集控运行规程汇编

1 第一章 机组设备概况 . 5 1 锅炉部分 . 5 1.1 设备概述 . 5 1.2 锅炉技术规范及特性 . 5 2 汽轮机部分 . 16 2.1 设备概述 . 16 2.2 汽轮机技术规范及特性 . 17 3 发电机部分 . 23 设备概述 . 23 发电机技术规范及特性 . 25 4 励磁部分 . 27 4.1 励磁系统概述 . 27 4.2 设备规范 . 28 4.3 励磁系统各元件的作用： . 29 4.4 起励 . 31 4.5 起励控制顺序 . 31 4.6 励磁调节系统运行 . 32 第二章 机组自动控制 . 32 1 机组协调控制 . 32 1.1 工作模式 . 32 1.2 运行方式切换 . 33 1.3 负荷设定值 . 33 1.4 主汽压力设定值 . 34 1.5 定压 /滑压运行方式 . 34 1.6 CCS 与 DEH 的接口 . 35 1.7 ADS 接口 . 35 2 炉膛压力控制 . 35 3 空气、燃料命令 . 36 4 送风量控制 . 36 5 一次风压控制 . 36 6 燃料控制 . 36 7 磨煤机调节 . 37 8 燃油控制 . 37 9 锅炉给水控制 . 37 10 过热汽温控制 . 37 11 再热汽温控制 . 37 12 辅助风（二次风）、燃料风挡板及过燃风挡板控制 . 38 13 除氧器水位控制及空冷凝汽器热井水位控制 . 38 14 除氧器压力控制 . 38 15 高加水位控制 . 38 16 低加水位控制 . 38 第三章 机组试验 . 39 1 试验总则 . 39 2 锅炉试验 . 39 2.1 水压试验 . 39 2 2.2 锅炉安全门校验 . 42 2.3 辅机设备安全保护装置试验 . 43 3 汽机试验 . 44 3.1 调节系统静态试验 . 44 3.2 汽轮机 ETS 跳闸保护试验 . 44 3.3 汽机功率负荷不平衡继电器（ PLU）回路试验 . 45 3.4 高压遮断电磁阀动作试验 . 45 3.5 汽机抽汽逆止门活动试验 . 45 3.6 汽门活动试验 . 46 3.7 注油试验 . 47 3.8 注油升速试验 . 47 3.9 汽机超速试验 . 47 3.10 真空严密性试验 . 48 3.11 汽门严密性试验 . 48 3.12 主机润滑油低油压联锁保护试验 . 49 第四章 机组启动 . 49 1 机组启动规定及说明 . 49 1.1 总则 . 49 1.2 机组启动中主要监测参数 . 50 1.3 机组启动状态划分 . 51 2 系统投运与检查 . 51 2.1 电气设备及系统投运与检查 . 51 2.2 锅炉启动前检查 . 52 2.3 汽轮机启动前检查 . 53 2.4 机组启动前系统的投运 . 53 2.5 发电机启动前的准备： . 54 2.6 励磁系统投入前检查 . 54 3 机组冷态启动 . 55 3.1 锅炉上水及冲洗 . 55 3.2 锅炉辅机及其各系统启动 . 56 3.3 燃油循环及泄漏试验 . 56 3.4 炉膛吹扫 . 56 3.5 锅炉点火升压 . 57 3.6 高压缸预暖 . 59 3.7 锅炉升温升压 . 60 3.8 高压调门室预暖 . 60 3.9 汽轮机冲转 . 61 3.10 发电机并网 . 65 3.11 机组升负荷 . 66 3.12 启动过程中注意事项 . 69 4 其它状态启动 . 70 4.1 机组热态启动 . 70 4.2 机组极热态启动 . 71 第五章 机组运行维护 . 71 1 运行维护内容 . 71 3 2 锅炉运行 . 72 2.1 运行维护 . 72 2.2 机组负荷调节 . 73 2.3 燃烧调整 . 73 2.4 汽压调整 . 75 2.5 汽温调整 . 75 2.6 汽包水位调整 . 77 2.7 锅炉正常运行维护 . 77 3 汽轮机正常运行参数限额 . 80 4 发电机系统的运行 . 81 4.1 发电机系统运行方式 . 81 4.2 发电机及励磁系统主要参数监视及调整 : . 83 4.3 发电机运行中的检查 : . 84 4.4 励磁系统运行中的检查 . 84 4.5 发电机进相运行规定 : . 84 4.6 PSS 运行规定 : . 85 4.7 发电机电刷、滑环的维护 . 85 4.8 发电机电刷维护工作的规定 . 85 4.9 发电机冷却系统概述 . 85 5 设备定期工作 . 94 第六章 机组停运 . 96 1 停运前准备 . 96 2 机组滑参数停机 . 96 3 发电机解列 . 97 4 发电机解列后的操作 . 98 5 机组停运注意事项 . 101 第七章 机组联锁保护 . 103 1 汽机联锁保护 . 103 1.1 汽轮机 ETS 跳闸 保护 . 103 1.2 超速保护： . 103 1.3 手动停机保护 . 104 1.4 主机润滑油压联锁保护 . 104 1.5 低压排汽缸喷水保护联锁 . 104 1.6 水幕保护联锁 . 104 1.7 旁路系统保护 . 104 1.8 主机盘车装置联锁保护 . 105 1.9 汽机防进水保护 . 105 1.10 高加水位保护 . 106 1.11 低加水位保护 . 106 1.12 除氧器压力及水位保护 . 106 1.13 给水泵跳闸保护 . 106 1.14 凝泵 A（ B）保护跳闸条件 . 107 1.15 其它联锁保护 . 107 1.16 发电机氢、油、水系统联锁保护 . 107 2 锅炉保护 . 108 4 2.1 锅炉灭火保护（ MFT） . 108 2.2 油灭火保护（ OFT） . 109 3 发变组、启备变保护配置： . 110 第八章 机组事故处理 . 120 1 事故处理的一般规定 . 120 2 紧急、故障停机停炉 . 121 3 机组异常及事故处理 . 123 3.1 厂用电全部中断 . 123 3.2 机组甩全负荷 . 124 3.3 机组甩部分负荷 . 124 3.4 汽轮机水冲击 . 125 3.5 汽机叶片断落 . 126 3.6 主机轴向位移异常 . 126 3.7 汽机轴承温度高 . 126 3.8 机组负荷摆动 . 127 3.9 空冷凝汽器排汽背压升高 . 127 3.10 机组振动大 . 128 3.11 周波不正常 . 129 3.12 锅炉满水 . 129 3.13 锅炉缺水 . 129 3.14 锅炉 MFT . 130 3.15 汽包水位计损坏 . 131 3.16 水冷壁管损坏 . 131 3.17 省煤器管损坏 . 131 3.18 过热器管损坏 . 131 3.19 再热器管损坏 . 132 3.20 尾部烟道、空预器再燃烧 . 132 3.21 机组 R.B . 132 3.22 负荷突然降低 . 133 3.23 发电机部件温度 持续上升 . 133 3.24 发电机内积水 . 134 3.25 定子绕组内冷水压高于机内氢压 . 134 3.26 机内氢气指标偏离额定 值 . 134 3.27 定子绕组进水温度和机内冷氢温度偏离规定值 . 134 3.28 定子绕组内冷水中氢气超标 . 134 3.29 发 电机轴承室及主油箱内或发电机轴承回油中含氢气 . 134 3.30 发电机漏氢 . 134 3.31 氢气系统着火 . 135 3.32 发 电机过负荷运行 . 135 3.33 发电机三相电流不平衡 . 135 3.34 发电机温度异常 . 135 3.35 发电机主要参数显示失 常 . 136 3.36 发电机出口 PT 断线 . 136 3.37 发电机振荡或失步 . 136 3.38 发电机失磁 . 137 5 3.39 发电机逆功率运行 . 137 3.40 发变组保护动作跳闸 . 137 3.41 发变组非全相运行 . 138 3.42 发变组非同期并列 . 138 3.43 发电机定子单相接地。 . 139 4 励磁系统异常及事故处理 . 139 4.1 励磁系统故障处理原则 . 139 4.2 异常及事故处理 . 139 第一章 机组设备概况 1 锅炉 部分 1.1 设备概 述 内蒙古上都发电有限责任公司一期工程 2 600MW 汽轮发电机组，锅炉为哈尔滨锅炉有限责任公司根据引进的美国 ABB-CE 燃烧工程公司技术设计制造的亚临界压力，一次中间再热，单炉膛，控制循环汽包锅炉；型号为 HG 2070 17.5 HM8。锅炉整体型布置，全钢构架悬吊紧身全封闭结构。 锅炉设计压力 19.95MPa，再热器设计压力 4.32MPa。最大连续蒸发量为 2070T/H，额定蒸发量为 1830.5 T/H，额定蒸汽温度 541。设计主燃料为锡林浩特胜利煤田一号露天矿褐煤，低位发热量 14720KJ/Kg。点火用燃油为 -10 号轻柴油，发热量 42570 KJ/Kg。 炉膛燃烧方式为正压直吹四角切圆 燃烧，采用直流水平浓淡摆动式燃烧器。断面尺寸 20.193m 20.052m，炉膛容积 26278m3。炉膛上部布置有墙式再热器、分隔屏过热器、后屏过热器、屏式再热器。水平烟道中布置有末级再热器、末级过热器。后烟道布置有立式低温过热器、水平低温过热器、省煤器、管式空气预热器。后烟道下部布置有两台型号为 32.5 VI(T) 1680 SMR 三分仓容克式受热面回转空气预热器，是哈尔滨锅炉厂的产品。炉膛高热负荷区域采用内螺纹管膜式水冷壁，水循环方式为控制循环，选用三台德国 KSB 公司生产的低压头炉水循环泵。炉膛四角布 置摆动式燃烧器，燃烧器上方布置高位 OFA 燃烬风，保证 NOx 排放值。制粉系统配置8 台 HP1103 型碗式中速磨煤机，锅炉燃用设计煤种满负荷运行时，七台运行一台备用。锅炉采用二级高能点火系统，整台炉共布置 16 支油枪（每角 4 只），油枪采用机械雾化喷嘴，点火枪和油枪均为可伸缩式，油枪的最大出力 20 MCR 负荷。 锅炉炉膛风烟系统为平衡通风方式，燃烧器风箱采用大风箱结构。选用两台入口静叶可调轴流式引风机（豪顿华公司生产）；两台动叶可调轴流式送风机（豪顿华公司生产）；两台动叶可调轴流式一次风机（豪顿华公司生产） 。炉膛设计承压能力 5.98KPa（绝对值），瞬态防爆压力 9.98KPa，漏风率 6。锅炉出渣装置采用刮板式捞渣机连续出渣。 过热器共布置有两级四点喷水减温器，采用串级控制来调节过热汽温；再热蒸汽主要靠摆动燃烧器调温，并在再热器进口导管上（墙式再热器入口联箱前）装有两只事故喷水减温器。 锅炉装设有炉膛安全监控系统（ FSSS）装置、炉膛火焰电视监视装置、汽包水位电视监视装置及吹灰程控装置等。 锅炉正常运行燃用设计煤种，负荷为 100 BMCR 时，热效率大于 93.02（按低位 发热量计算）。机组定压、滑压运行工况，在 50 100 BMCR 范围内，过热蒸汽及再热蒸汽维持额定汽温。 1.2 锅炉技术规范及特性 1.2.1 锅炉主要规范 负荷项目 单位 B-MCR T-MCR 100% THA 75% THA 50% THA 最低稳燃负荷 高加全切 6 燃料消耗量 t/h 388.8 378.5 357.0 275.6 192.5 155.5 362.2 蒸汽及水流量 过热器出口 t/h 2070 1995 1862 1367 912 721 1602 再热器出口 t/h 1654 1600 1495 1149 782.4 630 1561 省煤器进口 t/h 2070 1980.5 1811.6 1231.8 797 613.6 1423 过热器一级喷水 t/h 0 9.2 31.8 92.9 99 87.4 120 过热器二级喷水 t/h 0 5.3 18.6 42.3 16 20 59 再热器喷水 t/h 0 0 0 0 0 0 0 锅炉正常排污量 t/h 20 蒸 汽及水压力 过热器出口 MPa 17.5 17.44 17.31 17.02 9.6 7.91 17.17 再热器进口 MPa 3.86 3.753 3.510 2.608 1.898 1.29 3.66 再热器出口 MPa 3.68 3.583 3.347 2.483 1.813 1.23 3.49 汽包 MPa 19 18.85 18.55 17.72 9.95 8.13 18.11 省煤器进口（给水压力） MPa 19.392 19.22 18.91 18.01 10.2 8.36 18.433 蒸汽及水温度 过热器出口 541 5 541 5 541 5 541 5 541 5 533 5 541 5 墙式再热器进口 330 328 321 300 316 308 328 末级再热器出口 541 5 541 5 541 5 541 5 541 5 531 5 541 5 省煤器进口 （给水温度） 275 272 269 250 230 216 172 省煤器出口 310 308 305 300 282 273 250 减温水 174.2 173 170 160 149 142 172 汽包 362 361 360 356 311 297 358 空预器空气量 回转式空预器进口一次风 Kg/s 243.6 240.5 232.5 192 150 137.5 266.2 回转式空预器进口二次风 Kg/s 390.7 375.4 343.6 339.7 219.3 157.1 351.2 回转式空预器出口一次风 Kg/s 214. 