集控運行規(guī)程匯編

1 第一章 機組設備概況 . 5 1 鍋爐部分 . 5 1.1 設備概述 . 5 1.2 鍋爐技術規(guī)范及特性 . 5 2 汽輪機部分 . 16 2.1 設備概述 . 16 2.2 汽輪機技術規(guī)范及特性 . 17 3 發(fā)電機部分 . 23 設備概述 . 23 發(fā)電機技術規(guī)范及特性 . 25 4 勵磁部分 . 27 4.1 勵磁系統(tǒng)概述 . 27 4.2 設備規(guī)范 . 28 4.3 勵磁系統(tǒng)各元件的作用： . 29 4.4 起勵 . 31 4.5 起勵控制順序 . 31 4.6 勵磁調(diào)節(jié)系統(tǒng)運行 . 32 第二章 機組自動控制 . 32 1 機組協(xié)調(diào)控制 . 32 1.1 工作模式 . 32 1.2 運行方式切換 . 33 1.3 負荷設定值 . 33 1.4 主汽壓力設定值 . 34 1.5 定壓 /滑壓運行方式 . 34 1.6 CCS 與 DEH 的接口 . 35 1.7 ADS 接口 . 35 2 爐膛壓力控制 . 35 3 空氣、燃料命令 . 36 4 送風量控制 . 36 5 一次風壓控制 . 36 6 燃料控制 . 36 7 磨煤機調(diào)節(jié) . 37 8 燃油控制 . 37 9 鍋爐給水控制 . 37 10 過熱汽溫控制 . 37 11 再熱汽溫控制 . 37 12 輔助風（二次風）、燃料風擋板及過燃風擋板控制 . 38 13 除氧器水位控制及空冷凝汽器熱井水位控制 . 38 14 除氧器壓力控制 . 38 15 高加水位控制 . 38 16 低加水位控制 . 38 第三章 機組試驗 . 39 1 試驗總則 . 39 2 鍋爐試驗 . 39 2.1 水壓試驗 . 39 2 2.2 鍋爐安全門校驗 . 42 2.3 輔機設備安全保護裝置試驗 . 43 3 汽機試驗 . 44 3.1 調(diào)節(jié)系統(tǒng)靜態(tài)試驗 . 44 3.2 汽輪機 ETS 跳閘保護試驗 . 44 3.3 汽機功率負荷不平衡繼電器（ PLU）回路試驗 . 45 3.4 高壓遮斷電磁閥動作試驗 . 45 3.5 汽機抽汽逆止門活動試驗 . 45 3.6 汽門活動試驗 . 46 3.7 注油試驗 . 47 3.8 注油升速試驗 . 47 3.9 汽機超速試驗 . 47 3.10 真空嚴密性試驗 . 48 3.11 汽門嚴密性試驗 . 48 3.12 主機潤滑油低油壓聯(lián)鎖保護試驗 . 49 第四章 機組啟動 . 49 1 機組啟動規(guī)定及說明 . 49 1.1 總則 . 49 1.2 機組啟動中主要監(jiān)測參數(shù) . 50 1.3 機組啟動狀態(tài)劃分 . 51 2 系統(tǒng)投運與檢查 . 51 2.1 電氣設備及系統(tǒng)投運與檢查 . 51 2.2 鍋爐啟動前檢查 . 52 2.3 汽輪機啟動前檢查 . 53 2.4 機組啟動前系統(tǒng)的投運 . 53 2.5 發(fā)電機啟動前的準備： . 54 2.6 勵磁系統(tǒng)投入前檢查 . 54 3 機組冷態(tài)啟動 . 55 3.1 鍋爐上水及沖洗 . 55 3.2 鍋爐輔機及其各系統(tǒng)啟動 . 56 3.3 燃油循環(huán)及泄漏試驗 . 56 3.4 爐膛吹掃 . 56 3.5 鍋爐點火升壓 . 57 3.6 高壓缸預暖 . 59 3.7 鍋爐升溫升壓 . 60 3.8 高壓調(diào)門室預暖 . 60 3.9 汽輪機沖轉 . 61 3.10 發(fā)電機并網(wǎng) . 65 3.11 機組升負荷 . 66 3.12 啟動過程中注意事項 . 69 4 其它狀態(tài)啟動 . 70 4.1 機組熱態(tài)啟動 . 70 4.2 機組極熱態(tài)啟動 . 71 第五章 機組運行維護 . 71 1 運行維護內(nèi)容 . 71 3 2 鍋爐運行 . 72 2.1 運行維護 . 72 2.2 機組負荷調(diào)節(jié) . 73 2.3 燃燒調(diào)整 . 73 2.4 汽壓調(diào)整 . 75 2.5 汽溫調(diào)整 . 75 2.6 汽包水位調(diào)整 . 77 2.7 鍋爐正常運行維護 . 77 3 汽輪機正常運行參數(shù)限額 . 80 4 發(fā)電機系統(tǒng)的運行 . 81 4.1 發(fā)電機系統(tǒng)運行方式 . 81 4.2 發(fā)電機及勵磁系統(tǒng)主要參數(shù)監(jiān)視及調(diào)整 : . 83 4.3 發(fā)電機運行中的檢查 : . 84 4.4 勵磁系統(tǒng)運行中的檢查 . 84 4.5 發(fā)電機進相運行規(guī)定 : . 84 4.6 PSS 運行規(guī)定 : . 85 4.7 發(fā)電機電刷、滑環(huán)的維護 . 85 4.8 發(fā)電機電刷維護工作的規(guī)定 . 85 4.9 發(fā)電機冷卻系統(tǒng)概述 . 85 5 設備定期工作 . 94 第六章 機組停運 . 96 1 停運前準備 . 96 2 機組滑參數(shù)停機 . 96 3 發(fā)電機解列 . 97 4 發(fā)電機解列后的操作 . 98 5 機組停運注意事項 . 101 第七章 機組聯(lián)鎖保護 . 103 1 汽機聯(lián)鎖保護 . 103 1.1 汽輪機 ETS 跳閘 保護 . 103 1.2 超速保護： . 103 1.3 手動停機保護 . 104 1.4 主機潤滑油壓聯(lián)鎖保護 . 104 1.5 低壓排汽缸噴水保護聯(lián)鎖 . 104 1.6 水幕保護聯(lián)鎖 . 104 1.7 旁路系統(tǒng)保護 . 104 1.8 主機盤車裝置聯(lián)鎖保護 . 105 1.9 汽機防進水保護 . 105 1.10 高加水位保護 . 106 1.11 低加水位保護 . 106 1.12 除氧器壓力及水位保護 . 106 1.13 給水泵跳閘保護 . 106 1.14 凝泵 A（ B）保護跳閘條件 . 107 1.15 其它聯(lián)鎖保護 . 107 1.16 發(fā)電機氫、油、水系統(tǒng)聯(lián)鎖保護 . 107 2 鍋爐保護 . 108 4 2.1 鍋爐滅火保護（ MFT） . 108 2.2 油滅火保護（ OFT） . 109 3 發(fā)變組、啟備變保護配置： . 110 第八章 機組事故處理 . 120 1 事故處理的一般規(guī)定 . 120 2 緊急、故障停機停爐 . 121 3 機組異常及事故處理 . 123 3.1 廠用電全部中斷 . 123 3.2 機組甩全負荷 . 124 3.3 機組甩部分負荷 . 124 3.4 汽輪機水沖擊 . 125 3.5 汽機葉片斷落 . 126 3.6 主機軸向位移異常 . 126 3.7 汽機軸承溫度高 . 126 3.8 機組負荷擺動 . 127 3.9 空冷凝汽器排汽背壓升高 . 127 3.10 機組振動大 . 128 3.11 周波不正常 . 129 3.12 鍋爐滿水 . 129 3.13 鍋爐缺水 . 129 3.14 鍋爐 MFT . 130 3.15 汽包水位計損壞 . 131 3.16 水冷壁管損壞 . 131 3.17 省煤器管損壞 . 131 3.18 過熱器管損壞 . 131 3.19 再熱器管損壞 . 132 3.20 尾部煙道、空預器再燃燒 . 132 3.21 機組 R.B . 132 3.22 負荷突然降低 . 133 3.23 發(fā)電機部件溫度 持續(xù)上升 . 133 3.24 發(fā)電機內(nèi)積水 . 134 3.25 定子繞組內(nèi)冷水壓高于機內(nèi)氫壓 . 134 3.26 機內(nèi)氫氣指標偏離額定 值 . 134 3.27 定子繞組進水溫度和機內(nèi)冷氫溫度偏離規(guī)定值 . 134 3.28 定子繞組內(nèi)冷水中氫氣超標 . 134 3.29 發(fā) 電機軸承室及主油箱內(nèi)或發(fā)電機軸承回油中含氫氣 . 134 3.30 發(fā)電機漏氫 . 134 3.31 氫氣系統(tǒng)著火 . 135 3.32 發(fā) 電機過負荷運行 . 135 3.33 發(fā)電機三相電流不平衡 . 135 3.34 發(fā)電機溫度異常 . 135 3.35 發(fā)電機主要參數(shù)顯示失 常 . 136 3.36 發(fā)電機出口 PT 斷線 . 136 3.37 發(fā)電機振蕩或失步 . 136 3.38 發(fā)電機失磁 . 137 5 3.39 發(fā)電機逆功率運行 . 137 3.40 發(fā)變組保護動作跳閘 . 137 3.41 發(fā)變組非全相運行 . 138 3.42 發(fā)變組非同期并列 . 138 3.43 發(fā)電機定子單相接地。 . 139 4 勵磁系統(tǒng)異常及事故處理 . 139 4.1 勵磁系統(tǒng)故障處理原則 . 139 4.2 異常及事故處理 . 139 第一章 機組設備概況 1 鍋爐 部分 1.1 設備概 述 內(nèi)蒙古上都發(fā)電有限責任公司一期工程 2 600MW 汽輪發(fā)電機組，鍋爐為哈爾濱鍋爐有限責任公司根據(jù)引進的美國 ABB-CE 燃燒工程公司技術設計制造的亞臨界壓力，一次中間再熱，單爐膛，控制循環(huán)汽包鍋爐；型號為 HG 2070 17.5 HM8。鍋爐整體型布置，全鋼構架懸吊緊身全封閉結構。 鍋爐設計壓力 19.95MPa，再熱器設計壓力 4.32MPa。最大連續(xù)蒸發(fā)量為 2070T/H，額定蒸發(fā)量為 1830.5 T/H，額定蒸汽溫度 541。設計主燃料為錫林浩特勝利煤田一號露天礦褐煤，低位發(fā)熱量 14720KJ/Kg。點火用燃油為 -10 號輕柴油，發(fā)熱量 42570 KJ/Kg。 爐膛燃燒方式為正壓直吹四角切圓 燃燒，采用直流水平濃淡擺動式燃燒器。斷面尺寸 20.193m 20.052m，爐膛容積 26278m3。爐膛上部布置有墻式再熱器、分隔屏過熱器、后屏過熱器、屏式再熱器。水平煙道中布置有末級再熱器、末級過熱器。后煙道布置有立式低溫過熱器、水平低溫過熱器、省煤器、管式空氣預熱器。后煙道下部布置有兩臺型號為 32.5 VI(T) 1680 SMR 三分倉容克式受熱面回轉空氣預熱器，是哈爾濱鍋爐廠的產(chǎn)品。爐膛高熱負荷區(qū)域采用內(nèi)螺紋管膜式水冷壁，水循環(huán)方式為控制循環(huán)，選用三臺德國 KSB 公司生產(chǎn)的低壓頭爐水循環(huán)泵。爐膛四角布 置擺動式燃燒器，燃燒器上方布置高位 OFA 燃燼風，保證 NOx 排放值。制粉系統(tǒng)配置8 臺 HP1103 型碗式中速磨煤機，鍋爐燃用設計煤種滿負荷運行時，七臺運行一臺備用。鍋爐采用二級高能點火系統(tǒng)，整臺爐共布置 16 支油槍（每角 4 只），油槍采用機械霧化噴嘴，點火槍和油槍均為可伸縮式，油槍的最大出力 20 MCR 負荷。 鍋爐爐膛風煙系統(tǒng)為平衡通風方式，燃燒器風箱采用大風箱結構。選用兩臺入口靜葉可調(diào)軸流式引風機（豪頓華公司生產(chǎn)）；兩臺動葉可調(diào)軸流式送風機（豪頓華公司生產(chǎn)）；兩臺動葉可調(diào)軸流式一次風機（豪頓華公司生產(chǎn)） 。爐膛設計承壓能力 5.98KPa（絕對值），瞬態(tài)防爆壓力 9.98KPa，漏風率 6。鍋爐出渣裝置采用刮板式撈渣機連續(xù)出渣。 過熱器共布置有兩級四點噴水減溫器，采用串級控制來調(diào)節(jié)過熱汽溫；再熱蒸汽主要靠擺動燃燒器調(diào)溫，并在再熱器進口導管上（墻式再熱器入口聯(lián)箱前）裝有兩只事故噴水減溫器。 鍋爐裝設有爐膛安全監(jiān)控系統(tǒng)（ FSSS）裝置、爐膛火焰電視監(jiān)視裝置、汽包水位電視監(jiān)視裝置及吹灰程控裝置等。 鍋爐正常運行燃用設計煤種，負荷為 100 BMCR 時，熱效率大于 93.02（按低位 發(fā)熱量計算）。機組定壓、滑壓運行工況，在 50 100 BMCR 范圍內(nèi)，過熱蒸汽及再熱蒸汽維持額定汽溫。 1.2 鍋爐技術規(guī)范及特性 1.2.1 鍋爐主要規(guī)范 負荷項目 單位 B-MCR T-MCR 100% THA 75% THA 50% THA 最低穩(wěn)燃負荷 高加全切 6 燃料消耗量 t/h 388.8 378.5 357.0 275.6 192.5 155.5 362.2 蒸汽及水流量 過熱器出口 t/h 2070 1995 1862 1367 912 721 1602 再熱器出口 t/h 1654 1600 1495 1149 782.4 630 1561 省煤器進口 t/h 2070 1980.5 1811.6 1231.8 797 613.6 1423 過熱器一級噴水 t/h 0 9.2 31.8 92.9 99 87.4 120 過熱器二級噴水 t/h 0 5.3 18.6 42.3 16 20 59 再熱器噴水 t/h 0 0 0 0 0 0 0 鍋爐正常排污量 t/h 20 蒸 汽及水壓力 過熱器出口 MPa 17.5 17.44 17.31 17.02 9.6 7.91 17.17 再熱器進口 MPa 3.86 3.753 3.510 2.608 1.898 1.29 3.66 再熱器出口 MPa 3.68 3.583 3.347 2.483 1.813 1.23 3.49 汽包 MPa 19 18.85 18.55 17.72 9.95 8.13 18.11 省煤器進口（給水壓力） MPa 19.392 19.22 18.91 18.01 10.2 8.36 18.433 蒸汽及水溫度 過熱器出口 541 5 541 5 541 5 541 5 541 5 533 5 541 5 墻式再熱器進口 330 328 321 300 316 308 328 末級再熱器出口 541 5 541 5 541 5 541 5 541 5 531 5 541 5 省煤器進口 （給水溫度） 275 272 269 250 230 216 172 省煤器出口 310 308 305 300 282 273 250 減溫水 174.2 173 170 160 149 142 172 汽包 362 361 360 356 311 297 358 空預器空氣量 回轉式空預器進口一次風 Kg/s 243.6 240.5 232.5 192 150 137.5 266.2 回轉式空預器進口二次風 Kg/s 390.7 375.4 343.6 339.7 219.3 157.1 351.2 回轉式空預器出口一次風 Kg/s 214. 210 202 162 120.9 107.6 236.6 回轉式空預器出口二次風 Kg/s 393 377.7 346 342 221.9 160 353.6 管式空預器出口一次風 Kg/s 208.9 205.1 197.3 158.9 118.4 105.6 231.9 空預器總的漏風量 Kg/s 32.44 32.12 31.79 30.69 29.09 28.96 31.92 煙氣量 爐膛出口 Kg/s 769.6 749.2 706.7 613.5 424.3 344.7 717 末級過熱器出口 Kg/s 769.6 749.2 706.7 613.5 424.3 344.7 717 末級 再熱器出口 Kg/s 769.6 749.2 706.7 613.5 424.3 344.7 717 上級省煤器出口 Kg/s 769.6 749.2 706.7 613.5 424.3 344.7 717 下級省煤器出口 Kg/s 538.7 524.4 494.7 429.5 297 344.7 501.9 7 管式空預器出口 Kg/s 236 229.7 216.7 187.7 129.8 105.4 219.8 回轉式空預器進口 Kg/s 774.7 754.1 711.4 617.1 426.8 346.7 721.7 回轉式空預器出口 Kg/s 802 781.3 738.5 644.2 453.4 373.6 748.9 過?？