丰鹤电厂600MW机组特性

1、、600MW 机组与机组与 300MW 机组各系统之间的主要差异机组各系统之间的主要差异1.直流炉设置专门的启动旁路系统直流炉设置专门的启动旁路系统2.直流炉配置汽水分离器和疏水回收系统直流炉配置汽水分离器和疏水回收系统3.启动前锅炉要建立启动压力和启动流量启动前锅炉要建立启动压力和启动流量4.螺旋管圈水冷壁螺旋管圈水冷壁螺旋式水冷壁管屏是西德、瑞士等国家为适应变负荷运行的需要而发展起来的。水冷壁四面倾斜上升，由于水平管圈承受荷重的能力差，因此有的锅炉在其上部使用垂直上升管屏，就可以采用全悬吊结构。由于炉膛上部的热负荷已经降低，管壁之间温差已经不大，采用垂直管屏也不会造成膜式水冷壁的破坏。1）

2、 螺旋围绕上升管屏的优点：a.由于水冷壁四面倾斜上升，水平管屏吸热比较均匀，因此可以不设置中间混合联箱，在滑压运行时，没有汽水混合物分配不均的问题，所以能够变压运行，快速启停，能适应电网负荷的频繁变化，调频性能好。b.螺旋管圈热偏差小，适用于采用膜式水冷壁，工质流速高，水动力特性比较稳定，不易出现膜态沸腾，又可防止产生偏高的金属壁温。c.管系简单，流程总长度短，汽水系统水阻力小。d.蒸发受热面采用螺旋管圈时，管子数目可按设计要求而选取，不受炉膛大小的影响，可选取较粗管径以增加水冷壁的刚度。e.螺旋管圈对燃料的适应范围比较大，可燃用挥发份低、灰份高的煤。2） 螺旋围绕上升管屏的缺点：安装、制造和

3、支吊困难，现场施工工作量大。3） 国内应用情况：这种水冷壁形式是目前比较流行的一种形式，也是超临界压力锅炉水冷壁形式的一个发展方向，国内超临界机组采用较多，我国引进的第一台超临界压力机组华能石洞口发电厂的锅炉就是采用的这种形式，也可以说这种形式代表了超临界锅炉水冷壁的发展方向。目前超临界压力直流锅炉炉膛水冷壁管圈有两种基本形式：垂直上升管圈和炉膛下部是螺旋管圈而上部是垂直管圈。5.内螺纹管内螺纹管1） 所谓内螺纹管，就是在管内壁上开出单头或者多头螺旋形槽道的管子。它可以改善传热，并且防止或者推迟传热恶化的发生。当发生传热恶化时，它也具有强化传热的功能，能够降低壁温以及减轻发生传热恶化的后果，内

4、螺纹管结构如图 63 所示2） 内螺纹管改善传热的机理有关内螺纹管能够改善传热的机理目前的研究并不是非常彻底，但是一般来说，一共有三个可能的原因。考虑流体在管子中的流动特性，可以分析出其中的两个原因，那就是内螺纹使管子的内壁产生的螺旋流和边界层分离流。如图 2.3-17 所示，螺旋流使流体与管壁的相对速度增加，能够减薄层流底层的厚度。螺旋流产生的离心力能够将蒸汽中夹带的液滴甩回壁面，从而推迟壁面干涸的出现。边界层分离流的主要作用是搅动边界层，使该处流体倾向混合均匀。因此，采用这样的结构使流体旋转之后，在快发生第一类传热恶化的时候，它可以搅动流体拖延汽膜的生成，防止膜态沸腾；在快发生第二类传热恶

5、化的时候，它能够将蒸汽中夹带的液滴甩回壁面，推迟干涸的出现。内螺纹可以改善传热的第三个原因是传热面积增大，一般来说，内螺纹管比相同直径的光管可以增大表面积2025。综合这些效应，内螺纹管因此可以提高管内的流动换热系数，提高临界热流密度，延缓传热恶化的发生。并且即使发生了传热恶化，它也能够保持改善传热的特性，有效地降低壁温。图 72 内螺纹管改善传热示意图6.水冷壁传热恶化与预防水冷壁传热恶化与预防在亚临界压力下，占主导地位的传热机理是沸腾传热，再加上一些强制对流效应。发生对流沸腾传热恶化时，一般分两种类型：一类是在欠热区或者低干度区发生的膜态沸腾，也称为偏离核态沸腾(DNB)。另一类是蒸汽干度

6、较高情况下的液膜蒸干现象，称为干涸(Dry Out)。影响汽水两相流沸腾传热特性的主要因素有压力、质量流速、热负荷以及干度。应严格控制亚临界压力下的干涸点，避开热负荷最高的燃烧器区域。由于超临界压力下工质的热物理特性，存在拟临界点，其焓值约为 2095kJ/kg，应严格控制下辐射区水冷壁出口的工质温度，将工质吸热能力最强的大比热区避开热负荷最高的螺旋管圈区域，推移到热负荷较低的垂直管圈区域。下辐射区水冷壁出口的工质温度应控制在不高于相应压力的拟临界温度，以免发生类膜态沸腾。为监视蒸发受热面出口金属温度，在螺旋管水冷壁管出口处设有测温元件。在直流锅炉系统中，需要考虑临界热流密度下管子壁温的飞升。

