300MW汽轮发电机组规程Word文档格式.docx
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表3
单位：
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1.1.4
汽轮机在工作转速下，轴承座振动值不应超过0.03mm，汽轮机在越过临界转速时，振动值不应超过0.10mm。
1.1.5
汽轮机在下列任一工况下皆能发出额定功率，并允许长期运行：
1.1.5.1
蒸汽参数降至15.5MPa（158kgf/cm2），535℃/535℃时。
1.1.5.2
初参数正常，冷却水温度升高至33℃时。
1.1.5.3
额定厂用汽（≈0.7MPa，7.59kgf/cm2）为20t/h时。
1.1.6
机组负荷与高压加热器运行状态的关系如下：
1.1.6.1
额定参数下，冷却水温度不超过33℃，凝汽器真空不低于92kPa（690mmHg），第四段抽厂用汽不大于20t/h时。
1.1.6.2
初参数不低于15.5MPa（158kgf/cm2），535℃/535℃，第四段抽厂用汽不大于20t/h时。
在1.1.6.1或1.1.6.2任一种情况下，根据高压加热器的不同投入情况，机组负荷不应超过表4所列数值。
表4
1.1.6.3
额定参数下，冷却水温度20℃，额定排汽压力，第四段抽厂用汽不大于20t/h，而1号、2号、3号高压加热器全部停用时，机组负荷限额为290MW。
1.1.7
发电机设备规范如下：
1.1.7.1
发电机见表5。
表5
1.1.7.2
励磁机见表6。
表6
1.2
设备主要技术性能（下列为A152—2产品性能）
1.2.1
本汽轮机组为300MW亚临界、中间再热、单轴、四缸、四排汽、冲动、凝汽式机组，与1000t/h亚临界中间再热直流锅炉及300MW双水内冷发电机配套，锅炉与汽轮机热力系统采用单元制布置。
汽轮机组允许周波变动范围为49～50.5Hz（新设计300MW机组为48.5～50.5Hz）。
1.2.2
汽轮机本体结构如下。
1.2.2.1
本机采用高、中压汽缸分缸，通流部分相对布置。
高、中压汽缸均采用双层缸。
高、中压内、外缸之间和汽缸与轴承座之间的支承原则是支承面与汽轮机转子中心一致。
两个低压缸均采用双流式，径向扩压结构，以降低排汽阻力，提高机组效率。
低压缸也分为内、外缸，外缸为钢板焊接，内缸为铸焊结构。
在低压外缸内装有喷水雾化降温装置，以降低排汽缸温度。
1.2.2.2
高、中压转子均为整锻转子，高压转子由一个单列调节级和8个压力级组成，中压转子由11个压力级组成。
两根低压转子均为焊接转子，各由2×
6个压力级组成。
高压转子与中压转子采用刚性联轴器连接，中压转子与低压转子I及低压转子I与低压转子II也采用刚性联轴器连接，低压转子II与发电机转子采用半挠性联轴器连接。
1.2.2.3
汽缸滑销系统如下：
a.内缸在外缸中的膨胀
高、中压内缸在外缸内设膨胀死点，内缸的膨胀方向与汽流方向一致。
两个低压内缸在外缸内设膨胀死点，即死点在中间，向两边对称膨胀。
b.汽缸对台板的膨胀
四个外缸与五个轴承座之间均设立销，每个轴承座下都有两只纵销。
高、中压缸的重量都是通过四对猫爪搭在轴承座上，并且由四对猫爪横销来保持前三个轴承座与高、中压缸的轴向距离。
在3号轴承座的下面，与座架之间还装有两只横销，构成高、中压缸及前面两个轴承座对座架的膨胀死点。
在膨胀时，3号轴承座不动，中压缸向前膨胀，同时推动高压缸及前面两个轴承座前进。
另外，高压缸的膨胀量又继续将1号轴承座向前推动。
在低压缸I、II的汽缸座下也装有两对横销，两个低压缸分别构成两个死点，分别依照自己的死点向后（或向前）膨胀。
c.转子对汽缸的相对膨胀
推力盘的位置，就是转子对汽缸相对膨胀的死点，死点设在高压缸与中压缸的中间，高压转子的相对膨胀向前，与汽流方向一致，中压转子的相对膨胀向后，也与汽流方向一致。
