660机组整套启动讲解
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660MW超临界机组APS自启停控制660MW超临界机组APS自启停控制系统是指利用先进的自动化控制技术和高效的燃煤锅炉系统,实现对超临界机组的启停控制。
本文将从系统结构、工作原理、控制方法等方面对这一技术进行详细介绍。
一、系统结构660MW超临界机组APS自启停控制系统主要由自动控制系统、燃煤锅炉系统和执行机构三部分组成。
自动控制系统包括集散控制系统、信号采集系统和数据处理系统,用于监测和控制整个机组的运行状态;燃煤锅炉系统包括煤粉输送系统、燃烧系统、水循环系统等,用于提供燃料和热能支持;执行机构包括阀门、泵等,用于执行控制系统下达的指令。
二、工作原理660MW超临界机组APS自启停控制系统在工作时,首先通过信号采集系统获取各种参数的变化情况,包括燃煤锅炉系统的压力、温度、流量等参数,以及发电机的转速、电压、功率等参数。
然后将这些参数通过数据处理系统进行处理,形成机组的运行状态数据,再通过集散控制系统进行分析和决策,最终下达相应的控制指令给执行机构,以实现对机组的启停控制。
三、控制方法660MW超临界机组APS自启停控制系统采用了先进的控制方法,包括模糊控制、PID控制、模型预测控制等。
模糊控制能够处理系统参数模糊、不确定性等问题,提高了控制系统的鲁棒性;PID控制能够根据机组运行状态的实时变化进行调整,使得控制系统具有较好的动态性能;模型预测控制则能够通过对机组运行状态的预测,提前对控制量进行调整,以实现对机组的精准控制。
四、应用场景660MW超临界机组APS自启停控制系统在现代发电厂得到了广泛的应用,特别是在大型发电厂中更加常见。
利用这一自动化控制技术,可以有效降低机组的人工干预,减少操作人员的劳动强度,提高机组的运行稳定性和可靠性,从而节约人力成本,提升发电效率。
660MW超超临界机组启停调峰运行方式的优化分析随着经济发展和工业化进程的推进,全球能源需求不断增长,对电力系统的稳定性和可靠性提出了更高的要求。
特别是在发达国家和新兴经济体中,电力需求呈现出明显的季节性和日常波动性。
而660MW超超临界机组作为目前煤电行业的主力机组,其启停调峰运行方式的优化分析显得尤为重要。
本文将结合研究资料和实际案例,分析660MW超超临界机组的启停调峰运行方式的优化措施,以期提高燃煤机组的运行效率和经济性。
660MW超超临界机组是一种高效、低排放的燃煤电厂机组,其具有高效节能、低耗环保、稳定可靠等特点。
该型号机组通常采用直流加热器、低硫燃烧、高效脱硫、脱硝装置等先进技术,使得机组的发电效率较高,排放指标较低。
为了满足电网的需求,660MW超超临界机组通常可采用基础负荷、调峰负荷等多种运行方式。
基础负荷是指机组在满负荷状态下连续稳定运行,主要用于满足电网的基本负荷需求。
而调峰负荷是指机组在需求高峰时段启动运行,以满足电网负荷的瞬时剧烈波动。
660MW超超临界机组的启停调峰运行方式通常包括热态启动、冷态启动、快速启停等多种模式。
通过合理选择合适的启停调峰运行方式,可以提高机组的运行效率,降低运行成本,保障电网的安全和稳定。
在实际运行中,660MW超超临界机组的启停调峰运行存在以下问题:1.启动时间较长:由于660MW超超临界机组的设备复杂,启动时间通常较长,导致在需求高峰时段无法及时响应,影响电网的稳定性。
2.效率低下:机组频繁启停会导致设备磨损加剧,降低机组的发电效率,增加了运行成本。
3.安全风险:660MW超超临界机组启停过程中存在一定的安全隐患,如燃烧不稳定、锅炉爆炸等问题,影响机组的稳定运行。
以上问题表明,660MW超超临界机组的启停调峰运行方式存在一定的优化空间,需要深入分析并采取相应的措施。
为了解决上述问题,提高660MW超超临界机组的启停调峰运行效率和经济性,下面提出一些优化措施:1.优化启停流程:通过优化660MW超超临界机组的启停流程,采用科学、合理的操作步骤,尽量缩短启动时间,减少对电网的影响。
660MW机组点火至汽机冲转阶段的相关操作随着我厂二期#5机组调试时间的临近,根据江苏太电汽机启停操作指导,结合其他600MW电厂的一些操作,本人就机组点火至汽机冲转阶段的操作步骤进行简要汇总,供大家参考学习,不对之对请与本人联系,进行讨论与补充,完善操作,为今年的顺利发电做好前期准备工作。
1、锅炉进行冷态、温态水质冲洗,在此本人建议增加温态冲洗,有利水质快速变好,温态冲洗水温控制在70-80度左右,汽水分离器出口水质含铁量≤100μm/L冲洗完毕。
2、锅炉点火后,高旁开度置10%,低旁关闭。
3、锅炉升压后,当再热蒸汽压力(低旁前)达到0.3MPa时,低旁逐步开启,并控制再热汽压力在0.3MPa。
低旁喷水隔离阀打开,喷水调节阀控制低旁后蒸汽温度在180℃以下。
4、检查升温过程中汽缸金属温度无明显上升。
供轴封拉真空与锅炉点火可以交*进行,但需保证在炉起压前机已供轴封拉真空,以便凝汽器接受锅炉过来的高温疏水。
5、锅炉分离器压力>0.5MPa,主汽压力<0.5MPa时,高压旁路置最小开度20%,并保持该开度。
同时,压力设定值置0.5MPa。
高旁自动维持定压0.5MPa。
期间进行锅炉热态冲洗,汽水分离器出口水质含铁量≤100μm/L冲洗完毕。
6、高旁减温减压后温度>295℃,高旁喷水隔离阀打开。
高旁喷水调节阀控制高旁后温度。
高旁后温度设定为300℃。
7、汽压力>0.5MPa后,高旁逐步开大。
当高旁开度>60%后,高旁压力设定值转自动。
随着锅炉升负荷,主汽压力升高,高旁压力设定值随动,保持高旁开度基本不变。
8、由锅炉控制机组升压速度,按启动曲线提升主汽压力。
9、当主汽压力达到冲转压力(8.6MPa)后,高旁退出设定值自动方式,转到定压方式,设定值为冲转压力。
高旁自动维持机前压力为8.6MPa,直至机组冲转、并网及带30%负荷,高旁全关后退出。
10、低旁开度>50%后,可逐步提高压力设定值,保持再热压力不超过0.7MPa。
660MW机组制粉系统设备的启动、停用3.4.1 一次风机的启动和停用3.4.1.1 一次风机润滑油站启动前检查1) 检查一次风机润滑油站、润滑油泵、冷油器完整,检修工作已结束,热力工作票终结或有试转单。
2) 检查润滑油箱放油门关闭,油箱油位在2/3处,油质良好。
油站内外各油管路完好,油站冷却水系统已投入运行。
3) 检查有关温度表及压力表完整,压力表一次门已开启。
