660MW超超临界机组集控运行规程20100930
若规程中内容与国家相关标准有冲突时，以国家相关标准为准。
1机组启动................................... 错误！未定义书签。
1.1检修后的验收与试验........................ 错误！未定义书签。
1.1.2检查与验收.............................. 错误！未定义书签。
1.1.
2.1机组大、小修后应检查的项目............ 错误！未定义书签。（1）设备变更报告............................. 错误！未定义书签。（2）检修工作票............................... 错误！未定义书签。（3）消防设备及系统........................... 错误！未定义书签。（4）环保设备及系统........................... 错误！未定义书签。
1.1.
2.2机组大、小修后启动前的检查内容........ 错误！未定义书签。（1）热机设备系统............................. 错误！未定义书签。（2）电气设备系统............................. 错误！未定义书签。（3）热控设备及系统........................... 错误！未定义书签。（4）化学设备系统............................. 错误！未定义书签。（5）公用设备系统............................. 错误！未定义书签。
1.1.3分部试运................................ 错误！未定义书签。
1.1.3.1辅机试转前的确认条件 (8)
1.1.3.2试运要求.............................. 错误！未定义书签。
1.1.3.3保护、联锁的状态确认.................. 错误！未定义书签。
1.1.4化学清洗................................ 错误！未定义书签。
1.1.5锅炉水压试验............................ 错误！未定义书签。
1.1.5.1试验规定.............................. 错误！未定义书签。
1.1.5.2试验范围.............................. 错误！未定义书签。
1.1.5.3试验要求.............................. 错误！未定义书签。
1.1.5.4试验注意事项：........................ 错误！未定义书签。
1.1.6汽轮机调节系统静态调整试验.............. 错误！未定义书签。
1.1.7热控调节系统及保护联锁的静态试验........ 错误！未定义书签。
1.1.7.1自动调节控制系统试验.................. 错误！未定义书签。
1.1.7.2执行机构.............................. 错误！未定义书签。
1.1.8机组热控联锁、保护、顺控及信号系统传动试验错误！未定义书签。
1.1.8.1试验要求.............................. 错误！未定义书签。
1.1.8.2远控阀门传动.......................... 错误！未定义书签。
1.1.8.3热控信号系统传动...................... 错误！未定义书签。
1.1.8.4热工联锁保护系统的传动操作试验........ 错误！未定义书签。
1.1.9电气控制、联锁、保护及信号系统传动试验 .. 错误！未定义书签。
1.1.10电气设备试验........................... 错误！未定义书签。
1.1.11锅炉安全门校验......................... 错误！未定义书签。
1.1.11.2安全门校验前应具备的条件............. 错误！未定义书签。
1.1.11.3校验标准............................. 错误！未定义书签。
1.1.11.4注意事项 (8)
1.2机组启动应具备的条件...................... 错误！未定义书签。
1.3机组启动前的准备.......................... 错误！未定义书签。
1.4机组启动基本规定.......................... 错误！未定义书签。
1.4.1重大操作人员到位规定 (8)
1.4.2启动状态的划分.......................... 错误！未定义书签。
1.4.3机组存在下列情况之一时,禁止启动......... 错误！未定义书签。
1.4.4机组存在下列情况之一时,禁止冲转或并网... 错误！未定义书签。
1.5冷态启动.................................. 错误！未定义书签。
1.5.1锅炉点火前，辅助设备的启动.............. 错误！未定义书签。
1.5.2锅炉上水................................ 错误！未定义书签。
1.5.3锅炉冷态清洗............................ 错误！未定义书签。
1.5.4汽机轴封系统投入、抽真空................ 错误！未定义书签。
1.5.5锅炉吹扫前的准备........................ 错误！未定义书签。
1.5.6锅炉炉膛吹扫............................ 错误！未定义书签。
1.5.7锅炉点火................................ 错误！未定义书签。
1.5.8锅炉点火注意事项........................ 错误！未定义书签。
1.5.9锅炉升温、升压.......................... 错误！未定义书签。
1.5.10热态清洗............................... 错误！未定义书签。
1.5.11锅炉升温、升压注意事项 ................ 错误！未定义书签。
1.5.12发电机并网前的准备..................... 错误！未定义书签。
1.5.13汽机冲转条件........................... 错误！未定义书签。
1.5.14汽轮机启动装置任务..................... 错误！未定义书签。
1.5.15汽轮机程序启动 (10)
1.5.16汽轮机冲转、并网过程的检查和操作....... 错误！未定义书签。
1.5.17汽轮机冲转、升速及发电机并网过程中的注意事项错误！未定义书签。
1.5.18初负荷暖机............................. 错误！未定义书签。
1.5.19机组最小负荷～17%BMCR(120MW）.......... 错误！未定义书签。
1.5.20负荷从17%BMCR（120MW）至50%BMCR（330MW）错误！未定义书签。
1.5.21机组负荷从50%BMCR(330MW）至100%BMCR（660MW）错误！未定义书签。
1.5.22汽机启动过程中注意事项................. 错误！未定义书签。
1.5.23锅炉启动过程中注意事项................. 错误！未定义书签。
1.6温、热态启动.............................. 错误！未定义书签。
1.6.1温、热态启动规定........................ 错误！未定义书签。
1.6.2温、热态启动注意事项.................... 错误！未定义书签。2机组运行.................................... 错误！未定义书签。
2.1机组运行调整的主要任务及目的.............. 错误！未定义书签。
2.2机组运行中控制的主要参数及限额............ 错误！未定义书签。
2.3机组正常运行检查监视、维护试验............ 错误！未定义书签。
2.4机组运行控制方式.......................... 错误！未定义书签。
2.5锅炉运行调整.............................. 错误！未定义书签。
2.6汽机运行调整.............................. 错误！未定义书签。
2.7机组控制、保护系统设备的正常运行维护...... 错误！未定义书签。
2.8热控保护.................................. 错误！未定义书签。
2.9机组低负荷运行控制与调整.................. 错误！未定义书签。3机组停运及保养.............................. 错误！未定义书签。
3.1机组停运.................................. 错误！未定义书签。
3.1.1机组停运规定............................ 错误！未定义书签。
3.1.2机组停用前的准备........................ 错误！未定义书签。
3.1.3机组停运时注意事项...................... 错误！未定义书签。
