控制机组非停的防范措施

2011年发电部控制机组非停事件的措施

为确保2011年度全厂机组的安全、稳定、经济运行，发电部特制订下列措施确保设备安全运行及控制全年机组非停次数不超0.5次/台年，力争全年无非停。

第一部分管理措施

一、2011年发电部控制机组非停组织机构：

组长：黄昌跃

副组长：许振飞、林道川、邝观道

成员：发电部其他各级管理人员、各值长、机组长及各班正、副班长

二、2011年发电部控制机组非停事件管理措施：

1、严格执行运行交接班制度，接班前必须掌握设备运行、备用和检修状态，了解系统运行方式，杜绝盲目接班上盘及操作。

2、日常缺陷的处理，值长、机组长、正副班长必须组织人员做好危险点分析和预控措施并落实到位；机组设备及公用系统设备发生较大缺陷时，必须通知专业主管或专工检查确认，如有必要由专业做好防范预案后才允许开工。

3、各班、各值批准消缺工作前必须先判断消缺的性质，分析是否会造成机组跳闸，正常处理缺陷中易造成保护装置误动时，应分析哪些保护可能误动,要求检修人员办理相关手续后,退出相应保护。

4、加强“两票”的执行及检查工作，消除人的不安全行为，杜绝习惯性违章：

（1）、电气所有操作必须按操作票进行操作，热机操作方面如果有操作票必须持操作票进行操作，监护人必须按规定监护到位。

（2）、执行热力机械检修工作票安全隔离措施时，有隔离措施操作票的持操作票操作，没有操作票的持工作票操作。

（3）、执行简单的操作时，发令人必须向操作人讲清楚操作内容和注意事项，操作人复诵无误后才进行操作。

（4）、所有操作必须有监护，不允许单独操作（异常、事故处理情况除外）。

（5）、所有操作必须严格执行唱票复诵制。

5、正常情况下所有操作前必须针对本操作项目进行危险点分析及制订相关有效的预控措施，严格执行危险点分析及预控单制度。

6、机组运行中运行设备或备用设备退备检修时,除按原规定报值长批准外,必须同时通知专业同意(老厂由机组长或正副班长通知,四期由值长通知)；并且原则上本机组的重要辅机（如给水泵、给水泵密封水泵、发电部水冷泵或定冷水泵、射水泵或真空泵、凝结水泵、闭式水泵、开式水泵、密封风机、火检冷却风机及四期循环水泵）不允许同时退备检修。

7、值长、机组长、正副班长安排工作时应考虑操作量，避免太多的操作在同一班内发生。

8、运行人员必须严格按规定时间及规定路线巡视设备，巡检工作要做到“两早五到”，即及早发现，及早处理，做到心到、耳到、眼到、鼻到、手到。

9、运行人员上班前应休息好，当班期间必须保证精神状态，不允许从事与工作无关的事，不允许当班时出现精神不佳或睡觉等现象，各值长、机组长、正副班长必须加强劳动纪律管理。

10、严格执行2010年01月01日发电部下发的“发电部定期试验、切换操作及重大操作时各级人员到位制度”。

11、认真做好运行岗位分析，通过运行分析及时发现设备隐患，采取相应的对策，以确保机组安全、经济地运行：

（1）、分析内容：

ａ. 接班前对机组运行状态、各种参数的全面检查及接班后的分析；

ｂ. 监盘中的仪表活动和参数变化，报警信号以及其他异常的分析；

c. 巡回检查时对设备出现的不正常声响、振动、温度、液位、电流等变化的分析；

d．定期试验及运行方式改变时，对设备运行情况的分析；

e．对汽、水、煤、油、灰数值及化学监督参数变化的原因分析。

（2）、运行人员在值班中应及时地把观察到的变化以及出现的异常现象综合起来分析，随时调整操作，设备运行处于安全、经济的最佳状态。

（3）、值长要经常分析设备系统的运行状态及运行方式的安全性、正确性和合理性，并应随时了解各机组分析出的问题，及时指挥有关人员采取措施，以保证设备的正常运行。

12、定期开展现场岗演练，针对以下情况由发电部每月定期现场组织演练：

（1）、本厂和兄弟厂过去曾发生事故的教训和异常现象；

（2）、影响设备安全运行的季节性事故；

（3）、设备上存在的主要缺陷及薄弱环节；

（4）、新设备投运前后，可能发生的事故。

12、严格执行华能海口电厂《反违章管理实施细则》。坚持不懈反运行十项常见习惯性违章：（1）、现场巡视、操作不戴安全帽或未戴好。

（2）、操作后不恢复井盖孔洞或不设安全围栏。

（3）、工作票填写不完整、不规范、不端正。工作票许可和终结时，工作许可人未按规定到现场开工或终结，终结票后未能收回相关各类警告牌。

（4）、操作时不核对设备名称，不高声唱票、复诵，跳项操作或监护不到位、不认真；或者无操作票进行操作。

（5）、擅自解除电气“五防”闭锁或操作后不恢复“五防”闭锁；悬接地线时，不带绝缘手套；检查有接地现象的高压设备不穿绝缘鞋。

（6）、未经批准或未登记，任意进行备用设备的停、送电操作。

（7）、应开工作票的工作，运行允许检修不开工作票进行工作。

（8）、发现施工或检修人员无工作票（或工作负责人未在现场）工作不制止。

（9）、锅炉打焦、看火时不戴防护面具，开关阀门时，不戴手套。

（10）、阀门操作时任意使用不符合规定的阀门扳手或操作高位阀门站立时，使用不合格的垫高办法或使用活动梯子时，未固定好，又未使用安全带或无人监护。

13、加强班组安全学习日管理：值长及机组长（或班长）必须按规定组织好本值、本班组的安全学习日活动，部门安全培训员负责监督，保证安全学习内容保量、保质按时完成；原则上安全学习日活动应根据时间长短有计划的安排如下学习内容：

（1）厂部管理制度、规定或有关通知；

（2）发电部管理制度或通知及专业措施；

（3）上级下发的安全文件、简报、通报及上级有关安全工作的指示精神，并展开讨论，举一反三，吸取教训，结合本值、本班实际情况制订相应的预防措施；

（4）上级安排的政治理论学习内容；

（5）分析本值、本班上倒班存在的安全隐患、违章情况和不安全因素，分析原因、提出防范措施并制订整改计划，表扬安全生产中的好人好事；分析“两票三制”执行情况；

（6）分析本值、本班上倒班运行方式安排及节能工作情况，与其它班组对标情况，所存在问题及改进措施等；

（7）本值、本班组上倒班培训情况总结及下倒班培训工作安排等；

（8）安全知识及安全技能培训；

（9）针对设备隐患或异常，开展岗位演练（含仿真机培训）等。

第二部分专业技术措施

一、电气专业：

（一）、防止#8、9发电机因氢气泄露引发事故运行措施：

打开发电机转子滑环小室的南、北侧门，防止集氢；

禁止无关人员进入#8/9机6m层、4m层，

进入#8/9机区域的人员，严禁穿鞋底有钉子的鞋和容易产生静电的化纤衣服，以防摩擦产生火花；

禁止在#8/9机区域拉接临时电源；

禁止在#8/9机区域12m、4m层使用对讲机、移动电话；

在发电机附近区域及其它有可能漏入氢气的空间，包括装有氢气连接件的控制室和仪表室均应有良好的通风，以排除可能泄漏的氢气聚集；

运行人员充、排氢操作时，应使用铜制工具，以防产生火花；

将#8/9机零米层排氢充氮软管接好，已备紧急情况下排氢充氮。

加强对#8/9机氢气在线巡检仪的巡视检查，发现报警应及时查明原因，排除外界因素干扰：如为巡检仪积油污过多造成测量误差，应通知化学检修排除污物，并清除干净；如为定冷水箱引至巡检仪管路堵塞、打折引起测量误差，应通知汽机本体班处理打折管道，保证气路畅通。确认报警因漏氢引起，及时汇报。

因氢气泄露量大，需要电机降低氢压运行时，发电机允许负荷也应按下表给定的数值相应降低：

（二）直流系统：

直流接地立即通知检修人员及时处理。

注意定期切换直流浮充装置时，应确保直流电源刀闸动、静触头接触良好。

加强对直流系统熔断器的管理，上下级差配置合理且使用质量合格的直流熔断器产品。

直流系统不能进行合环操作。

330MW机组脱硫、机组、网控＃1蓄电池进行核对性充放电检修工作，只能用＃1浮充器向＃1蓄电池单独充电。

330MW机组脱硫、机组、网控＃2蓄电池定期进行核对性充放电检修工作，只能用＃2浮充器向＃2蓄电池单独充电。

（三）、防止主变、#1联变冷却器故障引起非停措施：

监盘人员应注意监视主变温度值，发现温度异常或温升幅度明显增大，及时就地检查变压器冷却风扇运行情况，防止冷却器全停后无故障报警的情况出现。

按主变冷却器定期试验制度进行冷却器控制报警信号回路试验。

冷却器投运行时，逐一投入冷却器，间隔2分钟以上，防止油流扰动过大引起瓦斯保护动作。巡视检查人员，对主变、#1联变本体检查时，应注意：

认真核对两侧温度差，并与远方温度表进行核对，发现两者温度差值较大，及时填写缺陷单并通知检修处理。

认真检查冷却器控制箱内各元件的发热情况，特别注意检查电源接触器各接头是否接触良好，有无发热情况，防止冷却器缺相故障发生。

遇到冷却器全停故障，在处理过程中遵循以下原则：

以最快的速度恢复冷却器运行。

严格按照主变、#1联变冷却器全停后：“在温度未达到75℃时，30分钟跳闸；温度达到75℃，

10分钟跳闸。”要求进行控制，达到条件应向值长申请减负荷停机，避免变压器过热引起绝缘老化的重大事故发生。

(四)、138MW发电机进相运行反事故措施:

1、进相运行的参数控制，运行人员监视各发电机参数，并按下列范围控制：

(1)发电机定子电流≤6903A（1.1倍主变额定电流）；

(2)发电机端电压≥13.1kV；发电机端电压≤14.5kV；

(3)发电机线圈温度≤80℃；

发电机出水温度≤60℃；

发电机铁芯温度≤110℃；

(4)定子线棒层间最高与最低温度间的温差以及定子线棒引水管出水温差控制在8℃内，温差达到8℃及时报告值长。定子线棒温差达14℃或定子引水管出水温差达12℃，或任一定子槽内层间测温元件温度超过90℃或出水温度超过80℃时，应降低发电机出力。

(5)发电机进风温度不允许超过55℃。

(6)主变电流≤ 393.7/6903A，

(7)主变上层油温≤75℃；最高不超过85℃；

(8)220kV母线电压220～242kV。

(9)厂用电6kV母线电压不低于5.7kV。

（10）厂用电400V母线电压不低于361V。

当发现进相机组或非进相机组的参数不在控制范围内，运行人员应及时向值长汇报，并积极调整。发电机过流或温度超限时，及时降低发电机出力，减小定子电流致使各部位温度至监视值之内。电压低时应手动调节无功输出，提高发电机及母线电压，但不能使发电机电流超过6903A。

（11）发电机运行功角不大于60°。

2、注意事项：

（1）发电机进相运行时，继电保护不作任何调整；励磁限制功能根据试验要求由继报班进行调整。

（2）进相运行时，励磁方式投自动，如有改变应经有关领导同意；

（3）机组进相时，各运行机组采用协调运行方式，监视并调整各级组间的无功分配，防止一台机进相而其他机组多发无功的现象；

（4）进相运行期间，加强监视发电机各部位温度，并做好事故预想。

3、发电机失步的处理

机组在进相运行过程中，维持有功不变，手动减小励磁电流，逐步使发电机进相，运行人员应严密监视发电机参数变化，防止发电机失步。

发电机失步的现象：

（1）发电机定子电流表来回剧烈摆动，定子电流有超出正常值；

（2）发电机和母线上的电压剧烈摆动且降低，强励可能动作；

（3）转子电压、电流表在正常值附近摆动；

（4）有、无功表全盘摆动；

（5）发电机发出有节奏的鸣音。

发电机失步的处理：

（1）当励磁调节自动方式运行时，禁止将调节器切至手动方式，快速加励磁电流将发电机拉回同步，必要时降低发电机有功负荷；

（2）当励磁调节手动方式运行时，应立即手动增加发电机励磁，同时也可通过快速减负荷将发电机拉回同步；

（3）两分钟内经处理仍不能稳定时，将失去同步的发电机与系统解列。

（五）、电气配电室防小动物引起设备事故措施：

进出配电室随手关门。

电气操作时检查设备电缆孔洞封好，操作后关好设备柜门。

备用抽屉开关应推入仓内，并关好仓门。

开关室门防止小动物隔板正常放好，设备室门窗完好，室内无小孔洞。

按138、330机组防小动物检查卡定期时行检查。

（六）、防止#8、9机组凝结水泵、浆液泵及一次风机变频器检修引起设备跳闸的措施：机组凝结水泵、浆液泵及一次风机6KV开关室相应小车开关仓上分别增加变频器跳闸压板一块，为变频器故障时跳对应6KV小车开关，为防止在工频运行状态且变频器检修时误跳运行于工频状态的6KV开关，要求该变频器跳闸压板只在设备运行于变频状态时投入，工频状态时退出。

（七）、防止9B循环水泵高低速切换时保护误动的措施：

9B循环水泵高低速切换操作时，调整状态时将差动压板投入，低速状态时将差动压板退出。

（八）、点火油泵房342开关测控装置及联锁回路异常的运行措施

点火油泵房Ａ、Ｂ段母线之间联锁回路不能满足在Ａ或Ｂ段电源开关跳闸时，只联合一次联络开关３４６的要求，在联锁功能投入的情况下，若在Ａ或Ｂ母线有故障时，联络开关３４６自动联合于故障母线后将产生连续的跳合过程，扩大事故。运行中将Ａ、Ｂ段母线联络开关３４６运行方式切换开关切至“备用”位置，切除联锁功能。

