华能福州电厂二期三、四号机组DEH
新华XDC800B在200MW机组DEH系统升级改造中的应用
新华XDC800B在200MW机组DEH系统升级改造中的应用钟永春（华电能源哈尔滨第三发电厂热工分场）摘要：哈尔滨第三发电厂#1机组为200MW机组，DEH控制系统设备老化、供电系统复杂、调门控制精度低等缺点，在机组停机期间对DEH控制系统进行升级改造，由原来的DEH-III升级为XDC800B型。
介绍了DEH系统改造方案，改造后的特点及功能，针对一些问题提出解决方案。
关键词：DEH控制系统；XDC800B；0 引言哈尔滨第三发电厂#1机组采用新华DEH-III型系统，由于多年的使用使得控制器、卡件等电子设备可靠性及稳定性均有所降低。
DEH-III系统已属淘汰产品。
许多部件及卡件均已停产，备件已经严重不足。
超速保护卡件(OPC卡和MPC—OPC卡)虽然可以购买到备件，但其已经属于淘汰产品，其性能和可靠性远远不及新型的超速保护卡件；OPC卡故障，还可能造成AI输入点显示不准，甚至影响到OPC、AST保护动作；阀门伺服控制卡(VCC卡)也属于淘汰型号，经常出现故障现象；调门控制精度低，调门静态试验为手动调整，电位计精度不够，经常发生零飘现象，造成调门突开。
在实际运行中DEH一Ⅲ控制系统经常出现故障，影响机组的安全稳定生产。
1 改造方案鉴于以上原因，决定对DEH控制系统进行升级改造。
本次改造是基于EH部分及就地控制仪表都不变的前提下对DEH控制系统进行全面升级改造，由DEH—III 型DEH控制系统升级为XDC800B型DEH控制系统，具体改造方案如下：a．系统控制柜拆除，重新安装新控制柜，原有控制柜内电缆尽量利用，当原有控制电缆长度不够时，不采用转接方式，敷设新电缆。
控制柜由原来2个柜合并为一个XDC800B控制柜；b． DPU控制器拆除，控制器更型为新华XCU冗余过程处理器XCU—NET；c．卡件及端子板全部拆除，采用新华800系列I／O模件及端子板；d．电源系统拆除，更换新的电源模件(XPR150一24)及2路220VAC电源切换开关箱；e．通讯设备拆除，更换新的以太网交换机模件（Xfes-1005DU）；f．工程师及操作员站拆除，工程师站和操作员站工控机全部更型为DELL计算机，显示器全部使用DELL 24”液晶宽屏显示器；安装新系统软件OnXDC２．0，对控制系统进行组态、调试、试验。
《福州可门火电厂二期工程环境影响报告书
3.4.2 工程中主要的环保问题 二期工程采取烟气脱硫装置，虽然采用高效静电除 尘器，采用低氮燃烧技术，高烟囱排放空气污染物 ，可以尽可能的降低二期工程的环境空气污染物的 排放，但会对当地环境空气带来一定程度的影响； 3.5 一期工程存在的环保问题 3.6 电厂建设计划 依据《电力工程项目建设工期定额》和业主对工程 进度的初步设想要求，现初步安排施工轮廓进度如 下： 施工准备：4个月 主厂房开工至#3机组投产：26个月 #3机组投产至#4机组投产：6个月
1.4.3 噪声评价工作等级 3级 1.4.4 生态评价工作等级 本工程所在地区 不属于生态敏感地区，无特殊敏感物种， 工程的建设也不会造成生物量的较大的 减少，为此本工程生态评价工作等级确 定为三级。
2.1 项目名称、规模及基本构成
2 编制依据
2.2 环境敏感区域和保护目标
2.2.1 环境空气敏感区域和保护目标 福州可门火电厂周围主要行政村有颜岐村、门 边村、象纬村，以及坑园镇、下屿等。福州可 门火电厂厂址周围没有自然保护区；根据连江 县有关证明文件，厂址周围尚未发现有保护价 值的文物、古建筑等名胜古迹；根据《连江县 旅游发展规划纲要》，颜岐村及其附近地区不 属于旅游开发区。 电厂煤场周围无敏感点。 距灰场最近的为象纬村及颜歧，距灰场距离 大于500m，满足《一般工业固体废弃物贮存、 处置场污染控制标准》（GB18599-2001）的 要求的500m以上距离，灰场敏感目标为象纬 村。
3.1.6 电厂一期工程污染控制措施及污染物排 放估算 3.1.6.1 环境空气污染控制措施 (1) 采用石灰石 ——石膏湿法烟气脱硫工艺，设计脱硫效率90 ％，设置GGH系统。 (2) 每炉装设有2台双室 四电场静电除尘器，除尘设计效率99.68%， 同时由于脱硫塔的洗涤作用，具有不低于50％ 的除尘效率，综合除尘效率99.84％。 (3) 采用 低氮燃烧器控制NOx的排放。 (4) 采用一座 210m高的烟囱排放烟气。 (5) 设置烟气在线连 续监测系统。 3.1.6.2 水污染排放状况及控制措施 3.1.6.3 固体废弃物排放状况及治理措施 3.1.6.4 噪声
顺序控制技术在火电厂的应用—兼论顺控技术与计算机控制系统的协调发展
顺序控制技术在火电厂的应用—兼论顺控技术与计算机控制系统的协调发展1 引言随着计算机技术的发展，分散控制系统（DCS）在火电厂热工自动化领域得到了广泛的应用，其功能的划分也逐渐合理。
通常将辅机顺序控制功能称为顺控（SCS）。
本文通过回顾我国火电厂顺控技术的发展历史和多年来火电厂顺序控制技术的实践,特别是在对引进型机组配置的各种顺控系统进行剖析和综合的基础上，按不同的发展层次，结合各个时期的历史背景，从应用软件的角度澄清一些事实，对于计算机顺序控制系统本身有待改进的一些问题进行深入探讨，籍以说明如何应用好计算机顺序控制技术，进而提高我国火电厂顺序控制系统的应用水平。
2 组件式顺序自动控制装置——TMTM是瑞士BBC公司于70年代制造的TUR－BOMAT的简称，是一套基于晶体管分立元件的组件式顺序自动控制装置，用于汽轮机组的自启停。
我国最早引进的300 MW再热式汽轮发电机组——元宝山发电厂1号机就应用TM实现汽轮机的自启停［1］。
TM是一台控制整套汽轮发电机组自动启、停机的程序控制装置，它按设计好的程序控制汽轮机功频电调和汽轮机辅机设备，从汽轮发电机组启动直到并网带负荷的全部操作完全自动进行，停机时的操作也是自动完成的。
用TM控制汽轮发电机组的启停，若从控制过程来看，它严格遵守运行规程，与手动操作无差异，TM在手动方式下运行时，它的启停程序就是作为手动操作规程使用的。
但是TM的自启停程序，并不是手动操作规程的简单排列，而是综合考虑机组的启停特性、信息的变化规律和故障的处理方法等因素后，进行分析排列，从而整理出自动操作的逻辑关系。
法国CEM公司的300 MW再热式汽轮发电机组，其启动过程从静止状态到带负荷运行分为5个阶段，每个阶段中又分为若干程序步骤。
程序阶段的划分考虑到启动时可以停留在各个阶段进行设备检查，发生故障时也可以根据故障情况退回到适当的程序阶段。
TM中每个程序步骤发操作指令所应具备的条件称作一次判据，一次判据满足之后，步骤单元就发出操作指令，指令时间是2 s。