210 202 162 120.9 107.6 236.6 回转式空预器出口二次风 Kg/s 393 377.7 346 342 221.9 160 353.6 管式空预器出口一次风 Kg/s 208.9 205.1 197.3 158.9 118.4 105.6 231.9 空预器总的漏风量 Kg/s 32.44 32.12 31.79 30.69 29.09 28.96 31.92 烟气量 炉膛出口 Kg/s 769.6 749.2 706.7 613.5 424.3 344.7 717 末级过热器出口 Kg/s 769.6 749.2 706.7 613.5 424.3 344.7 717 末级 再热器出口 Kg/s 769.6 749.2 706.7 613.5 424.3 344.7 717 上级省煤器出口 Kg/s 769.6 749.2 706.7 613.5 424.3 344.7 717 下级省煤器出口 Kg/s 538.7 524.4 494.7 429.5 297 344.7 501.9 7 管式空预器出口 Kg/s 236 229.7 216.7 187.7 129.8 105.4 219.8 回转式空预器进口 Kg/s 774.7 754.1 711.4 617.1 426.8 346.7 721.7 回转式空预器出口 Kg/s 802 781.3 738.5 644.2 453.4 373.6 748.9 过剩空气系数 炉膛出口 1.2 1.2 1.2 1.372 1.358 1.368 1.2 省煤器出口 1.2 1.2 1.2 1.372 1.358 1.368 1.2 回转式空预器出口 1.258 1.259 1.261 1.449 1.462 1.497 1.261 空气温度 回转式空预器进口一次风 28 28 28 28 28 28 28 回转式空预器进口二次风 28 28 28 28 28 28 28 回转式空预器出口一次风 336 333 329 310 279 265 278 回转式空预器出口二次风 319 317 315 296 271 260 265 管式式空预器出口一次风 430 420 417 395 348 320 405 烟气温度 炉膛出口 958 952 943 900 810 769 948 分隔屏过热器进口 1321 1319 1316 1286 1202 1163 1318 分隔屏过热器出口 1068 1062 1055 1003 916 872 1057 后屏过热器出口 958 952 943 900 810 769 948 屏式再热器出口 826 820 809 772 693 655 814 末级再热器进口 818 812 801 764 686 647 806 末级再热器出口 762 756 747 715 648 614 751 末级过热器进口 740 734 724 693 626 592 728 末级过热器出口 678 674 666 642 593 567 668 立式低温过热器进口 672 667 660 636 586 560 662 立式低温过热器出口 643 640 631 610 562 537 635 水平低温过热器进口 621 616 608 587 537 511 611 水平低温过热器出口 498 495 489 476 432 412 493 上级省煤器进口 498 495 489 476 432 412 493 上级省煤器出口 461 458 453 441 395 376 440 下级省煤器进口 461 458 453 441 395 376 440 8 下级省煤器出口 348 346 340 321 285 264 288 管式空预器进口 461 458 453 441 395 376 440 管式空预器出口 401 399 393 378 341 327 352 回转式空预器进口 365 362 356 338 302 283 307 空预器出口排烟温度 149 148 147 130 116 112 123 空预器出口排烟温度 （修正） 145 144 143 126 112 106 119 空气压降 回转式空预器一次风压降 KPa 0.61 0.598 0.561 0.386 0.237 0.199 0.648 回转式空预器二次风压降 KPa 0.972 0.909 0.785 0.747 0.361 0.212 0.747 烟气压力及压降 炉膛设计压力 KPa 5.98 炉膛瞬态防爆压力 KPa 9.98 回转式空预器压降 KPa 1.134 1.084 0.984 0.747 0.399 0.287 0.909 锅炉热损失 干烟气热损失 5.40 5.34 5.27 5.11 4.33 4.21 4.16 未完全燃烧热损失 0.50 0.50 0.50 0.70 0.90 1.10 0.50 表面辐射及对流散热热损失 0.17 0.17 0.17 0.26 0.37 0.46 0.19 燃料中全水分热损失 0.51 0.50 0.49 0.37 0.29 0.29 0.30 不可测量热损失 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 总热损失 6.89 6.91 6.83 6.84 6.27 6.44 5.53 锅炉热效率 锅炉计算热效率 93.02 93.09 93.17 93.16 93.73 93.56 94.47 锅炉保证热效率 92.5 92.5 92.5 炉膛热负荷 炉膛容积热负荷 KW/m3 60.2 58.6 55.3 42.58 29.68 23.93 56.08 炉膛断面热负荷 MW/m2 3.907 3.803 3.587 2.764 1.926 1.553 3.639 其 它 NOX 排放值 mg/Nm3 450 空预器出口飞灰份额 0.8 空预器出口飞灰含碳量 1.2 1.2.2 燃料 9 1.2.2.1 煤 项目 单位 数值 设计煤种 校核煤种 煤种 锡林浩特胜利煤田一号露天矿褐煤煤质 元素、工业分析 碳 (Car) % 40.96 38.00 氢 (Har) % 2.78 2.59 氧 (Oar) % 12.27 11.62 氮 (Nar) % 0.61 0.59 硫 (Sar) % 0.45 0.80 全水份（ Mt） % 29.5 33.0 空气干燥基水份（ Mad） % 14.71 15.00 挥发份 (Vdaf) % 46.8 46.91 收 到 基 灰 份（ Aar） % 13.43 13.4 低位发热量 KJ/kg 14720 13400 可磨度（ HGI） 58 50 灰渣特性 : 二氧化硅（ SiO2） % 51 15 50 11 三 氧 化 二 铝（ AL2O3） % 19 15 19 03 三 氧 化 二 铁（ Fe2O3） % 4 67 5 25 氧化钙（ CaO） % 7 31 7 47 氧化镁（ MgO） % 3 72 3 87 氧 化钠（ Na2O） % 3 72 3 51 氧化钾（ K2O） % 1 28 1 37 二氧化钛（ TiO2） % 0 87 0 85 三氧化硫（ SO3） % 5 07 5 62 灰熔点 : 变形温度 (DT） 1100 1110 软化温度 (ST) 1140 1140 熔融温度 (FT) 1220 1200 1.2.2.2 燃油 项目 单位 数值 燃料油种类 -10号轻柴油 发热量 MJ/kg 42.57 凝固点 不高于 -10 恩氏粘度 OE 1.2 1.67 闪点 65 10 1.2.3 汽 水品质 项目 单位 标准值 饱和蒸汽 过热蒸汽 电导率 s/ 0.20 二氧化硅 g/L 20 钠 g/L 10 铁 g/L 20 铜 g/L 5 给水 电导率 s/ 0.30 硬度 mol/L 0 溶解氧 g/L 7 铁 g/L 20 铜 g/L 5 氨 /L 0.2 0.8 联胺 g/L 10 50 油 /L 0.30 pH 8.8 9.3 炉水 电导率 s/ 20 二氧化硅 /L 0.25 氯离子 /L 1 磷酸根 /L 0.5 3 pH 9.0 10.0 1.2.4 锅炉机组热平衡 项目 单位 数值 B-MCR TRL 干烟气损失 % 5 4 5 27 燃料中水份及含氢热损失 % 0 51 0 49 空气中水份损失 % 0 1 0 1 未燃烬碳损失 % 0.50 0 5 辐射损失 % 0.17 0 17 总损失 % 6 98 6 83 效率（按低位发热量） % 93 02 92 5 1.2.5 主要承压部 件、受热面及管道规范 名称 单位 数值 汽包 工作压力 MPa 19.95 汽包内径 mm 1778 灰份 % 1.25 水冷壁现场总焊口数 个 7000 过热器 过热器设计压力 MPa 19.95 低温过热器管径壁厚 mm 51 6 低温过热器材 质 20G,15CrMoG 分隔屏过热器片数 片 2 6 分隔屏过热器管径 壁厚 mm 51 6,7 分隔屏过热器材质 15CrMoG 12Cr1MoVG TP304H 分隔屏过热器受热面积 m2 2527 分隔屏过热器质量流量 kg/sm2 960 后屏过热器片数 片 26 后屏过热器管径 壁厚 mm 57/60 7,10 后屏过热器材质 12Cr1MoVG 13 后屏过热器受热面积 m2 2677 后屏过热器质量流速 kg/sm2 900 末级过热器片数 片 104 末级过热器管径 壁 厚 mm 60 8,10 末级过热器材质 12Cr1MoVG T91 末级过热器受热面积 m2 5618 末级过热器质量流速 kg/sm2 800 过热器总受热面积 m2 27608 过热器使用奥氏体钢管及马氏体钢管重量 t 20.7/134 喷水减温级数 级 2 额定喷水量（一级 /二级） t/h 137.30/68.70 过热器左右侧交叉换位次数 次 0 过热器现场总焊口数 个 10000 再热器 墙式 再热器 墙式再热器管 径壁厚 mm 60 4,5 节距（横向 /纵向） mm 63.5 材质 12Cr1MoVG 相对应的材质重量 t 74.80 管组平均烟速 m/s 最高设计压力 MPa 4.32 运行压力 MPa 3.86 出口工质温度 369 最高计算工质温度 386 出口金属壁温 508 最高金属壁温 508 14 并联管数 根 前墙 280 侧墙 2 116 屏式再热器 屏式再热器管径壁厚 mm 60 4,4.5,7 节距（横向 /纵向） mm 381/72.5 材质 12CrMoVG T91 TP304H 相对应的材质重量 kg 195600 38000 3400 管组平均烟速 m/s 9.7 最高设计压力 MPa 4.32 运行压力 MPa 3.80 出口工质温度 493 最高计算工质温度 566 出口金属壁温 602 最高金属壁温 618 并联管数 根 52 18 末级再热器 末级再热器管径壁厚 mm 57 4,4.5,7 节距（横向 /纵向） mm 254/114 材质 12Cr1MoVG T91 TP304H 相对应的材质重量 kg 61200 47000 34800 管组平 均烟速 m/s 11.0 最高设计压力 MPa 4.32 运行压力 MPa 3.74 出口工质温度 541 最高计算工质温度 595 15 出口金属壁温 623 最高金属壁温 623 并联管数 根 78 12 省煤器 设计压力（ BMCR） MPa 20.34 设 计 进 口 温 度（ BMCR） 275 设 计 出 口 温 度（ BMCR） 310 受热面积（蛇形管、悬吊管等） m2 16830 省 煤 器 压 降（ BMCR） MPa 0.392 进 口 烟 气 流 速（ BMCR） m/s 8.8 出 口 烟 气 流 速（ BMCR） m/s 8.2 省煤器管排列方式 顺列布置 省煤器管规范 mm 42 5 省煤器管节距 mm 152 省煤器管材质 20G 省煤器管并列管数 8 省煤器管防磨设施 防磨盖板 1.2.6 各种材料的允许使用温度 20G 450 15CrMoG 550 12Cr1MoVG 580 T91 635 TP304H 704 TP347H 704 1.2.7 锅炉汽水系统容积 汽 包 m3 65.8 水冷壁 m3 176 16 省煤器 m3 80 过热器 m3 240 再热器 m3 238 2 汽轮机 部分 2.1 设备概述 内蒙古上都发电有限责任公司一期工程 2 600MW汽轮机为东方汽轮机厂引进日本日立公司的技术设计和制造的，型号为 NZK600 16.67/538/538，型式为亚临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、直接空冷凝汽式汽轮机。设计额定功率为 600MW，最大连续出力（ T-MCR） 664.83MW。汽轮机总级数为 38 级，高压转子有 9 级，其中第一级为调速级，中压转子有 5 级，低压转子有2 2 6 级。汽轮机采用高中压缸合缸结构，两个低压缸均为为 对称 双流反向 布置。 汽轮发电机组轴系中除 #1、 2轴承采用可倾瓦式轴承外，其余均采用椭圆形轴承。 #1-8轴承上瓦的 X、 Y向装有轴振测量装置，下瓦装有测温装置， 任何运行条件下，各轴承的回油温度不得超过 65。轴承回油管上有监视油流的照明装置，采用防爆型的，电压不超过 12V。在油温测点及油流监视装置之前，无来自其他轴承的混合油流。 #9轴承上瓦的 X、 Y向装有瓦振测量装置。 推力轴承位于高中压缸和 #1低压缸之间的 #2轴承座上，采用倾斜平面式双推力盘结构 ， 能持续承受在任何工况下所产生的双向最大推力 。 因空冷机组背压高、变化 幅度大，其低压缸的零部件受温度变化影响大。为保证汽轮发电机组的安全运行，低压缸采用落地轴承座。 高中压缸的膨胀死点位于 #2轴承座， #1低压缸、 #2低压缸的膨胀死点分别位于各自的中心 线附近。死点处的横向键限制汽缸的轴向位移。同时，在前轴承箱及两个低压缸的纵向中心线前后设有纵向键，引导汽缸沿轴向自由膨胀而限制其横向跑偏。 新蒸汽由炉侧经 489 55mm 的主蒸汽管进入机前两根 343 36 mm 的蒸汽管，然后进入两个高压主汽门和四个高压调速汽门，进入高压缸。做完功的蒸汽通过高压缸后经两根 863.6 20 mm 排汽管后汇流到一根 1066.8 22.2 mm 的蒸汽管导向锅炉再热器，再热热段蒸汽 经 953 45 mm 的蒸汽管进入中压缸前两根 705 34 mm 蒸汽管，然后通过两个中联门进入中压缸，中压缸做功后的蒸汽沿导汽管直接进入两个低压缸做功。 因空冷机组设计背压高、变化范围大，汽轮机回热系统采用七级抽汽。 分别供给三台高压加热器、一台除氧器、三台低压加热器（ #7A、 B 低加为内置式）。 汽轮机给水系统设计有三台 50%容量的电动变速给水泵，两台运行一台备运。 汽轮机盘车装设在 低压缸后部 #6、 #7 轴承 处 ，保证转子转动速度 1.5rpm，以便汽轮机启动和停机时均匀加热和冷却汽轮机转子。 主机控制油系统采用高压抗燃油，与润滑油系统完全分开，提高了调速系统动作的快速性、可靠性、灵活性。 调节装置总的速度不等率为 35%，局部速度不等率在 0至 90%最大连续功率范围内为 38%；在 90%最大连续功率以上范围不大于 12%，在此范围的平均局部速度不等率不大于 10%；额定转速下调节器的死区不小于 0.06%。喷嘴调节汽轮机，在 90100%MCR负荷范围内由任意调节门控制时，其平均不等率应不大于总不 等率的 3倍。 汽轮机设有成熟可靠的危急保安系统，防止超速。危急保安器有 2套，其中 1套为机械式，另1套是电子式。动作值为额定转速的 110111%。复位转速高于额定转速。危急保安器还设有可靠的动作指示器和报警装置，并设有运行中能活动危急保安器的试验装置。 汽轮机危急保安系统的跳闸系统有联锁保护，防止汽轮机突然再进汽。当汽轮机具备再次启动条件时，只有按照启动前的规定操作程序才能使跳闸系统重新复位。 从危急保安动作到主汽阀和再热汽阀完全关闭的时间应小于 0.3秒，各抽汽逆止门的紧急关 17 闭时间小于 1秒。 汽轮机组分别在 控制室操作盘上及汽轮机就地设置手动紧急停机操作装置。