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运行中注意事项
★ 在配合脱硝改造一次风机、送风机油站移位后,油管长度由原来3米延长到11-15米,管道阻力增大,当油温低油液粘度增大时会更明显,容易造成润滑油油泵轴封处吸入空气而带空气、噪音大以及引起动叶调节过力矩。
建议,在油站没有消缺工作的情况下:
①机组停运时间≤4天时,维持一次风机、送风机油站运行;②机组停运时间>5天时,提前2天把一次风机、送风机油站启动运行。
★风机动叶如果只能向一个方向调整(只能开或内能关),一般为控制“开”或“关”的继电器坏。
★一次风机润滑油站油流量计中有汽泡,流量波动,一般为油泵轴封损坏。
★#1、2、3、4发电机氢气露点温度目前分别在-19.57℃、-8.9℃、-6.9℃、-13.49℃,考虑到我厂发电机已运行多年,从发电机绝缘状况角度出发,氢气露点温度不宜控制过高或过低,建议四台发电机氢气露点温度均控制在-10℃左右为宜,已联系运行进行调整;
★定冷水的排补:
除盐水与凝结水5:
1,或排补除盐水至1.3~1.4之间,补凝结水至1.85
★小机盘车挂不上缺陷经常出现,主要是由于目前使用的挂闸销是采用塑料王制作,在油温及轴封漏汽作用下,塑料王销子变软,盘车挂闸时容易被齿轮切断或变形。
该销子原设计采用碳钢制作,由于设计和制造的偏差,在盘车挂闸时两齿轮插入啮合困难以致容易卡涩,为了保护齿轮和防止销子断裂落入轴承箱,采用了塑料王销子。
后来在各台小机大修中对盘车齿轮插入啮合处打磨倒角处理,经试验盘车一次挂闸成功率大大提高,个别小机因齿轮倒角打磨工艺较差未能达到预期效果。
建议在以后大修中对小机盘车挂闸齿轮进行检查,修磨齿轮插入倒角,经检验和盘车挂闸试验合格后,采用碳钢材料制作盘车挂闸销,以解决小机盘车挂闸问题。
★10月1日停运#3循泵时,其出口蝶阀关不下,检查蝶阀泄油正常,但阀板仍有85°开度,检修用铁锤敲打重锤使蝶阀关闭到约60°位置后迅速全关。
打开蝶阀人孔门检查蝶阀阀板情况,发现有一包装带(长约300mm、厚约1.5mm尼龙带)卡在蝶阀密封面靠近阀板旋转轴处,取出包装带后重新试验阀门活动正常,并经两次在线试验开关正常。
该蝶阀是靠重锤关闭,在阀门打开位置重锤的作用力臂较小(接近垂直),包装带卡在阀板靠旋转轴部位,导致重锤力矩不足以关闭阀门。
防范措施:
加强循环水泵前池清污,以及保证一次滤网的正常运行,尽量减少垃圾进入循环水系统。
★#2炉B引风机在进行再热器泄漏消缺过程中电机线圈烧断:
电动机在启动时由于启动电流很大,电动机温度将很快上升,启动时还会受到很大的冲击电动力作用,当B引风机电机频繁启动时,电机热量不能及时散发,造成电机线圈导体性能下降,产生蠕变,并加速线圈绝缘老化,随着频繁启动次数的增加,以上效应不断积累,当B引风机电机再次启动时,电动机较薄弱的A相定子线圈端部过桥引线在启动的大电流和冲击力作用下迅速过热、烧熔,该处过桥线烧断,断裂处弧光接地短路,电动机零序保护动作跳闸。
★切手动条件:
1、左、右侧炉膛负压偏差大于150Pa:
引风机机手动,送风机手动,氧量控制手动,锅炉手动
2、左、右侧汽包水位偏差200mm,给水手动,锅炉手动
3、给水泵、风机调整至上限,相应设备切手动
4、左、右侧氧量偏差3.0%,氧量手动。
(处理:
降低#1制粉煤量,提高一次风压)
★#3机停机期间高压缸温差增大:
由于系统庞大,难免出现阀门不严内漏,因此停机后尽可能不要短时间即破坏真空,以免疏水不畅引起上下缸温差增大,应尽可能在汽包放水后再破坏真空,当然抢修和事故处理的情况例外。
