主辅机参数整理

1、轴承温度轴承种类滚动轴承滑动轴承电动机机械电动机机械轴承温度801007080检查电动机的温升不超过下表数值（环境温度40）绝缘等级A级E级B级F级电动机温升658090115轴承振动值额定转速rpm300015001000750及以下备注振动mm0.05/0.060.085/0.10.1/0.130.12/0.16电机/机械锅炉：DG1060/17.5-13项 目单位B-MCR工况BRL工况过热蒸汽流量t/h1060.001031.60过热器出口蒸汽压力MPa17.417.36过热器出口蒸汽温度541541再热蒸汽流量t/h868.43841.2再热器进口蒸汽压力MPa3.793.66再热器

2、出口蒸汽压力MPa3.593.47再热器进口蒸汽温度330326再热器出口蒸汽温度541541给水温度278275汽轮机：CJK300/27116.670.4/538538高中压转子及低压转子均为整段结构，高中压转子与低压转子，低压转子与发电机转子之间均采用刚性联接，通流部分级数:共25级。其中：高压缸: 1+9级，中压缸:7级，低压缸: 2×4级。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4.10r/min,当汽机转速大于盘车转速时，盘车能自动脱扣。项 目单位TMCR工况THA工况机组出力MW321.201300.001汽轮发电机组热耗值kJ/kWh83078309

3、主蒸汽压力MPa16.6716.67再热蒸汽压力MPa3.4613.206高压缸排汽压力MPa3.8463.562主蒸汽温度538538再热蒸汽温度538538高压缸排汽温度327.2319.5主蒸汽流量t/h1031.6949再热蒸汽流量t/h846.63783.003背压kPa1111轴系临界转速:高中压转子：1606.9转/分(一阶)低压转子：1779.2转/分(一阶)发电机转子：1410.9转/分(一阶)发电机：QFSN-300-2-20B型水-氢-氢冷却式发电机名 称单位技术数据值发电机型号QFSN-300-2-20B额定容量MVA353额定功率MW300定子额定电压kV20定子额定

4、电流A10189空载励磁电流A824空载励磁电压V168额定励磁电流A2075额定励磁电压V455额定功率因数0.85（滞后）氢压MPa0.25定冷水流量M3/h45额定转速r/min3000旋转方向从汽轮机端向发电机看为顺时针相数3接法YY额定频率Hz50主变压器采用双卷变压器，容量：370000 KVA；变比(kV)：242±2×2.5%/20； #1、#2机共用一台启/备变，容量：40000/25000-25000 KVA；变比(kV)：；每台机组设有一台高压厂变，容量：40000/25000-25000 KVA；变比(kV)：20/6.3-6.3。锅炉主保护：1、

5、锅炉主保护明细表保护名称定 值功 能汽机跳闸且负荷大于30%B-MCR紧急停炉（MFT）送风机停运行消失、停止信号、电流小于10A、信号3取2紧急停炉（MFT）引风机停运行消失、停止信号、电流小于10A、信号3取2紧急停炉（MFT）空预器停变频器运行消失、转速低低、电流小于5A，信号3取2持续3s紧急停炉（MFT）炉膛压力高II值+1960Pa（3取2）紧急停炉（MFT）炉膛压力低II值-1960Pa（3取2）紧急停炉（MFT）锅炉风量小于30%B-mcr（3取2）延时3S停炉（MFT）炉膛火检冷却风压力低低3.23kPa持续120s紧急停炉（MFT）全燃料丧失有燃烧记忆(任一煤层投运)的情况

6、下，所有磨煤机全停紧急停炉（MFT）全炉膛灭火在有燃烧记忆(任一煤层投运)的情况下，失去所有层火焰；失去层火焰：同一层燃烧器中有3个或3个以上燃烧器失去火焰。紧急停炉（MFT）点火失败a同一层等离子四个角投入（拉弧成功且没有火检）延迟15s；b对应煤层投运；c所有粉层判断无火检；三个条件同时满足紧急停炉（MFT）有任一煤层运行时一次风机停运停炉（MFT）汽包水位高三值高于+250mm进行3取2延时2秒停炉（MFT）汽包水位低三值低于-250mm进行3取2持续2秒钟紧急停炉（MFT）操作员手动跳闸紧急停炉（MFT）锅炉负荷大于30%B-mcr且汽泵停运紧急停炉（MFT）脱硫跳闸要求MFT脱硫跳闸

7、延时送三路信号进入DCS中DI信号，3取2MFT紧急停炉（MFT）MFT（FSSS）电源柜失电紧急停炉（MFT）再热器保护丧失总燃料量大于25%，高旁减压阀门关闭，且#1、#2高压主汽门关闭延时10秒钟，或低旁减压阀门关闭且#1、#2中压主汽门关闭延时10秒钟延时10秒钟紧急停炉（MFT）若吹扫完成30分钟后，未点火紧急停炉（MFT）2、 MFT动作时，应自动进行下列动作，否则应进行手动干预：1) 跳闸MFT继电器；2) 停止所有磨煤机；3) 停止所有给煤机；4) 停止一次风机；5) 关过热减温水总阀(电动门和调整门)；6) 关再热减温水总阀；(电动门和调整门)；7) 送信号到ETS（三路）；

