机组技改汇总ppt课件.pptx

机组技改汇总,本次汇总搜集了2016以来的两台机组系统改造，包括汽机、电气、锅炉三个部分。,2017/05/14,第一部分：锅炉,一、徽油系统：,燃油系统规范：,#1机组B修增加A磨4四组微油。就地控制柜装设在燃烧器平台#1、#3角大油枪点火柜旁。,2,第一部分：锅炉,二、油枪：,#1炉B1B4C1C4D2油枪更换雾化片，流量改为0.2t/h，其它油枪流量不变；#2炉B2C3油枪更换油雾化片，流量改为0.2t/h，其它油枪流量不变。,3,第一部分：锅炉,二、空预器：,1、设备概况：#1、2炉空预器目前的变频控制主要由就地控制PLC系统完成，DCS与PLC的部分控制程序重复，PLC设备运行时间长，设备老化、技术落后、稳定性差，基于以上现状，经研究将空预器变频柜的二次回路简化、PLC内部全部控制功能改由DCS实现，提高设备稳定性。2、电气回路改造：2.1取消原电源切换监视回路，将主、辅变频器的动力电源分别接至锅炉保安段和锅炉PC段。2.2将空预器变频柜内的启动停止命令及信号送至DCS，由DCS控制，取消原柜内的除接近开关外所有继电器回路及PLC回路。拆除原有PLC装置。原PLC功能由DCS实现，详见附件。2.3在柜内增加主、辅电机远方，就地转换开关，主、辅电机实现单独远方，就地切换及远方状态显示功能。增加变频器运行期间主、辅电机远方/就地切换压板，主要用于空预器运行期间，防止运行期间切换远方、就地时导致空预器停运。2.4使用锅炉电子间内空预器厂用控制电源开关作为#1、#2转子停转（低速）限位开关电源及柜内风扇电源，保留KA22、KA23继电器，将KA22、KA23继电器反馈接点直接接入DCS回路。2.5取消主辅电机低速运行功能，将变频器高速给定信号使用短接线直接短接，降低因高速给定信号消失导致变频器无输出故障几率。当需要使用低速运行功能时，通过调整变频器参数（ACS4001202,ACS5101202）由50HZ调整为20HZ。,4,第一部分：锅炉,二、空预器：,联锁启动（1）子组启动指令来（2）辅电机故障，且主电机不在检修状态，延时6秒。检修状态是由运行人员自行进行投入，主要目的是防止空预器停运时，辅电机电源开关断开后产生“辅电机故障”信号联启主电机；空预器运行后，退出检修状态。主辅切换逻辑：1）主切辅先停主电机且辅电机无故障、延时6秒启动辅电机，主电机已停止运行，辅电机运行正常，主电机切辅电机结束。2）辅切主先停辅电机且主电机无故障、延时6秒启动主电机，辅电机已停止运行，主电机运行正常，辅电机切主电机结束。转子低速、停转报警信号判断1、空预器转子限位开关1在45S内，计数小于3次，报停转报警2、空预器转子限位开关1在30S内，计数小于3次，报低速报警,5,第一部分：锅炉,二、空预器：,改造前后功能异动对照说明表,6,第一部分：锅炉,二、空预器：,7,第一部分：锅炉,二、空预器：,8,第一部分：锅炉,二、空预器：,9,第一部分：锅炉,二、空预器：,10,第一部分：锅炉,二、空预器：,11,第一部分：锅炉,三、引风机：,为满足两台机组超低排放改造需求，对现有引风机进行了改造，增大出力，并取消了增压风机。引风机设备规范如下：,12,第一部分：锅炉,三、引风机：,改造后引风机逻辑：引风机启动条件变动：（5）至少一台油泵运行且控制油压正常（高于2.5MPa）（原要求3.5MPA)（10）脱硫系统备妥（一级吸收塔浆液循环泵至少有一台运行，且脱硫出口烟气挡板全开）。（11）润滑油压力正常（高于0.1MPa）（原要求0.15MPA）。