DEH

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第一部分 DEH调节、控制系统

运行

一、型式:#3、4机采用的为上海新华公司提供的DEH-ⅢA型,液压部分为低压透平油系统。DEH系统的操作员站,通过CRT画面及鼠标、键盘控制汽轮机。其主要功能有:⑴转速控制:完成从盘车转速到同步转速的全程闭环控制,在升速过程中,按操作员给定的目标值和升速率,由盘车转速到同步转速。⑵超速保护:在DEH控制下进行电超速(OPC、AST)保护试验、机械超速保护试验,并具有甩负荷预测功能。⑶自同期:在同步转速下,接受“自动准同期”装置增/减信号完成并网。⑷负荷控制:机组并网后,DEH自动带初始负荷(5%),以防逆功率运行。对机组的负荷及负荷变率进行控制,具有开环、闭环的方式。⑸遥控功能:接受MCS系统的负荷指令,实现协调控制。

保安系统配置了汽机危急遮断系统(ETS)和本体监测系统(TSI),当保护项目达整定值时,发出报警信号或遮断汽轮机。

二、DEH调节系统具有以下四项功能

1、自动程序控制功能

2、负荷自动控制功能

3、保护功能 3、监控功能

三、DEH调节系统主要有五部分组成

1、电子控制器。用于给定、接受反馈信号、逻辑运算和发出指令进行控制。

2、操作系统。为运行人员提供运行信息、监督、人机对话和操作。

3、油系统。采用高压抗然油或独立系统的透平油为调节保安系统提供动力用油。

4、执行机构。由伺服放大器、油动机组成。

5、保护系统。六个OPC电磁阀和四个AST电磁阀。

四、DEH危急遮断系统在设置上有何特点?简述其动态过程。

DEH遮断系统接受所有电气停机信号,系统采用了双通道连接方法,共配置了四个电磁阀,电磁阀的连接方式为串、并联混合方式,每一通道均由相应的继电器控制。机组正常运行时电磁阀处于通电状态,并关闭泄油口,建立起安全油压,当其中的两个电磁阀同时动作,并能导通安全油的泄油通道,使安全油总管油压泄掉时,主汽门、调节汽门迅速关闭。这样的设置,增强了保护的可靠性,将误动作的可能性降至最小。

五、多阀控制、单阀控制的定义

多阀控制:就是指阀位指令,顺序开启调节阀的控制方式,相当于喷嘴调节方式。

单阀控制:就是指各调节阀按照一个统一的阀位指令,同时开启的控制方式,相当于节流调节。

六、DEH系统提供的信号、触发报警的条件

1、OPC动作【机组转速超过3090rPm,触发OPC电磁阀动作,卸掉控制油关高中压调节汽门;

同时光字牌报警。转速下降后高中压调门重新参与调节控制转速在3000r/min】

2、110%超速【机组转速超过3300rPm,触发AST电磁阀继电器,送汽轮机保护柜DEH超速

信号,机组跳闸。】

3、汽轮机未挂闸(脱扣)【中主门行程开关;(全开:并网全关:脱扣)】

4、DEH失电(以下任一条件满足即有效)

1)OPC电磁阀失电 2)工作电源失(厂用UPS) 3)备用电源失

5、DEH故障(以下任一条件满足即有效)

1)A路直流电源丧失 2)B路直流电源丧失 3)双机通信故障 4)功率信号消失

5)主汽压力信号消失 6)调节级压力信号消失 7)转速信号故障

8)VCC卡故障 9)LVDT反馈系统故障 10)阀位的两路位置反馈信号偏差大于20%七、进行阀门活动试验的条件

1)只允许在并网状态下进行 2)DEH应处于操作员自动

3)单阀运行方式下,可进行高压调节阀活动试验

八、进行阀门活动试验时应注意

1)阀门试验应一侧一侧有序进行 2)在手动状态下不进行活动试验,防止负荷波动3)在试验期间,如遇控制装置切手动时,应立即终止试验,此时应把手动开关置向手动,并通过手操的“增”“减”键来保持一定功率。

试验期间,机组出现异常应停止试验。

九、蓄能器的作用

EH系统蓄能器分为高压蓄能器和低压蓄能器,高压蓄能器根据安装位置的不同起到不同的作用。主油泵出口高压蓄能器起消除脉动的作用,增强系统压力的平稳性。高压管路上安装的蓄能器的作用是存储油压及事故状态下,供油量大时,满足油动机的快速关闭的需要。低压蓄能器的作用是系统大量泄油时,能吸收一部分泄油量,提供油动机的动作速度。十、协调控制系统的工作原理

根据外部负荷指令回路算出机组允许出力后,直接把该负荷指令信号送入锅炉燃烧率运算回路进行风量、煤量和水量控制。同时,负荷指令信号送入加法器中与实发负荷信号进行比较后得出负荷偏差信号,负荷偏差信号同时送入阀位运算回路和燃料量运算回路,汽轮机调节汽阀位运算回路根据负荷偏差的大小确定调节汽阀开度,并在负荷产生波动时,通过燃料量运算回路使锅炉风、煤、水实现提前控制,以提高机组的负荷适应能力。

十一、机跟炉控制方式的工作原理

机跟炉控制方式下,机组不能接受中调指令和频差信号,只有机组值班员才能控制机组负荷指令,一般在机组带固定负荷时,采用这种方式运行。这种方式的功率运算回路和协调方式基本相同,运算处理后得出的功率指令信号仅送往锅炉主控制器,保证实发功率与值班员手动的功率指令相等,汽轮机主控制器此时进行机前压力控制。。如锅炉设备发生故障,机组功率不可调时,锅炉不参与调节,处于手动方式,主控制器发出负荷指令,负荷回路处于跟踪状态。

十二、炉跟机控制方式的工作原理

当锅炉运行正常而汽轮机部分设备发生故障时,负荷已不能调节,但机组仍能维持运行,汽轮机主控制器处于手动状态,不再接受负荷回路来的信号,负荷回路跟踪机组实发功率,过了主控制器的主要任务是保证锅炉出力满足机组的实发功率,在此前提下,维持机前主汽压力的稳定。

十三、DEH调节系统的静态试验内容

主要是测取DEH系统各环节的静态特性,并检验其特性是否满足设计要求。

1)LVDT-L位置反馈装置的静态特性:线性位移变送器的电压U和油动机行程的关系。

2)油动机静态特性:阀位指令和油动机行程之间的关系。

3)伺服系统的静态特性:DEH输出到油动机位移变化的关系。

4)转速回路的静态特性:通过模拟转速变化,测取转速与油动机行程的关系。

十四、做汽门严密性试验应具备的条件

1)汽轮机空负荷运行 2)高压油泵运行

3)自动主汽门前蒸汽参数为额定值或压力不小于1/2额定压力;此时合格转速修正为: n =(P/P0)*1000(r/min) 式中P-试验时蒸汽压力 P0-额定蒸汽压力4)真空正常 5)中压主汽门前压力不超过规定值。

6)具有左右两侧主汽门的汽轮机应两侧同时进行试验。

十五、调节控制系统油路分配情况及性能参数

1、压力油: 2.0MPa;正常运行中该油由主油泵供给,靠高压油溢油阀处理脉动。当低

至1.8 Mpa时联动AOP油泵(高压油泵)。正常停机打闸前应将该油泵“自动”“备用”

退出。

2、安全油: 0.85Mpa;低至0.3 Mpa停机。该油为压力油经节流、靠安全油溢油阀处

理脉动后送入调节系统用于关闭危急泄油口(滑阀)使系统中压力油、控制油管路处于保压状态和开启中压主汽门。该油压的建立需使四只AST电磁阀通电励磁关闭及复位危急遮断器。本系统还取一约0.5 Mpa信号送入ASP油压发信装置;用来监视ETS 通道的动作情况和ETS通道管路情况(如是否破裂、堵塞及节流孔板的通流能力)。

示图:

