600MW发电机组规程

1 1 机组主要控制系统 1 1 燃烧管理系统 BMS 1 1 1 BMS 主要功能 1 1 1 1 点火前炉膛吹扫 1 1 1 2 油燃烧器自动管理 1 1 1 3 煤燃烧器自动管理 1 1 1 4 二次风挡板联锁控制 1 1 1 5 火焰监视 1 1 1 6 有关辅机的启停和保护 1 1 1 7 主燃料跳闸 1 1 1 8 减负荷控制 1 1 1 9 联锁和报警 1 1 1 10首次跳闸原因记忆 1 1 1 11与上位机通讯 1 2 协调控制系统 CCS 1 2 1 CCS 主要功能 1 2 1 1 控制锅炉的汽温 汽压及燃烧率 1 2 1 2 改善机组的调节特性增加机组对负荷变化的适应能力 1 2 1 3 主要辅机故障时进行 RUNBACK 处理 1 2 1 4 机组运行参数越限或偏差超限时进行负荷增减闭锁 负荷快速增减以及跟踪等处理 1 2 1 5与 BMS 配合 保证燃烧设备的安全运行 1 2 2 机组协调控制系统基本运行方式 1 2 2 1 汽机跟随的运行方式 在这种运行方式下锅炉通过改变燃烧率以调节机组负荷 而汽机则 通过改变调门开度以调节主汽压力 1 2 2 2 锅炉跟随的运行方式 在这种运行方式下锅炉通过改变燃烧率以保持主汽压力不变 而汽 机则通过改变调门开度以调节机组负荷 1 2 2 3 协调方式 这种运行方式是锅炉跟随的协调方式 机炉作为一个整体联合控制机组负荷及 主汽压力 1 3 数字电液调节系统 DEH A 1 3 1 主要功能 1 3 1 1 汽机转速控制 1 3 1 2 自动同期控制 1 3 1 3 负荷控制 1 3 1 4 一次调频 1 3 1 5 协调控制 1 3 1 6 快速减负荷 RUNBACK 1 3 1 7 主汽压控制 TPC 1 3 1 8 多阀 顺序阀 控制 2 1 3 1 9 阀门试验 1 3 1 10OPC 控制 1 3 1 11汽轮机自动控制 ATC 1 3 1 12双机容错 1 3 1 13与厂用计算机 DAS 系统或 DCS 通讯 实现数据共享 1 3 1 14手动控制 1 3 2 自动调节系统 1 3 2 1 转速控制 在不同的转速范围 阀门状态如下表所示 a a 不带旁路主汽门启动时 BYPASS OFF 阀门冲转前0 2900r min阀切换 2900r min 2900 3000r min TV全关控制控制 全开全开 GV全关全开全开 控制控制 IV全关全开全开全开 b b 带旁路启动时 BYPASS ON 阀门冲转前0 2600r min阀切换至主汽门 控制 2600r min 阀切换至调门控 制 2900r min 2900 3000r mi n TV全关全关全关 控制控制 全开全开 GV全关全开全开全开 控制控制 IV全关控制控制 全开全开全开 1 3 2 2 负荷控制 负荷调节是三个回路的串级调节系统 通过对高压调门的控制来调节机组负荷 其运行方式 如下 方式调节级压力回路 WS 功率调节回路 MW 转速一次调频回路 IMP 说明 阀位控制OUTOUTOUT阀门位置给定控制 定协调OUTINOUT 功 频运行INININ参与电网一次调频 纯转速调节INOUTOUT 1 3 2 3 其它调节 a a 自动同步调节 AS b b 协调控制 CCS c c 快速减负荷 RUNBACK d d ATC 控制 1 3 2 4 OPC 保护系统 a a 中压排汽压力 IEP 30 时 发电机出口断路器断开或主变出口断路器同时出现断开时 OPC 电磁阀动作关闭 GV IV 延时 5 秒后 转速 n103 关 GV IV n35 外缸 42 3 1 2 16胀差达极限值 3 1 2 17汽轮机监控仪表 TSI 未投入或失灵 8 3 1 2 18润滑油和抗燃油油箱油位低 油质不合格 润滑油进油温度不正常 3 1 2 19密封油备用泵 交流润滑油泵 直流事故油泵及 EH 油泵任一油泵故障 润滑油系统 抗 燃油供油系统故障和顶轴装置 盘车装置失常 3 1 2 20汽机旁路调节系统工作不正常 3 1 2 21汽水品质不符合要求 3 1 2 22发电机 AVR 工作不正常 3 1 2 23柴油机不能正常备用 3 1 2 24发电机最低氢压低于 0 2MPa 3 1 2 25发电机氢气纯度 98 3 1 2 26发电机定子冷却水水质不合格 3 1 2 27直流 保安电源工作不正常 3 1 2 28保温不完整 3 1 2 29发现有其它威胁机组安全启动或安全运行的严重缺陷时 3 1 3 机组主要检测仪表 3 1 3 1 转速表 3 1 3 2 转子偏心度表 3 1 3 3 转子轴向位移指示 3 1 3 4 高 中压主汽阀 调节阀的阀位指示 3 1 3 5 高 低旁路阀位 温度指示 3 1 3 6 凝汽器 加热器 除氧器 疏水箱水位计及油箱油位计 3 1 3 7 润滑油 EH 油系统的压力表 3 1 3 8 轴承温度表 3 1 3 9 凝汽器真空表 3 1 3 10主蒸汽 再热蒸汽 高中低压缸排汽压力及温度表 3 1 3 11主要的汽缸金属温度表 3 1 3 12机组振动记录表 3 1 3 13汽机总胀及胀差表 3 1 3 14主蒸汽 凝结水流量表 3 1 3 15汽包水位计 3 1 3 16炉膛负压表 3 1 3 17发电机氢气纯度 氢气压力表 3 1 