超临界火力发电机组集控运行.ppt

600MW超临界火电机组集控运行,南京工程学院 王金平,2007.12,2023/10/26,第2页,第二章 机组主要控制系统,2023/10/26,第3页,1 炉膛安全监控系统（FSSS）主要功能:1.1点火前炉膛吹扫。1.2油燃烧器管理。1.3煤燃烧器管理。1.4二次风挡板联锁控制。1.5火焰监视。1.6主燃料跳闸。1.7跳闸原因记忆,第一节 机组主要控制系统,2023/10/26,第4页,2 顺序控制系统（SCS）2.1有关辅机的启停及其系统阀门的开关控制。2.2有关辅机及其系统的联锁保护。,2023/10/26,第5页,3 模拟量控制系统（MCS）3.1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。,2023/10/26,第6页,3.2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（BM）、炉跟机方式（BF）、机跟炉方式（TF）、机炉协调方式（CCS）、自动发电控制（AGC）。,2023/10/26,第7页,1 基本模式（BM）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。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。在任何控制模式下，只要给水主控从自动切换为手动，则机组的控制模式都将强制切换为基本模式控制。,2023/10/26,第8页,2 炉跟机方式（BF）a)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。b)当汽机主控在手动时，机组功率通过操作员手动调节或由DEH自动调功；可称之为BF1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到限制。c)当汽机主控在自动时，可称之为协调的炉跟机方式BF2。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，目标负荷由操作员手动给定。适用范围：锅炉汽机都运行正常，需要机组参与调峰运行。,2023/10/26,第9页,3 机跟炉方式（TF）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TF2。此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。适用范围：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RB）时。,2023/10/26,第10页,4 机炉协调方式（CCS）a)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。按照所依赖的控制方式不同，可分为两种控制策略。b)以炉跟机为基础的机炉协调方式(BF_CCS)：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。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求较高。c)以机跟炉为基础的机炉协调方式(TF_CCS)：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。优点是机组运行稳定，压力波动小，缺点是调峰能力稍弱。d)机组正常运行时应尽可能采用机炉协调控制方式。,2023/10/26,第11页,5 自动发电控制（AGC）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。,2023/10/26,第12页,1 锅炉主控自动条件:给水自动：至少一台给水泵在自动状态。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。发变组出口断路器闭合。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。,第二节 控制回路自动条件,2023/10/26,第13页,2 汽机主控自动条件:控制指令无异常。汽机初始负荷完成。无汽机限制条件。,2023/10/26,第14页,3 基本方式（BM）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.高旁阀开启；2.锅炉主控投入自动；3.汽机主控投入自动。,2023/10/26,第15页,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。,2023/10/26,第16页,C)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.机组功率信号异常。,2023/10/26,第17页,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。,2023/10/26,第18页,6 协调方式（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.煤水比控制自动,2023/10/26,第19页,b)满足下列条件，机组工作在协调运行方式：1.发变组出口断路器闭合。2.高旁关闭。3.汽机主控自动。4.锅炉主控自动。5.机组无RB指令。6.压力控制器处于初始压力控制。c)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。d)协调方式的投入操作：1.在机组控制画面将锅炉主控和汽机主控均投入自动。2.在机组控制画面将协调方式投退块投入自动。,2023/10/26,第20页,7 单元机组负荷远方自动控制方式（AGC）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。,2023/10/26,第21页,b)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。,2023/10/26,第22页,第三节 数字电液调节系统（DEH）,1主要功能：汽机转速控制自动同期控制负荷控制一次调频协调控制快速减负荷（RUNBACK）主汽压控制（TPC）多阀（顺序阀）控制阀门试验OPC控制汽轮机自动控制（ATC）双机容错与厂用计算机DAS系统或DCS通讯，实现数据共享手动控制,2023/10/26,第23页,2自动调节系统：转速控制负荷控制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。运行方式如下：,2023/10/26,第24页,第四节 机组主要保护,1 汽机主要保护 一 汽轮机自动跳机保护,2023/10/26,第25页,二 汽轮机主要联锁保护,2023/10/26,第26页,三 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 a)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。,2023/10/26,第27页,2 锅炉主要保护 锅炉MFT动作条件：汽机跳闸。两台送风机全停。两台引风机全停。丧失燃料（任一油枪曾经投入后失去全部燃料）。