2机组协调控制系统

2机组协调控制系统（共6篇）

篇1：2机组协调控制系统

600MW机组协调系统控制设计

1引言

单元机组协调控制的任务是快速跟踪电网负荷的需要和保持主要运行参数的稳定。当电网负荷变动时，从汽轮机侧看，只要改变汽机调速汽门的开度，就能迅速改变进汽量，从而能立即适应负荷的需要。但锅炉即使马上调整燃料量和给水量，由于锅炉固有的惯性及迟延，不可能立即使提供给汽轮机的蒸汽量发生变化。如果汽轮机调汽门开度已改变，流入汽机的蒸汽量相应发生变化，那么此时只能利用主汽压力的改变来弥补或储蓄这个蒸汽量供需差额，此时，主汽压力将产生较大的波动。因此，提高机组负荷适应能力与保持主要参数稳定存在一定的矛盾。协调控制系统设计时将锅炉、汽轮机和发电机作为一个整体来考虑，使锅炉、汽机同时响应负荷要求，协调锅炉及其辅机与汽机的运行，以迅速、准确、稳定地响应负荷要求。

协调控制系统保证机组出力适应电网的负荷变化要求、维持机组稳定运行。具体地说就是对外保证单元机组有较快的功率响应和有一定的调频能力，对内保证主蒸汽压力偏差在允许范围内。协调控制系统是协调地控制锅炉燃料量、送风量、给水量等，以及汽机调节阀门开度，使机组既能适应电网负荷指令的要求，又能保持单元机组在额定参数下安全、经济地运行。单元机组协调控制系统可认为是一种二级递阶控制系统。处于上位级的机炉协调级，也叫作单元机组主控系统，是整个系统的核心部分。处于局部控制级的子系统包括锅炉以及汽机子控制系统。

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2.2协调控制系统控制方式

在此方式下，汽机和锅炉两侧并行地接受负荷指令。锅炉侧通过改变燃烧率来维持主汽压力，汽机侧通过改变调汽门开度来调整机组出力的大小。当汽机机前压力与设定值偏差超过一定限值时，汽机调汽门开度将受到限制。属于以锅炉跟随为基础的协调控制方案。

协调控制系统适用于定压或滑压运行，定压运行：是指无论机组负荷怎样变动，始终维持主蒸汽压力以及主蒸汽温度为额定值，通过改变汽轮机调节汽门的开度，改变机组的输出功率。有四种控制方式：（1）协调控制方式

在此方式下，汽机和锅炉两侧并行地接受负荷指令。锅炉侧通过改变燃烧率来维持主汽压力，汽机侧通过改变调汽门开度来调整机组出力的大小。当汽机机前压力与设定值偏差超过一定限值时，汽机调汽门开度将受到限制。属于以锅炉跟随为基础的协调控制方案。

（2）锅炉跟随方式

汽机主控手动，锅炉主控回路处于自动方式，通过改变锅炉燃烧率进行主汽。（3）汽机跟随方式

锅炉主控手动，汽机主控回路处于自动方式，通过改变汽机调汽门开度进行主汽压力调节。

（4）手动方式

锅炉和汽机主控回路均处于手动方式。

滑压运行 ：则是始终保持汽轮机调节汽门全开，在维持主蒸汽温度恒定的同时，通过改变主蒸汽压力改变机组的输出功率。单元机组滑压运行时有2种机炉负荷控制方式。（1）锅炉跟随控制方式。（2）协调控制方式。

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3.2机、炉主控制器

机、炉主控制器是协调控制系统的控制机构，机、炉主控制器的主要功能是根据机组的运行条件和要求，运行人员可选择协调、锅炉跟随、汽机跟随等控制方式，给出合理的控制方案提供机组全面的协调控制。

根据锅炉和汽轮机的运行条件和要求，选择合适的负荷控制方式，按照实际负荷指令N0与实发功率信号NE 的偏差和主汽压力的偏差P以及其它信号，进行控制运算，分别产生对锅炉子控制系统和汽轮机子控制系统的协调动作的指挥信号，分别称为锅炉指令(Boiler Demand)NB 和汽轮机指令(Turbine Demand)NT。

机炉主控制器的主要任务是产生各种控制策略和控制方式的切换。控制策略是前馈控制、反馈控制、非线性元件以及多变量控制理论综合的应用。机炉主控制器主要有以下两部分组成

(1)机炉正常运行情况下的负荷指令NB、NT的形成。(2)机炉的实际负荷指令NB’、NT’的形成。

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4.2 负荷速率限制及反馈

当负荷指令产生时，速率限制器将对负荷调节进行限制，如图5.2。

负荷指令P0产生以后通过速率限制器进行限制并根据限制前后信号进行比较得出负荷指令是否平衡。由sh3-5取值决定T，为0则由T1(SP0设定的速率值)决定。

速率上线由主汽压力设定＜实际压力、燃料量设定＜实际燃料量、汽包水位设定＞实际水位任一情况发生时，T为2。否者T为1，由修正参数和设定平均值相加决定。下限Sh5 是由负荷指令限制决定尤其决定T是1还是2。上限T是由主汽压力设定＜实际压力、燃料量设定＜实际燃料量、汽包水位设定＞实际水位都不发生一个T为1，任意发生一个T为2。

图4.2 负荷指令速率限制原理图

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4.4 主汽压力设定

主汽压力设定回路适用于定压和滑压二种运行方式，如图4.4所示。

SP1 手动方式时为定压运行方式，此时运行人员可以手动设定主汽压力定值。

SP1 投入自动方式后为滑压运行方式，此时将根据机组负荷指令自动调整主汽压力定值。

SP2 有二个作用，在滑压运行方式时，提供运行人员对滑压运行时的主汽压力定值进行适当的修正；而在定压运行方式时，自动跟踪定压、滑压运行主汽压力定值的差值，保证从定压运行方式无扰切到滑压运行方式。当发生 MFT、RUNBACK 或锅炉、汽机主控全部处于手动方式时，SP1 将切至手动方式，并跟踪实际主汽压力。