运行中发现３４２开关UNT-PCK装置失电后，将开关运行方式切换开关切至“备用”或“停止”位置，切换为“常用”位置前必须将开关断开，将开关运行方式切换开关切至“常用”位置检查装置恢复电源并通知继保班进行保护检查后方可时行开关合闸操作。

不得无故将３４２开关运行方式切换开关切至“备用”或“停止”位置后（此时装置失电）又切回“常用”位置（此时装置恢复电源），若运行操作必须有此方式时，在切回“常用”位置前通知继保班进行保护检查后方恢复开关合闸操作。

３４２开关检修改热备用后，正常时应将开关运行方式切换开关切至“常用”位置，合开关前通知继保班进行保护检查后方可进行开关合闸操作。

（九）、防止柴油发电机误操作的运行措施：

四期柴油发电机由于在自启动方式采用长脉冲做自保持回路，若按下＂柴油机启动＂按钮后柴油机启动不成功，应再次按下柴油机启动＂按钮退出自保持回路，防止就地复位柴油机后又柴油机又自动重启，引起人员伤害

四期事故启动柴油机后未按下＂柴油机启动＂按钮（变红）前禁止退出保安Ａ/Ｂ段投入备用功能及将跳闸４８２１Ａ/B开关拉出。防止柴油发电机跳闸。

138机组事故启动柴油机自启动方式采用长脉冲做自保持回路，联锁启动柴油发电机后，禁止退出相关联锁回路及将保安段工作电源开关拉出至检修位置。

（十）、防止电气设备高温引起非停措施

加强设备的巡视，注意设备室温度变化及空调的运行状态，发现空调故障时，及时通知检修人员处理，若不能处理引起小室温度升高时，能转移负荷时侧转移负荷并打开设备小室门窗，进行空气流通，必要时要求检修加临时通风设备。

断开各主变风冷控制箱，ＧＩＳ就地控制箱内各加热装置电源或投入小开关。

检查各设备小室固定通风各电源正常，能正常启停。

进行设备定期切换时，注意各段母线的电流分配，尽量做到电流分配均衡，防止电流过大，引起设备温度高。

设备室温度升高至４０度时，应对所在设备进行一次测温度，注意设备温度及温升无论何状态下都应不超过规定值，否则应转移负荷或加装临时风扇。

对发电机应注意各冷却器及冷却水量的检查，发现冷却器冷热端温差变小时，时行冷却水流量、温度检查，增加冷却水流量，降低冷却水温度。

对１３８ＭＷ机组发电机温度异常时应处理如下：

（1）、发电机的入口风温保持在30~40℃之间为正常，超出此限为异常；

（

对３３０机组注意定子冷却水及发电机定子铁芯第１８至２４点温度应控制在１１０℃以内，否应减小无功输入，无效则减小有功至温度满足要求。

为防止发电机转子碳刷过热引起烧损，巡视时应手摸设备外壳或刷辩发现有温度高时及时测温，注意温度不超过１１０℃，温度异常时调整碳刷压力平衡，进尔减小转子电流。

对电动机温度运行要求如下

电动机绕组绝缘材料的最高允许温度如下表所示，电动机在正常运行情况下不应超出此温度。

对油浸式变压器为Ａ级绝缘，干式变压器为Ｆ级绝缘，其最大运行温度及温升同上表。注意干式变压器温度达到９０℃以上时，手动开出冷却风扇运行，130℃高温报警，达到150℃温度应将变压器停用。。运行中油浸变压器的顶层油温一般不超过下表规定：

自然油循环风冷变压器高温季节正常应全部开出，强迫油导向循环风冷正常时一组投备用，一组投辅助，其余开出，在线圈温度达到９０℃或上层温度达到６５℃将冷却风扇全开，并分析原因，必要时进行减负荷处理。

对于电气导线连接部分的温度控制如下

发现温度超过以上值时，应转移负荷降低电流至温度满足要求。

对于高压变频器的温度监视，如下表

止温度继续升高至保护值引起跳闸，影响机组运行。

（十一）、防止老厂GIS设备操作回路异常引起非停措施

为避免老厂GIS设备二次回路老化，多次出现回路监视及操作回路继电器损坏等现象引起的事故，在操作中应做好如下防范措施：

1、操作中注意回路电压电流的变化及报警信号，操作中出现异常的报警应立即停止操作，就地检查无误后方可进行下一步操作。

2、刀闸操作时注意刀闸操作把手在预分合位置时应闪光、合分闸后位置平亮，否则操作刀闸后应立即到就进进行刀闸状态检查无误后方可进行下一步操作。

3、发现刀闸操作合不上或拉不开的情况下应再进行反向操作一次并将相关操作电源断开后再合上。

4、母线刀闸操作后，检查母差屏相应切换继电器动作正确。

5、出现刀闸不断的分合异常时，立即将操作电源断开，防止切换继电器多次动作引起接点烧毛。

6、处理及操作中禁止退出闭锁回路。

二、汽机专业：

（一）、防止138MW机组高调门窜动导致位移发送器杆损坏的运行措施：

自138MW机组DEH改造后，各台机组在90MW-105MW负荷区间某点附近运行时，高调门均出现不同程度的窜动现象，初步分析产生原因有：VCC卡死区过小；LVDT1、LVDT2反馈高选存在非线性；调门特性整定不佳等，如不及时进行调整，长期振动下去，极易造成阀门位移反馈装置损坏，使调门处于全开或全关状态，不能调节，严重时导致阀杆振断，为确保机组安全稳定运行，特做如下规定：

1、运行中注意监视各调门运行情况，EH油压正常稳定，尽量避免在调门重叠度处长期运行。

2、当机组负荷在90MW-105MW区间，机组长、主副值应重点监视CRT画面上高调门开度指示，出现较大窜动时，到就地进行检查，确认后，立即报值长调整负荷，尽快避开该开度位置，不允许在该点长期运行（以开始窜动时到报告由值长下令调整负荷完成消除窜动为止计算时

间）。

3、值长统一调配各机组负荷，根据各机组不同窜动点负荷值进行负荷优化调整，但不要影响老厂的出力要求。

4、调整无效时，值长应下令改滑压运行，报检修检查处理。

5、监盘中发现调门后压力异常时，应检查VCC卡S值，大于1时，说明反馈装置已有问题或调门机械卡涩，也可能是伺服阀故障，应及时联系热工和调速班人员到场进行处理。

6、当机组加减负荷过程中突然出现甩负荷现象时，如无电网方面的原因，应迅速检查各主汽门、高调门输出、反馈指令是否一致，各阀门状态是否正常， S值有无过大或出现负值，若上述参数出现异常均表明调节系统有问题，否则进一步检查各高调门后压力变化趋势，发现有异常同样说明调节系统有问题，此时机组应改滑压运行，并报检修处理。

7、若某个调门突关引起甩负荷，应注意汽温、差胀、振动的变化，及时调整除氧器、凝汽器水位，确保轴封汽正常，检查辅机有无跳闸。

8、机组甩负荷时要安排有经验的人员监视调整汽包水位。刚甩负荷时汽包压力迅速上升，会压缩汽包水位快速下降，形成虚假水位现象。此时如汽包水位下降的幅度和速度不大，不可盲目地大量补水；注意观察水位变化趋势，在水位开始回升后，就要马上减小给水流量到蒸汽流量附近；给水流量的调整主要根据水位变化趋势进行，调整的幅度不能过大，应保持在蒸汽流量附近，绝对不能进行全开全关式的调节。

9、由此影响到小指标参数时，将不作考核处理但应记录清楚并OA报李敏备查。

10、值长、机组长应将各机组窜动负荷值记录交班并负责负荷调配、监督主副值执行此措施到位情况。

11、主副值负责本机组窜动负荷点监视、检查、确认和加减负荷躲开此窜动点并报告正副机组长，正副机组长负责确认、监督落实并报告值长，值长负责协调各机组的负荷调配确保各机组躲开各自窜动点并监督正副机组长落实执行情况，若出现按负荷曲线调配各机组间负荷仍无法躲开全部机组的窜动点，可以在一台机组进行滑压运行进行躲开，但应记录清楚并OA报李敏备查。

（二）、138MW机组高调门松动试验操作要求：

1、机组运行稳定，控制系统运行在操作员“自动”方式。

2、试验前联系值长并得到许可。

3、机组定压运行时，适当降点主汽压力后进行(12.8-13Mpa)，以防负荷扰动引起锅炉安全门动作。

4、退出一次调频、AGC运行

5、将CCS负荷控制切到DEH控制，投入“功率回路”。

6、阀门控制由“顺序阀”切换到“单阀”运行方式。

7、逐个进行调门松动试验。

8、在试验期间，如遇到控制装置切手动时，应立即停止试验。

9、试验结束后，阀门控制由“单阀”切换到“顺序阀”方式。

9、退出“功率回路”，负荷控制由DEH控制切回CCS控制。

10、投入一次调频、AGC运行

（三）、138MW及330MW机组单阀、顺序阀切换操作步骤及注意事项：

汽轮机阀门管理有两种方式，即单阀和顺序阀（多阀）方式。单顺阀切换其目的是为了提高机组的经济性、稳定性，实现节流调节和喷嘴调节的无扰切换，解决变负荷过程中的均匀加热和部分负荷经济性的矛盾。在单阀切顺序阀时由于调节级压力下降，调节级焓降增大，机组负荷上升；多阀切单阀时，由于调节级压力上升，调节级焓降减小，机组负荷下降，其切换过程中存在一定的负荷扰动，为此制定操作步骤及注意事项如下：

1、单阀切多阀条件：

138MW机组负荷90MW以上；

机组负荷、主汽压力、温度稳定，高调门工作正常，不存在串动现象；

热工阀位反馈信号正常；

330MW机组启动过程中，当全周进汽（单阀控制）时间达30分钟且高压调门开度大于60％，自动由单阀控制切换为顺序阀控制。热态启动，当高压内缸上法兰中壁温度＞270℃采用全周进汽，满足上述条件自动切顺序阀控制；

退出一次调频、AGC运行。

2、单阀切多阀操作（330MW机组自动切，时间180秒）：

退出协调控制（CCS摇控）；

投入功率回路；

点击“阀门方式”

点击“多阀控制”

切换时间计时：120秒后“多阀控制”窗口显示红色，切换完成。

3、多阀切单阀操作：

退出协调控制（CCS摇控）；

投入功率回路；

点击“阀门方式”

点击“单阀控制”

切换时间计时：120秒后“单阀控制”窗口显示红色，切换完成。

4、注意事项：

主汽压力越高，单多阀切换过程中负荷扰动越大。138MW机组机正常运行中的单多阀切换，应将负荷减至130MW，主蒸汽压力降至12.8MPa，要防止负荷扰动造成锅炉安全门动作引发跳机事故。

单多阀控制方式切换过程中，要注意监视机组负荷、轴承振动、轴瓦温度、推力瓦温度、高调门开度等参数变化情况。

阀门反馈装置松动导致死区过大或故障，负荷扰动大时，及时切回单阀控制。

机组运行中任一高调门关闭或故障，立即切为单阀运行。配合热工人员处理。处理正常且经校验合格后方可恢复顺序阀方式运行。

机组在某一负荷点运行，高调门有串动现象时（即调门重叠度处），应通过改变调门开度、适当加减负荷或改单阀运行方式等手段，以避开该负荷点，避免造成位移反馈装置杆振坏或阀杆振断。

单阀切多阀或多阀方式下运行，负荷出现波动不能稳定时，立即切为单阀运行，若单阀方式下负荷出现振荡，将DEH切至硬手操方式运行，及时联系热工人员到场处理。

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(四)、水冷泵定期切换、低油压校验以及停机前的润滑油泵试转注意事项规定：

1、机组运行中，水冷泵切换操作：将备用泵手操器由“自动”切至“手动”位置，启动备用水冷泵，检查各参数正常后，缓慢关闭停用泵出口门，观察运行泵一切正常后，将泵停下并缓慢开启出口门，检查停用泵无倒转现象，做好启停记录。

2、机组运行中，定期做低油压校验，油泵联动开关在“自动”位置，通过短接油压继电器或压力开关泄油，油泵联动正常后，缓慢关闭油泵出口门，停止油泵。然后缓慢将油泵出口门开启做备用，检查油泵无倒转现象。停机前油泵试转或油泵检修结束后的试运行（检修泵试转联动开关“手动”位置）操作要求同上。

3、为防止运行人员操作不正确，泵无法及时启动，对水冷泵、润滑油泵启停或切换操作时，除了按照上述停泵操作要求外，停用泵立即投入“自动”状态。

4、使用软手操启停泵，鼠标指针置于操作窗口正中，操作时观察窗口应有弹跳现象。（五）、老厂机组二次滤网反清洗做规定：

进入夏季，一方面凝汽器循环水进水温度升高，另一方面次氯酸钠装置投用效果不是很理想，大量海蛎子在循环水母管内繁殖，当海水泵切换运行时，因循环水压力变化所带来的扰动将导致部分海蛎脱离管壁进入二次滤网，加上二次滤网的清洗效果不佳，凝汽器循环冷却水量显得不足，机组真空出现缓慢下降现象，为确保机组安全经济运行，现对二次滤网反清洗做如下规定：

1、清洗前须取得值长同意，并联系检修人员到现场进行配合。

2、机组负荷限制在100MW以下，以防清洗后凝汽器循环水进水门不能及时开启时真空快速下降，低真空保护动作跳机或快速减负荷时锅炉汽包水位波动跳机。

3、清洗前检查、确认排污泵处于正常状态。

4、南北两侧二次滤网不可同时进行清洗，先洗冷却效果差的一侧，恢复正常后再洗另一侧。

5、清洗前记录凝汽器两侧循环水进出水温度、阀门开度、真空、负荷，做好随时减负荷的准备工作。清洗工作开始后加强联系沟通，注意凝汽器污水池水位。

6、操作前班长必须在盘监护，点动关闭凝汽器循环水进出水门时，注意机组真空变化情况，真空下降较快时应恢复阀门至原状态，分析原因，班长根据情况启动一台备用海水泵运行，过后报值长，再进行清洗。

