东汽风力发电机主控系统 停机流程
东汽风力发电机主控系统 停机流程
快速停机 3 由检测快速收桨 1 过程错误触发， 当变桨监视系统检测快速停机过程中 收桨速度不足或收桨超时触发。 1) 安全链仍保持不中断，变桨控制器切出，切断快速收桨信号。变桨 系统受快速收桨信号控制下仅保持监视功能，通过电气逻辑使变桨 电机直接与后备蓄电池相连，以最大变桨速度变桨到 90 度，直到 叶片角度达到限位开关 1 位置。 2) 同时，力矩控制器切出，变频器快速脱网，断开开始励磁和力矩请 求信号，力矩给定值减小为 0% 。 3) 盘式刹车装置根据电气逻辑按额定转矩值投入 1级刹车(DiscBrake2 =0)。在延时 20s 后，投入 2 级刹车(DiscBrake1=0)以 2 倍额定力矩 来制动。 4) 当桨角>89.5 度、低速轴转速<5rpm、高速轴转速<500rpm、变桨返 回风暴位置为 1，停机完成。 5) 停 机 完 成 后 ， 延 迟 30 秒 ， 松 开 一 二 级 刹 车 (DiscBrake1=DiscBrake2=1)。如果 60 秒内检测桨角、转速仍未到达 安全位置，则进一步触发紧急停机。
快速停机 2 1) 安全链仍保持不中断，变桨控制器切出，切断快速收桨信号 (FastPitchback=0)。变桨系统受快速收桨信号控制下仅保持监视功 能，通过电气逻辑使变桨电机直接与后备蓄电池相连，以最大变桨 速度(pRn_MaxPitchRate)到 90 度，直到叶片角度达到限位开关 1 位置。 2) 同时，力矩控制器切出，变频器快速脱网，断开开始励磁和力矩 请求信号，力矩给定值减小为 0% 。 3) 当桨角 >89.5 度、低速轴转速 (RotorRPM)<5rpm、高速轴转速 (ActualGenRPM)<500rpm 、 变 桨 返 回 风 暴 位 置 (iPitchFBStormPosition=1)，停机完成。 4) 60 秒内桨角及转速不能到达安全范围或未返回风暴位置则触发紧 急停机。
东汽风力发电机主控系统 起动
2.1.5自检
风机启动后，先依据上一次最高级别的刹车状态(LastBP)，进行相应的系统 自检。如果上一次是高级别的刹车状态导致停机，则需要进行自检，以检查 风机是否处于正常状态。 l 刹车测试1： 1) 机械刹车2激活(DiscBrake2=0)，延时10s，监测高速轴转速。 2) 机械刹车1激活(DiscBrake1=0)，叶片以0.5 度/s 的速度变桨到90度。 3) 延时5s，监测高速轴转速(HighShaftRPM)是否为0rpm，如果是， 进入下一测试阶段，否则，状态报警：刹车打滑。 l 刹车测试2： 1) 叶片以2度/秒变桨到启动桨角70度(StartAngle)。
2.1.3待机
风机从停机状态进入待机状态必须满足以下条件： 1) 检查当前的刹车状态，在正常范围内，即ActiveBP=0。 2) 盘刹1、盘刹2 处于打开状态，即iBrake1Open=1 且iBrake2Open =1。 3) 主控给出旁路极限开关指令，三支桨叶以0.5 度/秒减小到90 度。极限开 关被脱开后，进入待机状态。
2.1.6增速
进入增速状态后，桨角以启动变桨速率2度/秒，由70度往0度方向靠近。 当实际转速(ActualRPM)大于最小启动转速300rpm (pRn_MinStartRPM) 时，由GH算法控制方式启动，并快速通过塔筒的共振范围。如果风速减 小或通过共振区超时将中断启动程序，叶片回到启动桨角(StartAngle)进 入待机状态。 增速过程分为阶段1 增速1100rpm(pRn_RPMRamp1End)和阶段2增速 目标1200rpm(pRn_RPMRamp2End)两个过程。 1) 转速在0rpm-1100rpm阶段，主控控制变桨距系统以40rpm/s的增 速使转子转速迅速提升至1100rpm附近。另外，在此期间，转子转速会 迅速的通过共振区，如果说转子转速在共振转速的时间超时，那么主控 会要求风机停机，长时间运行在共振区可能导致风机受损 2) 转速在1100rpm-1200rpm阶段，主控控制变桨距系统以10rpm/s 的增速使转子转速缓慢的靠近1200rpm附近
简述发电机组起励建压和停机的操作步骤
发电机组是电力系统中的重要设备，它能够将机械能转化为电能，为人们的生产和生活提供必要的电力支持。
发电机组的起励建压和停机是日常运行中的重要操作，正确的操作能够保证发电机组的安全稳定运行。
接下来将对发电机组的起励建压和停机的操作步骤进行简要介绍。
一、发电机组起动操作步骤1. 检查发动机组参数和设备状态，确保机械设备完好，操作面板参数正常。
2. 启动柴油发电机组时，按照操作手册的规定，打开柴油发电机组操作面板上的总电源开关。
注意手不要碰触高压元件，以免触电。
3. 打开油泵，进行加燃油，加燃油时要注意安全和消除静电。
4. 旋转启动机的手柄，需反复开关到发动机彻底启动，发动后应该留心水温、油压、发电电压是否正常稳定。
二、发电机组建压操作步骤1. 启动发动机后，等待空蓄而力和内燃机温度升高，确认内燃机运转稳定时，才能切换到发电状态。
