华威和田135MW机组汽机运行规程

135MW机组汽机运行规程第110页共125页PAGEPAGE12HuaWeiHeTianCityelectricpowergenerationLtd.华威和田发电有限公司汽机运行规程（135MW机组）2014－06－01发布2014－06－01实施华威和田发电有限公司发布编写：凡树朋审核：批准：黎生前言本规程是根据部颁的《电力工业技术管理法规》、《电业安全工作规程》、《汽轮机组运行标准规程》、《中国国电集团公司二十九项重大事故预防措施》，依据设备生产厂家和设计单位的技术资料及使用说明书，参考《汽轮机设备运行》（山西省电力工业局编）培训教材以及国内同类机组电厂的运行规程，结合我公司的实际情况修改、补充编写而成。下列人员应熟悉和通晓本规程的全部或有关部分：1、运行人员：值长、副值长、主值、副值、巡视员应通晓本规程各章节。2、3、技术人员：生产技术部汽机主管、运行部汽机专责、检修部汽机专责、生产技术部热试专责、安全监察部安全主管、运行部安培专责、人劳部职教专责、计划经营部专责应熟知本规程。4、检修人员：检修部汽机检修和热工检修人员应了解本规程相关部分。华威和田发电有限公司2014年06月目录第一章设备技术规范及特性第一节设备技术规范1汽轮机主要技术规范……………………11.1汽轮机主要型式………………………11.2汽轮机性能参数………………………11.3汽轮机经济指标………………………11.4汽轮发电机组临界转速………………11.5汽轮机油系统…………………………11.6额定工况下回热抽汽情况及监视段压力……………11.7技术要求………………22发电机主要技术规范……………………22.1发电机本体……………22.2主励磁机………………22.3发电机冷风器…………………………23各泵（风机）主要技术规范……………33.1各泵（风机）的技术规范……………33.2各泵（风机）配套电机的技术规范…………………43.3给水泵液力偶合器技术规范………………………44各换热器的技术规范……………………54.1各加热器技术规范……………………54.2凝结器技术规范……………………54.3除氧器及其水箱的技术规范…………54.4各冷却器的技术规范………………64.5主蒸汽旁路系统及其各阀门技术规范………………6第二节汽机设备及调节系统特性1汽机设备特性……………71.1总述……………………71.2汽缸……………………71.3转子……………………71.4汽缸滑销系统…………………………71.5汽轮机的热力系统……………………82调节系统特性……………82.1供油系统………………82.2电—液控制系统（DEH）………………82.3调节系统技术要求……………………82.4保安系统………………9第二章汽轮机的保护、联锁及试验第一节汽机及辅助部分联锁保护1汽轮机发电组主机保护和联锁………………………101.1汽轮机自动停机保护………………101.2机械脱扣保护………………………101.3OPC超速保护…………………………101.4高排、抽汽逆止阀联锁………………111.5汽机气控疏水门联锁………………111.6低压缸排汽喷水门联锁条件………………………111.7发电机断水保护……………………112汽轮机辅机保护和联锁………………112.1汽机主油箱润滑油电加热器联锁和保护…………112.2凝结水再循环电动门联锁条件……………………112.3高加进汽电动门联锁条件…………112.4#4低加、#5低加进汽电动门联锁条件……………112.5高加危急疏水电动门联锁条件……………………112.6再热器冷段疏水袋疏水电动门联锁条件…………112.7除氧器压力调节阀联锁条件………………………112.8三抽至除氧器电动门联锁条件……………………122.9除氧器溢水电动门联锁条件………………………122.10厂用蒸汽母管至除氧器电动门联锁条件…………122.11前置泵进口电动门联锁条件………………………122.12给水泵启动条件……………………122.13给水泵保护条件……………………122.14给水泵联锁条件……………………122.15给水泵出口电动门联锁条件………………………122.16给水泵辅助油泵……………………132.17给水泵再循环电动门联锁条件……………………132.18锅炉主给水电动门联锁条件………………………132.19凝结水泵联锁条件…………………132.20上水箱进水电动门联锁条件………………………132.21I、Ⅱ级旁路进口蒸汽电动门联锁条件……………132.22真空泵联锁条件……………………132.23轴封辅助进汽站的主进汽电动门和旁路进汽电动门联锁条件…………………132.24低加疏水泵联锁条件………………132.25空冷器升压泵联锁条件……………132.26发电机冷却水泵联锁条件…………132.27调速油泵联锁条件………………132.28交流润滑油泵联锁条件……………142.29直流润滑油泵联锁条件……………142.30顶轴油泵……………142.31轴加风机联锁条件…………………14第二节开机前汽机及辅助部分联锁保护试验方法1汽机本体保护试验方法………………141.1试验内容……………141.2试验条件……………141.3试验方法……