发电厂集控运行培训手册（集控运行启动部分）.doc

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1、第四部分 集控运行1、机组启停1.1 机组启停过程优化分析的内容。答：1) 根据转子寿命损耗率、热变形合差胀的要求确定合理的温度变化率2) 确保温度变化率随放热系数的变化而变化3) 监视汽轮机各测点温度及差胀、振动等不超限4) 盘车预热合正温差启动。实现最佳温度匹配5) 在保证设备安全的前提下尽量缩短启动时间，减少电能合燃料消耗等。1.2 影响机组启动的主要因素。答：机组检修工作是否全部结束，工作票是否全部终结，有关检修临时工作平台是否拆除，验收是否合格。热工、继保人员是否做完有关设备、系统联锁及保护试验工作，并有完整记录。所有液位计、压力表、流量表及保护仪表信号全部正常。各转动设备轴承油位正

2、常，油质合格。所有电动门、调整门、调节档板送电，显示状态与实际相符合。各电气设备绝缘合格、外壳接地线完好后送电至工作位置。锅炉本体膨胀指示器应投入，并记录原始值。现场安全设施完善，设备保温完整，消防系统投入1.3 单元机组启动方式的分类。答：启动状态汽机金属温度停机时间冷态调节级金属温度 150 停机72小时 温态150 调节级金属温度 300停机1072小时热态300调节级金属温度 400 停机110小时极热态调节级金属温度400停机1小时1.4 单元机组冷态启动的主要过程。答：1) 启动前作连锁试验2) 锅炉上水3) 投入轴封系统4) 投入真空系统5) 锅炉点火6) 汽轮机冲转前准备7)

3、汽机冲转、升速、暖机8) 发电机并网9) 升负荷1.5 禁止单元机组启动的条件。答：1) 影响启动的安装、检修、调试工作未结束，工作票未终结和收回。2) 机组主要检测仪表不能正常投入或失灵。3) 机组任一主保护装置失灵。4) 机组主要调节装置失灵。5) 机组仪表及保护电源失去。6) DEH控制系统故障。7) BMS控制系统故障。8) CCS控制系统故障。9) 厂用仪表压缩空气系统工作异常。10) 汽轮机调速系统静态试验不合格。11) 任一主汽阀、调节阀、抽汽逆止门动作不正常或卡涩。12) 主要阀门、挡板工作不正常（如给水系统阀门、所有疏水阀门、风、烟、制粉系统挡板等），影响机组启动或正常运行。

4、13) 转子偏心度大于原始值0.02mm。14) 盘车时有明显的金属摩擦声，盘车电流增大或大幅度摆动。15) 汽轮机上、下缸温差超过规定标准(内缸35、外缸50)。16) 高压胀差、低压胀差超过规定值。 17) 润滑油箱油位低或EH油箱油位低、油质不合格，温度不正常。18) 密封油备用泵、交流润滑油泵、直流事故油泵及EH油泵任一油泵故障；润滑油系统、EH油系统故障和顶轴装置、盘车装置失常。19) 汽机旁路故障。20) 汽水品质不符合要求。21) 励磁系统故障。22) 发电机氢气纯度97。23) 直流电源、保安电源工作不正常。24) 发变组电气试验不合格。25) 发现有其它威胁机组安全启动或安全

5、运行的严重缺陷时。1.6 单元机组启动送轴封的基本原则。答：冷态启动时，必须先送轴封，后抽真空。1.7 单元机组启动送轴封过程中的注意事项。答：单元机组启动送轴封过程中的注意事项。汽机处于盘车状态，凝结水运行正常， 汽机轴封系统暖管疏水，启动轴抽风机，暖管正常后投入，投入轴封系统，轴封系统投运时，控制高压轴封供汽温度与轴封处金属温度之差在110范围内，控制低压轴封供汽温度140，启动大、小真空泵，抽真空。1.8 机组启动前的准备工作。答：1）汽轮机润滑油系统、密封油系统、发电机定冷水系统维持正常运行，发电机氢气压力维持200kPa以上，盘车维持正常连续运行。2）循环水系统、开式水系统、闭式冷却

6、水系统投入正常运行，系统启动后必须排空，特别是炉水循环泵的排空。试转炉水循环泵的应急冷却水泵20分钟。启动等离子冷却水泵和风机，启动火检冷却风机。3）凝结水系统恢复、给水系统恢复、锅炉疏放水系统恢复、辅汽系统恢复。4）组织进行交流油泵、直流油泵、空侧直流密封油泵、氢侧直流密封油泵、小机油泵联动试验，进行主机ETS保护回路传动试验。5）除氧器冲洗；化学启动#4除盐泵，开启锅炉上水泵出入口门，除氧器上水到高II值，检查除氧器事故放水门联动正常，关闭锅炉上水泵出口门，开启除氧器放水到机扩电动门，除氧器放水。除氧器放水完毕，关闭除氧器放水到机扩电动门，开启锅炉上水泵出口门，除氧器上水，通知化学化验除氧

