330MW机组集控培训大纲

330MW机组集控运行培训大纲江苏华电扬州发电有限公司发电部2005年9月第一篇锅炉巡操一、规程1.第一篇之第一章之第一节、2.第一篇之第二章第一、二、三节；3.第二篇之第一、二、三章二、系统图图号02、03、☆04、☆05、☆06、07、08、☆11、12、14、16、17、18、☆19、20以及☆锅炉辅助用汽母管系统、☆锅炉侧闭冷水系统☆为重点掌握内容三、巡检按照《330MW机组集控岗位监盘及巡检工作的规定》执行。四、主要操作1.锅炉进水2.投切锅炉辅助用汽母管3.投切锅炉底部加热4.定期排污及扩容器上管道阀门操作5.炉疏水、取样、加药、空气门操作6.水压试验相关操作7.至脱硫、干灰闭冷水切换8.吹灰汽源切换9.燃油系统打循环、燃油系统蒸汽吹扫10.空压机、冷干机的启动与停止第二副值、公用副值一、规程1.第一篇之第一章2.第一篇之第二、三、四、五章汽水系统部分3.第三篇之二、四、六、七条二、图纸图号02、03、04、05、06、07以及锅炉辅助用汽母管系统、锅炉侧闭冷水系统三、主要操作1.锅炉进水2.锅炉冷、热态启动之升温升压3.锅炉冷、热态停止之降温降压4.各种工况下水位及汽温之调整5.大旁与主给水管路相互切换6.电泵与汽泵相互切换7.投切连扩四、监盘1．水位调整1.1画面上有三个差压式水位计信号，三个差压式水位计信号之间的偏差不应超过50mm。正常水位控制在±50mm。±100mm一值报警，±150mm二值报警。高一值联开事故放水#1门，高二值联开事故放水#2门（事故放水联锁投入）。±250mm延时5秒，MFT停炉（差压式水位计三取二）。1.2正常两台汽泵运行，电泵处于后备抢水状态。一台汽泵运行中跳闸，电泵抢水功能投入，电泵自启成功，以最大速率增速。另一台汽泵自动调节。MFT时，如电泵处于备运状态，跳泵能够自启、但不抢水位。汽泵转速投自动的前提是MEH系统投入锅炉自动。汽泵的负荷响应速度通过MEH系统中的升速率设定来实现，正常运行时速率为800r/min。1.3影响汽包水位的因素：1)锅炉负荷变化时，当外界负荷突然变化，将引起锅炉汽压变化，造成水位变化。当负荷骤变时，必须严密监视水位。只有给水量等于蒸发量水位才能保持稳定。2)燃料量和燃烧工况的变化，在外界负荷及给水量不变的情况下，当燃料量突然增加，水位暂时升高而后下降；燃料突减，水位暂时降低而后升高，此种情况以锅炉熄火后水位先低后高最为明显。3)给水压力变化，将使给水流量发生变化，从而破坏了给水量与蒸发量的平衡，引起水位变化。水压过低，则汽包进水困难，若给水压力低于省煤器进口压力，给水将无法进入汽包，会造成锅炉严重缺水。给水压力的大幅波动，还会造成减温水压的变化，使主汽温度的大幅波动，因此给水压力的稳定至关重要。4)锅炉受热面管损坏。5)给水自动失灵。1.4不同阶段汽包水位的控制：1)启动过程中对汽包水位的控制：当汽包水位上至一50mm(点火水位)时停止上水，打开省煤器再循环门。点火后随着锅炉压力的不断升高，水位开始有所下降，此时应根据汽包水位的变化及时上水。投切汽机旁路时动作要缓慢、平稳，防止水位波动。2)汽机冲转、并网、低负荷暖机时水位控制：汽机冲转前应将水位控制在一80mm左右，冲转过程中在过临界时汽机升速率由100r/min突增至300r/min以及在2950r/min进行阀切换时，都可能对水位造成一定影响，但实际并不明显。在汽轮机并网前，应将水位控制在一80mm左右，因为并网后会迅速开调门，带初始负荷（15MW）。冲转并网后，所需给水量开始逐渐增多，根据汽包水位、主汽压力的变化在保证合适的给水旁路调门开度的情况下及时加电泵转速，保证给水旁路调门前后有3-5Mpa的压差，给水旁路调门有较好的调节裕度。3)加负荷过程中水位的控制：为节约燃油，在条件满足的情况下应尽量提前启动制粉系统。目前一般在30MW启动磨煤机加负荷，在此阶段水位较难控制。主要由于（1）蒸汽流量、给水流量低，汽水循环比较薄弱。