汽轮机的控制系统满足汽轮机在冷态、温态、热态及极热态等不同启动方式下自动启动、停止的控制要求及调频调峰的要求。 超速试验时，汽轮机能在 112%额定转速下作短期运转，应对汽轮机任何部件不造成损伤，轴系在各轴颈处的振动值也不应超过报警值。 当自动主汽门突然脱扣关闭，发电机仍与电网并列时，汽轮机在正常背压至报警背压范围内，至少具有 1min 无蒸汽运行的能力，而不致引起设备上的任何损坏。 机组设计为中压缸启动方式，也可用高 中 压缸启动方式。旁路系统采用二级串联的启动旁 路，容量为 40%BMCR。 对于汽轮机排汽系统，设置带凝结水热井的排汽装置，与低压缸采用柔性联接。底部刚性支撑。排汽装置的排汽管道出口公称直径为 DN6000，水平管道中心线标 高为 3.5m。底部热井固定在标高约为 -4.5m 的汽轮机机座底板上，荷载均匀分布。上述排汽装置的两个壳体中，靠 A 列侧分别布置有 7低压加热器和低压旁路的三级减温减压器；两个本体疏水扩容器与排汽装置设计为一个整体结构。 排汽装置上部和底部应设有必要的限位装置，最大限度地减小排汽管道对排汽缸的推力和力矩作用。 排汽装置 热井通过本体疏水扩 容器后接收以下疏水和蒸汽：空冷凝汽器来的凝结水，汽轮机本体的疏水，高、低压加热器的正常和事故疏水，主厂房管道疏水，除氧器溢流放水，补给水及其它杂项疏水等。 两个热井的总贮水量应不小于 VWO工况下 5分钟的凝结水量。 汽轮机排汽压力低于 60kPa时，允许机组持续运行，机组背压升高到 60kPa时为低位报警，机组背压升高到 65kPa时为高位报警停机。从高位报警背压到停机背压间机组允许运行 15分钟。 汽轮机转子彻底消除了残余应力，采用进口无中心孔转子。各个转子的脆性转变温度的数值为：高中压转子 FATT 100（实 测值），低压转子 FATT -1.1（实测值）。各个转子的脆性转变温度， 不影响机组启动的灵活性。 空冷汽轮机末级和次末级叶片进行了优化选型使低压末级及次末级叶片具有必要的抗应力腐蚀及抗水蚀措施，抗水蚀措施如下： 1) 在末级和次末级隔板上设置去湿槽； 2) 适当拉大末级动、静叶间轴向距离，减小水滴对动叶的冲击能量，延缓水蚀的影响； 3) 优化末级流场、提高根部反动度，避免在低负荷时动叶根部倒流引起根部冲刷； 4) 对末级叶片顶部采用高频淬火技术，高频淬火后防水蚀区硬度为 HRC42 52。 转子及叶片材料、转子重量、重心及转子的转 动惯量 GD2值： 高中压转子 低压转子 材料 30Cr1Mo1V 30Cr2Ni4MoV 屈服强度 0.2 590MPa 760MPa 许用剪应力 340MPa 438MPa 重量 26.56t 55.122t/57.036 t 转子的惯性矩 11516kg.m2 66812kg.m2 /67980kg.m2 各级叶片材质 ： 调节级 ： KT5300BS5 高压第 2 9级 ： KT5301HS20E 中压第 1 4级 ： KT5300BS5 中压第 5级 ： KT5301HS20E 低压第 1 5级 ： AISI 403 低压第 6级： 1Cr12Ni2W1Mo1V 2.2 汽轮机技术规范及特性 18 2.2.1 汽轮机本体主要技术规范： 序号 名 称 有 关 参 数 1 机组型号 NZK600-16.67/538/538 2 机组型式 亚临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、直接空冷凝汽式汽轮机。 3 功率 额定： 600 MW；汽机最大连续出力 (TMCR)： 636.96 MW 4 转速 3000 rpm 5 转向 逆时针（从汽轮机端向发电机端看） 6 通流级数 共 38级 高压缸： 1个单列调节级 8个压力级 中压缸： 5个压力级 低压缸： 2 2 6个压力级（两个双流低压缸） 7 末级叶片高度 661 8 配汽方式 复合调节（部分进汽 +全周进汽） 9 给水回热级数 3台高加 1台除氧器 3台 低加 10 给水温度 275.8 11 允许长期连续运行的周波变化范围 48.5 50.5Hz 12 盘车转速 1.5 rpm 13 汽轮机总长 25 m 14 汽机 中心线距运行层标高 1370 mm 15 噪音水平 距汽轮机化妆板外 1米，汽机转运层 1.2米高处所测得的噪声值应低于 85分贝（ A声级）。 2.2.2 汽轮机性能 2.2.2.1 额定工况（铭牌出力工况）（ TRL） 汽轮发电机组能在下列条件下安全连续运行，发电机输出额定功率 600MW（采用静态励磁，已扣除励磁耗功），此工况也称为能力工况或铭牌出力工况（ TRL）。此工况条件如下： 1) 额定主蒸汽参数及再热蒸汽参数，所规定的汽水品质； 2) 平均背压为 30kPa（气温 31）； 3) 补给水率为 3%； 4) 对应该工况的设计给水温度； 5) 全部回热系统正常运行 ，但不带厂用辅助蒸汽； 6) 2 台给水泵投入运行； 7) 发电机额定功率因数、额定氢压、额定电压、额定频率，一次冷却水温 33。 此工况为机组出力保证值的验收工况，此工况的进汽量称为汽轮机额定进汽量，为 1966t/h。 2.2.2.2 热耗考核工况（ THA） 19 汽轮发电机组能在下列条件下安全连续运行，此时发电机输出功率为 600MW（采用静态励磁，已扣除励磁耗功）。此工况称为热耗考核工况（ THA）。 此工况条件如下： 1) 额定主蒸汽参数及再热蒸汽参数，所规定的汽水品质； 2) 平均背压为 13.7kPa（气温 14）； 3) 补给水率为 0%； 4) 最终给水温度 275.8； 5) 全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽； 6) 2 台给水泵投入运行； 7) 发电机额定功率因数、额定氢压、额定电压、额定频率。 此工况为机组热耗率保证值的验收工况。该工况机组的保证热耗率不大于 7994 kJ/kWh。 2.2.2.3 汽轮机最大连续出力（ TMCR）工况 汽轮机进汽量等于额定工况的进汽量（铭牌进汽量），其它条件同 THA 时，汽轮机能安全连续运行，此工况下发电机输出功率（采用静态励磁，已扣除励磁耗功）称为机组最大连续出力。 此工况也为机组出力保证值的验收工况。 TMCR 工况出力为 636.963MW。 2.2.2.4 调节阀门 全开（ VWO）工况 汽轮发电机组能在调节阀全开，其它条件同 THA 时，安全连续运行，汽轮机阀门全开的进汽量为 2070t/h，为 105.3%的额定工况进汽量（铭牌进汽量），该进汽量不包含汽轮机的设计制造误差。 汽轮发电机组在阀门全开工况（ VWO）下的输出功率为 664.83MW。 此工况为汽轮机进汽能力保证值的验收工况。 2.2.2.5 阻塞背压工况 汽轮机进汽量等于额定工况的进汽量（铭牌进汽量），在下列条件下，当外界气温下降，引起机组背压下降到某一个数值时，再降低背压也不能增加机组出力时的工况，称为额定进汽量下的阻塞背压工况， 汽轮机能在此工况条件下安全连续运行。此时，汽轮机的背压称作额定进汽量下的阻塞背压。进汽量为 1966t/h 时，阻塞背压为 6.18kPa。 1) 额定主蒸汽参数及再热蒸汽参数，所规定的汽水品质； 2) 补给水率为 0%； 3) 对应该工况的设计给水温度； 4) 全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽； 5) 2 台电动给水泵运行； 6) 发电机额定功率因数、额定氢压、额定电压、额定频率。 2.2.3 机组各种工况的净热耗率及汽耗率如下： 工况 工况名称 发电机功 率 MW 平均背压 kPa 补给水 率 % 热耗率kJ/kW.h 汽耗率 kg/kW.h 工况 1 考核工 况 (THA) 600 13.7 0 7994 3.051 工况 2 额定工况 (TRL) 600 30 3 8362 3.276 工况 3 TMCR工况 636.96 13.7 0 7977 3.087 工况 4 VWO工况 664.83 13.7 0 7967 3.114 工况 5 阻塞背压工况 647 6.18 0 7854 3.039 工况 6 85%额定出力工况（定压） 510 13.7 0 8069 2.986 85%额定出力工况（滑压） 510 13.7 0 8080 2.991 20 工况 7 75%额定出力工况（定压） 450 13.7 0 8143 2.950 75%额定出力工况（滑压） 450 13.7 0 8191 2.979 工况 8 60%额定出力工况（定压） 360 13.7 0 8326 2.928 60%额定出力工况（滑压） 360 13.7 0 8415 2.978 工况 9 50%额定出力工况（定压） 300 13.7 0 8505 2.932 50%额定出力工况（滑压） 300 13.7 0 8618 2.991 工况 10 40%额定出力工况（定压） 240 13.7 0 8769 2.960 40%额定出力工况（滑压） 240 13.7 0 8907 3.028 工况 11 高加全部停用工况 600 13.7 0 8263 2.705 停 1#高加工况 600 13.7 0 8072 2.900 停 2#高加工况 600 13.7 0 8024 3.050 停 3#高加工况 600 13.7 0 7998 3.071 工况 12 低加全部停用工况 600 13.7 0 8205 3.140 停 5#低加工况 600 13.7 0 8025 3.063 停 6#低加工况 600 13.7 0 8012 3.059 停 7#低加工况 600 13.7 0 8032 3.069 工况 13 带厂用辅助蒸汽工况 600 13.7 7728 3.221 2.2.4 机组的允许负荷变化率为： 负荷变化率 阶跃负荷变化 10额定出力 /min 等负荷变化： 50额定出力以上 5额定出力 /min 50%额定出力以下 3额定出力 /min 2.2.5 汽轮机的零部件（不包括易损件）的设计使用寿命不少于 30 年，在其寿命期内能承受下列启动方式： 启动方式 启动方式定 义 启动次数 冷态启动 停机 72h以上（金属温度降至该测点满负荷温度的 40%以下） 100次 温态启动 停机 1072h（金属温度降至该测点满负荷温度的 40%至 80%之间） 700次 热态启动 停机 10h以内（金属温度降至该测点满负荷温度的 80%以上） 3000次 极热态启动 停机 1h以内（金属温度接近该测点满负荷温度） 150次 负荷阶跃 10%额定负荷 12,000次 2.2.6 机组在 30 年的寿命期内的总循环寿命消耗不超过 70%，保证机组在设计使用寿命期内能 21 可靠安全地运行。机组的循环寿命消耗值如下： 运行方式 寿命期内次数 寿命消耗 (%/次 ) 寿命消耗 (%) 冷态启动 100 0.05 5 温态启动 700 0.005 3.5 热态启动 3000 0.0046 13.8 极热态启动 150 0.04 6 负荷阶跃 12000 0.001 12 总寿命消耗 % 40.3 2.2.7 各级抽汽参数 抽气级数 抽汽口位置 抽汽压力 (MPa) 抽汽温度 ( ) 抽汽量 (t/h) 额定 最大 额定 最大 额定 最大 1 第 6级后 6.064 6.833 387.9 401.5 128.285 154.397 2 第 9级后 3.814 4.267 324.5 335.7 110.623 129.792 3 第 11级后 2.25 2.513 474 473.6 74.267 86.829 4 第 14级后 1.164 1.298 376.1 375.3 102.732 118.764 5 第 16级后 0.422 0.47 250.7 249.8 51.253 59.053 6 第 17级后 0.232 0.258 185.4 184.6 51.005 58.562 7 第 18级后 0.115 0.128 117.4 116.6 103.786 123.315 2.2.8 高低压旁路装置设计条件 2.2.8.1 汽机旁路系统为高压旁路和低压旁路二级串联电动旁路系统。 2.2.8.2 旁路容量：高压旁路进口蒸汽量为锅炉最大连续出力的 40%，为 828t/h；低压旁路进口蒸汽量为高压旁路进口蒸汽量加上高压旁路减温水量，同时，为满足机组极热态启动时汽机进汽参数的要求，高低压旁路阀应能通过极热态启动、冷态启动工况要求的蒸汽量，并留有至少 10的阀门开度裕量，取上述较大值。每个低压旁路阀极热态启动时的进口蒸汽量折算到额定参数时为 600t/h，两个低压旁路 阀总进汽量为 1200t/h。 2.2.8.3 旁路装置的主要功能： 机组在冷态、温态、热态和极热态，采用中压缸启动时，投入旁路系统，配合机组启动，达到以下目的： 1) 加快锅炉蒸汽参数的提升，缩短机组启动时间； 2) 回收工质，减少 PCV阀和安全阀的动作，减少向空排放，改善对环境的噪声污染； 3) 使锅炉再热器得到足够的冷却蒸汽，避免再热器超温； 4) 控制锅炉蒸汽参数，使其和汽机汽缸和转子允许金属温度相匹配，减少热应力，缩短机组启动时间，降低汽轮机寿命损耗；实现机组的最佳启动； 5) 满足直接空冷凝汽器冬季启动及低负荷时的防冻要求。 6) 当汽机负荷低于锅 炉最低稳燃负荷时，通过旁路装置维持锅炉在最低稳燃负荷以上运行，减少锅炉稳燃投油，以提高机组经济性。 7) 在汽轮发电机组辅机故障时，旁路系统配合汽轮机短时间停机，维持锅炉的运行，缩短辅机维修停机时间。 2.2.8.4 低压旁路蒸汽控制阀在下列影响汽机排汽装置安全的情况下，应迅速关闭（关闭时间不大于 5 秒），以保护排汽装置及汽机低压缸叶片： 22 1) 排汽装置 背压升高 到设定值； 2) 排汽装置温度超过设定值，其它降温措施无效； 3) 排汽装置热井水位高； 4) 低压旁路出口压力或温度高于设定值； 5) 低压旁路减温水压力不够、喷水量不足、喷水阀故障打不开。 2.2.8.5 旁路喷 水控制阀按下列原则动作： 1) 为防止高旁出口蒸汽带水，高压旁路阀闭锁高旁喷水阀，即高压旁路喷水控制阀不能超前蒸汽控制阀开启，应同时或稍滞后开启； 2) 高压旁路蒸汽控制阀关闭时，其喷水控制阀应同时或超前关闭，并应自动闭锁温度自控系统； 为防止低旁出口蒸汽超温，低旁喷水阀闭锁低压旁路阀，即低压旁路蒸汽控制阀打开时，其喷水控制阀应同时或稍超前开启； 3) 低压旁路蒸汽控制阀关闭时，其喷水控制阀应同时或稍滞后关闭。 2.2.8.6 旁路应能适应机组定压运行和滑压运行两种方式。 2.2.8.7 高、低压旁路蒸汽控制阀执行机构采用电动执行机构，执行机构全行程时间不大 于 10秒，低旁阀快速关闭时间不大于 5 秒。 