300MW机组规程.doc

目录 第一章 设备规范及特性1 第一节 汽轮发电机组技术规范1 第二节 汽轮发电机组技术规范8 第三章 汽轮机保护设置11 第一节 汽轮机跳闸11 第二节 汽轮机跳闸联锁13 第三章 机组的启动14 第一节 启动通则14 第二节 机组启动前的整体检查16 第三节 启动前的准备18 第四章 冷态启动21 第一节 冲转准备21 第二节 冲转24 第三节 并网带负荷27 第四节 中压缸启动（冷态）30 第五节 ATR自启动 34 第六节 高压缸预热、夹层加热投运36 第五章 机组温、热态启动39 第一节 温、热态启动特性规定39 第二节 启动过程中注意事项40 第六章 协调控制系统41 第一节 CCS的功能及操作 41 第二节 CCS的控制方式 46 第三节 吸、送风机48 第四节 磨煤机控制50 第五节 给水及减温控制51 第六节 除氧器压力不位控制54 第七章 运行方式55 第一节 机组运行方式55 第二节 公用系统运行方式57 第八章 运行维护58 第一节 正常运行的控制指标58 第二节 运行维护项目61 第九章 机组停运63 第一节 停运通则63 第二节 滑参数停机65 第三节 额定参数停机68 第十章 机组试验69 第一节 主机试验69 第二节 阀门试验89 第三节 辅机试验92 第四节 机组大联锁试验96 第十一章 事故处理97 第一节 通则97 第二节 紧急停机99 第三节 典型事故预防及处理101 附录：111 汽水质量标准 汽轮机抗燃油控制标准 汽轮机HU-20油控制标准 饱和水与饱和蒸汽表 启停参考曲线 英汉对照表 METS操作面板说明 OIS键盘操作说明 第一章 设备规范及特性 第一节 汽轮机设备主要技术性能 1.1.1 总述： 本汽轮机为300MW亚临界、中间一次再热、双缸双 排汽高中压合缸凝汽式机组。与1025t/h锅炉及300MW水、 氢、氢冷发电机配套，锅炉与汽轮机热力系统采用单元制 布置，机组适宜带基本负荷，但也可作为调峰机组使用。 1.1.2 结构特点： 1. 汽缸 本机组为高压汽缸合缸，通流部分反向布置，高压缸高 温部分采用双层缸结构。主蒸汽及再热蒸汽进汽部分集中在 高中压缸中部。低压缸为双缸双排汽，对称分流，也采用双 层缸结构，内缸为通流部分，外缸为排汽部分。 2. 转子 高中压转子为整锻结构，高压转子由一个单列调节级和 九个压力级组成，中压转子由六个压力级组成，低压转子由 26个压力级组成（双流）也采用整锻结构。高中压转子与 低压转子，低压转子与发电机转子均采用刚性连接。 3. 轴承 汽轮机轴承为四点支撑。高中压转子和低压转子分别由 1#、2#和3#、4#轴承支撑，4个支持轴承均为带球面轴瓦套 的椭圆轴承，整个汽轮发电机组共有10个支持轴承，16# 轴承下瓦上设有顶轴油孔。推力轴承为活动可倾瓦块型（即 密切尔型），设在2#轴承箱内。 4. 盘车装置 本装置设在低压后轴承箱盖上，采用低速盘车，转速为 4.29r/min，当汽轮机转速大于盘车转速时，盘车能自动脱 扣，为减少盘车电动机启动力矩，设有顶轴装置。 5. 汽缸滑销系统 本机汽轮机静子通过横键相对于基础保持两个固定点 （绝对死点），一个在中低压轴承箱基架上2#轴承中心线后 205mm处，另一个在低压缸左右两侧基架上低压进汽中心线 前360mm处。机组启动时，高中压缸、前轴承箱向前膨胀， 低压缸向前、后两个方向膨胀。转子相对于静子的固定点 （相对死点）在中低压轴承箱内推力轴承处，机组启动时， 转子由此处向前后膨胀。高压内缸相对于高压外缸的死点 在高压进汽中心线前475mm处，以定位环凸缘定位，低压内 缸相对于低压外缸的死点设在低压进汽中心线处，高、低压 内缸分别由死点向前后两个方向膨胀。 6. 汽封 高中压轴封、隔板汽封采用高低齿迷宫式椭圆汽封，低 压轴封、隔板汽封采用斜平齿汽封。 