8、8) 送信号到METS9) 送信号到锅炉各DPU；10) 送信号到吹灰（退出）； 11) 送信号到脱硫；12) MFT跳闸闭锁等离子体点火装置13) MFT跳闸关脱硝停运。14) 送信号至布袋除尘。15) 关磨煤机热一次风门16) 关磨煤机冷一次风门17) 关磨煤机混合一次风门18) 联关磨煤机A-D角1-4出口门3、锅炉“MFT”复位条件1) MFT继电器电源正常；2) 不存在MFT跳闸条件；3) 炉膛吹扫完成；4) MFT继电器已跳闸汽机主保护1、 汽轮机主保护明细表保护名称定值功能超速保护OPC103超速保护3090r/min（二选二）动作使高、中压调门关闭，（供热工况关供热蝶阀）转速低

9、于3000rpm后（打开供热蝶阀），恢复正常转速控制，维持机组3000rpm。DEH 110超速保护3300r/min（三选二）保护动作停机ETS 110超速保护3300r/min保护动作停机机械超速保护33003330r/min保护动作停机高压缸排汽口金属温度高保护高压缸排汽口金属温度420保护动作停机凝汽器低真空保护-40kPa（3取2）报警-31kPa（3取2）保护动作停机润滑油压力低0.115MPa报警，联交流油泵0.07MPa保护动作停机，联直流油泵0.03MPa跳盘车EH油压力低保护11.2MPa报警，同时联备用油泵7.8MPa保护动作停机轴径振动保护任一轴径振动127m 报警任一

10、轴径振动250m保护动作停机轴向位移保护-1.65mm或+1.2mm保护动作停机-1.05mm或+0.6mm报警DEH故障保护失电保护动作停机锅炉汽包水位高III值250mm保护动作停机发电机故障保护保护动作停机润滑油箱油位低-330mm保护动作停机锅炉MFT保护保护动作停机轴承温度保护支持轴承金属温度105报警115保护动作停机推力轴承润滑油出口温度100报警110保护动作停机轴承回油温度65报警75手动停机汽轮机差胀高中压缸差胀-3.0mm或+6.0mm报警高压缸差胀-4.0mm或+7.0mm保护动作停机低压缸差胀+14.0mm报警低压缸差胀+15.0mm保护动作停机汽机跳闸保护按钮控制台

11、汽机停机按钮机组跳闸机房内就地停机按钮机组跳闸2、 汽轮机跳闸后联锁动作：1) 联关高、中压主汽门及调门、供热蝶阀。2) 联关各段抽汽逆止门及电动门。3) 联关高排逆止门。4) 联开汽机高、中、低压各疏水门。5) 通过逆功率联跳发电机。6) 联锁锅炉MFT动作。以下保护需按时投入1 、启动引风机前投入“锅炉大联锁”保护。2、 锅炉点火前投入的保护：MFT保护、汽包水位保护。3 、汽轮机冲转前投入的保护：1）超速保护，汽机转速3300rpm。2）轴向位移大(+1.2mm，-1.65mm)。3）润滑油压低至0.03MPa(盘车前应投入)。4）汽包水位高至+250mm。5）EH油压低至7.8MPa。

12、4、 并网后投入的保护：凝汽器真空低至-31KPa、热工保护。 机组启动方式机组启动状态是按汽机高压缸调节级处内缸上缸内壁金属温度来划分的：启动分类冷态温态热态极热态金属温度150150300300400400冲转参数符合下列要求：a) 主汽压3.45MPa，主汽温320。b) 再热汽温237。c) 真空70Kpa以上。d) 密封油系统工作正常。e) 透平压力油1.751.85Mpa，主油箱油位 -250+250mm。f) 润滑油压0.140.18 Mpa，润滑油温：4045。g) EH油压 14Mpa，EH油温：3554，EH油箱油位 430mm560mm。h) 发电机氢气纯度96。i) 内

13、冷水压力0.10.25Mpa，内冷水流量45t/h（包括端部引入、引出线水流量5t/h）。j) 汽轮机冲转前检查氢冷器各阀门位置正确，投入氢冷器运行。冲转、升速、暖机、带负荷过程中，应注意主、再热蒸汽温升速度，汽缸各部的温升、温差不得超过下列范围：1) 主蒸汽温升率1.5/min。2) 再热蒸汽温升率1.52/min。3) 高中压汽缸壁金属温升率1.5/min。4) 高、中压外缸和高压内缸内、外壁温差分别小于50。5) 高压主汽阀壳内、外壁温差小于55。6) 高中压外缸内壁与高压内缸外壁温差小于50。7) 高中压外缸外壁上、下半温差小于50。8) 高压内缸外壁上、下半温差小于35。9) 高中压

