MW超临界火电机组集控运行规程讲解

PAGEPAGE167600MW超临界火电机组集控运行规程2005年目录机组设备慨述锅炉设备概述汽机设备概述发电机设备概述机组设备规范锅炉设备规范及燃料特性锅炉设备规范锅炉汽水要求燃煤成分及特性燃料灰渣特性点火及助燃油特性(#0轻柴油)安全门参数炉受热面有关技术规范燃烧设备汽机设备规范主机设备规范汽机主要设计参数汽机各级抽汽参数蒸汽品质旁路系统设备规范发电机及励磁设备规范发电机规范发电机励磁参数发电机冷却介质及油系统规范发电机电流互感器规范发电机电压互感器规范发电机避雷器设备规范机组主要控制系统炉膛安全监察控制系统(FSSS)主要功能顺序控制系统（SCS）模拟量控制系统（MCS）模拟量控制系统主要功能机组协调控制系统运行方式子控制回路自动条件机组运行方式操作数字电液调节系统(DEH)主要功能自动调节系统其它调节OPC保护系统阀门管理运行方式选择数据采集系统（DAS）ECS机组主要保护汽机主要保护汽轮机超速及自动跳机保护汽轮机主要联锁保护调节级叶片保护锅炉主要保护锅炉MFT动作条件电气主要保护发变组保护A柜配置（许继）发变组保护B柜配置（许继）发变组保护C柜配置(南自)发变组保护D柜配置（南自）发变组保护E柜配置（南自）动作结果说明机组启动启动规定及要求启动要求机组禁止启动条件机组主要检测仪表机组启动状态划分启动前联锁、保护传动试验启动前检查准备启动前准备系统投入机组冷态启动炉前给水管路清洗及锅炉上水清洗锅炉点火前吹扫准备锅炉点火前吹扫锅炉点火锅炉升温升压汽轮机冲转前准备汽机冲车、升速、暖机并网前进行以下试验升速注意事项发电机升压注意事项发电机并列规定及注意事项发电机并列条件发电机220KV侧断路器自动准同期并列步骤发电机220KV断路器手动准同期并列步骤发电机手动准同期并列注意事项机组并列后的检查和操作机组并列后的检查机组30MW负荷升至180MW负荷180MW负荷升至300MW负荷300MW负荷升至450MW负荷450MW负荷升至600MW负荷机组升负荷过程中注意事项机组冷态启动的其他注意事项机组热态启动热态启动参数选择机组冲车条件机组热态(温态)启动步骤机组热态(温态)启动注意事项机组正常运行及维护机组正常运行参数限额锅炉运行的报警值和跳闸值汽机报警及停机值发电机系统运行限额机组负荷调整机组运行方式说明机组正常运行的负荷调整AGC方式下的负荷调整运行参数的监视与调整机组给水的监视与调整主、再热蒸汽温度的监视与调整锅炉燃烧调整二次风的调整炉膛压力的调整汽压调整发电机系统主要参数的监视与调整发电机氢气系统监视与调整电机冷却系统的监视与调整定期工作及试验非设计工况运行机前压力主再热蒸汽温度符合下列条件，高加退出运行可带100%负荷运行同时切除高加，一段抽汽压力超限最高带负荷570MW低加解列的规定机组停止运行机组停运前的准备机组停运前的准备机组正常停运确认机组运行方式机组减负荷至240MW机组减负荷至30MW停机停炉汽机惰走滑参数停机滑停过程中有关参数控制机组负荷由600MW减至450MW机组负荷由450MW减至300MW机组负荷由300MW减至180MW机组负荷由180MW减至60MW机组负荷由60MW减至18MW解列停列(同正常停机操作)滑参数停机的注意事项机组停运锅炉抢修降温降压解列停机停炉后的自然冷却却停炉后的快速冷却却机组停运后的保养养锅炉停运后的保养养锅炉停运后的保养养方法热炉放水法锅炉湿法保养锅炉充氮气干式保保养汽机停运后的保养养汽机停机不超过一一周的保养汽机停机超过一周周的保养发电机停运后的保保养发电机停运后的保保养方法事故处理事故处理的原则事故处理的导则机组紧急停机的条条件及处理机组申请停机的条条件机组综合性故障机组甩负荷处理50%RB厂用电中断厂用电部分中断锅炉异常处理水冷壁、省煤器、过过热器、再热热器管损坏空预器、尾部烟道道着火炉前油系统故障处处理主蒸汽温度异常再热蒸汽温度异常常锅炉给水流量低锅炉汽水分离器出出口温度高汽机异常运行及常常规事故处理理汽轮机水冲击汽轮发电机组振动动异常汽轮机轴向位移增增大凝汽器真空降低周波不正常润滑油系统异常抗燃油系统故障油系统着火DEH异常发电机异常及事故故处理发电机异常的处理理原则发电机运行参数异异常发电机异常运行发电机漏氢发电机非同期并列列发电机变为同步电电动机运行发变组保护动作跳跳闸发电机非全相运行行发电机失磁发电机振荡或失去去同步电压回路断线定子水压力低定子水箱水位异常常内冷水电导率高发电机定子线棒或或导水管漏水水发电机定子升不起起电压发电机氢系统爆炸炸、着火附表一：常用单位位对照表附表二：常用水蒸蒸气参数对照照表机组设备概述锅炉设备概述该仿真机组锅炉是是由哈尔滨锅锅炉有限责任任公司引进三三井巴布科克克能源公司（MitsuiBabcockEnergyLimited）技术生产的超临界参数变压运行直流锅炉，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Π型锅炉。型号为HG-1900/25.4－YM4。锅炉燃烧方式为前前后墙对冲燃燃烧，前后墙墙各布置3层三井巴布布科克公司生生产的低NOOX轴向旋流燃燃烧器（LNNASB），每每层各有5只，共30只。在最最上层煤粉燃燃烧器上方，前前后墙各布置置1层燃烬风口口，每层布置置5只，共10只燃烬风风口。每只燃燃烧器配有一一只油枪，用用于点火和助助燃。锅炉设计煤种为神神府东胜烟煤煤，校核煤种种为山西晋北北烟煤。点火火及助燃油为为0号轻柴油。锅炉炉膛水冷壁采采用焊接膜式式壁，断面尺尺寸为221187mm××156322mm（宽×深）。下部部水冷壁及灰灰斗采用螺旋旋管圈，上部部水冷壁为垂垂直管屏。锅炉启动系统为带带炉水循环泵泵的启动系统统，汽水分离离器为内置式式。锅炉省煤器为单级级非沸腾式，分分前后两部分分布置于尾部部烟道的下部部。锅炉过热器由顶棚棚过热器、包包墙过热器、一一级过热器、屏屏式过热器和和末级过热器器组成。顶棚棚过热器布置置于炉顶，包包墙过热器布布置于尾部烟烟道顶部、尾尾部烟道前后后墙、两侧墙墙及中间隔墙墙，一级过热热器布置于尾尾部双烟道的的后部烟道中中，屏式过热热器布置于炉炉膛上部，末末级过热器布布置于折焰角角上方的水平平烟道中。屏屏式过热器前前后各布置一一、二级喷水水减温器，每每级均为2只。锅炉再热器由低温温再热器和高高温再热器两两部分组成。低低温再热器布布置于尾部双双烟道的前部部烟道中，高高温再热器布布置于水平烟烟道中。低温温再热器入口口配2只事故喷水水减温器。主蒸汽温度由煤水水比及喷水减减温器调节。再再热蒸汽温度度正常由尾部部烟气挡板调调节，紧急情情况由喷水减减温器调节。制粉系统为HP11003型中中速磨煤机冷冷一次风正压压直吹式制粉粉系统。磨煤煤机为6台，B-MCCR工况时6台全部投运运，无备用。每每台磨煤机供供布置于前或或后墙同一层层的5只LNASBB燃烧器。煤粉粉细度R900=25%。系系统配有2台动叶调节节轴流式一次次风机，2台离心式密密封风机。锅炉风烟系统配有有2台动叶调节节轴流式送风风机，2台静叶调节节轴流式引风风机，2台三分仓回回转式空气预预热器。锅炉配置了2台双双室5电场静电除除尘器（效率率≥99.84），一套石石灰石-石膏湿法脱脱硫装置（脱脱硫率≥90%）。锅炉布置有98只只炉膛吹灰器器、56只长伸缩式式吹灰器、8只半伸缩式式吹灰器，每台空气预热热器也配有2只伸缩式吹吹灰器，吹灰灰器由程序控控制。炉膛出出口两侧各装装设一只烟气气温度探针，双侧设置炉膛监视闭路电视系统的摄像头用于监视炉膛燃烧状况。锅炉排渣系统采用用刮板式捞渣渣机。