2.2.8.8 旁路装置安装位置 高压旁路阀布置在 BC列 13.7米运转层以下，汽轮机机头侧；低压旁路阀布置在汽机房 13.7米运转层以上靠 A列侧，低压旁路出口蒸汽管道沿 A列侧接入位于排汽装置喉部的三级减温减压器。高压和低压旁路阀均采用角式结构，水平进，下出。执行机构垂直布置。 2.2.8.9 旁路装置技术参数 阀门 介质参数名称 单位 极热态启动（中 压缸启动） 冷态启动（中 压缸启动） VWO工况 强度设计参 数 高 压 旁 路 阀 入口蒸汽压力 MPa.a 12.9 6.0 16.7 17.6 入口蒸汽温度 480 370 538 546 入口蒸汽流量 Q1 t/h 290 145 828 出口蒸汽压力 MPa.a 1.127 1.127 4.258 4.80 出口蒸汽温度 300 300 335.5 353 入口减温水压力 MPa.g 7.610.2 7.610.2 21.00 28 入口减温水温度 120 142 120 142 189 200 计算流量 Q2 t/h 33.42 3.01 127.73 低 压 旁 路 阀 入口蒸汽压力 MPa.a 1.1 1.1 3.833 4.3 入口蒸汽温度 460 320 538 546 入口蒸汽流量 Q3 t/h 2 162 2 74 2 478 出口蒸汽压力 MPa.a 0.80 0.80 0.8 出口蒸汽温度 180 180 180 出口流量 t/h 2 199.83 2 82.69 2 616.04 入口减温水压力 MPa.g 3.2 4.3 3.2 4.3 3.2 4.3 4.6 23 入口减温水温度 52.4 70 52.4 70 52.4 70 100 计算流量 Q4 t/h 2 37.83 2 8.69 2 138.04 2.2.8.10 旁路喷水减温水源 高压旁路 取自高压给水系统 水压 7.6 21.00MPa.g 水温 120 189 低压旁路 取自凝结水系统 水压 3.2 4.3MPa.g 水温 52.4 70 2.2.9 蒸汽参数限额 汽轮机运行中，主蒸汽及再热蒸汽参数偏离额定值的允许变化范围和允许连续运行时间，不低于下列范围： 参数名称 限制值 任何 12个月周期内的平均压力 1.00Po 保持所述年平均压力下允许连续运行的压力 1.05Po 例外情况下允许偏离值，但 12个月周期内积累时间 12小时 1.20Po 冷再热压力 1.25Pr 任何 12个月周期内的平均温度 1.00t 保持所述年平均温度下允许连续运行的温度 t+8 例外情况下允许偏离值，但 12个月周期内积累时间 400小时 t+(814) 例外情况下允许偏离值，每次 15分钟，但 12个月周期内积累时间 80小时 t+(1428) 不允许值 t+28 表中： (1) Po、 Pr分别为主蒸汽和再热蒸汽额定压力； (2) t 为 主蒸汽或再热蒸汽额定温度。 汽轮机允许在两根平行主蒸汽或再热蒸汽管道之间的蒸汽温度差不超过 17时，能正常连续运行；在例外情况下，任意 4小时内延续时间不超过 15分钟时 ， 可允许两根平行主蒸汽或再热蒸汽管道之间的蒸汽温度差不超过 28。 2.2.10 汽轮发电机组的轴系各阶临界转速避开了工作转速的 15% -10范围。轴系临界转速值的分布保证了安全的暖机转速和进行超速试验转速，轴系各临界转速值如下： 一阶临界转速 r/min 二阶临界转速 r/min 设计值 (轴系 ) 设计值 (单轴 ) 设计值 (轴系 ) 设计值 (单轴 ) 高中 压转子 1722 1577 4000 4000 低压转子 A 1776 1650 3724 4000 低压转子 B 1849 1656 4000 4000 发电机转子 1073 926 2690 2671 3 发电机 部分 设备 概述 发电机是东方电机股份有限公司引进日本日立公司（ HITACHI）技术制造的 QFSN-600-2-22B型 ， 发电机为汽轮机直接拖动的隐极式、二极、三相同步发电机，采用水氢氢冷却方式，定子绕 24 组采用水内冷方式，转子绕组和定子铁芯用氢内冷方式；配有一套氢油水控制系统。发电机采用密 闭循环通风冷却，机座内部的氢气由装于转子两端的轴流式风扇驱动。集电环和电刷空气冷却，两集电环间设有离心式风扇。氢气冷却器立放在发电机机座四角。 发电机 采用静止可控硅机端变自励 方式励磁 。 励磁电源取自发电机出口的励磁变，经可控硅整流、自动电压调节器调节后，通过电刷和滑环接触装置而引入到转子上并通过导电杆直接供给发电机的转子绕组。启励电源取自本机 汽机 PC B 段 。 电刷采用了盒式刷握结构，运行时能安全、迅速地更换电刷，每次可更换一组电刷（ 4 个）。电刷采用天然石墨材料粘结制成，具有较低的摩擦系数并有自润滑作 用。每个电刷带有两根柔性的铜引线刷辫。螺旋式弹簧恒定地将压力施加到电刷中心上。刷握采用左右分瓣把合结构，由导电环、刷座及风罩等部件组成，对地绝缘。 发电机定子接线为双 Y 型，其中性点经变压器接地，发电机出口装有三组电压互感器，供机组测量、保护及 AVR 等使用，发电机出口引线、中性点、高厂变高压侧及电压互感器分支和励磁变压器分支引线均采用全连式分相封闭母线，自冷方式。 定子绕组由嵌入铁芯槽内的绝缘条形线棒组成，绕组端部为篮式结构，并且由连接线连接成规定的相带组。采用连续式 F 级环氧粉云母绝缘系 统，表面有防晕处理措施。线棒由绝缘空心股线和实心股线混合编织换位组合而成。定子线棒是通过空心股线中的水介质来冷却的。冷却水从励端的汇流管和绝缘引水管并通过线棒端头的水 电 接头进入线圈，冷却线圈后再经过汽端的绝缘引水管和汇流管排入外部水系统。 定子铁芯是用相互绝缘的扇形片叠装制成的。为减少电气损耗，扇形片采用高导磁低损耗的冷扎硅钢片冲制而成。 转子绕组采用具有良好的导电性能、机械性能和抗蠕变性能的含银铜线制成。转子绕组槽部采用气隙取气斜流通风的内冷方式。利用转子自泵风作用，从进气区气隙吸入氢 气。通过转子槽楔后，进入两排斜流风道，以冷却转子铜线。氢气到达底匝铜线后，转向进入另一排风道，冷却转子铜线后再通过转子槽楔，从出风区排入气隙。转轴由整锻高强度、高导磁合金钢加工而成。转轴上加工有放置励磁绕组的轴向槽，本体同时作为磁路。转轴具有传递功率、承受事故状态下的扭矩和高速旋转产生的巨大离心力的能力。 发电机采用径向多流式密闭循环通风，定子铁芯沿轴向分为十三个风区，六个进风区和七个出风区相间布置。安装在转轴上的两个轴流式风扇（汽、励端各一个）将氢气分别鼓入气隙和铁芯背部；进入铁芯背部的氢气，沿 铁芯径向风道冷却进风区铁芯后，进入气隙；少部分氢气进入转子槽内风道，冷却转子绕组；其他大部分氢气再折回铁芯，冷却出风区铁芯，最后从机座风道进入冷却器；被冷却器冷却后的氢气进入风扇前，进入再循环。 集电环采用耐磨合金钢制成，与转轴采用热套装配。 在集电环与转轴之间设有绝缘套筒。集电环上加工有轴向和径向通风孔。表面的螺旋沟可以改善电刷与集电环的接触状况，使电刷之间的电流分配均匀。 为了防止 因转子旋转时转子线圈端部受到巨大的离心力对转子线圈端部的破坏，采用了用非磁性、高强度合金钢锻件加工而成的护环来保护转子线圈端部 。护环分别装配在转子本体两端，与本体端热套配合，另一端热套在悬挂的中心环上。转子线圈与护环之间采用模压的绝缘环绝缘。 中心环对护环起着与转轴同心的作用，当转子旋转时，轴的挠度不会使护环受到交变应力作用而损伤， 中心环还有防止转子线圈端部轴向位移的作用。 为减少由于不平衡负荷产生的负序电流在转子上引起的发热，提高发电机承担不平衡负荷的能力，在转子本体两端（护环下）设有阻尼绕组， 其齿部深入本体槽楔下。 发电机转轴穿过端盖处的氢气密封依靠油密封的油膜来实现的。油密封采用单流环式结构。 定子绕组绝 缘在干燥状态接近于工作温度时测量，不小于 3 兆欧。（用 2500V 兆欧表测量）。 转子绕组室温下（ 20）测量不小于 1 兆欧。（用 500V 兆欧表测量）。 测温元件（ 20）测量不小于 1 兆欧。（用 250V 兆欧表测量）。 25 轴承和油密封（励端）对地绝缘电阻不小于 1 兆欧（用 1000V 兆欧表测量） 发电机 技术规范及特性 序号 项 目 单 位 设 计 数 据 1 型号 QFSN-600-2-22B 2 额定功率 MW(MVA) 600(667) 3 最大连续功率 MW（ MVA） 655.2(728) 4 额定电压 KV 22 5 额定电流 A 17495 6 额定功率因数 0.9(滞后 ) 7 额定励磁电流 A 4387.34 8 额定励磁电压 (100 ) V 400.1 9 空载励磁电压 V 121 10 空载励磁电流 A 1798 11 额定频率 Hz 50 12 额定转数 r/min 3000 13 相数 3 14 定子线圈接法方式 Y-Y 15 出线端子数目 6 16 冷却方式 水氢氢 17 环境温度 5 40 18 额定氢压 Mpa 0.414 19 最高氢压 Mpa 0.45 20 短路比 0.6034 21 超瞬变电抗 0.18 22 效率 98.95% 23 轴承座振动 mm 0.025 24 轴振 mm 0.075 25 漏氢 m3/d 12 26 励磁方式 自并励静止可控硅励磁 27 强励顶值电倍数 2 28 强励电压响应比 倍 /s 2 29 允许强励时间 S 20 30 发电机噪音 dB(A) 85 31 冷却水进水温度 20 30 32 冷却水出水温度 45 33 发电机 冷氢温度 46 34 灭磁时间常数 Tdm S 3.357 35 稳态负序电流 I2/In % 8 36 暂态负序能力（ I2/In） 2 t S 10 37 允许频率偏差 % 3 1 38 允许定子电压偏差 % 5 39 失磁异步运行能力 MW 240 (持续 15 分钟 ) 调 允许负荷变化范围 40% 100% 26 40 峰 能力 每年允许启停次数 250 次 总计允许启停次数 10000 次 41 进相运行能力 MW 600MW COS =0.95(超前 ) 42 进相运 行时间 H 长期连续运行 43 转动惯量 WR2 Kg.m2 9750 44 飞轮转矩 GD2 t.m2 39.0 45 轴承失稳转数 r/min 8000 46 发电机转子热伸长量 Mm 8.7 47 临界转速（一阶） r/min 982 48 临界转速（二阶） r/min 2671 49 定子两相短路最大电磁力矩 t.m 1542.31(7.12 倍 MN) 50 定子线圈绝缘等级 F 51 转子线圈绝缘等级 F 52 定子铁心绝缘等级 F 53 定子绕组及出线水温度 85（ 埋设检温计） 54 定子绕组层间温度 120（埋设检温计） 55 层间温度差 12 56 转子绕组温度 115（电阻法） 57 定子铁心温度 120（埋置检温计 58 定子端部结构件温度 120（埋置检温计） 59 集电环温度 120（温度计法） 60 轴瓦温度 90（检温计法） 61 轴承和油封回油温度 70（检温计法） 62 定子线负荷 A/cm 1782.75 63 定子每相直流电阻（ 15） 0.0015 64 转子绕组直流电阻 （ 15） 0.067715 65 定子绕组冷却水进水温度 40 50 66 定子绕组冷却水进水量 t/h 45 67 定子绕组冷却水进水压力 MPa 0.1 0.2 68 定子绕组冷却水导电率（ 20） s/cm 0.5 1.5 69 定子绕组冷却水酸碱度（ PH） 7 8 70 定子绕组冷却水硬度 gE/L 2 71 定子绕组冷却水氨含量（ NH3） 允许微量 72 发电机氢气冷却器个数 4 73 发电机氢气冷却器进水温度 20 33 74 发电机氢气冷却器出水 温度 45 75 发电机氢气冷却器水量 t/h 4 95 27 76 发电机氢气冷却器进水压力 MPa 0.2 0.3 77 发电机氢气冷却器水压降 MPa 0.042 78 氢气冷却器风阻压降 MPa 0.222 79 发电机充氢容积 m3 117 80 发电机充水容积 m3 0.5 81 氢气纯度 % 95 82 冷氢温度 35 46 83 热氢温度 65 84 氢气露点 14 25 85 发电机轴承润滑油量 L/min 2 533.5 86 发电机稳定轴承油 量 L/min 25 87 发电机进油压力 Mpa 0.05 0.10 88 发电机进油温度 35 45 89 发电机出油温度 70 90 发电机密封油进油温度 35 45 91 发电机密封油出油温度 70 92 发电机密封油油量 L/min 2 90 93 发电机密封油额定进油压力 Mpa 0.3 0.02 94 发电机定子槽数 42 95 定子铁芯外径 Da mm 2625 93 定子铁芯内径 Di mm 1312 94 定子铁芯长度 Li mm 6731 95 发电机并联支路数 2 96 发电机转子槽数 32 97 转子本体有效长度 L2 mm 6909 98 转子外径 D2 mm 1124 99 发电机长（从汽端法兰至隔音罩后壁） mm 14804.3 4 励磁 部分 4.1 励磁系统 概述 机组采用美国 GE 公司生产的 EX2100 自并励静止励磁系统，励磁装置的电源取自连接在发电机出线上的由 顺特 公司生产的三相单台功率整流变压器。 发电机的线电流和定子输出电压都是励磁装置的主要的反馈输入，而直流电压和电流则输出到发电机的励磁绕组。 励磁装置由功率整流模块（ PCM）和冷却风机、 功率整流变压器、线电压滤波器、轴电压抑制器、灭磁模块、诊断接口（ Keypad）、控制器和 I/O 板、控制电源组成 。 励磁系统的控制是 控制 半导体可控整流桥回路的相位。 半导体可控整流桥 的触发信号由控制器中的数字调节器产生。 控制器采用 冗余控制， M1 或 M2 都可以是工作的主控制器，而 C 监控这二个主控制器，以决定那一个应当是工作的主控制器和那一个是后备的主控制器。 采用 两个独立的 自动跟踪 和 触发回路 ，保证了主、后备控制器之间的平稳切换。 励磁装置的功率变换由桥式整流器，阻容滤波和控制回路等组成。 DCS 具有操作、显示、报警功能 ， DCS 具有报警软光字。 EX2100的硬件是包含在如下的三个柜中： 28 1) 控制柜，用于控制、通讯和 I/O板。 2) 辅助柜，用于起励和保护回路，如灭磁和轴电压抑制。 3) 功率整流柜，用于功率 半导体可控整流桥 元件，冷却风机，直流接触器和交流隔离开关。 4.2 设备规范 4.2.1 励磁变压器规范： 励磁变压器采用干式、单相变压器，型号： DCB9-2200/22/ 3 ， Y/D-11 接线， 容量 32200kVA，单相变比 22/ 3 /830V，单相额定电流高压侧 173A，低压侧 2651A。 由顺特电气有限公司生产。 励磁方式： 自并励静止励磁系统。 