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主机规程 350MW超临界机组规程


新 疆 神 火 电 力 公 司 技 术 标 准 新疆神火煤电有限公司技术标准
4×350MW 超临界机组

集控主机运行规程
(试用版)

2013-08-30 发布

新疆神火电力有限公司

发布





为保

证新疆神火电力公司 4?350MW 超临界火力发电机组的安全、稳定、经济、环保运行, 规范发电厂运行管理,正确进行机组的启停操作及日常运行监视、调整和检查维护工作,指导事 故处理,特编写本集控运行规程。 为更好的指导生产和便于运行人员的学习、培训,对集控运行规程进行了修编。本规程作为现 场生产的指导性规范以及运行人员学习、培训的资料,需要各值班员认真、严肃执行。如现场设备 再出现变更使操作内容偏离该规程条款,运行分厂将以技术命令的形式出具补充或变更。 本规程根据电力行业有关标准、运行导则、反措要求,根据 350MW 超临界火力发电机组典型规 程、结合设备制造厂家资料、说明书及现场实际情况,在进行汇总、分析、整理的基础上,按照国 家标准化工作导则编制而成。 鉴于本规程在编写过程中水平和时间所限,加之设备与技术更新较快,其中难免有疏漏和不足 之处,希望在使用过程中及时反映和指正。 注:本规程内设定参数和报警值以最终调试后设定数值为准。

本规程由新疆神火电力公司运行分厂提出并归口管理 本规程由新疆神火电力公司运行分厂负责起草及并修编 本规程由新疆神火电力公司运行分厂负责解释 本规程编写人: 本规程初审人: 本规程审定人: 本规程批准人: 编者 2013 年 8 月

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1.1 1.2 1.3 1.4



第 1 章 机组设备概述 ................................................................ 1 锅炉设备概述 .................................................................. 1 汽轮机设备概述 ................................................................ 4 发电机、主变压器设备概述 ...................................................... 8 机组控制系统 .................................................................. 9

第 2 章 机组设备规范 ............................................................... 12 2.1 锅炉设备规范及燃料特性 ....................................................... 12 2.2 汽机设备规范 ................................................................. 17 2.3 发电机、励磁系统及主变压器设备规范 ........................................... 29 第 3 章 机组保护和联锁 ............................................................. 36 3.1 锅炉主要保护 ................................................................. 36 3.2 汽轮机危急保安系统 ........................................................... 44 3.3 发变组保护及自动装置 ......................................................... 47 第 4 章 机组试验 ................................................................... 61 4.1 4.2 4.3 4.4 试验总则 ..................................................................... 61 汽机有关试验 ................................................................. 61 锅炉试验 ..................................................................... 76 电气试验 ..................................................................... 83

第 5 章 机组启动 ................................................................... 86 5.1 5.2 5.3 5.4 5.5 5.6 5.7 5.8 5.9 机组启动及操作原则 ........................................................... 86 启动前的检查及系统投入 ....................................................... 92 锅炉上水 .................................................................... 100 锅炉点火、升温升压 .......................................................... 103 发电机并列前准备 ............................................................ 106 汽机冲转及满速 .............................................................. 110 发电机并网、机组升负荷至额定值 .............................................. 115 温态启动 .................................................................... 120 热态启动和极热态启动 ........................................................ 123

第 6 章 机组正常运行及维护 ........................................................ 125 6.1 6.2 6.3 6.4 6.5 6.6 6.7 6.8 运行调整维护的任务及通则 .................................................... 125 日常维护通则及规定 .......................................................... 125 机组负荷调整 ................................................................ 128 锅炉运行监视和调整 .......................................................... 129 汽机运行监视和调整 .......................................................... 131 发电机运行监视和调整 ........................................................ 138 季节性防护措施 .............................................................. 144 定期工作及维护 .............................................................. 145

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第 7 章 机组停运及保养 ............................................................ 149 7.1 7.2 7.3 7.4 7.5 7.6 机组停运通则 ................................................................ 149 停运前的准备工作 ............................................................ 149 滑参数停运 .................................................................. 150 正常停运 .................................................................... 159 机组停运后的维护、保养 ...................................................... 161 机组冬季防冻 ................................................................ 163

第 8 章 事故处理 .................................................................. 164 8.1 8.2 8.3 8.4 8.5 8.6 8.7 机组事故处理原则 ............................................................ 164 机组紧急停止 ................................................................ 165 机组故障停止 ................................................................ 168 机组综合性故障处理 .......................................................... 169 锅炉异常运行及事故处理 ...................................................... 175 汽轮机异常运行及事故处理 .................................................... 193 电机异常运行及事故处理 ...................................................... 215

附录一: 锅炉保护定值一览表 ....................................................... 239 附录二: 冷态启动曲线 ............................................................. 265
附录三: 温态启动曲线 .............................................................. 267

附录四: 热态启动曲线 ............................................................. 264 附录五: 极热态启动曲线 ........................................................... 266 附录六: 启动暖机曲线及主蒸汽参数选择曲线 ........................................ 268 附录七: 定压运行曲线 ............................................................. 273 附录八: 变压运行曲线 ............................................................. 274 附录九: 背压限制曲线 ............................................................. 275 附录十: 正常大修停机曲线 ......................................................... 276 附录十一: 启动蒸汽参数 ........................................................... 277 附录十二: 冷态启动暖机曲线 ....................................................... 279 附录十三: 调节级后与各抽汽点压力曲线 1 ............................................ 280 附录十四: 调节级后与各抽汽点压力曲线 2 ............................................ 281 附录十五: 调节级后与各抽汽点压力曲线 3 ............................................ 282 附录十六: 调节级后与各抽汽点温度曲线 1 ............................................ 283 附录十七: 调节级与各抽汽点温度曲线 2 .............................................. 284 附录十八: 各加热器出口给水温度 ................................................... 285 附录十九: 进汽量与功率的关系 ..................................................... 286 附录二十: 进汽量与热耗关系 ....................................................... 287

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附录二十一: 典型滑压运行工况进汽参数曲线 ......................................... 288 附录二十二: 典型滑压运行工况主汽温及再热汽温曲线.................................. 288 附录二十三: 高压缸排汽温度曲线 ................................................... 289 附录二十四: 部分常用单位的换算 ................................................... 290 附录二十五: 汽轮机高压主汽阀活动试验曲线 ......................................... 291 附录二十六: 汽轮机破坏真空惰走曲线 ............................................... 292 附录二十七: 饱和蒸汽压力与温度对照表 ............................................. 293

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集 控 主 机 运 行 规 程 集 控 主 机 运 行 规 程 集 控 主 机 运 行 规 程

第1 章

机组设备概述

1.1 锅炉设备概述 新疆神火煤电有限公司一期工程 4?350MW 级超临界机组。 1#、 2#锅炉型号 SG-1203/25.4-M4406 采用上海锅炉厂有限公司提供的 350MW 超临界压力直流锅 炉,#3、#4 锅炉型号 HG-1218/25.4-HM2 采用哈尔滨锅炉厂有限公司提供的 350MW 超临界压力直流 锅炉。四台锅炉都采用成熟先进的超临界锅炉技术,结合新疆准东煤特点设计制造的。为确保机组 的可用率和获得高的经济性,炉膛尺寸及燃烧设备的选用保证炉膛不结渣、高的燃烧效率、低负荷 稳燃、降低 NOx 排放、防止低温受热面飞灰沾污和磨损。 锅炉型式:超临界变压运行螺旋管圈直流炉,单炉膛、一次中间再热、四角切圆燃烧方式、平 衡通风、全钢架悬吊结构、锅炉紧身封闭布置、固态排渣、Π 型室内布置燃煤锅炉。本工程设计煤 种、校核煤种均为新疆准东煤。 #1、#2 锅炉炉膛上部布置有 6?6 片分隔屏过热器和 22 片后屏过热器,#3、#4 锅炉炉膛上部布 置有 6?6 片分隔屏过热器和 21 片后屏过热器,水平烟道依次布置高温再热器和高温过热器, 尾部烟 道布置有低温再热器和省煤器。 锅炉采用疏水大气扩容式启动系统。炉前锅炉中心线上垂直布置 2 只汽水分离器,其进出口分 别与水冷壁和炉顶过热器相连接。分离器筒身上方切向布置 8 根进口管接头、2 根至炉顶过热器管 接头,分离器筒身下方设有两根至贮水箱连接管接头。贮水箱数量为 1 只,也是立式筒体,筒身有 效高度约为 19.736m,材料为 15CrMoG。贮水箱和 2 只分离器平行、并联布置,贮水箱和分离器出水 管都提供一定的有效贮水容积,使得贮水箱的体积相对减小。由于贮水箱和分离器可能因相互间的 压力不均衡而引起各自的水位波动,因此在贮水箱上部引出 2 根压力平衡管与分离器相连以保持压 力平衡。当机组启动,锅炉负荷低于最低直流负荷 30%BMCR 时,蒸发受热面出口的介质流经分离器 进行汽水分离,蒸汽通过分离器上部管接头进入炉顶过热器,而水则通过外径为疏水管道引至大气 式扩容器。在大气扩容器中,蒸汽通过管道在炉顶上方排向大气,水则进入集水箱并被排入循环管 路(#3、#4 锅炉排入冷却水总管)或送往凝汽器。在启动系统管道上设有 2 只液动调节阀做为高水 位调节阀(HWL) ,布置在大气式扩容器的进口管道上,当分离器中的水质不合格或分离器水位过高 时,通过该阀将分离器中大量的疏水排入大气式扩容器。为保持启动系统处于热备用状态,启动系 统设有暖管管路,暖管水源取自省煤器出口,经启动系统管道、阀门后进入过热器Ⅰ级减温水管道, 再随喷水进入过热器Ⅰ级减温器。 锅炉制粉系统采用中速磨正压冷一次风机直吹式系统。采用6 台ZGM95N-II中速磨煤机,燃用设 计煤种时,5 台运行,1 台备用,燃用校核煤种时,6 台运行。锅炉燃用设计煤种煤粉细度R90=17%。 燃烧方式采用低NOx 同轴燃烧系统(LNCFSTM) ,主风箱设有6层宽负荷调节比(EI)煤粉喷嘴,在煤

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新 疆 神 火 电 力 公 司 ? 3 5 0 M W 临 界 机 组 新 疆 神 火 电 力 公 司 4 ? 3 5 0 M W 超 临 界 机 组 新 疆 神 火 电 力 公 司4 4 ? 3 5 0 M W超 超 临 界 机 组

粉喷嘴四周布置有燃料风(周界风) 。在每相邻2层煤粉喷嘴之间布置有1层辅助风喷嘴,在主风箱上 部设有2层紧凑燃尽风喷嘴,在主风箱下部设有1层二次风喷嘴。在主风箱上部布置有高位燃尽风燃 烧器,包括4层可水平摆动的分离燃尽风(高位燃尽风)喷嘴。 连同煤粉喷嘴的周界风,每角主燃烧器和高位燃尽风燃烧器共有二次风挡板19组,均由智能分 体式气动执行器单独操作。每角主燃烧器和高位燃尽风燃烧器各由一台气动执行器集中带动作上下 摆动。上述气动执行器均采用进口的直行程结构,其特点是结构紧凑,控制简单,能适应频繁调节。 在燃烧器二次风室中配置了三层共12支轻油枪,采用机械雾化方式,燃油容量按20%MCR负荷设 计。点火装置采用高能电火花点火器。燃烧器采用水冷套结构。 过热器汽温通过煤水比调节和两级喷水来控制,第一级喷水布置在分隔屏过热器出口管道上, 第二级喷水布置在屏式过热器出口管道上,过热器喷水取自省煤器进口管道。#1、#2锅炉再热蒸汽 调温主要采用摆动燃烧器喷嘴角度来改变火焰中心高度,从而改变炉膛出口烟温,再热器进口连接 管道上设置事故喷水,事故喷水取自给水泵中间抽头。#3、#4锅炉再热器主要采用烟气挡板调温、 低负荷过量空气系数调节,在低再出口至高再进口管道上设置事故喷水减温器,事故喷水取自给水 泵中间抽头。 采用动叶可调轴流式送风机、引风机和离心式一次风机。尾部烟道下方设置两台三分仓回转式 空气预热器。为清除积灰,提高传热效率,#1、#2 锅炉炉本体部分有 80 只炉膛吹灰器分层布置在 燃烧器区域的四面墙,56 只长伸缩式吹灰器布置在炉膛上部和对流烟道及后烟井下部对流烟道区 域。#3、#4 锅炉吹灰系统采用 40 只长伸缩式吹灰器、60 只型炉膛吹灰器、6 只半伸缩吹灰器,长 伸缩式吹灰器在末级过热器区域布置 10 只、 高温再热器区域布置 6 只,尾部竖井烟道区域布置 24 只, 6 只半伸缩吹灰器布置在省煤器区域。每台预热器的冷热端各布置两台双介质吹灰器。在炉膛出口 左右侧均装有烟温探针,启动时用来控制炉膛出口烟温。在炉膛出口处还装有 16 个负压测点(左 右侧各 8 点)。此外,锅炉还配有炉膛火焰电视摄像装置、炉膛泄漏自动报警装置等安全保护装置。 #1、#2锅炉本体部分配有8 只弹簧式安全阀,安装位置为:分离器出口2 只,过热器出口2 只, 再热器进口2 只,再热器出口2 只。为减少安全阀的起跳次数,在过热器出口还装有1 只动力释放 阀。#3、#4锅炉本体部分配有9只弹簧式安全阀,安装位置为:过热器出口4 只,再热器出口5 只, 一侧3只,一侧2只。为减少安全阀的起跳次数,在过热器出口还装有2只动力释放阀。 锅炉布置三层(AB、CD、EF 层)共 12 只供点火、冲管、暖炉用的进退式机械雾化挠性油枪。 该油枪可用来暖炉、升压,并可引燃和稳燃相邻煤粉喷嘴。布置在相邻 2 层煤粉喷嘴之间的 1 只二 次风喷嘴内。油枪前吹扫蒸气压力 0.6~1.0MPa,油枪出力为 20%MCR 负荷。点火方式为高能点火+ 少油点火。A 层煤粉火嘴布置了微油点火装置。锅炉为负压燃烧,固态排渣,在炉底布置一套锅炉
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集 控 主 机 运 行 规 程 集 控 主 机 运 行 规 程 集 控 主 机 运 行 规 程

底渣采用水浸式刮板捞渣机,连续除渣的机械输送系统。底渣经水浸式刮板捞渣机连续捞出后,直 接输送至渣仓储存,定期由汽车送至灰场或综合利用用户。 锅炉不同负荷时燃烧器的投入方式如下: 运行方式 6磨运行 5磨运行 4磨运行 3磨运行 2磨运行(微油点火及油枪助燃运行) 1磨运行(微油点火及油枪助燃运行) 锅炉负荷 %MCR 80%—100% 60%—100% 45%—80% 30%—60% 10%—30% 0—20%

#1、#2 锅炉主汽系统流程:给水经过省煤器受热后引入炉膛下部环形进口联箱,通过螺旋管 圈水冷壁,然后进入中间分配集箱,再从中间分配集箱引出,进入上部垂直管屏水冷壁,由水冷壁 出口集箱通过连接管引入汽水分离器。 从汽水分离器引出的蒸汽进入炉顶进口集箱,经前炉顶管至炉顶出口集箱,为减少蒸汽阻力损 失,部分蒸汽(在BMCR工况下约为25%)经旁路管直接进入炉顶出口集箱。从炉顶出口集箱引出的 蒸汽经过后炉顶管、后烟井包复、后烟井延伸侧墙,再汇总至后烟井侧墙上集箱,分两路引入分隔 屏进口集箱,流经分隔屏后进入分隔屏出口集箱,再分二路经Ⅰ级喷水减温后进入后屏过热器进口 集箱,流经后屏并进入后屏过热器出口集箱,从后屏过热器出口集箱分二路经Ⅱ级喷水减温后进入 末级过热器进口集箱,通过末级过热器到末过出口集箱,再由两根末过出口集箱引出至两根主蒸汽 管道并送往汽机高压缸。 #3、#4 锅炉主蒸汽流程:给水经省煤器加热后进入水冷壁下集箱,通过螺旋管圈水冷壁,然后 进入中间分配集箱, 再从中间分配集箱引出, 进入上部垂直管屏水冷壁, 垂直管屏(包括后水吊挂管) 出口集箱的 24 根引出管与 2 根下降管相连, 下降管分别连接折焰角入口集箱和水平烟道侧墙的入口 集箱。折焰角穿过后水冷壁形成水平烟道底包墙,然后形成 4 排水冷壁对流管束进入出口集箱。水 平烟道侧墙出口集箱与水冷壁对流管束共引出 12 根连接管与 2 只启动分离器相连, 汽水混合物在其 中分离。 经两只汽水分离器引出的蒸汽进入顶棚入口集箱,经前顶棚过热器至出口集箱。从前顶棚过热 器出口集箱引出的蒸汽分两路,一路经后烟道前墙,另一路经后烟道顶棚及后烟道顶棚转弯下降形 成的后烟道后墙,汇集至后烟道下部环形集箱,然后经后烟道两侧包墙、侧包墙出口集箱,经引出