7、器水质。退出精处理系统，启动凝结水泵，开启凝泵再循环，凝结水系统循环。除氧器上水过程中，辅汽系统暧管，投入除氧器加热。6）高低加事故疏水调整门试验：凝结水系统启动后，除氧器加热过程中，进行高低加事故疏水调整门活动试验，活动过程中派人就地检查动作情况。7）锅炉上水。除氧器水质合格，加热水温达60-80；检查锅炉具备上水条件，启动一台汽前泵锅炉上水；上水过程中投入六大风机、磨煤机油系统，启动空气预热器（注意执行定期切换制度）。空预吹灰管道、A磨暖风器管道预暖暖。8）锅炉上满水后，进行炉水循环泵试验及汽包水位保护试验，试验完成后进行锅炉冷态冲洗，开启锅炉排污门。9）启动引风机、送风机，炉膛吹扫；联系

8、热工配合实际传动炉膛压力高二值MFT保护。重新炉膛吹扫，炉前燃油系统循环，锅炉准备点火。10）锅炉冷态冲洗合格后，锅炉点火，投入空预连续吹灰。11）锅炉点火正常后，汽机轴封系统暖管疏水，启动轴抽风机，暖管正常后投入，投入轴封系统，轴封系统投运时，控制高压轴封供汽温度与轴封处金属温度之差在110范围内，控制低压轴封供汽温度140，启动大、小真空泵，抽真空。12）小机供汽系统暧管，启动一台小机到800 rpm暖机。13）投入主机倒暖系统，开启高压导管疏水气动门，进行高压缸倒暖。14）旁路系统投入后， 适当启动空冷风机运行，开启#5低加出口至循环水系统电动门、手动门，对低压系统进行冲洗，通过除氧器上

9、水门维持排汽装置水位1.5米左右，小机暖机50分钟后升速带负荷。1.9 高中压缸联合启动与中压缸启动的各自特点。答：1）高中压缸联合启动：启动时，蒸汽同时进入高中压缸冲动转子，对高中压合缸的机组，可以使分缸处均匀受热，减少热应力，并能缩短启动时间。2）中压缸启动：启动时，蒸汽进入中压缸冲动中压转子，高压缸不进汽，待转子转速到23002500转每分钟后，高压缸才进汽，这种启动虽然能达到安全启动的目的，但启动时间较长。1.10 中压缸启动的具体步骤。（我厂不采用）1.11 如何进行锅炉点火的操作。答： 1）至少两台炉水循环泵运行。2）锅炉水质合格。3）核对汽包两侧水位计指示与集控室相同。4）确认炉

10、膛冷灰斗及省煤器密封良好，炉底出渣装置水封建立。5）炉前燃油系统恢复好油温正常（1050摄氏度左右），吹扫蒸汽压力正常。6）投入燃烧器火焰监视系统，启火检冷却风机，确认风压正常。7）投入炉膛烟温探针。8）燃烧器喷嘴摆角在水平位置。9）确认高低压旁路系统在待用状态。10）减温水系统有关手动隔离阀开启。11）主汽管道暖管疏水阀开启，再热器疏水阀开启。12）确认空气预热器火警检测装置和转子停用监测装置处于正常状态。13）确认等离子系统处于备用状态。14）炉膛吹扫成功。点OB层四只油枪，油枪燃烧稳定后，四个角等离子进行拉弧且运行正常，启动A磨煤机在最小出力，且火检较好，密切监视机组各项参数正常逐渐增加

11、A磨煤机出力给机组升温升压。1.12 锅炉点火后的主要工作及注意事项。答：点火成功后注意调整燃烧，调整煤量，逐步增加燃烧，检查油枪燃油雾化良好，油系统正常，无漏油现象，等离子投用正常，风箱及炉膛之间负压正常，A磨煤机出力，温度，风量正常，火检较好。升压力过程中逐步加大煤量，调整好汽包水位及温度，主蒸汽压力，炉膛负压等各项参数，逐渐给锅炉升温升压，必要时开启旁路进行调整，直到达到汽机冲转要求。1.13 机组高中压联合方式启动的冲车条件。答：冷态启动：汽机汽缸或转子表面温度低于150180摄氏度，主汽压力：6MPa；主汽温度：340；再热汽压力：1.0MPa；再热汽温度：260。温态启动：汽机汽缸

