300MW机组供热抽汽投运方案
#2机组供热抽汽投运方案
一、2013年霍州市供热概况：
我公司热网首站于11月17日投运，开始向霍州市进行供热服务，目前接带霍州市河西区四个供热子站，供热面积约30万平米。根据12月9日在兆光公司召开的霍州市城市供热联席会初步确定，12月17日左右将对霍州市河东城区增供15个供热子站，预计供热面积增加150万平米。届时我公司供热首站供热面积将达到180万平米。
二、目前热网首站运行方式。
11月17日，供热首站投运后，依次对#1、#2汽水加热器、水水加热器进行投运冲洗，目前疏水水质合格以回收至#2机组排汽装置。
热网首站加热器目前的供汽汽源为#2机组辅汽，抽汽量约为20t/h，投运#2汽水加热器和#2水水加热器，#1汽水加热器、#1水水加热器备用正常，#3汽水加热器进汽电动门故障暂不具备投运条件。供热抽汽系统的设计汽源#2机组中压排汽抽汽系统处于冷备用状态。
供热循环泵为#1泵变频运行，#4、#5泵工频备用良好。循环水量约为890t/h，循环水供水压力720KPA，供水温度65℃，回水压力480KPA，回水温度在50℃左右。
三、投运#2机组供热抽汽的方案
按照12月9日确定的供热增供要求，当供热面积达到180万平米时，预计机组的抽汽量将达到100—150t/h，循环水量将达到2000—2500t/h，目前采用的供汽方式将不能满足供热要求，因此需要投运
#2机组新增的供热抽汽系统，取代辅汽抽汽作为供热首站的加热汽源，以满足增供的供热要求。
#2机组的供热抽汽系统投运后的运行方式暂定为：
抽汽调门（LEV）暂时采取手动调整方式，通过#2机组DCS进行调整，控制供热首站供汽压力在400—500KPA范围内；
供热首站各加热器进汽调门投自动，在供热DCS画面上控制，加热器出口水温控制在100—110℃左右。
四、当前投运供热抽汽存在的问题及应满足的条件。
供热抽汽系统投运应满足的条件：
1、供热抽汽系统阀门静态试验正常。
2、供热抽汽系统阀门静态保护联锁试验正常。
3、DCS中供热抽汽系统阀门的控制逻辑关系正常。
4、DCS中供热抽汽系统相关阀门操作功能正常。
当前供热抽汽系统存在的问题：
1、上述条件中第1、2条在#2机组大修后机组启动前已进行试验，已完成。
2、上述条件中第3条，需要仪电核实相关控制逻辑，务必于12月15日前完成。
3、上述条件中第4条，需要仪电核实后向发电部提供供热抽汽系统的DCS操作说明，务必于12月13日前完成。
五、#2机组供热抽汽投运步骤：
1、检查#2机组供热抽汽系统具备投运条件，发电部确认就地系
统及阀门正常，仪电部检查确认DCS控制回路正常，控制逻辑正常，相关保护投入正常。
2、#2机组供热抽汽系统相关阀门恢复送电。液动快关阀油站送电启动正常，抽汽逆止门供气正常。
3、检查#2机组供热抽汽管道疏水正常。
4、#2机组负荷稳定，运行正常，检查#2机组中压缸排汽压力高于供热首站供汽压力,否则适当降低供热首站供汽压力。
5、依次开启供热抽汽系统抽汽逆止门、液动快关阀，检查供热抽汽管道无振动，就地各阀门开启正常。
6、在#2机组DCS画面逐步手动调整输出指令，观察供热抽汽调门（LEV）逐步开启，检查抽汽压力变化正常，检查#2机组中低压连通管调阀（EGV)按控制逻辑动作正常，#2机组抗燃油压正常。
7、逐步开大LEV阀开度，当抽汽压力大于供热首站供汽压力后，逐步关闭辅汽供汽手动门。保证供热压力稳定，直至辅汽供汽手动门全部关闭。
8、并汽过程中注意#2机组各轴系振动、温度变化，汽机轴向位移、胀差变化，有异常时应立即终止操作。
六、#2机组供热抽汽投运注意事项。
