135MW发电机组运行规程.docx

135MW发电机组运行规程.docx

《135MW发电机组运行规程.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《135MW发电机组运行规程.docx（152页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

135MW发电机组运行规程

目录

前言3

1范围3

2规范性引用文件13

3要求13

3.1对运行人员的要求13

3.2对运行设备的要求13

3.3对运行命令的要求13

4汽轮机设备概述23

4.1汽轮机技术规范23

4.3汽机本体结构23

4.4系统概述43

4.5数字电液控制系统（DEH）功能43

4.6汽轮机监测（TSI）系统功能63

4.7危急遮断系统（ETS）功能73

5设备规范73

5.1汽轮机设备规范73

6联锁及保护试验193

6.1总则194

6.2一般辅机联锁和保护试验194

6.3保护定值及联锁条件194

6.4试验步骤244

6.5辅机及单一系统的试运行294

7转动机械的试运行304

7.1转动机械试运行时304

7.2各辅机系统的启动和试运行304

7.3主要辅机系统试运行的验收项目：

304

8机组的启动304

8.1总则304

8.2启动前的准备工作314

8.3机组启动314

8.4冷态启动324

8.5热态启动354

8.6启动过程中的参数控制值364

9汽轮机的滑参数停止374

9.1停运前的准备工作375

9.2机组的滑停375

10运行中的监控与与调整395

10.1一般规定395

10.2正常运行中的主要监控参数395

10.3运行中的维护425

10.4设备的定期试验和轮换425

11辅助设备的运行435

11.1通则435

12.2机组甩负荷635

12.3厂用电全部中断635

12.4汽轮机水冲击635

12.5轴向位移增大645

12.6机组异常振动655

12.7汽温、汽压异常655

12.8凝汽器真空下降665

12.9负荷聚变、晃动675

12.10润滑油压下降686

12.11主油箱油位下降686

12.12EH油压低686

12.13油系统着火696

12.14现场火灾696

12.15凝汽器水位异常696

12.16发电机冷却水中断706

12.17蒸汽管道和其它管道故障706

12.18给水除氧系统故障706

12.19除氧器异常运行736

12.20循环水泵故障746

12.21DCS故障766

12.22AGC故障766

12.23供热系统异常766

前言

1范围1

2规范性引用文件1

3要求1

3.1对运行人员的要求1

3.2对运行设备的要求1

3.3对运行命令的要求1

4汽轮机设备概述2

4.1汽轮机技术规范2

4.3汽机本体结构2

4.4系统概述4

4.5数字电液控制系统（DEH）功能4

4.6汽轮机监测（TSI）系统功能6

4.7危急遮断系统（ETS）功能7

5设备规范7

5.1汽轮机设备规范7

6联锁及保护试验19

6.1总则19

6.2一般辅机联锁和保护试验19

6.3保护定值及联锁条件19

6.4试验步骤24

6.5辅机及单一系统的试运行29

7转动机械的试运行30

7.1转动机械试运行时30

7.2各辅机系统的启动和试运行30

7.3主要辅机系统试运行的验收项目：

30

8机组的启动30

8.1总则30

8.2启动前的准备工作31

8.3机组启动31

8.4冷态启动32

8.5热态启动35

8.6启动过程中的参数控制值36

9汽轮机的滑参数停止37

9.1停运前的准备工作37

9.2机组的滑停37

10运行中的监控与与调整39

10.1一般规定39

10.2正常运行中的主要监控参数39

10.3运行中的维护42

10.4设备的定期试验和轮换42

11辅助设备的运行43

11.1通则43

12.2机组甩负荷63

12.3厂用电全部中断63

12.4汽轮机水冲击63

12.5轴向位移增大64

12.6机组异常振动65

12.7汽温、汽压异常65

12.8凝汽器真空下降66

12.9负荷聚变、晃动67

12.10润滑油压下降68

12.11主油箱油位下降68

12.12EH油压低68

12.13油系统着火69

12.14现场火灾69

12.15凝汽器水位异常69

12.16发电机冷却水中断70

12.17蒸汽管道和其它管道故障70

12.18给水除氧系统故障70

12.19除氧器异常运行73

12.20循环水泵故障74

12.21DCS故障76

12.22AGC故障76

12.23供热系统异常76

前言

本标准是以上海汽轮机有限责任公司提供的技术说明为基础。

本标准是根据中颁《电力工业技术管理法规》，部颁《电业安全工作规程》、部颁《300MW汽轮机运行规程》，江苏电力设计院设计技术资料，上海汽轮机有限责任公司提供的DEH控制系统、江苏电力设计院和北京和利时系统工程有限责任公司提供的CCS系统、DCS系统等技术资料的有关部分进行编写。

本标准结合几年来生产实际情况及国家电力公司2000.9《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》等基础上加以审改。

本标准的附录都：

《饱和水和饱和蒸汽表》为资料性附录，其余均为规范性附录。

本标准由太仓港环保发电有限公司标准化委员会提出。

本标准由太仓港环保发电有限公司标准化委员会归口。

本标准由太仓港环保发电有限公司运行部起草。

本标准的解释权归太仓港环保发电有限公司标准化委员

批准：

审定:

审核：

编写：

本标准首次发布于年月日。

本标准为首次修编，若有不足之处，有待于今后生产中进一步完善和修改。

C135－13.24/0.981/535/535型

汽轮机运行及事故处理规程

<初稿>

1　范围

本标准规定了C135－13.24/0.981/535/535型汽轮机及其附属设备的主要技术特点、设备规范、保护与联锁、运行、维护及事故处理的技术标准。

本标准适用于我公司一期工程的两台135MW集控机组的启动、停止、正常维护和事故处理。

2　规范性引用文件

下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。

凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。

凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。

电安生〔1994〕227号电业安全工作规程（热力和机械部分）

国家电力公司2000.5安全生产工作规定

国家电力公司2000.9防止电力生产重大事故的二十五项重点要求

国电发〔2000〕643号电业生产事故调查规程

（80）电技字第26号电力工业技术管理法规

3　要求

3.1　对运行人员的要求

3.1.1　各岗位运行人员必须经过我公司规定的技术素质的要求考试合格，并取得证书后方能上岗。

3.1.2　各岗位运行人员必须熟知本标准，并严格按本标准进行操作。

3.1.3　各岗位运行人员必须严格按《电业工作安全规程》进行着装，否则严禁进入现场；严格执行国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》、《电业工作安全规程》。

3.1.4　各运行岗位的各种报表、记录、手电筒以及专业用工器具应配备齐全，如发现不能使用或不齐应立即上报，补齐。

3.2　对运行设备的要求

3.2.1　运行设备必须符合厂、局、部有关对运行设备管理的规定和要求，否则严禁投入运行。

3.2.2　运行人员应严格按各项规定对运行设备进行检查和维护，相应工作、工况符合国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》、《电业工作安全规程》。

