600MW汽轮机组运行中高加检修后投运
国产600MW机组满负荷高加解列事故分析及应对策略
由于 高加 加热 汽源 取 自汽轮 机各 级 抽汽 ，高加汽 侧 水位 高 会 列 ，、、 段 抽 汽将 进 入 中 、 １２ ３ 低压 缸做 功 ， 因此 高加 解列 后 ， 不 及 若 引起 汽机 进 水导 致损 毁汽 轮机 的危 险 ，引起 高加 水位 高 的 可能 原 时 调 节 ， 组 负荷 将 会 大幅 上 升 （ ６ Ｍｗ ， 台高 加 占 １３ ， 机 约 ０ 每 ／ ） 本 因 ： １水 位 变送 器 数 值指 示 输 出错 误 ； ２ 高加 安全 门误 动 ， 生 次 ＃ 机 组 高 加解 列 ， 图 １曲线 ７ 负 荷） 示 ， 组 负 荷 １ ：８ （） （ ） 产 ｌ 如 （ 所 机 Ｏ０ ： 虚假 水位 ； ３ 高加 疏 水 门卡 涩 ， 位 自动 控 制 失灵 ； ４ 高加 水侧 ２ 最 高达 到 ６ １ （） 水 （） ８ ７ Ｍｗ， 到汽 轮机 组 的极 限工 况 ， 时汽轮 机 的 动 达 此 破管 ， 量高压 给水 进入 汽侧 。 大 静 间隙 、 力 瓦 、 向位 移 承 受极 大 的工 作 负 荷 ， 推 轴 极大 地 威 胁汽 轮
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羹
国产 ６ ０ ０ ＭＷ 机组满负荷高加解列事故分析及应对策略
杜 长 华
（ 东 国 华 粤 电 台 山发 电 有 限 公 司 ， 东 台 山 ５ ９ ２ ） 广 广 ２ ２ ８
摘
要 ： 细介 绍了国产 ６ ０ＭＷ 机组满负荷高加解列 时的影响点， 详 ０ 对各个影响点加 以分析 ， 并对满 负荷高加解列时提 出应对 的策略 。
负荷工 况下 高加 解列 事故 进行 定 性定 量分 析并 制 定出相 应 的控 制
策 略 显得尤 为重 要 ，避免 在面 临相 应 工况 高加解 列 处 理时 值班 员
600MW超临界火电机组仿真机实习题(可作为现场实际操作的参考)
（一）汽机正常操作部分1、操作题：凝结水泵倒换（＃1倒换至＃2运行）（35分）工况号：15考核要点：1)确认＃2凝结泵处于“备用”状态(3分)2)解除＃2凝结泵“联锁”，启动＃2凝结泵(6分)3)确认＃2凝结泵运行正常(6分)4)关闭＃1凝结泵出口门，检查凝结水压力保持稳定，停运＃1凝结泵(8分)5)确认凝结水母管压力正常(6分)6)将＃1凝结泵及出口门联锁投入“自动”(6分)2、操作题：凝结水泵由运行转检修（＃1凝结泵运行）（35分）工况号：15考核要点：1)启动备用凝结泵，停运＃1凝结泵，解除＃1凝结泵“联锁”(8分)2)检查＃1凝结泵出口门已关闭，关闭＃1凝结泵进口门(5分)3)将＃1凝结泵及出、入口门电机停电(4分)4)关闭＃1凝结泵抽空气门(5分)5)关闭＃1凝结泵密封水门(5分)6)开启＃1凝结泵入口放空气门、放水门，保持汽轮机真空稳定，布置安全措施(8分)3、操作题：投入定子冷却水系统（35分）工况号：67考核要点：1)确认定子冷却水系统检修工作结束，工作票已终结（3分）2)确认发电机内部氢气压力已达到规定压力（3分）3)关闭定子冷却水系统放水门（4分）4)检查定子冷却水水质合格（4分）5)将定子水箱补水至正常水位（5分）6)开启发电机定子冷却水进、出口门（3分）7)开启定子冷却水系统再循环门（5分）8)启动定子冷却水泵，调整定子冷却水压至正常，低于氢压一定值（8分）4、操作题：汽轮机冲转至3000r/min（冷态启动）（35分）工况号：53考核要点：1.确认汽轮机各保护已投入运行(2分）2.确认已满足汽机冲转参数(3分）3.挂闸，确认再热主汽门全开，再热主汽门旁路门全开，高排逆止门在自由态。
(3分）4.投入主汽门控制，点击启机按钮检查高压调速汽门全开，机组开始升速。
(5分）5.开启高缸通风阀及其减温水，控制高压缸排汽温度。
(2分）6.400rpm时进行摩擦检查，然后继续升速至2000rpm暖机(3分）7.冲转过程中检查机组振动、胀差、串轴、瓦温、回油温度等参数正常(5分）8.按规程规定严格控制好汽机升速率v2分）9.定速3000 r/min ，切换主油泵(5分）10.升速过程中就地检查汽轮机测温、测振，听声音(5分）5、操作题：5#低加退出运行（35分）工况号：15考核要点：1)缓慢关闭五段抽汽至＃5低加电动门。
高加解列对660MW超临界机组的影响分析
高加解列对660MW超临界机组的影响分析作者：徐振来源：《山东工业技术》2018年第07期摘要：本文通过对宁夏京能宁东电厂#2机组高加解列前后运行工况的分析，总结出一些相关的运行经验，针对超临界机组高加紧急解列的操作方法及处理步骤提出一些个人建议，对同类型机组具有一定参考价值。
关键词：660MW；直流锅炉；高加解列DOI：10.16640/ki.37-1222/t.2018.07.1721 设备概述宁夏京能宁东电厂#2锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的超临界参数变压运行螺旋管圈加垂直管直流炉，单炉膛、一次中间再热、采用切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构Π型锅炉、室内布置燃煤锅炉，锅炉采用紧身封闭，锅炉型号为HG-2210/25.4-YM16型。
汽轮机为哈尔滨汽轮机有限公司660MW超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、凝汽式汽轮机型号为CLNJK660-24.2/566/566。
汽轮机设置两个高压主汽门和四个高压调门、两个中压主汽门及四个中压调门，具有七级非调整回热抽汽，设有三台高压加热器、一台除氧器、四台低压加热器。
2 工况分析根据超临界机组的运行特性，尤其是超临界直流锅炉的运行特性，锅炉在高加解列时，随着给水温度的快速下降，锅炉的运行特性将会发生很大的变化，锅炉特性变化将会对整台机组的运行调整带来新的挑战。
