单元机组升负荷至额定值

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任务2.9单元机组升负荷至额定值【任务简介】单元机组初始负荷暖机结束后，锅炉、汽轮机按照冷态启动曲线升负荷至额定负荷，并完成各系统的切换操作，维持机组安全经济运行。【任务要求】知识要求：1.掌握单元机组负荷控制的不同方式，理解机组协调控制的意义和操作方式；2.熟悉方向闭锁、迫升/迫降、RB快速减负荷功能原理及动作条件；3.掌握回热加热器系统的组成、投运及运行维护；4.掌握制粉系统的运行调整原则，熟悉磨煤机、给煤机启动逻辑。能力要求：1.能根据机组工况选择合适的负荷控制方式；5.会回热加热器系统、制粉系统的启动和维护操作；6.能根据机组工况的变化及时切换辅助系统及设备。态度要求：1.能主动学习，在完成任务过程中发现问题，分析问题和解决问题；7.能与小组成员协商、交流配合完成本学习任务。【建议课时】8课时一、相关知识(—)单元机组负荷控制系统1.单元机组负荷调节方式单元机组负荷调节的主要目的是在保证机组安全的基础上，快速调节机组负荷以满足外界的需要。但由于锅炉、汽轮机的调节特性相差较大，锅炉的热惯性大，反应慢；汽轮机热惯性小，反应快，因此在设计单元机组的负荷调节系统时，应根据机组在电网中的地位,充分考虑机炉的特性差异，使机组在适应负荷变化时二者协调动作。单元机组负荷的自动调节方式有以下三种方式。(1)锅炉跟随的负荷调节方式图2-74为以锅炉跟随为基础的协调控制方式。此方式是以汽轮机为基础，锅炉跟随的负荷控制方式，简称炉跟机方式。该方式是在汽轮机侧控制负荷(输出电功率)Nt,锅炉侧控制主蒸汽压力Pt的基础上，让汽轮机侧的控制配合锅炉侧控制Pt的,种协调控制方式。汽轮机主控制器接受机组负荷指令(功率给定值)N。与机组实发功率反馈信号Ne,当负荷指令N。改变时,

1汽轮机主控制器立即根据负荷偏差AN=No-Ne，改变进入汽轮机子控制系统（即DEH系统）的负荷指令N“进而改变进汽调节阀的开度内，以及进汽流量，使发电机输出的电功率Ne迅速与机组负荷指令N。趋于一致，满足负荷的需求。锅炉主控制器接受主蒸汽压力的给定值P。和机前实际蒸汽压力的反馈信号P”当汽轮机侧调负荷或其他原因引起主蒸汽压力R变化时，锅炉主控制器根据汽压偏差△P=Po-Pr，改变锅炉子控制系统的负荷指令N-,从而改变锅炉的燃烧率（及相应的给水流量等），以补偿锅炉蓄能的变化，尽力维持主蒸汽压力Pt的稳定。由于汽轮机侧响应负荷指令N。的速度比较快，即在负荷指令N。改变时，通过改变进汽调节阀的开度内，可充分利用锅炉的蓄能，使机组的实发功率Ne作出快速响应。此时，势必引起主蒸汽压力Pt的较大的变化，尽管锅炉侧的控制可根据主蒸汽压力的偏差来补偿锅炉蓄能的变化，但由于主蒸汽压力对燃烧率的响应存在着较大的惯性，仍然会使主蒸汽压力出现较大的暂态偏差。为减小主蒸汽压力在负荷过程中的波动，可将主蒸汽压力偏差AP信号引入汽轮机侧的控制之中，以此限制汽轮机进汽调节阀的开发变化，以防止过度利用锅炉的蓄能，从而减少了R的动态变化。以上利用4P时汽轮机进汽调节阀的限制作用，可减缓主蒸汽压力的急剧变化，但同时减缓了机组对负荷的响应速度。由此可见，该协调方式是以降低负荷响应性能为代价来换取汽压控制质量的提高的。或者说是通过抑制汽轮机侧的负荷响应速度，使机炉之间的动作达到协调的，其结果兼顾了负荷响应和汽压稳定两个方面的控制质量。该方式的特点是：汽轮机接受负荷指令，负责调节功率，具有较好的负荷响应能力：锅炉负责调节汽压，维持汽压的稳定，由于锅炉动态响应慢，动态过程中汽压波动大；因机炉间的相互影响，燃料扰动（如增加）时压力、功率都有变动（上升），而为保持原有功率,汽轮机的调节汽门要动作（关小），更使压力有所波动（增加）.（2）汽轮机跟随的负荷调节方式图2-75为以汽轮机跟随为基础的协调控制方式。此方式是以锅炉为基础，汽轮机跟随的负荷控制方式，简称机跟炉方式。该方式是在锅炉侧控制负荷（输出电功率）Ne,汽轮机侧控制主蒸汽压力Pt的基础上,让汽轮机侧的控制配合锅炉侧控制Ne的一种协调控制方式。锅炉主控制器接受机组负荷指令（功率给定值）N。和机组实发功率反馈信号Ne：当负荷指令N。改变时，锅炉主控制器根据负荷偏差AN=No-Ne，改变锅炉子控制系统指令N“，从而改变锅炉的燃烧率（及相应的给水流量等），以适应负荷的能量需求。汽轮机主控制器接受主蒸汽压力的给定值P。和机前实际主蒸汽压力反馈信号，当锅炉侧调负荷或其他原因引起主蒸汽压力Pt变化时，汽轮机主

2控制器根据汽压偏差Ap=Po-Pt,改变汽轮机子控制系统的负荷指令Nt,从而改变进汽调节阀的开度内及进汽流量，以维持主蒸汽压力Pr的稳定。山于锅炉侧主蒸汽压力对燃烧率的响应缓慢，在负荷指令N。改变时，通过改变燃烧率并不能马上转化为适应负荷需求的蒸汽能量，即不能马上在4P变化上体现负荷需求。显然,汽轮机侧根据4P不能及时控制电功率Nt与Ne相适应。为提高机组的负荷响应能力，可将负荷偏差信号AN引入汽轮机侧的控制之中，以此改变汽轮机进汽阀的开度，在锅炉侧响应负荷的迟缓过程中，暂时利用蓄能使机组迅速作出负荷响应。以上4N及时改变汽轮机进汽调节阀开度的作用，可提高机组的负荷响应能力，但同时会引起主蒸汽压力较大的动态偏差，由此可见，该协调方式是以加大汽压动态偏差为代价来换取负荷响应速度的提高的。由于这种协调控制方式直接由负荷指令控制燃烧率，可以说它是通过加快锅炉侧的负荷响应速度，使机炉之间的动作达到协调的。其结果同样是兼顾了负荷响应和汽压稳定两个方面的控制质量。该方式的特点是：锅炉接受负荷指令，负责调节功率，负荷响应能力差，不仅不能利用锅炉蓄能，负荷增加时，还要先向锅炉附加蓄能，以提高汽包压力；因机炉间的相互影响，燃料扰动时，机组功率波动也大，不利于电网周波的稳定；但因汽轮机调压的动态响应比锅炉调压快，不论负荷变化或燃料扰动，汽压波动都小，有利于机组本身运行参数的稳定。(3)机炉协调控制的负荷调节方式图2-76为综合型协调控制方式。此方式是锅炉一汽轮机综合功率控制方式，简称协调方式。该方式是上述两种协调控制方式的综合。图2-76综合型协调控制方式在锅炉跟随为基础或汽轮机跟随为基础的协调控制方式中，只有一个被控量是通过两个控制变量的协调操作来加以控制的，而另一个被控量是单独由一个控制变量来控制的，因而，它们只是实现了“单向”协调。“单向”协调控制在负荷的响应过程中，机组或机炉之间的能量供求仍存在较大的动态失衡现象。为避免这•问题，综合协调控制方式采用的是“双向”协调，即任一被控量都是通过两个控制变量的协调操作来加以控制的。当负荷指令N。改变时，机、炉主控制器同时对汽轮机侧和锅炉侧发出负荷控制指令，改变汽轮机进汽调节阀开度和燃烧率(及相应的给水流量等)。一方面利用蓄能暂时快速响应负荷的变化，另一方面改变进入锅炉的能量，以保持机组输入能量与输出能量的平衡。当主蒸汽压力产生偏差时，机、炉主控制器对汽轮机侧和锅炉侧同时进行操作，一方面通过加强对锅炉燃烧率的控制，以补偿蓄能的变化；另一方面适当限制汽轮机进汽调节阀的开度，控制蒸汽流量，维持主蒸汽压力稳定，以保证机炉之间的能量平衡。