1.2汽汽机设备概述述汽轮机机为哈尔滨汽汽轮机有限责责任公司制造造的超临界、一一次中间再热热、单轴、三三缸、四排汽汽、反动凝汽汽式汽轮机，型型号是CLN6000-24..2/5666/566--I。采用数字字式电液调节节（DEH）系统。机机组能在冷态态、温态、热热态和极热态态等不同工况况下启动，并并可采用定压压和定-滑-定压运行方方式中的任一一种运行。定定-滑-定压运行时时，滑压运行行的范围是30-900%BMCRR。汽机通流流采用冲动式式与反动式联联合设计。新新蒸汽从下部部进入置于该该机两侧两个个固定支承的的高压主汽调调节联合阀，由由每侧各两个个调节阀流出出，经过4根高压导汽汽管进入高压压汽轮机，高高压进汽管位位于上半两根根、下半两根根。进入高压压汽轮机的蒸蒸汽通过一个个冲动式调节节级和9个反动式高高压级后，由由外缸下部两两侧排出进入入再热器。再热后的的蒸汽从机组组两侧的两个个再热主汽调调节联合阀，由由每侧各两个个中压调节阀阀流出，经过过四根中压导导汽管由中部部进入中压汽汽轮机中压进进汽管位于上上半两根、下下半两根。进进入中压汽轮轮机的蒸汽经经过6级反动式中中压级后，从从中压缸上部部排汽口排出出，经中低压压连通管，分分别进入1号、2号低压缸中中部。两个低压压缸均为双分流结结构，蒸汽从从通流部分的的中部流入，经经过正反向7级反动级后后，流向每端端的排汽口，然然后蒸汽向下下流入安装在在每一个低压压缸下部的凝凝汽器。汽缸下部部留有抽汽口口，抽汽用于于给水加热，本本机设有8段非调整抽抽汽向由三台台高压加热器器、除氧器、四四台低压加热热器组成的回回热系统及小小汽机等供汽汽。本体结构构特点：.1高中压缸缸：a)由合金钢铸铸造的高中压压外缸通过水水平中分面形形成了上下两两半。内缸同同样为合金钢钢铸件并通过过水平中分面面形成了上下下两半。内缸缸支撑在外缸缸水平中分面面处，并由上上部和下部的的定位销导向向，使汽缸保保持与汽轮机机轴线的正确确位置，使汽汽缸自由收缩缩和膨胀。b)高压汽轮机机的喷嘴室也也由合金钢铸铸成，并通过过水平中分面面形成了上下下两半。它采采用中心线定定位，支撑在在内缸中分面面处。喷嘴室室的轴向位置置由上下半的的凹槽与内缸缸上下半的凸凸台配合定位位。上下两半半内缸上均有有滑键，决定定喷嘴室的横横向位置。主主蒸汽进汽管管与喷嘴室之之间通过弹性性密封环滑动动连接，这样样可把温度引引起的变形降降到最低限度度。c)汽轮机高压压隔板套和高高中压进汽平平衡环支撑在在内缸的水平平中分面上，并并由内缸上下下半的定位销销导向。汽轮轮机中压1号隔板套﹑中压2号隔板套和和低压排汽平平衡环支撑在在外缸上，支支撑方式和内内缸的支撑方方式一样。.2低压缸::a)本机组具有有两个低压缸缸。低压外缸缸全部由钢板板焊接而成，为为了减少温度度梯度设计成成3层缸。由外外缸、1号内缸、2号内缸组成成，减少了整整个缸的绝对对膨胀量。，汽汽缸上下半各各由3部分组成：：调端排汽部部分、电端排排汽部分和中中部。各部分分之间通过垂垂直法兰面由由螺栓作永久久性连接而成成为一个整体体，可以整体体起吊。b)低压缸调调速器端的第第1、2级隔板安装装在隔板套内内。此隔板套套支撑在1号内缸上，第第3、4、5级隔板安装装在1号内缸内，第第6、7级隔板安装装在2号内缸内，内内缸支撑在外外缸上，并略略低于水平中中分面。c)低压缸发电电机端的第1-4级隔板安装装在隔板套内内，此隔板套套支撑在1号内缸上，第第5级隔板安装装在1号内缸内，第第6、7级隔板安装装在2号内缸内，内内缸支撑在外外缸上，并略略低于水平中中分面。d)排汽缸内设设计有良好的的排汽通道，由由钢板压制而而成。低压排排汽口与凝汽汽器弹性连接接。低压缸四四周有框架式式撑脚，撑脚脚座落在基架架上承担全部部低压缸重量量。在一号低低压缸撑脚四四边通过键槽槽与预埋在基基础内的锚固固板配合形成成膨胀的绝对对死点。在蒸蒸汽入口处，1号内缸、2号内缸通过1个环形膨胀胀节相连接，1号内缸通过1个承接管与与连通管连接接。内缸通过过4个搭子支承承在外缸下半半中分面上，1号内缸、2号内缸和外外缸在汽缸中中部下半通过过1个直销定位位，以保证三三层缸同心。为为了减少流动动损失，在进进排汽处均设设计有导流环环。每个低压压缸两端的汽汽缸盖上装有有两个大气阀阀，其用途是是当低压缸的的内压超过其其最大设计安安全压力时，自自动进行危急急排汽。大气气阀的动作压压力为0.0344—0.0488Mpa(表压)。低压缸排排汽区设有喷喷水装置，排排汽缸温度升升高时按要求求自动投入，降降低低压缸温温度，保护末末级叶片。.3转子子:a)高中压压转子是无中中心孔合金钢钢整锻转子。带带有主油泵叶叶轮及超速跳跳闸装置的轴轴通过法兰螺螺栓刚性地与与高中压转子子在调端连接接在一起,主油泵叶轮轮轴上还带有有推力盘。b)低压转转子也是无中中心孔合金钢钢整锻转子。c)高中压转转子和1号低压转子子之间装有刚刚性的法兰联联轴器。1号低压转子子和2号低压转子子通过中间轴轴刚性联接、2号低压转子子和发电机转转子通过联轴轴器刚性联接接。d)转子系统统由安装在前前轴承箱内的的推力轴承定定位，并有8个支撑轴承承支撑。.4静叶片片：a)调节级采采用子午面收收缩静叶栅，降降低静叶栅通通道前段的负负荷，减少叶叶栅的二次流流损失。高中中压静叶片全全部为弯曲叶叶片，每只静静叶自带菱型型头形内外环环，整圈组焊焊后在中分面面处割开，成成为上下半结结构。b)低压第一一级为弯曲静静叶，第2-4级为扭曲静静叶，第5、6、7级为弯曲静静叶。低压前前5级隔板导叶叶为自带菱型型叶冠焊接结结构，末二级级隔板为单只只静叶焊接在在内外环上的的焊接结构。.5动叶片::a)调节级动叶叶片采用电脉脉冲加工成三三只为一组并并带有整体围围带和三叉叶叶根的三联叶叶片。高、中压动叶全部部为弯曲自带带冠叶片，枞枞树型叶根，b)低压1-77级为变截面面扭曲动叶片片，均为自带带围带，枞树树型叶根结构构。滑销系系统:.1机组膨膨胀的绝对死死点在1号低压缸的的中心，由预预埋在基础中中的两块横向向定位键和两两块轴向定位位键限制低压压缸的中心移移动，形成机机组绝对死点点；.2高中压缸缸由四只“猫爪”支托，“猫爪”搭在轴承箱箱上，“猫爪”与轴承箱之之间通过键配配合，“猫爪”在键上可以以自由滑动；；.3高中压压缸与轴承箱箱之间、低压压1号与2号缸之间在在水平中分面面以下都用定定位中心梁连连接。汽轮机机膨胀时，1号低压缸中中心保持不变变，它的后部部通过定中心心粱推动2号低压缸沿沿机组轴向向向发电机端膨膨胀。1号低压缸的的前部通过定定位中心梁推推着中轴承箱箱、高中压缸缸、前轴承箱箱沿机组轴向向向调速器端端膨胀。轴承承箱受基架上上导向键的限限制，可沿轴轴向自由滑动动，但不能横横向移动。箱箱侧面的压板板限制了轴承承箱产生的任任何倾斜或抬抬高的倾向。.4转子之间间都是采用法法兰式刚性联联轴器联接，形形成轴系。轴轴系轴向位置置是靠机组高高压转子前端端的推力盘来来定位的。推推力盘包围在在推力轴承中中，由此构成成了机组动静静之间的死点点。当机组静静子部件在膨膨胀与收缩时时，推力轴承承所在的前轴轴承箱也相应应地轴向移动动，因而推力力轴承或者说说轴系的定位位点也随之移移动，因此，称称机组动静之之间的死点为为机组的“相对死点”。盘车装装置:.1盘车装装置由壳体、蜗蜗轮蜗杆、链链条、链轮、减减速齿轮、电电动机、润滑滑油管路、护护罩、气动啮啮合装置等组组成的低速盘盘车装置，安安装在汽轮机机6号轴承座7号轴承座之之间。驱动电电动机型号为为Y-2000-6型，功率45Kw，980r//min，经减速后后，盘车转速为3.35rr/min。