现场管理-热电厂企业标准之机组集控运行规程(docx 228页)

滨北新材料长山热电厂企业标准滨北新材料长山热电厂企业标准 Q/WQRD-CS-102-001-11Q/WQRD-CS-102-001-11 330MW 机组集控运行规程机组集控运行规程 热机部分热机部分 （试行）（试行） 2012-06-30-06-30 发布发布 2012-06-30-06-30 实施实施 滨北新材料长山热电厂滨北新材料长山热电厂 发布发布 4 4 * * 3 3 3 3 0 0 MM WW机机 组组 集集 控控 运运 行行 规规 程程 2 2 前前 言言 为了指导、规范运行人员的操作，正确处理机组运行中出现的故障，保障我厂 330MW 机组的 安全、经济运行,结合生产工作实际情况，特修订本规程。 本规程一经颁布实施，必须得到认真贯彻执行，集控运行人员、相关检修及生产管理人员， 必须严格遵守本规程。任何违反本规程的行为必须予以纠正。 由于编写人员理论技术水平有限，编写过程中难免有不当之处，望大家批评指正。在执行本 规程中，如发现有不妥之处，请及时提出宝贵意见。 本规程解释权归滨北新材料长山热电厂所有。 本规程自发布之日起实施。 编 者 2012/06/30 批准： 复审： 审核： 初核： 修编： 本规程于 2012 年 06 月 30 日首次发布实施 4 4 * * 3 3 3 3 0 0 MM WW机机 组组 集集 控控 运运 行行 规规 程程 33 目目 录录 第第一一篇篇 机机组组设设备备规规范范 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -5 5 第一章 锅炉设备规范5 第二章 汽轮机设备规范.15 第第二二篇篇 机机组组运运行行 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -1 19 9 第一章 正常运行的监视与调整.19 第二章 汽机正常运行的主要参数及限额.24 第三章 机组控制系统运行方式.28 第四章 定期工作及要求.29 第第三三篇篇 机机组组控控制制 联联锁锁保保护护及及试试验验 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -3 31 1 第一章 机组试验原则. .3 31 1 第二章 机组试验项目及规范.31 第三章 汽机 DEH 控制系统.49 第第四四篇篇 机机组组启启动动与与停停止止 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -6 61 1 第一章 机组启动.61 第二章 机组停运.74 第三章 机组停运后的保养.78 第第五五篇篇 事事故故处处理理 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -7 78 8 第一章 事故处理原则.78 第二章 事故处理.79 第第六六篇篇 辅辅机机规规程程 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -6 61 1 第一章 辅机设备运行通则.98 第二章 润滑油系统102 第三章 EH 油系统 .105 第四章 轴封系统108 第五章 真空系统110 第六章 循环水系统111 第七章 开式水系统116 第八章 闭式水系统117 第九章 凝结水系统119 第十章 给水回热系统122 第十一章 电动给水泵组129 第十二章 汽动给水泵组136 第十三章 辅汽系统147 第十四章 汽轮机快冷装置148 第十五章 旁路系统149 第十六章 机组供热系统150 第十七章 空气预热器的运行150 第十八章 引风机154 4 4 * * 3 3 3 3 0 0 MM WW机机 组组 集集 控控 运运 行行 规规 程程 4 4 第十九章 送风机162 第二十章 制粉系统173 第二十一章 炉前油系统192 第二十二章 吹灰器194 第二十三章 炉除灰系统196 第二十四章 除渣系统207 第二十五章 厂用电动机211 附附录录一一 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -2 21 16 6 4 * 3 3 0 M W机 组 集 控 运 行 规 程 5 第一篇第一篇 机组设备规范机组设备规范 第一章第一章 锅炉设备规范锅炉设备规范 第一节第一节 设备概况设备概况 一、锅炉概况：一、锅炉概况： 锅炉型号： HX1190/18.4-3 锅炉名称：1190 t/h 亚临界自然循环汽包炉 额定蒸发量： 1190t/h 过热蒸汽压力： 18.4MPa 过热蒸汽温度： 543 再热蒸汽流量： 975.5t/h 再热蒸汽进口压力： 4.06MPa 再热蒸汽进口温度： 329.6 再热蒸汽出口压力： 3.84MPa 再热蒸汽出口温度： 543 给水温度： 286 预热器出口一次风温： 318.2 预热器出口二次风温： 333.1 排烟温度： 132.2 排污率(B-MCR): 0.5% 锅炉效率： 92.2% 锅炉类型：煤粉炉 燃料种类：烟煤 构架地震设防级别：7 度 制造厂家：华西能源工业股份有限公司 4 4 * * 3 3 3 3 0 0 MM WW机机 组组 集集 控控 运运 行行 规规 程程 77 我厂锅炉为亚临界参数、自然循环汽包炉。