300MW运行规程.docx
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300MW运行规程
目录
第一章 主机规范3
第一节 锅炉规范3
第二节汽轮机规范5
第三节发—变组规范6
第二章总的操作原则8
第一节机组启动原则8
第二节电气操作原则10
第三节设备检查的一般规定11
第三章方式确定12
第一节 操作方式12
第二节 启停方式13
第三节冲转方式14
第四节运行方式14
第四章机组启动16
第一节机组冷态启动16
第二节机组温态启动29
第三节机组热态启动35
第四节 极热态启动39
第五章机组运行调整及维护42
第一节机组运行调整任务及控制参数42
第二节 机组负荷调整45
第三节锅炉燃烧调整45
第四节汽温的调整46
第五节汽包水位调整47
第六节汽轮机正常运行中的监视47
第七节电气运行监视及调整48
第八节机组其它系统的运行调整52
第六章机组停运54
第一节机组复合变压停机54
第二节 滑参数停机57
第三节变压停机58
第七章 机组停运后设备的保养58
7.1.保养规定58
7.2.锅炉停运后的保养58
7.3.高加停运后的保养59
7.4.除氧器保养59
7.5.发电机停运后的保养59
7.6.机组冬季停运后防冻保养措施59
第八章事故处理59
第一节事故处理通则59
第二节事故处理的一般方法和步骤60
第三节紧急停机停炉条件60
第四节 申请停炉停机条件61
第五节机组跳闸处理61
第六节机组主要辅机跳闸处理62
第七节机组典型故障处理63
第九章机组试验72
第一节总则72
第二节 机组启动前的试验72
第三节 机组启动后的试验75
第四节 设备定期试验与轮换81
第十章机组及主要辅机保护83
第一节 锅炉主要保护83
第二节汽机主要保护84
第三节发变组保护84
第四节主要辅机保护88
第一章 主机规范
第一节 锅炉规范
1.1.1锅炉规范
序号
名称
单位
内容
1
型号
HG—1025/18.2—YM
2
制造厂家
哈尔滨锅炉厂
3
最大连续蒸发量
T/h
1025
4
额定蒸发量
T/h
911
5
最高蒸汽压力
MPa
18.2
6
额定主蒸汽压力
MPa
17.3
7
额定主蒸汽温度
℃
540
8
再热器进/出口蒸汽
℃
330/540
9
再热器进/出口蒸汽压力
MPa
3.895/3.718
10
通风方式
平衡通风
11
燃料
烟煤
12
主汽调温方式
两级喷水减温
13
再热调温方式
烟气挡板及事故喷水
14
保证额定汽温负荷范围
50%~100%MCR
1.1.2锅炉主要性能计算数据表
序
号
名称
单
位
工况
MCR
额定
定压60%
校核煤种1
校核煤种2
滑压60%
1
主蒸汽流量
T/h
1025
911
611
1025
1025
615
2
给水温度
℃
281
274
249
281
281
251
3
主蒸汽出口温度
℃
540
540
540
540
540
540
4
主蒸汽出口压力
MPa
17.45
17.27
16.88
17.45
17.45
13.92
5
过热蒸汽压降
MPa
1.373
1.11
0.53
1.373
1.373
0.82
6
再热蒸汽流量
T/h
835
748
513
835
835
518
7
再热蒸汽进口温度
℃
330
320
291
330
330
311
8
再热蒸汽出口温度
℃
540
540
540
540
540
540
9
再热蒸汽进口压力
MPa
3.895
3.483
2.372
3.895
3.895
2.394
10
再热蒸汽出口压力
MPa
3.718
3.325
2.264
3.718
3.718
2.285
11
再热蒸汽压降
MPa
0.176
0.16
0.108
0.176
0.176
0.109
12
省煤器水阻
MPa
0.088
