600MW集控运行规程电气系统及配电装置概论

第三篇电气部分第一章发变组部分第一节发变组系统介绍三期#5、6发电机是由日本日立公司（HITACH）和中国东方电气集团公司（DEC）联合设计、联合制造的，额定出力600MW。

#5、6主变是法国JST公司生产的单相、户外、油浸式电力变压器，其出口通过3/2接线接入500kV 系统。

#5、6发变组保护采用瑞士ABB厂家生产的具有世界先进水平的REG216型微机保护，具有安装调试方便、便于维护、保护动作速度快、抗干扰能力强等优点。

第二节发变组电气一次主接线我厂三期一次主接线的母线都采用500kV电压等级，母线的接线方式，采用双母线一个半断路器接线（3/2接线）。

发变组则采用单元接线方式。

一、3/2接线具有供电可靠性高、操作检修方便和运行灵活等优点：1、在任两个断路器检修时不影响连接元件的连续供电，也不需要进行一系列的倒闸操作，减少了一次回路发生误操作的机会。

2、当进行母线的检修或清扫时，不需要进行复杂的操作。

3、当一组母线发生短路时，母线保护动作后只跳开与该组母线相连的所有断路器，不会使任何连接元件停电。

4、在3/2接线中，各隔离开关只作为检修断路器时隔离用，不需要象双母线方式中进行的倒闸操作，因此减少了隔离开关误操作的机会。

5、由于不装设旁路母线，一次回路的布置清晰，配电装置占地面积小，耗用材料少。

6、当一组母线或任一连接元件发生短路并伴随断路器失灵时，失灵保护动作后需要跳开断路器的数量最少，不会引起全厂停电。

二、发电机和主变压器之间采用单元接线方式，不设断路器和隔离开关，使用封闭母线，发电机出口采用离相式封闭母线有以下优点：1、可靠性高，每相母线于相互隔离的外壳内，可防止发生母线相间短路。

2、大大减小母线间的电动力，由于结构上具有良好的磁屏蔽性能，壳外几乎无磁场，故母线短路时之间的电动力可大为减少。

一般认为只有敞开式母线电动力的1%左右。

3、防止邻近钢构件的严重发热，由于壳外磁场的减少，临近母线处的钢构件内感应的涡流也会减少，涡流引起的发热损耗也减少。

600MW机组集控运行规程2010-10-01发布 2010-10-01实施1Q/1SD—104.001—2010前言本规程规定了一期工程#1、#2机组检修后的检查与校验；机组启动、停运；机组的运行调整、事故分析及故障处理等内容。

全规程共分六章，其中第一章机组设备概况，第二章机组辅助设备启停，第三章机组启停，第四章机组运行维护，第五章机组联锁保护及试验，第六章机组事故处理。

本规程引用了下述资料：部颁《电力工业技术管理法规》、部颁《电业安全工作规程》、《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》、设备制造厂使用说明书、安徽＆西南电力设计院设计技术资料及同类型机组的实际运行经验等。

