国产首台超超临界600MW机组调试
李绍志
（东北电力科学研究院有限公司 沈阳市和平区四平街39号 邮编110006）

摘要：本文对国产首台超超临界600MW机组的调试主要过程进行了阐述，文中对调试过程遇到的主要问题及处理也做了介绍。
关键词：调试介绍；问题；处理
1．工程及设备概况
华能营口电厂地处营口市鲅鱼圈境内，距营口市63公里，北临鲅鱼圈港是东北电网大型港口电厂之一。一期工程安装两台原苏联的燃煤320MW超临界机组，于96年投产。营口电厂位于辽宁中部负荷中心地区，燃用关内煤炭采用路海联运供煤。本期工程的建设不但可以满足辽宁中南部地区负荷增长的需要，同时将对地区电网乃至东北500KV线路起到重要支撑作用，缓解东北地区北电南送给电网造成的压力，发挥港口电厂的优势引进关内煤炭资源，缓解辽宁煤炭资源不足的矛盾。
本期工程汽轮机采用哈尔滨汽轮机厂制造的CLN600-25/600/600型超超临界、一次中间再热、冲动式、单轴、两缸两排汽、凝汽式汽轮机；额定容量为600MW，最大连续出力(T-MCR)为624.1MW，最大功率(VWO)为646.9MW；汽轮机具有八段非调整回热抽汽，额定转速为3000r/min。
本期工程锅炉采用哈尔滨锅炉厂生产的HG-1800/26.25-YM1型超超临界参数变压运行带内置式再循环泵启动系统的本生(Benson)直流锅炉炉，型式为单炉膛、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、Π型布置。锅炉燃用烟煤，24只直流浓淡燃烧器采用四角布置、切园燃烧，采用6台中速磨煤机配正压直吹制粉系统。锅炉以最大连续出力(BMCR)为设计参数。在任何5台磨煤机运行时，锅炉能长期带额定负荷(BRL)。
发电机采用哈尔滨电机厂生产的三相同步氢冷发电机，发电机额定容量667MVA，额定功率因数0.9，最大连续输出功率654MW。冷却方式为水、氢、氢，即定子绕组水冷，转子绕组氢冷，铁芯及其它部件氢冷；密封油系统采用单流环式密封。励磁系统采用南瑞厂家的静态励磁励磁系统。主变由沈阳变压器厂生产，高厂变由沈阳变压器厂生产。机组采用单元式接线；发变组保护装置南瑞公司的数字式发电机及变压器微机保护装置。
机组的控制系统采用西屋OVATION最新一代分散控制系统(DCS)，设备先进、自动化水平高。整套系统包括数据采集(DAS)、模拟量控制(MCS)、顺序控制(SCS)、锅炉炉膛安全监控(FSSS)、汽轮机调节保安控制(DEH/ETS)、给水泵汽轮机控制(MEH/METS)等各项控制功能。汽机调节系统采用哈尔滨汽轮机厂配套生产的数字电液调节系统(DEH)，是一体化DCS的一个组成部分；液压系统采用高压抗燃油，由集装式油站供应，带有蓄能、冷却、过滤再生等功能。机组的启动方式推荐为高中压缸启动。
汽机监视仪表(TSI)采用瑞士公司设备(VM-600)，由系列仪表组件和传感器组成。是一个可靠的多通道监测系统，它能连续不断地测量汽轮发电机轴和缸的各种机械运行参数，显示汽机机械状态，并能在超出运行给定值的情况下发出报警信号和使机组跳闸。
汽轮机旁路系统采用一级大旁路，设计容量为40％BMCR，系统可以满足机组冷态、温态、热态、极热态快速启动的要求。
1.1汽轮发电机组
1.1.1汽轮机主要参数
型 号： CLN600-25/600/600
型 式：超临界、一次中间再热、单轴、高温、二缸二排汽、凝汽式汽轮机
额定功率： 600 MW
额定转速： 3000 r/min
最大连续出力： 624.1 MW
额定主蒸汽压力： 25. MPa(a)
额定主蒸汽温度： 600 ℃
额定再热蒸汽压力： 4.12 MPa(a)
额定再热蒸汽温度： 600 ℃
额定排汽压力： 4.58 MPa
额定主蒸汽流量： 1621.6 t/h
最大主蒸汽流量： t/h
循环冷却水设计温度： 21.35 ℃
额定给水温度： 289 ℃ (TRL工况)；
临界转速(单跨计算值)：
1) 高中压转子：1540 r/min；
2) 1#低压转子：1150 r/min；
3) 发电机转子：713 r/min；（二阶2095）
1.1.2 发电机主要技术规范如下：
型 号： QFSN-600-2型
型 式：水氢氢冷却、静态励磁三相同步汽轮发电机
额定功率： 600 MW(667MVA)
额定功率因素： 0.9(滞后)
额定电压： 20 kV
额定电流： 19245 A
额定频率： 50 Hz
额定转速： 3000 r/min
冷却方式： 水氢氢，即定子绕组水冷，转子绕组及铁芯氢冷
励磁方式： 自并激静止可控硅励磁系统
额定氢压： 0.4MPa(g)
漏氢量（保证值）： ≤10 m3/d

1.1.3锅炉：型 号： HG-1800/26.25-YM
型 式：超临界参数变压运行直流炉，型式为单炉膛、一次再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、Π型布置

2.调试情况介绍