0.078
0.033
0.088
0.088
0.03
13
空预器入口烟温
℃
384
378
352
389
389
356
14
排烟温度(未修正)
℃
143
138
126
134
151
128
15
排烟温度(修正后)
℃
135
130
117
128
143
118
16
空预器出口温度
(一次风/二次风)
℃
340/350
336/334
319/324
336/347
347/356
323/328
序
号
名称
单
位
工况
MCR
额定
定压60%
校核煤种1
校核煤种2
滑压60%
17
空预器进口风温
(一次风/二次风)
℃
23/23
23/23
23/23
23/23
23/23
23/23
18
省煤器出口过剩空气系数
%
25
25
32
25
25
31
19
燃煤量
T/h
133.7
113
86.7
137
128
87.1
20
锅炉热效率
%
91.7
91.94
91.92
92.1
92.37
91.87
21
过热器一级喷水量
T/h
11.3
12.7
20
11.3
11.3
33.1
22
过热器二级喷水量
T/h
5.7
8.1
12
8
6.7
18.1
23
干烟气损失
%
5.1
4.87
4.54
4.71
5.33
4.58
24
燃料中水分损失
%
1.15
1.15
1.14
1.15
0.98
1.15
25
氢燃烧损失
%
3.41
3.41
3.40
3.21
3.85
3.4
26
空气中水分损失
%
0.11
0.11
0.1
0.1
0.12
0.1
27
未燃烬碳损失
%
1.5
1.5
1.8
1.5
0.5
1.8
28
辐射损失
%
0.19
0.2
0.28
0.19
0.19
0.28
29
炉膛出口烟温
℃
1053
1033
956
1060
1059
956
30
煤粉细度
%
15(设计煤种)
1.1.3锅炉燃煤特性
名称
符号
单位
设计煤种
校核煤种1
校核煤种2
碳
Car
%
55.64
54.31
57.81
氢
Har
%
3.22
2.93
3.70
氧
Oar
%
5.97
4.72
7.48
氮
Nar
%
0.98
0.94
0.83
硫
Sar
%
0.72
0.69
0.83
灰份
Aar
%
23.85
26.26
20.06
水份
Mar
%
9.63
10.15
8.39
挥发份(可燃基)
Vdar
%
21.55
14.36
32.36
低位发热量
Qnet.ui
KJ/kg
21347
20720
22000
可磨性系数
BTN
1.18
1.08
1.20
灰变形温度
DT
℃
1240
1290
1280
灰软化温度
ST
℃
1294
1340
1340
灰熔融温度
FT
℃
1362
1375
1370
1.14燃料油特性
名称
符号
单位
油种
10号轻柴油
恩氏粘度(200C)
0E
1.2~1.67
灰份
%
≯0.025
闭口闪点
0C
≮65
凝点
0C
≮10
低位发热量
Qnet.ar
KJ/kg
39776~41870
水份
Mt
%
≯1
机械杂质
无
第二节汽轮机规范
1.2.1汽机技术规范
序号
名称
单位
内容
1
汽轮机型式
亚临界、中间再热、双缸
双排汽、单轴冷凝式
2
汽轮机型号
N300-16.7/537/537
3
额定功率
MW
300
4
主汽压力
MPa
16.67
5
主汽温度
℃
537
6
再热汽温
℃
537
7
额定蒸汽流量
T/h
908.2
8
额定再热蒸汽流量
T/h
745.9
9
额定背压
MPa
0.00539
10
冷却水温
℃
20
11
给水温度
℃
273
12
给水回热加热级数
8
13
最大保证工况热耗
KJ/kwh
7931.9
14
最大保证工况低压缸排汽湿度
%
8.9
15
主蒸汽压力最大工作压力
MPa