3由此可见，机炉协调控制的调节方式能较好地保持机组内外两个能量的供求平衡关系，既具有较好的负荷适应性能，又具有良好的汽压控制性能，是一种较为合理和完善的协调控制方式，但系统比较复杂。2.单元机组负荷控制系统（1）单元机组负荷控制的特点随着大容量机组在电网中的比例不断增大，以及因电网用电结构变化引起的峰谷差逐步加大，大容量单元机组的运行方式也逐步发生了变化，过去常常只带固定负荷的大机组，现在也需要根据电网中心调度所的负荷指令和电网频率偏差，参与电网的调峰、调频，甚至在机组的某些主要辅机出现局部故障的情况下，仍然维持机组的运行。在单元制运行方式中，锅炉和汽轮机既要共同保障外部负荷要求，也要共同维持内部运行参数（主要是主蒸汽压力）稳定。单元机组输出的实际电功率与负荷要求是否•致，反映了机组与外部电网之间能量的供求平衡关系；而主蒸汽压力是否稳定，则反映了机组内部锅炉与汽轮机之间能量的供求平衡关系。然而，锅炉和汽轮机的动态特性存在着很大差异，即汽轮机对负荷请求响应快，锅炉对负荷请求响应慢，所以单元机组内外两个能量供求平衡关系相互之间受到制约，外部负荷响应性能与内部运行参数稳定性之间存在着固有的矛盾，这是单元机组负荷控制中的一个最为主要的特点。（2）负荷控制系统的组成图2-77为负荷控制系统的组成原理示意图。单元机组协调控制系统是由负荷管理控制中心（或称负荷指令处理装置，简称LMCC）、机炉主控制器和相关的锅炉、汽轮机子控制系统所组成。负荷管理控制中心（LMCC）的主要作用是：对•机组的各负荷请求指令（电网中心调慎所负荷自动指令ADS、运行操作人员设定的负荷指令）进行选择和处理，并与电网频率偏差信号一起，形成机组主/辅设备负荷能力和安全运行所能接受的、具有一次调频能力的机组负荷指令N。。N。作为机组实发电功率的给定值信号，送入机炉主控制器。中。(LMCC)Maat图2-77负荷控制系统的组成原理示意图机炉主控制器的主要作用是：接受负荷指令N。、实际电功率Ne、主蒸汽压力给定值P。和实际主蒸汽压力Pt等信号；根据机组当前的运行条件及要求，选择合适的负荷控制方式：根据机组的功率（负荷）偏差&V=No-Ne和主蒸汽压力偏差△尸=尼一片进行控制运算，分别产生锅炉负荷指令（锅炉主控制指令）N„和汽轮机负荷指令（汽轮机主控制指令）Nt»Nb、Nt作为机炉协调动作的指挥信号，分别送往锅炉和汽轮机有关子控制系统。机、炉的各有关子控制系统，是对锅炉、汽轮机实现常规控制的有关系统，它们包括：燃料量控制系统、送风量控制系统、炉膛压力控制系统、一次风压控制系统、二次风量控制系统、过热汽温控制系统、再热汽温控制系统、给水（汽包水位）控制系统、燃油压力控制系统、除氧器的水位和压力控制系统、凝汽器的水位和再循环流量控制系统、直吹式磨煤机（

4一次风量、出口温度、给煤量）控制系统、发电机氢气冷却控制系统、锅炉连续排污控制系统、电动泵的密封水差压和再循环流量控制系统、汽动泵的密封水差压和再循环流量控制系统以及协调控制系统的支持系统一炉膛安全监控系统（FSSS）和汽轮机数字电液控制系统（DEH）等等。这些系统对机、炉主控制指令Nb、Nt来说，相当于伺服（随动）系统，它们根据N,、Nt指令，控制锅炉的燃烧率和汽轮机进汽调节阀的开度，维持机炉的能量平衡和参数稳定，保证机组运行的安全性和经济性。负荷管理控制中心和机炉主控制器是机组控制的协调级，起着上位控制作用，是协调控制系统的核心，有时将其直接称为协调控制系统；而锅炉、汽轮机各子控制系统是机组控制的基础级（直接控制级），起着最基本、最直接的控制作用，它们的控制质量将直接影响负荷控制质量。因此，只有在组织好各子控制系统，并保证其具备较高控制质量的前提下，才有可能组织好协调控制，并使之达到所要求的负荷控制质量。（3）负荷指令处理装置的主要功能负荷指令处理装置又称负荷管理中心（LoadManagementControlCenter,LMCC）,它的主要功能是：1）负荷设定器的管理，主要是两种负荷指令方式及其切换。两种负荷指令分别是：ADS（或称AGC）方式，即机组的负荷指令来自电厂的上级电网调度所；LOCAL方式，即本地方式，此时机组负荷指令由运行人员在机组集控室控制盘上设定。两种负荷指令方式之间的切换应该是平稳、无扰动的。2）负荷指令限制管理，包括负荷高限制、负荷低限制、负荷变化的速率限制、负荷指令增闭锁和负荷指令减闭锁、负荷指令的迫升和迫降。3）功频校正控制。4）当机组辅机发生部分故障、停机不停炉或带厂用电运行时，为了保证机组正常运行,不管此时电网对机组负荷要求如何（即不接受电网负荷要求），都能把机组负荷降到相应的水平（故障后所能允许的负荷水平）。在机组降负荷过程中，可按照故隙类型自动选择不同的降负荷速度。（4）机炉主控制器的主要功能1）主控制器接受负荷指令处理装置的给定功率指令、机组实发功率指令、给定主蒸汽压力和实际主蒸汽压力等指令，发出汽轮机调节阀开度及锅炉燃烧率指令，对单元机组进行调节，以适应外界负荷变化及保证机组运行的稳定性。2）主控制器能根据机组运行工况，对不同的运行控制方式进行切换，实现单元机组协调控制、锅炉跟随、汽轮机跟随及手动等运行方式的切换。（5）负荷控制方式根据单元机组运行操作的需要，在设计负荷控制系统时预先确定若干种负荷控制方式,以供运行时选用。尤其是当锅炉或汽轮机发生故障时，主控制器应能自动无扰动地切换运行方式，保证机组的安全运行。负荷控制方式可归纳为下列六种（不同的机组应根据各自运行要求取舍）：1）方式I一机炉协调控制方式该方式适用于机组带变动负荷或固定负荷时的正常运行工况。此时，锅炉和汽轮机各自的子控制系统均投入自动。机组可接受ADS命令或运行人员改变负荷的指令来控制机组负荷，机组同时参与电网调频。该方式亦称功率控制方式。