工程自2005年4月30日开工后施工单位克服了工期紧、设备和图纸供应滞后、缺陷多等不利因素，在建设方的科学组织下，合理的安排工期，采取了先干外围工程、地下隐蔽工程和厂区场平地面混凝土施工，为主设备安装创造条件，从而避开了土建和安装交叉作业，也为机组的分步试运分系统试运创造了必备条件。＃3锅炉水压试验2007年4月25日结束。2007年3月25日启备变受电后现场开始进入分部试运调试阶段，＃3机组4月1日开始试运，6月14锅炉化学清洗结束，7月14日吹管结束7月30日分系统试运结束。7月24日完成启动前监检，＃3机组开始进入整套启动试运阶段。
东北电力科学研究院调试所是本期工程＃3机组和公用系统的主体调试单位，在工程准备时，技术准备充分根据多年积累的超临界600MW机组调试经验，编制了具有可操作性的方案措施68个，在本期工程调试过程中以调试纳总细排计划网络、扣住节点工期同施工、生产、设计、监理等单位团结协作、周密组织，严格执行ISO9002质量体系，进行了各个系统的调整试运及相关试验，使机组的试运工作正点有序的进行。在华能股份公司和华能集团公司的关怀下，在以电厂领导为首现场指挥部得力协调组织下，现场各参建单位团结协作工程进度正点有序的向前发展。工程质量在质监站和监理公司的督导下，工程质量始终处于受控状态。07年7月中旬＃3机组各项分部试运及分系统试运和整套启动阶段的调整试验工作已经完成， #3机组于7月24日完成启动前监检进入整套启动试运阶段。机组通过空负荷试运、带负荷试运、满负荷试运历时29天，于8月31日23时58分完成168小时试运，启动过程中耗油405吨、168小时试运负荷率99. 1%、自动投入率99%、保护投入率100%，试运指标符合质量验标优良级之规定。＃3机组实现了华能公司提出的8月份投产的目标，已具备生产能力。（启动实绩记录见（附表1）
2.1机组完成调试项目及系统投运情况
2.1.1汽机专业
2.1.1.1 ＃3机组通过冷态启动、温态启动、热态启动，各种启动工况运行状态良好。汽缸膨胀、轴向位移、轴瓦钨金温度、回油温度均在允许范围内。调节级压力和温度、排汽缸温度、停机惰走时间等符合设计要求。空负荷试运期间，进行了汽门严密性试验、喷油试验、操作试验和超速试验，超速动作值符合要求。
带负荷和满负荷试运期间成功的进行了负荷扰动试验、真空严密性试验，RB试验和甩负荷试验等全部试验项目，试验结果见专业调试报告。
2.1.1.2 主、再热汽系统：两侧主汽温和再热汽温偏差小于规定值；启动旁路系统调节和保护动作值符合设计要求。 2.1.1.3 冷却水系统：开式冷却水、闭式冷却水系统出口压力和冷却温度满足设计要求。各类冷却器严密，表计齐全、指示正确，冷却效果满足运行要求。
2.1.1.4 辅助蒸汽系统：整套启动期间，辅汽系统已投入运行，能满足各种工况启动运行要求。
2.1.1.5 凝结水系统：启动调试期间，＃3机组的凝结水泵运行正常，轴承振动和电机温度、出口压力和电机电流符合设计要求。
2.1.1.6 主机EH油系统：＃3机组的EH油泵运行正常，供油压力和温度符合设计要求，油质清洁度达到NAS-3级。保证了调节保安系统运行稳定，调节品质优良，主机保护动作迅速。
2.1.1.7 主机润滑油系统：“大流量油冲洗”使润滑油质达到NAS-7级。2台交流润滑油泵和2台直流润滑油泵运行稳定，顶轴油泵和盘车装置运行正常。油净化装置试运行达到设计要求。各油泵间的联锁保护动作准确。
2.1.1.8 轴封系统：供汽压力、温度符合厂家设计要求，调温调压装置投用正常，轴封加热器运行符合设计要求。抽气系统抽真空速度和各种运行工况下真空值符合设计要求。
2.1.1.9 抽真空系统：＃3机组的水环式真空泵运行稳定，额定负荷工况下真空达到设计值。真空系统严密性试验表明: 真空系统严密性优良。
2.1.1.10 回热系统：抽汽管道膨胀自如，且不影响主机膨胀。抽汽逆止阀、保护投入正常，抽汽压力和温度符合设计要求。
2.1.1.11 除氧器：自动调节和保护装置投入正常。给水含氧量符合标准。通过调整，安全门动作压力符合设计要求。
2.1.1.12 电动给水泵：本期工程电动给水泵选型为定速启动给水泵，能满足启动要求，联锁保护全部投入。各轴承振动、电机电流、轴承温度以及电泵出力符合设计要求，再循环调节系统投用正常。
汽动给水泵：＃3机组的小汽机MEH调速装置动作正确可靠，转速调节跟踪正常，汽动给水泵联锁保护全部投入。各轴承振动、轴承温度以及泵出力符合设计要求。机械密封水温通过系统改造，控制正常。
2.1.1.13 高压加热器：两台机组的高加按规定投入运行，内外无泄漏，旁路和疏水系统投用正常。表计及保护装置投入正常，指示、动作正确。给水温度达到设计要求。
2.1.1.14发电机冷却系统：发电机出口风温和定子绕组温度满足厂家要求。
2.1.1.15发电机密封油系统：平衡阀和差压调节阀调节正常，调节质量满足厂家要求。
2.1.1.16循环水系统：2台循环水泵启动顺利，运行稳定。循环水清污机的除污能力满足运行要求。各类表计指示正确。胶球清洗装置经试运，收球率分别达96%以上。
2.1.1.17 疏放水系统：汽机疏水系统顺控动作符合设计要求，疏水流向正确、畅通。排水系统能将污水及时排出厂外。
2.1.1.18调节保安系统：＃3机组通过调试调节系统转速控制及调节灵活可靠静态及动态调节品质良好。