图4.4 主汽压力设定图

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5.6 气机主控

当汽机主控(A/M)投入自动方式时，调节回路提供二种调节方式，如图4.6。

PID1 为汽机跟随方式调节器，以主汽压力作为被调量，保持主汽压力稳定。PID2 为协调控制方式汽机调节器，此时汽机调节器保持负荷，锅炉调节器保持主汽压力；在机组负荷指令发生变化时，以负荷指令的惯性环节作为汽机调节器的前馈信号，迅速改变汽机调门的开度，以适应机组对负荷的要求；另外，在协调控制方式，如果主汽压力与设定值的偏差过大时，将通过C1、C2、T1、T2 对 PID2 进行上或下限制，避免快速响应负荷时，主汽压力过分偏离设定值。当发生 RUNBACK 时，汽机主控在一段时间内将处于保持状态，然后再调节主汽压力；当汽机 DEH 没有处于遥控方式时，汽机主控将切至手动方式，并跟踪 DEH 的负荷参考，保证手、自动无扰切换；另外，在发生主汽压力信号(机侧)坏质量、MFT或锅炉主控自动时发电机有功功率信号全部坏质量时，汽机主控也将切至手动。

图4.6 汽机主控图

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致谢

首先非常感谢老师的耐心知道和严格要求。本论文在马老师与张老师的悉心指导下圆满完成本次课设。本课题在选题及进行过程中得到马老师的悉心指导。论文行文过程中，马老师多次帮助我分析思路，开拓视角，在我遇到困难想放弃的时候给予我最大的支持和鼓励。马老师严谨求实的治学态度，踏实坚韧的工作精神，将使我终生受益。再多华丽的言语也显苍白。在此，谨向马老师致以诚挚的谢意和崇高的敬意。在这里我也感谢我的组员们的团结合作使这次课程设计圆满完成，希望我们以后有更多的合作。最后，再次对老师道一声：老师，谢谢您!

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附录

设定值给定站图

.与或非门图

模拟量输入输出图

加法减法器图

越线报警器

篇2：2机组协调控制系统

摘要：分析了“大机组、超高压和大电网”之间的相互协调配合关系，指出我国广大地区（西北除外）将出现三级大电网（省网、大区网、全国网）共用电气互通的单一500kV网架及在适应四级大机组（200或300MW，500或600MW，800和1000MW）供电的输送大范围内只采用单级500kV输电可能产生的不利局面。这种“失调”状况将会导致电网输送能力长期不足，短路电流接续快速增大，运行调度和电网自动化也将遇到一些不应有的困难，还会影响电网规划工作中应有的适应能力和未来电力市场营运中的灵活性。文中分析了采用500kV电压等级决策失误的原因，提出了一些可供参考的补救措施。

关键词：全国联网 电压等级 大机组 超高压 大电网

引言

近年来经常有文章在开头采用“我国电力系统已发展到以‘大机组、超电压和大电网’为特点的阶段”这样的表述方式，这已不约而同地成为众多电力工作者喜用常写又喜闻乐见的用语。虽然这种常用的表述方式并不能严格地描述具体电网发展各阶段（省网、大区网、全国网）的技术特点[1]，但仍可清楚地表述我国电力系统2020年以前从省网经大区电网发展到全国联网的约近半个世纪的发展过程中总的技术特点。

“大机组”表明了发电部分的技术进步；“超高压”表明了输电和联网技术的适应能力；而＂大电网＂则体现了电力整体的发展水平，“大电网”也涵盖了输电网和配电网两大组成部分。所以“大机组、超高压、大电网”综合概括了全部电力系统和电力工业的主体发展内容，它们之间必然存在着相互适应和配合的关系。这种关系体现着一种内在的互相适应和制约的规律，是不能允许“失调”的，否则即会成为一种战略性、长远性和全局性配合关系的失误。重大决策的成功是从长远和全局的实际出发的，而不是从形式和慨念出发的决策。

用词含义

（1）“大机组”是指容量更大的主力发电机组，也指因容量增大而结构发生变化（如火电机组的汽缸分缸、增设中间再热器等）、性能得以改进（煤耗减少，热效率提高）及参数变化（主蒸汽压力和温度的提高）的机组。我国的火电大机组应从200MW算起（125MW只是 “准大机组”，100MW则不能算做大机组），直到目前华东上海外高桥电厂的超临界参数的1000MW大机组[2]和以后的超GW大机组，其间已形成相对完整的系列，这体现了电力工业发展的步伐，也适应了发展的需求。

水电和核电机组的容量虽然更多地受其动力条件的制约和影响，但也遵从逐步发展的规律，且其容量也大致与火电机组一致。

（2）“超高压”是指大于220kV而小于1000kV的电压等级，如日本采用的275kV；我国西北网采用的330kV（含315kV、345kV）等；西欧采用的400kV（含380kV、440kV）等；我国西北以外的其他地区和俄、日、美、加等采用的500kV；我国西北、巴西等采用的750kV（含735kV、765kV）等。虽然少数国家的一些机构（例如日本）和少数专家（如文[3]作者）认为750kV级也属于特高压范围，但这并不符合国内外正式的技术标准。

超高压是电网发展扩大所需的主要电压等级，也是电网骨架线路采用的电压等级。电力线路的位置、相互关系（包括输电方式）及所用的电压等级决定了一个电网网架的基本结构，也从根本上决定了其运行安全性和经济性水平。由于电源和负荷布局要受资源和经济发展等更多因素的影响，因此一个电网的输送能力主要取决于网络结构和电压等级两个因素。

已有超高压段的电压等级是随着发电机组和电网容量的扩大而逐步提高的，由此形成了由电网发展各阶段决定的各网架电压系列（见图1）。

直流输电以其优越性能逐步承担起越来越多的输电和联网任务。已建成的有±100kV、±250kV、±400kV、±500kV、±600kV等线路，已设计筹建的±750kV的长距离输电线路，其电压等级也大致与交流输电电压等级相近。

（3）“大电网”是指电网发展过程中覆盖范围和互联关系达到一定程度和阶段的电网，它和“超高压”不同的是尚无正式的定量规定，即超过多少MW的电网为“大电网”，但可按电网发展阶段定义为：电网起初是发电直供负荷；然后发展到具有并列安全和负荷经济分配等问题的供电网及由多电源和多用户形成的地区电网；再进一步形成边界较固定的省网；省网再经互联形成大区电网；最后再互联成全国及国际联网，甚至已被多次国际会议讨论过的全球电网。可以认为省网形成及以前各阶段为低级发展阶段，以后即进入高级发展阶段，也可以认为此后又再分为中级和高级两个阶段。

