广东河源电厂1号机组整体启动调试报告 - 图文

TPRI合同编号：TPRI/TR-CA-003-2008A报告编号：TPRI/TR-RA-014-2009

广东河源电厂2×600ＭＷ工程

1号机组总体调试报告

西安热工研究院有限公司

二○○九年一月

注意事项

1.本技术报告的著作权属西安热工研究院有限公司，未经我院的书面许可，任何单位与人员不得部分复制本报告或擅自公开发表；

2.凡注明了密级的技术报告，任何部门与人员均不得私自对外提供，不得复制；

3.无西安热工研究院有限公司技术报告专用章的技术报告，不属我院的正式技术报告；

4.对本技术报告有异议者，请与西安热工研究院科研管理部联系（电话：029-82102163）；

5.西安热工研究院有限公司投诉电话（传真）029-82102315。

报告编号：TPRI/TR-RA-014-2009合同编号：TPRI/TR-CA-003-2008A项目负责单位：西安热工研究院有限公司项目承担部门：电站调试技术部项目协作单位：广东河源电厂

课题起讫日期：2008年2月～2009年1月项目负责人：李续军主要工作人员：

西安热工研究院有限公司:锅炉专业：常

刘

磊超

胡树廉赵景涛王

飞

令彤彤李

毅

李小林

于刚

高玉峰

廖军林

陈

坤

牛利涛程建华杨李

科超

易勇智吴忠胜

董海英吴来贵

刘宝富

吴学绪

段景卫

孙安良

陈少华

吴恒运

汽机专业：辛军放电气专业：彭金宁热工专业：陈志刚

张晓邦

化学专业：裴广东河源电厂:

秦士孝宋文臣

胜

徐孝龄

各运行当值值长、各专业专工及运行操作人员

报告编写人：陈少华报告校阅人：李续军审批

核： 雷兆团准：孟颖棋

摘要

本报告概括总结了广东河源电厂1号机组分系统和整套启动调试试运情况。在深能合和电力（河源）有限公司及各参建方的支持与关怀下，在河源电厂1号机组试运指挥部精心组织、科学安排下，经过各参建单位的共同努力，于2008年12月31日20:22顺利通过168小时满负荷试运行并移交生产。

由于机组试运受电网线路容量限制，168小时试运行期间1号机组无法带额定功率试运，经过试运指挥部申请，电网公司批准，广东河源电厂1号机组以电网调度给定的负荷曲线为限进行168小时满负荷试运行。

168小时满负荷试运行中，机组各项技术指标均达到《火电工程调整试运质量检验及评定标准》的优良水平。电网调度中心给定计划平均负荷502.07MW，机组平均负荷502.50MW，平均负荷率100.08%（以电网给定负荷为基准），最大负荷555MW，连续满负荷试运时间111.82小时，热工自动投入率100%，保护装置投入率100％，主要仪表投入率100%，168小时满负荷试运燃油113.9吨，首次吹管至完成168小时满负荷试运总计耗油860.5吨，首次冲转至完成168小时试运天数为23天，首次并网至完成168小时满负荷试运天数为22天。

关键词：分系统调试整套启动调试168小时满负荷试运行

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目录

1前言.................................................................12机组主要设备概况.....................................................13试运进程.............................................................64启动调试过程.........................................................65质量指标及验评情况..................................................116试运期间机组存在的问题及处理情况....................................127结论................................................................148附录................................................................14

附表1附表2附表3附表4附表5附表6附表7附表8附表9

广东河源电厂1号机组168小时满负荷试运阶段技术经济指标记录表.........15广东河源电厂1号机组满负荷主要运行指标记录表.........................16广东河源电厂1号机组起、停统计表.....................................17广东河源电厂1号机组振动记录表.......................................19广东河源电厂1号机组电气自动装置投入情况统计表.......................20广东河源电厂1号机组机、炉自动装置投入情况统计表.....................21广东河源电厂1号机组电气主要保护投入情况纪录表.......................24广东河源电厂1号机组机、炉保护投入情况统计表.........................28广东河源电厂1号机组168h试运期间主要电气仪表投运一览表..............31

附表10广东河源电厂1号机组168h试运期间主要热工仪表投运一览表..............34附表11广东河源电厂1号机组整套启动试运期间系统、设备投用情况一览表.........64附表12广东河源电厂1号机组整套启动试运记录.................................66附表13广东河源电厂1号机组整套启动试运期间联锁保护动作统计表...............75附表14广东河源电厂1号机组机、炉顺控装置投入情况统计表.....................76附表15机组阶段调整试运质量检验评定表.......................................78附表16机组整套试运综合质量指标考核表.......................................79附图1附图2

广东河源电厂1号机组168h试运计划负荷曲线............................80广东河源电厂1号机组168h满负荷试运主要参数曲线......................81

TPRI1前言

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广东河源电厂2×600MW工程安装两台600MW超超临界燃煤发电机组，同步安装烟气脱硫装置。工程三大主机设备生产厂分别为：哈尔滨锅炉厂有限责任公司、哈尔滨汽轮机厂有限公司和哈尔滨电机厂有限公司。

广东河源电厂业主方为深能合和电力（河源）有限公司,本工程由深圳市能源集团与香港合和实业有限公司按6:4的投资比例共同投资建设；中南电力设计院为主体设计单位；山东电建一公司为土建和安装总承包单位；华东电力设计院为设计监理单位；中咨国际工程监理公司为施工监理单位；西安热工研究院有限公司为DCS组态与主体调试单位。

广东河源电厂1号机组于2008年12月6日14:30锅炉点火后进入整套启动试运行,12月9日06:05汽机首次冲转，12月9日09:57汽机首次定速3000r/min，12月10日04:20发电机首次并网一次成功，12月24日20:22机组进入168小时满负荷试运行，12月31日20:22顺利通过168小时试运。

由于机组试运受电网线路容量限制，168小时试运行期间1号机组无法带额定功率试运，经过试运指挥部申请，电网公司批准，广东河源电厂1号机组以电网调度给定的负荷曲线为限进行168小时满负荷试运行。

168小时满负荷试运行中，机组各项技术指标均达到《火电工程调整试运质量检验及评定标准》的优良水平。电网调度中心给定计划平均负荷502.07MW，机组平均负荷502.50MW，平均负荷率100.08%（以电网给定负荷为基准），最大负荷555MW，连续满负荷试运时间111.82小时，热工自动投入率100%，保护装置投入率100％，主要仪表投入率100%，168小时满负荷试运燃油113.9吨，首次吹管至完成168小时满负荷试运总计耗油860.5吨，首次冲转至完成168小时试运天数为23天，首次并网至完成168小时满负荷试运天数为22天。

广东河源电厂1号机组经过分系统调试、整组启动空负荷、带负荷及168小时满负荷运行的考验，三大主机及各辅机均达到或接近设计参数，能满足机组长期安全、经济、稳定、满发的要求。

2机组主要设备概况

2.1锅炉及其系统

锅炉系哈尔滨锅炉厂有限责任公司引进日本三菱重工业株式会社（MHI）技术设计制造的HG-1795/26.15-YM1型超超临界变压运行直流锅炉。锅炉采用П型布置、

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平衡通风、固态排渣、紧身封闭、低NOX型PM主燃烧器和MACT型低NOx分级送风燃烧系统、墙式切圆燃烧方式、摆动式燃烧器。设计煤种为淮南烟煤，校核煤种1为山西保德烟煤，校核煤种2为晋北烟煤。锅炉主要设计技术规范见表1。

该锅炉采用内螺纹管垂直上升膜式水冷壁，其汽水流程以内置式汽水分离器为分界点，从水冷壁入口集箱到汽水分离器为水冷壁系统，从分离器出口到过热器出口集箱为过热器系统，另有省煤器系统、再热器系统和启动系统。

表1锅炉主要设计技术规范

设计煤种项目单位BMCR主蒸汽流量主蒸汽出口压力主蒸汽出口温度再热蒸汽流量再热蒸汽进口压力再热蒸汽出口压力再热蒸汽进口温度再热蒸汽出口温度启动分离器压力启动分离器温度给水压力给水温度省煤器出口温度过热器一级减温水流量过热器二级减温水流量过热器三级减温水流量再热器减温水流量总燃煤量锅炉效率（按低位发热量计算）预热器进口一次风温度预热器进口二次风温度t/hMPa℃t/hMPaMPa℃℃MPa℃MPa℃℃t/ht/ht/ht/ht/h%℃℃179526.1560514644.844.6235060327.6543129.75293317541854023593.682623THA163325.9360513394.424.2333960327.1543229.03286311491649021793.76262375%THA117624.276059843.223.0831660326.5841727.81266296351235016593.82628校核煤种1BMCR179526.1560514644.844.6235060327.6543229.75293317541854021993.882623校核煤种2BMCR179526.1560514644.844.6235060327.6543029.75293318541854023193.7826232