单炉膛 型露天布置，燃用烟煤，一次再热，平衡通风、固 态排渣，全钢架、全悬吊结构，炉顶带金属防雨罩。容克式三分仓回转式空气空预器，制粉系统为中速磨冷一 次风正压直吹制粉系统，四角布置,切圆燃烧,燃烧器喷口可以摆动,水平浓淡燃烧器。过热蒸汽采用喷水减温， 再热蒸汽以摆动燃烧器喷口为主，并辅以喷水微调。 1.1. 汽包概况汽包概况 内径: 1800 mm 壁厚: 145 mm 材质: 13MnNiMo54(BHW35) 锅筒筒身长度： 21500 mm 锅筒总长度: 23760 mm 中心线标高: 66800 mm 正常水位： 中心线以下 100mm 处 单位 名称 外径壁厚（mm）材质根（片）数布置方式 顶棚48.5515CrMoG128膜式 包墙过热器516.5SA-210C583 膜式（前包 墙上段为光 管散装） 低过57612Cr1MoVG、15CrMoG、SA-210C112卧式逆流 全大屏过热器 516、 515 SA-213 TP347H SA-213 T91 12Cr1MoVG 4U 型 后屏 608 547.5 SA-213 TP347H 12Cr1MoVG SA-213 T91 21U 型 高过51812Cr1MoVG、T91、TP347H84立式顺流 4 4 * * 3 3 3 3 0 0 MM WW机机 组组 集集 控控 运运 行行 规规 程程 8 8 允许水位波动： 50 mm 2.2. 水冷壁水冷壁 名称 单位内容 形式全焊膜式 外径壁厚 mm63.57.5 间距 mm76.2 管子数根 722 循环回路个26 个回路(其中有两个假想回路) 大直径下降管根 4 外径壁厚 mm558.855 材质 SA-160C 3.3. 过热器过热器 过热器系统按蒸汽流程分为六级，依次为顶棚过热器、包墙过热器、低温过热器、全大屏过热器、后屏过 热器、高温过热器。按烟气流程依次为：全大屏过热器、后屏过热器、高温过热器、低温过热器。过热器系统 设置有三级喷水减温器用来调节过热蒸汽温度，喷水减温均采用多孔喷管式减温器。 一级喷水减温器(609.655，12Cr1MoVG)数量一个，设置在低温过热器至大屏过热器的连接管上，作为 正常工况下汽温粗调用，过热蒸汽温度主要以一级喷水进行调节。 三级喷水减温器(406.450，12Cr1MoVG)数量 2 个，设置在后屏至高过的左、右交叉连接管上，作为正 常工况下汽温微调用，用来维持过热蒸汽额定温度。 二级喷水减温器(42650，12Cr1MoVG)，数量 2 个，设置在全大屏至后屏左、右两个连接管上，正常工 况下作为备用，根据锅炉运行情况可用来调节左右侧汽温偏差，防止后屏超温。每个喷水减温器配备有进口气 动调节阀，减温器和调节阀不但能保证正常工况下过热蒸汽额定温度，还能保证包括切高加在内其它工况下过 热蒸汽额定温度。 序号测点位置测点数管径 dwS(mm)材质报警壁温() 1低过出口457612Cr1MoVG484.9/486 2大屏出口451612Cr1MoVG494.4/502 3后屏出口660812Cr1MoVG548.7/551 4高过出口10517SA-213 T91562/576 4 4 * * 3 3 3 3 0 0 MM WW机机 组组 集集 控控 运运 行行 规规 程程 99 4.4. 再热器：再热器： 单位 名称 外径壁厚（mm）材质根（片）数布置方式 壁式再热器50412Cr1MoVG493单排垂直布置 中温再热主器 603.5 603.5 513.5 SA-213M T91 15CrMoG 12Cr1MoVG 32U 型 4 4 * * 3 3 3 3 0 0 MM WW机机 组组 集集 控控 运运 行行 规规 程程 1010 高温再热器 603.5 60.35 513.5 12Cr1MoVG SA-213 TP347H SA213 T91 64U 型 再热器系统采用壁式再热器，以及中再、高再布置在高温烟气区，在负荷变化时再热汽温变化和调温辐度 不大，因此调温方式采用摆动燃烧器喷口为主，喷水减温为辅，同时设置了事故喷水减温器。依靠摆动燃烧器 喷口摆动来改变炉膛火焰中心高度和改变炉内吸热以改变再热蒸汽温，是再热蒸汽温度调节的主要手段。 微调喷水减温器(609.630，20G)数量 2 个，布置在壁式再热器至中温再热器的连接管上，作再热蒸汽 温度的微调用。 