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集控运行规程 目 录目 录第一篇 设备规范及主要技术性能1第一章 锅炉设备规范及主要技术性能1第二章 汽机设备规范及主要技术性能8第三章 电气设备规范及主要技术性能14第二篇 机组控制21第一章 机组分散控制系统（DCS）21第二章 锅炉炉膛安全监控系统（FSSS）22第三章 汽轮机电液调节控制系统（DEH）26第四章 机组顺序控制系统（SCS）30第五章 机组模拟量控制系统（MCS）34第六章 机组协调控制系统（CCS）42第七章 电气控制系统（ECS）46第八章 机组主保护48第三篇 机组的启动63第一章 机组的启动试验总则63第二章 机组冷态启动67第三章 机组温态启动79第四章 机组热态启动84第四篇 组机组正常运行监视及调整86第一章 锅炉正常运行调整86第二章 汽机正常运行监视与调整95第三章 发电机正常运行监视与调整99第四章 公用系统运行方式的规定104第五篇 机组的正常停运106第一章 机组停机前的准备106第二章 机组的正常停机操作107第三章 机组滑参数停运110第四章 机组停运后的保养112第六篇 单元机组试验115第七篇 机组事故处理125第一章 事故处理原则125第二章 事故停机及停炉127第三章 机组事故处理130第四章 全厂停电事故处理预案157机组集控运行规程 主机设备介绍第一篇 设备规范及主要技术性能第一章 锅炉设备规范及主要技术性能1.1.1 锅炉设备规范我公司2600MW超临界机组锅炉为东方锅炉厂引进技术制造的国产超临界滑压运行直流锅炉，锅炉型号DG1900/25.4-1型，单炉膛，一次中间再热，尾部双烟道结构。本锅炉固态排渣，全钢构架，全悬吊结构露天布置。采用内置式启动分离系统。 锅炉设计燃用平顶山混合烟煤，磨煤机采用上海重型机器厂生产的HP983型弹簧变加载磨辊磨煤机，采用东方锅炉厂引进技术生产的旋流喷燃器，前、后墙对冲燃烧，燃烧系统设计采用分级燃烧和浓淡燃烧等技术，可有效降低NOX排放量和降低锅炉最低稳燃负荷，设计最低不投油稳燃负荷不大于45%B-MCR(855t/h)。前、后墙各布置12只低NOX轴向旋流燃烧器(LNASB)，分三层对称布置。每台燃烧器配有一支点火油枪，油枪采用机械雾化喷嘴，在B、D层各布置四只启动油枪，启动油枪采用蒸汽雾化，油枪的最大出力按30%B-MCR工况设计。A层燃烧器布置由烟台龙源电力技术有限公司生产的等离子燃烧器。风烟系统设计采用两台动叶可调轴流送风机和两台入口静叶可调轴流引风机平衡通风，空气预热器为三分仓容克式，采用径向密封自适应调整降低空气预热器漏风。锅炉全炉墙和烟道采用焊接膜式结构。汽水系统中炉膛下部水冷壁和冷灰斗采用内螺纹管螺旋管圈水冷壁，上部水冷壁和烟道水冷壁采用垂直上升水冷壁。自给水管路出来的水由炉前右侧进入位于尾部竖井后烟道下部的省煤器入口集箱，水流经省煤器受热面吸热后，由省煤器出口集箱右端引出下水连接管进入螺旋水冷壁入口集箱，经螺旋水冷壁管、螺旋水冷壁出口集箱、混合集箱、垂直水冷壁入口集箱、垂直水冷壁管、垂直水冷壁出口集箱后进入水冷壁出口混合集箱汇集后，经引入管引入汽水分离器进行汽水分离，从分离器分离出来的水进入贮水罐排往凝汽器或锅炉疏水扩容器，蒸汽则依次经顶棚过热器、后竖井/水平烟道包墙过热器、低温过热器、屏式过热器和高温过热器。一级减温水设置在低温过热器和屏式过热器之间，二级减温水设置在屏式过热器和高温过热器之间。通过燃料和给水配比调节锅炉负荷，通过调整燃料和给水比例并配合一、二级减温水调整主蒸汽温度。汽轮机高压缸排汽进入后竖井前烟道的低温再热器，经水平烟道内的高温再热器后，从高温再热器出口集箱引出至汽轮机中压缸。再热蒸汽温度的调节通过位于省煤器和低温再热器后方的烟气调节挡板进行控制,在低温再热器出口管道上布置再热器事故喷水减温器作为辅助调节手段。送风机和一次风机将冷风送往两台空预器，冷风在空预器中与锅炉尾部烟气换热被加热后，热二次风一部分送往喷燃器助燃实现一级燃烧，一部分送往燃尽风喷口保证燃料充分燃尽。热一次风送往磨煤机和冷一次风混合调节实现煤粉的输送、分离和干燥。经过初步破碎的原煤通过输煤皮带送到原煤仓，经过原煤仓插板后落到称重皮带式给煤机。给煤机根据输入的给煤量指令调节给煤机驱动电机转速来改变进入磨煤机的煤量。