华能福州电厂3号、4号炉磨煤机入口一次热风隔绝门改造
技术改造华能福州电厂3号、4号炉磨煤机入口一次热风隔绝门改造吴士祥(华能福州电厂,福建长乐350200) 摘 要:针对华能福州电厂3号、4号炉磨煤机入口一次风隔绝门不严的问题,提出了对其进行改造的方案,即把一次风隔绝门全部换成闸板门,同时对闸板门三种安装方式进行了比较。
关键词:电厂;磨煤机;一次风;隔绝门;闸板门;安装 中图分类号:T K223.25 文献标识码:A 文章编号:16712086X (2003)0120001203R etrof it of the Entering Primary H ot Air ’s Isolation V alves at Coal Mill ’s Entrance of H uaneng Fuzhou Pow er Plant ’s sets No.3and No.4WU Shi 2xiang(Huaneng Fuzhou Power Plant ,Changle ,Fujian 350200,China )Abstract :A Scheme for retrofitting the primary air ’s isolation valves at coal mill ’s entrance of Huaneng Fuzhou Power Plant ’s sets No.3and No.4by exchanging them for gate valves ,to obliterate their leakage ,prob 2lem ,is being put forth.Three ways for installing the gate valves are compared at the same time.K ey w ords :power plant ;coal mill ;primary air ;isolation valve ;gate valve ;installation收稿日期:2001212206作者简介:吴士祥(1966-),男,华能福州电厂高级工程师,长期从事锅炉检修技术管理工作。
华能福州电厂一、二期机组主保护分析
F UJIAN DIANLI YU DIANGONG第26卷第1期2006年3月华能福州电厂一、二期机组主保护分析陈林参（华能福州电厂，福建福州350200）摘要：分析了华能福州电厂一、二期机组联锁主保护特点；对防止主保护误动和拒动提出了措施和方法。
关键词：联锁；主保护；带电跳闸；失电跳闸；拒动；误动中图分类号：TK39文献标识码：B文章编号：1006-0170（2006）01-0051-02大型火电机组的高参数、大容量对生产过程要求严格，为防止设备在运行中出现严重损坏和危及人身安全，必须配置功能完善、可靠的热工保护设备，当主、辅设备或电网出现故障，热工保护必须快速、正确地动作，确保机组设备的安全。
对于大型单元机组，汽机、锅炉、发电机三大系统是一个整体，除了机、炉、电系统各自辅机的联锁控制，更重要的是三大系统之间的联锁主保护，它们一般通过DCS 系统实现。
本文对华能福州电厂一、二期机组联锁主保护的特点进行分析，并提出改进办法。
以资交流。
1一、二期机组主保护实现方式华能福州电厂一期2×350M W 机组，采用日本三菱公司M IDAS8000型DCS 分散控制系统；二期2×350MW 机组，采用德国Siemens 公司Teleperm XP 型DCS 分散控制系统（简称T XP 系统）。
一期联锁主保护由专门的INT 系统来实现，原INT 系统是上世纪80年代的产品，主要由继电器构成，回路硬接线多，查线或增加新保护项目均不方便。
通过2003、2004年#1、#2机组DCS 系统改造，将原INT系统的联锁保护项目移植到OM RON CS1H 可编程控制器（简称PLC ）中，通过PLC 编程逻辑进行程序控制，为保证INT 系统的可靠性、安全性，设立了2套OM RON CS1H PL C 系统，2套系统并行运算，没有主从区别，任一OM RON CS1H PLC 编程逻辑输出信号，保护就会动作，系统组成如图1所示。
华能太仓电厂4号机组调试大纲200500715
西安热工研究院有限公司电站起动调试技术部二 ○ ○ 五 年 七 月合 同 编 号：TPRI/T8-CA-003-2005A 措施（方案）编号：TPRI/T8-MA-001-2005华能太仓电厂二期工程 四号机组调试大纲受控状态：受控号：编写：李续军审核：雷兆团赵建斌批准：目录目录 (2)1前言 (4)2编制依据 (6)3 主要设备及系统概况 (7)3.1 锅炉 (7)3.2汽轮机 (8)3.3 发电机 (9)3.4 控制系统 (10)3.5 SIS（厂级监控信息系统） (11)4起动调试范围 (11)5起动调试组织分工及各有关单位的职责 (12)5.1起动试运的组织 (12)5.2 起动试运中各方主要职责 (15)6调试阶段工作原则 (18)7 起动调试进度安排 (20)8 调试程序 (21)8.1分部试运调试 (21)8.2整套起动试运 (22)9各专业调试技术措施 (34)9.1锅炉专业 (34)9.2 汽轮机专业 (35)9.3 电气专业 (36)10 机组调试的主要质量目标 (38)11 机组整套起动试运的安全保障 (38)12 附录 (44)附录1 华能太仓电厂二期２×６００ＭＷ工程......................................................................４号机组试运调试里程碑进度表 (44)附录２华能太仓电厂二期工程４号机组调试计划进度表 (45)附录3 华能太仓电厂4号机组起动调试网络图 (50)附录5 4号机组热控主保护投运计划表 (54)附录6 4号机组168h满负荷试运阶段化学监督指标 (55)1前言1.1苏州工业园区华能发电厂二期系扩建工程，厂址位于江苏省苏州太仓市金浪镇，目前装有二台300MW燃煤机组，已分别于1999年12月19日及2000年4月19日相继投入商业运行。
本期工程计划在扩建端侧建设2×600MW超临界燃煤发电机组。
福州华能电厂煤码头及进出港安全操作
福州华能电厂煤码头及进出港安全操作“乐平岭”轮V202航次在天津装运煤炭22 700 t，去福州港的福州华能电厂煤码头卸货。
现将我轮进出闽江及福州港的有关情况简要介绍如下，供参考。
1福州港概况福州港位于我国东南沿海，由北向南分布有四大港区，分别为罗源湾港区、闽江口内港区、松下港区和江阴港区。