引风机保护逻辑变动：（23）引风机控制油压低（低于0.8Mpa），联锁启动备用油泵；备用油泵联启后60秒，控制油压仍低，且润滑油压不正常（低于0.1MPa），则联跳引风机。引风机密封风机联启条件：（2）投入备用，且控制油压低（低于0.8MPa），延时0.5秒；（3）投入备用，且润滑油压不正常（低于0.1MPa），延时0.5秒。油站其它报警：（1）风机控制油压低于0.8MPa；（2）风机润滑油压低于0.1MPa；（3）油箱油位低1、低2值报警；（4）油站过滤器差压高于0.5MPa；（5）油箱油温35；（6）油箱油温25；,（7）风机润滑油出口流量3L/MIN；（8）电机润滑油出口流量3L/MIN；,13,第一部分：锅炉,四、低温省煤器：,北海电厂#1、#2机组低温省煤器由南京圣诺热管有限责任公司设计、生产和安装，低温省煤器分四组布置在电除尘入口之前的水平烟道上，每组分为6个模块，上中下各两个，从空预器出口来的约145的烟气水平流经低温省煤器，温度降至约95后进入后续电除尘。系统从#8低加入口及#7低加出口的凝结水管道上分别取水，混合至68后送入低温省煤器加热，加热至100105（由于中间烟道烟温较两侧烟道烟温高约10，两侧低温省煤器出口水温为100，中间低温省煤器出口水温为105）后回至#6低加入口凝结水主管道上，与主凝结水汇合。为减少积灰，低温省煤器设置了吹灰装置，采用声波吹灰与蒸汽吹灰结合型式（正常运行时采用声波吹灰，差压大于350Pa时采用蒸汽吹灰进行吹扫）。,图为低温省煤器热量交换器，装置在脱硝后电除尘后，共装4组，每组分为6个模块，上中下各两个。,14,第一部分：锅炉,四、低温省煤器：设备规范,15,第一部分：锅炉,四、低温省煤器：设备规范,16,第一部分：锅炉,五、#1、#2炉再热器出口管壁温度报警值修改目前，#1、#2炉再热器出口管壁温度DCS报警值为580，根据再热器出口材质所承受的最高温度，考虑测点位置的温度比炉内温度偏低约20左右，经生技部、运行部、设备部召开专题会讨论决定，再热器出口管壁温度必须控制在570以下，现欲将#1、#2炉再热器出口管壁温度DCS报警值由580修改为570，请设备部热控专业配合修改报警值。,17,第一部分：锅炉,六、脱硝系统增加脱硝优化控制：#1机DCS画面增加脱硝系统优化控制模块。,18,第二部分：汽机,一、#7、#8号低加管道改造：系统从#8低加入口及#7低加出口的凝结水管道上分别取水，混合至68后送入低温省煤器加热，后回至#6低加入口凝结水主管道上，与主凝结水汇合。,19,第二部分：汽机,一、#7、#8号低加管道改造：系统从#8低加入口及#7低加出口的凝结水管道上分别取水，混合至68后送入低温省煤器加热，后回至#6低加入口凝结水主管道上，与主凝结水汇合。,取自#8低加入口前一路的主路和旁路。,20,第二部分：汽机,一、#7、#8号低加管道改造：系统从#8低加入口及#7低加出口的凝结水管道上分别取水，混合至68后送入低温省煤器加热，后回至#6低加入口凝结水主管道上，与主凝结水汇合。,低温省煤器有两路工质来源，下图为取自#8号低加入口前的一路。,21,第二部分：汽机,二、凝汽器增容改造，增加凝汽器冷却面积、优化内部结构，提高机组热经济性。,凝汽器是由喉部、壳体及底部的支撑装置等组成的焊接结构，水室与管板采用螺栓连接。系单壳体、双流程、表面式凝汽器。本凝汽器在保留原凝汽器喉部、热井、外壳及其支承方式不变、与低压缸排汽口的连接方式不变、凝汽器位置不变的条件下，对凝汽器壳体内部进行了改造，改造项目及涉及的部套如下：1将端管板及中间支撑板全部予以更换。