600兆瓦汽轮机运行规程解析.docx

1、600兆瓦汽轮机运行规程解析600MW国产亚临界机组汽轮机运行规程（试行）广东国华台山发电有限责任公司2002年 12月本规程依据制造厂说明书、设计院资料及部颁规程和标准，结合上级有关反措和公司具体情况编 写而成。本规程和电气运行规程锅炉辅机规程、汽机辅机规程试验规程配合使用。在编写此规程中，由于部分技术资料欠缺及机组未经生产调试，其中部分内容尚不完善，有待根 据现场执行情况进行完善修改。本规程由总工程师批准后执行。下列人员应熟悉本规程：总经理、副总经理、总工程师、副总工程师，生产部室的部长、部长助 理，专业专工。下列人员应掌握并执行本规程：发电部部长、部长助理，值长、运行专业专工，所有运行人

2、员。批准:审核:编写:1.汽轮机设备概述 12.汽轮机设备规范及技术参数 52.1主要技术规范（THA工况） 62.2汽机组的主要热力工况 62.3各种工况下抽汽参数值 82.4轴系临界转速及叶片共振区域 92.5汽轮机旁路系统 93.汽轮机主要控制和调节系统 103.1协调控制CCS 113.1.1CCS的主要功能 113.1.2CCS的运行方式 113.2数字电液调节系统 DEH 113.2.1DEH的主要功能 113.2.2DEH的运行方式选择 113.2.3DEH的控制方式选择 113.2.4TSI监视仪表 123.2.5ETS危急跳闸装置 134.汽轮机主要保护与联锁 134.1超速

3、及跳机保护 134.2各项联锁保护 134.3 调节级叶片保护 135.汽轮机启动 135.1启动状态划分 135.2启动规定及要求 145.1.1启动要求 145.1.2禁启条件 5.1.3主要控制及调节装置5.1.4启动方式选择5.3启动前的联锁、保护传动试验 5.3.1试验规定 5.3.2启动前试验方法 5.3.3启动前试验项目 5.4启动前检查准备 5.4.1启动前的检查 5.4.2系统投入 5.5冷态启动（高压缸启动不带旁路）5.5.1汽轮机冲转前准备 5.5.2汽机冲转条件 5.5.3汽机冲车、升速、暖机 5.6并网后的检查与操作 5.6.1并网后的检查 5.6.2带初始负荷暖机

4、5.6.3升负荷操作 5.7热态启动 5.7.1 启动参数选择 5.7.2机组冲车条件 5.7.6发电机并网及带负荷 6.正常运行及维护6.1正常运行限额6.2机组负荷调整6.3运行参数的监视及调整6.4正常维护及试验641日常检查项目642定期试验643主要转机定期切换试验6.5非设计工况运行7.汽机停运7.1停运前的准备7.2正常停运7.2.1确认运行方式7.2.2减负荷方式及操作7.2.3解列停机7.2.4汽机惰走8.9.事故处理9.1事故处理原则 9.1.1事故处理导则 9.1.2破坏真空停机条件及处理 9.1.3紧急停机条件及处理 9.1.4申请停机条件 9.2汽机异常运行、常规事故

5、处理 9.2.1 水冲击 9.2.2机组振动大 9.2.3轴向位移大 9.2.4低真空 9.2.5机组负荷聚变 9.2.6周波不正常 9.2.7主汽、再热汽汽温异常 9.2.8润滑油系统异常 9.2.9EH油系统异常 9.2.10油系统着火 9.2.11DEH 异常 9212定子水箱水位异常9.2.13定子水导电率异常9.2.14发电机氢系统着火1.汽轮机设备概述首期两台600MV汽轮机为上海汽轮机有限公司（按照美国西屋技术）生产的亚临界、一次 中间再热、四缸四排汽、单轴、凝汽式汽轮机，凝汽式汽轮机，型号是N600-16.7/537/537 ， 最大功率634MWVWCT况），具有较好的热负荷