如机组停运后急需破坏真空闷缸并退出循环水系统,闷缸期间应加强监视各部缸温、管壁温度、主机偏心、盘车电流、凝汽器压力和低压缸排汽温度等参数的变化趋势,根据缸温差变化情况可打开相应部位疏水(有压力的管道、容器至凝汽器的疏水不能打开),同时注意观察缸温、凝汽器压力、低压缸排汽温度和凝结水温度的变化趋势,如缸温差有下降趋势可保持相关疏水打开,保持凝泵运行,凝汽器可通过排补换水的方法降温。
开以下疏水:
打开冷再逆止门前疏水阀、高压外缸疏水阀、高压缸首级疏水阀和二段抽汽管道疏水阀,视汽包壁温差差情况,停除氧器加热、退辅汽。
★增压风机启、停规定
☆一台炉运行、另一台炉需启、停时增压风机启、停规定:
1)#1增压风机启动条件:
机组负荷升至150MW以上锅炉全退油。
#1增压风机停运条件:
机组负荷升至150MW以上锅炉投油前。
2)#2、3、4炉增压风机启动条件:
机组并网后或锅炉退油后立即启动。
#2、3、4炉增压风机停运条件:
投油枪前停止增压风机运行。
☆对一台炉已停运、一台炉需启、停时增压风机启、停规定:
1)#1增压风机启动条件:
机组负荷达150MW以上锅炉全退油。
#1增压风机停运条件:
机组负荷降至150MW投油前
2)#2、3、4炉增压风机启动条件:
机组负荷升至120MW并退油后。
#2、3、4炉增压风机停运条件:
机组负荷降至120MW。
☆对两台炉同时启动、停运时增压风机启、停规定:
1)#1、2炉同时停运时,#1增压风机停运以#1炉投油前(150MW)为准;#2增压风机停运以主机打闸前锅炉准备投油前为准,如停炉过程中需投油稳燃,则以锅炉投油前为准。
两炉同时启动时#1增压风机启动以锅炉退油为准;#2增压风机启动以机组负荷升至120MW时为准。
2)#3、4炉同时停运时其对应的增压风机停运以主机打闸前锅炉准备投油前为准,如停机过程中锅炉需投油稳燃,则以锅炉投油前为准。
两炉同时启动时其对应的增压风机启动以机组负荷升至120MW时为准。
★一次风压低低保护逻辑
☆任一个一次热风母管压力(PA300、PA303、PA403)<5.5kPa,发出“一次热风母管压力低”声光报警信号。
☆首先分别对三个一次热风母管压力进行低低判断后,信号进行三选二,当满足条件后,发出“一次热风母管压力低低”声光报警信号。
压力低低定值为<4.0kPa,死区暂定为1.5kPa。
☆当一次热风母管压力低低信号存在,并且两台一次风机都在运行,延时10秒后,启动一次热风压力低低保护:
A、如果当时有6台磨运行,按#6、#1、#2顺序跳磨。
首先,立即跳一台磨,延时60秒后,再跳一台磨,以后延时120秒,再跳一台磨,最终剩3台磨运行。
B、如果当时有4~5台磨运行,按#6、#1、#2、#3、#4、#5顺序跳磨。
首先,立即跳一台磨,延时120秒后,再跳一台磨,最终剩3台磨运行。
C、只有在投油成功后,4台磨运行才能跳闸,最终保留3台磨运行。
☆当启动一次热风母管风压低低保护后且低低信号一直存在,在有5台磨运行时开始投油,按CD、EF、AB油层顺序,投2层油。
投油层的间隔为90秒。
每个油层只要有2个角及以上投运成功,则认为该油层投运成功。
★单台磨入口风压低低保护方案
当磨入口一次风压力低于4.0kPa、磨热风关断门关、磨入口风量低于20km3/h、给煤机运行、磨煤机运行条件都满足,则发出磨入口风压低低报警信号。
★燃油压力低延时8秒后OFT。
★机组在运行时,当模拟量燃油压力<0.48MPa时,自动启动一台投入联锁的燃油泵。
★当启动一次热风压力低低保护后,MCS系统煤主控切手动。
★锅炉FSSS逻辑
☆在FSSS中设计#6磨煤机“正常运行模式”与“等离子运行模式”两种运行模式。
☆“正常运行模式”运行时,#6磨煤机维持原有的FSSS逻辑。
☆“等离子运行模式”运行时,#3、#4、#5、#6四台磨的启磨允许条件中的点火源条件修改为:
“原点火源条件或等离子模式下等离子已投运信号”任一满足时则启磨点火源具备;将原停运给煤机允许条件中的点火源条件修改为:
“原点火源条件或等离子模式下等离子已投运信号”任一满足时则停给煤机点火源具备。
☆“等离子模式”下任一个角断弧,发出“等离子点火装置故障”报幕,任两个角断弧或任一个角断弧5分钟后,AB层对应角油枪没有投运则触发断弧跳闸#6磨信号。
☆给煤机停运、MTR信号已复位时,机组负荷在100MW以下,没有任一一对油枪投运且等离子模式下也不足3/4个电弧投运时则触发丧失点火源跳磨信号。
☆在“等离子运行模式”下,只有一台#6给煤机投运且#6给煤机运行3分钟后#6磨没有一个角检测到火焰则触发#6磨跳闸信号,联跳#6给煤机,在没有投油情况下锅炉全部燃料丧失MFT。
当#6磨在“等离子运行模式”运行时,该磨煤机跳闸,联锁等离子点火器跳闸。
☆用等离子进行锅炉点火前,要退出“全炉膛火焰失去保护”。
★锅炉冷态点火等离子系统的启动
☆点火时一次风速控制在21m/s,一次风量42km3/h,#6磨煤机出力12t/h,#6磨煤机出口温度60℃以上,此时一次风煤粉浓度为0.30,二次风门在15%开度。
着火后磨煤机出力可根据升温升压要求降至8~10t/h,此时一次风管煤粉浓度为0.23,维持30分钟。
☆启动#6磨后大于180秒,没有一个角检测到火焰则触发:
#6磨跳闸信号,联跳#6给煤机,在没有投油情况下锅炉全部燃料丧失MFT。
☆运行中#6磨煤机出口温度不低于55℃
☆#6磨由暖风器切至热一次风:
炉膛烟温达到450℃以上,磨煤机入口风温达到160℃以上时,一次风温可以达到175℃左右
★等离子燃烧器运行过中的注意事项
☆当#6磨煤机在“等离子运行方式”下运行,4只等离子点火器中的1只断弧时,光字牌将发出声光报警,同时联锁启动该等离子点火燃烧器对应的油枪,如5min内未启动,则#6制粉跳闸。
☆当#6磨煤机在“等离子运行方式”下运行,4只等离子点火器中的2只断弧时,保护将停止#6磨煤机的运行,
☆当锅炉负荷升至断油负荷以上且等离子点火器在运行状态时,应及时将#6磨煤机运行方式切至“正常运行方式”,防止因等离子点火器断弧造成#6磨煤机跳闸。
☆在锅炉负荷降至130MW以下,没有油抢投运,仅使用等离子低负荷稳燃时,为确保制粉系统的启停点火源存在且不因丧失点火源跳磨,运行人员必须注意一定要切换至“等离子模式”运行。
☆在一次风管未通风的情况下,等离子发生器运行时间不能超过10min,防止烧坏燃烧器。
☆#6磨出力6至28T/h。
☆等离子阴极寿命:
50h。
☆130MW以上投投“正常运行方式”,130MW以下投“等离子模式”。
☆等离子高压风机条件:
空气预热器入口烟温低于45℃。
★磨煤机点火源:
☆磨启动时点火源存在指条件:
机组负荷>130MW或机组负荷在80~130MW且相邻油层2/4有火或机组负荷<80MW且相邻油层3/4有火
☆磨停运点火源条件:
机组负荷>100MW或任一油层2/4有火。
★保安段及柴油机I-1ZK、I-2ZK、I-3ZK、I-4ZK、I-5ZK开关位置可分为“工作位置”、“试验位置”、“检修位置”,三个位置状态都有机械闭锁装置,要操作必须解锁(解锁装置为开关前面板下方中部的按钮,按钮弹出来是闭锁,往下按是解锁),操作把手在开关前面板右下方。
该开关可手动储能,储能把手在开关前面板中部。
★珠江电厂继电保护一览
☆线路
被保护设备
保护配置
保护装置
备注
珠北线
方向高频
LF902A
CAT50收发讯机
微波纵差
FM
微波收发讯机
距离、零序
LF902A、WXH11
综合重合闸
LF902A、WXH11
含失灵、三相不一致保护
珠番甲线
高频
CSL101A、CSL102A
WGC-01A收发讯机
距离、零序
CSL101A、CSL102A
综合重合闸
