第三部分-蒸汽轮机运行规程(第三版)

1、华能南京金陵发电有限公司华能南京金陵发电有限公司390MW390MW 燃气燃气- -蒸汽联合循环机组蒸汽联合循环机组运运 行行 规规 程程蒸 汽 轮 机 分 册(第三版)二零一一年十月二零一一年十月前前 言言华能南京金陵发电有限公司 2390MW 燃气蒸汽联合循环机组运行规程第三版是根据国家有关电力法规、制造厂提供的有关资料，在第二版运行规程的基础上，结合#1、2 机组投产四年多来的运行经验，经燃机发电部全体人员的共同努力编写出来的。与第二版运行规程相比，第三版运行规程根据现场设备异动、技术改造情况进行了修订，并将二十五项反措以及运行补充规定融入到规程中，使之更加完善和全面，也更能指导运行人员

2、的运行操作。燃气蒸汽联合循环机组的运行人员应认真学习本规程，上岗前需经考试合格。各级有关人员也应熟悉并严格执行本规程。本规程编写过程中，得到了公司领导、相关部门同仁的大力支持和指导，在此一并表示感谢。本规程自颁布之日起生效。编写：沙俊辉、贾红金、章 焰、卢 俊、黄 庆初审：李晓冬审核：冯宝信批准：目目 录录第一章蒸汽轮机运行规程.1第一节 概 述.1第二节 启 动.2第三节 停 机.8第四节 联锁和保护.11第五节 试 验.13第二章 辅助系统运行规程.19第一节 发电机密封油系统.19第二节 润滑油系统.21第三节 液压油系统.30第四节 汽轮机蒸汽旁路系统.34第五节 凝汽器和低压缸喷水减

3、温系统.41第六节 汽机疏水系统.46第七节 凝汽器水室抽气系统.47第八节 凝汽器真空系统.50第九节 汽机胶球清洗系统.52第十节 盘车与顶轴油系统.53第十一节 轴封蒸汽系统.55第十二节 闭式冷却水系统.57第十三节 凝结水系统.61第三章 事故处理.66第一节 事故处理原则.66第二节 紧急停机.66第三节 着火.67第四节 凝汽器真空下降.68第五节 水冲击.68第六节 运行中叶片损坏或断落.692390MW 联合循环机组运行规程 蒸汽轮机- 1 -第一章第一章蒸汽轮机运行规程蒸汽轮机运行规程第一节第一节 概概 述述1系统概述9F 机组采用 D-10 型、3 压、向下排气、一次中间

4、再热冲动凝结式联合循环汽轮机。汽机由高中压合缸和低压缸组成，其中高压 12 级，中压 9 级，低压 26 级。蒸汽的主要流程：从余热锅炉高压过热器来的高压蒸汽经过高压主汽门和高压调门的组合汽门进入高压缸，在高压缸中做过功的排汽汇同中压过热器的补汽进入余热锅炉再热器经加热后，经过 2 个中压主汽门和中压调门的组合阀进入中压缸，在中压缸中做过功的蒸汽汇同由低压主汽门和低压调门供给的低压补汽进入到低压缸中，蒸汽在低压缸中做过功后，直接向下汇入凝汽器中。高、中压缸合缸，高、中压部分共用一根转子。高、中压转子反向布置，以减少轴向推力。低压缸由低压内缸和低压外缸组成，双向分流布置以平衡轴向推力。低压转子和

5、发电机转子通过波形联轴器半挠性连接，高、中压转子和压气机转子通过联轴器刚性连接。2系统主要组成汽机系统主要由高、中和低压汽轮机、排气缸喷水减温、盘车、高压主汽门、调门组合汽门、中压主汽门、调门组合汽门、低压主汽门、低压调门、高压通风阀和中压通风阀等主要系统组成。2.1高压、中压和低压汽轮机2.1.1汽轮机汽缸：水平中分。2.1.2隔板：由隔板环和喷嘴组成。2.1.3转子：高、中压转子采用转盘式整锻转子，低压转子采用转鼓式焊接转子。2.1.4动叶：动叶叶片由合金钢锻造而成，安装在叶轮的轮缘上。顶端用金属围带固定在一起。2.1.5转子迷宫式汽封装置：弹回式金属迷宫型汽封装置。2.1.6推力轴承：采

6、用自对中、可倾瓦型推力轴承。2.1.7径向支承轴承：#1-#5 轴承采用可倾瓦轴承，#6-8 轴承采用椭圆轴承。2.2排汽缸喷水减温：当低压缸金属温度上升到 57时，由 MK VI 控制自动打开低压缸喷水减温阀，继续上升到 79时，该阀全开。2.3盘车：由立式电机驱动，通过减速齿轮向大轴传递扭矩。自动预啮合、单速、电机驱动。主要的部件有：减速齿轮、盘车电机、预啮合电机和一个气动气缸。2.4配汽机构 2.4.1高压缸采用全周进汽，由一套高压主汽门、高压调门组合汽门控制，主汽门和调门在同一个阀室内并具有同一个阀座，有各自的操作和控制机构。高压缸排汽在下缸的两侧。高压调门正常运行时在 IPC 控制模

7、式下运行，在主汽压力过低或压力下降速度过快情况下，或在机组超速情况下关小。2.4.2中压缸采用全周进汽，由 2 个中压主汽门、中压调门组合汽门控制，进入中压下缸的两侧。主汽门和调门组合在同一个阀体，有各自的操作和控制机构。中压缸排汽和低压过热蒸汽在排汽缸下部汇合后进入低压缸。在再热气压力下降过快或超速情2390MW 联合循环机组运行规程 蒸汽轮机- 2 -况下高压调门关小。2.4.3余热锅炉低压过热蒸汽经过低压主汽门和低压调门后与中压缸排汽在中压下排汽缸混合，经中低压连通管，流入低压缸做功，然后排汽至凝汽器。低压调门有两个作用：1、控制低压蒸汽进汽压力；2、防止超速：当机组转速升高到 101%

