330MW热电汽机运行规程正本

辽宁沈煤红阳热电有限公司 330MW汽机运行规程一篇 总则1. 本规程阐述了1、2号机汽轮机的设备规范及主要技术特性，汽轮机的启停，事故处理及维护试验。本规程若与国家和电厂的有关最新规定相抵触，以最新的规定为准。 2. 本规程适用于发电厂厂长、发电部主任、专责工程师、值长、汽机运行人员等相关工作人员。3. 本规程制定依据电力工业技术管理法规、电业安全工作规程、300MW级汽轮机运行导则DL/T609-1996、辽宁电力勘测设计院提供的相关图纸和资料及哈尔滨汽轮机厂CC275/N330-16.7/537/537型汽轮机技术协议和说明书制定。4 汽轮发电机组的启动、停止、运行方式的改变及事故处理,应按值长的命令,依照规程进行操作；5 下列操作需要公司主管生产的副总经理主持或由副总经理指定发电部经理、专业主管在值长统一安排下进行：5.1 汽轮机的启动；5.2 机组的超速试验；5.3 机组甩负荷试验；5.4 运行中调节系统的各项试验；5.5 设备经过重大改进后的启动或有关新技术的第一次试用；5.6 给水泵及高压加热器在A、B、C修后的投运；5.7 循环冷却水系统运行方式的变更及凝汽器在运行中清扫或找漏；5.8 机组运行中冷油器的切换；6 重要系统的操作应填写操作票,经值长批准后进行操作；7 所有的操作人员和监护人员均应由考试合格人员担任,学习人员不得担任监护人；8 事故处理时,允许不填写操作票，依照规程的相关规定进行正确操作；第二篇 主机运行规程1 汽轮发电机组设备规范及特性1.1汽轮机设备主要技术性能我公司安装的330MW汽轮机是哈尔滨汽轮机厂生产的亚临界、一次中间再热、高中压合缸、单轴、双缸双排汽、两级可调整抽汽凝汽式汽轮机，汽轮机的高中压转子是高、中压部分合在一起的一根合金钢（30Cr1Mo1V）整锻结构的转子，低压转子是由合金钢（30Cr2Ni4MoV）整锻而成，两根转子及发电机转子之间均为刚性连接；汽轮机的通流部分由高、中、低压三部分组成，共二十七级，其中高中压缸为双层缸，低压部分为三层双分流式。高压部分有一个调节级和七个冲动级，中压部分有七个冲动级，低压部分为双分流式。每一分流有六个反动级，共十二级。1.1.1蒸汽流程：新蒸汽从下部由主汽管进入置于高中压缸两侧与基础固定连接的两个高压调节联合阀，每个阀门由一个主门和两个调门组成。由每侧各两个调节阀流出，经过4根323.8551.28高压导汽管按一定顺序从高中压缸的上半和下半进入高压缸的4个喷嘴室，通过各自的喷嘴组流向反向的冲动式调节级及7级冲动式压力级后，由高压缸下部排出进入再热器，再热后的蒸汽从汽轮机前部由再热主汽管进入置于汽轮机机头两侧浮动支撑的两个中压再热主汽调节联合阀，在经过两根50826.2中压导汽管将蒸汽从下部导入汽轮机中压缸，经过中压正向布置的7级冲动式压力级后（第6级为回转隔板），从中压缸上部排汽口经过1根1219联通管进入低压缸。低压缸分为双分流结构，蒸汽从通流部分的中部流入，经过正反向各6级反动级后，从两个排汽口向下排入凝汽器。在工业抽汽工况下，可根据工业抽汽参数的要求，调整回转隔板的开度，使回转隔板前的压力逐渐升高，然后蒸汽从中压缸下部1-92020的抽汽口抽走，另一小部分蒸汽进入回转隔板级后、中排、低压缸、凝汽器；在采暖抽汽工况下，联通管上的碟阀开度，可根据采暖抽汽参数的要求逐渐关小，使中排区域的压力逐渐升高，然后蒸汽从中压缸下部2-1020的抽汽口抽走，另一小部分蒸汽进入低压缸，排入冷凝器。1.1.2结构特点1.1.2.1汽缸：（1）高中压汽缸：高中压汽缸由外缸、高压内缸、中压内缸、喷嘴室、中压隔热罩、中压隔板套组成。高中压外缸、高压内缸、喷嘴室形成三层缸结构，从而使每个汽缸承受的压差和内应力减少，内外缸壁的厚度都可以设计得比较薄，高温区设计有回流冷却，使每个汽缸承受的温差和热应力变小。在中压外缸与中压隔热罩的夹层中有来自高压排汽区的冷却蒸汽冷却中压外缸内壁，精心设计的冷却蒸汽系统可延长汽缸的使用寿命。外缸和内缸水平中分面螺栓靠近缸壁中心线，汽缸内侧法兰处局部加厚，使法兰汽缸启机时热膨胀均匀，上下半缸结构基本对称，重量接近，热容量差别小，因而对热负荷变化的适应性增强，采用高窄法兰结构，螺栓较长，螺纹外径采用3/1000倒锥形，运行时热应力分布均匀，不咬扣。内缸由外缸的水平中分面支撑，底部由定位键导向，以保证内缸在外缸内横向定位并可使内缸随温度的变化在外缸内自由膨胀和收缩，内缸的定位靠内缸凸台与外缸凹槽的配合来实现。外缸下半有4个猫爪，支撑在前轴承箱两侧及中轴承箱两侧，支撑面与水平中分面相平，受热时汽缸中心保持不变。高压汽轮机的喷嘴室由合金钢铸成，并通过水平中分面形成了上下两半。它采用中心线定位，支撑在内缸中分面处。喷嘴室的轴向位置由上半的凹槽与内缸上半的凸台配合定位。上下两半内缸上均有滑键，决定喷嘴室的横向位置。