1.2.2.4
汽缸、法兰、螺栓加热（或冷却）装置。
为了适应双层汽缸的汽轮机启动（或滑参数停机）的需要，启动中（或滑参数停机中）可对汽缸、法兰、螺栓进行加热（或冷却），尽可能跟上转子的膨胀（或收缩），从而有效地控制转子与汽缸的胀差。
为此，在高、中压内、外缸上均设置了法兰、螺栓加热（或冷却）装置，并在高、中压内、外缸之间（夹层）设置一套蒸汽加热（冷却）装置。
1.2.3
汽轮机的热力系统是：
锅炉的主蒸汽分两路经电动主闸门进入高压自动主汽门、调节汽门及四根进汽导管至高压缸。
蒸汽在高压缸内膨胀作功后经两根排汽管进入锅炉再热器，再热后的蒸汽分四路经中压联合汽门进入中压缸继续作功。
在中压缸作功后的蒸汽经两根低压导汽管进入低压缸，蒸汽膨胀作功后排入凝汽器凝结成水。
由凝结水泵将凝结水打到化学二级除盐装置，再由凝结水升压泵将凝结水升压，经轴封加热器（部分凝结水经过）、低压加热器，进入除氧器。
然后由给水泵升压，经高压加热器加热后送入锅炉。
1.2.4
汽轮机的调节系统是全液压调节系统。
调节系统应能保持汽轮机转速在规定的范围内运行，并能顺利并入电网。
能在全部电负荷任何工作点上平稳运行，能使空负荷时转速、带负荷时负荷不产生过大的晃动。
在汽轮机突然甩负荷时，调节系统应保证转速维持在危急保安器的动作转速之内，不出现转速过大的动态飞升。
因此汽轮机的调节系统，必须具有良好的静态和动态特性。
转速信号采自和汽轮机主轴一起转动的旋转阻尼器。
旋转阻尼器的作用，是将转速信号转换成油压信号（一次油压），且该油压只为转速的函数，一次油压送到放大器进行反向放大后为二次油压。
二次油压建立后，分别送至高、中压油动机，控制高、中压调节汽门的开度，从而控制汽轮机的进汽量。
调节系统静态特性如下：
1.2.4.1
调节系统速度变动率为5%；
1.2.4.2
调节系统迟缓率小于0.2%；
1.2.4.3
调节系统动作转速为2850r/min；
1.2.4.4
同步器总行程为0～50mm；
1.2.4.5
同步器变速范围为2850～3210r/min（-5%～+7%）。
1.2.5
现场运行规程应列出下列汽轮机热力特性曲线：
1.2.5.1
汽耗率、热耗率与功率的关系曲线；
1.2.5.2
调节级压力、各级抽汽压力与进汽量的关系曲线；
1.2.5.3
调节级温度、各级抽汽温度与进汽量的关系曲线；
1.2.5.4
汽压、汽温、背压、冷却水温对汽耗率、热耗率的修正曲线。
2
汽轮机组安装或大修后的检查与试验
2.1
安装或大修后的检查
2.1.1
运行人员应按照“热力机械工作票制度”规定，详细了解设备检修内容、异动情况、试转要求及范围，并在现场检查确认检修工作确已结束，具备试转条件，有关系统已投入可用。
2.1.2
辅机试转前应检查各转动机械，能盘动的辅机应盘动靠背轮若干圈，确认转动灵活，轴承油位正常，油质良好，冷却水门、密封水门开启，操作开关、连锁开关均在停用位置。
开启仪表一次门，检查确认各表计完整齐全，仪表、信号及保护电源正常。
2.1.3
检查确认电动机接线及外壳接地线完整。
待试转前检查工作全部结束，联系送电试转。
试转时注意使电动机转向正确。
2.1.4
根据需要和有关规定，对汽轮机油系统进行滤油，油质清洁度应达下列标准：
在各轴承进油管的排油口的120目滤网上取样，两次收集杂质量经烘干后第一阶段合格值为0.2g/h；
第二阶段合格值也为0.2g/h，同时应无硬质颗粒。
2.1.5
根据需要和有关规定，对双水内冷发电机冷却水系统进行滤水，水质应符合水利电力部于1986年5月颁发《火力发电厂水汽质量标准》SD163—85。
2.1.6
各项试转及试验，应记录在有关记录簿内，对发现的问题，应及时汇报有关领导予以解决。
2.2
电动门、调节门校验及联锁试验
2.2.1