ASP油压<0.5 Mpa 通道2遮断报警

ASP油压>0.5 Mpa 通道1遮断报警

3、控制油: 0.06~0.35MPa,该油由压力油经节流孔后送入电液转换器,由伺服马

达接受DEH信号(或人为改变泄油蝶阀的弹簧预紧力)从而增大或减小磁力矩来关小或开大泄油蝶阀从而实现开关汽门,达到调节和控制汽门开度的目的。

4、润滑油: 0.08~0.15MPa,该油正常运行中由#2射油器提供;当大轴停止运转、

射油器工作异常、启动前和打闸前等情况下需启动由交、直流润滑油泵运行供给。

5、调节系统速度变动率: 3~6%,

6、迟缓率: ε≤0.06%,

7、汽门关闭时间:≯0.5″。

十六、实现停机方式

1、手动遮断:手推脱扣手柄,危急遮断油门动作,泄去安全油并通过危急继动器泄去

控制油,关闭高、中压主汽门和调速汽门、各抽汽逆止门及电动门。

2、机械超速遮断装置:当汽轮机转速达到额定转速110~111% (3300~3330r/min)时,

危急保安器飞锤出击,危急遮断油门动作,泄去安全油和控制油,关闭高中压主汽门和调速汽门、高排逆止门及各抽汽逆止门及电动门。

3、DEH系统接受电气、热控保护跳闸保护信号动作于AST电磁阀使其失电打开泄去

安全油实现停机。

十七、#3、4机DEH系统有关自动发讯及保护定值

十八、保安系统动作逻辑方框图

十九、机组大联锁试验

机组的试验应由值长指挥,在总工程师的监护下进行。

1、试验前机、电、炉应满足的条件

汽机专业

a.盘车运行,启动调速油泵,油温不低于21℃。

b.高排逆止门、各抽汽逆止门投“自动”。

c.高加入口联成阀置“开”,各抽汽电动门、旁路电动门、减温水门送电投“自动”。

d.解除旁路闭锁条件。

e.解除真空低跳机保护。

f.DEH投“自动”,复置汽机,开启高、中压主汽门。EH盘切手动操作。

g.投入高、低加汽侧,关闭高、低压旁路系统。

h.汽机疏水阀(第“二十”中的电动阀门送电)投“自动”,置“关闭”状态。

电气专业

a.拉开发电机出口刀闸。

b.合上发电机出口开关。

c.检查复归大联锁保护掉牌。

锅炉专业

a.相关辅机送“试验”位置,锅炉模拟运行状态。

b.炉膛吹扫合格,复置MFT信号。

2、试验顺序

a.投入机跳炉、电,炉跳机、电,电跳机、炉保护压板。

b.汽机遥控或就地打闸,锅炉MFT,发电机解列,声光报警。检查FSSS锅炉跳闸首出

原因、ETS机组跳闸原因应正确。检查汽机、锅炉相关联锁应动作正常。汽机跳发电机出口开关保护掉牌。

c.重新满足1所列条件,投入机跳炉、电,炉跳机、电,电跳机、炉保护压板。锅炉手

动MFT跳汽机、发电机出口开关,声光报警。检查FSSS锅炉跳闸首出原因、ETS机组跳闸原因应正确。检查汽机、锅炉相关联锁应动作正常。锅炉跳发电机出口开关保护掉牌。

d.再次满足1中所列条件,投入机跳炉、电,炉跳机、电,电跳机、炉保护压板。电气

“保护跳开”发电机出口开关,汽机、锅炉跳闸,声光报警。检查FSSS锅炉跳闸首出原因、ETS机组跳闸原因应正确。检查汽机、锅炉相关联锁应动作正常。

3、联锁示意图

二十、汽机疏水阀联锁情况

汽轮机跳闸或负荷小于20%,下列疏水阀门自动打开;负荷大于20%自动关闭(也可成组手操或单独开关)。

附表:

二十一、以IV1为例说明调节汽门油动机动作原理过程

由电液转换器输出的控制油压作用到继动器活塞上。在稳定工况下,控制油压与活塞杆上部的弹簧的拉力相平衡。继动器活塞杆下端有四个油口,把错油门上部油室的继动油与排油相通,继动油是由高压由经错油门上部φ3节流孔供给,稳定工况下继动油压与错油门下压弹簧的紧力相平衡,使错油门处于中间位置,遮住高压油到油动机活塞下部的进油口。

当控制油压升高,继动器活塞克服拉弹簧的拉力而向下移动,关小了活塞杆下部的4个泄油口,使继动油压升高,力平衡被破坏;错油门下移打开通往油动机活塞下部的压力油口,压力油从A室通往B室,使油动机活塞下部油压升高,推动活塞杆上移,开启调节汽阀。在油动机活塞上移的同时,通过反馈斜板及反馈连杆把错油门套筒下移,关闭油动机活塞下部的压力油进油口,从而使油动机活塞处于新的稳定位置;调节过程结束。当控制油压降低时,动作过程与上述相反。

二十二、#3、4机保安系统部套主要组成部分

1)安全油溢油阀:滤去安全油波动脉冲,增强保安系统的稳定性。

2)危急遮断油门:其功能是当汽轮机转速超过额定值110~112%(111%)时,动作能泄去保安系统的安全油,关闭汽轮机的所有进汽阀,切断所有进汽。通

过手推遮断手柄或飞锤撞击实现动作。

3)机械超速遮断闭锁阀【#3机有但未投用,#4机未装。工作时安全油1保持不变;危急遮断器动作只卸掉安全油2;保证机组正常运行】

4)危急遮断油门复位装置:可手动就地复位或遥控复位。遥控复位电磁阀正常运行中是断电的;复位时通电利用压缩空气推动活塞与连杆关闭危急遮断油门,

到达终点后,电磁阀断电。

5)空气引导阀:只有挂闸后,空气引导阀才能正常供给高排、抽汽逆止门压缩空气;使其投入工作。正常运行中,安全油作用在操作油缸的活塞上,是阀杆克

服弹簧了向上移,关闭排大气口,打开通往高排、抽汽逆止门控制站的送气口。

6)危急遮断控制块:指AST电磁阀通道连接装置。

7)喷油试验装置:试验时将试验手柄推至“试验”位置并保持,当飞锤动作后关

闭喷油试验油门,试验油压到零;将“遮断/复位”手柄推至“复位”位置挂闸;