这种结构可以保证喷嘴室根据主蒸汽温度变化沿汽轮机轴向正确的位置收缩或膨胀。主蒸汽进汽管与喷嘴室之间通过通过大小密封环交替组装滑动连接，这样可把温度引起的变形降到最低限度。（2）低压缸：低压外缸全部由钢板焊接而成，为减少温度差别而设计成三层缸，由外缸、1号内缸、2号内缸组成，减少了整个汽缸的绝对膨胀量。汽缸上下半各由三部分组成：调端排汽部分、电端排汽部分、和中部。各部分之间通过垂直法兰面由螺栓作永久性连接而成为一个整体，可以整体起吊。排汽缸内排汽口与凝汽器弹性连接，低压缸四周有框架式撑脚，增加低压缸刚性，在撑角四边通过键槽与预埋在基础内的锚固板形成膨胀的绝对死点。在蒸汽入口处，1号内缸、2号内缸通过1个环形膨胀节连接，1号内缸通过1个承接管与连通管连接。内缸通过4个搭子支承在外缸下半中分面上，1号内缸、2号内缸和外缸在汽缸中下部通过1个直销定位，以保证三层缸同心。低压缸两端的汽缸盖上装有两个大气阀，其用途是当低压缸的内压超过其最大设计时，自动进行危急排汽。大气阀的动作压力为0.034-0.048MPa（表压），低压缸排汽区设有喷水装置，空转和低负荷时按要求自动投入，降低低压缸温度，保护末叶片。1.1.2.2转子：汽机整个轴系由2根转子组成，高中压转子跨距6090mm，低压转子跨距5740mm。高中压转子和低压转子之间、低压转子和发电机转子之间均通过联轴器刚性连接。轴系由4个支撑轴承支撑。高中压转子是无中心孔的1根30Cr1M o1V耐热合金钢整锻转子 ，带有主油泵叶轮及超速跳闸装置的轴通过法兰螺栓与高中压转子在调速端连接在一起。推力盘位于高中压转子调端的轴承箱内，是整个轴系的死点。高中压转子总长7948.8mm，带叶片最大外缘直径为1794mm，调节级后的蒸汽一股流向高中压间汽封体，高中压间汽封体间有有一股漏汽通过压力平衡管流向高压外缸排汽口处，平衡轴向推力，另一股通过高中压间汽封体其余汽封圈漏向中压进汽区，冷却中压第一级叶轮。 低压转子为无中心孔的30Cr2Ni4MoV合金钢整锻结构。总长8181.5mm，带叶轮最大外缘直径为2333mm，低压末级采用900叶片，强度好。1.1.2.3轴承：汽轮机共有5个轴承，4个支持轴承和一个推力轴承，4个支持轴承为4瓦块可倾瓦轴承。4瓦块可倾瓦轴承是自对中式轴承，4块轴承合金瓦块通过瓦背面的球面销及垫片支承在轴承套中，瓦块可以摆动，因此自位性能好。轴承中分面上部的两个瓦块一端背面分别装有弹簧，压迫瓦块，人为地使瓦块倾斜，同时将此两瓦块进油边轴承合金修去一些，防止瓦块进油边与转子相磨，且有助于油楔的形成。推力轴承位于前轴承箱内，为京士伯里自位式推力轴承。在推力轴承靠近推力盘两侧的支承环内各安装6块可滑动的推力瓦块，推力瓦块由背面的调整块支承，通过调整块的摇摆运动，使同侧的各瓦块承载均匀，从而不受轴承与推力盘的偏心和轴承巴氏合金厚度不均的影响。推力轴承壳体上半顶部有两个进油口和两个排油口，壳体内始终充满油，当推力盘旋转时，将油带入推力盘与推力瓦块之间形成油楔，保证了良好的润滑。1.1.3盘车：盘车装置装置为链条、蜗轮蜗杆、齿轮复合减速、摆轮啮合的低速盘车装置。既能自动投入盘车，又可手动投入盘车。它具有零转速测量装置，当转子惰走至零速时，能自动投入。当汽轮发电机组冲转时能自动脱开。它装在低压缸下半，在拆卸轴承盖或联轴器盖时无需拆卸盘车装置。本装置盘车转速为3.35转/分钟左右.盘车电机功率为18.5Kw，980转/分钟。为降低盘车负荷，汽轮机和发电机轴承均配有高压油顶起装置，高压油顶起装置集中供油。顶轴油泵为轴向柱塞型泵，采用三相交流50Hz防爆电机。1.1.4润滑油系统：本系统的作用是为汽轮发电机组的支持轴承、推力轴承和盘车装置提供润滑油，为氢密封系统供备用油以及为操纵机械超速脱扣装置供压力油。除润滑系统外，还有供危急遮断撞击子用油，润滑油与EH油接口用油和发电机密封油系统用油，润滑油系统是由汽轮机主轴驱动的主油泵、油箱、射油器、启动油泵（氢密封备用油泵）、冷油器，顶轴装置，盘车装置，排烟系统，交流润滑油泵，直流事故油泵，滤网加热器，油位指示器，油位开关等以及各种脱扣控制装置和连接管道、阀门、逆止门，各种监视仪表等构成。汽轮发电机组在额定转速下运行时，来自主油泵的压力油进入机械超速装置机构、高压氢密封备用油总管，同时也进入油箱内部管道为射油器提供动力油。从射油器排出的油除供主油泵用油外，还供低压备用氢密封用油，并且经冷油器供轴承用油。润滑油供油系统是个封闭系统。所有润滑后的油通过油箱顶部回到回油槽中。油进入油箱前靠自身重力通过一个150目的滤筒过滤。当油箱中油位过高或过低，油位指示器和油位开关都会发出警报。在机组初始运行期间，必须经常监视油箱回油槽中的油位。主油泵装在前轴承箱内，是涡壳形离心油泵，叶轮由主轴带动，流量240 m3/h,出口油压1.96Mpa。机组在额定或接近额定转速运行时，主油泵提供机组运行全部用油。