300MW运行规程

1、目 录第一章           主 机 规 范3第一节     锅炉规范3第二节 汽轮机规范5第三节 发变组规范6第二章 总 的 操 作 原 则8第一节 机组启动原则8第二节 电气操作原则10第三节 设备检查的一般规定11第三章 方 式 确 定12第一节  操作方式12第二节   启停方式13第三节 冲转方式14第四节 运行方式14第四章 机 组 启 动16第一节 机组冷态启动16第二节 机组温态启动29第三节 机组热态启动35第四节

2、       极热态启动39第五章 机 组 运 行 调 整 及 维 护42第一节 机组运行调整任务及控制参数42第二节  机组负荷调整45第三节 锅炉燃烧调整45第四节 汽温的调整46第五节 汽包水位调整47第六节 汽轮机正常运行中的监视47第七节 电气运行监视及调整48第八节 机组其它系统的运行调整52第六章 机 组 停 运54第一节 机组复合变压停机54第二节  滑参数停机57第三节 变压停机58第七章     机组停运后设备的保养587.1. 保养规定587.

3、2. 锅炉停运后的保养587.3. 高加停运后的保养597.4. 除氧器保养597.5. 发电机停运后的保养597.6. 机组冬季停运后防冻保养措施59第八章 事 故 处 理59第一节 事故处理通则59第二节 事故处理的一般方法和步骤60第三节 紧急停机停炉条件60第四节  申请停炉停机条件61第五节 机组跳闸处理61第六节 机组主要辅机跳闸处理62第七节 机组典型故障处理63第九章 机 组 试 验72第一节 总则72第二节      机组启动前的试验72第三节     &#

4、160;机组启动后的试验75第四节      设备定期试验与轮换81第十章 机组及主要辅机保护83第一节  锅炉主要保护83第二节 汽机主要保护84第三节 发 变 组 保 护84第四节 主要辅机保护88第一章           主 机 规 范第一节            锅炉规范 1.1.1 锅炉规范序号名 称单 位

5、内 容1型号 HG1025/18.2YM2制造厂家 哈尔滨锅炉厂3最大连续蒸发量T/h10254额定蒸发量T/h9115最高蒸汽压力MPa18.26额定主蒸汽压力MPa17.37额定主蒸汽温度5408再热器进/出口蒸汽330/5409再热器进/出口蒸汽压力MPa3.895/3.71810通风方式 平衡通风11燃料 烟煤12主汽调温方式 两级喷水减温13再热调温方式 烟气挡板及事故喷水14保证额定汽温负荷范围 50%100%MCR1.1.2 锅炉主要性能计算数据表序号名 称单位工 况MCR额定定压60%校核煤种1校核煤种2滑压

6、60%1主蒸汽流量T/h1025911611102510256152给水温度2812742492812812513主蒸汽出口温度5405405405405405404主蒸汽出口压力MPa17.4517.2716.8817.4517.4513.925过热蒸汽压降MPa1.3731.110.531.3731.3730.826再热蒸汽流量T/h8357485138358355187再热蒸汽进口温度3303202913303303118再热蒸汽出口温度5405405405405405409再热蒸汽进口压力MPa3.8953.4832.3723.8953.8952.39410再热蒸汽出口压力MPa3.7

7、183.3252.2643.7183.7182.28511再热蒸汽压降MPa0.1760.160.1080.1760.1760.10912省煤器水阻MPa0.0880.0780.0330.0880.0880.0313空预器入口烟温38437835238938935614排烟温度 (未修正)14313812613415112815排烟温度 (修正后)13513011712814311816空预器出口温度(一次风/二次风)340/350336/334319/324336/347347/356323/328 序号名 称单位工 况MCR额定定压60%校核煤种1校核煤种2滑压60%17空预器进

8、口风温(一次风/二次风)23/2323/2323/2323/2323/2323/2318省煤器出口过剩空气系数%25253225253119燃煤量T/h133.711386.713712887.120锅炉热效率%91.791.9491.9292.192.3791.8721过热器一级喷水量T/h11.312.72011.311.333.122过热器二级喷水量T/h5.78.11286.718.123干烟气损失%5.14.874.544.715.334.5824燃料中水分损失%1.151.151.141.150.981.1525氢燃烧损失%3.413.413.403.213.853.426空气中水

