在一份优秀的方案中，既要包括各项具体的工作环节，时间节点，执行人，也要包括实现方法、需要的资源和预算等，那么具体要如何操作呢？以下是小编精心整理的《垃圾电厂启动方案》，仅供参考，大家一起来看看吧。
第一篇：垃圾电厂启动方案
垃圾电厂启动前监检
垃圾发电工程机组整套启动试运后质量监督检查典型大纲
(适用于垃圾焚烧-余热锅炉-烟气净化系统)
总 则
依据《建设工程质量管理条例》,《工程质量监督工作导则》和《电力建设工程质量监督规定》,统一垃圾发电建设工程的质量监督工作程序,方法和内容,规范工程建设各责任主体(工程建设各责任主体是指参与工程建设的建设,勘察,设计,施工,调试,监理及生产运行等单位)及有关机构(有关机构是指工程施工过程中,参与试验,检测工作的各类试验室)的质量行为,加强垃圾发电建设工程质量管理,保证工程质量,确保电网安全,保障人民的生命,财产安全,保护环境,维护社会公共利益,充分发挥工程项目的经济效益和社会效益,特增补垃圾发电工程3个阶段性质量监督检查大纲. 凡接入公用电网的电力建设工程项目,包括各类投资方式的新建,扩建,改建的火电建设工程,均应按上述相关典型大纲的规定进行质量监督检查. 《火电工程机组整套启动试运前质量监督检查典型大纲(适用于垃圾焚烧-余热锅炉-烟气净化系统)》(以下简称本"大纲")适用于电力建设工程质量监督中心站(以下简称中心站)对配置垃圾焚烧-余热锅炉-烟气净化系统的火电或热电建设工程机组整套启动试运前的工程质量和进入整套启动试运阶段前的条件进行监督检查. 机组整套启动试运前,是指按设计范围和规定标准全部建筑,安装工程施工完毕;按《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》(以下简称"启规")和《火电工程调整试运质量检验及评定标准》(以下简称"调试验标")的规定,完成分部试运阶段工作后,具备机,炉,电,烟气净化第一次联合启动,机组开始整套启动试运阶段工作前. 机组整套启动试运,是对建筑,安装工程的设计,设备和施工质量的动态综合检验;是保证机组能安全,稳定,可靠地投入生产,及时形成生产能力,发挥环保效益和投资效
益的重要环节. 分部试运的质量是保证机组整套启动试运效果和调试质量的基础,也是保证机组投产水平的重要环节,因此,也是本阶段监检的重要内容之一. 质量监督检查以重点抽查的方法进行.检查工程建设各责任主体质量行为时,对火电工程各"大纲"中重复性的条款一般只抽查一次.凡经检查符合规定,在后续工程中又未发生情况变化者;一般不再重复检查; 根据工程设计中采用新设备和新技术的具体情况,中心站可结合工程的实际特点,补充编制其具体的监督检查细则,也可编制对本工程监督检查的"实施大纲",保证检查
的针对性和全面性. 对国外引进设备工程的质量监检技术标准,按供货合同的约定执行.合同中未作规定或规定不明确或国内,外技术标准有较大差异时,按由建设单位组织相关单位协商确定,报主管部门批准的标准执行.但执行标准不得违反《工程建设标准强制性条文》. 受社会监督的工程项目(4.3.1)由监检组相关专业分别检查.质量监督检查的依据 下列文件中的条款通过本大纲的引用而成为本大纲的条款.凡是注日期的引用文件,其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本大纲,然而,鼓励根据本大纲达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本.凡是不注日期的引
用文件,其最新版本适用于本大纲. 《电力建设工程质量监督规定》(暂行)
电建质监〔2005〕52号; 《工程建设标准强制性条文》(工业建筑部分)
建标〔2001〕40号; 《工程建设标准强制性条文》(房屋建筑部分)
建标〔2002〕219号; 《工程建设标准强制性条文》(电力工程部分)
建标[2006]102号; 《电力建设安全健康与环境管理工作规定》
国电电源〔2002〕49号; 《建设工程监理规范》
GB 50319-2000;
《电力建设工程施工技术管理导则》
国电电源〔2002〕896号; 《工程质量监督工作导则》 建质〔2003〕162号;
《电力建设消除施工质量通病守则》
建质〔1995〕140号; 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》;
电建〔1996〕159号; 《电站锅炉压力容器检验规程》
DL647-2004;
《电力工业锅炉压力容器监察规程》
DL612-1996;
《火力发电厂设计技术规程》
DL5000—2000; 《电力基本建设热力设备化学监督导则》
DL/T 889-2004; 《电力建设施工及验收技术规范》(系列文件); 《火电施工质量检验及评定标准》(系列文件); 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》
GB50150-2006; 《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》
GB50168-2006; 《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》
GB50169-2006; 《电气装置安装工程低压电器施工及验收规范》
GB50254-96; 《电气装置安装工程质量检验及评定规程》
第1部分:通则 DL/T5161.1-2002;
第2部分:高压电气施工质量检验
DL/T5161.2-2002; 第3部分:电力变压器,油浸电抗器,互感器施工质量检验
DL/T5161.3-2002;
第4部分:母线装置施工质量检验
DL/T5161.4-2002;
第5部分:电缆线路施工质量检验
DL/T5161.5-2002;
第6部分:接地装置施工质量检验
DL/T5161.6-2002; 第8部分:盘,柜及二次回路接线施工质量检验
DL/T5161.8-2002; 第10部分:35kV及以下架空电力线路施工质量检验
DL/T5161.10-2002;
第12部分:低压电器施工质量检验
DL/T5161.12-2002;
第13部分:电力变流设备施工质量检验
DL/T5161.13-2002; 第16部分:1kV及以下配线工程施工质量检验
DL/T5161.16-2002; 第17部分:电气照明装置施工质量检验
DL/T5161.17-2002; 《汽轮机甩负荷试验导则》
建质〔1996〕40号; 《火电机组热工自动投入率统计方法》
建质〔1996〕40号; 《发电设备可靠性评价规程》
DL/T793—2001; 《火力发电厂技术经济指标计算方法》
DL/T904—2004; 《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》
国电发[2000]589号; 《国家重大建设项目文件归档要求与档案整理规范》
DA/T28-2002;
《建设工程文件归档整理规范》
GB/T50328-2001; 本工程全部设计文件最终版; 制造厂的有关技术文件,说明书. 质量监督检查应具备的条件
按设计规定的内容和技术标准,全部建筑,安装施工项目已完成,已经验收,签证完毕,
验收评定项目已按规定统计汇总; 机组按"启规"和《火电工程启动调试工作规定》(以下简称"调试规定")的程序和项目,完成了全部调整试运工作;已按"调试验标"检查验收,签证完毕,验收评定项目已
按规定统计汇总; 试运总指挥报经启动委员会同意后,已宣布机组满负荷试运工作结束;建设单位向生
产单位提交机组启动验收报告; 机组分部试运阶段的各项调试计划,试运措施,方案,调试报告整理完毕,并完整,齐
全,规范; 调整试运消缺维护和工程监理等工作记录,管理台账已收集齐全,基本整理完毕; 机组整套启动试运阶段过程中形成的各类工程管理文件,技术文件,资料,安全保护试验记录,保护定值变更文件,逻辑变更文件等按规定已分别收集齐全,整理完毕; 烟气在线检测装置投用正常;固态废弃物处理系统投用正常,处理后废弃物的排放措
施已落实; 按本"大纲"规定的检查内容,步骤和方法,工程质量监督站或建设单位已组织各责任主体进行了予监检,对检查中发现的质量问题已整改完毕; 机组按设计规定的技术条件,正处于额定工况或大负荷工况下正常运行.
监督检查的内容和要求
对工程建设各责任主体质量行为的监督检查
对建设单位质量行为的监督检查
在工程建设过程中的质量责任和义务符合《建设工程质量管理条例》的规定; 认真贯彻执行"启规"的各项规定,全面协助和配合试运指挥部作好机组组启动试运全过程的组织管理工作.未因其工作不到位或失误而造成质量,安全事故或延误调试
进度等问题; 机组启动试运工作中,指挥部下设的各工作组的人员充实,分工明确,责任落实,工作到位,未发生因其工作配合不协调或失误而延误调试工作进度等问题; 因故尚待消除的缺陷和需完善项目的工作计划已安排并落实.对于暂不具备处理条件,且不影响机组安全运行的项目,其处理方案,责任单位和完成时间已明确,并经试
运指挥部批准,同意延期完成; 验收检查组主持的各类施工,调试和设备技术资料的移交工作.移交资料的内容,要求和时间安排已确定.移交工作符合"启规"和"调试验标"的规定.对于特殊情况已作
出具体的安排; 督促,检查监理单位对机组已完成的施工和调试项目质量验收,签证完毕; 对未完的调试项目和机组性能试验的工作计划已制定,其相关的准备工作已基本落
实; 主持工程建设各责任主体进行机组建设质量总评,"调试验标"中"机组建 设质量总
评表"验填准确,规范; 对与机组移交生产有关电网调度事宜,与地方政府相关部门主管的外部条件事宜均
已落实,能保证机组顺利投产. 对勘察设计单位质量行为的监督检查
工程建设中形成的全部设计变更等文件,已归类,分析,统计完毕,其分析,统计表已绘制完成.确定的待完善项目的方案已确定或已提出项目清单和设计工作计划.
施工图审查意见已处理并闭环; 工程竣工图卷册目录已编制完成,出版移交计划已制定; 对启动机组质量与设计要求提出质量评估意见.
对监理单位质量行为的监督检查
配合机组整套启动试运的各专业人员充实,分工和职责明确,工作到位,在试运过程
中,有效地发挥监理作用; 全部施工,调试项目质量检查验收已完毕,验收签证规范,签证单位齐全并进行统计
汇总; 对调试项目进行全过程的监理,保证调试质量; 对施工单位的消缺工作进行全过程的监理,并检查验收完毕; 整套启动试运的监理日志,重要消缺项目的旁站记录,会议纪要和质量问题台账等技术文件和资料完整,齐全,书写清晰,且规范; 督促,检查施工和调试单位,在施工或调试过程中形成的各类技术文件,资料均完整,
齐全,准确,规范; 对启动机组工程质量提出明确的评估意见.
对施工单位质量行为的监督检查
配合机组整套启动试运的组织机构人员充实,分工和职责明确,工作到位,试运过程中未发生因消缺维护工作不到位,而引发的的安全,质量问题; 因故尚未消除的缺陷和需要完善的项目工作计划已经落实,对暂时不具备施工条件,并且不影响机组安全运行的项目,其技术方案,时间安排已报试运指挥部审定; 整套启动试运的工作日志,消缺记录完整,清晰,真实,规范.重大消缺项目已经验收,
签证; 整套启动试运期间形成的设计变更,技术洽商,会议纪要以及其他类型的技术文件,
资料完整,齐全; 按规定移交生产单位的技术文件,资料和备品,备件以及专用工具,已随机组移交或
已形成移交清册,并确定移交时间; 中心站在工程各阶段性监督检查时提出的整改项目,已全部处理完毕,其检查验收或认定手续完备,管理闭环.整改项目汇总清册完整,清晰,规范;
启动机组施工工作总结. 对调试单位质量行为的监督检查
机组整套启动试运各专业组的分工明确,工作到位,人员配备满足调试工作需要.未发生因调试指挥不当而造成的设备或人身安全事故; 机组整套启动试运中,空负荷调试,带负荷调试和满负荷试运三个阶段 调试的范围,程序,项目和调试前具备的条件均符合"启规"和"调试验标"以及"调试规定"的要求,
并符合本工程设计的实际情况; 各项调整试验严格按批准的方案和措施执行.调试结果符合设计和设备制造厂以及"调试验标"的规定(国外引进设备的质量标准按本大纲1.0.8条执行); 机组整套启动试运中,按"调试验标"规定的阶段,专业和项目全部验收,签证完毕.验收签证填写准确,规范并进行统计汇总; 机组整套启动试运各阶段中,按"调试验标"和本"大纲"规定的项目所采集的主要参数和技术经济指标以及机组整套启动试运记录完整,齐全,真实,准确.采集和统计方法符合"调试验标"和"启规"及《火力发电厂技术经济指标计算方法》等规定; 分系统调试和机组整套启动试运各阶段的调试报告已编制完成; 调试报告的内容完整,规范.编写层次清晰,语言规范.准确叙述项目的调试内容,过程,出现的问题和处理的结果以及调试的实际效果与质量评定结论,对尚存问题和处理建议的说明准确,为机组安全运行和技术改进提供可靠的依据;
对生产单位质量行为的监督检查
整套启动试运中未发生因运行操作原因造成的设备或人身安全问题; 生产管理,运行操作和检修维护的组织机构已就序,并正常运转,具备接收机组进行
生产管理的能力; 各类试验室的人员,管理制度和设备管理的准备工作均已就序,具备开展相关试验和
技术监督工作的条件; 各类生产运行用物料的采购供应和必需的储备数量正常.各类备品,备件,专用仪器
和工,器具已经齐备; 技术档案室的人员到位,管理制度和设备齐备,环境条件符合规定要求,已正常开展
工作; 设备和阀门的命名和编号,管道色环和介质流向等标识已经完善,符合《火力发电厂
保温油漆设计规程》规定; 全厂的劳动安全,职业健康和环境保护等方面的生产运行条件满足国家和电力行业
相关规定的标准; 启动机组调试运行工作总结. 对技术文件和资料的监督检查
施工设计图纸,制造厂家技术文件,资料,设计变更,技术洽商和竣工图或竣工图目录
清单及其提交计划; 机组整套启动试运调试方案和技术措施,调试工作记录和调试技术总结;
机组整套启动试运过程记录表; 通过DCS打印的(包括主要参数)机组满负荷试运阶段的实际负荷曲线; 机组满负荷试运阶段设备和工艺系统投运情况一览表; 机组满负荷试运阶段主要参数和主要技术经济指标统计一览表; 机组满负荷试运阶段,保护系统,程控系统和监测仪表投运情况一览表及其投入率统
计结果; 机组整套启动试运阶段自动调节系统投运情况一览表,开关量,模拟量清单,精度校
验统计表,通道校验结果: 机组整套启动试运阶段各类保护系统动作和拒动,误动的统计和原因分析结果一览
表; 按"启规"和"调试验标"规定,对机组分系统和整套启动试运以阶段,专业和分项划分
的调整试运质量检验评定统计表; "调试验标"规定的建筑,安装静态质量评定汇总表,工程安全文明生产检查评分表,机组整套试运综合质量指标考核和机组建设质量总评表;
环保监测,烟气(二恶英)检测报告; 机组整套启动试运阶段主机和汽动给水泵及主(备)变压器等的各种油质,发电机内冷水质,机组汽水品质和化学监督技术记录及分析报告; 机组整套启动试运阶段暴露的各类主要缺陷和处理情况一览表,重大质量问题的原因分析和处理结果报告及会议记录或纪要等文件;
工程变更及变更执行情况统计汇总表; 保护定值,逻辑变更统计汇总表; 施工和调试未完项目清单以及完成计划; 中心站在各阶段质量监督检查中,提出的整改项目的处理结果汇总表.
