热力火电厂锅炉系统仿真

基于实测数据的供热系统动态控制仿真王杰1张大安1王北松2李连众31大连市热电集团有限公司2辽宁智慧能源研究院有限公司3丹佛斯自动控制管理（上海）有限公司摘要：基于热力学第一定律创建供热系统动态数学模型，获取系统热力特性，并用于系统控制仿真和研究。

由比较常规控制和当量环境参数补偿控制策略的动态响应可知，采用当量环境参数补偿控制策略，既可改善室内温度状态，又可显著降低热耗18%，为热力公司的生产运行提供有益参考。

关键词：供热系统数学模型热力特性控制策略动态仿真Dynamic Control Simulation for a DistrictHeating System based on Actual DataWANG Jie 1,ZHANG Da-an 1,WANG Bei-song 2,LI Lian-zhong 31Dalian City Thermoelectric Group Co.,Ltd.2Liaoning Intelligent Energy Institute Co.,Ltd.3Danfoss Automatic Controls Management (Shanghai)Co.,Ltd.Abstract:A dynamic mathematical model of a district heating system was developed based on the first law of thermodynamics.The heating characteristic was obtained according to actual operational data and used for the control simulation and study of the paring with the typical control strategy,the equivalent environment parameter compensate control strategy could not only improve the thermal comfort of the indoor air temperature,but also decrease the heat consumption significantly about 18%.This may be beneficial reference as better operation for heating companies.Keywords:district heating system,mathematical model,heating characteristic,control strategy,dynamic simulation收稿日期：2020-5-27作者简介：王杰（1973~），男，硕士，高工；大连市中山区昆明街32号大连市热电集团（116001）；E-mail:***************0概述目前北方区域供热系统的能耗除占建筑能耗结构近1/4的外，也涉及到单位能耗带给热用户的热舒适性及供热企业的经济效益，因此，如何在保障热用户供热质量的前提下，投入最小能源，实现社会、经济、环境和管理效益，成为业界近10年来不断探索和勇于实践的热点课题。

火电厂虚拟现实仿真实训软件
300MW 电站仿真系统
300MW电站仿真系统是武汉世纪华胜科技有限公司基于自主研发的SimuWorks仿真支撑平台开发的，运行在Windows操作系统下，用于电站运行培训、专业理论教学、人员实践实训等相关场合。

仿真对象为300MW亚临界燃煤电站，汽轮机型号CZK300-16.7/537/537型，锅炉型号HG-1060/17.5-HM35型，发电机型号QFSN-330-2型。

300MW电站仿真系统的典型工况、部分故障、主要界面截图介绍如下：
系统典型工况清单
1)标准冷态
2)送电完成
3)凝结水补水系统投入
4)汽包上水完成
5)汽机疏水系统投入
6)充氢完成
7)风烟系统投入
8)吹扫完成
9)锅炉点火完成
10)汽机旁路投入
11)空冷系统投入
12)冲转到3000转
13)并网完成，带初负荷
14)负荷300MW
部分故障清单
1)锅炉灭火事故
2)水冷壁结焦事故
3)省煤器A泄漏事故出口
4)水冷壁爆管事故
5)引风机A振动大
6)空预器A密封严重磨损事故
7)汽轮机超速
8)A真空泵跳闸
9)厂用电全停故障
10)跳锅炉变
11)高厂变温度高
12)主变线圈匝间短路
仿真系统主界面截图
图1风烟系统
图2给水系统。

火电厂电气系统仿真机分析摘要：由于火电厂控制系统十分复杂，存在大最迟延、非线性、祸合等因素.经典的辨识方法无法对其进行辨识。

本文借助Matlab软件采用先进辨识算法及模糊控制方法对协调控制系统(CCS)和自动发电控制(AGO系统进行建模、仿真及其优化。

该文全面地介绍和分析了我国火电厂仿真机中的DCS仿真方式和关键技术，并细致、多角度地划分了虚拟DCS技术和仿真方式，精确地说明了其优缺点所在，对实行虚拟DCS的关键技术以及我国火电厂仿真机中不同DCS产品的应用情况进行了分析，阐述了其自身先进功能的可行性，最后合理地规划了该领域今后的发展方向和学术研究。

关键词：虚拟电厂；仿真机；DCS模拟控制仪表系统在早期火电厂已被采用，控制系统由三部分组成：模拟仪表，操作盘台和控制对象。

当时的仿真机只能对大部分进行相应简化，显示仪表、面板、按钮和开关只能被复制85%左右。

早期火电厂仿真机最主要的形式便是这种全仿真机。

由于造价高等限制，培训中心的设立也并不广泛，仿真机组模型不适合具体培训电厂的机组，只针对典型机组。

运行人员需得了解各类工艺流程及操作，电厂运行人员则成为主要培训对象。

随着当前科技的飞速发展，大部分火电厂普遍采用了DCS为控制平台，其范围也逐渐扩大，对热控人员的各方面要求也逐步提高。

旧的培训手段及运行方式已不能满足当前水平要求，且未能充分发挥其优势所在，因此，DCS的仿真与培训的实现就变得尤为重要。

1、火电厂仿真机中DCS的仿真方式DCS由工程师站、现场控制站、操作员站和系统网络组成，由CRT操作，与以往控制仪表不同，现由现场控制站进行操作，在这些设备改进的同时，仿真机也有了相应变化。