3 18发电机电压表 电流表 频率表 同步表和主变温度表 3 1 3 19发电机有功功率表和无功功率表 3 1 3 20发电机定子冷却水导电度表 3 1 4 主要控制及调节装置 3 1 4 1 模拟量控制系统 MCS 包括以下内容 a a 单元机组协调控制 b b 炉膛压力控制 c c 二次风量控制 d d 一次风压力控制 e e 燃尽风门挡板控制 f f 油风门挡板控制 g g 燃油压力控制 9 h h 磨煤机 A B C D E F 控制 包括磨煤机负荷 风量 温度控制 i i 空预器冷端平均温度控制 j j 暖风器疏水箱水位控制 k k 主蒸汽温度控制 l l 再热蒸汽温度控制 m m 给水流量控制 n n 凝汽器水位控制 o o 除氧器水位 压力控制 p p 1 2 3 高加水位控制 q q 5 6 7 8 低加水位控制 3 1 4 2 基地式调节系统包括以下内容 a a 高压轴封供汽温度调节 b b 低压轴封供汽温度调节 c c 主蒸汽轴封供汽压力调节 d d 辅助蒸汽轴封供汽压力调节 e e 冷再至轴封联箱蒸汽压力调节 f f 辅助蒸汽轴封供汽压力调节 g g 汽封联箱溢流压力调节 h h 高排至凝汽器温度调节 i i 后汽缸喷水压力调节 j j 汽轮机润滑油温度调节 r r 发电机氢温度控制 k k 发电机密封油温度调节 l l 发电机定子水温度调节 m m 励磁机风温调节 3 1 4 3 机组启动状态划分 3 1 4 4 机组热态 汽轮机第一级金属温度和中压持环金属温度都大于或等于 121 3 1 4 5 机组冷态 汽轮机第一级金属温度或中压持环金属温度小于 121 3 2 启动前检查及联锁 保护传动试验 3 2 1 启动前试验项目 3 2 1 1 电动门 气动门传动试验 3 2 1 2 转动设备静态试验 3 2 1 3 各转动设备的低水压 低油压试验 3 2 1 4 DEH 传动试验 3 2 1 5 热工保护试验 3 2 1 6 电气保护试验 3 2 1 7 机 电 炉大联锁联动试验 3 2 2 启动前试验方法 3 2 2 1 见试验规程 3 3 启动前检查准备 3 3 1 启动前检查 10 3 3 1 1 机组检修工作完工 所有工作票注销 3 3 1 2 楼梯 栏杆 平台应完整 通道及设备周围无妨碍工作和通行的杂物 3 3 1 3 所有的烟风道 系统应连接完好 各人空门 检查孔关闭 管道支吊牢固 保温完整 3 3 1 4 厂房内各处的照明良好 事故照明系统正常 3 3 1 5 厂房内通讯系统正常 3 3 1 6 消防水系统正常 消防设施齐全 3 3 1 7 锅炉本体各处膨胀指示器正常 3 3 1 8 所有的吹灰器及锅炉烟温探针均应退出炉外 3 3 1 9 炉膛火焰电视摄像装置完好 3 3 1 10电除尘振打装置 排灰系统正常 3 3 1 11炉底水封良好 无积灰 溢水正常 3 3 1 12检查省煤器排灰斗内无杂物 投入水封水 3 3 1 13磨煤机石子煤排放系统正常 具备投运条件 3 3 1 14出灰 出渣系统正常 可随时投入运行 3 3 1 15按照 锅炉启动上水检查操作标准 检查锅炉汽水系统具备锅炉上水条件 3 3 1 16汽轮机本体各处保温完整 3 3 1 17汽轮机各高中压主汽门 调门及控制机构正常 3 3 1 18汽轮机滑销系统正常 缸体能自由膨胀 3 3 1 19排汽缸安全门完好 3 3 1 20主油箱事故放油门关闭 应加铅封 3 3 1 21确认电气设备各处所挂地线 短路线 标示牌 脚手架等安全设施已拆除 常设栅栏警告 牌已恢复 3 3 1 22摇测发电机定子绝缘 确认绝缘电阻值不应降低到前次的 1 3 3 3 1 23摇测发电机转子绝缘 确认绝缘电阻值 1M 以上 3 3 1 24摇测励磁机回路绝缘 确认绝缘电阻值 1M 以上 3 3 1 25确认发电机出口开关和励磁开关正常 3 3 1 26确认发电机转子励磁回路接地监测装置动作正常 3 3 1 27检查交流励磁机 副励磁机接地线完好 3 3 1 28检查发电机中性点接地变完好投入 3 3 1 29检查发电机出口 PT 完好投入 二次开关合上 3 3 1 30检查发电机大轴接地碳刷装置完好 3 3 1 31发电机系统接地刀闸拉开及接地线全部拆除 3 3 1 32检查发电机定冷水汇流环接地刀闸合好 3 3 2 系统投入 3 3 2 1 直流系统投入 3 3 2 2 厂用电系统投入 所有具备送电条件的设备均已送电 3 3 2 3 UPS 系统投入 3 3 2 4 投入循环水系统 工业水系统 闭式水系统 3 3 2 5 点火前 24 小时除尘器灰斗及绝缘子加热投入 3 3 2 6 投入厂用压缩空气系统 3 3 2 7 点火前 4 小时启动空气预热器 3 3 2 8 点火前 4 小时投入各引风机 送风机及密封风机润滑油站 3 3 2 9 点火前 1 小时 联系燃油泵站启动供油泵 并将炉前燃油系统打循环 注意检查燃油系统 无漏油现象 11 3 3 2 10投入润滑油系统 检查密封油备用泵 交流润滑油泵运行正常 确认润滑油压 0 12MPa 直流润滑油泵控制开关投 自动 投入密封油系统运行 调整空侧密封油压比发电机内 气体压力大 0 084MPa 密封油空 氢侧压差小于 0 49kPa 3 3 2 11发电机置换氢气 确认补水箱水质合格且定子排空气已尽 