TPRI项目单位西安热工研究院有限公司技术报告设计煤种BMCRTHA309.4321.71251201.1575%THA289.4300113.3108.31.30校核煤种1BMCR312.2326.7126.7121.71.15校核煤种2BMCR308.3325123.3118.91.15预热器出口一次风温度预热器出口二次风温度锅炉排烟温度（修正前）锅炉排烟温度（修正后）炉膛出口过量空气系数℃℃℃℃/311.7325.6126.7121.71.15过热器采用煤水比作为主要汽温调节手段，并配合三级喷水减温作为主汽温度的细调节；再热器调温以烟气挡板调温为主，燃烧器摆动调温为辅，同时在再热器入口管道上布置有事故喷水装置。

每台锅炉配有两台50%容量的AN33e6（V13+4°）型静叶可调轴流式引风机、两台50%容量的ANN-2520/1400N型动叶可调轴流送风机和两台50%容量的ANT-1812/1250N型动叶可调轴流式一次风机，在两台送风机入口设置有热风再循环。空气预热器采用两台31.5-VI（T）-2000（2200）-SMR型半模式、双密封、三分仓容克式空气预热器，立式布置，烟气与空气以逆流方式换热。

锅炉制粉系统采用HP型中速磨煤机正压直吹式系统，墙式反向切圆燃烧。在A层安装等离子点火装置。每台锅炉配置6台HP1003型中速磨煤机，五运一备，2台100%容量的磨煤机密封风机，6台耐压皮带计量给煤机。

锅炉烟气除尘采用高效静电除尘器，除尘效率不低于99.84%。在静电除尘器前预留烟气脱销空间。2.2汽轮机及其系统

汽轮机是由哈尔滨汽轮机厂与三菱公司联合设计、生产的超超临界、一次中间再热、单轴、二缸二排汽、凝汽式汽轮机。高中压转子、低压转子均是无中心孔合金钢整锻转子。高中压转子、低压转子、发电机转子之间均由联轴器刚性联接。机组膨胀的绝对死点在低压缸的中心，轴系由安装在前轴承箱内的推力轴承定位。汽轮机主要技术规范见表2。

机组控制系统（DCS）采用北京ABB贝利控制有限公司Symphony分散控制系统，汽轮机调节控制系统（DEH）由哈尔滨汽轮机厂自行设计生产，汽轮机的启动方式为高压缸启动。汽机监视仪表TSI由BENTLY公司生产的T3500系列仪表组件和带有导线的传感器组成。

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旁路系统采用35%一级大旁路系统。锅炉给水系统配置两台各50%容量汽动给水泵和一台30%容量电动给水泵，电动给水泵的前置泵由主泵同轴驱动，两台汽泵的前置泵与主泵是分置式的，机组正常运行为两台汽泵运行，电泵作为启停泵。

主要辅机设备有两台各50%容量循环水泵，两台各100%容量凝结水泵，两台100%闭式冷却水泵，两台100%开式冷却水泵，三台各50%水环式真空泵，抽汽回热系统为三高加、四低加、一除氧器。2.3发电机及其系统

发电机采用哈尔滨汽轮发电机有限公司生产的QFSN-600-2发电机，发电机主要技术规范见表3。

发变组继电保护系统采用南瑞继保电气有限公司的RCS系列保护装置，其中发电机、主变、高厂变、励磁变等设备分别配置两套相同的电量保护（双重化配置）；励磁系统采用EX2100型励磁调节器；6kV工作A、B段各配置一套深圳智能SID－8BT微机型厂用电源快切装置。2.4控制系统

热工自动化系统全厂采用分层分级的网络结构。全厂网络由厂级管理信息系统(MIS)、厂级监控信息系统(SIS)以及机组级的控制网络、辅助系统控制网络三层构成。

全厂只设一个集中控制点－全厂控制中心，即在集中控制室设置机组DCS控制网络和辅助车间集中控制网络运行监控点。炉、机、电、网、烟气脱硫、辅助车间在全厂控制中心集中控制方式。机组主体控制包括：分散控制系统（DCS）[含数据采集系统（DAS）、模拟量控制（MCS）、顺序控制（SCS）、锅炉炉膛安全监控（FSSS）、汽机旁路控制（BPC）、电网控制系统（NCS）等]、随汽机配套供货的数字电液控制系统（DEH）、汽机监视系统（TSI）、汽机紧急跳闸系统（ETS）、随小汽机配套供货的小汽机监视系统（TSI）、小汽机紧急跳闸系统（ETS）、小汽机控制系统（MEH）、循环水泵房远程控制站、远程I/O、大屏幕、工业电视、锅炉吹灰程控PLC、空预器间隙控制PLC、汽机胶球清洗控制PLC、空压机控制PLC、炉管泄漏监测PLC、飞灰含炭监测PLC、炉膛火焰检测控制以及集控室和电子设备间的各种机柜和电源柜等。

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表2

型型

式：号：

汽轮机主要技术规范

超超临界、一次中间再热、双缸双排汽、单轴、凝汽式CLN600－25/600/600型6003000256004.78343.9828I+1072×576371709.21389.111.821.35289.090.589.093.892.0646.93.35

1639r/min（一阶）1532r/min（一阶）713r/min（一阶）

MWr/minMPa℃MPaMPa

级（三高、四低、一除氧）级级级级kJ/kW.ht/ht/hMPa℃℃％％％％

MW(VWO工况)r/min

4438r/min（二阶）3457r/min（二阶）2095r/min（二阶）

额定功率：额定转速：额定主蒸汽压力：额定主蒸汽温度：高缸排汽压力：高缸排汽温度：给水回热级数：通流级数：高压缸：中压缸：低压缸：

热耗率（TRL工况）：主蒸汽流量（TRL工况）：再热蒸汽流量（TRL工况）：排汽压力（TRL工况）：设计冷却水温度：额定给水温度：汽轮机总内效率：高压缸效率：中压缸效率：低压缸效率：最大连续功率：盘车转速：

高中压转子临界转速：低压转子临界转速：发电机转子临界转速：转

向：

从汽轮机端向发电机端看顺时针

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TPRI型

号

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表3发电机主要技术规范

QFSN-600-2YHG600MW0.9(滞后)20kV19245A418V4128A1480A144V0.4MPa≥98.95%

额定容量最大连续输出功率频率励磁方式冷却方式转速短路比

定于绕组接线方式绝缘等级漏氢(保证值)噪音(距外壳1m处)

667MVA622.1MW50Hz自并励水氢氢3000r／min≥0.542－YF

≤10Nm3/24h≤90dB(A)

额定功率额定功率因数额定电压额定电流额定励磁电压额定励磁电流空载励磁电流空载励磁电压额定氢压效率(保证值)

3试运进程

广东河源电厂1号机组调整试运进程见表4。

表4广东河源电厂1号机组调整试运进度

序号12345678

试运主要节点

DCS系统受电及软件复原厂用系统受电锅炉酸洗开始时间锅炉首次点火吹管时间汽机首次冲转时间发电机首次并网时间进入168h试运日期完成168h试运日期

2008年5月07日2008年7月17日2008年9月30日2008年10月30日2008年12月09日06:052008年12月10日04:202008年12月24日20:222008年12月31日20:22

时间

在1号机组整套启动试运过程中，锅炉总计启动10次，汽机启动6次，发电机并网7次。试运过程三大主机启、停记录统计见附表3。

4启动调试过程

4.1

机组调试组织工作

为了保证广东河源电厂2×600MW工程的调试工期与质量，西安热工研究院成立了广东河源电厂调试项目部，由西安热工研究院调试技术部副主任李续军担任河源调试项目经理，全面负责河源项目调试进度及工作人员组织调配。由西安热工研究院调试技术部副总工陈少华、吴恒运担任河源调试项目副经理，协助项目经理开展

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工作。专业技术负责人均为西安热工研究院调试技术部各研究所负责人，各专业调试工程师多为参加过600MW及以上超临界机组调试工作的技术骨干。

调试人员在调试方案（措施）编写过程中，与业主、安装、监理等单位进行了深入的沟通，经过反复修改，使方案（措施）程序与步骤明确、作业指导性强，质量控制点严格，质量纪录规范，反事故及安全措施完善，最后经各方审核后实施。

调试过程中，根据现场实际情况制定了科学、严谨的调试计划。分部试运阶段和整套启动试运阶段严格执行“调试日报”制度，及时总结前一天完成的调试工作，布置当日的调试任务，安排下一天的调试项目，协调解决分部试运和整套启动试运中存在的问题。通过强有力的组织协调，充分发挥了施工、运行、监理、厂家、设计等单位的积极性,保证了1号机组2008年底完成168小时满负荷试运。

调试全过程中严格执行ISO-9001质量体系，严把质量关，做到各个分系统试运前仔细检查并确认试运的条件已经满足，并验收合格。在机组整套启动前逐项确认整套启动应具备的条件，确保所有条件满足并通过质检中心站的检查。机组分系统与整套试运过程的质量验评表、验收签证齐全，质量记录齐全，机组通过168小时满负荷试运行后试运资料提交及时完整。