2. 运行一段时间后，检查发电机的相关参数，确保电压、电流等指标处于正常范围内，不应超出额定值。
3. 对于水轮机或汽轮机发电机组，需要逐步加速，使其达到额定转速，注意轴承温度上升的情况。
4. 监控发电机组输出的电压、频率和功率，确保其在正常范围内，以减小设备损耗和故障率。
三、发电机组停机操作步骤1. 停机前，要先将发电机负载断开，转换至空载状态。
2. 减小内燃机或水轮机等主机的负荷，使其逐渐减速至停机状态。
3. 确认发电机组完全停机后，关闭内燃机或水轮机等主机的电源开关，断开电源，停止给机器供油。
4. 在所有设备处于冷却状态并且停车后进行全面检查。
对于润滑和散热系统的工作状态要特别留心。
在实际操作中，发电机组的起励建压和停机也需要根据具体的机型和厂家的要求进行操作。
但必须按照操作手册的规定操作，时刻保持警惕，确保设备的安全运行。
由于发电机组是重要的生产设备，在操作时一定要严格遵守操作规程和安全操作流程，不得随意操作。
在日常运行中也要做好定期检查、维护和保养工作，提高设备的可靠性和安全性。
发电机组启动操作停机步骤
发电机组起动操作停机步骤：正常起动步骤：1. 进行起动步骤前，先执行日常维护保养检查。
日常维护保养检查如下：起动系统前，检查相应的油液液位（润滑油，冷却液等）。
查看是否有：∙泄漏∙零件松动或损坏∙皮带磨损或损坏∙高和低压线束磨损或损坏∙系统外观的任何变化。
∙燃油气味∙电子设备气味2. 使用人机交互界面触摸屏，检查发动机控制系统已接通，并清除所有临界故障。
使用人机交互界面触摸屏核实下列参数：∙预润滑机油泵压力（如果安装）。
需要的最小机油压力为0.5 bar [7.25 psi]∙低温和高温冷却液温度回路在预热温度为30°C [86°F] 时工作∙机油回路在预热温度至少为20°C [70°F] 时工作3. 检查手动燃气阀是否已开启。
4. 从系统控制面板上，使用运转/停机/自动开关起动发动机。
在“RUN”（手动）位置时，发动机会立即起动。
在“AUTO”（自动）位置时，还必须提供远程起动信号。
5. 在“RUN”（手动）位置时，发动机会以怠速（900 rpm）运转，或者以额定转速（1500/1800 rpm）运转，视人机交互界面上所选择的怠速模式设定值而定。
在“AUTO”（自动）位置时，在初始暖机期后，发动机转速会自动匀速增加至全速。
然后，发动机会带负载连接上机组。
6. 发动机机油压力必须在起动后15 秒内达到最小怠速压力技术规范（172 kPa [25 psi]）。
如果没有在15 秒内达到最小机油压力，控制系统会使发动机停机。
操作发动机1. 对于日常运行，应在自动模式下通过PowerCommand 发电机组控制面板操作发电机组。
在自动模式下，PowerCommand 发电机组控制面板自动控制以下操作功能：发电机组起动- 对PowerCommand 发电机组控制面板接收的外部…起动‟指令信号做出响应。
发动机预热- 发动机保持怠速运行，直到机油温度达到预设温度。
发电机组接触断路器控制- 接触断路器…断开‟和…闭合‟指令。
机组停机全过程
机组停机全过程按照滑停曲线：从开始减负荷至停机时间为5.5个小时,最终蒸汽参数:主汽压力8.73MPa,主汽温度:450度;再热汽压力1MPa,再热汽温度:390度.在整个滑停过程中,请注意:1、注意选择机组控制方式，分析哪种方式有利于滑停过程的操作就选用哪一种；2、启动炉的运行与辅汽并汽工作，要保证启动炉的稳定运行；3、轴封汽源的切换工作；4、除氧器汽源切换工作；5、汽轮机高、低加解列工作；6、因各原煤仓存煤烧空，煤控根据此方式控制原煤仓煤位；7、磨煤机停运时请注意蒸汽惰化；8、给水泵切换；9、机组负荷180MW左右，请注意锅炉干湿态转换正常；10、进行厂用电的切换工作；11、在储水罐至凝汽器相关闸阀开启之前，请注意关闭切除361阀暖管管路；12、在低负荷下保证空预器连续吹灰，同时随着锅炉出口烟气温度的降低，严密监视空预器电流变化情况。
根据需要可以将空预器密封装置提高至第一上限位；13、在减负荷过程中要注意检查监视各疏水门的动作情况；在机组负荷90MW时，注意检查低压缸喷水应能自动投入，否则手动投入；14、在机组解列前，将汽轮机交流润滑油泵、顶轴油泵启动运行。
打闸后应重点注意机组转速下降，高、中压主汽门及调速汽门、高排逆止门、各段抽汽逆止门、抽汽电动门应关闭，BDV阀、通风排汽阀应开启。
发电机出口两个开关应跳闸、灭磁开关跳闸，发电机逆变灭磁；15、锅炉MFT后，因注意机组各运行设备应该跳闸情况。
尤其是给水泵应跳闸。
同时锅炉需要吹扫时间不少于15分钟；16、机组停机后，发电机按照规定应由热备用转至冷备用状态；17、机组停运后，由于停机检修时间不长，维护人员需要进入炉膛检查，因此锅炉需要强制冷却，锅炉强冷过程中，应控制给水与水冷壁温度差不大于25度，请大家熟悉强冷的操作方法；18、机组解列停运后，请辅控停运脱硫、电除尘系统；同时在停机期间化学注意机组各水质化验工作，发现异常及时汇报；19、机组停运转速惰走期间，请注意惰走时间并要记录，在盘车投上后，注意转子偏心度与盘车电流的变化情况；汽缸上下温差、低压缸排汽温度变化情况，定期倾听汽轮机组有无动、静摩擦声；20、在整个停机期间，主汽、再热汽温度及压力严格按照滑停曲线进行降低，同时严密监视机组胀差和轴向位移、汽缸各金属温度测点变化情况，发现异常及时汇报以便采取措施处理，如主、再热汽温度在5分钟内急剧下降50度，应立即打闸停机。
