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1、南山东海电厂运行规程1第一篇第一篇 机组控制与调整(机组控制与调整(红色增加红色增加、绿色删除绿色删除)第 1 章 汽轮机设备规范1.1 汽轮机规范见表 1-1 表 1-1 汽轮机规范型号: C139.3/N15013.24/0.981 型式:超高压一次中间再热、双缸、双排汽、单轴、凝汽式额定功率(抽汽/冷凝):135MW/150MW 最大功率:157MW 额定转速:3000r/min 工作电网频率:50Hz 旋转方向:自汽轮机向发电机看为顺时针制造厂:南京汽轮电机集团主蒸汽压力:13.24MPa 主蒸汽温度:535 再热蒸汽压力(抽汽/冷凝):3.928/3.77MPa 再热蒸汽温度:535
2、再热蒸汽流量(抽汽/冷凝):422.37/403.01t/h 额定主蒸汽流量(抽汽/冷凝):465.0/422.0t/h最大进汽量:515t/h 额定抽汽量:40t/h 最大抽汽量:60t/h 额定抽汽压力:0.98070.196MPa(1.34)额定抽汽温度:387.3 低压缸排汽压力(抽汽/冷凝):4.0/4.9kPa(5.4 kPa)高压缸排汽压力(抽汽/冷凝):4.21/4.189MPa冷却水温度(额定/最高):24/33 给水温度(抽汽/冷凝):252.0/243.1加热器数:2GJ+1CY+4DJ 级数:1C+5P+10P+26P(28 级)汽耗率(抽汽/冷凝):3.195 /2.
3、951kg/kWh 热耗率(抽汽/冷凝):7913.0/8183.0kJ/kWh 末级叶片高度:710mm(725mm)1.2 轴系临界转速见表 1-2 表 1-2 轴系临界转速名 称一阶弹性二阶弹性高中压转子1890 r/min5257r/min 低压转子2116r/min2415r/min 发电机转子1290r/min南山东海电厂运行规程21.3 汽轮机在下列任一工况下,能发出额定功率,并允许长期运行: 1.3.1 冷却水温度不超过 20,冷却水量不低于 18320t/h,新蒸汽参数降至 12.613.7MPa、温 度 525/540范围内,两者可以同时变化; 1.3.2 新蒸汽参数不低于
4、额定值,冷却水量保持在 18320t/h,冷却水温可升至 33。 1.4 汽轮机本体结构 1.4.1 转子:高中压转子及低压转子均为整锻结构,高压部分由一个单列调节级和5 个压力级组成, 中压部分由10 个压力级组成,低压部分由26 个双流扭曲压力级组成。本机在第十三级装有旋 转隔板以调整工业抽汽压力、流量,末级叶片长度725mm。高中压转子与低压转子采用刚性联轴器 联接,低压转子与发电机转子采用刚性联轴器联接。高中压、低压转子的支撑为三支点结构,即 高中压转子由两个轴承支撑,低压转子只有发电机端有一个轴承支撑,前部刚性连接到高中压转 子。 1.4.2 汽缸:本机高中压缸合并,分高中压缸前部及
5、中压排汽缸两部分,高中压缸前部为双层缸 结构,中压内缸上面挂三级隔板,高、中压通流部分反向布置,新蒸汽及再热蒸汽进汽集中在高中 压缸中部,高中压外缸和高中压内缸法兰都采用高窄法兰结构。低压缸采用单层缸,双分流双排 汽,分为前、中、后三段,两侧为钢板焊制的排汽缸,中部与两个排汽缸通过垂直法兰连成一体。1.4.3 汽缸滑销系统: 1.4.3.1 在一、二、三号轴承座与台板间,沿汽轮机中线上各有两只纵销,引导汽缸沿汽轮机中 心线前后膨胀;二号轴承座与台板间还设有两只横销,引导汽缸左右膨胀,两只横销的连线与汽 机中心线的交点,就是高中压外缸的膨胀死点,高中压外缸受热后由此死点向前后膨胀;在靠近 中压缸
6、侧的前排汽缸两侧台板上各有一只横销,横销的连线与汽机中心线的交点,是低压缸的死 点,低压缸受热后由此死点向前后膨胀。 1.4.3.2 高中压外缸两侧与一、二号轴承箱之间各有一套定中心梁,作为汽缸与轴承箱之间的推 拉结构;前后排汽缸与二、三号轴承箱之间有立销两只,位于中心线上,引导汽轮机上下膨胀。 1.4.4 盘车:盘车设备采用低速盘车,转速为 4.5r/min。为减少盘车的启动力矩,设有顶轴装置。 当汽轮机转速高于盘车转速,盘车自动脱扣。 1.4.5 排汽缸喷水系统:当排汽缸排汽温度高于 80时,电磁阀自动打开。经过滤器的凝结水, 由装设在排汽缸上的雾化喷嘴,进行自动喷水冷却,当排汽温度低于