电网的发展和扩大是由其本身负荷容量的增大（量变或渐变）和相互的互联（质变或突变）两个方式实现的，一方面电网的发展整体上呈现阶跃式上升状态，另一方面，每阶段电网自身又是连续上升的，故不适于用其总容量表示发展。因此图1采用了各阶段中输电和联网容量作为纵坐标，但每一省网或大区网的具体发展又有极大差别，故只能示意地表述其发展如图1。相互适应的关系

大机组、超高压和大电网三者之间存在着不可违背的相互适应的要求和关系。

（1）大机组与超高压的适应关系

我国大部分地区只选用500kV一级超高压，担负着300MW到1000MW级所有大机组的输电任务，事实上我国不少200MW机组也直接接入到500kV输电线上[4,5]，使其负担过重；有时短线或弱线也不得不采用500kV；而且由于大机组接入过多，还可能导致开关关断能力过早不足。文[6]作者根据各级电压自然功率和经济输送功率及与各级大机组的配合情况，建议除500kV以外还应再建设380kV、750kV电压等级。这样大机组与超高压才能更好地相互适应。

（2）超高压与大电网的适应关系

图1显示出大电网在中级发展和高级发展的两大阶段上，只采用了500kV电压等级，20多年建设和运行500kV电压等级的经验证明其现有性能相当低下（造价过高和输送能力长期严重不足），文[4]、[5]从不同角度分析了其输送能力不足的原因。调研世界主要国家的电网情况，发现在超高压段内只采用单级500kV电压的电网就仅有我国电网一个（西北地区除外）。国外实用经验也证明各发展阶段的电网都应具有各自的网架电压，才能有利于运行和调度及规范工作的灵活性[5]。

（3）大机组与大电网的适应关系

明显地小电网带大机组将引起安全问题；大电网中小机组过多也必然产生经济性差的后果。发电机组是大电网的核心，不仅控制着电能供应，也是电网中各种调节和控制的关键环节。大电网除了安装供热、调频或调荷性能优越的机组外，还应尽量采用大型机组。因此大电网和大机组相互适应的关系相对地易于掌握和实现，但需经过“超高压”这个中间环节来实现。500kV电压作为超高压段唯一的中间环节，其“输送能力不足，造价过大，建设速度慢”等缺点也十分不利于疏通这层适应关系。

总结上述：我国在广大地域（西北除外）将形成三级大电网（省网、大区网、全国网）共用电气互通的单一500kV网架及在适应四级大机组（200或300MW，500或600MW，800和1000MW）供电的输送大范围内只采用单级500kV输电的不利局面。其实质是将本应是适应能力强的台阶型立体结构矮化为单一平面型结构，形成了送、受端等值阻抗数值的巨大差别。其结果是电网将长期相对薄弱，输送能力将长期不足，短路电流将连续快速增大，运行调度和电网自动化也将遇到一些不应有的困难，还会影响电网规划工作中应有的适应能力及未来乡级电力市场营运中应有的灵活性。因此，可以认为我国超高压段的输电和联网电压只选用了单级500kV是一次严重“失策”。

结束语

（1）我国500kV输电能力经近20年的努力，至今仍大致仅达到或稍高于国外380~400kV级的输电能力。实用经验及国外电网建设和运行经验[5]皆证明在超高段只选用500kV单级是一次重大决策上的失误。

（2）应及时全面总结并对比大部分地区采用单级超高压500kV和西北地区采用330kV、750kV双级超高压等级的建设、运行和发展经验，并参照国外的实际经验以取得真正一致的认识。

（3）补救性措施是使已建或在建500kV输电从开始就应用各种串补、横补及紧凑化等措施，或将输送任务尽量转移给直流输电承担。但新增的基本投资将使“积重难返”的被动局面更显突出；且像我国这样一个客观上存在多地区、多层次之间资源优化关系的复杂大电网，极不可能使所有联网和输电都采用直流输电。

（4）根本性措施是因地制宜地在500kV以上增用765kV（即800kV）电压级，与500kV共同作为全国电网的网架电压[7,8]，并在500kV以下有条件地增用380kV级电压，与500kV共同作为省网和大区网的网架电压以使各级电网从电压级上分开，并使三者在发展和市场竞争中显示各自的生命力。

（5）我国电工界已对采用单极500kV输电的不合理性取得越来越多的共识。决策失误的政策原因是只从近期、少量项目，而非从长远、全局电网的发展需要来考虑和决策；而失误的思想原因则是仅从电压级的比例关系或电压系列等形式性概念出发[9]，而非从电网全局的内部适应及配合的合理关系出发来考虑和决策。

（6）我国电网已有巨大发展，但比起20年之后建成的高水平小康社会时的全国特大型电网（更不必说到本世纪中叶达到中等发达国家水平时的更发达电网）来说，当前电网还只是起步时期的一个雏形电网，因此发展初期的一些失误也是在所难免，还来得及修改或补救。

参考文献

[1] 国电公司．市场经济下电力规划理论与实践探索[M]．北京：中国电力出版社，2001．

[2] 中国电力信息中心．Electric Power Industry in China[Z]．北京：中国电力信息中心，2002．

[3] 贺家李，李永丽，董新州，等（He Jiali，Li Yongli，Dong Xinzhou et al）．特高压输电线继电保护配置方案

（一）特高压输电线的结构运行特点（Relay protection for UHV transmission lines part one construction and operation characteristics）[J]．电力系统自动化（Automation of Electric Power Systems），2002，26(23)：1-5．

[4] 周孝信，郭剑波，胡学浩，等（Zhou Xiaoxin，Guo Jianbo，Hu Xuehao et al）．提高交流500kV线路输电能力的实用化技术和措施（Engineering technologies and measures for improving the transmitting capability of 500kV transmission lines）[J]．电网技术（Power System technology），2001，25(3)：1-6．

[5] 何大愚（He Dayu）．超高压段内采用两个电压等级才能适应电网发展的实际需求（Using two voltage grades of EHV range to suit practical needs of power grid development）[J]．电网技术（Power System Technology），2002，26(3)：1-4．

[6] 张炜，徐奇（Zhang Wei，Xu Qi）．确定合理电压等级标准使电网可能持续发展（Establishing reasonable standards of transmission network voltage classes for sustainable development of power network）[J]．中国电力（Electric Power），2002，35(12)：67-69．

[7] 郑健超．关于“西电东送”的输电方式和电压等级[C]．电网建设专家委员会第七次会议，北京：2002．

[8] 卞学海，张炜，徐奇（Bian Xuehai，Zhang Wei，Xu Qi）．我国电网目标网架初探（On target frameworks of power system for nation-wide interconnection）[J]．电网技术（Power System Technology），2000，24(2)：74-76．