对工程实体质量的监督检查
受社会监督的工程项目(由相关专业组分别检查) 按设计范围和规定的技术条件全厂消防系统(消防水,泡沫灭火,火灾报警和自动灭火)已全部施工,调试完毕,经地方消防主管部门检查合格,正常投用,消防器材按规
定品种和数量摆放正确; 除尘设备,烟气净化及其控制系统投运正常.烟气排放符合国家或地方政府规定的环境保护标准.垃圾预处理设备及控制系统投运正常,无泄漏,符合设计规定; 烟气在线监测系统的监测仪表和设备按设计配置齐全,状态完好,监测系统投运正常; 按设计范围,工业废水,生活污水和生活饮用水等处理系统已经调试合格,并正常投
运,水质符合设计规定和国家标准; 厂内各部生产运行区域和厂界的噪声符合国家环境保护标准.
土建工程和运行环境
机组各建(构)筑物符合设计规定.其结构安全和使用功能满足设备及其工艺系统运
行操作和维护检修的需要; 全厂基准座标点和水准点完好无损,保护可靠.大型建(构)筑物和重要混凝土基础沉降观测计划明确,观测记录和其曲线真实,规范,并按计划连续观测.绝对沉降量和不均匀沉降量不超过设计值或相关技术标准;
各主,辅厂房屋面无渗漏; 地下室和各类沟,坑底面无渗漏和积水,全厂排水管,沟完好,通畅; 建筑物内,外墙面,地面和楼梯踏步面层无裂纹或破损.梁柱和各类混凝土基础的棱
角顺直无磕棱碰角; 门窗密封性能完好,配件无缺损,开关灵活; 各类沟道盖板齐全,顺直,放置平稳无跷动,其室外部分应密封良好,不渗水; 厂区道路畅通,平整无裂纹,无积水,坡度符合设计规定,路牙顺畅无破损; 机组各建筑物的内,外装修面均应清洁无二次污染,成品保护良好; 水工系统的取水,过滤,沉砂功能正常,满足机组在设计工况下运行的需要; 冷却水塔筒壁,压力管涵和沟道接口无渗漏.冷却塔淋水正常,无水溜; 各主,辅厂房内运行环境良好,各运行层面清洁,无积水,无油迹,无施工痕迹,无生产
垃圾; 设备和管道系统油漆完好,表面清洁,色调明快,物见本色; 采暖,通风良好,照明充分无死色,符合设计规定,满足安全的要求; 各处环境噪声符合劳动保护和职业健康的标准; 各类设备,阀门的命名,编号,挂牌正确齐全,统一规范.管道的油漆,色环,介质流向等标识符合《火力发电厂保温油漆设计规程》,标识的位置醒目,易见; 厂区环境整洁,无施工痕迹,无生产垃圾,照明良好,绿化效果良好,环境美观.
垃圾焚烧-余热锅炉专业
垃圾焚烧-余热锅炉能按设计程序和规定曲线启动和停运,且平稳,正常; 在机组额定工况下,锅炉蒸发量和蒸汽参数符合设计值.锅炉负荷适应能力强,在机组变工况条件下,能稳定运行,各受热面金属和其进出口烟气温度及左右偏差值均符
合设计规定; 各受热面和承压部件无泄漏或爆管.如曾发生泄漏或爆管,已查明原因,妥善处理,消
除后患; 锅炉各部膨胀均匀,正常,无受阻现象.膨胀记录真实,准确; 各受热面吊挂装置工作状态正常,符合制造厂规定; 炉墙无显著晃动,尾部受热面无显著振动; 吹灰系统投运正常,程控功能符合设计规定,吹灰器伸,缩自如,无卡涩,其蒸汽管道
压力稳定,无渗漏; 炉顶,炉墙密封性能良好无泄漏,保温性能符合设计规定,炉顶罩壳和炉墙护板表面
温度符合规定标准; 垃圾卸车系统,垃圾喂料设备运行正常; 垃圾输送系统设备,垃圾破碎处理系统设备运行正常,无泄漏; 垃圾堆取料,倒垛设备运行正常,辅助设备及安全防护设施等符合规定;
抽风系统设备运行正常,符合要求; 垃圾渗沥液回收及处理系统运行正常,无泄漏; 垃圾入炉给料系统安装调试合格,下料通畅; 燃油系统工作正常,设备和管道系统无渗漏.供油量,油压,加热温度符合设计规定;
炉排及其驱动装置运行正常; 燃油系统,喷燃器运行正常; 冷渣机运行正常,除渣系统投运正常,符合要求;
床温测量正常,保护投入使用; 各类炉外管道系统严密无渗漏,且膨胀自如无阻.支吊架工作状态符合设计规定.保温罩壳完好无损,其表面温度符合设计或规定标准; 附属机械和辅助设备及其工艺系统按设计范围和规定程序,全部投入满负荷试运行,运行平稳,正常,系统无渗漏,其运行参数,调节性能均满足锅炉额定或变工况运行的要求;转动机械的轴承振动,温度和噪声等主要控制指标符合设计和"验评标淮"规定;轴端的密封及其冷却效果良好,设备的就地表计等附件齐全,完好;
除尘设备全部投运,并工作正常; 各类压力容器,热力设备工作正常,无渗漏,膨胀不受阻.保温罩壳完好,表面温度符
合设计和"调试验标"规定; 烟,风等管道运行正常,无渗漏,无振动,膨胀自如.保温表面温度符合设计和"验评标准"规定,支吊架安装正确,其工作状态符合设计规定; 锅炉钢架沉降观测点保护完好,钢架沉降无异常.观测文件,资料齐全,完整,规范; 机组整套启动试运前质监检查提出的整改项目处理完毕,经验收,签证完毕.
汽机专业
汽轮发电机组能按设计程序和规定曲线启动和停机,汽轮发电机组负荷适应能力强,在各种工况下,均能平稳,正常运行,其热膨胀,轴振,轴瓦温度,凝汽器或直接空冷式汽轮机排汽装的真空,抽汽参数等主要控制指标均符合设计规定,主油泵切换时各部
油压正常; 机组在额定工况下,各项主要运行参数,技术指标均符合设计及铭牌规定,汽机全部
检测和保护装置投用正常; 汽轮机在额定工况下,各部金属温度正常,符合规定标准; 主蒸汽进汽温度偏差值符合规定;旁路系统按要求能正常投入,其调节和保护功能符
合设计规定; 整套启动试运期间,经翻瓦检抽查,各轴颈,推力盘和乌金以及发电机密封瓦均光洁
无损伤; 盘车装置和顶轴系统的投,退和运行正常; 汽轮机快速冷却系统和防进水装置投用正常; 汽轮机调节油,轴承润滑油和发电机密封油的压力,温度符合设计规定,其压力调节装置的调节功能可靠,准确,油质的各项技术指标符合"验收规范"和"调试验标"的规
定; 设备和系统严密无渗漏,轴承的振动,温度和运行噪声等主要控制指标符合设计和"调试验标"规定.轴端密封效果良好,温度正常,轴承油位正常油挡无渗油,设备的就
地表计等附件齐全,完好; 发电机定子的氢气和内冷水的工作压力以及物理,化学性质指标均符合设计和"调试
验标"的规定; 附属机械及其工艺系统按设计范围和规定技术条件,全部投入满负荷试运行,且运行平稳,正常,其运行参数,调节性能均满足主机额定或变工况运行的要求; 辅助设备及其工艺系统,按设计范围和规定技术条件,全部投入满负荷试运行,运行平稳,无晃动,内,外均无渗漏,运行参数符合规定,能适应主机额定或变工况运行的要求,液位,安全门,就地仪表等附件齐全,完好,且工作正常; 各类管道系统均严密无渗漏,膨胀自由无受阻现象,支吊架布设合理,其工作状态符合设计要求,各种阀门无内漏,开关灵活,位置指示正确,各种滤网材质正确,完好无
破损,其前后差压正常; 机组已按《汽轮机甩负荷试验导则》规定完成甩50%和甩100%负荷试验,试验结果符
合设计规定,并已出具正式报告; 各类热力设备和管道,保温罩壳完好,表面温度符合设计和"调试验标" 规定; 机组整套启动试运前质监检查提出的整改项目处理完毕,经验收,签证完毕.
电气专业
电气系统的各项试验按电气专业机组整套启动试验措施的内容,要求已全部完成,试验结果符合"电气设备交接试验标准"以及厂家技术标准的规定,调试报告完整,齐全,
规范,结论明确; 机组首次启动,在不同转速下发电机转子线圈的动态测量值,线圈绝缘电阻,交流阻抗,功率损耗以及轴电压等无明显变化; 发电机励磁系统空载,带负荷调整试验已完成,励磁系统的各项功能,参数,工作稳定
性符合设计要求和设备制造厂家规定; 发电机短路特性空载特性等试验结果符合厂家的规定; 发电机(或发变组)启动试运过程中,对电流,电压二次测量和保护回路的定值和向量等进行了全面检查,结果正确,记录完整,清晰; 发电机同期系统定相并网试验成功,波形记录清晰;有关电网安全的保护,自动装置已按电网管理,调度部门的要求完成试验; 发电机运行参数正常,有功,无功出力达到设计规定值;铁芯,线圈,冷却介质温度在
正常范围内; 发电机出线无过热现象; 漏氢检测装置投运正常; 封闭母线箱体密封良好,微正压装运行正常; 变压器投运正常,无渗油,超温和异响情况; 变压器绝缘油按期进行的监督试验,结果合格; 继电保护和自动装置按设计套数全部投入,无误动和拒动现象;定值清单和统计一览
表齐全,规范; 电气测量指示(仪表指示和DCS系统显示)准确,一致; 厂用电快切装置功能正常,厂用电工作电源和备用电源的手动切换试验和模拟事故切换试验(空负荷,带负荷不同条件下)动作正确,波形记录清晰; 主要电动机运转平稳,出力达到设计值;电流不超限,铁芯,轴承温度和振动在正常范
围内; 垃圾处理系统电器配电装置,垃圾处理自动控制,程控设备投用正常; 直流系统,保安电源系统,UPS装置工作正常;
全厂照明,通讯系统投用正常; 电缆防火设施完善,运行环境清洁,无积水; 按"调试验标"完成全部电气系统调试项目的质量验收,签证,并齐全,规范; 机组整套启动试运前质监检查提出的整改项目处理完毕,经验收,签证完毕.