投入发电机内冷水系统 启动 顶轴油泵 投入连续盘车 记录有关参数 3 3 2 12投入抗燃油系统 3 3 2 13投入辅助蒸汽系统 3 3 2 14启动补充水泵 向凝汽器注水 3 3 2 15投入凝结水系统 凝汽器冲洗水质直至合格 启动炉上水泵向除氧器上水 除氧器冲洗水 质合格 启动除氧器循环泵 投入加热系统 投入电动给水泵暖泵系统 3 4 机组冷态启动 3 4 1 锅炉上水 3 4 1 1 启动电动给水泵 当除氧器水质合格后 锅炉开始上水 3 4 1 2 机组大修后启动 应在上水前记录锅炉膨胀指示器一次 3 4 1 3 锅炉上水水质要求 达到以下条件 锅炉方可以上水 电导率 us cm 1 SIO2 us kg 60 Fe us kg 50 Cu us kg 15 Na us kg 20 3 4 1 4 锅炉上水时要求炉水循环泵已注水或保持连续注水状态 3 4 1 5 调整电泵勺管 维持电泵出口压力 5 0 8 0MPa 打开电泵出口旁路调整阀 关闭省煤器 再循环门 3 4 1 6 调整电泵出口旁路调整阀及电泵勺管 控制上水量向锅炉上水 夏季上水时间不小于 2 小 时 冬季不小于 4 小时 当水温与汽包壁的温差大于 50 时 应适当延长上水时间 3 4 1 7 当上水至省煤器空气门见水后 关闭省煤器空气门 3 4 1 8 当锅炉上水至汽包水位计 300mm 处 停止上水 开启省煤器再循环门 观测水位变化情 况 当汽包水位稳定后 进行炉水泵点动排气 具体见 锅炉辅机运行规程 3 4 1 9 炉水泵点动排气合格后 启动炉水循环泵 3 4 1 10做汽包水位保护实际传动试验 3 4 2 锅炉点火前吹扫准备 3 4 2 1 启动一台火焰监视冷却风机 检查冷却风母管压力大于 7kPa 3 4 2 2 投入炉膛烟气温度探针 3 4 2 3 顺控启动引 送风机 调节送风量 使总风量为 700 800km3 h 炉膛压力保持 0 05kPa 3 4 2 4 投入二次风暖风器 3 4 2 5 投入炉前燃油系统 进行燃油泄漏试验 并确认泄漏试验合格 3 4 3 锅炉点火前吹扫 3 4 3 1 确认 BMS 系统吹扫条件满足 3 4 3 2 在 CRT 画面上按下 吹扫请求 键 开始 5min 计时吹扫 在 5min 计时吹扫过程中 若 任一吹扫条件不满足 则中断吹扫 待所有吹扫条件再次满足以后 方可以重新开始吹扫 3 4 3 3 5min 计时吹扫完成后 CRT 画面上 吹扫完成 信号发出 MFT 跳闸信号自动复位 3 4 4 锅炉点火 12 3 4 4 1 启动真空泵抽真空 3 4 4 2 投入汽轮机轴封系统 3 4 4 3 投入小汽机轴封系统 3 4 4 4 确认过热器 再热器所有疏水门开启 3 4 4 5 确认各角油枪进油手动门开启 打开燃油进油速断阀 回油阀 将燃油压力调整阀投自动 保持燃油压力 3 5 4 0MPa 3 4 4 6 确认所有点火条件满足后 开始 AB 层油枪点火 选择点火方式 可 远控 或 就地 a a 确认就地控制箱油枪控制开关切至 远控 位置 选择油层并发出油层点火指令后 油枪的启动顺序是 1 3 2 4 对角启动 投油枪间隔时间为 15 秒钟 b b 就地点火控制 将油枪控制开关切至 就地 位置 在就地操作盘上进行油枪的投运 操作步骤是 进油枪 进点火枪并打火 开油阀 着火后 退出点火枪 3 4 4 7 当第一支油枪投入后 应进行手动停炉按钮试验 试验合格后 重新点火 3 4 4 8 锅炉点火后应就地查看着火情况 确认油枪雾化良好 配风合适 如发现某只油枪无火 应立即关闭快关阀 对其进行吹扫后 重新点火 3 4 4 9 锅炉点火失败 必须重新吹扫炉膛方可再次点火 3 4 4 10确认点火成功后 保持炉膛出口烟温低于 538 3 4 4 11给水流量低于 25 确认省煤器再循环门开启 3 4 4 12维持汽包正常水位 根据炉水的品质 按要求进行锅炉排污 3 4 4 13锅炉点火后 投入空预器连续吹灰 3 4 5 锅炉升温升压 3 4 5 1 锅炉点火后 投入高低压旁路站 3 4 5 2 锅炉点火后 首先控制燃油出力 4 6t h 进行暖炉 30 分钟后 再根据升温情况增加燃 油出力 3 4 5 3 点火后 检查烟温探针投入 并严格控制炉膛出口烟温低于 538 3 4 5 4 通过控制燃油压力和投入的油枪数量来控制升温升压速度 保证以不大于 2 5 min 0 03MPa min 的升温 升压率进行升温升压 3 4 5 5 冷态启动初期 应每隔 20 30 分钟切换油枪一次 以保证锅炉均匀升温 3 4 5 6 升压过程中应随时注意汽包水位的变化 维持水位在 50mm 之间 3 4 5 7 当汽包压力上升至 0 2MPa 时 关闭所有过热器 再热器空气门 3 4 5 8 当汽包压力上升至 0 5MPa 时 关闭顶棚管入口联箱疏水电动门 3 4 5 9 当汽包压力上升至 1 5MPa 时 关闭锅炉侧所有过热器疏水门 3 4 5 10当汽包压力上升至 2 1MPa 时 停止炉水循环泵连续注水 并检查所有注水阀门严密关闭 3 4 5 11当主汽压力上升至 4 0Mpa 温度上升至 320 再热器温度上升至 280 时 过热器出口 ERV 阀控制投入自动 锅炉按汽机要求控制参数 汽机准备冲转 3 4 6 