安徽电气职院600MW超临界火电机组运行仿真实训指导

PAGEPAGEPAGE1仿真实训指导书600MW超临界火电机组适用专业：电厂热能动力装置、火电厂集控运行、发电厂及电力系统、生产过程自动化技术、城市热能应用技术 安徽电气工程职业技术学院

前言加快建设和发展高效超临界火电机组是解决电力短缺、提高能源利用率和减少环境污染的最现实、最有效的途径。目前600MW及以上超临界机组成为我国火电建设的重点，近年来一批600MW、1000MW等超（超超）临界火电机组相继投产并运行良好。高等职业学院相关专业的学生毕业后将成为火力发电生产现场设备运行和维护的主力军，而实践教学是实现高职教育人才培养目标的主体性教学之一，突出学生实践能力的培养更是高职教育最显著的特征。火电机组仿真设备模拟发电厂真实应用的生产流程操作和监控系统，能提供真实职业环境，培养学生的综合职业能力。为了使学生通过仿真机操作很好地掌握实践技能，我们编写了这本实训指导教材。本实训指导书是以安徽电气工程职业技术学院制定的有关仿真机运行教学大纲为主要编写依据，参照电力行业《国家职业技能鉴定规范》标准，结合现场运行规程而编写。本书分为五个章节，前两章着重介绍和分析了锅炉、汽轮机、电气、控制各个设备和系统以及主要运行参数的调整。第三章、第四章结合火电厂运行规程编写机组冷态滑参数启停操作流程。第五章列举机组典型事故现象、原因及处理方法，由于篇幅有限，其他故障请参阅相关技术资料。编者20年月

目录TOC\o"1-2"\h\z\u第一章主机、主要辅机及系统介绍 3第一节锅炉系统规范和特性 3第二节汽轮机系统规范和特性 5第三节发电机组规范和特性 7第四节机组控制系统和主要保护 8第二章机组运行调整 13第一节汽轮机运行中控制的主要参数及限额 13第二节锅炉运行中控制的主要参数及限额 14第三节发电机运行中控制的主要参数及限额 15第四节锅炉运行调整 17第五节汽机运行调整 21第六节发电机系统主要参数的监视与调整 23第三章600MW超临界火电机组全冷态启动操作卡 24一、启动前检查、试验及相关系统的投入 24二、锅炉上水清洗 25三、汽机抽真空、送轴封 25四、锅炉吹扫前的准备 26五、检查下列条件满足，启动炉膛吹扫 27六、锅炉点火 27七、热态清洗 28八、机组启动升温、升压注意事项 28九、发电机恢复备用 28十、汽轮机冲转准备 29十一、汽机冲转、升速、暖机 30十二、汽机冲转、升速过程的注意事项： 31十三、发电机自动升压 31十四、发电机升压注意事项 32十五、发电机与系统并列 32十六、机组并列后的检查和操作 32十七、升负荷 32第四章机组滑参数停运 36一、滑参数停运的规定 36二、降负荷至350MW 36三、降负荷至180MW 36四、降负荷至0MW 37五、解列停机 37六、停炉 38七、汽机惰走 38八、机组滑参数停运及停运后的注意事项 39九、高参数热备用停运 40第五章机组典型事故 41第一节锅炉事故处理 41第二节汽轮机事故处理 48第三节电气事故处理 54附录：锅炉冷态启动曲线 1第一章主机、主要辅机及系统介绍第一节锅炉系统规范和特性一、型号DG1900/25.4-Ⅱ1型锅炉是东方锅炉厂引进技术制造的国产超临界参数、变压、直流、本生型锅炉。二、锅炉主要技术参数负荷项目单位BMCRBRLTHA高加切除75%THA50%THA30%THA过热蒸汽出口流量t/h19131810.61664.11461.51226807.8520.0过热器蒸汽出口压力Mpa25.425.325.024.824.416.411过热器蒸汽出口温度℃571571571571571571571再热蒸汽流量t/h1582.11493.51388.21433.51040.1700.4457.8再热蒸汽进口压力MPa4.3364.0873.8024.0022.8521.91.184再热蒸汽出口压力MPa4.1463.9073.6323.8522.7011.81.104再热器蒸汽进口温度℃311305299309280288293再热器蒸汽出口温度℃569569569568569569531给水温度℃281277272186254232210过热器一级喷水量t/h76.572.466.658.549.032.331.2过热器二级喷水量t/h76.572.466.658.561.440.426.0空气预热器出口（修正）℃12211811111310710196实际燃料消耗量t/h245.21234.21218.23222.31167.23116.0776.24锅炉计算热效率(按低位发热量)%92.9993.1393.4192.9893.0492.8592.66炉膛出口过剩空气系数～1.141.141.141.141.211.341.45省煤器出口过剩空气系数～1.151.151.151.151.221.351.46注：THA——热耗率验收工况；BRL——锅炉额定工况；B-MCR——锅炉最大连续蒸发量工况。三、锅炉总体介绍1、本锅炉为超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构Π型锅炉、露天布置燃煤锅炉，采用内置式启动分离系统。2、设计用煤：锅炉设计燃用山西省晋城贫煤与河南省平顶山烟煤的混煤，在B-MCR工况下，燃用发热量Qnet,ar=22570KJ/kg的设计煤种时,燃料消耗量约为245T/h；3、炉膛上部布置有分隔屏过热器和后屏过热器，水平烟道依次布置高温再热器和高温过热器，尾部烟道布置有低温再热器和省煤器。过热汽温主要通过调节燃料和给水配比并配合一、二级减温水调整，再热汽温主要通过置于尾部烟道的调温烟气挡板调节；4、制粉系统：采用双进双出钢球磨煤机冷一次风正压直吹式制粉系统，每台炉配置6台磨煤机，5台运行一台备用；5、燃烧设备：采用HT-NR3旋流燃烧器，前后墙布置、对冲燃烧；每面墙3层，每层4只燃烧器，每只燃烧器都配备有一阀双枪控制的小出力点火油枪250kg／h，前、后墙中层各燃烧器中心还配置有大出力的启动油枪4700kg／h；在三层燃烧器上方，前、后墙各布置了一层燃尽风口，以实现分阶段按需送风、组织合理的炉内气流结构、防止火焰贴墙、使燃烧完全的目的。燃烧器配风分为直流一次风、直流内二次风(又称二次风)和旋流外二次风(又称三次风)。一次风输送煤粉。单只燃烧器内二次风、外二次风的风量分配通过调节各内二次风套筒开度和外二次风调风器开度来实现的。。6、烟风系统设计采用两台动叶可调轴流送风机和两台入口导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来降低空气预热器漏风。两台送风机和两台动叶可调轴流一次风机将冷空气送往两台空气预热器，冷风被加热成热风。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,实现煤粉的输送、分离和干燥。炉膛排出的热烟气依次通过高温再热器、高温过热器后进入对流竖井。在对流竖井内依次布置低温再热器和省煤器。由对流竖井引出的烟气分两路进入空气预热器进行最后冷却，再经两台双室四电场电除尘器净化后通过两台引风机送入脱硫系统进行脱硫处理，净化后的烟气经烟囱排入大气。7、汽水流程：过热器一、二级减温水高加出口给水省煤器螺旋水冷壁水冷壁中间联箱垂直水冷壁锅炉疏水扩容器水凝汽器垂直水冷壁出口混合联箱启动分离器蒸汽顶棚过热器尾部烟道前包墙及水平烟道水冷壁尾部烟道中包墙及两侧墙吊挂管低温过热器左右交叉、一级减温尾部烟道后包墙汽轮机高压旁路屏式过热器左右交叉、二级减温高温过热器汽轮机高压缸低温再热器左右交叉、事故减温高温再热器汽轮机中压缸第二节汽轮机系统规范和特性一、汽轮机设备规范：型号N600-24.2/566/566功率额定功率600MW经济功率600MW最大连续功率649.9MW额定转速3000r/mn旋转方向从汽机向发电机端看为顺时针方向回热级数三高、四低、一除氧汽机盘车转速2.38r/min汽轮机启动及运行方式定压及变压汽轮机配汽方式节流调节喷嘴调节二、汽轮机总体介绍：1、本机是由上海汽轮机有限公司（STC）与西门子西屋(SWPC)联合设计制造的600MW超临界、单轴、三缸四排汽、一次中间再热、凝汽式汽轮机。。