其中，闽江口内港区为河口港，是目前福州港的主要港区，以马尾作业区为中心，沿江分布有台江、马尾、青州、筹东、松门和琯头六个作业区。
我轮此次靠泊的华能福州电厂煤码头就在闽江口内港区的筹东作业区范围内，是电厂专属原料码头，位于青州大桥的东南侧，码头地理位置：25°59′.24 N，119°28′.47 E。
闽江口外的周边水域现还未设置专门的锚地，船舶候潮进港时可选择在七星礁北侧或南侧锚泊。
如果选择在七星礁南侧抛锚，应注意避开七星礁东边马祖岛和西犬岛之间的禁止锚泊区域、七星礁南侧1.22 n mile处的海底电缆和3.62 n mile处的沉船等。
航用中版海图13989。
我轮2009年4月25日0340时抵达闽江口，在七星礁东南3.65nmile处锚泊等待靠泊。
锚位26°01′.5N，119°51′.5 E，左锚7节入水；锚位海图水深14.6 m，船舶实测潮汐水深16.2 m，底质沙贝。
抛锚完毕后，船舶使用甚高频VHF CH 12频道呼叫福州话台，报告船舶抛锚时间和锚位经纬度等。
锚泊期间，船舶守听甚高频VHF CH 12（福州话台）和VHF CH16频道。
福州话台每天定时在VHF CH12频道告知船舶注意收听VHF CH 09频道播报的气象信息和航行警告等安全信息。
船舶也可在VHF CH12频道呼叫福州话台，询问靠泊计划和引航员上船时间等。
福州引航站一般使用VHF CH16频道呼叫船舶，有时也会通过福州话台转告船舶有关引航员登轮时间和地点等信息。
2闽江航道及进港操纵我轮2009年4月27日0950时起锚进港，1030时抵达闽江口南航道D1号灯浮，引航员登轮协助指挥船舶进闽江。
大机组拟在建火电厂目录
大机组拟在建火电厂目录(总6页)-CAL-FENGHAI.-(YICAI)-Company One1-CAL-本页仅作为文档封面，使用请直接删除大机组拟在建火电厂目录（不完全统计）1. 大唐乌沙山发电厂二期2×1000MW超超临界工程2. 广东大唐国际宝昌燃气热电2×400MW级扩建工程（2×400MW）3. 大唐广元电厂一期2×1000MW超超临界机组新建工程（2×1000MW）4. 大唐保定热电厂（九期）扩建项目5. 大唐哈尔滨第一热电厂超临界供热机组二期扩建工程（2×350MW）6. 晋能桃园2×350MW低热值煤发电项目7. 大唐国际宁都2X1000MW机组发电项目8. 大唐青岛一期（两台F级）天然气热电联产工程（2×400MW）9. 江苏徐塘发电有限责任公司2×1000MW燃煤机组三期扩建工程10. 大唐郓城2×1000MW级资源综合利用天然焦发电示范工程项目11. 大唐贵州野马寨发电有限公司水城煤电一体化新建工程(2×660MW)12. 马鞍山当涂发电有限公司二期扩建工程（2×1000M）13. 大唐霍尔果斯（一期）2×350MW热电联产工程14. 大唐环县煤电一体化电厂(一期) (2×660MW)工程15. 河北大唐国际怀来热电联产项目（2×350MW）16. 大唐桂冠合山发电有限公司“上大压小”扩建后续一台600MW级机组工程17. 大唐国际吕四港电厂二期工程18. 大唐天津（静海）2×390MW燃气—蒸汽联合循环项目19. 大唐莒南2×1000MW超超临界燃煤发电机组工程20. 福建大唐国际沙县热电厂项目（2×350MW）21. 大唐格尔木2×660MW超超临界燃煤直接空冷发电机组工程项目22. 大唐国际青海西宁2×350兆瓦热电联产项目23. 大唐华银东莞三联热电2 ×350MW “上大压小”项目（2 ×350MW）24. 广东大唐国际潮州三百门电厂（三期）工程25. 大唐(上海)奉贤天然气热电联产项目（2×400MW）26. 江苏华电句容发电有限公司二期（2×1000MW）工程扩建项目27. 新疆华电哈密发电四期扩建(2×350MW)热电联产工程28. 华电南雄“上大压小”热电联产工程(2×350MW)29. 陕西省华电安康电厂一期工程(2x660MW)30. 安徽华电芜湖发电有限公司（二期）1×1000MW扩建工程31. 河北华电石家庄热电九期级燃机热电工程（2×400MW）32. 华电莱州二期2×1000MW级超超临界机组工程33. 华电新疆托克逊发电厂一期（2×660WM）项目34. 华电十二连城电厂工程（2×660MW）35. 新疆华电高昌吐鲁番冷热电联产（2×350MW）项目36. 贵州华电贵州大方电厂二期扩建工程项目（2×660MW）37. 华电宁夏永利电厂（一期）工程（2×660MW）38. 华电平江电厂新建工程一期2×1000MW级超超临界机组工程39. 内蒙古华电多伦电厂一期2×660MW超超临界空冷机组工程40. 华电通州湾2×1000MW超超临界燃煤机组一期工程41. 顺德清远(英德)经济合作区天然气冷热电联产项目42. 陕西华电泛海红墩界一期2×660MW煤电工程43. 黑龙江华电齐齐哈尔二期1×350MW热电项目44. 河北华电石家庄裕华热电有限公司二期2×350MW热电项目45. 河北华电石家庄鹿华热电有限公司二期2×350MW空冷供热机组工程46. 华电包头河西电厂二期工程47. 华电龙口发电股份有限公司四期2×660MW扩建项目48. 广西华电贵港二期2×660MW项目49. 东莞谢岗天然气蒸汽循环热电冷联产项目（一期）50. 华能榆神榆林热电联产项目51. 青岛华能热电公司董家口2×350MW热电联产项目52. 锡林郭勒热电北方胜利电厂2×660MW煤电一体化工程53. 华能郏县煤矸石综合利用电厂（二期）扩建工程（1×300 MW）54. 华能北京热电厂三期扩建工程55. 华能正宁电厂一期(2×660MW)工程56. 内蒙古上都四期2×660MW机组工程57. 华能燕尾港2×1000MW燃煤发电机组项目58. 华能陕西延安电厂2×660MW工程59. 陕西府谷段寨电厂—段寨煤矿煤电一体化项目（2×1000MW）60. 鄂尔多斯市北方联合电力长城电厂2×1000MW机组新建工程61. 华能咸阳沣渭新区热电联产项目62. 华能扎兰屯热电厂2×350MW供热机组工程63. 华能海南发电股份有限公司洋浦热电联产工程64. 楚雄天然气热电联产新建工程65. 北方联合电力达拉特发电厂五期机组扩建工程（2×1000 MW）66. 内蒙巴彦宝力格电厂（一期）工程（2×660MW）67. 天津华能杨柳青热电厂五期扩建工程燃机热电项目68. 华能湖南岳州电厂四期扩建工程项目（2×1000 MW）69. 华能井冈山电厂三期扩建2台660MW机组工程70. 三亚市南山电厂二期2×350MW热电冷联供燃气机组工程71. 华能蒙城电厂2×1000MW项目72. 华能江阴燃机热电联产工程73. 焦作丹河电厂异地扩建2×1000MW机组“上大压小”工程74. 