电厂机组各种运行方式详解.docx

《电厂机组各种运行方式详解.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《电厂机组各种运行方式详解.docx（7页珍藏版）》请在第一文库网上搜索。

1、电厂机组各种运行方式详解1、基本模式(BM)适用范围：机组启动及低负荷阶段。投入状态：锅炉主控手动，汽机主控手动。基本模式(BM)方式投切：(1)任何工况下均可切为基本模式(BM)方式。(2)发生下列情况之一时，控制系统自动切换到基本模式(BM) 方式：DMFT发生。2)汽机主控和锅炉主控均切为手动。汽机DEH控制方式有：OA、AS、DEH遥控、ATC及MAN。(1) ATC方式：只能控制从汽机冲转至汽机并网带初负荷，其 间汽机完全根据汽机应力自动控制，汽机并网带初负荷后ATC方 式自动切至OA方式。(2) OA方式：汽机根据操作员的指令自动控制，并网前自动控 制汽机转速；并网后当功率反馈、调

2、节级压力反馈未投入时，直 接通过DEH的调门来控制负荷，当功率反馈、调节级压力反馈投 入时，可在DEH上设定目标负荷和负荷变化率，根据负荷设定值 与测量值的偏差来控制调门开度。(3) AS方式下，接受来自自动同步器的升高和下降接点信号, 来调整设定值，使汽轮发电机机组达到同步转速，机组并网后自 动退回OA方式。(4)汽机处于“DEH遥控”方式时，汽机调门由DCS控制，汽 机切出“DEH遥控”方式，自动退至OA方式。(5) MAN方式下，直接控制调门，运行中一般不采用该运行方 式。2、炉跟机方式(BF)投入状态：锅炉主控自动；汽机主控手动，“BF”灯亮。BF方式投用步骤：(1)确认机组负荷175

3、MW且运行稳定。(2)确认主汽压力、主汽温度、再热汽压汽温正常。(3)确认炉膛负压自动投入。(4)确认送风自动投入，氧量校正自动投入。(5)确认给水自 动投入。(6)确认投运磨组的一次风温、一次风量及二次风量控制挡板 自动投入。(7)确认投入至少一台运行磨煤机煤量控制自动。(8)将燃料主控投入自动，确认其输出指令正常。(9)确认变压率在合理范围内，将锅炉主控投入自动，确认机 组压力定值为当前值，锅炉主控输出指令正常。发生下列情况之一时，控制系统自动切出BF方式：l)MFTo2) RB工况发生。3)燃料主控切出自动。4)送风控制或炉膛负压控制切出自动。5)实发功率测点坏。6)主汽压力测点坏。7)

4、调速级压力测点坏。3、机跟炉方式(TF)投入状态：锅炉主控手动；汽机主控自动，“TF”灯亮。TF方式投用步骤：(1)确认机组负荷30MW且运行稳定。(2)在DEH上投入汽机“DEH遥控”(CCS遥控)。(3)确认变压率在合理范围内，在DCS中将汽机主控投入自动，确认汽机主控输出指令正常。发生下列情况之一时，控制系统自动切出TF方式：D主汽压力测点坏。2)功率信号测点坏。3)主汽压偏差大(23MPa)。4)功率偏差大(实际负荷与给定负荷值偏差260MW,给定负荷值 受负荷高低限限制)5)DEH切出遥控。6)MFTo4、机炉协调方式(CCS)投入状态：汽机主控和锅炉主控都为自动，“cCs”灯亮。C

5、CS方式投用步骤：(1)确认机组负荷175MW且运行稳定。(2)确认负荷上、下限、汽压变化率、负荷变化率等参数设置 在正常范围内。(3)逐步将汽机主控、锅炉主控投入自动，确认其输出指令正 常。(4)检查机组负荷指令为当前值。(5)根据情况投入机组“定压”或“滑压”运行，“滑压”方 式下，注意汽压偏置设定。(6)根据情况设定机组的变负荷率、汽压变化率及目标负荷。在投入CCS过程中及CCS方式运行时，发现异常应及时撤出自 动，稳定机组运行并做好记录。发生下列情况之一时，控制系统自动将CCS方式切出：I)RB工况发生。2)锅炉主控切出/跳出自动。3)汽机主控切出/跳出自动。机组正常运行时应尽可能采用

6、机炉协调控制方式。机组协调方式下运行，目标负荷及变负荷率设定后，应检查机 组在变负荷过程中的各运行参数在正常运行范围内。如发生参数 超限的情况，应手动干预，调整至正常。在CCS方式下发生下列任一情况时，闭锁增负荷：1）两台给水泵指令最大（S6950rpm）且给水流量实际值与给定值偏差大2150th2）主汽压力实际值与给定值偏差27MPao3）发电机功率实际值与给定值偏差之IOMWo4）两台送风机动叶295%且风量实际值与设定值偏差2130tho5）两台引风机动叶295%且炉膛负压实际值与设定值偏差之800Pao6） 一次风机工频运行时，入口挡板开度之95%或变频运行时转速 最高之95%,且一次

7、风压偏差22500Pa 7）两台投自动的给煤机煤量达42. 3tho在CCS方式下发生下列任一情况时，闭锁减负荷：1）两台给水泵指令最小（S3000rpm）且给水流呈实际值与设定值偏差大2150vh02）主汽压力实际值与给定值偏差27MPa。3）发电机功率实际值与给定值偏差2IOMWo4）两台送风机动叶5%且风量实际值与设定值偏差2130tho5）两台引风机动叶5%且炉膛负压实际值与设定值偏差2800Pao6） 一次风机工频运行时，入口挡板开度5%或变频运行时转速最低20%且一次风压偏差22500Pao一次调频：(1)机组一次调频控制方式为DEH+CCS,即DEH内汽轮机转速 与额定转速之差通

8、过函数计算后直接动作调门(DEH在非功率控 制方式时)；CCS进行补偿调整，保证机组负荷满足电网要求。(2)机组CCS未投入，一次调频动作时，由DEH控制汽机调门 满足负荷需要，炉侧不进行自动调整。当CCS投入，一次调频动 作时，CCS根据电网频率信号，经过死区处理后得出的一次调频 负荷，叠加到协调控制回路的主调节器上，补偿汽机负荷变化对 锅炉的影响。(3) 一次调频在机组转速为30002rpm内运行时，不会动作。 超出该范围后,一次调频发生动作，当机组转速频率低于2986rpm 下限和超过3014rpm的上限时,机组的最大补偿出力为28MW, 补偿量为额定负荷的8虬(4) 一次调频发生作用的

9、最低负荷限值为175MW机组投入一次 调频的最高负荷限值为350MWo5、自动发电控制(AGC)投入状态：“AGC投入”灯亮。AGC投用步骤：(1)检查机组在CCS运行方式，“滑压”运行正常。(2)设定负荷的高、低限及主汽压变化率、负荷变化率。(3)根据要求设定机组的变负荷速率。(4)将AGC投入，并汇报值长。发生下列情况之一时，控制系统自动将AGC切出:Decs、锅炉主控、汽机主控中任一切出自动。2）发生RB或MFT工况。当远动通道故障或RTU故障时，AGC负荷指令保持故障前指令 值。AGC的投运和退出根据值长命令执行。当机组出现异常或运行参数超限，自动控制系统调整失当时, 应切出AGC并稳定机组，同时向值长汇报。