4) 将一次风机润滑油站的“就地/DCS”切换开关切至“DCS”位置。
5) 将联锁切换开关切至A(B)工作位,B(A)在联锁备用位6) 汇报值长,要求送上一次风机润滑油站动力箱的电源。
3.4.1.2 一次风机润滑油/液压油站加热器启动逻辑1) 允许启动条件无一次风机润滑油/液压油站加热器事故跳闸。
2) 联锁启动条件联锁开关投入,一次风机润滑油/液压油站油箱油温低。
3) 联锁停止条件联锁开关投入,一次风机润滑油/液压油站油箱油温高;一次风机润滑油/液压油站油箱油位低。
3.4.1.3 一次风机润滑/液压油泵的试转和启动1) 检查一次风机润滑油站动力箱电源已送上,就地无“油位低”报警。
2) 在就地启动一台润滑/液压油泵或将一次风机润滑/液压油站的“就地/DCS”切换开关切至“DCS”位置,即可在一次风机画面上遥控启动A(B)润滑/液压油泵。
3) 润滑/液压油泵启动后,检查润滑/液压油泵A(B)指示灯亮,检查润滑油泵工作正常,无“流量低”(电机轴承流量大于3.7L/min,风机轴承流量大于19.6 L/min)、“压力过低”报警;检查液压油泵工作正常,液压油压力正常(0.7Mpa~7Mpa)。
4) 当一次风机润滑/液压油站的“就地/DCS”选择开关在“DCS”方式时,将油箱电加热器的“手动/自动”选择开关切为“自动”方式,检查油箱电加热器工作正常(油箱油温<15 ℃时电加热器将通电加热,油箱油温>23 ℃时将停止加热)。
5) 调整冷却水门维持润滑油温(15 ℃~50℃)正常。
1号机组锅炉整套启动调试措施编写: 审核:江西电建热工研究院有限公司年 月合同编号: 措施编号:目录1.编制目的2.编制依据3.调试质量目标4.系统简介及主要设备技术规范5.锅炉整套启动试运阶段及调试项目6.整套启动前应备具条件7.调试工作程序8.调试步骤9.组织分工10.安全注意事项11.附录附录1. 锅炉整套启动前调试项目检查清单附录2. 锅炉整套启动前技术措施交底会记录附录3. 锅炉极冷态启动曲线附录4. 锅炉冷态启动曲线附录5. 锅炉温态启动曲线附录6. 锅炉热态启动曲线附录7. 锅炉极热态启动曲线1编制目的整套启动是机组调试试运的一个主要过程,关系到整个机组启动试运的安全、质量、工期等。
是对机组各项性能的一个综合检验,同时也是对机组前期分系统调试的全面检查、考核。
为了指导锅炉整套启动调试工作,保证机组的安全正常运行,制定本措施。
本措施根据现场具体情况提出试运阶段的启动程序方案、试验条件、要求、方法及注意事项等,经审批后执行。
2编制依据2.1 《火力发电建设工程启动试运及验收规程》(DL/T5437-2009)2.2 《电力建设施工及验收技术规范》锅炉机组篇(DL/T5047--95)2.3 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》(1996年版)2.4 《火电工程启动调试工作规定》(1996年版)2.5 《电力建设安全工作规程(第一部分:火力发电厂)》(DL5009.1--2002)2.6 《电力工业锅炉监察规程》2.7 《锅炉启动调试导则》(DL/T852--2004)2.8 《火电机组达标投产考核标准》(2004年版)2.9 华能《电力安全作业规(程热力和机械部分)》(2007.10.1试行)2.10 《燃煤锅炉燃烧调整试验方法》(1974年版)2.11 《电站煤粉锅炉炉膛防暴规程》(DL/T435-2004)2.12 《电力建设热力设备化学监督导则》(DL/T889-2004)2.13 《中华人民共和国工程建设标准强制性条文(电力工程部分)》(2006年版)2.14 设计图纸、设备说明书及电厂相关资料。
国电九江发电厂“上大压小”2×660MW扩建工程#7机组汽轮机整套启动调试方案编写:吴杨辉会签:审核:审定:批准:2012年9月10目录1调试目地 (2)2 编制依据 (2)3 机组简况 (2)4 调试内容及质量控制目标 (4)5 组织与分工 (5)6 调试应具备地基本条件 (5)7 调试地程序与工艺 (8)8、汽机整套启动进行地实验汇总 (25)9 环境、职业健康、安全风险因素控制措施 (31)10 国家相关性强制条文 (32)附录1危险源辩识、控制措施卡(1/2) (34)附录2整套试运条件检查确认表 (38)附录3汽轮机冷态启动操作卡 (39)附录4整套启动数据记录表 (46)附录5整套启动调整试运质量检验评定表 (46)附录6汽轮机典型启动曲线 (48)附录7 启动状态划分及启动参数 (52)附录8 汽机“启动装置”控制任务 (52)附录9 启动条件及时间表 (53)附录10 饱和水蒸汽压力与温度对照表 (54)附录11 汽机限额曲线 (55)附录12 温度准则X (58)附录13 凝汽器压力限制曲线 (66)附录14 高压转子对应高压排汽温度限制曲线 (67)附录15 允许空气进入地时间与转子平均温度地关系曲线 (68)1调试目地1.1实际检验汽轮机地启动、自动控制以及辅属设备、系统子控制性能,其中包括逻辑、联锁、定值参数等地合理性,必要时进行现场修改以满足汽轮机地安全经济运行.1.2全面监测汽轮发电机轴系振动.1.3暴露设备及系统在设计、制造、安装、生产等方面地问题,尽快得到处理.提高机组投产后安全、经济、满发、稳定地水平.1.4校核汽轮机组在规定工况下地热力参数是否符合制造厂设计要求.1.5 为机组最终评定提供依据.2 编制依据2.1《中国国电集团公司火电机组达标投产考核办法(2010版)》2.2《中国国电集团公司火电工程调整试运质量检验及评定标准》(2006版)2.3《中国国电集团公司火电工程启动调试工作管理办法》(2006版)2.4国电发[2000]589号《防止电力生产重大事故地二十五项重点要求》2.5《中国国电集团绿色电站建设指导意见》2.6《中国国电集团公司二十九项重点反事故措施》2.7《中国国电集团公司火电机组启动验收性能实验管理办法》(2007年版)2.8 DL/T5437—2009《火力发电建设工程启动试运及验收规程》2.9《电力工程达标投产管理办法》(2006版)2.10 GB/T 19001-2008《质量管理体系要求》2.11 GB/T 28001-2001《职业健康安全管理体系规范》2.12 GB/T 24001-2004《环境管理体系要求及使用指南》2.13《国家电网公司安全工作规程(火电厂动力部分)》2.14《汽轮机启动调试导则》DL/T863-2004;2.15 上汽汽轮机调节保安系统说明书2.16 上汽N660-27/600/600型汽轮机运行和维护说明书2.17 《防止电力生产重大事故地二十五项重点要求》(国家电力公司2000年版)2.18《工程建设强制性标准条文电力工程部分2006年版》(建标【2006】102号建设部)3 机组简况国电九江发电厂“上大压小”2×660MW扩建工程#7机组锅炉为上海锅炉厂有限公司生产地超超临界参数、变压直流炉、四角切圆燃烧方式、固态排渣、单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、全钢构架、全悬吊、Π型锅炉.