汽机规程修编.doc

1 包头第一热电厂企业标准包头第一热电厂企业标准 QBQB Q 109 104 03 12Q 109 104 03 12 汽轮机运行技术标准汽轮机运行技术标准 2012 3 152012 3 15 修定修定 包头第一热电厂发布包头第一热电厂发布 2 包头第一热电厂企业标准包头第一热电厂企业标准 QBQB Q 109 104 03 12Q 109 104 03 12 编写 张铁海编写 张铁海 付付 琛琛 审核 王宏刚审核 王宏刚 审定 张审定 张 锋锋 批准 王批准 王 玮玮 二 O 一二年二月 包头第一热电厂汽轮机运行技术标准 目录 Q 109 104 03 12 3 目目 录录 第一章第一章 5 5 7 7 汽轮机运行技术标准汽轮机运行技术标准 1 1 1 1 5 5 机运行技术标准机运行技术标准 1 1 1 11 1 5 5 汽轮机主要技术规范和特性说明汽轮机主要技术规范和特性说明 1 1 1 21 2 汽轮机启动与停止汽轮机启动与停止 1111 2 2 7 7 汽轮机运行技术标准汽轮机运行技术标准 3030 2 12 1 7 7 汽轮机主要技术规范和特性说明汽轮机主要技术规范和特性说明 3030 2 22 2 汽轮机启动与停止汽轮机启动与停止 3636 2 32 3 发电机断水保护试验发电机断水保护试验 4545 2 42 4 发电机冷却水系统运行发电机冷却水系统运行 4545 3 3 汽轮发电机组正常运行中控制数据汽轮发电机组正常运行中控制数据 4848 4 4 定期试验及有关操作规定定期试验及有关操作规定 5252 5 5 主要试验的操作方法主要试验的操作方法 5555 5 15 1 真空严密性试验 真空严密性试验 5555 5 25 2 循环水泵出口门联动试验 循环水泵出口门联动试验 5555 5 35 3 一般水泵的联动试验 一般水泵的联动试验 5656 5 45 4 高压加热器保护试验 高压加热器保护试验 5656 5 55 5 主机低油压联动试验 主机低油压联动试验 5757 5 65 6 轴向位移 串轴 保护静态试验 轴向位移 串轴 保护静态试验 5757 5 75 7 抽汽逆止门试验 抽汽逆止门试验 5858 5 85 8 密封油泵联动试验 密封油泵联动试验 5858 包头第一热电厂汽轮机运行技术标准 目录 Q 109 104 03 12 4 5 95 9 射水泵联动试验 射水泵联动试验 5959 5 105 10 安全门试验 安全门试验 5959 5 115 11 调速汽门严密性试验 调速汽门严密性试验 6363 5 125 12 主汽门严密性试验主汽门严密性试验 6363 5 135 13 超速试验 超速试验 6464 5 145 14 假同期 并网试验 假同期 并网试验 6666 5 155 15 机组启动前试验操作 机组启动前试验操作 6666 6 6 DEHDEH 仿真功能仿真功能 6969 7 7 五段抽汽运行五段抽汽运行 7171 7 17 1 设备改造说明设备改造说明 7171 7 27 2 五段抽汽投入 解列五段抽汽投入 解列 7171 7 37 3 五段抽汽运行及维护五段抽汽运行及维护 7272 8 8 密封油系统运行密封油系统运行 7474 8 18 1 发电机真空倒氢发电机真空倒氢 7474 8 28 2 压力调节器和平衡调节器的投入和停止压力调节器和平衡调节器的投入和停止 7575 9 9 事故处理事故处理 7878 9 19 1 总则总则 7878 9 29 2 事故停机条件事故停机条件 7878 9 39 3 事故停机操作步骤事故停机操作步骤 7979 9 49 4 主蒸汽参数异常主蒸汽参数异常 7979 9 59 5 真空下降真空下降 8080 9 69 6 水冲击水冲击 8181 包头第一热电厂汽轮机运行技术标准 目录 Q 109 104 03 12 5 9 79 7 串轴增大与推力瓦块温度升高串轴增大与推力瓦块温度升高 8181 9 89 8 汽轮发电机组不正常的振动和异音汽轮发电机组不正常的振动和异音 8282 9 99 9 油系统失常油系统失常 8282 9 109 10 发电机 励磁机着火及氢爆炸发电机 励磁机着火及氢爆炸 8383 9 119 11 汽轮发电机组甩负荷汽轮发电机组甩负荷 8383 9 129 12 厂用电中断厂用电中断 8585 9 139 13 主要管道爆破主要管道爆破 8585 9 149 14 DCSDCS 系统事故处理规程系统事故处理规程 8585 1010 汽轮机启动 停止通则汽轮机启动 停止通则 8888 10 110 1 汽轮机启动通则汽轮机启动通则 8888 10 210 2 盘车装置的使用盘车装置的使用 8888 10 310 3 高压加热器启动与停止高压加热器启动与停止 8989 1111 汽轮机维护汽轮机维护 9191 1212 10 3 7MP10 3 7MPA A 绝对压力 快速联动减温减压器 绝对压力 快速联动减温减压器运行技术标准运行技术标准 9494 12 112 1 设备规范 设备规范 9494 12 212 2 大修后的启动 大修后的启动 9494 12 312 3 减温器联动备用条件 减温器联动备用条件 9696 12 412 4 减温器正常情况下的启动 减温器正常情况下的启动 