330MW.A送风机启动
330MW集控仿真综合题
2011年集控值班员仿真技能大赛题库1. 引风机A出力下降+水冷壁泄漏 (2)2. A一次风机跳闸+ B磨堵煤 (4)3. B空预器跳闸+汽机差胀大 (6)4. A侧尾部烟道再燃烧+再热器左减温水调门卡死 (8)5. 高温过热器A侧泄漏+引风机A出力下降 (10)6. 二级减温水调门失灵关闭+ B汽泵前置泵入口滤网堵塞 (13)7. 一次风机A出力下降+ B磨堵煤 (15)8. A侧省煤器泄漏+除氧器水位低 (17)9. 高温再热器A测泄漏+ B磨着火 (19)10. 锅炉PCV阀失灵自开+凝汽器循环水泄漏 (21)11. 发电机定子接地＋6KVIA段快切设备故障 (23)12. 发电机出口1PT一次保险熔断+ 380V保安PCA段工作进线开关误分 (25)13. 发电机转子一点接地+发电机失磁 (27)14. 发电机A套调节器故障+发电机失磁 (28)15. 发电机出口2PT一次保险熔断+ 发电机差动保护动作 (29)16. A引风机跳闸+A闭式水泵跳闸 (31)17. D磨堵煤+#1高加泄漏 (33)18. 水冷壁泄漏+A给水泵跳闸 (35)19. E磨煤机着火+再热器A侧减温调门失灵全关 (37)20. D给煤机断煤+过热器二级减温调门失灵关闭 (38)21. A闭式水泵事故跳闸，B闭式水泵未联启＋B汽泵跳闸 (39)22. A变频凝泵跳闸＋#5低加管束泄漏 (41)23. 凝气器再循环门失灵全开+#5低加去#6低加疏水门失灵全开 (43)24. 主油泵损坏＋汽轮机推力轴承损坏 (44)25. #3高加水侧泄漏+一抽逆止门失灵关闭 (46)1.引风机A出力下降+水冷壁泄漏300MW仿真技能竞赛评价表201 年月日培训内容引风机A出力下降+水冷壁泄漏培训类型仿真技能竞赛参加人员主操：配合人员：设置要求1) 300MW负荷下。
Kaoshi-330-0012) 可维持机组降低负荷运行。
3) 故障设置为锅炉蒸发系统“引风机A出力下降”。
330 MW机组启动过程中NO_(x)的达标排放
该电厂 2×330 MW 机组先后进行了超低排放改造，加装 （甚至全部关闭）使大部分烟气不流经省煤器放热降温的办法，
了选择性催化还原法（SCR）烟气脱硝装置，催化剂为 3 层布置， 来提高进入 SCR 脱硝系统的烟气温度，案例中山西某电厂采 入口 NOx 设计浓度 600 mg/m3，脱硝出口 NOx 排放浓度 50 mg/ 用该项措施后可提高烟气温度 20 ℃左右。
SCR 反应器内烟气温度是影响 SCR 脱硝系统正常运行的
在一定的温度范围内进行，同时存在催化的最佳温度，这是 每种催化剂特有的性质。目前普遍使用的钒钛催化剂适用温 度一般在 310~360 ℃。
重要因素，SCR 反应器内烟气温度一般设计为 300 ～ 400 ℃，
由于 SCR 脱硝系统的最低喷氨温度主要影响因素为烟气
NOx 的达标排放比较容易实现，但是受限于催化剂运行温度， 3.1 催化剂最低投运烟气温度的确定
加之启动初期以及低负荷运行阶段由于运行氧量高导致脱硝
烟气温度是选择催化剂的重要运行参数，催化反应只能
入口 NOx 远高于正常值，因而如何实现 40% 以下低负荷尤其 是机组启动过程中实现 NOx 的达标排放成为行业难题。
锅炉运行氧量变化是 NOx 生成浓度的重要影响因素，氧量越 用低硫煤控制烟气中 SO2 浓度，对投运脱硝系统非常有利。
高，锅炉 NOx 生成浓度越高。而喷氨优化调整试验一般是在
自 2016 年 至 今， 经 过 多 次 反 复 试 验 确 认， 若 将 SO2 浓
中、高负荷段进行的，当工况发生较大变化的低负荷工况时， 度 控 制 在 3 000 mg/m3 以 下， 烟 温 在 260~270 ℃ 短 期（2 h 以
烟气流场往往发生较大变化，导致 SCR 反应器入口的氨氮摩 内）投运脱硝系统不会对催化剂活性有重大影响，但烟温处
330MW循环流化床机组启动操作步骤
