660MW机组燃油系统运行

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660MW超超临界燃煤发电机组深度调峰运行管理措施

660MW超超临界燃煤发电机组深度调峰运行管理措施

660MW超超临界燃煤发电机组深度调峰运行管理措施发布时间:2022-10-08T08:16:04.810Z 来源:《新型城镇化》2022年19期作者:高波[导读] 在“碳达峰、碳中和”的战略目标加持下,近年来,我国新能源的装机容量及发电电量不断攀升。

而新能源发电由于其随机性、间歇性及不稳定性等特点,大规模的并网导致新能源的消纳问题越来越凸显、部分地区甚至已经出现弃风弃光现象。

火电机组作为传统电力系统的电力、电量主力电源,在以新能源为主体的新型电力系统背景下,势必向着高峰时段承担兜底保供、低谷时段调节余缺的角色转变,这就对现有火电机组安全稳定运行能力提出更高的要求。

本文通过探索调节660MW超超临界燃煤发电机组锅炉、汽轮机及其辅机的运行方式,对影响机组低负荷运行期间安全稳定运行因素进行分析,找到机组低负荷稳定运行管理的关键点,并提出相关措施保障机组深度调峰期间安全,对大比例可再生能源发电持续发展作出贡献。

高波内蒙古大唐国际托克托发电有限责任公司内蒙古呼和浩特 010206摘要:在“碳达峰、碳中和”的战略目标加持下,近年来,我国新能源的装机容量及发电电量不断攀升。

而新能源发电由于其随机性、间歇性及不稳定性等特点,大规模的并网导致新能源的消纳问题越来越凸显、部分地区甚至已经出现弃风弃光现象。

火电机组作为传统电力系统的电力、电量主力电源,在以新能源为主体的新型电力系统背景下,势必向着高峰时段承担兜底保供、低谷时段调节余缺的角色转变,这就对现有火电机组安全稳定运行能力提出更高的要求。

本文通过探索调节660MW超超临界燃煤发电机组锅炉、汽轮机及其辅机的运行方式,对影响机组低负荷运行期间安全稳定运行因素进行分析,找到机组低负荷稳定运行管理的关键点,并提出相关措施保障机组深度调峰期间安全,对大比例可再生能源发电持续发展作出贡献。

关键词:超超临界机组;深度调峰;运行管理;措施一、深度调峰期间660MW超超临界机组运行管理中存在的问题随着新能源的快速发展、新型用能设备广泛接入,可再生能源在电网中所占的比例快速增长,燃煤发电机组利用小时逐步降低,逐渐由传统提供电力、电量的主体性电源向提供可靠电力、调峰调频能力的基础性电源和系统调节性电源并重转变,深度调峰频次、幅度逐步加大,深度调峰期间机组安全运行就显得格外重要,主要体现在以下几方面:(1)低负荷时,高、低压加热器疏水压差小,容易发生疏水不畅,严重时可能导致高、低压加热器切除运行;(2)随着负荷的降低,四抽压力以及给水流量也在不断的降低,调整不当可能导致给水流量大幅波动,严重时导致机组跳闸;(3)随着燃料量的减少,汽温也随之会出现降低,尤其是在锅炉“干态”往“湿态”转变的过程中,容易出现蒸汽温度过热度不足,调整不及时可能导致汽轮机进水;(4)炉膛温度降低、火焰充满度下降、燃烧稳定性下降,而且随着煤种、风量、磨煤机出力等方面的突然扰动,燃烧可能偏离正常状况,严重时造成锅炉灭火、汽轮机跳闸。

上汽汽轮机发电机运行说明660 MW

上汽汽轮机发电机运行说明660 MW

ATC 流程图
整定点
(P11)
输入电流 mA
(记录仪及 DEH)
名称
遮断
遮断点 1
14.56
转子伸长
报警
报警点 1
14.304
冷态*
7.200
转子缩短
遮断
遮断点 2
6.016
报警 高压差胀-刻度0-20mm
整定点
. 报警点 2
ATC 流程图 (P11) 名称
5.76
输入电流 mA (记录仪及 DEH)
0~4.9
0~0.12 0~19.6 0~4.9
4~20
4—20 4~20 4~20
排汽缸喷水控制器整定点为0.186MPa.表压加上0.0093MPa/m乘上标高差。此标 高差是指当控制器比凝汽器颈部管子接口低时,凝汽器颈部的管子接口与喷水控制器之 间的标高差。
1.4 调节汽阀
阀门管理程序中所用的数据
3l,8 808
6 152.4
6 152.4
22.2 563
7926
30
EH油箱就地开关整定

整定值
A
B
英寸
7.62
11.62
毫米
193.55
295.15
当油箱油位达上表尺寸时,液位开关动作
C 17.25 438.15
D 36 914.4
油箱容积
加仑
千升
300
1.135
2 监测仪表
下列各监测仪表都配备于这一机组,如应用时,则必须在启动、运行、停机过程中注 意观察。对于监测仪表的报警和自动停机极限见“运行限制和注意事项”和“控制整定说明”。 2.1 汽缸膨胀
1 汽轮机控制整定值 1.1 油压值

华能邯峰进口660MW机组正常运行维护及调整

华能邯峰进口660MW机组正常运行维护及调整

3.5 机组正常运行维护及调整3.5.1 机组正常运行维护3.5.1.1 锅炉机组的运行维护3.5.1.1.1锅炉机组正常运行时监控的主要参数及限额3.5.1.1.2 锅炉机组的正常运行维护1)锅炉正常运行中,应保证锅炉的蒸发量满足负荷的需要,保持锅炉运行参数(汽压、汽温、水位、氧量等)在规定的范围内。

保持负荷稳定,经常监视炉水和蒸汽品质,保持汽水品质合格。

保持燃烧稳定,降低各项热损失,优化系统和设备的运行方式,降低辅机的电耗,提高锅炉机组运行的安全性和经济性。

2)锅炉机组在运行过程中,通过OM画面,参数曲线的变化趋势,ASD报警来对各参数的变化进行监视。

并综合设备巡回检查情况,及时分析运行工况。

发现参数超限及时处理。

3)按照各辅机的运行规定,加强对辅机各参数的监视(辅机及电机的振动、轴承温度、线圈温度、电流、轴承及油箱的油位和油质)和就地运行情况的检查。

出现异常及时联系处理。

4)锅炉机组在运行中自动装置必须全部投入并加强监视。

自动装置失灵及时发现并及时切为手动调节,使参数保持在允许范围内。

5)锅炉运行中,所有自动保护、联锁均应投入,主机保护因故需退出运行时,须经总工程师批准,辅机保护因故需退出运行时,须经负责运行的副总批准。

方式,当远控失效时应切至就地手动方式协助操作,并及时联系有关检修人员处理。

7)锅炉运行中应保持炉前燃油系统运行正常,油枪时刻处于完好备用状态。

8)锅炉正常运行中,要密切注意炉汽、水品质指标,根据化学要求合理控制连排开度,以保证锅炉汽水品质合格。

排污操作必须遵守《电业安全工作规程》中的有关规定。

排污期间注意监视汽包水位,避免发生水位事故。

当汽包水位低时、锅炉事故处理时、排污系统故障时、机组升降负荷时、给水泵启停或切换时禁止排污。

机组带负荷运行后,禁止从水冷壁下联箱及省煤器的放水进行排污。

9)锅炉正常运行中,要认真按吹灰规定进行吹灰,吹灰器发生故障时,要及时联系处理。

以保证锅炉各受热面清洁无积灰。

660MW发电机密封油系统及运行

660MW发电机密封油系统及运行

660MW发电机密封油系统及运行摘要:本文针对公司东方电气集团660MW 发电机采用的单流环形式的密封油系统,从单流环密封油系统组成、系统运行回路进行详细介绍,同时对密封油系统运行中各阶段的操作调整和运行注意事项作了初步探讨,为运行人员全方位认知密封油系统和运行中提高自身操作水平提供借鉴、参考。