既可远方方操作，也可可就地手动盘盘车。.2在汽轮轮机升速超过过盘车转速并并具有足以使使盘车设备脱脱开的转速时时，啮合小齿齿轮将自动脱脱开。此时零零转速指示器器的压力开关关将关闭，并并提供气动啮啮合缸活塞下下的压缩空气气，把操纵杆杆推向完全脱脱离啮合的位位置。此时，弹弹簧座上的限限位开关被拨拨到切断盘车车电动机电源源的位置。.3在汽轮轮机停机时,将控制开关关转到盘车装装置的自动位位置,当转子转速速降到600r//min时，自动程序序电路将起作作用，从而对对盘车设备提提供充足的润润滑油.，并使顶轴轴装置投入运运行。当转子子停转时，“零转速指示示器”中压力开关关将闭合,接通供气阀阀电源并向气气动啮合缸提提供压缩空气气。拨动弹簧簧座上的限位位开关,使得盘车电电动机启动.轴承:.1高中压缸缸和低压缸共共六个支持轴轴承，该轴承承由孔径镗到到一定公差的的四块浇有轴轴承合金钢制制瓦组成，具具有径向调整整和润滑功能能。推力轴承承安装在前轴轴承箱内。1—2号轴瓦为四四瓦块可倾瓦瓦，36号瓦为四瓦瓦块短园瓦。.2发电机两两个轴承采用用端盖式轴承承，即端盖上上设有轴承座座，由端盖支支撑轴承载荷荷。轴承采用用下半两块可可倾式轴瓦。能能自调心，稳稳定性强，抗抗油膜扰动能能力强。为防防止轴电流造造成危害，在在进油管与外外部管道之间间加设了绝缘缘。汽封:.1高中低压汽汽封为迷宫式式汽封，高压压缸的各汽封封约在10％负荷时变变成自密封，中中压缸的各汽汽封约在25％负荷时变变成自密封，此此时，蒸汽排排到汽封系统统的联箱，再再从联箱流向向低压汽封。大大约在75%负荷下系统统达到自密封封。如有任何何多余蒸汽，会会通过溢流阀阀流往凝汽器器。DEH包包括以下功能能：DEH具有“自动”（ATC）、“操作员自动”、“手动”三种运行方方式；汽机的的自动升速、同同步和带负荷荷；负荷控制制,显示、报警警和打印；阀阀门试验及阀阀门管理；热热应力计算和和控制功能；；当CCS投入时时，DEH系统满满足锅炉跟踪踪、汽机跟踪踪、机炉协调调、定压变压压运行、快速速减负荷（RRUNBACCK）、手动动等运行方式式的要求；DDEH具有OPC超速保护功功能，并可通通过DEH操作员员站完成汽机机超速试验；；该系统具有有检查输入信信号的功能，一一旦出现故障障时，给出报报警，但仍能能维持机组安安全。该装置置具有内部自自诊断和偏差差检测装置，当当该系统发生生故障时，能能切换到手动动控制，并发发出报警；DDEH有冗余余设置和容错错功能，手动动、自动切换换功能，功率率反馈回路和和转速反馈回回路的投入与与切除功能；；DEH具有最最大、最小和和负荷变化率率限值的功能能；DEH与CCS系统有有完善、可靠靠的接口；DDEH所有输输出模拟量信信号均为4～20mA。并并负责提供两两线制变送器器电源；DEEH留有与分分散控制系统统DCS（CCS、SCS、FSSS、DAS）、旁旁路控制（BBPC）、汽汽轮机监测保保护（TSII）、汽机事事故跳闸（EETS）、电电网ADS及其它设备备的接口。润滑油系统统：.1汽机润滑油系统由由主油泵、交交流润滑油泵泵、直流事故故油泵、氢密密封油泵、顶顶轴盘车装置置、冷油器、排排烟系统、主主油箱、射油油器、油净化化装置等组成成，润滑油系系统供回油管管采用套装管管路。.2汽机主轴驱动的主主油泵是蜗壳壳式离心泵，正正常运行时，主主油泵出口油油管向#1、#2射油器、机机械超速脱扣扣和手动脱扣扣总管、高压压密封备用油油管供油。##1射油器出出口向主油泵泵入口及低压压密封备用油油管供油。##2射油器出出口向润滑油油系统供油。在在机组启、停停时由交流润润滑油泵经冷冷油器向润滑滑油系统供油油。1．3发电机设备概概述发电机为哈尔滨电电机有限责任任公司制造的的QFSN--600-22YHG同步步交流发电机机，冷却方式式为水氢氢，即即定子绕组水水内冷，定子子铁芯及端部部结构件氢气气表面冷却，转转子绕组气隙取气气氢内冷冷却却方式。发电机的结构形式式为封闭密封封式。定子铁铁芯由高导磁磁、低损耗的的无取向冷轧轧硅钢板冲制制并经绝缘处处理的扇形片片迭装而成。发发电机定子绕绕组为三相、双双层、短距绕绕组，绕组接接线为双星形形；定子线棒绝绝缘为F级；定子绕组组出线端子数数为6个。发电机转子由高强强度导磁的特特殊材料整锻锻而成，转子子绕组用高强强度精拉含银银铜排制造，转子线圈绝绝缘为F级。为发压元无器经压空2压，发电机的效效率为98..99%,机组的额额定输出功率率为6000MW，输6发电机励磁型式为为自并励静止止励磁系统。本系统主要由机端励磁变压器、可控硅整流装置、自动电压调节器、灭磁和过电压保护装置、启励装置必要的监测、保护、报警辅助装置等组成。静态励磁控制系统采用GE公司微机型自动电压调节装置。1.3.6潮电一一、二号机组组主变分别与与两台发电机机组成单元接接线接入2220KV变电电站。每台发发电机出口接接一台分裂绕绕组高厂变和和一台双绕组组高厂变，带带6KV厂用三段母线负荷荷。一、二号号机设两台高高压启备变，作作为两台机组组6KV厂用段段的备用电源源。主变由常常州东芝变压压器有限公司司生产，分裂裂绕组高厂变变由常州变压压器厂生产，双双绕组高厂变变由新疆特变变公司生产，高压启备变变由广东中山山ABB变压器器有限公司生生产。1.3.7主变采采用型号为SSFP-7220000//220的三三相双绕组变变压器，额定定电流17118/207785A，冷冷却方式为强强迫油循环风风冷。采用无无载调压。1.3.8三相分分裂绕组高厂厂变型号为SFF9--500000/20-550/31..5—31.5MMVA，冷却方式式为自然油循循环风冷，采采用无载调压压。额定电流流1443AA/2887AA-28877A。三相双双绕组高厂变变型号为SF10--315000/20，冷却方式式为自然油循循环风冷，采采用无载调压压。启备变采采用型号SFFZ110-50000/2200-50//33-333MVA三相分裂绕绕组变压器，冷冷却方式为自自然油循环风风冷，采用有有载调压。2机组设设备规范2.1锅炉炉设备规范及及燃料特性锅炉设备规范:序号名称单位设计参数BMCR（6600MW）BRL（600MMW）锅炉HG-1900//25.4-YYM4生产厂家哈尔滨锅炉有限责责任公司过热蒸汽流量t/h19001808过热蒸汽压力MPa25.425.28过热蒸汽温度℃571571再热蒸汽流量t/h16041523再热蒸汽进口压力力MPa4.654.41再热蒸汽出口压力力MPa4.464.23再热蒸汽进口温度度℃320315.2再热蒸汽出口温度度℃56956911省煤器出口水温℃320.6317.712给水温度℃283.9280.513省煤器进口压力Pa28.8728.4714过热器减温水温度度℃283.9280.515减温水压力Pa28.8728.4716一级减温水量t/h575417二级减温水量t/h575418位％93.9694.0519燃煤量t/h235.97226.320炉膛出口温度℃100098521排烟温度℃12011722炉膛过量空气系数数1.191.1923炉膛容积热负荷kW/m382.9879.624炉膛截面积热负荷荷MW/m24.304.1325煤粉细度（R900）％222226空预器出口一次风风流量t/h347.3339.327空预器出口二次风风流量t/h1721.71638.828一次风温℃290.2286.829二次风温℃314.5309.630一次风率％19.62031二次风率％80.48032空预器漏风率％4.244.42炉受热面面有关技术规规范:序号名称项目设计数据备注1省煤器型式H型双肋片省煤器管径φ44.5×6mmm肋片间距25mm肋片尺寸3mm