《安徽电气职院600MW超临界火电机组运行仿真实训指导.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《安徽电气职院600MW超临界火电机组运行仿真实训指导.docx（64页珍藏版）》请在课桌文档上搜索。
1、仿真实训指导书600MW超临界火电机组适用专业：电厂热能动力装置、火电厂集控运行、发电厂及电力系统、生产过程自动化技术、城市热能应用技术安徽电气工程职业技术学院一，.-1-刖百加快建设和发展高效超临界火电机组是解决电力短缺、提高能源利用率和减少环境污染的最现实、最有效的途径。目前600MW及以上超临界机组成为我国火电建设的重点，近年来一批600MW、100oMW等超（超超）临界火电机组相继投产并运行良好。高等职业学院相关专业的学生毕业后将成为火力发电生产现场设备运行和维护的主力军，而实践教学是实现高职教育人才培养目标的主体性教学之一，突出学生实践能力的培养更是高职教育最显著的特征。火电机组仿真
2、设备模拟发电厂真实应用的生产流程操作和监控系统，能提供真实职业环境，培养学生的综合职业能力。为了使学生通过仿真机操作很好地掌握实践技能，我们编写了这本实训指导教材。本实训指导书是以安徽电气工程职业技术学院制定的有关仿真机运行教学大纲为主要编写依据，参照电力行业国家职业技能鉴定规范标准，结合现场运行规程而编写。本书分为五个章节，前两章着重介绍和分析了锅炉、汽轮机、电气、控制各个设备和系统以及主要运行参数的调整。第三章、笫四章结合火电厂运行规程编写机组冷态滑参数启停操作流程。第五章列举机组典型事故现象、原因及处理方法，由于篇幅有限，其他故障请参阅相关技术资料。20年月第一章主机、主要辅机及系统介绍
3、5第一节锅炉系统规范和特性5第二节汽轮机系统规范和特性7第三节发电机组规范和特性9第四节机组控制系统和主要保护10第二章机组运行调整16第一节汽轮机运行中控制的主要参数及限额16第二节锅炉运行中控制的主要参数及限额17第三节发电机运行中控制的主要参数及限额18第四节锅炉运行调整20第五节汽机运行调整23第六节发电机系统主要参数的监视与调整26第三章600MW超临界火电机组全冷态启动操作卡28一、启动前检查、试验及相关系统的投入28二、锅炉上水清洗29三、汽机抽真空、送轴封30四、锅炉吹扫前的准备30五、检查下列条件满足，启动炉膛吹扫31六、锅炉点火31七、热态清洗32八、机组启动升温、升压注意
4、事项32九、发电机恢复备用33十、汽轮机冲转准备33十一、汽机冲转、升速、暖机34十二、汽机冲转、升速过程的注意事项：35十三、发电机自动升压36十四、发电机升压注意事项36十五、发电机与系统并列37十六、机组并列后的检查和操作37十七、升负荷37第四章机组滑参数停运42一、滑参数停运的规定42二、降负荷至350MW42三、降负荷至180MW42四、降负荷至OMW43五、解列停机43六、停炉44七、汽机惰走44八、机组滑参数停运及停运后的注意事项45九、高参数热备用停运46第五章机组典型事故48第一节锅炉事故处理48第二节汽轮机事故处理55第三节电气事故处理62附录：锅炉冷态启动曲线1第一章主
5、机、主要辅机及系统介绍第一节锅炉系统规范和特性一、型号DG1900254-11l型锅炉是东方锅炉厂引进技术制造的国产超临界参数、变压、直流、本生型锅炉。二、锅炉主要技术参数负荷项目单位BMCRBR1.THA高加切除75%THA50%THA30%THA过热蒸汽出口流量t/h19131810.61664.11461.51226807.8520.0过热器蒸汽出口压力Mpa25.425.325.024.824.416.411过热器蒸汽出口温度571571571571571571571再热蒸汽流量t/h1582.11493.51388.21433.51040.1700.4457.8再热蒸汽进口压力MPa