汽轮机冲转前准备 3 4 6 1 发电机 励磁机系统的准备 a a 合 AVR 盘 整流器盘上所有控制及辅助电源开关 b b 合 29A 29B 开关 c c 确认 29A 29B 合入指示灯亮 A VEOD B VEOD 灯灭 否则 复位 d d 确认励磁柜无异常报警 e e 确认励磁柜后继电器 95TR 83X 56X TR1 处于返回状态 13 f f 确认励磁开关处于 分 位 g g 合发电机出口断路器控制电源 h h 合发电机出口断路器动力电源 i i 合发电机出口隔离开关控制电源 j j 投入发电机保护压板 3 4 6 2 关闭高 低压旁路 并确认再热器压力为 0 3 4 6 3 冲车前确认下列汽机保护投入 a a 润滑油压低保护 b b 抗燃油压低保护 c c 轴向位移大保护 d d 轴振动保护 e e 电气超速保护 f f 电气故障停机保护 g g ETS 热工控制盘上试验允许钥匙开关置于 投入 位 3 4 6 4 确认以下条件满足 a a 确认汽轮机不存在禁止启动条件 b b DEH 系统正常 c c 确认汽轮机在盘车状态 转速 3r min d d 连续盘车时间不少于 4 小时 e e 转子偏心度不大于 0 076mm 或原始值的 0 02mm f f 冲车参数已满足要求 主汽压力 4 11 MPa 主蒸汽温度 320 过热度大于 56 再热汽温 280 凝汽器真空在 86 5 95Kpa 之间 润滑油温在 38 49 之间 高压 缸内缸上下缸温差小于 35 外缸上下缸温差小于 42 g g 确认各疏水门疏水已尽 h h 主要参数在下表范围内 参数单位范围参数单位范围 再热器压力MPa 0顶轴油压MPa 11 5 轴向位移mm 0 9 0 9各支持轴承温度 107 调速端胀差mm 3 7 5 7推力轴承温度 99 发电机端胀 差 mm 3 7 22轴承出口油温 77 润滑油压MPa0 10 0 12低压缸排汽口温度 79 抗燃油压 MPa14 5 0 5蒸汽室内外壁温差 1 81 81 7 高压主汽门前蒸 汽压力 MPa16 7 0 05 高压主汽门前蒸 汽温度 537 5 10 高压缸排汽温度 427427 主 再热器左右 14 22 两侧汽温差 汽缸上下缸温差 4242 凝汽器真空kPa95 86 586 589 7 低压缸排汽温度 7879121手动停 机 机轴封蒸汽压力MPa0 028 0 031 低压轴封汽温度 121 177 汽机轴振动mm0 0760 1250 254 汽机轴承金属温 度 107107113 推力轴承金属温 度 9999107 轴承回油温度 6577 轴向位移mm0 0 9 0 9 0 9 1 高压胀差mm 3 7 5 7 5 7 3 7 6 5 4 5 低压胀差mm 3 7 22 22 3 7 23 4 5 循环水温度 33 阳离子 导电度 s cm 0 3 钠 g l 5 蒸汽 品质 二氧化硅 g l 10 粘度E 3 2 机械杂质颗粒度 6 级 摩根 酸值Mgkoh lg 0 03 破乳化时间min 8 润滑 油品 质 水份 g l 200 酸值Mgkoh lg 0 03 粘度与新油比较 10 机械杂质颗粒度 3 级 摩根 抗燃 油品 质 水份 g l 1000 4 1 2 发电机系统运行限额 名称单位正常值高限低限跳闸值 额定容量MVA666 7 额定功率MW600654 发电机电流A1924520207 发电机电压kV202119 周波Hz50 0 2 定子铁芯温度 120 定子线圈温度 90 定子进水温度 45 50 定子出水温度 8590 23 定冷水流量m3 h90 37770 氢气纯度 9895 氢冷器冷却水压MPa0 3 0 050 67 冷氢温度 45 1 热氢温度 78 时低压缸喷水阀自动打开 5 2 3 11机组负荷降至 60MW 时 进行以下操作 a a 投运 CD 层油枪 停止 B 层制粉系统 停止一次风机 密封风机运行 b b 在密封风机停止前 启动两台火检冷却风 关闭密封风至火检冷却风系统供风手动 34 门 c c 确认高压疏水阀自动打开 5 2 3 12 逐渐降低燃油流量 以 9MW min 的负荷变化率 降负荷至 30MW 准备解列停机 5 2 4 停机 5 2 4 1 启动大机润滑油泵 检查运行正常 5 2 4 2 发电机解列停机的步骤 a a 确认发电机有功负荷至低限 无功负荷近于零 b b 汽轮机打闸 c c 确认发电机出口断路器跳闸 d d 确认 MFT 动作 e e 查发电机三相定子电流表指示为零 f f 确认发电机灭磁开关断开 g g 拉开发电机出口隔离开关 h h 断开发电机出口断路器的控制电源 动力电源及出口隔离开关的闭锁电源 5 2 4 3 发电机解列不停汽轮机的步骤 a a 确认发电机有功负荷至低限 无功负荷近于零 b b 断开发电机出口断路器 c c 查发电机三相定子电流指示为零 d d 检查汽轮机运行正常 转速无升高 e e 减发电机定子电压到零 f f 发电机灭磁 g g 拉开发电机出口隔离开关 h h 断开发电机出口断路器的控制电源 动力电源及出口隔离开关的闭锁电源 5 2 4 4 发电机解列不停机应遵守下列规定 a a 如用发电机出口断路器解列时 在解列后必须通过减磁方法来观察无功的变化情况和发 电机定子电流的变化情况 