丰鹤集控运行规程.doc

1 第一章第一章 概述及设备规范概述及设备规范 3 1 1 汽轮机概述 3 1 2 锅炉设备概述 4 1 3 发变组概述 5 1 4 主设备规范 6 第二章第二章 热工联锁与主机保护热工联锁与主机保护 15 2 1热工联锁与保护 继电保护及自动装置概述 15 2 2汽机主保护 15 2 3锅炉主保护 17 2 4锅炉 MFT 19 2 5机组 RB 保护 21 第三章第三章 机组启动机组启动 22 3 1机组启动总则 22 3 2机组状态规定 22 3 3机组启动准备 23 3 4机组冷态启动 25 3 5热态启动 41 第四章第四章 运行调整及维护运行调整及维护 44 4 1日常维护通则 44 4 2运行调整的任务和目的 44 4 3机组汽水品质监视 44 4 4锅炉运行调整 45 4 5汽机运行调整 51 4 6电气运行 53 4 7机组运行的五种控制方式 55 4 8机组正常运行中负荷的调节 55 第五章第五章 停机停机 56 5 1停运通则 56 5 2滑参数停运 56 5 3额定参数停运 60 5 4机组的紧急停运 61 5 5锅炉快速冷却的规定 62 5 6盘车运行规定 62 5 7机组停运后的保养 62 第六章第六章 机组试验机组试验 66 6 1电动门 调门 气动门的传动试验 66 6 2锅炉水压试验 66 6 3静态 MFT 联锁试验 70 6 4锅炉安全阀校验 70 6 5抽汽逆止门活动试验 73 2 6 6抽汽逆止门静态联锁试验 73 6 7真空严密性试验 73 6 8主汽门 调节汽门活动试验 73 6 9机械超速试验 76 6 10主汽门 调节汽门严密性试验 77 6 11AST 电磁阀试验 77 6 12汽机危急保安器注油试验 喷油试验 78 6 13汽机危急保安器注油升速试验 78 6 14汽轮机跳发电机保护静态试验 79 6 156KV 电机低电压 母线快切试验 79 6 16380V 保安 PC5A 段电源切换试验 80 6 17柴油发电机空载启动试验 80 6 18主变冷却器电源切换试验 80 6 19集控室 柴油机室事故照明切换试验 81 6 20发变组试验 81 第七章第七章 机组事故处理机组事故处理 82 7 1事故处理通则 82 7 2机组紧急停运条件 不需要破坏真空 82 7 3需要破坏真空的停机条件 83 7 4机组紧急停机操作 83 7 5机组故障停运条件 申请停机条件 84 7 6机组故障停运操作 85 7 7事故处理 85 7 8汽轮机典型事故处理 93 7 9电气典型事故处理 107 7 10锅炉典型事故处理 115 第八章第八章 热工联锁控制逻辑热工联锁控制逻辑 127 8 1锅炉 MCS 热工联锁控制协调 127 8 2汽机 MCS 热工联锁控制协调 134 8 3电气控制系统 ECS 138 3 第一章第一章 概述及设备规范概述及设备规范 1 11 1 汽轮机概述汽轮机概述 1 1 1 1 1 1 我公司采用东方汽轮机厂引进技术生产的超临界 一次中间再热 冲动式 单轴 三缸四排汽 双背压 纯凝汽式汽轮机 汽轮机型号 N600 24 2 566 566 型 额定出力 600MW 最大连续出力 634 185MW 额定转速 3000rpm 机组采用复合 变压运行方式 汽轮机具有八级非调整回热抽汽 1 1 2 1 1 2 锅炉来的过热蒸汽经汽轮机两个主汽阀后进入四个共腔室的高压调节阀 通过高压导管进入高压缸做功 做过功的蒸汽经汽机高压缸排出后引入锅炉再热器 再热蒸汽经过两个中压联合汽阀 一个中压联合汽阀包括一个中压主汽门与一个中 调门 后各分两路 共四路蒸汽经中压导管进入中压缸做功 中缸排汽经一根异径 连通管引入两个低压缸 低缸排汽进入双背压凝汽器 1 1 3 1 1 3 汽缸 1 1 3 1 1 1 3 1 高中压缸合缸 并采用双层缸结构 高中压缸外缸为一个整体 按中分面分为上下两个半 缸 高压缸内缸与中压缸内缸前三级为一个整体 形成 高压内缸 中压缸后三级共用一个隔板套 两者都是从中分面分为上半缸和下半缸 1 1 3 2 1 1 3 2 低压缸采用对称双分流结构 中部进汽 向两端分流 自中分面 将汽缸分为上下两个半缸 低压缸采用三层缸 第一层为安装通流部分组件的内缸 第二层为隔热层 第三层为外缸 用以引导排汽和支撑内缸各组件 低压缸与凝汽 器的连接采用不锈钢弹性膨胀节连接方式 高中压缸的膨胀死点在 2 轴承座中间 部位 低压 A 缸 低压 B 缸的膨胀死点分别位于各自的中心附近 1 1 4 1 1 4 叶片 1 1 4 1 1 1 4 1 汽轮机为冲动式 高压缸共 8 级叶片 中压缸共 6 级叶片 低压 缸共 2 2 7 级 机组结构级叶片共 42 级 热力级 21 级 1 1 4 2 1 1 4 2 高中压静叶型线采用高效的后加载层流叶型 AVN 动叶采用型 损 攻角损失更小的高负荷叶型 HV 1 1 4 3 1 1 4 3 低压缸静叶采用高负荷静叶型线 CUC 末级长叶片采用叉形叶 根 具有相当高的强度以抵抗离心力和蒸汽弯应力 1 1 5 1 1 5 转子 轴承 1 1 5 1 1 1 5 1 汽轮机高中压转子及低压转子均采用整锻无中心孔转子 1 1 5 2 1 1 5 2 在汽轮发电机组轴系中 1 2 支持轴承采用 6 瓦块 