在根据离线组态、系统运行以及DCS的控制设计里，东南大学冷杉获取了相应资源，火电厂仿真机中DCS的仿真方式与DCS在非DCS系统中的再现形式相对应。

按照机组本体模型与控制算法机型的关系划分，主要分为传统的全范围仿真方式与激励式仿真方式。

一、实习背景与目的随着我国电力工业的快速发展，火电机组作为电力系统的主力军，其安全、经济、环保运行对保障电力供应具有重要意义。

为了提高火电厂运行人员的专业技能，加强实践教学环节，我于2023年在XX火电厂进行了火电机组仿真实习。

本次实习旨在通过仿真软件的操作，了解火电机组的结构、原理及运行过程，掌握火电厂运行人员的日常工作内容，提高实际操作能力。

二、实习内容1. 火电机组基本结构及原理首先，我学习了火电机组的基本结构，包括锅炉、汽轮机、发电机、控制系统等。

通过仿真软件，我了解了各个部分的工作原理及相互之间的联系。

2. 锅炉点火及升温升压在锅炉点火及升温升压环节，我学习了等离子和常规点火操作方法，掌握了控制锅炉升温、升压的方法。

通过仿真操作，我了解了点火条件、燃油系统、空预器、受热面等关键部件的作用。

3. 风烟系统建立在风烟系统建立环节，我学习了空预器系统、引风系统及送风系统的作用，掌握了投运操作方法和原理。

通过仿真操作，我了解了空预器启动前的检查、准备与试转等关键步骤。

4. 火电机组动态仿真在火电机组动态仿真环节，我学习了快速甩负荷（FCB）技术及FCB机组动态仿真模型。

通过仿真操作，我了解了FCB机组在电网黑启动中的关键作用，以及如何准确模拟机组在FCB工况下的动态特性。

5. 600MW火电机组锅炉动态建模与仿真最后，我学习了600MW火电机组锅炉的动态建模与仿真。

通过仿真操作，我了解了锅炉热力系统模块化划分、通用模块算法库和各个子系统的模块化模型，以及如何组建锅炉侧的仿真模型。

三、实习收获1. 理论知识与实践操作相结合通过本次实习，我将所学的理论知识与实际操作相结合，加深了对火电机组结构、原理及运行过程的理解。

2. 提高实际操作能力通过仿真软件的操作，我掌握了火电厂运行人员的日常工作内容，提高了实际操作能力。

3. 培养团队协作精神在实习过程中，我与同学们互相学习、互相帮助，共同完成实习任务，培养了团队协作精神。

热电厂火力发电系统热力学特性仿真及优化一、前言热电厂是以燃煤、燃气、核电等作为热源，通过内燃机、蒸汽机等发电机与发电机耦合形成的发电系统。

在热力学方面，热电厂是典型的工程热动力系统。

为了提高热电厂的效率和经济性，必须对其热力学特性进行仿真及优化研究。

二、火力发电系统的热力学特性1.基本概述火力发电系统由燃烧室、锅炉、汽轮机、发电机、冷却塔等组成。

燃烧室负责燃料的燃烧，锅炉负责锅炉炉膛内水的加热，汽轮机负责将锅炉产生的水蒸气驱动转子转动，发电机将转动的机械能转换为电能输出，冷却塔负责将排出的排烟气体和蒸汽冷却。

2.燃料燃烧过程的热力学特性燃料的燃烧是热电厂发电过程中最基本的环节，燃料的燃烧过程产生的热将直接影响锅炉的水蒸气产生和汽轮机的运转。

燃料燃烧过程的热力学特性主要包括燃烧温度、燃烧速率、燃烧效率等。

3.锅炉的热力学特性锅炉是将热能转化为水蒸气的关键设备，其热力学特性主要包括锅炉效率、出口蒸汽压力、蒸汽温度、水的加热速率等。

4.汽轮机的热力学特性汽轮机是将锅炉产生的蒸汽驱动发电机转动的关键设备，其热力学特性主要包括机组效率、汽轮机进汽压力、出汽压力、汽轮机转速等。

5.冷却塔的热力学特性冷却塔是将排放的烟气和水蒸汽冷却的设备，其热力学特性主要包括冷却效率、水的流量、风扇功率等。

三、热电厂系统的仿真及优化1.仿真方法热电厂系统的仿真分为静态仿真和动态仿真。

静态仿真主要用于热电厂的设计阶段，通过计算获得热电厂中各部件的热动力学参数，帮助设计师进行优化设计。

动态仿真主要用于热电厂的运行过程中，可以实时显示热电厂各部件的工作状态和热动力学参数，及时发现和处理异常状况。

2.优化方法热电厂系统的优化主要针对燃烧室、锅炉、汽轮机等部件进行，其优化方法主要包括改善燃烧条件、提高锅炉热效率、改进汽轮机叶轮叶片设计等。

四、优化实例以XX热电厂为例，通过仿真和优化计算，得到了以下的优化结果：1.改善燃烧条件，提高热值利用效率，燃料消耗量降低30%。

火电厂仿真实训个人总结
在火电厂仿真实训中，我深入了解了火电厂的运作原理，对火电厂的各个系统有了更直观的认识。

通过仿真实训，我掌握了火电厂的启动、运行、停机等操作流程，对火电厂的安全管理、事故处理等方面有了更深刻的理解。

在仿真实训中，我学到了许多理论知识，例如锅炉的工作原理、汽轮机的运行方式、发电机的并网操作等。

这些知识都是我之前在学校里学不到的。

同时，我也掌握了实际操作技能，例如如何操作锅炉的燃烧系统、汽轮机的进汽和排汽等。

这些技能对于我未来的职业发展具有重要意义。

通过仿真实训，我发现了自己在理论知识方面的不足，也发现了自己在操作技能方面的欠缺。

在未来的学习和工作中，我会继续加强理论知识的学习，不断提高自己的操作技能水平。

总之，这次火电厂仿真实训对我来说是一次难得的学习机会，让我对火电厂有了更深入的了解。

我会将这次实训的经验运用到未来的学习和工作中，为我国的能源事业做出自己的贡献。

锅炉燃烧过程控制系统仿真一、燃烧过程控制系统的基本理论燃油锅炉的燃烧控制主要有三个子系统构成：蒸汽压力控制系统、燃料空气比值控制系统和炉膛负压控制系统。

1．蒸汽压力控制和燃料空气比值控制系统燃油蒸汽锅炉燃烧的目的是生产蒸汽供应其他生产环节使用。

一般生产过程中蒸汽的控制是通过压力实现的，随着后续环节的生产用量不同，反应在燃油蒸汽锅炉环节就是蒸汽压的波动。

维持蒸汽压力恒定是保证生产正常进行的首要条件。

保证蒸汽压力恒定的主要手段是随着蒸汽压力波动及时调节燃烧产生的热量，而燃烧产生热量的调节是通过控制所供应的燃料量以及适当比例的助燃空气实现的。

如图1所示燃烧炉蒸汽压力控制与燃料比值控制系统2．炉膛负压控制系统锅炉炉膛负压力过小时，炉膛内的热烟、热气会外溢，造成热量损失、影响设备安全运行甚至会危及工作人员安全；当炉膛负压太大时，会使外部大量冷空气进入炉膛，改变燃料和空气比值，增加燃料损失、热量损失和降低热效率。