×90mmm×195mmm材质SA-210C375℃2水冷壁螺旋管圈水冷壁型式膜式数量436根螺旋倾角17.893°旋转圈数1.58旋转方向逆时针外径×壁厚φ38×6.5mmm节距53mm材质15CrMoG480℃垂直管屏水冷壁型式膜式数量1312根外径×壁厚φ31.8×5.55mm节距57.5mm材质15CrMoG500℃折焰角型式膜式数量385根外径×壁厚φ44.5×6.33mm节距57.5mm材质15CrMoG480℃水平烟道侧墙型式膜式数量92根外径×壁厚φ44.5×6.33mm节距115mm材质15CrMoG450℃3分离器外径×壁厚φ610×65mmm高度8.36m数量4个材质WB36440℃4贮水箱外径×壁厚φ610×65mmm高度10m数量1个材质WB36440℃5顶棚管型式膜式数量193根外径×壁厚φ63.5×9mmm节距115mm/1553.3mmm/76.7mmm上炉膛/上水平烟烟道材质15CrMoG490℃6包墙过热器前墙上部数量193根外径×壁厚φ57×8.1mmm横向节距230mm纵向节距85mm材质15CrMoG490℃前墙下部型式膜式数量193根外径×壁厚φ57×8.1mmm节距115mm材质15CrMoG490℃后墙型式膜式数量192根外径×壁厚φ44.5×6.33mm节距115mm材质15CrMoG490℃型式膜式包墙过热器侧墙数量2×113根外径×壁厚φ63.5×9mmm节距115mm材质15CrMoG490℃中隔墙上部数量根外径×壁厚φ63.5×9mmm横向节距230mm纵向节距90mm材质15CrMoG490℃中隔墙下部型式膜式数量根外径×壁厚φ63.5×9mmm节距115mm材质15CrMoG490℃7水平低温过热器上部水平低温过热器型式蛇形管管径φ51×8.7mm材质12Cr1MoVVG502℃横向节距230mm纵向节距71.1mm片数95片每片8根中部水平低温过热器型式蛇形管管径φ57×8mm材质15CrMoG490℃横向节距115mm纵向节距79mm片数190片每片4根下部水平低温过热器型式蛇形管管径φ57×8mm材质15CrMoG470℃横向节距115mm纵向节距79mm片数190片每片4根8立式低温过热器管径φ51×8.7mm材质12Cr1MoVVG512℃横向节距230mm纵向节距75mm根数760根9屏式过热器型式屏式管径φ38×5.6mmm（入口段）φ38×6.6mmm（屏底及出出口段）材质SA213-T991(入口段段、屏底及出出口内13根)SA213TPP347H（屏屏底及出口外外15根）595℃615℃屏间节距690mm片数30片每片28根10末级过热器型式屏式管径φ44.5×7.55mm材质SA213-T991（入口段段）SA213TPP347H（底底部及出口段段）590℃620℃屏间节距690mm片数30片每片20根11高温再热器型式屏式管径φ57×4.0mm（入入口段）φ51×4.0mm（中中间段及出口口段）材质12Cr1MoVVG（入口段）SA-213T991（中间段段）SA-213TTP347HH（出口段）560℃620℃620℃屏间节距230mm片数95片每片10根12低温再热器型式蛇形管片数190片每片5根横向节距115mm水平低温再热器材质SA-210C（下下中部管组）15CrMoG（上上部管组）395℃/4455℃500℃管径φ63.5×4mmm（下中部部管组）φ57×4mm（上上部管组）立式低温再热器型式屏式片数95片每片10根横向节距230mm纵向节距79mm管径φ57×4mm材质15CrMoG530℃燃烧设备序号项目设计数据1炉膛炉膛容积17977m3宽度22.187m深度15.632m上排煤粉喷嘴中心心至屏底高度度19.346m冷灰斗角度55°2油枪型式伸缩式、简单机械械雾化数量5×6层/只布置方式前后墙对冲单只枪出力1.3t/h燃油压力2.94MPa燃油温度10—50℃油品0#轻柴油油枪雾化方式机械雾化3煤粉燃烧器型式轴向旋流型号LNASB数量3×5层/只布置方式前后墙对冲2.2汽汽机设备规范范:主机设备规范:项目单位设计数据型号CLN600-224.2/5666/566型式超临界、一次中间间再热、三缸缸四排汽、单轴、双背压、凝凝汽式额定功率MW600最大计算功率MW662.2额定转数r/min3000盘车转速r/min3.38转向从汽轮机向发电机机方向看为顺顺时针方向通流级数级总级数44级高压缸：１调节级级＋9压力级中压缸：6压力级级低压缸：7×2××2压力级未级动片长度mm1000轴系临界转速r/min设计值:高、中压转子:11639低压#１转子:15322低压#２转子:15611发电机转子（一阶阶/二阶）:8813/22201给水回热系统3高加+1除氧+44低加控制方式采用高压抗燃油数数字电液调节节系统DEHH高中压转子脆性转转变温度（FATT）℃121低压转子脆性转变变温度(FATT))℃-40制造厂家哈尔滨汽轮机厂投运日期2006年5月主要设计参数：铭牌工况（TRLL）最大连续功率工况况（T—MCR）调节门全开工况（VWO）热耗率验收工况（THA）工况项目TRL工况T-MCR工况VWO工况THA工况75%THA定/滑50%THA定/滑40%THA定/滑30%THA定/滑高加全停工况厂用汽工况功率MW600638662600450300240600600450300240180热耗率kJ/kWWh7931757875957560766080168262781779627681800582488537主蒸汽压力MPaa(a)24.224.224.224.224．224.224.224.224.218.912.39.668.34再热蒸汽压力MPPa(a)4.114.134.333.842.821.931.594.033.752.831.931.591.22主蒸汽温度℃566566566566566566566566566566566566558再热蒸汽温度℃566566566566566555543566566566555543530主蒸汽流量t/hh1808180819001672121081666614717881213809659502再热蒸汽流量t//h15231530160414211047719591148213971054717590452高压缸排汽压力MMPa(a))4.574.594.814.273.132.151.774.484.173.152.141.761.35低压缸排汽压力kkPa(a))11.85.85.85.85.85.85.85.85.85.85.85.85.8低压缸排汽流量tt/h1042104610869867635524641073930768551462364补给水率%300000005.220000末级高加出口给水水温度℃280.0280.1283.4275.1255.6233.5222.7189276.8256.0233.3222.5208.9各级抽汽参数：汽轮机额定负荷（THA工况）时各各级抽汽参数数抽汽级数流量t/h压力MPa(a)温度℃允许的最大抽汽量量t/h第一级（至1号高高加）94.666.03355.2112.88第二级（至2号高高加）125.554.14309.4152.93第三级（至3号高高加）67.472.14474.380.11第四级（至除氧器器）78.371.002368.1102.35第四级（至小汽轮轮机/厂用汽）83.751.055368.1101.41第五级（至5号低低加）83.730.41253.297.22第六