300MW运行规程.doc

北京四方同创保护与控制设备有限公司 300MW火电机组仿真系统运行规程目 录第一章 主 机 规 范3第一节 锅炉规范3第二节 汽轮机规范5第三节 发变组规范6第二章 总 的 操 作 原 则8第一节 机组启动原则8第二节 电气操作原则10第三节 设备检查的一般规定11第三章 方 式 确 定12第一节 操作方式12第二节 启停方式13第三节 冲转方式14第四节 运行方式14第四章 机 组 启 动16第一节 机组冷态启动16第二节 机组温态启动29第三节 机组热态启动35第四节极热态启动39第五章 机 组 运 行 调 整 及 维 护42第一节 机组运行调整任务及控制参数42第二节 机组负荷调整45第三节 锅炉燃烧调整45第四节 汽温的调整46第五节 汽包水位调整47第六节 汽轮机正常运行中的监视47第七节 电气运行监视及调整48第八节 机组其它系统的运行调整52第六章 机 组 停 运54第一节 机组复合变压停机54第二节 滑参数停机57第三节 变压停机58第七章 机组停运后设备的保养587.1. 保养规定587.2. 锅炉停运后的保养587.3. 高加停运后的保养597.4. 除氧器保养597.5. 发电机停运后的保养597.6. 机组冬季停运后防冻保养措施59第八章 事 故 处 理59第一节 事故处理通则59第二节 事故处理的一般方法和步骤60第三节 紧急停机停炉条件60第四节 申请停炉停机条件61第五节 机组跳闸处理61第六节 机组主要辅机跳闸处理62第七节 机组典型故障处理63第九章 机 组 试 验72第一节 总则72第二节机组启动前的试验72第三节机组启动后的试验75第四节 设备定期试验与轮换81第十章 机组及主要辅机保护83第一节 锅炉主要保护83第二节 汽机主要保护84第三节 发 变 组 保 护84第四节 主要辅机保护88第一章 主 机 规 范第一节 锅炉规范1.1.1 锅炉规范序号名 称单 位内 容1型号HG1025/18.2YM2制造厂家哈尔滨锅炉厂3最大连续蒸发量T/h10254额定蒸发量T/h9115最高蒸汽压力MPa18.26额定主蒸汽压力MPa17.37额定主蒸汽温度5408再热器进/出口蒸汽330/5409再热器进/出口蒸汽压力MPa3.895/3.71810通风方式平衡通风11燃料烟煤12主汽调温方式两级喷水减温13再热调温方式烟气挡板及事故喷水14保证额定汽温负荷范围50%100%MCR1.1.2 锅炉主要性能计算数据表序号名 称单位工 况MCR额定定压60%校核煤种1校核煤种2滑压60%1主蒸汽流量T/h1025911611102510256152给水温度2812742492812812513主蒸汽出口温度5405405405405405404主蒸汽出口压力MPa17.4517.2716.8817.4517.4513.925过热蒸汽压降MPa1.3731.110.531.3731.3730.826再热蒸汽流量T/h8357485138358355187再热蒸汽进口温度3303202913303303118再热蒸汽出口温度5405405405405405409再热蒸汽进口压力MPa3.8953.4832.3723.8953.8952.39410再热蒸汽出口压力MPa3.7183.3252.2643.7183.7182.28511再热蒸汽压降MPa0.1760.160.1080.1760.1760.10912省煤器水阻MPa0.0880.0780.0330.0880.0880.0313空预器入口烟温38437835238938935614排烟温度 (未修正)14313812613415112815排烟温度 (修正后)13513011712814311816空预器出口温度(一次风/二次风)340/350336/334319/324336/347347/356323/328序号名 称单位工 