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600MW超超临界机组仿真机操作指引

仿真机汽机专业操作指引

一、前言

因呼伦贝尔国华电厂600MW机组是采用超临界双缸双排气国

产化直接空冷火电机组宝电锅炉设备采用东锅设备，汽轮机采用哈尔滨汽轮机厂设备，DCS和DEH均为和利时的设备。和我厂的超超临界660MW机组采用东汽设备在系统和运行操作上有较大差别，如机组主参数，汽轮机启动方式，排汽凝结方式和闭式水冷却方式。但共同点的DCS控制系统为和利时的设备，在设备组态逻辑有参考性。建议大家在我厂300MW机组操作经验上进行有针对性的学习。

二、冷态启动

1锅炉点火前，辅助设备的启动

1）主、辅机各系统作启动前检查，缸体管道疏水门均在开启位置。2）确认生产水、除盐水系统运行正常。

3）投入辅机冷却水系统，投入闭冷水冷却器等。

4）投入闭式水系统，闭式循环冷却水泵两台运行，一台备用；各冷却器注水、排气完毕，阀门状态正确。

5）300m3凝补水箱水位正常，凝补泵投入运行。

6）检查厂用空压机系统已投入，气压在0.6～0.8MPa。

7）投入主机润滑油系统，交流润滑油泵运行，直流润滑油泵备用，检查润滑油压正常。油温调节自动。所有冷油器的出口油温大于30℃。8）投入发电机密封油系统，密封油空、氢侧交流密封油泵运行，空、氢侧直流密封油泵备用，密封油备用油源处于备用状态。

9）发电机置换氢气，纯度大于96﹪。发电机内充氢气压力达0.2MPa 时，定子水系统投入，定子水泵一台运行，一台备用。

10）投入顶轴油系统，顶轴油泵一台运行，顶轴油压达到11.76 MPa 到14.60 MPa,另一台备用。确认各瓦顶轴油压无异常。

11）主机盘车投入，汽机冲转前连续盘车时间大于4小时，特殊情况下不少于2小时。

12）辅助蒸汽系统暖管投入运行（第一台机组启动时，联系启动炉点火），联箱压力、温度正常。

13）投入EH油系统，EH油泵一台运行，一台备用，油温、油压合格，油位正常。

2排汽装置与除氧器上水

1）排汽装置上水冲洗：通过凝补水泵向排汽装置补水，至正常水位后，一边补水一边排放，直至水质合格（Fe＜500μg/L）。

2）凝结水系统冲洗：排汽装置水质合格后，通过凝补水系统向凝结水系统注水排气，注水排气完毕后启动一台凝结水泵，通过5号低加出口凝结水管道放水门排放冲洗直至水质合格（Fe＜500μg/L），将另一台凝结水泵投备用，凝汽器水位投自动。

3）除氧器上水冲洗：凝结水系统冲洗合格后，开启5号低加出口电动门（其出口凝结水管道放水门关闭）向除氧器上水至正常水位，并维持正常水位。

4）对凝结水系统及除氧器进行清洗，水质中含铁量＜1000μg/L时投入凝结水精处理装置。当除氧器水质中含铁量＜200μg/L时，清洗

合格。

5）投除氧器加热：开启辅助蒸汽至除氧器供汽门，以≯1.2℃/min 的加热速度加热至0.05MPa/114℃，之后再一边上水一边加热，维持正常水位，水温符合锅炉上水要求。

3轴封系统投入

1）检查确认供汽封蒸汽温度有14℃以上的过热度，检查确认汽封蒸汽和高、中压缸金属温度温差小于110℃。

2）确认轴封冷却器有凝结水通过，确认汽轮机处于盘车状态而且汽轮机所有疏水门开启，抽真空系统已作好一切准备。按辅机规程投入汽轮机轴封系统，检查低压汽封蒸汽温度在150℃左右。

4排汽装置建立真空

1）确认轴封系统已投运（热态先投轴封，后抽真空；冷态先抽真空，后投轴封），关闭真空破坏门，以及排汽装置的各排空门。

2）启动三台真空泵抽真空，当真空达到35 Kpa以后停止一台真空泵运行。

3）轴封、真空系统投运后，应注意监视汽缸上、下金属温差，汽缸总胀及高、低压缸差胀的变化，转子偏心度的变化。

4）汽轮机抽真空前关闭再热器出口、屏再及墙再空气门。

5汽机冲转条件

1）确认汽机保护已投入。

（A）汽轮发电机组润滑油及密封油压力保护；

（B）汽轮机抗燃油压力保护；

（C）汽轮机电超速保护；

（D）轴向位移保护；

（E）汽轮机轴及轴承座振动保护；

（F）高排压力、温度高保护；

（G）低真空保护。

2）机组辅助设备及系统运行正常，不存在禁止机组启动的条件。3）确认锅炉出口主蒸汽温度大于汽机调节级金属温度至少50℃，主蒸汽过热度大于56℃，检查TSI系统无报警指示。

4）盘车装置运行正常，转子偏心度不大于原始值±0.2mm，盘车电流正常，并已连续盘车4小时以上无异常。

5）确认汽机高排通风阀开启，高排逆止阀关闭。

6）检查轴封蒸汽母管压力在21～27KPa之间，轴封汽温与汽缸金属温度相匹配。

7）汽机润滑油箱及EH油箱油位正常。

8）确认凝汽器绝对压力＜16.8KPa，低压缸喷水投自动。

9）发电机密封油系统、定子冷却水系统、氢气冷却系统运行正常。10）汽机TSI指示正常。

11）确认汽机抽汽管道所有低点疏水门正常打开。

12）确认高、中压门导汽管低点疏水门正常打开。

13）汽机本体、管道疏水开启。

14）确认高、低旁处于自动控制方式。

15）确认汽机在脱扣状态，各主汽门、调门均在关闭位置。

16）确认汽机薄膜阀油压为0.6～1.0 MPa。

17）检查DEH盘面正常，各高中压主汽门，调门，抽汽逆止门关闭；功率、调节级压力、一次调频回路切除。检查DEH系统在操作员自动控制方式,阀门模式在单阀方式。

18）根据汽机高中压缸第一级金属温度、主再热蒸汽参数查阅汽轮机启动曲线（见附录），决定升速率、升负荷率、中速暖机时间、定速暖机时间、初负荷及初负荷暖机时间，并做好汽轮机冲转前各参数的记录。

