热能与动力电厂仿真实训资料解读

1、目录第 1 章 仿真系统的操作与认识 21. 知识目标 22. 技能目标 23. 仿真系统简介 24. 600MW仿真机组的硬件构成 35. 仿真机系统的主要功能 4第 2 章 机组设备概述 51 锅炉设备概述型式及结构特点 52 汽机设备概述 53 发电机设备概述 64 仿真试验及相关系统的投入 65 机组冷态启动 7第 3 章 机组正常运行及维护 91 机组运行方式 92 机组协调控制方式 93 负荷调整 14第 4 章 机组停运 121 机组停运前的准备 152 高参数热备用停运 16第 5 章 心得体会 14第 1 章 仿真系统的操作与认识通过本项目的学习， 能正确使用仿真机的基本功能

2、， 能够进行仿 真机的配置、启动、运行、保存工况、调用工况以及维护工况等基础 操作；能初步适应仿真机界面的切换、 参数监视以及图元认识和操作 器操作；能够了解仿真单元机组的重要步骤， 主要数据以及主要系统 画面。1. 知识目标1.1 掌握单元机组的重要系统组成与重要设备用途1.2 掌握单元机组的重要参数的监视范围1.3 掌握单元机组锅炉型式以及结构特点1.4 掌握单元机组的汽轮机形式及结构特点1.5 掌握单元机组的主要热工保护参数与设置2. 技能目标2.1 能共进行仿真机的启动与系统设置2.2 能共熟练访问单元机组的主要系统2.3 能熟练操作仿真机组的主要操作器2.4 能进行仿真曲线监视、运行

3、条件查看等常规操作2.5 能进行仿真机工况调用、保存、整理等操作2.6 能识别常用的系统图元3. 仿真系统简介随着教育事业的改革和发展， 教育越来与注重学生理论联系实际 的能力，在保证学生理论知识的培训后， 更重要的是获得与工作过程 有关的实际操作训练。火电仿实训就是结合热能专业特点，围绕火电 仿真培训教学，认真研究并制定既切合学生实际，又在实习环节有所 创新的培训方法，对学生加深专业理论课的学习，提高实际操作技能 有着非常重要的意义。火电厂的仿真机是采用数学技术模拟各种类型的火力发电厂机组，用于培训和研究的装置，涉及计算机技术、控制理论、数学模型、 电站专业知识、工作经验等多学科的系统工程。

4、4. 600MW仿真机组的硬件构成根据仿真对象一一某600MW机组的现场集控室布置及仿真教学 的实际要求，本仿真系统由一台服务器（教练员及工程师站）及操作 站组成，如图1.1，每台操作站均可独立设置为就地站。图1.1系统配置图表1.1 XX的工业分析和元素分析工业分析（ad）元素分析（dry.%)A / % V / % FC / %Qnet / kJ kg1 CHON27.3864.098.531492337.5 5.85 19.8 5.373 8（M: moisture content, A: ash, V: volatile, FC: fixed carbO n4.1仿真主机（兼教练员站及

5、工程师站）仿真系统的核心服务器，采用了 Windows 2000 server作为操作系统，加载了 Foxpro数据库及Visual C+语言编译器；仿真支撑和 管理程序为Prosims3.1为了扩展主机的功能，还安装了教练员/工程 师站管理软件，服务器的主要功能：一是实现600MW火电机组的实时 仿真运算和计算机系统的信息交换管理；二是用于仿真机系统的管 理、调初值、过程加减速、设置故障等；三是实现数学模型的在线、 离线修改和进行应用软件的维护及系统运行分析。4.2操作站该套仿真系统可满足电厂特殊过程控制和现场操作要求，实现了对操作站页面图和全功能操作的仿真，同时还配备了灵活多样的观察 工具

6、软件包和多种报警方式软件包，能显示任选变量的趋势图及棒 图，报警变量列表，为操作员对整个生产过程实施监控提供了方便。4.3仿真盘台/就地操作站为了模拟机组的盘台操作及集控室外的各类就地操作，确保仿真机的控制功能与实际系统基本一致，采用了多媒体技术，将硬盘台仿真为软盘台，实现DEH操作台、MEH操作台、BPC控制盘台、吹灰 控制操作盘台、电气控制操作盘台以及主要就地操作仿真。在仿真盘 台/就地操作站上，通过鼠标来对盘台、就地设备进行开 / 关、切/投 操作。4.4 电子光字牌及汽包水位、火焰监视器 仿真机使用三台多媒体计算机分别作为机、 炉、电的报警光字牌 显示器，较完整地模拟了现场的报警环境，