3.1.4机组正常停用............................ 错误！未定义书签。
3.1.5滑参数停机.............................. 错误！未定义书签。
3.2机组停运后的保养.......................... 错误！未定义书签。
3.2.1锅炉停运后的保养........................ 错误！未定义书签。
3.2.2汽机停运后的保养........................ 错误！未定义书签。
3.2.3发电机停运后的保养...................... 错误！未定义书签。
3.2.4机组停运后的防冻........................ 错误！未定义书签。4机组异常和事故预防及处理.................... 错误！未定义书签。
4.1事故时处理原则和要点...................... 错误！未定义书签。
4.2机组事故停运.............................. 错误！未定义书签。
4.3机组重大事故预防.......................... 错误！未定义书签。
4.4机组综合性故障............................ 错误！未定义书签。
4.4.1锅炉MFT ................................ 错误！未定义书签。
4.4.2锅炉RB ................................. 错误！未定义书签。
4.4.3发变组保护动作跳闸...................... 错误！未定义书签。
4.4.5控制气源失去............................ 错误！未定义书签。
4.4.6机组火灾................................ 错误！未定义书签。
4.4.7DCS故障 ................................ 错误！未定义书签。
4.5锅炉典型事故处理.......................... 错误！未定义书签。
4.5.1锅炉主蒸汽压力异常...................... 错误！未定义书签。
4.5.2锅炉主蒸汽温度异常...................... 错误！未定义书签。
4.5.3锅炉再热蒸汽温度异常.................... 错误！未定义书签。
4.5.4锅炉给水流量低.......................... 错误！未定义书签。
4.5.5锅炉汽水分离器出口温度高................ 错误！未定义书签。
4.5.6水冷壁泄漏.............................. 错误！未定义书签。
4.5.7省煤器泄漏.............................. 错误！未定义书签。
4.5.8过热器泄漏.............................. 错误！未定义书签。
4.5.9再热器泄漏.............................. 错误！未定义书签。
4.5.10尾部烟道二次燃烧....................... 错误！未定义书签。
4.5.11过、再热器管壁超温..................... 错误！未定义书签。
4.6汽轮机异常及事故处理..................... 错误！未定义书签。
4.6.1汽轮机严重超速.......................... 错误！未定义书签。
4.6.2汽轮机进水.............................. 错误！未定义书签。
4.6.3汽轮机振动大............................ 错误！未定义书签。
4.6.4汽轮机大轴弯曲.......................... 错误！未定义书签。
4.6.5轴向位移大.............................. 错误！未定义书签。
4.6.6运行中叶片损坏或断落.................... 错误！未定义书签。
4.6.7凝汽器真空降低.......................... 错误！未定义书签。
4.6.8汽轮发电机组轴承损坏.................... 错误！未定义书签。
4.7发电机异常及事故处理...................... 错误！未定义书签。
4.7.1发电机异常运行工况相关规定.............. 错误！未定义书签。
4.7.2发电机各部分的温度超过规定值............ 错误！未定义书签。
4.7.3发电机定子升不起电压.................... 错误！未定义书签。
4.7.4发电机非全相运行........................ 错误！未定义书签。
4.7.5发电机变为电动机运行.................... 错误！未定义书签。
4.7.6发电机失磁.............................. 错误！未定义书签。
4.7.7发电厂功率振荡 (20)
4.7.8发电机定子线棒或导水管漏水.............. 错误！未定义书签。
4.7.9发电机转子接地的处理.................... 错误！未定义书签。
4.7.11发电机频率异常......................... 错误！未定义书签。
4.7.12发电机三相电流不平衡................... 错误！未定义书签。
4.7.13发电机PT断线.......................... 错误！未定义书签。
4.7.14发电机非同期并列....................... 错误！未定义书签。
4.7.15发电机断水............................. 错误！未定义书签。
4.7.16发电机绝缘过热监测装置报警 ............. 错误！未定义书签。5500K V系统的运行............................. 错误！未定义书签。
5.1概述...................................... 错误！未定义书签。
5.2系统的运行................................ 错误！未定义书签。
5.3倒闸操作原则.............................. 错误！未定义书签。
5.4倒闸操作的基本要求........................ 错误！未定义书签。
5.5500K V母线倒换运行方式的注意事项........... 错误！未定义书签。
5.6母线电压互感器操作规定.................... 错误！未定义书签。
5.7GIS的运行 ................................ 错误！未定义书签。
5.8GIS装置的操作 ............................ 错误！未定义书签。
微水在线检测系统 ............... 错误！未定义书签。
5.9GIS设备SF
6
5.10室外配电装置的运行....................... 错误！未定义书签。
5.11异常运行和事故处理....................... 错误！未定义书签。6机组主要辅机的运行.......................... 错误！未定义书签。
6.1辅机运行基本规定.......................... 错误！未定义书签。
6.2润滑油系统................................ 错误！未定义书签。
6.3润滑油净化装置............................ 错误！未定义书签。
6.4EH油系统 ................................. 错误！未定义书签。
6.5密封油系统................................ 错误！未定义书签。
6.6凝结水系统................................ 错误！未定义书签。
6.7给水系统.................................. 错误！未定义书签。
6.8除氧器及加热器系统........................ 错误！未定义书签。
6.9旁路系统.................................. 错误！未定义书签。
6.10轴封系统................................. 错误！未定义书签。
6.11凝汽器真空系统........................... 错误！未定义书签。
6.12循环水系统............................... 错误！未定义书签。
6.13开式冷却水系统........................... 错误！未定义书签。
6.14闭式冷却水系统........................... 错误！未定义书签。
6.15快冷系统................................. 错误！未定义书签。
6.17辅助蒸汽系统............................. 错误！未定义书签。
6.18启动锅炉................................. 错误！未定义书签。