发电机启停步骤
发电机启停步骤
一、启动步骤
1、确定是市电电网停电；
2、手动断开八百变压器低压进线柜断路器；
3、检查发电机机油油位、柴油油位以及冷却液液位是否在要求刻度内；
4、确定发电机电源输出空开在断开位置；
5、确定速度控制开关在“低速”位置上，打开电源开关；
6、插入钥匙后，顺时旋转钥匙，发电机启动；
7、发电机低速运行5-10分钟后，将速度控制开关打到“高速”；
8、发电机运行平稳后，合上发电机电源输出空开；
9、按下低压配电室发电机进线柜断路器合闸按钮；
10、发电机启动送电完毕，每隔半小时检查一次柴油油位。
二、停机步骤
1、确定市电电网来电；
2、按下发电机进线柜断路器分闸按钮；
3、断开发电机电源输出空开；
4、5分钟后将发电机速度控制按钮打到“低速”位置；
5、“低速”运行5分钟后，关闭电源开关，发电机停机完毕。
6、在断开发电机电源输出空开后，到低压配电室；
7、手动将八百变压器进线柜断路器合闸，按下合闸按钮，送电完毕。
发电机组操作规程
发电机组操作规程引言概述：发电机组是一种常见的发电设备，广泛应用于各个领域，如工厂、建筑工地、农村地区等。
为了保证发电机组的正常运行和安全使用，制定一套操作规程是非常必要的。
本文将详细介绍发电机组操作规程的内容和要点。
一、发电机组的启动与停止1.1 发电机组的启动步骤- 确保发电机组的供电线路已经连接好，并检查电缆是否完好无损。
- 打开发电机组的燃油进气阀门，并检查燃油是否充足。
- 打开发电机组的电源开关，启动电源。
- 按下发电机组的启动按钮，启动发电机组。
- 观察发电机组的工作状态，确保其正常运行。
1.2 发电机组的停止步骤- 按下发电机组的停止按钮，停止发电机组的运行。
- 关闭发电机组的电源开关，切断电源。
- 关闭发电机组的燃油进气阀门，停止燃油供应。
- 观察发电机组的停止状态，确保其完全停止。
1.3 发电机组的应急停机- 在发生紧急情况时，需要立即停止发电机组的运行。
- 按下发电机组的应急停机按钮，立即切断电源。
- 关闭发电机组的燃油进气阀门，停止燃油供应。
- 通知相关人员并采取相应的安全措施，确保人员和设备的安全。
二、发电机组的日常检查与维护2.1 发电机组的日常检查- 定期检查发电机组的燃油、润滑油和冷却水的液位，确保其在正常范围内。
- 检查发电机组的电缆和线路是否有损坏或老化现象，及时更换。
- 检查发电机组的散热系统是否正常运行，清理散热器上的灰尘和杂物。
- 检查发电机组的电池电量，确保其充足。
2.2 发电机组的定期维护- 定期更换发电机组的燃油、润滑油和冷却水，确保其质量和性能。
- 清洗发电机组的燃油滤清器和空气滤清器，保证其正常工作。
- 检查发电机组的电气连接是否松动，及时紧固。
- 定期清洗发电机组的发电机和电池，确保其正常运行。
2.3 发电机组的故障排除- 当发电机组出现故障时，需要及时进行排除。
- 根据故障现象和报警信息，确定故障原因。
- 检查发电机组的电路和连接是否正常，修复或更换损坏的部件。
风力发电机组主控系统使用维护说明书
1-1
风力发电机组主控系统使用维护说明书
FD87C-300000ASM
2 硬件使用维护
DWNCC003/2000 控 制柜 用 于 2.0MW 双 馈风 力 发 电机 机 组 机舱 控 制 ，安 装 于 机 舱 腹 部 ，单 柜 组 成 。其 硬 件 维 护 分 为 柜 外 器 件 使 用 维 护 与柜内器件使用维护。
2-1
风力发电机组主控系统使用维护说明书
FD87C-300000ASM
2-1 柜外器件维护
（1） 机 柜 采 用 双 开 门 设 计 ，柜 门 的 左 侧 设 置 有 红 色“ 急 停 按 钮 ”。如 图 1 所示：
图1 使用：
1) 将红色按钮由外向里按下，急停按钮被激活。 2) 按照指针位置旋转，松开急停按钮，急停取消。 （2） 机柜右侧由就地操作显示屏、刹车开关、安全链复位按钮、叶片维护开关 组成。如图 2 所示：
3-1
风力发电机组主控系统使用维护说明书
FD87C-300000ASM
3-1 风机控制器 AWC500 安装程序
1、FD87C 风机控制器需要更新最新的应用程序软件后才能运行。为了对 AWC500 控制器程序进行配置，需要软件 winscp，如下图所示：
2、 连 接 控 制 器 。 因 为 AWC500 默 认 的 IP 地址 为 192.168.20.13，因 此需 要 对 自己 的 电 脑进行配置。如下图所示，将电脑的 IP 地址改为 192 网段，并相应 的更改子网掩码。
章-节 1 2
2.1 2.2 3 3.1 3.2 3.3
目录 名称
概述 硬件使用维护 柜外器件维护 柜内器件维护 软件使用与维护 风机控制器 AWC500 安装程序 配置风机内的触摸屏
冬季停机步骤及注意事项