1Q/1SD—104.001—20102 目录第一章机组设备概况 (1)1 机组设计概况 (1)1.1 机组总体设计 (1)1.2 机组主要设计指标 (3)2 锅炉设备概况 (3)2.1 锅炉总体概况 (3)2.2 锅炉本体主要部件性能参数 (3)2.3 锅炉热力性能计算数据表 (7)2.4 燃煤特性 (12)2.5 锅炉给水及蒸汽品质 (12)2.6 引风机 (13)2.7 送风机 (13)2.8 一次风机 (14)2.9 制粉系统 (15)2.10 等离子点火装置 (16)2.11 空气预热器 (16)2.12 火检冷却风机 (17)2.13 吹灰器 (18)2.14 燃油系统 (18)2.15 暖风器 (19)2.16 空压机 (19)3 汽轮机设备 (20)3.1 汽轮机规范 (22)3.2 主要蒸汽参数 (22)3.3 各级抽汽参数 (23)3.4 系统参数 (23)3.5 汽轮发电机组轴系临界转速 (23)3.6 主机润滑油系统 (23)3.7 主机EH油系统 (26)3.8 汽动给水泵组 (27)Q/1SD—104.001—2010 3.9 电动给水泵组 (29)3.10 高压加热器 (30)3.11 低压加热器 (31)3.12 除氧器 (31)3.13 轴封系统 (32)3.14 辅汽联箱 (32)3.15 凝结水系统 (33)3.16 真空泵 (34)3.17 发电机定子冷却水系统 (34)3.18 发电机密封油系统 (35)3.19 开式冷却水系统 (36)3.20 闭式冷却水系统 (37)3.21 工业水系统 (38)3.22 消防水系统 (38)3.23 补给水系统 (39)3.24 氢气干燥器系统 (39)3.25 循环水系统 (39)3.26 真空提高装置 (39)4 电气设备概况 (44)4.1 发变组设备规范 (44)4.2 厂用电设备规范 (48)第二章机组辅助设备启停 (58)1 通则 (58)2 空气预热器启停 (59)3 引风机启停 (61)4 送风机启停 (63)5 暖风器投停 (65)6 一次风机启停 (67)7 密封风机启停 (69)8 火检冷却风机启停 (70)9 燃油系统投停 (71)10 制粉系统投停 (77)11 等离子点火系统投停 (82)3Q/1SD—104.001—201012 吹灰系统投停 (84)13 空压机启停 (87)14 补水系统投停 (89)15 消防系统投停 (91)16 循环水系统投停 (92)17 开式冷却水系统投停 (96)18 闭式冷却水系统投停 (97)19 凝结水系统投停 (99)20 除氧器投停 (102)21 电动给水泵组启停 (103)22 汽动给水泵组启停 (105)23 加热器投停 (108)24 主机轴封系统投停 (110)25 真空系统投停 (111)26 主机润滑油、顶轴油及盘车系统的投停 (113)27 主机冷油器投停 (116)28 EH油系统投停 (117)29 发电机密封油系统投停 (118)30 发电机氢冷系统投停 (120)31 发电机定子冷却水系统投停 (128)32 油净化装置投停 (131)33 变压器有载调压装置和分接头的调整 (138)34 变压器冷却装置投停和切换 (139)35 直流系统投停 (143)36 UPS投停 (147)37 柴油发电机启停 (150)38 厂用电系统操作 (151)39 发电机封闭母线微正压装置 (163)第三章机组启停 (166)1 机组整体启动前检查准备 (166)2 机组禁止启动条件 (167)3 启动前的试验规定 (168)4 机组冷态启动冲转前操作 (169)4Q/1SD—104.001—2010 5 汽轮机冲转 (175)5.1 启动状态分类 (175)5.2 高中压缸联合启动 (176)5.3 高压缸启动 (178)6 发电机并列带负荷 (179)6.1 发变组恢复热备用 (179)6.2 发电机并列带负荷（以#1发变组为例） (181)6.3 机组升负荷至正常 (185)6.4 机组启动过程中注意事项 (188)7 热态启动 (190)8 机组停运 (192)8.1 停运前的准备 (192)8.2 机组正常滑停 (193)8.3 机组停运注意事项 (198)8.4 机组停运后的保养 (199)8.5 冬季机组停运后的防冻措施 (201)第四章机组运行维护 (203)1 运行维护内容 (203)2 运行调整 (209)2.1 运行调整的目的、任务 (209)2.2 汽温调整 (210)2.3 负荷调整 (211)2.4 燃烧调整 (211)3 机组运行方式 (212)3.1 机组控制 (212)3.2 机组保护联锁运行方式 (215)3.3 冷却水系统运行方式 (215)3.4 辅汽系统运行方式 (215)3.5 发电机密封油系统运行方式 (215)3.6 氢气系统运行方式 (216)3.7 发电机正常运行方式 (217)3.8 励磁系统运行方式 (219)3.9 变压器运行方式 (222)5Q/1SD—104.001—20103.10 瓦斯保护运行方式 (226)3.11 厂用电系统运行方式 (226)3.12 电动机运行方式 (229)3.13 直流系统运行方式 (231)3.14 UPS运行方式 (232)3.15 配电装置运行方式 (232)4 正常运行参数监视 (237)4.1 锅炉正常运行参数监视 (237)4.2 汽轮机运行参数监视 (240)4.3 发变组系统正常运行监视参数 (247)5 设备定期工作 (249)5.1 正常运行定期工作 (249)5.2 机组检修前后工作 (253)第五章机组联锁保护及试验 (254)1 机组联锁保护 (254)1.1 锅炉联锁保护 (254)1.2 锅炉辅机联锁保护 (255)1.3 汽机主机联锁保护 (259)1.4 汽轮机辅机联锁保护 (264)1.5 继电保护及自动装置 (282)1.6 电气自动装置及控制装置 (301)2 机组试验原则 (307)2.1 检修后的检查验收 (307)2.2 试验总则 (307)3 机组试验内容 (308)3.1 锅炉风门（挡板）试验 (308)3.2 锅炉辅机联锁校验 (309)3.3 锅炉水压试验 (310)3.4 锅炉安全阀校验 (312)3.5 调节系统静态试验 (314)3.6 AST电磁阀试验 (315)3.7 主机停机保护试验 (316)3.8 汽机主汽门、调门严密性试验 (317)6Q/1SD—104.001—2010 3.9 汽机抽汽逆止门活动试验 (317)3.10 汽机危急保安器注油试验 (319)3.11 汽机超速试验 (319)3.12 汽机真空严密性试验 (321)3.13 小机静态试验 (322)3.14 小机主汽门活动试验 (322)3.15 小机超速试验 (323)第六章机组事故处理 (324)1 事故处理原则 (324)2 事故停机及停炉 (325)3 厂用电全部失去 (327)4 锅炉MFT (328)5 锅炉RB (329)6 水汽质量劣化 (330)7 给水流量突降或中断 (331)8 给水温度骤降 (332)9 省煤器泄漏 (332)10 水冷壁泄漏 (333)11 过热器泄漏 (334)12 再热器泄漏 (334)13 尾部烟道二次燃烧 (335)14 锅炉结焦 (336)15 风机喘振 (336)16 汽水分离器温度高 (337)17 制粉系统故障处理 (338)18 等离子点火器断弧 (340)19 蒸汽参数异常 (340)20 汽轮机水冲击 (343)21 运行中叶片损坏或断落 (344)22 汽轮机轴向位移增大 (344)23 汽机轴承温度高 (345)24 机组负荷晃动 (346)25 机组甩负荷 (346)7Q/1SD—104.001—201026 凝汽器真空下降 (347)27 机组振动大 (349)28 主机润滑油系统故障 (350)29 周波不正常 (352)30 厂用气失去 (352)31 汽轮机严重超速 (353)32 DCS失电 (354)33 汽轮机跳闸后主汽门或调门卡涩 (355)34 发电机断水 (355)35 辅机一般故障 (356)36 循环水系统故障 (357)37 闭式冷却水系统故障 (359)38 EH油系统故障 (360)39 密封油系统故障 (361)40 汽泵组故障 (362)41 电泵组故障 (368)42 凝结水系统故障 (370)43 发电机氢冷系统故障 (372)44 发电机定子冷却水系统故障 (373)45 加热器故障 (374)46 除氧器系统故障 (375)47 电动机故障 (377)48 厂用电系统故障 (383)49 直流系统故障 (386)50 发电机故障 (388)51 励磁系统故障 (394)52 变压器故障 (399)53 配电装置故障 (402)54 火灾 (405)附录A：运行技术措施 (407)A1 防止汽轮机跑油化瓦的反事故技术措施 (407)A2 防止汽轮机大轴弯曲的反事故技术措施 (407)A3 防止汽轮机进水引起大轴弯曲和动静摩擦的反事故技术措施 (407)8A4 制粉系统防火防爆的技术措施............................................................... 错误！未定义书签。