………142OPC超速保护（静止）试验……………162.1试验条件……………162.2试验方法……………163电动门、调节门试验……………………183.1按下列方法校验各调节门正常……………………163.2按下列方法核验各电动门…………174辅机（泵或风机）的试运行……………174.1几点规定……………174.2泵启动前的检查……………………174.3辅机试运行的条件…………………174.4主要辅机试运行前静态试验方法…………………174.5辅机的试运行方法…………………184.6泵互为联动试验（有事故按钮的泵）………………185给水泵联动及保护试验………………185.1给水泵辅助油泵启停联锁试验……………………185.2给水泵允许启动、保护跳泵试验……………………195.3给水泵联锁试验……………………205.4给水泵再循环电动门联锁试验……………………205.5给水泵出口电动门联锁试验………………………206汽轮机油压低联锁保护试验…………216.1试验条件……………216.2试验步骤……………217盘车保护及投盘车试验………………217.1试验条件……………227.2试验步骤……………228除氧器水位（压力）高低报警、联锁试验……………228.1试验条件……………228.2试验步骤……………229高、低加保护试验………………239.1高、低加保护静态试验………………239.2高加联成阀保护试验………………2310发电机断水保护试验………………2410.1试验条件……………2410.2试验方法……………2411其它联锁试验…………………………2411.1低压缸喷水试验……………………2411.2汽机疏水气动门试验………………2511.3再热器冷段疏水电动门试验………………………25第三节汽机大修后试验方法1汽轮机超速试验………………………251.1在下列情况应做危急保安器超速试验、电超速110%保护试验…………………2511.2试验条件……………251.3试验步骤……………262危急保安器在线注油试验……………262.1在下列情况应做危急保安器注油试验……………262.2试验条件……………262.3试验方法（一）………………………262.4试验方法（二）………………………273电超速103%保护试验………………273.1试验时间……………273.2试验条件……………273.3试验方法……………274汽轮机主汽门、调门严密性试验方案…………………274.1试验条件……………274.2试验步骤……………285除氧器安全门校验………………285.1试验时间……………285.2试验条件……………285.3试验步骤……………29第四节、汽机正常运行中的定期试验方法1汽机真空严密性试验………………291.1试验条件……………291.2试验方法……………292自动主汽、调节汽门门杆活动试验……………………302.1试验条件……………302.2试验方法……………302.3注意事项……………303ETS通道在线试验方法…………………303.1轴承润滑油低模块的ETS通道在线试验…………303.2凝结器真空低模块的ETS通道在线试验…………313.3电超速装置的ETS通道在线试验…………………324高排、抽汽逆止阀在线试验方法………………………344.1试验条件……………334.2试验步骤……………33第三章汽轮机的启动第一节汽轮机的冷态启动1总则……………………342启动前的准备工作……………………343锅炉点火前的操作……………………354锅炉点火后的操作……………………355冲转与升速……………366并列及带负荷…………………………38第二节汽轮机的热态及温态启动1热态启动应具备的条件………………412热态、温态启动的注意事项……………41第四章汽轮机的正常运行1一般规定………………412正常运行中的参数控制………………422.1汽轮机本体及油系统………………422.2蒸汽系统………………422.3辅助设备水位、水温、压力…………432.4发电机运行控制参数………………432.5发电机冷却水水质要求……………442.6凝结水、给水水质要求………………442.7给水泵运行控制数据………………443定期试验………………453.1正常运行中的试验…………………453.2设备的定期切换……………………453.3机组大小修后启动试验……………454机组正常运行时的负荷监控和调节方式……………464.1机组正常运行时的负荷监控方式…………………464.2机组正常运行时的调节方式………………………465“滑压”运行方式与“顺序阀”运行方式的切换方法………………46第五章汽轮机停机1正常滑参数停机………………………481.1停机前应做如下准备………………481.2降负荷………………481.3停机操作步骤………………………491.4有关盘车的规定……………………502汽轮机停运后的维护和保养…………502.1汽轮机停运后不超过两周的维护和保养…………502.2汽轮机停运后超过两周但不满6个月的维护和保养……………50第六章辅机运行规程1高加运行规程…………………………521.1在下列情况下严禁投入高加运行…………………521.2高加投用……………521.3高加停用……………531