（2）制粉系统启动初期，煤粉着火不完全，燃烧不稳定。因此磨煤机要缓慢下煤，并且掌握好汽机开调门加负荷的时机、速率。4)主给水管路的调用。为减少主给水电动门前后压差，建议在100MW之内调用主给水管路。调管路前，降低给水泵转速，将给水旁路调整门开足，在开主给水电动门后期，当给水流量增加时，用电泵转速调节，保持给水与蒸汽流量平衡。在此过程中应派人至就地给水平台，确认主给水电动门打开，方可关闭旁路。由主给水调大旁时，同样将给水旁路调整门开足，在关主给水电动门后期，当给水流量降低时，用电泵转速调节，保持给水与蒸汽流量平衡。5)并泵：在150MW阶段必须完成电泵与1台汽泵的并列工作（应利用中速暖机首先将1台汽泵冲至3100r/min备用），在汽包水位及负荷稳定的情况下，将待并泵(假如A汽泵)的转速逐渐提高，使A汽泵的出口压力逐步接近于电泵的出口压力。继续增加汽泵转速，当给水流量增加，说明汽泵开始带负荷，此时可适当降低电泵转速以保持给水量不变。将两台泵给水量调平，投入自动。在180MW阶段应完成另1台汽泵的并列工作，将待并泵(假如B汽泵)的转速逐渐提高，使B汽泵的出口压力逐步接近于给水母管压力，继续增加B汽泵转速，当给水流量增加，说明B汽泵开始带负荷，此时应降低电泵转速，直至电泵不再带负荷，将两台汽泵给水量调平，投入自动。将电泵维持最低转速，待汽泵稳定运行半小时后，停止电泵，投入电泵联锁和抢水联锁。1.5.机组发生事故时汽包水位的控制：1)保持给水流量与蒸汽流量的平衡。在事故处理过程中有时需要给水流量瞬间过调，水位一旦有企稳趋势，立即保持给水流量与蒸汽流量的平衡。特别在事故处理水位手动调节过程中，一定注意不同负荷下对应蒸发量，给水流量与之相匹配，相应的给泵转速对应给水流量，大致的范围一定要牢记在心。200MW对应汽泵转速4100rpm左右，250MW对应4500rpm左右，280MW对应4750rpm左右，300MW对应4900rpm左右，330MW对应5100rpm左右。同时注意，两台泵的出力匹配，避免一台泵被闷，更引起流量的大幅变动。2)加强与燃烧盘的联系。事故处理过程中燃料量的大幅增减往往会造成水位急剧变化，尤其在一次风压大幅晃动时对水位影响更大3)掌握汽泵的调节特性。由于汽泵受汽源压力以及升速率的限制，转速变化没有电泵快，在事故处理时可直接在MEH画面通过“软手操”进行阀位增减。但无论何时，低调门开度不应超过80%，以避开空行程。1.6停机过程中水位控制：200MW时，应启动电泵备用，180MW时，并电泵，解列一台汽泵，120MW解列另一台汽泵，水位控制如启动时并泵。在100MW时，由主给水调大旁时，同样将给水旁路调整门开足，在关主给水电动门后期，当给水流量降低时，用电泵转速调节，保持给水与蒸汽流量平衡。这时尤其需要关注的不单是汽包水位，还有由于给水压力的变化导致减温水流量的大幅变化，防止汽温的大幅变化。汽水系统进行重大操作时，燃烧盘需要稳定燃烧，避免增加外扰，引起判断上的偏差。2．汽温调整2.1过热器系统设置有三级喷水减温，减温水来源为给泵出口母管。一级喷水减温器一个，设置在低温过热器至大屏过热器的连接管上，作为正常工况下汽温粗调用，过热蒸汽温度主要以一级喷水进行调节。三级喷水减温器数量2个，设置在后屏至高过的左、右交叉连接管上，作为正常工况下汽温微调用，用来维持过热蒸汽额定温度。二级喷水减温器数量2个，设置在全大屏至后屏左、右两个连接管上，正常工况下作为备用，根据锅炉运行情况可用来调节左右侧汽温偏差，防止后屏超温。一级减温器正常运行时其设定温度为460℃左右，二级减温器控制对象是各侧三级减温器前的汽温，根据300MW运行导则规定，正常运行时其设定温度为500℃左右，两个三级减温器控制对象是高过出口的主汽温，正常运行时其设定温度为540℃左右。2.2再热汽温的控制，虽然规程规定以火嘴摆角作为主要调整手段，但由于摆动火嘴，对炉内燃烧工况的影响实在太大，故而摆角正常运行时，一般固定在一定角度。