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单元机组集控运行西安电力高等专科学校齐强2008.8单元机组运行概述一、火电机组控制的发展及现状1、机、炉、电单独控制2、机、炉、电集中控制3、单元机组集散控制4、火电厂集控5、区域电网对发电机组的自发电控制二、单元机组集控运行的任务及要求1、单元机组的启动2、单元机组的停运3、单元机组的正常运行调整4、单元机组事故分析、处理及预防5、单元机组的寿命管理6、对集控运行值班员的素质要求单元机组运行概述（1）一、火电机组控制的发展及现状机、炉、电单独控制机、炉、电集中控制单元机组集散控制火电厂集控区域电网对发电机组的自发电控制机、炉、电单独控制早期的中、小型机组电厂，一般均采用单独控制，其主要特征是：锅炉、汽轮机、电气都有自己单独的控制室，控制室之间通过热工信号、电话联系，同时设置有机、炉、电辅机的控制操作室，控制分散，就地控制量大，控制室对设备运行的监视主要依靠常规表计完成，控制使用强电信号实现。该控制方式与当时机组设备水平和控制技术水平有关（1）设备情况：因锅炉的设备故障率较高，采用母管制，多台并列运行的锅炉将产生的蒸汽送入母管，并列运行的汽轮机从母管取用蒸汽，单台设备启/停或故障只要对母管没有影响，一般不会影响其他设备的运行。（2）控制的自动化水平不高，信号的采集和处理水平较低，不能实现集中的控制。机、炉、电集中控制☺随着机组容量的增大和再热机组的出现，使控制方式发生了较大的变化，因为再热机组一般采用单元制（或扩大单元制），锅炉、汽轮机、发电机单元制设置，其纵向联系已成为一个整体，对设备的监视、控制操作要求协调一致，机、炉、电单独控制已不能适应机组运行的要求，结合当时控制技术的发展，形成了集中控制方式，即将机、炉、电控制室集中为一个控制中心，使机、炉、电可以密切配合，协调操作，便于运行管理的统一指挥，有利于机组的安全经济运行。☺从控制本身也有较大发展，增加了大量的自动调节控制，由强电控制发展为弱电控制，再到计算机控制，增加程序控制和顺序控制，增加机组的保护装置，使用智能仪表等。单元机组集散控制现代大型发电机组均使用集散控制方式（DCS）集散控制的概念：利用计算机控制技术对生产过程进行集中监视、操作管理和分散控制，其系统采用分散递阶结构，体现了集中管理，分散控制的思想，使系统的功能分散、危险分散，具有控制功能强，操作简单和可靠性高等特点。随着机组容量的增大和实现单元制集中控制，就在的信息量和操作量大大增加，（500MW机组比50MW的信息量增大１０倍，操作量增大６倍，信息量：200MW在1千点左右，300MW机组在3千点左右，600MW机组在１万点左右）要求机组控制的自动化水平应不断提高，同时计算机技术和控制技术的发展为集散控制系统的应用提供了保证。DCS系统一般包含：数据自动采集和处理、生产过程的自动调节，顺序和程序控制、自动保护，生产信息的自动处理（操作指导和操作帮助）、协调控制等单元机组DCS系统的组成：DAS、MCS（模拟量控制）、CCS（协调控制）、ECS（电气控制）、BPS、FSSS（BMS）DEH、MEH、SCS（顺序控制）、TSI。火电厂集控火电厂的集控（全厂管控一体化）包括厂内各单元机组的DCS和全厂的公用辅助系统DCS控制，上传厂级管理信息系统MIS、厂级实时监控系统SIS实现全厂的管控一体化。公用辅助系统DCS包含：化水、输煤、除灰除渣、脱硫、循环水、工业水、压缩空气等系统的集散控制。具有4个层次：（1）直接控制层：数据采集和控制（2）单元机组和全厂辅助系统的DCS控制：单元机组DCS和辅助系统DCS（3）厂级实时监控管理信息系统SIS（4）厂级管理信息及决策层MIS区域电网对发电机组的自发电控制区域电网对发电机的自发电控制：在电力负荷发生变化时直接由电网调度中心的能量管理系统（EMS：engrgenmanagesystem）调整系统内各机组的发电出力，保证供电质量的优化控制，是建立在以计算机为核心的数据采集和监控系统、发电机组协调控制系统CCS、高可靠性信息传输系统之上的高层控制系统。