实验(实习)目的和要求:
掌握发电机并网的操作方法、并网后升负荷各阶段的相关操作。
实验(实习)步骤:
1、发电机并网;
2、并网后升负荷;
实验(实习)仿真操作规程:
1、电气侧操作规程
1)发电机并网:
当机组转速达到3000r/min,且发电机电压达到13.4KV后,根据调度命令可进行同期。点击DCS画面#3机发变组系统上“机3”开关,弹出“机3断路器操作盘”画面,点击“同期表投入”按钮,右面的相差表、压差表和频差表投入运行。点击“投入同期开关”,为同期作为准备,点击“自动准同期投入”,自动准同期装置开始运行,自动调整发电机的转速(频率),满足发电机同期的要求。点击“准同期请求 DEH允许”按钮,等待DEH运行人员的回答,如DEH回答允许,框内变为红色,当DEH允许和自动准同期投入以及同期条件满足时,发电机“机3”开关同闸,发电机并入电网。
2、汽机侧操作规程
1)并网后升负荷:
a. 当发电机并网后,带3~10MW负荷暖机(暖机时间3min),稳定主汽压1.6Mpa、主汽温435℃、此间应进行以下操作:
i. 经值长同意,联系热控人员投入“转速回路”。
ii. 机组负荷大于20MW时,经“总工”同意后方可投入功率控制回路。
iii. 联系化学化验凝结水硬度,凝结水合格后送至除氧器。关闭凝结水再循环门。
iv. 停旁路系统,其操作方法与投时相反(正常运行时可开启Ⅰ、Ⅱ级旁路电动门,稍开电动门前、后疏水门,投入热备用并检查Ⅰ旁减温水电动门应关闭严密。)
b. 初负荷暖机结束后,检查汽轮机各部无异常,主控值班员按冷态滑参数启动曲线升温升压加负荷。在DEH控制总貌画面上,打开控制设定值子画面,设定目标负荷35MW,设定升负荷率0.6~0.7MW/min,按下“确定”“进行”按钮,机组开始升负荷。
c. 当负荷升至13.5MW,主汽压2.0MPa,主汽温455℃,关闭下列各疏水门:
i. 乙侧电动主闸门前、后疏水
ii. 乙侧高排逆止门前、后疏水
iii. 一抽逆止门前及阀体疏水
iv. 一抽逆止门后疏水
v. 二抽逆止门前及阀体疏水
vi. 二抽逆止门后疏水
vii. 高压导汽管疏水
viii. 乙中联门前疏水
ix. II旁减温减压器后疏水
d. 当负荷升至27MW,主、再热蒸汽温度>400℃,关闭下列各疏水门:
i. 三抽电动门后疏水
ii. 三抽逆止门前、后及阀体疏水
iii. 四抽逆止门前、后及阀体疏水
iv. 四抽逆止门后疏水
v. 五抽逆止门前、后及阀体疏水
vi. 五抽逆止门后疏水
vii. 六抽进汽管疏水
viii. 中压缸导汽管疏水
e. 给水泵流量大于200m³/h时,检查给水泵再循环门自动关闭,否则手动关闭。
f. 在DEH控制总貌画面上,打开控制设定值子画面,设定目标负荷60MW,设定升负荷率1.3MW/ min,按下“确定”、“进行”按钮,机组继续增加负荷。
g. 三段抽汽压力>0.2MPa时,开启三段抽汽至除氧器门,逐渐关闭辅汽联箱至除氧器门,此时除氧器进入滑压运行。
h. 当#2高加汽侧压力高于除氧器压力0.3MPa时,高加疏水倒至除氧器,关闭高加疏水至凝汽器门,开启#1、#2高加至除氧器空气门。
i. 负荷加至50MW时,根据#6低加水位情况,启动低加疏水泵运行。调整低加水位正常后,投入水位调节自动。
j. 当三抽压力>0.3Mpa时,辅汽联箱汽源应倒为本机三段抽汽供给。
k. 当负荷升至60MW,主蒸汽压力7.5MPa,主蒸汽温度480℃时,暖机4min。
l. 在DEH控制总貌画面上,打开控制设定值子画面,设定目标负荷135MW,设定升负荷率1.5MW/min,按下“确定”、“执行”按钮,机组继续增加负荷。
m. 负荷100MW时,主蒸汽参数逐步升至额定值,汇报值长机组由滑压运行改为定压运行。
n. 检查除氧器高负荷进汽门应全开。
o. 负荷升至135MW时,主蒸汽压力13.2MPa,主蒸汽温度535℃。全面检查机组各部分均无异常后,机组汇报值长,作好记录。
升负荷时注意事项:
a. 增加负荷的速率及带负荷暖机时间应依据汽缸整体膨胀指示决定增加负荷速度,一般在15分钟内不超过10MW(注:但当负荷大于25%额定负荷时可根据需要适当增加升负荷率),同时还应监视高压汽缸与转子的相对膨胀值减小后再继续增加负荷。
b. 增加负荷时应注意机组振动情况和倾听各转动部分声音均正常。
c. 在增加负荷过程中,应经常监视汽轮机轴向位移,推力瓦块温度,油温,油流,油压,油位,胀差,缸胀,振动等正常。
