热电厂企业标准之机组集控运行规程

4*330MW机组集控运行规程滨北新材料长山热电厂企业标准Q/WQRD-CS-102-001-11330MW机组集控运行规程热机部分（试行）2012-06-30发布 2012-06-30实施1滨北新材料长山热电厂 发布 前 言为了指导、规范运行人员的操作，正确处理机组运行中出现的故障，保障我厂330MW机组的安全、经济运行,结合生产工作实际情况，特修订本规程。本规程一经颁布实施，必须得到认真贯彻执行，集控运行人员、相关检修及生产管理人员，必须严格遵守本规程。任何违反本规程的行为必须予以纠正。由于编写人员理论技术水平有限，编写过程中难免有不当之处，望大家批评指正。在执行本规程中，如发现有不妥之处，请及时提出宝贵意见。本规程解释权归滨北新材料长山热电厂所有。本规程自发布之日起实施。 编 者 2012/06/30批准：复审：审核： 初核：修编：本规程于2012年06月30日首次发布实施目 录第一篇 机组设备规范5第一章 锅炉设备规范5第二章 汽轮机设备规范15第二篇 机组运行19第一章 正常运行的监视与调整19第二章 汽机正常运行的主要参数及限额24第三章 机组控制系统运行方式28第四章 定期工作及要求29第三篇 机组控制 联锁保护及试验31第一章 机组试验原则31第二章 机组试验项目及规范31第三章 汽机DEH控制系统49第四篇 机组启动与停止61第一章 机组启动61第二章 机组停运74第三章 机组停运后的保养78第五篇 事故处理78第一章 事故处理原则78第二章 事故处理79第六篇 辅机规程61第一章 辅机设备运行通则98第二章 润滑油系统102第三章 EH油系统105第四章 轴封系统108第五章 真空系统110第六章 循环水系统111第七章 开式水系统116第八章 闭式水系统117第九章 凝结水系统119第十章 给水回热系统122第十一章 电动给水泵组129第十二章 汽动给水泵组136第十三章 辅汽系统147第十四章 汽轮机快冷装置148第十五章 旁路系统149第十六章 机组供热系统150第十七章 空气预热器的运行150第十八章 引风机154第十九章 送风机162第二十章 制粉系统173第二十一章 炉前油系统192第二十二章 吹灰器194第二十三章 炉除灰系统196第二十四章 除渣系统207第二十五章 厂用电动机211附录一216225225第一篇 机组设备规范第一章 锅炉设备规范第一节 设备概况一、锅炉概况：锅炉型号：3锅炉名称：1190 t/h亚临界自然循环汽包炉额定蒸发量：1190t/h过热蒸汽压力：MPa过热蒸汽温度：543再热蒸汽流量：t/h再热蒸汽进口压力：MPa再热蒸汽进口温度：再热蒸汽出口压力：MPa再热蒸汽出口温度：543给水温度：286预热器出口一次风温：预热器出口二次风温：排烟温度：排污率(B-MCR):%锅炉效率：%锅炉类型：煤粉炉燃料种类：烟煤构架地震设防级别：7度制造厂家：华西能源工业股份有限公司 我厂锅炉为亚临界参数、自然循环汽包炉。单炉膛型露天布置，燃用烟煤，一次再热，平衡通风、固态排渣，全钢架、全悬吊结构，炉顶带金属防雨罩。容克式三分仓回转式空气空预器，制粉系统为中速磨冷一次风正压直吹制粉系统，四角布置,切圆燃烧,燃烧器喷口可以摆动,水平浓淡燃烧器。过热蒸汽采用喷水减温，再热蒸汽以摆动燃烧器喷口为主，并辅以喷水微调。1. 汽包概况内径: 1800 mm壁厚: 145 mm材质: 13MnNiMo54(BHW35)锅筒筒身长度： 21500 mm锅筒总长度: 23760 mm中心线标高: 66800 mm正常水位： 中心线以下100mm处 单位名称 外径壁厚（mm）材质根（片）数布置方式顶棚515CrMoG128膜式包墙过热器51SA-210C583膜式（前包墙上段为光管散装）低过57612Cr1MoVG、15CrMoG、SA-210C112卧式逆流全大屏过热器516、515SA-213 TP347HSA-213 T9112Cr1MoVG4U型后屏60854SA-213 TP347H12Cr1MoVGSA-213 T9121U型高过51812Cr1MoVG、T91、TP347H84立式顺流允许水位波动： 50 mm2. 