2、汽轮机高中压汽缸均为双层缸，通流部分相对布置，高压具有1级冲动式调节级和11级反动式压力级，中压8级反动式压力级。两个低压缸是双流、2×7级反动式的。3、自动主汽门（TV）和调节汽门（GV）的排列如图：喷嘴组和调节阀位置图（从调节阀端向电机端看）4、汽轮发电机组临界转速轴段名称一阶临界转速rpm二阶临界转速rpm设计值（轴系）设计值（轴段）设计值（轴系）设计值（轴段）高中压转子16401610＞4000＞4000低压转子Ⅰ16801600＞4000＞4000低压转子Ⅱ16901600＞4000＞4000发电机转子820763230022005、机组配有N－34000型双背压（发电机侧是出水侧，高背压。汽机侧是进水侧，低背压）、双壳体、表面型、双汽室、八水室、壳体和水室为全焊接结构凝汽器。6、本机组配有二台50%容量给水泵并联及一台30%容量启动及备用电动调速给水泵名称单位电动给水泵汽动给水泵型式卧式、筒形、多级离心泵卧式、筒形、多级离心泵出口流量t/h676930.67扬程MPa31243114额定转速r/min59955516效率%8284汽蚀余量m4453.8密封形式迷宫密封迷宫密封泵转向从驱动端看为顺时针方向从驱动端看为顺针方向注：以上参数均为额定工况。7、一次再热与三级高压加热器、一级除氧器和四级低压加热器组成八级回热系统，各级加热器输水逐级自流。汽轮机两个低压缸排汽排入双背压凝汽器。第四级抽汽用于除氧器加热、驱动给水泵汽轮机及厂用辅助蒸汽系统。第三节发电机组规范和特性一、发电机规范和特性600MW发电机采用由上海汽轮发电机有限公司引进美国西屋技术生产的汽轮发电机组，型号为QFSN-600-2，排列方式为室内纵向顺列布置，标高为13.7m。发电机定子线圈采用水内冷，定子铁芯及定子端部采用氢外冷，转子采用氢内冷。发电机的励磁型式为发电机出口接带励磁变的全静态励磁系统。该发电机转子采用国内有成熟经验的气隙取气冷却方式，其他主要结构均保留西屋公司原有的成熟可靠结构，如穿心螺杆、磁屏蔽、分块压板固定的定子铁芯、上下层不同截面的定子线圈、刚-柔结构的定子端部固定、端盖式轴承、可倾瓦式、双流双环式密封瓦等以保证足够的运行可靠性。发电机型号QFSN-600-2所代表的意义是：额定功率600兆瓦、二极水氢氢汽轮发电机。QF——代表汽轮发电机S——代表定子水内冷2——代表2极N——代表氢内冷项目单位设计数据型式三相交流隐极式同步发电机型号QFSN-600-2冷却方式水氢氢额定容量MVA667功率(最大连续/额定)MW680/600额定功率因数0.9（滞后）额定定子电压KV20额定频率Hz50额定转速r/min3000定子绕组连接方式YY绝缘等级F级发电机临界转速（一阶/二阶）r/min760/2120二、发电机励磁系统600MW发电机励磁系统采用静态自并励方式：发电机出口励磁变（3×2300KVA，/0.88KV）经励磁功率柜整流调节后由磁场开关通过发电机集流器送入发电机转子；励磁调节器（ABBUN5000）为双自动通道（内含自动/手动）加双手动通道。励磁功率柜按（n-1）方式配置，共设5柜。第四节机组控制系统和主要保护一、模拟量控制系统（MCS）模拟量控制系统（ModulationControlSystem，简称MCS），是将汽轮发电机组的锅炉——汽机当作一个整体进行控制的系统。本机组采用北京贝利公司的Symphony控制系统。炉侧MCS指锅炉主控制系统、锅炉燃料量控制系统、送风控制系统、引风控制系统、启动分离器储水箱水位控制系统及蒸汽温度控制等系统；机侧MCS指除氧器压力、水位调节系统；凝汽器水位调节系统；闭式水箱水位调节系统；高、低加水位调节系统及辅汽压力调节系统等。MCS担负着生产过程中水、汽、煤、油、风、烟诸系统的主要过程变量的闭环自动调节及整个单元汽轮发电机组的负荷控制任务。二、顺序控制（SCS）顺序控制系统（SequentiedControlSystem,简称SCS），是将机组的部分操作按热力系统或辅助机械设备划分成若干个局部控制系统，按照事先规定的顺序进行操作，以达到顺序控制的目的。炉侧顺序控制的范围包括：送风机、引风机、一次风机、空气预热器、炉膛吹灰系统等。机侧顺序控制的范围包括：汽机润滑油系统、凝泵、高加、除氧器、低加、真空泵、轴封系统、循环水系统、闭式水系统、汽泵、电泵、内冷水系统、密封油系统、胶球清洗系统等。三、锅炉炉膛安全监控（FSSS）炉膛安全监控系统（FurnaceSafeguardSupervisorySystem，简称FSSS）能在锅炉正常工作和启停等各种运行方式下，连续地密切监视燃烧系统的大量参数和状态，不断地进行逻辑判断和运算，必要时发出动作指令，通过各种顺序控制和联锁装置，使燃烧系统中的有关设备（如磨煤机、给煤机、油枪、火检冷却风机等）严格按照一定的逻辑顺序进行操作或处理未遂事故，以保证锅炉的安全。同时炉膛安全监控系统还具有燃烧管理功能，它通过对锅炉的各层燃烧器进行投切控制，满足机组启停和增减负荷的需要，对锅炉的运行参数和状态进行连续监视，并自动地完成各种操作和保护动作，如紧急切断燃料供应和紧急停炉，以防止事故扩大。四、电气控制（ECS）电气ECS系统（ElectricalControlSystem，简称ECS），其主要作用是发电机的启、停控制及逻辑；厂用电系统各开关的控制及逻辑；电气系统的各参数与设备状态的监视；继电保护动作情况、故障报警及事件顺序记录。五、汽机DEH系统汽机DEH系统（DigitalElectricalHydraulic,简称DEH），其主要作用是调节汽轮机的转速，可完成如下功能：挂闸；自动判断热状态；选择启动方式；升速；3000rpm定速；发电机假同期试验；并网带负荷；升负荷；阀切换；单阀/顺序阀切换；调节级压力反馈；负荷反馈；一次调频；CCS控制；ATR热应力控制；高负荷限制；低负荷限制；阀位限制；主蒸汽压力限制；快卸负荷；超速限制OPC；负荷不平衡；超速保护OSP；喷油试验；超速试验；阀门活动试验；阀门在线整定；电磁阀试验；控制方式切换。六、旁路控制系统（BCS）旁路控制BCS系统（BypassControlSystem，简称BCS），旁路系统是一个独立的系统，旁路控制能够完成旁路操作的确切要求，并能完成安全功能或快开/快关功能，其基本组成部分为高旁控制器和低旁控制器，主要实现高低旁的压力控制和温度控制。七、汽泵组MEH系统汽泵组MEH系统（MicroElectricalHydraulic,简称MEH），其主要作用是调节汽泵组的转速，可完成如下功能：挂闸、升速、定速、CCS控制、超速保护等功能。八、汽轮机ETS保护项目单位停机值备注DEH电超速110%rpm3300四只AST电磁阀全动TSI电超速110%rpm3300四只AST电磁阀全动DEH失电四只AST电磁阀全动轴向位移大mm±1四只AST电磁阀全动X方向轴振大mm0.254四只AST电磁阀全动Y方向复合振动大mm0.254四只AST电磁阀全动发变组保护动作四只AST电磁阀全动高压胀差大mm-4.56，+10.28四只AST电磁阀全动低压胀差大mm-1.02，+16四只AST电磁阀全动锅炉MFT联跳汽轮机四只AST电磁阀全动手动打闸汽轮机四只AST电磁阀全动润滑油压低MPa0.06四只AST电磁阀全动EH油压低MPa9.3四只AST电磁阀全动凝汽器真空低kPa20.3四只AST电磁阀全动九、汽轮机主要联锁保护项目单位整定值联动内容润滑油压低Ⅰ值MPa0.075启动交流润滑油泵低Ⅱ值MPa0.07启动直流润滑油泵低Ⅲ值MPa0.031主机盘车跳闸抗燃油压低Ⅰ值MPa11.03联起备用泵低Ⅱ值MPa9.3停机十、锅炉MFT保护项目判据炉MFT动作条件1.