1 引言
新中国成立以来，我国的电力工业得到飞速发展。随着国民经济的持续发展，我国电力工业正处于大电网与大机组的发展阶段。至2000年末，即我国第九个国民经济发展计划（1996-2000年）胜利完成为止，全国发电机总装机容量已达3.1932亿kW，其中火电2.3754亿kW，水电0.7935亿kＷ；全国总发电量13685亿kWh，其中火电11079亿kWh，水电2431亿kWh。目前，我国已有10多台进口和国产化600ＭＷ火力发电机组投入运行，我国发电设备总装机容量及发电量均居世界第二位，全国百万千瓦及以上的水、火、核发电厂已达85余座。今后我国电力工业将大力发展大容量、高参数机组，火电单机容量从6MW已发展至600MW，200、300、600MW机组已成为全国电网的主力机组。
随着电力工业得发展，高参数、大容量的火力发电机组在电网中所占的比例越来越大。机组容量增大以后，对其可靠性提出了更高的要求，于是出现了单元机组。每台锅炉直接向所配合的一台汽轮机供汽，汽轮机驱动发电机，发电机所发出的电功率直接经一台升压变压器送往电力系统，这样组成了锅炉-汽轮机-发电机纵向联系的独立单元。各独立单元之间无横向联系，并且各单元自身所需新蒸汽的辅助设备均用支管与各单元的蒸汽总管相连，各单元自身所需厂用电取自本单元发电机电压母线，这种系统称为单元系统。锅炉直接向与其联系的汽轮机，发电机与变压器直接联系，这种独立单元系统的机组称单元机组。如图1.1所示。
图1.1 单元机组系统
1—锅炉；2—过热器；3—阀门；4—减压阀；5—电动主汽阀；6—汽轮机高、中压缸；
7—汽轮机低压缸；8—发电机；9—厂用电开关设备；10—升压变压器；
11—发电机开关设备；12—母线；13—凝汽器；14—凝结水泵；15—低压加热器；
16—除氧器；17—给水泵；18—高压加热器；19—再热器
1.1 课题研究的背景及意义
能源是国民经济的基础产业，对经济持续快速发展和人民生活水平的改善发挥着十分重要的保障与促进作用。目前，我国正处在一个快速工业化和城市化的重要发展阶段，工业生产与人民对电力的消费需求不断增长。火电机组装容量的不断增大，对机组的安全性、可靠性、经济性的都提出了越来越高的要求。
为使我国电力工业稳定、快速、高效能地增长，最大限度地与国民经济的发展需要相适应，在发展电力工业的同时，进一步提高发电机组设计水平和质量，提高安装和运行管理水平，是发电机组达到安全、可靠、满发，是一项首要任务。
随着现代设备日趋向高速化、轻型化发展，特别是机电一体化、自动化和智能化的出现，使得生产体系的规模变的越来越大，各方面的性能指标越来越高，功能更趋完善。即使是局部失灵都有可能造成正台机器的停机，甚至使整条流水线或整个自动化车间停产，造成巨大的经济损失。同时，设备的组成和结构相应地变得更为复杂，从而使设备的可靠性和可维修性性能下降，维修保养费用增加。因此，提高运行以及防止故障发生，尤为重要。
1.2 单元机组的发展现状及发展趋势
目前，600MW机组已逐步走进国内的大中小电厂，并随着国内电网装机容量和峰谷差的增大，要求原先被设计为带基本负荷的汽轮发电机组必须参与调峰运行。一些机组在调峰时的负荷只达额定负荷的50%，甚至更低。由于，国内及早期引进的许多汽轮机在设计时并没有考虑深度调峰的要求，机组调峰运行时经济及安全性的问题都开始逐渐显露出来。
为了消除机组实际运行中存在的安全隐患问题，最大程度的提高机组经济性，以对整个电厂的安全高效运行起到积极的作用。同时，600MW机组今后在全国各大电厂所占比重会越来越大，因此。600MW机组的运行状况的好坏就会关系到整个电厂的运行状况的好坏。所以，需要加强对电厂中600MW机组运行状况进行实际调研工作。
2 单元发电机组的启动
单元发电机组的启动是指锅炉点火、经历升温升压、暖管，当锅炉出口蒸汽参数达到要求值时，对汽轮机进行冲转、将汽轮机转子由静止状态升速到额定转速，发电机并网并接带初负荷的全部过程，锅炉逐渐撤油枪、投煤粉直到满负荷的过程。单元发电机组的停运与启动顺序相反。
600MW机组都属于单元制、大容量、高参数发电机组，是炉、机、电纵向联系的一条完整的生产系统，因此炉、机、电互相联系，互相制约，各环节的操作必须协调一致，互相配合，才能顺利完成发电机组的启停过程。
2.1 单元机组的启动方式分类
单元机组的启动方式较多，归纳起来有4种分类方式。
2.1.1 按新蒸汽参数分类
单元机组的启动方式按新蒸汽参数分类，可分为额定参数启动和滑参数启动。
1) 额定参数启动
额定参数启动时，在整个启动过程中，从冲转至并网带负荷的全过程，汽轮机主汽阀前的蒸汽参数（如压力、温度）始终维持额定参数，这种启动方式成为额定参数启动。 2) 滑参数启动
滑参数启动是指汽轮机主汽阀前的蒸汽参数（如压力、温度）伴随汽轮机的转速和负荷的升高而升高，直至启动结束，蒸汽参数达到额定值的启动过程。
滑参数启动又分为真空法和压力法两种。
2.1.2 按冲转时进气方式分类
对中间再热式汽轮机，按冲动转子时的进汽方式分为高中压缸启动和中压缸启动两种。
1) 高、中压缸启动
高、中压缸启动时，蒸汽同时进入高压缸和中压缸冲动转子，这种启动方法对高、中压缸合缸的发电机组特别有利，可使分缸处加热均匀，降低热应力，缩短启动时间。 2)中压缸启动
在汽轮机启动冲转过程中，高压缸不进汽，只向中压缸进汽冲动汽轮机转子，
待机组达到一定转速或带到一定负荷后，再切换为高、中压缸共同进汽的方式，直至机组带满负荷运行。这种启动方式称为中压缸启动。
2.1.3 按控制进汽流量的阀门分类
汽轮机冲转时，为控制进入汽轮机的蒸汽流量，可以使用调节阀、自动主汽阀或电动主闸阀以及自动主汽阀或电动主闸阀的旁路阀。根据阀门的不同启动分为：
1) 用调节阀启动
启动时电动主闸阀和自动主汽阀处于全开位置，进入汽轮机的蒸汽流量由调速汽门控制。
2) 用自动主汽阀或电动主闸阀的启动
启动前，调节阀全开，由自动主汽阀或自动主闸阀来控制进入汽轮机的蒸汽量。
3)用自动主汽阀或电动主闸阀的旁路阀启动 启动前调节阀全开，用自动主汽阀或电动主闸阀的旁路阀来控制进入汽轮机的蒸汽流量。
2.1.4 按启动前汽轮机金属温度（内缸或转子表面温度）水平分类
高中压缸启动时按调节级金属温度划分，中压缸启动时按中压缸第一压力级处金属温度划分。 1) 冷态启动
启动前，当汽轮机高压缸调节级汽室的金属温度低于维持汽轮机空转时的蒸汽温度，其金属温度在150—200°C以下时，称为冷态启动。 2) 温态启动
金属温度为200—370°C时的启动，称为温态启动。 3) 热态启动
金属温度为370—450°C时的启动，称为热态启动。 4) 极热态启动
金属温度为450°C以上时的启动，称为极热态启动。
以上的启动标准是在颁布《电力工业技术管理法规》中的规定的，另外，有的国家也按停机时间来划分，停机时间大于72h为冷态，停机8—72h为温态，停机8h为热态，停机2h为极热态。
不同厂家生产的600MW机组规定的热态启动温度不同，启动参数也不同，具体规定见表2—1
表2—1 几种典型600MW机组启动状态的划分 机组产地 状态名称 东芝公西屋公G/A公司 ABB司 司 公司 <121 ≤190 ≤150 190~300 150~290 >121 300~430 290~430 > > >350 >371 <100 通用公司 <149 冷态 高压缸第一级金属 <270 温度/ °C 启动 中压缸第一级金属 温度/ °C 温态 高压缸第一级金属 270~350 温度/ °C 启动 中压缸第一级金属 温度/ °C 热态 高压缸第一级金属 350~400 温度/ °C 启动 中压缸第一级金属 温度/ °C 极热 高压缸第一级金属 >400 温度/ °C 态启 中压缸第一级金属 温度/ °C 动 备注 >100 高压 转子温 度
2.2单元机组启动方式的选择
2.2.1 锅炉、汽轮机均处于冷态时，机组按冷态启动方式启动；
2.2.2 锅炉、汽轮机均处于热（温）态时，机组按热（温）态启动方式启动； 2.2.3 锅炉处于冷态，而汽轮机处于热（温）态时，升压率按照冷态启动方式选择，冲转时间、暖机时间、升负荷率等按照热（温）态启动方式选择；
2.2.4 汽轮机处于冷态，而锅炉处于热态时，升压率按热态启动方式选择，冲转时间、暖机时间、升负荷率等按照冷态启动方式选择。
2.3 单元机组启动应具备的条件
2.3.1 机组所有系统、设备的检修工作结束，各项检修工作票均已终结；
2.3.2 机组本体、各系统及附属设备及现场清扫干净；排水设施能正常投运，够
通道畅通、盖板齐全；安全及消防设施已投入使用；照明及通信装置完整； 2.3.3机组及各系统设备完整，具备启动条件；
2.3.4机组电气、热工系统设备完整，仪表、声光报警正常；
2.3.5机组各系统设备完成规定的各项验收及实验合格，具备启动条件； 2.3.6所有电气设备按规程规定的试验已完成，结果正常； 2.3.7机组的汽、水、油系统及设备冲洗合格，符合质量标准； 2.3.8容器检修后内外部清洁无杂物；
2.3.9燃料（燃油、燃煤）除盐水储量充足，具备随时供应条件； 2.3.10自动励磁调节器无故障；
2.3.11电气设备送点时，其机电保护和自动装置应按规定投入，严禁无保护的电气设备投入运行。
2.4 单元机组启动前的准备
2.4.1 厂用电源、保安电源、UPS、直流电源系统正常投入；
2.4.2 机组分散控制系统（DCS）至少在锅炉点火前5h投入连续运行，检查无异常；
2.4.3 汽轮机、小汽轮机的安全监控系统和危急遮断系统上电并投运正常； 2.4.4 所有变电器及测量仪表信号管路取样阀打开，排污阀关闭；所有仪表投入正常，显示正确；
2.4.5 音箱报警送电并投入正常；
2.4.6 投入辅助蒸汽、辅助工业冷却水及压缩空气系统，工质参数正常；
2.4.7 各辅机机械部分无卡涩，润滑油油质合格、油量充足，冷却水、密封水等均正常，电动机测绝缘良好后送电；
2.4.8 各电动、气动执行机构分别送电及接通气源，开关正常，开度指示与实际位置相符；
2.4.9 锅炉炉内及烟风管道内确认无人，各人孔、检查孔门均已关闭；
2.4.10 除灰、除尘、吹灰装置备用，锅炉点火前8h投入电除尘灰斗加热、振打装置；
2.4.11 锅炉各风门挡板操作灵活，开度指示与实际位置相符，燃烧器摆动灵活，摆角指示正确；
2.4.12 炉膛火焰监视及电视探头设备完整、位置正确，密封及冷却空气系统正常投入；
2.4.13 检查确认机组蒸汽、给水、减温水、循环水、凝结水、凝结水精处理、补给水系统、抽汽回热系统、正空系统、输水系统、化学加药系统等汽水系统正常，系统阀门调整到启动状态；
2.4.14 检查确认制粉系统设备正常，原煤斗进一定量的煤量，启动磨煤机油系统；
2.4.15 炉前燃油系统建立油循环，运行正常，进行油枪投运前的检查、试验，系统各阀门处于启动状态；
2.4.16 汽轮发电机组油系统正常，不应有漏油现象，各设备完好，油箱油位正常，检查确认冷油器出油温度正常；
