Ｃ50-8.830.981-3型汽轮机组运行操作规程【稀缺资源，路过别错过】

50-8.83/0.981-3 型型 汽汽 轮轮 机机 组组运运 行行 操操 作作 规规 程程 - 2 - - 2 - 前 言 本规程的制订是根据 南京 汽轮机厂提供的相关资料 并参考相关 汽轮机 的DEH 系统 (DEH 系统资料未到 ),以及结合我厂设备、系统的实际 情况 进行编制的 ；虽然在编写 过程中 ,做了很大努力 ,但由于资料到位不及时 ， 在编写过程中不同程度地采用了同 类型机组的相关资料 ,所以本规程难免有不妥之处 (在使用操作中出现与实际不相符合的并请 实际为准 ) 如规程中有不当之处望大家能给予指正 ,便于再版时修改和补充。 编写日期： 2010 年 8 月 - 3 - - 3 - 总 则 一 编写规程依据 ： 1 依据电力部汽轮机运行技术规范要求； 2 依据制造厂家使用说明书； 3 同类型机组运行规程； 4 结合本厂设备，系统实际情况。 二 为使我厂机组设备的安全，经济运行，汽机车间应组织有关人员认真学习，且听从班长与值长调度。 三 在 操作执行中如若发现本规程有错误之处，任何人可随时报告，由 生产 处审定，报总工程师批准后予以修改或补充。 四 下列人员应熟悉和执行本规程： 1、生产厂长 ； 2、运行部部长、值长、专工； 3、生技科科长 、 专工； 4、汽机车间主任、专工、运行班长和全体运行人员； 5、其他相关人员。 编写： 审核： 批准： 二零零八年八 月 - 4 - - 4 - 工程简介 1， 机组型号：南京 汽轮发电机厂生产的 50-8.83/0.981-3，共 1 台 . 2， 主蒸汽系统采用母管制，减温减压器与 母管相连； 3， 给水系统三台给水泵， 两台运行， 一台备用； 4， 回热系统，从第 2、 6、 9、 10、 11、 13 级后接出，分别供给 1、 2#高压加热器、工业用汽、除氧器 ； 5， 凝结水系统 :汽轮机排汽 进入 冷凝 器 .主凝结水经过凝结水泵加压，经轴封加热器、高 压加热器后进入除氧器。 6， 循环水系统设机力塔 风机 4 台，循环水泵 4 台。分别供给 2 台 汽轮机 冷凝器 、发电机空气冷却器、冷油器等。 待修改 7， 锅炉排污系统单独设置一台定排 扩容器 ，一台连排 扩容器 。其中，连排蒸汽可以 进入除氧器汽平衡母管，也可以直接排入定排 扩容器 。 - 5 - - 5 - 目 录 前 言 2 总 则 3 工程简介 4 第一章 汽轮机发电机组主要技术规范 第一节 汽轮机的主要技术规范、本体及系统说明 1. 汽轮机技术规范 9 2. 主蒸汽参数 10 3. 汽轮机结构与性能 10 第二 节 冷凝器 简述 待修 改 12 第三 节 发电机锅炉主要技术规范 14 第四 节 汽轮机组保护装置 14 第五 节 DEH 操作说明 19 第六 节 机、电联系信号种类及意义与使用规定 37 第二章 汽轮机组的启停操作 第一节 汽轮机的启动操作 1 基本要求及重要操作的规定 38 2 启动前的准备与检查 40 3 冷态启动 46 4 额定参数温态启动 52 5 额定参数热态、极热态启动 53 6 滑参数冷态启动 53 7 滑参数热态启动 55 第二节 汽轮机的停机操作 1. 停机前的准备工作 55 2. 额定参数停机 55 - 6 - - 6 - 3. 滑参数停机 57 4. 紧急停机 59 5. 盘车与防腐 59 第三章 汽轮机组的正常维护和定期工作及试验 第一节 汽轮机组的正常维护 1 正常运行应经常监视的项目 61 2 运行中应作好的工作 62 3 对发电机进行 的监视工作 63 第二节 定期工作 1 正常运行时的定期工作 65 2 大小修后的主要试验项目 65 第三节 热机保护试验 65 第四章 辅助设备的启动、运行维护与停止 第一节 辅助设备规范、参数 68 第二节 辅助设备的启动与停止 1、 启动前的准备工作 79 2、 汽轮机启动前冷油器的投入 80 3、 运行中冷油器的倒换 80 4、 运行冷油器的停止 80 5、 启动、停止低压交流油泵 81 6、 高压油泵的启动、停止 81 7、 顶轴油泵的启动与停运 81 8、 凝结泵的启动与停运 85 9、 疏水泵的启动 87 10、 高压加热器的启动 88 11、 高压加热器的停止 88 12、 给水泵切换操作 89 - 7 - - 7 - 13、 真空滤油机 95 14、 除氧器启动与停止 98 15、 冷却 塔运行中的维护 101 第三节 辅助设备的正常运行与维护 102 第五章 汽轮机组事故处理预防的要求及原则 第一节 事故处理预防的基本要求 102 第二节 事故处理的原则 103 第六章 汽轮机组事故处理规程（第一部分） 第一节 紧急停机条件 104 第二节 紧急停机步骤 105 第三节 汽压、汽温失常 105 第四节 轴向位移增大 106 第五节 调速系统失常 106 第六节 周波变化 107 第七节 负荷突然变化 107 第八节 发电机着火 109 第九节 运行中叶片损坏或叶片断落 109 第十节 厂用电中断 109 第七章 汽轮机组事故处理规程（第二部分） 第一节 断叶片 110 第二节 汽轮机超速飞车 111 第三节 水冲击 112 第四节 不正常振动和异音 113 第五节 油系统失常 113 第六节 真空下降 114 第七节 防止汽机超速的措施 116 第八节 汽轮机油系统防火安全措施 117 - 8 - - 8 - 第九节 热工电源中断及仪表失常 118 第十节 DCS、 DEH 电脑故障 119 第十一节 管道振动 120 第十二节 主要管道破裂 120 第十三节 加热器水位升高原因及处理 120 第十四节 除氧器异常处理 122 第十五节 给水泵故障 124 第十六节 循环水泵故障 128 第八章 汽机运行规章制度 （第三部分） 第一节 值班人员一般职责 130 第二节 岗位责任制 132 第三节 运行现场管理制度 137 第四节 交接班制度 138 第五节 巡回检查制度 139 第六节 卫生制度 141 第七节 操作监护制度 142 第八节 操作票制度 143 第九节 热力机械检修工作票制度 144 第十节 设备缺陷管理制度 149 第十一节 重大事项汇报制度 151 第十二节 技术培训制度 151 第一章 汽轮机发电机组主要技术规范 - 9 - - 9 - 第一节 汽轮机的主要技术规范、本体及系统说明 1、 汽轮机 技术规范： 1） 型号： 50-8.83/0.981-3 形式：冲动、单缸、单轴、高温高压、抽汽冷凝 式 汽轮机 2） 功率 额定最大 ： 50 60MW 最大出力工况： 60MW 3） 额定转速： 3000 r min 临界转速： 1592 r min 4） 转动方向：从机头向 发电机 看为顺时针。 5） 主汽门前蒸汽压力 :8.83 Mpa,最高 9.32 Mpa,最低 8.34 Mpa 6） 主汽门前蒸汽温度 :535 , 最高 540 ,最低 525 7） 额定 抽汽量 160t/h 8） 最大 抽汽量 200t/h 9） 额定工业 抽汽压力： 0.981Mpa 10） 抽汽压力变化 范围： 0.785-1.275 Mpa 11） 额定抽汽温度 : 264.58 12） 额定工况排汽 压 力 ： 3.9 Kpa(a) 13） 纯冷凝工况排汽压力： 3.9 Kpa(a) 14） 额定工况 给水温度： 223.16 、 纯冷凝工况 203.83 15） 冷却水温 : 额定 20 、 最高 33 16） 过临界转速时轴承出允许 最大震动 0.15mm 17） 汽轮机轴承出允许 最大震动 0.03mm 18） 汽轮机润滑油推荐使用 GB11120-1989 L-TSA 汽轮机油、对本汽轮机 19） 一般使用 L-TSA46 汽轮机油 、只有在冷却水温度经常低于 15 20） 时、允许使用 L-TSA32 汽轮机油。 21） 级数：一个双列速度级、一个调节级、十六个压力级 共设十八级 。 22） 制造日期： 2010 年 8 月 制 造 厂：南京 汽轮发电机厂 2、 汽轮机 结构与性能 : (1)我厂 1#机组为南京 汽轮发电机厂生产的 50-8.83/0.981-3 型冲动、单缸、单轴、高温高压、抽汽冷凝 式汽轮机 ， 与锅炉、发电机及其附属设备组成一个成套供热发电设备、以提供电力和提高供热系统的经济性 、 具有单级调节抽汽。调节系统采用低压透平油数字电液调节，操作简单，运行可靠。 (2)汽轮机结构包括静止部分和转子部分。其静止部分又包括前、中、后气缸，隔板套、隔板、前后轴承座、前后轴承和前后汽封等。前气缸借助前端的猫爪与前轴承座相连。前轴承座支承在前座架上。后气缸则支承在左右两个后座架上。为了确保机组在运行中的膨胀和对中，前座架上布置了轴向导向键 ，使机组在运行中可以自由向前膨胀和上下膨胀。在后座架上有横向销，后气缸尾部有轴向导板，保证了气缸在膨胀时的对中。同时横向销与汽轮机中心线的交点形成了机组的膨胀死点。 (3)转子部分包括主轴和套装叶轮叶片以及联轴器，它前后支承在前轴承和后轴承上，在 汽 缸中与喷嘴组及各级隔板组成了汽轮机的通流部分，并借助 半挠 性 联轴器与发电机转子相连。前端的支承点为推力轴承前轴承，在运行中形成转子的相对死点。汽轮机端联轴器还装有盘车装置的传动齿轮，在起动前和停机后可以进行电动及手动盘车。 (4)主汽门是有主汽门、自动关闭器 及主汽门座架组成。由 锅炉 来 的 蒸汽 通过主蒸汽 - 10 - - 10 - 管进入主汽门汽室中的滤网、流过阀门后分四路流向调节阀 。主汽阀 为单阀座型 ,为减小阀碟上的提升力 , 采用了带增压式预起阀 的 结构。 阀壳上设有阀前压力测点。阀后压力温度及阀壳壁温测点。阀杆漏汽分别接至除氧器和汽封加热器。 (5)自动关闭器由油动机和断流式错油门组成。来自主油泵的安全油作用在错油门下部，当克服弹簧阻力时打开油动机进油口时安全油进入油动机活塞下部。当油压足够时便将主汽门打开。油动机行程通过杠杆反馈到错油门活塞，这时它可停留在任意中间位置上，因而自稳定性能较好。自 动关闭器设有活动试验滑阀，在长期运行时，可以活动主汽门，以防卡涩。油动机壳体下有冷却水腔室，以阻断蒸汽热量向自动关闭器传导。 (6)调节汽阀与凸轮配汽机构 :本机组有四只调节汽阀 ,均采用带减压式 预起阀的单阀座 , 以减小提升力。油动机通过 凸轮配汽机构控制四只阀的开启顺序和升程。凸轮配汽机构 座架下部有一冷却水腔室 , 以阻断蒸汽热量向 配汽机构 传导。 (7)喷嘴、隔板、隔板套均装在气缸内。它们和转子组成了汽轮机的通流部分，也是汽轮机的核心部分。高压喷嘴组分成四段，通过 T 型槽道分别嵌入四只喷嘴室内。每一 段 喷嘴 组 一端有定位销作为固定点 ,另一端可以自由膨胀并装有密封键。 (8)本机的隔板 采用了三种形式 : 高压部分采用了窄喷嘴和宽叶型汽叶组成的分流叶栅 ,以提高隔板的强度和确保通流部分的经济性 ； 隔板内外环均用合金刚焊接而成。 压部分采用了一般铣制静叶的内外围带焊接式 ,最后以隔板内外环焊接而成。底压部分 静叶两端直接和隔板体焊接在一起。 (9)机组的前后汽封和隔板汽封均采用了梳齿式汽封结构。这种汽封结构的转子上面的汽封高低槽齿与汽封环的长短齿形成了迷宫式汽封。这种结构型式其汽封环的长短齿强度较高，封汽性能良好，同时便 于维护和检修。 (10)本机轴承有两只径向椭圆轴承。推力轴承与汽轮机前轴承组成了径向推力联合轴承，同时三层球面结构的椭圆轴承，安装在前轴承座内。后轴承为两层圆柱面结构的椭圆轴承。每个轴承的下半设有顶轴高压油通入小孔，。孔中周 围 有油囊，作为顶起转子的压力区。推力轴承采用可倾瓦式推力瓦块，每个主推力瓦块和径向轴承的轴瓦均有测温元件，在运行中可监视轴承合金的温度。同时轴承的回油也布置了测温元件。以反映轴承回油温度。 (11)前轴承座为铸铁结构。它是汽轮机头部的主要部套。其内部除了布置推力支持轴承和油泵组外 ， 调节部 套和各保安部套以及控制油系统都安装在该部套上，并有各种测点，是汽轮机现场的操作台。汽轮机前气缸借助猫爪结构支撑在前轴承座上。为了阻断气缸猫爪对前轴承座的热传导，避免前轴承座内各部套的温度过高，在猫抓下的滑键可通入冷却水，以达到阻断热传导的目的。 (12)该机组的汽缸是由前汽缸，中汽缸和后汽缸组成的。前缸和中缸为铸钢件，后气缸为铸铁件。在设计中前气缸有良好的对称形状，避免了水平中分面法兰的过厚过宽，以尽量减少热应力和热变形引起的结合面漏汽。前汽缸和中汽缸的连接是借助垂直法兰连接的。 为确保密封良好 ,蒸汽室 、 喷嘴 室与前气缸焊为一体。四个蒸汽室分别布置在机组的前部左上、下侧和右上、下侧，并有四个导汽管与主汽门相连。 (13)中汽缸为简单的分上下半的圆筒结构 ,下半部有两个工业抽汽口 ,右侧配有一个支座和杠杆连接口 ,以固定旋转隔板油动机和安装旋转隔板调节连杆。借助后部的垂直法兰与后汽缸相连。 (14)后汽缸与后轴承座处铸一体，用排汽接管与冷凝器 相连，左右两侧支承在后座架上。后轴承座内布置了汽轮机后轴承。在后轴承盖上安装了机组的盘车设备。在后气缸装有排大气装置，当背压高于大气压时能自动打开，保护后汽缸和冷凝器 。 (15)当汽 轮机在空负荷或低负荷运行时，其排气温度往往高于 65 , 本汽轮机的后汽缸布置了喷水装置。当排气温度高于 65时 ,可通入冷却水以降低后汽缸温度，确保后 - 11 - - 11 - 汽缸和冷凝器 的运行安全。 (16)盘车设备 采用两级齿轮减速的机械传动式的高速盘车装置。其盘车转速约为 60。启动时拔出插销向发电机方向搬动手柄 ,大小齿轮 啮 合后即可自动提供 润滑油 ,这时按动启动电机的按钮机组进入盘车状态。冲动转子后 , 当转子速度超过盘车速度时 , 盘车齿轮能自动退出 ,并自动切断电机的电源和装置 的润滑油。在无电源情况下 ,电机的后轴伸装有手轮 ,可进行手动盘 车。手动时手轮转动 12.5 圈汽轮机转子回转 180。为了减少回转设备电动机的功率 , 在汽轮机及发电机各轴承处 ,装有高压顶轴装置 , 在开始盘车前必须先开始顶轴用高压油泵。 (17)必须注意 :在连续盘车时必须保证润滑油的连续 供给！ (18)主热力系统 :从锅炉来的高温高压新蒸汽 ,经由新蒸汽管道和电动隔离阀至主汽门。新蒸汽通过主汽门后 ,经四根导汽管流向四个调节汽阀。蒸汽在调节汽阀控制下流进汽轮机 内各喷嘴膨胀作功。其中部分蒸汽中途被抽出机外作工业用抽汽和回热抽汽 用 ,其余部分继续膨胀作功后排入冷凝器 ,并凝结成水。 借助凝结 水泵将凝结水打入汽封加热器 ,再经过三个低压加热器后进入高压除氧器 ,然后经给水泵升压后送入二个高压加热器 ,最后进入锅炉。汽封加热器、低压加热器和高压加热器均具有 旁路系统 ,必要时可以不通过任何一个加热器 。 (19)凝结水泵后有一路凝结水 可进入冷凝器上部。在底负荷运行时 ,此回水可保持冷凝器内一定的水位以维持凝结水泵的正常工作。在启动时 还可以用作冷却主汽门等的疏水和 蒸汽。 (20)除最后一道抽汽为普通止回 阀外 ,各回热抽汽和工业抽汽的出口均有抽汽阀。抽汽阀均有抽汽阀控制水管路系统控制。正常运行时抽汽阀 联 动装置切断压力 水 ,使操纵座活塞在弹簧作用下处于最高位置 ,这时抽汽阀全开。 当主汽门关闭或 甩负荷时 , 抽汽阀联动 装置的电磁铁吸起活塞杆 ,压力水送入抽汽阀操纵座 , 使活塞上腔充满水迅速关闭抽汽阀。抽汽阀自身均有止回作用。 最后一道抽汽 ,由于汽压较底 ,采用了普通止回阀 ,也同样可以满足逆止的作用。 (21)回热抽汽系统 :机组有六道回热抽汽； a.第一道 抽汽送入 二号 高压加热器 ； b.第二道 抽汽 送入 一 号 高压加热器 ； c.第三道 抽汽 为工业抽汽 ,其中一部分送入高压除氧器 ； d.第四道 抽汽 送入 三 号 低压加热器 e.第五道 抽汽 送入 二号 低压加热器 ； 前五道 抽汽管路 中 均 装 有压力水控制抽汽阀 ； f.第六道 抽汽 送入 一 号 低压加热器 。第六道抽汽口的抽汽管道中则采用了普通的逆止阀。 g.机组的补给水送入高压除氧器。 (22)汽封系统 : 机组的汽封系统分前汽封和后汽封。前汽封有六段汽封环组成五挡汽室 ； 后汽封有三段汽封环 组成二挡汽室。其中前汽封第一挡送入第二道抽汽管路 , 第二挡通过节流孔板送入第四道抽汽管路 , 第三挡 送入第六道抽汽管路 , 第四挡会同后汽封第一挡接入均压箱 , 第五挡会同后汽封第二挡及主汽门 、各调节汽阀阀杆漏汽的第二挡接入汽封加热器 ,工作蒸汽进入汽封加 热器的抽气器 ,在吸入室内形成 -4.9KPa 的真空 ,使此几挡的汽室压力保持在 -2.94 -1.96KPa 的真空 ,造成空气向机内吸抽以防止蒸汽漏出机外而漏入前后轴承 座使油质破坏。 此外并能合理利用汽封抽汽的余热加热补给水。主汽门、各调节阀之阀杆漏汽的第一挡均送往高压除氧器。 (23)疏水系统 : 汽轮机 本体及各管道的疏水 分别送入疏水膨胀箱。待压力平衡后送入冷凝器。 (24)法兰加热系统 :为加速机组启动、带负荷及降低热应力与热变形 ,本机 有外引蒸 - 12 - - 12 - 汽的自流式法兰螺栓加热系统 ,本系统汽源由新蒸汽 供给。 新蒸汽节流后进入加内腔 热连箱 ,然后分两路 :一路进入左侧法兰 ,加热法兰和螺栓 ；另一路进入右侧法兰 ,加热法兰和螺栓。乏汽及疏水进入疏水膨胀箱。 (25)加热连箱上装有安全阀 ,根据启动要求 ,监视法兰壁温及螺栓温度 ,随时控制进汽量 ,当箱内压力大于 0.685MP 时应排空。 (26)局部冷却系统 :为减少汽缸对凸轮机构和中压油动机及前轴承座的热传导 ,以避免凸轮机构、油动机和前轴承座的温度过高 ,其座架的 室可通过冷却水。自动关闭器油缸下部也通以冷却水 ,防止 主汽门 来的热传导加热油。同时为减少前汽缸猫爪对前轴承座的热传导 ,以避免前轴承座 温度过高 , 猫爪下的滑键也可通入冷却水。 油动机座架、凸轮机构座架、猫爪下左滑键、猫爪下右滑键、自动关闭器 等均通入冷却水。 排 烟系统由排烟机、风门、油烟分离器以及阀门管路组成，排烟机安装在油箱上面；运行时可调整风门开度。排烟机使油箱、轴承座、回油管产生微小的负压。 第一节 冷凝器 简 述 汽轮机的排汽是直接排至表面式冷凝器中进行冷却，冷凝后的凝结水由管道送到凝结泵 ，经凝结水泵升压后送入汽机的回热 系统，再经给水系统送到锅炉。 运行维护 冷凝器 是 汽轮 发电 机 组的重要设备 ,直接关系 到 电厂的安全、经济和满发 ,对 冷凝器 的运行务必重 视。 1)严格遵守 操作规程、规定和法规； 2) 真空系统 严密性要求 :在 汽轮机 80% 100%额定负荷 下关闭 冷凝器 抽气管道上的阀门 冷凝器真空 下降速度小于 666.6Pa/ min。 3)保证 凝结水 的水质合格 ,要求 冷凝 管不泄漏 ,注意 冷凝器 汽侧温度不过高 ,以防止 冷凝 管胀口松动泄漏。 4)保证 凝结水 过冷度不超过 0.5 1 ,运行中应严密监视集水箱的水位和 真空 数值。 5) 凝结水 位过高使 冷凝 管有可能浸在 凝结水 中 ,造成 凝结水 过冷而损失热量 , 运行中应经常监视。 6) 真空 数值降低造成 冷凝器 汽侧积存的空气量增加 , 过冷度升 高。 7) 应保证 真空 度 ,要使 真空 度稳定必须做到 ； A. 冷凝器冷凝 管内表面要定期清洗 ； B.排汽量、 循环水量及循环水进口温度应达到设计值。 C.定期检查 真空 系统的严密程度 ；防止漏气 ；射水抽气器工作正常。 8)本 冷凝器 选配胶球清洗装置。 9)定时抽 出水室内积聚的空气以保证排水管线正常工作。 真空系统 :冷凝器均设一根抽真空管道 ,连接在每个 上部 ,真空泵母管上形成真空系统。 ,正常运行一台可维持真空度。安装结束后系统须作风压检漏试验。 第二节 发电机 锅炉 主要技术规范 1. 型号： WX18Z-054LLT 额定电压： 10.5KV 额定电流： 3881.3A 额定功率： 60MW 接法： Y 额定转速： 3000 rpm 相数： 3 相 功率因数： 0.8 5 绝缘等级： F 励磁方式： 自并 静止励磁 周波： 50 z 励磁电流： 1013.3A 额定容量 :70.588MVA - 13 - - 13 - 冷却方式：密闭循环空气冷却 出厂 日期： 2010 年 9 月 制 造 厂： 南京汽轮电机 (集团 )有限责任公司 2、锅炉部分 型号： YG-240/9.8-M5 型 额定蒸发量： 240t/h 额定蒸汽压力： 9.8 Mpa 额定蒸汽温度： 540 汽包工作压力： 11.4 Mpa 给水温度： 205 锅炉 计算热 效率： 91.5% 制 造 厂： 济南锅炉集团 有限公司 第三节 汽轮机组保护装置 1、 热工 部分 I/O 表 给水泵保护 1） 除氧器水箱水位达上下限报警。 2 台水位全部达到低水位时，停全部 给水泵。 2） 当给水泵电机轴承温度 70报警， 80停给水泵。 3） 当给水泵轴承温度 70报警， 80停给水泵。 4） 当给水泵和电机轴承前进油口压力 P0.08MPa 报警 ,P0.06MPa 停给水泵、P0.15MPa 备用油泵联动。 5） 当给水泵滤网前后压力 P 0.035MPa 报警。 6） (再循环阀拒开保护 ) 当 Q泵额定流量的 30%,超过 20 秒阀不开 ,则停给水泵。 7） 电机轴功率 N电机额定功率停给水泵。 