调试过程中，调试人员严格执行调试工作的相关规程、规范和标准，严把调试工作的每一个环节、工作细致，与业主及各参建单位团结协作，积极配合，使1号机组于2008年12月31日20:22顺利通过168小时试运行并移交生产。4.2

启动调试各阶段主要工作

4.2.1前期及分系统调试阶段

4.2.1.1调试大纲及各专业调试措施的编制

项目部安排调试人员深入现场收集有关机组及设备设计、制造的图纸、设备说明书、系统图等资料，及时提交相关措施。调试项目部及各专业共提交机组调试大纲1份，质量验评项目划分表1份，调试计划1份，汽机专业调试措施24份，锅炉专业调试措施17份，电气专业调试措施9份，热控专业16份，化学专业13份共79份方案（措施）讨论稿，经业主组织监理、工程部、生产准备等单位修改完善后，经审批后执行。

4.2.1.2DCS受电、软件恢复及通道校验

热控专业人员进入现场后，认真编写DCS受电、软件恢复及通道校验方案，与厂家服务人员密切合作，于2008年5月7日完成ABBDCS系统通道校验及软件恢复工作。

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TPRI4.2.1.3厂用系统带电

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电气专业人员进入现场后，积极投入220kV升压站、启备变系统、厂用电快切系统、启备变故障录波器的调试工作，从而保证了2008年7月17日厂用系统带电一次成功。

4.2.1.4炉前及本体化学清洗

化学专业人员针对本机组特点制定了完善、科学的化学清洗方案，与业主及清洗单位反复讨论，确定清洗范围和清洗工艺，碱洗除油采用高效碱洗除油剂，化学清洗采用EDTA氨盐方法，加热方式采用锅炉点火的方式进行锅炉化学清洗工作。

化学清洗工作于2008年9月30日开始，10月10日结束。清洗过程严格按照措施要求执行，清洗效果优良。清洗过程未发生人身、设备事故。4.2.1.5分系统阶段其它主要工作

分系统调试阶段，汽机专业、锅炉专业参与和完成了各主要辅机的单机试转及分系统调试工作。热控专业完成了数据采集系统（DAS）、协调控制系统（CCS）、顺序控制系统（SCS）、锅炉燃烧器管理系统（FSSS）、主机电液调节装置（DEH）、小机电液调节装置（MEH）、汽轮机旁路调节系统（BYPASS）、汽轮机监视测量系统（TSI）、汽轮机危急跳闸系统（ETS）的静态调试，完成了机炉保护联锁静态调试。电气专业完成了发变组保护系统调试、发电机励磁系统调试、发电机同期系统调试、故障录波器调试、柴油发电机组分系统调试。化学专业完成了加药、取样及化学仪表调试、凝结水精处理系统的调试。4.2.1.6锅炉吹洗

锅炉吹洗采用先吹过热器、再吹再热器两阶段蓄能降压吹洗方法，确保了锅炉吹管质量，节省了吹管时间和用水量。锅炉吹管期间采用等离子点火、投粉燃烧，基本实现无油点火锅炉吹洗（除启动锅炉用油外）。锅炉吹管期间同时进行了冷再供小汽轮机管道、过热器/再热器减温水管道的蒸汽吹扫。

锅炉吹洗自2008年10月30日至11月4日，历时6天。总计正式吹洗149次，其中第一阶段吹洗47次，第二阶段吹洗102次。4.2.2整套启动调试阶段

1号机组于2008年12月6日锅炉点火开始进入进入整组启动阶段。4.2.2.1空负荷试运阶段

2008年12月6日主要试运内容：锅炉冷态冲洗；锅炉点火；热态冲洗；A/B汽泵试冲转。

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2008年12月7日主要试运内容：热态冲洗；发电机风压试验；停炉；配合源联乙线的线路保护测试；CO2置换。

2008年12月8日主要试运内容：氢气置换；锅炉点火；热态冲洗。

2008年12月9日主要试运内容：锅炉升温升压；汽轮机首次冲转及定速3000r/min；发电机转子交流阻抗测试；空载阶段汽机试验；凝结水精处理投运；发变组短路试验；发电机空载试验；励磁调节器空载试验。

2008年12月10日主要试运内容：同期定相试验；假同期试验；机组首次并列；给水流量低触发锅炉MFT；准备停机消缺。

2008年12月11日主要试运内容：停机消缺。4.2.2.2带负荷试运阶段

机组并列后进入带负荷试运行阶段。该阶段完成主要调试内容有：锅炉制粉系统磨煤机投运；初步燃烧调整；除灰、除渣系统热态调试；逐步投运高、低加热器；厂用电源切换；A/B汽泵投运；吹灰系统热态调整；锅炉安全门整定；汽源切换；真空严密性试验；逐步投入给水，磨煤机等各项自动装置；洗硅运行。

2008年12月12日主要试运内容：锅炉点火；热态冲洗；发现含Fe离子异常增加停机停炉。

2008年12月13日主要试运内容：锅炉点火；汽机冲转；惰走试验；汽门严密性试验；机组并网；投运B磨；厂用电源一次核相；机组带60MW负荷暖机。

2008年12月14日主要试运内容：机组解列进行汽轮机超速试验；机组重新并列；机组负荷120MW；高加投入，冲洗汽侧；开启冷再至辅联电动门、调节门与启动锅炉并列运行；厂用电源切换试验；投运A汽泵；洗硅。

2008年12月15日主要试运内容：洗硅运行；停运B磨煤机，对B磨异响进行检查。

2008年12月16日主要试运内容：投运C磨；投运B汽泵；首次湿干态转换；机组负荷首次达到204MW；220kV母联断路器过流I段跳闸，导致机组甩负荷成孤岛方式与系统解列运行；汽机手动打闸，锅炉MFT；准备停机消缺。

2008年12月17日主要试运内容：停机消缺；辅机油泵及风机切换备用运行。2008年12月18日主要试运内容：锅炉点火；机组并列；湿干态转换。2008年12月19日主要试运内容：切除等离子模式，最低稳燃负荷试验；投入

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TPRI荷升至400MW。

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协调控制，以及再热汽温、过热汽温自动控制；阀门活动试验；投运D磨；机组负

2008年12月20日主要试运内容：机组升负荷至440MW；锅炉安全门整定。2008年12月21日主要试运内容：锅炉安全门整定；由于主汽温度突降低手动打闸停机，锅炉MFT；重新锅炉点火；机组并网；投运E磨；投F磨；RB试验。

2008年12月22日主要试运内容：50%甩负荷试验；机组再次并网带负荷；PSS试验；进行脉冲吹灰器调整试验；停D磨，检查处理D磨异音；真空低跳机，锅炉MFT。

2008年12月23日主要试运内容：锅炉再次点火，机组并列；湿-干态转换；机组负荷升至400MW；AGC试验；一次调频试验；机组带300MW洗硅运行。4.2.2.3168小时满负荷试运行

2008年12月24日主要试运内容：20:22机组负荷升至481.7MW，协调CCS方式运行，自动投入率100%，保护投入率100%，经试运指挥部批准，168h满负荷试运行计时开始。

2008年12月25日主要试运内容：机组维持稳定运行。2008年12月26日主要试运内容：机组维持稳定运行。

2008年12月27日主要试运内容：循环水拦污栅阻塞，清理；机组维持稳定运行。

2008年12月28日主要试运内容：机组维持稳定运行。

2008年12月29日主要试运内容：E磨油泵联轴器断裂，导致E磨因润滑油压低跳闸，触发RB，机组负荷降至410MW；启动A磨，负荷升至510MW；机组维持稳定运行。

2008年12月30日主要试运内容：机组维持稳定运行；锅炉蒸汽严密性试验。2008年12月31日主要试运内容：20:22

1机组168h试运行圆满结束。

试运各阶段的水汽指标均为优良，优良率为100%。1号机组168小时满负荷试运综合质量指标和统计见附表16。

4.2.3机组168小时满负荷试运行后试验工作4.2.3.12008年12月31日，21:40动态试验。

真空严密性试验，0.2kpa/min；调速系统建模

10

TPRI5质量指标及验评情况

西安热工研究院有限公司技术报告

5.11号机组168小时满负荷试运综合质量指标

1号机组168小时满负荷试运综合质量指标和统计数据见表5。

表5

序号123456789101112131415161718

1号机组168小时满负荷试运综合质量指标统计表

项

目

单位小时%%%

结果168100100100符合预定曲线

%小时吨

100.08

（以电网给定负荷为基准）

111.82860.52008-12-0614:302008-12-0906:052008-12-0909:572008-12-1004:20无（受电网负荷限制）2008-12-24日～31日

次天天天

1222363

168h连续运行时间168h期间保护装置投入率168h热控自动投入率168h期间主要仪表投入率168h期间连续稳定负荷168h期间平均负荷率168h期间连续满负荷时间首次点火到168h结束燃油量整套启动首次点火日期整套启动首次冲转日期