级（至6号低低加）41.430.123130.647.46第七级（至7号低低加）48.040.06018653.28第八级（至8号低低加）43.530.022562.648.72汽轮机VWO工况况下各级抽汽汽参数抽汽级数流量t/h压力MPa(a))温度℃第一级（至1号高高加）113.926.845370.8第二级（至2号高高加）147.244.67323第三级（至3号高高加）77.572.42474.7第四级（至除氧器器）91.381.122368.6第四级（至小汽轮轮机/厂用汽）107.241.18368.6第五级（至5号低低加）96.580.456254.2第六级（至6号低低加）47.690.137132.5第七级（至7号低低加）55.260.06788.7第八级（至8号低低加）53.910.02564.92.3发电电机及励磁设设备规范发电机规范表1发电机机技术数据表表序号名称单位设计值试验值保证值备注1规格型号发电机型号0G额定容量MVA666.667额定功率MW600600600扣除静态励磁消耗耗的功率最大连续输出功率率MW匹654对应汽机VWO工工况下发电机机冷却器进水水温度℃33额定功率因数0.9（滞后）定子额定电压kV20定子额定电流A19245额定频率Hz50额定转速r/min3000额定励磁电压V421.8额定励磁A4128定子绕组接线方式式2Y冷却方式水、氢、氢励磁方式机端变静止励磁2.3.3发电机机励磁参数1、基本参数发电机型号QFSN-6000-2YHGG额定功率PN600MW额定电压UN20kV功率因数COSSΦN0.9（滞后）转子绕组电阻Rff0.098空载励磁电流Iff01480A空载励磁电压Uf0144V额定励磁电流Iffn4128A额定励磁电压Uffn421.8V激磁绕组时间常数数Td’o8.27s2、励磁变压器参数型式三相干式容量6300kVA初级线电压20kV满载二次线电压880V短时过载能力110％频率50Hz线组别Y,d-11阻抗6％安装环境户内冷却方式自然风冷防护等级IP23冲击耐压水平125kV频耐压50kV3、励磁功率柜参数整流方式三相全控桥整流柜数量3个并联支路数/整流流桥数3/3冷却方式强迫风冷额定电压500V—DC顶值电压843.6V—DDC可控硅阻断电压4300V噪音<65db4、磁场开关基本参数数额定电流6000A额定电压1000V开断电压1900VDCC最大开断电流100kA5、氢气系统技术数据据最大连续功率时压压力0.4MPa((g)额定压力0.4±0.022MPa((g)发电机机座内氢气气纯度额定98%最小95%发电机补氢纯度>99%发电机补氢湿度（露露点）-50℃2.3.4密封油油系统技术数数据型式集装式密封油量空侧2×110L/minn氢侧25.5LL/min泵的数量和功率交流电动机空空侧1台/22kWW氢侧1台/5.5kW直流电动机空侧侧1台/22kW氢侧1台/5.5kW泵容量交流电动机带动空侧40m3/h氢侧10.5m3/h直流电动机带动空侧40m3/h氢侧10.5m3/h系统型式双流环式密封油压大于氢压压0.0884MPaa双流环式密封油压空侧密封油压0..484Mppa(g)氢侧密封油压0.4884MPa((g)2.3.5定冷水水系统水质透明纯净，无无机械混杂物物，在水温为为20℃时：电导率：0.5~11.5S/cm（定子子绕组独立水水系统）pH值：6..8~7.3硬度：<2mool/L含氨量（NH3）微量储水容量1..8m3冷却水总容量3m3泵组数量和功率2台/45kW冷却器型式管式发电机额定条件下下冷却水流量90±±3m3/h进水压力0.225～0.35MPaa水压降0.35～0.25MPPa发电机氢压与冷却却水压的压差≤0.05MPPa定子绕组内冷却水水入口温度445~550℃定子绕组冷却介质质化化学除盐水发电机电流互感器器的技术数据据型号LLRB-255000/55A-0.22LRRB-250000/5AA-TPY型式套管式安装位置发电机出口口处和中性点点处额定电压20kVV电流比250000/5A数量3*8只精度等级TPY//FPY/55P/0.22/TPY//FPY/00.2/0..2发电机电压互感器器的技术数据据.1型式：JJDZJ-220（全绝缘）6只两组GGU0020.55/3P/66PGUU0033P/33P/6PAVVR额定电压：20kkV最高工作电压：224kV变比：：：：0kkV额定容量：1100VA额定短时工频耐受受电压(有效值)70kV额定雷电冲击耐受受电压(峰值)1550kV.2型式：JDZZJ-20（全绝缘作作半绝缘用）3只GU001计量、AVR额定电压：20kkV最高工作电压：224Kv变比：：：：：kV额定容量：00.2级1220VA额定短时工频耐受受电压(有效值)70kVV额定雷电冲击耐受受电压(峰值)1550kV.3发电机电压互互感器用熔断断器的技术数数据型式：RN2-20额定电压：200kV额定电流：0..5A断流容量:55000MVVA熔断特性：熔断器器I-t特性应与发发电机定子接接地保护特性性相配合,以保证在电电压互感器回回路发生接地地短路时，熔熔断器先熔断断。2.3.6发电机机避雷器的技术术数据型式：Y5W1-25/553.4额定电压：225kV持续运行电压：20kkV1mA直流参考电电压≥35.4kkV陡波冲击电流残压压(峰值)≤59.8kV雷电冲击电流残压压(2.5KKA,峰值)≤53.4kV操作冲击电流残压压(峰值)≤42.8kkV2mS方波通流容容量20次，400A3、机组主要控制系统统炉膛安全监控系统统（FSSSS）主要功能:点火前炉膛吹扫。油燃烧器管理。煤燃烧器管理。二次风挡板联锁控控制。火焰监视。主燃料跳闸。跳闸原因记忆。顺序控制系系统（SCS）有关辅机的启停及及其系统阀门门的开关控制制。有关辅机及其系统统的联锁保护护。模拟量控制制系统（MCS）模拟量控制系统主主要功能:控制锅炉的汽温、汽汽压及燃烧率率。改善机组的调节特特性增加机组组对负荷变化化的适应能力力。主要辅机故障时进进行RUNBBACK处理理。机组运行参数越限限或偏差超限限时进行负荷荷增减闭锁，负负荷快速增减减以及跟踪等等处理。与FSSS配合，保保证燃烧设备备的安全运行行。机组协调控制系统统运行方式单元机组有五种控控制方式：基基本模式（BBM）、炉跟机方方式（BF）、机跟炉炉方式（TF）、机炉协调方式（CCCS）、自动发发电控制（AGC）。基本模式（BM）a)基本模式是是一种比较低低级的控制模模式，其适用用范围：机组组启动及低负负荷阶段；机机组给水控制制手动或异常常状态。b)控制策略：：汽机主控和和锅炉主控都都在手动运行行方式。在该该方式下，单单元机组的运运行由操作员员手动操作，机机组的目标负负荷指令跟踪踪机组的实发发功率，为投投入更高级的的控制模式做做准备。机组组功率变化通通过手动调整整汽机调阀控控制；主汽压压力设定值接接受机组滑压压曲线设定，实实际主汽压力力和设定值的的偏差做为被被调量，由燃燃料、给水以以及旁路系统统共同调节。在在任何控制模模式下，只要要给水主控从从自动切换为为手动，则机机组的控制模模式都将强制制切换为基本本模式控制。.2炉跟跟机方式（BF）a)控制策略：：锅炉主控自自动，调节主主汽压力；汽汽机主控调节节机组功率，可可以自动也可可以手动。主主汽压力设定定值接受滑压压曲线设定，锅锅炉主控根据据实际主汽压压力和主汽压压力设定值的的偏差进行调调节。b)当汽机主控控在手动时，机机组功率通过过操作员手动动调节或由DEH自动调功；；可称之为BF1方式。