3月19日6号机组送风机RB试验小结（吴华.docVIP

3月19日6号机组送风机RB试验小结 1、RB试验前工况 3月19日12：15，＃6机组负荷1000MW，协调控制方式，A、B、C、D、E磨运行，F磨煤机备用，A\B凝结水泵变频方式运行、A\B给水泵运行，给水均投自动，三大风机投自动运行正常，主汽压力26.81MPa，给水流量2782t/h，给煤量350t/h，风量3650 t/h，主汽温度600度，再热汽温度593.1度，燃烧器摆角18o，再热器无减温水。 2、甩负荷试验前准备工作 负压设定改为-50PA RB时磨煤机风量、风压低跳磨延时改为30秒 A、B空预器扇形板放置最高位 小机变速率为1000RPM 高、低水位保护放大，加高100MM，且保护动作时水路不切除 A汽泵汽源由四抽供汽，辅汽汽源备用 B汽泵汽源由辅汽供汽 投1组轴封电加热器运行 3、试验组织分工 所有操作指令由调总出口，运行人员操作。 现场的设备缺陷处理由广火处理。 分工上固定每个值班员系统职责：试验由主值支刚负责，监视汽水总貌，控制给水系统，李平负责确认RB信号发出、动作正常，严密监视主汽压力变化及机侧调门开度情况，机侧系统有我负责，控制凝汽器水位及除氧器水位正常，监视轴封及高加运行情况，以及监视给水泵汽源压力的变化，陈强负责风烟和燃料系统兼顾情况，袁永飞负责主再热气温调节，炉侧就地由王哲及姚文钊负责，值长全面协调。 此次试验的宗旨是在不影响安全的前提下尽量不要手动干预，但是超过以下边界条件时须手动回调： 边中间点温度离保护值差20度时手动干预， 过热度低于20度时手动干预， 负压超过-2000PA至+1500PA时手动干预 汽温闭锁20S后手动干预 汽压不手动干预 4、12:16试验开始，过程如下： 1、就地手动按下6A送风机事故按钮，6A送风机跳闸 2、送风机RB首出信号正常触发，协调控制方式转为TF方式 3、6A引风机相继跳闸 4、6A磨煤机动作跳闸，风门联关正常 5、6E磨煤机跳闸，风门联关正常 6、锅炉主控由100.9%平稳降至50% 7、燃料主控由71.1%降到62% 8、减温水门联关正常。 5、RB过程总结 1、风量控制：6A送风机跳闸后，出口门联关正常，6B送风机动叶指令由75%自动增加至84%，电流从158A增加至183A，在额定电流319A范围之内，风量由3650t/h下降至2300 t/h后基本稳定，氧量由最初3.2%降至1.5%后又平稳增加至3.0%，6B送风机就地检查运行正常，轴承温度及振动都正常。 2、炉膛负压控制：6A送风机跳闸后6A引风机相继跳闸，引风机进出口挡板联关正常，6B引风机静叶开度由63%增至74%，电流从535A增加至666A后稳定，在额定电流734A范围之内，炉膛负压调节基本稳定，负压最低至-335PA,最高至390PA，没有太多波动，就地检查运行正常，轴承温度及振动都正常。 3、燃烧调整：送风机跳闸后，两台磨煤机相继跳闸，炉膛燃烧基本稳定，没有出现燃烧不稳、火检晃动的情况，因此没有投油稳燃，总燃料量由356t/h下降至186t/h，跳磨没有造成一次风机抢风现象，风烟系统正常，只是6A空预器电流有点波动，最高至45A，短暂波动后趋于屏稳。 4、主汽压力监视：DEH控制调门动作平稳，主汽压力由26.81降至19MPA后稳定，RB试验结束后负荷稳定在640MW间， 5、给水监视：给水自动调节正常，从最初2780t/h降至1648t/h，小机汽源够满足要求，小机TSI各参数稳定正常，试验中基本上没有对给水偏置进行修正操作，温度正常，煤水比调节稳定。 6、汽温控制：RB后减温水门联关，温度没有反弹，主汽温由600度降至571度，在可控范围之内，但是再热汽温下降较多。 7、机侧监视：凝汽器水位调节正常，除氧器水位调节稳定，无太大波动；高加水位调节良好，没有出现高加跳闸情况，轴封压力由于负荷波动有点小的波动，最低至2.4KPA，最高至4.4KPA， 6、试验亮点与不足： 1、试验前人员交底比较充分，准备时间比较充足，分工明确，团结协作。 2、试验没有完全按照实际情况而做，某些参数因做试验而做修改，不能反映真实情况。 3、再热汽温下降太多，没有及时干预，没有及时对燃烧器摆角进行调整，也没有对锅炉配风及风量进行调整。 4、凝结水流量瞬时高于2300T/H联启备用C泵，由于满负荷时凝结水流量已经接近2300T/H了，所以定值选定太低，且联泵流量测点选择不对，应该选择精处理出口流量而非除氧器入口凝结水流量，测点也应该进行校验准备。 锅炉专业点评： 亮点：过程描述清晰、结果正确，总结全面。 建议：最好附上重点监控参数的趋势图。 汽机专业意见： 1、总结很全面，各项参数很细致。希望保持发扬；（试验过程曲线汽机专业将共享到\\10.1.56.7\发电生产部\各专业\汽机专业