9696 12 512 5 减温器的停止 减温器的停止 9696 12 612 6 减温器日常维护及事故处理 减温器日常维护及事故处理 9797 1313 给水泵运行规范及特性给水泵运行规范及特性 9999 13 113 1 设备规范及特性设备规范及特性 9999 包头第一热电厂汽轮机运行技术标准 目录 Q 109 104 03 12 6 13 213 2 给水泵启动给水泵启动 102102 13 313 3 给水泵停止给水泵停止 104104 13 413 4 给水泵日常维护给水泵日常维护 104104 13 513 5 给水泵试验给水泵试验 105105 13 613 6 给水泵事故处理给水泵事故处理 107107 1414 水泵运行技术标准水泵运行技术标准 110110 14 114 1 水泵启动 停止及日常维护水泵启动 停止及日常维护 110110 14 214 2 水泵备用方式水泵备用方式 111111 14 314 3 水泵事故处理水泵事故处理 112112 1515 除氧器的运行技术标准除氧器的运行技术标准 114114 15 115 1 设备规范 设备规范 114114 15 215 2 高压除氧器启动高压除氧器启动 114114 15 315 3 高压除氧器停止高压除氧器停止 114114 15 415 4 高压除氧器日常维护高压除氧器日常维护 115115 15 515 5 高压除氧器事故处理高压除氧器事故处理 115115 1616 供热站运行技术标准供热站运行技术标准 117117 16 116 1 设备规范设备规范 117117 16 216 2 供热系统启动 供热系统启动 118118 16 316 3 供热系统停止 供热系统停止 119119 1717 供热站运行规程供热站运行规程 121121 17 117 1 供热站所属设备供热站所属设备 121121 包头第一热电厂汽轮机运行技术标准 目录 Q 109 104 03 12 7 17 217 2 供热站设备规范供热站设备规范 121121 17 317 3 供热站启动供热站启动 122122 17 417 4 供热站停止供热站停止 123123 17 517 5 供热站日常维护供热站日常维护 123123 17 617 6 事故处理事故处理 124124 17 717 7 水泵与定期试验水泵与定期试验 125125 17 817 8 安全阀特性规范安全阀特性规范 127127 1818 冷水塔启动 停止冷水塔启动 停止 129129 18 118 1 启动启动 129129 18 218 2 停止停止 129129 18 318 3 冷水塔日常维护冷水塔日常维护 129129 18 418 4 室外循环水 室外循环水 1 1 2 2 压力回水管的投入与停止压力回水管的投入与停止 130130 18 518 5 包钢来水压力下降的处理 包钢来水压力下降的处理 130130 1919 附表附表 133133 19 119 1 饱和水蒸汽压力 温度对照表饱和水蒸汽压力 温度对照表 133133 19 219 2 KpaKpa 与与 mmHgmmHg 对照表对照表 135135 19 19 3 3 排汽温度与真空对照表排汽温度与真空对照表 136136 第二章第二章 8 8 9 9 汽轮机运行技术标准汽轮机运行技术标准 138138 1 1 汽轮发电机的设备规范和性能介绍汽轮发电机的设备规范和性能介绍 138138 1 11 1 汽轮机本体设备汽轮机本体设备 138138 1 21 2 调节 保护及连锁调节 保护及连锁 142142 包头第一热电厂汽轮机运行技术标准 目录 Q 109 104 03 12 8 1 31 3 锅炉 发电机规范简要介绍锅炉 发电机规范简要介绍 148148 2 2 汽轮机启动汽轮机启动 149149 2 12 1 汽轮机的启动准则汽轮机的启动准则 149149 2 22 2 启动前的准备启动前的准备 149149 2 32 3 汽轮机冷态启动操作汽轮机冷态启动操作 150150 2 42 4 温态启动温态启动 155155 2 52 5 热态 极热态启动热态 极热态启动 155155 2 62 6 调整抽汽的投入调整抽汽的投入 155155 3 3 汽轮机的运行维护汽轮机的运行维护 157157 3 13 1 运行维护一般注意事项运行维护一般注意事项 157157 3 23 2 汽轮机正常运行的参数控制汽轮机正常运行的参数控制 157157 4 4 汽轮机组的试验汽轮机组的试验 161161 4 14 1 调整系统静态试验调整系统静态试验 161161 4 24 2 汽轮机打闸试验 汽轮机打闸试验 161161 4 34 3 充油压出试验充油压出试验 161161 4 44 4 自动主汽门和高压调速汽门严密性试验自动主汽门和高压调速汽门严密性试验 162162 4 54 5 超速试验超速试验 162162 4 64 6 轴向位移保护试验轴向位移保护试验 164164 4 74 7 轴承振动保护试验轴承振动保护试验 164164 包头第一热电厂汽轮机运行技术标准 目录 Q 109 104 03 12 9 4 84 8 轴承金属温度高保护试验轴承金属温度高保护试验 支持轴承 推力轴承 支持轴承 推力轴承 165165 