篇3：2机组协调控制系统

华能上安电厂2×600MW超临界机组锅炉由东方锅炉股份有限公司提供,采用6套双进双出钢球磨直吹式制粉系统,每套对应一个燃烧层。每台磨配备2台给煤机,12台刮板式给煤机均采用变频转速调节。给水系统采用2台汽动给水泵,各带50%额定负荷,1台30%额定负荷的电泵为启动和备用。

汽机选用的是东方汽轮机厂生产的单轴空冷、三缸四排汽、低压缸双流、中间再热式汽机。DCS系统采用了北京ABB贝利控制有限公司的INFI90分散控制系统。

2 600MW超临界机组机炉协调控制策略

上安电厂600MW超临界机组协调控制系统主要包括机主控(TM)、炉主控(BM)、负荷指令设定、压力设定、协调方式切换、辅机故障减负荷(RUNBACK)、频率校正等功能回路。对应于机主控、炉主控,有4种机组运行控制方式,分别是机炉协调方式、汽机跟踪方式、锅炉跟踪方式和机炉手动方式。该电厂协调控制系统采用以锅炉跟踪方式为基础的协调控制方式。锅炉跟踪协调方式下,炉主控负责维持机前压力,机主控用于控制机组负荷。机组的负荷响应速度快、负荷控制精度较高,但机前压力波动幅度较大。

2.1 负荷指令与压力定值处理回路

(1)负荷指令处理回路:负荷设定回路接收运行人员手动设定的目标负荷或中调自动发电(AGC)指令,经速率限制、负荷上下限限制和负荷指令闭锁增减运算后分别送往机主控、炉主控等回路;频率校正回路负责把频差信号转换为负荷偏差信号,叠加到负荷指令上。

(2)压力定值处理回路:其设计了定压、滑压两种压力运行方式。在滑压方式时,根据负荷—压力定值关系(见表1)确定机前压力定值。压力定值变化时,按给定的压力变化速率进行限速。压力定值和压力变化速率可以在OWS上进行设定。

2.2 锅炉主控

锅炉主控设计有2种方式:BF方式和CCS方式。

BF方式锅炉主控PID逻辑如下:将限幅限速后的主汽压力作为给定值,主汽压力测量值作为过程值,未投入BF方式时,PID输出强制跟踪锅炉主控输出,投入自动时,将根据主汽压力及其设定值的偏差进行PID计算。该种方式下,PID的输出再加上1个分量(相当于前馈作用)后作为锅炉主控的输出量,这个分量包括3个部分:①主汽压力的偏差;②主汽压力设定值×调节级压力的函数/主汽压力;③主汽压力值,即经50s滤波后的主汽压力值。

CCS方式锅炉主控的PID逻辑如下:接收主汽压力偏差进行PID计算,机组负荷偏差作为前馈量输入PID。该种方式下,PID的输出再加上1个分量(相当于前馈作用)后作为锅炉主控的输出量。这个分量包括3个部分:①主汽压力的偏差;②经过50s滤波后机组负荷指令×系数;③主汽压力值×系数。

2.3 汽机主控

汽机主控设计有TF方式和CCS方式。TF方式汽机主控PID的逻辑相对比较简单,任务是控制机前压力。未在TF方式时,它跟踪汽机主控输出值,自动方式时,根据主汽压力及其设定值进行PID计算,并将计算结果送给汽机主控。CCS方式时,汽机主控接收机组当前功率和机组负荷指令的偏差,进行PID计算,同时引入机前压力偏差和机组负荷指令作为前馈量。在非CCS方式下,跟踪汽机主控输出值。

2.4 燃料量和给水量的比值控制回路

燃料量和给水量的比值控制回路采用水跟煤的控制方式。当锅炉燃料量指令改变时,根据设计煤种的发热量自动改变给水流量设定值,如果煤种发热量变化或其它因素的影响导致水煤比偏离设计值,再用给水流量对锅炉汽水分离器入口蒸汽温度进行校正。锅炉汽水分离器入口温度的设定值根据汽水分离器出口压力经函数发生器自动给出。给水流量指令按下式确定:

给水流量指令=惯性环节迟延后的锅炉主指令×燃水比函数+微过热点温度调节器的输出。

3 协调控制系统存在的问题及优化方案

3.1 协调控制系统存在的问题

(1) 机组采用双进双出钢球磨直吹式制粉系统,其燃料—负荷、燃料—压力特性惯性及滞后较大,机组蓄热量较小,水—燃配比要求严格,机炉动态特性差距悬殊,仅靠利用锅炉蓄热量提高负荷响应速度是不可行的,而仅采用常规方法控制负荷,无法解决响应速度过慢与超调严重之间的矛盾。

(2)燃料主控投入自动方式时,设定值是锅炉主控下发的燃料量指令,被调量是总燃料量,调节对象是磨煤机负荷风挡板,即根据锅炉燃料量要求来调配各磨煤机负荷风挡板开度,以改变总燃料量使之满足要求。因为上安电厂采用的双进双出直吹钢球磨供应的燃料量是根据一次风量来间接计算的,一方面由于测量技术的限制,一次风量难以测量准确,经常发生零点漂移等问题;另一方面风量中所含的煤粉量也不可能完全恒定,所以燃料量的计算是比较模糊的,给燃烧调节带来很大不便。由于磨煤机入口风道为倒“F”形状,两侧负荷风门同时开启时容易出现抢风现象,且负荷风测量不准确,无法用负荷风量表征实际的燃料量,给协调控制系统的投运带来很大困难。

(3)给水控制的设计采用水跟煤的控制方式,当锅炉燃料量指令改变时,根据设计煤种的发热量自动改变给水流量设定值,如果煤种发热量变化或其它因素的影响导致水煤比偏离设计值,再用给水流量对锅炉汽水分离器入口蒸汽温度进行校正。而由于直流炉的特性,当锅炉燃烧扰动导致中间点温度变化后,给水流量的变化导致主汽压力的迅速波动,进而影响负荷变化,并影响到过热汽温调节和减温水流量变化。