52）方式H一汽轮机跟随锅炉而机组输出电功率可调控制方式该方式适用于机组带固定负荷时的正常运行工况。此时，锅炉和汽轮机各自的子控制系统均投入自动。机组的负荷指令仅由运行人员手动给定（可调），机组不参与电网调频，调度所也不能改变机组的负荷。机组采用该方式运行的目的在于很好地控制主蒸汽压力。3）方式川一锅炉跟随汽机而机组输出电功率可调控制方式锅炉运行正常，锅炉主控制器为自动方式，汽轮机运行正常，汽轮机调速器正常，而汽轮机主控制器可能正常或不正常。这种运行方式具有负荷适应快的优点，它可用于机组的正常运行，机组启动时也可用此运行方式，此时锅炉把主蒸汽流量信号作为超前信号来控制主蒸汽压力，而汽轮机控制机组出力。4）方式W一汽轮机跟随锅炉而机组输出功率不可调方式当汽机运行正常，锅炉部分辅机工作异常而使机组输出功率受到限制时采用该运行方式。此时，机组的输出功率决定于锅炉所能承担的最大负荷，而不接受任何外来的负荷要求指令。在这种运行方式时，锅炉主控制器为手动状态，汽轮机主控制器为自动调压状态，以维持机前压力为定值。5）方式V一锅炉跟随汽轮机而机组输出功率不可调方式当锅炉运行正常，汽轮机部分设备工作异常而使机组输出功率受到限制时应用该方式。机组的功率决定于汽轮机所能承担的负荷。锅炉投入自动，用以维持主汽压力在允许范围内变化。6）方式VI一手动控制方式这时锅炉和汽轮机都处于手动控制，单元机组的运行由运行人员手动操作，主控制系统中的负荷要求指令跟踪机组的实际输出功率，为投入自动作好准备。表2-53列出各种控制方式所对应的主控制器状态。表2-53负荷控制方式的实现负荷控制方式主控制器A/M状态锅炉主控制器汽轮机主控制器基础MM锅炉跟随（不带功率控制）AM分别控制汽轮机跟随（不带功率控制）MA锅炉跟随（带功率控制）AA汽轮机跟随（带功率控制）AA以锅炉跟随为基础的协调AA协调控制以汽机跟随为基础的协调AA综合型协调AA注M一手动；A—自动。3.自动发电控制电力系统频率和有功功率自动控制统称为自动发电控制（AutomaticGenerationControl,AGO,

6是互联电力系统运行中一个基本的重要的计算机实时控制功能。其目的是使系统出力与系统负荷相适应，保持额定频率和通过联络线的交换功率等于计划值，并尽可能实现机组（电厂）间负荷的经济分配。现代电力系统的频率和功率的调整一般是按负荷变动周期的长短和幅度的大小分别进行调整的。对于幅度较小、变动周期短的微小分量，主要是靠汽轮发电机组调节系统来自动调整完成的，即所谓一次调频。一次调频的特点是由汽轮发电机组本身的调节系统直接调节，因此响应速度最快。但由于调速器为有差调节，在互联电力系统中，任一地区系统发生负载变化，一次调频结束后，仍存在频率偏移和联络线的交换功率不能维持规定值，不能保证系统功率的经济分配。因此，对于变化幅度较大、周期较电网调度中心।电厂端图2-78自动发电控制系统示意图长的变动负荷分量，需要通过改变汽轮发电机组的同步器或功率给定来实现，即通过平移调节系统的静态特性，从而改变汽轮发电机组的出力来达到调频的目的，称为二次调频。由于系统规模日益扩大，而人工调频又有局限性，不可能由一个容量足够大的调频厂来承担全部调频容量（即过去称主调频厂），不便吸收更多的电厂参加调频（因人工控制难于协调配合）。另外，在实际运行手动调频方式下，一天内各时间段的计划负载与实际负载不可能一致，其差值部分称为计划负载，亦由调频厂来负担。系统对计划内负载的分配（即预定的机组发电计划，包括开停计划）能考虑经济分配原则，但计划外负载则不能按经济原则进行分配，而只能由调频厂承担,难于做到电力系统负载在各机组间的最佳分配,不能完全实现经济调度。对互联系统也难于做到联络线交换功率维持在规定值。因此采用自动发电控制（AGC）成为必然。当二次调频由电厂运行人员就地设定时称就地手动控制；由电网调度中心的能量管理系统来实现遥控自动控制时，则称为自动发电控制（AGC）。自动发电控制的系统示意图如图2-78所示。自动发电控制系统主要由三部分组成：电网调度中心的能量管理系统（EMS）、电厂端的远方终端（RTU）和分散控制系统的协调控制系统、微波通道。实现自动发电控制系统闭环自动控制必须满足下列基本要求：(1)电厂机组的热工自动控制系统必须在自动方式运行，且协调控制系统必须在“协调控制”方式。(2)电网调度中心的能量管理系统、微波通道、电厂端的远方终端RTU必须都在正常工作状态，并能从电网调度中心的能量管理系统的终端CRT上直接改变机炉协调控制系统中的调度负荷指令。机炉协调控制系统能直接接收到从能量管理系统下发的要求执行自动发电控制的“请求”和“解除”信号、“调度负荷指令”的模拟量信号(标准接口为4〜20mA)。能量管理系统能接收到机组协调控制系统的反馈信号：协调控制方式信号和AGC已投入信号。(3)能量管理系统下达的“调度负荷指令”信号与电厂机组实际出力的绝对偏差必须控制在允许范围以内。(4)机组在协调控制方式下运行，负荷由运行人员设定称就地控制；接受调度负荷指令，直接由电网调度中心控制称远方控制。就地控制和远方控制之间相互切换是双向无扰的。在就地控制时，调度负荷指令自动跟踪机组实发功率；在远方控制时，协调控制系统的手动负荷设定器的输出

7负荷指令自动跟踪调度负荷指令。具体地说，自动发电控制有四个基本目标：(1)使全系统的发电出力和负荷功率相匹配：(2)将电力系统的频率偏差调节到零，保持系统频率为暂定值；(3)控制区域间联络线的交换功率与计划值相等，实现各区域内有功功率的平衡：(4)在区域内各发电厂间进行负荷的经济分配。上述第一个目标与所有发电机的调速器有关，即与频率的一次调整有关。第二和第三个目标与频率的二次调整有关，也称为负荷频率控制(LoadFrequencyControl,LFC)。通常所说的AGC是指前三项目标，包括第四项目标时，往往称为经济调度控制(EconomicDispatchingControl,AGC/EDC),但也有把EDC功能包括在AGC功能之中的。(二)乌拉山#4机组协调控制系统

8图2-79为乌拉山电厂#4机组负荷控制中心。乌拉山财机组负荷控制中心2009-9-2911:05:51盒301方同创保护与控制设备有网公司TOBXHUAKFWTECTI0«ACtUTTBDLCO.LTD汽包水位在手动悦蛆负荷主汽压力主汽温度炉瞰负压再燃汽温润滑油压oooooooooooooooI啦闽I以吐R•/

