四川巴蜀江油发电厂330MW汽轮发电机组滑压运行规程2.docx
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四川巴蜀江油发电厂330MW汽轮发电机组滑压运行规程2
四川巴蜀江油发电厂
生产技术方案审批表
方案名称
330MW汽轮发电机组滑压运行规程
批准
审批
会审意见
主办
一、巴蜀江油发电厂2×330MW机组设备技术规范
1.汽轮机设备规范、技术性能
1.1设备规范
1.1.1汽轮机概况
型号：
T2A—330—30—2F—1044
型式：
亚临界、中间一次再热、单轴、三缸、二排汽、冲动、凝汽式
制造厂：
FRANCEALSTOMBELFORTANDLEBOURGET
转子旋转方向：
自汽机向发电机看为逆时针方向
额定转速：
3000rpm
1.1.2特性参数
转速调节范围：
0～3600rpm
超速试验：
106～112%
保安系统跳闸转速：
110%
甩负荷最大瞬时升速：
107%
转速不等率4.5％（3％～6％范围内连续可调）
控制系统不灵敏度：
0.06％
1.1.3轴系临界转速
第一临界转速（rpm）第二临界转速（rpm）
高压缸转子：
2425＞4500
中压缸转子：
2430＞4500
低压缸转子：
1822＞4500
发电机转子：
15504300
1.1.4机组的设计参数及运行中正常允许范围
项目
名称
单位
额定值
（设计值）
最小值
最大值
备注
机组出力
MW
330
345.35
主汽压力
bar
177.5
177.5
主汽温度
℃
540
537
543
主汽流量
T/h
936.443（冬）
974.016（夏）
983.77
高缸排汽压力
bar
43.41
高缸排汽温度
℃
336.2
390（报警）
420（跳闸）
高缸一级后压力
bar
140（报警）
热再压力
bar
37.77（冬）
39.067（夏）
39.6
热再汽温
℃
540
537
543
热再流量
T/h
846.227（冬）
876.352（夏）
887.688
低缸入口压力
bar
4.937
5.03
低缸入口温度
℃
259.4
260
低缸排汽量
T/h
623.275（冬）
652.378（夏）
冷却水入口温度
℃
20
33
凝汽器压力
mbar
45
92
汽耗率
Kg/kwh
2.84
2.95
热耗率
kcal/kwh
1851.1
1912.9
轴封母管压力
mbar
50
20
150
轴封母管温度
℃
150
120
200
轴向位移
mm
－0.5（报警）
－0.7（跳闸）
+0.3（报警）
+0.5（跳闸）
高、中、低缸
胀差
%
30%～80%
≤5%（报警）
≤－10%（跳闸）
≥90%（报警）
≥110%（跳闸）
Q主＞750t/h手动跳闸：
Q主≤750t/h自动跳闸
轴承振动
MIC
正常转速:
≤40
临界转速:
≤100
140（报警）
180（跳闸）
n＜2900rpm
VIB≥180MIC自动跳闸
润滑油压
bar
1.8
＞1
2
恒温阀后油温
℃
45
35
60
＞53℃可判断冷油器脏污严重
推力轴承前、后出口油温
℃
＜70
75（报警）
80（跳闸）
轴颈轴承温度
℃
＜90
95（报警）
110（跳闸）
主油箱油位
cm
55
50
60
EH油压
bar
145
112
175
低至112bar备用泵联动
控制油温
℃
50
＞35
60
EH油箱油位
mm
500
410
580
低至210mm跳泵
油氢差压
bar
0.5
＞0.3
最终给水温度
℃
253.8
260
1.1.5机组负荷与加热器运行状态的关系