14、外缸法兰内、外壁温差小于80。10) 高中压外缸上半左、右法兰温差小于10。11) 高中压外缸上、下半法兰温差小于10。锅炉正常运行参数表：序号名 称单位正 常 值报 警 值保护动作高 限低限1过热蒸汽流量t/h10602汽包压力MPa.g18.77±0.219.76安全门动作3过热蒸汽压力MPa.g17.4±0.218.27安全门动作4过热蒸汽温度541±5+5-105再热蒸汽流量t/h868.436再热蒸汽进/出口压力MPa.g3.79/3.59>4.47/4.09安全门动作7再热蒸汽温度541±58过热器出口EBV阀MPa.g18.18该门动

15、作9汽包水位（正常水位在锅筒中心线下100mm）mm0±50+150-150±25010炉膛压力Pa-100±50+980-980±196011烟气含氧量%3.512过剩空气系数1.2013排烟温度（修正前）12314吹灰蒸汽温度45015给水温度278汽包水位调节原则正常运行时，汽包水位应控制在正常水位0±50mm范围内，当汽包水位达±100mm时报警；+150mm时自动开启事故放水阀，水位降至+50mm时事故放水阀自动关闭。水位保护定值(单位:mm)汽包水位高I值+100II值+150III值+250汽包水位低I值-100II值-

16、150III值-250汽轮机主要参数调整：.1 主汽压力在17.5MPa21MPa之间运行的年累计时间不超过12h；.2 主、再热汽温在546552之间运行的年累计时间不超过400h；.3 主、再热汽温达566，每次运行不许超过15min，年累计不超过80h；.4 主、再热汽温差仅限于再热汽温低于主汽温，“允许温差83”指汽轮机组近空载工况下；.5 主汽之间，再热汽之间的温差最大允许42，但时间不得超过15min，且两次不正常工况的间隔不少于4h；.6 主再热汽温度10min内急剧下降50，手动打闸停机；.7 高压缸排汽温度达420汽机自动遮断。.8 汽轮机金属温度1) 汽轮机高中压缸上、下温

17、差达 20时报警；2) 汽轮机高中压缸上、下温差达 35时，应手动停机。额定工况下各监视参数控制：序号名称正常值最高值（报警）最低值（报警）停机值备 注1主蒸汽温度()5385462主蒸汽压力(MPa)16.717.53再热蒸汽温度()5385464再热蒸汽压力(MPa)3.26高压缸排汽温度()319.5380420自动停机7低压缸排汽温度()5480110手动停机8凝汽器真空KPa-85-40-31自动停机9轴向位移(mm)-1.05+0.6+0.61.05-1.65或+1.2自动停机10高中压胀差(mm)-3+6+6-3+7或-4自动停机12低压胀差(mm)+14+14+15自动停机13

18、轴振(mm)0.0760.1270.25自动停机14轴承盖振动(mm)0.050.050.08手动停机15润滑油压(MPa)0.1150.07自动停机0.03跳盘车及顶轴油泵16EH油压(MPa)13.514.511.27.811.2联启泵7.8自动停机17润滑油温()40456575手动停机18轴承回油位温度()656575手动停机19EH油温()35545435低于18禁止启EH油泵20润滑油箱油位(mm)0+250-250-330手动停机21EH油箱油位(mm)43056056030022支持轴承金属温度()80105115手动停机23推力轴承瓦快温度()90100110手动停机24主油

19、泵出口油压(MPa)1.751.8525调节级后压力(MPa)12.314.62226一段后抽汽压力(MPa)5.76.35327二段后抽汽压力(MPa)3.5623.94328三段后抽汽压力(MPa)1.4991.65529四段后抽汽压力(MPa)0.8630.95130五段后抽汽压力(MPa)0.4640.5131六段后抽汽压力(MPa)0.2340.25732七段后抽汽压力(MPa)0.1120.12333高压外缸排汽口处蒸汽温度()340380420自动停机34发电机氢压(MPa)0.250.280.2235氢气纯度%9636发电机内冷水压(MPa)0.10.2537密封瓦油压大于机内

20、氢压(MPa)0.056±0.020.03638密封瓦进油温度()255039凝汽器水位(mm)7751000425低200跳泵40除氧器水位(mm)7509005001100解列四段抽汽；1000开溢流阀；-1200跳泵41除氧器压力(MPa)0.850.049安全门动作42轴封供汽母管压力(Mpa.a)0.1270.25安全门动作43高压轴封供汽温度()20837544低压轴封供汽温度()12117745轴封加热器真空(Pa)500046汽轮机轴承回油负压(Pa)9819647汽轮机主油箱负压(Pa)20025048#5、6、7低加水位(mm)-38+38±3850高加