9图2-79负荷控制中心控制系统采用DEB式协调控制系统，将锅炉和汽轮机作为一个整体来考虑，使机组能最大限度地满足电网要求的发电数量(功率)和质量(频率)，快速、准确和稳定地响应AGC或运行人员的负荷指令。协调控制系统山三部分组成，即机组负荷指令处理回路、锅炉主控制器和汽机主控制器。这三个部分根据电网要求和机组实际状况，以高度适应的方式，向锅炉和汽轮机发出指令来协调机组的运行，确保发电机组安全、稳定、经济地运行。负荷指令处理回路接收中调指令、运行人员的指令和频率偏差指令，通过选择和计算，再根据机组主、辅机运行情况，发出机组实际负荷指令，送给机、炉主控制器，改变调节阀的开度和锅炉燃烧率。来自中调的AGC控制指令由高低限幅器将其限制在150MW〜300MW之间，当机组发生迫升/迫降或辅机故障快速减负荷工况时，AGC控制切为手动状态。1.机组协调控制方式单元机组协调控制方式有以下四种：(1)手动方式：锅炉主控制器在手动方式，汽机主控制器在手动方式。锅炉和汽机分别响应运行人员手动指令的变化。(2)锅炉跟随方式：锅炉主控制器在自动方式，汽机主控制器在手动方式。汽机响应运行人员手动功率指令的变化；汽机的能量指令以前馈方式和锅炉的输入直接平衡，锅炉快速响应汽机的能量需求，锅炉控制主汽压力。（3）汽机跟随方式：锅炉主控制器在手动方式，汽机主控制器在自动方式。锅炉响应运行人员手动功率指令的变化；汽机控制主汽压力，快速响应由锅炉引起的汽压变化，使机组功率和锅炉出力相匹配。（4）协调控制方式：锅炉主控制器在自动方式，汽机主控制器在自动方式。汽机调节功率，自动响应机组负荷指令；汽机的能量指令以前馈方式和锅炉的输入直接平衡，锅炉快速响应汽机的能量需求。2.锅炉主控（1）锅炉跟随方式。此时主调输入：DEB信号作为指令：热量信号作为反馈：机组负荷指令作为前馈信号。副调输入：主调输出作为燃料指令；燃料量作为反馈；经PID运算后去控制各台给煤机的给煤量。（2）汽机跟随方式。此时主调输入：机组实际负荷指令；实发功率作为反馈。副调输入：主调输出作为燃料指令：燃料量作为反馈；经PID运算后去控制各台给煤机的给煤量。汽机主控在汽机跟随方式时，用汽机调门来控制机前压力。特点是压力控制响应快，主汽压力很容易稳定在给定值上。在锅炉跟随方式卜汽机主控控制功率，根据机组功率偏差控制汽机调门开度，同时当机前压力偏差超出一定范围时，将压力拉回。（3）方向闭锁功能可防止各控制回路间的配合失调时，参数偏差继续扩大。发生下列情况时，机组指令增闭锁：1）机组指令达到上限。2）燃料指令达到上限。3）送风指令达到上限。4）一次风机指令达到上限。5）引风指令达到上限。6）汽机主控指令在高限。7）给水泵指令在高限。发生下列情况时，机组指令减闭锁：1）机组指令达到下限。

102）燃料指令达到下限。3）送风指令达到下限。4）一次风机指令达到下限。5）引风指令达到下限。6）汽机主控指令在低限。7）给水泵指令在低限。（4）迫升/迫降是协调控制的•种安全防护措施，迫升/迫降的主要作用对有关运行参数的偏差大小和方向进行监视，如果超过限值，则根据偏差方向闭锁机组指令，使偏差回到允许范围内。发生下列情况时，机组指令减闭锁（迫升）：1）燃料指令小于燃料量的5机2）风量指令小于总风量的5%。3）给水指令小于给水流量5机5）一次风压高于设定值IkPa。发生下列情况时，机组指令增闭锁（迫降）：1）燃料指令大于燃料量的5机2）风量指令大于总风量的5%。3）给水指令大于给水流量5虬4）一次风压低于设定值lkPa«（5）RB功能也叫快速减负荷功能，是针对机组主要辅机故障采取的保护措施，即当机组部分主要辅机（如给水泵、送风机、弓I风机）发生故障时，快速降低机组负荷以适应辅机出力的保护措施。根据辅机故障情况，可有不同工况的RB。1）送风机RB：运行中的一台送风机跳闸。2）引风机RB：运行中的一台引风机跳闸。3）一次风机RB：运行中的一台一次风机跳闸。4）给水泵RB：运行中的一台给水泵跳闸。5）磨煤机RB：运行中的磨煤机跳闸。发生RB工况时控制原理如下：1）如果#1磨或#2磨运行则投下层油枪，如果下层汕枪启动不成功，则投中层油枪。2）如果#1、#2磨未运行则投中层油枪，如果中层油枪启动不成功，则投下层油。3）如果两台以上磨煤机运行，按#5、#4、#3磨顺序切除，时间间隔3秒。磨煤机运行中跳闸，按第1）条和第2）条原则投油枪，协调控制系统判断是否产生磨煤机RB,如果不是，其它磨煤机自动提速，确保燃料平衡：如果是，处于自动工况的给煤机提高到最大出力，尽量减少燃料量的不平衡。在切除燃料的同时，通过前馈作用使引风机静叶开度减小，幅度与切除的燃料量成比例。如果一台送风机在运行中跳闸产生RB工况，则对引风机控制进行相应比例的前馈作用，以减小炉膛压力波动幅度。如果一台引风机在运行中跳闸产生RB工况，则对送风机控制进行相应比例的前馈作用。协调控制系统根据负荷与燃料量的关系快速减负荷，自动识别机组的负荷区及实发功率下降速度，当实际负荷达到RB目标值或下降速度小于3MW/min时，RB过程结束。（三）回热抽汽系统4.回热抽汽系统的作用及组成

11在汽轮机中做过一部分功的蒸汽，引入回热加热器加热给水，可提高电厂的热经济性。回热抽汽管道•侧是汽轮机，一侧是具有一定水位的加热器和除氧器。在汽轮机负荷突降和甩负荷时，就可能使蒸汽和水倒流入汽轮机，引起汽轮机超速及水击事故。为防止上述事故的发生，在回热抽汽管道上采取以下保护措施。（1）装设气动止回阀。当电网或汽轮机发生故障，自动主汽阀关闭时，联锁快速关闭止回阀，切断抽汽管路。对于现代大容量机组，由于除氧器的汽化能量较大，在与除氧器连接的抽汽管道上均增设一个止回阀，以加强保护。（2）设置电动隔离阀。当任何一台加热器因管系破裂或疏水不畅，水位升高到事故警戒水位时，通过水位信号自动关闭相应抽汽管道的电动隔离阀，与此同时，该抽汽管道上的

12止回阀也自动关闭。电动隔离阀的另一个作用是在加热器停用时，切断加热器汽源。在有些机组抽汽电动隔离阀上还设置旁路阀，以减小大口径电动隔离阀的预启力，同时对阀体进行预热。(3)在每一根与回热抽汽管道相连的外部蒸汽管道(如辅助蒸汽汽源管道)上，均设置电动隔离阀和止回阀，严防蒸汽倒流。(4)安装在汽轮机抽汽口侧的电动隔离阀或止回阀，应尽量靠近汽轮机，以减少汽轮机甩负荷时阀前抽汽管道内贮存的蒸汽能量，有利于防止汽轮机超速。(5)电动隔离阀前或后、止回阀前后的抽汽管道低位点，均设有疏水阀。当任何一个电动隔离阀关闭时，联锁打开相应的疏水阀，将抽汽管内可能积聚的凝结水疏至扩容器，防止汽轮机进水。在机组启动时，疏水阀开启，将抽汽管道暖管的凝结水及时疏放出去。当机组低负荷时，利用疏水阀保持抽汽管道处于热备用状态，以便随时恢复供汽。回热抽汽系统如图2-80所示。全机共有七级不调整抽汽。高压缸共二级，第一级供高压加热器H1,第二级用高压缸排汽供高压加热器H2。中压缸共有二级，第三级供高压加热器H3,第四级供除氧器HD和辅助蒸汽联箱。低压缸共有三级，分别供低压加热器H5〜H7。在第一到第六级抽汽管道上，均采取了如前所述防止蒸汽和水倒流入汽轮机的保护措施。在第七级抽汽管道上未装任何阀门，其原因是：这两级抽汽分别所供的低压加热器H7安装在凝汽器喉部，抽汽压力已经很低，即使机组甩负荷，蒸汽倒流入汽轮机，因其焰降很小引起超速的可能性不大，并且在加热器疏水和主:凝结水管道上采取了防止汽轮机进水的措施，这个本厅疏水集管.O-来自凝结水系统岛扑通M至本扩O至:辅汽联都中一端一32=杷«谷C=a*w增iF一oaol—exCHIo图2-80回热抽汽系统样就可省去不易加工制造且布置安装不便的大口径阀门。