9、分损失%0.110.110.10.10.120.127未燃烬碳损失%1.51.51.81.50.51.828辐射损失%0.190.20.280.190.190.2829炉膛出口烟温105310339561060105995630煤粉细度%15（设计煤种）1.1.3 锅炉燃煤特性名 称符号单位设计煤种校核煤种1校核煤种2碳Car%55.6454.3157.81氢Har%3.222.933.70氧Oar%5.974.727.48氮Nar%0.980.940.83硫Sar%0.720.690.83灰份Aar%23.8526.2620.06水份Mar%9.6310.158.39挥发份(可燃基)Vdar

10、%21.5514.3632.36低位发热量Qnet.uiKJ/kg213472072022000可磨性系数BTN 1.181.081.20灰变形温度DT124012901280灰软化温度ST129413401340灰熔融温度FT1362137513701.14燃料油特性名 称符号单位 油种  10号轻柴油恩氏粘度（200C） 0E1.21.67灰份 %0.025闭口闪点 0C65凝点 0C10低位发热量Qnet.arKJ/kg3977641870水份Mt%1机械杂质  无第二节 汽轮机规范1.2

11、.1 汽机技术规范序号名 称单位内 容1汽轮机型式 亚临界、中间再热、双缸双排汽、单轴冷凝式2汽轮机型号 N300-16.7/537/5373额定功率MW3004主汽压力MPa16.675主汽温度5376再热汽温5377额定蒸汽流量T/h908.28额定再热蒸汽流量T/h745.99额定背压MPa0.0053910冷却水温2011给水温度27312给水回热加热级数 813最大保证工况热耗KJ/kwh7931.914最大保证工况低压缸排汽湿度%8.915主蒸汽压力最大工作压力MPa17.516主蒸汽最大进汽量T/h102517最大计算功率MW33318最高冷却水温3

12、319工作转速r/min300020旋转方向 顺时针（从机头看）21调节控制系统型式 DEHA22最大允许系统周波摆动Hz48.550.523各轴承处最大垂直振动mm0.02524通流级数 36（高1+12、中9、低2×7）25高中压转子临界转速r/min一阶1721、二阶429226低压转子临界转速r/min一阶1608、二阶381927末级动叶片长度mm900 盘车转速r/min31.2.2 各抽汽点参数（额定工况）抽汽级数流量(t/h)压力(MPa)温度允许最大流量(t/h)用 途162.615.839382.576.26至1#高加273

13、.883.647319.385.92至2#高加330.51.692435.635.49至3#高加 432.420.865734237.58至除氧器33.120.865734238.11至小汽轮机537.410.3593238.742.64至5#低加623.110.1337140.526.35至6#低加725.160.0646587.928.73至7#低加829.130.0254965.435.29至8#低加第三节 发变组规范1.3.1. 发电机技术规范名 称 型 号QFSN3002视在功率（MVA）353额定功率（MW）300功率因数（COS）0.85定子电压（KV）20定

14、子电流（A）10190励磁电压（V）365（计算值）励磁电流（A）2642（计算值）空载励磁电压（V）116（计算值）空载励磁电流（A）1093（计算值）额定效率（%）99.02(计算值)频率（HZ）50额定转速（r/min）3000相数3定子绕组接线方式YY定子绕组引出线端子数6定子、转子绕组绝缘等级F短路比0.6（计算值）定子绕组直流电阻（75）0.00228（计算值）转子绕组电感（H）0.8（计算值）转子绕组直流电阻（75）0.1253定子绕组每相对地电容（F）0.2332（计算值）纵轴同步电抗（Xd）1.836纵轴瞬变电抗(非饱和值/饱和值)(Xd)0.1965/0.1729纵轴超瞬变

15、电抗(非饱和值/饱和值)(Xd)0.166/0.152负序电抗(非饱和值/饱和值)(X2)0.167/0.153零序电抗(非饱和值/饱和值)(X0)0.077/0.073负序承载能力(最大值稳态值) I210%负序承载能力(最大值稳态值) I22t10S临界转速(r/min)一阶1290临界转速(r/min)二阶3453噪音水平（dB）<90进相运行（COS=0.95超前）能力连续生产厂家哈尔滨电机厂 1.3.2.        励磁系统主要技术参数1.3.2.1.   励磁系统主要技术规范名 称单

16、位内 容型 式 自并励静止可控硅整流励磁系统额定输出电流DCA 额定输出电压DCV 负载顶值电压倍数P.U2电压响应时间S不大于0.1强行励磁时间S不小于20电压调节精度%不大于1无功电流补偿范围  自动电压调整范围%70110手动电压调整范围%20110励磁变压器名 称单位内 容容 量KVA3250满载二次电流A2400电 压 比 20/0.743联 接 方 式 DY11/DYn11冷 却 方 式 自冷式1.3.3. 高压变压器技术规范 #1、#2主变压器#01启动备用变压器#1、#2高压厂用变压器型号