上下各 3 块 可倾式轴承 3 4 5 6 7 8 9 支持轴承均采用椭圆形轴承 各支 持轴承的设计失稳转速在额定转速的 125 以上 1 1 5 3 1 1 5 3 可倾弧形瓦块带有支持点支撑 在油膜的压力作用下 每个瓦块 在支持点上可以单独自动的调整位置 以适应转速 轴承负荷和油温的变化 椭圆 轴承采用单侧进油 上瓦开槽式结构 1 1 5 4 1 1 5 4 2 3 轴承之间设置两个推力盘 其中间设置两个推力轴承 高中压转子推力盘中心即整个汽轮机转子相对于汽缸的膨胀死点 1 1 5 5 1 1 5 5 控制系统 汽轮机控制系统采用东方汽轮机厂配套的 DEH 控制系 统 主要完成汽轮机的挂闸 冲转 并网 负荷控制和危急遮断等功能 1 1 6 1 1 6 汽封 4 1 1 6 1 1 1 6 1 多齿汽封 叶顶汽封采用两个高齿和两个低齿 形成迷宫效果以 减小叶顶漏汽 1 1 6 2 1 1 6 2 立 椭圆汽封 汽缸热变形主要在垂直方向上 椭圆汽封间隙 在上下方向的间隙较大 而两侧间隙相对较小 1 1 6 3 1 1 6 3 轴端汽封 采用自密封形式的轴封系统 1 1 6 4 1 1 6 4 汽轮机一般采用中压缸启动方式 配置 35 BMCR 的高压旁路和 2 17 5 BMCR 的低压旁路系统 当旁路系统出现故障时 汽轮机可采用高中压缸 联合启动 1 21 2 锅炉设备概述锅炉设备概述 1 2 11 2 1 本公司采用东方锅炉厂有限责任公司引进技术制造的超临界参数变压本生型 锅炉 单炉膛 一次再热 平衡通风 露天布置 固态排渣 全钢构架 全悬吊结 构 型锅炉 锅炉型号为 DG 1900 25 4 1 1 2 21 2 2 锅炉燃用的设计煤种为鹤壁贫煤 校核煤种鹤壁贫煤 点火用油为 0 轻柴油 1 2 31 2 3 燃烧器 1 2 3 11 2 3 1 本锅炉采用按 BHK 技术设计的性能优异的低 NOx 轴向旋流煤粉燃烧器 HT NR3 技术 燃烧方式采用前后墙对冲燃烧 前后墙各布置 3 层 每层各有 8 只 HT NR3 燃烧器 前后墙各 4 只 总共 24 只 在最上层煤粉燃烧器上方 前后墙各 布置 1 层燃尽风喷口 每层布置 6 只 共 12 只燃尽风口 1 2 3 21 2 3 2 燃烧器布置时充分考虑了燃烧器之间的相互影响 靠近侧墙的燃烧器 与侧墙有足够的距离 避免发生水冷壁结焦和高温腐蚀 旋流煤粉燃烧器所有调节 机构都在试运行燃烧调整时设定 运行中不需要再做调整 1 2 3 31 2 3 3 煤粉燃烧器的主要设计参数表 设计煤种 BMCR 工况 项目单位数值 炉膛出口过量空气系数 1 14 燃烧器区域过量空气系数 设计值 0 8 燃烧器区域过量空气系数 推荐范围 0 75 0 9 由燃烧调整确定 总一次风量 含密封风 kg s123 8 总二次风量 含燃尽风 kg s450 3 燃尽风量 kg s171 2 燃烧器投运层的二次风风量 单层 kg s55 8 燃烧器一次风侧阻力 KPa1 1 燃烧器二次风侧阻力 KPa1 85 二次风温 346 一次风温 82 实际煤耗量 kg s64 8 运行燃烧器数量只 20 1 2 3 41 2 3 4 燃油装置主要由油枪及其气动推进器组成 其中点火油枪共 24 套 启 5 动油枪共 8 套 其主要技术参数如下 点火油枪 启动油枪 燃料0 轻柴油0 轻柴油 油枪雾化型式简单机械雾化Y 型蒸汽雾化 单枪出力 250kg h4700kg h 油枪工作压力 1 08MPa2 06MPa 油枪进退行程 300mm500mm 1 2 41 2 4 锅炉启动系统为内置式启动系统 包括二个启动分离器 一个贮水箱 在正 常运行中分离器不与系统隔离 作为系统流程的一个部件 1 2 51 2 5 锅炉炉膛断面尺寸为 宽 深 高 19419 2 15456 8 67000mm 水冷壁 采用全焊接膜式水冷壁 下部水冷壁及冷灰斗布置为螺旋管圈 其出口经水冷壁中 间联箱混合后进入垂直水冷壁管屏 1 2 61 2 6 省煤器位于后竖井后烟道内低温过热器的下方 沿烟道宽度方向顺列布置 给 水从炉右侧直接进入省煤器进口集箱 经省煤器蛇形管 进入省煤器出口集箱 从炉右 侧通过一根下降管分成 32 根下水连接管引入螺旋水冷壁 1 2 71 2 7 过热器由顶棚过热器 包墙过热器 低温过热器 屏式过热器及高温过热器 组成 顶棚过热器布置在炉膛及水平烟道顶部 包墙过热器布置在尾部烟道顶部 前后墙 侧墙及中间隔墙 低温过热器布置在尾部双烟道的后部烟道中 屏式过热 器布置在炉膛上部 高温过热器布置在折焰角上部的水平烟道中 过热器减温水分 为两级 每级两只 一级布置在屏式过热器入口集箱处 二级布置在屏式过热器出 口集箱与高温过热器入口集箱的连接管道上 1 2 81 2 8 再热器分为低温再热器和高温再热器 低温再热器布置在尾部双烟道的前部 烟道中 高温再热器布置在水平烟道中 1 2 91 2 9 过热汽温采用喷水减温 布置有两级 两侧可以分别调节 再热汽温以烟气 挡板调节为主 同时在低温再热器出口管道上布置再热器事故喷水减温器作为辅助 调节手段 非正常情况下可采用事故喷水调节再热汽温 1 2 101 2 10 制粉系统采用正压直吹式系统 由两台一次风机 动叶可调轴流式 提供介 质流动动力 磨煤机采用北京电力设备总厂的 