300MW汽机运 行 规 程.docx

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300MW汽机运行规程

汽　机　运行规程

2003年6月

编写：

初审：

审核：

规范

第1节主要设备第2节规范1.1.1主机规范

序号

规范

单位

参数

1

型号

N300-16.7/537/537

2

型式

亚临界、单轴、双缸双排汽、一次中间再热、凝汽式汽轮机

3

额定功率

MW

300

4

最大功率

MW

324

5

额定转速

r/min

3000

7

高中压转子脆性转变温度

℃

121

8

转向

从汽轮机向发电机看为顺时针

9

盘车转速

rpm

2.51

10

转子惰走时间（全真空/无真空）

min

≈45/20

11

主汽压力

MPa

16.7

12

主汽温度

℃

537

13

再热汽压力（冷段/热段）

MPa

3.552/3.197

14

再热汽温度（冷段/热段）

℃

318.5/537

15

高压缸排汽压力

MPa

3.552

16

高压缸排汽温度

℃

318.5

17

背压

KPa

5.39

18

冷却水温

℃

20

19

循环冷却水设计流量

t/h

33800

20

给水温度

℃

274.2

21

额定主汽流量

t/h

907.4

22

最大主汽流量

t/h

1025

23

再热进汽量

t/h

749.138

24

净热耗

kj/kw.h

7957.5

25

净汽耗率

kg/kw.h

3.049

26

发电机Ⅰ临界转速

r/min

870

27

低压转子临界转速

r/min

1610

28

高中压转子临界转速

r/min

1690

29

发电机Ⅱ临界转速

r/min

2380

30

通流级数

高压缸：

调节级+11压力级中压缸：

中压9压力级低压缸：

低压27压力级

31

给水回热级数

3高加+除氧器+4低加

32

汽轮机总内效率

%

89.02

33

额定补水率

%

0

34

末级叶片长度

mm

905

35

末级排汽面积

m2

2×7.52

36

本体外形尺寸

mm

882

37

制造厂

上海汽轮机有限公司

38

安装时间

2002年10月10日

39

投产时间

2004年10月25日

1.1.2发电机

序号

规范

单位

型号/参数

1

发电机型号

QFSN-300-2

2

额定功率

MW

300

3

视在功率

MVA

353

4

额定电压

KV

20

5

额定电流

A

10189

6

功率因数

0.85

6

额定转数

rpm

3000

8

额定氢压

MPa

0.31

9

最高氢压

MPa

0.35

10

氢气温度

℃

11

内冷水进水压力

MPa

12

内冷水进水温度

℃

13

冷却方式

水氢氢

14

效率

1.1.3锅炉

序号

规范

单位

参数

1

型号

DG1025/17.2-14

2

型式

亚临界一次中间再热双拱单炉膛自然循环汽包炉

3

蒸发量

额定

T/h

最大

T/h

1025

4

再热器流量

额定

T/h

最大

T/h

5

过热器出口压力

额定

Mpa

最大

Mpa

6

过热器出口温度

℃

6

再热汽压

额定（进/出）

Mpa

最大（进/出）

Mpa

7

再热蒸汽温度（进/出）

℃

8

制造厂

东方锅炉厂

1.1.4汽机各抽汽段参数（ECR）

抽汽段

流向

压力MPa

温度

抽汽流量t/h

第1段

#1高加

384.9

第2段

#2高加

318.5

第3段

#3高加

436.9

第4段

除氧器

337.9

第4段

高辅

/

/

/

第5段

#5低加

233.9

第6段

#6低加

144.8

第7段

#7低加

91.7

第8段

#8低加

63.4

1.1.5除氧器规范

序号

规范

单位

参数

1

除氧器型号

YY1200内置式除氧器

