单元机组集控运行

1、主讲：叶海军第一章：单元机组集控概述一、单元制发电机组的构成和特点（一）构成 单元机组就是每台锅炉直接向所配合的一台汽轮机供汽，汽轮机驱动发电机所发出的电功率直接经一台升压变压器送往电力系统，这样组成了炉机电纵向联系的独立单元。各单元除了公用系统外，无其它横向联系。各单元所需新蒸汽的辅机设备均用支管与各单元的蒸汽总管相连；各单元所需厂用电取自本单元发电机电压母线。这种系统又称为单元制系统。（二）特点优点优点：系统最简单，管道最短，管道附件最少。发电机电压母线短，电压回路的开关电器少，投资节省，系统本身事故的可能性少，操作方便，适于炉、机、电集中控制。缺点缺点：运行灵活性比母管制系统要差；单元制

2、发电机组对负荷变化的适应性也较差。二、单元机组集控运行的概念和内容（一）集控运行 集中控制的对象包括：锅炉及其燃料供应系统、给水除氧系统、汽轮机及其相应的冷却系统、发电机、变压器组、高低压厂用电和直流电源系统等。升压母线及送出线电气系统视具体情况可在集控室内控制或另设网控室。 单元机组采用集控后，全厂公用系统如水处理、燃料等仍采用就地控制或车间集中控制。（二）集中控制运行内容在就地配合下，对机组实现启、停；机组正常运行情况下，能对设备的运行进行监视、控制、维护以及对有关参数进行调整；能进行机组事故时的紧急处理。 为满足集控运行的要求集中控制系统应有以下功能：（1） 自动监测：（2 ）自动调节：

3、（3 ） 程序控制：（4 ） 自动保护：三、单元机组运行管理的制度与组织（一）运行管理1.交接班制度2.巡回检查制度3.设备定期试验和轮换制度4.工作票及设备验收制度5.操作票联系制度6.岗位责任制7.电网调度管理条例8.运行规程和临时措施9.运行分析制度10.安全规程和管理制度11.事故调查规程12.其他有关运行的制度第二章 单元机组启动和停运启动：启动：将静止状态的机组转变为运行状态的工艺过程，包括启动前的准备辅助设备及系统投用锅炉点火及升温升压暖管汽轮机冲转与升速并列和接带负荷升负荷至额定出力的全过程。停运：启动的逆过程。2-1 单元机组的热状态一、热应力的定义 热应力指物体的热膨胀、冷

4、收缩属性受到约束时产生的附加应力。约束分类：外部约束：外部物体阻碍内部约束：温差变形阻碍。二、锅炉的热状态和热应力（一）锅炉汽包温差与热应力1.上水时汽包壁温差与热应力内外壁温差：内壁外壁内壁产生热压缩应力 外壁产生热拉伸应力上下壁温差：下壁上壁上半部受到拉应力，下半部受到压应力 部颁锅炉运行规程中规定，启动过程中进水温度不超过 90100，热态上水时，水温与汽包壁的温差不得大于40。进水时间根据季节不同控制在 24h。夏季2h，冬季4h。2.升压过程中汽包的温差和热应力（1）升压初期即锅炉点火后，投入炉内的燃料量很少，火焰充满程度差，水冷壁受热不均匀，工质吸热少。汽包上壁温度较下壁高，上半部

5、受到压应力，下半部受到拉应力。（2）升压第二阶段。温差减小，升压可以快点。（3）升压第三阶段。接近额定值，工作压力大，危险大。3、防止汽包壁温差过大的措施1) 汽包壁温差的大小在很大程度上取决于汽包内工质的温升速度，速度越大则温差越大，特别在低压阶段，温升速度对汽包壁温差的影响更大。汽包内工质温升的平均速度不超过1.52/min。低压阶段升压速度应力求缓慢。2) 加强水冷壁下联箱放水。3) 维持燃烧的稳定和均匀。采用对角投用油枪，并定期切换或采用“小油量多油枪”等方法，可提高炉膛热负荷的均匀性。4）对水冷壁下联箱装有蒸汽加热装置的大型锅炉，适当延长加热时间，有利于水循环建立，使水冷壁均匀受热，

6、减小汽包壁温差。5）尽量提高给水温度。（二）锅炉受热面的温差与热应力（1）水冷壁 升压过程的初始阶段，水冷壁受热较弱，管内工质含汽量很少，故水循环不正常； 投入的油枪或燃烧器数量少，水冷壁受热不均匀性很大。 通过正确选用和适当轮换点火油枪或燃烧器，可使水冷壁受热趋于均匀。加强下联箱放水，使受热较弱的水冷壁受热加快。（2）过热器 锅炉正常运行时，过热器被高速汽流所冷却，管壁金属温度接近蒸汽温度。在冷炉启动前，立式过热器管内一般都有凝结水或水压试验后留下的积水。点火以后，这些积水将逐渐蒸发或被蒸汽流所排除。但在积水全部蒸发或排除之前，某些管内没有蒸汽流过，管壁金属温度近于烟气温度。即使过热器管内已

7、完全没有积水，若蒸汽流量很小，管壁金属温度仍接近烟气温度。随着汽包压力的升高，过热器内蒸汽流量增大，管壁得到较好的冷却，这样可逐步提高烟温，而用限制过热器出口汽温的方法来保护过热器（喷水减温）。喷水量不能太大，以防喷水不能全部蒸发积在过热器管内形成水塞引起超温。（3）省煤器 为防止省煤器在启动过程中受到损伤，汽包锅炉均装置再循环管，在锅炉启动初期，开启再循环管上的阀门，使汽包与省煤器之间形成自然循环回路以冷却省煤器。在使用再循环管时应注意汽包水温与给水温度的温差不能过大。同时，为防止给水从再循环管直接进入汽包，锅炉上水时应关闭再循环门。三、汽轮机启停时的热状态（一）汽轮机的热膨胀1、汽缸和转子