热控专业 不停电电源(UPS)供电可靠.仪控压缩空气压力和供气品质符合设计和相关规程规定;
全厂热工设备的接地符合设计和规程规定; 分散控制系统(DCS)投运正常,功能完善,可靠,打印机,拷贝机,操作员站和工程师站
均正常运行,且无死机现象; 锅炉炉膛安全监控系统(FSSS)投运正常,功能完善,可靠.主控室内设置的火焰监视
工业电视可视效果良好; 计算机数据采集系统(DAS)投运正常.CRT(或LED)图像显示正确,画面清晰.各类运行参数,控制指标的数据和其精度符合设计规定,满足机组稳定运行的要求; 热控自动调节系统(MCS)包括基地式调节系统的投入率及其调节品质符合设计和"调
试验标"的规定; 汽轮机数字电液调节系统(DEH)和汽动给水泵汽轮机数字电液调节系统(MEH)均运行
正常,功能完善,可靠,符合设计规定; 顺序控制系统(SCS)全部投运,功能正常,可靠.附属机械,辅助设备的联锁保护全部
投运,功能正常,可靠; 事故顺序记录仪(SOE)功能齐全,正常,投运可靠; 程控系统全部正常投运.其系统的步序,逻辑关系,运行时间和输出状态均符合设计
规定,并符合工艺过程的要求; 垃圾处理监控系统投用正常; 热电管理系统投用正常; 烟气在线监测装置热态投用正常,并与环保部门联网;
火灾报警系统投用正常; 各类保护装置按设计规定全部投入运行.保护逻辑符合设计规定,满足机组安全,稳定运行的要求,并具备在线试验的功能;机组整套试运行期间,主要保护无拒动或误
动; 全厂各类仪表,变送器,传感器及其一次元件按设计规定的型式,规格和精度装设齐全,并全部投入运行,并指示准确,清晰,其计量检查标识齐全,粘贴位置正确,且均在
检定有效期内; 全厂就地热控装置和设备全部投运,功能正常,可靠.控制箱,接线盒内部清洁,封闭良好,挂牌统一,规范,执行机构动作准确,可靠; 全厂热工信号系统完善,符合设计和机组安全运行的需要,报警信号在CRT(LED)或
光字牌上的显示准确,清晰; 主控制室和电子设备间的照明充分.室内温度,相对湿度以及噪声等环境控制指标符
合相关规定; 机组整套启动试运前质监检查提出的整改项目处理完毕,经验收,签证完毕.
化学环保专业
原水预处理工艺有足够的深度,满足反渗透等膜技术装置的要求,能保证锅炉补给水
处理系统长期稳定运行; 反渗透系统运行正常,出力和脱盐率符合设计和厂家要求; 除盐系统运行正常,出力和水质符合设计要求; 锅炉补给水系统程控装置运行正常,符合设计要求; 凝结水精处理系统出力和水质符合设计要求,程控系统投运正常;
汽水取样和加药系统完善,投运正常; 锅炉的给水水质,蒸汽品质,凝结水,炉水和疏水水质符合制造厂家或规程规定; 发电机内冷却水水质(PH值,导电度,硬度)符合厂家要求和规程规定; 发电机氢冷系统的氢气纯度,湿度符合厂家要求,漏氢量符合"调试验标" 规定; 循环水加氯装置及系统符合设计要求.循环水含氯量符合设计要求.循环水的阻垢,缓腐处理系统符合设计要求,运行正常,浓缩倍率达到设计要求; 化学在线监测仪表指示正确,记录清晰,完整.化学运行报表清楚,齐全,准确; 废水处理系统正常投用,功能满足设计要求; 垃圾渗沥液回收及处理系统投用正常;
烟气在线检测装置工作正常; 工业废水和生活污水及饮用水处理系统,调试合格,运行正常,出力和排水水质符合
设计和国家标准; 化学试验室的化学监督和坏境监测工作开展正常,符合规定.各项试验报告,记录完
整,齐全,规范; 机组整套启动试运前质监检查提出的整改项目处理完毕,经验收,签证完毕.
质量监督检查的步骤和方法
检查步骤
鉴于电力建设工程的技术特点,质量监督检查以阶段性检查为主,结合不定期巡检随机抽查的方式进行.阶段性工程质量监督检查按自查,预监检和正式监督检查三个步
骤进行. 自查
由工程质监站(建设单位)督促工程建设各责任主体,按本"大纲"规定的内容和要求对质量行为,"工程建设标准强制性条文"执行情况和工程实体质量及技术文件,资料进行自查,对发现的问题认真整改,符合要求后书面报告工程质监站(建设单位),并
申请预监检. 预监检
由工程质监站(建设单位)负责,组织工程建设各责任主体,按本"大纲"规定的内容和要求,对质量行为,"工程建设标准强制性条文"执行情况和工程实体质量及技术文件,资料进行全面检查,检查完毕对工程质量做出客观,公正,恰当的评价,对存在的问题进一步整改.整改完毕经监理单位确认,且形成管理闭环资料后,由工程质监站(建设单位)提前七天向中心站提出正式监督检查的书面申请. 各责任主体均应认真准备好关于工程建设管理和工程质量状况的书面汇报材料.
(汇报的主要内容见5.2.3条).
正式监检
中心站接到工程质监站(建设单位)的质量监督检查申请后,应在不超过七天之内组织相关专业质监工程师组成监检组,按本"大纲"规定的内容和要求,对各责任主体的质量行为, "工程建设标准强制性条文"执行情况和工程实体质量及技术文件,资料进行重点检查和随机抽查,并且核查预检中提出的整改项目. 工程质监站(建设单位)负责接受监检的组织工作,其他各责任主体必须全程认真配
合检查. 检查方法
监督检查组可按本阶段工程所涉专业分专业小组,按本"大纲"规定的内容和要求,在受监单位的相关专业人员配合下,进行检查工作. 检查一般采取:大会听取汇报后,分专业组以查阅资料,座谈询问,现场查看,抽查实测等方法进行.在专业小组检查的基础上,经监检组讨论评议,形成对本阶段工程质量的综合评价和检查结论.然后,以大会形式通报工程建设各责任主体. 工程建设各责任主体迎检汇报材料的编写,应结合本"大纲"的内容和要求,并力求简明,清晰,真实,准确地反映本单位在工程建设的组织管理,质量管理方面的工作情况;反映实体质量和成果以及存在问题和改进措施等方面的情况并认真填写附表1-附
表8.汇报的主要内容一般为; 建设单位:工程概况,工程建设的组织管理,工程质量目标和质量管理措施,里程碑进度计划和实际进度控制,整套启动试运的组织管理,机组总体质量,移交生产所具备的条件,整套启动试运中发生的质量问题和处理结果,遗留问题和处理计划,经验教
训和改进措施. 设计单位:工程设计概况和技术特点,设计指导思想和工作原则,设计质量控制措施,技术供应和工代现场服务,机组整套启动试运质量与设计规定符合性的评估,发生的重大设计变更,竣工图移交情况,遗留设计问题和处理计划,设计变更统计和原因分
析及改进措施. 施工单位:施工承包范围和主要工程量,质量管理体系及其运行效果,施工质量目标,质量管理工作和质量控制效果,工程实体质量,实际施工进度,整套启动试运的组织管理和维护消缺,发生的质量问题和处理结果,遗留问题和处理计划,经验教训和改
进措施. 调试单位:调试工作范围和主要调试项目,调试工作指导思想和工作原则,质量目标和控制措施,领导组织和人员配备,机组整套启动试运质量,主要参数和技术经济指标统计,调试技术文件编制和出版,发生的质量问题和处理结果,遗留问题和处理计
划,经验教训和改进措施. 监理单位:监理工作范围,工作指导思想和工作原则,组织机构设置和人员配备,对工程质量目标的响应,监理工作的组织管理,对施工质量和调整试验质量的控管,整套启动试运质量验评结果统计,对工程质量的评估,发生的质量问题和处理结果,遗留问题和处理计划,经验教训和改进措施. 生产单位:机组整套启动试运情况及其生产管理,发生的质量问题和处理结果,遗留问题和处理意见,经验教训和改进措施,机组移交生产后的人员组织,生产技术管理
和物质保证等方面所具备的条件. 工程质监站(建设单位):预监检情况汇报.
检查评价
各监检专业小组检查结束,经组内评议,对本专业的工程质量提出评价意见和整改要求以及改进工作的建议.同时,形成书面资料. 经监检组评议后,对本阶段工程建设质量行为,"工程建设标准强制性条文"执行情况和实体质量及技术文件,资料作出综合评价和检查结论. 以大会形式通报各专业小组的质量评价意见和整改要求以及改进工作建议.监检组
通报综合评价及检查结论. 对检查结论满足本"大纲"要求者,可颁发本阶段工程"质量监督检查结论签证书"或出具质量监督检查报告,主送本阶段工程质量监督检查的相关受检单位和其主管部门,抄送电力建设工程质量监督总站和地方政府委托监督工作的主管部门. 由建设单位负责组织完成监检组提出的整改要求,由监理单位正式检查验收后,经工程质监站(建设单位)确认并书面报送质监中心站备案.
第二篇：南戈壁电厂黑启动方案
奥尤陶勒盖有限责任公司 南戈壁发电厂5×150MW机组
黑启动方案
二○一一年十一月
目
录
1 编制黑启动方案的目的 2 电厂系统正常运行方式
3 电厂黑启动设计运行方式 4 全厂停电后停机及启动方案
4.1 发生全厂停电事故后的安全停机 4.2 厂用电恢复及机组的整组启动 4.2.1 厂用电恢复 4.2.2 整组启动 4.2.3启动注意事项
1. 编制黑启动方案的目的
1.1 提高对各种人为、自然灾害等难以预料因素造成电网全部或局部瓦解和崩溃、发生大面积停电的反应能力。
1.2 在发生系统瓦解从而造成厂用电中断的严重事故时，运行值班人员能够做到安全可靠地停机，以保证各设备的安全，并尽快恢复线路，准确、有序、迅速地恢复机组运行。
1.3 检验本单位各种设施、设备的配置、性能及操作、管理能力，及时发现电网及各种辅助设施、设备(包括一次、二次设备和通信、自动化等)的薄弱环节与隐患，以制定相应的防范措施。 2. 电厂系统正常运行方式
本工程建设5(3+1+1)台150MW燃煤空冷汽轮发电机组，根据电站机组容量及远期规划情况，电站接入系统方案为：电站内建设一座220kV升压站，升压站220kV出线本期2回，远期4回，送出线路导线型号采用LGJ-2×300。升压站220kV出线均至加工厂220kV变电站，加工厂220kV变电站是用于满足蒙古奥尤陶勒盖(OT)矿山及其选矿设施用电负荷供电的。
现阶段电厂还无法与外界电力系统连接，需孤网运行，机组的启动试运电源需由黑启动柴油发电机组供给。 3. 电厂黑启动设计运行方式
为满足黑启动要求，本工程设8套柴油发电机组，每套柴油发电机组的额定功率为1800kW，额定电压6.3kV，额定功率因数0.8。黑启动柴油发电机组容量是按1台汽轮发电机组启动过程电负荷和最大1台给水泵电动机采用软启动方式启动所需容量选择。8套柴油发电机组接入一段6kV母线，采用单母线接线。柴油发电机6kV母线引出2回电缆线路分别接至主厂房2段6kV备用段。 4. 全厂停电后停机及启动方案 4.1 发生全厂停电事故后的安全停机 4.1.1故障原因：
由于系统故障造成220kV系统母线对外中断负荷。 4.1.2 故障现象： 4.1.2.1 网控
1) 220kV母线电压指示到零，连接于220kV母线上所有元件开关及母联开关闪光，线路有功、无功电流到零。 2) 网控室交流事故经延时切换短时失电或失去。
4.1.2.2 集控
1)BTG屏光字牌声光报警，机组负荷突降，只带机组的厂用电运行，汽机OPC保护可能动作，锅炉可能MFT动作，或发生超压、安全门动作的现象。
2)所有运行的交流电动机工作不正常，各电流表晃动。主机及小机直流润滑油泵、空侧直流密封油泵可能自启动。 3)集控室交流照明延时切换短时失电或失去。