原煤进入磨煤机后在磨辊的碾压下破碎，在向磨盘边缘移动的过程中被经过风环导向后高速旋转的一次风携带上升进行重力初步分离和干燥，被初步分离和干燥后的煤粉经过折向挡板进一步惯性分离后，细度合格的煤粉通过四根煤粉管道送往相应的喷燃器，粒度较大的煤粉落入磨碗继续进行破碎。煤中掺杂难以被破碎的铁块、石块等在风环中不能被一次风托起并携带上升，落入一次风进风室中被刮板带至石子煤仓，由人工将石子煤进行清理。燃料在炉膛燃烧产生高温热烟气主要以辐射传热的方式将一部分热量传递给炉膛水冷壁和屏式过热器，然后热烟气通过高温过热器、高温再热器进入后竖井烟道。中隔墙将后竖井分成前、后两个平行烟道，前烟道内布置低温再热器，后烟道内布置低温过热器和省煤器。在上述受热面中高温烟气主要以对流传热的方式将热量传递给工质，烟气的温度逐渐降低。烟气调节挡板布置在低温再热器和省煤器后，用来改变通过竖井前、后烟道的烟气量达到调节再热蒸汽温度的目的。穿过烟气挡板后的烟气进入空预器进行最后冷却，进入两台双室四电场电除尘器净化后经过两台引风机排向脱硫装置，最后经烟囱排入大气。1.1.2 锅炉设备参数第二章 汽机设备规范及主要技术性能1.2.1 汽机设备规范我公司2600MW机组为哈尔滨汽轮机有限责任公司与三菱公司联合设计、生产的超临界、一次中间再热、单轴、三缸、四排汽凝汽式汽轮机，具有较高的效率和安全可靠性。高中压积木块采用三菱公司设计；低压积木块以哈汽600MW机组积木块为母型，与三菱公司一起进行改进设计，末级叶片长度1000mm。1.2.2 蒸汽流程汽轮机通流部分采用冲动式与反动式联合设计。新蒸汽从汽轮机两侧两个固定支撑的高压主汽调节联合阀进入，由每侧各两个调节阀流出，经过4根高压导汽管进入高压缸，高压进汽导管分上缸两根、下缸两根。进入高压缸的蒸汽通过1个冲动级和9个反动级后，由外缸下部两侧排入低温再热器。再热后的蒸汽从机组两侧的两个再热蒸汽调节联合阀，由每侧各两个中压调节阀流出，经过四根中压导汽管进入中压缸，中压进汽管分为上缸两根、下缸两根。进入中压缸的蒸汽经过6个反动级后，从中压缸上部排汽口排出，经中、低压缸连通管，分别进入1号、2号低压缸。两个低压缸均为分流结构，蒸汽从通流部分的中部流入，经过正反向7级反动级后，流向每端的排汽口，然后蒸汽向下流入低压缸下部的凝汽器。本机设有8段非调整抽汽，分别向三台高压加热器、除氧器、四台低压加热器组成的回热系统及给水泵汽轮机等供汽。本机组的配汽方式与阀门布置如图所示1.2.3 本体结构特点1.2.3.1 高中压缸汽缸的结构形式和支撑方式在受热状况改变时，可以保持汽缸自由且对称的收缩和膨胀，并且把可能发生的变形降到最低限度。由合金钢铸造的高中压外缸通过水平中分面形成了上下两半。内缸同样为合金钢铸件并通过水平中分面形成了上下两半。内缸支撑在外缸水平中分面处，并由上部和下部的定位销导向，使汽缸保持与汽轮机轴线的位置与中心线一致，同时使汽缸可根据温度的变化自由收缩和膨胀。汽轮机高压缸的喷嘴室也由合金钢铸成，并通过水平中分面形成了上、下两半。它采用中心线定位，支撑在内缸中分面处。喷嘴室的轴向位置由上、下两半的凹槽与内缸上、下两半的凸台配合定位。上、下两半内缸上均有滑键，决定喷嘴室的横向位置。这种结构可以保证喷嘴室根据主蒸汽温度变化沿汽轮机轴向正确的位置收缩或膨胀。主蒸汽进汽管与喷嘴室之间通过弹性密封环滑动连接，这样可把温度引起的变形降到最低限度。外缸上半及内缸下半采用可顶起螺钉抬高，直到进汽管与喷嘴室完全脱离，然后按常规方法用吊车吊起。汽轮机高压隔板套和高中压进汽平衡环支撑在内缸的水平中分面上，并由内缸上、下两半的定位销导向。汽轮机中压1号隔板套中压2号隔板套和低压排汽平衡环支撑在外缸上，支撑方式和内缸的支撑方式一样。1.2.3.2 低压缸本机组具有两个低压缸。低压外缸全部由钢板焊接而成，为了减少温度梯度设计成3层缸。由外缸、1号内缸、2号内缸组成，减少了整个缸的绝对膨胀量。汽缸上、下两半各由3部分组成：调端排汽部分、电端排汽部分和中部。各部分之间通过垂直法兰面由螺栓作永久性连接而成为一个整体，可以整体起吊。低压缸调速器端的第1、2级隔板安装在隔板套内。此隔板套支撑在1号内缸上，第3、4、5级隔板安装在1号内缸内，第6、7级隔板安装在2号内缸内，内缸支撑在外缸上，并略低于水平中分面。低压缸发电机端的第14级隔板安装在隔板套内，此隔板套支撑在1号内缸上，第5级隔板安装在1号内缸内，第6、7级隔板安装在2号内缸内，内缸支撑在外缸上，并略低于水平中分面。