7、清洗结束后进行赶空气，检查进出水温升、阀门开度正常，机组真空上升并稳定后进行另一侧清洗。

8、清洗工作结束后的恢复过程中若凝汽器进出水门开启不了，而真空在下降时可启动一台备用海水泵运行，或联系锅炉适当减负荷，同时尽快联系检修人员进行处理。

9、滤网一侧清洗好后，必须将循污井内的污水排干净后再进行另一侧滤网清洗。

10、#4、7机二次滤网底部放水管由100mm改为200mm管径后排水量增大，反清洗时应加强污水池水位监视。

11、若二次滤网底部放水门关闭不了，水位快速升高接近淹没循环水管表面时，联系值长、锅炉适当减负荷，关小或全关循环水进水门，加强排水，同时将凝泵池排水口堵掉，以防凝泵被水淹。

12、各班组应针对设备状况及系统运行方式，对二次滤网反清洗时可能出现的问题做好事故预想。

（六）、138MW机组部分主保护退出后的运行措施：

1、振动保护退出运行措施：

监盘人员精神要集中，对运行参数有异常变化时，要及时进行分析，做出准确判断处理，对设备的巡回检查要仔细到位。

对保护退出后个别瓦出现的反复报警要给予高度重视，并加强监视，不可因其反复报警而掉以轻心。

机组启动过程中，在中速暖机之前，瓦振超过30um或轴振超过125um，应立即打闸停机。机组启动过程中，通过临界转速时，瓦振超过100um或轴振超过250um，应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。

机组运行中要求瓦振不超过30um或轴振不超过80um，超过时对相关参数进行分析、调整，汇报主管领导；机组正常运行中瓦振最高不超过60um，否则适当减负荷至振动不再增大；当瓦振变化±15um或轴振变化±50um，应查明原因并设法消除，机组突然发生强烈振动（如瓦振突然增加50um或轴振大于250um）或发生能清楚听出来的金属声音时，应立即打闸停机，破坏真空，紧急停机，注意惰走时间及倾听内部声音。

机组出现振动增大时，应检查润滑油压、油温、轴瓦温度、主蒸汽参数、差胀、汽缸膨胀、轴向位移、缸温、发电机冷却水、发电机设备是否正常，如上述情况不存在，报主管领导决定停机检查处理。

机组启停或甩负荷时，注意监视差胀及缸温变化，正确投用汽加热装置。

不在轴承振动测量探头处使用高频通讯设备，以减少电磁干扰引起的振动误报。

2、高、低压差胀保护退出运行措施：

机组运行中，注意监视主蒸汽温度变化，发现主汽温度下降时，联系锅炉人员及时进行调整。当机组发生甩负荷短时间内不能恢复正常时，注意检查主汽温度、汽缸金属温度、差胀等的变化，如不是系统引起的，应及时检查调门工作状态。

当主蒸汽温度缓慢下降时，应保持相应压力下蒸汽过热度在150℃以上，联系值长锅炉改滑压运行。

变工况时，主汽温度在10分钟内急剧下降50℃（与锅炉核对无误）立即按事故规程紧急停机。

注意监视、检查凝汽器、加热器、除氧器水位正常，加热器发生泄漏应退出运行。

减负荷过程中，严格控制主蒸汽温降率在运行规程规定值内，当高压差胀负值变化大时，应停止降温、减负荷，稳定运行一段时间，待高压差胀稳定有明显回升时，方可继续降温减负荷。如汽温波动大或过热度较小时，应注意机组振动、轴向位移、轴瓦温度变化，必要时可提前开启汽缸疏水门，如有水击声，立即打闸停机。

在冬季，低压差胀过大时，可适当降低凝汽真空，对低压差胀会有所改善。

机组运行中，差胀出现异常变化，立即检查主再热汽温度、负荷等参数变化，并报主管生产领导。

3、轴承回油温度高保护退出运行措施：

机组运行中，加强对润滑油温、油压的监视。

发现轴承回油温度升高2～3℃时，检查润滑油压、润滑冷油器、润滑油滤水器、主油箱排烟风机工作是否正常。

少数轴承回油温度升高时，应检查轴承油压油流、轴承油膜压力是否正常。轴封供汽压力过高时应进行调整。

任何轴承回油温度升高至65℃时，应立即检查处理，并报班值长，如无法降低，应继续严密监视，并适当降低负荷，以后每升高1℃报告班长一次，达到75℃打闸停机。

任何一道轴承断油或冒烟，轴承回油温度急剧升高至75℃以上时，应紧急停机（确定表计正确）。

加强油质监督，发现回油观察孔有水珠或油沫增多时，联系化学验油质，并要求检修及时处

润滑冷油器切换时，要做好事故预想，班长必须到场监护，操作时要缓慢进行。

（七）、防止轴加风机进水引起电机烧毁的运行措施：

1、机组启动前对系统检查时打开轴加风机放水门，检查无水排出后关闭。

2、抽真空送轴封汽后要检查调整好轴封加热器水位。

3、机组启机过程中注意监视调整凝器真空，真空降得过低时将导致轴加疏水不畅，轴加风机进水。

4、停机转速下降过程注意调节轴封汽压力，真空到零停止轴封供汽，停止轴加风机运行。

5、台风、暴雨天气时应加强对#4机轴加风机的检查，该轴加风管厂房外延伸部分较长且为平口，雨水易倒流回轴加风机。

6、运行中轴加风机跳闸后反复联动或手动强投后再次跳闸应迅速到就地进行检查是否风机进水或机械故障所致，轴加水位是否正常。

7、两台轴加风机均无法运行时，为防止油中进水应及时调整轴封汽，将轴封回汽切至疏水膨胀箱。

8、每月轴加风机定期切换前，打开备用风机排水门无水排出后关闭方可启动运行。

9、机组运行中按巡回检查制度要求对轴封加热器水位进行检查。

10、凝汽器灌水查漏前，将轴加风机进口门关闭。

（八）、#4机组振动大处理措施：

1、机组并网带负荷后，严格控制加负荷速率，每次加负荷控制在2MW/min以内，观察机组振动变化趋势，待机组振动稳定20分钟后方可进行加负荷操作。

2、在机组加减负荷过程中，严格控制汽温、汽压变化，注意轴封汽压力调整，控制在0.025MPa 左右，尽量不低于0.02MPa。

3、机组轴振在原始值上增大20um或瓦振增大10um，启动一台顶轴油泵运行10-15分钟，观察振动变化情况，如果振动没有下降趋势，停用顶轴油泵。

4、机组轴振在原始值上增大20um或瓦振增大10um，凝汽器真空大于-95KPa时，稍开真空破坏门，将真空降1-2KPa（不允许降幅过大使振动加剧），观察振动变化趋势，若振动仍然增大没有趋缓时，可关闭真空破坏门。

5、润滑油温在37-42℃范围内稳定时，可不进行调整操作。

6、机组加负荷过程中振动缓慢变化大于20um时，作减负荷处理，直至振动趋于稳定，振动快速增大时，应快速减负荷，减少因振动跳机对电网冲击影响。当振动降至正常值并稳定后：#3轴承瓦振≤50um，#1轴承Y向轴振≤60um，#2轴承X向轴振≤85um，方可重新进行加负荷操作。

7、因振动增大减负荷时，应机侧和炉侧同时进行减负荷操作，降低主汽压力过程尽可能维持主汽温度高于高中压内缸内壁金属温度，但不低于缸温20℃。

8、快速减负荷用调门进行，通过旁路配合，尽可能控制汽温稳定。

9、加负荷后要特别注意监视#1轴承Y向、#2轴承X向轴振、#3轴承瓦振变化，当机组瓦振大至50um，轴振大于100um（#5轴承轴振除外）减负荷无效时，立即报专业及主管生产领导，并将负荷减至5MW左右。

10、在振动原因未查明并消除之前，振动保护不允许退出，机跳炉、发电机主保护动作跳炉保护暂不投，当#1-5轴承瓦振达到90um或轴振250um立即打闸停机。

11、改变机组定滑压运行方式的负荷点为110MW，在由定压改滑压运行时，应先滑降主汽压力，再滑降负荷， #2高调门不宜在65%开度附近长时间运行，否则轴振将上来。

12、由定压改滑压运行，引起轴振增大处理方法：负荷减至90MW左右，尽快将主汽压力降下来，使#2高调门开度大于70%后（可适当降低凝汽器真空），振动将得到缓解并逐渐恢复

13、用DPU03操作员站固定监视振动画面。

14、机组振动大打闸停机或保护动作跳机后，汇报领导决定是否投入电动连续盘车或再次挂闸冲转。

（九）、#4、5机组凝泵变频运行注意事项：

根据#4、5机组凝泵变频改造后运行中存在的问题特作如下要求：

1、机组启停过程中，尽可能将变频凝泵转速提高（1400r/min-1450r/min），以确保后缸喷水、给泵密封水、低压旁路减温用水正常，打开凝结水再循环门调节凝结水压力，使凝结水有一定流量，这样轴封加热器才能将轴封回汽凝结，否则轴端汽封将出现大量冒汽，造成油中进水，同时影响凝汽器真空。

2、凝结水泵投备用操作：

(1)打开凝结水泵变频画面；

(2)点击备用凝结水泵电源开关手操器“启动”窗口，检查状态窗口灯变红，说明电源正常；

(3)将备用凝结水泵变频器手操器“自动”投入，完成凝泵备用操作。

3、机组正常运行后，缓慢开大凝结水至除氧器水位调整门（暂不要全开，待试验后确定），同时降低变频凝泵转速，控制凝结水压力，确保能将凝汽器热井水打上除氧器，除氧器水位稳定后，投入凝泵变频自动，观察除氧器水位跟踪调节稳定，否则退出凝泵变频自动，手动调节，报热工处理。

4、当机组跳闸主汽门关闭（或OPC动作），凝结水至除氧器调整门自动关至15%开度，作用持续时间20秒，其目的是确保低旁减温水、后缸喷水、给泵密封水正常，防止低旁闭锁、给泵密封水中断和低压缸防暴门动作，之后运行人员要及时调整凝结水再循环门，以防凝泵汽化或凝结水压力过高损坏设备。

（十）、#8、9机组抽汽逆止门定期保护试验操作注意事项：

1、机组运行稳定，各参数正常且经值长批准后执行。

2、试验前有专人就地监视抽汽逆止门阀杆动作情况。

3、点击抽汽逆止门“关闭”窗口，抽汽逆止门全关后阀门状态显“绿色”。

4、点击抽汽逆止门“全开”窗口，抽汽逆止门在汽压作用下开启。

5、五抽逆止门试验时，先解除“五抽至除氧器联锁”，分别进行第一、二道抽汽逆止门试验，试验结束后投入“五抽至除氧器联锁”。

6、试验过程中，抽汽逆止门不动作或动作后不能恢复时，及时联系检修人员处理。

7、若抽汽逆止门动作关闭后不能打开，由于压差减小造成加热器水位升高时，开启到危急疏扩或事故疏扩疏水，关到下一级加热器疏水调整门，直至检修处理好后恢复正常疏水方式。

8、抽汽逆止门试验关闭后，短时间内不能打开，将逆止门前疏水开启。

（十一）、#8、9机组运行中辅汽联箱投退措施：

Ⅰ、辅汽联箱的退出：

1、将轴封供汽调整门、轴封汽至一段抽汽调整门改为手动调整。

2、适当调小辅汽联箱汽压，以防超压安全门动作。

3、逐渐关小轴封供汽调整门，直至全关，注意轴封汽压力变化，控制轴封汽压力在15-30KPa，低压缸汽封压力3-15 KPa。

4、检修需要长时间退出辅汽联箱时，应关轴封供汽电动隔离门（或气控门），稍开电动门隔离后至低压疏扩疏水门。

5、关老厂至#8机辅汽联箱手动隔离门或#8机至#9机辅汽联箱手动隔离门，并将隔离门前疏水门适当打开疏水暖管，确保辅汽联箱随时可入系。

6、辅汽联箱退出后，向大气疏水门应适当开启，疏尽箱内积水，避免投入时疏水时间过长

或疏水不彻底产生振动，造成设备损坏。

7、60%负荷轴封汽应能满足自密封要求，，否则检查轴封汽至一段抽汽调整门是否开过大或误开，检查轴封汽母管向大气疏水门应关状态。

Ⅱ、辅汽联箱的投入：

1、检查辅汽联箱向大气疏水门开。

2、检查轴封汽母管电动隔离门后至低压疏扩疏水门适当开启。

3、缓慢开启再热器冷段来汽门进行暖箱，至温度200℃以上，注意检查疏水口无水排出，严禁轴封汽带水。

4、检查轴封供汽调整门、轴封汽至一段抽汽调整门处于手动状态。

5、开启辅汽联箱至轴封汽母管电动门隔离门（或气控门）。

6、缓慢开启轴封供汽调整门，调整轴封压力至正常值。

7、轴封汽压力稳定后，轴封供汽调整门、轴封汽至一段抽汽调整门投入自动，检查轴封汽压力正常。

8、关闭轴封汽电动隔离门后至低压疏扩疏水门，关闭辅汽联箱向大气疏水门，调整辅汽联箱压力。

9、适当开启老厂至#8机辅汽联箱手动隔离门或#8机至#9机辅汽联箱手动隔离门，关隔离门前疏水门。

（十二）、防止#8、9机组低负荷发生振动的运行措施：

机组正常运行情况下，轴封汽压力控制在15-30KPa，高压轴封汽温度不低于250℃，低压轴封汽压力3-15 KPa，低压轴封汽温度不大于200℃，正常值150℃左右。机组实际运行过程的经验表明，负荷在200MW以上时，轴封汽自密封可满足机组安全运行，轴封汽压力调整门投自动方式下将处于全关状态，由于轴封汽不再取自辅汽联箱，轴封汽调整门前至辅汽联箱段汽温将有所降低，若辅汽联箱及辅汽供轴封汽管道疏水不畅将使汽温进一步下降，轴封汽过热度远不能达到厂家要求的12℃，导致轴封汽带水。当机组负荷减至180MW以下时，中压缸轴封汽自密封已不再满足要求，轴封汽压力降低，轴封汽调整门自动开启，低温轴封汽进入中压缸轴封后导致中压缸轴封套急速冷却变形，造成动静部件碰磨而产生振动：