关键词:发电机;单流环;密封油;1概述我公司两台机组采用东方电气集团生产的660MW 发电机,采用水-氢-氢冷却方式,为防止运行中氢气沿转子轴向外漏,引起火灾或爆炸,机组配置了密封油系统,其主要作用:(1)向发电机密封瓦提供密封油,使油压高于发电机内氢气压力一定数量值,以防止机内氢气沿轴侧向外泄漏。

(2)防止密封油压过高而导致向发电机内进油。

(3)冷却润滑密封瓦,防止瓦温过高危及安全运行。

密封油系统进行正确的设计、安装和运行维护,才能实现预定的设计功能,保证氢气系统和发电机的安全运行,否则会对发电机造成损害,如出现发电机内部进油、密封瓦及转轴磨损、轴承振动、漏氢、氢气纯度降低、氢气湿度升高等问题。

发电机密封油系统按密封瓦结构可分为:单流环、双流环和三流环等形式。

东方电气集团生产的660MW发电机密封油系统采用单流环密封油系统。

2单流环密封油系统简介单流环式密封油系统区别于双流环式密封油系统的基本特点是只有一路密封油供油,密封油进入密封瓦的环形油沟后沿转轴与密封瓦之间的间隙分别向氢侧和空侧流动,起到密封氢气和维持机内氢气压力的作用。

密封油系统主要由供油系统和净化系统组成,供油系统由主密封油油泵、直流密封油泵、滤油器、差压调节阀、密封油回油扩大槽、密封油浮子油箱、密封油空气抽出槽等组成,净化系统由再循环油泵、真空油箱和真空油泵等组成,系统组成如图1所示。

图1 660MW单流环密封油系统示意图为保证发电机氢气系统安全可靠的运行,密封油供油系统设计了3种供油运行回路,即:正常运行回路、事故运行回路、紧急供油回路,以保证各种情况下密封油的可靠供给,防止氢气外泄引起爆炸事故。

660MW超超临界汽轮机设备及系统介绍

660MW超超临界汽轮机设备及系统介绍

660MW超超临界汽轮机设备及系统介绍
一、基本原理
660MW超超临界汽轮机是一种采用超超临界循环技术的汽轮机,其工作原理主要是利用燃烧产生的高温高压蒸汽驱动汽轮机转动发电机发电。