4 94 9 高压缸胀差大保护试验高压缸胀差大保护试验 165165 4 104 10 发电机故障保护试验发电机故障保护试验 165165 4 114 11 低真空保护试验低真空保护试验 166166 4 124 12 ETSETS 停机保护逻辑传动试验停机保护逻辑传动试验 166166 4 134 13 发电机断水保护试验发电机断水保护试验 166166 4 144 14 低油压保护试验 本条适用于机组大 小修后 低油压保护试验 本条适用于机组大 小修后 167167 4 154 15 交 直流润滑油泵联动试验交 直流润滑油泵联动试验 167167 4 164 16 EHEH 油系统联动保护试验油系统联动保护试验 167167 4 174 17 抗燃油主油泵出口油压低联动试验抗燃油主油泵出口油压低联动试验 169169 4 184 18 高加保护试验高加保护试验 169169 4 194 19 真空严密性试验真空严密性试验 169169 4 204 20 高压遮断电磁阀试验高压遮断电磁阀试验 170170 4 214 21 自动主汽门 调速汽门活动试验自动主汽门 调速汽门活动试验 170170 4 224 22 抽汽逆止门活动试验抽汽逆止门活动试验 171171 4 234 23 水环真空泵入口真空低联动试验水环真空泵入口真空低联动试验 171171 4 244 24 一般水 油泵的联动试验一般水 油泵的联动试验 171171 4 254 25 泵的低水压试验泵的低水压试验 171171 4 264 26 安全门试验安全门试验 172172 包头第一热电厂汽轮机运行技术标准 目录 Q 109 104 03 12 10 4 274 27 试验项目及时间 试验项目及时间 173173 5 5 汽轮机停机汽轮机停机 176176 5 15 1 汽轮机停机方式汽轮机停机方式 176176 5 25 2 停机前的准备工作停机前的准备工作 176176 5 35 3 滑参数停机操作滑参数停机操作 176176 5 45 4 滑参数停机注意事项及停机后的维护滑参数停机注意事项及停机后的维护 177177 5 55 5 额定参数停机额定参数停机 178178 5 65 6 调整抽汽停止调整抽汽停止 179179 6 6 汽轮机事故处理汽轮机事故处理 180180 6 16 1 事故处理总则事故处理总则 180180 6 26 2 事故停机的条件事故停机的条件 180180 6 36 3 紧急故障停机的操作步骤紧急故障停机的操作步骤 181181 6 46 4 事故现象和处理方法事故现象和处理方法 181181 7 7 汽轮机辅机运行规程汽轮机辅机运行规程 192192 7 17 1 辅助设备规范辅助设备规范 192192 7 27 2 辅机设备的检查 维护 事故处理的原则辅机设备的检查 维护 事故处理的原则 199199 7 37 3 电动机的运行电动机的运行 200200 7 47 4 电动调速给水泵电动调速给水泵 202202 7 57 5 除氧器除氧器 209209 包头第一热电厂汽轮机运行技术标准 目录 Q 109 104 03 12 11 7 67 6 EHEH 油系统油系统 212212 7 77 7 盘车装置盘车装置 214214 7 87 8 冷油器冷油器 215215 7 97 9 水环真空泵水环真空泵 215215 7 107 10 冷水塔冷水塔 216216 7 117 11 胶球清洗系统胶球清洗系统 217217 7 127 12 发电机内冷水系统发电机内冷水系统 218218 7 137 13 热力系统及其设备的检查 操作和维护热力系统及其设备的检查 操作和维护 219219 8 8 热力网热力网 224224 8 18 1 热力网设备规范及特性热力网设备规范及特性 224224 8 28 2 热力网启动热力网启动 225225 8 38 3 热力网系统维护热力网系统维护 226226 8 48 4 热力网停运热力网停运 227227 8 58 5 热力网事故处理热力网事故处理 227227 附录附录 A A 228228 汽轮机启动和停机示范曲线图汽轮机启动和停机示范曲线图 228228 附录附录 B B 233233 饱和水蒸汽温度 压力对照表饱和水蒸汽温度 压力对照表 233233 附录附录 C C 234234 包头第一热电厂汽轮机运行技术标准 目录 Q 109 104 03 12 12 汽轮机设计工况热平衡图表汽轮机设计工况热平衡图表 234234 附录附录 D D 241241 机组寿命消耗的分配数据表机组寿命消耗的分配数据表 241241 附录附录 E E 242242 机组净热耗率 汽耗率表机组净热耗率 汽耗率表 242242 附录附录 F F 243243 转子惰走曲线转子惰走曲线 243243 附录附录 G G 244244 启动操作卡启动操作卡 244244 附录附录 H H 257257 汽水油质量标准汽水油质量标准 257257 包头第一热电厂汽轮机运行技术标准 5 机运行 Q 109 104 03 12 1 第一章第一章 5 7 汽轮机运行技术标准汽轮机运行技术标准 1 5 机运行技术标准机运行技术标准 1 1 5 汽轮机主要技术规范和特性说明汽轮机主要技术规范和特性说明 1 1 