8、的绝对热膨胀汽缸和转子的相对膨胀胀差：转子与汽缸轴向的膨胀差。正胀差：启动和增负荷时，转子各段的平均温度高于汽缸，转子轴向膨胀量也较汽缸大，两者的膨胀差为正值。负胀差：减负荷或停机时，转子温降速度比汽缸快，因此胀差相对减小，以致出现转子轴向膨胀量小于汽缸，两者的膨胀差为负值。 （1）启动时胀差的变化规律 （2）汽轮机甩负荷、热态启动、停机时相对膨胀的变化规律 （3）影响胀差的因素：蒸汽温升（温降）和蒸汽流量变化速度。轴封供汽温度。汽缸、螺栓加热装置的影响。排汽温度与凝汽器真空的影响。汽缸保温和疏水的影响。（二）汽轮机的热变形 1.上、下缸温差引起的热变形原因：1) 下缸布置有抽汽管道和疏水管道

9、，散热面积大，在相同的加热（或冷却）条件下，上缸温度高于下缸。2) 汽缸内部因蒸汽上升，其凝结水流至下缸，上部汽流凝结放热大于下部的凝结水放热。3) 停机后转子在静止状态下，汽缸内残存蒸汽和进入的空气，在汽缸内流动，热汽（气）聚集在上缸，冷气流在下缸，使上、下缸冷却程度不一样。4）下缸处于平台之下冷却快。汽轮机零米层气温比运行层低，5）下缸保温条件差，又连接有许多管道(如抽汽、疏水管道等)，使其较难敷设保温层，而且保温层运行中容易脱落，致使下缸散热较上缸快。2.汽缸法兰内外壁温差引起的热变形（1）法兰的水平方向变形，会导致汽缸横截面的变形。汽缸中间段横截面变成“立椭圆”，出现内张口；而汽缸两端

10、横截面则变形为“横椭圆”，出现外张口。（2）法兰的垂直方向的变形。 为缩短启动时间，减小法兰内外壁温差，国内外大容量中间再热汽轮机高、中压缸均设有法兰螺栓加热装置。在启动或停机过程中，通过正确投用法兰螺栓加热装置，将法兰内、外壁温差控制在30以内，可减小法兰和汽缸变形。3.汽轮机转子的热弯曲 上、下缸温差若作用在静止的转子上，则会引起转子的热弯曲。可能造成转子热弯曲的原因还有：汽封送汽不对称；在启动中建立真空；停机时尚未冷却就停止盘车等。 在转子热弯曲较大的情况下启动汽轮机，不仅有产生动静部件摩擦的危险，而且转子的偏心值产生不平衡离心力将使汽轮发电机组产生剧烈振动。因此，对大容量高参数中间再热

11、机组的转子的热弯曲有严格限制，一般不允许超过0.030.04mm。防止或减小转子热弯曲最有效方法：o控制好轴封供汽的温度和时间。o正确投入盘车装置。o采取全周进汽并控制好蒸汽参数变化。o汽缸要疏水，保持上下缸温差在允许范围。（三）汽轮机热应力1.汽轮机冷态启动时的热应力。启动冷态启动时，对汽缸、转子等零部件是一个加热过程，汽缸内壁温度高于外壁温度，汽缸内壁产生压缩热应力，外壁产生拉伸热应力。稳定工况下热应力约等于零。冷态启动时，转子表面的最大压缩热应力大于中心孔壁面的最大拉伸热应力，如果压缩热应力超过材料的屈服极限，局部地方产生塑性变形。在初始负荷（510额定负荷， 又称基本负荷）之前，当塑性

12、变形不能得到恢复，在转子表面会出现残余拉应力.2.汽轮机停机过程的热应力。停机时，汽缸内壁温度低于外壁，故内壁产生拉伸热应力，外壁产生压缩热应力。停机冷却时，汽缸内壁将受到较危险的拉伸热应力。在停机过程中，蒸汽降温速度因缸内拉伸热应力与承压机械应力叠加，温降速度不宜过大，控制在1.5/min。3.汽轮机热态启动时的热应力若调节级处蒸汽温度该区段汽缸和转子金属温度，会使汽缸和转子受到冷却，在转子表面和汽缸内壁产生拉 。随着转速升高及带负荷，该处蒸汽温度迅速，蒸汽温度金属温度，并在随后工程中保持该趋势直到启动过程结束。在后面阶段，由于蒸汽温度金属温度，转子表面和汽缸内壁产生压 。主要部件承受一个拉

13、拉压压循环。4、启动中预防转子脆性损伤根据汽缸金属温度水平合理选择冲转蒸汽参数和轴封供汽温度，严格控制金属温升率；以中压缸进口处金属温度或蒸汽温度为参考，判断转子金属温度，特别是中压转子中心孔金属温度是否超过金属低温脆性转变温度；汽轮机冷态启动时，有条件可在盘车状态下进行转子预热，变冷态启动为热态启动。如制造厂允许，可采用中压缸启动方式，以改善汽轮机启动条件；危机保安器超速试验，必须在中压转子末级中心孔金属温度达到脆性转变温度以上进行。一般规定汽轮发电机组带10%25%额定负荷稳定暖机至少4h2-2 单元机组启动和停运方式单元机组启动和停运方式一、单元机组启动方式一、单元机组启动方式 （一）按

14、启动前汽轮机金属温度分（一）按启动前汽轮机金属温度分 1.冷态启动：冷态启动： 停机一周后，调节级处下缸金属温度低于停机一周后，调节级处下缸金属温度低于150200。2.温态启动：温态启动： 停机停机48h后，调节级处下缸金属温度低于后，调节级处下缸金属温度低于200370。3.热态启动：热态启动：停机在停机在8h，调节级处下缸金属温度低于，调节级处下缸金属温度低于370 450。4.极热态启动：极热态启动：停机停机2h，调节级处下缸金属温度，调节级处下缸金属温度450以上。以上。（二）按高、中压缸进汽情况分1.高、中压缸启动冲转时蒸汽同时进入高、中压缸。高中压合缸汽轮机分缸处均匀加热，减少热

15、应力，缩短启动时间。2. 中压缸启动 中压缸进汽冲转时高压缸不进汽，待转速升15002800r/min后或并网带到一定负荷后，再切换为高、中压缸共同进汽。3.高中压缸启动为主，中压缸启动为辅冷态时，高中压缸同时进汽，主汽阀启动； 热态时，采用中压缸进汽方式。（三）按控制进汽流量的阀门分1.调速汽门冲转电动主闸门和自动主汽门处于全开位置，进入汽轮机的蒸汽量由调速汽门控制。易于控制进汽流量，但由于大部分高压机组都采用喷嘴调节，因而冲转过程中依次开启的调速汽门只限于进汽区较小的弧段，属部分进汽，造成加热不均匀。因此，高压机组较少采用此方式。但由于这种启动方式系统设置和操作相对简单，一些采用滑压运行的