2.4.17 检查确认润滑油、顶轴油、盘车装置投入正常，汽轮机冲转前应连续盘车4h以上，特殊情况下不少于2h；
2.4.18 检查确认汽轮机调节系统各部件正常，处于完好备用状态，高中压自动主汽门及调速汽门关闭；
2.4.19 检查确认凝汽器水位正常，汽、水侧人孔门关闭； 2.4.20 检查确认除氧器、低压及高压加热器完好； 2.4.21 给水泵处于备用状态；
2.4.22 检查发电机密封油系统正常；
2.4.23 按照机组启动前的设备系统检查卡进行检查，确认设备、系统状态正确，满足机组启动要求；
2.4.24 发电机气体置换
1) 发电机的气体置换（充气、排气）工作均应借助中间介质（二氧化碳或氮气）来进行。发电机气体置换所用气体质量标准见表2—2
表2—2 制氢站、发电机氢气机气体置换用惰性气体的指量标准 项目 气体纯度（%） 气体中含氧量（%） 气体湿度（露点温度）（°C） ≤0.5 ≤-25 发电机最低温度为5°C时，-25<露点温度<-5发电机最低温度≥10°C时， -25<露点温度<0 制氢站产品或 发电机充氢、补 ≥99.5 氢用氢气（H2） 发电机内 ≥96.0 ≤1.2 氢气（H2） 气体置换用惰 性气体（N2或CO2 ≥98.0 ≤2.0 CO2） N2 ≥97.5 2) 气体置换宜在转子静止状态下进行，特殊情况也可以在转子盘车状态下进行，但不应在启动过程中进行。气体置换过程中，应维持油氢压在0.05MPa。 3) 检查发电机氢气系统正常
4) 检查发电机定子冷却水系统正常 2.4.25 检查发电机氢气系统正常；
2.4.26 检查发电机定子冷却水系统正常； 2.4.27 发电机启动前的检查
1) 拆除所有临时安全措施，恢复固定安全措施；
2) 一次回路、二次回路及励磁回路接线完善、正确、牢固，标志齐全正确，绝缘电阻合格；
3) 主开关、灭磁开关、高厂变6kV分支开关拉、合、联跳、联投、闭锁及保护
跳闸试验良好，同期装置检查试验正确，各信号齐全、正确；
4) 核对定子绕组、定子绕组出水及定子铁芯等各部温度指示正常，对应部位温差小于2K；
5) 检查发电机出口TV、中性点接地装置一次回路完好；发电机碳刷及大轴接地铜辫与大轴接触良好；
6) 发电机密封母线外观无异常并接地良好，微正压装置运行正常，内无积水、凝露现象。
2.5 单元机组的冷态启动
2.5.1 启动前的检查和准备、试验
启动前的检查和准备工作是关系到启动工作能否安全顺利进行的重要条件。通过检查和准备工作使机组的设备和系统处于最佳启动状态，以达到可投运的条件。检查包括炉、机、电主辅系统的一次设备、系统及控制系统。
机组启动前应进行相关的试验工作，并符合要求。试验项目主要包括锅炉水压试验、炉膛严密性试验、联锁试验、汽轮机控制系统的静态试验、阀门试验、转动机械试验以及电气设备绝缘试验等。
2.5.2 启动前准备
1) 对锅炉本体及其汽水系统、风烟系统、燃烧系统（燃油、制粉系统）及高、低压旁路，闭式冷却水等公用系统进行全面检查；各阀门、风门挡板检查后调节至启动位置，锅炉有关的辅机（送、引风机，一次风机、磨煤机、空气预热器等）经试运行合格:其他辅助设备及系统均具备锅炉安全启动条件。
2) 锅炉的所有连锁保护装置（主要是MFT功能、重要辅机连锁跳闸条件）均经过检查、试验，并全部投入（因启动过程的特殊条件不能投入的除外）。
3) 检查所有监测仪表（汽包水位表、风量测量装置、炉膛压力表等）及控制系统（主要是FSSS系统和CCS系统）完备可靠，具备投运条件。
4) 机组辅助设备及系统投运。按运行规定有关内容，逐步投入下列各系统并检查其运行正常。投入的系统有：消防水系统；厂用压缩空气系统；辅助蒸汽系统投运；闭式冷却水系统；循环水系统；开式冷却水系统；EH油系统；主机润滑油系统，连续盘车4h以上；密封油系统；发电机氢气系统；凝结水系统；发电机定子冷却水系统；各辅机润滑油系统；主机轴封系统，凝汽器抽真空；除氧器加热制水：投入除氧器辅汽加热。
2.5.3 锅炉上水
锅炉点火前必须首先向锅炉上水。锅炉的进水方式有：从省煤器防水门进水；通过水冷壁下联箱的防水总管向锅炉上水；若为检修后的锅炉，可利用过热器反冲洗管或过热器疏水门进水，此法可将过热器中的杂物冲走，使其沉积于锅炉下部；若锅炉内原已有水，只需进行补水时，一般通过给水系统由省煤器进口门之旁路门进水。
2.5.3.1 锅炉进水要求及条件
1）锅炉进水前，启动循环泵应冲洗排气完成且保持连续注水 2）锅炉进水水质应符合要求：含铁量≤100µg/L、PH值（25°C）为9.0~9.3（汽包锅炉为9.0~9.5）。
3）锅炉进水温度一般在40~90°C，应严格控制紧进水速度，夏季进水时间不小于1.5h（汽包锅炉为2h）,冬季进水时间不小于2.5h（汽包锅炉为4h），当水温与启动分离器（或汽包）壁温的温差大于50°C时，应适当延长进水时间。冬季进水流量控制在50t/h，夏季控制在90t/h。
2.5.3.2 用给水旁路调整控制锅炉进水速度在50~90t/h。上水经省煤器、水冷壁、汽水分离器、储水箱排入疏水扩容器，水位控制在6700~7650mm，进行开始清洗。
2.5.3.3 以下各疏水放气阀在锅炉上水期间，待见水后关闭：省煤器入口集箱疏水一、二次阀；水冷壁入口集箱水电动一、二次阀；螺旋管圈出口集箱疏水电动一、二次阀；折焰角入口汇集集箱疏水电动一、二次阀；分离器入口放气一、二次阀；折焰角汇集集箱放气一、二次阀；水冷壁中间混合集箱放气一、二次阀；分离器出口放气一、二次阀。
2.5.3.4 当汽水分离器疏水含铁量>500µg/L时，进行锅炉冷态开式清洗。当汽水分离器出口含铁量<500µg/L时，启动炉水循环泵，进行锅炉冷态循环冲洗。给水流量约为350~400t/h，启动循环泵流量控制在600~650t/h，使水冷壁系统的循环冲洗流量达到1000t/h左右（省煤器入口流量）。
2.5.4 锅炉点火应具备的条件
电动给水泵或汽动给水泵已投运且工作正常；冷态冲洗结束；主给水流量大于25%（汽包炉在正常水位）；凝汽器排气压力小于25kPa；油枪吹扫蒸汽压力在0.5MPa以上；炉前燃油系统压力控制在3.2MPa左右；燃油系统及炉前油系统或等离子点火器已具备点火条件；总风量在30%~40%之间；火检冷却风压力正常；炉膛烟温探针运行正常；炉膛监视电视上电，冷却风正常；锅炉吹扫完成；汽轮机住/调速汽门关闭，盘车投运正常；机组冷态启动锅炉点火前，启动轴封风机，投入汽轮机轴封系统；抽真空前，关闭再热器放空气阀。关闭真空阀破坏
阀，投入阀门密封水，启动两台真空泵，凝汽器建立真空。确认机组真空建立后，检查低压缸喷水投自动。
2.5.5 锅炉点火
600MW机组都是煤粉锅炉，在点火和启动初期燃用轻油，带上一定负荷后在逐步投燃煤粉，最后停止燃油，全部燃用煤粉。煤粉锅炉低负荷时也用燃油助燃。点火过程中锅炉通过点火程控、燃烧自控、炉膛安全保护等装置来确保锅炉安全经济启动和正常运行。 2.5.5.1 通风清扫
点火前如果炉膛内有积存的可燃质与空气混合物，点火时将导致不可控制的快速燃烧，形成炉膛爆炸。因此，无论在任何情况下点火，必须先对炉膛进行通风清扫。点火前还应该吹扫一次风管道。
确定清扫风量和清扫时间的原则是：清扫延续时间内的通风量应能对炉膛至少进行一次全换气；通风气流应有一定的速度或动量，即使是炉内最大的可燃质颗粒也能被吹走；清扫通风与电火通风衔接，把操作量减到最少。
由于通风清扫是与点火相衔接，所以通风清扫前需满足点火条件。
通风清扫顺序：将燃烧器各风门置于清扫位置，启动引风机、送风机，建立清扫通风量，调整炉膛负压在40~50Pa，对炉膛、烟、风道进行吹扫。清扫完毕即进行点火。
2.5.5.2 油燃烧器的投入
油枪在启动中用于暖炉及引燃煤粉，低负荷下用于稳燃。每个油燃烧器用一个高电压点火器点燃油雾。为了保护油枪，油枪不用时，即自动退出炉膛。为保证燃油雾化良好，点火前需将燃油及蒸汽的压力、温度调至合宜值。
启动初期，油枪逐步投入，稳定在一个燃料量后即不在增加，直至投粉，称次燃料量为初投燃料量。确定初投燃料量时应考虑：点火时炉膛温度低，应有足够燃料量燃烧释热，以稳定燃烧；增大初投燃料量有利于及早建立正常水循环、缩短启动时间；初投燃料量应适应锅炉升温、升压的要求；初投燃料量应保证汽轮机冲转、升速、带初负荷所需要的蒸汽量。 2.5.5.3 煤粉燃烧器投入与调节
煤粉的燃烧为非均相燃烧，其着火条件差，点火热源主要来自炉内辐射和对流，因此投煤粉的时间与炉温有关。
油枪点燃且运行一段时间后，待过热器后的烟温和热风温度提升到一定值后，可启动制粉系统、投煤粉燃烧器。 2.5.5.4 锅炉点火后的主要工作
1）检查确认下列疏水门、放气门开启，以防止汽轮机发生水冲击，需检查的阀门有：过热器系统疏水门；再热器系统疏水门；1~6号抽汽电动门前、止回阀后的疏水门；高压排汽止回阀前、后疏水，冷段母管疏水门；主蒸汽母管疏水门，
1、2号主汽门前疏水门；热段母管疏水门，1、2号中联门前疏水门；1、2号主汽门下阀座疏水门；1、2号主汽门上阀疏水门；1、2号中联门下阀座疏水门；高压旁路隔离门前疏水及低压旁路隔离门后疏水门；高压调节汽门导管疏水门。 2）高压缸投预暖。 3）旁路系统投入。
4）高压调节级汽门室预暖。
2.5.6 锅炉升温升压
锅炉点火后，由于燃料燃烧放热，使锅炉各部分逐渐受热，蒸发受热面和其中的温度也逐渐升高。水开始汽化后，汽压也逐渐升高。从锅炉点火直至汽压升至工作压力的过程，称为升压过程。与升压过程同时，随着他、燃烧的加强，锅炉出口的过热汽温和再热汽温也将逐渐升高，在机组达到某一负荷时汽温升至额定值，这个过程就是升温过程。
投入空气预热器吹灰自动，对空气预热器进行连续吹灰，若空气预热器吹灰自动不能正常投入，应每小时手动吹灰一次。汽水分离器压力为0.1MPa时，开高压旁路；再热蒸汽压力为0.2MPa时，开低压旁路。
汽水分离器压力达0.2MPa时，手动关炉顶空气阀，阀门有：屏式过热器出口集箱放气阀；屏式过热器入口集箱放气阀；A侧末级过热器出口集箱放气阀；B侧末级过热器出口集箱放气阀；A侧末级再热器出口集箱放气阀；B侧末级再热器出口集箱放气阀；二级减温水A侧放气一、二次阀；二级减温水B侧放气一、二次阀；A侧包墙放气一、二次阀；B侧包墙放气一、二次阀。
分离器压力升至1.2MPa时，确认以下阀门自动关闭（汽包压力为1.5MPa，炉水循环泵注水切换）：锅炉尾部环形集箱疏水电动一、二次阀；低温过热器入口集箱疏水电动一、二次阀；屏式过热器疏水电动一、二次阀；末级过热器疏水电动一、二次阀。
在汽水分离器压力达5MPa前，根据过热器沿程蒸汽过热度，原则上过热度≤5°C，适当开关疏水阀进行疏水。包墙/分离墙疏水阀应保持开，直到机组带初负荷后关闭。当分离器压力达3.0MPa时，投入PCV，并手动试开，正常后，投入“自动”方式。当主蒸汽压力接近7.0MPa，主蒸汽温度接近400°C时，汽轮机准备冲转。汽轮机冲转前，发电机恢复热备用状态。
2.5.7 机组冷态启动操作顺序图表（见附录A.1）
2.5.8 汽轮机冲转及升速
2.5.8.1 汽轮机冲转前检查与操作 1）DEH控制系统状态正常；