4.1.3 事故处理：
4.1.3.1 机组突然甩负荷(只带机组的厂用电)，汽机OPC保护可能动作，锅炉可能发生超压、安全门动作的现象，如此时汽机发生跳闸或锅炉MFT，发电机逆功率保护将拒动，为防止发电机过励磁保护动作，应立即采用手拉发电机紧急停机开关(或手拉灭磁开关)启动发变组保护使主变220kV开关跳闸。
4.1.3.2 检查220kV系统表计，开关状态，报警信号及保护自动装置动作情况，判断故障范围，并将故障情况迅速汇报省调。
4.1.3.3 立即检查并启动主机及小机直流润滑油泵、空侧直流密封油泵运行正常。
4.1.3.4 检查柴油发电机应自启成功，否则应立即查明原因并手动启动，确保保安段母线供电正常。如柴油发电机就地手动均未能启动成功，则在检查380V保安段备用电源有电的情况下，分别将380V保安段及柴油机进线开关拉至“隔离”位置，然后将
380V保安段备用进线开关推至“工作”位置，并合上该开关，手动恢复380V保安段的运行。
4.1.3.5 厂用电中断后，如发生柴油发电机无法启动且380V保安段备用电源失去的情况下，保安段将无法恢复正常供电时，应立即组织发电机紧急排氢工作，防止氢气外泄而发生爆炸，并限制直流负荷，保证重要用户供电。
4.1.3.6 6kV 1A、1B、2A、2B段母线失电后，应立即查明6kV公用段对应的工作电源开关应跳闸。 4.1.3.7 380V保安段有电时，应检查事故停机泵启动正常，炉水泵、大、小机冷却器冷却水供水正常，温度无异常升高现象。
4.1.3.8 检查高、低压旁路不应打开，否则应立即手动关闭。
4.1.3.9 严禁向凝汽器内排汽疏水，关闭主、再热蒸汽管道疏水阀。当仪用空气同时失去时为防止低压缸防爆膜冲破，应立即关闭高压主汽门上游各疏水手动隔离阀。
4.1.3.10 检查各抽汽逆止阀应关闭。 4.1.3.11 解除各辅机联锁，撤出各自动调节。
4.1.3.12 对机组进行全面检查，注意监视大、小机润滑油压力、温度及各轴承金属温度。
4.1.3.13 及时投入大、小机连续盘车。如保安段母线失电，应对大机进行定期手动盘车，当难以进行手动盘车时，应立即对主机采取闷缸措施，保持直流油泵连续运行，破坏主机真空，手动关闭汽机本体及各抽汽管道上的疏水阀，隔离进入汽机本体的所有冷、热源，尽量减小上、下缸温差，并在转子停止位置做好相应标志。如果因保安段母线故障，短时难以恢复时，应采取临时措施，尽快恢复对主机盘车及顶轴油泵的供电，进行手动直轴和盘车，直至保安段电源恢复正常后， 检查轴承金属温度、轴向位移、顶轴油压等正常后，投入连续盘车，及时投入小机盘车。
4.1.3.14 在保安段电源恢复前，应连续对空预器进行手动盘车。
4.1.3.15 在柴油发电机带保安段运行期间，应加强对柴油发电机运行工况的监视及油箱油位的检查，根据实际情况及时加油，防止柴油发电机断油而造成保安段电源失去。
4.1.4
全厂停电后对设备的影响程度预测及保护措施 4.1.4.1 锅炉停炉后，对重要设备的影响程度预测及保护措施：
1) 锅炉紧急停运后，汽包无法保持正常水位，应注意炉水温降不应过快，停炉自然通风15分钟后关闭引送风机风、烟道门闷炉，空预器保持连续盘车，如此时保安段电源也失去，则手动关闭引送风机风、烟道门闷炉，设法对空预器手动盘车。
2) 紧急停炉后，应检查燃油快关阀关闭，燃油回油阀关闭，油枪三用阀关闭。因其制粉系统中存粉无法抽净和进行吹扫，磨煤机内存煤较多，容易引起自燃，若停运时间长，必须由检修人员进行清除。 3) 厂用电中断后，仪用压缩空气将失去，应考虑其对部分气动阀的影响，必要时手动操作。
4.1.4.2 机组跳闸后对汽机设备的影响程度预测及保护措施：
1)停机过程中若出现润滑油系统等故障需加快停机速度，应立即破坏真空紧急停机，真空到零后停供轴封汽。
2)注意监视凝汽器排汽温度，在排汽温度未降至80℃以下时，禁止启动循泵向凝汽器通循环水。
3)如由于循环水中断引起的全厂停电，真空急剧下降(排汽温度达100℃)，应立即打开真空破坏门，真空到零后停供轴封汽，手动关闭可能有汽水倒入汽缸的阀门。
4)及时投入大、小机连续盘车，如保安段母线失电，应对大机进行定期手动盘车，当难以进行手动盘车时，应立即对主机采取闷缸措施，保持直流油泵连续运行，破坏主机真空，手动关闭汽机本体及各抽汽管道上的疏水阀，隔离进入汽机本体的所有冷、热源，尽量减小上、下缸温差，并在转子停止位置做好相应标志。如果因保安段母线故障，短时难以恢复时，应采取临时措施，尽快恢复对主机盘车及顶轴油泵的供电，进行手动直轴和盘车，直至保安段电源恢复正常后，再按规定投入正常连续盘车。直至保安段母线恢复正常供电后，按规定投入连续盘车。
5)如因盘车装置故障或其他确实需要立即停用盘车的检修工作，中断盘车后，应按如下方法进行操作：在转子上的相应位置做好记号并记住停止盘车时间，每隔30分钟转动转子180°(调节级及中压第一级静叶持环金属温度≥400℃时，应每隔15分钟转动转子180°)，当盘车装置可恢复使用时，在最后一次转动转子180°且停留原间隔的一半时间后，再投入盘车装置，并检查转子偏心度及盘车电流、机内声音应正常。
6)厂用电中断后，如发生柴油发电机无法启动且380V保安段备用电源失去的情况下，保安段将无法恢复正常供电时，应立即组织发电机紧急排氢工作，防止氢气外泄而发生爆炸。 4.2
全厂停电后厂用电恢复及机组整组启动 4.2.
1 柴油发电机启动6kV供电后，厂用电恢复
4.2.2
整组启动顺序：
4.2.2.1 确认机组已安全停运，无重要设备损坏。 4.2.2.2 投入仪用压缩空气系统。 4.2.2.3 空预器投入运行。
4.2.2.4 投入锅炉风烟系统及磨煤机油站。
4.2.2.5 联系油泵房启动锅炉燃油泵，炉前油系统打循环。 4.2.2.6 投入发电机密封油系统，根据氢压情况及时补氢。
4.2.2.7 检查确认500吨水箱水位正常，启动输送泵向闭式水箱补水正常后投入闭式水系统。
4.2.2.8 联系灰控投入炉底水封。
4.2.2.9 依次投入凝结水系统(如果凝结水温度过高，则应对凝汽器进行换水)、定冷
水系统、EH油系统，辅汽系统正常后可投除氧器加热。
4.2.2.10 除氧器上水，水位至正常水位后，启动电泵向锅炉上水，如除氧器无法加热，只 能直接给锅炉上冷水，必须严格控制上水速度。
4.2.2.11 汽包上水至正常水位后按要求启动炉水泵。
4.2.2.12 启动循环水系统。(注意低压缸排汽温应在80℃以下)投运轴封系统，启动真 空泵，凝汽器抽真空。
4.2.2.13 启动引、送风机组，扫描风机。 4.2.2.14 锅炉进行燃油泄漏试验及吹扫。
4.2.2.15 向调度汇报：机组准备启动，锅炉点火。升温升压，要注意升温升压速率，并 严格控制汽包壁温差在规定的范围内。
4.2.2.16 冲转参数满足后，进行冲转。根据调节级金属温度，在“主汽门前冲转参数” 及“热态启动曲线”上选择汽轮机冲转参数及初负荷或5%负荷停留的时间。
4.2.2.17 汽机升速过程中，检查并确认机组并网前的准备工作已完成。 4.2.2.18 主变、高压厂变检查操作完毕，主变冷却器已投运。 4.2.2.19 发电机封闭母线微正压装置投运正常;
4.2.2.20 发变组、高压厂变保护已按要求投入运行，发变组、高压厂变已处热备用状态， 主变220kV开关已处于热备用状态;
4.2.2.21 励磁系统检查完毕，调节器已在热备用状态。 4.2.2.22 执行发变组并网操作。
4.2.2.23 机组带负荷暖机及加负荷。根据 “热态启动曲线”规定来确定5%额定负荷暖 机停留的时间，或直接加至对应的初始负荷。
4.2.2.24 汽机侧随机投入低加，高加注水后滑投。小机A、B做好冲转准备。 4.2.2.25 锅炉侧启动一次风机A、B及一台密封风机，投制粉系统。
4.2.2.26 当机组运行稳定且负荷在50~70MW左右时，厂用电由备用电源切至工作电源供电。
4.2.2.27 负荷达90MW时，冷再压力≥1.2MPa，辅汽由启动炉切回本机供，启动炉停
运。
4.2.2.28 负荷达105MW时，小机冲转，汽泵并泵。 4.2.2.29 按调度要求接带负荷。 4.2.3
整组启动注意事项
4.2.3.1 在厂用电源恢复后机炉即可进入启动阶段，应按顺序进行启动，在启动机组厂用电切换至本机供以后，再进行另一台机组的启动工作。
4.2.3.2 为了保证设备的安全可靠性，应尽量避免在同一变压器上同时启动如电泵、循泵等大功率设备。
4.2.3.3 如果停机时间不长，则可利用主汽供轴封或利用高旁减温后通过冷再向辅汽供汽。如果停机时间较长时，因为没有厂用汽源，必须在启动锅炉点火起压后向辅汽系统供汽。
第三篇：浙江红狮电厂电气调试启动方案
浙江桐庐红狮水泥有公司
9MW低温余热发电安装工程
电气调试启动方案
编 写： 审 核：
批 准：
浙江工业设备安装集团公司第二分公司
205项目部 二00九年八月二十日
1
目 录
第一章 概述
第二 章 启动调试的目的、依据、分工和要求 第三章 启动调试应具备的条件和准备工作
第四章 不同转速下(包括超速后)测量发电机转子绝缘电阻、交流阻抗、功率损耗 第五章 发电机短路试验 第六章 发电机空载特性试验 第七章 发电机与系统并列 第八章 机组并网后电气试验
第一章 概述
一、概述
浙江桐庐红狮水泥有限公司发电机机组容量9000KW，设计单位浙江中材节能有限公司设计，安装由浙江工业设备安装集团有限公司第二分公司负责安装，整套启动调试工作由浙江工业设备安装集团有限公司第二分公司，厂方检查人员及发电机厂家人员共同负责完成。
设备概况：
1、发电机数据：
型号 QF-J9-2 额定功率 9000 KW 额定定子电流 618.6 A 额定定子电压 10.5 KV 额定转子电流 A 额定转子电压 V 相数 3 额定转速 3000r/min 频率 50HZ 3
效率 97% 接法 Y 额定功率因数 0.8
2、励磁数据：
空载励磁电流空载励磁电压满载励磁电流空载励磁电压4
86.6A 52.4V 220.3A 188.9V
第二章 启动调试的 目的、依据、分工和要求
一、编制目的：
整套启动试运中电气部分调试是整套启动试运工作的重要组成部分。对于全面考核前期调试质量，检验主要电气设备的性能、设计和安装情况，都具有重要的意义。为了确保调试过程中人身及设备的安全，保证调试质量，规范调试项目，做到分工明确，组织严密，使调试工作有条不紊地进行，特编写本方案。
二、编制依据：
编制本调试方案参考了以下内容：
《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》 《火电工程启动调试工作规定》 《火电施工质量检验及评定标准》 《火电建设施工及验收技术规范》
《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 《电力设备预防性试验规程》 《继电器检验规程》 《电气指示仪表检验规程》 《电力系统自动装置检验条例》 有关厂家的技术标准