6、确认锅炉贮水箱溢流电动与手动隔离门开启，当贮水箱水位高 于9700mm，检查贮水箱溢流调节阀自动开启，疏水回收至冷凝 水箱。 7、当机组负荷至200MW时，停止第二台电动给水泵运行。 8、在降负荷期间当主汽压力降至8.92MPa时，视具体情况决定是 否投入高、低压旁路，高旁投入后利用高旁减温水调门控制高旁 后温度260～320℃之间，最低不得低于230℃，注意高压缸排汽 温度变化。利用低旁减压阀维持再热汽压力不＞0.8MPa，控制高 缸排汽温度不＞400℃，注意高中压缸温度下降相匹配。利用低压 旁路减温水调节阀控制减压阀后温度＜120℃。检查确认低旁三级 减温水门全开，注意再热汽温的控制。由旁路维持主汽压力，机 组转入定压运行。
1、当各台给煤机出力减至45t/h时，机组负荷由600MW减至500MW，然后再以 由上到下的原则逐台减少磨煤机给煤量，逐台停用磨煤机。
2、机组负荷400MW，2号机由顺序阀运行方式切换至单阀操作， 切换过程中， 对主机参数及就地检查正常。 3、当负荷降至450MW时，逐渐减少燃料量，视情况停止最上一层制粉系统运 行。 4、停炉前4个小时，根据锅炉防腐需要，将给水PH值调至9.6以上。 5、当机组负荷降至400MW左右且锅炉主控指令＜73%时，根据情况可以停止 一台电动给水泵运行。 6、退出空冷第1列运行，（通知检修人员）就地确认进汽隔离阀及抽真空隔离 阀关闭严密。 7、负荷逐渐降至330MW时，停止上层第二套制粉系统，保留四套制粉系统运 行。
6.1.7、停止氢气干燥器运行，停止EH油泵运行。 6.1.8、执行防止汽缸进水措施，关闭下列手门：三台电泵中间抽头门、再热器 减温水总门、轴封减温水手门、三级减温水手门、中压主汽门旁路门、冷再至 高温辅汽手动门、高温辅汽至轴封供汽手门、低压缸喷水减温手动门、轴封至 排气装置溢流手动门。 6.1.9、停运凝结水精处理22、23高速混床运行。 6.1.10、三台真空泵放水，关闭氢冷器回水调门前手动门。 6.1.11、停止2A、2B、2C电动给水泵辅助油泵运行。 6.1.12、将2A、2B、2C真空泵电机电源开关停电。 6.1.13、将热网首站热网循环泵切换至运行机组10KV供电。 6.1.14、关闭1号、2号、3号高加连续排汽至除氧器手动门。 6.1.15、当高低压疏水扩容器无高温疏水且低压缸排汽室温度降至50℃以下时， 确认凝结水无用户，退出2号机凝结水精处理3台过滤器运行，停凝结水泵。
风力发电机组正常停运规程
风力发电机组正常停运规程1.1基本规定....................................................................................1.2正常停机....................................................................................1.3操作说明1.1基本规定风电机组的自动停机风电机组处于自动状态当风速超出正常运行范围时风电机组按计算机程序自动与电网解列停机手动停机的四种操作方式：1）远控室操作在主控室操作计算机停机键；2）就地操作断开遥控操作开关在风电机组的控制盘上操作停机按钮操作后再合上遥控开关；3)远程操作在远程终端操作停机键；4)机舱上操作在机舱的控制盘上操作停机键但机舱上操作仅限于调试时使用；5）风电机组的手动停机当风速超出正常运行范围时手动操作停机键或按钮风电机组按计算机停机程序与电网解列停机6）凡经手动停机操作后须再按启动按钮方能使风电机组进入自启动状态；7）故障停机和紧急停机状态下的手动启动操作风电机组在故障停机和紧急停机后如故障已排除且具备启动的条件重新启动前必须按重置或复位就地控制按钮才能按正常启动操作方式进行启动；1.2正常停机在“正常停止”模式下，不使用机械盘式制动器。
转子叶片以2.6°/S或1°/S的速度转回到顺桨位置。
速度取决于发电机状态，当发电机断开和电网时，变桨速度为2.6°/S；当发电机和电网连接时，变桨速度为1°/S。
当发电机的速度低于1100rpm并且功率小于30KW或者发电机的速度大约为1000rpm时，发电机断开和电网的连接。
如果同时出现其他的停止状态的故障，那么将实行具有较高变桨速度的停止状态。
如果是机械制动器激活的停止状态，不管其他激活的停止状态是什么，制动器都将动作。
机组的停止步骤
1 机组的停止1.1 机组停运前的准备1.1.1 全面检查等离子点火装置完好，进行拉弧试验正常，具备投入条件。
1.1.2 根据检修要求，决定是否烧空原煤仓。
1.1.3 通知各岗位人员对设备系统进行全面检查，统计机组缺陷，做好停机前的准备工作。
1.1.4 分别启动主机MSP、TOP、EOP、顶轴油泵，检查其转动正常，盘车电机空试正常。
1.1.5 活动高压主汽门和中联门。
1.1.6 做好辅汽、轴封及除氧器汽源切换的准备。
锅炉全面吹灰一次。
1.1.7 检查主变死接地连接良好。
1.1.8 通知化学、燃料、灰水做好停机的准备工作。
1.1.9 校对锅炉汽包水位一次。
1.2 机组停运1.2.1 滑参数停机运行1.2.1.1 接值长滑停命令后，按15MW/min的速率机组减负荷至300MW，当机组负荷至540MW，锅炉按照汽轮机滑停曲线要求，开始降压，降压速率0.45MPa/min。