7、在高热流密度区采用内螺纹管可以推迟或避免超临界压力下类膜态沸腾和亚临界压力下膜态沸腾发生。本锅炉螺旋水冷壁管（除灰斗区域以外）采用了内螺纹管。这种管材可以降低炉膛安全运行所需的最低质量流速，进而减小炉膛的压降，同时，在工质干度 x=0.9 时，一般不会发生传热恶化。内螺纹管可以改善传热，一般认为有三个可能的原因：1） 内螺纹使管子的内壁产生的螺旋流。螺旋流使流体与管壁的相对速度增加，能够减薄层流底层的厚度。螺旋流产生的离心力能够将蒸汽中夹带的液滴甩回壁面，从而推迟壁面干涸的出现。2） 内螺纹使管子的内壁产生边界层分离流。边界层分离流的主要作用是搅动边界层，使该处流体倾向混合均匀。3） 内螺纹使

8、管子的传热面积增大。一般来说，内螺纹管比相同直径的光管可以增大表面积 2025。 总之，采用内螺纹结构使流体旋转之后，在快发生第一类传热恶化的时候，它可以搅动流体拖延汽膜的生成，防止膜态沸腾；在快发生第二类传热恶化的时候，它能够将蒸汽中夹带的液滴甩回壁面，推迟干涸的出现。内螺纹管可以提高管内的流动换热系数，提高临界热流密度，延缓传热恶化的发生。并且即使发生了传热恶化，它也能够改善传热的特性，有效地降低壁温。7.变压运行时螺旋管圈水冷壁的工作特点变压运行时螺旋管圈水冷壁的工作特点1） 超临界参数锅炉变压运行时，工作压力随负荷变化。在 75%MCR 负荷以下时，水冷壁在亚临界压力区工作，管内工质是

9、汽水混合物，比容变化较大。此时如果管外热流密度过高，不仅容易引起膜态沸腾，还会引起较大的工质热膨胀。2） 超临界压力锅炉在低负荷运行时，下辐射区出口的压力比较低，50%MCR 负荷时的中间压力为 13Mpa，这时饱和汽的比容是水的比容的 8.1 倍以上,汽水的比容差显著增大.3） 低负荷运行时,螺旋管圈进口工质温度降低,工质欠焓增大,当部分水冷壁结渣或积灰或火焰偏移时,将使各水冷壁管的沸腾点不同步地推迟,此时尽管水冷壁的总流量不变,但是各管内工质流量分配不均或流量时大时小,从而出现流动不稳定现象。因此应特别注意低负荷下的水动力不稳定性。负荷越低，压力越低，越容易出现水动力不稳定性。、直流炉的自

10、身特点及其与自然循环炉间的不同点。直流炉的自身特点及其与自然循环炉间的不同点。锅炉的分类锅炉的分类锅炉的分类可以按循环方式、燃烧方式、排渣方式、运行方式以及燃料、蒸汽参数、炉型、通风方式等进行分类，其中按循环方式和蒸汽参数的分类最为常见。1、按循环方式分类、按循环方式分类 水水冷冷壁壁出出口口 流流体体温温度度 热热负负荷荷分分布布 垂垂直直上上升升水水冷冷壁壁 前墙 侧墙 后墙 侧墙 流向 流向 螺螺旋旋上上升升水水冷冷壁壁 流向 流向 前墙 侧墙 后墙 侧墙 燃烧器 燃烧器 燃烧器 燃烧器 锅炉按照循环方式可分为自然循环锅炉、控制循环锅炉和直流锅炉。自然循环锅炉：给水经给水泵升压后进入省煤

11、器，受热后进入蒸发系统。蒸发系统包括汽包、不受热的下降管、受热的水冷壁以及相应的联箱等。当给水在水冷壁中受热时，部分水会变为蒸汽，所以水冷壁中的工质为汽水混合物，而在不受热的下降管中工质则全部为水。由于水的密度要大于汽水混合物的密度，所以在下降管和水冷壁之间就会产生压力差，在这种压力差的推动下，给水和汽水混合物在蒸发系统中循环流动。这种循环流动是由于水冷壁的受热而形成，没有借助其他的能量消耗，所以称为自然循环。在自然循环中，每千克水每循环一次只有一部分转变为蒸汽，或者说每千克水要循环几次才能完全汽化，循环水量大于生成的蒸汽量。单位时间内的循环水量同生成蒸汽量之比称为循环倍率。自然循环锅炉的循环

