超超超临界机组深度调试指导书
超(超)临界机组调试经验交流课件
调试后的评估与优化
数据整理与分析 对调试过程中收集的数据进行整理和分
析，评估机组的性能和安全性。
性能优化建议 根据调试结果，提出针对性的性能优 化建议，提高超临界机组的运行效率
和安全性。
故障诊断与排除 对调试过程中出现的故障进行诊断和 排除，总结经验教训，优化维护策略。
安全措施完善 根据调试过程中的问题，完善机组的 安全措施，提高机组应对突发事件的 能力。
02
03
起步阶段
20世纪90年代初，超临界 技术开始在火力发电厂中 得到应用，但当时技术尚 不成熟。
发展阶段
随着技术的不断进步和经 验的积累，超临界机组逐 渐成为主流技术，并开始 向超超临界方向发展。
成熟阶段
目前，超(超)临界机组技 术已经相当成熟，并在全 球范围内得到广泛应用。
应用场景与优势
应用场景
超(超)临界机组调试 经验交流课件
THE FIRST LESSON OF THE SCHOOL YEAR
• 超(超)临界机组概述 • 超(超)临界机组调试的核心要点 • 调试过程中的常见问题及解决方案 • 超(超)临界机组调试的未来发展方
• 实际案例分享 • 结语
01
超(超)临界机组概 述
定义与特点
成功案例二
应用场景描述
该公司的超临界机组在工 业生产中发挥了重要作用， 满足了高效率、低能耗的 生产需求。
技术创新
为了提高机组的性能和稳 定性，该公司采用了多项 先进技术，如高效水冷技 术、智能控制系统等。
经济效益
该公司的超临界机组在工 业生产中取得了显著的经 济效益，为公司的可持续 发展做出了贡献。
详细描述
随着环保意识的不断提高，超(超)临界机组调试中需要积极探索和应用绿色环保技术。 例如，采用低氮燃烧技术、高效脱硫脱硝技术等，降低机组的氮氧化物、硫氧化物和颗 粒物等排放。同时，还需要探索可再生能源的应用，实现机组的清洁能源替代，降低对
超超临界二次再热机组调试技术
０ 引言
超 临 界 二 次 再 热 机 组 以 安 全 、经 济 、高 效 、环 保 而 被 广 泛 关 注 。 特 别 是 随 着 煤 价 上 涨 ，其 优 势 更 为 明 显 的 表 现 出 来 。 我 国 已 经 投 运 及 在 建 的 二 次 再 热 机 组 主 要 有 华 能 莱 芜 、华 电 莱 州 、大 唐 东 营 、国 电 蚌 埠 、 国电泰州、华电句容、国电宿迁、华能安源、江西丰城、国华北 海、粤 电 惠 来、深 能 河 源、大 唐 雷 州、国 华 清 远等电厂的数十台机组。但在我国二 次 再 热 技 术 起 步 较 晚，相 对 较 为 成 熟 的 一 次 再 热 机 组 的 研 究、运 行 、调 试 经 验 相 对 较 弱 ，需 要 不 断 的 在 实 践 及 运 行 经 验 中 优 化 ，使 得 二 次 再 热 技 术 更 为 成 熟 。
１ 某设备及系统概述
某电厂二期工程的锅炉为东方电气股份有限公司 设 计制 造的超 超 临 界 参 数 变 压 运 行 直 流 炉，锅 炉 型号为：ＤＧ１７８５．４９／３２．４５ＩＩ１４。采用 π型 布置，单炉膛、二次 中间再热、前后 墙对 冲燃 烧方 式、平 衡 通
收 稿 日 期 ：２０１８０９１４ 作 者 简 介 ：王 强 （１９８９），男 ，吉 林 长 春 人 ，助 理 工 程 师 ，从 事 火 力 发 电 厂 热 工 调 试 及 自 动 控 制 优 化 方 面 的 工 作 。
第
二十四卷 第 １期 Ｖｏｌ．２４，Ｎｏ．１
ＪＯＵＲＮＡＬＯＦＡＮＨＵＩＥＬＥＣＴＲ安ＩＣ徽ＡＬ电Ｅ气Ｎ工ＧＩ程ＮＥ职ＥＲ业ＩＮ技Ｇ术Ｐ学ＲＯ院ＦＥ学ＳＳ报ＩＯＮＡＬＴＥＣＨＮＩＱＵＥＣＯＬＬＥＧＥ
２Ｍ０１ａ９ｒｃｈ年２３０１月９
超超临界600MW机组调试中的问题及运行控制
４ 结 论
．
测期 低 ， 均 值 由 ８ ． ２ ｍｇ ｋ 平 １ ８ ／ ｇ降 为 ６ ． ８ｍｇ ｋ 。 ７ ３ ／ ｇ
Ｚ ｎ含量 变化 趋势 见 图 ７ 。
（ ） 能 北 京 热 电 厂 脱 硫 废 水 处 理 工 艺 对 Ｈｇ １华 、
达 到 了要求 பைடு நூலகம்
路 系统采用 一级 大旁路 ， 计容量 为 ３ Ｂ Ｒ。 设 ５ ＭＣ
（） ６ 锅炉 吹管 时 由于工况 变化较 大 ， 水箱 虚假 水 贮