17、SFP10-37000/220SFFZ-40000/220SFF-40000/20相数、频率HZ3相50HZ3相50HZ3相50HZ额定容量MVA37040/25-2540/25-25额定电压KV24223020空载电流%   空载损耗KW   负载损耗KW   短路阻抗14.311.6(21.1 21.0)(15.8 16.1)接线组别YN,d11Yn,d11-d11D，do-do冷却方式ODAFONANONAFONAN/ONAF67100生产厂家保定变压器保定变压器厂保定变压器厂1.3.3.1 主变压

18、器分接头技术规范高 压 侧分接百分数电压电流分 头位 置分接联络V ABC+2.5%248050861A2-A3B2-B3C2-C3 额定242000883A3-A4B3-B4C3-C4-2.5%235950905A4-A5B4-B5C4-C5-5%229900929A5-A6B5-B6C5-C6-7%223850954A6-A7B6-B7C6-C7低 压电压V电流A20000106111.3.3.2 高压厂用变压器分接头表高 压 侧分接百分数电压电流分 头位 置分接联络V ABC+5%2100011001A2-A3B2-B3C2-C3+2.5%2050011272A3-A

19、4B3-B4C3-C4 额定2000011553A4-A5B4-B5C4-C5-2.5%1950011844A5-A6B5-B6C5-C6-5%1900012155A6-A7B6-B7C6-C7低 压 侧低压侧低压侧容量KVA电压V电流A容量KVA电压V电流A25000630022911500063001575150006300137525000630013751.3.3.3 启动备用变压器分接头高 压 侧分头位置电压V电流A分头位置电压V电流A125300091.310227125101.7225012592.311224250103.0324725093.412221375104.3424

20、375094.513218500105.7524150095.614215625107.1623862596.815212750108.6723575098.016209875110.0823287599.217207000111.6230000100.4   低压侧低压侧容量KVA电压V电流A容量KVA电压V电流A 高 压 侧250006300229125000630013751500630013752500063002291第二章 总 的 操 作 原 则第一节 机组启动原则2.1.1.      需经生产副总、

21、总工、副总工、发电部领导、专责工程师参加方可进行的操作2.1.1.1.机组大、小修后的启动。2.1.1.2.机组超速试验。2.1.1.3.机组甩负荷试验。2.1.1.4.汽机主、调门严密性试验。2.1.1.5.异常运行方式下的重大操作。2.1.1.6.小机调节系统检修后第一次启动。2.1.1.7.计划停机。2.1.1.8.设备经重大改进后的启动或有关新技术运用的第一次试运。2.1.1.9.机组安全门校验。2.1.1.10. 锅炉燃烧调整试验。2.1.1.11. 发电机短路、空载及励磁系统特性试验。2.1.2.      机组在下列情况下禁止启动

22、2.1.2.1.机组任一项跳闸保护动作不正常。2.1.2.2.锅炉大联锁保护、机炉电大联锁保护动作不正常。2.1.2.3.主要仪表缺少或不正常，且无其它监视手段。、 DEHA及就地控制系统工作不正常，影响机组启、停及正常运行时。2.1.2.5.汽机监控仪表TSI未投。2.1.2.6.汽机防进水保护系统不正常。2.1.2.7.汽机高、中压主汽门，高、中压调门，高压缸排汽逆止门，各段抽汽逆止门任一动作不正常。2.1.2.8.汽机偏心度超过规定值（大于0.076mm或与原始值偏差超过0.02mm）。2.1.2.9.汽机润滑油、EH油油质不合格。2.1.2.10.  EH油泵、交直流润滑油泵

23、工作不正常。2.1.2.11.  顶轴油泵、盘车装置工作不正常。2.1.2.12.  汽机上、下缸温差大于42。2.1.2.13.  汽轮发电机组动静部分有明显的金属摩擦声。2.1.2.14.  汽机胀差小于-0.75mm或大于15.7mm，轴向位移小于-0.9mm，大于0.9mm。5.  发电机自动电压调节器AVR工作不正常。2.1.2.16.  发变组各部件绝缘不合格。2.1.2.17.  发变组出口断路器、励磁开关FCB跳合闸试验不合格。2.1.3.      机组状态

24、的规定2.1.3.1.机组启动状态规定l      冷态l      温态l      热态l      极热态2.1.3.2.机组停运状态规定l      复合变压停机l      滑参数停机l      变压停机2.1.4.  