11 1 1 汽轮机本体规范和说明汽轮机本体规范和说明 本机为 N100 90 535 型 具有七段不调整抽汽 我厂于 83 在 5 机高压缸 排汽管上引出了一套供热抽汽 系双缸串联半分流冲动冷凝式汽轮机 哈尔滨 汽轮机厂制造 投产日期 1980 年 4 月 26 日 其主要技术规范如下 1 1 1 1 额定功率 100MW 1 1 1 2 转速 3000r min 1 1 1 3 额定新蒸参数 a 压力 8 73Mpa 表压 注 以下提到压力单位 Mpa 凡未特殊指明 者外 均为表压 b 主汽温度 5350C 1 1 1 4 额定工况下 保证条件和技术要求 排汽压力 4 90Kpa 绝对压力 循环水入口温度 200C 给水温度 2270C 额定功率时蒸汽耗量 370t h 凝结水流量 257t h 最大功率时蒸汽耗量 415t h 1 1 1 5 面对机头 转子为顺时针方向旋转 汽轮机不允许排大气运行 包头第一热电厂汽轮机运行技术标准 5 机运行 Q 109 104 03 12 2 1 1 1 6 汽轮机的工作参数及允许变化范围 名称单位设计值允许范围极限值 主汽温度 0C 535525 540545 主汽压力8 838 34 9 329 81 速度级压力 Mpa 绝对 4 515 05 1 1 1 7 轴系临界转速 高压转子 2100r min 低压转子 1800 r min 发电机子 1500 r min 1 1 1 8 额定功率下各段抽汽规范 抽汽 段数 抽汽 部位 级 后 额定抽汽 压力 Mpa 绝对 最大工况 抽汽压力 Mpa 绝对 最大工况 抽汽温度 0C 额定 抽汽 量 t h 最大 工况 抽汽 量 t h 供热对象 一42 893 21406 51823 8 6 二71 741 913402530 8 5 高 加 三100 961 0627013 89 9除氧器 四130 430 4718715 217 3 4 五150 200 231247 39 6 3 六16 210 120 14108 715 417 5 2 七18 230 0380 0427715 418 7 1 低 加 1 1 1 9 汽轮机本体主要由前轴承箱 高压缸 低压缸 高压转子 低压转子 等部件组成 低压缸为分流式 有两个排汽口 汽轮机用半挠性靠背轮直接带 包头第一热电厂汽轮机运行技术标准 5 机运行 Q 109 104 03 12 3 动 TQN 100 2 型氢冷交流发电机 1 1 1 10 汽轮机有两条主蒸汽管 新蒸汽经自动主汽门及其后四根导管分别进 入四个调速汽门 1 2 调速汽门控制 17 个喷咀 3 调速汽门控制 16 个喷咀 4 调速汽门控制 7 个喷咀 蒸汽经高压缸后 由两根向两侧倾斜 300的导汽管 从上部引入低压缸中部 然后向前后分流进入两侧低压缸 本机供热抽汽从高压缸排汽管上抽出 当 0 12MPa 系统汽量不足时 本机 可自动或电动调整其五段抽汽压力 1 1 1 11 沿汽轮机中心线在前轴承箱和低压缸基础架与台板间 设有纵向滑销 在低压缸中部前侧两个基架上设有两个横销 纵销中心线与横销中心线的交叉 点 便构成汽轮机的死点 汽缸便以此点为中心向前后左右膨胀 1 1 1 12 汽轮机正常运行时 主油泵一方面供 1 96Mpa 的调速油 另一方面经 1 射油器供压力为 0 1Mpa 的油至主油泵和 3 射油器入口 经 2 射油器供压力 为 0 25Mpa 的油经冷油器送往润滑系统 置于润滑油系统的溢油阀 保持润滑 油压为 0 08Mpa 左右 发电机密封瓦用油 一般由密封油泵供给 亦可由 3 射 油器提升油压至 0 74Mpa 供给 机组启动过程中 高压油泵供调速油和润滑油 密封油泵或 3 射油器供发电机密封油 1 1 1 13 汽轮机高低压转子之间和低压转子与发电机之间 用半挠性波形靠背 轮连接 汽轮机高低压转子共有 25 级叶轮 高压转子共有 15 级叶轮 其中调 节级为双列速度级 其余 14 级为压力级 前 11 级叶轮与主轴锻成一体 后 4 级叶轮热套在主轴上 低压转子共有 10 级叶轮 前后对称分别各为 5 级 末 级叶轮平均直径为 2000mm 末级动叶片工作部分长度为 665mm 1 1 1 14 汽轮发电机组主轴承采用三油楔轴承 机组装有电动高速盘车转速的 启动时间为 8 12 秒 1 1 1 15 本机主油箱容积为 14m3 油系统总容积为 16 m3 使用国产 22 透平油 油箱中部有两层滤网 滤网前后设有浮漂式油位计 油箱内装有两台射油器 其 1 供油至主油泵及 3 射油器入口 油箱内装设两台射油泵 其中 1 供油至 包头第一热电厂汽轮机运行技术标准 5 机运行 Q 109 104 03 12 4 主油泵及 3 射油器入口 2 供油至润滑油系统 主油箱油位每变化 1mm 折合油 量约 8 3Kg 1 1 1 16 在润滑油系统内 设有三台立式冷油器 其油侧可并联或串联运行 1 1 21 1 2 汽轮机辅助设备规范和说明汽轮机辅助设备规范和说明 1 1 2 11 1 2 1 凝汽器规范 凝汽器规范 型号N 6815 1冷却水量15420t h 冷却面积6815m2冷却水入口温度200C 排汽量257t h水流回路双流程 铜管根数5168 2 根水侧充满水后全重223 7t 铜管规格 25 1 