12、或转子表面温度低于180350摄氏度。热态启动：汽机汽缸或转子表面温度低于350摄氏度以上。热态启动又分为热态启动（350450摄氏度）和极热态启动（450摄氏度以上）两种。1.14 机组冲车前应投入的保护。答：机械超速、TSI电超速110、DEH电超速110、汽机超速103、DEH失电、轴向位移大轴振大、高压缸排汽温度高、MFT 、操作员站手动跳机按钮、润滑油压低、EH油压低、排汽装置背压高、推力瓦温度高、支持瓦温度高.1.15 机组冷态冲车的操作。答：1) 投入空冷风机自动控制。2) 检查DEH主画面的指示灯和显示窗为正常状态。3) 点击DEH主画面“挂闸”按钮,确认汽轮机挂闸成功，远方、

13、就地打闸试验正常，再次挂闸。确认高、中压主汽阀开启4) 检查阀位限制设定在100。5) DEH控制方式在“自动”，阀门控制方式在“单阀”。6) 在DEH画面选择目标值为 “400 ”rpm,升速率为 “100 ”rpm/min。7) 按下“START”键，高、中压调节阀开启，汽机开始升速。8) 检查盘车装置脱开,停止盘车电机。 9) 监视轴承振动、轴承温度、胀差、轴向位移正常。10) 监视润滑油温、油压、回油温度、真空、排汽缸温度、密封油系统正常。11) 转速达到400rpm时，远方或就地打闸进行摩擦检查试验，倾听汽轮机转动部分声音正常。12) 检查完毕确认机组无问题，重新挂闸进行升速，设定目

14、标值：2100 rpm， 升速率为“100 rpm/min” ,确认后机组继续升速，监视汽轮机运行情况,过临界时升速率自动升为 300 rpm/min。13) 转速升至 1200r/min时顶轴油泵联停。14) 当汽轮机转速升至 2100 r/min后，进行中速暖机，暖机时间大约为 60分钟，暖机期间要限制主蒸汽温度不超过425，再热进汽温度保持在260以上。15) 中速暖机结束条件：16) 中压排汽室内表面金属温度85或者达到80以上并已持续了一小时。17) 在DEH画面上设定目标转速3000rpm、升速率为100rpm/min，机组继续升速，监视汽轮机运行情况。18) 转速达到3000rp

15、m机组定速暖机30分钟。1.16 机组3000rPm定速后的主要操作。答：转速达到3000r/min机组定速暖机30分钟。确认主油泵出口压力升至 1.67 MPa以上，主油泵工作正常，停交流润滑油泵、高压密封油备用泵,检查润滑油压力正常。1.17 机组冲车升速过程中的注意事项。答：1) 倾听汽轮机和发电机转动部分声音正常。2) 在600r/min以下，注意转子的偏心度应小于0.05 mm； 当转速大于600r/min时，加强监视轴振,第一临界转速以下，当轴承振动超过0.03 mm轴振超过0.12 mm应立即打闸停机。过临界转速时，当轴承振动超过0.10 mm或轴振动超过0.25 mm应立即打闸

16、停机，严禁强行通过或降速暖机。当轴承振动变化0.015mm或相对轴振动变化0.05mm，应查明原因设法消除；当轴承振动突然增加0.05mm，应立即打闸停机。3) 检查汽轮机缸体上下缸温度在规定范围内。4) 检查排汽缸喷水自动投入,动作正常。5) 注意监视汽缸膨胀、轴向位移、胀差等参数正常。6) 注意监视排汽装置、各加热器、除氧器水位正常。7) 汽机转速达600r/min时润滑油温维持在40，定速后保持油温4045，轴承回油温度应小于65，油压、油箱油位、各轴承油流正常。8) 监视高中压调速汽门开度正常1.18 发电机启动并网前应具备的条件。答：1) 发电机与系统频率基本相同，最大偏差不超过0.

17、2HZ。2) 发电机与系统电压相等，最大偏差不超过5%。3) 发电机与系统相位相同、相序一致。1.19 如何进行发电机升压操作。答：点击励磁系统画面，解AVR励磁手动，在励磁系统点击电压升调节发电机电压。 1.20 发电机升压、并网过程中的注意事项。答：发电机升压、并网过程的注意事项：1）发电机并网前，值长必须先向电网调度申请，得到许可后方可并网。2）发电机并列采用“自动准同期”方式，并检查同期回路投入正常。3）发电机加励磁必须在转速达3000rpm时方可进行。4）发变组采用出口断路器并列：#1机优先用5011并网，用5012合环；#2机优先用5023并网，用5022合环。5）当同期回路有过检

18、修工作，或大修后的发电机，在同期并网前应完成定相、假同期试验等工作。6）确认汽机3000r/min定速，机组具备并网条件，检查发变组保护出口压板投退正确：7） 检查变压器风扇运转正常。8） 确认发变组出口断路器三相断开。9） 确认合上发电机出口隔离开关。10）确认发电机灭磁开关在分位。11）确认励磁电流为零。12） 确认发电机出口无电压。13） 选择励磁方式自动。14） 按GEN EXCTATION按钮至“ON”。15） 确认励磁开关合位。16） 确认发电机出口电压平稳上升至20kV。17）确认发电机定子三相电流为零。18） 确认发电机空载励磁电压、电流正常（电压：144V左右；电流：1480