21、水位(mm)发电变组运行参数调整.1 发电机有功功率不超过额定值300MW，发电机视在功率不超过353MVA，功率因数在0.85左右，最大不超过0.98。.2 检查发电机电压运行在1921KV范围内，发电机定子电流不超过10.189KA，三相电流平衡，发电机励磁电压不超过455V，励磁电流不超过2075A。.3 发电机定子电压允许在±5额定范围内变化，最低不能低于额定值的90（18KV），最高不应超过额定值的110（22KV），当发电机低于95额定电压运行时，定子电流不应超过额定值的105（10.7KA）。.4 发电机在降低功率因数下运行时，其转子电流不应大于额定值（2075A），此

22、时发电机视在功率不得超过额定值（353MVA），当功率因数增大时，发电机有功功率不得大于额定值（300MW）。.5 三相不平衡电流不能超过额定值的10，并且其中任何一相电流不能超过额定值。.6 当功率因数为额定值，电压变化范围不超过±5和频率变化范围不超过±2时，发电机允许连续输出额定功率。发电机氢气系统、内冷水系统的调整：.1 当功率因数保持0.85时，氢压所带负荷极限按下表执行：氢压(MPa)有功功率（MW）0.12000.22600.25300.2 正常运行时，发电机进氢温度在3540之间变动时，可带额定负荷运行；进氢温度最低不能低于20，最高不能高于48。.3 正常

23、运行时，发电机出氢温度应小于65。氢气纯度应96，湿度应小于4g/m³，氢气参数不合格时，进行排污、置换。.4 定期检查发电机定子水系统含氢量及发电机冷却氢气漏氢量（规定24小时发电机漏氢量不得超过8.5m³），如果发现发电机本体漏氢量或定子冷却水系统中含氢量超过允许值，应申请停机进行检修处理。.5 在任何运行工况下，都必须使机内氢压高于水压0.03MPa以上，防止内冷水渗入发电机内，影响绝缘。.6 发电机定子冷却水温度高于进氢温度3，防止定子线棒表面结露，影响绝缘。定子绕组冷却水的进水温度范围为45±3，出水温度不大于85。.7 定子线棒层间温差不超过8，引水管

24、出水温差超过8报警。此时可降低负荷。定子线棒温差不超过14或定子引水管出水温差不超过12。或者任一定子槽内层间测温元件温度超过90或出水温度超过85时，在确认测温元件无误后，应立即停机处理。机组负荷调整的规定：.1 值长依据电网调度要求，结合各台机组经济运行曲线、机组设备状况等，合理分配机组的负荷，使机组在完成总负荷的同时确保安全、经济、节能。.2 依据机组最低稳燃负荷要求，机组调峰运行最低负荷为50额定负荷，即150MW。.3 机组90%以上额定负荷运行采用定压（16.7Mpa）运行。.4 机组90%50%额定负荷之间运行时，保持高调门开度不变，锅炉进入滑压运行，主再热蒸汽温度保持额定，汽压

25、随负荷降低而下降（16.79.62MPa）。.5 机组50%以下额定负荷运行时采用定压运行方式（对应主汽压力9.62MPa），此阶段用高调门改变负荷，注意当负荷低于90MW以下时中调门开始参与调节。.6 机组负荷变化率：定压运行时负荷变化率应以调节级变工况适应能力为准，符合寿命管理曲线要求，一般3MW/min6MW/min，不大于9MW/min。.7 滑压运行时，负荷变化率应以锅炉适应能力而定，一般6MW/min9MW/min，不大于15MW/min。机组负荷调整注意事项：.3 机组负荷变化率：1) 在100%50%BMCR时，机组负荷变化率不大于9MW/min；2) 在50%20%TMCR范

26、围内，机组负荷变化率不大于6 MW /min；3) 在20%TMCR以下，机组负荷变化率不大于3MW/min；4) 允许的阶跃式变负荷，在50BMCR负荷以下时不小于15MW/min，在50BMCR负荷以上时不小于30MW/min。机组滑参数停运参数滑降范围及控制指标：.1 主、再热汽温：330360 ; 主汽压力：3.434.9MPa.2 按锅炉滑参数停机曲线降温、降压、减负荷，各参数滑降速度：1) 主、再热汽温1/min。2) 主、再热汽压0.098MPa/min。3) 汽缸金属温度温降率1/min。4) 主、再热蒸汽过热度50。5) 控制汽包上、下壁温差40；6) 控制受热面管壁温度不超

