600MW机组运行规程完整Word格式.docx
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这种运行方式是锅炉跟随的协调方式。
机炉作为一个整体联合控制机组负荷及主汽压力。
1.3数字电液调节系统(DEH-山A)
1.3.1主要功能
1.3.1.1汽机转速控制
1.3.1.2自动同期控制
1.3.1.3负荷控制
1.3.1.4一次调频
1.3.1.5协调控制
1.3.1.6快速减负荷(RUNBACK
1.3.1.7主汽压控制(TPC
1.3.1.8多阀(顺序阀)控制
1.3.1.9阀门试验
1.3.1.10OP(控制
1.3.1.11汽轮机自动控制(ATC
1.3.1.12双机容错
1.3.1.13与厂用计算机DAS系统或DCS通讯,实现数据共享
1.3.1.14手动控制
1.3.2自动调节系统
1.3.2.1转速控制
在不同的转速围,阀门状态如下表所示:
a.不带旁路主汽门启动时(BYPASSOFF
阀门
冲转前
0~2900r/min
阀切换(2900r/min)
2900~3000r/min
TV
全关
控制
控制-全开
全开
GV
全开-控制
IV
b.带旁路启动时(BYPASSON
0~2600r/min
阀切换至主汽门控制(2600r/min)
阀切换至调门控
制(2900r/min)
2900~3000r/mi
n
:
全关—控制
1.3.2.2负荷控制
负荷调节是三个回路的串级调节系统,通过对高压调门的控制来调节机组负荷。
其运行方式如
下:
方式
调节级压力回路
WS
功率调节回路
MW
转速一次调频回路
IMP
说明
阀位控制
OUT
阀门位置给定控制
定协调
IN
功-频运行
参与电网一次调频
纯转速调节
1.3.2.3其它调节
a.自动同步调节(AS)
b.协调控制CCS
c.快速减负荷RUNBACK
d.ATC控制
1.3.2.4OPC保护系统
a.中压排汽压力IEP30%寸,发电机出口断路器断开或主变出口断路器同时出现断开时,OPC电磁阀动作关闭GVIV,延时5秒后,转速n<
103%OPC电磁阀复位GVIV打开。
b.在任何情况下,只要转速n>
103%关GVIV,n<
103%寸恢复。
1.3.2.5阀门管理
a.单阀控制:
所有高压调门开启方式相同,各阀开度一样。
特点:
节流调节,全周进汽。
一般冷态或带基本负荷运行用单阀控制。
b.多阀控制:
调门按预先给定的顺序,依次开启。
喷嘴调节,部分进汽。
机组带部分负荷运行采用多阀控制。
c.单阀控制与多阀控制二种方式之间可无扰动切换。
1.3.3运行方式选择
1.3.3.1操作员自动操作(简称自动)
a.在升速期间,可以确定或修改机组的升速率和转速目标值。
b.在机组并网运行后,可随时修改机组的负荷目标值及变负荷率。
c.可进行从中压缸启动到主汽门控制的阀切换。
d.可进行从主汽门控制到高压调门控制的阀切换。
e.可进行单阀/多阀控制的切换。
f.当机组到达同步转速时,可投入自动同步。
g.可投入功率反馈回路或调节级压力回路。
h.机组并网后,可投入转速回路(一次调频)。
i.可投入遥控操作。
j.汽轮机自启动(ATC
1.3.3.2ATC程序能自动完成下列功能:
a.从冲转到达同步转速自动进行。
b.根据汽机应力及临界转速等自动设定升速率、确定暖机时间、自动进行阀切换。
c.条件允许时可自动投入自动同步和并网。
d.并网后由热应力及机组的其它状况,确定升负荷率或进行负荷保持、报警等。
e.与ATC相联系的三个按钮:
ATC控制:
按下此按钮可使ATC进入运行状态,如遇紧急情况,可直接按ATC监视或
自动键退出ATC控制,进入操作员自动方式。
ATC限制条件超越键:
当某充分条件限制ATC进行时,可按此键,越过此条件继续进
行。
ATC监视:
如要进入ATC启动,必须先进入ATC监视,当条件满足后,按下ATC控制
键才会有效。
1.3.3.3遥控自动操作
a.一般情况下,都在操作员自动方式下投入遥控操作,DEH的目标值由遥控源决定。
包括自动同步和协调方式。
b.自动同步必须满足下列条件:
DEH处于“自动”或“ATC控制”方式
DEH处于“高压调门”控制方式。
发电机出口断路器断开。
自动同步允许触点闭合。
汽机转速在同步围。
c.协调方式必须满足下列条件:
DEH必须运行在自动或ATC控制方式。
发电机出口断路器开关必须闭合。
遥控允许触点必须闭合。
1.3.3.4手动操作