600MW机组运行规程完整600MW机组运行规程1.机组主要控制系统1.1燃烧管理系统（BMS）1.1.1 BMS主要功能1.1.1.1点火前炉膛吹扫。

1.1.1.2油燃烧器自动管理。

1.1.1.3煤燃烧器自动管理。

1.1.1.4二次风挡板联锁控制。

1.1.1.5火焰监视。

1.1.1.6有关辅机的启停和保护。

1.1.1.7主燃料跳闸。

1.1.1.8减负荷控制。

1.1.1.9联锁和报警。

1.1.1.10首次跳闸原因记忆。

1.1.1.11与上位机通讯。

1.2协调控制系统（CCS）1.2.1CCS主要功能1.2.1.1控制锅炉的汽温、汽压及燃烧率。

1.2.1.2改善机组的调节特性增加机组对负荷变化的适应能力。

1.2.1.3主要辅机故障时进行RUNBACK处理。

1.2.1.4机组运行参数越限或偏差超限时进行负荷增减闭锁，负荷快速增减以及跟踪等处理。

1.2.1.5与BMS配合，保证燃烧设备的安全运行。

1.2.2机组协调控制系统基本运行方式1.2.2.1汽机跟随的运行方式。

在这种运行方式下锅炉通过改变燃烧率以调节机组负荷，而汽机则通过改变调门开度以调节主汽压力。

1.2.2.2锅炉跟随的运行方式。

在这种运行方式下锅炉通过改变燃烧率以保持主汽压力不变，而汽机则通过改变调门开度以调节机组负荷。

1.2.2.3协调方式。

这种运行方式是锅炉跟随的协调方式。

机炉作为一个整体联合控制机组负荷及主汽压力。

1.3数字电液调节系统(DEH-ⅢA)1.3.1主要功能1.3.1.1汽机转速控制1.3.1.2自动同期控制1.3.1.3负荷控制1.3.1.4一次调频1.3.1.5协调控制1.3.1.6快速减负荷（RUNBACK）1.3.1.7主汽压控制（TPC）1.3.1.8多阀（顺序阀）控制1.3.1.9阀门试验1.3.1.10OPC控制1.3.1.11汽轮机自动控制（ATC）1.3.1.12双机容错1.3.1.13与厂用计算机DAS系统或DCS通讯，实现数据共享1.3.1.14手动控制1.3.2自动调节系统1.3.2.1转速控制在不同的转速围，阀门状态如下表所示：b.带旁路启动时（BYPASS ON）1.3.2.2负荷控制负荷调节是三个回路的串级调节系统，通过对高压调门的控制来调节机组负荷。

1.1.1. 电气主接线1.1.1.1. 500kV 系统接线1) #1、#2机组设有两回500kV出线，系统采用具有三个完整串的3/2交叉接线方式( 一个半断路器接线方式), 两台发电机及出线交叉接入500kV GIS。

2) 每台机组均以发电机-变压器单元接线接至厂内500kV母线，发电机出口电压由主变升压后经红茅甲线、红茅乙线两回500kV线路至茅湖500kV变电站。

3) 500kV系统为直接接地系统，通过主变中性点死接地。

4) 500kV配电装置采用屋内GIS。

1.1.1.2. 发电机- 变压器组接线1) 发电机出口装设断路器。

在主变低压侧与发电机出口断路器之间引接A 厂高变和B厂高变，正常机组起动电源可由系统通过主变，高压厂变倒送电取得，或由#01 高备变提供。

2) 500kV、22kV系统均采用离相封闭母线连接。

1.1.1.3. 高压厂用备用电源的引接1) 高压厂用备用电源取自#01 高备变，#01 高备变具有载调压功能，备用变容量为厂高变容量的60%。

2) 110KV配电装置采用线路-变压器型式，采用屋外GIS；3) #01 高备变通过高备变中性点刀闸接地。

4) 110kV系统采用架空导线连接。

1.1.2. 厂用电接线厂用电系统设6kV及380V两种电压等级，每台机组设一台A厂高变和B厂高变以作为6kV母线三段工作电源。

1.121. 6kV厂用电系统1) 6kV厂用电系统采用中性点经电阻接地。

根据负荷分布情况，在主厂房、脱硫系统、输煤控制楼设置了6kV厂用电系统。

2) 厂高变低压侧通过共箱封闭母线与6kV配电装置相连。

3) #01高备变的低压侧通过共箱封闭母线与6kV配电装置相连。

1.1.22 380V厂用电系统1) 低压厂用变压器按成对配置、互为备用的原则设置。

主厂房380/220V 厂用电采用中性点直接接地系统2) 每台机、炉分别设由两台低压厂用变压器供电的两个动力中心，下设机、炉控制中心。

神华陕西国华锦界能源有限责任公司600MW机组主机集控运行规程（补充修订部分·2011年12月）批准：审核：编制：神华陕西国华锦界能源有限责任公司二〇一一年十二月主机集控运行规程修订内容：修订1 第3页1.1.4 汽轮机的报警与保护修订2 第201页2.2 润滑油压联锁与保护修订3 第207页8.2.1.5 修改为：调整油温40～45℃。

修订4 第208页9.1.3.2 修改为：当润滑油压下降至0.082MPa时，应联动交流润滑油泵，否则手动启动；下降至0.072MPa时，联动直流润滑油泵，否则手动启动，下降至0.066MPa时，汽轮机应自动脱扣，否则应手动脱扣。

油压降至0.048MPa破坏真空紧急停机，并立即启动顶轴油泵；9.3.7 修改为：当润滑油压降到0.082MPa，应立即启动SOB和BOP运行，如润滑油压下降至0.066MPa，应紧急停机修订5 第213页5.1修改为：EH油箱油位正常，在550～620mm；6.1.3.1 修改为：EH油降至11.03MPa备用泵自启动，否则手动启动EH油备用泵；第221页4.3修改为：注意调节给水流量，保持锅炉水位正常，降低电动给水泵转速。

电动给泵出口流量降至200T/h时，注意再循环门自动开启；修订6 第221页4.3修改为：注意调节给水流量，保持锅炉水位正常，降低电动给水泵转速。

电动给泵出口流量降至240T/h时，注意再循环门自动开启；修订7 第224页2.2.3.1修改为：环境温度大于2℃时，四个防冻蝶阀开启，环境温度小于2℃时，四个防冻蝶阀关闭；修订8 第225页4.2修改为：旁路进汽时控制机组背压低于35Kpa，排汽装置热井水位900～1400间，低旁后温度小于150℃，高旁减温水压力大于主蒸汽压力1Mpa以上，高旁后温度低于330℃，低旁三级减温后温度小于80℃，避免旁路保护动作关闭旁路。

修订9 第225页4.3 修改为：机组冲转过程中，在机组转速为2100rpm完成阀切换前，调整旁路开度，适当降低再热蒸汽压力，保持中压调门较大的开度，阀切换完成后提高再热蒸汽压力，适当减少高压缸进汽量，保持较低的高排压力。

陕西国华锦界能源有限责任公司GHFD-04-01/JJ 600MW机组集控运行规程2006年7月1日发布 2006年8月1日实施陕西国华锦界能源有限责任公司发布说明本规程为陕西国华锦界能源有限责任公司600MW机组集控运行规程。

根据现行电力工业管理规范、北京国华电力公司《发电管理系统》以及制造厂、设计院提供的设计说明书、图纸，二十五项反措等资料编制而成。

同时，根据机组投产以来的运行经验、试验结论对本规程进行修订和完善。

下列人员应熟知本规程：生产副总经理、总工程师、副总工程师；发电运行部、设备维护部、生产综合部及其它生产管理部门经理及助理；生产管理部门、设备维护部、生产综合部各专业人员。