7、 也为事故模拟提供了必要 的信号输出通道。另外，仿真机还利用多媒体技术逼真地模拟了电厂锅炉汽包水位 和炉膛火焰监视，为机组仿真运行提供了更完善、直观、便捷的监视 手段。为了方便教学培训， 仿真机专门配备了一台图形计算机和大屏幕 投影仪，使仿真室同时具备了多媒体教室的功能。仿真机系统的各操作员站与服务器之间采用以太网进行通信， 各 微机均采用了分组交换传输协议，每秒可发送 200多个数据包，保证 系统运行的实时性。5. 仿真机系统的主要功能5.1可进行具有分布式控制系统的600MW火电机组的正常和非 正常运行操作，包括冷态、温态、热态、极热态启动和停机以及任意 初态下的升降负荷和负荷控制方式切换

8、操作。5.2 能实现多个故障的设置、演示和处理，并具有事故重演、过 程回溯的功能，便于对操作员所进行的操作进行分析和重复练习。5.3 嵌入式评分系统依据大系统理论， 细化教学过程和教学要求， 实时监视、记录、评判学员的训练过程，并依据路径搜索理论，提供及时帮助操作信息。5.4 仿真机的支撑软件还可以作为系统在开发的手段，通过该软 件，系统使用者可自行开发新算法和新功能。5.5 仿真机提供了功能齐全的操作站和图形站的图形生成软件， 方便构成新的就地操作设备和虚拟盘台操作界面。第2章 机组设备概述1 锅炉设备概述型式及结构特点600MW超临界机组锅炉为东方锅炉厂引进技术制造的国产超临 界参数、变压

9、、直流、本生型锅炉，锅炉型号 DG1900/25.4-H 1型， 单炉膛，一次中间再热，尾部双烟道，固态排渣，全钢构架，全悬吊 结构，平衡通风，露天布置，采用内置式启动分离系统； 设计用煤： 锅炉设计燃用山西省晋城贫煤与河南省平顶山烟煤的混煤，在B-MCR工况下，燃用发热量Qnet,ar=22570KJ/kg的设计煤种时，燃料消耗量约 为245T/h ；调温方式：过热汽温主要通过调节燃料和给水配比并配合 一、二级减温水调整， 再热汽温主要通过置于尾部烟道的调温烟气挡 板调节；锅炉运行方式：带基本负荷并参与调峰，30%90%ECR负荷段滑压运行，其余负荷段定压运行； 制粉系统：采用双进双出钢 球

10、磨煤机冷一次风正压直吹式制粉系统，每台炉配置6台磨煤机， 5台运行一台备用；燃烧设备：采用HT-NR3旋流燃烧器，前后墙布置、 对冲燃烧；每面墙 3层，每层 4只燃烧器，每只燃烧器都配备有一阀双 枪控制的小出力点火油枪， 前、后墙中层各燃烧器中心还配置有大出 力的启动油枪； 在三层燃烧器上方， 前、后墙各布置了一层燃尽风口，以实现分阶段按需送风、组织合理的炉内气流结构、防止火焰贴墙、 使燃烧完全的目的；给水调节：机组配置2350%B-MCR汽动给水泵和一台30%B-MCR容量的电动调速给水泵；配用汽轮机旁路系统：采用30%B-MCR容量高、低压串联旁路；锅炉设计最低不投油稳燃负荷：不大于45%

11、B-MCR负荷；2 汽机设备概述600MW 汽轮机为上海汽轮机厂生产的超临界、单轴、三缸四排汽、一次中间再热、凝汽式汽轮机，型号为 N600-24.2/566/566。汽轮 机具有冲动式调节级和反动式压力级的混合型式。共 48 级叶轮，其 中高压缸 1+11 级，中压缸8 级，低压缸23237 级，具有8 段不调整抽 汽。主蒸汽通过汽轮机两侧的高压主汽阀 -调节阀组件进入汽轮机， 其中高压进汽管两根接在上缸， 两根接在下缸， 分别经进汽套管连接 到高压缸上。3 发电机设备概述3.1 发电机冷却系统600MW 发电机为上海电机厂生产的 QFSN-600-2 水-氢-氢汽轮 发电机。定子线圈采用水