1.2.1.2 负荷510MW，检查主机轴封压力正常并注意轴封汽源切换。
1.2.1.3 负荷480MW，根据情况做真空严密性试验。
1.2.1.4 机组减负荷和降压过程中，在300MW、180MW、60MW各记录锅炉膨胀一次。
1.2.2 机组减负荷至300MW1.2.2.1 设定目标负荷300MW，主汽压力10.0MPa，设定主汽压变化率＜0.45MPa/min，主汽温度不变，负荷变化率15MW/min，减负荷到50%的额定负荷，并选定“进行”。
1.2.2.2 在LCD上确认机组负荷和汽压逐渐降低。
当运行中的给煤机转速降至50%左右时，可自上而下停运制粉系统。
1.2.2.3 在降负荷的过程中，注意控制主、再热汽温度。
确认主汽压力为10.0MPa，负荷至300MW，稳定负荷5min，停运一台电给水泵。
1.2.3 机组减负荷至180MW1.2.3.1 设定目标负荷180MW，主汽压力8.62MPa，设定主汽压变化率＜0.1MPa/min，主汽温度变化率1.0℃/min，再热汽温变化率1.54℃/min，负荷变化率9MW/min，减负荷到180MW。
发电机开、停机步骤 经典
汽轮机开、停机1．启动前检查与准备1.1主操接到调度启动命令后，应通知相关人员做好启动前准备工作。
1.2备好启动用工器具、仪表，各种记录表。
1.3 确认所有影响机组启动的检修工作结束，工作票已全部收回。
1.4检查各设备完好、管道保温良好，各转机转动部分保护罩壳完好。
1.5 机组已具备送电条件的各系统设备的信号电源、控制电源、动力电源已送电。
1.6投入所有热工监视仪表并确认其完好可用。
1.7 检查各系统电动阀门动作正常，且手动、电动状态正确。
1.8启动前记录汽轮机冷态时的汽缸膨胀、相对膨胀、轴向位移、上下汽缸温度等原始数值。
1.9确认自动主汽门、调节汽阀和其他安全保护装置动作灵活、准确。
1.10 检查各系统阀门开、关位置正确。
1.11 检查油系统正常，主油箱网后油位指示为 +150 mm，油质合格。
1.12新机组第一次启动，机组大、小修后的各项试验合格，符合启动要求。
2.启动2.1机组冷态滑参数启动2.1.1 启动交流润滑油泵，油系统充油，检查各瓦回油正常。
2.1.2 启动排烟风机。
2.1.3 投入连续盘车，冲转前连续盘车时间不少于2小时。
2.1.4 启动循环水泵，凝汽器通循环水，注意水塔水位及时补水。
水侧排完空气后关闭水侧空气门。
2.1.5 将凝汽器水位补至水位计2/3左右，启动凝结水泵，凝结水走低加。
2.1.6 根据锅炉要求，启动给水泵。
2.1.7 投入汽轮机有关保护（低真空保护除外、发电机跳闸保护并网后投入）。
2.2 暖管2.2.1低压暖管：通知锅炉低压暖管，保持汽压0.2MPa～0.3MPa，20分钟～30分钟。
2.2.2高压暖管：低压暖管结束后，使汽压以0.1MPa/min～0.15MPa/min表压之速度升至额定汽压，温升速度不应超过5℃/min。
（滑参数启动时，不用高压暖管）2.2.3在整个暖管过程中要加强对管道的疏水，应检查管路膨胀及支吊架是否正常，阀门及法兰应无漏汽现象。
2.2.4高压暖管开始后，依次确认、投入下列设备：（滑参数启动：低压暖管期间择时投入）。
机组正常停运操作指导
单机运行机组停运操作指导（汽机）一、机组停运前运行方式1、协调投入2、两台汽泵及汽动引风机投运，汽源由四抽带3、辅汽联箱汽源为四抽带、冷再供汽调节门自动设0.8MPa4、辅汽联箱至汽泵小机、引风机小机供汽电动门关闭5、轴封系统自密封，轴封供汽调节门自动、轴封溢流调节门自动、轴封低压段减温水调节门自动设180度6、A凝结水泵变频运行，频率约43HZ左右，除氧器上水调节门投自动7、凝汽器补水调节门自动、凝结水再循环调节门自动8、高、低加正常及紧急疏水调节门投自动9、氢冷器进水调节门手动10、汽动引风机盘车投自动、汽泵小机盘车装置停电11、主机冷油器润滑油温调节门投自动12、各备用设备联锁投入二、机组降负荷至330MW1、降负荷过程中注意监视调整高、低压加热器水位，尤其是大幅度降负荷2、降负荷过程中注意监视除氧器、凝汽器水位3、降负荷过程中监视除氧器上水调节门自动、轴封溢流调节门自动等MCS参数自动控制情况4、降负荷过程中监视冷段至辅汽联箱调节门自动开启，维持联箱压力0.85MPa5、试启交流启动油泵、润滑油泵、直流油泵、顶轴油泵、盘车电机，若设备异常及时联系处理三、负荷降至330MW操作1、给水流量降至900t/h时，开启汽泵再循环调节门30%2、适当降低A凝泵变频器指令，防止凝结水母管压力过高和除氧器上水调门大幅度节流3、将一台汽泵小机汽源切至辅汽联箱供1）、缓慢开启辅汽联箱至汽泵小机供汽电动门2)、开启四抽至汽泵小机供汽逆止门后疏水门3)、缓慢开启汽泵小机切换阀，注意监视给水流量及调阀开度、监视主汽阀供汽压力、温度4)、汽泵小机主汽阀前供汽压力、温度稳定后，缓慢关闭四抽至汽泵小机供汽电动门5）、关闭四抽至汽泵小机供汽逆止门后疏水门6）、调节两台汽泵出力一致4、两台引风机小机汽源切至辅汽联