安徽电气职院600MW超临界火电机组运行仿真实训指导02机组运行调整.docx

第二章机组运行调整第一节汽轮机运行中控制的主要参数及限额项目单位正常值报警跳闸值备注高限低限主汽压力MPa24.225.4极限不大28.92再热蒸汽压力MPa3.904.1调节级压力MPa<19.820.69主汽温度566574552594再热汽温度566574552594主再热汽温差1428达42C（不大于15分钟）蒸汽室内外壁金属温差83高中压缸外缸上下温差4255.6高压缸排汽温度<404427高压胀差mm+8-29.5/-3.810.2/-4.5低压胀差mm0-1515/-0.216/-1轴振动mm<0.0760.1270.254轴向位移mm±0.6±0.9±1.0低压缸排汽温度C<65790C121C运行时间<15分钟凝汽器压力Kpa4.924.731.3润滑油压MPa0.0960.1240.0820.06润滑油温度40454935轴承温度90107113推力轴承温度c8099107回油温度c657782EH油压MPa14±0.511.039.3EH油温37555537油箱油位nun550650915430/300200调节级与高压缸排汽压力比MPa<1.7轴封蒸汽压力Kpa22323220轴封蒸汽温度149179121机组转速r/min30003300第二节锅炉运行中控制的主要参数及限额项目单位正常范围报警跳闸值备注高限低限启动分离器出口温度424446457过热器出口汽压MPa25.426过热器出口汽温571576566598再热器出口汽压MPa4.16再热器出口汽温569574564600螺旋管出口壁温<430441454分隔屏过热器出口壁温<520524后屏过热器出口壁温<570577末级过热器出口壁温<600610末级再热器出口壁温0C<610621炉膛负压Pa-100-150+200-200+1520-1780燃油母管压力MPa1-1.81.80.40.23磨煤机出口温度70-809065110给水温度282排烟温度134160一次风母管压力kpa8106第三节发电机运行中控制的主要参数及限额参数期望值最小-最大值报警值跳闸值润滑油系统：进油温度（°C）40一453849出油温度（°C）65607177油压（兆帕）0.100.08-0.120.0480.0620.0340.048轴瓦铐金温度（）70657799107密封油系统：空侧及氢侧进油温度（°C）454049两侧相差在2.2K之内（振动大时控制在1.1K）<40,)49氢油压差（兆帕）（高于氢压）0.0830.0550.0970.035氢气：冷氢温度（C）各冷却器出口氢温的温差不超过2464048<40,50热氢温度（）随负荷而变化4580氢压（可随负载减小而调低）（兆帕）600MW时0.40MPa；650MW时0.50MPa0.300.54W0.38,20.44600MW额定氢压运行W0.28报警在其他氢压运行时报警值应另行整定氢纯度（%）29690*9990用于氢侧油泵停运期额定氢压下氢气湿度°C（露点温度）5一25氢消耗或漏量（m3/日）11.3工况监视仪读数100%75%氢冷却器的冷却水:温度（C）35>36,另有协议者438流量（立方米/时）740900工作压力（兆帕最大0.8定子线圈的冷却水及线棒温度：进水温度（）大于冷氢温度455042,253总水管出水温度OC）80285*总水管出水对进水的温升（K）约20231*线棒出水温度（C）285*290线棒层间温度（C）290*线棒最大温差（K）（同一类水路中的出水或层间测温元件）5<81028（出水）210*（层间）推荐降负荷并安排停机检查212(出水)214(MfHj)水流量（m3/时）（差压报警开关）（定子绕组两端的计算水压降）（MPa）105(185KPa)额定流量为80%时的压降值（115KPa）额定流量为70%时的压降值延时30秒（85KPa）