东南大学能源和环境学院电站仿真实习报告Word文档格式.docx
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将温度调节阀门的自动投入。
将个冷却器的温度定值设定在40℃。
3.锅炉上水
1）向凝汽器上水
开启或将凝汽器补水门置自动。
开启凝汽器再循环门或置自动。
启动凝结水泵A或B，选择另一台泵为备用，将联锁开关放置“入系”位置。
除氧器水位控制阀开度（一般不超过5%），使进入除氧器的水量不超过进水凝汽器水量。
在除氧器的水位在2400mm左右时，置除氧器水位控制阀在自动，并将除氧水位定值改在2400mm。
启动除氧器加热循环泵。
打开从启动锅炉向辅汽母管送汽的阀门，当辅汽母管压力在1.1MPa及温度在270~280℃后，手动打开向除氧器加热的进汽门，使除氧器内的温度缓慢上升。
调节除氧器排汽门，以保持微量冒汽。
置除氧器进汽门在自动位置，并将除氧器压力定值改在0.147MPa。
2）炉水泵充水
开启炉水泵A、B、C的电机冷却器的进出水阀门和充水冷却器进出水阀门。
开启炉水泵充水门1，开启放水门2和3对充水管进行冲洗，冲洗结束后关闭放水门2，开启充水冷却器进水门4和出水门11向炉水泵进水，开启电机放水门5，进行管路冲洗，结束后关闭阀门5，开启电机进水门6向电机进水，然后按照由低向高的次序，开启阀门7和8放水，待放水水质清晰后关闭7，开启9，检查放水水质清后关闭9，开启10，最后关闭10，冲水结束。
充水结束后，开启炉水泵的出水门16和17。
3）启动电动给水泵
操作六个门的状态至三开三关：
前置泵进水门开足；
启动流量隔绝门开足；
再循环门放至“自动”位置，并检查开足；
给水主门关闭；
再循环旁路门关闭；
启动流量阀放至“手动”位置并关闭。
勺管放至“手动”位置并关至“0”位，除氧器水位>
1500mm。
启动辅助油泵。
启动电动给泵
逐渐手操勺管至35%。
手操调节电动给泵启动流量阀至20%左右，控制进水流量：
冬季≤50t/h，其他季节≤100t/h。
关闭省煤器进出口处的放水和排空气门。
进水15min后关闭汽包放水门。
进水2h后，出现锅炉水位。
4）启动炉水泵
检查汽包水位大于200mm后，开启炉水泵A或C，检查水位急剧下降，等水位缓慢回升后，启动对称的炉水泵，水位稍有下降，最后启动炉水泵B。
将水位控制在-100mm左右。
将省煤器再循环阀与给水量的联锁投入自动。
4.汽机和电机辅助系统启动
1）投用主机润滑油系统，投用顶轴油系统
启动排烟风机。
启动交流润滑油泵，密封备用油泵。
将直流润滑油泵自启开关入系。
顶轴油泵自启开关入系。
2）投用EH油系统
启动EH泵。
3）投用发电机密封油系统
启动空排风机。
启动空侧密封交流油泵，入系空侧密封直流油泵联锁开关；
启动氢侧密封交流油泵，入系氢侧密封直流油泵联锁开关；
4）发电机充氢
打开氢气干燥器的进出口阀门。
启动纯度风机。
向电机充CO2。
向电机充H2。
5）投用发电机静冷系统
充氢结束后，启动汽机盘车。
在充氢并建立氢压后，启动一台静冷泵，另一台备用，联锁开关入系。
6）凝汽器抽真空，送轴封
启动一台真空泵，进汽门联锁开启。
关闭真空破坏门。
关闭再热器系统的排空气门。
启动一台轴排风机，另一台备用，联锁开关入系。
开启由辅汽母管向轴封送汽的进汽门。
5.投运风烟系统
1）冷却风机启动
启动一台冷却风机。
2）启动空气预热器A
启动空预器辅助马达，停辅助马达。
启动空预器的主电机。
将上、下轴承油泵与油温的联锁投入。
3）启动空预器B
同A。
4）启动引风机A
启动引风机A的轴冷风机和叶冷风机。
关闭引风机A的进、出口挡板和动叶调节。
开启送风机A的出口挡板，开启送风机A动叶调节>
10%。
启动引风机A。
5）启动引风机B
启动引风机B的轴冷风机和叶冷风机。
启动引风机B。
6）启动送风机B
开启送风机A的出口挡板和动叶调节。
关闭送风机B出口挡板和动叶调节。
启动送风机B。
7）启动送风机A
关闭送风机A的出口挡板和动叶调节。
启动送风机A。
8）调节风量和负压