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管至后烟道中间隔墙入口集箱,通过中间隔墙向下引至中间隔墙出口集箱,中隔墙出口集箱出来蒸 汽经低温级过热器至低温过热器出口集箱。经低温过热器加热后,蒸汽经由低温过热器出口集箱端 部引出的 2 根连接管和一级喷水减温器进入分隔屏过热器入口集箱。从分隔屏过热器出口集箱引出 的蒸汽经 2 根左右交叉的同规格的连接管及二级喷水减温器,进入末级过热器入口集箱。蒸汽在末 级过热器中加热到额定参数后,经出口集箱和主蒸汽导管进入汽轮机。 #1、#2 再热系统流程:自汽机高压缸排出的蒸汽分成二路经事故喷水减温器后引入低温再热器 进口集箱,经过低温再热器后进入低温再热器出口集箱,再通过 2 根连接管道引至末级再热器进口 集箱,经过末级再热器后从末级再热器出口集箱上引出至再热器 2 根蒸汽管道,送往汽机中压缸。 #3、#4 再热系统流程:从汽轮机高压缸做功后的蒸汽进入低温再热器入口集箱。经过低温再热 器后进入低温再热器出口集箱,经事故喷水减温器后引入高温再热器进口集箱,经高温再热器,从 高再出口集箱两端再热器热段管道将高温再热蒸汽送到汽轮机中压缸。 启动系统流程:当机组启动,锅炉负荷低于最低直流负荷 30%BMCR 时,蒸发受热面出口的介质 流经分离器进行汽水分离,蒸汽通过分离器上部管接头进入炉顶过热器,而水则通过疏水管道引至 大气式扩容器。在大气扩容器中,蒸汽通过管道在炉顶上方排向大气,水进入下部的集水箱。再经 过集水箱排入机组疏水槽或凝汽器。 在启动系统管道上设有 2 只液动调节阀做为高水位调节阀(HWL),布置在大气式扩容器的进 口管道上,当分离器中的水质不合格或分离器水位过高时,通过该阀将分离器中大量的疏水排入大 气式扩容器。为保持启动系统处于热备用状态,启动系统设有暖管管路,避免机组在甩负荷或其它 极端工况下,启动系统由干态转湿态运行时贮水箱内突然产生疏水而使溢流管路受到热冲击。暖管 水源取自省煤器出口,经启动系统管道、阀门后进入过热器Ⅰ级减温水管道,再随喷水进入过热器 Ⅰ级减温器,以保持启动系统管路处于暖态。 1.2 汽轮机设备概述 汽轮机为上海汽轮机厂生产的 NJK350-24.2/566/566 型超临界、一次中间再热、单轴、双缸双 排汽、空冷凝汽式汽轮机。其特点是采用数字电液调节系统,操作简便,运行安全可靠。汽轮机高 中压部分采用合缸反流结构(高压调节级为顺流结构),低压缸采用双层反向二层缸结构。机组总 长(包括外壳)——21m。 主蒸汽从锅炉经 2 根主蒸汽管分别进入汽轮机两侧的 2 个主汽阀和 4 个调节汽阀,并由 4 根挠 性导汽管进入高压缸的喷嘴室和调节级,然后再流经高压缸各级。4 根导汽管对称的接到高中压外 缸中部的上下半各 2 个进汽管接口。 高压通流部分由 1 级单列调节级(冲动式)和 14 级压力级(反动式)组成。高压喷嘴安装于蒸
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汽室,14 级隔板均装于高压静叶持环上,而高压静叶持环由汽缸支承。高压一部分蒸汽由高压第 11 级后的 1 段抽汽口抽汽至 1 号高加,高压缸排汽由高中压缸前端下部高压排汽口排出,经 1 个高排 止回阀、再热冷段蒸汽管回到锅炉再热器,其中部分蒸汽由 2 段抽汽口抽汽至 2 号高加。从锅炉再 热器出来的再热蒸汽经由再热热段蒸汽管到达汽轮机两侧的再热主汽阀与再热调节汽阀,并从下部 两侧进入中压缸。高压排汽口设有高压缸排汽通风阀与凝汽器相连,在机组采用高中压缸联合启动 时,使高压缸处于真空状态以减少鼓风发热,防止高压缸过热,便于冲转至并网带初负荷期间控制 高排温度。从锅炉再热器出来的再热蒸汽经由再热热段蒸汽管到达汽轮机两侧的再热主汽阀与再热 调节汽阀,并从下部两侧进入中压缸。 中压通流部分全部采用反动式压力级,共 11 级,分成 3 个抽汽区域。中压第 1 至 4 级隔板装于 中压#1 静叶持环上,中压第 5 至 11 级隔板装于中压#2 静叶持环上。中压#1 静叶持环由中压内缸支 承,中压#2 静叶持环则由高中压外缸支承。中压缸第 4 级后出来的一部分蒸汽流经内外缸之间的夹 层空间,经过高中压外缸下半的#3 抽汽口抽汽至 3 号高加以及作为工业抽汽,同时又对中压内缸外 壁进行了冷却。中压缸第 9 级后出来的一部分蒸汽经过#4 抽汽 2 个抽汽口至小汽轮机及除氧器,同 时具备提供一部分额外工业抽气的能力。中压缸向上排汽,经 1 根中低压连通管导入低压缸中部, 同时,中压缸排汽端的下部有 1 个 5 段抽汽口,其抽汽的一部分至 5 号低加。 低压缸采用双流反动式压力级,共 2?6 级。蒸汽从低压缸中部进入,然后分别流向二端排汽口 进入下部凝汽器或排汽装置。因对称双流,故低压转子几乎没有轴向力。末级叶片长为 665mm。在 低压缸调阀端的第 2、4 级和低压缸电机端的第 2、4 级后分别设有完全对称的抽气口,所有抽汽至 低压加热器。其中,第 2 级后的 6 段抽汽至 6 号低加;第 3 级后的 7 段抽汽至 7 号低加。 高中压转子、低压转子均采用无中心孔合金钢整段转子。高中压转子支持于两个径向轴承上, 跨距为 6360mm,装好叶片的高中压转子重约 36 吨,材质 30 Cr1Mo1V,脆性转变温度(FATT)121℃, 转子调阀端与转子延伸轴刚性连接,其上装有推力盘、主油泵轮,并与危急遮断器小轴相联。低压 转子支撑于径两向轴承上,跨距 6000mm,装好叶片的转子重约 47 吨,材质 30Cr2Ni4MoV。在低压转 子电机端装有盘车用大齿轮。 本汽轮机属于反动式汽轮机,故各级之轴向推力较大。为了减小轴向推力,除了在通流部分设 计中采用高、中压反向流动及低压双流布置之外,还在转子结构上采用了平衡活塞及汽封,从而大 大减小了轴向推力,而剩余的轴向推力则由推力轴承来承担。推力轴承设于前轴承座内,在推力轴 承处形成转子的相对死点。在低压汽缸电机端轴承箱处装有差胀指示器,监视机组差胀状态。高中 压汽缸与低压汽缸均采用内外双层缸结构。 汽轮机在轴向和横向定位板中心线的交点处形成死点,所以在中、后轴承座及低压缸分别各有
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一个死点。 中轴承座的死点可以看作是静止部分的死点; 低压缸死点在距离低压缸排汽中心线 600mm 并靠近调阀端的一侧;后轴承座的死点在后轴承座处。低压缸的底脚自由地安放在低压缸基础台板 上,以保证其各向自由膨胀。 高中压汽缸的前轴承座自由地安放在前轴承座基础台板上。 籍前轴承座与台板之间的纵向导键, 使前轴承座只能在台板上沿汽轮机纵向中心线滑动,前轴承座两侧共 2 只压板将前轴承座压住以防 止跳动。高中压外缸两端有“H”形定中心梁,通过它与前轴承座和中轴承座连接,在汽缸热胀时起 推拉作用,同时又保证了汽缸与轴系的中心不变。高、中压外缸的下缸有 4 个猫爪支撑在前轴承座 和中轴承座垫块上。猫爪为悬挂式结构,支承面与汽缸中分面在同一平面上,从而避免因猫爪热胀 引起的汽缸走中。 机组各转子之间采用刚性联轴器联接,形成轴系,高中压转子的 1 号,2 号轴承采用可倾瓦式, 低压转子的 3 号,4 号轴承采用 LEG 瓦可倾式;具有良好的稳定性,可有效避免油膜振荡。 推力轴承为自位式可倾瓦轴承,它能自动调整推力瓦块负荷,将轴向负荷平均分布于各推力轴 承瓦块上,稳定性好。此外,通过推力轴承壳体的定位机构,可测量并调整推力轴承的间隙。 高中压转子与低压转子之间采用刚性联轴器连接。两个联轴器间装有垫片,安装时可调整转子 的轴向位置。低压转子与发电机转子之间也采用刚性联轴器连接。在低压转子电机端装有盘车用大 齿轮。该齿轮同时也作为联轴器垫片调整汽轮机转子与发电机转子的轴向位置。 高中低压汽封为迷宫式汽封,高压缸汽封约在 10%额定负荷时变成自密封,中压缸汽封约在 25%额定负荷时变成自密封,机组负荷>25%额定负荷后,蒸汽排到汽封系统供汽母管,再从母管 流向低压汽封。大约在 75%负荷下系统达到自密封。如有任何多余的蒸汽,会通过溢流阀流往凝汽 器。高压持环及隔板内径处分别装有弹簧汽封及嵌入式汽封;中压持环及隔板内径处装有弹簧汽封 (中压第一级隔板为嵌入式汽封);低压级围带汽封及各级隔板汽封为弹簧汽封(后三级)和嵌入 式汽封(前三级)。 汽轮机盘车装置是自动啮合型,采用成熟的自动低速盘车,安装在汽轮机 4 号轴承座与 5 号轴 承座之间,盘车转速为 2.51r/min。盘车装置在机组启动时可自动脱开,同时可手动或自动投入进 行连续盘车。 本机具有机械超速飞锤和一个现场手动脱扣装置,两者任一动作时泄去隔膜阀上部油压,由弹 簧力开启隔膜阀泄掉高压抗燃油而停机。本机组汽机采用高压旁路(主蒸汽)和低压旁路(热再热 蒸汽)二级串联旁路系统装置。高旁的容量为 35%锅炉最大额定工况出力(BMCR),低压容量为高 旁的蒸汽流量与喷水流量的和减去进入中压缸的流量。低旁容量不应小于采用高中压缸联合启动方 式时,低旁的容量为高旁的蒸汽流量与喷水流量的和;采用中压缸启动方式时 65%锅炉最大额定出
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力(BMCR),在各种启动工况,使蒸汽温度和金属温度相匹配,以缩短启动时间,减少工质损失。 本机组共有 8 只抽汽逆止阀,分别装于 1 号至 6 号回热抽汽加热管路、高排管路上,其中进入 除氧器的 4 号抽汽加热管路装有 2 只抽汽逆止阀。当机组运行回热系统正常投入时,抽汽逆止阀开 启;当主汽阀关闭或甩负荷时,空气引导阀关闭,抽汽阀控制气路被切断,同时电磁阀线圈断电, 电磁阀动作,切断气源,将抽汽阀操纵座内的空气排空,抽汽逆止阀的阀碟在自重和操纵座弹簧作 用下关闭。 给水系统采用单元制,给水泵配置型式为 2?50%B-MCR 汽动给水泵,每两台机组共用一台 30%B-MCR 启动电动给水泵(不调速)。三台高压加热器采用大旁路系统。给水系统还为再热器减温 器、过热器减温器及高压旁路系统提供减温水。 凝结水系统采用中压凝结水精处理系统,每台机组设置 2 台 100%容量的凝结水泵。1 台运行,1 台备用。从凝汽器出来的凝结水依次经过凝结水泵、凝结水精处理装置、轴封冷却器和 3 台低压加 热器进入除氧器。 本机组采用卧式带有预启阀的高压主汽门, 预启阀降低了初启时的提升力 (其通流能力约为 25% 额定蒸汽流量) ,便于机构操纵,是机组并网前的速度控制阀。在高压主汽门进汽腔室装有滤网,在 过滤杂质的同时也起着稳定汽流的作用。高压主汽门的设计脱扣关闭时间小于 200 毫秒。 本机组采用带有预启阀的单座高压调门,其气动性能良好,密封性较好,阀蝶与阀座为线接触, 阀蝶与阀座的密封面堆焊硬质合金材料,提高阀门的使用寿命。主阀蝶采用平衡形式,预启阀的设 置及其行程的安排,可大大降低开启时主阀的前后压差。 中压调门为平衡式柱塞单座阀,阀座的中部有一阀杆导套,在调节再热蒸汽流量时可按精确的 高度提升,中压调门内装有滤网以防止杂物进入汽轮机。 本机组控制系统具有阀门管理功能,它可以实现调节阀的顺序阀控制和单阀控制以及高、中压 阀门关系的协调,以适应不同的启动和运行要求,机组在运行中可以进行两种方式的无扰切换。两 种控制方式对应两种不同的进汽方式,其中顺序阀方式可以实现机组的喷嘴调节运行;单阀方式可 以实现机组的节流调节运行。为减小启动过程中的热冲击,以单阀方式启动即采用节流配汽(全周 进汽方式),避免汽缸及转子应力过大,保证机组顺利启动,在达到目标负荷且温度场趋于稳定后 可以切换到顺序阀方式即喷嘴配汽,保证较好的经济性。 采用喷嘴配汽(部分进汽) :高压部分共有 4 个调节阀,对应于 4 组喷嘴。1 号高调门对应第一 组喷嘴(31 个) ,2 号高调门对应第二组喷嘴(30 个) ,3 号高调门对应第三组喷嘴(30 个) ,4 号高 调门对应第四组喷嘴 (31 个) 。 调节汽阀开启顺序及布置示意图见下图, 阀门开启顺序为 3+4→1→2, 即 3、4 号调门首先同时开启,然后 1 号调门开启,最后 2 号调门开启。
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#1主汽阀

发电机端 上半 3-1 4-1

#2主汽阀

TV 1
GV 3-1 GV 1-2

TV 2
GV 4-1

喷嘴组 1-2

2-3

GV 2-3

下半 调速器端 GV 3-1
调节汽阀 调节汽阀开启顺序号 调节汽阀物理位置号

调节汽阀—主蒸汽管—喷嘴组布置 (从调速器端向发电机方向看)

采用节流配汽(全周进汽):高压部分 4 个调节阀根据控制系统的指令按相同的阀位开启,对 应于 4 组喷嘴同时进汽。 高压缸采用喷嘴配汽法,高压调门与高压喷嘴室分开布置,由高压导汽管连接,调节级喷嘴分 成四个弧段,分别由四只调门控制。 中压缸采用节流配汽法,中压缸进汽由两只中压主汽门和中压调门控制,中压缸首级喷嘴室不 分组,它由两只中压调门加以控制,当机组负荷超过 30%额定负荷时,中压调门将处于全开状态。 1.3 发电机、主变压器设备概述 我厂#1、#2 发电机为上海发电机厂生产的 QFSN-350-2 型水氢氢冷却的发电机,发电机额定容 量 412MVA,额定功率 350MW,最大连续输出功率 385MW(在额定电压、额定频率、额定功率因数和 额定氢压条件、氢冷却器进水温度不大于 26℃下,与汽轮机的 TMCR 工况出力相匹配。 )额定功率因 数 0.85(滞后) ,发电机效率?98.9%(额定功率) 。 发电机采用水氢氢冷却方式:定子线圈直接水冷,转子线圈直接氢冷,转子本体及定子铁芯氢 冷,定子出线氢内冷。 发电机采用静止可控硅机端变自并励方式励磁。励磁电源取自发电机出口的励磁变,经可控硅 整流、自动电压调节器调节后,通过电刷和滑环接触装置而引入到转子上并通过导电杆直接供给发 电机的转子绕组。励磁系统由三相干式变压器,三相全控桥式整流装置,灭磁及转子过压保护装置, 起励装置,微机型自动、手动励磁调节器(AVR)装置组成。启励电源取自保安 PC 段,集电环采用空 气冷却,即:两集电环间的同轴离心式风扇对电环及电刷进行通风冷却。 每台发电机 8 组电流互感器 ( 出线端和中性点侧各 4 组 ) ,其二次侧额定电流为 5A ,变比
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15000/5A,供给发电机的继电保护、电压调节器、测量表计等之用。发电机出口装设三组单相、环 氧树脂浇注电压互感器,出口装设无间隙金属氧化锌避雷器一组。 发电机中性点经一台 20/0.23kV 接地变压器,二次侧电阻为 0.491Ω 。变压器高压侧采用封闭 母线与发电机中性点连接。 发电机与变压器组成单元接线,其引出线与厂用分支线、电压互感器、避雷器等回路采用全联 式分相封闭母线。设有微正压装置以确保封闭母线内干燥。 发电机出口接 1 台容量为 420MVA 的主变压器经刀闸、断路器引接至 220kV 系统升压站。主变为 三相、双绕组、无励磁调压油浸式铜芯变压器,冷却方式:强迫导向油循环风冷(ODAF)。 主变其低压侧联结 1 台容量为 40/25-25MVA 的高厂变,高厂变为低压双分裂铜绕组无励磁调压 油浸式变压器,其高压侧通过分相封闭母线与发电机主回路封闭母线 T 接相连,低压侧均采用共相 封闭母线分别接至 6KV 厂用母线上,其低压侧中性点采用 40Ω 电阻接地方式。 本台机组设 1 台 40/25-25MVA 低压双分裂铜绕组有载调压油浸式高备变。高备变电源由升压站 220kV 系统引接,高备变 220KV 侧中性点采用经隔离开关直接接地运行方式,高备变低压侧中性点 采用 40Ω 电阻接地方式。 本单元机组同期点为发变组高压侧断路器。发电机采用自动准同期方式并网。 本单元机组配置了 AGC(自动发电控制)装置、AVC(无功电压控制)装置、功角测量装置、远 动系统、电量计费等系统。 为确保发电机的运行可靠性,发电机装设如下基本自动监测装置:漏水、漏油监测器,氢纯度 仪,发电机漏氢在线监测装置,氢气湿度在线监测装置,发电机绝缘过热在线监测装置,局部放电 在线监测装置,转子匝间短路在线监测装置。 转子温度测量,通过测量转子绕组电阻间接法换算而得出。发电机轴承座上设有满足 TSI、TDM 等测量轴、轴承座振动要求的检测元件的位置。 发电机采用了供油量较少、耗氢量也较少,运行安全的双流环式轴密封装置,并设有密封油供 油系统和氢气置换及供应系统,将氢气与外界大气严密隔离开来;同时,把机座设计成“耐爆型” 以防止误操作可能导致的爆炸事故。 1.4 机组控制系统 单元机组以及电气部分均以 DCS 为主要监控手段,该分散控制系统具有控制模拟量控制系统 (MCS)、炉膛安全监控系统(FSSS)、辅机顺序控制系统(SCS)、电气控制(ECS)和数据采集系统(DAS) 功能,集控运行人员通过 DCS 操作员站可以完成机组的启停、正常运行工况的监视操作和紧急情况 的事故处理。每台机组配置 5 套 DCS 操作员站,并辅以必要的以防 DCS 发生全局性或重大故障时,
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确保机组安全停机、停炉的硬接线按钮。DCS 设辅网系统,可以完成辅网的各项控制。 HOLLIAS-MACS 系统可划分为操作层和控制层两个层次。操作层的数据通讯网络被称为系统网络 (SNET)。系统网络用于实现工程师站、操作员站和系统服务器与现场控制站之间的数据、资源的 互连、共享及打印等。系统网络(SNET)为冗余配置,采用实时工业以太网与工程师站/操作员站连 接,通讯速率 10/100M 自适应,传输介质为带有 RJ45 连接器的 5 类双绞线或光纤。控制层的数据通 讯网络称为控制网络(CNET)。控制网络采用 Profibus 现场总线与工业自动化系统各个 I/O 模块及 智能设备连接通讯。Profibus-DP 采用主、从站间轮询的通讯方式,最大通讯数率 12Mbps。系统网 络和控制网络分别完成相对独立的数据采集和设备控制等功能, 有效的隔离工业自动化系统和 IT 系 统。 炉膛安全监控系统(FSSS)是一个燃料安全联锁和燃烧设备控制系统,能在锅炉正常运行和启 动、停止等方式下,连续监视燃烧系统的参数与状态,并且进行逻辑运算和判断,通过联锁装置使 燃烧设备中的有关部件,按照既定的、合理的程序,完成必要的操作或处理未遂事故,以保证锅炉 炉膛及燃烧系统的安全,它在防止运行人员操作事故及设备故障下引起锅炉炉膛及辅助设备爆炸方 面起着重要作用。 1.4.1 数字电液控制系统概述: 汽轮机调节系统采用了上海汽轮机厂成套的高压抗燃油型数字电液调节系统(简称 DEH),控 制系统采用杭州和利时自动化有限公司的 HOLLIAS-MACS V 分散控制系统与 DCS 系统硬件一体化,数 据与 DCS 共享,该数字式电液控制系统主要控制汽轮机转速和功率。通过对高中压主汽门、调节汽 门等的控制,可完成从汽轮机挂闸、冲转、暖机、进汽阀切换、同期并网、带初负荷到带全负荷的 整个过程。 1.4.1.1 本调节保安系统大致可分为 DEH 系统(电子部分) ,EH 供油系统,EH 执行机构,危急保安 系统、ETS(电子部分)和 TSI 系统几大部分。 1.4.1.2 EH 系统的总的功能是接受 DEH 信号操纵汽轮机的进汽阀以调节通过汽轮机的蒸汽流量, 满足汽轮机转速及负荷调节的要求。同时通过危急遮断控制块(电磁阀)接受危急遮断系统输出命 令,通过隔膜阀接受保安系统信号,控制油动机的紧急关闭。 1.4.1.3 EH 油系统实际上是 DEH 控制器及危急遮断系统或保安系统的执行机构。EH 系统可分为 EH 供油系统、EH 执行机构。 (1)EH 供油系统是以高压抗燃油作为工质,为各执行机构及安全部套提供动力油源并保证油 的品质。 (2)EH 执行机构用来直接控制各汽阀的开度。EH 执行机构有高、中主汽门、调门油动机共计
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10 台。油动机的开启、关闭或开度的大小均由 DEH 的电信号控制,同时还设有由 AST 油压控制的联 锁保护功能。 1.4.1.4 EH 供油系统由油箱、油泵、控制块、滤油器、磁性过滤器、溢流阀、蓄能器、冷油器以 及一套自循环滤油系统和自循环冷却系统所组成。 1.4.1.5 危急保安系统由危急遮断控制块、隔膜阀、超速遮断机构和综合安全装置等组成,为系统 提供超速保护及危急停机等功能。 1.4.1.6 ETS(电子部分)是汽机的紧急停机装置,它根据汽轮机安全运行要求,接受就地一次仪 表、TSI 二次仪表及其他系统要求汽机停机的信号,控制停机电磁阀,使机组紧急停机,保护汽轮 机。 1.4.1.7 TSI 是汽轮机的监测保护系统,在汽轮机盘车、启动、运行和超速试验试验以及停机过程 中,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极限时发出报警, 当超出预置的危险值时发送停机信号给 ETS,使机组自动停机。 1.4.2 DEH 控制系统主要包括以下功能: 1.4.2.1 转速控制:实现转速的大范围控制功能,从机组启动到 3000r/min 定转速,到 110%超速 试验,在并网之前为转速 PID 回路控制,其目标转速及升速率可在 DEH 画面设定; 1.4.2.2 自动同期并网:DEH 可接受自动准同期装置指令, 自动控制机组转速到电网同步转速, 完成并网操作; 1.4.2.3 功率控制:并网后可实现功率 PID 回路控制,其目标功率及负荷率可在 DEH 画面设定; 1.4.2.4 阀位控制:并网后可实现阀位控制,操作员可通过设置目标阀位或点击阀位控制的增、减 按钮来改变调门开度; 1.4.2.5 压控方式:可设置目标压力和压变率,由 PID 调节器自动控制机前主汽压力; 1.4.2.6 阀门管理:实现单阀、顺序阀转换; 1.4.2.7 CCS 方式:DEH 可接受负荷中心指令信号,实现 CCS 控制; 1.4.2.8 一次调频:DEH 根据频差变化,自动调整机组负荷,以维持电网频率稳定; 1.4.2.9 限制保护功能:103%超速限制;阀位限制;高负荷限制;低负荷限制;主汽压力低限制; 快卸负荷(RB) ;真空低限制;110%超速保护; 1.4.2.10 阀门严密性试验:可分别对主汽门、调门进行严密性试验,并自动记录惰走时间; 1.4.2.11 阀门活动试验:可对高中压、左右侧油动机分组进行全行程活动试验,或对单个阀门进 行部分活动试验; 1.4.2.12 运行参数监视:包括 DEH 控制参数及汽机本体参数等;
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第2 章

机组设备规范

2.1 锅炉设备规范及燃料特性 2.1.1 锅炉主设备规范

B-MCR 名称 主蒸汽 主蒸汽流量 主蒸汽温度 主蒸汽压力 再热蒸汽 再热器进口压力 再热器进口温度 再热器出口压力 再热器出口温度 再热蒸汽流量 给水温度 Mpa(a) ℃ Mpa(a) ℃ t/h ℃ 4.82 330 4.63 569 1016 286 5.052 335.8 4.862 569 978.8 290 t/h ℃ Mpa(a) 1203 571 25.4 1218.3 571 25.4 单位 #1#2 #3#4

BRL #1#2

TRL #3#4

1145 571 25.29

1160.2 571 25.28

4.61 325 4.42 569 970 283

4.826 330.9 4.645 569 935.2 287

注: (1) 压力单位中“g” 表示表压。“a” 表示绝对压(以下均同)。 (2) 锅炉最大连续蒸发量(B-MCR)对应于汽机 VWO 工况下的进汽量。锅炉额定蒸发量(BRL)对 应于汽轮机 TRL 工况下的进汽量。 2.1.2 锅炉热力计算表 见表 2-1、表 2-2 表2-1 #1、#2 锅炉 热力计算汇总

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设计煤种 单位 1、蒸汽及水流量 过热器出口 再热器出口 省煤器进口 过热器一级喷水 过热器二级喷水 2、蒸汽和水温度 过热器出口 过热器温度左右偏差 再热器进口 再热器出口 再热器温度左右偏差 省煤器进口 省煤器出口 过热器减温水 再热器减温水 启动分离器 ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ 571 ±5 330 569 ±5 286 334 286 182 429 571 ±5 325 569 ±5 283 331 283 181 425 571 ±5 317 569 ±5 277 326 277 180 419 t/h t/h t/h t/h t/h 1203 1016 1154 30.7 17.4 1145 970 1099 29.2 16.6 1052 895 960.7 26.9 15.2 BMCR BRL THA

校核煤种 BMCR BRL

1203 1016 1154 30.7 17.4

1145 970 1099 29.2 16.6

571 ±5 330 569 ±5 286 335 286 182 428

571 ±5 325 569 ±5 283 332 283 181 426

表2-2

#3、#4 锅炉性能计算数据表(设计煤种)

名 称 过热器出口蒸汽流量 过热器出口压力 过热器出口温度 过热蒸汽温度控制负荷 再热器出口蒸汽流量 再热器进口压力 再热器出口压力 再热器进口温度

单位 BMCR t/h MPa.g ℃ %BMCR t/h MPa.g MPa.g ℃
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负 荷 工 况 TRL 1160.2 25.28 571 75%THA 769.3 20.61 571

1218.3 25.4 571 35(滑压) 978.8 5.052 4.862 335.8

935.2 4.826 4.645 330.9

637.4 3.279 3.155 315.7

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名 称 再热器出口温度 再热蒸汽温度控制负荷 给水压力 给水温度 预热器进口烟气温度 预热器出口排烟温度(修正前) 预热器出口排烟温度(修正后) 预热器进口一/二次风温 预热器出口一次风温 预热器出口二次风温 省煤器出口过量空气系数 燃煤耗量 锅炉计算热效率(按低位热值)

单位 ℃ %BMCR MPa.g ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ / t/h %

负 荷 工 况 BMCR 569 50(滑压) 29.4 290 415 151 146 30/23 387 374 1.2 174.3 92.81 28.92 287 410 147 142 30/23 385 372 1.2 167.8 92.86 22.52 262 369 129 122 30/23 349 339 1.21 119 93.52 TRL 569 75%THA 569

表2-3 项 PH 值 硬度

蒸汽质量标准(按 GB/T12145-200)直流锅炉蒸汽品质取决于给水质量品质 目 给水(加氧工况) 8.0~9.0 ~0μ mol/l ≤10μ g/l ≤0.15μ s/cm 30~150μ g/l ≤2μ g/l ≤5μ g/l ≤1μ g/l ≤5μ g/l ≤200μ g/l 蒸汽 — — <10μ g/Kg <0.15μ s/cm( 经氢离子交换 后,25℃) — ≤2μ g/Kg ≤5μ g/Kg ≤1μ g/Kg — —

二氧化硅 导电度 氧 钠 铁 铜 氯离子 TOC

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2.1.3 煤质分析及灰分析表 (重量百分比) 见表2-4、表2-5 表2-4 #1、#2锅炉煤质及灰分分析 序号 一 1 项 工业分析 低位发热量 LHV KJ/Kg Kcal/Kg 2 3 4 5 二 1 2 3 4 5 干燥无灰基挥发份 全水分 空气干燥基水分 灰份 元素分析 碳 氢 氧 氮 硫 可磨性系数 三 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 四 灰成分分析 二氧化硅 三氧化二铝 三氧化二铁 氧化钙 氧化镁 三氧化硫 二氧化钛 氧化钾 氧化钠 二氧化锰 煤灰熔融性
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符号