12、倍率约为 430。控制循环锅炉：在循环回路中加装循环水泵，就可以增加工质的流动推动力，形成控制循环锅炉。在控制循环锅炉中，循环流动压头要比自然循环时增强很多，可以比较自由地布置水冷壁蒸发面，蒸发面可以垂直布置也可以水平布置，其中的汽水混合物即可以向上也可以向下流动，所以可以更好地适应锅炉结构的要求。控制循环锅炉的循环倍率约为 310。自然循环锅炉和控制循环锅炉的共同特点是都有汽包。汽包将省煤器、蒸发部分和过热器分隔开，并使蒸发部分形成密闭的循环回路。汽包内的大容积能保证汽和水的良好分离。但是汽包锅炉只适用于临界压力以下的锅炉。直流锅炉：直流锅炉没有汽包，工质一次通过蒸发部分，即循环倍率为 1。

13、直流锅炉的另一特点是在省煤器、蒸发部分和过热器之间没有固定不变的分界点，水在受热蒸发面中全部转变为蒸汽，沿工质整个行程的流动阻力均由给水泵来克服。如果在直流锅炉的启动回路中加入循环泵，则可以形成复合循环锅炉。即在低负荷或者本生负荷以下运行时，由于经过蒸发面的工质不能全部转变为蒸汽，所以在锅炉的汽水份离器中会有饱和水份离出来，分离出来的水经过循环泵再输送至省煤器的入口，这时流经蒸发部分的工质流量超过流出的蒸汽量，即循环倍率大于 1。当锅炉负荷超过本生点以上或在高负荷运行时，由蒸发部分出来的是微过热蒸汽，这时循环泵停运，锅炉按照纯直流方式工作。2、按蒸汽参数分类、按蒸汽参数分类锅炉按照蒸汽参数分为

14、低压锅炉（出口蒸汽压力，下同，2.45MPa） 、中压锅炉（2.944.90 MPa） 、高压锅炉（7.810.8 MPa） 、超高压锅炉（11.814.7 MPa） 、亚临界压力锅炉（15.719.6 MPa） 、超临界压力锅炉（22.1 MPa）和超超临界压力锅炉（27 MPa） 。3、锅炉技术派系分类、锅炉技术派系分类在上世纪，美国、日本和一些欧洲国家已经形成了各具特色的三个技术派系，即承袭美国 Babcock and Wilcox（B&W）公司特色、承袭原美国 Combustion Engineering（CE）公司特色和承袭美国 Foster Wheeler（FW）公司特色的

15、三大派系。三大派系锅炉技术的主要特点如下：B&W 派系 A、亚临界压力下的锅炉都采用自然循环锅炉；锅炉汽包内采用旋风分离器。B、采用前墙、后墙或者对冲布置的旋流式燃烧器。C、过热汽温和再热汽温多采用烟道挡板或烟气再循环调温。D、对于超临界压力的锅炉采用欧洲本生式直流锅炉和通用压力锅炉。CE 派系 A、蒸汽压力在 13.7MPa 表压以下的采用自然循环，亚临界压力采用控制循环汽包锅炉，汽包内采用轴流式汽水份离器；B、采用角置切向燃烧摆动直流燃烧器；C、过热汽温采用喷水调节，再热汽温采用摆动式燃烧器加微量喷水调节；D、超临界压力采用苏尔寿直流锅炉和复合循环锅炉。FW 派系 A、亚临界压力下

16、采用自然循环，汽包内部常用水平式分离器；B、采用前、后墙或对冲布置旋流式燃烧器；C、广泛采用辐射过热器，甚至炉膛内设置全高的墙式过热器或双面曝光的过热器隔墙，用烟气挡板调温；D、超临界压力采用 FW本生式直流锅炉。另外德国因为自身的煤炭资源较丰富，煤种以褐煤具多，所以德国的锅炉技术发展相对较独立，对于 100MW 以上机组均采用本生式直流锅炉，而且都考虑变压运行。前苏联的锅炉技术发展道路也很具特色。他们不发展亚临界参数，超高压及以下均为自然循环锅炉，从 300MW 起均为超临界压力直流锅炉，且以拉姆辛锅炉为主。4、超临界锅炉分类、超临界锅炉分类按水循环方式分，有纯直流超临界锅炉、复合循环超临界

17、锅炉两种型式。按水冷壁管型来分有光管、内螺纹管、来复线管三种，从传热角度出发，内螺纹和来复线管优于光管。按水冷壁管组布置分有垂直、螺旋盘绕、盘绕加垂直 (复合式水冷壁)三种形式。5、临界状态超临界机组的过热器出口主蒸汽压力超过 22.129Mpa。目前运行的超临界机组运行压力均为 24Mpa25Mpa。水的临界点在相图上是饱和水线和饱和汽线的转化点。随着压力的升高，饱和水转化成饱和蒸汽所需要的汽化潜热逐渐减少，理论上认为,在水的状态参数达到临界点时(22.115MPa，374.15)，饱和水瞬间就可以完成向饱和蒸汽的转化，水的汽相和液相之间的性质无差别。即在临界点时饱和水和饱和蒸汽之间不再有汽