适用用范围：锅炉炉运行正常，汽汽机部分设备备工作异常或或机组负荷受受到限制。c)当汽机主控控在自动时，可可称之为协调调的炉跟机方方式BF2。此时锅炉炉主控和汽机机主控同时接接受目标负荷荷的前馈信号号，机组功率率由汽机调节节，目标负荷荷由操作员手手动给定。适适用范围：锅锅炉汽机都运运行正常，需需要机组参与与调峰运行。.3机跟跟炉方式（TTF）a)控制策略：：汽机主控自自动，调节主主汽压力；主主汽压力接受受机组滑压曲曲线设定；锅锅炉主控调节节机组功率，可可以自动也可可以手动。b)当锅炉主控控在手动，机机组功率决定定于锅炉所能能提供的输出出负荷，不接接受任何负荷荷要求指令，可可称之为TF1方式。适用用范围：汽机机运行正常，锅锅炉不具备投投入自动的条条件。当锅炉主控在自动动，可称之为为协调的机跟跟炉方式TF2。此时汽机机主控和锅炉炉主控都接受受目标负荷的的前馈信号，机机组功率由锅锅炉调节，目目标负荷由操操作员手动给给定。适用范范围：汽机锅锅炉都运行正正常，带基本本负荷；当锅锅炉运行不稳稳定或发生异异常工况（如如RB）时。机炉协调方式（CCCS）a)控制策略：：机炉协调方方式实际是机机跟炉协调方方式和炉跟机机协调方式的的合成，要求求汽机主控和和锅炉主控都都为自动。按按照所依赖的的控制方式不不同，可分为为两种控制策策略。b)以炉跟机为为基础的机炉炉协调方式：：在该方式下下，锅炉主控控调节主汽压压力，主汽压压力设定值接接受机组滑压压曲线设定；；汽机主控即即调节机组功功率又调节主主汽压力，但但其调功系数数大于调压系系数，即调功功为主、调压压为辅。目标标负荷为操作作员手动给定定，锅炉主控控和汽机主控控同时接受目目标负荷的前前馈信号，可可以参与电网网一次调频。我我厂机组采用用这种机炉协协调方式。优优点是能够快快速响应负荷荷变化要求，缺缺点是锅炉调调节波动较大大，对锅炉的的动态特性要要求较高。c)以机跟炉为为基础的机炉炉协调方式：：在该方式下下，锅炉主控控调节机组功功率，目标负负荷为操作员员手动给定；；汽机主控即即调节主汽压压力又调节机机组功率，但但其调压系数数大于调功系系统，即调压压为主、调功功为辅。锅炉炉主控和汽机机主控同时接接受目标负荷荷的前馈信号号，可以参与与一次调频。优优点是机组运运行稳定，压压力波动小，缺缺点是调峰能能力稍弱。d)机组正常运运行时应尽可可能采用机炉炉协调控制方方式。自动发电控制（AAGC）a)控制策略：：自动发电控控制方式的控控制策略和机机组协调方式式的控制策略略唯一不同在在于目标负荷荷指令的来源源。当在机炉炉协调控制方方式下满足自自动发电控制制的条件时，可可以采用自动动发电控制模模式，此时机机组的目标负负荷指令由调调度控制系统统给定，操作作员不能进行行干预。为防防止在低负荷荷阶段产生危危险工况，必必须对自动发发电控制的负负荷低限作出出限制。b)自动发电控控制模式的投投运和退出根根据调度的命命令执行。子控制回路自动条条件.1锅炉主控控自动条件:给水自动：至少一一台给水泵在在自动状态。燃料自动：至少一一台磨煤机在在自动状态或或燃油控制自自动或混烧控控制。发变组出口断路器器闭合。风量自动：所有二二次风控制挡挡板自动，送送风压力（风风量）控制自自动，炉膛压压力控自动。汽机主控自动条件件:控制指令无异常。汽机初始负荷完成成。无汽机限制条件。机组运行方式操作作基本方式（BM）a)当满足足下列条件时时，机组处于于基本运行方方式：1.高旁压力调节阀关关闭。2.汽机主控手动。3.锅炉主控手动。b)基本方式的的投入操作：：1.在机组控制画面将将锅炉主控切切为手动；2.在机组控制画面将将汽机主控切切为手动；3.在机组控制画面将将BM块投入4.在基本运行方式时时，机组控制制画面上基本本方式BM显示块变红红；c)发生下列情情况，机组自自动退出基本本运行方式：：1.高旁阀开启；2.锅炉主控投入自动动；3.汽机主控投入自动动。锅炉跟随随方式（BF）a)满足下列条条件，机组处处于锅炉跟随随运行方式：：1.高旁压力调节阀关关闭。2.汽机主控手动。3.锅炉主控自动。4.发变组出口断路器器闭合。5.机组无RB指令。6.机组压力控制方式式为初始压力力。b)锅炉跟随随方式的投入入操作（在基基本方式下，执执行以下步骤骤）：1.在风烟系统画面上上将引风机A或引风机B静叶投入自自动。2.在风烟系统画面上上将送风机A或送风机B动叶投入自自动。3.在风烟系统画面上上将氧量主控控投入自动。4.将一台或以上磨煤煤机负荷投入入自动。5.将进油调节投自动或或将燃料主控控投自动。6.将给水主控投自动动。7.将锅炉主控投自动动。C)发生下列情情况，机组自自动退出锅炉炉跟随运行方方式：1.锅炉主控切为手动动。2.汽机主控切为自动动。3.高旁阀开启。4.发生RB。d)以下任意一一项条件满足锅炉炉主控切为手手动：1.设定值与被调调量偏差大。2.主蒸汽压力信号异异常。3.MFT动作。4.机组功率信号异常常。汽机跟跟随方式（TF）a)满足下列列条件，机组组处于汽机跟跟随运行方式式：1.汽机主控自动。2.锅炉主控手动或燃燃料主控手动动或给水主控控手动。3.高旁阀关闭。b)汽机跟随方方式投入操作作：1.基本方式下，在控控制面板将调调节器设定块块投入自动。2.在机组控制画面将将汽机主控投投入自动。协调方方式（CCS）a)协调方式式投入的条件件：1.炉膛压力控制自动动。2.二次风风压控制自自动。3.一次风风压控制自自动。4.氧量校正控制自动动。5.二次风挡板风量控控制自动。6.磨煤机一次风量控控制自动。7.给煤机转速控制自自动。8.给水主控自动。9.煤水比控制自动。b)满足下列条条件，机组工工作在协调运运行方式：1.发变组出口断路器器闭合。2.高旁关闭。3.汽机主控自动。4.锅炉主控自动。5.机组无RB指令。6.压力控制器处于初初始压力控制制。c)协调方式下下，汽机主控控或锅炉主控控任一切手动动，将退出协协调运行方式式。d)协调方式的的投入操作：：1.在机组控制画面将将锅炉主控和和汽机主控均均投入自动。2.在机组控制画面将将协调方式投投退块投入自自动。单元机机组负荷远方方自动控制方方式（AGC）a)AGC投投入的条件：：1.机组在协调运行方方式。2.机组实际负荷大于于300MW。3.实际负荷与ADSS指令偏差不不大。4.ADS指令正正常。5.ADS指令在在100～600MW之间。6.“AGC调整信号投投入”信号满足。7.当机组在CCS方方式运行时，若AGC系统正常可投用，在机组控制画面上选择AGC运行方式，目标负荷由电网遥控。b)发生下下列任一情况况，目标负荷荷自动退出ADS外部设定，跟跟踪实际负荷荷：1.锅炉主控手动。2.机组发生RB。3.锅炉跟随方式。4.炉膛无火焰。5.汽机手动或DEHH限制条件有有效。6.ADS负荷指指令与实际负负荷偏差大于于设定值。c)ADSS通道故障，目目标负荷自动动退出ADS外部设定，由由运行人员手手动设定。数字电液调节系统统(DEH)主要功功能：汽机转速控制自动同期控制负荷控制一次调频协调控制快速减负荷（RUUNBACKK）主汽压控制（TPPC）多阀（顺序阀）控控制阀门试验OPC控制汽轮机自动控制（ATC）双机容错与厂用计算机DAAS系统或DCS通讯，实现现数据共享手动控制自动调节节系统：转速控制负荷控制负荷调节是三个回回路的串级调调节系统，通通过对高压调调门的控制来来调节机组负负荷。运行方式如下：方式调节级压力回路WWS功率调节回路MWW转速一次调频回路路IMP说明阀位控制OUTOUTOUT阀门位置给定控制制定协调OUTINOUT功-频运行INININ参与电网一次调频频纯转速调节INOUTOUT其它调节:自动同步调节（AAS）协调控制CCS快速减负荷RUNNBACKATC控制OPCC保护系统1)中压排汽压压力IEP30%时，发变组组出口断路器器同时出现断断开时，OOPC电磁阀动作作关闭GV、IV，延时5秒后，转速n<1033%，OPC电磁阀复位GV、IV打开。