仿真机培训内容

1、华能海口电厂主机概况介绍华能海口电厂主机概况介绍 一、锅炉系统概述 l锅炉型号为HG1018/18.6YM23型，系由哈尔滨锅炉厂生产制造的引进亚临 界、一次中间再热、自然循环汽包炉。锅炉采用：单炉膛、平衡通风、四角 切圆燃烧器，冷一次风正压直吹式制粉系统、刮板式捞渣机连续固态排渣， 全钢构架悬吊结构,露天布置。 l锅炉呈型布置，炉膛四周布满水冷壁，炉膛截面尺寸为 1404812468mm(宽深)。壁式再热器布置于上炉膛前墙和两侧墙的水冷壁 管处。炉膛上部布置有分隔屏过热器和前屏过热器，炉膛出口处布置后屏再 热器和末级再热器。在水平烟道布置了末级过热器。尾部竖井烟道布置低温 过热器和省煤器。炉

2、顶、水平烟道两侧，转向室及尾部竖井周围均由膜式低 温过热器管包覆。炉后布置两台容克式三分仓回转式空气预热器。锅炉总体 布置见图1-1。 l锅炉汽包位于炉前上方，内径为1778mm、壁厚190mm，汽包材质为SA-299， 汽包内部布置有84只直径为254mm轴流式旋风分离器作为一次分离元件， 二次分离元件波形板分离器，三次分离元件为顶部立式百叶窗分离器。锅炉 采用四根55952mm大口径集中下降管，由下降管底端的分配集箱接出74 根15918mm的分散引入管，进入27345mm水冷壁下集箱。炉膛水冷 壁为全焊式膜式水冷壁，采用63.57mm和769mm的内螺纹管和光管， 共668根。为了保证亚

3、临界压力锅炉水循环可靠性，根据几何特性和受热特性 将水冷壁划为28个回路，前后墙各6个回路，两侧墙各8个回路。过热器由顶 棚管和包墙管、低温过热器、分隔屏过热器、后屏过热器及末级过热器组成。 再热器由壁式再热器、前屏再热器和末级再热器组成。过热器采用二级三点 喷水调温，再热器调温方式采用摆动燃烧器调温，并配有事故喷水减温器。 省煤器单级布置，位于尾部烟道低温过热器的下方。 l本锅炉为燃用烟煤的固态排渣煤粉炉，直流式煤粉燃烧器四角布置，采用切 圆燃烧方式，由于下排燃烧器采用等离子点火装置，除下排燃烧器为固定外， 其他层燃烧器为摆动式，二次风也跟随一起摆动。根据设计煤种和校核煤种 的特点，采用有成

4、熟经验的百叶窗式水平浓淡燃烧器，燃烧器出口处设有带 波纹形的稳燃钝体，在设计中充分考虑燃煤的着火、稳燃、燃尽和结渣特性。 l锅炉采用中速磨正压直吹系统；每台炉配5台中速磨煤机。燃烧设计煤种时， 4台运行，1台备用；燃烧校核煤种时，5台磨运行。设计煤粉细度R90为20 22%。MPS190中速磨煤机相对应，每台磨配备一台电子称重皮带式给煤机。 炉膛下部冷灰斗设置了一台连续运行的水浸式刮板捞渣机，两台三分仓容克 式空预器布置在尾部竖井烟道的下部。 l锅炉设有膨胀中心，炉顶采用大罩壳密封结构，炉墙为敷管式，表面设置铝 合金梯形波纹金属外护板，厚度为1mm。 l每台炉配置两台50%容量的静叶可调轴流式

5、吸风机，两台50%容量的动叶可 调轴流式送风机，两台50%容量的离心式一次风机，两台100%容量的密封风 机，两台双室四电场电除尘器，两台炉公用一个烟囱，高度为210米，出口直 径为7米。 l每台炉配有90台蒸汽吹灰器，其中长吹灰器30台，短吹灰器60台。炉膛布置 74台蒸汽吹灰器，水平烟道布置16台蒸汽吹灰器，另外在每台空预器上还设 置了两台脉冲吹灰器。 l机组热控系统采用上海新华控制工程公司引进德国西门子技术生产的分散集 中控制系统(DCS)，该系统功能包括：炉膛安全监控系统(FSSS)、模拟量控 制系统(MCS)、顺序控制系统(SCS)、数据采集系统(DAS)。运行人员通过 CRT（操作

6、员站）和大屏幕显示器对机组运行过程进行操作和监视。 二 、汽机系统概述 l结构简介 l高、中压汽缸分缸，通流部分反向布置，且为双层缸。低压汽缸为双排汽，对称 结构。 低压外缸两端各设有喷水减温装置，其顶部装有两只安全膜。 l高、中、低压转子均为整段转子，全部采用刚性联轴器联接。 l高压转子有一个单列调节级和10个压力级；中压转子有12个压力级；低压转子有 25个压力级。 l高压缸进汽分别从汽缸两侧进入。甲高压主汽门控制#1、#3高压调速汽门；乙高 压主汽门控制#2、#4高压调速汽门。各汽门由各自独立的单侧油动机控制。中压 缸进汽由两组联合汽门控制，每组联合汽门包括一只中压主汽门和一只中压调速

7、汽门，分别装在中压汽缸两侧，各汽门同样由各自独立的单侧油动机控制。 l汽缸死点和膨胀 l高、中压缸轴向膨胀死点设在中压缸后轴承箱上，当缸体受热时，中压缸由死点 向机头方向膨胀，同时通过左右两侧联接高、中压缸的推拉杆推动高压缸向前滑 动；低压外缸的绝对膨胀以汽机侧排汽口横销为死点向发电机侧膨胀，低压内缸 以凝汽器中心线为死点向前、后膨胀。 l转子死点和膨胀 l推力轴承设在#2轴承箱内，由两根推拉杆将推力轴承与高压外缸刚性联接，可随 同高压缸一起膨胀移动。整根汽轮发电机转子以推力盘为死点，分别向前、后膨 胀。 l热力系统 l锅炉来的新蒸汽经双单双的主蒸汽管道，通过左右高压汽门，由四根导汽管 送入高