8470汽侧充满水后全重362 7t 汽侧工作压力4 91Mpa 绝对 水侧工作压力0 245Mpa 1 1 2 21 1 2 2 凝结器内减温水规范 凝结器内减温水规范 型号My 25 280 1减温后压力 KPa 20 4 绝对 蒸汽流量 t h 25减温前温度2800C 减温前压力 Mpa 2 35减温后温度 0C 60 50C 1 1 2 31 1 2 3 冷油器规范 冷油器规范 型号YL 60 1铜管根数512 根 冷却面积60 m2最高冷却水温 0 330C 包头第一热电厂汽轮机运行技术标准 5 机运行 Q 109 104 03 12 5 入口油温550C出口油温C40 500C 耗水量130t h铜管规格 mm H68 黄铜 19 1 冷却油量 t h 73 5t h 1 1 2 41 1 2 4 射水器规范 射水器规范 项目项目 名称名称 型号喉部真空 Mpa 耗水量 t h 工作水压 Mpa 工作水温 0C 抽空气量 Kg h 机射水器WX 400 004 绝 4600 35 2040 1 1 2 51 1 2 5 转子顶起参数转子顶起参数 轴瓦号123456 荷重 t 4 57 610101818 顶起油膜厚度 mm 0 04 顶起后油压 Mpa 1 061 932 552 554 694 26 顶起后油量 cm3 s 90 110 190 190 260 270 包头第一热电厂汽轮机运行技术标准 5 机运行 Q 109 104 03 12 6 1 1 2 61 1 2 6 各多级水封型号各多级水封型号 1 2 3 加热器 4 加热器轴封冷却器 SF 2 4 5 520SF 8 4 5 586SF 5 2 7 240 1 1 2 71 1 2 7 各加热器规范 各加热器规范 名称编号123456轴加 型号DR200 3DR200 4 GJ 350 5 GJ 350 6 QL 25 1 加热面积 m3 20035025 汽侧压力 Mpa 0 391 672 84 93Kpa 绝对 汽侧温度 77108124187339405 水侧温度 0C 98138200228 水侧压力 Mpa 1 4717 661 47 水侧试验压力 Mpa 1 8626 491 86 汽侧试验压力 Mpa 0 982 163 630 147 包头第一热电厂汽轮机运行技术标准 5 机运行 Q 109 104 03 12 7 1 1 2 81 1 2 8 各泵规范 各泵规范 型号 转速 r min 流量 m 3 h 出口压力 Mpa 功率 KW 循环水泵48sh 22485100000 18586 凝结水泵7LNS 414802801 27127 加热器疏水泵4N6 22950501 1827 3 主油泵离心式30001831 96 射水泵14SH 19145012600 26102 高压油泵150Y1 150 2B 29501552 18156 润滑油泵YS150 50B 1 29501440 3418 5 氢冷水泵10Sh 1314804860 2340 2 密封氢侧40y1 40 2B29505 40 592 94 油泵空侧50y1 602950130 625 87 顶轴油泵ZBD 40250040m1 转20 6 27 5 工业水泵8BA 1214502800 2926 9 立式排水泵3PNL14701080 2014 7 自吸泵125WFB A229001000 177 项 目 规 范名 称 包头第一热电厂汽轮机运行技术标准 5 机运行 Q 109 104 03 12 8 1 1 2 91 1 2 9 各电动机规范各电动机规范 型号 转速 r min 电压 V 电流 A 功率 KW 循环水泵Y800 12 143049530002531000 凝结水泵JS1117 4L31470380332180 加热器疏水泵JO2L 82 8296038074 340 射水泵JS116 41480300030 6125 高压油泵JK 124 22950300054240 交流JO2 71 229403804222润滑 油泵直流Z2 623000220114 222 顶轴油泵JO2 72 872038035 817 氢冷水泵JO2 91 41470380102 555 排烟机112 228003808 24 盘车马达JQO2 72 4T2147038058 530 空侧交流密封油泵BJO2 51 2293038019 910 空侧直流密封油泵Z2 413000220315 5 氢侧交流密封油泵BJO2 32 229203808 124 氢侧直流密封油泵Z2 32300022021 654 工业水泵JO2 82 4147038075 140 立式排水泵Y180L 4 V11470380 项 目 规 范名 称 包头第一热电厂汽轮机运行技术标准 5 机运行 Q 109 104 03 12 9 1 1 31 1 3 发电机组规范 发电机组规范 TQNTQN 100100 2 2 型发电机规范 型发电机规范 有功功率视在功率静子电压静子电流功率因数入口风温氢气压力 MWKVAKVACOS MPa 12500068700 830 11750064750 8540 0 2 100 147200 10 5 81000 85400 242 1 1 41 1 