将两台引风机的动叶调节置自动。
负压定值-50Pa。
手动对称缓慢调节两台送风机动叶至17%左右。
9）投入烟温探针
将炉膛烟温探针投入。
6.锅炉吹扫、点火、升温升压
1）炉膛吹扫条件检查
2）炉膛吹扫
3）炉膛点火
开启燃油系统管路中的隔绝阀门。
开启蒸汽管路上的阀门。
置“大风箱/炉膛压差”的十五个二次风门在自动位置。
开启雾化蒸汽阀，将蒸汽压力的自动投入，定值1MPa左右。
开启轻油快关阀和回油循环阀。
手动开启油压调节阀门在5-10%之间。
启动第一支油枪。
手动调节油压至接近0.8MPa，启动对角第二支油枪。
手动调节油压至接近0.8MPa，启动第三和第四支油枪。
将油压调节阀门至自动，油压定值0.6-0.8MPa之间。
4）锅炉起压
时刻注意水位，控制水位。
起压后将高旁稍开10%，低旁全开。
注意过热蒸汽的压力和温度的匹配。
汽包压力0.2MPa时，关闭低温过热后、分隔屏后和后屏后的放空气门。
汽包压力0.5MPa时，关闭顶进疏。
主汽压力2.0MPa后，停止炉水泵充水，即关阀门6。
7.汽机冲转
1）冲转前的检查和冲转期间锅炉对汽温汽压的控制
执行EH油系统的标准操作；
根据风量需要，调节设定值，使得风量在33%左右，保证稳定燃烧的前提下，气温保持不变或微升；
通过增加、减少油压、油枪的方法没事的气压在4.5MPa左右波动；
2）汽机挂闸
关闭高压旁路的调门和截止门，待再热器内压力下降到0，关闭低压旁路；
CONTROLMODE,OPERATORAUTO置IN；
VALVEMODE,高压调门置SINGLEVALVE;
LATCH机组复置，TURBINETRIPPED灯灭；
LIMTERSETPOINT,VALVEPOSITION置IN；
设置阀门高限100%。
3）冲转到600rpm
CONTROLSETPOINT,TARGET600rpm，RATE100rpm/min;
4）冲转到2040rpm
CONTROLSETPOINT,TARGET2040rpm，RATE100rpm/min;
5）冲转到2950rpm
CONTROLSETPOINT,TARGET2950rpm，RATE100rpm/min;
6）冲转到3000rpm
CONTROLSETPOINT,TARGET3000rpm，RATE50rpm/min;
8.电机并网
1）就地站准备
2）软表盘电气站
9.机组升负荷
1）初负荷运行
调出LIMITERSETPOINT，HIGHLOAD设置IN，负荷高限设置330MW
TARGET15MW，RATE2WM/min，升负荷至15MW；
就地站将氢压升至0.31MPa;
锅炉汽包水位设置-50mm；
增加油量或有枪数量，油量需要11t/h；
2）投运一次风机
3）投运制粉系统B
4）升负荷至30MW
TARGET30MW,RATE3MW/min；
机组升负荷至30MW，高压疏水门自动关闭；
机组负荷在30MW时，主汽压力＞4.9MPa，主汽温度应＞380℃，再热气温＞280℃，油量在7.5t/h，煤量在12t/h左右；
5）升负荷至60MW
TARGET60MW,RATE3MW/min；
机组负荷在60MW时，主汽压力约6.8MPa，主汽温度约为380℃，再热气温约325℃，油量在7.5t/h，煤量在21t/h左右；
6）升负荷至90MW
启动制粉系统C，使得总煤量在32t/h左右，使负荷升至90MW；
7）启动汽动给水泵，升负荷至120MW
TARGET120MW,RATE5MW/min；
缓慢增大总煤量41t/h左右，使负荷升至120MW；
负荷120MW时，主汽压力约10MPa，温度约485℃，再热温度约400℃；
8）升负荷至300MW
负荷240MW，需要增开制粉系统E；
煤量在120t/h，负荷可以升至300MW；
二、启动曲线及说明
1.锅炉点火后的升温升压曲线
锅炉点火后的升温升压曲线变化如上图所示。
我们可以看出随着时间的推移，锅炉的主汽压力和主汽温度在不断升高，而为了能使锅炉产生符合汽机冲转要求的蒸汽，我们期望过热蒸汽的压力和温度做到匹配，希望压力在2MPa时温度在265℃，3MPa时温度300℃左右。
