发电机启停记录
班组案例分享记录表【国电电力大连庄河发电公司1号机发电机着火设备损坏事故】
附学习照片
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通俗易懂
（2分）
图文并茂
（2分）互Βιβλιοθήκη 效果（2分）改进提高
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实用性
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班组案例分享记录
部门：班组：分享时间：
分享主题
防止人身触电
提交人
归档类型
☑安全管理：安全事故处理、隐患排查、安全环境改善、安全保障机制建设、违章行为等。
分享目的
分享氢冷发电机氢爆危害，提高班组成员安全防范意识，确保班组、公司2019年度安全目标的实现
分享内容
2018年11月12日17时10分，辽宁省电网调度同意庄河发电公司#1机组转C修。22时28分，#1机组负荷90MW，主汽温350℃，再热汽温367℃，打闸停机。23时25分，#1汽轮机投入盘车运行。23时30分，#1发变组由热备用转冷备用操作。23时50分，发现#1发电机励磁侧起火，现场浓烟较大，报火警，厂内消防队立即赶到现场。13日零时35分，庄河市消防队到厂进行救火。01时30分，现场明火扑灭。
提问二：如何避免或降低此类事件的发生？
提问三：电气保护是否存在问题？
分享成果总结
总结：
1、深刻吸取事故教训，定期开展升压站隐患排查，重点整治开关、隔离刀闸、互感器、避雷器等高压设备的隐患，尤其加强对GIS等高压组合电器开关、刀闸状态指示的排查。
2、针对本次事故暴露的问题，强化设备治理，落实各项要求和措施。对开关、刀闸等高压设备操作机构卡涩、频繁动作、油压气压异常、状态指示不清晰不明确等问题要认真分析原因，及时消除缺陷。
(完整word版)300MW机组启动、停止运行典型操作票(滑启停)
300MW机组启动、停止运行典型操作票
目录
300MW机组冷态启动操作票
300MW机组热态启动操作票
300MW机组极热态启动操作票
300MW机组正常停止操作票
300MW机组滑参数停止操作票
热力机械操作票
＊***＊发电有限公司RJ:
(完整word版)300MW机组启动、停止运行典型操作票(滑启停) 附表：锅炉启动期间膨胀指示值记录表
)
注：膨胀指示值填写格式为：指示坐标（横向,纵向，轴向），按坐标取“+”、“—”,单位为mm.
抄录时面对膨胀指示器，“0”点为原点，水平为横向X,右侧取“+”，左侧取“－”;上下为纵向Y，“0”以下取“－”；指示器活动杆为轴向Z，杆上示值取“+"，指针离开指示器面板估取“－”。
启（停)机参数记录
热力机械操作票
*＊***发电有限公司RJ：
荷变化.对机组进行全面检查，如发现异常情况立即汇报值长
136对锅炉本体进行一次全面吹灰
137
四抽汽压力达0．70MPa时，开启四抽至辅汽联箱进汽门，注意联箱温度不超过规定值
138全面检查一切正常,确认各种保护均已投入，各种自动投入正常,确认各排空气门、放水门、疏水门、排污门关闭严密。
保持机组正常运行后，值长汇报省调可投入AGC及一次调频控制方式运行,机组负荷由AGC控制，变化率7MW/min。
139机组启动结束，汇报值长
140供热系统暖管疏水
备注：
操作总负责人：监护人:值长(单元长)：
热力机械操作票
＊＊＊*＊*发电有限公司RJ：。
发电机启停机
启停机保护
一、保护原理
保护由零序电压与开关辅助接点与门构成，具有发电机无励磁状态下检测定子绝缘降低功能，测量原理与频率无关。
保护逻辑图见图一：
图一发电机启停机保护逻辑图
二、一般信息
只发信，不出口跳闸。
2.5
2.6投入保护
开启液晶屏的背光电源，在人机界面的主画面中观察此保护是否已投入。
（注：该保护投入时其运行指示灯是亮的。
）如果该保护的运行指示灯是暗的，在“投退保护”的子画面点击投入该保护。
2.7参数监视
点击进入发电机启停机保护监视界面，可监视启停机保护的整定值和开口电压的计算值等信息。
三、保护动作整定值测试
3.1 零序电压定值测试
打开断路器辅助接点，输入开口电压，缓慢增加电压幅值，直到保护出口动作，记录数据填表。
注：可在10H Z和50H Z频率范围内分别测试
3.2 动作时间定值测试
打开断路器辅助接点，突然加电压1.5倍定值，保护出口，记录动作时间。
保护逻辑是否正确（打“√”表示）：正确□错误□
保护出口方式是否正确（打“√”表示）：正确□错误□
保护信号方式是否正确（打“√”表示）：正确□错误□。
8 防止汽轮机事故题库
8 防止汽轮机事故一、填空：1.在额定蒸汽参数下，调节系统应能维持汽轮机在额定转速下稳定运行，甩负荷后能将机组转速控制在超速保护动作值转速以下。