4 汽轮发电组正常运行中控制数据汽轮发电组正常运行中控制数据 包头第一热电厂汽轮机运行技术标准 5 机运行 Q 109 104 03 12 10 序号名称单位额定值允许范围极限备注 1压力MPa8 838 34 9 229 81 2温度 535525 540545 主汽温度 达 540 超过 30 分 钟应停机 3 主 蒸 汽 流量t h370415 4速度级压力4 515 05 512 893 21 621 741 91 730 961 06 840 430 47 950 200 23 1060 120 14 11 抽 汽 段 压 力 7 MPa 0 0380 042 12凝汽器真空KPa85 1 61 18KPa 减负荷到 0 46 55KPa 以下停机 13压力KPa 绝4 90 14温度 0 078 汽温 0C 230 260调速油压 Mpa 1 67 真空 Kpa 53 5 60盘车装置运行正常 冷油器出口油温 0C 30前后轴封无磨擦声 1 2 2 31 2 2 3 冲车 升速 并列 接带负荷 冲车 升速 并列 接带负荷 1 2 2 3 1 联系电气及锅炉值班人员 说明本机将冲车 投入机保护开关 当 DEH 转入转速控制方式 根据汽轮机高压缸内上缸壁温度自动选择机组热 状态 运行人员可以改变 这一设定 当运行人员设定目标转速后 机组将按照自动选择的热状态升速曲线自 动升速 在升速过程中 当达到暖机转速时 DEH 将自动进行暖机 当暖 机结束后 机组继续升速 1 2 2 3 2 当机组转速超过 40 5r min 时 盘车装置应自动脱开 此时将盘车 马达开关断开 1 2 2 3 3 转子冲动后 关凝疏管电动门及疏水减温器减温水门 导管疏水门 和主汽管排大气疏水门 1 2 2 3 4 联系锅炉 按滑启曲线升温升压 1 2 2 3 5 当汽轮机转速处于临界转速区时 不允许在这些区间停留 此时 此时 DEH 保持 和修改升速率操作均无效 当运行人员人为修改目标转速 且错误设定在临界转速区时 DEH 自 动将目标转速修改为该区间的下限值 过临界时 DEH 自动提高升速率为 400r min 1 2 2 3 6 汽缸法兰内外壁温差 500C 差胀达 0 5 1 0mm 时 投入法加 汽轮 机启动过程中 保持法兰内外壁温差 500C 1 2 2 3 7 转速升至 2800r min 以上 主油泵出口压力 1 67Mpa 时 关闭高压 油泵出口门 停高压油泵 确证动力油压正常后 再开启高压油泵出口门备用 包头第一热电厂汽轮机运行技术标准 5 机运行 Q 109 104 03 12 18 1 2 2 3 8 维持 3000r min 联系锅炉 保持汽温 汽压稳定 全关调速汽门疏 水门 1 2 2 3 9 冷油器出口油温 400C 投入冷油器水侧 保持冷油器出口油温在 40 450C 发电机入口风温 300C 投入氢冷器水侧 1 2 2 3 10 定速后 按有关规定进行调速系统静态关系整定及其它试验 试验 完毕 对机组进行全面检查 确证各部正常后 发出 自动同期 指令 同时 投入低真空 逆止门 超速保护 1 2 2 3 11 发电机并网后 此时 DEH 将自动控制机组接带 6MW 初始负荷 并处 于 负荷自动 方式下运行 若功率信号正常 机组并网瞬间 DEH 将自动转 入 阀位控制 方式 运行人员应手动控制机组接带初始负荷 根据胀差 汽 缸温度 通知 6 炉值班人员按启动曲线升温升压 接带负荷 带负荷暖机时间规定如下 带负荷暖机时间规定如下 5MW 下暖机40 均匀增加负荷至 30MW30 30MW 下暖机30 均匀增加负荷至 50MW20 50MW 下暖机20 均匀增加负荷至 100MW30 总计时间170 min 1 2 2 3 12 待凝结水水质合格 联系除氧器值班员后 凝结水倒排除氧器即 关凝结水事故放水门 开启 4 低加出口水门 投入凝结水泵联动开关 1 2 2 3 13 当负荷增至 30MW 时 高压缸一道轴封漏汽排至除氧器 启动低加 疏水泵 关闭 2 低加至凝汽器疏水门 全关各抽汽逆止门前后疏水门 1 2 2 3 14 下缸内壁温度升至 3500C 以上 法兰内外壁温差 200C 高压缸胀差 0 03mm 超过 0 05mm 应设法消除 如运行中汽轮机的振动值明显增大 应及时汇报领导 查明原因 如出现汽轮机内部故障象征或振动突然增大 0 05mm 应立即打闸停机 汽轮机 启动过程中 应按规定的曲线控制蒸汽参数的变化 当 10 分钟内 主汽温度上 升或下降 500C 或主蒸汽温度直线下降 500C 时 应立即打闸停机 1 2 2 4 4 汽轮机启动过程中 因故停机 停机后应按规程要求进行盘车 如 动静部分磨擦严重或盘车不动 不可强行盘车 待磨擦消除后 方可投入连续 盘车 1 2 2 4 5 汽轮机启动过程中 主蒸汽过热度较低时 由于调速汽门开度大幅 度变动或其它原因使主蒸汽压力突然升高 可能引起汽轮机一定程度的水冲击 此时应严密监视汽轮机振动 串轴等数值 如有异常 应立即打闸停机 1 2 2 4 6 启动 升速 带负荷过程中应控制下列数据 项 目单 位控制数值 高压缸 3 0 1 差胀 低压缸 mm 3 0 1 法兰与丝对 20 金属温差 上 下 左 右 10 排汽温度空负荷 0C 100 包头第一热电厂汽轮机运行技术标准 