8、时，低压调门开始关闭，当转速升到 106%时，低压调门全关。2.5高压通风阀和中压通风阀：用来在机组启动时，带走高、中压转子由于鼓风磨擦损失产生的热量。3设备规范 (燃料：天然气；环境温度：15.4；相对湿度：80%)：序号序号名名 称称参数参数单位单位1.主蒸汽温度565.52.主蒸汽压力96bar3.主蒸汽流量283.2t/h4.高压缸排汽温度3235.高压缸排汽压力22.3bar6.再热蒸汽压力19.4bar7.再热蒸汽温度565.58.再热蒸汽流量311.8t/h9.低压蒸汽温度313.510.低压蒸汽压力0.366Mpa11.低压蒸汽流量363.7t/h12.凝器压力5.37Kpa1

9、3.冷却水温度2214.额定功率141MW15.额定转速3000rpm16.超速转速3300rpm17.第一临界转速1200rpm18.第二临界转速1900-2100rpm性 能 参数19.低速盘车转速4Rpm20.高压级数1221.中压级数922.低压级数2623.末级叶片高度851mm24.末级节圆直径2530mm25.排汽面积13.51M2结 构 参 数26.汽机旋转方向从汽机向发电机看为顺时针第二节第二节 启启 动动1启动前的检查和准备1.1检查汽机相关系统检修工作全部结束，工作票终结，安全设施拆除，现场清洁。1.2投用相关辅助系统，检查正常：1.2.1投用循环水系统，检查循泵电流、出

10、口压力正常，检查凝器冷却水进出口压力正常，虹吸建立；2390MW 联合循环机组运行规程 蒸汽轮机- 3 -1.2.2启动闭式冷却水系统，检查运行正常，闭式冷却水母管压力正常；1.2.3启动润滑油系统和密封油系统，检查润滑油压正常，各轴承回油情况良好，检查油氢压差正常；1.2.4启动顶轴油泵，检查顶轴油母管压力正常，燃机1、2 轴承顶轴油压力正常；1.2.5启动盘车，检查盘车电流正常，盘车状况良好；1.2.6向凝器注水，启动凝泵，检查凝泵运行正常，凝水压力正常；1.2.7投用启动锅炉和辅助蒸汽系统，检查辅助蒸汽母管压力、温度正常。1.2.8启动凝器水环真空泵，投入轴封系统，拉真空、供轴封（热态启

11、动，先供轴封，后拉真空） ；1.2.9做汽机相关联锁和保护试验，确认试验正常；1.2.10检查轴向位移、振动、差胀、缸胀、真空、轴承温度、主汽/再热汽/低压蒸汽温度、压力、汽缸温度、挠度和转速等主要表计投用，显示正常；1.2.11向低压汽包上水。低压汽包水位正常后，启动给水泵向高、中压汽上水。2机组启动2.1机组启动，高压主汽门、中压主汽门、调门和低压主汽门全部打开。燃机点火、暖机完成；2.2升速，当转速升到 1500 rpm 时，DCS 控制冷却蒸汽压力控制阀开始开启，根据低压缸进汽联通管压力，控制冷却蒸汽流量。检查低压排汽缸温度，投入低压排汽缸喷水减温。2.3升速至全速，发电机并网。2.4

12、当发电机出口开关同期并网后，DCS 启动 MK VI 温度匹配程序，余热锅炉升温，升压，汽机准备进汽，做好相关记录；2.5检查汽机高、中和低压系统各阀门位置正常(见下表)：序号序号名名 称称位置状态位置状态1.高压主汽门开启2.高压调门关闭3.低压主汽门开启4.低压调门关闭5.中压主汽门开启6.中压调门开启7.余热锅炉中压汽包压力控制阀关闭在自动位8.冷却蒸汽压力控制阀关闭在自动位9.低压蒸汽隔离阀关闭在自动位10.低压旁路减温水隔离阀打开在自动位11.低压旁路压力控制阀关闭在自动位12.低压旁路温度控制阀关闭在自动位13.中压旁路隔离阀打开在自动位14.中压旁路减温水隔离阀打开在自动位15.

13、中压旁路压力控制阀关闭在自动位16.中压旁路温度控制阀关闭在自动位17.高压旁路减温水隔离阀打开在自动位18.高压旁路压力控制阀关闭在自动位19.高压旁路温度控制阀关闭在自动位2390MW 联合循环机组运行规程 蒸汽轮机- 4 -20.高、中压汽机通风阀打开21.所有的汽机疏水门在自动位3高压系统暖管和升压3.1燃机点火后，余热锅炉、高压旁路前管道、高压调门前管道暖管、升压。3.2高压汽包压力上升到 0.51.5bar (722psig)，打开高压过热器排空阀，高压汽包压力上升到 1.5bar (22 psig)时关闭该阀。3.3余热锅炉高压过热器疏水阀组、余热锅炉过热器减温器疏水阀组依次打开

14、。3.4燃机暖机结束，且高压蒸汽压力大于 1.5bar (22 psig) 高压旁路前高压管道疏水门打开。3.5高压蒸汽压力大于 10bar(145psig)，余热锅炉过热器疏水阀组和高压过热器减温器疏水阀组关至中间位置。3.6余热锅炉过热器疏水阀组打开或在中间位置 3 分钟后，且高压蒸汽压力大于 1.5bar(22psig)，打开下列疏水阀：高压过热器出口高压管道疏水阀；高压蒸汽流量计前高压管道疏水阀；主蒸汽到高压旁路前高压管道疏水阀；高压调门前高压管道疏水阀；3.7高压汽包压力大于 10bar(145psig)，主蒸汽到高压旁路前高压管道疏水阀关到中间位置。3.8下列疏水阀在中间位置 3

15、分钟且高压蒸汽压力大于 17bar (247psig)时关闭：高压过热器疏水阀组；高压过热器减温器疏水阀组；高压过热器出口疏水阀；3.9当高压蒸汽压力上升到设定值时，高压旁路压力控制阀打开，控制高压蒸汽压力。其设定值为基准压力 39bar（566psig）与初始高压蒸汽压力加上 3bar 中的较大值。3.10在启动过程中，当高压旁路压力控制阀开度大于 90%时，该阀设定值会逐渐增加，以限止高压旁路压力控制阀开度大于 90%。3.11高压旁路压力控制阀前高压管道疏水阀打开 3 分钟，且高压旁路压力控制阀开度到20%时，该疏水阀关闭。3.12以下条件满足时高压疏水程序结束：高压旁路压力控制阀前高压