33万机组开机操作步骤一、开机前的检查1、确认影响启动的工作票全部终结，安措已拆除，现场已清理，通道畅通，照明良好，主辅设备及管路系统处于完好状态，无禁止启动的条件存在。
2、测辅机设备电机绝缘合格。
3、辅机设备的联锁、保护试验合格。
4、炉膛装料至床料静高约1000mm左右。
5、检查各油箱油位正常，所有辅机设备轴承油位正常，油质合格。
6、检查各阀门、风门处于启动前所需位置。
所有疏水门全开。
7、通知化学启动一台工业生活水泵。
8、启动一台仪用空压机。
9、向冷水塔补水至正常水位，启动循环水泵并检查该系统运行正常。
10、启动开式水泵，检查开式水系统运行正常。
11、联系化学向凝结水储水箱补水至正常水位后，启动一台凝结水输送泵运行，向膨胀水箱补水。
12、膨胀水箱水位正常后，启动一台闭式水泵运行，并检查该系统运行正常13、启动交流润滑油泵及主油箱排烟风机运行，投入直流油泵和另一台排烟风机联锁，检查系统油压正常，系统无泄漏，并确认各轴承回油及主油箱油位正常。
14、投入密封油系统运行，检查油氢压差、真空油箱真空以及发电机两端进油压力正常，系统无泄漏，启动后要注意及时化验真空油箱油质，严防密封油真空泵的工作水进入真空油箱。
15、通知化学和检修准备对发电机进行充氢置换操作。
置换过程中，要严密监视油氢压差，防止发电机进油。
氢压0.15MPa，氢压升至0.25MPa时，停止升压，投入氢气干燥器、循环风机、纯度分析仪、湿度检测议和漏氢检测仪。
16、启动内冷水泵运行，检查内冷水系统运行正常；17、DEH系统已连续通电2小时以上。
启动EH循环泵运行8小时，启动EH主油泵运行，检查油压、电流正常，系统无泄露，投入EH油泵联锁，启动再生装置运行。
18、启动＃1、3顶轴油泵运行，检查系统及个轴承的顶轴油压正常，系统无泄漏。
启动盘车装置，检查盘车电流、偏心正常，机组内部无摩擦声音。
19、联系＃8机为辅汽联箱送汽，注意系统要充分疏水20、启动一台锅炉循环水泵。
330MW热电汽机运行规程正本
一篇总则1. 本规程阐述了1、2号机汽轮机的设备规范及主要技术特性，汽轮机的启停，事故处理及维护试验。
本规程若与国家和电厂的有关最新规定相抵触，以最新的规定为准。
2. 本规程适用于发电厂厂长、发电部主任、专责工程师、值长、汽机运行人员等相关工作人员。
3. 本规程制定依据《电力工业技术管理法规》、《电业安全工作规程》、《300MW级汽轮机运行导则》DL/T609-1996、辽宁电力勘测设计院提供的相关图纸和资料及哈尔滨汽轮机厂CC275/N330-16.7/537/537型汽轮机技术协议和说明书制定。
4 汽轮发电机组的启动、停止、运行方式的改变及事故处理,应按值长的命令,依照规程进行操作；5 下列操作需要公司主管生产的副总经理主持或由副总经理指定发电部经理、专业主管在值长统一安排下进行：5.1 汽轮机的启动；5.2 机组的超速试验；5.3 机组甩负荷试验；5.4 运行中调节系统的各项试验；5.5 设备经过重大改进后的启动或有关新技术的第一次试用；5.6 给水泵及高压加热器在A、B、C修后的投运；5.7 循环冷却水系统运行方式的变更及凝汽器在运行中清扫或找漏；5.8 机组运行中冷油器的切换；6 重要系统的操作应填写操作票,经值长批准后进行操作；7 所有的操作人员和监护人员均应由考试合格人员担任,学习人员不得担任监护人；8 事故处理时,允许不填写操作票，依照规程的相关规定进行正确操作；第二篇主机运行规程1 汽轮发电机组设备规范及特性1.1汽轮机设备主要技术性能我公司安装的330MW汽轮机是哈尔滨汽轮机厂生产的亚临界、一次中间再热、高中压合缸、单轴、双缸双排汽、两级可调整抽汽凝汽式汽轮机，汽轮机的高中压转子是高、中压部分合在一起的一根合金钢（30Cr1Mo1V）整锻结构的转子，低压转子是由合金钢（30Cr2Ni4MoV）整锻而成，两根转子及发电机转子之间均为刚性连接；汽轮机的通流部分由高、中、低压三部分组成，共二十七级，其中高中压缸为双层缸，低压部分为三层双分流式。
南京汽轮机330MW
