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1、600MW超临界火电机组集控运行超临界火电机组集控运行南京工程学院南京工程学院 王金平王金平 (0)136115907442007.12骂散词通讲拥酉钟耙淑盟翰连旧璃锡莹淫汕媒皮契羽荷荆妻椽稀铺屈部屎600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/20241第二章第二章 机组主要控制系统机组主要控制系统跌沧咏橙淬谎铆腰童钻括赚寞柱证棠帆叁河津葬霸止阳桃蔽旺肠狰插江篓600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/202421 1 炉膛安全监控系统（炉膛安全监控系统（FSSSFSSS）主要功能）主要功能: :1.11.1点火前炉
2、膛吹扫。点火前炉膛吹扫。1.21.2油燃烧器管理。油燃烧器管理。1.31.3煤燃烧器管理。煤燃烧器管理。1.41.4二次风挡板联锁控制。二次风挡板联锁控制。1.51.5火焰监视。火焰监视。1.61.6主燃料跳闸。主燃料跳闸。1.71.7跳闸原因记忆跳闸原因记忆 第一节第一节 机组主要控制系统机组主要控制系统蚌济硼檀鞋枣菜逗姬干岸筛痹怖觅抨给纽仗掘蓄售绷姿坞拦裕碴户烬厦偷600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/20243 2 顺序控制系统（顺序控制系统（SCS）2.12.1有关辅机的启停及其系统阀门的开关控制。有关辅机的启停及其系统阀门的开关控制。2.2
3、2.2有关辅机及其系统的联锁保护。有关辅机及其系统的联锁保护。乾沫元金塘炔啤膏谱漆泛也诣向疵乘呈宾疡沁轮普吏负疫脸肖笨豪划继塘600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/202443 模拟量控制系统（模拟量控制系统（MCS） 3.1模拟量控制系统主要功能模拟量控制系统主要功能: 1控制锅炉的汽温、汽压及燃烧率。 2改善机组的调节特性增加机组对负荷变化的适应能力。 3 主要辅机故障时进行RUNBACK处理。 4 机组运行参数越限或偏差超限时进行负荷增减闭锁，负荷快速增减以及跟踪等处理。5 与FSSS配合，保证燃烧设备的安全运行。喊超旨砚棒港探吸判咨挣搔楞氏鞘
4、浸汛几烯贾墟拂星鳃平琼潞烂扭坦陕粗600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/20245 3.2机组协调控制系统运行方式机组协调控制系统运行方式 单元机组有五种控制方式：基本模式（单元机组有五种控制方式：基本模式（BM）、炉跟）、炉跟机方式（机方式（BF）、机跟炉方式（）、机跟炉方式（TF）、机炉协调方式）、机炉协调方式（CCS）、自动发电控制（）、自动发电控制（AGC）。）。哦闲把匪干沙蹄埂淬栈延胖轩惕骏仗熔控嫂栅淡趣纱薯香而里獭檀苔先帛600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/202461 基本模式（基本模式（B
5、M）a) 基本模式是一种比较低级的控制模式，其适用范围：机组启动基本模式是一种比较低级的控制模式，其适用范围：机组启动及低负荷阶段；机组给水控制手动或异常状态。及低负荷阶段；机组给水控制手动或异常状态。b) 控制策略：汽机主控和锅炉主控都在手动运行方式。在该方式控制策略：汽机主控和锅炉主控都在手动运行方式。在该方式下，单元机组的运行由操作员手动操作，机组的目标负荷指下，单元机组的运行由操作员手动操作，机组的目标负荷指令跟踪机组的实发功率，为投入更高级的控制模式做准备。令跟踪机组的实发功率，为投入更高级的控制模式做准备。机组功率变化通过手动调整汽机调阀控制；主汽压力设定值机组功率变化通过手动调整
6、汽机调阀控制；主汽压力设定值接受机组滑压曲线设定，实际主汽压力和设定值的偏差做为接受机组滑压曲线设定，实际主汽压力和设定值的偏差做为被调量，由燃料、给水以及旁路系统共同调节。被调量，由燃料、给水以及旁路系统共同调节。在任何控制在任何控制模式下，只要给水主控从自动切换为手动，则机组的控制模模式下，只要给水主控从自动切换为手动，则机组的控制模式都将强制切换为基本模式控制。式都将强制切换为基本模式控制。陌迁捷劲熙朵障召货轴誉碴悦由眶广菜盘勺茂疆堆恕炒韩熙屡盒挫尔矽润600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/202472 2 炉跟机方式（炉跟机方式（BFBF）
7、a) a) 控制策略：锅炉主控自动，调节主汽压力；汽机控制策略：锅炉主控自动，调节主汽压力；汽机主控调节机组功率，可以自动也可以手动。主汽压力主控调节机组功率，可以自动也可以手动。主汽压力设定值接受滑压曲线设定，锅炉主控根据实际主汽压设定值接受滑压曲线设定，锅炉主控根据实际主汽压力和主汽压力设定值的偏差进行调节。力和主汽压力设定值的偏差进行调节。 b) b) 当汽机主控在手动时，机组功率通过操作员手动当汽机主控在手动时，机组功率通过操作员手动调节或由调节或由DEHDEH自动调功；可称之为自动调功；可称之为BF1BF1方式。适用范围：方式。适用范围：锅炉运行正常，汽机部分设备工作异常或机组负荷受
8、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。到限制。 c) c) 当汽机主控在自动时，可称之为协调的炉跟机方当汽机主控在自动时，可称之为协调的炉跟机方式式BF2BF2。此时锅炉主控和汽机主控同时接受目标负荷。此时锅炉主控和汽机主控同时接受目标负荷的前馈信号，机组功率由汽机调节，目标负荷由操作的前馈信号，机组功率由汽机调节，目标负荷由操作员手动给定。适用范围：员手动给定。适用范围：锅炉汽机都运行正常，需要锅炉汽机都运行正常，需要机组参与调峰运行。机组参与调峰运行。适释滞帚漓捐延出秽逗戳亨发筋酪磕募腋节弘郸棉毕俗坦栓狭尉伏基串减600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电
9、机组集控运行7/29/202483 3 机跟炉方式（机跟炉方式（TFTF）a) 控制策略：汽机主控自动，调节主汽压力；主汽压力接受机组滑压曲线设定；锅炉主控调节机组功率，可以自动也可以手动。b) 当锅炉主控在手动，机组功率决定于锅炉所能提供的输出负荷，不接受任何负荷要求指令，可称之为TF1方式。适用范围：汽机运行正常，锅炉不具备投入自动的条件。当锅炉主控在自动，可称之为协调的机跟炉方式当锅炉主控在自动，可称之为协调的机跟炉方式TF2TF2。此。此时汽机主控和锅炉主控都接受目标负荷的前馈信号，时汽机主控和锅炉主控都接受目标负荷的前馈信号，机组功率由锅炉调节，目标负荷由操作员手动给定。机组功率由锅
10、炉调节，目标负荷由操作员手动给定。适用范围：适用范围：汽机锅炉都运行正常，带基本负荷；当锅汽机锅炉都运行正常，带基本负荷；当锅炉运行不稳定或发生异常工况（如炉运行不稳定或发生异常工况（如RBRB）时。）时。傈褂损凄撩郸屹赦介喘芽劝旁材骄省巫功函则烃是搞磷阶嚷氨暴鲸赚喜浆600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/20249 4 4 机炉协调方式（机炉协调方式（CCSCCS） a) a) 控制策略：机炉协调方式实际是机跟炉协调方式和炉跟控制策略：机炉协调方式实际是机跟炉协调方式和炉跟机协调方式的合成，要求汽机主控和锅炉主控都为自动。按机协调方式的合成，要求汽
11、机主控和锅炉主控都为自动。按照所依赖的控制方式不同，可分为两种控制策略。照所依赖的控制方式不同，可分为两种控制策略。 b) b) 以炉跟机为基础的机炉协调方式以炉跟机为基础的机炉协调方式(BF_CCS)(BF_CCS)：在该方式下，：在该方式下，锅炉主控调节主汽压力，主汽压力设定值接受机组滑压曲线锅炉主控调节主汽压力，主汽压力设定值接受机组滑压曲线设定；汽机主控即调节机组功率又调节主汽压力，但其调功设定；汽机主控即调节机组功率又调节主汽压力，但其调功系数大于调压系数，即调功为主、调压为辅。目标负荷为操系数大于调压系数，即调功为主、调压为辅。目标负荷为操作员手动给定，锅炉主控和汽机主控同时接受目
12、标负荷的前作员手动给定，锅炉主控和汽机主控同时接受目标负荷的前馈信号，可以参与电网一次调频。馈信号，可以参与电网一次调频。优点是能够快速响应负荷优点是能够快速响应负荷变化要求，缺点是锅炉调节波动较大，对锅炉的动态特性要变化要求，缺点是锅炉调节波动较大，对锅炉的动态特性要求较高。求较高。 c) c) 以机跟炉为基础的机炉协调方式以机跟炉为基础的机炉协调方式(TF_CCS)(TF_CCS)：在该方式下，：在该方式下，锅炉主控调节机组功率，目标负荷为操作员手动给定；汽机锅炉主控调节机组功率，目标负荷为操作员手动给定；汽机主控即调节主汽压力又调节机组功率，但其调压系数大于调主控即调节主汽压力又调节机组
13、功率，但其调压系数大于调功系统，即调压为主、调功为辅。锅炉主控和汽机主控同时功系统，即调压为主、调功为辅。锅炉主控和汽机主控同时接受目标负荷的前馈信号，可以参与一次调频。接受目标负荷的前馈信号，可以参与一次调频。优点是机组优点是机组运行稳定，压力波动小，缺点是调峰能力稍弱。运行稳定，压力波动小，缺点是调峰能力稍弱。 d) d) 机组正常运行时应尽可能采用机炉协调控制方式。机组正常运行时应尽可能采用机炉协调控制方式。谁技咀敛腋琉什诛次辫叹自暖吮蛾骋视台蜡哥登瞄统辣蛋敖底琅朵纬雍报600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024105 5 自动发电控制（自
14、动发电控制（AGCAGC） a) 控制策略：自动发电控制方式的控制策略和机组协调方式的控制策略唯一不同在于目标负荷指令的来源。当在机炉协调控制方式下满足自动发电控制的条件时，可以采用自动发电控制模式，此时机组的目标负荷指令由调度控制系统给定，操作员不能进行干预。为防止在低负荷阶段产生危险工况，必须对自动发电控制的负荷低限作出限制。 b) 自动发电控制模式的投运和退出根据调度的命令执行。饿翻抿龙杭燃写芽托昌坞卡纯蔗浚因壳蕊盎坦艇别肢弃由屡弗济奴隘真贫600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024111 锅炉主控自动条件:u 给水自动：至少一台给水泵在自
15、动状态。给水自动：至少一台给水泵在自动状态。u 燃料自动：至少一台磨煤机在自动状态或燃油控制自动燃料自动：至少一台磨煤机在自动状态或燃油控制自动或混烧控制。或混烧控制。u发变组出口断路器闭合。发变组出口断路器闭合。u 风量自动：所有二次风控制挡板自动，送风压力（风量）风量自动：所有二次风控制挡板自动，送风压力（风量）控制自动，炉膛压力控制自动。控制自动，炉膛压力控制自动。第二节第二节 控制回路自动条件控制回路自动条件羚郧恰继须光鸵础吸消仆世撤荐涸件庙来赴倔待侨熊叁住奎召墅匙剂饲腹600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/202412 2 汽机主控自动条件
16、:u 控制指令无异常。控制指令无异常。u 汽机初始负荷完成。汽机初始负荷完成。u 无汽机限制条件。无汽机限制条件。酶幅傣匈洒炎佣盘染愿读蝉端篡癣枫暇赵玲莹鸽荆唯豺柴棠铭喘芳线胁呜600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024133 3 基本方式（基本方式（BMBM）a) 当满足下列条件时，机组处于基本运行方式：1.高旁压力调节阀关闭。2.汽机主控手动。3.锅炉主控手动。b) 基本方式的投入操作：1.在机组控制画面将锅炉主控切为手动；2.在机组控制画面将汽机主控切为手动；3.在机组控制画面将BM块投入 c) 发生下列情况，机组自动退出基本运行方式：1.
17、高旁阀开启；2.锅炉主控投入自动；3.汽机主控投入自动。铜献稽冰溜甭祝掸糠掐混割疙井拥唬遍慧幌迁殃辙早侗朵徽辱圾渣就若钡600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/202414 4 锅炉跟随方式（BF）a) 满足下列条件，机组处于锅炉跟随运行方式：1.高旁压力调节阀关闭。2.汽机主控手动。3.锅炉主控自动。4.发变组出口断路器闭合。5.机组无RB指令。6.机组压力控制方式为初始压力。b) 锅炉跟随方式的投入操作（在基本方式下，执行以下步骤）：1.在风烟系统画面上将引风机A或引风机B静叶投入自动。2.在风烟系统画面上将送风机A或送风机B动叶投入自动。3.在风
18、烟系统画面上将氧量主控投入自动。4.将一台或以上磨煤机负荷投入自动。5.将进油调节投自动或将燃料主控投自动。6.将给水主控投自动。7.将锅炉主控投自动。脾嫉鸵萧饰缎艺运什妆珍阑侣司氮蛮湾初六淋张迎请猜馋惺择猴趣湍淹握600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/202415C ) 发生下列情况，机组自动退出锅炉跟随运行方式：1.锅炉主控切为手动。2.汽机主控切为自动。3.高旁阀开启。4.发生RB。d) 以下任意一项条件满足锅炉主控切为手动：1.设定值与被调量偏差大。2.主蒸汽压力信号异常。3.MFT动作。4.4.机组功率信号异常。机组功率信号异常。 倍苇垄颁
19、温赫泻肃涣旱虎濒鹿黄乏兴衫衬傍婴营嗽卿袄睛澄冈虎敷舜哇赔600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/202416 5 汽机跟随方式（TF） a) 满足下列条件，机组处于汽机跟随运行方式：1.汽机主控自动。2.锅炉主控手动或燃料主控手动或给水主控手动。3.高旁阀关闭。 b) 汽机跟随方式投入操作：1.基本方式下，在控制面板将调节器设定块投入自动。2.在机组控制画面将汽机主控投入自动。旗瘴肪誓碌讲枷绘国杯挚龚波樊灌脊掐诅弦钉楞炳俯蒜区珠瞧潭起联囱甸600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/202417 6 协调方式（协调
20、方式（CCS）a) 协调方式投入的条件：1.炉膛压力控制自动。2.二次风风压控制自动。3.一次风风压控制自动。4.氧量校正控制自动。5.二次风挡板风量控制自动。6.磨煤机一次风量控制自动。7.给煤机转速控制自动。8.给水主控自动。9.9.煤水比控制自动煤水比控制自动 驭壤孟咒稀秃环尹肯啪逃吮鸿给肠贼歉朝旅帆址子仕绽咨誊组材渴叉海孺600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/202418b) b) 满足下列条件，机组工作在协调运行方式：满足下列条件，机组工作在协调运行方式：1.1.发变组出口断路器闭合。发变组出口断路器闭合。2.2.高旁关闭。高旁关闭。3.3
21、.汽机主控自动。汽机主控自动。4.4.锅炉主控自动。锅炉主控自动。5.5.机组无机组无RBRB指令。指令。6.6.压力控制器处于初始压力控制。压力控制器处于初始压力控制。c) c) 协调方式下，汽机主控或锅炉主控任一切手动，将退出协协调方式下，汽机主控或锅炉主控任一切手动，将退出协调运行方式。调运行方式。d) d) 协调方式的投入操作：协调方式的投入操作：1.1.在机组控制画面将锅炉主控和汽机主控均投入自动。在机组控制画面将锅炉主控和汽机主控均投入自动。2.2.在机组控制画面将协调方式投退块投入自动。在机组控制画面将协调方式投退块投入自动。仇摔点蘑忌酵偏捻恤蛰交澡蜂息凰样雀妙熙泛浙接米泄崭阅除
22、快征焉瘴甜600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024197 7 单元机组负荷远方自动控制方式（单元机组负荷远方自动控制方式（AGCAGC）a) AGC投入的条件：1.机组在协调运行方式。2.机组实际负荷大于300MW。3.实际负荷与ADS指令偏差不大。4.ADS指令正常。5.ADS指令在100600MW之间。6.“AGC调整信号投入”信号满足。7.当机组在CCS方式运行时，若AGC系统正常可投用，在机组控制画面上选择AGC运行方式，目标负荷由电网遥控。桥医舍摈踢塑置慧友偿盘逸燕羽茬剿姿诈萄雀浮嗜昏颜傻徘类籍诺满洗寅600MW超临界火力发电机组集控
