220MW集控主机运行规程.doc

前 言本标准替代Q/SYDC101101 2002220MW机组汽轮机运行规程、Q/SYDC101102 2002220MW机组锅炉运行规程、Q/SYDC1032002220MW机组电气运行规程。本标准根据220MW机组各设备制造厂家的产品使用维护说明书、国家电力公司的有关标准、防止电力生产重大事故的二十五项重点要求，结合大唐洛阳首阳山发电厂近几年来220MW机组设备和系统的改造及运行实际情况修编而成。本标准自发布实施之日起，原Q/SYDC101101 2002220MW机组汽轮机运行规程、Q/SYDC101102 2002220MW机组锅炉运行规程、Q/SYDC1032002220MW机组电气运行规程同时作废。本标准由大唐洛阳首阳山发电厂标准化委员会提出。本标准由大唐洛阳首阳山发电厂标准化委员会归口。本标准起草单位：大唐洛阳首阳山发电厂运行一部。本标准起草人：李保生 闻继红 吉清宇本标准审核人： 本标准定核人：本标准批准人：石晓峰本标准由大唐洛阳首阳山发电厂标准化委员会负责解释。本标准于2006年 月 日发布，自发布之日起开始实施。目 次前言目次第一篇 220MW集控主机运行规程1 范围 2 引用标准 3 概述及技术规范31 锅炉概述32 汽机概述33 发电机概述34 #1机DCS系统操作说明 35 锅炉技术规范36 汽轮机技术规范37 电气主设备技术规范4 热工联锁与保护、继电保护及自动装置运行规定41 热工联锁与保护运行规定42 机、炉、电大联锁和锅炉大联锁及保护43 汽轮机保护44 发变组保护及自动装置5 重要辅助设备的运行51 循环水系统52 凝汽器53 润滑油系统的运行54 盘车装置的运行规定55 发电机密封油系统的运行56 发电机内冷水系统的运行57 凝结水系统运行58 低压加热器的运行59 除氧器的运行510给水泵的运行511高压加热器的运行512 EH油系统的运行513射水抽汽系统的运行514轴封系统的运行515引风机、送风机、一次风机运行516制粉系统运行与维护517制粉系统的停运6 机组启动61 机组启动及操作原则 62 机组启动方式的划分标准63 机组大小修后启动前试验64 机组禁止启动的条件65 冷态启动66 机组启动中的注意事项67 锅炉点火68 升温升压69 汽轮机冲转610暖机、升速、定速611并网、带负荷612 安全门的整定613 热态启动7 运行维护及调整71 日常维护通则72 DEH功能控制说明73 发电机的运行方式74 励磁系统运行方式75 锅炉运行维护及规定76 汽轮机运行维护及规定77 发电机运行维护及规定78 机组负荷调整79 锅炉运行调整的主要任务710锅炉燃烧的调整711锅炉受热面结焦积灰时预防及消除712制粉系统的启停与调整713锅炉管壁温度的调整714汽压调整715汽温的调整716汽包水位调节717发电机出口电压的调整718周波的调整719发电机电流调整720发电机负荷的调整721机组运行中的定期试验和设备切换8 机组停运81 停运通则82 停运前的准备工作83 滑参数停运84额定参数停运85机组停运中的注意事项86机组停运后的操作8 7机组停运后的保养9 机组试验9 1电动门、调门、气动门的传动试验92锅炉试验93汽轮机试验94发电机试验10事故处理与预防101事故处理原则102锅炉紧急停运103气轮机紧急停运104发电机紧急停运105机组典型事故处理106锅炉典型事故处理107汽机典型事故处理108发电机典型事故处理附录A电气典型操作票附录B一期热工保护、报警、闭锁、联锁定值表附录C锅炉汽包温度、压力对照表附录D #1机组DPU脱网处理措施附录E #2机组DPU脱网处理措施附录F(资料性附录)附录G：CCS系统第二篇 集控辅机运行规程 汽机部分1.范围2.技术规范性引用文件3.汽机辅机运行通则3.1设备、系统在检修后移交运行的条件3.2辅机启动前检查3.3电动门试验规定3.4辅机启动及注意事项3.5泵类辅机联动试验3.6辅机启动后检查项目3.7辅机运行中维护3.8辅机停运3.9辅机或系统停运后转检修的操作3.10运行中的事故处理4循环水系统运行4.1设备技术规范及系统概述4.2循环水系统的投运4.3凝汽器的试验4.4凝汽器的单台停运与投入4.5凝汽器运行中的维护4.6 事故处理4.7辅机冷却水系统5凝汽器胶球清洗装置运行5.1设备技术规范5.2技术要求5.3胶球清洗装置的投运6工业水、消防水、生活水系统的运行6.1设备技术规范6.2系统概述6.3工业水泵的联动试验6.4生活、消防、工业的启停6.5事故处理7 润滑油系统的运行7.1 技术规范7.2润滑油系统的投运7.3正常运行维护7.4润滑油系统的停止7.5盘车装置的运行规定7.6盘车装置的启动和停止8 发电机密封油系统的运行8.1 