下列人员必须严格执行本规程：值长、发电运行部专工（或专业主管）及全体集控运行人员。

二○○七年六月三十日目录1 机组启动 (1)1.1机组概述 (1)1.2检修后的验收与试验 (8)1.3机组启动应具备的条件 (18)1.4机组启动前的准备 (18)1.5机组启动 (19)1.6冷态带旁路高中压缸联合启动 (22)1.7冷态不带旁路高压缸启动 (47)1.8机组热态启动 (50)1.9机组启动阶段化学监督 (51)2 机组运行 (53)2.1机组运行调整的主要任务及目的 (53)2.2机组运行中控制的主要参数 (53)2.3机组运行控制方式规定 (61)2.4机组正常运行检查、监视、维护 (63)2.5机组负荷控制与调整 (67)2.6锅炉燃烧调整 (67)2.7主汽压力调整 (69)2.8过、再热蒸汽温度调整 (69)2.9汽包水位调整 (71)2.10锅炉排污 (72)2.11锅炉吹灰与除渣 (73)2.12继电保护和自动装置运行维护 (74)2.13热控设备系统运行维护 (76)3 机组停运 (80)3.1机组停运基本规定 (80)3.2机组停运前准备 (80)3.3正常停机 (81)3.4滑参数停机 (86)3.5机组停运后的冷却 (90)3.6机组停运后的保养 (91)3.7机组停运后的防冻 (93)4 机组异常、事故预防与处理 (95)4.1事故预防 (95)4.2事故处理原则 (106)4.3事故停机规定 (107)4.4紧急停机操作 (110)4.5典型事故的预防及处理 (111)5 机组主要试验 (150)5.1热控调节系统试验 (150)5.2机炉电大联锁试验 (152)5.3甩负荷试验 (153)5.4锅炉主机试验 (154)5.5汽轮机主机试验 (159)5.6电气主机试验 (167)6 网控500KV系统运行 (168)6.1500K V系统运行方式 (168)6.2500K V倒闸操作原则 (168)6.3500K V系统继电保护及自动装置运行 (171)6.4500K V锦界电厂送出系统国调继电保护设备调度命名 (187)6.5调度操作相关规定 (189)6.6500K V系统事故处理 (192)7 机组辅机运行 (194)7.1辅机运行基本规定 (194)7.2润滑油系统运行 (196)7.3EH油系统运行 (207)7.4给水系统运行 (211)7.5空冷凝汽器的运行 (221)7.6旁路系统运行 (227)7.7闭式冷却水系统运行 (228)7.8凝结水系统运行 (231)7.9凝结水精处理系统运行 (238)7.10定子冷却水系统运行 (242)7.11辅助蒸汽系统运行 (250)7.12真空系统运行 (254)7.13高压加热器运行 (255)7.14低压加热器运行 (262)7.15除氧器系统运行 (265)7.16发电机氢气系统运行 (271)7.17发电机密封油系统运行 (278)7.18辅机冷却水系统运行 (284)7.19轴封系统运行 (289)7.20制粉系统运行 (290)7.21等离子点火系统运行 (303)7.22空气预热器运行 (306)7.23引风机运行 (311)7.24送风机运行 (319)7.25一次风机运行 (324)7.26火检冷却风机运行 (330)7.27吹灰系统运行 (332)7.28燃油系统运行 (335)7.29炉水泵运行 (341)7.30压缩空气系统运行 (348)7.31发电机励磁系统运行 (353)7.32变压器运行 (367)7.33厂用电系统运行 (386)7.34直流系统运行 (394)7.35UPS系统运行 (401)7.36柴油发电机运行 (408)7.37电动机运行 (415)7.38配电装置运行 (425)7.39继电保护、自动装置运行 (431)8 附录 (474)8.1汽轮机主机规范 (474)8.2锅炉主机规范 (476)8.3发电机主机规范 (484)8.4汽轮机辅机规范 (486)8.5锅炉辅机规范 (513)8.6电气辅机规范 (533)8.7附图与曲线 (553)9 附件：编写人员 (580)1机组启动1.1机组概述1.1.1汽轮机概述1.1.1.1汽轮机设备及其系统流程概述本汽轮机采用上海汽轮机有限公司设计制造的亚临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、直接空冷凝汽式汽轮机。

附件：600MW级超临界火力发电机组集控运行典型规程中国大唐集团公司前言随着集团公司的快速发展，一批大容量、超临界参数火力发电机组近几年相继投产。

为满足单元机组集控运行的需要，规范600MW超临界火力发电机组的运行管理，集团公司组织有关技术人员对国内已投产的600MW超临界火力发电机组集控运行情况进行了调研，吸取集控运行经验，结合集团公司系统600MW超临界机组实际，编写制订了本规程。

本规程以中国大唐集团公司600MW超临界机组为主，兼容了其他集团公司部分机组的特性，有较强的通用性和实用性。

集团公司系统各发电厂应依据本规程，结合本厂设备实际制订本厂的集控运行规程。

对于各企业具体设备，当制造厂有明确规定时，运行单位应按照制造厂技术要求执行，当制造厂无明确规定时，应参照本规程执行。

鉴于热控、电气、继电保护、化学、输煤等专业专业性较强，各企业应根据有关专业技术规程、制造厂技术文件与本厂实际，单独编写相应的运行规程。

本规程提出了超临界600MW级火力发电机组集控运行的操作要求和基本原则，各单位编写的现场运行规程应以本规程为基础，根据现场实际进行内容扩充。

本规程适用于中国大唐集团公司系统600MW超临界机组火力发电企业。

本规程由中国大唐集团公司安全生产部归口。

本规程起草单位：中国大唐集团公司本规程主要起草人：李伟项建伟高向阳石孝敏李子明宋铁军赵立奇本规程主要审定人：高智溥徐永胜王彤音潘定立王力光本规程批准人：刘顺达本规程由中国大唐集团公司安全生产部负责解释。

