大唐石门一期集控运行规程热机部分印刷版概要.docx
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大唐石门一期集控运行规程热机部分印刷版概要
大唐石门发电有限责任公司企业标准
集控运行规程（热机部分）
Q/CDT-SMPT1050001-2010
1.范围
本标准规定了大唐石门发电有限责任公司一期工程2*300MW机组的启停、运行维护、控制调整、停用保养、事故处理的原则、方法和步骤。
我公司从事运行、检修和管理的生产人员必须熟知本标准的全部或相关部分，并严格贯彻执行。
2.引用标准
下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成本标准的条文。
在本标准颁布时，所示标准均为有效。
所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探索使用下列标准最新版本的可能性。
DL/T607-1996300MW级汽轮机运行导则
DL/T611-1996300MW级锅炉运行导则
DL/T612-1996电力工业锅炉压力容器监察规程
电安生（1994）277号电业安全工作规程（热力机械部分）
DL408-91电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）
DL558-94电业生产事故调查规程
DL435-91火力发电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程
DL/T561-95火力发电厂水汽化学监督导则
GB/T12145-2008火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量
DL/T956-2005火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则
GB7596-2000电厂用运行中汽轮机油质量标准
中国大唐集团公司防止电力生产重大事故二十五项重点要求实施导则（2009版）
厂家设备资料和设计资料
3.机组设备特性
3.1锅炉设备主要技术性能（见附录D）
3.1.1锅炉铭牌（D1）
3.1.2锅炉主要设计参数（D2）
3.1.3锅炉燃烧设备（D3）
3.1.4锅炉主要承压部件、受热面及管道材料、结构、尺寸数据表（D4）
3.1.5锅炉膨胀情况（D5）
3.1.6燃料特性（D6）
3.1.7锅炉本体主要附件设备（D7）
3.1.8锅炉主要辅助系统设备技术性能（D8）
3.2汽轮机设备主要技术性能（见附录E）
3.2.1汽轮机铭牌（E1）
3.2.2汽轮机主要设计参数（E2）
3.2.3汽轮机回热系统设备技术性能（E3）
3.2.4机组冷态启动曲线（E4）
3.2.5滑参数停机曲线（E5）
3.2.6汽轮机转子惰走曲线（E6）
3.2.7汽轮发电机组轴系临界转速和转速保持推荐值（E7）
3.2.8冷态启动转子加热规定（E8）
3.2.9启动时主蒸汽参数（E9）
3.2.10热态启动推荐值——冲转和带低负荷（E10）
3.2.11空负荷和低负荷运行指导（E11）
3.2.12变负荷推荐值（E12）
3.2.13小汽机曲线（E13）
3.2.14典型高压缸冷却时间曲线（E14）
3.2.15主蒸汽进汽阀试验时的负荷推荐值（E15）
3.2.16汽轮机主要辅助设备技术性能（E16）
3.3发电机-变压器组设备主要技术性能（见附录F）
3.3.1发电机组设备技术性能（F1）
3.3.2主变压器设备技术性能（F2）
3.3.3励磁系统设备技术性能（F3）
3.3.43.3.4发电机-变压器组保护的配置及功能（F4）
3.4DCS简介
3.4.1概述
