调节汽阀共同控制升负荷，到达约30%额定负荷后，中压调节汽阀全开，由高压调节汽阀继续升负荷直至带满负荷。 DEH自启停设置了汽轮机自动程序控制(ATC)、自动同步控制(AS—Automatic Synchronize)、操作员自动(OA—Operator Automation)和手动控制等多种方式，可供操作员选择。手动控制是自动控制方式故障时的后备控制手段，两种方式在机组运行时相互跟踪，可进行无扰切换。 在汽轮机自动启动过程中，DEH还可完成以下具体操作功能: (1)汽轮机保护系统复位 DEH可复位危急遮断系统，建立安全油压和开启主汽阀，作好机组冲转的准备。 (2)摩擦检查 机组启动过程中，为保证机组运行正常，需要在低转速下检查汽轮机转动情况和监测仪表系统的工作是否正确。DEH的摩擦检查功能将机组冲转至500—600rin/min，停留5分钟后，自动关闭调节汽阀，以便运行人员检查机组运转时的摩擦情况。 (3)自动快速过临界转速 DEH 自动监测转速是否处于临界转速范围内，并禁止机组在该范围内停留， 可采用预先设定的高速率快速通过该转速区，防止机组产生振动发散，保证机组安全。 (4)自动同步控制 DEH提供与电气同期装置的接口，接受同期装置的指令，自动调整机组转速与电网频率、相位吻合，为顺利并网提供保证。 (5)超速保护试验 机组并网并暖机，在金属温度超过材料的脆性转变温度(FATT)后，可解列进行超速保护试验。在DEH控制下，可以分别进行103%、110%额定转速，以及机械危急遮断超速试验。超速试验的目标值和升速率可由运行人员设定。在正常转速控制时，DEH转速给定值的上限为3050rin/min，设定不同的超速试验值，DEH的给定值上限自动改变:设定103%额定转速时，上限值改为3100rin/minL;设定110%额定转速时，上限值改为3310rin/minL;设定112%额定转速时，上限值改为3360rin/minL。同时，DEH自动屏蔽较低定值的保护项，如选中110%额定转速试验时，自动屏蔽103%额定转速的超速保护。在机械超速保护试验时，当转速达到设定值而未动作时，DEH自动遮断机组。 (6)自动带初负荷 机组并网后，DEH将根据当前机组的参数，修正负荷的目标值，自动带初 运行。 负荷以防止逆功率方式 DEH系统的控制方式灵活多样，使用多变量多级反馈回路，在阀门管理、阀位限制、阀门开度与流量线性化，以及单阀控制(节流调节)和顺序阀控制(喷嘴调节)方式无扰切换等方面，准确、可靠，在汽轮机主机或辅机故障时自动减负荷，在机组跳闸时功率给定自动被切除，具有良好的静态特性和动态特性，可保证机组运行的安全性和可靠性。 3.2对现有设备和系统的改进构想 3.2.1火力发电厂废水回收 火电厂的节水途径包括采用空冷技术、提高循环水浓缩倍率、开展废水回用等。其中，空冷具有耗水量少的优点，但热效率低，只能用于北方严重缺水的地区。废水回用是火电厂节水减排的重要途径，通过废水回用，可以替代火电厂30,以上的新鲜水，节水潜力巨大;同时又可以减少电厂的废水外排量，减轻对环境的污染。因此，对废水综合利用，实现废水资源化，已成为火电厂实现可持续发展的必由之路。 与化工、造纸等工业废水相比，火电厂的废水有以下特点: (1) 废水的种类很多，水质水量差异很大。电厂主要的废水包括循环水排污水、灰渣废水、工业冷却水排水、机组杂排水、含煤废水、油库冲洗水、化学水处理工艺废水、生活污水等。 (2) 废水中的污染成分以无机物为主。在生产过程中进入水体的有机污染物主要是油，其他有机成分很少。 (3) 间断性排水较多。 对废水进行合理的分类是废水综合利用的基础，同一类废水可以采用同一类处理工艺实现回用。目前，火电厂废水的分类主要是按照废水的来源确定的，种类很多，与回用没有直接的关系。根据火电厂各类废水的水质水量特点，以处理回用为目标，可以将火电厂的废水分为以下几类: (1) 不需要脱盐处理即可回用的低含盐量废水。这类废水包括机组杂排水、工业冷却水系统排水、生活污水等。