17.5
16
主蒸汽最大进汽量
T/h
1025
17
最大计算功率
MW
333
18
最高冷却水温
℃
33
19
工作转速
r/min
3000
20
旋转方向
顺时针(从机头看)
21
调节控制系统型式
DEH—ⅢA
22
最大允许系统周波摆动
Hz
48.5—50.5
23
各轴承处最大垂直振动
mm
0.025
24
通流级数
36(高1+12、中9、低2×7)
25
高中压转子临界转速
r/min
一阶1721、二阶4292
26
低压转子临界转速
r/min
一阶1608、二阶3819
27
末级动叶片长度
mm
900
盘车转速
r/min
3
1.2.2各抽汽点参数(额定工况)
抽汽级数
流量(t/h)
压力(MPa)
温度℃
允许最大流量(t/h)
用途
1
62.61
5.839
382.5
76.26
至1#高加
2
73.88
3.647
319.3
85.92
至2#高加
3
30.5
1.692
435.6
35.49
至3#高加
4
32.42
0.8657
342
37.58
至除氧器
33.12
0.8657
342
38.11
至小汽轮机
5
37.41
0.3593
238.7
42.64
至5#低加
6
23.11
0.1337
140.5
26.35
至6#低加
7
25.16
0.06465
87.9
28.73
至7#低加
8
29.13
0.02549
65.4
35.29
至8#低加
第三节发—变组规范
1.3.1.发电机技术规范
名称
型号
QFSN—300—2
视在功率(MVA)
353
额定功率(MW)
300
功率因数(COSφ)
0.85
定子电压(KV)
20
定子电流(A)
10190
励磁电压(V)
365(计算值)
励磁电流(A)
2642(计算值)
空载励磁电压(V)
116(计算值)
空载励磁电流(A)
1093(计算值)
额定效率(%)
99.02(计算值)
频率(HZ)
50
额定转速(r/min)
3000
相数
3
定子绕组接线方式
YY
定子绕组引出线端子数
6
定子、转子绕组绝缘等级
F
短路比
0.6(计算值)
定子绕组直流电阻(75℃)Ω
0.00228(计算值)
转子绕组电感(H)
0.8(计算值)
转子绕组直流电阻(75℃)Ω
0.1253
定子绕组每相对地电容(μF)
0.2332(计算值)
纵轴同步电抗(Xd)
1.836
纵轴瞬变电抗(非饱和值/饱和值)(Xd)
0.1965/0.1729
纵轴超瞬变电抗(非饱和值/饱和值)(Xd")
0.166/0.152
负序电抗(非饱和值/饱和值)(X2)
0.167/0.153
零序电抗(非饱和值/饱和值)(X0)
0.077/0.073
负序承载能力(最大值稳态值)I2
10%
负序承载能力(最大值稳态值)I22t
10S
临界转速(r/min)一阶
1290
临界转速(r/min)二阶
3453
噪音水平(dB)
<90
进相运行(COSф=0.95超前)能力
连续
生产厂家
哈尔滨电机厂
1.3.2. 励磁系统主要技术参数
1.3.2.1. 励磁系统主要技术规范
名称
单位
内容
型式
自并励静止可控硅整流励磁系统
额定输出电流DC
A
额定输出电压DC
V
负载顶值电压倍数
P.U
2
电压响应时间
S
不大于0.1
强行励磁时间
S
不小于20
电压调节精度
%
不大于1
无功电流补偿范围
自动电压调整范围
%
70~110
手动电压调整范围
%
20~110
1.3.2.2励磁变压器
名称
单位
内容
容量
KVA
3250
满载二次电流
A
2400
电压比
20/0.743
联接方式
DY11/DYn11
冷却方式
自冷式
1.3.3.高压变压器技术规范
#1、#2主变压器
#01启动备用变压器
#1、#2高压厂用变压器
型号
SFP10-37000/220
SFFZ-40000/220