汽轮机的汽封系统采用自密封系统。正常运行时，高中 压缸的汽封漏汽作为低压缸轴封的供汽，多余的溢到8#低加 或凝汽器，启动或低负荷时由辅汽供汽。 7. 高压缸夹层加热系统 本机组高压缸为双层缸，为减少汽缸壁与法兰，法兰与 螺栓的温差及动静部分的相对胀差，设置了汽缸夹层加热。 1.1.3 热力系统 主蒸汽系统采用：“12”方式，再热蒸汽系统采用 “212”方式的管路布置。从锅炉来的新蒸汽经过一只电动 主汽阀，两只自动主汽阀，四只高压主汽调节阀，四根高压导 汽管进入高压缸向机头方向流动。在高压缸做过功的蒸汽经过 两只高压排汽逆止阀回到锅炉再热器进行再热，再热后的蒸汽 经过两只中压联合汽门进入中压缸向发电机方向流动。中压缸 排汽用一根导汽管引入低压缸中部，对称地向相反的方向流动。 做完功的蒸汽排入凝汽器凝结成水，由凝结水泵升至凝结水精 处理装置，再经过轴封加热器、四台低压加热器进入除氧器， 然后由给水泵将除氧器水箱中的水打出经过三台高压加热器， 送入锅炉省煤器。 本机组共设有八段非调整抽汽，分别供高压、低压加 热器，除氧器，汽动给水泵及厂用汽。 额定工况的各段抽汽参数： 抽汽 段数 一 二 三 四 五 六 七 八 参数 加热器 JG1 JG2 JG3 CY JD5 JD6 JD7 JD8 抽汽点 7 10 13 16 17/ 18/ 19/ 20/ (第几级后) 23 24 25 26 抽汽压力 5.55 3.66 1.58 0.825 0.475 0.264 0.133 0.063 (MPa) 抽汽压损 5 5 5 6 6 6 5 5 () 抽汽温度 374.90319.6 428.5 337.6 274.5 210.2 143.1 87.4 ( ) 流量 54.36 80.07 32.48 23.38 26.98 25.93 24.34 53.28 （t/h） 抽气压力 5.87 3.74 1.74 0.91 0.32 0.29 0.15 0.07 限制值 （MPa） 1.1.4 运行特点 a. 本机组可以按定压和定滑定两种方式运行。 调峰运行时采用定滑定运行方式，机组在90%ECR负 荷以上时采用定压运行，机组在90%40%ECR负荷时采用滑 压运行，机组在40%ECR以下时采用定压运行。 b. 本机组在30年使用期间，甩负荷带厂用电运行不允许超 过10次，每次不允许超过15分钟，机组甩负荷以后空负荷运 行不许超过15分钟。 c. 负荷变化率：定压运行最大3%ECR/min；滑压运行最大5 ECR/min。机组允许30%100额定负荷下连续运行。 d. 机组每年运行时间平均不少于7500h的情况下，调峰运行 时间应少于3000h； 1.1.5 配汽方式 高压缸采用喷咀调节，高压部分共有4个调节阀，对应 于4组喷咀，喷咀组的序号及汽道数见图。喷咀组与调节阀序号 相对应，当、号调节阀杆开启行程到24.6mm时，号调节 阀开启，当号调节阀阀杆行程达到15.8mm时，号调节阀开 始开启。 中压部分为全周进汽，蒸汽流量在30%以下时中压调节汽阀起调 节作用，蒸汽流量大于30%时，调节汽阀保持全开。 z=32 z=27 z=30 z=32 喷咀组顺序及汽道数 1.1.6 阀门管理 为了提高机组启、停及正常运行时的安全性和经济性， 采用了阀门管理，通过先进的电液控制系统实现节流调节与喷 咀调节无扰动转换。 1.1.7 调速系统 本机组调速系统采用高压抗燃油数字电液控制系统 （DEH），并与汽轮机转子闭环组成转速负反馈自动调节系统， 基本技术规范如下： 1. 额定参数、额定真空、主汽阀全开时，控制系统能维持 汽轮机空转。空负荷时，转速波动不大于1.5r/min，控制 系统的可控转速上限为4500r/min。 2. 控制系统的迟缓率（）不大于0.06%。 3. 控制系统的速度变动率为36%。 4. 功率控制精度为1.5MW。 5. 