2.1.2 锅炉专业
2.1.2.1 锅炉的 一次风机、送风机、引风机、冷却风机和密封风机及其系统：调节挡板及执行机构运行正常；风机及电机轴承温度、振动正常，风机处于可调节范围内；风量、烟量、风压满足锅炉各种负荷运行的要求，自动及各种保护、联锁投入正常。
2.1.2.2 燃油系统：燃油系统设备全部投入，正常，油温、油压、流量满足锅炉各种负荷运行要求；系统内管道、阀门及附件严密不漏；点火系统范围内的油枪及其推进装置、点火枪及其推进装置、速断阀、电动阀运行正常，火检保护投入正常。
2.1.2.3 输煤给煤系统：通过调试输煤程控能正常投入，锅炉的给煤机、给煤机出力达到设计要求，能够满足锅炉各种负荷运行的要求；给煤机煤量投入自动，联锁保护投入正常。
2.1.2.4 暖风器：系统投入正常，风温达到设计要求。
2.1.2.5 除渣系统：经过调试系统投入正常，捞渣机、碎渣机和渣水泵能满足设计排渣要求，系统联锁保护投入正常。
2.1.2.6 除灰系统：经过调试程控系统投入正常，电除尘全部电场、振打装置、灰斗加热装置投入、气化风机运行正常，仓泵和干灰正压气力输送系统运行正常，联锁保护投入可靠。
2.1.2.7 蒸汽温度调节系统：所有主汽、再热器减温水投入正常，减温水量充足，减温幅度符合设计要求，各点汽温符合设计要求，自动投入正常。
2.1.2.8 锅炉启动排放系统：炉水循环泵、WDC阀和回收水系统全部正常投入。
2.2.9 锅炉安全阀整定：主汽、再热安全门整定准确，符合设计要求，动作灵活可靠，严密不漏。
2.1.2.10 吹灰系统：气脉冲吹灰、和蒸汽吹灰系统投入正常，汽温、汽压符合设计要求，顺控及保护系统投入正常。
2.1.2.11 锅炉最低稳燃负荷达到设计要求（45%MCR）。
2.2.12在整套启动期间锅炉在热控专业配合下进行了燃烧初调整试验，按设计工况选择风煤比，当量配风并投入风压风量自动 。
2.1.3 电气各系统及设备投用情况
2.1.3.1 发电机变压器保护全部投入
2.1.3.2 高压启备变、厂用变压器、公用变压器保护全部投入运行。
2.1.3.3 发电机励磁系统手动、自动调节正常，保护全部投入运行。
2.1.3.4 500kV母线保护投入运行。
2.1.3.5 220KV母线保护投入运行。
2.1.3.6 母线开关和发电机出口开关保护全部投入运行。
2.1.3.7线路保护全部投入运行。
2.1.3.8 机组高压厂用电源快切装置静态、动态带负荷切换试验准确，动态切换可靠。
电气专业在整套启动期间完成了全部试验项目，并应调度要求增加了发电机AVC和一次调频试验项目。
2.1.4 机组热控各系统及设备投用情况
2.1.4.1 DCS控制系统
机组的控制系统采用西屋OVATION最新一代分散控制系统(DCS)，设备先进、自动化水平高。整套系统包括数据采集(DAS)、模拟量控制(MCS)、顺序控制(SCS)、锅炉炉膛安全监控(FSSS)、汽轮机调节保安控制(DEH/ETS)、给水泵汽轮机控制(MEH/METS)等各项控制功能可靠性好。
DCS中的事故追忆功能准确可靠。报表、存档、打印功能完善。
2.1.4.2 模拟量控制系统
机组共设计113套热工自动调节系统，整套启动期间自动投入率为99. %，通过扰动试验考核调节品质满足运行要求，通过了调度进行的AGC试验。保证了机组的安全稳定运行。
2.1.4.3 炉膛安全监控系统（FSSS） FSSS的监视、控制（含油枪的顺控）和保护功能在机组整套启动试运期间全部投入，保证了机组的安全运行。
2.1.4.4 化学水程控系统：已投入运行。
2.1.4.5 计算机监视系统（DAS）： 所有I/O点随热力系统运行而投入，整套启动期间所有I/O点全部投入，且正确可靠。
2.1.4.6 汽轮机监视系统（TSI）：通过调试整个轴系系统监视仪表显示准确。
2.1.4.7 主机保护系统（ETS）：随主机运行全部投入。在整套启动试运期间没有发生保护误动、拒动现象。
2.1.4.8 辅机联锁、保护系统（SCS）： 随热力系统运行而投入。在试运和整套启动试运期间没有发生保护误动、拒动现象，投入率为100%。确保了机组安全、稳定运行。
2.1.4.9 电液调节系统（DEH）：
机组首次启动即投入保护回路和调节回路，第一次带大负荷时，即投入机前压力调节回路。168小时试运期间投入功率调节回路。
2．1．4．10整套启动后期进行了AGC试验，调度对试验结果认可。
2.1.5 化学各系统及设备投用情况
2.1.5.1 给水、凝结水加药系统：氨泵和在整套启动阶段，运行正常，能够保证给水的PH值在标准范围内。
2.1.5.2 海水淡化、锅炉补给水处理系统：2套反渗透除盐系列和混床运行正常，设备出力和出水指标达到设计要求。
2.1.5.3 汽水取样系统：在试运期间投入正常。冷却系统能满足水样的温度要求。
2.1.5.4 汽、水取样化学分析仪表：汽、水取样化学分析仪表中的导电度表，在整套启动试运期间，正常投入。
2．1.5．5污水和生活废水处理系统经过调试能实现手动及自动加药，满足环保对废水排放的要求。