下面对宁夏京能宁东电厂#2机组600MW负荷高加解列工况进行分析，希望找出规律，提供参考：#2机组在2017年3月由于#2高加正常疏水调阀内漏退出高加进行检修，下面对此次高加退出前后的相关数据进行简要的对比和分析。
2.1 高加解列前后燃料量的变化分析我厂#1机组曾经发生在满负荷高加跳闸事故，高加跳闸后机组负荷由660MW突升至715MW，由于高加跳闸会导致锅炉主控跳出自动，机组控制模式切至机跟随方式，汽机跟随方式对于我们处理事故是有利的，这样主汽压力变动幅度较小，主汽压力稳定了给水就比较容易调整。
600MW汽轮机本体检修准备
600MW汽轮机本体检修准备摘要：随着目前大机组的迅猛发展，检修质量、工期的要求逐步严格，对于检修的充分准备越来越重要，本文对600MW汽轮机的检修从专用工器具、特殊工种配合、备品配件和材料、技术资料等几个方面需要做的准备工作进行了详尽介绍，希望能够对各位同行有一些指导价值。
关键词：600MW汽轮机本体大修准备前言汽轮机为哈尔滨汽轮机有限责任公司制造的亚临界、一次中间再热、单轴、四缸、四排汽、反动凝汽式汽轮机，型号是。
汽轮机高、中压缸均为双层结构，高压缸各级反向布置蒸汽通过4个喷嘴组进入1个调节级及10个高压压力级做功后经高压缸下部两侧排出进入锅炉再热器再热后的蒸汽从机组两侧的中压主汽门、调节汽门及4根中压导汽管从中压汽缸中部进入双分流中压缸的9个反动式压力级后再从中压缸上部4个排汽口排出合并成两根分别进入1、2号低压缸。
低压缸为双分流结构蒸汽从中部流入，经正、反向7个反动压力级后从4个排汽口向下排入2个高低压凝结器。
高压缸为1个调节级10个压力级，中压缸为正反各9个压力级，两个低压缸分别有正反向各7个压力级，汽轮机总长为，低压末级叶片高度为1000 mm，汽机设有8段非调整抽汽。
汽机设有8个支持轴承和1个推力轴承，高、中压转子为4块可倾瓦轴承，低压转子5#轴承为2块下半可倾瓦轴承，低压转子6#、8＃瓦为4瓦块可倾瓦，7＃轴承为圆轴承，低压转子轴承都设有顶轴油。
本汽轮机1—4号轴瓦为四瓦块可倾瓦，5、7号瓦为二瓦块可倾瓦，6、8号轴瓦原设计为短园瓦，经改造后更换为四瓦块可倾瓦。
本汽轮机盘车装置为链条、蜗轮蜗杆、齿轮复合减速、摆轮啮合的低速盘车装置，安装在汽轮机8号轴承座9号轴承座之间。
驱动电动机型号为Y-200-6型，功率45Kw，980r/min，经减速后，盘车转速为3 r/min。
一、600MW汽轮机检修工艺特点：600MW机组汽轮机大修工期按照《发电设备检修导则》规定，600MW机组A级检修停用时间为60~68天。
600MW机组高加停运对汽轮发电机组的影响分析
工 业 技 术
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Ｃ ｈ ｉ ｎ ａ ｓ ｃ ｉ ｅ ｎ ｃ ｅ ａ ｎ ｄ Ｔ ｅ ｃ ｈ ｎ ｏ ｌ ｏ ｇ ｙ Ｒ ｅ ｖ ｉ ｅ ｗ
６ ０ ０ ＭＷ 机 组高 加停 运 对汽轮发 电机组 的影 响分析
王 同富
（ 河北 唐山 ０ ６ ３ ０ ０ ０ ）
２ ． ２ 对 汽轮机 运行 的经济性 的影 响
高 加停运 后 ， 由于进入 锅炉 汽包 的给 水温度 降低 ， 该机 组给 水温度 降低９ ６ ℃， 使锅炉各 受热面 的吸热量发生 改变 ， 而且 由于锅 炉 出口蒸汽参数 需求不变 ， 省煤器 、 水 冷壁 的吸热量 需求增 大 ， 加上整 个汽 轮发 电机组 的循环热 效率 的降 低， 使 锅炉 的 燃料 量相 应增 加 ， 本 机 组高 加停 运在 满 负荷 工 பைடு நூலகம்反 平衡 煤 耗 由 ３ ０ ６ ｋ ｇ ／ ｋ ｗｈ ￣大 到３ ３ ０ ｋ ｇ ／ ｋ ｗｈ 。 因给煤量 的增 加 ， 使通 过过 热器 、 再 热器 的烟 气量 也 明显增大 ， 过 热器 、 再热器 的壁温 会升高 ， 过 热器 、 再热 器的 出 口蒸 汽温
高 加停 运后 ， 进 入锅炉 的给水 温度降 低 ， 尾部受热 面的换 热介质 的温差 增
大， 换热量增大 ， 锅炉的排烟温度降低。 该机组高加停运后在满负荷工况下， 锅
炉排 烟温度 降 低 １ ２ ℃， 锅 炉效率 相应增 加 了１ ． ４ ％。 由于高 加停 运 ， 给水 温度 降 低， 进入锅炉 的给水焓 值降低 ， 锅炉若要 维持 出口蒸汽参数 不变 ， 所 需燃料量 增 加， 将造成 过 热器和再 热器温 度升 高 ， 减温水需 求量增 大 ， 该机组 高加停 运 ， 主
600MW机组运行规程完整
600MV机组运行规程1.机组主要控制系统1.1燃烧管理系统（BMS1.1.1BMS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（CCS1.2.1CCS^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-山A）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（RUNBACK1.3.1.7主汽压控制（TPC1.3.1.8多阀（顺序阀）控制1.3.1.9阀门试验1.3.1.10OP（控制1.3.1.11汽轮机自动控制（ATC1.3.1.12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：a.不带旁路主汽门启动时（BYPASS OFFb.带旁路启动时（BYPASS ON1.3.2.2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。
600MW机组高加退出对参数影响分析
600MW机组高加退出对参数影响分析徐海龙摘要：内蒙古岱海发电有限责任公司一期的高加长时间退出运行，对机组的经济性产生了较大的影响。
本文全面的从机组各个角度进行了分析对比，并就产生的这种的变化的原因进行分析说明。
关键字：高加、抽汽、除氧器、给水、凝结水、煤量第一部分高加的基本参数内蒙古岱海发电有限责任公司一期工程2×600MW汽轮发电机是上海电机制造厂在引进美国西屋公司技术并经改进后生产的新型产品。
机组抽汽共分八段，其中三台高加的汽源分别取至机组一段抽汽、二段抽汽、三段抽汽。