水冷壁名称 单位内容形式全焊膜式外径壁厚mm间距mm管子数根722循环回路个26个回路(其中有两个假想回路)大直径下降管根4外径壁厚mm558.855材质SA-160C3. 过热器过热器系统按蒸汽流程分为六级，依次为顶棚过热器、包墙过热器、低温过热器、全大屏过热器、后屏过热器、高温过热器。按烟气流程依次为：全大屏过热器、后屏过热器、高温过热器、低温过热器。过热器系统设置有三级喷水减温器用来调节过热蒸汽温度，喷水减温均采用多孔喷管式减温器。一级喷水减温器(609.655，12Cr1MoVG)数量一个，设置在低温过热器至大屏过热器的连接管上，作为正常工况下汽温粗调用，过热蒸汽温度主要以一级喷水进行调节。三级喷水减温器(406.450，12Cr1MoVG)数量2个，设置在后屏至高过的左、右交叉连接管上，作为正常工况下汽温微调用，用来维持过热蒸汽额定温度。二级喷水减温器(42650，12Cr1MoVG)，数量2个，设置在全大屏至后屏左、右两个连接管上，正常工况下作为备用，根据锅炉运行情况可用来调节左右侧汽温偏差，防止后屏超温。每个喷水减温器配备有进口气动调节阀，减温器和调节阀不但能保证正常工况下过热蒸汽额定温度，还能保证包括切高加在内其它工况下过热蒸汽额定温度。序号测点位置测点数管径dwS(mm)材质报警壁温()1低过出口457612Cr1MoVG2大屏出口451612Cr1MoVG3后屏出口660812Cr1MoVG4高过出口10517SA-213 T91562/5764. 再热器： 单位名称 外径壁厚（mm）材质根（片）数布置方式壁式再热器50412Cr1MoVG493单排垂直布置中温再热主器606051SA-213M T9115CrMoG12Cr1MoVG32U型高温再热器6055112Cr1MoVGSA-213 TP347HSA213 T9164U型再热器系统采用壁式再热器，以及中再、高再布置在高温烟气区，在负荷变化时再热汽温变化和调温辐度不大，因此调温方式采用摆动燃烧器喷口为主，喷水减温为辅，同时设置了事故喷水减温器。依靠摆动燃烧器喷口摆动来改变炉膛火焰中心高度和改变炉内吸热以改变再热蒸汽温，是再热蒸汽温度调节的主要手段。微调喷水减温器(609.630，20G)数量2个，布置在壁式再热器至中温再热器的连接管上，作再热蒸汽温度的微调用。事故喷水减温器(558.830，20G)数量2个，布置在壁式再热器进口管道上。再热汽喷水减温器采用雾化良好的涡旋喷咀，并配有进口气动调节阀。序号测点位置测点数管径dwS(mm)材质报警温度()1中再出口66015CrMoG539/5452高再出口1060512Cr1MoVG580/5805省煤器：自给水管路出来的水由左、右两侧进入标高32680mm处省煤器进口集箱(27340，20G)，自下而上流经单级省煤器蛇形管束，分三路引入三只省煤器中间集箱(27345，20G)，再由此三只集箱引出356根吊挂管(6011，SA-210C)，用来支吊布置在尾部竖井中的低温过热器水平段，吊挂管穿过尾部竖井炉顶后再汇入标高64500处省煤器出口集箱(27340，20G)，经由12根连接管(15918，20G)引入锅筒，在锅炉右侧第一根下降管标高25300mm处和省煤器进口给水管之间，设置一根DN100的再循环管（13316，20G）。单级省煤器蛇形管束，布置在尾部竖井下部，共106片，三根绕，管子为516mm，SA-210C，横向节距为135mm，纵向节距为102mm，分二组，全部顺列布置，每组蛇形管第一排和弯头等易磨损处，设置了防磨护板，在二组蛇形组中间留有1000mm检修空间，所有蛇形管材料均经100%涡流探伤合格。