1、#2机组供热抽汽投运后，通过调整LEV阀控制供热首站供汽压力在400—500KPA范围内，尤其但各机组负荷变动或外界供热负荷变动时，应加强调整。
2、#2机组供热抽汽投运后，应加强对就地各阀门系统的检查，保证设备运行正常。
3、LEV阀的操作调整要缓慢、小幅度，同时注意EGV阀的开度变化情况和机组抗燃油系统的运行情况。
4、#2机组供热抽汽投运后，由于#1机组供热抽汽LEV阀后处于带压状态，#1机组供热抽汽系统该阀门必须全部停电、停气，管道无压疏水保持常开状态。
5、#2机组供热抽汽投运后，原#2机组辅汽供汽系统保持热备用状态，一次门全开，二次门全关，管道疏水保持开启。
6、当#2机组运行中发生故障导致#2机组供热抽汽中断时，应立即恢复辅汽供汽，汽源采用#1机组或二期辅汽系统。
发电部
2013-12-11
汽轮机抽汽机组旋转隔板的改进
汽轮机抽汽机组旋转隔板的改进
摘要：随着燃煤发电企业节能减排工作的不断深入，全国大部分发电厂都已实施热电联产。目前，中国已投入运营的更多是采用抽汽加热系统代替大型机组，小型锅炉的低倍率供热已成为一种发展趋势。因此，改进大型燃煤机组的供热经济是热电联产的下一步的工作。
关键词：汽轮机；抽汽机组；旋转隔板；改进
前言
目前国内新建燃煤供热发电机组热工保护控制系统已经趋于完善，但对于为了增加供汽量而专门研制的特殊型汽轮机，例如上海汽轮机厂的CCZK330-16.7/1.0/0.4/538/538型330.MW中间再热抽汽凝汽式汽轮机，由于其带有旋转隔板，实际投运经验较少，机组在控制和保护系统方面设计也不够完善。
1汽轮机及其抽汽系统
1.1汽轮机
上海汽轮机厂CCZK330-16.7/1.0/0.4/538/538型汽轮机属于亚临界、单轴、一次中间再热、三缸两排汽，可调整抽汽、凝汽式汽轮机。采用数字电液调节系统，既可供热网抽汽（可调整的压力范围为0.4～0.6.MPa），又可供工业抽汽用汽（可调整的压力围为0.8～1.3.MPa）。汽轮机高、中压部分采用分缸结构，低压部分采用双流反向结构。
1.2抽汽系统
进入中压缸的蒸汽通过中压缸前几级后，一部分经过可控制的旋转隔板进入后侧中压缸通流部分，另一部分经过抽汽压力调节阀进入中压缸抽汽系统。中压缸的排汽一部分经过可控制的连通管阀门进入低压缸，另一部分经过低压抽汽压力调节阀，进入低压抽汽系统。为确保抽汽机组的安全稳定运行，两路调整抽汽均采用双控调节模式。通过对旋转隔板（ICV）与中压抽汽压力调节阀（IEV）的双控调节，保证中压缸抽汽量达到额定值；通过对连通管压力调节阀（LCV）与低压抽汽压力调节阀（LEV）的双控调节，保证低压缸抽汽量达到额定值。两路抽汽系统中的旋转隔板（ICV）和连通管压力调节阀（LCV）均采用油动机进行控制，确保控制过程稳定可靠。
300MW机组临时烟囱运行风险控制
２０１２年４月第ｌ５卷第４期 贵州电力技术 ２０１２，Ｖｏｌ，１５，Ｎｏ．４ ＧＵＩＺＨＯＵ ＥＬＥＣＴＲＩＣ ＰＯＷＥＲ ＴＥＣＨＮｏＬｏＧＹ 专题研讨 Ｓｐｅｃｉａｌ Ｒｅｐｏｔｓ
３００ＭＷ机组临时烟囱运行风险控制
颜东升
（贵州西电电力股份有限公司黔北发电厂，贵州金沙５５１８００）
摘要：针对临时烟囱运行存在的安全、环保风险，制定了运行风险控制措施，较好的解决了临时烟囱运行的安全、 环保风险问题，也为将来烟气脱硫系统取消旁路运行提供了技术依据。 关键词：临时烟囱；风险；控制；运行 文章编号：１００８—０８３Ｘ（２０１２）４—００５０—０６中图分类号：ＴＫ２２文献标识码：Ｂ
黔北发电厂４×３００ＭＷ机组，两台锅炉共用一
台烟囱，烟气脱硫采用石灰石一石膏一湿法处理工 艺，无ＧＧＨ，采用湿烟囱运行方式，根据湿烟囱安全