6、4.3364.0873.8024.0022.8521.91.184再热蒸汽出口压力MPa4.1463.9073.6323.8522.7011.81.104再热器蒸汽进口温度C311305299309280288293再热器蒸汽出口温度C569569569568569569531给水温度281277272186254232210过热器一级喷水量t/h76.572.466.658.549.032.331.2过热器二级喷水量t/h76.572.466.658.561.440.426.0空气预热器出口烟气温度（修正）12211811111310710196实际燃料消耗量t/h245.21234.212
7、18.23222.31167.23116.0776.24锅炉计算热效率（按低位发热量）%92.9993.1393.4192.9893.0492.8592.66炉膛出口过剩空气系数*V三1.141.141.141.141.211.341.45省煤器出口过剩空气系数1.151.151.151.151.221.351.46注：THA热耗率验收工况；BR1.一一锅炉额定工况；B-MCR一一锅炉最大连续蒸发量工况。三、锅炉总体介绍1、本锅炉为超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构口型锅炉、露天布置燃煤锅炉，采用内置式启动分离系统。2、设计用煤：锅炉设计燃
8、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=22570KJkg的设计煤种时,燃料消耗量约为245Th;3、炉膛上部布置有分隔屏过热器和后屏过热器，水平烟道依次布置高温再热器和高温过热器,尾部烟道布置有低温再热器和省煤器。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：4、制粉系统：采用双进双出钢球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；5、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
9、小出力点火油枪250kgh,前、后墙中层各燃烧器中心还配置有大出力的启动油枪4700kg/h；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。燃烧器配风分为直流一次风、直流内二次风（又称二次风）和旋流外二次风（又称三次风）。一次风输送煤粉。单只燃烧器内二次风、外二次风的风量分配通过调节各内二次风套筒开度和外二次风调风器开度来实现的。6、烟风系统设计采用两台动叶可调轴流送风机和两台入口导叶可调轴流引风机平衡通风，空气预热器为三分仓容克式，采用径向密封自适应调整来降低空气预热器漏风。两台送风机和两台动叶可调轴流一次风机将
10、冷空气送往两台空气预热器，冷风被加热成热风。热二次风一部分送往喷燃器助燃实现一级燃烧，一部分送往燃尽风喷口保证燃料充分燃尽；热一次风送往磨煤机和冷一次风混合,实现煤粉的输送、分离和干燥。炉膛排出的热烟气依次通过高温再热器、高温过热器后进入对流竖井。在对流竖井内依次布置低温再热器和省煤器。由对流竖井引出的烟气分两路进入空气预热器进行最后冷却，再经两台双室四电场电除尘器净化后通过两台引风机送入脱硫系统进行脱硫处理，净化后的烟气经烟囱排入大气。7、汽水流程：/过热器一、二级减温水高加出口给水一省煤器么螺旋水冷壁一水冷壁中间联箱T唾直水冷壁一/锅炉疏水扩容器/N嗨汽器蒸汽垂直水冷壁出口混合联箱启动分离
11、器顽棚过热器尾部烟道前包墙及水平烟道水冷壁、尾部烟道中包墙及两侧墙尾部烟道后包墙口屿/工、,日Ba左右交叉、一级减温吊挂管低温过热器/X汽轮机高压旁路屏式过热器左右交叉、二级减温A高温过热器汽轮机高压缸A低温再热器左右交叉事故减温A高温再热器跟轮机中压缸第二节汽轮机系统规范和特性一、汽轮机设备规范:型号N600-24.2/566/566功率额定功率600MW经济功率600MW最大连续功率649.9MW额定转速3000rmn旋转方向从汽机向发电机端看为顺时针方向回热级数三高、四低、一除氧汽机盘车转速2.38rmin汽轮机启动及运行方式定压及变压汽轮机配汽方式节流调节喷嘴调节二、汽轮机总体介绍：1