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）。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）。炉膛压力高至2.5KPa(三选二)。炉膛压力低至-2.5KPa(三选二)。给水流量低（省煤器入口流量低至135kg/s三选二延时3秒)。汽水分离器出口蒸汽温度高（三选二）。空予器全停火检冷却风丧失（火检冷却风压力低三选二）风量低（一次总风量与二次总风量之和小于118kg/s）手动MFT,2023/10/26,第28页,3 电气主要保护,动作结果说明全停：跳主开关，灭磁开关，厂用分支开关，关主汽门，切换厂用电。解列：跳主开关。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。程序跳闸：先关主汽门，启动程跳逆功率保护解列灭磁分支解列：跳厂用分支开关，闭锁该分支快切。减励磁：减小发电机励磁电流。减出力：减小汽轮机功率切换厂用电：将厂用工作电源切换至备用电源。跳母联：跳开母联开关，母线解列。启动失灵：开关失灵后跳开与之联接的所有开关。解除母线复压闭锁：解除失灵保护复压闭锁。发信号:保护动作后发信号并伴有声光报警，DCS报警，以示设备异常通风启动：启动变压器辅助冷却器。闭锁分支快切：闭锁厂用分支快切装置。,2023/10/26,第32页,第三章 机组启动,2023/10/26,第33页,1 启动规定及要求检查各转动设备轴承油位正常，油质合格。所有电动门、调整门、调节档板送电，显示状态与实际相符合。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。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。检查机组膨胀指示器应投入，并记录原始值。,第一节 启动前的准备工作,2023/10/26,第34页,2 机组禁止启动条件影响启动的安装、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程的有关规定。机组主要检测仪表或参数失灵。机组主保护有任一项不正常。机组主保护联锁试验不合格。机组主要调节装置失灵。机组仪表及保护电源失去。DEH控制系统故障。,2023/10/26,第35页,MCS控制系统工作不正常。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。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。任一主汽阀、调节阀、抽汽逆止门卡涩或关不严。转子偏心度大于0.076mm。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。汽轮机上、下缸温差内缸35，外缸42；胀差达极限值 汽轮机监控仪表TSI未投入或失灵。润滑油和抗燃油油箱油位低、油质不合格，润滑油进油温度不正常。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。汽机旁路调节系统工作不正常。汽水品质不符合要求。发电机AVR工作不正常。柴油机不能正常备用。发电机最低氢压低于0.2MPa.发电机氢气纯度98保温不完整发现有其它威胁机组安全启动或安全运行的严重缺陷时。,2023/10/26,第36页,3 机组启动状态划分3.1 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,2023/10/26,第37页,3.6锅炉状态规定（根据锅炉停炉时间t划分）：冷态：72ht 温态：10ht72h 热态：1ht10h 极热态：0ht1h,2023/10/26,第38页,4 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。UPS系统投入。投入循环水系统、闭式冷却水系统。点火前24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。启动空气预热器。联系燃油泵站启动供油泵。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 0.12MPa。直流润滑油泵控制开关投“自动”。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0.084MPa，密封油空、氢侧压差小于0.49kPa。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。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。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。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。轴封暖管,2023/10/26,第39页,第二节 机组冷态启动,1 炉前给水管路清洗及锅炉上水清洗 1.1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3070,2023/10/26,第40页,1.3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。贮水箱出口水质：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。当贮水箱水位达到2350mm，即可启动炉水循环泵。调整给水流量20%BMCR和炉水循环泵流量35%，使水冷壁的循环流量达到55%BMCR，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。省煤器进口水质:Fe100g/l；PH9.29.5；电导率1s/cm。,2023/10/26,第41页,1.5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（2路）。1.6燃烧器未点火前，DCS系统自动打开省煤器排气阀。,2023/10/26,第42页,2.锅炉点火前吹扫准备 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2535BMCR，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。,2023/10/26,第43页,3 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MFT,2023/10/26,第44页,4.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。,2023/10/26,第45页,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：,2023/10/26,第46页,4.7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 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。