事故喷水减温器(558.830，20G)数量 2 个，布置在壁式再热器进口管道上。 再热汽喷水减温器采用雾化良好的涡旋喷咀，并配有进口气动调节阀。 序 号 测点位置测点数 管径 dwS(mm) 材质报警温度() 1中再出口6603.515CrMoG539/545 2高再出口1060512Cr1MoVG580/580 5 5省煤器省煤器： 自给水管路出来的水由左、右两侧进入标高 32680mm 处省煤器进口集箱(27340，20G)，自下而上流经 单级省煤器蛇形管束，分三路引入三只省煤器中间集箱(27345，20G)，再由此三只集箱引出 356 根吊挂 管(6011，SA-210C)，用来支吊布置在尾部竖井中的低温过热器水平段，吊挂管穿过尾部竖井炉顶后再汇入 标高 64500 处省煤器出口集箱(27340，20G)，经由 12 根连接管(15918，20G)引入锅筒，在锅炉右侧第 一根下降管标高 25300mm 处和省煤器进口给水管之间，设置一根 DN100 的再循环管（13316，20G） 。 4 4 * * 3 3 3 3 0 0 MM WW机机 组组 集集 控控 运运 行行 规规 程程 1111 单级省煤器蛇形管束，布置在尾部竖井下部，共 106 片，三根绕，管子为 516mm，SA-210C，横向节距 为 135mm，纵向节距为 102mm，分二组，全部顺列布置，每组蛇形管第一排和弯头等易磨损处，设置了防磨护板， 在二组蛇形组中间留有 1000mm 检修空间，所有蛇形管材料均经 100%涡流探伤合格。 省煤器进口集箱穿过省煤器区域护板时，设置有金属多波节波纹管圈，确保穿墙密封，又可自由膨胀，同 时在护板框架内设有位移约束装置。 6 6锅炉主要承压部件的水容积锅炉主要承压部件的水容积（单位：m3） 系统 工况省煤器系统锅筒水冷壁系统过热器系统再热器系统合计 水压试验时6653140183115557 正常运行时6623140229 7.7.燃烧器燃烧器 本锅炉采用四角布置，四角燃烧器的中心线分别与炉膛中心的两个假想圆相切，两个假想切圆的直径分别 为 548mm 和 1032mm。 每角燃烧器共有 13 层喷口，其中一次风喷口 5 层，二次风喷口 7 层（其中 3 层二次风喷口内设有油枪） 、 用于降低 NOx生成量的顶二次风喷口 1 层。一次风喷口四周有周界风，每角燃烧器分上下两组。 上组燃烧器有 6 层喷口，下组燃烧器有 7 层喷口。燃烧器结构如下图： 燃烧器为水平浓淡燃烧器，在一次风风管中采用“百叶窗”式的煤粉浓缩器。一次风进入炉膛后向火面的 煤粉浓度高，背火面的煤粉浓度低，这有利于低负荷稳燃、防止结焦、防止高温腐蚀及降低 NOX的生成量。 所有燃烧器喷口都能摆动，一、二次风喷口最大摆动25，燃烬二次风喷口及顶二次风喷口最大可摆动 15。喷口的摆动由气动执行器带动完成，每组燃烧器配一个气动执行器，每角 2 个，全炉共 8 个。上组的 4 个执行器和下组的 4 个执行器分别同步控制。 AA一一一一一一 A一一一一一一 AB一一一一一一 B一一一风喷口 BC一一一一一一 C一一一一一一 CD1一一一一一一 CD2一一一一一一 D一一一一一一 DE一一一一一一 E一一一一一一 EF一一一一 OFA一一一一一 4 4 * * 3 3 3 3 0 0 MM WW机机 组组 集集 控控 运运 行行 规规 程程 1212 燃烧器中共布置有三层 12 个油燃烧器（即上组布置一层，下组布置两层，油枪停运时，这些喷口作为二次 风喷口使用） ，油枪为简单的机械雾化油枪，燃料为#0 轻柴油。油燃烧器供锅炉启动及低负荷稳燃用。整个燃 烧器的点火，采用三级点火方式。先用高能点火器点燃油燃烧器，再用油燃烧器点燃一次风煤粉喷嘴。油燃烧 器的总输入热量约为 30%BMCR。油枪停运时应后退 400mm，油枪的进退由气动执行器带动完成。 8 8炉膛：炉膛： 整个炉膛四周为全焊膜式水冷壁，炉膛宽度为 14706.6mm，深度为 13743.4mm，水冷壁管径为 63.57.5 mm，材质 SA-210C，节距为 76.2mm。管间加焊扁钢，整个炉膛共计 722 根管子，前后墙各 192 根， 两侧墙各 169 根。水冷壁在热负荷高的区域采用了内螺纹管，即后墙从标高 19000mm 到标高 50380mm 之间、两 侧墙中间一管屏从标高 21000mm 至 42800mm 之间、前墙中间两管屏从标高 19000mm 至 42800mm 之间采用内螺纹 管，其余为光管，以保持较高的膜态沸腾裕度，水冷壁前后墙下集箱至顶棚之间距离 56300mm，燃烧器上一次 风喷口到大屏过热器底部距离为 18780mm，燃烧器下一次风喷口到水冷壁冷灰斗拐角之间距离为 4023.2mm。 