a.当基本控制、冗余DPU均发生故障或VCC占控板发生故障后,则DEH会切到手动,硬操盘上手动灯点亮,此时运行人员应立即把自动/手动钥匙开关切向手动位置。
1.3.4
控制方式选择
1.341
主汽门/高压调门控制切换
1.3.4.2
调节级压力回路投入
1.3.4.3
功率回路投入
1.3.4.4
转速回路投入
1.345单/多阀控制
1.346主蒸汽压力控制(TPC)
1.347定压投入
1.348旁路投入、切除
1.349试验
1.3.4.10阀门试验
2.机组主要保护
2.1汽机主要保护
2.1.1汽轮机超速及自动跳机保护
序号
项目
单位
数值
备注
1
机械超速110%
r/min
3300
薄膜接口阀动作
2
电超速110%
4只电磁阀全动
3
DEH失电
4
轴向位移大
mm
±
1
5
轴振大
0.254
6
发变组保护动作
7
MFT
8
手动跳机
9
润滑油压低
MPa
0.06
同时起直流油泵
10
抗燃油压低
9.5
11
凝汽器真空低
kPa
79.8
13
汽机超速103%
两只OPC动作
2.1.2汽轮机主要联锁保护
项目
整定值
联动容
润滑油压
低I值
0.082
启动交流润滑油泵、密封油备用泵
低n值
;
启动直流润滑油泵、停机
低川值
0.032
切断盘车电机电源
抗燃油压
11.2
联起备用泵
停机
2.1.3调节级叶片保护
2.1.3.1装有下面所列转子和调节级叶片的汽轮机,至少要经过六个月的全周进汽方式的初始运行:
a.所有新装转子包括原配转子,备用转子和替换转子。
b.所有新装调节级叶片的旧转子。
2.2锅炉主要保护
2.2.1锅炉MFT动作条件
2.2.1.1操作台手动停炉按钮两个同时按下。
2.2.1.2CRT画面软手操停炉按钮两个同时按下。
2.2.1.3两台引风机跳闸。
2.2.1.4两台送风机跳闸。
2.2.1.5炉膛压力高至+1700Pa延时2s。
2.2.1.6炉膛压力低至-1750Pa延时2s。
2.2.1.7总风量V30%
2.2.1.8油层均未投入,有磨煤机运行时两台一次风机跳闸。
2.2.1.9所有火检信号消失。
2.2.1.10纯燃油工况下,所有燃油阀关闭。
2.2.1.11首次点火失败后第二次点火也失败。
221.12失去全部燃料。
221.13火检冷却风母管压力v5.8kPa(延时2分钟)。
2.2.1.14汽包水位高+254mm(延时3s,不跳机)。
2.2.1.15汽包水位低-381mm(延时3s,不跳机)。
2.2.1.16三台炉水循环泵跳闸。
2.2.1.17汽机跳闸(两个主汽门已关闭)。
2.2.1.18炉膛吹扫后,1小时未点着火。
2.3电气主要保护
2.3.1发电机保护
2.3.1.1发电机定子差动保护。
2.3.1.2发电机定子接地保护。
2.3.1.3发电机失磁保护。
2.3.1.4发电机失步保护。
2.3.1.5发电机逆功率保护。
2.3.1.6发电机匝间保护。
2.3.1.7发电机断水保护。
2.3.1.8发电机突加电压保护。
2.3.1.9发电机过电压保护。
2.3.1.10发电机零序过电压保护。
2.3.1.11发电机断路器失灵保护。
2.3.1.12发电机高频、低频保护。
2.3.1.13发电机过激磁保护。
2.3.1.14发电机电压制动过电流保护。
2.3.1.15发电机负序过电流保护。
3.机组启动
3.1启动规定及要求
3.1.1启动要求
3.1.1.1机组大修后启动,应由总工程师主持,发电部、设备部部长、部门主管等有关人员参加。
3.1.1.2机组小修后启动,应由总工程师或发电部部长主持,发电部、设备部部长、部门主管等有关人员参加。
3.1.1.3机组正常启动由值长统一指挥并主持集控人员按规程启动,发电部主管负责现场技术监督和技术指导。
3.1.1.4机组大小修后启动前应检查有关设备、系统异动、竣工报告以及油质合格报告齐全。
3.1.1.5确认机组检修工作全部结束,工作票全部注销,现场卫生符合标准,有关检修临时工作平台拆除,冷态验收合格。
3.1.1.6机组大小修后由设备部负责统一协调安排、发电部配合做各阀门传动试验。
3.1.1.7热工人员做好有关设备、系统联锁及保护试验工作,并做好记录。
3.1.1.8准备好开机前各类记录表单及振动表、听针等工器具。
3.1.1.9所有液位计明亮清洁,各有关压力表、流量表及保护仪表信号一次门全部开启。
3.1.1.10联系热工人员将主控所有热工仪表、信号、保护装置送电。
3.1.1.11检查各转动设备轴
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