27、限；滑停降负荷、减温、减压参数表：负荷（MW）减负荷时间（min）压力（MPa）温度（）3002105516.711.55384802101504011.57.348043815060557.33.434383806015303.43380350.6 转速降到1200r/min时，检查顶轴油泵自动联启。.7 转速降到300r/min时,开启真空破坏门，注意调整真空破坏门开度，维持转速到零，真空到零。.10 空预器入口烟温低于125时，停止空预器运行。.11 炉膛温度低于65时停止火检风机运行。.12 高压内缸上半内壁温度降到150以下时，停盘车，停顶轴油泵。停机后即可停EH油泵。盘车停运8小时

28、后后再停运交流润滑油泵。.13 润滑油泵停运后，确认主油箱内无油烟时，方可停排烟风机。.14 锅炉熄火后，保持汽包水位+300mm，水位低时应进行补水，严禁为了加速冷却汽包金属壁温而采取边排水边补水的做法；.15 当汽包压力降至0.172MPa时，开启再热器疏水阀和对空排汽阀。熄火后，关闭排污门，取样门，加药门。定参数停运.1 机组停运参数滑降范围及控制指标：1) 主、再热汽温降温速度1/min。2) 主、再热汽压降压速度0.098MPa/min。3) 负荷下降速度1MW /min。4) 汽缸金属温降率0.5/min。真空严密性试验计算5分钟内的真空下降平均值：1) 0.13KPa/min为优

29、秀。2) 0.27KPa/min为良好。3) 0.4KPa/min为合格。4) 真空下降0.67KPa/min，应停机查找原因，消除故障后再启动。 润滑油、顶轴油系统联锁保护.1 主油箱负压低于-200-250Pa时，报警,提醒启备用排烟风机。.2 主油箱油位低于正常油位 -100 mm，发“主油箱油位低”报警。.3 主油箱油位低于正常油位-250mm，发“主油箱油位低低”报警，并联停电加热器。2.5.6.4 主油箱油位低于正常油位-330mm停机。.5 主油箱油位高于正常油位100mm，发“主油箱油位高”报警。.6 主油箱油位高于正常油位+250 mm，发“主油箱油位高高”报警。.7 润滑油

30、母管压力低至0.115MPa，发“主机轴承油压低”报警，联启交流润滑油泵。.8 润滑油母管压力低至0.07MPa，联启直流润滑油泵，并联跳汽轮机。.9 主机跳闸，交流油泵自动联启。.10 润滑油母管压力低至0.03MPa时，闭锁盘车装置及顶轴油泵的启动。.11 当汽轮机转速低于1200rpm时，联启顶轴油泵，转速零信号发出时联启盘车。.12 当汽轮机转速高于1200rpm时，联停顶轴油泵。.13 当顶轴油泵入口压力低于0.1MPa时，发“顶轴油泵入口压力低”报警。.14 当顶轴油泵出口压力低于7MPa时，联启备用泵。.15 当任一轴承顶轴油压低于3.43MPa时，联启备用顶轴油泵。.16 当润

31、滑油回油温度高于65 ，发“润滑油回油温度高”报警。.17 当润滑油回油温度高于75 ，发“润滑油回油温度高高”报警,同时该轴承振动达到报警值联跳汽轮机。.18 主油泵出口油压降到1.65MPa时，联启交流润滑油泵。3.6 EH油系统的联锁保护 当EH油压低于11.2MPa时，发油压低I值报警，并联启备用EH油泵。 当EH油压低于7.8MPa时，发油压低II值报警，同时机组跳闸。 当EH油温高于35时，发油温高报警,油箱加热器自停。 当EH油温低于20时，发油温低报警,油箱加热器自启。 当EH油箱油位低于300 mm时，发油位低I值报警，联跳油箱加热器。 当EH油箱油位低于140mm时，发油位

32、低II值报警。 当EH油箱油位高于540mm时,发油位高报警。 当EH油泵出口滤网压差大于0.35MPa时，发滤网差压高报警。（油温低于45时，发报警属正常现象）4.6 密封油系统的联锁保护 密封油泵出口压力低至0.54MPa延时3-5秒，发出报警，备用密封油泵自启动，若5-8秒时间内油压仍在低限且备用油泵不能维持正常油压时，事故密封油泵自启动。 真空油箱真空-88KPa,发“真空油箱真空低”报警。 真空油箱油位达800mm发“真空油箱油位高”报警。 真空油箱油位达370mm发“真空油箱油位低”报警。 任一交流密封油泵启动，密封油再循环泵联启。 密封油滤油器前后差压0.11±0.02

33、MPa，报警。 当（油气）压差值降至0.036MPa时发油氢压差低报警信号。 当（油气）压差值升至0.076MPa时发油氢压差高报警信号。 发电机底部油水探测仪液位高，报警。定冷水系统运行监视调整 定子冷却水系统运行正常，发电机运行中要严格控制定子冷却水压力，保持水压低于氢压至少0.03MPa,定子冷却水量45T/h。 定子冷却水压力正常0.100.25MPa。 运行中要定期对定子水的水质进行化验，以确定冷却水的电导率，以及所含杂质的种类和含量，以便分析处理，并进行适当的排污。 定子冷却水进水温度4248，出水温度不高于85 ，必要时可投入两台冷却器运行。其压力小于0.25MPa。 检查定子冷