19）机组冷态冲转参数：主蒸汽压力8.9MPa，主蒸汽温度360℃，再热蒸汽压力1.0MPa，再热蒸汽温度320℃。

20）检查高旁开度在60﹪左右。高旁开度大于65﹪和小于40﹪要适当降低和提升燃料量。

21）检查氢纯度大于96﹪，氢压在0.35MPa。

22）检查润滑油、EH油系统运行正常，润滑油压0.1～0.18MPa，EH油压14±0.5MPa，润滑油温35～40℃。

23）检查高、中压缸上、下缸温差小于42℃。

6汽机冲转

1）DEH控制器盘面检查：检查DEH画面中阀门方式为“单阀”，功率“0”，转速“0”，高中压主汽门、调门指令及反馈为“0”，旁路状态在“旁路投入”，DEH控制系统无影响机组启动运行的故障存在，各项参数显示正确（操作员自动方式为缺省的控制方式，在不做方式选择的情况下即为此方式）；

2）旁路面板检查

控制切自动：将旁路控制器切至“AUTO”方式，温度控制器切至“AUTO”方式。旁路投入：按“高旁启动模式”键，高旁开启至10﹪位置保持不变，系统默认高旁压力设定值为1MPa。当锅炉点火起压后，当主蒸汽压力升至1MPa以上，此时，压力设定点将按照一定速率增加，主蒸汽压力升高至8.0MPa,高旁自动切换至“高旁定压模式”，高旁根据锅炉压力自动调整，维持主蒸汽压力在8.0MPa,直至全开。在此模式下，可通过“冲转压力设定”的“S”按钮，进行冲转压力的设定（必须大于8.0MPa），设定后，高旁将自动将冲转压力调整至设定值。再热蒸汽压力＞0.2MPa，低旁开启调节，压力设定点发生器根据汽机状态控制低旁压力设定点。低旁阀一开启，温度控制器即被设置到自动模式。当低旁阀关闭时，喷水阀也关闭，控制器被设置为手动。温度控制器自动控制旁路装置的减温喷水。低旁阀一开启，喷水隔离阀即开启。当低旁阀关闭时，喷水隔离阀又关闭。（当机组并网带负荷，IV开足后，同时高低旁确已关闭，“定压模式”自动改变到“跟随”方式）。在DEH操作画面上，按下“汽轮机挂闸”按扭，检查汽轮机状态由“已跳机”变为“复位”，表明挂闸成功，再热主汽门全开；汽机挂闸后如汽机转速急剧上升，盘车脱开，必须立即手动脱扣汽机，不允许再次挂闸。如发现汽机转速缓慢上升，维持在20r/min以下，盘车脱开，可以手动脱扣一次，重新投入盘车后，再次挂闸。在不对启动方式进行选择的情况下，系统默认启动方式为高中压缸联合启动方式；

3）重新复置，按联锁试验规程进行OPC试验，ETS通道试验。

4）开启低加抽汽电动门，低加随机启动，疏水至凝汽器。

5）汽机冲转升速和升负荷期间重点监视参数：

（A）转速，转子偏心度，各轴承振动；

（B）润滑油供油压力，供油温度；

（C）轴承金属温度，回油温度；

（D）轴向位移，汽缸膨胀，高、低压差胀，轴向位移；

（E）高压缸第一级金属温度变化率，中压缸进口金属温度变化率；

（F）转子热应力；

（G）汽缸上下温差；

（H）排汽装置真空、排汽温度；

（I）轴封汽压力、温度

（J）主蒸汽压力、温度；

（K）再热蒸汽压力、温度。

6）汽机冲转，在DEH控制总貌画面上按“控制设定”键，在“控制设定”窗口上设定升速率为100r/min，设定目标转速为600r/min；再按“进行”键，在DEH总貌画面“控制设定”键边上将显示“进行”信息，机组开始升速。

7）当转速＞3r/min时，OM画面“盘车投入”灯灭，检查盘车装置确已退出，盘车电机停止运行。将盘车啮合扳手拉开，如盘车不能及时脱开，应立即打闸停机。

8）当转速达600r/min时，“进行”信息灯消失，“保持”信息灯

亮，转速保持在600r/min。

（A）确认低压缸喷水门已打开，排汽温度正常。

（B）在转速达到600r/min之前转子偏心度小于0.076mm；在此转速以上监视汽轮机振动不超过报警值。

（C）倾听汽轮发电机组转动部分声音正常。检查机组振动、串轴、胀差、绝对膨胀、汽缸上下壁温差等重点监视参数在允许值。

9）摩擦检查：当汽机转速达到600r/min，按硬手操“汽机跳闸”按钮，汽机跳闸，检查确认TV、GV、RV、IV均关闭，对汽机的轴承、汽缸、轴封等部件进行检查，倾听汽轮发电机组，应无摩擦声。10）摩擦检查完成后，汽轮机重新挂闸，升速至600r/min，进行仪表及转子偏心度检查。此时，偏心记录仪会自动脱开，振动记录仪开始工作；汽轮机转速升至600r/min，控制方式由IV切换为TV-IV 方式，TV开始开启，与IV按一定比例开，同时控制转速；