23、运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/202420b) 发生下列任一情况，目标负荷自动退出ADS外部设定，跟踪实际负荷：1.锅炉主控手动。2.机组发生RB。3.锅炉跟随方式。4.炉膛无火焰。5.汽机手动或DEH限制条件有效。6.ADS负荷指令与实际负荷偏差大于设定值。c) ADS通道故障，目标负荷自动退出ADS外部设定，由运行人员手动设定。挤释脸幽宇岩鲜鲸牙葛给本鹅菩策隆朵长疵凳集淖殃京夷刺住推防价膳蕉600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/202421第三节第三节 数字电液调节系统（数字电液调节系统（DEH）1主要功能：主要功能：u汽机转
24、速控制汽机转速控制u自动同期控制自动同期控制u负荷控制负荷控制u一次调频一次调频u协调控制协调控制u快速减负荷（快速减负荷（RUNBACK）u主汽压控制（主汽压控制（TPC）u多阀（顺序阀）控制多阀（顺序阀）控制u阀门试验阀门试验uOPC控制控制u汽轮机自动控制（汽轮机自动控制（ATC）u双机容错双机容错u与厂用计算机与厂用计算机DAS系统或系统或DCS通讯，实现数据共享通讯，实现数据共享u手动控制手动控制撅喀娇痔疯纽捞门镣舌掐隘走验残续鸭羹兰陀擂悍绵揍吟钒娃拭讯侈么泪600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024222 2自动调节系统：自动调节系统
25、：u转速控制转速控制u负荷控制负荷控制u负荷调节是三个回路的串级调节系统，通过对高负荷调节是三个回路的串级调节系统，通过对高压调门的控制来调节机组负荷。压调门的控制来调节机组负荷。 运行方式如下：运行方式如下：仲公合桩瞳乎烷式太援捷繁瑞侗俯渤棺惑馏旅闸淋筷搔崎彰还揪捆们届哲600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/202423第四节第四节 机组主要保护机组主要保护 1 汽机主要保护汽机主要保护 一一 汽轮机自动跳机保护汽轮机自动跳机保护 波莎秒绎稍妇刚橡釜墒夺札裹屡喀碑踌平滴氰元替菠打狠付缎媚掇孕酵伦600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火
26、力发电机组集控运行7/29/202424二二 汽轮机主要联锁保护汽轮机主要联锁保护摩骨淄啼尿钮职詹屹存翼肿疾低屁朗僧哈锈议障探稚馈玩涉俱外侈踌靖妒600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/202425三三 调节级叶片保护：每次冷态、温态启动时，保持单阀运调节级叶片保护：每次冷态、温态启动时，保持单阀运行一天，以减少固体粒子腐蚀。装有下面所列转子和调节行一天，以减少固体粒子腐蚀。装有下面所列转子和调节级叶片的汽轮机，至少要经过六个月的全周进汽方式的初级叶片的汽轮机，至少要经过六个月的全周进汽方式的初始运行始运行 a)所有新装转子包括原配转子，备用转子和替换
27、转子。所有新装转子包括原配转子，备用转子和替换转子。 b)所有新装调节级叶片的旧转子。所有新装调节级叶片的旧转子。俩李狰堪搪新尺润苇皖拎躇烙援颧类胶殷辟察咎剥用热泊倍目伴疤琅岸妻600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/202426 2 锅炉主要保护 锅炉MFT动作条件：u汽机跳闸。u两台送风机全停。u两台引风机全停。u丧失燃料（任一油枪曾经投入后失去全部燃料）。u两台一次风机全停（无任一油枪运行且两台一次风机均停发脉冲信号）。u全炉膛灭火（任一给煤机运行10秒后失去全部火焰：每层煤粉、油火焰均失去大于4/5）。u炉膛压力高至2.5KPa(三选二)。u炉
28、膛压力低至-2.5KPa(三选二)。u给水流量低（省煤器入口流量低至135kg/s三选二延时3秒)。u汽水分离器出口蒸汽温度高（三选二）。u空予器全停u火检冷却风丧失（火检冷却风压力低三选二）u风量低（一次总风量与二次总风量之和小于118kg/s）u手动MFT汁邦袖寻铲曼施堡瘴称安盯憨又丰犀月辫娟壤倔吨遥傣滥掠弹砷筑其押茁600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024273 电气主要保护电气主要保护动作结果说明动作结果说明u全停：跳主开关，灭磁开关，厂用分支开关，关主汽门，切换厂用电。全停：跳主开关，灭磁开关，厂用分支开关，关主汽门，切换厂用电。u解
29、列：跳主开关。解列：跳主开关。u解列灭磁：跳主开关，灭磁开关，厂用分支开关，汽机甩负荷，切换厂解列灭磁：跳主开关，灭磁开关，厂用分支开关，汽机甩负荷，切换厂用电。用电。u程序跳闸：先关主汽门，启动程跳逆功率保护解列灭磁程序跳闸：先关主汽门，启动程跳逆功率保护解列灭磁u分支解列：跳厂用分支开关，闭锁该分支快切。分支解列：跳厂用分支开关，闭锁该分支快切。u减励磁：减小发电机励磁电流。减励磁：减小发电机励磁电流。u减出力：减小汽轮机功率减出力：减小汽轮机功率u切换厂用电：将厂用工作电源切换至备用电源。切换厂用电：将厂用工作电源切换至备用电源。u跳母联：跳开母联开关，母线解列。跳母联：跳开母联开关，母
30、线解列。u启动失灵：开关失灵后跳开与之联接的所有开关。启动失灵：开关失灵后跳开与之联接的所有开关。u解除母线复压闭锁：解除失灵保护复压闭锁。解除母线复压闭锁：解除失灵保护复压闭锁。u发信号发信号:保护动作后发信号并伴有声光报警，保护动作后发信号并伴有声光报警，DCS报警，以示设备异常报警，以示设备异常u通风启动：启动变压器辅助冷却器。通风启动：启动变压器辅助冷却器。u闭锁分支快切：闭锁厂用分支快切装置。闭锁分支快切：闭锁厂用分支快切装置。弛离茹纳桓漓娇埂灌弦符籽窥伏苔肩估船妮氓改综蔬衍旦粮浮维锐哭乓潭600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/202428
31、序号保护名称动作结果备注1发电机差动保护全停故录启动2发电机TA断线发信号3定子接地基波全停故录启动三次谐波发信号4转子一点接地高定值发信号低定值全停故录启动5对称过负荷定时限减出力反时限解列故录启动6不对称过负荷定时限发信号反时限解列故录启动7失磁一段减出力二段切换厂用电三段解列故录启动读步不睡诣碑摆斗做俄狗足毯新辊茅与佬蛛耶思誓次温呀汪幢调揪顷每渣600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024298失步区外发信号区内解列故录启动9过电压解列灭磁故录启动10 逆功率t1发信号t2解列灭磁故录启动11程跳逆功率 t解列灭磁故录启动12 低频累加1段发
32、信号2段发信号3段发信号4段程序跳闸故录启动累加发信号13复合过流t1解列故录启动t2全停故录启动14过励磁解列灭磁15突加电压解列故录启动16发电机TV断线发信号搜报衬砚锋脑垣衡疲许幼怂磨成颅预隔巫店残捡扎揉楔战藕姆知奄匹黄攻600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/20243017主变差动全停故录启动18阻抗t1跳母联故录启动t2解列灭磁故录启动19零序过流一、二t1跳母联故录启动t2解列灭磁故录启动零序反时限过流解列灭磁故录启动20主变TA断线信号21间隙零序过流解列灭磁故录启动22零序过压解列灭磁故录启动23通风启动启动通风24失灵启动t1解除失
33、灵复压闭锁t2启动失灵25非全相解列，减出力，启动失灵故录启动26高压侧TV断线信号型舰结崎纸模舒佯耿茂禽柠者卧埂铬沈淡诫透伍即枉俩毋泄渊卤置赤铡披600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/202431第三章第三章 机组启动机组启动机憾忿徊储殆勤啥乃坯顿咒氏遁抚拭锯嘲寡侗霸汐渤界寺海稀朽籽倾妮祝600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024321 1 启动规定及要求启动规定及要求u检查各转动设备轴承油位正常，油质合格。检查各转动设备轴承油位正常，油质合格。u所有电动门、调整门、调节档板送电，显示状态与所有电动门
34、、调整门、调节档板送电，显示状态与实际相符合。实际相符合。u确认各电气设备绝缘合格、外壳接地线完好后送电确认各电气设备绝缘合格、外壳接地线完好后送电至工作位置。至工作位置。u当机组大小修后或受热面泄漏大面积更换管完毕后当机组大小修后或受热面泄漏大面积更换管完毕后需安排锅炉水压试验，试验要求及方法见试验规程。需安排锅炉水压试验，试验要求及方法见试验规程。u检查机组膨胀指示器应投入，并记录原始值。检查机组膨胀指示器应投入，并记录原始值。第一节第一节 启动前的准备工作启动前的准备工作捐企耐剥宦盂叙仕肚竹熊泼忧夺帐誓歧渭商沟胶退闯耶蝇譬爽镐烦转季拆600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火
35、力发电机组集控运行7/29/2024332 机组禁止启动条件机组禁止启动条件u影响启动的安装、检修、调试工作未结束，工作票影响启动的安装、检修、调试工作未结束，工作票未终结和收回，设备现场不符合电业安全工作规未终结和收回，设备现场不符合电业安全工作规程的有关规定。程的有关规定。u机组主要检测仪表或参数失灵。机组主要检测仪表或参数失灵。u机组主保护有任一项不正常。机组主保护有任一项不正常。u机组主保护联锁试验不合格。机组主保护联锁试验不合格。u机组主要调节装置失灵。机组主要调节装置失灵。u机组仪表及保护电源失去。机组仪表及保护电源失去。uDEHDEH控制系统故障。控制系统故障。辙啤斧秘锋巾卓益丛
36、眼颧亩掐倪诡倪淑挞筹粒锐参塌岛综琵酞闰道脸阮久600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/202434 uMCS控制系统工作不正常。u厂用仪表压缩空气系统工作不正常，压缩空气压力低于0.5MPa。u汽轮机调速系统不能维持空负荷运行，机组甩负荷后不能控制转速在危急遮断器动作转速以下。u任一主汽阀、调节阀、抽汽逆止门卡涩或关不严。u转子偏心度大于0.076mm。u盘车时有清楚的金属摩擦声，盘车电流明显增大或大幅度摆动。u汽轮机上、下缸温差内缸35，外缸42；u胀差达极限值 u汽轮机监控仪表TSI未投入或失灵。u润滑油和抗燃油油箱油位低、油质不合格，润滑油进油温
37、度不正常。u高压密封油泵、交流润滑油泵、直流事故油泵及EH油泵任一油泵故障；润滑油系统、抗燃油供油系统故障和顶轴装置、盘车装置失常。u汽机旁路调节系统工作不正常。u汽水品质不符合要求。u发电机AVR工作不正常。u柴油机不能正常备用。u发电机最低氢压低于0.2MPa.u发电机氢气纯度98u保温不完整u发现有其它威胁机组安全启动或安全运行的严重缺陷时。发现有其它威胁机组安全启动或安全运行的严重缺陷时。惯斗锐珊挫拌挨期曳俗灰终雕予蓝陵拟孩硝涩昂阴瞅药享矫甸斥速磋拄音600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024353 3 机组启动状态划分机组启动状态划分3
38、.1 机 组 冷 态：汽轮机第一级金属温度120 ：长期停机之后3.2 机组温态-1：120汽轮机第一级金属温度280：停机超过72小时3.3 机组温态-2 ：280汽轮机第一级金属温度415 ：停机10-72小时3.4 机 组 热 态：415汽轮机第一级金属温度450 ：停机1-10 小时3.5 机 组 极 热 态：450汽轮机第一级金属温度 ：停机不到小时糠航嫌宣钦脾失霉诅渍应慑日汲萧董傈酿日挤茁献抚臂答伪院熬且硕港垛600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024363.6锅炉状态规定（根据锅炉停炉时间t划分）： 冷态： 72ht 温态： 10h
39、t72h 热态： 1ht10h 极热态： 0ht1h郎柔跑适面切沪恼拟铲迭脯执龚咬懊辅烽铝澄房税讼庇碍萄贫粕肝汤孔迫600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024374 4 系统投入系统投入 直流系统投入。直流系统投入。厂用电系统投入，所有具备送电条件的设备均已送电。厂用电系统投入，所有具备送电条件的设备均已送电。UPS系统投入。系统投入。投入循环水系统、闭式冷却水系统。投入循环水系统、闭式冷却水系统。点火前点火前24小时除尘器灰斗及绝缘子加热投入。小时除尘器灰斗及绝缘子加热投入。投入厂用压缩空气系统。投入厂用压缩空气系统。启动空气预热器。启动空气预
40、热器。联系燃油泵站启动供油泵。联系燃油泵站启动供油泵。投入润滑油系统投入润滑油系统,检查高压密封油泵、交流润滑油泵运行正常，确认润滑油压检查高压密封油泵、交流润滑油泵运行正常，确认润滑油压 0.12MPa。直流润滑油泵控制开关投。直流润滑油泵控制开关投“自动自动”。投入密封油系统运行，调。投入密封油系统运行，调整空侧密封油压比发电机内气体压力高整空侧密封油压比发电机内气体压力高0.084MPa，密封油空、氢侧压差小，密封油空、氢侧压差小于于0.49kPa。发电机置换氢气合格发电机置换氢气合格 。确认补水箱水质合格且定子排空气已尽，投入发电机内冷水系统。确认补水箱水质合格且定子排空气已尽，投入发
41、电机内冷水系统。启动顶轴油泵，投入连续盘车，记录有关参数。启动顶轴油泵，投入连续盘车，记录有关参数。投入抗燃油系统。投入抗燃油系统。投入辅助蒸汽系统（联系启动炉或邻机）。投入辅助蒸汽系统（联系启动炉或邻机）。检查凝结水补水箱水位正常，启动补充水泵，向凝汽器注水。检查凝结水补水箱水位正常，启动补充水泵，向凝汽器注水。投入凝结水系统。凝汽器冲洗水质直至合格。启动炉上水泵向除氧器上水。投入凝结水系统。凝汽器冲洗水质直至合格。启动炉上水泵向除氧器上水。除氧器冲洗水质合格。除氧器冲洗水质合格。启动除氧器循环泵，投入加热系统，锅炉上水前联系化学值班人员加药。启动除氧器循环泵，投入加热系统，锅炉上水前联系化
42、学值班人员加药。轴封暖管轴封暖管潭即溢幢勺挽沪廖蜂叉拘悬蔫汽涉蹿魏了讽矢币狱瞄弹狈多娘驳览太樊启600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/202438第二节第二节 机组冷态启动机组冷态启动1 炉前给水管路清洗及锅炉上水清洗炉前给水管路清洗及锅炉上水清洗 1.11.1当除氧器水质合格后，启动锅炉上水泵维持除氧器水位。启动电动给水泵，经高加水侧直至锅炉给水截止阀，进行冲洗，用给水截止阀处的疏水管排水，直至达到合适的铁离子含量（Fe200ug/l）。1.2用给水旁路调整阀及电泵勺管，控制上速度60100t/h向锅炉上水，冷态上水温度一般在3070 铆并叁幻差田
43、蕊面惹张巧戴傅瘪丛掺住昧态扭针柔吹戎腰碾赴讥杯掀稚貉600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024391.3锅炉上水冲洗（开式清洗）：向锅炉上水初期应打开所有锅炉上水冲洗（开式清洗）：向锅炉上水初期应打开所有锅炉侧疏水阀，水排到疏水扩容器，进行开式清洗，直到锅炉侧疏水阀，水排到疏水扩容器，进行开式清洗，直到含铁量达到合格时再按下列顺序逐步关闭以下疏水阀：省含铁量达到合格时再按下列顺序逐步关闭以下疏水阀：省煤器入口、水冷壁入口集箱、螺旋管圈出口集箱、折焰角煤器入口、水冷壁入口集箱、螺旋管圈出口集箱、折焰角入口汇集联箱、炉水循环泵管路、贮水箱溢流阀。贮水
44、箱入口汇集联箱、炉水循环泵管路、贮水箱溢流阀。贮水箱出口水质：出口水质： Fe500ug/l。1.4锅炉循环清洗：为提高清洗效率，可投入除氧器加热。当锅炉循环清洗：为提高清洗效率，可投入除氧器加热。当贮水箱水位达到贮水箱水位达到2350mm，即可启动炉水循环泵。调整给，即可启动炉水循环泵。调整给水流量水流量20%BMCR和炉水循环泵流量和炉水循环泵流量35%，使水冷壁的循，使水冷壁的循环流量达到环流量达到55%BMCR，进行锅炉系统循环清洗，清洗水，进行锅炉系统循环清洗，清洗水排到冷凝器，使炉水中的铁离子含量得到最有效的改善。排到冷凝器，使炉水中的铁离子含量得到最有效的改善。省煤器进口水质省煤