3.2 协调控制系统的优化措施

3.2.1 调节器变参数控制

为解决动态快速响应与稳态平稳之间的矛盾,我们采用调节器变参数控制的设计思想:在负荷升、降动态变化过程中,适当减弱负荷调节器的调节作用,使负荷指令前馈信号起主导作用;当实际负荷接近目标负荷时,前馈信号动态过程基本结束,通过变参数适当提高调节器的调节作用,使实际负荷尽快达到目标负荷。图1为变参数控制示意图,变参数控制通过INFI 90功能码FC24(ADAPT)实现,即根据实际负荷与目标负荷的差值大小,自动调整负荷调节器的比例系数、积分系数等。实践证明,变参数控制有利于实现负荷的动态快速响应与稳态稳定。

3.2.2 大偏差回拉调节策略

如果机组运行尚未稳定或正常运行时遇到过大扰动,负荷可能会出现大幅度偏差(如超过±7MW)。由于负荷调节器采用变参数控制,在大偏差时调节作用偏弱,会出现大偏差持续较长的现象。大偏差回拉回路用于通过加、减燃料量将负荷拉回稳态区域(偏差±4MW),然后由负荷调节器通过正常调节将负荷稳定在定值附近。

3.2.3 给水自动调节优化

(1)中间点温度的设定:

首先,根据分离器出口压力计算对应状况下的饱和蒸汽温度;然后,根据锅炉运行要求,加上过热度后作为中间点温度的给定值。根据分离器的压力不同来设置不同的过热度。过热度可以由运行人员手动设定偏置,设计中考虑了汽水分离器入口蒸汽温度最小过热度限制,当过热器喷水流量占总给水流量的比例与设计值偏差过大时,再对汽水分离器入口蒸汽温度设定值进行小范围的增减。

(2) 给水流量指令的形成:

当给水泵均在手动方式时,给水流量指令计算PID(主调节器)给定值跟踪中间点温度;当任一泵在自动方式时,PID的SP采用中间点温度设定值。给水泵全手动情况下,PID输出跟踪实际给水流量;任一给水泵投入自动时,根据中间点温度偏差进行PID计算,自动修正给水流量设定值。

经过多次试验和研究,我们在给水流量指令计算PID上添加了2个前馈量:一个是锅炉主控,即燃料量指令信号,根据平常运行中给水流量和磨煤机负荷风总量的经验比值,目前采用了6∶1的前馈量,这个前馈量相当重要,当锅炉燃料量指令发生改变时,提前相应改变给水流量设定值;另一个前馈量采用了机组负荷指令,这样可以很大程度上迅速跟上甚至超前于燃料量的变化,使得进入锅炉的燃水比值尽可能地始终维持一定。

3.2.4 制粉系统燃烧自动调节

针对负荷风测量偏差较大的情况,采用磨煤机入口一次风量进行折算后表征实际燃料量。该方式要求在协调方式投入中磨煤机旁路风尽可能关闭,以确保磨煤机入口一次风量准确地表征燃料量。采用以上方式后,磨煤机负荷风调节挡板接收煤主控的输出指令,用磨煤机入口热风调节挡板来调节入口一次风量即燃料量。磨煤机入口热风调节挡板的设定值采用容量风调节挡板的平均指令形成,为避免热风挡板投入自动时产生较大的设定值扰动,在其设定值回路增加了可变系数K,K值为磨煤机入口一次风量与容量风调节挡板平均指令的比值,在热风调节挡板投入自动后,K值保持,这样就避免了投入自动时设定值的变化。

4 现场投运情况

图2为上安电厂6号机组在机炉协调控制方式下,负荷以10MW/min的变化速率,从480MW减至450MW再增至540MW的负荷变动试验时的响应曲线。图2中,1为负荷指令(量程0MW～620MW);2为实际负荷(量程0MW～620MW);3为主汽压力设定值(量程12MPa～26MPa);4为主汽压力(量程12MPa～26MPa);5为主汽温(量程400℃～600℃);6为主汽温设定值(量程400℃～600℃);7为中间点温度设定值(量程350℃～550℃);8为中间点温度(量程350℃～550℃)。从图2可以看出,负荷的最大超调量为4MW,压力最大超调量为0.4MPa,主汽温度的最大动态偏差在±6℃范围内,中间点温度最大动态偏差在±5℃以内。

5 结语

上安电厂600MW超临界机组的协调控制系统在设计、调试阶段经过多次论证、反复优化,并进行了大量的负荷变动试验以获得最佳控制参数,取得了不错的效果,达到了既快速响应电网负荷变化要求又能保证机组安全稳定运行的目标。

参考文献

[1]刘吉臻.协调控制与给水全程控制[M].北京:水利电力出版社,1995.

[2]边立秀.热工控制系统[M].北京:中国电力出版社,2001.

[3]黄红艳,陈华东.超临界直流锅炉控制系统的特点及控制方案[J].电力建设,2006,27(3):1-3.

篇4：2机组协调控制系统

关键词：双细则考核  发电机组  协调控制

1 概述

近年来，我国很多发电厂的发电机组控制都运用协调控制系统，AGC自动控制系统作为单元机组和电网的连接纽带，它担负着协调汽机控制系统和锅炉控制系统及时响应各种指令的重任，自动发电控制系统的控制能力受协调控制系统特性的重要影响。发电厂为了提升其所生产的电能质量，必须有效协调控制系统的负荷适应问题，特别是要重点解决一些装有制粉系统的煤粉炉机组的负荷适应方面问题，装有制粉系统的煤粉炉机组稳定周期非常长、响应滞后较大，要有效控制机组压力必须采取完善的措施。

2 优化发电机组协调控制系统的重要意义

电力工业是我国经济发展的重要能源性产业，它对社会的进步与经济的发展具有重要作用。现阶段，我国的发展还是以城市化和工业化为主，装机容量和电网规模正在不断增长。伴随国家对火电机组减排、节能工作的推进，电力企业或发电工厂与道路燃料成本迅速增长、电价机制不科学等问题，以往并网电厂考核体制已经不能满足电网安全运行和电力市场发展要求，电力行业必须要不断规范化、市场化。自双细则考核实施到现在，很多电厂都建立了规范的服务补偿标准，充分调动了企业的主动性。促进电力市场建设方面，双细则不仅是对技术实用性检验，而且是对电力工作人员适应环境的检验，促使电力企业根据有关机构要求促进市场建设。提升电网运行效率方面，企业积极引导调节性能良好的机组承担辅助服务工作，努力提升自身机组效率，提升系统整体运行效率，利于节能减排。双细则是从自动发电控制系统的调节精度、投入率、响应时间及调节速率等方面考核发电机组自动发电控制系统的调节性能。