省煤器进口集箱穿过省煤器区域护板时，设置有金属多波节波纹管圈，确保穿墙密封，又可自由膨胀，同时在护板框架内设有位移约束装置。6 锅炉主要承压部件的水容积（单位：m3）系统 工况省煤器系统锅筒水冷壁系统过热器系统再热器系统合计水压试验时6653140183115557正常运行时66231402297. 燃烧器 本锅炉采用四角布置，四角燃烧器的中心线分别与炉膛中心的两个假想圆相切，两个假想切圆的直径分别为548mm和1032mm。每角燃烧器共有13层喷口，其中一次风喷口5层，二次风喷口7层（其中3层二次风喷口内设有油枪）、用于降低NOx生成量的顶二次风喷口1层。一次风喷口四周有周界风，每角燃烧器分上下两组。 上组燃烧器有6层喷口，下组燃烧器有7层喷口。燃烧器结构如下图： 燃烧器为水平浓淡燃烧器，在一次风风管中采用“百叶窗”式的煤粉浓缩器。一次风进入炉膛后向火面的煤粉浓度高，背火面的煤粉浓度低，这有利于低负荷稳燃、防止结焦、防止高温腐蚀及降低NOX的生成量。 所有燃烧器喷口都能摆动，一、二次风喷口最大摆动25，燃烬二次风喷口及顶二次风喷口最大可摆动 15。喷口的摆动由气动执行器带动完成，每组燃烧器配一个气动执行器，每角2个，全炉共8个。上组的4个执行器和下组的4个执行器分别同步控制。燃烧器中共布置有三层12个油燃烧器（即上组布置一层，下组布置两层，油枪停运时，这些喷口作为二次风喷口使用），油枪为简单的机械雾化油枪，燃料为#0轻柴油。油燃烧器供锅炉启动及低负荷稳燃用。整个燃烧器的点火，采用三级点火方式。先用高能点火器点燃油燃烧器，再用油燃烧器点燃一次风煤粉喷嘴。油燃烧器的总输入热量约为30%BMCR。油枪停运时应后退400mm，油枪的进退由气动执行器带动完成。8 炉膛：整个炉膛四周为全焊膜式水冷壁，炉膛宽度为，深度为，水冷壁管径为7.5 mm，材质SA-210C，节距为。管间加焊扁钢，整个炉膛共计722根管子，前后墙各192根，两侧墙各169根。水冷壁在热负荷高的区域采用了内螺纹管，即后墙从标高19000mm到标高50380mm之间、两侧墙中间一管屏从标高21000mm至42800mm之间、前墙中间两管屏从标高19000mm至42800mm之间采用内螺纹管，其余为光管，以保持较高的膜态沸腾裕度，水冷壁前后墙下集箱至顶棚之间距离56300mm，燃烧器上一次风喷口到大屏过热器底部距离为18780mm，燃烧器下一次风喷口到水冷壁冷灰斗拐角之间距离为。名 称单 位本工程锅炉深度(K1K5)mm39800(K1K5后桁架柱)mm43300锅炉宽度(G1G7)mm35000炉膛宽度mm炉膛深度mm炉膛断面积m2锅筒顶梁标高mm75400炉顶大板梁标高mm74200锅筒中心线标高mm66800过热器出口集箱标高mm66300再热器出口集箱标高mm66300壁式再热器进口集箱标高mm42700省煤器进口集箱标高mm32680锅炉顶棚管标高mm61800出口烟窗高mm14200水平烟道高mm9929水平烟道深mm尾部竖井深mm11060水冷壁下集箱标高mm6500冷灰斗角度55下部水冷壁拐点标高mm16247最上层一次风距屏底的距离mm18780最下层一次风距拐点的距离mm4023第二节 主要参数1. 主要技术参数：参数BMCR工况BECR工况过热蒸汽蒸发量1190t/h1055t/h出口压力出口温度543543流量再热蒸汽进/出口压力进/出口温度543543给水给水温度286空气预热器进口空气温度2323出口空气温度(一次风/二次风)/2. 