１ 调 试 阶 段 １号 机 组 出现 的 主 要 问题 及 处 理 方 法
（ ） 用循 环 水泵 与 出 口阀 的联 锁 原 设计 为 循 环 １备
风、 固态排 渣 、 型布置 锅炉采 用 ６台 中速磨 煤 机 正压 Ⅱ 直 吹式 制 粉 系统 ， 汽轮 机 为 Ｃ Ｎ６ ０—２ ／ ０ ／ ０ Ｌ ０ ５ ６ ０ ６ ０型
一
次 中间再 热 、 冲动式 、 单轴 、 两缸 两排 汽 、 汽式 。旁 凝
仪 以及 发电机 浮 子式 检 漏 仪 处 阀 门漏 点 较 多 ， 缺后 消
位 严重 。对 此 ， 应控 制好 吹管 时 间间隔 ， 防止开 临 冲 阀
时水位 过 高 、 汽带 水 、 水循 环 泵 汽蚀 ， 蒸 炉 以及 关 临 冲
阀时 防止贮水 罐水 位过低 。
水泵 起动 时 ， 口液控 蝶 阀先 开 至 １ 。 ， 出 ５后 再起 动 循 环 水泵 。但是 ， 已 有 １台循 环 水 泵 运 行 后 再 起 动第 ２ 在
此， 在湿 干态转 换前 （ 纯湿 态 ） 持省 煤 器 入 口流量 在 维 ５ ０ｔｈ左 右 ， 湿干 态转换 期 间根据 负荷 及燃 料量 逐 ０ ／ 在
013 1000MW超超临界机组汽轮机启动调试-李续军.
TPRI
图3-1
汽轮机总体布置图
TPRI
图3-2
玉环电厂汽轮机视图
TPRI
图3-3
玉环电厂汽轮机正视图
TPRI
3.2
高压缸技术特点
高压缸采用单流、双层缸设计共14 级。外缸为轴 向对分桶形结构, 内缸为垂直纵向平分面结构。由 于缸体为旋转对称, 避免了应力集中, 使得机组在 启动、停机或快速变负荷时缸体的温度变化梯度 很小，热应力保持在一个很低的水平。圆筒型高 压外缸(见图4) 有极高的承压能力,安全可靠性高 。用于玉环机型的高压缸积木块H30的设计压力 达到30MPa。
TPRI
2.2 汽轮机及其系统
玉环电厂汽轮机是上海汽轮机有限公司引进德国西门子技术生产的 1000MW超超临界汽轮发电机组。型号为N1000-26.25/600/600 （TC4F）。汽轮机型式是超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四 排汽、双背压、凝汽式、采用八级回热抽汽。 主蒸汽管道采用双-单-双连接方式，再热蒸汽采用二根平行管道供汽。 每台机组设置一套高压和低压两级串联汽轮机旁路系统，机组的旁路 容量按40%BMCR设置。 调节系统采用西门子T3000数字电液调节系统。 汽轮机保安系统不设计机械式超速保安装置，只设计两套电子式超速 保安装置，通过危急跳闸ETS系统危急遮断，能确保机组在设备出现 危险工况时快速有效的执行汽轮机跳闸命令，保障设备的安全。 汽轮机配用一套EH高压抗燃油系统。
TPRI
图2 锅炉燃烧器实际燃烧图
TPRI
锅炉A层PM燃烧器浓侧改为等离子燃烧器，配用烟台龙源科技公司等离子 点火装置。 锅炉设内置式启动系统，由启动循环泵、启动分离器、贮水箱、疏水扩容 器、水位控制阀（WDC阀）、凝结水疏水泵等设备组成。 采用PM-MACT型八角反向双切圆布置的摆动燃烧器。燃烧器布置见图1和 图2。 BMCR工况锅炉主要设计参数： 2953 t/h 锅炉最大蒸发量 27.46 MPa 主蒸汽压力 605 主蒸汽温度 ℃ 6.14/5.94 MPa 再热蒸汽(进/出口)压力 377/603 再热蒸汽(进/出口)温度 ℃ 2446 t/h 再热蒸汽流量 298 给水温度 ℃ 129.4 排烟温度(未修正) ℃ 93.68 锅炉效率（BRL工况） ％
TPRI-超临界及超超临界汽轮机调试技术
TPRI 热力系统介绍
③ 蒸汽旁路系统