定子水电导率（mscm）1.5高：5r11j11j：9.5离子交换器出水电导率（mscm）0.10.4>1.5总进出水管差压（MPa）比正常值高0.035氢压高于水压（MPa）0.035定子水箱氮压（MPa）0.01420.042转子线圈温度（）2110（电阻法）定子铁芯及磁屏蔽处温度（）2120定子边端结构件上压指温度（）>180发电机轴振（50Hz,双幅值，单位：mm）0.080.1250.25运行时励端轴承绝缘（兆欧）>1第四节锅炉运行调整一、给水调整1、机组不论启、停，负荷在O150MW范围内，应维持475th左右的最小循环流量运行,保证水冷壁管有足够的冷却；2、主给水流量在30%BMCR以下由主给水旁路调节阀来调节给水量；主给水流量接近30%BMCR时逐渐全开主给水电动阀，全关主给水旁路调节阀；3、正常运行中给水调整原则：根据燃料量调整给水量；根据启动分离器出口温度修正给水流量；根据一、二级减温水流量与给水流量的比值修正给水流量。3、在给水调整的过程中，应注意中间点温度和过热度合适，防止燃水比失调造成参数的大幅度波动；4、燃烧工况阶跃扰动、给水自动失灵或跳手动等造成水煤比失衡，应将给水切至手动方式,参考前10分钟稳定运行时的水煤比，调节给水量使重新恢复平衡，但应尽量避免燃烧和给水同时调节；5、启动分离器温度和机组负荷均偏高（偏低）时，应优先降低（增加）燃料量；启动分离器温度偏高（偏低），而机组负荷低于（高于）目标负荷时，应优先增加（降低）给水量；6、蒸汽及水流量与锅炉负荷之间的对应关系见下表：B-MCRTHA70%TH50%TH40%TH30%TH高加全切过热蒸汽（给水）19131664.11226807.8660.75201461.5再热蒸汽1582.11388.21040.1700.4577.4457.81433.5一级减温76.566.64932.339.731.258.52二级减温76.566.661.440.426.52658.52二、燃烧调整1、通过火焰电视的火焰显示认真监视炉内燃烧情况及煤粉着火距离，正常的燃烧，火焰应呈金黄色，有良好的充满程度，煤粉射流扩散角合适，不偏斜，不冲刷水冷壁；2、经常观察火检运行情况，尤其是启停磨和低负荷期间，及时调整煤粉浓度，保证火检强度足够，如发现火检故障立即通知检修处理；3、调整好送、引风量，保持负压在一50-100Pa,防止冒正压；4、烟气氧量正常应控制在36%之内，当燃用灰熔点过低或油、煤混烧时，为防止结渣，可适当提高氧量值；5、正常运行中，前后墙燃烧器尽量对称投入，以减少热偏差；高负荷情况下，应使各层燃烧器出力尽量均衡，避免局部热负荷过高烧损火嘴；6、当负荷变化时，如幅度不大，可用改变磨煤机容量风量的方法来调整，如果幅度较大可用启停整台或半侧磨煤机来实现；7、启停磨煤机过程中，机组负荷增减应主要通过调整该磨容量风门实现，其他磨可以微调；需要注意的是停磨操作时，应保持或增加运行磨的负荷，防止运行磨负荷过低，不能维持自身燃烧器着火；8、手动调节燃烧时，高负荷下，加负荷应先加二次风后加容量风，负荷降低时应先减少容量风再减少二次风，低负荷时相反：9、根据煤质变化、燃烧器投停情况，合理分配各风箱（包括燃烬风室）二次风，尽可能保证燃烧完全；10、调整燃料量的同时，给水应配合调节，防止燃水比严重失调，造成参数的大幅度波动；11、当负荷过低或其他情况导致燃烧不稳时，应及时投入点火油枪稳燃；12、有油枪运行时，值班员应经常就地检查油枪雾化、着火情况，及时发现并消除内漏、外漏等异常，防止燃油系统起火；13、保证受热面的清洁，按规定定期吹灰、除焦；14、积极了解煤质变化情况，以便根据燃料特性及时调整运行工况，并做好事故预想；15、定期对飞灰、炉渣进行取样分析，以便及时对煤粉细度、燃烧等进行调整。