12、内冷，定子铁芯及定子端部采用氢外冷，转 子采用氢内冷。3.2 发电机的结构3.2.1 发电机定子铁芯采用高导磁、低损耗的无取向冷轧硅钢板 冲制并绝缘叠装而成，紧固成整体。3.2.2 发电机定子共设 42 槽，每槽设上、下两层线棒，线圈由空实心铜线由 1：2 的比例交叉组成线棒。3.2.3 为保证氢气的冷却和防止氢气外漏，在两端各设有两组氢 气冷却器和一个双流双环式密封瓦。3.3 发电机励磁系统3.3.1 600MW 发电机励磁系统采用静态自并励方式：发电机出口 励磁变（ 33 2300KVA， /0.88KV ）经励磁功率柜整流调节后由磁场 开关通过发电机集流器送入发电机转子；332励磁调节器

13、（ABB UN5000）为双自动通道（内含自动/手 动）加双手动通道。励磁功率柜按（n-1 ）方式配置，共设5柜.第5 章 机组整体启动4 仿真试验及相关系统的投入4.1 相关系统的投入4.1.1厂用电系统（包括UPS及直流系统）运行正常；4.1.2 所有具备送电条件的设备均已送电；4.1.3 投入循环水系统；4.1.4 投入开式水系统；4.1.5 投入工业水系统；4.1.6 投入仪用气、厂用气系统；4.1.7 凝结水补水箱补水；4.1.8 闭式水系统投入；4.1.9 投入汽机润滑油系统；4.1.10 投入发电机密封油系统；4.1.11 投入发电机氢气系统；4.1.12 投入内冷水系统；4.1

14、.13 投入顶轴油系统；4.1.14 投入主机盘车；4.1.15 凝结水系统投入并冲洗 :4.1.15.1 检查凝汽器热井水质合格，启动凝泵对凝结水系统和除 氧器进行冲洗；4.1.15.2 开启除氧器至锅炉疏水扩容器放水门，投入除氧器水位 调整门自动；4.1.15.3除氧器排水水质达到Fev 300ppb,关闭除氧器至锅炉疏 水扩容器放水门， 开启除氧器至凝汽器放水门， 凝结水系统及除氧器 清洗完成，投入凝结水精处理。4.1.16 投入小机润滑油系统；4.1.17 投入小机盘车；4.1.18 辅汽联箱送汽；4.1.19 除氧器清洗完成后，启动除氧器再循环泵，投入除氧器加 热，准备向锅炉上水；4

15、.1.20 锅炉点火前8小时，通知投入电除尘灰斗、绝缘子加热和 电除尘振打装置；4.1.21 燃油雾化蒸汽系统进行暖管、疏水。5 机组冷态启动5.1 锅炉上水5.1.1 采用凝泵或补水泵上水1）启动一台凝泵或补水泵运行；2）开启凝结水至锅炉上水手动门、电动门，高加水侧走旁路运 行，向给水管道及高加水侧注水，调节锅炉给水流量至 85t/h 左右；5.1.2 采用电泵、汽泵前置泵上水1） 当给水泵入口水质达到Fev 100ppb,高加水侧走旁路；2）启动电泵或汽泵前置泵上水，调节锅炉给水流量至夏天8090t/h左右、其他季节4045t/h ;3）根据辅汽压力尽量维持除氧器温度在8090C5.3 汽

16、机送轴封5.3.1 确认主机、小机盘车运行（小机盘车非必要条件，但是为 防止小机轴封系统阀门内漏， 建议送主机轴封前小机应在盘车状态） ；5.3.2 确认轴封加热器水侧投入，有足够的连续流量；5.3.3 检查开启各路轴封供汽调整门前、后疏水门及各轴封进口滤网放水门，投入辅汽至轴封供汽调节站；5.3.4 稍开辅汽至轴封供汽电动总门进行轴封暖管；5.3.5 暖管结束关闭轴封滤网放水门及轴封系统所有疏水门，全开辅汽至轴封供汽电动总门；5.3.6 启动一台轴封风机运行，一台投入备用；537低压轴封汽温150C以上，并有14C以上的过热度后，开启高、中压缸轴封进汽门及低压缸轴封进汽门；5.3.8设定温度