2.1.5.6凝结水精处理系统：在吹管期间为保证水质，采取了先用国产树脂的方案，进入整套启动阶段将国产树脂更换为原设计的进口树脂。经过调试，凝结水精处理系统工艺和程控能满足设计要求。 3．本期工程＃3机组出现的主要问题和整改情况
3．1锅炉的引风机润滑油系统：两台引风机润滑油站冷油器换热面积小，瓦温偏高，168小时试运后又增加一组冷油器。
3．2煤粉管道设计错位：两台锅炉都存在，煤粉管道排序错位、与热控FSSS燃烧管理程序错位，整套启动前已完成改造。
3．3 个别水冷壁管超温问: 锅炉在带400－600MW负荷时，左侧和后墙水冷壁个别管子超温，问题发现后，通过改变分离器入口过热度、改变燃烧器摆角和上下层煤量分配可以缓解超温现象。168小时试运后通过检查节流环，发现超温的管段节流孔径偏小经研究决定扩大1毫米（也对个别管道异物和缩径现象进行了治理）。
3．4 磨煤机入口热风插板门卡涩问题：通过扩大密封盖与气缸杆的间隙，使问题得到解决。
3．5主油箱上启动备用泵问题：a .出口压力低（经检查：密封油总承装置上，厂家将逆止门装反了） b.汽机定速后备用泵不能切换（经检查在主油箱内厂家将逆止门装反了）。
3．6 高压缸上下缸温差大问题：经检查厂家供的热电偶太短被保温层覆盖，在高温情况下，引线软化短路所致。
3．7 汽动给水泵机械密封水温度高问题：KSB水泵厂所供的机械密封部件在设计结构上，没有产生循环动力的齿槽，密封水循环不好，加之过滤器阻力大所致。经研究从凝结水泵出口引一路冷却水，问题得到解决效果很好。
3．8 顶轴油压高，顶起高度不够问题：经检查3瓦、4瓦轴承箱内顶轴油管泄漏所致。
4. 在本工程中的总体技术措施和工作思路
4.1东北电力科学研究院有限公司是获得ISO9002/ISO14001安全质量环保体系认证单位，为了保证机组的调试质量，调试人员及早进入安装现场，把习惯性的安装质量问题控制好，以保证试运进度和质量。进驻现场后成立质量管理小组，由项目负责人任组长，贯彻该体系管理程序，严格执行国家、行业和本单位的质量标准，在调试过程中实行下道工序对上道工序有否决权制度，并贯穿与整个调试过程之中。
4.2对于超超临界带炉水循环泵的锅炉启动系统提出控制策略
掌握带炉水再循环泵的启动系统运行控制特性对于超临界机组来说尤为重要，试运前我们对本机组启动系统的注意事项和易出现的问题，对运行人员进行了讲座。
对于带炉水泵的启动系统，点火初期在没有蒸汽产生时，给水泵带很小的负荷（0—3%MCR），此时进入省煤器和水冷壁的水几乎完全来自分离器疏水，当有蒸汽产生时，分离器和储水箱的水位开始下降，这时来自给水泵的流量应缓慢增加以维持储水箱的水位，而此时进入省煤器和水冷壁的水量，由单一储水箱疏水变化为疏水和给水的混合物，随着产汽率的变化，两者的比例也逐渐变化，这样的状态一直要维持到最低直流负荷，在该负荷以上，锅炉为直流运行方式，进入水冷壁的水全部变成蒸汽，这时进入省煤器和水冷壁的流量完全来自给水。在最低直流负荷之前的阶段，由于负荷低，抽汽回热系统没能正常投入，给水温度较低，汽温对给水流量的变化异常敏感，这时应注意控制给水的比例不要过大。
在锅炉度过膨胀期时和升压过程中，储水箱水位波动比较大。水位高了影响汽温，水位接近炉水循环泵保护动作值时，为防止炉水循环泵跳闸，省煤器入口流量低发生MFT，运行人员要迅速提高给水流量，而提高给水流量将要造成汽温大幅度下降。所以在这个过程中运行人员要特别注意给水量和储水箱水位的调整。
对于直流锅炉的启动系统，在启动阶段，都有一个从水位控制到温度控制的切换过程，在维持省煤器和水冷壁最小流量的同时，对于燃烧率的控制也是很重要的，在湿态运行期间，省煤器和水冷壁的流量基本是恒定值，此时燃烧率要逐渐的增加以满足产汽量的要求。
当负荷增长时，为了维持分离器出口压力，燃烧率也要相应增长，在湿态运行过程中，要根据分离器压力和温度来调整燃烧率。最低直流负荷是启动系统由湿态转入干态运行的起始点，当接近最低直流负荷时，分离器水位逐渐降低，炉水循环泵退出运行，水位消失后，启动系统转为干态运行，此时分离器由原来的水位控制过程转为分离器出口蒸汽温度控制过程，以分离器出口温度作为前置控制点。为了防止温度降低使启动系统又返回湿态运行，此时分离器出口要保持约10-15℃的过热度。在直流方式运行时，通过煤水比来调节分离器出口温度。有文献提供的经验数据表明，在BRL工况下，当燃料量和给水温度不变时，分离器出口温度改变1℃，相应的给水流量改变约10t/h左右，才能保持分离器出口温度不变；当给水流量和给水温度不变时，分离器出口蒸汽温度改变1℃，相应的燃料量(低位发热量约24000kJ/kg)改变约1.2t/h，才能维持分离器出口汽温基本不变。
5. 关于对重大方案的推荐性建议
5.1化学清洗
炉本体（不包括过热器和再热器），采用EDTA或柠檬酸循环清洗，炉前系统采用水冲洗和碱洗，不建议对加热器的汽侧进行清洗（流速低容易淤积杂质）。由于化学清洗临时设备、材料、药品等费用耗资巨大，（费用概算在施工单位）建议甲方或施工单位委托专业的化学清洗公司（专业公司总承包，他们有设备）来完成，这样可节省清洗造价。
5.2对于抽汽管道、高低压给水管道的施工要求