其主要作用是利用抽汽回热增加机组蒸汽的利用率，提高机组经济性。
第二部分高加长时间退出的具体分析九月初，一号高加事故疏水调门存在门芯脱落、动作迟缓、及其它缺陷。
为了配合检修人员尽快处理缺陷，保证机组长周期运行。
决定将高加汽侧退出运行。
在高加汽侧退出运行后，同等负荷下机组的主要参数发生了一些变化，如下图是对应600MW下的一些具体数值变化：图表 1 高加退出后运行参数图表 2：高加退出时机组参数图表 3 正常运行参数图表4：高加正常投入时机组参数图表 5 高加退出运行上水画面图表 6 高加退出运行轴封画面图表 7 高加退出运行后制粉系统画面除了以上图片中看到的，具体还有那些参数也发生了变化呢？通过对DCS画面的监视、分析、总结，发现：一、过热器和再热器的减温水量增大；二、空预器入口、出口烟温降低；三、总煤量增大；四、凝结水流量增大；五、凝泵出口压力升高；六、给水温度降低；七、低压缸排汽温度升高，真空下降；八、给水流量减少；九、低负荷时，两台前置泵流量摆动，前置泵电流降低；十、空预器出口一次、二次热风温度降低；十一、磨煤机出口温度偏低；十二、汽机调门开度变小；十三、省煤器出口温度下降；十四、轴封压力升高，轴封溢流调门开度增大；十五、一级过热器出口壁温偏高；十六、高压缸排气温度升高；十七、高压缸排汽压力升高；十八、再热汽压力升高；十九、各监视段压力略有升高；二十、磨煤机及六大风机电流增大。
600 mw火电厂高加水位控制及高加解列应对措施
600 MW火电厂高加水位控制及高加解列应对措施傅 浩(大唐阳城发电有限责任公司，山西 晋城 048102)Water Level Control and Disconnection Measures for High-pressure Heater in600 MW Thermal Power PlantFU Hao(Datang Yangcheng Power Generation Co., Ltd., Jincheng 048102)〔摘 要〕 600 MW 机组高加只有当蒸汽和水的温度以及高加水位都符合设计要求时，高加才能保证经济性能，因此，高加正常水位成为高加运行的一个重要指标。
为了更好地控制高加水位，可充分利用现有的正常疏水气动调阀和事故疏水气动调阀，将水位控制在最佳状态。
通过增加高加解列触发RB 功能，快速应对高加解列对机组的影响，保证机组的安全运行。
〔关键词〕 高压加热器；水位控制；高加解列；快速减负荷Abstract :Only with the temperature of steam and water and the water level of the high-pressure heater of 600 MW thermal power unit meeting the design requirements, the economic performance of high-pressure heater can be guaranteed. Therefore, the normal water level of the high-pressure heater becomes an important indicator for the operation of the high-pressure heater. In order to better control the water level of high-pressure heater, the existing normal drain pneumatic control valve and emergency drain pneumatic control valve may be fully used to control the water level to its optimal state. By adding the RB function of high-pressure heater disconnection trigger, the impact of high-pressure heater disconnection on the unit can be dealt with swiftly to ensure the safe operation of the unit.Key words :high pressure heater; water level control; high-pressure heater disconnection; rapid load reduction 中图分类号:TM621.4 文献标识码:A 文章编号:1008-6226 (2020) 04-0067-03最后从3号高加接入除氧器。
金堂电厂600MW#2高加下端差偏大的原因及处理
金堂电厂600MW#2高加下端差偏大的原因及处理摘要：针对金堂电厂600 MW亚临界燃煤火力发电机组，分析#2高压加热器下端差偏大的原因和系统缺陷，提出改进优化措施，提高高加运行的热经济性和安全稳定性。
关键词：高压加热器；端差；经济性高压加热器，简称高加，是在火力发电厂中利用回热抽汽对锅炉给水进行加热的表面式换热装置，可以提高锅炉给水温度，降低机组能耗，从而提高机组热效率。
我厂机组为N600-16.7/538/538-2型汽轮机，系东方汽轮机厂与日立公司合作设计生产的亚临界、一次中间再热、凝汽式、单轴、双背压、三缸四排汽、冲动式汽轮机。
其中我厂#2高压加热器型号为JG-2300-2。
一、高压加热器的原理和结构1、高压加热器的工作原理一台加热器内部可分为蒸汽冷却段、凝结段、疏水冷却段三个换热部分，其每个阶段的具体工作原理如下：蒸汽冷却段是利用从汽轮机抽出的蒸汽的一部分显热来提高给水温度的。
它位于给水出口流程侧，并有包壳板密闭。
采用蒸汽冷却段可以提高离开加热器的给水温度，使其接近或略超过该抽汽压力下的饱和温度。
从进口管进入的过热蒸汽在一组隔板的导向下，以适当的线速度和质量速度均匀地流过管子，并使蒸汽保留有足够的过热度以保证蒸汽离开该段时呈干燥状态。