19、A左右）。19） 确认发电机出口断路器合入，记录并网时间。20） 并网后检查低旁自动关闭，否则手动关闭。21） 确认发电机带初负荷（30MW）正常，调整无功维持发电机出口电压正常。22） 确认发电机定子三相电流平衡。1.21 机组低负荷暖机过程中的主要操作。答：1）并网后，机组带5初负荷，暖机30分钟，主再热蒸汽压力保持不变，主汽温度420，再热汽温355。2）当再热冷段参数高于辅汽压力时，辅汽联箱进汽切换为再热冷段供汽。3） 发电机并网后，随着高中压调节阀的开启，高旁开度逐渐关小,确认高排逆止门开启。4） 按机组冷态启动曲线控制主、再热蒸汽温度，主蒸汽温升速率不得超过1.2/min，再热蒸汽

20、温升速率不得超过1.44/min。1.22 机组低负荷暖机结束后至带负荷到额定期间的主要操作。答：第一阶段：1）在DEH画面上，目标负荷设置为：180MW，升负荷速率设置为：3MW/min。2）在升负荷期间及时对再热冷段和四段抽汽供小机管道进行暖管疏水。3）负荷90MW左右，启动并投入第二套制粉系统运行。注意调整燃煤量，防止各运行参数大幅度波动。根据参数，进行洗硅（洗硅参数及合格标准见附录A）4）机组在参数及负荷增加过程中，要严密监视机组膨胀及胀差的变化，当胀差接近报警值时，要停止升温升压稳定参数来控制胀差。5）当负荷达120MW时，检查关闭高中压疏水阀。6）当四段抽汽压力0.245 MPa时

21、，除氧器供汽切至四段抽汽，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投自动。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。7）负荷大于120MW时，根据汽温上升情况，可以投入锅炉减温水，但应注意减温后的温度应高于对应压力下的饱和温度30。8）如高加未随机启动，应按照压力由低到高的顺序逐台投入。9）检查第一台汽泵暖机结束转速升至2800 r/min，投入小机遥控，开启汽泵出口门及中间抽头电动门，并列汽泵，开启汽泵入口加药门，关闭小机各疏水门。10） 机组负荷达180MW时，给水旁路切换至主路运行。给水控制自动切为三冲量。切换过程中应注意给水流量的控制，

22、避免大幅波动，引起汽包水位及主汽温度的波动。11） 第二台小机进行冲车，转速升至800 r/min暖机。12）机组负荷达180MW时，进行厂用电切换。13） 机组投入以炉跟随为主的协调控制方式。第二阶段：负荷由180MW升至300MW1） 在LDC画面上设定负荷上限600MW，负荷下限180MW，设定目标负荷300MW，升负荷率6 MW/min，机组负荷由180MW升至300MW。2） 负荷210MW左右，启动并投入第三套制粉系统运行，确认运行正常，投入自动控制。3） 负荷升至240MW，检查第二台汽泵暖机结束，升速至2800 r/min，投入第二台小机远控，开启汽泵出口门及中间抽头电动门，并

23、列汽泵，开启汽泵入口加药门，关闭小机各疏水门。4） 检查两台汽泵运行正常后，及时将电泵停运投入备用，关闭电泵入口加药门。5）当机组负荷升至300MW时，进行以下操作:a) 调整一、二次风压、风量，就地观察煤粉着火情况应良好，锅炉燃烧稳定后，可退出等离子点火装置（油枪投入时退油枪）。b) 投入全部电除尘电场，空预器吹灰由连续吹灰改为定期吹灰。c) 炉膛受热面蒸汽吹灰系统暖管，吹灰汽源由主汽供。d) 确认过、再热蒸汽温度正常，过、再热汽减温水调整门动作正常。e) 进行辅助蒸汽系统汽源切换，辅汽联箱供汽切为四段抽汽供，切换中注意联箱压力、温度稳定，系统无振动。f) 注意监视主机、小机轴封压力正常，再

24、热冷段供主机轴封暖管备用正常。g) 全面检查空冷风机运行正常，自动控制正常。第三阶段：300MW升至600MW1）设定负荷上限600MW，负荷下限300MW，负荷变化率12MW/min，根据调度要求设定目标负荷或条件具备时投入AGC。2） 25%负荷以上，吹灰可切为主汽吹灰，检查空冷风机自动控制排汽装置背压正常。3） 在负荷达420MW时机组轴封达到自密封，轴封溢流调整门投自动,检查动作正常。4） 投减温水后应查减温水调整门动作正常。5） 当机组负荷升至负荷330MW，启动并投入第四套制粉系统运行。负荷450MW时，可启动并投入第五套制粉系统运行。锅炉进行一次全面吹灰。6）机组负荷升至600M