3 发电机组的协调控制系统

该电厂的发电机组锅炉运用的是燃煤汽包式锅炉，其燃烧系统主要由12支油枪与5台直吹式的磨煤机组成，汽机运用一次再热、双排汽、亚临界、双缸、凝汽式汽轮机;锅炉风量由送风机进行控制，3台电泵构成给水系统，热控设备运用分散控制系统。发电机组的协调控制系统由压力设定值的行程回路、单元机组的负荷指令运算回路、汽机控制器及锅炉控制器组成。压力设定值回路包含滑压运行过程中的运算压力定值回路、定压运行过程中的运算压力定值回路和滑压定压进行没有干扰的切换回路。单元机组的负荷指令回路主要由最大限制回路、最小限制回路、负荷控制站及变化率的限制回路组成。负荷指令的运算回路是按照炉、机实际运行情况，选取机组能够接受的各种指令，并将其看成是炉、机的功率设定值，将这些功率给定值送到汽机控制器和锅炉控制器。汽机控制器主要提供汽轮机的电液调节系统和发电机组控制系统间的接口，并把机组的负荷指令传至汽机的电液控制系统。锅炉控制器可以理解为燃烧控制系统和单元机组的指令处理回路间的接口，锅炉控制器负责把机组的负荷指令传至燃烧控制系统及风量控制系统，进而协调锅炉出力和负荷的关系，并确保锅炉保持正常运行。

4 发电机组协调控制系统的主要问题

目前，我国多数煤粉汽包炉机组的协调控制系统都运用上面这种方案，尽管这种方案的协调控制系统在负荷适应上存有问题得到了解决，然而其在自动发电控制系统双细则下很难满足要求，具体可以分为几个方面来讲。第一方面，因为煤种发生改变，在燃料数量不发生改变时，会致使锅炉发热量有较大变化，给机组负荷和锅炉压力的稳定性带来严重影响。启动磨煤机和停止磨煤机时，锅炉负荷的自我平衡能力较差，会影响机组压力、负荷等稳定性。自动发电控制系统的指令不断发生变化，会使负荷出现较大偏差，并且调节品质较差，稳定时间较差，很难达到双细则下的各项指标。

5 协调控制系统的适应性分析

5.1 煤、风间相互限制给自动控制系统的速率调节产生一定影响

很多送风控制与燃料控制里都有关于煤、风交叉限制问题，煤、风交叉限制具有逻辑性能够促进负荷降低时先减少燃料再减少风量、负荷上升时先增加风量再增加燃料功能的实现。发电机组负荷变动过程中，这种功能常常会对机组负荷的响应速度产生制约。所以，要提升发电机组负荷响应速度，一定要先取消煤风间交叉限制。

5.2 燃煤煤种发生变化影响调解品质

当锅炉燃料是锅炉设计的煤种时，负荷指令发生变化会使燃煤数量发生一些变化，锅炉的燃烧系统就可以满足锅炉的能力需求，然而当煤热值出现变化时，燃料量就不能得到设计煤种发热引起的锅炉出力。所以，要把热值校正因子及时传至燃料的控制回路中，让校正因子自动校正控制煤发热量，以让燃料量及时响应煤质变化。可以在目前已有逻辑中校正逻辑优化热值，进而适应煤种发生各种变化。

6 优化协调控制系统适应性的方法

经过分析协调控制系统的负荷适应问题，并结合多次的试验和机组特征，从试验方面和方案设计上运用一些方法，对运行及操作提出一些意见。

6.1 修改温度挡板双向解耦、磨煤机风量及反馈负荷形式

对磨煤机进行修改以后，磨煤机负荷处于稳定状态时，热风调节系统会随着风量变化而自动控制挡板开度，与此同时，自动进行增加或减少的热风挡板开度也会反馈到冷风挡板的调节系统，并使冷风调节系统根据对应方向调节冷风挡板开度。倘若磨出口风粉的混合温度发生变化，冷风调节系统便会自动增加或减少冷风挡板开度，自动增加或减少的冷风挡板开度会反馈到热风挡板的调节控制系统，热风挡板控制系统会根据相反方向增加或减少热风挡板开度。当因为一些特别理由要增加或减少磨煤机的负荷情况下，根据相同方向，会向给煤机传送指令，并反馈到冷风挡板及热风挡板调控系统，冷风挡板及热风挡板调控系统会伴随给煤机转速的变化而增减冷风挡板和热风挡板的开度，这种方法使燃烧系统反应速度有明显提升。

6.2 增加磨煤机风量控制补偿前馈

要提升发电机组锅炉的负荷响应能力，必须充分运用制粉系统动态存储容量，具体可以运用磨煤机一次风超调优势来改善锅炉负荷响应特征。磨煤机一次风运行趋势方面，表现在当磨煤机的负荷发生变化时，一次风风量的定制要随给煤量进行响应比例的变化，还可以给风量定制增加动态微分的过调。当磨煤机负荷发生增加或减少时，动态微分过调伴随磨煤机负荷的相同方向增加风量定值，直至磨煤机的负荷保持稳定情况下，微分过调才自动消失，风量定值仅仅是伴随给煤量根据比例变化的风量定值。

6.3 缩短机组负荷指令传至汽机控制器的时间

一旦发电机组负荷指令发生变化，汽机的调汽门就会立即有相应的响应或者变化，这时机组负荷就会跟着变化，充分运用锅炉储热能够让机组负荷得到迅速响应，进而克服负荷刚开始响应出现的滞后问题，然而要确保系统具有较强稳定性，确保发电机组的各运行参数始终在安全值范围内。

7 结束语

经过反复的研究和论证，上述优化协调控制系统适应性的方法使很多电厂都获得了良好效果，单元机组的自动发电控制系统静态指标及响应速度都变得更完善，为实现电网调度的自动化打下了坚实基础，给电能质量的提高做出了一定贡献。火力发电单元机组协调控制系统是一个十分复杂的多变量控制系统，它具有大时变、强耦合、大时滞、非线性特征，所以，协调控制系统有着较高的研究价值。

参考文献：

[1]方吉吉.先进预测控制在超超临界机组机炉协调系统上的应用[J].热能动力工程，2013（04）.

[2]高爱国，尚勇，康静秋.提高自动发电控制性能指标的协调控制策略优化与应用[J].热力发电，2012（12）.