这样，当蒸汽离开该段进入凝结段时，可以防止湿蒸汽冲蚀和水蚀的危害。
凝结段是利用蒸汽冷凝时的潜热来加热给水的。
一组隔板使蒸汽沿着加热器长度的方向均匀分布，起支撑传热管的作用。
进入该段的蒸汽，根据汽体冷却原理，自动平衡，直至由饱和蒸汽冷凝成饱和的凝结水，并汇集在加热器的底部，收集非凝结气体的排气管必须置于管束最低压力处以及壳内容易聚集非冷凝气体处。
非冷凝气体的聚集影响了传热，因而降低了效率并造成腐蚀。
疏水冷却段是把离开凝结段的疏水的热量传给进入加热器的给水，而使疏水温度降低到饱和温度以下。
疏水冷却段位于给水进口流程侧，并有包壳密闭。
疏水温度降低后，当流向下一个压力较低的加热器时，减弱了在管道内发生汽化的趋势。
600兆瓦汽轮机运行规程
600MW国产亚临界机组汽轮机运行规程（试行）广东国华台山发电有限责任公司2002年12月前言本规程依据制造厂说明书、设计院资料及部颁规程和标准，结合上级有关反措和公司具体情况编写而成。
本规程和《电气运行规程》、《锅炉辅机规程》、《汽机辅机规程》、《试验规程》配合使用。
在编写此规程中，由于部分技术资料欠缺及机组未经生产调试，其中部分内容尚不完善，有待根据现场执行情况进行完善修改。
本规程由总工程师批准后执行。
下列人员应熟悉本规程：总经理、副总经理、总工程师、副总工程师，生产部室的部长、部长助理，专业专工。
下列人员应掌握并执行本规程：发电部部长、部长助理，值长、运行专业专工，所有运行人员。
批准：审核：编写：目录1.汽轮机设备概述 (1)2.汽轮机设备规范及技术参数 (5)2.1主要技术规范（THA工况） (6)2.2汽机组的主要热力工况 (6)2.3各种工况下抽汽参数值 (8)2.4轴系临界转速及叶片共振区域 (9)2.5汽轮机旁路系统 (9)3.汽轮机主要控制和调节系统 (10)3.1 协调控制CCS…………………………………………………11CCS的主要功能 (11)CCS的运行方式 (11)3.2 数字电液调节系统DEH………………………………………113.2.1 DEH的主要功能 (11)3.2.2 DEH的运行方式选择 (11)3.2.3 DEH的控制方式选择 (11)3.2.4 TSI监视仪表 (12)3.2.5 ETS危急跳闸装置 (13)4.汽轮机主要保护与联锁 (13)4.1 超速及跳机保护 (13)4.2 各项联锁保护 (13)4.3 调节级叶片保护 (13)5. 汽轮机启动 (13)5.1启动状态划分 (13)5.2启动规定及要求 (14)5.1.1 启动要求 (14)5.1.2 禁启条件…………………………………………………5.1.3 主要控制及调节装置5.1.4启动方式选择5.3启动前的联锁、保护传动试验…………………………………5.3.1 试验规定…………………………………………………5.3.2启动前试验方法……………………………………………5.3.3启动前试验项目……………………………………………5.4 启动前检查准备……………………………………………5.4.1 启动前的检查………………………………………………5.4.2 系统投入……………………………………………………5.5冷态启动 (高压缸启动不带旁路)…………………………5.5.1 汽轮机冲转前准备…………………………………………5.5.2 汽机冲转条件……………………………………………5.5.3汽机冲车、升速、暖机………………………………………5.6 并网后的检查与操作…………………………………………5.6.1 并网后的检查………………………………………………5.6.2 带初始负荷暖机……………………………………………5.6.3 升负荷操作…………………………………………………5.7 热态启动………………………………………………………5.7.1 启动参数选择………………………………………………5.7.2机组冲车条件………………………………………………5.7.6 发电机并网及带负荷………………………………………6. 正常运行及维护6.1 正常运行限额6.2机组负荷调整6.3运行参数的监视及调整6.4 正常维护及试验6.4.1 日常检查项目6.4.2 定期试验6.4.3 主要转机定期切换试验6.5 非设计工况运行7. 汽机停运7.1 停运前的准备7.2正常停运7.2.1 确认运行方式7.2.2 减负荷方式及操作7.2.3 解列停机7.2.4 汽机惰走8.9. 事故处理9.1事故处理原则…………………………………………………9.1.1 事故处理导则………………………………………………9.1.2 破坏真空停机条件及处理…………………………………9.1.3 紧急停机条件及处理………………………………………9.1.4 申请停机条件………………………………………………9.2 汽机异常运行、常规事故处理………………………………9.2.1 水冲击………………………………………………………9.2.2 机组振动大…………………………………………………9.2.3 轴向位移大…………………………………………………9.2.4低真空………………………………………………………9.2.5机组负荷聚变………………………………………………9.2.6周波不正常…………………………………………………9.2.7 主汽、再热汽汽温异常……………………………………9.2.8 润滑油系统异常……………………………………………9.2.9 EH油系统异常……………………………………………9.2.10 油系统着火………………………………………………9.2.11 DEH异常…………………………………………………9.2.12 定子水箱水位异常………………………………………9.2.13 定子水导电率异常………………………………………9.2.14 发电机氢系统着火………………………………………1.汽轮机设备概述首期两台600MW汽轮机为上海汽轮机有限公司(按照美国西屋技术)生产的亚临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、凝汽式汽轮机，凝汽式汽轮机，型号是N600-16.7/537/537，最大功率634MW（VWO工况），具有较好的热负荷和变负荷适应性，采用数字式电液调节（DEH-ⅢA）系统。