133.回热加热器的疏水与放气系统（1）回热加热器的疏水、放气系统的作用回热加热器疏水系统的作用是：①回收加热器内抽汽的凝结水即疏水；②保持加热器中水位在正常范围内，防止汽轮机进水。回热加热器放气系统的作用是：①机组启动和水压试验时迅速排气；②为了减小回热加热器的传热热阻，增强传热效果，防止气体对热力设备的腐蚀。（1）高压加热器的疏水、放气系统高压加热器的疏水、放气系统如图2-81所示。M限至:除轨器图2-81高压加热器的疏水、放气系统#1高压加热器*1）高压加热器的疏水。①正常运行时，各高压加热器疏水经疏水调节阀逐级自流入除氧器。②在机组启动初期，高压加热器疏水通过各台高压加热器的启动疏水支管直接排至地沟。③当高压加热器发生管系破裂或因疏水装置失灵出现高水位时，迅速打开事故疏水阀,疏水通过每台高压加热器一路具有较大通流能力的管道经电动截止阀至汽机管道扩容器后排入排汽装置。2）高压加热器的放气。每台高压加热器的汽侧设有启动排气和连续排气装置。高压加热器启动排气通过两只隔离阀排入大气。高压加热器连续排气管分别从各加热器引出，经一只节流孔板和一只隔离阀进入放气母管后，接入除氧器。节流孔板用于限制排气量，防止排气量过大气体带蒸汽进入除氧器，使热经济性下降。（2）低压压加热器的疏水、放气系统低压加热器的疏水、放气系统如图2-82所示。1）低压加热器疏水。①正常运行时，各低压加热器的疏水用疏水调节阀逐级自流入排汽装置。②当高压加热器发生管系破裂或因疏水装置失灵出现高水位时，迅速打开事故疏水

14阀，疏水通过每台高压加热器一路具有较大通流能力的管道经电动截止阀至汽机本体扩容器后排入排汽装置。2)低压加热器的放气。低压加热器因在启动时其汽侧处于真空状态，所以低压加热器启动排气经一只隔离阀排入放气母管后进入凝汽器。低压加热器H5、H6、H7的连续排气也是通过一只节流孔板和一只隔离阀进入母管，再接入排汽装置。节流孔板用于限制排气量,防止排气量过大气体带蒸汽进入排汽装置，使热经济性下降。在汽侧压力大于大气压的加热器和除氧器上，均设有安全阀，作为超压保护。加热器充氮和湿保护管接在启动放气管上，以便在机组长期停用时，充以氮气或化学处理水，用作加热器的防腐保护。nVITO至排汽装置<>至排汽装置图2-82低压加热器的疏水、放气系统至排汽装置#7低压加热器3.回热加热器的运行回热加热器是否投入不仅影响机组回热的热经济性，还会影响机组的安全性。这是因为给水加热每减少1(TC,机组的热耗率约增加0.4%。加热器停运后使给水温度明显下降，威胁着机、炉的安全。因此，在机组运行中，应尽可能地提高回热加热器的投入率。(1)回热加热器的投、停原则1)高压加热器的投、停原则。①先投水侧、后投汽侧；先停汽侧，后停水侧。②投入时按压力由低到高依次投入，且间隔时间不少于10分钟。③停用时按压力由高到低逐台停用，且间隔时间不小于10分钟。④正常情况下，高加应随机启停。⑤主要阀门、高加水位保护异常时，不允许将高加投运。⑥加热器投运前，水侧应注水排空，汽侧应预暖。⑦高加投运过程中，密切监视各管道振动情况，若出现振动，立即退出高加，充分预暖后再将其投运。2）低压加热器的投、停原则。①先投水侧、后投汽侧；先停汽侧，后停水侧。②正常情况下，低加应随机启停。③主要阀门、水位保护异常时，不允许将低加投运。④低压加热器投运前，水侧

15应注水排空，抽汽管道应预暖。⑤低压加热器投运前，应联系热工检查各个水位计显示正常与就地水位一致。（2）正常运行维护为保证回热加热器安全经济运行，在加热器正常运行时，应监视加热器所有抽汽管道上的电动隔离阀、气动止回阀均处于开启状态，自动疏水阀与有关的联动信号系统处于接通状态。各加热器连续放气阀处于开启状态，加热器疏水与放气系统的所有启动阀均关闭。并注意监视以下项目，并作好相应的工作。1）疏水水位。加热器正常运行时，其疏水调节阀是由各加热器水位信号控制，自动维持加热器正常水位。加热器水位过高，其传热面会被水淹没，使传热面积减少，传热效果下降，蒸汽不能及时凝结，造成加热器汽侧压力升高，给水温度下降，影响机组的安全经济运行。这种情况主要是由于加热器中的水管泄漏或疏水调节装置失灵所致。若水管泄漏应及时解列加热器，进行堵漏。若疏水调节装置失灵，应将疏水切换至事故疏水扩容器，检修调节装置。否则，当水位迅速升高到进汽管口时，水就可能从抽汽管倒流入汽轮机造成严重的水击事故。加热器出现高水位时，应打开事故疏水阀。如果水位继续升高，应关闭上一级加热器的正常疏水阀，停止上一级疏水的进入，同时开启上一级加热器的事故疏水阀，保证上一级加热器的正常疏水。加热器水位上升到事故水位警戒线时，水位开关动作，在报警的同时自动关闭该加热器抽汽管道上的电动隔离阀和气动止回阀，并联动开启该抽汽管道上的气动疏水阀。同时打开隔离阀和止回阀后的手动疏水阀，以排除抽汽管内的积水，确认积水排除干净且不会形成积水后，关闭手动疏水阀。而汽轮机抽汽口附近的气动疏水阀仍处于开启位置。加热器水位过低，将引起疏水带汽，蒸汽流入下一级加热器中放出潜热，排挤低压抽汽,会降低热经济性。同时由于疏水管中汽水的两相流动，将对疏水阀及疏水管弯头产生严重的冲蚀，影响安全。对于卧式加热器，水位过低还会使疏水冷却段入口端露出水面，导致推动疏水通过该段的虹吸受到破坏，凝结段的汽水会同时冲向疏水冷却段，冲蚀该段管子外壁。运行中若发现水位过低，应检查疏水的自动调节装置。2）传热端差。加热器的传热端差一般在3〜6℃。对于现代大型机组上的高压加热器由于采用了蒸汽冷却段，传热端差可以为零，甚至为负值。汽轮机生产厂家提供各回热加热器的传热端差，运行人员要做到心中有数。运行中若发现传热端差增大，要查明原因，采取相应的措施，及时消除。传热端差增大可能是以下原因：①传热面结垢，增大了传热热阻。此时，通过水室上的化学清洗接管时水侧进行冲洗,冲洗水通过水侧放水阀排入地沟。②汽侧集聚了空气。空气是不凝结气体，附着在加热器管子表面，降低传热效果。更严重的后果是空气中的氧气加剧加热器管束的腐蚀，导致管子的泄漏。因此在运行中，耍使所有加热器各自向处理不凝结气体的设备排气（高压加热器到除氧器，低压加热器到凝汽器），并保持合适的连续排气量。③疏水水位过高。如前所述，水位过高，会减少加热器的传热面积，使传热端差增大。④旁路阀漏水、进水联成阀未全开、水室分隔板焊缝的开裂或螺栓连接的分隔板垫圈不严密等都可能使水走旁路，使加热器出水温度降低，传热端差增大。当发现旁路阀不严时,应及时手动关上。检查全开进水联成阀。及时补焊水室分隔板或更换垫圈。3）汽侧压力与出口水温。在运行中，如加热器内的汽侧压力比抽汽压力低得多时，加热器出口水温会下降，回热效果降低.其原因一般是进汽阀或止回阀未开足，造成抽汽管道上节流损失增大。因此，抽汽管道上的止回阀应定期作严密灵活性试验，进汽阀应处于全开位置。4）

