机组管理手册wzhp

1、机组主要控制系燃烧管理系统（BMS）BMS主要功能点火前炉膛吹扫。油燃烧器自动管理。煤燃烧器自动管理。二次风挡板联锁控制。火焰监视。有关辅机的启停和保护。主燃料跳闸。减负荷控制。联锁和报警。首次跳闸原因记忆。与上位机通讯。协调控制系统（CCS）CCS主要功能控制锅炉的汽温、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。主要辅机故障时进行RUNBACK处理。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。与BMS配合，保证燃烧设备的安全运行。机组协调控制系统基本运行方式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

2、调门开度以调节主汽压力。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。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。数字电液调节系统（DEH-皿A）主要功能汽机转速控制自动同期控制负荷控制一次调频协调控制快速减负荷（RUNBACK）主汽压控制（TPC）多阀（顺序阀）控制阀门试验OPC控制汽轮机自动控制（ATC）双机容错与厂用计算机DAS系统或DCS通讯，实现数据共享手动控制自动调节系统转速控制在不同的转速范围，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

3、02900r/min阀切换(2900r/min)29003000r/minTV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02600r/min阀切换至主汽门控制(2600r/min)阀切换至调门控制(2900r/min)29003000r/minTV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OUTOUTOUT阀门

4、位置给定控制定协调OUTINOUT功-频运行INININ参与电网一次调频纯转速调节INOUTOUT其它调节a. 自动同步调节(AS)协调控制CCSb. 快速减负荷RUNBACKATC控制OPC保护系统中压排汽压力IEP30%时，发电机岀口断路器断开或主变岀口断路器同时岀现断开时，OPC电磁阀动作关闭GV、IV，延时5秒后，转速n103%，关GV、IV，n35C,外缸42C;胀差达极限值汽轮机监控仪表TSI未投入或失灵。润滑油和抗燃油油箱油位低、油质不合格,润滑油进油温度不正常。密封油备用泵、交流润滑油泵、直流事故油泵及EH油泵任一油泵故障;润滑油系统、抗燃油供油系统故障和顶轴装置、盘车装置失常

5、。汽机旁路调节系统工作不正常。汽水品质不符合要求。发电机AVR工作不正常。柴油机不能正常备用。发电机最低氢压低于0.2MPa.发电机氢气纯度V98%发电机定子冷却水水质不合格直流、保安电源工作不正常保温不完整发现有其它威胁机组安全启动或安全运行的严重缺陷时。机组主要检测仪表转速表。转子偏心度表。转子轴向位移指示。高、中压主汽阀、调节阀的阀位指示。高、低旁路阀位、温度指示。凝汽器、加热器、除氧器、疏水箱水位计及油箱油位计。润滑油、EH油系统的压力表.轴承温度表。凝汽器真空表。主蒸汽、再热蒸汽、高中低压缸排汽压力及温度表。主要的汽缸金属温度表。机组振动记录表。汽机总胀及胀差表。主蒸汽、凝结水流量表

6、。汽包水位计。炉膛负压表。发电机氢气纯度、氢气压力表。发电机电压表、电流表、频率表、同步表和主变温度表。发电机有功功率表和无功功率表。发电机定子冷却水导电度表。主要控制及调节装置模拟量控制系统（MCS）包括以下内容：a. 单元机组协调控制炉膛压力控制b. 二次风量控制一次风压力控制c. 燃尽风门挡板控制油风门挡板控制d. 燃油压力控制磨煤机A（B,C,D,E,F）控制（包括磨煤机负荷、风量、温度控制）e. 空预器冷端平均温度控制暖风器疏水箱水位控制f. 主蒸汽温度控制再热蒸汽温度控制g. 给水流量控制凝汽器水位控制h. 除氧器水位、压力控制1、2、3高加水位控制i. 5、6、7、8低加水位控制

7、基地式调节系统包括以下内容：a.高压轴封供汽温度调节b.低压轴封供汽温度调节c.主蒸汽轴封供汽压力调节d.辅助蒸汽轴封供汽压力调节e.冷再至轴封联箱蒸汽压力调节f.辅助蒸汽轴封供汽压力调节g.汽封联箱溢流压力调节h.高排至凝汽器温度调节i.后汽缸喷水压力调节j.汽轮机润滑油温度调节r.发电机氢温度控制k.发电机密封油温度调节l.发电机定子水温度调节m.励磁机风温调节机组启动状态划分机组热态：汽轮机第一级金属温度和中压持环金属温度都大于或等于121C机组冷态：汽轮机第一级金属温度或中压持环金属温度小于121Co启动前检查及联锁、保护传动试验启动前试验项目电动门、气动门传动试验转动设备静态试验各转