12、、本机是由上海汽轮机有限公司(STC)与西门子西屋(SWPC)联合设计制造的600MW超临界、单轴、三缸四排汽、一次中间再热、凝汽式汽轮机。2、汽轮机高中压汽缸均为双层缸，通流部分相对布置，高压具有1级冲动式调节级和11级反动式压力级，中压8级反动式压力级。两个低压缸是双流、2X7级反动式的。3、自动主汽门（TV）和调节汽门（GV）的排列如图:发电机端喷嘴组和调节阀位置图（从调节阀端向电机端看）4、汽轮发电机组临界转速轴段名称一阶临界转速rpm二阶临界转速rpm设计值（轴系）设计值（轴段）设计值（轴系）设计值（轴段）高中压转子1640161040004000低压转子I1680160040004
13、000低压转子111690160040004000发电机转子820763230022005、机组配有N34000型双背压（发电机侧是出水侧，高背压。汽机侧是进水侧，低背压）、双壳体、表面型、双汽室、八水室、壳体和水室为全焊接结构凝汽器。6、本机组配有二台50%容量给水泵并联及台30%容量启动及备用电动调速给水泵名称单位电动给水泵汽动给水泵型式卧式、筒形、多级离心泵卧式、筒形、多级离心泵出口流量t/h676930.67扬程MPa31243114额定转速r/min59955516效率%8284汽蚀余量m4453.8密封形式迷宫密封迷宫密封泵转向从驱动端看为顺时针方向从驱动端看为顺针方向注：以上参数
14、均为额定工况。7、一次再热与三级高压加热器、一级除氧器和四级低压加热器组成八级回热系统，各级加热器输水逐级自流。汽轮机两个低压缸排汽排入双背压凝汽器。第四级抽汽用于除氧器加热、驱动给水泵汽轮机及厂用辅助蒸汽系统。第三节发电机组规范和特性一、发电机规范和特性600MW发电机采用由上海汽轮发电机有限公司引进美国西屋技术生产的汽轮发电机组,型号为QFSN-600-2,排列方式为室内纵向顺列布置，标高为13.7m。发电机定子线圈采用水内冷，定子铁芯及定子端部采用氢外冷，转子采用氢内冷。发电机的励磁型式为发电机出口接带励磁变的全静态励磁系统。该发电机转子采用国内有成熟经验的气隙取气冷却方式，其他主要结构
15、均保留西屋公司原有的成熟可靠结构，如穿心螺杆、磁屏蔽、分块压板固定的定子铁芯、上下层不同截面的定子线圈、冈卜柔结构的定子端部固定、端盖式轴承、可倾瓦式、双流双环式密封瓦等以保证足够的运行可靠性。发电机型号QFSN-600-2所代表的意义是：额定功率600兆瓦、二极水氢氢汽轮发电机。QF代表汽轮发电机S代表定子水内冷2代表2极N代表氢内冷项目单位设计数据型式三相交流隐极式同步发电机型号QFSN-600-2冷却方式水氢氢额定容量MA667功率（最大连续/额定）MW680/600额定功率因数0.9（滞后）额定定子电压KV20额定频率Hz50额定转速r/min3000定子绕组连接方式YY绝缘等级F级发
16、电机临界转速（一阶/二阶）r/min760/2120二、发电机励磁系统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（3X2300KVA,20W/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；励磁调节器（ABBUN5000）为双自动通道（内含自动/手动）加双手动通道。励磁功率柜按（nT）方式配置，共设5柜。第四节机组控制系统和主要保护一、模拟量控制系统（MCS）模拟量控制系统（ModulationcontrolSystein,简称MCS）,是将汽轮发电机组的锅炉汽机当作一个整体进行控制的系统。本机组采用北京贝利公司的Symphony控制系统。炉侧M