2）确认发电机内氢压为0.35MPa，氢纯度≥98%，油氢差压为0.05MPa； 3）确认汽轮机本体及系统疏水阀均在“自动”位置且疏水全开；
4）检查机组下列冷却器已投入：发电机氢冷却器；发电机润滑油冷却器；发电机空、氢侧密封油冷却器；励磁刷架空冷却器。 2.5.8.2 汽轮机复置条件
1）不存在机组禁止启动条件；
2）表2—2中控制指标在限额范围内并应充分考虑启动后的变化趋势； 表2—3 汽轮机复置的控制指标 控制项目 高压胀差 中压胀差 控制限额（mm） 控制项目 -1~+10 -2~+10 轴向位移 偏心度 控制限额（mm） -0.8~+0.8 <0.076 低压胀差 -4~+15
3）汽轮机冲转参数已到达：
冷态：主蒸汽压力为7MPa，主蒸汽温度为400°C；再热蒸汽压力为1MPa，再热蒸汽温度为380°C。
温态：主蒸汽压力为7MPa，主蒸汽温度为400°C；再热蒸汽压力为1MPa，再热蒸汽温度为380°C。
热态：主蒸汽压力为8.6MPa，主蒸汽温度为460°C；再热蒸汽压力为1MPa，再热蒸汽温度为420°C。 极热态：主蒸汽压力为11MPa，主蒸汽温度为520°C；再热蒸汽压力为1MPa，再热蒸汽温度为480°C。
4）凝汽器排气压力<25kPa。 5）汽轮机润滑油温为30~40°C。
6）汽轮机连续盘车时间至少4h,特殊情况不得少于2h。 2.5.8.3 汽轮机冲转、升速至900r/min
1)在DEH盘车上进行冲转操作，确认汽轮机已冲转，汽轮机转速上升，就地检查盘车已脱开，升速率由DEH自动计算高、中压转子热应力确定； 2）就地倾听汽轮发电机组转动部分声音无异常；
3）机组各轴承振动、回油温度正常，各轴承金属温度<85°C; 4）检查润滑油冷油器出口油温在（43±2）°C； 5）确认汽轮机本体及系统疏水阀已自动打开；
6）确认“TSI”画面各运行参数正常，无异常报警；
7）暖机时间由DEH根据汽轮机转子初始金属温度，按“汽轮机启动”曲线自动确定，以900r/min转速冷态暖机约30min，温态暖机约15min，其他状态启动不需要暖机。
2.5.8.4 汽轮机转速升至900r/min暖机期间的主要操作机注意事项 1）锅炉注意保持主、再热蒸汽参数稳定；
2）稳定主、再热蒸汽压力、温度在启动曲线规定的数值；
3）对机组所有辅助设备及系统全面检查一次，注意倾听各转动部分声音正常； 4）由低到高逐级投入高、低压加热器； 5）做好汽动给水泵启动前的准备工作； 6）做好制粉系统启动前的准备工作；
7）注意监视汽轮机振动、温度、胀差、轴向位移等重要参数变化。 2.5.8.5 汽轮机以900r/min转速暖机结束，根据情况启动汽动给水泵。
2.5.9 机组升速过程的注意事项
机组升速过程中，由DEH决定是否需要保持转速，并自动维持转速在“汽轮机转速保持建议”曲线中所推荐的保持范围；当机组转速<600r/min时，应对汽轮机偏心度进行监视；当机组转速>600r/min时，对应汽轮机振动进行监视；当机组升速经过临界转速区域时，应严密监视各轴承、大轴振动情况；DEH程序监视汽轮机各大轴振动的报警值随转速不同而变化，其关系见图2.1，机组升速过程中，当振动达到报警值时，DEH自动进行如下处理：立即进行转速保持，若在临界转速区域内，则不停留地将转速升至临界转速区以上，进行转速保持；保持15min后，如果振动减少或稳定，则不产生报警，自动继续升速；如保持15r/min后振动增加，则自动降速200r/min，若降至共振转速范围内，自动再降至共振转速以下保持，若转速下降到600r/min以下，注意转子偏心度，当偏心度>0.076mm时，应停机进行盘车，直至偏心度<0.076mm方可再次启动。
振动 (mm) 0.203
0.127
0 1000 2000 2600 转速（r/min）
图2.1 轴振动的报警值与转速的关系
2.5.10 汽轮机启动过程中主要控制指标，见表2—4：
表2—4 汽轮机启动过程中主要控制指标 项目 偏心度 轴承振动 轴颈振动 高压胀差 中压胀差 低压胀差 轴向位移 汽轮机左右侧温差 单位 正常范围 mm mm mm mm mm mm mm °C <0.076 <0.05 <0.076 14 165 (45±2)°C <90.5 60~71 30~35 报警值 跳闸值 高限 低限 0.127 10 -1 10 -2 15 -4 0.4 -0.4 28 100 20 54.4 107 77 0.254 0.8或-0.8 110 25 120 82 主蒸汽与再热蒸汽温 差 低压缸排气温度 凝汽器压力 第一级叶片出口蒸汽kPa 温度变化率 额定转速时润滑油温°C/h 度 汽轮机各支持和推力°C 轴承金属温度 轴承回油温度 轴封蒸汽压力 °C kPa 汽轮机在升速过程中对于控制指标应随时加以确认；汽轮机在升速过程中发
现控制指标有异常变化时，应暂时升速，查明原因，使其回到正常的变化趋势才允许继续升速；根据需要继续汽轮机阀门严密性试验及注油试验。
2.5.11 单元机组并网及带负荷
单元机组并网操作是指将汽轮发电机组并网的操作过程。机组在额定转速下经检查确认设备正常，完成规定试验项目，即可进行发电机的并网操作。 2.5.11.1 发电机同期并网步序
确认发电机并网前准备工作完成；确认机组转速为2990~3010r/min；确认DEH装置运行正常，“SYNCHRO RELEASE（同期许可）”指示灯亮；确认励磁开关绿灯亮；点击“AVR启停”按钮，弹出对话框；点击“投入”按钮，确认
按钮变红；退出“AVR启停”对话框；点击“AVR控制”按钮，弹出对话框；点击“自动”按钮，确认按钮变红；点击励磁开关，弹出对话框；听令按下“合闸”按钮，确认按钮变红；点击“确认”按钮，确认励磁开关合闸正常，红灯亮；确认AVR自动调节正常，发电机电压缓慢升到22kV稳定；检查发电机磁场电压应正常，符合要求；检查发电机磁场电流应正常，符合要求；点击“XX开关自动同期”按钮，弹出对话框；点击“选定XX开关”按钮，确认按钮变红；点击“投入”按钮，确认XX开关自动合闸，红灯亮；退出“XX开关自动同期”对话框；检查发变组边开关三相合闸良好；检查发电机三相电流指示正常；确认发电机组带上5%初负荷；合上发变组中开关（3/2接线方式）。 2.5.11.2 机组升负荷至60MW
发电机并网后，检查炉膛烟温探针自动退出，否则手动退出炉膛烟温探针；在DEH操作员站上设定：负荷目标指令为60MW，负荷变化率为4.2MW/min；根据负荷要求，增加燃料量，当给煤机转速>50%时，投入给煤机控制“自动”；确认汽轮机高、中压调速汽门逐步自动开大升负荷，注意旁路自动调节正常，主、再热蒸汽压力、温度稳定；根据锅炉汽温，及时投入过热器减温水自动；汽轮机冷态启动时，如需做超速试验，则应在60MW负荷期间至少暖机3~4h（制造厂无规定时机组冷态启动带25%额定负荷运行3~4h后进行）后立即进行；进行厂用电切换。
2.5.11.3 负荷由60MW升至150MW
确认CCS画面上“TF”灯亮；确认锅炉主控在手动；在DEH操作员站上，设定目标负荷为150MW，负荷变化率为4.2MW/min；确认汽轮机高、中压调速汽门逐步自动开大升负荷，注意旁路逐渐自动关闭；当升负荷至90MW时，确认低压缸喷水阀和汽轮机本体疏水阀自动关闭；升负荷至100MW时：将辅助蒸汽切至冷段再热蒸汽供汽，确认高、低压旁路关闭，旁路退出运行，确认DEH转入“初压控制”；机组负荷升至120MW时：将除氧器水位投入三冲量控制，确认汽轮机系统疏水阀自动关闭，锅炉燃烧若在“等离子点火”方式下，当给煤机出力大于50%时，投第二组制粉系统，投对应油层正常后，启动磨煤机运行，暖磨正常后，启动给煤机，确认着火正常，逐渐增加锅炉热效率，手动缓慢增加汽动给水泵转速，至出口压力小于给水母管压力1MPa时，打开出口备用。 2.5.11.4 150MW升负荷至240MW负荷
在操作员站上设定目标负荷为240MW，负荷变化率为4.2MW/min，根据汽温、汽压情况，逐渐增加给煤机出力，确认磨煤机风量、温度控制“自动”。第二组给煤机转速和第一组转速一致，投入其转速控制“自动”。当机组负荷大于180MW时，汇报调度投入PSS。当机组负荷为180MW，若为电动给水泵启动上水方式，第一台汽动给水泵升速至3000r/min暖机结束，逐渐提升汽动给水泵转速，当汽动给水泵出口压力略低于电动给水泵出口压力0.5MW时，投入汽动给水泵转速控制自动，并入第一台汽动给水泵，投入汽动给水泵自动及给水泵流量平衡，保持一电一汽给水泵并列运行或切除电动给水泵控制自动，保持再循环运
行；给水泵并泵过程中，应注意给水泵再循环最小流量阀动作对锅炉给水压力、流量变化的影响。
启动第三组制粉系统：投对应油层正常后，启动磨煤机运行，暖磨正常后，启动给煤机，确认着火正常，逐渐增加锅炉燃烧率。投入磨煤机风量、温度控制“自动”。手动增加给煤机转速，当给煤机转速与投自动的给煤机转速一致，将其转速控制投“自动”。在投入机组DCS协调控制系统，第二台汽动给水泵再循环阀控制投入自动，进行启动暖机。 2.5.11.5 240MW升负荷至480MW
在DCS画面上设定：目标负荷为480MW，确认负荷及压力变化率不变，主蒸汽压力符合启动曲线要求。240MW负荷以上进行汽动给水泵汽源切换，确认机组负荷按给定的变化率增加，确认DCS各子系统工作正常。
当负荷达300MW时，分别进行以下操作：停用所有油层及等离子点火器运行，开启燃油再循环阀，保持油系统循环，将燃尽风挡板控制投入“自动”，投入电除尘器、脱硫系统，第二台汽动给水泵以300r/min暖机结束，投入DCS汽动给水泵自动及流量平衡，自动并入第二台汽动给水泵，检查两台汽动给水泵运行正常后，退电动给水泵运行，关闭出水门，降速，停止电动给水泵，开启出口门，将电动给水泵投联动备用。启动第四组制粉系统运行，投入第一次调频功能（根据调度要求决定是否投入AGC） 2.5.11.6 480MW升负荷至600MW
启动第五组制粉系统，在DCS画面上设定：目标负荷为600MW，主蒸汽压力为24.2MPa。确认所有自动调节系统工作正常，升负荷至600MW，确认机组各项运行参数正常，对机组全面进行一次检查，确认机组无异常报警。
2.6 单元机组的热态启动
该方法适用于机组停运后汽轮机处于热态时的启动。热态启动是以冷态启动过程中的某一个阶段作为起点，和冷态启动程序大致相同。但热态启动升温、升压的速度较快，启动时间较短，应根据“热态启动曲线”严格控制，以降低汽轮机的寿命损耗。
2.6.1 启动前的准备，按冷态启动的有关章节进行，确认系统运行正常，热态启动，必须先投轴封，后投抽真空。热态启动时，为保温、保压加快启动速度，要尽快满足吹扫条件。锅炉点火后，应及时投入旁路系统，并按照热态启动曲线规定的升温、升压率提升汽温、汽压，满足汽轮机冲转要求。如汽压升的快而汽温慢，可适当开大旁路门或适当增加燃油量，或投用上层油枪，但必须保证再热器管壁不超温。在现场许可情况下，尽可能提前启动两台给水泵。主、再热汽管道疏水充分，汽缸本体疏水在极热态开机冲转前开启5min后关闭。