控制系统可用率大于99.8%。 1.1.8 旁路系统 本机组采用2级串联旁路和3级减温减压器的旁路系统， 并能满足高中压缸联合启动或中压缸启动方式的要求。 1.1.9寿命管理： 汽轮机运行寿命以30年计算（下表为参考的寿命分配方案）： 启动 每次寿命30年寿命 次数周期寿命 消耗量 消耗量 启动 （次） （次）（次）状态 冷态启动 200 0.05 10 温态启动 1000 0.015 15 热态启动 2000 0.01 20 正常停机 4000 0.0001 0.4 负荷变化 13000 0.0001 13 带厂用电 10 0.01 0.10 极热态启动 100 0.01 1.0 1.1.10周波运行： 47HZ以下 不允许运行 4747.5HZ 0.7min 47.548HZ 4min 4848.5HZ 30min 48.550.5HZ 连续运行 50.551HZ 30min 5151.5HZ 2min 51.552HZ 0.7min 52以上 不允许运行 在30年内（ ）1， 偏周波实际运行时间 （ ）为 偏周波允许运行时间 1.1.11 本机组具有中压缸启动方式和高中压缸联合启动方式。 采用中压缸启动方式可降低高中压转子的寿命损耗， 改善汽缸热膨胀和缩短启动时间等优点。厂家推荐冷态、 温态尽量采用中压缸启动。热态、极热态采用高中压缸联 合启动。 1.1.12 启动、运行的操作控制方式： 启动方式有三种：即自启动方式、操作员自动方式和 手动方式。厂家推荐采用操作员自动方式。 控制方式的切换由高到低可由DEH自动切换， 由低到 高的切换，则必须由操作员发出切换命令。 1.1.13 蒸汽参数的允许变化范围： 1. 主蒸汽压力 额定压力P0：16.67MPa 连续运行的年平均压力：不超过P0 在保证年平均压力下允许连续运行压力：不超过1.05P0 在异常情况下压力浮动不超过1.10P0，但此值的累积 时间在任何一年中不得超过12h。 2. 主蒸汽及再热蒸汽温度 额定温度T0：537 连续运行的年平均温度不超过T0 在保证年平均温度下， 允许连续运行的温度：不超过 T05，不超过T010的年累计运行时间不超过400h， 允许在547 557之间摆动，但每次连续运行时间不得超 过15min，且任何一年的累计运行时间不超过80h。 第二节 汽轮发电机机组技术规范 1.2.1 汽轮机序号 规 范 单 位 参 数 1 型号 N300-16.7/537/537-4型 （合缸） 2 型式 亚临界中间再热两缸两排 汽凝汽式汽轮机(全电调) 3 额定功率 MW 300 4 最大功率 MW 330 5 额定转速 r/min 3000 6 转动方向 从机头往发电机方向看为 顺时针方向 7 主汽压力 MPa 16.7 8 主汽温度 537 9 再热汽压力 MPa 3.3 10 再热汽温度 537 11 背压 KPa 冷却水温为20时，设计 背压5.2KPa 12 冷却水温 20 13 给水温度 270.9 14 额定主汽流量 t/h 935 15 最大主汽流量 t/h 1025 16 再热进汽量 t/h 17 热耗量 KJ/KW.h 7971 18 汽耗量 Kg/KW.h 19 发电机一阶临界转速 r/min 1399 20 高中压转子一阶临界转速 r/min 1679 序号 规 范 单 位 参 数 21 低压转子一阶 r/min 1753 临界转速 22 发电机二阶临界转速 r/min 3406 23 通流级数 高压1调节级9级压力 级；中压6级压力级；低 压缸26级压力级 24 给水回热系统 3高加1除氧器4低加 25 末级叶片长度 mm 851 26 本体外形尺寸 mm 1805574646434 （长宽高） 27 制造厂家 东方汽轮机厂 28 出厂时间 29 出厂编号 30 安装时间 31 投产时间 1.2.2 发电机序号 规 