600MW超临界机组高加跳闸影响分析及对策
600MW超临界机组高加跳闸影响分析及对策摘要：本文研究了高加跳闸对火电机组的影响,对于大容量火电机组运行有较强的指导意义,值得推广学习。
关键词:高加跳闸、燃水比、入口欠焓1引言高加是汽机的重要辅机，高加跳闸后对汽轮机运行工况、机组经济性以及锅炉安全运行都有较大影响。
因此研究高加跳闸后的影响对与提高机组安全运行有较强的现实意义。
2机组概况QB厂机组为600MW超临界直流锅炉，一次中间再热、单轴、三缸、四排汽凝汽式汽轮机。
汽轮机配置三台高加、一台除氧器、四台低压加热器。
锅炉采用∏型布置，每台炉配置两台空预器、送风机、引风机、一次风机及一台增压风机。
配置一、二次风预暖器与低低温省煤器实现烟气余热回收利用。
低低温省煤器设置在空预器出口，一、二次风预暖器设置在相应风机出口，联合运行事项烟气余热回收利用。
多余的热量回收至除氧器。
在省煤器与空余器之前设置脱硝SCR反应器实现烟气超净排放。
3高加跳闸对机组设备的影响：3.1对机组负荷的影响高加跳闸后由于高压抽汽中断，原来用于加热给水的高压抽汽继续进入汽轮机下级叶片做功，因此发电机的功率会增大。
3.2对给水温度的影响高加跳闸后由于加热给水的蒸汽消失因此给水温度会大幅度的降低。
给水温度大幅度的降低会造成给水入口欠焓增大。
这样在燃料量及给水流量没有改变的情况下会造成直流锅炉汽水分离器入口温度大幅度下降。
当分离器入口温度低于饱和温度时将会造成汽水分离器满水，进而会造成锅炉过热器进水。
过热器进水之后容易造成过热器管道产生水塞，会造成过热蒸汽管屏水动力不均匀，局部管子冷却不足会有超温爆管风险。
同时由于水动力不均匀会使得部分过热器管子产生较大水击应力以及水平位移移动。
这样容易造成过热器管子变形损坏以产生应力裂纹造成管子寿命降低。
3.3对除氧器水位以及凝结水流量的影响高加跳闸后进入除氧器的水量缺少了一部分高加疏水，因此凝结水需求会增大。
对于600MW超临界运行的机组满负荷运行期间锅炉给水流量与凝结水流量偏差达到400t/h。
600MW汽轮机本体检修工艺流程图
600MW汽轮机本体检修工艺及流程[前言]当今社会科学技术日新月异，技术变革不断更新，火力发电在社会发展中仍占主体位置（76%）。
汽轮机是火力发电厂的三大主要设备之一，近年来国家对节能环保的要求不断提高，我国制造业及生产技术水平飞速发展，600MW超临界汽轮机组在全国各地不断兴起，且在各发电厂中占主要地位，600MW超临界机组属于高新技术，研制和发展代表一个国家的生产水平，研发高效率、高可靠性超临界火电机组已成为国际上先进火电技术的发展趋势，在全球来说未来几年将是600MW超临界机组飞速发展的时代，汽轮机组良好运行直接与电厂的效益挂钩，这无疑给汽轮机组的检修精度和维护质量提出了更高的挑战。
下面就有关长沙铜官电厂#1、#2 600MW超临界汽轮机在大修中总结的工艺流程浅谈自己的一点经验。
1主题内容及适用范围本规程规定及适用于600MW机组汽轮机本体系统及设备的检修工艺和质量标准。
2 引用标准2.1 1998年电力工业部颁《火电施工质量检验及评定标准》2.2中华人民共和国能源部颁《电力建设施工及验收技术规范汽轮机机组篇》2.3 DLT230-87《发电厂检修规程》（电力版）2.4制造厂家提供的设备说明书、设计图纸、相关资料等3. 工具使用标准3 汽机本体检修项目4检修工艺及质量标准6 检修后的验收6.1 验收人员要严格按照本检修工艺规程的工艺要求及质量标准验收。
6.2 施工人员要按照规定的验收项目提前联系验收人员进行验收。
大机组管理制度第一章总则一、为规范大机组管理，保障大机组的安全、高效和长周期运行，特制定本管理制度。
二、本管理制度适用于公司直属各单位生产装置中的大型重点设备及附机设备。
三、本管理制度只对公司大机组共同性技术文件和重要操作做出有关规定，各直属单位在遵照本管理制度的基础上，根据制造厂提供的技术文件及各自实际情况，制定大机组具体的管理办法及操作规程。
四、公司机动设备处是大机组管理的主管部门，其主要职责是：1、负责贯彻执行国家、上级公司及抚顺石化分公司有关设备管理的规章制度等并监督实施。
600MW超临界火电机组停运总结及经验分享
600MW超临界火电机组停运总结及经验分享随着山西省电力体制改革的持续推进，电力现货市场建设取得重要突破，市场化的电力电量平衡机制、中长期交易与现货交易相结合的电力市场体系加速构建，推动市场在电力资源配置中发挥决定性作用。
电力现货市场持续深入推进，通过价格实现更为高效的配置资源，为电力供需平衡提供更多的市场化手段。
机组停机、启动主要由新能源发力的波动性引起。
在山西电力现货市场，伴随曲线波动，火电企业由“抢电量”逐步转变为“要利润”，机组启停次数明显增多，调频性能优良的机组通过提供辅助服务增加收益。
摘要：火电机组直流停运总结经验目标：定参数停机，走空底层磨组原煤仓停机过程中主要参数的控制：1、主蒸汽压降<0.3MPa/min；2、再热器压降<0.1MPa/min；3、主、再热蒸汽温降率≤1.0℃/min；4、主、再热蒸汽过热度：＞56℃；5、汽缸金属温降率：1～1.5℃/min；6、严密监视调节级金属温降＜102℃/h（1.7℃/min）；各抽汽管道上下金属温差小于35℃。
7、在机组停运前4小时，值长应通知化学运行人员及专业管理人员，准备停炉，化学运行人员解列所停机组的精处理高速混床，并增高氨水加药量，在4小时内将给水PH提高至9.8-10.0。
8、化学加药前，停运定冷水智能补水装置。
一、停机前准备工作1、相关保护检查：退出底层磨煤机出口挡板、入口风量、火检、炉膛失去火焰相关保护；燃油允许投运强制；将一台给煤机设置调试位。
如高加保护未及时投运需检查各抽汽管道逆止门、电动门调试位取消。
2、锅炉专业A 煤质要求，AC磨煤机高挥发份煤种，D磨煤机高热值煤种B 试验性工作：油枪试投、火检冷却风机试转、锅炉启动疏水泵试转。
炉膛进行全面吹灰。