CSI101A
含失灵、三相不一致保护
珠瑞甲、乙线
高频
CSL101A、CSL102A
SF-600收发讯机
距离、零序
CSL101A、CSL102A
综合重合闸
CSI101A
含失灵、三相不一致保护
珠鱼线
高频
WXB-11
WGC-01收发讯机
距离、零序
WXB-11
综合重合闸
WXB11
含失灵、三相不一致保护
珠番乙线
高频
WXB-11、WXB-15
YBX-1收发讯机
距离、零序
WXB-11、WXB-15
综合重合闸
WXB11、WXB-15
含失灵、三相不一致保护
母线
母线差动
RADSS
中阻抗型
失灵
RAICC
故障录波器
YS-8A
母联、分段开关
充电保护
DL型电流继电器
电流型保护
☆#1、#2发变组
保护配置
保护装置
备注
发电机差动
LCD-8A
主变差动
LCD-4
发变组差动
LCD-4
厂高变差动
LCD-4
发电机匝间保护
LLY-2
定子接地
LB-4,LD-4
转子一点接地
LD-3
转子两点接地
ZD-9
程序逆功率
LNG-2
逆功率
LNG-2
定子对称过负荷
LL-3
负序过负荷
LFL-44
转子过负荷
LL-35
过电压
DY-32
断水
热工来
主变冷却器全停
直接启动出口
瓦斯
QJ2-80
重瓦斯,轻瓦斯
保护配置
保护装置
备注
断路器失灵
DL-13
主变零序
DL-31
厂高变瓦斯
QJ2-80
重瓦斯,轻瓦斯
厂高变低压闭锁过流
DL-31,DY-36
厂高变分支过流
DL-31
发电机失磁
LZ-2,DY-34,LB-4,
断路器非全相
LFL-5
低阻抗
LB-1A,LZ-1A
☆#3、#4发变组
保护配置
保护装置
备注
发电机差动
JCD-12
主变差动
JCD-11
发变组差动
JCD-11
厂高变差动
JCD-11
发电机匝间保护
JLY-11,JFG-11
定子接地
JD-12
转子一点接地
JD-11
转子两点接地
JD-13
程序逆功率
JNG-11
逆功率
JNG-11
定子对称过负荷
JL-15
负序过负荷
JFL-11
转子过负荷
JL-14
过电压
JY-12
断水
NSS-62
热工来
主变冷却器全停
直接启动出口
瓦斯
QJ2-80
重瓦斯,轻瓦斯
断路器失灵
JL-13,JFL-12,JL-11
主变零序
JBH-12,JBH-13
厂高变瓦斯
QJ2-80
重瓦斯,轻瓦斯
厂高变低压闭锁过流
JHY-11,JL-13
厂高变分支过流
JL-12
发电机失磁
JZ-13,JY-14,JCY-11
断路器非全相
JFL-11
低阻抗
JZ-11
发电机失步
JSB-11
发电机过激磁
JGC-11
发电机低频
JQP-11
☆启动备用变压器(05T、06T)
差动
LCD-4
瓦斯,分接开关瓦斯
QJ2-80
复合电压过流
DL-31,DY-36
零序过流,
DL-31
断路器失灵,
DL-31
分支过流,
DL-31
启动通风,
DL-31
☆厂用变压器
工作变(11T、12T、21T、22T、31T、32T、41T、42T):
速断、过流、变压器零序、6KV零序
工作备变(15T、25T、35T、45T):
速断、过流、变压器零序、6KV零序、备用分支过流
除尘变(13T、23T、33T、43T):
速断、过流、变压器零序、6KV零序
照明变(14T、24T、34T、44T):
速断、过流、变压器零序、6KV零序
☆公用变压器
包括:
#1
(2)公用变、#1
(2)公用备变、#1
(2)除尘备变、#1
(2)输煤变、#0(1、2)供水变、机修变、检修变、#1(2、3、4)除灰变、综合变
均配置速断、过流、变压器零序、6KV零序等保护,由DL型、LL型继电器组成。
#1
(2)码头变配置过流、零序保护。
☆6KV电动机