7、50时,电磁阀自动关闭, 停止喷水冷却。 (配水量 1000 kg/h) 1.4.6 汽封:为不使高压蒸汽沿轴线外漏,减少机组热损失,同时保证不影响油质和环境,防止 空气进入低压缸内影响真空,所有汽封采用梳齿式汽封,本机组设有高压后汽封,中压后汽封, 低压汽封,还设有高、中压隔板汽封和低压隔板汽封。 1.4.7 各抽汽的参数、分布及用途见表 1-3,1-4 表 1-3 各抽汽的参数、分布及用途(凝汽工况)名称级数抽汽位置设计压力设计温度最大压力额定流量用途单位MPaMPat/h调节级单列10.378505.810.9459高 压 缸16 级后3.76377.74.20738.8#2 高加29
8、级后(3 级后)2.07447.22.07320.1#1 高加中压 缸311 级后 (5 级后)1.34387.340.0工业抽汽南山东海电厂运行规程312 级后 (6 级后)0.915343.80.91510.1除氧器414 级后 (8 级后)0.512272.10.51217.0#4 低加516 级后 (10 级后)0.254196.30.25428.4#3 低加618/24 级后0.05985.30.05915,5#2 低加低 压 缸720/26 级后0.01453.10.0147.4#1 低加表 1-4 各抽汽的参数、分布及用途(抽汽工况)名称级数抽汽位置设计压力设计温度最大抽汽 工况
9、压力额定流量用途单位MPaMPat/h调节级单列10.378505.810.9459高 压 缸16 级后4.364377.34.37442.52#2 高加29 级后2.080442.22.08419.89#1 高加15.85除氧器 312 级后0.9807341.00.980740工业抽汽414 级后0.4082255.90.307516.91#4 低加中 压 缸516 级后0.2122187.40.157517.55#3 低加618/24 级后0.0869108.40.063417.06#2 低加低 压 缸720/26 级后0.025665.50.018517.97#1 低加1.5 调节系统
10、性能 1.5.1 控制转速范围 03500r/min,精度1r/min; 1.5.2 负荷控制范围 0115%额定负荷,负荷控制精度0.5%; 1.5.3 转速不等率 36%; 1.5.4 系统迟缓率 0.06%; 1.5.5 当汽轮机从额定工况甩负荷时,转速的最高飞升小于 7%额定转速; 1.5.6 在额定参数和额定转速下甩负荷时,调节系统能维持空转。南山东海电厂运行规程4第 2 章 锅炉和发电机规范2.1 锅炉规范见表 2-1 表 2-1 锅炉规范型号WGZ480/13.7-1 型式超高压一次中间再热自然循环单汽包燃煤锅炉主蒸汽流量480t/h 再热蒸汽量431t/h 过热器出口蒸汽压力1
11、3.73MPa 再热器进/出口压力4.2/4.02MPa 过热蒸汽温度540 再热蒸汽进/出口温度370/540 锅炉效率92.3% 燃料消耗量65.85t/h 制造厂家四川锅炉厂2.2 发电机规范见表 2-2 表 2-2 发电机规范型号WX21Z-085LLT 额定功率150MW 额定容量176.5MVA 额定电压13.8kV 额定电流7383A 额定功率因数(滞后)0.85 额定转速3000r/min 额定频率50Hz 相数3 短路比(保证值)0.55 效率(保证值)98.5% 冷却方式密闭循环空气冷却定子接线YY 出线数目6 绝缘等级F(温升按 B 级考核)轴承振动0.025mm南山东海
12、电厂运行规程5临界转速远离工作转速15%励磁方式自并激静止可控硅励磁制造厂家山东济南发电设备厂有限公司南山东海电厂运行规程6第 3 章 机组联锁保护3.1 汽轮机的联锁保护 3.1.1 汽轮机自动脱扣条件: 满足下列任一条件,AST 电磁阀和 OPC 电磁阀动作,关闭高、中压主汽门及调门,遮断汽轮 机: 3.1.1.1 EH 油压低至 9.8MPa; 3.1.1.2 高压差胀6mm,3.3mm; 3.1.1.3 低压差胀7mm,-4mm; 3.1.1.4 轴向位移+1.0mm,-1.2mm; 3.1.1.5 凝汽器真空降至 74.6kPa; 3.1.1.6 润滑油压降至 0.059MPa; 3