8、动设备的低水压、低油压试验。DEH传动试验。热工保护试验。电气保护试验机、电、炉大联锁联动试验。启动前试验方法见试验规程。启动前检查准备启动前检查机组检修工作完工，所有工作票注销。楼梯、栏杆、平台应完整，通道及设备周围无妨碍工作和通行的杂物。所有的烟风道、系统应连接完好，各人空门、检查孔关闭，管道支吊牢固，保温完整。厂房内各处的照明良好，事故照明系统正常。厂房内通讯系统正常。消防水系统正常、消防设施齐全。锅炉本体各处膨胀指示器正常。所有的吹灰器及锅炉烟温探针均应退出炉外。炉膛火焰电视摄像装置完好。电除尘振打装置，排灰系统正常。炉底水封良好，无积灰，溢水正常。检查省煤器排灰斗内无杂物，投入水封水

9、。磨煤机石子煤排放系统正常，具备投运条件。出灰，出渣系统正常，可随时投入运行。按照锅炉启动上水检查操作标准检查锅炉汽水系统具备锅炉上水条件。汽轮机本体各处保温完整。汽轮机各高中压主汽门,调门及控制机构正常。汽轮机滑销系统正常，缸体能自由膨胀。排汽缸安全门完好。主油箱事故放油门关闭，应加铅封。确认电气设备各处所挂地线，短路线，标示牌，脚手架等安全设施已拆除，常设栅栏警告牌已恢复。摇测发电机定子绝缘，确认绝缘电阻值不应降低到前次的1/3。摇测发电机转子绝缘，确认绝缘电阻值1MQ以上。摇测励磁机回路绝缘，确认绝缘电阻值1MQ以上。确认发电机出口开关和励磁开关正常。确认发电机转子励磁回路接地监测装置动

10、作正常。检查交流励磁机、副励磁机接地线完好。检查发电机中性点接地变完好投入。检查发电机出口PT完好投入，二次开关合上。检查发电机大轴接地碳刷装置完好。发电机系统接地刀闸拉开及接地线全部拆除。检查发电机定冷水汇流环接地刀闸合好。系统投入直流系统投入。厂用电系统投入，所有具备送电条件的设备均已送电。UPS系统投入。投入循环水系统、工业水系统、闭式水系统。点火前24小时除尘器灰斗及绝缘子加热投入。投入厂用压缩空气系统。点火前4小时启动空气预热器。点火前4小时投入各引风机、送风机及密封风机润滑油站。点火前1小时，联系燃油泵站启动供油泵，并将炉前燃油系统打循环。注意检查燃油系统无漏油现象。投入润滑油系统

11、,检查密封油备用泵、交流润滑油泵运行正常，确认润滑油压0.12MPa。直流润滑油泵控制开关投“自动”。投入密封油系统运行，调整空侧密封油压比发电机内气体压力大0.084MPa，密封油空、氢侧压差小于0.49kPa。发电机置换氢气。确认补水箱水质合格且定子排空气已尽,投入发电机内冷水系统。启动顶轴油泵，投入连续盘车。记录有关参数。投入抗燃油系统。投入辅助蒸汽系统。启动补充水泵，向凝汽器注水。投入凝结水系统。凝汽器冲洗水质直至合格。启动炉上水泵向除氧器上水。除氧器冲洗水质合格。启动除氧器循环泵，投入加热系统。投入电动给水泵暖泵系统。机组冷态启动锅炉上水启动电动给水泵，当除氧器水质合格后，锅炉开始上

12、水。机组大修后启动，应在上水前记录锅炉膨胀指示器一次。锅炉上水水质要求，达到以下条件，锅炉方可以上水：电导率(us/cm)：1；SI02(us/kg):60；Fe(us/kg):50；Cu(us/kg):15；Na(us/kg):11.5轴向位移mm-0.90.9各支持轴承温度C107调速端胀差mm-3.75.7推力轴承温度C99发电机端胀差mm-3.722轴承岀口油温C77润滑油压MPa0.100.12低压缸排汽口温度C79抗燃油压MPa14.5士0.5蒸汽室内外壁温差C200.0110.268.9探头冷却风压kPa10-1575.8一次风母管压力kPa10127.0炉水泵马达腔室温度C5.