諝庀禂?shù) 爐膛出口 1.2 1.2 1.2 1.372 1.358 1.368 1.2 省煤器出口 1.2 1.2 1.2 1.372 1.358 1.368 1.2 回轉式空預器出口 1.258 1.259 1.261 1.449 1.462 1.497 1.261 空氣溫度 回轉式空預器進口一次風 28 28 28 28 28 28 28 回轉式空預器進口二次風 28 28 28 28 28 28 28 回轉式空預器出口一次風 336 333 329 310 279 265 278 回轉式空預器出口二次風 319 317 315 296 271 260 265 管式式空預器出口一次風 430 420 417 395 348 320 405 煙氣溫度 爐膛出口 958 952 943 900 810 769 948 分隔屏過熱器進口 1321 1319 1316 1286 1202 1163 1318 分隔屏過熱器出口 1068 1062 1055 1003 916 872 1057 后屏過熱器出口 958 952 943 900 810 769 948 屏式再熱器出口 826 820 809 772 693 655 814 末級再熱器進口 818 812 801 764 686 647 806 末級再熱器出口 762 756 747 715 648 614 751 末級過熱器進口 740 734 724 693 626 592 728 末級過熱器出口 678 674 666 642 593 567 668 立式低溫過熱器進口 672 667 660 636 586 560 662 立式低溫過熱器出口 643 640 631 610 562 537 635 水平低溫過熱器進口 621 616 608 587 537 511 611 水平低溫過熱器出口 498 495 489 476 432 412 493 上級省煤器進口 498 495 489 476 432 412 493 上級省煤器出口 461 458 453 441 395 376 440 下級省煤器進口 461 458 453 441 395 376 440 8 下級省煤器出口 348 346 340 321 285 264 288 管式空預器進口 461 458 453 441 395 376 440 管式空預器出口 401 399 393 378 341 327 352 回轉式空預器進口 365 362 356 338 302 283 307 空預器出口排煙溫度 149 148 147 130 116 112 123 空預器出口排煙溫度 （修正） 145 144 143 126 112 106 119 空氣壓降 回轉式空預器一次風壓降 KPa 0.61 0.598 0.561 0.386 0.237 0.199 0.648 回轉式空預器二次風壓降 KPa 0.972 0.909 0.785 0.747 0.361 0.212 0.747 煙氣壓力及壓降 爐膛設計壓力 KPa 5.98 爐膛瞬態(tài)防爆壓力 KPa 9.98 回轉式空預器壓降 KPa 1.134 1.084 0.984 0.747 0.399 0.287 0.909 鍋爐熱損失 干煙氣熱損失 5.40 5.34 5.27 5.11 4.33 4.21 4.16 未完全燃燒熱損失 0.50 0.50 0.50 0.70 0.90 1.10 0.50 表面輻射及對流散熱熱損失 0.17 0.17 0.17 0.26 0.37 0.46 0.19 燃料中全水分熱損失 0.51 0.50 0.49 0.37 0.29 0.29 0.30 不可測量熱損失 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 總熱損失 6.89 6.91 6.83 6.84 6.27 6.44 5.53 鍋爐熱效率 鍋爐計算熱效率 93.02 93.09 93.17 93.16 93.73 93.56 94.47 鍋爐保證熱效率 92.5 92.5 92.5 爐膛熱負荷 爐膛容積熱負荷 KW/m3 60.2 58.6 55.3 42.58 29.68 23.93 56.08 爐膛斷面熱負荷 MW/m2 3.907 3.803 3.587 2.764 1.926 1.553 3.639 其 它 NOX 排放值 mg/Nm3 450 空預器出口飛灰份額 0.8 空預器出口飛灰含碳量 1.2 1.2.2 燃料 9 1.2.2.1 煤 項目 單位 數(shù)值 設計煤種 校核煤種 煤種 錫林浩特勝利煤田一號露天礦褐煤煤質(zhì) 元素、工業(yè)分析 碳 (Car) % 40.96 38.00 氫 (Har) % 2.78 2.59 氧 (Oar) % 12.27 11.62 氮 (Nar) % 0.61 0.59 硫 (Sar) % 0.45 0.80 全水份（ Mt） % 29.5 33.0 空氣干燥基水份（ Mad） % 14.71 15.00 揮發(fā)份 (Vdaf) % 46.8 46.91 收 到 基 灰 份（ Aar） % 13.43 13.4 低位發(fā)熱量 KJ/kg 14720 13400 可磨度（ HGI） 58 50 灰渣特性 : 二氧化硅（ SiO2） % 51 15 50 11 三 氧 化 二 鋁（ AL2O3） % 19 15 19 03 三 氧 化 二 鐵（ Fe2O3） % 4 67 5 25 氧化鈣（ CaO） % 7 31 7 47 氧化鎂（ MgO） % 3 72 3 87 氧 化鈉（ Na2O） % 3 72 3 51 氧化鉀（ K2O） % 1 28 1 37 二氧化鈦（ TiO2） % 0 87 0 85 三氧化硫（ SO3） % 5 07 5 62 灰熔點 : 變形溫度 (DT） 1100 1110 軟化溫度 (ST) 1140 1140 熔融溫度 (FT) 1220 1200 1.2.2.2 燃油 項目 單位 數(shù)值 燃料油種類 -10號輕柴油 發(fā)熱量 MJ/kg 42.57 凝固點 不高于 -10 恩氏粘度 OE 1.2 1.67 閃點 65 10 1.2.3 汽 水品質(zhì) 項目 單位 標準值 飽和蒸汽 過熱蒸汽 電導率 s/ 0.20 二氧化硅 g/L 20 鈉 g/L 10 鐵 g/L 20 銅 g/L 5 給水 電導率 s/ 0.30 硬度 mol/L 0 溶解氧 g/L 7 鐵 g/L 20 銅 g/L 5 氨 /L 0.2 0.8 聯(lián)胺 g/L 10 50 油 /L 0.30 pH 8.8 9.3 爐水 電導率 s/ 20 二氧化硅 /L 0.25 氯離子 /L 1 磷酸根 /L 0.5 3 pH 9.0 10.0 1.2.4 鍋爐機組熱平衡 項目 單位 數(shù)值 B-MCR TRL 干煙氣損失 % 5 4 5 27 燃料中水份及含氫熱損失 % 0 51 0 49 空氣中水份損失 % 0 1 0 1 未燃燼碳損失 % 0.50 0 5 輻射損失 % 0.17 0 17 總損失 % 6 98 6 83 效率（按低位發(fā)熱量） % 93 02 92 5 1.2.5 主要承壓部 件、受熱面及管道規(guī)范 名稱 單位 數(shù)值 汽包 工作壓力 MPa 19.95 汽包內(nèi)徑 mm 1778 灰份 % 1.25 水冷壁現(xiàn)場總焊口數(shù) 個 7000 過熱器 過熱器設計壓力 MPa 19.95 低溫過熱器管徑壁厚 mm 51 6 低溫過熱器材 質(zhì) 20G,15CrMoG 分隔屏過熱器片數(shù) 片 2 6 分隔屏過熱器管徑 壁厚 mm 51 6,7 分隔屏過熱器材質(zhì) 15CrMoG 12Cr1MoVG TP304H 分隔屏過熱器受熱面積 m2 2527 分隔屏過熱器質(zhì)量流量 kg/sm2 960 后屏過熱器片數(shù) 片 26 后屏過熱器管徑 壁厚 mm 57/60 7,10 后屏過熱器材質(zhì) 12Cr1MoVG 13 后屏過熱器受熱面積 m2 2677 后屏過熱器質(zhì)量流速 kg/sm2 900 末級過熱器片數(shù) 片 104 末級過熱器管徑 壁 厚 mm 60 8,10 末級過熱器材質(zhì) 12Cr1MoVG T91 末級過熱器受熱面積 m2 5618 末級過熱器質(zhì)量流速 kg/sm2 800 過熱器總受熱面積 m2 27608 過熱器使用奧氏體鋼管及馬氏體鋼管重量 t 20.7/134 噴水減溫級數(shù) 級 2 額定噴水量（一級 /二級） t/h 137.30/68.70 過熱器左右側交叉換位次數(shù) 次 0 過熱器現(xiàn)場總焊口數(shù) 個 10000 再熱器 墻式 再熱器 墻式再熱器管 徑壁厚 mm 60 4,5 節(jié)距（橫向 /縱向） mm 63.5 材質(zhì) 12Cr1MoVG 相對應的材質(zhì)重量 t 74.80 管組平均煙速 m/s 最高設計壓力 MPa 4.32 運行壓力 MPa 3.86 出口工質(zhì)溫度 369 最高計算工質(zhì)溫度 386 出口金屬壁溫 508 最高金屬壁溫 508 14 并聯(lián)管數(shù) 根 前墻 280 側墻 2 116 屏式再熱器 屏式再熱器管徑壁厚 mm 60 4,4.5,7 節(jié)距（橫向 /縱向） mm 381/72.5 材質(zhì) 12CrMoVG T91 TP304H 相對應的材質(zhì)重量 kg 195600 38000 3400 管組平均煙速 m/s 9.7 最高設計壓力 MPa 4.32 運行壓力 MPa 3.80 出口工質(zhì)溫度 493 最高計算工質(zhì)溫度 566 出口金屬壁溫 602 最高金屬壁溫 618 并聯(lián)管數(shù) 根 52 18 末級再熱器 末級再熱器管徑壁厚 mm 57 4,4.5,7 節(jié)距（橫向 /縱向） mm 254/114 材質(zhì) 12Cr1MoVG T91 TP304H 相對應的材質(zhì)重量 kg 61200 47000 34800 管組平 均煙速 m/s 11.0 最高設計壓力 MPa 4.32 運行壓力 MPa 3.74 出口工質(zhì)溫度 541 最高計算工質(zhì)溫度 595 15 出口金屬壁溫 623 最高金屬壁溫 623 并聯(lián)管數(shù) 根 78 12 省煤器 設計壓力（ BMCR） MPa 20.34 設 計 進 口 溫 度（ BMCR） 275 設 計 出 口 溫 度（ BMCR） 310 受熱面積（蛇形管、懸吊管等） m2 16830 省 煤 器 壓 降（ BMCR） MPa 0.392 進 口 煙 氣 流 速（ BMCR） m/s 8.8 出 口 煙 氣 流 速（ BMCR） m/s 8.2 省煤器管排列方式 順列布置 省煤器管規(guī)范 mm 42 5 省煤器管節(jié)距 mm 152 省煤器管材質(zhì) 20G 省煤器管并列管數(shù) 8 省煤器管防磨設施 防磨蓋板 1.2.6 各種材料的允許使用溫度 20G 450 15CrMoG 550 12Cr1MoVG 580 T91 635 TP304H 704 TP347H 704 1.2.7 鍋爐汽水系統(tǒng)容積 汽 包 m3 65.8 水冷壁 m3 176 16 省煤器 m3 80 過熱器 m3 240 再熱器 m3 238 2 汽輪機 部分 2.1 設備概述 內(nèi)蒙古上都發(fā)電有限責任公司一期工程 2 600MW汽輪機為東方汽輪機廠引進日本日立公司的技術設計和制造的，型號為 NZK600 16.67/538/538，型式為亞臨界、一次中間再熱、單軸、三缸四排汽、直接空冷凝汽式汽輪機。設計額定功率為 600MW，最大連續(xù)出力（ T-MCR） 664.83MW。汽輪機總級數(shù)為 38 級，高壓轉子有 9 級，其中第一級為調(diào)速級，中壓轉子有 5 級，低壓轉子有2 2 6 級。汽輪機采用高中壓缸合缸結構，兩個低壓缸均為為 對稱 雙流反向 布置。 汽輪發(fā)電機組軸系中除 #1、 2軸承采用可傾瓦式軸承外，其余均采用橢圓形軸承。 #1-8軸承上瓦的 X、 Y向裝有軸振測量裝置，下瓦裝有測溫裝置， 任何運行條件下，各軸承的回油溫度不得超過 65。軸承回油管上有監(jiān)視油流的照明裝置，采用防爆型的，電壓不超過 12V。在油溫測點及油流監(jiān)視裝置之前，無來自其他軸承的混合油流。 #9軸承上瓦的 X、 Y向裝有瓦振測量裝置。 推力軸承位于高中壓缸和 #1低壓缸之間的 #2軸承座上，采用傾斜平面式雙推力盤結構 ， 能持續(xù)承受在任何工況下所產(chǎn)生的雙向最大推力 。 因空冷機組背壓高、變化 幅度大，其低壓缸的零部件受溫度變化影響大。為保證汽輪發(fā)電機組的安全運行，低壓缸采用落地軸承座。 高中壓缸的膨脹死點位于 #2軸承座， #1低壓缸、 #2低壓缸的膨脹死點分別位于各自的中心 線附近。死點處的橫向鍵限制汽缸的軸向位移。同時，在前軸承箱及兩個低壓缸的縱向中心線前后設有縱向鍵，引導汽缸沿軸向自由膨脹而限制其橫向跑偏。 新蒸汽由爐側經(jīng) 489 55mm 的主蒸汽管進入機前兩根 343 36 mm 的蒸汽管，然后進入兩個高壓主汽門和四個高壓調(diào)速汽門，進入高壓缸。做完功的蒸汽通過高壓缸后經(jīng)兩根 863.6 20 mm 排汽管后匯流到一根 1066.8 22.2 mm 的蒸汽管導向鍋爐再熱器，再熱熱段蒸汽 經(jīng) 953 45 mm 的蒸汽管進入中壓缸前兩根 705 34 mm 蒸汽管，然后通過兩個中聯(lián)門進入中壓缸，中壓缸做功后的蒸汽沿導汽管直接進入兩個低壓缸做功。 因空冷機組設計背壓高、變化范圍大，汽輪機回熱系統(tǒng)采用七級抽汽。 分別供給三臺高壓加熱器、一臺除氧器、三臺低壓加熱器（ #7A、 B 低加為內(nèi)置式）。 汽輪機給水系統(tǒng)設計有三臺 50%容量的電動變速給水泵，兩臺運行一臺備運。 汽輪機盤車裝設在 低壓缸后部 #6、 #7 軸承 處 ，保證轉子轉動速度 1.5rpm，以便汽輪機啟動和停機時均勻加熱和冷卻汽輪機轉子。 主機控制油系統(tǒng)采用高壓抗燃油，與潤滑油系統(tǒng)完全分開，提高了調(diào)速系統(tǒng)動作的快速性、可靠性、靈活性。 調(diào)節(jié)裝置總的速度不等率為 35%，局部速度不等率在 0至 90%最大連續(xù)功率范圍內(nèi)為 38%；在 90%最大連續(xù)功率以上范圍不大于 12%，在此范圍的平均局部速度不等率不大于 10%；額定轉速下調(diào)節(jié)器的死區(qū)不小于 0.06%。噴嘴調(diào)節(jié)汽輪機，在 90100%MCR負荷范圍內(nèi)由任意調(diào)節(jié)門控制時，其平均不等率應不大于總不 等率的 3倍。 汽輪機設有成熟可靠的危急保安系統(tǒng)，防止超速。危急保安器有 2套，其中 1套為機械式，另1套是電子式。動作值為額定轉速的 110111%。復位轉速高于額定轉速。危急保安器還設有可靠的動作指示器和報警裝置，并設有運行中能活動危急保安器的試驗裝置。 汽輪機危急保安系統(tǒng)的跳閘系統(tǒng)有聯(lián)鎖保護，防止汽輪機突然再進汽。當汽輪機具備再次啟動條件時，只有按照啟動前的規(guī)定操作程序才能使跳閘系統(tǒng)重新復位。 從危急保安動作到主汽閥和再熱汽閥完全關閉的時間應小于 0.3秒，各抽汽逆止門的緊急關 17 閉時間小于 1秒。 汽輪機組分別在 控制室操作盤上及汽輪機就地設置手動緊急停機操作裝置。汽輪機的控制系統(tǒng)滿足汽輪機在冷態(tài)、溫態(tài)、熱態(tài)及極熱態(tài)等不同啟動方式下自動啟動、停止的控制要求及調(diào)頻調(diào)峰的要求。 超速試驗時，汽輪機能在 112%額定轉速下作短期運轉，應對汽輪機任何部件不造成損傷，軸系在各軸頸處的振動值也不應超過報警值。 當自動主汽門突然脫扣關閉，發(fā)電機仍與電網(wǎng)并列時，汽輪機在正常背壓至報警背壓范圍內(nèi)，至少具有 1min 無蒸汽運行的能力，而不致引起設備上的任何損壞。 機組設計為中壓缸啟動方式，也可用高 中 壓缸啟動方式。旁路系統(tǒng)采用二級串聯(lián)的啟動旁 路，容量為 40%BMCR。 