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.53.1机组投产日期.53.2汽轮机设备规范.53.3机组特殊运行工况.73.3.4机组允许在第段具有供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。.73.3.5本机组约有5的流量裕量，并允许蒸汽压力为105额定压力（17.5MPa）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。.73.4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DEHV，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XDPS-400E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)。.73.4.3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。.83.4.3.2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。.83.4.3.3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6080%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。.83.4.4EH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12.4MPa14.8MPa。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。.83.5旁路规范.923.6辅机设备规范特性.94汽轮机的保护及联锁.154.2汽轮机联锁项目.165汽轮机的试验.175.1ETS系统通道试验.175.2DEH-V型调节系统静止试验.175.3OPC电磁阀试验.185.4103%超速保护功能试验.185.4.19视实际转速将至目标转速后#14高压调节汽门、#12中压调节汽门应自动打开，自动维持机组转速3000rpm；.195.5110%电超速保护功能试验.195.6机械超速保护试验.205.7危急保安器充油活动试验.205.8主汽门、调节汽门松动及活动试验.215.9主汽门、调节汽门严密性试验.235.10运行中抽汽逆止门活动试验.235.11机组大联锁试验.245.12主机润滑油系统联锁保护试验.245.13抗燃油系统联锁保护试验.265.14密封油系统联锁保护试验.275.15发电机断水保护试验.295.16发电机定冷水系统联锁保护试验.305.17凝汽器灌水查漏.305.18除氧器安全门校验.315.19循环水系统联锁及保护试验.315.20开式循环冷却水系统联锁保护试验.325.21闭式循环冷却水系统联锁试验.325.22凝结水系统联锁保护试验.335.23给水系统联锁试验.345.24加热器联锁保护试验.375.25真空严密性试验.395.26真空系统联锁保护试验.395.27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.406.1总则.406.2启动前的检查与准备.426.3启动前的操作.426.4冷态启动.446.5热态启动.487汽轮机的停止.507.1停机前的准备工作.507.2定参数停机.50H)汇报值长汽机打闸，检查发电机解列，锅炉MFT。.517.3滑参数停机.517.4汽机打闸后的工作.5237.5停机后的操作.527.6停机过程中的注意事项.537.7停机后的维护.538辅机设备启停及运行.548.1转动机械运行与维护.548.2主机润滑油系统.558.3油净化及处理.598.4抗燃油系统.628.5循环水系统.638.6开式循环冷却水系统.668.7闭式循环冷却水系统.678.7.3.13关闭闭式循环水A冷却器冷却水出水门。.688.8凝结水系统.688.8.3.1检查备用凝结水泵备用良好。.698.9除氧器（除氧器水箱中心线为零位）.718.10低压加热器.738.11高压加热器.758.12电动给水泵组.778.13汽动给水泵组.808.14发电机密封油系统.848.15发电机氢冷系统.868.16发电机定子冷却水系统.898.17辅助蒸汽及轴封汽系统.928.18真空系统.948.19凝汽器胶球清洗系统.958.19.2凝汽器胶球清洗装置的投入.958.20凝汽器半边隔离清洗查漏.968.21快速冷却系统.969汽轮机的正常运行与维护.989.1正常运行参数.989.2定期试验.1049.3运行中的维护和负荷调整.1069.4运行方式.10610故障及事故处理.10710.1故障及事故处理原则.10710.2事故停机.10810.3主、再热蒸汽参数异常.11010.4凝汽器真空下降.11110.5甩负荷.11310.6厂用电中断.11510.7汽轮机严重超速.11610.8机组异常振动.11610.9汽轮机水冲击.11810.10汽轮机轴向位移增大.11910.11低周波运行.119410.12DEH系统故障.12010.13蒸汽管道故障.12110.14水管道故障.12110.15油系统、发电机及励磁机失火.12210.16主机润滑油系统工作异常.12210.17停机后盘车或油系统故障.12410.18抗燃油系统工作异常.12510.19一般泵类及电动机事故处理通则.12510.20汽动给水泵系统事故处理.12810.21电动给水泵的事故处理.13110.22真空泵组故障.13310.23循环水系统故障.13410.24凝汽器.13610.25除氧器故障.13610.26高、低压加热器故障.13810.27发电机密封油系统故障.13910.28发电机氢系统故障.14110.29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DCSDEH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（火电厂动力部分）；厂家有关设备运行资料。3概述3.1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3.2汽轮机设备规范3.2.1主要技术参数序号名称单位#1/#2机1型号N330-16.7/538/5382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mm0.037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3.2.2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MPa(a)16.672主汽门前蒸汽温度5383再热汽门前蒸汽压力MPa(a)3.3964再热汽门前蒸汽温度5385调节级蒸汽压力MPa(a)126背压MPa0.00497给水温度280.98额定功率时蒸汽流量t/h1002.5919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/kWh78383.2.3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6.342400.483.346#1高压加热器二高压缸排汽3.660321.172.179#2高加、小机辅汽联箱三中压缸第4级后1.945453.038.505#3高压加热器四中压缸排汽0.8748348.244.428/35.355除氧器、小机辅汽联箱五低压缸（调端）2级后0.3799248.040.327#5低压加热器六低压缸（电端）4级后0.1468148.126.897#6低压加热器七低压缸（电、调端）5级后0.068990.7834.239#7低压加热器7八低压缸（电、调端）6级后0.022162.5729.317#8低压加热器3.3机组特殊运行工况3.3.1机组允许运行的最低负荷为15MW，倒拖运行时间不允许超过分钟。3.3.2机组盘车期间，顶轴油泵必须连续运行，盘车转速为2.51rpm。3.3.3本机组高加切除时，仍能连续发出308.816MW。3.3.4机组允许在第段具有供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。3.3.5本机组约有5的流量裕量，并允许蒸汽压力为105额定压力（17.5MPa）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。3.3.6本机组在夏季运行，冷却水温升高至33，背压为11.8kPa，补给水率为3%，机组可发出功率为308.782MW。3.3.7机组无蒸汽运行不超过3分钟。3.4汽轮机控制系统3.4.1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DEHV，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。3.4.2汽轮