实验(实习)目的和要求:
了解机组正常运行参数的允许范围,掌握机组负荷、主再热蒸汽温度、主再热蒸汽压力的调整方法和原理。
实验(实习)步骤:
1.机组正常运行参数限额
2.机组负荷调整
3.主再热蒸汽温度监视与调整
4.汽压调整
实验(实习)仿真操作规程:
1.机组正常运行参数限额
(1)锅炉运行的报警值和跳闸值
项目 |
单位 |
正常值 |
高限 |
低限 |
跳闸值 |
备注 |
主蒸汽压力 |
MPa |
26.15 |
27.40 |
|
29.04 |
≥27.40MPaPCV阀动作 |
主蒸汽温度 |
℃ |
605±5 |
613 |
585 |
|
最高工质温度629 |
后烟道后墙进口集箱进口蒸气温度 |
℃ |
<518 |
|
|
533 |
分离器压力<8.84 时,温度达 583℃时锅炉 MFT,568℃时报警 分离器压力>27.31 时,温度达533℃时锅炉 MFT,518℃时报警 分离器压力在 8.84~27.31 时,定 值按曲线 |
一级过热器出口联箱出 口蒸气温度 |
℃ |
<521 |
|
|
536 |
分离器压力<8.84 时,温度达 583℃时锅炉 MFT,568℃时报警 分离器压力>27.31 时,温度达 536℃时锅炉 MFT,521℃时报警 分离器压力在 8.84~27.31 时,定 值按曲线 |
再热汽压力 |
MPa |
4.68 |
5.21 |
|
|
正常范围为 THA 工况 高限为 BMCR 工况值 |
再热汽温度 |
℃ |
603±5 |
576 |
548 |
|
锅炉负荷小于 30% |
608 |
583 |
|
最高工质温度629 |
省煤器进口给水压力 |
MPa |
31.06 |
33.6 |
|
|
高限为 BMCR 工况值 |
省煤器进口给水温度 |
℃ |
294.8 |
303.4 |
|
|
正常范围为 THA 工况 高限为 BMCR 工况值 |
省煤器进口给水流量 |
t/h |
2956 |
3110 |
634 |
522 |
正常范围为 BRL 工况 高限为 BMCR 工况值 <522t/h,锅炉 MFT |
炉膛压力 |
kPa |
-0.1 |
+1.96 |
-1.96 |
±3 |
±3kPa 锅炉 MFT |
总风量 |
% |
≥30 |
|
|
≤25 |
总风量≤875t/h锅炉 MFT |
前水冷壁出口壁温 |
℃ |
|
504 |
|
|
高限为报警值 |
侧水冷壁出口壁温 |
℃ |
|
505 |
|
|
高限为报警值 |
前水冷壁中间集箱入口壁温 |
℃ |
|
506 |
|
|
高限为报警值 |
侧水冷壁中间集箱入口壁温 |
℃ |
|
494 |
|
|
高限为报警值 |
后水冷壁中间集箱入口壁温 |
℃ |
|
500 |
|
|
高限为报警值 |
后水冷壁悬吊管出口壁温 |
℃ |
|
513 |
|
|
高限为报警值 |
(2)汽机正常运行参数限额
项目 |
单位 |
正常值 |
高限 |
低限 |
跳闸值 |
备注 |
机侧主蒸汽压力 |
MPa |
25.0 |
26.25 |
|
|
|
机侧主蒸汽温度 |
℃ |
600 |
613 |
585 |
|
10 分钟内主汽温度连续下降 50℃应紧急停机。 |
热再热蒸汽压力 |
MPa |
4.625 |
5.0 |
|
|
|
热再热蒸汽温度 |
℃ |
600 |
611 |
583 |
|
10分钟内再热汽温度连续下降50℃,应紧急停机。 |
高压缸排汽压力 |
MPa |
5.139 |
5.28 |
|
|
|
高压缸排汽温度 |
℃ |
351.8 |
|
|
|
|
中压缸排汽压力 |
MPa |
0.883 |
0.98 |
|
|
|
中压缸排汽温度 |
℃ |
|
355 |
|
|
|
凝汽器A真空 |
kPa |
≥-92 |
|
-84.7 |
-76.3 |
|
低压缸A排汽温度 |
℃ |
25~35 |
80 |
|
107 |
|
凝汽器B真空 |
kPa |
≥-92 |
|
-84.7 |
-76.3 |
|
低压缸B排汽温度 |
℃ |
25~38 |
80 |
|
107 |
|
调节级压力 |
MPa |
20.972 |
22.02 |
|
|
|
调节级汽温 |
℃ |
568 |
|
|
|
|
上、下缸温差 |
℃ |
<40 |
1) 80 2) 50 |
|
|
1)负荷≤30%时80℃报警 2)负荷>30%时50℃报警 |
主机转速 |
rpm |
3000 |
3090 |
|
3300 |
|
转子偏心度 |