况MCR额定定压60%校核煤种1校核煤种2滑压60%17空预器进口风温(一次风/二次风)23/2323/2323/2323/2323/2323/2318省煤器出口过剩空气系数%25253225253119燃煤量T/h133.711386.713712887.120锅炉热效率%91.791.9491.9292.192.3791.8721过热器一级喷水量T/h11.312.72011.311.333.122过热器二级喷水量T/h5.78.11286.718.123干烟气损失%5.14.874.544.715.334.5824燃料中水分损失%1.151.151.141.150.981.1525氢燃烧损失%3.413.413.403.213.853.426空气中水分损失%0.110.110.10.10.120.127未燃烬碳损失%1.51.51.81.50.51.828辐射损失%0.190.20.280.190.190.2829炉膛出口烟温105310339561060105995630煤粉细度%15（设计煤种）1.1.3 锅炉燃煤特性名 称符号单位设计煤种校核煤种1校核煤种2碳Car%55.6454.3157.81氢Har%3.222.933.70氧Oar%5.974.727.48氮Nar%0.980.940.83硫Sar%0.720.690.83灰份Aar%23.8526.2620.06水份Mar%9.6310.158.39挥发份(可燃基)Vdar%21.5514.3632.36低位发热量Qnet.uiKJ/kg213472072022000可磨性系数BTN1.181.081.20灰变形温度DT124012901280灰软化温度ST129413401340灰熔融温度FT1362137513701.14燃料油特性名 称符号单位油种10号轻柴油恩氏粘度（200C）0E1.21.67灰份%0.025闭口闪点0C65凝点0C10低位发热量Qnet.arKJ/kg3977641870水份Mt%1机械杂质无第二节 汽轮机规范1.2.1 汽机技术规范序号名 称单位内 容1汽轮机型式亚临界、中间再热、双缸双排汽、单轴冷凝式2汽轮机型号N300-16.7/537/5373额定功率MW3004主汽压力MPa16.675主汽温度5376再热汽温5377额定蒸汽流量T/h908.28额定再热蒸汽流量T/h745.99额定背压MPa0.0053910冷却水温2011给水温度27312给水回热加热级数813最大保证工况热耗KJ/kwh7931.914最大保证工况低压缸排汽湿度%8.915主蒸汽压力最大工作压力MPa17.516主蒸汽最大进汽量T/h102517最大计算功率MW33318最高冷却水温3319工作转速r/min300020旋转方向顺时针（从机头看）21调节控制系统型式DEHA22最大允许系统周波摆动Hz48.550.523各轴承处最大垂直振动mm0.02524通流级数36（高1+12、中9、低27）25高中压转子临界转速r/min一阶1721、二阶429226低压转子临界转速r/min一阶1608、二阶381927末级动叶片长度mm900盘车转速r/min31.2.2 各抽汽点参数（额定工况）抽汽级数流量(t/h)压力(MPa)温度允许最大流量(t/h)用 途162.615.839382.576.26至1#高加273.883.647319.385.92至2#高加330.51.692435.635.49至3#高加432.420.865734237.58至除氧器33.120.865734238.11至小汽轮机537.410.3593238.742.64至5#低加623.110.1337140.526.35至6#低加725.160.0646587.928.73至7#低加829.130.0254965.435.29至8#低加第三节 发变组规范1.3.1. 