设备技术规范及主要技术参数8.2运行规定8.3密封油系统的投入8.4密封油系系统正常运行维护及试验8.5密封油系统的停止8.6发电机密封油系统故障9发电机内冷水系统的运行9.1 设备技术规范及技术参数9.2内冷水系统的投运9.3内冷水系统正常运行维护9.4内冷水系统的停用9.5发电机内冷水系统故障处理10 凝结水系统运行10.1 设备技术规范及概述10.2凝结水系统的投运10.3凝结水系统的联锁及保护10.4凝结水泵的切换、解备与投入10.5凝泵运行中停运检修10.6凝泵检修后的投入10.7#1机凝结水泵变频改造后运行方式及操作规定10.8正常维护11 低压加热器的运行11.1 设备技术规范11.2低加的投运、停止11.3低加的运行维护12.除氧器的运行12.1设备技术规范12.2除氧器得技术特性12.3除氧器的保护连锁定值12.4除氧器的试验12.5除氧器的启动12.6除氧器水位调节12.7除氧器的维护12.8除氧器的停止12.9除氧器的事故处理13给水泵的运行13.1给水泵组的技术规范和特性13.2给水泵、除氧器保护、联锁定值13.3给水泵的试验13.4给水泵组的启动13.5事故处理14高压加热器的运行14.1设备技术规范14.2高加的投入14.3高加保护及试验14.4高加运行维护14.5高加停止14.6高加的故障处理14.7高加在运行中发生下列任一情况时，应紧急停用15 EH油系统的运行15.1技术规范15.2 EH油系统的运行15.3 EH油泵联动试验16射水抽汽系统的运行16.1设备技术规范16.2射水抽汽系统的启动16.3正常运行维护16.4射水抽汽器的停运17轴封系统的运行17.1设备技术规范17.2轴封供汽系统的投运17.3系统投入17.4轴封系统的停止17.5轴封系统运行中的维护17.6轴封供汽异常调整：17.7轴封系统切换操作18柴油发电机运行规程18.1柴油发电机的技术特性18.2柴油发电机的控制系统18.3试验18.4保护18.5柴油发电机组的启动与停止18.6机组的运转及备用维护附表A：汽机压力容器安全门定值汇总表第三篇 集控辅机运行规 程锅炉部分1 范围2 规范性引用文件3辅机设备运行通则3.1辅机试转及启动前的检查3.2辅机启动3.3辅机运行中的维护和检查3.4辅机的紧急停止4引风机、送风机、一次风机运行4.1设备规范4.2风机启动前的检查准备4.3送风机油站运行4.4风机的启动4.5风机运行调整与维护4.6风机的停止4.7风机启停及运行过程中电机和辅助设备的操作4.8风机故障5制粉系统运行与维护5.1主要设备规范5.2制粉系统启动前的准备与检查5.3制粉系统的试验5.4制粉系统的启动5.5制粉系统运行调整及维护5.6制粉系统的停运5.7制粉系统事故处理6吹灰器运行规程6.1系统介绍6.2上位机画面介绍6.3上位机的操作6.4程控柜的操作7. 锅炉排污7.1连续排污7.2定期排污7.3定排注意事项8仪用压缩空气系统的运行8.1主要技术参数8.2及其系统启动前的检查和准备8.3空压机的启动8.4空压机故障及事故处理9检修空压机运行规程9.1主要技术参数9.2压缩机的启动、运行及停车9.3压缩机日常维护9.4故障的种类、原因及排除方法10除灰系统的运行规程10.1启动前检查与准备10.2除灰系统的启动10.3除灰系统的运行及维护10.4除灰系统的停止和解列10.5除灰设备紧急停止条件10.6除灰系统事故处理11电除尘器运行规程11.1 概述11.2电除尘器启动前的试验11.3电除尘器启动前的检查11.4电除尘器的启动11.5除灰系统投入运行11.6电除尘器的停止运行11.7电除尘器的正常维护11.8电除尘器运行的事故处理11.9 电除尘器的其它安全规定12. 热网加热站运行、维护规程12.1 热网系统各设备规范12.2 设备启动前的检查及准备工作12.3 热网系统打循环充压12.4 投入热网加热站运行12.5 热网系统运行维护12.6 热网加热站的解列13锅炉厂用汽系统131概述132 锅炉辅汽系统的投退133 锅炉辅汽系统的投退注意事项14.燃油系统的运行14.1 炉前燃油系统14.2 系统运行故障及处理15 汽包双色云母水位计的运行维护15.1 冷态时水位计的投运15.2 锅炉热态时水位计的投运15.3 水位计的冲洗15.4 水位计的解列15.5 水位计运行中的注意事项附：气化小油枪运行规程1.油枪的点火原理2.小油枪的主要技术参数3.小油枪备用时的系统状况4.小油枪的使用方法5.小油枪使用时注意事项6.小油枪与灭火保护的关系第四篇 集控辅机运行规程 电气部分1. 范围2 规范性引用文件3 电气术语规定3.1 电气设备状态术语规定3.2 电气设备操作术语统一规定如下第一部分 变压器运行规程1.变压器规范2.变压器允许运行方式3.允许的过负荷运行方式4.