我厂300MW机炉热控系统是由新华控制工程公司生产的XDPS-400分散处理系统（XinhuaDistributedProcessingSystem），它可以完成实时数据采集、过程控制、顺序控制、报警检测、监视、操作，可以对数据进行记录、统计、显示、打印及历史追忆等处理。
3.4.2XDPS的体系结构
3.4.2.1XDPS由高速数据网和连接在网上的MMI（人机接口站）与DPU（分散处理单元）三大部分组成。
3.4.3模拟量控制系统（MCS）
3.4.3.1该系统包括协调控制子系统和机炉模拟量控制子系统两大部分。
3.4.3.2协调控制子系统由机组负荷指令处理回路和协调主值回路两部分组成。
3.4.3.3机炉模拟量控制子系统主要有：
压力调节、燃烧调节、给水调节、给水泵转速调节、送风调节、引风调节、一次风调节、二次风调节、燃油流量调节、燃油压力调节、除氧器水位控制、除氧器压力调节、高加水位控制、过热汽温控制。
注：
我厂所有单回路调节系统都在DAS系统内实现，没有进入MCS系统。
3.4.4锅炉燃烧管理系统（BMS）
3.4.4.1BMS系统的主要功能有：
a）炉膛吹扫；
b）点火许可及油系统控制；
c）投粉许可及粉系统控制；
d）主燃料跳闸（MFT）、RB工况下的联锁保护；
e）火焰监视（共4角×7个=28个火焰探头）；
f）参数报警与联锁；
h）首次跳闸原因显示；
i）油泄漏试验；
k）探头冷却风机控制；
3.4.5汽轮机数字电液调节系统（DEH）
3.4.5.1概述
DEH-ⅢA是新华站生产的汽轮机数字电液控制系统DEH（DigitalElectric-HydraulicControlSystem）的升级产品。
它集计算机控制技术与液压技术于一体，其计算机部分是由XDPS-400分散控制系统组成的DEH-ⅢA，其液压部分是采用高压抗燃油的电液伺服控制系统EH。
由DEH-ⅢA与EH组成的数字电液控制系统通过控制汽轮机主汽门和调门的开度，实现汽轮发电机组的转速与负荷的实时控制。
3.4.5.2DEH-Ⅲ系统功能
DEH-Ⅲ具有自动调节，程序控制，监视，保护等方面的功能。
DEH-Ⅲ主要功能如下：
转速自动控制、负荷自动控制、手动控制、主汽压控制、同步控制、协调控制、快速减负荷、阀门试验、OPC控制、工况监视、多阀控制、ATC自启停控制、中压缸启动控制等。
3.4.6（DAS）
数据采集系统（DAS）具有数据采集与处理、越限报警、显示、性能计算、操作指导、打印制表、事故追忆、事件顺序纪录、历史数据存储与检索、趋势分析等功能。
我厂DAS系统内还包括低加水位、连排水位、凝汽器水位、闭式水箱水位、补水箱水位、定子冷却水温度、氢冷回水温度等单回路调节系统的功能在内。
3.4.7顺控系统（SCS）
包括主汽门关闭保护逻辑、高加顺控功能组、除氧器顺控功能组、低加顺控功能组、电动给水泵顺控组功能、真空泵顺控功能组、交直流油泵顺控功能组、定子冷却水泵顺控功能组、凝结水泵顺控功能组、凝结水升压泵顺控功能组、送风机顺控功能组、引风机顺控功能组、一次风机顺控功能组、制粉系统顺控功能组、空预器顺控组及主要辅机的联锁保护和远控阀门、挡板的手操等
3.4.8ETS系统简介
ETS系统是危急遮断系统的简称。
它由一块带有四个自动停机遮断电磁阀（20/AST）和两个超速保护控制阀（20/OPC）的危急遮断控制块、一个隔膜阀、两个单向阀和若干压力开关等组成。
此外，在危急遮断系统中，机械超速保护是独立的系统，它动作时，通过隔膜阀使安全油失压而停机。
我厂汽轮机危急遮断保护项目有：
a）低轴承润滑油压保护（LBO）
b）低EH油压保护（LP）
c）低冷凝器真空保护（LV）
此外，还提供了一个可接受十个外部遮断信号的遥控遮断接口，包括：
a）差胀大；b）振动大；c）MFT联跳汽机；d）手动停机e）DEH失电；f）电气保护；g）轴向位移大；h）TSI超速。
i）DEH超速；j）空
备注：
轴向位移和TSI超速保护动作后在遥控遮断接口发信，不能直接复位。