11）设定目标转速2450r/min，以100r/min升速率，提升汽机转速至2000 r/min中速暖机30min，机组升速到2450r/min，开始中速暖机，以中压持环蒸汽温度达到260℃开始计算，暖机时间根据第一级金属温度和中压持环温度的低值，由“汽轮机暖机时间”曲线决定。12）确认顶轴油泵在转速升至1300r/min时停运。

13）在暖机期间，检查机组振动、瓦温、串轴、胀差、绝对膨胀、汽缸上下壁温差等重点监视参数在允许值。检查冷油器出口油温,建议油温控制在38～42℃左右，确认冷油器冷却水投入。根据“汽轮机主汽阀处启动参数”表调整主再热蒸汽参数，使参数符合阀切换时

的主蒸汽参数。

14）暖机结束后继续升速，在DEH画面“控制设定”窗口上设定目标转速3000r/min。升速率为200r/min，按“进行”按钮机组继续升速，监视汽轮机转速上升情况。

15）到2600r/min，DEH 记忆此时IV的开度，IV 会停止并保持当时的开度（只有当热再热压力变化时，IV 才动，以维持中压缸的恒流量，保证对低压缸叶片、通流部份的冷却）。控制方式由TV-IV切换为TV方式；

16）转速至2600r/min，检查低压缸喷水阀自动投入，低压缸排汽温度正常；

17）用TV升速到2900r/min，按下“TV/GV 切换”按钮，进行TV/GV 切换。在整个阀切换过程中，汽轮机转速波动应不超过30r/min。18）阀切换结束后，汽机转速由GV控制，升速至3000r/min。稳定后，检查主油泵出口压力正常，停运交流润滑油泵、氢密封备用油泵，并投自动。注意在机组并网前，冷再热压力应控制在0.828MPa （a）以下，以防止并网后，因高排温度过高而停机；

19）根据氢气温度需要，投入发电机氢气冷却器；汽机试验结束，可根据要求做发电机有关试验。

7 机组启动过程中的注意事项及主要控制指标

1）升速过程中，控制金属平均温升率不大于1.5℃/min。

2）在转速＜600rpm时，应对汽机偏心度重点监视，在转速＞600rpm 时，应加强对机组振动的监视。

3）升速暖机过程中必须注意监视机组振动情况，通过临界转速期间轴承振动值超过0.10mm或相对轴振值超过0.25mm，应立即手动打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。待转子静止后，投入连续盘车，检查转子弯曲值和上、下缸及法兰内外壁温差，倾听声音，查明原因并消除后，连续盘车4小时方可重新启动。并在稳定转速暖机时测振，与正常情况进行对照。

4）机组启动过程中因振动异常停机必须回到盘车状态，应全面检查、认真分析、查明原因。当机组已符合启动条件，偏心度恢复正常后再连续盘车不少于4h才能再次启动，严禁盲目启动。

5）汽机启动过程中主要控制指标

6）汽机升速过程中，发现上述参数有异常变化时，应暂停升速，查明原因，使其恢复正常范围，方可继续升速。

8 发电机并网后,在30MW负荷暖机期间的操作和检查

1）检查汽机振动、胀差、绝对膨胀、轴向位移及各轴承金属温度正常，润滑油压、各轴承回油温度、EH油压正常，汽缸上、下壁温差在允许范围内。

2）机组并列后，锅炉最大的升压速率＜0.3MPa/min，升负荷应受到规定升压率的限制。

3）30MW负荷暖机过程中保持主蒸汽温度的温升率稳定,并不得超过83℃/h。

4）30MW负荷暖机15～30分钟后，低负荷暖机结束。

5）加负荷时要确保调节级腔室温升率最大不超过110℃/ h。

6）采用高中压缸联合冲转方式的启动，随着负荷变化，检查高旁、低旁调节正常。

7）检查定子冷却水系统及氢冷系统运行正常，投入氢气干燥器运行。

8）低加随机滑启，高加汽侧暖管。

9）高旁维持主蒸汽压力8.92MPa，低旁维持再热蒸汽压力0.8-1.0MPa，随着高中压调节阀的开启，高旁、低旁开度逐渐关小。

10）机组并网后，机炉密切配合，按厂家提供的启动曲线逐步升负荷。在50%BMCR负荷以下，升负荷速率控制在0.5%BMCR/min，在50%BMCR负荷以上控制在1%BMCR/min。

9 机组30MW负荷升至150MW负荷。

1）按机组冷态启动曲线控制主、再热蒸汽温度。初负荷暖机过程中主蒸汽温度应稳定，温升速率不得超过1.5℃/min，调节级腔室温升速率不超过1.83℃/min。

2）检查高、低加水位正常。

3）机组负荷在90MW（15﹪ECR）左右检查高旁、低旁逐渐关闭，高旁、低旁关闭后检查高旁、低旁减温水门自动关闭。在高、低旁关闭后，检查高、低旁后温度不升高，否则要与检修人员共同检查高、低旁关闭是否严密。

4）当负荷升至90MW时，确认低压缸喷水阀自动关闭。当四段抽汽压力≥0.26MPa时四段抽汽供除氧器暖管完成，除氧器切至四段抽汽供汽，确认辅汽至除氧器压力调节阀自动关闭，辅汽至除氧器压力调节阀设定值为0.147 MPa投自动备用。关闭四段抽汽逆止门前疏水门、电动门后疏水门、除氧器四抽进汽电动门后疏水门。

5）当负荷大于90MW 时，关闭冷段再热器入口管道疏水阀。

6）当机组负荷加至100MW左右时，启动第二套制粉系统运行。7）若汽机做超速试验，在机组120MW负荷时，再热汽温＞400℃工况下运行7小时。

8）再热汽冷段压力达1.0 MPa以上时，再热汽冷段至辅汽供汽暖管充分后将辅汽供汽联箱供汽切至冷段供给，并投入冷段至辅汽供汽联箱调节门自动，注意切换要缓慢，保证汽温稳定。

