600MW机组运行规程完整.docx
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600MW机组运行规程完整
600MV机组运行规程
1.机组主要控制系统
1.1燃烧管理系统（BMS
1.1.1BMS主要功能
1.1.1.1点火前炉膛吹扫。
1.1.1.2油燃烧器自动管理。
1.1.1.3煤燃烧器自动管理。
1.1.1.4二次风挡板联锁控制。
1.1.1.5火焰监视。
1.1.1.6有关辅机的启停和保护。
1.1.1.7主燃料跳闸。
1.1.1.8减负荷控制。
1.1.1.9联锁和报警。
1.1.1.10首次跳闸原因记忆。
1.1.1.11与上位机通讯。
1.2协调控制系统（CCS
1.2.1CCS^要功能
1.2.1.1控制锅炉的汽温、汽压及燃烧率。
1.2.1.2改善机组的调节特性增加机组对负荷变化的适应能力。
1.2.1.3主要辅机故障时进行RUNBACK理。
1.2.1.4机组运行参数越限或偏差超限时进行负荷增减闭锁，负荷快速增减以及跟踪等处理。
1.2.1.5与BMS配合，保证燃烧设备的安全运行。
1.2.2机组协调控制系统基本运行方式
1.2.2.1汽机跟随的运行方式。
在这种运行方式下锅炉通过改变燃烧率以调节机组负荷，而汽机则通过改变调门开度以调节主汽压力。
1.2.2.2锅炉跟随的运行方式。
在这种运行方式下锅炉通过改变燃烧率以保持主汽压力不变，而汽机则通过改变调门开度以调节机组负荷。
1.2.2.3协调方式。
这种运行方式是锅炉跟随的协调方式。
机炉作为一个整体联合控制机组负荷及主汽压力。
1.3数字电液调节系统（DEH-山A）
1.3.1主要功能
1.3.1.1汽机转速控制
1.3.1.2自动同期控制
1.3.1.3负荷控制
1.3.1.4一次调频
1.3.1.5协调控制
1.3.1.6快速减负荷（RUNBACK
1.3.1.7主汽压控制（TPC
1.3.1.8多阀（顺序阀）控制
1.3.1.9阀门试验
1.3.1.10OP（控制
1.3.1.11汽轮机自动控制（ATC
1.3.1.12双机容错
1.3.1.13与厂用计算机DAS系统或DCS通讯，实现数据共享
1.3.1.14手动控制
1.3.2自动调节系统
1.3.2.1转速控制
在不同的转速围，阀门状态如下表所示：
a.不带旁路主汽门启动时（BYPASSOFF
阀门
冲转前
0~2900r/min
阀切换（2900r/min）
2900~3000r/min
TV
全关
控制
控制-全开
全开
GV
全关
全开
全开-控制
控制
IV
全关
全开
全开
全开
b.带旁路启动时（BYPASSON
阀门
冲转前
0~2600r/min
阀切换至主汽门控制（2600r/min）
阀切换至调门控
制（2900r/min）
2900~3000r/mi
n
TV
全关
:
全关
全关—控制
控制-全开
全开
GV
全关
全开
全开
全开-控制
控制
IV
全关
控制
控制-全开
全开
全开
1.3.2.2负荷控制
负荷调节是三个回路的串级调节系统，通过对高压调门的控制来调节机组负荷。
其运行方式如
下:
方式
调节级压力回路
WS
功率调节回路
MW
转速一次调频回路
IMP
说明
阀位控制
OUT
OUT
OUT
阀门位置给定控制
定协调
OUT
IN
OUT
功-频运行
IN
IN
IN
参与电网一次调频
纯转速调节
IN
OUT
OUT
1.3.2.3其它调节
a.自动同步调节（AS）
b.协调控制CCS
c.快速减负荷RUNBACK
d.ATC控制
1.3.2.4OPC保护系统