见机械超速遮断油压建立正常后方可松开试验手柄。

二十三、#3、4机调节、保安系统有关电磁阀状态

1)遥控复位电磁阀(1只)正常运行中处于断电状态。

2)AST电磁阀(4只)正常运行中处于通电关闭状态。

3)OPC电磁阀(6只)正常运行中处于通电打开状态。

4)中主门油动遮断阀电磁阀(2只)正常运行处于断电打开状态。

5)中主门全行程试验电磁阀(2只)正常运行处于断电关闭状态。

6)喷油试验电磁阀(1只)正常运行处于断电关闭状态。

7)遥控超速试验用电磁阀(1只)正常处于断电打开状态。

第二部分润滑供油系统运行

一、润滑油供油系统类型及定义

按照设备与管道布置方式不同,分为集装供油系统和分散供油系统。#3、4机为前者。

集装供油系统是将高、低压交流油泵和直流油泵集中布置在油箱顶部,且油管路采用集装管路即系统回油作为外管,其他供油管在该管内部。

分散供油系统即各设备分别安装在各自的基础上,管路分散安装。

二、集装供油系统优、缺点

1)油泵集中布置,便于检查维护及现场设备管理。

2)套装油管可以防止压力油管跑油,发生火灾事故和造成损失。

3)套装油管路检修困难。

三、汽轮机供油系统的作用

1)向机组各轴承供油,以便润滑和冷却轴承。

2)供给调节系统和保安装置稳定充足的压力油,使其正常工作。

3)供给各传动机构润滑用油。

四、润滑油供油系统主要组成设备

由主油箱、射油器、主油泵、交流润滑油泵、直流润滑油泵、高压启动油泵、冷油器、油净化器、排烟装置、溢油阀及油管道组成。

五、主油箱

1、主油箱储油量决定于油系统的大小,应满足润滑及调节系统的用量。机组越大,调

节及润滑系统用油量越多,油箱的容积也越大。#3、4机主油箱的容积为: 25m3,贮油33

2、主油箱的作用是:在油系统中除了用来储油外,还起着分离油中水分、沉淀物及汽

泡的作用。油箱用钢板焊成,底部倾斜以便能很快地将已分离开来的水、沉淀物和其他杂质由最低部放出。

六、润滑油系统中各油泵的作用

1、主油泵与汽轮机转子同轴安装,具有流量大、出口压头低、油压稳定的特点;即扬

程-流量特性曲线平缓,以保证在不同工况下向汽轮机调节和润滑系统稳定供油。

主油泵不能自吸,因此在主油泵正常运行中,需要有射油器提供0.05~0.1mpa的

压力油供给主油泵入口。

2、在转子静止或启动过程中,启动油泵(高压调速油泵)是主油泵的替代泵,在机组

启动前应首先启动启动油泵供给调节系统用油,待机组进入工作转速后,停止启动

油泵运行,作为备用。

3、机组正常运行中,机组润滑油通过射油器(#2)供给。在机组启动、盘车或射油

器故障时,交流(辅助)润滑油泵投入运行,确保汽轮机润滑油的正常供给。

4、直流(事故)油泵是在失去厂用电或交流润滑油泵故障时投入运行,以保证机组顺

利停机。

七、射油器主要组成及原理

由喷嘴、滤网、扩压管、进油管等组成。

工作原理是:是一种喷射泵。当压力油经喷嘴高速喷出时,在喷嘴出口形成真空,利用自由射流的卷吸作用,把油箱中的油经滤网带入扩压管减速升压后以一定的压力排出。

#1射油器作用:供主油泵入口用油。#2射油器作用:供润滑油系统用油。

八、冷油器的作用及运行维护

由于转子的导热和轴瓦摩擦发热,油温会逐渐升高。为保证轴瓦的正常工作必须保持一定的供油温度,以形成良好的油膜;因此设置了冷油器。#3、4机冷油器冷却面积为80M2 冷却水量250t/h。水源为自A滤水器接出的循环水。

冷油器的运行维护事项:1)进油压力、出油压力正常。2)出口油温控制在45~50℃ 3)两冷油器同时运行时,出口油温差不大于2℃。4)冷油器进出口冷却水温升正常。 5)任何方式和情况下必须保证油压大于水压。

九、汽轮机油的循环倍率

汽轮机油的循环倍率等于每小时主油泵的出油量与油箱(油系统)总油量之比。一般应小于8~12。如循环倍率过大,汽轮机油在油箱中停留时间少,空气及水分来不及分离,致使油质迅速恶化,缩短油的使用寿命。

十、油箱排烟风机的作用

一方面,排除油箱中的气体和水蒸气,使水蒸气不在油箱中凝结,在油箱和回油管道中建立微负压,使轴承回油畅通。另一方面,还能排除有害气体使油质不易劣化。

#3、4机设有A、B两台排烟风机,可互为备用。

十二、油系统工作失常(辅机油系统亦适用)

1、润滑油温升高:

1.1现象:

1.1.1 进油温度升高。

1.1.2 轴承及回温温度升高。

1.2 原因:

1.2.1 冷油器断水或缺水,冷油器铜管堵塞。

1.2.2 轴承断油或油量减少。

1.2.3 轴向推力增大。

1.2.4 轴承钨金脱壳或熔化磨损。

1.2.5 油质恶化。

1.3 处理:

1.3.1 发现轴承和回油温度较正常升高2~3℃,即核对进油温度,如同时升高即检查冷油器运行情况并进行下列处理:

1.3.1.1 开大冷却水进水门。

1.3.1.2 冲洗A滤水器。

1.3.1.3 投用备用冷油器运行,调整油温在40~45℃之间。

1.3.2 轴承油管内有杂物堵塞,会使一个或几个轴承温度升高,油量减少,此时应敲打油管,使油流畅通。

1.3.3 任何轴承温度到107℃或回油温度到82℃,保护动作停机,拒动应立即打闸停机。

1.3.4 任何轴承回油中断,应破坏真空紧急停机。

1.3.5 任何轴承冒烟,应破坏真空紧急停机。

2、油位下降、油压正常:

2.1 原因:

2.1.1 油位计失灵。

2.1.2 油箱放油门,事故放油门不严或误开。

2.1.3 油净化器故障。

2.1.4 回油管道泄漏。

2.2 处理:

2.2.1 向主油箱补油保持正常油位。

2.2.2 油位计失灵,联系检修人员处理。

2.2.3 检查油系统各放油门应关闭严密,如轴承回油管道法兰漏油,应设法消除。

2.2.4 检查冷油器泄漏,停故障冷油器。

2.2.5 检查油净化器应正常,否则停用油净化器。

2.2.6 补油无效,漏油一时又无法消除,油位降至-260mm时紧急停机。

3、油压下降、油位正常

3.1 原因:

3.1.1 主油泵工作失常。

3.1.2 调速系统油管破裂。

3.1.3 逆止阀,溢油阀失常。

3.1.4 射油器工作失常。

3.2 处理:

3.2.1 主油泵工作失常,启动调速油泵维持油压,仔细倾听主油泵内部声音,若有明显的

摩擦声时,立即停机处理。

3.2.2 检查高压油管有无漏油,如漏油设法处理,必要时停机处理。

3.2.3 调速油压下降引起自动主汽门、调速汽门关闭时,停机处理。

3.2.4 射油器异常引起润滑油压下降时,调整溢油阀,当降至0.07MPa时启动交流润滑油

泵维持油压,降至0.04MPa时紧急停机,降至0.03MPa时,停止盘车运行。

4、油位、油压同时下降

4.1 原因:

4.1.1 压力油管泄漏。

4.1.2 冷油器铜管破裂漏油严重。

4.2 处理:

4.2.1 启动备用油泵维持油压,联系检修人员向主油箱补油。

4.2.2 检查油系统压力油管道,发现漏油及时设法消除,严防着火。

4.2.3 检查发现冷油器漏油,投备用冷油器,停故障冷油器。

4.2.4 向主油箱补油无效而继续下降至-265mm以下或油压低于0.04MPa时应紧急停机。

5 交流调速油泵故障处理:

5.1 汽轮机在启动过程中,交流调速油泵发生故障,停机处理。

5.2 正常停机过程中,交流调速、润滑油泵,直流油泵同时故障,而转速在2600r/min以上,主油泵能维持主汽门、调速汽门开启时,应迅速提升转速至正常,待修复一台油泵后,再停机。

5.3 停机过程中,交流调速、润滑,直流油泵同时故障,而汽轮机转速在2600r/min以下时,主油泵不能维持自动主汽门,调速汽门开启时,应破坏真空紧急停机。同时通知电气增加励磁停机。

6、油系统着火处理:

6.1 发现火情,立即查明着火地点及时扑灭。

6.2 同时汇报班长、值长并联系消防队。

6.3 若不能及时扑灭,并威胁机组安全时,应紧急停机。(必要时励磁停机)

6.4 火灾严重威胁主油箱安全时,应立即破坏真空紧急停机,开启事故放油门。但机组静止以前,油箱中应留有保持润滑油泵正常工作的油量。

6.5 灭火时应根据安规要求使用合适的灭火器材,并注意若有带电的设备与电缆时,应先切断电源。

十三、汽轮机油中进水有哪些因素、如何防止

油中进水多半原因是汽机轴封的状态不良或是发生摩损,轴封的进汽过多所引起,另外轴封汽回汽受阻,如轴封加热器满水、轴封高压漏汽回汽不畅、轴承内负压太高等原因也往往直接构成油中进水。

为防止油中进水,除了在运行中冷油器水侧压力应低于油侧压力外,还应精心调整各轴封的进汽量,防止油中进水。

十四、影响轴承油膜的因素有

1)转速 2)轴承载荷 3)油的粘度 4)轴颈与轴承的间隙 5)轴承与轴颈的尺寸

6)润滑油温度 7)润滑油压 8)轴承进油孔直径

十五、#3、4机润滑油系统有关电磁阀

1)盘车喷油电磁阀(1只)正常运行状态为断电关闭状态。

2)

