600MW超临界火电机组培训Word下载.docx
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3、保安PC、汽机保安PC、锅炉PC送电；
4、110V直流系统整流柜送电；
5、220V直流系统直流系统送电；
6、UPS系统送电。
（三）6KV系统母线送电--220KV系统经高备变向厂用6KV系统送电
1操作前的现场条件
（1）检查高备变检修工作全部结束，绝缘试验合格；
高备变低压侧至6kV厂用1A、1B、1C各段母线绝缘试验合格；
6kV厂用1A、1B、1C各段备用进线开关绝缘试验合格；
各送电设备的断路器试验合格，绝缘试验完毕，经确认合格（6kV系统用2500V摇表阻值大于6MW）。
（2）高备变220kV侧2201开关及其隔离刀闸、6kV厂用1A、1B、1C各段母线备用进线开关控制回路调试完毕，并经过DCS系统远方合跳正确，信号指示正确；
高备变有载调压装置、本体保护及冷却系统完好，测温装置经验收合格。
2、220kV线路及高备变送电
（1）220kV变电站侧对线路充电；
（2）#1高备变由检修转冷备用；
（3）#1高备变由冷备用转热备用；
（4）#1高备变由冷备用转运行；
（5）6kV厂用1A段母线由检修转运行；
（6）6kV厂用1B段母线由检修转运行；
（7）6kV厂用1C段母线由检修转运行
（四）380V系统母线送电
1、操作前的现场条件
（1）各段低压厂用变检修工作全部结束，绝缘试验合格；
各段低压厂用母线绝缘试验合格（380V系统用1000V摇表测量其阻值不小于0.5M）；
（2）6kV厂用1A、1B、1C各段备用进线保护按照定值要求校验完毕，经验收合格，保护传动试验动作正确，相应的跳闸及报警回路准确无误。
（3）6kV1A汽机变、1A锅炉变、1A除尘变、1B汽机变、1B锅炉变、1B除尘变、A水源地变、A公用变、1C除尘变、A化学变、A综合水泵房变、厂前区变、A照明变、A除尘变、A灰库变、启动锅炉变等各保护按照定值要求校验完毕，经验收合格，保护传动试验动作正确，相应的跳闸及报警回路准确无误，备自投装置静态试验应完成。
2、锅炉变、汽机变送电
（1）1A汽机变及0.4kV汽机PC1A段由检修转运行；
（2）1B汽机变及0.4kV汽机PC1B段由检修转运行；
（3）1A锅炉变及0.4kV锅炉PC1A段由检修转运行；
（4）1B锅炉变及0.4kV锅炉PC1B段由检修转运行；
（5）保安段电源切换，停柴油发电机；
（5）1A电除尘变及0.4kV电除尘PC1A段由检修转运行；
（6）1B电除尘变及0.4kV电除尘PC1B段由检修转运行；
（7）1C电除尘变由检修转运行；
3、公用1C所接各厂用变压器送电
（1）A水源地变由检修转运行；
（2）厂前区变由检修转运行；
（3）A综合水泵房变由检修转运行；
（4）A化学变由检修转运行；
（5）A除灰变由检修转运行；
（6）A公用变由检修转运行；
（7）A照明变由检修转运行；
（五）MCC段及负荷送电
（1）各电机绝缘测量合格；
（2）MＣＣ各段母线绝缘合格。
２、MCC段送电
（1）锅炉MCC1A由检修转运行；
（2）锅炉MCC1B由检修转运行；
（3）汽机MCC1A由检修转运行；
（4）汽机MCC1B由检修转运行；
（5）汽机MCC1C由检修转运行；
（6）汽机MCC1C由检修转运行；
3、6KV系统负荷送电;
4、380V系统送电
五、操作注意事项
（一）倒闸操作的几个环节：
1．发布和接受任务