6.19制粉系统................................. 错误！未定义书签。
6.20风烟系统................................. 错误！未定义书签。
6.21吹灰系统................................. 错误！未定义书签。
6.22炉前油系统............................... 错误！未定义书签。
6.23微油点火装置............................. 错误！未定义书签。
6.24压缩空气系统............................. 错误！未定义书签。
6.25脱硝系统................................. 错误！未定义书签。
6.26锅炉启动循环泵系统....................... 错误！未定义书签。
6.27火检冷却风系统........................... 错误！未定义书签。
6.28暖风器................................... 错误！未定义书签。
6.29变压器系统的运行......................... 错误！未定义书签。
6.30厂用电系统运行........................... 错误！未定义书签。
6.31直流系统................................. 错误！未定义书签。
6.32电动机运行............................... 错误！未定义书签。
6.33发电机氢气系统........................... 错误！未定义书签。
6.34柴油发电机............................... 错误！未定义书签。
6.35励磁系统................................. 错误！未定义书签。
6.36UPS系统 (32)
7机组设备介绍................................ 错误！未定义书签。
7.1锅炉设备介绍.............................. 错误！未定义书签。
7.2汽机设备介绍.............................. 错误！未定义书签。
7.3发变组设备介绍............................ 错误！未定义书签。
8、附录...................................... 错误！未定义书签。附表１：水蒸汽压力与饱和温度对照表............ 错误！未定义书签。附表2:机组热力计算表 ........................ 错误！未定义书签。附表3：安全阀整定压力及排放量汇总表 .......... 错误！未定义书签。附表4：汽水系统保护报警温度 .................. 错误！未定义书签。附图1：锅炉压力负荷曲线...................... 错误！未定义书签。附图2：锅炉冷态启动曲线...................... 错误！未定义书签。附图3：锅炉温态启动曲线...................... 错误！未定义书签。附图4：锅炉热态启动.......................... 错误！未定义书签。附图5：锅炉极热态启动........................ 错误！未定义书签。
附图6：锅炉蒸汽流量与负荷关系曲线 ............ 错误！未定义书签。附图7：过量空气系数与负荷关系曲线 ............ 错误！未定义书签。附图8：燃烧器摆动角度与负荷关系曲线 .......... 错误！未定义书签。附图9：过热器减温水量与负荷关系曲线 .......... 错误！未定义书签。附图10：各级受热面焓值和压力曲线 ............. 错误！未定义书签。附图11：一次汽侧各级受热面汽温与负荷关系曲线.. 错误！未定义书签。附图12：再热器各级受热面汽温与负荷关系曲线.... 错误！未定义书签。附图13：烟空气温度与负荷关系曲线 ............. 错误！未定义书签。附图14：烟气阻力及压力与负荷关系曲线 ......... 错误！未定义书签。附图15：后烟井调温挡板开度与负荷关系曲线...... 错误！未定义书签。附图16：锅炉计算热效率与负荷关系曲线 ......... 错误！未定义书签。附图17：主汽阀壁许可温差 ..................... 错误！未定义书签。附图18：主调阀壁许可温差 ..................... 错误！未定义书签。附图19:高压缸壁许可温差...................... 错误！未定义书签。附图20:高压转子许可温差...................... 错误！未定义书签。附图21:中压转子许可温差...................... 错误！未定义书签。附图22:主蒸汽管道的暖管－温度准则X1 .......... 错误！未定义书签。附图23:主蒸汽管路的暖管－温度准则X2 .......... 错误！未定义书签。附图24:汽机暖机－温度准则X4 .................. 错误！未定义书签。附图25:汽机暖机－温度准则X5 .................. 错误！未定义书签。附图26:汽机暖机－温度准则X6 .................. 错误！未定义书签。附图27:冲转－温度准则X7A .................... 错误！未定义书签。附图28:冲转－温度标准X7B .................... 错误！未定义书签。附图29:温度准则X8 ............................ 错误！未定义书签。附图30：凝汽器压力限制曲线 ................... 错误！未定义书签。附图31：轴封供汽温度曲线 ..................... 错误！未定义书签。附图32:允许空气进入轴封的时间与转子平均温度的关系曲线错误！未定义书签。
附图33：压力负荷曲线......................... 错误！未定义书签。附图34：环境温度启动曲线 ..................... 错误！未定义书签。附图38：极热态启动曲线....................... 错误！未定义书签。附图39：发电机V型曲线....................... 错误！未定义书签。附图40：发电机出力曲线....................... 错误！未定义书签。附图41：发电机特性曲线....................... 错误！未定义书签。
1.1.3.1 辅机试转前的确认条件
（9）上水时间控制在冬季4～5小时，其它季节为2～3小时,水压试验水温按制造厂规定的数值控制。无规定时，上水温度一般应控制在30～70℃。上水温度与启动分离器壁温之差小于28℃,防止产生过大的热应力。
主变、高厂变冷却器风扇电源切换试验。
1.1.11.4 注意事项
1.4.1重大操作人员到位规定
下列操作需要总工或指定发电生产部经理、专工和值长参加。
（1）检查发变组在冷备用状态。
（2）将发电机励磁碳刷给好。
（3）将发电机出口1、2、3PT送电。
（4）将发电机中性点PT送电。
（5）将发电机起励电源送电。
（6）合上发电机四台功率柜交流侧刀闸QS11、QS21、QS31、QS41和直流侧刀闸QS12、QS22、QS32、QS42。
（7）将功率柜风机电源送电，并启动风扇运行正常。
（8）将AVR调节器交直流电源送电。
（9）将灭磁开关操作电源送电。
（10）励磁系统各柜门已全部关好、面板表计显示正常，无异常报警信号。（11）检查发变组各保护装置运行正常。
（12）将主变、A/B高厂变冷却器电源送电。
（13）手动开启两组主变冷却器运行。
（14）将A/B高厂变冷却器投入自动。
（15）投入发变组及励磁系统保护正确。
（16）检查发变组出口开关、刀闸处于分闸状态。
（17）检查发变组出口开关保护投入正确。
（18）合上发变组出口开关及Ⅰ、Ⅱ母刀闸控制电源开关。
（19）合上发变组出口开关油泵电源开关。
对氢冷系统、定冷水系统高点进行排气。
1.5.15.1 1.5.15.2 1.5.15.3 发变组并网
1.5.18.1发电机并网条件
（1）确认汽机转速稳定在3000r/min，DEH系统运行正常。
（2）汽机空负荷运行时各控制指标均无异常变化，辅机运行正常。
（3）机组在3000r/min下进行的试验工作已结束。
（4）蒸汽参数稳定。
（5）锅炉燃烧稳定。
（6）锅炉启动旁路系统正常。
（7）应具备的条件
（A）发电机声音正常，振动不超过0.125mm。
（B）发电机冷却系统运行正常，无漏油、氢、水的现象。
（C）调节氢气冷却器的冷却水量，投入氢温控制自动，冷氢设定值为45℃。（D）调节发电机定子冷却器出水温度，投入定子冷却水温控制自动，设定值为46℃。
（E）确认氢侧和空侧密封油冷却器出口油温在40～49℃之间。
（F）确认发电机内氢气压力为0.45～0.47MPa左右，纯度为96.5%以上。
（G）发变组出口断路器SF6气压正常，操作电源已送电。
（H）发变组所有保护按照规定投入，试验正常。
（I）发变组同期回路进行检修或同期装置更换部件，必须做假同期试验正常。（J）发变组出口隔离开关合上。