排汽缸内设计有良好的排汽通道，由钢板压制而成。面积足够大的低压排汽口与凝汽器弹性连接。低压缸四周有框架式撑脚，增加低压缸刚性，撑脚座落在基架上承担全部低压缸重量，并使得低压缸的重量均匀地分在基础上。在1号低压缸撑脚四边通过键槽与预埋在基础内的锚固板配合形成膨胀的绝对死点。在蒸汽入口处，1号内缸、2号内缸通过1个环形膨胀节相连接，1号内缸通过1个承接管与连通管连接。内缸通过4个搭子支承在外缸下半中分面上，1号内缸、2号内缸和外缸在汽缸中部下半通过1个直销定位，以保证三层缸同心。为了减少流动损失，在进排汽处均设计有导流环。每个低压缸两端的外缸上装有两个大气阀，其用途是当低压缸的内压超过其最大设计安全压力时，自动进行危急排汽。大气阀的动作压力为0.0340.048MPa(表压)。低压缸排汽区设有喷水装置，空转或低负荷、排汽缸温度升高时按要求自动投入，以降低低压缸温度，保护末级叶片。1.2.3.3 转子高中压转子是无中心孔合金钢整锻转子。带有主油泵叶轮及超速跳闸装置的轴通过法兰螺栓刚性地与高中压转子在调端连接在一起，主油泵叶轮轴上还带有推力盘。低压转子也是无中心孔合金钢整锻转子。高中压转子和1号低压转子之间装有刚性的法兰联轴器。1号低压转子和2号低压转子通过中间轴刚性联接、2号低压转子和发电机转子通过联轴器刚性联接。转子系统由安装在前轴承箱内的推力轴承定位，并有8个支撑轴承支撑。1.2.3.4 静叶片调节级采用子午面收缩静叶栅，降低静叶栅通道前段的负荷，减少叶栅的二次流损失。高中压静叶片全部为弯曲叶片，每只静叶自带菱型头形内外环，整圈组焊后在中分面处割开，成为上下半结构。低压第一级为弯曲静叶，第24级为扭曲静叶，第5、6、7级为弯曲静叶。低压前5级隔板导叶为自带菱型叶冠焊接结构，末二级隔板为单只静叶焊接在内外环上的焊接结构。1.2.3.5 动叶片调节级动叶片采用电脉冲加工成三只为一组并带有整体围带和三叉叶根的三联叶片。高、中压动叶全部为弯曲自带冠叶片，枞树型叶根，低压17级为变截面扭曲动叶片，均为自带围带，枞树型叶根结构。1.2.3.6 滑销系统在汽轮机启动、运行和停机时，为了保证汽轮机各个部件正确地膨胀、收缩和定位，同时保证汽缸和转子正确对中，设计了合理的滑销系统。机组膨胀的绝对死点在1号低压缸的中心，由预埋在基础中的两块横向定位键和两块轴向定位键限制低压缸的中心移动，形成机组绝对死点；高中压缸由四只“猫爪”支托，“猫爪”搭在轴承箱上，“猫爪”与轴承箱之间通过键配合，“猫爪”在键上可以自由滑动；高中压缸与轴承箱之间、低压1号与2号缸之间在水平中分面以下都用定位中心梁连接。汽轮机膨胀时，1号低压缸中心保持不变，它的后部通过定位中心粱推动2号低压缸沿机组轴向向发电机端膨胀。1号低压缸的前部通过定位中心梁推着中轴承箱、高中压缸、前轴承箱沿机组轴向向调速器端膨胀。轴承箱受基架上导向键的限制，可沿轴向自由滑动，但不能横向移动。轴承箱侧面的压板限制了轴承箱产生的任何倾斜或抬高的倾向。转子之间都是采用法兰式刚性联轴器联接，形成了轴系。轴系轴向位置是靠机组高压转子前端的推力盘来定位的。推力盘包围在推力轴承中，由此构成了机组动静之间的死点。当机组静子部件在膨胀与收缩时，推力轴承所在的前轴承箱也相应地轴向移动，因而推力轴承或者说轴系的定位点也随之移动，因此，称机组动静之间的死点为机组的“相对死点”。1.2.3.7 盘车装置盘车装置由壳体、蜗轮蜗杆、链条、链轮、减速齿轮、电动机、润滑油管路、护罩、气动啮合装置等组成的低速盘车装置，安装在发电机与2号低压缸之间，盘车转速为3.35r/min。既可远方操作，也可就地手动盘车。在汽轮机升速超过盘车转速并具有足以使盘车设备脱开的转速时，啮合小齿轮将自动脱开。此时零转速指示器的压力开关将关闭，并提供气动啮合缸活塞下的压缩空气，把操纵杆推向完全脱离啮合的位置。此时，弹簧座上的限位开关被拨到切断盘车电动机电源的位置。在汽轮机停机时,将控制开关转到盘车装置的自动位置,当转子转速降到1200r/min时，自动程序电路将起作用，从而对盘车设备提供充足的润滑油，并使顶轴装置投入运行。当转子停转时，“零转速指示器”中压力开关将闭合,接通供气阀电源并向气动啮合缸提供压缩空气。