3.4.9DCS系统各DPU（对）主要控制对象
3.4.10一次调频
3.4.10.1概述：
我公司#1、2机组一次调频功能可通过DEH一次调频、MCS一次调频、MCS-DEH一次调频三种工况来实现。
没投协调方式时，DEH一次调频、MCS一次调频可以单独投入；协调方式投入时，MCS-DEH一次调频同时投入。
3.4.10.2主要性能指标：
a）一次调频的调节死区3000±2转/分
b）一次调频响应滞后时间1秒
c）协调方式下，一次调频稳定时间≤50秒
d）转速不等率为5%，即转速每变化1转/分，负荷变化幅度为±2.0MW，
e）负荷修正区间：
给定值在180MW～300MW时可以被一次调频回路进行频差修正
f）负荷最大修正值为±24MW
g）MCS中频差所计算的修正值变化率为30MW/MIN；DEH中频差所计算的修正值变化率为150MW/MIN。
3.4.10.3一次调频回路的投退
a）一次调频功能的投退按中调要求执行。
b）机组在任何工况下，不得擅自退出一次调频功能，并且不允许改变一次调频参数。
若因某种特殊原因必须退出一次调频回路，应请示总工同意，并得到中调许可。
c）机组正常运行时，协调方式投入，应投入MCS-DEH一次调频：
点击DEH“转速投入”回路，则自动投入MCS-DEH一次调频，此时DEH“转速投入”回路指示灯亮、MCS频差校正显示“投入”。
d）没投协调方式时，允许单独投入DEH一次调频或MCS一次调频。
DEH一次调频投退方法：
点击DEH“转速投入”回路，确认投退；MCS一次调频投退方法：
点击MCS频差校正投入/退出按钮，确认投退。
3.4.10.4运行注意事项
a）只有当一次调频频差修正负荷大于10MW时，才发“一次调频负荷大报警”。
b）DEH本机一次调频动作时间最短，但有一定的超调；MCS一次调频时间最长，是一个无超调的大惯性动态特性；MCS-DEH一次调频时间居中，也是一个无超调的惯性动态特性，但实际负荷接近理论负荷的时间较MCS一次调频快得多，在扰动较小时表现更加明显。
c）经试验，一次调频不会对机组的运行产生很大的安全影响，但一次调频发生时，运行人员有必要严密监视汽轮机轴向位移、推力轴承金属温度、汽包水位、机组振动等参数的变化情况。
d）发电机偏离额定频率运行时，必须特别注意发电机的温升、运行时间和发生次数不得超过规程规定值。
3.4.10.5一次调频转速－负荷修正值曲线
一次调频转速－负荷修正值曲线
4.设备试运及试验
4.1试运
4.1.1试运条件
4.1.1.1检修工作确已完成，为检修工作而采取的临时措施已经撤除或修复，现场已清理，各通道畅通；设备及附属管道金护、阀门等标识正确、完好；现场消防设施齐备，照明良好。
4.1.1.2与本设备试运有关联的其他工作已竣工或采取可靠措施隔离，不影响试运设备的运行。
4.1.1.3试运设备的转动机械部份必须盘动灵活；轴承油位正常，油质合格；冷却水、密封水投入正常；各监视表计校验合格、完整齐全；仪表、信号、控制及保护电源正常；相关的联锁、逻辑保护试验正常，事故按钮试验能正确动作。
4.1.1.4新投运设备试运前，其相关技术资料、图纸必须先前送到发电部，有关专业技术人员并应制定详细的方案、措施（技术措施、组织措施），确保人员、设备安全。
4.1.2试运程序
4.1.2.1所有设备试运工作一律凭试运联系通知单。
4.1.2.2工作负责人在设备检修完工具备试运条件后，应向本专业分管负责人详细汇报检修工作情况，申请检修设备试运联系通知单。
试运联系通知单上应清楚注明要求试运的设备（系统），试运内容、申请人、试运时间。
4.1.2.3工作负责人或检修本专业分管负责人应与检修相关专业负责人、质量负责人、试运组负责人就试运设备的情况进行沟通，征得同意，完成相关会签工作，由工作负责人将试运联系通知单送交运行值班负责人或专责试运负责人。