手动MFT2.主蒸汽压力高≥28.3MPa，三取二逻辑，延时20s3.炉膛压力高Ⅱ值≥＋3000Pa，三取二逻辑4.炉膛压力低Ⅱ值≤－3000Pa，三取二逻辑5.炉膛风量低Ⅱ值负荷>30%且总风量≤25%，三取二逻辑6.主给水流量低Ⅰ值给水流量≤281t/h，延时20S，三取二逻辑7.主给水流量低Ⅱ值给水流量≤241t/h，延时3S，三取二逻辑8.两台空预器全停无运行信号9.两台引风机跳闸10.两台送风机跳闸11.无油燃烧时两一次风机跳闸无油层运行证实，且任一给煤机运行35s后一次风机全停12.丧失火检冷却风风压低至5KPa延时5min，三取二逻辑13.全部给水泵跳闸14.锅炉负荷＞30%ECR时，汽机跳闸15.全炉膛灭火任意给煤机曾运行35s，现无任一煤层有3/4煤火检且无任一油层3/4油角投运16.失去所有燃料1.任意层油燃烧器曾投运，现（所有油角阀全关或油跳闸阀全关或OFT/SUOFT动作）且（所有给煤机停运达10分钟或一次风机全停）或2.首支油枪投运3次失败(3次打开油角阀都10s内无火)17.再热器失去保护1.纯油燃烧且锅炉负荷≥30%时，出现再热器断流；或2.有任一煤层运行时，出现再热器断流再热器断流释义：a.高压主汽门全关且高旁阀关闭；或b.高压调门全关且高旁阀关闭；或c.中压主汽门全关且低旁阀关闭18.再吹扫请求吹扫完成60分钟内无任一油角阀开19.FSSS电源丧失MFT动作结果1.汽轮机跳闸；2.所有给水泵跳闸；3.锅炉、汽机主控切手动；4.关闭所有油枪角阀、油跳闸阀、回油电动门；5.退所有油枪和点火枪，点火器停止打火；6.跳所有一次风机、密封风机、磨煤机和给煤机；7.关闭所有粉管关断门及粉管吹扫电动门，开启所有燃烧器三次风门；8.脱硫系统相关设备停运；9.关闭过热器和再热器减温水；10.电除尘器全停；11.吹灰器全停；12.如系炉膛压力异常造成的MFT，跳引、送风机。十一、发变组保护序号功能描述出口1保护A1、B1柜（双重保护）1.11、发电机差动保护发电机全停2、发电机定子100％接地保护延时发电机全停3、静态励磁系统故障程跳4、发电机低频保护延时程跳5、发电机定子过电压保护发电机全停6、发电机失磁保护延时t1减出力、延时t2程跳7、发电机失步保护延时发电机全停8、发电机逆功率保护延时发电机全停9、发电机误上电保护跳发电机主开关10、发电机起停机保护跳灭磁开关11、发电机复合电压过流保护延时发电机全停12、发电机定子过负荷保护延时t1减出力、延时t2发电机全停13、发电机负序过负荷保护延时发电机全停14、发电机程序跳闸逆功率保护15、发电机过激磁保护延时t1减励磁，延时t2发电机全停1.21、励磁绕组过负荷保护延时减励磁，反时限全停1.31、发电机断口闪烙保护发电机全停2、发电机出口失灵保护启动发变组全停Ⅱ1.41、励磁变差动保护发电机全停2、励磁变过流保护程跳3、励磁变温度保护程跳4、励磁系统故障1.5发电机一点转子接地保护程跳2保护A2、B2柜（双重保护）2.11、主变差动保护发变组全停Ⅰ2、主变零序保护延时发变组全停Ⅰ3、主变通风及冷却系统故障保护启动通风4、主变过激磁保护反时限发变组全停Ⅰ5、主变复合电压过流保护延时发变组全停Ⅰ6、20kV侧接地保护经发电机主开关分判据，延时发变组全停Ⅰ2.31、厂用变差动保护发变组全停Ⅰ2、厂用变复合电压过流保护延时发变组全停Ⅰ3、厂用变A分支复合电压过流保护延时t1跳A分支，延时t2发变组全停Ⅰ4、厂用变B分支复合电压过流保护延时t1跳B分支，延时t2发变组全停Ⅰ5、厂用变A分支复合电压电流限时速断保护延时跳A分支6、厂用变B分支复合电压电流限时速断保护延时跳B分支7、厂用变通风及冷却系统故障保护启动通风8、厂用变A、B低压侧零序过流保护延时t1跳分支、延时t2发变组全停Ⅰ2.4A、B侧分支复合电压保护2.51、公用变差动保护发变组全停Ⅰ2、公用变复合电压过流保护延时发变组全停Ⅰ3、公用变低压侧复合电压限时速断保护延时跳低压侧4、公用变通风及冷却系统故障保护启动通风5、公用变低压侧零序过流保护跳低压侧2.6公用变低压侧复合电压保护3保护C柜（单重保护）3.1主变非电量保护装置及发电机断水保护,发电机热工保护1、油位保护发信2、油温保护发信3、绕组温度保护发信4、冷却器故障保护程跳5、压力释放保护延时发变组全停Ⅱ6、瓦斯保护延时发变组全停Ⅱ7、发电机断水保护程序跳闸8、热工保护发电机全停3.2高厂变非电量保护装置1、油位保护发信2、油温保护发信3、绕组温度保护发信4、冷却器故障保护发信5、压力释放保护延时发变组全停Ⅱ6、瓦斯保护延时发变组全停Ⅱ3.3公用变非电量保护装置1、油位保护发信2、油温保护发信3、绕组温度保护发信4、冷却器故障保护发信5、压力释放保护延时发变组全停Ⅱ6、瓦斯保护延时发变组全停Ⅱ注：发电机全停：跳发电机出口开关、灭磁开关，关主汽门；发变组全停Ⅱ：发电机全停所有出口，跳内桥开关、跳主变高压侧开关、跳高厂变低压侧分支开关及切换分支电源、跳高公变低压侧开关；发变组全停Ⅰ：发变组全停Ⅱ所有出口，启动500KV开关失灵保护；程序跳闸：关主汽门，闭锁热工保护。第二章机组运行调整第一节汽轮机运行中控制的主要参数及限额项目单位正常值报警跳闸值备注高限低限主汽压力MPa24.225.4极限不大28.92再热蒸汽压力MPa3.904.1调节级压力MPa＜19.820.69主汽温度℃566574552594再热汽温度℃566574552594主再热汽温差℃1428达42℃（不大于15分钟）蒸汽室内外壁金属温差℃83高中压缸外缸上下温差℃4255.6高压缸排汽温度℃＜404427高压胀差mm+8～-29.5/-3.810.2/-4.5低压胀差mm0～1515/-0.216/-1轴振动mm＜0.0760.1270.254轴向位移mm±0.6±0.9±1.0低压缸排汽温度℃＜6579℃121℃运行时间＜15分钟凝汽器压力Kpa4.924.731.3润滑油压MPa0.096～0.1240.0820.06润滑油温度℃40～454935轴承温度℃90107113推力轴承温度℃8099107回油温度℃657782EH油压MPa14±0.511.039.3EH油温℃37℃～555537油箱油位mm550～650915430/300200调节级与高压缸排汽压力比MPa＜1.7轴封蒸汽压力Kpa22～303220轴封蒸汽温度℃149179121机组转速r/min30003300第二节锅炉运行中控制的主要参数及限额项目单位正常范围报警跳闸值备注高限低限启动分离器出口温度℃424446457过热器出口汽压MPa25.426过热器出口汽温℃571576566598再热器出口汽压MPa4.16再热器出口汽温℃569574564600螺旋管出口壁温℃＜430441454分隔屏过热器出口壁温℃＜520524后屏过热器出口壁温℃＜570577末级过热器出口壁温℃＜600610末级再热器出口壁温℃＜610621炉膛负压Pa-100～-150+200-200+1520-1780燃油母管压力MPa1～1.81.80.40.23磨煤机出口温度℃70-809065110给水温度℃282排烟温度℃134160一次风母管压力kpa8～106第三节发电机运行中控制的主要参数及限额参数期望值最小-最大值报警值跳闸值润滑油系统：进油温度（℃）40～－4538～49出油温度（℃）6560—7177油压（兆帕）0.100.08－0.120