根据旁路系统不同的作用,旁路系统在各个电厂采用的方式及容量不尽 相同,也是超临界机组中差异较大的一个系统.若旁路系统仅作满足机 组正常启动时的要求,旁路容量一般选用40%BMCR左右,若旁路系统 组正常启动时的要求,旁路容量一般选用40%BMCR左右,若旁路系统 要满足只带厂用电(FCB工况)运行或机组甩负荷后维持3000r/min运 要满足只带厂用电(FCB工况)运行或机组甩负荷后维持3000r/min运 行,则高压旁路容量至少选用70%BMCR,低压旁路应选50%BMCR以 行,则高压旁路容量至少选用70%BMCR,低压旁路应选50%BMCR以 上. 目前国产超临界机组保护系统大多采用大联锁设计,因此旁路系统容量 选则一般仅满足机组正常启动时的要求就可以了. 采用高,低压二级串联旁路系统,容量为35~40%BMCR(如华能沁北,国 采用高,低压二级串联旁路系统,容量为35~40%BMCR(如华能沁北,国 华荆门电厂),执行机构有采用电动的,也有采用气动的. 采用一级大旁路的,旁路容量为40%BMCR(如华能太仓,华能汕头电 采用一级大旁路的,旁路容量为40%BMCR(如华能太仓,华能汕头电 厂). 而以前引进的超临界机组旁路系统容量有70%~100%BMCR. 而以前引进的超临界机组旁路系统容量有70%~100%BMCR.
TPRI 3,热力系统介绍
主蒸汽,再热蒸汽及器出口集箱以双管接出后合并 为单管,在进汽机前再分成两路,分别接至汽轮 机左右侧主汽门. 再热蒸汽系统 低温再热蒸汽管道由高压缸排汽口以双管接出, 合并成单管后直至锅炉再热器前分为两路进入再 热器入口联箱.高温再热蒸汽管道,由锅炉再热 器出口联箱接出两根后合并成一根管,直到汽轮 机前分为两路接入汽轮机左右侧中压联合汽门.
超临界机组调试技术.
超临界及超超临界机组调试技术张亚夫1、超临界参数介绍Ø超临界定义n超临界参数22.115MPa，374.15℃Ø超超临界的概念n在物理概念中不存在这个分界点，它只是个商业名称，表示超临界参数或技术发展的一个阶段，表示更高的压力和温度的参数。
n不同的国家对超超临界的起点定义也不相同n日本：压力高于24.2MPa，或温度高于593℃n丹麦：压力高于27.5MPan西门子：从材料的等级来区分n我国电力百科全书：高于27MPan超超临界的概念n超超临界的概念2、汽轮机参数介绍Ø超临界汽轮机参数介绍Ø超超临界汽轮机参数介绍Ø超超临界锅炉参数介绍2.1、超临界汽轮机参数介绍Ø哈尔滨汽轮机厂采用日本三菱公司技术n型式：超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、凝汽式n型号：CLN600-24.2/566/566n额定主蒸汽压力：24.2 MPan额定主蒸汽温度：566℃n额定主蒸汽流量：1807.9 t／hn额定再热蒸汽压力：4.11 MPa额定再热蒸汽温度：566℃n额定再热蒸汽流量：1525.5 t／hn额定高压缸排汽压力：4.56 MPa(a)n主蒸汽最大进汽量：1900t/hn低压缸排汽压力： 4.4/5.4kPa(a)n配汽方式：喷嘴调节n额定给水温度：280.4℃n THA工况热耗：7522kJ/kWh（1796.6kcal/kWh）n低压末级叶片长度：1028.7mm超临界汽轮机参数介绍Ø上海汽轮机厂采用西门子公司技术n型号：N600-24.2/566/566，n型式：超临界、一次中间再热、四排汽、单轴、双背压、凝汽式n额定功率：600MWn额定主蒸汽压力：24.2MPa；额定主蒸汽温度：566℃n再热蒸汽温度：566℃n主蒸汽最大进汽量：1909.478t/hn低压缸排汽压力：4.4/5.4kPan配汽方式：喷嘴或节流n THA工况热耗：7542kJ/kWh超临界汽轮机参数介绍Ø东方汽轮机厂采用日本日立公司技术n型式：超临界、一次中间再热、三缸四排汽、单轴、双背压凝汽式n型号：N600-24.2/566/566n启动方式：可以采用中压缸启动和高中压缸联合启动n最大功率：667.98MW(VWO工况)n额定主蒸汽压力：24.2MPa(a)；额定主蒸汽温度：566℃n额定再热蒸汽压力：4.058MPa(a)；额定再热蒸汽温度：566℃n主蒸汽最大进汽量：1960t/hn额定给水温度：283℃n THA工况热耗：7613kJ/kWhn低压末级叶片长度：1016mm2.2、超超临界汽轮机参数介绍Ø哈尔滨汽轮机厂采用日本三菱公司技术n型式：超超临界、一次中间再热、两缸两排汽、单轴、凝汽式n型号：CLN600-25/600/600n额定功率：600 MWn主蒸汽压力：25 MPa(a) 主蒸汽温度：600℃n蒸汽流量：1709.232 t/hn高压缸排汽压力：4.78 MPa(a)n再热蒸汽压力： 4.3 MPa(a) 再热蒸汽温度：600℃n再热蒸汽流量：1389.123 