34、却水滤网差压正常<0.021MPa,否则应及时切换并联系清理。 为防止水路堵塞过热,应定期对定子线圈进行排空。 应加强监视定子线棒层间测温元件的温差和出水支路的同层各定子线棒引水管的出水温差。定子线棒层间最高与最低温度差达到8或定子线棒引水管出水温差达到8时报警，应降负荷查找原因。若定子线棒温差达14或定子引水管出水温差达12，或任一定子槽内层间测温元件超过90或出水温度超过85时,在确认测温元件无误后, 应立即停机处理。6.8 定子冷却水系统保护信号名称整定值信号位置定子冷却水泵AB，系统压力低联动备用泵系统压力低于0.4MPa联动备用泵，大于0.5MPa系统恢复正常差压开关水过滤器压

35、降大报警0.021MPa差压开关补水电磁阀动作开启补水补水电磁阀动作补水关闭水箱磁翻板530mm水箱磁翻板600mm液位开关液位开关液位开关定子冷却水水箱液位-高报警定子冷却水水箱液位-低报警定子冷却水水箱液位-低低水箱磁翻板720mm水箱磁翻板530mm水箱磁翻板30mm液位开关液位开关定子线圈进水温度-正常定子线圈进水温度-高定子线圈出水温度-报警定子线圈出水温度-高45±3537385温度开关温度开关温度开关温度开关定子水箱充气压力-高42KPa压力开关定子线圈流量-低（额定流量90%时正常流量45m3/h差压开关差压开40m3/h）定子线圈流量-非常低（额定流量80%时36.

36、0m3/h）比实测数值低40 m3/h(报警)比实测数值低低35 m3/h（断水保护）关差压开关（3取2）定子线圈进、出水压差高比正常值高35 KPa（报警）差压开关离子交换器出水导电率-高离子交换器出水导电率-非常高0.5S/cm（报警）23S/cm（报警）电导度仪定子线圈进水导电率-高定子线圈进水导电率-非常高5S/cm（报警）9.5S/cm（申请停机）电导度仪电导度仪发电机氢-水压差低氢压比水压仅高0.035MPa（报警）差压开关定子线圈冷却水-低0.16MPa（报警）差压开关凝结水系统的运行维护 检查凝结水泵电机电流正常，入口滤网差压50KPa。如果凝结水泵入口滤网差压50KPa时，应

37、切换泵运行。泵入口滤网差压未发报警。 检查凝结水箱水位正常，运行泵出口压力正常（工频运行大于2.8MPa）,电流正常。pa,水温小于38.5。 检查凝结水泵密封水压力正常0.2-0.6MPa。 检查推力轴承油位在1/22/3之间，油温70，油质透明，无混浊现象。 检查凝结水泵运行中流量随负荷变化正常，再循环调节阀投“自动”，并动作正常。 检查凝结水泵轴承温度70，电机轴承温度70，电机定子线圈温度120。 检查备用凝结水泵联锁投入，出口电动门开启，处于良好备用状态，电机防凝加热器投运正常。 检查凝结水泵泵体排空手动门开启，运行泵运行平稳，无异音、无摩擦，轴承振动正常，轴承振动0.085mm。

38、检查系统各管道、阀门、法兰、表计等处无渗漏现象，各管道无振动现象。 检查凝汽器水位大于775mm，凝汽器补水调门自动良好 检查凝结水至各用户阀门调节正常。 冬季运行应注意厂房外除盐水系统的防冻。 凝汽器水位报警（零水位为凝汽器壳体底板内侧）（暂定）.1 凝汽器热井水位425mm，低一值报警。.2 凝汽器热井水位200mm，低二值报警。.3 凝汽器热井水位1000 mm，高一值报警。.4 凝汽器热井水位1225 mm，高二值报警。 凝结水系统报警.1 凝结水泵密封水压力低0.2MPa报警。.2 凝结水泵密封水压力高0.6MPa报警。.3 凝结水泵入口滤网差压高0.05MPa报警。.4 凝结水泵电

39、机任一绕组温度高130报警。.5 凝结水泵电机轴承温度高70报警。.5 凝结水泵推力轴承温度高75报警。凝结水输送泵联锁保护.1 凝结水输送泵允许启动条件凝结水补水水箱液位大于3.5m.2 凝结水输送泵联锁停运条件凝结水补水水箱液位低低1.5m凝结泵跳闸条件.1凝结泵运行延时45秒，凝结水泵出口电动门关闭位。.2凝汽器液位低200mm，延时3秒。.3凝结泵电机轴承温度1/2> ，延时3秒。.4凝结泵推力轴承温度1/2>90，延时3秒。.5凝结泵电机线圈温度>140。 闭式冷却水系统报警及联锁.1 闭冷水膨胀水箱水位低于（500）mm，发“闭冷水膨胀水箱水位低”报警。.2 闭冷