第三部分汽轮机凝汽系统、抽气系统运行

一、凝汽设备主要组成

汽轮机凝汽设备主要由凝汽器、循环水泵、抽气器、凝结水泵、射水泵等组成。

二、凝汽设备的任务

1)在汽轮机的排气口建立并保持高度真空。

2)把汽轮机的排汽凝结成水再由凝结水泵送至回热加热器,成为供给锅炉的给水。

3)凝汽设备还有一定的真空除氧作用。

三、凝汽设备应满足的要求

1)凝汽器应具有较高的传热系数。

2)凝结水的过冷度要小。

3)凝汽器的真空系统及凝汽器本身要具有高度的严密性,以防止空气漏入影响传热效果及真空。

4)凝汽器的汽阻、水阻要小。

5)与空气一起抽出来的未凝结蒸汽量尽可能小,以降低抽气器耗功。不大于2/3。

6)凝结水的含氧量要小。

四、凝汽器的运行维护事项

1)保持凝汽器在最有利真空下运行。

2)凝汽器两侧进、排水压力应正常。

3)凝结水过冷却度不大于2℃。

4)A、B两侧排水温差不大于2℃,凝汽器端差不大于7~12℃,如端差增大,应采取凝汽器半边清洗或投放胶球冲洗等方法处理。

5)保持凝汽器热井内水位在500~700mm处。

6)凝结水硬度不超过2微克/当量,硬度过高,可加木粉堵漏,停半边查漏,并检查有关系统的隔绝情况以降低硬度。

7)凝结水含氧量不超过30微克/升,如过高检查系统的泄漏情况,必要时可倒凝结水泵。

五、#3、4机有关凝汽器保护定值

六、凝汽器的额定真空、最有利真空、极限真空

凝汽器的额定真空指机组在设计工况、额定功率、设计冷却水温时的真空;一般汽轮机铭牌排汽绝对压力对应的真空是额定真空。

凝汽器的最有利真空提高真空后机组所得到的经济效益与提高真空所多耗电的差值为最大时的真空。

凝汽器的极限真空当末级叶片的膨胀值达到最大时所对应的真空。

七、凝汽器胶球清洗收球率低的原因

1)活动式收球网与管壁不密合引起“跑球”。

2)收球网脏污及收球管喇叭口堵塞。

3)循环水压力低,水量小,胶球穿越铜管的能力下降,胶球堵在管口。

4)凝汽器进口水室存在死角,有涡流,胶球聚集在水室中。

5)管板检修后涂保护层,使管口缩小,引起堵球。

6)新胶球过大或较硬,不易通过铜管。

7)胶球比重太小停留在水室及管道顶部。胶球吸水后的比重应接近于水的比重。

八、循环水的温升定义及其大小能说明的问题及影响原因

循环水的温升是凝汽器冷却水的出口温度与进口温度的差值。

在一定的蒸汽流量下有一定的温升值,监视温升可分析凝汽器铜管是否堵塞、清洁等。

温升大的原因:1)蒸汽流量增加 2)冷却水量减少 3)铜管清洗后较干净温升小的原因:1)蒸汽流量减少2)冷却水量增加3)铜管结垢污脏4)真空系统漏空九、凝结水溶解氧增大的原因及处理

原因:

1)凝汽器铜管破裂或泄漏 2)凝结水过冷却(凝汽器水位过高) 3)补水量大

4)凝汽器真空除氧装置损坏 5)低于热井中心线以下的负压设备漏空气

处理:

1)检查凝结水泵、低加疏水泵盘根密封良好;以盘根有水漏流为宜,抽空气门保持一定开度。

2)检查给水泵、前置泵盘根密封良好,回水正常,水封筒负压正常。

3)检查真空系统的严密性良好,无泄漏。

4)检查有关负压设备(如低加、轴加)无吸空现象,抽空气门保持一定开度;放水门严密。

5)检查本体疏水扩容器放水门,凝汽器水位计及其放水排污门严密。

6)有必要时应切换凝结水泵、低加疏水泵运行;并将故障泵隔离。

十、凝结水过冷却度定义及其增大的原因处理

定义:

在凝汽器压力下的饱和温度减去凝结水温度称谓“过冷却度”即凝结水温度比排汽压力对应的饱和温度低的数值为过冷却度。理论上讲应为O。

原因:

1)凝汽器构造上存在缺陷,管束之间蒸汽没有足够的通往凝汽器下部的通道。使凝结水自上部管子流下,落到下部管子的上面再度冷却。

2)凝汽器水位高,以致部分铜管被凝结水淹没而产生过冷却。

3)凝汽器汽侧漏空气或抽气设备运行不良,造成凝汽器内蒸汽分压力下降而引起过冷却。

4)凝汽器铜管破裂,凝结水内漏入循环水(此时,硬度超标)

5)凝汽器冷却水量过多或水温过低。

处理:

十一、凝汽器端差含义及其增大的原因与处理

含义:

凝汽器压力下的饱和温度与凝汽器冷却水出口温度之差称为端差。

原因:

1)凝汽器铜管水侧或汽侧结垢

2)凝汽器汽侧流入空气,增大了汽阻影响传热。

3)冷却水管堵塞

4)冷却水量减少

处理:

运行中采用半边清洗、反冲洗或胶球清洗装置运行;停运后进行酸洗、高压水冲洗、

机械清洗、通风干燥法等清洗铜管。同时保证凝汽器及真空系统的严密性。

十二、凝结水硬度增大的原因及处理(导电度增大也适用)

原因:

1)凝汽器铜管胀口处泄漏或铜管破裂使循环水漏入汽侧。

2)备用抽气器的(空气门和进水门)空气管逆止门不严,吸入生水。

3)补水水质不良或软化水系统切换出现误操作。

4)有生水进入;如:前置泵、低加疏水泵盘根密封冷却水漏水等。

5)导电度增大还可能有汽水品质恶化、低负荷运行等。

处理:

1)部分或全部机组凝结水硬度(导电度)均增大;应隔离补水系统;通知化学化验

水质。

2)如备用抽气器的(空气门和进水门)空气管逆止门不严关闭或切换抽气器运行。

3)凝汽器水侧轻微泄漏,可用木粉堵漏;泄漏严重应停机堵漏。

4)检查负压设备有无吸生水现象。

十三、凝汽器冷却倍率

凝结1Kg排汽所需要的冷却水量,称为冷却倍率。其数值为进入凝汽器的冷却水量与进入凝汽器的汽轮机排汽量之比。一般取50~80。

#3、4机设计工况下:为B=18415/275.872≈67

十四、#3、4机凝汽器规范。

凝汽器为铜管、单壳体、对分双流程、淡水带反冲洗装置。与排汽缸采用伸缩节连接;

安装直接落在基础上,低压缸的膨胀由伸缩节补偿。凝汽器注水时可不用底部加装支撑,注水至伸缩节位置约需水300T。

凝汽器水阻<4.9Kpa(0.0049MPa);正常运行中进排水压力差应符合设定值。当压差增大时应加强对循环水滤网的监督,投用胶球冲洗。严重时应停运检查水室。压差减

十七、何为水泵的汽蚀现象

液体在叶轮入口处流速增加,压力低于工作水温的对应饱和压力时,会引起一部分液

体蒸发(即汽化)。蒸发后的汽泡进入压力较高的区域时,受压突然凝结,于是四周的液体就向此处补充,造成水力冲击。这种现象叫汽蚀。

十八、凝结水泵为什么要装诱导轮?