运行的相关规定，黔北发电厂拟采取对３００ＭＷ机 组在运烟囱进行轻质玻璃砖防腐。由于防腐施工工
期长（约７０天），计划安排：在黔北电厂２号脱硫塔 进行增容改造期间（２０１１年７月６日至９月１５
日），对黔北１号烟囱（黔北１号、２号机组共用）进 行防腐施工。由于电网负荷供需矛盾突出，为缓解 电网负荷紧张的供需矛盾，黔北发电厂在实施黔北
１号烟囱防腐施工期间，对黔北１号机组拟采取增
设临时烟囱的过渡方案，以维持黔北１号机组的正 常发电。 临时烟囱
图１烟气流程图 临时烟囱增设在黔北１号脱硫塔顶部，同时将
黔北１号脱硫塔原净烟道的ＣＥＭＳ取样点移至临时
烟囱上，以满足在线监测和数据传输的要求。针对
临时烟囱运行的安全、环保风险，拟采取以下措施：
黔北１号烟囱防腐，１号机组运行期问：关闭１号脱
硫塔旁路烟气挡板，断开其电源，并对挡板进行机械
限位，防止误开．开启１号脱硫塔原烟气挡板，关闭
・５０・ １号脱硫塔净烟气挡板，并断开其电源，将净烟气挡
板进行机械限位，防止误开。１号机组产生的原烟 气全部经除尘器、脱硫塔净化处理，再经临时烟囱排
300MW汽轮发电机组启动上水方式优化方案及分析
第ｌ９卷 华中电力 ２００６年第２期
３００ ＭＷ汽轮发电机组启动上水方式
优化方案及分析
崔修强
（华电国际十里泉发电厂，山东枣庄２７７１０３）
摘要：针对３００ＭＷ机组传统的上水方式存在的问题进行了分析。对机组启动上水进行了运行方式的优化研究，
提出了一种机组冷态启动无凝结水泵、电泵，热态启动无电泵上水优化方案，并对此上水方案优越性进行了分析。 关键词：上水方式；优化方案；优越性 中图分类号：ＴＫ２６４．１ 文献标识码：Ｂ 文章编号：１００６．６５１９（２００６）０２．００６３．０３
Ａｎａｌｙｓｉｓ ｏｆ Ｏｐｔｉｍａｌ Ｏｐｅｒａｔｉｏｎ Ｓｃｈｅｍｅ ｏｆ ｔｈｅ Ｆｅｅｄｉｎｇ Ｗａｔｅｒ ｆ０ｒ
３ ００ ＭＷ Ｓｔｅａｍ Ｔｕｒｂｉｎｅ Ｇｅｎｅｒａｔｏｒ Ｕｎｉｔ
ＣＵＩ Ｘｉｕ—ｑｉａｎｇ
１传统的上水方式及存在的问题
１．１概述 十里泉发电厂６、７号机组。单机容量３００ ＭＷ： 锅炉采用哈尔滨锅炉厂生产的，型号为ＨＧ一１０２５／
１８．２一ＹＭ８，设计额定蒸发量９１０ ｔ／ｈ：汽轮机采用哈 尔滨汽轮机厂生产的。型号为Ｎ３００—１６．７／５３７／５３７。
具有八段不可调整抽汽。系统配置２￣５０％容量汽
动给水泵组及ｌｘ５０ Ｏ／ｏ容量电动给水泵组，单台机
组均设有独立的辅汽系统，两机辅汽采用母管连 接。辅汽汽源可由两个方面提供：邻机辅汽联箱、二 段抽汽（冷再），辅汽系统主要为满足机组启、停及非
正常Ｔ况下有关燃油雾化、汽机轴封、除氧器加热 等的用汽需要。
１．２传统上水方式 小汽轮机有高压和低压两个相互独立的汽源，
低压汽源为主机四段抽汽或高压辅汽连箱来汽，高
压汽源为新蒸汽。小汽轮机排汽到凝汽器。机组给
水系统设计原则为：在开停机组时首先启动凝结水
泵，利用凝泵向除氧器上水。锅炉上水利用电动给
水泵组作为工作泵。机组负荷大于９０ ＭＷ后，随着 负荷的增加，投入ｌ套或２套汽动给水泵组，负荷
300MW汽机操作练习题(步骤)
300MW汽机操作练习题
1 正常停运高加系统(270MW)
1）停运高加前先确认机组负荷不高于额定负荷的90%。
２）将高加疏水倒至凝汽器。
３）先停汽侧，后停水侧。停运高加时逐渐关小抽汽电动门，检查高加抽汽管道疏水门联开，否则手开。
４）高加停运过程中保持各高加疏水水位在正常范围。
５）给水倒旁路，开启高加给水旁路电动门 ，关闭高加进、出口电动门 。
６）关闭高加出口电动门过程中必须严密监视给水流量及压力正常。