名 称单 位本工程 锅炉深度(K1K5) mm39800 (K1K5后桁架柱) mm43300 锅炉宽度(G1G7) mm35000 炉膛宽度 mm14706.6 炉膛深度 mm13743.4 炉膛断面积 m2200.8 锅筒顶梁标高 mm75400 炉顶大板梁标高 mm74200 锅筒中心线标高 mm66800 过热器出口集箱标高 mm66300 再热器出口集箱标高 mm66300 壁式再热器进口集箱标高 mm42700 省煤器进口集箱标高 mm32680 锅炉顶棚管标高 mm61800 出口烟窗高 mm14200 水平烟道高 mm9929 水平烟道深 mm7577.2 尾部竖井深 mm11060 水冷壁下集箱标高 mm6500 冷灰斗角度 55 下部水冷壁拐点标高 mm16247 最上层一次风距屏底的距离 mm18780 最下层一次风距拐点的距离 mm4023 第二节第二节 主要参数主要参数 4 4 * * 3 3 3 3 0 0 MM WW机机 组组 集集 控控 运运 行行 规规 程程 1313 1.1.主要技术参数：主要技术参数： 参数BMCR 工况BECR 工况 蒸发量 1190t/h1055t/h 出口压力 18.4MPa18.4MPa 出口温度 543543 过热蒸汽 流量 975.52t/h872.52t/h 进/出口压力 4.06/3.84MPa364/3.45MPa 再热蒸汽 进/出口温度 329.6/543318.8/543 给水给水温度286278.3 进口空气温度 2323 空气预热器 出口空气温度(一次风/二次风) 318.2/333.1319.7/332.7 2.2.锅炉性能计算值锅炉性能计算值（设计煤种） 项 目单 位负 荷 定 压 运 行 BMCRBECR 过热蒸汽流量 t/h11901055 过热蒸汽出口压力(表压) MPa18.418.4 过热蒸汽出口温度 543543 再热蒸汽流量 t/h975.52872.52 再热蒸汽进/出口压力(表压) MPa4.06/3.843.64/3.45 再热蒸汽进/出口温度 329.6/543318.8/543 给水温度 286278.3 锅 炉 参 数 锅筒工作压力(表压) MPa19.6419.33 过热器一级减温器喷水量 t/h10.2415.52 过热器二级减温器喷水量 t/h00 过热器三级减温器喷水量 t/h6.8310.34 再热器喷水量 t/h00 炉膛出口烟温 10401025 高温再热器出口 913902 高温再热器出口 835826 高温过热器出口 720714 烟 气 温 度 低温过热器出口 430429 4 4 * * 3 3 3 3 0 0 MM WW机机 组组 集集 控控 运运 行行 规规 程程 1414 省煤器出口 385381 排烟温度 132.2129.3 空气预热器进口风温 2323 空气预热器出口风温(一次风/二次风) 318.2/333.1319.7/332.7 燃料消耗量 t/h158.101143.345 锅炉计算效率 %92.9192.95 省煤器出口过剩空气系数 /1.201.20 3.3.助燃油特性助燃油特性：#0 轻柴油 项目单位数值 恩施粘度（20OC）E1.21.67 运动粘度（20OC）cst3.88.0 灰份%0.025 硫份%0.25 C16H34%50 闪点 0C 65 凝固点 0C 0 低位发热值KJ/kg41870 酸度mgKOH/100mL15 4.4.给水品质、炉水品质和蒸汽品质给水品质、炉水品质和蒸汽品质 给水质量标准： 项 目指 标说 明 硬度0 mol/L锅炉启动时5.0mol/L 二氧化硅保证蒸汽二氧化硅符合标准锅炉启动时80g/L 溶解氧7g/L锅炉启动时30g/L 铁20g/L锅炉启动时75g/L 铜5g/L 联氨1030g/L pH9.0-9.5 油0.3mg/L 电导率(氢离子交换后,25)0.3s/cm 锅炉炉水质量标准 项 目指 标说 明 磷酸根0.53mg/L 氯离子1mg/L 总含盐量20mg/L 电导率(25)50s/cm 二氧化硅0.25mg/L PH9-10.0 蒸汽质量标准 4 4 * * 3 3 3 3 0 0 MM WW机机 组组 集集 控控 运运 行行 规规 程程 1515 项 目指 标 说 明 电导率(氢离子交换后,25)0.3s/cm 钠10g/kg 二氧化硅20g/kg 铁20g/kg 铜5g/kg 锅炉启动阶段洗硅锅炉启动阶段洗硅 化学监督技术要求化学监督技术要求 参照调试方案及相关要求，锅炉启动阶段对洗硅工作监督要求如下： 汽包压力（MPa）炉水 SiO2含量（mg/L） 10.0MPa3.0 10.0 -12.5 1.5 12.5-150.5 15-160.4 16-170.3 17-18.40.2 说明： 1、汽包压力升至 10.0MPa 后，正式进入洗硅阶段。 2、汽包压力升至每一个压力等级对应的炉水 SiO2含量不得超过极限值。 3、锅炉洗硅阶段，炉水 SiO2含量每半小时测定一次，并随时做好记录。 