2)在任何情情况下，只要要转速n>1033%，关GV、IV，n<1033%时恢复。阀门管管理单阀控制：所有高高压调门开启启方式相同，各各阀开度一样样。特点：节节流调节，全全周进汽。一般冷态或或带基本负荷荷运行用单阀阀控制。多阀控制：调门按按预先给定的的顺序，依次次开启。特点点：喷嘴调节节，部分进汽汽。机组带部部分负荷运行行采用多阀控控制。单阀控制与多阀控控制二种方式式之间可无扰扰动切换。运行方式式选择.1操作作员自动操作作（简称自动动）在升速期间，可以以确定或修改改机组的升速速率和转速目目标值。在机组并网运行后后，可随时修修改机组的负负荷目标值及及变负荷率。可进行从中压缸启启动到主汽门门控制的阀切切换。可进行从主汽门控控制到高压调调门控制的阀阀切换。可进行单阀/多阀阀控制的切换换。当机组到达同步转转速时，可投投入自动同步步。可投入功率反馈回回路或调节级级压力回路。机组并网后，可投投入转速回路路（一次调频频）。投入遥控操作。汽轮机自启动（AATC）3.4.6.2ATTC程序能自动动完成下列功功能：从冲转到达同步转转速自动进行行。根据汽机应力及临临界转速等自自动设定升速速率、确定暖暖机时间、自自动进行阀切切换。条件允许时可自动动投入自动同同步和并网。并网后由热应力及及机组的其它它状况，确定定升负荷率或或进行负荷保保持、报警等等。与ATC相联系的三三个按钮。ATC控制：按下下此按钮可使使ATC进入运运行状态，如如遇紧急情况况，可直接按按ATC监视或或自动键退出出ATC控制，进进入操作员自自动方式。ATC限制条件超超越键：当某某充分条件限限制ATC进行时时，可按此键键，越过此条条件继续进行行ATC监视：如要要进入ATCC启动，必须须先进入ATTC监视，当当条件满足后后，按下ATTC控制键才才会有效。遥控自动操作.3一一般情况下，都都在操作员自自动方式下投投入遥控操作作，DEH的目标标值由遥控源源决定。包括括自动同步和和协调方式。.4自动同同步必须满足足下列条件：：DEH处于“自动动”或“ATC控制”方式DEH处于“高压压调门”控制方式。发电机出口断路器器断开。自动同步允许触点点闭合。汽机转速在同步范范围内。协调方式必须满足足下列条件：：DEH必须运行在在自动或ATTC控制方式式。发电机出口断路器器开关必须闭闭合。遥控允许触点必须须闭合。3.4.6.6控制方式选择择主汽门/高压压调门控制切切换调节级压力回路投投入功率回路投入转速回路投入单/多阀控制主蒸汽压力控制（TPC）定压投入旁路投入、切除试验阀门试验3.5数据据采集系统（DAS）按照规定的扫描周周期，完成工工艺过程变量量的采集和处处理。3.6ECCS4机组主要要保护4.1汽机机主要保护汽轮机机自动跳机保保护序号项目单位数值备注机械超速110%%r/min3300薄膜接口阀动作汽轮机TSI电超超速110%r/min33004只电磁阀全动DEH失电4只电磁阀全动轴向位移大mm±1.04只电磁阀全动轴振大mm0.254只电磁阀全动汽轮机高压缸排汽汽温度高4754只电磁阀全动高压透平比低（调节级压力/高高排压力）1.7MFT4只电磁阀全动操作员站手动跳机机按钮4只电磁阀全动润滑油压低MPa0.065同时起直流油泵EH油压低MPa9.3±0.0554只电磁阀全动凝汽器真空低kPa28绝对压力13汽机超速103%%rpm3090两只OPC动作14发电机主保护15发电机定子断水保保护t/h46汽轮机机主要联锁保保护项目单位整定值联动内容润滑油压低Ⅰ值MPa0.084启动交流润滑油泵泵、高压密封封油泵低Ⅱ值MPa0.065启动直流润滑油泵泵、停机低Ⅲ值MPa0.034切断盘车电机电源源抗燃油压低Ⅰ值MPa11.2联起备用泵低Ⅱ值MPa9.3停机低真空低Ⅰ值KPa16.7报警、联起备用泵泵低Ⅱ值KPa28停机调节级叶叶片保护：每每次冷态、温温态启动时，保保持单阀运行行一天，以减减少固体粒子子腐蚀。装有有下面所列转转子和调节级级叶片的汽轮轮机，至少要要经过六个月月的全周进汽汽方式的初始始运行所有新装转子包括括原配转子，备备用转子和替替换转子。所有新装调节级叶叶片的旧转子子。锅炉主要保保护锅炉炉MFT动作条件汽机跳闸。两台送风机全停。两台引风机全停。丧失燃料（任一油油枪曾经投入入后失去全部部燃料）。两台一次风机全停停（无任一油油枪运行且两两台一次风机机均停发脉冲冲信号）。全炉膛灭火（任一一给煤机运行行10秒后失去全全部火焰：每每层煤粉、油油火焰均失去去大于4/5）。炉膛压力高至2..5KPa((三选二)。炉膛压力低至-22.5KPaa(三选二)。给水流量低（省煤煤器入口流量量低至135kgg/s三选二延时3秒)。汽水分离器出口蒸蒸汽温度高（三三选二）。空予器全停火检冷却风丧失（火火检冷却风压压力低三选二二）风量低（一次总风风量与二次总总风量之和小小于118kgg/s）手动MFT4.3电气主要保保护发变组保护A柜配置置（许继）发电机保护序号保护名称投退压板动作结果备注1发电机差动保护1LP全停故录启动2发电机TA断线发信号3定子接地基波2LP全停故录启动三次谐波发信号4转子一点接地高定值3LP发信号低定值全停故录启动5对称过负荷定时限5LP减出力反时限解列故录启动6不对称过负荷定时限6LP发信号反时限解列故录启动7失磁一段7LP减出力二段切换厂用电三段解列故录启动8失步区外8LP发信号区内解列故录启动9过电压9LP解列灭磁故录启动10逆功率t110LP发信号t2解列灭磁故录启动11程跳逆功率t11LP解列灭磁故录启动12低频累加1段12LP发信号2段发信号3段发信号4段程序跳闸故录启动累加发信号13复合过流t113LP解列故录启动t2全停故录启动14过励磁14LP解列灭磁15突加电压15LP解列故录启动16发电机TV断线发信号主变保护序号保护名称投退压板动作结果备注17主变差动16LP全停故录启动18阻抗t117LP跳母联故录启动t2解列灭磁故录启动19零序过流一、二t118LP跳母联故录启动t2解列灭磁故录启动零序反时限过流解列灭磁故录启动20主变TA断线信号21间隙零序过流19LP解列灭磁故录启动22零序过压20LP解列灭磁故录启动23通风启动21LP启动通风24失灵启动t122LP解除失灵复压闭锁锁t2启动失灵25非全相23LP解列，减出力，启启动失灵故录启动26高压侧TV断线信号出口压板序号压板名称动作对象125LP出口1跳主开关线圈1226LP出口2跳主开关线圈2327LP出口3跳厂用A分支开关关428LP出口4跳厂用B分支开关关529LP出口5跳厂用C分支开关关630LP出口6切换A分支厂用电731LP出口7切换B分支厂用电832LP出口8切换C分支厂用电1933LP出口9切换C分支厂用电21034LP出口10跳MK线圈11135LP出口11跳MK线圈21236LP出口12关主汽门1337LP出口13汽机甩负荷1438LP跳母联开关线圈111539LP跳母联开关线圈221640LP启动通风1741LP出口14减出力1842LP解除失灵复压闭锁锁1943LP启动失灵20出口15保护动作开入1本本柜用21出口16保护动作开入2去去南自保护柜柜动作作结果说明全停：跳主开关，灭灭磁开关，厂厂用分支开关关，关主汽门门，切换厂用用电。解列：跳主开关。解列灭磁：跳主开开关，灭磁开开关，厂用分分支开关，汽汽机甩负荷，切切换厂用电。