9）当负荷达120MW时进行以下操作：

（A）确认下列高压疏水阀关闭。

a）左侧高压导汽管疏水门。

b）右侧高压导汽管疏水门。

c）高压内缸疏水门。

d）高压外缸疏水门。

e）高排逆止门前疏水门。

f）一段抽汽管电动门后疏水门。

g）二段抽汽管电动门后疏水门。

h）高排逆止门前、后疏水门。

i）汽阀前总管疏水门。（手动关闭）

j）高、低旁入口再热汽管疏水门。（手动关闭）

k）左侧上、下再热导汽管疏水门。

l）右侧上、下再热导汽管疏水门。

m）三段抽汽逆止门前疏水门。

n）三段抽汽电动门后疏水门。

o）五段抽汽逆止门前、电动门后疏水门。

p）六段抽汽逆止门前、电动门后疏水门。

（B）视排汽装置高低压侧扩容器温度情况，关闭汽机疏水扩容器减温水门。当负荷升至120MW，主凝结水电动门完全开启后，将除氧器水位投入三冲量控制。

1.4.6.25 机组负荷由150MW升至300MW

1)当机组负荷到180MW后，缓慢提高主、再热汽温进行暖机，当暖机结束时，主蒸汽温度为520℃，再热蒸汽温度为460℃，主汽压力不变。

2）在机组负荷达到200MW后，启动第二台电动给水泵，进行并泵操作。

3）检查高、低加随机投入。低加疏水逐级自留后导凝汽器，高加逐级自流后导除氧器。

10 300MW升至600MW

1）在机组负荷达到400MW后，启动第三台电动给水泵，进行并泵操作。

2）在负荷达450MW时机组轴封达到自密封，检查轴封溢流调整门动作正常，轴封母管压力定值31kPa。

3）当四抽压力大于0.8 MPa，辅汽联箱汽源切换由四抽供，切换中注意联箱压力、温度稳定，系统无振动。

4）在机组负荷达到540MW后，主汽压力达到额定值，对机组汽水

系统做全面检查。

11汽机升负荷过程中注意事项

1）冷态启动过程中，如高中压缸正胀差增加较快时，应减慢升温、升压、升负荷，直至停止升温、升压、升负荷。

2）在加负荷过程中轴振动增大时应停止升负荷或降负荷。

3）机组冷态启动初期，高中压轴封蒸汽温度控制在150～200℃，当高中压轴封金属温度大于150℃后，保持各部轴封蒸汽温度与金属温度匹配。低压轴封蒸汽温度维持150℃。

4）机组升负荷过程中，密切加强对发电机氢气压力、温度、发电机定子线圈温度、定冷水压力、温度的监视调整。

滑参数停机

1滑停过程中有关参数的控制

1) 主、再热蒸汽降温速度：≤1℃/min；

2) 汽缸金属的温降率：0.5～1℃/min；

3) 主、再热蒸汽过热度：不少于50℃；

4) 在整个滑停过程中要严密监视汽轮机胀差、轴位移、上下缸的温差、各轴振动及轴瓦温度在规程规定的范围内，否则应打闸停机。

2 开始减负荷停机操作

1) 用滑压运行方式按正常操作减负荷。

2）负荷400MW停止一台电动给水泵。

3）保持三台磨煤机运行，减负荷到300MW，滑停开始：

a）机组运行方式：由CCS方式切为手动方式。

b）主蒸汽目标温度：521℃，速率1℃/min。

c）再热汽目标温度：519℃，速率1℃/min。

4) 负荷到300MW时，由顺序阀切至单阀控制，调门手动全开。检查主汽温度521℃；再热汽温度519℃。

5) 主/再热汽温度到521/519℃时保持参数不变稳定30分钟，检查主机振动、胀差、缸胀、调节级金属温度、中压持环温度、上下缸温差、主再汽温差等参数在规定范围内。

6) 继续降负荷，负荷由300 MW减至210MW：

a）目标负荷：230MW，速率2MW/min。

b）主蒸汽目标温度：471℃，速率1℃/min。

c）再热汽目标温度：469℃，速率1℃/min。

7) 负荷200MW启动第二台电动给水泵并入系统。

8)主、再热汽温度到471/469℃时保持参数不变稳定30分钟，检查主机振动、胀差、缸胀、振动、调节级金属温度、中压持环温度、上下缸温差、主再汽温差等参数在规定范围内。

9)负荷200MW再停止一台电动给水泵。

10) 机组各个参数在规定范围内，A、B两台磨煤机运行，继续滑参数：`

a）机组运行方式：手动方式。

b）目标负荷：180MW，速率2MW/min。

c）主蒸汽目标温度：451℃，速率1℃/min。

d）再热汽目标温度：441℃，速率1℃/min。

11) 主汽温度451℃、再热汽温度441℃时保持参数不变，稳定30分钟，检查主机振动、胀差、缸胀、振动、调节级金属温度、中压持环温度、上下缸温差、主再汽温差等参数在规定范围内。当主汽参数降至冲转参数（8.9Mpa）时，控制方式切为“TF”、“定压”控制并保持。

12)稍开高、低压旁路减压阀进行暖管，注意高低旁后温度变化，避免出现管道振动和冲击。

13) 机组各个参数在规定范围内，A、B两台磨煤机运行，继续滑参数：

a）机组控制方式：TF定压。

b）目标负荷：120MW，速率2MW/min。

c）主汽温目标430℃、再热蒸汽温度420℃，速率1℃/min。

14) 手动逐次开大高、低压旁路降低机组负荷。

15) 根据高加和除氧器的压力变化，及时切除高加运行，保持中缸上下温差在正常范围内。

17)主汽温380℃、再热汽温度到360℃时，高压调节级后金属温度稳定在350℃，上下缸温差在规定参数范围内不变。

18) 待机组负荷降至60MW，按正常停机完成停机操作。

19) 滑参数停运在汽轮机打闸、锅炉灭火后继续保持电动给水泵运行对锅炉进行冷却。

20) 锅炉灭火后将给水流量降低至150T/H，控制启动分离器前的介质和金属降温速度不得高于2℃/min，金属温度偏差不得高于50℃。随着受热面金属温度的降低，逐渐提升给水流量，直至给水流量达到