2

设计压力

MPa

1

3

设计温度

℃

350

4

最大出力

m3/h

1098

5

安全门

MPa

6

所有安全门总排气量

7

滑压运行范围

MPa

0.147～0.889

8

出水含氧量

μg/L

≤5

9

水箱有效容积

m3

150

10

最高出水温度

℃

1.1.6凝汽器

规范

单位

参数

型号

N-17000-1

冷却面积

m2

17000

冷却水流量

m3/h

33012

汽侧压力

Kpa

5.39

水阻

mH2O

＜58

冷却管尺称

mm

φ25×1

铜管数量

根

冷却水流程

双流程下进上出

冷却管材料

蒸汽量

t/h

615

冷却水压

MPa

0.18～0.25

冷却水温度

℃

20

1.1.7泵与电机

分类名称

泵

电机

台数

型号

流量m3/h

扬程m

转速rpm

型号

功率KW

电流A

电压V

转速rpm

循环水泵

1600HLB-25

26.5

495

YKSL1800-12/1730-1

1800

226.4

6000

495

2

凝结水泵

NLT350-4006

765

1480

YLKK500-4

900

6000

1480

2

主油泵

汽轮机转子驱动

1

高压启动油泵

交流润滑油泵

直流润滑油泵

EH油泵

EH冷却油泵

EH油滤油泵

空侧交流油泵

空侧直流油泵

氢侧交流油泵

内冷水泵

氢冷升压泵

真空泵

生水泵

补水泵

胶球泵

125JQ-15

24.9L/s

15

1460

Y160M-4

11

1460

2

顶轴油泵

3

主油箱排烟风机

护环冷却风机

密封油防爆风机

1.1.8旁路系统

项目

单位

高压旁路

低压旁路

三级减温减压器

型号

GY963Y-P5417V

DY965Y-P544V

DL961Y-2.5

容量

t/h

350

430

216

进/出口压力

MPa

16.67/3.941

3.547/0.6

0.27

进/出口温度

℃

537/327

537/160

160/33

蒸汽流量

t/h

310

减温水压力

MPa

减温水温度

℃

减温水流量

t/h

第3节汽轮机主要技术性能

1.2.1总述

本汽轮机组为亚临界、单轴、双缸双排汽、一次中间再热、凝汽式汽轮机组。

与1025t/h锅炉及300MW水、氢、氢冷发电机配套。

锅炉与汽轮机热力系统采用单元制布置。

机组适宜带基本负荷，也可作为调峰机组使用。

1.2.2结构特点

1、汽缸

本机高中压汽缸合缸，通流部分反向布置，高中压缸采用双层缸结构，材质为ZG15Cr1Mo/SQ。

低压缸为双缸双排气、对称分流，低压缸采用三层缸结构，材质Q235，内缸为通流部分，外缸为排汽部分。

2、转子

高中压转子为整锻结构，材料30Cr1Mo1V,转子总长________m，高中压转子的脆性转变温度为121℃。

高压转子由一个单列调节级和11个压力级组成。

中压转子由9个压力级组成。

低压转子由2×7个压力级组成（双流）也采用整锻结构，材料为25Cr2Ni4MoV，总长度8330mm（包括齿环及电机连接的定位止口）。

高中压转子与低压转子、低压转子与发电机转子均采用刚性连接。

3、轴承

汽轮机轴承为四点支撑。

高中压转子和低压转子分别由#1、#2和#3、#4轴承支撑，#1、#2、#3、#7轴承为可倾瓦轴承，#4、#5、#6轴承为圆柱型轴承。

整个汽轮机共有7个轴承，#7轴承无顶轴油，#1～#6轴承下瓦上设有顶轴油孔。

推力轴承采用三层可倾均压式结构，设在前轴承箱内。

4、盘车装置

本装置设在低压后轴承箱盖上，采用低速盘车，转速为2.51rpm，当汽轮机转速大于盘车转速时，盘车就能自动脱扣。

为减少盘车电动机启动力矩，设有顶轴装置。

5、滑销系统

6、汽封

1.2.3热力系统

主蒸汽系统、再热热段蒸汽系统均采用1-1-2制。

主蒸汽管道和再热热段蒸汽管道分别从过热器和再热器出口以单管接出，至汽机前再分成两路分别接至汽机左右侧主汽门和中压联合汽门；再热冷段蒸汽管道从汽机高压缸排汽口以单管接出，到锅炉处仍以单管与再热器入口联箱接口相连。