1、机组较高负荷运行时应注意检查辅汽联箱压力不低于0.9MPa，温度不低于190℃，低于时检查自动疏水器是否疏水正常，否则开启自动疏水器旁路门或排大气疏水门进行疏水。

2、机组较高负荷运行时应检查辅汽联箱至轴封汽调整门前管道疏水是否正常，自动疏水器应有一定的热度，否则适当开启自动疏水器旁路门进行疏水。

3、机组正常减负荷至200MW时，稍开轴封汽调整门，使门后温度不低于150℃，也可适当开启轴封汽母管至大气疏水门，疏水后回关再开轴封汽调整门。

4、辅汽供轴封汽电动门前加装至凝汽器疏水管，负荷低至180MW以下时，可适当开启疏水（二道门开，一道门调节）。

5、检查老厂至#8机辅汽联箱沿途蒸汽管道疏水门微开，以防积水。

（十三）、#8/9机组给泵保护定值改动后运行措施：

＃8/9机组给泵轴承温度高、给泵电机轴承温度高、给泵推力轴承温度高、给泵耦合器轴承温度高、密封循环液回水温度高保护跳泵条件取消，均改为报警，上述保护定值改动后将增大设备损坏的可能性，为此制定措施如下：

1、加强监视给泵运行中各参数的变化，如有异常及时分析处理，特别是给泵启动、加负荷过程中的监视。

2、给泵轴承温度升高，应检查油温、油压是否正常，润滑冷油器、工作冷油器冷却水压力，阀门状态，检查各轴承振动情况。推力轴承温度升高时检查平衡管压力在主给泵进口压力1.1-1.3倍范围内，过大则推力盘可能已磨损。

3、注意检查油位变化，无加油或滤油情况下油位明显变化要认真检查系统有无泄漏或油中进水，并对油质进行化验。

4、轴承温度达到85℃（耦合器轴承、电机轴承90℃），有备用泵的切换备用泵运行，无备用泵时加强监视运行并报上级主管领导，如继续升高应做减负荷停泵处理。

5、给泵轴承温度急剧升高至90℃（耦合器轴承、电机轴承95℃），立即停泵。

6、给泵密封循环液回水温度95℃，有备用泵的切换备用泵运行，无备用泵时加强监视运行并报上级主管领导，如继续升高应做减负荷停泵处理。

（十四）、#8、9机组低负荷时单台给泵运行技术措施：

1、确认运行泵工作正常后，方可停运另一台给泵，给泵启/停时，机组长或值长到位监护。

2、非顺控停用给泵时，注意检查主给泵无倒转现象，否则应关闭出口门，转子静止后将出口门打开做备用，若出口门打开后泵再次出现倒转时，联系检修处理，不允许再启动该泵运行。

3、给泵停用过程中，注意再循环门保护动作正常，泵停运后检查启动条件满足，将联锁及各保护功能投入（重点检查备用二台给泵“抢水连锁”功能投入），暖泵门开启，监盘人员每小时检查一次备用泵“启允许条件”满足。

4、尽可能避免给泵在2/3转速（3500转/分钟左右）处长时间运行，此时偶合器发热量最大，工作油回油温度过高易使易熔塞熔化泄油，轻者造成工作油、润滑油温高，重者给泵不能正常运行。

5、如启动A泵或B泵运行，应尽量将待启动泵所在母线电压调整至6.3kV以上，启动时注意监视空预器、EH油泵、定子水冷泵及给煤机运行情况，防止上述辅机低电压跳闸。

6、2008年11月3日#8/9机组给泵RB逻辑修改为：

（1）单泵运行时，如负荷≥180MW时（原为≥170MW），产生RB，切磨投油，目标负荷160MW；（2）二台给泵运行时，停运一台给泵后，RB自动复位负荷为≤170MW（原为≤160MW）。

7、每倒班每台机组至少进行一次单泵运行时给泵跳闸的事故预想。

8、附#8/9机组给泵互为联锁逻辑：

(1) 单泵运行时：

a．给水泵A运行中跳闸，联启给水泵B，若联启B不成功则联启C;

b．给水泵B运行中跳闸，联启给水泵A，若联启A不成功则联启C

c．给水泵C运行中跳闸，联启给水泵A，若联启A不成功则联启B

(2) 双泵运行时：

a．给水泵A、B运行，A跳联启C

b．给水泵A、B运行，B跳联启C

c．给水泵A、C运行，C跳联启B

d．给水泵A、C运行，A跳联启B

e．给水泵B、C运行，C跳联启A

f、给水泵B、C运行，B跳联启A

（十五）、330MW机组性能试验运行注意事项

1、试验在机组稳定运行，无异常情况下进行，试验过程中设备出现异常，危及机组安全运行时，终止试验，恢复设备至正常状态，查明原因，并报主管领导同意后方可继续进行。

2、低负荷试验，轴封供汽来自再热冷段，试验前检查辅汽联箱汽压、温度正常。

3、根据性能试验方案，辅汽联箱汽源由本机再热冷段供给，老厂至#8机辅汽联箱联络门前疏水门或#8/9机辅汽联箱联络门疏水门，保持暖管状态，随时可向#8机或#9机辅汽联箱供汽。

4、试验要求切断辅汽联箱至除氧器供汽，在关小调整门过程中，注意辅汽联箱压力变化，

及时调整辅汽联箱压力，无效时停止操作，防止辅汽联箱安全门动作。

5、备用给泵再循环门保持开状态，以满足备用泵启动条件。

6、所有加热器危急放水门不允许用钩子加力校紧。

7、由于#7高加至#6高加疏水调整门存在缺陷，290MW及以上负荷时，不允许关高加危急疏水手动隔离门，否则将因疏水不及导致高加水位高三值保护动作，#6高加危急疏水电动门检查没有内漏，不必关手动隔离门，若需要关手动隔离门时，必须加强高加水位监视，试验过程中因高加疏水门卡涩或高加钢管泄漏导致高加水位升高，立即将手动隔离门开出，高加水位高Ⅲ三值保护不动作，应立即手操高加保护，给水走旁路。

8、机组高加切除运行试验，高加抽汽管道疏水门打开，疏汽量大时可用手动门调节。

9、关闭凝结水至定冷水箱补水门前，确认软化水至定冷水箱补水门开启。

10、试验中，凝汽器、除氧器、定冷水箱、闭式水箱水位异常时，应停止试验，进行补水，查明原因并处理正常后，试验方可继续进行。

11、高、低压旁路暖管阀门保持开状态，试验期间不要隔离，防止旁路开启后管道产生振动。

12、除氧器水位高三值保护动作值应为3100mm，由于测点安装位置偏低，实际高三动作值为3030mm，要求除氧器最高运行水位在2700mm。当水位波动导致除氧器高三值保护动作，五段抽汽逆止门、抽汽电动门关闭后，检查溢流阀动作情况，水位正常后要及时恢复除氧器进汽，进汽调整门不要瞬间开大，要逐渐开启，防止除氧器发生强烈振动。除氧器瞬间失压有可能造成给泵汽化，要做好这方面的事故预想。

13、辅汽至除氧器、再热冷段至辅汽联箱、五段抽汽至辅汽联箱隔离后，恢复前必须加强暖管疏水。

14、阀门控制方式改变或加减负荷时，应注意监视机组轴系振动、轴向位移、轴瓦推力瓦块温度及负荷变化。

15、凝汽器半面运行试验，真空不低于-92Kpa，否则减负荷或中止试验。试验操作要求：(1)调整运行侧凝汽器出水门至80度；(2)关停运侧凝汽器抽空气门；(3)关停运侧凝汽器进水门（先关小出水门至20度）；(4)检查真空泵工作正常，凝汽真空稳定，试验可进行。

16、机组VWO工况负荷点（360MW）试验应重点注意下列事项：

(1)机组一次调频退出。

(2)试验前，主机交、直流润滑油泵试转正常。

(3)试验开始，加负荷过程中，监视调节级压力不大于14.7Mpa，各监视段不超压，轴向位移、轴瓦推力瓦块温度在规程值范围内。

(4)控制机前压力不大于17.7Mpa，压力偏置设为零。做好机前压力18.5Mpa高压旁路快开机组跳闸事故预想。

(5)控制再热蒸汽压力不大于4Mpa，再热蒸汽压力4.4Mpa低旁快开，将使机组凝汽真空快速下降及热井水位急剧上升，应做好这方面的事故预想。

(6)密封瓦回油温度不大于75℃，出现大于75℃情况时汇报专工。

(7)注意监视给泵电流、推力瓦块温度、振动在规程值内，否则不允许加负荷。

(8)监视凝泵电流、热井水位，将变频凝泵转速提到工频转速，必要时启动备用工频凝泵运行。

(9)凝汽真空降至-92Kpa，启动备用循环水泵运行。

17、试验加减负荷速率控制在2MW/min，高负荷出现协调控制不稳定时，退出协调控制。

18、高、低压加热器至除氧器排气门关闭时间过长，应注意监视端差变化，可在某一负荷点试验结束后打开排气再关回，继续下阶段试验。

19、每一负荷点试验结束后，应开启除氧器排氧门，下一负荷点试验前再关闭，以保证给水水质合格。

20、试验期间阀门操作必须严格执行操作卡制度，明确阀门关闭、开启时间及操作人、监护人，确保阀门恢复时不存在漏项。

（十六）、#8机组汽端漏氢引起明火运行措施：

1、加强对发电机氢压、密封油泵电流、油氢差压的监视，差压阀、平衡阀退出运行改手动调整时，更应加强检查，熟知正常运行时的油压、油流、油位参数，在表计失灵后能有效快速进行处理，监盘中发现参数有异常变化时要及时进行分析处理，并上报主管生产领导。

2、氢、空侧密封油泵出口压力调整在0.8-0.85MPa可满足密封用油,否则应检查滤网前后压差或油管道系统有无泄漏,密封油滤网切换运行时操作要缓慢,防止油压波动过大造成差压阀、平衡阀工作失常，导致发电机进油或跑氢。

3、调整密封油泵出口压力时，操作用力要均匀缓慢，不允许油泵出口压力大幅波动，这是相当危险的，容易造成密封油失压，发电机氢气外漏，或造成备用泵联动，油压过高油管振动，导致表管接口松脱漏油等异常情况发生。

4、备用密封油泵联动后，应及时派人到就地且联系好后再停油泵，及时调整泵出口压力至正常值，停泵操作人注意监视油氢差压、泵电流、氢气压力变化，发现异常及时启动备用泵。

5、当班期间，出现备用密封油泵联动的情况视为设备运行异常，交班内容里应有记录，以利于数据收集分析，查明原因，消除隐患。

（十七）、新厂至老厂辅汽并汽运行操作措施

新、老厂辅汽联通改造工作已完成并投入运行，在操作过程中，发现个别班组投用不当，导致备汽母管发生振动，为此制定措施如下：

新、老厂辅汽全退方式下的投用：

1、检查开启老厂备汽母管上所有疏水门，直至无积水排出。

2、检查开启新厂至老厂辅汽母管上所有疏水门，直至无积水排出。

3、检查关闭再热器联箱至新厂辅汽母管隔离门、调整门。

4、检查新厂辅汽至老厂备用汽联络门1、2关。

5、开启新厂至辅汽母管电动门（#9机为手动隔离门），手动隔离门调节，对辅汽母管进行暖管疏水，正常后保持辅汽母管疏水门微开，根据需要调节手动隔离门。

6、开启新厂辅汽至老厂备用汽联络门2，联络门1调节对备汽母管进行暖管疏水，正常后保持备汽母管疏水门微开，调节联络门1，控制备汽母管压力0.4-0.6MPa。

7、备汽母管投入过程中，注意监视备用机组缸温、排汽温度变化，发现异常及时分析，查找原因并处理，特别是在转子静止情况下，禁止汽缸进冷水、冷汽。

8、新、老厂辅汽母管退出运行后，沿途疏水门必须打开，防止积水造成管道腐蚀。

新厂辅汽母管运行方式下的投用：执行上述的3-7项措施。

（十八）#8、#9机组循环水泵运行措施

9A循环水泵顺控启动时出口门开启时间过长导致一次启动失败，针对上述设备问题，制定相应运行措施：

1、#9机组循环水泵单泵方式情况下安排9A循环水泵运行，9B循泵联锁备用。

2、循泵定期切换时将9B循泵启动运行1小时稳定后停运备用。

3、循环水泵的退备检修值长应报部门领导和厂领导同意，机组长或值长报专工后退备。

4、循环水泵出口门检修后的初次启动由值长或机组长联系专业和检修人员到场后启动试运。

5、加强对#8、#9机组循环水泵运行检查，监盘人员加强运行参数监视与分析。

6、机组长组织本班人员做好预想和岗位演练，值长监督到位。

7、#8、#9机组循环水泵逻辑修改运行注意事项

（1）循环水泵顺控启动逻辑做如下修改：

a.取消循泵启动后，60秒出口蝶阀全开信号未发出跳泵条件。

b.循泵顺控启动，出口蝶阀全开信号未发，且出口蝶阀全关信号存在，60秒自动停泵。

c.事故联锁启泵，超驰开出口蝶阀、启动循环水泵，出口蝶阀全开信号未发，且出口蝶阀全关信号存在，60秒自动停泵。

d.增加“手动超驰启”按钮，按“确认”按钮启泵后，超驰开出口蝶阀、启动循环水泵，出口蝶阀全开信号未发，且出口蝶阀全关信号存在，顺控停泵功能不起作用，60秒发“循泵启动出口门关”报警。