润滑油系统采用圆筒形卧式油箱，交流润滑油泵、直流事故油泵、氢密封备用油泵、油位指示器、油位开关、油箱电加热器都装在油箱盖板上。射油器装在油箱内管路上。油箱正常油位时储油量31.4m3, 。交流润滑油泵的作用是在机组启动、停机和偶然事故时保持轴承总管油压。交流润滑油泵提供通常由射油器出口所供的油。交流润滑油泵电机功率37KW，转速2970r/min，出口压力0.4MPa,流量192m3/h。直流事故油泵是交流润滑油泵的备用油泵，它受压力开关控制。当轴承油总管油压降到其整定值时即启动。直流事故油泵电机功率30Kw，转速3000 r/min，出口压力0.274MPa,流量168m3/h。高压氢密封备用泵向电机提供氢密封备用油及在机组启动、停机时向机械超速和手动脱扣供油。高压氢密封备用泵是由YB2 18M-4型电机驱动的螺杆泵，功率18.5Kw。转速1450r/min，出口压力 1.0Mpa，流量 45.18 m3/h。油系统中有两台射油器，一台向主油泵入口供油，出口油量 4423 L/min，出口油压0.2Mpa;另一台向各轴承供油,出口油量 3100L/min,出口油压 0.4Mpa。排烟系统由风门、管道、风机、油烟分离器、排出口等组成。两台风机、油烟分离器及风门布置在油箱顶板上，一台运行，一台备用。运行时可调整风门开度，使轴承箱及油箱内形成100200Pa的负压。油烟分离器装在吸气侧管道中，它能把烟气中所含的润滑油分离开。风机所抽出的烟气通过管道中的油烟分离后排向大气。风机风量为1500m3/h，驱动电机为YB112M2型，功率4Kw，转速2890转/分钟。油系统采用32LTSA（B1112089）汽轮机油。油处理系统一般由净化装置、净油箱、污油箱、输油泵等组成，它装于主机油箱附近的零米地面。油净化装置用于过滤油系统中固体杂质、清除水分，提高透平油的质量。最后过滤精度为：杂质颗料水平NAS7，水分比例小于50PPM。1.1.5旁路系统：汽机旁路系统采用高、低压串联旁路，其容量按锅炉最大连续蒸发量的30%设置。1.1.6给水系统：给水系统采用单元制。每台机组设置二台50容量汽动调速给水泵，一台30%电动调速给水泵。三台高压加热器采用大旁路系统。给水系统还为再热器减温器、过热器减温器及旁路系统提供减温水。1.1.7回热抽汽系统:机组由8级回热系统组成。1、2、3级抽汽分别供给三台高压加热器，4级抽汽供给除氧器和工业抽汽。5、6、7、8级抽汽分别供给四台低压加热器。5级抽汽在采暖期同时供四台热网加热器。7、8号低加为共用一个壳体的复式加热器，卧式布置在凝汽器喉部。一次中间再热与三级高压加热器、一级除氧器和四级低压加热器组成八级回热系统。各级加热器疏水逐级自流。1.1.8凝结水系统：凝结水系统采用中压凝结水精处理系统，每台机设3台凝结水泵。从凝汽器出来的凝结水分别经过凝结水泵、凝结水精处理装置、轴封冷却器和4台低压加热器进入除氧器。供热抽汽的热网加热器疏水通过热网加热器疏水泵进入除氧器。1.1.9轴封系统：主机采用迷宫式汽封，正常运行时，高、中压缸的轴封漏汽作为低压轴封的供汽，多余部分溢流入本体疏水扩容器，启动或低负荷时可由辅汽、冷再供汽。1.1.10抗燃油供应系统：高压抗燃油供应系统由主供油装置、滤油再生系统、冷却系统、油加热装置、两个高压蓄能器等组成，采用集装式结构。1.1.11调节系统： 主机调节系统采用高压抗燃油数字电液控制系统（DEH），并与汽轮机转子转速组成闭式负反馈自动调节系统。DEH主要控制汽轮机转速和功率，即从汽轮机挂闸、冲转、暖机、进汽阀切换、同期并网、带初负荷到带全负荷的整个过程，通过TV、（髙主控制回路）GV、（高压调门控制回路）IV（中压调门控制回路）和RSV（中压主汽门控制回路）实现，同时具备防止汽轮机超速的保护逻辑。1.1.12保安系统：本系统由超速保护控制系统（OPC）、危急遮断控制系统（ETS）、 安全监视系统（TSI）等组成。该系统设有两套相互独立的遮断通道。1.1.12.1 OPC系统：超速保护（OPC）通过控制OPC电磁阀快速关闭GV和IV，有效防止汽轮机转速飞升，并将转速维持在3000RPM。1.1.12.2 ETS系统：当汽轮机运行参数超过安全极限时(如：真空低、润滑油压低、EH油压低、轴向位移超限、超速及其它汽轮机跳闸参数)，ETS装置通过动作AST电磁阀，使高、中压主、调速汽门油动机中的压力油泄掉，迅速关闭全部阀门以保证机组安全。四个AST电磁阀采用双回路串、并联布置，提高了系统的可靠性。1.1.12.3 TSI系统：本装置对汽轮机转子的轴向位移、胀差、绝对膨胀、轴承振动、转速、偏心度等进行监测，并对测量值进行比较判断，超限时发出报警和停机信号。1.1.12.4遮断方式：a. 手动遮断：值班人员可根据需要，就地手操遮断手柄，并最终通过薄膜阀泄掉高压保安油，快速关闭各进汽阀门；b. 