.048—0.0620.034—0.048轴瓦钨金温度（℃）7065—7799107密封油系统：空侧及氢侧进油温度（℃）4540—49两侧相差在2.2K之内（振动大时控制在1.1K）〈40，〉49氢油压差（兆帕）（高于氢压）0.0830.055—0.097≤0.035氢气：冷氢温度（℃）各冷却器出口氢温的温差不超过2℃4640—48〈40，〉50热氢温度（℃）随负荷而变化45—80氢压（可随负载减小而调低）（兆帕）600MW时0.40MPa；650MW时0.50MPa0.30—0.54≤0.38，≥0.44600MW额定氢压运行≤0.28报警在其他氢压运行时报警值应另行整定氢纯度（%）≥9690★—99★90用于氢侧油泵停运期额定氢压下氢气湿度℃（露点温度）～－氢消耗或漏量（m3/日）11.3工况监视仪读数100%75%氢冷却器的冷却水：温度（℃）≤35≯36,另有协议者≯38流量（立方米/时）740～900工作压力（兆帕最大0.8定子线圈的冷却水及线棒温度：进水温度（℃）大于冷氢温度45—50≤42，≥53总水管出水温度（℃）≤80≥85*总水管出水对进水的温升（K）约20≥31*线棒出水温度（℃）≥85*≥90线棒层间温度（℃）≥90*线棒最大温差（K）（同一类水路中的出水或层间测温元件）≤5＜8～10≥8（出水）≥10*（层间）推荐降负荷并安排停机检查≥12（出水）≥14（层间）水流量（m3/时）（差压报警开关）（定子绕组两端的计算水压降）（MPa）105(185KPa)额定流量为80%时的压降值(115KPa)额定流量为70%时的压降值延时30秒(85KPa)定子水电导率（ms/cm）≤1.5高：5高高：9.5离子交换器出水电导率（ms/cm）0.1～0.4≥1.5总进出水管差压（MPa）比正常值高0.035氢压高于水压（MPa）≤0.035定子水箱氮压（MPa）0.014≥0.042转子线圈温度（℃）≥110(电阻法)定子铁芯及磁屏蔽处温度（℃）≥120定子边端结构件上压指温度（℃）≥180发电机轴振（50Hz，双幅值，单位：mm）0.08≥0.1250.25运行时励端轴承绝缘（兆欧）＞1第四节锅炉运行调整一、给水调整1、机组不论启、停，负荷在0～150MW范围内，应维持475t/h左右的最小循环流量运行，保证水冷壁管有足够的冷却；2、主给水流量在30%BMCR以下由主给水旁路调节阀来调节给水量；主给水流量接近30%BMCR时逐渐全开主给水电动阀，全关主给水旁路调节阀；3、正常运行中给水调整原则：根据燃料量调整给水量；根据启动分离器出口温度修正给水流量；根据一、二级减温水流量与给水流量的比值修正给水流量。3、在给水调整的过程中，应注意中间点温度和过热度合适，防止燃水比失调造成参数的大幅度波动；4、燃烧工况阶跃扰动、给水自动失灵或跳手动等造成水煤比失衡，应将给水切至手动方式，参考前10分钟稳定运行时的水煤比，调节给水量使重新恢复平衡，但应尽量避免燃烧和给水同时调节；5、启动分离器温度和机组负荷均偏高（偏低）时，应优先降低（增加）燃料量；启动分离器温度偏高（偏低），而机组负荷低于（高于）目标负荷时，应优先增加（降低）给水量；6、蒸汽及水流量与锅炉负荷之间的对应关系见下表：B-MCRTHA70%THA50%THA40%THA30%THA高加全切过热蒸汽（给水）19131664.11226807.8660.75201461.5再热蒸汽1582.11388.21040.1700.4577.4457.81433.5一级减温76.566.64932.339.731.258.52二级减温76.566.661.440.426.52658.52二、燃烧调整1、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，火焰应呈金黄色，有良好的充满程度，煤粉射流扩散角合适，不偏斜，不冲刷水冷壁；2、经常观察火检运行情况，尤其是启停磨和低负荷期间，及时调整煤粉浓度，保证火检强度足够，如发现火检故障立即通知检修处理；3、调整好送、引风量，保持负压在－50～－100Pa，防止冒正压；4、烟气氧量正常应控制在3～6%之内，当燃用灰熔点过低或油、煤混烧时，为防止结渣，可适当提高氧量值；5、正常运行中，前后墙燃烧器尽量对称投入，以减少热偏差；高负荷情况下，应使各层燃烧器出力尽量均衡，避免局部热负荷过高烧损火嘴；6、当负荷变化时，如幅度不大，可用改变磨煤机容量风量的方法来调整，如果幅度较大可用启停整台或半侧磨煤机来实现；7、启停磨煤机过程中，机组负荷增减应主要通过调整该磨容量风门实现，其他磨可以微调；需要注意的是停磨操作时，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火；8、手动调节燃烧时，高负荷下，加负荷应先加二次风后加容量风，负荷降低时应先减少容量风再减少二次风，低负荷时相反；9、根据煤质变化、燃烧器投停情况，合理分配各风箱（包括燃烬风室）二次风，尽可能保证燃烧完全；10、调整燃料量的同时，给水应配合调节，防止燃水比严重失调，造成参数的大幅度波动；11、当负荷过低或其他情况导致燃烧不稳时，应及时投入点火油枪稳燃；12、有油枪运行时，值班员应经常就地检查油枪雾化、着火情况，及时发现并消除内漏、外漏等异常，防止燃油系统起火；13、保证受热面的清洁，按规定定期吹灰、除焦；14、积极了解煤质变化情况，以便根据燃料特性及时调整运行工况，并做好事故预想；15、定期对飞灰、炉渣进行取样分析，以便及时对煤粉细度、燃烧等进行调整。三、过热汽温调整1、锅炉正常运行时，主蒸汽温度在机组35～100%BMCR负荷范围内应控制在566±5℃，两侧蒸汽温度偏差小于10℃；而中间点温度的变化能快速反应煤水比变化，维持该点温度稳定才能保证主蒸汽温度的稳定；3、中间点蒸汽过热度的变化反应了工质在水冷壁中蒸干点位置变化，为保护水冷壁不超温和防止过热器进水：在达到临界压力前的直流工况下，该过热度应在5～15℃范围内；在超过临界压力后，该点蒸汽温度应维持在410±15℃之间，异常工况下，应不超出410±30℃范围；中间点过热度和机组负荷均偏高（偏低）时，应优先降低（增加）燃料量；中间点过热度偏高（偏低），而机组负荷低于（高于）目标负荷时，应优先增加（降低）给水量；4、主蒸汽一、二级减温水是主汽温度调节的辅助手段。一级减温水用于保证屏式过热器不超温并调整左右侧温度偏差，二级减温水用于对主蒸汽温度的精确调整；锅炉低负荷运行时要尽量避免使用减温水，防止减温水不能及时蒸发造成受热面积水；投用减温水要注意，减温后的温度必须保持20℃以上过热度，防止过热器积水；在一、二级减温水手动调节时要考虑到汽温调节的惯性和迟滞性，注意监视减温器后汽温的变化，不要猛增、猛减，要根据汽温偏离要求值的大小及减温器后温度变化情况及时调整减温水量，若有其它操作，应派专人调节，并加强联系；5、在高加投退、启停给水泵、负荷变化、投退制粉系统或油枪、吹灰除焦、炉底大量漏风等情况下，要特别注意蒸汽温度的监视和调整；6、在主蒸汽温度调整过程中要加强受热面金属温度监视，以金属温度不超限为前提进行调整，金属温度超限必要时要适当降低蒸汽温度或降低机组负荷，并积极查找原因进行处理。四、再热蒸汽温度的调节1、锅炉正常运行时，再热蒸汽温度在机组50～100%BMCR负荷范围内应控制在566±5℃范围内，两侧蒸汽温度偏差小于14℃，同时受热面沿程工质温度、受热面金属温度不超过规定值。