16加热器负荷。加热器不允许过分超负荷运行。因为超负荷运行会使流过管束的蒸汽和水的流速大大增加，对加热器传热面的冲刷加剧，并使管束振动而损坏。对于高压加热器还应注意负荷与疏水调节阀开度之间的关系。当负荷未变而疏水调节阀的开度增加时，管束就有可能出现轻度泄漏，此时要停运高压加热器，以防止压力水对邻近管束的冲刷。3.回热加热器系统的联锁与保护（1）低压加热器水位保护定值表2-54低压加热器水位保护定值及动作结果整定值项目动作结果#7低加#6低加#5低加正常水位mm390联关危急疏水调节阀。270联关危急疏水调节阀。270联关危急疏水调节阀。高I值mm440高报警；联开危急疏水调节阀。320高报警；联开危急疏水调节阀。320高报警；联开危急疏水调节阀。高I［值mm490联锁全开#7低加旁路门后，关闭#7低加进、出口电动门；联锁关闭#6低加来正常疏水门；联锁关闭#7低加进汽电动门及逆止门。370联锁全开#6低加旁路门后，关闭#6低加进、出口电动门联锁关闭#5低加来正常疏水门；联锁关闭#6低加进汽电动门及逆止门。370联锁全开#5低加旁路门后，关闭#5低加进、出口电动门；联锁关闭#5低加进汽电动门及逆止门。低I值mm340低报警。220低报警。220低报警。低U值mm290低低报警。170低低报警。170低低报警。（1）高压加热器水位保护定值表2-55高压加热器水位保护定值及动作结果定值动作结果（#1、#2、#3高加任一）正常水位mm0,高加出入口电动门开启，且高加水位不高I值（即+40mm）,允许开高加进汽电动门。高I值mm+40,高报警。高11值mm+80,联开相应高加危急疏水门。高III值mm+160,高加保护投入时，该高加汽、水侧紧急切除；高加进水三通阀走旁路、出水阀自动关闭，给水走旁路：高加进汽门及抽汽逆止门自动关闭；高加进汽门前疏水门及抽汽逆止门后疏水门自动开启。（四）制粉系统4.制粉系统的作用制粉系统是锅炉机组的市:要辅助系统，它的运行好坏，将直接影响到锅炉的安全性和经济性。制粉系统的正常运行，主要表现在一次风压、磨煤机风量、出口温度、磨煤机进出口压差以及煤粉细度、均匀度和湿度的稳定上。一次风压过高，则一次风量及其风速也大，燃料的着火将延迟：一次风压过低，则容易造成一次风管堵塞，并由于燃料着火点的提前，有可能造成燃烧器喷口的烧坏。如果一次风压忽高忽低，必将造成锅炉燃烧的不稳定，严重的甚至引起锅炉的熄火。磨煤机出口温度过高，容易发生煤粉爆炸；出口温度过低，又易引起磨煤机和一次风管堵塞，并将由此而影响到制粉系统的出力。

17防止煤粉的自燃和爆炸是制粉系统运行中一个十分重要的问题。对于高挥发分的煤，特别要注意防止煤粉发生自燃和爆炸，因此必须严格控制磨煤机的出口温度，且不能使煤粉磨得过细。有时还将部分炉烟掺入制粉系统的干燥介质中去，以降低干燥介质中氧气的浓度，从而减少煤粉爆炸的可能性。制粉系统运行中完成以下任务：（1）制造并连续供给锅炉燃烧所需的煤粉。（2）在煤质发生变化等情况下，仍能保证供给质量合格的煤粉，以满足锅炉燃烧的需要。（3）降低制粉的电耗和钢耗，提高制粉系统运行的经济性。（4）防止发生煤粉口燃和爆炸等事故，保证制粉系统和锅炉机组的安全运行。3.制粉系统的组成及流程#3制粉系统全面热力系统如图2-83所示。

18原煤斗KE)辅汽联箱来煤斗消防蒸汽#4角给煤机入口煤阀学3给煤机调整缩孔冷出口煤阀四＞■冷风快关阀息风调整门#3磨煤机总风快关同磨淤封风理管来密封风排渣箱入口液压门（M）-|除氧器来热风调整门消防蒸汽煤粉燃烧器#1角#2角#3角冷风调整门（M）热风快关阀磨煤机入］鬻呼口煤阀昌岫封风门出口煤阀冷二上风密封风门母K来手动排渣打接热一次风母管接冷一次风图2-83制粉系统全面性热力系统锅炉采用正压直吹式制粉系统，共配有五套ZGM95N型中速磨煤机。每台磨煤机分别带一层四角燃烧器，#1、#2、#3、#4、#5制粉系统分别带A、B、C、D、E层燃烧器。锅炉带额定负荷时，四台磨煤机运行，一台备用。锅炉设有两台一次风机，热一次风从空气预热器出来后，与次一次风混合，送至磨煤机，以干燥和携带煤粉。炉前原煤由原煤斗经磨煤机中心的落煤管进入磨煤机内与热风混合并干燥，在转动的磨碗和磨辐之间的间隙中被碾碎，煤粉山热空气携带至磨煤机顶部的分离器，经分离合格的煤粉连同干燥介质形成风粉混合物（一次风煤粉），经煤粉管道送至燃烧器进入炉膛内进行燃烧，不合格的煤粉返回到磨碗上再次碾磨。煤中的石子煤、铁块等通过喷嘴环掉到下架体上被刮板清入排渣箱中，排除磨外。由于采用正压直吹式制粉系统，磨煤机处于正压运行，为防止系统中有关转动部分（动静间隙部分）中侵入粉尘而损坏或煤粉外逸，要采用高压空气，即密封空气对有关部位进行气密封。系统设备特性如表2-56所示。表2-56制粉系统设备特性名称单位设计煤种磨煤机型号ZGM95N