t/hn排汽压力：11.8 kPa(a)n低压末级叶片长度：1220.0mm超超临界汽轮机参数介绍Ø上海汽轮机厂采用西门子公司技术n型式: 超超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、凝汽式n型号: N1000-26.25/600/600（TC4F）n主蒸汽压力(TMCR): 26.25 MPa主蒸汽温度(TMCR): 600℃n主蒸汽流量(TMCR): 2804.4t／hn再热蒸汽压力(TMCR): 5.35 MPa再热蒸汽温度(TMCR): 600℃n再热蒸汽流量(TMCR): 2274 t／hn高压缸排汽压力(TMCR): 5.946 MPa(a)n主蒸汽最大进汽量(VWO): 2953t/hn额定给水温度: 292.25℃n TMCR工况热耗: 7316kJ/kWhn低压末级叶片长度: 1145.8mm 盘车转速: 60r／minn启动及运行方式: 控制系统可根据启动时高压缸排汽压力自动确定采用高压缸启动或高中压缸联合启动方式；超超临界汽轮机参数介绍Ø东方汽轮机厂采用日本日立公司技术n型式：超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式。
2×600MW超超临界机组DEH操作说明书
华能XX电厂DEH系统使用的是西屋公司的OV ATION型集散控制系统。
其先进性在于分散的结构和基于微处理器的控制，这两大特点加上冗余使得系统在具有更强的处理能力的同时提高了可靠性。
100MB带宽的高速以太网的高速公路通讯使各个控制器之间相互隔离，又可以通过它来相互联系，可以说是整套系统的一个核心。
系统的主要构成包括：工程师站、操作员站、控制器等。
一）进入DEH操作画面的方法。
通过操作员站进入主画面，如图1。
在进入DEH的主画面后，可以通过主画面调用不同的画面。
二）DEH操作主画面DEH OVERVIEW。
DEH UNIT OVERVIEW是DEH系统中最重要的操作画面,如图2。
图2三）DEH 基本控制功能基本控制区包含了控制方式(CNTL MODE)、旁路方式(BYPASS MODE)、目标和速率设定(CNTL SP)、反馈切投(FEEDBACK)、阀门模式(VLV MODE)、高低限制(LIMITER)以及汽机挂闸(LATCH)、OPC切投(OPC MODE)、手操面板(MANUAL PANEL)、阀门活动试验、阀门严密性试验、同期控制、快关功能投切(FAST V AL)等。
A ) 控制方式选择在DEH主画面上点击CNTL MODE 按钮，弹出DEH控制方式操作画面,如图3。
DEH控制方式包括操作员自动方式(OPERATOR AUTO)、ATC方式(ATC MODE)、遥控方式(REMOTE)、手动同期方式(MANUAL SYNCH)、自动同期方式(AUTO SYNCH)。
图3进行控制方式切换：先点击控制方式按钮，点击后,相应按钮右方的状态显示框会变成红色，再点击下方的IN SERVICE 或OUT OF SERVICE 按钮，实现控制方式切换。
右方的显示区以IN 或OUT 来表示该控制方式的投入或退出。
遥控、自动同期及手动同期都是建立在操作员自动控制方式的基础上的，三种方式不能同时存在，进入某种方式会自动退出其它方式。
东方—日立1000MW超超临界汽轮机说明书(含调试及控制)
附件 投标人需说明的其他问题目 录一、东汽1000MW等级汽轮机总体优势介绍 (160)1 总体介绍 (160)2 经济性好 (162)3 可靠性高 (166)4 先进成熟可靠的供热机组技术和经验 (170)5启停灵活可控性好 (170)6 调峰性能良好 (171)7先进的凝汽器设计技术 (171)8 优化的轴封系统和疏水系统 (173)9 润滑油系统高效、高度集成 (173)10 自动化水平高 (173)结束语 (173)二、1000MW机组DEH系统介绍 (174)三、1000MW机组TSI系统介绍 (177)四、1000MW机组ETS系统介绍 (178)五、东方－日立电站控制工程专用分散控制系统HIACS-5000M (179)六、1000MW机组盘车控制系统介绍 (182)一、东汽1000MW等级汽轮机总体优势介绍1 总体介绍1.1 总体结构东方引进超超临界1000MW汽轮机为单轴四缸四排汽型式，从机头到机尾依次串联一个单流高压缸、一个双流中压缸及两个双流低压缸。