4、洗硅阶段加强与集控沟通，SiO2含量合格后方可通知集控提高汽包压力至高一等级；提高至高一等级测定 SiO2含量超标时通知集控再调整汽包压力降至低一等级，再缓慢升压至高一等级，直至合格。 5、洗硅阶段主要操作方式为锅炉持续定排，全开连排，通过不断换水、补充新水降低炉水 SiO2含量。 6、锅炉洗硅最终实现目的为蒸汽 SiO2含量合格，启动阶段应控制蒸汽 SiO2含量60ug/L,现阶段因锅炉停放时间 较长，管道锈蚀严重，泥沙沉积较多，蒸汽 SiO2含量超过炉水对应的理论数值，可通过联系集控排放凝结水方式 不断降低其含量（启动阶段凝结水回收标准：SiO280ug/L）。 4 4 * * 3 3 3 3 0 0 MM WW机机 组组 集集 控控 运运 行行 规规 程程 1616 5.5.热力系统安全阀热力系统安全阀 在过热器出口管道上装有 1 只电磁泄放阀（EBV 阀） 、2 只安全阀，从而构成了过热器的主要保护手段。EBV 阀与安全阀的整定压力低于锅筒安全阀的整定压力，因此当锅炉超压安全阀启跳时，保证整个过热器系统中有 足够的蒸汽通过。锅炉安全阀排放量（不含 EBV 阀的排放量）大于锅炉最大连续蒸发量，同时 EBV 的整定压力 低于过热器安全阀的整定压力，使安全阀免于经常动作而得到保护。在 EBV 阀前设置了一个隔离球阀（进口） ， 以供电磁泄压阀检修时隔绝用。锅筒安全阀、主蒸汽管道上安全阀、EBV 阀排汽管上均装有消音器，用以降低 环境噪声水平。所有消音器均与排汽管焊接并固定在屋顶上。 再热器进、出口管道上分别装有 4 台和 2 台弹簧安全阀，出口安全阀的整定压力低于再热器进口，因此在 事故状态时，整个再热器仍得到充分的冷却，有效地保护了再热器。为了降低环境噪声水平，在再热器进出口 安全阀的排汽管上装有消音器。 安全阀和 EBV 阀排放量 #1#1 炉各安全阀实际整定值：炉各安全阀实际整定值： 汽包安全阀实跳压力：汽包安全阀实跳压力： 右侧：右侧：21.2157MPa21.2157MPa 左前：左前：2020.93 MPaMPa 左后：左后：21.11 MPaMPa 过热器安全阀实跳压力：过热器安全阀实跳压力： 炉前：炉前：19.46 MPaMPa 炉后：炉后：19.29 MPaMPa 再热器出口安全阀实跳压力：再热器出口安全阀实跳压力： 炉前：炉前：4.246 MPaMPa 炉后：炉后：4.23 MPaMPa 再热器入口安全阀实跳压力：再热器入口安全阀实跳压力： 右右 2：4.60 MPaMPa、右、右 1：4.696 MPaMPa、左、左 2：4.52 MPaMPa、左、左 1：4.68Mpa MPaMPa 6.6.连排和定排扩容器连排和定排扩容器 设备名称 项目单位 连续排污扩容器定期排污扩容器 型式立式立式 型号 DN2200 设计压力 MPa1.61.6 设计温度 365350 4 4 * * 3 3 3 3 0 0 MM WW机机 组组 集集 控控 运运 行行 规规 程程 1717 容积 m3 35 18 水压试验压力 MPa2.592.4 制造厂家山东国源电力化工设备有限公司山东北辰 7.7.火检冷却风机火检冷却风机 风机电动机 型号:9-195A型号：DYTEY2-132-2 转速：2900r/min功率： 7.5 KW 功率：7.5 KW电压： 380V 流量：2576m3电流： 14.8A 风压：5639Pa转速： 2900r/min 第二章第二章 汽轮机设备规范汽轮机设备规范 第一节第一节 汽轮机设备概况汽轮机设备概况 1.1.设备规范设备规范 型 号：C330/N350-17.75/0.981/540/540 类 型：亚临界、单轴、双缸、双排汽、一次中间再热可调抽汽凝汽式 额定功率： C330/N350MW 额定转速： 3000r/min 新蒸汽压力： 17.75Mpa 新蒸汽温度： 540 再热蒸汽温度：540 背压： 5.1KPa 制造厂家： 南京汽轮电机有限公司 2.2.主要技术参数主要技术参数 抽汽额定功率： 330MW 纯凝额定功率： 350MW 最大连续功率： 367MW 调门全开工况（VWO）功率：383MW 主汽门前压力： 17.75MPa 主汽门前温度： 540 主汽门前流量： 1182th 高压缸排汽压力： 4.175MPa 高压缸排汽温度： 329.33 再热主汽门前压力：3.747MPa 再热主汽门前温度：540 再热主汽门前流量：969.57t/h 供热抽汽额定压力调节范： 0.7851.275Mpa 额定供热工况： 主蒸汽流量： 1182t/h 供热压力： 0.981MPa 供热流量： 200t/h 电机功率： 330MW 最大供热工况： 主蒸汽流量： 1190t/h 供热压力： 0.981MPa 供热流量： 550t/h 发电机功率： 237.9MW 4 4 * * 3 3 3 3 0 0 MM WW机机 组组 集集 控控 运运 