汽轮机是上海汽轮机厂生产地N660-27/600/600型、超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式、八级回热抽汽式汽轮机.给水系统设一台100%容量汽动给水泵,小机自带凝汽器,小机驱动给水泵与前置泵.发电机为上海电机厂生产地水、氢、氢自并励静止励磁、功率因素0.9、容量660MW地发电机.发电机由上海电机厂生产地水氢氢冷却、自并励励磁系统汽轮发电机,定子电压20KV,定子电流21169A,额定功率660MW,功率因数0.9.3.1 汽轮机主要参数数据汇总表如下:编号项目单位数据22高压缸效率%90.27 23中压缸效率%93.73 24低压缸效率%90.87 二汽轮机性能保证1铭牌功率(TRL)MW6602最大连续功率(T-MCR)MW693.0853THA工况时热耗率kJ/kWhkcal/kWh72961742.64轴颈振动值mm0.0765噪声dB(A)85 3.2 转子及轴系临界转速轴段名称一阶临界转速r/min二阶临界转速r/min 设计值设计值轴系轴段轴系轴段高压转子28022540>4000>4000中压转子20701900>4000>4000低压转子Ⅰ16801620>4000>4000低压转子Ⅱ15661550>4000>4000发电机转子852805224420704 调试内容及质量控制目标4.1调试内容汽轮发电机组整套启动调试应包括汽机不同工况下启动实验及启动参数调整,汽机跳闸保护实验,润滑油压力节流阀调整,主汽门、调门严密性实验,汽机A TT实验,汽机惰走实验(分破坏真空和不破坏真空),轴系振动特性实验,真空严密性实验,主机运行参数调整实验,辅助系统热态投运及运行参数地优化,汽机带负荷实验及满负荷168小时连续运行实验;汽轮机调节系统动态特性实验(甩负荷实验).4.2调试质量控制目标额定负荷轴振(双幅值)≤70m推力轴承金属温度推力轴承金属温度≤95℃支承轴承金属温度≤95℃轴向位移 0.8mm汽机真空严密性平均值≤0.07kPa/min;发电机平均补氢量≤10Nm3/d;汽水品质合格率100%;补给水率<1.3%(按月平均值);投高加最低给水温度≥290℃;热控保护、自动投入率保持100 %,且不发生误动、拒动,正确动作率100%;5 组织与分工5.1调试单位(江西科晨高新技术发展有限公司)负责试运措施地编制、系统试运前技术交底、系统调试过程中技术指导、协助指导运行人员操作以及试运质量验评表地填写和调试报告地编写.5.2 安装单位(江西火电建设公司)负责设备地安装和设备地单体调试以及在试运过程中设备地巡查监护、检修维护和消缺.5.3 建设单位(国电九江发电厂工程部)负责与各厂家联系并提供调试资料和图纸,以及负责调试地组织与协调.5.4 生产单位(国电九江发电厂发电部)负责系统试运中地操作、运行调整、巡检、正常维护及异常情况处理.5.5 监理单位(江西诚达工程咨询监理有限公司)负责监督检查工程施工进度及工程安装、调试质量,并协助业主负责各参战单位在工程建设中地协调和调度.5.6 制造厂家负责其设备地联调及调试过程中地监护和技术指导.6 调试应具备地基本条件6.1机组启动现场地坪应平整,通道畅通,无障碍物、可燃物,按消防要求配齐消防器材和专职消防人员.6.2现场照明应符合运行操作、巡视地要求,尤其是楼梯、通道口及设置重要监视仪表地场所,照明要充足.6.3启动前电厂现场设备地命名、编号应清楚、醒目.设备标志正确、明显(如转动机械方向、管道地流向、色环、操作机构地动作方向及极限位置等).6.4准备好启动所需地用具,如扳手、听棒、电筒、记录纸及记录用具等.6.5与启动有关地热力管道保温完善,油管下方地热力管道已采取防火措施.6.6应有足够地除盐水,以备机组启动中补充,系统各容器及管道已注水.6.7下水道畅通,机组排水槽排水泵备用正常,能及时把污水排出厂外.6.8与启动有关地手动、气动、电动、液压阀门均试操正常.6.9油系统已经热油冲洗和清理,油系统和油质已由质检人员验收符合机组启动要求.6.10与启动有关地系统已经充压实验,辅机分部试转合格并办理签证.6.11与启动无关地汽水系统应妥善隔绝,并挂牌,切断电源.6.12热工信号、辅机联锁、停机保护装置校验合格. 集控室控制台(盘)控制开关完整好用,各种仪表完好并投入,指示正确,各指示灯报警窗显示正确.6.13热工SCS、DCS、CCS、DEH、ETS、TSI等静态实验完毕,具备投用条件.6.14所有将投入试运行地设备系统,按图纸技术要求安装完毕,并完成设计变更及必要地修改工程,安装记录齐全,质量经验收合格,与启动有关地汽水管道冲管工作已按要求冲洗完毕.6.15 运行中不便调试地安全门如高加安全门等应在安装前模拟实验整定好;6.16 各水位计、油位计标明最高,最低和正常运行位置地标志,转动机械应灌好润滑油、润滑脂;6.17 试运区域应建立保卫制度;6.18 下列辅机及附属系统经过分部调试并带工质试运合格,能随时正常可靠地投入:6.18.1 工业水系统.6.18.2 循环水泵及循环水系统.6.18.3 开式循环冷却水系统.6.18.4 闭式循环冷却水系统.6.18.5 凝汽器补水及排水系统.6.18.6 大、小机凝结水泵及凝结水系统.6.18.7 除氧器、给水泵及给水系统.6.18.8 高压加热器系统.6.18.9 低压加热器系统.6.18.10 辅助蒸汽系统.6.18.11 控制用压缩空气系统.6.18.12 给水取样及化学加药系统.6.18.13 凝汽器真空系统.6.18.14高低压旁路阀控制系统.6.18.15 大、小机轴封供汽系统.6.18.16 蒸汽管道及汽机本体疏水系统.6.18.17 回热抽汽及疏水系统.6.18.18 汽轮机控制油系统.6.18.19 汽机监测、保安系统.6.18.20 汽机润滑油系统及油净化装置.6.18.21 汽机顶轴及盘车系统.6.18.22 发电机密封油系统.6.18.23 