16、管道疏水阀打开 3 分钟；高压调门前高压管道疏水阀打开 3 分钟；高压过热器出口高压管道疏水阀中间位置或开启位置 2.5 分钟；高压蒸汽流量前高压管道疏水阀中间位置或开启位置 2.5 分钟；主蒸汽到高压旁路前高压管道疏水阀中间位置或开启位置 2.5 分钟；4汽机高压部分初始带负荷4.1当高压蒸汽满足下列蒸汽品质时，符合汽机进汽要求。电导率（氢离子交换后，25）二氧化硅铁铜钠炉型s/cmg/L汽包炉1.0605015204.2下列条件都满足时，DCS 向汽机发启动命令：发电机出口开关合闸；高压旁路阀开度大于 20%；2390MW 联合循环机组运行规程 蒸汽轮机- 5 -高压蒸汽压力大于 37 b

17、ar (略低于 39 bar 的基准压力)；高压蒸汽过热度大于 41.7；高压疏水程序结束；燃机温度匹配程序结束；高压蒸汽温度高于高压缸金属温度；或燃机排气温度与高压蒸汽温度差小于40；机组出力大于 17 MW4.3高压调门在应力控制逻辑下，以计算的初始速率逐渐打开，高、中压通风阀关闭。4.4高压调门逐渐开大时，高压旁路压力控制阀在压力控制模式下逐渐关小。如果此时高压调门开度大于 95%，高压旁路压力控制阀压力设定值将增大以防止高压调门全开。4.5当高压旁路压力控制阀开度到 10%时，从应力控制模式切到入口压力控制模式（IPC） ，高压旁路压力控制阀以固定的速率关闭余下的 10%开度。4.6高

18、压调门开度大于 20%，高压调门阀座前疏水阀和高压主汽门阀座后疏水门从全开位置关到关闭位置。4.7当高压调门开度大于等于 20%时，每隔 30 秒依次关闭下列阀门：高压调门前疏水阀、高压蒸汽流量计前疏水阀、高压旁路前疏水阀、再热汽疏水阀组。4.8当高压调门开度大于 30%时，下列蒸汽疏水阀从全开关到全关：右侧中压主汽门阀座前疏水；右侧中压主汽门阀座后疏水；左侧中压主汽门阀座前疏水；左侧中压主汽门阀座后疏水。4.9在汽轮机进汽后应注意汽轮机差胀，轴向位移，上下缸温差，轴承温度、振动的情况，保持所有参数在允许范围内。4.10随着高压调门打开，高压蒸汽进入汽轮机高、中压缸，低压缸进口压力将上升。当低

19、压缸进口压力超过冷却蒸汽压力设定值后，冷却蒸汽压力控制阀将关闭。随着冷却蒸汽压力控制阀关闭，汽轮机低压调门将关小。当汽轮机低压调门关至最小位置时，其入口疏水阀将打开。4.11高压缸进气后应注意监视以下参数的变化：轴承的振动轴承的金属温度和轴承的回油温度凝汽器真空低压缸排气温度轴向位移和差胀主蒸汽温度变化率、汽缸金属温度变化率汽缸法兰和上下缸温差润滑油温度、压力，液压油压力4.12当负荷达到一定值时，检查轴封系统自动切换至自密封工作正常，检查轴封系统各部分运行正常。4.13根据高压蒸汽、再热蒸汽温度情况，投入高压过热器、再热器减温水，利用减温水调节门控制高压过热器出口、再热器出口蒸汽温度在正常范

20、围，以达到汽轮机冷态启动的要求；4.14高压旁路压力控制阀关闭，DCS 发信号到燃机 MK VI 结束温度匹配程序。如果在冷态启动期间， “温度匹配”程序作用打开 IGV，使其角度大于 49 度，则 IGV 逐2390MW 联合循环机组运行规程 蒸汽轮机- 6 -步关小到运行最小角度 49 度。同时 DCS 向燃机 MK VI 发送一个温度匹配无效时的排气温度变化率目标值，燃机 MK VI 控制 IGV 关闭的速率以限止燃机排气温度变化速率，使其与 DCS 的目标速率相适应。4.15当高压调门开大，进入高、中压的蒸汽流量增加，低压联通管蒸汽压力上升到设定值时，冷却蒸汽压力控制阀关小。当冷却蒸汽

21、压力控制阀关小，低压主汽压力下降时，低压调门将关小。当低压调门关到最小位置时，低压调门前疏水阀打开。5余热锅炉中压系统启动：5.1当中压汽包压力上升到 0.51.5bar(722psig)时，中压过热器排空阀打开，当中压汽包压力上升到 1.5bar (22psig)时该阀关闭。5.2燃机暖机结束后，中压过热器疏水阀、旁路压力控制阀前疏水阀打开。5.3燃机暖机结束，且中压蒸汽压力大于 1bar，中压过热器疏水阀打开 3 分钟时，下列疏水阀打开：中压蒸汽逆止门前中压疏水阀；中压汽包压力控制阀前中压疏水阀；中压蒸汽隔离阀前中压管道疏水阀；5.4中压旁路压力控制阀压力设定值取中压基准压力加 2bar(

22、13.8+2bar)和中压过热器初始压力加上 2bar 中的较大值。当中压蒸汽压力达到设定值时，中压旁路压力控制阀打开。5.5中压过热器疏水阀、中压逆止门前疏水阀在开启 3 分钟以上，且中压旁路压力控制阀开度大于 20%时允许关闭。5.6当下列条件都满足时，中压疏水程序结束：中压过热器出口疏水阀打开 3 分钟；中压逆止阀前疏水阀打开 3 分钟；中压压力控制阀前疏水阀打开 3 分钟。5.7当下列条件都满足时，中压蒸汽隔离阀打开：在入口压力控制(IPC)模式下运行，且高压调门开度大于 20%，维持时间 60s；中压旁路压力控制阀开度大于 20%；中压蒸汽压力大于 13 bar；中压蒸汽过热度大于