行行 规规 程程 1818 冷却水温度： 额定值： 20 最高值： 33 排汽压力： 额定功率工况 O.0051MPa 夏季额定功率工况 O.Oll8MPa 汽轮机级数： 高压缸 1 调节级+8 压力级 中压缸 6 压力级 低压缸 双流 2x6 压力级 总级数 27 级 末级动叶高度；1068mm 配汽方式： 喷嘴调节、节流调节 发电机效率：额定功率工况为 98.7 给水泵驱动型式：小汽轮机驱动 汽轮机保证热耗： 纯凝额定功率工况时汽机净热耗 7913kJ/(kWh)( 1890kcal/kWh) 抽汽额定功率工况时汽机净热耗 7365kJ/(kWh)( 1759kcal/kWh) 汽封系统：自密封系统（SSR） 临界转速:汽轮机高中压转子临界转速(一阶)：1765 r/min 汽轮机低压转子临界转速(一阶): 1672 r/min 发电机转子临界转速(一阶)： 768r/min 发电机转子临界转速(二阶)： 3402r/min 转向：从汽轮机向发电机方向看为顺时针方向 转速：3000r/min 3. .机组结构特点：机组结构特点： 3.1 转子： 本机组高中压转子采用无中心孔整锻转子，高压部分包括 1 级调节级和 8 级压力级共 9 级叶轮，中压转子 包括 6 个压力级，低压转子为整锻转子，由 2x6 个压力级（对分双流布置）组成。 高中压转子、低压转子与发电机转子均采用刚性联轴器连接，整个轴系支承在 6 个轴承上，其中汽轮机 4 个，发电机 2 个。1#、2#轴承为可倾瓦支持轴承，3#、4#轴承为椭圆支持轴承，推力轴承位于高中压转子后端， 为转子和汽缸的相对死点。高中压转子的脆性转变温度为 116。在升速到额定转速之前,转子温度必须加热到 116以上。 3.2 汽缸： 本机组高压缸为双层缸结构。四个喷嘴室固定在高压内缸的前端，新蒸汽通过穿过外缸而插入内缸喷嘴室 的 4 只进汽管进入高压内缸。高中压内缸中分面为通孔螺栓。高压内、外缸设置有内外缸相对死点。高压内缸 轴向定位死点位于高压进汽口之前,内缸此处有一轴向定位环,其外缘与外缸上相应位置的凸缘配合,确定内外缸 的轴向位置,构成内缸相对于外缸的轴向膨胀死点。为减少热膨胀对静子中心的影响，高中压外缸采用下猫爪水 平中分面支撑结构，外缸支撑在前轴承箱和中间轴承箱上。 高压缸第 6 级后设有一段抽汽引至#1 高加，高压缸排汽经两个排汽口到再热器，高压第 9 级后设第二段抽 汽引至#2 高加，中压缸第 3 级后引出三段抽汽至#3 高加，第 6 级后引出四段抽汽至除氧器、对外供汽、辅汽联 箱及本机小机用汽，低压缸为分流双排汽，内缸第 2x1 级后引出五段抽汽至#5 低加，第 2x2 级后引出六段抽汽 至#6 低加，第 2x3 级后引出七段抽汽至#7 低加，第 2x4 级后引出八段抽汽至#8 低加。 3.3 盘车装置： 本机采用电动低速盘车装置，转速为 4.09r/min，采用传统的涡轮蜗杆减速机构和摆动齿轮离合机构，当 机组转速高于盘车转速时盘车自动脱扣。盘车投入前应先投入顶轴油泵，以减小静摩擦力，利于启动、保护轴 承。停机时,必须等到转子速度到零才能投入盘车,否则会严重损坏盘车装置和转子齿环。 3.4 配汽： 4 4 * * 3 3 3 3 0 0 MM WW机机 组组 集集 控控 运运 行行 规规 程程 1919 为进一步提高机组运行的经济性和安全性，本机组采用了阀门管理方法,它能实现两种不同的进汽方式：喷 嘴配汽和节流配汽。为减少启动过程的热冲击，启动时应采用节流配汽(全周进汽),以避免汽缸转子应力过大, 保证机组顺利启动。在达到目标负荷且温度场趋于稳定后可切换到喷嘴配汽,保证较好的经济性。 采用喷嘴调节时#1、#2 调门同时开 启,#3、#4 调门依次开启,当#1、#2 调节 阀阀杆开启到31.5mm 时，#3 调节阀 开启，当#3 调节阀阀杆开启到 38.3mm 时， #4 调节阀开启。采用节流调节时四个高压 调门同时开启。再热蒸汽通过 2 个中压联 合汽阀从汽缸下半左、右两侧分别进入中压部分，中压部分为全周进汽。为了维持再热器内必要的最低压力,流 量在 30%以下时中压调节阀起调节作用,流量大于 30%时中压调节阀一直保持全开,仅由高压调节汽阀调节负荷。 3.5 阀门管理： 阀门管理应保证汽轮机在整个运行范围内能够随意的选择调节方式并实现节流调节和喷嘴调节的无扰切换。 节流调节使汽轮机快速启动和变负荷不致产生过大应力,在正常负荷范围内采用喷嘴调节变压运行方式使机组有 最好的经济性和运行灵活性。 启动过程中:无论是采用中压缸启动或者是高中压缸联合启动，在汽轮机冲转升速并网带低负荷阶段 一般选用节流调节方式,蒸汽全周进入中压缸和高压缸调节级,使汽缸和转子能均匀地加热膨胀，故能有效降低 启动过程中的热应力和调节级动叶的机械应力。 正常负荷运行：如果负荷变动频繁且变动率较大,为使高压缸温度变化最小，热应力最低，应选用节流调 节方式。