控制功能主要有三个方面：（1）电网频率控制（2）联络线控制：互联的区域网间分配电功率，维持净交换功率为计划值。（3）优化运行：在满足电网安全、频率和净交换功率计划的条件下，最优经济原则，协调参与遥控的发电厂或单元机组的出力。单元机组运行概述（2）二、单元机组集控运行的任务及要求1、保证机组运行的安全性-------------------首要任务（1）系统复杂，操作量大，容易产生误操作，引起设备损坏或减低使用寿命（2）机组运行参数高，材料处于比较严峻的工况，控制系统复杂，事故率高。（3）机组事故损失大，设备检修难度大，费用高（4）事故恢复时间长，发电损失大，影响对用户的供电。2、尽可能的提高经济性。（1）合理选用启停方式，缩短机组启停的时间，减少汽水损失和燃料损失。（2）采用合理的运行方式，加强机组的运行调整，在保证机组安全的情况下提高机组的运行效率。如提高燃烧效率；减低厂用电率；提高真空系统严密性提高机组效率；维持额定参数等。单元机组运行概述（3）三、单元机组集控运行课程的任务及要求&单元机组的启动&单元机组的停运&单元机组的正常运行调整&单元机组事故分析、处理及预防第一章单元机组的启动1、单元机组启动的概念单元机组的起动是指将机组由静止状态转变为运行状态的过程。单元机组的起动是机组的整体启动，是机、炉、电、热纵向联系的生产过程，因此机炉、电、之间必须协调一致、互相配合，才能顺利完成。机组的起动实质上是一个对设备部件的加热升温过程，由于机组设备庞大、结构复杂，各个部件受到结构和所处的工作条件的影响，在启动过程金属部件将产生温差和热应力，如果控制不当将引起热变形、甚至产生裂纹乃至损坏。2、单元机组启动的任务及研究的内容单元机组启动的任务就是在保证设备安全（允许寿命损耗）的前提下，以最短的时间使机组达到满负荷运行。通过研究单元机组在起动过程中的热力特性，寻求合理的单元机组起动方式。3、本章的主要内容：•第一节影响机组启动的因素•第二节机组启动方式•第三节单元机组冷态滑参数启动•第四节热态启动•第五节中压缸启动第一章单元机组的启动第一节影响机组启动的因素一、锅炉对启动的影响锅炉设备在启动过程中，由于温度升高的幅值和各金属部件受热条件的差别，以及金属部件所处位置的不同，金属部件的加热过程不可能完全均匀，部件之间总是存在温度差。特别是在锅炉的汽包、蒸汽集箱等厚壁结构的部位。启动升温、升压过程中，金属部件的内外壁和上下部壁温差是需要重点关注和严格控制的内容。锅炉金属部件的膨胀，由于各部件的具体情况不同，如所处的部位不同、温升速度的不同、所用各种材料的热膨胀系数不同、几何尺寸的不同、各部件的热胀数值与方向不一等原因，使得锅炉的热膨胀位移问题变得复杂。热胀受到阻碍就将产生巨大应力，使汽包、集箱、管道等变形，甚至严重威胁系统结构的强度及严密性，使锅炉在运行中发生泄漏、爆破等事故。在研究锅炉对启动的影响时（启动过程锅炉的热力特性）一般主要关注下面两部分：1、锅炉汽包的温差与热应力2、锅炉受热面的温差与热应力第一节影响机组启动的因素1、锅炉汽包的温差与热应力自然循环锅炉在起动过程中，汽包壁温差是必须控制的重要安全性指标之一。锅炉上水工况汽包的结构：长圆柱体，厚壁结构汽包上水的温度要求：高于材料的冷脆温度（40℃以上）汽包上水过程的温差：内壁温度高于外壁，上壁温度高于下壁汽包上水过程的热应力：内壁产生压缩热应力，外壁产生拉伸热应力温差与热应力对汽包的影响：温差过大，产生的热应力会引起汽包内表面产生塑性变形，以及损伤管子与汽包的接口。汽包温差及热应力的控制：上水温度不超过90~110℃，上水时间在2~4小时锅炉升压工况汽包的温差：内壁温度高于外壁，上壁温度高于下壁（在起动开始阶段，蒸发区内的自然循环尚不正常，汽包内的水流动很慢或局部停滞，对汽包壁的放热率很小，汽包上部金属冷凝放热，其放热率比汽包下部大好几倍，故汽包上部金属温度较高，汽包上下产生了温差）。