6、和变负荷适应性， 采用数字式电液调节（DEH-川A）系统。机组能在冷态、热态等不同工况下启动，并可采用定压和定 -滑-定压运行方式中的任一种运行。定-滑-定压运行时，滑压运行的范围是 30-90%BMCR新蒸汽从置于该机两侧的两个固定支承的高压主汽调节联合阀，由两侧各二个调节阀 流出，经过四根高压导汽管进入高压缸喷嘴室，高压缸各级反向布置，蒸汽通过四组喷嘴 组进入调节级及10级高压压力级后由高压缸下部两侧排出进入再热器。再热后的蒸汽从机 组两侧的两个固定支承的中压再热主汽调节联合阀及四根中压导汽管从中部进入双分流的 中压缸，经过正反各9级反动式压力级后，从中压缸上部 4个排汽口排出，合并成两根

7、连通管，分别进入1号2号低压缸。低压缸为双分流结构，蒸汽从中部流入，经过正反向各 7级反动式压力级后，从4个排汽口向下排入2个凝汽器。排入凝汽器的乏汽凝结成凝结水 ，由凝结 水泵升压后经化学精处理装置、汽封冷却器、四台低加进入除氧器，除氧水由给水泵升压 后经三台高加进入锅炉省煤器，构成热力循环。机组整个通流部分共 58级叶片，其中高压缸 1 + 11级，中压缸2X 9级，低压缸2 X（ 2 X 7）级。高压缸为双层缸结构，中压缸为双层缸双流对称结构，两个低压缸结构相同，均 为双层内缸加一外缸的三层缸结构，双流反向布置。机组共有8级不调整抽汽，其中高压加热器 3台，除氧器1台、4台低压加热器，高

8、低压加热器均为表面式，各加热器为串联排列，疏水采用逐级自流方式，不设疏水泵。给水系统配置两台容量为 50%勺汽动给水泵和一台容量为 30%的电动给水泵，正常运行中两台汽泵运行，电泵备用。小汽轮机汽源来自主机的第四段抽汽，低负荷时切换为再 热冷段蒸汽。汽轮机高中压转子为铬钼钒钢整锻转子，低压转子为铬镍钼钒钢整锻转子，高中低压 均为无中心空转子。四根转子的临界转速均低于工作转速，为饶性转子。#1、#2、#3、#4 （高、中压转子前后轴承）为四瓦块可倾瓦型径向轴承，高压转子调 阀端连接一接长轴，轴上装有主油泵及危急遮断器。 #5轴承（1号低压缸前轴承）上半为圆柱形，下半为两块可倾瓦。 #6、#7、#

9、8轴承（#1低压转子后轴承和#2低压转子前后轴承）为径向圆柱形轴承。推力轴承位于高中压缸之间，工作面和非工作面各有六个块，分 别承受轴向载荷。在#1低压外缸的进汽中心线两侧，各有一块轴向定位板，作为汽缸的绝对死点， #1低压缸的前端向调阀端膨胀，藉助于定中心梁推动中压缸、中轴承座、高压缸、前轴承座 共同向调阀侧膨胀；#1低压缸的后端、#2低压缸向发电机侧膨胀，本机组采用侧装式盘车装置， 其位置在#2低压缸的电机侧。盘车装置是自动啮合型的， 能使汽轮发电机组转子从静止状态转动起来，盘车转速为 2.4r/min。盘车装置的设计能做到自动投入和退出而不发生撞击，退出后不再自行投入。一套压力开关和压力

10、联锁保护装置， 能防止在油压建立之前投入盘车， 盘车装置运行中供油中断或油压降低到不安全值时，能发出报警，并能自动停止运行。盘车装置，包括手 动操纵机构、盘车电流表、控制箱等现场设备。盘车控制可在 DCS系统实现。汽轮机组分别在控制室操作盘上及汽轮机就地设置手动紧急停机操作装置。2.汽轮机设备规范及技术参数2.1汽轮机主要技术规范及性能 （THAX况）型号： N600-16.7/537/537型式：亚临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽凝汽式汽轮机额定功率：600MW主汽门前烝汽额定压力16.7MPa主汽门前烝汽额定温度：537 C主汽额定流量1792.462t/h高缸排汽压力3.581Mpa

