660MW超超临界机组集控运行规程0930文档格式.docx
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1.1.10电气设备试验23
1.1.11锅炉安全门校验23
1.1.11.1要求23
1.1.11.2安全门校验前应具备的条件24
1.1.11.3校验标准24
1.1.11.4注意事项25
1.2机组启动应具备的条件26
1.3机组启动前的准备26
1.4机组启动基本规定27
1.4.1重大操作人员到位规定27
1.4.2启动状态的划分28
1.4.3机组存在下列情况之一时,禁止启动28
1.4.4机组存在下列情况之一时,禁止冲转或并网29
1.5冷态启动30
1.5.1锅炉点火前,辅助设备的启动30
1.5.2锅炉上水31
1.5.3锅炉冷态清洗32
1.5.4汽机轴封系统投入、抽真空32
1.5.5锅炉吹扫前的准备32
1.5.6锅炉炉膛吹扫33
1.5.7锅炉点火34
1.5.8锅炉点火注意事项35
1.5.9锅炉升温、升压36
1.5.10热态清洗36
1.5.11锅炉升温、升压注意事项37
1.5.12发电机并网前的准备37
1.5.13汽机冲转条件38
1.5.14汽轮机启动装置任务38
1.5.15汽轮机程序启动39
1.5.16汽轮机冲转、并网过程的检查和操作45
1.5.17汽轮机冲转、升速及发电机并网过程中的注意事项45
1.5.18初负荷暖机48
1.5.19机组最小负荷~17%BMCR(120MW)48
1.5.20负荷从17%BMCR(120MW)至50%BMCR(330MW)48
1.5.21机组负荷从50%BMCR(330MW)至100%BMCR(660MW)49
1.5.22汽机启动过程中注意事项50
1.5.23锅炉启动过程中注意事项50
1.6温、热态启动51
1.6.1温、热态启动规定51
1.6.2温、热态启动注意事项51
2机组运行52
2.1机组运行调整的主要任务及目的52
2.2机组运行中控制的主要参数及限额52
2.3机组正常运行检查监视、维护试验65
2.4机组运行控制方式72
2.5锅炉运行调整73
2.6汽机运行调整77
2.7机组控制、保护系统设备的正常运行维护78
2.8热控保护79
2.9机组低负荷运行控制与调整80
3机组停运及保养82
3.1机组停运82
3.1.1机组停运规定82
3.1.2机组停用前的准备82
3.1.3机组停运时注意事项83
3.1.4机组正常停用83
3.1.5滑参数停机87
3.2机组停运后的保养88
3.2.1锅炉停运后的保养89
3.2.2汽机停运后的保养89
3.2.3发电机停运后的保养90
3.2.4机组停运后的防冻90
4机组异常和事故预防及处理92
4.1事故时处理原则和要点92
4.2机组事故停运93
4.3机组重大事故预防97
4.4机组综合性故障105
4.4.1锅炉MFT105
4.4.2锅炉RB106
4.4.3发变组保护动作跳闸107
4.4.4厂用电中断108
4.4.5控制气源失去110
4.4.6机组火灾111
4.4.7DCS故障114
4.5锅炉典型事故处理115
4.5.1锅炉主蒸汽压力异常115
4.5.2锅炉主蒸汽温度异常116
4.5.3锅炉再热蒸汽温度异常117
4.5.4锅炉给水流量低118
4.5.5锅炉汽水分离器出口温度高119
4.5.6水冷壁泄漏120
4.5.7省煤器泄漏121
4.5.8过热器泄漏121
4.5.9再热器泄漏122
4.5.10尾部烟道二次燃烧123
4.5.11过、再热器管壁超温124
4.6汽轮机异常及事故处理125
4.6.1汽轮机严重超速125
4.6.2汽轮机进水125
4.6.3汽轮机振动大127
4.6.4汽轮机大轴弯曲128
4.6.5轴向位移大129
4.6.6运行中叶片损坏或断落129
4.6.7凝汽器真空降低130
4.6.8汽轮发电机组轴承损坏131
4.7发电机异常及事故处理131
4.7.1发电机异常运行工况相关规定131
4.7.2发电机各部分的温度超过规定值133
4.7.3发电机定子升不起电压134
4.7.4发电机非全相运行134
4.7.5发电机变为电动机运行135
4.7.6发电机失磁135
4.7.7发电厂功率振荡136
4.7.8发电机定子线棒或导水管漏水138
4.7.9发电机转子接地的处理138
4.7.10发电机定子接地139
4.7.11发电机频率异常139
4.7.12发电机三相电流不平衡140
4.7.13发电机PT断线140
4.7.14发电机非同期并列141
4.7.15发电机断水141
4.7.16发电机绝缘过热监测装置报警142
5500kV系统的运行144
5.1概述144
5.2系统的运行144
5.3倒闸操作原则144