16、节流调节机组仍然采用此方式。 2.自动主汽门或电动主汽门的旁路门冲转（四）按蒸汽参数分 1.额定参数启动：从冲转到机组带额定负荷的整个启动过程中汽轮机自动主汽门前的蒸汽参数始终保持在额定值。缺点：锅炉升温升压过程中，因只有极小的蒸汽负荷，水循环差，使汽包产生较大的温差和热应力。蒸汽管道的加热和汽轮机的暖机、冲转均是高温高压蒸汽，热应力大，启动时间长。2.滑参数启动： 锅炉点火、升温升压过程中，利用低温蒸汽进行暖管、冲转升速、暖机、定速并网及带负荷，并随汽温汽压的升高，逐步增加机组负荷，直至锅炉达到额定参数，汽轮发电机达到额定出力。二、 单元机组停运方式 单元机组停运则是启动的逆过程，即将运行状

17、态的机组转变到静止状态的全过程。单元机组停运是指从带负荷运行状态，到减负荷至零，锅炉灭火，发电机解列，机炉之间切断联系，转子惰走、停转及盘车，锅炉降压、机炉冷却等全过程。（一）按停机的目的分类1.正常停机根据电网生产计划安排有准备的停机。正常停机有检修停机和热备用停机两种情况。2.事故停机电网或运行设备发生故障使发电机组迅速从电力系统中解列出来，然后根据事故情况决定重新带负荷还是停机。1）紧急停机：运行中机组发生的故障对设备系统或人身造成严重威协，此时必须立即灭火、打闸、解列、破坏真空的停机。2）故障停机：机组发生的故障不甚严重，但不宜继续运行，可尽量做好联系（二）按停机过程中蒸汽参数变化分类

18、（二）按停机过程中蒸汽参数变化分类1.额定参数停机整个过程基本在额定参数下进行的停机方式。2.滑参数停机保持调速汽门接近全开位置，逐渐降低主蒸汽和再热蒸汽参数来降低负荷，降低转速，发电机解列，打闸停机。计划检修停机应采用滑参数停机，以使停机后缸温低，提前开工，缩短检修周期。3.变压停机调速汽门保持一定的开度，由锅炉调整燃烧，降低主蒸汽压力，减负荷，而主、再热蒸汽温度保持基本不变。三、滑参数启停方式的主要特点1. 安全可靠性好，机炉金属能得到均匀冷却。2.经济性高， 减少停机过程中热量和汽水损失，充分利用锅炉余热发电。3.对汽轮机喷嘴、叶片上的盐垢有清洗作用。4. 提高设备的利用率和增加运行调度

19、的灵活性5. 简化操作，由于减少了蒸汽排放所产生的噪音，改善了环境。6. 对锅炉操作要求高。启动过程中运行人员除了考虑锅炉方面的技术要求外，还要考虑汽轮机冲转、升速、并网带负荷对蒸汽参数的要求。锅炉低负荷运行时间长，燃烧稳定性差。2-3 配汽包锅炉的单元机组冷态滑参数启动主要步骤：启动前的准备辅助设备及系统投用锅炉点火及升温升压暖管汽轮机冲转与升速并列和接带负荷升负荷至额定出力。一、启动前的准备工作一、启动前的准备工作准备工作的任务：使设备和系统处于最佳启动的状态，达到随时可投入运行的条件。主要工作：1、设备、系统检查；2、电气送电与检查；3、热工保护和电气保护的投运4、锅炉上水5、值长或单元

20、机组长应提前组织好外围各专业的准备工作，如燃运系统上煤或供油（气）、化学制水、发电机充氢等，有些启动前准备工作还需与检修、热工及计算机人员共同配合做好。二、二、辅助设备及系统投用辅助设备及系统投用1、冷却系统投运（循环水、工业水、开式水等）2、润滑油系统投入，盘车投入。3、锅炉风烟系统投入（送引风机，一次风机）4、燃油系统投入。三、锅炉点火及升温升压三、锅炉点火及升温升压 （一）锅炉点火前的吹扫启动回转式空预器，以防点火后由于受热不均而产生严重变形。用额定负荷30的风量对炉膛、烟道、风道等进行510min通风吹扫，目的是防止炉膛和烟道内残存可燃物在点火时发生爆燃。（二）锅炉点火锅炉点火是单元机

21、组启动操作的正式开始。点火前都必须进行油系统的泄漏试验。其点火方法： 轻油燃料（煤粉、生物质）； 轻油重油燃料（煤粉、生物质）； 重油燃料（煤粉、生物质）； 液化气轻油燃料（煤粉、生物质）。而轻油或液化气是用高能发火器引燃的。（三）锅炉升温升压 点火后，锅炉各部分温度逐渐升高，锅水温度也相应升高，锅水汽化后汽压也逐渐提高。从锅炉点火到汽压升至额定压力的过程称为升压过程。由于水和蒸汽在饱和状态下温度和压力存在一定对应关系，所以升压过程也就是升温过程。通常以控制升压速度来控制升温速度。为避免温升过快而引起温差热应力，在升压时，汽包内工质温升的平均速度不超过1.52/min。启动时通过燃烧率的调整控

22、制升温升压速度。一般并网前升压速度0.07MPa/min,并网后0.13MPa/min。（四）锅炉点火及升温升压注意的问题 锅炉升温升压过程中，严密监视汽包壁温差不大于40，过热器和再热器管壁温度不超温。 当主汽压力大于3.5MPa时，若过热器温升不正常或两侧汽温偏差大，除适当调整并保持油枪对称投用外，若采用打开启动对空排气阀（或PCV阀），消除过热器管内积水的方法处理，待主汽压下降0.5MPa，后关闭。反复几次，直至各级过热器温升均正常，但应注意锅炉水位的控制，防止高低水位引发MFT，锅炉两侧汽温偏差正常后关闭环形联箱和过热器各疏水门。 升温升压速度不仅受到汽包、水冷壁、过热器、再热器和省煤