篇5：机组全停方案2

批准：吕晓东

复审：康涛 闫尚军 高强

审核：闫尚军 高强

制定：陶生柱 金刚

发电部

二○一一年六月二二日 总则

1.1 根据大唐集团公司对安全生产的要求，为了减少机组非计划停运对企业形象的影响，必须采取有效的措施进行防治，特制定本预案。1.2 为了强化管理，严格执行制度，杜绝检修及日常维护中的违章行为，提高设备检修、维护和消缺质量，来保证机组的安全、经济运行，使企业安全生产的管理水平全面提高，实现“零非停”目标。1.3 本预案适应于生产管理、检修、运行等部门。2 组织机构

2.1防止非计划停运领导小组 组长：公司总经理 副组长：发电部主任、安全生产部 成员：运行专工、安全员、各班班长 2.2 领导小组的职责

2.2.1根据设备异常运行情况，认真分析存在的问题，决定技术处理方案及重大事项，组织有效的检修队伍。

2.2.2加强现场大、小修、日常维护的检查和督促力度。对违反现场规定的人员进行严肃教育，并进行考核。

2.2.3对现场设备缺陷处理进行全过程监督，直至完全消除。2.2.4设备检修计划、人员配置、工艺流程合理安排，严把质量关、安全关。严格执行三级质量验收。

2.2.5日常监督现场工作危险点预控卡的执行、工作票和操作票的执行情况，对现场发现的问题及时解决。

2.2.6不定期召开分析会议，对设备存在的问题提出处理的措施，并指导设备单位进行针对性的工作。

2.2.6加强对各班组防非停工作的指导和监督，对制定的本电站的措施落实情况进行检查、考核，要求责任到人，职责明确。3组织措施 3.1组织及分工

3.1．

1、成立全停清污领导组 组长： 吕晓东

副组长：康涛 闫尚军 高强 成员： 陶生柱 金刚 周明德

职责：负责组织机组全停清污工作；负责黄土湾电站系统及设备运行方式的安排；全面负责机组全停后的管理工作；对全停清污工作中发生的异常情况进行异常分析，并做出处理决定。3.1.2、现场指挥 吕晓东

职责：负责全停清污工作安全；负责全停清污工作人员组织安排；负责下达开始全停清污工作指令。全停清污工作结束后，负责下令蓄水开始，准备开机。3.1.3、运行工作组 组长：高强

成员：运行操作人员、运行当值值班人员

职责：负责与上级调度部门的联系协调；负责运行人员安全；负责运行人员组织分工；负责设备操作；负责运行系统安全。

3.1.4、安全监察组：藏文赞 李文强

职责：负责现场全停清污工作安全监督，及时查处并纠正违章现象，对全停清污工作安全负责。3.2具体要求

3.2.1、全停清污工作开始前各班值组织所有参加人员认真学习本措施，各组详细落实停清污工作前准备工作，并落实工作内容，交待安全措施和技术措施，进行危险点分析，做好风险控制措施，熟悉工作程序，熟悉工作内容。

3.2.2、所有参加全停清污工作人员必须服从命令、听从指挥、坚守岗位、遵守纪律。

3.2.3、全停清污工作期间所有设备的投入、退出及安全措施布置由运行当值值长统一指挥，部门负责后备监护，并由运行人员操作机组全停，全停清污工作结束后机组整体启动由运行抽调专人负责，全过程参加，负责启动中设备状态改变，倒闸操作，运行参数记录。3.2.4、启动工作中如发生异常，立即汇报现场指挥，启动工作暂停，查明原因，处理正常后，方可继续启动进行工作。

3.2.5、每项工作结束后，必须汇总分析后，方可进行下一步工作。

4、安全措施

4.1、严格履行工作票、操作票手续。

4.2、现场人员严格执行有关安全规程和制度（电业安全工作规程发电厂电气部分，水电厂动力部分）。

4.3、运行设专人在蝶阀、调速器、励磁调节柜进行看护，并做好应

急操作准备。

4.4、全停清污人员不得操作运行设备。

4.5、工作现场保持严肃安静，工作人员精力集中在指定工作位置认真工作，不得随意走动，干扰他人工作。

4.6、任何人发现异常必须立即采取措施后汇报现场指挥，全停清污工作暂停，查明原因后，方可继续工作。4.7、全停清污临时措施要严格进行检查核对。

4.8、与工作无关人员不得进入工作区域，禁止进入禁戒线。

5、技术措施

5.1、保证大坝水位在2177以下。

5.2、#1#2泄冲闸电源良好，保证随时可以开启泄洪，保证施工人员的安全。

5.3、在进水口设置警戒线不容许人员靠近大坝，防止跌落水中。5.4、大坝派专人观测水情，和上游青羊沟电站建立水情联系机制，定时联系上游水情，做好预警机制，防止大洪水对工作人员造成伤害。5.5、全开#1#2#3机组的冷却水，防止堵塞冷却水管。

5.6、保证厂房排水系统的正常工作，防止尾水倒灌，和渗漏排水。

6、全停清污内容 6.1、运行方式

#1#2#3机、10KV母线、#1#2主变、110KV甲母、1111月黄线，有功功率17MW，大坝水位2188.4M,冲沙闸提起2.55M。6.2、工作内容

#1#2#3机全停后，提起冲沙闸将大坝水位降至2177以下，人工清理进水口拦污栅草根杂物等。工作结束，落下冲沙闸将大坝水位蓄至2188M，启动机组确保发电，安全度汛。

6.3杂物清理方案

进水口拦污栅总共5段，每段长2.8m。将50t履带吊开至进水口的适当位置，由两人至拦污栅顶部吊耳处分别进行钢丝绳的绑穿工作，穿好后两人迅速离开。

50t履带吊在接到现场指挥员的命令后，缓慢的将拦污栅提起。待第一段拦污栅完全露出进水闸底板高程时停止起吊，由2名指定的工作人员将拦污栅锁定，并将拦污栅第一段与第二段之间的固定销卸下，带人员离开后，吊车将拦污栅第一段吊起，并放至指定的安全部位。以此类推，依次将拦污栅解体分段调吊出。

拦污栅调吊出后，每段派2人对拦污栅上面的杂物进行清理，同时派3人到进水口底部将底部堆积的杂物清理并通过吊车吊出。

杂物清理完毕后，将拦污栅第五段吊起放入门槽缓缓放入底部，然后将第四段吊起放入门槽，待第四段与第五段有效结合后，由指定的两名专业人员将固定销穿入，并检查确认固定良好。以此类推，以同样的方法将拦污栅全部固定就位。就位完毕，清理现场所有垃圾，并将现场所有孔洞进行覆盖防护。为确保清渣人员的人身安全，须做好以下安全防护工作：