對于汽輪機排汽系統(tǒng)，設置帶凝結水熱井的排汽裝置，與低壓缸采用柔性聯(lián)接。底部剛性支撐。排汽裝置的排汽管道出口公稱直徑為 DN6000，水平管道中心線標 高為 3.5m。底部熱井固定在標高約為 -4.5m 的汽輪機機座底板上，荷載均勻分布。上述排汽裝置的兩個殼體中，靠 A 列側分別布置有 7低壓加熱器和低壓旁路的三級減溫減壓器；兩個本體疏水擴容器與排汽裝置設計為一個整體結構。 排汽裝置上部和底部應設有必要的限位裝置，最大限度地減小排汽管道對排汽缸的推力和力矩作用。 排汽裝置 熱井通過本體疏水擴 容器后接收以下疏水和蒸汽：空冷凝汽器來的凝結水，汽輪機本體的疏水，高、低壓加熱器的正常和事故疏水，主廠房管道疏水，除氧器溢流放水，補給水及其它雜項疏水等。 兩個熱井的總貯水量應不小于 VWO工況下 5分鐘的凝結水量。 汽輪機排汽壓力低于 60kPa時，允許機組持續(xù)運行，機組背壓升高到 60kPa時為低位報警，機組背壓升高到 65kPa時為高位報警停機。從高位報警背壓到停機背壓間機組允許運行 15分鐘。 汽輪機轉子徹底消除了殘余應力，采用進口無中心孔轉子。各個轉子的脆性轉變溫度的數(shù)值為：高中壓轉子 FATT 100（實 測值），低壓轉子 FATT -1.1（實測值）。各個轉子的脆性轉變溫度， 不影響機組啟動的靈活性。 空冷汽輪機末級和次末級葉片進行了優(yōu)化選型使低壓末級及次末級葉片具有必要的抗應力腐蝕及抗水蝕措施，抗水蝕措施如下： 1) 在末級和次末級隔板上設置去濕槽； 2) 適當拉大末級動、靜葉間軸向距離，減小水滴對動葉的沖擊能量，延緩水蝕的影響； 3) 優(yōu)化末級流場、提高根部反動度，避免在低負荷時動葉根部倒流引起根部沖刷； 4) 對末級葉片頂部采用高頻淬火技術，高頻淬火后防水蝕區(qū)硬度為 HRC42 52。 轉子及葉片材料、轉子重量、重心及轉子的轉 動慣量 GD2值： 高中壓轉子 低壓轉子 材料 30Cr1Mo1V 30Cr2Ni4MoV 屈服強度 0.2 590MPa 760MPa 許用剪應力 340MPa 438MPa 重量 26.56t 55.122t/57.036 t 轉子的慣性矩 11516kg.m2 66812kg.m2 /67980kg.m2 各級葉片材質(zhì) ： 調(diào)節(jié)級 ： KT5300BS5 高壓第 2 9級 ： KT5301HS20E 中壓第 1 4級 ： KT5300BS5 中壓第 5級 ： KT5301HS20E 低壓第 1 5級 ： AISI 403 低壓第 6級： 1Cr12Ni2W1Mo1V 2.2 汽輪機技術規(guī)范及特性 18 2.2.1 汽輪機本體主要技術規(guī)范： 序號 名 稱 有 關 參 數(shù) 1 機組型號 NZK600-16.67/538/538 2 機組型式 亞臨界、一次中間再熱、單軸、三缸四排汽、直接空冷凝汽式汽輪機。 3 功率 額定： 600 MW；汽機最大連續(xù)出力 (TMCR)： 636.96 MW 4 轉速 3000 rpm 5 轉向 逆時針（從汽輪機端向發(fā)電機端看） 6 通流級數(shù) 共 38級 高壓缸： 1個單列調(diào)節(jié)級 8個壓力級 中壓缸： 5個壓力級 低壓缸： 2 2 6個壓力級（兩個雙流低壓缸） 7 末級葉片高度 661 8 配汽方式 復合調(diào)節(jié)（部分進汽 +全周進汽） 9 給水回熱級數(shù) 3臺高加 1臺除氧器 3臺 低加 10 給水溫度 275.8 11 允許長期連續(xù)運行的周波變化范圍 48.5 50.5Hz 12 盤車轉速 1.5 rpm 13 汽輪機總長 25 m 14 汽機 中心線距運行層標高 1370 mm 15 噪音水平 距汽輪機化妝板外 1米，汽機轉運層 1.2米高處所測得的噪聲值應低于 85分貝（ A聲級）。 2.2.2 汽輪機性能 2.2.2.1 額定工況（銘牌出力工況）（ TRL） 汽輪發(fā)電機組能在下列條件下安全連續(xù)運行，發(fā)電機輸出額定功率 600MW（采用靜態(tài)勵磁，已扣除勵磁耗功），此工況也稱為能力工況或銘牌出力工況（ TRL）。此工況條件如下： 1) 額定主蒸汽參數(shù)及再熱蒸汽參數(shù)，所規(guī)定的汽水品質(zhì)； 2) 平均背壓為 30kPa（氣溫 31）； 3) 補給水率為 3%； 4) 對應該工況的設計給水溫度； 5) 全部回熱系統(tǒng)正常運行 ，但不帶廠用輔助蒸汽； 6) 2 臺給水泵投入運行； 7) 發(fā)電機額定功率因數(shù)、額定氫壓、額定電壓、額定頻率，一次冷卻水溫 33。 此工況為機組出力保證值的驗收工況，此工況的進汽量稱為汽輪機額定進汽量，為 1966t/h。 2.2.2.2 熱耗考核工況（ THA） 19 汽輪發(fā)電機組能在下列條件下安全連續(xù)運行，此時發(fā)電機輸出功率為 600MW（采用靜態(tài)勵磁，已扣除勵磁耗功）。此工況稱為熱耗考核工況（ THA）。 此工況條件如下： 1) 額定主蒸汽參數(shù)及再熱蒸汽參數(shù)，所規(guī)定的汽水品質(zhì)； 2) 平均背壓為 13.7kPa（氣溫 14）； 3) 補給水率為 0%； 4) 最終給水溫度 275.8； 5) 全部回熱系統(tǒng)正常運行，但不帶廠用輔助蒸汽； 6) 2 臺給水泵投入運行； 7) 發(fā)電機額定功率因數(shù)、額定氫壓、額定電壓、額定頻率。 此工況為機組熱耗率保證值的驗收工況。該工況機組的保證熱耗率不大于 7994 kJ/kWh。 2.2.2.3 汽輪機最大連續(xù)出力（ TMCR）工況 汽輪機進汽量等于額定工況的進汽量（銘牌進汽量），其它條件同 THA 時，汽輪機能安全連續(xù)運行，此工況下發(fā)電機輸出功率（采用靜態(tài)勵磁，已扣除勵磁耗功）稱為機組最大連續(xù)出力。 此工況也為機組出力保證值的驗收工況。 TMCR 工況出力為 636.963MW。 2.2.2.4 調(diào)節(jié)閥門 全開（ VWO）工況 汽輪發(fā)電機組能在調(diào)節(jié)閥全開，其它條件同 THA 時，安全連續(xù)運行，汽輪機閥門全開的進汽量為 2070t/h，為 105.3%的額定工況進汽量（銘牌進汽量），該進汽量不包含汽輪機的設計制造誤差。 汽輪發(fā)電機組在閥門全開工況（ VWO）下的輸出功率為 664.83MW。 此工況為汽輪機進汽能力保證值的驗收工況。 2.2.2.5 阻塞背壓工況 汽輪機進汽量等于額定工況的進汽量（銘牌進汽量），在下列條件下，當外界氣溫下降，引起機組背壓下降到某一個數(shù)值時，再降低背壓也不能增加機組出力時的工況，稱為額定進汽量下的阻塞背壓工況， 汽輪機能在此工況條件下安全連續(xù)運行。此時，汽輪機的背壓稱作額定進汽量下的阻塞背壓。進汽量為 1966t/h 時，阻塞背壓為 6.18kPa。 1) 額定主蒸汽參數(shù)及再熱蒸汽參數(shù)，所規(guī)定的汽水品質(zhì)； 2) 補給水率為 0%； 3) 對應該工況的設計給水溫度； 4) 全部回熱系統(tǒng)正常運行，但不帶廠用輔助蒸汽； 5) 2 臺電動給水泵運行； 6) 發(fā)電機額定功率因數(shù)、額定氫壓、額定電壓、額定頻率。 2.2.3 機組各種工況的凈熱耗率及汽耗率如下： 工況 工況名稱 發(fā)電機功 率 MW 平均背壓 kPa 補給水 率 % 熱耗率kJ/kW.h 汽耗率 kg/kW.h 工況 1 考核工 況 (THA) 600 13.7 0 7994 3.051 工況 2 額定工況 (TRL) 600 30 3 8362 3.276 工況 3 TMCR工況 636.96 13.7 0 7977 3.087 工況 4 VWO工況 664.83 13.7 0 7967 3.114 工況 5 阻塞背壓工況 647 6.18 0 7854 3.039 工況 6 85%額定出力工況（定壓） 510 13.7 0 8069 2.986 85%額定出力工況（滑壓） 510 13.7 0 8080 2.991 20 工況 7 75%額定出力工況（定壓） 450 13.7 0 8143 2.950 75%額定出力工況（滑壓） 450 13.7 0 8191 2.979 工況 8 60%額定出力工況（定壓） 360 13.7 0 8326 2.928 60%額定出力工況（滑壓） 360 13.7 0 8415 2.978 工況 9 50%額定出力工況（定壓） 300 13.7 0 8505 2.932 50%額定出力工況（滑壓） 300 13.7 0 8618 2.991 工況 10 40%額定出力工況（定壓） 240 13.7 0 8769 2.960 40%額定出力工況（滑壓） 240 13.7 0 8907 3.028 工況 11 高加全部停用工況 600 13.7 0 8263 2.705 停 1#高加工況 600 13.7 0 8072 2.900 停 2#高加工況 600 13.7 0 8024 3.050 停 3#高加工況 600 13.7 0 7998 3.071 工況 12 低加全部停用工況 600 13.7 0 8205 3.140 停 5#低加工況 600 13.7 0 8025 3.063 停 6#低加工況 600 13.7 0 8012 3.059 停 7#低加工況 600 13.7 0 8032 3.069 工況 13 帶廠用輔助蒸汽工況 600 13.7 7728 3.221 2.2.4 機組的允許負荷變化率為： 負荷變化率 階躍負荷變化 10額定出力 /min 等負荷變化： 50額定出力以上 5額定出力 /min 50%額定出力以下 3額定出力 /min 2.2.5 汽輪機的零部件（不包括易損件）的設計使用壽命不少于 30 年，在其壽命期內(nèi)能承受下列啟動方式： 啟動方式 啟動方式定 義 啟動次數(shù) 冷態(tài)啟動 停機 72h以上（金屬溫度降至該測點滿負荷溫度的 40%以下） 100次 溫態(tài)啟動 停機 1072h（金屬溫度降至該測點滿負荷溫度的 40%至 80%之間） 700次 熱態(tài)啟動 停機 10h以內(nèi)（金屬溫度降至該測點滿負荷溫度的 80%以上） 3000次 極熱態(tài)啟動 停機 1h以內(nèi)（金屬溫度接近該測點滿負荷溫度） 150次 負荷階躍 10%額定負荷 12,000次 2.2.6 機組在 30 年的壽命期內(nèi)的總循環(huán)壽命消耗不超過 70%，保證機組在設計使用壽命期內(nèi)能 21 可靠安全地運行。機組的循環(huán)壽命消耗值如下： 運行方式 壽命期內(nèi)次數(shù) 壽命消耗 (%/次 ) 壽命消耗 (%) 冷態(tài)啟動 100 0.05 5 溫態(tài)啟動 700 0.005 3.5 熱態(tài)啟動 3000 0.0046 13.8 極熱態(tài)啟動 150 0.04 6 負荷階躍 12000 0.001 12 總壽命消耗 % 40.3 2.2.7 各級抽汽參數(shù) 抽氣級數(shù) 抽汽口位置 抽汽壓力 (MPa) 抽汽溫度 ( ) 抽汽量 (t/h) 額定 最大 額定 最大 額定 最大 1 第 6級后 6.064 6.833 387.9 401.5 128.285 154.397 2 第 9級后 3.814 4.267 324.5 335.7 110.623 129.792 3 第 11級后 2.25 2.513 474 473.6 74.267 86.829 4 第 14級后 1.164 1.298 376.1 375.3 102.732 118.764 5 第 16級后 0.422 0.47 250.7 249.8 51.253 59.053 6 第 17級后 0.232 0.258 185.4 184.6 51.005 58.562 7 第 18級后 0.115 0.128 117.4 116.6 103.786 123.315 2.2.8 高低壓旁路裝置設計條件 2.2.8.1 汽機旁路系統(tǒng)為高壓旁路和低壓旁路二級串聯(lián)電動旁路系統(tǒng)。 2.2.8.2 旁路容量：高壓旁路進口蒸汽量為鍋爐最大連續(xù)出力的 40%，為 828t/h；低壓旁路進口蒸汽量為高壓旁路進口蒸汽量加上高壓旁路減溫水量，同時，為滿足機組極熱態(tài)啟動時汽機進汽參數(shù)的要求，高低壓旁路閥應能通過極熱態(tài)啟動、冷態(tài)啟動工況要求的蒸汽量，并留有至少 10的閥門開度裕量，取上述較大值。每個低壓旁路閥極熱態(tài)啟動時的進口蒸汽量折算到額定參數(shù)時為 600t/h，兩個低壓旁路 閥總進汽量為 1200t/h。 2.2.8.3 旁路裝置的主要功能： 機組在冷態(tài)、溫態(tài)、熱態(tài)和極熱態(tài)，采用中壓缸啟動時，投入旁路系統(tǒng)，配合機組啟動，達到以下目的： 1) 加快鍋爐蒸汽參數(shù)的提升，縮短機組啟動時間； 2) 回收工質(zhì)，減少 PCV閥和安全閥的動作，減少向空排放，改善對環(huán)境的噪聲污染； 3) 使鍋爐再熱器得到足夠的冷卻蒸汽，避免再熱器超溫； 4) 控制鍋爐蒸汽參數(shù)，使其和汽機汽缸和轉子允許金屬溫度相匹配，減少熱應力，縮短機組啟動時間，降低汽輪機壽命損耗；實現(xiàn)機組的最佳啟動； 5) 滿足直接空冷凝汽器冬季啟動及低負荷時的防凍要求。 6) 當汽機負荷低于鍋 爐最低穩(wěn)燃負荷時，通過旁路裝置維持鍋爐在最低穩(wěn)燃負荷以上運行，減少鍋爐穩(wěn)燃投油，以提高機組經(jīng)濟性。 7) 在汽輪發(fā)電機組輔機故障時，旁路系統(tǒng)配合汽輪機短時間停機，維持鍋爐的運行，縮短輔機維修停機時間。 2.2.8.4 低壓旁路蒸汽控制閥在下列影響汽機排汽裝置安全的情況下，應迅速關閉（關閉時間不大于 5 秒），以保護排汽裝置及汽機低壓缸葉片： 22 1) 排汽裝置 背壓升高 到設定值； 2) 排汽裝置溫度超過設定值，其它降溫措施無效； 3) 排汽裝置熱井水位高； 4) 低壓旁路出口壓力或溫度高于設定值； 5) 低壓旁路減溫水壓力不夠、噴水量不足、噴水閥故障打不開。 2.2.8.5 旁路噴 水控制閥按下列原則動作： 1) 為防止高旁出口蒸汽帶水，高壓旁路閥閉鎖高旁噴水閥，即高壓旁路噴水控制閥不能超前蒸汽控制閥開啟，應同時或稍滯后開啟； 2) 高壓旁路蒸汽控制閥關閉時，其噴水控制閥應同時或超前關閉，并應自動閉鎖溫度自控系統(tǒng)； 為防止低旁出口蒸汽超溫，低旁噴水閥閉鎖低壓旁路閥，即低壓旁路蒸汽控制閥打開時，其噴水控制閥應同時或稍超前開啟； 3) 低壓旁路蒸汽控制閥關閉時，其噴水控制閥應同時或稍滯后關閉。 2.2.8.6 旁路應能適應機組定壓運行和滑壓運行兩種方式。 2.2.8.7 高、低壓旁路蒸汽控制閥執(zhí)行機構采用電動執(zhí)行機構，執(zhí)行機構全行程時間不大 于 10秒，低旁閥快速關閉時間不大于 5 秒。 2.2.8.8 旁路裝置安裝位置 高壓旁路閥布置在 BC列 13.7米運轉層以下，汽輪機機頭側；低壓旁路閥布置在汽機房 13.7米運轉層以上靠 A列側，低壓旁路出口蒸汽管道沿 A列側接入位于排汽裝置喉部的三級減溫減壓器。高壓和低壓旁路閥均采用角式結構，水平進，下出。執(zhí)行機構垂直布置。 