发电机技术规范名 称型 号QFSN3002视在功率（MVA）353额定功率（MW）300功率因数（COS）0.85定子电压（KV）20定子电流（A）10190励磁电压（V）365（计算值）励磁电流（A）2642（计算值）空载励磁电压（V）116（计算值）空载励磁电流（A）1093（计算值）额定效率（%）99.02(计算值)频率（HZ）50额定转速（r/min）3000相数3定子绕组接线方式YY定子绕组引出线端子数6定子、转子绕组绝缘等级F短路比0.6（计算值）定子绕组直流电阻（75）0.00228（计算值）转子绕组电感（H）0.8（计算值）转子绕组直流电阻（75）0.1253定子绕组每相对地电容（F）0.2332（计算值）纵轴同步电抗（Xd）1.836纵轴瞬变电抗(非饱和值/饱和值)(Xd)0.1965/0.1729纵轴超瞬变电抗(非饱和值/饱和值)(Xd)0.166/0.152负序电抗(非饱和值/饱和值)(X2)0.167/0.153零序电抗(非饱和值/饱和值)(X0)0.077/0.073负序承载能力(最大值稳态值) I210%负序承载能力(最大值稳态值) I22t10S临界转速(r/min)一阶1290临界转速(r/min)二阶3453噪音水平（dB）90进相运行（COS=0.95超前）能力连续生产厂家哈尔滨电机厂1.3.2. 励磁系统主要技术参数1.3.2.1. 励磁系统主要技术规范名 称单位内 容型 式自并励静止可控硅整流励磁系统额定输出电流DCA额定输出电压DCV负载顶值电压倍数P.U2电压响应时间S不大于0.1强行励磁时间S不小于20电压调节精度%不大于1无功电流补偿范围自动电压调整范围%70110手动电压调整范围%201101.3.2.2励磁变压器名 称单位内 容容 量KVA3250满载二次电流A2400电 压 比20/0.743联 接 方 式DY11/DYn11冷 却 方 式自冷式1.3.3. 高压变压器技术规范#1、#2主变压器#01启动备用变压器#1、#2高压厂用变压器型号SFP10-37000/220SFFZ-40000/220SFF-40000/20相数、频率HZ3相50HZ3相50HZ3相50HZ额定容量MVA37040/25-2540/25-25额定电压KV24223020空载电流%空载损耗KW负载损耗KW短路阻抗14.311.6(21.1 21.0)(15.8 16.1)接线组别YN,d11Yn,d11-d11D，do-do冷却方式ODAFONANONAFONAN/ONAF67100生产厂家保定变压器保定变压器厂保定变压器厂1.3.3.1 主变压器分接头技术规范高 压 侧分接百分数电压电流分 头位 置分接联络VABC+2.5%248050861A2-A3B2-B3C2-C3 额定242000883A3-A4B3-B4C3-C4-2.5%235950905A4-A5B4-B5C4-C5-5%229900929A5-A6B5-B6C5-C6-7%223850954A6-A7B6-B7C6-C7低 压电压V电流A20000106111.3.3.2 高压厂用变压器分接头表高 压 侧分接百分数电压电流分 头位 置分接联络VABC+5%2100011001A2-A3B2-B3C2-C3+2.5%2050011272A3-A4B3-B4C3-C4 额定2000011553A4-A5B4-B5C4-C5-2.5%1950011844A5-A6B5-B6C5-C6-5%1900012155A6-A7B6-B7C6-C7低 压 侧低压侧低压侧容量KVA电压V电流A容量KVA电压V电流A25000630022911500063001575150006300137525000630013751.3.3.3 启动备用变压器分接头高 压 侧分头位置电压V电流A分头位置电压V电流A125300091.310227125101.7225012592.311224250103.0324725093.412221375104.3424375094.513218500105.7524150095.614215625107.1623862596.815212750108.6723575098.016209875110.0823287599.217207000111.69A.9B.9C230000100.4低压侧低压侧容量KVA电压V电流A容量KVA电压V电流A 高 压 侧250006300229125000630013751500630013752500063002291第二章 总 的 操 作 原 则第一节 机组启动原则2.1.1. 