40、水膨胀水箱水位高于（1350）mm，发“闭冷水膨胀水箱水位高”报警。.3 闭冷水供水母管压力低于（0.5）MPa，发“闭冷水系统压力低”报警。.4 闭冷水泵供水母管压力低于（0.4）MPa，联启备用泵。.5 A、B闭冷水泵掉闸互联。10.6 除氧器联锁与保护项 目单位整定值动 作 情 况除氧器压力高Mpa0.85报警除氧器水位正常mm750允许启给水泵，自动关闭溢流门除氧器水位高值mm900报警除氧器水位高值mm1000自动打开溢流门除氧器水位高值mm1100关闭抽汽门，开紧急放水电动门除氧器水位低值mm500报警除氧器水位低值mm-1200保护停给水泵并禁启备用电泵 电动给水泵保护.1 电动

41、给水泵报警信号1) 给水泵进口滤网差压0.06MPa。2) 润滑油冷油器进油温度80。3) 润滑油冷油器出油温度55。4) 电泵电机定子绕组温度125。5) 润滑油过滤器压差0.08MPa。6) 电泵主泵推力轴承轴瓦温度75。7) 润滑油压力0.1MPa。8) 润滑油压力0.08MPa，启辅助油泵。9) 润滑油压力0.35MPa，停辅助油泵。.2电动给水泵联锁跳闸条件1) 除氧器水位低低2) 电动给水泵润滑油油压低低3) 电动给水泵运行时，电动给水泵入口电动门关4) 电动给水泵运行时，电动给水泵最小流量再循环气动调阀关闭且电动给水泵入口流量小于 T/H，延时30s5) 电动给水泵入口侧径向轴承

42、温度80°C6) 电动给水泵出口侧径向轴承温度80°C7) 电动给水泵推力轴承工作面温度80°C8) 电动给水泵推力轴承非工作面温度80°C9) 电动给水泵电机轴承温度1/2 10) 电动给水泵电机定子绕组温度1/2/3/4/5/6 11) 电动给水泵润滑油主油管温度 12) 电动给水泵润滑油主油管压力0.05MPa13) 电动给水泵反转14) 电动给水泵出口侧径向轴承X向振动高，电动给水泵出口侧径向轴承Y向振动高高与电动给水泵出口侧径向轴承X向振动高高，电动给水泵出口侧径向轴承Y向振动高（与）15) 电动给水泵入口侧径向轴承X向振动高电动给水泵入口侧径

43、向轴承Y向振动高高与电动给水泵入口侧径向轴承X向振动高高电动给水泵入口侧径向轴承Y向振动高（与）小机具备冲转条件：a) EH油压8MPa。b) 小机真空84.5kPa以上。c) 润滑油压力0.15MPa，油温35。d) 汽泵主泵壳体上下温差20。e) 给水泵不倒转。f) 汽源符合要求。g) 复位小机跳闸信号。 汽动给水泵运行参数及运行维护1) 低压主汽门前蒸汽参数变化范围：汽压1.105±0.03MPa，汽温377.1（-10+5）。2) 排汽真空（在主机额定工况下）：84.5kPa。3) 轴向位移：正常+0.7mm。4) 振动：轴振相对值100m，极限125m。5) 轴封汽压力：正

44、常2530kPa。6) 轴封汽温度：正常121177。7) 安全油压力：8MPa。8) 润滑油压力：0.150.25MPa。9) 冷油器出油温度：3545。10) 冷油器进油温度65。11) 各轴承回油温度65。12) 油箱油位：正常0±150mm（0位在距油箱顶部300mm）。13) 排汽温度47。14) 前置泵出口压力1.5MPa。15) 机械密封水回水温度80。 汽动给水泵保护1) 报警信号a) 汽泵前置泵进口滤网压差0.06MPa。b) 汽泵主泵进口滤网差压0.06MPa。c) 汽泵主泵吸入端机械密封水温度值报警：80，值报警：95。d) 汽泵主泵吐出端机械密封水温度值报警：

45、80，值报警：95。e) 汽泵前置泵驱动端机械密封水温度值报警：80，值报警：95。f) 汽泵前置泵非驱动端机械密封水温度值报警：80，值报警：95。g) 小汽机油箱油位150mm报警，油位-150mm报警。h) 小汽机排汽真空67.7kPa。i) 小汽机轴振100m。j) 小汽机轴偏心130m。k) 小汽机轴向位移0.7mm。l) 小汽机前轴承回油温度65。m) 小汽机后轴承回油温度65。n) 小汽机前轴承温度75。o) 小汽机后轴承温度75。p) 小汽机前推力轴承温度75。q) 小汽机后推力轴承温度75。r) 汽泵主泵径向轴承温度75。s) 汽泵主泵推力轴承上部轴瓦温度75。t) 汽泵主泵