11、高缸排汽温度314.4 C再热汽汽压力3.223Mpa再热汽额定温度537 C再热汽流量1496.14t/h工作转速：3000r/mi n额定冷却水温：24 C凝汽器额定背压：5.88kPa夏季工况凝汽器背压11.8kPa给水温度273.7 C补水率0%给水泵驱动方式：小汽轮机小汽机耗汽量66.049t/h小汽机额定背压7.2kPa回热级数：8 级（二咼、四低、一除氧）额定工况蒸汽流量：1792.462t/h额定工况汽耗2.99kg/kWh额定工况热耗7850.9kJ/kWh(1875.2kcal/kWh )旋转方向：从汽轮机端向发电机方向看顺时针低压缸末级叶片高度905mm调节系统型式：数字

12、式电液控制（ DEH-山A型）汽轮机总长m2.2汽机组的主要热力工况2.2.1机组热耗率验收（THA工况轮机在额定进汽参数、额定背压、回热系统正常投运，补水率为 0%的连续运行工况为机组热耗率验收（THA工况，在此工况下发电机有功功率为 600.447MW，汽轮机保证热耗值为 7850.9kJ/kWh。222机组的铭牌工况（TRL）,即夏季工况汽轮机在额定进汽参数、回热系统正常投运、背压为 11.8kPa，补水率为3%寸的连续运行工况为机组的铭牌工况，此工况下发电机有功功率为 600.409MW，此工况下的进汽量为铭牌进汽量。发电机端功率：600.4MW汽机总进汽量：1908.9 t/h主蒸汽

13、压力：16.7MPa主烝汽温度： 高压缸排汽压力 高压缸排汽温度：537 C3.766MPa319.6 C再热蒸汽流量：1567.967 t/h中压缸进汽压力：3.39MPa中压缸进汽温度： 主机背压：537 C11.8kPa排汽焓：2426.9kJ/kg给水温度：小汽机耗汽量：277.4 C81.747 t/h补水量：57.268 t/h进入凝汽器流量：1205.378t/h热耗：8165.5 kJ/kwh2.2.3机组的最大连续出力（T-MCR工况汽轮机在额定进汽参数、额定背压、回热系统正常投运，补水率为 0%进汽量为铭牌进汽量的称为最大连续工况，此工况下发电机输出功率称为机组的最大连续出

14、力（T-MCR工况，此工况下发电机有功功率为 632.14MW。发电机端功率：632.14MW汽机总进汽量：1908.9t/h主蒸汽压力：16.7MPa主蒸汽温度： 高压缸排汽压力 高压缸排汽温度：537C3.794MPa320.5 C再热蒸汽流量：1586.49t/h中压缸进汽压力：3.1414MPa中压缸进汽温度： 主机背压：537 C5.88kPa排汽焓：2360.3kJ/kg给水温度：小汽机耗汽量：277.7 C70.876t/h补水量：0t/h进入凝汽器流量：1194.901t/h热耗：7846.1kJ/kwh224调门全开工况（VWO汽轮机在调门全开，额定进汽参数、额定背压、回热系

15、统正常投运，进汽量不小于105%勺铭牌工况进汽量，机组连续运行的工况称机组的调门全开工况（ VWO,此工况下发电机有功功率为 662.916MW发电机端功率：662.916MW汽机总进汽量：2026t/h主蒸汽压力：16.7MPa主蒸汽温度：高压缸排汽压力537 C4.006MPa高压缸排汽温度：326.6 C再热蒸汽流量：1676.628t/h中压缸进汽压力：3.605MPa中压缸进汽温度：537 C主机背压：5.88kPa排汽焓：2355.9kJ/kg给水温度：281.6 C小汽机耗汽量：76.31t/h补水量：0t/h进入凝汽器流量：1255.636t/h热耗：7846.5kJ/kwh2