单位 设计煤种

数 校核煤种1 值 17330 4139 30.33 34.00 11.70 2.99 校核煤种2

19260 4600 33.36 26.00 9.08 5.66

19020 4543 32.92 26.00 13.09 7.11

Vdaf Mt Mad Aar

% % % %

Car Har Oar Nar Sar HGI

% % % % %

53.95 2.84 10.66 0.43 0.46 109

51.03 2.26 8.87 0.41 0.44 130

53.96 2.34 9.32 0.45 0.82 108

SiO2 Al2O3 Fe2O3 CaO MgO SO3 TiO2 K2O Na2O MnO2

% % % % % % % % % %

30.13 8.44 7.67 23.34 9.37 13.72 0.53 0.68 5.45 0.07

2.16 5.99 4.55 34.44 11.00 35.85 0.30 0.47 4.86 0.06

25.08 10.78 12.36 21.51 5.26 17.82 0.60 0.42 5.42 0.056

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1 2 3

灰变形温度 灰软化温度 灰熔化温度

DT ST FT

℃ ℃ ℃

1240 1250 1270

1450 1460 1480

1290 1300 1320

表2-5 #3、#4锅炉煤质及灰分分析 设计煤 序号 项 目 符号 单位 神东天隆 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 形温度 煤灰熔融特征温度 / 软 18 化温度 煤灰熔融特征温度 / 半 19 球温度 20 煤灰熔融特征温度 / 流 FT ℃ 1270 1480 1320 HT ℃ 1260 1470 1310 ST ℃ 1250 1460 1300 全水分 空气干燥基水分 收到基灰分 干燥无灰基挥发分 收到基碳 收到基氢 收到基氮 收到基氧 全硫 收到基高位发热量 收到基低位发热量 煤中游离二氧化硅 煤中氟 煤中氯 哈氏指数 冲刷指数 煤灰熔融特征温度 / 变 DT ℃ 1240 1450 1290 Mt Mad Aar Vdaf Car Har Nar Oar St,ar Qgr,v,ar Qnet,v,ar SiO2(F) F Cl
ar

校核煤 1 天池能源 34 11.7 2.99 30.33 51.03 2.26 0.41 8.87 0.44 18.58 17.33 / / / 130 0.3

校核煤 2 神东 五彩湾(混

% % % % % % % % % MJ/kg MJ/kg % ?g/g %

26 9.08 5.66 33.36 53.95 2.84 0.43 10.66 0.46 20.44 19.26 0.69 33 0.007 109 2.1

26 煤) 13.09 7.11 32.92 53.96 2.34 0.45 9.32 0.82 20.10 19.02 / / / 108 0.6

ar

HGI Ke

16

集 控 主 机 运 行 规 程 集 控 主 机 运 行 规 程 集 控 主 机 运 行 规 程

动温度 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 煤灰中二氧化硅 煤灰中三氧化二铝 煤灰中三氧化二铁 煤灰中氧化钙 煤灰中氧化镁 煤灰中氧化钠 煤灰中氧化钾 煤灰中二氧化钛 煤灰中三氧化硫 煤灰中二氧化锰 SiO2 Al2O3 Fe2O3 CaO MgO Na2O K2O TiO2 SO3 MnO2 % % % % % % % % % % 30.13 8.44 7.67 23.34 9.37 5.45 0.68 0.53 13.72 0.074 2.16 5.99 4.55 34.44 11.00 4.86 0.47 0.30 35.85 0.055 25.08 10.78 12.36 21.51 5.26 5.42 0.42 0.6 17.82 0.056

2.1.4 点火及助燃油特性 表2-6 油种 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 点火及助燃油特性 #0 轻柴油 项目 运动粘度 灰份 硫含量 机械杂质 水份 闪点(闭口) 凝点 低位发热量 单位 mm /s % % % % ℃ ℃ KJ/kg
2

指标 3.0~8.0 ≧0.02 ≧0.2 无 ≧痕迹 ≦55 ≧0 41800

2.2 汽机设备规范 2.2.1 主机设备规范 型号 型式 生产厂家 额定纯凝汽功率 NJK350-24.2/566/566 超临界、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、空冷凝汽式 上海汽轮机厂 350MW

17

新 疆 神 火 电 力 公 司 ? 3 5 0 M W 临 界 机 组 新 疆 神 火 电 力 公 司 4 ? 3 5 0 M W 超 临 界 机 组 新 疆 神 火 电 力 公 司4 4 ? 3 5 0 M W超 超 临 界 机 组

阀门全开功率(VWO) 主汽门前主汽压力 主汽门前蒸汽温度 再热汽门前蒸汽压力 再热汽门前蒸汽温度 冷却水温(额定/最高) 排汽压力(额定/夏季) 额定给水温度 保证净热耗 给水回热级数 额定转速 配汽方式 给水泵驱动方式 旋转方向 低压缸末级叶片长度 低压缸次末级叶片长度 低压缸排气湿度 防水蚀叶片级数 高/中压转子脆性转变温度 (FATT)

390.364MW 24.2MPa(a) 566℃ 90%汽机高压缸排汽压力(再热系统压降按 10%高压缸排汽压力考 虑) 566℃ 35℃ 12.0/32.0kPa(a) 278.6℃ 8054.7kJ/kW?h 共 7 级(3 高+1 除+3 低) 3000r/min 节流或喷嘴 小汽轮机 从汽机向发电机看为顺时针 655mm 423mm 6.57% 1 ≧121℃

低压转子脆性转变温度 (FATT) ≧0℃ 2.2.2 汽轮机的临界转速 轴 段 试验值 高中压转子 低压转子 发电机转子 1526 1564 852 实际值 试验值 实际值 1580-1675 (1 号机) >4000 1019-1400 (1 号机) >4000 740-880(1 号机) 2393 2300-2321 (1 号机) 一阶临界转速 r/min 二阶临界转速 r/min

低压缸汽轮机叶片共振转速范围: 1910r/min ~ 2020r/min , 2160r/min~2240r/min,2380r/min ~ 2750/min。 汽轮机运行参数

18

集 控 主 机 运 行 规 程 集 控 主 机 运 行 规 程 集 控 主 机 运 行 规 程





单 位 min min MW

数 45 20



全真空惰走时间 无真空惰走时间 主开关断开不超速跳闸的最高负荷 超速跳闸转速: 机械超速跳闸转速 电气超速跳闸转速 汽轮机正常运行允许的最高背压 汽机报警背压 汽机跳闸背压 汽轮机持续运行允许的最高背压值/允许持续运行的时间 最高背压下允许的最大负荷变化率 汽轮机正常运行允许的最高排汽温度 汽机排汽报警温度 汽机排汽跳闸温度 最小持续允许负荷/相应的背压值 盘车装置型式 盘车转速 盘车可停止时汽缸的最高温度 盘车可停止时转子的最高温度 汽轮机停机后需盘车运行的冷却时间 汽轮机轴承最高允许温度 汽轮机轴承最高回油温度 高压缸末级叶片最高允许温度 低压缸末级叶片最高允许温度 机组的主要热力工况 2.2.2.1 能力工况(铭牌出力工况)

390.364

r/min r/min kPa(a) kPa(a) kPa(a) kPa(a)/min MW/min ℃ ℃ ℃ MW/kPa(a)

3300 3300 48 43 65 48 ±5%额定出力/min 80 80 121 17.5/25

r/min ℃ ℃ h ℃ ℃ ℃ ℃

2.51 150 150

107 77 400 80

汽轮发电机组能在下列条件下安全连续运行, 发电机输出铭牌功率 350MW (当采用静态励磁、 电动主油泵时,扣除所消耗的功率),此工况称为能力工况(TRL),此工况也称铭牌出力工况。此
19

新 疆 神 火 电 力 公 司 ? 3 5 0 M W 临 界 机 组 新 疆 神 火 电 力 公 司 4 ? 3 5 0 M W 超 临 界 机 组 新 疆 神 火 电 力 公 司4 4 ? 3 5 0 M W超 超 临 界 机 组

工况条件如下: 1) 额定主蒸汽参数及再热蒸汽参数,所规定的汽水品质; 2) 背压暂定为 32kPa; 3) 补给水率为 1.5%; 4) 对应该工况的设计给水温度(与同类湿冷机组的给水温度相当,下同); 5) 全部回热系统正常运行,但不带厂用辅助蒸汽; 6) 采用汽动给水泵; 7) 发电机效率 98.9%,额定功率因数 0.85(滞后),额定氢压。 此工况为机组出力保证值的验收工况,此工况的进汽量称为汽轮机铭牌进汽 2.2.2.2 汽轮机最大连续出力(TMCR)工况 汽轮机进汽量等于能力工况的进汽量(铭牌进汽量),在下列条件下安全连续运行,此工况下 发电机输出功率(当采用静态励磁、电动主油泵时,扣除所消耗的功率)称为机组最大连续出力 (TMCR),输出功率值为 375270 kW。 1) 额定主蒸汽参数及再热蒸汽参数,所规定的汽水品质; 2) 背压暂定为 12.0kPa;(暂定) 3) 补给水率为 0%; 4) 最终给水温度 284.0 ℃; 5) 全部回热系统正常运行,但不带厂用辅助蒸汽; 6) 采用汽动给水泵; 7) 发电机效率 98.9%,额定功率因数 0.85(滞后),额定氢压。 此工况也为机组出力保证值的验收工况。 2.2.2.3 调节阀门全开(VWO)工况

汽轮发电机组应能在调节阀全开,其它条件同 2.1.2.2 时,汽轮机的进汽量为 105%的能力工 况进汽量(铭牌进汽量),此工况称为阀门全开(VWO)工况。 卖方提供汽轮发电机组在阀门全开工况下的输出功率值为 390364 2.2.2.4 kW。

当机组功率(当采用静态励磁、电动主油泵时,扣除所消耗的功率)为 350MW 时,除进

汽量以外其它条件同 2.1.2.2 时称为机组的热耗率验收(THA)工况,此工况为热耗率保证值的验收 工况。热耗率保证值为 8054.7 2.2.2.5 阻塞背压工况 kJ/kWh。

汽轮机进汽量等于能力工况的进汽量(铭牌进汽量),在下列条件下,当外界气温下降,引 起机组背压下降到某一个数值时,再降低背压也不能增加机组出力时的工况,称为铭牌进汽量下的 阻塞背压工况,汽轮机能在此工况条件下安全连续运行。此时,汽轮机的背压称作铭牌进汽量下的 阻塞背压,输出功率值为 377403 kW。

1) 额定主蒸汽参数及再热蒸汽参数,所规定的汽水品质;

20

集 控 主 机 运 行 规 程 集 控 主 机 运 行 规 程 集 控 主 机 运 行 规 程

2) 补给水率为 0%; 3) 对应该工况的设计给水温度; 4) 全部回热系统正常运行,但不带厂用辅助蒸汽; 5) 采用汽动给水泵; 6) 发电机效率 98.9%,额定功率因数 0.85(滞后),额定氢压。 卖方提供阻塞背压与汽轮机进汽量的关系曲线。 2.2.2.6 2.2.2.7 汽轮机能够安全连续运行的最高允许背压为 48 kPa,跳闸背压为 65 kPa。 卖方提供 VWO 工况、TMCR 工况、THA 工况的进汽量条件下,机组功率与排汽背压的关系

曲线,背压范围从阻塞背压至最高允许背压。阻塞背压与汽轮机进汽量的关系曲线。 2.2.2.8 机组在全部高压加热器停用,其它条件同 2.1.2.2 时,能保证机组输出额定功率。 2.2.2.9 机组在任何一台低压加热器停用,其它条件同 2.1.2.2 时,能保证机组输出额定功率。 2.2.2.10 机组在带正常厂用辅助蒸汽,其它条件同 2.1.2.2 时,能保证机组输出额定功率。

2.2.3 计算中热力系统的有关参数 2.2.3.1 管道压损 主汽门调门及进汽管道压损 中联门及管道 小机进汽管 小机排汽管道压降 中低压连通管 再热系统压降 各段加热器抽汽管道 2.2.3.2 额定工况加热器端差 1 号高加 上端差℃ 下端差℃ -1.6 5.6 2 号高加 0 5.6 3 号高加 0 5.6 5 号低加 2.8 5.6 6 号低加 2.8 5.6 7 号低加 2.8 5.6 3.0% 2.5% 3% 1.37kPa(a)(其额定背压为 6.27kPa(a)) 4.5% 10% 1、2、3 段抽汽压损 3%,其余为 5%

2.2.3.3 额定工况电机效率为 98.9%。 2.2.3.4 额定工况给水泵汽轮机效率 81%。 2.2.3.5 给水泵效率 83%。 2.2.4 主要热力数据汇总 2.2.4.1 基本特性

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新 疆 神 火 电 力 公 司 ? 3 5 0 M W 临 界 机 组 新 疆 神 火 电 力 公 司 4 ? 3 5 0 M W 超 临 界 机 组 新 疆 神 火 电 力 公 司4 4 ? 3 5 0 M W超 超 临 界 机 组

项 额定初参数



单 Po(MPa(a)) To(℃)

位 24.2 566 350 390.364 3000 12.0/32.0 35 278.6 3.01 8054.7





额定负荷 最大计算负荷 工作转速 背压 冷却水温 给水温度 汽耗 保证热耗 2.2.4.2 主要工况热力特性数据

N(MW) Nmax(MW) N(r/min) Pk(kPa(a)) Tw(℃) Tfw(℃) kg/(kW.h) kJ/(kW.h)





单位

THA

TRL

TMCR

VWO 阻塞背85%THA75%THA60%THA 50%THA 40%THA 高加全 (滑) (滑) 切工况

工况 工况 工况 工况 压工况 (定) (滑) (滑)

机组出力 汽轮发电机组 热耗值 主蒸汽压力

kW 350001350000375270390364377403297501262502210001 175001 140001 350000 8109 8180 8363 kJ/kWh8054.78587.28049.38050.98003.3 24.2 23.05718.599 15.602 12.79 MPa(a) 24.2 24.2 24.2 24.2 24.2 3.374 2.971 2.393 2.009 1.635 24.2 8513 8760 8361

再热蒸汽压力 MPa(a) 4.004 4.304 4.328 4.530 4.331 高压缸排汽压 力 主蒸汽温度 3.749 3.301 2.659 2.232 1.817 MPa(a) 4.449 4.782 4.809 5.033 4.812 566 ℃ 566 566 566 566 566 566 再热蒸汽温度 ℃ 566 566 566 566 566 566 566 566 552 566 566 566 566

4.173

4.636

566

566

22

集 控 主 机 运 行 规 程 集 控 主 机 运 行 规 程 集 控 主 机 运 行 规 程

高压缸排汽温 度 主蒸汽流量

303.6 298.7 303.7 307.7 310.8 ℃ 318.5 325.6 326.3 331.1 326.4 327.0

t/h 1052.71145.11145.11202.41145.1 874 762.6 604.7 501.8 407.4 922.5

再热蒸汽流量

t/h 893.5 965.2 968.0 1014.8 968.1 750.4 658.9 528.8 442.3 361.8 905.9

背压 低压缸排汽干 度 低压缸排汽焓 低压缸排汽流 量 补给水率

KPa %

12

32

12

12

8

12

12

12

12

12

12

93.43 96.76 93.19 93.04 93.38 94.09 94.71 96.11 97.33 98.36 93.48

kJ/kg 2433.72551.62427.92424.42417.12449.52464.22497.6 2526.7 2551.1 2434.9

t/h 624.6 671.1 666.8 690.7 661.5 534.8 477.5 391.5 335.4 278.8 681.9 % 0 1.5 0 0 0 0 0 0 0 0 0

2.2.4.3 主要工况热力特性汇总 TRL 工况 出力 MW 汽轮发 电机组 8595.2 热耗值 kJ/kWh 主汽压 力 MPa(a) 主蒸汽 566 温度℃ 主蒸汽 145.1 1202.4 1052.7 1145.1
23

VWO 工况 390.364

THA 工况 350

TMCR 工况 375.27

75%THA 工况 262.502

50%THA 工况 175

40%THA 工况 140

30%THA 工况 123.43

高加切 除工况 350

350

8054.3

8054.7

8056.3

8198.1

8526.3

8771

8909

8380

24.2

24.2

24.2

24.2

23.59

15.96

13.09

11.64

24.2

566

566

566

566 764.13

566 502.4

566 407.4

566 360.8

566 925.5

新 疆 神 火 电 力 公 司 ? 3 5 0 M W 临 界 机 组 新 疆 神 火 电 力 公 司 4 ? 3 5 0 M W 超 临 界 机 组 新 疆 神 火 电 力 公 司4 4 ? 3 5 0 M W超 超 临 界 机 组

流 t/h



调节级 压 力 18.19 19.18 16.64 18.20 11.97 8.093 6.626 5.887 14.85

MPa(a) 高压缸 排汽压 4.780 力 MPa(a) 高压缸 排汽温 度℃ 再热蒸 汽压力 MPa(a) 再热蒸 汽 度℃ 再热蒸 汽流量 t/h 中压缸 排汽压 0.559 力 MPa(a) 中压缸 排汽温 度℃ 低压缸 0.548 0.587 0.523 0.564 0.396 0.274 0.224 0.200 0.577 77.9 200.1 281.2 280.6 284.5 289 280.6 281.1 888.0 0.599 0.534 0.575 0.404 0.279 0.228 0.204 0.589 967.02 1015.8 895.042 969.8 660.6 443.0 362.1 321.8 908.1 温 566 566 566 566 566 566 552 552 566 4.302 4.524 3.999 4.325 2.971 2.007 1.633 1.454 4.172 326.3 331.7 319.2 326.9 297.4 306.4 310.1 312.4 327.7 5.02 4.443 4.806 3.301 2.230 1.814 1.615 4.636

24

集 控 主 机 运 行 规 程 集 控 主 机 运 行 规 程 集 控 主 机 运 行 规 程

进汽压 力 MPa(a) 低压缸 进汽流 量 t/h 低压缸 排汽压 32 力 kPa(a) 低压缸 排汽流 量 t/h 凝结水 70.62 温度℃ 7 号低 加出口 水温℃ 6 号低 加出口 水温℃ 5 号低 加出口 水温℃ 凝结水 流 t/h 除氧器 174.8 水温℃ 177.8 172.9 176.1 161.3 147.1 140.0 135.5 177.0 量 900.4 928.4 821.9 888.3 613.9 416.2 341.6 304.4 887.6 151.4 154.1 149.6 152.5 139.3 126.6 139.8 116.5 153.3 124.3 126.4 122.7 125.1 113.9 103.0 122.8 94.2 125.9 93.14 93.5 90.54 92.46 83.2 74.1 69.72 67.1 92.9 49.44 49.44 49.44 49.44 49.44 49.4 49.44 49.44 677.6 698.1 626.352 671.7 479.2 336.3 279.4 251.2 684.2 12 12.0 12 12 12 12 12 12 755.1 801.2 720.364 776.8 540.1 370.3 304.024 271.3 789.6

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新 疆 神 火 电 力 公 司 ? 3 5 0 M W 临 界 机 组 新 疆 神 火 电 力 公 司 4 ? 3 5 0 M W 超 临 界 机 组 新 疆 神 火 电 力 公 司4 4 ? 3 5 0 M W超 超 临 界 机 组

给水泵 出口水 温℃ 3 号高 加出口 水温℃ 2 号高 加出口 水温℃ 1 号高 加出口 水温 (给 水 温 283.2 286.7 278.0 283.5 258.5 235.9 225 218.9 182.1 259.2 262.3 254.2 259.6 237.5 216.4 206.0 200.3 / 221.5 224.4 218.0 22.0 203.4 185.6 176.6 171.7 / 183.4 178.2 180.1 181.4 166.4 151.7 144.3 140.4 182.6

度)℃ 1 号高 加疏水 温度℃ 2 号高 疏疏水 温度℃ 3 号高 加疏水 温度℃ 5 号低 加疏水 温度℃ 6 号低 加疏水 温度℃ 98.7 99.08 96.09 98.02 88.79 79.66 75.2 72.89 98.4 129.8 132.0 128.2 130.7 119.5 108.5 102.9 99.8 131.4 185.3 189 183.6 187 172.0 157.3 151.7 146.0 / 227.1 229.8 223.6 227.5. 209 191.1 182.5 177.3 / 264.8 267.9 260.4 265.2 241.5 222 211.0 205.9 /

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集 控 主 机 运 行 规 程 集 控 主 机 运 行 规 程 集 控 主 机 运 行 规 程

7 号低 加疏水 温度℃ 第一级 抽汽压 6.78 力 MPa(a) 第一级 抽汽量 kg/h 第一级 抽汽温 度℃ 第二级 抽汽压 4.78 力 MPa(a) 第二级 抽汽量 kg/h 第二级 抽汽温 度℃ 第三级 抽汽压 2.46 力 MPa(a) 第三级 62637 抽汽量 64973 54259 60553 34967 20356 15685 13299 0 2.597 2.302 2.486 1.722 1.172 0.9379 0.852 2.518 326.4 331.7 319.2 326.9 297.4 306.8 310.1 312.4 327.4 91653 95973 80498 9989 52732 29430 22135 18778 0 5.02 4.443 48806 3.301 2.230 1.814 1.615 4.636 370.2 376.8 362.2 371.2 336.9 345.9 350.5 352.9 364 68902 72970 59458 67676 37049 20549 15588 13191 0 7.141 6.255 6.870 4.599 3.119 2.54 2.270 6.217 77.03 55.7 55.91 55.88 56.16 56.4 56.5 56.68 55.55

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(至高 加) kg/h 第三级 抽汽温 度℃ 第四级 抽汽压 0.934 力 MPa(a) 第四级 抽汽量 33494 (至除氧 器)kg/h 第四级 抽汽温 度℃ 第五级 抽汽压 0.559 力 MPa(a) 第五级 抽汽量 42230 (至低 加) kg/h 第五级 抽汽量 / (抽热供 汽)kg/h 第五级 277.9 280.0 281.3 280.6 284.2 289 280 281.1 288.1 / / / / / / / / 44480 38024 42033 26199 16052 12605 10911 41955 0.559 0.534 0.575 0.404 0.279 0.2283 0.204 0.589 341.9 344.9 345.6 345 348.3 352.4 347.6 343.2 353.3 35266 30401 33428 20996 12985 10243 8899 37909 1.004 0.893 0.963 0.673 0.463 0.378 0.338 0.986 479.8 480.2 480.8 480.9 482.5 484.2 471.3 472.5 480.6

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抽汽温 度℃ 第六级 抽汽压 0.260 力 MPa(a) 第六级 抽汽量 kg/h 第六级 抽汽温 度℃ 第七级 抽汽压 0.092 力 MPa(a) 第七级 抽汽量 kg/h 第七级 抽汽温 度℃ 补给水 3 率% 注:压力单位中“g”表示表压力,“a”表示绝对压力。 2.3 发电机、励磁系统及主变压器设备规范 2.3.1 发电机规范 序号 1 型号 项 目 单 位 #1、#2设计数据 QFSN-350-2 0 0 0 0 0 0 0 0 103.1 99.8 100.1 100.4 103.6 107.7 103.3 57.53 105.1 31743 62475 51458 58171 31367 15278 10250 7912 58452 0.093 0.084 0.090 0.063 0.044 0.036 0.033 0.091 199.4 200.5 201.3 201.1 205.1 210.1 202.1 204.2 207.5 45988 50117 43062 47455 26119 18950 14843 12848 47653 0.278 0.248 0.267 0.188 0.131 0.107 0.096 0.273

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序号 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 冷却方式 最大连续容量 最大连续功率 额定容量 额定功率 额定功率因数 额定定子电压 额定定子电流





单 位

#1、#2设计数据 水-氢-氢

MVA MW MVA MW

441 385 412 350 0.85(滞后)

kV A V A A V

20 11887 342 2830 987(实际值运行后定) 113(实际值运行后定) 自并励

额定励磁电压(计算值) 额定励磁电流(计算值) 空载励磁电流 空载励磁电压 励磁方式

14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27

额定效率(保证值) 额定频率 额定转速 相数 定子绕组连接方式 定子绕组出线端子数 绝缘等级 短路比 发电机负序承载能力 瞬态负序电流能力I2 定子绕组每相对地电容Cph 转子绕组电感LF 发电机飞轮力矩 失磁异步允许能力