ZGM113G 型中速辊式磨煤机 采用东 方锅炉厂引进技术生产的旋流喷燃器前 后墙对冲燃烧 燃烧系统设计采用分级燃 烧和浓淡燃烧等技术 可有效降低 NOX排放量和降低锅炉最低稳燃负荷 设计最低 不投油最低稳燃负荷不大于 45 B MCR 855t h 另配有两台密封风机为系统提供密 封风 1 2 111 2 11 风烟系统配有两台动叶调节轴流式送风机 两台静叶调节轴流式吸风机 空 气预热器为三分仓回转式空气预热器 1 2 121 2 12 锅炉炉膛共布置有 34 只短吹灰器 炉膛上部及烟道布置了 30 只长伸缩式吹 灰器 布置在再热器省煤器的 4 只半伸缩式吹灰器 空气预热器也布置有两只伸缩式 吹灰器 炉膛出口两侧各装设一只烟气温度探针 并设置炉膛监视闭路电视系统 1 2 131 2 13 锅炉配置了除尘效率达 99 6 以上的静电除尘器以及烟气脱硫装置 排渣系 统采用刮板式捞渣机 1 31 3 发变组概述发变组概述 1 3 11 3 1 我公司采用的是东方电机股份有限公司生产的 QFSN 600 2 22C 三相同步发电 机 额定功率 600MW 扣除采用自并励静止励磁所需的功率 额定容量 667MVA 额 定电压 22KV 额定功率因数 0 9 最大连续输出功率 655 2MW 最大容量 728MVA 6 1 3 21 3 2 发电机采用水 氢 氢冷却方式 即定子线圈 包括定子引线 直接水冷 转子线圈直接氢冷 气隙取气方式 定子铁芯氢冷 密封油系统采用单流环式密封 1 3 31 3 3 发电机采用机端变自并励微机数字可控硅整流励磁系统 全套进口瑞士 ABB 公司 UNL133XYV5000 系列 Q5S O U251 S6000 型产品 由励磁变压器 励磁调节器 可控硅整流器 启励和灭磁单元四部分组成 1 3 41 3 4 发变组出口装设开关组合柜 简称 GIS 为上海西门子高压开关有限公司生 产的 500KV SF6 封闭组合电器 SF6 气体绝缘 操作机构为三相机械联动 液压弹 簧式 GIS 开关为组合式电气设备 其中包括开关 刀闸 电流互感器 电压互感 器 避雷器 浪涌吸收电容及接地装置等设备 在 GIS 靠主变侧装有七组电流互感 器 供发电机和变压器的测量及保护用 在 GIS 靠线路侧装设有一组变比为 3 0 1 3 0 1 3 22 KV 的电压互感器 供同期 保护和测量用 1 3 51 3 52 台机组均以发电机 变压器 线路组单元接线方式接入安阳 500KV 变电站 主 变压器采用保定天威保变有限公司生产的户外三相变压器 SFP10 720000 500 额定 容量 720MVA 型式 双线圈铜绕组 无励磁调压油浸式 冷却方式 强迫油循环风 冷 电压比 550 02 2 5 22KV 1 3 61 3 6 每台发电机出口接一台特变电工衡阳变压器有限公司生产的 50 31 5 31 5MVA 电压比 22 2 2 5 6 3 6 3KV 低压双分裂铜绕组无励 磁调压油浸式变压器作为高压厂用变压器 接一台特变电工衡阳变压器有限公司生 产的 31500 22KV 双卷铜绕组无励磁调压油浸式变压器作为高压公用变压器 两台机 组共用一台 63 40 40MVA 电压比 220 8 1 25 6 3 6 3kV 低压双分裂铜绕组 有载调压油浸式变压器作为启动变压器 电源引自万和发电公司 220KV 变电站 1 3 71 3 7 发电机与励磁变 电压互感器 GIS 中性点接地变压器高压侧 主变及高压 厂用变压器之间采用全联分相封闭母线 设有微正压装置 以确保封闭母线内干燥 1 3 81 3 8 发电机中性点经一台容量为 50KVA 的干式单相配电变压器接地 电压为 22 0 23KV 二次侧电阻为 0 499 1 3 91 3 9 发电机出口母线装设有一组无间隙氧化锌避雷器和三组变比为 3 0 1 3 0 1 3 0 1 3 22 KV 的电压互感器 供励磁调节器 发电机测量 计量 保护 励 磁调节及同期用 发电机出线端及中性点端各装设四组 25000 5A 电流互感器 供发 电机测量 保护 电度计量和励磁调节使用 1 41 4 主设备规范主设备规范 1 4 11 4 1 汽轮机规范 序号项目单位数值 1 型号 N600 24 2 566 566 2 型式 超临界 一次中间再热 冲动式 单轴 三缸四 排汽 双背压 纯凝汽式 3 制造厂东方汽轮机厂 4 额定功率 MW600 5 额定主蒸汽压力 MPa a 24 2 6 额定主蒸汽温度 566 7 主蒸汽额定进汽量 t h1700 7 8 额定再热蒸汽压力 MPa a 3 999 9 额定再热蒸汽温度 566 10 再热蒸汽额定进汽量 t h1401 224 11 高压缸额定排汽压力 MPa a 4 444 12 高压缸额定排汽温度 316 2 13 额定凝汽器真空 根据当 地大气压力计算 KPa a 95 6 94 6 平均 95 1 14 额定给水温度 TRL 工况 285 8 15 额定冷却水温度 20 16 额定转速 rpm3000 17 旋转方向 从汽轮机向 发电机看 逆时针 18 配汽方式复合配汽 喷嘴调节 节流调节 19 热耗率 KJ KWh7512 20 回热级数级 8 高加 3 低加 4 除氧 1 21 汽轮机总内效率 92 04 包括压损 22 