4.1.2.4运行值班负责人或专责试运负责人接到试运联系通知单后，应检查相关工作票的开工注销情况，确认没有影响该试运设备运行的问题，得到值长许可后，汇报试运组负责人，由试运组负责人签字许可后方可安排该设备（系统）试运。
4.1.3试运步骤
4.1.3.1运行值班负责人或专责试运负责人接到试运联系通知单后，应与检修工作负责人共同到检修现场进行检查，确认待试运设备的检修工作确已完工，场地已经清理，检修人员已经撤离工作现场，工作票已经押回。
4.1.3.2检查没有影响待试运设备试运工作进行的相关工作票（包括热机、电气）和其他工作。
运行值班负责人或专责试运负责人安排人员检查待试运设备确无问题汇报值长，恢复相关辅助系统，联系电气送电，并具备试运条件。
4.1.3.3有条件的应先试验待试运设备事故按钮，保证能正确动作。
4.1.3.4确认试运技术条件具备，启动待试运设备，运行试运人员会同检修负责人共同对试运设备进行详细检查，包括测温、测振，记录各运行参数。
辅机试运行时连续运行时间一般不得少于2小时，大修后的设备试运时间不得少于4小时。
4.1.3.5如果试运设备运行到规定时间后，技术指标达到检修工艺规程质量标准或有关的验收技术规范要求，运行值班负责人或专责试运负责人应在记录本上注明该设备试运的详细情况，然后运行值班负责人或专责试运负责人、值长才能签署试运设备合格验收单，并向有关领导汇报。
4.1.3.6如果待试运设备经过试运发现其技术指标达不到检修工艺规程质量标准或有关的验收技术规范要求，应视为试运不合格。
运行值班负责人或专责试运负责人应在试运联系通知单上注明不合格，并在记录本上注明该设备试运的详细情况。
然后按工作票要求恢复检修设备安措，退回检修工作票，由检修继续处理或根据情况重新办理工作许可手续。
4.2化学清洗
4.2.1锅炉化学清洗前必须按《火力发电厂锅炉化学清洗导则》SD135-86中规定的原则编写清洗方案和措施。
进行清洗时作好监督，清洗结束后作好检查、保养、评定与总结。
清洗液的排放要符合环保的有关标准。
4.2.2当水冷壁垢量达到或超过300～400g/㎡（向火侧180°洗垢法测定，运行年限为6年），应安排进行化学清洗。
4.3机组启动试验的基本规定。
序号
试验项目
大修后启动
小修后启动
备用15天后启动
备注
1
热控信号系统传动试验
√
√
√
每次开机前和接班后
2
远控阀门、风、烟挡板试验
√
√
√
3
各转机单项逻辑（保护）试验、事故按钮试验
√
√
√
4
锅炉水位保护传动试验
√
√
√
每次开炉前均需做
5
汽轮机低油压联动试验
√
√
√
每次开机前均需进行
6
除氧器、凝汽器、高加、低加、水位保护传动试验
√
√
√
每次开炉前均需做
7
小机低油压联动试验
√
√
√
8
MFT动作试验
√
√
√
9
ETS保护试验
√
√
√
10
锅炉大联锁试验
√
√
√
11
机炉电大联锁试验
√
√
√
12
发电机断水保护试验
√
√
13
DEH混仿试验
√
√
DEH程序修改后要试验
14
注油试验
√
√
1、机组运行2000小时后，停机时进行；2、超速试验前。
15
主汽阀、调节阀严密性试验
√
1、阀门解体检修后；2、超速试验前
16
汽轮机超速试验
√
前箱检查后需进行该项试验，见4.5.15.2
17
水压试验
√
18
冷态空气动力场
√
19
发电机气密性试验
√
20
安全阀校验
√
21
机组甩负荷试验
1、新投运机组；2、汽机调节系统重大改造后；
22
冷灰斗关断门试验
√
√
√
每次开炉前均需做
23
油枪、点火枪进退试验
√
√
√
联系热工配合
25
捞渣机试运
每次开炉前，得到开机命令后
注：
如对联锁、保护、安全自动装置检修后，必须进行相应的试验
4.4水压试验
4.4.1试验规定
4.4.1.1大、小修或因受热面泄漏检修后的锅炉及承压部件大面积检修后，一般情况下应作工作压力试验；有下列情况之一时，应作超压试验：