从而判明发电机确已解列 b b 只有在发电机出口断路器三相全部断开后 才能进行灭磁 c c 发电机灭磁后 汽轮机方可打闸 d d 发电机解列后 必须断开发电机出口断路器的控制电源 动力电源及出口隔离开关的闭 锁电源 5 2 5 停炉 5 2 5 1 机组解列后 停止运行的油枪 确认 MFT 光字牌亮 确认炉膛熄火 5 2 5 2 关闭各角油枪手动门 解列燃油系统 5 2 5 3 用电泵继续向汽包上水至 300mm 停止电动给水泵 确认省煤器再循环阀开启 5 2 5 4 保持 40 额定风量 对炉膛进行 5 分钟的吹扫 然后手动操作降至 10 额定风量 停止同 一侧送 引风机 5 2 5 5 停炉后 15 分钟 停止另一侧送 引风机 5 2 5 6 停止一 二次风暖风器的运行 5 2 5 7 当再热器压力降至 0 2MPa 时 开启再热器排空门 35 5 2 5 8 当炉膛温度低于 150 时 可停止火检冷却风机 5 2 5 9 当空预器进口烟温低于 120 时 可停止两台空预器运行 5 2 5 10停止两台炉水泵运行 当炉水温度低于 150 时 停止第三台炉水泵 5 2 5 11当汽包压力为 0 8MPa 时 进行热炉放水 5 2 5 12当两台空气预热器停止后 可停止引 送 密封风机和磨煤机油系统运行 5 2 6 汽机惰走 5 2 6 1 机组脱扣以后 确认机组转速开始下降 记录惰走时间 5 2 6 2 当机组转速降至 2500r min 以下时 确认润滑油压应大于 0 082MPa 5 2 6 3 注意检查机组惰走情况 细听各部声音正常 5 2 6 4 当机组转速降至 1200r min 时 启顶轴油泵 5 2 6 5 当机组转速低于 600 r min 且排汽缸排汽温度 78 时 确认低压缸喷水阀自动关闭 5 2 6 6 机组转速 400 r min 时 关所有至凝汽器的疏水 疏汽门 停止真空泵运行 开真空破 坏门 当凝汽器真空到零时 停止向汽机轴封供汽 5 2 6 7 机组转速降至 200 r min 时 停止氢气冷却水系统 5 2 6 8 机组转速到零 确认盘车自动投入 否则应手动投入盘车 盘车转速为 3r min 检查记 录盘车电机电流及摆动值和转子偏心度 5 2 6 9 汽机盘车期间 倾听汽缸声音 监视汽缸膨胀指示均匀收缩 维持润滑油温 21 35 之 间 检查顶轴油压 轴承金属温度 5 2 6 10做好防止汽轮机进冷汽 冷水的措施 5 2 6 11正常情况 汽机第一级金属温度低于 150 时 方可停止盘车 盘车停止后 停止顶轴油 泵 5 2 6 12因工作需要或盘车故障而停止盘车 a a 当盘车停止后应做好转子位置的标志 记录停止时间 投入大轴晃度表 并调整该标计到 0 位 在重新投入盘车时先翻转 180 度 当转子晃度回到 0 位时 恢复连续盘车 b b 盘车电机故障造成不能电动盘车时 应查明原因尽快消除 并设法手动每 30 分钟间断盘车 180 度 如果由于其它原因造成盘车不动时 禁止用机械手段强制盘车或强行冲转 5 2 6 13机组停运后 如发电机内有氢气 应保持盘车和密封油系统运行 维持密封油与氢气差压 为 0 084MPa 5 2 6 14当发电机内的氢气被氮气置换合格且盘车停止后 方可停止密封油系统运行 5 2 6 15汽机低压缸排汽温度低于 50 时 可停止循环泵 5 2 6 16当所有的冷却水用户均停止后 可停止工业泵 5 3 滑参数停机 5 3 1 滑停过程中有关参数控制 5 3 1 1 过再热蒸汽降温速度 1 min 5 3 1 2 过再热蒸汽降压速度 0 1MPa min 5 3 1 3 汽缸金属温降率 1 min 5 3 1 4 过 再热蒸汽过热度 50 5 3 1 5 严密监视汽轮机首级蒸汽温度不低于首级金属温度 56 以上 否则应立即打闸停机 5 3 1 6 在整个滑停过程中要严密监视汽轮机胀差 轴位移 上下缸温差 各轴承振动及轴瓦温度 在规程规定的范围内 否则应打闸停机 5 3 2 降温降压 36 5 3 2 1 接到滑停的命令后 在协调的方式下 将机组负荷降至 300WM 保持三台磨煤机运行 将 主汽温度降至 510 主汽压力降至 12 5MPa 稳定运行 10 分钟 5 3 2 2 保持机组负荷 240MW 以上 三台磨煤机运行 将主汽温度降至 480 主汽压力降至 9 8MPa 稳定运行 10 分钟 5 3 2 3 保持汽压稳定 将机组负荷降至 240MW A B 磨煤机运行 投 A B 层六支油枪 稳定运 行 10 分钟 5 3 2 4 机组负荷 240MW 主汽压力保持 9 8MPa 将主汽温度降至 450 再热器温度 450 稳 定运行 10 分钟 5 3 2 5 当机组负荷降至 240WM 以下时 解列机组协调 5 3 2 6 当机组负荷降至 200WM 时启动电动给水泵 停止一台小机运行 5 3 2 7 开启 F E D 磨煤机一次风冷风门 通过给磨煤机通冷风的办法降低炉膛出口烟气温度 每台磨煤机的通风量调整至 40km3 h 左右 将总风量降至最低 保持两台磨煤机运行 汽 温降至 420 主汽压力降至 7 0MPa 机组负荷 170MW 稳定运行 10 分钟 5 3 2 8 开大高压调门 保持主汽压力不变 调整 F E D 磨煤机通风量 将汽温降至 