端管板采用碳钢与钛复合管板，壳体的两端用焊接的方式将管板固定在壳体上，并用较薄的钢板作为挠性板过渡，以补偿冷却管和壳体的热膨胀差。中间支撑板周围与壳体通过短管相连。2将原凝汽器喉部进行优化改造，使气流流动更加顺畅。按照规程安装新测压、测温装置，使其能够满足改后凝汽器性能试验所需。3原壳体中的挡汽板全部予以更换，并对其结构形式进行改变，使汽流通道更加流畅。4冷却水管管束采用先进的管束布置方案，减少汽阻，提高换热性能。冷却水管全部予以更换，其中主冷区采用220.5的TA2钛管23436根，外围区及空冷区采用220.7的TA2钛管2604根。两种管子均以胀接+焊接的方式与端管板相连。5凝汽器热井正常水位为500mm，高水位为600mm，高高水位为700mm，低水位为400mm，低低水位为300mm。6前水室及后水室都重新优化设计为循环水流畅性能更好的衬胶弧形水室。7由于此凝汽器为现场改造工程，所有部件均为散件运输到现场后进行组装，组装时严格按DB3.18.10-1998凝汽器加工装配技术条件及凝汽器现场组装工艺规程进行。,22,第二部分：汽机,二、凝汽器增容改造，增加凝汽器冷却面积、优化内部结构，提高机组热经济性。,改造后的主要特性参数：总冷却面积：19140蒸汽压力：6.13kPa进水温度：25冷却水量：36800t/h冷凝管规格：220.5、220.7冷凝管总根数：22192根凝汽器管材质：TA2,旧管25mm,新管22mm,23,第二部分：汽机,二、凝汽器增容改造，增加凝汽器冷却面积、优化内部结构，提高机组热经济性。,上部支撑板改为翼型板,中间固定管板（共13块）,24,第二部分：汽机,二、凝汽器增容改造，增加凝汽器冷却面积、优化内部结构，提高机组热经济性。,管板内部支撑,管板吊装,25,第二部分：汽机,二、凝汽器增容改造，增加凝汽器冷却面积、优化内部结构，提高机组热经济性。,旧端板,新端板,26,第二部分：汽机,三、汽轮机通流改造，提高机组热经济性。,项目介绍：北海电厂一期工程建设2300MW燃煤发电机组，改造前是由哈尔滨汽轮机有限责任公司生产的N300-16.7/537/537-2型300MW亚临界、一次中间再热、反动式、单轴、双缸双排汽凝汽式汽轮机，本次改造主要对#2汽轮机通流部分进行改造，更换高中压、低压转子，更换高中压、低压内缸等主要部件。改造由哈尔滨汽轮机有限责任公司承揽设计、供货、安装，改造后机组为N309-16.7/538/538型，单轴、一次再热、双缸双排汽。新的机组以效益最大化为原则，采用当代先进汽轮机设计技术，最大限度的提高机组运行安全性、经济性和灵活性，各项经济指标达到或超过国内目前同等容量机组的领先水平。,27,第二部分：汽机,三、汽轮机通流改造，提高机组热经济性。,1、改造后汽轮机主要参数制造厂：哈尔滨汽轮机厂有限责任公司汽轮机型号N309-16.7/538/538汽轮机型式单轴、一次再热、双缸双排汽额定主汽门前压力16.7MPa额定主汽门前温度538额定再热汽门前温度538额定主蒸汽流量949.47T/h主蒸汽最大进汽量1025T/h铭牌功率(TRL)309MW保证工况(THA)功率309MW高、中、低压汽缸通流级数（1+14）/12/6*2末级叶片长度900mm高、中、低压缸设计效率87%/92%/90%排汽压力6.5Kpa工作转速3000r/min回热系统3高加1除氧器4低加THA工况的保证热耗率7955/kW.hTHA工况的汽耗率3.073kg/kW.h,2、临界转速高中压转子一阶临界转速：1798r/min二阶临界转速：4563r/min低压转子一阶临界转速：1525r/min二阶临界转速：3634r/min发电机转子一阶临界转速：1313r/min二阶临界转速：3454r/min,28,第二部分：汽机,四、取消#1机盘车控制柜就地操作按钮。