拨动弹簧座上的限位开关,使得盘车电动机启动.1.2.3.8 轴承高中压缸和低压缸共六个支持轴承，是由四个键支撑的具有自位功能的可倾瓦轴承，该轴承由孔径镗到一定公差的四块浇有轴承合金钢制瓦组成，具有径向调整和润滑功能。推力轴承为京士伯里可倾瓦轴承，摆动间隙大，具有自位能力强，油膜稳定的特点，安装在前轴承箱内。发电机两个轴承采用端盖式轴承，即端盖上设有轴承座，由端盖支撑轴承载荷。轴承采用下半两块可倾式轴瓦。能自调心，稳定性强，抗油膜扰动能力强。为防止轴电流造成危害，在进油管与外部管道之间加设了绝缘。1.2.3.9 汽封高中低压汽封为迷宫式汽封，高压缸的各汽封约在10负荷时变成自密封，中压缸的各汽封约在25负荷时变成自密封，蒸汽排到汽封系统的联箱，再从联箱流向低压汽封。大约在75%负荷下系统达到完全自密封。多余的蒸汽，通过溢流阀流往凝汽器。1.2.3.10 润滑油系统汽机润滑油系统由主油泵、交流润滑油泵、直流油泵、氢密封油泵、顶轴油泵、盘车装置、冷油器、排烟系统、主油箱、射油器、油净化装置等组成，润滑油系统供回油管采用套装管路。汽机主轴驱动的主油泵是蜗壳式离心泵，正常运行时，主油泵出口油管向#1、#2射油器、机械超速脱扣和手动脱扣总油管、高压密封备用油管供油。#1射油器出口向主油泵入口及低压密封备用油管供油。#2射油器出口向润滑油系统供油。在机组启、停时由交流润滑油泵经冷油器向润滑油系统供油。1.2.3.11 旁路系统本机组旁路系统容量采用35%B-MCR启动旁路，能完成机组在各种状态启动的要求。第三章 电气设备规范及主要技术性能1.3.1 发电机及励磁系统我公司本期工程为两台600MW发电机组，发电机为哈尔滨电机厂有限责任公司制造的QFSN-600-2YHG型三相交流隐极式同步汽轮发电机，发电机出口电压为20kV，发电机冷却方式为水氢氢，即定子绕组水内冷、转子绕组氢内冷、定子铁芯氢冷。我公司励磁系统为发电机机端供电的自励励磁系统，正常运行期间，励磁系统由发电机机端电压经过励磁变供电。起励装置由220V直流系统供电，当残压不足以建立发电机电压时，经过一定时间的迟延，起励装置自动投入，起励开关自动闭合，定子电压建立，当电压达到10%时，起励开关自动断开，可控硅桥正常工作。励磁调节器为双自动通道（自动/手动）加独立的备用控制器(EGC)，每个通道均能提供励磁电压调节（AVR自动方式）和励磁电流调节（FCR手动方式）。备用控制器（EGC）是紧急的备用控制器，仅提供励磁电流调节（手动方式），向EGC的切换是由设备内部各种保护和监控功能自动控制的，不受人为控制。励磁调节器包含的功能有：1） 给定值调整2） 有功补偿3） 无功补偿4） U/Hz限制器5） 软启励6） 自动跟踪7） 过励限制8） 欠励限制9） 电力系统稳定器（PSS）。整流桥采用标准型，即具有5个并联的整流桥，其中有一个冗余的（n-1）配置，当一个整流桥故障时，系统仍能满足最大励磁功率。冷却方式采用带双冗余风机的强迫冷却。励磁系统的灭磁功能由灭磁开关、跨接器（CROWBAR）和灭磁电阻实现，当灭磁开关断开时，通过触发跨接器的可控硅将励磁电流瞬时倒入灭磁回路，灭磁过程开始，灭磁开关触头可以无负荷断开。1.3.2 发电机出线发电机组采用发电机变压器组单元接线形式，发电机出口电压由主变升压后接在姚孟500kV变电站并入华中电网500kV系统，500kV变电站母线接线方式采用3/2接线 。分裂式无载调压高压厂用变压器、双绕组高压公用变压器、励磁变也接在发电机出口，均采用共箱式母线连接。机组集控运行规程 机组控制第二篇 机组控制第一章 机组分散控制系统（DCS）2.1.1 机组分散分散控制系统（DCS）概述机组DCS由上海福克斯波罗有限公司提供，控制策略由河南电力试验研究院负责设计，单元制机组，采用机电炉集中控制方式。两台机组设一个单元控制室，按机电炉一体化配置分散控制系统。实现全CRT监控，对锅炉壁温、发电机线圈温度等相对集中的监视测点采用智能前端完成过程参数的采集。通过DCS操作员站完成机组的启停、正常运行工况的监视操作和紧急情况的事故处理。在单元控制室后设置电子设备间和DCS工程师站，两台机组各设一套独立完整的DCS系统。另设公用系统DCS，完成对两台机组公用系统（包括电气公用段、电气高备变、燃油泵房等）的控制，通过通讯接口分别和两台机组的DCS网络连接在一起，可通过任一台机组的DCS操作员站对公用系统进行监视和控制，并相互闭锁。