3.2.3　对运行中的设备必须明确其状态。

3.2.4　严禁运行中的设备超参数或低于规定的参数运行，严禁设备带缺陷运行或进行正常的备用，如必须在上述状态下运行应请示上级领导，并制定出相应的措施。

3.2.5　严格按本标准的规定维护运行设备，严禁凭个人经验随意改变运行状态

3.3　对运行命令的要求

3.3.1　值长是全厂所有运行系统的指挥者，对值长所下的各项生产命令必须严格执行。

3.3.2　各级技术管理人员在现场进行的操作指导不得与值长的命令相抵触。

3.3.3　各级领导不应越职、越权对运行人员下达命令。

3.3.4　运行人员在接到命令并确认无误后才可执行，执行完毕应立即向发令人汇报。

3.3.5　运行人员接到的操作命令如对人身或设备构成危害可拒绝执行，向发令人说明原因，并立即向上一级领导汇报。

4　汽轮机设备概述

4.1　汽轮机技术规范

4.1.1　汽轮机的额定功率为135MW，最大连续功率为143.645MW（纯凝工况）131.384MW（额定抽汽工况）。

4.1.2　回热加热级数：

2级高压加热器＋1级除氧器＋3级低压加热器

4.1.3　最终给水温度：

240.4℃（纯凝）、245.8℃（额抽）

4.1.4　汽轮机在主汽及再热蒸汽参数及背压值为额定时，若高加全部切除，能保证连续发出135MW。

4.1.5　配汽方式：

喷嘴调节或节流调节

4.1.6　汽轮机级数：

高压缸　　　　　1调节级（冲动）＋13压力级（反动）

中压缸　　　　　10压力级

低压缸　　　　　双流2×8压力级（反动）

总级数　　　　　40级

4.1.7　汽轮发电机组轴系临界转速：

一阶：

～840—940r/min二阶：

～1700r/min

4.1.8　末级动叶高度　　　　710mm

4.1.9　汽轮机尺寸长×宽×高（m）≈15.35×8.4×5.68

4.1.10　汽轮机保证热耗　　　8132KJ/KW（纯凝）　　　7762.6KJ/KW（额抽）

4.2　汽轮机的性能保证工况

4.2.1　汽轮发电机能在下列条件下安全连续运行:

1）额定主蒸汽及再热蒸汽参数，所规定的汽水品质；

2）背压10.13kPa；

3）补给水率3%；

4）最终给水温度如4.1.3条；

5）回热系统全部正常投入；

6）发电机效率98.4%，额定功率因数0.85

4.2.2　在下列条件下,汽轮机进汽量等于铭牌进汽量，发电机输出功率称为最大连续出力（T－MCR工况）:

1）额定主蒸汽及再热蒸汽参数，所规定的汽水品质

2）背压为4.9kPa；

3）补给水率为0%；

4）最终给水温度如4.1.3条；

5）回热系统全部正常投入；

6）发电机效率98.4%，额定功率因数0.85。

4.2.3　当满足上述条件，额定进汽量下，当机组功率为135MW时，机组运行在热耗率保证（THA）工况。

4.3　汽机本体结构

4.3.1　汽缸

高中压汽缸为合缸结构，高压与中压通流部分反向布置。

主蒸汽经过布置在高中压缸两侧的2个主汽阀和4个调节汽阀从位于高中压缸中部的上下各2个进汽口进入喷嘴室和调节级，然后再流经高压缸各级。

高压缸排汽从下部排出经再热蒸汽冷段管回到锅炉再热器。

其中部分蒸汽由1段抽汽口至＃2高加，经过再热器的蒸汽通过再热热段管道接至中压汽缸做功。

中压缸全部采用反动式压力级，分成2部分10级，中压缸第六级后出来的一部分蒸汽，经过高中压外缸下半的2段抽汽口至＃1高加。

中压缸向上排汽经过1根中低压连通管导入低压缸中部。

同时，中压缸排汽的下部有两个对称的抽汽口，经过这两个抽汽口将一部分抽汽至除氧器，一部分至热网。

低压缸采用双流反动式压力级，共2×8级。

蒸汽从低压缸中部进入，分别流向两端排汽口进入下部凝汽器。

因对称双流，故低压转子几乎没有轴向推力。

在低压缸调阀端的第2、4、6级后和低压缸发电机端的2、4、6级后分别设有完全对称的抽汽口，经过抽汽至低压加热器中。

其中第2级后的4段抽汽至＃3低加。

4级后的5段抽汽至＃2低加。

第6级后的6段抽汽至＃1低加。

高中压汽缸为单层缸，中压进汽口处设有中压隔热罩。

低压汽缸为＃1、＃2双层内缸及外缸的3层缸结构。

汽轮机的缸体死点处于低压缸中心，即轴向和横向定位固定板中心线的交点。

低压缸的底脚自由的安放在低压缸基础台板上，以保证其自由膨胀。

4.3.2　转子

高中压转子是由整体合金钢锻件加工而成的无中心孔转子，为双流结构，高压与中压为反流布置，转子支承于两径向轴承上，跨距为5160mm。

低压转子由整锻合金锻件加工而成，无中心孔。

与高中压转子一样，低压转子为双流对称结构，保证了通流部分的推力平衡。

转子支承于两径向轴承上，跨距为4650mm。

低压转子两端均有联轴器，它们与转子制成一体。

转子调阀端与高中压转子刚性联接，发电机端与发电机转子刚性联接。

低压转子与发电机两联轴器间装有盘车大齿轮，该齿轮同时作为联轴器垫片，可调整低压转子与发电机转子的相对位置，以保证所需的动静间隙。

4.3.3　轴承

汽轮发电机组转子支承在6个轴承上。

推力轴承及＃1轴承设在高中压缸的前轴承箱内，在推力轴承处形成转子的相对死点。

支承高中压转子的1、2号轴承采用可倾瓦式，它具有良好的稳定性，可避免油膜振荡。

推力轴承采用京土伯里式，能自动调整推力瓦块负荷，稳定性好。