(2)运行注意事项

a.正常情况下，循环水泵启停、切换必须采用顺控启动方式，且就地有专人监视出口门开度及设备检查。

b.异常情况下（如凝汽器真空缓慢下降），应先顺控启动备用循环水泵，并注意循泵电流在额定值内、凝汽器循环水进口压力有所升高，再派人就地进行检查，如发现循泵出口门开度在30度以下，循泵无异常时维持当前运行方式，报主管生产领导，若出现泵体振动且有逐渐增大趋势时，作减负荷处理，根据振动情况停泵。

c.运行循泵跳闸后，将联锁超驰开备用循泵出口蝶阀、启动循环水泵。循泵跳闸后如备用泵联启出口门开至15°而泵不联动，可手动启动循泵，循泵启动后再手动全开出口门。若联启失败，立即手动按“手动超驰启”按钮抢投备用循环水泵（1-2次）。

d.手动抢启备用循环水泵，超驰开出口蝶阀、启动循环水泵，若出口蝶阀全开信号未发，且出口蝶阀全关信号存在，顺控停泵功能不起作用，60秒发“循泵启动出口门关”报警，必须手动开启出口门，无效时，如发现电流大于240A以上，凝汽器循环水进口压力接近零，凝汽真空继续下降，说明出口蝶阀在完全关闭状态，则停运该泵。

（十九）开式泵无备用方式下的运行措施

开式水泵因各种故障退出运行进行检修的现象较为常见，且检修时间相对较长，给机组安全可靠运行带来隐患，特别是在运行泵跳闸抢投失败后，若运行处理不及时或处理措施不当，有可能造成事故扩大，为此制定措施如下：

1、在无备用开式泵情况下，值班人员要加强对开式水系统各运行参数的监视及设备巡回检查，发现异常及时分析处理并汇报主管生产领导。

2、运行开式泵跳闸后，要立即进行抢投，并注意启动条件是否满足。

3、如运行开式泵跳闸后抢投无效，立即启动备用循环水泵运行（双泵运行省略该项操作），并进行下列操作：

(1)立即快速将机组负荷减至200MW以下，同时关小凝汽器循环水A、B侧出水门至凝汽器进水压力0.12-0.14MPa（防止凝汽器打压），控制凝汽器真空不低于-90KPa；

(2)检查跳闸开式泵进出口门全开状态；

(3)闭式水系统进行边补边排，以减缓闭式水温升速度；

(4)调整汽包水位，保持一台给泵运行；

(5)加强监视机组润滑油温、各轴承金属温度、推力瓦金属温度、各轴承振动（#8、#9机组振动保护退出状态）等参数，根据各轴承金属温度、振动变化继续减负荷，在冷却水中断短时间内不能恢复时，轴承金属温度达到110℃，振动达到保护值立即打闸停机。

(6)主机润油温上升过快时，可退出一组闭冷水器运行，此时要加大闭式水补排流量。

4、闭式水温度升高对给泵、发电机、真空泵、密封油等冷却设备影响重大，开式水中断后要加强对上述设备运行参数的监视，达到规程保护值的要立即停机停泵，防止事故进一步扩大。

5、因给泵运行参数超限停机的，根据汽包水位启动备用给泵运行。

6、开式泵检修期间，将两组开式水滤网投入运行。

7、各值值长、机组长要做好事故预想，确保应急处理及时准确到位。

三、锅炉专业：

（一）防止锅炉“四管爆漏”造成的非停：

1、加强对锅炉超温的管理工作，建立建全台帐，按规定进行超温考核，严格控制运行中汽温、受热面管壁超温；

2、锅炉的启、停操作过程中严格执行操作票，按规程规定的汽温、汽压变化曲线操作，严禁盲目的赶时间；

3、停炉后的保养工作严格按规程执行，特别是停炉抢修时应注意不能为了赶时间而违规操作；

4、锅炉定排和连排严格按规程及化学监督进行，保证汽水品质合格，要防止定期排污操作不当影响锅炉水循环的情况的发生；

5、加强炉本体吹灰系统的检查，按规定进行锅炉本体吹灰操作，保持受热面干净，防止吹损受热面，同时也要防止炉膛吹灰影响燃烧造成燃烧不稳锅炉灭火的事情的发生；

（二）燃用偏离设计煤种指标的煤时防止锅炉结焦、塌焦、制粉系统爆炸、燃烧恶化锅炉灭火等引起的非停：严格执行锅炉专业制定的《防止煤质差引起锅炉灭火的措施》、《防止锅炉塌焦的注意事项》

等相关措施；

（三）捞渣机故障抢修、放渣的措施：

捞渣机故障抢修不需要放掉渣船的水即可工作时，检修部应组织好人力物力，争取在最短的时间内修复好。检修过程中机组尽可能少带负荷，减少渣船的堆渣量。若检修时间拖长，当班运行人员应定期用插杆插入渣船中检查堆渣高度，防止焦渣堆积超过关断门插入水中的部分，阻碍关断门的摇起。

摇起关断门的操作必须严格执行操作票及危险点预控单。

若检修人员要进入渣船里面工作，工作票上必须有防止关断门意外打开或捞渣机横移出位的措施，工作票许可人检查措施确已执行后才能许可工作。

炉底关断门摇起后，应根据当时负荷、燃煤灰份的含量估算渣井的堆渣量，若达到炉底关断门的最大承渣量（#8/9炉40吨，138锅炉MCR工况4小时）时，应暂停抢修工作，作好措施放掉渣井的灰渣后，再重新执行安措，继续进行捞渣机抢修。

炉底关断门摇起后，检修应设专人监护检修工作，根据现场情况清理出躲避退路，注意观察关断门的承渣情况；运行人员应注意控制燃烧及炉膛负压，防止打正压过大或大扰动引起较大的塌焦。

捞渣机故障抢修工作结束后，应通过炉底水封槽补水的方式对捞渣机渣船注水至正常的溢流，尽可能淋湿渣井的灰渣。

炉底放渣前必须清理出躲避退路，放渣操作人应穿好防烫服及高统绝缘靴，做好防止堆渣塌下外喷伤人以及渣船大量的水被焦渣排出外溢烫伤的措施后再进行放渣操作。

（四）、138MW机组燃用印尼煤的措施：

从以前煤质化验分析数据看，印尼煤与平时燃用的煤种最大的区别是其挥发份高，水份、灰份、低位发热量变化很大。印尼煤挥发份极高，对于中储式制粉系统，在使用过程中容易发生积粉积煤自燃、制粉系统爆炸的事故。水份高（规程规定全水份不超过10%），容易造成制粉系统堵煤，制粉干燥出力不足，从而影响制粉系统出力；另外对于中储式乏气送粉的制粉系统，原煤的水份过大，所有水份随干燥风带入炉膛，恶化燃烧，还造成烟气量和烟气流速的增加，对流换热增强，使过热汽超温、排烟热损失增大；印尼煤水份过大，也使得低位发热量过低，严重偏离设计值，单烧可能机组负荷不能带满。印尼煤的可磨性、炉膛燃烧的焦结性及使用时对锅炉各参数还会产生什么样的影响，要等到使用时才能发现。另外印尼煤

应掺配其它煤种燃用，燃用的结果与掺配煤种的成份、掺配的均匀度有很大的关系。

印尼煤应掺配其它煤种，控制挥发份不超过43%、全水份不超过15%、低位发热量不低于4500 kcal/kg并且掺配均匀，本措施只适用于老厂四台锅炉掺烧印尼煤，若老厂锅炉单烧印尼煤或其它炉子使用印尼煤，措施另外制定。

燃运部按要求掺配印尼煤，上煤时控制煤仓煤位不超过2/3。

运行班组认真执行锅炉专业修订后的《防止制粉系统爆炸和粉尘爆炸事故的措施》及《燃用高挥发份煤种的措施》。

按《燃用高挥发份煤种的措施》的要求作到每台炉的每一个人均了解本炉燃用煤质的情况。制粉系统的启停倒风操作要平稳，操作过程中遇到风门故障时不要随便到就地手摇开关，要做好安全措施；制粉系统启停过程要按规定投入灭火蒸汽 10 分钟（磨煤机进口、粗粉分离器进口）；制粉系统停运前要经过充分的抽风，启动前要经过充分的通风；制粉系统运行时要严格控制磨出口温度不超过70℃；要勤于对制粉管道及部件的检查，发现漏煤漏粉应及时联系检修处理，发现积煤积粉自燃及时采取措施。

对于停运制粉系统的操作提出如下要求：

给煤机停运后，调整磨出口温度不超限，维持磨煤机入口负压，维持较大的抽风门开度，抽净磨煤机筒体及制粉管道里的粉，直到粗粉分离器回粉管锁气器不动作，这个过程时间应不少于15分钟，之后再关闭再循环门，抽尽再循环管的粉，才停磨煤机。

抽粉过程中在保持磨煤机出口温度不超限的前提下维持磨煤机热风门适当开度，保持通风量避免磨温风门至热风门管段积粉，维持磨煤机入口负压在-0.6KPa左右。

制粉系统停运后发现系统内有积煤积粉自燃、磨煤机进出口温度异常升高，或闻到有瓦斯味时不能贸然倒风启动，应先往磨煤机、粗粉分离器通灭火蒸汽，要求消防队到现场帮助处理，仔细检查无自燃现象，打开给煤机盖板往磨煤机筒体淋适量水，之后稍开抽风门，充分通风，等自燃的火灭了或排走爆炸气体后再启动。

制粉系统运行时要有专人监视付盘，加强分析调整，严格控制制粉系统各参数在规定的范围内，严密监视粉仓温度。

运行中粉仓有一点温度异常升高时，控制磨煤机出口温度在50~60℃范围内压粉；粉仓温度有两点超过85℃时按锅炉运行规程规定的“锅炉运行中粉仓自燃处理”的要求执行。

按规定试验制粉系统灭火蒸汽完好，燃用印尼煤期间备用蒸汽出系应经过申请，要保证灭火蒸汽随时处于备用状态。

四台炉现场的76瓶CO2 ，发电部联系消防队检查每瓶CO2气量充足并且不超过更换期，运行当班检查CO2瓶不漏气。

生技部联系消防队再购买30瓶CO2放在锅炉现场，消防队服从当班值长的调度随时到场更换用过的CO2瓶。

启用绞龙送粉时要加强检查，停用时应双向走粉干净。

暂时维持粗粉分离折向挡板现有开度，燃用印尼煤时再根据制粉系统出力及燃烧情况，调整煤粉细度。

若原煤水份过大，应注意防止原煤斗搭桥、给煤机堵煤、磨煤机进口短管堵煤等情况发生。严格控制磨出口温度后可能影响干燥出力，应加强对制粉系统的监视与调整，注意控制给煤量，应杜绝追求小指标而盲目增加给煤量造成堵煤的现象，应防止出现给煤不均匀或突然断煤造成制粉系统爆炸的事故，作好相应的事故预想。

各班对未投用的一次风管要按规定认真吹扫，防止一次风管积粉自燃烧坏，吹扫风管要注意防止主汽超温现象。

印尼煤水份过大，对燃烧不利，还可能出现主汽超温、受热面积灰的现象；低位发热量低，可能会限制负荷。针对这些情况，应加强对燃烧的监视与调整，锅炉尽可能维持较高负荷运

电厂汽轮机运行优化措施探讨

电厂汽轮机运行优化措施探讨 随着社会经济的发展，电力企业自身的规模和效益也在不断发生着变化，这就意味著电力企业将会因此而迎来更多的经济和社会利益空间。所以，企业在发电过程中虽然有所损耗，但也能在控制损耗的过程中提升效率。 标签：电厂汽轮机；运行优化；措施 一、电厂汽轮机运行能耗分析 （一）汽轮机的配气方式 目前我厂汽轮机的配汽和运行方式：主汽门和调门各自均有独立的执行机构和调节回路，高压调节阀有两种控制方式，第一为单阀控制，所有高压调节阀同时同行程开关，节流调节全周进汽，有利于对汽轮机进行暖机。规定机组每次冷态、温态启动后，单阀状态下运行24小时，以减少固体粒子的腐蚀。第二为顺序阀控制，高压调门按一定顺序依次开启，节流损失少，效率高。两种方式可无扰切换。 （二）汽轮机启动与停止产生的耗损 汽轮机的启动与停止简单来说就是汽轮机转子应力变化。汽轮机运行时，转子表明的蒸汽参数会发生升降变化，促使转子内部的温度不稳定，当转子长时间在这种状况下工作，若是没有合理有效地处理好参数，那么汽轮机启动与停止中产生的损耗就很大，进而导致汽轮机运行效率下降，使用寿命缩短。 （三）汽轮机组运行损耗 在电厂生产运行中，汽轮机的主要作用就是为能量转化提供动力支持。汽轮机运行复杂，汽配方式也较为复杂，进而导致汽轮机组运行能耗较大。汽轮机组中的汽阀表现较为明显，而汽阀的调节主要分为两种，一种是单阀调节，另一种是顺序阀调节，其中单阀调节就是指直接利用汽轮机表面蒸汽参数进行控制，而顺序阀调节是指利用喷嘴对蒸汽阀门开关进行控制。在汽轮机运行中汽阀压力很大，喷嘴室、外缸非常容易发生变形，密封性降低等情况都会导致汽轮机运行能耗增加。 （四）汽轮机空冷凝汽器损耗 汽轮机中的空冷凝汽器直接影响着汽轮机的热传递效率，若是空气冷凝器出现问题就必定会降低热效率，进而导致整个汽轮机热传递效率被降低。另外，影响热传递效率的还有凝结水溶氧因素，若是溶氧发生问题，不仅会影响热传递效率，还会对设备和管道造成氧化腐蚀。在气温低的状况下，空冷凝汽器还容易出现流量不均衡现象，从而造成汽轮机工作效率被降低。