2 5#低加正常投入运行(汽轮机冲转后)
1) 关闭低加凝结水管道放水门
2) 低加投入前确认低加水位保护已投入
3) 低加水侧注满水后开启低加进、出口门
4) 低加进出、口门开启后，关闭低加凝结水旁路门
5) 低加汽侧投运前抽汽管道疏水应充分
6) 开启低加各抽汽电动门、抽汽逆止门，并检查开启正常。低加投运后关闭抽汽管道疏水
7) 低加投运过程中低加水位保持在正常范围内
3 A小机冲转(小机冲转前)
1) 小机冲转前确认汽动给水泵再循环门开启
2) 小机冲转前确认该汽泵组保护投入
3) 小机冲转前确认除氧器水位正常
4) 小机冲转前小机供汽管道暖管充分
5）小机升速率控制在100－150r/min
6）小机冲转过程中检查小机振动、瓦温等参数正常
7）小机升速至规程规定暖机转速
4 除氧器上水、投加热(除氧器上水前)
1) 除氧器上水前确认水质合格
2) 启动凝结泵（或炉上水泵），除氧器开始上水
3) 除氧器上水至正常水位，启动除氧循环泵
4) 除氧器投加热前除氧器供汽管道应充分暖管
5) 除氧器水温加热到规定值
5 汽轮机破坏真空紧急停机(机组正常运行中汽轮机断叶片)
1) 手打汽轮机紧急停机按钮，确认汽轮机主汽门、调门、各抽汽逆止门关闭，发电机逆功率动作跳机，机组转速下降
2) 启动主机润滑油泵（或直流润滑油泵）
3) 待汽机转速低于2500rpm时开启真空破坏门
4) 记录汽轮机惰走时间，倾听汽轮机内部声音
300MW热电联产机组热经济性研究
第２４卷第４期
２０１２年４月 锨 技 锯 衙
Ｅｎｅｒｇｙ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ａｎｄ Ｅｃｏｎｏｍｉｃｓ Ｖｏｆ ２４ Ｎｏ．４
．２０１２Ａｐｒ ２０１２ 节能与环保 ． 胃Ｅ与 侏
文章编号：１６７４—８４４１（２０１２）０４—００５７—０５
热电 庐 热缓濡毽瓣窕
周 云 ，徐彤 （１．北京华建网源电力设计研究所，北京１０００５２；２ ．王新雷 ２
国网北京经济技术研究院，北京１０００５２）
Ｅｃｏｎｏｍｉｃ Ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ ｆｏｒ ３００ ＭＷ Ｈｅａｔ ａｎｄ
Ｐｏｗｅｒ Ｃｏｇｅｎｅｒａｔｉｏｎ Ｕｎｉｔ
ＺＨＯＵ Ｙｕｎ ，ＸＵ Ｔｏｎｇ ， （１．Ｂｅｉｊｉｎｇ Ｈｕａｊｉａｎ Ｗａｎｇｙｕａｎ Ｐｏｗｅｒ Ｄｅｓｉｇｎ Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ，Ｂｅｉｊｉｎｇ １０００５２，Ｃｈｉｎａ；２ ＷＡＮＧ Ｘｉｎｌｅｉ
Ｓｔａｔｅ Ｐｏｗｅｒ Ｅｃｏｎｏｍｉｃ Ｒｅｓｅａｒｃｈ Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ，Ｂｅｉｊｉｎｇ １０００５２，Ｃｈｉｎａ）
Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈｅ ３００ ＭＷ ｈｅａｔ ａｎｄ ｐｏｗｅｒ ｃｏｇｅｎｅｒａｔｉｏｎ ｕｎｉｔ ｉｓ ａ ｋｅｙ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ ｉｎ ｔｈｅ ｆｕｔｕｒｅ．Ｔｈｉｓ ｐａｐｅｒ ｍａｋｅｓ ａ ｃｏｍｐｕｔａｔｉｏｎ ｏｆ ｔｈｅ ３００ ＭＷ ｈｅａｔｉｎｇ ｕｎｉｔ ｕｎｄｅｒ ｏｆｆ－ｄｅｓｉｇｎ ｃｏｎｄｉｔｉｏｎ ｔｏ ａｎａｌｙｚｅ ｔｈｅ ｉｎｆｌｕｅｎｃｅ ｏｆ ｓｔｅａｍ ｅｘｔｒａｃｔｉｏｎ ｒａｔｅ．