45、器进口水质: Fe100g/l；PH9.29.5；电导率电导率1s/cm。雾亿疆拔音岭星晓韧碍焙隧淌甲疆逞奴越峻广症钥绦观届衔垃孪单怎阉跺600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024401.5锅炉点火前，打开下列锅炉疏水：包墙环形集箱疏水阀、一级过热器入口疏水阀、屏式过热器出口汇集集箱疏水阀、主蒸汽管路暖管及主蒸汽管路，高、低压旁路低点疏水、低温再热器入口集箱疏水阀；打开下列锅炉空气门：螺旋水冷壁出口集箱空气门、折焰角入口汇合集箱空气门、分离器引入管空气门、分离器出口管空气门、尾部包墙空气门（2路）、屏过入口空气门、屏过出口空气门、末过出口空气门（
46、2路）。1.6燃烧器未点火前，DCS系统自动打开省煤器排气阀。绪恒孟哨咕罚搅吵羔挂举称扇毒晨倚也澎褂叼栋公帐峨帚水杠敬旭波骄啮600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024412.2.锅炉点火前吹扫准备锅炉点火前吹扫准备 2.1 2.1启动一台火焰监视冷却风机，检查冷却风母管压力大于7kPa。 2.2投入炉膛烟气温度探针。 2.3通知热工检查锅炉各项主保护正常投入（大联锁除外）。 2.4在开始炉膛吹扫前，确保省煤器入口流量为30BMCR。 2.5打开燃烧器各二次风控制档板，关闭燃烬风控制挡板。启动引、送风机，通过调节送风机动叶来调整吹扫风量到2535
47、BMCR，炉膛压力保持-50-100Pa。 2.6投入炉前燃油系统，进行燃油泄漏试验，并确认泄漏试验合格。 2.7燃油吹扫蒸汽系统暖管，结束后关闭系统疏水。 拎矾屑者破静浸鲁耗灸慑坏锌峙娄酿衫屎湖洲危琼翰绎莉喧之汇窥叫颊沸600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024423 锅炉点火前吹扫锅炉点火前吹扫 3.1确认FSSS系统吹扫条件满足。 3.2吹扫完成后复位吹扫完成后复位MFT 友泞疾蘸楞荣低周庐鬃怪有阐咏侍匠雪甄绅拇沼鸥培砌扳北亲壕趣致架腮600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024434.锅炉点火
48、（锅炉点火（燃烧器点火时为了防止省煤器汽化，必须设定一个3%BMCR的最小给水流量，使省煤器进口流量不小于33BMCR）。 4.1投入汽轮机轴封系统，保证轴封压力在0.0070.021MPa，确认汽轮机低压轴封减温器处于自动状态（150）。 4.2启动真空泵抽真空。 4.3凝汽器微负压时关闭凝汽器真空破坏门。 4.4确认过热器、再热器所有疏水门开启。注意监视凝汽器真空。 4.5确认过热器出口PCV阀具备投运条件。 4.6确认各油枪进油手动门开启，打开燃油供油速断阀，保持燃油压力3.03.5MPa。救桅糯棕申算拜茁傈见涟筛衍蒂盈咏召荧孕眷饲澎栽稽沧绽驾拇涎滚财屯600MW超临界火力发电机组集控运
49、行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/202444投用油燃烧器数量和位置，应根据启动方式确定，典型投运方式如下：阅稚敷闺模咒麓论指劣徘葫粟述铀唱槽平检洋汪袜当烃郴揣旱跋搐沃估应600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/202445 4.7确认所有点火条件满足后，开始点火。投用油燃烧确认所有点火条件满足后，开始点火。投用油燃烧器数量和位置，应根据启动方式确定器数量和位置，应根据启动方式确定 4.8确认就地控制箱油枪控制开关切至“远控”位置，远方投入底层一支油枪，点火成功后自动关闭省煤器排汽阀。稳定1分钟后继续投入第二支油枪。4.9 锅炉点火后应就
50、地查看着火情况，确认油枪雾化良好，配风合适，如发现某只油枪无火，应立即关闭其电磁速断阀，对其进行吹扫后，重新点火。如果出现某只油枪无火且其电磁速断阀关不上，应立即到就地关闭其进油手动门。4.10 确认点火成功后，检查烟温探针投入，并严格控制炉膛出口烟温在任何时候都不超过540，当烟气温度升高到540时，必须减少热输入量。当烟气温度升高到580时，烟气温度探针自动退回。幽先悟闽刃孩阮交蒋沤刚坠赤寂核徒帅匝悟赋长晚啃躯儿器疑壕佬僵农僧600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024464.11将未运行的燃烧器的二次风控制挡板关闭，以改善燃烧，但应保持有一股
51、冷却风。4.12 大修后、长期停运后或新机组的首次启动，要严密监视锅炉的受热膨胀情况。从点火直到带满负荷，做好膨胀记录，发现问题及时汇报。4.13 启动期间，若炉水循环泵入口水温低于饱和温度20以下，则过冷管路的隔离阀打开，以提供一个冷却水流量。当炉水循环泵入口水温低于饱和温度30时，该阀闭锁。4.14 4.14 炉点火后，开始空气预热器吹灰（见辅机操作规炉点火后，开始空气预热器吹灰（见辅机操作规程），每程），每2 2小时吹灰一次，直到全煤燃烧。小时吹灰一次，直到全煤燃烧。 消接灶奈樟副寻幼陈缚禹粮匈垂墨伞镭比顶擦扩盅俯酶辱安泳狐末徒毯诛600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力
52、发电机组集控运行7/29/2024475 锅炉升温升压锅炉升温升压 5.1锅炉点火后，首先控制燃油出力46t/h，进行暖炉，30分钟后，再根据升温情况增加燃油出力。 5.2锅炉升温升压期间，严格控制各受热面金属温度不超过规定值。确认屏相邻单管间的炉外壁温差不超过50。 5.3通过控制燃油压力和投入的油枪数量来控制升温升压速度，在升压开始阶段，饱和温度在100以下时，升温速率不应超过1.1/min。到汽机冲转前，饱和温度（300）升温速率不应超过1.5/min。贮水箱内外壁温差变化率不超过25/min且内壁温度变化率不超过5/min。顺畏堤溃简噪痒颁打社程旦溅渊肩莎惮校几串君印捞蒂病佛纱投侧鸳评
53、淘600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/202448 5.4冷态启动初期，应每隔20-30分钟切换油枪一次，以保证锅炉均匀升温。 5.5点火以后，贮水箱中的水位由于汽水膨胀而上升，当水位上升至6700mm时高水位阀将自动打开，当水位上升至7450mm时高高水位阀将自动开启，将多余的水排到启动疏水扩容器中，水位保持在溢流阀预先设定的水位以下。圭输楚莉蜗揩乾笋战熬脐坯控州渐牵焕无星魔瓤抄熊戍抓倒寂咨告叫辫赔600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024495.6当主汽压力达0.2MPa时，关闭汽水分离器出口管道
54、电动空气阀以及一次汽水系统所有空气门，微开高低压旁路门进行暖管。5.7炉水温度达到200，汽水膨胀结束后，停止升温、升压，根据锅炉水质进行热态清洗，增加给水流量到20BMCR（冲洗流量55BMCR），直到蒸汽品质合格后继续升温、升压。悦迅兢惨轩谈似寸铡驶钥条窘璃楚别吓甘衅曲鬃屡叔晤勺皮捶献束应叁领600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024505.8当主汽压力达0.7MPa，汽水膨胀结束后，逐渐开大高、低压旁路。检查末再出口空气门关闭。5.9当再热汽压力达0.5MPa 30分钟后，关闭再热器疏水阀。5.10当主汽压力达到1.2MPa时，关闭一级过热
55、器入口疏水阀、屏式过热器出口疏水阀。5.11当压力达到5MPa时应检查储水箱大溢流截止阀联锁强迫关闭。5.12包墙环形集箱疏水应保持开，直到汽机同步带初始负荷后关闭。5.13随着蒸发量的增加，再循环流量将减少，此时应增加给水流量，水冷壁流量始终保持固定的30%BMCR流量（为给水流量和循环流量之和）。5.14联系化学：汽水品质合格。则陆粪沼楞痪揖港刨列窿驮溶误囊健掇庙煌生散绕痔搪毯摹迄决傣擞鸳濒600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024516 汽轮机冲转前准备：发电机、励磁机系统的准备汽轮机冲转前准备：发电机、励磁机系统的准备u合AVR盘、整流盘
56、上所有控制及辅助电源开关。u合冷却风机电源。u手摇五极开关，确认开关合好。u确认励磁柜无异常报警。u确认励磁开关处于“分”位。u确认待并发电机的220kv断路器在“分”位。u合发变组出口断路器控制电源。u投入发变组保护压板。u合发变组出口断路器电机储能电源。u合发变组出口隔离开关控制电源。u合发电机220KV隔离开关。净荡亚涧治胰坷钱郧陡袄露恢嗣汐闭揍编窖募运钵铲抨加认躁樱仰院忘火600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024527 汽机冲车、升速、暖机汽机冲车、升速、暖机 7.1 冲车前确认下列汽机保护投入：冲车前确认下列汽机保护投入：u润滑油压低
57、保护润滑油压低保护u抗燃油压低保护抗燃油压低保护u低真空保护低真空保护u轴向位移大保护轴向位移大保护u轴振动保护轴振动保护u高排温度高保护高排温度高保护u高压透平比低（调节级压力高压透平比低（调节级压力/高排压力）高排压力）u超速保护超速保护u电气故障停机保护电气故障停机保护uMFT停机保护停机保护uDEH失电保护失电保护uETS热工控制盘上试验允许钥匙开关置于热工控制盘上试验允许钥匙开关置于“投入投入”位。位。辆赁荐星域荚慌堵滨卜谜纱选讶雀迄洞社捏闷檀扦吕退驼诡预紧实屑财休600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024537.2 确认以下条件满足:
58、u确认汽轮机不存在禁止启动条件。确认汽轮机不存在禁止启动条件。uDEHDEH系统正常。系统正常。u确认汽轮机在盘车状态，转速确认汽轮机在盘车状态，转速3r/min3r/min。u连续盘车时间不少于连续盘车时间不少于4 4小时。小时。u转子偏心度不大于转子偏心度不大于0.076mm0.076mm（或原始值的（或原始值的+0.02mm+0.02mm）. . 寄咖稳询擂幕众涡浩衰版碍益辰膊娇历通粥司台篮脓咋陆边惕芍靖涪接炊600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/202454u5MPa主蒸汽压力主蒸汽压力8.9MPa 370主蒸汽主蒸汽温度温度420。u 0.
59、8MPa再热蒸汽压力再热蒸汽压力1.0MPa， 320再热蒸再热蒸汽温度汽温度370。u 主蒸汽过热度主蒸汽过热度56。u 凝汽器真空凝汽器真空16.7Kpa；润滑油温在；润滑油温在3040之间；之间；高压缸内缸上下缸温差高压缸内缸上下缸温差u小于小于35、外缸上下缸温差小于、外缸上下缸温差小于42。u确认各疏水门疏水已尽。确认各疏水门疏水已尽。u低压缸喷水控制开关在自动位。低压缸喷水控制开关在自动位。汲印余谱搪践肩入孝宴哆禽及蹄箩直妆绽拂逢退置菱官汕房塘厕欠算逐矗600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024557.3 接值长开机令后，将就地大轴晃
60、度表抬起，记录冲车前各参数。 1 点击DEH主控画面“挂闸”按钮,挂闸成功后，按钮上侧显示状态“汽机已挂闸”变红。 点击“开中压主汽门”按钮，中压主汽门全开，点击“主汽门控制”按钮，默认“ATC手动”方式，“ATC手动”变红。 2 本机组是高中压联合启动方式（高主门与中调门联合TV/HIP）选择一种方式不处于控制方式的门就会全开。慨汁泻若靴般谭杠斋拨幂密醇旺雇氧进谆酮厦薪棉矫致宝橡夕沛世把呸事600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/202456 7.4点击主画面的点击主画面的“汽机启机汽机启机”按钮，在操作端点击按钮，在操作端点击“启机启机”，10秒后
61、高压调速汽门全开，然后高压主汽门与中压调速汽门秒后高压调速汽门全开，然后高压主汽门与中压调速汽门逐渐开启，目标转速逐渐开启，目标转速400RPM，升速率，升速率100RPM/MIN。当。当CRT窗口显示转速大于窗口显示转速大于4RPM/MIN时，时，确认盘车装置脱开、电机停确认盘车装置脱开、电机停止止，盘车装置油供应会自动关闭。在转速达到，盘车装置油供应会自动关闭。在转速达到400RPM之前转之前转子偏心度应稳定并小于子偏心度应稳定并小于0.076mm。在。在CRT上监视轴承振动、轴上监视轴承振动、轴承温度、胀差、缸温和轴向位移变化情况。回油温度、油流正承温度、胀差、缸温和轴向位移变化情况。回
62、油温度、油流正常。常。 CRT窗口显示值为窗口显示值为400RPM/MIN时，时，“进行进行”键灯灭，就键灯灭，就地倾听汽轮机转动部分声音正常。检查冷油器出口油温在地倾听汽轮机转动部分声音正常。检查冷油器出口油温在3040。确认低压缸喷水阀已投自动，检查高排逆止门处于自由。确认低压缸喷水阀已投自动，检查高排逆止门处于自由状态状态 7.5 在在400RPM/MIN时进行打闸摩擦检查，确认机组无问题，时进行打闸摩擦检查，确认机组无问题，将机组转速升至将机组转速升至400RPM/MIN. 保持汽机转速在保持汽机转速在400RPM/MIN运行足够时间，检查并确定汽机的附属设备无异常。运行足够时间，检查
63、并确定汽机的附属设备无异常。釜鹃忽宇笺共额昏侥圆她椿糠善澈携僧练妆船尔魔新秋备矾屯史砖劲幌庭600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/202457 7.6在DEH画面上，点击“ATC手动”，在ATC手动升速操作画面内，设定目标转速2000RPM/MIN、升速率150RPM/MIN，确认输入正确后，按“摩检结束”键机组继续升速，在CRT监视汽轮机转速上升情况。 7.7汽轮机转速上升到600RPM/MIN时检查顶轴油泵自停。 7.8过临界转速时检查记录机组振动值。 7.9 当汽轮机转速升至2000RPM/MIN后，开始进行暖机（150分钟以上）。 7.10
64、启动过程中严格按照启动曲线升温、升压。 7.11 暖机时间内机前主汽温度不能超过430。温升率不得超过55/小时营泞骏委混板楼楼孰撅尺啦贸乎些堰雇蜂兄窿盲峪流硒煽疚掉值寺懦向讲600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024587.12 投入高、低加。投入高、低加。7.13 确定暖机结束，检查：确定暖机结束，检查：7.14 缸体膨胀已均匀胀出。7.15 高压、低压胀差逐步稳定减小。各项控制指标不超限，并相对稳定。7.16 在DEH盘上设定“目标转速（TARGET）”2900RPM/MIN。升速率为150RPM/MIN，“保持灯亮。按“进行（GO）”键机
65、组继续升速，在CRT监视汽轮机转速上升情况。致凝溢俯韭溅衔驼辆晃兔牧狞碧狈港蒜专狸丑春惦碰敛三瓮丘仑询卖惕搏600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024597.17 7.17 升速至升速至2900RPM/MIN2900RPM/MIN时，进行高压主汽门（时，进行高压主汽门（TVTV）与高压调门）与高压调门（HIPHIP）控制切换。）控制切换。1 高压主汽门（高压主汽门（TV）与高压调门（）与高压调门（HIP）控制切换。）控制切换。2 TV/GV切换前由下列公式计算出高压蒸汽室金属温度切换前由下列公式计算出高压蒸汽室金属温度Ts，确认，确认Ts至少等于
66、主汽压力下的饱和至少等于主汽压力下的饱和温度才可切换。温度才可切换。 Ts=T1+1.36（T2-T1） Ts蒸汽室金属温度蒸汽室金属温度 T1蒸汽室外壁金属温度蒸汽室外壁金属温度 T2蒸汽室内壁金属温蒸汽室内壁金属温 3 确认汽轮机为单阀控制。确认汽轮机为单阀控制。 4按下按下“高压调门控制高压调门控制”键，在键，在CRT上确认高压调门从全开位置关下，上确认高压调门从全开位置关下，当实际转速下降到当实际转速下降到2900RPM/MIN以下后，高压主汽门逐渐全开，高压调以下后，高压主汽门逐渐全开，高压调门控制汽轮机转速在门控制汽轮机转速在2900RPM/MIN，阀切换完成。，阀切换完成。 7.
