135MW汽轮机运行规程综述综述概述共149页.docx

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135MW汽轮机运行规程综述综述概述共149页

山东（shāndōnɡ）华盛（huáshènɡ）江泉（jiānɡquán）热电厂企业（qǐyè）标准

Q/118-105.33-2006

第一篇设备规范

2006－02－01发布2006－03－01实施

山东华盛江泉热电厂发布

第一章汽轮机设备（shbi）简介

1.1概述（ɡish）

本机组（jīzǔ）为超高压135MW机型，为一次中间再热、单轴、双缸双排汽、可调抽汽凝汽式汽轮机。

未级动叶高660mm，机组（jīzǔ）总长～14.0m.

本机组采用全电调系统.

新蒸汽通过布置在机组两侧的高压自动主汽门,经高压调门、进汽管,进入高压缸.高压部分为反流,与中压部分对头布置,共用一个高中压外缸,高压排汽经再热后，通过布置在机组两侧的中压联合汽阀进入中压缸。

中压排汽经两根连通管进入低压缸中部,并向前、后分流,通过前、后排汽缸流入凝汽器.低压缸分为低压外缸和低压内缸.

本机组高压缸为双层缸结构,设置有夹层加热系统.四个喷嘴室固定在高压内缸的前端,新蒸汽经穿过外缸而插入内缸喷嘴室的4根进汽管和喷嘴室进入高压内缸,高压第7级后设第一段抽汽,排汽口处设2段抽汽,第8、9级隔板固定在1号隔板套上。

高中压内缸中分面为通孔螺栓。

高中压内、外缸设置有内外缸相对死点.为了减少热膨胀对静子中心的影响,高中压外缸采用下缸猫爪水平中分面支撑结构,外缸支撑在前轴承箱和中间轴承箱上.外缸与前箱、中箱之间用推拉机构和猫爪横键传递轴向力。

中压第5、8级后和排汽口处分别设第3、4、5段抽汽。

中压第1、2、3级隔板固定在中压内缸上，第4、5级隔板固定在2号隔板套上，第6、7、8级隔板固定在3号隔板套上，第9、10级隔板固定在4号隔板套上。

低压外缸由前、中、后三段组成，前、中、后部皆为焊接结构，前后设由防止汽缸超温的喷水保护装置。

高中压转子、低压转子均为整锻转子。

高中压转子与低压转子间采用刚性联轴器连接，低压转子与发电机转子间采用半挠性联轴器连接。

高中压转子用两轴承支承，低压转子前端与高中压转子共用一个轴承支承，转子后端用一个轴承支承，#4轴承为电机转子前端轴承。

#1、#2、#3、#4、#5为椭圆支持轴承，推力轴承为转子和汽缸的相对死点。

前箱带有自润滑滑块可改善汽缸的膨胀。

机组的绝对死点设在中轴承箱处，在#2轴承中心线偏向机头侧250mm的位置。

本机组的盘车装置位于后轴承箱上，盘车转速为4.5r/min.

第二章汽轮机设备规范

2.1技术规范；

型号：

NC150/135-13.24/0.981/535/535超高压、一次中间再热、单轴双缸，调整抽汽凝汽式。

额定功率：

135MW

最大功率：

150MW

额定转速：

3000r/min

抽汽级数：

7级二高、四低、一除氧。

叶片级数：

31级

高压（gāoyā）转子：

I+8级

中压转子（zhunzǐ）：

10级

低压（dīyā）转子：

2×6级

临界（lnji）转速：

高中压转子：

一阶转速1633r/min，发电机转子一阶；

1304r/min。

低压转子：

一阶转速2145r/min，发电机转子二阶；3519r/min。

最大尺寸：

14.35×7.5×5.4M

总重:

350T　

制造：

东方汽轮机厂

2.2.主要技术参数

额定功率：

135MW

主蒸汽阀前主蒸汽额定压力：

13.24MPa（a）

主蒸汽阀前主蒸汽额定温度：

535℃

主蒸汽额定流量：

394.3t/h

最大蒸汽流量460t/h

再热蒸汽进汽阀前压力/温度：

2.24MPa（a）/535℃

再热蒸汽流量：

336.2t/h

额定给水温度238.6℃

调整抽汽压力范围0.785-1.275MPa（8-13ata）

最大调整抽汽流量100t/h

设计及最高冷却水温20/33℃

保证热耗8231KJ/KW.h

额定工况补水率：

额定背压：

5.39KPa（a）

2.2.1典型工况技术参数：

（仅供参考）

铭牌

工况

额定

工况

夏季供热工况

最大抽汽工况

T-MCR

工况

VWO（纯凝运行）

功率MW

135.004

135

130.308

150

156

主蒸汽阀前主蒸汽额定压力MPa（a）

13.24

主蒸汽阀前主蒸汽额定温度℃

535

主蒸汽流量t/h

415.67

394.3

440.5

460

445.05

460

高压缸排汽压力Mpa

2.6

2.5

2.757

2.852

2.788

2.876

高压缸排汽温度℃

317.4

314

322.9

326.1

324

327.1

再热蒸汽进汽阀前压力MPa

2.34

2.24

2.481

2.567

2.509

2.589

再热蒸汽进汽阀前温度℃

535

再热蒸汽流量t/h

352.08

336.2

372.88

388.878

377.652

389.793

工业抽汽流量t/h

100

工业抽汽压力Mpa

0.981

工业抽汽温度℃

406.2

401.8

405.3

补水率

3％

3％+工业30t/h

100t/h

背压Kpa（a）

11.8

5.39

11.8

5.39

保证热耗KJ/KWh

8530

8231

7268

8214

8212

汽耗kg/kwh

3079

2921

3267

3530

2967

2982

冷却水温度℃

2.2.2各级（ɡj）抽汽参数：

抽汽参数

流量kg/h

压力MPa（a）

温度℃

第一级：

（至#1高加）

13845

3.572

359.5

第二级；（至#2号高加、高排）

31690

2.485

314.1

第三级：

（至除氧器）

10787

0.881

406

第三级：

（至厂用、工业及采暖）

第四级：

（至#4低加）

11554

0.428

315

第五级：

（至#5低加）

22021

0.241

249

第六级：

（至#6低加）

12656

0.063

121.4

第七级：

（至#7低加）

7586

0.017

56.6

第三章机组的主要（zhǔyo）热力工况及性能：

3.1铭牌（míngpái）工况（TRL）

当主汽及再热蒸汽参数为额定值，背压为11.8Kpa（a），补水率为3％，回热抽汽运行正常，发电机效率（xiàolǜ）98.6％，功率因数0.85，所规定的最终给水温度，汽轮机组能在此条件下安全连续运行，发电机输出端送出的净功率为135.004MW，此时为铭牌工况。

3.2额定工况（ECR）

当主汽及再热蒸汽参数为额定值，背压为5.39KPa（a），补水率为0，回热抽汽运行正常，发电机效率98.6％，功率因数0.85，所规定的最终给水温度，汽机为纯凝式运行，汽轮发电机组能在此条件下安全连续运行，发电机输出端送出的净功率为135MW，其热耗不高于保证值8231KJ/KWh，此时为额定工况。

3.3夏季（xiàjì）抽汽工况：

当主汽及再热蒸汽为额定值，背压为11.8KPa（a），工业抽汽流量30t/h，凝结水不回收，工业抽汽压力为0.981MPa（a），补水至凝汽器，总重为3％进汽量+30t/h，回热抽汽运行正常，发电机效率98.6％，功率（gōnglǜ）因数0.85，所规定的最终给水温度，汽轮发电机组能在此条件下安全连续运行，发电机输出端送出的净功率为135MW，汽轮机进汽量为440.5t/h，汽轮机抽汽量为30t/h，抽汽压力为0.981MPa（a），此时为夏季抽汽工况。