励磁调节器型式： GE 公司 EX2100 数字式自动励磁调节器。 4.2.2 Ex2100 的规范 Ex2100 的规范 说明 功率整流模块（ PCM） 单桥额定值 2923A 直流 并联桥额定值 3 2923A 直流 ，为 3 桥 强励要求 强励倍数： 强励电压倍数不小于 2（对于发电机机端电压 0.8UN），允许强励时间为 10 秒。 电源 PCM 的电源 电压源 发电机机端、厂用 10kV 母线（开机试验用） PCM 的电源 VA（容量） 3 2200kVA PCM 的电源 频率 3 相 50Hz， 5% 冷却风机电源（ 3） 三相电源 ，交流 380V， 10A 起励电源 汽机 PC B 段 两相电源，交流 380V， 50Hz， 控制电源（ 2 桥冗余，热备用） 二个交流电源和一个直流电源， 交流 额定 220V 15%，最大 10A。110V 直流电源，最大直流电流 10.6 A 单个 PCM 柜中的热耗 10KW 输入 /输出 数量 电压互感器（ PT） 2 组 3 相， 额定交流 100 V， 额定负载 1VA 电流互感器（ CT 5A） 2 A、 C 二相， 额定负载 6.25VA 86G 专用接点输入（保护） 1 跳闸后断开 52G 专用接点输入（主断路器） 1 并网后闭合 跳闸额定的接点输出 2 在 110V 直流下，继电器断开特性为：电阻性负载 0.5A，电感性负载 0.2A 通用接点输入 6 用户的接点， 70V 直流由 ECTB 提供 通用 C 型接点输出 4 在 110V 直流下，继电器断开特性为：电阻性负载 0.5A，电感性负载 0.1A 10V 差动放大器输入 1 控制 自动交流电压调节器 比例加积分，软件实现 ， 在全电压范围内 0.25% 手动直流电压 调节器 比例加积分，软件实现 ，在全电压范围内 2.0% 保护特性 低励磁限制器（ UEL） 过励磁保护（ 76） 29 发电机励磁回路接地检测（ 64F） 发电机过电压保护（ 24G） 失磁保护（ 40） V/Hz 限制（ 24）和跳闸（ 24T） 整流桥超温（ 26） 励磁绕组温度（ 49） 相不平衡（ 22） PT 故障（ 60） 4.3 励磁系统各元件的作用： 4.3.1 功率整流柜 功率整流柜中包含有功率整流模块（ PCM），触发脉冲放大器板（ EGPA），交流 隔离开关 。PCM的三相电源来自励磁装置外部的 励磁变压器 。交流电源通过交流 隔离开关 进入柜中， 并由辅助柜中的三相线电压滤波器滤波。 4.3.2 手动交流隔离开关 手动交流隔离开关用作 励磁变压器 二次侧与静态励磁装置之间的隔离设备。它是一个浇铸的盒子，三相、非自动、盘上安装的开关，它是手动操作以隔离交流输入电源。它是一种不带负荷操作的隔离设备。 4.3.3 功率整流模块（ PCM） 励磁装置的 PCM包括桥式整流器，直流臂熔丝，晶闸管保护回路和臂电感线圈。 4.3.4 桥式整流器 将三相交流电整流成直流电， 每一个整流桥都是三相全波晶闸管桥，该桥有 6个 半导体可控整流桥 晶闸管，由励磁装置的触发脉冲放大器板（ EGPA）控制。 整流器产生的 热量通过大型 的铝冷却鳍由顶部风扇排出。 4.3.5 桥臂电感线圈和元件缓冲器 换流电感线圈安装在 晶闸管 的交流输入桥臂中，而缓冲器从每一个 半导体可控整流桥 的阳极接到阴极的 RC电路。 半导体可控整流桥 缓冲器 、 线 -线缓冲器和线路电感线圈 共同限制通过 半导体可控整流桥 的电流变化率，缓冲导通时的电流、限制 半导体可控整流桥 元件上的电压变化率，并在元件换流过程中限制出现在元件上的反向电压 ，以防止 半导体可控整流桥 的误动作。 由于采用了可逆桥设计，整流桥可以提供反向强制电压，这提供了甩负荷和灭磁时的快速响应。整流桥的直流电流输出通过一个分流器接到发电机 励磁绕组。整流桥直流 侧 的熔 断器 保护 半导体可控整流桥 不受过电流的损害。 4.3.6 分流器 直流分流器提供了整流桥输出电流的反馈信号，其输出信号被输入到 EDCF板上的差动放大器上。该放大器的输出电压控制振荡器的频率，它产生一个信号，经光纤送到控制模块。整流桥输出电压的反馈信号，以同样的方法产生。 4.3.7 触发脉冲放大器（ EGPA板） EGPA板将控制与功率整流桥联系起来。 EGPA从控制器中的 ESEL板取得导通命令，对 6个 半导体可控整流桥 发出触发脉冲。它也是导通电流反馈、整流桥通风和温度监测信号的接口。 励磁装置从安装在 半导体可控 整流桥 散热器上的两个温度开关上获得温度反馈。在温度到达报警水平时（ 76），一个温度开关 接通 ，在温度达到跳闸水平时（ 87），另一个 接通 。这二个开关都接到 EGPA板，当任一个开关 接通 时，发出整流桥超温报警。如果二个开关都 接通 ，发出故障和跳闸信号。 4.3.8 冷却风机 半导体可控整流桥 采用风机强迫风冷。 风机由单相 115V 交流电源供电。可以在励磁装置运行时更换风机。 30 4.3.9 惯性二极管灭磁 惯性二极管用来在励磁开关断 开以后消除励磁电流。该二极管从发电机励磁绕组的负端（二极管阳极）接到正端（二极管阴极）。 4.3.10 辅助柜 辅助柜布置在功 率整流柜的旁边，它包含保护发电机的模块并提供起励直流电源。交流电源的滤波、灭磁、轴电压的抑制、起励等模块，都安装在这个柜中。 4.3.11 交流线电压滤波器 由 RC串联的滤波回路（缓冲器） 构成 ， 装有熔断器保护， 防止系统在 半导体可控整流桥 换流完成时出现的电压尖峰 损坏整流元件 。 4.3.12 半导体可控整流桥 灭磁模块（ EDEX） 在停机过程中， 为满足快速灭磁的要求， 设置 半导体可控整流桥 灭磁模块。在 EDEX模块中，通过触发 半导体可控整流桥 使 励磁电流通过磁场放电电阻（或电感）消耗磁场能量。 该灭磁模块有两套独立的触发控制回路，每一个都是由励磁 开关 状态的辅助接点和整流桥运行状态的辅助接点的并联来激活。任何一个 控制回路 都可以触发灭磁 半导体可控整流桥 ，但 半导体可控整流桥 只有在励磁电压反向时才能导通。如果没有任何一个触发控制回路能使该灭磁 半导体可控整流桥 触发，当 所加 电压超过击穿二极管串的击穿电压时，它将因过电压而触发。 4.3.13 轴电压抑制器 在 静态整流的励磁系统 中 ，在励磁装置的输出端会产生纹波和尖峰电压。由于它们的快速上升和快速衰减，这些电压将从励磁绕组耦合到转子本体。这就在轴和地之间形成 轴 电压。轴电压若不有效控制，可能对轴颈和轴承造成损害。轴电压抑制器是一种 滤波器，它将感应电压的高频分量导通入地 ，并限制由晶闸管换流引起的轴电压峰值小于 7V。 4.3.14 起励模块 它提供初始励磁电流并建立发电机电压。在发电机起动程序中，从 汽机 PC B段 通过一台隔离变压器 提供大约 10%-15%的空载励磁电流。 4.3.15 高电压接口 -HVI 高电压接口 HVI 包括交、直流母线和线电压滤波器的 熔断器 。它也包括为整流桥向控制和EXAM板提供反馈的两个端子板。 EACF 板接受 功率整流变压器 来的交流电压信号和 电流互感器 来的电流信号。它设有变压器以隔离电压并形成低水平的信号。 EDCF 板测量整流桥的直流电流和直 流电压，并通过光缆将它送到控制器。 4.3.16 控制电源 控制电源来自励磁装置的配电模块（ EPDM）。它是由一个直流电源和一个或二个交流电源供电。 交流电源 要通过一个交流 /直流整流器 整流后 通过二极管与其他直流电源结合起来，形成直流母线，由该母线向控制模块和触发脉冲放大器板供电。 4.3.17 自动电压调节器 AVR AVR功能块保持发电机的端电压 在给定植 。其整定值来自 EXASP功能块，而反馈是发电机的端电压。它们的差值被送到一个带积分终端限制的比例积分调节器， 当 AVR投入运行时， 调节器产生的 输出信号 直接 送到 励磁电压调节器（ FVR）的 输出。 4.3.18 手动参考值 MANUAL REF MANUAL REF功能块为 FVR或 FCR生成一个手动整定值。输入到 MANUAL REF 的升 /降信息，来自数据高速网上的其他控制设备。 4.3.19 励磁电压和励磁电流调节器 FVR FCR 励磁电压调节器（ FVR）为手动调节器，它采用发电机励磁电压作为反馈输入。虽然 FVR允许励磁电流作为励磁绕组电阻的函数而变化，但 FVR使手动调节器完全独立于过励磁限制器。 FVR采用发电机励磁电压作为反馈，在其整定值是从 MANUAL REF功能块而来。带有积分终端限制的 PI（比例加积分） 调节器生成其输出。在 AVR运行 方式时， AVR的输出 直接送到 FVR的输出。 31 励磁电流调节器（ FCR）是手动调节的一种特殊应用，它用发电机励磁电流作为反馈输入。除了在发电机容量范围之内稳定运行以外， FCR一般通过在高、低限之间切换其电流整定值以提供瞬时强励能力。 4.3.20 低励限制器 UEL UEL功能块是一种辅助控制，以限制自动电压调节器在低励磁时降低无功电流（或无功功率）。UEL防止发电机的励磁电流降低到超过小信号（静态）稳定极限或定子铁芯端部发热极限的水平。UEL由给定 值部分和调节部分组成，两个关键输入是发电机的 端电压和有功功率。 4.3.21 电力系统稳定器 PSS PSS功能块为自动调节器提供一种附加输入，以改善电力系统动态性能。本励磁装置 PSS是采用多输入，它采用 发 电机电功率和内部频率（它近似于发电机转子转速），以得到一个正比于发电机转子转速的信号。该输入信号完全是由发电机端测量的信号得出来的，不需要发电机轴转速变送器。 4.3.22 灭磁 在发电机的停机过程中，发电机励磁绕组电感中储存的能量 由 EX2100励磁装置中的 EDEX灭磁模块和磁场放电电阻 耗散掉。 标准的灭磁是由惯性二极管提供的。为得到更好的应用性能，灭磁模块由安装在大散热器 上的一个晶闸管和缓冲网络组成。 EDEX板上设有霍尔效应导通传感器，这些传感器安装在板上环形铁芯的气隙中，它们测量流过该晶闸管的磁场放电电流所产生的磁场。装置有两个独立的传感器回路。当任何一个控制输入为真，或者当 半导体可控整流桥 的阳极对阴极的电压超过某一定值时， EDEX将 半导体可控整流桥触发。板上两个触发控制回路由单独的电源供电，并采用单独的导通传感器，以使它们相互独立。 当励磁停运时，一个 P24V的触发控制信号送到这两个灭磁模块的触发控制回路。两个触发控制回路都送出触发脉冲，使灭磁 半导体可控整流桥 触发。 此 时 励磁主回路的电压极性已经反转，使得 半导体可控整流桥 阳极对阴极的电压为正，因此该 半导体可控整流桥 导通，通过磁场放电设备，耗散发电机磁场储存的能量 。 如果两个独立的触发控制回路都没有能够触发 半导体可控整流桥 ，则当阳极对阴极的电压超过所选择的水平时，该 半导体可控整流桥 将由阳极触发回路触发。 励磁回路中的主断路器断开时，其辅助接点引起 EDEX立即发出灭磁命令。 4.3.23 励磁回路接地检测器 发电机的励磁回路是一个不接地的系统。励磁回路接地检测 器 （ EGDM）检测发电机励磁回路中任何点与地之间的泄漏电阻值。接地检测系统采用一个 低频对地方波电压，并监测流过一个高阻抗接地电阻上的电流。该方波为 50V直流 ，频率为 0.2Hz 。 即使励磁装置没有启动， 励磁 系统中从功率整流变压器的二次侧到发电机励磁回路中任何一点的接地都能被检测出来 。 接地检测器的反馈电压通过光纤送到 DSPX，由它进行监测和报警。 4.4 起励 起励继电器 由 EMIO板上的驱动器 通过 EXTB上的控制继电器进行控制。 它们采用 冗余 控制 ，三个驱动器信号激活 EXTB板上的控制继电器，输出一个信号电压激活辅助柜中的 起励 继电器。 起励继电器 的接点将从汽机 PC B段 引来的交流电压经二极管桥整流后并 滤波来的直流电压加到发电机的励磁回路。在起励过程中，起励模块向发电机的励磁绕组提供大约 15-20%的空载励磁电流 。 4.5 起励控制顺序 运行人员发出 起励命令 后，起励 接触器闭合， 然后起励继电器动作起励 。当励磁电流达到最大允许的起励电流值（一般是 15-20%的 AFNL）时， 起励继电器 断开。励磁电流将通过惯性二极管衰减。如果在励磁电流衰减到最小起励电流的整定值（一般是 10%AFNL）之前， 励磁未切换 ，将重复 起励 。如果起励电流值超过大约 25%AFNL或 经 一定 延时后 励磁未 切换 ， 则停止 起 励 ，并发出故障 报警。 32 4.6 励磁调节系统运行 4.6.1 励磁系统分为自动运行方式和手动运行方式，在自动运行方式下又可分为自动电压调节方式（ Auto）、恒无功方式（ VAR control）和恒功率因数方式（ PF control）； ； 4.6.2 发电机正常运行时，均应采用自动电压调节方式（ Auto）；在电气整套启动试验时采用手动运行方式（ Manual），一般不采用恒无功方式（ VAR control）和恒功率因数方式（ PF control）； 4.6.3 励磁装置内部有两个主控制器 M1 和 M2，可根据需要在启励前选择，默认 M1 为主控制器 ，也可在运行中手动切换； 4.6.4 一般情况下，如运行中的主控 制器 M1（ M2）发生异常，装置将自动切换，如运行人员发现主控制器异常，可强行切换，如励磁系统发出切换闭锁报警信号后，只有复位报警后，才能进行切换； 4.6.5 在运行中的自动励磁调节器发生故障时，装置将自动切换： M1（ AVR） M2（ AVR） M2（ FVR）或 M2（ AVR） M1（ AVR） M1（ FVR）； 4.6.6 当 运行中的自动励磁调节器发生一组 PT 断线时装置报警 ；当 有两组 PT 断线时，装置将按下列顺序自动切换： M1（ AVR） M2（ AVR） M2（ FVR）或 M2（ AVR） M1（ AVR） M1（ FVR）。 4.6.7 机组启动后 ， PSS 必须可靠投入运行。 4.6.8 自动励磁调节装置正常应保持投入状态，且采用自动电压调节方式，如采用其它控制方式需经过调度部门批准； 4.6.9 当发电机自动励磁调节装置、 PSS 装置异常退出时，应及时向调度部门汇报。 4.6.10 运行人员可以用 DCS 对励磁系统进行控制操作，在机组起励 、正常运行及停机 时采用 DCS操作，严禁运行人员就地操作。 第二章 机组自动控制 1 机组协调控制 1.1 工作模式 1.1.1 协调主控系统设计有 4 种运行方式，能平衡无扰动地自动或手动进行方式转换，以适应机组自在不同工况下的安全运行。 4 种控制方式为：基本方式（全手动），锅炉跟随，汽机跟随， 协调方式。另外还提供 3 种辅助控制方式：“ ADS”遥控方式，定压控制方式，滑压控制方式。 