2.6.2 热态启动冲转参数选择原则：根据汽缸温度按制造厂提供的汽轮机启动曲线确定冲转参数。在“热态启动冲转和负荷建议曲线”中确认冲转所必需的蒸汽参数、升速率，以及初负荷和初负荷保持时间。汽轮机冲转时，主、再热蒸汽温度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相差必须在+110~-56°C范围内，且保证56°C以上的过热度；轴封蒸汽温度应与邻近汽缸内壁金属温度相适应，最大温差不宜超过100°C。冲转后应经摩擦检查无异常后方可升速，升速率一般不小于200r/min。定速后经检查正常应尽快并网。
2.6.3 并网及带负荷
并网后应尽快加负荷至启动曲线所对应的负荷点，确认第一级蒸汽温度超过第一级进水温度15~20°C，汽轮机下缸温度不再下降，以减少汽缸及转子的冷却，按照正常升负荷率增加机组负荷。汽包炉压力升高到一定值后，炉水硅超标会影响蒸汽品质，必须进行洗硅操作。按照炉型和压力的洗硅曲线，逐步升高锅炉压力，通过排污换水，直至炉水水质合格。热态启动，锅炉应根据锅炉压力、温度情况以及汽轮机所需启动参数、启动时间，调整锅炉燃烧，检查高、低压旁路自动调节及有关疏水阀门动作正常，使汽温满足汽轮机启动要求。
其他操作与冷态启动相同。
2.6.4 热态启动主要注意事项
热态启动时，汽轮机连续盘车应不小于4h，汽轮机转子偏心度比原始值大0.02mm或超过制造厂家规定值时更应增加盘车时间。热态启动应先送轴封后抽真空。根据缸温决定轴封汽源，注意轴封蒸汽和转子表面的温度不应超过110°C。点火后，注意缸温变化，注意高中压主汽门、调速汽门、高压缸排汽逆止门、抽汽门关闭严密，防止漏汽冲转汽轮机或局部冷却。
机组冲转、并网、带负荷各阶段主蒸汽、再热蒸汽管道及汽轮机本体应暖管充分，疏水畅通。热态启动过程中严密监视胀差、调节级蒸汽和调节级金属温差在+110~-56°C、高中压缸上下缸温差小于42°C。升速或加负荷过程中汽缸金属温度不应上升或下降过快，如果胀差负值增加过快，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。
3 单元发电机组的运行维护
单元机组是锅炉、汽轮机、发电机三大主机及其辅助机构成的一个整体，其中任何一个环节运行状态的变化都将引起其他环节运行状态的改变。因此，单元机组炉机电的运行维护与调节既是相互联系的，又有各自的特点。在机组正常运行中，锅炉侧重于调节，汽轮发电机侧重于监视和维护。
对于运行中的汽轮发电机，必须经常进行检查、维护，以便及时发现异常情况，消除设备缺陷，保证发电机长期安全运行。
3.1 单元发电机组运行总的要求
机组运行调整的主要任务及目的：满足负荷要求、保证机组安全稳定运行、保持运行参数正常、汽水品质合格、提高效率及经济性、减少污染物排放。具体而言主要有：
1）按照机组正常运行控制参数规定范围进行机组运行工况监视和调整，使主要参数符合规定； 2）按照电网调度要求及时调整机组负荷，在调节负荷时应保持良好的燃烧工况，保持汽压、汽温、水位及锅炉水煤比（直流炉）正常，调整回热及除氧给水系统运行，维持机组运行工况正常；
3）按照规定进行设备的定期检查及维护；
4)按照规定记录有关运行参数，并进行分析，使机组处于安全、稳定、经济运行；
5)定期进行有关设备的切换及试验，现场规程中应有具体规定。
3.2 发电机及其励磁系统运行
3.2.1 发电机额定运行方式
发电机按照铭牌规定数据运行的方式，称为额定运行方式。发电机可以在这种方式下或在容量限制曲线的规定范围内长期连续运行。发电机额定方式下的长期运行，主要是受机组的发热情况限制。发电机各部分的允许温升不应超过规定值。正常运行时，发电机不允许超过铭牌的额定数据运行。
3.2.2 发电机进相运行
发电机进相运行的允许范围主要受发电机静态稳定和定子铁芯端部构件发热、6kV母线电压等因素的限制。发电机在结构上一般能满足在超前功率因数0.95和额定功率的情况下稳定运行。
发电机具体进相能力应按机组具体试验确定，未做进相试验的发电机禁止进
相运行。发电机进相运行时自动励磁调节器必须投入运行，其自动励磁调节器的低励限制、电压限制等功能应良好，并在进相试验前检查励磁调节器根据P/Q曲线整定的低励失磁保护定值，保证不会误动且能满足最大进相深度和机组稳定性的要求。
发电机的失磁保护和失步保护必须投入运行。发电机进相运行时，其冷却系统运行正常，定子冷却水温度和冷氢温度在合格范围内，发电机定子绕组、端部铁芯等温度测点（特别是屏蔽环测点）正常。
发电机进相运行时应加强发电机定子绕组、铁芯温度及发电机出口与高、低压厂用母线电压的监视，发电机出口电压及6kV厂用工作母线电压不得低于额定电压的95%。
3.2.3 发电机调峰运行
当电网需要时，发电机允许调峰运行。发电机调峰运行负荷变化范围一般为40%~100%，发电机每年启、停机次数不应超过设备允许规定次数。发电机负荷增减率，一般每分钟为额定负荷的3%（设计为5%），但紧急状态下取决于汽轮机。 3.2.4 发电机短时过负荷运行
在系统故障状态下，为了避免破坏电网系统的静态稳定，允许发电机短时过负荷运行。但此时发电机的氢气参数、定子绕组冷却水参数、定子电压均应为额定值
。定子绕组能承受的短时过电流倍数与时间及转子绕组能承受的短时过电压倍数与时间均不应超过设备说明书规定值。
3.2.5 发电机不平衡负荷运行
发电机运行负荷不平衡时，如果持续负序电流不超过额定电流的8%，且每相电流不大于额定电流，则允许发电机长期运行。
发电机能承受事故状态下的短时不平衡负荷。为了防止负序电流产生的损耗引起转子磁极表面和护环的局部过热和烧损，必须严格控制事故状态下的不平衡负荷及其时间。因此，规定负序电流标幺值的平方与事故时间的乘积不大于10s，
2即I2INt10s.
3.2.6 发电机电压变化时的允许运行方式
发电机电压正常应在额定值的±5%因内变化，最低不应低于额定值的90%。 发电机电压在额定值的±5%以内，而功率因数为额定值时，其额定容量不变，及当电压增高5%时定子电流应降低额定值的5%，当电压降低5%时，定子电流可提高额定值的5%。发电机电压低于额定值的95%时，其定子电流不得大于额定值的105%。
3.2.7 发电机频率与电压的变化范围
当发电机功率因数为额定值时，一般电压偏离额定值不超过±5%和频率偏离额定值不超过±2%，发电机能连续输出额定功率。 当发电机在额定功率因数是，一般电压偏离额定值为±5%和频率偏差大于上述偏离值，发电机输出额定功率允许运行的时间按表3—1中规定执行。
表3—1 偏频运行时间限值（生产厂家不同数据可能不同） 频率 51.0~51.5 48.5~51.0 48.0~48.5 47.5~48.5 47.0~47.5
寿命期累计时间（min） 30 连续运行 300 60 10 每次持续时间（s） 30 连续运行 300 60 10 3.2.8 发电机功率因数变化时的允许运行方式 发电机允许变功率因数运行，当降低功率因数时，转子励磁电流不允许大于额定值，而且视在功率应减少。当增大功率因数时，发电机的视在功率不能大于其额定值。发电机功率因数变化时的允许运行负荷按发电机V型曲线执行。 3.2.9 冷却系统变工况下运行
发电机进风温度低于额定值时，每降低1°C允许定子电流升高额定值的0.5%，此时转子电流也允许相应增加，但只允许增加至进风温度比额定值低10°C为止。如进风温度再降低时，电流值也不得在增加，进风温度最高不允许超过55°C。
发电机进风温度超过额定值时，如果定子绕组、转子绕组及定子铁芯的温度未超过其绝缘等级和制造厂允许温度，可以不降低发电机容量。但必须严密监视发电机各部件温度，当温度超过允许值时，则应减少定子和转子电流，直到允许温度为止。
发电机正常运行时，两组氢气冷却器均应投入运行，以维持机内冷氢温度恒定。当停止一台氢气冷却器时发电机负荷必须降至额定负荷的80%及以下运行。发电机最低进风温度以气体冷却器不出现结露为标准，一般不低于38°C。为防止发电机内结露定子冷却水温度应高于进风温度。发电机运行时，机内氢压必须高于定子冷却水压力，特殊情况要降低氢压运行时，应按照设备说明书及发电机温升试验来确定所能够带的负荷。
发电机定子线棒温差到14°C或定子引水管出水温差达12°C，或任一定子槽内层间测温元件温度超过90°C或出水温度超过85°C时，在确认测温元件无误后，应立即停机处理。发电机油系统、主油箱内、封闭母线外套内的氢气体积含量超过1%时，应停机查漏消除，定子冷却水箱内含氢量达到3%时应报警，在120h内缺陷未消除或含氢量升至20%时，应停机处理。 3.2.10 发电机励磁系统运行 3.2.10.1 自动调节器运行
1）正常情况下，两组自动调节器均应投入运行且选A主套运行、B从套备用方式，当运行中的主套出现故障时自动将备用中的调节器转为主套运行。
2）正常情况下，自动调节器应处于自动恒压方式运行，当仅一组调节器运行时，如调节器出现异常，可倒为手动方式运行，但不宜在此方式下长期运行，应联系检修处理尽快恢复自动方式运行。
3）自动调节器在手动方式下运行时，应加强对发电机电压、无功的监视，在机组加减负荷时应及时调整励磁，防止出现欠励或过励情况。 3.2.10.2 自动调节器投入前应检查的项目：
检查设备无异常；检查各开关、按键在规定位置；在投入调节器电源开关后下列指示灯亮:+5V、+12V、-12V、+24V电源指示灯亮、脉冲触发指示灯亮。 3.2.10.3 自动调节器运行及注意事项
1）调节器投入前应检查主CPU面板“运行调试”开关置于“运行”位置； 2）调节器上电后及正常运行中应检查各插件面板上电源指示灯指示正确； 3）调节器的系统电压稳定装置PSS功能应按调度规定投入或退出； 4）单组调节器作业时，应由检修人员对两组调节器间的通信采取相应隔离措 施，防止检修作业中引起运行组调节器误动作；作业后应由检修人员恢复两组调节器间的通信，并由检修人员检查恢复投运的调节器运行参数是否正常，如正常应恢复其带负荷运行，以检验其装置工作是否正常；
5）机组启动时，应在发电机定速后投入调节器电源开关。灭磁开关MK未合前严禁就地及盘前调整调节器给定电压，以防止因给定电压过高造成发电机过电压事故； 6）发电机正常启机可用自动调节器将发电机升压并网，在发电机事故跳闸时，严禁用自动方式给发电机升压，发电机做空载及短路试验时，应使用自动调节器手动方式升压，严禁使用自动方式升压。
3.3 发电机及其辅助系统正常运行中的参数
表3—2 发电机及其辅助系统正常运行中的参数 参数 润滑 进油温度/°C 油系 出口油温/°C 统 油压/°C 轴瓦温度/°C 密封 空气侧及氢气侧进油 油系 温度/°C 统 氢油压差/kPa（高压氢 压）
正常值 38 65 100 70 45 84 允许工作范围 27~49 60~71 80~120 65~77 40~49两侧相差在2.2K之内 55~97 低报警 48 40 35 高报警 77 62 99 49 跳闸值 48 107