18、、水共存的二相区存在,二者的参数不再有区别。由于在临界参数下汽水密度相等，因此在超临界压力下无法维持自然循环即不能采用汽包锅炉，直流锅炉成为唯一型式。随着火力发电机组向大容量方向的发展，超临界压力锅炉的使用已是越来越普遍，尤其是在一次能源比较缺乏的发达国家和地区。采用超临界压力锅炉时，由于机组容量增大，蒸汽参数提高，可使电厂建设速度加快，提高机组热效率，可达 40；降低热耗，节约一次能源的消耗，煤耗可降低到 370g/kw。提高蒸汽参数并与发展大容量机组相结合是提高常规火电厂效率及降低单位容量造价最有效的途径。与同容量亚临界火电机组的热效率相比,在理论上采用超临界参数可提高效率 2%2.5%,

19、采用超超临界参数可提高 4%5%。目前,世界上先进的超临界机组效率已达到 47%49%。同时先进的大容量超临界机组具有良好的运行灵活性和负荷适应性；超临界机组大大降低了 CO2、粉尘和有害气体（主要 SOX、NOX等）等污染物排放，具有显著环保、洁净的特点。实际运行业绩表明，超临界机组的运行可靠性指标已经不低于亚临界机组的值，有的甚至还要高。另外还有一个很重要的因素是，相对其它洁净煤发电技术来说，超临界技术具有良好的技术继承性。进一步发展的方向是保证其可用率，可靠性、运行灵活性和机组寿命等的同时，进一步提高蒸汽的参数，从而获得更高的效率和环保性。6 6、直流锅炉的技术特点、直流锅炉的技术特点1

20、)取消汽包，能快速启停。与自然循环锅炉相比，直流炉从冷态启动到满负荷运行，变负荷速度可提高一倍左右。2)适用于亚临界和超临界以及超超临界压力锅炉。3)锅炉本体金属消耗量最少，锅炉重量轻。一台 300MW 自然循环锅炉的金属重量约为5500t7200t，相同等级的直流炉的金属重量仅有 4500t5680t，一台直流锅炉大约可节省金属 2000t。加上省去了汽包的制造工艺，使锅炉制造成本降低。4)水冷壁的流动阻力全部要靠给水泵来克服，这部分阻力约占全部阻力的2530。所需的给水泵压头高，既提高了制造成本，又增加了运行耗电量。5)直流锅炉启动时约有 30额定流量的工质经过水冷壁并被加热，为了回收启动

21、工程的工质和热量并保证低负荷运行时水冷壁管内有足够的重量流速，直流锅炉需要设置专门的启动系统，而且需要设置过热器的高压旁路系统和再热器的低压旁路系统。加上直流锅炉的参数比较高，需要的金属材料档次相应要提高，其总成本不低于自然循环锅炉。6)系统中的汽水份离器在低负荷时起汽水份离作用并维持一定的水位，在高负荷时切换为纯直流运行，汽水份离器做为通流承压部件。7)为了达到较高的重量流速，必须采用小管径水冷壁。这样，不但提高了传热能力而且节省了金属，减轻了炉墙重量，同时减小了锅炉的热惯性。8)水冷壁的金属储热量和工质储热量最小，即热惯性最小，使快速启停的能力进一步提高，适用机组调峰的要求。但热惯性小也会

22、带来问题，它使水冷壁对热偏差的敏感性增强。当煤质变化或炉内火焰偏斜时，各管屏的热偏差增大，由此引起各管屏出口工质参数产生较大偏差，进而导致工质流动不稳定或管子超温。9)为保证足够的冷却能力和防止低负荷下发生水动力多值性以及脉动，水冷壁管内工质的重量流速在 MCR 负荷时提高到 2000/（s）以上。加上管径减小的影响，使直流锅炉的流动阻力显著提高。600MW 以上的直流锅炉的流动阻力一般为5.4MPa6.0MPa。10)汽温调节的主要方式是调节燃料量与给水量之比，辅助手段是喷水减温或烟气侧调 节。由于没有固定的汽水份界面，随着给水流量和燃料量的变化，受热面的省煤段、蒸发段和过热段长度发生变化，

23、汽温随着发生变化，汽温调节比较困难。11)负荷运行时，给水流量和压力降低，受热面入口的工质欠焓增大，容易发生水动力不稳定。由于给水流量降低，水冷壁流量分配不均匀性增大；压力降低，汽水比容变化增大；工质欠焓增大，会使蒸发段和省煤段的阻力比值发生变化。12)水冷壁可灵活布置，可采用螺旋管圈或垂直管屏水冷壁。采用螺旋管圈水冷壁有利于实现变压运行。13)超临界压力直流锅炉水冷壁管内工质温度随吸热量而变，即管壁温度随吸热量而变。因此，热偏差对水冷壁管壁温度的影响作用显著增大。14)变压运行的超临界参数直流炉，在亚临界压力范围和超临界压力范围内工作时，都存在工质的热膨胀现象。并且在亚临界压力范围内可能出现