确认电动门、调节门电源正常，校验时应对运行中的系统及设备无影响。
检修后的电动门、调节门校验应会同汽轮机检修人员、电气检修人员（或热工人员）进行。
校验前应先检查确认机械部分转动灵活，电动机转动方向及阀门动作方向正常。
2.2.2
有近控、遥控的电动门、调节门，在专人监视下进行近控、遥控校验。
有“停止”按钮的阀门也应校验，确认“停止”按钮作用正常。
2.2.3
近控、遥控校验时，极限开关动作、力矩保护正常，阀门开度指示与实际相符，信号显示正确。
2.2.4
电动门电动关闭后，预留的手操关闭圈数应符合制造厂规定，校验结束后，应将手动关闭的圈数开出，以防电动开不出。
2.2.5
有联锁的电动门、调节门，经“开”和“关”校验良好后，再进行联锁试验，使之正常。
2.3
调节系统静态调整试验
2.3.1
汽轮机大修后，应进行调节系统静态调整试验。
汽轮机小修或调节系统部套解体后，可根据需要由检修人员进行调节系统部分静态调整试验。
2.3.2
汽轮机油系统工作全部结束，油循环正常，并确认油质合格后，方可进行调节系统静态调整试验。
2.3.3
检查确认电动主闸门及其旁路门处于关闭状态。
2.3.4
先启动润滑油泵，排除油系统内的空气，再启动调节油泵。
根据试验要求调节油压、油温〔一般油压为2.1MPa（21kgf/cm2，油温为45℃）〕。
2.3.5
运行人员应掌握下列调节系统静态调整试验资料：
2.3.5.1
启动阀与一次油压的关系。
2.3.5.2
二次油压与高、中压油动机开度的关系。
2.3.5.3
高、中压油动机开度与各调节汽门开度的关系。
2.3.5.4
同步器不同位置（高限、满负荷、空负荷、低限）时，一次油压与二次油压的关系。
2.3.5.5
高、中压自动主汽门和高、中压油动机关闭的时间。
2.4
报警、联系信号试验
2.4.1
汽轮机组大修后或信号回路工作后应进行报警、联系信号试验。
2.4.2
有条件时采用提高、降低压力及液位高度的方法，试验高、低限报警、联系信号并使之正确。
2.4.3
试验联系信号时按规定的试验顺序逐项试验，检查确认联系信号正确。
2.5
高压加热器保护试验
2.5.1
在下列情况之一时，应校验高压加热器高水位保护装置：
2.5.1.1
汽轮机组大修后。
2.5.1.2
高压加热器高水位保护装置的回路工作后。
2.5.1.3
汽轮机组每运行半年时（配合启动或停机进行）。
2.5.1.4
与保护有关的汽水阀门检修后。
2.5.2
试验时应具备以下条件：
高压加热器汽水系统所属管道、设备、部件、保护回路、有关抽汽逆止门的检修工作全部结束，有关电动门、调节门校验正常，热工及保护装置接通电源。
2.5.3
各厂根据高压加热器汽水系统及保护装置回路情况，制订现场运行规程，并根据规定进行高压加热器保护装置试验，有条件时应进行实际水位的升高试验。
3
汽轮机的热机保护
3.1
热机保护项目
3.1.1
汽轮机应有下列热机保护装置：
3.1.1.1
危急保安器。
3.1.1.2
“紧急停机”按钮（磁力断路油门）。
3.1.1.3
“消防”按钮（消防断路油门）。
3.1.1.4
轴向位移超限。
3.1.1.5
高压胀差超限。
3.1.1.6
中压胀差超限。
3.1.1.7
低压缸I胀差超限。
3.1.1.8
低压缸II胀差超限。
3.1.1.9
凝汽器真空低。
3.1.1.10
润滑油压低。
3.1.1.11
一次油压高。
3.1.1.12
发电机故障联动跳闸汽轮机。
3.1.1.13
紧急停炉联动跳闸汽轮机。
3.1.2
汽轮机应有下列联锁保护：
3.1.2.1
机组甩负荷、发电机开关跳闸联动关闭抽汽逆止门及电超速暂态关调节汽门。
3.1.2.2
润滑油压低，停盘车装置。
3.1.2.3
低真空或凝结水升压泵压力低，禁止打开旁路系统阀门。
3.1.2.4
二次油压低或主蒸汽压力高，打开旁路系统阀门。
3.1.2.5