整套启动首次定速3000r/min日期首次并网日期首次带满负荷日期168h满负荷试运日期从开始到完成168h试运次数首次并网至完成168h试运天数整套启动首次冲转到完成168h试运天数开始点火吹管到完成168h试运天数

5.2调试项目质量验评情况

广东河源电厂1号机组调试分项工程应验评的调试项目129项，其中分系统调试验评项目71项（其中锅炉20项，汽机24项，热控12项，电气5项，化学10项），整套启动试运条件2项，空负荷试运验评项目25项（其中锅炉4项，汽机5项，热控11项，电气4项，化学1项），带负荷试运验评项目27项（其中锅炉8项，汽机

11

TPRI西安热工研究院有限公司技术报告

7项，热控6项，电气5项，化学1项），满负荷试运验评项目5项（其中锅炉1项，汽机1项，热控1项，电气1项，化学1项），综合质量指标1项，实际验评129项，全部合格，优良率100%。

6试运期间机组存在的问题及处理情况

广东河源电厂1号机组启动调试过程中发现的问题及其处理结果在各专业调试报告中已有详细叙述，这里仅就部分影响较大的问题作一简要叙述。6.1启动锅炉回油压力过高

启动锅炉试运初期，发现其回油压力为2.0MPa左右，无法满足启动锅炉油燃烧器点火条件中回油压力不高于0.8MPa的要求。经调试人员、电厂检修部专工、运行人员对油管路进行分析，认为现有设计即启动锅炉回油管道与供油泵再循环管路一起通过回油母管回至油罐是无法对启动锅炉回油压力进行调整的。后增加一条由启动锅炉直接回油至油罐的管路，该问题得以解决。6.2炉水循环泵低压冷却水流量低

2008年12月1日，锅炉进行冷态冲洗时调试人员发现炉水循环泵电机腔室温度上升至56℃，立即将炉水循环泵出力由450t/h减少至300t/h，马达腔室温度降至50℃。经过调试人员与检修部专工及炉水泵厂家沟通后，初步判断炉水泵低压冷却水流量低导致马达腔室温度异常升高。调试人员用便携式超声波流量计测量炉水循环泵冷却水流量为11.3t/h，低于炉水泵厂家要求的12-15t/h冷却水流量。停止炉水循环泵运行后，在炉水循环泵低压冷却水来水管道上加装两台增压泵，12月5日12:00，在完成两台冷却水增压泵远程启停试验以及联锁保护试验后，试转两台增压泵正常。此时炉水循环泵低压冷却水流量低信号仍发，启动炉水循环泵后电机腔室温度高至50℃，停止循环泵，再次实测循环泵冷却水流量。当等离子水泵运行时，循环泵冷却水流量15.8m3/h；等离子水泵停运时，循环泵冷却水流量16.1m3/h。打开高压注水冷却器冷却水时，循环泵冷却水流量9.3m3/h；关闭高压注水冷却器冷却水时，循环泵冷却水流量15.66m3/h。经过调试人员、检修部专工与安装人员再次分析判断为电机腔室低压冷却水入口滤网堵。后经安装人员对滤网进行清理后，再次启动炉水泵，经过半小时后炉水泵电机腔室温度由13℃升至17℃，该问题得以解决。

6.3湿干态转换过程中水冷壁局部管壁超温

12月16日1号锅炉在首次湿、干态转换过程中，四面水冷壁第313、317根管子壁温短暂达到550~600℃（报警值511℃），经迅速调整水煤比、燃烧器摆角及A、B、C磨煤机给煤量后，上述水冷壁管子壁温下降至460~470℃左右。后经调整负荷

12

TPRI西安热工研究院有限公司技术报告

—给水曲线、二次风配风方式，以及湿、干态转换前投入A、B、C磨煤机运行并转入BI方式控制，12月18日1号锅炉第二次进行湿、干态转换的过程中，燃料量和给水量增加的比较均匀，四面水冷壁第313、317根管子管壁温度约在440~450℃之间，其余区域水冷壁管壁温度约在390~400℃之间，湿干态转换过程中水冷壁局部管壁超温问题得到解决。6.4

凝结水泵出口电动门打不开

在凝结水系统试运初期，凝结水泵启动后出口电动门打不开，而在静态时开关正常。经过试验，发现由于电动门头电机过小，在泵启动后，由于系统带压，电动门前后差压大，造成电动门无法打开。在更换电机前，采取预开电动门20%左右启动凝结水泵，保证机组锅炉酸洗和系统的试运。在将电动门头电机更换大功率电机后，凝结水泵启动正常。

6.5低压轴封减温水喷头堵塞

11月25日抽真空，投入轴封系统后，发现低压轴封温度高，减温水投入后还是不能正常，就地检查减温水阀门都在开位，打开减温水门后法兰检查有水，确认减温水喷头堵塞。将减温水喷头清理，适当扩大喷头尺寸，并在减温水管路上增加滤网后，再次抽真空系统正常。6.6主机润滑油冷油器冷却水

机组设计中，将主机润滑油冷油器回水与锅炉疏水泵至冷却塔排水汇合后排至冷却塔。但在实际中由于主机润滑油冷油器回水压力低于锅炉疏水泵排水压力，导致主机润滑油冷油器在锅炉排水时无法正常工作。目前的临时解决办法是将锅炉疏水泵排水在进入冷油器回水管前电动门关闭加锁，另接一路管道排水至雨水井。6.7凝补水箱内衬脱落

12月8日凝结水输送泵和凝结水补给水泵入口滤网堵塞，检查清理时发现堵塞物为凝结水补给水箱内衬脱落物，清理后两台泵运行正常；12月10日凝结水输送泵和凝结水补给水泵入口滤网再次堵塞，再次进行清理。后将2号凝结水补给水箱补满水，通过两个水箱联络管向1号机组补水，将1号凝补水箱隔离进行处理。12月29日1号凝补水箱重新做内衬工作完成后，重新投入1号凝补水箱，凝补水系统运行正常。6.8

ETS在线通道试验块故障

机组在启动前进行ETS系统的在线通道试验时，发现润滑油压力低试验模块试验电磁阀带电后，不能泄掉油压，试验不能进行下去，而在就地通过手动试验阀泄油正常。对电磁阀进行清理、对系统油管路、电磁阀线圈检查均未发现异常。在更

13

TPRI6.9汽机惰走时间短

西安热工研究院有限公司技术报告

换试验块后，电磁阀动作正常，试验得以顺利进行。

12月10日4:34机组负荷25MW，锅炉MFT汽机跳闸，到5：06转速到0，盘车自动投入，惰走时间只有32分钟，明显比惰走时间短。在惰走到455r/min之前转速降低很快，之后变慢，就地听音检查未见异常。经过对系统检查，发现机组跳闸后，电气励磁未退出，励磁产生的磁场对转子惰走产生阻力，转速下降很快，在转速到455r/min后励磁退出，惰走正常，转速慢慢下降。经验证，在电气励磁跳闸后，机组停机，汽机惰走时间时间正常，都在50分钟左右。

7结论

广东河源电厂1号机组经过安装、调试、运行等各方的共同努力，机、炉、电三大主机以及所有辅机及辅助系统均顺利通过了168小时满负荷试运行考验，运行参数达到或接近设计参数。该机组性能良好，调节系统能满足对机组转速、负荷的稳定控制，热力系统及各主要设备运行正常、可靠；热工保护100%投入，主要仪表100%投入，自动投入率达到100%，其它各项指标均达到优良，机组的协调控制（CCS）系统运行良好；水汽品质合格。

广东河源电厂1号机组经过分系统调试，整套启动试运及168小时满负荷试运，锅炉燃烧良好，汽轮机发电机组运行稳定可靠，能够满足机组长期、安全、稳定、经济、文明生产的要求。

8附录

14

TPRI附表1

西安热工研究院有限公司技术报告

广东河源电厂1号机组168小时满负荷试运阶段技术经济指标记录表

2008年12月31日

项目单h

位数168

值

发厂

项电用

目量电实际设计自动保护实际设计实际实际

单位MW.hMW.hg/kw.h

数值

运行时间供电量发电煤耗

实际设计实际设计实际设计实际

耗水量

设计

844204411.04303.67293.510010033018.84/100.08111.82

MW.hg/kw.h

79326.5287.80278.85.2255.3113.9/5270

供电煤耗热控投入率燃煤量连续平均负荷率连续满负荷时间

厂用电率%%

燃油量tt%h

t

/

168开始至结束简述:

168h满负荷试运开始时间：2008年12月24日20:22168h满负荷试运结束时间：2008年12月31日20:22168h满负荷试运一次通过并移交生产。

注1：1号机整套启动试运期间脱硫装置同步实现168h试运。

注2：由于1号机组受电网线路容量限制无法带额定功率试运，经过试运指挥部申

请，电网公司批准，广东河源电厂1号机组以电网调度给定的负荷曲线为限进行168小时满负荷试运行。调试单位生产单位监理单位

陈少华刘宝富陆兴宝

建设单位施工单位总指挥

吴忠胜宋明杰易勇智

15

TPRI附表2

西安热工研究院有限公司技术报告

广东河源电厂1号机组满负荷主要运行指标记录表

2008年12月31日

锅炉主要运行指标项

目

单位MPaMPa℃t/hMPaMPa℃t/h℃℃t/h台t/ht/h℃℃t/ht/hPa%t/h

数值26.525.0601.513703.83.4600—1332771444520002973074301152-1234.0105

汽机主要运行指标项

目

单位MPa℃kPa℃℃台MPaMPaMPaMPaMPaMPaMPakPakPaMPaMPaMPa℃t/ht/h

数值24.9601.5-95.234.722.2229.25.93.61.60.840.40.15-21.2-81.10.2114.510.2140.011310

发电机主要运行指标项

有功功率无功功率定子电压定子电流（A）定子电流（B）定子电流（C）周波功率因素

定子线圈温度（一般/最高）定子铁芯温度（一般/最高）

目单位

MW

MVAR

数值

510.985.720.114853150031483650.001.053.8/56.262.5/64.841.154.30.2269.428880.38898.2354391.542.4

分离器压力过热蒸汽压力过热蒸汽温度过热蒸汽流量

再热器入口蒸汽压力再热器出口蒸汽压力

主蒸汽压力主蒸汽温度凝汽器真空凝结水温度

循环水入口温度

KVKAKAKAHzcosφ℃℃℃℃us/cmVAMPa%℃℃kPa℃

运行给水泵给水压力一段抽汽压力二段抽汽压力三段抽汽压力四段抽汽压力五段抽汽压力六段抽汽压力七段抽汽压力八段抽汽压力

润滑油泵出口压力

再热蒸汽温度再热蒸汽流量排烟温度给水温度给水流量磨煤机运行台数燃煤量总燃油量一次风温二次风温一次风量二次风量炉膛负压烟气含氧量过热器减温水量

定子冷却水入口温度定子冷却水出口温度定子冷却水导电度发电机励磁电压发电机励磁电流发电机氢气压力发电机氢气纯度冷氢温度热氢温度油/氢差压闭冷水温度

抗燃油压力润滑油压力润滑油温度凝结水流量再热器减温水量

调试单位陈少华施工单位宋明杰监理单位陆兴宝生产单位刘宝富

16

TPRI附表3

日期年08

1

08

23

080808

4

08

56

080808

7

12

14121212121212121212

070808080910101213

温

05:3511:1008:15

13:36

14:40

冷

16:4617:2918:46

06:05

09:57

月12

日06

西安热工研究院有限公司技术报告

广东河源电厂1号机组起、停统计表

各阶段时

锅炉点火14:30

09:4516:4717:58

汽机冲转

汽机定速

并网

最高负荷

间连续运行时间

解列

停机

停炉

机、停炉、解列原因及其他

整启首次点火

热态冲洗合格；清理电泵滤网；手动MFT给水流量低，锅炉MFT等离子频繁断弧需更换阴极头，手动MFT

序号启动方式

首次冲转。

04:20

26MW

15min

04:35

04:35

04:3509:3822:35

20:37

05:18

07:22

汽轮机超速试验；右侧高压主汽门行程开关连杆断，汽机打闸

DCS逻辑误判断干态运行，跳炉水循环泵，给水流量低触发锅炉MFT

A磨跳闸，锅炉MFT。发现含Fe离子异常增加，手动MFT

17

TPRI序号

日期年08

月121208

8

1208

9

08

10

08

12121212

2121222223

热

03:30

06:10

06:40

热

03:29

06:19

06:43

12

日141618

温

11:25

18:05

18:42

启动方式热

锅炉点火

汽机冲转09:37

汽机定速10:00

西安热工研究院有限公司技术报告

各阶段时并网11:06

最高负荷120MW

11:23

19:51

02:28

07:00

05:17

05:3607:23

22:15

22:15

22:15

50％甩负荷试验真空低跳机，锅炉MFT

02:28

02:28

由于主汽温度突降，手动打闸停机，锅炉MFT

11:23

11:23

220kV母联断路器过流跳闸，汽机手动打闸，锅炉MFT

间连续运行时间

解列

停机

停炉

机、停炉、解列原因及其他

陈少华施工单位宋明杰监理单位陆兴宝生产单位刘宝富

18

TPRI附表4

西安热工研究院有限公司技术报告

广东河源电厂1号机组振动记录表

单位：um

时间

运行状态轴承方向

#1#2#3#4#5#6#7

X向

12月10日00:40

定速3000r/min空负荷

35221628313274

Y向40231723273664

瓦振9.13.23.610.023.54.44.3

X向

12月19日14:43

带负荷300MW

40132028364175

Y向4192121344169

瓦振7.83.33.79.723.04.04.4

X向

12月19日21:00

带负荷400MW

47162129395274

Y向43152224375270

瓦振11．13.73.810.422.75.14.2

X向

12月28日7:30

168h550MW

46191828432771

Y向42161827403266

瓦振11.64.73.510.317.65.94.5

调试单位

陈少华

施工单位

宋明杰

监理单位

陆兴宝

生产单位

刘宝富

19

TPRI附表5序号

1

西安热工研究院有限公司技术报告

广东河源电厂1号机组电气自动装置投入情况统计表自动装置名称

投入时间

2008.12.102008.12.152008.12.152008.12.92008.11.25

最长连续时间

并网后退出一直运行一直运行一直运行一直运行

累计运行时间

SID-2型自动准同期装置6KV工作1A段厂用电源快切装置

一直运行一直运行一直运行一直运行

345

6KV工作1B段厂用电源快切装置GEEX2100TM型励磁调节装置柴油发电机热备用

总

调试单位

计陈少华

5套

施工单位

宋明杰

投入率监理单位

陆兴宝

100%

生产单位

刘宝富

20

TPRI附表6

西安热工研究院有限公司技术报告

广东河源电厂1号机组机、炉自动装置投入情况统计表

序号

1234567891011121314151617181920212223242526

自动装置名称

协调控制BF控制BI控制TF控制水煤比控制锅炉燃料控制给煤机控制给水泵再循环控制给水控制

锅炉给水启动差压控制炉膛负压控制氧量控制锅炉送风控制锅炉一次风压力控制密封风入口滤网差压控制A磨等离子热风调节门磨煤机风量控制磨煤机出口温度控制风箱入口调节挡板二次风与炉膛差压控制燃烧器二次风挡板控制燃烧器摆动机构控制

二级减温水旁路门（来自暖泵水）过热器汽温控制烟气挡板控制再热器喷水控制

套数

111111633121221166211211622

21

168h最大连续168h累计运行运行时间(h)时间(h)

168启动过程使用启动过程使用启动过程使用

168168168168168启动过程使用

168162168168168启动过程使用

168168168启动过程使用

1601098516897168

168启动过程使用启动过程使用启动过程使用

168168168168168启动过程使用

168167168168168启动过程使用

168168168启动过程使用

165157140168160168

TPRI序号

27282930313233343536373839404142434445464748495051525354

西安热工研究院有限公司技术报告

自动装置名称

分离器水位控制分离器疏水箱液位控制锅炉再循环泵流量控制锅炉再循环泵过冷水流量控制燃油供油压力/流量控制除氧器水位控制（主阀、副阀）凝结水再循环低压缸喷水控制凝汽器水位控制高加水位控制低加水位控制除氧器压力控制辅汽联箱压力控制磨煤机消防蒸汽温度控制轴封加热器水位调节旁路压力控制旁路减温水控制

轴封压力控制(辅汽、溢流)发电机氢温度调节门发电机定冷水温度控制发电机氢空侧密封油温度控制主机冷油器冷却水调节门轴封温度控制(低压缸）A小机润滑油冷却水温度控制B小机润滑油冷却水温度控制电泵密封水压力控制汽泵密封水压力控制DEH转速控制

套数

2111121114821111322121111111

168h最大连续168h累计运行运行时间(h)时间(h)

启动过程使用启动过程使用启动过程使用启动过程使用启动过程使用

16816816816816816879168启动过程使用

168168168168168168168168168168168168168启动过程使用

启动过程使用启动过程使用启动过程使用启动过程使用启动过程使用

168168168168168168158168启动过程使用

168168168168168168168168168168168168168启动过程使用

22

TPRI序号

555657

西安热工研究院有限公司技术报告

自动装置名称

DEH压力控制DEH功率控制MEH转速控制

套数

112

168h最大连续168h累计运行运行时间(h)时间(h)

启动过程使用启动过程使用启动过程使用

启动过程使用启动过程使用启动过程使用

总调试单位

计陈少华

117套

施工单位

宋明杰

自动投入率监理单位

陆兴宝

100%

生产单位

刘宝富

23

TPRI附表7

西安热工研究院有限公司技术报告

广东河源电厂1号机组电气主要保护投入情况纪录表

序号名称

发变组保护A柜保护

投入时间

123456789101112131415161718192021

发变组差动保护主变差动保护主变相间后备保护主变接地零序保护主变间隙零序保护厂变差动保护厂变高压侧后备保护厂变A分支后备保护厂变B分支后备保护发电机差动保护发电机相间后备保护发电机匝间保护