24、膜态沸腾；在超临界压力范围内可能出现类膜态沸腾。15)启停速度和变负荷速度受过热器出口集箱的热应力限制，但主要限制因素是汽轮机的热应力和胀差。16)直流锅炉要求的给水品质高，要求凝结水进行 100的除盐处理。17)控制系统复杂，调节装置的费用较高。7、设置专门的启动旁路系统、设置专门的启动旁路系统直流锅炉的启动特点是在锅炉点火前就必须不间断的向锅炉进水，建立足够的启动流量，以保证给水连续不断的强制流经受热面，使其得到冷却。一般高参数大容量的直流锅炉都采用单元制系统，在单元制系统启动中，汽轮机要求暖机、冲转的蒸汽在相应的进汽压力下具有 50以上的热度，其目的是防止低温蒸汽送入汽轮机后凝结，造成汽

25、轮机的水冲击，因此直流炉需要设置专门的启动旁路系统来排除这些不合格的工质。8 配置汽水分离器和疏水回收系统配置汽水分离器和疏水回收系统超临界机组运行在正常范围内，锅炉给水靠给水泵压头直接流过省煤器、水冷壁和过热器，直流运行状态的负荷从锅炉满负荷到直流最小负荷，直流最小负荷一般为25%45%。低于该直流最小负荷，给水流量要保持恒定。例如在 20%负荷时，最小流量为 30%意味着在水冷壁出口有 20%的饱和蒸汽和 10%的饱和水，这种汽水混合物必须在水冷壁出口处分离，干饱和蒸汽被送入过热器，因而在低负荷时超临界锅炉需要汽水分离器和疏水回收系统，疏水回收系统是超临界锅炉在低负荷工作时必需的另一个系统

26、，它的作用是使锅炉安全可靠的启动及其热损失最小。9 启动前锅炉要建立启动压力和启动流量启动前锅炉要建立启动压力和启动流量启动压力是指直流锅炉在启动过程中水冷壁中工质具有的压力，启动压力升高。汽水体积质量差减小，锅炉水动力特性稳定，工质膨胀小，并且易于控制膨胀过程，但启动压力越高对屏式过热器和再热过热器的保护越不利。启动流量是指直流锅炉在启动过程锅炉的给水流量。10 内置式汽水分离器的运行内置式汽水分离器的运行如前所述，锅炉负荷小于 35%时，超临界锅炉运行在最小水冷壁流量，所产生的蒸汽要小于最小水冷壁流量，汽水分离器湿态运行，汽水分离器中多余的饱和水通过汽水分离器液位控制系统控制排出。当锅炉负

27、荷大于 35%以上时，锅炉产生的蒸汽大于最小水冷壁流量，过热蒸汽通过汽水分离器，此时汽水分离器为干式运行方式，汽水分离器出口温度由煤水比控制，即由汽水分离器湿态时的液位控制转为温度控制。在湿态运行过程中锅炉的控制参数是分离器的水位和维持启动给水流量，在干态运行过程中锅炉的控制参数是温度控制和煤水比控制，在湿干态转换中可能会发生蒸汽温度的变化，故在此转换过程中必须要保证蒸汽温度的稳定。对于具有内置式启动分离器的超临界机组，具有干式和湿式两种运行方式。在启动过程锅炉建立最小工作流量，蒸汽流量小于最小给水流量，锅炉运行在湿式方式，此时机组控制给水流量，利用疏水控制启动分离器水位，启动分离器出口温度处

28、于饱和温度，此时直流锅炉的运行方式与汽包锅炉基本相同。控制策略基本是燃烧系统定燃料控制、给水系统定流量控制、启动分离器控制水位、温度采用喷水控制。当锅炉蒸汽流量大于最小流量，启动分离器内饱和水全部转为饱和蒸汽，直流锅炉运行在干式方式，即直流控制方式。此时锅炉以煤水比控制温度、燃烧控制压力。我们讨论的超临界直流锅炉的控制策略主要讨论锅炉处于直流方式的控制方案。假如直流锅炉处在定压力控制方式，那末对于直流锅炉机组负荷、压力、温度三个过程变量中就具有两个稳定点，一个是压力，另一个是温度。因为压力一定分离器出口的微过热温度也就确定了。在机组负荷变化过程中对压力和温度的控制应该是定值控制。在锅炉变压力运

29、行时，机组负荷、压力、温度是三个变化的控制量，在负荷发生变化时，压力的控制根据负荷按照预定的滑压曲线控制，分离器出口温度按照分离器出口压力的饱和温度加上微过热度控制。、发变组保护、励磁系统的配置、功能及特点。发变组部分发变组部分1、保护配置我公司发变组保护采用许继公司生产的 WFB-800 微机型成套保护装置。共分五个保护屏。A、C 屏为第一套电量保护，B、D 屏为第二套电量保护。E 屏为非电量保护。 A、B 屏 WFB-801 装置中，配置有发电机和励磁变的保护。C、D 屏 WFB-802 装置中， 配置有主变的保护，WFB-803 装置中，配置有高厂变和高公变的保护。E 屏 WFB-804