19分离器静态离心式磨轻加载方式液压变加载磨煤机最大出力T/h47.65磨煤机设计出力（考虑磨损）T/h35.81磨煤机最小出力T/h11.91磨煤机最大通风量Kg/s16.74磨煤机额定通风量Kg/s15.4磨煤机最小通风量Kg/s11.38给煤机出力t/h10~60可调3制粉系统运行维护（1）制粉系统参数监视见表2-57。表2-57制粉系统参数监视序号项目单位正常值报警值高低跳闸动作描述1磨煤机出口温度℃70〜100C90120联关热风速断挡板2磨煤机通风量kg/s16.283煤粉细度R90%15〜404磨煤机电流A>45给煤率将自动减至最小5磨煤机磨碗差压kPa>4给煤率将自动减至最小6密封风与磨碗差压kPa<2.01.3W1.3时报警，延时15s联锁跳闸磨煤机。7一次风管风压kPa9.0〜108给煤率t/h11.91—47.65W1L91,延时15秒磨煤机跳闸。9减速机下箱油温℃30〜45<25低速开泵；228高速开泵；《25开电加热器；》30℃停电加热器；245开冷却水；W35℃关冷却水。10减速机推力瓦油温〈507585停减速机11进口油压MPa20.130.080.05停减速机12过滤器前后压差MPa0.1513减速机供油温度℃14减速器润滑油压MPa0.15-0.35（2）制粉系统运行调整原则1）用热风调节磨煤机风量，用冷风调节磨煤机出口温度；定期进行煤粉细度化验，保

20证煤粉的经济细度和均匀性，正常时应为R90=20%。2）增、减给煤量时必须及时调整磨煤机通风量，且通风量不能过小，以防堵管和满煤,并注意保持磨出口温度。3）给煤机停运前先关给煤机入口煤阀，转空给煤机内原煤，磨煤机停运前必须吹空磨煤机内存煤，认真监视制粉系统运行情况，自动故障时应立即切至手动调节。4）正常运行时给煤机转速不可过高，注意磨碗差压、磨煤机电流的变化，原煤斗蓬煤时，应投入疏松机或立即就地敲打原煤斗，必要时投油助燃。5）断煤长时间处理无效时停止该制粉系统，启动备用制粉系统。6）锅炉紧急停运后重新启动，应注意检查关闭所有磨的出入口档板，防止点火初期炉膛内出现正压，高温烟气倒回磨煤机，引燃磨煤机内积存的煤粉。在重新启动磨煤机时，每台磨至少空转10分钟，保证吹空磨内积粉。在重启制粉系统过程中，应保证让每台磨都能运行一遍，而且是越快越好。当所有磨都重启完毕，磨煤机重新投入运行，机组负荷稳定后，备用磨出口挡板应打开，让少量的风通过磨煤机进行吹扫。3制粉系统程序控制及联锁保护（1）磨煤机启停条件1）磨煤机启动允许条件：①无磨组快停信号；②无磨组跳闸信号；③对应煤层点火允许；④磨煤机出口温度合适（大于60℃,小于85C）；⑤磨煤机润滑油系统满足（由磨煤机油站来）；⑥磨煤机密封风与一次风差压大于2kPa；⑦磨煤机一次风量＞0.65Q；⑧磨煤机出口门全开；⑨无MFT跳闸信号；⑩磨煤机在远方控制；（U）磨煤机加载油泵运行：⑫磨煤机处于变加载方式；⑬磨煤机液压排渣门打开；Q4）程控柜处于远控；2）磨煤机快速停条件：①磨煤机润滑油系统不满足（由磨煤机油站来）：②磨煤机磨辑轴承油温＞110℃；③磨煤机液压加载油泵停止超过30秒；④磨煤机一次风量＜0.6Q超过5秒：⑤磨煤机出口温度＞95度超过30秒；3）磨煤机跳闸条件：①手动紧急停磨；②MFT动作；③系统RB要求跳闸；④磨煤机密封风与一次风差压低低（定值LOkPa）；⑤磨煤机出口温度＞105度：⑥磨煤机一次风量＜0.5Q；⑦磨煤机运行时，给煤机跳闸，延时10秒；⑧磨煤机运行时任意两个出口门关闭；⑨磨煤机运行，煤层火检延时60秒无火（层火检中任意3个无火判断为无火）；⑩电机线圈温度大于130℃；（11）电机轴承温度大于100℃；⑫推力瓦温度大于75℃。磨煤机肩动前必须保证无磨煤机跳闸信号，且所有的允许条件满足。磨煤机跳闸的首出信号在帮助窗口中显示。磨组启动前必须对跳闸首出信号进行复位。（2）给煤机启停条件1）给煤机允许条件：①磨煤机运行超过30秒；②给煤机指令在最小值；③给煤机出口门开；④给煤机远方控制：⑤煤层点火允许；⑥无给煤机故障信号。2）给煤机跳闸条件：①MFT动作；②磨煤机紧急跳闸指令；③给煤机运行时出口门关闭超过5秒；④给煤机运行20秒后，煤量指示小于3t/h超过5秒：⑤给煤机超温（由给煤机控制柜来）。3）给煤机故障信号：①给煤机皮带跑偏；②给煤机清扫链断链；③给煤机超温；④给煤机堵煤。给煤机启动前必须保证无给煤机跳闸信号，且所有的允许条件满足。给煤机跳闸的首出信号在帮助窗口中显示。给煤机启动前必须对跳闸首出信号进行复位。二、任务实施

21（一）工作准备1.课前预习相关知识部分，认真讨论分析机组升负荷主要操作步骤：独立完成学习任务工单信息获取部分。2.调出“发电机并列后''标准工况。（二）操作步骤表2-58机组升负荷主要操作步骤序号操作步骤操作画面或说明机组初始负荷暖机1冷态加负荷至15MW暖机，功率15MW下暖机30分钟，在此期间，联系锅炉保持汽温汽压稳定，若主汽温度每变化2℃,稳定暖机时间增加1分钟DCS-FSSS-主控系统2关闭再热器疏水就地-锅炉-再热蒸汽系统3炉膛出口烟温达538℃,退出烟温探针DCS-锅炉-风烟系统4关闭锅炉5%启动疏水阀组（4个）DCS-锅炉-排污系统5投入凝结水精处理装置DCS-汽机-凝结水系统6检查空冷风机运行正常（适当增开空冷风机数量或调整运行风机的出力），维持排汽装置背压低于20kPaDCS-汽机-直接空冷系统投入低压加热器汽侧1汽机冲转前开启各低加抽汽电动门，注意随着机组负荷的增力口，各低加抽汽压力逐渐增加，水位调节稳定DCS-汽机-抽汽加热系统2加热器投运正常，水侧进、出口温度达到与负荷相对应值后，关闭加热器启动排空门就地-汽机-低加疏水及排空系统投入高压加热器汽侧1开启高加运行排气门就地-汽机-高加疏水系统2将高加汽侧电动隔离门打开，投入抽汽逆止门自动DCS一汽机-抽汽加热系统3汽机冲转后，调节运行排气门开度保证疏水品质合格仿真无操作4当#3高加的汽侧压力高于除氧器压力，且其疏水品质合格后，可开启至除氧器疏水调门，调节水位正常后投入自动DCS-汽机-抽汽加热系统5高加投运过程中温度的变化率限定在W3C/min,如出现振动、水位变化异常等现象应停止投运，查明原因处理机组5%负荷升至10%负荷1暖机结束，输入负荷目标负荷30MW,升负荷率3MW/min,按DEH-总图