为了达到这个目标，我们需要对风量及油量进行一定的调节。
从升温升压曲线中我们可以看出，主汽温度、主汽压力及排烟温度总体上随时间呈线性增长，只是在部分时间段上增长斜率有小范围的波动。
大约7.5至10分钟的时间内，油量突然性增加至9t/h。
这是由于在锅炉膨胀结束后，在BC层增开了一支油枪，以保证达到我们预期的过热蒸汽的压力和温度匹配。
我们也是在这时候发现过热蒸汽的温度上升速度较慢，而过热蒸汽的压力则上升较快。
很可能未能达到指定匹配标准。
因而我们在7.5分钟后逐渐增大风量，最终维持在39.3%左右。
直至准备汽机冲转，我们又为其调至建议值33%。
而排烟温度一直保持较稳定的上升趋势，给水量在7.5~27.5min区间内有大的波动，10min开始，从0增长到10min的66t/h左右，之后又逐渐减小到0。
这是因为增加油枪过快导致的，油枪增加过快，汽包水位先增加然后急剧下降，为了保证锅炉运行安全，必须增大给水量来维持汽包水位的正常。
最终经过我们的调节，主汽压力2MPa时，主汽温度大约235℃，3MPa时，279℃左右，相较于推荐值，主汽温度还是低了一些。
2.汽机冲转的升速曲线
汽机冲转的的升速曲线变化如上图所示。
汽机冲转过程中，主汽压力在4.5MPa左右波动，经过对油量的增减使其保持在4.5MPa附近。
而主汽温度是在不断的升高，3~200rpm阶段上升速度最快，200~1000rpm阶段则相对保持稳定，1000~3000rpm阶段又以较低速度上升，最终由343.8℃增至393.3℃。
主汽压力主要靠调节油量来维持，总体而言只是在4.5MPa附近徘徊，故主汽压力和油量的变化不大，只是随时间有上下波动的迹象。
总体而言，主汽流量是随汽机转速升高而增大，但是其中波动较大，600~1000rpm段上升极快，1500~2040rpm段又急剧下降，随后至阀门切换前继续上升，在阀门切换后大体上趋于稳定，主汽流量在20t/h左右。
TV是主汽门，控制进气量。
开度在10~20%之间小幅波动，2950rpm后，进行TV-GV切换，TV上升至100%，而GV由一开始维持的100%急剧下降至14%左右。
这是由于GV是调节汽门，2950rpm后切换至调节汽门来控制进气量。
在汽机升速过程中，震动幅度总体上是不断增大的。
1500rpm和2500rpm时振动强烈，尤其是2500rpm时，最大振动达到83.6μm。
而在2950rpm前后趋于稳定，最大震动约为50μm，故应及时升速避免在2500rpm段停留过长时间。
差胀是蒸汽进入汽轮机后，转子及汽缸均要膨胀，但由于转子质量较小，温升较快，故而膨胀较汽缸更为迅速，转子与汽缸沿轴向膨胀程度不同的现象。
其间的差值称为转子与汽缸的相对差胀，简称差胀。
缸胀是汽机的启动冲转过程中，高温蒸汽对汽轮机汽缸、转子及其他零部件的加热使得汽缸出现绝对膨胀的现象。
汽机升速过程中，差胀先增大后维持在12μm左右，而缸胀逐渐增大，3000rpm时达到7.2μm。
3.机组升负荷曲线
机组升负荷曲线变化如上图所示。
我们可以很明显的看出风量、主汽流量、主汽压力、过热汽温、再热汽温等主要参数均随着功率的增加而不断升高。
其中油量有较大幅度的下降，是由于我们逐步使用燃煤来替代燃油，最终使油量为零，而煤量保持在120t/h，达到300MW燃煤机组全开。
其中过热汽温和再热汽温在150MW后基本上维持在540℃附近，稍有波动而已。
最终达到300MW时，主汽流量为946.4t/h、主汽压力为17.23MPa、过热汽温为540℃、再热汽温为534.4℃。
与所给的标准值相差不大，说明我们这次的锅炉启动还算比较成功的。
三、启动过程中注意事项
1.向凝汽器上水过程中，凝汽器水位定值由系统内部设定为750mm；
2.炉水泵的充水操作应逐台泵进行；
炉水泵的充水操作应在投入炉水泵充冷器闭冷水和闭冷器闭冷水后进行；
炉水泵充水应在锅炉进水前进行。
充水前所有阀门均在关闭位置；
3.启动炉水泵过程中，一定等水位回升后方可启动第二台炉水泵；