高压缸效率 86 41 23 中压缸效率 92 55 24 低压缸效率 92 97 25 整机通流级数级42 结构级 高压缸级数级 8 中压缸级数级 6 低压缸级数级 2 2 7 26 末级叶片长度 mm1016 27 临界转速 分在轴系中 单个轴段的一阶 二阶 试验值 高中压转子 rpm 1692 1650 一阶 4000 4000 二阶 低压转子 A rpm 1724 1670 一阶 4000 4000 二阶 低压转子 B rpm 1743 1697 一阶 4000 4000 二阶 发电机转子 rpm 984 933 一阶 2676 2695 二阶 28 机组轴系扭振频率 Hz13 3 24 9 29 9 113 2 29 机组外形尺寸 长 宽 高 m27 9 10 1 6 6 30 运行层标高 m13 7 31 寿命消耗 冷态启动 次 0 02 温态启动 次 0 008 8 热态启动 次 0 002 极热态启动 次 0 001 负荷跃阶大于 10 额定负 荷 THA 工况 次 0 002 32 启动方式中压缸启动 33 变压运行范围 30 90 34 定压 变压负荷变化率 min3 5 35 轴颈振动两个方向最大 值 mm0 05 36 临界转速时轴振动最大 值 mm0 15 37 最低允许真空值 根据当 地大气压力计算 KPa a 75 38 极限允许排汽温度 121 1 4 21 4 2 锅炉规范 1 4 2 11 4 2 1 锅炉设备参数 负 荷 项 目 单位 BMCRT MCRBRL 高加 切除 75 THA 50 THA 30 THA 蒸汽及给水流量 过热器出口 t h 1905 0 1814 05 1814 0 5 1483 2 5 1222796 5496 4 再热器出口 t h 1559 2 1489 8 1480 6 6 14401028 8686 3434 8 过热器一级喷水 t h76 272 672 659 336 731 914 9 过热器二级喷水 t h76 272 672 659 361 147 829 8 再热器喷水 最 大流量 96 t h t h0000000 蒸汽及水压力 压降 过热器出口压力 MPa25 525 425 425 020 713 78 2 再热器进口压力 MPa4 834 624 594 543 222 161 35 再热器出口压力 MPa4 644 444 44 373 092 071 29 蒸汽和水温度 过热器出口 571571571571571571571 过热汽温度左右 偏差 5 5 5 5 5 5 5 再热器进口 325321320324307314324 再热器出口 569569569569569533539 9 负 荷 项 目 单位 BMCRT MCRBRL 高加 切除 75 THA 50 THA 30 THA 再热汽温度左右 偏差 10 10 10 10 10 10 10 省煤器进口 288285284189261237213 空气温度 空预器进口一次风 29282820202020 空预器进口二次风 20202030405030 空预器出口一次风 331328327282306295259 空预器出口二次风 339336336293313300267 烟气温度 空预器出口 未修正 12212012010410910288 空预器出口 修正 1171151151011049784 烟气压力及压降 炉膛设计压力 KPa 5 8 炉膛可承受压力 KPa 8 7 总燃料消耗量 t h233 4224224 3217 1160 2110 169 8 锅炉热效率 锅炉计算热效率 按低位发热量 93 0593 1493 1493 8693 5893 4893 69 热量 炉膛热负荷 NOX 截面热负荷 MW m24 874 684 684 533 342 31 46 容积热负荷 kW m381 7878 4978 5976 0656 1238 5724 45 辐射受热面热负 荷 kW m2212 4203 8204 1197 5145 7100 263 5 燃烧器区域面积热 负荷 MW m21 621 561 561 511 110 770 49 NOX排放浓度 O2 6 mg Nm 3 500500500500500500500 过剩空气系数 炉膛出口 1 141 141 141 141 161 301 50 省煤器出口 1 151 151 151 151 171 311 51 10 1 4 2 21 4 2 2 设计煤种及校核煤种 本工程煤质为贫煤 属中低灰 低硫 中高发 热量的优质动力煤 其燃煤及灰渣主要成分特性 1 4 2 31 4 2 3 燃煤成份与特性表 序号项目名称符号单位设计煤种校核煤种 1燃料品种鹤壁贫煤鹤壁贫煤 2工业分析 收到基全水份Mt 7 4810 07 干燥无灰基挥发份Vdaf 15 7017 52 收到基灰份Aar 24 6127 52 收到基低位发热值Qnet arMJ kg22 97321 050 3元素分析 收到基碳份Car 60 4053 86 收到基氢份Har 2 892 99 收到基氧份Oar 3 074 08 收到基氮份Nar 0 870 97 收到基硫份St ar 0 680 51 4可磨性指数KVT1 1 5851 