顶轴油泵未启动或油压不正常，盘车不能投用。
3.1.2.6
顶轴油泵进口油压低，不能启动。
3.1.2.7
高压自动主汽门关闭，联锁关闭抽汽逆止门。
3.1.2.8
低压缸排汽温度高，自动投入排汽缸喷水装置。
3.1.3
汽轮机各辅机应有的自启动装置见表7。
表7
注：
1）在自启动回路中加消防按钮闭锁。
3.2
热机保护试验
3.2.1
热机保护试验注意事项如下：
3.2.1.1
各厂根据热机保护装置的情况，制定现场运行规程，进行各项热机保护试验，并检查有关保护装置、声光信号，使之动作正确。
3.2.1.2
紧急停炉（即紧急停炉联动跳闸汽轮机），发电机故障联动保护（发电机故障联动跳闸汽轮机），以及发电机断水保护的试验，应会同有关人员进行，并检查有关联动保护及声光信号，确认动作正确。
3.2.1.3
最后一次热机保护试验：
应为实际试验。
复置磁力断路油门、消防断路油门、危急保安器，开启高、中压自动主汽门。
保护联动后，检查确认高、中压自动主汽门关闭，磁力断路油门及声光信号动作正确。
3.2.2
联锁保护试验注意事项如下：
3.2.2.1
电超速暂态关调节汽门保护试验，应复置磁力断路油门，电超速断路油门，危急保安器，开启高、中压自动主汽门及调节汽门，会同有关人员进行，并检查确认高、中压调节汽门关闭，电超速断路油门动作正确。
3.2.2.2
各厂根据具体情况，制订现场运行规程，规定试验其他联锁保护的方法。
3.2.3
辅机自启动试验注意事项如下：
3.2.3.1
压力低（或液位高）自启动：
a.一台泵运行，投入相应的备用泵自启动：
b.原则上采用降低压力或提高水位方法，试验确认备用泵自启动正常，声光信号动作正确。
3.2.3.2
电气互为联动自启动：
根据各厂情况停用（或电气短接）原运行泵，检查确认备用泵自启动正常，声光信号动作正确。
4
汽轮机的启动
4.1
基本规定
4.1.1
汽轮机启动状态按高压缸调节级处内缸内壁温度划分：
冷态：
200℃以下；
温态：
200～370℃；
热态：
370℃以上。
4.1.2
发现下列情况之一时，汽轮机禁止启动：
4.1.2.1
汽轮机转子弯曲指示晃动数值偏离冷状态原始值0.02mm。
4.1.2.2
高、中压自动主汽门及调节汽门之一卡涩，不能严密关闭。
4.1.2.3
汽轮发电机组转动部分有明显摩擦声。
4.1.2.4
高、中压汽缸上、下温差达50℃及以上。
4.1.2.5
汽轮机的胀差达极限值。
4.1.2.6
主要热机保护装置之一失灵（如轴向位移保护、凝汽器真空低保护、润滑油压保护等）。
4.1.2.7
主要仪表之一失灵（如转速表、轴向位移表、胀差表、主要的汽缸金属温度表、油位表等）。
4.1.2.8
调节油泵、交、直流润滑油泵、盘车装置之一工作失常。
4.1.2.9
油质不合格或油温低于极限值。
4.1.2.10
仪表或热机保护电源失去。
4.1.3
发现下列情况之一时，汽轮机不能投入运行：
4.1.3.1
危急保安器动作不正常。
4.1.3.2
汽轮机调节系统不能维持空负荷或甩负荷后不能控制转速，两者均使危急保安器动作。
4.2
启动前的准备工作
4.2.1
检查所有检修过的设备，确认检修工作全部结束，工作票终结，临时搭设的安全措施已拆除，汽轮发电机组本体、各附属设备及其附近地面清扫完毕。
检修过的设备保温应完整。
4.2.2
根据各厂具体情况，按“汽轮机检修后试验”及“汽轮机的热机保护”的要求进行试验。
4.2.3
各厂根据现场运行规程编订的机组启动检查卡检查各系统阀门位置，并调整至启动所需位置；
检查确认管道的支吊架完好，管道能自由膨胀；
电动门电源接通，极限开关校验良好。
4.2.4
确认各辅机电动机绝缘良好，接通电源，机械部分无卡涩，轴承润滑油、冷却水、轴封水等均良好。
4.2.5
检查热机保护总开关在“断开”位置，确认保护装置及自动调整装置良好，热工信号装置良好，所有仪表一次门开足，投入有关表计及电源。