与DCS通讯的控制系统有：汽轮机控制系统（DEH）、锅炉吹灰程序控制系统（SBC）、生产监控管理信息系统(SIS)、发电机励磁系统AVR系统（1个/每台机组）、220VDC直流系统（1个/每台机组）、110VDC直流系统（1个/每台机组）、厂用电监控系统、2个UPS电源等。DCS各操作画面上设有连锁开关、手自动（M/A）操作站等，通过操作员的手动设定、调节与实现控制系统的人机对话。系统提供有机组紧急操作设备，以保证在紧急情况下快速、安全停机。紧急操作设备布置在操作员站的桌面上，带有安全防护罩以防误动。紧急操作设备包括：停锅炉（MFT，双按钮）、停汽机、发变组紧急跳闸、锅炉安全门开/关/自动、真空破坏门开/关、直流润滑油泵开、交流润滑油泵开、发电机灭磁开关分闸、柴油发电机紧急启动等。全厂辅网控制通过PLC远程I/O与控制室进行通讯，并在化学区域、岸边补水升压泵、燃油泵房和循环水泵房采用DCS。第二章 锅炉炉膛安全监控系统（FSSS） 2.2.1 锅炉吹扫锅炉吹扫分为两种：自动吹扫和手动吹扫。自动吹扫为顺控自动启动炉膛吹扫；手动吹扫则由运行人员操作CRT上的吹扫按钮启动炉膛吹扫。2.2.1.1 吹扫过程：MFT信号发生后触发“请求吹扫”信号，启动一次吹扫条件检查；当无风挡板闭锁条件且一次吹扫条件满足后，发送一个25秒的指令到调节系统，设置风箱二次风调节挡板、燃尽风调节挡板和外二次气动风门到吹扫位（外二次气动风门的吹扫位定为燃煤位），把锅炉风量调到吹扫风量；启动二次吹扫条件检查，检查12个二次风调节挡板和4个燃尽风调节挡板是否在吹扫位（大于等于8个调节挡板在吹扫位），同时确认通过炉膛的总风量在3040BMCR的设定限制内，以确保在炉膛吹扫期间通过炉膛和烟道的风量有足够的容积变化；当二次吹扫条件满足后，发“吹扫允许”信号，手动或自动启动吹扫，则开始5分钟的炉膛吹扫计时，在此期间，若有任一吹扫允许条件丧失，则自动“吹扫中断”，发“请求吹扫”信号；当吹扫计时到5分钟，则“吹扫完成”。吹扫完成后，发2秒吹扫完成脉冲复位MFT跳闸输出及首出记忆信号。2.2.1.2 吹扫完成后，所有二次风调节挡板置10%点火位，所有外二次气动风门关闭，点火油压力调节阀置30%点火位，启动油流量调节阀置30%点火位。2.2.1.3 锅炉吹扫设备名称满 足 条 件一次吹扫允许（所有条件满足）MFT已动作MFT条件不存在（MFT条件中：给水流量低、给水流量极低条件允许存在）至少一台空预器运行送风机允许吹扫(一台或两台送风机运行且运行风机的出口挡板开状态)引风机允许吹扫(一台或两台引风机运行且运行风机的出口、入口挡板开状态)所有一次风机停所有磨煤机停所有一次风出口门全关所有给煤机停炉前燃油母管快关阀关闭启动油快关阀关闭启动油回油阀关闭点火油快关阀关闭点火油回油阀关闭所有分油阀关闭（包括启动油和点火油）所有火检探头均探测不到火焰二次吹扫允许（所有条件满足）一次吹扫条件满足30%总风量30% 且50%或任一煤燃烧器组运行给水流量正常350t/h点火油点火允许（所有条件满足）炉膛点火条件满足燃油母管快关阀已开点火油OFT已复位点火油快关阀已开点火油母管压力正常点火油泄漏试验完成或旁路；无延时点火信号（第一个点火油燃烧器投运前，连续三次点火失败，延时点火1分钟）启动油点火允许（所有条件满足）点火油点火条件满足启动油OFT已复位启动油快关阀已开启动油母管压力正常雾化及吹扫蒸汽压力不低启动油泄漏试验完成或旁路煤点火条件允许（所有条件满足）炉膛点火条件满足MFT已复位负荷大于20或启动油燃烧器投运数量大于等于3两台一次风机全部运行或只有一台一次风机运行且已投运的煤组少于三组。2.2.5 风系统跳闸逻辑及二次风挡板的控制逻辑名 称逻辑关系满足条件动作结果风系统跳闸任一条件满足MFT动作后炉膛压力高三值保持5秒停所有的送、引风机MFT动作后炉膛压力低三值保持5秒炉膛封闭允许条件（所有条件满足）炉膛封闭按钮按下发两秒脉冲自动关闭所有送风机动叶、送风机出口挡板、引风机静叶、引风机进口挡板、引风机出口挡板送风机全停延时60秒风挡板闭锁条件不存在引风机全停延时60秒风挡板闭锁条件不存在风挡板闭锁MFT动作5秒钟内总风量30% BMCR，闭锁所有二次风挡板、燃尽风挡板的操作，同时启动一个5分钟的计时器，计时结束后，风挡板闭锁状态解除，允许风量逐渐增加到吹扫风量MFT动作延时5分钟后总风量30% BMCR，不闭锁风挡板操作注1：送风机全停或引风机全停导致MFT动作，则延时60秒自动置二次风挡板至吹扫位，延时30秒自动缓慢打开送风机动叶、引风机静叶，并保持打开状态不少于15分钟注2：当风挡板闭锁条件不存在且一次吹扫条件满足时，发25秒脉冲置二次风挡板、送风机动叶、引风机静叶至吹扫位第三章 汽轮机电液调节控制系统（DEH）2.3.1 DEH系统概述汽轮机调节系统由哈汽负责设计和提供，为高压抗燃油型数字电液调节系统（简称DEH），电子设备采用了ABB北京贝利控制有限公司的Symphony系统，液压系统采用了哈尔滨汽轮机控制工程有限公司成套的高压抗燃油EH装置。