400 T/H；

21)当启动分离器入口温度接近给水温度，停止电动给水泵运行；

3机组滑停注意事项

1) 滑停过程中，要分几个阶段把负荷、压力、温度滑下来，在每个阶段要有足够的停留时间，保证各参数在允许范围内变化。

2) 严密监视调节级金属温降小于1℃/ min。

3) 滑停过程中保证减温器后蒸汽有20℃的过热度。

4) 滑停过程中，主蒸汽、再热蒸汽温差≯28℃，降温过程中再热汽温应尽量跟上主蒸汽温度。

5) 滑停过程中，严防发生汽轮机水击，主蒸汽过热度控制不能低于56℃。严密注意汽温、汽缸壁温的下降速度，汽温在10分钟内急剧下降50℃，打闸停机。

6) 滑停过程中，不准进行汽轮机的注油试验或其它影响高、中压主汽门，调速汽门开度的试验。

7) 应及时通知化学加强对凝结水质的监督和分析。

8) 监视和分析主汽门腔室、高、中压缸温所显示的汽机各点金属温度下降率应正常。在滑停过程中应密切监视汽机差胀、位移、振动、汽缸上下缸温差。

9) 在整个滑参数停机过程中，汽机缸温不应出现回升现象。

10) 严格控制给水流量的稳定，避免大幅度波动。在锅炉熄火前应始终保持给水流量在631t/h。

11) 在滑停过程中锅炉加强燃烧、主再汽温调整，严防减温水使用

过量，避免汽温突降或突升和大幅度波动。

12) 在滑停过程中，当发现汽轮机缸温、轴瓦温度、胀差、振动达到紧急停机条件立即打闸停机。

仿真机锅炉操作指引

冷态启动

1．确认汽机恢复闭冷水系统后，检查各辅机冷却器投入

2．当除氧器水质合格后锅炉开始入水，上水采用上水旁路调整门调节速度，要求95Ｔ/h。根椐水质情况决定是否进行冷态清洗，水质合格后维持贮水箱水位在9.7至15.7m。

3．启动炉水循环泵，保证省煤器入口流量大于631Ｔ/h

4．启动风烟系统

4.1 启动两台空预器（直接启动主电机）

4.2 就要检查两台引风机润滑油站油路开通。

4.3 就地检查两台送风机润滑油站油路开通。

4.4 开启所有与风烟系统有关的档板。

4.5 启动Ａ引风机Ａ润滑油泵，检查油压正常。投入联锁开关

4.6 启动Ａ引风机烟气冷却风机

4.7 关闭Ａ引风机动叶，进口电动档板，启动Ａ引风机运行，

调整炉膛压力-100pa

4.8 启动Ａ送风机Ａ润滑油泵，检查油压正常。投入联锁开关

4.9送风机A动叶全关，关闭出口电动档板

4.10启动Ａ送风机，开启Ａ送出口档板

4.11 启动Ｂ引风机Ａ润滑油泵，检查油压正常。投入联锁开关

4.12启动Ｂ引风机烟气冷却风机

4.13关闭Ｂ引风机动叶，进口电动档板，启动Ｂ引风机运行

4.14启动Ｂ送风机Ａ润滑油泵，检查油压正常。投入联锁开关

4.15送风机Ｂ动叶全关，关闭出口电动档板

4.16启动Ｂ送风机开启Ｂ送出口档板

5. 开启燃油泵房内燃油管路就地手动门，启动燃油泵房一台燃油

泵运行，检查供油压力正常。

6. 进入ＦＳＳＳ画面，点击燃油泄漏试验程控内的油泄漏旁路。

查看泄试完成。

7. 进入检冷却风画面，启动一台火检风机，检查火检风压力正常，

投入联锁开关。

8. 调整引送风机动叶开度，使总风量大于25％

9. 在ＦＳＳＳ画面查看没有ＭＦＴ首出条件，点击ＭＦＴ首出复位按钮。

10. 在ＦＳＳＳ画面点击吹扫启动按钮。锅炉开始300Ｓ吹扫倒计时。

11. 检查吹扫完成。

12. 就地打开一次风机油路。

13. 启动两台一次风机润滑油站，检查压力正常。投入联锁开关。

(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

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。

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：

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

600MW超临界机组的给水控制的分析

600MW超临界机组给水控制的分析王富有南京科远自动化集团股份有限公司，江苏，南京，211100 摘要：汽包炉的给水控制是相对独立的，而超临界机组锅炉给水控制则是和燃烧、汽温等系统相互耦合在一起的，因此直流炉的给水控制相对于汽包炉而言要复杂些。同时给水控制系统又是超临界机组热控系统中的重点，对提高机组的控制自动化程度、减少启停误操作、缩短机组启动时间、提高机组启停的可靠性具有重要作用，也是实现机组级自启停（APS）控制的一个技术关键。本文以某超超临界600MW机组为例，介绍锅炉给水调节系统的控制。关键词：600MW，超临界，给水，焓，煤水比，自动调节一、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。