设计单位、设备厂家提供的有关图纸资料
三、调试组织分工
总指挥：
副总指挥： 组
员：
四、电气调试要求和注意事项：
1、参加调试人员应熟悉《电业安全工作规程》和《发电机运行规程》熟悉调试范围内设备状况，调试项目的内容及自己在调试中的职责。
2、参加调试的工作人员应听从试验负责人统一指挥和分配。试验负责人在进行调试前应征得当值值长的同意，方可进行调试，试验结束后应当向值长汇报。
3、调试过程中发生异常情况，应立即中断试验，并设法及时消除。如遇到重大问题应及时各试运指挥组汇报。
第三章 启动调试应 具备的条件和准备工作
一、 启动调试应具备的条件：
机组整套启动试运开始前，必须满足火力发电厂基本建设工程启动及验收规程中关于整套启动试运应具备的规定。应仔细检查以下条件：
1、发电机变压器组电气部分的
一、二次设备安装调试完毕，符合设计及有关规程的要求，经验收并完成验收签证，技术资料齐全。
2、配套送出的输变电工程应具备并网条件。
二、启动前的准备
1、开列好启动有关的典型操作票，准备好足够的安全用具及消耗材料。
2、发电机，励磁变压器绝缘合格。
3、电气系统已按调试运行方式要求完成操作。
4、检查继电保护定值及投入正确，各联锁动作正确。
5、发电机整组试验及励磁装置静态调试完成。
6、试验范围内的开关、闸刀均断开。
7、检查试验设备及仪表完好齐全。
第四章 不同转速下(包括超速后)测量
一、试验范围：
本试验的范围为：发电机定、转子，转子集电环，滑环支架和电缆。
二、试验项目：
通过本试验来检测发电机转子绕组和转子铁芯在不同转速下的绝缘状况和铁芯绕组的损耗情况。
三、试验前应达到的运行状态
1、发电机定子绕组在开路状态： ①拉开(摇出)发电机开关。
②拉开(摇出)发电机所有压变闸刀(小车) ③发电机出线端应无任何临时连接导线。
2、发电机冷却回路已经投入运行。
3、发电机振动在规定要求范围内。
4、发电机励磁系统在冷备用状态。
5、发电机转子碳刷均取下。
四、试验项目
测量不同转速下的交流阻抗和功率损耗，并读数、记录：
1、发电机在静止状态(转子冲动前);
2、发电机在500转/分状态;
3、发电机在1000转/分状态;
4、发电机在1500转/分状态;
5、发电机在2000转/分状态;
6、发电机在2500转/分状态;
7、发电机在3000转/分状态;
8、发电机组超速运转后降到3000转/分状态。
五、注意事项及有关要求：
1、试验电源应采用不直接接地电源。试验电压(有效值)应不大于0.707Ue。
2、试验接线或测量时应注意转动部分。
3、电流表、电压表、功率表应选用0.5级精度以上，并有适合的量程。
4、在试验过程中测量参数发生变化时，应将调压器下降至零待分析、查明情况后方可继续进行。
5、在试验过程中，发电机转速应保持稳定。
第五章 发电机短路试验
一、试验范围
本试验范围如下：发电机、励磁回路、发电机流变、压变
一、二次回路，发电机、励磁系统控制、保护、信号回路，发电机开关侧。
二、试验目的和要求
测量发电机三相短路特性曲线，检查各组流变变比、二次负载情况，电流表和电流保护回路的连接情况。
三、试验前应达到的运行状态
1、发电机转速应达到3000转/分，并保持稳定，振动在规定范围内。
2、发电机处于冷备用状态。
3、发电机保护投信号位置。
4、励磁变380V侧接线拆开，通过外接380V电源给励磁变送电。
5、发电机冷却系统、测温系统处于正常工作状态。
四、试验接线
1、发电机开关发电机侧安装三相短路铝排。
2、在发电机三相电流回路中串接标准电流表(0.5级)。
3、在发电机励磁回路分流器上并接电流表。
4、在转子电压回路上并接标准直流电压表(0.5级)。
5、使用转速表测量发电机转速。
五、操作内容
1、检查发电机、励磁回路
一、二次接线正确。
2、检查发电机在冷备用状态。
3、检查发电机冷却系统正常。
4、合上励磁变外接380V电源闸刀。
5、合上发电机灭磁开关。
6、调节励磁装置，使发电机电流升至0.2Ie，检查三相电流对称性、读数。
7、检查发电机各组流变二次电流值的正确性及二次负载(表计、保护等)中电流值的正确性。
8、调节励磁装置，使发电机电流分别升至0.2Ie、0.4 Ie、0.6 Ie、0.8 Ie、Ie停留、读数。
9、核对各组流变变比以及二次负载。
10、核对盘表与标准表误差。
11、调节励磁装置，使发电机电流分别下降至0.8 Ie、0.6 Ie、0.4 Ie、0.2 Ie、0，停留、读数。
12、拉开发电机灭磁开关。
13、试验结束，拆除试验用接线、短路铝排及表计，恢复原状。
六、注意事项及有关要求
1、试验接线、测量表计、短路铝排应连接可靠、正确。
2、在一次设备上工作应先验电，并做必要的保安措施。
3、调节励磁电流时，应缓慢进行，并只允许向同一方向调节。
4、测量用的表计采用0.5级以上，性能稳定可靠，读数时应待表计停稳后同时读数。
5、异地操作、测量、指挥应有专用电话或其他通讯设备。
6、在整个试验过程中，发电机3000转/分。
7、试验中，二次电流回路严禁开路。
第六章 发电机空载特性试验及 测录空载灭磁时间常数和转子过电压波形
一、试验范围：
本试验的范围：发电机、磁磁装置及整个励磁回路，发电机流变、压变及
一、二次回路，发电机、励磁机装置控制、保护、信号回路，发电机开关发电机侧。
二、试验目的和要求
测录发电机三相电压空载特性曲线，检查各组电压互感器变比，电压表和电压保护、测量回路连接情况，检查发电机定子线圈匝间绝缘耐压，测定发电机空载灭磁时间常数，录取灭磁时转子过电压波形，测量发电机定子残压及发电机电压相序。
三、试验前应达到的运行状态
1、发电机转速应达到3000转/分，并保持稳定，振动在要求范围内。
2、发电机、励磁系统的
一、二次设备处于冷备用状态。
3、发电机保护全部投入(至机、炉联锁压板不投)。
4、励磁装置完好。
5、发电机冷却系统投运，并且工作正常。
6、发电机测温系统已投入运行，并处于正常工作。
四、试验接线
1、发电机、励磁装置
一、二次系统接线完全。
2、在发电机三相电压回路上并接标准电压表(录波器)。
3、在发电机励磁回路分流上并接转子电流表(采用0.2级毫伏表)。
4、在发电机转子线圈两端并接电压表(录波器)。
五、操作步骤
㈠发电机空载和匝间耐压试验
1、检查发电机、励磁装置
一、二次回路正常。
2、检查发电机开关、灭磁开关、励磁闸刀、发电机压变闸刀(小车)在拉开位置，测量发电机定子绝缘电阻。
3、检查发电机冷却系统正常。
4、合上发电机所有压变闸刀(小车)，并放上压变低压熔丝。
5、合上发电机励磁装置电源闸刀。
6、放上发电机灭磁开关操作、合闸熔丝。
7、发电机转速达到2500转/分时合上发电机灭磁开关。
8、转速达到3000转/分时，按下起励按钮，发电机建立电压后调节电位器，使发电机电压上升至6000V，中间每隔1000V停留读数。
9、检查发电机各组电压互感器二次电压值的正确性并读数。
10、检查核对三相电压相序、对称性，及表计指示情况。
11、检查各组电压互感器二次电压并送至继电保护装置情况，并察看保护动作情况，测量YH开口三角不平衡电压值。
12、调节励磁装置，使发电机电压上升额定电压的1.3倍停留5 电机的转速及励磁电流的波动，每隔一分钟读一次表。
13、调节励磁装置，使发电机电压下降至最小值，中间每隔1000V停留读数。 ㈡空载灭磁时间常数和转子过电压波形测录：
14、调节励磁电流，使发电机电压上升到额定电压。
15、检查录波器和选择适当的量程。
16、启动录波器后拉开发电机灭磁开关。
17、测量发电机残压及相序。
分钟，并密切注意发
18、检查录波情况。
19、拉开发电机励磁变闸刀。
20、试验结束，拆除试验接线、表计，恢复发电机、励磁装置
一、二次系统恢复至原备用状态。
六、注意事项及有关要求
1、试验接线、测量表计应连接可靠、正确。
2、在一次设备上工作应先验电，并做一些必要的保安措施。
3、调节励磁电流时，应缓慢进行，并只允许在同一方向调节。
4、测量用的表计采用0.5级以上，性能稳定可靠，读表时应待表计停稳后同时读数。
5、异地操作、测量、指挥应有专用电话或其他通讯设备。
6、在整个试验过程，发电机长期保持3000转/分，否则定子电压值应进行修正。
7、试验中，二次电压回路严禁短路。
第七章 发电机与系统并列
一、试验范围
本试验范围如下：发电机、励磁回路、发电机流变、压变
一、二次回路，发电机、励磁系统控制、保护、信号回路，发电机开关、1AH-8AH高压母线及电缆
二、试验目的：
检查同期系统的正确性和完整性，保证发电机组与系统实现同期并列。
三、定相试验准备及注意事项
1、检查发电机、高压开关设备及电缆完好，具备投入运行条件。
2、准备好试验中需使用的相位表。
四、发电机定相试验步骤：(倒送电方式)
(-)母线侧
1、检查插件开关在检修位置。
2、检查发电机保护已全部投入。
3、合上发电机开关。
4、测量发电机进线侧压变(机端压变)及老系统母线压变二次各相电压的大小、相序及相位。两者的大小应接近相等，相序相同。
(二)发电机侧
1、检查发电机开关在检修位置。摇入插件开关到工作位置。
2、检查发电机保护已全部投入。
3、合上发电机灭磁开关。
4、增加励磁电流，升压至额定值。
5、测量发电机机端压变及励磁压变二次各相电压的大小、相序及相位。结果应与前者大小应接近相等，相序相同。
6、将发电机电压降为零，断开发电机灭磁开关。
五、自动假同期试验：
试验前准备好录波装置并接入如下测录量：发电机进线侧压变和发电机机端电压;发电机开关的一对常开辅助接点;自动准同期装置的合闸脉冲。
1、检查发电机开关在试验位置。
2、摇入所有插件及压变开关。
3、合上灭磁开关，使发电机电压升至额定电压。
4、 合上自动准同期装置的投入开关，观察自动准同期装置工作正常并发出合闸脉冲，“合闸”指示灯亮，发电机开关合闸成功。
5、退出自动准同期装置投入。
6、将发电机电压降为零，断开发电机灭磁开关
7、拆除试验接线，恢复原状。
六、自动准同期并列：
1、检查发电机开关在热备用位置。
2、合上灭磁开关，发电机电压升至额定电压。
3、 合上合上自动准同期装置投入开关，观察自动准同期装置工作正常并发出合闸脉冲，“合闸”指示灯亮，发电机开关合闸成功。
4、退出自动准同期装置投入。
第八章
机组并网后电气试验
一、试验范围
本试验的范围：发电机、励磁装置，发电机压变、流变、发电机开关，上述设备的二次回路。
二、试验内容
1、检测发电机电流互感器回路的相位是否正确。
2、差动保护等回路的不平衡电流是否稳适当，
3、测量不同负荷下(50%、100%额定功率)的发电机轴电压。
三、检测发电机电流互感器回路的相位
在发电机的负荷达到50%以上时，用相位表测量各保护及测量回路中各相电流的数值和相位，并记录发电机负荷及功率因数。根据所得结果，确定电流二次回路接线的正确性。
四、差动保护等回路的不平衡电流，
在不同负荷下，测量发电机、变压器，发变组保护各差动保护的不平衡电流，其数值应在要求范围内.