13、.1.1.7 轴承振动 0.075mm; 3.1.1.8 发电机主保护动作; 3.1.1.9 锅炉 MFT 动作; 3.1.1.10 汽轮机转速升至 3300r/min; 3.1.1.11 DEH 电源消失; 3.1.1.12 远控手动停机。 3.1.2 机械脱扣保护 3.1.2.1 机械超速飞锤两只,当汽轮机转速达到额定转速的 111112%时,飞锤动作,使汽轮机 脱扣; 3.1.2.2 汽轮机手动脱扣器一只,位于前轴承箱,用于就地手动遮断汽轮机。 3.1.3 103%(OPC)超速保护 3.1.3.1 当汽轮机转速3090r/min,保护动作,关闭高、中、低压调门,高排逆止门及各抽汽 逆止
14、门; 3.1.3.2 103%保护动作后,当汽轮机转速3000r/min,保护恢复,重新开启高、中、低压调门, 维持汽轮机 3000r/min。 3.2 抽汽逆止门联锁 3.2.1 当发生下列情况之一时,一、二抽液控逆止门电磁阀动作,关闭一、二抽逆止门: 3.2.1.1 主汽门关闭; 3.2.1.2 发电机解列; 3.2.1.3 OPC 保护动作; 3.2.1.4 任一高加水位升高至 650mm; 3.2.1.5 在 DCS 操作员站手动关闭一、二抽逆止门。 3.2.2 当发生下列情况之一时,三抽至除氧器(液控)逆止门电磁阀动作,关闭三抽至除氧器逆 止门: 3.2.2.1 主汽门关闭; 3.2
15、.2.2 OPC 保护动作; 3.2.2.3 除氧器水位高值 1500mm; 3.2.2.4 在 DCS 操作员站手动关闭三抽至除氧器逆止门。 3.2.3 当发生下列情况之一时,三抽液控逆止门电磁阀动作,关闭三抽逆止门: 3.2.3.1 主汽门关闭; 3.2.3.2 发电机解列;南山东海电厂运行规程73.2.3.3 OPC 保护动作; 3.2.3.4 在 DCS 操作员站手动关闭三抽逆止门。 3.2.4 当发生下列情况之一时,四、五抽液控逆止门电磁阀动作,关闭四、五抽逆止门: 3.2.4.1 主汽门关闭; 3.2.4.2 OPC 保护动作; 3.2.4.3 #3、4 低加水位高 1435mm;
16、 3.2.4.4 在 DCS 操作员站手动关闭四、五抽逆止门。 3.2.5 当发生下列情况之一时,六抽液控逆止门电磁阀动作,关闭六抽逆止门: 3.2.5.1 主汽门关闭; 3.2.5.2 OPC 保护动作; 3.2.5.3 #2 低加水位高 1435mm; 3.2.5.4 在 DCS 操作员站手动关闭六抽逆止门。 3.2.6 当发生下列情况之一时,液控高排逆止门电磁阀动作,关闭高压缸排汽逆止门: 3.2.6.1 主汽门关闭; 3.2.6.2 OPC 保护动作; 3.2.6.3 在 DCS 操作员站手动关闭甲、乙高排逆止门。 3.3 抽汽电动门联锁 3.3.1 当发生下列情况之一时,一抽电动门关
17、闭: 3.3.1.1 主汽门关闭; 3.3.1.2 发电机解列; 3.3.1.3 #2 高加水位升高至 650mm; 3.3.1.4 在 DCS 操作员站手动关闭一抽电动门。 3.3.2 当发生下列情况之一时,二抽电动门关闭: 3.3.2.1 主汽门关闭; 3.3.2.2 发电机解列; 3.3.2.3 #1 高加水位升高至 650mm; 3.3.2.4 在 DCS 操作员站手动关闭二抽电动门。 3.3.3 当发生下列情况之一时,三抽至除氧器电动门关闭: 3.3.3.1 主汽门关闭; 3.3.3.2 发电机解列; 3.3.3.3 除氧器水位高值 1500mm; 3.3.3.4 在 DCS 操作员
18、站手动关闭三抽至除氧器电动门。 3.3.4 当发生下列情况之一时,三抽至工业抽汽电动门关闭: 3.3.4.1 主汽门关闭; 3.3.4.2 发电机解列; 3.3.4.3 在 DCS 操作员站手动关闭三抽至工业抽汽电动门。 3.3.5 当发生下列情况之一时,四抽电动门关闭: 3.3.5.1 主汽门关闭; 3.3.5.2 发电机解列; 3.3.5.3 #4 低加水位高 1435mm; 3.3.5.4 在 DCS 操作员站手动关闭四抽电动门。 3.3.6 当发生下列情况之一时,五抽电动门关闭: 3.3.6.1 主汽门关闭; 3.3.6.2 发电机解列;南山东海电厂运行规程83.3.6.3 #3 低加