中电四会热电2×400MW级燃气热电冷联产项目工程75. 国电投集团分宜电厂2 x 660MW机组“上大压小”扩建项目76. 国电投本溪热电厂（一期）工程77. 国电投蒙东能源2×350MW超临界空冷燃煤供热工程78. 东莞中电新能源热电厂2×350MW级燃机扩建项目79. 中电投武威电厂2×1000MW工程80. 中电国际大别山电厂二期2×660MW机组扩建工程81. 国电投广东前詹电厂2×1000MW工程82. 国电投习水二郎电厂3、4号机组新建工程项目83. 国电投钦州热电厂一期1×350MW工程84. 中国电力国际有限公司商丘民生热电工程85. 中电投哈密煤电一体化一期(2×660MW)工程86. 中电投蒙西能源有限责任公司土右旗2×1000MW火电项目87. 上海闵行发电厂燃气-蒸汽联合循环发电机组工程88. 国电投塔城2×350MW热电联产工程89. 国电投石家庄北郊燃机2×400MW热电联产项目90. 国电宿迁热电有限公司二期工程91. 国电大武口热电有限公司（2×350MW）热电联产机组扩建工程92. 国电博兴电厂一期2×100MW超超临界机组工程93. 国电准东五彩湾北三电厂2×660MW工程94. 国电电力上海庙(2×350MW)煤矸石热电联产项目95. 京信湛江东海电厂2×600MW“上大压小”热电联产燃煤机组工程96. 国电乌拉盖电厂一期2×1000MW新建工程97. 贵州安顺电厂三期（2×660MW）燃煤发电机组建设项目98. 国电电力普兰店热电（2×350MW）上大压小热电项目99. 惠州博罗园洲（4×400MW）燃气-蒸汽联合循环热电联产项目100. 国电吉林热电厂(2×350MW)“上大压小”热电联产工程101. 天津北塘热电（1×900MW）二期燃机项目102. 天津东北郊热电厂二期工程2×350MW燃煤供热机组103. 国电电力兴化（2×400MW）燃机热电联产项目104. 国电济南燃气蒸汽热电联产（2×390MW）机组工程105. 国电福州江阴电厂二期(2×660MW)工程106. 国电鞍山热电联产(2×300MW)机组项目107. 荆门热电厂四期工程(2×660MW)“上大压小”工程108. 国电太原第一热电厂搬迁重建工程4×350MW109. 国电广东吴川（2×1000MW）燃煤发电工程110. 胜利发电厂三期（2×660MW）热电工程111. 国电双维内蒙古上海庙能源有限公司（2×1000MW）机组工程112. 国电建投长滩电厂一期2×660MW机组工程113. 陕西神华神东电力富平2×350MW热电联产项目114. 华润电力曹妃甸电厂二期扩建（2×1000MW超临界机组）工程115. 华润电力贵州煤电一体化大方电厂116. 黄河三角洲热力公司“上大压小”热电联产工程1×350MW117. 中煤平朔2×600MW循环流化床(CFB)示范电厂项目118. 湖北省京能十堰热电联产工程119. 山西省国源2×350MW低热值煤发电项目120. 新疆天池能源有限责任公司昌吉2×350MW热电联产工程项目121. 京能五间房煤电一体化项目122. 华润电力五间房电厂2×660MW超超临界燃煤发电机组工程123. 山西阳煤远盛热电厂“上大压小”2×350MW建设工程124. 晋能孝义2×350MW低热值煤发电项目125. 万基控股电厂2×600MW机组工程126. 洛阳万众吉利热电工程2×300MW等级燃气—蒸汽联合循环热电厂127. 神华国华广西广投北海电厂2×1000MW级工程128. 山西长子赵庄金光低热值煤发电项目（2×660MW）129. 钱营孜2×350MW资源综合利用电站工程130. 江苏中煤大屯热电“上大压小”新建项目131. 阳煤集团西上庄2×660MW低热值煤发电项目132. 中煤新疆准东五彩湾北二电厂3号4号工程133. 宁夏电投西夏热电厂二期2x350MW热电联产项目134. 江西赣能丰城电厂(三期)2×1000MW工程135. 珠海市钰海电厂燃气蒸汽联合循环热电联产项目136. 新疆晶和源新材料有限公司2×350MW项目137. 新疆生产建设兵团红星发电有限公司（2×660MW）项目138. 辽宁华润锦州电厂“上大压小”新建项目139. 榆林市榆能横山2×1000MW煤电一体化项目140. 麟游（2×350MW）低热值煤发电工程141. 国投华中内乡煤电运一体化电厂（南阳电厂）142. 华润仙桃2×660MW新建工程143. 青海桥头铝电股份有限公司3×660MW 工程144. 淮北平山电厂二期(1×1350MW)工程145. 赵石畔煤电一体化项目雷龙湾电厂项目146. 内蒙古酸刺沟矸石电厂二期(2×660MW）工程147. 中煤平朔安太堡低热值煤发电项目148. 贵州省六盘水市六枝路喜循环经济园区2×350MW供热发电机组工程149. 新疆兵团第七师奎屯五五工业园区2×350MW热电联产项目150. 惠来电厂5、6号机组2×1000MW扩建工程151. 湖北华润宁武2×350MW低热值煤发电工程安龙县热电联产动力车间项目152. 阿盟内蒙古金石镁业有限公司2×350MW自备电厂项目153. 内蒙古准格尔旗煤炭2×350MW超临界发电机组154. 河北建投寿阳2×1000MW煤电一体化项目155. 华盛江泉集团热电联产上大压小（2×350MW）工程项目156. 黄陵矿业集团有限责任公司店头电厂2×660MW燃煤电厂项目157. 瓮安县煤电磷锰一体化1×350MW一期工程158. 毕节织金新型能源化工基地热电联产动力站项目159. 山东威海南海新区燃气热电联产工程项目2×474MW160. 贞丰县工业园热电联产动力车间项目161. 淮南矿业集团潘集电厂一期2×1000MW燃煤机组工程162. 国投伊犁（2×660MW）扩建工程163. 乌海能源有限责任公司敖伦布拉格2×330MW自备发电厂164. 中电工程邓州2×660MW热电项目165. 东莞深能源樟洋电力有限公司2×390MW166. 府谷古城矿区4×1000MW燃煤机组项目167. 山东鲁西发电有限公司2×600MW煤炭地下气化发电工程168. 内蒙古京能四子王旗坑口电厂2×660MW机组工程169. 商丘裕东发电有限责任公司电厂二期2×350MW低热值煤发电项目170. 甘肃灵台电厂2×1000MW项目171. 郑庄2×600MW煤电一体化建设项目172. 广东京能徐闻发电厂一期2×1000MW燃煤发电机组工程。
华能福州电厂二期机组RB功能优化
为手动 ， 使压 力保 持 不 变 ， 以保 证 非
强制循 环锅 炉 的汽包 水 位 不致 因汽
包 压力 变 化 而 导 致 剧 烈 的波 动 ； 汽
轮机侧压 力调 节 由 限压 方式 切 为初