ｓｔｅａｍ ｅｘｔｒａｃｔｉｏｎ ｐｒｅｓｓｕｒｅ，ａｎｄ ｔｈｅ ｅｘｔｒａｃｔｉｏｎ ｓｔｅａｍ ｂａｃｋｗａｔｅｒ ｒａｔｅ ｏｎ ｔｈｅ ｔｈｅｒｍａｌ ｅｃｏｎｏｍｉｃ ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ．Ｔｈｅ ｒｅｓｕｌｔｓ ｉｎｄｉｃａｔｅ ｔｈａｔ ｓｔｅａｍ ｅｘｔｒａｃｔｉｏｎ ｆｒｏｍ ｕｎｉｔ ｆｏｒ ｈｅａｔ ｓｕｐｐｌｙ ｃａｎ ｉｍｐｒｏｖｅ ｔｈｅ ｕｎｉｔ’Ｓ ｔｈｅｒｍａｌ ｅｃｏｎｏｍｉｃ ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ；Ｗｉｔｈ
300MW机组汽泵小机跳闸原因分析及处理
300MW 机组汽泵小机跳闸原因分析及处理
摘要：汽动给水泵在火力发电热力系统中具有举足轻重的地位，它的正常与否，直接决定了火力发电机组整体的健康运行水平。本文就汽泵小机一些不常见的跳闸原因如转速偏差值大、喷油飞锤误动、温度测点接线接反等进行分析、讨论，由表及里，摊出现象，捋出本质，给出处理对策及防范措施。可借鉴于同类机组，用作参考预见，以维护运行。
关键词：汽泵小机；跳闸；转速偏差值；飞锤误动；测点接线；对策
前沿
重庆中机龙桥热电有限公司300MW供热式抽凝机组，给水系统配置两台50%BMCR容量的汽动给水泵及一台30%BMCR容量的电动调速给水泵，汽动给水泵型号：FK5F32M；小汽机型号：G6.6-0.8-2，单缸、单流、冲动式、纯凝汽汽轮机，东汽出品。运行中当一些常规参数超限条件满足时，保护动作跳闸，如超速、润滑油压低、排汽真空低、轴瓦温度高、轴振、轴位移大等。
本文就常规跳闸条件里所不具有的，转速偏差值大、喷油飞锤误动、温度测点接线接反，三项现实事例原因进行分析，按照时间线索，务求明晣条理，分呈脉络，清醒意识，防患未然，未雨绸缪，举重若轻而具参考意义。
1.
汽泵小机转速偏差值大跳闸
1.
事件经过
2014年09月03日中班，18：21：37`负荷212MW，锅炉MFT，床温低于650℃且未投油首出；主机以20MW/min速率降负荷 ，18：22：13 `A汽泵3762.25r/min，开始降转速，18：23：58` 至2847.68r/min，关闭出口门，旋转备用。此时B汽泵单独运行，电动给水泵检修无备用。18：27：36` 负荷120MW，B小机入口压力低跳闸，MEHB排汽温度高首出、排汽温度高停机，而此时排汽温度53.8℃，系误发。立即开启A汽泵出口门，并升速带负荷，但已来不及，18：27：42`给水泵均停主汽流量大于30%首出，锅炉BT。18：31：52`汽包水位高BT，机组跳闸。在此后恢复过程中，B小机冲转后旋转备用，出口门关闭。A小机单独运行。21：04：24` 大机冲转，21：21：19` 大机并列，21：21：22`A小机转速4712.69r/min，辅汽压力0.66MPa，21：22：15`辅汽压力0.34MPa，并网后瞬降，A小机转速降至3669.51r/min，跳闸。此时B小机转速2216.36r/min，急忙开出口门，并升速带负荷，已来不及，至2916.98r/min时，21：24：03` 汽包水位低BT，跳机。
350MW火力发电机组汽轮机高低压旁路投运
350MW火力发电机组汽轮机高低压旁路投运
一、高、低压旁路系统投用前准备：
1、应确认旁路系统各阀门严密无泄漏，特别是高压旁路减温水关断阀
和调节阀必须严密。
2、油站油位、油温、油压、油质正常，阀门开关位置正确，油系统无
泄漏，旁路系统各保护试验正常，动作可靠，阀位指示正确。
3、检查旁路系统各测量表计齐全，并经校验合格。