25、W，确认机组各运行参数正常，对机组进行全面检查。1.23 锅炉启动过程中控制汽包壁温差的手段。答：汽包内外壁温差限制在28以内，汽包上下壁温差控制在50以内，接近或超过上述限制值，应通过控制燃烧来控制升温升压速度。1.24 机组热态启动时选择蒸汽参数的原则。答：1）汽机冲转时，主、再热汽温必须与汽缸金属温度相匹配,任何情况下调节级蒸汽温度与调节级金属温度差必须在+110-56范围内,且保证蒸汽56以上的过热度。2）根据汽缸温度决定轴封汽源，保证轴封蒸汽和转子表面的温差不应超过110。3）热态启动过程中严密监视胀差、高中压内缸上下温差小于35，高中压外缸上下温差小于50。1.25 机组热态启动过

26、程中的注意事项。答：1）汽机冲转前，应保持排汽装置较高的真空度。极热态启动时，还应保持旁路较大开度；2） 汽机冲转时，主、再热汽温必须与汽缸金属温度相匹配,任何情况下调节级蒸汽温度与调节级金属温度差必须在+110-56范围内,且保证蒸汽56以上的过热度。3）根据汽缸温度决定轴封汽源，保证轴封蒸汽和转子表面的温差不应超过110。4）检查高中压主汽门、调汽门、高排逆止门、抽汽门关闭严密，防止汽轮机进冷汽。点火后注意汽缸温度。5） 机组冲转、并网、带负荷各阶段主蒸汽、再热蒸汽管道、汽机本体应暖管充分，疏水畅通。6） 热态启动过程中严密监视胀差、高中压内缸上下温差小于35，高中压外缸上下温差小于50。

27、升速或加负荷过程中胀差负值增加过快，应提高汽温或增加负荷，按热态启动要求尽快加负荷至缸温相对应的负荷值。7）并网后，参照热态启动曲线决定保持时间和温升率。8）特别注意机组振动，轴振超过0.25mm保护动作跳机，否则应立即打闸停机。因振动异常停机必须回到盘车状态，全面检查，认真分析，查明原因。当机组符合启动条件时，连续盘车不少于4小时才能再次启动，严禁盲目启动。9） 当进行极热态启动时，尽量避免负温差启动，若进行负温差启动冲车时，要尽快提升主汽温度使之高于调节级金属温度。10） 其余操作步骤按冷态启动进行。1.26 负温差启动的概念以及尽量避免采用负温差启动的原因。答：反冲转时蒸汽温度低于汽轮机

28、最热部位金属温度的启动为负温差启动。因为负温差启动时，转子与汽缸先被冷却，而后又被加热，经历一次热交变循环，从而增加了机组疲劳寿命损耗。如果蒸汽温度过低，则将在转子表面和汽缸内壁产生过大的拉应力，而拉应力较压应力更容易引起金属裂纹，并会引起汽缸变形，使动静间隙改变，严重时会发生动静摩擦事故，此外，热态汽轮机负温差启动，使汽轮机金属温度下降，加负荷时间必须相应延长，因此一般不采用负温差启动。1.27 汽轮机启动时对于上下缸温差的限制规定。答：高参数大容量机组的启动或停机过程中，因金属各部件传热条件不同，各金属部件产生温差是不可避免的，但温差过大，使金属各部件产生过大的热应力热变形，加速机组寿命损

29、耗及引起动静摩擦事故，这是不允许的。因此应按汽轮机制造厂规定，控制好蒸汽的升温或降温速度，金属的温升、温降速度、上下缸温差、汽缸内外壁、法兰内外壁、法兰与螺栓温差及汽缸与转子的胀差。控制好金属温度的变化率和各部分的温差，就是为了保证金属部件不产生过大的热应力、热变形，其中对蒸汽温度变化率的严格监视是关键，不允许蒸汽温度变化率超过规定值，更不允许有大幅度的突增突降。运城电厂规定：汽轮机冲转前，高压内缸上下缸温差小于35，高，中压缸上下缸温差小于50。1.28 机组启动过程中防止发生低温脆性破坏事故的技术措施。答：1) 选择合适的冲转参数和启动方式，防止低温蒸汽进入汽缸。2) 防止汽轮机进水，汽轮

30、机启动和停止过程中，严密监视蒸汽温度，保持一定的过热度。疏水必须充分。3) 启动过程，充分暖机。使上下缸温差，胀差在合理范围。4) 合理投运和推出轴封，疏水彻底，防止轴封进冷气冷水。5) 热态启动时严格要求蒸汽参数，禁止负温差启动。6) 严格控制冲转升速率和升负荷率，防止冲转和低负荷期间鼓风作用时进入大量蒸汽。7) 禁止减温水大范围波动造成蒸汽温度突降。1.29 热态启动和冷态启动在运行操作方面的主要区别。答：1) 热态启动前应保证盘车连续运行，大轴弯曲值不得大于原始值，否则不得启动，应连续盘车直轴，直至合格。连续盘车应在4h以上，不得中断。若有中断，应追加10倍于盘车中断时间连续盘车。2)

