600mw超超临界机组培训课件

600MW超超临界机组培训课件第一章机组概述与技术背景超超临界机组定义及发展超超临界机组是指蒸汽参数超过临界压力22.1MPa和临界温度374℃的高效发电机组。自20世纪末发展至今，已成为清洁高效发电的主流技术。在电力系统中的地位600MW机组作为大型基荷电源，在电网中承担稳定供电和调峰任务。其高效率、低能耗特性使其成为电力系统骨干力量。主要技术指标优势600MW超超临界机组关键参数锅炉主参数主蒸汽压力：25-27MPa主蒸汽温度：600-610℃再热蒸汽温度：600-610℃蒸发量：1900-2000t/h给水温度：280-290℃汽轮机参数额定功率：600MW转速：3000rpm热耗率：≤7600kJ/kWh汽轮机效率：≥47%背压：4.9-5.88kPa发电机参数额定容量：667MVA额定电压：20kV额定电流：19244A功率因数：0.9冷却方式：水-氢-氢这些参数相互关联，共同决定了机组的整体性能表现。精确控制这些参数是保证机组安全经济运行的关键。超超临界锅炉与汽轮机系统结构锅炉采用П型布置，汽轮机为单轴四缸四排汽结构。高温高压蒸汽从锅炉过热器出口进入高压缸做功后返回锅炉再热器，再热后分别进入中压缸和低压缸继续膨胀做功，最终在凝汽器中凝结成水完成循环。第二章锅炉系统详解01超超临界锅炉汽水循环系统采用直流锅炉结构，给水经省煤器、水冷壁、过热器一次通过完成加热、蒸发、过热全过程。无汽包设计，依靠给水泵压力维持循环。02风烟系统及调节原理包括送风、一次风、二次风系统。通过调节风量和配风比例，实现燃烧优化控制。烟气经空气预热器、电除尘器、脱硫脱硝装置处理后排放。03制粉系统工作流程原煤经磨煤机研磨成煤粉，由一次风携带送入炉膛燃烧。控制煤粉细度、水分及通风量是保证燃烧稳定的要点。04锅炉安全保护系统包括MFT主燃料跳闸保护、炉膛安全监控系统FSSS、超温超压保护等多重安全措施，确保设备和人员安全。锅炉汽水系统关键技术高温高压蒸汽参数控制通过协调控制系统精确调节燃料量、给水量和风量，维持主蒸汽温度、压力稳定。采用多级喷水减温和烟气挡板调节相结合的方式实现精细控制。主蒸汽温度偏差需控制在±5℃以内。汽水分离与循环泵作用超超临界锅炉为直流炉，无汽水分离装置。给水泵提供足够压力克服系统阻力，保证给水连续通过各受热面。启动阶段采用启动旁路系统实现汽水分离和压力控制。过热器与再热器功能过热器将饱和蒸汽加热至600℃以上过热蒸汽供给汽轮机高压缸。再热器将高压缸排汽再次加热至600℃后送入中低压缸，提高循环效率。两者均采用多级布置和喷水减温调节。第三章汽轮机系统结构与运行主蒸汽及再热系统主蒸汽管道将锅炉出口过热蒸汽输送至高压缸。高压缸排汽经冷段再热管返回锅炉再热器，再热后经热段再热管进入中压缸。回热抽汽系统从汽轮机各段抽取蒸汽加热给水，包括3级高压加热器和4级低压加热器。回热抽汽可提高循环热效率约8-10个百分点。凝结水系统汽轮机排汽在凝汽器中被循环冷却水冷凝。凝结水泵将凝结水升压后依次通过低压加热器、除氧器加热至给水温度。真空系统维持凝汽器真空度。轴封与润滑系统轴封蒸汽防止空气漏入和蒸汽外泄。润滑油系统为轴承提供润滑和冷却，包括主油泵、交直流辅助油泵和高压顶轴油泵。汽轮机安全监控与保护机械超速遮断系统当转速超过额定转速的110%（3300rpm）时，危急遮断器动作，立即关闭主汽门和调门,切断蒸汽供应。电超速保护在107%转速时动作，提供双重保护。振动监测与故障预警在各轴承位置安装振动传感器，实时监测轴承振动、轴位移和轴承温度。振动值超过报警值时发出预警，超过跳闸值时自动停机保护。正常运行时轴承振动应小于0.05mm。发电机冷却系统维护发电机采用水-氢-氢冷却方式，定子绕组采用水内冷，转子绕组和铁芯采用氢冷。氢气纯度需保持≥96%，氢气压力维持在0.4-0.5MPa。密封油系统防止氢气泄漏，需定期检查密封油压差和油质。