74 5煤灰熔融性 变形温度DT 14161300 软化温度ST 14641380 流动温度FT 15001460 1 4 2 41 4 2 4 煤灰成分分析 序号项目名称符号单位设计煤质校核煤种 1二氧化硅SiO2 51 7856 63 2三氧化二铝Al2O3 27 7330 10 3三氧化二铁Fe2O3 6 613 07 4氧化镁MgO 1 120 68 5氧化钙CaO 4 774 00 6二氧化钛TiO2 0 991 17 7氧化钾K2O 1 341 62 11 8氧化钠Na2O 0 550 84 9三氧化硫SO3 3 631 13 10五氧化二磷P2O5 0 85 11氧化锰MnO 0 18 12其它0 630 58 1 4 2 51 4 2 5 锅炉点火用油 1 4 31 4 3 燃 油 品 质 表 序号项 目单 位指 标 1 运动粘度 20 mm2 s3 0 8 0 2 实际胶质 mg 100ml 70 3 酸度 mgkoh 100ml 10 4 硫含量 1 0 5 机械杂质 无 6 水 份 痕 迹 7 闪点 闭口 55 8 凝 点 0 9 低位发热量 MJ kg41 868 1 4 41 4 4 发 变组规范 1 4 4 11 4 4 1 发电机规范 序号项目单位数值 1 型号 QFSN 600 2 22C 2 生产厂家东方电机厂 3 额定容量 S MVA677 4 额定功率 P MW600 5 最大连续输出功率 S MVA728 6 最大连续输出功率能力 P MW655 2 7 额定功率因数 cos 0 9 8 定子额定电压 U KV22 9 定子额定电流 I A17495 10 额定频率 f Hz50 11 额定转速 n rpm3000 12 额定励磁电压 Uf V400 1 13 额定励磁电流 If A4387 4 14 空载励磁电压 V 153 本厂待定 15 空载励磁电流 A 1798 4 本厂待定 16 强励顶值电压倍数 2 17 允许强励时间 S20 18 定子线圈接线方式 YY 12 19 冷却方式水氢氢 20 临界转速 一阶 rpm982 二阶 rpm2671 21 短路比 SCR 0 6034 22 稳态负序电流 I2 IN 10 23 暂态负序电流 I2 IN 2t 10S 24 绝缘等级F 温升按 B 级考核 25 额定氢压 MPa0 414 26 最高氢压 MPa0 45 27 发电机漏氢量 Nm3 24h 12 28 氢气纯度 95 29 冷氢温度 35 46 30 热氢温度 65 31 氢气冷却器个数 4 32 氢气冷却器进水温度 20 38 33 氢气冷却器出水温度 45 34 氢气冷却器冷却水量 t h4 105 35 氢气冷却器冷却水进水压 力 MPa0 2 0 3 36 发电机充氢容积 m3117 37 定子绕组及出线水温度 85 埋设检温计 38 定子绕组层间温度 120 埋设检温计 39 定子铁芯温度 120 埋设检温计 40 转子绕组温度 115 电阻法 41 集电环温度 120 温度计法 42 定子冷却水进水温度 40 50 43 定子冷却水量 含引出线 水量 3t h t h91 5 44 定子绕组 含出线 充水 容积 m30 5 45 定子冷却水进水压力 MPa0 1 0 2 46 定冷水导电率 20 s cm0 5 1 5 47 酸碱度 PH 7 8 48 硬度 g E L2 49 氨 NH3 允许微量 50 发电机满载效率 保证值 98 9 1 4 4 21 4 4 2 励磁系统规范 序号名称单位设计值 I 1 整流柜 型号 UNL133XYV5103 整流方式三相全控桥式 额定电流 柜 A2000 13 序号名称单位设计值 I 功率放大器组数组 5 并联支路数个 5 可控硅型号 HUEL412322 额定正向平均电流 A1750 额定反向峰值电压 V4200 2 磁场断路器 型号 HPB60M 81S 额定电压 V1000 额定电流 A6000 最大断流能力 A100000 开断弧压 V1900 控制电压 直流 V110DC 3 励磁变压器 型式 容量 KVA6722 一次电压 V22000 二次电压 V920 频率 Hz50 相数三相 接线方式D y11 冷却方式 AN 高压侧数量个3 相 低压侧 CT 数量个3 相 1 4 4 31 4 4 3 主变压器规范 序号项 目单位设计值 1 额定频率 Hz50 2 高压绕组额定电压 KV550 3 低压绕组额定电压 KV22 4 分接电压及调压方式 KV550 02 2 5 5 冷却方式 ODAF 6 额定容量 MVA720 7 相数 3 相 8 联接组标号 YN d11 9 短路阻抗 14 误差不超过 7 5 10 中性点接地方式直接接地 11 绝缘等级A 级 12 温升限值 K 顶层油 K50 高压绕组 K60 低压绕组 K60 13 额定频率额定电压时空载损耗 KW 298 14 75 时负载损耗 KW 1350 14 序号项 目单位设计值 15 效率 在额定容量 额定电压 额定频率 不含辅机损 换算到 75 cos 1 时 99 77 16 空载电流 0 2 17 铁芯柱磁通密度 T 额定电压 额定频率 1 75 18 可承受的 3 秒对称短路电流 KA 高压 KA50 低压 KA 160 