需经生产副总、总工、副总工、发电部领导、专责工程师参加方可进行的操作2.1.1.1.机组大、小修后的启动。2.1.1.2.机组超速试验。2.1.1.3.机组甩负荷试验。2.1.1.4.汽机主、调门严密性试验。2.1.1.5.异常运行方式下的重大操作。2.1.1.6.小机调节系统检修后第一次启动。2.1.1.7.计划停机。2.1.1.8.设备经重大改进后的启动或有关新技术运用的第一次试运。2.1.1.9.机组安全门校验。2.1.1.10. 锅炉燃烧调整试验。2.1.1.11. 发电机短路、空载及励磁系统特性试验。2.1.2. 机组在下列情况下禁止启动2.1.2.1.机组任一项跳闸保护动作不正常。2.1.2.2.锅炉大联锁保护、机炉电大联锁保护动作不正常。2.1.2.3.主要仪表缺少或不正常，且无其它监视手段。2.1.2.4.INFI-90、 DEHA及就地控制系统工作不正常，影响机组启、停及正常运行时。2.1.2.5.汽机监控仪表TSI未投。2.1.2.6.汽机防进水保护系统不正常。2.1.2.7.汽机高、中压主汽门，高、中压调门，高压缸排汽逆止门，各段抽汽逆止门任一动作不正常。2.1.2.8.汽机偏心度超过规定值（大于0.076mm或与原始值偏差超过0.02mm）。2.1.2.9.汽机润滑油、EH油油质不合格。2.1.2.10. EH油泵、交直流润滑油泵工作不正常。2.1.2.11. 顶轴油泵、盘车装置工作不正常。2.1.2.12. 汽机上、下缸温差大于42。2.1.2.13. 汽轮发电机组动静部分有明显的金属摩擦声。2.1.2.14. 汽机胀差小于-0.75mm或大于15.7mm，轴向位移小于-0.9mm，大于0.9mm。2.1.2.15. 发电机自动电压调节器AVR工作不正常。2.1.2.16. 发变组各部件绝缘不合格。2.1.2.17. 发变组出口断路器、励磁开关FCB跳合闸试验不合格。2.1.3. 机组状态的规定2.1.3.1.机组启动状态规定l 冷态l 温态l 热态l 极热态2.1.3.2.机组停运状态规定l 复合变压停机l 滑参数停机l 变压停机2.1.4. 机组启停原则2.1.4.1.机组及其辅助设备的启、停操作必须按相应的检查卡、操作票执行。2.1.4.2.操作人接到操作命令后应复诵一遍，确认无误，再根据设备情况填写操作票，经机长、值长审核后方可进行操作。2.1.4.3.新安装或大修后的机组首次启动，在投入连续盘车前，必须先手动盘车35转。2.1.4.4.机组冷态启动时，进入汽轮机的主、再热蒸汽至少要有56的过热度，但最高温度不能超过426，主汽门前主汽压力和温度应满足 “主汽门前冷态启动蒸汽参数”曲线（见附录）的要求，并根据 “冷态启动暖机曲线”（见附录）决定中速暖机时间，任何情况下不得减少中速暖机时间。2.1.4.5.汽轮机在热态启动时，进入汽轮机的主蒸汽至少要有56的过热度，满足热态启动“主汽门前启动蒸汽参数”曲线（见附录）要求，根据“热态启动曲线”（见附录）决定升速率和初负荷暖机时间。2.1.4.6.机组启停过程金属温度变化率不大于1.5/min，汽包壁温差应小于40。2.1.4.7.机组停运过程中应保证主、再热蒸汽至少要有56的过热度。2.1.4.8.机组启停过程中，自动保护装置均应按规定投入。2.1.4.9.机组停运后，锅炉有压、汽机盘车、发电机充氢等情况下均须有人监盘。2.1.5. 回热加热器投退原则2.1.5.1.回热加热器应先投水侧，后投汽侧；先退汽侧，后退水侧。2.1.5.2.回热加热器投入时，按抽汽压力高低顺序由低至高依次投入；回热加热器退出时，按抽汽压力高低顺序由高至低依次退出。2.1.5.3.回热加热器的投退一般应随机投退。第二节 电气操作原则2.2.1. 电气操作的一般规定2.2.1.1.倒闸操作必须遵守电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）中关于倒闸操作的有关规定。2.2.1.2.