范 单 位 参 数 1 型号 QFSN-300-2-20 2 额定 有功功率 MW 300 功率 视在功率 MW 353 3 额定电压 KV 20 4 额定电流 KA 10.19 5 功率因数 0.85 6 额定转速 r/min 3000 7 额定频率 HZ 50 8 额定氢压 MPa 0.3 9 最高氢压 MPa 0.35 10 氢气温度 3046 11 内冷水进口压力 MPa 0.10.2 12 内冷水进口温度 453 13 定子绕组进水流量 m3/h 45 14 技术条件 15 绝缘等级 16 接线法 2-Y 17 冷却方式 水、氢、氢 18 效率（保证值） % 98.8 1.2.3 励磁机序号 规 范 单位 主 励 付 励 1 型号 TFL-1670-4 TFY-75-400 2 额定容量 KVA 1670 75 3 额定电压 V 450 180.4 4 额定电流 A 2143 240 5 额定功率因数 0.92 0.875 6 频率 Hz 100 400 7 额定转速 r/min 3000 3000 8 冷却方式 密闭循环空冷 防护式空冷 第二章 汽轮机保护设置 第一节 汽轮机跳闸 2.1.1 下列保护任一动作后， 经继电器启动遮断电磁阀，跳汽 轮机，联跳发电机，条件满足后联跳锅炉： 1. 汽机超速3300r/min； 2. 轴向位移大值（1.2mm，1.65mm）； 3. 凝汽器真空低值（19.7Kpa）； 4. 润滑油压低值（0.039MPa）； 5. 发电机事故停机； 6. MFT动作； 7. DEH24VDC电源失去； 8. 主控手动打闸； 2.1.2 下列保护任一动作后，DEH发出信号，跳汽轮机，联跳发 电机，条件满足后联跳锅炉： 1. 发电机未并网前，DEH系统转速故障； 2. 汽机超速值（3300r/min）； 3. 凝汽器真空低值（19.7KPa）且汽轮机正在运行； 4. DEH手动遮断按钮； 2.1.3 在自启动方式下，下列保护任一动作，DEH发出信号，跳 汽机，联跳发电机，条件满足后联跳锅炉。 1. 支持轴承金属温度高（105）； 2. 推力轴承金属温度高（100）； 3. 轴承回油温度高（75）； 4. 轴向位移大值（1.2mm，1.65mm）； 5. 润滑油压低值（0.039MPa）； 6. 抗燃油压力低值（7.835MPa）； 7. 凝汽器真空低（-82KPa）； 8. 高压缸排汽温度高（420）； 9. 低压缸排汽温度高（107且喷水系统投入时）； 10. 轴振大（0.25mm）； 2.1.3 下列任一保护动作，直跳汽轮机，联跳发电机，条件满 足后跳锅炉： 1. 机头手动打闸按钮； 2. 机械超速保护（33003360r/min）； 第二节 汽机跳闸联锁 2.2.1 汽轮机跳闸后联锁下列项目： 1. 关主汽阀及调节汽阀； 2. 关闭高排逆止门； 3. 关闭各段抽汽逆止门及电动门； 4. 开汽机各疏水调节门； 5. 投旁路系统； 6. 联跳发电机； 7. 条件满足后，联跳锅炉； 8. 开真空破坏门； 9. 开高排逆止门后疏水门； 第三章 机组的启动 第一节 启动通则 3.1.1 启动热状态的划分： 机组启动期间热状态的确定是以冲转前汽轮机高压内缸 调节级处内上壁金属温度来划分，规定如下： 1. 冷态启动：150； 2. 温态启动：150300； 3. 热态启动：300400； 4. 极热态启动：400； 3.1.2 有下列条件之一时，禁止汽轮机启动： 1. 影响启动的安装、检修、调试工作未结束，工作票未终 结和收回，设备现场不符合电业安全工作规程的有关规 定。 2. 在点火前24h还未收到机组的设备变更资料（附图）和 启动期间的调试措施。 3. 高中压主汽门、调节汽门、高排逆止门、抽汽逆止门之 一卡涩或关闭不灵活； 4. 高中压外缸外壁上下温差大于50，高压内缸外壁上下 温差大于35； 5. 