6.4、安全防护工具的准备

安全带5条，安全绳2根，安全帽12顶，钢格栅防护盖板1块。6.5详细要求

清理工作必须统一指挥，统一调度，以确保人身安全为准则。清渣时由中控室填写操作票，清渣人员须有专人指挥，指挥人员为枢纽主职人员。在开展清渣工作之前，指挥人员对安全防护措施做重点强调，并制定专职安全人员进行监护。由监护人员对清理工作中的一切指令进行重复，确定无误后再通知工作人员实施。若出现误操作或有安全隐患监护人员要及时发出指令停止清理工作。

6.6进入清理现场时，须检查安全防护工具的可靠性健全性，否则禁止使用。

清理人员进入工作现场，必须佩戴安全帽。在拦污栅附近情理时必须佩戴安全带，在拆装拦污栅固定销、锁定销时需系安全绳。

当杂物无法清理时，或清理工作受条件限制不能进行时，必须停止清理工作。

7、全停清污工作结束

1、召开全停清污工作领导小组会议，对全停清污工作情况进行总结。

2、由领导小组组长宣布全停清污工作结束。

篇6：#1机组第2次小修总结

2006年11月21日—12月4日，＃２机组进行第二次C级检修，历时15天，按照公司要求小修控制在10天确保12天的目标未能实现，本次小修事件紧、任务重、项目多，也是今年历次小修中比较失败的一次，机组小修后期的启动过程中在安全方面也出现了一些不应该的问题，现将安全方面的工作总结如下：

1、反习惯性违章检查: 为提高人员安全意识，避免诱发事故的人为因素出现，我们大力开展反习惯性违章活动，本次小修安管部组织本部门专工和检修、发电、燃料部安全专工组成的“习惯性违章纠察队”，对所有检修范围内的违章现象进行检查、通报或罚款，我们检查的重点是：、无票作业、高空作业不系安全带、氧气乙炔安全距离不够、乙炔没有回火器、脚手架不合格、地面防护措施不到位、现场成品设施保护等，我们本着先纠章，后通报、再罚款的方式，对查出的违章行为限期整改，共下发《习惯性违章通报》10期，检查出的违章现象 次，通过这些反违章的检查、通报或考核，有效地提高了人员的安全意识和自我防范知识，减少了现场的违章现象，从而也避免或减少了不安全事件的发生，净化了现场文明施工环境，提高了现场安全文明施工水平，由于措施具体，执行得力，＃1机组第二次小修期间为发生人身伤害和设备损坏事件的发生，保证小修工作的顺利有序进行。

2、制定切实可行的小修防范和隔离措施

在停机伊始，安管部就下发了《＃1机组小修期间隔离措施及防护要求》，确保运行机组和检修机组公用系统的完全隔离，哪些系统需要隔离、哪些阀门需要上锁、哪些设备需要挂“禁止操作”牌，哪些部位需要设围栏、哪些盘柜需要悬挂“运行”中红布等都一一作了详细规定，明确检修、发电、燃料隔离和防护范围，强调检修工作应注意采取的安全措施，附加了《临时电源管理办法》、《脚手架管理标准》、《工作票管理实施细则（试行）》等有关标准和规定，一方面教育提醒职工检修工作要严格要求，一方面警示职工哪些行为已经违章了，小修开始后我们认真组织人员检查小修隔离措施的执行和落实情况，在机组停机或启动中我们分两班（每班2人）轮流值班，做到在现场哪里有检修工作就能见到我们安监队伍的身影，重点部位要求保卫人员24小时监护，通过现场巡检，及时发现安全隐患。由于措施具体，执行得力，保证了机组小修后安全顺利启动。

3、＃１机组小修要求完成整改项目汇总

本次小修是2006年最后一次小修，我们利用这次停机检修机会，对2006年工作计划和“春查”、“秋查”、“安评”整改通知书中还没有完成的项目进行统计、排查和汇总，对有关项目责任单位进行提醒，把这些项目列入小修计划进行能够安排，我们下发了《＃1机组小修期间需要完成整改项目汇总通知书》，上面详细罗列了项目名称、整改要求、责任单位、完成时间、验收人等，要求小修结束后进行书面或MIS反馈，通过安管部的认真严格的督察，大部分项目已经完成和反馈，保证了计划和“春、秋季”安全大检查、“安全性评价”所查问题完成率。

4、锅炉部分设备磨损严重，更换工作量任务艰巨

＃１炉停炉检查中，发现锅炉烟道支撑、一次风弯头、喷燃器、点火枪等设备磨损严重，需要大量进行更换处理，不仅增加了小修的项目和工作量，由于停机前估计不充分，这些项目提前也没有进行准备，造成施工的难度较大，参建队伍加班加点，在保证工程安全和质量的前提下，赶工期，赶进度，在最短的时间内将任务圆满完成。

5、小修后期启动过程中暴露的问题

12月3日＃１机组小修顺利结束，进入机组启动程序，19:30汽轮机暖机结束定速3000r/min，切换主汽阀过程中，DEH超速报警而跳机，检修更换SD转速卡插件，后重新挂闸冲转，期间发现#2EH油泵油压低不会联启，检查后为就地控制隔离变烧坏，更换后试转＃2EH油泵才正常；20:50重新挂闸升速至3000rpm,进行注油试验,动作油压0.32MPa.因就地不能正常复位手动停机,重新挂闸升速至3000rpm转正常；21:19 #1发电机与系统并网成功,负荷30MW暖机,发现发电机转子电流跳变约200A,发现励磁柜内转子电流测量端子排接线烧坏；23:00负荷100MW,启#1炉#

3、#4制粉系统时,发现#4排粉机振动大跳闸；另外发现高压缸下部热工缸温测点套管处刺汽较大，降负荷带压堵漏；4日02:40带压堵漏不成功被迫停机处理。由于检修人员责任心不强，检修经验不足，造成机组多次停机检查。

12月4日22:16＃１机组检修后重新启动并网。7日16:26因内冷水流量小，除盐水补不上水，造成发电机“断水保护动作”再一次跳机。这就暴露出我们的部分职工安全意识较低，技术水平不高，责任心不强，检修经验匮乏，巡视不及时不认真，设计方面还存在一些问题，对我们的安全生产敲响了警钟。