a.中压排汽压力IEP30%寸，发电机出口断路器断开或主变出口断路器同时出现断开时，OPC电磁阀动作关闭GVIV,延时5秒后，转速n<103%OPC电磁阀复位GVIV打开。
b.在任何情况下，只要转速n>103%关GVIV,n<103%寸恢复。
1.3.2.5阀门管理
a.单阀控制：
所有高压调门开启方式相同，各阀开度一样。
特点：
节流调节，全周进汽。
一般冷态或带基本负荷运行用单阀控制。
b.多阀控制：
调门按预先给定的顺序，依次开启。
特点：
喷嘴调节，部分进汽。
机组带部分负荷运行采用多阀控制。
c.单阀控制与多阀控制二种方式之间可无扰动切换。
1.3.3运行方式选择
1.3.3.1操作员自动操作（简称自动）
a.在升速期间，可以确定或修改机组的升速率和转速目标值。
b.在机组并网运行后，可随时修改机组的负荷目标值及变负荷率。
c.可进行从中压缸启动到主汽门控制的阀切换。
d.可进行从主汽门控制到高压调门控制的阀切换。
e.可进行单阀/多阀控制的切换。
f.当机组到达同步转速时，可投入自动同步。
g.可投入功率反馈回路或调节级压力回路。
h.机组并网后，可投入转速回路（一次调频）。
i.可投入遥控操作。
j.汽轮机自启动（ATC
1.3.3.2ATC程序能自动完成下列功能：
a.从冲转到达同步转速自动进行。
b.根据汽机应力及临界转速等自动设定升速率、确定暖机时间、自动进行阀切换。
c.条件允许时可自动投入自动同步和并网。
d.并网后由热应力及机组的其它状况，确定升负荷率或进行负荷保持、报警等。
e.与ATC相联系的三个按钮：
ATC控制：
按下此按钮可使ATC进入运行状态，如遇紧急情况，可直接按ATC监视或
自动键退出ATC控制，进入操作员自动方式。
ATC限制条件超越键：
当某充分条件限制ATC进行时，可按此键，越过此条件继续进
行。
ATC监视：
如要进入ATC启动，必须先进入ATC监视，当条件满足后，按下ATC控制
键才会有效。
1.3.3.3遥控自动操作
a.一般情况下，都在操作员自动方式下投入遥控操作，DEH的目标值由遥控源决定。
包括自动同步和协调方式。
b.自动同步必须满足下列条件：
DEH处于“自动”或“ATC控制”方式
DEH处于“高压调门”控制方式。
发电机出口断路器断开。
自动同步允许触点闭合。
汽机转速在同步围。
c.协调方式必须满足下列条件：
DEH必须运行在自动或ATC控制方式。
发电机出口断路器开关必须闭合。
遥控允许触点必须闭合。
1.3.3.4手动操作
a.当基本控制、冗余DPU均发生故障或VCC占控板发生故障后，则DEH会切到手动，硬操盘上手动灯点亮，此时运行人员应立即把自动/手动钥匙开关切向手动位置。
1.3.4
控制方式选择
1.341
主汽门/高压调门控制切换
1.3.4.2
调节级压力回路投入
1.3.4.3
功率回路投入
1.3.4.4
转速回路投入
1.345单/多阀控制
1.346主蒸汽压力控制（TPC）
1.347定压投入
1.348旁路投入、切除
1.349试验
1.3.4.10阀门试验
2.机组主要保护
2.1汽机主要保护
2.1.1汽轮机超速及自动跳机保护
序号
项目
单位
数值
备注
1
机械超速110%
r/min
3300
薄膜接口阀动作
2
电超速110%
r/min
3300
4只电磁阀全动
3
DEH失电
4只电磁阀全动
4
轴向位移大
mm
±1
4只电磁阀全动
5
轴振大
mm
0.254
4只电磁阀全动
6
发变组保护动作
4只电磁阀全动
7
MFT
4只电磁阀全动
8
手动跳机
4只电磁阀全动
9
润滑油压低
MPa
0.06
同时起直流油泵
10
抗燃油压低
MPa
9.5
4只电磁阀全动
11
凝汽器真空低
kPa
79.8
13
汽机超速103%
两只OPC动作
2.1.2汽轮机主要联锁保护