19、水位高 1435mm; 3.3.6.4 在 DCS 操作员站手动关闭五抽电动门。 3.3.7 当发生下列情况之一时,六抽电动门关闭: 3.3.7.1 主汽门关闭; 3.3.7.2 发电机解列; 3.3.7.3 #2 低加水位高 1435mm; 3.3.7.4 在 DCS 操作员站手动关闭六抽电动门。 3.3.8 当发生下列情况之一时,七抽电动门关闭: 3.3.8.1 主汽门关闭; 3.3.8.2 发电机解列; 3.3.8.3 #1 低加水位高 1395mm; 3.3.8.4 在 DCS 操作员站手动关闭七抽电动门。 3.4 汽轮机低油压联锁保护 3.4.1 当润滑油压降至 0.069MPa,交
20、流润滑油泵联动; 3.4.2 当润滑油压降至 0.059MPa,直流润滑油泵联动; 3.4.3 当润滑油压降至 0.059MPa,汽轮机跳闸; 3.4.4 当润滑油压降至 0.029MPa,盘车装置自停。 3.5 低压缸喷水保护 3.5.1 排汽温度 80时,喷水电磁阀自动打开; 3.5.2 排汽温度 50时,喷水电磁阀自动关闭; 3.5.3 排汽温度 120时,申请停机。 3.6 盘车联锁保护 3.6.1 当润滑油压降至 0.029MPa,盘车装置自停; 3.6.2 当盘车喷油压力低于 0.0784MPa 时,报警。南山东海电厂运行规程9第 4 章 汽轮机正常运行中的监视调整4.1 蒸汽系统
21、的控制监视见表 4-1 表 4-1 蒸汽系统的控制监视名 称单位正常最高最低备 注主蒸汽压力MPa13.2414.212.6 主蒸汽温度535545525 再热蒸汽压力(抽汽/冷凝)MPa3.928/3.77 再热蒸汽温度535545525 主蒸汽流量(抽汽/冷凝)t/h478.69/455.54480 再热蒸汽流量(抽汽/冷凝)t/h422.37/403.01 低压缸排汽压力(抽汽/冷凝)kPa4.0/4.9低压缸排汽温度6080120时,申请停机抽汽量t/h100160 抽汽压力MPa0.98070.196 抽汽温度341.0 汽轮机真空kPa87 以上74.6kPa 打闸停机给水温度(抽
22、汽/冷凝)245.5/243.1 冷却水温度 2033 4.2 轴向位移及差胀见表 4-2 表 4-2 轴向位移及差胀名 称单 位最 高最 低报 警停机值轴向位移mm1.01.20.8,1.01.0,1.2 高压差胀mm6.03.35.0,2.86.0,3.3 低压差胀mm7.04.06.0,3.57.0,4.0 4.3 额定工况下各监视段参数见表 4-3 表 4-3 额定工况下各监视段参数项目单位调节级1234567 压力MPa10.3784.1892.0190.98830.55210.29110.1210.036 温度505.8374.9443.8346.8276.2206.8126.27
23、3.4 4.4 最大工况下各监视段参数见表 4-4 表 4-4 最大工况下各监视段参数项目单位调节级1234567 压力MPa10.9454.40272.1211.0370.5790.30530.12690.0378 温度510.5378.3443.6346.5275.8206.4125.974.5 4.5 各监视段允许最大参数见表 4-5 表 4-5 各监视段允许最大压力参数项目单位调节级1234567 压力MPa11.54.622.231.180.6080.32060.13320.04南山东海电厂运行规程104.6 润滑油系统及轴承振动见表 4-6表 4-6 润滑油系统及轴承振动名 称单
24、位正 常高 限低 限备 注主油箱油位mm0300-260 润滑油压MPa0.0980.0196 0.07840.059MPa 停机润滑油温4024538 轴承回油温度65 以下7565报警,75打闸轴承温度90 以下95打闸推力瓦温度90 以下9595打闸轴承振动mm0.030.050.075mm 停机4.7 EH 油系统的监视控制见表 4-7 表 4-7 EH 油系统监视控制名 称单 位正常控制范围高 限低 限EH 油压MPa140.516.211.2 油 温37505020 油 位mm490290 EH 油泵电流A58.8 4.8 发电机运行中的监视控制见表 4-8 表 4-8 发电机运行