高压缸呈反向布置（头对中压缸），由一个双流调节级与8个单流压力级组成。
中压缸共有2×6个压力级。
两个低压缸压力级总数为2×2×6级。
末级叶片高度为43″,采用一次中间再热。
百万等级功率机组技术先进、成熟、安全可靠；所有的最新技术近期均有成功的应用业绩，通过这些技术的最优组合，使其总体性能达到了世界一流的先进水平。
1.2 技术来源2004年依托邹县四期2x1000MW项目，我厂从日立公司全面1000MW技术引进。
我厂600MW、1000MW技术均源自日立公司，因此机组结构、配汽、运行与600MW机组相似，技术继承性好，便于电厂很快掌握安装、运行、维护技术。
邹县7#机从开工建设到竣工仅22个月零6天；自11月11日机组整体启动至168小时试运行结束历时仅23天，创造了国内百万千瓦机组试运的领先水平；实现了锅炉水压试验、汽轮机扣缸、倒送厂用电、锅炉点火、汽轮机冲转、发电机并网、168试运等“七个一次成功”。
安徽某660MW超超临界汽轮机发电机组工程系统调试方案
芜湖发电有限责任公司五期2×660MW机组工程#1机组同期系统调试措施1 系统概述芜湖发电有限责任公司五期工程建设两台660MW超超临界汽轮发电机组，两台机组均采用发—变组单元接入本厂新建的220kV屋外配电装置。
本期220kV系统采用双母接线、专用母联。
新建220kV系统包括以下9个间隔：2回主变进线，4回出线，母联、启备变电源及母线设备各一回。
＃1机组同期点设在主变高压侧断路器。
同期自动装置采用SID-2CM型发电机线路复用微机同期装置，为深圳市智能设备开发有限公司生产。
本工程设有同步表SID－2SL-A和同步检查继电器TJJ组成的手动同期回路，在自动装置无法正常工作时使用。
SID-2CM同期装置具有自动调频、调压功能，能自动测出断路器合闸时间。
正常操作均在ECS中实现，操作简单、可靠，完全能满足电厂的自动化要求。
同期判断用电压，发电机侧采用机端侧PT B、C相，系统侧采用经主变隔离刀位置切换的母线开口三角PT Uc-n。
同期系统不需要无压合闸功能。
同期装置装在＃1机组继保小室。
2调试措施编制的依据《火力发电建设工程启动试运及验收规程》DL/T 5437-2009《火电工程启动调试工作规定》电力部建设协调司建质[1996]40号《中国电力投资集团公司火电建设工程调试管理手册》[2006]61号《中国电力投资集团公司火电工程达标投产考核办法》（2008）《中华人民共和国工程建设强制性标准条文》（电力工程部分）（2006版）《电力建设安全健康与环境管理工作规定》国电电源[2002]49号《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996年版）《电气装置安装工程质量检验及评定规程》DL/T5161.1-5161.17-2002《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB 50150-2006）《电业安全工作规程》(发电厂和变电所电气部分) （DL4081——91）《电力系统继电保护及其安全装置反事故措施要点》《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》五期工程分系统及机组整套启动调试大纲制造厂说明书及设计院的设计资料芜湖发电有限责任公司660MW机组设备命名清单有效的设计变更单和工程联系单3 调试目的遵照“以安全为基础，质量为保证，效益为中心，精心操作，精心调试，确保优质高效，按时全面完成调试任务”的调试工作指导思想，本着调试中具有可操作性的原则，编写此调试措施，通过调试，全面检验SID-2CM型自动准同期装置及手动同期系统性能，使之满足技术规范的要求，以保证安全、顺利并网。
哈汽1000MW超超临界汽轮机调节培训共81页文档
C.采用电子调节器 为了提高调节系统的灵敏度，采用电子调节器。另外，电子 调节器便于调节信号的综合处理和传输。 D.执行机构仍采用液压油动机 提高油压油动机的体积小，提升力大，故大机组仍采用错油 门和油动机作为执行机构。