3.4最大抽汽工况：

主汽及再热蒸汽为额定值，背压为额定值5.39KPa（a），工业抽汽流量100t/h，凝结水不回收，工业抽汽压力0.981MPa（a），补水至凝汽器，总量为100t/h，回热抽汽运行正常，发电机效率98.6％，功率因数0.85，所规定的最终给水温度，汽轮（qìlún）发电机组在下列条件下安全连续运行。

发电机输出端送出的净功率为130.308MW，汽轮机进汽量为460t/h，汽轮机最大抽汽量为100t/h，抽汽压力为0.981MPa（a），此时为最大抽汽工况。

3.5最大连续（liánxù）运行工况（T-MCR）：

主汽及再热蒸汽参数为额定值，背压为额定值5.39KPa（a），补水率为0，回热抽汽运行正常，发电机效率98.6％，功率因数0.85，所规定的最终给水温度，汽机为纯凝汽式运行，汽轮发电机组能在此条件安全连续运行，发电机输出端送出的净功率为150MW，此时为汽轮机最大连续运行工况（VWO）。

3.6阀门全开工况（VWO）

主汽及再热蒸汽参数为额定值，背压为额定值5.39KPa（a），补水率为0，回热抽汽运行正常，发电机功率98.6％，功率因数0.85，所规定的最终给水温度，汽机为纯凝汽式运行，汽轮发电机组能在此条件下安全连续运行，发电机输出端送出的净功率为154MW，此时为阀门全开工况（VWO）。

3.7汽轮机在主汽、再热蒸汽参数及背压为额定值，纯凝工况运行时，若高加全部切除，能保证连续发出135MW。

3.8汽轮机能承受以下可能出现的运行工况

汽轮机轴系能承受发电机出口母线突然发生两相或三相短路或单项至合闸或非同期合闸时所产生扭矩。

汽轮机甩负荷后，允许空转时间不小于15min，汽轮机能在额定转速下空负荷运行，允许持续空负荷运行的时间至少能满足汽轮机启动后进行发电机试验需要，能在排汽温度高达65℃下允许长期运行，在不高于80℃时，能低负荷连续运行，三级抽汽口在各工况下能增加最大20t/h的厂用汽。

3.9机组的允许负荷变化率为：

从100％→50％MCR，变化幅度为5％MCR/min。

从50％→20％MCR和从20％→50MCR，变化幅度为3％MCR/min

从20％MCR以下，变化（biànhuà）幅度为2％MCR/min

允许（yǔnxǔ）负荷在50％→100％MCR之间的变化（biànhuà）幅度为10％MCR/min

3.10机组（jīzǔ）能在48.5～50.5Hz周波范围内持续稳定运行

3.11机组全真空惰走时间45min.无真空惰走时间15min.

3.12正常运行时在轴承座上测得的双振幅振动值，无论是垂直或横向均不大于0.025mm；在任何轴颈上所测得的双振幅振动值不大于0.075mm，各转子及轴系在通过临界转速时双振幅振动值轴承座振动为不大于0.10mm，轴颈振动不大于0.25mm。

3.13允许汽轮机的蒸汽参数在下表规定的范围内变化

参数名称

限制值

主蒸汽压力

任何12个月周期内平均压力

≤1.00P。

保证所述年平均压力下允许偏离值

≤1.1P。

例外情况下允许偏离值，但12个月周期内积累时间＜12小时

≤1.20P。

冷再热压力

≤1.20Pr

3.14当自动主汽门突然脱扣关闭，发电机仍与电网并列时，汽轮机背压为3.8～18.6KPa（a）范围内，至少具有1min无蒸汽运行能力，而不至引起设备的任何损坏。