保证炉膛负压的措施是引风量和送风量的平衡。

如果负压波动不大，调节引风量即可实现负压控制；当蒸汽压力波动较大时，燃料用量和送风量波动也会较大，此时，经常采用的控制方案如图2所示。

炉膛负压控制系统3、控制方案：某锅炉燃烧系统要求对系统进行蒸汽压力控制。

本项目采用燃烧炉蒸汽压力控制和姗料空气比值控制系统，并辅以炉膛负压控制的方案，控制系统框图如图所示。

二、燃烧过程控制任务燃烧过程自动调节系统的选择虽然与燃料的种类和供给系统、燃烧方式以及锅炉与负荷的联接方式都有关系，但是燃烧过程自动调节的任务都是一样的。

归纳起来，燃烧过程调节系统有三大任务。

第一个任务是维持汽压恒定。

汽压的变化表示锅炉蒸汽量和负荷的耗汽量不相适应，必须相应地改变燃料量，以改变锅炉的蒸汽量。

第二个任务是保证燃烧过程的经济性。

当燃料量改变时，必须相应地调节送风量，使它与燃料量相配合，保证燃烧过程有较高的经济性。

第三个任务是调节引风量与送风量相配合，以保证炉膛压力不变。

电厂锅炉仿真实习报告随着科技的发展和电力需求的增加，电厂锅炉作为重要的能量转换设备之一，其运行效率和安全性越来越受到重视。

为了更好地了解电厂锅炉的运行原理和工作过程，提高自己的实践能力，我参加了电厂锅炉仿真实习。

一、实习内容在实习期间，我参观了电厂锅炉的各个部位，了解了电厂锅炉的组成和运行原理。

电厂锅炉主要包括燃烧器、锅炉本体、汽轮机、发电机等部分。

在燃烧器部位，我了解了煤的燃烧过程和燃烧设备的运行原理。

在锅炉本体部位，我了解了锅炉的加热、蒸发和过热过程。

在汽轮机部位，我了解了汽轮机的压缩和膨胀过程。

在发电机部位，我了解了发电机的电磁感应原理。

二、实习过程在实习过程中，我参与了电厂锅炉的运行操作。

首先，我学习了锅炉的启动和停止操作。

在启动过程中，我了解了锅炉点火、升温、升压等步骤。

在停止过程中，我了解了锅炉降温、降压、熄火等步骤。

其次，我学习了锅炉的运行调节。

在运行过程中，我了解了锅炉各参数的调节方法，如调节给水量、给煤量、风量等。

最后，我学习了锅炉的故障处理。

在故障发生时，我了解了故障原因和处理方法。

三、实习收获通过实习，我对电厂锅炉的运行原理和工作过程有了更深入的了解。

我明白了电厂锅炉是一个复杂的系统，各个部位相互关联，共同完成能量转换任务。

同时，我也学会了电厂锅炉的操作方法和故障处理技巧，提高了自己的实践能力。

四、实习反思虽然我在实习过程中取得了一定的成绩，但同时也发现了自己在理论知识和实践操作方面的不足。

今后，我将努力学习相关理论知识，提高自己的操作技能，为将来从事电厂锅炉工作打下坚实的基础。

总之，这次电厂锅炉仿真实习是一次非常有意义的实践活动。

通过实习，我不仅了解了电厂锅炉的运行原理和工作过程，还提高了自己的实践能力。

我相信这次实习对我今后的工作和学习将产生积极的影响。

和利时OTS仿真案例3--⽕电仿真--⼴东韶关660MW仿真系统【项⽬简介】本OTS项⽬是对⼴东省韶关粤江发电有限公司2×660MW超超临界压⼒燃煤发电机组全过程、全范围的1：1仿真，以参考机组集控室内（含辅助系统）所有的监视、操作、控制为主，同时包括集控室外的启停和故障处理中必要的就地操作，⽤于运⾏⼈员的培训和技能考核。

该系统采⽤国际领先的虚拟DCS技术，系统使⽤真正的DCS软件和虚拟主控软件（VDPU），从⽽使仿真系统与DCS有机结合。

⽆论软件的操作界⾯、操作风格、操作流程、以及逻辑功能都与现场100%⼀致，使培训学员培训时的感受与现场完全没有区别，仿真程度达到100%，培训效果达到最佳。

【仿真对象】锅炉型号为DG2012/26.15-Ⅱ2，型式为∏型布置、单炉膛、⼀次中间再热、尾部双烟道结构、前后墙对冲燃烧⽅式、旋流燃烧器、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构露天布置、采⽤内置式启动分离系统、三分仓回转式空⽓预热器、采⽤正压冷⼀次风机直吹式制粉系统、超超临界参数变压直流本⽣型锅炉。

汽轮机型号为N660-25/600/600-I，型式为超超临界压⼒、⼀次中间再热、单轴、三缸四排汽、双背压、凝汽式、⼋级回热抽汽。

发电机是型号为QFSN-660-2-22B、⾃并励静⽌可控硅整流励磁系统的三相交流隐极式同步汽轮发电机，其出⼝电压为22kV。

发电机冷却⽅式为⽔-氢-氢，采⽤密闭循环通风冷却，机座内部的氢⽓由装于转⼦两端的轴流式风扇驱动。

机组脱硫装置采⽤⽯灰⽯－⽯膏湿法烟⽓脱硫⼯艺。

⼀炉⼀塔处理从锅炉排出的100% BMCR的烟⽓量，脱硫效率≥96%，脱硫装置可利⽤率≥98%，FGD出⼝净烟⽓的SO2排放浓度为100mg/Nm3。

【仿真范围】仿真范围包括#1机锅炉、汽机、电⽓、脱硫、脱硝、除尘系统，以及硬⼿操、多媒体（⽔位、⽕焰、声光报警）。

【系统功能】该系统功能描述：1)运⾏⼈员培训功能：可⽤于电⼚运⾏⼈员的对电⼚正常⼯况、事故⼯况的操作运⾏培训及考试，从⽽提⾼运⾏⼈员的运⾏操作能⼒与事故应变能⼒。

600mw火电厂仿真实训报告一、实训目的火电厂是我国电力系统中重要的电源方案之一，通过对其进行仿真实训，可以提高学生对火电厂的运行原理和设备组成的理解，培养学生的操作技能和故障处理能力，为未来从事电力工程相关工作打下基础。

二、实训内容本次实训通过使用仿真软件，模拟了一座容量为600MW的火电厂的运行情况。

主要任务包括：1.熟悉火电厂的主要设备组成和工作原理，如锅炉、汽轮机、发电机等；2.了解火电厂运行过程中的主要参数和控制策略；3.学习火电厂的调度运行和故障处理方法。

三、实训步骤1.火电厂设备模型搭建：通过仿真软件，根据实际的火电厂设计参数搭建设备模型，包括锅炉、汽轮机、发电机等；2.运行参数设置：设定火电厂运行中的各项参数，如锅炉进水温度、汽轮机负荷等，以探索不同参数对火电厂运行的影响；3.火电厂运行模拟：运行仿真软件，模拟火电厂的实际运行情况，包括起动、停机、调速等过程；4.故障处理仿真：通过人为设定故障，并观察故障对火电厂运行的影响，分析并解决故障。

四、实训成果通过本次仿真实训，我对火电厂的运行原理和设备组成有了更深入的了解，并掌握了火电厂的调度运行和故障处理方法。

具体成果包括：1.火电厂设备搭建：成功搭建了600MW火电厂的设备模型；2.运行参数控制：掌握了火电厂运行中的主要参数设置方法，如温度、负荷等；3.调度运行能力：熟悉了火电厂的调度运行流程，能够进行火电厂的起动、停机和调速等操作；4.故障处理能力：通过模拟火电厂的故障情况，学会了故障的诊断和解决方法。