17、CS指锅炉主控制系统、锅炉燃料量控制系统、送风控制系统、引风控制系统、启动分离器储水箱水位控制系统及蒸汽温度控制等系统；机侧MCS指除氧器压力、水位调节系统；凝汽器水位调节系统；闭式水箱水位调节系统；高、低加水位调节系统及辅汽压力调节系统等。MCS担负着生产过程中水、汽、煤、油、风、烟诸系统的主要过程变量的闭环自动调节及整个单元汽轮发电机组的负荷控制任务。二、顺序控制（SCS）顺序控制系统（SCqUCntiedControlSyStein,简称SCS）,是将机组的部分操作按热力系统或辅助机械设备划分成若干个局部控制系统，按照事先规定的顺序进行操作，以达到顺序控制的目的。炉侧顺序控制的范围包括：
18、送风机、引风机、一次风机、空气预热器、炉膛吹灰系统等。机侧顺序控制的范围包括：汽机润滑油系统、凝泵、高加、除氧器、低加、真空泵、轴封系统、循环水系统、闭式水系统、汽泵、电泵、内冷水系统、密封油系统、胶球清洗系统等。三、锅炉炉膛安全监控（FSSS）炉膛安全监控系统(FurnaceSafeguardSupervisorySystem,简称FSSS)能在锅炉正常工作和启停等各种运行方式下，连续地密切监视燃烧系统的大量参数和状态，不断地进行逻辑判断和运算，必要时发出动作指令，通过各种顺序控制和联锁装置，使燃烧系统中的有关设备(如磨煤机、给煤机、油枪、火检冷却风机等)严格按照一定的逻辑顺序进行操作或处理
19、未遂事故，以保证锅炉的安全。同时炉膛安全监控系统还具有燃烧管理功能，它通过对锅炉的各层燃烧器进行投切控制，满足机组启停和增减负荷的需要，对锅炉的运行参数和状态进行连续监视，并自动地完成各种操作和保护动作，如紧急切断燃料供应和紧急停炉，以防止事故扩大。四、电气控制(ECS)电气ECS系统(EleCtriCaIControlSystem,简称ECS),其主要作用是发电机的启、停控制及逻辑；厂用电系统各开关的控制及逻辑；电气系统的各参数与设备状态的监视；继电保护动作情况、故障报警及事件顺序记录。五、汽机DEH系统汽机DEH系统(DigitalElectricalHydraulic,简称DEH),其主
20、要作用是调节汽轮机的转速，可完成如下功能：挂闸；自动判断热状态；选择启动方式；升速；300OrPm定速;发电机假同期试验；并网带负荷；升负荷；阀切换：单阀/顺序阀切换；调节级压力反馈；负荷反馈；一次调频；CCS控制；ATR热应力控制；高负荷限制；低负荷限制；阀位限制；主蒸汽压力限制；快卸负荷；超速限制OPC；负荷不平衡；超速保护0SP；喷油试验；超速试验；阀门活动试验；阀门在线整定；电磁阀试验；控制方式切换。六、旁路控制系统(BCS)旁路控制BCS系统(ByPaSSControlSystem,简称BCS),旁路系统是一个独立的系统，旁路控制能够完成旁路操作的确切要求，并能完成安全功能或快开/快
21、关功能，其基本组成部分为高旁控制器和低旁控制器，主要实现高低旁的压力控制和温度控制。七、汽泵组MEH系统汽泵组MEH系统(MicroElectricalHydraulic,简称MEH),其主要作用是调节汽泵组的转速，可完成如下功能：挂闸、升速、定速、CCS控制、超速保护等功能。八、汽轮机ETS保护项目单位停机值备注DEH电超速110%rpm3300四只AST电磁阀全动TSl电超速110%rpm3300四只AST电磁阀全动DEH失电四只AST电磁阀全动轴向位移大inn1四只AST电磁阀全动X方向轴振大nm0.254四只AST电磁阀全动Y方向复合振动大Iim0.254四只AST电磁阀全动发变组保护
22、动作四只AST电磁阀全动高压胀差大mm-4.56,+10.28四只AST电磁阀全动低压胀差大nm-1.02,+16四只AST电磁阀全动锅炉MFT联跳汽轮机四只AST电磁阀全动手动打闸汽轮机四只AST电磁阀全动润滑油压低MPa0.06四只AST电磁阀全动EH油压低MPa9.3四只AST电磁阀全动凝汽器真空低kPa20.3四只AST电磁阀全动九、汽轮机主要联锁保护项目单位整定值联动内容润滑油压低I值MPa0.075启动交流润滑油泵低H值MPa0.07启动直流润滑油泵低In值MPa0.031主机盘车跳闸抗燃油压低I值MPa11.03联起备用泵低11值MPa9.3停机十、锅炉MFT保护项目判据炉MFT