该汽轮机采用超超临界循环技术,能够在高温高压状态下工作,提高了燃烧效率和发电效率,同时减少了CO2排放。

二、结构特点
1.燃烧系统:采用先进的燃烧技术,能够高效燃烧,减少NOx和SOx 排放。

2.锅炉系统:采用超超临界循环技术,实现高温高压循环,提高了锅炉效率。

3.汽轮机系统:采用先进的涡轮设计和材料,能够实现高效率的能量转换。

4.发电机系统:采用高效率的发电机设计,能够实现高效率的发电。

三、系统组成
1.燃烧系统:包括燃烧室、燃烧器和燃气管道等,用于将燃料燃烧产生高温高压蒸汽。

2.锅炉系统:包括锅炉本体、过热器、再热器和除尘器等,用于将燃烧产生的高温高压蒸汽转化为动能。

3.汽轮机系统:包括高压汽轮机、中压汽轮机和低压汽轮机等,用于将高温高压蒸汽的动能转化为机械能。

4.发电机系统:包括同步发电机、变压器和电气设备等,将汽轮机转动的机械能转化为电能。

超超临界660MW机组集控运行规程概论

超超临界660MW机组集控运行规程概论

发电厂2×660MW机组集控运行规程超超临界660MW机组集控运行规程1机组设备概述 (7)1.1锅炉设备概述 (7)1.2汽机设备概述 (8)1.3发电机设备概述 (10)2机组设备规范 (11)2.1锅炉设备规范 (11)2.1.1锅炉规范 (11)2.1.2燃料特性 (13)2.1.3锅炉汽水要求 (14)2.1.4燃料灰渣特性 (14)2.1.5燃油特性(轻柴油) (15)2.1.6锅炉设备技术数据 (15)2.1.7锅炉热力数据汇总表 (24)2.2汽机设备规范 (25)2.2.1主机设备规范 (25)2.2.2汽轮机发电机组临界转速 (26)2.2.3机组变工况热力参数 (26)2.3发电机及励磁机设备规范 (27)2.3.1发电机规范 (27)2.3.2励磁变压器规范 (29)2.3.3励磁整流柜参数 (30)2.3.4励磁调节器规范 (30)2.3.5氢系统规范 (30)2.3.6定子冷却水系统规范 (31)2.3.7发电机密封油系统规范 (31)3机组主要保护 (32)3.1汽机主要保护 (32)3.1.1汽轮机超速及跳机保护 (32)3.1.2汽轮机主要联锁保护 (32)3.1.3调节级叶片保护 (32)3.2锅炉主要保护 (33)3.2.1炉膛安全保护系统FSSS (33)3.2.2MFT条件 (33)3.2.3机电炉大联锁保护 (34)3.3电气主要保护 (34)3.3.1发变组保护 (34)3.3.2保护配置情况 (34)4机组启动 (36)4.1启动规定及要求 (36)4.1.1启动要求 (36)4.1.2机组禁止启动条件 (37)4.1.3启动状态的划分 (39)4.1.4机组主要检测仪表 (39)4.1.5主要控制及调节装置 (40)4.2启动前联锁、保护试验项目 (41)4.3启动前的检查和准备 (41)4.3.1启动前检查: (41)4.3.2辅助设备及系统的投入 (45)4.4.1凝结水系统冲洗 (47)4.4.2给水系统及锅炉冷态冲洗 (47)4.4.3锅炉上水 (47)4.4.4启动汽机轴封系统 (49)4.4.5启动汽机真空系统 (49)4.4.6启动汽机EH油系统 (49)4.4.7汽机高、低压旁路投用: (50)4.4.8启动锅炉风烟系统 (50)4.4.9启动锅炉炉前燃油系统 (50)4.4.10锅炉吹扫 (51)4.4.11锅炉点火 (52)4.4.12锅炉热态冲洗 (56)4.4.13锅炉升温升压 (56)4.4.14汽机冲转及升速至额定值 (57)4.4.15发电机并列 (65)4.4.16升负荷至60MW (72)4.4.17升负荷至120MW (74)4.4.18升负荷至260MW (75)4.4.19厂用电切换 (76)4.4.20升负荷至330MW (76)4.4.21升负荷至660MW (76)4.4.22锅炉启动过程注意事项 (76)4.4.23汽机启动过程注意事项 (77)4.5热(温)态启动 (78)4.5.1机组热(温)态启动原则 (78)4.5.2锅炉温态(热态、极热态)启动 (79)4.5.3汽机温态(热态、极热态)启动 (81)5机组正常运行及维护 (81)5.1机组正常运行参数限额 (81)5.1.1锅炉运行限额 (81)5.1.2汽机运行限额 (87)5.1.3发电机系统运行限额 (103)5.2机组运行方式 (104)5.2.1机组运行方式种类 (104)5.2.2机组运行方式投运条件 (104)5.2.3机组运行方式说明 (105)5.2.4机组正常运行的负荷调节 (106)5.3运行参数的监视与调整 (108)5.3.1机组运行调整的任务和目的 (108)5.3.2锅炉运行正常运行监视与调整 (109)5.3.3汽轮机系统的运行维护与调整 (114)5.3.4发电机系统主要参数的监视与调整 (116)6日常维护及定期试验 (125)6.1锅炉日常维护及定期试验 (125)6.2汽机日常维护及定期试验 (126)6.3电气日常维护及定期试验 (128)7机组停运 (129)7.1机组停运方式的规定 (129)7.2机组停用前的准备 (129)7.2.1锅炉停用前的准备 (129)7.3正常停机 (130)7.3.1机组减负荷 (130)7.3.2发电机解列 (132)7.3.3机组解列后的工作 (134)7.4滑参数停机 (136)7.4.1滑降范围及控制指标 (136)7.4.2机组的滑参数停机操作 (136)7.4.3滑参数停机控制参数 (139)7.4.4滑参数停机注意事项 (139)7.4.5滑参数停机和正常停机的异同点 (140)8机组停运后的冷却及保养 (140)8.1锅炉停炉后冷却 (140)8.2机组停运后的保养 (141)8.2.1机组停运后的保养注意事项 (141)8.2.2锅炉停运后的保养 (142)8.2.3汽机停运后的保养 (143)8.2.4发电机停运后的保养 (143)9事故处理 (144)9.1事故处理的原则 (144)9.2机组紧急停运 (145)9.2.1锅炉紧急停炉 (145)9.2.2汽机紧急停机 (145)9.3机组故障停运 (146)9.3.1锅炉故障停炉 (146)9.3.2汽机故障停机 (147)9.3.3电气故障停机 (148)9.4机组综合性故障及处理 (148)9.4.1锅炉MFT (148)9.4.2汽轮机运行中跳闸 (150)9.4.3发变组主开关跳闸(甩负荷) (151)9.4.4厂用电中断(全部中断) (152)9.4.5厂用电中断(部分中断) (154)9.4.6仪用压缩空气失去 (154)9.4.7机组控制系统异常 (157)9.4.8火灾 (159)9.5锅炉异常运行及事故处理 (161)9.5.1锅炉RB (161)9.5.2水冷壁泄漏、爆管 (166)9.5.3省煤器泄漏、爆管 (167)9.5.4过热器泄漏、爆管 (168)9.5.5再热器泄漏、爆管 (169)9.5.6尾部烟道二次燃烧 (169)9.5.7主再蒸汽温度异常 (170)9.5.8主蒸汽压力高 (171)9.5.9锅炉灭火 (171)9.5.10锅炉结焦 (172)9.6汽机异常运行及事故处理 (172)9.6.1汽轮机负荷摆动 (172)9.6.2主再蒸汽温度过高 (173)9.6.3主再蒸汽温度过低 (173)9.6.5汽轮机转子轴向位移增大 (177)9.6.6汽轮机水冲击 (178)9.6.7不正常的振动和异声 (179)9.6.8周率变化 (180)9.6.9汽轮机严重超速 (180)9.6.10汽轮机轴承金属温度高 (181)9.6.11运行中叶片损坏或断落 (181)9.6.12油箱油位、润滑油压同时下降 (182)9.6.13油位不变、油压下降 (183)9.6.14油压正常,油位下降 (183)9.6.15循环水中断 (184)9.7发电机异常运行及事故处理 (185)9.7.1发电机过负荷运行 (185)9.7.2发变组过激磁 (186)9.7.3发电机定子三相电流不平衡 (186)9.7.4发电机定子回路发生单相接地故障 (187)9.7.5发电机出口TV电压回路断线 (187)9.7.6发电机转子一点接地 (188)9.7.7发电机转子绕组匝间短路 (189)9.7.8发电机失磁 (189)9.7.9发电机升不起电压 (190)9.7.10励磁功率柜(整流柜)故障 (190)9.7.11电力系统振荡及发电机失步 (191)9.7.12发电机逆功率运行 (192)9.7.13发电机非全相运行 (193)9.7.14电机着火及氢气系统爆炸 (194)9.7.15发变组非同期并列 (195)9.7.16周波异常 (195)9.7.17发电机水冷系统故障 (196)9.7.18发电机氢冷系统故障 (199)9.7.19主系统事故处理 (200)10机组试验 (203)10.1机组试验原则 (203)10.2机炉电大联锁试验 (204)10.3锅炉试验 (206)10.3.1锅炉试验项目 (206)10.3.2锅炉水压试验 (206)10.3.3锅炉安全门整定试验 (210)10.3.4锅炉联锁保护试验 (213)10.3.5MFT、OFT保护试验 (214)10.4汽机试验 (215)10.4.1DEH调节系统静止试验 (215)10.4.2脱扣保护试验 (216)10.4.3ETS通道试验 (216)10.4.4超速保护试验 (217)10.4.5润滑油压低联锁保护试验 (217)10.4.6顶轴油泵、盘车低油压联锁试验 (218)10.4.7自动汽机阀门试验 (218)10.4.8高中压主汽门、调门严密性试验 (220)10.4.9抽汽逆止阀活动试验 (221)10.4.10真空严密性试验 (221)10.4.11发电机断水保护试验 (222)10.5发电机试验 (223)10.5.1试验前准备 (223)10.5.2主开关拉合试验 (223)10.5.3灭磁开关联跳试验 (223)10.5.4试验后恢复操作 (223)1机组设备概述1.1锅炉设备概述一期工程二台660MW超超临界机组锅炉是由哈尔滨锅炉厂有限责任公司制造,引进日本三菱重工业株式会社(Mitsuibishi Heavy Industries Co. Ltd)技术,超超临界变压运行直流锅炉,采用П型布置、单炉膛、低NO X PM主燃烧器和MACT燃烧技术、四墙切圆燃烧方式,炉膛采用内螺纹管垂直上升膜式水冷壁、循环泵启动系统、一次中间再热、调温方式除煤/水比外,还采用烟气出口调节挡板、燃烧器摆动、喷水等方式。