五、实训心得通过本次火电厂仿真实训，我深入了解了火电厂的运行原理和设备组成，并掌握了火电厂的调度运行和故障处理方法。

实训过程中，我充分发挥了实践操作和解决问题的能力，提高了我的动手实践能力和综合分析能力。

同时，也增强了我对电力工程的兴趣和对未来从事电力工程相关工作的信心。

六、总结通过本次600MW火电厂仿真实训，我全面了解了火电厂的工作原理和设备组成，掌握了火电厂的调度运行和故障处理方法，并提高了我的实践操作和问题解决能力。

M W火电厂仿真运行操作流程Credit is the best character, there is no one, so people should look at their character first.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：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.机组所有消防器材、设备、系统完好可用.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.4.1.1.2.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.ELEC 4B 合6502、20201、20101、650、22081、2208、21031、2103 ELEC 4C 6KV 1A SYS 中除2101全部投入ELEC 4D 6KV 1B SYS 中除2201全部投入ELEC 4F 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,3B不合,其它都合上.ELEC 4E 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.ELEC 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ELEC 4G COM_LTG中3B、2E、3D、7E不合,其它合上.ELEC 4I 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.ELEC 4J合上除DISCHARGE、1A、3A不合,其它都合上.ELEC 4K合上除DISCHARGE5B、6B、3A不合,其它都合上在ELEC 6E、6F、6J、6K这些画面中给电动机送电在就地投入110V FBUS和220V FBUS合所有开关.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,TURB2NCIRCULATE WATER1A、3C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：投入主机润滑油净化装置运行.TURB2RTURB LUBE OIL2A打开将EH油箱电加热装置投“自动”位.TURB2S EH OIL1A打开4.1.1.9 锅炉点火前28小时,应进行如下工作：投运主机润滑油系统：进入TURB2RTURB LUBE OILa、检查主油箱润滑油温度>20℃.TURB2RTURB LUBE OIL 1J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,起后1C投连锁投运密封油系统：进入TURB2VGEN LUBE OILa、启动一台氢油分离箱防爆风机运行,投备用风机“自动”.首先将汽机就地发电机油系统jiudi12235和jiudi12236这两个门打开,然后将TURB2VGEN LUBE OILA打开,起后投连锁将汽机就地发电机油系统其它所有的就地门打开b、启动空侧交流密封油泵运行.TURB2VGEN LUBE OIL 1Dc、启动氢侧交流密封油泵运行.TURB2VGEN LUBE OIL 1B两者启动时间间隔最好不超过10秒.发电机气体置换：a、用CO2置换空气.汽机就地发电机氢冷系统打开jiudi12109,jiudi12108,jiudi12114,jiudi12147b、当CO2浓度≥95%时,用H2置换CO2.汽机就地发电机氢冷系统打开jiudi12101, jiudi12103,jiudi12115,jiudi12118,关上jiudi12109,jiudi12108,jiudi12147c、当H2纯度≥95%时,发电机氢气升压直至.d、当发电机内氢气压力达时,将空、氢侧密封油泵投“自动”.TURB2VGEN LUBE OIL 1D投连锁,TURB2VGEN LUBE OIL 1B投连锁联系检修对发—变组各部件摇测绝缘,并将测量值换算至与前次测量相同条件下的计算值,不得低于前次测量值的1/3~1/5.在10~30℃温度范围内,吸收比R60″/ R15″不小于.无操作摇测励磁系统绝缘合格.无操作投运A小汽轮机油系统：TURB2JBEPT1 LUBE OILa、启动A小机油箱排烟风机运行.TURB2JBEPT1 LUBE OIL 左侧Ab、启动一台工作油泵运行,正常后将备用泵投“自动”.TURB2JBEPT1 LUBE OIL 1A打开,起后投连锁；电加热1A投上投运B小汽轮机油系统：TURB2KBEPT2 LUBE OILa、启动B小机油箱排烟风机运行.TURB2KBEPT2 LUBE OIL Ab、启动一台工作油泵运行,正常后将备用泵投“自动”.TURB2KBEPT2 LUBE OIL 1A打开,起后投连锁；电加热1A投上启动电动给水泵辅助油泵运行,投“自动”.TURB2HMOTOR FW PUMP 1D打开4.1.1.10. 联系化学启动除盐水泵运行,对补充水箱补水TURB2LCONDENSATE WATER F投自动,水位定值在2200mm,等到水位到1500mm以上再对凝汽器补水,这个过程可以加速、凝汽器补水TURB2LCONDENSATE WATER E,D投自动,凝汽器水位定值在800mm,凝汽器补水接近800mm时停止加速恢复正常、定子内冷水箱补水当凝汽器水位接近800mm时,将汽机就地凝结水系统jiudi1202,jiudi1201两个门打开,然后在TURB2LCONDENSATE WATER 2A启动,C 打开,2A会将出口门联开,到汽机就地发电机氢冷系统打开jiudi12119,jiudi12120、jiudi12123、jiudi12124、jiudi12125、jiudi12126、jiudi12121、jiudi12122,此时定子内冷水箱会进水、膨胀水箱进行充水到时操作.4.1.1.11.投运发电机定子内冷水系统：启动一台定子内冷水泵.汽机就地发电机氢冷系统打开jiudi12127-jiudi12133,jiudi12136-jiudi12141,jiudi12144,jiudi12145,jiudi12150；当定子内冷水箱水位到300mm时启动定子内冷水泵,到TURB2UGEN H2 OIL 打开3A发电机内冷水水质合格后,将内冷水泵投“自动”.内冷水泵起后投连锁投入离子交换器运行.不操作在电气就地中发变组保护A柜投入发电机断水保护.4.1.1.12. 投运汽轮机盘车装置：TURB2RTURB LUBE OIL检查润滑油回油温度已达21℃.启动A顶轴油泵运行,正常后将备用泵投自动.将汽机就地汽机润滑油系统所有就地门打开,到TURB2RTURB LUBE OIL 1D启动汽轮机盘车电机,TURB2RTURB LUBE OIL A打开将控制置“自动”,并投连锁大轴偏心<0.076mm且与原始值的偏差不超过0.02mm.新安装或大修后的机组在首次投运盘车装置时,应进行手动盘车,无异常后方可投入连续盘车.无操作4.1.1.13. 启动一台闭式循环冷却水泵,对系统及其所供冷却器注水排气后,冷却器投运或投备用,备用泵作联动试验,正常后投“自动”.汽机就地开/闭式循环水系统所有的就地门打开,然后到TURB2OO/C CIR WATER A 调节到25%注：这步是给膨胀水箱补水,启动1A、1C并投连锁4.1.1.14. 锅炉点火前16小时,凝汽器、除氧器系统进行水冲洗.A.向凝汽器补水至正常水位.启动一台凝结水泵运行,正常后投“自动”.前面已操作B.水质合格后,向除氧器补水至正常水位.汽机就地凝结水系统打开jiudi1204, jiudi1205, jiudi1209- jiudi1215,然后到TURB2LCONDENSATE WATERA 打开1G,A和B投入自动,注：当除氧器水位快到定值1600mm时,将1G关闭4.1.1.15. 