机械式超速遮断：动作转速整定为额定转速的111112%，复位转速大于101%额定转速，并备有能在线进行试验的充油试验装置。遮断通道与手动遮断通道相同；c. 电磁遮断：各种电气遮断信号通过遮断电磁阀（AST阀）使高、中压主汽门、调速汽门关闭（小于0.3秒），遮断汽轮机的进汽。1.2. 汽轮机主要技术规范序号项 目单位数 据1机组型式亚临界参数、单轴、双缸双排汽、中间再热、两级可调整抽汽凝汽式2其机型号CC275/N330-16.7/537/5373铭牌工况（额定）出力MW3304VWO工况出力MW3655TMCR工况出力MW3506高加停用工况出力MW3307平均采暖工况出力MW304.78最大采暖工况出力MW268.59额定主蒸汽压力MPa16.710额定主蒸汽温度53711额定高压缸排汽压力MPa3.69712额定再热蒸汽进口压力MPa3.32713额定再热蒸汽进口温度53714主蒸汽额定进气量t/h994.9515主蒸汽最大进气量t/h112516再热蒸汽额定进气量t/h826.6117额定排汽压力KPa4.918额定给水温度274.519额定转速r/min300020采暖抽汽压力（平均工况）MPa0.294（可调节）21采暖抽汽温度（平均工况）210（可调节）22采暖最大工况抽汽流量t/h55023采暖平均工况抽汽流量t/h34024工业抽汽压力MPa0.9811.2（可调整）25额定冷却水温度2026额定工况热耗kj/kwh7868.827额定冷却水温度2028通流级数高压缸中压缸低压缸872629旋转方向从汽轮机向发电机方向看为顺时针1.2.1汽轮机发电机组临界转速轴 段一阶临界转速r/min二阶临界转速r/min高中压转子1550/20223546/4136低压转子1586/22573814/4369发电机转子131534431.3 机组各工况的定义1.3.1 铭牌工况（能力工况TRL）工况条件：1)主蒸汽、再热蒸汽参数为额定值，蒸汽品质满足规定要求。2)汽轮机低压缸排汽压力为11.8KPa;纯凝汽运行。3)补给水率为3.4)全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽，5)发电机额定功率因数为0.85（滞后），额定氢压，发电机氢气冷却器进口水温33。6)两台汽动给水泵正常运行。7)发电机效率为98.9。8)在上述条件下，汽轮发电机组在寿命期内能保证安全连续运行，机组输出额定功率330MW，该工况为机组夏季运行工况，此工况下的进气量称为铭牌进气量。1.3.2 机组纯凝热耗考核工况（THA）工况条件:1）主蒸汽、再热蒸汽参数为额定值，蒸汽品质满足规定要求。2）汽轮机低压缸排汽压力为4.9KPa，纯凝汽运行。3）补给水率为0。4）全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽。5）发电机额定功率因数为0.85（滞后），额定氢压，发电机氢气冷却器进口水温206）两台汽动给水泵正常运行。7）发电机效率为98.9。在上述工况条件下，汽轮发电机组在寿命期内能保证安全连续运行，机组输出额定功率330MW。此工况下的进汽量为热耗考核工况进汽量。1.3.3 调节阀全开工况（VWO）工况条件:1）汽轮机进汽调节门全开2）主蒸汽、再热蒸汽参数为额定值，汽轮机进气量不小于105的铭牌工况进气量，蒸汽品质满足规定的要求。3）汽轮机低压缸排汽压力为4.9KPa，纯凝汽运行。4）补给水率为0。5）全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽。6）发电机额定功率因数为0.85，（滞后），额定氢压，发电机氢气冷却器进口水温20。7）两台汽动给水泵正常运行。8）机组输出功率为365MW。9）发电机效率为98.9。此工况条件下汽轮发电机组在保证寿命期内能安全稳定运行，此工况下的机组输出功率为365MW。此工况汽轮机进汽量为1125t/h。VWO工况作为进汽量考核工况。1.3.3汽轮机最大采暖抽汽量工况工况条件:1）主蒸汽、再热蒸汽参数为额定值，蒸汽品质满足规定的要求。2）汽轮机低压缸排汽压力为4.9KPa。3）补给水为0.4）全部回热系统正常运行。5）采暖抽汽压力为0.49MPa。6）抽汽量（包括采暖抽汽量、厂内辅助蒸汽量）550t/h。7）汽轮机凝汽器冷却水温为20。8）发电机额定功率因数为0.85（滞后），额定氢压，发电机氢气冷却器进口水温209）两台汽动给水泵正常运行。10）机组输出功率为268.5MW。11)发电机效率为98.9。此工况条件下汽轮发电机组在保证寿命期内能安全连续运行，此工况的汽轮机进汽量为不超过汽轮机调节阀全开工况（VWO）进汽量，此工况作为汽轮机的最大供热能力工况。1.3.4汽轮机平均采暖抽汽工况工况条件:1）主蒸汽、再热蒸汽参数为额定值，蒸汽品质满足规定的要求。