2、热工部分 I/O 表 序号 项 目 单 位 技术规范 备 注 1 汽轮机额定转速 R/MIN 3000 2 汽轮机额定抽汽压力 MPa(a) 0.981 3 汽轮机额定抽汽压力调整范围 MPa(a) 0.98-1.57 4 油泵进口油压 MPa 0.1-0.15 5 主油泵出口油压 MPa 1.57 6 转速不等率 % 3-6 7 迟缓率 % 0.2 8 压力不等率 % 10 9 油动机最大行程 mm 227 10 中压油动机最大行程 mm 152 - 14 - - 14 - 11 危急遮断器动作转速 3270-3330 12 危急遮断器复位转速 3055 15 13 喷油 试验时危急遮断器动作转速 2920 30 14 转速表超速保护值 (停机 ) 3270 15 转子轴向位移报警值 mm +1.0 或 -0.6 负为反向 16 转子轴向位移保护值 mm +1.3 或 -0.7 停机值 17 润滑油压降低报警值 MPa 0.05-0.055 18 润滑油压降低报警值 MPa 0.04 19 润滑油压降低报护值 (停机 ) MPa 0.02-0.03 20 润滑油压降低报护值 (停盘车 ) MPa 0.015 21 润滑油压升高报警值 (停电动泵 ) MPa 0.16 22 主油泵出口油压低报警值 MPa 1.3 23 轴承回油温度报警值 65 24 轴瓦温度报警值 100 25 冷凝器真空降低报警值 MPa -0.087 26 冷凝器真空降低报警值 (停机值 ) MPa -0.061 27 轴承座震动报警值 Mm 0.06 28 主蒸汽压力高报警值 MPa(a) 9.32 29 主蒸汽温度高报警值 545 30 电液驱动器供油压力额定值 MPa(a) 3.5 31 电液驱动器供油压力低报警值 MPa(a) 2.5 启动备用 泵 32 电液驱动器供油压力低停机 MPa(a) 1.0 33 电液驱动器供油温度高报警值 60 34 电液驱动器供油温度底报警值 40 35 电控油箱油位高报警值 mm +100 36 电控油箱油位底报警值 mm -100 - 15 - - 15 - 37 DEH控制器超速停机值 3270 38 相对膨胀报警值 mm +3 或 -2 39 DEH停机 来自 DEH 40 油箱温度高 50 报警值 41 油箱温度低 25 投入油箱电加热器 42 发电机故障 (来自电气 ) 43 44 液位 #1、 2高加水位 900 750 200 100 凝汽器液位 1050 150 除氧器水箱液位 2225 2125 1725 275 两个水箱都275mm 时 ,停给水泵 疏水箱液位 2000 150 达上限疏水泵启动 联锁保护装置未经批准不得在运行中停用，故障情况下或检修检查需短时间停用时应得到值长的同意方可退出运行。 5、汽轮机设有下列保护装置。 1） 、汽轮机通过刚性联轴器与发电机相连，盘车装置装于后轴承箱上，由 电动机驱动，通 过蜗轮蜗杆及齿轮减速达到所需要的盘车速度。当转子转速高于盘车速度时，盘车装置能自动退出工作位置。在无电源的情况下，在盘车电动机的后轴装有手动手轮装置，可进行手动盘车。 联锁保护装置未经总工程师批准不得在运行中停用，故障情况下或检修检查需短时间 - 16 - - 16 - 停用时应得到值长的同意。 2） 、两个飞环 式危急保安器：当机组转速超过额定转速的 11 12（即 33303360rpm）时，飞环的离心力超过了弹簧的作用力，于是环 向外飞出，撞击在遮断油门的杠杆，使危急遮断器动作停机，使调速汽门、主汽门关闭切断汽轮机进汽停机。 危急保 安器动作停机，并在主控盘上发出声光信号及某个飞环 动作信号。 在控制室司机操作盘上，设有远方手动停机按钮在紧急停机情况下使用。 3） 、超速限制电磁阀 OPC：当汽轮发电机主油开关动作（在调整油动机不等率后，汽轮机甩负荷转速升高至 3090 rpm）时，电磁阀接收到油开关跳闸信号，使其动作打开脉动油排油口（油压迅速降低）使高压油动机关闭，达到快速关闭调速汽门，经 2.5 3/S时间后电磁阀断电，电磁阀关闭后，重新封住脉动油排油口，油压升高，调速汽门打开以维持机组空转。 第四节 DEH 操作说明 待修改 (注 :因资料不全叁考同类型厂家机组 DEH 编写 ) 一、概述 C50MW 机组汽轮机数字电液调节系统 (Digital Electro-Hydraulic Control System, DEH)采用杭州和利时自动化有限公司的 SmartPro MACS 系统而完成 ,软件版本为SmartPro V3.1.3。该控制系统主要包括一下功能： 1. 转速控制：实现转速的大范围控制功能，从机组启动到 3000r/min 定转速，到 110超速试验，在并网之前为转速 PID 回路控制，其目标转速及升速率可在 DEH 主控画面上设定。 2. 功率控制 ：并网后可实现功率 PID 回路控制，其目标功率及负荷率可在 DEH 主控画面上设定。 3. 阀位控制：并网后可实现阀位控制，操作员可通过阀位控制的增、减按钮来改变调门开度。 4. 抽汽压控：带负荷后可实现抽汽压控，其目标压力及抽压变化率可在 DEH 主控画面上设定。 5. 高负荷限制：当机组实际负荷大于高负荷限制值时，高负荷限制动作，逐渐关小调门，使实际负荷小于高负荷限制值。 6. 抽汽压力高限制：当机组抽汽压力大于抽汽压力限制值时，抽汽压力高限制动作，逐渐开大中压调门，使实际抽汽压力小于抽汽压力限制值。 7. 主汽压力低限制：若投入“低汽压限制 ”，当主汽压力低于低汽压限制值时，限制动作，逐渐关小高压调门恢复汽压。 8. 低真空限制：当低真空限制投入时，若负荷高于当前真空所允许的负荷值，限制动作，逐渐关小调门使负荷降到允许的范围之内。 9. OPC 超速限制： OPC 超速限制的功能是当汽轮发电机组甩负荷以及超速 103 时 ,将 OPC 电磁阀打开，快速关闭高、中压调节阀，防止汽轮发电机组超 速。 10. 超速保护：超速保护的功能是当汽轮发电机组转速超过 110时，发出打闸信号。 11. 紧急手动：伺服单元在通讯故障后，转为紧急手动方式。操作员可通过手操盘的增、减按钮控制高、中 压油动机。 二、 DEH 操作画面介绍 - 17 - - 17 - 1 菜单画面 选择流程列表按钮，弹出系统流程列表，你可以选择想要浏览的画面如：电调主控、电调试验、系统状态等。 2 工艺流程图画面 包括 a) 电调主控画面、 b) 电调试验画面 3 DEH 操作画面说明 a) 在 SmartPro 系统弹出系统流程列表上，用鼠标点中“电调主控”图标即进入 DEH的“电调主控”；在菜单区下面是状态显示区，表明汽机当前的运行状态，指示灯灯亮（绿色或红色）有效。状态指示灯，分别为已挂闸、主汽门开、转速过临界区、已并网、已供热、紧急手动、滤网堵塞、汽机打闸等。 b) 操作的按钮上的指示灯变 亮或指示块变亮都表示汽轮机进入该种运行状态，无效时按钮灯变暗汽轮机退出该种运行状态。 三、启动 系统上电后的初始状态： 系统上电后， DEH 画面状态显示区：已挂闸、主汽门开、转速过临界区、已并网、已供热、紧急手动状态等灯均灭。 硬操盘： a) 调门开度显示正常； b) 超速试验钥匙开关置于“正常”位，“打闸”按钮灯亮； c) “紧急手动 ” 、“手动增”、“手动减”按钮灯均灭。 启动步骤： 在机组已跳闸状态下，由操作员就地将启动阀摇至最低位，将危急遮断装置复位，当安全油压建立后，挂闸工作完成，“已挂闸”灯亮。系统挂闸后主汽门自动 打开。然后按“运行”按钮，中压调门全开，转速控制面板亮，机组已进入等待状态。 在汽轮发电机组并网前， DEH 为转速闭环无差调节系统。其设定点为给定转速。给定转速与实际转速之差，经 PID 调节器运算后，通过伺服系统控制油动机开度。使实际转速跟随给定转速变化。 在目标转速设定后，给定转速自动以设定的升速率向目标转速逼近。当进入临界转速区时，自动将升速率改为 400r/min 快速冲过去；若进入临界区前的升速率已大于400r/min，则升速率保持原值不变。在升速过程中，通常需对汽轮机进行暖机，以减小热应力。 目标转速是期 望达到的转速；给定转速是经速率处理后对机组的转速请求 四、设置目标转速 机组在挂闸运行时，根据高压缸壁温度自动判断机组状态，系统会自动选择一个升速率分别为（冷态 100r/min、温态 200 r/min、热态 300 r/min、极热态 500 r/min）。在输入目标转速在转速控制栏目标转速输入框中单击鼠标左键，输入目标转速（一般设定为 3000 r/min）值，回车。 在下列情况下， DEH 会自动设置目标转速： a) 汽机刚运行时，目标转速为当前实际转速； b) 发电机油开关刚断开时，目标转速为 3000 r/min； c) 汽机已跳闸，目标转速跟踪给定转速，给定转速跟踪实际转速； d) 目标转速错误地设在临界转速区内，将其改为该临界转速区的下限值，具体数据 - 18 - - 18 - 根据机组而定。 五、冲转 a) 目标转速设定后，给定转速将以默认的升速率向目标转速靠近，机组开始冲转；（如果按“摩擦检查”按钮，系统自动设定 500 转目标转速，摩擦检查结束后按灭“摩擦检查”按钮，重新设定目标转速（如 3000 r/min）； b) 司机可根据实际情况在升速率输入框内修改升速率，允许取值范围为 0 800 r/min； c) 随着给定转速的增加，总阀位给定增加，油动机开启，机组转 速增加； d) 500 转暖机：机组转速升至 500 r/min，“暖机”灯亮，机组保持 500 r/min；暖机时间为（司机在自动暖机时间设定窗口中设定的暖机时间）或按灭“暖机”按钮后继续升速； e) 转速过临界 i. 给定转速进入临界区时，自动以 400 r/min 以上的升速率冲过临界转速区。机组的临界转速区为： 1550 1850 r/min。 f) 1200 r/min 和 2500 r/min 下暖机：机组转速分别升至 1200 r/min 和 2500 r/min时，“暖机”灯亮，机组分别保持在 1200 r/min 和 2500 r/min；暖 机时间到（司机在自动暖机时间设定窗口中设定的暖机时间）或按灭“暖机”按钮后继续升速； g) 升速至 2950 r/min 时，升速率自动改为 50 r/min； h) 操作员控制 在升速过程中，（ 1）单击“给定保持”按钮，“给定保持”灯亮，机组维持 当前转速；若此转速落在临界转速区内，将自动降到该临界转速区的下限值；（ 2）可随时修改目标转速和升速率。 六、 3000 r/min 定速 给定转速等于目标后，机组维持在目标转速 3000 r/min。 新机组或大修后首次启动，需进行各种电气试验。做假并网试验时，发电机隔离刀闸 断开， DEH 接收到假并网信号，在油开关同期合闸后，由于发电机并未并网， DEH 仍然为转速控制状态。 七、同期 并网前的各试验均完成后，机组转速在 2970 3030 r/min 时，可转入同期方式时，当电气方面发出同期申请后，按亮“同期方式”按钮， DEH 即进入同期方式，同时 DEH 发出“同期允许”信号，电气此时根据情况，发出同期增或减信号，调整机组目标转速，以满足同期要求。 DEH 收到同期增、减信号后，转速在 2970 3030 r/min 内，以当前的变化率变化，将机组带到同步转速。 八、 并网带初负荷 当同期条件均满足时，油开关合闸， DEH立即自动在原有的阀门开度上增开 2 4左右，此开度可根据机前压力适当进行调整，使发电机自动带上初负荷避免出现逆功率。并网后 DEH 处于阀控状态。 在电调升速过程中无法切至紧急手动，在并网后如果切至紧急手动状态下，若机组此时解列，机组将自动跳闸。等待伺服板切回自动后才能重新启动。 九、升负荷 1、阀位控制升负荷 并网带初负荷后， DEH 自动转为阀控方式，操作员可通过设置目标阀位和阀位变化率或点按“阀控”增、减按钮改变总阀位给定值（单位为），来控制调门开度 。 - 19 - - 19 - 2、 功率控制升负荷 功控条件满足时，方可投入负荷反馈。在目标功率输入框内单击鼠标左键，输入目标功率值，按“回车”键。机组功率自动以当前负荷率向目标值靠近。操作员可在 010MW/min 内修改负荷率。 3、 暖机 汽轮机在升负荷过程中，考虑到热应力、胀差等各种因素，需进行暖机。若需暂停升负荷，可单击电调主控画面上“给定保持”按钮，发“给定保持”指令； 在滑压升负荷期间，一般不投功率控制方式。若需暖机，应由燃烧控制系统维持燃烧水平，来保持负荷不变。否则应投阀控，通过调节阀的节流作用，来保持负荷不变。 