20MW汽轮机运行规程

目　录 1 汽轮发电机组设备特性和    1 1.1　设备简介    1 1.1.1　汽轮机本体及保安系统、油系统简介    1 1.1.2　高压纯电调系统简介    2 1.1.3　给水泵简介    3 1.1.4　除氧器设备简介    4 1.1.5　循环冷却水系统概述    5 1.2　设备规范    6 1.2.1　汽轮机技术规范    6 1.2.2　发电机及励磁机规范    9 1.2.3　给水泵组技术规范    10 1.2.4　除氧器技术规范    12 1.2.5  循环水泵技术规范    13 1.2.6　其它辅助设备规范    14 1.3　调节及保护定值    23 1.3.1　汽轮机主机保护定值    23 1.3.2　低压缸喷水保护定值    24 1.3.3　凝结水系统保护定值    24 1.3.4　30%旁路保护定值    25 1.3.5　低加水位保护定值    25 1.3.6　高压加热器联锁保护定值    26 1.3.7　抽汽逆止门及高排逆止门保护定值    26 1.3.8　主再热蒸汽及其它报警定值    27 1.3.9　发电机定子线圈冷却系统保护定值    27 1.3.10　发电机氢系统保护定值    28 1.3.11　发电机密封油系统保护定值    28 1.3.12　给水泵组联锁保护及报警定值    29 1.3.13　除氧器及辅助设备的保护及报警定值    30 1.3.14　循环水泵组的保护    30 1.3.15　DEH系统的联锁保护及报警定值    31 1.3.16  油净化器保护定值    31 2　运行操作规定    32 3　汽轮机组启动前后的保护试验    34 3.1　总则    34 3.2　保安器的手动试验    34 3.3　高中压主汽门及调速汽门严密性试验    34 3.4　危急保安器的超速试验    35 3.5　危急保安器喷油试验    37 3.6　真空严密性试验    38 3.7　抽汽逆止门强关试验    39 3.8　轴向位移保护试验    39 3.9　低油压试验    40 3.10　低真空保护试验    41 3.11　发－变组故障保护试验    41 3.12　发电机断水保护    42 3.13　高加保护试验    42 3.14　低加保护试验    43 3.15　除氧器保护试验    44 3.16　泵与风机联锁保护试验    45 3.17　旁路系统联锁保护试验    46 3.18　锅炉水压试验    47 3.19　给水泵组的保护试验    48 4　汽轮机组的启动    51 4.1　机组启动前的要求    51 4.2　冷态滑启动    53 4.3　热态启动    58 4.4　中压缸启动    61 4.4.1　中压缸冷态启动    61 4.4.2　中压缸热态启动    63 5　汽轮机组运行中的维护    65 5.1　汽轮机运行中的检查与维护    65 5.2　正常维护运行参数    66 6　汽轮机组的停止    70 6.1　停运前的准备工作及试验    70 6.2　滑参数停机    70 6.3　额定参数停机    72 6.4　停机后的维护    73 6.5　机组停运后的设备保养    74 7　辅助设备的启停操作与维护    76 7.1　油泵、水泵启动前的检查准备    76 7.2　动力设备的联动试验    76 7.3　交直流润滑油泵、高压油泵的启停及维护    77 7.4　顶轴油泵的启停    79 7.5　盘车装置的启停    79 7.6　凝结水泵的启停    80 7.7　射水泵的启停    81 7.8　密封油泵及密封冷油器的启停    82 7.9　发电机内冷水泵及内冷水系统的启停    84 7.11　风机的启停    86 7.12　旁路系统的投入使用    87 7.13　高压缸夹层及法兰加热装置的使用    89 7.14　冷油器的投入与解列    90 7.15　低压加热器的启停    91 7.16　高压加热器的启停    92 7.17　辅助设备的运行维护与定期切换    95 7.18　电动机的运行维护    98 8　汽轮发电机组的事故处理    99 8.1　事故处理原则    99 8.2　故障停机的规定    