任何时候都不要出现一边进水一边放水的情况；
4.发电机充氢时，干燥器和纯度风机保持运行；
5.调节风量和负压时，炉膛不能出现过大的正压；
6.锅炉起压过程中，下水包的放水门是一个三位置门，可手动改变其开度，以控制水位变动速度在较小值，水位在合理范围；
要避免出现放水门开启而有给水量的情况；
7.汽机冲转至2950rpm过程中，阀切换时间应≤2min。
8.冲转至3000rpm过程中，注意检查轴承油压和主油泵出口油压正常；
9.升负荷至30MW过程中，虽然规程建议在30MW时投运低加，在60MW时投运高加，但在实际操作时，一般均在电机并网后就将低加和高加投运，称为加热器随机滑启，仿真机运行时希望采用随机滑启方式；
10.升负荷至90MW过程中，时刻注意锅炉氧量的数值，若氧量数值在5%左右，可将风量控制置自动，氧量-风量修正置自动，氧量定值改在4.2%；
11.升负荷至120MW过程中，对DEH021M操作器的增减操作应缓慢，幅度也是很小的，保证小汽机的转速响应了增减指令；
降低电动给水泵转速的操作是很慢的，否则水位会剧烈波动。
四、暂态过程曲线及分析
1.启动第一台炉水泵时的汽包水位变化
第一台炉水泵启动时的水位变化如上图所示。
我们可以很直观的看出，在启动第一台炉水泵后，汽包水位由200mm急速下降至-300mm左右，然后再缓慢上升。
这是由于第一台炉水泵启动后，汽包中的水大量经下降管流入到水冷壁中，故水位会急剧下降，待水冷壁充水完毕后水位会缓缓上升。
2.点第一根油枪时的炉膛负压
点第一支油枪时的炉膛负压变化如上图所示。
我们可以很直观的看出，在点第一根油枪后，炉膛内的压力急剧上升，这是由于炉膛开始燃烧气体受热膨胀，故压力会上升的很快，随后又快速下降，在小波动中逐渐趋于稳定，最终在-79Pa左右。
这是因为引风机的动叶调节处于自动状态，风量自动调节，炉膛压力在一定的波动后最终会趋于设定值。
五、学习心得
不得不说能在短学期进行电厂的仿真实习，确实是我们做学生的幸运。
在这里我们不光能提前熟悉电厂操作的细节，为之后找工作的同学打下了良好的基础，更是能将理论与实际结合，进一步加深我们对学科的理解。
这对我们将来的学习生活是大有裨益的。
刚刚接触时，我就被繁复的操作给弄昏了头脑，好在有着老师的循循善诱，按部就班的做下去也是很有条理。
不过还是在某些地方出了些差错，比如有时会遗漏某些操作，这就导致接下来的操作无法继续，这也暴露我有时心急而粗心的缺点。
我主要做的是锅炉上水的操作，其中给我留下最深印象的是，要将汽包水位调至-100mm。
这一操作一开始总是做不好，一直纠结汽包放水门的开度，难以控制在一个合适位置，让水位在不停的波动。
并且无意识中使汽包一边进水一边出水了，若这是实际操作那便是不小的经济损失。
后来在老师的指导下，知道了需将汽包放水门完全关闭，只通过启动流量阀来调节水位的方法。
当真有豁然开的感觉。
当然在这期间也有许多其他的困难，比如就地站、DEH、DCS之间的需要紧密的合作，在升负荷阶段若DEH侧阀门开度过大，则需要加煤以保证功率的增长。
一开始在操作不熟悉的情况下，我们总是手忙脚乱，很多问题在发生很久后才被发现去纠正，这使得有些问题变得十分严重，不得不请老师帮我们重新启动。
但在多次操作后，我们也渐渐变得沉着冷静起来，相互提醒共同操作，这也在无形中锻炼了我们的团队合作能力。
给我留下最深印象的还是细节决定成败，虽然这只是仿真实习，但思想上我们仍需当作真实操作来做。
一个不小心就可能造成经济损失，甚至是停机这种重大的事故，所以我们必须重视。
尤其像我这种较为粗心的人，更需要提高自己的警惕性和细心度，在根本上将自己当作一名电厂职工，为自己的每一个操作及后果负责。
最后，我觉得通过这次的电厂仿真实习，我受益匪浅，不单单提高了我个人的动手能力，这更是对我前三年的学习的一次总结，让我更清醒地认识到了自己的不足。
今后我也会更加努力，使这次的经历成为学习工作的宝贵经验。
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