3.15机组从冲转至带满负荷满足下列要求：

冷态启动≤5h，温态启动≤2.5h，热态启动≤1h

3.16机组高中压转子和低压转子的脆性转化温度的数值分别时121℃和27℃。

3.17任何运行条件下各轴承的回油温度不得超过65℃。

各轴承设计金属温度不超过90℃，但乌金材料允许在110℃以下长期运行。

3.18主汽门、调速汽门及再热主汽门能在运行遥控顺序试验，具备检修后能够进行单独的开闭试验的性能。

3.19油系统：

3.19.1油系统设有可靠的主供油设备。

在启动、停机，正常运行和事故工况下，满足汽轮机发电机组所有轴承的用油量及控制用油量，润滑油和控制油系统分开设置，控制油采用抗燃油。

3.19.2油系统包括主油箱，主油泵，交流润滑油泵，直流事故油泵，顶轴油泵及顶轴油系统。

两台100%容量的冷油器。

两台全容量抽油烟机，油箱上设有电加热器，能加热到40℃。

3.19.3所有油系统的泵组设计成能自动启动，遥控及手动启停，设有停止—自动—运行按扭和电磁操作的启动试验阀门，还有与盘车马达启动器联锁的单独压力开关，以便在油压尚未适应之前禁止盘车装置的投入。

3.20盘车装置（zhuāngzhì）：

3.20.1盘车装置是自动（zìdòng）啮合型的，能使汽轮发电机组转子以静止状态转动起来，并能在正常油压下以足够的转速建立起轴承油膜，盘车转速为4.5r/min。

能自动退出而不发生撞击，不再自行投入。

3.21调节（tiáojié）保安系统：

调节保安系统可分为：

低压保安系统，高、低压接口装置，高压抗燃油系统及汽轮机安全监视保护系统。

调节保安系统是高压抗燃油数字电液控制系统（DEH）的执行机构。

它接受DEH发出的指令，完成挂闸，驱动阀门及遮断机组等任务。

本机组的调节保安系统满足下列基本要求：

挂闸，适应高、中压缸联合（liánhé）启动的要求，适应中压缸启动的要求，具有超速限制功能。

需要时，能够快速，可靠地遮断汽轮机进汽，适应阀门活动试验的要求，具有超速保护功能。

3.21.1机械式超速保护：

动作转速为额定转速的110％～111％（3300～3330r/min），此时危急遮断器飞环击出，打击危急遮断装置的撑钩，使撑钩脱扣。

机械遮断机构使遮断隔离阀组的机械遮断阀动作将高压安全油的排油口打开，泄掉高压安全油，快速关闭各主汽调节阀，遮断进汽。

3.21.2电气超速保护和TSI超速保护，当其检测到机组转速到额定转速的110％（3300r/min）时，发出电气停机信号，使高压遮断及超速限制模块电磁阀，机械停机电磁铁，遮断电磁阀动作，泄掉高压安全油，遮断机组进汽。

3.21.3低压保安系统：

由危急遮断器，危急遮断装置，遮断隔离阀组，机械遮断机构，手动停机机构，复位试验阀组，机械停机电磁铁和导油环等组成。

3.21.4系统主要功能如下：

挂闸：

高压遮断电磁阀动作，危急遮断器滑阀上腔油压建立，高压保安油建立，完成汽机挂闸。

电气停机：

实现该功能由机械停机电磁铁和高压遮断及超速限制模块等来完成

手动停机：

机头设有手动停机机构供紧急停机用，手拉手动停机机构按扭，通过机械遮断机构使危急遮断装置的撑钩脱扣，泄掉高压安全油，快速关闭各进汽阀，遮断机组进汽。

试验：

系统设置了复位试验阀组，供危急遮断器喷油试验及提升转速试验用。

3.22高压抗燃油系统：

它由液压伺服系统，高压抗燃油遮断系统和供油系统组成。

3.22.1高压抗燃油系统有以下功能：

控制阀门开度，实现阀门快关。

提供符合要求的高压工作油（13.5～14.5MPa）。

3.23DEH控制系统：

数字（shùzì）电液控制系统，简称（DEH），是控制汽轮发电机组的实时控制系统。

DEH控制系统主要是控制汽轮发电机组的转速和功率，从而满足电厂供电的需求，我厂135MW抽汽供热机组由两只高压（gāoyā）主汽阀，四只高压调节阀控制高压缸进汽，两只中压主汽阀，两只中压调节阀控制中压缸进汽，一只蝶阀控制供热抽汽。