第四篇：垃圾焚烧发电厂热工控制方案
垃圾焚烧发电工程热工控制系统方案
李宏文
摘要：本文以某大型环保能源集团的一个垃圾焚烧发电厂为例，阐述了垃圾焚烧发电厂控制特点、方案策略、控制手段及控制系统选择与优化。
关键词：垃圾发电，热工控制方案，选择与优化。
垃圾焚烧发电在国内经过十几年的发展，经过引进国外先进设备，消化吸收国外先进技术，形成适应我国垃圾成分特点的相应技术，并开发出有效的分散集约化控制系统。
根据工程的可行性研究、环境影响报告书、初步设计和施工图设计，分析垃圾焚烧发电的热工控制系统。
一、.工程概述
垃圾焚烧发电项目一期工程由两条原生垃圾焚烧线和二套汽轮机发电机组以及辅助公用系统组成。
原生垃圾焚烧，主要工艺设备为两台日处理量350t/d 马丁式逆、顺推(两段)炉排，单锅筒自然循环垃圾焚烧余热锅炉，蒸发量22t/h、过热器出口温度400℃、压力4.0MPa，两套烟气净化处理系统。两套额定电压10.5KV功率7500KW，进汽压力3.8Mpa进气温度395℃的汽轮机发电机组。
发电机组年发电量 12000 万度。
垃圾电厂的机组装机容量都比较小，垃圾焚烧发电厂的控制系统与常规小型燃煤火力发电厂基本一样，由于垃圾发电厂的自动化程度要求高于小型燃煤火力发电厂，从控制方式、控制手段和控制规模上讲，可以说是还要复杂一些。
由于垃圾成分复杂、受季节变化影响其热值和含水率变化较大，基本是每一次投料的垃圾成分都不一样，就对稳定焚烧控制系统有较高的要求。
二、垃圾焚烧发电对热工自动化的控制要求
1、每天焚烧处理的垃圾量，必须充分燃烧;通过燃烧控制使余热锅炉蒸发量稳定在额定值范围内;必须保证炉膛的温度在850℃以上，必须保证二恶英的分解时间2S;烟气通过烟气净化处理设备，脱硫-脱销-去除有害气体(二恶英类)-除尘，控制烟气排放指标参数在国家标准规定值以下;并优化焚烧控制减低单耗(耗电量、耗水量)提高产汽量;做到保证排放标准的前提下提高发电量。
2、保证垃圾焚烧生产线工艺设备对热工自动化控制系统的要求，确保工艺设备能够安全、可靠稳定的运行。在保证经济合理性的前提下，遵照先进适用的原则，尽量采用先进的技术、质量可靠的设备，并适宜地提高自动化水平。
3、热控专业包括热工检测、热工报警、热工保护、热工控制等部分，尽量采用标准设计、典型设计和通用设计。
三、垃圾焚烧发电监控系统的构成
本工程以和利时MACS V为核心构成 DCS控制系统，完成对两条焚烧线和两套汽轮发电机组及其辅助公用系统和热力系统的监控，为二期设备预留相应的通道和容量。和利时MACS V DCS 控制系统由服务器站、现场控制站、工程师站、操作员站、冗余通讯网络、现场仪表等成。
本一期工程配置5个现场I/O控制站，均配置有一对高性能、大容量的冗余主控单元(一台主控单元可控制多达2048点数字量和模拟量，34M内存)，在通过冗余100M工业以太网与操作站间构成一个可靠的实时控制网络的同时，又具备各自独立的控制功能(每对冗余的主控单元分别控制和管理各自的输入输出模块)，加上每个现场I/O站内的各卡件都是独立的1：1冗余供电，所以系统的可靠性特别高(系统危险性降到最低)。
另外，本系统远程I/O(控制)机柜，由于是采用防腐、防尘、防雨、微正压设计，加上本系统的控制层采用Profibus DP总线方式结构，所以将I/O站放在I/O点比较集中的现场，也可以放在集中控制室内(每个站可以根据需要带远程扩展柜)，这样不仅可以大大降低成本(可以节省大量信号电缆和减少工程量)，还可以提高系统信号的抗干扰能力。
1、监控系统的功能 1.1数据采集系统(DAS) 1.1.1图形显示功能：包括回路操作显示，分组显示，棒状图显示，趋势显示， 工艺流程图显示等等。
1.1.2报警管理：报警显示，可按报警时间，报警优先级，报警区域，报警类型来管理所有报警。报警包括工艺参数越限报警、控制设备故障报警、控制系统自诊断故障报警等。
1.1.3制表记录：包括操作工艺设备的记录与定期记录，事故追忆记录， 联锁动作的记录，事故顺序(SOE)记录，跳闸记录等。
1.1.4历史数据存储和检索、性能计算、指导信息、管理报告。 1.2模拟量控制系统(MCS) 模拟量控制系统能满足焚烧炉、锅炉和汽机及其辅助系统安全可靠、稳定高效运行。在系统故障时，自动地将系统无扰动地从“自动”方式切换 为“手动”方式。 1.3 顺序控制系统(SCS) 以程序控制为基础，对下列系统进行顺序控制，焚烧炉联锁控制、焚烧炉炉排的控制、出渣系统控制、锅炉吹灰器和布袋除尘器反吹程序控制，汽机联锁保护等。 1.4 开环控制和联锁控制系统
对于泵阀联锁、泵泵联锁、各个水池液位控制泵启停、等需要开环控制、联锁控制。 2.监控系统的构成 2.1 现场控制站
控制站由主控单元控制器、模拟量输入输出卡件、数字量输入输出卡件、网络通讯等单元构成。 为了确保焚烧线和汽轮发电机组更安全可靠运行，尽量减少停炉停机，控制站采用双机热备结构。 其中一台为主控单元，另一台为后备主控单元，它随时准备在主控单元出现故障时代替主控单元来继续对 I/O 进行控制。
通讯系统为双网冗余，部分重要输入、输出冗余配置，参与保护的参数实现三取二信号输入确保系统安全可靠，三取二配置的I/O要接入不同的I/O卡件上。
每条焚烧线(焚烧余热锅炉)各设一个现场控制站，汽机各设一个现场控制站，公用辅助系统设一个现场控制站，1对冗余的服务器，各个站之间1:1冗余以100M工业以太网。 2.2 操作员站
由工业级控制机与人机接口LCD、操作台、打印机。 DCS 系统共提供6台全功能操作员站2台炉各1套、2台机各1套，值长台1套布置在集中控室内。提供1台工程师站布置在工程师站，各个站之间1:1冗余以100M工业以太网。
台操作站、工程师站平时各自完成所控的对象，在特殊需要时通过密码身份的切换可完全对等，互为备用，只要任意一台操作员站正常，即可完成全功能操作，此外，在特殊情况下，也可通过身份密码和权限的切换，实现操作员站和工程师站的切换。 2.3 打印机
控制系统设两个网络打印机，一台黑白A3激光打印机(用于报表打印)，一台彩色A3激光打印机(用于事件、报警、图形等打印)安放在工程师站内。 2.4 GPS脉冲时钟装置
2.4.1 GPS时钟装置包括天线、接受器、整套装置内部设备之间及GPS装置至DCS系统的连接。 2.4.2 装置的时钟输出信号精度至少为1uS，GPS与DCS之间每秒进行一次时钟同步。
2.4.3 GPS时钟装置提供至少8路时钟信号输出通道，能支持以下可选的接口形式：IRIGB(调制或非调制)、1PPS、RS-2
32、RS422/48
5、NTP(10 Base-T以太网接口)。
2.4.4 当GPS时钟装置的实时时钟无法跟踪GPS时，装置提供继电器输出接点输出进行报警。 2.4.5所供GPS时钟装置提供一路输出信号给电气监控系统，并满足电气监控系统时钟精度需求，达到统一全厂控制系统的时钟。 2.5电源
2.5.1和利时电源柜内配置冗余电源切换装置和回路保护设备，二路电源中的一路来自不停电电源(UPS)，另一路来自厂用电源，并用这二路电源在机柜内馈电给DCS现场控制站、服务器机柜、操作员站和工程师站(正常使用UPS电源)。
2.5.2和利时控制柜内的二套冗余直流电源，并这二套直流电源都具有足够的容量和适当的电压，能满足设备负载的要求。
2.5.3 任一路电源故障都报警，二路冗余电源自动切换，以保证任何一路电源的故障均不会导致系统的任一部分失电。 3.监控系统可靠性措施
3.1 控制站具有分散性首先控制站在地理位置上是分散布置的， 其次控制站所实现的如数据采集、过程控制等按功能进行分散，也就意味着整个控制系统的危险性分散。 3.2 冗余配置
3.2.1DCS系统服务器冗余配置
3.2.2控制站主控单元采用双机热备配置 3.2.3通讯总线双缆冗余，重要的I/O通道冗余
3.2.4 DCS网络分为服务器自操作员双网冗余、服务器与工程师站双网冗余供4个网段 3.2.5操作员站为多站互备冗余配置，其中任一操作员站有故障其它的站均能实现上位控制功能，并能冗余后备工程师站(带有有权限管理)。
3.3 锅炉和机组的重要保护和跳闸功能采用独立的多个测量通道，跳闸回路采取三取二逻辑。 3.4 对每个独立的控制对象，有投入运行的许可条件，以避免不符合条件的投运，还有动作联锁，以便在危险的运行条件下使设备联锁保护跳闸。
3.5 当主控系统发生全局性或产生大故障时，为确保机组紧急安全停机，设置独立于主控系统的紧急停机按钮。
锅炉操作台需要布置以下操作按钮：
(1) 紧急停炉(双确认双按钮，加防护罩不带指示灯);
(2) 汽包事故放水门(双按钮，开、关各一副，加防护罩带指示灯); (3) 向空排汽门(双按钮，开、关各一副，加防护罩带指示灯);
汽机操作台需要布置以下操作按钮：
(1) 紧急停机(双确认双按钮，加防护罩不带指示灯); (2) 启动交流润滑油泵(单按钮，加防护罩带指示灯); (3) 启动直流润滑油泵(单按钮，加防护罩带指示灯); (4) 开真空破坏门(单按钮，加防护罩指示灯); 电气操作台需要布置以下操作按钮：
(1) 紧急停发电机(双确认双按钮，加防护罩不带指示灯); (2) 分发电机灭磁开关(双按钮，加防护罩不带指示灯); (3) 启动消防水泵(单按钮，加防护罩指示灯); (4) 增磁、减磁(各一副按钮，加防护罩指示灯);
4、DCS监控系统通讯网络
4.1 DCS系统外部设备通讯网络设有并支持，RS323 RS422/485接口MODBUS协议、及PROFIBUS -DP现场总线、HATE协议等。
4.2 DCS与厂级监控信息系统(SIS)
4.2.1和利时DCS系统配置一台数据采集接口可以与SIS相连。数据采集接口功能由值长站完成。包括数据库、网络接口卡(冗余)、驱动程序、相关网络通讯接口功能软件包。
该接口计算机提供的服务能够让SIS系统通过该计算机访问DCS数据 ，除了这种数据采集接口功能以外该计算机可监视DCS数据，但不具有DCS系统的其它功能。
SIS系统向数据采集接口计算机请求获得数据，数据采集接口计算机接到SIS系统的请求后从DCS系统取得数据并发送给SIS系统。使得SIS系统可以方便地定义所要采集的数据并且与接口计算机实现通讯、实时地取得数据。
4.2.2 SIS系统的接入不会降低DCS的性能，如分辨率、操作响应速度、网络的负荷率等。
5、垃圾焚烧余热锅炉控制方式
垃圾焚烧炉的控制原则是按余热锅炉的蒸发量控制垃圾的投入量、炉排运动及
一、二次燃烧空气量，保证余热锅炉效率最大。当炉膛温 度<850℃时，投入辅助燃烧器，确保二恶英的分解。 垃圾焚烧余热锅炉热工控制系统主要由以下几大部分构成： 5.1、以 DCS 为核心的监控系统;
DCS系统同时提供MODBUS 和PROFIBUS-DP 两种通讯协议与控制子系统进行通讯。 Modbus 协议是应用于电子控制器上的一种通用语言。通过此协议,控制器相互之间、控制器经由网络和其它设备之间可以通信。 常用于智能仪表的通讯。 PROFIBUS-DP具有高速低成本，用于设备级控制系统与分散式I/O的通信。是一种用于自动化车间级监控和现场设备层数据通信与控制的现场总线技术。
可实现现场设备层到车间级监控的分散式数字控制和现场通信网络， 从而为实现工厂综合自动化和现场智能化提供了可行的解决方案，最大优点在于具有稳定的国际标准保证，并经实际应用验证具有普遍性，用于PLC等车间级控制系统的通讯。 5.2、焚烧炉综合燃烧控制系统(ACC)
ACC(炉排控制系统)与焚烧余热锅炉主控系统通讯通过 PLC(S7-300)实现炉排液压自动控制和接受 DCS 来的含氧量、炉膛温度和主汽流量信号，可实现自动燃烧控制。 ACC 系统与焚烧余热锅炉总控DCS 通讯采用 ProfiBus-DP 现场总线通讯。
5.2.1 在ACC就地控制柜设有操作面板，并设有切换开关,可以选择“DCS 信号接受/不接 受”,当选择“不接受”时，DCS 不能操作炉排系统所有动作，但显示仍正常。
5.2.2 当选择“DCS 信号接受时”,大部分动作都能就地(OP 面板)和主控室同时操作,以最后操作的动作为最后指令。
主要控制推料器、逆顺 推炉排的进退，料层调节、炉排冷却风机、清灰风机各风室风门的开关， 主油泵、 滤油泵和冷却油泵的启停， 还有行程和阀位的反馈显示，液压站压力、油温、油位参数和泵的状 态显示。还有相关控制变量的设定值进行设定，包括速度、时间和长短行程设定。 5.2.3 对逆推炉排、顺推炉排、推料间隔控制中的“间隔开,间隔停”料层厚度调节等时间设定设有选择开关,当选择“就地”时,DCS 不能操作;当选择“远方”时,就地不能操作，推料、逆推、顺推、出渣 DCS/PLC 选择开关是共用一个的。