16、25高加切除工况汽轮机在主、再热汽及背压在额定状态下，三台高加全部退出运行，汽轮机组能够连 续运行的工况，称高加切除工况。此工况下发电机能够发出的有功功率为 600.255MW发电机端功率：600.255MW汽机总进汽量：1546.53t/h主蒸汽压力：16.7MPa主蒸汽温度：537 C高压缸排汽压力3.723MPa高压缸排汽温度：322.8 C再热蒸汽流量：1530.548t/h中压缸进汽压力：3.35MPa中压缸进汽温度：537 C主机背压：5.88kPa排汽焓：2362.8kJ/kg给水温度：172.0 C小汽机耗汽量：54.888t/h补水量：0t/h进入凝汽器流量：1208.624

17、t/h热耗：8124.4kJ/kwh2.3各种工况下抽汽参数值抽汽段数抽汽占八、参数工 况THAVWOTMCR高加切除TRL段高压 缸第7 级后压力（MPa5.85896.61346.23525.70596.026温度（C）378.4393.5386.0378.5385.4流量（t/h ）131.157157.469144.0530148.664段高压缸排压力（MPa3.58134.00593.79393.72273.7664温度（C）314.4326.6320.5322.8319.6汽流量（t/h）149.66174.628162.0110167.025 中压压力（MPa1.60691.79

18、311.70031.74281.6822段缸第5温度C）432.5431.9432.2438.4431.8级后流量（t/h ）68.64580.32074.653077.751压力（MPa0.74130.82490.78360.80750.76886四中压温度（C）326.7325.7326.2332.9324.8段排汽流量（t/h ）73.854+66.04985.051+76.79.349+70.87687.403+54.81.940+81.743108887五段低压压力（MPa0.30430.33760.32110.33110.3133缸A第温度（C）225.6224.4225.0230

19、.7223.22级后流量（t/h ）62.25371.20366.73567.96668.284六段低压压力（MPa0.12960.14420.13690.14090.1337缸B第温度（C）139.5138.7139.1143.6137.64级后流量（t/h ）39.1444.69241.89542.62143.064低压压力（MPa0.06960.07760.07360.07560.0718七缸A、B温度（C）段第5级流量（t/h ）60.95569.84465.37266.36465.363后低压压力（MPa0.02170.02400.02290.02350.0231八缸A、B温度（C）

20、段第6级流量（t/h ）45.69856.19450.91652.75122.9.9后高压调节门排列及开启顺序从调速器端向发电机方向看2.4转子临界转速及叶片共振区域241 机组各转子临界转速有关参数转子名称单位高压中压低压#1低压#2发电机励磁机第一阶设计值r/min临界转速实测值第二阶设计值r/min临界转速实测值242 叶片共振区域:243 最大振动许可值:（1） 汽轮机在工作转速下。各轴承振动最大许可值为 0.05mm汽轮机在越过临界转速时，轴承振动最大许可值为 0.15mm（2） 汽轮发电机组在启动或运行中， 任一道轴承的轴振值达 0.254m m,应立即脱扣停机。 2.5汽轮机旁路

21、系统本机设有高、低压两级串联旁路系统。 即由锅炉来的新蒸汽经高压旁路减温减压后进入锅炉再热器，由再热器返回的再热蒸汽经低压旁路减温减压后进入凝汽器。 高旁的容量，低旁的容量为高旁的蒸汽流量与喷水流量的和即为锅炉最大额定出力（ BMCR的40%由CCI-SULZER公司制造。高压旁路喷水减温取自高压给水，最大水压为 22MPa正常为21.8MPa,最高水温为172.9C。低压旁路喷水减温取自凝结水，水压：（ 2.623.20 ） MPa水温：35.8249C。技术参数名称单位设计参数正常运行工况高压蒸汽 转换阀阀前蒸汽压力MPa17.616.7阀前蒸汽温度C546537阀前额定蒸汽流量t/h60