发电机定子冷却水系统.6.18.24 发电机充排氢系统及二氧化碳置换系统.6.18.25 事故柴油发电机系统.6.19 启动前应完成地主要实验工程6.19.1 大机调节保安系统、DEH、ETS系统静态调整实验;6.19.2 小机MEH静调及其联锁、保护实验、单体试运;6.19.3 大、小机交流油泵、直流油泵联动实验;6.19.4 顶轴油泵,盘车低油压联锁保护实验;6.19.5 高加水位保护实验;6.19.6 低加水位保护实验;6.19.7 除氧器水位保护实验;6.3.8 辅机联锁保护实验;4.19.9 所有电动、气动门开关实验;6.19.10 所有系统报警实验;6.19.11 发电机内冷水断水保护实验;6.19.12 抽汽逆止门联动实验;6.19.13 机炉电大联锁实验(电跳机、炉跳机、机跳炉、机跳电);6.19.14 高低旁路仿真实验;6.19.15 主机DEH及协调系统仿真实验;6.19.16 与启动有关地锅炉、化水、电气等专业地调试工作已完,并已办理签证.6.20汽机禁止启动及投入运行条件:6.20.1 机组任一保护装置失灵.6.20.2 主要操作系统失去人机对话功能.6.20.3 DEH控制装置工作不正常,影响机组启动或正常运行.6.20.4 自动调节装置工作不正常,影响机组启动或正常运行.6.20.5 机组主要监测参数(转速,振动,轴向位移,汽缸上下壁温,抗燃油及润滑油压,油温,轴承温度,主,再热汽压力,温度,转子偏心等)超过极限或失去监视功能,影响机组启动或正常运行,高中压缸排汽温度严禁超温.6.20.6任一主汽门、调节门、抽汽逆止门、高排逆止门卡涩或关不严.6.20.7 交流、直流润滑油泵,EH油泵和密封油系统故障,顶轴油泵及盘车装置失灵.6.20.8 汽机转子偏心度相对原始值变化超过20um.6.20.9 汽轮发电机组转动部分有明显磨擦声或盘车转速明显降低.6.20.10 汽机润滑油油箱,EH油箱油位低至最低报警油位或油质不合格,油温低于21℃.6.20.11 汽轮机高、中压内缸上、下温差≥42℃.6.20.12发电机氢压<0.15MPa,纯度≤95%.6.20.13控制用电源、气源不正常.6.20.14 DCS系统不正常.6.20.15保安电源工作不正常.6.20.16汽机防进水保护系统不正常.6.20.17轴封供汽不正常.6.20.18保温不完整.7 调试地程序与工艺7.1启动方式本机组启动方式为采用DEH提供地汽机SGC功能带旁路地高、中压缸联合启动.7.2启动原则⑴首次启动时主要设备地操作方式:☐主机DEH采用SGC自动方式;☐小机MEH采用转速自动(DCS远方控制);☐辅机地投运若有远方操作地均采用远方操作,并投入相应地联锁保护;☐除氧器和凝汽器水位地控制采用自动控制方式;☐高、低压旁路系统采用自动控制方式;☐轴封控制投自动;☐低加随机启动,高加水侧随给水系统地投运而投运,汽侧地投入应在机组负荷大于50MW.⑵汽机无论是冷态启动还是热态启动,必须保证进入汽机地主蒸汽和再热蒸汽参数符合X准则地要求,详见附录12;⑶机组启动时,汽轮机不允许在下列速度范围(叶片可能共振地转速)停留:☐480r/min到990 r/min;☐1050 r/min到2850 r/min.⑷机组启动时,应满足附图所列地启动曲线地要求.首次冷态启动时,机组将在360r/min下暖机60分钟.⑸启动状态划分:⑹各态启动参数下列所列参数分别为高压主汽门和中压主汽门前地参数.冲转参数地选择如下:a、主蒸汽温度:由X4、X5准则确定.b、再热蒸汽温度:由X6准则确定.c、冲转参数参考值:d、冷态启动:P1/P2=8.5/1.2MPa T1/T2=400/390℃;e、温态启动:P1/P2=8.5/1.2MPa T1/T2=440/430℃;f、热态启动:P1/P2=12/1.6MPa T1/T2=550/500℃;g、极热态启动:P1/P2=12/1.6M Pa T1/T2=580/550℃.7.3整套启动调试工作程序汽轮发电机组整套启动调试可分机组冲转升速至额定转速实验、机组额定转速空负荷实验、机组带部分负荷实验、机组带满负荷168小时连续运行实验、汽轮机甩负荷实验及机组性能实验等六个阶段进行.7.4整套启动调试地步骤7.4.1机组启动前检查确认⑴检查主、再热蒸汽系统暖管充分且无积水,各辅助设备及系统运行正常;⑵确认各控制系统(如DCS、DEH、MEH、ETS和TSI)、热工信号、检测、报警系统均正常;⑶冲转蒸汽品质合格;⑷启动参数确认,见下表:冲转前应充分考虑冲转后地变化趋势,并做好应急措施;⑸⑹确认CRT所有汽机防进水保护疏水阀处于全开状态;⑺记录重要参数地初始值,如缸胀、转速、轴振、瓦振、本体金属温度、轴承金属温度和回油温度等;⑻汽缸膨胀实验所需临时仪表已安装,并派专人记录;滑销系统已润滑,能自由滑动;⑼汽机顶轴、盘车装置投入运行,并已运行足够时间(符合厂家或运行规程地规定——连续盘车4小时以上);⑽轴封蒸汽温度尽可能与汽机金属温度匹配,并符合制造厂地有关曲线要求,(机组正常运行时轴封汽温度控制在280~320℃).7.4.2汽轮机冲转升速至额定转速实验a、锅炉起压后,全面检查主、再热蒸汽管道疏水畅通,高、中压主汽门,高、中压调门,高排逆止门,中压连通管调门、供热抽汽调门,各抽汽逆止门严密关闭,盘车运行正常,监视汽缸上、下温差小于42℃.确认汽缸本体疏水畅通,疏水手动门全部开启.b、投入汽轮机所有保护:轴向位移;凝汽器真空低;润滑油压低;超速保护;EH油压低;MFT;高排压力高;DEH系统电源故障及DPU故障;发变组保护;转子振动大.c、汽机冷态冲转蒸汽参数:主蒸汽压力:8.5Mpa,主蒸汽温度:400℃;再热蒸汽压力:1.2Mpa,再热汽温度:390℃ .凝汽器真空88kPa以上.d、油系统运行正常,油系统参数符合下列要求:确认主机润滑油滤网后母管压力在0.37MPa以上,油温大于37℃;EH油压力在16MPa左右,油温大于15℃.e、盘车连续运行4h以上,且汽缸内和轴封处无异音.大轴偏心度不大于0.076mm.(相对于原始值不大于0.02mm)f、发电机氢压0.5MPa,纯度>95%,定子内冷水进出水压差在0.15 ~0.2MPa.投入发电机氢冷器运行.g、汽机所有疏水门开启.h、当主汽温度大于阀体温度内壁(冷态为100℃、热态为20℃),在主汽压力小于4.0MPa前,汽机走步序暖阀,以缩短启动时间.i、等待蒸汽品质后,检查冲转条件满足,开启调门,冲转至目标暖机转速360r/min.高、低加随机滑启.