抽汽管道是水冲洗和蒸汽吹扫净化的死角，形成系统统后投运前就没有再净化的可能。建议甲方和施工单位的质保体系对该部分的管道施工采取见证制度，对接焊口前必须机械清扫干净。对于高低压管道要求甲方敦促供货厂家供货前做好内表面的净化处理或责成施工单位在现场喷沙处理。如采取上述措施，对机组创优、减少因堵滤网而造成的非事故停机、减少燃油消耗等将是有益的。本期工程由于管道和设备内部处理的干净，在机组启动试运期间没发生过因滤网差压大的问题影响运行，也算本工程的一个亮点。
5．3 推荐蒸汽吹管采用两阶段，高压力降压法工艺，第一阶段吹管压力7.0MPa, 第二阶段吹管压力7.5MPa，实践证明效果很好。
5．4 提出带炉水循环泵的启动系统在蒸汽吹管时的注意事项
5．4．1 协调好WDC阀、BR阀及给水流量的对水位控制的关系，防止炉水循环泵入口贮水罐水位低跳泵。
5．4．2协调好WDC阀、BR阀及给水流量的对水位控制的关系，控制好每次吹管时间间隔，防止水位高，吹管时蒸汽带水而造成P91、P92材质的过热器过频的大温差变化而产生应力交变。
6．调试质量
本期工程建设与调试过程中，华能质检中心站加强了对工程质量的监督检查，监理公司严格执行监理规划监理细则，对调试项目实施旁站监理，调试质量处于受控状态。在调试过程中调试所同施工、生产、设计、监理等单位团结协作、周密组织，严格执行ISO9002质量体系，进行了各个系统的调整试运及相关试验，做到了辅机带保护试运、保护不完善不启动。机组的调试项目分别一次通过监检未留尾工。根据部颁“电力基本建设工程质量监督规定”和“火力发电厂基本建设工程启动调试及验收规程”的有关规定核查，机组调试质量和各项指标符合优良极的规定。
结语：
＃3机组各项分部试运及分系统试运和整套启动阶段的调整试验工作已经完成，机组于7月24日完成启动前监检进入整套启动试运阶段。机组通过空负荷试运、带负荷试运、满负荷试运历时29天，于8月31日23时58分完成168小时试运，启动过程中耗油405吨、168小时试运负荷率99. 1%、自动投入率99%、保护投入率100%（其他指标附后）试运指标符合质量验标优良级之规定。机组实现了华能集团提出的年内双投目标，已初具生产能力，服务于辽南电网。
致谢
华能营口电厂、东电三公司、东电二公司，及参建单位的合作伙伴

参 考 文 献
（1）设备厂家说明书
交稿日期; 08年8月25日

作者简介：
李绍志 1952年生 男 高级工程师 从事机组调试 *启动过程参见附录
附录1
机组首次启动过程记录：
（2007年8月2日02:00～22:38锅炉风量低触发MFT保护动作，汽机跳闸,机组最大负荷70MW）
2007年8月2日（机组首次定速，电气试验完成，机组首次并网成功）
启动参数：
主蒸汽压力： 7.8 MPa 主蒸汽温度： 417℃
再热汽压力： -0.03 MPa 再热汽温度： 27.8℃
调节级金属温度： 57 ℃ 真空： -88 KPa
胀差： 5.08 mm 转子偏心： 17.4 μm
润滑油压力： 0.118 MPa 润滑油温度： 38.5 ℃
2007年8月2日
02:00 汽机挂闸冲转，目标转速400RPM；
02:11 #5瓦振动大（309μm、307μm），#6瓦振动大（226μm、213μm），汽机跳闸；
02:28 汽机转速0RPM，盘车投入；
03:15 汽机重新挂闸冲转，目标转速400RPM；
03:22 汽机定速400RPM；
03:50 汽机手动打闸，就地听音检查正常；
04:00 汽机重新挂闸冲转；
04:10 汽机升速，目标转速2000RPM；
04:20 汽机转速1358RPM，手动打闸停机，处理TV1主汽门；
04:55 汽机重新挂闸冲转，目标转速500RPM；
05:05 #5瓦振动大，汽机保护动作跳闸；
05:40 汽机挂闸冲转，目标转速1800RPM；
05:52 汽机转速1800RPM，暖机；
05:52 汽机转速1800RPM，暖机；
06:25 汽机升速2000RPM，暖机；
07:53 汽机升速至3000RPM定速；
08:50 汽机阀切换完成；
08:55 切高备油泵，安全油压低，汽机跳闸；
09:00 汽机重新挂闸，升速至3000RPM，进行阀切换；
09:25 切交流油泵；
10:22 #5瓦振动大，降低汽机转速至2900RPM；
11:50 升速至3000RPM，电气试验；
18:35 电气试验结束，机组首次并网成功，带负荷20MW；
20:10 机组升负荷至80MW；
22:38 锅炉MFT保护动作，汽机跳闸；
22:52 汽机600RPM，A顶轴油泵投入运行；
23:15 汽机转速到0RPM，就地启动盘车装置，盘车转不动，盘车电机冒烟，盘车装置停电处理；
2007年8月3日
05:15 汽机盘车装置处理好，盘车投入连续运行，电流16A；
机组第二次启动过程记录：
（2007年8月3日18:26～2007年8月5日18:05闭式水泵因水位低跳闸，两台汽泵跳闸锅炉MFT，汽机跳闸，机组最大负荷526MW）
2007年8月3日（汽机完成喷油试验，OPC超速试验，机械超速试验，DEH电超速）
启动参数：