8、压缸作功，作功后的蒸汽由二根排汽管合成一根去再热器。再热后的蒸汽 同样以双单双 l管道方式进入左右中压联合汽门，经二根导汽管依次通过中压缸、低压缸作 功，然后引入凝汽器。凝结水由凝结水泵升压，经精处理装置、轴封冷却器 和四台低压加热器进入除氧器，除氧后的水由给水泵进一步增压，并经两台 高压加热器和一台外置式蒸汽冷却器送至锅炉。 l保安系统 l危急保安系统包括OPC电磁阀、AST电磁阀、隔膜阀、机械危急保安系统等。 OPC电磁阀为2只并联结构，当OPC电磁阀带电时，OPC安全油泄去，紧急 关闭调节汽门。AST电磁阀为四只串、并联结构，当AST电磁阀失电时，AST 安全油泄去，同时泄去OPC安全油

9、，关闭所有阀门，停机。隔膜阀是高压安 全油与低压安全油的纽带，低压安全油失去时，通过隔膜阀泄去AST安全油， 紧急关闭阀门，停机。 lDEH系统 l调节系统为上海新华控制工程有限公司生产的DEH电液调节系统。该系统采 用CRT软操作，能独立完成汽机本体的机械测量、调节控制、压力控制和安 全保护，实现从盘车到并网的转速控制、加减负荷或负荷变化时的负荷控制， 并能进行频率调节和负荷限制。 l计算机控制硬件部分包括：基本控制柜、ATC控制柜、端子柜、一个操作员站、 一个工程师站及打印机等。后备软手操盘放在DCS操作员站上通过硬接线直 接连到阀门控制卡。手动/自动之间的切换是无扰的。 lEH液压系统包

10、括供油系统、油管路、油动机、危急保安系统组成。油动机采 用单侧进油方式。高压主汽门和中压主汽门，当安全油建立时自动打开，安 全油泄去时紧急关闭。调门油动机由DEH VCC卡精确地控制，从而达到控制 机组转速、负荷、压力等的目的。 l旁路系统 l旁路系统为西门子电站自动化有限公司（南京）的产品，选用二级串联装置。 高旁容量为70%，低旁容量为265%，控制装置为上海新华控制工程有限公 司的XDPS，能实现综合性调节控制、顺序控制和数据采集功能；执行机构采 用电液执行系统，能适应大提升力和快速动作要求；液压油由EH油站供应。 三、电气系统概述三、电气系统概述 l电气系统概述电气系统概述 l四期工程

11、共装设两台330MW凝汽式燃煤单元制汽轮发电机组，是海南电网主 力机组，最高电压等级为220kV，220KV配电装置采用全封闭组合双母线接线 方式，共有3回220kV出线，另外还装设有一台起动备用变压器作为机组的起 动和备用电源。升压站配置有两套完全独立的220V蓄电池组和三台高频直流 电源以及两套220V交流不停电电源给220KV配电装置提供控制、操作电源并 配置有NCS控制系统，运行人员由两台操作员站完成对升压站断路器、隔离 开关的远方操作监视、电量计量及与调度通讯。 l发变组单元有发电机、主变、高厂变和励磁变，发电机采用北京北重汽轮电 机有限责任公司生产的QFSN-330-2型汽轮发电机

12、组，定子绕组共有54槽，采 用双星形接线，发电机出口电压为20KV，定子引出线采用全连式自冷离相封 闭母线与主变压器、厂用变压器、励磁变及电压互感器相连,发电机中性点经 干式变压器接地以减小接地电流，封闭母线采用微正压装置充入干燥空气防 止绝缘受潮。发电机定子线圈和引出线采用水冷却，发电机转子线圈、定子 铁芯及其它部件采用氢气冷却，发电机配置有4组氢气冷却器，并配置有冷凝 式氢气干燥装置和氢气泄漏检测装置。主变采用保定天威SFP-400000/220型 强迫油循环风冷变压器，高厂变采用保定天威SFF-45000/20型自然循环风冷 双分裂变压器，励磁变采用金盘变压器厂生产的 ZSCB9-320

13、0/20型干式变压 器。 l发电机励磁方式采用机端自并励方式，发电机启动时由厂 用交流电源经隔离整流成直流电源启励，发电机电压达到 30%额定电压后，断开启励接触器，由励磁变降压，经南 京南瑞公司提供的三台静止可控硅整流柜以及SAVR-2000 型励磁调节器调节整流，通过单极磁场开关经发电机碳刷 向发电机转子提供励磁电流。发电机灭磁方式为半导体可 控硅灭磁方式，当发电机停机时磁场开关断开后半导体可 控硅导通，转子的剩余能量经过可控硅和电阻放电，当转 子电压大于1200V时可控硅也会自动导通向电阻放电进行 灭磁，从而防止发电机转子受到过电压的威胁达到保护发 电机的目的。 l两台机组设一台容量为4

14、5/2828MVA的有载调压型起动/ 备用变压器，电源由本期220kV屋内配电装置母线引接。 起动/备用变压器低压侧直接接入工作段的备用进线间隔。 l本期#8机组采用发电机变压器组单元接线方式接入 220kV系统，220kV侧为中性点直接接地系统，但根据系 统运行要求可以不接地运行。#8机组设1台容量为45/28 28MVA的 l分裂变压器作为高厂变，分别设A、B两个6kV工作段。机组对应 的厂用负荷分接于两段，电源由工作变的两个分支引接。每台机 组6kV工作段设汽机变、锅炉变、除尘变各两台。8、9两台 机组设公用变、照明检修变、输煤变、除灰变、脱硫变、化水变、 码头变、碎煤机各两台。其中所有

15、公用负荷的A电源均设置在#8 机工作母线上，所有公用负荷的B电源均设置在#9机工作母线上。 9机组竣工前的过渡时期，暂将将公用负荷的B电源接在#8机A、 B工作母线上，待#9机竣工后再转接。 l6KV高压厂用系统正常运行时由发电机出口20KV系统通过高厂 变降压供电，机组启动或停机时由220kV经#04起动备用变压器 降压供电，两路电源之间装设有厂用电源快速切换装置，保证机 组在事故情况下将6kV厂用电源快速切换到备用电源，最大限度 的保证主要高低压辅机可靠供电。 l6kV厂用电系统采用低电阻接地方式，400V低压厂用电源系统中 性点直接接地系统。 l每台单元机组还配置有一台柴油发电机组，保证