哈汽1000MW超超临界汽轮机调节培
• 1.5汽轮机运行对调节系统性能的要求
哈汽1000MW超超临界汽轮机调节培
B.功频调节系统的“反调” 原因：当外负荷增加时，电网阻抗减小，发电机输出电流增大，其 电磁阻力矩增大，Md与Mem不平衡，转子产生加速度，Md－Mem＝ Idω／dτ机组转速降低。而机组功率测量是测发电机的输出功率，因 此功率测量值的变化与转速测量值的变化相反，且先于转速变化，出 现“反调”。 危害：造成调节迟缓，调节过程电网频率波动增大。 解决方案： ⑴ 引入转速微分信号，增强调节信号中转速变化的影响； ⑵ 在测功回路加装延时器，推迟外负荷变化的影响； ⑶ 对测功回路进行校正，削弱功率测量信号的影响； ⑷ 用与汽轮机输出功率有关的信号，作为测功回路调节信号。
哈汽1000MW超超临界汽 轮机调节培训
刘先斐
哈汽1000MW超超临界汽轮电机组的自调节特性
A.汽轮发电机组转子的力矩平衡 汽轮发电机组转子的力矩平衡方程：
A和B是发电机输出电流的函数。
哈汽1000MW超超临界汽轮机调节培
B.汽轮发电机组的自平衡 自平衡：受内外扰动，汽机不进行调节，力矩可自动平衡。
例如：外负荷增大，输出电流增大，阻力矩增大，Md＜Mem+Mf， 转速降低，Md增大，Mem+Mf减小，在较低的转速下达新的平衡。
问题：转速变化太大。 信息：外负荷增大，转速降低；外负荷减小，转速升高。
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超/超超临界机组深度调试指导书- 0 -1 前言机组启动调整试运是工程建设的最后一个阶段，是全面检验主机及其配套系统设计、制造、施工、调试和生产准备的重要环节，是保证机组长周期、安全、稳定、经济、环保运行，发挥投资效益最大化的重要过程。
近年来，超/超超临界机组已经成为火电工程建设的主流机组，提高调试质量、加强调试深度是调试工作面临的主要任务。
本指导书在充分执行国家和国华电力公司基建调试相关标准和管理规定的基础上，从设计、安装、分系统调试、整套启动调试等阶段入手，对机组的调试工作进行优化，对一些控制指标提出了更高要求。
本指导书由中国神华能源股份有限公司国华电力分公司提出。
本指导书由中国神华能源股份有限公司国华电力分公司归口并负责解释。
本指导书起草单位：河北省电力研究院。
本指导书主要起草人：郭义辉、孙心利、李路江、李宁、杜建桥、杨守伟、唐广通、汪潮洋、张立、常永亮、王斌、殷、张洪涛、王二忠、孙小军、杨杰、郁金星、闫维明等。
2 总则2.1 中国神华能源股份有限公司国华电力分公司（以下简称神华国华电力）超/超超临界机组深度调试工作的目的，在于进一步提高新建机组的安全性和经济性，使机组的各项指标在行业对标中处于领先水平。
2.2 项目公司是深度调试工作的组织者，调试单位是深度调试工作的主要实施者，其他参建单位共同参与实现深度调试各项目标。
2.3 调试单位可根据机组特点对深度调试项目进行适当完善与细化，深度调试项目的策划应在调试大纲形成前完成，并在机组168 小时满负荷试运前实施完毕。
2.4 本指导书在编制过程中参照《国华电力管控体系》的相关条文要求，对《火力发电厂启动调试深度管理规定》【GHDJ-09-02(M)】的内容进行了细化。
3 范围本指导书适用于国华电力公司所属全资和控股公司的新建、扩建、改建超/超超临界机组，其他类型的机组可参照执行。
4 规范性引用文件下述相关标准的引用成为本指导书的条款。
凡是注明日期的文件，其随后的修改和修订均不适用于本指导书；凡是不注明日期的文件，本指导书将使用最新标准作为条文支持。