在需要进行操作前，值长应向电气值班负责人（班长）发布操作任务（通常称“预令”），并讲清操作目的，值班负责人（班长）在接到操作任务后，应重复一遍，将此任务记在操作记事本上，并确定操作人和监护人，发布操作任务，同时交代安全注意事项。
2．填写操作票
填写操作票的目的是拟定具体操作的内容和顺序，应参照典型操作票的原则步骤进行填写，防止在操作过程中发生顺序颠倒或漏项。
操作人在接受任务后，根据操作任务查对模拟图和实际运行方式，认真填写操作票。
填写操作票时，字迹应清楚，不得涂改，不得使用铅笔填写。
3．审核批准
操作人填写好操作票后，先自审一遍并签名，然后由监护人、班长、值长逐级审核，无误后分别在操作票上签字批准。
4．模拟操作
模拟操作是为了再次核对操作票的正确性，经班长批准后进模拟操作，此时，监护人应按照操作票的项目顺序唱票，由操作人在模拟图上进行模拟操作。
如属于微机控制的模拟方式，应按微机所规定的方法进行模拟操作。
5．发布正式操作命令
电气值班员在准备好操作票，经审票、模拟无误，一切工作准备就绪后，由值长或值班负责人发布正式操作命令，监护人重复操作命令，值长或值班负责人认为正确无误时，发出命令“对，执行”，监护人在操作票上填写好开始时间，进行操作。
6．现场操作
操作人和监护人携带操作工具进入现场，操作前先核对操作设备的名称、编号保证其和操作票相同。
当监护人认为操作人站立位置正确、使用安全用工具符合要求时，由监护人按操作票的顺序及内容高声唱票，操作人应再次按对设备名称和编号，稍加思考（三秒思考制）无误后，复诵一遍。
监护人确认无误后下达“对、执行”的命令，此时操作人方可按操作命今进行操作。
操作人在操作过程中，监护人还应监视其操作方法是否正确。
当操作人操作完一项时，监护人立即在操作项目左侧做一个记号“√”，然后再进行下一项操作。
7．操作复查
操作全部完毕后，还应复查一遍，着重检查操作过的设备是否正确、正常。
8．操作汇报
操作工作全部完毕后，监护人向发令人汇报已经操作完毕，并汇报开始和结束时间，然后由操作人在操作票的规定部位加盖“已执行”章。
9．记录
由值班负责人将操作起始时间记大操作记事本或交接班记事本中，并注明该设备的作业及安全措施情况。
（二）倒闸操作的注意事项
倒闸操作的基本原则是为了保证电气设备安全运行和操作任务的顺利完成而制定的。
它是拟写操作票内容、顺序和执行倒闸操作任务的准则。
因此每个单元机组运行值班人员在进行倒闸操作时，应遵守下列基本原则：
（1）在电气设备送电前，必须收回并检查有关工作票、拆除安全措施，测量绝缘电阻。
在测量绝缘电阻时，必须隔离电源进行放电。
此外，还应检查隔离开关和断路器应在断开位置。
（2）应使用断路器拉、合闸。
在装设断路器的电路中，拉、合闸均应使用断路器，绝对禁止使用隔离开关切断负荷电流。
（3）断路器两侧隔离开关的拉、合顺序。
送电线路若需停电时，应先拉开断路器，然后拉开线路侧隔离开关，最后拉开母线侧隔离开关。
送电时操作顺序与此相反。
（4）变压器各侧断路器拉开顺序，总的来说，变压器停电时，先拉开负荷侧断路器，后拉开电源侧断路器。
这样安排操作顺序的道理，主要是从继电保护装置能够正确动作，不至于扩大事故来考虑的。
但是由于变压器充电时，励磁涌流较大，可能造成继电保护误动作（如差动保护可能动作），因此，当变压器各侧都有电源时，也可采用离电源较远的一侧充电。
（5）母线操作操作原则。
在倒母线时，应首先给备用母线充电或检查两组母线电压相等，并取下母联断路器的操作熔断器，然后进行倒换母线隔离开关的操作。
（6）环网的并、解列操作。
环网的并、解列操作亦称合环、解环操作。
这些操作除应符合线路和变压器操作的一般技术原则外，还应具备下条件：