C 切换性工作：空压机冷却水切至临机接带；尿素站汽源及供汽减温水倒至临机接带；联系化学确认运行水解器后进行炉后桥架上供氨管路切换（#1炉靠近炉房为B管，靠近电除尘为A管；#2炉相反）。
600MW亚临界机组高加解列对机组的影响分析
Topics and reviews专题与综述0 引言600MW亚临界火力发电机组热力系统典型的设计为四台低压加热器、三台高压加热器和一台混合式除氧器。
高压加热器利用汽轮机的抽汽加热给水，提高给水温度，减少进入锅炉的给水和炉膛的温差，从而减少温差换热损失，提高发电机组的效率。
通常三台高加设计为大旁路方式，当任一台高加水位达到高三值时，整组高加将解列退出运行。
因此，一旦汽轮机防进水保护动作时，三台高加同时解列，对应的各级抽汽全部进入汽轮机做功，机组负荷瞬间急剧增加，对整个热力系统造成大的干扰冲击，如果运行人员处理不当，将直接导致事故扩大，机组跳闸，甚至发生损坏发电主设备的恶性事故。
为此有必要对高加解列后对系统造成的影响进入深入分析，从而为运行人员的后续操作处理提供指导，避免事故扩大。
1 高加解列对汽轮机本体设备的影响从物质和能量平衡的角度看，高加解列后，原用于加热给水的高中压缸抽汽将返回汽轮机做功，这就使得汽轮机的输出功率在瞬间提升，根据测算当高加解列的瞬间，汽轮机的输出功率可提高10%以上。
对于在高负荷段运行的机组来说，发电机可能在一段时间内超负荷运行，从而威胁到机组的运行安全[1]。
特别是经过增容改造后的机组，扩大了汽轮机的做功能力，也相对减少了发电机的裕量，在高加解列后发电机的过负荷量将更大，不利影响也将更为严重。
高加解列后负荷会很快达到汽轮机组的极限工况，此时汽轮机的动静间隙、推力瓦、轴向位移承受极大的工作负荷，极大的威胁汽轮机本体的安全。
2 高加解列对汽温的影响高加突然解列，高加处抽汽即中止，蒸发量瞬间降低，此时炉膛燃烧未及时减弱，即使及时减弱也有一定的迟滞性，汽压、汽温急剧升高。
高加解列后，对于主汽温来说，给水温度快速下降，进入锅炉蒸发段后，汽化热增加，导致蒸发量的减少，循环倍率加大，过热器管壁流过的蒸汽量减少，过热汽温呈快速上升趋势。
高加解列时，由于抽汽量减少使得高压缸做功增多，机组负荷上升，由于为了维持机组负荷不变，汽机关门使得主蒸汽流量减少，流过过热器的蒸汽流量减少，使得过热汽温在高加解列锅炉负荷未改变时汽温上升，且上升速度较快；对于再热汽温，由于一、二、三段抽汽流向再热器，高压缸排汽量的增加使得流过再热器的蒸汽流量增加，再热蒸汽量迅速增加，再热蒸汽则会呈现出与过热蒸汽相反的下降趋势。
汽轮机的高加运行经验及故障分析
汽轮机的高加运行经验及故障分析汽轮机是一种利用蒸汽能量驱动的旋转机械，广泛应用于电力、船舶和工业生产等领域。
在汽轮机的运行过程中，高加部分是承受蒸汽压力最大、温度最高的部分，因此其运行稳定性和安全性至关重要。
本文将针对汽轮机高加运行经验和常见故障进行分析，以期为相关工程师和操作人员提供参考。
一、汽轮机高加运行经验1. 定期检查和维护汽轮机高加部分是整个汽轮机的核心组成部分，因此在运行过程中需要定期进行检查和维护。
特别是对于叶片、密封件和轴承等关键部件，要进行定期的清洗、润滑和更换，以确保其正常运行和延长使用寿命。
2. 控制蒸汽温度和压力高加部分承受着高温高压的蒸汽，因此在运行过程中需要严格控制蒸汽的温度和压力。
合理的温度和压力控制可以减少高加部分的磨损和热应力，保证汽轮机的安全稳定运行。
3. 注意振动和噪音监测汽轮机高加部分在运行过程中会产生一定的振动和噪音，因此需要定期进行监测和分析。
对于异常振动和噪音要及时进行调整和处理，以避免对汽轮机的影响。
振动和噪音的监测也可以为故障诊断提供重要参考。
4. 加强人员培训高加部分是汽轮机的重要组成部分，对操作人员的要求也相对较高。
因此需要加强人员的培训和技能提升，使其能够熟练操作汽轮机并及时处理常见故障。
二、常见故障分析1. 叶片损坏叶片是汽轮机高加部分的重要部件，其损坏会导致汽轮机性能下降甚至停机。
叶片损坏的原因主要包括磨损、疲劳和冲击等，因此需要定期对叶片进行检查和维护。
在汽轮机运行过程中要注意避免过载和快速启停，以减少对叶片的影响。
2. 密封件漏气汽轮机高加部分的密封件如果出现漏气现象，不仅会导致蒸汽能量损失，还会影响汽轮机的稳定性和安全性。
密封件漏气的原因主要包括磨损、老化和安装不当等，因此需要定期检查和更换密封件，以确保其正常运行。
3. 轴承故障汽轮机高加部分的轴承承受着来自转子的旋转力和蒸汽的压力，因此容易出现磨损和故障。
轴承故障的表现主要包括温升、振动和噪音等，一旦发现异常情况要及时停机检修，以避免对汽轮机的影响。
600MW汽轮机运行
三、汽轮机的冲转操作
在PROCONTROL盘上，同时按一下“IF”（确认）和“GO”（进行） 按钮，汽轮机自动升速程序就按一定的转速变化率进行升速。 1. 从CRT上和现场确认盘车已经脱开，当转速大于20r／min时，确认盘车电 动机自动停止，否则，应立即手动停止。 2. 确认TT52从“运行准备”方式自动转为“启动方式”；TT51处于跟踪状 态，“运行准备”和“启动方式”灯亮；同时TT51的转速设定值跟踪汽 轮机的实际转速值，TT51阀位设定跟踪汽轮机的实际阀位。 3. 确认PROCONTRO盘上YHP和YIP的指针都有显示，同时高、中压调节汽门 开启。 4. 汽轮机冲转后，运行人员还应到现场检查各道轴承和各道轴封的转动声音， 听听是否有摩擦。 5. 在整个升速过程中，运行人员都必须注意监视和记录。 6. 当汽轮机转速升到1500r／min时，确认低压缸喷水调节门自动打开。 7. 当汽轮机转速升到2700r／min时，确认盘车油泵和顶轴油泵A、B、C、D 自动停止，盘车功能组保持“ON”，润滑油压正常。
极热态第二节汽轮机的启动特点一快速启动结构上的改进1采用双层汽缸2高压缸采用套筒式汽缸3采用焊接转子焊接式转鼓型转子二由热应力控制启停热应力控制turbomax6三旁路参与启停控制高压旁路容量为100bmcr低压旁路容量为65bmcr四注意的问题1汽轮机启动准备工作提前2长时间轴封加热引起胀差增加
600MW汽轮机运行
四、汽轮机的升速