23、41.7；中压疏水程序完成；机组出力大于 17 MW。5.8当上述条件满足时，中压蒸汽隔离阀全开，中压汽包压力控制阀释放打开，直接开到 7%，或者大于该值。5.9中压汽包压力控制阀设定值设定到中压基准压力(大于 13.8 bar )，以固定速率逐渐开启。当中压过热器蒸汽接通到再热器时，中压旁路压力控制阀开始关小。5.10当中压汽包压力控制阀开度大于 20%时，中压汽包压力控制阀前疏水阀和中压蒸汽隔离阀前疏水关闭。5.11在中压汽包压力控制阀逐渐开大时，如果中压蒸汽蒸发量增加过快，致使中压旁路压力控制阀开度大于 90%，此时中压旁路压力控制阀压力设定值将逐步增加，以限制中压旁路压力控制阀开度大于

24、 90%。5.12当中压旁路压力控制阀开度关到 10%左右时，此时中压旁路压力控制阀在跟踪模式，设定值稍大于当前中压汽包压力值，以关闭剩下的开度。5.13随着中压蒸汽蒸发量不断增加，中压汽包压力控制阀逐渐开大，直至全开。正常运行时，该阀保持全开。2390MW 联合循环机组运行规程 蒸汽轮机- 7 -5.14在低负荷运行时，中压汽包压力控制阀将关小维持中压基准压力值。在负荷波动时，中压汽包压力控制阀可能关小，以限止中压汽包压力下降速率，此时控制阀关闭速度不受限制。5.15正常运行时，中压汽包压力控制阀压力衰减控制模式一直起作用，当中压汽包压力下降速率超过设定值时，控制阀参与调整，关小阀门。5.1

25、6当下列条件都满足时，汽机初始带负荷完成：高压调门在入口压力控制模式下运行；余热锅炉中压压力控制阀在入口控制模式下运行；IGV 在运行最小位置(49 度)；6低压蒸汽系统启动：6.1燃机暖机程序结束后，下列阀门打开：余热锅炉低压过热器疏水阀；低压过热器出口疏水阀；低压旁路压力控制阀前低压旁路管道疏水阀。6.2当下列条件满足时，低压蒸汽流量计前疏水阀和低压蒸汽逆止阀前疏水阀打开：燃机暖机结束；低压蒸汽压力大于 1bar；低压过热器疏水阀打开 1 分钟；低压过热器出口疏水阀打开 1 分钟。6.3燃机暖机结束且低压汽包压力上升到 0.5 1.5 bar 时，低压过热器排空阀打开，当压力上升到 1.5

26、 bar 以上时关闭。6.4当低压蒸汽压力上升到低压基准压力时，低压旁路压力控制阀打开。6.5下列疏水阀在打开 3 分钟以上，且低压旁路压力控制阀开度大于 20%时关闭：低压过热器出口疏水阀；低压蒸汽流量计前疏水阀；低压旁路压力控制阀前疏水阀。6.6下列条件满足时，低压疏水程序完成：低压过热器疏水阀打开 3 分钟；低压过热器出口疏水阀打开 3 分钟；低压蒸汽流量计前疏水阀打开 3 分钟。6.7当下列条件满足时，低压蒸汽隔离阀打开：低压过热器出口温度正常；低压主汽阀前疏水阀打开 3 分钟；低压旁路压力控制阀开度大于等于 20%至少 60 秒；在入口压力控制模式下运行，高压调门开度大于等于 20%

27、至少 60 秒；低压疏水程序结束。6.8由于低压蒸汽隔离阀非线性的特点，低压蒸汽隔离阀在慢开指令作用下缓慢打开，直至全部开启，慢开指令是由一个开启命令脉冲跟一个时间延时组成。在慢开过程中，如果低压汽包水位上升到报警值，则中止，直到水位降低到报警水位以下时才重新开始慢开。6.9当低压蒸汽隔离阀全开时，低压逆止门前疏水阀关闭。6.10当低压蒸汽隔离阀全开 60 秒后，低压旁路压力控制阀设定值从启动值设定到运行值（大于低压调门全开对应的压力值） 。当低压蒸汽压力大于低压调门压力设定值时，汽机 MK VI 在入口压力控制模式下打开低压调门。当低压旁路压力控制阀压2390MW 联合循环机组运行规程 蒸汽

28、轮机- 8 -力设定值增加到运行值（高于最大正常运行压力）时，低压旁路压力控制阀全关。6.11当低压调门开度大于等于 20%时，冷却蒸汽压力控制阀旁路隔离阀关闭。6.12当冷却蒸汽压力控制阀旁路隔离阀关闭时，低压调门前疏水阀关闭。第三节第三节 停停 机机1正常停用1.1在 DCS 上调出“UNIT MAIN SEQUENCE”画面，检查所有条件都满足。1.2启动机组主停机程序1.2.1当 UNIT MAIN SEQUENCE 显示所有条件都满足，选择“ON”且置停机程序于“AUTO”,启动机组停机程序。1.2.2DCS 禁止 AGC 运行，同时燃机发停机命令到 MK VI。1.2.3同时 DC

29、S 启动下列停机程序：高压旁路程序,该程序保持到燃机 IGV 关小到 49 度。中压和低压旁路程序。燃机停用监视程序。燃机停用监视程序显示 MK VI 主要停机步骤。高压、中压、低压疏水程序，并保持到机组停机；当高压/中压/低压汽包压力下降到 0.8 bar 时，DCS 打开过热器排空阀。1.3燃机降负荷：1.3.1接收到正常停机指令后，燃机开始以 8.3%的速率降负荷。1.3.2在燃机降负荷期间，汽机高压、中压、低压系统维持在入口压力控制（IPC）控制模式运行。1.4燃机、汽机降负荷，旁路压力控制重新起作用。1.4.1当 IGV 关小到最小运行位置时，DCS 发停机指令到汽机 MK VI。1