三、过热汽温调整1、锅炉正常运行时，主蒸汽温度在机组35100%BMCR负荷范围内应控制在566±5°C,两侧蒸汽温度偏差小于IO0C;2、煤水比是调整主蒸汽温度的主调手段，而中间点温度的变化能快速反应煤水比变化，维持该点温度稳定才能保证主蒸汽温度的稳定；3、中间点蒸汽过热度的变化反应了工质在水冷壁中蒸干点位置变化，为保护水冷壁不超温和防止过热器进水：在达到临界压力前的直流工况下，该过热度应在515C范围内；在超过临界压力后，该点蒸汽温度应维持在410±15C之间，异常工况下，应不超出410±30°C范围；中间点过热度和机组负荷均偏高（偏低）时，应优先降低（增加）燃料量；中间点过热度偏高（偏低），而机组负荷低于（高于）目标负荷时，应优先增加（降低）给水量；4、主蒸汽一、二级减温水是主汽温度调节的辅助手段。一级减温水用于保证屏式过热器不超温并调整左右侧温度偏差，二级减温水用于对主蒸汽温度的精确调整；锅炉低负荷运行时要尽量避免使用减温水，防止减温水不能及时蒸发造成受热面积水；投用减温水要注意，减温后的温度必须保持20C以上过热度，防止过热器积水；在一、二级减温水手动调节时要考虑到汽温调节的惯性和迟滞性，注意监视减温器后汽温的变化，不要猛增、猛减，要根据汽温偏离要求值的大小及减温器后温度变化情况及时调整减温水量，若有其它操作，应派专人调节，并加强联系；5、在高加投退、启停给水泵、负荷变化、投退制粉系统或油枪、吹灰除焦、炉底大量漏风等情况下，要特别注意蒸汽温度的监视和调整；6、在主蒸汽温度调整过程中要加强受热面金属温度监视，以金属温度不超限为前提进行调整，金属温度超限必要时要适当降低蒸汽温度或降低机组负荷，并积极查找原因进行处理。四、再热蒸汽温度的调节1、锅炉正常运行时，再热蒸汽温度在机组50100%BMCR负荷范围内应控制在566±5°C范围内，两侧蒸汽温度偏差小于14,同时受热面沿程工质温度、受热面金属温度不超过规定值。2、尾部烟气挡板是再热汽温的主调手段，开大再热器侧、关小过热器侧挡板，可提高再热汽温，反之降低，调节过程中应注意避免两侧挡板同时关闭；3、再热器事故减温水用于再热汽温超限(571C)时的事故减温，正常运行中要尽量避免开启，在使用减温水时，应保证减温后蒸汽有20以上过热度；锅炉低负荷运行时要尽量避免使用减温水，防止减温水不能及时蒸发造成受热面积水；4、如用手动方式调节再热蒸汽温度，要考虑到汽温调节的惯性和迟滞性，不要猛开、猛关烟气挡板,事故减温水的调节要注意减温器后蒸汽温度的变化,防止再热蒸汽温度振荡过调；5、当再热汽温、烟气挡板开度不能维持在正常范围、事故减温水需保持一定开度时，要对系统进行检查分析。检查制粉系统运行方式是否合理；燃烧器执行机构是否损坏，燃烧器配风挡板位置是否正确；燃烧器是否损坏；煤质是否严重偏离设计值；炉膛和燃烧器是否严重结焦；蒸汽吹灰是否正常投入：烟气挡板是否损坏；6、在负荷变化，启、停制粉系统，投停油枪，吹灰除焦、炉底大量漏风、煤质变化等情况下，要加强蒸汽温度的监视和调整；7、蒸汽温度的调整要以金属温度不超限为前提，金属温度超限时要适当降低蒸汽温度或降低机组负荷，并积极查找原因进行处理。五、二次风的调整燃烬风二次风挡板运行时推荐值如下表:SAPAAPlAAP2AAP3AAP4SAPAAPSAP中心风挡板100100100100100100内二次风调风器10025252525100内二次风调风器外挡板100100I(X)100一外二次风调风器25252525,一外二次风调风器外挡板一100100100100一燃烧器运行时风门推荐设定值如下表:BNlBN2BN3BN4上排燃烧器内二次风挡板100100100100外二次调风器50505050中排燃烧器内二次风挡板100100100100外二次调风器50080)50080)50080)50080)下排燃烧器内二次风挡板100100100100外二次调风器50505050注：表中括号内值为燃油时开度。