油浸冷却变压器的运行方式5.油强迫循环风冷装置的运行6.允许的短路电流和不平衡电流7.变压器的运行和维护8.变压器的操作9.变压器的不正常运行和事故处理第二部分 厂用电系统运行规程1.概述2.厂用电系统运行方式3.各地区配电装置接线及运行方式4.特殊运行方式5.事故保安电源6.厂用电系统的运行操作规定7. 厂用系统操作原则8.厂用系统的操作9.不正常运行及事故处理第三部分 UPS系统运行规程1.系统配置2.面板说明3.运行操作4.旁路电源稳压器简介5.运行注意事项6.1、2UPS联络第四部分 电动机运行规程1.电动机运行管理的一般规定2.电动机允许运行方式3.电动机绝缘电阻规定4.电动机检修、试转管理规定5.电动机的启动规定和注意事项6.低压电动机保险值整定及保险熔体管理7.电动机的异常现象及处理8.电动机事故处理第五部分 直流系统规程1.设备规范2.蓄电池的运行和维护3.直流系统正常运行方式4.直流系统异常及事故处理第六部分 氢气系统运行规程1.氢气系统的运行规定2.气体置换操作3.氢冷系统的异常和事故处理第七部分 事故处理的一般原则1.事故处理的主要任务2.事故处理时的组织措施及要求第八部分 电气设备消防规程1.总 则2.电气设备着火的事故处理第九部分 自动调压装置(AVC)运行规程1.总则2.AVC投入条件3.AVC的投运4.AVC的退出5.AVC的异常及事故处理6. AVC系统的管理第五篇220KV变电站运行规程第一部分 220KV主系统配电装置运行规程1. 配电装置规范：2220KV系统正常运行方式3220KV系统非正常运行方式4220KV系统的运行要求5220KV系统基本操作原则6220KV系统的异常运行及事故处理7380V及6KV系统8220KV微机防误闭锁装置第二部分220KV 母线保护运行规程1. 保护装置的基本原理2. 母线保护装置的构成及作用3. 保护压板的作用4. 信号监视回路5. 母线保护的投入与退出6. 母线保护运行时的注意事项7. 各母线故障信号8. 首东220开关各种运行方式下母线压板的投入9. 首西220开关各种运行方式下母线压板的投入第三部分 220KV线路微机保护运行规程1.总则2.线路保护配置简介2.1.WXH-11、WXH-15型微机保护装置2.2.WXH-802型微机线路保护装置2.3.LFP-901型微机线路保护装置3.高频收发信机3.1.SF-600收发信机3.2.SF-501型收发信机3.3.LFX-912型收发信机4.断路器失灵保护及三相不一致保护5.首常-1、首常-1保护5.1.首常-1、首常-1保护简介5.2.首常-1、首常-1保护各压板、切换开关、按钮作用5.3.配置WXH-11、WXH-15型双套微机保护线路重合闸装置的投入6.首朝-1保护6.1.首朝-1保护简介6.2.首朝-1保护各压板、切换开关、按钮作用7.首徐-1保护7.1.首徐-1保护简介7.2.首徐-1保护屏各压板、切换开关、按钮作用7.3.配置LFP-901、WXH-11型两套微机保护线路的重合闸投入8.首峡-1、首朝-1、首朝-1保护8.1.首峡-1、首朝-1、首朝-1保护简介8.2.首峡-1、首朝-1、首朝-1保护屏各压板、切换开关、按钮的作用8.3.配置WXH-802、LFP-901型两套微机线路的重合闸投入9.首22旁开关保护第四部分 直流系统运行规程1. 直流系统规范2.蓄电池的运行和维护：3.直流系统正常运行方式：4.直流系统的运行、维护、操作5. 直流系统异常及事故处理第 一 篇大 唐 洛 阳 首 阳 山 发 电 厂 企 业 标 准220MW 集 控 主 机 运 行 规 程Q/SYDC 101-10120061.范围本标准规定了大唐洛阳首阳山发电厂220MW机组机、炉、电主机设备的运行、操作、维护和事故处理的一般原则和方法。2.规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。在本规程批准发布执行时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准时按下列使用的标准最新版本进行相应的修改：GB/T 7596-2000 电厂运行中汽轮机油质量标准GB 8117-87 电站汽轮机热力性能验收试验规程GB 8349-87 离相封闭母线GB/T 74093-97 大、中型同步发电机励磁系统技术要求GB 10184-88 电站锅炉性能试验规程GB 10968-89 汽轮机投运前油系统冲洗技术条件GB 11120-89 L-TSA汽轮机GB 12145-99 火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准GB 14285-93 继电保护和安全自动装置技术规程DL/T6091996 