抗燃油泵、高压油泵、交直流润滑油泵、顶轴油泵、 密封油泵及盘车装置故障或联锁失常； 6. DCS控制系统，DEH、MEH、TSI、ETS及旁路系统不正常； 7. 任一安全保护装置失灵，机组保护动作值不符合规定； 8. 汽轮机转子弯曲指示幌动值超过原始值0.03mm； 9. 盘车时机组转动部分有摩擦声或盘车电流明显增大或大 幅度摆动； 10. 主要调节及控制系统失灵，如：给水系统调节控制系 统、除氧器水位及压力自动调节系统、旁路保护及调节系统 等； 11. 主要显示仪表（如转速、振动、轴向位移、相对膨胀、 抗燃油压、润滑油压、润滑油温、轴承回油温度、推力瓦温 度、主蒸汽和再热蒸汽压力和温度、凝汽器真空、汽缸金属 温度、油箱油位计等）未投或失灵； 12. 润滑油或抗燃油油质不合格，润滑油进油温度低于35 或回油温度高于65，抗燃油温低于18； 13. 调速系统不能维持空负荷运行或甩负荷后不能控制转 速在危急遮断动作转速以下； 14. 水、汽品质不合格； 15. 汽轮机进水； 16. 控制电源不正常、仪用气源不正常； 17. 抗燃油和润滑油箱油位低于正常值； 18. 机组保温不合格； 19. 发电机氢纯度95，氢压0.01MPa，发电机漏氢 10m3/24h； 20. 没有主管生产副厂长（总工）的启动命令和中调下达 的启动命令； 第二节 启动前的整体检查 3.2.1 通则： 3.2.1.1 各平台、 楼梯、栏杆、地沟盖板等完好无损，通道 无杂物，检修安全设施及围栏已拆除，现场卫生清洁。 3.2.1.2 各系统支吊架完整牢固、保温良好、膨胀指示器指示 正确。 3.2.1.3 确认各辅机电动机绝缘良好， 有关电源送上，检查 转动设备、系统完好、仪表齐全、机械部分盘动转子无卡涩， 轴承油位正常，冷却水、密封水适量投入； 3.2.1.4 各系统的风门、 阀门、挡板与系统连接良好，开关 灵活，位置正确。执行机构传动装置完整牢固，动作正常，方 向位置指示与实际相符，设备名称、标志、流程方向正确齐全； 3.2.1.5 工作现场的照明充足，事故照明可靠，通讯设备完好； 3.2.1.6 现场消防设备完整齐全， 消防水系统完好，主要辅 机、电气设备、燃油系统及制粉系统等易发生火灾的地方，备 有足够的消防器材； 3.2.1.7 所有取样点、表计测点一次门完好并处于投运状态； 3.2.1.8 BTG盘所有仪表、开关按钮指示灯均齐全、正确、热 工信号、事故音响、声光报警良好； 3.2.1.9 DCS、 DEH、MEH、TSI、ETS及旁路系统完好，CRT显 示画面正常，各自动保护装置具备投入条件； 3.2.1.10 转动机械按辅机运行规程的要求检查合格； 3.2.2 汽机的检查： 3.2.2.1 各系统阀门及设备按“启动前检查卡”及“启动通则” 检查完毕； 3.2.2.2 向DEH系统送电，检查各功能块的性能是否正常，检 查与CCS系统和TBS系统I/O接口通讯是否正常； 3.2.2.3 检查TSI系统功能； 3.2.2.4 查所有仪表应正常，阀门开足； 3.2.2.5 查润滑油及抗燃油油箱油位正常，油位报警试验正常； 3.2.2.6 各电气设备测绝缘合格，符合送电条件并送电； 3.2.2.7 仪表电源正常，热工电气讯号电源送上，声光报警正 常； 3.2.2.8 各辅助设备分别试转、 互联正常，电动阀门校验极 限正常并进行系统正常开关试验，辅机轴承油位、冷却水、封 水等正常； 3.2.2.9 查各保护开关位置正常，保护装置及自动装置正常； 3.2.2.10 按规定进行启动前的各项试验正常； 3.2.2.11 检查自密封汽封系统各汽源供汽调节站和溢流站及 温度控制站能否正常工作； 3.2.2.12 检查高排逆止阀和所有抽汽止回阀能否正常工作， 并进行联动试验； 3.2.2.13 检查反流阀、通风阀和夹层加热电动截止阀能否正