100 8.3　故障停机操作    101 8.4　事故处理    102 8.4.1　汽轮机甩负荷    102 8.4.2　水冲击    106 8.4.3　轴向位移增大    107 8.4.4　凝汽器真空下降    108 8.4.5　发电机及励磁机冒烟着火    110 8.4.6　机组发生不正常的振动    110 8.4.7　内冷水系统故障    111 8.4.8　汽温汽压（机侧）不符合规定    111 8.4.9　厂用电中断    113 9　高压纯电调的运行    117 9.1　DEH系统存在下列情况之一应禁止启动汽轮机    117 9.2　启动前的准备    117 9.3　EH系统的启动    118 9.4　点火前的试验    118 9.5　冲转与升速    119 9.6　并网及带负荷    119 9.7　协调控制CCS的投入    120 9.8　DEH的手动操作    120 9.9　主汽压（TPC）控制的投入    121 9.10　事故处理    121 9.11　其它按键说明    125 10　#22机炉协调控制系统（DCS）    128 10.1　画面操作前的检查    128 10.2　调节门的开关操作    128 10.3　电动门（电动机）的开关（启停）操作    128 10.4　调节门投入自动的方法    129 10.5　协调控制方式    130 10.6　电动阀门操作控制    132 附　#21机DCS操作规程    137 附10.1　画面操作前的检查    137 附10.２　调节门的开关操作    137 附10.３　电动门（电动机）的开关（启停）操作    137 附10.４　调节门投入自动的方法    139 附10.５　协调控制方式    140 附10.６　高加水侧电动门的操作：    142 11　除氧器辅联的运行    144 11.1　除氧器的启动    144 11.2　除氧器的正常维护    144 11.3　除氧器的停运    145 11.4　除氧器的事故处理    145 11.5　辅助蒸汽联箱的运行    148 11.6　连排的运行    149 11.7　辅联主蒸汽汽源的使用    149 11.8　自密封系统的运行    149 12　给水泵的运行    151 12.1　给水泵的启动    151 12.2　给水泵的运行维护    152 12.3　给水泵的联锁热备用    153 12.4　给水泵的切换    153 12.5　给水泵的事故处理    154 12.6　给水小母管的及规定    159 13　油净化器的运行    162 14　发电机氢系统的运行    166 15　循环水系统    171 15.1　概述    171 15.2　循环水泵静态联动保护试验    171 15.3　循环水泵的启停维护    172 15.4  循环水泵的事故处理    175 15.5　冷水塔管理    176 16　柴油发电机    178 16.1　柴油机发电机的启动    178 16.2　柴油机发电机的日常维护    178 17　阀门卡    180 17.1　主、再热蒸汽系统及本体疏水    180 17.2　夹层法兰加热系统    180 17.3　轴封系统    180 17.4　凝结水系统    181 17.5　辅联除氧器系统    181 17.6　高低压加热器疏水系统    182 17.7　补水系统    182 17.8　空气及射水抽汽系统    183 17.9　润滑油系统    183 17.10　发电机密封油系统    183 17.11　发电机内冷水系统    184 17.12　发电机氢系统    184 17.13　循环冷却水系统    185 17.14　高加保护水系统    185 17.15　给水系统    185 17.16　循环水泵房供水系统    186 17.17　给水泵轴封水系统    186 17.18　工业水系统    186 18　附录    187 18.1　主要转机电源分布    187 18.2　饱和水蒸汽压力温度对照    188 18.3　压力单位换算表    190 18.4　汽轮机启动曲线    192 1　汽轮发电机组设备特性和规范 1.1　设备简介 1.1.1　汽轮机本体及保安系统、油系统简介 N200－12.7/535/535－5型汽轮机为超高压、中间再热三缸两排汽凝汽式汽轮机，与DG670/140－11型超高压汽包炉配套使用，由刚性联轴器直接带动QFSN－200－2型发电机旋转。 