箱供1）、缓慢设定冷段至辅汽联箱调节门自动为0.6MPa2）、注意监视汽泵小机转速及调阀开度3）、缓慢开启辅汽至引风机小机供汽电动门，注意引风机小机转速及调阀开度4)、引风机小机四抽及辅汽汽源并列运行5分钟5）、缓慢关闭四抽至引风机小机供汽电动门，注意引风机小机转速及调阀开度6）、调节两台引风机小机出力一致5、调整氢冷器进水调节门开度、维持冷氢温度30度以上四、负荷降至132MW操作1、退出机组协调，投入汽机跟随方式2、负荷降至300MW，根据情况可退出一台汽泵运行，停运汽泵转速至0后、关闭排汽蝶阀、退出汽封3、若维持两台汽泵运行，负荷降至300MW、给水降至800t/h，投入汽泵再循环调节门自动，监视调节门调整情况，防止给水流量大幅下降4、监视轴封供汽调节门自动调整情况、维持轴封供汽母管压力35---45Kpa，关闭轴封溢流调节门及至#8低加电动门5、、监视加热器水位及加热器疏水调节门调整情况，若三抽压力与除氧器压力差小于0.3MPa,高加疏水切凝汽器6、监视除氧器、凝汽器水位、除氧器上水调节门调整情况7、监视低、中压段疏水开启情况8、调整氢冷器进水调节门开度、维持冷氢温度30度以上，但调门开度不许低于9%五、负荷降至66MW1、负荷降至120MW以下后，冷段压力无法满足辅汽联箱需求，稍开高旁维持辅汽联箱压力0.85MPa1)、开启高旁减温水隔离门2）、稍投高旁汽侧5%3）、稍开高旁减温水调门，维持高旁后温度350---380度，调整稳定后投入高旁减温水自动4）、高旁投运后，监视高排逆止门状态及高排温度，若高排温度升高过快及时打闸停机2、监视排汽缸及疏扩温度，若温度高减温水自动调整不及时及时投入减温水3、检查高压段疏水开启情况4、检查凝结水再循环调节门调整情况5、启动电动给水泵运行，开启出口电动门，抽头门关闭（维持高旁减温水）六、机组打闸1、启动主机交流润滑油泵、交流启动油泵，检查运行正常2、汽机手动打闸，锅炉手动MFT,查程序逆功率保护动作，发电机自动解列3、检查汽轮机高中压主汽阀、调阀、高排逆止阀抽汽逆止阀和电动阀关闭、高排通风阀开启，汽轮机转速开始下降，记录汽机惰走时间4、检查汽泵跳闸、高加解列七、机组打闸后操作1、调整除氧器、凝汽器水位防止除氧器满水，及时关闭除氧器上水调门及电动门2、检查凝结水再循环调节门开启，下调凝结水母管压力2MPa3、检查轴封供汽压力、辅汽联箱压力正常4、稍投高旁维持辅汽联箱压力正常5、关闭一抽至转子冷却电动门6、关闭夹层加热进汽电动门7、利用同操关闭汽轮机各处管道及本体疏水（防止上下缸温差大）8、及时停运开冷泵，防止发电机过冷9、转速降至2500rpm，检查顶轴油泵自启动，否则手动启动一台运行，检查顶轴油母管及各轴承顶轴油压力正常10、根据锅炉吹扫情况及时打跳引风机小机1)、打跳引风机小机2)、引风机小机转速降至2900rpm，检查顶轴油泵联启正常，转速180rpm，检查盘车自动投入正常3）、停运引风机小机真空泵、开启真空破坏门破坏真空4)、真空到0，关闭均压箱进汽调节门，关闭引风机小机低压进汽电动门，关闭均压箱减温水调节门及手动门、停运轴加风机5）、调整引风机小机油温正常6)、根据情况停运引风机小机凝泵、油系统等11、机组转速到0，记录转子惰走时间，投入盘车运行，监视盘车电流、转子偏心率12、定期记录停机参数13、监视主机润滑油温调节情况，防止油温下降14、及时调整或解列汽泵小机、引风机小机冷油器水侧15、冬季机组停运后循环水泵下塔运行八、机组停运后其他操作1、停止EH油系统运行2、机组盘车投运后，停运主机真空泵，开启真空破坏门破坏真空3、主机真空到0、解列主机轴封1）、关闭轴封供汽调节门、电动门2）、关闭轴封低压段减温水调节门、手动门3)、关闭高中压轴封供汽分门4）、关闭辅汽联箱至轴封供汽手动门4、关闭高旁汽侧、水侧5、停运电动给水泵6、机组停运4小时后，无凝结水用户且低压缸排汽温度＜47℃，停止凝结水泵运行（暂定）7、闭冷水无用户时停运闭冷水泵8、锅炉放水结束后，汽机低压缸排汽温度低于47℃，且无高温汽水进入凝汽器、循环冷却水系统无用户运行时，将工业水切至邻机供，停止循环水泵运行（暂定）9、根据需要进行气体置换10、发电机内风压低至0.2MPa时停运定冷水泵11、调节级内下壁温度＜150℃，可停止盘车12、气体置换结束且汽机盘车停运后，方可停止密封油系统运行13、停运盘车8小时后，可停运主机润滑油系统14、根据情况停运各辅机油站15、根据情况凝汽器、除氧器等放水。
风力发电机组运行规程1
风力发电机组运行规程(双馈异步-华锐、东汽部分)1 范围本规程适用于中国水电顾问集团风电张北有限公司华锐和东汽（双馈异步类）风力发电机组运行、检修和维护管理及相关方面工作。