31、先向轴封送汽，后抽真空。轴封高压漏汽门应关闭严密，轴封用汽使用高温汽源（送轴封汽前应充分疏水），真空至X，通知锅炉点火3) 必须加强本体和管道疏水，防止冷水、冷气倒至汽缸或管道，引起水击振动。4) 低速时应对机组全面检查，确认机组无异常后，即升至全速，并列带适当负荷。在升速过程中应防止转速上升过快又降速的现象。5) 在低速时应严格监视机组振动情况，一旦轴承振动过大，应立即打闸停机，投盘车，测量轴弯曲情况。（如因故盘车投不上，不得强行盘车，查明原因，采取措施后，方可再次投盘车）。6) 要适时投入汽缸法兰加热装置。7) 冷态启动需要考虑有充分的升温升压时间，热态启动则要注意冲转参数。1.30 机组

32、停运前的主要准备工作。答：1) 机组停止运行，应根据值长的调度命令，在明确停机的原因、时间和方式后方可进行各项准备。2) 机组停用前，值长应通知各岗位值班人员对设备进行一次全面检查，将所发现的缺陷详细记录在有关记录簿内并开出缺陷联系单，以便检修查考、处理。3) 根据检修时间及要求由上向下一次拉空原煤仓，防止原煤斗自燃，煤仓拉空时，应尽量保持均匀降低煤量，并特别注意燃烧稳定。4) 试投锅炉各油枪正常，等离子点火装置拉弧试验正常。5) 在机组负荷低于420MW前，应对锅炉各受热面进行一次全面的吹灰。6) 辅助蒸汽至除氧器及轴封管道暖管，#1磨煤机入口一次风暖风器加热管道暖管。7) 检查电泵处于良好

33、的备用状态。8) 交流润滑油泵，直流润滑油泵，密封备用油泵，顶轴油泵，盘车电机试转正常。9) 辅助蒸汽切换至临机或提前通知启动炉供气。1.31 机组正常停机与滑参数停机的区别。答：1) 滑参数停机，对蒸汽温度的滑降速率有严格的要求。2) 滑参数停机要保持蒸汽有50的过热度，以保证蒸汽不带水。3) 滑参数停机过程中不得进行超速试验。4) 滑参数停机中，高低加应随即滑停。5) 正常停运，蒸汽参数不用滑降。1.32 滑参数停机的具体步骤。答：1) 接到滑停命令后，锅炉进行一次全面吹灰。将机组负荷降至480MW，同时逐步降低主汽压力至14.68MP，主，再热蒸汽维持额定值。2) 将机组负荷降至420,

34、W，同时逐步降低主汽压力至12.6MP，主再热蒸汽温度降至500，此工况下稳定10分钟。3) 参照规程规定的参数和操作时间间隔表进行滑停。4) 制粉系统应从上至下停运，视燃烧情况及时投入等离子或油枪。5) 负荷降至240时，投入空预连续吹灰。，切除机组协调。6) 负荷降至180MW，启动电泵，正常后停运一台气泵，空预吹灰气源切辅汽气源。7) 机组负荷180MW，主汽压力降至5.9MP，主，再热温度降至360，厂用电倒至启备变带。稳定运行30分钟。8) 继续降负荷至120MW，主汽压力5.5MP，主再热气温340，根据排气压力调整空冷风机转速和运行台数。稳定30分钟，检查机侧全部疏水打开。除氧器

35、加热气源切至辅汽。9) 逐步减少磨煤机负荷至最小煤量，停止磨煤机运行，气压下滑过快时，可增加油枪数量。10) 继续降负荷至30MW，给水倒至旁路，停止第二台气泵。启动交流润滑油泵主汽压力降至5.0MP，主再热气温降至320，汽机打闸，发电机逆功率解列，锅炉MFT.1.33 汽轮机打闸后的主要检查项目。答：1) 汽机打闸后，检查发电机逆功率解列，锅炉MFT动作。2) 确认发变组出口断路器、灭磁开关断开，发电机有、无功负荷降至零。3) 检查高中压主汽门、调汽门、高排逆止门、抽汽逆止门关闭，高排通风阀、轴封排放阀开启，所有空冷风机停运。4) 确认MFT光字牌亮，炉膛熄火，所有通入锅炉的燃料全部切除，