110%危急遮断转速超速保护动作值0.05mm振动标准值正常运行上限96%氢气纯度最低要求标准汽轮机内部结构剖面600MW汽轮机采用单轴四缸四排汽结构：一个高压缸、一个中压缸和两个低压缸。蒸汽在各级动叶片和静叶片间逐级膨胀做功，推动转子高速旋转。转子通过联轴器与发电机转子连接，将机械能转换为电能。第四章电气系统与自动化控制电气主接线采用发电机-变压器单元接线方式，发电机出口经主变压器升压至500kV后接入电网。配置高压厂用变压器和启动备用变压器保证厂用电供应。励磁系统采用自并励静止励磁系统，通过调节励磁电流控制发电机端电压和无功功率。具有自动电压调节AVR、功率因数调节和励磁限制功能。厂用电系统分为6kV高压厂用电和380V低压厂用电两级。高压厂用电供给大型电动机，低压厂用电供给照明、控制和小型设备。设置工作电源和备用电源自动切换。保护装置发电机配置差动保护、失磁保护、过负荷保护等。变压器配置差动保护、瓦斯保护、过流保护等。保护动作后按预定程序执行跳闸和报警。DCS系统在超超临界机组中的应用自动化控制系统架构分散控制系统DCS采用分层分布式结构，包括操作员站、工程师站、控制站和现场I/O站。实现数据采集、逻辑控制、顺序控制、模拟量调节和报警管理等功能。系统采用冗余配置，保证高可靠性。APS自动启停技术自动功率控制系统APS可实现机组全过程自动启动和停止。通过预设程序自动完成点火、升温升压、冲转并网等操作，大幅减少人工干预，提高启动效率和安全性。启动时间可缩短30-50分钟。人机界面与操作操作员站配备大屏幕显示器，提供图形化监控界面。操作人员通过鼠标键盘完成参数监视、设备操作和数据查询。界面设计符合人机工程学原则，关键参数突出显示，报警分级管理。第五章机组启动流程详解1冷态启动准备工作检查各系统设备状态，确认水、汽、油、气系统正常。投入辅助蒸汽、冷却水、仪用空气系统。检查安全保护装置和联锁回路投入情况。进行设备试转和阀门严密性试验。2设备送电与辅机启动合上厂用电电源，依次启动循环水泵、凝结水泵、给水泵、送风机、引风机等辅助设备。建立锅炉通风，吹扫炉膛5-10分钟，排出可燃气体。3点火升温升压投入油枪点火，控制升温升压速率。主蒸汽温度升至400℃以上后可增加燃料量加快升温。严格控制汽温汽压匹配关系，防止超温超压。冷态启动通常需要4-6小时。4汽轮机冲转与并网主蒸汽参数达到冲转条件后，开启主汽门暖机。分阶段提升转速：600rpm定速暖机、3000rpm定速暖机。检查振动、轴位移正常后，合闸并网。升负荷至带初负荷，投入自动调节。并网后负荷调节与运行管理负荷升降控制策略并网后根据电网调度指令调整负荷。正常升降负荷速率为5-10MW/min。通过协调控制系统同步调节燃料量、给水量和风量，保持主蒸汽温度和压力稳定。快速响应：采用一次调频和AGC自动发电控制稳定运行：保持汽温汽压在额定值±2%以内经济运行：优化运行参数降低煤耗运行参数监视与调整操作人员需实时监视关键运行参数，及时发现和处理异常。主要监视项目包括：主蒸汽温度、压力及再热蒸汽温度给水温度、流量与除氧器水位汽轮机轴承振动、油温油压发电机有功、无功及定转子温度炉膛负压、烟气含氧量和排烟温度95%额定负荷运行时间占比85%机组可用率目标98%自动调节投入率机组启动关键节点时间轴从设备送电准备到满负荷运行，冷态启动全过程约需8-10小时。关键里程碑包括：点火（T+0h）→升温升压（T+4h）→汽轮机冲转（T+5h）→并网（T+6h）→带初负荷（T+7h）→满负荷（T+10h）。合理控制各阶段时间对保证设备安全至关重要。第六章主要辅机系统运行1制粉系统运行维护中速磨煤机将原煤研磨成煤粉。运行中控制磨煤机出口温度70-90℃，一次风量保持合理风煤比。定期检查磨辊磨盘磨损情况，及时更换。煤粉细度R90≤20%，水分≤1%为宜。2汽动给水泵工作原理汽动给水泵由小汽轮机驱动，以汽轮机抽汽或辅助蒸汽为动力。给水泵为多级离心泵，出口压力可达30MPa以上。通过调节小汽轮机进汽量控制给水流量，实现给水压力和流量的精确调节。3辅助蒸汽系统管理辅助蒸汽用于汽泵驱动、除氧器加热、暖管等。