续表（3—2） 参数 冷氢温度°C 氢 热氢温度°C 氢压/MPa 气 氢纯度/100% 额定氢压下氢 气湿度/g/m³ 氢消耗或漏量 m³/day 氢 温度°C 冷 流量m³/h 器 冷 工作压力MPa 却 水 定子 进水温度°C 线圈 总水管出水温 的冷 度°C 却水 总水管出水对 及线 进水的温升/K 棒温 线棒出水温度°C 度 线棒最大温度差K 同一类水路中出 温差/K 线棒温度°C 水流量m³/h 定子绕组两端水压降MPa 定子铁芯 定子水电导率µS/cm 离子交换器出水电导率µS/cm 总进水管差压kPa 比正常值高35 — 120 高：5 高高：5.5 0.1~0.4 1.5 — — 大于冷氢温度 正常值 46 随负荷而变化 0.40 95 2 11.3 允许工作范围 40~48 45~80 0.38~0.44 90~99 4 低报警 高报警 跳闸值 40 0.38 90、85 50 0.44 10 35 740~900 — 36 最大0.8（或现场验收或维修的试验压力最大值） 45~50 8 10 42 53 85 31 85 10 8 90 — 90 12 14 80 约20 5 5 105 0.15~0.20 1.5
续表（3—2） 参数 氢压高于水压kPa 定子水箱气压kPa 发电机轴振（双幅值，mm） 励磁机轴振（双幅值，mm） 运行时励端轴承绝缘 励磁机 冷风风温°C 温 升 热风风温°C 正常值 14 0.08 0.10 >1 45 允许工作范围 0.14 0.16 50 低报警 — 高报警 跳闸值 35 42 0.125 0.125 52 37 — — 0.25 0.25 — — —
3.4 机组运行监视
机组运行中要充分利用和发挥自动控制系统的作用，确保设备运行工况的稳定和运行参数的调节质量。在控制系统自动运行时运行人员要加强画面参数的监视和运行参数的分析，发现自动控制系统故障后要立即联系热控人员进行处理。当出现参数报警要认真进行检查、核实、分析并进行调整，必要时到就地进行核实，禁止随意复置报警。
机组正常运行中要加强一下参数的监视调整：
1)凝结水、给水、减温水及主再热蒸汽流量、温度、压力与机组负荷相匹配，凝汽器真空与机组负荷相匹配，参数稳定，汽轮机调门开度正常。
2)汽包水位、炉膛负压、烟气氧量、飞灰含碳量在正常范围内，引风机入口静叶开度、送风机动叶开度指示正常，引、送风机电流与风量匹配，总风量与机组负荷相匹配。
3)检查锅炉燃烧状况良好，各检查孔、人孔门关闭严密。 4)监视锅炉各受热面金属温度在正常范围内，不超温。
5)监视制粉系统出力正常，与机组出力相匹配，磨煤机出口温度、一次风压力及风量在正常范围内，超临界直流锅炉启动分离器出口温度正常稳定，水煤比合适。
6)监视一次风机运行正常，一次风压在正常范围内，密封风与一次风压差正常，一次风机入口静叶开度、电流正常。
7)监视空气预热器入、出口的一、二次风温及烟温正常，空气预热器差压、锅炉排烟温度在正常范围内。
8)检查炉管泄漏检测装置工作正常，无泄漏和异常报警。
9)检查锅炉本体汽水系统无泄漏、无异音，过热、再热器安全阀正常，无内漏现象，锅炉各支吊牢固，锅炉膨胀正常，燃烧器区域无漏油、漏粉。
10)各自动控制方式正确，自动调节品质良好。
11)监视调节级压力、温度，汽缸金属温度，高中压缸外缸上、下缸温差，
高低压缸排汽温度，高、低压缸胀差，大轴振动，轴瓦振动，轴向位移，凝汽器真空在胀差范围内。
12)监视润滑油压力及温度、密封油压力及温度、定子冷却水压力及温度、支承轴承金属温度、推力轴承金属温度、支承轴承及推力轴承回油温度、调节（EH）油压与油温、主油箱油位、EH油箱油位、轴封蒸汽压力及温度在正常范围内。
13)监视发电机电压、电流与机组负荷相匹配，励磁调节装置参数正常。 14)监视发电机各部温度正常，无局部过热现象，进出水温、风温正常。 15)检查发电机各部振动及声音正常，机壳内氢气压力、纯度、温度正常。 16)检查发变组保护投入运行正常，指示灯指示正常。
3.5 机组运行调整
3.5.1 燃烧调整
正常运行时，机组应保持CCS模式运行，应将磨煤机控制、给煤机控制、送风量控制、氧量、炉膛负压、一次风压控制、二次风挡板全部投“自动”，接受CCS指令进行自动调节。
燃烧调整的目的和要求：
锅炉燃烧调整时保证机组安全经济运行的首要任务。锅炉正常燃烧时，燃烧的着火距离适当，炉内燃烧稳定；火焰不应直接冲刷炉墙、水冷壁；火焰充满度好，炉膛热负荷均应，出口及各段烟道两侧烟气稳定偏差不超过设计值（设计值无规定是一般不超过50°C）；减少不完全燃烧损失，提高锅炉运行经济性，保持锅炉各级受热面不超温；尽量减少污染物的生成，避免结渣。 3.5.2 汽压调整
锅炉主蒸汽压力的调整，就是满足外界电负荷需要的同时，维持汽轮机所需的蒸汽压力。在机组负荷变动时，目前国内采用定压或定—滑—定的运行方式。
3.5.3 汽温调整
机组正常运行时，对于汽包炉应将减温水、燃烧器摆角（尾部烟道挡板）全部投自动，对于直流炉应将减温水、燃烧器摆角、尾部烟道挡板、水煤比、给水调节全部投自动，汽温采用自动调节。 3.5.4 给水调整
在机组启动至26%~35%负荷之前，锅炉给水调整宜采用调节站节流和给水泵转速配合调整的方式控制；30%左右负荷时进行给水主旁路切换，之后采用给水泵转速调节控制。 3.5.5 锅炉排污
为了保证汽水品质合格，根据化学监督的要求，对锅炉进行定期排污和连续排污。正常运行中，连续排污时，根据化学人员对汽包品质的化验结果确定排污量大小，定期排污应尽量在低负荷时进行，正常情况下每天排污一次。当炉水质量较差时，由化学人员决定增加排污次数。
排污时必须加强锅炉水位的监视与控制，防止锅炉缺水，定期排污之前应适当提高汽包水位。排污时，排污门应逐个开关，不可同时打开两个及以上排污门，每个排污门打开时间不超过30s。
连续排污系统的正常运行方式为：投入连续排污扩容器，炉水扩容降压过程中产生的蒸汽回收至除氧器，污水至定期排污扩容器，控制连排扩容器水位正常。当连续排污扩容器不能正常投入运行时，连续排污应倒至定期排污扩容器系统运行，严密隔离连续排污扩容器系统。排污期间，严禁定期排污、连续排污扩容器超压，保证安全运行。
下列情况时应停止排污：机组运行异常或发生事故时；排污系统发生故障时；锅炉汽包水位低或给水调节发生异常时。 3.5.6 机组一次调频投运
一次调频是指当电网频率偏离额定值时，发电机组调节控制系统自动控制机组有功功率的增加（频率下降时）或减少（频率升高时），以使电网频率迅速回到额定值范围的装置，CCS侧及DEH侧一次调频功能的死区设置为2r/min，上下限幅为±36MW（由试验结果和电网规定确定）。 3.5.6.1 一次调频投入要求及条件
一次调频功能投入与退出操作必须获得调度的许可，并做好记录。 一次调频投运前的必要条件：负荷为300~600MW；转速为3000±2r/min；机组无异常情况，调节控制品质良好。
3.5.6.2 一次调频投入方法：在机组协调控制及DEH画面中，将一次调频功能投入。
3.5.6.3 发生以下情况是应退出一次调频
1）机组频率信号异常；
2）汽轮机调速汽门异常波动； 3）锅炉燃料量波动大；
4）机组负荷目标值与测量值差超过20MW；
5）主蒸汽压力与额定压力偏差超过2.5MPa或主蒸汽压力高于25MPa； 6）锅炉或汽轮机辅机跳闸或出现异常工况时。 3.5.6.4 一次调频退出方法：在机组协调控制画面中，将一次调频功能切除（如DEH系统中一次调频系统也投入时，需切除）。 3.5.6.5 一次调频投入时的注意事项
1）一次调频的死区为±2r/min，一次调频投运后，转速在3000±2r/min内，一次调频不起作用，一次调频作用负荷最大变化范围为±36MW（在CCS中设置了闭锁）；
2）当转速>3002r/min时，一次调频功能起作用，调速汽门关小，转速每下降1r/min，负荷下降4MW，负荷下降最大为36MW；
3）当转速<2998r/min时，一次调频功能起作用，调速汽门开大，转速每上升1r/min，负荷上升4MW，负荷上升最大为36MW。
3.6 机组的定期工作
3.6.1定期工作规定
执行定期工作之前，应与有关人员联系，做好定期工作的安全技术措施和风险预控措施，必须在机组及有关设备运行状态许可条件下执行，若执行中遇到异常及事故，立即停止。
定期工作要求参加的有关人员必须全部到场；所有定期工作，在无特殊情况下，均应按具体规定的时间及要求执行，若因故没有执行，必须将原因记录清楚，同时在下个相应班次补做。油泵和水泵定期切换过程中，应注意监视泵的出口压力、母管压力、电流应正常，确认备用泵运行无异常后方可停运待停泵 定期工作执行完毕后，应将执行情况做详细记录，若有异常及时汇报上级岗位人员，设备存在重大缺陷时，适当缩短对异常设备的检查周期。
3.6.2 机组主要定期工作项目表
表3—3 机组主要定期工作项目表 项目名称 汽轮机主汽门、调速汽门活动试验 汽轮机（含小汽轮机）交流油泵、抗燃油泵（调节油泵）、顶轴油泵、密封油泵、事故油泵试验 汽轮机危急保安器注油试验 真空严密性试验 时间间隔 每月一次 每月一次 运行2000h 每月一次 备注 全行程 在80%额定负荷以上关闭空气门或全停真空泵，30s后开始记录，5min内真空平均下降速度不超过0.3kPa/min，下降总值不大于2kPa 停机期间执行 投油助燃时连续吹灰 运行5min 关闭手动门,PCV汽轮机润滑油压试验、汽轮机抗燃（调速）油压试验、汽轮机凝汽器真空低试验 定子水电导率、pH值校验 空气预热吹灰 炉膛尾部烟道吹灰 炉膛吹灰 空气预热器油泵启停试验 PCV阀开关试验 每月一次 每周一次 每班一次 每天一次 每天一次 每周一次 每月一次 阀投“MAN”位置 磨煤机油站油泵
续表（3—3） 项目名称 引风机油站油泵 引风机轴冷风机 送风机油站油泵 一次风机油站油泵 全部油枪 火检冷却风机 密封风机 疏水泵启、停试验 主机仪用空气压缩机 时间间隔 每月二次 每月二次 每月二次 每月二次 每月至少二次 每月二次 每月二次 每月二次 每月二次 备注 切换运行 切换运行 切换运行 切换运行 投停运行 切换运行 切换运行 启停试验，运行1min后停 备用空气压缩投运，运行空气压缩机停运一台 空气干燥装置切换一台 切换运行 切换运行 切换运行 运行5min 投入运行 旋转排污 部分行程 切换运行 切换运行 切换运行 切换运行 切换运行 切换运行/联锁试验 切换运行 启停试验/联锁试验 启停试验/联锁试验 启停试验 切换运行 其停试验/联锁试每月二次 切换运行 空气干燥装置 炉水循环泵冷却水增压泵 等离子冷却水泵 等离子火检冷却风机 等离子拉弧试验 胶球清洗装置 电动滤水器 氢气形同排污 汽轮机、小汽轮机主汽门、调速汽门活动试验 凝结水泵 真空泵 开式升压泵 定子冷却水泵 轴加风机 调节（EH）油泵 闭式泵 主机交流润滑油泵 密封备用油泵 顶轴油泵 汽动给水泵主油泵 汽轮机、小汽轮机直流润滑油泵 每月二次 每月二次 每月二次 每月二次 每月一次 每天一次 每周一次 每月二次 每月二次 每月二次 每月二次 每月二次 每月二次 每月二次 每月二次 每月二次 每月二次 每月二次 每月二次 验 空氢侧直流密封油泵