1 范围本标准规定了南山东海热电330MW汽轮机及其辅助设备和系统的规范与特性，机组启动、停止以及运行中的维护、机组的试验、辅助设备的运行以及机组与系统的事故处理等方面的有关运行要求和技术规定，它是机组安全运行的技术保证。
本标准适用于南山东海热电工程汽轮机及其辅助设备和系统的正常运行与事故处理。
2 引用标准《电力工业技术管理法规》《330MW汽轮机说明书》《300MW级汽轮机运行导则》《电业安全工作规程》《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》《电力生产安全工作规定》3. 机组规范及特性3.1 汽轮发电机组3.1.1 汽轮机主要技术规范3.1.1.1 汽轮机型号：CC330-16.67/(6.7)/0.8/538/538型3.1.1.2 汽轮机型式：亚临界、中间再热、单轴、两缸两排汽、双抽凝汽式汽轮机3.1.1.3 额定功率：330MW3.1.1.4 纯凝汽最大连续功率350MW3.1.1.5 转速：3000r/min3.1.1.6 额定工作参数：a 新蒸汽压力：16.67MPab 新蒸汽温度：538℃c 再热蒸汽压力：3.598MPad 再热蒸汽温度：538℃e 背压：4.9Kpaf 冷却水温度：20℃g 冷却水流量：37800t/hh 给水温度：279.2℃i 额定/最大功率时蒸汽消耗量：1003/1160t/hj 额定/最大高压供热抽汽压力7.903/7.491 MPak 额定/最大高压供热抽汽量90/140 t/hk 额定/最大低压供热抽汽压力0.8 MPak 额定/最大低压供热抽汽量80/120 t/hl 低压缸最小排汽量2×70t/h3.1.1.6 转子旋转方向：从汽轮机向发电机看为顺时针。
3.1.1.7 轴系临界转速：（计算值，单位：r/min）支撑方式高中压转子低压转子发电机转子发电机二阶弹性支撑1800 1664 709 17093.1.1.8 级数：26级高压缸：1单列调节级+7压力级中压缸：6压力级低压缸：2×6压力级3.1.1.9 末级叶片长度：1068mm3.1.1.10 回热系统：本机采用8级回热抽汽：3级高压加热器+1级除氧器+4级低压加热器3.1.1.11 制造厂：南京汽轮电机有限责任公司3.1.1.12 给水泵拖动方式2×50%电动调速给水泵拖动1×50%电动调速给水泵备用3.1.2 发电机主要规范：3.1.2.1 型号：QFJ-350-2型3.1.2.2 有功功率：330MW3.1.2.3 功率因数：0.853.1.2.4 定子额定电压：22KV3.1.2.5 定子额定电流：10860A3.1.2.6 冷却方式：密闭循环空气冷却。
330MW汽机运行规程
前言为了更好地掌握我厂电气设备的运行特性，操作要求及事故处理规定，确保我厂电气设备的安全运行，特编制本规程。
1 国电新疆红雁池发电有限公司《330MW汽轮机运行规程》第一版根据国家、行业、上级主管公司的有关技术标准、文件、规程、措施等的规定原则，参照设备制造厂家的说明及兄弟厂家的运行经验进行了编制，作为330MW汽轮机启停运行及运行管理工作的依据。
2 本规程分设备规范、机组启动、正常运行调整及维护、机组停运、事故处理、辅助设备运行操作维护和机组联锁保护试验等部分。
由于时间仓促，运行经验不足，有关资料不够齐全，本规程尚有许多不足之处，请大家在生产中不断总结经验，使之不断完善，以适应机组运行的需要。
3 本规程内容中若与上级标准、文件、规程、措施等的规定原则相抵触时，以上级的规定原则为准。
4 本规程编制的引用标准：4.1 《300MW级汽轮机运行导则》 DL/T 609－19964.2 《300MW机组汽轮机运行规程》SD216-874.3 《凝结器与真空系统运行维护导则》DL/T932-20054.4 《电站汽轮机技术条件》DL/T892-20044.5 《汽轮机启动调试导则》DL/T863-20044.6 《电业安全工作规程》（热力和机械部分）4.7 《电力工业技术管理法规》4.8 国电集团集体公司颁发的《二十九项反事故措施》的有关条文4.9 《发电企业工作票、操作票管理工作制度汇编》4.10 汽轮机设备制造厂家提供的产品说明书4.11 新疆电力设计院设计图纸4.12 结合现场实际、我公司和同类机组运行经验4.13 330MW汽轮机组仿真机运行操作规程5 下列人员必须熟悉、了解、掌握和执行本规程的全部或有关部分：5.1 生产副总、总工程师、副总工程师。