.4高加停运后的防腐…………………542低加运行规程…………………………542.1低加投用……………542.2低加解列……………553凝结器半边清洗………………………553.1凝结器半边清洗时的停用…………553.2凝结器半边清洗后的恢复…………564冷油器切换……………564.1冷油器解列…………………………564.2冷油器投用…………………………565胶球清洗装置运行……………………576除氧器运行规程………………………587给水泵运行规程………………………597.1遇到下列情况之一，禁止启动给水泵………………597.2给水泵启动前的准备和检查………………………607.3暖泵…………………607.4给水泵的启动操作…………………607.5给水泵的停运………………………617.6给水泵热备用状态条件……………627.7运行中给水泵的切换………………628疏水泵运行………………63第七章汽机事故处理1事故处理原则…………………………642汽轮机组事故停机的条件……………642.1破坏真空紧急事故停机条件………………………642.2故障停机条件………………………653事故停机的处理步骤………………653.1故障停机处理步骤…………………653.2紧急停机处理步骤…………………664主、再热蒸汽压力异常…………………664.1现象…………………664.2原因…………………664.3处理…………………665主蒸汽、再热蒸汽温度异常……………665.1现象…………………675.2原因…………………675.3处理…………………675.4蒸汽参数异常时的注意事项………………………676凝结器真空降低………………………676.1现象…………………676.2原因…………………676.3处理…………………687油系统故障……………697.1油箱油位降低，油压不变……………697.2油箱油位升高，油压不变……………697.3油压下降，油位不变………………697.4油压，油位同时下降………………707.5主油泵故障…………………………707.7轴承回油温度升高…………………708汽轮机轴向位移异常………………718.1现象…………………718.2原因…………………718.3处理…………………719水冲击…………………719.1特征…………………719.2原因…………………729.3处理…………………7210不正常的振动和异声………………7210.1原因…………………7210.2处理…………………7311周波变化………………7311.1周波下降时的处理………………7311.2周波上升时的处理………………7312汽轮发电机组甩负荷………………7412.1现象…………………7412.2原因…………………7412.3处理…………………7413汽轮机严重超速………………7513.1现象…………………7513.2原因…………………7512.3处理…………………7514差胀异常………………7514.1原因…………………7514.2处理…………………7515厂用电中断……………7615.1现象………………7615.2处理…………………7616热工电源中断、仪表故障和DCS故障………………7616.1现象…………………7616.2处理…………………7617汽轮机叶片损坏和断落………………7717.1现象…………………7717.2处理…………………7718发电机内冷水系统故障………………7718.1发电机与冷风器漏水的异常判断与处理…………7718.2发电机内冷水量减少或断水、风温升高…………7819机房失火………………7919.1汽机房内及运行设备着火时的处理原则…………7919.2油系统着火…………………………7919.3发电设备着火的处理………………8020管道故障………………8020.1管道故障处理的一般原则…………8020.2主、再热蒸汽管道破裂的处理……………………8020.3加热器、除氧器等压力容器发生爆破以及高压给水管道、法兰或阀门破裂的处理…………8020.4抽汽管道振动或水冲击的处理……………………8021DEH常见故障及处理方法……………8021.1现象…………………8021.2原因…………………8121.3处理…………………8122除氧器事故处理………………………8122.1除氧器水位高………………………8122.2除氧器水位低………………………8222.3除氧器压力升高……………………8222.4除氧器压力降低……………………8222.5除氧器含氧量增大…………………8322.6除氧器振动与汽水管道冲击………………………8323给水泵事故处理………………………8323.1给水泵在发生下列情况时，应紧急停泵…………8323.2给水泵紧急停泵的操作……………8323.3给水泵在发生下列情况时，应先启动热备用泵，再停故障泵…………………8323.4给水泵故障停泵的操作……………8323.5给水泵汽化…………………………8423.6给水泵油系统异常…………………8523.7给泵平衡盘磨损……………………8523.8给水泵倒转…………………………8623.9给水压力低异常……………………8623.10给水母管压力高异常……………8624高加事故处理…………………………8624