23、器热应力的限制，同时由于汽轮机暖机、升速和接带负荷也限制了锅炉的升压速度。为了加快启动速度，减少启动损失，对不同的单元制发电机组应根据具体条件，通过启动试验，绘制出最佳的升压曲线，以指导发电机组的优化启动。四、暖管四、暖管暖管暖管 ：锅炉点火后利用所产生的低温蒸汽对主汽管道、再热蒸汽管道、自动主汽门至调速汽门的导汽管、电动主汽门、自动主汽门及调速汽门等设备和管道进行预热,疏出管内积水和凝结水的过程。目的目的 ：防止未经预热的管道突然通入大量的高温蒸汽，使管道和附件产生破坏性的热应力及管道水冲击，造成管道振动，甚至损坏。法兰螺栓加热装置、轴封供汽系统、各辅助设备的供汽管道也应同时进行暖管。锅炉点

24、火、升温升压与暖管是同时进行的，此时锅炉汽包至汽轮机主汽门之间主蒸汽管道上的所有阀门在全开位置，电动主汽门及其旁路门在全关位置，再热机组通过汽轮机旁路系统对再热蒸汽管道进行暖管。同时，也可通入少量蒸汽，在盘车情况下对高、中压缸进行暖缸。暖管时注意事项：暖管时注意事项：（1）暖管时应注意疏水。（2）保证循环水泵、凝结水泵和抽汽器的可靠运行，并适当开启排汽缸减温水，将排汽室温度控制在6070。（3）高参数、大容量的机组，主蒸汽及再热蒸汽暖管时的温升速度 35/min。两侧温度偏差不超过17。五、汽轮机冲转与升速五、汽轮机冲转与升速1. 冲转条件 ： (1)连续盘车4h小时，主轴晃动度.mm。 (2

25、) 建立并保持适当的凝汽器真空（一般为86KPa）。(3) 油系统工作正常。润滑油温：4045。(4)高压外缸及中压缸上下缸温差50；高压内缸上下缸温差35。(5)确认机组各疏水门开启，疏水畅通；机组各部疏水已充分疏尽。(6)必要的保护和连锁已经投入。(7)蒸汽达冲转参数，过热度与汽轮机各部件温度匹配。2. 冲转参数选择冷态启动时，主汽门前主、再热蒸汽压力和温度应满足制造厂提供的有关启动曲线。（1）主汽温度：有 50过热度，蒸汽温度比金属温度（调节级汽缸温度）高50左右。（2）主汽压力： 国产机组 11.5 MPa 。引进机组 48MPa（3）双管道蒸汽温度差 17。主、再热蒸汽温差，高中压合

26、缸机组为28，短时可达42。六、暖机六、暖机 目的目的：暖机的目的是防止金属材料脆性破坏和过大的热应力。暖机转速确定暖机转速确定：暖机转速越高，蒸汽对金属放热系数越大，加热越剧烈，会因离心力过大而带来脆性破坏危险。暖机转速越低，加热速度慢，启动时间长，启动损失大。通常以100r/min的升速率将汽轮机转速升至中速（10001400r/min左右），并在此停留进行中速暖机。以 100150r/min升速率提升转速，到20002400r/min 进行高速暖机。中速暖机注意事项：（1）暖机转速避开临界转速。防止落入共振区，引起强烈振动。（2）大型反动式汽轮机，暖机的目的是提高高、中压转子温度。防止其

27、脆性破坏。暖机转速为2000r/min。（3）暖机后，汽缸各点温度、各对应点温差、汽缸膨胀、胀差、机组振动值等是否符合要求，否则应查明原因，必要时应适当延长中速暖机时间七、升速七、升速 转子一经冲动，转速升至500r/min时，立即关闭阀门，迅速切断进汽，在5min内进行摩擦检查，用听针仔细倾听汽轮机和发电机内部声音，确认通流部分无摩擦、各轴承回油正常。并投入排汽缸喷水，至15额定负荷时停用。检查结束后，继续升速。升速过程中注意事项：升速率升速率 ：不能过大过临界转速过临界转速：迅速平稳轴承振动轴承振动：在升速的各个阶段，应严格监视各轴承的振动值、异音、轴颈处的晃度等。当转速升至2800r/m

28、in以上时，检查主油泵是否投入工作。八、发电机组并网八、发电机组并网1.并网并网操作 ：将汽轮发电机并入电网的操作过程。准同期法，杜绝非同期并列。发电机与系统并网时的要求有： 主断路器合闸时没有冲击电流； 并网后能保持稳定的同步运行。准同期并网条件:发电机与系统的电压相等；频率相等；电压相位一致.准同期法分自动准同期、半自动准同期及手动准同期三种。调频率（汽轮机转速）、调电压及合主断路器全由运行人员手动操作的，称手动准同期；三项操作全由自动装置来完成的，称自动准同期；三项操作中有一项或两项为自动的即为半自动准同期。现在单元机组一般均采用自动准同期的方法并网。自动准同期操作是：当接到值长下达的“

29、发电机变压器组并网”命令后，投入“转速给定”自动，然后按下励磁系统启动逻辑按钮，自动准同期装置（ASS）开始执行逻辑，确认启动逻辑信号返回，灭磁开关自动合上、定子电压和发电机三相电流符合要求；将同步表投入，并将并网断路器的同期选择开关切至“手动”位置，确认发电机转子电压、电流和励磁机励磁电压、电流以及发电机电压均达规定值，当压差表和频差表指示为零时，将并网断路器的同期选择把手切至“自动”位置，主断路器合闸，最后退出并网断路器的同期选择开关和同步表，调节发电机无功符合要求，至此，发电机并网操作已经完成。九、升负荷（1）带负荷及低负荷暖机发电机并列后，锅炉燃烧率尽量保持不变，并维持锅炉出口蒸汽参数