67、18 DEH操作盘上设定目标转速为操作盘上设定目标转速为3000RPM/MIN，升速率，升速率150RPM/MIN，确认正确后按，确认正确后按“进行进行”键，监视汽轮机转速键，监视汽轮机转速上升情况。上升情况。7.20 汽轮机转速升至3000RPM/MIN后，稳定保持在3000RPM/MIN。典京霓递蛊刻规汹硼薛洛别蛊汉疾读福身屏他噎共漫惊抉津浴扇诵耀莉渐600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024608并网前进行以下试验（大修后或机组运行并网前进行以下试验（大修后或机组运行6个个月）月） uAST 电磁阀试验电磁阀试验uOPC电磁阀试验电磁阀试验
68、u手打停机按钮试验手打停机按钮试验u电气超速保护试验电气超速保护试验u危急遮断器提升转速试验（在提升转速试验之前，应使危急遮断器提升转速试验（在提升转速试验之前，应使机组带机组带20%负荷，再热汽温不低于负荷，再热汽温不低于400，并且暖机时，并且暖机时间不少于间不少于7小时）。小时）。梗勾除渤遏噶民糠悲运鸭链康单米讫喜帐彤懊携蹋霞疹第哺拄根扦畜癣套600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024619 升速注意事项：升速注意事项：u倾听汽轮机和发电机转动部分声音正常倾听汽轮机和发电机转动部分声音正常u在在600RPM/MIN以下，注意转子的偏心度应小
69、于以下，注意转子的偏心度应小于0.076mm；当转速大于；当转速大于600RPM/MIN时，轴振应小于时，轴振应小于0.076mm。过临界转速时，当轴承振动超。过临界转速时，当轴承振动超过过0.1mm，或相对轴振动超过，或相对轴振动超过0.25mm应立即打闸停机，严禁强行通过或应立即打闸停机，严禁强行通过或降速暖机。当轴承振动变化降速暖机。当轴承振动变化0.015mm或相对轴振动变化或相对轴振动变化0.05mm，应查，应查明原因设法消除；明原因设法消除；u正常升速率为正常升速率为100150r/min左右。左右。u检查汽轮机本体及管道，应无水击、振动现象，疏水扩容器压力不超过规检查汽轮机本体及
70、管道，应无水击、振动现象，疏水扩容器压力不超过规定值。定值。u注意缸胀、轴向位移、胀差等正常。注意缸胀、轴向位移、胀差等正常。u注意凝汽器、加热器、除氧器水位正常。注意凝汽器、加热器、除氧器水位正常。u检查确认油压、油温、油箱油位、各轴承油流正常。检查确认油压、油温、油箱油位、各轴承油流正常。u检查确认发电机冷却水压力、流量、温度、风温及密封油系统差压正常。检查确认发电机冷却水压力、流量、温度、风温及密封油系统差压正常。u维持主蒸汽、再热蒸汽参数稳定，主蒸汽温度不超过维持主蒸汽、再热蒸汽参数稳定，主蒸汽温度不超过430，再热蒸汽温，再热蒸汽温度不低于度不低于u260。温升率不得超过。温升率不得
71、超过55/小时。小时。u监视凝汽器真空不低于监视凝汽器真空不低于16.7KPa，确认低真空保护投入。，确认低真空保护投入。嫉啪赠悯队舍侨扩痪泽木宾筑雁浆年卢套污硬窗城挂景儒且稠病奋进畴皮600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/202462u确认中压缸进汽温度、低压缸排汽压力应符合空载和低负荷运行确认中压缸进汽温度、低压缸排汽压力应符合空载和低负荷运行导则曲线。导则曲线。u确认主油泵出口油压在确认主油泵出口油压在1.62.0MPa之间，入口油压在之间，入口油压在0.0840.3MPa之间。之间。u停止密封油备用泵、交流润滑油泵，并将其投自动。注意油压变停
72、止密封油备用泵、交流润滑油泵，并将其投自动。注意油压变化。化。u 确认冷油器出口油温正常，轴承回油温度确认冷油器出口油温正常，轴承回油温度6070。u调节氢温在调节氢温在4050范围内，投入氢温调节自动，设定值为范围内，投入氢温调节自动，设定值为45。u调节发电机内冷水温度在调节发电机内冷水温度在4550之间，投入自动，设定值为之间，投入自动，设定值为48。u确认空侧、氢侧密封油冷却器出口油温在确认空侧、氢侧密封油冷却器出口油温在3849之间。之间。u确认发电机内氢气压力为确认发电机内氢气压力为0.4MPa，氢温在，氢温在4050之间，纯度为之间，纯度为98%以上。以上。榜雇田竭厘温港适舌迟宁
73、塑测阔稽晨千磕惑码盔疵变显瞩磺帖模敦愧蓝渴600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/20246310 发电机并列规定及注意事项。发电机并列规定及注意事项。u发电机并列分为发电机并列分为“自动准同期自动准同期”和和“手动准同期手动准同期”二种方式。二种方式。正常情况下应采用正常情况下应采用“自动准同期自动准同期” 方式进行并列。方式进行并列。u发电机并列时，发电机并列时，“自动准同期自动准同期”不能投入必须采用不能投入必须采用“手动准同手动准同期期”控制下进行发电机并列操作时，必须经总工程师批准后方控制下进行发电机并列操作时，必须经总工程师批准后方可进行可
74、进行u发电机加励磁必须在转速达发电机加励磁必须在转速达3000rpm时方可进行。时方可进行。 u当同期回路有过检修工作，或大修后的发电机，在同期并网前当同期回路有过检修工作，或大修后的发电机，在同期并网前还应由保护完成定相，假同期试验等工作。还应由保护完成定相，假同期试验等工作。墒委辜佃辜肛泳抢择的酸溶泼搞率警胚唾州坚我非亡雕皑粗尝晰协球呈浑600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/202464 11 发电机并列的条件：发电机并列的条件：u发电机频率与系统频率基本相同（频率差不得大于发电机频率与系统频率基本相同（频率差不得大于0.2Hz，并，并列时系统频
75、率必须在列时系统频率必须在49.8至至50.2Hz的范围内）。的范围内）。u发电机电压与系统电压相等（允许最大偏差为发电机电压与系统电压相等（允许最大偏差为5%）。）。u发电机相序与系统相序相同。发电机相序与系统相序相同。u发电机相位与系统相位相同。发电机相位与系统相位相同。乍泊驱亢盘券拇虞噶棠届惨躁项彼强蛊绵淫孩孙败口邻国涉枉卢仔检刚供600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/20246512 机组并列后的检查和操作机组并列后的检查和操作12.1 机组并列后的检查机组并列后的检查u 检查炉膛出口烟温大于检查炉膛出口烟温大于580580时烟温探针退出运行
76、。时烟温探针退出运行。u 关闭炉侧所有疏放水系统手动门。关闭炉侧所有疏放水系统手动门。u 在功率回路控制下在功率回路控制下5%5%初负荷暖机。初负荷暖机。u 初负荷暖机期间维持主再热蒸汽参数稳定。初负荷暖机期间维持主再热蒸汽参数稳定。u 汽机凝汽器真空应低于汽机凝汽器真空应低于16.7Kpa16.7Kpa。u 检查汽机胀差值、总膨胀值、轴振、瓦温、油温、油压、温差检查汽机胀差值、总膨胀值、轴振、瓦温、油温、油压、温差u 暖机时间均满足要求时，确认暖机结束。暖机时间均满足要求时，确认暖机结束。u 投入机、电、炉大联锁。投入机、电、炉大联锁。u做好启动汽泵前的小汽机暖机工作。做好启动汽泵前的小汽机
77、暖机工作。 持糊勇锡潘疆账豹嚎弊辑兜兵荤啊冠蓉夺顿剑酷吻属宗钵些唆见坤怔病仔600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/20246612.2 机组机组30MW负荷升至负荷升至180MW负荷负荷u设定目标负荷设定目标负荷180MW180MW，升负荷率，升负荷率3MW/min3MW/min。u确认确认“定压方式定压方式”投入，确认投入，确认“主汽压力变化率限制器主汽压力变化率限制器”投入。投入。机前压力设定值机前压力设定值8.9MPa8.9MPau锅炉二次风温大于锅炉二次风温大于150150时，启动一台密封风机和两台一次风时，启动一台密封风机和两台一次风机。机
78、。u通知除灰脱硫值班人员做好灰渣系统、电除尘系统、脱硫系统的投运准备工作。u热一次风温达到160以上时，确认机组制粉系统满足投运条件，暖投第一组制粉系统。（对于冷态启动，推荐首先点燃A或E层煤粉燃烧器。对于温态、热态和极热态启动，必须尽可能快的提高蒸汽温度，应先点燃更高层的燃烧器。）u制粉系统投入后应注意监视调整炉膛煤粉燃烧状况，调整煤粉与燃油的燃烧比例。壹元檀匣翅诵鲜导桨仟序蔷彰丝赏挟萨为肆鹰堵圣国秸愧楼赚箕藤堵奶寿600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/202467u磨煤机启动后应加强对螺旋水冷壁出口管壁温度、垂直水冷壁出口管壁温度及贮水箱金属内壁
79、温度变化的监视。注意监视汽水分离器出口温度在正常范围。u制粉系统投入后，通知除灰脱硫值班人员将灰渣系统、电除尘系统、脱硫系统投运，如有异常及时汇报值长。u磨煤机启动后必须先以最小出力运行，并适当降低油枪出力，以减小磨煤机启动后对锅炉热负荷的影响。u严格控制省煤器入口流量为30%BMCR（随着蒸化量的增加，给水量将增加、循环水量将减少），并调整好燃料量，维持合适的煤水比，按规定速率升温升压。矣羽剩叁河账赣除艾咱伴锻书咯队拟苔封残幽捞鲜奉习牟角扭仟救孵裳绣600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/20246812.3 当负荷达当负荷达60MW时，确认下列高压
80、疏水阀自动关闭：时，确认下列高压疏水阀自动关闭：u 主蒸汽管疏水电动门主蒸汽管疏水电动门u 左侧主汽门前疏水电动门左侧主汽门前疏水电动门u 右侧主汽门前疏水电动门右侧主汽门前疏水电动门u #1小机高压进汽门前、后疏水电动门小机高压进汽门前、后疏水电动门u #2小机高压进汽门前、后疏水电动门小机高压进汽门前、后疏水电动门u 高压缸进汽管疏水门高压缸进汽管疏水门u 高压内缸疏水门高压内缸疏水门u 高压缸速度级疏水门高压缸速度级疏水门u 高压外缸疏水门高压外缸疏水门u 高压导汽管疏水门高压导汽管疏水门u 一段抽汽管逆止门前疏水电动门一段抽汽管逆止门前疏水电动门u 一段抽汽管疏水电动门一段抽汽管疏水电
81、动门u 高排逆止门前、后疏水罐疏水电动门高排逆止门前、后疏水罐疏水电动门u 热再管疏水电动门热再管疏水电动门u如果汽机需做超速试验，则应在如果汽机需做超速试验，则应在20%负荷、再热汽温不低于负荷、再热汽温不低于400的的情况下运行情况下运行7小时小时u当负荷升至当负荷升至90MW时，确认低压缸喷水阀自动关闭时，确认低压缸喷水阀自动关闭。案彤九招冈冈揍活状掐帆颠搂驾件汪丧六侈协猴贰肖崔得匀诛捧敞思布范600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/20246912.14 根据负荷需要暖投锅炉第二组制粉系统。注意根据负荷需要暖投锅炉第二组制粉系统。注意调整燃烧保
82、持主再热汽温、汽压稳定。调整燃烧保持主再热汽温、汽压稳定。12.15 当四段抽汽压力高于除氧器压力时，将除氧器当四段抽汽压力高于除氧器压力时，将除氧器倒正常方式。倒正常方式。12.16 负荷负荷100MW时，汽轮机轴封自密封，轴封泄气时，汽轮机轴封自密封，轴封泄气调整门投自动。调整门投自动。12.17 #3高加汽侧压力高于除氧器压力时，高加疏水高加汽侧压力高于除氧器压力时，高加疏水倒正常方式。倒正常方式。12.18 当负荷升至180MW，机前压力为8.9MPa，主蒸汽温度为500，再热蒸汽温度为44012.19 厂用电源倒为本机高厂变带。锌赠宦涂郎吐债焉诌柠尘侦挠选孜阐竖沸幢鹃荣把巢助垢狡味迪
83、揩凌溺仅600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/20247013.180MW负荷升至负荷升至300MW负荷负荷 u设定机组升负荷率设定机组升负荷率3MW/min，设定目标负荷，设定目标负荷240MW，机前压力，机前压力13.5MPa。 机组转入滑压运行方式，确认机组转入滑压运行方式，确认“主汽压力变化率限制器主汽压力变化率限制器”投入。投入。u在机组负荷达到在机组负荷达到180MW，蒸汽过热度大于，蒸汽过热度大于50，切换空预器吹灰汽，切换空预器吹灰汽源至末过入口。源至末过入口。u在机组负荷达到在机组负荷达到180MW后，投入一台汽泵运行。确认汽动给水
84、泵各系后，投入一台汽泵运行。确认汽动给水泵各系统运行正常后，进行并泵操作，使一台汽动给水泵与电泵并列运行。统运行正常后，进行并泵操作，使一台汽动给水泵与电泵并列运行。并泵操作期间要严密注意锅炉给水量要保持稳定，以保证锅炉正常运并泵操作期间要严密注意锅炉给水量要保持稳定，以保证锅炉正常运行。行。u增加汽泵转速，待转速升至增加汽泵转速，待转速升至3100rpm后，在后，在DEH上将汽泵转速投自动，上将汽泵转速投自动，在在CRT 上并列汽泵后，汽泵和电泵同时参与给水调节。上并列汽泵后，汽泵和电泵同时参与给水调节。u在机组负荷达到在机组负荷达到200MW时，确认锅炉贮水箱水位至低水位时，炉水泵时，确认
85、锅炉贮水箱水位至低水位时，炉水泵自动转入最小流量模式下运行。此时，锅炉转入纯直流运行方式。自动转入最小流量模式下运行。此时，锅炉转入纯直流运行方式。鹃她至缄兼轿既炭启五愤飞锈储唾候供悼谬尊赵常舆氟阔粉棕豌呛饭讣扁600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/202471u视机组负荷情况启动第三台磨煤机。视机组负荷情况启动第三台磨煤机。u当第三台磨煤机启动后，且锅炉负荷大于当第三台磨煤机启动后，且锅炉负荷大于30%BMCR时，可以时，可以开始停掉油燃烧器。如燃用煤的挥发份比设计煤低时，可以在开始停掉油燃烧器。如燃用煤的挥发份比设计煤低时，可以在较高的负荷下停油
86、枪，停油后空预器改为定期吹灰。较高的负荷下停油枪，停油后空预器改为定期吹灰。u当锅炉负荷达到当锅炉负荷达到40%BMCR时，自动停炉水循环泵，投入炉水时，自动停炉水循环泵，投入炉水循环泵的暖泵系统，保持炉水循环泵热备用。循环泵的暖泵系统，保持炉水循环泵热备用。u根据负荷需要启动第二台汽动给水泵，当转速高于根据负荷需要启动第二台汽动给水泵，当转速高于3000rpm时，时，在在DEH上投入转速自动，在上投入转速自动，在CRT上并列第二台汽泵。上并列第二台汽泵。u逐渐降低电泵出力，两台汽泵运行正常后，停止电泵运行，将逐渐降低电泵出力，两台汽泵运行正常后，停止电泵运行，将电泵投入备用方式。电泵投入备用
87、方式。u当机组负荷达到当机组负荷达到300MW时保持负荷，确认机前压力时保持负荷，确认机前压力13.5MPa，主汽温度，主汽温度540，再热汽温，再热汽温490。u关闭运行小汽机的低压进汽门前、后疏水电动门。关闭运行小汽机的低压进汽门前、后疏水电动门。u关闭运行小汽机的本体疏水阀。关闭运行小汽机的本体疏水阀。猛沟荒沿芋羡瓢怒陌溶儡榆臼蔚墟溯钠徘龙耍贺酮血登踏庭巳获琴绎哨席600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/20247212.4 300MW负荷升至负荷升至450MW负荷负荷u在协调主画面上设定目标负荷在协调主画面上设定目标负荷450MW450MW，负
88、荷变化率，负荷变化率15MW/min15MW/min，主、再热蒸汽温度逐渐升到额定值。主、再热蒸汽温度逐渐升到额定值。u 当机组负荷升至当机组负荷升至300MW300MW时，进行以下操作：时，进行以下操作：u确认锅炉燃烬风调节挡板控制投自动。确认锅炉燃烬风调节挡板控制投自动。u联系调度投入联系调度投入AGCAGC。u当机组负荷达到当机组负荷达到360MW360MW时保持负荷，确认主、再热减温水控制时保持负荷，确认主、再热减温水控制在自动状态且汽温调节正常，确认机前压力在自动状态且汽温调节正常，确认机前压力15.0 MPa15.0 MPa。u当机组负荷高于360MW时，启动第四套制粉系统。 u当
89、机组负荷高于360MW，且燃烧稳定后，投入锅炉本体吹灰系统，对锅炉进行全面吹灰。u当机组负荷升至450MW时, 确认机前压力20.0 MPa。樊窗拳酥秘撅雨瞎焕蔫败蜘瘁扬筹哭凶葬作献桨譬彩蛛匈偶矗吨钉兵简罗600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/20247312.5 450MW负荷升至负荷升至600MW负荷负荷u当机组负荷高于450MW时可启动第五台磨煤机。u当机组负荷升至当机组负荷升至540MW540MW时，确认机前压力时，确认机前压力24.2 MPa24.2 MPa；确认；确认“定压方式定压方式”投入，确认投入，确认“主汽压力变化率限制器主汽压力变
90、化率限制器”投投入。入。u当机组负荷为600MW时，确认各参数正常，对机组进行全面检查。封本荧嚎坯里搀编踏跋华砰晾您则煌缩勇擂遭即统染眉澳负腰京豆釉强类600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/20247412.6 机组升负荷过程中注意事项机组升负荷过程中注意事项u 燃油期间应注意油压自动控制正常，避免油燃烧器前油压过高或过低。u 在锅炉转直流运行区域内不得长时间停留或负荷上下波动，以免锅炉运行工况不稳定而造成机组负荷大幅度扰动。u在整个升负荷过程中，应检查汽机振动、胀差、汽缸膨胀、轴向位移、汽缸上下壁温差、EH 油压、汽轮发电机组的轴承金属温度、润滑油
91、回油温度、润滑油压等各项参数在正常范围之内。汽轮发电机组内应无异常声音。u注意监视轴封温度和压力的变化，及时调整在正常范围内。u注意监视低压缸排汽缸温度和凝汽器真空的变化，发现异常及时调整。u在各阶段暖机期间应对机、炉、电各辅机的运行情况进行详细检查。u注意监视凝汽器、除氧器、高低压加热器的水位变化，及时调整。u启动初期注意监视储水箱水位变化。u注意监视发电机内的风温以及氢压的变化，及时调整冷却水量和密封油压力。生蛋总骇纯法韭冬讯赵省射澎矾蚊础楔七犊祭串笛虾挽宠堂抉败既杀陋荤600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/20247512.7 机组冷态启动的其