600MW超临界机组控制技术

超临界机组的自动发电（AGC）控制

江苏省电力试验研究院有限公司 2007 年 7 月 1. 超临界机组的特性 1.1 临界火电机组的技术特点超临界火电机组的参数、容量及效率超临界机组是指过热器出口主蒸汽压力超过22.129MPa。目前运行的超临界机组运行压力均为24MPa~25MPa，理论上认为，在水的状态参数达到临界点时(压力22.129MPa、温度374.℃)，水的汽化会在一瞬间完成，即在临界点时饱和水和饱和蒸汽之间不再有汽、水共存的二相区存在,二者的参数不再有区别。由于在临界参数下汽水密度相等，因此在超临界压力下无法维持自然循环，即不再能采用汽包锅炉，直流锅炉成为唯一型式。提高蒸汽参数并与发展大容量机组相结合是提高常规火电厂效率及降低单位容量造价最有效的途径。与同容量亚临界火电机组的热效率相比，采用超临界参数可在理论上提高效率2%～2.5%，采用超超临界参数可提高4%～5%。目前,世界上先进的超临界机组效率已达到47%～49%。 1.2 超临界机组的启动特点超临界锅炉与亚临界自然循环锅炉的结构和工作原理不同，启动方法也有较大的差异，超临界锅炉与自然循环锅炉相比，有以下的启动特点： 1.2.1 设置专门的启动旁路系统直流锅炉的启动特点是在锅炉点火前就必须不间断的向锅炉进水，建立足够的启动流量，以保证给水连续不断的强制流经受热面，使其得到冷却。一般高参数大容量的直流锅炉都采用单元制系统，在单元制系统启动中，汽轮机要求暖机、冲转的蒸汽在相应的进汽压力下具有50℃以上的过热度，其目的是防止低温蒸汽送入汽轮机后凝结，造成汽轮机的水冲击，因此直流炉需要设置专门的启动旁路系统来排除这些不合格的工质。 1.2.2 配置汽水分离器和疏水回收系统超临界机组运行在正常范围内，锅炉给水靠给水泵压头直接流过省煤器、水冷壁和过热器，直流运行状态的负荷从锅炉满负荷到直流最小负荷。直流最小负荷一般为25%~45%。

600MW超超临界机组资料

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。图1

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。点击手动同期按钮后，会进入手动同期操作画面（图4），点击MANUAL SYNCH按钮后,其按钮右方的状态显示框会变成红色，再点击下方的IN 或OUT 按钮。右方的显示区以IN 或OUT 来表示手动同期的投入或退出，操作员可以通过安RAISE SPEED-1RPM/LOW SPEED-1RPM升/降转速按钮来调整汽轮机转速。图4 B ) 目标设定值/速率在DEH主画面上点击CNTL SP 按钮，弹出DEH目标设定值(TARGET)/速率(RATE)操作画面,如图5。通过该窗口，运行人员可以输入要求的转速或负荷目标值，以及设定值变化率。在基本的操作员自动方式下，任何时候运行人员都能够输入。

600MW超临界机组参数变化对热经济性影响

600MW超临界机组参数变化对热经济性影响【摘要】目前，600MW超（超）临界汽轮机在电厂中得到了广泛应用，因此有必要对其变工况下经济性进行分析。本文以600MW超临界火电机组为研究对象，对机组在变工况下经济性能情况进行研究。通过改变主蒸汽的初温、初压及加热器端差，应用热平衡法和等效焓降法计算出到热耗率同主蒸汽初温、初压、加热器端差变化的关系，并分析其规律。【关键词】超临界汽轮机；热耗率；热经济指标 0 引言当前降低发电成本提高经济效益已成为各发电企业的迫切需要，对汽轮机热力系统进行能损分析以确定最经济的运行参数，了解参数变化对热耗率的影响日益显示出其重要性。本文以某600MW超临界机组为例，应用热平衡法和等效焓降法计算出主蒸汽初温、初压和加热器端差改变时热耗率的变化规律，为机组变工况优化运行提供理论依据。 1 参数变化对热经济性影响[1] 1.1 主蒸汽压力的影响主蒸汽压力升高时，即使机组调速汽阀的总开度不变，主蒸汽流量也将增加，且蒸汽在汽轮机内的焓降增大，所以机组负荷增大，这对运行的经济性有利，但主蒸汽压力升高时，末级排汽湿度增加，对运行的经济性不利。主蒸汽压力下降时，当主蒸汽温度和凝结器真空不变，蒸汽在汽轮机内的焓降要减少，主蒸汽流量也要减少，机组负荷降低；若汽压降低过多时，机组带不到满负荷，运行经济性降低。 1.2 主蒸汽温度的影响在实际运行中，主蒸汽温度变化的可能性较大，主蒸汽温度变化对机组安全性、经济性的影响比主蒸汽压力变化时的影响更为严重，所以，对主蒸汽温度的监督要特别重视。主蒸汽温度降低时，主蒸汽在汽轮机内的总焓降减少，若要维持额定负荷，必须开大调速汽阀的开度，增加主蒸汽的进汽量。一般机组主蒸汽温度每降低10℃，汽耗量要增加1.3%～1.5%。主蒸汽温度降低时，不但影响机组的经济性，也威胁着机组的运行安全。 1.3 加热器端差变化的影响端差增大使加热器传热效果不好，导致抽汽量减少，出口水温降低，要想达到需要的给水温度，就要加大较高能级加热器的抽汽量，使机组的整个通流热力过程线偏离设计，一方面造成给水温度降低，另一方面使高品质的蒸汽未在汽轮机中做功就提前抽出，降低了汽轮机出力，增大了冷源损失，致使效率大大降低。 1.4 主蒸汽流量的影响主蒸汽的流量变化将导致蒸汽压力的变化。当主蒸汽流量增加时，此时主蒸汽的压力上升，汽轮所作的功增加，一定程度提高了机组的效率，但是如果不断的提高蒸汽流量，会造成能损增加，汽轮机的电机效率增加也趋于平缓，甚至下降。 1.5 给水温度的影响在电厂中，锅炉给水温度直接受汽轮机抽汽回热系统的影响，提高给水温度无论是蒸发量保持不变还是燃料量不变，都不能提高锅炉效率。但提高给水温度可以提高发电厂的循环热效率，从而降低发电煤耗，反之当给水温降低必然导致