机组运行时，DEH控制调节阀油动机，去控制机组转速以及负荷。

3.23.1DEH控制系统主要（zhǔyào）功能：

挂闸，自动整定伺服系统静态关系，自动判断热状态，自动预暖，升速（设定目标、设定升速率、自动过临界（línjiè）、暖机），3000r/min定速，并网带初负荷，自动同期，升负荷（设定目标、设定负荷率、暖机），阀切换，调节级压力反馈控制，负荷反馈控制，一次调频，CCS控制，高负荷限制，低负荷限制，阀位限制，主汽压力限制，快卸负荷，单阀、顺序阀转换，负荷不平衡，喷油试验，超速试验，阀门活动试验，电磁阀试验，ATR热力控制，汽机自动/手动方式，供热控制。

该DEH配置有操作员接口站（操作员站），还有一硬操盘，对汽轮机的控制通过操作员站实现，也可通过手操盘完成对汽轮机的简单控制。

以上各项功能的具体操作步骤详见“DEH系统操作说明书”。

3.22.2DEH性能指标：

空转转速波动：

≤±1r/min

转速控制范围可达：

3500r/min

负荷控制精度：

≤±1MW

负荷控制范围：

0～150MW

抽汽压力波动范围：

ΔPEX≤-6％～12％

控制系统不灵敏度：

≤0.06％

转速不等率缺省为4.5％，并可在3％～6％范围内可调

甩负荷时，最大升速≤7％额定转速，并维持空转。

3.23危急遮断系统：

ETS即汽轮机危急遮断系统，它接受来自TSI系统或汽轮发电机组其它系统来的报警或停机信号，进行逻辑处理，输出指示灯报警信号或汽轮机遮断信号。

3.23.1ETS停机项目：

当有下列任一情况，PLC将送出停机信号，汽机将打闸停机。

a）主控室手动停机按钮：

b）汽机超速：

当汽机转速升至3300r/min及以上时，TSI中超速监视通道各自的超速继电器

c）凝汽器真空大（低）（三取二）；

d）轴向位移大：

当机组的轴相对推力轴承的位移增大时（≥1.2mm或≤-1.65mm），TSI中的双通道轴向位移监侧器完成“与”逻辑处理后，其轴向位移危险继电器吸合，常开接点用作遮断信号：

e）润滑油压过低（三取二）：

当润滑油路油压P≤0.0392MPa时，低润滑油压遮断装置中代号为PSB4～PSB6的三只压力开关复位（fùwèi），三个闭合的常闭接点在ETS中进行三取二处理后给出遮断信号；　　　　

f）发电机跳闸（tiàozhá）：

该信号使汽机遮断，由电机厂提供；

g）锅炉（guōlú）主燃料跳闸：

该信号使汽机遮断，由锅炉厂提供；

h）EH油压过低（抗燃油压低）（三取二）；当抗燃油路油压P≤7.8MPa时，抗燃油油源上代号为PS6～PS8的三只压力开关复位，三个闭和的常闭接点（jiēdiǎn）在ETS中进行三取二处理后给出遮断信号；

i）DEH故障；它是一个包括DEH的24VDC电源故障、DEH硬操盘停机及出DEH软件处理后（它又包括DEH监测到汽机超速、DEH转速信号故障或超速保护主机故障等）输出停机开关量的综合的电气危急遮断信号；

j）手动停机；

k）汽机轴承振动大：

1#～5#轴承中，任一轴承座振动过大（≥0.08mm）时，TSI输出盖振过大信号接点至ETS遮断汽机；

l）轴瓦温度高：

它是有DCS及DEH各提供一个开关量信号并联而成，该信号包括#1～#5轴承金属温度任一个过高（≥110℃）由DCS及DEH分别判断后作为轴瓦温度开关量接点送给ETS；