发电机定子接地保护（零序电压）发电机定子接地保护（三次谐波）发电机定子对称过负荷保护发电机定子负序过负荷保护发电机失磁保护发电机失步保护发电机过电压保护发电机过励磁保护发电机逆功率保护

发变组空载试验前投入（2008.12.9）发变组空载试验前投入（2008.12.9）发变组空载试验前投入（2008.12.9）发变组空载试验前投入（2008.12.9）发变组空载试验前投入（2008.12.9）发变组空载试验前投入（2008.12.9）发变组空载试验前投入（2008.12.9）发变组空载试验前投入（2008.12.9）发变组空载试验前投入（2008.12.9）发电机短路试验后投入（2008.12.9）发变组空载试验前投入（2008.12.9）励磁空载试验前投入（2008.12.9）励磁空载试验前投入（2008.12.9）励磁空载试验前投入（2008.12.9）发变组空载试验前投入（2008.12.9）发变组空载试验前投入（2008.12.9）发电机并网后投入（2008.12.10）发电机并网后投入（2008.12.10）发电机短路试验前投入（2008.12.9）励磁空载试验前投入（2008.12.9）发电机并网后投入（2008.12.10）

24

TPRI序号

222324252627

西安热工研究院有限公司技术报告

名

发电机频率保护发电机误上电保护发电机启停机保护励磁后备保护

外部重动3（母线保护）外部重动4（励磁系统故障）

称投入时间

励磁空载试验后投入（2008.12.9）发电机并网后投入（2008.12.10）励磁空载试验后投入（2008.12.9）励磁空载试验后投入（2008.12.9）发电机并网后投入（2008.12.10）发电机短路试验前投入（2008.12.9）

发变组保护B柜保护

1234567891011121314151617

发变组差动保护主变差动保护主变相间后备保护主变接地零序保护主变间隙零序保护厂变差动保护厂变高压侧后备保护厂变A分支后备保护厂变B分支后备保护发电机差动保护发电机相间后备保护发电机匝间保护发电机定子接地保护发电机定子接地保护发电机定子对称过负荷保护发电机定子负序过负荷保护发电机失磁保护

发变组空载试验前投入（2008.12.9）发变组空载试验前投入（2008.12.9）发变组空载试验前投入（2008.12.9）发变组空载试验前投入（2008.12.9）发变组空载试验前投入（2008.12.9）发变组空载试验前投入（2008.12.9）发变组空载试验前投入（2008.12.9）发变组空载试验前投入（2008.12.9）发变组空载试验前投入（2008.12.9）发电机短路试验后投入（2008.12.9）发变组空载试验前投入（2008.12.9）励磁空载试验前投入（2008.12.9）励磁空载试验前投入（2008.12.9）励磁空载试验前投入（2008.12.9）发变组空载试验前投入（2008.12.9）发变组空载试验前投入（2008.12.9）发电机并网后投入（2008.12.10）

25

TPRI序号

18192021222324252627

西安热工研究院有限公司技术报告

名

发电机失步保护发电机过电压保护发电机过励磁保护发电机逆功率保护发电机频率保护发电机误上电保护发电机启停机保护励磁后备保护

外部重动3（母线保护）外部重动4（励磁系统故障）

称投入时间

发电机并网后投入（2008.12.10）发电机短路试验前投入（2008.12.9）励磁空载试验前投入（2008.12.9）发电机并网后投入（2008.12.10）励磁空载试验后投入（2008.12.9）发电机并网后投入（2008.12.10）励磁空载试验后投入（2008.12.9）励磁空载试验后投入（2008.12.9）发电机并网后投入（2008.12.10）发电机短路试验前投入（2008.12.9）

发变组保护C柜保护

12345678910111213

主变冷却器全停热工保护发电机断水保护非全相主变重瓦斯厂变重瓦斯主变压力释放厂变压力释放励磁变温度过高励磁系统报警主变油温过高主变绕组温度过高厂变油温过高

发电机短路试验前投入（2008.12.9）发电机短路试验前投入（2008.12.9）发电机短路试验前投入（2008.12.9）发电机短路试验前投入（2008.12.9）发电机短路试验前投入（2008.12.9）发电机短路试验前投入（2008.12.9）发电机短路试验前投入（2008.12.9）发电机短路试验前投入（2008.12.9）发电机短路试验前投入（2008.12.9）发电机短路试验前投入（2008.12.9）发电机短路试验前投入（2008.12.9）发电机短路试验前投入（2008.12.9）发电机短路试验前投入（2008.12.9）

26

TPRI序号

141516

西安热工研究院有限公司技术报告

名

厂变绕组温过高厂变散热器全停断路器失灵保护

称投入时间

发电机短路试验前投入（2008.12.9）发电机短路试验前投入（2008.12.9）发电机并网前投入（2008.12.10）

其他

12

发电机手动紧急跳闸（主控台）转子一点接地（励磁柜）

发电机短路试验前投入（2008.12.9）发电机短路试验前投入（2008.12.9）

总计调试单位

陈少华

72套

施工单位

宋明杰

正确投入率监理单位

陆兴宝

100%生产单位

刘宝富

27

TPRI附表8

西安热工研究院有限公司技术报告

广东河源电厂1号机组机、炉保护投入情况统计表

序号

1234567891011121314151617123456789101112131415

锅炉MFT保护汽机ETS保护

名称投入时间

12月9日12月9日12月9日12月9日12月9日12月9日12月9日12月9日12月9日12月9日12月9日12月9日12月9日12月9日12月9日12月9日12月9日10月25日10月25日10月25日10月25日10月25日10月25日10月25日10月25日10月25日10月25日10月25日10月25日10月25日10月25日10月25日

EH油压力低跳机润滑油压力低跳机凝汽器真空过低停机汽轮机超速（TSI）汽轮机超速（DEH）轴向位移大操作台按钮手动停机高压排汽温度过高高中压缸胀差大轴承振动大

推力瓦金属温度过高停机轴承金属温度高停机高压缸压比低停机发电机故障锅炉MFTDEH电源柜失电DEH跳闸手动MFT两台送风机全停两台引风机全停主汽压力高高炉膛压力高高炉膛压力低低

后烟道后墙入口联箱入口温度高一级过热器出口联箱出口温度高给水泵全停给水流量低锅炉总风量〈25%〉再热器保护失去全部燃料

失去全部火焰

燃油进油压力低低(在全部给煤机、磨煤机全停且油角阀未全关时)

28

TPRI1617181920

锅炉MFT保护

西安热工研究院有限公司技术报告汽机跳闸点火延时

控制器故障（FSSS控制柜PCU03）火检冷却风机出口母管压力低脱硫请求MFT

大联锁

10月25日10月25日10月25日10月25日10月25日

1机炉电大联锁

机侧辅机保护

10月26日

12345678910111213141516

A凝结水泵保护B凝结水泵保护A循环水泵保护B循环水泵保护电动给水泵保护A汽动给水泵保护B汽动给水泵保护1号高加水位保护2号高加水位保护3号高加水位保护除氧器水位保护5号低加水位保护6号低加水位保护7号低加水位保护8号低加水位保护汽轮机防进水保护

炉侧辅机保护

9月29日9月29日8月23日8月23日10月15日11月26日11月26日12月16日12月16日12月16日12月11日12月16日12月16日12月16日12月16日12月11日

1234

A送风机保护B送风机保护A引风机保护B引风机保护

9月27日9月27日9月27日9月27日

29

TPRI56789101112131415161718192021

西安热工研究院有限公司技术报告

9月27日9月27日9月20日9月20日10月23日10月23日11月11日11月11日11月11日11月11日10月23日10月23日11月11日11月11日11月11日11月11日10月25日

A一次风机保护B一次风机保护A空预器保护B空预器保护A磨煤机保护B磨煤机保护C磨煤机保护D磨煤机保护E磨煤机保护F磨煤机保护A给煤机保护B给煤机保护C给煤机保护D给煤机保护E给煤机保护F给煤机保护启动循环泵保护

总调试单位

计陈少华

75套施工单位

宋明杰

投入率陆兴宝

100%生产单位

刘宝富

监理单位

30

TPRI附表9序号

12345678910111213141516171819202122232425

西安热工研究院有限公司技术报告

广东河源电厂1号机组168h试运期间主要电气仪表投运一览表测量仪表名称

主变绕温表（本体）主变油温表一（本体）主表油温表二（本体）厂变绕温表厂变变油温表一厂变表油温表二主变绕温表主变油温表一主表油温表二主变绕温表主变油温表一主表油温表二发电机A相电流表发电机B相电流表发电机C相电流表发电机AB线电压表发电机BC线电压表发电机AC线电压表发电机有功功率表发电机频率表发电机有功功率表发电机有功功率表发电机有功功率表发电机无功功率表发电机A相电压表