华能沁北电厂国产超临界600MW机组

华能沁北电厂国产超临界600MW机组启动实绩秦朝晖1 李学忠2 、华能国际电力股份公司北京市100031 2、华能沁北发电有限责任公司. 河南省济源市454650）摘要：华能沁北电厂一期两台600MW机组是我国首次引进技术、国内制造的超临界火电机组。本文通过对机组设备介绍和试运启动过程的总结，较为系统和详细地描述了超临界机组的结构特点及性能特性，对调试、试运中显现的咨询题进行了分析，提出了相应的措施和建议。关键词：超临界机组启动调试运行调整存在咨询题 1 设备介绍 1.1锅炉设备简介 1.1.1沁北电厂一期锅炉设备为东方锅炉厂第一次引进技术制造的国产超临界直流变压本生型锅炉，型号为DG1900/25.4-Ⅱ1型，单炉膛、一次中间再热、尾部双烟道结构，采纳固态排渣、全钢构架、悬吊露天布置，设计煤种为晋南、晋东南地区贫煤、烟煤的混合煤种。磨煤机为北京电力设备总厂生产的ZGM113N型中速辊式磨煤机，采纳了东方锅炉厂引进技术生产的旋流喷燃器，前、后墙对冲布置。采纳两台动叶可调式轴流送风机和两台入口导叶可调式轴流引风机进行平稳通风。 1.1.2

1.2汽机设备简介 1.2.1汽轮机由哈尔滨汽轮机厂与日本三菱公司联合设计生产，是国产首台超临界汽轮机，高、中压缸采纳三菱公司的成熟设计，低压缸以哈汽成熟的600MW机组积木块为母型，与三菱公司一起进行改进设计，使之习惯三菱公司的1029mm末级叶片。 1.2.2汽机旁路系统由高压旁路和低压旁路组成两级旁路系统，以满足机组冷态、温态、热态、极热态快速启动的要求。给水系统配置两台汽动给水泵和一台电动给水泵，电动给水泵的前置泵由主泵同轴驱动，两台汽泵的前置泵采纳分置式。 1.2.3 1.3电气设备简介 1.3.1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，冷却方式采纳水-氢-氢。 1.3.2

600MW超临界机组的自动发电控制

600MW超临界机组的自动发电控制江苏省电力试验研究院有限公司 2007 年 7 月

1. 超临界机组的特性 1.1 临界火电机组的技术特点超临界火电机组的参数、容量及效率超临界机组是指过热器出口主蒸汽压力超过22.129MPa。目前运行的超临界机组运行压力均为24MPa~25MPa，理论上认为，在水的状态参数达到临界点时(压力22.129MPa、温度374.℃)，水的汽化会在一瞬时完成，即在临界点时饱和水和饱和蒸汽之间不再有汽、水共存的二相区存在,二者的参数不再有区不。由于在临界参数下汽水密度相等，因此在超临界压力下无法坚持自然循环，即不再能采纳汽包锅炉，直流锅炉成为唯独型式。提高蒸汽参数并与进展大容量机组相结合是提高常规火电厂效率及降低单位容量造价最有效的途径。与同容量亚临界火电机组的热效率相比，采纳超临界参数可在理论上提高效率2%～2.5%，采纳超超临界参数可提高4%～5%。目前,世界上先进的超临界机组效率已达到47%～49%。 1.2 超临界机组的启动特点超临界锅炉与亚临界自然循环锅炉的结构和工作原理不同，启动方法也有较大的差异，超临界锅炉与自然循环锅炉相比，有以下的启动特点： 1.2.1 设置专门的启动旁路系统直流锅炉的启动特点是在锅炉点火前就必须不间断的向锅炉进水，建立足够的启动流量，以保证给水连续不断的强制流经受热面，使其得到冷却。一样高参数大容量的直流锅炉都采纳单元制系统，在单元制系统启动中，汽轮机要求暖机、冲转的蒸汽在相应的进汽压力下具有50℃以上的过热度，其目的是防止低温蒸汽送入汽轮机后凝聚，造成汽轮机的水冲击，因此直流炉需要设置专门的启动旁路系统来排除这些不合格的工质。 1.2.2 配置汽水分离器和疏水回收系统超临界机组运行在正常范畴内，锅炉给水靠给水泵压头直截了当流过省煤器、水冷壁和过热器，直流运行状态的负荷从锅炉满负荷到直流最小负荷。直流最小负荷一样为25%~45%。低于该直流最小负荷，给水流量要保持恒定。例如在20%负荷时，最小流量为30%意味着在水冷壁出口有20%的饱和蒸汽和10%的饱和水，这种汽水混合物必须在水冷