4.1 《火力发电建设工程启动试运及验收规程》【DL/T5437-2009】4.2 《火电工程启动调试工作规定》【建质[1996]40 号】4.3 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996 版）【建质[1996]111 号】 4.4 《火电机组达标投产考核标准(2006 年版)》 4.5 《火电机组启动验收性能试验导则》【电综[1998]179 号】- 1 -4.6 《新建发电机组启动试运行阶段可靠性评价办法》【建质[1997]45 号】4.7 《中国电力优质工程奖评选办法（2008 版）【中电建协工（2008）6 号】》4.8 《电力建设安全工作规程》（火力发电厂部分）【DL5009.1-2002】4.9 《电力建设安全健康与环境管理工作规定》【国电电源[2002]49 号】4.10 《防止电力生产重大事故的二十五项重大要求》【国电发[2002]598 号】4.11 《工程建设标准强制性条文（2006 年版）》(电力工程部分) 【建标[2006]102 号】4.12 《火电机组启动蒸汽吹管导则》【电综[1998]179】 4.13 国华电力《超/超超临界机组蒸汽吹管导则》【Q/GH0012008】4.14 《锅炉启动调试导则》【DL/T 852-2004】4.15 《汽轮机启动调试导则》【DL/T 863-2004】4.16 《汽轮机甩负荷试验导则》【电综[1996]40 号】4.17 《电网运行准则》【DL/ T1040-2007】4.18 《电力建设工程质量监督检查典型大纲》（2007 版）4.19 《脱硫整套启动前监检大纲》4.20 《火力发电厂热工控制系统设计技术规定》【DL/T 5175-2003】4.21 《火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统验收测试规程》【DL/T 655-2006】4.22 《火力发电厂汽轮机控制系统验收测试规程》【DL/T 656-2006】4.23 《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程》【DL/T 657-2006】4.24 《火力发电厂开关量控制系统验收测试规程》【DL/T 658-2006】 4.25 《火力发电厂分散控制系统验收测试规程》【DL/T 659-2006】4.26 （《火力发电厂厂级监控信息系统技术条件》【DL/T 924-2005】 4.27 《能量管理系统应用程序接口(EMS-API)第301 部分：公共信息模型(CIM)基础》DL 【/T890.301-2004/IEC61970-301：2003】4.28 《模拟量控制系统负荷变动试验导则》【建质[1996]40 号】4.29 《火电机组热工自动投入率统计方法》【建质[1996]40 号】4.30 《火力发电厂热工自动化就地设备安装、管路、电缆设计技术规定》【DL/T 5182-2004】4.31 《火力发电厂汽轮发电机热工检测控制技术导则》【DL/T 591-1996】4.32 《火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程》【DL/T 774-2004】4.33 《工业自动化仪表气源压力范围和质量》【GB/T 4830-1984】4.34 《锅炉炉膛安全监控系统设计技术规定》【DLGJ116-1993】 4.35 《火电厂烟气脱硫工程调试试运及质量验收评定规程》【DL/T5403-2007】4.36 《火电厂石灰石一石膏湿法脱硫废水水质控制指标》【DL/T997-2006】 4.37 《石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置性能验收试验规范》【DL/T998-2006】4.38 《火电厂大气污染物排放标准》【GB13223 2003】4.39 《固体污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样方法》【GB/T 16157-1996】- 2 -4.40 《火电厂烟气脱硫工程技术规范【石灰石/石灰-石膏法）【HJ/T179-2005】》4.41 《火电厂烟气脱硫设计技术规程》【DL/T 5196-2004】4.42 《燃煤烟气脱硫设备性能测试方法》【GB/T215082008】 4.43 《燃煤烟气脱硝技术装备》【GB/T215092008】4.44 《湿法烟气脱硫工艺性能检测技术规范》【DL/T986-2005】4.45 《固定污染源烟气排放连续监测技术规范》（试行）【HJ/T75-2007】4.46 《固定污染源烟气排放连续监测系统技术要求及监测方法》（试行）【HJ/T76-2007】4.47 《电力建设施工及验收技术规范第四部分电厂化学》【DL/T5190.4-2004】 