均配置速断、过负荷、6KV零序等保护,由DL型、LL型继电器组成。
☆380V电动机
均配置速断、零序等保护,由DL型、LL型继电器组成。
☆自动装置
6KV电源开关备用电源自投(BZT)
6KV变压器备用电源自投(BZT)
380V电源开关备用电源自投(BZT)
自动励磁调节器AVR:
SJ-800
#1(3)机控制:
DCS
#1(3)柴油机控制:
PLC
★热炉带压放水条件:
汽包压力降至0.6MPa,汽包壁温低于200℃。
★机组RB逻辑说明
☆RB工况的产生分以下几种情况:
(1)送、引风机RB工况
机组负荷在165MW以上,处于协调方式运行,两台送风机运行,发生1台送风机跳闸情况,触发送风机RB工况;两台引风机运行,发生1台引风机跳闸情况,触发引风机RB工况;
(2)一次风机RB工况
机组负荷在120MW以上,处于协调方式运行,两台一次风机运行,发生1台一次风机跳闸情况,触发一次风机RB工况;
(3)给水泵RB工况
机组负荷在160MW以上,处于协调方式运行,两台小机运行,发生1台小机跳闸,在3秒钟内联启电泵不成功,触发给水泵RB工况;
机组负荷在160MW以上,处于协调方式运行,一台小机、一台电泵运行,发生一台给水泵跳闸,立即触发给水泵RB工况;
☆RB目标负荷
送、引风机RB,机组目标负荷为165MW;
一次风机RB,机组目标负荷为120MW;
给水泵RB工况,机组目标负荷为160MW;
☆RB目标负荷变化率
目标负荷变化率为150MW/分钟;
☆RB工况下,制粉系统的切除
送、引风机RB,最多保留4套制粉系统:
5套制粉系统运行,发生RB工况,如#6磨运行,则停#6磨;否则停#1磨。
6套制粉系统运行,发生RB工况,先停#6磨,延时4秒后停#1磨。
1)给水泵RB,最多保留3套制粉系统,如磨煤机运行台数大于或等于4,立即跳闸1号(F)磨煤机,1号(F)磨煤机跳闸3秒钟后联锁跳6号(A)磨煤机,6号(A)磨煤机跳闸3秒钟后联跳5号(B)磨煤机,直到剩下3台磨煤机运行;同时投入CD层油。
2)一次风机RB,保留3套制粉系统,如磨煤机运行台数大于或等于4,立即跳闸1号(F)磨煤机,1号(F)磨煤机跳闸3秒钟后联锁跳6号(A)磨煤机,6号(A)磨煤机跳闸3秒钟后联跳5号(B)磨煤机,直到剩下3台磨煤机运行;同时立即自动投入CD层油枪;16秒后自动投入AB层油枪。
油枪按对角投入,间隔时间为8秒。
☆MCS系统在RB时强制切手动功能:
FWPPAFRB触发后屏蔽给水、汽温、锅炉主控、燃料主控、汽机主控、送风、引风、一次风等主要MCS系统偏差大强制切手动功能,直至FWPPAFRB复位后才恢复这些系统的偏差大切手动的功能。
☆RB工况下,协调控制的动作
发生RB工况后,机组协调控制切换为汽机跟随方式,机前压力定值根据不同的RB工况设定:
送、引风机RB为14.5MPa,给水泵RB为13.5MPa。
主汽压定值变化率为0.5MPa/min。
锅炉主控改变机组的燃料量,其值为机组目标负荷的函数。
在RB过程中汽机主控指令闭锁增。
当主汽压高于定值0.3MPa(风机RB)或0.1MPa(给水泵RB)时,闭锁汽机指令减。
当机组实际负荷变化率小于3MW/min时,RB过程结束。
☆RB时对燃油逻辑:
(1)FWPPAFRB时AB、CD层油枪的对角投运间隔由原来的45秒切换为10秒。
(2)FWPPAFRB触发后,燃油回油压力自动投入自动。
(3)FWPPAFRB触发后,立即联启在联锁位置的备用燃油泵。
☆RB工况下,MCS子系统的控制
(1)送风机RB
Ø跳闸风机动叶强制关闭(出口风门由SCS关闭)。
Ø处于自动工况下的另一台风机动叶迅速开大,以求总风量不变。
Ø当处于自动工况下的风机动叶指令达100%时,自动修正平衡算法,消除调节饱和现象。