200MW级汽轮机运行导则DL/T6111996 200MW级锅炉运行导则DL 428-91 电气系统自动低频减负荷技术规定DL 435-91 火力发电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程DL 558-94 电力生产事故调查规程DL/T 561-95 火力发电厂水汽化学监督导则DL/T 572-95 电力变压器运行规程DL/T 587-96 微机继电保护装置运行管理规程DL/T 596-96 电力设备预防性试验规程DL/T 607-96 汽轮发电机漏水、漏氢的检验DL612-1996 电力工业锅炉压力容器监察规程DL/T 856-2004电力用直流电源监控装置DL/T 651-1998 氢冷发电机氢气湿度的技术要求DL/T 655-1998 火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统在线验收测试规程DL/T 656-1998 火力发电厂汽轮机控制系统在线验收测试规程DL/T 657-1998 火力发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程DL/T 658-1998 火力发电厂顺序控制系统在线验收测试规程DL/T 659-1998 火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程DL/T 834-2003 火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则DL/T 705-1999 运行中氢冷发电机用密封油质量标准DL/T 863-2004 汽轮机启动调试导则DL/T 852-2004 锅炉启动调试导则DL/T 774-2001 火力发电厂分散控制系统运行检修规程DL 5011-92 电力建设施工及验收技术规范（汽轮机篇）DL 5027-93 电力设备典型消防规程DL 5047-95 电力建设施工及验收技术规范（锅炉机组篇）电安生1994227号电业安全工作规程(热力和机械部分)DL408-91电业安全工作规程(发电厂和变电所电气部分)JB/T 6227-92 氢冷发电机密封性检验方法及评定JB/T 6228-92 汽轮发电机绕组内部水系统检验方法及评定国家电力公司标准（99）汽轮发电机运行规程国电发（2000）589号防止电力生产重大事故的25项重点要求能源部1989年全国电机专业第五次会议文件能源电19901083号附件二：预防110-500KV变压器事故措施能源电19901083号附件三：预防110-500KV互感器事故措施能源部司局文件电发199014号附件一：发电机反事故技术措施补充规定能源部司局文件电发1991123号附件：关于大型汽轮发电机降低氢气湿度和防止机内进油的若干技术措施国电安运（1998）438号火力发电厂热工仪表及控制装置技术监督规定N22012.75535535 型汽轮机启动、运行说明书N22012.75535535型汽轮机调节、保安系统说明书N22012.75535535汽轮机产品说明书DG670/1409型锅炉说明书DG670/1409型锅炉运行说明书DG670/1409型燃烧设备说明书3.概述及技术规范大唐洛阳首阳山发电厂一期共安装两台220MW机组燃煤机组，机组采用单元布置。3.1 锅炉概述锅炉为东方锅炉厂生产的DG-6701409型亚临界压力、一次中间再热、自然循环、单炉膛、平衡通风、四角切圆燃烧、固态排渣、露天布置、燃煤锅炉。锅炉整体呈“”型布置。膜式水冷壁与其上部的折焰角形成了炉膛。炉膛断面尺寸为1208012400mm，顶棚管中心线标高为51500mm，汽包中心线标高55300mm。炉膛出口处布置有全大屏和后屏过热器，水平烟道内沿烟气流向布置有高温过热器和高温再热器，后竖井烟道内布置有低温再热器和低温过热器，尾部烟道布置有三层管式空气预热器和省煤器，炉墙由鱼鳞式水冷壁包围，后竖井四周是包墙过热器。过热蒸汽主要采用两级喷水减温方式调温，燃烧调节为辅。正常工况下以一级减温器作为粗调，二级减温器作为微调，利用燃烧调整来调左右侧汽温偏差。再热蒸汽主要采用减温水调温，微量喷水减温为主，并设有再热器事故喷水减温。燃烧器采用四角布置切圆燃烧方式，在炉膛中心形成981假想切圆，燃烧器分A、B、C三层布置，共有六层一次风喷口，每层两个一次风口，自下而上分别为#1、2、3、4、5、6一次风口，九层二次风喷口，采用均等配风。为了防止锅炉结焦，#1、2炉还将燃烧器改为浓淡燃烧器，#1炉采用三级可调式的百叶窗式煤粉浓缩器，#2炉采用单级可调式的百叶窗式煤粉浓缩器。油枪分两组布置，分别布置在A、B层的最下层二次风口内，采用高能点火器点燃#0轻柴油，油枪采用机械雾化喷嘴。