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XX电厂330MW汽机运行规程.doc

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XX电厂330MW汽机运行规程.doc

1330MW机组汽机运行规程41范围52引用标准53概述531机组投产日期532汽轮机设备规范533机组特殊运行工况7334机组允许在第4段具有供100T/H厂用汽的能力,仍能发出额定功率。但当夏季运行,冷却水温度为33℃又抽厂用汽时,机组不保证发出额定功率。7335本机组约有5%的流量裕量,并允许蒸汽压力为105%额定压力(175MPA)时连续运行,此时流量即为锅炉的最大计算流量MCR。当回热系统正常投运,背压为额定值时其机组的功率可达339MW。734汽轮机控制系统7汽轮机调节保安系统采用GE新华公司的数字式电调系统DEH-V,液压部分采用高压抗燃油电液伺服控制系统,动作快速、精确。7汽轮机控制操作系统采用GE新华公司的XDPS400E分散控制系统,分为模拟量控制系统MCS、锅炉、汽机、发电机及厂用电顺序控制系统BT/SCS,G/SCS及数据采集系统DAS。7343事故遮断系统7高压抗燃油系统中有六个电磁阀作为汽机保护。7自动停机遮断电磁阀(20/AST)为四只,组成串并联布置,以提高自动停机的可靠性。自动停机的压力开关和传感器有轴承油压过低、抗燃油压过低、轴向位移超限、凝汽器真空过低、机组超速(110)、差胀超限、轴振大以及外部停机信号。7机组超速保护控制器电磁阀(20/OPC)为两只,并联布置。当汽机转速达103%额定转速,OPC电磁阀动作,泄去高压调节汽门和中压调节汽门油动机下部油压,使高、中压调节汽门快速关闭。当机组转速降至额定转速,该两电磁阀关闭,从而由调节汽门控制机组转速在额定值。7本机另设一套飞锤式机械超速保护机构和一个现场手动脱扣手柄,两者任一动作时将泄去低压安全油,由弹簧力开启隔膜阀,泄去高压抗燃油而停机。润滑油与抗燃油互不相通。7注1、跳闸指令CH3接口为备用接口;82、轴振跳闸既接入ETS跳闸,又接入外部跳闸。83432机械超速遮断装置8A机械超速飞锤一只,当汽机转速为额定转速的110时动作,遮断汽轮机;8B汽机遮断手柄一只,位于前轴承箱,人为遮断汽轮机。83433汽轮机超速控制及超速保护(OPC)8汽轮机正常运行时,发生下列情况之一,OPC保护动作8A)未进行机械超速电超速试验时,汽轮机转速超过103额定转速(3090R/MIN)时;8B)汽轮机实际负荷>30额定负荷以上及发电机主开关跳闸;8C)瞬间甩负荷,当汽轮机的功率超过发电机功率的60~80时(甩部分负荷),OPC中“快速阀门控制”动作,快关中压调节汽门,延时瞬间再快速开启中压调门,维持电网负荷的稳定。OPC动作,泄去高、中压调节汽门油动机下部油压,高、中压调节汽门快关;当汽机转速下降至3000RPM,OPC复原,汽轮机重新进汽,维持转速。8344EH供油系统8向主机和小机调节保安系统各执行机构提供符合要求的高压工作油。EH油为具有良好的抗燃性和流体稳定性的磷酸脂抗燃液压油,工作油压为124MPA~148MPA。供油系统由集装式油箱、恒压柱塞式变量油泵、冷油器、加热器、蓄能器、油位计、油循环和油再生装置及必备的监视仪表组成。835旁路规范9236辅机设备规范特性94汽轮机的保护及联锁1542汽轮机联锁项目165汽轮机的试验1751ETS系统通道试验1752DEHV型调节系统静止试验1753OPC电磁阀试验1854103超速保护功能试验185419视实际转速将至目标转速后1~4高压调节汽门、1~2中压调节汽门应自动打开,自动维持机组转速3000RPM;1955110电超速保护功能试验1956机械超速保护试验2057危急保安器充油活动试验2058主汽门、调节汽门松动及活动试验2159主汽门、调节汽门严密性试验23510运行中抽汽逆止门活动试验23511机组大联锁试验24512主机润滑油系统联锁保护试验24513抗燃油系统联锁保护试验26514密封油系统联锁保护试验27515发电机断水保护试验29516发电机定冷水系统联锁保护试验30517凝汽器灌水查漏30518除氧器安全门校验31519循环水系统联锁及保护试验31520开式循环冷却水系统联锁保护试验32521闭式循环冷却水系统联锁试验32522凝结水系统联锁保护试验33523给水系统联锁试验34524加热器联锁保护试验37525真空严密性试验39526真空系统联锁保护试验39527汽轮机轴封供汽阀联动试验(正常运行时,轴封汽为高压轴封漏汽自密封)406汽轮机的启动4061总则4062启动前的检查与准备4263启动前的操作4264冷态启动4465热态启动487汽轮机的停止5071停机前的准备工作5072定参数停机50H汇报值长汽机打闸,检查发电机解列,锅炉MFT。