5 机运行 Q 109 104 03 12 20 带负荷后80 主蒸汽 导管 4 调速汽门 自动主汽门 3温升速度 汽缸壁 0C min 2 1 2 2 4 7 及时调整凝汽器水位 避免亏 满水 尤其在升速和带负荷以后更 应注意 1 2 2 4 8 如果高压加热器不能随机启动 应将其进汽门及疏水至除氧器 4 低加的门全关 高加空气门关闭 开启汽侧放水门 全开水侧旁路门 关其出 入口电动门 给水走旁路 1 2 2 4 9 当相对膨胀增大至 2mm 时 应联系锅炉停止升温 升压 延长暖机 时间 适当增大法兰 丝对加热装置进汽量 如果差胀值继续上升 可用降低 凝汽器真空的方法来调整 并检查法加投入是否正常 1 2 2 4 10 差胀出现负值时 应适当减少法兰 丝对加热装置进汽量 联系锅 炉提高主蒸汽温度 压力 加快升速或增加负荷 1 2 2 4 11 在法兰 丝对热装置投入期间 一定要按时记录各金属温度并认真 分析 严格控制各温差值在规定范围之内 1 2 2 4 12 为了防止启动过程中除氧器水位下降 可提前启动凝结水泵换水冲 洗凝汽器 1 2 2 51 2 2 5 5 5 机组滑启曲线机组滑启曲线 包头第一热电厂汽轮机运行技术标准 5 机运行 Q 109 104 03 12 21 1 2 3 汽轮机额定参数启动汽轮机额定参数启动 启动前的系统检查 准备和操作 原则上同滑参数启动 1 2 3 11 2 3 1 主蒸汽暖管 主蒸汽暖管 1 2 3 1 1 通知锅炉 将它方备用炉主汽门关闭严密 稍开 17 米处 6 7 炉主 蒸汽联络门进行低压暖管约 40 分钟 1 2 3 1 2 低压暖管完毕 逐渐开大 17 米处 6 7 炉主蒸汽联络门 以 5 0 2MPa min 的速度提升主汽压至定压 全开该联络门 1 2 3 21 2 3 2 启动暖机 启动暖机 1 2 3 2 1 启动高压油泵 停止润滑油泵 1 2 3 2 2 自动主汽门挂起 但调速汽门不得开启 稍开电动主闸门旁路门进 行二次暖管约 15 分钟 当自动主汽门温度接近门前温度时 可全开电动主闸门 的旁路门 1 2 3 2 3 开调速汽门冲车 保持 300 500r min 进行低速暖机约 20 分钟 转 子冲动以后 盘车装置应自动脱开 此时应断开盘车马达的操作开关 1 2 3 2 4 低速暖机完毕 全面检查各处均正常后 将转速以 150r mi 的速度 提升转速至 1300r mi 进行中速暖机 80 90 分钟 1 2 3 2 5 投入法兰丝对加热装置 注意进汽门的开度要小 操作要缓慢 1 2 3 2 6 中速暖机应达到下列标准 绝对膨胀 5mm 下缸内壁温度 150 相对膨胀 2 5mm 1 2 3 2 7 中速暖机完毕 全面检查各处均正常后 以 150r min 的速度提升转 速至 2300r min 进行高速暖机约 40 分钟 注意通过临界转速时 应以 包头第一热电厂汽轮机运行技术标准 5 机运行 Q 109 104 03 12 22 300 600r min 的速度加还通过 不得停留 1 2 3 2 8 高速暖机应达到下列标准 绝对膨胀 8mm 下缸内壁温度 250 相对膨胀 2 5mm 1 2 3 2 9 高速暖机完毕 全面检查各处均正常后 以 150r min 的速度提升转 速至 3000r min 停止高压油泵 经打闸及有关试验 确证一切正常后 恢复至 定速 1 2 3 2 10 通知电气人员汽机具备发电机并列条件 1 2 3 2 11 发电机并列后 全开电动主闸门全关其旁路二次门 1 2 3 2 12 其它操作同滑参数启动 1 2 3 31 2 3 3 额定参数启动时间汇总表 额定参数启动时间汇总表 状态时间 min 低压暖管 40 低压至定压 40 冲车 低速暖机 20 低速升中速 5 中速暖机80 90 中速升高速 5 高速暖机 40 高速升定速 5 时间总计235 245 1 2 4 汽轮机热状态启动汽轮机热状态启动 1 2 4 1 高压缸速度级上缸内壁温度在 200 以上为热状态 1 2 4 2 热状态启动除遵守冷态滑参数启动的有关规定外 对热态滑参数启动 的特殊要求如下 1 2 4 2 1 主蒸汽温度的过热度不得小于 80 1 2 4 2 2 主蒸汽温度应比速度级上缸内壁温度高 50 以上 但最高不得超过 额定值 1 2 4 2 3 上下汽缸温差 50 1 2 4 2 4 测大轴弯曲不大于原始值的 0 02mm 1 2 4 2 5 冷油器出口油温在 35 40 1 2 4 2 6 真空在 53 3 66 7KPa 1 2 4 3 汽轮机热态启动应先送轴封后抽真空 轴封汽源用 0 8 0 13MPa 蒸汽 给 供轴封前要充分疏水和暖管 包头第一热电厂汽轮机运行技术标准 5 机运行 Q 109 104 03 12 23 1 2 4 4 热状态滑启 其暖机和升速时间的控制 应根据速度级下缸金属温度 在冷态滑启工况图上查出相应的工况点为准 为了减少转子和汽缸的收缩 暖 机转速未达到水准时 应以 200r min 的速度将转速提升至此工况的相应水准 要以汽轮机金属温度不下降为原则 工况点以后 按冷态滑启速度暖机和带负 荷 1 2 4 5 热状态滑启特点是 汽轮机启动前各部件温度较高 启动中为了减少 汽轮机收缩 在相应的工况点以前 