a）正常运行每6年一次（根据设备具体技术状况，经上级锅炉监察部门同意，可适当延长或缩短间隔时间）。
b）经过重大修理或改造（水冷壁更换管数在50%以上，过热器、再热器、省煤器等部件成组更换，汽包进行了重大修理时）。
c）锅炉严重超压1.25倍以上或严重缺水后受热面大面积变形时。
d）新安装的锅炉或停运1年以上恢复运行前。
e）根据运行情况，对设备安全可靠性有怀疑时。
4.4.1.2超压试验必须制定专用措施，并由总工程师批准后执行。
4.4.1.3试验压力值如下：
一次系统（水冷壁、过热器等）
二次系统（再热器）
工作压力试验MPa
19.66
3.86（再热器进口压力）
超压试验MPa
24.57（1.25倍工作压力）
5.79（1.5倍再热器进口压力）
4.4.1.4一次系统从给水泵出口至末过出口堵板阀的全部一次阀门管道、受热面、联箱等。
4.4.1.5二次系统从壁再进口左右侧堵板阀至末再出口堵板阀间的全部管道、受热面、联箱等。
4.4.1.6对于排污、疏（放）水、汽水取样、空气管等试压至一次阀前，热工仪表管试压至二次阀前。
4.4.1.7做超压试验时，须退出双色水位计，电接点水位计、差压水位计，隔离或卡住各汽包安全阀，高加走旁路。
4.4.2水压试验的要求
4.4.2.1水压试验必须采用合格的除盐水，并进行加药处理，并满足下列条件：
a）氯离子含量小于0.2mg/L；
b）联氨或丙酮含量为200～300mg/L；
c）PH值为10～10.5（用氨水调节）。
4.4.2.2环境温度低于5℃时应制订防冻措施。
4.4.2.3水压试验时的上水温度控制在20℃～40℃。
水温与汽包壁温差不超过40℃，汽包壁温不小于20℃。
4.4.2.4水压试验压力控制以就地压力表指示为准。
压力表的精度在0.5级以上，且具有两只以上不同取样源的压力表投运，并校对合格。
4.4.3水压试验应具备的条件
4.4.3.1水压试验前本体受热面和参与水压试验范围的设备及管阀的检修工作均完毕，办理验收，终结工作票。
受水压试验影响的炉内、外检修项目，水压试验期间应将工作票暂时压回运行单元长处，暂停工作。
4.4.3.2定排扩容器检修完毕，人员撤离现场，终结工作票。
4.4.3.3有足够的除盐水，满足冲洗及试验用水量和水质要求；汽机有关上水设备及系统检修工作已完毕，具备上水条件。
4.4.3.4开、闭式水系统投运，除盐水系统投运；
4.4.3.5电泵试运合格，凝结水系统，除氧和给水系统投运正常；
4.4.3.6其余相关系统具备投运条件或能可靠隔离，试压范围内各阀门位置正确，过热器出口堵板已可靠安装（＃1炉过热器出口堵板阀关闭严密），主调门前蒸汽管道疏水确已开启。
二次系统水压试验时确认壁再进口左、右侧和末再出口堵板已可靠安装，冷再逆止门前、后疏水阀确已开启，冷再逆止门关闭到位。
4.4.3.7水压试验用压力表、温度表经校验合格；
4.4.3.8炉内无逗留人员，炉内外照明充足，楼梯通道畅通安全。
4.4.3.9受水压试验影响的炉内、外检修项目，水压试验期间应将工作票暂时压回运行单元长处，暂停工作。
4.4.3.10校对DCS汽包压力显示与就地压力表的压力显示一致（一次系统）。
安排人员到就地监视压力（一次系统监视汽包就地压力表，二次系统监视左或右侧事故喷水电动阀后压力表（高度补偿后压力为工作压力4.13MPa，超压试验6.06MPa））。
4.4.3.11具备快速泄压手段，事故放水阀（一次系统）必须远操开关正常，且管路畅通以便超压时能迅速开启泄压。
4.4.4一次系统水压试验
4.4.4.1上水及冲洗
a）采用炉底上水方式。
上水前抄录各膨胀指示一次。
检查各汽水系统阀门，进水前下列阀门应关闭：
主给水截止阀、主给水调整阀、给水旁路调整阀、炉底上水管道疏水一/二次阀、定排集箱疏水一/二次阀、定排手动总阀、下降管排污手动总阀、定排电动总阀、下降管排污电动总阀、省煤器空气阀。