这部分水的共同特点是在使用过程中含盐量没有明显的升高，回用处理系统不考虑脱盐，处理后的水质可以达到或接近工业水的水质，甚至可以替代新鲜水源。这类水的深度处理成本相对较低，因此目前在电厂中回用的比例较高。 (2) 需要脱盐处理才能回用的高含盐量废水。这类废水的特点是水在使用过程中因为浓缩或者加入了酸、碱、盐而使含盐量大幅度升高，一般含盐量可达工业水的数倍以上。典型的例子有反渗透浓排水、离子交换设备再生废水、循环水排污水等。这种水除了用于冲灰、除渣、煤场喷淋之外，回用必须经过脱盐处理，因此回用系统比较复杂，回用成本比较高，所以目前的回收利用率较低。因为经济的原因，循环水排污水的回收处理必须在较高的浓缩倍率下才能实现。各电厂循环水排污水的含盐量因补充水水质和浓缩倍率的不同而差别很大。 (3) 循环使用的废水。这类废水包括含煤废水、冲灰除渣废水。这部分废水的水质比较特殊，通常悬浮物很高。含煤废7V(的悬浮成分主要是煤粉，灰水则主要是灰粒。另外，灰渣废水的含盐量和pH都比较高(以前的水膜除尘系统灰水的pH较低，现在已比较少)。由于组分比较特殊，因此通常不与其他废水混合处理，而是单独处理后循环使用;处理工艺以沉淀为主，目的是除去水中的悬浮物。 (4) 不能回用的极差的废水。这些废水水质极差，因处理成本极高而没有回用价值。例如脱硫废水，其含盐量、悬浮物、重金属离子含量都很高，但水量较小， 还有一些非经常性废水，如化学清洗废水、空预器烟一般单独处理后达标排放。 气侧冲洗废水等都只能排放。 低含盐量废水的处理回用这类废水因含盐量不高，比较容易进行回用。在电厂最典型的是主厂房排水。这类水通常是通过混凝澄清、过滤等工艺除去水中的悬浮物、油类和有机物等杂质后，补入电厂的循环冷却水系统。如果废水中不含生活污水，一般直接采用混凝沉淀或气浮、过滤处理后，水质即可达到工业水系统的水质要求。但大多数电厂的废水中含有一定比例的生活污水，因此，为了降低氨氮的含量和BOD，在深度处理系统中要加进生物处理单元。有些电厂的生活区与生产区在一起，而且生活污水的量比较大，因此可以通过污水深度处理系统将其处理后回用。这方面的工程实例已经很多，如山东齐鲁石化热电厂、山东黄台电厂、华能北京热电厂等。已有的工程实例证明，生活污水经过严格处理后，可以用于循环水系统。 在各种高含盐量废水中，循环水系统的排污水量很大，循环水的浓缩倍率的大小直接影响着发电水耗的高低。在干除灰电厂中，循环水排污水占电厂废水总量的75,以上。从水量上讲，只有将这些废水进行回收利用才能实现全厂废水的高回用率。对于水力冲灰的电厂，高含盐废水不经处理便直接用来冲灰和除渣。随着干除灰技术的发展，电厂的水平衡发生了重大的变化，高含盐废水可直接使用的场合很少。除了煤场喷淋、干灰调湿、水力除渣等能消耗掉少量的水之外，剩余的高含盐量废水必须经过脱盐处理后才具有使用价值。除了含盐量高外，这些废水大部分经过浓缩，水中致垢的无机离子，已经达到过饱和，具有强烈的结垢倾向，容易在用水系统中结垢，所以这种废水的处理系统很复杂，除了考虑除去对反渗透膜有污染的悬浮物、有机物、胶体等杂质外，还要降低碳酸钙、硅酸盐等难溶盐的过饱和度，以避免在水处理系统中析出沉淀物。 对于循环水排污水，已有的回用方式是通过反渗透脱盐处理后，将淡水补充到锅炉补给水处理车间做原水，排出的浓盐水用于除渣、输煤系统。由于循环水 的水质复杂，很容易对反渗透膜造成污染，因此这种回用方式的处理成本较高。 在进行废水综合利用时，首先要减少上游废水量，这是十分重要的。对于采用水力冲灰的循环冷却型电厂，循环冷却水系统和冲灰水系统是2个最大的水系统，也是对全厂水平衡影响最大的2个水系统。要实现节水，循环水系统的排水量与冲灰用水量相匹配是很重要的，因为用循环水排污水、酸碱废水等高含盐废水冲灰是最经济的。水力冲灰的循环冷却型电厂的节水要点是: (1) 提高冲灰系统的灰水比。灰水比越高，需要的冲灰水量越小，从而可以降低冲灰系统的耗水量。 (2) 在废水的使用中，要避免废水的降级使用。 (3) 通过技术经济分析，在提高冲灰系统灰水比的情况下，根据冲灰系统的耗水量和其他高含盐量废水的产生量，综合考虑水质、凝汽器管材等因素，确定循环水合理的浓缩倍率，使得高含盐量废水的水量与冲灰系统的补水量相匹配。因此，对于水力冲灰电厂来讲，循环水浓缩倍率、冲灰系统的灰水比是水平衡优化的关键，而这些参数需要根据电厂的实际情况(如循环水水质、水系统材质、灰量、灰浆泵型式)来确定。 3.2.2火电厂热力系统结构优化研究 在电厂节能节电工程中，热力系统是有节能潜力可挖的重要方面。从节能的实践及理论发展来看，重视汽轮机的技术完善行为最先，其次是锅炉，而探索热力系统的节能潜力相对滞后。本课题主要从热力系统的结构方面来研究分析目前大容量机组热经济性存在差异的原因，探讨其热力系统最佳的连接方式，优化火电机组热力系统的结构。 凝汽设备是电站汽轮机装置的重要辅机之一，是电厂热循环中的重要设备，对整个电厂的安全经济运行有很大影响。凝汽设备的主要作用之一是在汽轮机的排汽口建立并维持一定的真空，凝汽器蒸汽负荷除了主机排汽外，还有给水泵汽轮机排汽。 目前给水泵汽轮机的拖动方式，一般分电动机与汽轮机二种拖动方式。电动机多采用交流电动机，所以给水泵的转速是定速的，锅炉给水调节经过“节流”调节。电动机有操作方便、灵活、占地小等优点。而汽轮机拖动，它有蒸汽管路和操作阀件，运行较麻烦，占地也大，但可变速运行，无“节流”损失，安全可靠，运行经济，便于调节，容量不受限制，并且随着单元机组容量的增大，蒸汽参数的提高，给水泵组的耗功与机组额定功率的比值相应增大，尤其对于300MW以上的再热式机组，给水泵耗功约为主机的2(0,,3(5,。另外由于给水泵处于机组工艺流程的关键地位， 是电站中最重要的辅助设备，因此采用小汽轮机直接变速驱动给水泵，已足无可非议之事。目前我国的给水泵汽轮机多采用凝汽式，凝汽式小汽轮机可以简化系统，增加运行的灵活性。它的排汽排入自备的凝汽器或主凝汽器，其中以排汽排入主凝汽器的方式最为常见，该种方式虽然简化了系统、增加了运行的灵活性，但这将增大主凝汽器的负担降低真空，根据有关的资料显示对于高参数大容量机组，凝汽器真空降低l,，其标煤耗率相应增加l,。由此提出了改变给水泵汽轮机排汽方式，加装给水泵汽轮机排汽冷却器的技术设想。 热力系统结构优化是以热力系统为对象，探讨节能潜力的大小和可行的改造 ，就是说，从总体的角度，系统地分析研究热力系统地各项可能地节能措施，挖掘各种潜力，力图获得尽可能大的节能效果。在拟订或设计热力系统时，对热力系统进行全面的优化分析，能够发现它的缺陷，探寻改造的最佳方案，使系统在设计时就处于最有技术状态，热经济性最高，从而达到节能的目的。 对运行机组的热力系统以及它的运行数据进行全面地分析处理，能够发现热力系统结构上的缺陷，探讨各种改进的途径和措施，预测可能的节能潜力，为逐步改造热力系统提供必要的资料和依据。这是热力系统节能和技术改造的一项重要工作。 热力系统结构优化包括两个方面的内容: (1) 各分系统及参数的优化。它包括回热系统、补充水系统、抽气器系统、除氧器、蒸发器联接系统、喷水减温系统、排污扩容系统、厂用蒸汽系统等。 (2) 热力设备及参数的优化。它包括加热器、疏水冷却器、蒸汽冷却器、疏水泵、除氧器、扩容器、余热利用等热力设备及参数的优化。 热力系统结构优化的方法可以用数学优化方法，对各分系统和热力设备及其参数进行总体优化，就是通常说的系统工程法。也可以用热力方案优化方法，对各分系统和热力设备及其参数逐个地进行优化，就是通常说的经典优化方法。这种优化的定量计算和分析可以借助等效热降方法。 3.2.3 真空变化对机组经济性的影响 国产引进型300MW机组冷端系统性能不良的问题，严重影响整个机组的热经 等级机组是目前我国电力生产的主力机组，约济性，使供电煤耗率增加。300MW 半数以上机组凝汽器的运行真空低于设计值lkPa一2kPa，而凝汽器真空降低lkPa，机组热耗率约上升O(8,，供电煤耗约增加2(59,1(W?ht‘71。因此300MW等级机组冷端系统性能差的问题是电力行业关注的焦点之一。