倒闸操作必须得到值长或机长命令后才能进行，操作人接令后，应复诵一遍，确证无误再根据设备情况填写操作票，操作票先由操作人签名，后经监护人、机长分别审核签名，得值长审核批准后，方可进行操作。2.2.1.3.正常情况下的倒闸操作，应避免在交接班时进行，但开停机和事故处理除外。2.2.1.4.倒闸操作时，不允许将设备的电气和机械防误闭锁装置退出，如需退出，必须经生产副总、总工或副总工同意。2.2.1.5.对于220KV刀闸，在倒闸操作中电动操作不动时，不允许强行手动拉合闸。2.2.1.6.220KV系统及6KV厂用电源的倒闸操作，必须先进行模拟操作（如无模拟屏，在DCS上打印待操作的画面，按操作票的程序一项一项地进行核对。），核对系统接线方式及操作票无误后进行，在操作时严格执行唱票复诵制。2.2.1.7.检修完工的设备送电前，必须终结有关工作票，拆除安措，恢复固定遮栏及常设标示牌，对设备及连接回路进行全面检查，摇测设备绝缘合格。2.2.1.8.厂用变压器不允许长期并列运行，在进行厂用电系统倒闸操作时，允许将厂用变压器短时并列运行。2.2.1.9.厂用电系统并列时，应防止非同期并列，并注意调整母线电压。对凡是两路电源可以合环的MCC盘，合环操作前必须检查两路电源电压符合并列条件方可进行操作，如果该MCC盘的电缆经过检修，恢复送电前还必须核相。2.2.1.10. 厂用380V电缆如在检修中拆除过，第一次送电时，必须核相或试电机转向。2.2.1.11. 操作中如发现有疑问，应立即停止操作，并将问题汇报发令人，待把情况弄清楚后，方可再继续操作。2.2.2. 电气倒闸操作原则2.2.2.1.电气设备投入运行或备用前，须首先将保护投入。2.2.2.2. 220KV由单母线恢复双母线运行时，在合上母联开关后，必须拉开母联开关的操作电源，方可进行倒闸操作。2.2.2.3.带负荷或带地线误合刀闸后，无论情况如何，不许立即拉开刀闸，必须先断开开关后，方可再拉刀闸。2.2.2.4.拉刀闸时，如在刀闸未离开时，已发生带负荷拉，应立即合上，如果误拉的刀闸已经拉开，不得重合。2.2.2.5.拉、合刀闸后，应检查刀口开度或刀口接触情况及刀闸位置指示器及重动继电器接点的切换情况。2.2.2.6.向检修或长期备用的220KV母线充电，充电保护必须投入。2.2.3. 设备送电原则2.2.3.1.电气设备送电前必须将有关保护投入。2.2.3.2.拉、合刀闸，推、拉小车开关，抽屉开关，必须检查开关在断开位置，并拉开操作、动力（或储能）电源，禁止带负荷拉、合刀闸。2.2.3.3.负荷（线路）停电时，应先按照开关，负荷（线路）侧刀闸、母线侧刀闸的顺序操作，送电时则相反。2.2.3.4.电力变压器停电，应先断开低压侧开关，后断开高压侧开关，送电时，应先合高压侧开关，后合低压侧开关，不准用刀闸对电力变压器进行充电。第三节 设备检查的一般规定2.3.1.设备启动前的检查2.3.1.1.检修工作票已终结，设备周围已清理干净，设备完整，各门孔关闭严密，地脚螺栓牢固，与系统连接完好，表计齐全，楼梯、栏杆完整、沟盖板齐全，转动部分保护罩完好，设备外观完好。2.3.1.2.各电动、气动门、风门、档板等执行机构完好，确认操作灵活，指示灯正常，检查其就地指示和控制室指示与实际相符。2.3.1.3.控制回路、电气联锁、热工保护及自动装置等热控设备应完好，正常投用。2.3.1.4.重要参数（如电流、温度、压力，振动等）测量指示正常。2.3.1.5.设备润滑部件的油、脂加好，油位正常，油质合格，油系统工作正常。2.3.1.6.设备的轴承冷却水，冷油器冷却水畅通，水温正常。2.3.1.7.设备的电机的送电应在所有检查工作完成后进行，并要求测量绝缘合格。2.3.1.8.设备动静部分无磨擦，轴封完好。2.3.1.9.现场照明充足，事故照明试验正常，消防器材齐全。2.3.1.10. 设备启动过程中，应现场有人监视，且只能站在待启动的设备事故按钮处。2.3.1.11. 不同的设备应根据其具体情况按有关检查卡进行相应的检查。2.3.2. 设备运行中重点检查项目2.3.2.1.