工作模式 锅炉主控 汽机主控 调频 手动 手动 手动 无 锅炉跟随（ BF） 调压，负荷指令修正，能量信号前馈 手动 无 汽机跟随（ TF） 手动 自动调节汽压 无 协调（ CC） 调压，调功，负荷指令前馈 调功，调压，主汽压力设定值校正的负荷指令前馈 有 1.1.2 主汽压力变送器故障、汽轮机跳闸、主燃料跳闸、启动旁路、电气功率信号品质坏、汽机非远方操作方式、汽轮机负荷偏差经延迟、汽机侧 RB、人工请求从协调方 式切为锅炉跟随方式、人工请求从汽机跟随方式切为基本方式都将使汽机主控切为手动； 1.1.3 电气功率信号品质坏、主汽压力变送器故障、汽轮机跳闸、主燃料跳闸、速度级压力高、速度级压力变送器故障、燃料调节系统煤主控和油主控均手动、两台风机均手动、锅炉侧RB、人工请求从协调方式切为汽机跟随方式、人工请求从锅炉跟随方式切为基本方式时都将使锅炉主控切为手动； 33 1.1.4 燃料调节系统煤主控和油主控均手动时，主控系统的锅炉主控跟踪总燃料量； 1.1.5 只有当 DCS 系统、主汽压力、速度级压力、汽机系统、燃烧系统均正常、汽轮机负荷偏差没有超限时才允许 DEH 远方操作（ CCS 控制）。 1.2 运行方式切换 1.2.1. 汽机系统、锅炉燃烧系统均正常，汽机主控和锅炉主控都能投自动时就可运行于协调方式； 1.2.2. 在协调方式下，由手动连锁条件引起的汽机主控切手动将运行方式切为锅炉跟随方式； 1.2.3. 在协调方式下，由手动连锁条件引起的锅炉主控切手动将运行方式切为汽机跟随方式； 1.2.4. 在锅炉跟随方式下，由手动连锁条件引起的锅炉主控切手动将运行方式切为基本方式； 1.2.5. 在汽机跟随方式下，由手动连锁条件引起的汽机主控切手动将运行方式切为基本方式； 1.2.6. 由基本方式到汽机跟随方式或锅炉跟随方式，再到协调方式，是根据汽机系统和 /或锅炉 系统正常，汽机主控和 /或锅炉主控具备投自动的条件时将汽机主控和 /或锅炉主控投自动来实现负荷设定值 1.3 负荷设定值 1.3.1 系统在主辅机或子回路控制能力受限制的异常情况下，为保证锅炉与汽机能力平衡以及锅炉燃料、送风、给水等各子回路间的能力平衡。 CCS 设有：闭锁增（ BLOCK INCREASE）、闭锁减（ BLOCK DECREASE）、强迫负荷指令缓慢下降（ RUN DOWN）、辅机故障快速减负荷（ RUN BACK）。闭锁增、闭锁减条件基于两个方面。 1.3.1.1 第一方面是与机炉协调直接相关的子系统阀位指令达到预定的最大、最小限 制，如： 1) 机组实际负荷指令达到操作人员设定的负荷最大、最小限值； 2) 一次风机阀位指令达到预定的最大、最小限值； 3) 给水泵转速指令达到预定的最大、最小限值； 4) 送风机阀位指令达到预定的最大、最小限值； 5) 引风机阀位指令达到预定的最大、最小限值； 6) 汽机调门开度达最大、最小值； 1.3.1.2 第二方面是与机炉协调直接相关的子系统的过程参数与其设定值偏差超限，如机组实发功率、燃料量、给水量、风量、炉膛负压等参数相对于各自设定值的偏差越过预定的高、低限，则对负荷指令进行方向闭锁，限制机组负荷的速度与幅度。 1.3.1.3 一旦发生负荷指令的增 /减闭锁，则 不管是就地还是远方控制都无法改变机组负荷要求指令。 1.3.2 在某一子系统产生对机组负荷指令闭锁增后，如果该子系统的阀位指令以及过程参数偏差都达到各自预定的限值，则产生负荷指令缓慢下降（ RUN DOWN）信号，当该子系统的过程参数偏差消失后，则负荷指令退出 RUN DOWN 状态。本系统 RUN DOWN 的条件有： 1.3.2.1 燃料量远小于燃料指令，并且满足下列条件之一： 1) 煤主控和油主控均自动且油主控指令达最大值和煤主控指令均达最大值； 2) 煤主控自动而油主控手动且煤主控指令达最大值； 3) 煤主控自动而油主控手动且煤主控指令达最大值； 1.3.2.2 送风量小于送风量指令，并且满足下列条件之一； 1) 两台送风机均自动且阀位指令均达最大值； 2) 一台送风机自动且其阀位指令达最大值而另一台送风机手动； 3) 两台送风机均手动； 1.3.2.3 给水量小于给水量指令，并且给水泵出口调节阀指令达最大值，负荷指令 RUN DOWN； 1.3.2.4 炉膛压力大于设定值，并且满足下列条件之一； 1) 两台引风机均自动且阀位指令均达最大值； 34 2) 一台引风机自动且其阀位指令达最大值而另一台引风机手动； 3) 两台引风机均手动； 1.3.2.5 一次风压小于设定值，并且满足下列条件之一： 1) 两台一次风机均自动且阀位指令均达最大值； 2) 一台一次风机自动 且其阀位指令达最大值而另一台一次风机手动； 3) 两台一次风机均手动； 1.3.3 当机组运行在协调方式下，主要辅机发生跳闸并且负荷要求指令大于一台该辅机负荷限值时，主控系统将产生 RUN BACK 信号，使机组负荷指令快速减到还在运行的辅机所能承担的负荷。本系统对不同的辅机故障分别设定了不同的减负荷目标值和速率，并将协调控制系统切换到相应的控制方式。本系统考虑了锅炉给水泵、送风机、引风机、一次风机、空预器、失去 3 层煤以上等引起的 RUN BACK。这些均为锅炉侧辅机故障，它们引起RUN BACK 时，主控系统将由协调方式自 动切换到汽机跟随方式。 机组运行在非协调方式，人工请求 DEH 就地方式，负荷闭锁增或闭锁减， ADS 指令品质坏， RUN DOWN 或 RUN BACK ，禁止 ADS 远方操作等都将退出远方控制方式。 负荷目标值：人工设定 负荷变化率：人工设定 实际负荷设定值： 1.3.3.1 受人工设定的最大负荷、最小负荷设定值的限制。一旦机组的实际负荷指令达到 /最小限值，则负荷指令将被闭锁（闭锁增 /闭锁减）。 1.3.3.2 向负荷要求指令爬坡 1.3.3.3 运行人员可通过操作按钮实现远方控制或就地控制。远方控制时接收 ADS 命令。 1.3.3.4 当发生 RUN BACK 或 RUN DOWN 时，切换到 RUN BACK 目标值。 1.3.4 当机组运行在基本方式且非旁路模式同时功率信号品质好，或协调方式下，负荷指令跟踪实际功率；当机组运行在基本方式且旁路投入，或汽机跟随方式下，负荷指令跟踪锅炉主控输出。 在正常运行方式（旁路未投入），负荷指令处于跟踪工况。 1.4 主汽压力设定值 1.4.1 主汽压力目标值由人工设定；当机 炉主控为基本方式或汽机旁路系统投入时主汽压力目标值和设定值跟踪主汽压力信号。 1.4.2 主汽压力设定值按爬坡速率向目标值爬坡；爬坡速率由人工设定，但要小于主汽压力目标值与设定值之差。 1.4.3 滑 压方式下，主汽压力设定值由负荷指令经函数器与汽机调门开度修正产生，并受主汽压力最大值限幅。 1.4.4 在汽包水位不高情况下发生 RUNBACK 时，主汽压力设定值由负荷指令经函数器与人工修正后与主汽压力信号比较取最大值。 1.5 定压 /滑压运行方式 1.5.1 选择滑压 :在协调方式下，人工请求进入滑压模式。滑压模式只能在协调或炉跟随方式下使用。 1.5.2 退出滑压：（或） 1.5.5.1 人工请求； 1.5.5.2 进入基本模式； 1.5.5.3 RUNBACK 状态； 1.5.5.4 启动旁路； 1.5.5.5 进入汽机跟随模式； 1.5.5.6 负荷 85%。 35 1.5.3 滑压模式下，阀门开度固定，但有 10%的调节范围。 1.5.4 人工请求、定压运行、主汽压力设定 值偏离目标值都将引起主汽压力设定值爬坡； 1.5.5 主汽压力设定值爬坡保持：（或） 1.5.5.1 人工请求； 1.5.5.2 滑压运行； 1.5.5.3 主汽压力设定值不偏离目标值； 1.5.5.4 进入基本模式； 1.5.5.5 RUNBACK 状态。 1.6 CCS 与 DEH 的接口 CCS 与 DEH 的接口有脉冲指令模式和模拟量指令模式两种。脉冲指令模式中， CCS 送给DEH 的负荷指令信号为脉冲量即增负荷脉冲指令和减负荷脉冲指令；模拟量指令模式中， CCS送给 DEH 的负荷指令信号为模拟量指令。两种模式的其它接口信号一致。以下信号接口是一定要有的： 1.6.1 CCS 送至 DEH 的信号有： 增负荷脉冲指 令、减负何脉冲指令（或模拟量负荷指令）。脉冲指令的脉宽参数设置一般为 100 300ms(OVATION 系统是通过对 RLI 的相关设置实现 )。 1.6.2 DEH 送至 CCS 的信号有： DEH 处于远方操作模式（开关量）； 负荷参考（模拟量） 1.7 ADS 接口 在 LDC 自动时，且网控发出 ADS 远方控制有效的脉冲信号后，操作员通过键盘发出将机组投入远方控制指令后，机组即进入“远操”方式。 1.7.1 LDC 非自动状态 1.7.2 机组做控制方式切换时操作员发出 LOCAL 请求 1.7.3 负荷闭锁增 1.7.4 负荷闭锁减 1.7.5 ADS 指令品质坏 1.7.6 发生 RUN BACK 或 RUN DOWN 1.7.7 远控发出 ADS 无效的脉冲信号 1.7.8 当上述条件不成立时，则发出允许“ CCS PERMIT ADS”信号，用于通知远控此时可以投入 ADS 远方控制方式。 2 炉膛压力控制 2.1 3 个炉膛压力测点经 3 取中，作为反馈信号。 2.2 送风指令作为前馈信号。前馈作用一般不能太大，作用系数一般小于 0.3。 2.3 操作回路设有闭锁升、闭锁降、优先升、优先降操作。 2.4 防喘振功能：当有喘振时，指令优先降到合适的底限并切为手动。 2.5 当炉膛压力低一值时，形成升禁止信号，限制引风机挡板进一步打开，只能关小；同时将炉膛压力低一 值信号引至送风机系统，闭锁送风机动叶关小，只能开大。当有 SCS 强降信号来时，强制关小引风机挡板。 2.6 当炉膛压力高一值时，形成降禁止信号，限制引风机挡板进一步关小，只能打开；同时将炉膛压力高一值信号引至送风机系统，闭锁送风机动叶开大，只能关小。当有 SCS 强升信号来时，强制开大引风机挡板。 2.7 MFT 发生，引风挡板开度在原开度值下迅速关小一个开度，该关小开度是送风量的函数，经过一定时间（时间可调）后，引风挡板释放到正常的炉膛压力控制。 36 2.8 当炉膛压力远高于其设定点时，逻辑回路将产生 BLOCK INC 信号送至 LDC 的负荷 指令回路，禁止 LDC 负荷指令增大，若炉膛压力仍未降低则使负荷指令缓慢下降。 2.9 由于炉膛压力信号总是带有小幅度的噪声干扰信号，直接采用这样的测量信号会引起引风机挡板动作过于频繁，不利于机组安全运行。而如果对炉膛压力信号进行惯性滤波，又增加了炉膛压力测量值的反应时间，使调节变得不灵敏。因此宜采用调节器内的死区来改善调节性能。死区设置一般推荐为 0.02KPa 左右（可根据具体工程设定）。 2.10 控制回路相关测点。 3 空气、燃料命令 3.1 空气量命令： 3.2 锅炉主控命令经过动态校正、函数变换、氧量修正后与修正（使风量和燃料量能够直接比较 ）后的实际燃料量、 30%的最低风量高选而形成最后的风量指令。确保“富氧”工况运行。 3.3 氧量设定值： 3.4 负荷命令经函数（不同负荷下的最佳氧量曲线）形成氧量设定值的主要成分，并可由人工设定偏置量。 3.5 燃料量命令： 3.6 锅炉主控输出与修正后的实际风量经低选形成最后的燃料命令。 3.7 燃料 空气交叉限制实现在负荷变动过程中保证富氧燃烧。 3.8 氧量控制回路 PID 之后设置 M/A 站。 3.9 氧量校正 M/A 站后设置 f(x)函数块，以灵活设置校正作用大小和范围。 4 送风量控制 4.1 调节送风机的动叶位置，控制二次风量。两侧的二次风量分别经温度修正，二次风与 一次风的总和为总风量。 4.2 操作回路设有闭锁升、闭锁降，操作员的优先升、优先降。防喘振通过优先降实现。 4.3 空气量命令值经函数后作为前馈信号。 4.4 当送风机动叶出力达最大，而送风量仍然远小于指令时，逻辑回路将产生 BLOCK INC信号送至 LDC 的负荷指令回路，禁止 LDC 负荷指令增大，若炉膛压力仍未降低则使负荷指令缓慢下降。 4.5 控制回路相关测点 4.6 采用氧量校正，暂不考虑 CO 校正。 5 一次风压控制 5.1 锅炉负荷（校正后的蒸汽流量）经函数形成一次风压的设定值。 5.2 两个差压测点经低选作为一次风压反馈信号。 5.3 当一次风挡板出力已达最大，而 一次风压仍然远小于设定值时，逻辑回路将产生 BLOCK INC 信号送至 LDC 的负荷指令回路，迫使负荷指令缓慢下降。 5.4 控制回路相关测点。 6 燃料控制 6.1 总燃料量计算 6.2 将各个磨煤机的给煤量信号及燃油流量信号分别整定后相加得出的。 6.3 燃料命令经动态修正后作为给煤机主控制器的设定值。 6.4 给煤机主控制器输出经“平衡”算法送至各个给煤机的 M/A 站。 6.5 MFT 时将强制关小给煤机转速。 6.6 当给煤机主控指令已达最大值，而燃料量仍然远小于设定值时，逻辑回路将产生 RUN 37 DOWN 信号送至 LDC 的负荷指令回路，迫使负荷指令缓慢下降。 6.7 各层 给煤机都手动、任何一个煤量变送器品质坏、给煤机主调节器的过程量和设定值偏差大、送风机手动、 MFT 都将形成给煤机主控切手动的信号。给煤机对应的磨煤机停运或磨煤机的热风挡板手动或磨煤机的冷风挡板手动或 MFT 或 FSSS 发来的强制信号都将使该给煤机M/A 站切手动。 6.8 控制回路相关测点。 7 磨煤机调节 7.1 直吹式：热风挡板调节负荷（风量），冷风挡板调磨出口温度；个别机组则采用热风调出口温度，冷风调负荷或入口负压的方式。磨出口温度的控制可采用磨入口温度、出口温度串级调节的方式，以提高控制效果。 7.2 各给煤机指令经整定后作为磨煤机风 量控制的设定值和前馈信号。 7.3 来自 FSSS 的强制信号对磨煤机冷、热风挡板具有优先控制权，实现所谓的超弛控制，并将使冷、热风挡板调节器切手动同时将在操作员站上报警。 7.4 MFT、挡板位置偏差、调节器 PV 与 SP 偏差也将使冷、热风挡板调节器切手动。 7.5 控制回路相关测点。 8 燃油控制 8.1 燃油控制在保证最低油压下调节燃油流量。 8.2 燃油调节器 PV 与 SP 偏差、燃油调节阀位置偏差、 MFT 或 OFT 都将形成燃油调节阀切手动的信号。设定值来自锅炉主控指令与投运燃烧器总数换算值的低选。 8.3 接收 BMS 来的强升信号。 8.4 控制回路相关测点。 9 锅炉给水控制 9.1 控制回路相关测点。 9.2 给水泵再循环调节门控制，调节给水泵的入口流量，防止汽蚀。通过给水泵转速对应的函数关系加上一个设定调整值作为设定值来调入口流量。 9.3 给水采用三冲量的调节方法，汽包水位进行三选后取值，总给水流量是把给水流量经过温度补偿后加上过热器减温水求和得到，用速度级压力来计算主蒸汽流量。 