主要用于锅炉燃烧不稳和锅炉启动投入，油枪喷油量1.5/H。吹灰装置采用蒸汽吹灰器，汽源为低再入口，布置在炉膛内及对流受热面区域，共有9台长杆吹灰器和38台短吹灰器，可在上位机（集控室微机与定排共用）或程控柜上操作，可程控吹灰，也可单个吹灰器单独吹灰。原始状态为电动主汽阀关，#1、2疏水阀开。制粉系统采用六套中速E型磨煤机配六套埋刮板式给煤机、直吹式冷一次风机系统，正常工况下4套运行，2套备用。磨煤机排渣采用水力排渣，磨煤机减速机采用独立的润滑油系统。除灰系统设置两台双室三电场干式静电除尘器配四台刮扳机和四台搅拌桶。#1炉除渣系统为一台捞渣机，#2炉为两台捞渣机，两台冲渣泵供锅炉零米除渣用，三台冲灰泵供电除尘除灰用。两台锅炉共用一个高度为210m的烟囱。3.2 汽轮机概述3.2.1 汽轮机型号：大唐洛阳首阳山发电厂一期#1、#2机为N22012.75/535/535型一次中间再热、超高压单轴三缸三排汽冷凝式汽轮机。额定功率为220MW，最大功率为230MW。与DG670/1409型超高压自然循环汽包炉及QFSN-220-2型发电机配套。汽轮机的结构特点：高中压缸分缸，通流部分反向布置；低压缸对称分流布置。这种布置方式可以减小轴向推力。高压缸19级为双层缸结构。内缸材料为ZGl5CrlMo1V钢铸成，允许工作温度不大于570。高压外缸材料为ZG20CrMo钢铸成，允许工作温度不大于510，外缸采用中分面上猫爪支持。内缸采用中分面下缸支持，内外缸相对死点在进汽短管中心线平面内。高压内、外缸夹层中间，设有隔热环，以利于减少内缸热应力及对胀差的控制，根据情况可向夹层送入蒸汽用以加热或冷却外缸。中压缸为单层汽缸，隔板套结构，中压缸由前部、中部和后部(排汽缸)三部分组成。前部材料为ZG20CrMoV钢铸成，允许工作温度不大于540。中部材料为HT2040灰铸铁铸成，排汽缸材料为一般碳钢焊接而成，中压隔板材质为ZG20CrMoV。汽缸由三级组成，第27级后设有排汽口。高压转子为整体锻造。材料为30Cr2MoV钢整锻制成，转子总长4822mm(高压转子不包括危急遮断器短轴长度为4375mm)，转子的脆性转变温度为130，高压转子共有12级叶轮，第一级叶轮为单列速度级。中压转子材料30Cr2MoV钢制成，转子总长7733mm，转子的脆性转变温度为130，中压转子共有叶轮15级，其中前7级为整锻式，后8级为套装叶轮。低压转子主轴材料为34CrNi 3Mo制成。，转子总长6728mm，共有叶轮10级，全部为套装叶轮，末级叶片长度为660mm。高压转子、中压转子、低压转子、发电机转子之间均采用刚性连接。汽轮机整个轴系由五个轴承支持，其中高、中压转子三轴承支持。轴向推力轴承设在高、中压缸之间的#2轴承箱内，与#2支持轴承组成联合轴承，工作推力瓦和定位推力瓦各10块，分别位于转子推力盘的前后两侧，承受轴向推力，成为轴系的相对死点。#1、#2瓦采用中分面与水平倾斜35的三油楔轴承，#1机#3、#4、#5、#6、#7瓦为椭圆轴承；#2机#6、#7瓦为椭圆轴承，其余为三油楔轴承。且在#1#7轴瓦下部设有顶轴油袋。表1 #1机组支持轴承主要参数名 称单位#1#2#3#4#5#6#7轴承直径mm360360480480450450450长径比L/D0.5280.6940.70.70.70.70.7进油温度3845顶轴油压MPa46顶起高度mm0.030.12 表2 #2机组支持轴承主要参数：名 称单位#1#2#3#4#5#6#7轴承直径mm360360480480450450450长径比L/D0.5280.6940.70.70.70.70.7进油温度3845顶轴油压MPa46顶起高度mm0.030.12汽轮机滑销系统：汽缸总体膨胀有两个死点，一个在中压缸后基架中心，另一个在低压缸前基架中心。均以横向键定位。高、中压缸向前膨胀，低压缸向后膨胀。整个转子的纵向膨胀死点以推力轴承定位，高压转子向前膨胀，中、低压转子向后膨胀。7.16.3.0 汽轮机本体主要参数：通流部分最小轴向间隙值及汽封径向间隙值:a) #1机组第4级叶顶封0.9mm,第11级级前轴向间隙2.4mm;b) #2机组第5级叶顶封0.82mm,第11级级前轴向间隙2.28mm;转子弯曲最大值a) #1机组高压转子调节级后最大跳动值为：0.14mm,原始值为:0.03mm,设计值为:0.03mm.b) #2机组中压转子第22-23叶片间最大跳动值:0.06mm,原始值:0.08mm,设计值:0.03mm对轮跳动值#1机组未联对轮测量:a) 高压转子高压侧对轮跳动值:0.15mm,原始值:0.04mm,设计值:0.03mmb) 中压转子低压侧对轮晃动值：0.13mm,原始值:0.11mm,设计值:0.05mmc) 低压转子机侧对轮晃动值:0.10mm,原始值:0.04mm,设计值:0.03mmd) 