16、单元机组在事故 情况下对一些重要辅助机械和重要电源的连续供电，确保机组安 全停机。另外每台机组配置有两套完全独立的220V蓄电池组和 三台高频直流电源以及一套220V交流不停电电源，从而保证机 组控制系统和保安系统的连续供电。 机组的启动及升负荷过程机组的启动及升负荷过程 l联系化学投运除盐水系统，并将闭式水箱、凝结水贮水箱、真空泵汽水分离箱、 发电机定子冷却水箱补至正常位置； l柴油发电机启动试验正常，厂用电送电；机炉就地系统进行检查，阀门放到启动 前状态（包括DCS系统的检查）； l投入循环水系统，启动一台循环泵，另一台投入备用； l投入开式冷却水系统； l投入闭冷却水系统； l投入仪表用

17、压缩空气系统，检查气压正常； l辅主设备各连锁、保护试验合格，并已投入； l启动EH油泵，并投入EH油泵联锁，进行油循环，油温大于35； l投入辅助蒸汽系统，开启辅汽联络门，检查辅汽联箱压力不小于1.1MPa温度约为 300； l投入主机润滑油系统，启动交流润滑油泵及排烟风机，检查油压、轴承回油及主 油箱油位正常； l检查密封油箱油位正常投入密封油系统，检查油氢差压正常发电机充氢，检查氢 气纯度、压力、油氢差压正常，氢气纯度不小于98%，压力0.30MPa； l启动A、C顶轴油泵，顶轴油压正常，投入主机电动盘车，检查盘车电流、大轴偏 心正常，无摩擦声（投入顶轴油泵联锁及盘车联锁即可）； l投运

18、发电机定子冷却水系统，定子水箱水位； l启动凝结水输送泵，进行凝汽器冲洗合格后，补水正常，启动凝结水系 统低加水侧通水，冲洗合格后向除氧器上水，各门投入自动运行；同时 检查投运后缸喷水及各疏水扩容器减温水自动。向除氧器上水正常投入 如辅汽加热维持压力不超过0.147MPa，同时进行暖泵；高加水侧投入， 开启给水旁路调门进行锅炉上水；水位正常后投入炉底部加热； l启动真空泵，投入轴封蒸汽系统调整轴封压力0.062-0.092MPa，低压轴 封供汽温度120-200，凝汽器真空达-93kpa时停止一台真空泵运行； l投入送风机、磨煤机、空气预热器等转动机械油系统；投入炉前燃油系 统运行，就地阀门位

19、置放好，保持油压2.94MPa，油温25； l启动两台空预器、引、送风机，总风量30-40%MCR； l启动火检冷却风机，母管压力大于5.5Kpa，火检冷却风机与炉膛差压大 于2Kpa； l投入烟温探针、火检、工业电视、油枪冷却风； l关闭过热器电磁泄压阀前隔离阀，控制开关置“手动”； l点火前检查确认下降管反冲洗，下集箱手动放水一二次门、炉底部加热 一二次来汽门关闭严密； lOA层油枪对角点火，30分钟后进行切换，水循环正常后适当增投 油枪； l切换FSSS的保护为等离子运行模式，对等离子点火装置进行检查， 确认具备点火条件，等离子点火装置电源投入，压缩空气系统启 动且压力正常，冷却水系统启

20、动且压力正常当A磨热风管温度上升 到177时进行第一台制粉系统的启动； l机本体和蒸汽管道疏水系统、主汽疏水联锁及抽汽疏水联锁投入， 投入旁路系统及自动；点火、升温升压过程中的注意事项： l1)、汽包压力0.2MPa关闭各空气门、0.4MPa关闭各疏水门； l2)、汽包压力0.2-0.3MPa冲洗就地水位计及热工仪表管路； l3)、汽包压力0.5MPa热紧螺丝； l4)、根据汽水品质调整连排进行洗硅，尽快使汽水品质合格； l5)、主汽流量100t/h严格控制高温再热器出口烟温81KPa； l3)、DEH上点击“挂闸”，则“挂闸”灯亮，检查高中压主汽门缓慢全开，确认 高压缸排汽逆止阀旁路阀开启，

21、高压缸抽真空阀在关闭位置，并注意汽机转速的 变化。进行主机ETS试验及各跳闸阀按钮试验并合格； l4)、进入进入DEH控制画面按下“中调门控制”按钮，点击“目标值”设定目标 转速1000rpm，点击“升速率”设定升速率为100r/min，点击“进行”则“进行” 键灯亮，“保持”灯灭，注意中调门慢慢开启进行升速，当实际转速大于 140rpm时检查盘车装置应自动脱扣，否则应立即打闸停机待故障消除后重新冲 转； l5)、若机组需要进行摩擦检查时，应在机组转速达500rpm时停止升速，迅速切 断汽轮机进汽，在5min内进行摩擦检查，仔细倾听汽轮机内部的声音，确认通 流部分无摩擦声，各轴承回油正常后可立

22、即向1000rpm升速，否则转速升至 600rpm时可闭锁停留，点击“保持”键“进行”灯灭、“保持”灯亮，对机组 进行全面检查； l6)检查一切正常后，点击“进行”键，当转速1000rpm时“进行”灯灭，保持该 转速进行暖机及检查。当高压外缸下法兰金属温度190时检查高排逆止门旁 路阀应自动关闭，高压缸抽真空阀自动开启，高排逆止门强制关闭，确认高压缸 处于真空状态，当高压外缸下法兰金属温度190时暖机结束，点击“目标值” 设定目标转速3000rpm，点击“进行”键，继续升速； l7)当中压内缸上法兰中壁温度150时升速率为100r/min；当中压内缸 上法兰中壁温度150时升速率为500r/m