,2023/10/26,第47页,4.11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 炉点火后，开始空气预热器吹灰（见辅机操作规程），每2小时吹灰一次，直到全煤燃烧。,2023/10/26,第48页,5 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。,2023/10/26,第49页,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。,2023/10/26,第50页,5.6当主汽压力达0.2MPa时，关闭汽水分离器出口管道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。,2023/10/26,第51页,5.8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。,2023/10/26,第52页,6 汽轮机冲转前准备：发电机、励磁机系统的准备合AVR盘、整流盘上所有控制及辅助电源开关。合冷却风机电源。手摇五极开关，确认开关合好。确认励磁柜无异常报警。确认励磁开关处于“分”位。确认待并发电机的220kv断路器在“分”位。合发变组出口断路器控制电源。投入发变组保护压板。合发变组出口断路器电机储能电源。合发变组出口隔离开关控制电源。合发电机220KV隔离开关。,2023/10/26,第53页,7 汽机冲车、升速、暖机 7.1 冲车前确认下列汽机保护投入：润滑油压低保护抗燃油压低保护低真空保护轴向位移大保护轴振动保护高排温度高保护高压透平比低（调节级压力/高排压力）超速保护电气故障停机保护MFT停机保护DEH失电保护ETS热工控制盘上试验允许钥匙开关置于“投入”位。,2023/10/26,第54页,7.2 确认以下条件满足:确认汽轮机不存在禁止启动条件。DEH系统正常。确认汽轮机在盘车状态，转速3r/min。连续盘车时间不少于4小时。转子偏心度不大于0.076mm（或原始值的+0.02mm）.,2023/10/26,第55页,5MPa主蒸汽压力8.9MPa 370主蒸汽温度420。0.8MPa再热蒸汽压力1.0MPa，320再热蒸汽温度370。主蒸汽过热度56。凝汽器真空16.7Kpa；润滑油温在3040之间；高压缸内缸上下缸温差小于35、外缸上下缸温差小于42。确认各疏水门疏水已尽。低压缸喷水控制开关在自动位。,2023/10/26,第56页,7.3 接值长开机令后，将就地大轴晃度表抬起，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。,2023/10/26,第57页,7.4点击主画面的“汽机启机”按钮，在操作端点击“启机”，10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400RPM，升速率100RPM/MIN。当CRT窗口显示转速大于4RPM/MIN时，确认盘车装置脱开、电机停止，盘车装置油供应会自动关闭。在转速达到400RPM之前转子偏心度应稳定并小于0.076mm。在CRT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、油流正常。CRT窗口显示值为400RPM/MIN时，“进行”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3040。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 7.5 在400RPM/MIN时进行打闸摩擦检查，确认机组无问题，将机组转速升至400RPM/MIN.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。,2023/10/26,第58页,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 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,2023/10/26,第59页,7.12 投入高、低加。7.13 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）”键机组继续升速，在CRT监视汽轮机转速上升情况。,2023/10/26,第60页,7.17 升速至2900RPM/MIN时，进行高压主汽门（TV）与高压调门（HIP）控制切换。1 高压主汽门（TV）与高压调门（HIP）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Ts，确认Ts至少等于主汽压力下的饱和温度才可切换。Ts=T1+1.36（T2-T1）Ts蒸汽室金属温度 T1蒸汽室外壁金属温度 T2蒸汽室内壁金属温 3 确认汽轮机为单阀控制。4按下“高压调门控制”键，在CRT上确认高压调门从全开位置关下，当实际转速下降到2900RPM/MIN以下后，高压主汽门逐渐全开，高压调门控制汽轮机转速在2900RPM/MIN，阀切换完成。7.18 DEH操作盘上设定目标转速为3000RPM/MIN，升速率150RPM/MIN，确认正确后按“进行”键，监视汽轮机转速上升情况。7.20 汽轮机转速升至3000RPM/MIN后，稳定保持在3000RPM/MIN。,2023/10/26,第61页,并网前进行以下试验（大修后或机组运行6个月）AST 电磁阀试验OPC电磁阀试验手打停机按钮试验电气超速保护试验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20%负荷，再热汽温不低于400，并且暖机时间不少于7小时）。,2023/10/26,第62页,9 升速注意事项：倾听汽轮机和发电机转动部分声音正常在600RPM/MIN以下，注意转子的偏心度应小于0.076mm；当转速大于600RPM/MIN时，轴振应小于0.076mm。过临界转速时，当轴承振动超过0.1mm，或相对轴振动超过0.25mm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0.015mm或相对轴振动变化0.05mm，应查明原因设法消除；正常升速率为100150r/min左右。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定值。注意缸胀、轴向位移、胀差等正常。注意凝汽器、加热器、除氧器水位正常。检查确认油压、油温、油箱油位、各轴承油流正常。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。维持主蒸汽、再热蒸汽参数稳定，主蒸汽温度不超过430，再热蒸汽温度不低于260。温升率不得超过55/小时。监视凝汽器真空不低于16.7KPa，确认低真空保护投入。,2023/10/26,第63页,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。确认主油泵出口油压在1.62.0MPa之间，入口油压在0.0840.3MPa之间。停止密封油备用泵、交流润滑油泵，并将其投自动。注意油压变化。确认冷油器出口油温正常，轴承回油温度6070。调节氢温在4050范围内，投入氢温调节自动，设定值为45。