22“进行”键，开始升负荷2升负荷过程中严格控制：升压率＜0.10MPa/min,主蒸汽温度升温率VI.5℃/min＞再热蒸汽温度升温率Vl.5℃/min3当负荷达到30MW时主汽压力维持4.2MPa,维持主蒸汽温度360℃,再热汽温295℃4当负荷达到30MW时,检查汽轮机中压主汽门前所有疏水关闭，否则手动关闭DCS-汽机-疏水系统5机组需要做电超速和机械超速试验时，机组维持30MW负荷稳定运行至少4小时进行暖机，暖机结束后快速减负荷至零，解列发电机做超速试验6超速试验结束后，恢复机组转速3000rpm,发电机重新并网，带负荷7退出“功率回路”，DEH运行方式切至“CCS遥控”（汽机主控可投自动，汽机调门主要控制主汽门前压力，负荷主要由锅炉燃烧控制）DEH-总图；DCS-负荷控制中心启动#1制粉系统1打开磨煤机润滑油泵出入口手动门就地-锅炉-磨煤机润滑油系统2启动磨煤机润滑油泵（稀油站）DCS-锅炉-#1制粉系统3调整磨煤机减速机进口油压，油压正常值为0.15-0.35MPa就地-锅炉-磨煤机润滑油系统4检查磨煤机高压油系统手动门已开启就地-锅炉-磨煤机高压油系统5启动高压油加载装置系统，将磨辐提升到一定位置DCS-锅炉-制粉系统6检查允许投粉条件满足7开启磨煤机石子煤排放液压关断门就地-锅炉-磨煤机高压油系统10开启磨煤机冷风速断挡板DCS-锅炉T1制粉系统11开启磨煤机密封风（电动）挡板门12开启磨煤机出口挡板13开启给煤机密封风门14检查一次风机启动正常，一次风母管压力保持9.0〜lOKPa15检查密封风机启动正常，保持密封风与一次风压差△P》2KPa16调节磨煤机冷风调节挡板至5%17当磨煤机启动指令发出后，磨煤机消防蒸汽门开启6~10分钟后关闭18置该磨煤机对应的燃料风门自动DCS-锅炉-小风门19开磨煤机热风速断挡板，保持适当的通风量，暖磨15分钟以DCS-锅炉-#1制粉系统

23上，磨煤机出口温度提高到70〜80℃20确认磨煤机启动允许，启动磨煤机21开给煤机出口阀22给煤机调至最低给煤量启动给煤机，将磨辐下降到最低位置23检查磨煤机出口温度70〜80℃,电流中45A,磨碗进出口差压>4Kpa24磨煤机通风量调节应维持在风煤比2.3左右，然后参考磨碗差压电流进行凋节，若增加给煤量应加强磨出口温度及炉膛负压、氧量的调节25参数调节稳定后，可投入给煤机自动控制机组10%负荷升至20%负荷1输入负荷目标负荷60M肌升负荷率3MW/min,按“进行”键，开始升负荷DCS-负荷控制中心2当负荷达到45州时・，如果带旁路启动检查高、低压旁路自动关闭，低压缸喷水自动关闭停止DCS-汽机-蒸汽及旁路系统3检查汽轮机轴封供汽自动切换为自密封方式，检查轴封供汽压力正常DCS-汽机-轴封系统4除氧器供汽由辅汽倒为四段抽汽，除氧器滑压运行DCS-汽机-给水除氧系统5当负荷达到60MW时，检查汽轮机中压侧疏水门自动关闭，否则手动关闭DCS-汽机-疏水系统6给水流量接近10%MCR时，根据给水流量调节阀开度增加给水泵转数，根据情况投入汽包水位单冲量自动DCS-锅炉-汽包水位调节7空预器出口二次热风温度160℃时允许启动#2制粉系统步骤见启动#1制粉系统机组20%负荷升至30%负荷1输入负荷目标负荷90MW,升负荷率3MW/min,按“进行”键，开始升负荷DCS-负荷控制中心2当负荷达到90MW时，锅炉给水由30%旁路阀切换为主给水阀供水，切单冲量给水自动为三冲量给水自动方式DCS-锅炉-汽包水位调节3检查空冷排汽装置及空冷系统运行正常，排汽背压小于20KpaDCS-汽机-直接空冷系统4负荷至30%时，给水可由单冲量自动切为三冲量自动DCS-锅炉-汽包水位调节5负荷在80MW时，#1磨煤机给煤量在50%额定给煤量以上时，先增加送风量，启动#2制粉系统，燃烧稳定可根据情况减少运行油枪个数步骤见启动#1制粉系统机组30%负荷升至40%负荷1联系锅炉设定目标负荷120MW,负荷变化率3MW/min,按“进行”键灯亮，机组开始升负荷DCS-负荷控制中心2负荷在120MW时，启动第二台给水泵，调节使两台泵出口流量一致，投入给水三冲量自动DCS-汽机-给水系统；DCS-锅炉-汽包水位调节

24机组40%负荷升至50%负荷1联系锅炉设定目标负荷150MW,负荷变化率3MW/min,按“进行”键灯亮，机组开始升负荷DCS-负荷控制中心2负荷达到150MW时进行汽轮机单/顺阀控制方式切换DEH-总图3启动#3制粉系统，调整#1、#2、#3三台给煤机给煤量相等时，投入三台给煤机自动，总的给煤量可由煤量主控手动增减DCS-锅炉-主控系统4根据情况全部退出运行油枪，置为备用DCS-锅炉-燃油系统5在负荷50%时，第一层燃烬风挡板投入自动，使其根据负荷自动调节DCS-锅炉-小风门6当所有油枪退出运行时，联系外围投入电除尘器、脱硫装置无操作7负荷150MW时，6KV厂用电切换为高厂变供电DCS-电气-6kV厂用WA、WB段机组50%负荷升至60%负荷1联系锅炉设定目标负荷180MW,负荷变化率3MW/min,按“进行”键灯亮，机组开始升负荷DCS-负荷控制中心2负荷达到180MW时，开启四段抽汽供辅汽电动门DCS-汽机-辅助蒸汽系统3负荷至180MW时，投入风量主控自动，煤量主控自动，锅炉主控自动，投入机组在协调控制方式下运行DCS-负荷控制中心4再热汽温在534C以上时，投入燃烧器摆角自动、再热蒸汽减温水阀自动来调节再热蒸汽温度DCS-锅炉-燃油系统;DCS-锅炉-给水减温系统机组60%负荷升至70%负荷1联系锅炉设定目标负荷210MW,负荷变化率3MW/min,按“进行”键灯亮，机组开始升负荷DCS-负荷控制中心2负荷达到210MW时，对系统全面检查，设定负荷上限为100%,负荷下限为70%,负荷变化率为3.OMW/min,主汽压力为16.75MPa,具备自动投入条件后，根据机组情况投协调控制系统3值长M:报中调机组具备投AGC条件，根据中调调度指令投AGC机组70%负荷升至100%负荷1联系锅炉设定目标负荷300MW,负荷变化率3MW/min,按“进行”犍灯亮，机组开始升负荷DCS-负荷控制中心2负荷75%,第一层燃烬风门全开，可投入第二层燃烬风挡板自动，使其自动根据负荷开启DCS-锅炉-小风门3负荷升至80%,启动#4制粉系统，投入磨煤机风量、风温及燃料风挡板自动，调整给煤量与其它几台给煤机给煤量相等，并投入给煤机自动DCS-锅炉-#4或#5制粉系统4负荷至80%,主蒸汽压力16.OMPa,主、再热器出口蒸汽温度应到额定值540℃

255锅炉吹灰系统汽源正常，投入压力调整阀、疏水阀自动6化验连排扩容器的疏水水质合格后，可投入至除氧器的疏水阀自动DCS-锅炉-疏水排污系统7负荷至300MW时，锅炉过热器主汽出口压力为17.5MPa,主汽温度为540℃,再热器蒸汽出口压力为3.45MPa,温度为540℃8空预器进行全面吹灰一次，锅炉根据受热面清洁程度吹灰，全面对锅炉检查一次9负荷240MW运行稳定后，真空泵运行运行正常，做真空严密性试验10负荷300MW对锅炉受热面进行一次全面吹灰，记录锅炉膨胀指示一次11对机组进行一次全面检查，检查机组各保护、自动均投入