当主机转速升至180r/min后,检查盘车自动脱开,否则应立即打闸停机.在转速到达360r/min后,汽轮机应进行一次手动脱扣实验,以便检查汽机内部和轴封处有无金属摩擦声.摩擦检查正常后,机组挂闸升速,重新升速到360 r/min进行暖机,对环境温度启动(冷态),汽机将在暖机转速360r/min下保持60min,其它方式下启动通常5min即可升至3000r/min.暖机结束后机组继续升速,目标转速3000r/min.机组转速升至540r/min后,检查顶轴油泵联锁停运.联系热工将汽机超速保护定值设置在2950r/min,进行超速保护实验(当机组无机械超速保护设计时),当转速到2950r/min,超速保护应动作,汽机跳闸后由热工将汽机超速保护定值重新设置到3300r/min,再次启动汽机.设定目标转速3000r/min,升速率50 r/min升速到3000r/min,对系统进行全面检查和记录,特别是油系统、轴承温度、油压等,检查机组3000r/min运行正常.7.4.3 机组额定转速空负荷实验7.4.3.1润滑油流量优化汽轮发电机组各轴承润滑油流量分配动态调整实验:根据各轴承瓦温及回油温度情况微调各轴承进油调节阀,各轴承润滑油温升不超过20℃,各轴承油量分配见附图,调整期间保持润滑油供油温度50℃,观察并记录调整前后润滑油母管压力、各轴承进油压力、瓦温、回油温度、轴振、瓦振,调整完成后将各调阀锁紧.润滑油节流阀调整和优化期间,必须测量以下地值:☐轴承金属温度☐节流阀上游轴承油油压节流阀下游轴承油油压7.4.3.2轴承座真空调整为了阻止转子油封处油蒸汽泄漏,轴承座中地真空必须调整至-0.25~-0.4kPa.润滑油主油箱也要调整至合理地真空状态(-1.5kPa左右).由于润滑油返回管会发生额外地抽气,这会产生一个过高地真空度,必要时,改变节流阀地位置.运行期间节流阀位置改变之后,必须再次检查盘车操作地运行压力.7.4.3.3轴封地蒸汽排汽腔地真空调整为了避免蒸汽泄漏至大气以及可能地空气进入轴承座,轴封地蒸汽排汽腔地真空必须调整至-0.1~-0.2kPa. 7.4.3.4汽机跳闸实验为保证汽机地安全运行,机组首次冲转达到3000r/min时,应进行主机就地跳闸实验;确认主机跳闸保护系统动作正确、可靠.●实验条件☐机组在额定转速3000r/min下稳定运行;☐无其它实验进行.●实验步骤☐机组冲转定速后,在就地按“汽机跳闸”按钮,确认机组跳闸,主汽门和调门关闭;☐复位汽机,机组升速至3000r/min稳定运行.7.4.3.5电气实验确认汽机各项保护均投入,汽机各运行参数正常,交由电气进行空负荷实验.实验期间注意定子冷却水温度投入自动控制.7.4.3.6汽门严密性实验电气实验完成后,缓慢提升主汽压力至13.5MPa,注意蒸汽过热度及升温、升压速率;电气实验结束后,即进行主汽门和调门蒸汽严密性实验;1)在DEH操作面板上操作主汽门严密性实验,检查关闭高中压主汽门,调门全开,若汽机转速降低至n r/min以下,实验合格.当主再热蒸汽压力偏低,但不低于50%时汽轮机转速下降值n应按p/P0×1000r/min进行修正;(其中P为实时压力值,P0 额定主汽压力值)2)主汽门严密性实验合格后打闸,再重新升速至3000r/min,按照同样方法进行调门实验;实验合格后打闸,重新升速至额定转速;7.4.3.7超速实验⑴该机组设有一套三选二地电超速保护,动作转速为3300r/min;⑵实验前应确认主机高中压主汽门、调门严密性实验合格,集控室手动“紧急停机”按钮实验、就地手动紧急停机实验合格;⑶通过超速实验检验超速保护地正确性和可靠性.确保汽轮发电机组地安全、稳定运行.⑷在实验过程中,要求锅炉尽量维持主蒸汽参数稳定;⑸超速实验保护动作时,应检查各主汽门、调门、抽汽电动门及逆止门均关闭.⑹主机润滑油系统各油泵自启动联锁正确,联锁已投入;⑺速度测量系统检查和校准正常;⑻依据西门子说明书,超速保护实验必须在较低值进行,实验动作值为2950r/min;⑼无其他实验正在进行.实验方法及步骤:⑴汽轮机启动前将超速保护定值从3300 r/min临时降低至2950 r/min;⑵投入汽机启动SGC,正常自动启动;⑶在汽轮机启动过程中记录汽机转速及高中压主汽门、调门开度;⑷确认汽机转速达到2950 r/min时超速保护动作,汽机跳闸;检查高中压主汽门、调门关闭,并测定关闭时间;⑸在成功地完成测试后,必须恢复超速保护定值至3300r/min.7.4.3.8汽机惰走实验:汽轮机转子惰走时间可根据情况安排在停机过程中进行,记录转子惰走时间;主要记录凝汽器真空值、主蒸汽、再热蒸汽压力、温度、润滑油温度、振动、转速.重点需注意转速低于540rpm时顶轴油泵地联启.7.4.4空负荷试运结束后,进入带负荷试运阶段.7.4.4.1机组升负荷率由当时状态决定:50200MW200300MW300500MW500660MW 7.4.4.2确保平稳过度.热态启动时注意事项:a.投入轴封系统时应先投轴封,后抽真空;b.冲转前检查转子温度及偏心符合制造厂要求,尽量增加盘车时间;c.冲转参数应与缸温相匹配;7.4.5第四阶段---168小时带满负荷连续试运行按照7.4.2及7.4.4节地操作步骤进行汽轮机启动及带负荷.机组带负荷实验结束后,可根据机组运行情况,停机消缺完成后,进入168小时满负荷试运行阶段.通过连续满负荷运行,检验机组运行地稳定性;确认主、辅机系统完善,设备运行情况良好,参数符合设计要求,能满足机组连续运行需要.进入满负荷试运地条件如下:汽机进汽汽水品质合格;●热控自动投入率≥80%;●保护装置投入率100%;●主要仪表投入率100%;●汽轮发电机负荷达到额定功率;168h满负荷试运期间地要求:●保护装置投入率100%;●连续运行时间≥168h;●连续平均负荷率≥90%;●连续满负荷时间≥96h;●热控自动投入率≥95%;7.4.6正常停机7.4.6.1停机前地准备工作减负荷前辅助汽源应备妥;联系热工、化学及锅炉运行人员做好停机前地准备工作;按“负荷变化地建议”确定减负荷率.7.4.6.2停机步骤及操作说明a、停机时,注意蒸汽及金属温降速度、温差、缸胀、轴向位移、振动等参数应正常,满足汽机地要求.b、注意各加热器、除氧器、凝汽器、水位应正常.c、机组惰走振动增大时,可降低真空,使机组迅速通过临界转速.d、盘车运行期间,定时检查记录缸温、盘车转速,大轴弯曲值,注意盘车运行正常,密封油系统必须连续运行,加强对机组地检查维护工作.e、机组停止后,在锅炉、除氧器、辅汽联箱未泄压之前,应密切监视汽缸温度,防止汽缸进水,进冷汽.f、机组滑参数停运时,降温降压过程始终保证蒸汽至少有56℃地过热度.