.1高加紧急停用条件…………………8624.2高加紧急停用操作…………………8724.3高加水位升高事故处理……………8724.4高加保护动作的处理………………8725其它辅机事故处理……………………87附录1汽机开机阀门检查卡………………………89附录2负荷控制中心画面使用说明……………107附录3机炉协调自动系统的投入方法及注意事项…………108附录4汽机参数报警定值…………109附录5按压力排列的饱和状态下绝对压力与温度对照表…………………113PAGE110第一章设备技术规范及特性第一节设备技术规范1汽轮机主要技术规范1.1汽轮机主要型式名称：135MW中间再热凝汽式汽轮机型号：N135-13.24/535/535型式：超高压、单轴、反动式、一次中间再热、双缸双排汽额定功率：135MW最大功率：148MW最大连续出力（TMCR）：145.05MW额定转速：3000转/分旋转方向：自汽轮机端向发电机端看为顺时针制造厂家：上海汽轮机有限公司厂家编号：#1机180-2-3；#2机180-2-4出厂日期：#1机1999年6月；#2机1999年12月1.2汽轮机性能参数额定工况蒸汽流量：422.28t/h主汽门前蒸汽额定压力：13.24Mpa（绝对压力）主汽门前蒸汽额定温度：535℃再热主汽门前蒸汽额定压力：3.33MPa（绝对压力）再热主汽门前蒸汽额定温度：535℃额定冷却水温度：20℃额定背压：4.9KPa（绝对压力）额定工况给水温度：244℃夏天工况背压：7.1KPa（绝对压力）机组允许运行的最高背压：16.9KPa（绝对压力）回热级数：二高、三低、一除氧1.3汽轮机经济指标汽耗：2.952kg/(kw.h)保证热耗：8119kJ/(kw.h)注：保证热耗是在额定进汽参数及额定冷却水温、回热系统正常投入，发电机效率为98.4%，电动给水泵投入运行，补给水为零的条件下得到。1.4汽轮发电机组临界转速汽轮机高中压转子临界转速：2175转/分汽轮机低压转子临界转速：2536转/分发电机临界转速：1.5汽轮机油系统润滑油压：0.08~0.15MPa调速油压：2.2MPa主油泵出口油压：2.21MPa主油泵流量：288m3/H主油箱容积：39m3高位油箱容积：2×3m31.6额定工况下回热抽汽情况及监视段压力抽汽序号抽汽位置供加热器抽汽压力（Mpa）抽汽温度（℃）抽汽流量（t/h）一段高压缸排汽#1高加3.489354.533.382二段中压缸第六级后#2高加1.603439.221.276三段中压缸排汽除氧器0.6056319.96.789四段低压缸第二级后#4低加0.2283237.119.171五段低压缸第四级后#5低加0.0216140.618.319六段低压缸第六级后#6低加-0.068472.418.8131.7技术要求a)本机组承担电网的基本负荷，也能做调峰用。b)本机组在甩负荷后维持空负荷运行时间不得超过5分钟。c)本机组允许倒拖，时间不超过1分钟。d)本机组跳闸后惰走时间约为45分钟（在全真空下）。e)本机组叶片保证在电网周波48.5~50.5HZ内长期运行。f)机组正常运行时，轴振应≤0.076mm，过临界转速时轴振允许0.25mm。2发电机主要技术规范2.1发电机本体型号：QFS-135-2型式：双水内冷额定功率：135MW额定电压：15750V额定电流：5822A功率因数：0.85转速：3000r/min效率：98.4%定子线圈冷却水量：28t/h定子线圈冷却水压：0.2~0.3Mpa转子线圈冷却水量：26t/h转子线圈冷却水压：0.2~0.3Mpa冷却空气量：30m3/s制造厂家：上海汽轮发电机有限公司厂家编号：#1机135S003；#2机135S004制造日期：#1机1999年3月：#2机1999年10月2.2主励磁机型号：TLD-1175-4型式：它励交流励磁机额定功率：1175KW额定电压：定子380V；转子84V额定电流：定子2000A；转子102A转速：3000r/min制造厂家：上海电机厂厂家编号：#1机135E003；#2机135E004制造日期：#1机1999年1月：#2机1999年6月2.3发电机冷风器型号：QKCW1000-9216冷却能力：1000KW冷却水量：400t/h水侧压力：0.1Mpa最大允许水压：0.3Mpa最大进水温度：32℃每机组数：12组冷却管材料：B10镍黄铜管3各泵（风机）主要技术规范3.1各泵（风机）的技术规范名称型号型式扬程流量转速汽蚀余量生产厂家生产日期每机台数给水前置泵QG500-80G卧式离心泵76m505m3/H2985转/分4.7m上海电力修造厂1999年2给水泵DG480-180卧式离心泵1760m483m3/H4640转/分28m上海电力修造厂1999年2凝结水泵B480-5立式离心泵153m360m3/H1480转/分1.7m长沙水泵厂1999年2真空泵2BE1253-0偏心泵2375m3/H750转/分武汉四方水泵厂1999年疏水泵150NW-78×2卧式离心泵156m69m3/H2970转/分2m上海水泵厂1999年2冷水泵IS100-65-200卧式离心泵50m80m3/H2900转/分3.8m江苏武进市水泵厂1999年2升压泵250S-24A卧式离心泵20