30、 则为非电量保护。 WFB-801 中保护包括：发电机差动、发电机匝间、定子接地基波、定子接地三次谐波、转子两点接地、对称过负荷、不对称过负荷、失磁、失步、过电压、过励磁、逆功率、程跳逆功率、低频累加、复压记忆过流、起停机、突加电压、发电机断水、励磁变差动、励磁变速断、励磁变过流、励磁绕组过负荷、励磁系统故障。 WFB-802 中保护包括：主变差动、主变零序过流、阻抗保护、过励磁、电流闭锁、主变通风启动、DL 失灵联跳、断口闪络、非全相。 WFB-803 中保护包括：高厂变差动、高厂变复压过流、高厂变 A 分支零序过流、高厂变 B 分支零序过流、高厂变 A 分支过流、高厂变 B 分支过流、高厂

31、变通风启动、高公变差动、高公变复压过流、高公变分支零序过流、高厂变低压侧分支过流、高公变通风启动。 WFB-804 中保护包括：主变重瓦斯、主变压力释放、主变油温超高、主变绕组温度超高、主变冷却器故障、主变压力突变、主变油位超低、主变油位低、主变轻瓦斯、主变油温高、主变绕组温度高、高厂变重瓦斯、高厂变压力释放、高厂变油温超高、高厂变绕组温度超高、高厂变冷却器故障、高厂变压力突变、高厂变轻瓦斯、高厂变油温高、高厂变绕组温度高、高厂变油位低、高公变重瓦斯、高公变压力释放、高公变油温超高、高公变绕组温度超高、高公变冷却器故障、高公变压力突变、高公变轻瓦斯、高公变油温高、高公变绕组温度高、高公变油位低

32、、励磁变温度高。2、硬件 保护装置采用许继公司新一代 32 位基于 DSP 技术的通用硬件平台。整体大面板，全封闭机箱，硬件电路采用后插拔式的插件式结构，CPU 电路板采用 6 层板，表面贴装 技术，提高了装置可靠性。机箱采用 19 英寸 6U 全宽机箱，抗干扰能力强。硬件框图如下。交流插件多路转换DSP1（跳闸）DSP2（启动及发信）开入开出插件信号插件管理机电源&跳闸插件 装置有两个完全独立的、相同的 CPU 板，并各自具有独立的采样、A/D 变换、逻辑计算功能；两块 CPU 板硬件电路完全一样，两块 CPU 板“与”启动出口。另有一块人机对话板，由一片 DSP 专门处理人机对话任

33、务。人机对话担负键盘操作和液晶显示功能。正常时，液晶显示当前时间、机组的主接线、各侧电流、电压、差电流。人机对话中所有的菜单均为简体汉字；通过本公司为保护提供的软件，可对保护进行更为方便、详尽的监视与控制。 装置核心部分采用德州仪器公司(TEXAS INSTRUMENTS)的 32 位数字信号处理器TMS320C32，主要完成保护的出口逻辑及后台功能，使保护整体精确、高速、可靠。低通滤波多路开关CPU(DSP)GPS对时脉冲16位ADLONWORKS(MC3150)SRAM(1MB)EEPROM(128K)FLASH(1M)CPLD复杂可编程逻辑控制器开入开出LON网32路32路40路模入图

34、4.1.2 CPU 部分硬件框图 模拟量变换由 3 块交流变换插件完成，功能是将 TA、TV 二次电气量转换成小电压信 号。保护出口和开入由两块跳闸出口插件和 4 块开入开出插件构成，完成跳闸出口、信号 出口、开关量输入等功能。3、软件 软件平台采用 ATI 公司的 RTOS 系统 Nucleus Plus。Nucleus Plus 是一个经过测试的 内核，保证软件运行的稳定性。励磁部分励磁部分 我厂励磁采用 ABB 公司生产的 UN5000 静态励磁系统（即自并励） 。励磁变压器接于发电机出口，灭磁 开关位于直流侧、配有两套相互独立的励磁调节器，五套可控硅整流单元并联使用。 在此系统中，励磁

35、电源取自发电机机端，发电机励磁电流由励磁变、灭磁开关、可控 硅整流器构成回路。励磁变将发电机机端电压降低到可控硅整流器所要求的输入电压，在 发电机端电压和场绕组之间提供电绝缘、与此同时起着可控硅整流器的整流阻抗作用。可 控硅整流器将交流电流转换成受控的直流电流。 在起励过程开始时，充磁能量来源于发电机残压，可控硅整流器的输入电压升到 10V-20V 时，可控硅整流器和励磁调节器就投入正常工作了。 在并网后，励磁系统可工作于 AVR 方式，亦可以接受调度指令的成组调节等。 灭磁设备的作用是将磁场回路断开并尽可能快地将磁场能量释放。灭磁回路主要由灭 磁开关、灭磁电阻、晶闸管跨接器及其相关的触发元件