①合环操作时，首先要考虑的问题是相位一致，在初次合环或进行了可能引起相位变化的检修后的合环操作，均要进行定相，以免发生事故。
其次，各电气设备不应过负荷，并且系统继电保护装置应适应环网的方式。
②进行解环操作时，首先应满足的条件是解环后各电气设备不应过负荷，其次是继电保护不致误动作。
（7）仅有熔断器和隔离开关（或刀开关）电路的操作原则。
对于只有熔断器和隔离开关（或刀开关）电路，送电操作时，应先给上熔断器，后合入隔离开关。
停电操作顺序相反。
（8）备用电源自动投入装置、重合闸装置、自动励磁装置必须在所属主设备停运前退出运行，在所属主设备送电后投入运行。
（9）厂用电操作的几个问题
①开关柜的操作要点:
检修、试验、运行三个位置；
储能电源和控制电源开关和储能按钮；
远方、就地两个位置；
工作电源进线开关柜具有备自投连锁。
可先选就地，开关在试验位试合，再拉开控制电源，推到工作位，给上控制电源后关门，最后将选择开关切至远方。
就地时只能在试验位合闸。
母线送电时，应先检查母线上的负荷开关是否全部断开，投入母线PT，待母线电压正常后，再投入低电压保护和连锁开关（若有）。
母线停电时，应先退出联动LK和低电压保护。
送负荷前必须先检查母线电压正常。
②母线PT柜：
先高压侧RD；
推到工作位；
低压RD；
关门；
给信号电源及LP，用于发电压回路断线、系统接地信号和低电压保护。
6KV工作/备用进线PT信号仅用于同期和备自投。
对于有低电压保护的PT操作，送PT时应在母线电压正常后合低电压LP及RD。
③380VPC进线开关：
有控制RD、远方、就地选择、就地分、合按钮；
④备用变保护：
见备用变保护；
锅炉、汽机变保护WDZ-440：
高压侧过流、速断、接地、低压侧零序；
WDZ-441：
差动。
电动机综合保护。
⑤MCC段可有PC1A或PC1B供电但不得同时合上避免环流。
第二单元:
辅助系统启动与500KV系统送电
1、压缩空气系统启动；
2、循环水、开式水、闭式水系统启动；
3、润滑油、密封油、盘车启动；
4、凝结水、给水、定子水系统启动；
5、辅汽、真空、轴封系统启动；
6、风机、空预器、磨煤机、小机辅助系统启动；
7、空预器、引、送风机启动；
8、锅炉吹扫；
9、500KV系统送电；
10、主变送电。
二、目的要求：
1、熟悉机炉辅助系统及其操作；
2、熟悉电气主接线系统及500KV系统及主变、厂变送电操作；
3、了解辅助系统热工保护整定值，了解500KV线路、母线及主变、厂变保护。
1、熟悉机炉辅助系统；
2、阅读“辅机设备运行通则”；
3、对照系统图、OIS图和辅机启动规程，熟悉辅助系统操作条件与步骤；
4、熟悉500KV系统及发变组一次接线及送电操作，写操作票；
5、了解500KV系统、主变、高厂变保护配置。
6、熟悉MCS子系统使用。
（一）机炉辅助系统启动
1、仪用压缩空气系统投入，压缩空气压力在0.8Mpa左右。
2、炉前燃油系统投入，炉前燃油压力2.5Mpa左右。
3、启动电泵、汽泵、引风机、送风机、一次风机及磨煤机油站。
4、投入循环水系统
检查冷却水塔水位正常，循环水系统注水完毕，启动一台循环水泵，检查循环水系统运行正常。
根据需要启动第二台循环水泵。
5、投入开式水系统
检查循环水系统运行正常，投入开式冷却水入口滤网，开式水冷却水系统充水完毕，启动一台开式冷却水泵，将另一台开式冷却水泵投入备用。
6、投入闭式冷却水系统
检查闭冷水系统各阀门位置正确，确认膨胀水箱补水至正常水位，启动一台闭冷水泵，检查闭冷水系统运行正常后，投入另一台闭冷水泵备用。
7、投入主机润滑油系统