2）汽轮机低压缸排汽压力为4.9KPa。3）补给水为0.4）全部回热系统正常运行。5）采暖抽汽压力为0.294MPa。6）抽汽量（包括采暖抽汽量、厂内辅助蒸汽量）：340t/h。7）汽轮机凝汽器冷却水温为20。8）发电机额定功率因数为0.85（滞后），额定氢压，发电机氢气冷却器进口水温20。9）两台汽动给水泵正常运行。10）机组输出功率为304.6MW。11）发电机效率为98.9。此工况条件下汽轮发电机组在保证寿命期内能安全连续运行。此工况的汽轮机进汽量为不超过汽轮机铭牌进汽量。1.3.4汽轮机最大连续出力工况（TMCR）工况条件1）主蒸汽、再热蒸汽参数为额定值，汽轮机进汽量等于铭牌工况进汽量，蒸汽品质满足规定要求。2）汽轮机低压缸排汽压力为4.9KPa，纯凝汽运行。 3）补给水率为0。4）全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽和工业抽汽。5）发电机功率因数为0.85（滞后），额定氢压，发电机氢气冷却器进口水温20。6）两台汽动给水泵正常运行。7）发电机效率为98.91.4汽轮机各工况时各级抽汽参数1.4.1 汽轮机额定工况时各级抽汽参数（THA）抽汽级数流量kg/h压力MPa(a)温度允许的最大抽汽量kg/h第一级（至1号高加）701805.747386.488221第二级（至2号高加）800003.586321.698269.5第三级（至3号高加）286601.649437.235122.5第四级（至除氧器）261501.001369.731426.5第四级（至给水泵汽轮机）355501.001369.341538第四级（至厂用汽）/第五级（至5号低加）606600.509285.973374第五级（至厂用汽）/第六级（至6号低加）231300.1238141.227772.5第七级（至7号低加）305500.06418936771第八级（至8号低加）294900.022964.137716采暖抽汽/1.4.2 汽轮机平均采暖抽汽工况时各级抽汽参数抽汽级数流 量 kg/h压 力MPa温 度 允许最大抽汽量kg/h第一级(至1号高加)789706.115393.488221第二级(至2号高加)901503.767326.298269.5第三级(至3号高加)361001.676432.435122.5第四级(至除氧器)436700.9523356.431426.5第四级(至给水泵汽轮机)386500.95235641538第五级(至5号低加)333700.2793219.573374第五级(至厂内辅助蒸汽)/第五级(至采暖抽汽)3400.294219.5550000第六级(至6号低加)123600.068591.427772.5第七级(至7号低加)170000.03667536771第八级(至8号低加)92200.013552.8377161.4.3 汽轮机最大采暖抽汽工况时各级抽汽参数抽汽级数流 量kg/h压 力MPa温 度允许最大抽汽量kg/h第一级(至1号高加)844806.448399.988221第二级(至2号高加)947803.980332.198269.5第三级(至3号高加)352601.8434.735122.5第四级(至除氧器)356701.06363.231426.5第四级(至给水泵汽轮机)401701.060362.741538第五级(至5号低加)367700.49263.473374第五级(至厂内辅助蒸汽) /第五级(至采暖抽汽)5500.49263.4550000第六级(至6号低加)72400.0423120.527772.5第七级(至7号低加)95300.022265.536771第八级(至8号低加)00.008343.3377161.5 汽轮机的保护装置及设置1.5.1汽轮机跳闸保护项目序 号项 目单 位数 值备 注1机械超速转/分钟327033302电超速转/分钟3300110%3轴向位移大mm1.04润滑油压低MPa0.0496抗燃油压低Mpa(g)8.57真空低KPa79.78手动打闸9发电机故障跳闸（主保护动作）10相对膨胀mm 11轴振大mm0.25412发电机断水超时跳闸14OPC超速保护转/分钟3090关高中压调门及各段抽汽逆止门15轴承金属温度高11316推力瓦金属温度高10717高缸排汽温度高42718中压缸排汽压力高Mpa(g)1.5.2机、炉、电大联锁1.5.3汽机跳闸后的联锁联锁关闭高中压自动主汽门、调速汽门、高排逆止门、各段抽汽逆止门、电动门、采暖和工业抽汽快关调节门。切除高低加关闭抽汽电动隔离阀和抽汽逆止门。开启汽机本体各疏水阀和通风阀。