10 过热汽温控制 10.1 一级过热汽温控制，通过串级回路来控制一级出口过热器汽温，其中主回路用来调过热二级减温器入口温度，副回路用来调过热一级减温器出口温度。 10.2 二级过热汽温控制，通过串级回路来控制主蒸汽温度，其中主回路用来调主蒸汽 温度，副回路用来过热二级减温器出口温度。 11 再热汽温控制 11.1 再热汽温的设定值由负荷的函数形成，在滑压、定压两模式下用不同的函数器。 11.2 再热汽温的调节原则为摆动火嘴或烟气挡板粗调，喷水调节细调。摆动火嘴或烟气挡板调节设置调节死区。 11.3 为保证再热汽温度有一定的过热度，喷水调节的主调节器的输出与高于饱和温度一定值的再热温度高选后形成副调节器的设定值。 11.4 引入总风量、主蒸汽流量作为前馈信号。 11.5 MFT、汽机跳闸、低负荷、发电机故障、喷水阀位命令足够小，都形成关闭喷水隔离阀的命令。 38 11.6 MFT、汽机跳闸、低负荷、喷水隔离阀关闭、喷水 阀位命令足够小，都形成强制关小喷水阀的命令。 11.7 控制回路相关测点。 12 辅助风（二次风）、燃料风挡板及过燃风挡板控制 12.1 辅助风（二次风）调节系统取总风量表征锅炉负荷经函数发生器形成风箱与炉膛差压的设定值。 12.2 当油层投入时油压信号经函数器形成燃油层对应的风箱挡板命令。当该层油退出时，将接受二次风主调节器发出的指令。 12.3 燃料风挡板开度指令是操作员设定。 12.4 本工程二次风门控制挡板共 18 层， 72 个执行机构，分别如下： 12.5 燃料风挡板有： A 层、 B 层、 C 层、 D 层、 E 层、 F 层、 G 层、 H 层； 12.6 燃尽风挡板有： OFA11 层、 OFA12 层；指令由 主蒸汽流量经函数发生器形成； 12.7 辅助二次风挡板 T11 层、 S11 层、 FG 层、 BC 层是用来控制燃烧器大风箱与炉膛出口压差，该压差设定值是校正后的主蒸汽流量的函数。 13 除氧器水位控制及空冷凝汽器热井水位控制 13.1 除氧器水位调节在启动和低负荷阶段采用单冲量控制，正常采用三冲量控制。给水流量作为除氧器水位三冲量调节的前馈信号。凝结水流量作为三冲量副调节器的过程量。 13.2 除氧器水位高时将引起出氧气辅助上水阀强关。当空冷凝器器水位高或低时将发出打开或关闭空冷凝汽器在循环门的信号。 13.3 空冷凝汽器热井水位通过补充水调节。 13.4 调节器与 PV 与 SP 偏差、调节阀位置偏差都将使调节器 M/A 站切手动。 13.5 控制回路相关测点。 14 除氧器压力控制 14.1 除氧器压力调节器设定值在正常时由人工设置，调节器维持除氧器压力在设定值以上汽轮机跳闸时，引入以较高的设定值，此值随时间下降，以防止除氧器蒸发引起给水泵的汽蚀。正常运行时，设定值跟踪除氧器压力。 14.2 调节器与 PV 与 SP 偏差、调节阀位置偏差都将使调节器 M/A 站切手动。 14.3 控制回路相关测点。 15 高加水位控制 15.1 设定值由人工设定。 15.2 高加水位调节在负荷时通过调节水位调节阀和至疏扩的疏水阀来维持水位；当负荷时调节水位调节阀 维持水位，至疏扩的疏水阀处于全关状态。 15.3 调节器与 PV 与 SP 偏差、阀位与指令偏差超限、来至的高加解列信号将使调节器 M/A站切手动。 15.4 控制回路相关测点。 16 低加水位控制 16.1 设定值由人工设定。 16.2 低加水位调节器与 PV 与 SP 偏差、阀位与指令偏差超限、来至的低加解列信号将使调节器 M/A 站切手动。 16.3 控制回路相关测点。 39 第三章 机组试验 1 试验总 则 1.1 设备试验必须经值长同意并下达试验命令后方可执行。 1.2 设备试验由检修负责人协调，运行人员配合操作 ,有关人员在场。 1.3 机组大小修后，必须先进行主辅设备的保护、 联锁试验，试 验合格后才允许设备试转和投入运行。 1.4 进行各项试验时，要根据试验措施要求，严格按规定执行。 1.5 设备系统检修、保护和联锁的元器件及回路检修 后 ,必须进行相应的试验且合格，其它保护 联锁只进行投停检查。 1.6 有近控、远控的电动门、气动门、伺服机构，远控、近控都要试验 ， 开度指示与就地 指示应一致 ， 并记录开、关时间。有中间停止的电动门及风门挡板要试验中间停止正常 。对已投入运行的系统及承受压力的电动门、调节门不可试验 。气动调节装置应动作灵活，无漏气及异常现象。 1.7 设备试验方法分静态、动态两种：静态试验时， 10KV 、 3KV辅机 电源开 关送至试验位 ，400V低压 辅机 电源 开关送至试验位（无试验位送工作位） ；动态试验时，操作、动力电源均送上。动态试验必需在静态试验合格后方可进行。 1.8 机组、设备联锁保护试验前，热工人员需强制满足有关条件。进行设备联锁试验前，应先进行就地及集控室手动启停试验并确认合格。 1.9 各联锁、保护及事故按钮试验动作应准确、可靠，声光报警、 OIS画面状态显示正常。 1.10 机组正常运行中的定期试验，应选择机组运行稳定时进行，并严格按操作票执行。运行中设备的试验，应做好局部隔离措施，不得影响运行设备的安全。对于试验中可能造成的后果，应做好事 故预想。 1.11 试验后应恢复强制条件，并可靠投入相应的保护联锁，不得随意改动，否则应经过规定的审批手续。 1.12 试验结束， 必须 做好系统及设备的恢复工作，校核保护 定 值正确，分析试验结果，做好详细记录。 1.13 试验结束后，各设备应停动力电源。不停电应做好防误启措施，需启动的设备开关应切至 “远方 ”位置。 2 锅炉试验 2.1 水压试验 2.1.1 水压试验的目的 锅炉水压试验的目的主要是检查锅炉各承压部件和汽水系统阀门的强度和严密性，是保证锅炉安全运行的重要措施之一。 2.1.2 水压试验分类及范围 2.1.2.1 锅炉水冷壁、过热器、省煤器、再热器等承压部件在投运前或大修后，必 须进行工作压力水压试验；新安装锅炉或承压部件严重损坏大面积更换受热面后，必须进行超压试验。 2.1.2.2 水压试验分为主蒸汽系统和再热蒸汽系统两部分： 2.1.2.3 主蒸汽系统水压试验：过热器、水冷壁、省煤器、汽包作为一个整体以汽包设计压力进行水压试验。 2.1.2.4 再热蒸汽系统水压试验：以再热器进口设计压力单独进行水压试验。 2.1.2.5 水压试验分为工作压力水压试验和超压水压试验，水压试验压力如下表所示： 40 名 称 设计压力 正常水压试验压力 超压试验压力 单位 MPa MPa MPa 水冷壁及过热器 19 95 19 95 29 925 再热器 4.32 4.32 6.48 2.1.2.6 正常水压试验应在锅炉水冲洗后进行，水压试验后进行机组启动，若因工期要求先进行水压试验，试验后应进行炉水循环泵冲洗。 2.1.2.7 水压试验的范围，主蒸汽系统水压试验自给水泵出口至汽轮机高压主汽门前；再热蒸汽系统水压试验自冷再进口管道水压试验阀后至汽轮机中压主汽门前。 2.1.3 水压试验必需具备下列条件 ： 2.1.3.1 锅炉受热面工作结束，各阀门及热工元件齐全、完整，各人孔、检查孔封闭，检修人员离开现场，现场清理干净，工作票终结。 2.1.3.2 水压试验前主蒸汽、再热汽热段管道上的支 吊架、各联箱的支吊架闭锁，水压试验后恢复。 2.1.3.3 汽轮机高、中压主汽门采取可靠的防进水保护措施。 2.1.3.4 汽包和再热器就地应安装经校验合格的精密压力表，主控控制盘上的汽包和再热器压力指示表已经校验准确。 2.1.3.5 就地压力表处、临时升压泵处、集控室，应设专人监视并有可靠的通讯联系。 2.1.3.6 水压试验应储备足够的合格除盐水，上水温度应控制在 21 71，防止受热面冷脆变形。 2.1.3.7 给水泵应具备运行条件。 2.1.3.8 闭锁所有安全门（加装水压试验阀瓣） ,防止水压试验时安全门动作。 2.1.3.9 所有阀门应调节自如，且正确安装就位，各阀门水压试验应先进行二次门，后进行一次门。 2.1.3.10 水位计、炉水循环泵只参加工作压力水压试验，不参加超压水压试验。 2.1.4 水压试验方法及步骤 水压试验由检修负责人主持，运行人员负责操作，超压试验时总工程师必须在场。水压试验按主汽和再热汽两部分进行，正常压力水压试验时主蒸汽系统由给水泵上水升压，再热蒸汽系统经再热汽减温水母管接临时管道至墙式再热器入口联箱上水升压。若做超压水压试验时，主蒸汽系统应由临时升压泵升压。 2.1.4.1 再热器水压试验步骤 : 1) 开启再热蒸汽系统所有空气门，启动给水泵，通过再热汽减温水母管接临时管道至墙式再热器入口联箱接头上水 (再热汽冷段水压试验阀严密关闭 ),当各空气门跑水后，并确认空气排尽后关闭。利用给水泵勺管和出口调整门以 0.294MPa/min 的速度对再热蒸汽系统升压。 2) 水压试验压力以再热器出口集箱就地压力表读数为准，当再热器出口压力达到 2.0MPa 时 ,维持压力由检修人员对再热器受热面进行全面检查。 3) 再热器继续升压至 4.32MPa，立即停止升压，由检修人员对再热器系统进行全面检查，并观测5 分钟内压力下降情况，对缺陷及泄漏情况做好记录。 4) 如需要做超压试验，以 0.15MPa/min 的速度升压至 6.48MPa，立即停止升压，关闭给水泵勺管和出口调整门，记录压 力下降情况。保持 20 分钟后，以 0.15MPa/min 的速度降压至 4.32MPa，由专业人员对再热器受热面及相关阀门、附件进行全面检查，观测有无缺陷、泄漏及异常现象，做好标记和记录。 5) 检查完毕后再热器系统放水泄压。以 0.3MPa/min 降压速度降压，再热器压力降至零后，打开再热器空气门对再热器系统放水。 6) 再热器水压试验结束后，应将各设备、闭锁装置及时恢复正常。 2.1.4.2 主蒸汽系统水压试验步骤 : 1) 主蒸汽系统水压试验时，锅炉上水前，对炉水循环泵进行冲洗、注水，冲洗合格后， 41 投入连续注水。 2) 锅炉按正常上水程序上至汽包正常 水位，待各处的空气门充分跑水后，依次关闭，然后继续上水直至汽包、过热器满水为止。 3) 锅炉满水后，用给水泵转速与给水泵出口调节门相配合，以 0.294MPa/min的速度升压。 4) 当汽包压力升至 2.1MPa时，停止炉水循环泵连续注水。 5) 当汽包压力升至 5.0MPa时，停止升压，由检修人员进行全面检查。 6) 如无缺陷和泄漏，继续升压，当汽包压力升至 10.0MPa时，停止升压，由检修人员进行全面检查。 7) 当汽包压力升到 15.0 MPa时，暂停升压且保持压力稳定，闭锁电磁安全门（ PCV），由检修人员进行全面检查。 8) 锅炉继续升压 至汽包压力 17.9MPa时，维持压力不变，由检修人员对锅炉受热面及相关阀门、管道支吊架系统及膨胀情况、附件进行全面检查。 9) 锅炉以 0.15MPa/min 的速度升压至汽包工作压力 19.95MPa 时，停止升压，保持 20分钟，由检修人员进行全面检查，并观测 5 分钟内压力下降情况，对缺陷及泄漏情况做好记录。 10) 若进行超压试验，试验前将炉水循环泵做好隔离措施，当压力升至汽包工作压力时解列汽包水位计，关闭给水泵出口调节门，由临时升压泵升压，以 0.15MPa/min 的速度升压至汽包压力 29.925MPa 时，停止升压，保持 10 分 钟，以 0.15MPa/min 的速度降至工作压力 19.95MPa，由检修人员进行全面检查，并观测 5 分钟内压力下降情况，对缺陷及泄漏情况做好记录。 11) 水压试验结束后，用后墙水冷壁放水门以 0.5MPa/min的速度降压。当汽包压力降到 15.0MPa时，停止降压，待取下安全门卡具后再继续降压。当压力降至零时，开启水冷壁、省煤器、过热器疏放水门、空气门，过热蒸汽系统全面放水。 2.1.5 水压试验的注意事项 2.1.5.1 水压试验过程中必须由检修和运行领导在现场指挥，进行超压试验时，总工必须在场。 2.1.5.2 锅炉进行超压试验过程中，检查人员必须在安全的 地方停留，禁止任何检查工作，只有压力降到工作压力后才能进行全面检查。 2.1.5.3 升压过程中，一旦发现承压部件泄漏，应立即停止升压，打开放水门进行泄压。 2.1.5.4 水压试验时，应加强就地压力表、临时升压泵处和集制室的联系，在就地压力表处应连续读数，当接近试验压力时，应降低升压速度，以防超压。 2.1.5.5 超压期间必须严格控制压力，不允许超过试验压力的 6%。 2.1.5.6 为防止再热器、辅助蒸汽、吹灰系统等非高压系统超压，试验时应做好隔离措施，并开启有关疏水门，试验升压期间应注意对这些系统进行检查。 2.1.5.7 锅炉各阀门的水压试验应先试验二次门（即开起一次门），后试 验一次门（即关一次门后开起二次门）。 2.1.5.8 如在水压试验前未进行水冲洗或水冲洗不合格，则在水压结束后再进行水冲洗，保持炉水循环泵连继注水，只有锅炉水质合格后，方可停止炉水循环泵注水。 2.1.5.9 进行超压试验时，就地水位计应解列。 2.1.5.10 炉水循环泵电机不参加超压水压试验。 2.1.5.11 各高压加热器不参加水压试验。 2.1.5.12 锅炉水压试验结束后，应使各设备、闭锁装置及时恢复正常。 2.1.5.13 （ 13）升压过程中，若发生超压应立即停止升压，用后墙水冷壁放水电动门进行泄压。 2.1.6 2水压试验的合格标准 2.6.2.1 5分钟内压力下降速度 0.294MPa/min。 42 1) 水压试验后受热面没有残余 变形。 2) 受热面焊口、法兰没有渗水、漏水现象。 3) 符合上述条件，水压试验为合格。 2.2 锅炉安全门校验 2.2.1 安全门校验的原则 2.2.5.1 新安装的锅炉或经过大小修后或安全门经过检修均应按安全门动作定值进行校验，为保证安全阀动作可靠，应定期进行排汽试验。 2.2.5.2 电磁安全门热控、电气回路的试验在每次机组启动期间进行一次。 2.2.5.3 安全门校验必须制定相应的安全措施，由锅炉检修人员指挥，运行人员负责操作，检修人员负责检查。检修、运行负责人及锅炉监察工程师应到现场。 2.2.5.4 安全门校验一般应在机组未冲转时进行。如需带负荷试验，必须经总工程师批准，并制定完整的安全技 术措施。 2.2.5.5 安全门校验顺序：先高压系统后低压系统。先进行主蒸汽侧后进行再热汽侧，依次对汽包安全阀、过热器安全阀、再热器安全阀进行校验。 