检查润滑油系统各阀门位置正确、油箱油位正常、油质合格，设备送电完毕。
启动交流润滑油泵与氢密封油泵，检查润滑油系统运行正常后，投入润滑油冷油器，投入润滑油温度自动，投入直流油泵联锁。
8、启动密封油系统
检查密封油系统各阀门位置正确、密封油箱补油至正常油位，设备送电完毕。
启动一台空侧交流密封油泵，检查系统运行正常后，将另一台空侧交流密封油泵投入备用，投入空侧直流事故密封油泵联锁。
检查氢侧密封油回油箱油位正常后，启动一台氢侧交流密封油泵，检查运行正常后，将另一台氢侧交流密封油泵投入备用，投入氢侧直流事故密封油泵联锁。
9、投主机盘车
启动一台主机交流顶轴油泵，检查顶轴油泵出口油压在11.76～14.7Mpa范围内，投入另一台交流顶轴油泵备用，投入直流顶轴油泵联锁。
根据情况启动油净化装置运行。
10、发电机进行氢置换
检查密封油系统运行正常后，发电机进行氢置换。
检查发电机氢置换结束合格后，逐渐升氢压至0.36MPa以上，检查氢纯度大于98%，密封油和氢气差压0.084MPa、氢气和定子冷却水差压在30-50KPa，密封油系统运行正常。
11、投入发电机定子冷却水系统
检查定子水箱已补水至正常水位，当发电机风压达0.1MPa时，启动一台定子冷却水泵，检查风、水压差、定子冷却水系统运行正常，投入另一台定子冷却水泵备用。
12、炉底密封水投入
13、投入凝结水系统
检查凝补水箱水位正常，凝结水系统各阀门位置正确，启动凝补水泵将凝汽器补水正常后，启动一台凝结水泵。
凝结水系统运行正常后将另一台凝结水泵投入备用。
14、除氧器投加热
除氧器水位达2900mm时，启动除氧循环泵，检查泵出口压力、声音、振动正常。
开启辅助蒸汽至除氧器加热蒸汽电动门和手动门。
15、给水管道注水。
给水管道注水前电泵辅助油泵、汽泵交流润滑油泵必须运行。
开启电动门、汽动给水泵入口电动门，开启电动、汽动给水泵出口电动门，开启高加水侧进、出口电动门和高加水侧旁路门，开启锅炉给水电动门、给水电动门旁路门，开启给水电动旁路门前、后隔绝门。
注水完成后关闭给水电动门、闭电动、汽动给水泵出口电动门。
给水电动门旁路门，关
16、锅炉上水
检查高压给水系统所有放水门关闭，锅炉启动分离器前所有疏水门关闭，锅炉受热面所有空气门开启。
检查开启启动分离器排水电动门，关闭启动分离器排水回收电动门，投入启动分离器储水箱水位自动。
启动电动给水泵，检查电动给水泵出口电动门联锁开启，投入电动给水泵自动和电动给水门旁路门自动，开启汽泵暖泵门。
检查电动给水泵再循环门达到关闭定值关闭，检查锅炉给水流量在475T/H。
根据辅助蒸汽压力尽量维持除氧器温度在80-90℃。
当启动分离器储水箱水位达到12米，检查启动分离器储水箱水位调节阀自动进行调节。
关闭启动分离器前所有空气门，锅炉上水完毕。
17、系统抽真空
检查开启汽轮机本体、高压自动主汽阀、调节阀、中压自动主汽门、中压导汽管、主蒸汽管道、再热蒸汽管道和所有抽汽管道疏水门，小机本体疏水阀组；
关闭过热器和再热器系统疏水门。
检查关闭凝汽器真空破坏门。
投入小汽轮机顶轴油泵、小机盘车。
确认主机盘车运行，投入辅汽供主、小机轴封蒸汽系统，开启小机排汽蝶阀。
依次启动真空泵对系统进行抽真空。
关闭锅炉启动分离器后所有空气门和疏水门，关闭再热器系统所有空气门、疏水门。
18、关闭高加水侧旁路门。
19、投入汽机EH油系统
20、启动两台空气预热器。
21、检查开启两台空预器入口烟气挡板和空预器出口热风挡板，开启送风机出口风道联络挡板。
启动第一台引风机，缓慢开启引风入口导向挡板，将炉膛负压调至-100Pa，投入该引风机自动。