25、;    机组启停原则2.1.4.1.机组及其辅助设备的启、停操作必须按相应的检查卡、操作票执行。2.1.4.2.操作人接到操作命令后应复诵一遍，确认无误，再根据设备情况填写操作票，经机长、值长审核后方可进行操作。2.1.4.3.新安装或大修后的机组首次启动，在投入连续盘车前，必须先手动盘车35转。2.1.4.4.机组冷态启动时，进入汽轮机的主、再热蒸汽至少要有56的过热度，但最高温度不能超过426，主汽门前主汽压力和温度应满足 “主汽门前冷态启动蒸汽参数”曲线（见附录）的要求，并根据 “冷态启动暖机曲线”（见附录）决定中速暖机时间，任何情况下不得减少中速暖机时间

26、。2.1.4.5.汽轮机在热态启动时，进入汽轮机的主蒸汽至少要有56的过热度，满足热态启动“主汽门前启动蒸汽参数”曲线（见附录）要求，根据“热态启动曲线”（见附录）决定升速率和初负荷暖机时间。2.1.4.6.机组启停过程金属温度变化率不大于1.5/min，汽包壁温差应小于40。2.1.4.7.机组停运过程中应保证主、再热蒸汽至少要有56的过热度。2.1.4.8.机组启停过程中，自动保护装置均应按规定投入。2.1.4.9.机组停运后，锅炉有压、汽机盘车、发电机充氢等情况下均须有人监盘。2.1.5.      回热加热器投退原则2.1.5.1.回热

27、加热器应先投水侧，后投汽侧；先退汽侧，后退水侧。2.1.5.2.回热加热器投入时，按抽汽压力高低顺序由低至高依次投入；回热加热器退出时，按抽汽压力高低顺序由高至低依次退出。2.1.5.3.回热加热器的投退一般应随机投退。第二节 电气操作原则2.2.1.      电气操作的一般规定2.2.1.1.倒闸操作必须遵守电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）中关于倒闸操作的有关规定。2.2.1.2.倒闸操作必须得到值长或机长命令后才能进行，操作人接令后，应复诵一遍，确证无误再根据设备情况填写操作票，操作票先由操作人签名，后经监护人、机长分别审核签名

28、，得值长审核批准后，方可进行操作。2.2.1.3.正常情况下的倒闸操作，应避免在交接班时进行，但开停机和事故处理除外。2.2.1.4.倒闸操作时，不允许将设备的电气和机械防误闭锁装置退出，如需退出，必须经生产副总、总工或副总工同意。2.2.1.5.对于220KV刀闸，在倒闸操作中电动操作不动时，不允许强行手动拉合闸。系统及6KV厂用电源的倒闸操作，必须先进行模拟操作（如无模拟屏，在DCS上打印待操作的画面，按操作票的程序一项一项地进行核对。），核对系统接线方式及操作票无误后进行，在操作时严格执行唱票复诵制。2.2.1.7.检修完工的设备送电前，必须终结有关工作票，拆除安措，恢复固定遮栏及常设标

29、示牌，对设备及连接回路进行全面检查，摇测设备绝缘合格。2.2.1.8.厂用变压器不允许长期并列运行，在进行厂用电系统倒闸操作时，允许将厂用变压器短时并列运行。2.2.1.9.厂用电系统并列时，应防止非同期并列，并注意调整母线电压。对凡是两路电源可以合环的MCC盘，合环操作前必须检查两路电源电压符合并列条件方可进行操作，如果该MCC盘的电缆经过检修，恢复送电前还必须核相。2.2.1.10.  厂用380V电缆如在检修中拆除过，第一次送电时，必须核相或试电机转向。2.2.1.11.  操作中如发现有疑问，应立即停止操作，并将问题汇报发令人，待把情况弄清楚后，方可再继续操作。2.