% Hz r/min

98.9 50 3000 3 YY 6 F ≥0.5

% S μ F H kg?m MW min
2

10 10 0.232 0.857 3.0?10 150 15
4

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序号 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55





单 位 Ω Ω dB(A) ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ A ℃ ℃ ℃ ℃ μ s/cm

#1、#2设计数据 0.00226 0.1145 ≤88 ≤85 ≤85 ≤110 ≤120 ≤85 ≤150 3840 ≤46 ≤75 45~50 ≤85 0.5~1.5 7~9

定子绕组每相直流电阻(75 ℃) 转子绕组直流电阻( 75℃) 发电机噪声水平 定子绕组出水温度 定子线圈温度(最大连续输出容量) 转子线圈温度(最大连续输出容量) 定子铁芯温度 定子绕组上、下层线棒间温度 定子端部结构件允许温度 集电刷和碳刷允许励磁电流 发电机进风温度 发电机出风温度 定子冷却水进口水温 定子线棒冷却水出口水温 定子冷却水电导率 定子冷却水PH值 定子冷却水压力 P(一次水) 定子冷却水流量(二次水量) 定子冷却水流量(一次水量) 气体冷却器数目 气体冷却器进水温度 气体冷却器出水温度 气体冷却器水流量 额定氢压 最高允许氢压 发电机容积 发电机漏氢量 发电机内氢气纯度(额定)
3

MPa(g) t/h t/h 组 ℃ ℃ t/h MPa(g) MPa(g) m
3

0.2~0.3 61 55 2?4 ≧38 7 共 440 0.41 0.43 68 ≧10 95

m /24h %

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序号 56 57 58 59 60 61





单 位 % ℃ r/min r/min

#1、#2设计数据 90 -25~-5 867 2256 上海电机厂

发电机内氢气纯度(最小) 发电机内氢气湿度(露点) 临界转速(一阶) 临界转速(二阶) 制造厂家 投运日期

2.3.2 励磁糸统规范 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 项 额定励磁电压 额定励磁电流 空载时励磁电压 空载时励磁电流 强励电压倍数 强励电流倍数 允许强励时间 灭磁时间常数 灭磁方式 灭磁电阻型式 励磁变压器: 型号 额定容量 额定电压 满载温升 接线组 绝缘等级 冷却方式 过负荷能力 KVA KV K ZSCB10-3500/20 3500 20/0.73 ≧100 Y/d-11 F级 AN/AF 1.1 倍过负荷长期运行 S S 目 单位 V A V A 340 2830 113 987 2 2 20 8.60 逆变+灭磁开关 非线性 #1#2设计数据

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序号 12 整流装置





单位

#1#2设计数据

整流装置接线方式(串、并联) 并连支路数 晶闸管整流柜数量 可控硅型号 可控硅额定电流 整流柜冷却方式 13 励磁调节器: 型号 自动电压调整范围 手动电压调整范围 调整偏差(精度) 调节时间 14 灭磁开关: 制造商及型号 额定电流 开断电流 极数 控制电压(直流) 15 过电压保护 过电压保护非线性电阻能容 过电压保护动作电压值 16 起励装置 起励电压 起励电流 起励时间 V A s MJ V V A kA % % % S A

并联 3 3柜 5STP24L2800 2625 AF

UNITROL6000 70~110 10~130 ±0.5 ≧5

Secheron HPB 45-82S 4500 75 1 220

3 5Ufn~7Ufn

380 20 10

2.3.3 主变压器设备规范

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序号 1 2

项目 型号 额定容量 (绕组温升 65K) 最高工作电压 高压/低压 额定电压及分接范围 额定电流高压/低压 额定电压比 短路阻抗 U 高-低 联结组标号 高压侧电流比(A) 冷却器工作组数

单位 MVA kV kV A kV % A 组 组 kW kW KW A KW

设计数据 SFP-420000/220 420 252/24 242(1±2?2.5%)/20 1002.01/12124.36 242/20 17.58 YN,dll 800-1600/1A 4 1 16.5 20 #45 194.09 0.16 % 866.31

3 4

冷却器备用组数 风扇电机容量 油泵电机容量 变压器绝缘油

5 6 7

空载损耗 空载电流 负载损耗

2.3.4 高厂变设备规范 序号 1 2 3 4 5 6 型号 额定容量 额定电压 额定电压比 短路阻抗 接线组别 变压器绝缘油 % MVA kV 项目 单位 设计数据 SFF-31500/20 31/20-20 20±2?2.5%/6.3-6.3 22±2?2.5%/6.3-6.3 16 D,yn1-yn1 #45

2.3.5 高备变设备规范 序号 1 2 3 型号 额定容量 额定电压 额定电流 高压/低压
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项目

单位

设计数据 SFFZ-40000/220W3

MVA kV A

40/25-25/13.35 230(1±8?1.25%)/6.3-6.3/11 100.41/2291.07-2291.07/700.69

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序号

项目 最高工作电压 高压/低压 风冷器 冷却器数量

单位 kV 253/7.2 PC520 8

设计数据

4 5 6

额定电压比 短路阻抗 接线组别 变压器绝缘油 %

230/6.3-6.3 16 Yn ,yn0-yn0+d #45

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第3 章
3.1 锅炉主要保护 3.1.1 锅炉 MFT

机组保护和联锁

MFT 是指锅炉的安全运行条件得不到满足、需要紧急停炉而发出指令快速切断所有通往炉 膛的燃料并引发必要的连锁动作,避免对锅炉的潜在危害,以保护锅炉炉膛、其他设备及运行 人员的安全。引起主燃料跳闸的的任一条件成立,则引发 MFT 动作。当 MFT 跳闸后,有首出跳 闸原因显示;当 MFT 复位后,首出跳闸记忆清除。 3.1.1.1 MFT 条件: (1) 手动 MFT(两个按钮同时按下触发软、硬逻辑同时动作) ; (2) 所有送风机跳闸; (3) 所有引风机跳闸; (4) 所有一次风机跳闸:有任一煤层投运且无油层运行时所有一次风机停; (5) 空预器全停; ? ? 判断单个空预器停止后,再判断全停; 单个空预器全停判断依据:主、辅电机均未运行,延时 120s(主辅电机切换的加 载时间,暂定 120s) 。 (6) 炉膛压力高高: (#1、2 炉≥+1520pa;#3、4 炉≥+2500 pa) ,(三取二)延时 1sMFT 动 作; (7) 炉膛压力低低(#1、2 炉≤-1780pa;#3、4 炉≤-2500 pa) ,(三取二)延时 1sMFT 动作; (8) 失去火检冷却风: ? 火检冷却风压力低低延时 20s 动作,或两台火检冷却风机均停,延时 20s。

(9) 全炉膛火焰丧失; ? ? 锅炉点火成功记忆后,所有的煤火检及点火油火检均无火。 油组燃烧器采用 4/4 判断,煤组采用 3/4 判断;其中油阀不在开位置或火检有火 信号消失,认为该燃烧器无火;其中分离器出口关断门不在开位或磨煤机未运行 或火检的有火信号消失,认为该燃烧器无火。 ? (10) ? 本逻辑不判断微油系统。 失去燃料跳闸:锅炉点火成功记忆后,燃油系统和制粉系统均跳闸。 所有燃烧器进油阀关闭(包括炉膛微油系统)或炉前进油快关阀关闭或 OFT 动作,
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判断为燃油系统跳闸; ? (11) (12) ? 所有磨煤机未运行或两台一次风机均停,认为制粉系统跳闸。 炉膛总风量<25%延时 3 秒; 锅炉点火成功记忆后所有给水泵跳闸; 锅炉点火成功记忆:“任一层点火油枪投运(两个或两个以上运行)”,MFT 动 作后自复位。 (13) 省煤器进口给水流量低(#1、2炉≤339.2t/h;#3、4炉≤312t/h) , (三取二)延

时3s; (14) 再热器保护动作 MFT; 在总燃料量大于 20%,高旁阀门关闭且(左高压主汽门关闭或左侧两个高压调门关闭, 且右高压主汽门关闭或右侧两个高压调门关闭)延时 10s,或低旁阀门均关闭且(左中压 主汽门关闭或左侧两个中压调门关闭,且右中压主汽门关闭或右侧两个中压调门关闭)延 时 10s。 鉴于燃料量不能精确表示,建议改为负荷大于 20%时启动保护。 (15) #1、2贮水箱水位高18m(负荷<25%及中间点过热度<5度及液位高高) ;

(16) #1、2 炉螺旋水冷壁出口金属壁温高(≥484℃) ,延时 5 秒 MFT 动作;#3、4 炉水冷 壁出口金属壁温高(≥430℃) ,延时 5 秒 MFT 动作; (17) (18) (19) 作。 (20) ? 3.1.1.2 (1) (2) (3) (4) (5) (6) 汽机跳闸且锅炉负荷>15%; 建议用“DEH 已遮断”表征汽机跳闸。 MFT 发生后,软件执行下列操作: 关进油快关阀; 延时3s,关回油快关阀; 关所有进油阀、吹扫阀; 退所有油枪和点火枪; 点火器停止打火,停油枪吹扫; 关油母管进油泄漏试验阀;
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#1、2过热器出口蒸汽温度高(≥600℃) ,“四取二”判断延时3 秒MFT 动作; #1、2再热器出口蒸汽温度高(≥598℃) ,“四取二”判断延时3 秒MFT 动作。 #1、 2分离器出口蒸汽温度高 (≥463℃) , 三路硬接线“三取二”, 延时2 秒MFT 动

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(7) (8) (9)

停所有磨煤机; 停所有给煤机; 停一次风机;

(10) 关一次风机出口关断风门; (11) 关过热器减温水总门及支路电动门; (12) 关再热器减温水总门及支路电动门; (13) 关所有磨煤机出口一次风门; (14) 置磨煤机调节控制为手动,关冷热风门 (15) 风量大于?时,全开二次风门档板; (16) 跳闸所有汽泵,负荷>15%或分离器水位高高时跳闸电泵; (17) 关闭给水总门旁路阀及调节阀。 3.1.1.3 MFT 发生后,硬回路执行下列操作: (1) 关供油快关阀; (2) 关过热器减温水总阀,关再热器减温水总阀,关过热器辅助减温水总阀 (3) 跳所有磨煤机; (4) 停所有给煤机; (5) 跳所有一次风机; (6) 关所有进油阀; (7) 跳电除尘; (8) 跳闸汽轮机; (9) 停止吹灰程控; (10) 跳闸 FGD; (11) 跳闸 A\B 汽泵。 3.1.1.4 MFT 继电器复位条件: 炉膛吹扫完成 3.1.1.5 FSSS 跳风系统逻辑 MFT 后, #1、 2 炉膛压力高于 1520Pa 或低于-2290Pa 时, #3、 4 炉膛压力高于 4000Pa 或低于-4000Pa 时,跳闸所有送、引风机。 3.1.2 油燃料跳闸(OFT)

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油燃料跳闸(OFT)逻辑检测油母管的各个参数,当有危及锅炉炉膛安全的因素存在时,产 生 OFT。关闭进油快关阀,切除所有正在运行的油燃烧器。 3.1.2.1 OFT 条件(任一满足) : (1) MFT; (2) 任一进油阀(包括微油)未关时供油母管压力低低延时 2 秒; (3) 任一进油阀(包括微油)未关时进油快关阀不在开位置。 3.1.2.2 3.1.2.2 OFT 发生后,将会引发下列动作: (1) 关闭所有油枪进油阀(包括微油) ; (2) 关闭所有微油枪雾化蒸汽阀; (3) 关闭所有油枪吹扫阀(包括微油) ; (4) 关闭进油快关阀; (5) 延时 3s 关回油快关阀。 3.1.2.3 油母管相关设备 进油快关阀 1)开允许: (与) ? ? ? 所有进油阀全关; 供油压力正常(10PT02大于2.5MPa) ,且回油快关阀已开; 无MFT。

2)联锁关:(或) ? ? 回油快关阀 1)开允许: ? 所有进油阀全关。 OFT; MFT。

2)联锁关: (或) ? OFT动作3秒后。

3.1.3 燃油泄漏试验 为防止供油管路泄漏(包括漏入炉膛) ,油系统泄漏试验是针对主跳闸阀、及单个进油阀的

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密闭性所做的试验。可在吹扫时完成后联启,也可由运行人员在 CRT 上操作启动,如果泄漏试 验失败,系统发出泄漏试验失败信号,经处理后重新开始泄漏试验。 油泄漏试验一般分两部分 进行,首先是检测各油枪角阀及各油枪角阀至母管跳闸阀之间的油管路是否泄漏,然后检测油 跳闸阀是否有泄漏。当这两部分试验都通过时,则表明该油系统泄漏试验成功。 3.1.3.1 油检漏试验允许条件: (1) 所有油燃烧器进油阀关; (2) 进油快关阀关; (3) 进油母管压力允许; (4) 无 MFT 条件存在; (5) 所有火检无火。 3.1.3.2 试验过程 (1) 开进油快关阀,开回油快关阀,开调节阀,管路充油 60 秒, 关回油快关阀。 若在 60 秒内, 跳 闸阀后泄漏试验压力高开关不动作,则充油失败,试验中断;否则,油压满足后母管充油成 功。 (2)关进油快关阀。 (3)开始 3 分钟的油压监视过程。若计时前后油母管压力差小于设定值(0.3MPa)说明油管路 憋压试验成功,否则油管路泄漏试验失败。 (4)开回油阀管路泄油后泄漏试验压力低压力开关动作后,关闭回油阀,开始 3 分钟的油压监 视过程。若该压力开关不动作,则表明跳闸阀泄漏试验通过,反之则说明该跳闸阀有泄漏 现象。 另外,可旁路油检漏试验, 强制产生检漏试验成功状态。 3.1.3.3 在试验的过程中,以下任一条件复位油泄漏试验: (1) 允许条件不满足; (2) 油泄漏试验失败; (3) 油泄漏试验成功; (4) 旁路油泄漏试验 。 另外,油泄漏试验进行脉冲将复位油泄漏试验成功信号。 3.1.3.4 燃油泄漏试验方法 (1) 打开燃油进油快关阀、打开燃油压力调节阀、关燃油回油快关阀,充油至燃油母管压 力高信号动作;
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(2) 关闭燃油进油快关阀。在充油成功且燃油进油快关阀关闭之后记录燃油母管油压值, 监视燃油母管压力并计时 3 分钟, 3 分钟后记录油压值。如果燃油母管油压下降> 0.05MPa,则显示燃油泄漏试验失败,检查油管道和阀门;3 分钟计时到,母管油压下 降≤0.05MPa,则燃油管道泄漏试验成功; (3) 在燃油管道泄漏试验成功后进行燃油进油快关阀泄漏试验。发出 10 秒脉冲开燃油回 油快关阀,至燃油母管压力低信号动作; (4) 关闭燃油回油快关阀,阀门关闭后 10 秒钟计记录母管油压值,同时启动5分钟计时。 5 分钟计时结束后记录母管油压值。如果两次母管油压之差>0.05MPa,则显示燃油泄 漏试验失败,检查燃油进油快关阀;如果两次母管油压之差≤0.05MPa,则燃油母管泄 漏试验成功。 3.1.4 炉膛吹扫: 炉膛吹扫是锅炉点火前和锅炉点火失败后必须进行的吹扫程序。炉膛吹扫的目的是将锅炉 炉膛和烟道内积存的可燃混合物排除掉,完整的吹扫过程是燃烧器必要的点火条件之一。在5 分钟吹扫过程中,如果失去任一项吹扫条件,控制逻辑将立即中断吹扫程序并显示,待吹扫条 件全部满足,重新吹扫。 吹扫条件为: 一次吹扫条件: ? ? ? ? ? ? 任一送风机运行; 任一引风机运行; 任一空预器运行; 所有油枪油角关闭(包括微油) ; 炉前进油快关阀、回油阀关; “无MFT条件且MFT已动作”或“炉膛请求再次吹扫”; 炉膛请求再次吹扫:首次点火失败3次(含微油)或MFT复位后30分钟无油枪运行 (含微油) ,认为炉膛需要重新进行吹扫,闭锁炉膛点火条件,复位吹扫完成信号,发 吹扫请求信号。 ? ? 所有给煤机均未运行; 所有磨煤机均未运行;

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? ? ? ? ? ? ?

所有火检无火(包括微油系统) ; 所有磨的冷、热风隔绝门和分离器出口关断门关闭; 电除尘器停运; 一次风机均未运行; SOFA燃尽风门挡(4层16个)板关; 燃烧器喷嘴在水平(50%); 仪表空气压力不低。

二次吹扫条件: ? ? ? 二次风风门挡板在吹扫位(大于70%) ; 锅炉总风量大于30%,小于40%; 火检冷却风正常:任一火检冷却风机运行且火检冷却风母管压力大于6kPa;

一次吹扫允许条件是 FSSS 进入吹扫模式所必需具备的条件; 二次吹扫允许条件是启动吹扫计时 器所必需具备的条件。在吹扫过程中如果任一吹扫条件不满足,发出吹扫中断信号,吹扫计时器均 复位;如果吹扫过程中某个二次吹扫条件不满足时,运行人员手动调节满足后,将会自动进行吹扫 计时,不必在启动吹扫。 在运行操作站上, 设有相应指示灯显示上述条件,并根据工况,分别显示“吹扫允许”、 “吹扫 进行”、“吹扫中断”和“吹扫完成”,吹扫完成指令同时自动复位MFT继电器。 油泄露试验在吹 扫前手动进行,也可手动旁路油泄露试验。 3.1.5 炉膛点火允许(与) : (1) MFT 已复位; (2) 火检冷却风压正常:任一火检冷却风机运行,且火检冷却风压大于 6kPa; (3) 炉膛负压正常(-300Pa~-20Pa) ,或 RB 动作时负压合适(-1200Pa~1200Pa) ; (4) 总风量大于 30%; (5) 给水流量#1、2 炉大于 339t/h,#3、4 炉大于 347 t/h; (6) 无炉膛再次吹扫请求; (7) 仪用空气压力不低。 3.1.6 油点火允许(与) : (1) 1)炉膛点火允许; (2) OFT 已复位;
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(3) 吹扫蒸汽压力大于; (4) 燃油压力正常; (5) 进油快关阀开状态; (6) 燃油泄漏试验完成。 炉膛微油燃烧器投入允许条件(与) : (1) 炉膛允许点火; (2) OFT 已复位; (3) 压缩空气压力正常; (4) 微油母管压力大于 0.7MP; (5) 进油快关阀开状态; (6) 任一一次风机运行。 3.1.7 煤点火条件(与)

用于非 A 磨的其它五台磨条件判断: (1) 炉膛点火允许 (2) 任一台一次风机运行 (3) 一次风压正常(热一次风母管压力大于 6kPa); (4) 热一次风温正常>150℃; (5) 二次风温正常(大于 180℃) 。 A 磨煤点火条件(与) (1) 炉膛点火允许 (2) 任一台一次风机运行;一次风压正常(热一次风母管压力大于 6kPa); (3) A 磨煤机入口混合后温度大于 100℃; (4) 炉膛微油点火枪 4/4 运行。 3.1.8 RUN BACK 机组发生下列情况时,产生 RB 信号: (1) 两台运行中的送风机之一跳闸,锅炉最大允许出力限制为 50%额定负荷。 (2) 两台运行中的引风机之一跳闸,锅炉最大允许出力限制为 50%额定负荷。 (3) 两台运行中的一次风机之一跳闸,锅炉最大允许出力限制为 50%额定负荷。 (4) 两台运行中的空预器之一跳闸停转信号发出,延时 10 秒,锅炉最大允许出力限制为 50% 额定负荷。
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(5) 两台汽动给水泵运行,其中一台汽动给水泵跳闸,延时2秒电泵未启动,锅炉最大允许出 力限制为 50%额定负荷。 RB 发生后: (1) 机组由机炉协调方式切换为机跟随方式。 (2) 大于四台磨运行时发生 RB,按照 F,E,D 的顺序每隔 10S 停一层煤燃烧器,直到运行的给煤 机少于 4 层。 (3) 若由于一台送风机在运行中跳闸产生 RB 时,跳闸风机入口动叶强制关闭(出口风门由 SCS 关闭) 。 (4) 若由于一台引风机在运行中跳闸产生 RB 时,跳闸风机入口静叶强制关闭(出口风门由 SCS 关闭) 。 (5) 若由于一台一次风机在运行中跳闸产生 RB 时,跳闸风机入口动叶强制关闭(出口风门由 SCS 关闭) 3.2 汽轮机危急保安系统 3.2.1 危急保安系统概述 本机组设置了三套遮断装置:1、运行人员可根据需要,通过操作手柄泄去隔膜阀上的低压安全 油压,隔膜阀在弹簧力的作用下打开,使 AST 危急遮断油母管泄压来实现停机。这种泄去隔膜阀的 低压安全油压的方式不受电信号(ETS 停机信号)的影响而能直接遮断汽机;2、飞锤式机械超速保 护机构,当汽轮机转速达 3300~3360r/min 时,机械式危急遮断器动作,泄去隔膜阀上的低压安全 油压, 隔膜阀在弹簧力的作用下打开, 使 AST 危急遮断油母管泄压来实现停机; 3、 危急遮断系统 (ETS) 监视机组的某些重要参数,一旦这些参数超越正常范围,4 个 AST 电磁阀失电打开,使 AST 危急遮 断油母管泄油,迅速关闭汽轮机的高中压主汽阀、调阀,并通过联锁系统关闭抽汽止回阀,实现紧 急停机,保护汽轮发电机组。 3.2.2 危急遮断系统(ETS) ETS 根据汽轮机安全运行的要求,接受就地一次仪表或 TSI 二次仪表的停机信号,控制停机电 磁阀,使汽轮机组紧急停机。ETS 装置通过各传感器监测汽轮机的运行状况,具体监测的参数见汽 轮机保护项目。 危急遮断控制块:危急遮断控制块上安装了 2 只 OPC 电磁阀、4 只 AST 电磁阀和 2 只逆止门。 由 ETS 控制的两通道四只 AST 电磁阀,同时接受机组重要监视参数的遮断信号,每个通道中至 少有一只 AST 电磁阀动作,就立即泄去系统中的 AST 油关闭中压主汽门,通过逆止门将 OPC 油同时 泄去,通过卸荷阀泄去压力油,从而迅速关闭高压主汽门和高、中压调门,使机组紧急停机。 OPC 电磁阀对超速保护信号起反应,当机组甩负荷 30%以上、或超速至 3090r/min 时,OPC 电磁

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阀动作将 OPC 油快速泄放,高、中压调门将迅速关闭,逆止门在 OPC 泄压时保持危急遮断(AST)母 管中的油压,使高、压主汽门保持开启状态。当汽轮机转速降至正常后,电磁阀关闭,DEH 控制汽 轮机转速在同步转速。中压调门逐渐打开。然后,将机组同步并带负荷,以防止机组迅速冷却。 运行人员认为确须停机, 可就地用手拉装在前箱的“遮断-复置”手柄至“遮断”位置泄去低压 安全油通过隔膜阀泄去 AST 油,使机组停机。或在 DEH 手操面板上按“遮断”按钮,直接泄去 AST 油停机。 3.2.3 OPC 超速保护: OPC 超速保护动作后,2 个 OPC 电磁阀通电打开,OPC 遮断油母管泄油,各调节阀执行机构上的 快速卸荷阀快速开启,使各高、中压调节阀关闭,同时使空气控制阀打开,各抽汽止回阀迅速关闭。 当汽轮机转速降至正常后,OPC 电磁阀断电关闭,OPC 母管油压恢复,高、中压调节阀重新开启,恢 复正常转速控制,维持机组转速 3000r/min。OPC 动作后,DEH 自动将转速目标值设定为 3000r/min。 OPC 动作条件: (1)任何情况下汽轮机转速超过 103%的额定转速; (2)发电机主开关跳闸且中压缸排汽压力大于额定负荷的 15%对应的压力; (3)转速加速度大于某一值时。 OPC 动作瞬间阀门状态: (1)主汽阀 TV 全开; (2)调节汽阀 GV 全关; (3)再热主汽阀 RSV 全开; (4)再热调节汽阀 IV 节流以调节转速使其稳定在额定值; (5)高排通风阀 HEV 开启; (6)高排逆止阀 NRV 关闭; (7)高、中压疏水阀开启; (8)进汽回路通风阀 VVV 在 OPC 动作时开启,在 OPC 动作后关闭。 3.2.4 危急保安系统有关试验: 喷油试验功能:为了对危急遮断器进行不超速试验,喷油试验装置对危急遮断器进行试验,检 查其备用情况。 危急遮断器试验功能:危急遮断器试验有二种方法:一种是将汽轮机升速,使危急遮断器动作, 另一种是利用喷油试验装置将油注入危急遮断器,增加危急遮断器偏心重量和偏心距使之动作。当 机组安装或大修后,第一次启动时上述二种方法均要试验。喷油试验还可以在机组正常运行时进行。
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ETS 系统应用了双通道概念,允许重要信号进行在线试验,在线试验时仍具有保护功能。 3.2.5 汽机复置功能:通过拉装在前箱的“遮断-复置”手柄至“复置”位置以复位危急遮断油门 建立低压安全油关闭隔膜阀 AST 油的泄油口 (不能复位 AST 电磁阀) 或在 DEH 手操面板上按“复置” 按钮,使遥控复置气缸动作,复置危急遮断油门,同时复位 AST 电磁阀。 3.2.6 汽轮机保护项目 序 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 号 手动停机 就地手动遮断停机 汽轮机机械超速 汽轮机电气超速保护 主再热汽温异常下降保护 下降≥50℃ 凝汽器压力高保护 轴向位移超限保护 机组轴承振动超限保护 kPa mm um 真空低至 65 ±1.0 254 报警值 127 18.36 9. 汽机胀差超限保护 mm -1.88 10. 轴承润滑油压力低保护 MPa 0.035-0.048 -0.062 报 11. 12. 13. EH 油压低保护 高排温度高保护 高排压比低保护 MPa ℃ 9.3 10.68-11.38 427 <1.7 过 60s 保护动作 正常值≤91 14. 径向轴承温度高保护 ℃ 113 报警值 107 正常值≤85 15. 推力轴承温度高保护 ℃ 107 报警值 99 报警值 400 高排压比<1.7 超 警 值 -1.12 报 警 值 0.048 报警值 17.6 跳机值 报警值±0.9 正常值≤76 r/min r/min 3300 3300 10min 内蒸汽温度 项 目 单 位 数 值 备 注

双按钮控制

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16. 17. 18. 19. 20. 21.