上表中数据为厂家推荐值，实际开度将由试验及煤质变化确定，运行中唯煤粉燃烧器外二次风调风器可调，其余各挡板或拉杆未征得专工同意，不得随意调整；中层燃烧器外二次风门：开80%（燃油位，适用于投启动油枪或锅炉吹扫），开50%（燃煤位，适用于投粉），0%（关位，适用于其余所有情况）；上、下层燃烧器外二次风门：开50%（燃煤位，适用于投粉或炉吹扫），0%（适用于其余各种情况）；燃烧器冷却风门，未投粉应保持开启，投粉时关闭；燃烧器各层风箱进口调节挡板：用于各层风室风量分配，不能用作总风量调节，在无燃料投入时关闭，炉吹扫时全开；启动油枪投运时手动维持某一点火开度，当一层煤粉燃烧器全部投入后才能置自动位。第五节汽机运行调整一、除氧器水位调整1、除氧器正常水位2550±10OnInl范围内，在除氧器冲洗过程中，出现水位过高或过低，应解除除氧器水位自动，参照除氧器水位与正常水位值差值，对应凝结水量和给水量进行手动调整。注意不宜操作幅度过大，造成扰动大而频于调节使水位长时间不稳。在手动调整水位时还应注意除氧器的进汽压力，防止除氧器振动、失压或超压。同时应注意凝汽器水位及凝结水泵运行正常。在调整除氧器水位接近正常值255Onlm稳定后，检查除氧器水位主、副调节门A、B”无强制手动信号”后投入除氧器水位主、副调节门A、B自动。检查主、副调节门跟踪正常。2、正常运行时原则上应尽量维持除氧器自动运行，只有在自动被强制手动或调节品质不好的情况下方可解手动调整。调整时加强对主凝结水流量、主给水流量、除氧器水位进行比较，并考虑到高加疏水的流量，进行手动调整。在调节过程中应注意与除氧器进汽量的匹配，防止造成除氧器失压或超压，并注意维持凝汽器水位正常。在除氧器水位主、副调节门A、B处理正常后，调整除氧器水位接近正常值2550±10OmIn稳定后，检查无强制手动信号”后投入调节门A、B自动。检查副、主调节门跟踪正常。3、在除氧器水位主、副调整门机械故障无法操作时，可以用其旁路电动门调整，方法与注意事项同上操作。4、除氧器水位主、副调整门自动位置受单冲量或三冲量控制，只有在副调整门开至80%时，主调整门才参与调节。二、除氧器压力调整1、正常运行时四抽供除氧器电动门在全开状态，辅汽至除氧器压力调节门随着四抽压力的升高，逐渐关闭，除氧器滑压运行，除氧器压力随机组负荷的升高而升高。只有在除氧器投加热与定压运行时，辅汽至除氧器压力调节门才参与调节。2、在除氧器投加热过程中，应根据加热要求的温度、以及辅汽的能力进行手动调节。当辅汽供汽温度超过300时，确认辅汽至除氧器管道疏水门开启，开启辅汽至除氧器电动门，稍开辅汽至除氧器压力调节门，保持除氧器压力0.020.05MPa。注意供汽管道振动。根据凝结水量，逐渐开大辅汽至除氧器压力调节门，升压至0.047MPa(g),注意应缓慢提升除氧器压力，防止除氧器因汽水压力不匹配而振动，以便均匀加热给水。在除氧器压力0.047MPa(g)稳定后，检查辅汽至除氧器压力调节门“无强制手动信号”后，投入辅汽至除氧器压力调节门自动(压力定值为0.047MPa),监视其自动跟踪进入定压运行状态。3、除氧器汽源切至启动分离器供汽时，应加强监视除氧器压力变化，及时调整。4、除氧器滑压运行应严密监视凝结水量与机组负荷的匹配，防止造成除氧器失压或超压。三、加热器的水位调整1、高低加热器正常水位在±30Innl左右，水位高于+38m11时，检查其事故水位调节门应自动开启调节，如没自动开启应手动开启。如正常疏水调整门跟踪不好应解除自动，手动调节。2、在调节过程中应注意机组负荷变化及上下加热器的水位情况，然后进行综合处理并注意除氧器压力、水位或凝汽器水位稳定。调节时应保持加热器水位不低于正常值低限，防止造成对加热器管壁及疏水冷区段的冲刷。3、加热器水位超过+88m11,应检查保护联锁动作正常，加热器解列。并应及时手动开大事故疏水门降低加热器水位。分析水位高的原因，必耍时进行加热器检漏。4、加热器水位手动调节时，在调节水位近正常值时，如无自动强制手动信号且无机械故障的情况下，应及时投入水位自动。