设备及其电动机运转平稳，无异常，电动机无过热现象。2.3.2.2.设备振动在合格范围之内。转速（rpm）750100015001500振动值（mm）0.120.100.080.052.3.2.3.设备各轴承润滑良好，油质合格，油位正常。2.3.2.4.设备各轴承冷却水畅通，各部温度正常，滚动轴承温度一般不超过80，滑动轴承温度一般不超过70。2.3.2.5.设备各轴封处密封良好，无碰擦和泄漏。2.3.2.6.设备各紧固，连接件无松动、脱落现象。2.3.2.7.各电、气动门、风门档板等操作灵活、动作正常。2.3.2.8.现场各测量、显示等热工、电气仪表工作正常。2.3.2.9. 对于重要的厂用辅机，除发生危害人身和设备的故障须立即停止外，一般应先启动备用辅机后，再停止故障辅机运行。第三章 方 式 确 定第一节 操作方式3.1.1. 设备运行操作方式3.1.1.1.就地操作方式3.1.1.2.远方操作方式l 远方手动操作方式l 自动方式l 全自动方式3.1.1.3.就地操作方式l 设备的开/启、关/停、调节等操作在就地操作盘/开关盘上，或者直接在就地设备上，借助于工具或直接改变就地设备的运行状况、出口参数或者得到欲求的测试结果，这种操作方式即为就地操作方式。在设备调试、检测、试验、隔离、安措拆除或紧急情况下的特别操作，均可采用就地操作方式。3.1.1.4.远方操作l 设备的开/启、关/停、调节及部分试验等所有操作都是在主控制室或其他远离运行设备的控制盘上进行的，这种操作方式即为远方操作方式。在正常情况下操作员应选择远方操作方式。3.1.1.5.远方手动操作方式l 设备的各项操作是利用远方硬操、远方程序按钮（直接触发某一个程序的按钮）或利用OIS站CRT和操作键盘进行软手操来实现，这一操作方式即为远方手动操作方式。设备的分部试运行，整套机组的启动初期或全过程操作、整组停止的后期操作、某些系统或设备的异常调节等，操作员均可采用远方手动操作方式。3.1.1.6.自动方式l 设备及系统启/停操作，正常调节由DCS或PLC控制系统，按照操作员或其它方式给定的触发脉冲指令自动完成操作任务，无须操作人员干预的操作方式，即为自动方式。我厂通风组的启、停操作，正常运行中的机跟炉方式或炉跟机方式等均属于自动操作方式。3.1.1.7.全自动方式l 设备、系统乃至整台机组启、停、调整仅是按照一定形式的单一脉冲指令，自动独立完成目标指令任务，无须操作员分级给出触发指令或多次控制指令，这种操作方式即为全自动运行方式。我厂机组协调控制下的运行方式，即是这种方式。第二节 启停方式3.2.1.机组启停方式的确定3.2.1.1.根据设备的安全要求和实际需要确定机组启动和停止的运行方式。3.2.2.启动方式3.2.2.1.机组的启动方式是根据汽轮机高、中压转子金属的初始温度即以高压内缸第一级金属温度（TC3050点的）与中压内缸第一级静叶持环温度（TC3091点的）比较后，以较低者确定启动方式。通常以高压内缸第一级金属温度确定启动方式，中压内缸第一级静叶持环金属温度作为启动参考。3.2.2.2.启动方式可分为冷态启动方式、温态启动方式、热态启动方式和极热态启动方式。3.2.2.3.冷态启动方式l 高压内缸第一级金属温度t121。l 冲转参数：主蒸汽压力P=4.1MPa，T=310350，冲转速率100rpm/mim。3.2.2.4.温态启动方式l 121高压内缸第一级金属温度t250。l 冲转参数：蒸汽压力P=57MPa，主蒸汽温度根据调节级后蒸汽温度查附图6确定，调节级后蒸汽温度T=高压内缸第一级金属温度+20，冲转升速率100rpm/min。3.2.2.5.热态启动方式l 250高压内缸第一级金属温度t20。（TURB2R(TURB LUBE OIL) 1J打开）b、启动一台主油箱排烟风机运行（1H打开），投备用风机“自动”。（起后1H投连锁）c、 启动主机交流润滑油泵运行，系统压力正常后，将油泵投“自动”。（1C打开，起后1C投连锁）l 投运密封油系统：（进入TURB2V(GEN LUBE OIL)a、 启动一台氢油分离箱防爆风机运行，投备