收稿 日期 ： ２０ 一 ９ １ ０５ ｏ — ９
维普资讯
华 能 福 州 电 厂 二 期 机 组 ＲＢ 功 能 优 化
江 宁 ， 李 棋 林 渭 平 王 世 海。 ， ，
（． 能福 州 电厂 ，福 建 长 乐 ３０ ０ ； ． １华 ５ ２０ ２ 西安 热 工研 究 院有 限公 司 ， 陕西 西安 ７ ０３ ） １０ ２
（ ）ＲＢ发生 后 ， 荷调节 切 至压 力 调 节方 式 时 间 ２ 负 太长 。Ｒ Ｂ发 生后 ， 组 由限 压 方 式 切 为 初压 方 式 ， 机 此 后 ２ ， ０ｓ 压力 调 节器 的压 力 设 定 值 由 Ｉ 前 压 力 设 定
压方 式 ， 汽轮 机 侧 负 荷 设定 器 由远 方 转 为 就 地 。 由于
１ Ｒ Ｂ原 设 计 功 能 简 介
华 能 福 州 电 厂 二 期 机 组 Ｄ Ｓ 采 用 西 门 子 Ｃ Ｔ Ｌ Ｐ Ｒ —Ｘ Ｅ ＥＥ Ｍ Ｐ系统 ， Ｈ 采用 西 门子 Ｓ ＭＡＤＹＮ ＤＥ Ｉ
系统 ， 机组 主控 系统见 图 １ 。
将 该 指令值 送 到锅 炉 主控 回路 替 代 了 原 来 的 指 令 值 （ １ ） 新 指 令 值 １５ ，
（ ８ ７ ） 入 了 主汽 压力 设 定 回路 且 ７． 进 经其 中 的函数 发生 器产 生 出新 的机 组
自动 压 力设 定 值 （２ ９ＭＰ ） １． ａ 。新 的 压 力设 定 值 与实 际 值 （ ６ ２ＭＰ ） １． ａ 的 偏 差前 馈 给汽 轮机 主控 ， 此 汽 轮 机 侧 的负 荷 设 定 值 因 从 ３ ０Ｍｗ 升 到 ３０Ｍｗ ， ５ ７ 主机 高压 调 节 阀 由 ４ 很 ５ 快 开 至 ７ ， 至 １０ 。也 就是 说 ， 汽压 力 偏差 值 Ｏ 再 ０ 主
福建发电厂简介
福建发电厂简介(总3页) -CAL-FENGHAI.-(YICAI)-Company One1-CAL-本页仅作为文档封面，使用请直接删除火电厂：福州华能电厂：福州市仓山区双湖三路6华能福州电厂位于福建省长乐市筹东，闽江南岸，是国务院批准的华能国际电力开发公司第一批建设项目，1994年6月30日改制后，成为华能国际电力股份有限公司第一批全资电厂之一。
电厂6台机组分为三期建设，2010年全部建成投产，总装机容量达到2720MW。
厂长：陈辉党委书记、纪检书记、工会主席：卓新录副厂长：庄将平、赵德远、寿兵、沈洪伟、许赞飞副总工：刘明奇华电可门发电有限公司：福建省福州市连江县可门福建华电可门发电有限公司系华电福建发电有限公司（以下简称福建公司）所属全资子公司。
福建华电可门发电有限公司福州可门火电厂（以下简称可门电厂）规划装机容量为8×600MW，一期工程为2×600MW超临界机组。
可门电厂位处福州市连江可门港区，距福州89公里。
建设可门电厂是福建公司实施中国华电集团公司发展战略的重要举措，可门电厂建成后将是福建的主力电源。
福建华电湄洲湾发电厂（燃煤发电）：福建省莆田市秀屿区东埔乡塔林村湄洲湾火电厂(Meizhou Wan Power Plant)位于中国福建省莆田市秀屿区东埔乡塔林村，是经国家批准的首家全外资电厂，采用BOT方式营运。
湄洲湾电厂一期工程装机容量为2×396MW，锅炉由Foster Wheeler公司制造，汽轮发电机组由Alstom公司制造。
宁德大唐电厂：福建大唐国际宁德发电有限责任公司位于福建省宁德市三都澳白马港，公司成立于2003年12月，由大唐国际发电股份有限公司、锦州华富能源投资有限公司、闽东能源投资有限公司、北京中电华泽投资有限公司共同投资建设和经营，各方出资比例为51%、34%、10%、5%。
公司下设总经理工作部、财务部、人力资源部、物资供应部、燃料管理部、安全监察部、设备部、发电部、扩建工程部、监察审计部和思想政治工作部11个部门。
华能福州电厂二期三、四号机组DEH
摘要：介绍了华能福州电厂二期工程#3、#4机组汽轮机控制系统的硬件构成、控制功能、主机保护以及汽轮机自动启动程序。
1 硬件构成华能福州电厂二期三、四号机组DEH系统采用德国西门子公司成套提供的SIMA— DYND数字控制系统、设计上采用了两套冗余模件互相热备用，得以提高安全性。
DEH 系统通过硬接线及H1 BUS高速总线与TXP 系统通讯实现其控制功能。
一套独立的控制系统由以下硬件构成：1．1 中央处理器模件PM42；1．2 I／O子模件IT41 IT42；1．3 处理器缓存模件MM4；1．4 数字量输出子模件EMIl；1．5 模拟量输出子模件EMl2；1．6 SINECL2总线通讯模件CST；1．7 机架通讯连接板CS22；1．8 SINEC Hl总线通讯模件CSHll；1．9 电源模件。
2 控制功能DEH控制系统在不同工况下控制调门开度，完成冲转、定速、并网、调负荷的功能，主要完成以下控制功能。
2．1 转速控制功能2．2 负荷控制功能2．3 压力控制功能2．4 自动控制功能2．5 阀门试验控制功能2．6 高压排汽温度控制2．7 高压叶片压力控制2．8 高压主冷却蒸汽压力控制3 汽机保护系统采用西门子公司的S5—95F可编程控制系统来构成汽轮机危急跳闸系统(EMER— GENCYTRIPSYSTEM简称EIS)，为了安全可靠地运行，该系统配置了4套能够独立执行保护任务的模件，采用2取2后的2取1控制方式，以保证保护系统既不会拒动也不会误动。
ETS系统的保护信号主要是通过与AS620B(TXP的基本型自动控制系统)通讯获得，而一些重要信号(如手动跳闸，超速保护，发电机保护等)直接硬接线输入到S5—95F可编程控制器。
3．1 汽轮机主保护项目：3．1．1 主汽温度低保护3．1．2 低旁喷水流量保护3．1．3 润滑油压力保护3．1．4 汽机轴向位移保护3．1．5 凝汽器水位保护3．1．6 压比保护A7／A8(7段抽汽压力／8段抽汽压力)3．1．7 压比保护A5／A6(5段抽汽压力／6段抽汽压力：3．1．8 低压缸排汽温度保护3．1．9 主油箱油位保护3．1．10 热段再热蒸汽温度低保护3．1．11 凝汽器压力保护3．1．12 高压叶片温度高保护3．1．13 低压叶片温度高保护3．1．14 轴承振动保护3．1．15 轴承温度高保护3．1．16 主汽温度高保护3．1．17 再热蒸汽温度高保护3．1．18 高压叶片压比保护3．1．19 冷却蒸汽阀旁路阀保护3．1．20 通风阀喷水流量低保护3．1．21 发电机端部液位高保护3．1．22 发电机冷氢温度高保护3．1．23 励磁机后热风温度高保护3．1．24 锅炉安全火焰丢失跳汽机保护3．1．25 汽机手动停机3．1．26 发电机跳闸联跳汽机3．1．27 主机火灾保护3．1．28 汽机超速保护3．1．29 发电机紧急排氢保护3．1．30 控制油箱油温度保护3．1．31 S5—95FA与BLI总线故障3．2 ETS系统特点与国内其它ETS系统相比，具有如下特点：3．2．1 该系统完全采用计算机控制而不是传统的继电器硬件控制。