火电厂控制策略

先进的火电厂控制策略 1：PID控制 详细内 当今的自动控制技术都是基于反馈的概念。反馈理论的要素包括三个部分：测量、比较和执行。测量关心的变量，与期望值相比较，用这个误差纠正调节控制系统的响应。 这个理论和应用自动控制的关键是，做出正确的测量和比较后，如何才能更好地纠正系统。 PID（比例-积分-微分）控制器作为最早实用化的控制器已有50多年历史，现在仍然是应用最广泛的工业控制器。PID控制器简单易懂，使用中不需精确的系统模型等先决条件，因而成为应用最为广泛的控制器。 PID控制器由比例单元（p）、积分单元（i）和微分单元（d）组成。其输入e (t)与输出u (t)的关系为 u(t)=kp(e((t)+1/ti∫e(t)dt+td*de(t)/dt) 式中积分的上下限分别是0和t 因此它的传递函数为：g(s)=u(s)/e(s)=kp(1+1/(ti*s)+td*s) 其中kp为比例系数； ti为积分时间常数； td为微分时间常数 它由于用途广泛、使用灵活，已有系列化产品，使用中只需设定三个参数（kp，ti和td）即可。在很多情况下，并不一定需要全部三个单元，可以取其中的一到两个单元，但比例控制单元是必不可少的。

首先，PID应用范围广。虽然很多工业过程是非线性或时变的，但通过对其简化可以变成基本线性和动态特性不随时间变化的系统，这样PID就可控制了。 其次，PID参数较易整定。也就是，PID参数kp，ti和td可以根据过程的动态特性及时整定。如果过程的动态特性变化，例如可能由负载的变化引起系统动态特性变化，PID参数就可以重新整定 PID 控制的基本原理PID 控制器以其结构简单、稳定性好、工作可靠、调整方便而成为工业控制的主要技术之一。当被控对象的结构和参数不能完全掌握，或得不到精确的数学模型时，控制理论的其它技术难以采用时，系统控制器的结构和参数必须依靠经验和现场调试来确定，这时应用PID 控制技术最为方便。即当我们不完全了解一个系统和被控对象，或不能通过有效的测量手段来获得系统参数时，最适合用PID 控制技术。PID控制，实际中也有PI 和PD 控制。PID 控制器就是根据系统的误差，利用比例、积分、微分计算出控制量进行控制的。火电厂控制系统中PID 控制的应用在火电厂的工业控制系统中，由于受控对象和环境的复杂性、变化性及不确定性，往往难以建立精确的数学模型，这给有效控制带来很大的困难。一个闭环控制系统在构成之后，控制器参数整定的优劣将是决定该闭环控制系统运行品质的主要因素。计算机技术的引入将控制系统带入了智能时代。自动化技术已促使生产过程控制向智能化发展。现代工业企业已广泛采用了分散控制系统(DCS)。DCS 具有很强的过程控制和管理功能，不仅可以实现前馈、超驰、比值、串级、解耦等各种初级先进控制算法，也可采用基于模型的先进控制算法。目前典型的有：TDC 3000 中的HPC(滚动预测控制)软件、MAX-1000 中的自适应算法功能、TERMPERMME 中的状态估计及预测算法、Infi-90 上的LTS(回路整定系统)等。然而，不管采用何种先进控制技术，PID 控制在DCS系统中仍占据主导地位。工业过程的先进控制技术往往以DCS 或控制仪表的常规PID 控制为基础。 2预测控制 利用系统辨识技术建立锅炉的预测模型，对模型预测控制算法在多变量系统中的应用进行了讨论，用于控制循环流化床的蒸汽压力、蒸汽温度和炉床温度．在MATLAB/SIMULINK 环境下对模型预测控制系统进行了仿真．研究结果表明，利用系统辨识技术建立的系统模型结构简单，可以在有限时域内实现系统输

机组自启停APS系统说明

十、机组自启停APS系统专题 机组自启停控制系统APS是热工自动化技术的最新发展方向之一。APS是实现机组启动和停止过程自动化的系统，其优势在于可以提高机组启停的正确性、规范性，大大减轻运行人员的工作强度，缩短机组启停时间，从整体上提高机组的自动化水平。 FOXBORO公司根据应用经验，做如下说明： APS功能设计 APS功能包括机组自动启动与自动停止。其中自动启动有冷态、温态、热态和极热态四种启动方式，对于汽机来说，其区别主要在于汽轮机自动开始冲转时对主蒸汽参数的要求不同，因而汽轮机冲转前锅炉升压时间不同。 ●冷态方式：第一级金属温度≤120℃ ●温态方式：第二级金属温度>120℃，且≤300℃ ●热态方式：第一级金属温度>300℃，且≤380℃ ●极热态方式：第一级金属温度>380℃ 对于锅炉来说，区分以上4种启动方式，主要由汽包壁温、汽包压力和停炉时间来决定。 四种启动方式都可分为九步，每步设计为1个断点。只有在前一步完成的条件下，通过所提供的按钮确认启动下一步，APS才会开始下一步，在每一步的执行过程中，均设计“GO/HOLD”逻辑，这九步为： 1）启动准备 2）汽机抽真空 3）锅炉初始清洗 4）锅炉冷态清洗 5）锅炉点火 6）热态清洗 7）汽机冲转 8）并网、带初负荷 9）升至目标负荷（40％BMCR） 第九个断点即加负荷断点中进行到由APS设定负荷指令为40%MCR并实现后，发出由CCS进行负荷控制并投入协调方式的命令，断点完成后，APS退出，此时机组的启动已完成，机组负荷由CCS 系统控制升至操作员的设定值或由中调（AGC）给出的设定值方式。为了适应随后整个生产过程的全程自动控制，CCS必须能根据负荷指令要求自动地投切燃烧器，适应不同的负荷要求。 投入APS前，必须具备启动允许条件，如锅炉加药系统、汽水采样系统、锅炉排污系统、灰处理系统、锅炉补水系统具备投入条件，凝结水、给水系统上水，循环水系统上水，开闭式冷却水系统上水、压缩空气系统、化学精处理系统、凝汽器胶球清洗系统、凝汽器铜管造膜系统具备投入条件，启动密封油系统，发电机充氢等已准备好。 机组自动停止也可设6步，也设计“GO/HOLD”逻辑，这6步分别为： ①减负荷 ②最小负荷 ③解列 ④汽机跳闸 ⑤真空破坏及燃烧器退出

火电厂控制非停的措施

火电厂控制非停的措施文稿归稿存档编号：[KKUY-KKIO69-OTM243-OLUI129-G00I-FDQS58-

火电机组非停分析与减少非停的措施截止2015年8月底，某公司所属及控股火电单位累计发生非计划停运统计为30次，较去年同期减少3次。虽有好转，但不容乐观。只有在认真分析历次非停发生原因的基础上，从管理、人员、设备和技术等方面制定相应措施，才能消除设备隐患，进一步提高安全生产管理水平，持续提高设备健康水平，提高人员的业务能力和水平，夯实安全生产基础，有效控制机组非计划停运次数，实现长周期安全生产。 一、问题汇总、归类 在今年已发生的30次非停中，按专业分：锅炉专业16次、汽机专业5次、电气专业5次、热工专业3次、其它1次；锅炉专业出现的问题占总数一半以上。 按故障类型分：因人为责任造成的非停3次、设备原因5次、技术问题引起的非停为8次、管理不到位造成非停5次、材质原因5次、煤质原因3次；可见，由于技术问题未得到及时解决而引发机组非停次数较多；另一方面，如果按照“质量保证体系”中“问题出现的原因均可归结于管理”的理念，将“人为原因、设备原因、管理不到位、材质原因、煤质原因”归结为“管理缺失”，则由于管理缺失而导致的机组非计划停运要占到相当大的比例。 由此，可将问题产生的原因归于两大类： 1.技术难题未得到及时解决； 2.生产管理缺失。 二、问题分析及对策 一）技术难题 1.技术难题情况

最为突出的是：所属某公司#7炉顶棚过入口联箱管道布置不合理，汽流分配不均，局部超温爆管，发生4次（有2次未统计，实际为6次）。 此外，技术难题还有： #10炉炉管内氧化皮堆积，引发爆管； #7、#8机汽流激振引发汽机轴振大停机； #8机EH油压大幅波动，致油管短时剧烈振动开裂，大量漏油打闸停机； 另一公司#7机ATS电磁阀故障无状态检测信号，在做ATT试验时，机组跳闸。 某暂未得到解决的技术难题较多（4个）。这也是今年该公司非停次数多的主要原因之一。（此类非停共6次） 对于上述存在的技术难题应逐一制定解决方案，尽快结合机组检修机会加以解决。2.对策和措施 分项制定措施，加以解决。认真制定和落实技改、非标计划。 二）对生产管理缺失类问题的分析 1.人为原因造成非停，反映出培训、生产和安全管理缺失 在3次人为因素导致的非停事件中，集中反映出生产管理的缺失。 1）临时工越界工作、现场监管不到位，班组、部门、厂级等各环节验、检查收走过场等，反映出生产管理缺失，安全和质量监督、保障体系运转异常； 2）公司曾经多次强调防止吹灰器故障吹损受热面的防范。个别单位对此仍不重视，不进行专项工作规则、措施的细化，致工作流程、职责和责任不明确，当吹灰器故障后，未引起各方面的高度重视，组织与措施不得力，处理不及时。同样的问题再次发生。同时，也反映出反事故措施不落实，人员责任心不强。 3）劣质煤掺烧已不是新事物，公司也曾细致地对此项工作提出过具体、严格要求。但个别厂在一个时期内频繁出现堵煤、断煤情况，且曾出现过两次因堵煤发生较大的工况

集控运行机组优化运行管理技术措施(120503)

机组优化运行管理技术措施 编制：王毅薛德仁张喜来赵志良吴焕清审核：支国庆 批准：杨邺张忠 北方联合电力临河热电厂

机组优化运行管理技术措施 1、主机运行优化 1.1机组启停阶段 1.1.1机组启动阶段 1.1.1.1恢复待启动机组循环水系统时，如另一台机组运行，则启动初期，循环水系统由运行机组串带。 1.1.1.2恢复待启动机组开式水系统时，如另一台机组运行，则启动初期（接带负荷50MW前），由运行机组循环水系统串带，开式水系统保持静压供水。 1.1.1.3恢复待启动机组闭式水系统时，如另一台机组运行，则启动初期（接带负荷50MW前），由运行机组串带。注意：串带时，注意监视机组闭式水箱水位。 1.1.1.4系统冲洗 系统冲洗阶段，采用采用纯汽泵方式，电泵停转备用。当汽包压力达0.8Mpa 左右时，利用辅汽冲转汽泵。启停机中若电泵运行应尽量减少阀门的节流损失；用调节给水泵转速来调节给水流量和给水压力，以提高效率。并且再循环阀关至10-20%，减小电动给水泵电耗。 锅炉点火前3小时左右，辅汽至汽泵汽源管道暖备至主汽门前。如主汽门、调速汽门严密性差，应暖备至电动主汽门前。 1.1.1.4.1通过凝补泵（除盐水泵）给除氧器上水至 2.0米，放水至凝汽器进行冲洗。 1.1.1.4.2凝汽器放水至-4米高悬浮废水坑。 1.1.1.4.3当凝结水及除氧器出口水含铁量大于1000微克／升时，应采取排放冲洗方式。 1.1.1.4.4当冲洗至凝结水及除氧器出口含铁量小于300微克／升时，启动变频凝结泵，凝结水系统投入运行，采取循环冲洗方式，并投入凝结水精处理装置，使水在凝汽器与除氧器间循环。投入凝结水系统加氨处理设备，控制冲洗水PH 值位9.0－9.3，以形成钝化体系，减少冲洗腐蚀。 1.1.1.4.5当除氧器出口含铁量小于200微克／升时，凝结水系统、低压给水系统冲洗结束。无凝结水精处理装置时，应采用换水方式，冲洗至出水含铁量小于100微克／升。

燃气蒸汽联合循环机组自启停控制系统(APS)研究及应用

燃气蒸汽联合循环机组自启停控制系统（APS）研究及应用 发表时间：2018-12-18T10:32:49.603Z 来源：《基层建设》2018年第31期作者：秦晓洁 [导读] 摘要：APS是电厂热工自动控制技术的研究热点之一，本文论述了APS基本概念、体系框架及其重点技术，并结合燃气蒸汽联合循环机组控制特点，对APS应用在联合循环机组中提出了规划方案，并提出了在APS建设中应注意的问题和建议。 中国电力工程顾问集团中南电力设计院有限公司湖北武汉 430071 摘要：APS是电厂热工自动控制技术的研究热点之一，本文论述了APS基本概念、体系框架及其重点技术，并结合燃气蒸汽联合循环机组控制特点，对APS应用在联合循环机组中提出了规划方案，并提出了在APS建设中应注意的问题和建议。 关键词：APS；自启停控制；燃气蒸汽联合循环 1 概述 联合循环机组启动过程中，通过控制燃机的负荷即控制燃机的排气量和排气温度，使其按合理的温度梯度加热锅炉蒸汽，满足进入汽轮机的主蒸汽的流量和温度及压力的参数要求，在安全的前提下尽可能的缩短联合循环机组的启动时间，以获得良好的经济效益。 APS可以使机组按照预先设定好的程序完成机组的自动启停，这不仅大大简化了运行人员的操作强度，还可使机组的启停做到标准化、规范化，提高机组的安全可靠性，避免误操作；另外APS也缩短了机组的启动时间，提高了机组的经济效益。因此，对于联合循环机组，设置APS将为电厂以后的运行带来极大的便利。 2 APS的主要研究内容 2.1 APS的体系框架 APS采用4 层金字塔形结构，由上至下分别为机组级控制层、功能组级控制层、子功能组级、驱动级，该结构采用合理的层控制方式，APS的体系框架如图1所示。 图1 APS体系框架示意图 采用上述分层控制方式，每层任务明确，层与层之间接口界限分明，同时，各层之间联系密切可靠。将整个机组控制化大为小，将复杂的控制系统分成若干个功能相对独立和完善的功能组，减轻了机组控制级统筹全厂控制的压力，简化了控制系统的设计。 2.2 APS的断点设计 断点方式将APS启动和停止这个大顺控分为若干个顺控来完成，每个断点的执行均需人为确认才能开始。采用断点控制方式，各断点既相互联系又相互独立，只要条件满足，各断点均可独立执行，符合电厂生产过程的工艺要求。 断点设计是APS的核心技术之一，断点设计的合理与否关系到APS应用和实施的成败，APS的断点设计要结合机组设备实际情况和运行人员的经验和需求（控制断点一般不多于10个），要按机组自启停的过程来设计。各断点既相互联系又相互独立，要适合机组各种的运行方式，符合电厂生产过程的工艺要求，既可给APS 系统提供支持，又可满足对各单独运行设备及过程的操作要求。 3 联合循环机组工程设想 3.1 总体设计思想： （1）项目逻辑模块化：根据阶段单元、步骤单元、信号单元、状态显示等各种完成特定功能的控制逻辑设计成模块化。 （2）步骤阶段化：通过合理而有效的设备控制程序的阶段和步骤，以及对危及机组安全的反向判据的连续监控，使机组的启停程序综合考虑安全性和经济性。 （3）判据条理化：一次判据、二次判据、反向判据、指令时间、允许时间、等待时间、判据的有效区及其对程序重定位的影响，都是APS的充分考虑因素。 （4）运行经验化：注重实际操作指导的功能。 3.2 框架设计方案 按照APS的分级原则，将热力系统工艺流程分解成若干局部的独立过程。由设备级控制设备实现相对独立的启停阶段；再由功能组级联系设备级完成单系统启停和自动控制；最终由机组级协调功能组级、相对独立的设备和控制系统等，来共同实现机组的全程启停控制。 机组级：机组自启停主控程序（APS）。 功能组级：余热锅炉系统（给水系统等），机组SCS系统（凝结水系统、疏放水系统、工业水系统、除氧给水系统、润滑油系统、循环水系统等），燃机控制系统（燃机自启停），高低压厂用电系统（励磁系统、自动准同期等）。 子功能组级：高压给水、中压给水、凝结水泵、给水泵、工业水泵、低压厂用电备用自投、高压厂用电备用自投子组等。 驱动级：单台电动机，电动门，电磁阀，断路器等控制系统。 3.3 断点设计方案