（8）励磁系统投运前应做下列检查
（A）发电机励磁碳刷已安装好（碳刷型号：摩根NCC634）。
（B）启励380V交流电源开关已合闸良好。
（C）AVR柜内交、直流正常，AVR工作正常。
（D）AVR柜内灭磁开关控制电源正常、转子一点接地保护装置正常。
（E）SAB柜内控制交流220V电源开关已合闸良好。
（F）SAB柜内交流220V照明电源小开关已合闸良好。
（G）AVR柜内两个辅助PT的一二次熔断器及其他熔断器完好并安装正确。（H）整流器两个冷却风扇的交流380V电源开关已送电。
（I）灭磁开关在断开位置，信号指示正常。
（J）功率柜交流、直流刀闸均合上，功率柜前面脉冲开关投入。
（K）各柜门已全部关好、面板表计显示正常，无异常报警信号。
注：励磁系统在正常备用的情况下，各柜内的开关保险都不需要进行操作。
1.5.18.2发电机并网及带5%初始负荷
（1)发电机并网采用自动励磁调节器（AVR）自动方式自动准同期并列。
（2)发电机升压操作的规定及注意事项。
待机炉有关试验结束，检查机组无异常报警信号，得值长令后方可进行发电机升压操作。
不低于2950rpm后进行。
在发电机未通定子冷却水、未充氢的情况下，禁止升压操作。在DCS的CRT画面上全面检查各设备的指示状态、有无异常报警。
发电机升压操作正常情况下应采用自动励磁调节器（AVR）自动方式（交流回路恒电压）进行，只有在发变组检修后才允许使用手动方式（直流回路恒磁场电流）升压。
采用自动准同期并列，应用自动电压调节器(AVR)自动方式进行升压或先用自动电压调节器（AVR)手动方式升压到额定时，再将电压调节器（AVR)从手动方式切换到自动方式，方可进行自动准同期并列操作。
（G）发电机升压操作应缓慢进行，升压过程中监视发电机定子三相电压平衡,三相电流正常，零序电压指示为零。
（3）在DCS系统上确认发变组高压侧开关合闸条件（同期装置投入条件）满足。（A) 发变组出口无保护动作，
（B) 发电机主开关在断开位置，控制方式为远方自动。
（C) 同期装置正常。
（D) 励磁系统正常。
（E) 励磁开关已合闸。
（F) 汽机转速在同期范围内。
（G) 汽机DEH具备合闸条件。
（H) 发变组出口刀闸已合上。
（4）根据值长令，保持机组转速为3000rpm,并进行下列检查和操作
（A）将AVR置于“自动”控制方式。
（B）按AVR控制“启励”按钮，检查灭磁开关合好，发电机电压升至额定。（C）检查发电机空载转子电压、电流正常，发电机转子无接地报警信号。（D）按DEH控制方式中“自动同期”键并投入，“自动同步”键灯亮。
（E）投入同步装置
（F）检查发电机具备同期合闸条件，按自动准同期装置“投入”按钮。
（G）监视主开关同期自动合闸。
（H）将发电机无功功率升至50Mvar、有功负荷为30MW。
（I）复位同期装置。
（J）退出同期装置，并拉开同期装置电源，退出、投入相应保护。
1.5.18.3对发变组及励磁系统做全面检查，运行正常。
1.5.18.41.5.18.51.5.18.6并网后再投入两组主变冷却器，使主变冷却器为正常运行方式，将冷却器联锁控制开关切至工作位。
热工自动控制B-总复习2016
热工自动控制B-总复习2016
在电站生产领域，自动化（自动控制）包含的内容有哪些？ 数据采集与管理；回路控制；顺序控制及联锁保护。 电站自动化的发展经历了几个阶段，各阶段的特点是什么？ 人工操作：劳动密集型；关键生产环节自动化：仪表密集型；机、炉、电整体自动化：信息密集型；企业级综合自动化：知识密集型； 比较开环控制系统和闭环控制系统优缺点。 开环：不设置测量变送装置，被控制量的测量值与给定值不再进行比较，克服扰动能力差，结构简单，成本低廉；闭环：将被控制量的测量值与给定值进行比较，自动修正被控制量出现的偏差，控制精度高，配备测量变送装置，克服扰动能力强； 定性判断自动控制系统性能的指标有哪些？它们之间的关系是什么？ 指标：稳定性、准确性、快速性。关系：同一控制系统，这三个方面相互制约，如果提高系统快速性，往往会引起系统的震荡，动态偏差增大，改善了稳定性，过渡过程又相对缓慢。 定性描述下面4 条曲线的性能特点，给出其衰减率的取值范围。 粉：等幅震荡过程，ψ=0；绿：衰减震荡过程，0<ψ<1；红：衰减震荡过程，0<ψ<1；蓝：不震荡过程，ψ=1； 在热工控制系统中，影响对象动态特性的特征参数主要有哪三个？容量系数，阻力系数，传递迟延 纯迟延与容积迟延在表现形式上有什么差别，容积迟延通常出现在什么类型的热工对象上？ 容积迟延：前置水箱的惯性使得主水箱的水位变化在时间上落后于扰动量。纯迟延：被调量变化的时刻，落后于扰动发生的时刻的现象。纯延迟是传输过程中因传输距离的存在而产生的，容积迟延因水箱惯性存在的有自平衡能力的双容对象 建立热工对象数学模型的方法有哪些？ 机理建模：根据对象或生产过程遵循的物理或化学规律，列写物质平衡、能量平衡、动量平衡及反映流体流动、传热等运动方程，从中获得数学模型。实验建模：根据过程的输入和输出实测数据进行数学处理后得到模型 了解由阶跃响应曲线求取被控对象数学模型的方法、步骤及注意事项，能对切线法、两点法做简单的区分。 注意事项：1实验前系统处于需要的稳定工况，留出变化裕量；2扰动量大小适当，既克服干扰又不影响运行；3采样间隔足够小，真实记录相应曲线的变化；4实验在主要工况下进行，每一工况重复几次试验；5进行正反两个方向的试验，减小非线性误差的影响。方法：有自平衡无延迟一阶对象：切线发和0.632法；有自平衡有延迟一阶对象：切线发和两点法；有自平衡高阶对象：切线发和两点法；无自平衡对象：一阶近似法和高阶近
(整理)600MW超超临界机组资料
600MW超超临界汽轮机介绍第一部分 两缸两排汽 600MW超超临界汽轮机介绍 0 前言 近几年来我国电力事业飞速发展，大容量机组的装机数量逐年上升，同时随着国家对环保事业的日益重视及电厂高效率的要求，机组的初参数已从亚临界向超临界甚至超超临界快速发展。根据我国电力市场的发展趋势，25MPa/600℃/600℃两缸两排汽 600MW 超超临界汽轮发电机组将依据其环保、高效、布局紧凑及利于维护等特点占据相当一部分市场份额，下面对哈汽、三菱公司联合制造生产的25MPa/600℃/600℃两缸两排汽600MW超超临界汽轮机做一个详细的介绍。 1 概述 哈汽、三菱公司联合制造生产的600MW超超临界汽轮机为单轴、两缸、两排汽、一次中间再热、凝汽式机组。高中压汽轮机采用合缸结构，低压汽轮机采用一个48英寸末级叶片的双分流低压缸，这种设计降低了汽轮机总长度，紧缩电厂布局。机组的通流及排汽部分采用三维设计优化，具有高的运行效率。机组的组成模块经历了大量的实验研究，并有成熟的运行经验，机组运行高度可靠。 机组设计有两个主汽调节联合阀，分别布置在机组的两侧。阀门通过挠性导汽管与高中压缸连接，这种结构使高温部件与高中压缸隔离，大大地降低了汽缸内的温度梯度，可有效防止启动过程缸体产生裂纹。主汽阀、调节阀为联合阀结构，每个阀门由一个水平布置的主汽阀和两个垂直布置的调节阀组成。这种布置减小了所需的整体空间，将所有的运行部件布置在汽轮机运行层以上，便于维修。调节阀为柱塞阀，出口为扩散式。来自调节阀的蒸汽通过四个导汽管（两个在上半，两个在下半）进入高中压缸中部，然后进入四个喷嘴室。导汽管通过挠性进汽套筒与喷嘴室连接。 进入喷嘴室的蒸汽流过冲动式调节级，然后流过反动式高压压力级，做功后通过外缸下半的排汽口进入再热器。 再热后的蒸汽通过布置在汽缸前端两侧的两个再热主汽阀和四个中压调节阀返回
靖煤集团白银热电集控辅机运行规程(初稿)解析
靖煤集团白银热电有限公司企业标准 集控运行规程 集控运行辅机部分（试行） 2014年9月30日发布 2014年9月30日实施白银热电有限公司发布
为确保靖煤集团白银热电有限公司一期2×350MW超临界燃煤机组按时投产发电，满足生产调试、机组运行工作的需要，为了规范运行操作,保证人身和设备的安全，制定本规程。 本规程为集控辅机运行规程，包括三个部分：《汽轮机辅机运行规程》、《锅炉辅机运行规程》、《电气辅机运行规程》。 本规程的编写主要依据《电业安全工作规程》、《电力工业技术管理法规》、《电力生产重大事故的25项重点要求》的相关内容，以及西北设计院设计资料、制造厂家说明书、同类型机组运行规程等相关资料。 本规程编写由于时间短，资料缺，加之编者水平有限，规程中的不妥之处在所难免。我们将在执行中不断加以修改、完善。 本规程为试用版，正式版规程发布后，本规程自动作废。 下列人员应熟悉本规程： 1、生产厂长、总工程师、副总工程师； 2、发电部、工程技术部、计划部主任、副主任，专责工程师、点检长、点检员及相关热工和保护人员，检修维护单位技术负责人及相关人员； 3、值长、集控运行主值、副值及巡检人员； 4、其他运行、检修人员。 本规程起草部门：发电运行部 本规程起草人：薛剑琦、魏久升、展总煌、张海勇 本规程初审人：闵兴华马腾 本规程审核人： 本规程批准人： 本规程由发电运行部负责解释。