滑参数停机应尽量降低缸温.7.5 汽轮机整套启动试运中地主要控制参数7.5.1主机温度限制(℃)主、再热蒸汽左右两侧温度偏差限制:17K报警;28K(允许短期允许15分钟),进汽管道中地最高蒸汽温度不能超过上文列出地温度值.转子温度:材料地断裂韧度随温度降低.启动时转子最低温度为 20°C.7.5.2高中压外缸温差限制值(℃)7.5.3抽汽回热系统温度限制(℃)1)仅用于汽轮机在满负荷甩负荷具有较高地再热压力条件下.可以预期汽轮机会立即重新加负荷或者机组在锅炉最小负荷下空负荷运行.在额定主蒸汽参数下允许在锅炉带最小负荷而机组在空负荷下运行,无时间限制.7.5.4 阀门实验、发电机拖动运行下地负荷限制阀门实验/汽轮机单侧进汽时负荷极限:a、主汽阀、主调阀实验:80%额定负荷b、再热主汽阀和调阀实验:80%额定负荷发电机拖动运行:发电机拖动运行期间,由发电机驱动汽轮机保持额定转速运行,此时汽轮机无蒸汽进入. 1)在这种运行模式下,叶片鼓风会导致汽轮机部件温度升高.2)为防止温升超过许可温度,发电机拖动运行不能超过 1 分钟.3)如果汽轮机保护引起汽轮机跳闸, 发电机拖动运行时间要限制在 4 秒内.7.5.5 轴承温度、轴承座和转子振动、轴承油、液压盘车装置轴承温度限制(℃):轴承油温升(℃):振动限制(um):1带有液压马达地液压盘车装置(r/s):7.5.6机组运行真空限制机组满负荷运行时低真空跳闸值:0.28bar;机组带旁路运行时低真空跳闸值:0.60bar;其余工况真空限制如下图所示:7.5.8汽机转速限制a、机组额定转速为3000 r/min;b、机组并网后汽机正常运行转速:2850r/min~3090 r/min,超出此运行范围地运行时间不应超过2小时;c、机组冲转过程中汽机转速不应在如下区域停留:480r/min~990 r/min,1050r/min~2850 r/min;以避免由于叶片频率共振产生叶片损伤.d、机组电子式超速脱扣转速为3300 r/min.7.6 机组启动过程中重点检查确认a高压排汽温度长期运行不得超过390℃.b启动过程低压排汽温度不得超过90℃(低压排汽温度超过110℃跳机).c 启动过程中高、中压缸上下温差不得超过±30℃(±30℃报警,空负荷±55℃跳机,带负荷±4℃).d 主蒸汽、再热蒸汽左、右进汽管允许最大温差为17℃(17℃报警,28℃手动脱扣).8、汽机整套启动进行地实验汇总序号实验内容进行阶段结果1油泵自启动实验启动前2汽轮发电机组摩擦检查实验汽轮机360r/min3汽轮机组润滑油流量调整~3000r/min。
660MW仿真机组操作说明博努力(北京)仿真技术有限公司目录1.1.厂用电送电 (1)1.1.1.启备变高压侧送电 (1)1.1.2.启备变有载调压操作 (2)1.1.3.6kV母线送电 (2)1.1.4.400V母线送电 (4)1.1.5.#6机110V直流送电 (9)1.1.6.#6机220V直流送电 (10)1.1.7.#6机UPS送电 (11)1.1.8.启备变风冷装置投运 (12)1.1.9.#6机保安电源反切操作(400V锅炉PC段失电后,经过检修恢复电源后保安段操作) (12)1.1.10.投运保护压板 (13)1.2.辅机系统投运 (13)1.2.1.投运凝补水系统 (13)1.2.2.循环水系统投运 (15)1.2.3.投运闭冷水系统 (18)1.2.4.投运凝结水系统 (21)1.2.5.汽机润滑油系统投运 (24)1.2.6.顶轴油系统的投入 (27)1.2.7.小机润滑油系统投运 (28)1.2.8.小机盘车投运 (29)1.2.9.投运辅汽系统 (30)1.2.10.投运密封油系统 (32)1.2.11.发电机充氢 (33)1.2.12.投运定子冷却水系统 (34)1.2.13.盘车装置投运 (35)1.2.14.投汽机轴封 (36)1.2.15.抽真空系统投运 (38)1.2.16.EH油系统投运 (39)1.2.17.小机轴封的投运 (39)1.2.18.除氧器加热 (40)1.2.19.给水系统投运 (41)1.2.20.锅炉上水 (44)1.2.21.锅炉启动循环泵投运 (45)1.2.22.火焰检测和烟温探针的投运 (47)1.2.23.投运空预器 (47)1.2.24.引风机投运 (49)1.2.25.送风机投运 (52)1.2.26.投运燃油系统 (54)1.2.27.启动高、低压旁路的油系统 (55)1.2.28.开启汽机本体疏水门 (55)2.机组启动 (56)2.1.机组启动前准备 (56)2.1.1.燃油泄漏试验 (56)2.1.2.炉膛吹扫 (57)2.1.3.点火前准备 (58)2.2.锅炉点火 (58)2.2.1.使用油枪点火(也可以选择用微油点火) (58)2.2.2.使用微油点火 (59)2.3.升温升压 (64)2.3.1.机组检查 (64)2.3.2.锅炉升温、升压 (64)2.4.机组冲转 (65)2.4.1.汽轮机冲转的检查 (65)2.4.2.汽机冲转 (65)2.4.3.机组转速升至600rpm (65)2.4.4.机组转速升至2050rpm (66)2.4.5.机组转速升至3000rpm (67)2.4.6.机组转速稳定后的操作 (67)3.发电机并网带负荷 (67)3.1.发电机励磁并网 (67)3.2.主变冷却装置投运 (71)3.3.并网后操作 (71)4.机组升负荷 (72)4.1.机组升负荷至300MW (72)4.1.1.设置目标负荷 (72)4.1.4.汽动给水泵组冲转 (75)4.1.5.当负荷升至180MW左右时并入A汽泵 (77)4.1.6.并入B汽泵运行 (78)4.2.投运高加: (78)4.3.厂用电快切 (80)4.3.1.厂用电快切操作 (80)4.3.2.高厂变冷却装置投运 (81)4.4.机组负荷升至660MW (81)HYPERLINK2 / 87博努力(北京)仿真技术有限公司Add:北京市海淀区上地六街28号202室Tel:010-*******1.机组启动前准备1.1.厂用电送电1.1.1.启备变高压侧送电1.1.1.1.进入电气就地画面“启备变接线”点击#1启备变正母闸刀弹出操作窗口,合上控制电源开关,将“远方/就地”旋钮打到远方位置,同理将#1启备变副母闸刀合上控制电源开关,将“远方/就地”旋钮打到远方位置;点击#1启备变220KV开关弹出操作窗口,将“远方/就地”旋钮打到远方位置。