主蒸汽压力： 6.86 MPa 主蒸汽温度： 441 ℃
再热汽压力： -0.02 MPa 再热汽温度： 101 ℃
调节级金属温度： 373 ℃ 真空： -91 KPa
胀差： 6.6 mm 转子偏心： 9.66 μm
润滑油压力： 0.110MPa 润滑油温度： 35.5 ℃
18:26 汽机挂闸冲转；
18:39 汽机定速3000RPM；
18:45 汽机喷油试验，喷油试验压力0.14MPa，飞锤压出试验成功；
19:00 OPC超速试验，动作转速3090RPM；
19:07 机械超速试验，第一次飞锤动作转速3304RPM，第二次飞锤动作转速3298RPM，第三次飞锤动作转速3294RPM；
19:26 TSI电超速试验，保护未动，手动打闸；
19:35 DEH电超速试验，动作转速3300RPM；
19:47 停高压密封备用油泵，挂闸油压低，汽机跳闸；
19:50 启动高压密封备用油泵，汽机挂闸冲转至3000RPM；
20:24 机组并网，带初始负荷20MW；
2007年8月4日
22:00 启动A汽泵前置泵，A小汽机轴封供汽、供汽管道暖管；
00:00 A汽泵挂闸冲转，升速至500RPM；
01:15 A汽泵升速至800RPM；
02:20 A汽泵升速至1800RPM；
03:05 开A汽泵出口电动门，
03:43 A汽泵投入，电泵再循环方式备用；
08:30 A汽泵给水投入自动；
09:52 A汽泵投遥控，机组负荷242MW。
16:40 启动B汽泵前置泵；
17:40 B小汽机投入轴封供汽、供汽管道暖管；
18:30 B汽泵挂闸冲转，升速至1000RPM；
19:00 B汽泵升速至3000RPM；
20:00 B汽泵升速至4500RPM，转速波动大，汽泵前瓦振动大跳闸；
20:05 B汽泵重新挂闸冲转，升速至1000RPM；
20:38 B汽泵升速至4500RPM，开出口门，开抽头门，B汽泵投入自动，机组负荷290MW。
23:14 电泵停止运行，停止#3真空泵，投入备用；
23:30 暖四段抽汽至除氧器管道；
23:40 投入 #1高加，机组升负荷至425MW。
2007年8月5日
03:00 启动A凝泵，停止B凝泵，清扫B凝泵入口滤网；
05:25 B凝泵入口滤网清扫结束，启动B凝泵，停止A凝泵，清扫A凝泵入口滤网；
06:25 #1高加抽汽逆止门故障，停#1高加汽侧，机组负荷310MW。；
09:00 A凝泵入口滤网清扫结束，A凝泵投入备用；
10:00 投入#3高加汽侧，疏水导入除氧器，机组升负荷至400MW。
10:10 #1高加抽汽逆止门处理好，暖#1高加汽侧；
17:10 #2高加汽侧投入，疏水水位高，高加组跳闸；
17:15 #1高加、#3高加重新投入，机组升负荷至565MW。；
18:00 闭式水箱水位低，水箱补水调门打不开，A闭式水泵跳闸，联锁B凝泵跳闸；
18:03 两台汽泵跳闸，锅炉给水中断，手动启动电泵，启动两台汽泵顶轴油泵，投入盘车；
18:05 机组负荷475MW，锅炉MFT，汽机跳闸，联锁关闭抽汽逆止门，高排逆止门；
18:55 汽机转速到零，投入盘车；
20:00 汽机破坏真空，停轴封，停真空泵，停轴冷风机；
机组第三次启动过程记录：
（2007年8月14日20:00～2007年8月16日21:02脱硫变跳闸引发发变组保护动作， 锅炉MFT，汽机跳闸，机组最大负荷600MW）
2007年8月10日
启动参数：
主蒸汽压力： 4.33 MPa 主蒸汽温度： 395 ℃
再热汽压力： -0.04 MPa 再热汽温度： 163.3 ℃
调节级金属温度： 238 ℃ 真空： -86 KPa
胀差： 4.46 mm 转子偏心： 28.0 μm
润滑油压力： 0.125MPa 润滑油温度： 39.5 ℃
20：40 主机冲转，目标转速400RPM，当汽机转速升至155转/分，#1瓦温度快速上升至90度，立即手动打闸停机。
21：45 炉手动灭火，停电泵。
22：12 停真空泵，破坏真空。
22：40 向省调申请停机48小时，检查1瓦。
2007年8月14日
启动参数：
主蒸汽压力： 4.14 MPa 主蒸汽温度： 390 ℃
再热汽压力： -0.04 MPa 再热汽温度： 90.6 ℃
调节级金属温度： 157 ℃ 真空： -85 KPa
胀差： 4.59 mm 转子偏心： 11.0 μm
润滑油压力： 0.115MPa 润滑油温度： 38.5 ℃
20:00 主机挂闸冲转，目标转速400r/min，检查正常。
20:10 主机升速至2000r/min暖机。
20:17 主机升速至2900r/min，汽机轴瓦振动大，汽机降速。
20:23 主机降速至2600r/min时，2瓦振动大汽机跳闸。
20:30 主机重新挂闸升速至2000r/min暖机。
21:36 主机升速至3000r/min，进行油泵切换，停高备泵、润滑油泵。
21:55 5瓦振动大降速至2500r/min暖机。
22:16 主机升速至3000r/min定速。
22:07 A汽泵启动投入运行。
23:07 发电机并网带负荷20MW。
00:10 机组负荷50MW，投入功率回路。