36、组成。 我厂调节器采用双通道。每个通道主要由一个控制板和测量单元板构成，形成一个独 立的处理系统。具有发电机机端电压调节、磁场电流调节、励磁监测、保护功能和可编程 逻辑控制软件。 接口模块如快速输入/输出模块和功率信号接口模块也被用来提供测量和控制信号的 电隔离。此外，每个可控硅整流桥都配有一套整流器接口电路，包括整流器接口单元、门 极驱动接口单元和整流桥显示单元。 在励磁系统内,控制和状态信号的交换是通过 ARCnet 实现的. 灭磁开关跳闸回路还附加了硬件回路. 方框原理图如下 关于许继发变组保护不能可靠跳掉关于许继发变组保护不能可靠跳掉 ABBABB 励磁系统灭磁开关的改造励磁系统灭磁开

37、关的改造我公司#1 机在正常停机时，程跳逆功率保护动作，励磁系统虽能灭磁，但灭磁开关却不能断开。通过试验发现，保护动作跳闸脉冲大于 30ms 励磁系统能可靠灭磁，保护动作跳闸脉冲大于 80ms 励磁系统能可靠跳开灭磁开关。发变组保护采用的是许继 WFB800系列产品，励磁系统采用的是 ABB 公司生产的 Unitrol 5000 系列产品。为保障每次停机时程跳能安全可靠的实现全停，经与双方厂家沟通，考虑做如下改造。把延时返回继电器装设在发变组保护柜内，按双套保护来设置两个继电器，第一个继电器由第一套发电机保护和变压器保护的跳灭磁出口触点并接同时瞬时起动延时返回继电器，继电器延时返回触点去跳灭磁

38、；第二个继电器由第二套发电机保护和变压器保护及变压器非电量保护的跳灭磁出口触点同时瞬时起动继电器，继电器延时返回触点与第一个继电器的输出触点并接同时跳灭磁开关。、结合 600MW 机组自身特点，请说明影响机组出力的缺陷有哪些。 影响我厂机组出力的缺陷主要有：1、磨煤机振动问题；2、汽动给水泵机械密封液温度高问题；、影响机组升降负荷速率的主要因素有哪些。影响我厂机组升降负荷速率的主要因素有：1、制粉系统启停的速度；2、磨煤机振动问题；3、机组启动时 1500RPM 冷态暖机时间要 45 小时；4、切缸前后负荷变动大；5、协调方式下的机组控制特性；6、变压运行方式对负荷响应不如定压方式；7、对汽水

39、品质的要求很高，起动时需进行长时间的冲洗；8、燃煤变压本生锅炉对磨煤机的相应较慢。、600MW 机组 AGC 控制模式、DCS 控制模式的特点。1、协调控制对象特点、协调控制对象特点(1) 机、炉控制耦合机、炉控制耦合 汽轮机和锅炉之间的非线性耦合是超临界机组难点之一。汽轮机和锅炉之间的非线性耦合是超临界机组难点之一。 由于没有汽包的缓冲，超临界锅炉动态特性受末端阻力的影响远比锅筒式锅炉大。主汽阀开度一方面控制汽轮机功率，同时也直接影响了锅炉出口末端阻力特性，改变了锅炉的被控特性，这和汽包式锅炉的情况不同。 例如当汽轮机负荷增加时，汽轮机功率调节器会增大汽机主汽阀开度，增大汽轮机进汽量，由于锅

40、炉的响应速度较慢，无法及时产生足够蒸汽从而使机前压力降低，阻碍了汽轮机进汽量进一步增大。为了获得更多进汽量以满足负荷需求汽轮机功率调节器会进一步开大调节汽门，导致机前压力进一步降低，最终形成恶性循环。 对于锅筒式锅炉由于锅筒的蓄热较大，可利用锅筒的蓄热满足汽轮机超调的需求，使主汽压力不致产生过大波动 对采用直流锅炉的超临界机组而言，由于锅炉的蓄热相对较小，难以满足汽轮机的需求，从而使主汽压力大幅度变化，降低了控制质量.(2) 非线性特性强非线性特性强 超临界机组是被控特性复杂多变的对象随着机组负荷的变化，机组的动态特性参数也大幅度变化。超临界机组普遍采用变压方式运行，因此超临界机组也会在亚临界

41、压力范围内运行。由于超临界和亚临界区工质物性的巨大差异，以及不同燃烧率下锅炉蒸发段(或相变点)位置的迁移等因素的影响，使超临界机组呈现很强的非线性特性和变参数特性，远比常规的亚临界机组难于控制。(3) 燃水比难于控制燃水比难于控制 超临界机组控制的重点在于锅炉的燃水比调节。由于燃水比变化时出口汽温的响应延迟很大因此不能用出口汽温来作为燃水比调节的反馈量。2、控制策略问题、控制策略问题对于大型超临界机组快速稳定控制的工程含义有 2 点：(1)要求机组负荷变化时，在控制系统的作用下，负荷跟踪变化快负荷跟踪变化快。(2)无论处于何种运行工况，受控参数应稳定受控参数应稳定在允许范围内。2.1 汽机一锅