目录1 总则 (5)2 引用标准 (5)3 主机设备系统概述 (6)3.1锅炉设备概述 (6)3.2汽机设备概述 (6)3.3电气设备概述 (6)4 主机设备规范 (6)4.1锅炉设备规范及燃料特性 (6)4.2汽机设备规范 (11)4.3发电机及励磁设备规范 (14)4.4主变、高厂变、启备变设备规范 (18)4.5 相关曲线和图表 (20)5 机组主要控制系统 (20)5.1 炉膛安全监控系统（FSSS） (20)5.2顺序控制系统（SCS） (20)5.3模拟量控制系统（MCS） (20)5.4 数字电液调节系统(DEH) (20)5.5 数据采集系统（DAS） (20)5.6 汽动给水泵调速控制系统（MEH） (20)5.7 励磁控制系统 (20)6 机组主要保护 (20)6.1汽机主要保护 (20)6.2锅炉主要保护 (21)6.3电气主要保护 (22)6.4机电炉大联锁保护 (24)7 机组启动 (24)7.1 总则 (24)7.2 启动前检查及联锁、保护传动试验 (26)7.3 启动前检查准备 (26)7.4 机组冷态启动 (28)7.5 机组热态启动 (36)8 机组正常运行及维护 (36)8.1 机组正常运行参数限额 (36)8.2 机组负荷调整 (39)8.3 锅炉运行的监视和调整 (40)8.4 发电机系统主要参数的监视与调整 (42)8.5定期工作 (43)9 机组停止运行 (45)9.1 机组停运前的准备 (45)9.2 机组正常停运 (45)9.3 滑参数停机 (47)9.4 锅炉抢修停机 (48)9.5机组停运后的保养 (48)10 事故处理 (49)10.1 事故处理的原则 (49)10.2 机组紧急停机的条件 (50)10.3 机组申请停机的条件 (51)10.4 机组综合性故障 (52)10.5 锅炉异常处理 (58)10.6 汽机异常运行及常规事故处理 (62)10.7 发电机异常及事故处理 (65)11 机组的试验 (73)11.1 锅炉水压试验 (73)11.2 锅炉安全门校验 (74)11.3 汽轮机超速保护试验 (75)11.4 汽机主汽门、调速汽门严密性试验 (76)11.5 真空严密性试验 (77)11.6 汽轮机阀门活动试验 (77)11.7 危急保安器喷油试验 (78)11.8 电动门、调门、气动门的传动试验 (78)11.9 抽汽逆止门活动试验 (78)1 总则1.1 为了满足超临界600MW级火力发电机组集控运行的需要，规范超临界机组的运行管理，确保机组安全、可靠、经济、环保运行，特制订本规程。

600MW机组继电保护及自动装置运行规程第一章总则一、继电保护及自动装置的一般要求及规定：1、继电保护屏前、屏后要有正确的设备名称，屏上各继电器、压板、操作及试验开关、熔断器、交、直流电源开关等均要有正确的标志，投入运行前均要检查正确无误。