25、中的监视控制名称运行限值名称运行限值空气冷却器水量5120t/h定子铁芯温度120 空气冷却器进水温度2033转子绕组温度115 空气冷却器进水压力0.10.2MPa集电环温度120 空气冷却器进风温度7585轴瓦温度90 空气冷却器出风温度3040轴承回油温度65 定子绕组温度120 4.9 透平油控制指标见表 4-9 表 4-9 透平油控制指标油类项目单位标准外观透明机械杂质无液相锈蚀无锈运动粘度(40)mm2/s比新油原始值的偏离值20%水分Mg/L200未加防锈剂油酸值mgKOH/g0.2加防锈剂油酸值mgKOH/g0.3闪点(开口)比新油原始测值相比不低于 15透平油破乳化度min6
26、04.10 抗燃油控制指标见表 4-10南山东海电厂运行规程11表 4-10 抗燃油控制指标油类项目单位标准外观透明颜色桔红密度(20)g/cm31.131.17运动粘度(40)mm2/s37.944.3开口闪点235水分%0.03 酸值mgKOH/g0.03抗 燃 油颗粒污染度 NAS5 级或 SAEA6D试运二级4.10 机组运行中水质标准见表 4-11 表 4-11 机组运行中水质标准名 称项 目单 位标 准硬度mol/L1.0溶氧g/L40钠g/L10凝 结 水 导电率(25)s/cm0.3硬度mol/L1.0溶氧g/L7铁g/L20油mg/L0.3铜g/L5二氧化硅g/L20PH 值
27、(25)8.89.3导电率(25)s/cm0.3给 水联氨g/L1050钠g/kg10二氧化硅g/kg20铁g/kg20铜g/kg5蒸 汽 品 质 导电率(25)s/cm0.3南山东海电厂运行规程12第 5 章 控制系统5.1 各控制系统的含义 5.1.1 DAS数据采集系统; 5.1.2 CCS机组协调控制系统; 5.1.3 SCS顺序控制系统; 5.1.4 DEH汽轮机数字电液控制系统; 5.1.5 TSI汽轮机本体监测仪表系统; 5.1.6 ETS汽轮机紧急跳闸系统。 5.2 数字电液调节系统(DEH 控制系统) 5.2.1 基本运行方式 5.2.1 操作员自动操作(自动) ; 5.2.
28、2 遥控自动操作(包括协调控制和自动同期) ; 5.2.3 手动操作。 5.2.2 系统基本功能 5.2.2.1 系统挂闸; 5.2.2.2 适应高中压缸联合启动要求; 5.2.2.3 系统具有超速限制功能(OPC103%) ; 5.2.2.4 系统能够快速可靠地遮断汽轮发电机组,保证机组安全; 5.2.2.5 具有阀门在线试验及活动试验功能(主汽门、调门严密性试验/主汽门、调门活动试验) ;5.2.2.6 具有超速保护功能(103%超速,110%超速,机械超速) ; 5.2.2.7 具有热电牵连自整功能(工业抽汽手动/自动调节) ; 5.2.2.8 具有阀门管理功能(单阀/顺序阀切换) ;
29、5.2.2.9 手动/自动无扰切换; 5.2.2.10 具有汽机保护功能: a.频限投入: 1)点击主画面中的“频限投入”按钮,弹出窗口图; 2)点击窗口图中“频限投入”按钮, “频限投入” 字体变色,频限功能投入; 3)投入该保护,机组在 49.5-50.5HZ 范围内不参加电网一次调频,超出此范围,机组仍参 加调频; 4)频限功能只有在投入功率闭环时才有效; 5)恢复机组调频特性时,点击“频限切除”按钮,退出频限功能。 b.汽压保护: 1)点击主画面中的“汽压保护”按钮,弹出窗口图; 2)点击窗口图中“汽压保护投入”按钮, “汽压保护投入” 字体变色,汽压保护功能投入;3)点击窗口图中上面
30、相应的汽压保护限值增/减按钮,完成汽压保护限值的设定; 4)投入该保护,如果机前实际主汽压低于设定限值,高压调节阀将缓慢关闭;当汽压恢复 到保护限值之上 0.07MPa 或流量低于额定值 10%以下时,高压调节阀便不再继续关闭;南山东海电厂运行规程135)点击窗口图中“汽压保护切除”按钮,退出汽压保护功能; 6)正常滑参数停机时,应切除汽压保护。 c. 手动快减负荷: 1)DEH 设有三档手动快减负荷:负荷快减#1:减负荷速率为 100MW/min(166KW/S) ,快减负 荷终值为 20MW;负荷快减#2:减负荷速率为 50MW/min,快减负荷终值为 120MW;负荷快减#3: 减负荷速