30、稳定，逐渐开大调速汽门或主汽门接带 5额定负荷进行低负荷暖机。作用是防止汽缸、转子热应力过大。因为并网后，随着蒸汽流量的增加，调节级压力亦上升，蒸汽对汽缸和转子的放热系数大大增加，加热较剧烈，可能出现过大的温升速度、温差和胀差。因此，要进行至少30min 低负荷暖机，而且主汽温每变化2， 暖机时间增加1min。暖机时间根据蒸汽和金属温度的匹配情况来决定。（2）升负荷率。按热应力来控制升负荷率。低负荷暖机后，锅炉增加燃料量，按预先制定的冷态滑参数启动曲线逐渐增加负荷并控制主、再热蒸汽参数的变化率。随着负荷的增加，蒸汽对金属的放热系数越来越大，对汽轮机金属部件加热增强。由于负荷与调节级后压力有一定

31、关系，调节级后汽温与负荷也有一定关系，因此仍应根据汽轮发电机组的热应力控制升负荷率的大小，以防转子、汽缸温差过大。（3）对机炉操作要求（4）对发电机操作的要求 发电机并列后可立即接带部分无功以改善系统电压水平。对于表面冷却的发电机，在并列后即可按定子额定电流的50接带无功负荷，这主要考虑转子线圈不出现残余变形；但对于内冷式发电机，冷态启动时立即给转子加很大励磁电流，由于转子绕组与铁芯发热时间常数差别较大（转子绕组的发热时间常数大约为 35min，铁芯为40min），会使两者形成较大的温差，这样多次启停引起的循环热应力， 将加速转子绝缘损坏。有关发电机运行的规程规定，内冷式发电机并网后，电流、负

32、荷的增长速度不应超过正常有功负荷的增长速度（5）在整个升负荷过程中，要相应进行有关操作升负荷至各预定的负荷点，按规程要求，分别进行凝结水回收，倒轴封汽源，锅炉各台磨煤机启动和制粉系统投入，电气倒厂用电等操作。确认相应疏水阀应关闭，检查汽轮机振动、汽缸膨胀、胀差、轴向位移、轴承金属温度、回油温度及油系统压力、温度等主要监视参数在正常范围。高、低压加热器应随机启动，当供除氧器的抽汽压力大于除氧器内部压力并能克服高度差引起的静压时，切换为该段抽汽，除氧器滑压运行。根据负荷的增加还要及时调整凝汽器真空，切换或投入给水泵、循环水泵、疏水泵等辅助设备。当负荷增至80额定负荷后，汽缸金属的温度水平接近于额定

33、工况下的金属温度水平，锅炉滑参数增加负荷的过程即告结束。此后，随着锅炉蒸汽参数的提高，保持汽轮机负荷不变而逐渐关小调速汽门，待蒸汽参数达到额定值后，再用逐渐开大调速汽门增负荷至额定值。第三章第三章 单元机组运行调节单元机组运行调节单元机组是炉机电纵向串联构成一个不可分割的整体，其中任何一个环节运行状态的变化都将引起其他环节运行状态的改变。炉机电的运行维护与调节是相互联系的。正常运行中各环节的工作又各有特点，锅炉侧重于调整；汽轮机侧重于监视；而电气部分则与单元机组的其他环节以及外界电力系统的联系。3-1 汽包锅炉的运行调节一、汽包锅炉运行调节特点及任务特点特点：单元机组运行时锅炉和汽轮发电机组的

34、动态特性差异大。锅炉设备调节特性是热惯性较大而反应慢，且从燃料量改变的产汽量改变时间间隔长。汽轮机设备调节特性是热惯性小而反应快。当调节进汽量，其负荷迅速改变。机炉调节特性间的差异造成了在调节负荷的瞬间蒸汽质量不平衡引起蒸汽压力变化，因此当快速调节汽轮机进汽量以适应电网负荷需要时，就会引起主蒸汽压力波动，从而影响机组的稳定运行。任务：o保障锅炉的蒸发量满足汽轮机负荷的需要。o保持锅炉汽包水位正常，做到均衡给水。o将蒸汽温度和蒸汽压力稳定在规定范围。o保证合格蒸汽品质。o维持经济燃烧，减少各种损失，提高锅炉效率。1.降低污染物排放。二、汽包水位H的调节（一）保持正常（一）保持正常H H的意义的意

35、义汽包H正常是保证锅炉和汽轮机安全运行的重要条件之一。汽包H ，规定在汽包中心线下 50 100mm ， 允许波动范围为50mm。（1）H，汽包蒸汽空间，汽水分离装置工作异常，蒸汽带水，蒸汽品质恶化，少量带水，导致过热器管壁、汽轮机通流部分积盐垢，时间一长盐垢加厚， 引起管子过热损坏； 减小汽轮机通流面积增大汽轮机轴向推力。严重满水时，可能引起过热汽温急剧下降，不仅降低了机组效率，而且使蒸汽管道和汽轮机发生水击，造成破坏性事故。（2）H ，引起下降管带汽，破坏水冷壁正常水循环。严重时，可能造成烧干锅的重大事故。（二）影响（二）影响H变化的主要因素变化的主要因素引起水位变化的根本原因：物质平衡遭

36、到破坏，当给水量与蒸发量不等时，必然引起水位的变化； G D H , G D H 工质状态发生改变时，即使能保持物质平衡，水位仍可能变化。1.锅炉负荷D蒸汽是给水进入锅炉后逐渐受热汽化而产生的。因此汽包水位的变化，首先取决于负荷的变化量和变化速度。例如，D ，如果给水量不变或不能及时地相应增加。P， ，H ；工质tb ,锅水和蒸发部件金属放出它们的蓄热量，产生附加蒸汽，从而使锅水中汽泡数量，汽水混合物体积膨胀 ，H，形成“虚假水位”。虚假水位是暂时的，因为D ，锅水消耗增加，锅水中的汽泡逐渐逸出水面后，汽水混合物体积又将收缩，所以负荷变化时，在给水量和燃烧率尚未作相应调节之前，先 后 ，此时若

37、不及时增加给水，H将急剧下降到正常H以下，甚至出现缺水事故。 反之 D ，先 后虚假水位的处理：运行中应对虚假水位有思想准备，如负荷突然增加时，首先增加风、煤，强化燃烧，恢复汽压。然后再适当加大给水，以满足蒸发量的需要。但如果虚假水位严重，不加限制可能造成满水事故。这时，可适当减少给水，同时强化燃烧，待水位开始下降时，再加强给水，恢复正常水位。2.燃烧工况燃料量突然增加，燃烧加强，水冷壁吸热量增加，锅水体积膨胀，汽泡增多，使水位暂时上升。由于产汽量增加，汽压也将升高，饱和温度相应升高，锅水中汽泡数量将减少，水位又会下降。对于单元机组，汽压上升使蒸汽做功能力增加，若保持机组负荷不变，汽轮机调速汽