660MW超超临界机组启停调峰运行方式的优化分析
随着能源需求的不断增长,火电厂作为重要的发电方式之一,在能源生产中发挥着重要的作用。
在火电厂中,660MW超超临界机组是一种重要的发电设备,其启停调峰运行方式对发电效率和设备寿命具有重要影响。
对660MW超超临界机组启停调峰运行方式进行优化分析,对提高发电效率和减少设备损耗具有重要意义。
660MW超超临界机组是采用煤炭作为燃料进行发电的设备,其启停调峰运行方式直接影响到发电效率和设备寿命。
一般机组的启动分为冷态启动和热态启动两种方式。
冷态启动是指从机组停机状态开始启动,需要较长时间进行预热和升温,然后逐步升至额定转速进行发电。
热态启动是指在机组处于热态或半热态时进行启动,启动时间较短,可快速实现发电。
调峰运行是指根据电网负荷变化,对机组进行调整以满足负荷需求,主要包括增负荷、减负荷、停机等操作。
1. 启停时间长:冷态启动需要较长的时间进行预热和升温,影响发电效率和设备寿命。
2. 能耗增加:冷态启动过程中需要消耗大量的蒸汽和能源,增加了能源消耗成本。
3. 设备损耗加剧:频繁的启停和调峰运行会加剧设备的损耗,缩短设备的使用寿命。
1. 优化启停方式:采用热态启动方式,减少启动时间,提高发电效率。
2. 加强调峰管理:根据电网负荷变化,合理调整机组出力,减少频繁启停,减轻设备负担。
3. 提高设备自适应性:加强智能控制系统的建设,提高机组对电网负荷变化的适应能力,降低设备损耗。
660MW超临界机组APS自启停控制引言:超临界发电机组是目前火力发电厂的主要装备之一,其运行稳定和控制可靠对于保障电网的安全稳定运行具有重要意义。
APS自启停控制系统作为发电机组的重要组成部分,其自动化程度和控制精度直接影响着发电机组的运行效率和安全性。
本文将介绍660MW超临界机组APS自启停控制系统的组成结构和工作原理,以及其在实际运行中的应用情况和未来发展方向。
一、APS自启停控制系统的组成结构APS自启停控制系统是超临界机组的重要控制系统之一,其主要包括以下几个部分:1. 主控制系统:主要由液压控制系统和电气控制系统组成,用于对机组进行启停控制和调节控制。
2. 保护系统:用于监测机组的运行状态,一旦发现异常情况,及时采取保护措施以确保机组和设备的安全运行。
3. 通讯系统:用于与电网和其它设备进行数据交互和信息传输,确保机组与外部系统的协调运行。
4. 监控系统:用于实时监测机组运行的各项参数,并对运行情况进行分析和评估,以便及时调整控制策略。
5. 辅助系统:包括火车系统、空气系统、燃油系统等,在机组启停和运行过程中发挥重要的辅助作用。
二、APS自启停控制系统的工作原理APS自启停控制系统的工作原理主要通过控制机组的启停和调节,实现对机组运行的自动化控制。
具体包括以下几个方面:1. 启动控制:通过对锅炉的点火和蒸汽系统的预热,使机组从冷态逐步升温到热态,实现机组的启动。
2. 调节控制:在机组达到热态后,通过对蒸汽的调节和锅炉的控制,实现机组的平稳运行,并根据负荷变化调整机组输出功率。
3. 停机控制:在机组运行过程中,一旦发现异常情况,如超温、超速等,立即采取停机控制措施,确保机组和设备的安全运行。
三、APS自启停控制系统在实际运行中的应用情况随着新能源和电网调度的发展,APS自启停控制系统在超临界机组的应用情况也在不断改进和完善。
目前在实际运行中主要表现在以下几个方面:1. 启停时间的缩短:优化了机组启停控制策略,大大缩短了机组的启停时间,提高了机组的运行效率和经济性。
开式冷却水系统的启动.1 确认开式水系统检修工作完毕,工作票已收回,安措已恢复。
设备完整良好、现场整洁,系统已经具备投运条件。
2 开式水系统阀门状态已按《开式水系统投运阀门检查卡》确认无误。
3 各进口电动滤网及相关阀门测绝缘合格,送电正常。
4 系统中所有热工仪表齐全、完好,指示正确。
5 检查系统所有放水门关闭,放空气门开启。
6 将开式水系统一台电动滤水器投入自动控制,另一台入口门关,出口门开作备用。
7 检查循环水系统运行正常。
8 将一台闭式水冷却器开式水侧出入口门开启,另一台备用。
9 微开循环水至开式水入口门,开式水系统注水排空,空气门见连续水流后关闭,注水结束,开启入口门,注意调整循环水压力。
开式冷却水系统运行维护1 正常运行时,保持开式冷却水母管压力大于0.07MPa,如压力降低应查明原因。
2 定期检查电动滤水器自动排污良好,前后压差小于5kPa。
3 开式冷却水滤网冲洗检查开式水电动滤网进、出口阀开启,进口压力>50kPa,开式水滤网底部放水阀关闭。
进口滤网可采用自动或手动方式进行冲洗。
(1)自动冲洗(A)将就地控制方式选择按钮切至“DCS”位置。
(B)自动冲洗采用差压控制和时间控制联控模式:当差压超过5kPa时,滤网开始自动冲洗,当差压不高时,滤网每隔8小时自动冲洗一次。
(C)整个冲洗过程中,排污电动阀开启,滤网中的每个滤元冲洗2min,冲洗过程总共约30min。
(2)手动冲洗(A)将就地控制方式选择按钮切至“就地”位置。
(B)按下“开阀”按钮打开排污阀。
(C)“滤网转动”按钮每按一下,滤网便旋转分格的其中一格,按动12次以上,使滤网旋转一周以上后可停按。
(D)冲洗过程结束按下“关阀”按钮关闭排污电动阀。
开式冷却水系统停运机组停运后,确认开式水无用户,将开式水进口电动滤水器自动清洗装置退出运行,关闭循环水至开式水的入口门。
闭式冷却水系统投运投运前的准备和检查(1)确认闭式冷却水系统检修工作完毕,工作票已收回,安措已恢复。
合同编号:措施编号:1号机组锅炉整套启动调试措施编写:审核:江西电建热工研究院有限公司年月目录1.编制目的2.编制依据3.调试质量目标4.系统简介及主要设备技术规范5.锅炉整套启动试运阶段及调试项目6.整套启动前应备具条件7.调试工作程序8.调试步骤9.组织分工10.安全注意事项11.附录附录1. 锅炉整套启动前调试项目检查清单附录2. 锅炉整套启动前技术措施交底会记录附录3. 锅炉极冷态启动曲线附录4. 锅炉冷态启动曲线附录5. 锅炉温态启动曲线附录6. 锅炉热态启动曲线附录7. 锅炉极热态启动曲线1编制目的整套启动是机组调试试运的一个主要过程,关系到整个机组启动试运的安全、质量、工期等。
是对机组各项性能的一个综合检验,同时也是对机组前期分系统调试的全面检查、考核。
为了指导锅炉整套启动调试工作,保证机组的安全正常运行,制定本措施。
本措施根据现场具体情况提出试运阶段的启动程序方案、试验条件、要求、方法及注意事项等,经审批后执行。