2007年8月15日
01:05 机组真空低，清扫真空泵滤网，查找真空系统漏点。
02:30 找到三处真空系统漏点（A/B汽泵滤网防水漏斗，A/B小汽机轴封排汽漏斗），机组真空恢复正常
03:00 A汽泵汽源切换至冷段供汽，
03:20 汽泵、电泵切换完成。
04:00 B汽泵启动投入运行，机组负荷196MW。
05:20 辅汽切换至冷段汽源。
13:00 锅炉热负荷低，机组减负荷，停B汽泵，A汽泵切换至电泵运行，A汽泵热备用，机组负荷163MW。
15:00 由于中压缸上、下缸温差大，关闭#2中调门，温差有所好转，机组负荷90MW。
19:55 B汽泵启动投入运行，机组负荷210MW。
21:30 A汽泵投入遥控制，负荷升至250MW。
21:40 电泵前置泵端瓦温高76度，停电泵检查。
22:00 B汽泵投入遥控制，机组负荷245MW。
22:30 高加组投入运行，疏水逐级自导至除氧器，机组负荷270MW。
23:55 启磨煤机，负荷加到350MW。
2007年8月16日
00:36 机组投协调CCS工况，负荷加至485MW。
01:36 A汽泵出口水侧密封水温度高跳闸，RB保护动作，联跳E磨，等离子自动投入，机组负荷减至150MW。
02:30 A汽泵重新挂闸，冲转至3000RPM。
02:56 A汽泵出口水侧密封水温度高，停A汽泵，投入盘车。03:14 A汽泵停盘车，清扫密封水滤网。
03:30 A汽泵盘车投入运行。
04:30 A汽泵重新挂闸，冲转至3000RPM。
04:42 A汽泵出口水侧密封水温度高跳闸。
05:30 A汽泵重新挂闸，冲转至3000RPM。
05:40 A汽泵升速至4500r/min，开出口门、抽头门，A、B汽泵并列运行。
06:20 机组投入DEH协调，机组负荷467MW。
05:50 启F磨煤机，机组升负荷。
07:45 机组负荷升至600MW。
07:57 A汽泵出口水侧密封水温度高跳闸，RB保护动作，联跳E磨，等离子自动投入，机组负荷降至240MW。
13:15 电泵启动投入运行。
13:23 B汽泵切换至辅汽汽源。
13:25 DEH投“Remote”，汽机主控投“Auto”，汽机关高压调门，机组开始升压准备锅炉安全门整定，机组负荷280MW。
16:00 机侧主汽压力升至21MPa，锅炉开始进行过热器安全门定铊。
20:00 锅炉过热器安全门定砣结束。
20:30 再热汽开始升压，准备进行再热器安全门定铊。
20:50 由于中压缸上、下缸温差大，应哈汽厂要求，DEH由单阀控制切换至顺序阀控制，机组负荷300MW。
20:57 机组负荷316MW，锅炉MFT，汽机跳闸，汽泵跳闸。
22:00 汽机转速到零，盘车手动投入运行，汽机转速200RPM时，汽机破坏真空，汽机惰走58分钟。
22:16 汽机真空到零，停轴封，关大、小机轴封供汽门及低压轴封减温水手动门。
机组第四次启动过程记录：

（2007年8月20日07:55～2007年8月21日16:44励磁变c相扎间短路速断保护动作，汽机跳闸，机组最大负荷550MW）
2007年8月20日
启动参数：
主蒸汽压力： 7.50 MPa 主蒸汽温度： 456 ℃
再热汽压力： 0.01 MPa 再热汽温度： 248 ℃
调节级金属温度： 295 ℃ 真空： -93 KPa
胀差： 3.66 mm 转子偏心： 10.2 μm
润滑油压力： 0.12 MPa 润滑油温度： 34.5 ℃
2007年8月20日
07:55 汽机挂闸冲转，目标转速2000RPM。
08:30 汽机升速至2000RPM暖机。
08:50 汽机3000RPM定速，阀切换，停润滑油泵、高备泵。
09:10 机组并网带初负荷20MW。
09:20 汽机由单阀控制转为顺序阀控制，B汽泵冲转至800RPM。
09:30 锅炉投CD层油枪，启D磨，机组负荷50MW。
10:00 A汽泵投入运行，电泵投热备用。
10:10 A汽泵机械密封水滤网堵塞，切旁路，清扫滤网。
10:40 汽机关大旁路，高、低加投入运行，B汽泵投入运行。
10:55 A汽泵机械密封水滤网清扫完毕，滤网投入。
11:05 锅炉启E磨，机组负荷170MW。
13:35 机组投入协调，机组负荷383MW。
14:50 机组负荷加到585MW，再热蒸汽压力达到3.5MPa，再热器安全门开始整定。
17:00 四段抽汽至除氧器加热投入，机组负荷550MW。
18:00 再热器安全门定砣结束。
19:33 B汽泵机械密封水温度从62℃突升至90℃，B汽泵跳闸；RB保护动作，停E磨、F磨，机组协调退出，机组负荷降到300MW。
2007年8月21日
00:09 停B汽泵前置泵，关B汽泵组的出、入口门、再循环门、抽头门，停B汽泵盘车。
01:12 停B真空泵，投备用。
04:20 B汽泵机械密封水接临时管完毕，B汽泵注水排气。
04:40 启动B汽泵前置泵，打循环，主泵投盘车。
05:10 B汽泵挂闸冲转至1000r/m暖泵。
05:32 B汽泵升速至3000r/m暖泵。
05:40 B汽泵降速至1000r/m，将二抽至辅汽联箱调门关闭。