38、门将关小，减少进汽量。在锅炉给水量不变的情况下，汽包水位又将继续升高。在电负荷不变，仅燃烧工况变动，而其它工况不变时，燃烧加强则汽包水位先上升后下降，最终水位还是上升。燃烧减弱，水位先下降后上升，经一段时间后结果还是下降。3.Pgs对H的影响其他条件不变，给水系统压力变化时，将引起给水量变化，破坏物质平衡，引起水位变化。Pgs Ggs D不变不变 H Pgs Pgb 锅水中含汽量 H 由于物质平衡变化大于压力引起的锅水变化，所以时间变化是上升的。4汽包的相对水容积汽包尺寸, H变化速度越慢。由于单元机组容量大，汽包相对水容积减小所以H变化较快。承压部件漏泄、排污、安全门启回座事故等对H也有影响

39、。（三）水位的监视与调节（三）水位的监视与调节1监视汽包水位的高低是通过水位计来监视的。在监视水位时，应随时注意给水压力，蒸汽流量与给水流量（以及减温水量）的差值是否在正常范围内。此外对于可能引起水位变化的运行操作，如锅炉排污，投、停燃烧器，给水泵切换等，都应加强对水位的监视与调整。2调节给水调节的任务是使给水量适应蒸发量，维持汽包水位在允许的范围内变化。大型单元机组的锅炉配备有单冲量和三冲量两种给水调节系统，在锅炉启动和低负荷运行时投入单冲量给水调节系统，只以汽包水位偏差为依据调节给水调节门开度；锅炉负荷达2030以上时，给水调节自动切换投入三冲量给水自动调节系统。即综合考虑给水流量与蒸发流

40、量的平衡关系及水位偏差的修正，可以很好地补偿虚假水位的影响，又能纠正给水流量的扰动。三、蒸汽温度的控制与调节（一）蒸汽温度调节的必要性（一）蒸汽温度调节的必要性过热蒸汽温度和再热蒸汽温度是蒸汽质量的重要指标。1.过热汽温偏高加快金属材料蠕变，过热器、蒸汽管道、汽轮机高压缸部分产生额外的热应力而缩短设备使用寿命。严重超温导致过热器爆管，或汽轮机各部件热变形和热膨胀加大，如膨胀受阻可能使机组振动加剧。2.过热汽温过低(1)蒸汽做功能力下降，在机组负荷一定时，汽耗量必然增加，电厂经济性降低。通常高压及其亚临界机组过热汽温每下降10，汽耗量增加1.31.5，循环热效率降低0.3。(2)主蒸汽温度急剧下

41、降时，汽轮机轴封等套装部件的温度迅速降低， 产生很大的热应力，汽缸等高温部件会产生不均匀变形，轴向推力增大。(3)汽温急剧下降往往又是发生水冲击事故的征兆。(4)再热汽温低，机组汽耗量增大，循环经济性降低。再热汽温过低，汽轮机低压缸最后几级的蒸汽湿度过大，对叶片的侵蚀作用加剧，严重时会发生水冲击，直接威协汽轮机的安全。3.汽温波动幅度过大过热汽温和再热汽温急剧变化，管材及有关部件产生蠕变和疲劳损坏，引起汽轮机胀差变化，导致汽轮机振动，威协设备安全。4.汽温两侧偏差过大过热汽温和再热汽温两侧偏差过大，汽轮机高压缸和中压缸受热不均匀，导致膨胀不均。正常运行时，维持蒸汽温度在正常值5 ，两侧蒸汽温度

42、偏差及过热蒸汽再热蒸汽温度之差不超过允许值。（二）影响汽温变化的因素（二）影响汽温变化的因素1.锅炉负荷不同型式的过热器，汽温随负荷变化的特性是不同的。D t 2.燃料性质的变化燃料水分、灰分、挥发分和含碳量以及煤粉细度的改变。燃料量变动，炉膛出口烟温变动、烟速变化，传热量改变，引起过热器内工质吸热量改变，使过热汽温变化。M B VKVy t 着火推迟Qf Qd tR90 着火推迟火焰中心炉膛出口烟温 过热汽温t3.火焰中心位置火焰中心位置炉膛出口烟温对流传热t 4.炉内过量空气系数送风量和漏风增加而使炉内过量空气系数增加，导致炉膛温度降低，辐射传热减弱，对流传热增强，引起对流过热汽温升高，辐

43、射过热器的汽温降低。5.受热面积灰或结渣水冷壁受热面积灰或结渣，过热汽温升高；过热器受热面积灰或结渣，过热汽温降低。6.给水温度的变化给水温度下降100，过热汽温上升50。tgs BVKVy t7. 饱和蒸汽用量8.饱和蒸汽湿度9.减温水变化10.过热蒸汽压力11.烟气流量（三）汽温的调节（三）汽温的调节1.蒸汽温度调节（1）蒸汽侧调节汽温）蒸汽侧调节汽温蒸汽侧的调节是利用减温器实现的，根据蒸汽温度的变化情况，适当变更减温器的减温水量，可达到调节蒸汽温度的目的。过热蒸汽采用喷水减温作为主要调温手段，给水作为减温器中的冷却介质。喷水减温：喷水减温：将给水呈雾状直接喷射到过热蒸汽中与之混合，吸收过

44、热蒸汽的热量使减温水加热、蒸发、过热，最后成为过热蒸汽的一部分。被调的过热蒸汽由于放热，温度下降，达到调温目的.喷水减温特点：喷水减温特点：喷水减温设备简单，调节灵敏、操作方便，广泛应用。而且锅炉过热器还装有较可靠的汽温自动调节装置。正常运行中由自动调节机构控制减温水调节阀开度，也可切换成远方控制，供运行人员在控制室内操作。（2）烟气侧调节汽温）烟气侧调节汽温烟气侧调节主要是改变火焰中心的位置和流经过热器和再热器的烟气量，达到调节蒸汽温度的目的。1 ）改变火焰中心位置。改变炉内辐射吸热量和进入过热器的烟气温度，达到调温目的。火焰中心升高，炉内辐射吸热量减少，炉膛出口烟温升高，汽温升高。调整燃烧