2、尾部烟气挡板是再热汽温的主调手段，开大再热器侧、关小过热器侧挡板，可提高再热汽温，反之降低，调节过程中应注意避免两侧挡板同时关闭；3、再热器事故减温水用于再热汽温超限（571℃）时的事故减温，正常运行中要尽量避免开启，在使用减温水时，应保证减温后蒸汽有20℃以上过热度；锅炉低负荷运行时要尽量避免使用减温水，防止减温水不能及时蒸发造成受热面积水；4、如用手动方式调节再热蒸汽温度，要考虑到汽温调节的惯性和迟滞性，不要猛开、猛关烟气挡板，事故减温水的调节要注意减温器后蒸汽温度的变化，防止再热蒸汽温度振荡过调；5、当再热汽温、烟气挡板开度不能维持在正常范围、事故减温水需保持一定开度时，要对系统进行检查分析。检查制粉系统运行方式是否合理；燃烧器执行机构是否损坏，燃烧器配风挡板位置是否正确；燃烧器是否损坏；煤质是否严重偏离设计值；炉膛和燃烧器是否严重结焦；蒸汽吹灰是否正常投入；烟气挡板是否损坏；6、在负荷变化，启、停制粉系统，投停油枪，吹灰除焦、炉底大量漏风、煤质变化等情况下，要加强蒸汽温度的监视和调整；7、蒸汽温度的调整要以金属温度不超限为前提，金属温度超限时要适当降低蒸汽温度或降低机组负荷，并积极查找原因进行处理。五、二次风的调整燃烬风二次风挡板运行时推荐值如下表：SAPAAP1AAP2AAP3AAP4SAPAAPSAP中心风挡板100100100100100100内二次风调风器10025252525100内二次风调风器外挡板—100100100100—外二次风调风器—25252525—外二次风调风器外挡板—100100100100—燃烧器运行时风门推荐设定值如下表：BN1BN2BN3BN4上排燃烧器内二次风挡板100100100100外二次调风器50505050中排燃烧器内二次风挡板100100100100外二次调风器50（＞80）50（＞80）50（＞80）50（＞80）下排燃烧器内二次风挡板100100100100外二次调风器50505050注：表中括号内值为燃油时开度。上表中数据为厂家推荐值，实际开度将由试验及煤质变化确定，运行中唯煤粉燃烧器外二次风调风器可调，其余各挡板或拉杆未征得专工同意，不得随意调整；中层燃烧器外二次风门：开80%（燃油位，适用于投启动油枪或锅炉吹扫），开50%（燃煤位，适用于投粉），0%（关位，适用于其余所有情况）；上、下层燃烧器外二次风门：开50%（燃煤位，适用于投粉或炉吹扫），0%（适用于其余各种情况）；燃烧器冷却风门，未投粉应保持开启，投粉时关闭；燃烧器各层风箱进口调节挡板：用于各层风室风量分配，不能用作总风量调节，在无燃料投入时关闭，炉吹扫时全开；启动油枪投运时手动维持某一点火开度，当一层煤粉燃烧器全部投入后才能置自动位。第五节汽机运行调整一、除氧器水位调整1、除氧器正常水位2550±100mm范围内，在除氧器冲洗过程中，出现水位过高或过低，应解除除氧器水位自动，参照除氧器水位与正常水位值差值，对应凝结水量和给水量进行手动调整。注意不宜操作幅度过大，造成扰动大而频于调节使水位长时间不稳。在手动调整水位时还应注意除氧器的进汽压力，防止除氧器振动、失压或超压。同时应注意凝汽器水位及凝结水泵运行正常。在调整除氧器水位接近正常值2550mm稳定后，检查除氧器水位主、副调节门A、B“无强制手动信号”后投入除氧器水位主、副调节门A、B自动。检查主、副调节门跟踪正常。2、正常运行时原则上应尽量维持除氧器自动运行，只有在自动被强制手动或调节品质不好的情况下方可解手动调整。调整时加强对主凝结水流量、主给水流量、除氧器水位进行比较，并考虑到高加疏水的流量，进行手动调整。在调节过程中应注意与除氧器进汽量的匹配，防止造成除氧器失压或超压，并注意维持凝汽器水位正常。在除氧器水位主、副调节门A、B处理正常后，调整除氧器水位接近正常值2550±100mm稳定后，检查无强制手动信号”后投入调节门A、B自动。检查副、主调节门跟踪正常。3、在除氧器水位主、副调整门机械故障无法操作时，可以用其旁路电动门调整，方法与注意事项同上操作。4、除氧器水位主、副调整门自动位置受单冲量或三冲量控制，只有在副调整门开至80%时，主调整门才参与调节。二、除氧器压力调整1、正常运行时四抽供除氧器电动门在全开状态，辅汽至除氧器压力调节门随着四抽压力的升高，逐渐关闭，除氧器滑压运行，除氧器压力随机组负荷的升高而升高。只有在除氧器投加热与定压运行时，辅汽至除氧器压力调节门才参与调节。2、在除氧器投加热过程中，应根据加热要求的温度、以及辅汽的能力进行手动调节。当辅汽供汽温度超过300℃时，确认辅汽至除氧器管道疏水门开启，开启辅汽至除氧器电动门，稍开辅汽至除氧器压力调节门，保持除氧器压力0.02～0.05MPa。注意供汽管道振动。根据凝结水量，逐渐开大辅汽至除氧器压力调节门，升压至0.047MPa（g），注意应缓慢提升除氧器压力，防止除氧器因汽水压力不匹配而振动，以便均匀加热给水。在除氧器压力0.047MPa（g）稳定后，检查辅汽至除氧器压力调节门“无强制手动信号”后，投入辅汽至除氧器压力调节门自动（压力定值为0.047MPa），监视其自动跟踪进入定压运行状态。3、除氧器汽源切至启动分离器供汽时，应加强监视除氧器压力变化，及时调整。4、除氧器滑压运行应严密监视凝结水量与机组负荷的匹配，防止造成除氧器失压或超压。三、加热器的水位调整1、高低加热器正常水位在±30mm左右，水位高于+38mm时，检查其事故水位调节门应自动开启调节，如没自动开启应手动开启。如正常疏水调整门跟踪不好应解除自动，手动调节。2、在调节过程中应注意机组负荷变化及上下加热器的水位情况，然后进行综合处理并注意除氧器压力、水位或凝汽器水位稳定。调节时应保持加热器水位不低于正常值低限，防止造成对加热器管壁及疏水冷区段的冲刷。3、加热器水位超过+88mm，应检查保护联锁动作正常，加热器解列。并应及时手动开大事故疏水门降低加热器水位。分析水位高的原因，必耍时进行加热器检漏。4、加热器水位手动调节时，在调节水位近正常值时，如无自动强制手动信号且无机械故障的情况下，应及时投入水位自动。四、氢气温度调整1、机组正常运行时，发电机H2温控制投自动，冷氢温度设定45℃，最低不低于40℃，最高不高于50℃，机组停用后，随H2温下降，及时关闭氢冷调整门和氢冷器进出水门，以防发电机过冷。2、在负荷没变的情况下，氢气温度调节门开度过大，应察看冷却水温度的高低进行综合处理，并就地检查氢气冷却器水侧进出口门、调节门状态是否正确。3、机组启动过程中，不应过早的向氢气冷却器供冷却水，应在入口风温超过40℃时，再投入氢气冷却器水侧并投入其自动控制。五、润滑油温度调整1、机组润滑油正常温度40～45℃，在调节过程中应注意机组负荷的增减、冷却水温度的高低进行综合调整。2、如在机组负荷、冷却水温度没有变化、冷油器温度调节门开度正常的情况下，油温升高，应检查冷油器水侧进出口压差是否过大，水门就地状态是否正确，必要时切换备用冷油器运行。3、手动调节润滑油温，应保持勤调少调勤跟踪的原则，防止使油温度波动过大，影响机组振动和轴承温度过高。六、机组配汽运行方式：1、本机组采用变压运行方式，即汽轮机调门保持90%左右开度不变，通过调节改变锅炉压力来调节机组负荷。2、变负荷调峰可采用定-滑-定运行：负荷在30%ECR以下或90%ECR以上采用定压运行；在30～90%ECR负荷时采用滑压运行。3、变负荷运行期间，推荐按以下调节方式运行：高负荷正常运行期间，负荷变动较大且频繁，应选用节流调节方式（即SIN模式）；若机组长期稳定在低于额定负荷，应选择喷嘴调节方式（即SEQ模式）。第六节发电机系统主要参数的监视与调整正常运行的发电机，其各参数应保持在额定值允许的范围内运行，当参数偏离额定值时，应及时调整，使发电机保持在合理的运行工况。当参数发生变化时，必须遵循下列原则：1、发电机定子电压允许在额定值的±5%范围内变动，若发电机各部位温度均未超限，此时发电机的出力可保持不变。发电机仍可以在额定容量、额定频率及功率因数下运行。当定子电压＜19KV时，其定子电流不应超过20207A。2、发电机在额定参数下连续运行，不平衡电流应小于8%的额定电流，短时负序电流须满足I22*t≤10s的要求。