低压转子励侧对轮晃动值:0.09mm,原始值:0.05mm,设计值:0.03mm#2机组未联对轮测量: a) 高压转子高压侧对轮跳动值:0.02mm,原始值:0.05mm,设计值:0.03mmb) 中压转子高压侧对轮晃动值：0.045mm,原始值:0.06mm设计值:0.02mmc) 低压转子机侧对轮晃动值:0.05mm,原始值:0.02mm,设计值:0.03mm d) 低压转子励侧对轮晃动值:0.065mm,原始值:0.07mm,设计值:0.03mm盘车装置采用蜗轮蜗杆减速机构和摆动齿轮离合机构形式,设置在#3轴承箱上，其额定转速为4 r/min，当汽轮机转速大于盘车转速时，盘车就能自动脱扣。为减少盘车电动机启动力矩，设有顶轴装置。主蒸汽通过两个高压自动主汽门，四个高压调速汽门进入高压缸。高压缸排汽经锅炉再热器后，由两根再热蒸汽管道通过两个中压主汽门，四个中压调速汽门进入中压缸。中压缸22级后的汽流分别进入三个低压缸，排汽入三台凝汽器。主油箱总容积为20m3，设有三个射油器，分别供主油泵入口、润滑系统及空侧密封油系统用油，另从汽轮机主油泵出口引一路高压油经减压减温后供空侧密封油系统用油，汽轮机润滑系统用油量2700 L/min, 使用#20透平油。汽轮机配汽采用阀门管理方法，能实现全周进汽和部分进汽两种不同的进汽方式，并能实现节流调节与喷嘴调节的无扰切换。用喷嘴配汽(部分进汽)，高压部分共有4个调门，对应于4组喷嘴，喷嘴组的序号及汽道数目见图，喷嘴组与调门序号相对应，机组当、号调门门杆全部开启时，号调门开启，超过额定负荷，号调门开始开启，顺序为+一。/汽道数：13/13/14/12 从机头向发电机方向看为顺时针转动 喷嘴组顺序及汽道数目采用节流配汽(全周进汽)，高压部分4个调门根据控制系统的指令按相应的阀位开启，对应于4组喷嘴同时进汽。汽机调节控制系统：#1、#2机组均采用DEHA型电液控制系统，采用高压抗燃油驱动的纯电调系统。高、中压调门采用各自独立的高压油动机驱动。调门油动机上装有一个电液伺服阀及两只LVDT位移传感器。高、中压调门的位置，均由DEH系统根据转速调节、功率调节及运行方式的要求进行控制。调节系统的速度变动率整定值为：5%。调节系统的不灵敏度0.3%。此调节系统主要控制汽轮发电机组的转速和功率，接受CCS指令以实现机炉电的协调控制，其主要功能有：a) 汽轮机转速控制：汽轮机挂闸后，高中压主汽门全开。汽轮机转速由高压调门和中压调门控制。b) 自动同期控制：汽轮机到3000rpm后，DEH自同期装置发出指令，将汽轮机控制在同步转速，准备并网。c) 负荷控制：机组并网后，由GV控制机组负荷。负荷控制系统由调节级压力回路、功率调节回路和一次调频回路组成串级控制系统。d) 一次调频：可根据需要，使机组参与一次调频。不等率按照电网一次调频要求,由热工人员修改。如不想参与一次调频，只需按一次调频切除按钮即可。e) 协调控制：接受CCS负荷指令，控制汽机负荷，机组处于机炉协调控制方式。f) RB和RD功能：使机组在重要辅机故障和主要参数超限情况下，快减负荷。g) 主汽压控制：低汽压保护即机调压功能。h) 多阀（顺序阀）控制：提供阀门管理功能，单阀/多阀切换，进行节流调节和喷嘴调节。i) OPC控制 ：超速保护及超速保护试验。j) 阀门试验：对每个汽门进行在线阀门活动试验。k) 手动控制：设有硬件手动操作功能作为备用手段。l) 在线试验1） 阀门严密性试验2） AST电磁阀活动试验3） EH油压低电磁阀活动试验4） 机械超速试验5） 阀门活动试验6） 喷油试验m) 控制方式1） 操作员自动方式 2） 手动操作方式（手操盘控制）3） 遥控操作安装50%额定流量的西门子高、低压两级串联、三级减温的电动旁路系统。供机组启、停或过低负荷工况下使用。3.3 发电机概述QFSN-220-2型汽轮发电机简介发电机为东方电机厂生产的QFSN一220一2型汽轮发电机，本型发电机由汽轮机直接拖动，转向从汽轮机端看为顺时针方向。该型发电机冷却方式为水、氢、氢式。即定子线圈及其出线水冷却，定子铁芯和其它物件为氢表面冷却，转子采用气隙取气中间铣孔斜流氢气内部冷却。氢气由外部氢控制系统供给，经氢气冷却器冷却。发电机定、转子均为四进五出径向多流通风结构，定、转子风区一一对应，它可以使发电机沿轴向长度的温度分布均匀。为防止氢气外泄，保持氢压，轴密封采用双流环式密封瓦，励端油密封设有对地绝缘。发电机定子机座为钢板焊成的防爆型气密结构,分三段组成。中段支持定子铁芯，两端各有立式氢气冷却器。定子线圈采用水内冷方式，每根线棒由6根空芯铜线，24根聚酯双玻璃丝包实芯铜线经540度换位编织而成，其冷却水由励端汇水管流入，汽端汇水管流出。转子线圈采用含银铜线，可防止由于钢铁胀差引起铜线变形，提高抗蠕变能力。