启动除氧器上水泵,TURB2LCONDENSATE WATERA 2C,注：当除氧器水位快到定值1600mm时,将2C关闭维持除氧器水位运行,将凝结水系统运行方式设定为“排放”方式TURB2ELP HEATER EXT 7A、7B打开,过半个小时后关闭.4.1.1.16. 给水泵组充水排气.无操作4.1.1.17. 启动A汽动给水泵盘车运行,检查无异常.TURB2J BEPT1 LUBE OIL A打开,启后投连锁4.1.1.18. 启动B汽动给水泵盘车运行,检查无异常.TURB2K BEPT2 LUBE OIL A打开,启后投连锁4.1.1.19. 锅炉点火前10小时,进行如下工作：联系燃运启动一台供油泵运行.默认有油,没有操作投运辅助蒸汽系统.TURB2C AUXILARY STEAM 1B打开投入除氧器加热,TURB2C AUXILARY STEAM 1H打开设定除氧器压力为,并维持.汽机就地高加抽汽系统jiudi0408,jiudi0409,jiudi0401、jiudi0403 、jiudi0407、jiudi0404 、jiudi0402 ,TURB2D HEATOR EXT E投入自动启动一台前置泵运行.汽机就地给水除氧系统jiudi0601,jiudi0602,jiudi0603打开,然后到汽机2F中打开G,启动后投入连锁将电泵出口门联开电泵投入运行.调节TURB2F DEA FEED WATER 2A的开度,先开到10%,D 开到30%高压加热器水侧充水排气.无操作水质合格后,停止冲洗,按规定向汽包上水至0mm.汽机TURB2F DEA FEED WATER 2A打开到30%注意上水水温>20℃,上水温度与汽包壁温差≯40℃.当汽包壁温≥40℃用电动给水泵上水.上水时间夏天>2h,冬天>4h,用给水旁路控制阀控制上水速度.TURB2F DEA FEED WATER D调节到50%投入炉底蒸汽加热,控制炉水温升率<60℃/h.TURB2C AUXILARY STEAM1F打开,锅炉就地过热器热控系统JIUDIB2203、JIUDIB2204、JIUDIB2205打开,BLR1VB完成柴油发电机自启动试验,并投入“自动”.ELEC4H,本体选择打到ON,观察柴油机启动,本体选择打到OFF,观察柴油机停止,正常后打到AUTO 完成送、引风机、磨煤机油站油泵联动试验,投入油站自动运行.锅炉就地1送风机润滑油打开所有就地门三次风门不开,然后到BLR 1DFDF1 LUBE OIL 打开1A,1C,1F,1A投入连锁,联动实验就是如果将1A停掉,1B将会自动启动.锅炉就地2送风机润滑油打开所有就地门,然后到BLR 1EFDF2 LUBEOIL 1A,1C,1F,1A投入连锁.锅炉就地1引风机润滑油打开所有就地门,包括冷却风,然后到BLR1GIDF1 LUBE OIL 打开1A,1F,1C,1A和1C投入连锁.锅炉就地2引风机润滑油打开所有就地门,包括冷却风,然后到BLR 1HIDF2 LUBE OIL 打开1A,1F,1C,1A和1C投入连锁.锅炉就地A磨煤机润滑油所有就地门除jiudib1313,到BLR 1MPULV A OIL STA 打开1A,1G,1A投入连锁.锅炉就地B磨煤机润滑油所有就地门除jiudib1513,到BLR 1OPULV A OIL STA 打开1A,1G,1A投入连锁.锅炉就地C磨煤机润滑油所有就地门除jiudib1713,到BLR 1RPULV A OIL STA 打开1A,1G,1A投入连锁.锅炉就地D磨煤机润滑油所有就地门除jiudib1913,到BLR 1TPULV A OIL STA 打开1A,1G,1A投入连锁.4.1.1.20. 锅炉点火前4小时,进行如下工作：投入炉前油循环.FSSS011A,1B打开,G投入自动投运燃油雾化蒸汽系统.TURB2C AUXILARY STEAM 1G打开,到FSSS01H投入自动,建立压力启动一台EH油泵运行,正常后投“自动”.汽机就地汽机控制油打开所有就地门,到TURB2S EH OIL1B打开,建立压力后投入连锁启动密备油泵运行.TURB2RTURB LUBE OIL 1A打开试验完成后停运密备油泵.不操作注意汽包水位到-50mm以上时,将TURB 2A和D投入自动,水位将自动维持在0mm4.1.1.21. 锅炉点火前1小时,进行如下工作：确认机组所有信号应正常.无操作确认机组所有热工试验已完成.无操作4.1.2.启动前的检查4.1.2.1.完成汽轮机、锅炉、发电机启动前的检查.无操作4.1.3.锅炉点火4.1.3.1. 操作员确认顶棚过热器锅炉就地疏水排污系统jiudib2408打开、包墙管环形集箱BLR1XBOILEER BLOW DOWN中4组1-7阀门打开,61-64打开、低温过热器疏水手动门锅炉就地疏水排污系统jiudib2409打开、电动门BLR1XBOILEER BLOW DOWN 23-26打开在全开位置.汽包排气门TURB2F DEA FEED WATER 1C,2C打开、过热器排气门锅炉就地过热器热控系统jiudib2207再热器排气门本系统没有在全开位置.汽包水位达0mm.主、再热蒸汽管道疏水门在全关位置.检查TURB2BMAIN STEAM中1K,1L,1M,1O,1N,1P,1C,1B,1I,1J在关闭位置旁路系统已退出.检查TURB2BMAIN STEAM 2B,4B,2A,3A,4A已关闭1 ~ 6段抽汽管道疏水门在全关位置.检查TURB2DHP HEATOR EXT 和2ELP HEATOR EXT中疏水门关闭开启省煤器再循环门.TURB2F DEA FEED WATER 3C打开4.1.3.2.启动一台火检冷却风机运行,备用风机联动试验正常后,投自动备用.FSSS011C打开,启动后投连锁4.1.3.3.联系热工投入火焰检测器运行.4.1.3.4.进行A、B两组空气预热器启动前的检查,启动空气预器润滑油系统运行.锅炉就地1空预器润滑油系统所有门打开,锅炉就地2空预器润滑油系统所有门打开.4.1.3.5.投入炉膛烟温探针运行.BLR1BBOILER FLUE AIR 8A投入4.1.3.6.启动A、B空预器,确认空预器烟气进口挡板,一、二次风出口档板应自动联开.投空预器辅助电机自动.BLR1BBOILER FLUE AIR 1K打开后,然后1J AUTO,RESET,START,此时烟气进口挡板,一、二次风出口档板,空预器A启动后,依法启动空预器B,即2K,2J中AUTO,RESET,START4.1.3.7.开启锅炉所有二次风门.BLR1CFORCED DRAFT FAN SEC WIN 打开H1-H8,MCS MWNU07K打开到20%4.1.3.8. 设定炉膛负压为-50Pa.已设好,BLR1BBOILER FLUE AIR 3C中看4.1.3.9. 启动A、B引送风机运行.A引风机启动条件满足时A引风机油站中油泵及冷却风机已启动,然后打开就地门,前面已经操作过在DCS画面上,启动A引风机,BLR1BBOILER FLUE AIR C先AUTO,RESET,START确认其进、出口档板联开,等一会进、出口档板联开缓慢开启其入口动叶将3C调到5%,待炉膛负压至-50Pa时,置A引风机入口动叶自动将3C投自动.查A送风机启动条件满足A送风机油站中油泵已启动,在DCS画面上,启动A送风机,BLR1BBOILER FLUE AIR E先AUTO,RESET,START确认其出口档板联开,缓慢开启该送风机入口动叶将1A调到10%,并观察炉膛负压在-50Pa,风量达至30%在BLR1CFORCED DRAFT FAN看风量,适当调节1A的开度.当B引风机启动条件满足时B引风机油站中油泵及冷却风机已启动,然后打开就地门,前面已经操作过启动B引风机,BLR1BBOILER FLUE AIR D先AUTO,RESET,START确认其进、出口挡板联开,等一会进、出口档板联开缓慢开启B引风机入口动叶,将4C调到5%观察A引风机入口动叶相应关小,负压在-50Pa附近波动,当两侧动叶开度相等,且炉膛负压稳定时,置B引风机入口动叶自动.将4C投自动查B送风机启动条件满足时B送风机油站中油泵已启动,启动B送风机,BLR1BBOILER FLUE AIR F先AUTO,RESET,START确认其出口挡板联开,缓慢开启B送风机入口动叶将2A调到10%,风量35%左右运行.到BLR1CFORCED DRAFT FAN中观察风量,如果不到30%,将锅炉1B中1A和2A 适当调节,或将MCS MWNU07K适当调节,保证风量在30%-40%之间,引风机投自动BLR1BBOILER FLUE AIR 3C、4C,准备吹扫分别记录两组风机马达电流.4.1.3.10. 