一、汽轮机辅机部分 (6) 1 汽轮机辅机设备规范 (6) 1.1 开式冷却水系统 (6) 1.2 闭式冷却水系统 (7) 1.3 辅助蒸汽系统 (8) 1.4 凝结水系统 (9) 1.5 主机真空系统 (10) 1.6 轴封系统 (14) 1.7 间接空冷系统 (14) 1.8 高、低压旁路系统 (17) 1.9 低压加热器 (20) 1.10 除氧器 (21) 1.11 高压加热器 (21) 1.12 电动给水泵系统 (23) 1.13 汽动给水泵组 (25) 2 汽轮机辅助设备运行 (26) 2.1 辅机设备运行通则 (26) 2.2 开式冷却水系统的运行 (28) 2.3 闭式冷却水系统的运行 (33) 2.4 辅助蒸汽系统的运行 (36) 2.5 生水加热器的运行 (38) 2.6 凝结水补充水系统的投停、运行维护 (38) 2.7 凝结水系统的运行 (39) 2.8 主机真空系统的运行 (46) 2.9 轴封系统的运行 (49) 2.10 间接空冷系统 (53) 2.11 高、低压旁路系统运行 (64) 2.12 低压加热器 (66) 2.13 除氧器 (72) 2.14 高压加热器 (78) 2.15 电动给水泵系统的运行 (86) 2.16 汽动给水泵组的运行 (92) 2.17 主机润滑油系统 (105) 2.18 密封油系统运行. (116) 2.19 氢气系统的运行 (122) 2.20 发电机定子冷却水系统的运行 (128) 2.21 ＥＨ油系统 (136) 2.22 润滑油贮存装置的运行 (141) 2.23 供热首站系统 (144) 2.24 采暖加热、全面通风系统 (150) 2.25 汽机辅机试验 (153) 二、锅炉辅机设备规范 (166) 1 锅炉辅机设备规范 (166) 1.1 空预器 (166) 1.2 引风机 (166) 1.3 送风机 (169) 1.4 一次风机 (171) 1.5 密封风机 (173) 1.6 火检冷却风机 (173)
超临界火力发电机组热工控制技术及其应用
超临界火力发电机组热工控制技术及其应用 摘要：基于超临界火力发电机组的运行特点，结合热工控制系统的设计要求，深入探讨了超临界发电机组热工控制技术的特殊性，首以锅炉给水控制系统和过热汽温控制系统为例，详细分析了热工控制系统的设计原理。实际应用表明了该方案的有效性。 超临界发电机组以其热能转换效率高、发电煤耗低、环境污染小、蓄热能力小和对电网的尖峰负荷适应能力强等特点而得到广泛应用，日益成为我国火力发电的主力机组。超临界直流锅炉没有汽包，工质一次通过蒸发部分，即循环倍率等于1，在省煤器、蒸发部分和过热器之间没有固定不变的分界点，水在受热蒸发面中全部转变为蒸汽，沿工质整个行程的流动阻力均由给水泵来克服。 超临界直流锅炉主要输出量为汽温、汽压和蒸汽流量(负荷)，主要输入量是给水量、燃烧率和汽机调门开度。由于是强制循环且受热区段之间无固定界限，一种输入量扰动则将对各输出量产生影响，如单独改变给水量或燃料量，不仅影响主汽压与蒸汽流量，过热器出口汽温也会产生显著的变化，所以比值控制(如给水量/蒸汽量/燃料量/给水量及喷水量/给水量等)和变定值、变参数调节是直流锅炉的控制特点。 一、超临界机组的控制原则 (1)保持燃料量与给水流量之间的比值关系不变，保证过热蒸汽温度为额定值。当有较大的温度偏差时，若仅依靠喷水减温的方法来校正温度，则需要大量的减温水，这不仅进一步加剧燃水比例失调，还会引起喷水点前各段受热面金属和工质温度升高，影响锅炉安全运行。 (2)不能直接采用燃料量或给水流量来调节过热汽温，而是采用微过热汽温作为燃水比校正信号。虽然锅炉出口汽温可以反映燃水比例的变化，但由于迟延很大，因而不能以此作为燃水比例的校正信号。在燃料量或给水流量扰动的情况下，微过热汽温变化的迟延远小于过热汽温。同时，微过热点前包括有各种类型的受热面，工质在该点前的恰增占总恰增的3/4左右，此比例在燃水比及其他工况发生较大变化时变化并不大。因此，通过保持一定的燃水比例，维持微过热点的汽温(或焰值)不变，以间接控制出口汽温。 因此，与亚临界汽包锅炉机组相比，在超临界发电机组的热工控制系统中，锅炉给水控制系统和过热蒸汽温度控制系统不同，其他系统大致相似。下面以某发电厂4×6OOMW超临界发电机组为例，介绍其主要特色。 二、锅炉给水控制系统 2.1 给水控制系统的主要任务 超临界发电机组没有汽包，锅炉给水控制系统的主要任务不再是控制汽包水位，而是以汽水分离器出口温度或烙值作为表征量，保证给水量与燃料量的比例不变，满足机组不同负荷下给水量的要求。 当给水量或燃料量扰动时，汽水行程中各点工质焰值的动态特性相似;在锅炉的燃水比保持不变时(工况稳定)，汽水行程中某点工质的烙值保持不变，所以采用微过热蒸汽烩替代该点温度作为燃水比校正是可行的，其优点如下: (1)分离器出口焰(中间点焰)值对燃水比失配的反应快，系统校正迅速。 (2)烩值代表了过热蒸汽的作功能力，随工况改变恰给定值不但有利于负荷控制，而且也能实现过热汽温(粗)调正。 (3)焓值物理概念明确，用"焓增"来分析各受热面的吸热分布更为科学。它不仅受温度变化的影响，还受压力变化的影响，在低负荷压力升高时(分离器出口温度有可能进人饱和区)，恰值的明显变化有助于判断，进而能及时采取相应措施。 因此，静态和动态燃水比值及随负荷变化的恰值校正是超临界直流锅炉给水系统的主要控制特征。 2.2 给水控制系统的工艺流程 此发电厂为600MW超临界发电机组的锅炉为螺旋管圈、变压运行直流锅炉，其启动系统配有2只内置式启动分离器，在锅炉启动和低负荷运行时，分离器处于湿态运行，同汽包一样起着汽水分离的作用，此时适当控制分离器水位，通过循环回收合格工质;当锅炉进入直流运行阶段时，分离器处于干态运行，成为(过热)蒸汽通道。机组配备有2台50%锅炉最大额定出力(BMCR)汽动给水泵和1台30%BMCR的电动抬水泵。由变速汽轮机拖动的锅炉给水泵(汽动给水泵)，布置在汽机房13~70m 层。每台汽动给水泵配有1台定速电动机拖动的前置泵，布置在除氧间零米层。给水泵汽轮机的转速由给水控制系统调节，以改变给水流量;液力偶合器调速的电动给水泵，作为启动和备用，前置泵与主泵用同一电动机拖动，它布置在除氧间零米层。在机组启动时，电动给水泵以最低转速运行，用其出口管道旁路上的气动调节阀控制给水流量。当机组负荷上升，给水流量加大时，由给水控制系统的信号控制给水泵的转速，以调节给水流量，直至汽动给水泵投人，停止电动给水泵运行，使其处
运行规程复习题(集控)
集控运行规程复习题 填空题 1、控制和检测的主要对象为输煤系统中的输煤工艺设备、400VPC 开关电源、MCC 开关、燃料设备的6KV 开关电源及其为输煤系统工艺服务的设备和装置。 2、输煤控制系统的运行方式为：集中和就地两种方式；集中控制又分为自动和手动。 3、只有当选择开关设置为远方时，输煤控制室才能控制该设备。 4、在需要停止该流程时，操作人员在上位工控机上发出“停止”命令，PLC 系统按正常顺序停止。 5、当碎煤机、摆动筛后面的设备出现故障时，碎煤机、摆动筛延时30s 停止运行，以防设备损坏。 6、当碎煤机、摆动筛本身发生故障时，其前面的设备能接受联锁信号而自动停止运行。 7、取样装置、除铁器及除尘器与皮带机联锁停机。 8、运行人员在就地控制箱上控制设备，此时联锁回路仅有拉绳和电气保护。 9、启动时按逆煤流方向，从该流程到最后设备（皮带及相关设备）开始依次启动。直到第一条皮带及相关设备启动后，才开始供煤。 10、在启动任何运行方式前，先启动与这一运行方式相应的警告信号通知附近人员。 11、每台机组共设6只原煤斗，更换机组加仓或过检修仓时能自动切换，来煤卸至尾仓。 12、加仓配煤的基本过程，先顺序给超低煤位仓配煤并报警，配一定数量的煤，消除煤仓超低煤位状态。 13、为防止现场交流电压干扰，输煤集控程控装置特设置110VDC电源系统。 14、程控系统结构采用PC+PLC方式。 15、当输煤系统主要设备发生故障时，该设备在工艺流程图上变色，在液晶显示器画面上弹出报警窗并闪光，同时发出语音音响。 16、当工作主机故障，退出运行时，备用主机可以进行无惯性的切换，接替主机的工作，以保证控制系统的无扰动运行。 17、所有设备正常开机时,必须按逆煤流顺序延时启动。 18、只有当所有保护装置或“紧急停机”按钮已复位并且在上位机上按了安全系统的复位按钮后，才能重新启动系统。 19、输煤程控系统在接收到翻车机发出“卸煤准备好”的信号后，方能允许翻车机、皮带和辅助设备的自动启动。 20、输煤程控系统在接收斗轮机料机发出“堆取料机准备好”的信号后，方能允许堆取料机、皮带和辅助设备的自动启动。 21、对运行或备用中的设备应进行正常维护,并每3小时巡回检查一次。 22、落煤发生堵煤时,发“落煤管堵煤”信号报警,并自动启动振打器振打5秒,若堵煤仍未消除,立即联跳前面的设备。 23、程控配煤遵循三个原则:低煤位优先配、顺序配、余煤配。 24、某一仓出现低煤位信号时,不论原来在哪个仓进行配煤,都将立即中止而转入对低煤位信号仓的配煤。 25、当上位机落犁信号发出几秒后,该犁仍未落到位,则发出犁煤器卡死的信号。 26、上位机画面主要由画面切换键,功能键以及中间部分的详细画面三部分组成。
1000MW超超临界机组控制介绍
目录 目录 一、国际上超临界机组的现状及发展方向 二、国内500MW及以上超临界直流炉机组投运情况 三、超临界直流炉的控制特点 四、1000MW超（超）临界机组启动过程 五、1000MW超（超）临界机组的控制方案
一、国际上超临界机组的现状及发展方向 我国一次能源以煤炭为主，火力发电占总发电量的75% 全国平均煤耗为394g/(kWh)，较发达国家高60~80g，年均多耗煤6000万吨，不仅浪费能源，而且造成了严重的环境污染，烟尘，SOx,NOx,CO2的排放量大大增加 火电机组随着蒸汽参数的提高，效率相应地提高 ?亚临界机组(17MPa,538/538℃)，净效率约为37~38%，煤耗330~340g ?超临界机组(24MPa,538/538℃)，净效率约为40~41%，煤耗310~320g ?超超临界机组(30MPa,566/566℃)，净效率约为44~45%，煤耗290~300g （外三第一台机组2008.3.26投产，运行煤耗270g）由于效率提高，污染物排量也相应减少，经济效益十分明显。