正常运行时由主汽管道减温减压后供给。启动阶段由辅助锅炉或外部蒸汽源供给。维持辅汽压力1.0-1.2MPa，温度300-350℃。第七章机组运行维护与故障诊断机组控制方式自动控制AGC：根据电网指令自动调节负荷定功率控制：维持功率恒定运行定压力控制：维持主蒸汽压力恒定手动控制：操作员手动调节参数参数异常分析主蒸汽温度偏低：检查燃烧工况、减温水量再热温度偏高：调整烟气挡板、检查减温器凝汽器真空下降：检查循环水、查找漏点轴承振动增大：分析振动频谱、检查对中维护与试验日常巡检：每班次巡检设备运行状态定期维护：按周期进行保养和检修预防性试验：电气设备绝缘试验保护传动试验：验证保护和联锁功能建立完善的故障数据库，积累典型故障处理经验。采用状态检修策略，通过在线监测和诊断技术，实现从计划检修向预知检修转变。第八章机组滑停及紧急停机滑参数停运标准操作滑参数停运是正常停机方式，通过逐步降低负荷、汽温汽压来实现平稳停机：降低负荷至最低稳定负荷（约200MW）解列发电机，关闭主汽门和调门维持锅炉微正压通风逐步降低燃烧，投入启动旁路系统控制降温降压速率≤1.5℃/min和0.3MPa/min锅炉灭火后继续通风冷却整个停机过程约需4-6小时。停运后设备保护措施机组停运后需采取保护措施防止设备损坏：锅炉侧：维持微正压通风防止烟气倒灌，投入炉水循环泵维持水循环汽机侧：投入盘车装置防止转子变形，保持真空或充氮气防止氧化腐蚀电气侧：投入交流润滑油泵维持轴承润滑，保持励磁机通风冷却紧急停机流程遇到危及人身或设备安全的紧急情况时，立即执行紧急停机：按下紧急停机按钮或MFT动作，主汽门、调门和给水门快速关闭，停止燃料供应。事故处理后进行设备检查和事故分析。第九章事故处理与安全保障1锅炉事故类型及应对锅炉灭火：立即停止给煤，加强通风吹扫炉膛，查明原因后重新点火。若主蒸汽温度快速下降需启动旁路保护汽轮机。水冷壁爆管：表现为炉膛负压波动、给水流量异常增大。立即降负荷或紧急停炉，隔离破损部位。炉膛爆炸：预防为主，严格执行点火前吹扫程序，避免熄火后燃料积聚。2汽轮机事故诊断汽轮机超速：检查调速系统和保护装置，危急时手动打闸停机。轴承振动异常：立即降负荷，检查润滑油系统，分析振动原因。振动超限时紧急停机。真空下降：检查凝汽器水位、循环水流量和冷却水温度，查找漏点。3电气系统故障排查发电机失磁：检查励磁系统，投入备用励磁。失磁运行将从电网吸收无功，需尽快恢复或解列。厂用电中断：备用电源自动切换，若失败则启动应急柴油发电机保证重要设备供电。主变故障：保护动作跳闸后检查设备，排除故障后方可送电。4安全生产管理建立健全安全管理制度，落实安全生产责任制。定期开展安全教育培训和应急演练。完善风险辨识和隐患排查机制，坚持"安全第一、预防为主、综合治理"方针。第十章仿真操作与参数定值仿真系统介绍全范围仿真机完整再现实际机组的动态特性和操作环境。仿真系统基于数学模型建立，包括锅炉、汽机、电气等各子系统模型，响应时间与实际机组一致，可模拟正常工况和各类事故工况。操作界面与功能仿真机操作界面与实际DCS系统完全一致，操作员在仿真机上进行各种操作训练。教员站可设置初始工况、插入扰动、冻结和回放操作过程。系统记录所有操作数据，用于事后分析和评估。参数定值管理锅炉和汽轮机系统有数百个参数定值需要设置，包括报警值、联锁值、控制参数等。参数定值由设备制造商提供初始值,运行中根据实际情况优化调整。所有定值修改需经过审批和试验验证。仿真操作界面与流程仿真培训系统提供沉浸式操作环境，学员可在无风险条件下进行各种操作训练。通过反复练习启动停机、事故处理等操作，熟练掌握操作技能，提高应急响应能力。仿真系统是运行人员培训和考核的重要工具。附录一：冷态启动主蒸汽压力与温度对应关系表主蒸汽压力(MPa)对应饱和温度(℃)建议主汽温度(℃)温度裕度(℃)5.0264300368.02953404510.03113604912.03243805615.03424106818.03574408320.036546510022.037349011725.0385540155冷态启动过程中，主蒸汽温度应高于对应压力下的饱和温度至少30℃以上，防止蒸汽带水对汽轮机造成损害。