1.5.4汽轮机防进水保护功能组汽轮机防进水控制的划分原则：将汽轮机的汽源管系、汽轮机本体及汽轮机各段抽汽管系的疏水阀划分为高压、中压、低压疏水三组；作为汽轮机防进水的成组操作对象，不包括各段抽汽的逆止门；高、中、低压组的疏水按负荷的大小来确定各阀门开、关。负荷按10、20来划分。1.5.4.1汽机高压组疏水门组：汽源管系疏水阀门:主汽管道疏水阀；左侧主汽门进汽管疏水罐疏水阀；右侧主汽门进汽管疏水罐疏水阀；高旁入口管道疏水阀；高旁出口管道疏水罐疏水阀高排逆止门前管道疏水罐疏水阀；高排逆止门后管道疏水罐疏水阀；汽机疏水阀:主汽进汽管疏水阀(#1,4调节阀)；主汽进汽管疏水阀(#2,3调节阀)；主汽进口通风阀(左)；主汽进口通风阀(右)；再热进汽管疏水阀(左)；再热进汽管疏水阀(右)；高压外缸疏水阀；第一级疏水阀；抽汽段疏水:1段抽汽逆止阀前管道疏水阀；1段抽汽电动隔断阀后管道疏水阀；2段抽汽逆止阀前管道疏水阀；2段抽汽电动隔断阀后管道疏水阀；1.5.4.2 汽机中压组疏水门组 左侧再热主汽门进汽管疏水罐疏水阀； 右侧再热主汽门进汽管疏水罐疏水阀；低旁入口管道疏水罐疏水阀；低旁出口管道疏水罐疏水阀；3段抽汽电动隔断阀后管道疏水阀；3段抽汽逆止阀前管道疏水阀工业抽汽电动隔断阀前管道疏水阀；工业抽汽逆止阀后管道疏水阀；4段抽汽逆止阀1前管道疏水阀；4段抽汽电动隔断阀后管道疏水阀；除氧器抽汽进汽逆止阀后管道疏水阀5段抽汽至热网首站逆止阀后管道疏水阀；5段抽汽总管疏水隔断阀；5段杂用汽抽汽逆止阀后管道疏水隔断阀1；5段抽汽电动隔断阀后管道疏水隔断阀；1.5.4.3汽机低压组疏水门组6段抽汽总管道疏水阀；6段抽汽逆止阀前管道疏水阀；6段抽汽电动隔断阀后管道疏水阀.1.5.4.4防进水保护控制的策略负荷10MCR，成组打开高压组全部疏水阀门，反之成组关闭负荷20MCR，成组打开中压组和低压组全部疏水阀门，反之成组关闭汽轮机或发电机跳闸，自动打开高压、中压和低压组全部疏水阀门2 汽轮机启动2.1机组启动前的检查与验收2.1.1检查通则：1）确认机组检修工作结束，工作票终结，检修安全设施及围栏已拆除，现场卫生清洁。2）检查各系统的管道支吊架完整、牢固、管道及热力设备保温良好。3）各系统的风门、阀门、挡板与系统连接良好，开关灵活、执行机构传动装置良好，设备名称牌、介质流向标志齐全正确。4）确认各辅机电动机绝缘合格，转动机械按辅机运行规程要求检查合格。5）检查各系统表计测点一次门完好并处于全开状态。6）操作员站（OIS）及各控制系统功能正常，各自动保护装置具备投运条件。热工信号、事故音响应良好。7）现场照明应充足，事故照明应可靠，通讯设备应完好。8）现场消防设备齐全、消防水系统完好、备有足够的消防器材。9）确认机组检修工作已结束，相关工作票已终结或交回，且机组大、小修后检修各有关单位部门，应提供设备检查、检修、变动改进报告。运行人员应根据机组统筹进度，参与分段检查及全面冷态验收工作。2.1.2检查验收应包括下列内容：1）拆除或恢复为检修工作而装设的安全措施，现场整齐、清洁，各平台、楼梯、地面、设备上应无杂物和垃圾，各楼梯、栏杆完整牢固，沟道盖板复位，地面修补完整，各通道畅通无阻，各处保温及照明齐全完好，重点设备附近及防火区域应有足够的各种类型的消防器材，并安放在规定位置。2）管道与各阀门、挡板连接良好，管道漆色标志和阀门命名牌号符合要求，阀门凡尔盖、格兰、法兰螺丝齐全，（高压阀门两端焊接良好）。电动执行机构（传动装置、伺服卡、操作手轮、拉杆、销钉）完整牢固，电动机接线无松动掉线现象，开关灵活。其铭牌和开度指示标志与位置指示清晰正确。3）各仪表测点，取样、压力表、温度表、流量表、水位计（应经校验合格）和控制保护装置齐全完整、位置正确。各弹簧安全门的弹簧完好、定位圈上无卡板，排汽管完整畅通、疏水管装设牢固。机组各膨胀指示器齐全牢固，无卡涩或影响膨胀的杂物，指示在基准点并涂有红色标志。4）各器类就地水位计清晰，正常水位线与高位、低位水位线标志明显、正确。阀门操作灵活，且不应有任何泄漏现象。水位电视监视装置送电，正常显示水位图像。除氧器、凝汽器、凝结水补充水箱、闭式水膨胀箱等水位指示正常。5）所有高温管道、容器等设备保温齐全完整良好，表面涂有应符合电力工业技术管理法规所规定的漆色标志，并印有表示管道内介质流动方向的箭头清晰正确。炉墙外敷铁板，结构完整严密。各管道悬吊杆、弹簧吊架、钢丝绳、平衡锤齐全牢固，结构完好，各处膨胀伸缩（补偿器）完整能自由膨胀。悬吊钢性梁、钢架外形正常，刚性良好，无松动现象。6）转动机械设备，电动机各部外观正常，检查门严闭，电动机的口线，接地线应完整牢固，轴承螺丝、底脚螺丝齐全牢固，无松动现象，安全设施拆除，露天电动机其防雨罩应完整并安装正确。轴承润滑油量充足，油箱油位在1/2以上，油质良好，油位清晰。各油、水管道阀门联接良好，无漏油、渗水现象，各压力表、测温装置、滤油器、冷油器、加热器、测速探头等安装牢固，接线良好。