5.4倒闸操作的基本要求145
5.5500kV母线倒换运行方式的注意事项146
5.6母线电压互感器操作规定146
5.7GIS的运行146
5.8GIS装置的操作148
5.9GIS设备SF6微水在线检测系统150
5.10室外配电装置的运行150
5.11异常运行和事故处理151
6机组主要辅机的运行156
6.1辅机运行基本规定156
6.2润滑油系统161
6.3润滑油净化装置165
6.4EH油系统167
6.5密封油系统169
6.6凝结水系统175
6.7给水系统179
6.8除氧器及加热器系统190
6.9旁路系统197
6.10轴封系统199
6.11凝汽器真空系统200
6.12循环水系统202
6.13开式冷却水系统211
6.14闭式冷却水系统212
6.15快冷系统213
6.16定子冷却水系统215
6.17辅助蒸汽系统219
6.18启动锅炉220
6.19制粉系统231
6.20风烟系统240
6.21吹灰系统258
6.22炉前油系统261
6.23微油点火装置265
6.24压缩空气系统269
6.25脱硝系统274
6.26锅炉启动循环泵系统276
6.27火检冷却风系统281
6.28暖风器283
6.29变压器系统的运行284
6.30厂用电系统运行298
6.31直流系统312
6.32电动机运行321
6.33发电机氢气系统326
6.34柴油发电机332
6.35励磁系统340
6.36UPS系统346
7机组设备介绍354
7.1锅炉设备介绍354
7.2汽机设备介绍380
7.3发变组设备介绍403
8、附录430
附表1:
水蒸汽压力与饱和温度对照表430
附表2:
机组热力计算表432
附表3:
安全阀整定压力及排放量汇总表442
附表4:
汽水系统保护报警温度443
附图1:
锅炉压力负荷曲线446
附图2:
锅炉冷态启动曲线446
附图3:
锅炉温态启动曲线447
附图4:
锅炉热态启动447
附图5:
锅炉极热态启动448
附图6:
锅炉蒸汽流量与负荷关系曲线448
附图7:
过量空气系数与负荷关系曲线449
附图8:
燃烧器摆动角度与负荷关系曲线449
附图9:
过热器减温水量与负荷关系曲线450
附图10:
各级受热面焓值和压力曲线450
附图11:
一次汽侧各级受热面汽温与负荷关系曲线451
附图12:
再热器各级受热面汽温与负荷关系曲线452
附图13:
烟空气温度与负荷关系曲线453
附图14:
烟气阻力及压力与负荷关系曲线454
附图15:
后烟井调温挡板开度与负荷关系曲线455
附图16:
锅炉计算热效率与负荷关系曲线456
附图17:
主汽阀壁许可温差456
附图18:
主调阀壁许可温差457
附图19:
高压缸壁许可温差458
附图20:
高压转子许可温差459
附图21:
中压转子许可温差460
附图22:
主蒸汽管道的暖管-温度准则X1461
附图23:
主蒸汽管路的暖管-温度准则X2462
附图24:
汽机暖机-温度准则X4463
附图25:
汽机暖机-温度准则X5464
附图26:
汽机暖机-温度准则X6465
附图27:
冲转-温度准则X7A466
附图28:
冲转-温度标准X7B467
附图29:
温度准则X8468
附图30:
凝汽器压力限制曲线469
附图31:
轴封供汽温度曲线469
附图32:
允许空气进入轴封的时间与转子平均温度的关系曲线470
附图33:
压力负荷曲线470
附图34:
环境温度启动曲线471
附图38:
极热态启动曲线475
附图39:
发电机V型曲线476
附图40:
发电机出力曲线477
附图41:
发电机特性曲线478
1.1.3.1辅机试转前的确认条件
(9)上水时间控制在冬季4~5小时,其它季节为2~3小时,水压试验水温按制造厂规定的数值控制。
无规定时,上水温度一般应控制在30~70℃。
上水温度与启动分离器壁温之差小于28℃,防止产生过大的热应力。
主变、高厂变冷却器风扇电源切换试验。
1.1.11.4注意事项
1.4.1重大操作人员到位规定
下列操作需要总工或指定发电生产部经理、专工和值长参加。
3.0
(1)检查发变组在冷备用状态。
(2)将发电机励磁碳刷给好。
(3)将发电机出口1、2、3PT送电。
(4)将发电机中性点PT送电。
(5)将发电机起励电源送电。
(6)合上发电机四台功率柜交流侧刀闸QS11、QS21、QS31、QS41和直流侧刀闸QS12、QS22、QS32、QS42。
(7)将功率柜风机电源送电,并启动风扇运行正常。
(8)将AVR调节器交直流电源送电。
(9)将灭磁开关操作电源送电。
(10)励磁系统各柜门已全部关好、面板表计显示正常,无异常报警信号。
(11)检查发变组各保护装置运行正常。
(12)将主变、A/B高厂变冷却器电源送电。