23、in； l8)当转速达1050rpm时检查高压主汽门应自动关闭，复查高排逆止门旁 路阀、高压缸抽真空阀自动开启，高压缸排汽压力 1.7Mpa； l9)升速期间应按规定项目进行全面检查，并重点检查各瓦轴振动变化情 况（在转速0.180mm时机组应自动跳 闸），机组转速2900rpm后由于振动保护退出，应严密监视汽机轴振 动0.13mm； l10)汽机转速3000rpm下停留20分钟进行暖机，并对汽轮机进行全面检 查；机组自动准同期并网（应先把发变组就地放到热备用位置，并网操 作见操作票）； l机组并网后，DEH自动给出阀位指令，机组负荷自动以升负荷率 6MW/min升至最低负荷7MW。机组并网后

24、，应立即将负荷限制设到 340MW；发电机并网后的检查： l1)、对发变组一二次系统进行全面检查； l2）、发电机升负荷过程中要及时进行无功的调整； l3）、对发变组各参数进行检查核对，如温度、氢压等； l4）、并网后通知化学24小时内化验主油箱油品质；并网后通过DEH中 压调门开度进行升负荷，升负荷率2-3MW/min，目标值30MW，点击 “进行”，机组开始升负荷，低旁逐渐关闭且再热器出口压力应维持在 1.5Mpa；根据低加疏水箱水位及时启动一台低加疏水泵运行,检查其工 作正常，投入低加疏水箱水位调节自动，投入另一台低加疏水泵“联 锁”； l高、中压缸负荷切换：切缸前应汇报值长,维持主汽温

25、度、主汽压力稳定： lA)切换条件；1)机组并网，负荷大于10；2)变送器正常；3)高旁流量大 于高压缸流量，且大于高压缸最小冷却流量；4)主汽温度与汽缸温度相匹 配； lB)检查高压缸切换条件满足，高压缸允许切换光标亮，高、中压缸切换 自动进行，检查高压主汽门重新开启，抽真空阀自动关闭，高排逆止门 自由释放，高压缸自动投入运行，此时负荷指令自动闭锁； lC)切缸时高、低旁应在自动方式运行,低旁应逐渐关小至全关，切缸后当 高压旁路完全关闭后，检查旁路转入跟随方式； lD)如果由于测点故障或变送器等原因高压缸不能自动切换，但高缸开度、 流量等满足、主汽温度在切缸曲线范围内，“切换允许”灯亮可手动

26、按 下DEH盘上“高缸控制”按钮进行高压缸切换； lE)切缸时注意高压主汽门缓慢开启,真空疏水门 l自动关闭,当高排压力超过再热器压力时高排逆止门自由释放,高压缸自动 投入运行，此时注意高压缸排汽口金属温度的变化 lF)高压缸投运后机组负荷约为30MW左右，高压缸排汽口金属温度应 390，如高压缸排汽口金属温度过高,应适当增加机组负荷或者降低再 热器压力以增加蒸汽流量，以防高排温度高汽机跳闸； lG)若汽温条件不满足，应进行汽温调整，必要时请示总工进行手动切缸； lH)切缸结束后负荷大约45-50MW，低负荷暖机30min，以稳定高压缸温 度； l高中压缸切换完后启动第二台磨煤机； l当高压缸

27、金属温度220时设定目标负荷100MW、升负荷率为2MW/MIN,按下 “进行”键，“保持”灯灭，“进行” 灯亮，机组开始升负荷。 l当高压旁路完全关闭后，检查高旁转入跟随方式，同时将高旁温度设定至330； l当机组负荷15%额定负荷，五段抽汽压力达0.147MPa时，五段抽汽电动门自动 开启，除氧器汽源自动由辅汽切至五抽供； l机组负荷升至22%(60-70MW)期间的操作:检查汽机主、再热蒸汽管道疏水门关闭； l检查汽机本体疏水阀及抽汽管道疏水阀自动关闭； l投入高加汽侧运行,注意给水温度及给水流量的变化,高加投入正常后关闭抽汽管道 疏水门； l检查低压缸后缸喷水调节阀自动关闭,注意排汽温

28、度。 l1)当机组负荷大于100MW，空预器出口烟温大于120，锅炉燃烧稳定，可投用 电除尘； l2)检查冷再压力大于1.3MPa，温度大于320时，高压辅汽联箱倒至由再热冷段 供汽； l3)根据机组情况投入汽机跟随控制方式； l4)机组负荷100MW时手动进行30%给水管路至主给水管路切换。切换完后汽包 水位稳定可投入三冲量水位自动； l5)复归RB，根据负荷要求启动第三台磨煤机。 l1)当机组负荷达130-150MW左右时启动第二台电泵运行，在并泵时 要注意调整汽包水位、给水母管压力稳定； l2)当机组负荷达40%额定负荷以上，且锅炉、汽机运行工况稳定时， 可进行6kV厂用电源切换操作。负

29、荷升至165MW后维持该负荷运行 30分钟； l满足下列条件时，允许停用全部油枪，并使炉前燃油系统处于热备用 状态：1)机组负荷180MW； l2)三台及以上磨煤机投运且磨煤机总出力大于75t/h； l3)锅炉燃烧稳定； l1)机组负荷75%，燃烧稳定时，可对锅炉进行全面吹灰； l2)机组负荷达170MW时，联系热控投入CCS协调及RB控制系统； l3)根据负荷需要启动第四台磨煤机。 l机组负荷至270MW时，改定压运行； l负荷加至300MW时为防止机组超负荷或汽压超限，应稳定运行10 15分钟，再升至额定负荷330MW(时间不少于50分钟)； l机组升负荷中注意事项： l1)主、再蒸汽温度

30、变化率、升负荷率必须严格按照机组启动曲线 执行； l2)启动过程中，当高压内缸上法兰中壁温度30%； 炉膛负压正常； 汽包水位正常：汽包水位无高高或低低跳闸时，水位正常； 两台空预器运行； 所有火检无火； 泄漏试验完成； 确认以上条件均满足后，在CRT上按下吹扫按 钮后自动进行下列步序： 吹扫进行指示灯亮，同时吹扫计时进行并显示。 吹扫时间内部设定为5分钟。 如果在吹扫进行时间内，任一吹扫条件不满足， 吹扫允许、吹扫进行指示灯熄灭，吹扫中断指 示灯亮，吹扫不成功。 重新满足吹扫条件后，重复上述步骤，吹扫过 程结束，吹扫完成指示灯亮并保持。 只有当下次MFT情况发生时，自动复位吹扫完 成信号。