当炉膛吹扫条件满足时,如果OIL HEATER TRIP VALVE CLOSED 这一条件不满足,到FSSS01关闭,然后FSSS03吹扫条件画面右上角H按钮,并在弹出画面中点击START,画面开始进行炉膛吹扫5分钟,300秒倒计时.4.1.3.11. 炉膛吹扫完成后300秒倒计时为0,检查MFT已复位.FSSS02中没有跳闸信号.4.1.3.12. 投入F层两支对角油枪.FSSS01画面,开1A、1B电动门,调节G调门,保证供油母管压力, 稳定后G调门投自动；检查雾化蒸汽调节门H,保证雾化蒸汽出口压力维持,并投自动；检查TURB2CAUXILARY STEAM 1G电动门全开.FSSS11画面,点击1S,在弹出框中,点击START,1角油枪推进,然后点火成功；对角油枪点击3S,依次类推.检查两支油枪投入时间间隔≥1分钟.根据炉水温升率情况控制好燃油调节阀后油压.4.1.3.13.根据燃烧情况,MCS07W/F DP&SA DAMPERS K调整二次风门,或BLR1CFORCED DRAFT FAN 1A或2A调整送风机静叶.4.1.3.14. 炉水温度≥90℃,或炉水升温率达1.1℃/min时,关TURB2CAUXILARY STEAM 1F电动门,退出炉底加热蒸汽系统运行.4.1.3.15. 升温期间,应注意：炉水温升率≤1.1℃/min.没有此点控制炉膛出口烟温≤538℃,当炉膛出口烟温达538℃时,检查BLR1CFORCED DRAFT FAN 8A全关,确认炉膛烟温探针退出运行.现场检查燃烧情况,以便将油压和空气流量调节至最佳状态.无操作控制好汽包水位,注意汽包上、下壁温差≤40℃.无操作注意各级过热器及再热器的金属温度应均匀提升.无操作4.1.3.16. 检查汽机就地开/闭式循环水系统jiudi1529等就地门全开4.1.3.17. TURB2O O/C CIR WATER 1E启动一台开式水泵,备用泵联动试验完成后,投自动.4.1.3.18. 当汽包压力上升达时,应进行如下工作：关闭汽包TURB2F DEA FEED WATER 1C和2C、过热器锅炉就地过热器系统jiudib2207、再热器本系统无上所有排空气门.投入锅炉连续排污.开BLR1X BOILER BLOW DOWN 调门A、B、C、D,并检查连排通路中相应的电动门全开,锅炉就地锅炉疏水排污系统jiudib2401、jiudib2402、 jiudib2403、jiudib2404、jiudib24054.1.3.19. 当汽包压力上升达时,应进行如下工作：根据厂用负荷及6KV母线电压情况,调节启/备变分接头位置,维持6KV 母线电压在正常范围.ELEC4B关闭省煤器再循环门.TURB2F DEA FEED WATER 3C根据炉膛出口烟气温度,适当关小再热器烟气挡板.BLR1W RH SPRY ATTEMP I、C、D, 调门C、D投自动后可由调门I集中控制适当关小每隔1小时对四根集中下降管定期排污一次.BLR1X BOILER BLOW DOWN 1A,3A至9A4.1.3.20. 投入抽真空系统运行：启动一台真空泵运行,备用泵运行并投联锁.汽机就地凝汽器真空系统jiudi1301和jiudi1302,TURB2M COND AND VACCUM 1F、1D启动一台轴抽风机运行,正常后将备用风机投自动.TURB2PTURB STEAM SEL 1G和2A开启主、再热蒸汽管道疏水门.TURB2B MAIN STEAM 1K和1L、 1O和1M、1N和1P、1B和1C、1E和1F、1G和1H、1I和1J以及TURB2T TURBIN DRAIN中所有疏水电动门开启旁路门 TURB2B MAIN STEAM 旁路2A、3A、4A微开开启1 ~ 6段抽汽管道疏水门及四段抽汽至小机、除氧器供汽管道疏水门.TURB2DHP HEATER EXT 1E和1F、2E和2F、3E和3F、4C、4D、4F、5C; 以及TURB2ELP HEATER EXT 1A和2A、5A和6A开末级过热器后的主汽门.锅炉就地过热器系统JIUDIB2206当凝汽器真空达-5Kpa时,微开辅汽至轴封手动门汽机就地汽机汽封系统jiudi1601,将其它就地门也打开,TURB2PTURB STEAM SEL 1B对主机及A、B小机轴封系统疏水暖管.TURB2TTBRBINE DRAIN 所有疏水门打开,TURB2IBFPT STEAM 所有疏水门绿色管道打开主汽压力达时,关闭主机和小机轴封暖管疏水门,观察主汽压力达时,TURB2TTBRBINE DRAIN 所有疏水门关闭,TURB2IBFPT STEAM 所有疏水门关闭开启TURB2CAUXILARY STREAM下面1G .设定轴封母管压力,不操作.关闭凝汽器真空破坏门.确认TURB2M COND AND VACCUM 1C关闭当凝汽器真空达－86Kpa时,备用真空泵转为自动备用.TURB2M COND AND VACCUM 1F或1G停一台,另一台投备用, 投联锁4.1.3.21. 当锅炉各部分金属温度都随着主汽温度的上涨而升高时3Mpa左右,关闭顶棚管过热器锅炉就地排污系统jiudiB2408、包墙管环形集箱、低温过热器疏水门锅炉就地排污系统jiudiB2409,由主蒸汽管道疏水门对整个锅炉部分暖管疏水.BLR1X BOILER BLOW DOWN 4X7+62+63+64+61 4.1.3.22. 当炉水温度大于120℃时,控制蒸汽升压率≤min.4.1.3.23. 根据锅炉燃烧负荷的需要,增投一支油枪检查风量是否满足30%-40%,FSSS11画面,点击2S,在弹出框中,点击START,相应提高二次风量.4.1.3.24. 适当减小二次风量,以限制主汽温的较快增长.4.1.4. 汽轮机冲转4.1.4.1.操作员在CRT上检查确认：主机润滑油温40℃、润滑油压~.TURB2RTURB LUBE OILEH油温43~54℃,油压~.TURB2SEH OIL发电机定子冷却水工作正常.母管压力>,水质合格.TURB2UGEN H2 COOL 压力.TURB2UGEN H2 COOL发电机H2励磁系统正常.凝汽器真空高于－86Kpa.TURB2M COND AND VACCUM大轴偏心≤0.076mm,盘车正常,转动部分无异音.DEH TSI监视TSI信号正常.轴向位移在±0.9mm内.DEH TSI监视汽缸上、下缸温差<42℃.DEH进水检测对照检查过热器出口及机前蒸汽温度差≤20℃.主蒸汽压力,温度310℃~350℃.4.1.4.2.检查发变组出口断路器在断开位置.ELEC4L3A4.1.4.3.确认发变组出口断路器至待并母线侧隔离开关在断开位置.ELEC4L2A4.1.4.4.关闭过热器旁路门.TURB2BMAIN STEAM 2A4.1.4.5.启动密闭油泵运行.TURB2RTURB LUBE OIL 1A4.1.4.6.选择高排逆止门为自动方式.TURB2BMAIN STEAM 2AES-S08为AUTO4.1.4.7.确认立屏及CRT上无跳闸保护的报警信号.4.1.4.8.在DEH操作站CRT上,检查汽机挂闸条件满足,汽机挂闸DEH转速控制挂闸.高调门为“单阀”方式.DEH阀门方式单阀按“阀限”键,输入100,观察中调门全开.DEH 限制阀限输入100回车确定按“主汽门控制”键,观察高调门全开.DEH阀门方式TV控制设定目标转速600rpm,设定汽机升速率100rpm/min.DEH控制设定点目标转速、升速率,直到“保持”变红.按“进行”键,观察汽轮发电机开始升速.开启高排逆止门TURB2BMAIN STEAM 下边的2A4.1.4.9. 检查汽轮机转子偏心、胀差、轴向位移、上、下缸温差等参数均应正常.DEHTSI监视4.1.4.10. 当汽机转速大于3rpm时,注意盘车装置应自动退出.TURB2RTURB LUBE OIL4.1.4.11. 当转速达200rpm时,注意顶轴油泵应自动退出运行.TURB2RTURB LUBE OIL4.1.4.12. 开启1、2、3、5、6段抽汽电动门、逆止门,开启四抽至小机、至除氧器各抽汽电动门、逆止门.到后面操作4.1.4.13. 汽轮发电机转速至600rpm时,进行低速暖机.30分钟4.1.4.14. 确认主汽轮机低缸喷水自动投入.仿真由内部逻辑实现4.1.4.15. 派经验丰富的运行人员带听针到现场对汽机进行磨擦检查及运行检查,并将检查结果用现场通讯工具报告当班机长.4.1.4.16. 当汽轮机高、中压缸进汽主、调阀阀体温差≤30℃时暖机,在DEH的CRT上设定目标转速2030rpm,升速率为100rpm/min,并按“进行”键,继续升速.