2编制依据2.1 《火力发电建设工程启动试运及验收规程》(DL/T5437-2009)2.2 《电力建设施工及验收技术规范》锅炉机组篇(DL/T5047--95)2.3 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》(1996年版)2.4 《火电工程启动调试工作规定》(1996年版)2.5 《电力建设安全工作规程(第一部分:火力发电厂)》(DL5009.1--2002)2.6 《电力工业锅炉监察规程》2.7 《锅炉启动调试导则》(DL/T852--2004)2.8 《火电机组达标投产考核标准》(2004年版)2.9 华能《电力安全作业规(程热力和机械部分)》(2007.10.1试行)2.10 《燃煤锅炉燃烧调整试验方法》(1974年版)2.11 《电站煤粉锅炉炉膛防暴规程》(DL/T435-2004)2.12 《电力建设热力设备化学监督导则》(DL/T889-2004)2.13 《中华人民共和国工程建设标准强制性条文(电力工程部分)》(2006年版)2.14 设计图纸、设备说明书及电厂相关资料。
660MW超临界机组APS自启停控制
APS自启停控制是一种自动化控制系统,可用于控制660MW超临界机组的自动启动和
停止。
该系统使用电子设备和软件程序,具有灵活性和高效性。
该系统根据机组的运行状
态自动调节各系统的参数,以保证机组的安全、高效运行。
该系统主要包括以下几个组成部分:机组自动控制系统、燃烧控制系统、汽轮机控制
系统、锅炉控制系统、给水泵控制系统、排污泵控制系统和辅助设备控制系统。
机组自动控制系统是整个自启停控制系统的核心,其主要功能是监测机组启停过程中
的各项参数,如电气、机械和热力等参数,并将这些参数与机组运行过程中的安全限制值
进行比较,以确保机组的安全运行。
燃烧控制系统主要负责对燃烧器的燃烧过程进行控制,以确保燃烧的稳定性和安全性,并使燃烧产生的热能充分利用。
汽轮机控制系统主要控制汽轮机的转速和负荷,可控制发电机输出功率,以满足负荷
变化的需求。
锅炉控制系统主要控制锅炉内的温度和压力,以保证燃烧过程的稳定性和安全性,同
时控制出口烟气温度和流量,以减少烟气中的污染物排放。
给水泵控制系统主要负责对给水泵的启停和调节进行控制,以保证机组的良好供水。
660MW超超临界机组冷态启动过程优化1 设备概况1.1 主设备介绍某厂锅炉是由上海锅炉厂有限公司制造的超超临界参数变压运行螺旋管圈直流锅炉,单炉膛、一次中间再热、采用四角切圆燃烧方式,平衡通风、风冷式干排渣、露天布置燃煤锅炉、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。
汽轮机为上海汽轮机厂和西门子联合设计制造的超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、反动式、凝汽式E195型汽轮机,型号是N660-27/600/620。
1.2 进汽方式汽轮机采用全周进汽方式,高压缸进口设有两个高压主汽门、两个高压调整门和一个补汽阀,中压缸进口设有两个中压主汽门和两个中压调门,高、中压缸进汽均为切向进汽。
高、中压阀门均布置在汽缸两侧,阀门与汽缸直接连接,无导汽管。
蒸汽通过两只高压主汽门及高压调门进入单流的高压缸,从高压缸下部的一个排汽口进入再热器。
冷再蒸汽通过再热器加热后,通过两只中压主汽门及中压调门进入双流的中压缸,由中压外缸顶部的中低压连通管进入两个双流的低压缸。
汽轮机采用高中压缸联合启动方式冲转,冲转过程中需在500rpm进行暖机。
1.3 煤质特性锅炉设计煤种为淮南烟煤,校核煤种为淮南烟煤。
点火及助燃油为0号柴油。
1.4 制粉系统锅炉制粉系统为正压直吹式系统。
每台锅炉配置6台HP1003/Dny碗式中速磨,BMCR工况时5台磨煤机即可满足,1台备用。
每台磨煤机供布置于炉膛同一层四角的直流燃烧器,其最底层A层燃烧器配置有等离子点火装置。
系统配有2台动叶调节轴流式一次风机,2台密封风机。
1.5 给水回热系统给水回热系统分为低压加热系统、除氧器、高压加热系统。
低压加热系统采用五级加热,布置有5、6、7、8号低压加热器和一台轴封加热器。
机组设一套低温省煤器,7号低加出口的凝结水引至电除尘后、前的两级低温省煤器,加热后再引回6号低加前。
1、2、3号高加采用大旁路系统。
在1号高加出口给水管路上布置了一个外置式的蒸汽冷却器,三级抽汽先经过该冷却器降低过热度后再引至3号高加。
660MW超超临界机组启停调峰运行方式的优化分析1.引言近年来,新建火力发电机组多以超超临界机组为主,其中660MW超超临界机组具有装机容量大、效率高、排放低等优势,成为火力发电技术的代表。
随着能源消费的不断增长和电力市场的不断扩大,电网对于发电机组的启停调峰运行方式提出了更高的要求。
因此,对于660MW超超临界机组的启停调峰运行方式进行优化分析,对于保障电网的稳定运行、提高机组经济性和环保性具有重要意义。
660MW超超临界机组启停调峰运行方式通常包括四个阶段:启动阶段、静态调速阶段、动态调速阶段和停机阶段。
2.1 启动阶段660MW超超临界机组启动时,需要首先启动各个系统,包括水循环系统、排污系统、辅助系统等。
当机组泵送的水流达到一定流量时,机组开始进行燃烧,并逐渐增加负荷。
启动阶段主要包括:(1)预排风期。
在机组准备启动前,先启动引风机、排风机等设备,进行预排风,以清除炉膛内的待火气体,保证安全启动。
(2)引汽启动。
通过蒸汽发生器对机组进行补水,以获得所需的蒸汽流量和压力,然后启动汽轮机发电。
引汽启动的好处是可以在燃烧开始前进行引风补偿,避免因波动引起的剧烈波动。
2.2 静态调速阶段660MW超超临界机组进入静态调速阶段时,负荷逐步增加,而转速基本保持不变。
该阶段主要作用是通过调节机组出口阀门来控制燃烧量,以实现所需的功率输出和稳定性能。
静态调速阶段主要包括:(1)调速阀台阶调整。
通过调整机组出口阀门来控制机组的气流、烟气流量,以实现所需的功率输出。
(2)银丝调整。
通过调节银丝的长度,来调整出口压力和流量等参数。
(1)调整燃料油供应。
当机组运行在高负荷时,需要增加燃料油供应,来维持燃烧的稳定性。
(2)负荷控制器调整。
通过调节负荷控制器的输出信号,来实现机组的负荷调节。
该过程中,需要注意机组压力、流量、温度等参数的稳定性。
660MW超超临界机组停机时,需要逐步减小负荷,将机组停止发电。
该阶段主要包括:(1)调整燃料油供应。