为了防止凝结水泵内凝结水的汽化,在凝结水泵进口装设了诱导轮。凝结水进入泵内首先经过诱导轮增压,然后进入首级叶轮。

十九、为减小凝结水泵入口发生汽蚀在技术上采取哪些措施

1)装设诱导轮 2)提高入口压力(一般在凝汽器热井以下1M安装来提高静压)

3)保证工作水温正常,避免水温突升。4)保证入口滤网清洁 5)保证热井水位正常 6)保证盘根密封效果良好。

二十、运行中凝结水泵隔离的原则顺序

应严格按照出、进、空、冷、密的先后顺序关闭;并确认入口门严密的情况下开启入口滤网底部放水门。复役时操作相反。在操作中发现真空下降或溶氧增大应检查操作的正确性或停止、恢复操作。

二十一、#3、4机凝结水泵支推轴承设有循环水、工业水两路冷却水源;冷却水量为3t/h。

正常油位在50~80mm。日常应注意冷却水温升、轴承温度在正常范围。

温升大、轴承温度高:检查冷却水量是否充足,及时增投工业水。【如:进、出水管

脏污堵塞,轴承串动损坏、油位过高或过低等】温升小、轴承温度高:冷却水管结垢,使传热减弱;需清洗管壁。

二十二、

第四部分给水回热系统

一、回热(循环)系统的定义:将汽轮机做过部分功的蒸汽抽出来加热锅炉给水的系统。

二、给水回热系统的组成设备:除氧器、给水泵、高加、

孤网稳定控制系统的控制策略研究

龙源期刊网 https://www.360docs.net/doc/bb2990485.html, 孤网稳定控制系统的控制策略研究 作者:丁建义 来源:《城市建设理论研究》2013年第04期 摘要:本文针对某钢铁集团公司的内部区域电网提出了一种孤网稳定控制系统的控制策略和实施方案,保证孤网系统在各种工况下的安全稳定运行,并取得了可观的经济效益。; 关键词:孤网孤网稳控DEH调速控制负荷快切二次调频 中图分类号:U665.12 文献标识码:A 文章编号: 一、孤网及其运行特点 1.1 孤网的定义 孤网是孤立电网的简称,一般泛指脱离大电网的小容量的电网。 电力建设规程规定,最大单机容量小于电网总容量的8%的电网,可以称为大电网。目前我国各大地区电网的机网容量比已经小于8%,可以看作无限大电网。相比之下,机网容量比大于8%的电网,统称为小网;孤立运行的小网,称为孤网[1]。 1.2孤网运行的特点 孤网运行最突出的特点,是由负荷控制转变为频率控制,要求调速系统具有负荷要求的静态特性﹑良好的稳定性和动态响应特性,能够保证在用户负荷变化的情况下自动保持电网频率的稳定。这就是通常所说的一次调频功能[2]。运行人员关注的问题不再是负荷调整,而是调 整孤网频率,使之维持在额定频率的附近。这种调整通过操作调速系统的给定机构来完成,称为二次调频。由于孤网容量较小,其中旋转惯量储能和锅炉群所具备的能力势能均较小,要求机组的调速系统具有更高的灵敏度,更小的迟缓率和更快的动态响应特性。 [3] 对于小网工况,网中各机组存在负荷分配问题,要求各机组调速系统具有相同的转速不等率,要求网中调度机构进行二次调频,维持额定功率。 二、项目概述: 本文以某钢铁集团的电网重构工程中孤网运行的实例展开,着重研究独立电网中发电、变电、用电之间的安全稳定和协调控制的问题,以实现企业电网的稳定运行和综合节能效益。

DEH简介要点

一、DEH调节系统的组成 ?DEH系统由汽轮机控制系统、安全系统、监视系统三部分组成。汽轮机控制系统的任务是实现汽轮机的转速/负荷调节,是DEH系统的最主要部分; ?汽轮机安全系统的任务是实现汽轮机的保护跳闸以及保护试验、阀门试验等功能; ?汽轮机监视系统的任务则是实现对汽轮机转速、振动、轴向位移、蒸汽温度/压力、汽轮机金属温度等一些重要参数的测量、监视功能。?汽轮机组的转速和负荷是通过改变主汽阀和调节汽阀的位置来控制的。 汽轮机控制系统DEH将要求的阀位信号送至伺服油动机,并通过伺服油动机控制阀门的开度来改变进汽量。DEH接受来自汽轮机组的反馈信号(转速、功率、主汽压力等)及运行人员的指令,进行计算,发出输出信号至伺服油动机。 二、升速控制 ?转速闭环控制是DEH的基本控制功能,其中有转速给定控制逻辑、暖机控制逻辑、临界转速识别与控制逻辑、超速试验控制逻辑等。在升速过程中,DEH将转速给定与测速模件采集到的实际转速进行比较,如果有偏差,转速PI调节器便产生一个阀位指令,电液转换器控制调节汽门开度发生改变,使汽轮机实际转速逐渐与给定值相等,消除转速偏差。?DEH控制系统具有自动和手动两种升速方式。自动升速是指DEH根据高压内缸金属温度自动从冷态、温态、热态或极热态四条升速曲线中选择相应的升速率,并自动确定低速暖机和中速暖机的转速及暖机停留时

间,自动冲临界,直到3000rpm定速。手动升速是指运行人员根据经验自行判断机组的温度状态,然后通过操作员站设定目标转速和目标升速率。当运行人员设定的目标转速接近临界转速区时,DEH程序将自动跳过临界区,即运行人员无法将目标转速设定在临界区内。手动升速时低速和中速暖机点及暖机时间由运行人员决定。自动和手动升速可根据需要随时进行切换。 ?安装了三个测速探头,三路转速测量信号经测速模件内部三选二逻辑处理后,得到DEH所需的转速反馈信号。根据汽轮发电机组的运行规程要求,系统设定了升速暖机点。当汽轮机转速达到暖机转速时,DEH自动发出转速保持指令,使汽轮机转速停留在暖机转速上。暖机时间长短可由运行人员选择 三、汽压保护 ?汽压保护不同于汽压控制,它实际上是一种单向的汽压限制功能,并不对汽压进行调节,正常运行过程中当机前主蒸汽压力由于某种原因降低到汽压保护限值以下时,DEH将强迫高压调节阀关小,使汽压得以恢复; 当汽压恢复到保护限值之上时(主蒸汽压力大于限值1MPa),调节阀便不再关小,DEH继续原先的调节控制。 ?汽压保护动作期间,高压调节阀关小,汽轮机负荷必然也随之减小,出现实际负荷小于给定的现象。为了避免因汽压保护动作使阀门完全关闭,当通过高压调节阀的蒸汽流量小于额定流量的10%时,自动解除汽压保护动作,即阀门不再继续关小,维持10%流量的开度。运行人员可以根据实际需要决定是否投汽压保护,或者限值设定到多少比较合适。

DEH系统简介

DEH系统简介 一DEH控制系统的组成 ?1、控制机柜 ?2、CRT显象站(操作员站、工程师站) ?3、EH油系统 ?4、软件 二DEH主要功能 1 转速控制-从开始冲转到并网前,以及甩负荷维持转速 汽机挂闸后,在旁路切除的运行方式下,高压调门、中压调门和中压主汽门全开,由高压主汽门控制汽机升速到2900转/分,在2900转/分进行阀切换。阀切换后,高压主汽门全开,由高压调门控制转速,从在2900转/分到在3000转/分。 2 自动同期控制 汽机到3000转/分以后,DEH接受自同期装置指令,将汽机控制到同步转速,准备并网。 3 负荷控制 机组并网后,由高压调门控制机组负荷。可由功率和调节级压力反馈,组成串级控制系统 4 调频 可根据需要,使机组参与一次调频。 5协调控制 接受CCS指令,控制汽机负荷。使机组处于机炉协调方式 6快减负荷(RB) 我厂未用 7主汽压控制 低汽压保护及机调压功能 8多阀控制 提供阀门管理功能,单多阀切换,进行节流调节和喷嘴调节 9阀门试验 对每个阀门进行在线试验 10OPC控制 超速保护及超速保护试验 11 汽轮机自动控制(A TC) 监视汽轮机的参数,进行转子热应力计算,根据热应力大小自动给定目标转速、升速率和升负荷率,使转子应力控制在允许范围内,提高机组寿命。检查机组有关的运行状态并进行监控。对盘车、冲转、暖机、阀切换、并网等过程有完善逻辑回路并能自动实现。 12中压缸启动方式(旁路方式) 在旁路投入情况下,进行热态中压缸启动。即高压缸不进汽,高压主汽门全关,中压主汽门和高调门全开,由中调门控制,中压缸冲转升速到2600转/分,进行TV-IV切换。在2600转/分-2900转/分,由主汽门控制。在2900转/分进行TV-GV切换,在在2900转/分以上由高调门和中调门同时控制,直到中调门全开,转为全部由GV控制。 13双机冗余