2.各种超速保护均应正常投入运行，超速保护不能可靠动作时，禁止机组运行。
3.透平油和抗燃油的油质应合格，油质不合格的情况下，严禁机组启动。
4.机组大修后，必须按规程要求进行汽轮机调节系统静止试验或仿真试验，确认调节系统工作正常。
在调节部套有卡涩、调节系统工作不正常的情况下，严禁机组启动5.汽轮机在任何情况下绝不可强行挂闸。
6.对新投产机组或汽轮机调节系统经重大改造后的机组必须进行甩负荷试验。
7.机组停机时，应先将发电机有功、无功功率减至零，检查确认有功功率到零，电能表停转或逆转以后，再将发电机与系统解列，或采用汽轮机手动打闸或锅炉手动主燃料跳闸联跳汽轮机，发电机逆功率保护动作解列。
严禁带负荷解列。
8.抽汽供热机组的抽汽逆止门关闭应迅速、严密，连锁动作应可靠，布置应靠近抽汽口，并必须设置有能快速关闭的抽汽截止门，以防止抽汽倒流引起超速。
9.汽轮机应坚持按规程要求进行汽门关闭时间测试、抽汽逆止门关闭时间测试、汽门严密性试验、超速保护试验、阀门活动试验。
10.危急保安器动作转速一般为额定转速的110%士1%。
11.要慎重对待调节系统的重大改造，应在确保系统安全、可靠的前提下，进行全面的、充分的论证。
12.机组重要运行监视表计，尤其是转速表，显示不正确或失效，严禁机组启动。
13.在机组启、停过程中，汽轮机应按制造商规定的转速停止、启动顶轴油泵。
14.电液伺服阀(包括各类型电液转换器)的性能必须符合要求，否则不得投入运行。
运行中要严密监视其运行状态，不卡涩、不泄漏和系统稳定。
15.机组启动前连续盘车时间应执行制造商的有关规定，至少不得少于2～4h，热态启动不少于4h。
若盘车中断应重新计时。
16.油系统严禁使用铸铁阀门，各阀门门芯应与地面水平安装。
17.安装和检修时要彻底清理油系统杂物，严防遗留杂物堵塞油泵入口或管道。
电厂机组启停操作
王曲电厂机组启停操作1、机组启动通则2、机组冷态启动3、机组温态与热态启动4、机组停运第一机组启动通则1、新安装以及大、小修后的机组在首次启动前应经过验收，设备变更后应有设备变更报告及书面通知。
2.、机组在下列情况下禁止启动或并网-机组主保护有任一项不正常。
-机组主要参数失去监视。
-机组主保护联锁试验不合格。
-主机的EH油及润滑油油质不合格、油温低于27℃或油位低。
-机组MCS系统、FSSS系统、DEH系统工作不正常，影响机组正常运行。
-高、低压旁路系统控制装置工作不正常，自动不好用，影响机组正常运行或无法满足机组启动及保护要求。
-任一汽轮机高中压主汽门、高中压调门以及抽汽逆止门卡涩或动作不正常。
-汽轮机转子偏心度≥110%。
-汽轮机转子轴向位移超出0.6mm（汽），－1.06mm(励)。
-汽轮机高中压缸胀差≥12.9mm或≤－5.8mm。
-汽轮机低压缸胀差≥24.5mm或≤－4.8mm。
-高、中压缸内壁上下温差≥35℃，高、中压外缸上下缸温差≥35℃。
-锅炉水压试验不合格。
-汽轮发电机组转动部分有明显摩擦声。
-仪用空气系统工作不正常，不能提供机组正常用气。
-电除尘或排烟脱硫系统不正常，不能短时修复而影响机组正常运行。
-机组发生跳闸后，原因未查明、缺陷未消除。
-锅炉储水箱水位控制阀门自动不好用不能并网。
3、机组启动前，应进行如下试验，并动作正常，方可启动-执行机构的校验，检查阀门能在规定的时间内开关，动作灵活，调门进行就地与画面开度的核对。
-机电炉大联锁试验。
-MFT跳闸联锁试验。
-OFT跳闸联锁试验.-主、辅设备保护、联锁试验。
-吹灰系统程序试验。
-油枪投退程序试验。
-水压试验（受热面检修后或大修后）。
-凝汽器检漏试验。
-发电机气密性试验（大修后）。
-汽轮机主汽门、调门、抽汽逆止门严密性试验-汽轮机低油压试验-调节系统的静态试验。
4、机组状态规定-汽轮机状态规定（根据中压内缸壁温划分）冷态：T＜305℃-温态：305℃≤T＜420℃热态：420℃≤T＜490℃极热态：T ≥490℃-锅炉状态规定（根据锅炉启动前主汽压划分）冷态：压力＜6.0MPa 温态：压力6.0～7.95MPa热态：压力7.95～10MPa 极热态：压力＞10MPa第二机组冷态启动机组的冷态启动是在机组长时间停运后，锅炉以及汽轮机本体压力、温度都很低的情况下的启动。
350MW超临界火电机组启停调峰探究
350MW超临界火电机组启停调峰探究摘要：随着新能源高比例大规模发展，其间歇性、随机性、波动性特点对系统调节能力提出了巨大需求，过去传统煤电机组停机是基于正常的检修需要，而随着新能源尤其是光伏装机的快速增长，燃煤火电机组开始承担起更多的调峰任务，在午间光伏大发时段煤机需要压降出力来促进新能源消纳，晚间负荷高峰时期，光伏出力下降，又需要煤机发电来顶峰。
当所有运行机组在其可调出力范围内不能满足全网调峰需求时，机组启停调峰不可避免，本文以某电厂现役350MW超临界火电机组参与启停调峰的全过程进行分析与总结，指明注意事项与优化方向，达到全面探究、分析，并指导火电从业人员规避风险、提高技能水平的目的。