m）高中压或低压胀差超限：

当汽机的高中压胀差≥+6.2mm或≤-3.2mm或低压胀差≥+7.2mm或≤-6.2mm时，TSI输出胀差过大的一个接点至ETS遮断汽机；

n）低缸排汽压力高；

当凝汽器压力P≥19.6Kpa时，凝汽器低真空遮断器中的三个代号为PSA2～PSA4的真空开关动作，三个闭合的常开接点在ETS中进行三取二处理后给出遮断信号；

n）高缸排汽压力高；

o）备用（2路）。

注：

最大连续功率工况（TMCR工况）：

当机组进汽量为夏季工况时流量，进汽压力为额定，背压为额定。

回热系统正常投运，补给水率为0时，机组连续运行并发出最大功率。

能力工况（夏季工况）：

当机组进汽参数为额定，背压10.13Kpa（a），补水率为3%时的机组发135MW工况。

3.24凝结水品质

硬度（yìngdù）≤2.0μmol/L溶解氧≤49μg/L

第四章辅助（fǔzh）设备技术规范

4．1高压（gāoyā）加热器规范

名称

#1高加

#2高加

型号

JG-500-1-00D

JG-530-2-00D型

设计压力Mpa

水侧

22.0

汽侧

4.4

3.0

设计温度℃

水侧

260

250

汽侧

370/260

350/250

工作压力Mpa

水侧

18.0

汽侧

3.45

2.5

工作温度℃

水侧

220.9/242.7

177.9/220.9

汽侧

364.2/242.7

315.8/185.9

换热面积

500

530

4.2低压（dīyā）加热器规范

单位

#7低加

#6低加

#5低加

#4低加

类别

二类容器

一类容器

型号

JD-220-11

JD-260-2

JD-350-III

JD-250-IV

加热面积

220

260

350

250

管侧设计压力

Mpa

2.45

2.118

2．65

2.65

管侧设计温度

℃

100

150

170

壳侧设计压力

Mpa

0.05

0.09022

0．4

0．5

壳侧设计温度

℃

100

140

250

350

厂家：

西南化机股份有限公司

4.3各加热器上、下端差如下：

#1高加

#2高加

除氧器

#4低加

#5低加

#6低加

#7低加

上端差

-1

下端差

4.4除氧器及给水箱规范

除氧器

类别

一类

出水温度

℃

型号

GCS-510

安全阀开启压力

1.0Mpa

设计压力

1.25Mpa

三只安全阀排量

kg/h（过热蒸汽）

设计温度

425℃

焊缝系数

0.85

最大工作压力

1.002Mpa

腐蚀裕度

2.5mm

最高工作温度

176.4℃

出水含氧量

7≤PPb

额定出力

510t/h

填料层高度

进水温度

℃

运行方式

滑压运行

除氧水箱（shuǐxiāng）

类别

一类

最高进汽温度

420℃

型号

GCS-100

有效容积

100m3

设计压力

1.25Mpa

总容积

120m3

设计温度

425℃

焊缝系数

0.85

最高工作压力

1.002Mpa

腐蚀裕度

1.6/2.5mm

安全阀开启压力

1.0Mpa

出水温度

176.4℃

4.5本体（běntǐ）疏水扩容器（rngq）

型号

设计压力

设计温度

工作介质

容积

厂家

SW-800-1

0.2Mpa

300℃

水、蒸汽

8m3

东方汽轮机厂

4.6快冷装置（zhuāngzh）规范

型号

YQL-Ⅱ150

工作介质

空气

工作温度

≤400℃

功率

150KW

工作压力

0.8Mpa

最大流量

40m3/min

厂家

扬中市华能电力设备修造厂

4.7给水泵规范

4.7.1给水泵和前置泵

设备参数

单位

给水泵

前置泵

型号

FK5G32

QG500-80

流量

m3/h

564

603

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