31、（三）、油泄漏试验（三）、油泄漏试验 l进行燃油母管泄露试验应具备下列条件： lMFT跳闸存在； lOFT跳闸存在； l油母管跳闸阀关； l所有油枪油阀关； l回油关断电磁阀关； l油温正常。 l以上条件满足后在CRT“FSSS操作画面”画面上，按 下燃油系统泄露试验按钮，油系统泄露试验按照下列 程序进行： l7.11.5.3.1燃油泄漏试验步骤 l在燃油泄漏试验许可条件下，操作员按下 开始按钮； l开进回油阀，充油60S； l关回油阀30S，关断阀前压力是否正常； l关进油阀，憋压300S，关断阀前后差压是否正常；如 正常则发合格信号，如不正常，则发失败信号。 l7.11.5.4 在进行油系

32、统泄露试验时要注意现场就地的 检查，若发现油枪向炉内漏油、油系统有明显的泄露 点或试验中油压大幅度变化，应立即终止试验，并解 列油系统联系检修处理。 （四）、锅炉（四）、锅炉OFT（油燃料跳闸）（油燃料跳闸） 保护保护 1、 出现下列情况之一OFT动作： l手动OFT跳闸； l燃油压力低低跳闸（2MPa）； l燃油快关阀关闭； lMFT动作。 l当上述条件不存在时，在油角阀全关情况下，打开燃油快关阀， 系统自动复位此OFT信号。 2 、OFT动作后迅速关闭燃油跳闸阀和所有油枪油阀，打开回油阀和 炉前燃油再循环阀，退出点火枪，显示并保持引起OFT动作的 “首出”原因。 3 、OFT动作后的联动设

33、备： l关燃油跳闸阀； l关所有油枪油阀； l开回油调节阀及回油关断电磁阀； （五）、（五）、RB功能功能 l1、当机组负荷50%，机组协调方式不论在自动还 是在手动，出现下列条件之一时RB动作： l2、原因：当机组负荷50%发生下列情况之一时， 机组将快速减负荷： l任一台吸风机跳闸，机组负荷55%时。 l任一台送风机跳闸，机组负荷60%时。 l任一台一次风机跳闸，机组负荷65%时。 l一台给水泵跳闸备用泵未联动且机组负荷50%时。 l一台磨煤机跳闸时，油枪不投入。 l2、 RB动作后执行下列功能： l1）、 RB快速切除磨煤机完成粗调 lRB发生时,A磨或B磨运行投下层油；如果下层油启动不

34、成功，则 投中层油。RB发生时，A、B磨未运行投中层油；如果中层油启 动不成功，则投下层油。 l大于二台磨运行，按E、D、C磨顺序切除，间隔6秒。 l一次风机RB，大于二台磨运行，按E、D、C磨顺序切除，间隔3 秒。 l磨煤机运行中跳闸，按上述原则投油。CCS判断是否产生磨煤机 RB，不是，其它给煤机自动提速，确保燃料平衡；如果是，处 于自动工况的给煤机提高到最大出力，尽量减少燃料量失衡，30 秒后维持最大可能出力。 l2）、 细调由CCS完成 lRB过程根据负荷与燃料量关系快速减负荷，协调系统自动识别 机组的负荷区间及实发功率下降速率，当实际负荷达到RB目标 值或下降速率小于3MW/min，

35、RB过程结束。 l3 ）、利用RB接口实现快速降负荷 lRB过程的主要手段是快速切除燃料，避免汽温下降幅度过大， 利用RB接口缩短RB过程时间，提高汽温控制品质。 l4）、 内部协调 lRB过程中切除燃料的同时，通过前馈作用使引风机静叶相应减 小（幅度与切除燃料量成比例）：如果是一台送风机在运行中跳 闸产生RB工况时，则对引风机控制进行相应比例前馈，以减小 炉膛压力波动幅度。（如果一台引风机在运行中跳闸，而对应的 送风机不联跳；产生RB工况时，则对送风机控制进行相应比例 前馈） l5）、 给水泵RB l电泵自动抢水功能（抢水联锁投入时才能实现）。 l二台电泵运行，一台运行中跳闸，备运泵自启动成

36、功，从初始位 以最大速率增速，增速最大时间为30秒。勺管目标值为原二台运 行泵平均位置，备运泵增速受增速时间和原运行泵平均位置限制。 MFT后，如电泵处于备运状态，跳泵能够自启、但不抢水位，水 位由运行控制。 l二台泵运行，一台跳闸，备用泵自动启动不成功；负荷大于 170MW，产生RB，目标值160MW。 l二台泵运行，一台跳闸，处于自动工况下的泵将快速增速，以求 总给水量不变。当水位低于-80mm、同时水位下降率大于 80mm/min，转速指令减闭锁。泵的高限转速为5850rpm，平衡 算法自动消除调节死区。 l6）、 RB跳磨煤机 lRB功能要求切磨和投油原则（保留相邻的两层磨运行并投运相

37、邻的油层助 燃），具体的动作情况如下： lA、B、C、D磨运行时，投A层油枪，切除D磨，延时6秒后切除C磨；如果 是一次风机RB，切磨的间隔时间为3秒。 lB、C、D、E磨运行时投C层油枪，切除B磨，延时6秒后切除C磨；如果是 一次风机RB，切磨的间隔时间为3秒。 lA、C、D、E磨运行时，投C层油枪，切除A磨，延时6秒后切除C磨；如果 是一次风机RB，切磨的间隔时间为3秒。 lA、B、D、E磨运行时，投A层油枪，根除E磨，延时6秒后切除D磨；如果 是一次风机RB，切磨的间隔时间为3秒。 lA、B、C、E磨运行时，投A层油枪，切除E磨，延时6秒后切除C磨；如果 是一次风机RB，切磨的间隔时间为