2 引用标准DL/T6661999 ——1999 风力发电厂运行规程国家电网公司电力安全工作规程（风电厂和变电所电气部分）国家电网公司电力安全工作规程（电力线路部分）厂家培训资料及相关技术资料3 风机参数3.1华锐风机机型：SL1500/77(一期工程)；SL1500/82(二期工程)；轮毂中心高度：65m、70m额定功率：1500KW额定电压：690v频率：50Hz功率因数：容性0.95-感性0.9切入风速：3.0m/s切出风速：20m/s额定风速：11m/s平均风速：8.5m/s生存风速：59.5m/s叶轮转速范围：9.8～18.3rpm叶轮额定转速：17.4rpm运行温度：-30℃～+45℃直径：77m/82m扫风面积：4657㎡/5398m2叶片材料：玻璃纤维增强材料（GRP）长度：37.5m/40.25m最大弦长：3.2m适合风况：IEC Ⅲ翼型：NACA63XXX根部连接：螺栓M30×54，螺栓中心圆直径1.8m，材质为10.9级铬钼钢,且需经淬火、回火处理。
工作温度：－45℃～＋50℃3.1.3 变桨电机技术参数：变频器输入电压：3相400VAC±10％变频器控制类型：交直流性变频器变频器与控制器通讯方式：CAN总线变频器有制动断路器在制动状态时避免过高电压。
变频器留有与PLC的通讯接口。
电池额定电压/容量：360V(30x12V)/5Ah电池瞬时电流：50A/5s主要结构：二级行星，一级平行轴传动比：≈104额定驱动功率：1700kw额定扭矩：933KNm主轴旋转方向（迎向叶轮）：顺时针润滑方式：飞溅润滑+压力润滑采用双馈异步发电机（DFIG）只在发电机转子侧使用相当于发电机容量1/3的变频器风机转速随风速变化得到最优控制消除紊流对机器和设备的影响，大幅提高关键部件寿命采用IGBT变频器，可调节发电机输出功率因数系统损耗小，发电量高并网时冲击小，适合弱电网额定输出：1800rpm时1520kW级数：4级发电转速范围：1000～2000rpm功率因数：容性0.95～感性0.9定子电压：690VAC±10%最高定子电流：1300A定子连接：D转子连接: Y最高转子电流：500A频率：50Hz±10%效率：≥97%（额定状态下）电机安装方式：IMB3最大发电机损耗：≤45kW转子开路电压：2000V绝缘等级：F级绝缘/H级绝缘工作寿命：20年轴承设计寿命：170，000小时冷却方式：水冷，≤60L/min水压：≤5bar入口水温度：≤+50℃发电机重量：5700kg防护等级：IP54中心高：450mm集电环共4个。
风机停送管理制度范文
风机停送管理制度范文一、概述本制度旨在规范风机的停送管理，确保风机运行的安全稳定和设备的正常运转。
风机是风力发电项目中重要的设备之一，其正常的运行状态与项目的发电效率和经济效益密切相关。
风机的停送管理涉及到设备的检修、维护和故障处理等方面，要求全体员工严格按照本制度的规定操作，并加强监督和管理，以确保项目的正常运行。
二、风机的停送程序（一）停机程序1.停机申请：当发生必须停机的情况时，相关人员应当向风机调度中心提出停机申请，说明停机理由和预计的停机时间。
2.停机准备：风机调度中心接到停机申请后，应当向相关部门通知停机事宜，同时组织人员进行停机准备工作，包括设备检修和维护等。
3.停机操作：在停机时间确定后，风机调度中心应当通过远程控制系统发送停机指令，通知风机进行停机操作，同时监控风机的状态并记录。
4.停机确认：当风机停机后，相关人员应当对风机进行巡检，确认其已经完全停止运行，并进行相应的记录。
（二）送机程序1.送机申请：当停机结束后，相关人员应当向风机调度中心提出送机申请，说明送机理由和预计的送机时间。
2.送机准备：风机调度中心接到送机申请后，应当向相关部门通知送机事宜，同时组织人员进行送机准备工作，包括设备检修和维护等。
3.送机操作：在送机时间确定后，风机调度中心应当通过远程控制系统发送送机指令，通知风机进行送机操作，同时监控风机的状态并记录。
4.送机确认：当风机送机后，相关人员应当对风机进行巡检，确认其已经正常运行，并进行相应的记录。
三、风机的停送管理要求（一）停机管理要求1.停机申请必须提前至少24小时，必要时可以提前与风机调度中心协商。
2.停机准备工作必须按照规定的程序进行，包括设备检修和维护等。
3.停机操作必须由风机调度中心的授权人员进行，并保证操作规范和准确。
4.停机确认必须由相关人员进行，并及时向风机调度中心汇报。
（二）送机管理要求1.送机申请必须提前至少24小时，必要时可以提前与风机调度中心协商。
风电机组在正常状态下制动系统的工作流程
风电机组在正常状态下制动系统的工作流程下载温馨提示:该文档是我店铺精心编制而成，希望大家下载以后，能够帮助大家解决实际的问题。
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手动停机 1) 三支桨叶以 5 度/s 的速度返回到 92度(pRn_MaxPitchAngle)， 当桨叶>90 度,刹车减速角度以刹车减速速率 (pBk_BrakeSLowPitchRate)变桨到 92度(pRn_MaxPitchAngle)。 2) 同时，当发电机转速<发电机断开转速时，力矩控制器切出力矩给 定值减小到 0%。 3) 断开开始励磁信号和力矩请求信号，停止功率输出实现安全脱网。 4) 直至撞到 91 度的限位开关，风轮停止转动，轮毂主控系统返回当 前三桨叶位置给机舱控制系统。 5) 全过程盘式刹车不制动，完成后可自动启动本状态受手动停机事 件控制，当人工清除本事件时，可以进入启动流程
鞠录春讲解
3. 4. 5. 6. 7. 8.