1. 汽轮机升速的转速变化率的决定 （1）由高压转子温度探针温度决定的转速变化率为：
t < 200℃时(冷态)，转速变化率为 3%，即90r.min-1／min， t = 300℃，自动转换为10%，即300r.min-1／min； 200 ℃ < t < 300℃(温态)，升速率为10％，即300r.min-1／min； t >300℃(热态和极热态)，转速变化率为10%,即300r.min-1／min。
600MW机组#3高加漏泄经过及处理过程
600MW机组#3高加漏泄经过及处理过程
14:40值班员发现给水泵入口流量不正常的大于给水流量，并有逐渐上升的趋势。
最大偏差为给水泵流量2050T/h,给水流量为1870T/h。
判断为高压给水系统有漏泄。
巡检外部给水系统无异常，操作员对照疏水门开度，#3高加正常疏水调门开度呈上长趋势，由72%长至95%;#2高加正常疏水调门开度平稳65%--67%无明显变化。
判断为#3高加漏泄，汇报调试付工，准备滑停高加。
15：50高加滑停过程中#3高加水位高保护动作，高加切除。
水系统波动较大
17：00高加做检修措施。
因一抽及三抽处有漏点，以及#3高加正常疏水调门前手门过高通知电建做此部分措施。
一抽电动不严措施未做下，为防止高加刚停#1高加热冲击，稍开高加出口门平衡门高加进水。
#3高加汽侧压力0.5MPA，因高加刚停处于热态，以为三段抽汽电动门也不严，一天后三段抽汽温度下降，判断三抽电动门严密。
21日16：00关闭高加出口门平衡门，#3高加压力下降，确认原压力是由于平衡门有开度高加漏泄引起。
21：00#3高加温度下降至80℃，#3高加措施完成。
一抽经手动反复开关，压力不降。
建议低负荷前后压差下降后再试一次。
一抽电动门滑至低负荷后可再次校门
目前，#3高加具备检修条件。
高加事故解列对机组的影响分析.doc
高加事故解列对机组的影响分析高加事故解列后对机组运行的影响：1. 汽机至高加的抽汽切除，这部分蒸汽继续在汽轮机内作功，因此机组负荷有一个突升的过程，同时汽机内部蒸汽通流量增大，转子所受窜动力增大，轴向位移增大，则推力瓦温度升高，高负荷时汽机承担超负荷运行的风险。
2. 高排通流量增大，即再热器蒸汽通流量增大，再热器压力也有一个上升的过程，高负荷时可能造成再热器超压，安全门可能动作。
3. 高加走旁路后，给水温度降低，对于锅炉汽温调节产生一大幅的扰动。
同时过热器减温水温度亦下降，对温度调节也造成影响。
4. 高加切除后高加至除氧器疏水切除，除氧器水位降低，可能造成因除氧器因水位低而超压，同时凝结水流量增大，凝泵电流增大，凝汽器热井水位降低，补水量应增大。
综上所述，高加解列后必须关注机组超负荷，再热器超压，主再热汽温以及除氧器凝、汽器水位等问题。
而在不同负荷工况下，处理的方法以及存在的操作风险也不尽相同。
高负荷工况下（550MW—600MW）在此负荷范围内三台高加的抽汽量基本在300t/h 左右，此时高加解列，三段抽汽全部进入汽轮机内部作功，致使机组负荷快速上升并处于过负荷工况下，汽轮机调节级超压，再热器超压，可能导致再热器安全门动作。
同时由于给水温度迅速降低，过热器减温水温度也降低较明显，主再热蒸汽温度都会明显下降，从汽温控制的角度来说，必须提高煤水比，以维持汽温，但在协调方式下，必须注意减水的速度不能过快，以防分离器出口焓增过大，导致分离器出口汽温超限。
我厂控制策略经改动后，在高负荷工况下发生高加事故解列时，协调应能做到：机主控迅速输出一指令使调门关小一定开度以防机组过负荷；给水主控在一定时限内减去一定的水量，以控制汽温不致降低过多，但这个时限必须考虑到减水速度满足分离器出口实际焓值在设定波动范围内，因为若减水速度过大则可能导致分离器出口汽温超限，减水速度过小则导致汽温过低，两者都有可能引起机组跳闸；燃料主控提前修正减小一定煤量，配合水量调节。
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，注意各给煤机工作正常，各个磨煤机出力 应该均衡，防止堵磨或将磨煤机吹空。加 强燃烧监视与调整。
• （7）投运高加给水温度会上涨90至100度 ，给水流量会上升大约200T/H，注意小机 工作状态，加强监视，两台小机偏差不大 ，小机各轴承温度正常。. （9）投运高加，由于燃料量的减少，主汽 温度会下降，维持正常汽温，及时调整。
建立高加水位，以防止高加及疏水管道振动。
• （6）当＃3高加抽汽电动阀逐渐开启直至全开 后，如＃3高加筒体压力与除氧器压力之差＞ 0.25MPa，则投入该高加正常疏水调节阀自动 ，将正常疏水调节阀子环水位设置为－20mm左 右，再缓慢关闭该高加事故疏水直至全关，在 高加水位稳定后投入事故疏水调节阀自动，事 故疏水调节阀子环上设定水位为50mm。同时将 正常疏水调节阀子环水位逐步设定为0－10mm 之间。在此过程中，如水位自动调节不及导致 高加水位上升时，应及时开启事故疏水降低水
• （7）缓慢关闭高加事故疏水，维持高加水 位-20mm，缓慢进行高加事故、正常疏水切 换，
• 维持高加水位-20至0 mm。此过程有两个危 险点：一是正常疏水至除氧器的管道要充 分暖管否则震动。二是在事故、正常疏水 切换时，注意高加水位不能过低，防止正 常疏水管内汽水两相流造成管道震动。
• （8）高加投入正常后，注意将汽侧的管 道上的疏水及时关闭，检查高加出水温度 、端差正常。
三、投运操作
(一)高加水侧投入
• （1） .确认高压加热器全部工作结束，联 系热工投入高压加热器保护。
• （2） 开启高加给水管路的放空气门，开 启高加水侧启动排气门。
• （3）开高加入口电动门的压力平衡门，向 高加水侧注水，控制高加温升率≤55℃∕h ，最大不允许超过110℃∕h.待高加水侧排 气门见水连续流出后，关闭给水管路的放 空气门、
位以免高加解列。
• （7）＃3高加投入正常后应调整高加水位 使下端差在5.6℃以内。
• 2、＃2高加汽侧投运操作步骤如下：
• （1）确认＃3高加汽侧投运正常。
• （2）开启＃2高加抽汽电动阀前疏水阀、 抽汽电动阀后疏水阀。
• （3）将＃2高加事故疏水调节阀切为手动 ，手动开启＃2高加事故疏水调节阀5％左 右开度。