2、继电保护装置是保证电气设备安全运行的装置。

运行和备用的设备，其保护及自动装置要投入，禁止无保护的电气设备投入运行。

当保护装置故障时，将该保护退出运行，禁止无主保护运行，变压器差动和瓦斯保护不得同时退出运行。

3、继电保护、自动装置及二次回路的检查试验，要配合一次设备的停电进行。

下列情况可经值长同意后，对不停电设备的继电保护及自动装置进行检查和试验。

①有两种以上的保护②以临时保护代替原保护。

③经值长同意退出运行的继电保护及自动装置。

④异常情况下的检查和调试。

4、正常情况下，继电保护及自动装置的投入退出及保护方式的切换，应由运行值班员用压板和开关进行，不得随意采用拆接二次线头和加临时线的方法进行。

5、正常情况下，继电保护及自动装置投、停或改变方式必须按值长的命令及有关操作程序执行。

运行中，如发现可能使保护装置误动的异常情况时，应及时汇报，联系处理。

对有明显故障且情况紧急时，可先解除该保护，再汇报。

6、继电保护要改定值或变动接线，必须按定值通知单或设备变动报告由专业保护人员执行（一次设备停电检修），并由保护人员将变动及传动情况写于“检修交代记录中”。

更改后的整定值记录本上，属调度下达的定值，由值长和调度员核对无误后，方可投入运行。

7、更改运行设备保护装置的定值，均要先停用保护并防止TA开路和TV短路。

8、严禁在运行中的保护屏上做任何震动性的工作。

特殊情况下,必须做好安全措施或停用有关保护。

9、运行人员在清扫保护室地面时,注意不要碰撞保护屏、继电器，运行人员不得清扫继电器、保护屏的接线端子排。

10、在保护室内严禁使用手机或对讲机及其他高频无线电设备。

11、在继电保护二次回路上的任何工作，必须使用工作票，必要时停用相应的保护装置。

600MW超临界火电机组集控运行规程华北电力大学2005年目录1机组设备慨述1.1锅炉设备概述1.2汽机设备概述1.3发电机设备概述2机组设备规范2.1锅炉设备规范及燃料特性2.1.1锅炉设备规范2.1.2锅炉汽水要求2.1.3燃煤成分及特性2.1.4燃料灰渣特性2.1.5点火及助燃油特性(#0轻柴油)2.1.6安全门参数2.1.7炉受热面有关技术规范2.1.8燃烧设备2.2汽机设备规范2.2.1主机设备规范2.2.2汽机主要设计参数2.2.3汽机各级抽汽参数2.2.4蒸汽品质2.2.5旁路系统设备规范2.3发电机及励磁设备规范2.3.1 发电机规范2.3.2 发电机励磁参数2.3.3 发电机冷却介质及油系统规范2.3.4 发电机电流互感器规范2.3.5发电机电压互感器规范2.3.6发电机避雷器设备规范3机组主要控制系统3.1炉膛安全监察控制系统(FSSS)主要功能3.2顺序控制系统（SCS）3.3模拟量控制系统（MCS）3.3.1模拟量控制系统主要功能3.3.2机组协调控制系统运行方式3.3.3子控制回路自动条件3.3.4机组运行方式操作3.4数字电液调节系统(DEH)3.4.1主要功能3.4.2自动调节系统3.4.3其它调节3.4.4OPC保护系统3.4.5阀门管理3.4.6运行方式选择3.5数据采集系统（DAS）3.6ECS4机组主要保护4.1.汽机主要保护4.1.1汽轮机超速及自动跳机保护4.1.2汽轮机主要联锁保护4.1.3调节级叶片保护4.2锅炉主要保护4.2.1锅炉MFT动作条件4.3电气主要保护4.3.1发变组保护A柜配置（许继）4.3.2发变组保护B柜配置（许继）4.3.3发变组保护C柜配置(南自) 4.3.4发变组保护D柜配置（南自）4.3.5发变组保护E柜配置（南自）4.3.6动作结果说明5机组启动5.1启动规定及要求5.1.1启动要求5.1.2机组禁止启动条件5.1.3机组主要检测仪表5.1.4机组启动状态划分5.2启动前联锁、保护传动试验5.3启动前检查准备5.3.1启动前准备5.3.2系统投入5.4机组冷态启动5.4.1炉前给水管路清洗及锅炉上水清洗5.4.2锅炉点火前吹扫准备5.4.3锅炉点火前吹扫5.4.4锅炉点火5.4.5锅炉升温升压5.4.6汽轮机冲转前准备5.4.7汽机冲车、升速、暖机5.4.8并网前进行以下试验5.4.9升速注意事项5.4.10发电机升压注意事项5.4.11发电机并列规定及注意事项5.4.12发电机并列条件5.4.13发电机220KV侧断路器自动准同期并列步骤5.4.14发电机220KV断路器手动准同期并列步骤5.4.15发电机手动准同期并列注意事项5.5机组并列后的检查和操作5.5.1机组并列后的检查5.5.2机组30MW负荷升至180MW负荷5.5.3180MW负荷升至300MW负荷5.5.4300MW负荷升至450MW负荷5.5.5450MW负荷升至600MW负荷5.5.6机组升负荷过程中注意事项5.5.7机组冷态启动的其他注意事项5.6机组热态启动5.6.1热态启动参数选择5.6.2机组冲车条件5.6.3机组热态(温态)启动步骤5.6.4机组热态(温态)启动注意事项6机组正常运行及维护6.1机组正常运行参数限额6.1.1锅炉运行的报警值和跳闸值6.1.2汽机报警及停机值6.1.3发电机系统运行限额6.2机组负荷调整6.2.1机组运行方式说明6.2.2机组正常运行的负荷调整6.2.3AGC方式下的负荷调整6.3运行参数的监视与调整6.3.1机组给水的监视与调整6.3.2主、再热蒸汽温度的监视与调整6.3.3锅炉燃烧调整6.3.4二次风的调整6.3.5炉膛压力的调整6.3.6汽压调整6.3.7发电机系统主要参数的监视与调整6.3.8发电机氢气系统监视与调整6.3.9电机冷却系统的监视与调整6.4定期工作及试验6.5非设计工况运行6.5.1机前压力6.5.2主再热蒸汽温度6.5.3符合下列条件，高加退出运行可带100%负荷运行6.5.4同时切除高加，一段抽汽压力超限最高带负荷570MW 6.5.5低加解列的规定7机组停止运行7.1机组停运前的准备7.1.1机组停运前的准备7.2机组正常停运7.2.1确认机组运行方式7.2.2机组减负荷至240MW7.2.3机组减负荷至30MW7.2.4停机7.2.5停炉7.2.6汽机惰走7.3滑参数停机7.3.1滑停过程中有关参数控制7.3.2机组负荷由600MW减至450MW7.3.3机组负荷由450MW减至300MW7.3.4机组负荷由300MW减至180MW7.3.5机组负荷由180MW减至60MW7.3.6机组负荷由60MW减至18MW7.3.7解列停列(同正常停机操作)7.3.8滑参数停机的注意事项7.4机组停运锅炉抢修7.4.1降温降压7.4.2解列停机7.4.3停炉后的自然冷却7.4.4停炉后的快速冷却8机组停运后的保养8.1锅炉停运后的保养8.1.1锅炉停运后的保养方法8.1.2热炉放水法8.1.3锅炉湿法保养8.1.4锅炉充氮气干式保养8.2汽机停运后的保养8.2.1汽机停机不超过一周的保养8.2.2汽机停机超过一周的保养8.3发电机停运后的保养8.3.1发电机停运后的保养方法9事故处理9.1事故处理的原则9.1.1事故处理的导则9.1.2机组紧急停机的条件及处理9.1.3机组申请停机的条件9.2机组综合性故障9.2.1机组甩负荷处理9.2.250%RB9.2.3厂用电中断9.2.4厂用电部分中断9.3锅炉异常处理9.3.1水冷壁、省煤器、过热器、再热器管损坏9.3.2空预器、尾部烟道着火9.3.3炉前油系统故障处理9.3.4主蒸汽温度异常9.3.5再热蒸汽温度异常9.3.6锅炉给水流量低9.3.7锅炉汽水分离器出口温度高9.4汽机异常运行及常规事故处理9.4.1汽轮机水冲击9.4.2汽轮发电机组振动异常9.4.3汽轮机轴向位移增大9.4.4凝汽器真空降低9.4.5周波不正常9.4.6润滑油系统异常9.4.7抗燃油系统故障9.4.8油系统着火9.4.9DEH异常9.5发电机异常及事故处理9.5.1发电机异常的处理原则9.5.2发电机运行参数异常9.5.3发电机异常运行9.5.4发电机漏氢9.5.5发电机非同期并列9.5.6发电机变为同步电动机运行9.5.7发变组保护动作跳闸9.5.8发电机非全相运行9.5.9发电机失磁9.5.10发电机振荡或失去同步9.5.11电压回路断线9.5.12定子水压力低9.5.13定子水箱水位异常9.5.14内冷水电导率高9.5.15发电机定子线棒或导水管漏水9.5.16发电机定子升不起电压9.5.17发电机氢系统爆炸、着火附表一：常用单位对照表附表二：常用水蒸气参数对照表1.机组设备概述1.1锅炉设备概述1.1.1 该仿真机组锅炉是由哈尔滨锅炉有限责任公司引进三井巴布科克能源公司（MitsuiBabcock Energy Limited）技术生产的超临界参数变压运行直流锅炉，单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。

1. 主题内容与适用范围本规程规定了发电机及励磁系统的运行方式和设备限额，并列方式和操作步骤，正常监视和维护，异常运行和事故处理的原则及方法等技术规定和技术要求。

本规程适用于台电#1、2汽轮发电机及励磁系统。

2. 引用部颁汽轮发电机运行规程，1999部颁反事故技术措施汇编部颁电力工业技术监督标准汇编上海汽轮发电机有限公司 QFSN-600-2型水氢氢汽轮发电机产品说明书ABB公司UNITROL5000励磁系统说明书阜新封闭母线公司封闭母线产品使用说明书3. 下列人员应熟悉本规程：值长集控主值集控副值发电部部长、有关专职设备部部长和有关专职生产副总经理、总工程师广东国华粤电台山发电有限公司2002-12-1发布 2003-12-31实施目录1 设备技术规范 (2)1.1 发电机技术规范 (2)1.2 中性点接地变压器 (3)1.3 全联式离相封闭母线 (3)1.4 电压互感器 (3)1.5 电流互感器 (4)1.6 避雷器 (4)1.7 机端它励静态励磁系统 (4)2 发电机的许可运行方式 (5)2.1 正常运行方式 (5)2.2 电压、电流、频率及功率因数变化时的运行方式。