此外，推力轴承壳体的定位机构，可测量并调整轴承的间隙。

5号和6号轴承分别支承发电机。

4.3.4　盘车装置

盘车装置位于低压缸与发电机间的轴承座上，同时有手动和电动自动盘车功能，盘车转速3.3r/min.

当汽轮机做好启动准备时，盘车手动或自动投入。

随着汽轮机升速超过盘车转速时，盘车小齿轮自动脱开，在转速升到约600r/min时，顶轴油泵自动停止运行。

当汽轮机停机，在转子转速降至200r/min时　，顶轴油泵可手动或自动投入运行，直到在盘车转速下持续运行。

4.3.5　主汽阀与调速汽阀

主汽阀和调速汽阀安装在高中压缸的两侧。

每台机共两个主汽阀，每个主汽阀带有2个调速汽阀。

所有些阀门的开度均由伺服油动机控制，接受从数字电液调节系统（DEH）来的控制信号控制。

主汽阀和调节汽阀组合在一个整体铸件内。

支托架设计成能吸收主蒸气管道的反作用力，同时能保持蒸汽室的位置和允许热膨胀。

主汽阀为卧式布置，此种布置方式使蒸汽必须转弯的总角度减至最小程度。

主汽阀靠液压开启，弹簧关闭，它有两个功能：

一是起到紧急关闭阀门的作用，二是在启动汽轮机时能有效的控制汽轮机的转速。

每个调节汽阀各由一台油动机控制，油动机装于邻近阀的蒸汽室上。

根据DEH控制信号的响应，油动机给定其阀的位置。

运行时，调节汽阀的蒸汽与主蒸汽压力相近。

调节汽阀的功能是通过控制蒸汽流量的方法精确的调整汽轮机的转速和负荷。

4.3.6　再热主汽阀与调节汽阀

再热主汽阀与调节汽阀装于前轴承箱座前汽轮发电机组运转层的下方，两组阀门各自用两只恒吊吊在基础上再热主汽阀为卧式布置，再热调节阀为立式布置，两阀阀壳焊为一体。

再热主汽阀为不平衡的摇板式阀门，全开时，阀瓣置于汽流通道之上，因而流体阻力损失很小。

全关时汽流以全压差作用于阀瓣上，以保证阀门的严密性。

再热主汽阀由一操作阀和油动机组成。

当汽轮机由保护动作遮断时，可快速动作。

再热调节阀有两只单座非平衡式阀碟，一只装于另一只的内部。

在机组负荷低于30%额定负荷时，再热调节阀参与调节。

4.3.7　抽汽逆止门、调节阀

本机组抽汽阀分为两种，一种为抽汽逆止阀，用于回热、供热抽汽，另一种作为压力调节阀，用于外部供汽管道上。

每台机组共有8只抽汽逆止阀，分别装于高压缸排汽管（2只）、1－5段抽汽管路及供热管路上。

当机组运行时，回热系统正常投入运行，抽汽逆止阀开启，汽轮机向各加热器提供蒸汽。

当出现下列情况之一时，抽汽逆止阀能快速关闭：

1）抽汽管道中的流体反向流动时

2）主汽门关闭时

3）发电机跳闸时

4）手动关闭

抽汽调节阀：

汽轮机在中压排汽口至低压缸有两根口径500mm的供热抽汽口，热网抽汽要求抽汽压力能在0.8～1.078Mpa之间调节，因此在中压连通管上装有一只抽汽压力调节阀，同时在供热管路上装有一只调节阀，通过这两只阀的调节来满足热网抽汽的压力与流量的要求。