23、动作条件1.手动MFT2.主蒸汽压力高228.3MPa,三取二逻辑，延时20s3.炉膛压力高II值+3000Pa,三取二逻辑4.炉膛压力低11值-3000Pa,三取二逻辑5.炉膛风量低H值负荷30%且总风量425%,三取二逻辑6.主给水流量低I值给水流量W281th,延时20S,三取二逻辑7.主给水流量低II值给水流量W241th,延时3S,三取二逻辑8.两台空预器全停无运行信号9.两台引风机跳闸10.两台送风机跳闸11.无油燃烧时两一次风机跳闸无油层运行证实，且任一给煤机运行35s后一次风机全停12.丧失火检冷却风风压低至5KPa延时5min,三取二逻辑13.全部给水泵跳闸14.锅炉负荷30
24、%ECR时，汽机跳闸15.全炉膛灭火任意给煤机曾运行35s,现无任一煤层有3/4煤火检且无任一油层3/4油角投运16.失去所有燃料1.任意层油燃烧器曾投运，现（所有油角阀全关或油跳闸阀全关或OFT/SUOFT动作）且（所有给煤机停运达10分钟或一次风机全停）或2.首支油枪投运3次失败（3次打开油角阀都IOS内无火）17.再热器失去保护1.纯油燃烧且锅炉负荷力30%时，出现再热器断流；或2.有任一煤层运行时，出现再热器断流再热器断流释义：a.高压主汽门全关且高旁阀关闭；或b.高压调门全关且高旁阀关闭；或C.中压主汽门全关且低旁阀关闭18.再吹扫请求吹扫完成60分钟内无任一油角阀开19.FSSS电
25、源丧失MFT动作结果1.汽轮机跳闸；2.所有给水泵跳闸；3.锅炉、汽机主控切手动；4.关闭所有油枪角阀、油跳闸阀、回油电动门；5.退所有油枪和点火枪，点火器停止打火；6.跳所有一次风机、密封风机、磨煤机和给煤机；7.关闭所有粉管关断门及粉管吹扫电动门，开启所有燃烧器三次风门；8.脱硫系统相关设备停运；9.关闭过热器和再热器减温水；10.电除尘器全停；11.吹灰器全停；12.如系炉膛压力异常造成的MFT,跳引、送风机。十一、发变组保护序号功能描述出口1保护Al、Bl柜（双重保护）1.11、发电机差动保护发电机全停2、发电机定子100%接地保护延时发电机全停3、静态励磁系统故障程跳4、发电机低频保
26、护延时程跳5、发电机定子过电压保护发电机全停6、发电机失磁保护延时H减出力、延时12程跳7、发电机失步保护延时发电机全停8、发电机逆功率保护延时发电机全停9、发电机误上电保护跳发电机主开关10、发电机起停机保护跳灭磁开关11、发电机复合电压过流保护延时发电机全停12、发电机定子过负荷保护延时tl减出力、延时t2发电机全停13、发电机负序过负荷保护延时发电机全停14、发电机程序跳闸逆功率保护15、发电机过激磁保护延时tl减励磁,延时t2发电机全停1.21、励磁绕组过负荷保护延时减励磁，反时限全停1.31、发电机断口闪烙保护发电机全停2、发电机出口失灵保护启动发变组全停111.41、励磁变差动保护
27、发电机全停2、励磁变过流保护程跳3、励磁变温度保护程跳4、励磁系统故障1.5发电机一点转子接地保护程跳2保护A2、B2柜（双重保护）2.11、主变差动保护发变组全停I2、主变零序保护延时发变组全停I3、主变通风及冷却系统故障保护启动通风4、主变过激磁保护反时限发变组全停I5、主变复合电压过流保护延时发变组全停I6、20kV侧接地保护经发电机主开关分判据，延时发变组全停I2.31、厂用变差动保护发变组全停I2、厂用变复合电压过流保护延时发变组全停I3、厂用变A分支复合电压过流保护延时tl跳A分支，延时12发变组全停I4、厂用变B分支复合电压过流保护延时Il跳B分支，延时t2发变组全停I5、厂用变
28、A分支复合电压电流限时速断保护延时跳A分支6、厂用变B分支复合电压电流限时速断保护延时跳B分支7、厂用变通风及冷却系统故障保护启动通风8、厂用变A、B低压侧零序过流保护延时tl跳分支、延时t2发变组全停I2.4A、B侧分支复合电压保护2.51、公用变差动保护发变组全停I2、公用变复合电压过流保护延时发变组全停I3、公用变低压侧复合电压限时速断保护延时跳低压侧4、公用变通风及冷却系统故障保护启动通风5、公用变低压侧零序过流保护跳低压侧2.6公用变低压侧复合电压保护3保护C柜（单重保护）3.1主变非电量保护装置及发电机断水保护，发电机热工保护1、油位保护发信2、油温保护发信3、绕组温度保护发信4、