06:30 机组减负荷至230MW，主汽温度降至495℃，主汽压力降至13.1MPa。
08:00 B汽泵并泵运行，机组升负荷至530MW。
10:00 A汽泵跳闸，RB保护动作，E、F磨跳闸，等离子投入。查为A汽泵自由端振动测点故障，将A汽泵自由端振动跳闸保护解除。
10:22 A汽泵挂闸冲转，升速至3000转，振动正常。
10:40 A汽泵并泵运行。
10:50 机组负荷升至450MW，投入协调工况。
14:00 启磨煤机，机组负荷升至550MW
A汽泵密封水温度升至65.5℃，机组减负荷至500MW。
16:44 发电机故障跳闸，联跳机、炉，查为励磁变速断保护动作，励磁变本体低压侧C相冒烟，有放电痕迹。
17:20 汽机转速255RPM时，破坏真空，真空到零，停轴封，关大、小机轴封供汽门。
17:35 汽机转速到零，投入盘车装置。

机组第五次启动过程记录：
（2007年8月24日01:34～2007年9月4日，机组最大负荷605MW）
2007年8月24日
启动参数：
主蒸汽压力： 8.28 MPa 主蒸汽温度： 445 ℃
再热汽压力： -0.05 MPa 再热汽温度： 291 ℃
调节级金属温度： 341 ℃ 真空： -94 KPa
胀差： 4.3 mm 转子偏心： 6.4 μm
润滑油压力： 0.133 MPa 润滑油温度： 30.5 ℃
2007年8月24日
01:34 汽机挂闸冲转，汽机盘车自动脱开，汽机转速升至400r/min，检查无异常，升速至2000r/min暖机。
02:25 2900RPM汽机阀切换。
02:30 汽机3000r/min定速，停润滑油泵，高备泵。
03:03 发电机并网，负荷50MW，投入功率控制，投入高、低加。
03:30 B小机挂闸冲转，升速至1000r/min暖机。
03:40 B小机升速至3000r/min，汽泵、电泵切换，机组负荷90MW。
03:50 B汽泵机械密封水温度76℃，降速至1000r/min，停B汽泵。
04:05 A凝泵电流、出口压力降低，联启B凝泵，停止A凝泵，准备清扫A凝泵入口滤网。
04:10 A汽泵升速至3000r/min，汽泵、电泵切换，机组升负荷至160MW。
04:55 A汽泵机械密封水温升至89℃，停A汽泵，机组负荷减至120MW。
04:40 停B磨煤机，停油枪，负荷减至70MW运行。
05:10 停A、B汽泵前置泵，改造A、B汽泵的机械密封水管道，机组维持负荷70MW运行。
12:20 A凝泵滤网清扫工作结束，试转A凝泵正常，停止A凝泵，投备用。
13:00 B汽泵密封水改造工作结束，启动A汽前泵，A汽泵投盘车，发现密封水温度最高至77℃，经调整未见好转，停A汽前泵，停A汽泵盘车。
14:00 重新调整A汽泵密封水系统，启动A汽前泵，A汽泵投盘车。
15:30 A小机挂闸冲转。
16:50 A汽泵冲至3000RPM暖机。
17:25 汽泵、电泵切换，汽泵带负荷，电泵备用。
17:40 B汽泵密封水改造工作结束，投入B汽泵密封水系统，B汽泵挂闸冲转。
17:50 启D磨，停油枪，机组负荷升至280MW。
19:00 B汽泵并泵带负荷运行。
19:20 启E磨，机组加负荷至410MW，机组投入协调。
19:45 A小汽机轴承振动大，A汽泵跳闸，RB保护动作，机组负荷降至300MW。
20:30 A汽泵振动保护解除，启动A汽泵。
21:10 A、B汽泵并列运行，停电泵。
21:30 除氧器加热切换至汽机四段抽汽。
23:09 启磨煤机，机组目标负荷600MW。
23:58 机组负荷升至605MW，168试运开始计时。
2007年8月25日
1:20 锅炉水冷壁超温，机组减负荷至450MW。
4:40 锅炉水冷壁超温问题解决，机组负荷升至600MW。
21:45 处理#1高加水位高三值保护信号，解除高加保护。
2007年8月26日
04:05 高加水位信号处理好，投入高加水位保护。
06:00 炉后墙水冷壁第331根管温度535℃，将过热度降至16℃，调整上下层给煤量，给水流量最大1892t/h，减负荷至590MW。
10:00 增加一路汽泵机械密封水除盐水事故补水。
16:00 定子水电导率逐渐上升，定子水离子交换器更换树脂。
20:00 炉底水封漏，机组减负荷至490MW。
21:10 炉底水封漏处理好，机组加负荷至600MW。
22:45 就地调整除盐水至汽泵密封水系统，新加泵与凝泵出口密封水并列运行。
2007年8月27日
02:58 B汽泵出口电动门漏水，机组减负荷至300MW，停B汽泵处理漏点。
06:40 B汽泵出口门处理好，启动B汽泵，机组开始加负荷。
08:15 负荷加至600MW。
12:00 定子水电导率逐渐上升，定子水换水。
13:00 发电机氢气化验纯度97.97％，排污一次化验纯度98.8％。
2007年8月28日
08:05 定子水电导率逐渐上升，定子水换水。
09:10 停凝输泵，凝汽器正常补水稳定。
09:30 厂家投入密封油真空净化装置。
2007年8月29日
06:50 A汽泵抽头电动门状态不对，通知公司处理，机组负荷595MW。
2007年8月31日
23：58＃3机组168小时顺利通过