5173滑参数停机5174汽机打闸后的工作52375停机后的操作5276停机过程中的注意事项5377停机后的维护538辅机设备启停及运行5481转动机械运行与维护5482主机润滑油系统5583油净化及处理5984抗燃油系统6285循环水系统6386开式循环冷却水系统6687闭式循环冷却水系统6787313关闭闭式循环水A冷却器冷却水出水门。6888凝结水系统688831检查备用凝结水泵备用良好。6989除氧器(除氧器水箱中心线为零位)71810低压加热器73811高压加热器75812电动给水泵组77813汽动给水泵组80814发电机密封油系统84815发电机氢冷系统86816发电机定子冷却水系统89817辅助蒸汽及轴封汽系统92818真空系统94819凝汽器胶球清洗系统958192凝汽器胶球清洗装置的投入95820凝汽器半边隔离清洗查漏96821快速冷却系统969汽轮机的正常运行与维护9891正常运行参数9892定期试验10493运行中的维护和负荷调整10694运行方式10610故障及事故处理107101故障及事故处理原则107102事故停机108103主、再热蒸汽参数异常110104凝汽器真空下降111105甩负荷113106厂用电中断115107汽轮机严重超速116108机组异常振动116109汽轮机水冲击1181010汽轮机轴向位移增大1191011低周波运行11941012DEH系统故障1201013蒸汽管道故障1211014水管道故障1211015油系统、发电机及励磁机失火1221016主机润滑油系统工作异常1221017停机后盘车或油系统故障1241018抗燃油系统工作异常1251019一般泵类及电动机事故处理通则1251020汽动给水泵系统事故处理1281021电动给水泵的事故处理1311022真空泵组故障1331023循环水系统故障1341024凝汽器1361025除氧器故障1361026高、低压加热器故障1381027发电机密封油系统故障1391028发电机氢系统故障1411029发电机定冷水系统故障142附录A(规范性附录)巡回检查时间和路线1501、巡回检查要求150巡回检查时应带对讲机、手电,听针,棉纱,应按照检查路线,对重要的就地水位计,油位计,温度表、压力表重点检查,不能走马观花,漏项不查,巡回检查中要耳听,鼻嗅,手摸。遇到问题要加强分析,果断正确处理,相互联系,及时汇报。检查后应及时记录所发现的问题。1502、巡回检查时间150接班前主值班员全面检查室内DCS\DEH画面各参数;副值班员全面检查机组各系统,巡操配合副值班员重点检查0米,除氧层。1503、巡回检查路线150附录B(规范性附录)高压缸冷态不带旁路启动151附录C(规范性附录)高压缸温态不带旁路启动152附录D(规范性附录)高压缸热态不带旁路启动153附录E(规范性附录)高压缸极热态不带旁路启动154附录F(规范性附录)冷态带旁路启动155附录G(规范性附录)温态带旁路启动156附录H(规范性附录)热态带旁路启动157附录I(规范性附录)极热态带旁路启动158附录J(规范性附录)极热态带旁路启动曲线159附录K(规范性附录)定压运行曲线160附录L(规范性附录)空、低负荷运行导则161附录M(规范性附录)主汽门前蒸汽参数曲线162附录N(规范性附录)真空与饱和压力、饱和温度对照表163330MW机组汽机运行规程51范围本规程规定了330MW汽轮发电机组汽轮机在启动、停机、事故处理、主辅机设备的检查、调整、维护及试验等的方法,适用于江苏徐矿综合利用发电有限公司2330MW循环流化床汽轮机组。2引用标准DL/T6091996(2005)300MW级汽轮机运行导则DL501192电力建设施工及验收技术规范汽轮机组篇82水电技字第63号电力工业技术管理法规83水电电字第47号火力发电厂高压加热器运行维护守则国电发1999579号汽轮发电机运行规程国电发2000589号防止电力生产重大事故的二十五项重点要求国家电网公司电力安全工作规程(火电厂动力部分);厂家有关设备运行资料。