2.2.8.9 旁路裝置技術參數(shù) 閥門 介質(zhì)參數(shù)名稱 單位 極熱態(tài)啟動（中 壓缸啟動） 冷態(tài)啟動（中 壓缸啟動） VWO工況 強度設計參 數(shù) 高 壓 旁 路 閥 入口蒸汽壓力 MPa.a 12.9 6.0 16.7 17.6 入口蒸汽溫度 480 370 538 546 入口蒸汽流量 Q1 t/h 290 145 828 出口蒸汽壓力 MPa.a 1.127 1.127 4.258 4.80 出口蒸汽溫度 300 300 335.5 353 入口減溫水壓力 MPa.g 7.610.2 7.610.2 21.00 28 入口減溫水溫度 120 142 120 142 189 200 計算流量 Q2 t/h 33.42 3.01 127.73 低 壓 旁 路 閥 入口蒸汽壓力 MPa.a 1.1 1.1 3.833 4.3 入口蒸汽溫度 460 320 538 546 入口蒸汽流量 Q3 t/h 2 162 2 74 2 478 出口蒸汽壓力 MPa.a 0.80 0.80 0.8 出口蒸汽溫度 180 180 180 出口流量 t/h 2 199.83 2 82.69 2 616.04 入口減溫水壓力 MPa.g 3.2 4.3 3.2 4.3 3.2 4.3 4.6 23 入口減溫水溫度 52.4 70 52.4 70 52.4 70 100 計算流量 Q4 t/h 2 37.83 2 8.69 2 138.04 2.2.8.10 旁路噴水減溫水源 高壓旁路 取自高壓給水系統(tǒng) 水壓 7.6 21.00MPa.g 水溫 120 189 低壓旁路 取自凝結水系統(tǒng) 水壓 3.2 4.3MPa.g 水溫 52.4 70 2.2.9 蒸汽參數(shù)限額 汽輪機運行中，主蒸汽及再熱蒸汽參數(shù)偏離額定值的允許變化范圍和允許連續(xù)運行時間，不低于下列范圍： 參數(shù)名稱 限制值 任何 12個月周期內(nèi)的平均壓力 1.00Po 保持所述年平均壓力下允許連續(xù)運行的壓力 1.05Po 例外情況下允許偏離值，但 12個月周期內(nèi)積累時間 12小時 1.20Po 冷再熱壓力 1.25Pr 任何 12個月周期內(nèi)的平均溫度 1.00t 保持所述年平均溫度下允許連續(xù)運行的溫度 t+8 例外情況下允許偏離值，但 12個月周期內(nèi)積累時間 400小時 t+(814) 例外情況下允許偏離值，每次 15分鐘，但 12個月周期內(nèi)積累時間 80小時 t+(1428) 不允許值 t+28 表中： (1) Po、 Pr分別為主蒸汽和再熱蒸汽額定壓力； (2) t 為 主蒸汽或再熱蒸汽額定溫度。 汽輪機允許在兩根平行主蒸汽或再熱蒸汽管道之間的蒸汽溫度差不超過 17時，能正常連續(xù)運行；在例外情況下，任意 4小時內(nèi)延續(xù)時間不超過 15分鐘時 ， 可允許兩根平行主蒸汽或再熱蒸汽管道之間的蒸汽溫度差不超過 28。 2.2.10 汽輪發(fā)電機組的軸系各階臨界轉速避開了工作轉速的 15% -10范圍。軸系臨界轉速值的分布保證了安全的暖機轉速和進行超速試驗轉速，軸系各臨界轉速值如下： 一階臨界轉速 r/min 二階臨界轉速 r/min 設計值 (軸系 ) 設計值 (單軸 ) 設計值 (軸系 ) 設計值 (單軸 ) 高中 壓轉子 1722 1577 4000 4000 低壓轉子 A 1776 1650 3724 4000 低壓轉子 B 1849 1656 4000 4000 發(fā)電機轉子 1073 926 2690 2671 3 發(fā)電機 部分 設備 概述 發(fā)電機是東方電機股份有限公司引進日本日立公司（ HITACHI）技術制造的 QFSN-600-2-22B型 ， 發(fā)電機為汽輪機直接拖動的隱極式、二極、三相同步發(fā)電機，采用水氫氫冷卻方式，定子繞 24 組采用水內(nèi)冷方式，轉子繞組和定子鐵芯用氫內(nèi)冷方式；配有一套氫油水控制系統(tǒng)。發(fā)電機采用密 閉循環(huán)通風冷卻，機座內(nèi)部的氫氣由裝于轉子兩端的軸流式風扇驅動。集電環(huán)和電刷空氣冷卻，兩集電環(huán)間設有離心式風扇。氫氣冷卻器立放在發(fā)電機機座四角。 發(fā)電機 采用靜止可控硅機端變自勵 方式勵磁 。 勵磁電源取自發(fā)電機出口的勵磁變，經(jīng)可控硅整流、自動電壓調(diào)節(jié)器調(diào)節(jié)后，通過電刷和滑環(huán)接觸裝置而引入到轉子上并通過導電桿直接供給發(fā)電機的轉子繞組。啟勵電源取自本機 汽機 PC B 段 。 電刷采用了盒式刷握結構，運行時能安全、迅速地更換電刷，每次可更換一組電刷（ 4 個）。電刷采用天然石墨材料粘結制成，具有較低的摩擦系數(shù)并有自潤滑作 用。每個電刷帶有兩根柔性的銅引線刷辮。螺旋式彈簧恒定地將壓力施加到電刷中心上。刷握采用左右分瓣把合結構，由導電環(huán)、刷座及風罩等部件組成，對地絕緣。 發(fā)電機定子接線為雙 Y 型，其中性點經(jīng)變壓器接地，發(fā)電機出口裝有三組電壓互感器，供機組測量、保護及 AVR 等使用，發(fā)電機出口引線、中性點、高廠變高壓側及電壓互感器分支和勵磁變壓器分支引線均采用全連式分相封閉母線，自冷方式。 定子繞組由嵌入鐵芯槽內(nèi)的絕緣條形線棒組成，繞組端部為籃式結構，并且由連接線連接成規(guī)定的相帶組。采用連續(xù)式 F 級環(huán)氧粉云母絕緣系 統(tǒng)，表面有防暈處理措施。線棒由絕緣空心股線和實心股線混合編織換位組合而成。定子線棒是通過空心股線中的水介質(zhì)來冷卻的。冷卻水從勵端的匯流管和絕緣引水管并通過線棒端頭的水 電 接頭進入線圈，冷卻線圈后再經(jīng)過汽端的絕緣引水管和匯流管排入外部水系統(tǒng)。 定子鐵芯是用相互絕緣的扇形片疊裝制成的。為減少電氣損耗，扇形片采用高導磁低損耗的冷扎硅鋼片沖制而成。 轉子繞組采用具有良好的導電性能、機械性能和抗蠕變性能的含銀銅線制成。轉子繞組槽部采用氣隙取氣斜流通風的內(nèi)冷方式。利用轉子自泵風作用，從進氣區(qū)氣隙吸入氫 氣。通過轉子槽楔后，進入兩排斜流風道，以冷卻轉子銅線。氫氣到達底匝銅線后，轉向進入另一排風道，冷卻轉子銅線后再通過轉子槽楔，從出風區(qū)排入氣隙。轉軸由整鍛高強度、高導磁合金鋼加工而成。轉軸上加工有放置勵磁繞組的軸向槽，本體同時作為磁路。轉軸具有傳遞功率、承受事故狀態(tài)下的扭矩和高速旋轉產(chǎn)生的巨大離心力的能力。 發(fā)電機采用徑向多流式密閉循環(huán)通風，定子鐵芯沿軸向分為十三個風區(qū)，六個進風區(qū)和七個出風區(qū)相間布置。安裝在轉軸上的兩個軸流式風扇（汽、勵端各一個）將氫氣分別鼓入氣隙和鐵芯背部；進入鐵芯背部的氫氣，沿 鐵芯徑向風道冷卻進風區(qū)鐵芯后，進入氣隙；少部分氫氣進入轉子槽內(nèi)風道，冷卻轉子繞組；其他大部分氫氣再折回鐵芯，冷卻出風區(qū)鐵芯，最后從機座風道進入冷卻器；被冷卻器冷卻后的氫氣進入風扇前，進入再循環(huán)。 集電環(huán)采用耐磨合金鋼制成，與轉軸采用熱套裝配。 在集電環(huán)與轉軸之間設有絕緣套筒。集電環(huán)上加工有軸向和徑向通風孔。表面的螺旋溝可以改善電刷與集電環(huán)的接觸狀況，使電刷之間的電流分配均勻。 為了防止 因轉子旋轉時轉子線圈端部受到巨大的離心力對轉子線圈端部的破壞，采用了用非磁性、高強度合金鋼鍛件加工而成的護環(huán)來保護轉子線圈端部 。護環(huán)分別裝配在轉子本體兩端，與本體端熱套配合，另一端熱套在懸掛的中心環(huán)上。轉子線圈與護環(huán)之間采用模壓的絕緣環(huán)絕緣。 中心環(huán)對護環(huán)起著與轉軸同心的作用，當轉子旋轉時，軸的撓度不會使護環(huán)受到交變應力作用而損傷， 中心環(huán)還有防止轉子線圈端部軸向位移的作用。 為減少由于不平衡負荷產(chǎn)生的負序電流在轉子上引起的發(fā)熱，提高發(fā)電機承擔不平衡負荷的能力，在轉子本體兩端（護環(huán)下）設有阻尼繞組， 其齒部深入本體槽楔下。 發(fā)電機轉軸穿過端蓋處的氫氣密封依靠油密封的油膜來實現(xiàn)的。油密封采用單流環(huán)式結構。 定子繞組絕 緣在干燥狀態(tài)接近于工作溫度時測量，不小于 3 兆歐。（用 2500V 兆歐表測量）。 轉子繞組室溫下（ 20）測量不小于 1 兆歐。（用 500V 兆歐表測量）。 測溫元件（ 20）測量不小于 1 兆歐。（用 250V 兆歐表測量）。 25 軸承和油密封（勵端）對地絕緣電阻不小于 1 兆歐（用 1000V 兆歐表測量） 發(fā)電機 技術規(guī)范及特性 序號 項 目 單 位 設 計 數(shù) 據(jù) 1 型號 QFSN-600-2-22B 2 額定功率 MW(MVA) 600(667) 3 最大連續(xù)功率 MW（ MVA） 655.2(728) 4 額定電壓 KV 22 5 額定電流 A 17495 6 額定功率因數(shù) 0.9(滯后 ) 7 額定勵磁電流 A 4387.34 8 額定勵磁電壓 (100 ) V 400.1 9 空載勵磁電壓 V 121 10 空載勵磁電流 A 1798 11 額定頻率 Hz 50 12 額定轉數(shù) r/min 3000 13 相數(shù) 3 14 定子線圈接法方式 Y-Y 15 出線端子數(shù)目 6 16 冷卻方式 水氫氫 17 環(huán)境溫度 5 40 18 額定氫壓 Mpa 0.414 19 最高氫壓 Mpa 0.45 20 短路比 0.6034 21 超瞬變電抗 0.18 22 效率 98.95% 23 軸承座振動 mm 0.025 24 軸振 mm 0.075 25 漏氫 m3/d 12 26 勵磁方式 自并勵靜止可控硅勵磁 27 強勵頂值電倍數(shù) 2 28 強勵電壓響應比 倍 /s 2 29 允許強勵時間 S 20 30 發(fā)電機噪音 dB(A) 85 31 冷卻水進水溫度 20 30 32 冷卻水出水溫度 45 33 發(fā)電機 冷氫溫度 46 34 滅磁時間常數(shù) Tdm S 3.357 35 穩(wěn)態(tài)負序電流 I2/In % 8 36 暫態(tài)負序能力（ I2/In） 2 t S 10 37 允許頻率偏差 % 3 1 38 允許定子電壓偏差 % 5 39 失磁異步運行能力 MW 240 (持續(xù) 15 分鐘 ) 調(diào) 允許負荷變化范圍 40% 100% 26 40 峰 能力 每年允許啟停次數(shù) 250 次 總計允許啟停次數(shù) 10000 次 41 進相運行能力 MW 600MW COS =0.95(超前 ) 42 進相運 行時間 H 長期連續(xù)運行 43 轉動慣量 WR2 Kg.m2 9750 44 飛輪轉矩 GD2 t.m2 39.0 45 軸承失穩(wěn)轉數(shù) r/min 8000 46 發(fā)電機轉子熱伸長量 Mm 8.7 47 臨界轉速（一階） r/min 982 48 臨界轉速（二階） r/min 2671 49 定子兩相短路最大電磁力矩 t.m 1542.31(7.12 倍 MN) 50 定子線圈絕緣等級 F 51 轉子線圈絕緣等級 F 52 定子鐵心絕緣等級 F 53 定子繞組及出線水溫度 85（ 埋設檢溫計） 54 定子繞組層間溫度 120（埋設檢溫計） 55 層間溫度差 12 56 轉子繞組溫度 115（電阻法） 57 定子鐵心溫度 120（埋置檢溫計 58 定子端部結構件溫度 120（埋置檢溫計） 59 集電環(huán)溫度 120（溫度計法） 60 軸瓦溫度 90（檢溫計法） 61 軸承和油封回油溫度 70（檢溫計法） 62 定子線負荷 A/cm 1782.75 63 定子每相直流電阻（ 15） 0.0015 64 轉子繞組直流電阻 （ 15） 0.067715 65 定子繞組冷卻水進水溫度 40 50 66 定子繞組冷卻水進水量 t/h 45 67 定子繞組冷卻水進水壓力 MPa 0.1 0.2 68 定子繞組冷卻水導電率（ 20） s/cm 0.5 1.5 69 定子繞組冷卻水酸堿度（ PH） 7 8 70 定子繞組冷卻水硬度 gE/L 2 71 定子繞組冷卻水氨含量（ NH3） 允許微量 72 發(fā)電機氫氣冷卻器個數(shù) 4 73 發(fā)電機氫氣冷卻器進水溫度 20 33 74 發(fā)電機氫氣冷卻器出水 溫度 45 75 發(fā)電機氫氣冷卻器水量 t/h 4 95 27 76 發(fā)電機氫氣冷卻器進水壓力 MPa 0.2 0.3 77 發(fā)電機氫氣冷卻器水壓降 MPa 0.042 78 氫氣冷卻器風阻壓降 MPa 0.222 79 發(fā)電機充氫容積 m3 117 80 發(fā)電機充水容積 m3 0.5 81 氫氣純度 % 95 82 冷氫溫度 35 46 83 熱氫溫度 65 84 氫氣露點 14 25 85 發(fā)電機軸承潤滑油量 L/min 2 533.5 86 發(fā)電機穩(wěn)定軸承油 量 L/min 25 87 發(fā)電機進油壓力 Mpa 0.05 0.10 88 發(fā)電機進油溫度 35 45 89 發(fā)電機出油溫度 70 90 發(fā)電機密封油進油溫度 35 45 91 發(fā)電機密封油出油溫度 70 92 發(fā)電機密封油油量 L/min 2 90 93 發(fā)電機密封油額定進油壓力 Mpa 0.3 0.02 94 發(fā)電機定子槽數(shù) 42 95 定子鐵芯外徑 Da mm 2625 93 定子鐵芯內(nèi)徑 Di mm 1312 94 定子鐵芯長度 Li mm 6731 95 發(fā)電機并聯(lián)支路數(shù) 2 96 發(fā)電機轉子槽數(shù) 32 97 轉子本體有效長度 L2 mm 6909 98 轉子外徑 D2 mm 1124 99 發(fā)電機長（從汽端法蘭至隔音罩后壁） mm 14804.3 4 勵磁 部分 4.1 勵磁系統(tǒng) 概述 機組采用美國 GE 公司生產(chǎn)的 EX2100 自并勵靜止勵磁系統(tǒng)，勵磁裝置的電源取自連接在發(fā)電機出線上的由 順特 公司生產(chǎn)的三相單臺功率整流變壓器。 發(fā)電機的線電流和定子輸出電壓都是勵磁裝置的主要的反饋輸入，而直流電壓和電流則輸出到發(fā)電機的勵磁繞組。 勵磁裝置由功率整流模塊（ PCM）和冷卻風機、 功率整流變壓器、線電壓濾波器、軸電壓抑制器、滅磁模塊、診斷接口（ Keypad）、控制器和 I/O 板、控制電源組成 。 勵磁系統(tǒng)的控制是 控制 半導體可控整流橋回路的相位。 半導體可控整流橋 的觸發(fā)信號由控制器中的數(shù)字調(diào)節(jié)器產(chǎn)生。 控制器采用 冗余控制， M1 或 M2 都可以是工作的主控制器，而 C 監(jiān)控這二個主控制器，以決定那一個應當是工作的主控制器和那一個是后備的主控制器。 采用 兩個獨立的 自動跟蹤 和 觸發(fā)回路 ，保證了主、后備控制器之間的平穩(wěn)切換。 勵磁裝置的功率變換由橋式整流器，阻容濾波和控制回路等組成。 DCS 具有操作、顯示、報警功能 ， DCS 具有報警軟光字。 EX2100的硬件是包含在如下的三個柜中： 28 1) 控制柜，用于控制、通訊和 I/O板。 2) 輔助柜，用于起勵和保護回路，如滅磁和軸電壓抑制。 3) 功率整流柜，用于功率 半導體可控整流橋 元件，冷卻風機，直流接觸器和交流隔離開關。 4.2 設備規(guī)范 4.2.1 勵磁變壓器規(guī)范： 勵磁變壓器采用干式、單相變壓器，型號： DCB9-2200/22/ 3 ， Y/D-11 接線， 容量 32200kVA，單相變比 22/ 3 /830V，單相額定電流高壓側 173A，低壓側 2651A。 由順特電氣有限公司生產(chǎn)。 勵磁方式： 自并勵靜止勵磁系統(tǒng)。 勵磁調(diào)節(jié)器型式： GE 公司 EX2100 數(shù)字式自動勵磁調(diào)節(jié)器。 4.2.2 Ex2100 的規(guī)范 Ex2100 的規(guī)范 說明 功率整流模塊（ PCM） 單橋額定值 2923A 直流 并聯(lián)橋額定值 3 2923A 直流 ，為 3 橋 強勵要求 強勵倍數(shù)： 強勵電壓倍數(shù)不小于 2（對于發(fā)電機機端電壓 0.8UN），允許強勵時間為 10 秒。 電源 PCM 的電源 電壓源 發(fā)電機機端、廠用 10kV 母線（開機試驗用） PCM 的電源 VA（容量） 3 2200kVA PCM 的電源 頻率 3 相 50Hz， 5% 冷卻風機電源（ 3） 三相電源 ，交流 380V， 10A 起勵電源 汽機 PC B 段 兩相電源，交流 380V， 50Hz， 控制電源（ 2 橋冗余，熱備用） 二個交流電源和一個直流電源， 交流 額定 220V 15%，最大 10A。