一、国际上超临界机组的现状及发展方向 1957年美国投运第一台超临界试验机组，截止1986年共166 台超临界机组投运，其中800MW以上的有107台，包括9台 1300MW。 1963年原苏联投运第一台超临界300MW机组，截止1985年共187台超临界机组投运，包括500MW,800MW,1200MW。 1967年日本从美国引进第一台超临界600MW机组，截止1984年共73台超临界机组投运，其中31台600MW, 9台700MW，5台 1000MW，在新增机组中超临界占80%。
大型火电机组热工自动控制系统
大型火电机组热工自动控制系统 一、自动化 支撑：理论与技术 从技术装置来看发展： 1．三、四十年代基地式仪表 2．五、六十年代单元组合仪表 3 ．七十年代计算机控制 国外，五十年代开始试验计算机控制 （1）DDC控制 （Direct Digital Control直接数字控制） （2）SCC控制 （Supervisory Computer Control监督计算机控制） （3）DCS控制 （Distributed Control Systems分散控制系统） （4）FCS控制 （Fieldbus Control System现场总线控制系统） 理论上看控制发展： 五十年代以前， 理论基础是传递函数（经典控制），以简单控制系统为主。六十年代，以状态空间分析方法为基础，现代控制理论应用。 由于以线性系统为前提，但实际应用效果不好。 第三代控制理论出现
针对机理复杂，精确数学模型难以建立。 理论上看控制发展： 以专家控制系统、神经网络控制和模糊控制为主。 典型应用： MAX Power 1000+ 以专家系统，神经网络进行生产过程设备故障分析和性能分析。 XDPS分散控制系统（新华控制工程公司）加入了模糊控制模块。 OVATION分散控制系统(西屋）提供模糊控制、神经网络算法模块。 二热工自动化 自动检测 顺序控制 自动保护 自动调节 我国机组近年发展： 300MW→600MW亚临界→ 600MW超临界 →1000MW（ 660MW）超超临界 一般 600 MW机组单元机组和公用系统I/O 测点数量一般约8000~9000点；控制设备数量约为 750~ 900 个。（ DCS 系统） 1000MW超超临界机组单元机组和公用系统 I/ 0 测点数量达到 12000 点左右，控制设备数量约为 1100~1400 个，模拟量控制回路数量和600MW机组无明显差别。
煤电股份有限公司运行部集控主值班员岗位工作标准
煤电股份有限公司 运行部集控主值班员岗位工作标准 1主要内容及适用范围 本标准规定了运行部集控主值班员的职责、责任与权限，岗位人员基本技能、工作内容与要求，检查与考核。 本标准适用于运行部集控主值班员的工作，是考核值班员工作的依据。 2职责与权限 2.1职责 2.1.1集控主值班员对所管辖设备的管理、安全经济运行及各项消耗指标负责。 2.1.2贯彻“安全第一，预防为主”的生产方针，保证人身和设备安全负责。 2.1.3集控主值班员接受班长的领导，协助班长搞好机组安全经济运行和文明生产。 2.1.4负责集控室内的监盘和操作，根据当时数据及时分析，随时调整，尽力保持机组运行最佳工况，负责本机组主要操作任务的操作和监护，向副值班员下达操作命令。 2.1.5发现异常和设备缺陷立即向班长汇报，并及时采取措施。 2.1.6事故情况下，在值长、班长的统一指挥下，负责本机组设备范围内的事故处理，在紧急情况下，可按规程先行处理后再汇报班长。 2.1.7熟知有关规程、制度本机组设备结构、特性和原理，连锁和保
护程控、自控等功能。 2.1.8负责监护巡检人员的抄表及协助班长抓好低岗位人员的培训。 2.1.9接受班长命令，负责启动锅炉等设备的操作。 2.1.10经考试合格，厂批准后，担任电气一二种工作票许可人。 2.1.11值班员不得同时离开集控室，班长不在时代理班长工作。 2.1.12有权制止违章操作和拒绝违章指挥及制止无关人员进入生产现场。 2.2权限 2.2.1有权拒绝上级发布的直接威胁人身安全、设备安全的命令。 2.2.2有权拒绝和制止违章作业。 2.2.3有权制止无关人员进入生产现场和接近设备。 2.2.4值班期间有权向副值班员下达操作命令。 3岗位基本技能 3.1文化程度：具有本专业中专或相当于中专及以上文化程度。具有电力各专业的基础理论和专业理论知识水平。 3.2专业知识 3.2.1全面熟悉掌握《集控运行规程》、《热机、电气系统图》。 3.2.2熟知〈电业安全工作规程〉（热力和机械部分、发电厂和变电所电气部分）。 3.2.3熟知本机组机、炉、电专业定期试验工作。 3.2.4熟知本机组安全经济指标以及各指标之间的相互关系。 3.2.5了解机组主要部件金属材料性能。
600MW超临界机热工试题
600MW超临界机组热控试题 一、填空题（每小题1分）共10分 1.锅炉跟随为基础（CBF）的协调控制方式，即主蒸汽压力通过锅炉 自动控制，机组功率通过汽机调门自动控制。 2.直流锅炉汽温调节的主要方式是调节煤水比，辅助手段是喷 水减温。 3.当任一跳机保护动作后，汽机主汽阀将迅速关闭、停止机组运行。 4.汽轮机的进汽方式主要有节流进汽、喷嘴进汽两种。 5.有一测温仪表，精确度等级为0.5级，测量范围为400—600℃， 该表的允许误差是±1℃。 6.DEH基本控制有转速、功率、调节级压力三个回路。 7.任何情况下,只要转速n>103‰立即关闭高压调门和中压调门。 8.单元机组按运行方式可分为炉跟机、机跟炉、协调、手动四种方 式。 9.动态偏差是指调节过程中被调量与给定值之间的最大偏差。 10.滑压运行时滑主蒸汽的质量流量、压力与机组功率成正比例变化。 二、选择题（每小题1分）共10分 1.下列参数哪个能直接反映汽轮发电机组的负荷（ B ） A 主汽压力 B 调节级压力 C 高调门开度 D 凝气器真空 2.锅炉MFT的作用是：（C ） A跳引风机 B跳送风机 C切断所有燃料 D切断所有风源
3.锅炉点火前必须建立启动流量的原因是（ A ）。 A、防止启动期间水冷壁超温 B、防止启动期间过热器超温 C、为强化热态冲洗效果 D、为建立汽轮机冲转压力 4.高主、高调、中主、中调门的缩写正确的是：（ A ） A、TV、GV、RSV、IV B、TV、RSV、GV、IV C、TV、IV、RSV、GV D、IV、TV、GV、RSV 5.炉水循环泵跳闸条件是：（ B、 C、 D ） A、过冷度>30℃ B、冷却水温度>55℃ C、最小流量阀关闭 D、给水泵全跳闸 6.直流锅炉的中间点温度控制不是定值，随:（ B ） A、机组负荷的增大而减小 B、机组负荷的增大而增大 C、火焰中心位置的升高而降低 D、减温水量的增大而减小 7.对于直流锅炉，燃水比变大，则不正确的叙述是（ D ） （A）过热汽温升高；（B）水冷壁管子温度升高； （C）排烟温度升高；（D）主汽压升高 8. 滑压控制方式其最大的优点在于( A )。 (A)减少了蒸汽在调门处的节流损失；(B)提高了汽机本体的热效率； (C)汽包水位控制较容易；(D)主蒸汽温度容易维持恒定。 9.直线结构特性的阀门在变化相同行程的情况下，在阀门小开度时要比在大开度时对系统的调节影响( A )。 (A)大；(B)小；(C)相等；(D)无法确定。 10. 汽轮机调节系统的作用是调节汽轮发电机组的( B )。
600MW超临界机组考试试题
600MW超临界机组试题 600MW超临界机组补充试题 一、填空题 1.小机盘车可分为手动和油涡轮两种；其中油涡轮盘车盘车时，可以将转子 盘车转速控制在80~120 转/分左右（高速），它是靠控制进入油涡轮的压力油量来实现盘车的启停和转速高低。 2.中速磨煤机防爆蒸汽分别从一次风室、机壳＿、分离器＿入磨，用于防止磨煤机启动 和停止过程中的爆炸。 3.磨煤机的变加载是接受给煤机的电流信号，控制比例溢流阀压力大小，变更蓄能器和 油缸的油压，来实现加载力的变化。 4.密封风用于磨煤机传动盘、拉杆关节轴承、磨辊。 5.冷一次风的用户有密封风机风源、给煤机密封风、磨一次冷风。 6.汽轮机密封油主油源是空侧密封油泵，第一备用油源（即主要备用油源）是汽机 主油泵。当主油源故障时，第一备用油源自动投入运行。第二备用油源由主油箱上备用交流电动密封油泵供给，当汽机转速小于2/3 额定转速或第一备用油源故障时，第二备用油源自动投入。第三备用油源是直流密封油泵提供的。 7.主油箱事故排油门应设 2 个钢质截止门，操作手轮上不允许加锁，并应挂有明 显的警告牌。 8.汽机房内着火时，当火势威胁至主油箱或油系统时，应立即破坏真空紧急停机， 并开启主油箱事故放油门，并控制放油速度应适当，以保证转子静止前润滑油不中断。 9.轴封溢流正常情况下溢流至#8低加，当#8低加停运时溢流至凝汽器。 10.除氧器滑压运行时可避免除氧器汽源的节流损失。 11.汽轮机正常运行中的配汽方式为喷嘴配汽。 12.汽轮机停运后，如果转子短时间无法转动，转子会向_下__弯曲，此时应将转子高点置 __最高位___，关闭__汽缸疏水__，保持__上下缸温差_，监视转子__挠度__，当确认转子正常后，再手动盘车180o。当盘车电机电流过大或转子盘不动时，不可__强行盘车___，更不可用吊车__强制盘车或_强行冲转。停盘车_8__小时后，方可停止润滑油系统。
集控运行规程修改与补充条文
陕西国华锦界能源有限责任公司 GHFD-04-01/JJ 600MW机组 集控运行规程 （修订与补充条文） 2007年9月1日发布 2007年10月1日实施陕西国华锦界能源有限责任公司发布
规程控制表