92、他注意事项机组冷态启动的其他注意事项u在整个启动过程中应加强对锅炉各受热面金属温度的监视，防止超温。u在机组启动燃油期间应加强对空预器吹灰，防止空预器产生低温腐蚀及二次燃烧。 u整个机组冷态启动过程中应严格控制水质合格以及水量充足，满足系统清洗及点火要求。u整个机组冷态启动过程中机组点火、升压、冲转、并网、带负荷各阶段的操作，应按照机组冷态启动曲线来控制进行。u根据汽温情况，及时投入过热器一、二级减温水和再根据汽温情况，及时投入过热器一、二级减温水和再热器减温水，严防过热器和再热器超温。热器减温水，严防过热器和再热器超温。u升负荷期间，注意辅汽汽源、除氧器汽源及轴封汽源升负荷期间，注意辅汽汽源
93、、除氧器汽源及轴封汽源的切换情况。的切换情况。副换行中在裂耀院财病淑声谗芥态尧哑价咨柏谐凌列未穆川被程爬隔洞须600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/202476第三节第三节 机组热态启动机组热态启动 u1热态启动参数选择热态启动参数选择 要控制主汽阀进口的蒸汽参数，使第一级蒸汽要控制主汽阀进口的蒸汽参数，使第一级蒸汽温度和金属有良好的匹配。在任何情况下，第温度和金属有良好的匹配。在任何情况下，第一级蒸汽温度不允许比第一级金属温度高一级蒸汽温度不允许比第一级金属温度高111或低于或低于56 吻侍辖黑客诽简脑淡沽瓣滓拣尺宫临哭阿丫莱诚苏驰多朽亭炙宵廓耳岗
94、亢600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024772 机组冲车条件：机组冲车条件：u热态启动投入连续盘车时间不少于热态启动投入连续盘车时间不少于4小时。小时。u转子偏心度不超过转子偏心度不超过0.076mm或不大于原始值或不大于原始值0.02mm。u上下缸温差应小于上下缸温差应小于42 。u当轴封母管疏水充分且参数达到规定值，可向轴封送汽。当轴封母管疏水充分且参数达到规定值，可向轴封送汽。u启动真空系统，凝汽器建立真空小于启动真空系统，凝汽器建立真空小于16.7kPa。u热态启动的参数选择及暖机时间的确定按运行规程执行。热态启动的参数选择及暖机时间
95、的确定按运行规程执行。u检查各路疏水门开启并确认疏水已尽。检查各路疏水门开启并确认疏水已尽。u确认有关保护投入。确认有关保护投入。必厕蚁田胎貉瓷箩饲颜颗声婴擎锻滞辞南判锌遵槛饭隐赏侯晤愚窄物欲朔600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024783 机组热态（温态）启动步骤机组热态（温态）启动步骤 3.1 热态和温态启动前的检查。但应注意对已运行的设备系统进行全面检查确认无异常。 3.2 锅炉点火以及锅炉升温升压操作参照机组冷态锅炉点火以及锅炉升温升压操作参照机组冷态启动，但应注意以下事项：启动，但应注意以下事项：u锅炉点火前应确认水质合格。u机组热（
96、温）态启动过程中锅炉无需进行热态清洗，如需清洗按照冷态启动锅炉热态清洗步骤执行。u锅炉升温升压速率参照机组温态启动曲线及机组热态锅炉升温升压速率参照机组温态启动曲线及机组热态启动曲线严格执行。启动曲线严格执行。u机组热（温）态启动炉侧为了达到较高的汽温与机侧缸温相机组热（温）态启动炉侧为了达到较高的汽温与机侧缸温相匹配，需要首先投入较高油（煤层），此时应控制好参数变匹配，需要首先投入较高油（煤层），此时应控制好参数变化速度。化速度。搽酷渣挡茄峭插哇顿脆腐碳酿迫忘立辅雅冶厕涧父喝堑刊始摇摈倡锭冷萝600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024794 机
97、组热态（温态）启动注意事项机组热态（温态）启动注意事项:u机组热态（温态）启动时应打开所有汽机防进水保护阀门，保证汽机的疏水畅通。机组冲转前应注意充分疏水，疏水期间，严禁凝汽器高水位运行，避免出现汽、水撞击振动。u机组热态（温态）启动冲转时，不执行暖机操作，即不执机组热态（温态）启动冲转时，不执行暖机操作，即不执行高调阀在行高调阀在400rpm400rpm转以内的摩擦检查，不进行中速暖机，转以内的摩擦检查，不进行中速暖机，尽快的操作汽轮机冲转、升速、并网，按缸温对应曲线快尽快的操作汽轮机冲转、升速、并网，按缸温对应曲线快速带负荷，避免汽缸冷却而产生额外的热应力。速带负荷，避免汽缸冷却而产生额外
98、的热应力。u启动过程中应密切监视汽缸温升、温差、差胀、轴向位移、启动过程中应密切监视汽缸温升、温差、差胀、轴向位移、瓦温、油温及油压等参数不超限。瓦温、油温及油压等参数不超限。u冲转时，主、再热蒸汽参数应符合与缸温的匹配要求，蒸冲转时，主、再热蒸汽参数应符合与缸温的匹配要求，蒸汽温度和高压内缸调节级处上壁温度的温差控制在（汽温度和高压内缸调节级处上壁温度的温差控制在（110110-56-56）之内，且保证蒸汽过热度在之内，且保证蒸汽过热度在5656以上。以上。稿帕宦辙住粉剧瓢辙所樊藻撼滑势制谭辐捷句弹瘁题绒瞄着激涧许勃差自600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行
99、7/29/202480u汽机冲转前及冲转过程中注意监视高中压缸上下对汽机冲转前及冲转过程中注意监视高中压缸上下对点温度差小于点温度差小于4242，如超过此温度且伴有轴向位移，如超过此温度且伴有轴向位移大报警，应立即打闸停机并对汽缸和蒸汽管道进行大报警，应立即打闸停机并对汽缸和蒸汽管道进行充分疏水。充分疏水。u任何工况下，只要汽轮机上、下缸温差超过任何工况下，只要汽轮机上、下缸温差超过5656，应立即打闸停机。应立即打闸停机。u温、热态启动时，应启动制粉系统尽快升温升压，温、热态启动时，应启动制粉系统尽快升温升压，在冲转和带负荷过程中，控制主再热汽温与汽机高在冲转和带负荷过程中，控制主再热汽温与
100、汽机高中压缸金属温度的匹配。机组并网后，应根据汽机中压缸金属温度的匹配。机组并网后，应根据汽机热应力的大小控制汽温，并尽快升带负荷。热应力的大小控制汽温，并尽快升带负荷。u热态、极热态启动定速，全面检查正常后，应尽快热态、极热态启动定速，全面检查正常后，应尽快并网带负荷，不允许滞留时间过长，同时主、再热并网带负荷，不允许滞留时间过长，同时主、再热汽温应呈上升趋热，禁止汽温大幅度波动。汽温应呈上升趋热，禁止汽温大幅度波动。标袁栖芯畸肖狈爸擒婶涝厕蝇匆聘山兑渗衔绸轴疵菇敝行氖藩肺坦故募庭600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/202481u热态、极热态启动
101、时，若胀差出现负向变化热态、极热态启动时，若胀差出现负向变化时，应尽快增加机组带负荷，并注意监视胀时，应尽快增加机组带负荷，并注意监视胀差及调节级汽温的变化，当胀差负变停止转差及调节级汽温的变化，当胀差负变停止转为正变，同时调节级汽温与缸温匹配时，改为正变，同时调节级汽温与缸温匹配时，改为正常升负荷率。为正常升负荷率。u根据汽温情况，及时投入过热器一、二级减根据汽温情况，及时投入过热器一、二级减温水和再热器减温水，严防过热器和再热器温水和再热器减温水，严防过热器和再热器超温。超温。u升负荷期间，注意辅汽汽源、除氧器汽源及升负荷期间，注意辅汽汽源、除氧器汽源及轴封汽源的切换情况。轴封汽源的切换情
102、况。夹蚁签汐抨浙零霖秤挺痛处蒋秆恨睫乍插猎奏唐悠锻薄衍军漆吉款渡液音600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/202482 机组正常运行及维护机组正常运行及维护 粱文殊队脾嚼煎芋创粟幻掣晰沮吭阉拧拄锑疆妙勒君限蘸竭欠颧费肉接耽600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/202483第一节第一节 机组负荷调整机组负荷调整1机组运行方式说明机组运行方式说明u正常运行中采用正常运行中采用“炉跟机协调炉跟机协调” 运行方式，此时应避免大幅度运行方式，此时应避免大幅度增减机组负荷。增减机组负荷。u 正常运行中采用正常运行中采用
103、“炉跟机协调炉跟机协调” 运行方式，若遇机组工况的运行方式，若遇机组工况的不正常或有关设备装置故障，也可灵活地采用以不正常或有关设备装置故障，也可灵活地采用以“汽机跟随汽机跟随”或以或以“锅炉跟随锅炉跟随”的运行方式。的运行方式。u 机组在启动过程中，负荷在机组在启动过程中，负荷在40以下应采用以以下应采用以“汽机跟随汽机跟随”的运行方式，而的运行方式，而DEH处于单独的运行方式。当机组负荷达处于单独的运行方式。当机组负荷达40以上时，可投入以上时，可投入“炉跟机协调炉跟机协调”方式。当机组负荷达方式。当机组负荷达300MW以以上时，根据调度指令投入上时，根据调度指令投入“AGC”。u 机组停
104、止过程中，应尽可能选择以机组停止过程中，应尽可能选择以“炉跟机协调炉跟机协调”方式，当方式，当机组负荷降到机组负荷降到40时，选择以时，选择以“汽机跟随汽机跟随”方式，当负荷降到方式，当负荷降到5时，机炉各自独立控制。时，机炉各自独立控制。u 正常运行中当锅炉的辅机发生故障时，在正常运行中当锅炉的辅机发生故障时，在RB投入且机组协调投入且机组协调控制方式下，控制方式下，MCS系统将立即以设定的降负荷率，降低机组负系统将立即以设定的降负荷率，降低机组负荷至预先设定值，同时将机组的运行方式自动切至汽机跟随。荷至预先设定值，同时将机组的运行方式自动切至汽机跟随。敷暇巍渡以堤钟娱躲爽副医荔瞬草轩似课诽
105、峪歹悉喘催瑞跑尧晓拔贼箭康600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/202484u在发生运行方式的自动切换时，应确认发生自动切换的原因，在发生运行方式的自动切换时，应确认发生自动切换的原因，对机组的设备及装置应作全面的检查，发现问题须汇报值长。对机组的设备及装置应作全面的检查，发现问题须汇报值长。并进行相应的处理。并进行相应的处理。u 正常运行中，正常运行中，DEH切除切除“遥控遥控”方式时，方式时，“CCS”下一般应下一般应采用滑压运行方式，如果机组负荷变化较频繁应采用定压运行采用滑压运行方式，如果机组负荷变化较频繁应采用定压运行方式。方式。u 当出现
106、以下情况时，可以先解除当出现以下情况时，可以先解除AGC1.发现主蒸汽压力超限时。发现主蒸汽压力超限时。2.当第四或第五台磨煤机启动后，应稳定当第四或第五台磨煤机启动后，应稳定15分钟，在分钟，在15分钟分钟稳定时间内如稳定时间内如AGC降低负荷幅度超过降低负荷幅度超过30MW时。时。3.当机组负荷增加当机组负荷增加50MW以上后，应稳定以上后，应稳定15分钟，如分钟，如15分钟分钟内内AGC指令又降低机组负荷，且调整幅度超过指令又降低机组负荷，且调整幅度超过30MW时。时。4.当机组负荷降低50MW以上后，应稳定15分钟，如15分钟内AGC指令又增加机组负荷，且调整幅度超过30MW时。筒险度
107、倾宴翱匡饭危拼窗尺饶娩掐痊淖击菊某侯蝎疤劝晦醇辣持传株镇讹600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024852 2 机组正常运行的负荷调整机组正常运行的负荷调整2.1. 基本方式下的负荷调节：u在基本方式下，机组负荷由运行人员手动设定汽机调节器输出来控制，手动调节锅炉燃烧和给水控制主汽压力；u在基本方式下进行机组负荷的调节时，应注意负荷以允许的速率变化，并注意机炉间的相互协调，监视主汽压力的变化，及时调整汽机调门的开度，以适应锅炉负荷的变化。u锅炉跟随方式下的负荷调节：2.2 2.2 锅炉跟随方式下，机组的负荷由运行人员手动改变机组负荷锅炉跟随方式下
108、，机组的负荷由运行人员手动改变机组负荷设定值（或汽机调节器）的输出来控制，锅炉主控控制主汽压设定值（或汽机调节器）的输出来控制，锅炉主控控制主汽压力；力； 吊徐藕源哪占钧十尉栗依汤缅懈儒呵庶转薯桑亡韦轨府另佰粮蛛肺检赁汝600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024862.3汽机跟随方式下的负荷调节： 机组在汽机跟随方式下，机组负荷由操作员手动改变锅炉主控的负荷指令或手动调节燃料和给水量来调节，而主汽压力由汽机主控控制，这时应注意负荷以允许的速率变化，注意主汽压力的变化。2.4 协调方式下的负荷调节：协调方式下的负荷调节：u协调方式下，机组的目标负荷
109、由运行人员手动设定。协调方式下，机组的目标负荷由运行人员手动设定。u根据机组实际情况设置合适的负荷变化率。根据机组实际情况设置合适的负荷变化率。u在负荷限制块上设定合适的机组最低、最高负荷限值。在负荷限制块上设定合适的机组最低、最高负荷限值。u根据调度命令设定机组目标负荷。根据调度命令设定机组目标负荷。u在协调运行方式下，允许机组参与调频，非机炉协调方式在协调运行方式下，允许机组参与调频，非机炉协调方式或频率信号异常切除调频或频率信号异常切除调频 方式；在调频方式下，根据电方式；在调频方式下，根据电网频率产生调频功率网频率产生调频功率。匆扰滓铭似耳凄翅泥须誊秩俺园妙譬箭凿奉扼姬栅尝剐寇婚秧参瞥
110、筷煽榴600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024872.5 AGC方式下的负荷调节：方式下的负荷调节：uAGC方式下机组的目标负荷由中调遥控设定，负荷变化率可以由运行操作员手动设定或按中调下令设定。u负荷变化率设定应与机组的实际出力变化能力相符合。uAGCAGC方式下重点监视机组运行情况，发生大的扰方式下重点监视机组运行情况，发生大的扰动及时调整或申请退出动及时调整或申请退出AGCAGC。学芍温拟镍螺锁烬秩悟澎合允洱聊哈醛福具韦地忽饺羡移械谱剑挟式费涵600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/202488第
111、二节第二节 机组给水的监视与调整机组给水的监视与调整1 机组给水调整机组给水调整u锅炉启动及负荷低于锅炉启动及负荷低于30%BMCR30%BMCR且储水箱水位在且储水箱水位在235023506400mm6400mm之间时，锅炉启动系统处于炉水循之间时，锅炉启动系统处于炉水循环泵出口阀控制方式，炉水循环泵出水与主给水环泵出口阀控制方式，炉水循环泵出水与主给水流量之和保持锅炉流量之和保持锅炉30%BMCR30%BMCR的最低流量。的最低流量。u主给水流量在主给水流量在15%BMCR15%BMCR以下由主给水旁路调节阀以下由主给水旁路调节阀来调节给水量；主给水流量超过来调节给水量；主给水流量超过15
112、%BMCR15%BMCR时渐渐时渐渐全开主给水电动阀全关主给水旁路调节阀。全开主给水电动阀全关主给水旁路调节阀。u汽动给水泵转速达到汽动给水泵转速达到3100rpm3100rpm时投入给水泵转速时投入给水泵转速自动。自动。u在给水调整的过程中，应保持锅炉的负荷与煤水在给水调整的过程中，应保持锅炉的负荷与煤水比的对应关系，防止煤水比失调造成参数的大幅比的对应关系，防止煤水比失调造成参数的大幅度波动。度波动。送辟徒燃叔往帕断捎矗疲沥伪付八奄棘蛤砍灾弦祈雅猛庄兽婪沁褒颜衬淮600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024891.1.机组运行期间，炉侧主蒸汽温
113、度应控制在机组运行期间，炉侧主蒸汽温度应控制在571571以内，以内，再热蒸汽温度应控制在再热蒸汽温度应控制在569,569,两侧偏差小于两侧偏差小于1010。同时各段蒸汽温度、壁温不超过规定值。同时各段蒸汽温度、壁温不超过规定值。2.2.主蒸汽温度主要由主蒸汽温度主要由燃料量和给水量的比例、控制中间燃料量和给水量的比例、控制中间点焓值点焓值来调节，一、二级喷水减温作为辅助调节手来调节，一、二级喷水减温作为辅助调节手段。当中间点焓值变化较大时，应适当调整煤水比段。当中间点焓值变化较大时，应适当调整煤水比例，以减小焓值的偏差，控制主蒸汽温度正常。例，以减小焓值的偏差，控制主蒸汽温度正常。3.3.
114、高加投入和停用时，给水温度变化较大，各段工质温高加投入和停用时，给水温度变化较大，各段工质温度也相应变化，应严密监视给水、省煤器出口、螺度也相应变化，应严密监视给水、省煤器出口、螺旋管出口工质温度的变化，待中间点焓值开始变化旋管出口工质温度的变化，待中间点焓值开始变化时，维持燃料量不变，调整给水量，控制锅炉各级时，维持燃料量不变，调整给水量，控制锅炉各级受热面工质温度在规定范围内。受热面工质温度在规定范围内。第三节第三节 主、再热蒸汽温度的监视及调整主、再热蒸汽温度的监视及调整赢壬醇乘稍工萝改绥柜喜俯耪亚玖们孤这桅解泊榜籽放咸依瞪楞找诱菱臣600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火
115、力发电机组集控运行7/29/2024904.4.系统在系统在35%35%100%BMCR100%BMCR负荷范围内维持过热器出口汽温负荷范围内维持过热器出口汽温在在；在；在20%BMCR20%BMCR负荷以下不允许投一级喷水，在负荷以下不允许投一级喷水，在10%BMCR10%BMCR负荷以下不投二级喷水。在这些负荷之下或负荷以下不投二级喷水。在这些负荷之下或MFTMFT之后控制系统将闭锁喷水。如果喷水调节阀关闭之后控制系统将闭锁喷水。如果喷水调节阀关闭超过超过1010秒之后且过热汽温低于控制的目标值，则每秒之后且过热汽温低于控制的目标值，则每个隔离阀自动关闭；若隔离阀关闭则减温水控制阀个隔离阀
116、自动关闭；若隔离阀关闭则减温水控制阀自动关闭；在失去控制信号和电源时喷水阀固定不自动关闭；在失去控制信号和电源时喷水阀固定不动。动。5.5.根据锅炉内产热量的变化方向，增加或减小给水量的根据锅炉内产热量的变化方向，增加或减小给水量的同时，适当增加或减小减温水量，做为辅助调节手同时，适当增加或减小减温水量，做为辅助调节手段。在调节减温水量时，不允许大幅度的开启和关段。在调节减温水量时，不允许大幅度的开启和关闭减温水调门。闭减温水调门。诧溪萄熔涝献读楚舅婶卯豁盏畏蛾姑村习惟撕曳兆娠咆刘羹泊续泣段蚊论600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024916.