由三个控制柜组成：#1、#2、#3。#2为模件柜，#1和#3为端子柜。从功能上分为三个部分：超速保护（OPC）、汽机基本控制（BTC）和汽机自启停（ATC），由二对互为冗余的控制器（BRC300）和相应的功能子模件完成，每台机组设一个独立的CRT，供运行人员监视和操作。2.3.1.1 DEH可以实现以下功能：1） DEH具有“自动”（ATC）、“操作员自动”、“手动”三种运行方式；汽机的自动升速、同步和带负荷；2） 负荷控制,显示、报警和打印；阀门试验及阀门管理；热应力计算和控制功能；当CCS投入时，DEH系统满足锅炉跟踪、汽机跟踪、机炉协调、定压变压运行、快速减负荷（RUNBACK）、手动等运行方式的要求；3） DEH具有OPC超速保护功能，并可通过DEH操作员站完成汽机超速试验；4） 该系统具有检查输入信号的功能，一旦出现故障时，给出报警，但仍能维持机组安全；5） 该装置具有内部自诊断和偏差检测装置，当该系统发生故障时，能切换到手动控制，并发出报警；6） DEH有冗余设置和容错功能，手动、自动切换功能，功率反馈回路和转速反馈回路的投入与切除功能；DEH具有最大、最小和负荷变化率限值的功能；7） DEH与CCS系统有完善、可靠的接口；8） DEH所有输出模拟量信号均为420mA；9） DEH留有与分散控制系统DCS（CCS、SCS、FSSS、DAS）、旁路控制（BPC）、汽轮机监测保护（TSI）、汽机紧急跳闸（ETS）、电网ADS 、电压自动调节装置（AVR）、自动同期装置（ASS）及其它设备的接口。2.3.2 DEH系统的功能2.3.2.1 汽机远方挂闸导致汽机跳闸的原因总结起来有两个：一个是汽机危急保安装置动作后保安油压消失，薄膜阀动作后将AST母管内EH抗燃油排泄掉，所有阀门关闭；另外一个是AST跳闸块上AST电磁阀动作后直接将抗燃油排掉引起阀门全部关闭。远方挂闸的作用就是复位危急保安机构，即DEH通过控制安装在汽轮机前箱附近的板式气动挂闸电磁阀使得保安油压重新建立起来；远方复位ETS则是指通过DEH送出复位AST跳闸电磁阀指令给ETS，使AST跳闸电磁阀恢复带电状态，从而恢复AST母管油压。远方挂闸、ETS复位操作都是时间长度为10秒的脉冲信号，即命令发出10秒后自动消失；如果汽机仍未挂闸（AST油压未建立），则DEH给出“挂闸失败”（RESET TURBINE FAIL）指示。汽机挂闸也可通过运行人员操纵前箱附近跳闸杠杆手动挂闸；同样，ETS也可通过ETS操作盘上的复位按钮实现。2.3.2.2 汽机转速控制汽机是由TV和HIP控制冲转的。在汽机TV冲转方式下汽机挂闸且阀门不在校验状态时，运行人员可发出RUN命令，此时GV（主汽调节门）、RSV（再热主汽门）全开，TV（汽机主汽门）保持关闭、IV（再热调节门）保持关闭。RUN实际上就是开机命令指令，一旦发出，就意味着冲转开始；在汽机运行期间RUN命令始终保持，只有当汽机重新跳闸才能清除掉。运行人员通过DEH画面设定目标转速和升速率；一旦目标值发生改变，程序自动进入HOLD状态，当运行人员选择GO命令后，转速给定按照事先设定的升速率向目标值爬升，转速PID在偏差的作用下输出增加，按照阀门曲线开启TV、IV汽机实际转速随之上升。当转速给定与目标值相等时，程序自动进入HOLD状态，等待运行人员发出新的目标值。升速过程中，运行人员可随时发出HOLD命令（临界区除外），这时，转速给定等于当前实际转速，汽机将停止升速，保持当前转速。为保证汽机安全通过临界区，当实际转速在700-900r/min，1300-1700r/min，2100-2300r/min，时，转速进入临界区，此时，升速率自动设置为500r/min。转速临界区的范围可通过工程师站在线修改。当转速达到28902910r/min时，程序自动进入HOLD状态，表示进入TV/GV切换阶段。