关闭给水台各疏水阀及反冲洗阀、蒸汽加热各阀、汽包事故放水阀、省煤器入口疏水手动阀、减温水阀及连续排污阀、汽包加药截止阀、加药泵出口阀、分隔屏／后屏至减压站手动／电动阀，高加走旁路。
开启省煤器再循环阀、各水冷壁下联箱排污手动阀、各下降管排污手动阀和电动阀、汽包空气阀、过热器空气阀、汽水取样一／二次阀。
开启5%启动疏水旁路各手动阀、顶棚入口疏水手动阀。
开启炉底上水一／二次阀。
b）联系机侧启动凝结水泵或前置泵向锅炉上水。
全开主给水管至炉底进水一次总阀，稍开二次阀并用其控制进水速度。
c）待汽包水位达—100mm时，则停止进水。
d）进水完毕，关闭炉底进水一／二次阀。
e）开启定排手动／电动总阀对管路进行冲洗。
f）派人到排污井处观察水质情况，直到无明显杂质为止。
否则，重复上述上水、冲洗过程。
4.4.4.2冲洗完成后，关闭各水冷壁下联箱排污手动阀、炉底上水一／二次阀、省煤器再循环阀、5%启动疏水旁路各手动阀、顶棚入口疏水手动阀。
开启高加进／出口阀、主给水截止阀、主给水调整阀、定排手动／电动总阀、省煤器空气阀。
4.4.4.3启动给水泵（或凝升泵）从省煤器向锅炉上水，用主给水旁路调节阀或者主路调节阀控制上水速度（小于100t/h）至炉顶空气阀有连续水柱冒出即关闭该空气阀。
至末过出口空气阀冒出连续水柱后，关闭该空气阀，关闭主给水调节阀，停止进水。
关闭空气门之前，将给水流量调小防止一次系统突然带压。
4.4.4.4升压
a）开启过热器一级减温水闭锁阀及电动截止阀，用一减调节阀及电动给水泵转速控制升压速度不大于0.3MPa/min，压力接近5.0MPa时应适当放慢升压速度。
b）压力至5.0MPa时，关闭一减调节阀，停止升压，初步全面检查无异后再开启一减调整阀继续升压，控制升压速度不大于0.3MPa/min。
c）压力至10MPa时，关闭一减调节阀，停止升压，初步全面检查无异后再开启一减调整阀继续升压，控制升压速度不大于0.3MPa/min。
d）压力至15MPa时，关闭一减调节阀，停止升压，全面检查无异后再开启一减调整阀继续升压，控制升压速度不大于0.3MPa/min。
e）压力至19.66MPa时，关闭一减调节阀，停运电动给水泵，停止升压，记录5min内的压力降，然后全面检查。
4.4.4.5正常压力下水压试验经检查合格后可着手进行1.25倍工作压力水压试验。
a）退出双色水位计，隔离或卡住各安全门。
b）关闭＃1高加出口电动阀，将高加切换至旁路。
人员全部撤离现场。
c）启动电动给水泵，开启一减调节阀，以不大于0.1MPa/min的速度升压至24.57MPa并保持5min。
然后关闭一减调节阀，停运电泵，稍开一减疏水阀缓慢降压至19.66MPa后关闭一减疏水阀。
记录5min内的压力降，同时进行全面检查。
d）检查完后，在工作压力下冲洗仪表管及取样管路，并对减温器进行反冲洗，冲洗时注意控制降压速度不大于0.5MPa/min。
冲洗后开启疏水阀以0.5MPa/min的速度降压至0，然后开启各空气阀、疏水阀、排污阀放尽炉内积水。
4.4.4.4一次系统水压试验合格标准
a）工作压力下5min内压力降不超过0.5MPa。
b）受热面的金属壁和焊缝上无水珠和水雾。
b）承压部件无残余变形迹象。
4.4.5二次系统水压试验
4.4.5.1检查确认相关系统具备投运条件或能可靠隔离。
确认壁再入口及末再出口堵板已可靠安装。
检查各汽水系统阀门，
a）下列阀门应关闭：
冷再逆止门
再热器右侧事故喷水疏水阀
再热器左侧事故喷水疏水阀
再热器减温水总阀后疏水阀
再热器减温水疏水母管一、二次阀
再热器入口取样阀
再热左侧减温调整阀
再热右侧减温调整阀
电泵出口电动阀
过热器减温系
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