45、器的倾角。改变燃烧器运行方式。变化配风工况。2）改变烟气量。方法：烟气再循环。调节送风量。3）烟道挡板2对主蒸汽温度的监视和调节注意的问题运行中控制好汽温。根据具体情况选择调节汽温的方法。 汽温调节时操作平稳均匀，以防引起蒸汽温度的急剧变化。 低负荷运行时，尽量少用减温水。 运行中过热器出口汽温稳定在规定范围内。5405，消除热偏差（各点蒸汽温度差20，两侧烟温差30）。四、蒸汽压力p的调节1.汽压过高汽压过高汽压过高，机械应力大，危急锅炉、汽轮机及蒸汽管道安全，可能引起调速级叶片过负荷。蒸汽温度正常而压力升高时，机组末几级叶片的蒸汽湿度要增大，使末几级动叶片工作条件恶化，水冲击严重。因汽压过

46、高引起安全门起座，造成大量排汽损失，而且由于磨损和污物沉积在阀座上，影响阀座的严密性。2.汽压过低汽压过低，蒸汽作功能力下降，汽耗增加，机组效率下降。维持机组负荷，进汽量增大，汽轮机轴向推力增加，推力瓦烧坏。汽压下降过大，减负荷。（二）影响汽压变化的原因（二）影响汽压变化的原因汽压变化实质上反应了机组蒸发量与外界负荷之间的平衡关系。（1）外扰。外扰是指外界负荷的正常增减或事故情况下的甩负荷。外界负荷增加时，汽机耗汽量增大。（2）内扰。内扰主要是指炉内燃烧工况和锅内工况变动。（3）内扰或外扰的判断。汽压与蒸汽流量的变化方向相同一般为内扰，汽压与蒸汽流量的变化方向相反为外扰。（三）影响汽压变化速度

47、的因素（三）影响汽压变化速度的因素1） 负荷变化速度。外界负荷变化速度越快，引起汽压变化的速度越快。2） 锅炉的蓄热能力。锅炉蓄热能力越大，汽压的变化速度越小。3） 燃烧设备的惯性。燃烧设备的惯性大，当负荷变化时，汽压变化的速率就快，变化幅度也越大。（四）蒸汽压力的调节（四）蒸汽压力的调节锅炉蒸汽压力的调节，就是在满足外界电负荷需要的同时，始终保持锅炉蒸发量与汽轮机负荷之间的平衡。汽压的控制和调节是以改变锅炉蒸发量作为基本调节手段。在异常情况下，当汽压急剧升高只靠燃烧调节来不及时，可开启汽轮机旁路系统降压；如果机组没有带到满负荷时，可暂时采取加大汽轮机进汽量增大负荷，必要时开启过热器疏水门或对

48、空排汽门，以尽快降压。当汽压降低超过允许值时，先通过燃烧调整及时恢复正常汽压，必要时可降低机组负荷，减少耗汽量，来恢复正常汽压。五、燃烧过程调节燃烧调节在较大程度上决定了锅炉运行的经济性及蒸汽参数的稳定性。燃烧调节：机组运行中，为满足外界负荷变化的需要，锅炉蒸发量必须作相应变化。此时，应对进入炉膛内的燃料量和空气量进行调节，使炉内燃烧放热随时满足锅炉蒸发量的需要。原则：负荷增加时，先加引凤，再加送风，最后加燃料。负荷减少时，先减燃料，再减送风，最后减引风。（一）燃烧调节的任务：1) 满足外界电负荷需要的蒸汽流量，维持蒸汽压力、温度在正常范围，保证机组运行的安全性和经济性。2) 保证着火和燃烧稳

49、定，燃烧中心适当，火焰分布均匀，不烧坏燃烧器、水冷壁、过热器等受热面，避免积灰和结渣。3) 按燃料量调节最佳空气量，尽可能减少不完全燃烧损失，保证燃烧过程的经济性，最大限度地提高机组运行效率。4) 合理的送、吸风配合，维持一定的炉膛负压，减少漏风。（二）燃料量的调节1.配中间储仓式制粉系统的锅炉当负荷变化不大时当负荷变化不大时，通过调节运行给粉机转速的方法即可满足负荷的要求；当负荷变化较大时，当负荷变化较大时，超出给粉机正常调节范围时，则先采用改变燃烧器的只数及投停相应给粉机台数的方法较大幅度调节给粉量，对燃烧进行粗调。然后用改变给粉机转速进行细调。2.配直吹式制粉系统的锅炉当锅炉负荷变化不大

50、时当锅炉负荷变化不大时，可通过调节运行中的制粉系统的出力来满足。当负荷变化较大当负荷变化较大，则需投、停制粉系统才能满足负荷要求。在确定启、停方案时，须考虑燃烧器组合运行工况的合理性，投运燃烧器应均匀，防止燃烧不稳或火焰偏斜。配直吹式制粉系统的煤粉炉。（三）风量的调节（三）风量的调节在调节燃料量的同时，要相应地调节送风量和吸风量，以保持燃烧所需的风量和稳定的炉膛负压。1.送风量的调节送风量的大小是与燃料量成正比，尽可能维持最佳的炉膛出口过量空气系数 值，以获得较高的燃烧效率。目前运行中根据空气预热器入口烟气2表的指示值及火焰颜色来判断风量大小，并进行调节。2 ，风量。对固态排渣煤粉炉，燃用烟煤

51、，2值在4%5是比较经济的。2、炉膛负压的控制和引风量调节引风量调节是根据送入炉内燃料量和送风量的变动来进行调节的。目标：在炉内建立一定的负压，保证稳定高效燃烧。负压过大，会增加炉膛和烟道的漏风，引起燃烧恶化，甚至造成灭火。反之，负压过小，则部分烟道向外冒灰不仅恶化工作环境，而且还可能烧坏设备。目前国内、外煤粉炉都设置两台送风机和两台吸风机，采用平衡通风方式，使炉膛内的烟气压力略低于大气压力，低的数值称为炉膛负压。正常负压值为30100Pa左右.3-3 汽轮机的运行维护一、汽轮机维护的任务：（1）通过检查、监视和调整，及时发现和消除设备缺陷，提高设备的健康水平，预防事故发生，保证设备长期安全运