在1150rpm~2000rpm转速区为转子共振区,特别在轴系第一临界转速1596rpm附近,不允许停留,若在此期间内出现振动报警之时,重点监视.当振动继续增大,达到跳闸值,应立即打闸.当汽轮机转速通过轴系第一临界转速及在冲转过程中,凡出现振动、胀差、轴向位移,DEHTSI监视应力等参数异常时,应详细记录,特别是振动值达报警及以上值时,记下振动双幅值.转速达2030rpm时,开启再热烟气挡板,BLR1WRH SPRY ATTEMP C、D投自动,将I调节适当调节确认再热蒸汽温度超过260℃时,进行中速暖机,暖机时注意维持蒸汽参数基本不变,观察各级过热器区,再热器区烟气温度与该段对流受热面金属温之度差正常,并控制管道金属温度正常.通过燃烧调整手段来控制烟气温度,从而达到控制蒸汽温度变化的目的.根据机组需要,启动一台冷油器供水泵运行,对泵部、连接管道系统及所供冷却器注水、排气后,投冷却器运行或备用.正常后将备用泵投自动.不操作4.1.4.17.凝汽器两侧真空均高于－88Kpa,投入凝汽器低真空跳闸保护.确认机组所有保护均已投入.汽机就地汽机主保护全部投入,除丧失一次风外,锅炉就地锅炉主保护全部投入4.1.4.18. 完成发电机组并网前的检查与准备：气压正常.检查发变组出口断路压缩空气压力、SF6检查发变组保护已复位.ELEC4M、4N、4P、4Q、4R检查静态励磁系统继电器面板已复位.合上待并主变中性点接地刀闸.ELEC4L2B确认发电机中性点接地刀闸合上.ELEC4L6A确认高厂变低压侧开关在检修位置.合上发变组出口断路器待并侧隔离开关.ELEC4L2A4.1.4.19. 当高、中压转子温度大于121℃时,检查汽缸膨胀、振动值、胀差等均正常,在DEH操作站CRT上,设定汽轮机目标转速2950rpm,升速率100rpm/min,按“进行”键,继续升速.同时根据锅炉汽温、汽压及燃烧情况,增投一支油枪运行.FSSS174SSTART调整风油比,用油压控制燃烧率.在2630rpm~2880rpm转速区为低压缸叶片振动区,不允许汽轮机在此区间停留,若在此区间内出现振动、胀差、轴向位移等之一超限,立即打闸停机.4.1.4.20. 升速至2950 rpm时,按“高压调门控制”键,观察DEH在2分钟内完成TV／GV切换.DEH阀门方式GV控制4.1.4.21. 在DEH操作站CRT上设定目标转速3000rpm,升速率50 rpm,继续升速.4.1.4.22. 当汽轮机转速至3000rpm时,手动打闸,观察汽机转速应正常下降.不操作,如果操作,请先保存共况后再进行4.1.4.23. 重新挂闸,将机组恢复至打闸前的状态,汽机3000rpm定速暖机,同时投机跳炉保护.不操作,如果操作了,请恢复保存的工况后进行下面操作4.1.4.24. 停止密备油泵运行.TURB2RTURB LUBE OIL 1A关闭4.1.4.25. 停止交流润滑油泵运行,投自动备用.TURB2RTURB LUBE OIL1C停4.1.4.26. 润滑油温40℃、油压正常,系统无报警.4.1.4.27. 发电机密封油温38℃、油压正常,系统无报警.二次风温度超过100℃,投入送风机热风再循环门.BLR1BBOILER FLUE AIR 1D、2D4.1.4.28. 汽轮发电机各个轴承包括推力轴承金属温度及回油温度均在正常范围内.DEHTSI监视中看参数4.1.4.29. 当汽轮机高中压缸相对于死点的膨胀值超过满负荷膨胀值的40%,且其胀差、振动、轴向位移、高、中压转子应力等值均低于其报警值的90%,且有下降趋势时,DEHTSI监视中看参数准备并网.4.1.4.31.投入A/B、C/D磨暖磨.锅炉就地1送风机润滑油三次风门打开BLR 1LPULV A 1G、1C开到10%、D开到5%,C打开、1A开到10%,维持磨煤机入口负压为-400Pa左右BLR 1NPULV B 1G、1C开到10%、D开到5%,C打开、1A开到10%.维持磨煤机入口负压为-400Pa左右BLR 1QPULV C 1G、1C开到10%、D开到5%,C打开、1A开到10%.维持磨煤机入口负压为-400Pa左右BLR 1SPULV D 1G、1C开到10%、D开到5%,C打开、1A开到10%.维持磨煤机入口负压为-400Pa左右4.1.5. 发电机并网4.1.5.1. 在发变组程控画面上选择分步操作,即按照发变组启动程序控制步骤一步一步操作,直至并网.ELEC4LCCR小屏励磁CCR小屏画面上,方式开关在“就地”位,点击“选择自动”按钮；或者方式开关在“远方”位,将AVR AUTO置为自动.投入“励磁”,发电机灭磁开关4A合上.发电机零起升压至.通过励磁CCR小屏升、降按钮调节机端电压至20 KV.进行发电机假同期试验参见4.1.5.2.,否则跳过.投入ASS运行,ASS ON在“YES”位,ASS BLOCKOUT ON在“YES”位,合上6102开关,监视同期表,同期条件满足时,发变组220KV断路器合上,610合上.ASS退出,ASS ON在“NO”位,ASS BLOCKOUT ON在“NO”位.4.1.5.2.在发电机零起升压后,按规定进行发电机假同期试验.可不操作发电机升压完成投入ASS运行,ASS试验在“YES”位,ASS BLOCKOUT ON在“YES”位,合上6102开关,监视同期表,同期条件满足时,发变组220KV断路器合脉冲发出,但610并没有合.4.1.5.3.根据调度要求确认主变中性点接地刀闸运行方式.合上2B开关4.1.6机组升负荷注：机组升负荷要按升负荷曲线进行,注意温度压力与负荷的对应关系,升负荷曲线从屏幕左上角右下角参考曲线中调出4.1.6.1在DEH中设定目标负荷30MW,升负荷率2MW/min,进行,在反馈回路中投上功率回路,移开窗口,确认功率回路处于“IN”方式,升负荷.4.1.6.2.根据汽温、汽压情况,调整燃油压力,增投油枪,FSSS141SSTART适当增加二次风量,微调BLR1BBOILER FLUE AIR1A或2A开度,或MCS07W/F DP&SA DAMPERS K开度调整好燃烧.4.1.5.8.在DCS操作站CRT上启动已暖的A/B制粉系统,给1煤粉仓制粉.BLR1MPULV A OIL STA 1G、1A、1C,BLR1LPULV A 1H、E、F开到20%,开大1A、1B开度；BLR1OPULV B OIL STA 1G、1A、1C,BLR1NPULV B 1H、E、F开到20%,开大1A、B开度10%左右4.1.6.1.当汽轮机缸胀达满负荷膨胀值的50%,轴向位移、振动、胀差、应力值均低于其报警值的90%且呈下降趋势时.4.1.6.2.根据水质情况,确定高压加热器疏水排地沟或排高加事故疏水扩容器.可不操作4.1.6.3.确认凝结水系统运行方式为“排放”方式,并注意燃烧、汽温、汽压、汽包水位的调整.无操作电气就地中发变组保护A柜投入热工保护.4.1.6.4.负荷至30MW时检查中压主汽门前所有除热再管道疏水门外疏水门已关闭.TURB2BMAIN STEAM 1K、1L、1I、1J、1C、1B4.1.6.5.将凝结水系统运行方式置正常运行方式,确认停止除氧器上水泵运行.TURB2LCONDSATE WATER 2C4.1.6.7.按规定进行机组的超速试验.可不做4.1.6.8.根据化学要求调整汽包连续排污流量,必要时进行定期排污.BLR1XBOILER BLOW DOWN 1A、3A-9A,排污半个小时后关上,过一个小时打开4.1.6.10. 设定目标负荷45MW或调度给定的目标负荷,升负荷率2MW/min,升负荷.根据汽温、汽压,增投油枪.在DCS操作站CRT上启动已暖的C/D制粉系统运行,给2煤粉仓制粉.BLR1RPULV C OIL STA 1G、1A、1C,BLR1QPULV C 1H、E、F开到20%,适当开大1A、B开度；BLR1TPULV D OIL STA 1G、1A、1C,BLR1SPULV D 1H、E、F开到20%,适当开大1A、B开度主机低压缸排汽温度<79℃时,检查低压缸喷水已自动退出.TURB2LCONDSATE WATER 1N4.1.6.12. 设定目标负荷60MW或调度给定的目标负荷,升负荷率2MW/min,升负荷.根据汽温、汽压,增投油枪.机组升负荷达60MW时,应进行如下工作：检查中压主汽门后疏水门及热再蒸汽管道疏水门已自动关闭.TURB2BMAIN STEAM 1Q、1M、1N、1P,TURB2T 所有疏水当四段抽汽压力至时,除氧器汽源切至四抽供给,除氧器随机组负荷滑压运行,辅助蒸汽转为备用.TURB2DHP HEATOR EXT 4A、4B打开,E关上.。