EH油控制系统东汽660MW

EH油控制系统东汽660MW

PSC5
PSC6
PSC1 PSC6 PSC3 PSC4
压力变送器
设定值:
油压低跳机整定值
压力开关PSC1、PSC2、PSC3 (三选二)的压力设定值为:7.8 MPa土0. 2MPa( 降 )
油压低报警及备用主油泵自启动整定值 压力开关PSC4的压力设定值为: 9.2 MPa士0. 2MPa( 降 )
四、水分超标
• 运行抗燃油水分含量应≤0.1%(即1000ppm),磷酸酯抗燃油容易与水分作用发生水解,可生成酸性磷酸二酯, 酸性磷酸一酯和酚类物质 等。水解产生的酸性物质对油的进一步水解产生催化作用,使油质加速劣化变质,致使酸值升高、电阻率降低,导致电化学腐蚀问题。水 分超标还可能引起抗燃油的乳化和起泡沫等问题。
型号:F3 CG2V 6FW 10
1.7蓄能器
• 六个高压蓄能器装在油箱旁边,吸收泵出口的高频脉动分量, 并提供系统正常或瞬时油压,维持油压平稳。每两个蓄能器 通过一个蓄能器块与油系统相连,蓄能器块上有三个截止阀, 此阀组合使用能将蓄能器与系统隔绝并放掉蓄能器中的高压 EH油至油箱,对蓄能器进行试验或在线维修。
1.5油泵
• 本系统采用进口高压变量柱塞泵,并采用双 泵并联工作系统,当一台泵工作,则另一台 泵备用,以提高供油系统的可靠性,二台泵 布置在油箱的下方,以保证吸入压头。
• 泵输出压力设置在11.2±2MPa,油泵启动后, 油泵以全流量约150 L/min向系统供油,同时 也给蓄能器充油,当油压到达系统的整定压 力 11 . 2 ± 2 M P a 时 , 高 压 油 推 动 恒 压 泵 上 的 控 制阀,控制阀操作泵的变量机构,使泵的输 出流量减少,当泵的输出流量和系统用油流 量相等时,泵的变量机构维持在某一位置, 系统保持在一个恒压工作状态;当系统需要 增加或减少用油量时,泵会自动改变输出流 量 , 维 护 系 统 油 压 在 11 . 2 ± 2 M P a M P a 。 当 系 统瞬间用油量很大时,蓄能器将参与供油。

660MW机组汽轮机油系统的故障及对策分析

660MW机组汽轮机油系统的故障及对策分析

660MW机组汽轮机油系统的故障及对策分析作者:魏丽申来源:《科学与信息化》2019年第20期摘要汽轮机是发电的主要机组设备。

但在实际运行过程中,汽轮机中的油系统的故障率特别突出。

这就要求电力企业加强汽轮机油系统的检修和维护,及时排除故障,确保汽轮机安全稳定工作。

关键词汽轮机;油系统;故障引言汽轮机油系统故障是汽轮机组的常见故障之一,不但影响机组的正常工作,还会造成轴断裂和机器损坏事故,重大的经济损失。

针对多年机组运行中油系统故障的典型实例和分析,认为汽轮机油系统故障监测与诊断不但能有效降低机组故障停机率,直接或间接避免重大事故的发生,为机组状态监测和维护提供重要数据和信息,而且能给电厂带来显著的经济效益。

1 国内汽轮机油系统现状目前,电厂汽轮机油系统参数的监测仅限于机组本身的保护,为了实现汽轮机油系统的预测性维护,特别是660兆瓦及以上机组的应用,对油系统的油品质量提出了越来越高的要求。

油污染程度是否有效控制在油系统要求的目标清洁度内,必须通过污染监测来确定。

当污染度和含水量超过限值时,自动报警或与滤油器连接,自动开启滤油器,使污染度控制在规定范围内,同时,预测汽轮机油系统早期故障,避免严重停机故障的发生[1]。

2 故障现象及原因分析2.1 工艺设计缺陷和安装质量差如果机组的工艺设计有缺陷,安装质量差,油系统将不可避免地出现故障。

如果油管在运行过程中由于工艺布置不合理或安装不当而振动;油管和一些加热元件之间没有隔离装置,极易引起火灾,造成事故。

2.2 设备制造质量差设备制造质量不符合相关规范,是油系统故障的主要原因之一。

例如,该公司热电厂的一台660兆瓦机组在正常运行期间突然发生漏油和火灾事故。

事故原因分析:一是汽轮机高压油管不使用凹凸法兰;第二个原因是油管法兰和高温蒸汽管之间没有隔离装置。

第三个原因是汽油泵电机调压器供油管接头的法兰因制造质量差而开裂泄漏,造成高压油直接喷向高温蒸汽管道着火。

660MW超临界空冷汽轮机及运行

660MW超临界空冷汽轮机及运行

660MW超临界空冷汽轮机及运行660MW超临界空冷汽轮机及运行概述结构660MW超临界空冷汽轮机由压气机、燃烧室、高压涡轮机、中压涡轮机、低压涡轮机和空冷设备等组成。

压气机负责将空气压缩,通过燃烧室与燃料混合燃烧产生高温高压燃气。

高压涡轮机、中压涡轮机和低压涡轮机将燃气的能量转化为转动机械能,最终带动发电机发电。

空冷设备用于将汽轮机排出的废热通过空气冷却,提高装置的热效率。

超临界空冷技术可以有效降低冷却塔和水泵等设备的使用数量,减少水资源的消耗。

原理超临界空冷汽轮机采用超临界循环技术,利用高温高压的态势增加了汽轮机的发电效率。

超临界循环是一种介于常规汽轮机循环与超临界循环之间的状态,具有较高的过热温度和较高的过热压力。

超临界循环的特点是在液相区域具有较高的比熵,使得过热器的温差减小,进而降低了对锅炉管材的性能要求。

由于工质在液相时有较高的比熵,故压缩度小,外排温度升高,进而降低了冷却水的使用量。

空冷技术则通过利用环境空气对汽轮机的散热进行冷却,减少了对水资源的依赖。

相比传统的湿冷循环,空冷技术具有热效率高、环境保护性好的优势。

运行情况660MW超临界空冷汽轮机的运行情况非常良好。

其高效率和环保性使得其在电力行业得到了广泛的应用。

超临界空冷汽轮机的高效率使得发电成本得到了降低,进一步促进了可持续发展。

空冷技术的应用也减少了对水资源的压力,提升了能源的可持续利用性。

除此之外,超临界空冷汽轮机还具有运行稳定、可靠性好等特点。

其高负荷运行和快速启停的能力满足了电力行业对供电的需求。

,660MW超临界空冷汽轮机以其高效率、环保性以及运行稳定性,将成为电力行业的重要发展方向。

660MW超超临界机组启停调峰运行方式的优化分析

660MW超超临界机组启停调峰运行方式的优化分析

660MW超超临界机组启停调峰运行方式的优化分析
随着能源需求的不断增长,火电厂作为重要的发电方式之一,在能源生产中发挥着重要的作用。

在火电厂中,660MW超超临界机组是一种重要的发电设备,其启停调峰运行方式对发电效率和设备寿命具有重要影响。

对660MW超超临界机组启停调峰运行方式进行优化分析,对提高发电效率和减少设备损耗具有重要意义。

660MW超超临界机组是采用煤炭作为燃料进行发电的设备,其启停调峰运行方式直接影响到发电效率和设备寿命。

一般机组的启动分为冷态启动和热态启动两种方式。

冷态启动是指从机组停机状态开始启动,需要较长时间进行预热和升温,然后逐步升至额定转速进行发电。

热态启动是指在机组处于热态或半热态时进行启动,启动时间较短,可快速实现发电。

调峰运行是指根据电网负荷变化,对机组进行调整以满足负荷需求,主要包括增负荷、减负荷、停机等操作。

1. 启停时间长:冷态启动需要较长的时间进行预热和升温,影响发电效率和设备寿命。

2. 能耗增加:冷态启动过程中需要消耗大量的蒸汽和能源,增加了能源消耗成本。

3. 设备损耗加剧:频繁的启停和调峰运行会加剧设备的损耗,缩短设备的使用寿命。

1. 优化启停方式:采用热态启动方式,减少启动时间,提高发电效率。

2. 加强调峰管理:根据电网负荷变化,合理调整机组出力,减少频繁启停,减轻设备负担。

3. 提高设备自适应性:加强智能控制系统的建设,提高机组对电网负荷变化的适应能力,降低设备损耗。

火电厂660MW机组汽轮机调速系统常见故障及解决方法

火电厂660MW机组汽轮机调速系统常见故障及解决方法

火电厂660MW机组汽轮机调速系统常见故障及解决方法火电厂660MW机组汽轮机调速系统是火电厂发电设备中非常重要的一部分,它直接影响到发电机的正常运行和发电效率。