30、.4.2高压调门以固定速率（20%/分钟）关闭，经过 5 分钟从全开位置关到全关位置。1.4.3当 DCS 收到汽机退出入口压力控制模式运行时，设置高压旁路压力控制阀的设定值为运行值。当高压调门关闭时，高压旁路压力控制阀打开控制压力。1.4.4中压汽包压力控制阀以恒定的速率（100%/分钟）逐渐关闭，1 分钟从全开位置关到全关位置。1.4.5当中压汽包压力控制阀开始关闭时，中压旁路压力控制阀切到压力控制模式，控制中压压力，其设定值设定为当前中压蒸汽压力值。1.4.6根据所需要的冷却蒸汽流量要求，冷却蒸汽压力控制阀打开补充低压蒸汽量。1.4.7当汽机高压调门和中压汽包压力控制阀逐渐关闭时，燃机继

31、续降负荷。1.4.8当燃机排气温度下降到 566时，燃机停止降负荷。程序设计在汽机高压调门全关前 1 分钟燃机排气温度降到 566。在这 1 分钟的重叠时间内，在燃机排气温度降到 566之前，维持有蒸汽流量通过再热器，起到保护再热器作用。1.5燃机降负荷结束，疏水程序完成：1.5.1当高压调门和中压汽包压力控制阀全部关闭时，DCS 发一个释放信号到 MK VI ,燃机继续降负荷。1.5.2当高压调门开度小于 30%时，下列汽机疏水阀打开：高压主汽门阀座后疏水阀；右侧中压主汽门阀座前疏水阀；右侧中压主汽门阀座后疏水阀；左侧中压主汽门阀座前疏水阀；左侧中压主汽门阀座后疏水阀；2390MW 联合循环

32、机组运行规程 蒸汽轮机- 9 -1.5.3当高压调门开度小于 20%时，再热系统疏水阀组打开。1.6发电机出口开关断开，降转速，疏水：1.6.1燃机继续降负荷，直至发电机逆功率保护动作，机组解列。1.6.2当机组降转速时，汽机低压调门继续控制入口压力。1.6.3当低压联通管压力下降低于相应的所需要冷却蒸汽流量值时，中压蒸汽从冷却蒸汽压力控制阀补充过来，以增加低压蒸汽流量。1.6.4当机组转速下降到 66%以下时，低压旁路压力控制阀设定值从运行值逐步降低到启动值。1.6.5当入口压力下降到低于设定值时，汽机低压调门将关小。1.6.6在低压旁路压力控制阀设定值下降时，冷却蒸汽压力控制阀压力控制逻辑

33、不起作用。1.6.7发电机解列后，燃机通过有火停机，直至机组转速下降到 40%额定转速左右而跳闸。1.6.8当燃机停机时，高压主汽门、中压主汽门、调门和低压主汽门同时关闭。1.6.9下列疏水阀门关闭：高压过热器疏水阀组；过热器出口、高压蒸汽流量计前、主蒸汽管和高压旁路连接处下游疏水阀；中压过热器疏水阀；中压管道疏水阀组；低压过热器出口疏水阀；低压管道疏水阀组。1.6.10机组惰走，直至盘车啮合。2紧急停用2.1启动紧急停机条件：2.1.1自动紧急停机：任何一个重要参数到保护跳机值时，MK VI 或 DCS 自动执行跳机程序，跳开燃机、汽机和停用余热锅炉，以保护设备、防止事故进一步扩大。2.1.

34、2手动紧急停机：运行人员手动按压下列跳闸按钮：集控室跳闸按钮；运转层电子设备间跳闸按钮；汽机#3 轴承处跳闸按钮。执行手动紧急停机后，所有的紧急停机操作步骤和内容和自动紧急停机相同，由MK VI 和 DCS 控制完成。2.1.3根据事故严重情况，发电机出口开关通过自动保护继电器断开。2.2盘车和冷却：2.2.1在机组紧急停用后，机组自动进行盘车和冷却。2.2.2在怀疑机组转子有内部损伤时，机组紧急停用后，不要拖动转子；2.2.3维持润滑油泵运行。2.2.4如果找到机组停用的故障原因，并被很快解决，或检查发现转子没有内部损伤，恢复盘车、冷却运行。2.3MK VI 紧急停机程序：2.3.1切断燃机

35、燃料：2.3.1.1 MK VI 各级燃料跳闸线圈发跳闸信号：气体燃料截止阀 VS4-1；速比阀 VSR-12390MW 联合循环机组运行规程 蒸汽轮机- 10 -D5 气体燃料控制阀VGC-1；PM-1 气体燃料控制阀VGC-2；PM-4 气体燃料控制阀VGC-3；2.3.1.2 气体燃料排放阀打开向空排放天然气。2.3.2切断汽机高、中和低压进汽：2.3.2.1 MK-VI 汽机高压主汽门、高压调门跳闸线圈失电，释放跳闸油，高压主汽门和调门关闭。此时，MK-VI 快速复位高压调门位置指令信号，高压调门全部关闭。2.3.2.2 MK-VI 汽机中压主汽门、中压调门跳闸线圈失电，释放跳闸油，中

36、压主汽门和调门关闭。此时，MK-VI 快速复位中压调门位置指令信号，中压调门全部关闭。2.3.2.3 MK-VI 汽机低压主汽门、低压调门跳闸线圈失电，释放跳闸油，低压主汽门和调门关闭。此时，MK-VI 快速复位低压调门位置指令信号，低压调门全部关闭。2.3.3压气机出口抽气加热阀关闭和压气机抽气排放阀打开2.3.3.1 MK-VI 发信号到跳闸线圈 20TH-1 使进口抽气加热控制阀（VA20-1）跳闸关闭。2.3.3.2 MK-VI 使压气机抽气电磁阀 20CB-1 和 20CB-2 失电，使压气机防喘放气阀打开。2.3.4发电机逆功率保护动作，出口开关断开2.3.5燃机 IGV 关到最小