30、2.2.      电气倒闸操作原则2.2.2.1.电气设备投入运行或备用前，须首先将保护投入。2.2.2.2. 220KV由单母线恢复双母线运行时，在合上母联开关后，必须拉开母联开关的操作电源，方可进行倒闸操作。2.2.2.3.带负荷或带地线误合刀闸后，无论情况如何，不许立即拉开刀闸，必须先断开开关后，方可再拉刀闸。2.2.2.4.拉刀闸时，如在刀闸未离开时，已发生带负荷拉，应立即合上，如果误拉的刀闸已经拉开，不得重合。2.2.2.5.拉、合刀闸后，应检查刀口开度或刀口接触情况及刀闸位置指示器及重动继电器接点的切换情况。2.2.2.6.向检修

31、或长期备用的220KV母线充电，充电保护必须投入。2.2.3.      设备送电原则2.2.3.1.电气设备送电前必须将有关保护投入。2.2.3.2.拉、合刀闸，推、拉小车开关，抽屉开关，必须检查开关在断开位置，并拉开操作、动力（或储能）电源，禁止带负荷拉、合刀闸。2.2.3.3.负荷（线路）停电时，应先按照开关，负荷（线路）侧刀闸、母线侧刀闸的顺序操作，送电时则相反。2.2.3.4.电力变压器停电，应先断开低压侧开关，后断开高压侧开关，送电时，应先合高压侧开关，后合低压侧开关，不准用刀闸对电力变压器进行充电。第三节 设备检查的一般规定2.3

32、.1.设备启动前的检查2.3.1.1.检修工作票已终结，设备周围已清理干净，设备完整，各门孔关闭严密，地脚螺栓牢固，与系统连接完好，表计齐全，楼梯、栏杆完整、沟盖板齐全，转动部分保护罩完好，设备外观完好。2.3.1.2.各电动、气动门、风门、档板等执行机构完好，确认操作灵活，指示灯正常，检查其就地指示和控制室指示与实际相符。2.3.1.3.控制回路、电气联锁、热工保护及自动装置等热控设备应完好，正常投用。2.3.1.4.重要参数（如电流、温度、压力，振动等）测量指示正常。2.3.1.5.设备润滑部件的油、脂加好，油位正常，油质合格，油系统工作正常。.6.设备的轴承冷却水，冷油器冷却水畅通，水温

33、正常。2.3.1.7.设备的电机的送电应在所有检查工作完成后进行，并要求测量绝缘合格。2.3.1.8.设备动静部分无磨擦，轴封完好。2.3.1.9.现场照明充足，事故照明试验正常，消防器材齐全。2.3.1.10.  设备启动过程中，应现场有人监视，且只能站在待启动的设备事故按钮处。2.3.1.11.  不同的设备应根据其具体情况按有关检查卡进行相应的检查。2.3.2.      设备运行中重点检查项目2.3.2.1.设备及其电动机运转平稳，无异常，电动机无过热现象。2.3.2.2.设备振动在合格范围之内。转速（rpm）750

34、100015001500振动值（mm）0.120.100.080.052.3.2.3.设备各轴承润滑良好，油质合格，油位正常。2.3.2.4.设备各轴承冷却水畅通，各部温度正常，滚动轴承温度一般不超过80，滑动轴承温度一般不超过70。2.3.2.5.设备各轴封处密封良好，无碰擦和泄漏。2.3.2.6.设备各紧固，连接件无松动、脱落现象。2.3.2.7.各电、气动门、风门档板等操作灵活、动作正常。2.3.2.8.现场各测量、显示等热工、电气仪表工作正常。2.3.2.9.  对于重要的厂用辅机，除发生危害人身和设备的故障须立即停止外，一般应先启动备用辅机后，再停止故障辅机运行。第三章 方

35、 式 确 定第一节  操作方式3.1.1.      设备运行操作方式3.1.1.1.就地操作方式3.1.1.2.远方操作方式l      远方手动操作方式l      自动方式l      全自动方式3.1.1.3.就地操作方式l      设备的开/启、关/停、调节等操作在就地操作盘/开关盘上，或者直接在就地设备上，借助于工具或直接改

36、变就地设备的运行状况、出口参数或者得到欲求的测试结果，这种操作方式即为就地操作方式。在设备调试、检测、试验、隔离、安措拆除或紧急情况下的特别操作，均可采用就地操作方式。3.1.1.4.远方操作l        设备的开/启、关/停、调节及部分试验等所有操作都是在主控制室或其他远离运行设备的控制盘上进行的，这种操作方式即为远方操作方式。在正常情况下操作员应选择远方操作方式。3.1.1.5.远方手动操作方式l      设备的各项操作是利用远方硬操、远方程序按钮（直接触发某一个程