38、3秒。 lA、D、E磨运行时，投C层油枪，切除A磨。 lA、C、D磨运行时，投C层油枪，切除A磨。 lB、D、E磨运行时，投C层油枪，切除B磨。 lA、B、C磨运行时，投A层油枪，切除C磨。 lC、D、E磨运行时，投C层油枪，切除C磨。 lA、B、D磨运行时，投A层油枪，切除D磨。 lB、C、D磨运行时，投B层油枪，切除D磨。 lA、B、E磨运行时，投A层油枪，切除E磨。 lA、C、E磨运行时，投A层油枪，切除E磨。 lB、C、E磨运行时，投B层油枪，切除E磨。 lFSSS系统接收CCS系统发出的RB动作信号， 共分为两个。其中送风机、引风机和给水泵跳 闸发出一个RB1信号，一次风机跳闸发出一

39、个 RB2信号。 lFSSS系统快速根据上述原则切除运行中的磨 煤机，对燃烧系统进行粗调。RB动作后，系 统仅保留两台磨煤机运行。 （六）、自然通风请求（六）、自然通风请求 l锅炉MFT跳闸后5分钟内，如果两台送风机或 引风机全停，系统发5分钟的自然通风请求信 号，要求SCS系统相应打开风烟系统通道内的 档板，尽最大可能保持自然通风状态，减小由 于锅炉突然MFT引起炉膛内可燃物聚集爆炸的 可能性。 （八）、投油允许条件（八）、投油允许条件 l投油允许条件在锅炉运行的任何时候都必须满足，便 于紧急情况时投油助燃。 l条件如下： l燃油压力合适(不低) l火检冷却风压正常 l无OFT跳闸信号 l总

40、风量30% l燃油快关阀开 l吹扫完成 (九九)、投煤允许条件、投煤允许条件 l投煤允许条件是锅炉投煤燃烧的总体条件，必须满足。每层磨 组投运的允许条件各不相同。（分正常运行模式及等离子运行 模式） l投煤允许如下（正常运行模式）： l二次风温度合适177度 l总风量30% l无MFT跳闸信号 l任意一台密封风机运行 l任意一台一次风机运行 l汽包压力合适3.5Mpa l投煤允许如下（等离子运行模式）： 1、煤层投运的总体原则：、煤层投运的总体原则： l任意煤层启动前，锅炉的点火能量必须能满足点 燃煤粉，并支持该煤层稳定燃烧。 l以下任一情况可视为满足点火要求： l与该磨组对应煤层相邻的油层已

41、经投运。 l与该磨组对应煤层相邻的煤层已经投运(给煤负荷 50%)且锅炉负荷40%(锅炉不投油的最低稳燃 负荷) l与该磨组对应煤层相邻的煤层已经投运(给煤负荷 50%)且与已投运煤层相邻的油层已经投运。 2、各层煤层投运条件、各层煤层投运条件 lA层磨组的投煤条件： l投煤条件满足的前提下，必须满足以下条件。 l相邻的A层油枪已经投运 l或者2、相邻的B煤层给煤机负荷50%且负荷40% l或者3、相邻的B煤层给煤机负荷50%且B层油枪已经投运 lB层磨组的投煤条件： l投煤条件满足的前提下，必须满足以下条件。 l相邻的B层油枪已经投运 l或者2、相邻的A煤层给煤机负荷50%且负荷40% l或

42、者3、相邻的C煤层给煤机负荷50%且负荷40% l或者4、相邻的A煤层给煤机负荷50%且A层油枪已经投运 lC层磨组的投煤条件： l投煤条件满足的前提下，必须满足以下条件。 l相邻的B层油枪已经投运 l或者2、相邻的C层油枪已经投运 l或者3、相邻的B煤层给煤机负荷50%且负荷40% l或者4、相邻的D煤层给煤机负荷50%且负荷40% lD层磨组的投煤条件： l投煤条件满足的前提下，必须满足以下条件。 l相邻的C层油枪已经投运 l或者2、相邻的C煤层给煤机负荷50%且负荷40% l或者3、相邻的E煤层给煤机负荷50%且负荷40% lE层磨组的投煤条件： l投煤条件满足的前提下，必须满足以下条件

43、。 l相邻的D煤层给煤机负荷50%且负荷40% l或者2、相邻的D煤层给煤机负荷50%且C层油枪已经投运 (十十)、密封风机控制、密封风机控制 l密封风机配置为两台100容量的风机冗余备用。投煤初始阶段 (任意一台一次风机运行)系统设计中默认启动A密封风机。 l风机联锁启动的条件： l运行状态下的风机事故跳闸 l密封风压力低延时5秒（暂定） l风机联锁停止的条件： l 一次风机全部停止后延时5秒必须全部停 l风机启停要求： l任意一台一次风机运行后允许启动密封风机 l一次风机全部停止后5秒，或者两台密封风机运行时允许停密封 风机 l风门联锁： l密封风机停止后延时20秒联锁关闭入口风门 （十一

44、）、辅助风档板控制（十一）、辅助风档板控制 l辅助风档板由FSSS系统控制联锁，CCS系统进行调节和执行 联锁动作。 l锅炉负荷45%(锅炉最低稳燃负荷以上5)时，当相邻煤层切 除运行，FSSS系统自上而下每隔10秒关闭除辅助风档板(包括 油层辅助风档板，但不包括煤层燃料风档板)；反之，则自下 而上依次撤出关闭辅助风档板指令，由CCS系统进行调节。 (此功能设计中增机了运行的干预手段，由投/切开关完成) l油层辅助风档板在层投运的过程中参与上述的逻辑过程。 l当对应煤层的给煤机停止时，关相应的燃料风档板。 lMFT动作发生后，超驰全开辅助风档板和燃料风档板。 二、模拟量控制系统二、模拟量控制系

45、统(MCS) l具有以下功能： l机组协调控制方式CCBF协调控制锅炉跟随； l炉跟机方式（BF）； l机跟炉方式（TF）； l基本方式（BASE）； l磨煤机出口温度调节 l磨煤机一次风量调节 l燃油压力调节 l氧量校正 l送风调节 l炉膛负压调节 l一次风压调节 l汽包水位调节等。 （一）、机组协调控制（一）、机组协调控制（CCS） l机组协调控制共由以下几部分组成； l机组目标负荷形成； lRUN BACK控制； l主汽压力设定回路； l锅炉主控； l汽机主控； l机组协调指示状态。 1、机组目标负荷形成、机组目标负荷形成 lADS输入指令经限幅后输入机组主控。机组主控具有两种状态：自动