在长期运行中,汽轮机调速系统也会遇到各种故障问题,严重影响到发电机的运行效率和安全性。

了解常见的故障原因及解决方法对于火电厂660MW机组汽轮机调速系统的维护和保养至关重要。

一、常见故障及解决方法1.调速系统滑油系统故障调速系统的滑油系统是保证汽轮机运行正常的重要组成部分,一旦出现故障可能导致汽轮机的运行不稳定甚至发生停机。

常见的滑油系统故障包括滑油泵叶片损坏、滑油管道堵塞、滑油过滤器堵塞等。

解决方法包括及时更换损坏的滑油泵叶片、清洗滑油管道和更换堵塞的滑油过滤器。

2.调速器故障调速器是汽轮机调速系统中非常重要的部分,它直接影响到汽轮机的转速和运行稳定性。

常见的调速器故障包括调速器元件损坏、调速器控制系统故障、调速器传感器损坏等。

解决方法包括更换损坏的调速器元件、修复调速器控制系统、更换损坏的传感器等。

3.汽轮机转子不平衡在汽轮机运行中,由于各种原因可能会导致汽轮机转子不平衡,这会影响到汽轮机的运行效率和安全性。

常见的原因包括转子叶片损坏、轴承磨损、转子不对称等。

解决方法包括更换损坏的叶片、修复轴承、进行动平衡校正等。

4.调速系统自动控制故障调速器液压系统是汽轮机调速系统中非常重要的一部分,一旦出现故障可能导致汽轮机的调速失控或停机。

常见的故障包括液压泵故障、液压管道泄漏、液压阀故障等。

解决方法包括更换损坏的液压泵、修复液压管道、更换液压阀等。

660MW燃油机组自启停控制系统设计及应用

660MW燃油机组自启停控制系统设计及应用

660MW燃油机组自启停控制系统设计及应用摘要:介绍660MW燃油机组APS总体设计思想,详细阐述APS系统的结构、启停方案。

关键词:660WM燃油机组 APS系统方案1.设计思想APS对电厂的控制是通过电厂常规控制系统与上层控制逻辑共同实现的。

在没有投入APS 的情况下,常规控制系统独立于APS实现对电厂的控制;在APS投入时,常规控制系统给APS提供支持,实现对电厂的自动启/停控制。

在设计有APS功能的机组时,MCS、CCS、FSSS、MEH、DEH等系统均要围绕APS进行设计,协调APS完成机组自启动功能。

在机组启动过程中,随着机组负荷的增加, FSSS系统自动完成燃烧器的投切功能,当所有有枪投入后,机组负荷达到25%以上,进入协调控制方式,以满足全程烧料自动控制功能,正是要实现这样的功能,APS下面的功能组的设计就不能是单纯的顺控,而是一个能自动完成一定功能的功能组,功能组具有较强的管理功能,作为中间的连接环节,向下管理好相关的设备,向上尽量减少和APS的接口,成为功能较为独立的一块,这样就减轻了上一级管理级APS的负担,同时也提高了机组的自动化水平。

即使在APS不投运的情况下,运行人员仍然可调用该功能组,实现某些可以自动控制自动管理的功能。

在给水全程自动控制中,APS与MEH、SCS等系统相互协调,自动完成电泵、汽泵之间的启动、停止、并泵、倒泵等功能,以满足全程给水自动控制功能。

2.燃油机组APS结构及启停方案APS启动过程设置8个断点,停止过程设置4个断点。

只有在上一断点启动完成后,运行人员才能通过所提供的按钮确认启动下一断点,在每一断点的执行过程中,均设计“GO/HOLD”逻辑。

2.1 APS启动方案启动过程包括以下8个断点:a)风烟系统启动断点;b)锅炉点火断点;c)升温升压断点d)ATC启动(汽机冲车顺控)断点e)并网及初负荷控制断点f)汽机切缸断点;g)高压加热器投入断点;h)给水泵并泵断点。

660MW机组EH油系统常见的故障原因分析及处理方法

660MW机组EH油系统常见的故障原因分析及处理方法

660MW机组EH油系统常见的故障原因分析及处理方法发布时间:2022-09-25T09:20:45.415Z 来源:《当代电力文化》2022年10期作者:刘飞[导读] 在汽轮机数字电液控制系统中,EH油系统作为重要组成部分,如果EH油系统出现故障刘飞内蒙古大唐国际锡林浩特发电有限公司,内蒙古自治区锡林郭勒盟锡林浩特市,026000摘要:在汽轮机数字电液控制系统中,EH油系统作为重要组成部分,如果EH油系统出现故障,将会影响汽轮机数字电液控制系统的正常运行。

为了确保EH油系统工作稳定,针对660MW机组EH有系统在运行过程中,出现EH油压波动、伺服阀内漏、EH油温升高、油管振动、抗燃油油质恶化、EH油系统泄漏等故障进行分析,同时总结经验对今后的日常维护提供参考依据。

关键词:汽轮机 EH油系统伺服阀变量柱塞泵引言:随着科学技术的不断发展,作为发电设备的汽轮机组,越来越向大容量、高参数方向发展,以便获得尽量高的热效率,降低制造、安装和运行成本。

这样设备更加复杂了,特别是在变工况过程中,需要综合控制的因素更多了,单纯液压调节系统已无法满足要求,随着计算机的发展与应用,汽轮机的控制系统由纯液压调节系统发展为电液并存式调节系统,并已在国内许多电厂得到了很好的应用。

660MW汽轮机采用EH油,其具有良好的抗燃性,这个系统是汽轮机控制系统的重要组成部分,并且最大限度的保障汽轮机在运行时的安全问题。

因为汽轮机组一旦发生故障,将会对汽轮机整体运行效果造成威胁。

一、EH油压波动EH油压波动是指在机组正常工作的情况下(非阀门大幅度调整),EH油压上下波动范围大于1.0MPa。

EH系统中通常配置两台恒压变量柱塞泵作为主油泵。

恒压变量泵是通过泵出口压力的变化自动调整泵的输出流量来达到压力恒定的目的,所以,从理论上讲恒压泵是有一定的压力波动。

但如果压力波动范围超过1.0MPa,我们则认为该泵出现调节故障。

出现EH油压波动现象,主要是由于泵的调节装置动作不灵活造成的。

660MW燃油锅炉试运行常见问题分析

660MW燃油锅炉试运行常见问题分析

660MW燃油锅炉试运行常见问题分析沙特某电站燃油锅炉作为国内自主设计的首台大容量重油锅炉,其在试运行过程中出现了锅炉振动、悬挂屏过热器爆管等问题,本文主要针对试运行中出现的问题进行分析并提出优化方案。