37、位置：液压油跳闸系统动作，关闭 IGV。2.3.6当机组转速下降到 1500 RPM 且顶轴油泵入口压力足够时，顶轴油泵自动启动。2.3.7盘车2.3.7.1 机组已停用且高压主汽门已关闭，盘车预啮合电机启动。2.3.7.2 当转速下降到 0 RPM 时，盘车主驱动电机启动、啮合；盘车预啮合电机停用。2.4DCS 紧急停机程序：2.4.1MK-VI 向 DCS 发一个机组停用信号，DCS 自动完成下列操作，防止余热锅炉各系统超压和执行适当的疏水程序。2.4.1.1 高压旁路从系统压力跟踪模式切换到压力控制模式，采样和保持跳机时的高压蒸汽当前压力值，作为设定值；2.4.1.2 余热锅炉中压汽包压

38、力控制阀快速关闭；2.4.1.3 中压旁路压力控制阀从压力跟踪模式切换到压力控制模式，采样和保持跳机时的中压蒸汽当前压力值，作为设定值；2.4.1.4 当低压蒸汽压力上升到低压旁路压力控制阀设定值时，压力控制阀参与调节（该设定值高于正常运行值） 。2.4.2DCS 控制高压、中压和低压旁路的设定值和余热锅炉各汽包压力匹配。2.4.3DCS 保持机组的辅助系统运行（凝水系统、给水系统、轴封蒸汽系统、循环水系统、闭式冷却水系统等） 。3. 防止汽轮机停机后汽缸温差大的注意事项汽轮机停运后，若是操作不当或是设备故障会导致冷汽、冷水进入汽轮机，造成上下缸温差大，影响机组的再次启动，严重时会导致盘车跳闸

39、、剧烈振动、动静碰磨甚至大轴弯曲。为了有效避免汽轮机停机后汽缸温差大，防止造成重大设备损坏，应注意如下事项：3.1 停机时根据轴系振动情况在 280MW 停留 10-30 分钟，然后再按“STOP”停机；在停机过程中控制好主、再热汽温，避免汽温大幅度变化。3.2 转速至 100rpm 以下时，可强制关闭高、中压通风阀。3.3 转速到零后，投入盘车，然后破真空，停轴封供汽；关闭中压并汽阀前电动隔离门，以防中压蒸汽倒入高压缸。2390MW 联合循环机组运行规程 蒸汽轮机- 11 -3.4 盘车过程中严格监视上/下缸温差、盘车电流、转子偏心度等参数，每小时抄录停机参数表一次，注意温降曲线的变化，特别

40、注意高、中压缸进汽端上、下缸温差不能超过 40，高、中压缸排汽端上、下缸温差不能超过 70。3.5 在监视过程中，温降突增达 10/小时，或温差超过上述要求，要及时分析原因，进行处理，并汇报值长或部门领导。3.6 机组启动前严格按规程要求执行，如温差超过规定值，应分析原因，采取相应措施。3.7 高、中压缸进汽端上/下温差大于 50、排汽端上/下温差大于 70不允许启动，接近上述值时启动过程应谨慎。3.8 上述值偏大需启动时，需在冷拖过程中观察转子振动情况，一般不得大于 4 丝，并且在稳定后方可点火。升速过程中应严密监视振动变化情况，在 2500 转/分以下振动超过 15 丝，并有继续上升趋势时

41、，按“STOP”停机。3.9 机组启动过程中由于振动保护动作停机后，需在盘车转速下观察转子挠度；若大于5 丝不得再次启动，必须连续盘车；挠度小于 5 丝后，仍应盘车 30 分钟左右，再次启动需得到部门领导同意。第四节第四节 联锁和保护联锁和保护1.主要联锁1.1汽轮机启动条件： 汽机已复位； 润滑油温在 26和 32之间； 轴封蒸汽母管温度在 148和 398之间； 汽机转子偏心度小于 0.051mm； 实际转速大于 0； 所有汽机疏水阀打开，功能完好(疏水阀打开，在自动位)； 所有控制启动热电隅功能完好； 凝器压力小于 129 mmHg； 高、中压差胀没有达到报警值； 没有汽轮机自动启动保持

42、； 高、中压通风阀打开； 盘车小室压力正常； 至少一台润滑油泵运行正常； 至少一台液压油泵运行正常； 润滑油主油箱负压正常； 至少一台顶轴油泵运行正常； 液压动力单元的加热、冷却功能打在自动位置； 在自动启动之前汽机高、中压转子应力计算稳定； 启动期间没有启动水洗；1.2汽机 RHCV 再热冷却阀联锁：当下列条件之一满足时关闭 RHCV 阀 高压蒸汽压力大于 8.46Mpa； 高压调门开度大于或等于 95%。2.汽机主要保护2.1转子轴向位移2.1.12 个轴向位移探头同时故障时，延时 1 秒，机组跳闸。2390MW 联合循环机组运行规程 蒸汽轮机- 12 -2.1.22 套轴向位移同时大于或

43、等于 0.89mm，延时 1 秒，机组跳闸。2.1.32 套轴向位移同时小于或等于-0.89mm，延时 1 秒，机组跳闸。2.1.4#1 轴向位移动作，且该侧轴向位移探头故障，延时 1 秒，机组跳闸。2.1.5#2 轴向位移动作，且该侧轴向位移探头故障，延时 1 秒，机组跳闸。2.2转子膨胀保护当转子膨胀大于 49.3mm 或小于-11.0mm，发“转子膨胀高高”报警信号，延时10 秒，膨胀保护动作，机组跳闸。2.3高压差胀保护当高压正差胀大于 3.7mm 或高压负差胀大于-1.7mm，且高压差胀表无故障时，发“高压差胀高高”信号,延时 10 秒，保护动作，机组跳闸。2.4中压差胀保护当中压正