火力发电厂防止机组非计划停运控制措施

防止机组非计划停运控制措施为防止机组非计划停运，保证机组长期安全、稳定、经济运行，特制定本措施。 一、强化运行管理，提高设备健康水平 1、加强值班管理，部门值班人员必须经常深入现场，了解机组及设备运行状况，了解设备缺陷消除情况，加强运行人员劳动纪律管理，以身作则，切实将安全生产工作落到实处。 2、运行人员必须按规定定期进行设备巡检，及时发现缺陷，及时填报缺陷单，并为检修消缺创造条件，及时消缺，检修结束后运行人员要严格按要求验收。以提高设备的健康水平。 3、机组各项保护必须按规定投入，未经总工批注严禁随意退出。有机组启动或发生汽机跳闸时，必须保证汽机保护装置可靠投入，以防止汽轮机保护未投造成设备损坏。 4、严格执行重大操作监护制度，尤其是重大操作，运行管理人员执行好重大操作到位制度. 5、值班人员认真监盘，精心调整，机组各项参数控制在规定范围内，发现运行参数异常变化，要认真分析，采取针对性的措施，控制好异常参数的变化。 6、加强生产现场巡回检查力度，确保巡回检查质量，能够及时发现设备缺陷和隐患并及时联系消除。 7、在执行节能措施时，坚决杜绝采取拼设备的方法，要确保设备健康运行。 8、做好设备的消缺工作，对具备消缺条件的工作，要立即安排消缺工作，不拖不推，对于不具备立即消缺条件的工作，要提前做好消缺准备工作，采取必要的安全措施，避免缺陷范围扩大，对带有联锁、保护的热工测

点消缺，必须在采取可靠准确无误的安全措施后方可进行，避免由于消缺工作而导致机组发生非停。 9、利用机组检修或调停机会，积极配合检修或消缺工作，恢复设备的健康状况，严格按照试验要求，做好设备的试验工作，确保试验不丢项，保证机组正常启动。 10、对于发生过的非停等不安全事件，要认真分析，坚持“四不放过”的原则，彻底查清原因，并制定针对性的安全技术防范措施，立即进行整改，防止类似不安全事件的再次发生。 11、冬夏两季，要严格执行防冻及迎峰度夏防汛措施，避免发生由于执行措施不到位，而造成机组的非计划停运。 12、完善应急预案和自然灾害引发生产安全事故预报、预警、预防机制，做到迅速反应、超前预防、果断决策、有效应对，避免发生由于外因或自然灾害造成机组的非计划停运。 二、严格执行设备的定期轮换和试验制度 1、备用的辅助设备均应轮流切换使用，严格执行设备的定期切换工作。 2、严格按规定进行设备定期轮换和试验，并严格按照各种保护、联锁试验操作票和重要辅助设备切换操作票执行。 3、备用中的设备启动前测量绝缘良好，绝缘不合格的禁止启动。 4、在设备的试验或切换中，发现设备异常和缺陷，应填写设备 缺陷单，立即通知检修处理；当在设备的试验和切换过程中，如发生 事故，立即停止试验和切换，并将设备恢复原状态，待事故处理完毕查清原因后方可继续进行试验和切换工作。 5、重要辅助设备进行切换工作，?必须使用操作票，并严格执行操作

水冷螺杆式低温冷冻机组详解

KDSL系列水冷螺杆式低温冷冻机组是凯德利公司针对钢铁、医药、电子、化工、食品等特殊行业，根据多年工业用冷冻机组设计经验，综合国内外先进技术精心设计研发的新一代低温冷冻设备，其温度范围可在 -30℃ ~ 0℃之间任意调节，压缩机采用国际知名品牌的新型螺杆压缩机，比一般压缩机能效高出20%~30%，并获得欧美多国专利和ISO9001国际品质认证。系统零部件及电气控制元件均采用国际著名品牌，性能稳定可靠，控制系统采用PLC触摸屏控制，使操作更为简便。可根据客户需求订制各种使用工况的冷冻设备。

凯德利牌双级复叠机组是以酒精或盐水作为载冷剂的低温冷冻机机组由两台压缩机组成二元复叠式制冷系统，高温级采用R22/R404A为工质，低温级采用R23为工质，其工作过程如下： 1、高温级 R22/R404A循环系统：被压缩的R22/R404A高压制冷剂蒸汽从压缩机排出，经过油分离器，进入冷凝器，在冷凝器中通过不断流动的冷却水带走热量，凝结成高压R22/R404A液体。液态R22/R404A制冷剂由冷凝器出来后，经过干燥过滤器、电磁阀等，进入膨胀阀节流降压为低压液体。然后进入冷凝—蒸发器，在冷凝—蒸发器内吸收R23的热量，蒸发成低压蒸汽后流入压缩机中。制冷剂R22/R404A不断重复上述循环，保证了低温级 R23循环系统的正常运行。 2、低温级 R23循环系统：被压缩的R23高压制冷剂蒸汽从压缩机排出，经过油分离器与油过滤器，进入冷凝—蒸发器，在冷凝—蒸发器中通过吸收 R404A级冷量，凝结成R23高压液体。液态R23制冷剂由冷凝—蒸发器出来后，经过干燥过滤器等，进入膨胀阀节流降压为低压液体。然后进入蒸发器，在蒸发器中R23吸收载冷剂热量，汽化蒸发为低压蒸汽后流入压缩机中。制冷剂 R23不断重复上述循环，为用户提供低温载冷剂。

和利时优化控制方案6--HOLLiAS APS机组自启停控制系统

机组自启停控制系统APS（Automatic Power Plant Startup and Shutdown System）是机组自动启动和停运的信息控制中心，它按规定好的程序发出各个设备/系统的启动或停运命令，并由以下系统协调完成：协调控制系统（CCS）、模拟量自动调节控制系统（MCS）、锅炉炉膛安全监视系统（FSSS）、汽轮机数字电液调节系统（DEH）、锅炉汽机顺序控制系统（SCS）、给水全程控制系统、燃烧器负荷程控系统及其它控制系统（如ECS电气控制系统、A VR电压自动调节系统等），以最终实现发电机组的自动启动或自动停运。 【概述】 在设计有APS功能的机组时，CCS、MCS、FSSS、DEH等系统均要围绕APS进行设计，协调APS完成机组自启动功能。APS的控制多采用断点控制方式。各断点下设计相关功能组完成特定的功能。 断点方式是将APS启动过程根据既定的控制策略分为若干个系统来完成，每个断点的执行均需人为确认才能开始。采用断点控制方式，各断点既相互联系又相互独立，只要条件满足，各断点均可独立执行，适合火电机组多样的运行方式，符合电厂生产过程的工艺要求。有关APS断点的设置，应根据现场设备的实际情况，满足各常规控制系统的运行要求，从而实现机组的自启停控制，也可满足对各单独运行工况及过程的操作要求。 断点下的各功能组的不是单纯的顺控，而是一个能自动完成一定功能的系统组，功能组具有很强的管理功能，作为中间的连接环节，向下协调有关的控制系统（如MCS）按自启停系统的要求控制相关

的设备，向上尽量减少和APS的接口，成为功能较为独立的一块，这样就减轻了上一级管理级APS的负担，同时也提高了机组的自动化水平。即使在APS不投运的情况下，运行人员仍然可调用该功能组，实现某些可以自动控制自动管理的功能。例如在给水全程自动控制中，APS与MEH、SCS等系统相互协调，自动完成汽泵之间的启动、停止、并泵等功能，以满足全程给水自动控制功能。 【功能】 分为机组启动顺序控制和机组停止顺序控制两组； 实现对各设备系统子组顺控功能组的调度工作； APS控制系统状态控制及显示； 机组APS控制系统设置为按需使用，不投入时不影响机组的正常控制； 采用断点的形式，将机组各种系统按机组启动或停止要求进行分类控制； 具有对系统子组状态的监控功能； 具有一定超驰控制能力，例如断点自动选择以及并行系统的跳步运行； 每个断点顺控组应具有中断及恢复功能。按设备的运行情况选择执行步序； 操作员站上具有根据系统控制逻辑的操作画面及指导。 【逻辑结构】 机组自启停系统可分为三层管理结构：

机组自启停系统应用策略与调试

机组自启停系统应用策略与调试 Application Strategy and Experiment about Autom atic Pow er Plant Start2up and Shut2dow n System 余振华 YU Zhen2hua (广东湛江电力有限公司,广东　湛江　524099) 摘要:机组自启停系统(APS)是大型机组自动控制的潮流和方向,文章结合工程应用实例,介绍了奥里油电厂APS的逻辑框架及相关的断点设置原则,及APS调试中所遇到的技术难题的解决办法。 关键词:APS;应用;调试 中图分类号:T K323　文献标识码:B　文章编号:1671-8380(2007)05-0027-03 1　概述 湛江奥里油发电厂2×600MW机组锅炉系东方锅炉厂生产的D G2030/17.4-I1型亚临界一次中间再热自然循环汽包炉,单炉膛平衡通风,燃烧器分三层奥里油,三层轻油,采取前后墙对冲燃烧方式;汽机是由哈尔滨汽轮机厂生产的N600-16.7/ 537/537、亚临界、一次中间再热、四缸四排汽、高中压分缸、双流低压缸、单轴冲动凝汽式机型;发电机为哈尔滨电机厂生产的QFSN-600-2,水—氢—氢冷却方式机型;机组DCS系统采用北京ABB公司的SYMPHON Y系列分散控制系统,机组自启停控制系统(APS)作为DCS系统的一个重要组成部分,要求达到从机组启动准备到机组带满负荷以及机组满负荷到机组停机全过程自动控制。 机组自启停控制系统(APS)是机组自动启动和停运的信息控制中心,它按规定好的程序发出各个设备/系统的启动或停运命令,并由以下系统协调完成:机组自动控制系统(APS)、模拟量自动调节控制系统(MCS)、协调控制系统(CCS)、锅炉炉膛安全监视系统(FSSS)、汽轮机数字电液调节系统(DEH)、锅炉给水泵小汽机调节系统(M EH)、汽轮机旁路控制系统(BPC)、锅炉汽机顺序控制系统(SCS)、给水全程控制系统、燃烧器负荷程控系统及其它控制系统(如ECS电气控制系统、AVR电压自动调节系统等),以最终实现发电机组的自动启动或自动停运。2　机组自启停控制系统的架构及应用 2.1　APS总体架构 机组自启停系统总体架构分为3层: ①第一层为操作管理逻辑。其作用为选择和判断APS是否投入,是选择启动模式还是停止模式,选择哪个断点及判断该断点允许进行条件是否成立。如果条件成立则产生一信号使断点进行。可以直接选择最后1个断点(如升负荷断点),其产生的指令会判断前面的5个断点是否已完成,如没有完成则先启动最前面的未完成断点,具有判断选择断点功能,从而实现机组的整机启动。 ②第二层为步进程序。其是APS的构成核心内容,每个断点都具有逻辑结构大致相同的步进程序,步进程序结构分为允许条件判断(与门),步复位条件产生(或门)及步进计时。当该断点启动命令发出而且该断点无结束信号,则步进程序开始进行,每一步需确认条件是否成立,当该步开始进行时同时使上一步复位。如果发生步进时间超时,则发出该断点不正常的报警。 ③第三层为各步进行产生的指令。指令送到各个顺序控制功能组实现各个功能组的启动/停止,各个组启动/停止完毕后,均返回一完毕信号到APS。APS的总体策略框图如图1所示。 收稿日期:2007-05-1072 2007年第5期 广西电力