轴承回油温度高保护 低压缸排汽温度高保护 发电机故障停机保护 DEH 故障停机保护 MFT 发电机断水保护

℃ ℃

82 >121

手动停机 手动停机

注:DEH 故障停机保护为一综合信号,包括以下几项内容: (1) (2) (3) (4) 机组在解列状态时,DEH 转速信号故障; DEH 手动停机; 汽轮机转速达 110%额定转速; DEH 装置断电。

3.2.7 汽轮机跳闸后的联锁保护: 3.2.7.1 联锁关闭高中压主汽阀、调节阀; 3.2.7.2 联锁关闭高排止回阀; 3.2.7.3 联锁关闭各抽汽止回阀及抽汽电动门; 3.2.7.4 联锁开启高排通风阀 HEV; 3.2.7.5 联锁开启进汽回路通风阀 VVV; 3.2.7.6 联锁锅炉 MFT 动作; 3.2.7.7 通过逆功率或主汽门关闭启动程跳逆功率联跳发电机。 3.3 发变组保护及自动装置 我厂发变组保护采用南京南瑞继保工程技术有限公司数字型发变组及起/备变保护装置。整套 装置根据《继电保护和安全自动装置技术规程》DL400-91 及相关反措要求,发电机、主变、高厂变、 励磁变保护按全面双重化(即主保护和后备保护均双重化)配置。 装置具有独立性、完整性、成套性。在成套装置内含有被保护设备所必需的保护功能。当装置 出现单一硬件故障退出运行时,被保护设备允许继续运行。 非电气量保护可经装置触点转换出口或经装置延时后出口 ,装置反映其信号。装置具有必要的 自动检测功能。当装置自检出元器件损坏时,能发出装置异常信号,而装置不误动,每一个独立逆变 稳压电源的输入具有独立的保险功能,并设有失电报警。 双重化保护装置分别由两个不同的直流母线的馈线或两个电源装置供电并考虑可靠的抗干扰

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措施;双重化保护分柜布置,每柜设一路或两路保护工作电源进线,电源进线在保护屏经空气开关 或熔断器引入。开关采用具有切断直流负荷短路能力的、且不带热保护的小空气开关,并在电源输 出端设远方电源消失的报警信号。 非电气量保护设置独立的电源回路(包括直流空气小开关及其直流电源监视回路) ,出口跳闸 回路应完全独立,非电量保护不允许起动失灵保护。非电气量保护在保护柜上的安装位置也应相对 独立。 发变组、起备变两套电气保护及其出口跳闸继电器分别置于不同的柜上。 双重化配置的保护装置之间没有任何电气联系。每套保护装置的交流电压、交流电流应分别取 自电压互感器和电流互感器互相独立的绕组,其保护范围应交叉重迭,避免死区。每套保护系统应 有单独的输入 TA、TV 和跳闸继电器。 每套保护装置的出口接点都通过压板,启动中间继电器。每面柜的出口中间继电器相互独立, 每面柜可独立运行,每套保护都可单独投入和退出。保护出口回路均经压板投入、退出,不允许不 经压板而直接去驱动跳闸继电器。 3.3.1.1 发变组保护配置如下: 发变组保护 A、B 柜

序号 1 2 3 4 5 发电机差动保护 主变差动 发电机匝间保护 发电机后备保护 定子过负荷保护

保护名称 0s 0s

定值或动作延时

动作结果 全停 全停 t1 全停 t1 全停 t0 报警 t1 全停

t1=0.3 s t1=3.7 s t0(定时限)= 9 s t1 (反时限)=0.8 s t1(零序电压)=7 s

t1 全停

8

定子接地保护

t1( 零 序 电 压 高 值 ) =0.3s

9 10

三次谐波定子接地保护 转子一点接地保护

t1= 5 s t0=5 s(灵敏段) t1=5s

t1 全停 t0 报警 t1 跳闸

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11 12 13

转子两点接地保护 励磁后备保护 励磁过负荷

t1=0.5s 0s t0 (定时限) =9s (反时限)=1 s

t1 全停 全停 t1 t0 报警 t1 全停

14

转子过负荷保护

定时限 t0=8 s 反时限

t0 报警 t1 程序跳 闸 t1 厂用电切换 t2 程序跳闸 t3 全停

t0=0.5 s t2 = 10 s 15 16 17 19 20 21 22 23 24 25 26 失磁保护 过电压保护 逆功率保护 程序逆功率保护 启停机保护 频率异常保护 误上电保护 失步保护 高厂变差动保护 高厂变后备保护(复合电压过流) A 分支速断 t1=3.7s t1=0.7s t2=3.7s t1=0.5s t1=0.5s t2=1s t3=1s

t1=0.5s t0=15 s t1=60 s t1=1.5s t1=5s

全停 t0 报警 t1 全停 t1 全停 全停

t1 全停 区外失步动作于信 号,区内失步全停 全停 t1 全停 t1 跳 A 分支开关闭 锁快切 t2 全停

27

B 分支速断

t1=0.7s t2=3.7s

t1 跳 B 分支开关闭 锁快切 t2 全停

28

A 分支后备保护

t1(I 段)=3.7s t2(II 段)=3.7s

t1 跳 A 分支开关闭 锁快切 t2 全停 t1 跳 B 分支开关闭 锁快切 t2 全停 全停 全停

29 30 33 38

B 分支后备保护 主变差动保护 主变间隙 发电机过励磁保护

t1(I 段)=3.7s t2(II 段)=3.7s

1.1Ue

动作与减励磁

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非全相保护

2s

全停

3.3.1.2

发电机保护 C 柜

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 断水 主变轻瓦斯 主变重瓦斯 主变压力释放

保护名称

动作延时 t1=30 s

动作结果 t1 全停

250~300 cm3 气体 1.2~1.3 m/s 0s t1=20M t2=60M 97?C 110?C

报警 全停 全停 t1 报警 t2 全停 报警 报警 全停 高低报警

主变冷却器全停 主变油温超高 主变绕组温度超高 主变速动油压 主变油位异常 高厂变油温超高 高厂变轻瓦斯 高厂变重瓦斯 高厂变压力释放 高厂变绕组温度超高 励磁变超温 励磁系统故障 紧急停机 三相不一致 热工 ETS

97?C 250~300 cm3 气体 0.8~1.0 m/s

报警 报警 全停 全停

110?C 150?C

报警 报警 全停 全停 跳闸 跳闸

3.3.2 高备变保护 序号 1 2 起备变重瓦斯 起备变轻瓦斯 保护名称 全停 报警

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3 4 5 6 7 8 9 10 11 出口方式说明:

起备变调压重瓦斯 起备变油面温度超高 起备变绕组温度超高 起备变压力释放 开关油位 起备变速动油压 差动保护 起备变复合电压过流 起备变过负荷

全停 全停 全停 全停 报警 报警 全停 t1=1.1s t2=1.4s t1 跳母联 t2 全停 报警

1、全停:断开发变组 220kV 侧断路器、断开发电机灭磁开关、断开高压厂用工作变低压侧分支断路 器、关闭汽机主汽门、起动失灵保护(非电量保护不起动失灵保护)、起动厂用电源快速切换装置 。 2、减励磁:将发电机励磁电流减至定值。 3、切换厂用电:6kV 工作段母线正常工作电源进线跳闸,起动/备用电源进线合闸。 4、解列灭磁:断开发变组断路器(或发电机出口断路器) ,断开发电机灭磁开关,汽轮机甩负荷。 3、解列:断开发变组断路器(或发电机出口断路器) ,汽轮机甩负荷。 4、减出力:将原动机的出力减到给定值。 5、缩小故障影响范围:例如双母线系统跳开母线联络断路器等。 6、程序跳闸:首先关闭主汽门,待逆功率继电器动作后,再跳发电机断路器并灭磁。关闭汽机主汽 门。 7、 信号:发出声光信号。 保护投入总控制字 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 定值名称 发变组差动保护投入 主变差动保护投入 主变相间后备保护投入 主变接地后备保护投入 主变过励磁保护投入 发电机差动保护投入 发电机裂相横差保护投入 发电机匝间保护投入 发电机相间后备保护投入 发电机定子接地保护投入 发电机转子接地保护投入 发电机定子过负荷保护投入 发电机负序过负荷保护投入 定值 0 1 1 1 0 1 0 1 1 1 1 1 1
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备注

该保护不投,只投发电机过激磁 该保护不投

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14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31

发电机失磁保护投入 发电机失步保护投入 发电机电压保护投入 发电机过励磁保护投入 发电机功率保护投入 发电机频率保护投入 发电机启停机保护投入 发电机误上电保护投入 励磁差动保护投入 励磁后备保护投入 励磁绕组过负荷保护投入 高厂变差动保护投入 高厂变高压侧后备保护投入 高厂变 A 分支后备保护投入 高厂变 B 分支后备保护投入 非电量保护投入 非全相保护投入 电压平衡功能投入

1 1 1 1 1 1 1 1 0 1 1 1 1 1 1 1 0 1 该保护不投 该保护不投

3.3.2.1 发变组非电量保护 1. 发电机断水保护:保护装置接收到 DCS 发出的断水信号后,延时 30s 动作全停。 2. 主变瓦斯保护 a) 重瓦斯:当油速达 1.2~1.3 m/s 时瞬时动作于全停。 b) 轻瓦斯:当继电器充满 250~300 cm3 气体时发信。 3. 主变压力释放保护:动作于全停。 4. 主变冷却器失电 a) 对于强油循环变压器,当冷却器系统全停时,允许的负荷和时间若制造厂有明确规定,则 按制造厂规定执行;若制造厂无明确规定,则按 DL/T 572-95《电力变压器运行规程》规 定的要求,当冷却系统全停时,允许带额定负荷运行 20min,如 20min 后顶层油温尚未达 到 75?C,则允许上升到 75?C,但在这种状态下运行的最长时间不得超过 1h。 b) 当冷却器全停动作报警后,值班人员必须立即采取措施,恢复变压器冷却器工作电源,缩 短变压器冷却器工作电源全停时间。 5. 主变绕组温度超高:110?C:保护出口动作于信号。 6. 主变绕组温度高:95?C:保护出口动作于信号。 7. 主变油温超高:97?C 保护出口动作于信号。

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8. 主变油温高:85?C 保护出口动作于信号。 9. 速动油压:动作于全停。 10. 主变油位高:保护出口动作于信号。 11. 主变油位低:保护出口动作于信号。 12. 高厂变瓦斯保护 a) 重瓦斯:当油速达 0.8~1.0 m/s 时瞬时动作于全停。 b) 轻瓦斯:当继电器充满 250~300 cm3 气体时动作于信号。 13. 高厂变压力释放保护:动作于全停 3(建议动作于信号) 。 14. 高厂变绕组温度高:95?C 保护出口动作于信号。 15. 高厂变绕组温度超高:110?C 保护出口动作于信号。 16. 高厂变油温高:85?C 保护出口动作于信号。 17. 高厂变油温超高:97?C 保护出口动作于信号。 18. 高厂变油位高:保护出口动作于信号。 19. 高厂变油位低:保护出口动作于信号。 20. 励磁变温高:120?C 保护出口动作于信号。 21. 励磁变超温:150?C 保护出口动作于信号。 22. 励磁系统故障:保护出口动作于全停。 23. 发变组急停:保护出口动作于全停 3。 3.3.2.2 发电机差动保护 (1)保护范围:用来保护发电机定子绕组及其引出线的相间短路故障 (2)光字牌名称:“#2 发变组保护 A 屏发电机差动保护动作” “#2 发变组保护 B 屏发电机 差动保护动作” (3)保护出口结果:瞬时动作于全停出口 (4)比率差动启动定值: 1.6A 。 (5)差动速断定值:15.86A 。 3.3.2.3 发电机匝间保护 (1)保护范围:保护发电机定子绕组同相分支或同相不同分支间的匝间短路故障 (2)纵向零序电压定值:3 V (3)纵向零序电压高定值:10 V (4)零序电压保护延时:0.3 s
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(5)光字牌名称: “#2 发变组保护 A 屏发电机匝间保护动作” 机匝间保护动作” 3.3.2.4 发电机定子接地保护

“#2 发变组保护 B 屏发电

(1)保护范围:保护发电机定子绕组及出口封闭母线的单相接地故障,其中基波零序主要保护 靠近机端的接地故障,三次谐波主要保护靠近中性点的接地故障。 (2)光字牌名称:“#2 发变组保护 A 屏发电机定子接地”“#2 发变组保护 B 屏发电机定子接 地”。 1)基波零序 7V:时限 T=7 秒,动作于全停,与(主变接地零序 II 段保护)最大延时时间 6.5 秒。 2)基波零序 25V:时限 T=0.3 秒,动作于全停。 (3)三次谐波:时限 T=5 秒,动作于全停。 3.3.2.5 发电机转子接地保护 (1)保护范围:保护发电机转子回路接地故障。 (2)光字牌名称:“#2 发变组保护 A 屏发电机转子接地跳闸”“#2 发变组保护 B 屏发电机转 子接地跳闸”。 1)转子一点接地(灵敏段) 20kΩ :时限 T=5 秒,发信号。 2)转子一点接地 1kΩ :时限 T=2.0 秒,跳闸。 (3)两点接地二次谐波电压定值: 0.4 V 。 (4)两点接地延时定值: 0.5 s 跳闸。 两点接地保护 :发生一点接地时,由运行人员手动将两点接地投入。 3.3.2.6 发电机对称过负荷保护(对称过负荷) (1)保护范围:反应发电机定子电流异常对称升高。 (2)光字牌名称:“#2 发变组保护 A 屏发电机对称过负荷”“#2 发变组保护 B 屏发电机对称 过负荷”。 1) 定时限报警电流定值:4.38 A 2) 定时限报警信号延时:9 s 3) 反时限启动电流定值: 4.38 A 4) 反时限上限时间定值: 0.8 s 动作于全停 3.3.2.7 发电机负序过负荷保护(不对称过负荷) (1)保护范围:反应发电机定子电流异常不对称升高。 (2)光字牌名称:“#2 发变组保护 A 屏发电机负序过负荷跳闸”“#2 发变组保护 B 屏发电机 负序过负荷跳闸” 。 3.3.2.8 发电机转子过负荷保护
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1) 2) 3) 4) 5)

定时限报警电流定值:0.34 A 定时限报警信号延时:8 S 反时限启动负序电流定值:0.34 A 长期允许负序电流:0.31 A 反时限上限时间定值:0.5 S 动作于全停

3.3.2.9 发电机失磁保护 (1)保护范围:保护发电机在发生失磁或部分失磁时,防止危及发电机安全及电力系统稳定运 行的保护装置。 (2)光字牌名称:“#2 发变组保护 A 屏发电机失磁保护跳闸”“#2 发变组保护 B 屏发电机失 磁保护跳闸” (3) 转子空载电压定值:113 V (4) 转子低电压定值:56.6 V (0.5 倍空载励磁电压) 1)失磁 I 段:时限 T=0.5 秒,动作切换厂用电源 2)失磁 II 段:时限 T=1 秒,动作程跳 3)失磁 III 段:时限 T=1 秒,动作全停 3.3.2.10 发电机失步保护 (1)保护范围:保护发电机在发生失步时,造成机组受力和热的损伤及厂用电压急剧下降,使 厂用机械受到严重威胁,导致停机、停炉严重事故的保护装置。 (2)光字牌名称:“#2 发变组保护 A 屏发电机失步跳闸”“#2 发变组保护 B 屏发电机失步跳 闸”。 1)失步保护阻抗定值 ZA:2.69Ω; 2)失步保护阻抗定值 ZB:3.87Ω; 3)主变阻抗定值 ZC:2.06Ω; 4)跳闸允许电流定值:21.88 A 3.3.2.11 发电机过电压保护 (1)保护范围:保护发电机在起动或并网过程中发生电压升高而损坏发电机绝缘的事故。 (2)光字牌名称:“#2 发变组保护 A 屏发电机过电压跳闸”“#2 发变组保护 B 屏发电机过电 压跳闸”。 (3)过电压Ⅰ段定值:130 V (4)过电压Ⅰ段延时:0.5 S 动作于全停 3.3.2.12 发电机频率异常保护 (1)保护功能:保护汽轮机,为防止发电机在频率偏低或偏高时,使汽轮机的叶片及其拉筋发 生断裂故障的保护装置。
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(2)光字牌名称:“#2 发变组保护 A 屏发电机频率保护跳闸”“#2 发变组保护 B 屏发电机频 率保护跳闸”。 1)低频Ⅰ段频率定值:48.5 HZ ,低频Ⅰ段累计延时:20 M 2)低频Ⅱ段频率定值:48 HZ ,低频Ⅱ段延时:4 M 动作于报警;

动作于报警;

3) 低频Ⅲ段频率定值:47.5 HZ ,低频Ⅲ段延时:48 S 动作于报警; 4)低频 IV 段频率定值:47 HZ ,低频 IV 段延时:8 S 动作于报警; 5)过频Ⅰ段频率定值:51 HZ ,过频Ⅰ段延时:30 S 动作于报警 . 3.3.2.13 发电机复压过流保护 (1)保护范围:发电机-变压器组主保护的远、近后备保护的相间短路故障保护。 (2)光字牌名称:“#2 发变组保护 A 屏发电机复压过流跳闸”“#2 发变组保护 B 屏发电机复 压过流跳闸”

3.3.2.14 发电机启停机保护 (1)保护功能:防止发电机、主变、高厂变、励磁变在启动或停机过程中发生故障,由于启停 机过程中频率低而导致常规保护不能正确动作,本保护采用了不受频率影响的算法,保证可靠切除 启停机过程中的故障。当频率正常或主开关合闸后,该保护自动退出。 (2)光字牌名称:“#2 发变组保护 A 屏启停机跳闸”“#2 发变组保护 B 屏启停机跳闸”。 3.3.2.15 发电机误上电保护 (1)为保证保护可靠运行,并网后推出该保护压硬板,停机时重新投入该保护硬压板。 (2)光字牌名称:“#2 发变组保护 A 屏发电机误上电跳闸”#2 发变组保护 B 屏发电机误上电 跳闸”。 (3)误合闸频率闭锁定值:45 HZ (4)误合闸过电流定值:2300 A (5) 断路器跳闸允许电流:21.87 A (6)误合闸延时定值:0.5 S (7)断路器闪络负序过流定值:0.1 A (8)断路器闪络 I 段延时:0.5 S (9)断路器闪路 II 段延时:10 S 3.3.2.16 发电机逆功率保护(5.145MW 1.47% )

(1)保护功能:防止汽轮机主汽门关闭后造成汽轮机无蒸汽运行损坏主设备。 (2)光字牌名称:“#2 发变组保护 A 屏发电机逆功率跳闸”“#2 发变组保护 B 屏发电机逆功 率跳闸”。 (3)保护出口结果:时限 T=15 秒,动作于信号;时限 T=60 秒,动作于全停;
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3.3.2.17 发电机程跳逆功率保护(4.025MW 1.15% ) (1)保护功能:与发电机逆功率相同,但多作为一种停机的手段。 (2)光字牌名称:“#2 发变组保护 A 屏发电机逆功率跳闸”“#2 发变组保护 B 屏发电机逆功 率跳闸”。 (3)保护出口结果:时限 T=1.5 秒,动作于全停。 3.3.2.18 发电机过励磁保护 (1)保护范围:防止发电机、变压器磁路严重饱和、过热。 (2)光字牌名称:“#2 发变组保护 A 屏发电机励磁跳闸”“#2 发变组保护 B 屏发电机励磁跳 闸” 1)反时限部分,动作于减励磁; 3.3.2.19 主变差动保护 (1)保护范围:保护主变压器绕组及其引出线的相间短路故障。 (2)光字牌名称:“#2 发变组保护 A 屏主变差动跳闸”“#2 发变组保护 B 屏主变差动跳闸” 3.3.2.20 主变启动通风保护 (1)保护范围:主变高压侧电流或油温超过整定值启动辅助冷却器以降低主变温度。 (2)光字牌名称:“主变通风启动” (3)保护出口结果:时限 T=10 秒,动作于启动辅助冷却器; 3.3.2.21 主变高压侧零序过流保护 (1)保护范围:主变高压侧接地故障。 3.3.2.22 主变高压侧间隙零序保护 (1)保护范围:主变高压侧接地故障 (2)光字牌名称:“#2 发变组保护 A 屏主变侧间隙零序跳闸”“#2 发变组保护 B 屏主变侧间 隙零序跳闸” 。 3.3.2.23 高厂变差动保护 (1)保护范围:保护厂用变压器绕组及其引出线的相间短路故障。 (2)光字牌名称:“#2 发变组保护 A 屏高厂变差动保护动作”“#2 发变组保护 B 屏高厂变差 动保护动作” 3.3.2.24 高厂变高压侧复合电压过流保护 (1)保护范围:高厂变及 6kV 系统故障的后备保护。 (2)光字牌名称:“高厂变复压过流”
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1)过流Ⅰ段:时限 T=2.5 秒,动作于切换厂用电; 2)过流Ⅱ段:时限 T=3 秒,动作于全停; 3.3.2.25 高厂变高压侧启动通风保护 (1)保护范围:高厂变高压侧电流或油温超过整定值启动冷却器以降低高厂变温度。 (2)光字牌名称:“高厂变启动通风” 3.3.2.26 高厂变分支零序保护 (1)保护范围:高厂变低压侧共箱母线、6KV 母线接地故障,6KV 设备接地故障的后备保护。 (2)光字牌名称:“#2 发变组保护 A 屏高厂变 分支零序跳闸”“#2 发变组保护 B 屏高厂变 分支零序跳闸” (3) (4) (5) (9) 零序过流 I 段定值:2.27 A 零序过流 I 段延时:3.7 s 动作于跳()分支断路器并闭锁该分支快切 零序过流 II 段定值:2.27 A 零序过流 II 段延时:3.7 s 动作于全停