22、7.8阀前最大蒸汽流量t/h631.0阀后蒸汽压力MPa4.5863.5756阀后蒸汽温度C346.9315.8阀后蒸汽流量t/h708.023高压喷水隔离阀前计算压力MPa27.521.9计算温度C200168.2计算流量t/h101.9最大流量t/h101.9低压蒸汽转换阀阀前蒸汽压力MPa4.5863.218阀前蒸汽温度C546537阀前蒸汽流量*t/h708.023/2阀前最大蒸汽流量*1120阀后蒸汽压力MPa0.7阀后蒸汽温度C164阀后蒸汽流量t/h921.286低压喷计算压力MPa3.72.62水隔离计算温度C5035.82阀前计算流量t/h213.263凝汽器运行压力kPa5

23、.885.88兴 柑旨低压旁路的总流量， 本工程采用两台低旁， 每台低旁的流量即为表中数据的 50%。3.汽轮机主要控制和调节系统机组的控制（DCS选用德国西门子公司分散控制系统，设计包含 CCS（协调控制）、DAS （数据采集系统）、 SCS（顺序控制系统）、 MCS（模拟量控制）等系统，并具有 DEHMEH操作员站及对其它控制系统（有数据通信接口）的监控功能，以满足各种运行工况的 要求。汽轮机的调节系统则采用新华控制工程有限公司的数字式电液控制系统（ DEH-m A型），它主要完成两个重要功能：汽轮机转速控制和汽轮机负荷控制，该系统具有数字系 统的灵活性，模拟系统的快速性和液压系统的可靠性

24、，能集自动控制、过程监控和保护于 一体。3.1协调控制CCS3.1.1CCS 的主要功能：控制锅炉汽温、汽压及燃烧率，改善机组的调节特性，增加机组对负荷变化的适应能 力，在主要辅机故障时进行 RUNBACK理，并能在机组运行参数越限或偏差超限时进行负 荷增减闭锁、负荷快速增减及跟踪处理等。3.1.2CCS 基本运行方式：a.以锅炉为基础的运行方式。在这种方式下，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控制主汽压力。b.以汽机为基础的运行方式。在这种方式下，锅炉通过改变燃烧率以调节主汽压力， 而汽机则通过改变调门开度控制机组负荷。c.功率控制方式。这种方式是以汽机为基础的协调

25、方式，机炉联合控制机组负荷及 主汽压力。3.2数字电液控制系统 DEH3.2.1DEH系统的主要功能DEH系统包括控制柜、工程师站、操作员站、手操盘、 CRT数字显示屏幕、阀门伺服机构和高压抗燃油系统。其主要功能是按值班员或自动启动装置给出的指令控制高、中主 汽门和调节门的开度，使机组按一定要求升、降转速和负荷，实现机组运行的各种要求。3.2.2DEH的基本运行方式3.2.2.1操作员自动方式：在这种方式下，设定值及其变化率由运行人员在 DEH操作盘上设定。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

26、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。322.2汽轮机自启动（ATC :在这种方式下，ATC能自动完成汽机升速、暖机、阀 切换、并网及带初始负荷，然后转入操作员自动控制方式。在机组负荷变化过程中也可投 入此方式，此时设定值变化率将由控制软件决定。在正常运行期间， ATC程序自动监视机组各种参数，显示信息等。ATC程序能自动完成下列功能： 从冲转到达同步转速自动进行。根据汽机应力及临界转速等

27、自动设定升速率、确定暖机时间、自动进行阀切换。 条件允许时可自动投入自动同步和并网。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、报警等与ATC相联系的三个按钮：AT（控制：按下此按钮可使 ATCS入运行状态，如遇紧急情况，可直接按 AT（监视或自动按钮退出AT（控制，进入操作员自动方式。ATC限制条件超越按钮：当某充分条件限制 ATCS行时，可按此按钮，越过此条件继续进行。AT（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 AT（控 制按钮才会有效。3.2.2.3遥控方式：在这种方式下，设定值由CCS等外部系统供给，其它操作仍由DEH 系统完成。遥控自动操作一般情况下，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。自动同步必须满足下列条件：DEH处于自动或AT（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。汽机转速在同步范围内。协调方式必须满