.3m414m3/H1450转/分3.8m桂林水泵厂1999年2胶球清洗泵125SS-12卧式离心泵12m60m3/H1440转/分7m河北电力设备厂1999年2上水泵DG46-30X4卧式离心泵120m46m3/H2950转/分3m桂林水泵厂1999年2调速油泵100FYD100X3立式离心泵2.2MPa81m3/H2980转/分上海水泵厂1999年1125FYQ-315立式离心泵0.34MPa144m3/H1500转/分上海水泵厂1999年1125FYQ-315立式离心泵0.3MPa126m3/H1500转/分上海水泵厂1999年1顶轴油泵25SCY/14-1B容积式14MPa33m3/H1500转/分上海高压油泵厂1998年1轴加风机BLFOO-1离心式6860Pa840m3/H3000转/分杭州余杭鼓风机厂1999年2BYFOO-1离心式4410Pa840m3/H3000转/分杭州余杭鼓风机厂1999年2150FYW-22A立式离心泵16m181m3/H1480转/分桂林水泵厂1999年2给CB-B125离心式25m45m3/H1450转/分上海电力修造厂1999年23.2各泵（风机）配套电机的技术规范名称型号额定电压额定电流额定功率额定转速生产厂家每机台数给水泵YKOS3200-26000V356A3200KW2985转/分上海电机厂2凝结水泵YLSL355-46000V30.4A250KW1481转/分湘潭电机厂2真空泵Y315M1-8380V148.3A75KW742转/分湖北电机厂2疏水泵Y250M-2-2P380V102.6A55KW2970转/分上海五一电机厂江苏贝德电机厂（#2A）2冷水泵Y180M-2380V42.2A22KW2940转/分上海五一电机厂2升压泵Y200L-4380V56.8A30KW1470转/分西安电机厂2胶球清洗泵Y12M1-4380V8.8A4KW1440转/分上海五一电机厂2调速油泵YB315-2V1380V20.3A110KW2982转/分上海五一电机厂1交流润滑油泵Y180L-4V1380V42.5A22KW1470转/分上海五一电机厂1直流润滑油泵Z4-100-21DC220V116A22KW1500转/分上海南洋电机厂（#1机）杭州直流电机厂（#2机）1顶轴油泵Y160-4380V30.3A15KW1460转/分上海五一电机厂3轴加风机YD132S1-2380V11.1A5.5KW2900转/分浙江防爆电机厂2油箱排油烟机YB112M-2YG380V8.2A4KW2895转/分浙江防爆电机厂2凝器坑排污泵Y160L-4380V30.3A15KW1840转/分桂林水泵厂2给水辅助油泵Y100L2-4380V6.82A3KW1440转/分上海电机厂2盘车电机Y180L-6380V31.4A15KW870转/分上海电机厂1上水泵Y200L1-2380V56.9A30KW2950转/分西安电机厂13.3给水泵液力偶合器技术规范型号：CO46额定传递功率：3200KW输入转速：2985转/分输出转速：4640转/分调速范围：25%~100%额定滑差：≤3%齿轮数比：141/88总效率：95%生产厂家：上海电力修造厂生产日期：1999年4各换热器的技术规范4.1各加热器技术规范设备名称#1高加#2高加#4低加#5低加#6低加轴加型号JG-600-1-1JG-550-1-2DR-300-1-1DR-330-1-2DR-300-1-3JQ-40-2容器类别三类三类二类二类二类传热面积600m2550m2300m2330m2300m240设计压力管程21.6Mpa21.6Mpa1.77Mpa1.77Mpa1.77Mpa冷却水量2946L/min壳程4.0MPa2.0MPa0.27MPa0.1MPa0.1MPa设计温度管程250℃250℃150℃150℃150℃壳程上部350℃,下部300℃上部350℃,下部270℃250℃150℃100℃试验压力管程32.4Mpa32.4Mpa2.23Mpa2.23Mpa2.23Mpa壳程6.47MPa3.3MPa0.41MPa0.15MPa0.13MPa最高工作压力管程19.6Mpa19.6Mpa壳程3.64MPa1.6MPa生产日期1999年1999年1999年1999年1999年生产厂家四川东方锅炉厂四川东方锅炉厂四川东方锅炉厂四川东方锅炉厂四川东方锅炉厂上海汽轮机厂4.2凝结器技术规范型号型式冷却面积管侧试验压力管侧设计压力汽侧设计压力冷却水量凝结器压力冷却水温度铜管规格冷却管根数生产厂家生产日期HSn70-1ABfe30-1-1N-7600-1单壳对分双流程表面式7600m20.375MPa0.25MPa0.1MPa18415m3/H4.9Kpa绝对压力20℃φ25×111536根1200根上海动力设备有限公司1999年4.3除氧器及其水箱的技术规范名称型号设计压力设计温度最高工作压力最高工作温度额定出力进水温度出水温度每机台数工作介质安全门启座压力运行方式生产厂家生产日期GC—4400.912MPa386.16℃0.713MPa386.16℃440t/h146.2℃≤166.7℃1水和蒸汽0.685MPa滑压运行上海电站辅机厂1999年水箱GS—1000.912MPa386.16℃0.713MPa386.16℃有效容积100m3总容积124m31给水蒸汽0.734MPa0.78MPa4.4各冷却器的技术规范名称型号冷却面积设计压力每机台数冷却水量冷却水温生产厂家生产日期汽机润滑冷油器MF15-BFML155.6221.0MPa2317m3/H≤32℃阿法拉伐板式换热器有限公司1999年发电机冷水器MF10-BFML19.68m21.0MPa3≤32℃1999年给水泵润滑冷油器CY1616m20.7Mpa227m3/H≤38℃上海电力修造厂1999年给水泵工作冷油器CY5454m20.7MPa2120m3/H≤38℃1999年4.5主蒸汽旁路系统及其各阀门技术规范型号型式容量最大设计流量动作时间PL135/30二级串联电动旁路系统30%BMCR140t/h常速≤40秒旁路系统各阀门蒸汽参数及启闭时间、行程设计参数工作参数名称/单位进口压力MPa进口温度℃出口压力MPa出口温度℃额定流量t/h最大流量t/h进口压力MPa进口温度℃出口压力MPa出口温度℃额定行程mm全程启闭时间sⅠ级旁路蒸汽调节门1555054503514013.255353.49348.78023Ⅰ级旁路喷水调节门25250202517.16168.63015Ⅰ级旁路喷水电动门25250203017.16168.6307.5Ⅱ级旁路蒸汽调节门45501.234501461643.1455350.5881608023Ⅱ级旁路喷水调节门2.510050601532.63015Ⅲ级减温水电动门4.08019.6451532.6155第二节汽机设备及调节系统特性1汽机设备特性1.1总述本机组为超高压中间再热反动凝汽式汽轮机，采用一次中间再热，汽轮机与135MW发电机及420t／h锅炉配套，机组单元布置，该机组带基本负荷，并具有调峰能力。汽轮机允许在周波49.5~50.5Hz时长期运行。汽轮机具有低速盘车装置，转速为3r/min。机组采用数字电液调节系统，操作简单，运行安全可靠。1.2汽缸高中压外缸合并，共一个外缸，二者的通流部分采用反流对称布置，外缸为整体铸造．其中设有4个高压进汽口，上、下半各2个，通过4根挠性管道与调节阀出口相联，蒸汽从焊于进汽口的蒸汽室向高压缸供汽，两个高压排汽口设在高中压缸调阀端的下部，两个中压进汽口位于高中压缸中部下半，而中压排汽则位于高中压缸电机端的上部，汽缸下半部有数个抽汽口供各加热器及除氧器使用。高、中压外缸内部装高、中压持环，其中各级隔板固定于持环上，持环再固定于汽缸上．高压持环内装13级隔板，中压#1、#2持环各装有6级隔板，持环用支承键支托于汽缸中分面上，其分为上、下结构，中分面用长螺栓预紧连接。高中压外缸两端的中心孔处装有端汽封以防漏汽．汽缸两端壁还设有开口，以供现场动平衡时安装平衡螺塞用。在中压进汽口处，装有中压隔热罩，采用下半缸倒挂猫爪结构进行支承。高中压外缸是由4个与下端都铸成一体的猫爪所支承，猫爪支承在各轴承座的键上，高中压缸的水平中分面用大双头螺栓连接。低压汽缸为三层缸，它由一个外缸，两个内缸组成，低压外缸增加了两个垂直中分面，将汽缸分成上、下半各3块，外缸采用非中分面的支承方式。轴承座与外缸制成一体，轴承座与四周座架一起支承于基础台板上．两个排大汽隔膜阀位于外缸上半的项部。低压内缸构成进汽部分，对称的1、2级隔板直接装在#l内缸上，#2内缸两端的环上装有对称布置3~8级隔板，#2内缸两端固定有排汽导流环，在它出口的边缘上安装有喷水降温装置。1.3转子整机共42级，高压缸部分由1级单列调节级（冲动式）和13级压力级（反动式）所组成，中压缸全部采用反动式压力级，分为两部分共12级，低压缸采用双流反动压力级，共2×8级，高中压转子为无中心孔的转鼓整锻式结构，低压转子也为无中心孔的半转鼓整锻式转子，高中压转子临界转速为2175rpm，低压转子的临界转速为2536rpm。低压转子未级叶片长度为710mm。因对称双流，故低压转子几乎无轴向推力。汽轮机转子为四点支承，高中压转子与低压转子之间采用钢性联轴器连接，低压转子与发电机转子之间也采用钢性联轴器连接．转子总长13016mm（不包括延伸端）共有8个径向轴承。#3、#4、#5、#6轴承设有高压油顶起装置；推力轴承设在前轴承座上，在额定工况下，承受汽轮机向发电机方向约10t的轴向推力。1.4汽缸滑销系统在低压外缸前后两端之中心线上分别有1块横向定位板，引导低压外缸作轴向膨胀而使中心保持不变，在低压缸进汽中心两侧各有1块轴向定位板，引导低压外缸的横向膨胀。因此，在低压组排汽中心处一点构成了静子部分的膨胀“死点”。在高中压外缸两端有“H”型定中心梁，通过它前轴承座和低压外缸（调阀端）轴承箱连接，在高中压汽缸热胀时起推拉作用。同时，保证了前轴承座与高中压缸、低压缸的中心不变。依靠前轴承座墩座架之间的纵向键，保证了汽轮机静子部件，以低压缸中心为死点，向调阀端膨胀的轴向中心不变。1.5汽轮机的热力系统汽轮机有两根主蒸汽管道分别经两只电动主汽门，自动主汽门和四只调速汽门，再有四根导管和高压缸相连，四只调速汽门分别控制四组喷嘴，蒸汽在高压缸膨胀做功后，进入锅炉再热器。高压缸排汽设有两只气控摇板式逆止门，防止水和冷汽倒入高压缸。