4.2.6
对汽轮发电机组油系统进行下列检查：
4.2.6.1
油管、油箱、冷油器、油泵等均处于完好状态，油系统不应有漏油现象。
4.2.6.2
油箱油位正常，油位计的浮标上、下移动灵活，无卡涩现象。
油质合格。
4.2.6.3
检查冷油器出油温度，如果油温过低，将冷油器进水门关闭，出水门可在开启状态。
冬季可适当提前启动调节油泵进行油循环或预先投入冷油器加热水源，提高油温（进水门应微开），其加热用的水温不得超过70℃。
4.2.6.4
各个轴承为了滤油所加的滤网及检修时临时添加的堵板，启动前均应拆除。
4.2.7
检查汽轮机调节系统各部件，应符合下列要求：
4.2.7.1
手动遮断器在脱扣位置（向内推足），危急保安器指示器指示“遮断”，危急保安器充油切换阀在中间位置。
4.2.7.2
磁力断路油门、消防断路油门、电超速断路油门在复置位置，电液切换阀在液调位置。
4.2.7.3
启动阀、同步器在“0”位，辅助同步器在原始整定位置。
4.2.7.4
高、中压自动主汽门及调节汽门关闭。
4.2.8
检查确认盘车装置及顶轴油泵联锁开关投入，盘车装置进油门开启。
4.2.9
检查确认凝汽器水位正常，汽、水侧人孔门均关闭。
4.2.10
检查确认除氧器、低压及高压加热器处于完好状态，给水箱水位正常，给水泵处于备用状态（按给水泵启动检查卡执行）。
4.2.11
发电机外观检查正常，确认发电机绝缘良好，冷却水水源正常，水质合格。
4.3
锅炉点火前的操作
4.3.1
启动循环水泵。
4.3.2
向发电机水冷系统通水，操作如下：
4.3.2.1
启动水冷泵。
4.3.2.2
调节发电机定子、转子、端部进水压力，使之符合要求，转子轴封微量滴水。
4.3.2.3
确认发电机断水保护的压力、流量整定值正常。
4.3.2.4
检查发电机端部及空冷小室，确认无渗、无漏水现象。
4.3.3
启动盘车装置，操作如下：
4.3.3.1
启动交流润滑油泵，调节油压正常，各轴承油流正常。
投入油压与盘车联锁保护。
4.3.3.2
启动顶轴油泵，调节各轴承顶轴油压，使之正常。
4.3.3.3
推足盘车手柄。
4.3.3.4
启动盘车，确认大轴转动正常。
4.3.3.5
倾听转动部分声音，检查确认盘车电流、轴承油流正常，测量大轴弯曲指示晃动值。
4.3.4
建立凝结水系统小循环，其循环路线是凝汽器→凝结水泵→Ⅱ级除盐装置→凝结水升压泵
低压加热器→除氧器→凝汽器。
进行低压系统的清洗，操作如下：
4.3.4.1
通知化学值班员检查确认凝结水系统小循环有关阀门位置正常。
4.3.4.2
启动凝结水升压泵，调节出水调节门及除氧器至凝汽器水门，维持除氧器水位正常，密切注意低压加热器的水位，如上升应检漏。
4.3.4.3
凝汽器水位正常后，启动凝结水泵，调节出水调节门，维持一定的流量、压力，必要时调节凝结水泵或凝结水升压泵至凝汽器再循环门，维持凝汽器水位正常。
4.3.4.4
由化学值班员投入二级除盐装置。
4.3.5
建立给水系统大循环，其循环路线是凝汽器→凝结水泵→Ⅱ级除盐装置→凝结水升压泵
低压加热器→除氧器→给水泵→高压加热器→锅炉本体→启动分离器→凝汽器。
进行高压系统的清洗，操作如下：
4.3.5.1
确认轴封、除氧器、汽动给水泵备用汽源压力、温度正常。
4.3.5.2
启动给水泵，向锅炉上水。
4.3.5.3
待锅炉启动分离器至凝汽器水门开启后，逐渐关闭除氧器至凝汽器水门。
4.3.5.4
调节凝汽器及除氧器水位，使之正常。
4.3.5.5
锅炉过热器水压试验时，应关闭电动主闸门及门前疏水门，开启门后疏水门。
待锅炉水压试验结束泄压后，开启门前疏水门及电动主闸门。
4.3.6
启动调节油泵，停用交流润滑油门，按规定进行必要的试验
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