关键词：热态启动、汽轮机冲转、启停调峰、超临界机组引言某月初，某省遭遇连续阴雨天气，全省用电负荷低迷，新能源负荷增长迅猛，火电机组亦迎来春检后启动高峰期，开机容量大，日间腰荷段调峰困难，接省调令某电厂#1机组于6日、7日参与日内启停调峰。
其中，6日，#1机组于09:57解列，15:46重新点火，17:52并网运行。
7日，#1机组于09:57解列，12:36重新点火，14:56并网运行。
1.机组停运及准备工作接调度启停调峰令，确定停运时间。
安排公用系统、燃料系统电源切至邻机带。
投入发变组启停机和误上电压板。
试验主机交、直流油泵、顶轴油泵、主吸油泵，检查油压、电流，就地测温、测振、听音，确认运行正常。
检查尿素区加热蒸汽接带情况，确认切至邻机接带。
2.减负荷操作及注意事项2.1依调度指令，选择降负荷下限若深调开启，负荷压深调指令曲线接带；若处于非深调时段，降负荷至157MW维持运行，待停机前20min，降负荷至100MW。
2.2控制汽泵转速，保证给水稳定、锅炉转态运行若汽泵转速低于3100rpm，开再循环调阀至80%，稳定给水，使锅炉维持干态，保证锅炉效率，多发效益电量，降低启停调峰期间电量损失。
若深调指令低至90MW，锅炉转湿态运行，及时启动炉水循环泵，减少炉膛热量损失，调整燃烧稳定，监视各受热面壁温下降情况，控制壁温变化速率不超2.5℃/min。
风电场运行、检修、安全工作内容范本
风电场运行、检修、安全工作内容范本风电场是一种利用风能发电的系统，需要经常运行、检修和进行安全工作。
以下是一个包含运行、检修和安全工作内容的范本，供参考：一、风电场运行工作内容：1. 风机启停控制：根据电网的需求和风速情况，控制风机的启停，确保风机在合适的时间运行，最大限度地利用风能发电。
2. 发电功率监测：监测风机的发电功率情况，及时发现并解决发电功率下降或异常的问题，确保风电场的正常运行。
3. 发电设备运行监测：对风机的关键设备进行监测，包括发电机、变频器、叶片系统等，及时发现设备故障并采取措施修复，确保风机的正常运转。
4. 电网接口监测：监测风电场与电网之间的接口情况，包括电压、频率、功率因数等，及时调整风电场的发电功率，以满足电网的需求。
5. 运行数据记录与分析：记录风电场的运行数据，包括风速、发电功率、设备运行状态等，并进行分析，为优化风电场的运行提供依据。
6. 维护计划制定：根据风电场的运行情况和设备检修需求，制定维护计划，确保风电场设备的正常运行。
二、风电场检修工作内容：1. 设备检修计划制定：根据风电场设备的使用情况和检修需求，制定设备检修计划，包括定期检修和突发故障检修。
2. 检修设备准备：准备检修所需的设备、工具和材料，确保检修工作的顺利进行。
3. 设备故障诊断与修复：对发电设备进行故障诊断，找出故障原因，并采取相应措施进行修复，确保设备能够正常运行。
4. 设备性能测试与调整：对检修后的设备进行性能测试，确保设备的工作性能符合要求，并进行调整以达到最佳工作状态。
5. 检修记录与总结：记录检修过程中的关键信息，包括故障原因、修复方法等，并进行总结，为今后的检修工作提供参考。
三、风电场安全工作内容：1. 安全制度与规范制定：制定风电场的安全制度和规范，明确工作人员的责任和义务，确保工作过程中的安全。
2. 安全培训与教育：开展安全培训和教育活动，提高工作人员的安全意识和技能，减少安全事故的发生。
机组启动操作票(温态、热态)
机组启动操作票（温态、热态）年月日机组启停操作票使用说明1.每次机组启动、停机，要求值长、主操作员要认真填写本操作票；2.本操作票将整个启停过程分为几个主要阶段，每个主要阶段的工作由当值值长发令后操作；3.每个阶段的工作由机组值班员执行，执行一项打“√”，对于有选择框“□”、“（）”的，也要求认真进行选择和填写；4.启停过程中，有些操作的先后次序可能会有变化，对于这些操作，本操作票不作严格的次序规定，值班员应根据当时机组的运行情况进行操作；但要求整个启停操作的完整性，所有操作项目都要打“√”或简要说明；5.值班员在启、停过程中收集的打印资料等请附在操作卡后，作为机组启停资料存档。
6.汽轮机启动状态确定：1)冷态启动：高压内缸调节级金属温度或中压缸第一级叶片持环温度小于204℃。
2)温态启动：高压内缸调节级金属温度或中压缸第一级叶片持环温度在204℃～350℃之间。
3)热态启动：高压内缸调节级金属温度或中压缸第一级叶片持环温度在350℃～450℃之间。
4)极热态启动：高压内缸调节级金属温度或中压缸第一级叶片持环温度高于450℃。
启机操作票（值长）序号主要阶段发令人发令时间1.机组启动准备（确认机组具备启动条件：确认工业水系统、仪用气系统运行正常；辅汽母管压力、发电机氢气压力正常，除盐水量、煤仓煤位足够；机组各项启动前试验合格。