5.2 生产技术部、安全监察部主任、汽机专工和有关人员。
5.3 发电部主任、副主任、主任工程师、值长等有关人员。
5.4 发电部汽机专业主任、专工、安全员及本专业全体运行人员。
330MW机组滑参数停机操作票
4、停炉过程中应防止低过、屏过、高过、屏再、低再等处金属壁温超规定值。
5、严格控制降温、降压速度，主、再热蒸汽温差不应超过30℃。一般维持在20℃以下，再热汽温度不应高于主蒸汽温度。应密切监视主、再热蒸汽的过热度应≥50℃，严防汽轮机水冲击事故发生。降参数过程中应严密监视汽缸各部温度的变化，汽缸各点温差控制在规定的范围内，特别是高压内缸外壁上下温差不得大于35℃。
三、滑参数停机操作
序号
操作项目
操作 情况
时间
1
接值长令，#X机滑参数停机。
XX
XX
2
通知各岗位做好机组滑停前的各项检查及准备工作，同时联系燃料、化学、辅控等有关专业，准备停机。
XX
XX
3
停止原煤仓上煤，停止脱硫剂卸料。（输煤皮带备用、脱硫剂车辆备2台。）
XX
XX
4
锅炉全面吹灰一次。
XX
XX
5
检查#2油罐油位正常，启动#X燃油泵，调整母管油压1.8~2.5MPa，炉前点火油压0.6~1.5MPa，试点油枪正常。
23
机组负荷：231MW，对应主汽压力：11.2MPa，主汽温度：470℃，再热温度：460℃
XX
XX
24
机组负荷小于220MW，停运一台给水泵
XX
XX
25
机组负荷：198MW,对应主汽压力：9.5MPa，主汽温度：450℃，再热温度：440℃
XX
XX
26
机组负荷：165MW,对应主汽压力：7.2MPa，主汽温度：430℃，再热温度：415℃
XX
XX
27
炉侧加大排渣量，维持床压：6.5-7.0KPa，水冷风室：9.5-10KPa，一次风量20万NM3/H，氧量4-6%
330MW机组冷态启动操作
2、冷态开机前静态试验
辅机单体联锁试验、
风门挡板试验， 机、炉、电大联锁试验（需要热工人
员强制条件配合） 机侧和炉侧电动门传动试验、 辅机保护联锁试验、大联锁试验 高厂变、主变冷却器电源切换试验
3.汽包上水
具备上水条件后，对凝汽器、除氧器上除盐水， 并冲洗1～2次，使水质尽快合格；减少对滤网的 清洗次数 电泵具备条件后启动电泵给汽包上水，上水前通 知化学做好加药准备，上水时通知化学加药，操 作应遵守上水要求。 恢复油系统，按要求投入润滑油、EH油加热 投入主机盘车 启动炉点火， 投入辅汽系统 投入除氧器底部加热
机组启动过程中注意事项
送电及热机操作严格执行监护制度，操作按令分阶段进行，按阶段汇报；防止走错间 隔 控制时间；避免影响下阶段的工作；开式水投运试验有条件的尽早进行；凉水塔补水 时间长，应提前投入；尽早投入连续盘车和提升润滑油温度。 厂用蒸汽联箱应提前暖体备用；疏水前要检查至凝汽器门在关闭位，疏水要充分，防 止管道振动；疏水时检查各用户供汽门关闭。机组真空破坏门在全开位，抽真空前严 防疏水疏汽进入凝汽器； 油系统投运后注意检查系统无泄漏防止火灾发生 盘车投入前手动盘动无异常后投运连续车，检查电流正常，投运后应及时投入低油压 保护，防止断油烧瓦；盘车投不上时禁止启动；缸温较高时定期手动盘车，并做好标 记； 汽机保护及时投入； 各系统补水时，浮球阀要重点检查其工作是否正常； 凝结水系统启动前应进行注水，启动前再循环应在开启位；凝结杂项母管各用户关闭， 放空气门开启、定冷水反冲 轴封温度与缸温接近差值小于110℃，过热度50℃；轴封压力控制在0.127～0.13MPa （绝对压力），低压汽封温度：121～177℃，高压汽封温度：210～250℃。 真空系统投运前，检查真空破坏门关闭，多级水封注水完毕。 真空系统正常后，各疏水导致凝汽器8 除氧器投加热，注意水温参照水冷壁壁温，温差不超过50℃