做完功的蒸汽排入凝汽器凝结成水，由凝结水泵升压送至精处理装置、轴加、四台低加进入除氧器，然后由给水泵升压后经三台高加送入省煤器。

1.2.4配汽方式和运行方式

本厂300MW汽轮机有6只高压调节阀，每个高压调节阀有一个独立的伺服回路，阀门的开启由DEH内的专用程序控制和管理。

根据汽轮机的运行要求，设计两种阀门配汽方式：

第一、单阀运行方式，所有高压调门开度一样，全周进汽。

第二、顺序阀控制，按#1+#2→#4→#5→#6→#3阀门顺序依次开启。

两种阀门配汽方式可以实现无扰切换。

中压缸为全周进汽，在35﹪以下负荷时中压调节汽阀起调节作用，大于35﹪负荷时，保持全开由高压调节阀调节负荷。

本机组可采用定压和定～滑～定方式运行。

本机组设计状况为18﹪～85﹪负荷时，采用四阀全开的滑压运行方式。

1.2.5调节、保安系统技术性能

汽轮机组控制系统采用高压抗燃油数字电液控制系统（DEH-ⅢA型），并与汽轮机转子组成闭环转速负反馈自动控制系统。

控制系统迟延率：

≤_____﹪

控制系统速度变动率：

_____﹪（3﹪～6﹪）可调

DEH有四种基本运行方式:

操作员自动操作（自动）

汽轮机自启动（ATC）

遥控自动操作

手动操作

1、DEH-ⅢA系统功能

DEH-ⅢA具有自动调节、程序控制、监视、保护等功能，其主要功能如下：

（1）汽轮机转速控制

（2）自动同（3）期控制

（4）负荷控制

（5）调频

（6）协调控制

（7）快减负荷

（8）主汽压控制

（9）顺序阀控制

（10）OPC控制

（11）阀门试验

（12）汽轮机自动控制

（13）双机容错

（14）与DAS系统或DCS通讯，（15）实现数据共享

（16）手动控制

（17）其他功能（如:

严密性试验、AST试验、EH油压低试验）

2、汽轮机保安系统

本系统由超速保护控制系统（OPC），危急遮断控制系统（ETS），汽轮机安全监视系统（TSI）等组成。

该系统设有三道相互独立的遮断通道。

（1）手动遮断

低压保安系统在机头设有手动遮断阀供紧急停机用，它控制的是危急遮断器滑阀下腔室油压，手打手动遮断阀按键将使危急遮断器滑阀掉闸。

泄掉低压保安油，隔膜阀打开，泄掉高压保安油（AST），快速关闭各进汽阀门，遮断机组进汽。

（2）机械遮断

本机组的机械超速保护由双通道的危急遮断器、危急遮断器杠杆及危急遮断器滑阀组成。

动作转速为3300～3360r/min。

当转速达到危急遮断器设定值时，危急遮断器飞锤飞出，打击危急遮断器杠杆，使危急遮断器滑阀掉闸。

泄掉低压保安油，使隔膜阀打开。

泄掉高压保安油（AST）。

（3）电磁遮断:

a）低压遮断

此功能由低压遮断电磁阀（2YV）完成。

一旦接受电气停机信号，遮断电磁阀带电动作，泄掉危急遮断阀滑阀下腔室油压，使其掉闸，进而泄掉隔膜阀上部低压保安油，使隔膜阀打开，泄掉高压保安油压，迅速遮断机组进汽。