通知化学、燃料准备启动。
）2.启动循环水系统，闭式水系统、凝结水系统，进行机组低压管路冲洗。
3.启动给水泵，通知化学，锅炉上水进行机组冷态冲洗。
4.轴封送汽、抽真空。
5.启动锅炉烟风系统。
6.冷态冲洗合格锅炉点火（通知化学、燃料）7.按曲线升温升压，热态冲洗8.汽机冲转前电气准备工作（联系网调）9.确认机组各项保护投入。
10.汽机冲转11.发电机并网带初负荷至汽机高旁关闭（15％负荷）（汇报网调，通知化学、燃料）12.升负荷至210MW ,滑压运行13.升负荷至360MW ,投入协调控制14.升负荷至480MW,定压运行主要汽水品质标准：表1. 锅炉点火给水水质记录（省煤器入口）标准电导率μs/cm <0.65PH值9.2～9.6SｉO２μg/l <30Fｅμg/l <50表2. 汽轮机冲转蒸汽品质记录（过热器出口）标准电导率μs/cm <0.5SｉO２μg/l <40Fｅμg/l <40Na μg/l <15汽轮机冲转前主要参数：主蒸汽压力MPa 调节级金属温度1/2 ℃主汽温度A/B ℃高压缸上/下缸温度℃再热汽压力MPa 中压压缸上/下缸温度℃再热汽温A/B ℃大轴偏心值mm 凝汽器真空kPa 汽缸膨胀mm启机操作票（主值）开始操作时间：年月日时分完成时间月日时分操作任务 # 机组态启动操作票√序号操作项目备注1.确认影响机组启动的工作票已收回，措施已恢复，机组符合启动条件2.#1高备变、主变、厂高变运行正常，高压厂用6KV系统运行正常3.低压厂用380V PC及MCC系统运行正常4.UPS系统及DC110V、DC220V系统运行正常5.相关辅机电源已送电6.柴油机组启动试验正常，处于自动备用状态7.确认号发电机大轴接地碳刷接触良好8.厂房内照明良好，事故照明系统正常9.厂房内外通讯良好10.确认消防系统、工业水系统正常11.所有辅机系统检查完毕，具备投入条件12.厂用计算机系统正常，FSSS、DEH、ETS、MEH、CCS系统正常13.确认机、炉各转机油位正常，油质良好14.确认炉侧、机侧有关阀门、挡板传动正常15.确认循环水系统具备投入条件，启动循环水泵（或开启#1、2机循环水母管联络门），循环水压力不低于0.07Mpa16.确认闭式水系统具备投入条件，启动闭式水泵17.确认压缩空气系统正常18.确认EH油系统具备投入条件，油质合格，建立油循环19.确认汽机润滑油系统具备投入条件，油质合格，建立油循环20.确认小汽机润滑油系统具备投入条件，油质合格，建立油循环21.汽轮机DEH、ETS各项保护正常且投入22.小汽轮机MEH各项保护正常且投入23.联系热工做机炉电大联锁正常24.高、低加及除氧器各项保护正常投入25.确认发电机密封油系统具备投入条件，油质合格，建立油循环26.确认发电机氢系统气体具备置换条件，置换后保持氢压0.35MPa以上27.投运定冷水系统正常28.汽机盘车装置投入,确认电流正常29.投入A引风机润滑油站且正常30.投入B引风机润滑油站且正常31.投入A 引风机冷却风机32.投入B引风机冷却风机33.投入A送风机液压油站且正常34.投入B送风机液压油站且正常操作任务 # 机组态启动操作票√序号操作项目备注35.投入A一次风机液压油站且正常36.投入A一次风机润滑油站且正常37.投入B一次风液压油站且正常38.投入B一次风润滑油站且正常39.投入A磨煤机润滑油系统且正常40.投入B磨煤机润滑油系统且正常41.投入C磨煤机润滑油系统且正常42.投入D磨煤机润滑油系统且正常43.投入D磨煤机润滑油系统且正常44.投入E磨煤机润滑油系统且正常45.投入F磨煤机润滑油系统且正常46.等离子点火系统、燃油系统正常47.锅炉启动系统、减温水系统正常48.通知除灰电除尘加热、振打投入49.确认凝结水系统、除氧器具备投入条件50.通知化学值班员，准备机组上水51.查凝补水箱水位正常 ,补水调节门自动投入52.启动凝补水泵，向凝汽器进水,检查凝汽器水位上升至正常水位, 水位投自动53.启动凝结水泵,将备用凝结水泵联锁投入54.检查凝泵再循环门自动正常55.确认辅汽系统（或启动锅炉投运）具备投入条件，暖管结束后将辅汽压力提至0.7MPa56.进行低压管道的冲洗a 开启＃7、#8低加凝结水旁路电动门b 关闭＃7、＃8低加凝结水进、出口电动门c 开启#6低加凝结水旁路电动门d 关闭＃6低加凝结水进、出口电动门e 关闭#5低加出口门、旁路门f 开启#5低加进口门g 开启#5低加出口放水门h 调节除氧器水位调节门进行冲洗g 当凝结水泵出口水质Fe<200μg/l，通知化学投精除盐装置h低加旁路冲洗合格后，开启#6、#7、#8低加进出口门，关闭其旁路门，冲洗低加i低压管道冲洗合格后，开启除氧器至机组排水槽放水门，开启#5低加出口门，关闭#5低加出口放水门，向除氧器进水冲洗,控制凝结水流量不超过400t/h操作任务 # 机组态启动操作票√序号操作项目备注j当除氧器出口水质Fe<200μg/l，关闭除氧器放水门，停止除氧器排放k 将除氧器水位上至0---200mm,投入除氧器加热，l开启锅炉启动分离器空气门,关闭过热器、再热器空气门，开启过热器、再热器疏水门m 开启锅炉给水旁路调节门进、出口电动门n 将锅炉给水旁路调节门开启20%o 给水系统进行注水P 记录锅炉主要膨胀点的膨胀值57.