1.1.5.1高加停运，机组可带额定负荷，除氧器汽源仍由五段抽汽供。
1.1.5.2#3、4低加停运，机组最大可带负荷324MW，除氧器汽源倒由冷再供，压力设定为9.5bar。
若时间超过一周，则减负荷至230MW运行。
1.1.5.3#1、2低加停运，则#3、4低加汽侧应停运，机组最大可带负荷200MW，除氧器汽源倒由冷再供，压力设定为5bar。
1.2设备的主要技术性能
1.2.1本汽轮机为330MW亚临界、中间一次再热、单轴、三缸、双排汽、冲动、凝汽式机组，与1004t/h亚临界、一次中间再热、燃煤强制循环汽包炉和330MW水---氢---氢发电机配套，锅炉与汽轮机热力系统采用单元制布置。
1.2.2汽轮机本体结构
1.2.2.1本机采用高、中压汽缸分缸，通流部分对称布置。
高中压汽缸均采用双层缸，中压缸内外缸之间的夹层分为三个腔室。
一个低压缸具有二个相对称的流动通道，低压缸隔板安在低压缸上（低内缸）。
一个低缸排汽罩（低外缸）与凝汽器喉部相通，能承受大气压力。
低缸排汽罩放置在支撑板上，它是不承受高温的部件。
在低压缸排汽口装有喷水雾化降温装置。
1.2.2.2高、中、低压转子均为整锻转子，高压转子由一个单列调节级和10个压力级组成；中压转子由12个压力级组成；低压转子由2×5个压力级组成。
高中压转子和中低压转子连接是采用耦合双头螺杆，两法兰间装有间隔圈。
低压缸转子与发电机转子连接也是采用耦合双头螺杆，其法兰是刚性联接。
1.2.2.3汽缸滑销系统
a高、中压缸的死点和膨胀
高、中压缸用跨过高----中压缸轴承箱的两根导杆刚性联接。
高压缸与中压缸的绝对膨胀死点设在中压缸后侧的轴承箱上，当缸体温度升高时，高、中压缸由此点向前膨胀，并由高中压缸猫爪在高压缸-----中压缸轴承箱和前轴承箱水平面滑动板上滑动。
各汽缸也可在各轴承箱上横向膨胀。
b低压缸排汽罩（低外缸）
低压缸排汽罩放置在支撑板上，支撑板放在固定于基座的垫板上。
低压缸排汽罩从固定于靠中压缸侧基础上的固定垫块向机组后侧轴向膨胀，也可横向膨胀。
c低内缸的膨胀
低内缸以凝汽器的中心线为死点，相对排汽罩向前和向后轴向膨胀，也可横向膨胀。
d转子的死点和膨胀
推力轴承设在高中压缸之间的轴承箱内，有两根连杆将推力轴承与高压缸前侧猫爪刚性联接，可随同高压缸一起膨胀移动。
整个汽轮发电机以推力轴承的推力盘为死点，分别向前和向后膨胀。
1.2.3汽轮机的热力系统
汽轮机的热力系统是：
锅炉的主蒸汽经电动主闸门后，在汽机侧分两路进入高压缸联合进汽门，然后经由四根进汽导管至高压缸。
蒸汽在高压缸内膨胀作功后，经两根排汽管汇合后进入锅炉再热器，再热后的蒸汽汇集为一路再分为两路，经两中压联合汽门进入中压缸继续作功。
在中压缸内膨胀作功后的蒸汽经两根低压导管进入低压缸，蒸汽膨胀作功后排入凝汽器凝结成水。
凝结水由凝结水泵升压，经轴封冷却器（部分凝结水经过）、低压加热器进入除氧器除氧，然后由给水泵升压，经高压加热器加热后送入锅炉。
1.3汽机控制系统
分散控制系统（DCS）采用北京贝利公司的SYMPHONY控制设备控制系统。
其功能包括数据采集系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、炉膛安全监控系统（FSSS）、顺序控制系统（SCS）。
汽机控制系统（DEH）、汽机保护系统（ETS）、旁路控制系统（BPC）也采用SYMPHONY控制设备来实现的，MFT动作条件共计16条；汽机跳闸共计30条。
1.4机组冷态启动、热态启动对投运保安系统的要求：
1.4.1冷态启动：
调出“自动控制”画面，点击汽机保安投入条件，在弹出的画面上检查汽机保安系统投运条件是否全部满足，如果满足在显示“保安系统投入允许“后，就投入保安系统，保证高中压主汽门前阀体金属温度尽快暖至调节系统允许投运的条件。