两个微量喷水减温器起主要调节作用，壁式再热器进口管道上还设置事故喷水减温器，作为备用，减温水来源为给泵的中间抽头。两个微量喷水减温器，控制对象为各侧的高再出口汽温，正常运行时其设定温度为540℃左右，最大流量约40T。事故喷水减温器的控制对象也为高再出口汽温。其设定值随微量喷水减温器的设定值变化而自动变化，比后者高5℃。当喷水调阀指令大于4%时，打开喷水截止阀。喷水阀指令小于2%时，关闭喷水截止阀。2.3锅炉运行中，主再热蒸汽温度控制在540士5℃，两侧汽温偏差＜10℃，。当负荷变化、吹灰、启、停磨煤机、给水旁路切换、给水压力大幅变动，切除高加时,，都应加强监视主蒸汽温度和再热汽温度。汽机高压加热器投入和停用时，给水温度变化较大，应适当调整燃烧量，及时调整减温水量，维持控制过热蒸汽温度在规定范围内。当锅炉发生MFT或事故情况下，减温水调整阀和隔绝阀将接受超驰关闭指令强行关闭，待机组运行正常后进入正常控制状态。2.4在机组启停过程中，对汽温的变化速率都有严格的要求，启动时要求升温速率1.5～2.0℃/Min，并要保持主汽温度过热度≥56℃，且比机高压缸第一级金属温度高50—100℃。注意汽包上下壁温差＜56℃，内、外壁温差＜28℃，滑参数停机时应注意温降≤1℃/min，主蒸汽过热度≥56℃，主、再汽温度偏差≤28℃，汽包任两测点间的温差≤32℃；在滑停过程中，主、再热蒸汽温度骤降，10分钟内下降幅度超过50℃应立即停机。汽缸金属温度急剧下降超过50℃也应故障停机。2.5主汽压高，过热器出口ERV阀首先动作，动作值18.07Mpa；再热器压高，再热器进口安全门第一个动作压力为4.07Mpa；凝汽器真空低到-87kpa将报警并联启备用真空泵，如继续下降，必须快减负荷以维持-87kpa的真空，低至-81kpa将跳机。2.6连排分为两路，一路直通定排扩容器（启动初期用）一路进连排扩容器，回收部分热量和工质。然后再排到定排扩容器。有连排流量调整门，和连扩压力调整门，以及连扩水位调整门，根据实际情况进行相应调整。根据水质情况，调整连排流量和定排次数。定排系统还可用作汽包水位在紧急状况下的辅助调整手段。2.7炉疏水主要有环形集箱疏水（5%旁路疏水）、顶棚疏水、壁再疏水、省煤器疏水、给水母管疏水在启停过程中需要用到。尤其5%旁路疏水，在锅炉启动初期，起到调整汽温汽压匹配和缩短启动时间的作用。5%旁路疏水有两个去处一去定排扩容器，一去机高加疏扩，回收工质。定排扩容器的水排向机组排水槽，为防止排水温度过高，设置有工业水减温。排水量大时，要适当开大减温水。2.8汽水系统的最高处省煤器出口至锅筒连接管、饱和蒸汽连接管、旁路管、低过至大屏、大屏至后屏、后屏至高过连接管、壁再至中再连接管均设有DN20放空气管路。2.9温度控制温度测点是锅炉在启停、运行时对蒸汽温度和管子金属壁温进行监视和保护的重要手段。过热器壁温控制：低过出口495℃，大屏出口505℃，后屏出口555℃，高过出口580℃。再热器壁温控制：中再出口545℃，高再出口580℃。3.0主、再热蒸汽参数1）项目单位额定正常运行最大非正常运行条件停机最大极限主汽压力MPa16.6717.521.7超过极限值再热汽压力MPa3.213.59主汽温度℃538545550565超过极限值或在最大值运行超过15分钟再热汽温度℃538545550565主、再汽温差℃2842超过42主（再）两侧汽温差℃144242运行15分钟或超过422）主、再热汽温下降至495℃，机组带额定负荷，若汽温继续下降，联系单元长或值长采取滑压运行，汽温每下降１℃降负荷10MW，开启汽机本体疏水，并保持蒸汽过热度不小于150℃。汽温下降与机组负荷对照见表汽温℃495490485480475470465465以下负荷MW300250200150100500停机3）主、再热汽温下降，在10分钟内下降50℃以上，汇报单元长或值长，脱扣停机单元长、主值、第一副值一、规程、图纸全部内容二、