随着压力升高，温度裕度逐步增大。启动过程严格按照此对应关系控制升温升压速率。附录二：蒸汽压力与饱和温度对照表压力(MPa)饱和温度(℃)0.11000.51521.01802.02123.02344.02505.02646.02767.02868.0295压力(MPa)饱和温度(℃)10.031112.032415.034218.035720.036522.137425.038527.039230.040135.0413此表列出了不同压力下水的饱和温度。当压力达到22.1MPa、温度374℃时为临界点，超过此参数即为超临界状态。超超临界机组运行压力通常在25-27MPa范围，远超临界压力，因此不存在明显的汽水分离过程。典型600MW超超临界机组案例分析1国内外代表机组对比国内：华能玉环电厂、华电宁夏灵武电厂、国电泰州电厂等采用国产化600MW超超临界机组，主蒸汽参数26.25MPa/600℃/600℃，供电煤耗≤285g/kWh。国外：日本、德国超超临界机组技术成熟，部分机组参数达到31MPa/620℃/620℃，效率更高但造价较贵。2运行经验总结严格执行启停操作规程，控制温度应力防止设备损坏优化燃烧调整,降低NOx排放的同时保证燃烧效率加强设备巡检和状态监测，及早发现和处理缺陷合理安排检修周期,提高机组可用率开展技术攻关，解决制约机组性能的关键问题3关键设备与技术支持锅炉：东方锅炉、上海锅炉、哈尔滨锅炉等主要供应商提供超超临界锅炉及技术服务。汽轮机：东方汽轮机、上海汽轮机等提供高效汽轮机组及备品备件。控制系统：采用ABB、西门子、和利时等先进DCS系统,保证控制精度和可靠性。600MW机组节能减排技术高效燃烧技术采用低NOx燃烧器、空气分级燃烧、烟气再循环等技术，降低氮氧化物排放。优化配风和煤粉细度，提高燃烧效率，降低飞灰含碳量至2%以下。余热回收利用利用省煤器、空气预热器回收烟气余热加热给水和空气。排烟温度控制在120-130℃。部分机组加装低温省煤器进一步降低排烟温度。环保排放控制配套电除尘器、布袋除尘器、湿式电除尘器等多级除尘设备，烟尘排放浓度≤10mg/m³。脱硫采用石灰石-石膏湿法，效率≥98%。SCR脱硝效率≥80%,排放浓度≤50mg/m³。排放限值实际排放未来发展趋势与技术展望超超临界技术升级研发700℃超超临界机组技术，蒸汽参数提升至35MPa/700℃/720℃，发电效率可达50%以上。采用镍基高温合金等新材料突破温度限制。二次再热技术进一步提升效率。智能化与数字化运维应用人工智能、大数据、物联网技术建设智慧电厂。通过数字孪生技术实现设备状态实时监测和故障预测。机器学习优化运行参数，实现少人值守、无人巡检。新材料与新工艺开发耐高温高压新型合金材料延长设备寿命。应用3D打印技术制造复杂部件。采用先进焊接和热处理工艺提高制造质量。研究抗腐蚀涂层技术应对烟气腐蚀。培训总结与知识回顾重点知识点梳理基本概念：超超临界参数定义、机组结构组成系统原理：锅炉汽水循环、汽轮机做功过程、电气主接线运行操作：启动停机流程、参数调整方法、负荷控制策略设备维护：主要设备运维要点、故障诊断方法安全管理：事故处理程序、应急响应措施新技术应用：自动化控制系统、节能减排技术常见问题答疑Q:超超临界机组与亚临界机组主要区别？A:主要区别在蒸汽参数。超超临界压力>24MPa、温度>580℃，效率高3-5个百分点，煤耗低、排放少。Q:为什么要控制升温升压速率？A:过快升温会产生过大温度应力导致设备变形损坏。严格控制速率保证设备安全和寿命。Q:真空下降的主要原因有哪些？A:循环水量不足、冷却水温升高、凝汽器漏入空气、汽轮机本体漏汽等。需逐项检查排除。45%发电效率行业领先水平280供电煤耗g/kWh节能目标值8000年运行小时设计运行时间理论结合实践，保障安全高效扎实的理论知识是基础，丰富的实践经验