再热后的蒸汽，由再热热段蒸汽管到达汽轮机两侧的再热主汽阀和调节阀并从下部两侧进入中压缸，中压缸向上排汽经1根中低压连通管导入低压缸中部，蒸汽在低压缸内继续做功，乏汽排入凝汽器。该机组设有两级旁路系统，I级旁路在主汽管和高压缸排汽管之间，Ⅱ级旁路在再热热段和凝结器之间。本机组共有6段抽汽，分别供5台加热器和1台除氧器用汽。2调节系统特性2.1供油系统供油系统的主要作用向汽轮机各轴承提供润滑油；向调节保安系统提供压力油；启动和停机时向盘车装置和顶轴装置供油．组成：主油泵、高压交流油泵、润滑交流油泵、危急直流润滑油泵、主油箱、冷油器、滤油器、注油器Ⅰ、注油器Ⅱ、润滑油压力控制器以及过压阀等。汽轮机组的主油泵是由主轴驱动的双吸离心系，进口压力>0.03MPa，正常运行出口油压为2.18MPa左右，该压力油除供给调节及保安系统外，大部分是供给两只注油器，两只注油器并联运行，注油器Ⅰ出口供给主油泵进口油，而注油器Ⅱ的出口油经冷油器、滤油器后供给润滑油系统。调速油泵、交、直流润滑油泵均作备用泵，在机组启、停或事故情况下启动。2.2电—液控制系统（DEH）本机组采用的数字电——液控制系统将I/A/系统与液压控制系统结合来控制通过汽轮机的蒸汽流量，本控制系统由DEH控制器柜、操作员接口、液压控制系统组成。DEH控制器柜包含有系统中所有的电路及储存文件，它根据设定值及汽轮机反馈信号进行基本计算，然后发出信号，控制各进汽阀油动机的开度。操作员接口是整个机组的控制中心，通常位于控制室内，接口为一个标准键盘或鼠标，它控制一个彩色显示的LED，通过键盘和鼠标就可以得到预先设计好的图象，通过这些图象，操作员可以了解汽轮机各部分的运行情况。并且操作员的所有动作都可接受。操作员通过标推键盘和鼠标，将设定值作用于电子控制器，电子控制器将汽机转速、第一级蒸汽压力、功率信号与操作者设定的目标值相比较以确定蒸汽阀门的位置。液压控制系统由电波转换器、油动机、蓄能器、高压溢流阀、滤油器等组成。2.3调节系统技术要求2.3.1在额定进汽参数，额定真空时，主汽门、调节系统应能维持汽轮机空转，转速摆动值不大于2r/min。2.3.2调节系统在控制室控制，保证汽轮机并网及适应转速和负荷变化的需要。2.3.3在空负荷时，调节系统使汽轮机转速在额定转速的±5％范围内调整。2.3.4调节系统的转速不等率在3%~6%范围内。2.3.5调节系统的迟缓率小于或等于0.06％。2.3.6本机组在额定蒸汽参数和额定转速下运行，当甩额定负荷时，调节系统能控制汽轮机转速，不会引起危急遮断器动作。2.4保安系统2.4.1保安系统说明本机组的保安系统设置了三套遮断装置：运行人员手动紧急速断的危急遮断手柄；超速遮断的危急遮断器；由ETS控制的四只遮断电磁阀，它接受到汽轮机重要监视参数的遮断信号，就立即动作泄去系统中的安全油和控制油，从而关闭主汽门和再热主汽门以及关闭高、中压调节汽门，使机组紧急停机。系统由安全油溢流阀、危急遮断油门、机械超速遮断闭锁阀、危急遮断油门复位装置、空气引导阀、危急遮断控制块、喷油试验装置等组成。系统具有遮断功能、喷油试验功能、危急速断器试验功能、汽机复置功能等．本机组采用进口美国本特利·内达华公司生产的3300系列汽轮机监测仪表系统（TSI）。它在汽机盘车、启动、运行和超速试验以及停机过程，可以连续显示和记录汽轮机转子和汽缸机械状态参数，并在超出预置的运行权限时发出报警，当超出预置的危险值时，发出停机信号，使机组停机。2.4.2保安系统技术要求a)本机组设有超速保护危急速断器，应在额定转速的109％~111%范围内动作，复位转速大于额定转速。b)从保安装置动作到主汽阀和再热阀完全关闭的时间小于0.5S。 第二章汽轮机的保护、联锁及试验第一节汽机及辅助部分联锁保护1汽轮机发电组主机保护和联锁1.1汽轮机自动停机保护当发生下列任何一种情况，ETS使汽机遮断电磁阀动作，紧急停机：1.1.1润滑油压低至0.045MPa，ETS动作停机。1.1.2凝汽器真空低-60.3kpa，ETS动作停机。1.1.3汽机转速升至3300r／min，ETS动作停机。1.1.4轴向位移大±1mm，ETS动作停机。1.1.5低压缸差胀大（发电机方向>15.9mm，＜1.12mm＝），ETS动作停机。1.1.6轴振动危险值达＃6、#7瓦0.32mm、其余瓦0.254mm，ETS动作停机。1.1.7#1~#5支持轴承回油温度高至75℃，ETS动作停机。1.1.8#1~#5支持轴承金属温度高至107℃，ETS动作停机。1.1.9推力轴承回油温度高至75℃，ETS动作停机。1.1.10推力轴承金属温度高至105℃，ETS动作停机。1.1.11锅炉MFT动作，ETS动作跳机：1.1.12发变组保护动作，ETS动作停机。1.1.13DEH要求，ETS动作停机。1.1.14集控室操作台二个硬手操同时按下，ETS动作停机。1.2机械脱扣保护1.2.1当汽轮机转速达3270~3330转/分时，飞锤动作，汽轮机停机。1.2.2手拍机头危急遮断手柄，汽轮机停机。1.3OPC超速保护当汽轮机转速达3090转/分时，OPC电磁阀动作，高、中压调门快速关闭；当汽轮机转速低至3000转/分时，OPC电磁阀恢复，高、中压调门开启，汽轮机转速稳定在额定转速。1.4高排、抽汽逆止阀联锁当机组发生下列情况之一，高排、抽汽逆止阀关闭：1.4.1主汽门关闭。