续表（3—3） 项目名称 凝汽器补水泵 抽汽电动门、逆止门活动 ETS通道试验 主油箱排烟机 空侧密封油排烟机 发电机氢气系统气密试验 电动给水泵启停试验 主变、高厂变、启备变、电抗器冷却装置工作与备用电源切换及辅助、备用风扇启动与轮换 柴油发电机空载试验 集控室事故照明试验 事故照明交流电源切换试验 直流备用充电器启动充电试验 6kV备用电动机测绝缘 400kV备用电动机测绝缘（包括交流及直流电动机） 测量发电机定子绕组及励磁回路绝缘 时间间隔 每月二次 每月二次 每月一次 每月二次 每月二次 每月一次 每月一次 每月一次 备注 启停试验 部分行程 热控配合 切换运行 切换运行 保压24h 启停试验 每月二次 启停试验 每月二次 每周一次 每月一次 每月一次 半月一次 半月一次 停机后、备用超过半个月或发电机定、转子回路检修启停前 在停机期间做 在停机期间做 在停机期间做 在停机期间做 6kV厂用电快切换装置切换试验 具有双路电源MCC电源切换试验 保安段工作、备用电源及柴油发电机带负荷逻辑切换试验 UPS主旁路电源切换试验
半年一次 半年一次 半年一次 半年一次 3.6.3 每班定期检查项目
经常检查DCS就地各设备状态及参数并及时调整；使机组在安全经济工况下运行，严格执行定期设备巡检、切换、试验等制度。发现异常情况，及时处理；主要仪表、主要保护和自动装置未经批准不得擅自停用或解除 3.6.4 定期巡回检查
电厂应根据现场实际情况，制定详细的巡回检查路线
4 机组的检修试验
4.1 试验原则
所有连锁及保护在A/B/C修后或存在连锁保护误动、拒动检修等情况下均应做试验。设备异动后应做对应的试验，试验前确认试验项目的有关条件具备，除特殊说明外，6kV辅机开关送“试验”位，并投入其热工试验压板；400V辅机送“工作”位；同时联系热控人员送上保护、信号、仪表等电源。保护装置电源必须可靠，备用电源不得随意退出备用状态。
试验前应对参与试验的设备和系统进行全面检查，凡参与试验的设备必须检查工作完毕，工作票终结，设备现场符合试验或运行条件。工作未完的转机和系统不可试验，对相邻系统有影响而未采取隔离措施的设备不可试验。各项试验工作结束后，应分析试验结果，做好系统及设备的恢复工作，校核保护定值正确，并做好试验记录。
试验中发现的问题及时处理，直至合格为止。
4.2 机炉电大联锁保护试验
4.2.1 试验规定：一般在机组A/B/C修后或联锁控制回路检修后、停机备用一个月后应做此试验。 4.2.2 试验条件
1）机、炉、电单项保护传动试验完毕且合格，各辅机具备；
2）各辅机具备启动条件：6kV辅机开关送“试验”位；400V辅机送“工作”位；
3)联系热控人员送上保护、信号、仪表等电源，试验相关闭锁条件强制解除； 4）启动火检冷却风机；
5）磨煤机润滑油站和各风机油站投入运行正常； 6）启动两台空气预热器； 7）启动两台引、送、一次风机；
8）启动5台磨煤机，关闭给煤机入口及出口煤插板，启动对应给煤机，给煤机转速均在最低转速；
9）锅炉燃油进、回油快关阀启动； 10）关闭所有油枪角阀前手动门，任选2~3只油枪投入运行（热控强制有火）；
11）强制全炉膛有火焰； 12）强制燃料失去；
13）机侧各油系统正常投运（包括主机润滑油、密封油、小汽轮机润滑油、
EH油、电动给水泵辅助油泵）；
14）解除低真空保护；
15）汽轮机挂闸；
16）汽轮机主汽门手动开到30%以上，确认联锁接点已断开； 17）各抽汽电动门及抽汽止回阀打开； 18）小汽轮机前置泵投入备用； 19）小汽轮机挂闸，开启主汽门； 20）电动给水泵投入备用；
21）确认升压站相关刀闸在断开位置，退出发变组保护装置柜出口压板； 4.2.3 试验步骤
1）触发任一锅炉MFT保护，检查汽轮机跳闸、发电机逆功率保护跳闸，检查各辅机设备动作正常；
2）触发任一汽轮机跳机保护，检查锅炉MFT、发电机逆功率保护跳闸，检查各辅机设备动作正常；
3）触发任一发电机主保护（发变组保护屏关主汽门压板投入，其他压板停用），检查汽轮机跳闸、锅炉MFT，检查各辅机设备动作正常。
4.3 锅炉试验
4.3.1 锅炉水压试验
水压试验的条件和范围：水压试验分工作压力和超压试验；新安装的锅炉或受热面及承压部件（省煤器、水冷壁、过热器、再热器等）检修后的锅炉，为检查承压部件及阀门的严密性，须进行工作压力和超压试验；锅炉受压元件经重大修理或改造后，均要进行工作压力试验；锅炉超压试验一般没6~8年一次，但也可以根据设备实际状况经上级主管部门批注后延长或缩短间隔时间。 4.3.1.1 水压试验压力及范围
1）一次汽系统水压试验范围：给水管道、汽包或分离器、省煤器、水冷壁、过热器及有关管道阀门；
2）二次汽系统水压试验范围：再热器系统及管道阀门，自冷段再热器进口管道水压用堵阀到热段再热器出口管道水压堵板前。
锅炉超压试验压力见表4—1：
表4—1 锅炉超压试验压力 名称 再热器 直流锅炉 超压试验压力 1.5倍再热器进口压力 过热器出口设计压力的1.25倍且不得小于省煤器设计压力的1.1倍 锅炉本体（包括过热器） 1.25倍锅炉设计压力（汽包工作压力）
4.3.2 锅炉安全阀校验
安全阀校验周期：机组A/B级检修后，以及安全阀解体检修后，都应校验安全阀的起跳、回座压力。带有电磁力辅助操作机构的电磁安全阀，除进行机械校验外，还应做电气回路的远方操作试验及自动回路压力继电器的动作试验，一般在75%~80%额定压力下进行，并应至少抽查一个安全阀，进行实际动作压力的复核。
4.3.3 风烟系统、制粉系统联锁保护试验 4.3.3.1 联锁保护试验
1）空气预热器跳闸时，同侧引风机、送风机、一次风机全部跳闸；
2) 引风机跳闸时，同侧送风机跳闸； 3）送风机跳闸时，同侧引风机跳闸；
4）两台一次风机全停时，密封风机及所有磨煤机、给煤机跳闸；
5）磨煤机跳闸时，对应给煤机跳闸。 4.3.3.2 试验步骤
1）锅炉联锁保护试验必须在各辅机单项试验合格，各辅机均具备启动条件，方可进行锅炉联锁保护试验；试验时6kV设备开关送至“试验”位，400V设备开关送至“工作”位；
2）关闭给煤机进出口挡板门，联系热工人员强制相关设备启动允许条件； 3）按照启动顺序依次启动各设备；
4）依次停运磨煤机，则对应层给煤机依次跳闸。复位各跳闸开关，重新启动磨煤机和给煤机；
5）解除密封风机联锁，停运运行中的密封风机，全部磨煤机和给煤机跳闸；复位各跳闸开关（单做制粉系统联锁结束），重新启动制粉系统各辅机；
6）停运一次风机，密封风机跳闸、全部磨煤机和给煤机跳闸。复位各跳闸开关，重新启动两台一次风机、密封风机和制粉系统各辅机；
7）停运一台送风机，联跳同侧引风机，停运另一台送风机，MFT动作，联跳两一次风机、六台磨煤风机。复位各跳闸开关，重新启动个跳闸设备和停运设备；
8）停运一台送风机，联跳同侧送风机，停运另一台引风机，MFT动作，联跳另一送风机、两台一次风机、六台磨煤机和六台给煤机。复位各跳闸开关重新启动各跳闸设备和停运设备；
9）停运一台空气预热器，联跳同侧引风机、送风机和一次风机，停运另一台空气预热器，MFT动作，联跳两台引风机、两台送风机、两台一次风机、六台磨煤机和六台给煤机。复位各跳闸开关，重新启动各跳闸设备和停运设备；
10）联锁试验不合格应联系有关人员处理后再次进行试验，直到合格为止。试验完成后联系热工人员恢复所强制的信号和保护。
4.3.4 MFT、OFT联锁保护试验
MFT、OFT试验可综合在一起进行，必须在锅炉大连锁试验正常后方可进行。
关闭给煤机进出口挡板门，强制相关设备启动允许条件。按照启动顺序依次启动各设备。强制所有投运的煤、油燃烧器有关火焰信号，模拟机组正常运行状态。MFT动作试验时，分项操作，停止有关转机或短接有关接点，逐项做跳闸试验。
4.3.4.1 MFT联动设备
1）MFT继电器动作； 2）OFT动作；
3）联锁跳以下运行设备：所有油枪、所有等离子点火器、磨煤机、给煤机、一次风机、密封风机、两台汽动给水泵、电动给水泵；
4）闭锁蒸汽吹灰，所有吹灰器自动退出，脱硫、电除尘跳闸；
5)联锁关闭：燃油进油快关阀、所有油枪角阀、磨煤机出口挡板、燃烧器进口挡板、减温水总门、主给水电动门和给水旁路门；
6）送信号至：主机、旁路系统。
4.3.4.2 OFT动作试验时，分项操作或短接有关接点，逐项做下列条件跳闸试验
1）至少有一个油角阀开时，进油快关阀关； 2）MFT；
3）至少有一个油角阀开时，燃油母管压力低至2.0MPa。
当上述任一条件满足，OFT动作，并联关各油枪角阀、进油快关阀。 4.3.5 锅炉辅机相关试验
4.3.5.1 辅机检修后的试运行
试运行前的检查内容：
1）各辅机试运行前的检查均按各自启动前的检查要求进行；
2）确认各辅机及其电气设备检修完，工作票已终结或押回，主要设备及有关的润滑油、液压油、冷却系统符合启动条件；
3）检查试运设备电源已送。 4.3.5.2 空气预热器相关试验
试验条件：按空气预热器启动前要求，先检查后送电；空气预热器机械转动灵活，上下轴承冷却水畅通，油质油位油温正常，符合启动条件；空气预热器各主、辅电动机已送电，空气预热器气动盘车电动机正常，导向轴承、支承轴承油泵已送电，启动油泵，转动正常，建立正常油压。
拉合闸试验：启动空气预热器辅电动机运行，电流正常；就地检查正常，停辅电动机，电流到零；启动空气预热器主电动机运行，电流正常，就地检查正常；
停主电动机，电流到零。
空气预热器联锁及保护试验：将空气预热器辅电动机投“备用”联锁位，停止空气预热器主电动机运行，空气预热器辅电动机自动投入运行；将空气预热器主电动机投“备用”联锁位，停止空气预热器辅电动机运行，空气预热器主电动机自动投入运行；当空气预热器主、辅电动机都跳闸时，空气预热器跳闸光字牌报警来，空气预热器入口烟气挡板自动关闭，空气预热器出口一、二次风门自动关闭。
空气预热器联跳试验：启动同侧空气预热器、引风机、送风机、一次风机，然后停止空气预热器主、辅电动机，延时5s，同侧引风机、送风机、一次风机跳闸。
4.3.5.3 引风机相关试验
引风机启动允许试验、跳闸试验：检查引风机电机开关在“试验”位；任一启动允许条件不满足时引风机应禁止启动；检查满足启动允许条件，启动引风机；由热控人员强制各跳闸保护信号，引风机应跳闸。
引风机电机润滑油泵电气联锁试验：启动A润滑油泵，B润滑油泵置“备用”位；停用A润滑油泵，B润滑油泵应自启动；用同样方法试验A润滑油泵联动正常。
引风机电机润滑油泵油压低联锁试验：启动A润滑油泵，B润滑油泵置“备用”位；将润滑油压降低至0.1MPa，B润滑油泵应自启动；用同样方法试验另一台润滑油泵应正常；试验结束，恢复试验前状态。
引风机轴冷辅机电气联锁试验：启动A轴冷风机，B轴冷风机置“备用”位 ；停运A轴冷风机，B轴冷风机应自启动；用同样的方法试验A轴冷风机联动正常。