主蒸汽经电动主汽门、高压自动主汽门后由四根导汽管分别进入#1.2.3.4高压调节汽门到高压缸；作功后经高压缸排汽逆止门到锅炉再热器重新加热后再通过中压主汽门、中压调节汽门引入中压缸，在中压缸作功后的蒸汽经过两根?1100mm的连通管进入低压缸继续作功；低压缸排汽经凝汽器凝结成水后经凝结水泵、低加、除氧器、给水泵、高加再送到锅炉。 高压Ⅰ、Ⅱ号调速汽门对应的喷嘴布置在高压缸下部。正常运行中机组的配汽方式采用喷嘴调节多阀控制方式；起动时则采用节流调节单阀方式，即高压Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ号调速汽门同时开启，以减少汽缸上、下温差；当50MW负荷时，切换为多阀控制（喷嘴调节），增大进汽量，改善调节级动叶的受力情况。在额定参数下，三只高压调速汽门全开可发出额定功率。当30%额定功率时，中压调速汽门全开。正常运行中，主要用高压调节汽门调整机组负荷。 高压缸为双层结构。高压内外缸夹层设有隔热环，以减少内缸热应力及高压外缸与转子的膨胀差。启停机过程中可向夹层送入蒸汽，能有效地控制高压缸内外缸温差和膨胀差；高压缸共有12级，一段抽汽口在第9级后。 中压缸采用单层缸，隔板套结构，缸体由前后两部分组成，中压缸内设有10个压力级。第22级后设有两个中压缸排汽口。 低压缸为双层结构，缸体为对称分流式，中间为进汽口，进汽口两侧分别装有第23～27级，第28级与32级之后是带导流装置的排汽室，排汽通过内外缸之间夹层排到下部的凝汽器内。 汽缸纵向膨胀的绝对死点有两个，一个在中压缸后基架中心，引导高、中压缸向机头膨胀；另一个在低压缸进汽中心向前260mm处的外缸搁脚与基架之间，引导前低压缸向机头方向膨胀、后低压缸向发电机方向膨胀。 整个转子的纵向膨胀死点以＃3轴承箱内的推力轴承定位，高压转子向机头侧膨胀，中低压转子向发电机侧膨胀。 高压转子、中压转子、低压转子和发电机转子组成机组的轴系，共用八个轴承支承，＃1～4为具有中分面的三油楔轴承，＃5～8为椭圆轴承，中低压转子之间用半挠性联轴器，其它均采用刚性联轴器联接。 汽轮发电机组#1-8轴承设有高压顶轴油装置，油源取自润滑油系统。顶轴油泵为双列叶片泵，出口油压13.7MPa，根据各个轴承载荷情况，可由各支管上的针形阀调整各个轴承的油膜压力，以保证转子顶起高度为0.05～0.1mm，＃6轴承盖上装设有电动操纵低速自动盘车装置，投入时，主机转速为4.29r/min，汽机冲转后能自动脱扣。 本机保安系统包括双联电磁阀、隔膜阀、高中压自动关闭器、危急遮断器、OPC电磁阀、AST电磁阀，其作用是在机组发生事故时，迅速切断汽轮机进汽，保证机组安全。 本机主要使用32号透平油，主油泵由汽轮机转子直接带动，除向低压保安系统供油外，还向Ⅰ、Ⅱ号射油器及密封油减压阀提供动力油，射油器出口油压分别为0.1MPa，0.25MPa，减压阀出口油压为0.8MPa。主油箱为集装式，容积28.8立方米，箱内装有三台立式油泵，电机座落在油箱盖上，其中一台为高压油泵，启机时供挂闸保安油、润滑油及空侧密封油，另设交、直流低压油泵各一台，供停机盘车时使用。（减压阀向空侧密封油系统供油）。 1.1.2　高压纯电调系统简介 高压抗燃油纯电调系统由计算机控制部分和EH液压执行机构组成；液压执行机构由供油系统和危急遮断系统组成。 供油系统的功能是向高压纯电调系统提供高压抗燃油，并由它来驱动伺服执行机构，执行机构响应从DEH送来的电指令信号，以调节汽轮机的各蒸汽阀的开度。 危急遮断系统是由汽轮机的低压保安油通过隔膜阀控制，当这些参数超过其它运行限制参数时或人为打闸，低压保安油压下降，使隔膜阀动作，从而泄掉抗燃油压，关闭汽轮机所有蒸汽阀门（高、中压自动主汽门及调速汽门）。 AST电磁阀的作用：当汽轮机主机保护参数达到动作值使双联电磁阀动作及EH油箱油位降至200mm时，同时也使AST电磁阀失电而快速打开危急遮断母管上泄油通道，关闭主调汽门。（DEH24V电源失电也跳机） OPC电磁阀的作用：当汽轮机转速达103%额定转速或机组带30%额定负荷发电机油开关跳闸时，OPC电磁阀带电打开，使OPC母管油压泄放。