17、150C，投入低压轴封减温水自动控制，维持低压轴封供汽温度150- 176C。5.4锅炉点火5.4.1 吹扫结束，全面检查点火条件具备，开启燃油进油快关阀、 回油电动门，检查燃油压力正常，燃油雾化蒸汽压力、温度自动控制 正常；5.4.2 投入炉膛烟温探针；543调整给水流量至402t/h、炉膛负压至600Pa总风量调整 至 35%；5.4.4水质要求：省煤器进口水质含铁量Fev 50PPb,分离器出口 含铁量Fev 100PPb5.4.5联系值班员到就地检查配合， 依次启动B12-B34-D12-D34点 火油枪；5.4.6检查点火油枪燃烧良好，依次投入 B、D层启动油枪运行；5.4.7 点火

18、后投入空预器连续吹灰；5.4.8 投入高、低压旁路自动，检查高低旁 5.3.7.8 投入高、低压 旁路自动，检查高低旁蒸汽转换阀自动开启至预设的点火开度；5.4.9调整燃烧，以不超过2QC /min、0.056MPa/min的速率升温 升压；5.4.10过热蒸汽压力达0.2MPa时，关闭启动分离器后过热器空气 门和过、再热器疏水门；5.4.11再热蒸汽压力达到0.2MPa寸，关闭再热器系统空气门；5.4.12 投入油枪的过程中要注意观察储水罐水位， 在锅炉水冷壁汽水膨胀时要停止投入油枪， 待汽水膨胀结束， 储水罐水位恢复正常 后再投入其它油枪；5.4.13 随锅炉的升温、升压，检查高、低压旁路

19、阀逐渐开大；5414主汽压力到8.4MPa检查高、低压旁路控制转入定压运行， 全面抄录锅炉膨胀指示一次。第 3 章 机组正常运行及维护1 机组运行方式1.1 汽轮机运行方式： DEH 系统接受汽轮机转速、发电机功率和 高、中压缸第一级后压力三种反馈信号，有 OPER AUTO 、ATC、 REMOTE、AUTOSYNC、TM共5种方式；1.2 OPER AUTO（操作员自动方式）：是汽轮机的主要控制方式， 在此方式下，可以投入 DEH 控制器的所有功能；1.3 在大范围转速控制区域 ,设定汽轮发电机组的升速率和目标 转速；1.4执行TV-IV转换和TV-GV转换；1.5 在机组同步并网后 ,建

20、立负荷变化率和目标负荷；1.6 投入或切除压力反馈回路和功率反馈回路；1.7 确定在线运行的极限。1.8 ATC（自动汽机控制方式）：是一个随机组运行而自动运行的功 能程序，一般不会选择。1.9 REMOTE （远方遥控方式）：在此方式下，DEH的目标值和设 定值是DCS系统外给出的信号。选择遥控方式必须满足下列条件：1.9.1 必须在操作员自动方式；1.9.2 发电机必须并网并带上负荷；1.9.3 遥控信号必须有效；1.9.4 遥控允许接点必须闭合。2 机组协调控制方式协调控制系统（CCS）的任务是：在保证机组安全的前提下尽快 响应调度的负荷变化要求， 并使机组经济和稳定地运行。 协调控制系

21、 统主要通过锅炉燃烧率和汽机调门来调节机组负荷和主蒸汽压力。 机 组负荷应能快速跟随负荷指令， 并保持主蒸汽压力在允许的范围。 选 择协调控制方式的目的就是在保证压力稳定的前提下尽最大可能满 足电网对负荷的要求。 协调控制系统广义上应包括机组所有的调节， 狭义上指以锅炉指令和汽机指令为调节量， 以电负荷和主蒸汽压力为 被调量，组成的联合调节系统，它有以下几种主要方式。2.1机跟炉方式（TF方式）机跟炉方式下，主蒸汽压力由汽机指令（调门）调节，机组负荷 由锅炉指令（燃烧率）调节，这种方式主蒸汽压力的调节品质比较好， 但负荷调节性能差，负荷的响应延迟大，负荷的波动大。这种方式对 机组比较有利，但不

22、能满足电网的负荷控制要求。 6.2.1 机跟炉方式（TF方式） 机跟炉方式下，主蒸汽压力由汽机指令（调门）调节，机组负荷 由锅炉指令（燃烧率）调节，这种方式主蒸汽压力的调节品质比较好， 但负荷调节性能差，负荷的响应延迟大，负荷的波动大。这种方式对 机组比较有利，但不能满足电网的负荷控制要求。2.2炉跟机方式（EF方式） 炉跟机方式下，主蒸汽压力由锅炉指令（燃烧率）调节，机组负 荷由汽机指令（调门）调节。这种方式机组负荷的调节品质比较好，但主蒸汽压力调节性能差， 主蒸汽压力的波动大。 这种方式对电网比 较有利，但相对而言不利于机组的安全、稳定运行。2.3 协调方式协调方式下， 汽机指令和锅炉指令