37、序的按钮）或利用OIS站CRT和操作键盘进行软手操来实现，这一操作方式即为远方手动操作方式。设备的分部试运行，整套机组的启动初期或全过程操作、整组停止的后期操作、某些系统或设备的异常调节等，操作员均可采用远方手动操作方式。3.1.1.6.自动方式l      设备及系统启/停操作，正常调节由DCS或PLC控制系统，按照操作员或其它方式给定的触发脉冲指令自动完成操作任务，无须操作人员干预的操作方式，即为自动方式。我厂通风组的启、停操作，正常运行中的机跟炉方式或炉跟机方式等均属于自动操作方式。3.1.1.7.全自动方式l  &#

38、160;   设备、系统乃至整台机组启、停、调整仅是按照一定形式的单一脉冲指令，自动独立完成目标指令任务，无须操作员分级给出触发指令或多次控制指令，这种操作方式即为全自动运行方式。我厂机组协调控制下的运行方式，即是这种方式。第二节  启停方式3.2.1.机组启停方式的确定3.2.1.1.根据设备的安全要求和实际需要确定机组启动和停止的运行方式。3.2.2.启动方式3.2.2.1.机组的启动方式是根据汽轮机高、中压转子金属的初始温度即以高压内缸第一级金属温度（TC3050点的）与中压内缸第一级静叶持环温度（TC3091点的）比较后，以较低者确定启动方式。通常以高压内

39、缸第一级金属温度确定启动方式，中压内缸第一级静叶持环金属温度作为启动参考。3.2.2.2.启动方式可分为冷态启动方式、温态启动方式、热态启动方式和极热态启动方式。3.2.2.3.冷态启动方式l      高压内缸第一级金属温度t<121。l      冲转参数：主蒸汽压力P=4.1MPa，T=310350，冲转速率100rpm/mim。3.2.2.4.温态启动方式l      121高压内缸第一级金属温度t<250。l &#

40、160;    冲转参数：蒸汽压力P=57MPa，主蒸汽温度根据调节级后蒸汽温度查附图6确定，调节级后蒸汽温度T=高压内缸第一级金属温度+20，冲转升速率100rpm/min。3.2.2.5.热态启动方式l      250高压内缸第一级金属温度t<350。l      冲转参数： 主蒸汽压力P=78MPa，主蒸汽温度根据调节级后蒸汽温度查附图6确定，调节级后蒸汽温度T=高压内缸第一级金属温度+20，冲转升速率为200rpm/min。3.2.2.6.极热态启动

41、方式l     高压缸第一级金属温度t350。l      冲转蒸汽参数：主蒸汽压力P=10MPa，主蒸汽温度根据调节级后蒸汽温度查附图6确定，调节级后蒸汽温度T=高压内缸第一级金属温度+20，冲转升速率300rpm/min。3.2.3.停机方式3.2.3.1.复合变压停机l      按计划的停机以及根据上级调度部门要求的停机，或由于设备故障申请的停机等均属于复合变压停机。其特点是按正常速度减负荷到最低负荷15MW后迅速减到零，发电机解列、汽机

42、停机的操作方式。3.2.3.2.变压停机l      由于机、炉、电三大主设备之一故障损坏，需要停运抢修，为了节约工时而采取的非常规的停机方法。锅炉部分的停运抢修可采取强迫冷却炉膛的方法，即停机后至少16小时且汽包上下壁温差小于400C时，启动引风机，对炉膛、水冷壁、过/再热器区烟道等设备进行强风冷却，以较快速度降低锅炉设备温度，这种操作方法即是变压停机。3.2.3.3.滑参数停机l      机组停运时同时降低汽温、汽压，控制金属温度下降速率在45/h以内，迅速降低汽轮机缸体及转子的温度，这种

43、停机方式即为滑参数停机方式。若是因汽轮机或发电机部分故障停机，在停机时可采用滑参数停运。第三节 冲转方式3.3.1.      高压主汽门冲转方式3.3.1.1.     高压主汽阀开度极限100 %3.3.1.2.     中压主汽阀开度极限100%3.3.1.3.     高压调节阀偏置5%3.3.1.4.     中压调节阀偏置30%3.3.1.5.  