44、差胀大于 9.47mm 或中压负差胀大于-5.49mm，且高压差胀表无故障时，发高压差胀高高信号，延时 10 秒，保护动作，机组跳闸。2.5振动保护2.5.1机组瓦振保护2.5.1.1 当发电机轴承、燃机轴承任一点(BB1、BB2、BB4、BB5、BB7、BB8 和 BB9)瓦振动大于或等于 25.4 mm/s，机组瓦振保护动作跳机。2.5.1.2 当燃机轴承任一点(BB1、BB2、BB4、BB5)瓦振大于或等于 20.83mm/s，机组自动停机。2.5.1.3 当发电机轴承任一点(BB7、BB8、BB9)瓦振大于或等于 18.03mm/s，机组自动停机。2.5.2机组轴振保护2.5.2.1

45、机组#1 到#8 轴承中任一振动(包括 X、Y 方向)大于或等于 0.216mm，延时 1 秒，机组自动停机。2.5.2.2 当机组#1 到#8 轴承中任一振动(包括 X、Y 方向)大于或等于 0.228mm，延时 3 秒，轴振振动大保护动作,机组跳闸。2.6汽机排汽温度高：当汽机低压缸排汽温度大于或等于 107.2时，汽机排汽温度高保护动作机组跳闸(三取二)。2.7汽机最末一级温度高：当汽机低压缸最末一级温度大于或等于 260时，汽机最末一级温度高保护动作机组跳闸(三取二)。2.8润滑油系统保护2.8.1润滑油温高：2.8.1.1 当润滑油温上升到 60时，机组自动停机。2.8.1.2 当润

46、滑油温上长到 65.6时，机组跳闸。2.8.2油箱油位低：当润滑油主油箱油位低二值时(低于正常油位 203.2mm)，液位开关三取二，延时 1 秒，机组跳闸。2.8.3滑油压力低：当润滑油压力降到 41.376.895kpa 时，压力开关三取二，机组跳闸。2.9液压油压力低：当液压油母管压力下降至 7584kpa，压力开关三取二，延时 1 秒，机组跳闸。2.10凝器压力高2390MW 联合循环机组运行规程 蒸汽轮机- 13 -当凝器压力上升到跳机设定值(设定值跟负荷有关系，是中压缸到低压缸水平管压力的函数)，机组跳闸。2.11超速保护2.11.1主超速保护：当机组不在进行主超速保护试验时，机组

47、转速大于或等于额定转速的 110%时，主超速保护动作，机组跳闸。2.11.2事故超速保护：当下列条件之一满足时，事故超速保护动作，机组跳闸。 机组转速超过 3315 rpm。 机组失去转速信号。第五节第五节 试试 验验1.在线超速试验主（紧急）超速跳闸子系统是用来检查主（紧急）超速跳闸继电器是否正常。试验期间，至电气跳闸线圈（ETD）的输出被闭锁，主（紧急）超速跳闸设定值下降，直到跳闸继电器失电。当试验结束时跳闸自动复位。1.1在线主超速试验1.1.1机组负荷在 520MW 之间（维持逆功率继电器不动作） 。1.1.2选择在线试验页面“On-line Overspeed Test” ，检查继电

48、器状态：1.1.2.1 PTR1 和 PTR2 应处于失电状态，因此 L4PTR1_FB 和 L4PTR2_FB 处在逻辑 0。1.1.2.2 KP1 和 KP2 应处于得电状态；因此 L4KP1_FB 和 L4KP2_FB 应该是逻辑 1。1.1.3在线试验页面上逐个选择按下主超速在线试验（Primary Overspeed Test）下的Controller、 Controller 、Controller 栏下的按钮“ON” ，观察到：1.1.3.1 TNR 应自动等于 TNHR。1.1.3.2 当 KP1 和 KP2 失电，试验结束；因此 L4KP1_FB 和 L4KP2_FB 应该是逻

49、辑 0。此时机组不应跳闸。1.1.3.3 如果试验未能正常完成，出现报警：“On-line Primary OS Test Fault” 。1.2在线紧急超速保护试验1.2.1机组负荷在 520MW 之间（维持逆功率继电器不动作） 。1.2.2选择在线试验页面“On-line Overspeed Test” ，检查继电器状态：ETR1 和 ETR2 应处于失电状态，因此 L4ETR1_FB 和 L4ETR2_FB 应处在逻辑 0。1.2.3在线试验页面上逐个选择按下紧急超速在线试验（Emergency Overspeed Test）Controller，Controller ，Controll

50、er 栏下的按钮“ON” ，观察到：1.2.3.1 试验在硬件上被执行，并且机组实际上未跳闸。1.2.3.2 如果试验没能正常完成，会出现下列报警：“On-line Emer OS Test Fault” 。2.离线超速试验(包括主超速试验和紧急超速试验)2.1下列情况之一做离线超速试验：2.1.1新安装或机组大修后。2.1.2每隔 6-12 月。2.1.3超速跳闸系统检修后。2.1.4停机一个月后再启动。2.1.5机组进行甩负荷试验前。2.2离线超速试验应具备的条件如下：2.2.1调速系统工作正常，手动停机试验正常。2390MW 联合循环机组运行规程 蒸汽轮机- 14 -2.2.2离线及在线

51、 ETD 试验正常。2.2.3试验前要使机组在 25负荷以上至少运行 4 小时，充分暖机。2.2.4试验过程中，交、直流润滑密封油泵处于正常备用状态。2.2.5投入相关保护。2.3离线超速试验步骤：2.3.1方法是在试验时，增加透平转速设定值，使得透平的实际转速增加，直到主（副）超速条件出现。2.3.2机组运行在全速空载工况；燃机、汽机、HRSG、发电机、BOP 以及控制系统稳定运行；机组在全速空载工况运行 30 分钟以上。2.3.3确认主超速设定值正确。2.3.4在离线试验页面“overspeed Test” ，按下主超速试验（GT Primary Overspeed Trip Test）栏

52、下的按钮“Start” ，观察到：2.3.4.1 TNR 增加趋近于 KTNR_TS 值；2.3.4.2 TNH 跟随 TNR；2.3.4.3 当 TNH 等于 KTNHOS 时，机组跳闸；2.3.4.4 确认机组已自动跳闸，并发出“Primary Overspeed Trip”报警；2.3.4.5 记录试验时的实际跳闸转速。2.3.5如果离线试验没有在规定的时间段内完成，试验将自动中止，并且会出现报警 “Off-Line Prim OS Test Fault” （离线主超速试验故障） 。2.3.6如果试验中出现异常情况，有必要紧急停止试验，可选择主超速试验（GT Primary Oversp