给水温度104-120℃左右，与锅炉金属温度差不大于111℃时，启动电泵向锅炉上水，执行以下操作，若启动汽前置泵上水，则执行62条a 将给水流量控制在190t/h左右，向锅炉进水（排放）b省煤器充满水后关出口放气阀,检查锅炉汽水分离器水位调节阀动作正常c待分离器有水位出现时, 逐渐加大给水量到30%BMCR，控制分离器水位6.2～7.2m左右，将分离器水位控制投自动d电动给水泵最大出力运行约30秒，HWL1、HWL2调节阀须同时开启，确保空气完全排空e锅炉进入循环清洗程序。
济柴发电机操作说明
75GFZ-T、160GFZ-T济柴发电机操作说明一、应急机组控制方式及操作步骤：此机组共有三种开机方式（第一种方式为机旁启机；第二种方式为手动在控制屏上启机；第三种方式为市电信号控制机组启停）。
首次开机前，将调速电位器旋钮调至中间位置（约5圈处），将电压调整电位器旋钮调至较小位置（约1/5位置处）。
日后使用中如无特殊情况不需要再调节这两个电位器。
下面分别对这三种开机方式进行介绍。
第一种方式为机旁启机：下面为操作步骤1、开车前准备1）在通直流电源之前，断开电动调节阀电源（即断开控制屏内板上F01、F02熔断器），用工具手动旋转机组燃气进气管道上的电动调节阀，使其开度在最大位置。
球阀在最大开度。
机房内总燃气阀门在关闭状态。
2）打开直流电源开关、调速器电源开关、模块电源开关，PLC电源开关置于关闭位置，并置怠速/额定开关于怠速位置，停机按钮于弹出位置，功能选择开关为手动位置。
3）IG-CU自动控制模块选择“手动”工作模式。
2、开机操作1）如果有市电，可在机组控制屏上按预供油按钮泵油，如果没有市电，手动在机组上泵油。
当滤后油压高于0.1MPa时，在机旁按启动按钮（小于10s），并同时缓慢打开机组燃气进气管道总燃气阀门，机组启动（听声音判断）成功后应迅速松开启动按钮，机组启动后怠速运行，待机组水温上升到20℃以上、油温20℃以上，在控制屏上把怠速/额定开关打到额定位置。
待机组稳定在额定转速运行后，旋转电压转换开关检查三相电压是否平衡。
2）模块信号投入操作：在机组额定电压400V，频率50Hz时，按模块上的绿色起动I按键，模块屏幕显示“起动中”，此时把功能选择开关打到信号投入位置（起动时间8s，间歇8s，可起动三次，若不能成功投入模块，模块将发出停机命令，（功能选择关必须在按下起动I按键后2秒内从手动位置转到信号投入位置），此操作完成后，若模块已检测到发电机电压和发动机转速，则模块投入成功。
模块投入成功后把怠速/额定开打到怠速位置。
1000 MW超超临界燃煤发电机组的启停成本分析
1000 MW超超临界燃煤发电机组的启停成本分析发表时间：2017-01-18T11:50:19.553Z 来源：《电力设备》2016年第23期作者：王洋1 叶华浩1 贺筝1 杨利2,3 赵俊杰1,2 [导读] 分析1000 MW超超临界燃煤火力发电机组全冷态启动和滑参数停机过程中的各项成本和发电量净收入。
(1. 国电浙江北仑第一发电有限公司浙江宁波 315800; 2. 国电电力发展股份有限公司，国电集团北京 100101; 3. 国电宁夏石嘴山发电有限责任公司宁夏石嘴山 753202) 摘要：分析1000 MW超超临界燃煤火力发电机组全冷态启动和滑参数停机过程中的各项成本和发电量净收入，提出基于收益的启停成本核算模型，优化机组运行方式，提高机组启停的经济性。
结果表明从锅炉上水到AGC投入的机组启动阶段历时约32小时，机组在全冷态开机过程的总成本为463.2766万元，其中煤耗成本37.8159万元，油耗成本5.5916万元，水耗成本10.8705万元，外购电成本84.0546万元，发电量净收益531.056万元。
机组停机过程从AGC撤出减负荷到发电机解列，共约9小时。
机组滑参数停机过程的总成本为321.124万元，其中煤耗成本98.336万元，燃油成本4.1916万元，外购电成本109.7万元，发电量净收益131.854万元。
关键词：燃煤火力发电机组；成本核算模型；启停成本；全冷态启动；滑参数停机1 引言为了提高燃煤火力发电机组的运行效率，单台机组的装机容量、主蒸汽温度和压力不断提高。
启动机组的油耗、煤耗、水耗和厂用电耗等也会随装机容量的增加而增大[1-3]。
由于电力产能过剩，机组频繁启停，极大增加了油、煤、水、外购电和人力资源等成本消耗[2-4]。