31、率为 50MW/min,快减负荷终值为 50MW; 2)点击主画面中的“快减负荷”按钮,弹出窗口图; 3)在窗口图中根据需要从快减三档中进行选择,按下按钮后,相应按钮上的字体变色; 4)快减过程中,在实际负荷减到终值前点击“快减取消”按钮,快减停止,负荷保持当前 值。 d.自动快减负荷: 1)DEH 设有三档自动快减负荷:负荷快减#1:减负荷速率为 100MW/min,快减负荷终值为 20MW;负荷快减#2:减负荷速率为 50MW/min,快减负荷终值为 120MW;负荷快减#3:减负荷速率 为 50MW/min,快减负荷终值为 50MW; 2)自动快减负荷接受一路 FSSS 快减信号,两路
32、CCS 快减信号; 3)点击主画面中的“快减负荷”按钮,弹出窗口图; 4)点击窗口图中“自动快减投入” 按钮,检查按钮上的字体变色; 5)DEH 系统接收 FSSS、CCS 快减信号,屏蔽手动快减信号; 6)点击窗口图中“自动快减切除” 按钮,取消协调功能。 e.真空保护: 投入该保护,当真空低于 85kPa 时,机组将根据减负荷曲线,自动限制机组出力,当真空低 于 75kPa 时,负荷减至 0。1)点击主画面中的“真空保护投入”按钮,弹出窗口图;2)点击窗口图中“真空低减负荷投入”按钮,检查按钮上的字体变色;3)机组将根据减负荷曲线,自动限制机组出力;4)点击窗口图中“真空低减负荷切除”按钮
33、,检查“真空保护投入”按钮字体恢复,机组 退出真空低减负荷功能。 5.2.3 控制方式 5.2.3.1 负荷控制: a.点击主画面中的“负荷控制”按钮, “负荷控制”字体变色,投入功率闭环控制; b.点击主画面中的“控制设定”按钮,弹出窗口图; c.点击窗口图中上面相应的负荷目标值和升负荷设定增/减按钮,实现负荷闭环控制。 5.2.3.2 主汽压控制: a.点击主画面中的“主汽压控制”按钮, “主汽压控制” 字体变色,投入主汽压闭环控制; b.点击主画面中的“控制设定”按钮,弹出窗口图; c.点击窗口图中上面相应的主汽压目标值设定增/减按钮,实现主汽压闭环控制。 5.2.3.3 阀位控制: a
34、.点击主画面中的“阀位控制”按钮, “阀位控制” 字体变色,投入阀位方式运行; b.点击主画面中的“控制设定”按钮,弹出窗口图; c.点击窗口图中上面相应的阀位目标值设定增/减按钮,完成阀位目标值的设定。 5.2.3.4 协调控制: a.检查主画面中“CCS 请求”绿色指示灯点亮,表示协调控制系统已经准备好; b.点击主画面中的“协调控制”按钮,弹出窗口图; c.点击窗口图中“CCS 投入”按钮, “CCS 投入”指示灯点亮汽机参加协调运行;南山东海电厂运行规程14d.协调运行方式下,运行方式和控制设定值由协调控制系统自动设定; e.点击窗口图中“CCS 切除”按钮,汽机退出协调运行。 f.下
35、列情况之一发生时,自动切除协调: 1)发电机功率变送器或主蒸汽压力变送器故障; 2)420mA 协调控制指令信号品质坏; 3)真空低减负荷; 4)后备手动投入; 5)汽压保护动作; 6)CCS 远控指令切除; 7)快减负荷(RUNBACK) 。 5.2.3.5 抽汽控制1)检查主画面中的“抽汽允许”灯亮;2)点击主画面中的“抽汽控制”按钮,弹出窗口图;3)点击“抽汽投入”按钮,检查“手动抽汽”灯亮;4)手动抽汽时通过点击抽汽设定增/减按钮,开环方式控制低压油动机直接对流量进行调节;5)选择自动抽汽时,通过设定抽汽压力目标值调节抽汽量;6)解除抽汽时,点击“抽汽切除”按钮,退出抽汽工况。南山东海
36、电厂运行规程15第 6 章 定期工作6.1 总则 6.1.1 定期工作必须遵守规程和操作制度; 6.1.2 定期工作的执行情况、技术数值、不正常情况、发现的设备缺陷等内容,应做好详细的记 录,并及时汇报; 6.1.3 定期工作须经值长许可,在班长的统一指挥下,监护人、操作人各负其责,该执行操作票 的项目,一定要认真执行; 6.1.4 试验数据应要符合规程要求,设备轮换后应运行稳定、正常。 6.2 汽轮机的定期工作见表 6-1 表 6-1 汽轮机定期工作一览表序号项 目时间或条件操作 票操 作监 护备 注1试验热工信号、事 故音响接班前司机2真空严密性试验每月 20 日白班 3汽轮机快冷大、小修