交流励磁机采用座式轴承，离心式风扇、密闭循环单路通风系统，空气冷却器装于机座下。轴承设有对地绝缘，以避免轴电流的形成。永磁式同步发电机为开启式通风冷却方式。发电机绝缘：定子线圈，定子铁芯，转子线圈均为“B”级。交流励磁机绝缘：定子、转子线圈为“B”级，定子铁芯为“A”级。永磁机绝缘：定子绕组为“B”级，定子铁芯为“A”级。发电机采用它励静止式半导体励磁系统，即：永磁发电机经可控硅自动调节装置供给交流励磁机励磁，交流励磁机经硅整流供给发电机励磁。汽轮发电机定子出水，定子线圈，定子铁芯，风道氢气共设123个测温元件，分别测量各部运行温度。定子线圈出水温度，测温元件安装于线圈出水端（即汽端）绝缘引水管和汇流管之间的测温接头上，元件编号为1一54，与定子槽号相对应定子线棒槽部温度、测温元件安装于汽端槽部上、下层线圈之间，具体安装位置如下表：安装槽号36912154548元件编号55/5657/5859/6061/6263/6465/6667/68安装槽号51541821242730元件编号69/7071/7273/7475/7677/7879/8081/82安装槽号33363942元件编号83/8485/8687/8889/90定子铁芯温度：测温元件编号为91114，分别安装于：XX区（第六段铁芯），第7、24、34、5l齿的齿部和轭部（91一98）YY区（第五十段铁芯），第7、24、34、51齿的齿部和轭部（99106）ZZ区（第九十七段铁芯）第7、24、34、51齿的齿部和轭部（107一114）冷却气体温度：测温元件安装于相应风区隔板底部的测温线引出孔处。具体安装位置如下风区CCEENNTTSS元件编号115116117118119风区DDMMPPRR元件编号120121122123发电机线圈、铁芯温度测点如有损坏，应加强相邻温度测点监视。严格按照运行规程及反措执行。风区分段：从励端汽端，共分十二个区段，即：XX，CC，DD，E一E，MM，YY，NN，PP，TT，RR，SS，ZZ，其中XX，ZZ，为两段冷风区，YY为中部热风区。说明：铁芯测温元件备用编号：93、94、97、98、101、102、 105、 106、 109、 110、 113、 114。线圈测温元件备用编号：56、58、60、62、64、66、68、70、72、74、 76、 78、 80、82、 84、 86、 88、 90。发电机运行中应每2小时抄录一次线圈、铁芯温度及发电机出入口风温，内冷水出、入口温度，并通过巡测装置，随时监视各部温度，发现异常应及时进行检查，核对分析判断。交流主励磁机的定子线圈，定子铁芯温度的测量，采用电阻温度计。每台发电机配有一台（#1机SAVR-2000、#2机MNER2）型微机非线性自动励磁调节器，每台调节器有两套完全相同的控制单元，两套控制单元共用一套功率单元。另设有手动励磁调节系统以供自动励磁调节器故障时为发电机提供励磁。机组控制采用机、炉、电集中控制方式，以分散控制系统(DCS)CRT操作员站为监控中心，通过DCS实现机组的启动、停止、正常运行和事故处理。#1机DCS采用北京贝利（#2机DCS采用上海新华电站的XDPS一400）型系统，包括DAS、CCS、FSSS、SCS、DEH、MEH、BPS、ECS。将锅炉一汽轮发电机组作为一个单元整体进行控制。每台机组设5个操作员站，运行人员通过操作员站对机组的运行工况进行监视和控制。3.4 #1机DCS系统操作说明3.4.1 DCS系统简介期锅炉是在原DG6701405409型炉的基础上进行的DCS系统改造。系统布置、结构、工作原理无变化，只是在操作系统上进行的DCS系统改造，即：设备的启动、阀门的操作、事故的处理以及正常的监视等均在CRT屏幕上实现。DCS系美国BAILEY（贝利）公司INFI90 open系统，现场控制单元PCU采用了MFP（处理器）来实现过程控制，人机接口单元操作员站。操作则是通过鼠标或键盘来实现和完成的。ConductorNT操作台人机介面的画面主要包括三部分：系统窗口、最小报警窗口、操作员窗口，分别位于CRT的左上、上方和正中间，其中操作员窗口是最重要的部分，用于显示过程、趋势、汇总画面、点画面等。系统窗口、最小报警窗口都只能打开一个，.而且在ConductorNT启动时就启动，在ConductorNT退出时一同退出。3.4.1.1 系统画面介绍：系统窗口固定位于CRT的左上角，在系统开始时自动出现且不可关闭，显示symphony标识按钮、系统日期和时间、系统菜单按钮和系统帮助按钮。系统窗口还包括一些操作员用的其他功能，如打开新窗口、调整ConductorNT时间等，同时包括一些组态维护和系统维护人员才可以接触到的功能，如用户管理、图形组态、数据库组态和维护、备份组态等功能，但这些功能做为操作员不可用。