引风机事故按钮试验：就地按下事故按钮，相应引风机跳闸，引风机跳闸后，联关引风机静叶和入口烟气挡板。 4.3.5.4 送风机相关试验
送风机启动允许试验、跳闸试验：检查送风机电机在“试验”位；任一启动允许条件不满足时，启动送风机；检查满足启动允许条件，启动送风机；由热控人员强制各跳闸保护信号，送风机相应跳闸。
送风机液压油泵电气联锁试验：启动A油泵，B油泵置“备用”位；停运A油泵，B油泵应自启动；用同样方法试验A油泵联动正常。
送风机液压油泵油压低联锁试验：启动A油泵，B油泵置“备用”位；将送风机动调油压调至0.8MPa，B油泵应自启动；用同样方法试验另一台油泵应正常；试验结束，恢复试验前状态。
送风机事故按钮试验：就地按下事故按钮，相应送风机跳闸，送风机跳闸后，联关送风机动叶出口挡板。 4.3.5.5 一次风机相关试验
一次风机启动允许试验、跳闸试验：检查一次风机电动机开关在“试验”位；
任一启动允许条件不满足时，一次风机应禁止启动；检查满足启动允许条件，启动一次风机；由热控人员强制各跳闸保护信号，一次风机应跳闸。
一次风机液压油泵电气联锁试验、一次风机液压油泵油压低联锁试验类同送风机油泵联锁试验。
一次风机电动机润滑油泵电气联锁试验、一次风机电动机润滑油泵油压低联锁试验类同引风机电动机润滑油泵联锁试验。
一次风机事故按钮试验：就地按下事故按钮，相应一次风机跳闸，一次风机跳闸后，联关一次风机入口挡板。 4.3.5.6 磨煤机相关试验
磨煤机启动允许试验、跳闸试验：检查磨煤机电动机开关在“试验”位；任一启动允许条件不满足时磨煤机应禁止启动；检查满足启动允许条件，启动磨煤机；由热控人员强制各跳闸保护信号，磨煤机应跳闸。
磨煤机油泵电气、油压低联锁试验类同引风机电动机润滑油泵联锁试验，油压低联动值为0.09MPa。
磨煤机事故按钮试验：就地按下事故按钮，相应磨煤机跳闸。 制粉系统联锁试验：启动磨煤机、给煤机；停止磨煤机，则相应给煤机跳闸。 火检冷却风机和密封风机的电气、风压低联锁试验与引风机轴冷风机联锁试验方法相同。
PCV阀试验：关闭PCV阀前手动阀；将PCV阀盘上操作器切向“MAN”位，该阀打开；切向“AUTO”位，该阀关闭。
4.4 汽轮机试验
4.4.1 主机润滑油泵联锁保护试验
4.4.1.1 启动前润滑油泵自启动试验：启动主机直流油泵正常；主机交流油泵投自动；开启润滑油压低联锁交流油泵试验放油门，润滑油压低至0.07MPa，主机交流油泵应自动投入；投运直流油泵；开启润滑油压低联锁直流油泵试验放油门，润滑油压低至0.06MPa，直流油泵自动投入，停止直流油泵，投自动；试验完毕，恢复正常运行方式。
4.4.1.2 正常运行中润滑油泵自启动试验：确认润滑油系统运行正常，润滑油压为0.15~0.19MPa；在DCS画面按下“主机交流润滑油泵压力”按钮；就地确认油压下降，主机润滑油泵自启动；就地确认主机润滑油泵运行正常后，将主机润滑油泵手动停止运行；在DCS画面按下“主机直流事故油泵”按钮；就地确认油压下降，主机直流润滑油泵自启动；就地确认主机直流润滑油泵运行正常后，将主机直流润滑油泵手动停止运行；确认润滑油泵自启动试验结束。
4.4.2 EH油泵联锁试验
启动A EH油泵运行，系统压力正常后，B EH油泵投备用；在就地控制箱处按“试验电磁阀”按钮，当EH油压降至11.2MPa，B EH油泵应自启动；“试
验电磁阀”断电，试验放油门关闭，停A EH油泵并投自动；用上述方法做A EH油泵联锁试验；试验完毕，检查试验放油门关闭。 4.4.3汽轮机调节系统静态特性试验
启动高压密封备用油泵，出口油压为0.8~1.0MPa；检查隔膜阀上部油压正常0.6~0.8MPa；启动EH油泵，检查EH油压正常；联系热工解除低真空、低润滑油压（润滑油系统已投入正常时此项可不解除）、炉MFT跳机保护，检查ETS画面各指示灯显示正常；汽轮机挂闸；检查ETS画面无报警及跳闸信号存在；检查主汽门、调速汽门开关正确；将汽轮机控制方式切手动，在手控面板上分别开关高压主汽门、高压调门、中压调门，就地检查各汽门开关灵活，无卡涩现象；试验完毕，机组遥控打闸，检查各主汽门、调速汽门关闭。 4.4.4 OPC静态试验
按照静态试验要求及检查项目将汽轮机挂闸；检查TV关、GV、RV、IV开，开启抽汽逆止门、电动门；在DEH画面先点击“OPC MODE”按钮，再点击“OPC TEST”按钮，然后点击IN SERVICE按钮，检查GV、IV及抽汽逆止门迅速关闭；点击OUT SERVICE按钮，GV、IV及抽汽逆止门重新开启，就地检查动作正确；试验结束，恢复试验前运行方式。 4.4.5 ETS跳机保护试验
润滑油压低跳机保护试验：在就地缓慢开启“LBO”#1通道泄油门，记录#1通道动作数值；检查EST画面“LBO”#1、#3灯亮，“ASP ALARM”ASP#1灯亮；缓慢开启“LBO”#2通道泄油门，当润滑油压降至跳闸值时主机应跳闸检查主汽门、调门关闭，记录#2通道动作数值；检查ETS画面“LBO”#2、#4灯亮，“ASP ALARM”ASP#2灯亮；关闭#1、2通道泄油门，检查试验块#1、2通道润滑油压恢复正常；“ASP ALARM”ASP#2灯灭；按ETS画面“RESET TEST TRIPS”按钮，EST盘“LBO”信号消失。
EH油压低跳机保护试验：用同样方法分别试验“LP”#1、#2通道动作情况应正常。
4.4.6 ETS通道在线试验
检查ETS画面上各信号灯光指示正常；检查ETS TEST MODE在切除位置，一切正常后方可进行试验；检查就地试验块来油（气）总门处于全开状态，试验放油（气）手动门关闭；就地试验块压力表指示正常。
4.4.7 EST油压低试验
将ETS画面“TEST MODE IN”置投入位置，检查显示“IN TEST MODE”；选择“TEST CH1”，检查显示“TEST CH1 SELECTED”；点击“TEST LP1”，选择“YES”，检查显示“TEST LP1 IN PROGRESS”，检查“LP1”、“LP3”、“ASP#1”指示灯亮，就地记录1通道EH油压变化值（2通道EH油压应无变化）；按“ETS RESET”，检查“ASP#1”指示灯灭；试验结束点击“CANCLE TEST”，再点击“TEST MODE OUT”，检查“IN TEST MODE”红色字样消失，试验通道1按钮“TEST CH1”上方显示“TEST CH1 SELECTED”红色字样消失，退出试验方式；用同样方法做“TEST CH2”通道
试验，试验完毕恢复正常方式。
轴承润滑油压低试验“LBO”、真空低试验“LV”及ETS AST试验方法，同EH油压低试验。
4.4.8 高中压主汽门、调速汽门严密性试验
将机组转速升至3000r/min；检查机组一切正常后,将OPC MODE置MSV TIGHT TEST（主汽门严密性试验）位置；检查高、中压主汽门关闭，高、中压调速汽门处于开启状态；注意转速下降，记录相关数据（目标转速及时间），确认是否合格；试验结束，汽轮机打闸；汽轮机重新挂闸，升速至3000r/min；检查机组一切正常后，将OPC MODE置GV/IV TEST（调速汽门严密性试验）位置；检查高、中压调速汽门关闭，高、中压主汽门处于开启状态；注意转速下降，记录相关数据（目标转速及时间），确认是否合格；试验结束，汽轮机打闸；试验结束后，按要求进行相应操作，若需要机组重新启动，以300r/min的升速率升至3000r/min。
4.4.9 机组超速试验
4.4.9.1 下列情况应做超速试验
1）汽轮机新安装或A/B修后； 2）停机超过一个月再次启动前； 3）甩负荷试验前；
4）危急保安器解体或调整后。 4.4.9.2 试验前应具备的停机
1）调速系统静态试验合格； 2）OPC电磁阀静态试验合格；
3）高中压主汽门、调速汽门严密性试验应合格； 4）注油试验动作压力正常（小于0.22MPa）；
5）机组应带10%额定负荷且连续运行4h后解列运行（制造厂无规定时机组冷态启动带25%额定负荷运行3~4h后进行）；
6）在额定转速下任一轴振应小于0.127mm； 7）主蒸汽压力应小于10MPa。 4.4.9.3 手动脱口试验
按正常降负荷步骤降机组负荷至5%额定负荷；确认DEH在“自动”方式；确认主蒸汽压力、温度正常；就地手动打闸；检查汽轮机高、中压主汽门、调速汽门应迅速关闭，无卡涩现象，机组实际转速下降；就地复位危急遮断器；将机组升速至3000r/min。
4.4.9.4 OPC（103%）超速试验
检查主机DEH画面，OPC MODE在“OPC NORMAL MODE”,ETS画面“OVSP PROHIBIT”置“切除”位置；设目标转速3100r/min，速率50r/min,按“GO”键；当转速升至3090r/min，检查高中压调速汽门（GV、IV）应快速关闭，抽汽逆止门关闭；试验完毕恢复3000r/min。
4.4.9.5 ETS（110%）超速试验方法
在DEH画面上，将“OPC MODE”置“OPC DISABLE（OPC禁止）”位置；将ETS画面“OVSP PROHIBIT”置“切除”位置；将就地机械超速试验手柄放“试验”位置并保持；设目标转速为3310r/min，速率为50r/min，按“GO”键；当转速升至3300r/min时，电超速保护应动作，检查高中压主汽门、调速汽门应关闭，记录动作转速，如未动作，应手动打闸；试验完毕重新挂闸，维持3000r/min；将就地机械超速试验手柄放正常位置。 4.4.9.6 机械超速试验
DEH面板上“OPC MODE”置“OPC DISABLE（OPC禁止）”位置；ETS画面“OVSP PROHIBIT”置“投入”位置；设目标转速为3330r/min，速率为50r/min；按“GO”键，升速至3270~3330r/min时，机械超速应动作，记录动作转速，若未动作，应手动打闸；重新挂闸，维持3000r/min；试验结束后，将OPC MODE置“OPC NORMAL MODE”，ETS画面“OVSP PROHIBIT”置“切除”位置。 4.4.10 抽汽逆止阀活动试验
确认压缩空气系统运行正常，试验的抽汽逆止阀在全开位置；在就地按下抽汽逆止阀活动试验按钮；DEH画面及就地确认抽汽逆止门迅速关闭后重新打开，无卡涩现象；确认试验结束；试验过程中，抽汽逆止阀若有卡涩现象，可反复试验几次，直至卡涩现象消除，若抽汽逆止阀试验拒动或卡涩现象消除不了，联系维修消缺，必要时停止该级抽汽与相应地加热器运行；四段抽汽逆止阀运行中不进行活动试验。
4.4.11 真空严密性试验 4.4.11.1 真空严密性标准
1）优：0.133kPa/min； 2）良：0.266kPa/min； 3）合格：0.400kPa/min。 4.4.11.2 真空严密性试验方法
机组负荷在480MW以上，试验期间尽可能保持负荷稳定，就地要有人监视真空泵及入口蝶阀状态；解除备用泵联锁，停止运行真空泵；30s后开始记录试验参数：负荷、真空、排汽温度、循环水进出水温（每分钟记录一次，记录5min）；记录结束，启动真空泵，恢复试验前运行方式；在试验期间，若真空下降总值大于4kPa或真空下降大于2kPa/min、真空低至报警值，应停止试验；若试验过程中，机组发生故障，应立即停止试验。