• （1）首先检查高加检修后安全措施恢复， 人孔门全部封闭，现场清洁，人员撤出。
• （2）根据检修的内容提前准备操作票，根 据操作票内容逐一恢复。
• （3）机组运行中高加系统检修后恢复原则 ：先投水侧，再投汽侧。投高加汽侧时， 按照先低压后高压的顺序进行。
• （4）高加注水。高加放过水时重新投入高 加应首先注水，注水前将系统的放水门关 闭，高加放空气门打开，用高加入口三通 的平衡门进行注水。在开三通的平衡门时 应缓慢，防止给水流量低引起跳机。注水 完毕后，关闭放空气门。
• （3）开启＃3高பைடு நூலகம்抽汽电动阀前疏水阀、 抽汽电动阀后疏水阀。
• （4）将＃3高加事故疏水调节阀切为手动 ，手动开启＃3高加事故疏水调节阀5％左 右开度。
• （5）开启3段抽汽逆止阀，缓慢开启3段抽 汽电动阀；开启＃3高加运行排汽隔离阀。 当高加及其疏水管道出现振动现象时及时 关闭抽汽电动阀、事故疏水阀，当振动消 除后再重复进行暖高加的步骤，直至高加 抽汽电动阀后管壁金属温度与抽汽温度温 差＜20℃。控制＃3高加出水温升率＜ 1.5℃/min，在暖高加的过程中应通过调节 事故疏水调节阀逐渐
• 加及其疏水管道出现振动现象时及时关闭 抽汽电动阀、事故疏水阀，当振动消除后 再重复进行暖高加的步骤，直至高加抽汽 电动阀后管壁金属温度与抽汽温度温差＜ 20℃。控制＃1高加出水温升率＜ 1.5℃/min，在暖高加的过程中应通过调节 事故疏水调节阀逐渐建立高加水位，以防 止高加及疏水管道振动
四、高加投运过程中注意事 项
• （6）＃2高加投入正常后应调整高加水位 使
下端差在5.6℃以内。
• 3、＃1高加汽侧投运操作步骤如下：
• （1）确认＃2高加汽侧投运正常
• （2）开启1段抽汽电动阀前疏水阀、1段抽 汽电动阀后疏水阀。
• （3）将＃1高加事故疏水调节阀切为手动 ，手动开启＃1高加事故疏水调节阀5％左 右开度。
• （4）开启1段抽汽逆止阀，缓慢开启1段抽 汽电动阀；开启＃1高加运行排汽隔离阀。 当高
• （二）汽侧投运,按照从低至高的原则进行
• 1、＃3高加汽侧投运操作步骤如下：
• （1）按照系统启动前的阀门检查卡检查阀 门在启动前状态。
• （2）高压加热器投入前，运行当值人员应 联系热控人员确认高压加热器水位保护正 确投入。除了高加水位计异常、故障及水 位计有检修工作外，高压加热器水位保护 严禁解除。
• （4）开启2段抽汽逆止阀，缓慢开启2段抽 汽电动阀；开启＃2高加运行排汽隔离阀。 当高加及其疏水管道出现振动现象时及时关 闭抽汽电动阀、事故疏水阀，当振动消除后 再重复进行暖高加的步骤，直至高加抽汽电 动阀后管壁金属温度与抽汽温度温差＜20℃ 。控制＃2高加出水温升率＜1.5℃/min，在 暖高加的过程中应通过调节事故疏水调节阀 逐渐建立高加水位，以防止高加及疏水管道 振动。
高加水侧启动排气门。
• （4）待高加水侧压力与给水母管压力相等 后，关闭高加入口电动门的压力平衡门。
• （5）稳定10分钟，高加压力不应有明显下 降。同时观察各加热器水位计水位无明显 升高，确定高加钢管无泄漏。如发现水位 升高，严禁投入高加，应注水查漏。
• （6）开启高加入口电动门的压力平衡门和 出水电动门的压力平衡门，逐渐开启高加 出水电动门和高加进水电动三通阀。
• （6）高加汽侧投入。首先将高加汽侧管道 上的疏水气动门打开，高加汽侧连续排汽 、事故疏水调门打开，高加事故、正常疏 水电动隔离门开。开抽汽逆止阀，就地手 动稍开抽汽电动阀，听到有过汽声后暂停 操作，监视高加水位，及时调节事故疏水 阀调门开度，同时控制加热器出水升温率 ≯2℃/min。投入高加汽侧时要管道疏水充 分，高加暖体缓慢，防止造成震动。
• （1）操作应该缓慢，严格控制高价的温升
速度。
• （2）注意高加水位变化，开始时水位较低 , 并且注意防止高加及疏水管道振动。
• （3）开启事故疏水阀调节水位注意凝气器 真空的变化。
• （4）高加投运，在负荷工况比较稳定的情 况下操作，严禁多项作业同时进行。
• （5）投运高加过程中给水会有波动，加强 给水监视与调整。
变送器完好，报警信号及保护装置动作正常 的情况下才可以投入运行。
• 6.高压加热器在机组负荷达25％额定负荷 ，除氧器倒至本机四段抽汽供汽后投入。 投高加时应遵循从低压到高压的原则。
• 7.高加投停过程中应严格控制温升率：高 加温度变化率≤55℃/h，高加出水温度变 化率≤110℃/h。
二、机组运行中高加系统检 修后恢复运行的注意事项
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600MW汽轮机组 运行中高加检修后投运
一、高加投运原则：
• 1. 机组正常运行中加热器投运，应先投水 侧再投汽侧，投入顺序为由低到高。
• 2．高加水侧投入是应先全开高加出口门， 再开启进水三通，防止锅炉断水。
• 3.高加水侧停运步骤与投运步骤基本相反。 • 4.严禁将泄漏的加热器投入运行。 • 5.高加必须在就地水位计、水位开关、水位
• （5）高加水侧投入。保持入口三通平衡阀 在开位，先开高加出口电动门平衡阀，就 地手动开高加出口电动门，听到有过水声 后暂停操作，听不到过水声后继续手动操 作，直至高加出口电动门全开，最后开入 口三通。
此过程两个危险点：一是容易给水流量 低跳机，所以要手动缓慢开高加出口电动 门，同时注意进、出口阀门开关顺序。二 是进出口阀门的平衡阀保持开位，这样才 能保证主电动门顺利开启，防止过力矩烧 损电动门电机。
• （5）当＃2高加抽汽电动阀逐渐开启直至全 开后，如＃2高加筒体压力与＃3高加筒体压 力之
差＞0.15MPa，则投入＃2高加正常疏水调节 阀自动，将正常疏水调节阀子环水位设置 为－20mm左右，再缓慢关闭该高加事故疏 水直至全关，在高加水位稳定后投入事故 疏水调节阀自动，事故疏水调节阀子环上 设定水位为50mm，同时将正常疏水调节阀 子环水位逐步设定为0－10mm之间。在此过 程中应严密监视高加水位，如水位自动调 节不及时导致高加水位上升时应及时开启 事故疏水调节阀降低水位以免高加解列。