(13)手动开启两组主变冷却器运行。
(14)将A/B高厂变冷却器投入自动。
(15)投入发变组及励磁系统保护正确。
(16)检查发变组出口开关、刀闸处于分闸状态。
(17)检查发变组出口开关保护投入正确。
(18)合上发变组出口开关及Ⅰ、Ⅱ母刀闸控制电源开关。
(19)合上发变组出口开关油泵电源开关。
对氢冷系统、定冷水系统高点进行排气。
1.5.15.11.5.15.21.5.15.3发变组并网
1.5.18.1发电机并网条件
(1)确认汽机转速稳定在3000r/min,DEH系统运行正常。
(2)汽机空负荷运行时各控制指标均无异常变化,辅机运行正常。
(3)机组在3000r/min下进行的试验工作已结束。
(4)蒸汽参数稳定。
(5)锅炉燃烧稳定。
(6)锅炉启动旁路系统正常。
(7)应具备的条件
(A)发电机声音正常,振动不超过0.125mm。
(B)发电机冷却系统运行正常,无漏油、氢、水的现象。
(C)调节氢气冷却器的冷却水量,投入氢温控制自动,冷氢设定值为45℃。
(D)调节发电机定子冷却器出水温度,投入定子冷却水温控制自动,设定值为46℃。
(E)确认氢侧和空侧密封油冷却器出口油温在40~49℃之间。
(F)确认发电机内氢气压力为0.45~0.47MPa左右,纯度为96.5%以上。
(G)发变组出口断路器SF6气压正常,操作电源已送电。
(H)发变组所有保护按照规定投入,试验正常。
(I)发变组同期回路进行检修或同期装置更换部件,必须做假同期试验正常。
(J)发变组出口隔离开关合上。
(8)励磁系统投运前应做下列检查
(A)发电机励磁碳刷已安装好(碳刷型号:
摩根NCC634)。
(B)启励380V交流电源开关已合闸良好。
(C)AVR柜内交、直流正常,AVR工作正常。
(D)AVR柜内灭磁开关控制电源正常、转子一点接地保护装置正常。
(E)SAB柜内控制交流220V电源开关已合闸良好。
(F)SAB柜内交流220V照明电源小开关已合闸良好。
(G)AVR柜内两个辅助PT的一二次熔断器及其他熔断器完好并安装正确。
(H)整流器两个冷却风扇的交流380V电源开关已送电。
(I)灭磁开关在断开位置,信号指示正常。
(J)功率柜交流、直流刀闸均合上,功率柜前面脉冲开关投入。
(K)各柜门已全部关好、面板表计显示正常,无异常报警信号。
注:
励磁系统在正常备用的情况下,各柜内的开关保险都不需要进行操作。
1.5.18.2发电机并网及带5%初始负荷
(1)发电机并网采用自动励磁调节器(AVR)自动方式自动准同期并列。
(2)发电机升压操作的规定及注意事项。
待机炉有关试验结束,检查机组无异常报警信号,得值长令后方可进行发电机升压操作。
不低于2950rpm后进行。
在发电机未通定子冷却水、未充氢的情况下,禁止升压操作。
在DCS的CRT画面上全面检查各设备的指示状态、有无异常报警。
发电机升压操作正常情况下应采用自动励磁调节器(AVR)自动方式(交流回路恒电压)进行,只有在发变组检修后才允许使用手动方式(直流回路恒磁场电流)升压。
采用自动准同期并列,应用自动电压调节器(AVR)自动方式进行升压或先用自动电压调节器(AVR)手动方式升压到额定时,再将电压调节器(AVR)从手动方式切换到自动方式,方可进行自动准同期并列操作。
(G)发电机升压操作应缓慢进行,升压过程中监视发电机定子三相电压平衡,三相电流正常,零序电压指示为零。
(3)在DCS系统上确认发变组高压侧开关合闸条件(同期装置投入条件)满足。
(A)发变组出口无保护动作,
(B)发电机主开关在断开位置,控制方式为远方自动。
(C)同期装置正常。
(D)励磁系统正常。
(E)励磁开关已合闸。
(F)汽机转速在同期范围内。
(G)汽机DEH具备合闸条件。
(H)发变组出口刀闸已合上。
(4)根据值长令,保持机组转速为3000rpm,并进行下列检查和操作
(A)将AVR置于“自动”控制方式。
(B)按AVR控制“启励”按钮,检查灭磁开关合好,发电机电压升至额定。
(C)检查发电机空载转子电压、电流正常,发电机转子无接地报警信号。
(D)按DEH控制方式中“自动同期”键并投入,“自动同步”键灯亮。
(E)投入同步装置
(F)检查发电机具备同期合闸条件,按自动准同期装置“投入”按钮。
(G)监视主开关同期自动合闸。
(H)将发电机无功功率升至50Mvar、有功负荷为30MW。
(I)复位同期装置。
(J)退出同期装置,并拉开同期装置电源,退出、投入相应保护。
1.5.18.3对发变组及励磁系统做全面检查,运行正常。
1.5.18.41.5.18.51.5.18.6并网后再投入两组主变冷却器,使主变冷却器为正常运行方式,将冷却器联锁控制开关切至工作位。
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