十、 并网状态下控制方式的投切 1、功控反馈 功率控制器也是一个 PID 调节器，给定功率与实际功率的差值，经过计算给出负荷参考量来控制调节阀开度，保持功率不变。 2、功控反馈投入 在电网要求机组维持负荷不变时，可投入功率反馈控制。功率控制的投入条件为： a) 机组已并网，负荷在额定功率的 3 105之间； b) 功率信号正常； c) 主汽压力低限制未动作； d) 高负荷限制未动作； e) 抽汽压力高限制未动作； f) 真空低保护未动作； g) 不在紧急手动方式； 当以上条件满足时，单击主控画面上“功控”按钮，如按钮灯点亮，则表明功率反馈已投入。 操作员可在目标功率输入框内修改目标功率；目标功率可在 1.5-60MW 范围内设定 ,负荷率也可在 0-10MW/min 范围内修改 . 3、 功控反馈切除 在功率反馈投入时，若下面任一条件出现，则功率控制切除： a) 单击主控画面上“ CV 阀控”按钮； b) 负荷小于 3或大于 105或功率信号故障； c) 油开关断开； d) 汽机跳闸； e) 主汽压力低限制动作； f) 高负荷限制动作； g) 抽汽压力高限制动作； h) 真空低保护动作； i) 紧急手动方式； j) 解藕退出脉冲； k) 实际功率与给定功率偏差大于 5MW。 当“功率控制”按钮灯灭时，表明功率反馈已切除。 在下列情 形下，为保证切换无扰， DEH 将自动跟踪当前的相应的实际值设置目标值： a) 功率反馈刚投入时，目标功率值为当前负荷值（ MW） ； b) 发电机刚并网时， DEH 自动定位初负荷给定值（ MW） ； c) 反馈刚切除时，阀位给定为参考量（）； - 20 - - 20 - d) 跳闸时，目标为零。 十一、高负荷限制 并网后，若需修改高负荷限制值，在主控画面高负荷限制的输入框内单击鼠标左键，输入高负荷限制值，按“回车”键，则修改完毕。高负荷限制值可在 40 60MW 范围内设定。 当负荷大于高负荷限制值时，高负荷限制动作， DEH 转为阀控方式，总阀位给定以 25/min 的速率减 小，功控和阀控按钮灯变灭，负荷低于限制值或功率减到 20额定值时，动作结束。 动作结束后自动默认位阀控方式。 十二、 投入高抽供热 1、 高抽供热投入 在负荷高于 30MW 后，按亮“准备供热”按钮进入“准备供热”状态。“准备供热”状态进入后，首先进入“ IV 阀控”状态。逐渐关小 IV 阀门，当高抽压力满足供热条件后，抽汽逆止门和抽汽电动门都开启后，“已供热”的灯会亮，表示机组已经进入高抽供热状态。 2、 高抽供热阀位控制方式 进入“已供热”状态后，如果在“ IV 阀控”方式，操作员可通过点按“ IV阀控”栏内的增、减按钮，改变 IV 总阀位给定值（单位为），从而控制调门开度，来控制高抽压力，来满足系统要求。关小阀位时抽汽压力升高。 3、 高抽供热压控方式 进入“已供热”状态后，在热网要求机组维持高抽压力不变时，可投入压力反馈控制。高抽压力控制器是一个 P 调节器，利用给定压力与实际压力的差值，根据高抽不等率，经过计算修订 IV 调节阀开度，保持压力不变，是有差调节。 高抽压控的投入条件为 : a) 机组高抽压力在额定压力 70 120之间； b) 高抽压力信号正常； c) 各种保护未动作； d) 不在紧急手动方式； e) 在已经供热的装提下； 在高抽压控投入时，若下面任一条件 出现，则高抽压控切除： a） 单击主控画面上“ IV 阀控”按钮； b） 高抽压力小于 70，大于 120额定压力或压力信号故障； c） 油开关断开； d） 汽机跳闸 ； e） 主汽压力低限制动作； f） 高负荷限制动作； g） 抽汽压力高限制动作； h） 真空低保护动作； i） 紧急手动方式； j） 已供热退出； k） 解藕退出脉冲。 当以上条件满足时，单击主控画面上“抽汽压控”按钮，如按钮灯点亮，则表明压力反馈已投入。在“抽汽压控”的方式下按“ IV 阀控”按钮可以退出压力反馈，进入“ IV阀控”状态。 - 21 - - 21 - 操作员可在目标高抽压力输入框内修改目标高抽压力；目标高抽压力可在0.05-1.03MPa 范围内修改，高抽汽压力变化率也可在 0 0.049MPa/min 范围内修改。 十三、 抽汽压高限制动作 并网后，若需修改抽汽压高限制值，在主控画面抽汽压高限制的输入框内单击鼠标左键，输入抽汽压高限制值，按“回车”键，则修改完毕。抽汽压高限制值可在1.08-1.27MPa 范围内设定。 当抽汽压大于抽汽压高限制值时，抽汽压高限制值动作， DEH 转为 IV 阀控制方式，总阀位给定以 25 /min 的速率增加，功控和阀控按钮灯变灭，抽汽压低于限制值或功率减到 20额定值时，动作结束。 动 作结束后自动默认为阀控方式。 十四、 供热解藕方式 在进入“已供热”状态后，为了希望在单独调节功率、高抽压力中的任何一个参数时，尽量减少互相之间的牵连影响，可投入“解藕方式”进行牵连控制。“解藕方式”是通过计算解藕系数，将操作员对于功率、高抽的单独调节指令，牵连附加在 CV、 IV 的控制调节上， CV、 IV 的控制不再与“ CV 阀控 ” “ IV 阀控”的指令一一对应，而是相互作用。 解藕方式投入条件为： 1. “已供热”状态； 2. 不在紧急手动方式； 当以上条件满足时，单击主控画面上“解藕方式”按钮，如按钮灯点亮，解藕方式控制已投入 。在解藕效果不理想或不需要解藕调节时可随时按灭该按钮退出“解藕方式”，此时，所有状态会退出 2 秒钟，然后回到“ CV 阀控”和“ IV 阀控”状态。 十五、主汽压力低限制 在低汽压限制未投入时，可修改汽压限制设定值。在低汽压限制输入框内单击鼠标左键，输入低汽压限制值，按“回车”键，则修改完毕。 低汽压限制投入时，不能修改低汽压限制值。 投入条件为： 1. 主汽压力信号无故障且在并网状态； 2. 主汽压力 大于 90； 3. 当前主汽压力与限制值的差值超过限制值的 5。 条件满足后，单击“低汽压限制”按钮，按钮灯亮，表示主汽压力低限制已 投入。 当主汽压力低于限制值时，主汽压力低限制动作，总阀位给定以 15 /min 的速率减小，主汽压力高于限制值或总功率减到 20时，动作结束。 动作结束后自动默认为阀控方式。 在低汽压限制投入时，主汽压力故障或解列或单击“低汽压限制”按钮，按钮灯灭，表示低汽压限制已切除。 十六、主汽门活动试验 机组并网后要定期做主汽门活动试验步骤 1. 按亮允许主汽门活动试验按钮； 2. 在现场主汽门旋动主汽门活动滑阀，直到主汽门下降到符合位置后，再将旋动主汽门活动滑阀转动至正常位置； 3. 试验完毕后在画面上按灭主汽门活动试验按钮； 4. 注意： 在做主汽门活动试验时，确保将主汽门试验按钮按灭，否则将影响计算机对机组状态的判断，影响机组运行安全。 十七、阀门严密性试验 - 22 - - 22 - 阀门严密性试验的条件： 1. “试验允许”按钮灯亮； 2. 发电机脱网； 3. 转速大于 2985r/min。 1、 主汽门严密性试验 试验步骤如下： 单击“主汽门严试开始”按钮，按钮灯亮： a) 就地手动关闭主汽门； b) 转子惰走，记录惰走时间； c) 当转速降到可接受转速时，停止惰走； d) 单击“试验停止”按钮； e) 使“试验允许”按钮灯灭，主汽门严密性试验结束； f) 打闸机组，重新挂闸开主汽门，启动机组。 2、 调门严密性试验 试验步骤如 下： 单击“ CV 调门严试开始 ” 按钮，按钮灯亮，完成如下过程： a) 总阀位给定置零； b) 转子惰走，记录惰走时间； c) 当转速降到可接受转速时 ，停止惰走； d) 单击“试验停止“按钮，维持当前转速； e) 使“试验允许”按钮灯灭，高压调门严密性试验结束。 十八、超速试验 机组在脱网转速控制状态下运行，将硬操盘上超速试验钥匙开关置于“超速试验”位置。 1、 103超速限制 用于检验 103超速限制的动作转速。 a) 按“ 103试验允许”按钮，允许做 103超速试验； b) 设置目标转速 3090r/min，机组转速逐渐升高，到 3090r/min 时，调门全开； c) 修改目标值为 3000r/min。 2、 电气超速 110试验 a) 按亮“ 110 试验允许”按钮，允许做电气 110超速试验； b) 设置目标转速 3300r/min，此时目标转速最高可设定为 3360r/min； c) 修改合适的升速率，机组转速逐渐升高，到 3300r/min 时， DEH 开出到 ETS 打闸，记录试验结果。 3、 机械超速 110试验 a) 按灭“ 110 试验允许”按钮，允许做机械 110超速试验； b) 设置目标转速为 3360r/min，此时电气超速 3390r/min 作为后备； c) 飞锤击出机组跳闸，记录试验结果； d) 试验完毕， 将硬操盘上超速试验钥匙开关置于“正常位 ” 。 e) 注意：超速试验时应严格遵守汽轮机制造厂关于超速试验的有关规定，由于机械超速一般提前与电气超速动作，所以只能模拟做电气超速 110试验。 十九 、紧急手动 1、 操作员切手动 操作员按下硬操盘上“手动”按钮，按钮灯亮，伺服单元转为手动控制方式； DEH 自 - 23 - - 23 - 动跟踪伺服单元的手动给定值。可通过点按硬操盘上的油动机的“增”、“减”按钮，控制油动机的开度，增减速率为 30 /min。 松开硬操盘上“手动”按钮，伺服单元判断跟踪正常后按钮灯灭，伺服单元即转为自动方式，接受阀位指令 信号。在升速阶段，不允许切为紧急手动控制方式 。 2、 故障切手动 伺服单元在通讯故障后，硬操盘上“手动”按钮灯亮，转为紧急手动方式。操作员可通过手操盘的增、减按钮分别控制高、中压油动机。 通讯正常后，伺服单元判断跟踪正常后按钮灯灭，伺服单元即转为自动方式，接受阀位指令信号。 二十、 阀门维修开关的使用 机组未运行，由于没有蒸汽进入实际冲转，所以转速回路无法投运。在机组未运行之前能开关阀门试验时的唯一手段是使用阀门维修开关。 1. 启动调速油泵后，等待调速油压正常，可以使调速系统工作时。先进行挂闸和开主汽门，使机组进入等待 冲转状态。 2. 按亮阀门维修开关按钮，输入阀门变化率，直接输入阀门的目标值，阀门会开关至目标位置。再做相应的试验。 3. 在做完试验后，将阀门维修开关按钮按灭，阀门会自动关闭至零位。 4. 注意：该功能只能在工程师级别下操作，在机组正常运行时，不要将阀门维修开关按钮按亮，这样会使阀门留在固定位置不变，失去控制功能，影响机组正常运行。 二十一、 自动调零调幅功能 在机组未正式启动之前，进行自动调零调幅功能。 1. 启动调速油泵后，等待调速油压正常，可以使调速系统工作时。先进行挂闸和开主汽门，使机组进入等待冲转状态。 2. 点开自动调零调幅 窗口，按“允许整定”“开始整定”按钮，整定中的灯会亮，阀门会自动开关一次，计算机自动记录油动机的零位和幅值。 3. 在试验中整定失败灯如果亮，表示整定功能没有正常进行。需从新进行此功能。机组整定完毕后，不要轻易进行此功能。 二十二、 仿真模拟 1、 仿真投入 DEH 仿真运行的条件为： a) 机组已跳闸； b) 所有门全关； c) 仿真按钮投入 仿真状态下，“仿真状态”灯亮，表明 DEH 已进入仿真状态。运行人员可按照机组运行步骤进行仿真。 机组冲转时，可将总燃料量设为 0，启动压力设为 20，即只通过启动压力来改变主汽压力；并网后可通过总燃料 量或启动压力来改变主汽压力。