d. 随着负荷增加,当高中压缸排汽压力超过轴封供汽室压力时,此时供汽调节阀根据汽封母管压力的变化将逐渐关小,直至关闭。蒸汽从高压轴封处发生相反流动,通过轴封供汽母管流至低压封。若自密封失败应设定轴封供汽压力不低0.02 Mpa。
e. 经常分析金属温度变化情况,监视主蒸汽压力,温度及再热汽压力温度上升情况。
f. 在加负荷过程中,及时调整汽封压力、凝结器、除氧器以及高、低加水位正常。
g. 在低负荷时,应谨慎使用减温水,如需使用,要对其充分疏水和暖管,严防汽温下降。
实验(实习)仿真操作票:
|
发电机并网及并网后升负荷 |
|
1 |
发电机并网 |
DCS画面#3机发变组系统 |
检查机组转速达到3000 r/min,发电机电压达到13.4KV; |
点击DCS画面#3机发变组系统上“机3”开关,弹出“机3断路器操作盘”画面,点击“同期表投入”按钮,右面的相差表、压差表和频差表投入运行。点击“投入同期开关”,为同期作为准备; |
点击“自动准同期投入”,自动准同期装置开始运行,自动调整发电机的转速(频率),满足发电机同期的要求; |
点击“准同期请求 DEH允许”按钮,等待DEH运行人员的回答,如DEH回答允许,框内变为红色; |
当DEH允许和自动准同期投入以及同期条件满足时,发电机“机3”开关同闸,发电机并入电网。 |
2 |
升负荷 |
|
并网后,带3~10MW负荷暖机3min,稳定主蒸汽压力1.6Mpa、主蒸汽温度435℃,进行以下操作: a. 经值长同意,联系热控人员投入“转速回路”。 b. 机组负荷大于20MW时,经“总工”同意后方可投入功率控制回路。 c. 联系化学化验凝结水硬度,凝结水合格后送至除氧器。关闭凝结水再循环门。 d. 停旁路系统,其操作方法与投时相反(正常运行时可开启Ⅰ、Ⅱ级旁路电动门,稍开电动门前、后疏水门,投入热备用并检查Ⅰ旁减温水电动门应关闭严密。) |
|
初负荷暖机结束后,检查汽轮机各部无异常,主控值班员按冷态滑参数启动曲线升温升压加负荷; |
在DEH控制总貌画面上,打开控制设定值子画面,设定目标负荷35MW,设定升负荷率0.6~0.7MW/min,按下“确定”、“进行”按钮,机组开始升负荷; |
负荷升至13.5MW,主汽压2.0MPa,主汽温455℃时,关闭下列各疏水门: a. 乙侧电动主闸门前、后疏水 b. 乙侧高排逆止门前、后疏水 c. 一抽逆止门前及阀体疏水 d. 一抽逆止门后疏水 e. 二抽逆止门前及阀体疏水 f. 二抽逆止门后疏水 g. 高压导汽管疏水 h. 乙中联门前疏水 i. 旁减温减压器后疏水 |
负荷升至27MW,主、再热蒸汽温度>400℃时,关闭下列各疏水门: a. 三抽电动门后疏水 b. 三抽逆止门前、后及阀体疏水 c. 四抽逆止门前、后及阀体疏水 d. 四抽逆止门后疏水 e. 五抽逆止门前、后及阀体疏水 f. 五抽逆止门后疏水 g. 六抽进汽管疏水 h. 中压缸导汽管疏水 |
给水泵流量大于200m³/h时,检查给水泵再循环门自动关闭,否则手动关闭; |
在DEH控制总貌画面上,打开控制设定值子画面,设定目标负荷60MW,设定升负荷率1.3MW/ min,按下“确定”、“进行”按钮,机组继续增加负荷; |
三段抽汽压力>0.2MPa时,开启三段抽汽至除氧器门,逐渐关闭辅汽联箱至除氧器门,此时除氧器进入滑压运行; |
当#2高加汽侧压力高于除氧器压力0.3MPa时,高加疏水倒至除氧器,关闭高加疏水至凝汽器门,开启#1、#2高加至除氧器空气门; |
负荷加至50MW时,根据#6低加水位情况,启动低加疏水泵运行。调整低加水位正常后,投入水位调节自动; |
当三抽压力>0.3Mpa时,辅汽联箱汽源应倒为本机三段抽汽供给; |
当负荷升至60MW,主蒸汽压力7.5MPa,主蒸汽温度480℃时,暖机4min; |
在DEH控制总貌画面上,打开控制设定值子画面,设定目标负荷135MW,设定升负荷率1.5MW/min,按下“确定”、“执行”按钮,机组继续增加负荷; |
负荷100MW时,主蒸汽参数逐步升至额定值,汇报值长机组由滑压运行改为定压运行; |
|
检查除氧器高负荷进汽门应全开; |
|
负荷升至135MW时,主蒸汽压力13.2MPa,主蒸汽温度535℃。全面检查机组各部分均无异常后,机组汇报值长,作好记录。 |
|
实验(实习)结果:
发电机并网完成,升负荷至135MW完成,各系统运行正常,相关参数正确。
实验(实习)讨论和分析:
1、滑压方式升负荷、定压方式升负荷的区别?
2、滑压曲线的含义是什么?