2.2.2 各安全门动作及回座定值 名 称 开起压力 （ MPa） 回座压力 （ MPa） 排汽量 （ t/h） 数量 汽包安全门 19.95 19.15 280 1 汽包安全门 20.15 19.15 284 1 汽包安全门 20.35 19.15 288 1 汽包安全门 20.55 19.15 292 3 过热器出口（ PCV阀） 18.13 17.77 103 2 过热 器出口（安全门） 18.31 17.58 180 1 过热器出口（安全门） 18.34 17.61 180 1 再热器入口安全门 4.32 4.15 202 1 再热器入口安全门 4.36 4.19 204 1 再热器入口安全门 4.41 4.23 206 1 再热器入口安全门 4.45 4.27 208 4 再热器出口安全门 4.04 3.88 117 1 再热器出口安全门 4.24 4.07 160 1 2.2.3 安全门校验的准备工作 2.2.5.1 锅炉检修工作结束，所有工作票终结。锅炉本体和辅机已符合启动条件 。 2.2.5.2 锅炉各系统均可投入运行，冷灰斗水封水供水正常。 2.2.5.3 锅炉启动前的各项准备工作已进行完毕，热控仪表校验工作完毕，安全门及其排汽管、消声装置完整，过热器点火排汽阀可用。 2.2.5.4 校验安全门用的标准压力表已安装完毕，校验现场与集控室之间通讯工具完好可用，照明充足。 2.2.5.5 锅炉有关联锁动作正常， FSSS系统能正常投运，锅炉符合点火条件，炉烟温度计投运。 2.2.5.6 汽机主汽门、高排逆止门、汽机中压主汽门、汽机轴封主汽供汽门、吹灰系统供汽门、低压旁路阀关闭严密，旁路系统和真空系统都投运正常，汽机盘车投入，排汽装置热井水位正常。 2.2.5.7 解列汽包水位保 护。 2.2.4 安全门校验 2.2.5.1 锅炉点火后，按机组升温升压曲线进行，控制炉膛出口烟温 538，若超限则应减弱 43 燃 烧，放慢升温升压速度。 2.2.5.2 待汽包压力升至安全门最低整定压力的 80%，保持压力稳定，通知检修，由检修人员用液压加载装置逐只对安全门进行校验。 2.2.5.3 在安全门校验过程中，安全门未动作时，保持压力稳定。 2.2.5.4 当安全门动作时，记录蒸汽和附加压力值，并降低附加压力使安全门回座，记录回座时的蒸汽压力和附加压力。 2.2.5.5 当安全门动作时，要密切注意监视汽包水位，及时调整，根据安全门排汽量适当调整给水流量，以防安全门回座后汽包水位波动。 2.2.5.6 安全门 动作值超出规定值的误差范围时，应进行适当调整，然后再次校验直到合格为止。 2.2.5.7 过热器安全阀校验结束，校验电磁安全门，校验电磁安全门应会同热工人员一起进行。 2.2.5.8 锅炉升压降压可通过过热器点火排汽门和调整燃烧率控制。 2.2.5.9 再热器安全门校验通过汽机高旁进行。 2.2.5.10 降低汽包压力至 6MPa，降压过程中投入汽机高旁系统暖管。 2.2.5.11 汽机高旁系统暖管结束，利用高旁调整再热器压力至 3.2MPa，并保持一定的过热度，由检修人员用液压加载装置逐只对再热器安全门进行校验。 2.2.5.12 安全门校验结束后，关闭高旁，开启再热蒸汽系统空气门，根据值长通知按降温降压曲线 停炉。 2.2.5.13 安全门一经校验合格就应加锁或加装铅封。 2.2.5 安全门校验注意事项： 2.2.5.1 炉膛出口烟气温度 538。 2.2.5.2 在升温升压过程中，监视再热器系统不超压。 2.2.5.3 在安全门校验过程中必须加强对水位的监视，安全门动作时，汽包水位波动较大，应及时调整防止水位事故发生。 2.2.5.4 安全门动作后，若炉水循环泵差压波动较大，注意监视。 2.2.5.5 为减少对安全门阀芯的磨损，安全门动作后，应立即降低附加压力，如无效则降压。 2.2.5.6 安全门校验结束，应将启、回座动作压力记入专门的记录簿内。 2.3 辅机设备安全保护装置试验 2.3.1 所有辅助设备初次试运和检修后试运 ,除进行电气回路试验外， 还要进行带机械的实际试验。辅助设备的安全保护装置的试验应在该辅机试运行时进行。辅助设备试验应见辅助设备运行各章节。 2.3.2 试验原则和要求 2.2.2.1 按启动条件 ,在缺少任一条件的情况下不能启动。 2.2.2.2 在全部条件具备的情况下应能启动。 2.2.2.3 按跳闸条件逐一进行试验 ,该辅机应跳闸。 2.3.3 风烟挡板试验 2.2.3.1 将全部电动 挡板送电， 、气动 挡板 投入气源。 2.2.3.2 电气、热工人员和运行人员做好挡板联动试验。 2.2.3.3 在 OIS上进行开关操作，检查 就地 位置 与 OIS指示一致 。 2.3.4 汽水 阀 门开关试验 2.2.4.1 将全部汽水电动阀 门 送电 ，气动阀门投入气源 。 2.2.4.2 在 OIS上操作开关正常 ，就地开关行程与 OIS指示一致 。 2.2.4.3 由热工人员 进行汽水阀门 联锁开关试验 合格 。 2.3.5 锅炉保护试验 由运行人员和热工人员共同进行 MFT动作试验、 BMS保护试验、 RB、 RD动作试验。 44 3 汽机试验 3.1 调节系统静态试验 3.1.1 遇下列情况应做此项试验 3.1.1.1 汽轮机大中小修后 ； 3.1.1.2 调节系统检修后 。 3.1.2 试验要求 3.1.2.1 应在锅炉无压且排净主再热蒸汽管道中的积水后进行。 3.1.2.2 联系热工人员配合进行 3.1.2.3 调节系统静态动作应可靠灵活，控制信号与伐门行程的对应关系符合要求。 3.1.3 试验步骤 3.1.3.1 检查 DEH 控制系统已投运正常 3.1.3.2 检查旁路系统在停运状态，高低旁路减压伐关闭。 3.1.3.3 投运润滑油系统及 EH 油系统。 3.1.3.4 由热工人员解除各已闭合的跳机保护信号 3.1.3.5 汽轮机挂闸 3.1.3.6 将阀位限制（ VALVE POS LIMIT ）设置为 3.1.3.7 在手动控制（ MANUAL CONTROL ）画面中全行程开、关各汽门，在及就地观察各阀门开关应灵活且无卡涩。 3.1.3.8 试验完毕，手动打闸。 3.1.3.9 联系热工，恢复解除的信号。 3.2 汽轮机 ETS 跳闸保护试验 3.2.1 遇下列情况应做此项试验 3.2.1.1 冷态启动前 3.2.1.2 保护系统某个部件检修后。 3.2.2 试验要求 3.2.2.1 应在锅炉无压且排净主再热蒸汽管道中的积水后进行。 3.2.2.2 联系热工人员配合进行 。 3.2.3 试验步骤 3.2.3.1 检查 DEH 控制系统已投运正常 。 3.2.3.2 检查旁路系统 在停运状态，高低旁路减压伐关闭。 3.2.3.3 投运润滑油系统及 EH 油系统。 3.2.3.4 由热工人员解除各已闭合的跳机保护信号，检查各跳机信号消失。 3.2.3.5 汽轮机挂闸 。 3.2.3.6 联系热工人员，对下列信号逐个进行试验，并确认汽轮机跳闸： 1) #1.（ #2） 低压缸排汽温度高 107； 2) 主机润滑油压低 0.07MPa； 3) 轴向位移达到 +1.2mm或 -1.66 4) 主蒸汽温度低（三 路主蒸汽温度信号选中值 ） 5) 在汽轮机负荷大于 35%，主汽温 由 490以上 降至 460以下 时； 6) 在汽轮机负荷小于 35%，主汽温降至 474时 ； 7) #1、 2低压缸 排汽背压 65KPa； （三选二） 8) 支持轴承振动大（ X或 Y向）：当任一轴承振动大与过大同时出现或任一轴承处轴振达跳闸值且其余任一轴承处轴振达报警值，主机跳闸。（注： #1-#8轴振跳闸值 0.25mm，报警值 0.125mm） ； 45 9) 高压缸排汽室内壁温度高 420； 10) 发电机负荷 50，高旁阀全关而低旁阀开度 50； 11) 高中压缸启动方式下高压旁路阀或高压旁路隔离阀未全关； 12) 发电机主保护 A、 B动作 ； 13) 锅炉 MFT； 14) DEH跳闸 ； 15) 超速保护 （动作转速 110%额定转速 ； 三选二） ； 16) 高中压差胀超限（ 11.6mm或 -6.6mm）； 17) 13） 低压差胀超限（低 压胀差 24）； 18) EHG油压力低（ 7.8MPa； 三选二 ）； 19) 发电机定子冷却水出口温度 78 延时 1秒 （ 三选二 ）； 20) 发电机定子冷却水流量 500L/min延时 2秒 （ 三选二 ）； 21) 机组支持轴承乌金温度高达 115 延时 2秒 ； 22) 机组推力瓦金温度高 达 110 延时 2秒 ； 23) 手动打闸； 3.2.3.7 试验完毕，联系热工，恢复解除的信号。 3.3 汽机功率负荷不平衡继电器（ PLU）回路试验 3.3.1 遇下列情况应做此项试验 3.3.1.1 冷态启动前。 3.3.1.2 回路检修过。 3.3.1.3 正常运行中，每周进行一次。 3.3.2 试验方法 3.3.2.1 联系热工人员到现场。 3.3.2.2 由热工人员在电子间 HITASS-DEH控制 柜上按下 PLU回路 1试验按钮 ， 确认回路1“OPERATED”灯亮后 ， 释放试验按钮。 3.3.2.3 依照上述方法对 PLU三个回路逐一试验。 3.3.2.4 试验时一定注意，不得同时按下三个回路中的任两个试验按钮，且按钮释放后，“OPERATED”灯不灭，不得继续试验，由热工人员检查处理。 3.4 高压遮断电磁阀动作试验 3.4.1 遇下列情况应做此项试验 3.4.1.1 机组首次启动或 A/B 级检修后。 3.4.1.2 保安系统检修后。 3.4.1.3 正常运行中每周进行一次 3.4.2 试验方法 3.4.2.1 试验前确认与该试验有关的指示灯指示正确。 3.4.2.2 在 OIS上调出 “遮断电磁阀试验 (SOLENOIDS TEST)”画面 3.4.2.3 按 “高压遮 断试验 (HP SOLENOIDS TEST)”,选择 “投入 (ON)”； 3.4.2.4 选择 “5YV试验 ”,按下 “试验 (TEST)”按钮 ,“5YV”试验成功 (5YV TEST SUCCEED) 3.4.2.5 按 “高压遮断试验 (HP SOLENOIDS TEST)”,选择 “切除 (OFF)”,退出高压遮断电磁阀试验 . 3.4.2.6 6YV、 7YV、 8YV试验同 5YV 注意：严禁同时试验 5YV、 6YV、 7YV、 8YV跳闸电磁阀。 3.5 汽机抽汽逆止门活动试验 3.5.1 试验要求 3.5.1.1 机组检修后启动前，均应进行抽汽系统的联动试验及抽汽逆止阀的活动试验。 46 3.5.1.2 机组正常运行时，每 月进行一次抽汽逆止阀的活动试验。 3.5.1.3 试验必须逐个进行。 3.5.1.4 该项试验应由热工人员配合下进行。 3.5.2 试验方法 3.5.2.1 检查主机运行稳定。 3.5.2.2 检查试验抽汽逆止门处于全开状态。 3.5.2.3 就地向下扳动抽汽逆止门活动试验手柄。 3.5.2.4 检查确认抽汽逆止门开始关闭，稍微活动关闭后松开试验手柄。 3.5.2.5 检查确认试验抽汽逆止门重新至全开位置。 3.5.2.6 以同样的试验程序逐一对各抽汽逆止门进行活动试验。 3.6 汽门活动试验 3.6.1 试验要求 3.6.1.1 正常运行，主汽门和中联门每周一次，高调门每月一次。 3.6.1.2 主汽门与高调门的活动试验分别进行，中联门的活动试验是单侧调门和中压主汽门试验同时进行。 3.6.1.3 试验时，运 行人员应站在阀门附近观察阀门动作情况，检查阀门无卡涩。 3.6.2 汽门活动试验条件 3.6.2.1 所有主汽阀全开。 3.6.2.2 负荷在 300 450MW 之间 3.6.2.3 试验时机组控制方式应在负荷控制方式。 3.6.2.4 调节级压力信号正常 3.6.3 右侧高压主汽门 (MSVR)活动试验 3.6.3.1 检查右侧高压主汽门 MSVR处于全开位置。 3.6.3.2 在 OIS“阀门活动试验 (VALVE TEST)”画面点击 “MSVR试验 (MSVR TEST)” 3.6.3.3 观察右侧高压主汽门开始以 10%/秒的速度关闭直至 10开度时，快关阀带电 ,快速关闭至全关。 3.6.3.4 MSVR快关阀失电 ,右侧高压主汽门 (MSVR )以 10%/秒的速 度从全关到全开位 . 3.6.3.5 注意就地观察右侧高压主汽门平稳开启至全开位置。 3.6.4 左侧高压主汽门 (MSVL)活动试验 方法同右侧高压主汽门 (MSVR)活动试验（不同是：左侧高压主汽门 (MSVL)活动试验时，其关闭状态能从控制盘开度指示上看出）。 3.6.5 高调门活动试验 3.6.5.1 检查 HITASS盘上 “LOAD SET”在 “AUTO”位置。 3.6.5.2 检查 “TURBINE MASTER”为 “AUTO”。 3.6.5.3 在 OIS“阀门活动试验 (VALVE TEST)”画面点击 “CV1试验 (CV1 TEST)” 3.6.5.4 观察 #1高调门 CV1开始以 10%/秒的速度关闭至 10开度 ,快关阀带电 ,快速关闭至全关。此过程中注意检查 #4高调门开启正常。 3.6.5.5 CV1快关阀失电 ,#1高调门 CV1以 10%/秒的速度从全关到试验前位置。此过程中注意 #4高调门关闭情况。 3.6.5.6 以同样方法试验 #2、 #3、 #4高调门。 注 意 :当有一个 CV阀试验时 ， 其他 CV阀不能同时试验 . 3.6.6 RSV 活动试验 3.6.6.1 检查左侧中联门 (RSVL)处于全开状态。 3.6.6.2 在 OIS“阀门活动试验 (VALVE TEST)”画面点击 “左中压主汽阀试验 (RSVL TEST)” 3.6.6.3 观察左侧中调门 ICVL开始以 10%/秒的速度关闭至 10开度 ,快关阀带电 ,快 速关闭至 47 全关 3.6.6.4 当 RSVL关到 10%时 ,RSVL快关阀带电 ,全关到零位 3.6.6.5 RSVL试验电磁阀及快关阀失电 ,RSVL从全关到全开位 ,接着 ,ICVL快关阀失电 ,ICVL以 10%/秒的速度从全关位到全开位 . 3.6.6.6 以同样方法试验右侧中联门 (RSVR)。 注意 :当左侧试验时 ， 右侧不能同时试验 . 3.7 注油试验 3.7.1 遇下列情况应做此项试验 3.7.1.1 做机组超速试验前 3.7.1.2 危急保安系统检修后 3.7.1.3 机组连续运行 2000 小时。 3.7.2 注油试验方法 3.7.2.1 确认控制盘上所有与试验有关的指示灯指示正确。 3.7.2.2 在 OIS“喷油试验（ SPRAY OIL TEST） ”画面中，按 “喷油试验（ SPRAY OIL TEST） ”按钮。 3.7.2.3 隔离电磁阀 4YV 带电，使隔离电磁阀在隔离位； 3.7.2.4 2YV 电磁阀带电，油喷进危急遮断器中，飞环击出， ZS2 发讯，使 2YV 失电； 3.7.2.5 延时后， 1YV 自动挂闸，挂闸成功，隔离电磁阀 4YV 失电 3.7.2.6 以上各步完成后，汽机机械跳闸系统复位，机组进入正常运行状态。 3.8 注油升速试验 3.8.1 遇下列情况应做此项试验 3.8.1.1 机组首次启动或大中修后