其它操作步骤同前所述。 2、 切换仿真方式 按灭仿真按钮时，“仿真状态”灯灭，表明已退出仿真方式。 注意：在做完仿真试验时，确保将仿真按钮按灭，否则将影响计算机对机组状态的判断，影响机组运行安全。 二 十 三 DEH 上的常用英文缩写的含义 - 24 - - 24 - 1、 ATC 自启动方式 2、 CCS 机组协调控制系统 3、 DAS 数字采集系统 4、 DCS 分散控制系统 5、 DEH 数字电液控制系统 6、 MFT 主燃料跳闸事故 7、 TSI 汽轮机监控仪表 8、 OPC 超速保护装置 9、 TPC 汽轮机压力 控制 10、 UPS 不间断电源 11、 SCS 顺序控制系统 12、 OA 操作员自动控制 13、 CrT 阴极射线管 14、 ETS 汽轮机危急遮断系统 15、 Rd 快速降负荷 16、 TV 主汽阀门 17、 RSV 中压主汽门 18、 GV 高压主汽门 19、 IV 中压调节阀 第五节 机、电联系信号种类及意义与使用规定 一 、汽机控制室向电气控制室发出的信号有：“注意”、“减负荷”、“可并列”、“机器危险”、“更改命令”、“汽机调整”。 1.“注意”此信号带有警惕性，主盘应注意信号装置及运行情况。 2.“可并列”汽轮机一切正常 ，可并列。 3.“减负荷”汽轮机运行异常，需减负荷，主盘应注意运行情况（每次减负荷 1MW）。 4.“增负荷”汽轮机需增加负荷，主盘注意运行情况（每次增加负荷 1MW）。 5.“更改命令”上次发错信号，应立即停止对错误信号的执行，并注意更改后的信号。 6.“机器危险”汽机发生故障，需停机，主盘确信负荷到零，并接到“主汽门关闭”信号后，应将发电机解列。 二、电气控制室向汽机控制室发出的信号有：“注意”、“减负荷”、“增负荷”、“已合闸”、“已掉闸”、“更改命令”、“停机”、“电话”。 1.“注意”此信号带有警惕性 ，汽机应注意运行情况。 2.“减负荷”电气需要减负荷，汽机注意运行情况（每次减负荷 1MW） 3.“增负荷”电气需要增加负荷，汽机注意运行情况（每次减负荷 1MW） 4.“已合闸”发电机已与电网并列。 5.“已掉闸”发电机已与电网解列，汽机注意转速的变化。 6.“更改命令”上次发错信号，应立即停止对错误信号的执行，并注意更改后的信号。 7.“停机”汽机接到此信号，检查负荷到零，应迅速停机。 8.“电话”主盘有电话联系。 三 、补充说明： 1.除“注意”信号外，在接到两个或两个以上的信号时，即为无效信号，必须用 - 25 - - 25 - 电话 联系询问清楚（不包含试验信号）。 2.电气控制室接到汽机控制室“注意”、“机器危险”信号时，确定电力负荷表为零或负值时，应立即解列发电机；值长或电气班长应命令复位信号。 3.“增”、“减”负荷信号发出，确认复位后，每次改变负荷 1MW（收到“增”、“减”负荷信号，不能执行时，应用电话解释）。 4.每日白班接班后联系电气控制室试验机电联系信号一次。 第二章 汽轮机组的启停操作 第一节 汽轮机的启动操作 1 基本要求及重要操作的规定 1)基本要求 a 汽轮机的正常启动，停止及改变运行方式等应在班长的领导下按本 规程的规定执行，在故障情况下，司机应根据当时具体情况按本规程规定执行，但必须及时汇报值班长，班长应及时汇报值长及相关领导。 b 汽轮机组调速系统应符合下列要求： a) 当汽温、汽压、真空正常时，自动主汽门全开，调速系统应能维持汽轮机空负荷稳定运行，并能顺利并网。 b) 汽轮机全甩负荷时，调速系统能控制汽轮机转速在危急遮断器动作转速以下， c) 调速系统带负荷应稳定，控制负荷波动应不大于 1MW。 d) 危急保安器动作后，应保证自动主气门、调速气门及抽汽逆止门迅速关闭严密。 e) 汽轮机的启动状态是以汽轮机启动前下汽缸调节级处的金属温度来决 定的： f) 冷态启动：小于等于 150 温态启动： 150 300 g) 热态启动： 300 400 极热态启动：大于等于 400 2） 下列情况禁止启动 a) DEH 系统出现故障影响机组正常运行； b) 任一保安装置工 作不正常，自动主汽门、调速汽门、抽汽逆止门卡涩或关不严等； c) 汽轮发电机组的转动部分有明显摩擦声或者盘车电流明显增大或摆动； d) 调速系统不能维持汽轮机空负荷运行，或者机组甩负荷不能维持转速 在危急保安器动作转速以下； e) 转子弯曲值相对原始值大于 0.03mm、震动超过 0.05 mm； f) 辅助油泵（ 交、直流润滑油泵及高压油泵）、顶轴系统及盘车装置失常； g) 主油箱油位低，油温低于 25或油质不合格， 润滑油压力低于规定值 ； h) DCS 中主要参数（如轴向位移、差胀、转速及重要金属温度、主蒸汽参数等）显示不正常时； i) 机组保温不完善； j) 主要保护试验动作不正常时（如动作轴向位移大保护、低真空保护、低油压保护、手拍危机遮断保护和电超速保护等）或保护动作值不符合规定； k) 回热系统中，主要调节及控制系统失灵； 3） 重要操作规定 1） 下列工作必须在生产厂长或总工的监护下进行； a) 大小修后汽轮机组的第一次启动。 b) 危急遮断器定期超 速试验。 c) 进行调速系统调整和试验。 - 26 - - 26 - d) 设备通过重大改进后的启动 2） 重要操作应有操作票并在监护人员的监护下进行。 a) 发布操作命令前，应按有关系统检查操作程序，以保证正确，操作一项要及时划勾。 b) 所有切换操作规程监护，均应由熟练人员担任。 c) 在处理事故时，允许不填写操作票进行操作，但应沉着、果断，不能发生误操作。 启动前的准备与检查 ） 接到启动汽轮机组的命令后应做好如下工作： a) 终结所有工作票，保持现场清洁。 b) 备好启动时使用工具，测量仪表和记录报表等。 c) 检查各处工作照明应齐全完好，与电气互试机电联系信号应正常。 d) 班 长接到启动汽轮机命令后，应将要求、并网时间及注意事项向司机交待清楚，并通知公用系统值班员等其它有关人员。 e) 联系电气测量各动力设备电机发电机绝缘应合格，并送上电源。 f) 联系热工投入压力、流量等仪表，并检查各部情况应正常。 g) 联系化水化验透平油质，油箱底部排水一次。 h) 检查汽轮机汽缸膨胀、偏心，轴向位移、差胀指示值，并记录在值班记录本和启动操作票上。 i) 按要求进行机组相关保护试验。 ） 调速系统的检查。 a) 自动主汽门、调速汽门应关闭，退回启动阀手轮，电磁保护装置在脱扣位置。 b) 喷油试验滑阀在正常位置。 c) 抽汽联动装置电磁阀应 手动无卡涩，放在投入位置，入口水总门，滤水器出入口门开启，旁路门关闭，各抽汽阀控制水门开启。 ） 油系统检查： a) 油箱油位正常，油位计无卡涩现象。 b) 油箱、油管路、冷油器、油泵及各阀门均处于完整位置，油系统不应有漏油现象。 c) 事故放油门，冷油器放油门，油箱取样门及放水门应关闭严密，并防止误操作的措施。 d) 交流高压油泵、交、直流润滑油泵入口门在全开位置。 e) 盘车装置润滑油门处于全开位置。 2 4 系统各阀门检查、调整状态 1) 主蒸汽系统 序号 阀门名称 阀门状态 1 锅炉来汽总门 关 2 电动主汽门 关 3 电 动主汽门旁路一次门 关 4 电动主汽门旁路二次门 关 5 自动主汽门门前疏水门 关 6 电动主汽门前、后疏水一、二次门 关 - 27 - - 27 - 7 防腐汽门一、二次门 开 8 导管疏水一、二次门 稍开 9 汽机本体疏水门 开 2) 抽汽及轴封系统 序号 阀门名称 阀门状态 1 一、二、三、四、五 、六 级抽汽逆止门 开 2 1#、 2#高加进汽电动门 关 3 1#、 2#、 3#低加进汽门 开 4 三 抽对外供汽电动门 关 5 三抽至除氧器供汽门 关 6 三级抽汽至均压箱 蒸汽门 关 7 汽机本体疏水门 开 8 一、二 、三、四、五、六 段抽汽逆止门后疏水门 开 9 一、二、三、四、五 、六、 级抽汽逆止门门底疏水门 开 10 均压箱至除氧器汽平衡门 关 11 汽封压力调整阀 关 12 均压箱疏水门 开 13 轴加至凝汽器疏水门 关 14 均压箱至前后汽封进汽门 关 3) 凝结水系统 序号 阀门名称 阀门状态 1 热 水 井放水门 关 2 1#、 2#、 3#凝泵进水门 开 3 1#、 2#、 3#凝泵出水门 开 4 1#、 2#、 3#凝泵抽空气门 开 5 轴封加热器进水门 开 - 28 - - 28 - 6 轴封加热器出水门 开 7 轴封加热器凝结水旁路门 关 8 凝结水再循环调整门 关 13 凝结水至轴加水封筒注水门 注完水关 14 凝结水至猫爪冷却水进回水门 开 15 1#、 2#、 3#低加进水门 开 16 1#、 2#、 3#低加出水门 开 17 1#、 2#、 3#低加凝结水旁路门 关 18 轴加疏水至凝汽器隔离门 关 19 轴加水封筒放水门 关 20 1#、 2#、 3#低加疏水器进水门 开 21 1#、 2#、 3#低加疏水器汽平衡门 开 22 1#、 2#、 3#低加疏水器出水门 开 /调整 23 1#、 2#、 3#低加疏水器旁路门 关 24 1#、 2#、 3#低加 疏水 隔离门 开 25 1#低加至凝汽器疏水隔离门 关 26 1#、 2#、 3#低加汽侧放水门 关 27 #1、 #2、 #3 低加抽空气门 开 28 2#低加抽空气至 1#低加隔离门 关 39 1高加至低加抽空气门 关 30 化学除盐水至凝汽器补水隔离门 关 31 化学除盐水至机组补水隔离门 开 4) 控制水系统 序号 阀门名称 阀门状态 1 1、 2、 3控制水滤网进水门（三只） 开 2 1、 2、 3控制水滤网出水门（三只） 开 - 29 - - 29 - 3 1 5 级抽 汽逆止门控制水电磁阀旁路门 关 4 1 5 级抽汽逆止门控制水 1电磁阀出水门 开 5 1 5 级抽汽逆止门控制水 2电磁阀出水门 开 6 1 5 级抽汽逆止门控制水 3电磁阀出水门 开 7 一级抽汽逆止门控制水进水门 开 8 二级抽汽逆止门控制水进水门 开 9 三级抽汽逆止门控制水进水门 开 10 四级抽汽逆止门控制水进水门 开 11 五级抽汽逆止门控制水进水门 开 12 1 5电磁阀 关 5) 抽空气系统 序号 阀门名称 阀门状态 1 凝汽器东侧空气门 开 2 凝汽器西侧空气门 开 3 1真空泵抽空气手动门 开 4 2真空泵抽空气手动门 开 5 真空破坏门 关 8 3#、 2#、 1#低加空气门 开 9 3#、 2#、 1#低加空气联络门 关 10 1#低加至凝汽器空气门 开 11 1#、 2#、 3#凝泵至凝汽器空气门 开 6) 油系统 序号 阀门名称 阀门状态 1 高压 油泵进油门 开 2 高压 油泵出油门 开 3 交、直流润滑油泵进油门 开 - 30 - - 30 - 4 交、直 流 润滑油泵出油门 开 5 1#、 2#、 3#冷油器进油门 开 6 1#、 2#、 3#冷油器出油门 开 7 1#、 2#、 3#冷油器水 侧放空气门 关 8 1#、 2#、 3#冷油器油侧放油门 关 9 润滑油滤网放油门 关 10 盘车润滑油门 开 11 主油箱放油门 关 12 事故放油门 关 13 顶轴油泵进油门 开 14 主油箱放水门 关 15 补充 油箱至主油箱补油门 关 7) 循环水系统（机房部分） 序号 阀 门 名 称 阀门状态 1. 冷油器 、 空冷器 滤水器进水门 开 2. 冷油器 、 空冷器 滤水器出水门 开 3. 