3.4.1.2 最小报警窗口：报警窗口位于CRT的正上方，在系统窗口右侧，在系统启动时自动出现不可关闭。第一行分别显示操作员站名称、主节点名、当前登录用户名、“”可以自由组合过程图、报警过滤器（Alarm、若过程报警超过两条以上则显示+Alarms）、小喇叭“”为报警消音器、Filer为报警过滤器（可将无关于锅炉运行的报警过滤掉，即组态过滤后将显示Filered），下面第二、三行分别为两条最新的过程报警，分别显示：报警优先级、报警区域、报警时间、报警标签名、报警状态、报警标签描述。左边的A为报警确认钮，通过该键可以确认该条报警；V为矢量键，当报警出现后，可点击此键进入矢量确定的相应画面，如果按下此键，没有操作员窗口打开，则没有画面显示。3.4.1.3 操作员窗口：1) 操作员窗口提供了操作员对生产过程的操作界面，在操作员窗口可以显示各种过程画面，这些过程画面包括：b) 结构画面（包括汇总画面summary、组画面group、点画面point）c) 快捷键调用画面 Quick keysd) 趋势画面 Tremd displayse) 图形画面 Graphicaf) 系统状态画面 system status displayg) 过程报警再出现画面 Process alarm veviewh) 系统事件再现画面 system event reviewi) 打印再现画面 Printer veviewj) 事件历史画面 Event historiank) 信息再现画面 Message review2) 操作员窗口有三个主要组成：a) 标题棒、菜单棒和过程画面显示区b) 标题棒标明了操作员窗口的序号和过程画面的类型，左边有一窗口控制菜单键，可以提供窗口控制功能的移动，改变尺寸等等。3) 菜单棒有下面相目a) Windows：用鼠标左键点击windows，弹出菜单包括page up（上翻）、page down（下翻）、display forward（F9）、display back（F10）、Acknovdledge（确认）、close（关闭系统）b) 最大恢复按钮c) select：用鼠标左键点击select，弹出菜单包括：Graphica（F1 图形状态）、Summary（F2 汇总画面）、Group（F3 组画面）、point（F4 点画面）、Quick（F5 快捷）、Trend（F6 趋势）、Alarm review（F7 报警再现一览）、system status（Alt+F1 系统状态一览）、Event historian（历史事故一览）、Rinter review（此子目录运行人员不使用）d) Redraw：画面刷新，当过程画面不清晰时，可用鼠标左键点击Redraw，画面将刷新e) Zoom：画面缩放，用鼠标左键点击Zoom，将弹出一个操作面板，如左图：根据自己需要可选in放大、out缩小、fit合适、pick局部，上面四个分别代表相应的缩放方向，位置适中f) ？：帮助g) 在右侧有 、 和 三个图标，分别表示屏幕画面缩小、放大和关闭。4) 过程图左侧：a) 汇总画面一览b) 主参数显示一览c) 趋势图一览右侧：a) 辅机辅机状态一览b) 主菜单可通过它调出DCS过程主菜单c) PgUpd) PgDn中间为过程图的名称和编号。过程图是在#1炉各原系统基础上简化而成的，只表示工质的流程，是为操作、调整提供便利而特设的，不足以作为正常的系统图使用。3.4.2 进入系统系统调节正常后，一般情况下始终处于运行状态，禁止操作员关闭。但在特殊情况下例外。系统开机后，直接出现系统窗口，操作员可通过点击鼠标左键系统菜单MenuWindowsopen New windows，打开操作窗口。在该操作台上还可以同时打开四个操作员窗口，当窗口被打开时，每个窗口的尺寸和位置将自动调整充满可用的空间。3.4.3 过程图的切换3.4.3.1 过程图切换，关系到运行监视和调整的质量，甚至关系到设备的安危，所以每位操作员必须高度的重视，并要求炉侧所有操作员熟知并掌握所有切换方式，以达到快速切换的目的。3.4.3.2 键盘操作：a) 通过功能键F1进行切换：手点F1功能键，可弹出一个对话框，如右图，在Index后边的框中键入所需要的过程图号，点击OK，就完成该过程图的切换。也可不在Index后边的框内输入过程图号，点击list，再弹出一个新的对话框，该对话框中有各过程图的号数，选定要进入的过程图号，就可完成该过程图的切换。b) 通过功能键F5进行切换：在当前过程图上，手点F5功能键，可弹出一个对话框，如右图：点击Set对话框中的各数码颜色将变浅（颜色变重的数码，说明该数码中已被设置过某一个过程图），点击颜色的所要设的数码，则该当前过程图就被设入该数码中。以此类推，完成各过程图的设置。这样，无论何时点击F5、点击所设的