但若机组长期在低于额定负荷稳定运行使则应选用喷嘴调节方式以获得较高的热效率。 停机过程：若正常停机并计划停机后检修,则采用喷嘴调节方式是有利的，因该方式停机后金属较低可缩短 机组冷却时间。对于短暂的临时停机，为了使停机后金属温度较高，有利于再次快速启动投运，通常采用节流 调节方式。 3.6 汽封系统 本机组高中压缸和低压缸共有五组汽封。高中压前、后轴端汽封采用高、低齿“尖齿”汽封，并安装有 8 圈蜂窝汽封以减少汽封漏汽。低压轴封采用斜平尖齿结构的汽封。高、中压间汽封有两段，目的是减小高压缸 蒸汽的泄漏，在两段汽封之间设置有应急排放装置。 本机组采用自密封系统，机组正常运行时，高中压缸汽封漏汽经喷水减温后供低压轴封送汽，形成自密封 系统。当机组启动及低负荷时由辅助蒸汽供给。汽封压力控制在 0.03 MPa,低压供汽温度控制在 150180 之间。 4.4.汽轮机特性说明汽轮机特性说明 4.1 本机组承担电网的基本负荷，也能作调峰用。 4.2 本机组在电网解列带厂用电运行时间不得超过 15min，在 30 年运行寿命期内，累计不超过 10 次。 4.3 本机组允许逆功率，时间不超过 1min，且凝汽器真空必须正常。 4.4 本机组应避免在 30%额定负荷以下长期运行。 4.5 本机组叶片保证在电网周波 48.550.5Hz 内长期安全运行。 4.6 机组正常运行时，在汽轮机轴颈附近测得的全振幅振动值应0.076mm。升速过程中通过临界转速时轴颈振 动允许不大于 0.254mm。 4.7 机组甩负荷以后运行时间每次不允许超过 15 分钟。 4.8 本机组高加切除时，允许发出 350MW，如果再需切除低压加热器，则汽轮发电机组必须降低负荷运行。 4.9 机组最小稳定负荷取决于锅炉的低负荷能力和机组末级动叶片振动特性，汽机允许最小稳定负荷是 30%TMCR。 4.10 机组不允许在主汽阀一侧开启，另一侧关闭的情况下长时间运行。 4.11 凝结水品质： 硬 度: 0g/L 溶解氧: 30g/L 电导率: 0.3s/cm(经氢离子交换后,25) 钠: 10g/L 铁: 20g/ 1#1#调调 门门 4#4#调门调门2#2#调调 门门 3#3#调调 门门 高压调门开启排列顺序(从汽机向发电机方向看) 4 4 * * 3 3 3 3 0 0 MM WW机机 组组 集集 控控 运运 行行 规规 程程 2020 铜: 5g/L 第二节第二节 汽轮机调节保安系统技术规范汽轮机调节保安系统技术规范 项目单位技术规范备注 汽轮机额定转速r/min3000从机头看顺时针旋转 主油泵进口油压MPa0.30.35 注油器不能提供入口油时由 交流润滑油泵供给 主油泵出口油压MPa2.15 速度不等率%36 危急遮断器动作转速r/min32703330停机 危急遮断器复位转速r/min305515 喷油试验时危急遮断器动作转速r/min292030 电超速保护值 (跳闸 )r/min3300停机 转子轴向位移报警值mm+0.8-1.2指向发电机的方向为正 转子轴向位移停机值mm+1.2-1.6停机 高压缸胀差报警值mm+6-3报警 高压缸胀差停机值mm+7-4停机 低压缸胀差报警值mm+14报警 低压缸胀差停机值mm+15停机 轴承座振动报警值mm0.05报警 轴承座振动停机值mm0.08手动停机 轴振动报警值mm0.127报警 轴振动停机值mm0.254停机 润滑油压低报警值MPa0.078报警 润滑油压低联交流油泵MPa0.069 润滑油压低联直流油泵MPa0.058 润滑油压低停机值MPa0.0396停机 润滑油压低停盘车MPa0.0294 润滑油压高停润滑油泵MPa0.16 主油泵出口油压低报警MPa1.8报警 轴承回油温度高报警65报警 轴承回油温度高停机75手动停机 4 4 * * 3 3 3 3 0 0 MM WW机机 组组 集集 控控 运运 行行 规规 程程 2121 轴瓦温度报警值100报警 轴瓦温度停机值110手动停机 推力瓦温度高报警值100报警 推力瓦温度高报警值110停机 真空低报警值KPa-86.3报警 真空低停机值KPa-81.3停机 第二篇第二篇 机组运行机组运行 第一章第一章 正常运行的监视与调整正常运行的监视与调整 第第 1 1 节节 锅炉正常运行的主要参数及限额锅炉正常运行的主要参数及限额 序号名称单位正常范围高限报警值低限报警值保护动作值说明 1 锅筒压力 MPa19.640.2 2 过热蒸汽 压力 MPa18.40.2 3 过热蒸汽 温度 5435 4 再热蒸汽 温度 5435 5 炉膛压力 Pa-10050+980-9801960 6 锅筒水位 mm050+150-150250 正常水位 0 在锅筒中 心线下 100 mm 过热器、再热器壁温报警值 过热器壁温控制 序号测点位置测点数管径 dwS(mm)材质报警壁温() 1 低过出口 457712Cr1MoVG484.9 2 大屏出口 451612Cr1MoVG494.4 3 后屏出口 660812Cr1MoVG548.7 4 高过出口 10517 SA213 T91 562 再热器壁温控制 序号测点位置测点数管径 dwS(mm)材质报警温度() 1 中再出口 6603.515CrMoG539 2 高再出口 1060512Cr1MoVG580 第二节第二节 锅炉运行调整锅炉运行调整 4 4 * * 3 3 3 3 0 0 MM WW机机 组组 集集 控控 运运 行行 规规 程程 2222 1.1.