发电机组并网与孤网运行的技术特点分析

发电机组并网与孤网运行的技术特点分析 摘要:随着企业的发展,高耗能企业能源浪费的现象较为突出,企业利用余热、余气发电自发自用既符合国家节能减排的政策要求,也适应企业降耗的需求,因此在发电人才缺乏的情况下,企业鼓励员工了解和学习有关发电知识,培养技术型人才也是当务之急,鉴于此,现就发电机组并网与孤网运行的技术特点进行分析探讨。 1 发电机组的正常运行方式火力、风力发电厂及各企业自备电厂的发电机正常运行方式分为并网运行和孤网运行两种方式。两种运行方式的运行技术特点不同,而且差异较大。2发电机组并网运行的技术特点2.1并网的定义发电机组并网运行是指发电机组与外部常规电网连接并联运行,可以用电缆直接连接或经过升压变压器连接。并网运行可分为“普通并网”和“并网不上网”两种。1)普通并网运行的发电机组可以向外部电网输送多余的电能功率;2)并网不上网的机组则严格禁止发电机组的电能功率外送,即只能是从外部电网用电,因此,发电系统的“并网不上网”是指发电系统虽然与外部常规电网并网但其所发电量由企业全部自用,即所发电能并不传输到外部电网使用。2.2发电机并列条件发电系统的汽轮发电机一般选用的是同步发电机,同步发电机要投入电网并网运行。必须满足以下几个条件:1)发电机的电压应与电网系统的电压大小接近一致,误差不超过±5%;2)发电机的频率应和电网系统的频率接近一致,误差不超过±0.2Hz,以发电机频率稍高于电网频率为好;3)发电机的相位应和电网系统的相位接近一致,相位差不超过±10°。4)发电机的相序和电网系统的相序必须一致。2.3并网的方法并网的方法有两种,一种称为准同期法,另一种称为自同期法。目前广泛采用技术先进、安全可靠、精度高的现代同步指示装置和自动化并联装置实现准同期法并网。所谓准同期法是指同步汽轮发电机与外部电网并

孤网运行条件下DEH的改造调试分析

孤网运行条件下DEH的改造调试分析 【摘要】孤网运行对于独立电网运行的区域型电厂而言非常重要,而孤网运行重在汽轮机DEH系统频率调节及其稳定性,该文通过乌鲁木齐环鹏有限公司后峡电厂#3、#4和#5三台机组孤网运行系统的顺利改造实例,重点分析孤网调试过程中静态调频特性与自然调频特性区别,通过使用DEH调节系统的最优配置方案,论证了如何避免出现超速停机导致整个孤网崩溃的成功实践。 【关键词】孤网运行;电网调频特性;DEH调节系统 一、引言 孤网是孤立电网的简称,一般泛指脱离大电网的小容量电网。电力建设规程规定,电网中单机容量小于电网总容量8%,当机组发生甩负荷时,不影响电网的正常运行。杭州和利时DEH控制系统具有系统优化、集成度高、应用简便、可靠性高、节能、环保、耐污染等特点。定位精度高、驱动力大、无极调速及快速关闭保护等功能,适用于孤网运行的特点,得到广泛使用。 孤网运行的关键因素如下: 1.如何维持孤网运行的网频稳定; 2.如何进行DEH一次调频能力; 3.如何解决一次调频稳定性和动态响应问题。 二、项目概况 乌鲁木齐环鹏有限公司后峡电厂,现使用武汉汽轮机厂30MW机组两台、12MW机组一台,采用杭州和利时DEH电液调控制系统(MACSV1.1.0,FM系列),组成孤立电网,负责后峡地区工业及民用用电,其中93%电量供后峡电石厂制造冶炼使用。 2011年7月5日,由于外线35KV造成雷电闪击短路,负荷甩空,三台机组均超速3300转。机组由于超速、保护动作—停运,厂用电丢失。另外,乌鲁木齐环鹏有限公司后峡电石厂使用了两台25000KV A的电石炉,与电厂发电机组容量接近,当其发生故障紧急断电情况下,也造成电厂机组大面积甩负荷,所以保证机组在小网运行条件下的事故停机停运造成的恶性事故导致整个区域的电力生产造成不可预估后果,进行孤网改造刻不容缓。 三、电网调频特性 电网中的各机组,一般都有10~12%的过载余量,如果电网中的机组调速系

孤网运行

孤网运行最突出的特点,是由负荷控制转变为频率控制,要求调速系统具有符合要求的静态特性、良好的稳定性和动态响应特性,以保证在用户负荷变化的情况下自动保持电网频率的稳定。这就是通常所说的一次调频功能。运行人员关注的问题不再是负荷调整,而是调整孤网频率,使之维持在额定频率的附近。这种调整通过操作调速系统的给定机构来完成,成为二次调频。由于孤网容量较小,其中旋转惯量储存的动能和锅炉群所具备的热力势能均较小,要求机组的调速系统具有更高的灵敏度,更小的迟缓率和更快的动态响应 我认为,电站在孤网状态下运行,需要注意以下一些事项: 1、要尽量让孤网中单机容量最大的机组担任调峰任务; 2、启动、停止大容量用电设备需要提前联系、准备; 3、在孤网中担任调峰任务的手动机组要注意随时调整有功、无功,尽量稳定电压和频率(一般最好是用自动调节装置 4、如是孤网系统无电的情况,经联系后,首先需要让孤网系统中的某一台有电机组先向网上送电,其它机组才能并网; 5、还有就是在孤网状态下运行的稳定性差,随时都需要注意开关跳闸和整个系统的崩溃。。。 原文如下: 昆明发电厂现装有2×100 MW燃煤机组,无中间再热,两台机汽轮机调节系统现已改造为电液数字调节系统(DEH)。该电厂位于云南省电网负荷中心,升压站为110 kV双母线带旁路母线。 由于昆明发电厂并网点(变电站)发生故障与系统断开,造成昆明

发电厂两台机OPC动作。当日双母线并列运行,通过联络线普普I、II回(昆明发电厂-普吉变)与系统连接。 两机共带有功负荷190 MW,联络线输送功率为140 MW,供近区负荷为40 MW,厂用负荷10 MW。 2 故障现象 由于昆明发电厂并网对侧的220 kV普吉变电站变压器故障,造成昆明发电厂2台机组、普吉变110 kV系统及所供近郊负荷与系统解列成一孤立系统,发电机组频率迅速上升至52.7 Hz,汽轮机转速最高升至3 160 r/min,昆明发电厂两台机OPC同时动作,调速汽门关闭,当两机转速降至3 000 r/min以下时,调速汽门又同时开启,反复数次,两台机进入不稳定反复“功率振荡”状态。持续15 min,振荡难以平息,直到将该片区所供电负荷全部切除,机组才恢复稳定正常状态。 3 OPC动作行为分析 在转速未出现故障、未进行机械、电气超速试验时,只要转速大于3 090 r/min,OPC出口动作,关闭所有调节汽门,当转速降至3 000 r/min 以下时,调节汽门重新开启,进入转速自动调节控制。 在系统出现故障的瞬间,发电机功率突升。由于故障点切除时间长,造成电网频率下降,保护越级跳闸,使电厂对侧变电站110 kV与220 kV联络变跳闸,故障点切除后,部分负荷甩开,由于汽轮机惯性,造成转速上升,上升至3 160 r/min,OPC启动快速关闭调速汽门。调速汽门关闭后,转速开始下降,当转速降到2 950 r/min时,调速汽