阀门为阀蝶形式，由油动机液压控制来打开和关闭，油动机为双侧油动机，使用高压抗燃油。

4.4　系统概述

4.4.1　调节系统

1）在额定参数、额定真空时主汽阀、调节系统能维持汽轮机空转，转速摆动值不大于2r/min。

2）调节系统在控制室内控制，保证汽轮机并网及适应转速和负荷变化的需要。

3）在空负荷时，调节系统使汽轮机转速在额定转速的±5%范围内调整。

4）调节系统的速度不等率在3—6%内。

5）调速系统的迟缓率≤0.06%。

6）本机组在额定蒸汽参数和额定转速下运行，当甩额定负荷时，调节系统能控制汽轮机转速在危急保安器的动作转速以下。

4.4.2　汽轮机旁路系统

采用二级串联简化旁路系统，通流能力为额定流量的30%（130t/h）。

两级旁路均设有减温减压装置。

可满足机组的冷、热态启动和正常停机。

4.5　数字电液控制系统（DEH）功能

汽轮机DEH调节系统可由操作员站通过CRT各画面控制汽轮机冲转、升速、并网、带负荷，数字电液调节装置至少具有以下功能:

4.5.1　汽机状态监视

运行人员通过DEH操作画面发出指令信号，对汽轮机冲转前的状态进行监视，控制复位电磁阀，进行遥控复置汽轮机，建立安全油压，同时检测汽轮机冲转前各重要参数。

4.5.2　转速控制

完成从盘车转速到同期转速或超速试验转速的全程闭环控制。

在升速过程中，汽机转速按预先给定的目标转速的升速率由盘车转速升至同步转速。

4.5.2.1　启动升速

按运行人员选定的启动方式可以依次改变目标转速及升速率，完成由盘车转速开始冲转，低速暖机，快速通过临界转速区，中速暖机，3000rpm定速。

1）主汽门启动

按运行人员选定的目标转速及升速率，由主汽门来控制汽机转速，完成由盘车转速开始冲转，低速暖机，快速通过临界转速区，中速暖机，使汽机的转速升至2950rpm左右。

2）阀切换

汽机的转速升至2950rpm左右后，进行主汽门和调门的阀切换，使汽机的转速由主汽门控制切换至调门控制，然后由调门控制汽机转速升至3000rpm。

4.5.2.2　同期

机组在3000rpm定速后，由运行人员通过DEH操作画面切换到自动同步控制，接受电气“自动准同期”装置增／减信号，控制汽轮机的转速，完成机组并网带负荷。

4.5.2.3　超速试验

超速试验是在DEH控制下，设定目标转速，控制汽轮机的转速，进行电超速保护试验和机械保护试验。

4.5.3　超速保护功能

DEH具有OPC超速保护控制功能。

当转速达到103％额定转速或在30%额定负荷以上突然解列时，OPC动作，迅速关闭所有调门，防止汽轮机超速，DEH系统在延迟一段时间后，再自动将调门重新开启，维持汽轮机在同步转速下空转，然后重新并网。

当转速超过停机值（110％额定转速）时，发出跳机信号，迅速关闭主汽阀和调节阀。

4.5.4　负荷控制

DEH实现机3000r/min定速，同期并网后，可按预先设定的目标负荷及负荷变化率进行控制，对机组的负荷进行闭环控制。

4.5.4.1　自动带初负荷及负荷限制

机组并网后，DEH自动带初负荷以防止逆功率运行，并且在电网要求升高或降低负荷时，DEH负荷控制能够打开或关闭调节汽阀。

4.5.4.2　自动调节电负荷

DEH按运行人员给定的目标值及负荷变化率自动调节机组的电负荷，直至满负荷。

4.5.4.3　一次调频功能

接受网控频差信号，调节汽轮机的负荷，参与一次调频。

4.5.4.4　遥控

在遥控方式下，接受CCS420mA指令信号，控制汽轮机负荷，实现机炉协调控制。

4.5.4.5　抽汽方式

当汽机带了一定负荷并可以投入抽汽工况运行时，DEH可以投入抽汽方式，同时调整高压调节阀及抽汽调节阀的开度，从而满足用户对电功率及抽汽压力的要求，抽汽压力为有差控制，压力不等率为3%。