29、冷却器故障保护程跳5、压力释放保护延时发变组全停116、瓦斯保护延时发变组全停117、发电机断水保护程序跳闸8、热工保护发电机全停3.2高厂变非电量保护装置1、油位保护发信2、油温保护发信3、绕组温度保护发信4、冷却器故障保护发信5、压力释放保护延时发变组全停H6、瓦斯保护延时发变组全停【3.3公用变非电量保护装置1、油位保护发信2、油温保护发信3、绕组温度保护发信4、冷却器故隙保护发信5、压力释放保护延时发变组全停116、瓦斯保护延时发变组全停11注：发电机全停：跳发电机出口开关、灭磁开关，关主汽门;发变组全停11:发电机全停所有出口，跳内桥开关、跳主变高压侧开关、跳高厂变低压侧分支开关及切
30、换分支电源、跳高公变低压侧开关；发变组全停I：发变组全停11所有出口，启动500KV开关失灵保护;程序跳闸：关主汽门，闭锁热工保护。第二章机组运行调整第一节汽轮机运行中控制的主要参数及限额项目单位正常值报警跳闸值备注高限低限主汽压力MPa24.225.4极限不大28.92再热蒸汽压力MPa3.904.1调节级压力MPa19.820.69主汽温度566574552594再热汽温度566574552594主再热汽温差1428达42C（不大于15分钟）蒸汽室内外壁金属温差83高中压缸外缸上下温差4255.6高压缸排汽温度404427高压胀差mm+8-29.5/-3.810.2/-4.5低压胀差mm0
31、-1515/-0.216/-1轴振动mm0.0760.1270.254轴向位移mm0.60.91.0低压缸排汽温度C65790C121C运行时间15分钟凝汽器压力Kpa4.924.731.3润滑油压MPa0.0960.1240.0820.06润滑油温度40454935轴承温度90107113推力轴承温度c8099107回油温度c657782EH油压MPa140.511.039.3EH油温37555537油箱油位nun550650915430/300200调节级与高压缸排汽压力比MPa1.7轴封蒸汽压力Kpa22323220轴封蒸汽温度149179121机组转速r/min30003300第二节锅
32、炉运行中控制的主要参数及限额项目单位正常范围报警跳闸值备注高限低限启动分离器出口温度424446457过热器出口汽压MPa25.426过热器出口汽温571576566598再热器出口汽压MPa4.16再热器出口汽温569574564600螺旋管出口壁温430441454分隔屏过热器出口壁温520524后屏过热器出口壁温570577末级过热器出口壁温600610末级再热器出口壁温0C610621炉膛负压Pa-100-150+200-200+1520-1780燃油母管压力MPa1-1.81.80.40.23磨煤机出口温度70-809065110给水温度282排烟温度134160一次风母管压力kpa
33、8106第三节发电机运行中控制的主要参数及限额参数期望值最小-最大值报警值跳闸值润滑油系统：进油温度（C）404538-49出油温度（C）65607177油压（兆帕）0.100.08-0.120.0480.0620.0340.048轴瓦铐金温度（）70657799107密封油系统：空侧及氢侧进油温度（C）454049两侧相差在2.2K之内（振动大时控制在1.1K）40,)49氢油压差（兆帕）（高于氢压）0.0830.0550.0970.035氢气：冷氢温度（C）各冷却器出口氢温的温差不超过246404836,另有协议者438流量（立方米/时）740900工作压力（兆帕最大0.8定子线圈的冷却水