53、eed Trip）栏下的 “Abort”按钮，则试验被紧急中断。2.3.7在机组转速降到低于零转速以后，复位并重新启动机组。转速升到 100%，进入全速空载工况。确认 HRSG、BOP 和机组必须稳定运行。2.3.8确认副超速设定值正确。2.3.9在选择离线试验页面“overspeed Test”，按下紧急超速试验（Eilectrical Overspeed Trip Test）栏下的按钮“Start” ，观察到：2.3.9.1 TNR 增加趋近于 KTNR_TS 值；2.3.9.2 TNH 跟随 TNR 上升；2.3.9.3 当 TNH 等于 TNH-EOS-PCT 时，机组跳闸；2.3.9

54、.4 确认机组已自动跳闸，并发出“Emergency Overspeed Trip”报警。2.3.9.5 记录试验时的实际跳闸转速。2.3.10如果离线试验没有在规定的时间段内完成，试验将自动中止。2.3.11如果试验时有必要紧急停止试验，可选择紧急超速试验（Eiectrical Overspeed Trip Test）栏下的按钮“Abort” ，则试验被紧急中断。2.3.12记录试验时的实际跳闸转速。3.ETD 离线试验3.1组件描述：描述名称GE 电气识别ETD-1FY5000ETD-2电气跳闸装置FY5010LOV-1FY5001LOV-2闭锁阀FY50113.2机组启动前，必须做电气跳

55、闸装置 ETD 离线试验，以确保 ETD 工作正常。ETD离线试验失败，禁止机组启动。2390MW 联合循环机组运行规程 蒸汽轮机- 15 -3.3检查确认发电机出口开关处于断开位置，并且主蒸汽管线没有压力。3.4复位机组。3.5确认高、中、低压主汽门应该在开启位置。如果在规定时间内高、中、低压主汽门没有被打开，会产生一个报警：“fails to trip” （试验故障） ，并中断试验。3.6在 “ETD Off-line”试验页面，按下 ETD-1 离线试验按钮“Test On” 。3.7检查所选定 ETD-1 失电和跳闸油母管泄压。3.8如果在规定时间内跳闸油母管没有泄压，会产生一个报警：

56、“Emergency trip header fails to trip” ，并中断试验。3.9检查高、中、低压主汽门快速关闭。如果在规定时间内，高、中、低压主汽门没有关闭，会产生一个报警。3.10检查机组跳闸。3.11对另一只 ETD 进行重复的试验。4.ETD 在线试验4.1在“ETD online”试验画面，检查：4.1.1ETD-1 和 ETD-2 都处于带电状态（复位状态） ；4.1.2LOV-1 和 LOV-2 都处于失电状态（非闭锁状态） ；4.1.3液压油、跳闸油压力正常。4.2选择并点击 ETD1 在线试验按钮“Test On” ，并确认：4.2.1L20HQ1-LOCK 信

57、号使 LOV-1 闭锁阀得电。4.2.2在两秒钟内位置开关 ZE5001A 指示 LOV-1 处于闭锁状态（FY5001 得电） 。4.2.3L33LOV1 LOCKD=1。4.2.4当试验启动 2 秒钟内 LOV-1 阀不变为闭锁状态，出现报警“Failed to lock-out in time” （规定时间内闭锁故障） 。说明 LOV-1 阀的活塞状态有故障，应查明原因并消除。4.3LOV-1 闭锁（得电）后，延时 5 秒钟，继续进行试验，此延时确保 LOV-1 阀的活塞完全密封好。4.4L4HQ1-TRIP 信号给出，ETD-1 失电。检查确认：4.4.1ETD-1 失电（跳闸） ；4

58、.4.2L63HQ1-RESET0；4.4.3L63HQ1-TRIP1；4.4.4如果 L4HQ1_TRIP 信号发出后 3/4 秒内 ETD-1（即 FY5000）没有跳闸，将出现“ETD Failed to Trip In Time” （规定时间内 ETD 跳闸故障）报警，应对 ETD-1 进行调整或修复。4.5在 ETD 失电（跳闸）延时 3 秒后，试验继续进行。此延时确保 ETD-1 完全动作。4.6经过 3 秒钟延时后，使 ETD-1 失电的信号 L4HQ_1TRIP 消失，ETD-1 得电，回复到复位状态。并检查：4.6.1当 L4HQ1_TRIP 脱开 1 秒内，位置开关 ZE5

59、000A 显示 ETD-1 得电（复位） ，即FY5000 得电；4.6.2L33ETD1 RESET= 1；4.6.3L33ETD1 TRIPD= 0；4.6.4如果 ETD-1 在其跳闸后 4 秒内（3 秒延时加上 1 秒零位漂移）没有指示复位，则发岀“ETD Failed to Reset in time” （规定时间内 ETD 复位故障）报警。处理 ETD 的故障。4.7在 ETD-1 复位（得电）后，经 5 秒延时，闭锁阀 LOV-1 将失电(解锁)。并检查：2390MW 联合循环机组运行规程 蒸汽轮机- 16 -4.7.1在 5 秒钟延时后的 2 秒钟内 LOV-1 失电（解锁）

60、，位置开关指示 LOV-1 处于解锁状态。4.7.2L33LOV1 LOCKD= 0；4.7.3L33LOV1 UNLOK= 1；4.7.4在 ETD-1 复位后 7 秒钟内 LOV-1 不能解锁，则出现“ETD is still Locked-OUT”（ETD 仍然闭锁）报警。4.8从按下试验按钮“Test Push-button”开始，到 ETD 复位，所有动作应该在 20 秒内完成，否则将出现“ETD Test Failed-Time-Out” （ETD 试验超时故障）报警。此时试验自动结束，ETD 再次得电，LOV-1 阀自动解锁。4.9重复步骤 4.24.7，进行 ETD-2 试验。