,由于#1机盘车系统就地控制柜没有闭锁功能，存在机组运行期间误投入盘车的风险，对机组安全稳定造成一定隐患。现应运行要求取消就地控制柜内的“启动”、“停止”操作按钮，改为人工手动操作。,29,第三部分：电气,一、同期装置升级。,我厂同期屏原采用深圳国立智能SID-2CM型同期装置的1个同期点同期合闸功能。根据行业相关经验，由于装置运行时间过长（现场同期设备运行已超过12年，而一般二次设备更换周期为8年），设备内部元器件逐渐老化存在安全隐患，目前对同期装置进行改造，方案如下：采用深圳国立智能SID-2FY智能复用型同期装置替换原SID-2CM型同期装置，SID-2FY新同期屏替换原SID-2CM旧同期屏，需要把原先旧同期屏上的外部电缆从旧同期屏上解开并整理，做好所以外部电缆记录，便于新同期屏安装后，按照新同期图纸把外部电缆正确的接入到对应的端子排上，因本次在同期屏上增加了新的同期视频模块功能，固需要从新放视频电缆，从同期屏处到集控室，再经VGA转换器至集控室LED屏幕,视频电缆接头方式为BNC口接线。,30,第三部分：电气,二、发电机刷握改造。,国投北部湾发电有限公司，更换2号发电机全部刷握（20套）。将原刷握4*（25*32）刷握，改为4*（25.4*38.1)整体式刷握，将现有25*32*100碳刷全部改为25.4*38.1*102规格碳刷，将刷握恒压簧改为更换式弹簧，将恒压弹簧压力改为1.45kg，将刷座前部勾板改换成14mm厚勾板（原2mm)压板改成厚5mm黄铜板，（原2mm钢板），改造后碳刷使用寿命平均1年以上，改造后每个碳刷通流相近，温度在70度80度。,31,第三部分：电气,三、循泵电机高低速改造。,一、#1A、#1B、#2A循环水泵双极改造，为实现改造后高低速自动切换操作，在循环水泵房每台电机增加两台高低速开关，将原电机电缆拉至增加开关柜后再由新增加开关柜分别拉两根电缆拉至电机本体，以实现高低速的自动切换。二、增加的6台开关柜，设开关储能电源、控制电源小母线，每个小母线分别设两路电源进线，分别从以下位置引接：1、储能电机回路总电源（一）取自直流220V输煤控制室直流分屏第一排第8个空开，储能电机回路总电源（二）取自直流220V输煤控制室直流分屏第二排第8个空开。2、控制与信号回路总电源（一）取自直流110V输煤控制室直流分屏第一排第8个空开，控制与信号回路总电源（二）取自直流110V输煤控制室直流分屏第二排第8个空开。3、加热器回路总电源（一）取自循环水泵房380V配电间PCII段5b柜第二个开关，加热器回路总电源（二）取自循环水泵房380V配电间PCI段6a柜第二个开关。为防止电源环网，在6KV高低速开关柜侧储能电机回路总电源、控制与信号回路总电源、加热器回路总电源正常运行时只允许合上其中一路电源开关。三、高低速开关配电室新安装了两台空调，、#1A、#1B高低速开关配电室空调电源取自循环水泵房380V配电间PCI段3a柜第一个开关，#2A循泵高低速开关配电室空调电源取自循环水泵房380V配电间PCII段4b柜第三个开关。,32,第三部分：电气,四、取消AVC同时闭锁增减磁逻辑。,修改内容：#1机DCS系统AVC投入切除逻辑中，取消AVC系统同时增减磁闭锁时切除AVC装置的逻辑。修改原因：AVC系统逻辑判据中，增减磁同时闭锁条件分别为：1、母线电压或无功波动大；2、实际值超过高高限或低低限。其中母线电压或无功波动大为经常性事件，而且该现象为AVC