标签:燃油锅炉;重油;爆管;振动1 燃油锅炉简介1.1 锅炉本体中东某项目2×660MW 亚临界燃油机组锅炉是东方锅炉厂自主设计的首台大容量前后墙燃烧的重油锅炉,锅炉主要特点如下:锅炉为亚临界参数、自然循环、前后墙对冲燃烧方式、一次中间再热、再热汽温采用烟气再循环调节、平衡通风、单炉膛背靠背型露天布置的汽包锅炉。

锅炉炉膛呈长方形,燃烧器采用了前后墙对冲分级燃烧技术。

在省煤器出口与空预器入口之间的烟道上抽出部分烟气,通过再循环风机重新送入炉膛底部进行烟气再循环。

再热蒸汽温度主要通过烟气再循环调节。

过热器及再热器受热面主要采用了对流型布置,这种布置方式使烟气再循环对汽温调节的灵敏度更高。

过热器受热面由四部份组成,其中一部分是前竖井烟道蒸汽吊挂管和前屏、顶棚、后竖井烟道两侧包墙、顶包墙及后包墙。

1.2 燃烧器燃烧设备主要由重油燃烧器、轻油点火器、大风箱、风门执行器、及炉前油系统组成。

大风箱采用分隔式风箱结构,燃烧器均匀分布在各层大风箱内。

每个燃烧器有一上独立的配风口;从空气预热器来的热风从燃烧器的尾部,进入圆柱形燃烧器,热风在燃烧器内部沿圆柱的周向分为两股风,外圆周部分为二次风,内圆周部份为一次风。

在一次风出口处还布置有一次风的稳燃环,其作用主要用于重油的着火与稳定燃烧。

燃烧器的一次风、二次风的比例和稳燃器的位置设计为固定式。

燃烧器分四层布置有前后墙上,每层6只,共48只燃烧器。

燃烧器层间距3800mm,列间距2590.8mm;燃烧器上方布置一层燃尽风。

锅炉设计油种为沙特380CST重油。

重油通过蒸汽加热器进行炉前加热,重油枪采用蒸汽雾化的方式,设计的重油粘度为15CST。

1.3 锅炉烟气再循环系统本电站锅炉设置烟气再循环系统,主要用于调节再热蒸汽温度,该系统将部分烟气从省煤器出口重新引入炉膛下部,增加对流受热面的吸热。

国外660MW燃煤机组APS的实施

国外660MW燃煤机组APS的实施

国外660MW燃煤机组APS的实施一、660MW燃煤机组APS的基本情况660MW燃煤机组APS是指具有660兆瓦发电能力的燃煤机组,APS则代表了先进煤粉燃烧系统(Advanced Pulverized Coal Firing System)。

该系统利用高效煤粉燃烧技术,通过煤粉的高温高压燃烧产生蒸汽驱动汽轮机发电。

相较于传统的煤炭发电技术,660MW燃煤机组APS在燃烧效率、环保性能和运行稳定性等方面有了较大的提升,成为了当今煤炭发电行业中的领先技术之一。

1. 高效节能660MW燃煤机组APS利用先进的煤粉燃烧系统,对煤粉进行高效燃烧,使热能得到更充分的利用。

在发电过程中,它能够更充分地转化煤炭中的化学能和热能,发电效率明显提高,节能效益显著。

2. 低排放环保660MW燃煤机组APS采用了先进的环保设备和技术,在燃烧过程中能够减少污染物的排放。

与传统的煤炭发电相比,其二氧化硫、氮氧化物和颗粒物排放量显著减少,大大改善了环境质量。

3. 运行稳定可靠660MW燃煤机组APS采用了先进的控制系统和监测设备,能够对燃烧过程和发电运行进行精准监控和调节。

其结构设计和设备选型经过精心优化,使得其运行更加稳定可靠,大大降低了设备故障和停机的风险。

4. 经济性优势660MW燃煤机组APS利用了现代化的发电技术和设备,具有较高的发电效率和较低的运行成本。

在煤炭资源丰富的地区,使用660MW燃煤机组APS发电可以获得更具竞争力的电价,带动当地经济发展。

1. 南非Hendrina电厂南非Hendrina电厂是一座大型燃煤发电厂,该厂拥有多台660MW燃煤机组APS,是南非国内最大的煤炭发电基地之一。

APS技术的应用使得该电厂的发电效率得到了大幅提升,同时大大降低了环境排放,成为南非的一个典范。

2. 澳大利亚Kogan Creek电厂澳大利亚Kogan Creek电厂是澳大利亚最大的煤炭发电项目之一,采用了多台660MW燃煤机组APS。

大唐长山热电厂660MW机组主机润滑油系统各油路走向

大唐长山热电厂660MW机组主机润滑油系统各油路走向

大唐长山热电厂660MW机组主机润滑油系统各油路走向机组停机时润滑油系统供油由交流润滑油泵供油。

交流润滑油泵出口压力油经各自逆止门出口分两路油路,第一路油路与二级注油器出口油路汇合后经三通阀到冷油器(1、2号),再经过润滑油过滤器后又分两个支路,一支路通过油箱上部的套装油管路至汽轮机各轴瓦供润滑油;二支路通往顶轴油系统供油。

第二油路油经过分支逆止门后又经一个Φ76㎜直径的节流孔后与一级注油器出口油路汇合后又分两个支路,一支路为主油泵入口供油,二支路作为低压氢密封油备用油,在其油路中有一个Φ3㎜节流孔,经其节流孔后支路油回到套装油管路外套管后经回油滤网进入主油箱。

直流事故油泵出口压力油直接通向润滑油过滤器、冷油器后向各瓦提供润滑油。

主油泵轴瓦、推力轴承轴瓦及1、2、3、4、5、6、9各瓦回油经回油管路进入套装油管路经回油滤网回到主油箱,而7、8瓦回油经U型管密封集油管向密封油箱供油。

高压启动油泵经出口逆止门后分为两路油路,第一路油路又分为两个支路,一支路油向机械超速自动停机装置供油,二支路油作为高压氢密封备用油,在其油路中有一个Φ3㎜节流孔,经其节流孔后支路油回到套装油管路外套管后经回油滤网进入主油箱;第二路油与主油泵出口来油汇合后经Φ17.5㎜节流孔及节流孔后逆止门后向一、二级注油器提供高压动力油,用于维持注油器的正常工作用油。

当机组达到或接近3000转/分钟时,主油泵出口油压达到正常值时,停止该油泵的运行,其处于备用状态投入自动。

在主油箱低油位处有一条通往油净化装置的油路,经油净化后的油沿油管道返回主油箱。

其系统与主油箱为独立的系统,投停油净化装置时应密切注意主油箱油位的变化,其系统的投入与退出不影响油系统的正常运行。

在1瓦及前箱推力瓦进油管路上分别装有处于并联状态的01、02交流润滑油泵、直流事故油泵自动启动装置及低润滑油油压停机装置05、06;在6瓦进油管路上装有处于并联状态下的03、04交流润滑油泵、直流事故油泵自动启动装置.主机正常运行时整个油系统由主油泵及二级注油器提供润滑油,主油泵出口油路分为两路,一路油与氢密封油备用油出口油路汇合后又分为两个支路,一支路油路至机械超速自动停机装置供油,另一支路作为高压氢密封备用油,在其油路中有一个Φ3㎜节流孔,经其节流孔后支路油回到套装油管路外套管后经回油滤网进入主油箱。