运行人员发出TV/GV切换命令后，GV开始以1/s的速率缓缓关闭；当GV已影响到汽机转速时，TV以2/s开启。当TV开度达到100时，汽机转速由GV控制，TV/GV切换结束。TV/GV切换过程中，汽机转速将保持在2900r/min附近。切换结束后，GV控制汽机升速到3000r/min。当转速超过2800r/min，程序自动将升速率降低为200r/min；超过2900r/min，升速率降为100r/min，使得3000r/min定速时转速更稳定。2.3.2.3 汽机自动同期控制汽机3000 r/min定速后，接到发电机自动同期装置同期允许信号后，即可投入自动同期控制。DEH对发电机自同期装置发出的增/减脉冲指令进行累加，产生转速目标值，并通过限幅器将累加后的目标值限制在同期转速允许范围内（29853015r/min）。汽机DEH自动同期方式退出的条件：1) 汽机转速超过29853015r/min；2) 汽机跳闸；3) 发电机并网；4) 汽机DEH系统转速故障；5) 发电机自同期装置未发出允许信号；6) 发电机自同期增/减信号品质坏。2.3.2.4 汽机自动带初负荷发电机并网后，DEH在现有GV阀位参考值上加8，这个开度对应于大约6的初负荷。初负荷的实际大小决定于当时主蒸汽压力，因此引入了主蒸汽压力进行修正，即主汽压较高时阀门开度小，反之则较大。初负荷大小可以在工程师站上修改。2.3.2.5 汽机功率控制汽机功率控制一般分为开环和闭环两种方式。所谓闭环指的是控制过程引入发电机有功功率反馈或者主蒸汽压力反馈，此时汽机GV受负荷PID或者主蒸汽压力PID的控制调节；开环方式则需要运行人员随时注意注意实际负荷的变化，目标负荷与实际负荷的近似程度依赖于GV阀门流量曲线和当前蒸汽参数。开环负荷控制也称为阀位方式。发电机功率刚投入闭环时，机组目标负荷和负荷给定跟踪当前机组实际负荷，以便保证功率闭环投入时无扰。运行人员可根据需要设定负荷目标值和升负荷率，最大升负荷率为100MW/min。一旦目标负荷发生改变，程序自动进入HOLD状态，当运行人员发出GO命令后，负荷给定按照设定好的负荷率向目标值逼近。当负荷给定等于目标值时，重新进入HOLD状态。投入汽机功率闭环回路的允许条件:1) 发电机已并网；2) 有功功率变送器没有故障；3) 汽机负荷在30630 MW之间；4) 电网频波动在500.5Hz范围以内；5) 汽机DEH主蒸汽压力自动未投入；6) 汽机阀位限制未动作；7) 汽机负荷高负荷限未动作；8) 汽机未跳闸。2.3.2.6 汽机主汽压力自动控制回路该控制回路，以操作员设定作为给定值，以实际主汽压为反馈，通过PI调节器控制机侧主汽压力。此种功能是为进行汽机控制锅炉主汽行设计的。当锅炉工作于稳压状态，汽机的功率则随锅炉出力的变化而变化。能够很好的协助锅炉控制系统的主蒸汽压力。主汽压回路可与其它回路进行无扰切换。汽机主汽压力自动控制回路投入条件:1) 汽机DEH系统主汽压力变送器没有故障；2) 汽机主汽压力在825MPa之间；3) 电网频波动在500.5Hz范围以内；4) 汽机功率闭环未投入；5) 汽机阀位限制未动作；6) 汽机高负荷限制未动作；7) 汽机CCS控制方式未投入；8) 汽机未跳闸；9) 发电机已并网。2.3.2.7 汽机阀位控制回路运行人员通过阀位设定操作来改变调节汽门的开度，从而达到调整机组负荷的目的。同时它又是各闭环控制回路的后备，当这些回路出现故障(如测量信号失效)时，DEH自动切换到手动控制方式，切换为无扰切换。锅炉稳定燃烧后，DEH可转入汽机CCS控制方式。DEH接收来自汽机主控的指令自动调整汽机阀位，此时DEH将负荷变化率设定为100MW/min(放开限制)，即汽机CCS控制方式下汽机负荷的变化取决于汽机主控机指令的变化，DEH完全按着协调控制来的综合指令控制汽机。汽机CCS控制方式投入的允许条件：1) 机组协调汽机主控控制允许；2) 汽机阀位限制未动作；3) 汽机负荷高限制和压力保护、DEH的RB未动作；4) 汽机自动控制方式；5) 汽机未跳闸；6) 发电机已并网。2.3.2.8 汽机负荷限制汽机负荷限制功能分为高负荷限制和低负荷限制。高负荷限制允许运行人员设定负荷最大值，当机组实际负荷超过负荷高限时，发出高限报警并自动将负荷降低到限值以下。高负荷限制功能只有在发电机并网后才起作用，所设定的限值不得低于当前实际负荷。