发电机组孤网运行试验方案

发电机组孤网运行 试验方案 编制: 审核: 批准: 新浦化学(泰兴)有限公司 二零零九年八月二十五日

一、目的 为配合1#、2#发电机组孤网运行时DEH控制系统调试,提高调节品质,确保机组孤网情况下能维持或稳定运行,特制定本试验方案; 二、试验对象 选定1#汽轮发电机组作为孤网运行试验对象; 三、试验时间 2#发电机启机后,预计8月31日8:00开始 四、试验条件 1、电运岗位在试验前进行倒闸操作,将VCM全部负荷由Ⅱ段供电,试验对VCM 生产不会造成影响; 2、仪表专业确认汽轮机各项超速保护功能完好; 3、四五期苯胺装置处于检修状态; 4、热电厂给水泵、取水泵、空压机等公用辅机尽量运行在10KV Ⅱ、Ⅲ段; 5、1#机机头、35KV升压站已派人现场待命; 6、锅炉、汽机、电气、仪表、DEH厂家技术人员全部到位。 五、试验步骤 1、正常运行方式 1#机发电20MW,正常并入35KV Ⅰ段母线,Ⅰ段负荷包括:一二三期Ⅰ段电解25MW、苯胺部分负荷3MW、部分厂用电4MW、洋新线822线路下载12MW。 2#机发电38MW,正常并入35KV Ⅱ段母线,Ⅱ段负荷包括:一二三期Ⅰ段电解25MW、VCM全部负荷6MW,苯胺部分负荷3MW、部分厂用电4MW、洋新线824线路下载0MW(接线图附后)。 孤网运行试验期间,因1#、2#发电机负荷会有所变化,为确保供汽稳定正常,外供蒸汽尽量通过快减装置供汽。

2、孤网运行方式 拉开热化1#线363开关,1#机孤网运行,南厂一二三期Ⅰ段电解25MW全部由洋新线822线路供电,1#机由20MW甩负荷至苯胺及热电厂用电部分负荷7MW,DEH厂家根据机组情况调节PID参数,试验完成后电气运行岗位通过热化1#线363开关同期并网恢复正常运行方式。 若孤网运行成功,1#发电机的负荷将由原来的20MW甩负荷至7MW,势必造成主汽压力的上升,故在孤网试验前,热电调度需适当降低主汽母管的压力; 若孤网运行不成功,热电升压站35KV Ⅰ段(苯胺的Ⅰ段包括3#循环水3台循环水泵、苯胺循环水2台循环水泵、四期苯胺2台氢压机、五期苯胺1台氢压机、五期氯透平)电源将会中断,电运人员在确认机组已跳停(1#发变组出口305开关分闸状态),厂用电快切至用备用段供电,苯胺的Ⅰ段短时失电,电运确认备自投动作情况,并合上热化1#线363开关恢复热电升压站35KV Ⅰ段供电,1#机组按照开车程序重新并网进行试验。热电调度根据母管压力及时调整2#机发电负荷及供汽压力。如需确保不向系统倒送负荷,试验前可适当降低2#机发电负荷,留有一定的负荷提升空间。 注意事项: (1)、升压站需专人确认1#发变组出口305开关状态及紧急情况下手动合热化1#线363开关; (2)、试验过程1#机现场中需专人监视汽轮机转速突升变化情况,紧急情况下手动遮断危急保安器,紧急停机; 五、孤网逻辑确认 根据控制电缆敷设进度及DCS卡件的到货情况,电仪工段根据《孤网运行控制改造方案》上的孤网信号逻辑图进行接线及调试确认工作,正确无误后接入DEH系统内的并大网信号点。

孤网运行应急预案

福清#1汽机孤网运行方案 福清#1汽机为南京汽轮股份有限公司生产,型号N12-3.82。自运行以来未做孤网运行的调试,因11月3日外网停电,故11月1日先做孤网运行试验,以确保运行的可靠。 孤网是孤立电网的简称,孤网运行最突出的特点是由负荷控制转变为频率控制,要求调速系统具有符合要求的特性、良好的稳定性和动态响应特性,以保证在用户负荷变化的情况下自动保持电网频率的稳定。运行人员关注的问题不再是负荷调整,而是调整孤网的频率,使之维持在额定频率附近。由于孤网容量较小,其中旋转惯量储存的动能和锅炉具备的热力势能均较小,要求机组的调速系统具有更高的灵敏性,更小的迟缓率和更快的动态响应。 汽机进入孤网条件: 孤网投切开关投入即为孤网功能已投入,孤网条件满足,自动进入孤网,进入孤网的条件为: (1)汽机已并网。 (2)转速偏差大于30转。 (3)转速加速度大于每秒100转。 (4)OPC动作;同时可以认为在预知情况下,手动进入孤网,孤网运行时DEH画面上进入孤网指示灯变为红色。 (5)硬件孤网信号过来。 进入孤网状态的控制: 孤网运行时,汽轮机通过频率控制自动增减负荷,需要增负荷时,

转速会降低,等待实际负荷增加后,转速稳定在3000r/min;减负荷与之相反。电网恢复正常后,再按“解除孤网”。 进行孤网运行前应做好: 1.在汽机现场有专人观察转速表,超速不动作时,立即手动打闸停机。 2.相关的连锁保护应正常,并确保投入。 3.调门性能相关实验(静态特性、稳定性、调节响应性)由科远出具数据及指导书,指导操作。 4.投运前,相关联系协调体系、制度及应急响应机制需完善。 5.必须保证所有锅炉、压力容器安全阀在校验器内,确保设备实现本质安全。 孤网操作应急预案 1.孤网运行汽机系统运行状态:汽机DEH系统接到增负荷命令后,进行频率调节,转速下降,汽机调门开大,进汽压力下降,锅炉水位先增后减,如增负荷量较大,汽机热井水位急剧波动,锅炉水位下降至报警值,根据锅炉负荷波动情况,给水泵压力、流量变化,各系统运行出现紊乱。 应对措施: 由于机组并入孤网运行后,DEH系统应能实现自动控制,根据用电情况,自动调整负荷,运行操作人员根据负荷变化进行汽水平衡调节,负荷控制变为频率控制后,运行人员由主动控制变为被动跟踪调整,当出现以下情况时,应急处理措施如下:

发电机组并网与孤网运行的技术特点分析

民营科技 2011年第1期26MYKJ 科技论坛 发电机组并网与孤网运行的技术特点分析 梁万秋 (迁安市九江煤炭储运有限公司,河北迁安064400) 1发电机组的正常运行方式 火力、风力发电厂及各企业自备电厂的发电机正常运行方式分为并网运行和孤网运行两种方式。两种运行方式的运行技术特点不同,而且差异较大。 2发电机组并网运行的技术特点 2.1并网的定义 发电机组并网运行是指发电机组与外部常规电网连接并联运行,可以用电缆直接连接或经过升压变压器连接。并网运行可分为“普通并网”和“并网不上网”两种。 1)普通并网运行的发电机组可以向外部电网输送多余的电能功率;2)并网不上网的机组则严格禁止发电机组的电能功率外送,即只能是从外部电网用电,因此,发电系统的“并网不上网”是指发电系统虽然与外部常规电网并网但其所发电量由企业全部自用,即所发电能并不传输到外部电网使用。 2.2发电机并列条件 发电系统的汽轮发电机一般选用的是同步发电机,同步发电机要投入电网并网运行。必须满足以下几个条件: 1)发电机的电压应与电网系统的电压大小接近一致,误差不超过±5%;2)发电机的频率应和电网系统的频率接近一致,误差不超过±0.2Hz,以发电机频率稍高于电网频率为好;3)发电机的相位应和电网系统的相位接近一致,相位差不超过±10°。4)发电机的相序和电网系统的相序必须一致。 2.3并网的方法 并网的方法有两种,一种称为准同期法,另一种称为自同期法。目前广泛采用技术先进、安全可靠、精度高的现代同步指示装置和自动化并联装置实现准同期法并网。所谓准同期法是指同步汽轮发电机与外部电网并网时,调节其电压、频率及相位角,使待并发电机的电压、频率及相位角尽可能与外部电网一致,达到并联运行投入的条件,减少系统震荡。 2.4选择合适的并网电压 我国常用的电压等级一般有10kV、35kV和110kV,发电系统的发电机组一般都是与110kV电压等级以下的外部常规系统并网,选择适当的并网电压是为了降低线路损耗,同时将电流控制在合适的范围之内。为使机组运行在一个安全合理的电压水平上,发电系统的发电机组并网电压选择6.3kV和10.5kV的居多。 2.5并网运行的发电机组采用负荷控制,根据电网调度的指令进行负荷调整 3发电机组孤网运行的技术特点 3.1孤网的定义 孤网一般指脱离大电网的小容量电网,是孤立电网的简称。 3.2孤网的分类 1)有几台机组并列运行形成小网,不与外部电网连接。2)只有一台机组供电的单机带负荷方式。3)并网运行的发电机组与外部电网解列,甩负荷后单带厂用电,是单机带负荷的一种特例。 3.3孤网运行的特点 1)发电机组的总发电量略大于或等于企业用电量。2)发电机组由负荷控制转变为频率控制,要求汽轮机的调速系统具有符合要求的静态特性、良好的稳定性和动态响应特性,以保证在外界负荷变化的情况下自动保持频率的相对稳定。负荷调整不再是运行人员关注的主要问题,主要任务是调整孤网频率,即维持发电机转速在3000r/min附近。 3.4孤网运行的适用范围 孤网运行主要是为了解决高耗能矿热炉冶炼企业负荷波动大、运行不稳定、三相电流不平衡的问题,因此适用于硅铁、电解铜、电解铝、电石、黄磷、烧碱、焦化、锌冶炼等企业的自备电厂。 3.5孤网运行对汽轮机调速系统的要求 为适应孤网运行要求,汽轮机的调速系统应具有下列特性: 1)调速系统应采用有差调节,各机组调速系统应有相同的不等率,通常取为4.5%~5%,以适应负荷分配的需要。2)对于单机带负荷机组,需采取措施使之具备手动或自动的调频功能。3)一次调频的范围应涵盖油动机全行程。4)要求机组的调速系统具有更高的灵敏度,更小的迟缓率和更快的动态响应。 3.6孤网运行时保证系统电能质量的措施 孤网运行时,应使电压、电压偏差、频率偏差、三相不平衡度、功率因数等指标符合国家标准,因此要采取相应的措施。 1)为了提高汽轮机组调节品质,减小频率偏差,建议汽轮机调节使用使用技术日趋成熟的数字电液调节系统,如DEH系统或Wood-ward505、505E控制器(以上两种控制系统均开发了孤网控制系统)。2)为了保证系统电压及电压偏差,发电机励磁调节系统采用微机静止励磁调节装置,以便实现自动或手动控制。 3.7孤网运行时发电机的相关操作 1)单机孤网运行时可以采用零起升压或单侧无压两种方式送电;2)网中有几台机组并列运行时,发电机的并列操作采用采用准同步法,即待并同步汽轮发电机与已运行发电机并列时,调节其电压、频率及相位角,使待并发电机的电状态尽可能与对方(已运行发电机)一致,即完全合乎并联运行投入的条件时手动或自动合入发电机出口断路器。 3.8孤网运行时厂用自备电源及用电设备的启动、停止操作 1)厂用自备电源。a.一般企业大都采用备用柴油发电机作为启动电源或应急电源。b.就近和其他企业取得联系,在应急情况下,由其他电源做为厂用自备电源。2)用电设备的启动、停止操作。a.动力电源采用外用电时,用电设备的启动、停止操作不受限制;b.纯孤网运行时,大型用电设备应使用软起装置或变频器以降低启动电流,减少对发电机的影响。当设备采用直接启动方式时,根据经验其容量尽量不要高于机组额定容量的10%。 设备启动前应提前联系,以便锅炉、汽机、电气专业事先做好准备,适当提高汽轮机转速、手动调整励磁提高发电机出口电压后方能启动。 设备停运时亦应提前联系,以便于运行人员及时调整频率和电压,避免出现超速或超压现象,给企业生产带来不必要的经济损失。 3.9孤网运行注意事项 1)当有几台发电机组并列运行时,要尽量使小容量机组抱持负荷稳定,让单机容量较大的机组担任调整任务。2)启动、停止大容量用电设备要事先取得联系,做好准备,防止出现事故。3)在孤网中担任调整任务的机组尽量采用手动控制,注意随时调整有功、无功,尽量稳定电压和频率,建议使用自动调节装置。4)孤网运行的稳定性差,随时都可能出现大量甩负荷现象,甚至出现外界全部停产的事故,所以应做好事故预想,搞好反事故演习。5)采用孤网运行技术后,对运行人员的技术要求相对要高,机、电、炉人员配置上要默契。6)要特别注意发电机的保护设置及定值的整定,应能满足三相电流不平衡、电压摆动大的要求。 结束语 无论发电机是并网运行还是孤网运行,都要注意运行调整和监督。并网运行时需要注意原动机的运行情况,应防止原动机的损坏。孤网运行时主要关注频率的变化情况,应尽量避免频率忽高忽低,所以要密切关注并调节原动机转速,以保证供电的相对稳定。 参考文献 [1]中华人民共和国能源部.进网作业电工培训教材[Z]. [2]北京电力学校.电气运行工人技术问答(同步发电机)[Z]. 摘要:随着企业的发展,高耗能企业能源浪费的现象较为突出,企业利用余热、余气发电自发自用既符合国家节能减排的政策要求,也适应企业降耗的需求,因此在发电人才缺乏的情况下,企业鼓励员工了解和学习有关发电知识,培养技术型人才也是当务之急,鉴于此,现就发电机组并网与孤网运行的技术特点进行分析探讨。 关键词:并网;孤网;技术特点 作者简介:梁万秋,毕业于河北水利专科学校,1992年至今一直从事火力发电厂电力生产工作,历任值长、车间主任、副厂长,技术职务助理工程师。

孤网运行技术探讨

孤网运行技术探讨 [ 作者:黄永青| 转贴自:本站原创| 点击数:10 | 更新时间:2010-12-7 | 文章 录入:imste 2010年第12 期 ] (包头市东方希望铝业有限公司自备电厂,内蒙古包头 014030) 摘要:文章介绍了孤网运行的概念,分析了孤网运行的特点,讨论了孤网运行的具体措施。 关键词:孤网;一次调频;FCB;电网 中图分类号:TM732 文献标识码:A 文章编号:1007—6921(2010)12—0085—02 1 概述 电网上的机组一直是并列运行的,再由输电、变电、配电设备及相应的辅助系统将电能输送到用户。随着电能需求量的增加,并入电网的机组越来越多,使得电网的规模也就越来越大。从20世纪90年代初起,我国已进入大机组、大电网时代,300MW以上的大机组逐渐成为电网中的主力机组。到2008年底,我国总装机容量已达到8亿kW。大电网具有供电可靠,频率和电压稳定的优势。目前,我国电网已经能够向用户提供充足、可靠、高质量的电能,为工农业生产和人民生活提供了保障。 随着我国经济的快速发展,各地民营企业规模不断扩大,为了提高经济效益,很多如钢铁、电解铝、水泥、化工、造纸等高耗能行业纷纷建立了自备电厂,由于这些电厂机组容量小,电气系统设计不完善,经常发生与大电网脱离的情况,有的甚至由于种种原因而不能并入电网,由一台机或几台机组成“孤网”运行。由于孤网运行机组数量少,机组容量小,系统稳定性差,调整不好,往往会造成系统频率大幅波动,甚至引起机组跳闸,全厂停电,造成严重损失。因此,讨论孤网运行具有很大的现实意义和应用价值。 2 孤网的概念 孤网是指脱离大电网的小容量电网。 电力建设规程规定,电网中单机容量应小于电网总容量的8%,保证当该机发生甩负荷时,不影响电网的正常运行。 电网中的各机组,一般都有一定的过载余量,如果电网中的机组调节系统都能正常投入,一旦某机组发生甩负荷,如果该机组的容量为电网总容量的8%,则电网失去的功率可以暂时由电网中其他机组的过载余量承担,电网频率下降0.2Hz,相当于机组转速下降12r/min,对供电质量的影响仍在运行规程规定的范围内。

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