23、随负荷指令协同变化， 使机组 有较好的负荷响应性能，并且保证主蒸汽压力在允许的安全范围内， 其负荷和主蒸汽压力调节品质介于机跟炉和炉跟机二种方式之间。621机跟炉方式（TF方式）机跟炉方式下，主蒸汽压力由汽机指令（调门）调节，机组负荷 由锅炉指令（燃烧率）调节，这种方式主蒸汽压力的调节品质比较好， 但负荷调节性能差，负荷的响应延迟大，负荷的波动大。这种方式对 机组比较有利，但不能满足电网的负荷控制要求。2.4炉跟机方式（EF方式）炉跟机方式下，主蒸汽压力由锅炉指令（燃烧率）调节，机组负 荷由汽机指令（调门）调节。这种方式机组负荷的调节品质比较好， 但主蒸汽压力调节性能差， 主蒸汽压力的波动大。

24、 这种方式对电网比 较有利，但相对而言不利于机组的安全、稳定运行。3 负荷调整3.1 在机炉协调控制模式下， 负荷指令由值班员根据值长升 （降） 负荷命令手动输入；3.2如投入AGC方式，则机组负荷指令受调度控制；3.3 变负荷过程中，应加强沿程汽水、风、烟温度及受热面壁温监视，检查燃烧、风量、给水、汽温、汽压等自动调节正常，必要时手动干预配合负荷变化；3.4 如采用手动方式调整机组负荷，应注意风、煤、水的加减幅度不要过大，负荷变化幅度超过50MW时，应小幅度、多次数地分阶 段操作；3.5 正常运行调整的升、降负荷的速率不应超过 10MW/min ，达 到目标负荷后全面检查机组各运行参数是否正

25、常；3.6 如果加负荷时磨煤机裕量不足，应及时增启制粉系统；3.7 若减负荷后运行磨煤机平均煤量可能低到 25t/h 以下时，要根 据机组带低负荷时间的长短选择停止一套制粉系统运行或启动点火 油枪助燃。第 4章 机组停运1 机组停运前的准备1.1 值长接到停机命令并明确停机的原因、时间、方式后，应通 知各相关部门及各岗位做好停机前的准备及工作安排；1.2 各岗位值班人员对所属设备、系统进行一次全面检查，对设 备缺陷进行记录登记，准备好机组停运的有关操作票；1.3 做好辅汽、轴封及除氧器汽源切换的准备工作，使切换具备 条件；1.4 高、低压旁路暖管备用 ,确认低压旁路暖管阀门在适当开度；1.5

26、对炉前燃油系统全面检查一次，确认系统备用良好，对油雾 化蒸汽系统充分疏水；1.6 停炉前应对锅炉受热面（包括空预器）全面吹灰一次；1.7 分别进行主机交流润滑油泵、直流润滑油泵、氢密封油备用泵、空侧直流密封油泵、顶轴油泵、盘车电机、小机直流油泵、盘车 电机试转，检查联锁正常投入，若试转不合格，非故障停机条件下应 暂缓停机，待缺陷消除后再停机；1.8 全面抄录一次蒸汽及汽缸金属温度，从开始减负荷起，应每 隔一小时抄录一次。2 高参数热备用停运2.1 当机组因各种原因需短时间停运时，应采用高参数热备用停 运方式，该方式与滑参数停运主要区别2.2 汽温尽量保持在额定值，在解列减温器后仍无法维持时，可 任其自然下降，但必须保证不小于 500C;2.3 减负荷停机过程中，降压速度比滑参数停运要小，并注意与 汽温配合，保证足够的过热度;2.4锅炉MFT后，启动电泵上水至启动分离器高水位后停运，关严各疏水、排气、取样、加药阀门;引、送风机停止后立即关闭各风 烟挡板闷炉;2.5 各监视仪表、 热工保护、报警信号、安全门等安全监视装置， 仍应处于投入或备用状态， 未经值长批准， 不得进行影响设备备用状 态的检修和工作;2.6 其余注意事项与停运操作参