110V 直流電源，最大直流電流 10.6 A 單個 PCM 柜中的熱耗 10KW 輸入 /輸出 數(shù)量 電壓互感器（ PT） 2 組 3 相， 額定交流 100 V， 額定負載 1VA 電流互感器（ CT 5A） 2 A、 C 二相， 額定負載 6.25VA 86G 專用接點輸入（保護） 1 跳閘后斷開 52G 專用接點輸入（主斷路器） 1 并網(wǎng)后閉合 跳閘額定的接點輸出 2 在 110V 直流下，繼電器斷開特性為：電阻性負載 0.5A，電感性負載 0.2A 通用接點輸入 6 用戶的接點， 70V 直流由 ECTB 提供 通用 C 型接點輸出 4 在 110V 直流下，繼電器斷開特性為：電阻性負載 0.5A，電感性負載 0.1A 10V 差動放大器輸入 1 控制 自動交流電壓調(diào)節(jié)器 比例加積分，軟件實現(xiàn) ， 在全電壓范圍內(nèi) 0.25% 手動直流電壓 調(diào)節(jié)器 比例加積分，軟件實現(xiàn) ，在全電壓范圍內(nèi) 2.0% 保護特性 低勵磁限制器（ UEL） 過勵磁保護（ 76） 29 發(fā)電機勵磁回路接地檢測（ 64F） 發(fā)電機過電壓保護（ 24G） 失磁保護（ 40） V/Hz 限制（ 24）和跳閘（ 24T） 整流橋超溫（ 26） 勵磁繞組溫度（ 49） 相不平衡（ 22） PT 故障（ 60） 4.3 勵磁系統(tǒng)各元件的作用： 4.3.1 功率整流柜 功率整流柜中包含有功率整流模塊（ PCM），觸發(fā)脈沖放大器板（ EGPA），交流 隔離開關 。PCM的三相電源來自勵磁裝置外部的 勵磁變壓器 。交流電源通過交流 隔離開關 進入柜中， 并由輔助柜中的三相線電壓濾波器濾波。 4.3.2 手動交流隔離開關 手動交流隔離開關用作 勵磁變壓器 二次側與靜態(tài)勵磁裝置之間的隔離設備。它是一個澆鑄的盒子，三相、非自動、盤上安裝的開關，它是手動操作以隔離交流輸入電源。它是一種不帶負荷操作的隔離設備。 4.3.3 功率整流模塊（ PCM） 勵磁裝置的 PCM包括橋式整流器，直流臂熔絲，晶閘管保護回路和臂電感線圈。 4.3.4 橋式整流器 將三相交流電整流成直流電， 每一個整流橋都是三相全波晶閘管橋，該橋有 6個 半導體可控整流橋 晶閘管，由勵磁裝置的觸發(fā)脈沖放大器板（ EGPA）控制。 整流器產(chǎn)生的 熱量通過大型 的鋁冷卻鰭由頂部風扇排出。 4.3.5 橋臂電感線圈和元件緩沖器 換流電感線圈安裝在 晶閘管 的交流輸入橋臂中，而緩沖器從每一個 半導體可控整流橋 的陽極接到陰極的 RC電路。 半導體可控整流橋 緩沖器 、 線 -線緩沖器和線路電感線圈 共同限制通過 半導體可控整流橋 的電流變化率，緩沖導通時的電流、限制 半導體可控整流橋 元件上的電壓變化率，并在元件換流過程中限制出現(xiàn)在元件上的反向電壓 ，以防止 半導體可控整流橋 的誤動作。 由于采用了可逆橋設計，整流橋可以提供反向強制電壓，這提供了甩負荷和滅磁時的快速響應。整流橋的直流電流輸出通過一個分流器接到發(fā)電機 勵磁繞組。整流橋直流 側 的熔 斷器 保護 半導體可控整流橋 不受過電流的損害。 4.3.6 分流器 直流分流器提供了整流橋輸出電流的反饋信號，其輸出信號被輸入到 EDCF板上的差動放大器上。該放大器的輸出電壓控制振蕩器的頻率，它產(chǎn)生一個信號，經(jīng)光纖送到控制模塊。整流橋輸出電壓的反饋信號，以同樣的方法產(chǎn)生。 4.3.7 觸發(fā)脈沖放大器（ EGPA板） EGPA板將控制與功率整流橋聯(lián)系起來。 EGPA從控制器中的 ESEL板取得導通命令，對 6個 半導體可控整流橋 發(fā)出觸發(fā)脈沖。它也是導通電流反饋、整流橋通風和溫度監(jiān)測信號的接口。 勵磁裝置從安裝在 半導體可控 整流橋 散熱器上的兩個溫度開關上獲得溫度反饋。在溫度到達報警水平時（ 76），一個溫度開關 接通 ，在溫度達到跳閘水平時（ 87），另一個 接通 。這二個開關都接到 EGPA板，當任一個開關 接通 時，發(fā)出整流橋超溫報警。如果二個開關都 接通 ，發(fā)出故障和跳閘信號。 4.3.8 冷卻風機 半導體可控整流橋 采用風機強迫風冷。 風機由單相 115V 交流電源供電?？梢栽趧畲叛b置運行時更換風機。 30 4.3.9 慣性二極管滅磁 慣性二極管用來在勵磁開關斷 開以后消除勵磁電流。該二極管從發(fā)電機勵磁繞組的負端（二極管陽極）接到正端（二極管陰極）。 4.3.10 輔助柜 輔助柜布置在功 率整流柜的旁邊，它包含保護發(fā)電機的模塊并提供起勵直流電源。交流電源的濾波、滅磁、軸電壓的抑制、起勵等模塊，都安裝在這個柜中。 4.3.11 交流線電壓濾波器 由 RC串聯(lián)的濾波回路（緩沖器） 構成 ， 裝有熔斷器保護， 防止系統(tǒng)在 半導體可控整流橋 換流完成時出現(xiàn)的電壓尖峰 損壞整流元件 。 4.3.12 半導體可控整流橋 滅磁模塊（ EDEX） 在停機過程中， 為滿足快速滅磁的要求， 設置 半導體可控整流橋 滅磁模塊。在 EDEX模塊中，通過觸發(fā) 半導體可控整流橋 使 勵磁電流通過磁場放電電阻（或電感）消耗磁場能量。 該滅磁模塊有兩套獨立的觸發(fā)控制回路，每一個都是由勵磁 開關 狀態(tài)的輔助接點和整流橋運行狀態(tài)的輔助接點的并聯(lián)來激活。任何一個 控制回路 都可以觸發(fā)滅磁 半導體可控整流橋 ，但 半導體可控整流橋 只有在勵磁電壓反向時才能導通。如果沒有任何一個觸發(fā)控制回路能使該滅磁 半導體可控整流橋 觸發(fā)，當 所加 電壓超過擊穿二極管串的擊穿電壓時，它將因過電壓而觸發(fā)。 4.3.13 軸電壓抑制器 在 靜態(tài)整流的勵磁系統(tǒng) 中 ，在勵磁裝置的輸出端會產(chǎn)生紋波和尖峰電壓。由于它們的快速上升和快速衰減，這些電壓將從勵磁繞組耦合到轉子本體。這就在軸和地之間形成 軸 電壓。軸電壓若不有效控制，可能對軸頸和軸承造成損害。軸電壓抑制器是一種 濾波器，它將感應電壓的高頻分量導通入地 ，并限制由晶閘管換流引起的軸電壓峰值小于 7V。 4.3.14 起勵模塊 它提供初始勵磁電流并建立發(fā)電機電壓。在發(fā)電機起動程序中，從 汽機 PC B段 通過一臺隔離變壓器 提供大約 10%-15%的空載勵磁電流。 4.3.15 高電壓接口 -HVI 高電壓接口 HVI 包括交、直流母線和線電壓濾波器的 熔斷器 。它也包括為整流橋向控制和EXAM板提供反饋的兩個端子板。 EACF 板接受 功率整流變壓器 來的交流電壓信號和 電流互感器 來的電流信號。它設有變壓器以隔離電壓并形成低水平的信號。 EDCF 板測量整流橋的直流電流和直 流電壓，并通過光纜將它送到控制器。 4.3.16 控制電源 控制電源來自勵磁裝置的配電模塊（ EPDM）。它是由一個直流電源和一個或二個交流電源供電。 交流電源 要通過一個交流 /直流整流器 整流后 通過二極管與其他直流電源結合起來，形成直流母線，由該母線向控制模塊和觸發(fā)脈沖放大器板供電。 4.3.17 自動電壓調(diào)節(jié)器 AVR AVR功能塊保持發(fā)電機的端電壓 在給定植 。其整定值來自 EXASP功能塊，而反饋是發(fā)電機的端電壓。它們的差值被送到一個帶積分終端限制的比例積分調(diào)節(jié)器， 當 AVR投入運行時， 調(diào)節(jié)器產(chǎn)生的 輸出信號 直接 送到 勵磁電壓調(diào)節(jié)器（ FVR）的 輸出。 4.3.18 手動參考值 MANUAL REF MANUAL REF功能塊為 FVR或 FCR生成一個手動整定值。輸入到 MANUAL REF 的升 /降信息，來自數(shù)據(jù)高速網(wǎng)上的其他控制設備。 4.3.19 勵磁電壓和勵磁電流調(diào)節(jié)器 FVR FCR 勵磁電壓調(diào)節(jié)器（ FVR）為手動調(diào)節(jié)器，它采用發(fā)電機勵磁電壓作為反饋輸入。雖然 FVR允許勵磁電流作為勵磁繞組電阻的函數(shù)而變化，但 FVR使手動調(diào)節(jié)器完全獨立于過勵磁限制器。 FVR采用發(fā)電機勵磁電壓作為反饋，在其整定值是從 MANUAL REF功能塊而來。帶有積分終端限制的 PI（比例加積分） 調(diào)節(jié)器生成其輸出。在 AVR運行 方式時， AVR的輸出 直接送到 FVR的輸出。 31 勵磁電流調(diào)節(jié)器（ FCR）是手動調(diào)節(jié)的一種特殊應用，它用發(fā)電機勵磁電流作為反饋輸入。除了在發(fā)電機容量范圍之內(nèi)穩(wěn)定運行以外， FCR一般通過在高、低限之間切換其電流整定值以提供瞬時強勵能力。 4.3.20 低勵限制器 UEL UEL功能塊是一種輔助控制，以限制自動電壓調(diào)節(jié)器在低勵磁時降低無功電流（或無功功率）。UEL防止發(fā)電機的勵磁電流降低到超過小信號（靜態(tài)）穩(wěn)定極限或定子鐵芯端部發(fā)熱極限的水平。UEL由給定 值部分和調(diào)節(jié)部分組成，兩個關鍵輸入是發(fā)電機的 端電壓和有功功率。 4.3.21 電力系統(tǒng)穩(wěn)定器 PSS PSS功能塊為自動調(diào)節(jié)器提供一種附加輸入，以改善電力系統(tǒng)動態(tài)性能。本勵磁裝置 PSS是采用多輸入，它采用 發(fā) 電機電功率和內(nèi)部頻率（它近似于發(fā)電機轉子轉速），以得到一個正比于發(fā)電機轉子轉速的信號。該輸入信號完全是由發(fā)電機端測量的信號得出來的，不需要發(fā)電機軸轉速變送器。 4.3.22 滅磁 在發(fā)電機的停機過程中，發(fā)電機勵磁繞組電感中儲存的能量 由 EX2100勵磁裝置中的 EDEX滅磁模塊和磁場放電電阻 耗散掉。 標準的滅磁是由慣性二極管提供的。為得到更好的應用性能，滅磁模塊由安裝在大散熱器 上的一個晶閘管和緩沖網(wǎng)絡組成。 EDEX板上設有霍爾效應導通傳感器，這些傳感器安裝在板上環(huán)形鐵芯的氣隙中，它們測量流過該晶閘管的磁場放電電流所產(chǎn)生的磁場。裝置有兩個獨立的傳感器回路。當任何一個控制輸入為真，或者當 半導體可控整流橋 的陽極對陰極的電壓超過某一定值時， EDEX將 半導體可控整流橋觸發(fā)。板上兩個觸發(fā)控制回路由單獨的電源供電，并采用單獨的導通傳感器，以使它們相互獨立。 當勵磁停運時，一個 P24V的觸發(fā)控制信號送到這兩個滅磁模塊的觸發(fā)控制回路。兩個觸發(fā)控制回路都送出觸發(fā)脈沖，使滅磁 半導體可控整流橋 觸發(fā)。 此 時 勵磁主回路的電壓極性已經(jīng)反轉，使得 半導體可控整流橋 陽極對陰極的電壓為正，因此該 半導體可控整流橋 導通，通過磁場放電設備，耗散發(fā)電機磁場儲存的能量 。 如果兩個獨立的觸發(fā)控制回路都沒有能夠觸發(fā) 半導體可控整流橋 ，則當陽極對陰極的電壓超過所選擇的水平時，該 半導體可控整流橋 將由陽極觸發(fā)回路觸發(fā)。 勵磁回路中的主斷路器斷開時，其輔助接點引起 EDEX立即發(fā)出滅磁命令。 4.3.23 勵磁回路接地檢測器 發(fā)電機的勵磁回路是一個不接地的系統(tǒng)。勵磁回路接地檢測 器 （ EGDM）檢測發(fā)電機勵磁回路中任何點與地之間的泄漏電阻值。接地檢測系統(tǒng)采用一個 低頻對地方波電壓，并監(jiān)測流過一個高阻抗接地電阻上的電流。該方波為 50V直流 ，頻率為 0.2Hz 。 即使勵磁裝置沒有啟動， 勵磁 系統(tǒng)中從功率整流變壓器的二次側到發(fā)電機勵磁回路中任何一點的接地都能被檢測出來 。 接地檢測器的反饋電壓通過光纖送到 DSPX，由它進行監(jiān)測和報警。 4.4 起勵 起勵繼電器 由 EMIO板上的驅動器 通過 EXTB上的控制繼電器進行控制。 它們采用 冗余 控制 ，三個驅動器信號激活 EXTB板上的控制繼電器，輸出一個信號電壓激活輔助柜中的 起勵 繼電器。 起勵繼電器 的接點將從汽機 PC B段 引來的交流電壓經(jīng)二極管橋整流后并 濾波來的直流電壓加到發(fā)電機的勵磁回路。在起勵過程中，起勵模塊向發(fā)電機的勵磁繞組提供大約 15-20%的空載勵磁電流 。 4.5 起勵控制順序 運行人員發(fā)出 起勵命令 后，起勵 接觸器閉合， 然后起勵繼電器動作起勵 。當勵磁電流達到最大允許的起勵電流值（一般是 15-20%的 AFNL）時， 起勵繼電器 斷開。勵磁電流將通過慣性二極管衰減。如果在勵磁電流衰減到最小起勵電流的整定值（一般是 10%AFNL）之前， 勵磁未切換 ，將重復 起勵 。如果起勵電流值超過大約 25%AFNL或 經(jīng) 一定 延時后 勵磁未 切換 ， 則停止 起 勵 ，并發(fā)出故障 報警。 32 4.6 勵磁調(diào)節(jié)系統(tǒng)運行 4.6.1 勵磁系統(tǒng)分為自動運行方式和手動運行方式，在自動運行方式下又可分為自動電壓調(diào)節(jié)方式（ Auto）、恒無功方式（ VAR control）和恒功率因數(shù)方式（ PF control）； ； 4.6.2 發(fā)電機正常運行時，均應采用自動電壓調(diào)節(jié)方式（ Auto）；在電氣整套啟動試驗時采用手動運行方式（ Manual），一般不采用恒無功方式（ VAR control）和恒功率因數(shù)方式（ PF control）； 4.6.3 勵磁裝置內(nèi)部有兩個主控制器 M1 和 M2，可根據(jù)需要在啟勵前選擇，默認 M1 為主控制器 ，也可在運行中手動切換； 4.6.4 一般情況下，如運行中的主控 制器 M1（ M2）發(fā)生異常，裝置將自動切換，如運行人員發(fā)現(xiàn)主控制器異常，可強行切換，如勵磁系統(tǒng)發(fā)出切換閉鎖報警信號后，只有復位報警后，才能進行切換； 4.6.5 在運行中的自動勵磁調(diào)節(jié)器發(fā)生故障時，裝置將自動切換： M1（ AVR） M2（ AVR） M2（ FVR）或 M2（ AVR） M1（ AVR） M1（ FVR）； 4.6.6 當 運行中的自動勵磁調(diào)節(jié)器發(fā)生一組 PT 斷線時裝置報警 ；當 有兩組 PT 斷線時，裝置將按下列順序自動切換： M1（ AVR） M2（ AVR） M2（ FVR）或 M2（ AVR） M1（ AVR） M1（ FVR）。 4.6.7 機組啟動后 ， PSS 必須可靠投入運行。 4.6.8 自動勵磁調(diào)節(jié)裝置正常應保持投入狀態(tài)，且采用自動電壓調(diào)節(jié)方式，如采用其它控制方式需經(jīng)過調(diào)度部門批準； 4.6.9 當發(fā)電機自動勵磁調(diào)節(jié)裝置、 PSS 裝置異常退出時，應及時向調(diào)度部門匯報。 4.6.10 運行人員可以用 DCS 對勵磁系統(tǒng)進行控制操作，在機組起勵 、正常運行及停機 時采用 DCS操作，嚴禁運行人員就地操作。 第二章 機組自動控制 1 機組協(xié)調(diào)控制 1.1 工作模式 1.1.1 協(xié)調(diào)主控系統(tǒng)設計有 4 種運行方式，能平衡無擾動地自動或手動進行方式轉換，以適應機組自在不同工況下的安全運行。 4 種控制方式為：基本方式（全手動），鍋爐跟隨，汽機跟隨， 協(xié)調(diào)方式。另外還提供 3 種輔助控制方式：“ ADS”遙控方式，定壓控制方式，滑壓控制方式。 工作模式 鍋爐主控 汽機主控 調(diào)頻 手動 手動 手動 無 鍋爐跟隨（ BF） 調(diào)壓，負荷指令修正，能量信號前饋 手動 無 汽機跟隨（ TF） 手動 自動調(diào)節(jié)汽壓 無 協(xié)調(diào)（ CC） 調(diào)壓，調(diào)功，負荷指令前饋 調(diào)功，調(diào)壓，主汽壓力設定值校正的負荷指令前饋 有 1.1.2 主汽壓力變送器故障、汽輪機跳閘、主燃料跳閘、啟動旁路、電氣功率信號品質(zhì)壞、汽機非遠方操作方式、汽輪機負荷偏差經(jīng)延遲、汽機側 RB、人工請求從協(xié)調(diào)方 式切為鍋爐跟隨方式、人工請求從汽機跟隨方式切為基本方式都將使汽機主控切為手動； 1.1.3 電氣功率信號品質(zhì)壞、主汽壓力變送器故障、汽輪機跳閘、主燃料跳閘、速度級壓力高、速度級壓力變送器故障、燃料調(diào)節(jié)系統(tǒng)煤主控和油主控均手動、兩臺風機均手動、鍋爐側RB、人工請求從協(xié)調(diào)方式切為汽機跟隨方式、人工請求從鍋爐跟隨方式切為基本方式時都將使鍋爐主控切為手動； 33 1.1.4 燃料調(diào)節(jié)系統(tǒng)煤主控和油主控均手動時，主控系統(tǒng)的鍋爐主控跟蹤總燃料量； 1.1.5 只有當 DCS 系統(tǒng)、主汽壓力、速度級壓力、汽機系統(tǒng)、燃燒系統(tǒng)均正常、汽輪機負荷偏差沒有超限時才允許 DEH 遠方操作（ CCS 控制）。 