福建省物价局关于华能福州电厂4号机组实行超低排放电价的通知-闽价商〔2016〕308号
福建省物价局关于华能福州电厂4号机组实行超低排放电价的通知
正文：
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福建省物价局关于华能福州电厂4号机组实行超低排放电价的通知
闽价商〔2016〕308号
中国华能集团公司福建分公司,国网福建省电力有限公司：
根据国家发展改革委、环保部、国家能源局《关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题的通知》（发改价格〔2015〕2835号）精神和省环保厅《关于华能国际电力股份有限公司福州电厂4号机组超低排放环保验收情况的函》（闽环防函〔2016〕156号）有关意见，经研究，决定对华能国际电力股份有限公司福州电厂4号机组实行超低排放电价，标准为每千瓦时1分钱（含税），自2016年8月13日起执行。
福建省物价局
2016年10月27日
——结束——。
福州华能电厂锅炉几起过热器钢爆管分析
锅炉过热器SA213-T91钢爆管分析1概述华能福州电厂3号锅炉是英国巴布科克公司设计制造的亚临界中间再热式自然循环汽包锅炉，锅炉最大连续蒸发量为1188t/h，过热器出口压力17.22Mpa，过热器出口温度541℃，再热器出口蒸汽压力4.34Mpa，再热器出口蒸汽温度541℃。
锅炉采用П型布置，尾部烟道由中隔墙分成炉前后两部分，过热器分三级，一级过热器布置在尾部烟道炉后侧（卧式布置），屏式过热器、末级过热器为悬吊结构的屏式过热器，分别布置在炉膛上部和水平烟道入口。
屏式过热器管双“U”型走向，管内蒸汽走向是前后进、中间出，共12屏，每屏2×28根管，管子材料及规格为入口段SA213-T22、Φ38×6.7，下部及出口段SA213-T91、Φ38×6.9。
2002年4月27日，屏式过热器发生爆管，爆管位置发生在B侧第五屏炉前组内圈第一根管（以下简称B5-1）。
爆漏点位于B5-1管出口段、顶棚过热器下部5380mm处，详见图1。
爆管处的过热器管材质为SA213-T91，规格为φ38×6.9mm。
爆管时锅炉累计运行14356小时。
为了查找爆管原因，在现场割开了B5屏炉前侧入口联箱检查孔，发现B5-1管节流孔（φ10.8mm）处有一团状异物，取出检查初步判定为薄铁皮或机加工金属物。
图1屏式过热器爆管位置示意图2试验方法与结果2.1宏观检查爆口宏观形貌如图2所示。
爆管发生在锅炉的迎流面，爆口较大，呈喇叭状，爆口边缘明显减薄，最薄处约为1.6mm。
爆破口沿管子轴向开裂，裂口长约65mm。
由于爆破时的反作用力，爆管发生严重变形，破口处折弯成90度，折弯后破口宽约98mm。
爆口附近管子内外表面均覆盖有一层较厚的黑褐色氧化皮。
同时，在爆口上下1m范围内，沿爆口轴线附近的内外表面均可观察到许多轴向小裂纹，而且这些表面裂纹都集中在管子迎流面一侧。
D1 D1，迎流面D2图2屏式过热器爆管宏观形貌图3爆口附近管子横截面示意对管子壁厚检查发现，破口上下1m范围内同一截面存在较大的壁厚差，且薄壁一律都与破口同一方向，见图3。
DCS典型故障原因分析
DCS典型故障和热控保护动作的分析1.DCS典型故障原因分析与防范对策2.预防DCS系统不正确动作的几点看法3.LC卡通讯中断问题的探讨4.某电厂#4机组高调门关闭问题的分析及处理5.某电厂DCS系统死机离线测试情况6.某热电厂#4机（100MW）DCS通讯紊乱事故的情况7.某厂#2机组DPU异常事件分析及处理8.某电厂＃3机组驱动程序不匹配引发的DCS网络通讯故障9.某厂#1炉汽包水位高Ⅲ值MFT动作跳闸10.某厂#4机组DCS人机接口站感染病毒11.一起DCS系统异常的分析及处理12.XDPS组态时间配合异常事件分析13.电动给水泵跳闸原因分折14.某厂#12炉灭火保护动作情况分析15.某厂汽包水位保护误动作原因分析及处理16.某厂#1炉火检控制柜电源故障停机分析17.某公司#1机组汽包水位重大未遂事故的分析18.机组“风量<25%”MFT事故分析19.某电厂#13炉MFT动作原因的分析20.二次风量保护误动MFT原因的分析21.隔离器电源接线松动导致锅炉MFT动作22.某发电厂#3机组8月20日跳闸原因的分析23.三重保护解除造成的断油烧瓦24.某厂#4机组汽机串轴保护误动机组跳闸事故的分析25.某电厂12月6日#2机水位保护拒动事件的分析26.某发电公司热控专业典型事故案例分析27.某电厂#3机UPS电源故障造成DCS失电的分析28.某厂#3机ETS电缆故障引起机组跳闸停机事故29.某机组“DEH跳闸电源故障”案例分析30.DCS电源故障引发的MFT事故分析及预防措施31.从一起电源故障谈DCS电源可靠性32.某电厂#3机组4月26日跳闸解列情况的分析33.强行解除保护造成炉膛爆炸DCS典型故障原因分析与防范对策摘要：本文介绍了国内火力发电机组所应用的几种类型DCS的故障情况，并对发生的故障进行了深入细致地分析，制定出了有效防止DCS故障的方法和措施，大部分方法已得到实际应用，取得了良好的效果，大大减少了运行机组事故的发生。
发电厂AVC控制原理及调节过程
发电厂AVC控制原理及其调节过程AVC是现代电网提高电压质量和降低线损的根本措施。
AVC与AGC被誉为现代电网的两大控制系统。
在自动装置的作用和给定电压约束条件下，发电厂（机）的励磁、变电站和用户的无功补偿装置的出力以及变压器的分接头都能按指令自动进行闭环式的调整，使其注入电网的无功逐渐接近电网要求的最优值Q优，从而使全网的无功电压潮流接近最优，达到电压好和线损低的目的，这个过程叫AVC。
自动控制和全网有最优无功潮流是AVC的两大特征。
1无功分层平衡在交流电网中，输电线路，尤其是变压器的电抗远大于电阻（X》R），应当避免无功的远距离传输，尤其是力求避免无功的过网传输。
为此，无功应实行分层控制，做到分层平衡，力求通过变压器的无功尽量少。
最终使得送、受端电网和高峰、低谷负荷之间的电压波动小和线损率低。
因此，无功分层平衡是无功就地平衡原则在处理10～500 kV电网层间无功流动问题时的具体运用。
2 自动电压控制（AVC）在自动装置的作用和给定电压约束条件下，发电厂（机）的励磁、变电站和用户的无功补偿装置的出力以及变压器的分接头都能按指令自动进行闭环式的调整，使其注入电网的无功逐渐接近电网要求的最优值Q优，从而使全网的无功电压潮流接近最优，达到电压好和线损低的目的，这个过程叫AVC。