390 稳 定运行 10 分钟 5 3 2 9 停止一台磨煤机 降低机组负荷至 120MW 汽温降至 360 主汽压力降至 7 0MPa 稳定 运行 10 分钟 5 3 2 10调整 F E D 磨煤机通风量至 70km3 h 左右 继续降低磨煤机出力 汽温降至 330 主 汽压力降至 4 5 MPa 稳定运行 10 分钟 5 3 2 11将最后一台磨煤机出力降至 30t h 后 停止磨煤机运行 A B 层油枪全部投入 主汽压 力降至 2 0MPa 机组负荷降至 30MW 汽温降至 300 5 3 3 解列停机 解列停机同正常停机操作 5 3 4 滑参数停机的注意事项 5 3 4 1 严格控制降温降压速度 并保持主 再热汽温度一致 5 3 4 2 降参数过程中 应严密监视汽缸各部温度的变化 汽缸各点温度控制在规定范围内 5 3 4 3 保持首级蒸汽温度与首级金属温度差在 56 111 否则 停止降温 5 3 4 4 滑停过程中 如机组出现异常振动时 应立即停止降温降压 查明原因 5 3 4 5 滑停过程中 当煤油混烧时 空气预热器吹灰应改为连续吹灰 5 4 机组停运锅炉抢修 5 4 1 降温降压 5 4 1 1 按照机组滑参数停机的要求 将汽温降至 390 以下 汽压降至 2 0MPa 以下 5 4 1 2 在降参数过程中 注意事项同滑参数停机 5 4 2 解列停机 5 4 2 1 当当机组负荷降至 30MW 时 锅炉手动 MFT 汽轮机打闸 发电机解列 5 4 2 2 锅炉通风 5 分钟后 停止一台引风机和送风机运行 另一台引风机和送风机运行保持运行 5 4 2 3 其它操作同正常停炉操作 5 4 3 停炉后的冷却 5 4 3 1 调整总风量至 700 km3 h 左右 炉膛压力保持 100Pa 150Pa 37 5 4 3 2 当达到破坏真空条件时 开启再热器排空门 确保再热器管内积水放尽 5 4 3 3 当汽包压力达到 0 8MPa 时 进行热炉放水 5 4 3 4 当预热器入口烟气温度降低至 60 以下时 停止引 送风机远行 38 6 机组停运后的保养 6 1 锅炉停运后的保养 6 1 1 锅炉停运后的保养的方式 6 1 1 1 机组停运后 应根据停后的时间长短 决定采用何种保养方法 6 1 1 2 停炉一周应采用热炉放水方法进行保养 6 1 1 3 停炉一周以上 应在停炉前 通过给水系通加入保护液 并保证循环 4 小时 然后进行热 炉放水 也可以采用充氮气进行干式保养 6 1 2 充氮气干式保养 6 1 2 1 停炉后 开启再热器所有排空气门 将再热器管内积水及残余的蒸汽排尽 6 1 2 2 当再热器排空气门无蒸汽排出时 检查以下阀门关闭 再热器所有排空气门 高低压旁路 站 低压旁路前疏水门 LEB21AA101 LEB22AA101 低压旁路管路疏水门 LEB20AA101 中压主汽门前疏水 LEB10AA101 LEB13AA101 高压旁路的旁路手动门 LBL10AA701 高排至辅汽联箱供汽门 LBC10AA101 高排至轴封供汽电动门 LBW10AA101 及手动门 LBW10AA701 高排至轴封供汽电动门 LBW10AA101 前疏水至地沟手动门及至扩容器 放水电动门 高排至小机供汽电动门 LBC21AA101 LBC22AA101 及门前疏水门 LEC21AA101 LEC22AA101 高排至 2 高加供汽电动门及门前疏水门 6 1 2 3 通过充氮系统向再热器充氮 6 1 2 4 再热器温度为 100 时 应维持氮气压力 0 034MPa 以上 6 1 2 5 汽包压力为 0 8MPa 炉水温度降至 200 时 锅炉进行热炉放水 6 1 2 6 放水完毕后严密关闭机 炉侧过热器所有排空门 疏放水门 关闭汽包连排截止阀 通过 充氮系统对汽包 过热器系统充氮 当充氮压力大于 0 034MPa 结束充氮 6 1 2 7 保养期间定期检查炉内氮气压力维持在 0 034MPa 以上 定期由化学化验 N2 纯度 不合格 时 应重新补入氮气 6 1 3 机组停后的防冻 6 1 3 1 每年十一月初 进行一次炉体全面防冻检查 特别是引 送 一次风机和密封风机的油 系统电加热装置必须做投运试验 确保能适时投运 6 1 3 2 机组正常运行中 启动锅炉保持备用状态 检查油箱油位和补水箱水位正常 并定期做点 火启动试验 确保能随时投运 6 1 3 3 所有蒸汽 电缆伴热装置可靠投入 把对伴热装置运行情况 伴热蒸汽供汽联箱压力和伴 热电缆端部温度检查作为正常巡检的项目认真检查 并在气温较低时要适当增加巡检次数 6 1 3 4 停炉至锅炉灭火后 引 送风机保持运行 通风 5 分钟后停运 并检查关闭所有风门挡板 6 1 3 5 停炉后锅炉放水必须采用热炉放水 放水时要严格掌握放水参数 确保所有管路水放尽 并联系热控和化学人员将各仪表和化学取样表管放水 放水结束后要开启炉零米前 后水 冷壁下集箱放水管路放水门 开启过热器 再热器减温水管路放水门 开启汽包水位计放 水门 6 1 3 6 停炉时间较长 停炉前要尽量将原煤仓走空 防止原煤仓冻结 6 1 3 7 停炉后 要加强对炉水循环泵电机温度的监视和检查 确保电机腔体温度大于 5 如停 炉时间较长 且炉水温度降至 60 以下时应开启炉水循环泵底部放水门 将炉水循环泵 