四、氢气温度调整1、机组正常运行时，发电机H2温控制投自动，冷氢温度设定450C,最低不低于40,最高不高于50,机组停用后，随H2温下降，及时关闭氢冷调整门和氢冷器进出水门，以防发电机过冷。2、在负荷没变的情况下，氢气温度调节门开度过大，应察看冷却水温度的高低进行综合处理，并就地检查氢气冷却器水侧进出口门、调节门状态是否正确,3、机组启动过程中，不应过早的向氢气冷却器供冷却水，应在入口风温超过40时，再投入氢气冷却器水侧并投入其自动控制。五、润滑油温度调整1、机组润滑油正常温度4045,在调节过程中应注意机组负荷的增减、冷却水温度的高低进行综合调整。2、如在机组负荷、冷却水温度没有变化、冷油器温度调节门开度正常的情况下，油温升高,应检查冷油器水侧进出口压差是否过大，水门就地状态是否正确，必要时切换备用冷油器运行。3、手动调节润滑油温，应保持勤调少调勤跟踪的原则，防止使油温度波动过大，影响机组振动和轴承温度过高。六、机组配汽运行方式：1、本机组采用变压运行方式，即汽轮机调门保持90%左右开度不变，通过调节改变锅炉压力来调节机组负荷。2、变负荷调峰可采用定-滑一定运行：负荷在30%ECR以下或90%ECR以上采用定压运行；在3090%ECR负荷时采用滑压运行。3、变负荷运行期间，推荐按以下调节方式运行：高负荷正常运行期间，负荷变动较大且频繁，应选用节流调节方式（即SlN模式）；若机组长期稳定在低于额定负荷，应选择喷嘴调节方式（即SEQ模式）。第六节发电机系统主要参数的监视与调整正常运行的发电机,其各参数应保持在额定值允许的范围内运行，当参数偏离额定值时，应及时调整，使发电机保持在合理的运行工况。当参数发生变化时，必须遵循下列原则：1、发电机定子电压允许在额定值的±5%范围内变动，若发电机各部位温度均未超限，此时发电机的出力可保持不变。发电机仍可以在额定容量、额定频率及功率因数下运行。当定子电压V19KV时，其定子电流不应超过20207A。2、发电机在额定参数下连续运行，不平衡电流应小于8%的额定电流，短时负序电流须满足I22*t10s的要求。3、发电机运行期间周波的变化范围为50±0.5Hz,能保证发电机在额定出力下运行。4、发电机额定功率因数为0.9（迟相），正常运行不允许进相运行。5、正常运行的5台励磁功率柜输出励磁电流；4台励磁功率柜运行均能满足包括强励在内的各种运行工况的要求，3台励磁功率柜运行能满足发电机正常运行要求，但不能提供强励,2台励磁功率柜不能维持发电机运行，需马上停机处理。发电机励磁调节方式正常时为自动方式，当两个调节器自动方式同时故障时将自动切至手动方式运行。当手动励磁调节时，应保证一定的无功输出并加强对励磁系统的监视，当启动6KV电动机时应适当增加发电机无功输出。6、发电机的额定氢压为0.4MPa,在额定氢压下运行时的漏氢量不得大于11.3m3/天；当氢压变化时，发电机的允许出力由定子线圈温度最高点的温度决定，即该点温度不得超过发电机在额定工况时的温度。不同氢压、不同功率因数时发电机的出力应按容量曲线带负荷。当氢压太低或在C02及空气冷却方式下不准带负荷；7、发电机正常运行期间的氢气纯度必须96%,含氧量V1.2%。若氢气纯度96%时，必须补排氢使氢气纯度96%；当氢气纯度下降至90%时，应立即减负荷并进行补排氢；若氢气纯度继续下降至85%时，应立即停机排氢进行检查。当氢侧密封油泵停用时，应注意氢气纯度在90%以上；8、发电机氢压与内冷水的压差必须在0.035MPa以上。当压差低至0.035MPa时报警；9、氢气冷却器在运行中停止一台运行时，发电机可在额定氢压、额定功率因数下带80%额定负荷。10、发电机内冷水量正常时为93m3h,冷却水量低I值报警为77m3h,冷却水量低11值报警为70m3h:当发电机内冷水进出口压差低于正常54KPa时发出“定子水流量低”报警；发电机内冷水进出口压差低于正常86KPa时发出“定子水流量低低”报警信号;11、氢冷器正常为四台运行。一台氢冷器退出运行时，发电机可以带8(B负荷。