探讨火力发电厂运行的几个节能减排措施

探讨火力发电厂运行的几个节能减排措施 摘要 随着工业技术的不断发展和人民生活水平的不断提高 人类对能源的需求量也在逐年增加。火力发电厂在运行时要消耗大量的煤 一般一台12 5万k W的机组 标准煤耗量为380g kWh。为了保持资源永续和提高生活质量 促进经济发展 各个火电厂都把降低煤耗量作为降低发电成本、提高经济效益的重要任务来抓。本文就针对火力发电厂中的节能减排工作进行一番探析 希望可以产生一定的效益。 关键词 火力发电厂节能减排应用 1前言 信息、通讯、计算机、智能控制、变频技术的发展 为火力发电厂的高效、节约运作、科学管理 以及过程优化提供了前所未有的手段 进而促进火力发电厂的科学管理和自动化水平的提高。针对节能工程必须追求合理的投资回报率 电厂企业节能工程不可能大而全 盲目求新的实际情况 电厂节能工程的指导原则如下 “效益为主”、“分项实施”、“技术更新”与“重点突破”等相互结合。怎样在火力发电厂来落实和贯彻这些方针政策 来大力促进火力发电厂节能是一个值得探讨的问题 而推广应用各种新技术、新工艺、新管理是实现节能的唯一途径。 2做好火力发电厂的生产环节控制 2.1提高火力发电厂的燃烧煤质。从而降低能耗 节约成本。煤炭的质量对火力发电厂的经济效益影响很大。通常来说 在广泛应用煤粉锅炉的火力发电厂中 燃煤的成本能够占到发电成本的百分之七十五左右 而占上网电价成本的百分之三十左右。如果不提高煤质 使用的煤质较次 则会导致火力发电厂的煤炭消耗量和电力使用率增加 也会造成锅炉和辅助设备的严重损耗。因此。在实际应用中 提高燃煤质量 做好人厂和人炉燃煤质量的控制 能够有效减少燃煤的消耗量 节约火力发电厂的发电成本 实现火力发电厂的节能减排。 2.2优化锅炉燃烧率 减少燃煤能量损失 做好节能减排管理工作。火力发电厂中最大的燃煤消耗设备就是锅炉设备 通过优化锅炉燃烧效率来实现火力发电厂节能减排管理工作的潜力很大。煤炭等燃料在锅炉内的燃烧过程中 往往会造成一定程度的能量损失 这些损失主要包括 可燃气体或固体未完全燃烧造成的热损失、锅炉自身散热造成的热损失、锅炉排渣和整理烟尘排放中所携带的热损失等。因此 提高锅炉燃料燃烧率 减少能量损失 是做好火力发电厂节能减排管理工作的重要举措。在实际应用中。我们可以使用的主要措施有 2.2.1通过提高入炉的空气温度、控制过量空气系数、充分混合空气与煤炭(煤粉)、合理降低煤粉细度、调整锅炉的燃烧程度和保障锅炉内一、二次风的混合时间等来减少可燃气体和固体中因未完全燃烧所造成的热损失 2.2.2可以通过严密水冷壁和锅炉炉墙结构、采用先进的保温材料保障炉墙与管道的保温性能以及增加锅炉周围空气的温度来实现对锅炉自身散热导致热损失的控制

制冷电气控制系统

冷库制冷电气控制系统 一名词解释 1、vvvf变频调速 VVVF意为可变电压、可变频率，也就是变频调速系统。VVVF控制的逆变器连接电机，通过同时改变频率和电压，达到磁通恒定（可以用反电势/频率近似表征）和控制电机转速（和频率成正比）的目的。 2、PLC可编程控制器 答案一：一种具有微处理机的数字电子设备，用于自动化控制的数字逻辑控制器，可以将控制指令随时加载内存内储存与执行。可编程控制器由内部CPU，指令及资料内存、输入输出单元、电源模组、数字模拟等单元所模组化组合成。 答案二：可编程逻辑控制器是一种数字运算操作的电子系统，专为在工业环境应用而设计的。它采用一类可编程的存储器，用于其内部存储程序，执行逻辑运算、顺序控制、定时、计数与算术操作等面向用户的指令，并通过数字或模拟式输入/输出控制各种类型的机械或生产过程。可编程逻辑控制器及其有关外部设备，都按易于与工业控制系统联成一个整体，易于扩充其功能的原则设计。 3、星三角形启动 电动机启动时，把定子绕组接成星形，以降低启动电压，限制启动电流。等电动机启动后，再把定子绕组改接成三角形，使电动机全压运行。 4、压缩机油压差保护 是一种压缩机安全保护的控制器，用来感知压缩机的压缩腔内润滑油压力与压缩机的曲轴箱（等同吸气压力）内的回油压力差是否符合设定值，并通过传导机构和加热装置控制触点通断的传感控制器件。当油压差过高或过低时断开压缩机交流接触器线圈串联的触点，自动切断电源，使制冷压缩机停机，避免制冷压缩机的传动部件烧坏。活塞油压差规定比吸气压力高0.15~0.3Mpa，螺杆比排气压力高0.15~0.3Mpa。 5、无触点继电器 指依靠半导体器件和电子元件如晶闸管的电、磁和光特性来完成履行其隔离和继电切换等功能而无机械运动构件的，输入和输出隔离的一种继电器。主要用于集成控制电路一次接线图上的。 6、调功器 又称调压器，是应用晶闸管及其触发控制电路并加以正弦等宽脉冲等技术，可连续调整负载上的电压电流、盘装功率的调整单元。 7、专业模块控制系统 包括输入输出模块，是针对某一专业系统联动控制的重要组成部分，模块多有一对常开、常闭触点，通过模块上面的触点连接外接电路来实现外部设备的联动控制。 8、压缩机能量调节控制系统 二填空 1、调节控制器常用方式主要有比例、微分、比例积分、比例积分微分、开停 2、大功率制冷空调系统压缩机电机，常用星三角形、自耦变压器减压启动、软启动器三种电路 3、一般控制电路根据二次接线图主要分为__外接形图_ _P形图_ _T形图_三种类型 4、制冷电气控制系统中，压缩机保护电路主要有油温、电机过热、冷凝压力、蒸发压力、油压差，排气温度

火电机组运行优化指导意见

附件： 中国大唐集团公司 火电机组运行优化指导意见 （试行） 安全生产部 二○一二年九月

目录 1 总则 (1) 2 机组启停方式优化 (2) 3 汽机运行优化 (6) 4.锅炉运行优化 (12) 5 电气设备运行优化 (18) 6 热工控制系统优化 (21) 7 辅助系统方式优化 (23) 8 供热优化 (28) 9 空冷系统运行优化 (29) 10 运行参数优化 (30) 11 负荷经济调度 (31)

前言 为深入贯彻落实集团公司“优化运行、确保安全、降本增效”专项活动部署，充分发挥设备能力，深入挖掘设备潜力，全面优化机组运行方式，降低运行消耗，提高火电机组运行的经济性水平，制定本指导意见。 本指导意见明确了火电机组运行优化的围、容、基本要求、方法以及需要注意的事项等，为运行优化工作提供指导。 本指导意见由中国大唐集团公司安全生产部组织起草。 主要起草单位：大唐国际发电股份。 主要起草人：大唐国际祝宪、博生、德勇、黄俊峰、黄治军、王军、彦鹏、冬、郝晨亮，发电公司利平，分公司董志勇、艾秋菊、马清贵，发电公司满辉、杜俊鸿，分公司陆元湖，发电公司业盛。 本指导意见由中国大唐集团公司安全生产部负责解释。

1 总则 1.1 运行优化是根据机组主、辅机设备运行状况，在与设计值、行业标准值同类型机组标杆值对标的基础上，通过开展性能试验及综合分析，建立一整套科学、合理的运行调整方法和控制程序，使机组始终保持最安全、最经济的运行方式和最佳的参数控制，降低机组运行消耗。 1.2 运行优化必须坚持“保人身、保电网、保设备”基本原则，任何系统、设备、操作的优化方案均不准违反“两措”的要求。 1.3 运行优化要以机组设计值和行业标准值为基础，对每台机组及公用系统开展对标分析、性能试验，全面分析查找影响机组节能降耗的问题；通过加强操作调整、设备治理和改造，实现机组运行指标达到设计值的目标。 1.4 运行优化的主要容包括机组启停过程优化，汽轮机、锅炉、电气、除尘脱硫、燃料输送、热工控制、辅助系统、供热、空冷系统、运行参数、负荷经济调度优化等。各火电企业要结合设备、系统和运行人员积累的宝贵经济调整经验，不断完善优化方案，有针对性地开展运行优化工作，杜绝生搬硬套。 1.5 运行优化要以机组耗差分析系统为参考依据，以绩效考核为保障，深入开展指标竞赛活动，充分调动全体员工的积极性、主动性和创造性，强化全员的节能降耗意识，实现机组参数压红线运行。 1.6 运行优化不是简单的运行方式和参数的调整，而是一

华电国际电力股份有限公司四川分公司火电机组“降非停”工作方案

附件 华电国际电力股份有限公司四川分公司火电机组“降非停”工作方案 2015年，各火电单位狠抓各项降非停措施的落实，设备可靠性得到有效提升，尤其是电气热工原因引起的机组非停得到有效遏制。为进一步巩固成果，切实做好2016年火电机组降非停管理工作，特制定本工作方案。 一、2015年火电机组非停情况 2015年公司发生非停7台次，年台均0.63台，较华电国际高0.19次（较集团公司高0.04次）。其中四管爆漏4次，锅炉原因1次，电气原因1次，热工原因1次，影响电量1.47亿千瓦时。各单位发生非停情况为： 1. 广安公司：发生非停4次，年台均0.67次，锅炉四管原因2次，热工、电气原因各1次，影响电量4350万千瓦时。 2. 珙县公司：发生非停2次，四管原因1次，锅炉减温水系统原因1次，影响电量9367万千瓦时。其中#61炉水冷壁泄漏，被华电国际认定一类障碍。 3. 内江高坝电厂：发生非停1次，为四管爆漏，影响电量1027万千瓦时。 尽管公司2015年公司非停同比下降11次，降幅较大，

尤其是珙县公司电气热工两个专业和攀枝花三维公司实现了全年机组“零非停”。但广安、珙县、内江机组强迫停运台均次数仍高于华电国际平均水平，暴露出在防非停方面基础管理仍不扎实，措施落实不够，采取的对策和措施针对性不强等问题。 二、2016年降非停措施及要求 1. 坚持“零非停”目标。为深入贯彻“零非停”理念，公司将进一步加大非停奖惩力度，按照“发生非停（泄漏）就考核、全年实现零非停（泄漏）就奖励”的原则，年终公司将结合绩效目标管理规定对各单位非停情况进行考核。 2. 强化“零非停”管理。各单位要牢固树立“零非停”目标不动摇，努力打造“零非停”机组和“零非停”电厂，检修、运行每个专业都要制定本专业防非停措施和定期工作计划，按照“四个凡事”要求，将防非停责任落实到每个岗位，并不断根据集团公司月度设备异常情况通报中的案例教训以及系统外其他单位的典型案例，举一反三，不断完善各专业防非停措施和定期工作，逐渐形成防非停工作规范化管理，切实做到防非停责任明确，目标清楚，指标具体，同时各级管理人员都要不定期抽查各专业防非停措施及定期工作执行情况，确保防非停措施真正落实到位。 3. 坚持非停“四不放过”。机组非停发生后，分管领导要亲自主持非停分析会，要按照“四不放过”原则，在分析技术原因、设备原因的基础上，要深入排查背后的管理原因，非停原因尤其是管理原因分析不清时机组不能启动，原因清

火电机组启动和深度调峰期间 环保达标排放的运行优化措施

火电机组启动和深度调峰期间环保达标排放的运行优化措施摘要：环保设施中，基于设备工作原理及特性，脱硫和除尘器系统均可实现随 机启停，能够保证并网后二氧化硫和烟尘的达标排放。但是，脱硝系统的投运受SCR区入口烟气温度限制，不能随机启动，运行中因负荷低被迫多次退出，造成 氮氧化物超标而被环保考核或不能获得环保补偿电价，因此确保氮氧化物达标排 放是环保达标的木桶短板，及时、合理投入脱硝装置是保证氮氧化物达标排放的 主要因素，也是保证机组环保达标排放的关键。 关键词：火电机组；环保；脱硝；运行优化。 Operational optimization measures for environmentally-friendly discharge during start-up and deep peak shaving of thermal power units Jianzhong Liu Qingtongxia Aluminium Power Generation Co.，Ltd.；Qingtongxia，Wuzhong，Ningxia；751600 ABSTRACT：In the environmental protection facilities，based on the working principle and characteristics of the equipment，the desulfurization and dust collector systems can achieve random start and stop，which can ensure the emission of sulfur dioxide and soot after the grid connection.However，the operation of the denitration system is limited by the inlet flue gas temperature in the SCR，and it cannot be started randomly.During the operation，it is forced to exit several times due to low load，resulting in excessive nitrogen oxides and being environmentally assessed or unable to obtain environmental compensation electricity price.Therefore，to ensure the nitrogen oxide discharge is the environmental protection standard of wooden barrel short board.The timely and reasonable input of denitration device is the main factor to ensure the emission of nitrogen oxides，and it is also the key to ensure the environmental protection of the unit. KEY WORD：Thermal Power Unit；environmental protection；desulfurization；operation optimization. 1 问题研究及优化策略 1.1 问题研究 目前，很多煤电企业通过设备改造以适应深度调峰和机组启停期间的环保考核，尚未从运行优化调整方面进行深入探讨和试验，设备改造不但投资成本较高，而且不一定达到预期效果，且又增加了系统的复杂程度和运行操作的难度。因此，我们提出：立足现有生产设备，深入挖潜、合理利用环保政策、硫酸氢氨、锅炉 和环保设施的特性，通过开展设备综合治理、锅炉燃烧调整试验、喷氨优化试验 等工作，从运行优化调整方面确定合理方案，实现准确控制喷氨量，减少氨逃逸 和氨消耗量，全负荷环保达标排放，从而低成本解决机组全负荷达标排放的问题。 1.2 优化策略 1.2.1机组启停： 锅炉不能产生爆燃等隐患；减少受热面吸热和快速增加负荷提高脱硝装置入 口烟气温度，尽快投运脱硝装置；充分利用环保考核值采用小时均值。 1.2.2深度调峰： 减少炉膛出口氮氧化物浓度；维持烟气温度，保证脱硝装置正常运行。 2 控制措施 2.1 启动过程中优化措施