44、0;  以上各阀门操作斜度4%3.3.1.6.     阀门切换转速2950rpm3.3.1.7.     冲转阀门曲线见附图8。第四节 运行方式根据目前电气接线情况和主要公用系统设计情况，本规程仅编写220KV、6KV、380V、 UPS、220 V直流系统、110V直流系统设备运行方式。机组其它系统如循环水、压缩空气、灰渣、配煤、燃油泵的运行方式，在机组运行日志上记录。3.4.1. 220KV运行方式标准运行方式l      220KV系统、母采用双母

45、线并列运行方式，母联开关600合上。l      、母固定接线方式为a、 母投入：610开关（1机）、b、母投入：650开关 (#01启/备变)c、 当只有一台发电机运行时，650开关（#01启备变）与运行发电机应各置一组母线。l      中性点投入方式：#01启备变、1主变中性接地方式接调度命令执行。l      220KV母线差动保护投入，220KV开关失灵保护投入。l      、母电压互

46、感器二次侧切换开关BK在断开位置。l      稳措装置接调度命令执行。3.4.1.2. 220KV非标准运行方式l      220KV母线单母线运行。l      两组母线分开运行,母联开关600在分闸位l      母联开关串联故障开关运行。l      220KV双母线并列运行，其中一组母线的电压互感器停电，由另一组母线电压互感器带两组母线

47、的二次侧电压负荷。3.4.2. 6KV标准运行方式A、DB段由1高厂变供电，2101、2201开关合上。3.4.2.2.#01启备变作为6KVDA、DB断联动备用电源，6502、650、20201、20101、22081、21031合上、2103、2208开关热备用，各段快切装置投入。3.4.3. 380V母线标准运行方式：3.4.3.1.汽机工作A段由1A汽机工作变供电。2117、J011开关合上；汽机工作B段由1B汽机工作变供电，2215、J022开关合上。 3.4.3.2.锅炉工作A段由1A锅炉工作变供电，2119、L011开关合上；锅炉工作B段由1B锅炉工作变供电，2217、L022开

48、关合上。3.4.3.3.公用段由1公用变供电，2121、G011开关合上；公用段由2公用变供电，2320、G022开关合上。3.4.3.4.汽机保安段由汽机工作A段供电，J0111、A011合上，柴油发电机作备用电源，Y011投联锁热备用。3.4.3.5.锅炉保安段由锅炉工作A段供电，L0111、A021合上，柴油发电机作备用电源，Y012投联锁热备用。3.4.3.6.正常照明段由1照明变，2123、Z011合上；正常照明段由2照明变供电，2322、Z022合上。3.4.3.7.事故照明段由正常照明段供电，Z013、Z014合上，汽机保安段为备用电源，A012合上，Z015投联锁热备用；事故照

49、明段由正常照明段供电，Z023、Z024合上，汽机保安段为备用电源，A032合上，Z025投联锁热备用。3.4.3.8.柴油机方式开关处于“远方”、本体选择开关处于“AUTO”位。运行方式3.4.4.1. 1（2）机UPS正常模式：由汽机保安（）段供UPS1主机柜，锅炉保安（）段供UPS2主机柜，1、2主机柜并列运行，CB1、CB2、CB11、CB12、CB13、CB14、CB21、CB22、CB23、CB24合上。3.4.4.2.电池模式：当整流器故障、其交流电源全部中断或交流电源超出正常范围时，由蓄电池供1（2）机UPS。在市电恢复正常时，自动返回至正常模式。3.4.4.3.旁路模式：当逆

50、变器故障、整流器故障而畜电池放电至终了电压或出现过载情况时，由锅炉工作B（B）段供1（2）机UPS。当故障消除时，自动切回正常模式。直流系统运行方式3.4.5.1.1（2）机220VDC正常运行时，由汽机保安（）段供1（2）机220VDC电源开关K1合上。汽机工作B（B）段供1（2）机220VDC电源开关K2联锁热备用。3.4.5.2.蓄电池处于浮充电运行状态。3.4.5.3.当1（2）机蓄电池组需进行均衡充电或核对性充电时，允许两台机的直流母线短时并列运行，但应避免长时间并列运行。3.4.5.4.当充电柜1和2故障或其交流电源全部失去时，由蓄电池组供相应机组220VDC的直流负荷。直流系统运

51、行方式3.4.6.1.锅炉保安（）段供1（2）机110V组直流母线电源开关K1合上，锅炉工作B（B）段供1（2）机110V组直流母线电源开关K2联锁热备用。1ZK、6ZK合上，2ZK合至直流母线位置，5ZK断开，蓄电池组1XDC处于浮充电运行状态。3.4.6.2.锅炉保安（）段供1（2）机110V组直流母线电源开关K3合上，锅炉B（B）段供110V组直流母线电源开关K4联锁热备用。3ZK、8ZK合上，4ZK合于直流母线位置，7ZK断开，蓄电池组2XDC处于浮充电运行状态。3.4.6.3.当蓄电池组需进行均衡充电或核对性充电时，允许两组蓄电池短时并列运行。3.4.6.4.当任一组直流母线的充电柜