3、发电机运行期间周波的变化范围为50±0.5Hz，能保证发电机在额定出力下运行。4、发电机额定功率因数为0.9（迟相），正常运行不允许进相运行。5、正常运行的5台励磁功率柜输出励磁电流；4台励磁功率柜运行均能满足包括强励在内的各种运行工况的要求，3台励磁功率柜运行能满足发电机正常运行要求，但不能提供强励，2台励磁功率柜不能维持发电机运行，需马上停机处理。发电机励磁调节方式正常时为自动方式，当两个调节器自动方式同时故障时将自动切至手动方式运行。当手动励磁调节时，应保证一定的无功输出并加强对励磁系统的监视，当启动6KV电动机时应适当增加发电机无功输出。6、发电机的额定氢压为0.4MPa，在额定氢压下运行时的漏氢量不得大于11.3m3/天；当氢压变化时，发电机的允许出力由定子线圈温度最高点的温度决定，即该点温度不得超过发电机在额定工况时的温度。不同氢压、不同功率因数时发电机的出力应按容量曲线带负荷。当氢压太低或在CO2及空气冷却方式下不准带负荷；7、发电机正常运行期间的氢气纯度必须＞96%，含氧量＜1.2%。若氢气纯度＜96%时，必须补排氢使氢气纯度＞96%；当氢气纯度下降至90%时，应立即减负荷并进行补排氢；若氢气纯度继续下降至85%时，应立即停机排氢进行检查。当氢侧密封油泵停用时，应注意氢气纯度在90%以上；8、发电机氢压与内冷水的压差必须在0.035MPa以上。当压差低至0.035MPa时报警；9、氢气冷却器在运行中停止一台运行时，发电机可在额定氢压、额定功率因数下带80%额定负荷。10、发电机内冷水量正常时为93m3/h，冷却水量低Ⅰ值报警为77m3/h，冷却水量低Ⅱ值报警为70m3/h；当发电机内冷水进出口压差低于正常54KPa时发出“定子水流量低”报警；发电机内冷水进出口压差低于正常86Kpa时发出“定子水流量低低”报警信号；11、氢冷器正常为四台运行。一台氢冷器退出运行时，发电机可以带80%负荷。第三章600MW超临界火电机组全冷态启动操作卡一、启动前检查、试验及相关系统的投入1、厂用电系统（包括UPS及直流系统）运行正常；2、所有具备送电条件的设备均已送电；送电的次序是：110V、220V直流系统（蓄电池组的操作）——直流UPS系统的送电——500kV线路侧及主变、高厂变系统——厂用6kV、380V工作段和汽机/锅炉MCC段——汽机/锅炉保安段和直流系统工作电源的送电操作。3、投入循环水系统；4、投入开式水系统；5、投入工业水系统；6、投入仪用气、厂用气系统；7、凝结水补水箱补水；8、闭式水系统投入；9、投入汽机润滑油系统；10、投入发电机密封油系统；11、投入发电机氢气系统；12、投入内冷水系统；13、投入顶轴油系统；14、投入主机盘车；15、凝结水系统投入并冲洗:16、检查凝汽器热井水质合格，启动凝泵对凝结水系统和除氧器进行冲洗；17、开启除氧器至锅炉疏水扩容器放水门，投入除氧器水位调整门自动；18、除氧器排水水质达到Fe＜300ppb，关闭除氧器至锅炉疏水扩容器放水门，开启除氧器至凝汽器放水门，19、凝结水系统及除氧器清洗完成，投入凝结水精处理。20、投入小机润滑油系统；21、投入小机盘车；22、辅汽联箱送汽；23、除氧器清洗完成后，启动除氧器再循环泵，投入除氧器加热，准备向锅炉上水；24、锅炉点火前8小时，通知投入电除尘灰斗、绝缘子加热和电除尘振打装置；燃油雾化蒸汽系统进行暖管、疏水。二、锅炉上水清洗1、在锅炉启动前的检查工作结束后，确认无影响进水因素时，抄录锅炉膨胀指示器一次；2、上水前通知化学人员制水，加药系统应投运正常；3、质应为化验合格的除盐水，进水温度20～70℃，进水方式根据实际情况确定，若锅炉原已有水，经化验合格，可进水或放水至储水罐水位12米处，否则须放尽炉水重新进水；4、进水应缓慢、均匀，上水时间夏季不少于2小时，进水流量80～90t/h，其他季节不少于4小时，进水流量40～45t/h，若水温与储水罐壁温接近，可适当加快进水速度；5、检查高压给水系统所有放水门关闭，锅炉启动分离器前所有疏水门关闭，锅炉受热面所有空气门开启；6、开启启动分离器储水罐排水至锅炉疏水扩容器电动门，关闭排凝汽器电动门，投入361阀自动；7、开启给水旁路调节门前、后电动门，适当开启给水旁路调节门；8、上水方式：采用凝泵、补水泵或电泵、汽泵前置泵上水。若锅炉为冷态，上水温度与启动分离器壁温差≯40℃，采用凝泵或补水泵上水方式；9、上水操作：采用电泵、汽泵前置泵上水9.1当给水泵入口水质达到Fe＜100ppb，高加水侧走旁路；9.2启动电泵或汽泵前置泵上水，调节锅炉给水流量至夏天80～90t/h左右、其他季节40～45t/h；9.3根据辅汽压力尽量维持除氧器温度在80～90℃9.4当储水罐见水后，放慢上水速度，加强监视；9.5当储水罐水位达到12米，检查361阀开启，自动调节正常；9.6关闭启动分离器前所有空气门，锅炉上水完毕；9.7锅炉上水完毕后，全面抄录锅炉膨胀指示一次。10、锅炉冷态清洗11、冷态开式清洗锅炉厂家推荐的清洗时间及耗水量表启动类型排放方式新机组首次启动机组长期运行后和停运时间超过150小时冷态清洗热态清洗排锅炉疏扩约8.5小时/4600t0约5小时/2600t排凝汽器约25小时约49小时约25小时三、汽机抽真空、送轴封1、汽机抽真空1.1检查开启汽轮机本体、主蒸汽管道、再热蒸汽管道和所有抽汽管道疏水门；1.2关闭凝汽器真空破坏门并注水；1.3关闭小机排汽蝶阀；1.4启动真空泵对系统进行抽真空。2、汽机送轴封2.1确认主机、小机盘车运行（小机盘车非必要条件，但是为防止小机轴封系统阀门内漏，建议送主机轴封前小机应在盘车状态）；2.2确认轴封加热器水侧投入，有足够的连续流量；2.3检查开启各路轴封供汽调整门前、后疏水门及各轴封进口滤网放水门，投入辅汽至轴封供汽调节站；2.4稍开辅汽至轴封供汽电动总门进行轴封暖管；2.5暖管结束关闭轴封滤网放水门及轴封系统所有疏水门，全开辅汽至轴封供汽电动总门；2.6启动一台轴封风机运行，一台投入备用；2.7低压轴封汽温150℃以上，并有14℃以上的过热度后，开启高、中压缸轴封进汽门及低压缸轴封进汽门；2.8设定温度150℃，投入低压轴封减温水自动控制，维持低压轴封供汽温度150～176℃。四、锅炉吹扫前的准备1、投入炉前燃油系统循环，炉前燃油压力2.5MPa左右；开启所有点火油枪和启动油枪进油手动门、压缩空气供气手动门、雾化蒸汽供汽手动门；2、投入锅炉捞渣机系统；3、投入锅炉火焰电视冷却风，投运火检风机和火焰电视，检查锅炉炉管检漏系统正常投入；4、启动风烟系统4.1启动两台空预器运行；4.2开启两台空预器入口烟气挡板和空预器出口一、二次风门，开启送风机出口联络门；4.3启动一台引风机，缓慢开启引风机入口导向挡板，将炉膛负压调整至－50～－100Pa；4．4启动一台送风机，缓慢将送风机动叶开度调整至30%，调整引风机入口导向挡板，维持炉膛负压－50～－100Pa，调整炉膛风量30%～40%BMCR。5、油泄漏试验5.1开进油快关阀,管路充油；5.2若在60秒内,油母管压力没有达到设定值（2.5MPa）,则充油失败，试验中断；5.3否则，油压满足后,关进油快关阀，开始3分钟的油压监视过程。若在这期间，油母管压力小于设定值(2.1MPa)，说明管路有泄漏，试验中断；5.4否则，3分钟后开回油阀，管路泄油，在10秒后关回油阀，开始5分钟的油压监视过程。若在这期间，进油快关阀前后差压低（小于0.05MPa），说明进油快关阀有泄漏，试验中断；5.5否则，5分钟后整个试验成功。