系统停机分类............................................................................................3 正常停机 1...............................................................................................4 正常停机 2...............................................................................................6 手动停机.......................................................................................... .... ..8 快速停机 1 ..................................................................................... .......10 快速停机 2 .............................................................................................12 快速停机 3.......................................................................................... ...14 紧急停机 ................................................................................................16
正常停机 2 1) 正常停机命令触发之后，三支桨叶以 5 度/s 的速度开始顺 桨到 90度。 2) 同时，当发电机转速<发电机断开转速，力矩控制器切出力 矩给定值减小到 0%。 3) 断开开始励磁信号和力矩请求信号，停止功率输出实现安全 脱网。 4) 当三支桨叶同步顺桨到指定位置后停机完成。整个过程当中 要判断是否停机超时和实时监测顺桨速度。 5) 全过程盘式刹车不制动，完成后可自动启动。
快速停机 1 1) 变桨控制器切出， 以快速刹车 1 变桨速率 (pBk_FastBrake1PitchRate)变桨到 90 度。 2) 同时力矩控制器切出，变频器快速脱网，断开开始励磁和力矩请 求信号，力矩给定值减小为 0%。 3) 当桨角(ActualPitchAngle)>89.5 度、低速轴转速 (RotorRPM)<5rpm、高速轴转速(ActualGenRPM)<500rpm，停机 完成。 4) 60 秒内桨角及转速不能到达安全范围则进一步触发快速停机 3。
讲解结束、谢谢！
快速停机 3 由检测快速收桨 1 过程错误触发， 当变桨监视系统检测快速停机过程中 收桨速度不足或收桨超时触发。 1) 安全链仍保持不中断，变桨控制器切出，切断快速收桨信号。变桨 系统受快速收桨信号控制下仅保持监视功能，通过电气逻辑使变桨 电机直接与后备蓄电池相连，以最大变桨速度变桨到 90 度，直到 叶片角度达到限位开关 1 位置。 2) 同时，力矩控制器切出，变频器快速脱网，断开开始励磁和力矩请 求信号，力矩给定值减小为 0% 。 3) 盘式刹车装置根据电气逻辑按额定转矩值投入 1级刹车(DiscBrake2 =0)。在延时 20s 后，投入 2 级刹车(DiscBrake1=0)以 2 倍额定力矩 来制动。 4) 当桨角>89.5 度、低速轴转速<5rpm、高速轴转速<500rpm、变桨返 回风暴位置为 1，停机完成。 5) 停 机 完 成 后 ， 延 迟 30 秒 ， 松 开 一 二 级 刹 车 (DiscBrake1=DiscBrake2=1)。如果 60 秒内检测桨角、转速仍未到达 安全位置，则进一步触发紧急停机。
快速停机 2 1) 安全链仍保持不中断，变桨控制器切出，切断快速收桨信号 (FastPitchback=0)。变桨系统受快速收桨信号控制下仅保持监视功 能，通过电气逻辑使变桨电机直接与后备蓄电池相连，以最大变桨 速度(pRn_MaxPitchRate)到 90 度，直到叶片角度达到限位开关 1 位置。 2) 同时，力矩控制器切出，变频器快速脱网，断开开始励磁和力矩 请求信号，力矩给定值减小为 0% 。 3) 当桨角 >89.5 度、低速轴转速 (RotorRPM)<5rpm、高速轴转速 (ActualGenRPM)<500rpm 、 变 桨 返 回 风 暴 位 置 (iPitchFBStormPosition=1)，停机完成。 4) 60 秒内桨角及转速不能到达安全范围或未返回风暴位置则触发紧 急停机。
紧急停机 安全链中断，变桨控制驱动单元仅执行监视功能，变桨电机直接与后 备蓄电池相连，直到叶片角度达到限位开关 1 位置。如果超过 91 度， 将产生出错信号，电池驱动会被后续限位开关 2 切断。盘式刹车装 置根据电气逻辑按额定转矩值投入 1 级刹车。 在指定的继电器延时 后，投入 2 级刹车以 2 倍额定力矩来制动。主要并网开关跳闸使发 电机与电网解列。风机主控及变桨控制器对这段程序不参与控制。
系统将停机分为正常停机 1、正常停机 2、手动停机、快速停机 1、 快速停机 2、快速停机 3 和紧急停机。
正常停机 1 1) 正常停机命令触发之后，三支桨叶以 5 度/s 的速度开始顺桨到正常 停机 1 桨距角(pBk_NormalBrake1PitchAngle)70 度。 2) 同 时 ， 当 发 电 机 转 速 (ActualGenRPM)< 发 电 机 断 开 转 速 (pBk_GenDisconnectRPM) 时 ， 力 矩 控 制 器 切 出 力 矩 给 定 值 (TorqueDemand=0)减小到 0%。 3) 断 开 开 始 励 磁 信 号 (StartExcitation=0) 和 力 矩 请 求 信 号 (TorqueRequest=0)，停止功率输出实现安全脱网。 4) 当 三 支 桨 叶 同 步 顺 桨 到 指 定 位 置 后 (pBk_NormalBrake1PitchAngle=70)停机完成。整个过程当中要判断 是否停机超时和实时监测顺桨速度。 5) 全过程盘式刹车不制动，完成后可自动启动。