运行调整的任务运行调整的任务 a)锅炉参数达到额定值，满足机组负荷要求。 b)保持正常和稳定的汽温汽压。 c)均衡给水，维持正常的锅筒水位。 d)保持合格的炉水和蒸汽品质。 e)保持良好的燃烧，减少热损失，提高锅炉热效率。 f)及时调整锅炉运行工况，使锅炉机组在安全、经济的最佳工况下运行。 2.2.锅炉燃烧的调整锅炉燃烧的调整 a)燃烧的配风比率、风速、风温等应符合设计要求。 b)正常运行时，应保持炉膛内燃烧稳定，火焰呈光亮的金黄色，火焰不偏斜、不贴墙，具有良好的火焰充满 度。否则及时调整二次风门开度，维持转向室出口处两侧烟温差50。 c)锅炉负荷变化时，及时调整风量、煤量以保持汽温、汽压的稳定。增负荷时，先增加风量，后增加煤量。 减负荷时，先减煤量，后减风量。负荷变化不大时，只调磨煤机煤量，其幅度不宜过大，使各层负荷一致。 负荷变化幅度大，调给煤量不能满足时，可采用启、停磨煤机的办法，风煤要协调配合，以防燃烧不稳而 灭火。 d)正常运行时，投入燃烧器为一层四只，不能缺角运行。加强燃烧器喷口摆动机构的维护，每班至少摆动一 次。每班进行一次预热器吹灰，受热面吹灰视积灰情况决定。 e)维持炉膛负压为(-10050)Pa，若超压应及时调整吸送风量。 f)运行中炉膛各门孔均应处于严密关闭状态。 3.3.汽压的控制和调整汽压的控制和调整 a)在额定工况下，正常运行时，蒸汽压力为 18.4MPa。 b)主蒸汽压力的调整，可通过增减燃料量等方法进行，不允许用有损燃烧稳定等方式来调整汽压。PCV 阀整 定压力低，超压时，PCV 阀首先开启泄压。 c)若汽压达到安全阀动作值，而安全阀拒动，并压力继续升高时，应采取措施直至停止部分燃烧器运行，开 启对空排汽阀进行降压等。 d)各压力表指示值应经常校对，若有误差应及时修复。 e)蒸汽压力的调整与滑压运行 f)锅炉蒸汽压力的调整，就是在满足外界电负荷需要的同时，始终保持锅炉蒸发量与汽轮机所需蒸汽量之间 的平衡。 g)锅炉蒸汽压力的调整 h)过热蒸汽压力基本保持稳定，机组负荷由调速汽阀开度来控制的运行方式即为定压运行。锅炉采用定压运 行时，应保持蒸汽压力在正常值，并在允许范围内波动。蒸汽压力的调整可通过适当增减燃料量、风量、 风煤的配比等方式进行，以达到汽轮机额定进口压力。当负荷接近满负荷时，应调整负荷变化率，避免锅 炉超负荷。 i)锅炉的定滑定及滑压运行。 j)汽轮机调速阀保持全开，保证蒸汽温度在一定值，依靠锅炉的燃烧来调整蒸汽压力和负荷的运行方式即为 滑压运行方式。 k)为保证锅炉机组的安全经济运行，高负荷时采用定压运行方式，低负荷时采用滑压运行方式，当负荷低至 某一值时，恢复定压运行方式，即定滑定的复合运行方式。 4.4.汽包壁温控制汽包壁温控制 a)无论采用哪种运行方式，在压力调整及负荷变化时，都应控制汽包的壁温，使汽包的上、下壁温差40。 b)运行中主汽压力主要靠燃烧调整来控制，必要时可通过改变调门开度来调整主汽压力。 c)在机组启动过程中，锅炉按滑压方式运行，达到额定负荷或要求的负荷参数时，按定压方式运行并投入压 力控制“自动” ，自动不稳定时及时切手动，并联系热工处理。 在下列情况下，容易引起主汽压力波动，应注意监视、调整： 1)负荷变化。 2)启、停制粉系统。 3)燃烧不稳定。 4)自动控制系统失灵。 4 4 * * 3 3 3 3 0 0 MM WW机机 组组 集集 控控 运运 行行 规规 程程 2323 5)煤质发生变化。 6)安全阀起、回座。 7)开、关过热器减温水。 5.5.主蒸汽温度和再热蒸汽温度的控制和调整主蒸汽温度和再热蒸汽温度的控制和调整 a) 正常运行时，主蒸汽、再热蒸汽温度为 5435，过热器和再热器管壁不超过设计允许壁温。 b) 过热汽温的调节采用三级减温，一级减温作为主要调温手段，三级作为细调，二级作备用并保护后屏。高 加被解列后，大量的喷水量必须通过一级喷水减温器投入，以防大屏、后屏及高过超温。 c) 再热汽温的调节主要靠燃烧器喷口的摆动，壁再出口至中再入口的左右侧连接管上设有喷水减温器，作微 调用，并调节两侧汽温偏差，使其控制在允许的范围内。在壁再进口前的管道上设有事故喷水减温器。在 低负荷时还可以同时增大炉膛进风量, 作为再热汽温调节的辅助措施。 d) 过热器和再热器温度控制范围：在锅炉定压运行时，保证