五、检查下列条件满足，启动炉膛吹扫1、点火油、启动油泄漏试验成功（或旁路）；2、无MFT条件存在；3、全炉膛无火；4、任一空预器运行；5、有任一引风机和送风机运行；6、两台一次风机全停；7、炉膛压力正常；8、燃油总跳闸阀、点火油跳闸阀、启动油跳闸阀均关闭；9、点火油、启动油回油电动门均关闭；10、所有油角阀均关闭；11、所有磨煤机、给煤机停运；12、所有磨煤机进口一次风电动隔离门、出口粉管关断门均关闭；13、所有燃烧器三次风门在开启位置；14、炉风量在30%～40%范围内。六、锅炉点火1、吹扫结束，全面检查点火条件具备，开启燃油进油快关阀、回油电动门，检查燃油压力正常，燃油雾化蒸汽压力、温度自动控制正常；2、投入炉膛烟温探针；3、调整给水流量至402t/h、炉膛负压至－600Pa、总风量调整至35%；4、水质要求：省煤器进口水质含铁量Fe＜50PPb，分离器出口含铁量Fe＜100PPb；5、联系值班员到就地检查配合，依次启动B12-B34-D12-D34点火油枪；6、检查点火油枪燃烧良好，依次投入B、D层启动油枪运行；7、点火后投入空预器连续吹灰；8、投入高、低压旁路自动，检查高低旁蒸汽转换阀自动开启至预设的点火开度；9、调整燃烧，以不超过2.0℃/min、0.056MPa/min的速率升温升压；10、过热蒸汽压力达0.2MPa时，关闭启动分离器后过热器空气门和过、再热器疏水门；11、再热蒸汽压力达到0.2MPa时，关闭再热器系统空气门；12、投入油枪的过程中要注意观察储水罐水位，在锅炉水冷壁汽水膨胀时要停止投入油枪，待汽水膨胀结束，储水罐水位恢复正常后再投入其它油枪；13、随锅炉的升温、升压，检查高、低压旁路阀逐渐开大；14、主汽压力到8.4MPa，检查高、低压旁路控制转入定压运行，全面抄录锅炉膨胀指示一次。七、热态清洗1、顶棚过热器出口温度达到190℃，锅炉开始热态清洗，联系化学取样化验启动分离器储水罐水质；2、热态清洗期间应停止升温升压，可适当降低启动油压力，维持启动分离器水温在190±10℃范围内；3、启动分离器储水罐排水Fe≤50ppb,热态清洗结束，按原速率继续升温升压。八、机组启动升温、升压注意事项1、检查凝汽器疏水扩容器减温水自动动作正常，压力、温度不超限；2、监视水冷壁、启动分离器、过热器、再热器的金属壁温，注意其上升速率不超过2.0℃/min；3、检查高、低压旁路系统运行正常，旁路投入前确认高排逆止门关闭；4、注意监视辅汽联箱压力，调整除氧器进汽，维持给水温度80℃左右；5、注意给水自动动作正常，调节凝汽器、除氧器及分离器储水罐水位正常；6、启动过程中及时联系化学化验汽水品质；7、启动分离器升压至8.4MPa及额定负荷后全面检查锅炉的膨胀情况，并做好记录；8、在全部油枪退出前，空预器应保持连续吹灰，加强对空预器出口烟温的监视，发现报警应及时到现场检查，防止空气预热器再燃烧事故的发生；9、控制炉膛出口烟温＜540℃，当炉膛烟温大于580℃，炉膛烟温探针应自动退出；10、锅炉升温、升压按冷态启动升温、升压曲线进行，符合汽机冲转条件。九、发电机恢复备用1、检查发变组所有工作票全部终结，安全措施均已拆除，现场相关技术交底及修试纪录齐全，设备具备投运条件；2、合上发变组控制、信号电源小开关，并检查主开关、励磁回路各开关均在断开位置；3、确认内冷水系统运行正常，投入断水保护、启停机保护；4、确认保护A1、B1、A2、B2、C柜各保护按规定投入，各保护运行指示灯正常，各保护出口压板在投入位置；5、送上变送器、AVR加热及照明的UPS电源；6、送上AVR微机110V直流电源；7、送上起励电源、励磁调节装置交、直流电源送上良好；8、检查励磁手操盘各参数在正确状态，无报警及故障信息；9、检查励磁系统各柜内保险完好无熔断；10、合上AVR柜内以下空气开关：Q03、Q05、Q15、Q21、Q25、Q51、Q90、Q96；11、合上各功率柜内以下空气开关：Q11、Q12；12、检查励磁手操盘无报警和故障信息；13、发电机中性点接地变恢复备用；14、发电机出口1PT、2PT、3PT恢复备用；15、确认发电机转速3000rpm并稳定后，合上发电机出口刀闸，并断开发电机出口刀闸和接地刀闸操作电源。16、送上发电机出口开关操作电源，发电机出口开关选择远控方式。十、汽轮机冲转准备1、DEH、ETS冲转准备：1.1联系热控检查ETS控制柜中钥匙开关在正常位置；1.2就地检查高、中压主汽门、调门在关闭状态，并与OIS站所显示的状态一致；1.3在DEH控制总貌画面上检查确认以下显示：控制方式显示“自动IN”、旁路状态显示“BYPASSON”（旁路投入）、阀门方式显示“单阀IN”、OPC方式显示“OPCINSERVICE”（OPC投入）、“阀位限制极1.4限（VALVEPOSITIONLIMITLIMITING）”读数为0；1.5检查就地遮断手柄和注油试验手柄位置正确；2、汽机复置前，在DEH的手操面板上显示下列状态：2.1汽机“遮断”按钮指示灯亮；2.2汽机“复置”按钮指示灯灭。3、冲转前全面检查汽机有关操作面板，阀门位置及有关参数正常。3.1主蒸汽压力8.4MPa，再热汽压力≯0.728MPa，主蒸汽温度374℃，再热汽温335℃，两侧汽温偏差小于14℃，主汽温高于再热汽温且偏差最大不超过83℃；3.2蒸汽品质合格；3.3凝汽器真空大于－85KPa；3.4高压外缸上下壁温差小于50℃，高压内缸上下壁温差小于35℃；3.5确认汽机已连续盘车4小时以上且运行正常，检查汽缸内部及各轴封处无异常金属摩擦声；3.6测量转子双幅偏心值不大于0.076mm；3.7确认热控投入ETS系统正常，ETS无首出报警信号；3.8确认所有抽汽管道及汽机本体所有疏水门开启；3.9确认低压缸喷水控制阀前、后手动门打开，低压缸喷水控制阀投“自动”；3.10确认交、直流润滑油泵、氢密封油备用泵低油压联动正常、联锁投入，润滑油系统运行正常，润滑油压及各瓦回油正常，润滑油温控制在37～45℃，各轴承回油正常，主油箱油位正常；3.11投入EH油系统运行；3.12确认密封油系统运行正常且发电机氢压在0.3MPa以上；3.13确认汽机除低真空保护外所有保护均投入正常，无异常报警信号。十一、汽机冲转、升速、暖机1、启动氢密封油备用泵，检查低压保安油压正常，系统无漏油；2、复置汽轮机，检查OIS站DEH系统画面“遮断”信号消失、汽轮机已复置；3、检查低压保安油压、AST油压、OPC油压正常；4、就地检查中压主汽门（RSV）开启，开启高排通风阀；5、设定阀位高限120%，按“GO”键，检查高压调门（GV）全开；6、设置目标转速600rpm、升速率100rpm/min，按“GO”键，汽机冲转；7、确认中压调门（IV）缓慢开启，就地检查汽机转速上升，盘车装置自动脱开，否则应立即打闸；8、汽机转速升至600rpm时，汽机打闸。打闸后检查确认高、中压主汽门和调速汽门关闭，汽机转速应下降，进行就地摩擦听音检查；9、摩擦检查正常后，机组重新复置、升速；10、汽机转速回升至600rpm，保持4分钟，进行仪表检查。检查完毕后将控制方式由中压调门控制（IV）切换为高压主汽门-中压调门联合控制方式（TV-IV）；11、全面检查机组正常，继续升速，设置目标转速2950rpm、升速率100rpm/min，经确认后，按“GO”键，机组开始升速；12、依次投入#8、7、6、5低加水侧，开启#6、#5低加进汽逆止门、电动门，低加随机滑启，投入低加水位自动；13、高加水侧注水，正常后高加水侧投入运行；14、当汽机转速升至700rpm时，检查顶轴油泵自停，注意机组振动，检查各瓦油膜压力、温度正常；15、转速2600rpm，检查低压缸喷水、凝汽器水幕保护自动投入；16、当汽机转速达到2700rpm时，检查主油泵工作正常；17、当汽机转速达到2950rpm时，进行阀切换,汽轮机转速控制从TV/IV（高压主汽门/中压调门联合控制）切换至GV（高压调门控制）方式；18、阀切换结束后，设置目标转速3000rpm、升速率50rpm/min继续升速；19、汽机升至3000rpm后，全面检查机组各参数正常；20高加随机滑启。