电机内积水放尽 39 6 1 3 8 停炉后 炉水循环泵高压注水系统必须放水 6 1 3 9 检查所有蒸汽伴热可靠投入 疏水器全部投入 每班检查表管电伴热装置正常投入 6 1 3 10所有门窗保持关闭状态 采暖系统正常投运 各处暖气温度正常 采暖系统疏水回收装置 可靠投入 当发现部分暖气温度较低时要尽快联系有关人员处理 6 1 3 11预热器 密封风机 磨煤机 炉水泵 引风机 送风机和一次风机的冷却水保持运行 6 1 3 12密封风机 磨煤机 引风机 送风机的油系统停运 6 1 3 13联系热控将燃油阀闭锁解除 将燃油系统打循环 6 1 3 14投入所有采暖拌热系统 必要时增加临时采暖设备 6 1 3 15 投运所有冷却水系统 检修时应将冷却器内的冷却水放尽 以免冻裂冷却器 6 1 3 16 冷灰斗水封用密封水适当开大 保持溢流 以免冻结 6 1 3 17 对机侧室外可能会造成冻结的设备与系统 应采用放水或定期启动的方法来防冻 6 2 汽机停运后的保养 6 2 1 汽机停机不超过一周时 按下述方法保养 6 2 1 1 开启凝汽器热井放水门防尽内部存水 6 2 1 2 隔绝一切可能进入汽机内部的汽水系统 6 2 1 3 所有的管道及本体疏水阀均应开启 6 2 1 4 除氧器辅汽加热保养 除氧器蒸汽压力保持 0 04MPa 6 2 1 5 高压加热器水侧由化学充联氨水保养 6 2 1 6 高压加热器汽侧湿贮存保养 6 2 1 7 低压加热器汽 水侧及凝汽器疏水扩容器存水放尽 6 2 2 汽机停机超过一周时 按下述方法保养 6 2 2 1 高压加热器汽 水侧及除氧器均充氮保养 6 2 2 2 长时间停运的汽轮机保养 应由检修进行热风干燥 烘干汽缸内设备 6 3 发电机停运后的保养 6 3 1 发电机停运后按下述方法保养 6 3 1 1 发电机内仍有氢气时氢气报警系统应投入 6 3 1 2 停机期间发电机内充满氢气时 确保足够的氢侧密封油量和氢气纯度 以免机内结露 6 3 1 3 密封油冷却器出口油温应控制在 27 52 6 3 1 4 维持氢气纯度在 98 以上 当氢气纯度低于 98 时 应补氢置换至合格 当氢侧密封油泵 停运时 则维持在 90 及以上 6 3 1 5 定期检查定子冷却水导电率 应维持在 0 5 1 5us cm 范围内 40 7 事故处理 7 1 事故处理的原则 7 1 1 事故处理的导则 7 1 1 1 事故发生时 应按 保人身 保电网 保设备 的原则进行处理 7 1 1 2 事故发生时的处理要点 a a 根据仪表显示及设备的异常现象判断事故发生的部位 b b 迅速处理事故 首先解除对人身 电网及设备的威胁 防止事故蔓延 c c 必要时应立即解列或停用发生事故的设备 确保非事故设备正常运行 d d 迅速查清原因 消除事故 7 1 1 3 在故障处理发生时值长统一指挥下正确处理事故 7 1 1 4 值长的命令除对人身和设备有危害外均应坚决执行 7 1 1 5 在交接班期间发生故障时 应停止交接班 由交班者处理 接班者可在交班者同意下协助 处理 事故处理告一段落后再进行交接班 7 1 1 6 事故处理完毕 应将所观察到的现象 事故发展的过程和对应时间及采取的处理措施等进 行详细的记录 并将事故发生及处理过程中的有关数据记录收集备齐 以备故障分析 7 1 2 机组破坏凝汽器真空紧急停止条件及处理 7 1 2 1 汽轮机在下列情况下 应破坏凝汽器真空紧急停机 a a 轴向位移突然增大 超过 1 0mm 保护拒动 b b 机组润滑油压低至 0 06MPa 保护拒动 c c 任何一个轴承断油或冒烟使回油温度急剧升高或推力轴承温度升至 107 支持轴承 温度升至 113 d d 汽机进冷汽 冷水 高 中压上下缸温差达 56 以上或 10min 内主汽温度下降 50 e e 汽机断叶片或内部有明显的金属撞击声 f f 汽机轴封磨损严重 并冒火花 g g 主油箱油位下降至 270mm 补油无效 h h 机组油系统着火无法扑灭并严重威胁机组安全 7 1 2 2 汽机紧急停机的处理 a a 紧急脱扣汽轮机 b b 手启交流润滑油泵 c c 确认发电机出口短路器断开 发电机与电网解列 d d 停止凝汽器真空泵运行 打开凝汽器凝汽器真空破坏门 e e 其他操作同正常停机 7 1 3 机组立即停机条件及处理 7 1 3 1 汽轮机在下列情况下 应立即停机 a a 机组转速超过 3300r min 超速保护拒动 b b 机组轴振动达到 0 254mm 保护拒动 c c 凝汽器真空降低到 79 7kPa 保护未动 d d 低压缸排汽缸温度高于 121 7 1 3 2 汽机立急停机的处理 f f 紧急脱扣汽轮机 g g 手启交流润滑油泵 41 h h 确认发电机出口短路器断开 发电机与电网解列 i i 其他操作同正常停机 7 1 3 3 锅炉遇到下列情况之一时 应立即手动 MFT 紧急停止锅炉运行 汽轮机打闸 a a 锅炉达到 MFT 动作条件 MFT 保护拒动时 b b 锅炉主汽水管道发生爆破或严重泄漏 影响机组安全运行或危及人身设备安全 c c 尾部烟道发生二次燃烧 d d 所有汽包水位计损坏 无法监视汽包水位 e e 锅炉蒸汽压力升高至安全阀动作压力而所有安全阀拒动 f f 再热蒸汽中断 7 1 3 4 锅炉 MFT 保护灭火停炉事故处理 