1.2 運行方式切換 1.2.1. 汽機系統(tǒng)、鍋爐燃燒系統(tǒng)均正常，汽機主控和鍋爐主控都能投自動時就可運行于協(xié)調(diào)方式； 1.2.2. 在協(xié)調(diào)方式下，由手動連鎖條件引起的汽機主控切手動將運行方式切為鍋爐跟隨方式； 1.2.3. 在協(xié)調(diào)方式下，由手動連鎖條件引起的鍋爐主控切手動將運行方式切為汽機跟隨方式； 1.2.4. 在鍋爐跟隨方式下，由手動連鎖條件引起的鍋爐主控切手動將運行方式切為基本方式； 1.2.5. 在汽機跟隨方式下，由手動連鎖條件引起的汽機主控切手動將運行方式切為基本方式； 1.2.6. 由基本方式到汽機跟隨方式或鍋爐跟隨方式，再到協(xié)調(diào)方式，是根據(jù)汽機系統(tǒng)和 /或鍋爐 系統(tǒng)正常，汽機主控和 /或鍋爐主控具備投自動的條件時將汽機主控和 /或鍋爐主控投自動來實現(xiàn)負荷設定值 1.3 負荷設定值 1.3.1 系統(tǒng)在主輔機或子回路控制能力受限制的異常情況下，為保證鍋爐與汽機能力平衡以及鍋爐燃料、送風、給水等各子回路間的能力平衡。 CCS 設有：閉鎖增（ BLOCK INCREASE）、閉鎖減（ BLOCK DECREASE）、強迫負荷指令緩慢下降（ RUN DOWN）、輔機故障快速減負荷（ RUN BACK）。閉鎖增、閉鎖減條件基于兩個方面。 1.3.1.1 第一方面是與機爐協(xié)調(diào)直接相關的子系統(tǒng)閥位指令達到預定的最大、最小限 制，如： 1) 機組實際負荷指令達到操作人員設定的負荷最大、最小限值； 2) 一次風機閥位指令達到預定的最大、最小限值； 3) 給水泵轉速指令達到預定的最大、最小限值； 4) 送風機閥位指令達到預定的最大、最小限值； 5) 引風機閥位指令達到預定的最大、最小限值； 6) 汽機調(diào)門開度達最大、最小值； 1.3.1.2 第二方面是與機爐協(xié)調(diào)直接相關的子系統(tǒng)的過程參數(shù)與其設定值偏差超限，如機組實發(fā)功率、燃料量、給水量、風量、爐膛負壓等參數(shù)相對于各自設定值的偏差越過預定的高、低限，則對負荷指令進行方向閉鎖，限制機組負荷的速度與幅度。 1.3.1.3 一旦發(fā)生負荷指令的增 /減閉鎖，則 不管是就地還是遠方控制都無法改變機組負荷要求指令。 1.3.2 在某一子系統(tǒng)產(chǎn)生對機組負荷指令閉鎖增后，如果該子系統(tǒng)的閥位指令以及過程參數(shù)偏差都達到各自預定的限值，則產(chǎn)生負荷指令緩慢下降（ RUN DOWN）信號，當該子系統(tǒng)的過程參數(shù)偏差消失后，則負荷指令退出 RUN DOWN 狀態(tài)。本系統(tǒng) RUN DOWN 的條件有： 1.3.2.1 燃料量遠小于燃料指令，并且滿足下列條件之一： 1) 煤主控和油主控均自動且油主控指令達最大值和煤主控指令均達最大值； 2) 煤主控自動而油主控手動且煤主控指令達最大值； 3) 煤主控自動而油主控手動且煤主控指令達最大值； 1.3.2.2 送風量小于送風量指令，并且滿足下列條件之一； 1) 兩臺送風機均自動且閥位指令均達最大值； 2) 一臺送風機自動且其閥位指令達最大值而另一臺送風機手動； 3) 兩臺送風機均手動； 1.3.2.3 給水量小于給水量指令，并且給水泵出口調(diào)節(jié)閥指令達最大值，負荷指令 RUN DOWN； 1.3.2.4 爐膛壓力大于設定值，并且滿足下列條件之一； 1) 兩臺引風機均自動且閥位指令均達最大值； 34 2) 一臺引風機自動且其閥位指令達最大值而另一臺引風機手動； 3) 兩臺引風機均手動； 1.3.2.5 一次風壓小于設定值，并且滿足下列條件之一： 1) 兩臺一次風機均自動且閥位指令均達最大值； 2) 一臺一次風機自動 且其閥位指令達最大值而另一臺一次風機手動； 3) 兩臺一次風機均手動； 1.3.3 當機組運行在協(xié)調(diào)方式下，主要輔機發(fā)生跳閘并且負荷要求指令大于一臺該輔機負荷限值時，主控系統(tǒng)將產(chǎn)生 RUN BACK 信號，使機組負荷指令快速減到還在運行的輔機所能承擔的負荷。本系統(tǒng)對不同的輔機故障分別設定了不同的減負荷目標值和速率，并將協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)切換到相應的控制方式。本系統(tǒng)考慮了鍋爐給水泵、送風機、引風機、一次風機、空預器、失去 3 層煤以上等引起的 RUN BACK。這些均為鍋爐側輔機故障，它們引起RUN BACK 時，主控系統(tǒng)將由協(xié)調(diào)方式自 動切換到汽機跟隨方式。 機組運行在非協(xié)調(diào)方式，人工請求 DEH 就地方式，負荷閉鎖增或閉鎖減， ADS 指令品質(zhì)壞， RUN DOWN 或 RUN BACK ，禁止 ADS 遠方操作等都將退出遠方控制方式。 負荷目標值：人工設定 負荷變化率：人工設定 實際負荷設定值： 1.3.3.1 受人工設定的最大負荷、最小負荷設定值的限制。一旦機組的實際負荷指令達到 /最小限值，則負荷指令將被閉鎖（閉鎖增 /閉鎖減）。 1.3.3.2 向負荷要求指令爬坡 1.3.3.3 運行人員可通過操作按鈕實現(xiàn)遠方控制或就地控制。遠方控制時接收 ADS 命令。 1.3.3.4 當發(fā)生 RUN BACK 或 RUN DOWN 時，切換到 RUN BACK 目標值。 1.3.4 當機組運行在基本方式且非旁路模式同時功率信號品質(zhì)好，或協(xié)調(diào)方式下，負荷指令跟蹤實際功率；當機組運行在基本方式且旁路投入，或汽機跟隨方式下，負荷指令跟蹤鍋爐主控輸出。 在正常運行方式（旁路未投入），負荷指令處于跟蹤工況。 1.4 主汽壓力設定值 1.4.1 主汽壓力目標值由人工設定；當機 爐主控為基本方式或汽機旁路系統(tǒng)投入時主汽壓力目標值和設定值跟蹤主汽壓力信號。 1.4.2 主汽壓力設定值按爬坡速率向目標值爬坡；爬坡速率由人工設定，但要小于主汽壓力目標值與設定值之差。 1.4.3 滑 壓方式下，主汽壓力設定值由負荷指令經(jīng)函數(shù)器與汽機調(diào)門開度修正產(chǎn)生，并受主汽壓力最大值限幅。 1.4.4 在汽包水位不高情況下發(fā)生 RUNBACK 時，主汽壓力設定值由負荷指令經(jīng)函數(shù)器與人工修正后與主汽壓力信號比較取最大值。 1.5 定壓 /滑壓運行方式 1.5.1 選擇滑壓 :在協(xié)調(diào)方式下，人工請求進入滑壓模式?；瑝耗Ｊ街荒茉趨f(xié)調(diào)或爐跟隨方式下使用。 1.5.2 退出滑壓：（或） 1.5.5.1 人工請求； 1.5.5.2 進入基本模式； 1.5.5.3 RUNBACK 狀態(tài)； 1.5.5.4 啟動旁路； 1.5.5.5 進入汽機跟隨模式； 1.5.5.6 負荷 85%。 35 1.5.3 滑壓模式下，閥門開度固定，但有 10%的調(diào)節(jié)范圍。 1.5.4 人工請求、定壓運行、主汽壓力設定 值偏離目標值都將引起主汽壓力設定值爬坡； 1.5.5 主汽壓力設定值爬坡保持：（或） 1.5.5.1 人工請求； 1.5.5.2 滑壓運行； 1.5.5.3 主汽壓力設定值不偏離目標值； 1.5.5.4 進入基本模式； 1.5.5.5 RUNBACK 狀態(tài)。 1.6 CCS 與 DEH 的接口 CCS 與 DEH 的接口有脈沖指令模式和模擬量指令模式兩種。脈沖指令模式中， CCS 送給DEH 的負荷指令信號為脈沖量即增負荷脈沖指令和減負荷脈沖指令；模擬量指令模式中， CCS送給 DEH 的負荷指令信號為模擬量指令。兩種模式的其它接口信號一致。以下信號接口是一定要有的： 1.6.1 CCS 送至 DEH 的信號有： 增負荷脈沖指 令、減負何脈沖指令（或模擬量負荷指令）。脈沖指令的脈寬參數(shù)設置一般為 100 300ms(OVATION 系統(tǒng)是通過對 RLI 的相關設置實現(xiàn) )。 1.6.2 DEH 送至 CCS 的信號有： DEH 處于遠方操作模式（開關量）； 負荷參考（模擬量） 1.7 ADS 接口 在 LDC 自動時，且網(wǎng)控發(fā)出 ADS 遠方控制有效的脈沖信號后，操作員通過鍵盤發(fā)出將機組投入遠方控制指令后，機組即進入“遠操”方式。 1.7.1 LDC 非自動狀態(tài) 1.7.2 機組做控制方式切換時操作員發(fā)出 LOCAL 請求 1.7.3 負荷閉鎖增 1.7.4 負荷閉鎖減 1.7.5 ADS 指令品質(zhì)壞 1.7.6 發(fā)生 RUN BACK 或 RUN DOWN 1.7.7 遠控發(fā)出 ADS 無效的脈沖信號 1.7.8 當上述條件不成立時，則發(fā)出允許“ CCS PERMIT ADS”信號，用于通知遠控此時可以投入 ADS 遠方控制方式。 2 爐膛壓力控制 2.1 3 個爐膛壓力測點經(jīng) 3 取中，作為反饋信號。 2.2 送風指令作為前饋信號。前饋作用一般不能太大，作用系數(shù)一般小于 0.3。 2.3 操作回路設有閉鎖升、閉鎖降、優(yōu)先升、優(yōu)先降操作。 2.4 防喘振功能：當有喘振時，指令優(yōu)先降到合適的底限并切為手動。 2.5 當爐膛壓力低一值時，形成升禁止信號，限制引風機擋板進一步打開，只能關?。煌瑫r將爐膛壓力低一 值信號引至送風機系統(tǒng)，閉鎖送風機動葉關小，只能開大。當有 SCS 強降信號來時，強制關小引風機擋板。 2.6 當爐膛壓力高一值時，形成降禁止信號，限制引風機擋板進一步關小，只能打開；同時將爐膛壓力高一值信號引至送風機系統(tǒng)，閉鎖送風機動葉開大，只能關小。當有 SCS 強升信號來時，強制開大引風機擋板。 2.7 MFT 發(fā)生，引風擋板開度在原開度值下迅速關小一個開度，該關小開度是送風量的函數(shù)，經(jīng)過一定時間（時間可調(diào)）后，引風擋板釋放到正常的爐膛壓力控制。 36 2.8 當爐膛壓力遠高于其設定點時，邏輯回路將產(chǎn)生 BLOCK INC 信號送至 LDC 的負荷 指令回路，禁止 LDC 負荷指令增大，若爐膛壓力仍未降低則使負荷指令緩慢下降。 2.9 由于爐膛壓力信號總是帶有小幅度的噪聲干擾信號，直接采用這樣的測量信號會引起引風機擋板動作過于頻繁，不利于機組安全運行。而如果對爐膛壓力信號進行慣性濾波，又增加了爐膛壓力測量值的反應時間，使調(diào)節(jié)變得不靈敏。因此宜采用調(diào)節(jié)器內(nèi)的死區(qū)來改善調(diào)節(jié)性能。死區(qū)設置一般推薦為 0.02KPa 左右（可根據(jù)具體工程設定）。 2.10 控制回路相關測點。 3 空氣、燃料命令 3.1 空氣量命令： 3.2 鍋爐主控命令經(jīng)過動態(tài)校正、函數(shù)變換、氧量修正后與修正（使風量和燃料量能夠直接比較 ）后的實際燃料量、 30%的最低風量高選而形成最后的風量指令。確?！案谎酢惫r運行。 3.3 氧量設定值： 3.4 負荷命令經(jīng)函數(shù)（不同負荷下的最佳氧量曲線）形成氧量設定值的主要成分，并可由人工設定偏置量。 3.5 燃料量命令： 3.6 鍋爐主控輸出與修正后的實際風量經(jīng)低選形成最后的燃料命令。 3.7 燃料 空氣交叉限制實現(xiàn)在負荷變動過程中保證富氧燃燒。 3.8 氧量控制回路 PID 之后設置 M/A 站。 3.9 氧量校正 M/A 站后設置 f(x)函數(shù)塊，以靈活設置校正作用大小和范圍。 4 送風量控制 4.1 調(diào)節(jié)送風機的動葉位置，控制二次風量。兩側的二次風量分別經(jīng)溫度修正，二次風與 一次風的總和為總風量。 4.2 操作回路設有閉鎖升、閉鎖降，操作員的優(yōu)先升、優(yōu)先降。防喘振通過優(yōu)先降實現(xiàn)。 4.3 空氣量命令值經(jīng)函數(shù)后作為前饋信號。 4.4 當送風機動葉出力達最大，而送風量仍然遠小于指令時，邏輯回路將產(chǎn)生 BLOCK INC信號送至 LDC 的負荷指令回路，禁止 LDC 負荷指令增大，若爐膛壓力仍未降低則使負荷指令緩慢下降。 4.5 控制回路相關測點 4.6 采用氧量校正，暫不考慮 CO 校正。 5 一次風壓控制 5.1 鍋爐負荷（校正后的蒸汽流量）經(jīng)函數(shù)形成一次風壓的設定值。 5.2 兩個差壓測點經(jīng)低選作為一次風壓反饋信號。 5.3 當一次風擋板出力已達最大，而 一次風壓仍然遠小于設定值時，邏輯回路將產(chǎn)生 BLOCK INC 信號送至 LDC 的負荷指令回路，迫使負荷指令緩慢下降。 5.4 控制回路相關測點。 6 燃料控制 6.1 總燃料量計算 6.2 將各個磨煤機的給煤量信號及燃油流量信號分別整定后相加得出的。 6.3 燃料命令經(jīng)動態(tài)修正后作為給煤機主控制器的設定值。 6.4 給煤機主控制器輸出經(jīng)“平衡”算法送至各個給煤機的 M/A 站。 6.5 MFT 時將強制關小給煤機轉速。 6.6 當給煤機主控指令已達最大值，而燃料量仍然遠小于設定值時，邏輯回路將產(chǎn)生 RUN 37 DOWN 信號送至 LDC 的負荷指令回路，迫使負荷指令緩慢下降。 6.7 各層 給煤機都手動、任何一個煤量變送器品質(zhì)壞、給煤機主調(diào)節(jié)器的過程量和設定值偏差大、送風機手動、 MFT 都將形成給煤機主控切手動的信號。給煤機對應的磨煤機停運或磨煤機的熱風擋板手動或磨煤機的冷風擋板手動或 MFT 或 FSSS 發(fā)來的強制信號都將使該給煤機M/A 站切手動。 6.8 控制回路相關測點。 7 磨煤機調(diào)節(jié) 7.1 直吹式：熱風擋板調(diào)節(jié)負荷（風量），冷風擋板調(diào)磨出口溫度；個別機組則采用熱風調(diào)出口溫度，冷風調(diào)負荷或入口負壓的方式。磨出口溫度的控制可采用磨入口溫度、出口溫度串級調(diào)節(jié)的方式，以提高控制效果。 7.2 各給煤機指令經(jīng)整定后作為磨煤機風 量控制的設定值和前饋信號。 7.3 來自 FSSS 的強制信號對磨煤機冷、熱風擋板具有優(yōu)先控制權，實現(xiàn)所謂的超弛控制，并將使冷、熱風擋板調(diào)節(jié)器切手動同時將在操作員站上報警。 7.4 MFT、擋板位置偏差、調(diào)節(jié)器 PV 與 SP 偏差也將使冷、熱風擋板調(diào)節(jié)器切手動。 7.5 控制回路相關測點。 8 燃油控制 8.1 燃油控制在保證最低油壓下調(diào)節(jié)燃油流量。 8.2 燃油調(diào)節(jié)器 PV 與 SP 偏差、燃油調(diào)節(jié)閥位置偏差、 MFT 或 OFT 都將形成燃油調(diào)節(jié)閥切手動的信號。設定值來自鍋爐主控指令與投運燃燒器總數(shù)換算值的低選。 8.3 接收 BMS 來的強升信號。 8.4 控制回路相關測點。 9 鍋爐給水控制 9.1 控制回路相關測點。 9.2 給水泵再循環(huán)調(diào)節(jié)門控制，調(diào)節(jié)給水泵的入口流量，防止汽蝕。通過給水泵轉速對應的函數(shù)關系加上一個設定調(diào)整值作為設定值來調(diào)入口流量。 9.3 給水采用三沖量的調(diào)節(jié)方法，汽包水位進行三選后取值，總給水流量是把給水流量經(jīng)過溫度補償后加上過熱器減溫水求和得到，用速度級壓力來計算主蒸汽流量。 10 過熱汽溫控制 10.1 一級過熱汽溫控制，通過串級回路來控制一級出口過熱器汽溫，其中主回路用來調(diào)過熱二級減溫器入口溫度，副回路用來調(diào)過熱一級減溫器出口溫度。 