这样高中压调门执行机构上的卸荷阀快速开启，高中压调门迅速关闭。 EH供油系统设有独立的抗燃油再生装置、滤油装置、冷却装置。 滤油装置是由滤油泵及滤油器组成，为保证抗燃油质，在启动EH油泵运行前必须先启动滤油泵运行。 冷却装置是由冷却泵和冷油器组成。冷却水使用工业水，运行中为防止工业水压高于油压应当将出口门开完，用进口门调节；油温应当控制在40~50℃。 再生装置是由一个硅藻土过滤器和一个精密纤维素过滤器串联组成，其作用是去除水份，使抗燃油保持中性；滤油装置由滤油泵和两个过滤精度为1mm的过滤器组成，可以长期运行，其目的是使抗燃油保持合格的清洁度；冷却装置通过冷油泵和冷油器控制油温在正常的工作温度范围之内。硅藻土滤油器在正常状况下不投入，只有在抗燃油酸值超标的情况下投入运行。 1.1.3　给水泵简介 DG385－185型电动调速给水泵组，由主给水泵、液力偶合器、电动机及前置泵组成。 主给水泵共有五级叶轮，泵壳内采用圆筒型双壳体结构，内外壳体之间充满了最后一级叶轮排出的高压水，外壳内的水压大于内壳内的水压，因此内壳体保持了极好的严密性，外壳体虽然受到很高的压力，但它是一个厚的铸钢整体，故不会发生泄漏。由于采用了双层壳体，使泵体内外温差小，产生的热应力也相应减小，缩短了暖泵时间。 主给水泵采用了螺旋密封装置，在暖泵或正常运行中，必须送以压力足够的凝结水或除盐水，用以密封给水和冷却轴颈。 中间抽头从给水泵第一级叶轮后引出，供锅炉再热器减温水。 主给水泵轴向推力装置，包括平衡鼓、平衡盘和双向推力轴承；正常运行中靠平衡鼓及平衡盘平衡转子的轴向推力，推力轴承仅在给水泵启停时保护平衡盘，避免平衡盘与节流衬套接触，摩擦。 主给水泵两个径向轴承采用圆筒形球面滑动轴承，对主轴挠曲能自动适应。前置泵及主给水泵轴承用油，由润滑油泵供给，润滑及液力偶合器工作油均采用＃32透平油。前置泵的装设改善了主给水泵抗汽蚀性能，提高了工作可靠性。 液力偶合器是以液体的动能传递动力的叶片式液力传动的装置，其工作原理是这样的：主动轴端部安装一叶轮（泵轮），从动轴与主动轴相对的一端也安装一叶轮（涡轮），泵轮与涡轮间保持一定间隙，两者间形成一个腔室，称为循环圆。原动机带动主动轴上的泵轮旋转，工作液体（油）从泵轮上获得能量，并以一定速度冲向涡轮，从而使从支轴旋转，实现了动力的传递。调节循环圆中充油量的多少，就能改变传递能量的大小，达到无级变速的目的。 1.1.4　除氧器设备简介 除氧设备包括除氧器和给水箱两大设备，除氧器为卧式喷雾填料式，它由外壳、喷雾装置、配水淋水盘、填料等部件组成。喷雾装置设在壳内顶部，自上而下进行喷雾。它由弓形混合室和五十三只喷嘴构成，每只喷嘴出力为11t/h；为使喷嘴能在低负荷下保持良好的雾化状态，采用弹簧式喷嘴，当水压变化时，弹簧喷嘴出口截面积随之发生改变，因此在负荷变动时可获较好的雾化。 在喷雾装置下部设有配水淋水盘，盘上钻有数千个?10的小孔，并焊有数根透气管。填料为不锈钢制的水槽条、栅盘，安装在配水淋水盘下部。 除氧工作过程：凝结水由进水管进入混合室，流入配水排管，然后通过喷嘴雾化成细小的水滴，与二次加热蒸汽和从透气管上来的蒸汽直接接触而被加热，初步除氧的水落到配水淋水盘上，然后穿过盘上小孔均匀地散落在水槽条栅盘上，同时在层间形成幕状水流，这样依次流过十层栅盘，形成的水幕与一次蒸汽直接接触而被进一步加热，同时获得深度除氧，经深度除氧的水与加热汽凝结水一起流入给水箱中。而分离的气体和余汽经挡板进入排气管排入大气。 为了防止除氧器外壳超压爆破，在除氧器水箱外壳上设有弹簧全启式安全阀。其动作压力在0.6MPa以下。 给水箱有效容积为140m3，可满足锅炉12分钟上水量，适用于除氧器的滑压运行。为改善机组在启动和升负荷过程中除氧效果，在给水箱内沿其全长装有排管式再沸滕装置。水箱下侧焊有锥形出水管，并带有防涡流装置，以减少局部阻力和出水带汽，有利于防止给水泵汽蚀。 1.1.5　循环冷却水系统概述 凝结器循环水采用带冷水塔的扩大单元制循环供水系统，每机配一座通风面积4500m2逆流式自然通风冷却塔和2台循环水泵。补充水取用厂区工业水池溢水。两机运行夏季集水池补水量为747t/h，冬季补水量为487t/h。（补水由化学工业水池溢水经手动蝶阀至进水间）。 ＃1、2循环水泵出口并入＃1循环水母管供＃21机凝结器用水，＃3、4循环水泵出口并入＃2循环水母管供＃22机凝结器用水；在＃2、3循环水泵出口电动门二次门前设有一联络门，可开启实行两塔并联运行。 在两循环水母管进入机房前，分别可取水至粒化泵用。单机运行时，必须将运行母管至粒化水门应开启，备用母管至粒化水门应关闭。循环水母管除供凝结器外，还分别经循环水冷油器滤网供主冷油器；给水泵的工作及润滑冷油器、给水泵电机空冷器作冷却水；经循环水氢冷器滤网供内冷水冷却器、密封冷油器和（经氢冷水泵）供发电机氢冷器、励磁机空冷器。 ＃1、2冷却塔位于主厂房东部固定端，两塔中心距离120m。由于受厂区地形限制，冷却塔所在区域的高程比主厂房零米高度低4.0米。冷却塔高105m，集水池内壁直径80.9m，喉部直径48m，塔顶出口直径50.9m，集水池深2m。 1.2　设备规范 1.2.1　汽轮机技术规范 1.2.1.1　技术规范： 名称 数据 备注 型号 N200－12.7/535/535－5型 超高压中间再热三缸两排汽凝汽式 额定功率 200MW 经济功率 最大功率 225MW 须满足一定条件，并且不能保证 新蒸汽压力 12.74MPa   新蒸汽温度 535℃   再热蒸汽压力 2.18MPa 中压主汽门前压力 再热蒸汽温度 535℃ 中压主汽门前温度 排汽压力 0.0054MPa   循环冷却水温度 20℃   给水温度 243.34℃   循环冷却水流量 23040t/h   汽耗量 610t/h 额定功率 转速 3000r/min   旋转方向 顺时针 从机头往发电机方向看 高压缸流通级数 12级 第一级是调节级，其余是压力级 中压缸流通级数 10级 压力级 低压缸流通级数 10级 两个低压缸各5个压力级 回热系统 3高加+1除氧+4低加   大轴挠度原始值 ＃21机 30um ＃2、3轴承箱处测 ＃22机 25um 出厂日期 ＃21机 93年1月8日 93年11月16日第一次冲转 ＃22机 93年7月14日 94年9月11日第一次冲转         1.2.1.2　轴系临界转速： 序号 名称 计算值（r/min） 实际值（r/min） 1 发电机转子一阶 1232 1180 2 低压转子 1546 1580 3 高压转子 2201 2180 4 中压转子 2412 2400 5 发电机转子二阶 3406   6 低压末级叶片共振转速 1530、1860、2390   7 21机轴系临界转速   1570 8 22机轴系临界转速   1167         1.2.1.3　各段抽汽技术规范： 抽汽段数 1 2 3 4 5 6 7 8 加热器 JG3 JG2 JG1 CY JD4 JD3 JD2 JD1 抽汽级（级后） 9 12 15 18 20 22 23、28 25、30 抽汽压力MPa 3.75 2.46 1.23 0.68 0.42 0.25 0.15 0.05 抽汽压损% 8 8 8 4 8 8 8 8 抽汽温度℃ 363.3 310 454.8 374.1 313.5 252.3 201.9 95 抽汽流量t/h 26.98 37.82 21.24 7.51 17.29 13.71 23.88 25.35 抽汽焓kJ/kg 3131.5 3034.3 3378.0 3214.5 3093.9 2973.8 2876.5 2672.8 加热器出水焓kJ/kg 1037.8 933.65 785.23 677.84 657.4 511.96 440.45 307.52                   1.2.1.5　技术经济指标及保证条件： A、符合下列条件时可发额定功率： a、新蒸汽压力：12.75±0.49MPa b、新蒸汽温度：535±10℃ c、冷却水温度不超过33℃，冷却水量23040t/h d、其它参数符合额定值 B、汽轮机在额定工况下，汽耗：2.933kJ/kW?h，热耗：8269.43kj/kW?h。达到此技术指标的必要条件是： a、新蒸汽和再热蒸汽参数为额定值 b、冷却水温不高于20℃，流量不少于23040t/h c、真空系统严密，负荷160MW时关闭抽气器，真空下降速度不大于0.267kPa/min d、按规定的回热系统运行 e、凝结器铜管清洁 f、通过高加的给水量与该工况下的耗汽量一致 g、发电机效率不低于98.6% C、可满足一定的调峰要求，基本特性如下：