22、启动第一台送风机，将送风机动叶开度调整至30%。
23、启动第二台引风机，缓慢开启引风机入口导向挡板，使两台引风机导向挡板开度一致，投入该引风机自动。
24、启动第二台送风机，将送风机动叶开度调整至30%，投入两台送风机自动，检查送风机自动将总风量调整至35%。
25、启动点火油和启动油燃油泄漏试验。
26、300秒后“燃油泄漏试验成功”信号发出后，启动炉膛吹扫。
检查所有二次风挡板和三次风挡板至吹扫位（全部打开）。
300秒后炉膛吹扫成功信号发出，MFT自动复位。
（二）500KV系统送电
操作内容：
1、500kV出线一、二回线、50136刀闸、50216刀闸及线路PT。
2、500kVI、II母线及母线PT。
3、500kVI、II串所带开关、隔离刀闸。
4、#1主变、#1高厂变、#1高公变。
受电前现场具备的条件：
1、500kV开关设备安装和调试工作应全部结束，绝缘试验合格；
2、#1主变、#1高厂变、#1高公变安装工作全部结束，绝缘试验合格；
3、6kV厂用各段工作电源进线开关安装工作应全部结束，绝缘试验合格；
4、线路及变压器保护按照定值要求校验完毕，经验收合格，保护传动试验动作正确；
5、各开关、刀闸控制回路调试完毕，经网络监控系统远方合、跳正确，信号指示正确；
6、各变压器本体保护及冷却系统调试完毕，测温装置经验收合格，高厂变有载调压装调试完毕。
7、送电设备的测量系统及录波系统调试完毕可投入运行。
送电步骤：
1、500kV开关送电前检查：
500KV线路及开关保护电源完好；
断路器、隔离开关、冷控、交流电源完好；
线路PT投入；
各接地刀在分位；
各开关及液压机构正常；
各隔离开关有操作电源、切在遥控位；
断路器、线路、母线保护投入；
2、500kV母线送电；
3、500kV线路送电：
5010检修转热备用；
由热备用转运行。
4、#1主变、#1高厂变、#1高公变送电；
5、厂用电源切换
1、润滑油、密封油、盘车的顺序；
2、发电机油、H2、水压的关系；
3、凝结水、给水系统运行，要注意补水与排水工质平衡；
4、盘车、轴封、真空的关系；
5、泵、风机启动前建立通道；
6、机组冷态启动前必须保证连续盘车4小时。
温态、热态启动前在连续盘车状态，如中间因故停止盘车超过2小时，需重新连续盘车4小时。
盘车电流正常无摆动，大轴偏心率不大于0.075MM，全面检查汽轮机和发电机本体内无金属摩擦声。
7、机组任何状态启动，低压轴封蒸汽温度正常维持在120～180℃，任何时候低压轴封温度不得低于120℃。
机组冷态启动，高中压轴封蒸汽温度控制在150～200℃，任何时候高压轴封温度不得低于150℃。
8、循环水泵、开、闭式水泵、给水泵、高、低加热器、开、闭式水泵等注水排气应先完成，再启动；
9、注意转机的润滑油、冷却水（风）运行状态；
10、500KV母线充电后，应先断开断路器，再合上主变出口GL，再对主变充电。
11、500KV与220KV系统不同期，备用倒工作只能采用串联切换。
为了防止切换不成功造成母线失压，要注意目标侧有电，切PT正常，两侧断路器完好，且已储能。
12、直流炉对水质要求高，辅助系统启动时要对设备进行清洗，包括凝结水和除氧器系统清洗、锅炉冷、热态清洗等。
13、根据连锁条件应动作的设备，要及时检查是否动作，没有动作的要及时手动操作。
14、不要在有“NP”时按启动按钮，特别是大型电机。
第三单元:
锅炉点火到发电机并列
1、燃油系统使用
2、升温升压与旁路系统使用，受热面避温监视；
3、汽机冲转条件检查、冲转与DEH的使用；
4、发电机并列准备与发电机并列。