10.2 二級過熱汽溫控制，通過串級回路來控制主蒸汽溫度，其中主回路用來調(diào)主蒸汽 溫度，副回路用來過熱二級減溫器出口溫度。 11 再熱汽溫控制 11.1 再熱汽溫的設定值由負荷的函數(shù)形成，在滑壓、定壓兩模式下用不同的函數(shù)器。 11.2 再熱汽溫的調(diào)節(jié)原則為擺動火嘴或煙氣擋板粗調(diào)，噴水調(diào)節(jié)細調(diào)。擺動火嘴或煙氣擋板調(diào)節(jié)設置調(diào)節(jié)死區(qū)。 11.3 為保證再熱汽溫度有一定的過熱度，噴水調(diào)節(jié)的主調(diào)節(jié)器的輸出與高于飽和溫度一定值的再熱溫度高選后形成副調(diào)節(jié)器的設定值。 11.4 引入總風量、主蒸汽流量作為前饋信號。 11.5 MFT、汽機跳閘、低負荷、發(fā)電機故障、噴水閥位命令足夠小，都形成關閉噴水隔離閥的命令。 38 11.6 MFT、汽機跳閘、低負荷、噴水隔離閥關閉、噴水 閥位命令足夠小，都形成強制關小噴水閥的命令。 11.7 控制回路相關測點。 12 輔助風（二次風）、燃料風擋板及過燃風擋板控制 12.1 輔助風（二次風）調(diào)節(jié)系統(tǒng)取總風量表征鍋爐負荷經(jīng)函數(shù)發(fā)生器形成風箱與爐膛差壓的設定值。 12.2 當油層投入時油壓信號經(jīng)函數(shù)器形成燃油層對應的風箱擋板命令。當該層油退出時，將接受二次風主調(diào)節(jié)器發(fā)出的指令。 12.3 燃料風擋板開度指令是操作員設定。 12.4 本工程二次風門控制擋板共 18 層， 72 個執(zhí)行機構，分別如下： 12.5 燃料風擋板有： A 層、 B 層、 C 層、 D 層、 E 層、 F 層、 G 層、 H 層； 12.6 燃盡風擋板有： OFA11 層、 OFA12 層；指令由 主蒸汽流量經(jīng)函數(shù)發(fā)生器形成； 12.7 輔助二次風擋板 T11 層、 S11 層、 FG 層、 BC 層是用來控制燃燒器大風箱與爐膛出口壓差，該壓差設定值是校正后的主蒸汽流量的函數(shù)。 13 除氧器水位控制及空冷凝汽器熱井水位控制 13.1 除氧器水位調(diào)節(jié)在啟動和低負荷階段采用單沖量控制，正常采用三沖量控制。給水流量作為除氧器水位三沖量調(diào)節(jié)的前饋信號。凝結水流量作為三沖量副調(diào)節(jié)器的過程量。 13.2 除氧器水位高時將引起出氧氣輔助上水閥強關。當空冷凝器器水位高或低時將發(fā)出打開或關閉空冷凝汽器在循環(huán)門的信號。 13.3 空冷凝汽器熱井水位通過補充水調(diào)節(jié)。 13.4 調(diào)節(jié)器與 PV 與 SP 偏差、調(diào)節(jié)閥位置偏差都將使調(diào)節(jié)器 M/A 站切手動。 13.5 控制回路相關測點。 14 除氧器壓力控制 14.1 除氧器壓力調(diào)節(jié)器設定值在正常時由人工設置，調(diào)節(jié)器維持除氧器壓力在設定值以上汽輪機跳閘時，引入以較高的設定值，此值隨時間下降，以防止除氧器蒸發(fā)引起給水泵的汽蝕。正常運行時，設定值跟蹤除氧器壓力。 14.2 調(diào)節(jié)器與 PV 與 SP 偏差、調(diào)節(jié)閥位置偏差都將使調(diào)節(jié)器 M/A 站切手動。 14.3 控制回路相關測點。 15 高加水位控制 15.1 設定值由人工設定。 15.2 高加水位調(diào)節(jié)在負荷時通過調(diào)節(jié)水位調(diào)節(jié)閥和至疏擴的疏水閥來維持水位；當負荷時調(diào)節(jié)水位調(diào)節(jié)閥 維持水位，至疏擴的疏水閥處于全關狀態(tài)。 15.3 調(diào)節(jié)器與 PV 與 SP 偏差、閥位與指令偏差超限、來至的高加解列信號將使調(diào)節(jié)器 M/A站切手動。 15.4 控制回路相關測點。 16 低加水位控制 16.1 設定值由人工設定。 16.2 低加水位調(diào)節(jié)器與 PV 與 SP 偏差、閥位與指令偏差超限、來至的低加解列信號將使調(diào)節(jié)器 M/A 站切手動。 16.3 控制回路相關測點。 39 第三章 機組試驗 1 試驗總 則 1.1 設備試驗必須經(jīng)值長同意并下達試驗命令后方可執(zhí)行。 1.2 設備試驗由檢修負責人協(xié)調(diào)，運行人員配合操作 ,有關人員在場。 1.3 機組大小修后，必須先進行主輔設備的保護、 聯(lián)鎖試驗，試 驗合格后才允許設備試轉和投入運行。 1.4 進行各項試驗時，要根據(jù)試驗措施要求，嚴格按規(guī)定執(zhí)行。 1.5 設備系統(tǒng)檢修、保護和聯(lián)鎖的元器件及回路檢修 后 ,必須進行相應的試驗且合格，其它保護 聯(lián)鎖只進行投停檢查。 1.6 有近控、遠控的電動門、氣動門、伺服機構，遠控、近控都要試驗 ， 開度指示與就地 指示應一致 ， 并記錄開、關時間。有中間停止的電動門及風門擋板要試驗中間停止正常 。對已投入運行的系統(tǒng)及承受壓力的電動門、調(diào)節(jié)門不可試驗 。氣動調(diào)節(jié)裝置應動作靈活，無漏氣及異?，F(xiàn)象。 1.7 設備試驗方法分靜態(tài)、動態(tài)兩種：靜態(tài)試驗時， 10KV 、 3KV輔機 電源開 關送至試驗位 ，400V低壓 輔機 電源 開關送至試驗位（無試驗位送工作位） ；動態(tài)試驗時，操作、動力電源均送上。動態(tài)試驗必需在靜態(tài)試驗合格后方可進行。 1.8 機組、設備聯(lián)鎖保護試驗前，熱工人員需強制滿足有關條件。進行設備聯(lián)鎖試驗前，應先進行就地及集控室手動啟停試驗并確認合格。 1.9 各聯(lián)鎖、保護及事故按鈕試驗動作應準確、可靠，聲光報警、 OIS畫面狀態(tài)顯示正常。 1.10 機組正常運行中的定期試驗，應選擇機組運行穩(wěn)定時進行，并嚴格按操作票執(zhí)行。運行中設備的試驗，應做好局部隔離措施，不得影響運行設備的安全。對于試驗中可能造成的后果，應做好事 故預想。 1.11 試驗后應恢復強制條件，并可靠投入相應的保護聯(lián)鎖，不得隨意改動，否則應經(jīng)過規(guī)定的審批手續(xù)。 1.12 試驗結束， 必須 做好系統(tǒng)及設備的恢復工作，校核保護 定 值正確，分析試驗結果，做好詳細記錄。 1.13 試驗結束后，各設備應停動力電源。不停電應做好防誤啟措施，需啟動的設備開關應切至 “遠方 ”位置。 2 鍋爐試驗 2.1 水壓試驗 2.1.1 水壓試驗的目的 鍋爐水壓試驗的目的主要是檢查鍋爐各承壓部件和汽水系統(tǒng)閥門的強度和嚴密性，是保證鍋爐安全運行的重要措施之一。 2.1.2 水壓試驗分類及范圍 2.1.2.1 鍋爐水冷壁、過熱器、省煤器、再熱器等承壓部件在投運前或大修后，必 須進行工作壓力水壓試驗；新安裝鍋爐或承壓部件嚴重損壞大面積更換受熱面后，必須進行超壓試驗。 2.1.2.2 水壓試驗分為主蒸汽系統(tǒng)和再熱蒸汽系統(tǒng)兩部分： 2.1.2.3 主蒸汽系統(tǒng)水壓試驗：過熱器、水冷壁、省煤器、汽包作為一個整體以汽包設計壓力進行水壓試驗。 2.1.2.4 再熱蒸汽系統(tǒng)水壓試驗：以再熱器進口設計壓力單獨進行水壓試驗。 2.1.2.5 水壓試驗分為工作壓力水壓試驗和超壓水壓試驗，水壓試驗壓力如下表所示： 40 名 稱 設計壓力 正常水壓試驗壓力 超壓試驗壓力 單位 MPa MPa MPa 水冷壁及過熱器 19 95 19 95 29 925 再熱器 4.32 4.32 6.48 2.1.2.6 正常水壓試驗應在鍋爐水沖洗后進行，水壓試驗后進行機組啟動，若因工期要求先進行水壓試驗，試驗后應進行爐水循環(huán)泵沖洗。 2.1.2.7 水壓試驗的范圍，主蒸汽系統(tǒng)水壓試驗自給水泵出口至汽輪機高壓主汽門前；再熱蒸汽系統(tǒng)水壓試驗自冷再進口管道水壓試驗閥后至汽輪機中壓主汽門前。 2.1.3 水壓試驗必需具備下列條件 ： 2.1.3.1 鍋爐受熱面工作結束，各閥門及熱工元件齊全、完整，各人孔、檢查孔封閉，檢修人員離開現(xiàn)場，現(xiàn)場清理干凈，工作票終結。 2.1.3.2 水壓試驗前主蒸汽、再熱汽熱段管道上的支 吊架、各聯(lián)箱的支吊架閉鎖，水壓試驗后恢復。 2.1.3.3 汽輪機高、中壓主汽門采取可靠的防進水保護措施。 2.1.3.4 汽包和再熱器就地應安裝經(jīng)校驗合格的精密壓力表，主控控制盤上的汽包和再熱器壓力指示表已經(jīng)校驗準確。 2.1.3.5 就地壓力表處、臨時升壓泵處、集控室，應設專人監(jiān)視并有可靠的通訊聯(lián)系。 2.1.3.6 水壓試驗應儲備足夠的合格除鹽水，上水溫度應控制在 21 71，防止受熱面冷脆變形。 2.1.3.7 給水泵應具備運行條件。 2.1.3.8 閉鎖所有安全門（加裝水壓試驗閥瓣） ,防止水壓試驗時安全門動作。 2.1.3.9 所有閥門應調(diào)節(jié)自如，且正確安裝就位，各閥門水壓試驗應先進行二次門，后進行一次門。 2.1.3.10 水位計、爐水循環(huán)泵只參加工作壓力水壓試驗，不參加超壓水壓試驗。 2.1.4 水壓試驗方法及步驟 水壓試驗由檢修負責人主持，運行人員負責操作，超壓試驗時總工程師必須在場。水壓試驗按主汽和再熱汽兩部分進行，正常壓力水壓試驗時主蒸汽系統(tǒng)由給水泵上水升壓，再熱蒸汽系統(tǒng)經(jīng)再熱汽減溫水母管接臨時管道至墻式再熱器入口聯(lián)箱上水升壓。若做超壓水壓試驗時，主蒸汽系統(tǒng)應由臨時升壓泵升壓。 2.1.4.1 再熱器水壓試驗步驟 : 1) 開啟再熱蒸汽系統(tǒng)所有空氣門，啟動給水泵，通過再熱汽減溫水母管接臨時管道至墻式再熱器入口聯(lián)箱接頭上水 (再熱汽冷段水壓試驗閥嚴密關閉 ),當各空氣門跑水后，并確認空氣排盡后關閉。利用給水泵勺管和出口調(diào)整門以 0.294MPa/min 的速度對再熱蒸汽系統(tǒng)升壓。 2) 水壓試驗壓力以再熱器出口集箱就地壓力表讀數(shù)為準，當再熱器出口壓力達到 2.0MPa 時 ,維持壓力由檢修人員對再熱器受熱面進行全面檢查。 3) 再熱器繼續(xù)升壓至 4.32MPa，立即停止升壓，由檢修人員對再熱器系統(tǒng)進行全面檢查，并觀測5 分鐘內(nèi)壓力下降情況，對缺陷及泄漏情況做好記錄。 4) 如需要做超壓試驗，以 0.15MPa/min 的速度升壓至 6.48MPa，立即停止升壓，關閉給水泵勺管和出口調(diào)整門，記錄壓 力下降情況。保持 20 分鐘后，以 0.15MPa/min 的速度降壓至 4.32MPa，由專業(yè)人員對再熱器受熱面及相關閥門、附件進行全面檢查，觀測有無缺陷、泄漏及異常現(xiàn)象，做好標記和記錄。 5) 檢查完畢后再熱器系統(tǒng)放水泄壓。以 0.3MPa/min 降壓速度降壓，再熱器壓力降至零后，打開再熱器空氣門對再熱器系統(tǒng)放水。 6) 再熱器水壓試驗結束后，應將各設備、閉鎖裝置及時恢復正常。 2.1.4.2 主蒸汽系統(tǒng)水壓試驗步驟 : 1) 主蒸汽系統(tǒng)水壓試驗時，鍋爐上水前，對爐水循環(huán)泵進行沖洗、注水，沖洗合格后， 41 投入連續(xù)注水。 2) 鍋爐按正常上水程序上至汽包正常 水位，待各處的空氣門充分跑水后，依次關閉，然后繼續(xù)上水直至汽包、過熱器滿水為止。 3) 鍋爐滿水后，用給水泵轉速與給水泵出口調(diào)節(jié)門相配合，以 0.294MPa/min的速度升壓。 4) 當汽包壓力升至 2.1MPa時，停止爐水循環(huán)泵連續(xù)注水。 5) 當汽包壓力升至 5.0MPa時，停止升壓，由檢修人員進行全面檢查。 6) 如無缺陷和泄漏，繼續(xù)升壓，當汽包壓力升至 10.0MPa時，停止升壓，由檢修人員進行全面檢查。 7) 當汽包壓力升到 15.0 MPa時，暫停升壓且保持壓力穩(wěn)定，閉鎖電磁安全門（ PCV），由檢修人員進行全面檢查。 8) 鍋爐繼續(xù)升壓 至汽包壓力 17.9MPa時，維持壓力不變，由檢修人員對鍋爐受熱面及相關閥門、管道支吊架系統(tǒng)及膨脹情況、附件進行全面檢查。 9) 鍋爐以 0.15MPa/min 的速度升壓至汽包工作壓力 19.95MPa 時，停止升壓，保持 20分鐘，由檢修人員進行全面檢查，并觀測 5 分鐘內(nèi)壓力下降情況，對缺陷及泄漏情況做好記錄。 10) 若進行超壓試驗，試驗前將爐水循環(huán)泵做好隔離措施，當壓力升至汽包工作壓力時解列汽包水位計，關閉給水泵出口調(diào)節(jié)門，由臨時升壓泵升壓，以 0.15MPa/min 的速度升壓至汽包壓力 29.925MPa 時，停止升壓，保持 10 分 鐘，以 0.15MPa/min 的速度降至工作壓力 19.95MPa，由檢修人員進行全面檢查，并觀測 5 分鐘內(nèi)壓力下降情況，對缺陷及泄漏情況做好記錄。 11) 水壓試驗結束后，用后墻水冷壁放水門以 0.5MPa/min的速度降壓。當汽包壓力降到 15.0MPa時，停止降壓，待取下安全門卡具后再繼續(xù)降壓。當壓力降至零時，開啟水冷壁、省煤器、過熱器疏放水門、空氣門，過熱蒸汽系統(tǒng)全面放水。 2.1.5 水壓試驗的注意事項 2.1.5.1 水壓試驗過程中必須由檢修和運行領導在現(xiàn)場指揮，進行超壓試驗時，總工必須在場。 2.1.5.2 鍋爐進行超壓試驗過程中，檢查人員必須在安全的 地方停留，禁止任何檢查工作，只有壓力降到工作壓力后才能進行全面檢查。 2.1.5.3 升壓過程中，一旦發(fā)現(xiàn)承壓部件泄漏，應立即停止升壓，打開放水門進行泄壓。 2.1.5.4 水壓試驗時，應加強就地壓力表、臨時升壓泵處和集制室的聯(lián)系，在就地壓力表處應連續(xù)讀數(shù)，當接近試驗壓力時，應降低升壓速度，以防超壓。 2.1.5.5 超壓期間必須嚴格控制壓力，不允許超過試驗壓力的 6%。 2.1.5.6 為防止再熱器、輔助蒸汽、吹灰系統(tǒng)等非高壓系統(tǒng)超壓，試驗時應做好隔離措施，并開啟有關疏水門，試驗升壓期間應注意對這些系統(tǒng)進行檢查。 2.1.5.7 鍋爐各閥門的水壓試驗應先試驗二次門（即開起一次門），后試 驗一次門（即關一次門后開起二次門）。 2.1.5.8 如在水壓試驗前未進行水沖洗或水沖洗不合格，則在水壓結束后再進行水沖洗，保持爐水循環(huán)泵連繼注水，只有鍋爐水質(zhì)合格后，方可停止爐水循環(huán)泵注水。 2.1.5.9 進行超壓試驗時，就地水位計應解列。 2.1.5.10 爐水循環(huán)泵電機不參加超壓水壓試驗。 2.1.5.11 各高壓加熱器不參加水壓試驗。 2.1.5.12 鍋爐水壓試驗結束后，應使各設備、閉鎖裝置及時恢復正常。 2.1.5.13 （ 13）升壓過程中，若發(fā)生超壓應立即停止升壓，用后墻水冷壁放水電動門進行泄壓。 2.1.6 2水壓試驗的合格標準 2.6.2.1 5分鐘內(nèi)壓力下降速度 0.294MPa/min。 42 1) 水壓試驗后受熱面沒有殘余 變形。 2) 受熱面焊口、法蘭沒有滲水、漏水現(xiàn)象。 3) 符合上述條件，水壓試驗為合格。 2.2 鍋爐安全門校驗 2.2.1 安全門校驗的原則 2.2.5.1 新安裝的鍋爐或經(jīng)過大小修后或安全門經(jīng)過檢修均應按安全門動作定值進行校驗，為保證安全閥動作可靠，應定期進行排汽試驗。 2.2.5.2 電磁安全門熱控、電氣回路的試驗在每次機組啟動期間進行一次。 2.2.5.3 安全門校驗必須制定相應的安全措施，由鍋爐檢修人員指揮，運行人員負責操作，檢修人員負責檢查。檢修、運行負責人及鍋爐監(jiān)察工程師應到現(xiàn)場。 2.2.5.4 安全門校驗一般應在機組未沖轉時進行。如需帶負荷試驗，必須經(jīng)總工程師批準，并制定完整的安全技 術措施。 2.2.5.5 安全門校驗順序：先高壓系統(tǒng)后低壓系統(tǒng)。