有效值 短路后绕组平均温度计算值 250 19 变压器负载能力 符合 GB T15164 20 安全系数静态 3 5 事故状态 1 67 21 局部放电水平 PC 高压绕组 100 低压绕组 100 22 额定电流 A756 18895 23 分接级数 2 24 可承受的最高连续运行电压 对 地 KV105 25 压力释放装置 主油箱用3 只 台 释放压力 MPa0 07 26 全部冷却器退出运行后 主变持 续满载运行所允许的时间 30min 27 一组冷却器退出运行 变压器允 许长期运行的负载 80 28 二组冷却器退出运行 变压器允 许长期运行的负载 65 29 三冷却器退出运行 变压器允许 长期运行的负载 40 30 四冷却器退出运行 变压器允许 长期运行的负载 10 31 套管电流互感器 1 装设在高压侧 台数 111 准确级 5P405P405P40 电流比 1250 11250 11250 1 二次容量 505050 2 装设在中性点侧 台数 2 准确级 5P20 电流比 600 1 二次容量 50 15 第二章第二章 热工联锁与热工联锁与主机保护主机保护 2 12 1 热工联锁与保护 继电保护及自动装置概述热工联锁与保护 继电保护及自动装置概述 我公司机组保护主要分为发 变组保护和热机保护 发 变组保护与热机保护 之间设有横向大联锁保护 热机保护分为热工保护及电气保护两种 发变组保护分 为电气量及非电气量保护两种 2 22 2 汽机主保护汽机主保护 2 2 12 2 1保护内容 2 2 1 12 2 1 1 超速保护 1 机械超速 保护定值为额定转速的 110 111 3300 3330r min 机组跳 闸 其动作原理为 汽轮机转速达到 110 111 额定转速时 偏心飞环式机械危 急遮断器动作 通过机械跳闸滑阀泄去 AST 油 关闭高压主汽门和高压调门 关闭 中压主汽门和中压调门 联锁开启通风阀 开启紧急排放阀及各段疏水阀 联锁关 闭各级抽汽逆止门和高排逆止门而停机 2 DEH 电超速 保护定值为额定转速的 110 3300r min 机组跳闸 3 TSI 电超速保护 护定值为额定转速的 110 3300r min 机组跳闸 4 DEH 三取二后备超速保护 保护定值为额定转速的 111 5 112 3345 3360 r min 作为机械超速保护的后备保护 5 DEH 超速限制 1 甩负荷 在机组甩负荷时 DEH 超速限制电磁阀动作关闭高 中压调门 延时 2s 后恢复 2 加速度限制 当转速达 102 且转速加速度大于 49r min s 时该限制回互动作 快关高 中压调门 3 功率 负荷不平 当汽轮机功 率与发电机负荷的偏差达设定值 30 时 DEH 超速限制电磁阀动作关闭高 中压 调门 4 103 超速 当汽轮机转速达 103 则超速限制电磁阀动作关闭高 中压调门 当 转速低于 103 时 恢复 2 2 1 22 2 1 2 凝汽器低真空 当凝汽器真空降至 80 3KPa 时报警 凝汽器真空降至 75KPa 时机组跳闸 2 2 1 32 2 1 3 主机润滑油系统保护 1 主油泵 MOP 出口油压低于 1 205MPa 时 联启交流辅助油泵 TOP 油泵 2 主油泵入口油压低于 0 07MPa 时 联启交流启动 油泵 MSP 3 润滑油压低于 0 115MPa 报警同时联启交流辅助油泵 4 润滑油 压低于 0 105MPa 联启直流事故油泵 EOP 5 润滑油压低于 0 07MPa 联跳盘车 6 润滑油压低于 0 07MPa 三取二联跳机组 2 2 1 42 2 1 4 振动 当大轴振动值达到 0 125mm 报警 0 250mm 机组跳闸 具体逻 辑是 当 1 8 轴承轴振任一个达 0 250 mm 同时在余下的另 7 个轴承轴振任一个 达 0 125 mm 报警且延时 3s 机组跳闸 当瓦振达到 0 05mm 时 瓦振报警 2 2 1 52 2 1 5 主机胀差大保护 1 高中压 9 3mm 或 4 8mm 报警 10 6mm 或 6 0mm 机组跳闸 2 低压缸 18 8mm 或 4 1mm 报警 27 0mm 或 7 2mm 机组跳闸 2 2 1 62 2 1 6 主机转子轴向位移保护 0 6mm 或 1 05mm 报警 1 2mm 或 1 65mm 机组跳闸 2 2 1 72 2 1 7 主机轴承温度高保护 16 1 支持轴承温度 110 报警 121 且延时 2s 机组跳闸 具体逻辑是 1 2 轴承轴瓦温度 115 报警 121 且延时 2s 机组跳闸 3 6 轴承轴瓦 温度 110 报警 121 且延时 2s 机组跳闸 2 推力轴承温度 85 报警 110 机组跳闸 2 2 1 82 2 1 8 高排金属温度高保护 420 报警 432 机组跳闸 2 2 1 92 2 1 9 低压缸排汽温度高保护 低压缸排汽温度 47 联开低缸喷水 低 压缸排汽温度 80 报警 低压缸排汽温度 107 机组跳闸 2 2 1 102 2 1 10EH 油压低保护 EH 油压 9 2MPa 报警且联启备用泵 EH 油压 7 8MPa 三取二跳机 2 2 1 112 2 1 11高压旁路阀故障 当采用高压缸启动方式时 高压旁路隔离阀或 高压旁路阀没在全关位置时 则表示 高压旁路阀故障 ETS 将遮断汽机 2 