SFF-40000/20
相数、频率HZ
3相50HZ
3相50HZ
3相50HZ
额定容量MVA
370
40/25-25
40/25-25
额定电压KV
242
230
20
空载电流%
空载损耗KW
负载损耗KW
短路阻抗
14.3
11.6(21.121.0)
(15.816.1)
接线组别
YN,d11
Yn,d11-d11
D,do-do
冷却方式
ODAF
ONAN/ONAF
ONAN/ONAF67%/100%
生产厂家
保定变压器
保定变压器厂
保定变压器厂
1.3.3.1主变压器分接头技术规范
高压侧
分接百分数
电压
电流
分头
位置
分接联络
V
A
B
C
+2.5%
248050
861
Ⅰ
A2-A3
B2-B3
C2-C3
额定
242000
883
Ⅱ
A3-A4
B3-B4
C3-C4
-2.5%
235950
905
Ⅲ
A4-A5
B4-B5
C4-C5
-5%
229900
929
Ⅳ
A5-A6
B5-B6
C5-C6
-7%
223850
954
Ⅴ
A6-A7
B6-B7
C6-C7
低压
电压V
电流A
20000
10611
1.3.3.2高压厂用变压器分接头表
高压侧
分接百分数
电压
电流
分头
位置
分接联络
V
A
B
C
+5%
21000
1100
1
A2-A3
B2-B3
C2-C3
+2.5%
20500
1127
2
A3-A4
B3-B4
C3-C4
额定
20000
1155
3
A4-A5
B4-B5
C4-C5
-2.5%
19500
1184
4
A5-A6
B5-B6
C5-C6
-5%
19000
1215
5
A6-A7
B6-B7
C6-C7
低压侧
低压侧Ⅰ
低压侧Ⅱ
容量KVA
电压V
电流A
容量KVA
电压V
电流A
25000
6300
2291
15000
6300
1575
15000
6300
1375
25000
6300
1375
1.3.3.3启动/备用变压器分接头
高压侧
分头位置
电压V
电流A
分头位置
电压V
电流A
1
253000
91.3
10
227125
101.7
2
250125
92.3
11
224250
103.0
3
247250
93.4
12
221375
104.3
4
243750
94.5
13
218500
105.7
5
241500
95.6
14
215625
107.1
6
238625
96.8
15
212750
108.6
7
235750
98.0
16
209875
110.0
8
232875
99.2
17
207000
111.6
9A.9B.9C
230000
100.4
低压侧Ⅰ
低压侧Ⅱ
容量KVA
电压V
电流A
容量KVA
电压V
电流A
高压侧
25000
6300
2291
25000
6300
1375
1500
6300
1375
25000
6300
2291
第二章总的操作原则
第一节机组启动原则
2.1.1. 需经生产副总、总工、副总工、发电部领导、专责工程师参加方可进行的操作
2.1.1.1.机组大、小修后的启动。
2.1.1.2.机组超速试验。
2.1.1.3.机组甩负荷试验。
2.1.1.4.汽机主、调门严密性试验。
2.1.1.5.异常运行方式下的重大操作。
2.1.1.6.小机调节系统检修后第一次启动。
2.1.1.7.计划停机。
2.1.1.8.设备经重大改进后的启动或有关新技术运用的第一次试运。
2.1.1.9.机组安全门校验。
2.1.1.10.锅炉燃烧调整试验。
2.1.1.11.发电机短路、空载及励磁系统特性试验。
2.1.2. 机组在下列情况下禁止启动
2.1.2.1.机组任一项跳闸保护动作不正常。
2.1.2.2.锅炉大联锁保护、机炉电大联锁保护动作不正常。
2.1.2.3.主要仪表缺少或不正常,且无其它监视手段。