说明 本规程为陕西国华锦界能源有限责任公司600MW机组集控运行规程修订与补充条文。根据现行电力工业管理规范、北京国华电力公司《发电管理系统》，以及制造厂、设计院提供的设计说明书、图纸，二十五项反措等资料编制而成。同时根据机组投产以来的运行经验，对本规程进行了修订和完善。 下列人员应熟知本规程： 生产副总经理、总工程师、副总工程师； 发电运行部、设备维护部门及其它生产管理部门经理、副经理及助理； 生产管理部门、设备维护部门各专业人员。 下列人员必须严格执行本规程： 值长、发电运行部专工（或专业主管）及集控运行人员。 二○○八年八月三十日
第一部分汽机 一、 1.1.1.4 汽轮机的报警与保护（表格中增加以下内容） 二、 1.6.3.3增加一条6）：环境温度低于2℃，机组采用带旁路高中压缸联合启动方式，在锅炉炉膛出口烟温低于再热器允许干烧温度前，不打开旁路，开启锅炉PCV阀升温。随着燃料量增加，炉膛出口烟温达535～540℃时打开旁路，空冷凝汽器进汽。 三、 1.6.4.1 14）修改为：检查轴封蒸汽母管压力正常，轴封供汽过热度14℃以上，且与汽缸金属温度差＜110℃。 四、 1.6.4.5修改为：冲转至3000rpm 五、 1.6.4.5 1）修改为：本机组正常情况下采用带旁路高中压缸联合启动方式，环境温度低于2℃必须采用带旁路高中压缸联合启动方式。 六、 1.6.4.5 2）修改为：在环境温度低于2℃时，空冷凝汽器进汽后2小时（以打开旁路为标志）内达到空冷凝汽器最低防冻负荷。 七、 1.6.4.5 3) (G)修改为：排汽装置背压＜15Kpa，最大不超过20KPa。 八、 1.6.4.5 5）后增加一条 6）：机组挂闸前，低旁自动或手动控制再热蒸汽压力 0.25～0.3MPa。其它序号顺延。 九、 1.6.4.5 24）后增加一条：25）注意：在600～2100rpm升速过程中，调整高、低旁开度，控制再热蒸汽压力0.3～0.5MPa。高压主汽门开度在升速过程中不大于10％、中压调门开度不大于15％。其它序号顺延。 十、 1.6.4.5 26）后增加一条：27）注意：在自动进行阀切换过程中，调整旁路开度，
第1-3热工自动控制系统
热工自动控制系统 一、教材 热工控制系统华北电力大学边立秀等编中国电力出版社 http:〃61.155.6.178/zyf 密码：200803Y 二、主要参考书 0:超超临界机组控制设备及系统肖大雏主编化学工业出版社2007年 1.陈来九：热工过程自动调节原理与应用第三章第七章 2 .电子书：热工过程自动控制杨献勇主编清华大学出版社 3.《热工自动控制系统》华北电力大学李遵基 4.《热工自动控制系统》东北电院张玉铎、王满稼 三、课程主要内容 1 ?简单介绍单回路反馈系统(复习) (1)基本调节作用 (2)工业调节器 (3)调节器参数的整定 2.重点介绍电厂热工过程自动控制系统，包括汽温、给水、燃烧自动控制 3?介绍单元机组负荷(协调)控制系统(直流锅炉自动控制系统以及单元机组给水全程控制系统) 三、考核方法 1.期末考试+平时成绩。 2.平时成绩包括：作业，回答问题，出勤，平时答疑，约占10% 第一章概述 § 1-1火电厂自动控制的发展 控制方式大致经历了三个发展阶段： 1、独立控制： 机、炉、电各自独立地进行控制，机、炉、电及重要的辅机各自设置一套控制表盘，它们之间无联系。 调节仪表均为大尺寸的较笨重的基地式仪表，由运行人员进行监视与控制。国外在20-40年代，我国50年代建造的火电厂属该类型。 2、集中控制： 40年代以后，由于中间再热式汽轮机的出现，使锅炉和汽轮机之间的关系更加密切，为了便于 机炉的协调运行和事故处理，将它们的控制盘集中安装在一起，对机炉实行集中控制。集中控制的初 级阶段，调节仪表采用电动或汽动单元组合仪表。50年代后，采用组件组装仪表或以微处理机为核 心的数字调节器，对机炉进行集中控制。
600MW超临界机组给水控制的分析
一、超临界机组给水系统的控制特性 汽包炉通过改变燃料量、减温水量和给水流量控制蒸汽压力(简称汽压)、蒸汽温度(简称汽温)和汽包水位，汽压、汽温、给水流量控制相对独立。而直流炉作为一个多输入、多输出的被控对象，其主要输出量为汽温、汽压和蒸汽流量（负荷），其主要的输入量是给水量、燃烧率和汽机调门开度,由于是强制循环且受热区段之间无固定界限，一种输入量扰动将对各输出量产生作用，如单独改变给水量或燃料量，不仅影响主汽压与蒸汽流量，过热器出口汽温也会产生显著的变化，所以比值控制(如给水量/蒸汽量、燃料量/给水量及喷水量/给水量等)和变定值、变参数调节是直流锅炉的控制特点。 实践证明要保证直流锅炉汽温的调节性能，维持特定的煤水比来控制汽水行程中某一点焓（分离器入口焓）达到规定要求，是一个切实有效的调温手段。当给水量或燃料量扰动时，汽水行程中各点工质焓值的动态特性相似；在锅炉的煤水比保持不变时（工况稳定），汽水行程中某点工质的焓值保持不变，所以采用微过热蒸汽焓替代该点温度作为煤水比校正是可行的，其优点在于： 1) 分离器入口焓（中间点焓）值对煤水比失配的反应快，系统校正迅速； 2) 焓值代表了过热蒸汽的作功能力，随工况改变焓给定值不但有利于负荷控制，而且也能实现过热汽温（粗）调正。 3) 焓值物理概念明确，它不仅受温度变化影响，还受压力变化影响，在低负荷压力升高时（分离器入口温度有可能进入饱和区），焓值的明显变化有助于判断，进而能及时采取相应措施。 因此，静态和动态煤水比值及随负荷变化的焓值校正是超临界直流锅炉给水系统的主要控制特征。 二、超临界机组给水系统工艺介绍 某电厂2×600MW超超临界燃煤锅炉（HG-1792/26.15-YM1），由哈尔滨锅炉厂引进三菱技术制造，其形式为超超临界、П型布置、单炉膛、墙式切园燃烧方式，炉膛采用内螺纹管垂直上升膜式水冷壁、带再循环泵的启动系统、一次中间再热。锅炉采用平衡通风、半露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构，燃用烟煤。主要参数见表一：
超超临界660MW机组集控运行规程概论
发电厂2×660MW机组 集控运行规程 超超临界660MW机组集控运行规程
1机组设备概述 (7) 1.1锅炉设备概述 (7) 1.2汽机设备概述 (8) 1.3发电机设备概述 (10) 2机组设备规范 (11) 2.1锅炉设备规范 (11) 2.1.1锅炉规范 (11) 2.1.2燃料特性 (13) 2.1.3锅炉汽水要求 (14) 2.1.4燃料灰渣特性 (14) 2.1.5燃油特性（轻柴油） (15) 2.1.6锅炉设备技术数据 (15) 2.1.7锅炉热力数据汇总表 (24) 2.2汽机设备规范 (25) 2.2.1主机设备规范 (25) 2.2.2汽轮机发电机组临界转速 (26) 2.2.3机组变工况热力参数 (26) 2.3发电机及励磁机设备规范 (27) 2.3.1发电机规范 (27) 2.3.2励磁变压器规范 (29) 2.3.3励磁整流柜参数 (30) 2.3.4励磁调节器规范 (30) 2.3.5氢系统规范 (30) 2.3.6定子冷却水系统规范 (31) 2.3.7发电机密封油系统规范 (31) 3机组主要保护 (32) 3.1汽机主要保护 (32) 3.1.1汽轮机超速及跳机保护 (32) 3.1.2汽轮机主要联锁保护 (32) 3.1.3调节级叶片保护 (32) 3.2锅炉主要保护 (33) 3.2.1炉膛安全保护系统FSSS (33) 3.2.2MFT条件 (33) 3.2.3机电炉大联锁保护 (34) 3.3电气主要保护 (34) 3.3.1发变组保护 (34) 3.3.2保护配置情况 (34) 4机组启动 (36) 4.1启动规定及要求 (36) 4.1.1启动要求 (36) 4.1.2机组禁止启动条件 (37) 4.1.3启动状态的划分 (39) 4.1.4机组主要检测仪表 (39) 4.1.5主要控制及调节装置 (40) 4.2启动前联锁、保护试验项目 (41) 4.3启动前的检查和准备 (41) 4.3.1启动前检查： (41) 4.3.2辅助设备及系统的投入 (45)
600MW超临界机组旁路系统简介
2009年12月(下 ) ［摘要］现代大型燃煤机组为了能保证机组安全和调峰快速启停都装配有旁路系统，本文以东方汽轮机和锅炉厂600MW 机组旁路系统为 例介绍了其构成和功能，为正常启停、调峰运行和事故处理时提供参考。［关键词］旁路；旁路系统；回收工质；快速启停600MW 超临界机组旁路系统简介 马旭涛 王晓晖 （广东红海湾发电有限公司，广东汕尾516600） 广东红海湾发电有限公司一期工程＃1、＃2机组为国产600MW 超临界压力燃煤发电机组，循环冷却水取自海水，为开式循环，三大主设备由东方电气集团公司属下的东方锅炉厂、东方汽轮机厂、东方电机股份有限公司制造，容量及参数相互匹配。汽轮机型号：N600-24.2/566/566，型式：超临界压力、一次中间再热、单轴、双背压、三缸四排汽、凝汽冲动式汽轮机。 1设备概况 机组旁路采用高压和低压两级串联的旁路系统，其中高压旁路容量为40%锅炉最大容量，布置在汽机房的6.4m 平台上。低压旁路设置两套装置，总容量为高压旁路的蒸汽流量与喷水流量之和，布置在汽机房的13.7m 平台上。高、低压旁路各由一套液压控制装置驱动控制。 高压旁路系统从汽机高压缸进口前的主蒸汽总管接出，经减温减压后接入再热蒸汽冷段总管上。低压旁路系统从汽机中压缸进口前的再热蒸汽总管接出，经两路减温减压后，分别接入A 、B 凝汽器。 高、低压旁路各设有独立的液压控制装置，通过电液伺服阀调节。高、低旁正常调节全行程开、关均需20~30秒，在事故状态下，高、低压旁路均可实现快开（2秒全开）和快关（2秒全关），高压旁路减温水来自给水母管，低压旁路减温水来自凝结水精处理装置出口母管。