42、炉之间的协调控制汽机一锅炉之间的协调控制机组协调控制的主要目的是： 协调机一炉之间动态过程的速度差异，使得受控参数稳定。 负荷需求变化时，系统能够快速地增、减机组的出力，平稳地满足电网需要. 主要输出量主要输出量: 汽温、汽压和蒸汽流量汽温、汽压和蒸汽流量(负荷负荷)， 主要输入量主要输入量: 给水量、燃烧率和汽机调门开度。给水量、燃烧率和汽机调门开度。2.2 机组协调控制任务机组协调控制任务 协调控制系统的任务就在于:维持机组运行过程中的能量平衡维持机组运行过程中的能量平衡，包括: 机组输入能量与输出能量的平衡；机炉之间的能量平衡； 锅炉内部各子系统之间的平衡。 由于能量信号不易测量，通常用

43、一些间接的信号代表这种平衡关系。机前压力即是机炉能量需求关系的体现。2.3 协调控制功能：协调控制功能：（1）参与电网调频、调峰 （2）协调机炉之间的能量平衡；保证机组安全经济运行；（3）辅机故障时实现 RB,增减闭锁，迫升/迫降功能；2.4 协调控制系统的分类协调控制系统的分类 目前，火力发电厂协调控制系统所采用的控制策略归纳起来有如下 9 种运行方式。其中，基本方式为低级方式，机跟炉方式或炉跟机方式为较高级方式，机跟炉协调方式、炉跟机协调方式、机炉协调方式为高级方式；常用协调方式有直接能量平衡控制系统（DEB） 、指令直接平衡控制系统（DIB）和远方调度方式（ADS） 。1）基本方式基本控

44、制策略：汽机主控和锅炉主控均处于手动运行方式。适用范围：适用于机组启动及低负荷运行工况，在汽机和锅炉辅机工作异常时也应用这种方式。2）机跟炉方式（汽机跟踪方式）基本控制策略：汽机自动调压，锅炉手动调功。适用范围：当汽机运行正常，锅炉不具备投入自动的条件时采用该运行方式。所谓锅炉不具备投入自动条件包括在低负荷运行工况以及锅炉部分辅机工作异常工况。另外，当锅炉运行不稳定或锅炉异常工况，一般也采用这种运行方式，由汽机快速维持主汽压力为某一定值，使得锅炉系统及各主要运行参数快速恢复稳定运行，以便防止事故扩大及排除故障.3）炉跟机方式（锅炉跟踪方式）基本控制策略：锅炉自动调压，汽机手动调功。适用范围：当

45、锅炉运行正常，汽机部分设备工作异常或机组负荷受到限制时应用这种方式。4）机跟炉协调方式机跟炉协调方式（以汽机跟踪为基础的协调方式）基本控制策略：汽机自动调压，锅炉自动调功，并参与电网的一、二次调频。在该方式下，汽机主控和锅炉主控均处于自动运行方式，由汽机来维持主汽压力，并接受目标负荷的前馈信号，压力设定值由运行人员手动给定或接受自动滑压设定值。单元机组输出功率的调整任务由锅炉承担，锅炉主控还接受目标负荷的前馈信号，部分电厂还设计有目标负荷的导前信号等，目标负荷由运动人员手动给定或接受电网调度 ADS 负荷分配指负荷指令(N0)发电量(N)图3-4 炉跟机(BF)方式调节原理框图压力定值(P0)

46、主汽压力(Pt)PID TMBMPID +-+-负荷指令(N0)发电量(N)压力定值(P0)主汽压力(Pt)PID TMBMPID +-+-图3-3 机跟炉(TF )方式调节原理框图对象对象令，同时参与电网的一、二次调频。适用范围：适用于带基本负荷机组。5）炉跟机协调方式（以锅炉跟踪为基础的协调方式）基本控制策略：锅炉自动调压，汽机自动调功，并参与电网的一、二次调频。在该方式下，汽机主控和锅炉主控均处于自动运行方式。由锅炉来维持主汽压力，并接受目标负荷的前馈信号，部分电厂还设计有目标负荷的导前信号、能量平衡信号等，单元机组输出功率的调整任务由汽机承担。压力设定值及目标负荷指令的形成与机跟炉协调方式相同。适用范围：适用于参与电网调峰机组。 6）机炉协调方式 基本控制策略：机炉协调方式实际上是机跟炉协调方式与炉跟机协调方式的合成，目前，机炉协调方式的控制策略普遍采用锅炉调功，汽机既调功又调压的运行方式，并同时参与电网一、二次调频。 在该方式下，汽机主控和锅炉主控均处于自动运行方式。汽机既调压又调功，一般设置为调功的系数低于调压的系数，使其以调压为主、调功为辅，并接受目标负荷的前馈信号及参与电网的一、二次调频，压力设定值由运行人员手动给定或接受自动滑压设定值。单元机组输出功率的调整任务主要由锅炉承担，锅炉主控还接受目标负荷的前馈信号，部分