36、过热器一、二级减温水门、再热器事故喷水门全部关闭。1.34 机组惰走过程中转速变化过程。答：惰走过程中转速降低是先快后慢，在3000转至800转之间下降快，而在800转以后下降快。1.35 机组惰走时的主要操作。答：1) 注意检查机组惰走情况，倾听各部声音正常。2) 注意除氧器、加热器及排汽装置水位正常。3) 检查调整发电机氢温、主机润滑油温、密封油温、发电机定冷水温正4) 机组转速800rmin时，检查顶轴油泵启动，否则手动启动。5) 机组转速400rmin时，停真空泵，开启真空破坏门，确证无大量疏水进入排汽装置。6) 当排汽装置真空到零时，停止轴封供汽，停止轴抽风机运行，关闭轴封减温水隔绝

37、门。7) 机组转速到零，投入盘车正常。检查记录盘车电机电流和转子偏心度，记录各瓦顶轴油压力。8) 记录惰走时间。1.36 机组停运后盘车因故中断时应遵循的处理原则。答：1） 盘车故障不能运行时，应旋开盘车电动机轴端盖，手动盘车。同时保持油系统连续运行。在此期间应加强对轴承温度的监视。2） 若因为热冲击及随之产生的变形引起汽轮机内部动静部件相碰等原因，使转子不能盘动时，应闷缸处理，并在1小时后可试盘一次。无论如何不能尝试利用向机组送汽或使用起重机来使转子转动。3） 当盘车电动机过电流、汽缸上下温差超过规定或听到有明显的金属摩擦声应停止连续盘车，该为定期盘车。停机6小时内每20分钟盘车180度，6

38、小时后每30分钟盘车180度，12小时后每1小时盘车180度。并密切监视 TSI偏心表中的读数，纪录偏心度、盘车时间和次数。4） 盘车中断后再投入连续盘车时，应监视转子偏心，用倾听机组动静部分有无摩擦声。5） 闷缸方法：关闭汽缸、抽汽管道所有疏水，隔绝所有进入汽轮机、凝汽器的汽源。待上下缸温差小于50度，再用盘转180度自重法校直转子，当转子晃动直正常后，再投入连续盘车。1.37 机组停机后的主要操作。答：1) 停机后，隔离与机组热力系统相联系的其它辅助系统，防止汽缸进冷汽、 冷水。2) 停机后应监视除氧器、排汽装置水位正常。3) 停机后定时记录汽缸膨胀、胀差、转子偏心度、高、中压缸体温度、盘

39、车电流、润滑油温、油压、顶轴油压。4) 长期停运设备应放尽设备内部存水及系统内积水，冬季停运应做好防冻措施。1.38 立即破坏真空紧急停机的条件。答：1) 汽轮发电机组任一道轴承振动达紧急停机值。2) 汽轮发电机组内部有明显的金属摩擦声和撞击声。3) 汽轮发电机组任一道轴承断油冒烟或轴承回油温度突然上升到紧急停机值。4) 汽轮机发生水冲击，或主、再热蒸汽温度10分钟内急剧下降50度。5) 轴封内冒火花。6) 汽轮机油系统着火，不能很快扑灭，严重威胁机组安全运行。7) 汽轮机或励磁机冒烟着火或氢系统发生爆炸。8) 汽轮机转速升高到危急保安器动作转速而危急保安器未动作。9) 汽轮发电机组任一道轴承

40、金属温度升高到紧急停机值。10) 润滑油压力下降到紧急停机值，经启动交、直流润滑油泵仍无效。11) 汽轮机主油箱油位下降到紧急停机值，经加油仍无法恢复。12) 汽轮机轴向位移达紧急停机值。13) 汽轮机差胀达紧急停机值。1.39 不立即破坏真空紧急停机的条件。答：1) 真空降至规定值，负荷降至零仍无效。2) 额定汽压时，主蒸汽温度升高至最大允许值。3) 主、再热汽温度过低。4) 主蒸汽压力上升至最大允许值。5) 发电机断水超过规定值，断水保护拒动。6) 厂用电全部失去。7) 主油泵出现故障，不能维持正常时。8) 氢冷系统大量漏氢，发电机内氢压无法维持。9) 凝结水管破裂，除氧器水位无法维持。1

41、0) 凝汽器冷却水管泄漏，循环水漏入汽侧1.40 手动故障停机的条件。答：1) 锅炉达到MFT动作条件，MFT保护拒动。2) 锅炉承压部件、受热面管子和管道爆破无法维持运行。3) 所有汽包水位计损坏，无法监视汽包水位。4) 锅炉主、再热汽压力升高超过设定值，安全阀拒动。5) 汽包、主、再热蒸汽安全阀动作后不回座。6) 尾部烟道发生二次燃烧或排烟温度超过250。7) 炉墙发生裂缝或钢架、钢梁烧红。8) 所有DCS画面黑屏或DCS控制系统失灵，不能监视运行参数时。1.41 紧急停机的操作步骤。答：1) 机组快速降负荷至30MW或根据情况立即启动交流润滑油泵，汽机打闸，发电机逆功率解列，锅炉MFT动