5.2.4 对于少数操作不频繁的参数操作,DCS 上不设操作控制,可以就地地操作面板去操作。 5.2.5 ACC 与 DCS 系统之间有焚烧余热锅炉联锁，紧急停炉信号联锁、引风机跳闸联锁用于ACC 紧急停止，联锁保护信号采用硬接线，为无源常开触点。 5.3、启动燃烧器控制系统，辅助燃烧器控制系统;
就地综合燃烧控制系统、主控制系统上监控。 燃烧器控制逻辑由厂家进行 PLC 编程，通过硬接线方式接入DCS 系统进行控制。 实现远程和就地的燃烧器控制，在 DCS 上实现启停，油调节阀的控制， 自动控制时设有点火允许开关， 在现场的配合下， DCS 向 PLC 发出吹扫指令，吹扫完成后实现点火。
根据炉膛温度，DCS 能够自动启停辅助燃烧器，确保炉膛温度不低于 850℃。
6、烟气净化处理系统;
烟气净化控制系统采用了西门子公司的S7-300 系列PLC，可采用 profbus-DP 协议与 DCS 系统通讯，需要进入的点达到 500 多点，由于通讯的点太多，控制站的响应速度会变慢。为了避免出现这种情况，我们采取以下控制方案：
6.1烟气净化处理系统和布袋除尘控制系统配一台上位机，通过以太网与 PLC 通讯，放在中控室进行监视和操作。
组成完整独立的烟气净化系统，只需将在线监测的数据通讯到烟气净化控制系统控制和DCS监视，既减轻DCS系统负荷，又减少DCS至PLC的中间环节，直接由PLC的上位机监视和控制，分散了系统风险。
7、就地远传监视仪表和控制设备;
焚烧余热锅炉及汽轮机组的运行参数监视检测，温度、压力、流量、物位、液位、主辅系统控制各种电动门、电磁阀、电动机、执行器等控制均进入DCS 集中控制，并有状态、故障显示，运行检修、就地远程控制功能。
8、辅助车间控制系统;
8.1化学水处理控制系统由一台 PLC 控制站和一台上位机组成，化水系统是一个完整独立的控制系统，余热锅炉和汽轮机组的汽水取样在线检测数据，通讯至化学水处理系统和主控DCS 监视，方便运行人员及时了解汽水指标参数。
8.2污水处理控制系统由一台 PLC 控制站和一台上位机组成，是一套完整独立的控制系统，只将必要的监视控制通过profbus-DP 协议通讯到DCS监控。
8.3也可将化水和污水的两台上位机可通过交换机组成一个对等的工业以太网络(通讯协议为 TCP/IP)，实现操作站和工程师站的互备，通过 ProfiBus-DP 协议与 DCS 系统进行通讯，监视必要的运行参数。
8.4空压机站控制系统，通过 MODBUS 协议与 DCS 系统通讯，监视空压机的运行状态，通过硬接线方式，实现在 DCS 上的控制操作。
8.6飞灰固化控制系统，定期运行操作,DCS不设控制监测,由就地控制操作。
9、微机型电气综合测控保护系统(微机保护);
微机型电气综合测控保护系统，是发电厂电气监测、保护、控制的一套完整独立电气保护测控系统，具有高安全性、可靠性、稳定性。执行电力规范标准。
本工程采用许继CCZ8000微机保护系统，配置WBF-821A和WFB-822A发电机主保护和后备保护、WBH-821和WBH-822主变主保护和主变后备保护、WXH-823线路保护、WJE-821故障解列装置、WXH-800母线保护装置、WCB-822厂变保护、WBT-821备自投、WCH-821母联保护测控、WDH-821电动机保护、WYJ-821电压检测并列测控、同期屏、电度表屏。组成一套完整的发电厂站微机电气综合测控保护系统。
微机型电气综合测控保护系统通过RS422/485接口 MODBUS 协议通讯和硬接线方式和 DCS 系统进行通讯联锁，主要监视主变、厂用变，高低压配供线路的电压、电流、功率和电气主开关状态等。
10、烟气在线监测系统(CEMS);
烟气在线监测系统是德国西克 麦哈克的MCS100E监测设备，在每套焚烧线的烟气出口安装了独立的监测探头，配置独立的监测分析设备。
烟气排放参数通过ProfiBus-DP 协议进入 DCS 系统，另提供一路同样使用ProfiBus-DP 协议或采用RS422/485接口MODBUS协议通讯给烟气净化处理系统作为控制变量。烟气在线监测数据采集仪器采用硬接线方式(4-20mA)信号将烟气监测参数通过电信局环保专线网络上传地方环保监测平台。
11、余热锅炉吹灰系统;
焚烧余热锅炉激波吹灰系统自带PLC控制系统，由PLC控制吹灰时间、频率，激波吹灰系统通过RS422/485接口 MODBUS 协议与 DCS 系统进行通讯，监控吹灰系统的启停和手/自动、故障状态显示，可远传和就地控制调整。
12、地中衡称重系统;
本项目采用一套全自动无人值守地中衡称重记录管理系统、称重系统通过RS422/485接口 MODBUS 协议与 DCS 系统进行通讯，仅上传日入厂垃圾重量、石灰粉重量、生物质重量等数据。
13、公示屏数据显示，
LED公示屏通过RS422/485接口 MODBUS 协议与 DCS 系统进行通讯， 按环保部门要求显示烟气排放相关参数。
四、焚烧炉燃烧控制子系统
1、锅炉给水三冲量串级调节系统; 锅炉给水控制的主要任务是使锅炉的给水量跟踪锅炉的蒸发量， 保证锅炉汽水平衡和正常运行所需的工况， 对锅炉汽包水位实现自动控制，使其在允许范围内变化，以提高锅炉汽轮机组的安全性和锅炉运行的经济性。
本工程采用常用的串级三冲量控制方式。该系统由主、副两个 PID 调节器和三个冲量(汽包水位、蒸汽流量、给水流量)构成。这个系统有三个回路，即 I 为主回 路， Ⅱ为副回路， Ⅲ为前馈回路， 副回路的作用主要为快速消除内扰， 主回路用于校正水位偏差，而前馈通道则用于补偿外扰，主要用于克服“虚假水位”现象。该系统的主调节器 PID1 为水位调节器，它根据水位偏差产生给水流量给定值，副调节器 PID2 为给水流量调节器，它根据给水流量偏差来控制给水流量， 蒸汽流量信号作为前馈信号用来 维持负荷变动时的汽水平衡， 由此构成的是一个前馈-反馈双回路控制系统。 该系统可保证稳态时汽包水位无静态偏差， 其控制品质较高。 为了测量准确，汽包的液位采取三选中的测量措施且汽包液位有汽包压力补偿，给水流量有给水温度补偿，主蒸汽流量有主蒸汽温度与压力补偿。
2、过热蒸汽温度串级调节系统; 锅炉汽包产生出来的饱和蒸汽，经三级过热器加热成过热蒸汽。使热蒸汽达到设计蒸汽温度，垃圾焚烧余热锅炉设计了两级过热器蒸汽温度串级调节系统(一级减温器、二级减温器)，在此过热汽温调节控制系统中，副回路对主汽温度起粗调作用，而主调节器对主汽温度起细调作用。过热汽温调节对象为一高阶惯性环节，它可用一个一阶惯性环节和一个纯滞后环节的串联近似，这样就可以用史密斯补偿器进行补偿，可以显著改善系统的调节品质。
3、炉膛负压调节系统;
3.1垃圾焚烧余热锅炉燃烧的稳定性和可靠性是实现焚烧余热锅炉安全经济运行的关键，余热锅炉炉膛负压是一个重要控制参数，炉膛负压的大小受引风量、一次、二次风量与燃料量三者的相互作用影响。
3.2传统的焚烧余热炉膛负压控制方式是引风机电机恒速运行时，检测炉膛负压再根据负压给定值经 PID 运算后，由执行器控制引风机入口挡板开口度，改变风阻调节引风量来调整。 3.3焚烧余热锅炉炉膛负压闭环控制中，若负压过大，还会造成炉内燃料的费，导致排烟温度过高，炉膛漏风量增加，引风机电耗增加。负压过小，又会影响燃料的充分燃烧，焚烧余热炉膛向外泄漏烟气(含可燃气体)飞灰等，影响焚烧余热锅炉的安全经济运行。
3.4我们变频调速技术，将原有引风机风门挡板开至最大，应用炉膛负压闭环控制，通过调节引风机电机转速直接调节风量来实现焚烧余热锅炉炉膛负压自动调节控制，保证垃圾焚烧余热锅炉运行在设计要求炉膛负压范围内。
4、减温减压器出口压力温度控制系统; 4.1减温减压器的压力控制：
Pset：减温减压器的压力设定值;
Pvap2：减温减压器的压力测量值;
由于减温减压器的压力是一个快相应信号，用 Pset，Pvap2构成一个简单的PID回路，来控制蒸汽调门开度。
4.2减温减压器的温度控制：
Hvap1：主蒸汽焓值，由 TVap1(主蒸汽温度)、 Pvap1(主蒸汽压力)得到;
Hwat：给水焓值，由 Twat(给水温度)、 Pwat(给水压力)得到;
Hset：减温减压器蒸汽焓值设定值，由 Tset(减温减压器的温度设定值)、 Pset(减温减压器的压力设定值)得到;
Kjs：由理论计算得到的水汽比(给水流量与主蒸汽流量的比值);
能量守恒公式有: Hvap1+ Kjs * Hwat = (1 + Kjs) * Hset
即有: Kjs = (Hvap1Hwat) 4.3温度控制可用2级PID控制：
副控用 Tset,Tvap2(减温减压器的温度测量值)构成一个简单的PID回路，来调整水汽比 K ，以消除水汽流量、压力、温度测量的误差。
主控用 K*Fvap(水汽比乘主汽流量)、Fwat(水流量)构成一个简单的PID回路，来控制给水调门开度。副控为慢调PID， 主控为快调PID。
5、烟气净化处理控制系统;
5.1烟气净化处理主要有由脱酸、除尘、活性炭吸附3 个部分组成。采用的工艺主要是半干法/ 干法+ 活性炭吸附+ 布袋除尘器，脱酸是垃圾焚烧烟气净化系统的核心。
5.2通过监测反应塔入口和出口的压差和烟气流量来调节石灰浆量，雾化喷嘴喷入石灰浆，在净化塔内以很高的传质速率与烟气混合，烟气中小液滴与氧化钙颗粒以很高的传质速率与烟气中的SO2 等酸性物质混合反应，垃圾焚烧余热锅炉的烟气经过净化塔、活性炭吸附、布袋除尘器净化达到国家的大气污染物排放标准。
5.3烟气净化系统主要控制调节子项：1反应塔出口温度调节;2排烟量与中间反应物回流量间的自动调节; 3排烟中 HCL 和 SO2 酸性气体含量与石灰乳量间的自动调节;4活性炭吸附量的自动调节;
5、除尘器差压调节、布袋的离线清灰、布袋的反吹;6飞灰收集输送调节;
6、顺序控制系统(SCS)
顺序控制主要在锅炉辅助控制系统中，包括： 启动燃烧器、辅助燃烧器、炉排清灰系统、风机系统、布袋除尘器控制系统、 石灰浆制备系统、 锅炉定期排污系统、 锅炉自动吹灰系统等。
7、锅炉联锁保护系统
7.1 事故停炉联锁保护由DCS主控系统内完成。只有停炉的逻辑条件出现时(按垃圾焚烧余热锅炉制造厂的技术要求)联锁保护系统能自动切断进入焚烧系统的垃圾和其他燃料，停止推料器和炉排的运动，关闭所有燃烧器，关闭所有风机。锅炉安全保护系统包括：MFT、炉膛吹扫、油泄漏试验、锅炉点火、炉膛火焰监视和灭火保护功能、MFT首出和快速减负荷等。
7.2 局部保护：锅炉汽包水位保护高水位保护：打开紧急放水电动门; 低水位保护：LLL保护动作停炉;主蒸汽压力超压保护：自动打开生火排汽电动门;
8、综合燃烧控制装置
综合燃烧控制装置控制下列各环节，液压装置、受料斗档板、推料器、逆推炉排、顺退炉排、一次和二次燃烧空气调节、炉排清灰风机、炉排冷却风机、 出渣机、辅助燃烧器等，组成综合燃烧控制装置及其系统 (ACC)。
五、垃圾发电厂汽轮机组的运行方式
1.垃圾焚烧发电厂汽轮机组的运行方式因垃圾焚烧工况特点而定：
1.1正常情况垃圾燃烧的热惯性很大，蒸发量不能立即改变。为了充分利用热能，必须有一台机组运行在前压调节方式下，即机跟随的运行方式，这样才能保证机炉热能参数稳定运行。 1.2汽机检修或汽机故障检修时，焚烧炉继续运行处理一定的垃圾量，产生的多余蒸汽应经旁路冷凝系统，冷凝后回收凝结水重复使用或者直接由旁路放空系统放空(这种情况造成能源的浪费)达到停机不停炉继续处理焚烧垃圾。
1.3二台套汽轮发电机组配置的垃圾焚烧线，可以不设旁路冷凝系统，一台机组检修或故障可以转移负荷到另一台机组，可以保证一条焚烧线的正常运行(本工程取消了旁路冷凝系统)。 1.4当外电网发生故障时应有一台汽机带厂用电在转速控制方式下运行(孤网运行)。
六、汽轮机控制系统构成
2.1 以DCS为核心的汽轮机监控系统
1) 汽轮机调节系统、凝汽器热井水位自动调节系统、疏水调节系统、射水真空调节系统、轴封调节系统、循环水调节系统，
2)除氧器模拟量控制系统(MCS)、除氧器液位自动系统，除氧器压力自动调节系统， 减温减压装置压力、温度调节系统，给水调节系统、
2.2汽机危急跳闸系统(ETS)采用硬接线组态进入DCS，ETS危机跳闸系统和DCS。
2.3 汽机安全监视系统(TSI)主要监视汽机超速、轴振动、轴位移等参数，分别由汽机安全监视仪表和主控系统监视，以确保其系统安全性和数据可靠性。
2.4汽机数字电液调节系统(DEH 系统实现前压、功率、转速调节)采用美国伍德沃德Woodward 505汽轮机控制系统，Woodward 505数字电液控制系统与DCS 系统硬接线互通联锁、保护、控制信号。
2.5 Woodward 505数字电液调节系统是一种汽轮机智能控制装置， 它接受汽机转速、主蒸汽压力、发电机功率信号，经过速度/负荷 PID、限制控制 PID 和串级 PID 等运算后，输出控制信号给电液转换阀，通过油动机驱动进汽调节阀，还可实现一系列的系统保护。