高、低压旁路减温水调节阀也是用各自液压控制装置电液伺服阀控制。 2旁路系统的构成及主要作用 2.1构成 由高压旁路和低压旁路串联而成，高压旁路为40%容量，低压旁路为52%容量。高压旁路和高压缸并联，低压旁路和中、低压缸并联。示意图如（图一） ： 图1旁路系统结构组成 2.2主要作用 1）回收工质（凝结水）和缩短机组启动时间，从而可以大大节省机组启动过程中的燃油消耗量； 2）调节新蒸汽压力和协调机、炉工况，以满足机组负荷变化的要求，并可实现机组滑压运行； 3）保护锅炉不致超压，有安全门的作用，保护再热器在机组启动初期因没有蒸汽流通发生干烧而损坏； 4）实现在FCB 时，停机不停炉。 3旁路的基本控制及功能介绍 由于我厂采用的是中压缸启动，在汽机冲转时，要求高低旁控制好冲转参数，因此，启动初期，调节锅炉出口压力是旁路主要的控制功能，正常运行之后，旁路处于跟随状态，实现对主汽压力，再热器，凝汽器的一些保护功能。具体的自动启动过程如下： 在冷态时，也就是主汽压力小于1.0Mpa 的时候，旁路自动启动的过程如下，在锅炉点火以后，在触摸屏上点击STARTUP 按钮，这时候旁路系统的状态显示会出现Ymin on 和cold start ，这时候是最小阀位过程，高旁阀门会开启到设定的最小阀位（ 10%），这时候保持这个阀位不动，让压力上升，在主汽压力上升到设定的最小压力1.0MPa 时候，显示切换到Warm start 状态，同时阀门开启维持这个压力，在阀门开度达到设定的阀位30%的时候，程序根据计算出来的锅炉允许的升压速率升高主汽压力的设定值，如果这时候锅炉燃烧能和设定速率配合，阀位基本保持30%不变，同时主汽压力上升，这时候就是设定阀位状态，如果锅炉燃烧使得主汽压力升速率过快，设定值低于实际压力，阀门便会开大维持压力为设定值，实际压力如果升速率过慢，则阀门会关小。在阀门低于30%的时候，设定值则不会继续增加，只有阀门重新开到30%以上才会继续增加设定值。在这个过程中主汽压力根据调节上升，到了设定的冲转压力则整个自动启动过程结束，高旁自动切换到压力控制方式，屏幕显示Press CTRL .这时候可以从屏幕上设定压力设定值，高旁就会来调整主汽压力到设定值。在汽机准备冲转的时候要低旁设自动并跟踪再热蒸汽压力，随着汽轮机转速上升关小低旁，一般3000转定速低旁还是未关闭完全的。再并网后随着继续开大阀位，准备高压缸进汽（即切缸），这时候需手动快速加阀位的同时快速把高压旁路切除。检查高压缸排气VV 阀关闭并给高排逆止门开启信号。高旁切除以后，旁路保持快关状态，这时候检查高排逆止门确已开启高低旁关闭。在切缸过程中，高低旁和阀位协调控制好主再热蒸汽压力，过程连续快捷保证高排逆止门顺利开启是关键。当然按每次启动的实际情况，我们常用手动控制来实现上述过程。 高旁温度控制，目的是控制进入再热器的蒸汽温度在适当的范围内，设定值由运行人员手动设定，它是通过简单的单回路偏差调节，取高旁出口温度与设定值比较形成偏差。当高旁出口温度达到360℃时，旁路系统会延时20S 发出报警，当高旁出口温度达到400℃时，高旁保护快关。 低旁在投入自动以后就一直是压力控制，来控制热再压力，屏幕上的压力设定值是热再压力的最小限制，低旁的压力设定值是根据调节级压力计算出来的一个值，如果这个值小于设定的最小压力，取最小压力设定值作为实际的压力设定值。 低旁温度控制，目的是控制进入凝汽器的蒸汽温度在适当的范围内，由于低旁出口饱和蒸汽温度不能准确测量，故不是采用单纯的偏差调节。根据低旁的阀位和进入低旁的蒸汽压力和温度可得出进入低旁蒸汽的焓值。另外低旁喷水取用的是凝结水，温度和压力已知，再通过喷水调节阀开度和阀前后差压可得出喷水的流量，通过能量平衡计算出所需减温水的量，即得出喷水调节阀的开度。 喷水截止阀是开关门，当截止阀所对应的减压阀开度大于2%时，截止阀联锁全开，小于2%时，联锁全关。 226
火电厂集控运行申报中级职称工作总结
专业技术工作总结 我于1999年毕业于哈尔滨电力学校发电厂及电力系统电气专业，后进修东北电力大学“热能与动力工程”专业，大学本科学历。现今在大唐七台河发电有限责任公司担任集控机组长工作岗位。曾经担任网控值班员、集控巡检员、集控副值班员、集控主值班员、集控机组长、代理单元长、值长等工作。回眸过去的15年就职经历，我在每一个岗位上都兢兢业业，用自己的技术，自己一丝不苟的态度去工作，保障安全生产，最大限度的提高机组效率和热经济性，为企业赢得效益。 一、工作认真负责，爱岗敬业，以先进企业的理念严格要求自己，诚信待人，踏实做事，服从领导安排，始终以积极认真的心态对待工作。1999年至2003年期间，根据专业及当时电厂实际工作需要，我被分配到发电部从事网控工作。2000年，做为一名专业主力的我，连同其它四位专业同事，连续三天两宿不眠不休，终于网控220KV开关场及#0启备变反受电一次成功，为我厂的机组单体试运及机组整体投运打响了第一枪。2001年，在网控运行专业技能大赛中，取得了个人成绩第一名及值际团体第一名的优异成绩。2003年，由于岗位配臵的需要，我做为一名优秀网控值班员，坚决服从领导的安排，撤离原岗位，来到集控从见习巡检岗位干起。虽然岗位低，工作辛苦，但从事生产一线的工作，对于年轻人来说这是一个很好的锻炼机会，认真的完成领导交待的每一项工作任务，虚心向老师傅学习经验，休
班时间到现场查热力系统，还利用业余时间参加专业技术学习，先后取得了电气专业函授专科毕业证书及热动专业本科毕业证书，通过专业理论的学习，大大填补了起点低，热动专业理论不足的缺口。经过我的不懈努力并得到了领导的一致认可，并升任副值、主值、机组长，代理单元长、值长等岗位。在工作中严格要求自己，以厂为家，精心调整机组的各项参数指标，做到压线运行。通过指标的调整来达到节能降耗的目的，进而减少资源的浪费。抓好生产管理，努力提高设备健康运行水平。在担任网控值班员期间积极参与设备调试与试运，得到多方的好评。并且通过仔细的巡查研究中发现了许多的缺陷，并提出了建设性的意见，为厂子的安全稳定生产做出了卓越的贡献。在担任集控巡检期间，认真巡视设备，多次发现重大缺陷，比如风机振动大、磨煤机风道着火、空预器导向轴承着火、EH油管泄漏、高加汽侧安全门泄漏等，避免了多次非停事故的发生，为厂子挽回了重大的经济损失。在担任集控副值期间，精心调整机组参数，在值际指标评比竞赛中多次获得第一名。在机组正常的操作中，严格按规程操作，一丝不苟，严格执行两票三制，做到尽职尽责。在工作之余，我不但加强自身的学习，还不忘带动周围同事，积极参与部门培训工作，负责值内安全工作，主动整理学习资料，进行技能培训讲课，并写出了多篇业务心得，不断增强自身的竞争能力。对电厂来说，机组能否稳定安全经济运行及节能降耗是重中之重，理清思路逐月对自己的经济指标进行一次分析，对运行中存在的较大问题，进行专题讨论，拿出具体措施，专人负责落实。
洛河2×600MW超临界机组热工自动化系统的优化改进
洛河2×600MW超临界机组热工自动化系统的优化改进 刘斌 一、概述 大唐淮南洛河发电厂三期2×600MW超临界机组分散控制系统（DCS）采用ABB 公司生产的Symphony控制系统。软件组态采用Composer 4.3控制软件,图形组态采用PGP 4.0组态软件。其主要包括：数据采集及处理系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、顺序控制系统（SCS）、旁路系统（BPS）、炉膛安全监视系统（FSSS）以及事故追忆系统（SOE）等。DEH系统和MEH系统也采用ABB的控制软件及硬件，即与DCS一体化，是一套完成全套机组各项控制功能的完善的控制系统。两台机组分别于2007年11月30日、12月8日完成168h试运行，正式投入商业营运。 二、热工自动化系统的逻辑优化 1、FSSS的逻辑优化 1.1 在等离子模式下且等离子均启弧成功，判定为“等离子启弧成功”。 1.2 对煤层运行的判断要考虑到直吹式制粉系统的特点，从磨煤机运行、给煤机运行、煤仓下煤到磨煤机出粉需要一个时间过程，以煤粉A层为例说明判断A 层有火的逻辑：A磨煤机和A给煤机已运行240秒且A层3/4有火。由此，“有火记忆”逻辑为“任一油层或任一煤层运行”。 1.3 对“失去全部燃料”逻辑变更为“等离子启弧成功”闭锁该保护，通过“有火记忆”来确认的，所以，“失去全部燃料”是在任一油层或任一煤层运行且无“等离子启弧成功”信号的情况下才发出的。当运行人员切除等离子模式或由一个等离子启弧失败的情况下，“失去全部燃料”就回归到常规模式。“失去全部燃料”逻辑简图如下所示：
1.4 对“失去全部火焰”逻辑也变更为“等离子启弧成功”闭锁该保护，通过“有火记忆”来确认的，所以，“失去全部燃料”是在任一油层或任一煤层运行且无“等离子启弧成功”信号的情况下才发出的。当运行人员切除等离子模式或由一个等离子启弧失败的情况下，“失去全部火焰”就回归到常规模式。“失去全部火焰”逻辑简图如下所示： 1.5 针对“汽机跳闸”逻辑，考虑到汽轮机跳闸时，在低负荷阶段可以采用停机不停炉的运行方式，维持锅炉最低负荷运行。蒸汽经汽轮机旁路系统进入凝汽器，待故障原因消除后机组又可以热态启动。所以增加负荷大于35%时汽机跳闸才触发MFT。当然“汽机跳闸”取自两个高压主汽门全关行程接点的串接信号，一旦一个行程开关不动作等故障发生就会引起该保护的拒动。 1.6 在炉膛吹扫条件中，增加了以下允许条件：燃烧器摆角在水平位；SOFA挡板全关；燃油母管进、回油快关阀全关；火检冷却风母管压力正常；全部等离子不运行。 2、辅机保护的逻辑优化 2.1 原设计上凝泵电机下轴承温度没有进保护逻辑，现该点温度进保护逻辑，其