分析冷端系统性能不良的原因以及对经济性的影响，提高凝汽器性能，维持机组经济真空运行，是设计、制造和运行部门共同的研究课题。 冷端压力通常可理解为汽轮机排汽压力(或称背压)或者凝汽器压力，但是严格来说，二者是两个完全不同的压力。汽轮机排汽压力是指低压缸末级动叶片出13截面处的静压力，以Pc表示。凝汽器压力是指距冷凝管束最上排管子300mm处测得的静压力，如下图所示: l一汽轮机末级动叶片:2一排汽缸涡壳:3一凝汽器喉部:4一管束 大型湿冷凝汽器与汽轮机低压缸之间有较长的距离，其中凝汽器喉部就有3~4米长，在其中还放置低压加热器、抽汽管道、给水泵小汽轮机的排汽接口、接收旁路来的蒸汽低压减温减压器以及其他支撑构件等。排汽汽流经此段必然产生很大的阻力损失，这样汽轮机低压缸末级排汽压力、排汽口处压力和凝汽器的压力在数值上是不相同的。 大功率汽轮机末级动叶片出口蒸汽流速高达200rrds，流过排汽缸涡壳，进到凝汽器喉部，最后才到达管束顶部，开始进行凝结。排汽至管束项部，沿程大致有5-6m，蒸汽沿这样长的、不规则的通道内流动，有压力损失，也有动能利用和压力恢复，使末级排汽压力与凝汽器压力具有不同的数值。 如何把末级排汽高速动能转化成压力能加以利用，这是气动力学专家研究的课题。一个性能良好的具有扩压效能的排汽缸涡壳，当蒸汽流经排汽缸涡壳时，能把部分排汽动能转化为压力能。 性能良好的排汽缸涡壳，损失系数1(3，不但没有扩压效果，把排汽动能都用来克服沿程阻力损失上还不够，使排汽口压力降低，减少了末级焓降191。对具体的排汽缸涡壳，不经气动试验是很难知道它的损失系数，所以在工程设计时，往往取损失系数为1，即排汽的速度能头全部用于抵消沿程的阻力损失，此时则认为汽轮机排汽压力(背压)，等于排汽口压力。凝汽器喉部尽管也有扩压作用，但是由于排汽缸涡壳的出口(喉部入口)截面流场是不均匀的。局部流速与截面的平均流速比值可达1-4，而且方向也是很紊乱的。 由此可以看出，当排汽缸涡壳的损失系数=l，而且认定凝汽器喉部压力损失卸=0(或者认为排汽缸涡壳和凝汽器喉部的的扩压效果恰好完全抵消涡壳和喉部的压降损失)时，才能说汽轮机背压等于凝汽器压力。当排汽装置一定后，汽轮机的背压则由凝汽器来保证，所有能影响凝汽器压力的因素也都会影响到汽轮机背压。搞清楚这一概念，对汽轮机考核试验，汽轮机设计，以及对汽轮机供需双方的商务谈判都有重要意义。 第 4 章 学习体会与总结 这次实习的时间虽然只有五天，但是我个人认为实习还是有收获的，自己也有许多

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。就业单位不会像老师那样点点滴滴细致入微地把要做的工作告诉我们，更多的是需要我们自己去观察、学习。不具备这项能力就难以胜任未来的挑战。随着科学的迅猛发展，新技术的广泛应用，会有很多领域是我们未曾接触过的，敢于去尝试才能有所突破，有所创新。几天的实习带给我们的，不全是我所接触到的那些操作技能，也不仅仅是通过几项工种所要求我们锻炼的几种能力，更多的则需要我们每个人在实习结束后根据自己的情况去感悟，去反思，使这次实习达到了它的真正目的。为了更好的认识与了解专业知识，并拓展实际的 知识面，我们在老师的带领下参观了电厂的各个生产环节，加深了对电厂及其相关行业的了解，并对其厂内设备有了初步认识。 现在火电厂的自动化程度都很高，人员数量必然就会减少，使得对工作的质量就会提高。通过实习进一步提高对电厂安全经济运行的认识，树立严肃认真的工作作风。无规矩不成方圆，在今后的工作中应该具有组织性、纪律性。 在电厂实习中，我发现在校所学的知识并不能完全的适用于生产中，理论知识和生产过程存在的差异让我们缺乏经验的学生不知所措。所以，通过这样的生产实习，既让我了解了电厂的各种设备和大概的生产流程，也让我能把理论知识与实际过程结合起来应用。理论知识使得我懂得了设备运作的原理和过程，而生产实际过程则丰富了我的知识视野，提升了我的认知能力，更让我懂得了理论与实际相互结合使用的必要性。 参考文献