汽包的热应力及热变形：由于温差及受与汽包连接的各种管子对变形的限制，汽包上部金属受压应力，汽包下部金属受拉应力，汽包趋向于拱背状变形。汽包温差及热应力的控制：汽包上下壁温差及汽包筒体任意两点的温差均应控制在50℃以下。控制汽包内工质温升的平均速度不超过1.5~2.0℃/Min汽包温差及应力分布、变形情况如图示汽包内外壁温差及应力分布和上下部温差产生的热应力及热变形汽包上下部壁温差产生的热应力及热变形第一节影响机组启动的因素一、锅炉对启动的影响2、锅炉受热面的温差与热应力水冷壁（自然循环炉）启动过程水冷壁的温差：同一联箱上的水冷壁管之间存在金属温差（在点火过程中，特别在升温升压的初始阶段，水冷壁受热不多，管内工质含汽量很少，水循环不正常，又因这时投入油枪或燃烧器的数量少，故水冷壁受热和水循环的不均匀性较大）启动过程水冷壁的热应力及危害性：温差将引起热应力，严重时会使下联箱变形或管子损伤。尤其是膜式水冷壁应特别注意其受热的不均匀性。温差和热应力的控制措施：通过正确选择和适当轮换点火油枪或燃烧器，可以使水冷壁管受热趋于均匀。对于水循环弱、受热较差的水冷壁管，可从它们联箱的最低点放水以加速其受热。第一节影响机组启动的因素一、锅炉对启动的影响2、锅炉受热面的温差与热应力过热器和再热器锅炉正常运行时，过热器、再热器管壁金属温度与蒸汽温度接近，但在起动过程中，由于积水的存在，在积水未被全部蒸发和排除以前或蒸汽流量很小时，管壁金属温度接近于烟气温度。如烟温较高将引起过热器、再热器超温损坏。同时过热器和再热器升温过快时不但会增大厚壁元件的热应力，而且会加剧过热器和再热器管间加热的不均匀性。一般规定，在锅炉蒸发量小于10％额定值时，必须限制过热器人口烟温。控制烟温的方法主要是限制燃烧率(控制燃料)或调整火焰中心的位置(控制炉膛出口温度)，以及投用减温水、调节烟气挡板的开度和正确使用旁路，通过监视过热器和再热器出口管的金属壁温，检查其加热的均匀性。省煤器启动过程中，省煤器的安全问题主要在点火后的一段时间内，锅炉的间断进水。在停止给水时，省煤器内局部的水可能汽化，如生成的蒸汽停滞不动，该处管壁可能超温。间断进水时，省煤器内的水沮也就间断地变化，使管壁金属产生交变应力，导致金属和焊缝产生疲劳。自然循环锅炉绝大多数采用锅炉汽包与省煤器下联箱连通的再循环系统，控制间断进水引起的问题。但使用再循环管时应注意汽包水温与给水温度的温差不能过大。第一节影响机组启动的因素二、汽轮机对启动的影响制约汽轮机起动速度的主要因素是汽轮机零部件的热应力和热疲劳、转子和汽缸的胀差、汽轮机主要部件的热变形、机组的振动值。起动过程要把这些参数限制在规定的范围之内。1、热应力引起热应力的根本原因是零部件的温度分布不均匀或物体变形受到约束所致，影响热应力的主要原因是温差，温差越大，热应力也就越大。汽轮机部件中，工作条件最恶劣的是汽缸进汽部分、高温高压转子、汽缸法兰和螺栓、轴封套等处，对现代大型机组而言，控制重点在转子。第一节影响机组启动的因素二、汽轮机对启动的影响1、热应力转子的热应力：冷态起动时，由于受蒸汽的加热，转子表面温度上升较快，中心孔温度的上升要明显滞后，从而在转子内产生温差；转子表面温度大于中心孔温度，转子表面产生热压应力，而中心孔为热拉应力（停机冷却时相反），经计算分析可以得出转子热应力的大小与转子内外表面的温差成正比，且转子表面的热应力最大。由于转子在高速下运行，转子沿半径承受很高的离心拉应力与在汽轮机启动加热(或停机冷却)过程中沿半径出现的热应力，两者相叠加，成为合成应力。在加热的情况下，转子外表面压缩热应力部分被离心拉应力所抵消，而转子中心孔内表面拉伸热应力与较高的离心拉应力叠加而使总拉伸应力增大。因此在启动加热时，中心孔内表面承受的拉应力较危险，而在停机冷却时则反之，即转子外表面拉伸热应力将同离心拉应力叠加，尤其是在转子与叶轮连接处、轴封凸肩和防热槽等应力集中区最为危