3.3.2.27 高厂变分支限时速断保护 (1)保护范围:高厂变低压侧共箱母线、6kV 母线接地故障保护。 (2)光字牌名称:“高厂变( )分支限时速断” (3)过流 I 段定值:10.46 A (4)过流 I 段延时:0.7 s 动作于跳()分支断路器并闭锁该分支快切 (5)过流 II 段定值:5.51 A (6)过流 II 段延时:3.7 s 动作于全停 3.3.2.28 励磁变电流速断保护 (1)保护范围:反应励磁变高压侧短路。 (2)光字牌名称:“#2 发变组保护 A 屏发电机励磁后备跳闸”“#2 发变组保护 B 屏发电机励 磁后备跳闸” (3)过流定值:35.67A (4)延时 0 s 动作于全停 3.3.2.29 励磁变过流保护 (1)保护范围:反应励磁变高压侧电流异常升高。 (2)光字牌名称:“励磁变过流” 3.3.2.30 励磁绕组过负荷保护 (1)保护范围:反应励磁变低压侧电流异常升高。 (2)光字牌名称:“#2 发变组保护 A 屏励磁变过负荷跳闸”“#2 发变组保护 B 屏励磁变过负 荷跳闸”
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1)定时限部分:时限 T=9 秒,动作于信号。 2)反时限部分:上限 T=1 秒,动作于程序跳闸。 3.3.2.31 发电机励磁系统故障保护 (1) 保护装置检测到励磁系统传来的;励磁系统系统故障信号后,瞬时动作于全停 (2) 光字牌名称:“#2 发变组保护 C 屏发电机励磁系统故障。 3.3.2.32 发电机 TV 异常保护 (1)发电机 TV 断线采用双 TV 电压平衡式判据。 (2)通过比较两组电压互感器二次侧的电压,当某一 TV 失去电压时继电器动作,瞬时发出 TV 异常信号。 3.3.2.33 发电机断水保护 (1) 保护范围: 防止发电机定子绕组及引出线失去冷却水而过热损坏。 接受热工来的断水信号。 (2)光字牌名称:“发电机断水保护” (3)延时 30 s 动作于全停 3.3.2.34 发电机冷却水导电率高保护 (1) 检测到热工传来的冷却水导电率高信号后,发信号。 3.3.2.35 主变瓦斯保护 (1)保护范围:主变内部故障。接受主变本体来的瓦斯信号。 (2)光字牌名称:“#2 发变组保护 C 屏主变轻瓦斯”、“#2 发变组保护 C 屏主变本体重瓦斯”。 3.3.2.36 主变压力释放保护 (1)保护范围:主变内部故障油箱压力升高故障。 (2)光字牌名称:“#2 发变组保护 C 屏主变压力释放”。 3.3.2.37 主变冷却器全停保护 (1)保护范围:反应主变两路冷却器电源消失。 (2)光字牌名称:“主变冷却器全停”。 3.3.2.38 主变绕组温度保护 (1)保护范围:反应主变绕组温度高。 (2)光字牌名称:“主变绕组温度高”。 3.3.2.39 主变油温度保护 (1)保护范围:反应主变油温度高。
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(2)光字牌名称:“#2 发变组保护 C 屏主变油温度超高”。 3.3.2.40 主变油位异常保护 (1)保护范围:反应主变油位异常提醒运行人员注意。 (2)光字牌名称:“#2 发变组保护 C 屏主变油位高报警”“#2 发变组保护 C 屏主变油位低报警”。 3.3.2.41 高厂变瓦斯保护 (1)保护范围:高厂变内部故障。接受高厂变本体来的瓦斯信号。 (2)光字牌名称:“#2 发变组保护 C 屏高厂变轻瓦斯”、“#2 发变组保护 C 屏高厂变重瓦斯”。 3.3.2.42 高厂变压力释放保护 (1)保护范围:高厂变内部故障油箱压力升高故障。 (2)光字牌名称:“#2 发变组保护 C 屏高厂变压力释放”。 3.3.2.43 高厂变冷却器全停保护 (1)保护范围:反应高厂变变两路冷却器电源消失。 (2)光字牌名称:“高厂变冷却器全停”。 3.3.2.44 高厂变绕组温度保护 (1)保护范围:反应高厂变绕组温度高。 (2)光字牌名称:“#2 发变组保护 C 屏高厂变绕组温度超高”。 3.3.2.45 励磁变温度保护 (1)保护范围:反应励磁变温度高。 (2)光字牌名称:“#2 发变组保护 C 屏励磁变温度超高”。 3.3.2.46 高厂变油位异常保护 (1)保护范围:反应高厂变油位异常提醒运行人员注意。 (2)光字牌名称:“#2 发变组保护 C 屏高厂变油位高报警”“#2 发变组保护 C 屏高厂变油位低报 警”。

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第4 章
4.1 试验总则

机组试验

4.1.1 机组大、小修或联锁、保护回路检修后,要进行联锁与保护试验。 4.1.2 机组的横向保护试验应在机、电、炉各纵向联锁保护试验合格后方可进行。 4.1.3 试验应得到值长的同意方可进行,试验时运行相关专业人员、热控人员及有关检修人员应到 现场。 4.1.4 重要辅机试转必须在其联锁、保护试验结束后进行,禁止辅机在无可靠保护下进行试转。 4.1.5 试验前各项目必须具备相关条件,试验分动态试验和静态试验两种:静态试验时辅机仅送试 验电源,动态试验时必须送上辅机的动力电源,动态试验必需在静态试验合格后方可进行。 4.1.6 试验所涉及设备的仪表、信号及保护电源、气源、水源应正常投入,相关电动门、气动门、 液动门及风门档板应校验合格,确认试验对设备系统无影响。 4.1.7 参加动态试验的相关辅机已试转合格。 4.1.8 试验前 DCS、DEH 系统应正常运行,暂时无法满足的条件可由热工设定或强制(在确认安全的 前提下,以书面联系单要求热控设定、强制,试验结束必须恢复正常方式),试验中应检查各相关 报警信号发讯正确,试验动作结果正确。 4.1.9 需要填写操作票的试验项目,应提前作好准备,并明确分工。 4.1.10 试验应按试验操作卡逐条进行,试验结束,有关人员及参与试验的热工人员应签字记录。 4.1.11 若运行系统甚为薄弱且缺乏完整的安全措施,可不进行试验,但应阐明理由并经主管生产 的公司领导同意。 4.1.12 机组正常运行中的定期试验,应选择机组运行稳定时进行,并严格按操作票执行。运行中 设备的试验,应做好局部隔离措施,不得影响运行设备的安全。对于试验中可能造成的后果,应做 好风险预控。 4.1.13 试验结束,做好系统及设备的恢复工作,分析试验结果,并将试验情况做好详细记录,试 验过程中发现问题应及时处理。 4.1.14 严禁无故停用机组热控保护装置,机组运行中如需停用应先得到专业厂长的批准。 4.2 汽机有关试验 4.2.1 阀门校验: 机组大小修后,所有的阀门(包括电动门、电动调整门、中停电动门、气动门、气动调整门) 都必须进行校验;检修后的阀门也都必须进行校验。阀门校验时应确认该阀门校验对系统、设备无
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影响;阀门进行开关试验时,各门开关应灵活,无卡涩,无磨擦,无异音,各连杆和销子牢固可靠, 无松动脱扣及弯曲现象。试验时应检查确认 DCS 指示与就地阀门实际状态一致。禁止任何未经校验 的阀门切至远方操作或投入使用。 4.2.2 辅机的联锁试验: 机组大、小修后或辅机联锁、保护回路检修后,要进行联锁与保护试验;进行相关联锁试验时, 对于 6KV 设备,应将开关送至试验位置进行有关试验;对于 380V 设备,若开关有试验位置,将开关 送至试验位置进行有关试验,若开关无试验位置,启动投运相关系统进行试验;辅机联锁试验包括 电气联锁和热控联锁。 4.2.3 汽轮机 ETS 保护试验: 机组停运超过 7 天,开机前要进行 ETS 保护试验。ETS 保护试验包括控制室操作盘上汽机脱扣 试验、就地汽机脱扣试验、保护跳闸试验(选择 1~2 项保护试验,其余保护进行通道试验)。 4.2.3.1 试验条件: (1)确认试验对机组无影响; (2)EH 油泵、高压备用密封油泵、润滑油泵运行正常,检查有关保护、电源、信号正常; (3)汽轮机盘车运行正常; (4)热控人员给出 ETS 有关信号正常,并清除 ETS 首跳记忆。 4.2.3.2 试验方法: (1)在 DEH 电调主控画面上单击“挂闸”按钮,查汽机“挂闸”指示灯亮,查遮断油压正常, 查隔膜阀上腔油压>0.7MPa。查 AST 油压、OPC 油压、ASP 油压正常,查中压主汽门开启。查高排逆 止门关闭,高排通风阀开启,进汽回路通风阀开启; (2)关闭汽机各疏水门、高排通风阀、进汽回路通风阀,打开高排及各抽汽逆止门,就地检查 各阀门动作正常; (3)在 DEH 电调主控画面上单击“运行”按钮,检查高压调门(GV)全开; (4)联系就地脱扣汽轮机; (5)查“汽机跳闸”、“高、中主汽门关闭”信号到; (6)查遮断油压、AST 油压至零,查 OPC 油压、ASP 油压正常,查高、中压主汽门关闭,有关 疏水门、高排通风阀、进汽回路通风阀打开,高排逆止门及各抽汽逆止门关闭; (7)重复步骤(1) 、 (2) 、 (3) ; (8)联系热控投入低真空保护开关; (9)查“真空低打闸”、“汽机跳闸”、“高、中主汽门关闭”信号到;
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(10)查遮断油压不变,AST 油压至零,查 OPC 油压、ASP 油压正常,查高、中压主汽门关闭, 有关疏水门、高排通风阀、进汽回路通风阀打开,高排逆止门及各抽汽逆止门关闭; (11)查 ETS 首出跳闸信号为真空低停机; (12)机组重新复位挂闸; (13)按上述方法联系热控分别给出 110%(ETS 超速) 、轴向位移、润滑油压低、DEH 遥控打闸 等保护信号(选择 1~2 项保护试验,其余保护进行通道试验) ,做各保护试验正常; (14)试验结束,恢复原状。 4.2.3.3 试验注意事项: (1)若汽缸温度>121℃,ETS 保护试验不进行模拟试验,仅进行通道试验; (2)试验前应确认主、再热蒸汽管道无积水,防止主汽门开启后汽缸进水。 4.2.4 凝汽器真空严密性试验: 4.2.4.1 在下列情况下应做凝汽器真空严密性试验: (1)汽机在大小修前后; (2)正常运行中每月一次。 4.2.4.2 试验应具备条件 (1)凝汽器真空正常且稳定; (2)试验时,机组负荷及其它运行参数稳定; (3)正常运行定期试验时负荷应大于80%额定负荷。 4.2.4.3 试验步骤及注意事项: (1)确认机组负荷在 80%额定负荷以上,机组运行稳定,凝汽器真空正常; (2)核对就地、DCS 真空数值指示一致; (3)记录机组负荷、凝汽器排汽温度、凝结水温度、真空等有关数据; (4)解除真空泵联锁,停止运行真空泵。密切监视真空逐渐下降; (5)若停止真空泵后,凝汽器真空迅速下降应立即启动真空泵运行,停止试验,并在运行中或 停机后,进行真空系统查漏工作; (6)每分钟记录一次凝汽器真空; (7)试验时间持续 8 分钟,试验结束启动真空泵,观察入口蝶阀随泵联开; (8)取后 5 分钟凝汽器真空下降平均值分析凝汽器严密性; (9)如在试验过程中,凝汽器绝对压力上升到 13kPa 或低压缸排汽温度超过 50℃,应立即停 止试验并投入真空泵运行,维持正常真空;

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(10)试验结束,汇报值长并做好凝汽器真空严密性试验结果的分析和记录。 4.2.4.4 真空严密性的评价标准: 合格: ≤0.4kPa/min 4.2.5 高、中压主汽门、中压调门活动试验: 4.2.5.1 高压主汽门(TV)、高压调节阀(GV)在线全行程活动试验: (1)降低负荷到 70%以下额定负荷,单阀运行,协调或 DEH 功率回路投入; (2)按照试验要求将汽压提升至合理范围,防止负荷产生较大波动; (3)在 DEH 阀门试验画面按亮主汽门活动“试验允许”按钮; (4)在主汽门活动试验小窗口中点亮“TV1 试验”按钮,试验开始; (5)检查左侧高压调节阀 GV1、GV3 逐渐关闭; (6)当左侧高压调节阀 GV1、GV3 全关后,检查左侧高压主汽门 TV1 关闭; (7)当 TV1 全关后,检查 TV1 再次开启至全开; (8)当左侧高压主汽门 TV1 开启至全开后,检查左侧高压调节阀 GV1、GV3 逐渐开至与右侧阀 位指令相同开度; (9)检查 TV1 试验成功灯亮,DEH 自动退出“TV1 试验”。若试验开始进行 500S 后,试验仍未 完成,TV1 试验失败灯亮,DEH 自动退出“TV1 试验”; (10)TV2 试验过程与 TV1 步骤相同; (11)TV1、TV2 活动试验开关是联锁的,不能同时对两侧高压主汽门进行活动试验; (12)按灭主汽门活动“试验允许”按钮,高压主汽门(TV)、高压调节汽门(GV)在线全行程活 动试验结束。 4.2.5.2 汽机中压主汽门(RSV)、中压调节阀(IV)在线全行程活动试验: (1)降低负荷到 70%以下额定负荷,单阀运行,协调或 DEH 功率回路投入; (2)按照试验要求将汽压提升至合理范围,防止负荷产生较大波动; (3)在 DEH 阀门试验画面按亮主汽门活动“试验允许”按钮; (4)在主汽门活动试验小窗口中点亮“RSV1 试验”按钮,试验开始; (5)检查左侧中压调节阀 IV1 逐渐关闭; (6)当左侧中压调节阀 IV1 全关后,检查左侧中压主汽门 RSV1 迅速关闭; (7)当左侧中压主汽门 RSV1 全关后,检查左侧中压主汽门 RSV1 再次开启至全开; (8)当左侧中压主汽门 RSV1 开启至全开后,检查左侧中压调节阀 IV1 逐渐开启至全开; (9)检查 RSV1 试验成功灯亮,DEH 自动退出“RSV1 试验”。若试验开始进行 1200S 后,试验

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仍未完成,RSV1 试验失败灯亮,DEH 自动退出“RSV1 试验”。 (10)RSV2 试验过程与 RSV1 步骤相同; (11)RSV1、RSV2 活动试验开关是联锁的,不能同时对两侧中压主汽门进行活动试验; (12)按灭主汽门活动“试验允许”按钮,中压主汽门(RSV)、中压调节汽门(IV)在线全行程活 动试验结束。 4.2.5.3 汽机高压主汽门(TV)、高压调节阀(GV)、中压主汽门(RSV)、中压调节阀(IV)在线部分行 程活动试验: (1)降低负荷到 70%以下额定负荷,单阀运行,协调或 DEH 功率回路投入; (2)按照试验要求将汽压提升至合理范围,防止负荷产生较大波动; (3)在 DEH 阀门试验画面按亮部分行程活动“试验允许”按钮; (4)在部分行程活动试验小窗口中点亮“TV1 试验”按钮,试验开始; (5)检查左侧高压主汽门 TV1 逐渐关闭; (6)当左侧高压主汽门 TV1 开度小于 80%后,检查左侧高压主汽门 TV1 再次开启至全开; (7) 检查试验成功灯亮, DEH 自动退出“TV1 试验”。 若试验开始进行 80 秒后, 试验仍未完成, 试验失败灯亮,DEH 自动退出“TV1 试验”; (8)TV2、GV1、GV2、GV3、GV4、IV1、IV2、RSV1、RSV2 阀门与 TV1 阀门活动试验步骤相同。 高压调节阀活动时应注意调节阀开度大于 80%; (9)按灭部分行程活动“试验允许”按钮,汽机高压主汽门(TV)、高压调节阀(GV)、中压主汽 门(RSV)、中压调节阀(IV)在线部分行程活动试验结束。 4.2.5.4 阀门活动试验注意事项: (1)试验前应检查机组负荷及蒸汽参数符合阀门试验要求的范围; (2)每次试验时只能对一个或一组阀门进行活动试验,禁止同时对两个或两组阀门进行活动试 验; (3)试验前检查 DEH 功率回路或协调回路在投入,防止在试验时产生较大负荷波动; (4)试验前切为单阀运行; (5)每一项试验结束,工况稳定,才能进行下一项试验; (6)试验时应严密监视机组负荷和振动、轴向位移、胀差等参数,发现参数有大的波动,应立 即终止试验; (7)阀门试验过程中,应安排专人就地检查确认阀门动作情况,确认阀门动作正常。 (8)做阀门活动试验前,应通知热工人员、设备部点检及主管,发电部主管到场,并做好阀门

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关闭的事故预想。 4.2.6 抽汽逆止阀活动试验: 4.2.6.1 试验条件: (1)联系热工人员、设备部点检及主管,发电部主管到场; (2)维持机组负荷在 270MW 左右。 (2)检查确认机组运行正常; (3)各加热器运行正常,正常疏水调节门自动调节良好; (4)危急疏水阀开关试验良好。 4.2.6.2 试验试验方法及注意事项: (1)就地监视人员到位,通讯良好; (2)在就地手动关闭一抽逆止门; (3)就地确认一抽逆止门执行机构动作,阀门关闭; (4)手动开启一抽逆止门; (5)就地确认一抽逆止门确已开启; (6)恢复试验前状态; (7)用同样方法分别做二、三、五、六抽逆止门活动试验; (8)做四抽逆止门活动试验时,必须先将小机、除氧器汽源倒至辅汽后,按上述方法做;试验 结束后,恢复正常供汽方式; (9)活动试验只能一个一个门做;试验时应在机组运行稳定、负荷<500MW 且参数稳定的情况 下,并做好高、低加突然解列的事故预想; (10)如果抽汽逆止门开关不灵活,有卡涩现象,联系检修消缺后重新试验; (11)试验过程中,注意加热器、除氧器水位变化,异常时立即停止试验; (12)抽汽逆止阀活动试验时要做好加热器解列的事故预想。 4.2.7 汽轮机飞锤注油试验: 4.2.7.1 试验规定: (1)机组大修或调速系统部件检修后的初次启动或机组连续运行满 2000 小时,均应做危急保 安器注油试验; (2)汽机危急保安器注油试验须在机组空负荷 3000r/min 或机组正常带负荷运行时进行; (3)通知相关人员到场监护; (4)试验期间,不准松开“超速试验手柄”,否则会导致机组跳闸;

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(5) 注油门关闭严密, 试验结束, 延时一段时间 (时间不少于 2 分钟) , 检查试验油压降至“0” 且脱扣器手柄恢复至“正常”位置后再松开“超速试验手柄”; (6)试验中应做好跳机事故预想及防范。 4.2.7.2 试验步骤: (1)维持汽机 3000r/min; (2)在机头将危急保安器试验隔离手柄从“正常”扳到“试验”位置并保持; (3)缓慢开启试验注油门、检查油压逐渐上升; (4)注意检查就地脱扣器手柄由“正常”切至“脱扣”位置,危急保安器动作,记录动作时油 压; (5)关闭试验注油门,待试验油压降至“0”,将脱扣器手柄恢复至“正常”位置,将危急保安 器试验隔离手柄复归至“正常”位置; (6)试验结束,汇报值长并作好记录。 4.2.8 汽机超速试验 4.2.8.1 试验目的: (1)验证汽机实际超速动作转速在规定范围之内; (2)检验汽机调速特性; (3)检验汽机危急保安器动作是否正常; 4.2.8.2 下列情况应做超速试验: (1)汽轮机安装完毕,首次启动; (2)汽轮机经大修后,首次启动; (3)危急遮断器经过解体复装后; (4)在前箱内做过任何影响危急遮断器动作转速整定的检修以后; (5)停机一个月以上,再次启动; (6)甩负荷试验前。 4.2.8.3 下列情况不允许做超速试验: (1)大修之前严禁做超速试验; (2)禁止在额定蒸汽参数或接近额定蒸汽参数下做试验; (3)调速系统或主汽门存在问题或有卡涩现象时; (4)各主汽门、调节阀严密性不合格时; (5)就地或远方停机不正常;

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(6)在额定转速下任一轴承的振动异常时; (7)任一轴承温度高于限定值时; (8)滑参数停机过程中。 4.2.8.4 试验必备条件: (1)试验前启动交流润滑油泵,试验期间维持交流润滑油泵运行; (2)汽轮机带 10%额定负荷至少运行 4 小时以上; (3)将发电机解列,恢复汽机在额定转速下运行。 4.2.8.5 试验规定及注意事项: (1)试验必须由专业厂长主持,在汽机专业技术人员监护指导下进行; (2)试验必须在高中压主汽门、调门严密性试验、集控室手动“紧急停机按钮”试验、就地手 动打闸试验和注油试验进行完毕且动作正常后进行; (3)机组冷态启动过程中做超速试验,应在机组解列做超速试验前带 10%额定负荷运行至少 4 小时以上,且机组解列后立即进行; (4)试验前应配备足够的试验人员、试验仪表及工具; (5)试验过程中,就地手动打闸手柄必须有专人负责; (6)试验时,应严密监视机组转速、振动、润滑油压、油温、瓦温、轴向位移、低压缸排汽温 度等参数变化; (7)超速试验应确定专人指挥,所有转速显示正常,集控室和机头分别有人监视转速、振动等 参数、并随时作好打闸准备。试验应在汽机专业人员的监护下进行; (8)在试验中,当汽机转速达 3360r/min 而保护未动作,应立即手动打闸,检查汽机进汽已切 断,转速已下降; (9)机械超速应试验二次,二次的动作转速差值不应>18r/min(0.6%); (10)超速跳闸后,汽机转速小于 2900r/min,重新挂闸启动,升速率 50r/min。 4.2.8.6 OPC 动态试验(103%超速保护功能试验): (1) 机组带 10%额定负荷运行至少 4 小时后,解列发电机,维持机组转速 3000 r/min; (2) 检查 DEH 系统在“转速控制”方式; (3)检查 DEH ATC 监控画面无报警; (4)启动交流润滑油泵及高压备用密封油泵运行正常; (5)打开 DEH 阀门试验画面,按亮“103%试验允许”按钮; (6)打开 DEH 电调主控画面,设定升速率为 50r/min,设置目标转速 3100r/min,机组转速逐渐