7 1 3 4 1 事故处理原则 a 锅炉 MFT 保护动作停炉后要本着保设备保人身的原则进行事故处理 各项操作要紧凑 尽 量使机组不与电网解列 b 处理过程中 各项保护必须按要求全部投入 任何人不允许临时退出 c 当检查锅炉 MFT 保护动作原因不明或机组有明显缺陷不具备重新启动条件时要立即打闸停 机 d 当汽轮机首级蒸汽温度低于首级金属温度 56 以上或机侧蒸汽温度 10 分钟内下降超过 50 时 要立即打闸停机 以防止汽缸进水 7 1 3 4 2 锅炉 MFT 保护动作停炉后应采取以下措施 a 发现锅炉 MFT 保护动作停炉时 应立即将机组负荷控制切至 DEH 方式 手动给定负荷趋向 为 20MW 并将负荷变化速率设为 100MW min 尽快地将机组负荷降低至 20MW 左右 b 在降负荷过程中检查锅炉全部燃料已切除 燃油速断阀关闭 两台一次风机跳闸 所有着 火信号消失 所有减温水门关闭 防止灭火放炮事故发生 值长同时通知有关人员检查协助处理事 故 c 在降负荷过程中 检查炉水循环泵保持运行 手动启动电动给水泵 给水控制解为手动 当机组负荷低于 150MW 后 停运两台汽泵 手动控制汽包水位在 150mm 左右 防止汽包水位 达到高三值 使汽轮机跳闸 另外 在减负荷过程中还要按照规程要求及时检查打开汽轮机各 疏水门 检查各排汽温度在规程规定的范围内 d 在降负荷过程中 调出锅炉 MFT 首出画面 尽快检查 MFT 动作的原因 确证锅炉是否可以 重新启动 如不能启动 则可按停机处理 如可以启动 则应尽快恢复设备运行 检查具备炉膛吹 扫条件 进行炉膛吹扫 e 机组降负荷后 要严密监视主再热汽温度的变化 并注意将减温水总门关闭 汽轮机达到 打闸条件时 汽机必须打闸 f 锅炉点火时最好采用连续投油枪的方法 保证在 5 分钟内将全部油枪投入 但要注意速度 不能太快 以防止燃油压力低 MFT 跳闸 g 投油枪后要及时调整相应辅助风 确保燃烧良好 并防止汽温过快下降 h 油枪全部投入后 逐渐稳定机组运行参数 恢复启动一台密封风机 一台一次风机 暖 B 磨煤机 尽快启动 B 磨煤机 i 在整个处理过程中要严密监视汽轮机胀差 轴位移 上下缸温差 各轴承振动及轴瓦温度 在规程规定的范围内 否则应打闸停机 7 1 3 5 锅炉紧急停炉的处理同正常停炉处理 7 1 3 6 发电机在下列情况时 应紧急解列发电机 a a 发电机 励磁机内部冒烟 冒火或发电机内部氢气爆炸 b b 主变或高厂变着火 42 c c 发电机出口断路器着火 d d 发电机 主变 高压厂用变压器及励磁系统故障 保护装置拒动 e e 发电机内氢气纯度迅速下降并低于 90 以下 f f 发电机互感器冒烟 着火 爆炸 g g 发电机主开关以外发生长时间短路 定子电流表指向最大 电压严重降低 发电机后 备保护拒动 h h 发电机定子线棒最高与最低温度间的温差达 8 或定子线棒引水管出水温差达 8 时 应查明原因并加强监视 此时可以降低负荷 一旦定子线棒温差达 14 或定子线棒引 水管出水温差达 12 时 或发电机任一定子槽内测温元件温度超过 90 或出水温度 超过 85 时 在确认测温元件无误后 应立即停机 7 1 4 机组申请停机条件 7 1 4 1 锅炉在下列情况时 应申请停炉 a a 水冷壁管 省煤器管 过热器管 再热器管等受热面发生泄漏尚能维持运行时 b b 锅炉管壁温度超限 经降低负荷仍无法降至正常时 c c 锅炉汽水品质不合格 经处理后仍不能恢复正常时 d d 锅炉管壁严重结焦 经处理后不能维持正常运行时 e e 控制室所有汽包水位计损坏短时间内无法修复时 f f 安全门启座后不回座 g g 一台空气预热器跳闸 短时间内无法恢复时 h h 控制气源失去 短时间无法恢复 7 1 4 2 汽机在下列情况时 应申请停机 a a 汽温 汽压变动超过规定值 而在短时间内无法恢复正常时 b b 主汽管或其他管道破裂无法再运行时 c c DEH 控制系统和配汽机构故障时 d d 辅机故障无法再维持主机正常运行时 e e 因油系统故障 无法保持必须的油压与油位时 7 1 4 3 锅炉故障停炉后的处理见正常停炉处理部分 7 1 4 4 汽机故障停机后的处理见正常停机部分 7 2 机组综合性故障 7 2 1 1 锅炉汽包水位高至 300mm 保护动作停机事故处理 7 2 1 1 1 现象 a a MFT 声光报警 b b 汽包水位高 值 报警信号发出 c c 火焰电视无火焰显示 d d 汽轮机跳闸 发电机解列 e e 所有运行制粉系统跳闸 一次风机跳闸 f f 燃油速断阀关闭 g g 减温水电动总门关闭 7 2 1 2 处理 a a 应立即手动停止未自动跳闸的一次风机 磨煤机及燃油速断阀 b b 手启汽轮机交流润滑油泵 c c 确认燃油速断阀关闭 减温水总门关闭 d d 迅速启动电泵 维持汽包水位 43 e e 迅速查明水位升高的原因 f f 引送风机保持运行 通风 5 分钟后 如果调度允许启动 则按照机组热态启动方法尽 快恢复机组运行 如果调度不允许再启动 则待通风 10 分钟后停止引送风机运行 g g 电除尘停止运行 h h 其它按正常停机执行 7 2 2 一台汽动给水泵跳闸 7 2 2 1 现象 a a 汽动给水泵跳闸 光字牌报警 b b 给水流量 蒸汽流量 机组负荷均下