7）主控制室内的照明良好，事故照明系统应正常，通讯系统的设备装置应正常。8）厂用计算机系统工作正常，CRT画面显示与设备系统实际状态、表计显示相符合。9）操作屏上的所有仪表、记录、信号、调整器、指示灯、光字牌、操作开关、巡检装置、报警装置等完好并投入运行，显示正常，指示正确，盘面标志齐全，打印机工作正常。10）各有关的转动机械设备、电磁阀、电动阀门、挡板等控制电源、操作电源、仪表电源等均应送电且正常，（需要做联锁试验的转动机械设备，可只送操作电源，待联锁试验工作结束后送上动力电源）。11）热控各控制系统监测报警系统联锁保护系统以及各就地控制系统，确认热控设备DAS、FSSS、APC、SEQ、SCS及指示、信号装置等完好， 电源和气源正常。12）通知热工DEH、TSI、ETS、CCS、TBS等系统上电，检查其功能应正常 。13）在验收或试转过程中若发现设备存在缺陷，不能确保机组安全运行，除及时记录在有关记录外，还必须在运行之前通知检修人员预以消除。14）EH油、润滑油箱滤油、汽轮机给水泵润滑油箱工作结束，油质合格、油位正常。各电、气动阀门、挡板送电、送气，调试正常，开、关灵活，指示正确，限位准确。 2.2汽机启动前系统检查：2.2.1机组检修工作结束，安全措施拆除，现场清理干净，设备及系统完好。2.2.2按启动前系统要求，检查各系统阀门状态正确。22.3联系电气各转动设备送电。2.2.4联系热控送上各电动门电源。2.2.5检查各泵及电机轴承油质、油位正常。2.2.6联系化学化验主机、小机润滑油、EH油质，油箱油位应在可见最高油位附近。2.2.7检查就地、远方各表计正常投入。2.2.8检查DCS、DEH画面状态正常。2.2.9检查TSI参数正常，无异常和报警现象。2.2.10工业水、闭式、开式冷却水、凝结水、真空、循环水等系统检查正常具备投入条件。2.2.11投入仪用压缩空气系统。2.2.12联系热工配合做启机前试验。2.3机组检修后必做试验:循环水泵联锁保护试验；闭式冷却水泵联锁保护试验；开式冷却水泵联锁保护试验；凝结水系统联锁保护试验；真空泵联锁保护试验；定子冷水联锁及断水保护试验；主机油系统及盘车联锁保护试验；密封油系统联锁保护试验；EH油系统联锁保护试验；给泵汽轮机及电动给水泵系统联锁保护试验；加热器系统联锁保护试验；各段抽汽逆止门、电动门、疏水阀、调整门动作试验；DEH传动试验：高中压主汽门及高中压调门静态试验；转机试转和事故按钮试验；电动门、气动门调整门远方和就地开关试验；热工保护装置及信号声光报警试验；转机静态拉合闸试验；电气联锁及热机保护试验；转动设备静态试验，起停及联动试验；各转动设备的低水压、低油压试验及联锁试验；热工试验：ETS保护试验、疏水联开试验、水位保护试验；主机静态试验；主机ETS试验；OPC电磁阀静态试验；主机跳闸保护试验；主机抽汽逆止门活动试验；机组大联锁保护试验；2.4启动状态划分根据调节级后金属温度和中压持环金属温度的高低来划分启动状态：冷态启动：121非冷态启动：121非冷态又划分三种情况：温态：121250热态：250450极热态：450以上2.5启动原则:2.5.1 汽轮机在冷态启动时,高压主汽阀入口处的蒸汽温度应具有56-111过热度，但最高汽温不得超过427，主汽阀入口蒸汽温度和压力应在“启动时的主蒸汽参数曲线”所示区域内。同时根据“汽轮机转速保持推荐值”将转子升速到允许的加热转速范围内的一个转速进行暖机，在任何情况下不得减少中速暖机时间，以防转子发生脆性断裂；2.5.2 汽轮机在热态启动时,蒸汽进入汽轮机至少有56的过热度,并满足“主汽阀前启动蒸汽参数曲线”的要求,根据厂家“热态启动曲线”决定升速率和5%负荷暖机时间2.6机组的启动方式：高中压缸联合启动；2.7启动手段：汽轮机控制（ATC）操作员自动（OA）操作员手动（OM）2.8机组在下列条件下禁止启动：2.8.1任一项机组跳闸保护不好用或汽轮机主要保护不能正常投入；2.8.2任一主汽阀、调节阀、高排逆止门、抽汽逆止门、供热抽汽快关阀卡涩关不严或不能联锁动作时；2.8.3机组膨胀、胀差、串轴超过规定值；2.8.4机组任一主要自动调节控制装置失灵如：DEH、除氧器水位调节装置等；2.8.5未进行联锁、保护、跳闸、传动试验或试验不合格；2.8.6控制电源或控制气源不正常；2.8.7汽轮机监控仪表TSI未投入或失灵，热工控制系统不正常；2.8.8危急遮断器充油试验或超速试验不合格；2.8.9发电机大修后气密性试验不合格；2.8.10 DEH工作不正常，影响机组启停、正常运行或只能在手动方式；2.8.11机组及主要附属系统设备安全保护性阀门或装置动作不正常；2.8.12汽轮机调速系统不能维持汽轮机空负荷运行或机组甩负荷后不能维持在危急保安器动作转速以下；2.8.13危急保安器动作不正常。