(5)2.3 发电机进相运行方式 (5)2.4 温度及氢压变化时的运行方式 (6)3 发电机的正常操作、监视及维护 (7)3.1 发电机的起动准备与送电 (7)3.2 发电机的起动和并列 (8)3.3 发电机的解列 (10)3.4 发电机的停运后的工作 (11)3.5 发电机运行中的监视、检查与维护。

(11)4 发电机的异常运行和事故处理 (14)4.1 发电机的异常运行 (14)4.2 发电机的事故处理 (17)1设备技术规范1.1发电机技术规范1.型号QFSN-600-22.额定容量667MVA3.最大容量与汽轮机匹配4.额定功率600MW5.定子电压20kV6.定子电流 19245A7.频率50Hz8.功率因数0.9（可进相0.95）9.额定转速3000r／min10.转向从汽轮机向发电机端看为顺时针11.相数三相12.接法Y13.冷却方式水氢氢14.短路比0.5415.定、转子绝缘等级F级（按B级使用）16.效率（保证值）98.85％17.励磁方式机端它励静态励磁系统18.励磁参数(1)空载励磁电压(75℃) 139V(2)空载励磁电流1480A(3)额定励磁电压(90℃) 407V(4)额定励磁电流4145A(5)强励倍数其顶值为额定转子电压的2.5倍(6)强励允许时间10s19.承受负序电流能力(1)暂态I22×t≤10s(2)稳态I2(标么值)≤10％20.额定氢压0.4MPa（表压）21.氢气纯度正常时不低于95％22.漏氢量11.3m3／d（常压下的体积）223.发电机机内气体容积110m324.定子绕组水支路的容积～0.36m325.冷却水流量 90～105m3/h26.制造厂上海汽轮发电机有限公司27.出厂日期：28.出厂号：1.2中性点接地变压器1.型号单相干式变压器2.容量40kVA3.额定电压20/0.24kV4.额定电流2/174A5.二次侧电阻 0.48Ω6.绝缘等级7.制造厂1.3全连式离相封闭母线1.型号 QZFM-600-24/25000TH2.最高工作电压 24kV3.额定工作电压20kV4.主回路额定电流 25000A5.分支回路额定电流 3000A6.母线最高温度90℃7.外壳最高温度70℃8.制造厂辽宁阜新封闭母线厂1.4电压互感器1.型式 JDZX-202.变比20/ 3 ：0.1/ 3 ：0.1/3 kV3.绝缘水平23/65/125kV(全绝缘作半绝缘使用)4.准确级/容量0.5/120VA5P20/100VA（极限输出600VA）5.绝缘等级 E6.配高压熔断器 RN2-2037.制造厂1.5电流互感器1.型号2.变比25000/5A3.准确级/容量0.2级/100VA5P20/200VA4.制造厂1.6避雷器1.型号Y5W1-25/53.52.额定电压kV3.额定持续电压 kV（相电压）4.制造厂1.7机端它励静态励磁系统1.型号Q5S-O/U251-S60002.额定电压kV3.额定持续电压 kV（相电压）4.制造厂ABB公司42发电机的许可运行方式2.1正常运行方式2.1.1发电机按照制造厂铭牌规定数据运行的方式，称为额定运行方式。

600MW机组电气系统运行规程第一章电气系统运行方式第一节110KV系统运行方式１、110KV系统为单母线分段接线形式。

110KV南母、北母经分段断路器并列运行。

２、110KV一次系统运行方式，原则是合理分配母线联络的电源和负荷。

同时应使分段断路器平时通过较小负荷以便于分段运行时仍可保持稳定。

３、由于任一母线检修、试验停电时，以及任意母线元件检修、试验时需单母线运行。

４、110KV系统属中性点直接接地，大电流接地系统。

５、对母线充电时，应先推上电压互感器刀闸，然后再合上分段断路器对母线充电，同时注意母线电压有无异常变化。

如有异常立即断开断路器，同时还要防止谐振过电压损坏TV。

６、利111、利112开关作为#1、#2发电机与系统并网的两个同期并网点，于利2、利轮1开关以及利110开关也可作为发电机与系统并网的同期并网点。

７、110KV系统中性点接地方式为一个接地点。

即#1主变或#2主变中性点接地。

#1、#2主变倒换中性点接地刀闸时应先合上未接地的变压器中性点刀闸，后拉开原接地变压器中性点刀闸。

间隙零序过流或零序过压保护要做相应切换。

8、#0高备变在停电或充电操作前，应先合上#0高备中地，操作完毕后断开#0高备中地。

#0高备变在热备用状态时（高压侧断路器在断开位置），应合上#0高备中地。

9、110KV系统运行方式、中性点接地方式的改变及各保护的投退，必须按调度命令执行，不得擅自操作。

10、110KV设备的一切正常操作，必须按调度管理权限，得到值班调度员的指令或许可后方可操作，操作前应按规定填写详细的操作票。

１1、接受调度指令、受令后的复诵以及执行情况的汇报、操作前后的联系都必须进行录音，并做好记录。

第二节厂用6KV系统运行方式１、厂用6KV系统是单母线接线形式，有厂用6KVⅠ、Ⅱ、Ⅲ段和公共备用段组成。

２、厂用6KVⅠ段由612开关和613K小车开关供电；厂用6KVⅡ段由622开关和623K小车开关供电；厂用6KVⅢ段由612开关、631F 小车开关或622开关、632F小车开关供电；厂用6KV备用段由#0高备开关供电。

600MW火力发电机组集控运行典型规程范本教案一、标题页标题：600MW火力发电机组集控运行典型规程范本二、目录一、标题页二、目录三、摘要四、背景和现状分析五、项目目标- 5.1 第一条详细小结- 5.2 第二条详细小结- 5.3 第三条详细小结六、项目内容和实施方案- 6.1 第一条详细小结- 6.2 第二条详细小结- 6.3 第三条详细小结七、预算和资金规划- 7.1 第一条详细小结- 7.2 第二条详细小结- 7.3 第三条详细小结八、风险管理- 8.1 第一条详细小结- 8.2 第二条详细小结- 8.3 第三条详细小结九、评估和监控- 9.1 第一条详细小结- 9.2 第二条详细小结- 9.3 第三条详细小结十、附录三、摘要本报告旨在制定600MW火力发电机组集控运行的典型规程范本，以提供指导性的操作规范和技术要求。