项目
单位
整定值
联动容
润滑油压
低I值
MPa
0.082
:
启动交流润滑油泵、密封油备用泵
低n值
MPa
0.06
；启动直流润滑油泵、停机
低川值
MPa
0.032
切断盘车电机电源
抗燃油压
低I值
MPa
11.2
联起备用泵
低n值
MPa
9.5
停机
2.1.3调节级叶片保护
2.1.3.1装有下面所列转子和调节级叶片的汽轮机，至少要经过六个月的全周进汽方式的初始运行:
a.所有新装转子包括原配转子，备用转子和替换转子。
b.所有新装调节级叶片的旧转子。
2.2锅炉主要保护
2.2.1锅炉MFT动作条件
2.2.1.1操作台手动停炉按钮两个同时按下。
2.2.1.2CRT画面软手操停炉按钮两个同时按下。
2.2.1.3两台引风机跳闸。
2.2.1.4两台送风机跳闸。
2.2.1.5炉膛压力高至+1700Pa延时2s。
2.2.1.6炉膛压力低至-1750Pa延时2s。
2.2.1.7总风量V30%
2.2.1.8油层均未投入，有磨煤机运行时两台一次风机跳闸。
2.2.1.9所有火检信号消失。
2.2.1.10纯燃油工况下，所有燃油阀关闭。
2.2.1.11首次点火失败后第二次点火也失败。
221.12失去全部燃料。
221.13火检冷却风母管压力v5.8kPa（延时2分钟）。
2.2.1.14汽包水位高+254mm（延时3s，不跳机）。
2.2.1.15汽包水位低-381mm（延时3s，不跳机）。
2.2.1.16三台炉水循环泵跳闸。
2.2.1.17汽机跳闸（两个主汽门已关闭）。
2.2.1.18炉膛吹扫后，1小时未点着火。
2.3电气主要保护
2.3.1发电机保护
2.3.1.1发电机定子差动保护。
2.3.1.2发电机定子接地保护。
2.3.1.3发电机失磁保护。
2.3.1.4发电机失步保护。
2.3.1.5发电机逆功率保护。
2.3.1.6发电机匝间保护。
2.3.1.7发电机断水保护。
2.3.1.8发电机突加电压保护。
2.3.1.9发电机过电压保护。
2.3.1.10发电机零序过电压保护。
2.3.1.11发电机断路器失灵保护。
2.3.1.12发电机高频、低频保护。
2.3.1.13发电机过激磁保护。
2.3.1.14发电机电压制动过电流保护。
2.3.1.15发电机负序过电流保护。
3.机组启动
3.1启动规定及要求
3.1.1启动要求
3.1.1.1机组大修后启动，应由总工程师主持，发电部、设备部部长、部门主管等有关人员参加。
3.1.1.2机组小修后启动，应由总工程师或发电部部长主持，发电部、设备部部长、部门主管等有关人员参加。
3.1.1.3机组正常启动由值长统一指挥并主持集控人员按规程启动，发电部主管负责现场技术监督和技术指导。
3.1.1.4机组大小修后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。
3.1.1.5确认机组检修工作全部结束，工作票全部注销，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。
3.1.1.6机组大小修后由设备部负责统一协调安排、发电部配合做各阀门传动试验。
3.1.1.7热工人员做好有关设备、系统联锁及保护试验工作，并做好记录。
3.1.1.8准备好开机前各类记录表单及振动表、听针等工器具。
3.1.1.9所有液位计明亮清洁，各有关压力表、流量表及保护仪表信号一次门全部开启。
3.1.1.10联系热工人员将主控所有热工仪表、信号、保护装置送电。
3.1.1.11检查各转动设备轴
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