2.6本工程中它要实现垃圾焚烧发电所要求的前压控制、 功率控制和转速控制。 在两台汽机正常运行时， 有一台运行在前压调节状态下。外电网跳闸时，控制器切换到转速控制方式，带约 20%的厂用电运行。
2.7 汽机联锁保护系统，汽轮机是高温高压蒸汽热能动力高速运转的设备，在机组启动、运 行或停机过程中，必须按设备制造厂的技术规定要求操作，违规违章操作很容易发生严重的安全事故，汽轮机辅机设备必须协同工作才能保证汽轮机组的安全运行。所以汽轮机联锁保护系统是及其重要的。
汽轮机主要保护：润滑油压力过低、汽机超速、汽机轴位移大、胀差过大、冷凝器真空度过低、泠凝器热井水位过低、发电机故障跳闸、轴振动和轴承温度等重要的监视和保护。
汽机联锁保护系统中，重要的信号如汽轮机转速HH 信号、 凝汽器压力HH信号、润滑油压力LLL 信号均采用3 取 2信号组合法，提高保护系统的动作率和减低拒动误动作率，提高系统的可靠性。
2.8机组联锁保护;主要是机组跳闸保护，由DCS主控系统内完成。当汽轮机、发电机跳闸条件出现时，联锁保护系统关闭汽机自动主汽门，调节门及抽汽逆止门，实现机跳电或电跳机，在汽机就地盘及中央控制室的控制台上设有紧急停机按钮。在紧急情况时，操作人员能迅速按急停按钮保护机组设备安全。
八、.热工自动化设备选型 5.1 温度测量
1)选用符合 IEC 标准且为电站设计的热电偶、热电阻测温元件; (上海自动化仪表) 2)联锁保护用温度信号一般选用温度开关或电接点双金属温度计;(上海自动化仪表) 3)就地温度显示选用双金属温度计;(上海自动化仪表) 5.2 压力测量
1)选用智能式压力、差压变送器;(罗斯蒙特3051)
2)联锁保护用压力信号一般选用压力开关或电接点压力表;(美国SOR压力开关)
3)就地压力显示，选用弹簧管压力表，膜盒式压力表、膜片压力表。(选用上海自动化仪表) 5.3 流量测量 根据被测介质的性质，对于汽水流量采用孔板、喷咀测量(孔板、喷嘴的节流损失过大)我们采用新型的流量测量元件德尔塔吧、其他导电介质流量选用电滋流量计、燃料油流量测量选用金属管转子流量计等。(江苏杰创电磁流量计) 5.4 物位侧量
1)液位测量一般选用差压液位变送器。常压容器选用静压式液位变送器也可以采用远传磁翻板液位计;
2)储浆、液位侧量选用超声波物位计;(西门子超声波液位计) 3)液位信号测量选用磁性浮球液位开关。
5.5 调节阀选用进口调节阀或引进电动调节阀也可用国内知名品牌调节阀;(上仪调节阀配PS执行器)
5.6执行机构选用角行程电动执行机构驱动。带全开、全关位置信号反馈，4-20mA 信号控制。 5.7 电动阀选用机电一体化电动头(扬州电力) 5.8 变频器 选用性能优异的变频器;(选用ABB)
5.9 烟气排放监测系统确保烟气的排放指标符合国家标准，每条焚烧线设一套烟气检在线测仪表以检测烟气中的 HCL、SO
2、CO
2、NOX、CO、O2 等组分含量。(选用西克麦哈克)
九、工业电视监控系统
工业电视监控系统服务器置于电子间，在中控室设置监视器、大屏幕、LED等，视频信号采用光纤通讯采集，工业电视系统设置一套服务器可通过网络实时查询监视。并根据监视对象配置带云台可调焦距、光圈的摄像机。 基本监视对象有：
1) 门卫室 2)地磅房 3)垃圾卸料平台 4)垃圾进料斗 5)炉膛火焰监视 6)汽包水位 7)出渣口8)烟囱 9)升压站10)高低配电间 11)厂区等重要的设备安全及保安管理点。
十、厂内网络通讯系统
电信运营商提供固定电话、移动通讯、互联网接入服务及设备，我们采用100M光纤网络、25门内部虚拟网电话(可选开外线)、80部电信工作手机，配置两个通讯站(办公楼电讯间、主厂房)，组成全厂生产调度指挥和网络办公安全监控系统。
2012年7月
第五篇：中国国电集团贵阳发电厂黑启动方案
中 国 国 电 集 团
贵 阳 发 电 厂 黑 启 动 方 案
批准:
审核:
编制:
2008年1月
贵 阳 发 电 厂 黑 启 动 方 案 贵阳发电厂简介:
贵阳发电厂隶属中国国电集团公司,位于贵阳市南明区.现有#8,9机组装机容量为2×200MW,分别于1995年9月和2004年5月建成投产. 二. 贵阳发电厂运行方式分析:
贵阳发电厂#8,9机组装机容量为400MW(2×200MW),分别经#8,9主变(三圈变)与110kV及220kV系统连接,220kV系统通过两条并列线(220kV贵筑Ⅰ回205线路及贵筑Ⅱ回209线路)与贵州220kV主网并列运行,110kV系统通过6条直馈线向地区负荷供电. 附:贵阳发电厂电气主接线图.
三. 贵阳发电厂厂用电运行方式分析:
贵阳发电厂#8,9机组厂用6kV系统工作电源分别由#1,2高厂变供电;厂用6kV备用电源由110kV#3高压启备变供电.
为保证380V厂用电系统柴油发电机备用可靠,我厂要求#8,9机组柴油发电机每两天启动一次,每次30分钟.并对油箱油位,油色,润滑油系统,冷却水系统以及蓄电池的启动,控制进行全面检查.如遇异常立即处理,保证柴油发电机设备状况良好. 我厂黑启动时,启动首台机组需系统输送功率约为20MW.
附:贵阳发电厂厂用电系统接线图.
四. 贵阳发电厂通信,调度自动化系统保障措施:
为保障全厂生产调度通信和调度自动化系统的畅通,以及为处理调度系统故障提供保证,制定措施如下:
通信系统:
在每个主要生产岗位均安装有两部电话,一部行政电话,一部调度电话.并在值长处安装有一部市话,确保调度机事故全停时通信手段的畅通.
调度交换机电源系统定期检查,采用的是双路交直流供电,电池组有两组.所有设备要严格按照巡视制度巡视.
调度交换机主系统部分采用的是双备份配置,可实现无缝切换.
调度自动化系统:
我厂RTU型号为ABB公司生产的RTU560,该RTU工作模式为分布式RTU.主RTU负责采集处理#9机和网控线路数据;分RTU负责采集处理#8机数据.
主RTU电源采用双路电源带UPS,电源具备自动切换功能.所有的通信由通信管理机统一管理,采用多路通信口冗余配置,与中调通信有主备两个通道.
五.安稳装置动作后机组快速恢复方案:(无)
六. 贵阳发电厂孤岛运行方案:
1.单机运行方式:
初始状态定义我厂为单机运行方式时,机组负荷在160--200MW运行,110kV系统所带地区负荷在140--200MW.当发生事故后,220kV系统并列线跳闸,我厂机组与系统主网解列运行,机组带地区负荷.我厂机组有功与地区负荷基本上能够平衡,根据频率偏差情况进行有功调整,并尽量维持110kV系统电压正常.
2. 双机运行方式:
初始状态定义我厂为双机运行方式时,当发生事故后,220kV系统并列线跳闸,我厂机组有功过剩,机组转速骤升.当机组转速3120r/min时,#9机组解列;#8机组带110kV系统地区负荷.
七.贵阳发电厂黑启动方案:
一.制定黑启动方案的要求:
制定黑启动方案的必要性:
当我厂发生全厂停电事故以后,现场值班人员可参照预先制定的黑启动方案及其它反事故措施尽快安排机组的启动及并列,缩短启动时间,减少停电损失,避免在发生此类事故时现场值班人员延误处理,处理不当(或发生误操作)等情况而危急机组设备及电网安全.
黑启动方案的制定思路:
当我厂发生全厂停电事故以后,首先应考虑利用贵州电网经220kV贵筑Ⅰ回205,贵筑Ⅱ回209线路倒送电作为我厂启动电源来恢复#8,9机组的启动,其次如220kV贵筑双回线因其它原因不能实施倒送电时,可由110kV贵筑沙彭103(或贵中109线路)倒送电作为我厂#8,9机组的启动电源.
黑启动方案的初始化定义:
初始状态均定义为:所有发电厂出口开关,厂用电6kV及380V开关,110kV及220kV线路开关均断开,贵阳发电厂#8,9机组各配备柴油发电机组一台,额定功率300kW.
黑启动电源的选择:
电源:1.主网经220kV贵筑Ⅰ回205(或贵筑Ⅱ回209)线路倒送电;2.主网经110kV贵筑沙彭103(或贵中109)线路倒送电;以上两种方案均可作为我厂#8,9机组的启动电源.
编制黑启动方案的目的:
当我厂发生全厂停电事故以后,能尽快的恢复机组启动及并列,缩短启动时间及减少停电损失,保证我厂机组设备及电网安全稳定运行.
三. 黑启动方案:
主要运行方式:
我厂#8,9机组运行,经#8,9主变向110kV及220kV系统供电,并经220kV贵筑Ⅰ回205及贵筑Ⅱ回209线路与贵州主网并列运行.
电源点的选择:
选择从贵州电网获取我厂#8,9机组的启动电源.
3. 黑启动的步骤:
(1)启动柴油发电机组.
(2)由柴油发电机组恢复#8,9机组380V保安Ⅰ,Ⅱ段供电.
(3)380V保安Ⅰ,Ⅱ段供电正常后,恢复集控,网控硅整流设备正常运行,保证110kV,220kV开关合闸,控制电源正常,确保证系统倒送电成功及重要照明供电.
(4)将机组投入盘车状态,以便重新启动.
(5)检查#8,9机组发电机出口开关;6kV厂用工作,备用电源开关及110kV,220kV母线上所有开关均在断开位置,由中调下令,通过系统对我厂进行倒送电,有三种方式:
a:从筑东变通过220kV贵筑Ⅰ回205(贵筑Ⅱ回209)对贵电220kV母线及#8或#9主变充电; b:从筑东变通过110kV贵筑沙彭103对贵电110kV母线充电;
c:当筑东变因故不能进行倒送电时,可通过110kV贵中109对我厂110kV母线充电.
(6)220kV,110kV充电成功后,经#8,9主变或#3高压启备变对#8,9机组6kV厂用电供电,6kV厂用电恢复正常后,实现贵阳发电厂机组重新启动.
(备注:当我厂由110kV贵中109倒送电,我厂机组重新启动后,在与220kV主网并列前,应将110kV贵中109开关断开.)
4.黑启动方案的注意事项:
(1)黑启动过程中,应注意和省,地调的密切配合与协调,服从调度的统一指挥.
(2)尽可能的缩短启动时间及减少停电损失,尽快恢复向110kV及220kV系统供电.
(3)在启动恢复过程中严禁发生误操作(如非同期合闸等)而将事故扩大.
(4) 黑启动时,启动首台机组需系统输送功率约为20MW. 附 录:
1.贵阳发电厂主要技术参数:
(1)发电机:#8,9机额定功率均为200MW,发电机额定容量均为235MVA,额定功率因素均为0.85, #8,9 机组启动至满负荷的最短时间均为3.5h.
(2)主变: #8,9主变容量均为240MVA.
(3)并列线:220kV贵筑Ⅰ回205及贵筑Ⅱ回209线路;线型:贵筑Ⅰ回205线路为LGJ-400;贵筑Ⅱ回209线路为LGJ-2×240;线路长度:贵筑Ⅰ回205线路为14.057km;贵筑Ⅱ回209线路为13.295km.
(4)蓄电池容量: #8,9 机集控:1000A.h,网控:300A.h.
(5)柴油发电机容量:#8,9机组均为300kW.
(6)失压后的通讯方式为:5795241(市话).
2. 贵阳发电厂主要辅机情况表:
序号
设 备 名 称
型 号
额定功率(kW)
额定电流(A)
#81,82引 风 机
Y4--2X60№31.5F
2000
237
#81,82送 风 机
G4-59-11№28.5D
1800
200
#81,82给 水 泵
DG750--180V
4800
528
#81,82凝结水泵
NLT300--400X5
400
47.8
#21,22循环水泵
YL1250--11730 1250
152.9
6
#91,92引 风 机 Y4--2X59№30F 2000
237
7
#91,92送 风 机 G4—73—11№25 1400
163.9
8
#91,92给 水 泵 DG750—180
5100
560.5
9
#91,92凝结水泵 16NL--180
430
49
10
#23,24循环水泵 48P—26I
1250
158.4
11
#1,2,3灰 渣 泵 12/10X--AH
560
66.5
12
#8,9机高压 油泵 150LY--120
200
350
13
#8,9机直流润滑油泵 150LY--23
17
90
14
#8,9机交流润滑油泵 150LY--35
30
57
15
#8,9机顶轴 油泵 Scy14-1B
45
86
16
#8,9机内冷 水泵 80FBI--60
18.5
35.5
17
#8,9机工业 水泵 250S--39
75
120
18
#8,9机空侧密封油泵 50IY--80
10
53.8
19
#8,9机氢侧密封油泵 50IY--50
5.5
11
20
#8,9 机 盘 车 DO9.231Z--1
7.5
15.4
21
#8,9机高压抗燃油站 HPU-100-5000 32 60
贵阳发电厂发电部值长组 2006-9-7