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升高,到 3090r/min 时 OPC 电磁阀动作,检查调门全关; (7)103%超速动作后,DEH 自动置目标转速值为 3000r/min,机组维持 3000r/min 运行; (8)按灭“103%试验允许”按钮; (9)试验结束,做好记录。 4.2.8.7 电超速试验: (1)联系值长,做汽轮机电超速试验,有关岗位做好试验准备; (2)启动交流润滑油泵、高压备用密封油泵运行; (3)并网带 10%额定负荷运行至少 4 小时后解列发电机,维持机组转速 3000r/min; (4)检查 DEH 系统在“转速控制”方式; (5)检查 DEH ATC 监控画面无报警; (6)打开 DEH 阀门试验画面,按亮“110%试验允许”按钮; (7)打开 DEH 电调主控画面,设定升速率为 50r/min,设置目标转速 3310r/min,机组转速逐渐 升高,到 3300r/min 时 AST 电磁阀动作,检查汽机跳闸,主汽门、调门全关; (8)按灭“110%试验允许”按钮; (9)试验结束做好记录。 4.2.8.8 机械超速试验: (1)联系值长,做汽机机械超速试验,有关岗位做好试验准备; (2)确认机组手动脱扣、飞锤注油压出试验、电超速保护试验已正常; (3)并网带 10%额定负荷运行至少 4 小时后解列发电机,维持机组转速 3000r/min; (4)启动交流润滑油泵、高压备用密封油泵运行; (5)检查 DEH 系统在“转速控制”方式; (6)检查 DEH ATC 监控画面无报警; (7)打开 DEH 阀门试验画面,按亮“机械超速允许”按钮。按亮“机械超速允许”按钮后,DEH 电气超速保护动作转速自动改为 3390r/min,作后备保护; (8)打开 DEH 电调主控画面,设定升速率为 50r/min,设置目标转速 3360r/min,机组转速逐渐 升高,到 3300~3360r/min 时,检查汽机跳闸,主汽门、调门全关; (9)在转子惰走过程中,重新挂闸复位汽轮机,冲转升速,第二次做机械超速试验,试验方法 相同,记录飞锤第二次动作转速,第一次与第二次动作转速不应>18r/min(0.6%); ( 10) 按 灭“ 机械 超速 允许 ”按 钮, “电 超速 保护 ”自 动切 至正 常方 式运 行, 恢复 定值 3300r/min;

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(11)试验结束,做好记录。 4.2.9 主汽门、调门严密性试验: 4.2.9.1 试验目的:检验主汽门和调节门的严密程度,保证事故情况下迅速切断机组进汽,防止超 速,保证机组安全停机。 4.2.9.2 下列情况应进行主汽门、调速汽门严密性试验: (1)新安装机组首次启动,机组大修后; (2)超速试验前; (3)高中压自动主汽门解体检修后; (4)甩负荷试验前; (5)运行中每年进行一次主汽门、调速汽门严密性试验。 4.2.9.3 试验应具备的条件: (1)试验压力不低于额定压力的 50%; (2) 调速系统静态试验合格; (3) 联系热工退出主汽门关闭后联跳锅炉联锁。 4.2.9.4 高、中压主汽门严密性试验方法: (1)检查汽机转速在 3000r/min,发电机在解列状态; (2)检查机组试验参数符合要求; (3)检查 DEH 系统在“转速控制”方式; (4)启动交流润滑油泵、高压备用密封油泵运行,检查油系统运行正常; (5)按亮“试验允许”按钮; (6)按亮“TV/RSV 严试”按钮,主汽门严密性试验开始。此时 TV/RSV 关闭,GV/IV 全开,转速 惰走; (7)当转速降到可接受转速时,按灭“TV/RSV 严试”按钮,停止惰走,主汽门严密性试验结 束; (8)记录转速最后下降稳定的转速值; (9)试验结束后应手动打闸,通知检修恢复热工条件。 4.2.9.5 高、中压调速汽门严密性试验方法: (1)高压主汽门严密性试验结束且合格; (2)检查交流润滑油泵、高压备用密封油泵运行正常; (3)在 DEH“转速控制”方式,重新升速至 3000r/min; (4)检查机组试验参数符合要求;

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(5)按亮“试验允许”按钮; (6)按亮“GV/IV 严试”按钮,调门严密性试验开始。此时总阀位给定置零,GV1~GV4,IV1, IV2 调门关闭,转速惰走; (7)当转速降到可接受转速时,按灭“GV/IV 严试”按钮,停止惰走,调门严密性试验结束; (8)记录转速最后下降稳定的转速值; (9)试验结束,在 DEH“转速控制”方式,重新升速至 3000r/min。 4.2.9.6 汽门严密性试验注意事项: (1)试验规程中密切监视主再热蒸汽的过热度>56℃; (2)试验规程中密切监视主机油温,特别是低转速时的油温控制,防止油温大幅度波动诱发机 组振动; (3)试验时密切监视汽轮机转速,注意检查顶轴油泵联启正常,否则手动启动; (4)试验过程中注意监视轴承温度及油膜压力变化情况; (5)试验过程中出现异常可按“试验停止”按钮,中止试验或立即打闸,待异常消除后再进行; (6)试验下的稳定转速可用下列公式计算且最终机组转速小于试验下的稳定转速,则认为严密 性试验合格:

n=(p/p0)?1000

r/min

式中 p——试验时的主蒸汽压力 p0——额定主蒸汽压力 4.2.10 发电机断水静态试验: 4.2.10.1 投入一台定冷水泵运行,水泵联锁退出; 4.2.10.2 挂闸后开启高中压主汽门; 4.2.10.3 将发电机主开关置合闸位,投入断水保护; 4.2.10.4 联系热工投入机炉电大联锁保护及抽汽逆止门投“自动”,解除其它各保护; 4.2.10.5 检查压缩空气系统运行正常,开启各抽汽门; 4.2.10.6 停止定冷水泵运行,当“内冷水压力低”、“内冷水流量低”、“定子断水”信号发出 时用秒表计时,延时 30 秒发电机主开关跳闸,汽轮机“脱扣”灯亮,DEH、CRT 上显示高中压主汽 门关闭,各段抽汽逆止门关闭,炉 MFT 动作; 4.2.10.7 试验后恢复原方式。 4.2.11 汽轮机润滑油系统联锁保护试验: 4.2.11.1 机组投运前低油压联锁保护试验操作:
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(1)检查油系统符合要求,油循环合格,各油泵试转正常; (2)启动交流润滑油泵运行,检查系统运行正常,油压正常; (3)停交流润滑油泵,检查直流事故油泵联启,油压正常; (4)停直流事故油泵,检查交流润滑油泵联启,油压正常; ( 5)缓慢开启直流事故油泵 #1 试验台手动泄压阀,注意观察油压表指示,检查当油压降至 0.06MPa 时直流事故油泵启动,电流正常,注意油压正常; (6)关闭手动泄压阀,停直流事故油泵,注意油压正常; ( 7)缓慢开启直流事故油泵 #2 试验台手动泄压阀,注意观察油压表指示,检查当油压降至 0.06MPa 时直流事故油泵启动,电流正常,注意油压正常; (8)关闭手动泄压阀,停交流润滑油泵,注意油压正常; (9)缓慢开启交流润滑油泵 #1 试验台手动泄压阀, ,注意观察油压表指示,检查当油压降至 0.07MPa 时交流润滑油泵启动,电流正常,注意油压正常; (10)关闭手动泄压阀,停交流润滑油泵,注意油压正常; (11)缓慢开启交流润滑油泵 #2 试验台手动泄压阀,注意观察油压表指示,检查当油压降至 0.07MPa 时交流润滑油泵启动,电流正常,注意油压正常; (12)关闭手动泄压阀,停直流事故油泵,注意油压正常; (13)由热控给出顶轴油泵进口油压<0.05MPa 信号,顶轴油泵进口油压低报警,给出顶轴油 泵进口油压<0.021MPa 信号,顶轴油泵启动条件不满足; (14)恢复油压信号,启动顶轴油泵正常; (15)由热控给出顶轴油母管压力<4.2MPa 信号,盘车装置启动条件不满足; (16)由热控给出顶轴油泵母管压力<6.5MPa 信号,汽机转速≤2000r/min,投入备用顶轴油 泵联锁开关,备用顶轴油泵联动; (17)由热工给出运行顶轴油泵跳闸信号,备用油泵联动正常; (18)由热工给出汽机转速>2000r/min 信号,顶轴油泵联停; ( 19 )检查顶轴油母管压力及各瓦顶轴油压正常,投用盘车,由热控给出顶轴油母管压力< 4.2MPa(或盘车喷油压力<0.031MPa、盘车装置保护帽动作)信号,检查盘车跳闸; (20)试验过程中注意声光报警信号正常,试验结束恢复正常。 4.2.11.2 机组运行中试验操作: ( 1)缓慢开启交流润滑油泵 #1 试验台手动泄压阀,注意观察油压表指示,检查当油压降至 0.07MPa 时交流润滑油泵启动,电流正常,注意油压正常;
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(2)关闭手动泄压阀,停交流润滑油泵,注意油压正常; ( 3)缓慢开启交流润滑油泵 #2 试验台手动泄压阀,注意观察油压表指示,检查当油压降至 0.07MPa 时交流润滑油泵启动,电流正常,注意油压正常; (4)关闭手动泄压阀,停交流润滑油泵,注意油压正常; ( 5)缓慢开启直流事故油泵 #1 试验台手动泄压阀,注意观察油压表指示,检查当油压降至 0.06MPa 时直流事故油泵启动,电流正常,注意油压正常; (6)关闭手动泄压阀,停直流事故油泵,注意油压正常; (7)手动缓慢开启直流事故油泵#2 试验台手动泄压阀,注意观察油压表指示,检查当油压降 至 0.06MPa 时直流事故油泵启动,电流正常,注意油压正常; (8)关闭手动泄压阀,停直流事故油泵,注意油压正常。 4.2.11.3 机组运行中联锁保护试验要求及注意事项: (1)交直流油泵联锁试验每月进行两次,#1 试验台一次,#2 试验台一次; (2)油泵启动后,注意监视油压变化情况及就地油泵出口油压,判断油泵运行是否正常; (3)油泵停运时注意监视油压,防止逆止门卡涩油压降低停机; 4.2.12 汽轮机 EH 油系统低油压联锁试验 4.2.12.1 机组投运前 EH 油低油压联锁保护试验操作: (1)检查油系统符合要求,油循环合格,各油泵试转正常; (2)由热控给出 EH 油箱油位<295mm 信号,检查 EH 油泵启动条件不满足; (3)由热控给出 EH 油箱油温<20℃信号,检查 EH 油泵启动条件不满足; (4)启动一台 EH 油泵运行,检查系统运行正常,油压正常; (5)投入 EH 油泵联锁,停运运行 EH 油泵,检查备用 EH 油泵联启,油压正常; (6)用同样的方法试验另一台 EH 油泵联启正常; (7)保持一台 EH 油泵运行,检查 EH 油泵联锁在投,系统油压正常; (8)开启 EH 油系统低油压试验电磁阀,检查备用 EH 油泵启动,电流正常,注意油压正常; (9)关闭试验电磁阀,停运一台 EH 油泵,保持一台 EH 油泵运行。 (10)由热控给出 EH 油箱油位<193mm 信号,检查运行 EH 油泵跳闸; (11)试验过程中注意声光报警信号正常,试验结束根据机组情况停运 EH 油泵或保持一台 EH 油泵运行。 4.2.12.2 机组运行中 EH 油低油压试验操作: (1)开启 EH 油系统低油压试验电磁阀,检查备用 EH 油泵启动,电流正常、系统油压正常;

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(2)关闭试验电磁阀,根据情况停运原运行 EH 油泵或联启泵,注意系统油压正常。 4.2.13 高加水位保护静态试验: 4.2.13.1 本试验在机组大、小修或高加保护检修后进行; 4.2.13.2 确认试验对机组无影响; 4.2.13.3 送上高加电动门电源及各保护联锁信号电源、送上高加危急疏水门气源,检查各热控信 号正常; 4.2.13.4 开启高加进汽电动门、抽汽逆止门(机组复置,安全油压建立后) ; 4.2.13.5 确认高加保护投入; 4.2.13.6 联系热控给出#1 高加水位-38mm 信号,“#1 高加水位低 I 值”发讯后恢复; 4.2.13.7 联系热控给出#1 高加水位+38mm 信号,“#1 高加水位高 I 值”发讯后恢复; 4.2.13.8 联系热控给出#1 高加水位+88mm 信号,“#1 高加水位高 II 值”发讯,检查#1 高加危急 疏水门联开,高低加事故疏水扩容器减温水调整门打开; 4.2.13.9 联系热控给出#1 高加水位+138mm 信号,“#1 高加水位高 III 值”和“高加解列”发讯, 检查各高加进汽电动门及抽汽逆止门联关,逆止门前及电动门后疏水联开,高加进口三通门关闭, 高加出口门关闭,高加给水切旁路运行,动作正常后恢复; 4.2.13.10 #2、3 高加水位保护静态试验与#1 高加相同。 4.2.14 低加水位保护静态试验: 4.2.14.1 本试验在机组大、小修或低加保护检修后进行; 4.2.14.2 确认试验对机组无影响; 4.2.14.3 送上低加进汽电动门及各保护联锁信号电源,送上低加危急疏水门气源,检查各热控信 号正常; 4.2.14.4 开启#5 低加进汽电动门、抽汽逆止门(机组复置,安全油压建立后) ; 4.2.14.5 确认低加保护投入; 4.2.14.6 联系热控给出#5 低加水位-38mm 信号,“#5 低加水位低 I 值”发讯后恢复; 4.2.14.7 联系热控给出#5 低加水位+38mm 信号,“#5 低加水位高 I 值”发讯后恢复; 4.2.14.8 联系热控给出#5 低加水位+88mm 信号,“#5 低加水位高 II 值”发讯,检查#5 低加危急 疏水门联开,相应疏扩喷水调节阀开启,动作正常后恢复; 4.2.14.9 联系热控给出#5 低加水位+138mm 信号,“#5 低加水位高 III 值”和“#5 低加解列”发 讯,检查#5 低加进汽电动门、抽汽逆止门关闭,逆止门前及电动门后疏水联开,#5 低加凝结水旁路 门自动打开,#5 低加凝结水进、出口电动门自动关闭; 4.2.14.10 试验结束,恢复原状; 4.2.14.11 用同样方法做#6~#7 低加水位保护静态试验。 4.2.15 除氧器联锁保护 4.2.15.1 除氧器水位保护静态试验:
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(1)本试验在机组大、小修或除氧器保护检修后进行; (2)确认试验对机组无影响; (3) 送上除氧器进汽电动门、 溢流电动门、 危急放水电动阀及保护电源, 检查各热控信号正常; (4)开启除氧器进汽电动门、抽汽逆止门(机组复置,安全油压建立后) ; (5)联系热控给出除氧器水位 2050mm 信号,“除氧器水位低 I 值” 发讯,动作正常后恢复; (6)联系热控给出除氧器水位 1000mm 信号,“除氧器水位低 II 值” 发讯,检查联跳给水泵 信号发出,动作正常后恢复; (7)联系热控给出除氧器水位 2350mm 信号,“除氧器水位高 I 值” 发讯,动作正常后恢复; (8)联系热控给出除氧器水位 2400mm 信号,“除氧器水位高 II 值” 发讯,延时 2 秒,检查 除氧器溢流阀联开,延时 60 秒,检查除氧器危急放水电动阀联开。联系热控给出除氧器水位 2349mm 信号,“除氧器水位高 II 值” 信号消失,延时 2 秒,检查除氧器溢流阀及危急放水电动阀联关, 动作正常后恢复; (9)联系热控给出除氧器水位 2450 mm 信号,“除氧器水位高 III 值” 发讯,检查除氧器进 汽电动门及抽汽逆止门关闭,逆止门前及电动门后疏水联开,动作正常后恢复; (10)试验结束,恢复原状; 4.2.15.2 除氧器水位保护动态试验: (1)本试验在除氧器保护静态试验合格,除氧器上水时进行; (2)确认除氧器水位保护投入; (3)检查“除氧器水位低 I 值” 和“除氧器水位低 II 值”发讯,检查联跳给水泵信号发出, 检查给水泵禁启信号发出; (4)启动凝泵或凝补水泵向除氧器补水,检查除氧器水位缓慢上升; (5)当除氧器水位升至 1001mm 时,检查“除氧器水位低 II 值”信号消失,检查除氧器水位低 联跳给水泵信号消失; (6)当除氧器水位升至 2051mm 时,检查“除氧器水位低 I 值”信号消失; (7)当除氧器水位升至 2350mm 时,检查“除氧器水位高 I 值”发讯; (8)当除氧器水位升至 2400mm 时,检查“除氧器水位高 II 值”发讯,延时 2 秒,检查除氧器 溢流阀联开,延时 60 秒,检查除氧器危急放水电动阀联开。关闭除氧器溢流阀及危急放水电动阀; (9)当除氧器水位升至 2450 mm 时,检查“除氧器水位高 III 值”发讯,检查除氧器进汽电动 门及抽汽逆止门关闭,逆止门前及电动门后疏水联开; (10)开启除氧器溢流阀及危急放水电动阀,检查除氧器水位下降,当除氧器水位降至 2349mm
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时,检查除氧器溢流阀及危急放水电动阀联关; 试验结束,根据情况保持除氧器一定的水位。 4.3 锅炉试验 4.3.1 锅炉水压试验 4.3.1.1 试验规定 1)锅炉经大修后或因受热面泄漏检修后的锅炉(如省煤器、水冷壁、过热器、再热器)一般 应进行额定工作压力的水压试验。试验的目的是在冷态下检验各承压部件的严密性和强度。 2)有下列情况之一时,应进行超压试验: a)一般两次大修(6-8年)后。 b)新装的锅炉投运前。 c)停运一年以上的锅炉恢复投运时。 d)锅炉改造、承压部件经重大修理或更换后,如水冷壁更换管数在 50%以上,过热器、再热 器、省煤器等部件成组更换时。 e)锅炉严重超压达 1.25 倍工作压力及以上时。 f)根据运行情况,对设备安全可靠性有怀疑时。 3)水压试验必须制定专用措施,由生产副总或专业厂长批准后执行。水压试验和超压试验 的压力规定如下:超压试验应按《电力建设及验收技术规范》(锅炉篇)及《电力工业锅炉监察 规程》的有关规定执行,直流锅炉一次汽水系统其超压试验压力为过热器出口设计压力的 1.25 倍,且不小于省煤器进口联箱设计压力的 1.1 倍;二次汽系统按再热器进口设计压力的 1.5 倍 单独进行。 系 统 主蒸汽 系统 再热汽 系统 锅炉 编号 #1#2 #3#4 #1#2 #3#4 额定工作压力 (MP) 25.4 25.4 4.82 5.052 水压试验压力 (MP) 25.4 25.4 4.82 5.052 超压试验压力 备 (MP) 32.01 32.01 7.23 7.578 以省煤器入口 压力为基准 以再热器入口 压力为基准 注

4)水压(超压)试验必须制定详尽的安全技术措施,并经专业厂长批准。 5)水压(超压)试验时,运行、检修、热控、安全等部门的有关人员应到现场,由专业厂长 或指定的专人在现场指挥。

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6)水压试验工作分工:运行人员负责锅炉进水、升压、泄压及控制室操作;检修人员负责就 地压力表监视、带压检查工作,并对省煤器进口集箱、启动分离器、过热器出口管道等关键点 的部件壁温进行监控,测量其壁温并做好记录。 4.3.1.2 试验范围 1)主蒸汽系统:自给水泵出口至汽机高压自动主汽门前水压堵板,包括给水系统、省煤器 系统、水冷壁系统、启动系统、过热器系统以及一次系统的联箱、蒸汽连接管道、疏放水和放 气管道、减温器等受压部件。启动系统包括启动分离器及进出口连接管,下降管至疏水扩容器 进口闸阀,启动系统至除氧器管道至闸阀。 2)再热器系统:自再热器冷段水压试验堵板至再热器出口水压试验堵板前,包括二次系统 的联箱、蒸汽连接管道、疏放水和放气管道、减温器等受压部件。 4.3.1.3 试验要求 1)汽轮机组在盘车状态。 2)检查与锅炉水压试验有关的汽水系统,承压部件的检修工作已经结束,热力工作票已终 结或交回,炉膛及锅炉尾部烟道内各承压部件周围无人工作。 3)做好锅炉水压试验的准备工作:准备足够的化学除盐水;除氧器投加热;汽轮机高压主 汽门、高压旁路门、高压缸排汽逆止门、中压主汽门采取防开启措施; 4)联系热控人员将所有不参加水压试验的仪表关闭隔绝,参加水压试验的各压力、流量等 仪表投入使用。并检查启动分离器、再热器、给水管道上就地压力表应在投入状态(标准压力 表须经校验,准确可靠)。 5)汽水系统各阀门管系应符合水压试验要求位置。各调节阀、隔绝阀、放水阀的执行机构 试验正常,安全阀、电磁释放阀及其它防止超压的保护装置正常,为防止水压试验时超压,应 具备在紧急状态下快速泄压手段。 6)水压试验前,应将有关的恒力弹簧吊架及炉顶弹簧吊架固定,暂当钢性吊架使用。 7) 过、再热器安全门不参加超压试验。 8) 水压试验用水应采用除盐水或凝结水,上水前应化验水质合格,水中氯离子含量小于 0.2mg/L,固体粒子含量不超过 1ppm,PH 值为 9-10。 注:含有奥氏体不锈钢的过热器和再热器在有氯离子存在的情况下,特别容易产生应力腐蚀裂 纹。因此水压试验中,氯离子含量不得大于 0.2 mg/L。水压应避免使用由固体化学物处理过的 水,固体物质会沉淀于过热器与再热器中,从传热和腐蚀观点上来说都是有害的。 9)在末级过热器出口联箱和低再出口联箱上已装设两只以上不同取样源的精度为 0.4 级的
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就地压力表,一次系统压力表的量程为 0—60Mpa,二次系统压力表的量程为 0—20Mpa 以便进 行校对,且控制室内末级过热器出口联箱和低再出口联箱上压力指示已经校验正确。水压试验 压力以就地压力表指示为准。 10)所需通讯工具准备齐全。 11) 检查锅炉汽水系统与汽轮机确已隔绝,汽轮机高调门后疏水门,高排逆止门前疏水 门,中调门后疏水应打开,大机旁路阀关闭,严防汽机本体进水。 12)水压(超压)试验进水要求:给水温度控制在20~70℃范围内(水温过低易造成受热面表 面结露及金属冷脆,水温过高易造成汽化)。升压前,应保证省煤器进口管、末级过热器出口 集箱及管道、末级再热器出口集箱及管道、启动分离器等处的金属温度保持在21~50℃。水压 试验时的承压部件周围空气温度应高于5℃,低于5℃时必须有防冻措施。 注:气温低于5℃时,由于材料的冷脆性可能会导致受压设备冷脆破坏;同时气温低于5℃时,在保 持试验压力的过程中,由于热胀冷缩的作用,会出现泄压现象,不能保持压力的稳定,干扰水压试 验的结果。 13)在锅炉进水前,应按运行操作卡检查汽水系统阀门处于正确状态,至锅炉吹灰等任何 通往不参加水压试验压力的仪表和附件的管路阀门都应可靠隔离,吹灰系统疏水门开启。 14)上水前、后分别检查和记录锅炉本体各部位膨胀指示值。当进水至锅炉启动分离器水 位正常水位时停止进水,通知检修人员检查各阀门管道是否有渗漏现象,检查启动分离器水位 应维持不变,才能继续进水,否则应查明原因予以消除。 15)水压试验结束后拆除防安全阀起座措施和所加的各处堵板,以及弹簧吊架的销子。 16)如锅炉在短期内不投入运行,当降压至 0.5Mpa 时,关闭各空气门和疏水门停止泄压, 进行充氮保护,或采取其它停炉保养措施。 4.3.1.4 锅炉各部件水容积 序号 1 2 3 4 5 名称 省煤器 炉膛水冷壁 分离器 过热器 再热器系统 单 位 m m m m m 3 3 3 3 3 #1#2 炉数 值 69.2 22.8 1.37 67.2 224.2 #3#4 炉数 值 95 50 9 256 220