要求启动或增加负荷速度较快 故在送轴 封前 要联系锅炉等有关专责同时做好充分准备 通知电气 做好发电机并网 的准备工作 1 2 4 6 热状态启动前要适当延长主蒸汽二次暖管时间 直到主汽门 导管温 度接近主蒸汽温度 1 2 4 7 机组热态启动 出现异常振动应立即打闸停机 并查明原因 不允许 降速暖机 1 2 5 汽轮机滑停及注意事项汽轮机滑停及注意事项 1 2 5 11 2 5 1 停机前的准备工作 停机前的准备工作 1 2 5 1 1 接到停机命令后 通知各岗位值班员 1 2 5 1 2 试交 直流润滑油泵 顶轴油泵及盘车马达均运行正常 1 2 5 1 3 确认主汽阀和调节汽阀 抽汽逆止阀灵活 无卡涩现象 1 2 5 21 2 5 2 滑参数停机操作 滑参数停机操作 1 2 5 2 1 确认 DEH 系统为 自动 方式运行 1 2 5 2 2 切除负荷限制 主汽压力限制 TPC 及 CCS 控制 1 2 5 2 3 主蒸汽在额定参数下 将负荷由 100MW 逐渐减到 80MW 通知锅炉按 滑停曲线降温 降压 降负荷 同时逐渐开大调速汽门直至接近全开 1 2 5 2 4 负荷由 80MW 减到 70MW 时 主蒸汽压力不得低于 7 85Mpa 汽温不得 低于 500 确证 0 12Mpa 蒸汽已由其它机组供给后 停止本机五段抽汽对外 供汽 包头第一热电厂汽轮机运行技术标准 5 机运行 Q 109 104 03 12 24 1 2 5 2 5 5 高加进汽压力低于 0 69Mpa 时 将其疏水倒向 4 低加 关闭至除 氧器疏水门 1 2 5 2 6 负荷低于 50MW 关闭三段抽汽至除氧器电动门 如单机运行 关三段 抽汽电动门之前应将除氧器用汽倒为 0 8 1 3 Mpa 蒸汽供给 1 2 5 2 7 主蒸汽温度低于法兰内壁温度时 投入法兰丝对加热装置 1 2 5 2 8 负荷减至 30MW 时 进行下列操作 a 开启 2 1 低加疏水门 停低加疏水泵 b 关闭高压缸前汽封至除氧器漏汽门 c 高压缸差胀出现负值时 投入前轴封高温汽源 压力保持在高于一道漏汽压 力 0 15 0 2Mpa 高压缸差胀负值增加时 应减慢降温 降压速度 1 2 5 2 9 主蒸汽温度低于 350 时 开启车室和各段抽汽疏水 1 2 5 2 10 车室膨胀 8mm 主蒸气温度低于 300 主蒸汽压力 2 0 3 0Mpa 时 逐渐关小调速汽门 将负荷减到零 1 2 5 2 11 将自动主汽门关至 40 mm 通知锅炉 手打危急保安器 启动交流 润滑油泵 关闭 1 2 管电动主闸门 检查自动主汽门 调速汽门及各段抽汽 逆止门自动关闭 1 2 5 2 12 通知电气解列发电机 1 2 5 2 13 发电机解列后 做下列工作 a 解除机保护 b 停止法兰 丝对加热装置 c 调整前轴封高温汽源压力 使一道漏汽压力 0 15Mpa d 关闭 4 低加出口水门 调整凝结水再循环门开度至适当位置 e 关闭射水抽气器空气门 开真空破坏门 1 2 5 2 14 启动交流润滑油泵 记录转子惰走时间 倾听机内声音 1 2 5 2 15 转子静止 顶轴盘车 1 2 5 2 16 真空降至 6 7 13 3Kpa 时 停用高压缸前轴封高温汽源 1 2 5 2 17 真空到零 停止轴封供汽及射水泵 包头第一热电厂汽轮机运行技术标准 5 机运行 Q 109 104 03 12 25 1 2 5 2 18 开启车室 导管 调速汽门等有关疏水和防腐门 1 2 5 2 19 冷油器出口油温低于 40 停止冷油器水侧 发电机入口风温低于 30 停空冷器水侧 1 2 5 2 20 排汽缸温度低于 50 停凝结水泵及循环水泵 1 2 5 2 21 停机过程中 打闸前每 15 分钟 打闸后每 1 小时记录一次金属温 度 直至上缸内壁温度低于 120 1 2 5 31 2 5 3 滑参数停机中注意事项及控制数据 滑参数停机中注意事项及控制数据 1 2 5 3 1 停机注意事项 1 2 5 3 1 1 滑参数停机的主要目的是缩短机组冷却过程 为停机后的检修争 取时间 为此每次滑停时尽可能把速度级下缸金属温度滑得低一些 一般应滑 到 300 以下 1 2 5 3 1 2 滑停时 汽轮机处于非设计工况下运行 负荷在 50MW 以上时 因 主汽量大 降温速度应慢些 随着汽温 汽压下降 蒸汽比容逐渐增大 为此 要特别注意汽轮机轴向推力及差胀变化 如推力瓦块温度升高很多或超过 750C 时 应停止降温 降负荷 待瓦块温度正常后再降温 降压 1 2 5 3 1 3 主汽温度 压力的下降速度要严格控制 主汽温度要有 800C 以上 的过热度 1 2 5 3 1 4 滑停中 高低压缸差胀出现较大负值时 应适当减慢滑降速度 1 2 5 3 1 5 主汽温降至 3000C 汽压降至 2 3Mpa 应尽快将负荷减至 0 打 闸停机 以防转子收缩过多 1 2 5 3 1 6 减负荷中 注意调整凝结水再循环门及 4 低加出口电动门 保持 凝汽器水位正常 1 2 5 3 1 7 停机中及停机后 为控制低压缸差胀 排汽缸温度不应超过 700C 否则应投入喷雾水降温 1 2 5 3 1 8 停机后若高压缸负差胀继续增加 超过 1 0mm 并且高压缸前后轴 封有明显的磨擦声时 应停止连续盘车 改为每 1 小时盘车 1800直至正常 1 2