用途

在线指示在线显示在线显示温度指示温度显示温度显示保护室显示保护室显示保护室显示DCS显示DCS显示DCS显示DCS显示DCS显示DCS显示DCS显示DCS显示DCS显示DEHDCS显示MCS大屏显示DCS显示DCS显示DCS显示

投入情况

投入投入投入投入投入投入投入投入投入投入投入投入投入投入投入投入投入投入投入投入投入投入投入投入投入

运行情况

正常正常正常正常正常正常正常正常正常正常正常正常正常正常正常正常正常正常正常正常正常正常正常正常正常

累计时间

168h168h168h168h168h168h168h168h168h168h168h168h168h168h168h168h168h168h168h168h168h168h168h168h168h

31

TPRI序号

262728293031323334353637383940414243444546474849505152

西安热工研究院有限公司技术报告

测量仪表名称

发电机B相电压表发电机C相电压表发电机频率表发电机有功功率表发电机有功功率表发电机零序电流表发电机负序电流表发电机功率因数表

用途

DCS显示DCS显示MCSMCSDEHDCS显示DCS显示DCS显示

投入情况

投入投入投入投入投入投入投入投入投入投入投入投入投入投入投入投入投入投入投入投入投入投入投入投入投入投入投入

运行情况

正常正常正常正常正常正常正常正常正常正常正常正常正常正常正常正常正常正常正常正常正常正常正常正常正常正常正常

累计时间

168h168h168h168h168h168h168h168h168h168h168h168h168h168h168h168h168h168h168h168h168h168h168h168h168h168h168h

主变高压侧电压表（AB线电

DCS显示

压）

主变高压侧电压表（BC线电

DCS显示

压）

主变高压侧电压表（AC线电

DCS显示

压）

主变高压侧电流表（A相）DCS显示主变高压侧电流表（B相）DCS显示主变高压侧电流表（C相）DCS显示主变有功功率表主变无功功率表发电机有功功率表发电机有功功率表发电机频率表发电机零序电压表高厂变高压侧A相电流表高厂变高压侧B相电流表高厂变高压侧C相电流表励磁变高压侧A相电流表励磁变高压侧B相电流表励磁变高压侧C相电流表发电机正相有功电度表

DCS显示DCS显示DEHMCS大屏显示DCS显示DCS显示DCS显示DCS显示DCS显示DCS显示DCS显示DCS显示

32

TPRI序号

5354555657585960616263

西安热工研究院有限公司技术报告

测量仪表名称

发电机正相无功电度表发电机反向无功电度表励磁变有功电度表高厂变有功电度表励磁变A相绕组温度表励磁变A相绕组温度表励磁变A相绕组温度表励磁变A相绕组温度表励磁变A相绕组温度表励磁变A相绕组温度表1号主变有功电度表

用途

DCS显示DCS显示DCS显示DCS显示DCS显示DCS显示DCS显示就地显示就地显示就地显示计量

投入情况

投入投入投入投入投入投入投入投入投入投入投入

运行情况

正常正常正常正常正常正常正常正常正常正常正常

累计时间

168h168h168h168h168h168h168h168h168h168h168h

总调试单位

计陈少华

63点

施工单位

宋明杰

投入率陆兴宝

100%

生产单位

刘宝富

监理单位

33

TPRI附表10序号

123456789101112131415161718192021222324252627282930313233343536373839

西安热工研究院有限公司技术报告

广东河源电厂1号机组168h试运期间主要热工仪表投运一览表KKS

10HHL10CU10110HHL10CU10210HHL10CU10310HHL10CU10410HHL10CU10510HHL10CU10610HHL10CU10710HHL10CU10810HHL10CU10910BFH10GS101XQ0110BFH10GS101XQ0210BFH10GS101XQ0310BFH10GS101XQ0410HHL20CU10110HHL20CU10210HHL20CU10310HHL20CU10410HHL20CU10510HHL20CU10610HHL20CU10710HHL20CU10810HHL20CU10910BFH10GS102XQ0110BFH10GS102XQ0210BFH10GS102XQ0310BFH10GS102XQ0410HHL30CU10110HHL30CU10210HHL30CU10310HHL30CU10410HHL30CU10510HHL30CU10610HHL30CU10710HHL30CU10810HHL30CU10910BFH10GS103XQ0110BFH10GS103XQ0210BFH10GS103XQ0310BFH10GS103XQ04

中文描述

#1角A层煤燃烧器火检强度#1角AB层油燃烧器火检强度#1角B层煤燃烧器火检强度#1角C层煤燃烧器火检强度#1角CD层油燃烧器火检强度#1角D层煤燃烧器火检强度#1角E层煤燃烧器火检强度#1角EF层油燃烧器火检强度#1角F层煤燃烧器火检强度A1等离子点火器实际电流A1等离子点火器设定电流A1等离子点火器实际电压A1等离子点火器运行间隙#2角A层煤燃烧器火检强度#2角AB层油燃烧器火检强度#2角B层煤燃烧器火检强度#2角C层煤燃烧器火检强度#2角CD层油燃烧器火检强度#2角D层煤燃烧器火检强度#2角E层煤燃烧器火检强度#2角EF层油燃烧器火检强度#2角F层煤燃烧器火检强度A2等离子点火器实际电流A2等离子点火器设定电流A2等离子点火器实际电压A2等离子点火器运行间隙#3角A层煤燃烧器火检强度#3角AB层油燃烧器火检强度#3角B层煤燃烧器火检强度#3角C层煤燃烧器火检强度#3角CD层油燃烧器火检强度#3角D层煤燃烧器火检强度#3角E层煤燃烧器火检强度#3角EF层油燃烧器火检强度#3角F层煤燃烧器火检强度A3等离子点火器实际电流A3等离子点火器设定电流A3等离子点火器实际电压A3等离子点火器运行间隙

类型

AIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAI

投入情况

已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入

34

TPRI40414243444546474849505152535455565758596061626364656667686970717273747576777879808182

10HHL40CU10110HHL40CU10210HHL40CU10310HHL40CU10410HHL40CU10510HHL40CU10610HHL40CU10710HHL40CU10810HHL40CU10910BFH10GS104XQ0110BFH10GS104XQ0210BFH10GS104XQ0310BFH10GS104XQ0410HFC10AJ001XQ0110HFC10CQ10110HFC20AJ001XQ0110HFC20CQ10110HFC30AJ001XQ0110HFC30CQ10110CXC03XQ0110CXC03XQ0210HHQ11CP10110HFW10AN001XQ0110HJF60CP10110HJM10CP10110HFC40AJ001XQ0110HFC40CQ10110HFC50AJ001XQ0110HFC50CQ10110HFC60AJ001XQ0110HFC60CQ10110CXC03XQ0310CXC03XQ0410HHQ11CP10210HFW20AN001XQ0110HHQ11CP10310HFW04CP10110HFF11CP10110HHE11CT60110HHE12CT60110HHE13CT60110HHE14CT60110HHE21CT601

西安热工研究院有限公司技术报告

AIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAI:TC_KAI:TC_KAI:TC_KAI:TC_KAI:TC_K

已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入

#4角A层煤燃烧器火检强度#4角AB层油燃烧器火检强度#4角B层煤燃烧器火检强度#4角C层煤燃烧器火检强度#4角CD层油燃烧器火检强度#4角D层煤燃烧器火检强度#4角E层煤燃烧器火检强度#4角EF层油燃烧器火检强度#4角F层煤燃烧器火检强度A4等离子点火器实际电流A4等离子点火器设定电流A4等离子点火器实际电压A4等离子点火器运行间隙磨煤机A电流磨煤机A内部CO浓度磨煤机B电流磨煤机B内部CO浓度磨煤机C电流磨煤机C内部CO浓度A1等离子燃烧器一次风差压A2等离子燃烧器一次风差压火检冷却风机出口母管压力1密封风机A电流燃油回油母管压力燃油雾化蒸汽母管压力磨煤机D电流磨煤机D内部CO浓度磨煤机E电流磨煤机E内部CO浓度磨煤机F电流磨煤机F内部CO浓度A3等离子燃烧器一次风差压A4等离子燃烧器一次风差压火检冷却风机出口母管压力2密封风机B电流

火检冷却风机出口母管/炉膛差压密封风机出口母管/冷一次风母管差压磨煤机消防蒸汽母管压力A层A1燃烧器风粉管道壁温A层A2燃烧器风粉管道壁温A层A3燃烧器风粉管道壁温A层A4燃烧器风粉管道壁温B层B1燃烧器风粉管道壁温