2.8.14转子偏心度大于0.076mm，汽轮机转子偏心度相对原始值变化量0.02；或汽轮机及发电机转动部分有明显的金属摩擦声或盘车电流明显增大或大幅摆动；2.8.15汽、水、油品质不合格或主油箱油位低于-180mm，抗燃油油箱油位低于370mm，或油质不合格，润滑油油温低于21；2.8.16机组发生跳闸原因未查明。2.8.17机组主要辅机（如交流润滑油泵、直流事故油泵、EH油泵任一油泵故障；润滑油系统、抗燃油供油系统故障和顶轴装置、盘车装置失常）故障或其备用泵自启动装置失灵，影响机组操作，在短时间不能恢复时；2.8.18汽轮机本体各点金属温度、温差超过启动运行限制值，汽机防进水保护系统不正常或汽轮机上下缸温差超过42；2.8.19机组主要仪表不能投入或指示不正常时。主要表计包括：转速、振动、轴向位移、相对膨胀、抗燃油压、润滑油压、油温、汽机金属温度、轴承金属温度、凝汽器真空等；2.8.20影响启动的安装、检修、调试工作未结束，工作票未全部终结或收回，设备现场不符合电业安全工作规程的有关规定；2.5.21发现有其它威胁机组安全启动或安全运行的严重缺陷时；2.7汽轮机冷态启动操作程序：2.7.1锅炉点火前工作： 1）冷却水塔水池补水至1.8m。投入一台循环水泵或开启循环水联络门向凝汽器通水，另一台循环水泵做联动备用。2）联系化学向凝结水储水箱补水，水位正常后向凝汽器补水，凝汽器热井放水门全开，通过凝结水补充水泵冲洗凝汽器，水质合格后关闭放水门向凝汽器补水，凝汽器注水至710mm。全开凝结水主调阀前后手动门。3）投入开式水系统：检查开式水滤水器差压小于60Kpa，启动一台开式水泵运行，出口压力应大于0.28Mpa。检查泵组运行正常，投入备用泵联备，按要求投入开式水系统各用户冷却水。4）投入闭式水系统；5）将润滑油箱和抗燃油箱上油至油位计显示最高油位，投入润滑油系统，全面检查油管路及各轴承油压正常，投入排油烟机。并应维持负压为-200-500pa。轴承箱负压为-98-196pa。6）全开顶轴油泵出入口门，顶轴油泵入口压力大于0.05Mpa，启动顶轴油泵出口及各部分压力大于10Mpa。投入连续盘车，投入后检查转速3.35转/分钟，盘车电机电流无摆动，测量大轴偏心度及倾听汽轮机内部声音，记录转子晃动度并做润滑油箱油位报警及对照试验。7）投入厂用蒸汽系统，充分暖管后向厂用0.81.3 Mpa辅助蒸汽联箱供汽，控制辅汽联箱压力0.981.0 Mpa、温度250300；8）通知空压机值班员启动一台仪表空压机，保持正常的仪表空气压力，确认压力0.7MPa。9）投入发电机密封油系统，进行发电机氢气置换后，向机内补入合格的氢气，氢压维持在0.250.3Mpa。 发电机气体置换操作如下：a本机组采用中间介质置换法进行充氢和排氢。置换过程中，应定期取气体混合物试样进行分析，直到气体含量合格为止。b充氢置换和排氢置换必须在转子静态下进行。盘车和内冷水泵必须事先停止c在气体置换过程中，机内气体压力应控制在0.020.03Mpa（表压）d气体置换过程中，应注意监视密封油压跟踪情况，避免密封油漏入机内。e充氢时先用二氧化碳驱赶发电机内的空气，待机内二氧化碳含量超过85以后，再冲入氢气驱赶二氧化碳，最后置换到氢气状态。f排氢时，先向发电机内引入二氧化碳，用以驱赶机内氢气，当二氧化碳含量超过95 以后，才可以引入压缩空气驱赶二氧化碳，当二氧化碳含量低于15以后，可以终止向发电机内送压缩空气。g充氢过程中投入发电机定子冷却水系统，确认内冷水箱水质合格，离子交换器正常投运，投入发电机定冷水系统。调整内冷水压，。保持定冷水压力0.25Mpa，保证氢气压力与内冷水压差合格。10)投入抗燃油系统：EH油箱油位370mm、油温21，高低压蓄能器充氮压力正常，启动一台EH油泵，检查电机电流、振动正常，系统无泄漏.母管油压140.5 Mpa。11)投入凝结水系统：启动一台凝结水泵运行，检查出口压力大于2.0Mpa，检查泵的电流、轴承温度、振动正常，全开5号低加出口门前放水门。水质合格后关闭5号低加出口门前放水门，全开5号低加出口门向除氧器上水，除氧器水位大于2050mm，辅汽加热汽源暖管后可投入除氧器加热系统；12)投入给水系统：高压除氧器水位2050mm以上投入除氧器加热，检查电动给水泵符合启动条件，启动电动给水泵运行；13)根据需要启动给水泵锅炉上水。 锅炉上水期间应全开高加水侧注水门，水侧放空气门有水冒出后关闭，对1、2、3号高加水侧进行注水检漏检查无异常后给水切至高加运行。14)汽轮机轴封系统投入：全开轴封系统管道疏水门，稍开辅汽至轴封手动门。暖管结束后，全开辅汽至轴封手动门，启动轴抽风机。低压轴封减温水调整门温度定值为：121177，真空泵启动后，维持轴封供汽压力在0.0280.03 Mpa；（轴封供汽蒸汽过热度必须大于14）。 15)抽真空：关闭真空破坏门。根据机组启动要求，启动两台真空泵，投入冷却器冷却水，抽真空至-88kPa以上。停一台真空泵运