46、和手动。当机组 处于自动状态时，机组处于AGC方式，此时机组目标负荷接受的是ADS的指令；反之， 机组处于独立运行状态，在这种情况下机组的目标负荷可以是运行人员设定的目标负 荷（协调方式），或跟踪实际机组负荷（非协调方式）。当发生RUN BACK工况时置 机组主控为跟踪状态。 lAGC投入允许条件： lADS信号有效； l机组处于协调运行方式； l没有RUN BACK工况。 l机组指令闭锁增条件： l给水控制闭锁增； l总风量燃料量； l汽机指令闭锁增； l送风控制闭锁增； l引风控制闭锁增； l一次风控制闭锁增。 l机组指令闭锁减条件： l给水控制闭锁减； l总风量燃料量； l汽机指令闭锁减

47、； 2、 RUN BACK控制控制： l当机组负荷50%以上时，发生一台给水泵、一台引风机、一台送风机、一台一次风机故 障跳闸时，会引发RB工况。 l5.31.2.1.4 主汽压力设定回路： l机组运行方式分为定压和滑压两种方式，不同的运行方式主汽压力的定值也不同。 l滑压运行定值：主汽压力定值为机组目标负荷的函数。另外运行人员可通过改变当前负荷 下的汽机调门开度的定值微调主汽压力，使汽机运行在最佳调门开度下。 l定压运行定值：定压运行定值由运行人员设定。主汽压力控制未投时定压定值自动跟踪实 际运行压力。 l5.31.2.1.5 锅炉主控： l5.31.2.1.5.1锅炉主控用于给定整个机组的

48、总燃料量定值，锅炉指令同时作用在燃料主控和 送风控制回路。在锅炉主控未投自动时，其输出指令自动跟踪机组的当前负荷。 l锅炉主控允许投自动条件： l任一给煤机投入自动； l送风投入自动； l给水投入自动； l汽包压力信号有效； l汽机调节级压力信号有效； l主汽压力信号有效。 l锅炉主控切手动条件： l锅炉主控允许投自动条件不满足； l主汽压力与设定值偏差大； lMFT动作。 3、燃料主控：、燃料主控： l经过风煤交叉联锁后的燃料指令作为燃料主控的设定 值，机组实际的总燃料量作为被调量，通过燃料主控 进行闭环调节。燃料主控的输出作为各给煤机的要求 指令进行煤量的调节。任意一台给煤机投入自动后燃

49、料主控即投入自动调节。当所有给煤机都在自动控制 时，燃料主控跟踪所有给煤机的平均指令。 l燃料主控闭锁增减条件： l当总风量燃料量时，燃料主控指令闭锁继续减少； l当总风量燃料量时，燃料主控指令闭锁继续增加； 4、汽机主控：、汽机主控： l汽机汽压调节器（TF方式）或功率调节器（DEB方式）的输出指令通过汽 机主控发送到DEH系统。DCS通过比较汽机主控指令与DEH负荷参考信 号的偏差决定是否发出DEH负荷增或DEH负荷减指令。 l汽机主控允许投自动条件： l选择TF方式且主汽压力信号有效或选择DEB方式且功率信号有效、功率偏 差不大。 l汽机主控指令与DEH负荷参考信号偏差不大。 lDEH投

50、入CCS遥控； lDEH负荷参考信号有效。 l汽机主控切手动条件： l（1） 锅炉主控允许投自动条件不满足。 l汽机主控闭锁增减条件： l当主汽压力低于设定值一定值时或DEH目标负荷已达高限时，汽机主控指 令闭锁增。 l当主汽压力高于设定值一定值时或DEH目标负荷已达底限时，汽机主控指 令闭锁减。 5、主汽压力设定回路、主汽压力设定回路 l机组运行方式分为定压和滑压两种方式，不同的 运行方式主汽压力的定值也不同。 l滑压运行定值：主汽压力定值为机组目标负荷的 函数。另外运行人员可通过改变当前负荷下的汽 机调门开度的定值微调主汽压力，使汽机运行在 最佳调门开度下。 l定压运行定值：定压运行定值由

51、运行人员设定。 主汽压力控制未投时定压定值自动跟踪实际运行 压力。 6、锅炉主控、锅炉主控 l5.31.2.1.5.1锅炉主控用于给定整个机组的总燃料量定值， 锅炉指令同时作用在燃料主控和送风控制回路。在锅炉主控 未投自动时，其输出指令自动跟踪机组的当前负荷。 l锅炉主控允许投自动条件： l任一给煤机投入自动； l送风投入自动； l给水投入自动； l汽包压力信号有效； l汽机调节级压力信号有效； l主汽压力信号有效。 l锅炉主控切手动条件： l锅炉主控允许投自动条件不满足； l主汽压力与设定值偏差大； lMFT动作。 （二）、燃油压力控制（二）、燃油压力控制 l燃油压力采用单回路控制：燃油压力

52、运行定值由运 行人员设定，在燃油压力未投自动前燃油定值自动 跟踪实际运行压力，以实现手/自动的无扰切换。 l燃油压力切手动条件： l指令反馈偏差大； l油压与设定值偏差大； l油压信号无效。 （三）、制粉系统控制（三）、制粉系统控制 l制粉系统有以下几个控制回路： lAE给煤机转速控制； lAE磨煤机一次风量控制； lAE磨煤机出口粉温控制； 1、给煤机转速控制、给煤机转速控制 l给煤机转速在投入自动后接受燃料主控的指令作为转速输出指 令，运行人员通过偏置调整每台给煤机的转速。在未投自动前 偏置模块自动跟踪给煤机转速指令和燃料主控指令的偏差。 l给煤机转速切手动条件： l给煤机流量信号无效；

53、lMFT动作； l给煤机停运； l磨煤机停运。 l超驰关条件： lMFT动作； l给煤机停运； l磨煤机停运。 lBMS置给煤机转速在最小位指令。 2、磨煤机一次风量控制、磨煤机一次风量控制 l采用单回路调节：磨煤机的一次风量定值为给煤机转速的函数。 磨煤机一次风量控制回路投入自动后，运行人员可通过偏置微调 风量的设定值。在未投自动前偏置模块使风量定值自动跟踪实际 风量。在启磨时风量定值切换为启磨时的风量定值，在执行启磨 程控时程序自动将该控制回路投入。 l磨煤机一次风量切手动条件： l风量与定值偏差大； l风量信号无效； l风门指令与位置反馈偏差大； lMFT动作； l磨煤机跳闸。 l超弛关