4、按要求开启旁路系统的疏水门。
二、高、低压旁路系统运行：
1、锅炉点火后暖管至高压旁路门前，当主汽压力0.5MPa、真空30KPa
以上时开启高低旁疏水门，对高低旁进行暖管疏水。
2、投旁路时，应按照三、二、一级由低到高顺序开启旁路，并注意压
力、温度的调整。
3、开启三级减温水电动门，调开二级旁路减压、减温调整门，控制低
旁后温度在规定范围内。
4、在确认高排逆止门关闭严密后，先置高旁进汽减压阀3%的最小开度，
调开高压旁路减温水调整门，根据锅炉需要，对高、低旁进行调整，并注
意高、低旁后压力、温度、汽缸金属温度、机组真空的变化。
5、在投旁路期间，控制高旁后温度不大于340℃，低旁后汽温不大于
160℃，根据锅炉要求调整旁路。
6、冬季启动时，汽压1.5MPa左右、汽温200℃左右，投入旁路运行。
三、高、低压旁路系统的运行维护：1、检查旁路系统无泄漏，各管道无振动、水击现象。
2、检查高排逆止门关闭严密，防止汽缸进汽。
3、检查高、低旁后压力、温度、汽缸金属温度、机组真空在规定范围。
4、检查旁路系统疏水畅通。
5、若轴封供汽由本机再热冷段供汽，应注意压力、温度的变化，防止
高旁减温水调整不当，引起蒸汽带水。
6、旁路投运过程中，应及时调整旁路开度，维持高、低旁后压力、温
度正常。
北海电厂300MW火电机组冷态开机不用启动炉分析
龙源期刊网
北海电厂300MW火电机组冷态开机不用启动炉分析
作者：孙启建 刘德扬
来源：《科学与财富》2013年第10期
摘要：在300MW国产亚临界机组上进行冷态无油启动试验，确立了一套安全、可靠的不用启动炉冷态开机方案。
关键词：300MW亚临界锅炉机组；无启动炉冷态开机
前言
北海电厂一期工程2X300MW燃煤火电机组于2003年6月17日开工建设，2004年11月30日和2005年3月9日两台机组分别投产发电。两台机组配置一台启动锅炉，为长沙锅炉厂生产的SZS20-1.27/350-Y型自动化燃油锅炉，设计为在开机用汽前2小时启动运行，提供开机辅助蒸汽。
自投产以来，北海电厂两台机组长时间保持运行，启动锅炉长时间停运，采用干法保养，当后期再次投入启动炉使用时发现需长时间采用换水、排污、排汽等方法后才能确保供应蒸汽品质合格，造成开机过程燃油消耗增多，此外因油枪雾化不良，造成燃烧不完全，烟囱冒黑烟情形，对环境造成不利影响。冷态开机不用启动炉方案正是针对此背景进行研究试验。
1 机组结构特点概述
北海电厂采用B&WB-1025/17.4-M型锅炉，为北京巴布科克·威尔科克斯有限公司引进美国巴威公司技术生产的产品，与哈尔滨汽轮机厂有限责任公司制造的N300-16.7/537/537-2汽轮机，哈尔滨电机厂有限责任公司制造的QFSN-300-2汽轮发电机配套。机组设30%MCR的高、低压启动旁路系统，仅作为机组启动时加快升温、升压速度及回收工质作用，在冲转及正常情况下不参加调节。#1机组辅汽汽源设计为启动锅炉、本机四段抽汽、本机冷再、#2机组辅汽供应；#2机组辅汽汽源设计为本机四段抽汽、本机冷再、#1机组辅汽供应。空预器采用三分仓回转式，吹灰汽源有本机屏过出口、辅汽联箱。轴封汽源有本机主汽、本机冷再、本机辅汽联箱。
300MW机组抽真空系统的改进
300MW机组抽真空系统的改进
石福军
靖远第二发电有限公司，甘肃白银730919
l存在问题
当锅炉汽包压力降至0．2MPa以下时，即可破坏
真空。锅炉抽真空通过开启汽轮机高、低压旁路阀，与
汽轮机抽真空同步进行，即汽轮机轴封系统必须投运，而汽轮机投快冷要求停运抽真空系统和轴封系统。所
以，汽轮机投快冷必须等锅炉抽真空结束才能进行。也就是说，锅炉抽真空影响了汽轮机的冷却进度。