调节发电机内冷水温度在4550之间，投入自动，设定值为48。确认空侧、氢侧密封油冷却器出口油温在3849之间。确认发电机内氢气压力为0.4MPa，氢温在4050之间，纯度为98%以上。,2023/10/26,第64页,10 发电机并列规定及注意事项。发电机并列分为“自动准同期”和“手动准同期”二种方式。正常情况下应采用“自动准同期”方式进行并列。发电机并列时，“自动准同期”不能投入必须采用“手动准同期”控制下进行发电机并列操作时，必须经总工程师批准后方可进行发电机加励磁必须在转速达3000rpm时方可进行。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。,2023/10/26,第65页,11 发电机并列的条件：发电机频率与系统频率基本相同（频率差不得大于0.2Hz，并列时系统频率必须在49.8至50.2Hz的范围内）。发电机电压与系统电压相等（允许最大偏差为5%）。发电机相序与系统相序相同。发电机相位与系统相位相同。,2023/10/26,第66页,12 机组并列后的检查和操作12.1 机组并列后的检查 检查炉膛出口烟温大于580时烟温探针退出运行。关闭炉侧所有疏放水系统手动门。在功率回路控制下5%初负荷暖机。初负荷暖机期间维持主再热蒸汽参数稳定。汽机凝汽器真空应低于16.7Kpa。检查汽机胀差值、总膨胀值、轴振、瓦温、油温、油压、温差 暖机时间均满足要求时，确认暖机结束。投入机、电、炉大联锁。做好启动汽泵前的小汽机暖机工作。,2023/10/26,第67页,12.2 机组30MW负荷升至180MW负荷设定目标负荷180MW，升负荷率3MW/min。确认“定压方式”投入，确认“主汽压力变化率限制器”投入。机前压力设定值8.9MPa锅炉二次风温大于150时，启动一台密封风机和两台一次风机。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。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。）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。,2023/10/26,第68页,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。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。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。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。,2023/10/26,第69页,12.3 当负荷达60MW时，确认下列高压疏水阀自动关闭：主蒸汽管疏水电动门 左侧主汽门前疏水电动门 右侧主汽门前疏水电动门#1小机高压进汽门前、后疏水电动门#2小机高压进汽门前、后疏水电动门 高压缸进汽管疏水门 高压内缸疏水门 高压缸速度级疏水门 高压外缸疏水门 高压导汽管疏水门 一段抽汽管逆止门前疏水电动门 一段抽汽管疏水电动门 高排逆止门前、后疏水罐疏水电动门 热再管疏水电动门如果汽机需做超速试验，则应在20%负荷、再热汽温不低于400的情况下运行7小时当负荷升至90MW时，确认低压缸喷水阀自动关闭。,2023/10/26,第70页,12.14 根据负荷需要暖投锅炉第二组制粉系统。注意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，将除氧器倒正常方式。12.16 负荷100MW时，汽轮机轴封自密封，轴封泄气调整门投自动。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。,2023/10/26,第71页,13.180MW负荷升至300MW负荷 设定机组升负荷率3MW/min，设定目标负荷240MW，机前压力13.5MPa。机组转入滑压运行方式，确认“主汽压力变化率限制器”投入。在机组负荷达到180MW，蒸汽过热度大于50，切换空预器吹灰汽源至末过入口。在机组负荷达到180MW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。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。增加汽泵转速，待转速升至3100rpm后，在DEH上将汽泵转速投自动，在CRT 上并列汽泵后，汽泵和电泵同时参与给水调节。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。,2023/10/26,第72页,视机组负荷情况启动第三台磨煤机。当第三台磨煤机启动后，且锅炉负荷大于30%BMCR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，可以在较高的负荷下停油枪，停油后空预器改为定期吹灰。当锅炉负荷达到40%BMCR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。根据负荷需要启动第二台汽动给水泵，当转速高于3000rpm时，在DEH上投入转速自动，在CRT上并列第二台汽泵。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。当机组负荷达到300MW时保持负荷，确认机前压力13.5MPa，主汽温度540，再热汽温490。关闭运行小汽机的低压进汽门前、后疏水电动门。关闭运行小汽机的本体疏水阀。,2023/10/26,第73页,12.4 300MW负荷升至450MW负荷在协调主画面上设定目标负荷450MW，负荷变化率15MW/min，主、再热蒸汽温度逐渐升到额定值。当机组负荷升至300MW时，进行以下操作：确认锅炉燃烬风调节挡板控制投自动。联系调度投入AGC。当机组负荷达到360MW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15.0 MPa。当机组负荷高于360MW时，启动第四套制粉系统。当机组负荷高于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。当机组负荷升至450MW时,确认机前压力20.0 MPa。,2023/10/26,第74页,12.5 450MW负荷升至600MW负荷当机组负荷高于450MW时可启动第五台磨煤机。当机组负荷升至540MW时，确认机前压力24.2 MPa；确认“定压方式”投入，确认“主汽压力变化率限制器”投入。当机组负荷为600MW时，确认各参数正常，对机组进行全面检查。,2023/10/26,第75页,12.6 机组升负荷过程中注意事项 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。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。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。注意监视轴封温度和压力的变化，及时调整在正常范围内。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。在各阶段