46、推力轴承下部轴瓦温度75.u) 汽泵前置泵非驱动端径向轴承温度75。v) 汽泵前置泵驱动端径向轴承温度75。2) 汽动给水泵保护跳闸条件a) 汽动给水泵润滑油主油管压力0.08MPa(G) b) 汽动给水泵反转报警c) 主泵轴承振动过大0.075mmd) 汽动给水泵入口侧径向轴承温度90°C e) 汽动给水泵出口侧径向轴承温度90°C f) 汽动给水泵推力轴承工作面温度90°Cg) 汽动给水泵推力轴承非工作面温度90°C h) 汽动给水泵前置泵入口侧径向轴承温度90°Ci) 汽动给水泵前置泵出口侧径向轴承温度90°Cj) 汽动给水泵前

47、置泵电机轴承温度190°Ck) 汽动给水泵前置泵电机轴承温度290°Cl) 前置泵机械密封循环水温度过高95°Cm) 汽动给水泵水力密封水温度1/295°Cn) 小汽机排汽真空47.7kPao) 手打危急保安器 p) 低压电源故障（待明确）q) 除氧器水位低低r) 汽动给水泵前置泵停运s) 汽动给水泵最小流量再循环气动调阀全关，汽动给水泵入口流量270m3/h，延时3秒t) 汽动给水泵运行，汽动给水泵入口压力低 Mpa，延时3秒 低压加热器联锁保护（待定）.1 正常水位：0mm。(水位0位基准线是以加热器就地标志为准)。.2 水位低：-38 mm，报警；

48、 .3 水位高值：+38 mm，报警。.4 水位高值：+88 mm，报警并自动开启事故疏水门。.5 水位高值；+138 mm，报警并解列相应的低加；.6 抽汽电动门、逆止门连锁保护1) 汽轮机跳闸，联锁关闭#5、#6低压加热器抽汽电动门、逆止门。2) 水位高值时，自动关闭抽汽电动门、逆止门。.7 低加解列.8 低加水侧解列1) 当以下任一情况发生时，低加水侧解列：a) 低加水位高值；b) 手动解列。2） 低加汽侧解列a) #5低加水侧解列；b) #5低加水位高高；c) 汽机跳闸；d) OPC动作。 高压加热器联锁保护.1 正常水位：0mm。(水位0位基准线是以加热器就地标志为准)。.2 高压加

49、热器水位达+40 mm发水位高I值报警。.3 高压加热器水位达+90 mm发水位高II值报警，高压加热器事故疏水门联动开启，上一级高压加热器正常疏水门联动关闭。.4 高压加热器水位达+200 mm发水位高III值报警，自动关闭抽汽电动门、逆止门，关闭高压加热器水侧进口三通阀及出口电动门，高加给水走旁路。.5 高压加热器水位低至-40 mm发水位低I值报警。.6 高压加热器水位低至-60 mm发水位低II值报警，关闭疏水门。.7 高加抽汽电动门、逆止门联锁保护：1) 汽轮机跳闸，自动关闭各级抽汽电动门、逆止门。2) 高压加热器水侧入口三通阀关闭（水侧入口三通阀未关禁止关闭出口电动门），自动关闭高

50、加进汽电动门、逆止门。.8 水位高值同时高值报警出现时，自动关闭各高压加热器进汽电动门、逆止门，关闭高压加热器水侧进口三通阀及出口电动门，高加给水走旁路，高压加热器解列。.9 高加解列条件：1) 当以下任一情况发生时，高加汽侧解列a) 任一高加水位高III值；b) 高加进水三通电动门关；c) 高加出水电动门关；d) 汽机跳闸；e) OPC动作；f) 手动高加解列。2.2 变压器温度和冷却装置的规定: 变压器温度的规定.1 强迫油循环风冷变压器，上层油温不宜超过75长期运行，最高不得超过85。.2 自然循环风冷、自然冷却的变压器，上层油温最高不得超过95。.3 变压器应以额定负荷时上层油温低于最高上层油温作为过负荷运行的依据。油浸风冷变压器当冷却系统故障停风扇后,顶层油温不超过65时,允许带额定负载运行。.4 对于H级绝缘的干式变压器的温升：绕组125K 主变冷却装置运行规定.1 冷却装置由两独立电源回路供电，分别为电源I和电源II，两路电源可任意选择一路工作或备用，且可互为备用（即当工作的一路电源故障时，另一路电源能自动投入）。.2 每组冷却器的运行方式选择可以有“工作、辅助、备用、停运”四种状态。当绕组温度达到75或负荷电流达到额定值的7