先進行主蒸汽側后進行再熱汽側，依次對汽包安全閥、過熱器安全閥、再熱器安全閥進行校驗。 2.2.2 各安全門動作及回座定值 名 稱 開起壓力 （ MPa） 回座壓力 （ MPa） 排汽量 （ t/h） 數(shù)量 汽包安全門 19.95 19.15 280 1 汽包安全門 20.15 19.15 284 1 汽包安全門 20.35 19.15 288 1 汽包安全門 20.55 19.15 292 3 過熱器出口（ PCV閥） 18.13 17.77 103 2 過熱 器出口（安全門） 18.31 17.58 180 1 過熱器出口（安全門） 18.34 17.61 180 1 再熱器入口安全門 4.32 4.15 202 1 再熱器入口安全門 4.36 4.19 204 1 再熱器入口安全門 4.41 4.23 206 1 再熱器入口安全門 4.45 4.27 208 4 再熱器出口安全門 4.04 3.88 117 1 再熱器出口安全門 4.24 4.07 160 1 2.2.3 安全門校驗的準備工作 2.2.5.1 鍋爐檢修工作結束，所有工作票終結。鍋爐本體和輔機已符合啟動條件 。 2.2.5.2 鍋爐各系統(tǒng)均可投入運行，冷灰斗水封水供水正常。 2.2.5.3 鍋爐啟動前的各項準備工作已進行完畢，熱控儀表校驗工作完畢，安全門及其排汽管、消聲裝置完整，過熱器點火排汽閥可用。 2.2.5.4 校驗安全門用的標準壓力表已安裝完畢，校驗現(xiàn)場與集控室之間通訊工具完好可用，照明充足。 2.2.5.5 鍋爐有關聯(lián)鎖動作正常， FSSS系統(tǒng)能正常投運，鍋爐符合點火條件，爐煙溫度計投運。 2.2.5.6 汽機主汽門、高排逆止門、汽機中壓主汽門、汽機軸封主汽供汽門、吹灰系統(tǒng)供汽門、低壓旁路閥關閉嚴密，旁路系統(tǒng)和真空系統(tǒng)都投運正常，汽機盤車投入，排汽裝置熱井水位正常。 2.2.5.7 解列汽包水位保 護。 2.2.4 安全門校驗 2.2.5.1 鍋爐點火后，按機組升溫升壓曲線進行，控制爐膛出口煙溫 538，若超限則應減弱 43 燃 燒，放慢升溫升壓速度。 2.2.5.2 待汽包壓力升至安全門最低整定壓力的 80%，保持壓力穩(wěn)定，通知檢修，由檢修人員用液壓加載裝置逐只對安全門進行校驗。 2.2.5.3 在安全門校驗過程中，安全門未動作時，保持壓力穩(wěn)定。 2.2.5.4 當安全門動作時，記錄蒸汽和附加壓力值，并降低附加壓力使安全門回座，記錄回座時的蒸汽壓力和附加壓力。 2.2.5.5 當安全門動作時，要密切注意監(jiān)視汽包水位，及時調(diào)整，根據(jù)安全門排汽量適當調(diào)整給水流量，以防安全門回座后汽包水位波動。 2.2.5.6 安全門 動作值超出規(guī)定值的誤差范圍時，應進行適當調(diào)整，然后再次校驗直到合格為止。 2.2.5.7 過熱器安全閥校驗結束，校驗電磁安全門，校驗電磁安全門應會同熱工人員一起進行。 2.2.5.8 鍋爐升壓降壓可通過過熱器點火排汽門和調(diào)整燃燒率控制。 2.2.5.9 再熱器安全門校驗通過汽機高旁進行。 2.2.5.10 降低汽包壓力至 6MPa，降壓過程中投入汽機高旁系統(tǒng)暖管。 2.2.5.11 汽機高旁系統(tǒng)暖管結束，利用高旁調(diào)整再熱器壓力至 3.2MPa，并保持一定的過熱度，由檢修人員用液壓加載裝置逐只對再熱器安全門進行校驗。 2.2.5.12 安全門校驗結束后，關閉高旁，開啟再熱蒸汽系統(tǒng)空氣門，根據(jù)值長通知按降溫降壓曲線 停爐。 2.2.5.13 安全門一經(jīng)校驗合格就應加鎖或加裝鉛封。 2.2.5 安全門校驗注意事項： 2.2.5.1 爐膛出口煙氣溫度 538。 2.2.5.2 在升溫升壓過程中，監(jiān)視再熱器系統(tǒng)不超壓。 2.2.5.3 在安全門校驗過程中必須加強對水位的監(jiān)視，安全門動作時，汽包水位波動較大，應及時調(diào)整防止水位事故發(fā)生。 2.2.5.4 安全門動作后，若爐水循環(huán)泵差壓波動較大，注意監(jiān)視。 2.2.5.5 為減少對安全門閥芯的磨損，安全門動作后，應立即降低附加壓力，如無效則降壓。 2.2.5.6 安全門校驗結束，應將啟、回座動作壓力記入專門的記錄簿內(nèi)。 2.3 輔機設備安全保護裝置試驗 2.3.1 所有輔助設備初次試運和檢修后試運 ,除進行電氣回路試驗外， 還要進行帶機械的實際試驗。輔助設備的安全保護裝置的試驗應在該輔機試運行時進行。輔助設備試驗應見輔助設備運行各章節(jié)。 2.3.2 試驗原則和要求 2.2.2.1 按啟動條件 ,在缺少任一條件的情況下不能啟動。 2.2.2.2 在全部條件具備的情況下應能啟動。 2.2.2.3 按跳閘條件逐一進行試驗 ,該輔機應跳閘。 2.3.3 風煙擋板試驗 2.2.3.1 將全部電動 擋板送電， 、氣動 擋板 投入氣源。 2.2.3.2 電氣、熱工人員和運行人員做好擋板聯(lián)動試驗。 2.2.3.3 在 OIS上進行開關操作，檢查 就地 位置 與 OIS指示一致 。 2.3.4 汽水 閥 門開關試驗 2.2.4.1 將全部汽水電動閥 門 送電 ，氣動閥門投入氣源 。 2.2.4.2 在 OIS上操作開關正常 ，就地開關行程與 OIS指示一致 。 2.2.4.3 由熱工人員 進行汽水閥門 聯(lián)鎖開關試驗 合格 。 2.3.5 鍋爐保護試驗 由運行人員和熱工人員共同進行 MFT動作試驗、 BMS保護試驗、 RB、 RD動作試驗。 44 3 汽機試驗 3.1 調(diào)節(jié)系統(tǒng)靜態(tài)試驗 3.1.1 遇下列情況應做此項試驗 3.1.1.1 汽輪機大中小修后 ； 3.1.1.2 調(diào)節(jié)系統(tǒng)檢修后 。 3.1.2 試驗要求 3.1.2.1 應在鍋爐無壓且排凈主再熱蒸汽管道中的積水后進行。 3.1.2.2 聯(lián)系熱工人員配合進行 3.1.2.3 調(diào)節(jié)系統(tǒng)靜態(tài)動作應可靠靈活，控制信號與伐門行程的對應關系符合要求。 3.1.3 試驗步驟 3.1.3.1 檢查 DEH 控制系統(tǒng)已投運正常 3.1.3.2 檢查旁路系統(tǒng)在停運狀態(tài)，高低旁路減壓伐關閉。 3.1.3.3 投運潤滑油系統(tǒng)及 EH 油系統(tǒng)。 3.1.3.4 由熱工人員解除各已閉合的跳機保護信號 3.1.3.5 汽輪機掛閘 3.1.3.6 將閥位限制（ VALVE POS LIMIT ）設置為 3.1.3.7 在手動控制（ MANUAL CONTROL ）畫面中全行程開、關各汽門，在及就地觀察各閥門開關應靈活且無卡澀。 3.1.3.8 試驗完畢，手動打閘。 3.1.3.9 聯(lián)系熱工，恢復解除的信號。 3.2 汽輪機 ETS 跳閘保護試驗 3.2.1 遇下列情況應做此項試驗 3.2.1.1 冷態(tài)啟動前 3.2.1.2 保護系統(tǒng)某個部件檢修后。 3.2.2 試驗要求 3.2.2.1 應在鍋爐無壓且排凈主再熱蒸汽管道中的積水后進行。 3.2.2.2 聯(lián)系熱工人員配合進行 。 3.2.3 試驗步驟 3.2.3.1 檢查 DEH 控制系統(tǒng)已投運正常 。 3.2.3.2 檢查旁路系統(tǒng) 在停運狀態(tài)，高低旁路減壓伐關閉。 3.2.3.3 投運潤滑油系統(tǒng)及 EH 油系統(tǒng)。 3.2.3.4 由熱工人員解除各已閉合的跳機保護信號，檢查各跳機信號消失。 3.2.3.5 汽輪機掛閘 。 3.2.3.6 聯(lián)系熱工人員，對下列信號逐個進行試驗，并確認汽輪機跳閘： 1) #1.（ #2） 低壓缸排汽溫度高 107； 2) 主機潤滑油壓低 0.07MPa； 3) 軸向位移達到 +1.2mm或 -1.66 4) 主蒸汽溫度低（三 路主蒸汽溫度信號選中值 ） 5) 在汽輪機負荷大于 35%，主汽溫 由 490以上 降至 460以下 時； 6) 在汽輪機負荷小于 35%，主汽溫降至 474時 ； 7) #1、 2低壓缸 排汽背壓 65KPa； （三選二） 8) 支持軸承振動大（ X或 Y向）：當任一軸承振動大與過大同時出現(xiàn)或任一軸承處軸振達跳閘值且其余任一軸承處軸振達報警值，主機跳閘。（注： #1-#8軸振跳閘值 0.25mm，報警值 0.125mm） ； 45 9) 高壓缸排汽室內(nèi)壁溫度高 420； 10) 發(fā)電機負荷 50，高旁閥全關而低旁閥開度 50； 11) 高中壓缸啟動方式下高壓旁路閥或高壓旁路隔離閥未全關； 12) 發(fā)電機主保護 A、 B動作 ； 13) 鍋爐 MFT； 14) DEH跳閘 ； 15) 超速保護 （動作轉速 110%額定轉速 ； 三選二） ； 16) 高中壓差脹超限（ 11.6mm或 -6.6mm）； 17) 13） 低壓差脹超限（低 壓脹差 24）； 18) EHG油壓力低（ 7.8MPa； 三選二 ）； 19) 發(fā)電機定子冷卻水出口溫度 78 延時 1秒 （ 三選二 ）； 20) 發(fā)電機定子冷卻水流量 500L/min延時 2秒 （ 三選二 ）； 21) 機組支持軸承烏金溫度高達 115 延時 2秒 ； 22) 機組推力瓦金溫度高 達 110 延時 2秒 ； 23) 手動打閘； 3.2.3.7 試驗完畢，聯(lián)系熱工，恢復解除的信號。 3.3 汽機功率負荷不平衡繼電器（ PLU）回路試驗 3.3.1 遇下列情況應做此項試驗 3.3.1.1 冷態(tài)啟動前。 3.3.1.2 回路檢修過。 3.3.1.3 正常運行中，每周進行一次。 3.3.2 試驗方法 3.3.2.1 聯(lián)系熱工人員到現(xiàn)場。 3.3.2.2 由熱工人員在電子間 HITASS-DEH控制 柜上按下 PLU回路 1試驗按鈕 ， 確認回路1“OPERATED”燈亮后 ， 釋放試驗按鈕。 3.3.2.3 依照上述方法對 PLU三個回路逐一試驗。 3.3.2.4 試驗時一定注意，不得同時按下三個回路中的任兩個試驗按鈕，且按鈕釋放后，“OPERATED”燈不滅，不得繼續(xù)試驗，由熱工人員檢查處理。 3.4 高壓遮斷電磁閥動作試驗 3.4.1 遇下列情況應做此項試驗 3.4.1.1 機組首次啟動或 A/B 級檢修后。 3.4.1.2 保安系統(tǒng)檢修后。 3.4.1.3 正常運行中每周進行一次 3.4.2 試驗方法 3.4.2.1 試驗前確認與該試驗有關的指示燈指示正確。 3.4.2.2 在 OIS上調(diào)出 “遮斷電磁閥試驗 (SOLENOIDS TEST)”畫面 3.4.2.3 按 “高壓遮 斷試驗 (HP SOLENOIDS TEST)”,選擇 “投入 (ON)”； 3.4.2.4 選擇 “5YV試驗 ”,按下 “試驗 (TEST)”按鈕 ,“5YV”試驗成功 (5YV TEST SUCCEED) 3.4.2.5 按 “高壓遮斷試驗 (HP SOLENOIDS TEST)”,選擇 “切除 (OFF)”,退出高壓遮斷電磁閥試驗 . 3.4.2.6 6YV、 7YV、 8YV試驗同 5YV 注意：嚴禁同時試驗 5YV、 6YV、 7YV、 8YV跳閘電磁閥。 3.5 汽機抽汽逆止門活動試驗 3.5.1 試驗要求 3.5.1.1 機組檢修后啟動前，均應進行抽汽系統(tǒng)的聯(lián)動試驗及抽汽逆止閥的活動試驗。 46 3.5.1.2 機組正常運行時，每 月進行一次抽汽逆止閥的活動試驗。 3.5.1.3 試驗必須逐個進行。 3.5.1.4 該項試驗應由熱工人員配合下進行。 3.5.2 試驗方法 3.5.2.1 檢查主機運行穩(wěn)定。 3.5.2.2 檢查試驗抽汽逆止門處于全開狀態(tài)。 3.5.2.3 就地向下扳動抽汽逆止門活動試驗手柄。 3.5.2.4 檢查確認抽汽逆止門開始關閉，稍微活動關閉后松開試驗手柄。 3.5.2.5 檢查確認試驗抽汽逆止門重新至全開位置。 3.5.2.6 以同樣的試驗程序逐一對各抽汽逆止門進行活動試驗。 3.6 汽門活動試驗 3.6.1 試驗要求 3.6.1.1 正常運行，主汽門和中聯(lián)門每周一次，高調(diào)門每月一次。 3.6.1.2 主汽門與高調(diào)門的活動試驗分別進行，中聯(lián)門的活動試驗是單側調(diào)門和中壓主汽門試驗同時進行。 3.6.1.3 試驗時，運 行人員應站在閥門附近觀察閥門動作情況，檢查閥門無卡澀。 3.6.2 汽門活動試驗條件 3.6.2.1 所有主汽閥全開。 3.6.2.2 負荷在 300 450MW 之間 3.6.2.3 試驗時機組控制方式應在負荷控制方式。 3.6.2.4 調(diào)節(jié)級壓力信號正常 3.6.3 右側高壓主汽門 (MSVR)活動試驗 3.6.3.1 檢查右側高壓主汽門 MSVR處于全開位置。 3.6.3.2 在 OIS“閥門活動試驗 (VALVE TEST)”畫面點擊 “MSVR試驗 (MSVR TEST)” 3.6.3.3 觀察右側高壓主汽門開始以 10%/秒的速度關閉直至 10開度時，快關閥帶電 ,快速關閉至全關。 3.6.3.4 MSVR快關閥失電 ,右側高壓主汽門 (MSVR )以 10%/秒的速 度從全關到全開位 . 3.6.3.5 注意就地觀察右側高壓主汽門平穩(wěn)開啟至全開位置。 3.6.4 左側高壓主汽門 (MSVL)活動試驗 方法同右側高壓主汽門 (MSVR)活動試驗（不同是：左側高壓主汽門 (MSVL)活動試驗時，其關閉狀態(tài)能從控制盤開度指示上看出）。 3.6.5 高調(diào)門活動試驗 3.6.5.1 檢查 HITASS盤上 “LOAD SET”在 “AUTO”位置。 3.6.5.2 檢查 “TURBINE MASTER”為 “AUTO”。 3.6.5.3 在 OIS“閥門活動試驗 (VALVE TEST)”畫面點擊 “CV1試驗 (CV1 TEST)” 3.6.5.4 觀察 #1高調(diào)門 CV1開始以 10%/秒的速度關閉至 10開度 ,快關閥帶電 ,快速關閉至全關。此過程中注意檢查 #4高調(diào)門開啟正常。 3.6.5.5 CV1快關閥失電 ,#1高調(diào)門 CV1以 10%/秒的速度從全關到試驗前位置。此過程中注意 #4高調(diào)門關閉情況。 3.6.5.6 以同樣方法試驗 #2、 #3、 #4高調(diào)門。 注 意 :當有一個 CV閥試驗時 ， 其他 CV閥不能同時試驗 . 3.6.6 RSV 活動試驗 3.6.6.1 檢查左側中聯(lián)門 (RSVL)處于全開狀態(tài)。 3.6.6.2 在 OIS“閥門活動試驗 (VALVE TEST)”畫面點擊 “左中壓主汽閥試驗 (RSVL TEST)” 3.6.6.3 觀察左側中調(diào)門 ICVL開始以 10%/秒的速度關閉至 10開度 ,快關閥帶電 ,快 速關閉至 47 全關 3.6.6.4 當 RSVL關到 10%時 ,RSVL快關閥帶電 ,全關到零位 3.6.6.5 RSVL試驗電磁閥及快關閥失電 ,RSVL從全關到全開位 ,接著 ,ICVL快關閥失電 ,ICVL以 10%/秒的速度從全關位到全開位 . 3.6.6.6 以同樣方法試驗右側中聯(lián)門 (RSVR)。 注意 :當左側試驗時 ， 右側不能同時試驗 . 3.7 注油試驗 3.7.1 遇下列情況應做此項試驗 3.7.1.1 做機組超速試驗前 3.7.1.2 危急保安系統(tǒng)檢修后 3.7.1.3 機組連續(xù)運行 2000 小時。 3.7.2 注油試驗方法 3.7.2.1 確認控制盤上所有與試驗有關的指示燈指示正確。 3.7.2.2 在 OIS“噴油試驗（ SPRAY OIL TEST） ”畫面中，按 “噴油試驗（ SPRAY OIL TEST） ”按鈕。 3.7.2.3 隔離電磁閥 4YV 帶電，使隔離電磁閥在隔離位； 3.7.2.4 2YV 電磁閥帶電，油噴進危急遮斷器中，飛環(huán)擊出， ZS2 發(fā)訊，使 2YV 失電； 3.7.2.5 延時后， 1YV 自動掛閘，掛閘成功，隔離電磁閥 4YV 失電 3.7.2.6 以上各步完成后，汽機機械跳閘系統(tǒng)復位，機組進入正常運行狀態(tài)。 3.8 注油升速試驗 3.8.1 遇下列情況應做此項試驗 3.8.1.1 機組首次啟動或大中修后