b）高压遮断

高压遮断集成块有两条遮断油路，一条为超速限制油路，即超速保护给出信号使超速限制油路油压泄掉，关闭高压调节阀和中压调节阀。

一旦油压重新建立，即可开启调节阀，控制机组运转。

第4节汽轮机的启动运行

1.3.1总则

1、启动状态的划分：

汽轮机启动状态按高压内缸调节级处内上壁金属温度划分：

冷态：

t≤____℃（停机时间＞72小时）

温态：

____℃＜t≤____℃（停机时间10～72小时）

热态：

____℃＜t≤____℃（停机时间＜10小时）

极热态：

t＞____℃（停机时间＜1小时）

2、启动方式：

（1）ATC方式。

（2）操作员自动方式

（3）手动操作方式。

一般情况下，汽轮机启动采用操作员自动方式，在特殊情况下，可采用手动方式。

在操作员自动方式下，根据冲转方式的不同，又可以选用不带旁路的高压缸冲转或带旁路的高中压缸冲转。

3、遇下列情况之一时禁止启动汽轮机

（1）DCS操作失灵，

（2）DAS系统故障，（3）计算机死机。

（4）汽机自动脱扣保护装置任一失灵。

（5）汽机重要调节装置任一失灵。

（6）汽机重要监视仪表任一失灵,如胀差、润滑油压、偏心率、振动等。

（7）汽机故障。

（8）高中压主汽门、调门、抽汽逆止门、高排逆止门、低旁截止阀、控制阀任一卡涩或关闭不（9）严密或动作不（10）灵活。

（11）润滑油或液压油的油质不（12）合格，（13）密封油系统不（14）正常。

（15）汽机不（16）能维持空转或甩负荷后危急保安器动作。

（17）汽机设备（18）和系统严重漏水、漏油、漏汽。

（19）任何一台润滑油泵或其自启动装置有故障。

（20）汽机盘车装置、顶轴油泵工作不（21）正常。

（22）高压转子偏心率超过0.076mm。

（23）汽机胀差、轴向位移大于规定的极限值。

（24）汽机返汽、水保护不（25）正常。

（26）主要控制参数达到或超过保护动作值。

（27）有其它威胁设备（28）或人身安全的严重缺陷。

1.3.2启动前的准备1.3.3工作

1、机组检查后，2、运行人员应掌握设备3、检修和改进情况，4、工作票终结完毕，5、安全措施拆除，6、机组设备7、附近无杂物，8、设备9、完好。

10、接到值长开机的命令后，11、应组织有关人员进行启动前的一切12、准备13、工作，14、做好厂用系统的供汽投用准备15、。

16、联系热工，17、做好机组启动前的各项试验工作。

18、检查各系统阀门位置，19、并调整至启动所需位置，20、检查管道的支架完好，21、管道自由膨胀，22、各电动门送上电源，23、限位开关检查良好。

24、测量各辅机电动机绝缘良好并送电，25、检查各辅机机械部分无卡涩轴承润滑油，26、润滑水，27、冷却水，28、密封水等应畅通。

各轴承，29、油箱油位正常。

30、热工仪器及控制回路联锁回路已由热工人员调试正常，31、各报警，32、动作值与规定相符，33、所有仪器一次门开启，34、投入有关仪表电源。

35、准备36、好启动使用的工具。

4、油压、油温：

名称

单位

正常范围

备注

低压保安油压

Mpa

润滑油压

Mpa

润滑油温

Mpa

EH油压

℃

EH油温

℃

轴承金属温度

℃

轴承回油度

℃

推力轴承温度

℃

5、油箱油位

名称

单位

正常范围

备注

主油箱油位

Mm

EH油箱油位

mm

6、轴封系统：

名称

单位

正常范围

轴封供汽压力

Mpa

高压轴封供汽温度

℃

低压封供汽温度

℃

轴封排汽真空

Kpa

7、周波：

（在机组寿命期间偏离周波范围允许运行的时间）

频率

允许运行时间

累计（分钟）

每次（秒）

51.5

≤30

≤30

51

≤180

≤180

48.5～50.5

连续运行

48

≤300

≤300

47.5

≤60

≤60

47

≤10

≤10

8、高低加水位：

名称

单位

正常范围

高加

mm

低加

mm

9、除氧器：

压力：

0.8885MPa

水位；

水温：

172.6℃

10、凝汽器热井水位：

正常：

报警：

循环水吸水井水位：

凉水塔水位：

11、发电机冷却系统

名称

单位

正常范围

发电机进水压力

MPa

0.1～0.2

内冷水流量

T/h

40～50

引出线流量

T/h

2～3

内冷水温度

℃

35～45

内冷水回水温度

℃

≤80

机内氢压

MPa

0.3～0.35

氢冷器出口氢温