低负荷限制则是保证实际负荷不低于运行人员设定的负荷最小值，低负荷限制起作用时，DEH只发出低限报警，负荷恢复必须由人工完成。负荷低限的设定不得高于当前实际负荷。2.3.2.9 汽机阀位限制汽机阀位限制功能允许运行人员设定平均阀位的最大值。当平均阀位超过阀位限制时将产生报警。汽机跳闸或者ATC方式下，阀位限值自动设定为120。2.3.2.10 单阀/顺序阀切换汽轮机高压调节阀的顺序阀的开启顺序为GV1/GV2GV3GV4即GV1和GV2同时开启，然后是GV3、GV4最后开启。关闭顺序与此相反。单阀/顺序阀切换时间为10分钟（可调）；当阀位参考值大于99.9（阀门全开）或小于0.1%（阀门全关）时，切换瞬间完成。在汽机单阀向顺序阀切换过程中或阀门已处于顺序阀方式时，如果汽机跳闸或出现任一个GV紧急状态，即实际阀位和HSS给出的阀位指令之间偏差大于设定的限值，则强行将阀门置于单阀方式。这种情况下强制成单阀方式可以减小负荷扰动。2.3.2.11 汽机阀门试验,阀门试验分为阀门严密性试验和活动试验两部分汽机阀门严密性试验在3000r/min定速后油开关合闸前进行，其目的是检验主汽门和调节门的严密程度，保证事故工况下阀门能可靠地关闭，截断蒸汽进入汽缸，防止超速。严密性试验分别对主汽门（TV/RSV）和调节门（GV/IV）进行试验。主汽门严密性试验开始时，DEH将TV阀位指令设置为零，同时使RSV试验电磁阀带电，TV/RSV关闭；主汽门关闭后造成汽机转速下降，而目标转速仍为3000r/min，因此产生了转速偏差，转速PID在该偏差的作用下输出增加至100，使GV和IV全开。调门严密性试验时，TV/GV已经在3000r/min定速前完成切换，所以TV始终保持全开；RSV试验电磁阀处于失电状态，RSV也是打开的，DEH将GV/IV阀位指令设置为零，关闭GV/IV。无论是主汽门严密性试验还是调门严密性试验，由于未试验的阀门在全开位置，因此试验结束后，为保证安全运行，防止汽机超速，DEH将发出跳闸指令，这就意味着每次严密性试验结束后汽机都需要重新挂闸、升速。汽机并网后，TV、RSV和IV全部开启，因此必须定期对阀门做活动试验，以防止卡涩。按照600MW汽轮机运行规程，阀门活动试验单侧分组进行：TV1和GV1/GV4，TV2和GV2/GV3，RSV1和IV1/IV3，RSV2和IV2/IV4一共四组，任何时候只有一组试验有效，即阀门活动试验必须单侧进行。高压主汽门活动试验开始时，处于所试验TV侧的两个GV先以1.5/s的速度关闭。当GV全关后，TV才开始以1.5/s速度关闭。TV全关5秒后或者TV关闭的过程中人为中止试验时，TV重新以3/s的速率开启；当TV全开后，该侧两个GV再以1/s的速率恢复打开。当GV再次开启并恢复到试验前的阀位时，试验结束。汽机TV/GV活动试验必须满足以下条件：1) RSV/IV全开；2) 没有阀门进行活动试验；3) 没有阀门进行在线校验；4) 汽机阀门试验已经结束；5) 汽机处于单阀运行方式；6) 汽机CCS控制方式已经退出；7) 汽机TV/GV伺服卡工作正常；8) 汽机负荷在小于420MW 。汽机中压主汽门活动试验开始时，处于所试验RSV侧的IV先以1.5/s的速度关闭。当IV全关后，RSV试验电磁阀带电，RSV关闭；RSV关闭3秒后电磁阀断电，RSV重新开启，然后IV再以1.5/s的恢复速度打开。当IV再次全开后，试验结束。RSV/IV活动试验必须满足以下条件：1) RSV/IV全开；2) 没有阀门进行活动试验；3) 没有阀门进行在线校验；4) 阀门试验已经结束；5) 汽机处于单阀运行方式；6) 汽机CCS控制方式已经退出；7) IV伺服卡工作正常；8) 汽机负荷在小于420MW。汽机阀门活动试验过程中，如果投入汽机主汽压力和汽机负荷闭环控制，当试验侧阀门缓缓关闭时，由于反馈的作用，从而使未试验侧的阀门慢慢开启，以弥补试验侧阀门关闭引起的被控参数变化，这样就可基本维持试验过程中被控参数不致于变动太大。当然由于阀门试验要关门，而调节过程又要维持被控参数的稳定，这两种要求的匹配合理与否决定了被控参数扰动的大小。因此在做汽机阀门活动试验时，应根据要控制的参数来决定是投入汽机负荷闭环还是汽机主汽压力闭环。第四章 机组顺序控制系统（SCS）2.4.1 锅炉顺序控制系统设计的主要功能可分为以下三个部分2.4.1.1 功能组