52、故障或其交流电源全部失去时，由相应蓄电池组供其直流负荷。只有当该组蓄电池放电至母线电压102V时，方可由另一组直流母线串带其负荷。第四章 机 组 启 动第一节 机组冷态启动4.1.1.机组启动前的准备4.1.1.1.确认如下安全条件已具备：l      检查机组所有检修工作已结束，工作票已终结，安措已拆除，场地已清理。l      机组所有消防器材、设备、系统完好可用。l      机组所有通道畅通、栏杆完好、正常照明已投入、事故照明良好备用。4

53、.1.1.2.准备好机组启动时所必需的各种仪器、仪表、工具和记录本等。4.1.1.3.检查机组6KV各单元段、380V各段、UPS系统、直流系统、就地MCC柜已正常送电。l (ELEC à4B) 合6502、20201、20101、650、22081、2208、21031、2103l (ELEC à4C) 6KV 1A SYS 中除2101全部投入l (ELEC à4D) 6KV 1B SYS 中除2201全部投入l (ELEC à4F) 汽机1A变，汽机1B变投入，联络开关2B断开，2C刀闸投入，联锁投入(画面下面)，汽机保安段由汽机工作1A段供电，3

54、B不合，其它都合上。l (ELEC à4E) 锅炉1A变，锅炉1B变投入，联络开关2C断开，2A刀闸投入，联锁投入（380 BLR SEQ CB LIANSUO），锅炉保安段由锅炉工作1A段供电(合4A、3C、4C、2B、5C )，柴油机备用。锅炉底层MCC1A段、MCC1B段分别由锅炉1A段、锅炉1B段供电，联络开关断开，刀闸投入，联锁投入（MCC1投连锁）。锅炉运行层MCC1A段、MCC1B段分别由锅炉1A段、锅炉1B段供电（合5A、8C、9C、1D、3B），联络开关断开，刀闸投入，联锁投入（MCC2投连锁）（注：此画面2C、6A、12、22、7A没开）。l (ELEC 

55、4;4H) 柴油机方式开关处于“远方”、本体选择开关处于“AUTO”位。回路中刀闸投入，开关断开。（4B、6B、3B、2E不合，其它合上）l (ELEC à4G) COM_LTG中3B、2E、3D、7E不合，其它合上。l (ELEC à4I ) UPS中1A、2A、7A、8A、7B、3B、4B、8B、9B、1C、2C、3C、9A、1B、5B、6B、4A、5A合上，3A 、6A、2B不合。l (ELEC à4J)合上除DISCHARGE、1A、3A不合，其它都合上。l (ELEC à4K)合上除DISCHARGE（5B、6B）、3A不合，其它都合上l 在E

56、LECà 6E、6F、6J、6K这些画面中给电动机送电l 在就地投入110V FBUS和220V FBUS合所有开关。l 在电气就地中发变组保护A柜、发变组保护B柜、高备变保护柜投入相关保护压板.（热工保护和发电机断水保护不投，发电机断水保护在冷却水系统正常后投入，热工保护在并网后15MW投入）4.1.1.4.检查机组各泵部、风机电机联锁已退出，并已送电正常；各转动部分盘动灵活，无卡涩现象。(没有操作) 4.1.1.5.检查机组各电动执行机构已送电正常。(没有操作)4.1.1.6.启动一台循环水泵运行，（TURBà2N（CIRCULATE WATER）à1A、3C

57、全开）对凝汽器水侧进行充水排气。正常后，调整好凝汽器回水电动门的开度（3A全开）。4.1.1.7.  联系燃运做好机组启动前的准备工作。(没有操作)4.1.1.8.  锅炉点火前48小时，应进行如下工作：l      投入主机润滑油净化装置运行。（TURBà2R(TURB LUBE OIL)à2A打开）l      将EH油箱电加热装置投“自动”位。（TURBà2S (EH OIL)à1A打开）4.1.1.9  锅炉点火前28小时，应进行如下工作：l        投运主机润滑油系统：进入TURBà2R(TURB LUBE OIL)a、 检查主油箱润滑油温度>20。（TURBà2R(TURB LUBE OIL) à1J打开）b、启动一台主油箱排烟风机运行（1H打开），投备用风机“自动”。（起后1H投连锁）c、 启动主机交流润滑油泵运行，系统压力正常后，将油泵投“自动”。（1C打开，