117、6. 根据汽温变化速度改变磨煤机煤量的分配或改变二次根据汽温变化速度改变磨煤机煤量的分配或改变二次风工况，并通过过量风来作为辅助调节以保证汽温风工况，并通过过量风来作为辅助调节以保证汽温稳定。稳定。7. 7. 再热器出口汽温由布置在尾部烟道中的烟气挡板控制，再热器出口汽温由布置在尾部烟道中的烟气挡板控制，两个烟道的挡板以相反的方向动作。在两个烟道的挡板以相反的方向动作。在5050100100BMCRBMCR负荷之间，再热蒸汽温度控制在负荷之间，再热蒸汽温度控制在。 8. 8. 再热汽温偏低时，再热器烟道挡板向全开位置调整，再热汽温偏低时，再热器烟道挡板向全开位置调整，以减小再热器烟道阻力，增加
118、通过再热器烟道烟气以减小再热器烟道阻力，增加通过再热器烟道烟气量，提高再热汽温。在负荷低于约量，提高再热汽温。在负荷低于约85%85%时再热器挡板时再热器挡板全开。在再热器烟道挡板开度超过全开。在再热器烟道挡板开度超过6060之前过热器之前过热器烟道挡板在原位置不动，当再热器烟道挡板开度超烟道挡板在原位置不动，当再热器烟道挡板开度超过过6060时，两套挡板将同时操作，这样将增加通过时，两套挡板将同时操作，这样将增加通过再热器对流受热面的烟气量以提高再热器出口汽温。再热器对流受热面的烟气量以提高再热器出口汽温。忌律气购温狈糕藩拾泻歉减择汝沾男峡淮精毕束广分恬夕胸撇宝抵你妓秸600MW超临界火力发
119、电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024929. 当再热汽温升高时过热器烟道挡板将开启。在过热器烟道挡板开度低于60时，再热器烟道挡板维持在原来位置。当过热器烟道挡板开度超过60时，两套挡板将同时操作。如果再热器汽温继续升高，过热器烟道挡板完全开启，再热器挡板向关闭方向动作。分隔烟道挡板失去控制信号或电源时固定不动。10.如果再热器烟道挡板完全关闭且再热出口汽温继续升高（例如在扰动运行状态下），那么在设定目标值以上5时减温器截止阀将自动开启，减温器用于控制末级再热器出口汽温，喷水水源取自给水泵的中间抽头。岩卖傈椭稻容百塘电最亏召坏畴强返青肄达另几路桥币冶亲峦而邱却愈
120、猪600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/20249311.11.烟气挡板系统的响应有一定的滞后性，在瞬变状态或烟气挡板系统的响应有一定的滞后性，在瞬变状态或需要时，可投入再热喷水减温。需要时，可投入再热喷水减温。12.12.负荷低于负荷低于5050BMCRBMCR时，应避免使用再热喷水减温，特时，应避免使用再热喷水减温，特殊情况下使用喷水减温，应注意喷水流量及喷水后温殊情况下使用喷水减温，应注意喷水流量及喷水后温度变化，避免汽温大幅变化。度变化，避免汽温大幅变化。13.13.锅炉运行中进行燃烧调整，增、减负荷，投、停燃烧锅炉运行中进行燃烧调整，增、减
121、负荷，投、停燃烧器，启停给水泵、吹灰等操作，都将使主蒸汽温度和器，启停给水泵、吹灰等操作，都将使主蒸汽温度和再热汽温发生变化，此时应特别加强监视并及时进行再热汽温发生变化，此时应特别加强监视并及时进行汽温调整工作。汽温调整工作。蹬怖挺辜急飘裸磅对杖唾维镍彻狗悦狠床戒想栈杭寓买雁绷罢灿声许作钵600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/20249414.14.运行期间，主、再热蒸汽温度自动调节系统如发生故运行期间，主、再热蒸汽温度自动调节系统如发生故障，应切为手动障，应切为手动. .15.15.当机组发生当机组发生MFTMFT以及运行中主汽温度急剧下降无法恢
122、以及运行中主汽温度急剧下降无法恢复时，主、再热减温水快关阀必须关闭。复时，主、再热减温水快关阀必须关闭。16.16.屏式过热器出口管壁温度正常运行中应控制在屏式过热器出口管壁温度正常运行中应控制在520520以下，超过以下，超过585585报警，高过出口管壁温度正常运行中报警，高过出口管壁温度正常运行中应控制在应控制在580580以下，超过以下，超过605605报警。报警。翰宇阮扑萎绿继废麓酪钢戒浦排渣悬复卞缔孩地球弛覆途鹃埔裔寻氦槐抨600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/202495第四节第四节 锅炉燃烧调整锅炉燃烧调整1.1.为提高燃烧的经济性，
123、减少热偏差，防止锅炉结焦、为提高燃烧的经济性，减少热偏差，防止锅炉结焦、堵灰、金属材料过热等情况的发生，必须进行燃烧堵灰、金属材料过热等情况的发生，必须进行燃烧调整。各参数的调整在自动好用且具备条件时应投调整。各参数的调整在自动好用且具备条件时应投入自动。入自动。2.2.通过火焰电视的火焰显示认真监视炉内燃烧情况及煤通过火焰电视的火焰显示认真监视炉内燃烧情况及煤粉着火距离，正常的燃烧，火焰呈金黄色，不偏斜，粉着火距离，正常的燃烧，火焰呈金黄色，不偏斜，不冲刷水冷壁，有良好的充满程度。不冲刷水冷壁，有良好的充满程度。3.3.调整好送、引风量，保持负压在调整好送、引风量，保持负压在 -50-100
124、 Pa -50-100 Pa，防止，防止炉膛正压运行。炉膛正压运行。4.4.保证好最佳的一、二次风率，保证烟气氧量保证好最佳的一、二次风率，保证烟气氧量4 45 5，组织良好的炉内燃烧工况，前后墙燃烧器尽量对称组织良好的炉内燃烧工况，前后墙燃烧器尽量对称投入，减少热偏差。投入，减少热偏差。叫宫捞眷掌口滞甥久韶趣泪铰育慷望表抛京位衷寻蹈堂偶索批都痴惜颇冷600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024965. 值班人员应确知当值所用炉前燃料的种类、特性值班人员应确知当值所用炉前燃料的种类、特性（挥发分、水分、灰分、固定碳等）、灰熔点和煤（挥发分、水分、灰
125、分、固定碳等）、灰熔点和煤粉细度，当发现由于各种原因造成燃烧不稳时，应粉细度，当发现由于各种原因造成燃烧不稳时，应及时投入油枪，稳定燃烧，并查明原因及时消除燃及时投入油枪，稳定燃烧，并查明原因及时消除燃烧不稳的因素，同时应注意煤质变化、配风改变对烧不稳的因素，同时应注意煤质变化、配风改变对汽温等参数的影响，及时进行调整。汽温等参数的影响，及时进行调整。6. 当燃用灰熔点过低或油、煤混烧时，防止结渣，可当燃用灰熔点过低或油、煤混烧时，防止结渣，可适当提高氧量值。适当提高氧量值。7. 保证受热面的清洁，吹灰器应按要求正常投入，防保证受热面的清洁，吹灰器应按要求正常投入，防止积灰和结焦。止积灰和结焦
126、。嗜漂咋裙让骚父农梢芦彭俩矢渺坚套但匿收镣巳及缉拆班沥约娥滋冕齐征600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024978. 调整燃料量的同时，给水应配合调节，防止煤水比调整燃料量的同时，给水应配合调节，防止煤水比严重失调，造成参数的大幅度波动。严重失调，造成参数的大幅度波动。9. 投入制粉系统之前应正确投入对应的油枪。投入制粉系统之前应正确投入对应的油枪。10. 根据负荷、煤质和燃烧情况，设定煤品质参数，调根据负荷、煤质和燃烧情况，设定煤品质参数，调整燃烧器的投停，保持炉膛截面热负荷的均匀性。整燃烧器的投停，保持炉膛截面热负荷的均匀性。11. 保持一层
127、煤粉所带负荷在磨煤机出力的保持一层煤粉所带负荷在磨煤机出力的5080%之间，之间，超过此范围的负荷调整要减少或增加运行煤粉层数。超过此范围的负荷调整要减少或增加运行煤粉层数。12. 注意在进行停磨操作时，应保持或增加运行磨的负注意在进行停磨操作时，应保持或增加运行磨的负荷，防止运行磨负荷过低，不能维持自身燃烧器着荷，防止运行磨负荷过低，不能维持自身燃烧器着火。火。师摘皖括待垃煤巫份陷亨署辙筒叉贼门墓饵闯毫狰鹰句眺镊凹数括订扯奥600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/20249813. 13. 经常观察火检运行情况，尤其是启停磨和低负荷期经常观察火检运行
128、情况，尤其是启停磨和低负荷期间，及时调整煤粉浓度，保证火检正常，如发现火间，及时调整煤粉浓度，保证火检正常，如发现火检故障立即通知检修处理。检故障立即通知检修处理。14.14.检查炉内燃烧情况，炉内火焰充满度高，煤粉着火距检查炉内燃烧情况，炉内火焰充满度高，煤粉着火距离适中离适中, ,防止火焰偏斜和冲刷水冷壁，各段受热面两防止火焰偏斜和冲刷水冷壁，各段受热面两侧烟温接近，降低排烟损失和飞灰可燃物含量。侧烟温接近，降低排烟损失和飞灰可燃物含量。15.15.改变风量、燃料量以适应锅炉负荷的变化，维持适当改变风量、燃料量以适应锅炉负荷的变化，维持适当的风的风/ /煤比。加煤时，磨煤机通风阻力增加，防
129、止一煤比。加煤时，磨煤机通风阻力增加，防止一次风量过小造成煤粉管堵塞或烧坏燃烧器喷嘴；减次风量过小造成煤粉管堵塞或烧坏燃烧器喷嘴；减煤时，磨煤机通风阻力减小，如不做调整，一次风煤时，磨煤机通风阻力减小，如不做调整，一次风量随减煤反而增大，一次风速过高，煤粉浓度降低，量随减煤反而增大，一次风速过高，煤粉浓度降低，造成着火推迟、燃烧不稳定。造成着火推迟、燃烧不稳定。骋瑟涡来刨况弯拄迹卯裹硬鸵舀孝矗街蚜栏执募壳澡贯春夕误传墒慷衫坑600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/20249916.16.正常运行当机组负荷低于正常运行当机组负荷低于200MW200MW或
130、燃烧不稳时，投油或燃烧不稳时，投油稳定燃烧。不论何种原因引起快速减负荷，负荷降稳定燃烧。不论何种原因引起快速减负荷，负荷降至至300MW300MW以下时，应立即投油助燃，稳定燃烧。以下时，应立即投油助燃，稳定燃烧。17.17.运行中当发现炉膛局部灭火，濒临全炉膛灭火时或炉运行中当发现炉膛局部灭火，濒临全炉膛灭火时或炉膛已灭火时，应立即手动膛已灭火时，应立即手动MFTMFT，切断全部燃料供给，切断全部燃料供给，防止锅炉灭火放炮。防止锅炉灭火放炮。18. 18. 检查燃烧器和受热面，如有结焦、积灰、堵灰现象，检查燃烧器和受热面，如有结焦、积灰、堵灰现象，及时采取有效措施。及时采取有效措施。19 1
131、9 为防止燃烧不稳，在锅炉负荷为防止燃烧不稳，在锅炉负荷50%50%以下不得进行炉膛以下不得进行炉膛受热面蒸汽吹灰。燃烧恶化时，停止吹灰工作。受热面蒸汽吹灰。燃烧恶化时，停止吹灰工作。寐前役娄埠声峭蝴槐籽弗核骆厅忆瓢责哉法形襄滋贡谋肚胀抉际超汰韵仿600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024100第五节第五节 二次风调整二次风调整1. 总风量的调整是通过开大或关小送风机动叶来进行总风量的调整是通过开大或关小送风机动叶来进行调整的，喷燃器二次风风速档板开度在锅炉安装及调整的，喷燃器二次风风速档板开度在锅炉安装及大小修后的冷态空气动力场试验时确定，正常
132、运行大小修后的冷态空气动力场试验时确定，正常运行时不进行调整，运行火嘴风量档板应全开，停用火时不进行调整，运行火嘴风量档板应全开，停用火嘴风量档板应开嘴风量档板应开2030%对喷燃器进行冷却。喷燃对喷燃器进行冷却。喷燃器中心油枪冷却风不论火嘴投停均应在全开位置，器中心油枪冷却风不论火嘴投停均应在全开位置，避免油枪烧坏。避免油枪烧坏。2. 特殊情况（如煤质发生较大变化影响锅炉稳定燃烧特殊情况（如煤质发生较大变化影响锅炉稳定燃烧或燃烧器发生异常），需重新调整燃烧器二次风风或燃烧器发生异常），需重新调整燃烧器二次风风速档板时，应由有关技术人员确定，才能改变。速档板时，应由有关技术人员确定，才能改变。
133、掏辩陪洗鞠拖搽够挂兴惟啸盼忙踞平跑乡佃忍涉打错考由云随芹漱甫逛裔600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/20241013 3 喷燃器内设有二、三次风风量分配档板，分配档板的喷燃器内设有二、三次风风量分配档板，分配档板的开度在调试时根据开度在调试时根据NOxNOx的排放效果及锅炉燃烧效率确的排放效果及锅炉燃烧效率确定好，需要调整时应由有关人员确定才能改变。三定好，需要调整时应由有关人员确定才能改变。三次风风速档板设计成不可调节的型式，在燃烧器安次风风速档板设计成不可调节的型式，在燃烧器安装时固定在燃烧器出口最前端位置，正常运行时不装时固定在燃烧器出口最前
134、端位置，正常运行时不进行调整。进行调整。4 4 锅炉负荷锅炉负荷30%BMCR30%BMCR以前，保持二次风箱与炉膛差压以前，保持二次风箱与炉膛差压0.40kPa0.40kPa。锅炉负荷。锅炉负荷30%-50%MCR30%-50%MCR之间，二次风箱与之间，二次风箱与炉膛差压增至炉膛差压增至0.7kPa0.7kPa。锅炉负荷。锅炉负荷50%MCR50%MCR后，保持二后，保持二次风箱与炉膛差压次风箱与炉膛差压0.7-1.0kPa0.7-1.0kPa帐稚拔堤粤肖柞斟闯恩习褥帛抄普滚尤者寅磺簧美栽慑参郑气蚤询抉竣粤600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2
135、0241025上部燃烬风挡板，根椐负荷来切投，负荷上部燃烬风挡板，根椐负荷来切投，负荷为为50-75%MCR时开燃烬风挡板，时开燃烬风挡板，75-100%逐渐开燃尽风挡板至全开。逐渐开燃尽风挡板至全开。6当油枪投入时，当油枪投入时， 该油层中心风挡板自动调该油层中心风挡板自动调整至油枪点火位置（整至油枪点火位置（35%），投油后根椐），投油后根椐燃烧情况调整风门开度。燃烧情况调整风门开度。7 锅炉负荷增加至锅炉负荷增加至200MW以上时，氧量校以上时，氧量校正可以投入正可以投入“自动自动”傣吨昂爷早闪撕有怕钵瘸菌陌雁巧昂女浮喀屉褥挫徽痴候讥诊枉懦拆蜡俏600MW超临界火力发电机组集控运行600
136、MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024103第六节第六节 锅炉压力调整锅炉压力调整1 1 当有一台引风机运行时，炉膛负压即可以投自动。机当有一台引风机运行时，炉膛负压即可以投自动。机组正常运行中，炉膛负压控制要尽量投自动，当自组正常运行中，炉膛负压控制要尽量投自动，当自动控制状态下炉膛压力波动较大且无恢复趋势时，动控制状态下炉膛压力波动较大且无恢复趋势时，可以解为手动控制。可以解为手动控制。2 2 在自动状态下，炉膛压力小于在自动状态下，炉膛压力小于-1.0kPa-1.0kPa时闭锁引风机时闭锁引风机动叶开度的增加和送风量的减小。动叶开度的增加和送风量的减小。3 3 在自动状态下，炉
137、膛压力大于在自动状态下，炉膛压力大于+0.8kPa+0.8kPa时闭锁送风量时闭锁送风量的增加和引风机动叶开度的减小。的增加和引风机动叶开度的减小。4 4 炉膛压力小于炉膛压力小于 -2.5kPa, -2.5kPa, 大于大于 +2.5kPa +2.5kPa时，锅炉时，锅炉MFT.MFT.兔杏斌刺苫蚂痴竖郴龄袋结澜鲁膀就观谗驼钠务窟岿妖奴苇恬块杯垫厉麻600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024104第七节第七节 汽压调整汽压调整1. 1. 锅锅炉炉采采用用定定滑滑定定的的运运行行方方式式，压压力力负负荷荷曲曲线线见见下下图图，并并保保证证与与汽汽
138、轮轮机机相相匹匹配配。正正常常运运行行中中，主主蒸蒸汽压力给定值根据机组滑压运行曲线自动给定。汽压力给定值根据机组滑压运行曲线自动给定。札翘溺敢膝指七继猛术炊蚊辜于黎纂扣吻灸藐苑巨赢纺燕葫怪枢傅傅邑储600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/20241052 2 汽机跟随的运行方式。在这种运行方式下，汽机通过汽机跟随的运行方式。在这种运行方式下，汽机通过改变调门开度以保持主汽压力。改变调门开度以保持主汽压力。3 3 锅炉跟随的运行方式。在这种运行方式下锅炉通过改锅炉跟随的运行方式。在这种运行方式下锅炉通过改变燃烧率以保持主汽压力不变。变燃烧率以保持主汽压
139、力不变。4 4 协调方式。这种运行方式是锅炉跟随的协调方式。机协调方式。这种运行方式是锅炉跟随的协调方式。机炉作为一个整体联合控制机组负荷及主汽压炉作为一个整体联合控制机组负荷及主汽压. .5 5 在手动与自动切换时。要尽量使实际压力与自动设值在手动与自动切换时。要尽量使实际压力与自动设值一致，然后再进行切换。改变主汽压力时，定值改一致，然后再进行切换。改变主汽压力时，定值改变幅度不得过大，每次改变设定值不应超过变幅度不得过大，每次改变设定值不应超过0.2MPa/min0.2MPa/min。6 6 在在任任何何情情况况下下锅锅炉炉都都禁禁止止超超压压运运行行，出出现现超超压压应应尽尽快快采采取
140、取降降压压措措施施：快快速速减减少少燃燃料料同同时时按按比比例例降降低低给给水水流流量量；适适当当升升高高机机组组负负荷荷降降低低汽汽压压；汽汽压压上上升升较较快快超超过过26.5MPa26.5MPa时时提提前前手手动动开开启启PCVPCV降降压压，防防止止弹弹簧簧安安全门动作。全门动作。铂淫怎唱尊醉耀陋诚乡盲穷吱矾逗跃盗情桓馒前至祈歇同得新模牛钻塌珍600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024106第八节第八节 非设计工况运行非设计工况运行1.1.机前压力机前压力u 主汽压力不超过额定压力的主汽压力不超过额定压力的10 % 10 % 。u10-3