2 1 122 2 1 12高 低旁路阀故障 当发电机负荷大于 50 时 高旁阀全关而低 旁阀开度大于设定值 50 时 机组跳闸 2 2 1 132 2 1 13发电机定冷水断水 发电机定冷水进口压力 0 089Mpa 时 延时 2s 三取二机组跳闸 2 2 1 142 2 1 14发电机定冷水出口温度高 发电机定冷水出口温度 78 时 延 时 1s 三取二机组跳闸 2 2 1 152 2 1 15DEH 控制系统重故障 当 DEH 控制系统 A B 均出现重故障机组跳闸 2 2 1 162 2 1 16锅炉 MFT 时 联跳汽轮机 机炉电大联锁投入时 2 2 1 172 2 1 17发电机跳闸时 联跳汽轮机 机炉电大联锁投入时 2 2 1 182 2 1 18主控室手动停机按钮 2 2 1 192 2 1 19就地手动停机装置 2 2 22 2 2汽机跳闸后联锁 2 2 2 12 2 2 1 联锁关闭下列阀门 2 2 2 22 2 2 2 1 主汽阀 MSV1 MSV2 2 2 2 32 2 2 3 2 高压调节阀 CV1 CV4 2 2 2 42 2 2 4 3 关闭中压主阀 RSV1 RSV2 2 2 2 52 2 2 5 4 中压调节汽阀 ICV1 ICV2 2 2 2 62 2 2 6 5 高排逆止阀 2 2 2 72 2 2 7 6 各段抽汽逆止阀及电动阀 2 2 2 82 2 2 8 联锁开启下列机组阀门 非真空低停机时 1 高压主汽阀上阀座疏水阀 2 高压主汽阀阀体疏水阀 3 高压主汽导汽管疏水阀 4 高排逆止阀前后疏水阀 5 通风阀前管道疏水阀 6 事故排放阀前管道疏水阀 7 中压联合汽阀疏水阀 8 一抽逆止阀前疏水阀 9 二抽逆止阀前疏水阀 10 三抽逆止阀前疏水阀 11 四抽逆止阀前疏水阀 12 五抽逆止阀前疏水阀 13 六抽逆止阀前疏水阀 17 14 高压排汽通风阀 VV 阀 15 事故排汽阀 BDV 阀 16 轴封供汽管道疏水 17 冷再至辅汽联箱阀前疏水 18 低旁管道疏水 2 2 2 92 2 2 9 联跳发电机 2 2 2 102 2 2 10锅炉负荷小于 35 如果高压旁路阀在开启位置 则锅炉 MFT 不 动作 低压旁路阀根据压力自动调节开度 若锅炉负荷大于等于 35 则锅炉 MFT 动作 2 2 2 112 2 2 11转速下降 至 2850rpm 时联启交流辅助油泵 至 2000rpm 联启顶 轴油泵 2 32 3 锅炉主保护锅炉主保护 2 3 12 3 1OFT 保护 OFT 分为启动油 OFT 和点火油 OFT 两种 OFT 逻辑相同 点火油 无吹扫及雾化蒸汽过低 OFT 下面以启动油 OFT 为例说明 2 3 1 12 3 1 1 启动油 OFT 条件 1 启动油母管压力低 OFT 动作 有任一启动油分油阀打开且三个燃油母管压力 低信号经 三取二 方式判断后延时 2 秒 OFT 动作 2 启动油进油快关阀未开 OFT 动作 有任一启动油分油阀打开且启动油进油快 关阀开状态消失延时 2 秒 OFT 动作 3 MFT 动作 OFT 动作 有任一启动油分油阀打开且 MFT 动作发生 则 OFT 动作 4 手动 OFT 有任一启动油分油阀打开且运行人员操作 OFT 软按钮 则 OFT 动 作 5 吹扫及雾化蒸汽压力过低 OFT 有任一启动油分油阀打开且三个吹扫及雾化 蒸汽压力过低 三取二 方式判断后延时 2 秒 OFT 动作 2 3 1 22 3 1 2 动作内容 关闭启动油及点火油进 回快关阀 关闭各油枪分油阀 阻止点火枪进入炉膛 2 3 1 32 3 1 3 启动油 OFT 复位条件 2 3 1 42 3 1 4 以下条件全部满足后 自动复位启动油 OFT 信号 1 所有启动油分油阀关闭 2 启动油进油快关阀关闭 3 MFT 复位 2 3 1 52 3 1 5 燃油泄漏试验 燃油泄漏试验是为防止燃油泄漏而对油母管 油快关阀及各层分油阀所做的严密 性试验 操作人员在每次吹扫前根据实际情况 可选择进行燃油泄漏试验或旁路燃油 泄漏试验 但在油系统管路经过维修 初次投运或较长时间未投运油系统时 燃油泄 漏试验不得跳步 2 3 1 62 3 1 6 注 MFT 动作 设计有硬接线闭锁启动油及点火油进 回油快关阀的 开启 启动油设计有泄漏试验阀 若取消启动油回油快关阀的硬接线 则在吹扫前 做启动油泄漏试验 把启动油泄漏试验完成或跳步作为吹扫允许的条件之一 对于 点火油泄漏试验 只能在吹扫完成 MFT 复位后进行 目前未取消启动油回油阀的 硬接线 暂把启动油泄漏试验和点火油泄漏试验都放在 MFT 复位后进行 启动油泄 漏试验阀一直关闭 使用启动油进油快关阀充油 18 2 3 1 72 3 1 7 燃油泄漏试验分为启动油泄漏试验和点火油泄漏试验 两个试验的逻 辑一致 下面以启动油泄漏试验为例进行说明 2 3 1 82 3 1 8 启动油泄漏试验允许条件 1 MFT 已复位 2 所有启动油分油阀关闭 3 启动油进油快关阀关闭 4 启动油回油快关阀关闭 2 3 1 92 3 1 9 启动油泄漏试验过程 1 当试验条件满足时 可启动燃油泄漏试验 首先打开启动油进油快关阀 打 开启动油调节阀 对管路进行充油 如果 1 分钟之后检查母管压力合适 则充油成 功 如果 1 分钟后油压不满足规定值 则充油失败 