因此有必要分析机组开停机过程中的各项成本，优化运行流程，不断降低成本，提高经济效益。
本研究拟分析1000 MW超超临界燃煤火力发电机组全冷态启动和滑参数停机过程中的各项成本和发电量净收入，提出基于收益的机组启动和停运成本核算模型，优化机组运行方式，提高机组启停过程的经济性。
PLC在柴油发电机组控制系统中的应用分析
PLC在柴油发电机组控制系统中的应用分析PLC（可编程逻辑控制器）是一种专用于工业自动化控制的电子设备，它可以代替传统的继电器、计时器等控制元件，实现复杂的控制逻辑和功能。
1. 发电机启停控制：PLC可以监测柴油发电机组的运行状态，根据用户设置的参数，自动控制发电机的启动和停机。
当电网电压不稳定或停电时，PLC可以自动启动发电机组，并将其连接到电网，保证电力供应的连续性。
当电网电压恢复正常时，PLC还可以自动停机，以节省燃料和减少运行成本。
2. 电力负载管理：PLC可以对发电机组的负载进行监测和管理。
根据负载的大小和类型，PLC可以自动调整发电机的负载分配，保证各个负载之间的平衡，提高发电机组的效率和稳定性。
当负载超过发电机组的额定容量时，PLC还可以自动分配负载给其他备用发电机组，避免发电机组过载而导致设备损坏。
3. 远程监控和控制：PLC可以与上位机或下位机等计算机设备进行通信，实现对发电机组的远程监控和控制。
运维人员可以通过计算机远程监测发电机组的运行状态和参数，及时了解到问题并进行处理。
PLC还可以接收计算机发送的指令，实现对发电机组的远程控制，例如启停、调整负载等操作。
4. 故障诊断和报警：PLC可以对发电机组的各个部件进行状态监测，判断是否存在故障或异常情况。
一旦检测到故障，PLC可以根据预设的报警逻辑，发出相应的报警信号，同时自动记录故障信息。
运维人员可以通过报警信号和故障信息，快速定位和排除故障，提高维修效率。
PLC在柴油发电机组控制系统中的应用，可以提高系统的自动化程度和运行效率，减少人力成本和维护成本，同时还能提供更安全可靠的电力供应。
发电机运行操作规程(三篇)
发电机运行操作规程一、前言为了确保发电机的安全、稳定、高效运行，保护设施、设备及人员的安全，制定本操作规程。
二、一般规定1. 操作人员必须严格按照本规程进行操作，不得擅自修改、忽视或违反规程；2. 操作期间必须时刻保持清醒、谨慎，确保自身安全；3. 严格按照操作程序进行操作，不得随意跳过或改变程序；4. 发现异常情况必须及时报告上级，并采取相应措施处理；5. 操作结束后，必须对设备进行检查，确保设备的安全、正常；6. 严禁擅自开展未经培训和授权的操作；7. 涉及高压电网的操作必须按照高压电网操作规程进行操作；三、发电机的启停操作1. 启动发电机：(1) 检查油、水、电系统，确保正常；(2) 开启切换电源开关，并将发电机控制开关转入“手动”模式；(3) 打开发电机冷却水阀门，启动冷却水泵；(4) 打开发电机上的开关，检查仪表指示是否正常；(5) 开启发电机控制开关，发电机进入待机状态；(6) 检查发电机的运行状态，发现异常情况及时报告上级；(7) 当需要发电时，按照所需的功率调整发电机输出；(8) 发电机正常运行后，关闭其他冷却设备。
2. 停止发电机：(1) 按照设备运行情况，选择停机方式；(2) 停机前，调低负荷，使发电机逐渐进入空载状态；(3) 通知相关人员停机，确保安全；(4) 关闭发电机控制开关，发电机停机；(5) 停机后，检查发电机设备是否正常，如有问题及时修复。
四、发电机的运行监控及维护1. 发电机的运行监控：(1) 定期巡视发电机设备，检查设备的运行状态、仪表的指示是否正常；(2) 注意监控设备的振动、噪声等异常情况，发现异常立即停机检查；(3) 监测发电机的温度，保持合理的温度范围内；(4) 积极参与电网平衡和调度工作，保证发电机的稳定输出；(5) 定期对发电机设备进行清洁、维护和保养，确保设备的正常运行。
2. 发电机设备的维护：(1) 定期对发电机进行润滑油和冷却水的更换；(2) 定期对发电机的绝缘部分进行检查和维护；(3) 清洁发电机设备及配套设备，保持设备的整洁；(4) 定期检查发电机的连接线路，确保连接牢固、无短路等问题；(5) 定期进行发电机设备的试运行和检修，确保设备的可靠性；(6) 配合维修人员进行大修和检修工作，保障设备的正常运行；(7) 定期校准发电机的仪表、测量器具等设备，确保准确可靠。
汽轮发电机设备保管实施细则(5篇)
汽轮发电机设备保管实施细则1.按装箱单逐件核对附件、零件和工具是否齐全。
2.全部外观应无裂纹、变形、损伤、锈蚀、受潮和变形等缺陷。
3.高压油泵的油管、螺帽以及外露轴等密封情况应良好。
4.给水系统的水应放干净，检查有无锈蚀、锈死或冻坏等现象。
(二)汽轮发电机的保管1.保持存储环境的清洁，切忌与腐蚀性物资(酸、碱、盐及化学品等)和飞扬性材料(水泥、石膏、石灰等)混放，以免金属氧化变质。