600MW超临界机组主要保护及其条件

MFT保护条件全燃料丧失全炉膛火焰丧失省煤器入口给水流量低低有燃烧器曾投运的记忆下两台PAF 全停 BOTH CAF STOP 冷却风差压低分离器水位高高两台汽动泵均跳闸 BOTH APH STOP 失去FSSS电源三次点火失败延时点火过热器保护丧失两台FDF 跳闸两台IDF 跳闸 OFT条件 MFT 手动OFT 主跳闸阀未全开油母管压力低雾化蒸汽压力低发电机非电量保护发电机供氢压力 #1氢侧密封油泵进出口压差 #2氢侧密封油泵进出口压差密封油压与氢压差汽轮机备用油压力空侧密封油过滤器进出口压差定子冷却水过滤器进出口压差高发电机氢水压差低定子线圈进出水压差高定子线圈进水温度高定子线圈出水温度高润滑油出油温度润滑油油压线棒温差高压旁路快开保护主汽压力高汽机跳闸高压旁路快关保护高旁调节阀后温度高喷水压力低低压旁路A、B快开公共保护高旁保护动作联动低旁A 低压旁路A、B快关公共保护凝汽器真空低凝汽器温度大于200度低旁调节阀后温度大于200度低旁喷水压力低汽轮机本体的保护条件汽机偏心汽缸高中压排汽区上下壁温差大＃1.2低压排汽缸蒸汽温度（调阀端）高＃1.2低压排汽缸蒸汽温度（电机端）高低压缸排汽温度高联锁喷水装置投入汽机进水汽轮机径向轴承金属温度高汽轮机推力轴承金属温度高主油箱油温低闭锁轴承油泵启动汽机轴承排油温度高轴承润滑油压低联锁启动交流润滑泵和高压油泵轴承润滑油压低联锁启动直流润滑泵轴承润滑油压低定轴油压高可投盘车定轴油压低联锁启动备用定轴油泵自动状态时汽机转速低投喷水系统自动状态时低压缸排汽温度高投喷水系统高压排汽温度高遮断 ETS保护条件 EH油压低1-4 润滑油压低1-4 真空低(11-14,21-24) 手动遮断旁路遮断锅炉遮断发电机遮断 DEH失电跳闸遥控遮断高排压比高轴向位移大(TSI来）轴振动大(TSI来）汽机高（低）缸差胀大（转子伸长）汽机高（低）缸差胀小（转子缩短） A小汽轮机本体的保护条件 A小机轴向位移大 A小机前（后）轴承振动大 A给泵前（后）轴承振动大 A小机超速 A小机润滑油压低LL停机 A小机排汽压力HH停机 A小机调节油压力LL停机 A小机真空低 A小机给水泵进口压力低 MEH超速停机 A小机轴瓦温度HH停机前置泵A保护汽动给水泵A前置泵自由端（传动端）径向轴承温度高汽动给水泵A前置泵电动机传动端（自由端）径向轴承温度高前置泵运行时入口门关除氧器水位低低前置泵轴承振动大汽动给泵A保护最小流量保护小汽机运行后前置泵入口门关汽动给水泵A传动端（自由端）径向轴承温度汽动给水泵A内（外）侧推力轴承温度除氧器水位低低运行时前置泵停 MFT B汽动给水泵前（后）轴振动大汽动给水泵运行时汽动给水泵入口压力低低密封水差压低电动给泵保护电动给水泵前置泵传动端（自由端）径向轴承温度高电动给水泵前置泵内（外）侧推力轴承温度高电动给水泵前置泵电动机前置泵端（偶合器端）轴承温度高电动给水泵传动端（自由端）径向轴承温度高电动给水泵径向轴承温度高电动给水泵内（外）侧推力轴承温度高电动给水泵内（外）侧推力轴承温度高电动给水泵液力偶合器1-10号轴承温度高电动给水泵前置泵电动机A、B、C相绕组温度高电动给水泵工作油冷却器入口油温高高电动给水泵润滑油压力低低除氧器水位低低电动给水泵运行的时候入（出）口阀门关 MFT

600MW超超临界机组仿真机操作指引

仿真机汽机专业操作指引一、前言因呼伦贝尔国华电厂600MW机组是采用超临界双缸双排气国产化直接空冷火电机组宝电锅炉设备采用东锅设备，汽轮机采用哈尔滨汽轮机厂设备，DCS和DEH均为和利时的设备。和我厂的超超临界660MW机组采用东汽设备在系统和运行操作上有较大差别，如机组主参数，汽轮机启动方式，排汽凝结方式和闭式水冷却方式。但共同点的DCS控制系统为和利时的设备，在设备组态逻辑有参考性。建议大家在我厂300MW机组操作经验上进行有针对性的学习。二、冷态启动 1锅炉点火前，辅助设备的启动 1）主、辅机各系统作启动前检查，缸体管道疏水门均在开启位置。2）确认生产水、除盐水系统运行正常。 3）投入辅机冷却水系统，投入闭冷水冷却器等。 4）投入闭式水系统，闭式循环冷却水泵两台运行，一台备用；各冷却器注水、排气完毕，阀门状态正确。 5）300m3凝补水箱水位正常，凝补泵投入运行。 6）检查厂用空压机系统已投入，气压在0.6～0.8MPa。 7）投入主机润滑油系统，交流润滑油泵运行，直流润滑油泵备用，检查润滑油压正常。油温调节自动。所有冷油器的出口油温大于30℃。8）投入发电机密封油系统，密封油空、氢侧交流密封油泵运行，空、氢侧直流密封油泵备用，密封油备用油源处于备用状态。

9）发电机置换氢气，纯度大于96﹪。发电机内充氢气压力达0.2MPa 时，定子水系统投入，定子水泵一台运行，一台备用。 10）投入顶轴油系统，顶轴油泵一台运行，顶轴油压达到11.76 MPa 到14.60 MPa,另一台备用。确认各瓦顶轴油压无异常。 11）主机盘车投入，汽机冲转前连续盘车时间大于4小时，特殊情况下不少于2小时。 12）辅助蒸汽系统暖管投入运行（第一台机组启动时，联系启动炉点火），联箱压力、温度正常。 13）投入EH油系统，EH油泵一台运行，一台备用，油温、油压合格，油位正常。 2排汽装置与除氧器上水 1）排汽装置上水冲洗：通过凝补水泵向排汽装置补水，至正常水位后，一边补水一边排放，直至水质合格（Fe＜500μg/L）。 2）凝结水系统冲洗：排汽装置水质合格后，通过凝补水系统向凝结水系统注水排气，注水排气完毕后启动一台凝结水泵，通过5号低加出口凝结水管道放水门排放冲洗直至水质合格（Fe＜500μg/L），将另一台凝结水泵投备用，凝汽器水位投自动。 3）除氧器上水冲洗：凝结水系统冲洗合格后，开启5号低加出口电动门（其出口凝结水管道放水门关闭）向除氧器上水至正常水位，并维持正常水位。 4）对凝结水系统及除氧器进行清洗，水质中含铁量＜1000μg/L时投入凝结水精处理装置。当除氧器水质中含铁量＜200μg/L时，清洗

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