冷油器 、 空冷器 滤水器旁路门 关 4. 冷油器 、 空冷器 滤水器底部排污门 关 5. 1#冷油器进水门 关 6. 1#冷油器出水门 开 7. 2#冷油器进水门 关 8. 2#冷油器出水门 开 9. 3#冷油器进水门 关 10. 3#冷油器出水门 开 8) 工业水系统； 序号 阀门名称 阀门状态 - 31 - - 31 - 1 给水泵 冷却水 进、出水门 开 2 给水泵润滑油冷油器 冷却水 进、出水门 开 3 交流高压油泵冷却水进、出水总门 开 4 交流润滑油泵冷却水进、出水总门 开 5 直流润滑油泵冷却水进、出水总门 开 2 5 除氧器、循环泵、给水泵、高加系统按辅机运行规程检查正常。 3 冷态启动 1） 暖管及启动真空系统 启动油泵及盘车 a) 汽轮机 启动前两小时或机组暖管前应投入连续盘车：启动交流润滑油泵，排尽油管道及各部件内的空气，直流润滑油泵联锁投入，润滑油压应在 0.078 0.16 MPa之间，各轴承回油应正常，系统无漏油。 b) 开启盘车润滑油进油门，试验盘车电机，正常后启动顶轴油泵，开始向供油管供油，确定大轴顶起 0.04 0.06 毫米后投入盘车装置，并投入盘车联锁；盘车正常后停止顶轴油泵运行。 c) 启动排油烟风机运行。 d) 启动 适当数量 冷却塔 风机 。 e) 启动交流高压油泵运行，正常后停止交流润滑油泵。 f) 按试验规定，作调速保安系统试验。 g) 高低加水侧注水后，观察高低 加水位，确认高低加水侧管系无泄漏。 2） 暖管 a) 开启汽机来汽总门门前门后疏水门，稍开电动主汽门前疏水门，用来汽总门门后疏水门控制汽压 0.5 0.6MPa，暖管 40 分钟。 b) 开启一台凝结水泵。 c) 以 0.1Mpa/min 的速度提升力至额定压力，升压过程中，管壁温升速度不应超过5 /min，并注意管道膨胀情况，如管道温升速度过快，应暂停升压，并适当关小疏水，待过热度达到 70 100后继续升压至额定参数 ,开启汽机来汽总门 ,关闭来汽总门门前门后疏水 . d) 暖管过程中，严防蒸汽漏入汽缸内。 3） 抽真空 a) 启动一台真空泵，凝汽器 真空应逐渐上升。 b) 凝汽器真空不再上升后 ,轴封送汽 (热态开机应先轴封送汽后抽真空 ),调整轴封压力 (0.123Mpa 280 350 1t/h)，启动轴加风机，并调整轴封加热器压力，前后轴封不得向外冒汽（注意：投入盘车装置以前严禁向轴封送汽）。 3） 冲转及暖机 a)冲转前条件： a.额定参数启动时，主汽压力大于 6.88MPa，主汽温度高于 490，必须有 80 100过热度。 b.凝汽器真空保持在 -0.06 MPa 以上。 - 32 - - 32 - c.润滑油压： 0.078 0.147MPa。 d.各轴承油流正常，油温在 40 5范 围内。 e.盘车和其它辅助设备运转正常。 f.投入轴向位移、低油压、超速保护（其它保护并网后投入）。 4) 冲转 a 手动冲动 全开自动主气门，调节气门，用旁路冲动转子。这种进汽方式可以使汽缸受热均匀。升速暖机时间同自动启动； b 自动启动 （ 1）机组达到冲转条件时，汇报值长，就地复位危急遮断装置及磁力断路油门， DEH主控画面中：“挂闸”、“主汽门全开”“汽轮机已挂闸”指示灯亮，高压油动机及中压油动机行程指示为零。进行二次暖管 5 10 分钟，控制温升率在正常范围 ,注意调门严密性。 键 （ 2）在 DEH 主控画面“转速控制”中“目标转速”键入“ 500”、“升速率” 入“ 150” 机组开始冲转，冲转后检查转速大于盘车转速，盘车装置应自动脱开，关闭盘车进油门（否则，立即打闸停机处理），停盘车电机运行。 （ 3） 机组转速升至 500r/min，“暖机”灯亮，机组自动保持 500r/min 运行 2 min；在“自动暖机时间设定”中“冷态暖机 1”键入 20 min，并全面进行检查，仔细倾听汽轮机内部声音，注意各轴承振动，各轴瓦油温、油压 及回油量 应正常。 （ 4）当检查一切正常后（应注意油温不得低于 35），暖机时间到或单击“暖 机”按钮结束，以（ 100 150） r/min 的升速率升速，在“自动暖机时间设定”中“ 冷态暖机”键入 2 min；当升速至 1320 1400 r/min 时，点亮“保持”按钮进行中速暖机 运行 30 min（不同机组根据轴承振动情况选择适当的暖机转速），并进行全面检查。 （ 5）中速暖机时间到或单击“暖机”按钮结束，适当提高真空、汽温、汽压，继续升速；机组转速至 2350r/min、 3 min “暖机”灯亮，在“自动暖机时间设定”中“冷态暖机 3”键入 15min ，进行高速 运行 暖机。 （ 6）高速 运行 暖机时间到或单击“暖机” 按钮结束，在 DEH 主控画面“转速控制”中 “升速率”键入“ 100 150”继续进行升速至 3000r/min， 16 min,在该转速下暖机 运行 10min 分钟。 根据 DEH 功能说明，在启机条件具备的情况下，在 DEH 主控画面“转速控制”中“目标转速”设置时可以分别按低速暖机 500 r/min、中速暖机 1400 r/min、高速暖机 2350 r/min进行设置，相应暖机时间及升速率按下表执行 （括号内为升速率） ： 冷态启动时间及时间分配 冲转后升速至 400 500r/min 2 min 检查并维持 500 r/min 20 min 均匀升速至 1320 1400 r/min 2 min 检查并维持 1400 r/min 30 min 均匀升速至 2350 r/min 3 min 检查并维持 2350 r/min 15 min 均匀升速至 2750 r/min 4 min 缓慢升速至 3000 r/min 16 min 检查并维持 3000 r/min 10 min 合 计 102 转速时间暖机总计1 0 2 m i n冷态启动 - 33 - - 33 - 转子冲动后： 1 根据胀差，汽缸温差，投入应对系统进行全面检查和充分疏水； 2 在升速过程中当主油泵出口油压稍高于交流高压油泵出口油压时；确认主油泵正常工作后逐渐关小交流高压油泵出口阀门，直到即将关闭时，停高压油泵 ,投联锁备用。 注意事项及控制指标 a) 开机注意事项 : b) 注意监视润滑油温，控制油温在 40 5，轴承回油温度不超过 65， 75停机。 c) 支持轴承和推力瓦块温度不超过 100， 110停机。 d) 排汽温度不超过 100，超过 80投减温水。 e) 发电机入口风温到 35时，投入空冷器。 f) 相对膨胀以及上下缸温差超过规定值时，应调整疏水，增加暖机时间和控制真空。 g) 低速暖机时，任一轴承振动超过 0.05mm，立即停机检查，查明原因并消除后方可重新启机。 h) 任何启动方式，暖机和升速中应控制以下指标 : i) 汽缸壁温升率 3 4 /min，内外壁温差 80； j) 调速级处上下缸温差 50； k) 法兰内外壁温差 100； l) 法兰螺栓温差 30； m) 胀差在允许范围内（ -1 +3mm 之间）； n) 自动主汽门温升率 2 3 /min； 并列带负荷 a) 机组定速后，根据需要进行试验工作完毕，检查机组一切正常，向主控室发“注意”“可并列”信号准备并列，注意机组运行情况。 b) 当接到电气发来“注意”、“已并列”信号时， DEH 立即增加给定值， 使发电机 带上 2000KW左右 负荷 然后缓升至 4000KW时暖机 ,直至高压缸下部温度达 290 3000以上时允许以 300KW/min 增加负荷。当高压缸下部温度达 350 以上时允许每分钟1000 KW 的速度升至额定值。当负荷带到 4000KW 时；关闭隔离门前的疏水；关闭各疏水门。 c) 带负荷过程中 ,严密监视 汽轮机运行情况 ,各测点的参数应在正常范围 内。如有异常应减小负荷 ,待恢复正常 ,稳定 30min 后再逐渐加 负荷 。 - 34 - - 34 - d) 联系化水化验水质，合格后向除氧器送水，关启动放水门，并调整热水井水位。 e) DEH 转为阀控方式（当点亮“功控”按 钮， DEH 转为功控），低负荷暖机 30 40 min 时允许以 1200KW/min 增负荷至额定。 25000KW 以后升负荷率可适当加快 f) 当二抽压力高于除氧器压力 0.2MPa 时 ,将高加疏水倒入除氧器 g) 三抽压力达 0.7 Mpa 时，投入三抽至除氧器；当电负荷达 30MW 以上时（注意：三抽压力应高于供汽母管压力 0.05 MPa 以上），投入三抽对外供汽。 h) 按“供热”按扭，“抽汽阀控”灯亮，通过设置目标阀位和阀位变化率或按增、减按钮使中压油动机逐渐关小，抽汽压力逐渐升高，当抽汽压力大于母管压力0.05 MPa 后，即可打开 抽汽电动门，“供热”按扭灯亮，即进入抽汽已供热状态。 i) 在无特殊要求情况下，不允许切换“抽汽压控”。 j) 电负荷和热负荷不允许同时增减。 k) 在供热状态下，再次按“供热”按扭，将退出抽汽供热。 l) 在发电机脱网、汽机打闸时，退出供热，“抽汽阀控”、“供热”灯灭。中压油动机逐渐恢复到供热前状态。 m) 在中压油动机行程小于 5时，供热维持阀控方式。 n) 在投入及加热负荷过程中，各疏水门应开闭及时，以免管道发生水冲击。 o) 在投入及加热负荷过程中，严密监视机组的振动、轴承回油温度、推力轴承瓦块、轴向位移等参数的变化。 p) 汽轮机的过负荷运行 : 汽轮机只有在调整抽汽投入时 ,方可过负荷运行。过负荷运行必须严格按工况图进行 , 必须加强监督 ,并注意下列各点； A. 各轴承震动 ；B. 汽轮机内部响声 ；C.调节汽阀有无异声和动 ； D 轴向位移 ； E.推力 轴承 瓦块及回油温度。 增负荷条件及注意事项 a) 高压缸下部温度低于 220，不准并列带负荷。 b) 升速加负荷中，振动超过控制指标，应降速或降负荷至振动消除为止。稳定运行30 分钟，检查确定原因后在升速或加负荷，若振动仍未消除，再次降速运行 120分钟在升速，若发生异常振动超过 0.1mm 应立即打闸停机，查明原因并消除后，方可 再次启动机组。 c) 在启动及加负荷过程中，各疏水门应开闭及时，以免汽轮机发生水冲击。当主汽温度升至 500以及负荷增至 4000KW 时，关闭主汽管、导汽管及各处疏水，若温度下降至 500以下，应开启主汽管和本体各疏水门。 d) 机组启动时，应记录各暖机转速和各负荷下汽缸测点温度值，以作为再次启动的依据。 负荷变化的规定 a) 允许机组长期运行的最低负荷为 36MW，最高负荷为 60MW。在此区间内，如果负荷变动在 20以内，则允许负荷变动率为每分钟 3；如果负荷变动在 20以外，则允许负荷变动率为每分钟 1 1.5。 b) 低负荷和空 负荷运行要求：机组在 30MW 以下或空负荷运行时，末级叶片工作条件恶化，因此应避免长期连续 运行，如必需在低负荷下或空负荷下运行时，真空必须高于 0.08 MPa 运行，且排汽温度在 80以下，运行时间不超过 1 小时。 c) 电负荷：当机组突然失去全部负荷时，调节系统维持机组空转时间不超过 15 min ，故障消除后，立即并网，恢复负荷。只带厂用电运行时机组寿命损耗较大，如机组不得已带厂用电运行，时间不超过 15 min。 4.额定参数温态启动 - 35 - - 35 - 4.1凡停机 12以内或高压缸调节级后上气缸温度不低于 300，下气缸温度不低于 250时汽轮机组启动均为温态启动。 