Ø对引风机调节进行比例前馈,以求炉膛负压稳定(条件:
负荷不小于160MW、二台引风机运行)。
(2)引风机RB
Ø跳闸风机动叶强制关闭(出口风门由SCS关闭)。
Ø处于自动工况下的另一台风机动叶将自动迅速开大,以满足负荷要求。
Ø当处于自动工况下的另一台风机动叶指令达100%时,自动修正平衡算法,消除调节饱和现象。
Ø制粉系统跳闸后,通过前馈动作引风机指令,维持炉膛压力稳定。
(3)一次风机RB
Ø跳闸一次风机动叶强制关闭(出口风门由SCS关闭)。
Ø处于自动工况下的另一台一次风机动叶迅速开大,以求一次风压不变。
Ø当处于自动工况下的一次风机入口挡板达100%,自动修正平衡算法,消除调节饱和现象。
(4)给水泵RB
Ø跳闸的给水泵指令强制减到最小。
Ø处于自动工况下的运行给水泵给水流量指令自动增大为原来的2倍,使得转速迅速增大,以求总给水流量保持不变。
Ø给水调节器的主控输出指令设定上限为50%,以保证剩下的给水泵的给水流量指令不会超过100%。
增加给水主控调节器方向闭锁功能,即在给水泵跳闸工况下,当给水主控输出指令达50%后,闭锁主控指令增。
Ø在给水切除自动或两台以上给水泵投入自动后,解除方向闭锁。
(5)RB过程汽温控制
RB发生时,发一个60秒脉冲,超驰关闭喷水减温阀门,以便减少汽温下降幅度。
★DEH超速
☆103%N超速:
当转速大于3090r/min时DEH发出OPC动作信号,关闭GV及IV,目标值及给定值自动变为3000,当转速低于3000r/min时,调门开启,稳定转速在3000r/min。
☆110%N超速:
当转速大于3300r/min时DEH发出AST动作信号至ETS,作为ETS汽机超速停机的三选二条件之一脱扣汽机。
☆械超速:
当转速大于机械超速时3360,汽机跳闸。
★机MEH操作
☆软手操方式:
由“阀位增”按钮、“阀位减”按钮控制转速。
转速控制范围为0r/min~7000r/min。
☆转速自动方式:
由“转速增”按钮、“转速减”按钮控制转速。
转速控制范围为600r/min~7000r/min。
☆锅炉自动方式:
由炉侧给水控制进行调节。
转速控制范围为3100r/min~5750r/min。
☆在“锅炉自动”控制方式下,CCS定值与转速定值差值大于500r/min,MEH切至“转速自动”控制方式,转速定值与实际转速差值大于1000r/min,MEH切至“软手操”控制方式。
★MCS系统
☆软件部分
DPU6------主控、协调控制
DPU7------风烟系统控制,吹灰疏水温度控制
DPU8------#1~#3磨调节,燃油压力调节
DPU9------#4~#6磨调节,高低加水位调节,原基地调节仪回路
DPU10-----给水系统控制,气温控制
☆炉膛负压切手动条件:
(1)引风机停运
(2)引风机液调驱动过力矩
(3)MFT
(4)负压测点无效或两个测点偏差大(150Pa)
(5)任一引风机喘振
☆引风机喘振信号为:
炉膛压力>200Pa或引风机入口烟压<-3.6kPa且存在引风机喘振信号。
☆引风机增、减闭锁:
(1)炉膛负压>300Pa闭锁引风机动叶关;
(2)炉膛负压<-300Pa闭锁引风机动叶开;
☆引风机超弛控制:
MFT后,引风机动叶将先关小30秒,然后再返回原开度,MFT发生60秒后,超弛信号解除,运行人员可以手动操作。
☆氧量控制切手动条件:
(1)氧量信号无效或两个测点偏差大(0.3%)
(2)送风机动叶全在手动
☆送风机切手动条件:
(1)炉膛负压控制在手动
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- 运行 注意事项
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