660MW超临界机组燃料自动控制系统优化

660MW超临界机组燃料自动控制系统优化
定 数量 、 质量 并满 足负 荷 要 求 的煤 粉 。制 粉 系 统 作
量风挡板漏风量大 、 线性较差 , 计算 出的煤量与进入 炉膛 的煤量偏 差较大 , 主蒸汽温 度 出现超高 温或 导致
超低温 现象 , 负荷 和 主蒸 汽压 力 波动 超 出规 程要 求 ;
为原煤的加工处理设备 , 由于与锅炉的燃烧器直接
较大 扰动 , 严重 时甚 至会造成锅 炉灭火 。
稳定燃烧和燃烧效率。 精确测量 、 计算人炉煤煤量是保证协调控制系 统 投入 的必 要条 件之 一 。同其他 类 型的制 粉 系统 不
同, 双进双 出磨 煤机 制 粉 系 统 瞬 间出 力 的调整 不 是
2 燃料 自动控制 系统优化 目标
60M 机组锅 炉 为东方 锅 炉 ( 团 ) 限公 司 生产 6 W 集 有 的 D 20/ 5 4一I1型 超 临 界 变 压 直 流 本 生 锅 G 10 2 . I 炉 。汽轮机 采 用上 海 汽 轮 机公 司生 产 的 超 临界 、 一
次 中间再 热 、 轴 、 单 三缸 四排 汽 、 汽式 汽轮 机 , 定 凝 额
路风 、 封 风 、 温 的影 响 , 以准 确 建 立风 、 、 密 煤 难 煤 粉
间的传热关系 , 难以使用温度信息计算制粉系统出 煤 量 。 道 内压 力 测 量 相 对 准 确 , 经 过数 据 分 析 管 在
相 连 , 运行 的稳 定 性 与 可控 性 将 直 接影 响锅 炉 的 其
磨煤机分离器容易发生堵塞 , 平均每 3 就需要停运 d 磨煤机清理 1 次。由于磨煤机启 、 停时存在建立料位 的过程 , 量风风量 与进入炉膛 的实 际燃 料量偏 差较 容
大 , 易引发锅 炉 总体 给煤量 波 动 , 容 给协 调 系统 造成

660MW超临界空冷汽轮机及运行

660MW超临界空冷汽轮机及运行

660MW超临界空冷汽轮机及运行引言660MW超临界空冷汽轮机是一种先进的发电设备,具有高效、节能、环保等优点。

本文将介绍660MW超临界空冷汽轮机的基本原理、主要组成部分以及其运行过程。

660MW超临界空冷汽轮机的基本原理660MW超临界空冷汽轮机是基于超临界技术的一种发电设备。

其基本原理是将燃烧后的高温烟气通过短暂冷却后进入超临界汽轮机进行发电。

超临界技术能够将燃烧产生的高温高压蒸汽有效地利用起来,提高热能利用率。

660MW超临界空冷汽轮机的主要组成部分660MW超临界空冷汽轮机由燃气轮、蒸汽轮和发电机等主要组成部分构成。

其中,燃气轮用于驱动发电机,蒸汽轮用于产生动力,发电机则将机械能转化为电能。

还有冷却装置、控制系统等辅助设备。

660MW超临界空冷汽轮机的运行过程660MW超临界空冷汽轮机的运行过程分为燃烧、蒸汽发生、蒸汽扩张和冷却等几个阶段。

燃料在燃气轮燃烧室内燃烧,产生高温高压燃气。

然后,燃气通过烟气锅炉冷却器进行冷却,降低温度。

接下来,冷却后的燃气进入蒸汽轮机中,通过蒸汽扩张产生动力。

蒸汽冷凝后经过冷却器冷却,变为液态水进入锅炉进行循环。

660MW超临界空冷汽轮机的优点660MW超临界空冷汽轮机具有以下几个优点:1. 高效节能:超临界技术能够有效地提高热能利用率,降低能源消耗。

2. 环保低排放:通过超临界技术,可减少燃烧产生的废气排放,对环境友好。

3. 运行稳定:660MW超临界空冷汽轮机采用先进的控制系统,具有良好的运行稳定性。

660MW超临界空冷汽轮机是当今先进的发电设备之一,具有高效、节能、环保等优点。

其基本原理是通过超临界技术将燃烧产生的高温高压蒸汽有效地利用起来。

希望本文对于理解660MW超临界空冷汽轮机及其运行过程有所帮助。

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660MW机组给水和燃料控制系统分析

660MW机组给水和燃料控制系统分析

660MW机组给水和燃料控制系统分析摘要:给水控制的目的是控制总给水流量,以满足当前锅炉输入指令。

燃料量控制的目的就是控制总燃料量以满足当前锅炉输入指令总给水流量在省煤器入口测量,两者之间的协调配比合适,才能到达能量的平衡传递,机组的各指标平稳运行。

关键词:给水控制;燃料控制1 给水主控基于锅炉输入指令的给水流量指令,接受总燃料量的交叉限制,以保证调节过程产生的不平衡始终不超过规定限值。

加进一个以增加最小给水流量的补偿,这个补偿是在锅炉湿态运行期间由过热器总喷水流量经函数发生器给出。

这个函数的作用就是为给水流量提供补偿偏置,以便在过热器喷水流率大大增加时,确保流过炉膛的最小给水流量不至于使炉膛过热,这是因为过热器喷水管道是从锅炉省煤器出口分出来的一路。

最小给水流量补偿设定如下。

当过热器总喷水流量超过22.5*t/h 时,这个值约BMCR 给水流率的1.5%*,过热器喷水流量应加在给水流量设定上作为最小流量设定补偿。

为了避免省煤器汽化现象的发生,在给水流量指令上还加上经保证省煤器出口一定过冷度计算给出的正偏置,以增加给水流量。

主调节器对给水流量偏差进行比例加积分运算,产生送给下一级副调节器(锅炉给水泵流量调节器)的锅炉给水泵流量指令。

2 省煤器汽化保护如果由于负荷RB、甩负荷等等,锅炉压力瞬间减少时,省煤器侧的水有可能蒸发,因为省煤器水温会大于在此压力下水的过热温度。

必须防止省煤器汽化,因为它会造成水冷壁水流量不稳定。

为了防止省煤器汽化现象的发生,对省煤器出口温度超过省煤器出口压力下的饱和温度减去α℃时,将采取下列措施:-增加给水流量,以减小省煤器出口温度-闭锁使主汽压力变化率减小的作用-闭锁使负荷减小的作用2.1 燃料控制策略分析2.1.1 燃料量指令的形成2.1.1.1 总燃料量控制燃料量控制的目的就是控制总燃料量以满足当前锅炉输入指令。

总燃料量由煤和轻油两种燃料流量组成。

总燃料流量指令是根据不同的启动方式所要求锅炉输入指令产生的。

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660MW机组燃油系统运行
4.1 炉前燃油系统概述:
油枪分上、中、下三层,A、B、E层各6只,C、D、F层各6只,共36只,前、后对称,在进油管道上装有1个蓄能器,以保证投退油燃烧器时燃油系统油压稳定。