4.2 温态启动注意事项： a) 通过对 DEH 启动参数进行设定可以自动冲转。 b) 进入汽轮机的汽温高于汽缸壁温度 50以上，汽压应保证蒸汽用 80-100过热度。 c) 高压缸调节级上、下缸温差不超过 50，上缸温达 100应先向轴封送 汽 。 d) 冲转前润滑油温度达正常值； 转子热弯曲指示不超过 0.03mm 或转子轴颈晃动度不小于允许值； e) 在连续盘车情况下应 先 送轴封、后抽真空。 f) 及时疏水保证机组安全启动。 g) 投入高压油泵、顶轴油泵和连续盘车 h) 启动过程中 ,升速升负荷中各项控制指标应符合冷态启动要求，为足热态启动动则要求，升速率和升负荷率应尽量提高。 i) 启动过程中，应严格监视差胀及机组振动情况。 汽轮机热 态启动时间分配 如下 : 冲转后升速至 500r/min 2 min 检查并维持 500 r/min 5 min 均匀升速至 1200r/min 5 min 检查并维持 1200 r/min 3 min 均匀升速至 2350 r/min 3 min 检查并维持 2350 r/min 2 min 均匀 升速至 2750 r/min 4 min 缓慢升速至 3000 r/min 5 min 检查并维持 3000 r/min 5 min 合 计 34 min 5.额定参数热态、极热态启动 5.1 启动前的检查和准备同冷态 5.2 额定参数热态、极热态启动条件 a) 新蒸汽是过热状态而且高于调节级处下气缸温度，主蒸汽温度：热态 450；极热态为 460 b) 高压缸调节级上、下缸温差不超过 50。 c) 冲转前 2h 转子应处于连续盘车状态。 d) 在连续盘车情况下应先送轴封、后抽真空。 e) 轴封压力 (0.123Mpa 280 350 ) f) 监视汽 轮机相对膨胀，当相对膨胀超过 -1mm 应向前汽封送高温蒸汽。 g) 润滑油温 35-45 5.3 检查机 组正常。选择热态 200r/min 升速率，选择极热态 300r/min 升速率迅速提升转速到额定转速，同时注意监视机组过临界转速的振动。 5. 4 升速过程中完成以下工作 a) 确认顶轴油泵已停 b) 主油泵和润滑油泵切换已完成 c) 检查润滑油系统 d) 排汽温度大于等于 85，应投入低压缸喷水 - 36 - - 36 - 5. 5 升负荷率：热态 8MW /MIN 极热态 6MW/MIN，将机组负荷均匀增加到额定值。 6.滑参数冷态启动 机组大小修后或冷机状态机、炉方式允许时，可采用机炉单带方式，进行滑参数启动。 冷态滑参数启动的注意事项：（其他操作参考低参 数冲转中的分段设目标转速方法）。 a) 采用压力法滑参数启动前，电动主气门，旁路门，自动主气门和调节气门应全部关闭； b) 投入抽气器抽真空，真空达到 0 04 MPa 左右通知锅炉点火 c) 当真空增长速度减缓，轴封送气。 d) 锅炉点火后，机炉疏水及蒸汽通过凝疏管经减温减压器排入响应的容 器。 e) 蒸汽压力达到 0 4 MPa，温度高于调节级处汽缸或法兰金属温度 50 85，确信管道无积水，打开电动主气门，自动主气门 逐渐开启调节气门 f) 真空稳定保持在 0 067 MPa。锅炉供给大量的低温低压蒸汽冲动转子。暖管暖机同时进行 g) 关闭 凝疏门，电动主气门前疏水门，盘车自动退出。 h) 主汽门前压力稳定在 0 8 左右，气温高于调节级上缸金属温度 50（约 280） i) 主汽升压速度 0 2 0 3MPa/ min，升温速度 1 0 / min j) 500 r/min 下，检查完毕即可按（ 100 150 r/min）升速，锅炉继续升温升压，直至达到额定转速。 k) 2800r/min 左右应注意主油泵投入工作 l) 主油泵投入工作之后方可停止高压启动油泵。 m) 并网后，带 5MW 负荷，此时锅炉保持气温气压保持稳定暖机约 30 分钟 n) 检查正常，继续升负荷。当机组负荷达到 80%，调速气门可以逐渐关小，主汽可以较快的升温升压至额定值，机组负荷升至额定值 o) 注意事项及控制指标 1） 排汽温度达 85；投入减温水。 2） 上下缸温差 50； 3） 法兰金属温升 3 4 /min，法兰内外壁温差 100；法兰左右壁温差 1015 4） 法兰螺栓温差 30； 5） 胀差在允许范围内（ -1 +3mm 之间）； 6） 自动主汽门内外壁温差 50； 7.滑参数热态启动 a) 为了避免气轮机金属的冷却，只能采取压力法，不能采用真空法。 b) 条件：主蒸汽过热度 50 85，调节级上下缸温差 50，先送轴封、后抽真空。润滑油温正常。 c) 根据启动曲线使用调节汽门冲动转子 d) 500r/min 检查正常可用 10 分钟升速到额定转速 e) 并网后以滑参数冷态启动曲线增满负荷。 8 并 网与带负荷 一 汽轮机并入电网前的条件： 1 汽轮机空负荷运行 20min 一切正常； 2 各种试验全部结束； 3 高压缸 下部温度达 220 以上。 - 37 - - 37 - 4 倂网 后即带 2000KW 左右负荷然后缓升至 4000KW 时暖机，直至高压缸下部温度达 290 300 以上 时允许以 300KW/min 增加 负荷 。 当高压缸下部温度达350 以上时允许以每分钟 1000KW 的速度升至额定值。 5 当 负荷 带至 4000KW 时进行下列工作；（ 1） 关闭隔离门前的疏水。（ 2）关闭各疏水门。 6 带 负荷 过程中，严密监视汽轮机运行情况，各测点的参数应在正常值范围内。如有异常，应减小 负荷 ，待恢复正常，稳定 30min 后再逐渐加 负荷 。 9 汽轮机 的过负荷 运行 汽轮机只有在调整抽汽投入时，方可过 负荷运行 。过 负荷运行 必须严格按工况图进行，必须加强监督，并注意下列各点： （ 1） 各轴承震动； （ 2） 汽轮机内部响声； （ 3） 调节汽阀有无异声 和震动； （ 4） 轴向位移； （ 5） 推力轴承瓦块及回油温度。 第七节 锅炉并汽 一、本厂机炉热力系统设计为母管式，既可单元式运行，又可双机炉并 联母管运行，还可以机炉交叉运行，具有很大的灵活性。 二、并汽操作应在值长的统一指挥和班长的监护下进行。 三、接到锅炉点火通知后，检查母管锅炉来汽门及旁路门应关闭。门前压力表应投入使用。 四、母管锅炉来汽门前疏水门全开，疏水总门开启，其它疏水门关闭。 五、锅炉升压正常，蒸汽质量合格后，汽温应不低于 520，汽压低于运行炉汽压0.049Mpa0.098Mpa 方可并炉。 六、开启母管汽轮机来汽门前疏水门。 七、慢慢开启锅炉来汽门的旁路门，然后根据汽温缓慢开启锅炉来汽门，关闭旁路门。 八、并汽过程中注意事项： 1.汽温不得直线下降 20，或蒸汽管道发生水冲击，发生上述任一现象，应立即停止并汽操作，查明原因。 2.并汽结束后稳定 510 分钟，汽温正常后，方可关闭有关疏水门。 3.并汽前应稍开电动主汽门前疏水门，防止疏水进入汽轮机造成水冲击事故。 4.操作中管道发生振动时，应减慢并汽速度或停止操作。 5.并汽中应注意检查汽温、串轴和推力轴瓦温度的变化，机组声音应正常，振动在规定范围内。 6.并汽过程中发生异常情况当立即停止操作，两机由一炉供汽后，关闭联络门的旁路门和疏水门。 第二节 汽轮机的停机操作 1.停机前的准备 工作 1） 检查高压油泵、交流润滑油泵、直流润滑油泵、顶轴油泵正常，投入备用。 2） 通知有关岗位，机组准备停机。 3） 用活动滑阀活动自动主汽门。 4） 试验盘车电机，转向正确。 - 38 - - 38 - 5） 准备好停机记录及使用工具。 2.额定参数停机 1)接到班长停机命令，进行下列操作。 a) 以 500KW min 的降负荷速率减负荷。密切监视相对差 胀 值不超过 -1mm。 b) 切断本机对外供汽；先减至 30WM 负荷后停留 30min，解列三抽。 c) 再减至 20MW 负荷后停留 30min，同时停止高压加热器（低压加热器一般可以随机停止）。 d) 继续减负荷到 5MW 左右停留一段时间，此时 流量较小，若调节不好控制，由旁路汽门向汽轮机供汽，可关闭电动主闸门 ,开大各段液压阀前后疏水门，关闭凝结水至除氧器门 ,调整凝结水压力。 在减负荷过程中，适当开启凝结水再循环门。关小凝结水至除氧器门，保持凝结器高水位运行。 适当开启汽轮机本体和有关管道疏水门，并注意调速系统应动作正常，汽门不应有卡涩现象 。 e) 及时调整轴封压力、润滑油温、发电机风温等。 f)负荷至零联系电气解列发电机 ,当接到主控制室发来“注意”“已掉闸”信号之后，手打危急遮断器停机。 检查自动主汽门、调速汽门，各段抽汽逆止门已关闭 。 g)及时调整轴封压 力 、 润滑油温 、发电机风温 等。 h)发电机解列后， DEH“已并网”指示灭，“阀控”自动转至“转速”。严密监视汽轮机转速，应能维持在 3000r/min（如转速飞升，应立即手动危急遮断器停机。），根据需要做危急遮断器充油试验，危急保安器超速试验。 i)当发现负荷降不到零时，禁止解列发电机或手拍危急遮断器停机，应及时查明原因，设法降负荷到零，（用缓慢关电动主汽门或自动主汽门的方法降负荷。）启动交流润滑油泵，解除高压油泵联锁开关，停止高压油泵运行，打闸停机。检查确认遮断指示器在“遮断”位置，自动主汽门、调速汽门及各 段抽汽逆止门关闭，汽轮机转速下降。打闸停机前一定要注意汽缸的相对膨胀指示大小。 j)联系热工，解除各热机保护，除润滑油压低保护。 k)停真空泵，调整真空，保持真空与转速同时至零。 l)记录转子惰走时间，并与以前惰走时间相比较。不破坏真空，惰走时间大约17-22min。 m)惰走时间内，倾听汽缸内声音，检查汽轮机金属温度，应无突降现象，防止汽轮机进冷气、冷水 ,润滑油压应正常。 n)当转速降到 1200r/min 左右时，启动顶轴油泵。 q)在机组惰走到 300r/min 时，打开真空破坏门破坏真空。机组转数降到零时 准 确记录惰走时间 。 挂上盘车离合器，开启润滑油门，投入连续盘车，投入盘车联动开关。 r)关闭电动主汽门，开启防腐汽门，开启导汽管、调速汽门及本体疏水门。 停轴封供汽后 30 分钟，停凝结水泵，排汽缸温度降至 50， 停止循环水泵运行。 s)停用 轴流风机 。 t)前汽缸上半内壁温度到 200左右时，可以采用间歇盘车，每半小时转动 180 度。温度降到 150以下时停盘车和停顶轴油泵。在停盘车后过 8h 再停润滑油泵。在停机后，确信主油箱内无油烟时，方可停排油烟机。完成其他停机操作。 停机后应隔绝有可能返回汽缸内的汽水。 U)凡需 解列切换的公用系统工作必须在停机前完成。 v)在降负荷，打闸停机期间应注意监视以下几点： 1） 应密切监视机组振动，发生异常振动时应停止降温降压，立即打闸停机； - 39 - - 39 - 2） 在盘车时如果有摩擦声或其他不正常振动时，应停止连续盘车而改为定期盘车。若有热弯曲应有定期盘车的方式消除热弯曲后再连续盘车 4 小时以上。 3） 停机后应严密监视并采取措施，防止冷汽 、 冷凝水倒灌入汽缸引起大轴弯曲和汽缸变形。 4） 自动主气阀和调节汽阀的阀杆漏汽及轴封漏汽，在降负荷中停止排向其它热应力系统，应随着负荷的降低而切换为排大气运行。 3.滑参数停机 1） 停机前的准备 工作同额定参数停机。 