1.4.2发电机跳闸。1.4.3汽轮机安全油压降至0。1.5汽机气控疏水门联锁1.5.1当机组负荷小于27MW或汽轮机跳闸时，汽机各气控疏水门自动打开。1.5.2当机组负荷大于27MW时，汽机各气控疏水门自动关闭。1.5.3DEH手动控制方式时，汽机各气控疏水门自动打开。1.6低压缸排汽喷水门联锁条件1.6.11.6.2当汽机转速<600转/分时，自动开启排汽喷水；当机组负荷>20MW时，自动停止排汽喷水。1.7发电机断水保护1.7.1当发电机定子线圈冷却水流量降至25m3/h，且定子线圈进水压力低至0.1MPa时，“发电机断水”信号发，20秒后，发电机跳闸。1.7.2当发电机转子线圈冷却水流量降至18m3/h，且转子线圈进水压力低至0.1MPa时，“发电机断水”信号发，20秒后，发电机跳闸。2汽轮机辅机保护和联锁2.1汽机主油箱润滑油电加热器联锁和保护2.1.1联锁条件：润滑油油温低于15℃时启动电加热器，当油温高于25℃时停止电加热器。2.1.2保护条件：当汽机油箱油位低于1708mm时，闭锁电加热器。2.2凝结水再循环电动门联锁条件当下列条件同时满足时，凝结水再循环电动门开启：2.2.1甲、乙凝结水泵至少有一台运行。2.2.2凝结水流量低于132T/h。2.3高加进汽电动门联锁条件高加水位高Ⅲ值1280mm或锅炉MFT动作，关闭高加进汽电动门。2.4#4低加、#5低加进汽电动门联锁条件MFT动作，关闭低加进汽电动门。2.5高加危急疏水电动门联锁条件2.6再热器冷段疏水袋疏水电动门联锁条件2.7除氧器压力调节阀联锁条件2.8三抽至除氧器电动门联锁条件2.9除氧器溢水电动门联锁条件2.10厂用蒸汽母管至除氧器电动门联锁条件2.11前置泵进口电动门联锁条件2.12给水泵启动条件2.12.1给水泵工作油冷油器出油温度低于70℃。2.12.2给水泵润滑油冷油器出油温度低于50℃。2.12.3给水泵前轴承温度低于60℃。2.12.4给水泵后轴承温度低于60℃。2.12.5给水泵推力轴承温度低于60℃。2.12.6给水泵润滑油压不低于0.09MPa。2.12.7给水泵辅助油泵运行。2.12.8给水泵再循环电动门全开。2.12.9具备下列条件之一：2.12.10前置泵进口电动门全开。2.12.11除氧器水位在600mm以上。2.12.12给水泵密封水差压大于0.1Mpa。2.13给水泵保护条件2.13.1给水泵工作冷油器进油温度高130℃，延时5秒（当品质检测该点为坏点时，自动退出该保护）。2.13.2给水泵润滑油压低0.05MPa。2.13.3给水泵密封水差压小于等于0.01MPa，同时密封水回水温度高90℃。2.13.4除氧器水位低Ⅱ值20mm。2.13.5前置泵出口给水流量低于95t／h且再循环门全关，延时15秒。（当品质检测该点为坏点时，自动退出该保护）2.14给水泵联锁条件2.14.1运行泵出口门全开时，给水母管压力低5MPa，备用泵自启动。2.14.2运行过程中运行泵跳闸，备用泵自启动。2.15给水泵出口电动门联锁条件2.15.1如果给水泵处备用状态，当联锁条件具备时，自动打开给水泵出口电动门。2.15.2给水泵已投运且出口压力大于3Mpa时，自动打开给泵出口电动门。2.15.3给水泵处于非备用状态时，给水泵停，自动关闭给泵出口电动门。2.16给水泵辅助油泵2.16.1保护条件：某台泵启动或运行时，给水泵润滑油压＜0.09MPa，则自动启动相应给水泵辅助油泵。2.16.12联锁条件a.备用泵已投备用，给水泵辅助油泵自启动；b.当备用泵润滑油压＞0.25MPa时，自动停备用泵辅助油泵。2.17给水泵再循环电动门联锁条件2.17.1某台泵停止，或运行时前置泵出口流量<132t/h，自动开启给水泵再循环电动门；给水泵运行，前置泵出口流量正常（≥280t/h）时，关闭给水泵再循环电动门。2.17.2给水泵投备用时，联锁条件具备，自动开启该泵再循环电动门。2.18锅炉主给水电动门联锁条件给水流量>120t/h自动开启（已闭锁）。2.19凝结水泵联锁条件满足下列条件之一，备用凝结水泵自启动：a.凝结水泵运行30秒，凝结水母管压力低1.0MPa，再延时5秒。b.运行的凝结水泵跳闸。2.20上水箱进水电动门联锁条件当上水箱水位低于1.5m时，自动开启上水箱进水电动门；上水箱水位达到2.5m时，自动关闭上水箱进水电动门。2.21I、Ⅱ级旁路进口蒸汽电动门联锁条件当汽机跳闸（主汽门关闭）时，自动打开旁路进口蒸汽电动门2.22真空泵联锁条件a.运行真空泵跳闸，备用真空泵自启动，真空泵自启动后，泵入口真空度大于凝汽器真空时，自动打开入口电动门。b.凝汽器真空低于-71kPa时，备用真空泵自启动，真空泵自启动后，泵入口真空度大于凝汽器真空时，自动打开入口电动门。c.运行泵跳闸，自动关闭入口电动门。2.23轴封辅助进汽站的主进汽电动门和旁路进汽电动门联锁条件除氧器水位高Ⅲ值1600mm，自动关闭该两个进汽电动门。2.24低加疏水泵联锁条件运行泵跳闸，备用泵自投。2.25空冷器升压泵联锁条件运行泵跳闸，备用泵自投。2.26发电机冷却水泵联锁条件a.运行泵跳闸，备用泵自投。b.发电机冷却水母管压力<0.2MPa，备用泵自投。2.27调速油泵联锁条件调