42、作。待转速降至2000RPM破坏真空停机。2) 确认发变组出口断路器、灭磁开关断开，发电机有、无功负荷降至零。3) 检查高中压主汽门、调汽门、高排逆止门、抽汽逆止门关闭，高排通风阀、轴封排放阀开启，所有空冷风机停运。4) 确认MFT光字牌亮，炉膛熄火，所有通入锅炉的燃料全部切除，过热器一、二级减温水门、再热器事故喷水门全部关闭。5) 退出发变组有关以下保护压板，投入发变组启停机、误上电、断口闪络保护压板。6) 将6KV厂用母线工作进线开关摇至试验位。7) 断开发电机出口隔离开关，恢复发变组出口断路器成串运行方式。8) 30min后停止主变冷却装置。1.42 汽轮机启动过程中防止金属部件产生过大

43、热应力、热变形的控制措施。答：按照滑参数启动曲线进行，充分暖机，充分疏水，控制参数在正常启机范围。1.43 锅炉停运后的常用保养方法。答：短期停炉（4天以内）的保养：1）锅炉本体受热面充入浓度为：NH3（10PPM）、N2H4（200PPM）的除盐水；2）对过热器和汽包充入氮气，并保持0.0343 MPa压力；3）用氮气充满给水加热器壳体侧；4）如果停炉进行局部维修时：a）将需要检修的部分进行疏水和排汽；b）尽可能在0.0343 MPa氮气压力下将锅炉其余部分隔绝；c）如果过热器和再热器中不能充氮保养时，应充满炉水加以保护；d）如果停炉检修时，锅炉无法采用湿法或干法充氮保养时，可在停炉前以 N

44、H3-N2H4钝化方式，在管壁形成保护膜来保护锅炉管子。长期停炉（4天以上）的保养：长期停炉可采用干法保养，也可以采用湿法保养。1）湿法保养：a）锅炉水侧保养：炉水温度降至150以下时，通过加药泵注入NH3及N2H4。保持一台锅炉循环泵运行，使药液与炉水混合均匀。化验炉水中含有10ppm NH3和200ppm N2H4，炉水PH值接近10。汽包压力降至0.172 MPa时，打开汽包充氮门，维持汽包内氮气压力为0.0343 MPa。b）过热器、再热器的保养当汽包压力降至0.172 MPa时，打开过热器、再热器的充氮阀，用10ppm NH3和200ppm N2H4的除盐水或凝结水充入过热器和再热器

45、，水溶液的PH值接近10；当水从空气门溢流后关闭空气门，停止上水，打开充氮门向过热器、再热器充氮，并维持氮气压力0.0343 MPa。2）干法保养，干法保养即充氮保养汽水受热面。其方法如下：a）当汽包压力降至0.172 MPa时打开充氮阀门，维持氮气压力在0.0343 MPa，打开汽包和过热器充氮阀，向汽包和过热器充氮排水；b）打开水冷壁下集箱疏水、排污门、省煤器放水门进行放水，控制汽包压力不小于0.10 MPa；当汽包无水时，开省煤器充氮门；c）水冷壁、省煤器放尽水后，关闭各疏水门，维持汽包、省煤器、过热器内氮气压力为0.0343 MPa。d）当再热器压力降至0.172 MPa后，打开再热器

46、充氮阀门，当再热器温度小于100 时，维持再热器内氮气压力为0.0343 MPa。e）定期化验氮气纯度，注意氮气压力，保障各充氮系统氮气压力都维持在0.0343 MPa。1.44 汽轮机停运后的常用保养方法。答：1) 开启排汽装置放水门放尽内部存水。2) 隔绝一切可能进入汽机内部的汽水。3) 高、低压加热器汽、水侧及排汽装置存水放尽。4) 长时间停运的高、低压加热器没有检修项目对其汽侧进行充氮保养，水侧进行充联氨保养。2、运行参数调整2.1 DCS的概念。答：DCS是分散控制系统(Distributed Control System)的简称，国内一般习惯称为集散控制系统。它是一个由过程控制级和

47、过程监控级组成的以通信网络为纽带的多级计算机系统，综合了计算机(Computer)、通讯(Communication)、显示(CRT)和控制(Control)等4C技术，其基本思想是分散控制、集中操作、分级管理、配置灵活、组态方便。2.2 机炉协调控制的概念。答：当外界负荷发生变化时，机组的实际输出功率与给定功率的偏差以及压力给定值与实际主汽压力值的偏差信号，通过协调主控制器同时作用于锅炉主控器和汽轮机主控器，使之分别进行调节。2.3 机组运行控制方式的种类。答：1）基本模式（BM）BM方式是锅炉主控、汽机主控均在手动状态，锅炉燃烧率指令手动给定，汽机调门由DEH独立控制。2）炉跟机方式（BF）BF方式是锅炉主控在自动，汽机主控在手动，主蒸汽压力由锅炉燃烧率自动控制，