37、临修前4汽轮机注油试验1.机组运行 2000h 后2.超速试验前执行司机 副司机班长值长、班长同意,专 业主任或专工到位5高排逆止门、各抽 汽逆止门试验每月 15 日白班负荷 120MW 以下执行司机 副司机 助手班长值长、班长同意,运 行、热工主任或专工 到位6高中压主汽门、中 压调门活动试验每周三白班执行7高压调门单阀与顺 序阀切换试验每周三白班司机 副司机班长值长、班长同意8高中压主汽门、调 速汽门严密性试验1.大修前后2.运行中每年一次执行司机 副司机 助手班长值长、班长同意,运 行、热工、检修主任 或专工到位9远方停机试验10就地停机试验停机解列后 开机挂闸后司机 副司机 助手班长1
38、1汽轮机各备用油泵、 盘车启停试验每月 10、25 日白班执行司机 副司机班长值长、班长同意给水泵、凝结泵、 射水泵#1 机组每月一日,#2 机 组每月二日,节假日顺 延执行12EH 油泵、闭式泵、 开式泵、轴加风机、 低加疏水泵切换#1 机组每月一日,#2 机 组每月二日,节假日顺 延司机 副司机 助手班长值长、班长同意13循环水泵切换#1、2 泵每月一日, #3、4 泵每月二日,节 假日顺延执行14循环水联络门试验每月一日,节假日顺延海水 值班值长、班长同意15主油箱油位高、低 报警试验每日白班司机 副司机班长16循环水滤水器冲洗周三白班副司机班长南山东海电厂运行规程16助手17循环水泵旋
39、转滤网 冲洗两小时冲洗一次18海水拦污栅清理每周一、周四白班海水 值班19汽轮机、给水泵测 振每周一、四中班助手副值20机侧各油箱放水、 化验周一白班副司机化验员21机侧动力设备加油周三白班维护助手22凝汽器胶球清洗4 月、11 月、12 月每周 一、三、五;510 月 每周一至五副司机 助手6.3 汽轮机高、中压主汽门、调速汽门松动及阀切换试验规定 6.3.1 试验要求 6.3.1.1 机组在稳定负荷下运行(调速汽门在线活动试验时负荷应小于 100MW) ; 6.3.1.2 手操盘自动/手动按钮在“自动”位置,盘上“汽机手动”灯熄灭;6.3.1.3 CCS 遥控退出; 6.3.1.4 调速汽
40、门在线活动试验和阀切换试验时应点击“负荷控制”按钮,投入功率闭环。 6.3.2 高、中压主汽门活动试验 6.3.2.1 点击主画面中的“阀门试验”按钮,弹出窗口图; 6.3.2.2 检查窗口图中“主汽门活动试验允许”指示灯亮; 6.3.2.3 点击“左高主活动试验”按钮; 6.3.2.4 观察左高压主汽门阀位回关到一个中间位置,窗口图中“左高主开”指示灯灭; 6.3.2.5 检查左高压主汽门重新全开; 6.3.2.6 点击窗口图中的“阀门试验取消”按钮,检查“主汽门活动试验允许”指示灯亮; 6.3.2.7 用同样的方法完成其它的主汽门活动试验。 6.3.3 高压调门活动试验 6.3.3.1 机
41、组运行在单阀状态下,点击主画面中的“阀门试验”按钮,弹出窗口图; 6.3.3.2 检查窗口图中“调门活动试验允许”指示灯亮; 6.3.3.3 点击窗口图中“GV#1 活动试验”按钮;“GV#1 活动试验”字体变色, “调门活动试验允 许”指示灯灭,观察 GV#1 调门缓慢关闭; 6.3.3.4 当阀门开度小于 20%时,调门停止关闭,重新缓慢开启,恢复到试验前位置; 6.3.3.5 检查“GV#1 活动试验”字体颜色恢复, “调门活动试验允许”指示灯亮; 6.3.3.6 用同样的方法完成其它高压调门的活动试验。 6.3.4 中压调门活动试验 6.3.4.1 点击主画面中的“阀门试验”按钮,弹出
42、窗口; 6.3.4.2 检查窗口图中“调门活动试验允许”指示灯亮; 6.3.4.3 点击“IV 活动试验” , “IV 活动试验”字体变色,观察 IV#1 和 IV#2 中调门同时回关, 阀门开度小于 85%时自动复位; 6.3.4.4 检查“IV 活动试验”字体颜色恢复, “调门活动试验允许”指示灯亮。 6.3.5 阀门切换试验: 6.3.5.1 顺序阀切单阀 a.投入功率闭环,点击主画面“阀门切换”按钮,弹出试验窗口; b.检查阀门切换条件满足,窗口图“禁止切换”指示灯熄灭;南山东海电厂运行规程17c.点击“切单阀”按钮, “单阀请求”指示灯亮, “顺序阀请求”指示灯灭; d.点击“开始/