52、行。（2）通过检查、监视和经济调度，使设备在最佳工况下工作，提高设备运行经济性。（3）定期进行各种保护试验及辅助设备的试验和切换工作，保证设备的安全可靠性。正常运行维护过程中涉及安全运行的因素：（1）主蒸汽、再热蒸汽压力、温度及排汽温度；（2）机组振动情况；（3）轴向位移及高中压缸胀差；（4）轴承温度、轴承金属温度；（5）汽轮机各监视段压力。二、蒸汽参数变化对汽轮机影响（一）主蒸汽压力的变化（一）主蒸汽压力的变化1主蒸汽压力P0 升高P0，机组汽耗率，若有关参数未超过规定值，汽轮机运行一般是安全的。（1）P0，机组末级叶片蒸汽湿度增大，工作条件恶化。（2）P0，调节级或末几级焓降过大、过负荷，

53、可能损坏喷嘴或动叶。（3）P0，引起主蒸汽管道、主汽门、调节汽门、汽缸法兰及螺栓等内应力。2.主蒸汽压力P0 P0，理想焓降h0、功率、汽耗率、经济性若P0，要保持汽轮机功率，进汽量大于额定流量，引起非调节级前压力，末几级焓降。末几级过负荷严重，全机轴向推力。（二）凝汽器真空（排汽压力（二）凝汽器真空（排汽压力Pc）1、影响：凝汽器真空的变化，对汽轮机安全与经济运行有很大的影响。（1）真空，排汽室温度， Pc，理想焓降，同流量下的功率，经济性。（2）真空，排汽室温度，引起法兰、螺栓应力。（3）真空，若维持机组负荷，蒸汽流量，轴向推力，末几级隔板、动叶片应力；（4）真空，排汽温度，低压部件膨胀加

54、大，导致机组中心改变，引起振动。（5）真空，还可能造成凝汽器管板上的铜管胀口松弛，恶化凝结水品质。2、真空原因：真空系统泄漏或设备异常、凝汽器水位过高超过空气管口、轴封供汽压力、凝结水泵失常、循环水量不足或中断、凝汽器内积聚过多空气换热效率等。3、处理：发现真空，首先应对照低压缸排汽温度表进行确认并查找原因，进行相应的处理。真空时应按规程限制负荷，真空低自动减负荷保护装置不得解除。若负荷降至30额定负荷真空仍不能恢复，应立即减负荷至“0”MW停机。 真空到低真空保护整定值（一般为0.081MPa以下）时保护动作停机。所谓经济真空是指提高真空使汽轮发电机增加的功率与循环水泵多消耗的电功率之差（m

55、ax机泵）为最大时的真空。如真空再继续，由于汽轮机末级喷嘴的膨胀能力限制，机组功率不再增加的真空值称为极限真空。三、监视段压力 监视段压力：汽轮机运行中，将调速级压力和各抽汽段压力通称为监视段压力。在负荷大于30%额定负荷时，凝汽式汽轮机除最后一、二级叶片外，调速级压力和各段抽汽压力均与蒸汽流量成正比。在同一负荷（流量）下监视段压力，说明压力的某个监视段后通流面积。多数情况是由于通流部分积垢，有时也可能是由于某些机械杂物堵塞了通流部分或叶片损伤变形等造成的。显然当某个加热器停运时，也会使相应的抽汽段压力。监视时，不但要看监视段压力的绝对值的升高是否超过规定，还要看各段抽汽的压差是否超过规定的允

56、许值。结垢严重进行清洗方法:（1）带负荷情况下的湿蒸汽冲洗（2）在低转速下，用热湿蒸汽冲洗。（3）在盘车状态下，用热水冲洗。（4）汽轮机停机揭缸，用机械方法清洗等。四、轴向位移 （或称窜轴） 1、转子轴向位移定义：汽轮机转子在轴向推力作用下，承受轴向推力的推力盘、推力瓦块、推力轴承等部件的弹性变形和油膜厚度变化的总和。2、轴向位移增大原因：负荷或蒸汽流量增加、抽汽运行方式变化使抽汽压差、通流部分损坏、汽轮机水击、蒸汽参数、电网频率、叶片积垢严重、凝汽器真空、推力瓦块磨损、发电机转子串动等。3、处理：机组运行中，发现轴向位移增大时，应对汽轮机进行全面检查，倾听机组有无异声，对照胀差的变化，测量轴

57、承的振动，同时应特别注意推力瓦块温度和推力轴承油杯回油温度的变化。3-4 发变组与厂用设备的运行监视一、发电机-变压器组运行中的监视 发电机监视参数：发电机监视参数：有功出力、无功出力、定子电压、定子电流、转子电压、转子电流、冷却系统参数等。变压器监视的参数变压器监视的参数：变压器电压、负荷、电流、温度及冷却系统。（一）频率的监视电网的频率决定于整个电网有功负荷有功负荷的供求关系，发电机正常运行时应保证电网频率在 50Hz0.2Hz 的范围内，最大偏差不超过0.5Hz。运行频率高于额定值较多时，转子转速，离心力，同时，频率，转子转速， 发电机通风摩擦损耗增多，总的经济性。运行频率低于额定值较多

58、时，(1) 转子转速，发电机端电压，要维持正常的电压就必须增大转子的励磁电流，以致转子和励磁回路温度。(2) 转速，两端风扇鼓风的风压则以与转速平方成正比的关系，冷却风量减少，将使定子线圈和铁芯的温度。因此在电网频率时，必须密切注意监视发电机电压和定子、转子线圈及铁芯的温度，不得使其超温。（二）发电机电压的监视 电压是电能质量的重要指标之一。为了提供良好的电能质量，必须保持发电机电压在规定的范围之内，以保证机组和电网安全运行。系统无功功率不足是造成电压高过低的主要原因。发电机电压最大允许变化范围不得超过额定电压的10。当发电机电压低于额定电压的90时，机组有可能与电网失去同步而造成事故；单元机组发电机电压过低