54、条件： lMFT动作； l磨煤机跳闸。 3、磨煤机出口粉温控制、磨煤机出口粉温控制 l磨煤机的出口粉温通过磨入口的冷、热风调节门共同调节。在制粉系统正常运行 时粉温的设定值由运行人员设定。磨煤机的冷、热风调节门采用差动调节：开冷 风调节门时热风调节门自动关小；关冷风调节门时热风调节门自动开大。并保持 总开度在一定范围内。在冷风调节门投自动时自动将热风调节门自动投入，在冷 风调节门切手动时自动将热风调节门切手动。 l冷风调节门切手动条件： l温度与定值偏差大； l温度信号无效； l冷风门指令与位置反馈偏差大； l热风门指令与位置反馈偏差大； l磨MTR动作； l冷风门超弛打开条件； l（1） 磨

55、MTR动作； l热风调节门切手动条件： l温度与定值偏差大； l温度信号无效； l冷风门切手动； l热风门指令与位置反馈偏差大； l磨MTR动作； l热风门超弛关闭条件：磨MTR动作； （四）、炉膛负压控制（四）、炉膛负压控制 l通过调节两台引风机的静叶维持炉膛压力稳定：在炉膛负压控制回路中将 送风机的指令取微分后作为前馈修正炉膛负压控制偏差，使负压控制回路 跟随送风调节动作，以减小送风调节对炉膛负压的扰动。在未投自动前负 压定值自动跟踪实际炉膛压力。炉膛负压投入自动后运行人员可通过调整 偏置来调节两台风机的出力平衡。 l引风机静叶切手动条件： 炉膛负压信号无效； 静叶指令与位置反馈偏差大；

56、炉膛负压与设定值偏差大。 l引风机静叶超弛条件： 锅炉MFT跳闸后5分钟内，如果两台引风机全停，系统发5分钟信号，超弛打开引风 机静叶。 送风机在运行时若引风机跳闸超弛关闭相应的风机静叶。 l引风机静叶闭锁增减条件： l炉膛压力高时闭锁引风机静叶指令减小； l炉膛压力低或风机的入口门关闭时闭锁相应的静叶指令增大； （五）、锅炉送风控制（五）、锅炉送风控制 l锅炉总风量总一次风量总二次风量 1、 氧量控制： l通过修正风量给定值来控制氧量，氧量定值为机组 负荷指令的函数。运行人员可通过调节氧量设定的 偏置来微调氧量定值。在未投送风自动时氧量调节 器跟踪，使风量设定值跟踪实际风量。 l氧量控制切手

57、动条件： l机组负荷40%； l氧量信号无效； l送风控制手动； 2、 二次风调节挡板控制： l每层二次风箱的左右两个二次风调节挡板共同控制 该层的二次风量，各层的二次风量与该层所对应的 给煤量有关。同时各层的二次风调节挡板还接受总 风量控制偏差，对总风量进行调整。另外每层二次 风量的控制还设有偏置，使该层二次风手动时风量 定值跟踪该层实际二次风量。 l各层二次风调节挡板切手动条件： l任一二次风调节挡板指令与反馈偏差大； l风量信号无效； l送风机二次风压控制手动； （六）、二次风压控制（六）、二次风压控制 l通过调节两台送风机的动叶来调节二次风压力。二次风压的定值为机组 负荷的函数，运行人

58、员可通过偏置微调定值。回路手动时偏置使得设定 值跟踪实际二次风压。二次风压投入自动后运行人员可通过调整偏置来 调节两台风机的出力平衡。 l送风机动叶切手动条件： l相应的送风机停运； l相应的送风机出口挡板未打开； l被调量与设定值偏差大； l动叶指令与位置反馈偏差大； lMFT动作； l二次风压信号无效； l送风机动叶超弛条件： l锅炉MFT跳闸后5分钟内，如果两台引风机全停，系统发5分钟的信号， 超弛打开送风机动叶； l送风机跳闸超弛关闭相应的风机动叶； l送风机动叶闭锁增减条件： 炉膛压力低时闭锁动叶指令减小； l任一引风机动叶全开或炉膛压力高闭锁动叶指令增大； （七）、一次风压控制（七

59、）、一次风压控制 l通过调节两台一次风机的入口导叶来调节一次风压力。一次风压 的定值为机组负荷的函数，运行人员可通过偏置微调定值。回路 手动时偏置使得设定值跟踪实际一次风压。一次风压投入自动后 运行人员可通过调整偏置来调节两台风机的出力平衡。 l一次风机入口导叶切手动条件： l相应的一次风机停运； l一次风机保护跳闸； l被调量与设定值偏差大； l入口导叶与位置反馈偏差大； lMFT动作； l一次风压信号无效。 l一次风机入口导叶超弛条件： l（1） 一次风机保护跳闸或风机停运超弛关闭相应的风机入口导 叶。 （八）、给水控制（八）、给水控制 l5.31.2.8.1 给水三冲量的测量： l汽包水

60、位：经汽包压力修正后的三个汽包水位 取中后作为被调量参与调节。 l主蒸汽流量：通过汽机调节级压力换算并经温 度修正后得到，在高旁投入后需加入高旁的流 量。 l给水流量：经温度修正后的给水流量加过热器 减温水流量。 （九）、给水旁路阀调节（九）、给水旁路阀调节 l在锅炉负荷30%主给水电动门未开时，由给水旁路调节阀根 据汽包水位偏差进行调节，维持汽包水位稳定。在主给水电动 门由关闭到打开的过程中，给水旁路控制偏差为负值，使旁路 阀逐渐关闭将给水由旁路切换到主路；在主给水电动门关闭过 程中，给水旁路控制偏差为正值，使旁路阀逐渐开启将给水由 主路切换到旁路。 l给水旁路阀控制切手动条件： l给水旁路