℃

30～46

励磁机出口风温

℃

≤40

氢气纯度

℅

>96

内冷水箱水位

mm

>600

油氢压差

MPa

0.05±0.02

平衡阀压差

KPa

1.5

密封瓦回油温度（汽端）

℃

<65

密封瓦回油温度（励端）

℃

<65

密封油箱油位

mm

±100

氢冷却器进水压力

MPa

0.1～0.2

氢冷却器进水温度

℃

20～33

12、各水质标13、准：

（1）给水

序号

名称

单位

控制标准

1

硬度

μmol/L

0

2

溶氧

μg/L

≤7

3

铁

μg/L

≤20

4

导电度（氢导）

μs/cm

≤0.2

5

铜

μg/L

<5

6

二氧化硅

μg/L

≤20

7

PH（25℃）

9.2～9.4

8

联氨

μg/L

10～30

9

钠

μg/L

≤10

（2）凝结水

序号

名称

单位

控制范围

1

硬度

μmol/L

0

2

溶氧

μg/L

≤30

3

导电率氢导（25℃）

H交换后μs/cm

≤0.3

（3）疏水

名称

单位

控制标准

硬度

μmol/L

≤5

铁

μg/L

≤50

外状

清

（4）发电机内冷水

名称

单位

控制标准

导电率

μs/cm

≤1.5

铜

μg/L

≤

PH（25℃）

（5）循环水

名称

单位

控制标准

碱度

mmol/L

6.0～8.0

总磷

mg/L

4.0～6.0

PH

-

7.2～8.2

（6）除氧水

名称

单位

控制标准

溶氧

μg/L

≤5

14、过热蒸汽

蒸汽纯度

单位

运行时

起动时

电导度（氢导）

us/cm

＜0.3

溶解氧

ppb

＜10

硅

ppb

＜10

总铁量（Fe）

ppb

＜20

总铜量（Cu）

ppb

＜2

钠和钾

ppb

＜5

15、各油质标16、准：

（1）透平油

名称

单位

控制标准

外状

透明

运动粘度

mm²/s

闪点（开口）

℃

机械杂质

无

未加防锈剂的油

MgkoH/g

≤0.2

加防锈剂的油

MgkoH/g

≤0.3

水分

Mg/l

100

（2）EH油

序号

名称

单位

控制标准

新油

已运行

1

运动粘度

mm2/s

2

凝固点

℃

3

水分

%（m/m）

4

酸值

mgkoH/g

5

闪点

℃

6

氯含量

%（m/m）

7

泡沫特性

24℃，ml

17、氢气

名称

控制标准

纯度

≥96%

湿度

≤1.08g/m³

空气CO2

顶部排汽管取样分析CO2含量＜5%

CO2H2

顶部排汽管取样分析CO2含量＞95%

H2CO2

顶部排汽管取样分析H2含量＞96%

CO2空气

顶部排汽管取样分析CO2含量＞90%

正常运行中的调整及维护

机组运行中调整的主要任务及目的是：

满足负荷要求、安全稳定运行、保持运行参数正常、汽水品质合格、提高效率及经济性、减少污染物排放。

具体有：

1、按机组正常运行控制参数限额规定，2、监视、调整机组运行工况，3、使主要参数符合规定。

4、按电网负荷要求，5、及时调整机组负荷，6、在调节负荷时应保证良好的燃烧工况；保持汽压、汽温及水位正常；

7、各岗位人员应按运行日志要求定时正确地记录有关运行参数，8、并进行分析，9、使机组处于安全、稳定、经济运行。

10、经常检查机组运行情况和监视表计指11、示，12、当发现表计指13、示与正常值有差异时，14、应查明原因，15、及时汇报采取措施，16、各辅助设备17、轴承声音、温度、振动、油位应正常。

18、备19、用设备20、应处于良好的备21、用状态，22、操作开关在“自动”位置，23、轴承油质良好，24、油位正常。

25、在下列情况下特别注意机组运行情况,并且要及时合理调整运行方式:

（1）负荷急剧变化；

（2）蒸汽参数或真空急剧变化；

（3）汽机内部有不（4）正常声音；

（5）系统发生故障；

26、根据负荷变化及时调整轴封供汽，27、使空气不28、向里漏，29、蒸汽不30、向外漏，31、主机各轴承回油窗不32、应有水珠。

33、按时、按路线对设备34、进行巡回检查，35、发现问题及时汇报，36、严防漏油着火等情况发生。

37、正常运行时加减负荷的速度：

（1）定压运行时负荷变化率应以调节级变工况适应能力为准，

（2）应该符合寿命管