μm |
|
|
|
|
#3机原始值:21.5μm; |
轴向位移 |
mm |
-0.51~1.01 |
1.01 |
-0.51 |
1) 1.52 2) -1.02 |
|
高压胀差 |
mm |
-7.4~9.6 |
9.6 |
-7.4 |
1) 11.5 2) -8.3 |
手动停机 |
#1低压胀差 |
mm |
-3.7~18.3 |
18.3 |
-3.7 |
1) 23 2) -8.4 |
手动停机 |
#2低压胀差 |
mm |
-1.3~28.1 |
28.1 |
-1.3 |
1) 36.4 2) -9.6 |
手动停机 |
主机轴振 |
μm |
<75 |
125 |
|
175 |
|
主机#1~4 支持轴承金属温度 |
℃ |
<100 |
115 |
|
121 |
手动停机 |
主机#5~10 支持轴承金属温度 |
℃ |
<100 |
107 |
|
121 |
手动停机 |
主机推力轴承 金属温度 |
℃ |
<93 |
93 |
|
107 |
手动停机 |
轴承回油温度 |
℃ |
<79 |
79 |
|
|
|
主油泵进口压力 |
kPa |
110~140 |
|
68.6 |
|
68.6kPa时联启主吸油泵 |
主油泵出口压力 |
MPa |
1.4~1.65 |
|
1.21 |
0.7355 |
|
主机润滑油温 |
℃ |
38~49 |
49 |
38 |
|
正常运行 |
|
27~35 |
|
|
|
启动前 |
主油箱油位 |
mm |
0 |
100 |
-100 |
-200 |
手动停机 |
主油箱压力 |
kPa |
-0.25 ~ -0.37 |
|
-0.37 |
|
|
主油箱油温 |
℃ |
|
49 |
10 |
|
|
主机润滑油压 |
kPa |
160~180 |
|
110 |
70 |
|
主机EH母管油压 |
MPa |
16.5 |
|
|
11.4 |
|
主机 EH 油温 |
℃ |
40~45 |
55 |
20 |
|
|
主机 EH油箱油位 |
mm |
500~730 |
|
450低Ⅰ值 370低Ⅱ值 |
230 |
230 mm跳EH油泵 |
轴封汽母管压力 |
kPa |
20.6~41.2 |
49 |
10.8 |
|
|
低压轴封汽母管温度 |
℃ |
150~180 |
180 |
120 |
|
|
(3)发电机系统运行限额
名称 |
单位 |
正常值 |
高限 |
低限 |
跳闸值 |
发电机功率 |
MW |
1000 |
1100 |
|
|
发电机电流 |
kA |
23.95 |
|
|
|
发电机电压 |
kV |
27 |
28.35 |
25.55 |
|
周波 |
Hz |
50±0.2 |
|
|
|
暂态负序电流I22t |
s |
|
8 |
|
|
允许频率偏差 |
±% |
2 |
|
|
|
允许定子电压偏差 |
±% |
5 |
|
|
|
定子铁芯温度 |
℃ |
|
120 |
|
|
定子线圈温度 |
℃ |
|
90 |
|
|
转子线圈温度 |
℃ |
|
110 |
|
|
定子端部结构件 |
℃ |
|
120 |
|
|
定冷水流量 |
L/min |
1960 |
|
1480 |
|
定冷水压力 |
MPa |
>0.23 |
|
0.22 |
0.19 |
定子进水温度 |
℃ |
46 |
48 |
|
|
定子出水温度 |
℃ |
70 |
85 |
|
95 |
定冷水电导率 |
us/cm |
<0.3 |
0.5 |
|
9.9 |
氢气纯度 |
% |
98 |
|
95 |
|
发电机氢气湿度 |
℃ |
-5~-25 |
|
|
|
氢压 |
MPa |
0.5±0.02 |
0.52 |
|
|
氢冷器冷却水压 |
MPa |
<0.3 |
0.67 |
|
|
冷氢温度 |
℃ |
<46 |
|
|
|
热氢温度 |
℃ |
60~80 |
|
|
|
氢冷器进口水温 |
℃ |
20~33 |
38 |
|
|
铜化合物含量 |
mg/L |
≤40 |
100 |
|
|
2.机组负荷调整
(1)机组运行方式说明
①正常运行中采用“炉跟机协调”运行方式。若遇机组工况的不正常或有关设备装置故障,也可灵活地采用以“机跟炉”或以“炉跟机”的运行方式。
②机组在启动过程中,负荷在30%以下应采用以“机跟炉”的运行方式,而DEH处于单独的运行方式。当机组负荷30%以上时,可投入“炉跟机协调”方式。当机组负荷达50%以上时,根据调度指令投入“AGC”。