项目一 锅炉燃烧过程控制系统仿真姓名：张晓晓 学号：2 专业：电气工程及其自动化已知控制系统传递函数：实现步骤：1、系统稳定性分析作出伯德图，如果相角裕度Pm>0°或幅值裕度Gm>1，表示系统稳定。

（1） 燃料流量系统数学模型：G(s) =s e s 31122的伯德图：求它在不同的Kp （0.1,0.3,0.5,1,2,3）取值下闭环系统的单位阶跃响应曲线，（2）、（3）同理。

G0=tf(54,[12,1]); %分子数值54：e 的四舍五入取整为3 P=[0.1 0.3 0.5 1 2 3]; figure, hold on for i=1:length(P)G=feedback(P(i)*G0,1); step(G) end（2） 空气流量数学模型G(s) = s e s 21102-+的伯德图：G0=tf(-0.22,[10,1]); P=[0.1 0.3 0.5 1 2 3]; figure, hold on for i=1:length(P)G=feedback(P(i)*G0,1); step(G) end（3）引风量与负压关系模型G(s) = s e s -+156的伯德图： G0=tf(6,[5,1]);P=[0.1 0.3 0.5 1 2 3]; figure, hold on for i=1:length(P)G=feedback(P(i)*G0,1); step(G) end2、控制系统参数整定（1）燃料控制系统参数整定为使系统无静差，燃料流量调节器采用PI 形式 ，即： Gc(s) = Kp+sKi，其中，参数Kp 和Ki 采用稳定边界法整定。

先让Ki = 0，调整Kp 使系统等幅震荡，即系统临界稳定状态。

系统临界振荡仿真框及其振荡响应如图所示：调节Kp=1，Ki=0.08，系统响应如图所示，可见系统有约5%的超水量。

思路：先使ki=0，在单位阶跃信号下，调整Kp使系统等幅震荡，即系统处于临界稳定状态。

flownex 实例Flownex软件在工程领域中的实例应用引言：第一部分：热力系统仿真Flownex软件在热力系统仿真方面具有很高的应用价值。

以电力厂为例，通过Flownex可以模拟火电厂的锅炉、汽轮机和冷却塔等组成部分，分析系统的热效率、压力变化以及能源消耗情况。

通过对各种参数的调整和优化，可以提高火电厂的运行效率，降低能源消耗，减少对环境的影响。

第二部分：动力系统仿真Flownex软件在动力系统仿真方面也有广泛的应用。

例如，在航空航天领域，可以利用Flownex模拟飞机发动机的工作过程，分析燃烧效率、推力输出以及排放物的产生情况。

通过对发动机各种参数的优化，可以提高发动机的性能，减少燃料消耗，降低对环境的污染。

第三部分：流体系统仿真Flownex软件在流体系统仿真方面也有很大的用武之地。

例如，在石油化工领域，可以利用Flownex模拟油田开采和输送过程中的流体流动情况，分析管道的压力变化、流速分布以及流量损失等。

通过对管道布局和参数的优化，可以提高输送效率，降低能源消耗，减少系统的故障率。

第四部分：其他工程领域应用除了热力系统、动力系统和流体系统，Flownex软件还可以应用于其他工程领域。

例如，在核能领域，可以利用Flownex模拟核反应堆的工作过程，分析温度变化、燃料消耗以及辐射排放等。

在建筑领域，可以利用Flownex模拟建筑物的能耗情况，分析供暖、通风、空调系统的效率，为建筑节能提供技术支持。

结论：Flownex作为一款专业的系统模拟软件，在工程领域中有着广泛的应用。

通过对各种系统的仿真分析，可以优化系统的设计和运行参数，提高工程效率，降低能源消耗，减少对环境的影响。

相信随着科技的不断进步，Flownex软件将在更多领域发挥重要作用，为工程带来更多的创新和突破。