2.进气口和排气口应用木塞封闭，以防止尘土杂物侵入。
3.原生产厂试车时加入机体内的水和油应全部放出，并将全部螺塞拧紧。
4.如发现外露表面生锈，可用煤油或汽油清洗后重新涂油。
外伸轴和外露螺帽均可涂工业凡士林，并用蜡纸贴封好。
5.对高压油泵和调速器等精密部件严禁任意拆卸。
6.一般存入干燥通风的库房内，库房相对湿度一般应为____％-____％。
如因仓库条件有限，不能进库，必须选择干燥地面，并下垫上盖，创造近似于仓库内的条件方可露天存放。
下垫30-50厘米高，上盖防雨设备，防止风沙雨水侵入，放置须平稳以防变形。
7.定子的保管。
开箱后应检查设备有无缺损及锈蚀，并做好记录。
属于1、2类维护保管的，可恢复完整的原包装后保管。
属3类维护保管的，应入保温库保管，并对其作定期检查、记录。
发现铁芯锈蚀，应清楚并涂绝缘漆。
线圈上的绝缘漆如有脱落应按制造厂涂漆质量标准补涂。
金属部件的表面应按规定进行防锈处理，并保持合格。
定子分装运输的发电机端盖，属3类维护保管时，应组装保管。
定子膛内应放置适量的硅胶袋，并定期检查更换。
8.转子的保管。
开箱后应用干燥的压缩空气吹去转子表面及通风孔内的灰尘、杂物并测量绝缘。
属1、2类保管的，可在恢复原包装后保管。
属3类维护保管的，应定期检查、记录，发现铁芯、套箍、风扇等表面漆层剥落时，应补涂；铁芯用青纸包好；滑环表面的防锈油层应完整，并用多效防锈纸包裹好，外包防潮纸，然后入库。
滑环桨可在恢复原包装后露天存放，但温度不低于5℃。
水泥余热发电机组启停机操作规程
水泥余热发电机组启停机操作规程余热发电作为水泥厂主要节能降耗技术之一，在整个水泥厂中具有非常重要的作用。
本文详解水泥余热发电机组启停机操作规程，具体内容如下。
锅炉启炉步骤联系窑操开启AQC、SP锅炉烟气进出口挡板，并根据升温，升压情况开大烟气挡板，当进出口烟气挡板全开后，方可关小直至全关烟气旁路挡板。
当汽压升至0.05～0.1MPa时，冲洗汽包各水位计。
当汽压升至0.25～0.35MPa时，关闭汽包空气门;并依次进行联箱排污放水，注意汽包水位，在锅炉进水时应关闭省煤器再循环门。
当汽压升至0.3 MPa时，稳定压力，冲洗各压力表管，化学人员冲洗各取样管;开启饱和蒸汽电动门旁路进行暖管。
当汽压升至0.6～0.7MPa时，投入热工仪表，全开饱和蒸汽电动门，关闭旁路门。
当汽压升至1. 0MPa、温度310℃以上时，稳定压力对锅炉机组进行全面检查，如发现不正常现象，应停止升压，待故障消除后继续升压，并定期排污一次。
当汽压升至工作压力时，再次冲洗汽包水位计，通知化学人员化验汽水品质，并对设备进行全面检查。
锅炉的并列应注意：AQC 锅炉或SP锅炉并列时，保持较低的水位，应注意保持汽压，并缓慢增加蒸发量,使待并侧温度比系统侧高3-5℃,汽压高0.2-0.3MPa。
在并列过程中，如引起主汽汽温急剧下降时，或发生管道水冲击时，应立即停止并列，调整风量，加强疏水，待恢复正常后重新并列。
并列后，应对锅炉机组进行一次全面检查，并将启动至并列过程中的主要操作及新发现的问题，记录在有关的记录薄内。
锅炉机组的停运接到上级停炉通知后，做好停炉准备工作，按计划停炉时间通知各有关岗位的操作人员，通知巡检人员做好减负荷准备工作，联系窑操开启AQC锅炉、SP锅炉烟气旁路挡板，并根据降温降压情况关小烟气进出口挡板，当烟气旁通挡板全开后，方可关闭烟气进出口挡板。
锅炉停止运行后，根据锅炉负荷降低情况，相应地减少给水量，保持正常水位，然后停运锅炉，关闭饱和蒸汽电动门(另一锅炉运行)。
发电机启停与保护
发电机保护的功能配置一继电保护的基本工作原理介绍被保护设备的电气量在故障前后的突变信息是构成继电保护装置的基本原理。
为实现上述基本任务，继电保护应能区分电力系统正常运行与发生故障或不正常运行状态。
故障的明显特征是电流剧增、电压大幅下将、线路的测量阻抗减小、功率方向变化、负序或零序分量出现等，此外还有其它物理如气体、温度的变化等。
根据不同电气量或物理量的变化，可构成不同原理的继电保护装置。
不论反应那种电气量，当其测量值超过一定数值（整定值）时，继电保护将有选择地切除或显示电气设备的异常情况。
继电保护装置一般由测量部分、逻辑部分、执行部分组成。
测量部分是测量被保护元件的某些运行参数，并与保护整定值进行比较，以判断被保护元件是否发生故障。
如果运行参数达到或超过整定值，测量部分向逻辑部分发出信号，表明发生故障且保护装置已经启动。
逻辑部分接受测量部分发来的信号，按照预定的逻辑条件，判断保护装置是否应该动作于跳闸，即实现选择性要求，并向执行部分发出信号。
执行部分根据逻辑部分送来的信号，按照预定的任务动作于断路器跳闸或发出信号二发电机保护动作的控制对象所谓的控制信号是指保护动作时所用的断路器、调节设备及声光信号等。
