300MW汽轮发电机组规程Word文档格式.docx

1、表3 单位：r/min 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（690m mHg），第四段抽厂用汽不大于20t/h时

2、。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A1522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

3、、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 4950.5Hz（新设计300MW机组为48.550.5Hz）。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

4、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26 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

5、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，

6、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

7、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

8、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050mm；1.2.4.5同步器变速范围为28503210r/min（-5%+7%）。1.2.5现场运行规程应列出下列汽轮机热力特性

9、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

10、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SD16385。2

11、.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

12、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

13、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

14、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

15、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

16、.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

17、.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

18、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

19、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： 200370；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

20、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

21、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

22、、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

23、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

24、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

25、 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