4.5 发电机试验
4.5.1 发电机气密性试验
4.5.1.1 在下列情况应进行本实验
1）在发电机密封油、氢系统有较大检修工作后；
2)定期工作规定时间。
4.5.1.2 合格标准
1）氢气试验时24h漏氢量<10m3/d；
2）压缩空气试验时24h漏氢量不超过2.2m3/d。 4.5.1.3 试验方法
1）密封油系统应运行正常；
2）试验前将发电机氢压、纯度调整至额定值，试验期间禁止补排氢或取样化验（事故情况除外）；
3）当班人员在专用记录本上每小时记录一次氢压、冷热氢温度； 4）漏氢量的实用计算公式为
VPP2B231B1 V m / d （1） 70320H273t1273t2 式中：
V—换算到规定状态时的漏氢量VH或漏气量VA； V—发电机的充氢容积，10m3； H—试验持续时间，h；
P1、P2—试验起始、结束时发电机内气体（氢气或空气）的表压力，MPa； B1、B2—试验起始、结束时发电机周围环境的大气绝对压力，MPa； t1、t2—试验起始、结束时发电机内气体（氢气或空气）的平均温度，°C。 5)实际用简化计算公式为
3 VH1008P 1P2m/d （2） 式中各符号含义同上；
简化条件：试验开始、结束时大气绝对压力不变；发电机内氢气平均温度为47°C；试验时间为24h；机组停运时，由于发电机内氢气温度将降低，式（2）应做相应修正。
4.5.2 定子冷却水系统联锁试验
此实验应在机组启动前进行。
4.5.2.1 定子冷却水流量降至60t/h备用联动试验
1）启动A定子冷却水泵，系统运行正常，将流量调至额定值，B定子冷却水泵投联锁；
2）缓慢关闭定子冷却水泵出口门，当DCS上流量低至60t/h时，B泵应联动；
3）停止A定子冷却水泵，将流量调至额定值，用同样方法进行A定子冷却水泵联动试验；
4）恢复系统正常运行方式。
4.5.2.2 发电机定子冷却水进出口差压低联动试验
此试验方法同定子冷却水流量低联动试验方法相同，缓慢关闭定子冷却水泵
出口门，当就地定子冷却水进出口差压为0.08MPa时备用泵应联动。
4.5.2.3 发电机定子冷却水断水保护试验（此试验必须在热控配合下进行）
1）此实验方法同定子冷却水流量低联动试验方法相同，解除备用泵联锁； 2）缓慢关小定子冷却水泵出口门，当定子冷却水流量低于49t/h，就地进出口差压低于0.056MPa，30s后发动机断水保护动作。 4.5.3 发动机密封油相同联锁试验
4.5.3.1 空侧密封油备用泵自启动试验
1）检查空侧交流密封油泵运行正常，油氢差压正常，空侧直流密封油泵开关投“联锁”位；
2）联系热控人员短接油氢差压低0.035MPa接点，检查空侧直流密封油泵应自启动；
3）停运空侧直流密封油泵；
4）检查油氢差压为0.084MPa，瞬时关闭差压开关油压隔离阀，缓慢打开放油阀，当压力表读数降至0.035MPa时，空侧直流密封油泵应自启动；
5）确认正常后关闭放油阀，开启差压开关油压隔离阀，待差压恢复正常后，停运空侧直流密封油泵。
4.5.3.2 密封油备用差压阀投运试验
1）检查空侧交流密封油泵运行正常，油氢差压为0.084MPa，备用油压正常，记录空侧油压；
2）缓慢关小空侧油泵出口阀，当油氢差压降至0.056MPa时备用差压阀应自动开启； 3）继续关小空侧油泵出口阀，油氢差压应保持在0.056MPa的水平上不再下降。若油氢差压继续下降，应联系维护人员重新整定；
4）确认备用差压阀能维持油氢差压为0.056MPa，缓慢开启空侧油泵出口门，恢复系统。
4.5.4 电动给水泵静态试验
4.5.4.1 电动给水泵辅助油泵联锁试验
1）确认检修工作结束、热工、电气保护投入；
2）检查油箱油位正常，启动辅助油泵，运行正常；
3）停辅助油泵，由热工短接润滑油压低0.15MPa时辅助油泵应自动启动；润滑油压升至0.25MPa时，辅助油泵应自动停止。 4.5.4.2 润滑油压低跳泵试验
1）电动给水泵电源开关投“试验”位置；
2）检查电动给水泵启动条件具备，启动电动给水泵；
3）联系热工短接润滑油压低0.08MPa接点，电动给水泵应自动跳闸，声光报警。
4.5.4.3 电动给水泵其他跳闸保护试验
1）启动辅助油泵，检查运行正常；
2）启动电动给水泵，出口阀自动开启；
3）由热控人员强制其他跳泵保护信号，电动给水泵应跳闸，出口阀应自动关闭；
4）试验结束，将系统恢复至试验前状态。
4.6 其他试验
4.6.1 汽轮机给水泵组润滑油系统联锁试验
4.6.1.1 小汽轮机主油泵油压低联锁及跳闸联动试验方法（在小汽轮机启动前进行）
确认小汽轮机润滑油系统运行正常，DCS“小汽轮机润滑油系统”上小汽轮机主油泵、直流事故油泵控制方式均投“自动”；联系热工模拟低油压（调节油油压低0.8MPa）信号；确认备用主油泵自启动，其对应“运行”红灯亮、并运行正常，在DCS画面将其控制开关复位；在DCS画面将原运行主油泵停止运行确认其控制方式投“自动”；联系热工模拟低油压（调节油油压低0.8MPa）信号；现场确认原运行主油泵自启动运行正常，在DCS画面将其控制开关复位；在DCS画面将原备用主油泵停止运行，确认其控制方式投“自动”；按运行主油泵事故按钮，检查备用主油泵自启动，用同样方法试验另一台泵自启动；试验期间监视小汽轮机润滑油压、油箱油位变化情况。
4.6.1.2 小汽轮机直流事故油泵自启动试验方法（在小汽轮机启动前进行） 确认小汽轮机润滑油系统运行正常，直流事故油泵控制方式投“自动”，备用主油泵控制方式投“禁操”；联系热工模拟低油压（润滑油压低0.15MPa）信号；现场确认直流事故油泵自启动运行正常，在DCS画面将其控制开关复位；在DCS画面将直流事故油泵停止运行，确认其与备用主油泵控制方式投“自动”；试验期间应监视220V直流系统电压及小汽轮机润滑油压、油箱油位变化情况。 4.6.1.3 小汽轮机润滑油压低联动试验（在小汽轮机启动前进行）
确认小汽轮机润滑油系统运行正常，检查盘车已具备启动条件；启动盘车，检查运行正常，直流油泵投自动；小汽轮机挂闸；联系热工模拟低油压（润滑油压低低0.08MPa）信号，确认小汽轮机跳闸；联系热工模拟低油压（润滑油压低低低0.04MPa）信号，确认盘车应自动停止；试验完毕恢复原运行方式。 4.6.2小汽轮机超速保护试验
小汽轮机必须符合下列条件，才能进行超速试验：小汽轮机符合正常启动条件；集控室转速指示正确；小汽轮机与BFP联轴器已解开；脱扣试验动作正常，速关阀、调节阀关闭严密。
按规定小汽轮机超速试验进行两次，两次动作转速差小于36r/min，试验合格。危急保安器的动作转速为6250±50r/min。 4.6.2.1 电超速试验
在MEH上进入“小汽轮机 控制”画面；单击“转速自动”按钮，投入“转
速自动”方式；单击“挂闸”按钮，按“确认”键，确认“挂闸”按钮灯亮；按OPEN SSV按钮，检查速关阀开启正常；单击“目标值”按钮，输入转速目标800r/min；单击“升速率”按钮，输入升速率100r/min；单击“进行”按钮，当转速升到800r/min时，现场检查暖机45min；暖机结束，升速到3000r/min；手动脱扣一次，检查速关阀、调节阀及管道调节阀迅速关闭；重新将小汽轮机转速升到5600r/min；在MEH画面上，按ELE OS TEST键确认后，小汽轮机自动升速；当小汽轮机转速升至6190r/min时，电超速保护应动作，记录动作时小汽轮机转速；现场确认小汽轮机速关阀、调阀关闭正常，转速逐渐下降；如转速上升至6190r/min时，电超速拒动，则应立即手动脱扣小汽轮机；在转速下降至5000r/min时，复置小汽轮机；重新进行一次电超速动作转速差小于36r/min，试验合格；在转速下降至5000r/min时，复置小汽轮机，准备进行机械超速试验。 4.6.2.2 小汽轮机危急保安器（机械超速保护）超速试验方法
将小汽轮机转速升到5600r/min；在MEH画面上，按MA OS TEST键确认后，小汽轮机自动升速；当小汽轮机转速升至6250r/min时，机械超速保护应动作，记录动作时小汽轮机转速；现场确认小汽轮机速关阀、调阀关闭正常，转速逐渐下降；在进行机械超速保护试验时，若转速升至6400r/min，危急保安器不动作，应立即手动脱扣小汽轮机，联系检修处理；在转速下降至5000r/min时，复置小汽轮机；重新进行一次机械超速试验，操作步骤同上；两次危急保安器动作转速差小于36r/min，试验合格，若转速大于36r/min，应对危急保安器进行调整后重新进行超速试验。
4.6.3 小汽轮机速关阀活动试验
在MEH上单击进入“小汽轮机UNIT OVETVIEW”画面；确认小汽轮机速关阀在全开位置；单击“速关阀试验”按钮，单击“确认”按钮；就地观察试验压力（0.6MPa左右），检查速关阀应关至约95%时停止，然后自动开启，速关试验阀带电时间为8s；小汽轮机速关阀开关过程中。现场确认应无卡涩现象；试验过程中，若试验压力大于速关阀油压而速关阀仍没有动作，应停止试验，通知检修处理。
附录A.1机组冷态启动操作顺序图
厂用电系统投入 控制装置恢复 循环水系统投入 服务水系统投入 日用油箱进油 除盐水系统投入 燃油系统投入 汽轮机润滑 油系统投入 闭式水系统投入 凝汽器进水 小炉启动 开式水系统投入 压缩空气系统投入 输水系统投入 凝结水系统投入 密封油系统投入 空气预热器启动 除氧器进水加药 引风机启动 BCP注水 除氧器加温 投汽轮机盘车 发电机充氢 送风机启动 锅炉进水 定子水系统投入 送轴封汽抽真空 BCP启动 锅炉吹扫点火 制粉系统投入 锅炉升温升压 EH油系统投入 汽轮机冲转
结论
致谢
时间如梭，转眼毕业在即，回想在大学求学的四年，心中充满无限感激和留恋之情。感谢母校为我们提供的良好学习环境，使我们能够在此专心学习，陶冶情操。我要感谢我的毕业设计指导老师申爱兵老师，感谢申老师在学习上的悉心指导，申老师严谨求实的工作作风、渊博的知识和朴实的工作态度，使我受益匪浅。本文能够顺利的完成，离不开申老师给予的大力帮助和指导，在此，谨向申老师的辛勤培养和教导致以最衷心的感谢。
最后要感谢在整个论文写作过程中帮助过我的每一个人。首先，也是最主要 感谢的是我的指导老师，申爱兵老师。在整个设计过程中他给了我很大的帮助，在知道论文题目开始写开题报告时，我的写作方向不是很明确，在经过老师的指导下，我最终将写作方向明确化。在初稿完成后，老师认真查看我的文章并进行一些修改和指导，最终我才能顺利完成毕业论文。其次，还要感谢我的同学们，因为在写作的过程中，遇到麻烦时他们总能为我提供帮助。
此次论文的顺利完成，离不开老师的指导与同学的帮助，再一次由衷的感谢帮助我的老师和同学。
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Engineering
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