1.4.2热态启动：
a若是温态启动，须主汽温度和热再热汽温大于主汽门前阀体金属温度50℃以上，方
可投运保安系统。
b若是热态或极热态启动，则根据主汽门前阀体金属温度与中缸、高缸允许进汽的最高、最低温度相比较来确定投运保安系统，同时要保证主汽温度、热再热汽温高于高中缸缸体温度。
c如果因投运保安系统使得主汽门阀体金属温度速升、速降，应立即打闸，待汽温调整正常后再投运保安系统。
2汽轮机的启动状态划分及启动参数规定
2.1启动状态划分及冲转参数：
类别
状态
缸体金属温度
（℃）
主汽流量
（t/h）
冲转参数
P主/t主
（bar/℃）
P热再/t热再
（bar/℃）
冷态启动
08ATCGMATE017B＜190
08ATCGMATE046B＜150
（t高缸max≤190）
（t中缸max≤240）
150～200
50±5/370±20
15/350±20
温态启动
190≤t高缸≤300
240≤t中缸≤290
280～300
80±10/400±20
15/380±20
热态启动
300＜t高缸≤430
290＜t中缸≤430
280～300
100±10/470±20
15/450±20
极热态
启动
430＜t高缸≤500
430＜t中缸≤500
280～300
110～177.5/500±20
15/490±20
2.2当中缸最高金属温度＜240℃时，按冷态启动参数冲转。
2.3当中缸最高金属温度≥240℃时，按以下公式选择冲转蒸汽温度：
t热再汽温＝1/2t中缸max+260℃
t主汽温度＝t热再汽温+b（b=10～20℃）
2.4汽温的具体控制可根据当时机组的启动状态、启动时间、机械参数（高中低缸胀差、应力裕度）以及高中缸缸体温度和高中压主汽门阀体温度等因素来确定。
二、330MW机组滑压运行一般原则
1、机组不在AGC方式下运行
2、在额定负荷90%、80%、70%、65%、60%工况下进行滑压运行
3、机组滑压运行时，必须做汽机高中压阀门85%活动试验且合格
4、机组滑压运行时，机组发电负荷＞70%额定负荷，汽机控制员加减负荷在DEH画面采用“负荷调节”方式，当机组发电负荷＜70%额定负荷，汽机控制员加减负荷在DEH画面采用“高缸手动限制”方式。
5、机组滑压运行时出现异常按《2×330MW机组滑压运行的技术预控措施》处理
三、运行操作
（一）、机组负荷由330MW减至300MW操作
1、值长接省调命令#31机组负荷由330MW减至300MW，即90%额定负荷工况。
2、炉控员在锅炉主汽压力定值站，设定降压速率1～2bar/min,机控员在DEH菜单的“自动控制”画面上，检查“负荷调节”功能投运正常；设定机组目标负荷300MW，降负荷率4MW/min。
3、机控员在DEH菜单上“解锁”减负荷到目标值,满足电网对我厂负荷调整要求；控制汽机胀差、串轴、轴承温度、振动、凝汽器真空、凝汽器水位、给水箱水位等机组重要参数在正常范围内运行。
炉控员在锅炉主汽压力定值站上采取手动逐步设定主汽压力定值到对应负荷要求的主汽压力，主汽压力的负偏差值不得超过2～4bar，汽机侧主汽压力达到164.1bar,控制主汽温度和再热汽温540℃，维持汽包水位、总空气量、燃烧调节稳定运行。
（二）、机组负荷由330MW减至265MW操作
1、值长接省调命令#31机组负荷由330MW减至265MW，即80%额定负荷工况。
2、炉控员在锅炉主汽压力定值站，设定降压速率1～2bar/min,
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