4.5.4.6　负荷限制功能

由运行人员决定是否投入负荷限制功能，限制值由运行人员给定。

4.5.5　阀门管理

在启动阶段，以单阀方式运行，也即四个调节汽阀同步开启，二个再热调节汽阀同步开启，这样可以使转子、汽缸受热均匀，便于均匀热涨。

在带了一定的负荷后，可以切换到顺序阀运行，这样，根据负荷大小四个调节汽阀按开启顺序，只有一个调阀参与控制，减少阀门的节流损失，提高效率，同时全开的阀门受到汽流的冲击也减少，提高了阀门的寿命。

在进行阀门切换时，可做到对负荷的影响较小。

4.5.6　阀门在线试验功能

在机组正常运行期间，能进行高、中压主汽门活动试验及高、中压调门活动试验。

4.5.7　主蒸汽压力限制

具有主蒸汽压力限制功能,压力限制值由运行人员设定。

当主蒸汽压力低于设定值时，调门将关小以维持主蒸汽压力。

4.5.8　手动/自动控制

DEH系统设计有手动和自动两种控制方式，汽轮机运行以自动方式为主，手动控制作为备用，手、自动控制之间互为跟踪。

一旦自动方式出现故障，DEH自动无扰的切换为手动控制方式，由运行人员手动直接控制调门，自动控制恢复正常后，可无扰的从手动运行方式切回自动控制方式。

4.5.9　RUNBACK功能

DEH具有RUNBACK功能，并提供与DCS系统的接口。

4.5.10　甩负荷控制

在额定工况下，甩负荷时的最大转速飞升不大于7%，并能维持汽轮机空转。

4.5.11　数据显示及报警打印

根据需要显示汽轮机的运行参数，及时反映汽轮机的运行状态。

一旦出现报警信号，可以通过打印机记录事故状况。

4.5.12　模拟仿真

根据机组的运行特征，模拟汽轮机的转速、功率，使电调系统形成闭环系统，检查整个控制系统的完整性。

4.5.13　汽轮机自动控制（ATC）功能

汽轮机自动控制（ATC）的目的在于保证汽轮发电机组的安全以及正确的启动和加负荷。

ATC程序可以自动地

（1）变更负荷，

（2）改变升速率，（3）产生转速保持，（4）改变负荷变化率，（5）产生负荷保持。

4.5.14　控制性能指标

1）速度控制范围0～3400r/min

2）负荷控制范围0～115%

3）转速不等率3～6%可调

4）系统迟缓率调速系统<0.06%

5）转速控制精度±1r/min

6）抽汽压力不等率5～10%

7）抽汽压力精度±10%

8）转速保护回路时间≤30ms

9）转速控制回路时间125ms

4.6　汽轮机监测（TSI）系统功能

TSI在汽轮机盘车、启动、运行和超速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，并在预置的运行极限值时发出报警，当超出预置的危险值时使机组自动停机。

本机采用四种监测仪表：

1）转速监测仪表

可连续监测汽轮机转子的转速，转速由面板上的转速表连续显示出来。

转速表系统设有两个报警回路，当转速超越预定值时，相应的回路发出讯号。

零转速输出信号用于自动盘车。

2）轴向位移监视器

采用双通道，以对机组作双重保护，两个通道报警采用或门输出，停机用与门输出，这样既能防止其误动作，又能提高其可靠性。

当有一个通道故障时，监视器变为单通道工作。

3）差胀监视器

在正、负方向均有报警和停机信号输出。

4）振动监视器

本机设有5个