并发出燃油泄漏试验失败的报 警显示 2 充油成功后 自动关闭启动油进油快关阀 3 在充油成功且启动油快关阀关闭之后 监视启动油母管压力并计时 3 分钟 3 分钟之内如果母管油压下降至规定值以下 则启动油泄漏试验失败 3 分钟计时到 母管油压维持在规定值以上 则启动油母管泄漏试验成功 4 在启动油母管泄漏试验成功后 发出 2 秒脉冲开启动油回油快关阀 如果 1 分钟内启动油进油快关阀后油压未降至规定值 则排油失败 并发出启动油泄漏试 验失败的报警显示 5 启动油进油快关阀后油压下降至规定值后 自动关闭启动油回油快关阀 6 在排油成功且启动油回油快关阀关闭之后 监视启动油母管油压并计时 5 分 钟 5 分钟之内如果启动油母管油压超过定值 则发出启动油泄漏试验失败的报警 5 分钟计时到 启动油母管油压未超过定值 则启动油泄漏试验完成 2 3 1 102 3 1 10启动油泄漏试验执行条件 1 手动启动燃油泄漏试验指令 2 APS 自动启动燃油泄漏试验 2 3 1 112 3 1 11启动油泄漏试验复位条件 1 启动油泄漏试验失败 2 启动油泄漏试验手动复位 3 启动油泄漏试验手动停止 4 旁路启动油泄漏试验信号 5 MFT 动作信号 2 3 22 3 2锅炉吹扫 2 3 2 12 3 2 1 吹扫条件 以下条件全部存在时 一次吹扫条件满足 1 MFT 已复位 2 MFT 条件不存在 3 任一空预器运行 4 送风机允许吹扫 一台或两台送风机运行且运行风机的出口挡板开状态 5 吸风机允许吹扫 一台或两台吸风机运行且运行风机的出口 入口挡板开状 态 6 所有一次风机停 7 所有磨煤机停 8 所有一次风出口门全关 9 所有给煤机停 19 10 启动油进油快关阀关闭 11 启动油回油快关阀关闭 12 点火油进油快关阀关闭 13 点火油回油快关阀关闭 14 所有分油阀关闭 包括启动油和点火油 15 所有火检探头均探测不到火焰 2 3 32 3 3二次吹扫条件 2 3 3 12 3 3 1 一次吹扫条件满足 2 3 3 22 3 3 2 总风量 30 2 3 3 32 3 3 3 二次风挡板置吹扫位 含外二次风门 2 3 42 3 4吹扫命令触发条件 1 二次吹扫条件满足时 手动启动吹扫 2 二次吹扫条件满足时 自动启动吹扫 2 3 52 3 5吹扫命令复位条件 1 吹扫请求脉冲 2 吹扫完成脉冲 2 42 4 锅炉锅炉 MFTMFT 2 4 12 4 1跳闸条件及保护逻辑 2 4 22 4 2当以下任一条件满足时 发生主燃料跳闸 即 MFT 保护动作 1 炉膛压力高 2000PaMFT 动作 三个炉膛压力高信号经 三取二 方式判断后 延时 3 秒 MFT 动作 2 炉膛压力低 2000Pa MFT 动作 三个炉膛压力低信号经 三取二 方式判断 后延时 3 秒 MFT 动作 3 给水流量低 MFT 动作 给水流量低信号经 三取二 方式判断后延时 20 秒 MFT 动作 280T h 4 给水流量极低 MFT 动作 给水流量极低信号经 三取二 方式判断后延时 3 秒 MFT 动作 240T h 5 锅炉风量低 MFT 动作 锅炉风量 25 BMCR 信号 三取二 方式判断后延时 3 秒 MFT 动作 6 两台吸风机全停时 MFT 动作 7 两台送风机全停时 MFT 动作 8 两台一次风机全停 MFT 动作 当锅炉负荷 30 且有任一煤组在运行时两台 一次风机全停 或锅炉负荷 30 且有任一煤组在运行且无油组运行时两台一次风机 全停 则 MFT 动作 9 汽机跳闸 MFT 动作 当负荷 30 时汽机跳闸 或负荷 30 时汽机跳闸延时 60 秒后高旁或低旁仍未投入 则 MFT 动作 10 两台空预器全停 MFT 动作 两台空预器全停延时 15 秒 MFT 动作 11 丧失火检冷却风 MFT 动作 即火检冷却风母管压力 1 5Mpa 低三值 经 三取二 方式判断 延时 10 秒 MFT 动作 12 全部燃料丧失 MFT 动作 任一油组启动后 所有煤燃料失去且点火油失去 且启动油失去 13 水冷壁出口壁温高 MFT 动作 左侧墙水冷壁出口管壁温度高 经 五取三 判断 并延时 2 秒 MFT 动作 右侧墙水冷壁出口管壁温度高 经 五取三 判断 并延时 2 秒 MFT 动作 前 20 墙水冷壁出口管壁温度高 经 七取四 判断 并延时 2 秒 MFT 动作 以上 3 个 MFT 动作 任一发生则发出水冷壁出口壁温高 MFT 动作 14 再热器保护 MFT 动作 当以下两种情况任一发生 a 高压主汽门或调门全 关后高旁仍未投入 b 中压主汽门或调门全关后低旁仍未投入 若燃料量 30 且 有油燃烧器启动 则延时 10 秒 MFT 动作 若有任一煤燃烧器组运行 则不延时 MFT 动作 15 给水泵全停 MFT 给水泵全停延时 3 秒 MFT 动作 16 全炉膛火焰丧失 MFT 动作 任一油组启动后 所有油组无火和所有煤组无 火 则 MFT 动作 17 水冷壁出口集箱给水温度高 MFT 动作 水冷壁出口集箱给水温度高 信 号经 三取二 方式判断后延时 10 秒 MFT 动作 18 手动 MFT 按钮 19 FGD 故障后动作锅炉 MFT FGD 故障后动作锅炉 MFT 信号延时 3 秒后 经 三取二 方式判断动作 MFT 2 4 32 4 3锅炉 MFT 动作内容