4.48 《超临界火力发电机组水汽质量标准》【DL/T912-2005】4.49 《火力发电厂化学调试导则》【DL/T1076-2007】4.50 《火力发电厂化学设计技术规程》【DL/T5068-2006】4.51 《电力基本建设热力设备化学监督导则》【DL/T 889-2004】 4.52 《火力发电厂超滤水处理装置验收导则》【DL/Z952-2005】4.53 《火电厂反渗透水处理装置验收导则》【DL/T951-2005】4.54 《火力发电厂锅炉化学清洗导则》【DL/T794-2001】 4.55 国华电力《超/超超临界机组化学清洗导则》【Q/GH0022008】 4.56 《化学监督导则》【DL/T246-2006】 4.57 《水汽集中取样分析装置验收标准》【DL/T665-1999】4.58 《火力发电厂在线工业化学仪表检验规程》【DL/T677-1999】 4.59 《火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则》【DL/T956-2005】4.60 《火电厂汽水化学导则第4 部分：锅炉给水处理》【DL/T805.4-2004】4.61 《火电厂汽水化学导则第1 部分：直流锅炉给水加氧处理》【DL/T805.1-2002】4.62 《水电解制氢设备》【JB/T 5903-1996】4.63 《氢气站设计规范》【GB50177-2005】4.64 《城镇污水处理厂污染物排放标准》【GB18918-2002】4.65 《生活杂用水标准》【CJ/T49-1999】4.66 《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准》【GB12145-2008】4.67 《发电机内冷水处理导则》【DL/T1039-2007】 4.68 《大型发电机内冷却水质及系统技术要求》【DL/T801-2002】4.69 《污水综合排放标准》【GB89781996】4.70 《氢气使用安全技术规程》【GB4962-1985】4.71 《L-TSA 汽轮机油》【GB11120-89】4.72 《电厂用磷酸酯抗燃油运行与维护导则》【DL/T 571-2007】4.73 《电厂用运行矿物汽轮饥油维护管理导则》【GB/T 14541-2005】- 3 -5 术语、定义和缩略语5.1 辅机故障减负荷（RB）runback 当部分主要辅机发生故障跳闸，使锅炉最大出力低于给定负荷时，机组协调控制系统(CCS) 将机组负荷快速降低到实际所能达到的相应出力，并能控制机组在允许参数范围内继续运行称为辅机故障减负荷；RB试验是通过真实的辅机跳闸来检验机组在故障下的运行能力和CCS的控制性能，RB功能的实现为机组在高度自动化运行方式下的安全性提供了保障。
5.2 模拟量控制系统(MCS) modulating control system 通过前馈和反馈作用对机炉及辅助系统的过程参数进行连续自动调节的控制系统的总称。
包含过程参数的自动补偿和计算、自动调节、控制方式无扰动切换以及偏差报警等功能。
5.3 协调控制系统(CCS) coordinated control system 对动态特性差异较大的锅炉和汽轮发电机组进行整体负荷平衡控制，使机组尽快响应调度的负荷变化要求，并保持主蒸汽压力和机炉各主要运行参数在允许的范围；在一些特定的工况下，通过保护控制回路和控制方式转换保持机组的稳定和经济运行；主要包括机组负荷指令控制、汽炉主控、压力设定、频率校正、辅机故障减负荷等控制回路；它直接作用的执行级是锅炉控制系统和汽轮机控制系统。
5.4 控制子系统control subsystem 构成机炉CCS的机炉各主要参数的调节系统，主要包括锅炉燃烧控制系统、汽轮机控制系统、锅炉给水控制系统、汽温控制系统等。
5.5 自动发电控制(AGC）automatic generation control 根据电网负荷指令，控制发电机有功功率的自动控制系统。
5.6 负荷变动试验load change test 在一定的负荷变化范围内，CCS负荷指令以确定的变化速率和变动量，单方向增加负荷和减少负荷的试验，以考核CCS在不同负荷下稳定工况之间的转换能力。