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6 7 8

锅炉启动系统 一次汽系统总水容积 二次汽系统总水容积

m m m

3 3 3

25.4 168.0 224.2

25.4 436 220

4.3.1.5 上水系统 启用电动给水泵通过高压给水管路向锅炉上水,在上水过程中,先通过各系统疏排水管路 对系统进行冲洗。二次系统同一次系统一起上水,从省煤器进口疏水接至低再进口管道水压试 验管座,从管座上水,连接管上安装两只临时隔离阀,阀门压力等级 PN≥40 Mpa,临时管道采 用锅炉疏放水厂供管道。 4.3.1.6 水压试验步骤 1)水压试验前日或当日完成受压范围内管路及受热面的水冲洗工作。主要冲洗区域为过热 系统和再热系统。 2)通过受热面各疏水管路进行放水冲洗。 3)冲洗水通过排水管道出口观察。 4) 冲洗过程应观察排水污度, 并观察排水中的悬浮物, 当排水悬浮物浓度接近干净水质时, 认为冲洗合格。 5)水冲洗合格后,直接关闭疏水门,打开放空气,继续上水直到各放气管道均有均匀的水 溢出,即锅炉上水完成。关闭所有放气阀及其它受压范围内阀门。 6)由于二次系统上水管路较小,上水时间较长,等过热器上满水后,需继续给二次系统上 水,直至上满水。 7)一次和二次系统均上水完成后,由电动给水泵同时对两系统升压,升压速度控制在 0.2 Mpa/min-0.3Mpa/min(根据 06 版《国家工程建设强制性条文》 ) 。 8)因二次系统设计压力较低,当压力升至二次系统试验压力 10%即 0.723Mpa 时,停止升 压,对一次系统和二次系统进行检查,经检查无缺陷后继续升压。 9)当压力升至二次系统工作压力即 4.82Mpa 时,停止升压,对一次系统和二次系统进行检 查,经检查无缺陷后继续升压,同时二次系统开始超压试验。 10)一次系统、二次系统继续同步升压至二次系统试验压力,即 7.23Mpa。注意:在此超 压过程中,升压和降压速度均须控制在不大于 0.1Mpa/min 范围内。超压过程中,所有检查人员 均应到安全位置等待,不得做任何检查。到试验压力后停止升压。同时关闭二次系统与一次系
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统间隔离阀。待压 20 分钟,密切观察二次系统压降情况。20 分钟后开始对二次系统泄压。泄 压速率控制在约 0.3Mpa/min。 11)二次系统泄压至工作压力,即 4.82Mpa 时,停止泄压,开始对二次系统进行检查(同 时检查过热系统受压情况) 。二次系统经检查无缺陷后继续泄压至零。完成二次系统水压试验。 12)二次系统泄压完成后,查看并记录一次系统压力,开始单独对一次系统升压。升压至 一次系统工作压力即 25.4 Mpa 时,停止升压。对一次系统进行检查,经检查无缺陷后继续升压。 13)检查完毕,开始对一次系统进行超压试验。升压至一次系统试验压力即 32.01Mpa。注 意:在此超压过程中,升压和降压速度均须控制在不大于 0.1Mpa/min 范围内。超压过程中,所 有检查人员均应到安全位置等待,不得做任何检查。到试验压力后停止升压,待压 20 分钟。 14) 20 分钟后开始对一次系统泄压。泄压速率控制在约 0.3Mpa/min。 15)一次系统泄压至工作压力即 25.4 Mpa 时,停止泄压。对一次系统进行全面检查,经检 查无缺陷后继续泄压。 16)一次系统泄压至零后(就地压力读数) ,开启受压系统内放气阀,然后开启所有受压范 围内疏水阀,开始对系统进行放水。直至水放尽。 4.3.1.7 水压试验的合格标准 1)受压元件金属壁和焊缝没有任何水珠和水雾的泄漏痕迹。 2)承压部件无残余变形。 3)关闭进水门停止升压后,再热器系统 5min 内降压<0.25Mpa,一次系统压力 5min 内降压 <0.5Mpa。 4.3.1.8 试验注意事项 1) 锅炉水压试验前,汽轮机侧应做好主蒸汽、再热汽管道的隔绝措施,防止水进入汽轮 机。 2)水压试验过程中必须统一指挥,升压和降压必须要得到现场指挥者的许可方可进行。 3)必须设专人监视就地压力表及空气门,一、二次压力表指示相符 (一、二次压力表有误 差时以一次表为准),保持通信畅通就地和控制室经常联系,防止超压。 4)水压试验期间严禁随意操作阀门和在受压部件上随意敲打。 5)超压状态下禁止一切本体及受热面检查,待降至工作压力且稳定后才能进行检查。 6)当主汽系统、再热器系统压力升至接近水压试验规定压力时,应适当降低升压速度,以 防超压。 7)当一次系统进行水压试验时,应注意监视二次系统压力,防止造成二次系统超压。
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8)做超压试验时,应将热控仪表、变送器解列,在受压设备区域内,无关人员不得停留, 升压过程中不得冲洗压力表管和取样管。 9)水压试验的升压过程升降压应缓慢、平稳。 10)试验前应对疏水门做开关灵活性试验,保证超压时能够快速降压。 11)水压试验前应锁死各汽水系统吊架,以防损坏。 12)水压试验完毕后应将汽水系统吊架解锁。 4.3.2 锅炉安全阀校验 4.3.2.1 安全门校验原则 1) 机组大小修后、安全阀部件检修后或在运行期间压力超出安全阀启座压力而安全阀拒 动,为保证安全阀附件齐全、灵敏、可靠,必须在热态情况下进行安全阀压力定值校验。以保 证其动作的准确性和可靠性。 2)安全阀校验的顺序应先高压,后低压,依次对分离器出口安全阀,过热器出口安全阀, 电磁释放阀,再热器进口安全阀,再热器出口安全阀逐一进行校验。 3) 安全阀校验的安全、技术措施由检修部门起草,经设备部压力容器监督专职工程师审 核,专业厂长批准,提前将安全阀校验时间及校验措施发至运行岗位。 4)安全阀校验工作应由设备部门主持,安监部专职应在场监督,设备部锅炉点检负责就地 安全阀校验,运行人员负责压力调整及控制室内所有操作。 5)校验安全阀过程中,动作及回座压力以就地压力表指示为准。 4.3.2.2 安全阀校验必须具备的条件 1)锅炉检修工作已结束,对锅炉本体和辅机进行启动前检查,确认已具备锅炉点火升压及 进行安全阀校验的条件。 2)校验现场与集控室之间已设置通讯联络工具。 3)校验安全门时,必须在就地安全门的主蒸汽和再热汽管道上装设不低于 0.5 级的就地机 械压力表(压力表校验合格)。 4)锅炉工作压力达额定压力的 80%以上或试验措施要求的压力。 5)汽轮机旁路系统和真空系统能正常投运,凝汽器真空正常。 6)DCS 系统运行正常,所有热工仪表投入,指示正常。 7)锅炉、汽机所有主、辅保护传动完毕并全部正常投入。 8)安全阀校验过程中应维持锅炉燃烧稳定,参数正常。 4.3.2.3 锅炉安全门的整定值

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#1、#2锅炉安全门整定值 安 装 位 置 过热器进口 #2 #1 过热器出口 #2 #1 再热器进口 #2 #1 再热器出口 #2 #1 PCV 阀 #2 26.67/27.50 25.87 4 90.6/111 580/571 5.14 26.67/27.00 4.99 25.87 4 4 203.9 90.6/108 575 580/571 5.60 5.14 5.43 4.99 4 4 306 203.9 345 575 31.07 5.43 30.13 5.27 4 4 120.8 306 580 345 31.20 31.07 30.27 30.13 4 4 423 120.8 460 580 编 号 #1 启 座 压 力 (Mpa) 31.20 回 座 压 力 (Mpa) 30.27 压差 % 4 排汽量 t/h 423 设计温度 ℃ 460

#3、#4 锅炉安全门整定值 编 安装位置 号 #1 #2 过热器出口 #3 #4 #1 #2 #3 再热器出口 #4 #5 #1 PCV 阀 #2 27.50 26.68 3 111 571 (Mpa) 28.67 29.84 31.00 32.18 5.52 5.52 5.60 5.60 5.69 27.00 (Mpa) 27.52 28.64 29.76 30.89 5.35 5.35 5.43 5.43 5.52 26.19 % 4 4 4 4 3 3 3 3 3 3 t/h 253.345 265.316 276.645 288.183 204.412 204.412 207.326 207.326 210.679 108 ℃ 571 571 571 571 569 569 569 569 569 571 启 座 压 力 回 座 压 力 压差 排汽量 设计温度

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4.3.2.4 锅炉安全阀校验标准 1)安全阀起回座压差为起座压力的 4%~7%,最大不得超过起座压力的 10%。 2)安全阀在运行压力下应有良好的密封特性。 3)安全阀实际动作压力与规定动作压力的偏差不应超过规定动作压力的 5%。 4.3.2.5 注意事项 1)安全门校验期间锅炉所有的保护必需正常投入,严禁解除主保护。 2)主、再热蒸汽压力表、启动分离器压力表、给水压力表在安全门校验前要进行校验,校验中 发现偏差大于 0.2Mpa 应停止安全门校验,待处理正常后进行安全门校验。 3)当一次系统进行安全门校验时,应监视二次系统压力,防止造成二次系统超压。 4)试验过程中,升压速度不得超过 0.2Mpa/min。 5)安全阀校验时,应加强对汽温、汽压的监视,在安全门动作导致压力大幅度波动时压力调整 要平稳,防止主汽压力、给水流量大幅度波动造成主汽系统沿程温度急剧变化。 6)安全门校验期间要保持锅炉燃烧稳定,各受热面金属温度在允许范围内。 7)安全门就地除必须的调整人员外,其他人员不得靠近。 8)安全门校验时必须配备可靠的通讯工具。 9)安全阀校验后,其起座压力、回座压力,应做好详细记录。 10)安全阀动作后,适当降低燃烧率,如遇安全阀启座后不回座,立即减少燃烧率。必要时开大 汽机调门或旁路,以降低主汽压力,尽快使其回座。 11)安全阀校验过程中,如出现异常情况,应立即停止校验工作,由运行人员按机组事故处理规 程处理。 12)为防止锅炉本体吹灰等非高压系统超压,校验时应做好隔离工作,并开启有关疏水门,安全 阀校验升压期间应注意对这些系统进行检查。 13)调整完毕的安全门应作出标志,禁止将安全门隔绝或者锁定。 14)安全门调整完毕后应整理记录,办理相关手续。 4.4 电气试验 4.4.2 电气设备定期试验内容 1 2 3 4 6KV 备用电机测绝缘 主变冷却电源切换 高厂变、启备变冷却电源切换 380V 低压备用电机测绝缘(锅炉、汽机侧)
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每月 3 日、18 日小夜班 每月 1 日、15 日白班检查 每周一白班检查 每月 5 日、20 日小夜班

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5 6 7 8 9 10 11 12 13

380V 低压备用电机测绝缘(化学侧) 柴油发电机空载运行 10 分钟 封母储气罐底部放水 励磁整流柜风机滤网清理 升压站刀闸重点巡视检查(望远镜) 记录网控室蓄电池单体电压 记录主厂房蓄电池单体电压 记录脱硫蓄电池单体电压 事故照明 MCC 切换试验

每月 6 日、21 日小夜班 每月 1 日、15 日白班 每周一白班 每周一白班 每周二白班 每月 16 日白班 每月 16 日中班 每月 17 日白班 机组大、小修

4.4.4主变冷却器电源手动切换试验 4.4.4.1 试验时间:主变冷却器电源联动切换试验自动故障时。 4.4.4.2 试验步骤 : 1) 检查主变冷却器由电源Ⅰ供电(电源 I 为主电源) 。检查电源Ⅱ备用良好。电源切换把手在“自 动”位置。 2) 3) 4) 5) 6) 7) 8) 9) 断开“#1 主变 A 却器电源Ⅰ”电源开关 QM1。 检查#1 主变冷却器由电源Ⅰ切换到电源Ⅱ工作正常。 检查#1 主变冷却器运行正常。 查 DCS 报警信号“#1 主变冷却器Ⅰ组工作电源故障”光字牌发出,且无其它异常报警信号。 合上 “#1 主变冷却器电源Ⅰ”电源开关 QM1。 检查#1 主变冷却器由电源Ⅱ切换到电源Ⅰ工作正常。 检查#1 主变冷却器运行正常。 断开“#1 主变 A 却器电源Ⅱ电源开关 QM2。

10) 查 DCS 报警信号“#1 主变冷却器组Ⅱ工作电源故障”光字牌发出,且无其它异常报警信号。 11) 合上 “#1 主变 A 相冷却器电源Ⅱ”电源开关 QM2。 12) 检查 DCS 报警信号“主变冷却器Ⅱ工作电源故障”光字牌灭。 4.4.5主变工作、备用冷却器切换试验的操作: 1) 2) 检查主变有一组冷却器控制开关处于“备用”位置。 选择一组工作的冷却器,断开该工作冷却器的电源开关,备用冷却器应自动投入运行,远方和 就地发“主变冷却器故障”报警。 3) 将联动的备用冷却器控制开关切至“工作”位置,将拉开的工作冷却器控制开关切至“备用”

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位置。 4) 5) 合上已拉开冷却器的电源开关,相应“工作冷却器故障”报警消失。 轮换的备用冷却器组号应做好记录,各组冷却器根据试验周期按次序进行轮换。

4.4.6 辅助冷却器切换试验 4.4.6.1“工作”、“辅助”运行的冷却器应定期轮换。 4.4.6.2“辅助”位置的冷却器,联动试验采用短接接点的方法,由电气检修人员进行,进行以下模 拟联动试验。 4.4.6.3 模拟变压器负荷达到额定值的 70%或上层油温达到 55℃时,“辅助”冷却器自动投入。 4.4.6.4模拟变压器负荷小于额定值的 70%或上层油温达到 45℃时,“辅助”冷却器自动停止。 4.4.7 事故照明检查 4.4.7.1 事故照明切换试验应在机组大小修时进行。 4.4.7.2 断开事故照明 MCC 保安电源一,事故照明 MCC 有电源一自动切换至电源二;合上照明 MCC 保安电源一,事故照明 MCC 有电源二自动切换至电源一;切换过程中检查事故照明灯正常。 4.4.7.3 切换不正常及不亮的灯具应及时联系电气维护人员处理。 4.4.8 发变组试验 4.4.8.1 发变组在检修后启动前,配合检修人员做发变组系统各开关拉合闸试验、联动试验及发变 组保护传动试验,结果应正确。 试验前确认发变组出口开关两侧刀闸确在断开位置,高厂变低压分支开关在断开和试验位置。 4.4.8.2 机组大修后按试验方案,配合检修人员,做发变组短路试验、空载试验、励磁调节器特性 试验、假同期试验、转子交流阻抗测量等试验,并认真记录有关试验数

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第5 章
5.1 机组启动及操作原则 5.1.1机组启动原则

机组启动

5.1.1.1以下操作由专业厂长主持,运行分厂厂长和检修分厂厂长等有关人员参加: (1)机组安装、大修、小修后的启动。 (2)机组超速试验。 (3)机组甩负荷试验或 RB 试验。 (4)汽机主汽门、调门严密性试验。 (5)发电机短路试验。 (6)锅炉安全门调整试验。 (7)锅炉燃烧调整试验。 (8)机组检修前有特殊要求的停运。 (9)设备经重大改进后的启动或有关新技术运用的第一次试运。 5.1.1.2机组正常启动由值长统一指挥,机组长主持,按规程启动,运行分厂专业副厂长现场技术监 督和技术指导。 5.1.1.3机组启动前所有系统、 设备的检修工作结束, 各项检修工作票均已注销, 机组处于备用状态。 5.1.1.4机组启动前确认现场卫生符合标准,有关检修临时工作平台拆除,冷态验收合格。 5.1.1.5附属设备试验合格。 5.1.1.6机组大小修后,在启动前应检查有关设备、系统异动、竣工报告以及油质合格报告齐全。 5.1.1.7机组启动前各类记录表单及振动表、听针等工器具备齐。 5.1.1.8所有液位计明亮清洁,上、下隔绝门应在开启状态,各有关压力表、流量表及保护仪表信号 一次门全部开启。 5.1.1.9联系热工人员将主控所有热工仪表、信号、保护装置送电。 5.1.1.10检查各转动设备轴承油位正常,油质合格,冷却水系统正常。 5.1.1.11所有电动门、调整门、调节挡板送电,显示状态与实际相符合,控制气源送好。 5.1.1.12确认各电气设备绝缘合格、外壳接地线完好后送电至工作位置。 5.1.1.13当机组大小修后,或受热面泄漏更换完毕后需安排锅炉水压试验。 5.1.1.14检查设备膨胀指示器正常,并记录原始值。 5.1.1.15除盐水、燃油、燃煤储备充足,且质量合格。
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5.1.1.16各类消防设施齐全,消防水系统运行正常。 5.1.2热机停送电原则 5.1.2.1辅机送电,必须在送电前检查检修工作结束,启动条件已具备后进行。 5.1.2.2送电前的检查项目: (1)所有安全围栏、防护罩完整牢固。对轮联接完好,地脚螺丝无松动。为检修设置的临时制 动措施已拆除。 (2)各部轴承及油箱油质良好,油位、油温正常,油位计、温度计指示正确、清晰、完好。 (3)各转机冷却水量充足,无漏水现象,回水管畅通。 (4)电动机外壳接地线良好,且按电气规定测量绝缘合格,电动机如经解体检修应单独试转, 合格后方可同辅机联接。 (5)各风门、挡板、阀门的执行机构齐全,连接完好,限位装置良好,“就地”、“远控”均 操作灵活,就地与集控室的开度指示一致并与实际相符。辅机送电前其进出口门必须先送电。 (6)水箱、水池水位正常,油箱油位正常。 (7)事故按钮完整可靠,保护罩齐全、盖好。 (8)有润滑油系统的辅机,送电前必须先投入润滑油系统。 (9)热工保护投入,设备处于手动位置。 5.1.3机组启动前试验项目 机组启动前电气二次、热控人员和集控人员,以及相关部门人员完成下列试验项目并做好记录。 5.1.3.1机组的试验项目 (1)各电(气)动门、动叶、风门及挡板的试验。 (2)转动机械检修后的运转试验。 (3)辅机及辅机附属设备的联动及保护试验。 (4)机、炉、电大联锁。 (5)发变组主开关传动试验 5.1.3.2锅炉的试验项目 (1)锅炉大联锁试验。 (2)BMS 试验。 (3)水压试验(包括受热面严重损坏修复后或大面积更换后的超压试验) 。 (4)风烟系统的严密性试验(大修后) 。 (5)锅炉启动分离器水位联锁及保护试验。
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(6)油泄漏试验。 (7)转动机械检修后的运转试验。 (8)辅机的联动及保护试验。 (9)SCS 试验。 5.1.3.3汽机的试验项目:汽机每次检修(小修、中修、大修)后,必须进行以下项目试验。 (1)主汽门、调门静态试验。 (2)汽轮机 ETS 保护试验,包括在控制室操作盘上或就地进行汽机脱扣试验。 (选择 1~2 项保 护进行动作试验,其余保护进行通道试验) 。 (3)AST 电磁阀试验。 (4)高排逆止门、抽汽逆止门保护联锁试验。 (5)除氧器、加热器等主要设备的保护试验。 (6)各种油泵、水泵、风机的启停及保护联锁试验。 (7)低润滑油压、低抗燃油压联锁试验,密封油泵自启动试验。 (8)小机主汽门、调门静态试验。 5.1.3.4电气的试验项目 (1)配合检修人员传动、试验发电机系统的所有信号应正确。 (2)经省调同意,做 220kV 配电装置防误闭锁试验正常。 (3) 确认发变组 220kV 侧甲刀闸在断开位置, 做发变组出口开关、 励磁系统各开关拉合闸试验、 联动试验及发变组保护传动试验,结果应正确。 (4)厂用电联锁试验正常。 (5)主变冷却器电源联锁切换及信号试验正常。 (6)发变组空载试验、励磁调节器特性试验、假同期试验、转子交流阻抗测量等试验。 (7)继电保护定值及传动试验。 (8)氢气系统的风压试验。 (9)发电机大修后,工作负责人终结工作票时,应向运行人员交待以下情况。 1)一次回路耐压试验情况。 2)各部位的绝缘电阻。 3)发电机定子绕组水压试验情况。 4)自动励磁调节装置试验情况。 5)继电保护定值及传动试验情况。
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6)氢气系统的风压试验情况。 7)相位检查情况。 5.1.4机组禁止启动条件 5.1.4.1影响启动的安装、检修、调试工作未结束,工作票未终结和收回,设备现场不符合《电业安 全工作规程》的有关规定。 5.1.4.2系统和设备的检修结束后,经检查试验及试运不合格时。 5.1.4.3机组主要检测仪表不能正常投入:转速,振动,轴向位移,真空,润滑油压,主、再热汽温、 汽压,胀差,除氧器水位,凝汽器水位,启动分离器水位,炉膛压力,给水流量表,蒸汽流 量。 5.1.4.4机组设备存在严重缺陷,或其联锁保护试验不合格。 5.1.4.5锅炉炉膛安全监控系统不能正常投入时。 5.1.4.6汽轮机安全监控系统不能正常投入时。 5.1.4.7DEH、MEH 系统不能正常投运时,影响机组运行操作、监视时。 5.1.4.8热控信号系统故障,不能正确报警。光字牌报警工作不正常时。 5.1.4.9MCS 主要功能不正常,影响机组启动操作或正常运行时。 5.1.4.10机组任一项主要安全保护经试验不能正常投入或机组保护动作值不符合规定时。 5.1.4.11机组及主要辅属系统设备安全保护性阀门或装置(如:锅炉安全伐、快速泄压阀、燃油速 断阀等)动作不正常时。 5.1.4.12DAS、ECS、UACS 系统故障,不能正确投入时。 5.1.4.13柴油发电机、UPS、直流系统工作不正常。 5.1.4.14主要仪表或热机保护电源失去。 5.1.4.15机组主要辅机不符合启动条件时。 5.1.4.16机组主要辅机联锁不合格时。 5.1.4.17机组特殊消防系统不能投入使用时。 5.1.4.18全厂污水处理系统不能投入时。 5.1.4.19发现有威胁机组安全启动或安全运行的严重缺陷时。 5.1.4.20在下列条件下,禁止锅炉启动: (1)影响锅炉启动的系统和设备检修工作未结束、工作票未注销时,或经运行试验 6kV 转机不 合格。 (2)锅炉主、再汽压力表、温度表,启动分离器水位计,给水流量表,炉膛负压表,氧量表,
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排烟温度表等主要仪表不能全部正常投入。 (3)锅炉大联锁、锅炉主保护以及炉膛火焰监视装置不能正常投入,且没有经专业厂长批准的 临时措施。 (4)锅炉的排大汽门、PCV 阀、燃油速断阀等安全保护性阀门经试验动作不正常。 (5) 锅炉的过热器、 再热器系统各安全门未经整定 (组大修后首次点火进行安全门整定时除外) 或试验拒动。 (6)水压试验不合格。 (7)炉水品质不合格。 (8)CCS、SCS 系统不正常,影响机组操作。 (9)高、低压旁路系统不能正常投入时。 (10)BMS 系统不正常,影响机组启停或影响机组安全运行。 (11)厂用仪表压缩空气系统、控制电源工作不正常。 (12)电袋除尘不能投入时。 (13)烟气脱硫设备不能投入时。 (14)烟气脱硝设备不

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