四、背景和现状分析4.1 火力发电机组的运行现状分析4.1.1 火力发电机组在能源产业占据重要地位4.1.2 火力发电机组运行过程中存在的问题和挑战4.1.3 火力发电机组集控运行的必要性和重要性五、项目目标5.1 制定600MW火力发电机组集控运行的典型规程范本目标5.1.1 提高发电效率，降低运行成本5.1.2 保障发电机组的安全稳定运行5.1.3 优化运行流程，提高生产效益六、项目内容和实施方案6.1 制定集控运行技术规程6.1.1 确定集控运行的技术要求和操作规范6.1.2 设计集控运行的流程图和操作指南6.1.3 开展集控运行规程的培训和推广七、预算和资金规划7.1 制定规程范本的预算7.1.1 资金来源及分配7.1.2 预算细则和费用明细7.1.3 资金使用效益评估八、风险管理8.1 规程实施中的风险管理8.1.1 制定应对规程实施风险的措施8.1.2 做好规程实施中可能出现的风险预警8.1.3 做好规程实施中的应急预案九、评估和监控9.1 规程实施后的评估9.1.1 初步实施规程范本后的效果评估9.1.2 规程范本的改进和优化9.1.3 规程范本实施效果的长期监控十、附录- 项目相关资料和附属文件重点关注环节：1.项目目标2.项目内容和实施方案3.预算和资金规划4.风险管理5.评估和监控对项目目标进行详细的补充和说明：为了提高发电效率、降低运行成本和保障发电机组的安全稳定运行，我们将制定集控运行的技术要求和操作规范，设计流程图和操作指南，并开展培训和推广工作。

7.10.6.6轻瓦斯保护动作通常有下列原因：1）滤油、加油或冷却系统不严密，致使空气进入变压器。

2）温度下降或漏油，致使油面缓慢降低。

3）呼吸系统阻塞而形成负压。

4）变压器故障而产生少量气体。

5）发生穿越性短路故障而引起。

8机组主要辅机及系统的运行8.1基本规定8.1.1启动前准备8.1.1.1确认辅助设备及系统的检修工作已经结束，工作票已按要求终结，安全措施恢复，具备投运条件。

8.1.1.2辅机检修后首次试转时，必须有检修及有关人员在场进行试转，试转合格后方可正式运行或转入备用。

8.1.1.3大小修后的辅机，应先进行性能再鉴定试验，合格后才能投入运行或备用。

8.1.1.4凡停用15天以上的辅机，再次启动前应测量电动机绝缘，合格后才能启动。

8.1.1.5辅助设备启动时，有关人员应到就地进行监视。

8.1.1.6辅机在试转前必须进行全面检查，确认具备启动条件后方可启动，处于备用状态的辅机应随时可以启动；辅机启动前的基本检查项目如下：1）按照电动机启动前的检查项目对辅机的电动机各部分进行检查。

2）检查辅机本体及其附近无杂物，检修现场已清理完毕，工作人员已撤离现场，工作票已终结。

3）检查辅机与电动机联轴器连接正常，已具备启动条件。

4）检查辅机轴承油位正常或润滑油充足，润滑油质良好，轴承无漏油、渗油现象。

5）检查轴承冷却水或润滑油系统冷却水畅通、充足。

6）检查辅机的机械密封水、盘根冷却水应畅通。

7）需要注水排空气的水泵，启动前必须排尽泵体内的空气。

8）检查转机的各地脚螺栓紧固无松动。

9）检查辅机电动机外壳接地线良好。

8.1.1.7各离心式水泵或油泵在启动前应全开其入口门，关闭其出口门；不可带负荷启动，只有在启动后电流恢复至正常后才可逐渐开启其出口门，增加其负荷。

8.1.2启动后的检查和运行维护8.1.2.1辅机启动时应立即停止运行的情况1）开关合上后电动机不转或瞬时转动即停止。

2）启动电流15s内不返回。

1概述1.1主设备概况广东红海湾发电有限公司一期工程＃1、＃2机组为国产600MW超临界燃煤机组，主要是带基本负荷运行，但也具有一定的调峰能力，热力系统为单元制系统，循环冷却水取自海水，为开式循环，三大主设备均由东方电气集团公司属下的东方锅炉厂、东方汽轮机厂、东方电机股份有限公司制造,容量及参数相互匹配。

1.1.1 锅炉选用型号为DG1950/25.4- Ⅱ3的超临界参数变压直流本生锅炉。

1.1.2 汽轮机选用型号为N600-24.2/566/566的超临界、一次中间再热、单轴、双背压、三缸四排汽凝汽式汽轮机。

1.1.3 发电机选用型号为QFSN-600-2-22A的水–氢–氢汽轮发电机，静态励磁方式。

1.1.4 电气主接线系统1.1.5 DCS选用上海西屋控制工程有限公司的Ovation控制系统。

1.2分系统概况1.2.1锅炉本体:1.2.1.1 锅炉带基本负荷并具有一定调峰能力。

1.2.1.2 锅炉变压运行，采用定—滑—定的方式，本公司锅炉压力—负荷曲线与汽轮机相匹1.2.1.3小于93.52%（按低位发热值）。

锅炉效率－负荷曲线如下：1.2.1.4 在全部高加停运时，锅炉的蒸汽参数能保持在额定值，各受热面不超温，蒸发量也能满足汽轮机在此条件下达到额定出力。

1.2.1.5 锅炉在燃用设计煤种时，能满足负荷在不大于锅炉的30%B-MCR 时，不投油长期安全稳定运行，并在最低稳燃负荷及以上范围内满足自动化投入率100％的要求。

1.2.1.6 锅炉负荷变化率达到下述要求： 在50%～100%B-MCR 时，不低于±5%B-MCR/分钟 在30%～50%B-MCR 时，不低于±3%B-MCR/分钟 在30%B-MCR 以下时，不低于±2%B-MCR/分钟负荷阶跃：大于10%汽机额定功率/分钟1.2.1.7 过热器和再热器温度控制范围，过热汽温在35%～100%B-MCR 、再热汽温在50%～100%B-MCR 负荷范围时，保持稳定在额定值，偏差不超过±5℃。