各保护装置动作后所控制的对象，依保护装置的性质、选择性要求和处理方式的不同而不同，通常按发变组全套保护综合考虑。
设计中有以下几种处理方式：1全停：停锅炉、汽机（包括锅炉、汽机甩负荷、关主汽门）及相应的辅机、断开压侧断路器、跳灭磁开关、跳厂高变分支断路器、启动备变分支断路器自投，同时启动断路器失灵保护。
为了运行检查的方便，全停又分为全停一（全停一动作的结果：跳开发变组断路器，灭磁开关，跳开高压厂变A，B分支断路器，关闭汽机主汽门，锅炉紧急停炉，起动断路器失灵保护。
）、全停二（全停二动作的结果：跳开发变组断路器，灭磁开关，跳开高压厂变A，B分支断路器，关闭汽机主汽门，锅炉紧急停炉）、全停三三种方式，由不同的保护装置分组控制。
发变组保护
1、发变组有哪些保护及动作范围1.发电机差动保护：用来反映发电机定子绕组和引出线相间短路故障，瞬时动作于全停I、II。
2. 主变压器差动保护：主变压器差动保护通常为三侧电流，其主变压器差动保护范围为三侧电流互感器所限定的区域（即主变压器本体、发电机至主变压器和厂用变压器的引线以及主变压器高压侧至高压断路器的引线），可以反映该区域内的相间短路，瞬时动作于全停I、II。
3．高厂变差动保护：保护范围包括变压器本体及套管引出线，能够反映保护范围内的各种相间、接地及匝间短路故障，瞬时动作于全停I、II。
4.励磁回路一点接地、两点接地保护：对于静止励磁的发电机正常运行时，励磁回路对地之间有一定的绝缘电阻和分布电容。
当励磁绕组绝缘严重下降或损坏时，会引起励磁回路的接地故障，最常见的是一点接地故障。
发生一点接地故障时，由于没有形成电流回路，对发电机没有直接影响，但一点接地后，励磁回路对地电压升高，在某些情况下，会诱发第二点接地。
当发生第二点接地故障时，由于故障点流过很大的短路电流，会烧伤转子，由于部分绕组被短接，气隙磁通将失去平衡，会引起机组剧烈振动。
此外，还可能使轴系和汽轮机汽缸磁化。
因此需要装设一点、两点接地保护。
一点接地保护动作于发信号，一点接地保护动作发出信号后，及时投入两点接地保护，两点接地保护动作后动作于全停I、II。
5. 发电机定子接地保护：采用基波零序电压保护和三次谐波定子接地保护，可构成100％定子接地保护。
95％定子接地保护主要反映发电机机端的基波零序电压的大小，当达到动作定值时，动作于全停I、II。
15％定子接地保护主要反映发电机机端的三次谐波电压的大小，当达到动作定值时，动作于发信号。
6．发电机复合电压过流保护：从发电机出口PT取电压量，从发电机中性点CT取电流量，电压判据由低电压和负序电压组成或条件，动作于全停I、II。
7. 发电机负序过负荷保护：作为发电机不对称过负荷保护，延时动作于信号。
发电机检修后转停机备用的检查项目
1发电机、主变检查
序号
检查项目
检查方法、标准
检查情况
检查人
1
发电机主辅机工作票已结束
查工作票
2
发电机TV避雷器处接地线已拆除，柜门关好
就地检查
3
主变高压侧接地刀拉开，柜门关好
就地检查A、B、C三相
4
发电机出口开关母线侧接地刀闸已拉开，柜门关好
就地检查
5
6KV厂用AB段工作进线下侧两组接地线已拆除，后护板已上好
发变组保护压板检查表
A柜：发变组A柜
序号
保护压板名称
压板
编号
投退状态
备注
运行
停运
功能压板
1
发电机差动保护
1LP
投
退
2
发电机复压过流保护（t1）
2LP
投
退
3
发电机复压过流保护（t2）
3LP
投
退
4
发电机对称过负荷保护（定时限）
4LP
投
退
5
发电机对称过负荷保护（反时限）
5LP
投
退
6
发电机不对称过负荷（反时限）
退
2号机为启动6KV2B快切
7
跳灭磁开关Ⅰ组线圈
9XB
投
退
8
关主汽门
11XB
投
退
9
主变重瓦斯
17XB
投
退
10
主变压力释放
18XB
退
退
变压器加运前投入，正常后退出
11
厂高变重瓦斯
19XB
投
退
12
厂高变压力释放
20XB
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工程名称：年 月 日
设备编号
供电区域
看护人员
记录项目
输入电压（伏）：
输出电流（安）：
转速（转/分）
频率（Hz）
水箱水位
水温℃
润滑油位
烟色
机器声响有无噪音
日运行时间
H
备注：
说明：1、由每次启停动发电机工作人员记录；
2、将每月的维护、保养项目内容记录在备注栏；
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发电机组运行情况记录表
工程名
输入电压（伏）：
输出电流（安）：
转速（转/分）
频率（Hz）
水箱水位
水温℃
润滑油位
烟色
机器声响有无噪音
日运行时间
H
备注：
说明：1、由每次启停动发电机工作人员记录；
2、将每月的维护、保养项目内容记录在备注栏；