汽机调门特性曲线及AGC 参数的优化摘要：张电二期机组为国产300MW火力发电机组，汽机、锅炉和发电机均由东方电站成套设备有限公司制造。
锅炉为DG-l025/182-4型中间再热自然循环、单炉膛、燃煤汽包炉;汽轮机为N300-16.7/537-537亚临界中间再热、双缸双排凝汽式汽轮机;发电机为QFSH-300-2型发电机。
机组的控制模式为二机一控。
自动控制采用美国MCS公司生产的MAXl000+PLUS分散控制系统，汽轮机控制采用TNF90汽机纯电调数字控制(DEH)系统。
一、热工自动调节系统和AGC投入现状张家口发电厂二期机组自2002年底投入AGC运行方式以来，机组变负荷速率设定为6MW/min，实际负荷变化率一般为4MW/min左右，表1给出了张电二期机组AGC投入的变化情况。
张家口发电厂热控专业及相关技术人员根据目前电力发展新形势要求，并在参考国内同类机组AGC方式变负荷速率的基础上，提出了张电二期机组AGC控制优化方案，以便满足变负荷速率的要求。
虽然机组已投入AGC运行，但是由于存在部分设备运行参数偏离设计工况的现象，如当前运行煤种与设计煤种相差太大，而且机组协调控制系统设计得不够完善，缺少较完整的负荷在线校正逻辑及控制功能，汽轮机DEH系统高调阀在顺阀控制方式运行时，在某些功率点位存在汽机高调阀振荡的现象，因此在运行中经常遇到造成控制系统难以适应的煤种及负荷频繁升降的现象。
为提高AGC调节品质，必须对其部分参数进行优化。
二、协调系统及主要控制回路的优化机组AGC功能的正常投入，是建立在机组协调控制系统具有良好控制品质基础之上的。
机组协调控制系统设计得是否合理，功能是否完善，协调系统在机组负荷变动试验时能否达到或优于网调对AGC投入机组各项控制指标的要求，是AGC功能顺利投入的必要前提。
而对于整个机组的模拟量控制系统而言，协调控制系统位于最上层，协调系统能否正常投入和投入效果不仅与协调系统本身的方案设计和投入情况有关，而且也取决于下层各主要子控制系统。
3000MW快装式汽轮机（一）启动前的准备工作：1.对全部设备进行详细检查，肯定安装（或检修）工作已全部结束。
汽轮机本体，各附属设备及周围地面均已清扫完毕。
2.准备好各种仪表和工具，并作好与锅炉分厂及电气分厂的联系工作。
3.用仪表油数滴润滑转速表，用透平润滑油调节汽伐及连杆的梢轴和轴承。
凡受热蒸汽影响的销轴和轴承应用良好汽缸油润滑之。
4.对机组油系统进行下列检查：（1）油管路及油系统中的设备均处于完好状态，油系统的任何地方均不应有漏油现象。
（2）油箱油位正常，油箱中无积水。
（3）油箱及冷油器的放油门应关闭严密，并应有防止误操作的措施。
5.对汽水系统应进行下列检查：（1）主汽门及抽气阀门应关闭。
（2）汽轮机全部疏水管道阀门应开启（3）通往汽轮泵蒸汽管道阀门应关闭（4）通往汽封蒸汽管道阀门应关闭（5）蒸汽管道的绝热材料不应有损伤脱落。
6.检查机组的滑销系统，应保证汽机本体能自由膨胀，在冷状态下测量各膨胀间隙，并作记录。
7.对自动保护调整和信号装置的电气部分进行检查，应该正常。
8.完成上述准备工作后，通知锅炉房供气进行暖管。
9.主汽门前蒸汽管路，包括汽轮油泵蒸汽管，抽气器蒸汽管道，抽气器蒸汽管同时进行暖管，锅炉开始送汽逐渐提升管道压力到2~3公斤/平方厘米（表），暖管20~30分钟后，按每分钟增加1~1.8公斤/平方厘米（表）之速度将压力升至正常压力。
10.在压力升高过程中随时注意检查管道的膨胀和支架状态。
11.转子未转动前，严禁蒸汽漏入汽缸及用任何方式予热汽轮机，以防止转子弯曲。
（二）起动汽轮油泵，进行盘车，在静止状态下对调速系统和保护装置的检查1.逐渐开启汽轮油泵进汽门，低速暖机约10分钟。
2.听测汽轮油声，当工作正常后，继续提升至正常转速，使汽轮油泵出口油压稳定在~5公斤/平方厘米（表）。
检查润滑油压是否正常（0.6~0.8公斤/平方厘米（表）。
3.检查油路系统部分管道是否严密。
肯定无漏油之处。