③机组停止过程中,应尽可能选择以“炉跟机协调”方式,当机组负荷降到30%时,选择以“机跟炉”方式,当负荷降到25%时,机炉各自独立控制。
④正常运行中当锅炉的辅机发生故障时,在RB投入且机组协调控制方式下,MCS系统将立即以设定的降负荷率,降低机组负荷至预先设定值,同时将机组的运行方式自动切至机跟炉。
⑤在发生运行方式的自动切换时,应确认发生自动切换的原因,对机组的设备及装置应作全面的检查,发现问题须汇报值长。并进行相应的处理。
⑥正常运行中,DEH切至“遥控”方式时,一般应采用滑压运行方式,如果机组负荷变化较频繁应采用定压运行方式。
(2)机组正常运行的负荷调整
①基本方式下的负荷调节:
a.在基本方式下,机组负荷由运行人员手动设定汽机调节器输出来控制,手动调节锅炉燃烧和给水控制主汽压力;
b.在基本方式下进行机组负荷的调节时,应注意负荷以允许的速率变化,并注意机炉间的相互协调,监视主汽压力的变化,及时调整汽机调门的开度,以适应锅炉负荷的变化。
②炉跟机方式下的负荷调节:
炉跟机方式下,机组的负荷由运行人员手动改变机组负荷设定值(或汽机调节器)的输出来控制,锅炉主控控制主汽压力;
③机跟炉方式下的负荷调节:
机组在机跟炉方式下,机组负荷由操作员手动改变锅炉主控的负荷指令或手动调节燃料和给水量来调节,而主汽压力由汽机主控控制,这时应注意负荷以允许的速率变化,注意主汽压力的变化。
④协调方式下的负荷调节:
a.协调方式下,机组的目标负荷由运行人员手动设定。
b.根据机组实际情况设置合适的负荷变化率。
c.在负荷限制块上设定合适的机组最低、最高负荷限值。
d.根据调度命令设定机组目标负荷。
e.协调运行方式下,允许机组参与调频,非机炉协调方式或频率信号异常切除调频方式;调频方式下,根据电网频率产生调频功率。
3.主再热蒸汽温度监视与调整
(1)主再热蒸汽温度限值与报警。
a.机组负荷在 50~100%MCR 之间,应维持过热器出口汽温 605℃,再热器出口汽温 603℃。
b.主蒸汽温度大于613℃为高报警;主蒸汽温度小于 595℃时,为低报警。
c.再热蒸汽温度大于608℃为高报警;再热汽温度小于 593℃时,为低报警。
d.根据分离器的压力,后烟道后墙进口集箱进口蒸气温度高高达到保护动作值时,锅炉MFT。
e.根据分离器的压力,一级过热器出口联箱出口蒸气温度高高达到保护动作值时,锅炉MFT。
(2)汽温调节手段。
a.过热汽温主要通过调整锅炉的水煤比来进行调整。
b.过热器调温采用三级喷水减温作为细调,根据锅炉升温升压情况,适时投入过再热器减温水,各级喷水减温调节应满足以下条件:
喷水减温后的蒸汽温度保证大于对应压力下饱和温度10℃。
过热器、再热器出口汽温应至少有150℃的过热度。
c.正常运行期间,以一级、二级减温水为汽温主调,三级减温水为辅助调节
d.再热汽温主要由尾部烟道调节调温挡板调节,再热蒸汽减温水作为辅助调节。再热汽温也可通过改变燃烧器的摆角来进行调节。
e.正常运行期间,应保证再热器烟气调节挡板和过热器烟气调节挡板的开度之和不小于100%。
f.除正常调温手段外,还可以通过改变火焰中心高度、调整过剩空气量、改变辅助风和燃尽风门的开度、对有关受热面进行吹灰等方法来调整汽温。
g.当发生燃烧煤种改变、磨煤机投停、负荷增减、高压加热器的投退等情况时,主再热汽温会发生较大的变化,这时应注意监视分离器进口蒸汽温度的变化情况,必要时可将控制方式切至手动,进行手动调节。
4.汽压调整
(1)锅炉采用定—滑—定的运行方式,并保证与汽轮机相匹配。正常运行中,主蒸汽压力给定值根据机组滑压运行曲线自动给定。
(2)汽机跟随的运行方式。在这种运行方式下,汽机通过改变调门开度以保持主汽压力。
(3)锅炉跟随的运行方式。在这种运行方式下锅炉通过改变燃烧率以保持主汽压力不变。
(4)协调方式。这种运行方式是锅炉跟随的协调方式。机炉作为一个整体联合控制机组负荷及主汽压.
(5)在手动与自动切换时。要尽量使实际压力与自动设值一致,然后再进行切换。改变主汽压力时,定值改变幅度不得过大,每次改变设定值不应超过0.2MPa/min。
(6)在任何情况下锅炉都禁止超压运行,出现超压应尽快采取降压措施:快速减少燃料同时按比例降低给水流量;适当升高机组负荷降低汽压;汽压上升较快超过27.0MPa时提前手动开启PCV降压,防止锅炉MFT动作。
实验(实习)结果:
在基本方式、机跟随方式、炉跟随方式、协调方式下完成机组的升降负荷操作,并调整机组蒸汽参数在正常范围内。
实验(实习)讨论和分析:
(1) 水煤比对过热度的影响是怎样的?
(2) 机组负荷变化对主蒸汽压力的影响是什么?
(3) 机跟随方式下,如何控制机组压力?