2.1.2.4.INFI-90、DEHⅢA及就地控制系统工作不正常,影响机组启、停及正常运行时。
2.1.2.5.汽机监控仪表TSI未投。
2.1.2.6.汽机防进水保护系统不正常。
2.1.2.7.汽机高、中压主汽门,高、中压调门,高压缸排汽逆止门,各段抽汽逆止门任一动作不正常。
2.1.2.8.汽机偏心度超过规定值(大于0.076mm或与原始值偏差超过0.02mm)。
2.1.2.9.汽机润滑油、EH油油质不合格。
2.1.2.10. EH油泵、交直流润滑油泵工作不正常。
2.1.2.11. 顶轴油泵、盘车装置工作不正常。
2.1.2.12. 汽机上、下缸温差大于42℃。
2.1.2.13. 汽轮发电机组动静部分有明显的金属摩擦声。
2.1.2.14. 汽机胀差小于-0.75mm或大于15.7mm,轴向位移小于-0.9mm,大于0.9mm。
2.1.2.15. 发电机自动电压调节器AVR工作不正常。
2.1.2.16. 发变组各部件绝缘不合格。
2.1.2.17. 发—变组出口断路器、励磁开关FCB跳合闸试验不合格。
2.1.3. 机组状态的规定
2.1.3.1.机组启动状态规定
● 冷态
● 温态
● 热态
● 极热态
2.1.3.2.机组停运状态规定
● 复合变压停机
● 滑参数停机
● 变压停机
2.1.4. 机组启停原则
2.1.4.1.机组及其辅助设备的启、停操作必须按相应的检查卡、操作票执行。
2.1.4.2.操作人接到操作命令后应复诵一遍,确认无误,再根据设备情况填写操作票,经机长、值长审核后方可进行操作。
2.1.4.3.新安装或大修后的机组首次启动,在投入连续盘车前,必须先手动盘车3~5转。
2.1.4.4.机组冷态启动时,进入汽轮机的主、再热蒸汽至少要有56℃的过热度,但最高温度不能超过426℃,主汽门前主汽压力和温度应满足“主汽门前冷态启动蒸汽参数”曲线(见附录)的要求,并根据“冷态启动暖机曲线”(见附录)决定中速暖机时间,任何情况下不得减少中速暖机时间。
2.1.4.5.汽轮机在热态启动时,进入汽轮机的主蒸汽至少要有56℃的过热度,满足热态启动“主汽门前启动蒸汽参数”曲线(见附录)要求,根据“热态启动曲线”(见附录)决定升速率和初负荷暖机时间。
2.1.4.6.机组启停过程金属温度变化率不大于1.5℃/min,汽包壁温差应小于40℃。
2.1.4.7.机组停运过程中应保证主、再热蒸汽至少要有56℃的过热度。
2.1.4.8.机组启停过程中,自动保护装置均应按规定投入。
2.1.4.9.机组停运后,锅炉有压、汽机盘车、发电机充氢等情况下均须有人监盘。
2.1.5. 回热加热器投退原则
2.1.5.1.回热加热器应先投水侧,后投汽侧;先退汽侧,后退水侧。
2.1.5.2.回热加热器投入时,按抽汽压力高低顺序由低至高依次投入;回热加热器退出时,按抽汽压力高低顺序由高至低依次退出。
2.1.5.3.回热加热器的投退一般应随机投退。
第二节电气操作原则
2.2.1. 电气操作的一般规定
2.2.1.1.倒闸操作必须遵守《电业安全工作规程》(发电厂和变电所电气部分)中关于倒闸操作的有关规定。
2.2.1.2.倒闸操作必须得到值长或机长命令后才能进行,操作人接令后,应复诵一遍,确证无误再根据设备情况填写操作票,操作票先由操作人签名,后经监护人、机长分别审核签名,得值长审核批准后,方可进行操作。
2.2.1.3.正常情况下的倒闸操作,应避免在交接班时进行,但开停机和事故处理除外。
2.2.1.4.倒闸操作时,不允许将设备的电气和机械防误闭锁装置退出,如需退出,必须经生产副总、总工或副总工同意。
2.2.1.5.对于220KV刀闸,在倒闸操作中电动操作不动时,不允许强行手动拉合闸。
2.2.1.6.220KV系统及6KV厂用电源的倒
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