依次开启三、二、一抽抽汽逆止门，开启#3高加危急疏水，逐台开启#3、2、1高加的进汽电动门，调节各高加水位正常；21、根据需要完成下列有关试验工作：ETS通道试验；危急保安器充油试验；OPC超速保护试验；电气试验。22、检查氢密封油备用泵、交流润滑油泵电流已下降，停止其运行；23、凝汽器真空正常后，联系热控投入低真空保护、热工保护，汇报值长机组可以并网。十二、汽机冲转、升速过程的注意事项：1、汽机冲转后，应检查中压调门动作正常，就地检查确认盘车装置脱开，盘车电机自停，否则应手动停用；2、在冲转、升速过程中，注意各部声音、润滑油温、轴承金属温度及回油温度、振动、胀差、真空、汽温、汽压、缸温、缸温差、轴向位移等参数的变化；3、3000rpm后可关闭高压主汽门前疏水门；4、冲转升速过程中，应检查高、中压主汽门、调门平滑开启，无卡涩和阶跃现象；5、在升速过程中如发生异常情况，应停止升速，待查明并消除异常后再继续升速。严禁在共振区停留，否则应降速至共振区以下保持；6、检查高排逆止门开启，注意高排温度＜427℃，调节级与高排压比正常（＞1.7），否则打闸停机；7、汽轮机启动升速过程中，振动达到以下条件，应立即打闸停机，严禁降速暖机：一阶临界转速以下时，8、轴承振动超过30µm；过临界转速时，轴振超过254µm；9、检查高、低压旁路动作正常。及时调整燃烧，控制主、再蒸汽参数稳定以满足机组冲转要求；10、本机组升速过程中一般不需要暖机，但是在满足下列任一情况时，应在2340rpm进行适当时间的中速暖机：高压正胀差达到7.2mm；低压正胀差达到11mm11、维持真空正常，排汽温度不超过80℃，冷再压力不超过0.728MPa，高排温度不超过427℃；12、检查主机润滑油、轴封、密封油、氢气、内冷水系统各参数调节正常；13、检查除氧器、加热器、凝汽器、启动分离器、锅炉疏水扩容器等水位正常；14、冲转过程中注意发电机集流器电刷接触良好、无跳动、破碎现象，温度正常；15严密监测发电机本体无漏水、漏油、漏氢现象。十三、发电机自动升压1、确认汽机转速在3000rpm并稳定；2、在OIS站上检查发电机并网启动允许条件满足；3、检查AVR在自动方式位置；4、启动励磁系统程序励磁；5、检查发电机电压自动升至18KV以上，否则立即拉开磁场开关；6、将AVR投切开关切至空位置；7、检查发电机定子及转子回路绝缘情况应无接地现象；8、检查发电机定子三相电流为50A左右；9、发电机升压至20KV；10、检查发电机空载励磁电流、电压正常；11、检查发电机三相电压平衡；十四、发电机升压注意事项1、发电机未充氢、定子线圈未通水禁止升压；2、发电机升压前，应投入氢冷器运行；3、发电机升压前应投入热工保护、启停机保护；4、发电机转速达到额定并稳定后方可升压；5、检查发电机升压过程及并网前定子电流为50A左右，否则应立即灭磁；6、发电机升压过程中，励磁电流、励磁电压不正常的偏高或有定子电流，应立即灭磁。十五、发电机与系统并列1、SID自动准同期启动ass调速；投入准同期装置；检查发电机出口开关已合上并复位。2、DEH自动准同期同期并列应满足下列条件：发电机电压与系统电压差不大于5％；发电机频率与系统频率差小于0.15Hz；发电机与系统相序一致；相位差小于25°。十六、机组并列后的检查和操作1、并列后机组自动接带30MW的初始负荷；2、应适当调整机组无功，保证机组不进相运行；3、退出发电机启停机保护。4、将给水流量调整至475t/h；5、检查高排通风阀延时1min自动关闭；6、投入氢气干燥器运行。十七、升负荷1、投入汽轮机功率控制，在DEH主画面设定暖机目标负荷30MW。冷态启动低负荷需暖机15分钟以上；2、在低负荷暖机期间应全面检查机组各项参数在正常范围之内，出现异常现象应及时分析汇报并加以消除；3、再热汽温与低压缸排汽压力应符合《空负荷和低负荷再热汽温与背压的要求曲线》；4、检查低压缸喷水减温投入，控制低压缸排汽温度＜80℃。5、低负荷暖机结束后，在DEH主画面设定目标负荷90MW，设定升负荷率4MW/min，逐渐增加机组负荷，控制主、再蒸汽升温率不超过2℃/min，检查高低压旁路控制主汽压力8.4MPa运行；6、启动第二台引、送风机，调节引风机入口导向挡板、送风机动叶，维持炉膛负压在-600Pa左右；7、负荷至60MW后，检查汽机高压段疏水全部关闭；8、视情况投入过热器一级减温水，检查过热器一、二级减温水、再热器减温水调节阀均在自动位；9、负荷至90MW左右，检查高旁逐渐关小直至全关（通过控制燃烧率与机组功率的配合实现），高压旁路从定压运行模式转入跟随模式；10、高旁退出后检查其蒸汽转换阀和减温水门关闭严密,注意燃烧及机组负荷配合，确保在湿/干态转换完毕前，主汽压力不超过8.4Mpa；11、检查低压缸喷水自动停用，低压缸排汽温度正常；12、确认一次风机启动条件满足，启动两台一次风机，启动一台密封风机运行、调整一次风压、密封风压正常，投入一次风机、密封风机自动，投入密封风机联锁。注意调节引风，维持炉膛负压稳定在－600Pa左右；13、设定目标负荷180MW，设定升负荷率4MW/min，以不超过2℃/min的主再热汽升温率，逐渐增加机组负荷；14、检查空预器出口二次风温度高于180℃，启动C12-C34点火油枪，启动C制粉系统，调节炉膛负压至-50～-100Pa范围；15、按1.1t/h/min的速率增加C制粉系统出力，当C层煤火检正常稳定后，停运C层点火油枪；检查层二次风调节挡板自动动作正常，各燃烧器二次风和三次风挡板位置正确，检查各油枪和煤粉火检强度充足、稳定；16、机组负荷至120MW，检查汽机中、低压段疏水全部关闭；17、四抽压力达0.147MPa，除氧器汽源切换至四抽，注意除氧器压力、温度、水位的变化；18、#3高加汽侧压力与除氧器压力之差大于0.25MPa，高加疏水切至除氧器；19、机组负荷在150MW左右，检查启动分离器储水罐水位降至11.3m，检查361阀自动关闭，锅炉汽水从循环态转为直流态（湿/干态），投入361阀暖管系统运行；20、检查给水流量自动调节正常，当给水旁路调节门开度大于95%且给水泵转速达5500rpm，将给水管道切换至主给水运行；21、投入E12-E34点火油枪，启动E制粉系统，以1.1t/h的速率逐渐增加E制粉系统出力，E层煤火检正常稳定后，停止E层点火油枪运行；22、调整C、E制粉系统出力一致后投入自动；23、启动第一台汽泵，并泵操作完成后，投入给水自动调节；24、将给水AVT（加氨、联氨）方式切至CWT（加氨、氧）方式运行，切换条件：锅炉负荷大于30%BMCR；省煤器入口给水电导率＜0.15μS/cm；凝结水精处理100%投入。25、负荷180MW左右，轴封系统进入自密封状态，轴封辅汽供汽调节门应已自动全关，退出辅汽汽源，调整轴封进汽门开度，检查投入低压轴封减温水自动控制正常；26、负荷至180MW检查低旁逐渐关闭，高压调门开度增大至90%左右，机组转入滑压运行阶段；设定目标负荷350MW，设定升负荷率4MW/min，维持升温、升压率分别不超过2℃/min和0.2MPa/min；27、根据氧量情况及时增加炉风量；28、视情况逐步停运D层启动油枪；29、负荷至240MW左右，启动F层点火油枪，启动F制粉系统，逐渐增加F制粉系统出力，当F层煤火检正常稳定后停止F层点火油枪运行；30、将运行的3台制粉系统出力调平后投入F制粉系统自动；31、负荷至350MW稳定后，检查第二台小机低速暖机已经结束，升速至3000rpm，并入第二台汽泵，停电泵备用；32、投入锅炉主控自动，确认机组在滑压运行方式，投入机炉协调控制；如送风自动控制经调试确认正常，投入送风自动控制；33、保持机组负荷350MW不变，停止B层启动油枪