43、继续”按钮,检查“切换开始”和“切换进行中”指示灯同时亮; e.检查单阀系数显示表中的数字从“0”开始逐渐增加,顺序阀系数显示表中的数字从“1” 开始逐渐减少; f.整个切换过程两分钟,切换结束,检查“切换进行中”指示灯灭,单阀系数显示表中的数 字变为“1” ,顺序阀系数显示表中的数字变为“0” ; g.检查主画面中“顺序阀”指示灯灭, “单阀”指示灯亮。 6.3.5.2 单阀切顺序阀 a.投入功率闭环,点击主画面“阀门切换”按钮,弹出试验窗口; b.检查阀门切换条件满足,窗口图“禁止切换”指示灯熄灭; c.点击“切顺序阀”按钮, “顺序阀请求”指示灯亮, “单阀请求”指示灯灭; d.点击“开
44、始/继续”按钮,检查“切换开始”和“切换进行中”指示灯同时亮; e.检查顺序阀系数显示表中的数字从“0”开始逐渐增加,单阀系数显示表中的数字从“1” 开始逐渐减少; f.整个切换过程两分钟,切换结束,检查“切换进行中”指示灯灭,单阀系数显示表中的数 字变为“0” ,顺序阀系数显示表中的数字变为“1” ; g.切换结束,检查主画面中“单阀”指示灯灭, “顺序阀”指示灯亮。 6.3.6 试验的注意事项 6.3.6.1 高压调门试验的关闭和开启速度为 10%/min; 6.3.6.2 调门在线活动试验过程中,如果在阀门试验关闭阶段点击“阀门试验取消”按钮,则阀 门停止继续关闭,立即转入阀门试验恢复阶
45、段;阀门试验恢复阶段“阀门试验取消”按钮无效; 6.3.6.3 调门活动试验开始后禁止立即取消试验,至少应等待 30 秒,防止阀位震荡; 6.3.6.4 高压调门在顺序阀方式下无法进行松动试验,可用单阀、顺序阀切换代替松动试验; 6.3.6.5 阀门切换过程中可随时中止也可进行反向操作。按下“中止/取消”按钮, “切换中止” 指示灯亮,阀门处于中间状态。点击“切单阀”或“切顺序阀” ,按下“开始/继续”按钮,阀门 将切换回原来的运行方式; 6.3.6.6 在切换过程中负荷波动超过 8MW,切换自动暂停, “切换开始” 、 “切换进行中”和“切换 中止”指示灯同时点亮,负荷波动稳定在 6MW 以
46、内时,切换过程将自动继续进行; 6.3.6.7 试验过程中,阀门动作应灵活,无卡涩现象; 6.3.6.8 试验完毕,汇报值长恢复机组原运行方式。 6.4 真空严密性试验 6.4.1 汇报值长,负荷稳定在 80%100%额定负荷; 6.4.2 记录真空、负荷及排汽温度; 6.4.3 关闭运行射水抽气器空气门; 6.4.4 每分钟记录一次凝汽器真空,共做 6min; 6.4.5 试验中,真空不得低于 87kPa,如真空下降过快应停止试验; 6.4.6 试验完毕,开启射水抽气器空气门,真空应恢复正常; 6.4.7 取第 26 分钟的真空平均下降值,真空下降每分钟不超过 0.133kPa 为优秀;真空
47、下降每 分钟不超过 0.266kPa 为良好;真空下降每分钟不超过 0.399kPa 为合格。 6.5 高排逆止门活动试验及四、五、六抽逆止门、三抽至除氧器抽汽逆止门活动试验 6.5.1 汇报值长,机组负荷稳定在 120MW 以下; 6.5.2 在 DCS 操作员站选择所需系统画面; 6.5.3 就地关闭#4、5、6 抽汽逆止门、三抽至除氧器逆止门、甲、乙高排逆止门保护水进水手动门;南山东海电厂运行规程186.5.4 开启甲、乙高排逆止门及各低加抽汽逆止门保护水进水电磁阀; 6.5.5 稍开#6 抽逆止门保护水进水门; 6.5.6 当#6 抽逆止门关闭 1/4 时,关闭#6 抽逆止门保护水进水手动门,检查#6 抽逆止门复位; 6.5.7 用同样的方法试验其它抽汽逆止门; 6.5.8 试验结束,系统恢复正常,检查各抽汽逆止门开启位置正确; 6.5.9 汇报值长,做好记录。 6.6 三抽汽逆止门(#1、#2)活动试验 6.6.1 汇报值长,机组负荷稳定在 120MW 以下; 6.6.2 在 DCS 操作员站选择所需系统画面; 6.6.3 就地关
限制150内