3概述31机组投产日期机组编号1机2机投产日期2009年09月18日2009年11月18日制造厂上海汽轮机有限公司32汽轮机设备规范321主要技术参数序号名称单位1/2机1型号N330167/538/5382型式亚临界、单轴、反动式一次中间再热,双缸双排汽、凝汽式3额定功率MW3304最大功率MW3395临界转速发电机一阶R/MIN867发电机二阶R/MIN2256高中压转子R/MIN1670低压转子R/MIN16106大轴晃动原始值MM0037额定转速R/MIN30008转子旋转方向从车头向发电机方向看为顺时针9末级叶片长度MM905610通流级数结构级为37级,其中高压部分1个调节级14压力级;中压部分8个压力级;低压部分27个压力级。11转子结构高中压转子、低压转子均是由整体合金钢锻件加工的无中心孔转子,高中压转子为双流结构,反向布置;低压转子为双流对称结构。12汽缸结构高压汽缸为双层缸,中压汽缸为单层缸,低压汽缸为三层缸。高中压汽缸为合缸结构,通流部分为反向布置;低压缸采用对称双流布置。13回热系统三台高压加热器除氧器四台低压加热器322设计工况主要参数序号参数名称单位参数1主汽门前蒸汽压力MPAA16672主汽门前蒸汽温度℃5383再热汽门前蒸汽压力MPAA33964再热汽门前蒸汽温度℃5385调节级蒸汽压力MPAA126背压MPA000497给水温度℃28098额定功率时蒸汽流量T/H10025919最大蒸汽流量T/H103610循环冷却水温度℃2111循环冷却水流量T/H4035612热耗率KJ/KWH7838323额定工况下各级回热抽汽参数抽汽编号抽汽点压力(MPA)温度(℃)流量(T/H)负荷去处一高压缸第9级后63424004833461高压加热器二高压缸排汽36603211721792高加、小机辅汽联箱三中压缸第4级后19454530385053高压加热器四中压缸排汽08748348244428/35355除氧器、小机辅汽联箱五低压缸(调端)2级后037992480403275低压加热器六低压缸(电端)4级后014681481268976低压加热器七低压缸(电、调端)5级后006899078342397低压加热器7八低压缸(电、调端)6级后002216257293178低压加热器33机组特殊运行工况331机组允许运行的最低负荷为15MW,倒拖运行时间不允许超过1分钟。332机组盘车期间,顶轴油泵必须连续运行,盘车转速为251RPM。333本机组高加切除时,仍能连续发出308816MW。334机组允许在第4段具有供100T/H厂用汽的能力,仍能发出额定功率。但当夏季运行,冷却水温度为33℃又抽厂用汽时,机组不保证发出额定功率。335本机组约有5%的流量裕量,并允许蒸汽压力为105%额定压力(175MPA)时连续运行,此时流量即为锅炉的最大计算流量MCR。当回热系统正常投运,背压为额定值时其机组的功率可达339MW。336本机组在夏季运行,冷却水温升高至33℃,背压为118KPA,补给水率为3,机组可发出功率为308782MW。337机组无蒸汽运行不超过3分钟。34汽轮机控制系统341汽轮机调节保安系统汽轮机调节保安系统采用GE新华公司的数字式电调系统DEH-V,液压部分采用高压抗燃油电液伺服控制系统,动作快速、精确。342汽轮机控制操作系统汽轮机控制操作系统采用GE新华公司的XDPS400E分散控制系统,分为模拟量控制系统MCS、锅炉、汽机、发电机及厂用电顺序控制系统BT/SCS,G/SCS及数据采集系统DAS。343事故遮断系统高压抗燃油系统中有六个电磁阀作为汽机保护。自动停机遮断电磁阀(20/AST)为四只,组成串并联布置,以提高自动停机的可靠性。自动停机的压力开关和传感器有轴承油压过低、抗燃油压过低、轴向位移超限、凝汽器真空过低、机组超速(110)、差胀超限、轴振大以及外部停机信号。机组超速保护控制器电磁阀(20/OPC)为两只,并联布置。当汽机转速达103%额定转速,OPC电磁阀动作,泄去高压调节汽门和中压调节汽门油动机下部油压,使高、中压调节汽门快速关闭。当机组转速降至额定转速,该两电磁阀关闭,从而由调节汽门控制机组转速在额定值。本机另设一套飞锤式机械超速保护机构和一个现场手动脱扣手柄,两者任一动作时将泄去低压安全油,由弹簧力开启隔膜阀,泄去高压抗燃油而停机。润滑油与抗燃油互不相通。3431汽机跳闸(ETS)定值序号项目报警值跳闸值1低真空87KPA81KPA2轴向位移车头≤09MM≥09MM≤1MM≥1MM3润滑油压低≤008MPA≤006MPA4抗燃油压低≤112MPA≤93MPA5超速保护≥1106差胀≤188MM≥1517MM≤112MM≥1592MM

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