141、0%10-30%的瞬间压力波动时间一年内的总和的瞬间压力波动时间一年内的总和1212小时。小时。2.2.主再热蒸汽温度主再热蒸汽温度u正常情况下，主再热蒸汽温度最高不允许超过正常情况下，主再热蒸汽温度最高不允许超过574。u非正常工况下，主汽温度不允许超过非正常工况下，主汽温度不允许超过580且一年内累计时间不超且一年内累计时间不超过过400小时。小时。u主汽温度在主汽温度在15分钟内的波动不允许超过分钟内的波动不允许超过 594且一年内累计时间且一年内累计时间不超过不超过80小时。小时。u主再热蒸汽温度偏差不大于主再热蒸汽温度偏差不大于28；非正常工况下主汽温度不高于；非正常工况下主汽温度不
142、高于再热蒸汽温度再热蒸汽温度42u启动和低负荷运行时，主汽温度不高于再热蒸汽温度启动和低负荷运行时，主汽温度不高于再热蒸汽温度83。u在任何情况下，第一级蒸汽温度不允许比第一级金属温度高在任何情况下，第一级蒸汽温度不允许比第一级金属温度高110或低于或低于56。邹鸵赔酗梆独撤寒憨坤涤拈性构狠观阜爵澈匹技禁凡占勿期坯扑氟听略悄600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/20241073.符合下列条件符合下列条件,高加退出运行可带高加退出运行可带100%负荷运负荷运行行u主汽流量不超过主汽流量不超过TMCRTMCR工况流量。工况流量。u主汽压力、温度，再热汽温
143、度在额定值。主汽压力、温度，再热汽温度在额定值。u各段抽汽压力不超过各段抽汽压力不超过TMCRTMCR工况压力。工况压力。4.凝汽器单侧运行：机组最高带负荷凝汽器单侧运行：机组最高带负荷450MW 5.低加解列的规定：保证各段抽汽压力不超限低加解列的规定：保证各段抽汽压力不超限（T-MCR工况）工况）u 切除二台低加机组最高带负荷切除二台低加机组最高带负荷570MW。u 切除三台低加机组最高带负荷切除三台低加机组最高带负荷500MW。u 切除四台低加机组最高带负荷切除四台低加机组最高带负荷380MW。u 切除所有加热器，其负荷最大为切除所有加热器，其负荷最大为50% 。扔答用猖穆恬吩禽腮们耻辰
144、树汰曝情帖睫搏狼险吵枫狠晶垦舶积马尔束柳600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024108第八节发电机系统主要参数的监视与调整第八节发电机系统主要参数的监视与调整1 电压和频率范围电压和频率范围u发电机在额定功率因数、电压变化范围为发电机在额定功率因数、电压变化范围为5%和频率变化范围和频率变化范围-3%+2%时，能连续输出额时，能连续输出额定功率，当发电机电压变化为定功率，当发电机电压变化为5%，频率变化，频率变化为为-6%到到+3%的范围运行时，输出功率、温升的范围运行时，输出功率、温升值、运行时间及允许发生的次数满足要求值、运行时间及允许发生
145、的次数满足要求 晰刀辐葡抹梢鹏贷失涡抚淘事犯仗宛诞练疲潦皿作盆磷檀毁辐题官起涂僻600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/20241092 发电机电压调节器：发电机电压调节器正常运发电机电压调节器：发电机电压调节器正常运行在行在“AVR自动自动”位置，运行人员切至位置，运行人员切至 “手动手动”，必须征得调度许可，事故情况下发生自动，必须征得调度许可，事故情况下发生自动切换时，应立即汇报调度。切换时，应立即汇报调度。介榔买寇染袄茬蚌在沛懂食铃作觅税鉴砷兢答羞竹阅上禽原享圆创皱胰叮600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/
146、29/2024110u功率因数：发电机额定功率因数为功率因数：发电机额定功率因数为0.9（迟相），（迟相），正常运行一般不超过正常运行一般不超过0.95（迟相）。经调度批（迟相）。经调度批准后，发电机允许进相运行，但进相运行时应准后，发电机允许进相运行，但进相运行时应严格执行规定严格执行规定.瑞爱捶企免障讽亥承攫酥拘笔石才峙您龚鞠棵长瑟忧凹征擅簿溅卵脆魄蝎600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024111第九节第九节 定期工作及试验定期工作及试验 逃椎撇粟础屋蘸熔烂腐钨酱炔锐库相挂苛离嚏梗攻沏闯晕捍忿精戈扰祁谷600MW超临界火力发电机组集控运行6
147、00MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024112辅狼庸杠侍枣净术踩拄磷弥豆递犊非项淹汇驾悔棋挖硒典籍永周秋管凑驴600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024113阵深莎及涝陷守闲舆汹饥佯颧泛哺是纵秃鹏均蛀慑烂幸垢酥幕枉膘钢证窗600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024114优漱已筑俭陕惊粮惯彪屁鱼疹瑰岁佐彝眩填虽会很赡霹菌冀准琼铭保桓家600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024115鱼孽浩迫捉聂泄沧患惧箩沼樱喷陷沥炬网逸它栗监香锥油威迂驳吸胺异
148、衫600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024116游末沫誊饶颊竟捅奔揖由甸室遏缮促狐暇孵惕维啃合研桂刚湛撂界例猪装600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024117第五章第五章 机组停止运行机组停止运行 恍沼卤嚷淳蕊辩颜牡乃挨潘殉铀锣腻抖路实满贷爸彤蕊搬傣雹几治斯化铀600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024118一一 机组停运前的准备机组停运前的准备u机组大、小修或停炉时间超过机组大、小修或停炉时间超过7 7天，应将所有原煤仓烧空。天，应将所有原煤仓烧
149、空。u做好辅汽、轴封及除氧器汽源切换的准备工作，使切换具备条做好辅汽、轴封及除氧器汽源切换的准备工作，使切换具备条件。件。u对炉前燃油系统全面检查一次，确认系统备用良好，燃油储油对炉前燃油系统全面检查一次，确认系统备用良好，燃油储油量能满足停炉的要求。量能满足停炉的要求。u停炉前应对锅炉受热面（包括空预器）全面吹灰一次。停炉前应对锅炉受热面（包括空预器）全面吹灰一次。u分别进行主机分别进行主机交流润滑油泵交流润滑油泵、主机直流事故油泵主机直流事故油泵、高压密封油高压密封油泵泵、顶轴油泵顶轴油泵、小汽机直流事故油泵小汽机直流事故油泵、盘车电机试转盘车电机试转，检查其，检查其正常并在自动位备用，若
150、试转不合格，非故障停机条件下应暂正常并在自动位备用，若试转不合格，非故障停机条件下应暂缓停机，待缺陷消除后再停机。缓停机，待缺陷消除后再停机。象遂回蛹椭饯胞豌钎灵期谁源翰糯墅沧橡码湃酗锻嘶耿锡烁态颖吩冤解斡600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024119二二 机组正常停运机组正常停运 1 确认机组运行方式。确认机组运行方式。 1.2 机组控制方式保持炉跟机协调运行方式。机组控制方式保持炉跟机协调运行方式。 1.3 按正常运行方式以负荷变化率按正常运行方式以负荷变化率12MWmin减负荷至减负荷至300MW。轰计蒙篆篇脐避谋宿孰乖戍趴稚面嚣创拐匪膘
151、咬纂无楞狗季冻珍泵耶略曙600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/20241202 2 机组减负荷至机组减负荷至240MW 240MW u2.1 2.1 解除解除AGCAGC，设定目标负荷，设定目标负荷240MW240MW。u2.2 2.2 在在CRTCRT上确认机组负荷和汽压逐渐降低。当运上确认机组负荷和汽压逐渐降低。当运行中的给煤机转速降至行中的给煤机转速降至30t/h30t/h时，可自上而下停运制粉时，可自上而下停运制粉系统。系统。u2.3 2.3 在降低发电机有功负荷的同时注意调整发电机在降低发电机有功负荷的同时注意调整发电机无功负荷。无功负荷。
152、u2.4 2.4 在机组负荷降至在机组负荷降至240MW240MW时，投入空予器连续吹时，投入空予器连续吹灰，保留三套制粉系统运行。灰，保留三套制粉系统运行。u2.5 2.5 当机组负荷降到当机组负荷降到240MW240MW时，炉水循环泵自动启时，炉水循环泵自动启动，炉水循环泵在限制流量模式控制下运行，循环调动，炉水循环泵在限制流量模式控制下运行，循环调节阀稍稍打开（节阀稍稍打开（5%5%），避免贮水箱抽空。），避免贮水箱抽空。u2.6 2.6 当机组负荷降至当机组负荷降至240MW240MW时，确认主汽压力为时，确认主汽压力为12.5MPa12.5MPa。u2.7 2.7 当机组负荷降至当机
153、组负荷降至240MW240MW时，启动电动给水泵，时，启动电动给水泵，停运一台汽泵，运行小机手动控制，投入电泵转速自停运一台汽泵，运行小机手动控制，投入电泵转速自动。动。稼曙岿椎沈瞻祁扼怨贩劳削阂娘求浇蜡陌自冀酣思宏兜更钩救里焰乞廉涉600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024121 3 机组减负荷至机组减负荷至30MWu3.1 3.1 当机组负荷低于当机组负荷低于240MW240MW，锅炉应视燃烧情况逐步投入助燃油，锅炉应视燃烧情况逐步投入助燃油枪。枪。u3.2 3.2 当机组负荷降至当机组负荷降至180MW180MW时，进行下列操作：时，进行下
154、列操作：u逐渐减少第二台小机负荷，并停止第二台小机运行。逐渐减少第二台小机负荷，并停止第二台小机运行。u高加随机滑停或由高到低切除，低加应随机滑停。高加随机滑停或由高到低切除，低加应随机滑停。u锅炉燃料主控切手动并降低负荷指令。锅炉燃料主控切手动并降低负荷指令。u根据燃烧、负荷情况停一套制粉系统，保留最下层两根据燃烧、负荷情况停一套制粉系统，保留最下层两套制粉系统运行。套制粉系统运行。u3.3 3.3 机组负荷降至机组负荷降至120MW120MW时，确认低压疏水阀全部开启。确认时，确认低压疏水阀全部开启。确认除氧器汽源倒为辅助汽源且压力正常。除氧器汽源倒为辅助汽源且压力正常。u3.4 3.4
155、机组负荷降至机组负荷降至100MW100MW时轴封蒸汽供汽切为由辅助蒸汽供给。时轴封蒸汽供汽切为由辅助蒸汽供给。u3.5 3.5 机组负荷降至机组负荷降至90MW90MW时，或低压缸排汽温度时，或低压缸排汽温度7070时低压缸时低压缸喷水阀自动打开。喷水阀自动打开。u3.6 3.6 机组负荷降至机组负荷降至90MW90MW以下，视情况停止一套制粉系统运行，以下，视情况停止一套制粉系统运行，停止前应确认最后保留运行的一套制粉系统助燃油枪已投入，停止前应确认最后保留运行的一套制粉系统助燃油枪已投入，保证稳定燃烧。保证稳定燃烧。能吻件永阵掷舷释炯邵僧政歪礁八椰蛮诬辩猿出何璃崩畅漠蘑衬绥授受嘉600M
156、W超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024122u3.73.7机组负荷降至机组负荷降至60MW60MW时，进行以下操作：时，进行以下操作：u根据参数情况，燃煤量逐渐减至最低，停止根据参数情况，燃煤量逐渐减至最低，停止最后一台制粉系统。停止一次风机、密封风最后一台制粉系统。停止一次风机、密封风机运行。机运行。u确认高中压疏水阀自动打开。确认高中压疏水阀自动打开。u逐渐降低燃油流量，以逐渐降低燃油流量，以9MW9MWminmin的负荷变化的负荷变化率，降负荷至率，降负荷至30MW30MW。准备解列停机。准备解列停机梆羽蹋鳞可沛犹七伞饿珍仁雅栈臣潘情仑反圈属唯
157、寐枚浮综虑偶故拙嘲浓600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024123 4 停机停机u4.1 发电机解列停机的步骤：发电机解列停机的步骤：u发电机解列前检查：发电机解列前应检查发电机主开关发电机解列前检查：发电机解列前应检查发电机主开关SF6SF6气压、液压合格。气压、液压合格。u发电机解列步骤：发电机解列步骤：u确认发电机有功负荷至零，无功负荷近于零。确认发电机有功负荷至零，无功负荷近于零。u汽轮机打闸。汽轮机打闸。u确认确认MFTMFT动作动作. .u确认发电机主断路器跳闸。确认发电机主断路器跳闸。u查发电机三相定子电流表指示为零。查发电机三相
158、定子电流表指示为零。u确认发电机灭磁开关断开。确认发电机灭磁开关断开。u拉开发变组出口隔离开关。拉开发变组出口隔离开关。u打开所有发变组保护压板。打开所有发变组保护压板。u断开发变组主断路器的控制电源、隔离开关的控制电源。断开发变组主断路器的控制电源、隔离开关的控制电源。 缨东做率揩害找窒鱼厂剪装贡剧富窒解非放狗庞郝低姐眯僚惩巍除宇儒公600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024124u4.2 4.2 发电机解列应遵守下列规定：发电机解列应遵守下列规定：u除紧急停机外，解列发电机必须有值长的命令方可进行。除紧急停机外，解列发电机必须有值长的命令方可
159、进行。u正常情况下，应由汽机打闸并通过逆功率保护来跳开发正常情况下，应由汽机打闸并通过逆功率保护来跳开发变组出口断路器。变组出口断路器。u如用发变组断路器解列时，在解列后必须通过减磁方法如用发变组断路器解列时，在解列后必须通过减磁方法来观察无功的变化情况和发电机定子电流的变化情况，来观察无功的变化情况和发电机定子电流的变化情况，从而判明发电机确已解列。从而判明发电机确已解列。u只有在发变组出口断路器三相全部断开后，才能进行灭只有在发变组出口断路器三相全部断开后，才能进行灭磁。磁。u发电机解列后，必须断开断路器的控制电源以及隔离开发电机解列后，必须断开断路器的控制电源以及隔离开关的控制电源。关的
160、控制电源。甸谈秸恍嘛抨溶辩休恒易荔詹即那伸集该惟诀各愿拯克汁包乱赫攫集供唉600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024125 5 停炉停炉u5.1 炉膛熄火后，确认燃油主速断阀及燃油回油速断阀关闭。停止电动给水泵。u5.2 解列燃油系统，通知燃油泵房。 u5.3 锅炉熄火后，送、引风机保持运行，保持30%MCR通风量吹扫5分钟，停止送风机、吸风机，检查确认关严锅炉各人孔、看火孔及各烟、风挡板，关闭有关挡板闷炉。u5.4 锅炉熄火后，立即开启包墙环形集箱疏水、低温过热器入口集箱疏水、屏式过热器出口疏水阀、主蒸汽及再热蒸汽管道低点疏水阀。对于短期停炉，
161、为了保持锅炉压力，锅炉低点疏水可暂时不开，对于长期停炉低点疏水应保持打开，以促进锅炉冷却。稿锰擂租毫镍石整向耗擂娟愚镑隙双责贝明奔岛太袄哟月久衍试酷崎失证600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024126u5.5 5.5 汽机打闸后，确认过热器、再热器减温水隔离汽机打闸后，确认过热器、再热器减温水隔离阀、调节阀关闭。阀、调节阀关闭。u5.6 5.6 停止炉水循环泵闷炉。停止炉水循环泵闷炉。u5.7 5.7 锅炉熄火后，关闭汽水取样隔离阀。锅炉熄火后，关闭汽水取样隔离阀。u5.8 5.8 汽机破坏真空后，开启再热器疏水、放气阀。汽机破坏真空后，开启再
162、热器疏水、放气阀。u5.95.9当炉膛出口温度低于当炉膛出口温度低于5050时，可停止火检冷却风时，可停止火检冷却风机。机。u5.10 5.10 当空预器进口烟温低于当空预器进口烟温低于100100时，可停止两台时，可停止两台空预器运行。空预器运行。u5.11 5.11 过热器出口压力未到过热器出口压力未到0 0以前，应有专人监视和以前，应有专人监视和记录各段壁温。记录各段壁温。逝邦存麦邀巩址握坞叭铱患肺秧胶骚歼论姬嘲油膨垦黔寓榜灿犊翠绍赞耪600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024127 6 汽机惰走汽机惰走 u6.1 6.1 机组脱扣以后，确
163、认高压密封油泵联启、确认交机组脱扣以后，确认高压密封油泵联启、确认交流润滑油泵联启。确认机组转速开始下降，记录惰走流润滑油泵联启。确认机组转速开始下降，记录惰走时间。时间。 u6.26.2当机组转速降至当机组转速降至2500r2500rminmin以下时，确认润滑油压以下时，确认润滑油压应大于应大于0.084MPa0.084MPa。u6.36.3注意检查机组惰走情况，细听各部声音正常。注意检查机组惰走情况，细听各部声音正常。u6.46.4当机组转速降至当机组转速降至1200r1200rminmin时，启顶轴油泵。时，启顶轴油泵。u6.56.5当机组转速低于当机组转速低于600 r600 rmi
164、nmin且排汽缸排汽温度且排汽缸排汽温度703300rpm3300rpm而危急保安器拒动。而危急保安器拒动。轴向位移超过保护动作值而保护未动。轴向位移超过保护动作值而保护未动。汽缸上下温差突然增大超过汽缸上下温差突然增大超过5656，水冲击；，水冲击；振动达保护动作值振动达保护动作值(0.25mm)(0.25mm)而保护未动作而保护未动作任一轴承断油、冒烟或任一支持轴承金属温度任一轴承断油、冒烟或任一支持轴承金属温度达达113113、或推力瓦金属温度达、或推力瓦金属温度达107107。轴承润滑油压下降至轴承润滑油压下降至0.065MPa0.065MPa，而保护不动作；，而保护不动作；主油箱油位
165、急剧下降至低油位线主油箱油位急剧下降至低油位线-300mm-300mm以下以下；辫填贴啃馒眷斥脯京词凑台促姿循期瓮忱溃授蔚霉揉磋淌勒汐认曹酞挣士600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024162发电机冒烟、着火；发电机冒烟、着火；机组周围或油系统着火，无法很快扑灭并已严重威胁人身或设机组周围或油系统着火，无法很快扑灭并已严重威胁人身或设备安全。备安全。发电机氢气系统发生火灾。发电机氢气系统发生火灾。密封油系统油氢差压失去，发电机密封瓦处大量漏氢，无法维密封油系统油氢差压失去，发电机密封瓦处大量漏氢，无法维持机组运行。持机组运行。高压汽水管道破裂，威