34、及线棒温度：进水温度（）大于冷氢温度455042,253总水管出水温度OC）80285*总水管出水对进水的温升（K）约20231*线棒出水温度（C）285*290线棒层间温度（C）290*线棒最大温差（K）（同一类水路中的出水或层间测温元件）51.5总进出水管差压（MPa）比正常值高0.035氢压高于水压（MPa）0.035定子水箱氮压（MPa）0.01420.042转子线圈温度（）2110（电阻法）定子铁芯及磁屏蔽处温度（）2120定子边端结构件上压指温度（）180发电机轴振（50Hz,双幅值，单位：mm）0.080.1250.25运行时励端轴承绝缘（兆欧）1第四节锅炉运行调整一、给水调整1
35、、机组不论启、停，负荷在O150MW范围内，应维持475th左右的最小循环流量运行,保证水冷壁管有足够的冷却；2、主给水流量在30%BMCR以下由主给水旁路调节阀来调节给水量；主给水流量接近30%BMCR时逐渐全开主给水电动阀，全关主给水旁路调节阀；3、正常运行中给水调整原则：根据燃料量调整给水量；根据启动分离器出口温度修正给水流量；根据一、二级减温水流量与给水流量的比值修正给水流量。3、在给水调整的过程中，应注意中间点温度和过热度合适，防止燃水比失调造成参数的大幅度波动；4、燃烧工况阶跃扰动、给水自动失灵或跳手动等造成水煤比失衡，应将给水切至手动方式,参考前10分钟稳定运行时的水煤比，调节给
36、水量使重新恢复平衡，但应尽量避免燃烧和给水同时调节；5、启动分离器温度和机组负荷均偏高（偏低）时，应优先降低（增加）燃料量；启动分离器温度偏高（偏低），而机组负荷低于（高于）目标负荷时，应优先增加（降低）给水量；6、蒸汽及水流量与锅炉负荷之间的对应关系见下表：B-MCRTHA70%TH50%TH40%TH30%TH高加全切过热蒸汽（给水）19131664.11226807.8660.75201461.5再热蒸汽1582.11388.21040.1700.4577.4457.81433.5一级减温76.566.64932.339.731.258.52二级减温76.566.661.440.426.
37、52658.52二、燃烧调整1、通过火焰电视的火焰显示认真监视炉内燃烧情况及煤粉着火距离，正常的燃烧，火焰应呈金黄色，有良好的充满程度，煤粉射流扩散角合适，不偏斜，不冲刷水冷壁；2、经常观察火检运行情况，尤其是启停磨和低负荷期间，及时调整煤粉浓度，保证火检强度足够，如发现火检故障立即通知检修处理；3、调整好送、引风量，保持负压在一50-100Pa,防止冒正压；4、烟气氧量正常应控制在36%之内，当燃用灰熔点过低或油、煤混烧时，为防止结渣，可适当提高氧量值；5、正常运行中，前后墙燃烧器尽量对称投入，以减少热偏差；高负荷情况下，应使各层燃烧器出力尽量均衡，避免局部热负荷过高烧损火嘴；6、当负荷变化
38、时，如幅度不大，可用改变磨煤机容量风量的方法来调整，如果幅度较大可用启停整台或半侧磨煤机来实现；7、启停磨煤机过程中，机组负荷增减应主要通过调整该磨容量风门实现，其他磨可以微调；需要注意的是停磨操作时，应保持或增加运行磨的负荷，防止运行磨负荷过低，不能维持自身燃烧器着火；8、手动调节燃烧时，高负荷下，加负荷应先加二次风后加容量风，负荷降低时应先减少容量风再减少二次风，低负荷时相反：9、根据煤质变化、燃烧器投停情况，合理分配各风箱（包括燃烬风室）二次风，尽可能保证燃烧完全；10、调整燃料量的同时，给水应配合调节，防止燃水比严重失调，造成参数的大幅度波动；11、当负荷过低或其他情况导致燃烧不稳时，
39、应及时投入点火油枪稳燃；12、有油枪运行时，值班员应经常就地检查油枪雾化、着火情况，及时发现并消除内漏、外漏等异常，防止燃油系统起火；13、保证受热面的清洁，按规定定期吹灰、除焦；14、积极了解煤质变化情况，以便根据燃料特性及时调整运行工况，并做好事故预想；15、定期对飞灰、炉渣进行取样分析，以便及时对煤粉细度、燃烧等进行调整。三、过热汽温调整1、锅炉正常运行时，主蒸汽温度在机组35100%BMCR负荷范围内应控制在5665C,两侧蒸汽温度偏差小于IO0C;2、煤水比是调整主蒸汽温度的主调手段，而中间点温度的变化能快速反应煤水比变化，维持该点温度稳定才能保证主蒸汽温度的稳定；3、中间点蒸汽过热度的变化反应了工质在水冷壁中蒸干点位置变化，