4.3启动前的检查与准备
4.3.1检查各油枪管路连接完整,联接部分紧固,软管自然垂落,油枪及高能点火器进退灵活,并在退出位置,蓄能器充氮压力正常。

4.3.2各阀门标示牌清晰完好,手轮完整。

检查油枪蒸汽吹扫汽源正常,炉前燃油系统各吹扫、伴热蒸汽管道疏水器前后手动门开启,进、回油管道放油门关闭。

4.3.3检查各油枪进油、吹扫电磁阀在关闭位置,手动开启各电磁阀前进油、吹扫手动门。

4.3.4气动装置气源压力正常。

4.3.5检查进、回油管道油跳闸阀及循环阀关闭。

4.3.6开启油枪蒸汽吹扫疏水器前后手动门及旁路截止阀,稍开启蒸汽吹扫总门疏水暖管,充分疏水(约10min)后,关闭油枪蒸汽吹扫疏水器前后手动门及旁路疏水阀,开大油枪蒸汽吹扫总门。

4.3.7开启进、回油手动门及燃油调节阀前后手动门,开启储能器进油手动门,关闭油循环阀旁路阀。

4.3.8投入所有流量计,压力表及温度表等表计。

4.4炉前燃油系统泄漏试验
燃油泄漏试验是为防止燃油泄漏而对油母管、供油母管快关阀及各层油角阀所做的严密性试验。

操作人员在每次吹扫前根据实际情况,可选择进行燃油泄漏试验或旁路燃油泄漏试验,但在油系统管路经过维修,初次投运或较长时间未投运油系统时,燃油泄漏试验不得旁路。

4.4.1油泄漏试验允许条件:
1)MFT已跳闸或者任一煤层运行;
2)所有油角阀关闭;
3)供油母管快关阀关闭;
4)回油母管快关阀关闭;
5)油压正常。

4.4.2油泄漏试验执行条件:
1)手动启动燃油泄漏试验指令;
4.4.3油泄漏试验复位条件:
1)油泄漏试验失败;
2)油泄漏试验手动复位;
3)旁路启动油泄漏试验信号;
4.4.4炉前燃油系统管道泄漏试验:
使调节阀处于全开位置,关闭回油母管关断阀,开进油母管快关阀旁路泄漏试验阀,2分钟后关泄漏试验阀。

若炉前燃油系统中燃油压力≥P4(见燃油系统中参数表),则启动3分钟计时,并记录此时的油压值X 。

若炉前燃油系统中燃油压力小于P4,则终止泄漏试验,检查供油系统、炉前油管道和阀门,消除设备缺陷或泄漏缺陷后再重新进行试验。

3分钟计时结束时记录燃油系统中油压值Y,若X—Y≤0.05Mpa.则“炉前燃油系统管道泄漏试验”成功,泄漏试验转入“炉前进油快关阀泄漏试验”阶段;若X—Y>0.05Mpa,则泄漏试验失败,检查油管道和阀门,消除泄漏缺陷。

4.4.5炉前进油快关阀泄漏试验
开启回油母管关断阀,10秒钟后关闭该阀,阀门关闭到位时启动10秒钟计时,10秒钟计时结束时记录炉前油压值Z并启动5分钟计时,5分钟计时结束时记录炉前油压值W,若W—Z≤0.05Mpa,则“炉前进油快关阀泄漏试验”
成功,给出“炉前燃油系统泄漏试验完成”信号;否则泄漏试验失败,检查进油快关阀,消除泄漏缺陷后重新进行整个“炉前燃油系统泄漏试验”。

4.5炉前燃油系统的投运及运行维护
4.5.1点火许可条件:
1)主燃料跳闸(MFT)复归;
2)所有油枪前快速启闭阀从主燃料跳闸(MFT)复归开始始终关闭,进油母管上快速启闭阀打开;
3)炉前进油母管中燃油压力值(过滤器后)在允许范围内(3.1 Mpa);
4)从主燃料跳闸(MFT)复归开始,炉膛风量始终不小于25%BMCR风量,并且目前炉膛风量在25%---40%BMCR风量范围内;
5)高能点火器电源正常,火焰检测器冷却风压正常。

当点火许可条件全部满足时可发出“点火许可”信号。

4.5.2点火启动:
“点火许可”信号发出后,锅炉才能进行点火启动。

先将即将投运的油
枪层所对应的中心风母管上的风门的控制切换到手操方式,并通过手操方式将风门置于油枪点火位置(可通过试验确定);对应的大风箱上的风门应被置于吹扫位置。

所有风门调整到位后才允许向该层油枪发出点火信号,一次只能点一只油枪,某只油枪点火点火成功后再点另一只油枪。

4.5.3油枪控制系统:
每一个油枪及其高能点火器均应配有一个控制系统,该控制系统在接到点火信号后能依次顺序自动完成油枪的推进、油枪的吹扫、高能点火器的推进、高能点火器打火、油枪投油、高能点火器停止打火、退高能点火器等的控制。

在接到油枪停运信号后能依次顺序自动完成高能点火器的推进、高能点火器打火、油枪停油、油枪吹扫、高能点火器停止打火、退高能点火器、退油枪等的控制。

4.5.4油枪点火:
油枪控制系统在接到点火信号后,控制油枪向炉膛推进、油枪到位后打开油枪前吹扫阀对油枪进行吹扫,吹扫时间为1分钟,吹扫计时完成后控制高能点火器向炉膛推进,高能点火器到位后开始打火,2秒钟之后开油枪前燃油快速启闭阀,高能点火器打火持续时间为10秒钟,之后停止打火并退出高能点火器。

如该油枪的火焰检测器在控制系统向油枪前燃油快速启闭阀发出开启指令后10秒钟内未能检测到火焰存在的信号,则该油枪点火失败,关油枪前燃油快速启闭阀,打开油枪前吹扫阀对油枪进行吹扫,吹扫时间1分钟。

全炉膛第一只油枪投运失败应至少延时1分钟(油枪吹扫完成起计时)才能再次发出油枪点火信号。

如某只油枪不投运,应退出该油枪。

某只油枪投运失败后,在未查明原因消除问题之前,不得再次试图投运该油枪。

某只油枪点火成功后可进行下一只油枪的点火程序。

同一磨煤机层的油枪全部投运成功后才能投运其他磨煤机层的油枪。

当某一磨煤机层的油枪投运时,可视情况决定是否开启该层一次风系统,用于补充燃油供风,防止冒黑烟情况。

4.5.4油枪停运及其他:
油枪正常停运时,油枪控制系统在接到油枪停运信号后控制高能点火器向炉膛推进,高能点火器到位后开始打火,2分钟之后关油枪前燃油快速启闭阀,开油枪前吹扫阀对油枪进行吹扫,吹扫时间1分钟,高能点火器打火持续时间推荐30秒钟,之后退高能点火器,油枪吹扫计时结束后关闭油枪前吹扫阀,退油枪。

锅炉在低负荷需投油枪助燃时,可按前面所述程序投运油枪;但如果要投运油枪层的煤粉在运行中,则对应的二次风门不应被置于吹扫位置。

油枪运行中,若其火焰检测器连续10秒钟未检测到火焰存在信号,则立即关其燃油快速启闭阀,开油枪前吹扫阀对油枪进行吹扫,吹扫时间1分钟。

锅炉MFT后,不得立即对油枪进行吹扫。

4.5.5燃油系统的维护和检查:
a) 正常运行中,保持系统内燃油压力、吹扫蒸汽压力稳定,油温、汽温正常。

b) 不论油枪是否投运,每小时必须检查一次,油枪投运期间应缩短油枪检查周期。

c) 发现油枪漏油,应立即停止使用,关闭其进油手动截止阀,联系处理。

d) 油枪点着火后,应检查点火器退出。

停用油枪应检查油枪在退出位置,以防烧坏。

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