166、胁人身和设备安全无法再运行时。高压汽水管道破裂，威胁人身和设备安全无法再运行时。汽轮机胀差高中压缸汽轮机胀差高中压缸+11.1mm或或-5.1mm，低压缸，低压缸+23.5mm或或-1.52mm时。时。厂用电全部失去厂用电全部失去;剧壁若塘料唆菜律枚纹挞演邑魂颊蜀瓢域尚碉艇导冷磊痘蠕岛攘郧停洒彬600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024163 二二 汽机故障停机条件（不立即破坏机组真空）汽机故障停机条件（不立即破坏机组真空）u主、再热蒸汽温度超过规定值。主、再热蒸汽温度超过规定值。u主、再热汽温在主、再热汽温在10分钟内急剧下降分钟内急剧下降50
167、；u高压缸排汽温度达高压缸排汽温度达475；u高压缸进排汽压比低高压缸进排汽压比低1.7u机前主蒸汽压力超过机前主蒸汽压力超过31.46MPa。u主蒸汽与再热蒸汽进汽温差超过主蒸汽与再热蒸汽进汽温差超过42（再热蒸汽温（再热蒸汽温度低）。度低）。酗锦瀑旋橱受釉府多娶怔袒圃值维鬼惫仑垦仓密傻赛旅焚银饥泽触尽韶果600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024164u汽轮机连续无蒸汽运行超过汽轮机连续无蒸汽运行超过1分钟。分钟。u低压缸或排汽温度大于低压缸或排汽温度大于80，经处理无效，继，经处理无效，继续上升至续上升至120时；时；u发电机定子冷却水导电
168、度达发电机定子冷却水导电度达9.5s/cm，无法处理。，无法处理。u定子冷却水中断而保护不动作，或发电机定子线圈定子冷却水中断而保护不动作，或发电机定子线圈冷却水回水温度达冷却水回水温度达90u高压缸排压力大于额定压力高压缸排压力大于额定压力5.28 Mpa 。uDEH、TSI系统故障，致使一些重要参数无法监控，系统故障，致使一些重要参数无法监控，不能维持机组运行时；不能维持机组运行时；u发电机氢气或密封油系统发生泄漏，无法维持机组发电机氢气或密封油系统发生泄漏，无法维持机组正常运行时。正常运行时。u凝汽器压力上升至凝汽器压力上升至28KPa，而保护不动作；，而保护不动作；u发电机热氢温度达发
169、电机热氢温度达80损熔驰屋去啪枷手池悲杭蘑截驴鼎贼类砰撅恢训脊泌栖筷驭屁膛截幌妒谜600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024165三三 汽机跳闸条件：汽机跳闸条件：跳闸条件：跳闸条件：u汽轮发电机组轴承处轴振超过汽轮发电机组轴承处轴振超过0.25mm。u汽轮机轴向位移增大至汽轮机轴向位移增大至1.0mm或或1.0mm。u汽轮发电机组润滑油压低于汽轮发电机组润滑油压低于0.065Pa。uDEH超速（超速（3330rpm）。）。uTSI超速（超速（3330rpm）。）。u汽轮机机械超速（汽轮机机械超速（3300rpm）。）。u凝汽器真空降至凝汽器真空
170、降至28Kpa缔暂嘱腹继讥锥佩憋峙雕娇之陵烹榔丸淀眺释寝为无扩舱戮茅篮阶薯萌萄600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024166u高压缸进排汽压比低高压缸进排汽压比低1.7u高压缸排汽温度达高压缸排汽温度达475；u EH油压力低到油压力低到9.3 MPau发电机断水发电机断水uDEH失电。失电。u锅炉锅炉MFT动作。动作。摈嫉翠矮段邢车凭屠威僵暂今铆柜庄崭拆匠拙怕丁圾东奥钞虽氟斑痈贵医600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024167四四 锅炉紧急停运条件锅炉紧急停运条件u锅炉达到锅炉达到MFTMFT
171、动作条件，动作条件，MFTMFT保护拒动时。保护拒动时。u锅炉承压部件、受热面管子和管道爆破难以维持运行。锅炉承压部件、受热面管子和管道爆破难以维持运行。u所有锅炉给水流量表计损坏，不能正常监视锅炉上水流量。所有锅炉给水流量表计损坏，不能正常监视锅炉上水流量。u尾部烟道发生二次燃烧或排烟温度超过尾部烟道发生二次燃烧或排烟温度超过250250。u锅炉压力升高超过设定值（安全阀动作值见安全阀章节），锅炉压力升高超过设定值（安全阀动作值见安全阀章节），安全阀拒动。安全阀拒动。u过热器出口汽温高超过过热器出口汽温高超过 595 595或再热汽温超过或再热汽温超过595595。u主、再热蒸汽安全阀动作后
172、不回座，造成主、再热器蒸汽压主、再热蒸汽安全阀动作后不回座，造成主、再热器蒸汽压力下降，汽温或各段工质温度变化达到运行限额时。力下降，汽温或各段工质温度变化达到运行限额时。u炉膛内或烟道内发生爆炸，使炉墙严重损坏不能维持炉膛负炉膛内或烟道内发生爆炸，使炉墙严重损坏不能维持炉膛负压或设备遭到严重损坏时。压或设备遭到严重损坏时。棉硼朵忠酒咙睁厩四呆务露搏厌煎尺民能靠旨空霞旱癌惶岂吸跑肪膝踊杠600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024168五五 锅炉跳闸后联锁下列设备锅炉跳闸后联锁下列设备: 1 燃油供油电磁阀和回油电磁阀关闭燃油供油电磁阀和回油电磁阀
173、关闭2各油枪进油电各油枪进油电磁阀关闭磁阀关闭3给煤机跳闸给煤机跳闸4磨煤机跳闸，磨煤机出口气磨煤机跳闸，磨煤机出口气动挡板关闭，冷风门、热风门均关闭动挡板关闭，冷风门、热风门均关闭5一次风机跳闸一次风机跳闸6增压密封风机跳闸增压密封风机跳闸7二次风挡板置吹扫位置。二次风挡板置吹扫位置。8关过关过热器减温及再热器事故减温水截止阀，关减温水调热器减温及再热器事故减温水截止阀，关减温水调节阀。节阀。9联跳汽轮机。联跳汽轮机。10联跳发电机联跳发电机11联跳给水泵联跳给水泵11联跳吹灰器及电除尘器联跳吹灰器及电除尘器12脱硫岛退出，动作结果是脱硫岛退出，动作结果是开旁路烟道挡板，增压风机跳闸。开旁路
174、烟道挡板，增压风机跳闸。缄茅梨泵里么膊逐虫狂斗匝俭搂捧垃井滋网苏脸流每掐均之勇娄欲我畸岩600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024169六六 发电机紧急停运条件发电机紧急停运条件u汽轮机打闸后，逆功率保护拒动。汽轮机打闸后，逆功率保护拒动。u发电机内有摩擦、撞击声，振动超过允许值。发电机内有摩擦、撞击声，振动超过允许值。u机组内部冒烟、着火、爆炸。机组内部冒烟、着火、爆炸。u发电机组有明显故障，而保护拒动。发电机组有明显故障，而保护拒动。u发电机互感器冒烟、着火、爆炸。发电机互感器冒烟、着火、爆炸。u发电机失磁，失磁保护拒动。发电机失磁，失磁保护
175、拒动。u发电机定子线圈漏水，并伴有定子接地。发电机定子线圈漏水，并伴有定子接地。u发电机主开关以外发生短路，定子电流表指向最大，电压严发电机主开关以外发生短路，定子电流表指向最大，电压严重降低，发电机后备保护拒动。重降低，发电机后备保护拒动。u发生直接威胁人身安全的紧急情况。发生直接威胁人身安全的紧急情况。u发电机定子冷却水中断。发电机定子冷却水中断。披酋悯培娠伟樊脖算雅质腑嚼字坑拔未披粤坤乖啡虑座惜前嫩摘吞飘憎猾600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024170 七七 机组紧急停机的操作步骤机组紧急停机的操作步骤u1 1 机、炉、发电机任一紧急停
176、运条件满足，应立即机、炉、发电机任一紧急停运条件满足，应立即手动按下相应的手动按下相应的“紧急跳闸紧急跳闸”按钮，通过大联锁使按钮，通过大联锁使机组停止运行。机组停止运行。( (机组保护跳闸或手动打闸均会使机机组保护跳闸或手动打闸均会使机组联锁保护动作组联锁保护动作).).u2 2 检查锅炉、汽机、发电机联锁动作正确，如锅炉检查锅炉、汽机、发电机联锁动作正确，如锅炉主燃料未跳，应立即手动跳闸。主燃料未跳，应立即手动跳闸。u3 3 确认高、中压主汽阀，高、中压调阀，各抽汽逆确认高、中压主汽阀，高、中压调阀，各抽汽逆止阀应迅速关闭，汽机转速应下降止阀应迅速关闭，汽机转速应下降. .u4 4 检查厂
177、用电系统是否正常，否则应手动补救，设检查厂用电系统是否正常，否则应手动补救，设法保住厂用电。法保住厂用电。u5 5 检查汽机高压段疏水、中压段疏水、低压段疏水检查汽机高压段疏水、中压段疏水、低压段疏水应自动开启，否则应手动开启。应自动开启，否则应手动开启。u6 6 检查本体疏水扩容器冷却水自动投入正常，否则检查本体疏水扩容器冷却水自动投入正常，否则手动投入。手动投入。屑奎泉豪混登红锁君锌竹桩荷故虾纯骇前剥酷戏意靡样陷嚣代饵挤滩语脾600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024171u7 7 按机组跳闸联锁中内容检查跳闸后的其它联锁动按机组跳闸联锁中内
178、容检查跳闸后的其它联锁动作正确，否则立即手动完成，并通知热工专业人员作正确，否则立即手动完成，并通知热工专业人员进行处理。进行处理。u8 8 检查汽机高压密封油泵、交流润滑油泵及顶轴油检查汽机高压密封油泵、交流润滑油泵及顶轴油泵自启动，发电机密封油泵正常运行，转速到零手泵自启动，发电机密封油泵正常运行，转速到零手动投盘车。检查油压、油温正常，盘车电流正常。动投盘车。检查油压、油温正常，盘车电流正常。u9 9 检查凝汽器、除氧器水位自动调节正常，否则手检查凝汽器、除氧器水位自动调节正常，否则手动调节保持凝汽器、除氧器水位正常。动调节保持凝汽器、除氧器水位正常。u10 10 检查主机润滑油温、密封
179、油温、发电机风温、内检查主机润滑油温、密封油温、发电机风温、内冷水温正常，必要时解列冷却器冷却水。冷水温正常，必要时解列冷却器冷却水。u11 11 快关高、低压旁路阀（失去两台循环水泵或机组快关高、低压旁路阀（失去两台循环水泵或机组真空过低时）。真空过低时）。隧挡感悦痊配缀舒燃十冒妇咱议怀宣笋班枯突腿烬郎祝躯秦啡囊穷鹤僧睬600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024172u12 12 汽机转速下降后，停止真空泵运行，应打开真空汽机转速下降后，停止真空泵运行，应打开真空破坏阀（需破坏真空时）。破坏阀（需破坏真空时）。u13 13 机组跳闸后，应迅速将
180、轴封倒为辅汽供汽。及时机组跳闸后，应迅速将轴封倒为辅汽供汽。及时调整轴封供汽压力，真空到调整轴封供汽压力，真空到0 0，停用轴封汽，解列轴，停用轴封汽，解列轴封减温水。封减温水。u14 14 注意汽机惰走情况，胀差、振动、轴向位移、缸注意汽机惰走情况，胀差、振动、轴向位移、缸胀和上下缸温差等，倾听汽轮机内部声音正常胀和上下缸温差等，倾听汽轮机内部声音正常u15 15 发电机内部着火和氢爆炸时，要用二氧化碳灭火，发电机内部着火和氢爆炸时，要用二氧化碳灭火，并紧急排氢，转子惰走到近并紧急排氢，转子惰走到近200rpm200rpm时，要关闭真空时，要关闭真空破坏阀，建立真空，尽量维持转速，直至火被扑
181、灭。破坏阀，建立真空，尽量维持转速，直至火被扑灭。u16 16 立即关闭本机冷段及四抽至辅汽电动阀，将除氧立即关闭本机冷段及四抽至辅汽电动阀，将除氧器用汽切换为辅汽，并通知邻机保证辅汽压力。器用汽切换为辅汽，并通知邻机保证辅汽压力。u17 17 将励磁电流减到最小。将励磁电流减到最小。u18 18 断开发变组出口刀闸。断开发变组出口刀闸。甲爆糊菌泼困讯晕娠房鹊瞎轿持慨勺靳曙莉钨溶表八嗣蚤侦昼烯祥详雨魄600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024173u19 19 若引、送风机未跳，应将锅炉总风量调至若引、送风机未跳，应将锅炉总风量调至25-3025
182、-30BMCBMC工况的风量，吹扫工况的风量，吹扫5 5分钟。如风机分钟。如风机跳闸，开启风烟挡板自然通风跳闸，开启风烟挡板自然通风1515分钟后，应分钟后，应启动送、引风机对炉膛进行吹扫。若短时间启动送、引风机对炉膛进行吹扫。若短时间不点火，吹扫后停送、引风机，保持锅炉在不点火，吹扫后停送、引风机，保持锅炉在热备用状态。热备用状态。u20 20 检查厂用电系统运行正常。检查厂用电系统运行正常。u21 21 检查低压缸喷水正常投入。检查低压缸喷水正常投入。u22 22 完成机组其它正常停运操作。完成机组其它正常停运操作。u23 23 向调度及公司有关领导汇报故障情况。向调度及公司有关领导汇报故
183、障情况。u24 24 将有关曲线、事故记录打印并保存好，在将有关曲线、事故记录打印并保存好，在值班日志做好事故记录。值班日志做好事故记录。撩吟吠窗差聋旋剥妓藤蘸羹锁乳栋惶决矛螺畜嘘厂招辊臻革苟漂凋构依棒600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024174八八 机组申请停机条件机组申请停机条件u1 汽机申请停机汽机申请停机uDEH控制系统和配汽机构故障时。控制系统和配汽机构故障时。u辅机故障无法再维持主机正常运行时。辅机故障无法再维持主机正常运行时。u因油系统故障，无法保持必须的油压与油位时因油系统故障，无法保持必须的油压与油位时u汽机主保护故障退出时
184、。汽机主保护故障退出时。惋挑僻宠匙听符后箱授凤少底避滁田槽潮挽旭瞬堂膘燥啮妆蝶铬脯妄彼双600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/20241752 锅炉申请停炉锅炉申请停炉u受热面管子泄漏，危及邻近管子安全。u受热面管子壁温超过材料允许值，经调整无效。u给水、炉水、蒸汽品质恶化，经调整无效。u安全阀动作不回座，采取措施无效。u严重结焦、堵灰，不能维持运行。u汽水管道泄漏，难以维持运行。u电除尘故障，除尘效率很低。u除灰（捞渣机、气力输灰）系统故障，锅炉连续12小时不能排灰。芋罩莹谍造寓垂屏顺幢紫霜辣仲诧逊内冒依稚巍焕背嚣婆碱较德凤躲从鸳600MW超临界火
185、力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024176 3 发电机申请停机发电机申请停机u发电机无主保护运行。发电机无主保护运行。u转子匝间短路严重，转子电流达到额定值，无功仍转子匝间短路严重，转子电流达到额定值，无功仍然很小。然很小。u发电机定子线棒最高与最低温度间的温差达发电机定子线棒最高与最低温度间的温差达8或定或定子线棒引水管出水温差达子线棒引水管出水温差达8时，应查明原因并加强时，应查明原因并加强监视。此时可以降低负荷。一旦定子线棒温差达监视。此时可以降低负荷。一旦定子线棒温差达14或定子线棒引水管出水温差达或定子线棒引水管出水温差达12时，或发电时，或发电机
186、任一定子槽内测温元件温度超过机任一定子槽内测温元件温度超过90或出水温度或出水温度超过超过85时，在确认测温元件无误后，应立即停机。时，在确认测温元件无误后，应立即停机。粥南闻昧光例姑泊浚编毗寓铆驻陡嫉炒久思恫扎擒钞错晰绩母劈蜗败渴服600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024177第三节第三节 机组综合性故障机组综合性故障一一 机组甩负荷处理机组甩负荷处理 1发变组主开关跳闸发变组主开关跳闸 现象：现象：CRT报警、光字牌亮。机组大联锁动作。发电机主开报警、光字牌亮。机组大联锁动作。发电机主开关跳闸，电机有功、无功、定、转子电压、电流表指示到零。
187、关跳闸，电机有功、无功、定、转子电压、电流表指示到零。灭磁开关跳闸。灭磁开关跳闸。处理：处理：判断原因判断原因 ，检查机组大联锁应正确动作，检查机组大联锁应正确动作，否则应立即打闸，并检查厂用电运行是否正否则应立即打闸，并检查厂用电运行是否正常，如故障为外部故障，应注意甩负荷机组常，如故障为外部故障，应注意甩负荷机组转速是否正常。及时联系调度，准备重新启转速是否正常。及时联系调度，准备重新启动。动。砍婴扳末茵沃阑樟鞍旱辗田逝谴挥贤县贵龚楔炼高命葡七榷尔伯忙扣淳芯600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024178不巷宝厨静箱挨结雪售哉柬弄坎坛赚栗却峰
188、挛柒育妨堤题稀什老铸击索汞600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024179皋猾喇锚砂驳丝瘸主隆利路铆勾猎修洛斡保敝丰肯挡休惊骤恋头乏然约施600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024180酒晰譬碟吁绣躯淳甲牙扦阜紫峻犁术凹垫榴澈帧釉馈实旨掷亮镁费郑童努600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024181滚碳衙油米控掇腰噎鲍暇逻蓄碰应澎妈夹幻控老羊嘱队塔顿慈进娄谩腰巧600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024182弊蹬究诵退碳仑缩省隔曾摔撩捕遗紊匀信祥访嫁疫踏埋举筋毋墨萤铸禾陕600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024183嘶骏尉大旭歉并狡猿液冰食鱼冕谐答把浊汕偿锰磅岛濒握厂敲肩炔锭猩糙600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024184汇报结束汇报结束 欢迎指正欢迎指正 !刘届散再泵肥勇回银财锚娱捡堪幸垢拷漫乃辛袋孺岳吹二串焊峡爸瞄涉闲600MW超临界火力发电机组集控运行600MW超临界火力发电机组集控运行7/29/2024185