2改进措施
(1)对高、低压旁路串联组成的二级旁路系统，高压
旁路压力控制阀(高旁阀)是锅炉过热器与再热器之间
的一个隔断阀，而低压旁路压力控制阀(低旁阀)是锅炉
再热蒸汽系统与汽轮机真空系统之间的隔断阀。因此，在汽轮机跳闸状态，关闭低旁阀及主、再热蒸汽系统相
关疏水阀，就可切断锅炉与汽轮机的蒸汽系统。此时。自低旁阀前接至真空泵入口管路(图1)，开启阀门V1
及高旁阀，关闭凝汽器A、B侧抽空气阀，启动真空泵，可实现炉侧系统单独抽真空，且不影响汽轮机投快冷。：．●-．～放水检A、通风至贞空采SH一过热器RH一再热器HP、IP、LP一高、中、低压汽缸TV、RV一高、中压主汽阀HBP、LBP一高、低旁压力控制阀V1锅炉抽真空阀(图中虚线部分为改造流程)图1300Mw机组锅炉抽真空系统改造流程
(2)由于单独对锅炉系统抽真空，使抽真空的范围
缩小，系统严密性提高，抽吸效果会大大提高，只用一台真空泵就完全能够满足锅炉抽真空的要求(原来用
两台真空泵，炉侧负压一般可抽至55kPa左右)。如
果给真空泵增加一路来自凝结水输送泵的除盐水补水
系统，则其运行不再与凝结泵有关，凝结泵可提前停运。
作者简介：石福军(1967一)，男，甘肃白银人，高级工程师，从事火力发电厂设备管理。E—mail：pcsfj402402@163．corn技术交流
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翘 力 （３）由于水环式真空泵靠表面式冷却器冷却其密
封水，其冷凝能力有限，必须尽量减少来自炉侧的蒸汽
300MW机组MCS逻辑优化
300MW机组MCS逻辑优化
发表时间：2017-01-19T15:29:44.977Z 来源：《电力设备》2016年第22期 作者： 马晶妍
[导读] 介绍了黑龙江华电齐齐哈尔热电有限公司300MW机组所采用的国产控制系统TCS-3000的组成及其机组的应用情况。
（黑龙江电力科学研究院 黑龙江哈尔滨 150030）
摘要：介绍了黑龙江华电齐齐哈尔热电有限公司300MW机组所采用的国产控制系统TCS-3000的组成及其机组的应用情况，阐述了对机组协调控制系统、给水控制系统、汽温控制系统和燃料控制系统所做的逻辑优化。
关键字：控制系统；优化；直接能量平衡；前馈；MCS
1 设备概况
黑龙江华电齐齐哈尔热电有限公司2x300MW锅炉是采用美国燃烧工程公司(CE)的引进技术设计和制造的。锅炉为HG1025/17.5-YM36型亚临界参数、一次中间再热、自然循环汽包炉，采用平衡通风、四角切圆燃烧方式，设计燃料为烟煤。锅炉以最大连续负荷(即BMCR工
况)为设计参数，在机组电负荷为336.3MW时，锅炉的最大连续蒸发量为1025t/h；机组电负荷为303.1MW(即TRL工况)时，锅炉的额定蒸
发量为960t/h。锅炉的制粉系统采用直吹式中速磨。控制系统采用华电南自天元控制系统科技有限公司研发的TCS-3000分散控制系统。
2 逻辑中存在的问题
机组投产以来，由于设备问题、燃烧煤种和系统对象特性等的变化，机组自动控制系统投入不理想，不能满足电网AGC投入的要求。机组汽机跟随可以投入，但机前压力波动较大控制品质差需要整定，汽轮机调门选型较大控制精度不理想曾出现过调门摆动问题。机组磨
煤机和燃料自动控制、以及协调控制投入不是很好。机组在启、停磨煤机和增减负荷过程中，主蒸汽和再热蒸汽温度波动达±10℃以上，汽
包水位自动调节特性差，多次危及锅炉安全运行。
为了保证机组协调控制系统汽温、给水和磨煤机负荷自动控制功能能够正常投入，提高机组的经济性，保证安全稳定生产，需要对机组MCS逻辑进行优化。