1、熟悉锅炉点火、汽机冲转、发电机并列的条件与操作过程；
2、熟悉BMS、DEH、AVR及同期装置的使用；
3、了解直流炉升温升压过程与汽包炉的差异。
1、熟悉机炉主蒸汽系统、发电机励磁系统；
2、阅读主机规程“机组启动和停止”有关内容，熟悉锅炉点火、汽机冲转、发电机并列的条件；
3、熟悉DEH的使用；
4、熟悉发电机并列操作、了解发电机保护，准备发电机并列及有关操作票。
1、检查锅炉吹扫，吹扫。
2、检查高、低旁路投入。
3、锅炉点火：
将锅炉给水流量降至399t/H，投入烟温探针，联系值班员到就地，启动点火油枪。
起压后视燃烧和壁温情况增投启动油枪。
4、观察启动分离器储水罐水位，在锅炉水冷壁汽水膨胀时要停止投入油枪，待汽水膨胀结束，汽水分离器储水罐水位恢复正常后再投入其他油枪。
5、主、再热蒸汽压力0.2Mpa，开启主、再热蒸汽系统疏水门，汽机疏水自动。
6、热态冲洗。
当启动分离器入口温度达到190℃，锅炉开始热态冲洗。
7、视锅炉进行升温、升压情况加强燃烧，检查高旁、低旁自动工作正常，高旁、低旁减温水自动工作正常。
8、再热汽见压后、温度高于小机缸温后对两台小汽轮机进行暖管。
9、汽机挂闸。
确认无停机指令，汽轮机复置，检查汽机高压调节汽门、中压主汽门全开，检查高压缸启动排放阀开启。
10、当主汽温度高于360℃，开启二级减温水供水总门，投入二级减温水，温度定值设定在360℃。
当再热蒸汽温度高于320℃，投入再热蒸气温度自动，温度定值设定在320℃。
11、检查发电机进行并列前的准备工作：
检查励磁系统中交流、直流电源回路开关状态正确；
发电机中性点接地变闸刀合上。
发电机PT一次保险、二次开关已合上。
检查发电机氢冷、水冷系统运行正常，氢冷器出口温度自动投入。
检查发电机、主变、高厂变的保护投入正确。
检查发电机出口开关、刀闸在开位SF6压力正常机构完好防误装置、控制回路开关正确。
在DCS画面查发电机启动前有关设备的状态、位置指示、光字牌信号、保护、自动装置的开关均正常。
12、确认再热汽压力1.0Mpa，将主、小机轴封供汽切至冷段供汽，同时将辅汽供汽联箱供汽切至冷段供给，并投入冷段至辅汽供汽联箱调节门自动，注意切换要缓慢，保证汽温、汽压稳定，启动炉降负荷运行。
13、选择汽机主汽门冲车（TV）控制方式，将汽机冲车转速设定2000rpm，转速升速率150rpm/min，启动汽轮机冲车命令。
14、检查汽轮机按控制系统设置的冲车速度自动进行升速至400rpm，用硬手操按钮打跳汽轮机，检查高、中压自动主汽门和调门关闭，汽轮机转速下降，就地检查汽轮机内部和轴封处无金属摩擦声。
15、重新复置汽轮机，选择汽机主汽门冲车（TV）控制方式，设定2000rpm，转速升速率150rpm/min，启动汽轮机冲车命令。
16、检查开启#5、6低加抽汽电动门，开启#3高加抽汽电动门，并投入其正常疏水、事故疏水自动。
17、检查在200rpm时盘车装置供油电磁阀自动关闭，升速至600rpm，检查润滑油温40℃，低压缸自动喷水门开启，顶轴油泵自动停止。
18、汽轮机自动升速至2000rpm，进行150分钟暖机。
主蒸汽温度缓慢滑升至450℃，再热蒸汽温度缓慢滑升至420℃。
汽轮机调节级金属温度达到280℃以上，2000rpm暖机结束。
19、检查完毕无异常，将汽轮机冲车转速设定为3000rpm，转速升速率300rpm/min。
汽机转速至2850rpm检查润滑油泵与氢密封油泵自停，检查汽轮机主油泵出口油压大于2Mpa。
20、检查汽轮机转速自动升速至3000rpm并保持转速稳定，发电机准备并列。
21、确认50
升级会员 