13、060.060.05.065.0主油泵进口油压MPa0.0680.309主油泵出口油压MPa1.671.76润滑油压力MPa0.12(+0.005/-0.005)0.0820.035润滑油温度C38.049.050.0润滑油主油箱油位mm50180/270-180/270-270补油无效手动停机EH油压力MPa14.5.59.5EH油温度C40士55730EH油箱油位mm430-560560430/300200停泵密封油与氢压差kPa84士10发电机氢压MPa0.4.02第一级蒸汽压力与高排汽压力比1.81.81.7咼压主汽门前蒸汽压力MPa16.705高压主汽门前蒸汽温度C537(+5/-1

14、0)高压缸排汽温度C427427主、再热器左右两侧汽温差C14汽缸上下缸温差C4242凝汽器真空kPa95-86.586.589.7低压缸排汽温度C7879121手动停机机轴封蒸汽压力MPa低压轴封汽温度C121-177汽机轴振动mm0.0760.1250.254汽机轴承金属温度C107107113推力轴承金属温度C9999107轴承回油温度C6577轴向位移mm0).9+0.9-0.9高压胀差mm-3.7+5.7+5.7-3.7+6.5、-4.5低压胀差mm-3.7+22+22-3.7+23、-4.5循环水温度C33蒸汽品质阳离子导电度ps/cm0.3钠卩g/i5二氧化硅卩g/i10润滑油品

15、质粘度E3.2机械杂质颗粒度6级（摩根）酸值Mgkoh/lg0.03破乳化时间min8水份卩g/i200抗燃油品质酸值Mgkoh/lg0.03粘度与新油比较10%机械杂质颗粒度3级（摩根）水份卩g/i1000发电机系统运行限额机组负荷调整名称单位正常值高限低限跳闸值额定容量MVA666.7额定功率MW600654发电机电流A1924520207发电机电压kV202119周波Hz50).2疋了铁心温度C120定子线圈温度c90定子进水温度c4550定子出水温度c9895氢冷器冷却水压MPa0.3.050.67冷氢温度C451热氢温度C90氢冷器进口水温c20333520氢冷器冷却水流量m3/h3

16、10（一组冷却器）232.593整流环冷空气温度C45-5055交流励磁机冷空气温度c40-5057整流环热空气温度c75-8587交流励磁机热空气温度c75-858720C时的导电率卩s/cm20C时的PH值7-920C时的硬度卩mol/lV2铜化合物含量卩g/l40机组运行方式说明系统应自动切至以“锅炉跟随”的运行方式，此时加减负荷需通过手动改变锅炉主控设定值来维持主汽压力，在此阶段应避免大幅度增减机组负荷，若调度要求大幅度改变机组负荷时，需缓慢进行。机组在协调方式机组正常运行中的运行方式采用“炉跟机协调方式”，若遇机组工况的不正常或有关设备装置故障，也可灵活地采用以“汽机跟随”或以“锅炉

17、跟随”的运行方式。机组在启动过程中，负荷在40%以下应采用以“汽机跟随”的运行方式，而DEH处于单独的运行方式。当机组负荷达40%以上时，可投入“炉跟机协调”方式。当机组负荷达300MW以上时，根据调度指令可以投入“AGC”。机组停止过程中，应尽可能选择以“炉跟机协调”方式，当机组负荷降到40%时，选择以“汽机跟随”方式，当负荷降到5%时，解除DEH的“REMOTE”控制方式，使机炉各自独立控制。正常运行中当锅炉的辅机发生故障时，在RB投入且机组协调控制方式下，CCS系统将立即以设定的降负荷率，降低机组负荷至预先设定值，同时将机组的运行方式自动切至汽机跟随。正常运行中当发电机定子冷却水中断时，CCS系统将自动转为“锅炉跟随”的运行方式，同时切除DEH的“REMOTE”控制方式。在发生运行方式的自动切换时，应确认发生自动切换的原因，对机组的设备及装置应作全面的检查，发现问题须汇报值长。并进行相应的处理。正常运行中，DEH切除