2） 本机为母管制的机组，为缩短检修时间，将机组切换为单元制后才能采用滑参数停机。 3） 滑参数停机过程中要做到以下各条： a要求金属温度下降速度不要超过 1 5 /min； b滑停时新蒸汽的平均降压速度为 0.02 0.03MPa/ min，平均降温速度为 1.21.5 /min。在较高负荷时，温度、压力的下降速度较快；在较低负荷时，温度、压力的下降速将减慢。 c滑停中新蒸汽温度的控制应始终保持有 50的过热度，以保证蒸汽不致带水。 d滑停过程中，调节汽门逐渐全开，依靠主蒸汽参数的逐 渐降低而渐渐减负荷，直至停机。 4） 若机组在额定工况下运行，滑停前先将负荷降低到 40 4 5MW，把新蒸汽的压力和温度控制在允许的较低程度，逐渐全开调节汽门稳定运行一段时间。当金属温度降低，并且各部分金属温差较小后，开始滑停。 5） 滑参数停机是分阶段进行的，在主蒸汽温度下降 30左右时应稳定 5 10min后再降温，目的是控制汽轮机的热膨胀和胀差。 6） 当调节级后蒸汽温度降到低于汽缸调节级处法兰内壁金属温度 30 50时应暂停降温，稳定运行一段时间以控制胀差。 7） 主蒸汽先降温，当金属温差较小，蒸汽温度的过热度接近 50时， 开始降低压力，负荷也随着下降。降到下档负荷停留一段时间，使汽轮机金属温差减小后，再降温，再降压，这样一直降到较低负荷。 8） 减负荷过程中注意机组胀差的变化，当负胀差达到 -1mm 时，应停止减负荷。若负胀差继续增大，采取措施无效而影响机组安全时，应快速减负荷到零。 9） 当降到较低负荷后有两种停机方法： a、 汽轮机打闸停机，同时锅炉熄火，发电机解列。汽缸金属温度一般都在 250以上，停机后还必须投入盘车装置。 b、 锅炉维持最低负荷燃烧后即熄火，汽轮机调速汽门全开，利用锅炉余热将负荷带到零时发电机解列。汽轮机利用余汽 继续空转，快到临界转速时快速通过临界转速。在低转速下即可打开防腐汽门，让空气进入汽轮机，使汽缸金属温度进一步冷却，直到转子静止。这种停机方法可使汽缸温度降到 150以下。 10） 汽轮机空转后，交流润滑油泵应自动启动， 则应手动启动。同时应在不破坏真空的情况下记录转子的惰走时间（大约 17 22min）。 11） 转数降到 1200r/min 时 启动顶轴油泵。 12） 真空到零，停轴封供汽。 13） 在停机后，确信主油箱内无油烟时，方可停排烟风机。 14） 高压加热器和低压加热器在滑参数停机时最好随机滑停。 15） 排汽温度 85时低压缸喷水系统应自动投入 ， 否 则手动开启。 16） 在降负荷，打闸停机期间应注意以下几点： - 40 - - 40 - a、减负荷过程中应注意轴封及除氧 器 汽源的切换； b、在减负荷过程中注意对疏水系统的控制：在 15MW 时打开低压段疏水； 5MW 额定负荷时打开高压段的疏水； c、减负荷过程中，应密切监视机组振动，发生异常振动时应停止降温将压，立即打闸停机； d、 在盘车时如有摩擦声或其他不正常情况时，应停止连续盘车而改为定时盘车。若有热弯曲时应用定期盘车的方式消除热弯曲后，再连续盘车 4 小时以上。 e、 停机后应严密监视并采取措施，防止冷气，冷凝水倒灌入汽缸引起大轴弯曲 和汽缸变形。 f、调节汽阀、自动主汽阀的阀杆漏汽，在机组降负荷中停止排向其他热力系统，应随着负荷的降低而切换为排大气运行。 4 紧急停机 1) 紧急停机处理原则 a、 事故的处理，应以保证人身安全，不损坏或尽量少损坏设备为原则； b、 机组发生事故时应立即停止故障设备的运行，并采取相应的措施防止事故蔓延。必要时应保持非故障设备运行。 c、 事故消除后，运行值班人员应降观察到的现象，当时的运行参数，处理经过和发生时间进行完整、准确的记录，以便分析事故原因时供有关人员查询。 2) 在下列情况下，机组打闸后应 立即破坏真空紧急停机 a、 机组发生强烈振动，瓦振振幅达 0 10 以上； b、 汽轮机或发电机内有清晰的金属摩擦声和撞击声； c、汽轮机发生水冲击或主蒸汽温度 10min 内急剧下降 50以上； d、 任一轴承回油温度升至 75或任一轴承断油冒烟时； e、 任一支持轴承巴氏合金温度升至 115或推力轴承巴氏合金温度升至 115 f、 轴承或挡油环严重摩擦，冒火花； g、 润滑油压降至 0.294MPa 以下，启动辅助油泵无效； h、主油箱油位降低至油位停机值以下，补油无效； i、油系统着火而又来不及扑 灭时； j、轴向位移超过跳闸值（ +1.4mm），轴向位移保护装置而未动作； k、汽轮机转数超过 3360r/min，危机遮断器不动作； l、主蒸汽管 ， 中、 低压抽汽管或其他管道破裂。 3) 在下列情况下，机组打闸后可不破坏真空停机 a、 主蒸汽温度高于 551或汽压高于 10 15MPa，而又不能立即降低时； b、 调节汽门全关，发电机转为电动机运行方式带动汽轮机运行时间已超过 1min； c、主汽门阀杆卡住，无法活动； d、 后汽缸已向空排汽； e、 机组甩负荷后空转时间超过 15 min； f、 汽缸胀差增大 ，调整无效超过极限值； g、 DEH 系统和调节保安系统故障无法维持正常运行。 4) 紧急停机注意事项： a、主汽阀及调节汽阀应立即关闭； b、各抽汽逆止阀应立即关闭； c、 交流或直流润滑油泵应立即投入； d、 全开汽轮机各疏水阀； - 41 - - 41 - e、 转数降至 1200 r/min 时，应启动顶轴油泵。 5 盘车与防腐 停机后盘车运行规定如下： a) 转子完全静止后先投入顶轴油泵，再立即投入盘车连续运行 , 上汽缸温度降到200可改用间歇盘车，上汽缸温度降至 150以下停盘车 b) 在规定的盘车期间，如因某种原因不能盘车，应进 行手动盘车，或进行 180间断盘车，具备盘车条件后，再按规定连续盘车。 c) 中断盘车时间超过 30 分钟，应间隔 30 分钟盘车 180。 d) 盘车期间，非特殊情况不得解除油泵联锁和盘车联锁，若需要解除应严密监视润滑油压、油温及盘车状态。 6) 停机后的防腐 a) 隔断汽机与外界联系，确保无水、汽漏入汽缸内。 b) 停机三天以上应放尽各加热器、凝汽器和空冷岛等部位存水。 第三章 汽轮机组的正常维护和定期工作及试验 第一节汽轮机组的正常维护 1、 汽轮机正常运行应经常监视： 1、对运行中的各系统、各设备应按时进行巡检。 随时监视机组的主要 参数如：负荷、汽温、汽压、真空、轴向位移、推力瓦温度等。 2、对运行中的各仪器、表计应经常检查、定期复验、标定和维护保养，以保证完好、准确。机组不允许在表计不全，指示不准，仪表失灵或无监视下长期运行。运行中应按时记录各运行数据。 3、按期进行油质检查，定期清洗滤油器，确保油质和油清洁度合格，否则应更换新油。并应保证油温、油压正常、稳定。 4、按期检查蒸汽品质和水质。 5、经常检查调节、保安系统的工作是否正常、油路是否畅通，发现卡涩应及时处理。 6、定期检查主汽阀、调节阀、抽汽止回阀及其操纵装置的动作是否灵活 可靠，并定期检查主汽阀、调节阀冷、热态下的严密性。 7、注意各轴承的回油应畅通，各回油观察窗上应无水珠，排烟风机运行应正常。 8、定期检查各轴瓦振动，必要时应进行频谱分析。经常检查各轴承固定螺栓的松紧度，发现松动应立即把紧。 9、蒸汽参数应稳定且符合要求，如发现汽温或负荷大幅度下降或摆动时应严防水冲击、汽缸变形或动静部分磨察引起的异常振动，必要时应破坏真空紧急停机。 10、当各段抽汽管道上防进水热电偶温差较大时，应考虑是否由汽缸进水或冷气倒灌引起，并应立即采取措施处理，情况严重时应停机消除故障后再启动。 11、盘车装置投入前，不得将汽封系统投入使用。 12、在排汽温度高时，对胀差、振动、轴承温度变化等要严加注意，并及时投入低压缸喷水装置或提高真空度或增加负荷等方法来降低排汽温度。 13、必须保证汽轮机本体疏水门及主蒸汽管和抽汽管的疏水门在启动、停机时的畅通。 14、在紧急状态下自动跳闸或手动停机需要主汽阀关闭后立即破坏真空。 15、喷油试验后应间隔二小时以上再作超速试验，以便准确反映危急遮断器动作转速的真实值。 - 42 - - 42 - 16、在各运行工况均应保证油箱及轴承箱内为微负压，以免轴承箱往外冒油烟。 17、 DCS 系统工作正常 。 18、 调速汽门油动机及动作应平稳，增减负荷时调速汽门无卡涩、动作灵活。 19、 油动机的开度与油压相对应 ,就地与 DCS 画面上参数相同。 20、 汽轮机各处滑销及机座螺丝保持整洁使其膨胀自由。 2、 运行中应作好下列工作： 1) 每小时对机器进行全面巡视检查一次，用听针细听汽轮机、发电机内部声音，调速器、主油泵、各轴承内部声音，检查油温、油压，振动情况以及汽、水、油系统有无漏油处，如发现缺陷应设法消除，不能解决时应汇报班长，做好记录，每整点时应认真准确抄表一次。 2)在下列情况下应细听检查。 启动和停机以及运行 工况急剧变化时。 交接班前对设备全面细致检查一遍，为下一班作好准备，接班后立即检查设备做到心中有数。 蒸汽参数不正常时应仔细进行检查。 3) 对发电机进行下列监视工作。 如发现空冷器端盖或空冷器下部管有水流出时，应立即通知电气，并检查发电机风温。 注意发电机局部发热情况，励磁装置运行情况。 4) 汽轮机的主要运行参数： 主蒸汽参数： 主蒸汽压力： 8.826Mpa（ 0.49 Mpa） 主蒸汽温度： 535 +5 -10 运行中主要控制数 序号 项目 单位 正常值 极限值 电网周波 z 50 0.5 调速油压 Mpa 1.96 润滑油压 Mpa 0.08 0.12 主油泵入口油压 Mpa 0.1 0.15 排汽温度 满负荷 65，空负荷 100 轴向位移 mm 0.8 0.8 1.2 相对膨胀 mm 1 3 -1， 3 抽汽压力 Mpa 0.981 排汽压力 Mpa 0.034 10 冷油器油温 5 11 轴承 最高 回油温度 5 轴承最高瓦温 100 12 推力轴承瓦块温度 95 100 13 油箱油位 mm 100； 100 14 凝结器温升 15 高加出口水温 209 224 16 轴承双倍振幅 mm 0.05 17 滤油器压力降为 Mpa 0.0196 Mpa 0.0392 Mpa 18 均压箱压力 Mpa 2.94 - 43 - - 43 - 各抽汽室真空 -2.94 Mpa 1.96 Mpa 第二节 定期工作 1 序号 定期切换内容 切换周期 要求及注意事项 备注 1. 机电联络信 号试验 每周二晚班 检查灯亮、声响 2. 油箱油位计活动试验 每班 应无卡涩现象 3. 自动主汽门活动试验 每日白班 应无卡涩现象，联系值长、电气、锅炉人员负荷变化 1MW 左右 4. 调速器连杆活动试验 5. 油系统取油样 每周一白班 通知并配合化学人员 6. 调速器连杆 清擦及冲洗 每周三、六白班 用干净油冲洗 7. 冷却水系统冷油器、 空冷器滤网冲洗 每周一白班 清洗时应注意 油温、风温 8. 凝结器胶球清洗 每日白班 清洗时间 4 小时 9. 电动给水泵 每月 1、 16 日 定期切换运行 10. 凝结泵 每 月 2、 17 日 定期切换运行 11. 射水泵 每月 3、 18 日 定期切换运行 12. 循环泵 每月 4、 19 日 定期切换运行 13. 高压油泵、交直流油泵 每周二 定期试运行，高压油泵出口门微开运行，时间2min，结束全开出口门 14. 真空严密性试验 每月 5 日 真空下降速度不大于0 4KPa/min