自动控制和全网有最优无功潮流是AVC的两大特征。
3 ΔUJ潮流程序维持输电线路无功分点恰恰位于线路中点的线路首末两端电压之差称为经济压差。
每条线路都有一个无功分点，且在本线的中点，这种潮流叫经济压差最优无功潮流。
线路在ΔUJ 支持下，只有有功在电阻上的电压降落（ΔUJ＝（PR＋QX）／U＝PR／U），电压质量最好，接近直流线路运行。
线路传输无功造成的有功损耗最小，它为无功分点在首（末）端母线上时有功损耗的1／4,，而且也使线路两端所接的主变压器有功损失之和为最小或接近最小。
电网电压无功自动控制系统A VC,用于自动控制各主要电网节点的电压保持稳定，无功功率分区自动补偿，减少人工调节工作量，增加电压调节的及时性，实现全网无功的经济、优化调度。
[Word]DCS安装、调试中经常出现的问题及改进措施
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DCS安装、调试中经常出现的问题及改进措施从热控技术的发展趋势看，今后新建及改造的大机都将采用分散控制系统（DCS）。
DCS的安装、调试工作从厂用受电前开始到机组移交生产，贯穿机组调试工作的始终，对于保证机组高质量完成168h试运、移交生产、争创精品工程具有十分重要的作用。
本文重点介绍有关DCS的安装、调试中经常出现的问题及进措施。
一、DCS的安装要求1.1 DCS对环境的要求安装DCS设备时，安装环境对DCS的运行状况有很大的影响，因此要十分重视安装DCS设备的环境。
安装DCS设备必须在其安装位置的室内装修、消防、空调等安装工作结束，环境清洁，温度、湿度适宜，必要时能投用空调的情况下才能开始，以避免因温度损伤和积尘脏污造成以后的设备运行隐患。
计算机系统附近不应用较大的动力电器设备，不应在计算机室内使用较大功率的对讲机、手提电话等，即环境磁场强度应限制在计算机系统规范所允许的最小磁场强度以下。
在华能福州电厂二期工程1号机组的试运过程中曾发生过因在电子设备间使用对讲机造成信号抖动的现象。
1.2 DCS对接地的要求控制系统的妆地是为了给整个系统提供一个统一的、公共的、以大地为零的基准电压参考点。
当供电或设备出现故障时，通过有效地接地系统承受过载电流，并迅速传至大地。
还可以为DCS设备提供屏蔽、消除干扰。
因此，正确的接地是保证控制能够稳定、安全运行的关键之一。
DCS对接地有非常严格的要求。
经验表明，在调试、试运阶段，很多热控系统的故障是由于接地不当此起的。
在接地系统中，比较容易出现的问题有：(1)连接头未压焊或焊接不牢造成虚焊；(2)螺栓连接点因震动而引起松动；(3)连接点因腐蚀引起接触不良；(4)接地极电阻增大，接地极同电网断开；(5)地线布线不合理。
1.3 对电缆敷设的要求在新疆红雁池第二发电有限责任公司一期工程1号机机组的调试过程中，发现DCS端子柜公共端有电压被抬高现象，除去正常工作电压外仍有80～180V交流感应电压，致使部分设备我法正常操作，甚至正常运行的设备莫名其妙跳闸。
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摘要：介绍了华能福州电厂二期工程#3、#4机组汽轮机控制系统的硬件构成、控制功能、主机保护以及汽轮机自动启动程序。
1 硬件构成华能福州电厂二期三、四号机组DEH系统采用德国西门子公司成套提供的SIMA— DYND数字控制系统、设计上采用了两套冗余模件互相热备用，得以提高安全性。
DEH 系统通过硬接线及H1 BUS高速总线与TXP 系统通讯实现其控制功能。
一套独立的控制系统由以下硬件构成：1．1 中央处理器模件PM42；1．2 I／O子模件IT41 IT42；1．3 处理器缓存模件MM4；1．4 数字量输出子模件EMIl；1．5 模拟量输出子模件EMl2；1．6 SINECL2总线通讯模件CST；1．7 机架通讯连接板CS22；1．8 SINEC Hl总线通讯模件CSHll；1．9 电源模件。
2 控制功能DEH控制系统在不同工况下控制调门开度，完成冲转、定速、并网、调负荷的功能，主要完成以下控制功能。
2．1 转速控制功能2．2 负荷控制功能2．3 压力控制功能2．4 自动控制功能2．5 阀门试验控制功能2．6 高压排汽温度控制2．7 高压叶片压力控制2．8 高压主冷却蒸汽压力控制3 汽机保护系统采用西门子公司的S5—95F可编程控制系统来构成汽轮机危急跳闸系统(EMER— GENCYTRIPSYSTEM简称EIS)，为了安全可靠地运行，该系统配置了4套能够独立执行保护任务的模件，采用2取2后的2取1控制方式，以保证保护系统既不会拒动也不会误动。
ETS系统的保护信号主要是通过与AS620B(TXP的基本型自动控制系统)通讯获得，而一些重要信号(如手动跳闸，超速保护，发电机保护等)直接硬接线输入到S5—95F可编程控制器。
3．1 汽轮机主保护项目：3．1．1 主汽温度低保护3．1．2 低旁喷水流量保护3．1．3 润滑油压力保护3．1．4 汽机轴向位移保护3．1．5 凝汽器水位保护3．1．6 压比保护A7／A8(7段抽汽压力／8段抽汽压力)3．1．7 压比保护A5／A6(5段抽汽压力／6段抽汽压力：3．1．8 低压缸排汽温度保护3．1．9 主油箱油位保护3．1．10 热段再热蒸汽温度低保护3．1．11 凝汽器压力保护3．1．12 高压叶片温度高保护3．1．13 低压叶片温度高保护3．1．14 轴承振动保护3．1．15 轴承温度高保护3．1．16 主汽温度高保护3．1．17 再热蒸汽温度高保护3．1．18 高压叶片压比保护3．1．19 冷却蒸汽阀旁路阀保护3．1．20 通风阀喷水流量低保护3．1．21 发电机端部液位高保护3．1．22 发电机冷氢温度高保护3．1．23 励磁机后热风温度高保护3．1．24 锅炉安全火焰丢失跳汽机保护3．1．25 汽机手动停机3．1．26 发电机跳闸联跳汽机3．1．27 主机火灾保护3．1．28 汽机超速保护3．1．29 发电机紧急排氢保护3．1．30 控制油箱油温度保护3．1．31 S5—95FA与BLI总线故障3．2 ETS系统特点与国内其它ETS系统相比，具有如下特点：3．2．1 该系统完全采用计算机控制而不是传统的继电器硬件控制。
3．2．2 汽机跳闸的任务是由每一个曲动机各自的跳闸回路实现的，而不是由一个传统油系统总的跳闸回路来实现。
3．2．3 该机组没有机械超速保护跳闸功能，而仅有两套电超速保护跳闸回路。
3．2．4 在汽机就地没有传统的机械打闸和挂闸装置，而只有远方手动打闸和一套远方模拟挂闸系统。