程序跳闸：先关主主汽门，启动动程跳逆功率率保护解列灭灭磁分支解列：跳厂用用分支开关，闭闭锁该分支快快切。减励磁：减小发电电机励磁电流流。减出力：减小汽轮轮机功率切换厂用电：将厂厂用工作电源源切换至备用用电源。跳母联：跳开母联联开关，母线线解列。启动失灵：开关失失灵后跳开与与之联接的所所有开关。解除母线复压闭锁锁：解除失灵灵保护复压闭闭锁。发信号:保护动作作后发信号并并伴有声光报报警，DCS报警，以示设设备异常通风启动：启动变变压器辅助冷冷却器。闭锁分支快切：闭闭锁厂用分支支快切装置。机组启动启动规定及要求检查各转动设备轴轴承油位正常常，油质合格格。所有电动门、调整整门、调节档档板送电，显显示状态与实实际相符合。确认各电气设备绝绝缘合格、外外壳接地线完完好后送电至至工作位置。当机组大小修后或或受热面泄漏漏大面积更换换管完毕后需需安排锅炉水水压试验，试试验要求及方方法见试验规规程。检查机组膨胀指示示器应投入，并并记录原始值值。机组禁止启动条件件影响启动的安装、检检修、调试工工作未结束，工工作票未终结结和收回，设设备现场不符符合《电业安安全工作规程程》的有关规规定。机组主要检测仪表表或参数失灵灵。机组主保护有任一一项不正常。机组主保护联锁试试验不合格。机组主要调节装置置失灵。机组仪表及保护电电源失去。DEH控制系统故故障。FSSS监控装置置工作不正常常。MCS控制系统工工作不正常。厂用仪表压缩空气气系统工作不不正常，压缩缩空气压力低低于0.5MPa。汽轮机调速系统不不能维持空负负荷运行，机机组甩负荷后后不能控制转转速在危急遮遮断器动作转转速以下。任一主汽阀、调节节阀、抽汽逆逆止门卡涩或或关不严。转子偏心度大于00.076mmm。盘车时有清楚的金金属摩擦声，盘盘车电流明显显增大或大幅幅度摆动。汽轮机上、下缸温温差内缸>35℃，外缸>42℃；胀差达极限值汽轮机监控仪表TTSI未投入入或失灵。润滑油和抗燃油油油箱油位低、油油质不合格，润润滑油进油温温度不正常。高压密封油泵、交交流润滑油泵泵、直流事故故油泵及EHH油泵任一油油泵故障；润润滑油系统、抗抗燃油供油系系统故障和顶顶轴装置、盘盘车装置失常常。汽机旁路调节系统统工作不正常常。汽水品质不符合要要求。发电机AVR工作作不正常。柴油机不能正常备备用。发电机最低氢压低低于0.2MPaa.发电机氢气纯度＜＜98％保温不完整发现有其它威胁机机组安全启动动或安全运行行的严重缺陷陷时。机组主要检测仪表表转速表转子偏心度度表转子轴向位位移指示高、中压主主汽阀、调节节阀的阀位指指示高、低旁路路阀位、温度度指示凝汽器、加加热器、除氧氧器、疏水箱箱水位计及油油箱油位计。润滑油、EEH油系统的压压力表.轴承温度表表。凝汽器真空空表。蒸汽、再热热蒸汽、高中中低压缸排汽汽压力及温度度表。汽缸金属温温度表。机组振动记记录表。机组总胀及及胀差表。主蒸汽、再再热蒸汽、凝凝结水流量表表及锅炉给水水、再循环流流量表。主、再热蒸蒸汽温度表。储水箱内、外外壁温度表、各各级锅炉受热热面出口汽、水水温度表。锅炉各受热热面管壁温度度表。储水箱水位位表。锅炉风量表表、氧量表、炉膛负压表表。锅炉排烟温温度表、热一一、二次风温温度表。发电机氢氢气纯度、氢氢气压力表。.22发发电机电压表表、电流表、频频率表、同期期表和主变温温度表。.23发发电机有功功功率表和无功功功率表。.24发发电机定子冷冷却水导电度度表。机机组启动状态态划分.1机组冷态：汽轮机第一一级金属温度度＜120℃：长期停机机之后.2机组组温态--1：120℃≤汽轮机第一一级金属温度度＜280℃：停机超过72小时.3机组组温态--2：280℃≤汽轮机第一一级金属温度度＜415℃：停机1072小时.4机组热态：415℃≤汽轮机第一一级金属温度度＜450℃：停机1110小时.5机组极热态：450≤汽轮机第一一级金属温度度：停机不到到小时.6启动曲线：见附图。.7锅炉炉状态规定（根根据锅炉停炉炉时间t划分）：冷态：72hh＜t温态：100h≤t＜72h热态：1h≤≤t＜10h极热态：0h≤t＜1h5.2启动动前联锁、保保护传动试验验启动前试验要求：：（见试验规程程）5.3启动动前检查准备备启动前检检查机组检修工作完工工，影响启动动的工作票注注销。楼梯、栏杆、平台台应完整，通通道及设备周周围无妨碍工工作和通行的的杂物。所有的烟风道、系系统应连接完完好，各人孔孔门、检查孔孔关闭，管道道支吊牢固，保保温完整。厂房内各处的照明明良好，事故故照明系统正正常。厂房内通讯系统正正常。消防水系统正常、消消防设施齐全全。锅炉本体各处膨胀胀指示器正常常。所有的吹灰器及锅锅炉烟温探针针均应退出炉炉外。炉膛火焰电视摄像像装置完好。准备好电除尘振打打装置，排灰灰系统正常。炉底水封良好，无无积灰，溢水水正常，捞渣渣机具备投入入条件。检查省煤器排灰斗斗内无杂物，投投入灰斗水封封。磨煤机石子煤排放放系统正常，具具备投运条件件。出灰，出出渣系统正常常，可随时投投入运行。炉水循环泵马达腔腔充满清洁的的除盐水。检查锅炉汽水系统统具备锅炉上上水条件。汽轮机本体各处保保温完整。确认汽轮机高低压压疏水门开启启。汽轮机各高中压主主汽门,调门及控制制机构正常。汽轮机滑销系统正正常，缸体能能自由膨胀。排汽缸安全门完好好。主油箱事故放油门门关闭，应加加铅封挂禁止止操作牌。确认电气设备各处处所挂地线，短短路线，标示示牌，脚手架架等安全设施施已拆除，常常设栅栏警告告牌已恢复。摇测发电机定子绝绝缘，确认绝绝缘电阻值不不应降低到前前次的1/33。摇测发电机转子绝绝缘，确认绝绝缘电阻值55MΩ以上（当温温度在10℃—30℃范围内）；；如果测量的的绝缘电阻值值低于上述允允许值而无法法恢复时，应应汇报总工程程师。测量定子绕组绝缘缘电阻合格。当温度在10℃——30℃范围内，定定子绕组的吸吸收比R60/RR15应不小于1.3，否则应对对其进行干燥燥处理检查发电机出口PPT完好投入入，二次开关关合上。检查发电机大轴接接地碳刷装置置完好。发电机系统接地刀刀闸拉开及接接地线全部拆拆除。系统投入入直流系统投入。厂用电系统投入，所所有具备送电电条件的设备备均已送电。UPS系统投入。投入循环水系统、闭闭式冷却水系系统。点火前24小时除除尘器灰斗及及绝缘子加热热投入。投入厂用压缩空气气系统。启动空气预热器。联系燃油泵站启动动供油泵。投入润滑油系统,,检查高压密密封油泵、交交流润滑油泵泵运行正常，确确认润滑油压压0.12MPPa。直流润滑滑油泵控制开开关投“自动”。投入密封封油系统运行行，调整空侧侧密封油压比比发电机内气气体压力高00.084MPa，密封油空空、氢侧压差差小于0.449kPa。发电机置换氢气合合格。确认补水箱水质合合格且定子排排空气已尽，投投入发电机内内冷水系统。启动顶轴油泵，投投入连续盘车车，记录有关关参数。投入抗燃油系统。投入辅助蒸汽系统统（联系启动动炉或邻机）。检查凝结水补水箱箱水位正常，启启动补充水泵泵，向凝汽器器注水。投入凝结水系统。凝凝汽器冲洗水水质直至合格格。启动炉上上水泵向除氧氧器上水。除除氧器冲洗水水质合格。启动除氧器循环泵泵，投入加热热系统，锅炉炉上水前联系系化学值班人人员加药。轴封暖管5.4机组组冷态启动炉前给水水管路清洗及及锅炉上水清清洗当除氧器水质合格格后，启动锅炉上水水泵维持除氧氧器水位。启启动电动给水水泵，经高加加水侧直至锅锅炉给水截止止阀，进行冲冲洗，用给水水截止阀处的的疏水管排水水，直至达到到合适的铁离离子含量（Fe＜200ug/l）。机组大修后启动，应应在上水前记记录锅炉膨胀胀指示器一次次。锅炉上水时要求炉炉水循环泵已已注水或保持持连续注水状状态。用给水旁路调整阀阀及电泵勺管管，控制上速速度6