35

TPRI8384858687888990919293949596979899100101102103104105106107108109110111112113114115116117118119120121122123124125

10HHE22CT60110HHE23CT60110HHE24CT60110HHP60CT60110HHP60CT60210HHP60CT60310HHP60CT60410HHE31CT60110HHE32CT60110HHE33CT60110HHE34CT60110HHE41CT60110HHE42CT60110HHE43CT60110HHE44CT60110HHP60CT60510HHP60CT60610HHP60CT60710HHP60CT60810HHE51CT60110HHE52CT60110HHE53CT60110HHE54CT60110HHE61CT60110HHE62CT60110HHE63CT60110HHE64CT60110HJF10CT30110HJM10CT30110HFC10CT30810HFC10CT30910HFC10CT31010HFC10CT30410HFC10CT30510HFC20CT30410HFC20CT30510HFC20CT30810HFC20CT30910HFC20CT31010HFV10CT30210HFV20CT30210HFV10CT30110HFV20CT301

西安热工研究院有限公司技术报告

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已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入

B层B2燃烧器风粉管道壁温B层B3燃烧器风粉管道壁温B层B4燃烧器风粉管道壁温A层A1燃烧器前壁温A层A1燃烧器后壁温A层A2燃烧器前壁温A层A2燃烧器后壁温C层C1燃烧器风粉管道壁温C层C2燃烧器风粉管道壁温C层C3燃烧器风粉管道壁温C层C4燃烧器风粉管道壁温D层D1燃烧器风粉管道壁温D层D2燃烧器风粉管道壁温D层D3燃烧器风粉管道壁温D层D4燃烧器风粉管道壁温A层A3燃烧器前壁温A层A3燃烧器后壁温A层A4燃烧器前壁温A层A4燃烧器后壁温E层E1燃烧器风粉管道壁温E层E2燃烧器风粉管道壁温E层E3燃烧器风粉管道壁温E层E4燃烧器风粉管道壁温F层F1燃烧器风粉管道壁温F层F2燃烧器风粉管道壁温F层F3燃烧器风粉管道壁温F层F4燃烧器风粉管道壁温炉前燃油母管温度燃油雾化蒸汽母管温度磨煤机A电动机线圈温度1磨煤机A电动机线圈温度2磨煤机A电动机线圈温度3磨煤机A电动机轴承温度1磨煤机A电动机轴承温度2磨煤机B电动机轴承温度1磨煤机B电动机轴承温度2磨煤机B电动机线圈温度1磨煤机B电动机线圈温度2磨煤机B电动机线圈温度3磨煤机A减速箱入口油温磨煤机B减速箱入口油温磨煤机A油站油箱油温磨煤机B油站油箱油温

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TPRI126127128129130131132133134135136137138139140141142143144145146147148149150151152153154155156157158159160161162163164165166167168

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已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入

磨煤机A电动机线圈温度4磨煤机A电动机线圈温度5磨煤机A电动机线圈温度6磨煤机A电动机轴承温度3磨煤机A电动机轴承温度4磨煤机B电动机线圈温度4磨煤机B电动机线圈温度5磨煤机B电动机线圈温度6磨煤机A减速箱入口油温磨煤机B减速箱入口油温磨煤机A齿轮箱轴承温度1磨煤机A齿轮箱轴承温度2磨煤机B齿轮箱轴承温度1磨煤机B齿轮箱轴承温度2磨煤机A电动机线圈温度7磨煤机A电动机线圈温度8磨煤机A电动机线圈温度9磨煤机B电动机轴承温度3磨煤机B电动机轴承温度4磨煤机B电动机线圈温度7磨煤机B电动机线圈温度8磨煤机B电动机线圈温度9磨煤机A减速箱入口油温磨煤机B减速箱入口油温磨煤机A齿轮箱轴承温度3磨煤机A齿轮箱轴承温度4磨煤机B齿轮箱轴承温度3磨煤机B齿轮箱轴承温度4磨煤机A磨碗上下差压磨煤机A密封风/磨碗下部差压磨煤机A出口风粉混合物压力磨煤机A一次风压力磨煤机A润滑油压磨煤机B磨碗上下差压磨煤机B密封风/磨碗下部差压磨煤机B出口风粉混合物压力磨煤机B一次风压力磨煤机B润滑油压磨煤机C磨碗上下差压磨煤机C密封风/磨碗下部差压磨煤机C出口风粉混合物压力磨煤机C一次风压力磨煤机C润滑油压

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TPRI169170171172173174175176177178179180181182183184185186187188189190191192193194195196197198199200201202203204205206207208209210211

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已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入

磨煤机D磨碗上下差压磨煤机D密封风/磨碗下部差压磨煤机D出口风粉混合物压力磨煤机D一次风压力磨煤机D润滑油压磨煤机C电动机线圈温度1磨煤机C电动机线圈温度2磨煤机C电动机线圈温度3磨煤机C电动机轴承温度1磨煤机C电动机轴承温度2磨煤机D电动机轴承温度1磨煤机D电动机轴承温度2磨煤机D电动机线圈温度1磨煤机D电动机线圈温度2磨煤机D电动机线圈温度3磨煤机C减速箱入口油温磨煤机D减速箱入口油温磨煤机C油站油箱油温磨煤机D油站油箱油温磨煤机C电动机线圈温度4磨煤机C电动机线圈温度5磨煤机C电动机线圈温度6磨煤机C电动机轴承温度3磨煤机C电动机轴承温度4磨煤机D电动机线圈温度4磨煤机D电动机线圈温度5磨煤机D电动机线圈温度6磨煤机C减速箱入口油温磨煤机D减速箱入口油温磨煤机C齿轮箱轴承温度1磨煤机C齿轮箱轴承温度2磨煤机D齿轮箱轴承温度1磨煤机D齿轮箱轴承温度2磨煤机C电动机线圈温度7磨煤机C电动机线圈温度8磨煤机C电动机线圈温度9磨煤机D电动机轴承温度3磨煤机D电动机轴承温度4磨煤机D电动机线圈温度7磨煤机D电动机线圈温度8磨煤机D电动机线圈温度9磨煤机C减速箱入口油温磨煤机D减速箱入口油温

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TPRI212213214215216217218219220221222223224225226227228229230231232233234235236237238239240241242243244245246247248249250251252253254

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已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入

磨煤机C齿轮箱轴承温度3磨煤机C齿轮箱轴承温度4磨煤机D齿轮箱轴承温度3磨煤机D齿轮箱轴承温度4磨煤机E电动机线圈温度1磨煤机E电动机线圈温度2磨煤机E电动机线圈温度3磨煤机E电动机轴承温度1磨煤机E电动机轴承温度2磨煤机F电动机轴承温度1磨煤机F电动机轴承温度2磨煤机F电动机线圈温度1磨煤机F电动机线圈温度2磨煤机F电动机线圈温度3磨煤机E减速箱入口油温磨煤机F减速箱入口油温磨煤机E油站油箱油温磨煤机F油站油箱油温磨煤机E电动机线圈温度4磨煤机E电动机线圈温度5磨煤机E电动机线圈温度6磨煤机E电动机轴承温度3磨煤机E电动机轴承温度4磨煤机F电动机线圈温度4磨煤机F电动机线圈温度5磨煤机F电动机线圈温度6磨煤机E减速箱入口油温磨煤机F减速箱入口油温磨煤机E齿轮箱轴承温度1磨煤机E齿轮箱轴承温度2磨煤机F齿轮箱轴承温度1磨煤机F齿轮箱轴承温度2磨煤机E电动机线圈温度7磨煤机E电动机线圈温度8磨煤机E电动机线圈温度9磨煤机F电动机轴承温度3磨煤机F电动机轴承温度4磨煤机F电动机线圈温度7磨煤机F电动机线圈温度8磨煤机F电动机线圈温度9磨煤机E减速箱入口油温磨煤机F减速箱入口油温磨煤机E齿轮箱轴承温度3

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TPRI255256257258259260261262263264265266267268269270271272273274275276277278279280281282283284285286287288289290291292293294295296297

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已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入已投入

磨煤机E齿轮箱轴承温度4磨煤机F齿轮箱轴承温度3磨煤机F齿轮箱轴承温度4磨煤机E磨碗上下差压磨煤机E密封风/磨碗下部差压磨煤机E出口风粉混合物压力磨煤机E一次风压力磨煤机E润滑油压磨煤机F磨碗上下差压磨煤机F密封风/磨碗下部差压磨煤机F出口风粉混合物压力磨煤机F一次风压力磨煤机F润滑油压主汽压力1发电机有功功率4发电机频率1DEH参考值实发功率#1调节级蒸汽压力1给煤机A煤量反馈信号给煤机B煤量反馈信号供油母管压力主汽压力2发电机有功功率5实发功率#2

实际阀位(汽机调门开度)供油母管压力调节级蒸汽压力2给煤机C煤量反馈信号给煤机D煤量反馈信号主汽压力3发电机有功功率6机组负荷调节设定值供油母管压力调节级蒸汽压力3给煤机E煤量反馈信号给煤机F煤量反馈信号供油母管流量回油母管流量

空预器A出口二次风温度空预器B出口二次风温度磨煤机A入口一次风温磨煤机B入口一次风温

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