3．2．5 保护项目大量采用典型的西门子式的三取二保护设计，即每项保护都通过三个判断信号取二个满足时，或一个判断信号满足且另一个信号故障时．或三个信号全部故障时保护动作。
3．2．6 保护项目大量采用复杂的工艺特性保护，而不是传统采用的定值保护。
3．2．7 保护项目数量多，如果按照各逻辑分项统计，其数量达到150次项。
4 SGC汽机子组启动由AS620B基本自动控制系统(AP36)、SIMADYN数字控制系统，汽机保护系统以及OM650过程控制和管理系统，共同实现对汽轮机启动过程的控制，操作及监视。
在过程处理器AP36中有一个专门用于汽轮机启动的子组SGC(Sub Group Control)它可接收单元机组控制GC(Group Conwol)来的指令也可直接在OM画面上由运行人员进行投退操作，实现对汽机的启动控制。
汽机子组控制程序如下：4．1 确认机组的循环水系统，辅助冷却水系统，闭冷水系统已投运正常(步骤1、S1)4．2 发出汽机供油组起动指令(S2)确认以下条件满足：4．2．1 汽机供油组起动4．2．2 凝结水泵子组起动4．3 发出真空组起动指令，低旁压力控制信号最小指令(S3)确认以下条件满足4．3．1 低旁压力控制信号<-40％4．3．2 真空组起动4．3．3 当凝汽器压力< 80kpa abs时，执行下面步骤4．4 起动汽机／低旁阀子组(S4)确认5分钟内发出下列条件满足：4．4．1 控制油供应子环准备就绪并投入ON4．4．2 控制油冷却子环准备就绪并投入ON4．4．3 至少一侧高压主汽阀子环及高压阀子环投入ON4．4．4 至少一侧中压主汽阀子环及中压阀子环投入ON4．5 将机组压力控制置为初压方式(S5)确认5秒内初压方式投入ON4．6 投入汽机本体疏水自动，发电机主开关选择状态(S6)4．6．1 汽机本体疏水子环、抽汽止阀投入ON4．6．2 开各疏水阀4．6．3 置发变组220KV开关非选择状态4．7 确认全部主汽阀、调节阀关闭，汽机本体全部疏水阀全开，所有抽汽逆止阀关闭。
4．8 励磁机干燥风机子环投0N(S7)确认：主机跳闸条件中各参数正常；主机润滑油冷却器出口温度>37℃；盘车正常，汽机疏水组无故障，-30K<高压缸差<+30K；凝汽器压力< 80kpa；4．9 起动油泵控制SGC，并起动高压缸冷却排汽阀(S8、S9)4．10 投入低旁压力控制及低旁压力自动设定值调整器，起动高压缸冷却排汽阀，并开启左右中压主；气阀前疏水电动阀(S1 S11)。
检测X2标准，准备打开主汽阀X2标准：汽机进口主蒸汽的饱和温度< 高压调节阀的阀体平均温度+X2。
4．11 若X2标准满足，则关闭左右高压调节阀前疏水电动阀(S12)4．12 汽机复置，设定初负荷(215MW)(S13 S14)起动设备的输出信号从0％开始上升，当>12．5％时复置跳闸系统(ETS)，当>22．5％时高中压汽阀的跳闸电磁阀关闭，当>32．5％时，高中压调节阀的跳闸电磁阀关闭，当>42．5％时高中压主汽阀的前导电磁阀打开，油动机．进油，高中压主汽阀打开。
4．13 预热5分钟(S15)，在10分钟内确认下列条件满足，执行下一步：主蒸汽流量>32kg／sTSE温度裕量>30k 汽机进口主蒸汽过热度>20K汽机进口再热过热度>20KX1标准正常：高旁前主蒸汽的饱和温度>高压调节阀的阀体平均温度+X14．14 开启左右高压主汽阀前疏水阀，开启左右高压调节阀前疏水阀，预热3分钟后全开上述四个疏水阀(S16 S17) 4．15 确认高中压缸温度正常(-30—+30K)，轴封汽压力控制自动状态，发电机正常(S18)4．16 确认有关疏水阀状态正确，投入选择蒸汽导电度子环(S19)，确认以下冲转条件满足：凝汽器压力<13Kpa abs高压主汽阀前蒸汽温度>380℃X4标准正常：高压主汽阀前蒸汽温度>主蒸汽饱和温度+X4S5标准正常：高压主汽阀前蒸汽温度>高压转子平均温度+X5X6标准正常：中压主汽阀前蒸汽温度>中压转子平均温度+X6蒸汽品质合格(导电度<0．5mys／cm)主蒸汽、再热汽过热度>30K高中压缸温度正常(-30—+30K)TSE温差裕量>30K4．17 手动将高压调节阀限位信号升至>102％(S20)4．18 发命令至汽机控制器(STC)设定目标转速840rpm(S21 S22)4．19 当转速大于800rpm时，高压主汽阀前疏水阀关闭(S23)4．20 (S24)这时若释放正常转速RELEASE NOMINAL SPEED复置RESET信号存在，则OM上"NOT ON"报警，应手动将其释放。
确认以下暖机结束条件成立，准备升至额定转速：凝汽器压力<13kpa abs。
主蒸汽、再热汽温度>380℃XTA标准正常：高旁前主蒸汽温度<高压转子平均温度+XTAXTB标准正常：中压主汽阀前主蒸汽温度<中压转子平均温度+XTBTSE温度裕量>30K发电机正常4．21 暖机结束，SIC转速目标设定3015rpm，并复置RESET释放正常转速RELEASE NOMINAL SPEED(S25)4．22 当转速设定值>3012rpm，且实际转速>2940rpm后，关闭左右高压调节阀前疏水阀(S26 S27)4．23 实际转速至3000rpm，开始3000rpm暖机，直到暖机结束条件，准备并网(S28 S29)X8标准正常：中压主汽阀前蒸汽温度中压转子平均温度+X8主蒸汽温度>440TSE温差裕量>15K以上暖机结束条件满足时，确认：发电机电压控制器自动状态发电机正常，冷氢温度<48℃励磁机状态正常，热风温度<60℃4．24 励磁设备投入0N，主变220kV开关选择"AUTO"(S30)4．25 确认发电机电压>90％后，同期装置选择2，投入发电机自动同期装置(S31)4．26 同期条件满足，发电机并网带初负荷25MW，子组发指令将起动设备的信号升至>99％(S32)4．27 发电机并网后，随着负荷的增加，高低旁渐渐关小直至关闭4．28 当以下条件成立，则子组起动结束(S34 S35)高压缸不在冷却方式运行主蒸汽流量>32kg／s实际负荷>25MW高旁减温度截止阀关闭左右中压调节阀阀位均大于1％5．1 调试中出现的问题及解决方法5．1．1 汽机首次冲转时，由于TXP系统中转速设定量程为0—3600转／分，而PEH系统中转速量程为0—3000转／分，造成在OM上设定暖机转速840转／分时，实际汽机定速在700转／分，后将量程统一为3000转／分后，此间题解决。
5．1．2 在汽机运行期间曾多次山现调门工作点故障报警，这项报警会产生一外调节器故障信号，并在OM上显示“SETP—-CRL STOP"，这时负荷设定停止，工作点报警四个调门均出现过，后经修改各个调门阀位控制器的参数在允许范围内适当放宽报警限度，报警出现次数大为减少。