锅炉性能计算值（设计煤种）项 目单 位负 荷定 压 运 行BMCRBECR锅炉参数过热蒸汽流量t/h11901055过热蒸汽出口压力(表压)MPa过热蒸汽出口温度543543再热蒸汽流量t/h再热蒸汽进/出口压力(表压)MPa再热蒸汽进/出口温度给水温度286锅筒工作压力(表压)MPa过热器一级减温器喷水量t/h过热器二级减温器喷水量t/h00过热器三级减温器喷水量t/h再热器喷水量t/h00烟气温度炉膛出口烟温10401025高温再热器出口913902高温再热器出口835826高温过热器出口720714低温过热器出口430429省煤器出口385381排烟温度空气预热器进口风温2323空气预热器出口风温(一次风/二次风)燃料消耗量t/h锅炉计算效率%省煤器出口过剩空气系数/3. 助燃油特性：#0轻柴油项目单位数值恩施粘度（20OC）E运动粘度（20OC）cst灰份%硫份%C16H34%50闪点0C65凝固点0C0低位发热值KJ/kg41870酸度mgKOH/100mL154. 给水品质、炉水品质和蒸汽品质给水质量标准：项 目指 标说 明硬度0 mmol/L锅炉启动时mmol/L二氧化硅保证蒸汽二氧化硅符合标准锅炉启动时80mg/L溶解氧7mg/L锅炉启动时30mg/L铁20mg/L锅炉启动时75mg/L铜5mg/L联氨1030mg/LpH油电导率(氢离子交换后,25)ms/cm 锅炉炉水质量标准项 目指 标说 明磷酸根3mg/L氯离子1mg/L总含盐量20mg/L电导率(25)50ms/cm二氧化硅PH蒸汽质量标准项 目指 标说 明电导率(氢离子交换后,25)ms/cm钠10mg/kg二氧化硅20mg/kg铁20mg/kg铜5mg/kg锅炉启动阶段洗硅化学监督技术要求参照调试方案及相关要求，锅炉启动阶段对洗硅工作监督要求如下：汽包压力（MPa）炉水SiO2含量（mg/L）10.0 -12.5 15-1616-17 说明：1、汽包压力升至10.0MPa后，正式进入洗硅阶段。2、汽包压力升至每一个压力等级对应的炉水SiO2含量不得超过极限值。3、锅炉洗硅阶段，炉水SiO2含量每半小时测定一次，并随时做好记录。4、洗硅阶段加强与集控沟通，SiO2含量合格后方可通知集控提高汽包压力至高一等级；提高至高一等级测定SiO2含量超标时通知集控再调整汽包压力降至低一等级，再缓慢升压至高一等级，直至合格。5、洗硅阶段主要操作方式为锅炉持续定排，全开连排，通过不断换水、补充新水降低炉水SiO2含量。6、锅炉洗硅最终实现目的为蒸汽SiO2含量合格，启动阶段应控制蒸汽SiO2含量60ug/L,现阶段因锅炉停放时间较长，管道锈蚀严重，泥沙沉积较多，蒸汽SiO2含量超过炉水对应的理论数值，可通过联系集控排放凝结水方式不断降低其含量（启动阶段凝结水回收标准：SiO280ug/L）。5. 热力系统安全阀 在过热器出口管道上装有1只电磁泄放阀（EBV阀）、2只安全阀，从而构成了过热器的主要保护手段。EBV阀与安全阀的整定压力低于锅筒安全阀的整定压力，因此当锅炉超压安全阀启跳时，保证整个过热器系统中有足够的蒸汽通过。锅炉安全阀排放量（不含EBV阀的排放量）大于锅炉最大连续蒸发量，同时EBV的整定压力低于过热器安全阀的整定压力，使安全阀免于经常动作而得到保护。在EBV阀前设置了一个隔离球阀（进口），以供电磁泄压阀检修时隔绝用。锅筒安全阀、主蒸汽管道上安全阀、EBV阀排汽管上均装有消音器，用以降低环境噪声水平。所有消音器均与排汽管焊接并固定在屋顶上。 再热器进、出口管道上分别装有4台和2台弹簧安全阀，出口安全阀的整定压力低于再热器进口，因此在事故状态时，整个再热器仍得到充分的冷却，有效地保护了再热器。为了降低环境噪声水平，在再热器进出口安全阀的排汽管上装有消音器。安全阀和EBV阀排放量#1炉各安全阀实际整定值：汽包安全阀实跳压力：右侧：21.2157MPa 左前：20.93 MPa MPa过热器安全阀实跳压力： MPa MPa再热器出口安全阀实跳压力： MPa MPa再热器入口安全阀实跳压力： MPa、 MPa、 MPa、左1：4.68Mpa MPa6. 连排和定排扩容器项目单位设备名称连续排污扩容器定期排污扩容器型式立式立式型号 DN2200设计压力MPa设计温度365350容积m33518水压试验压力MPa制造厂家山东国源电力化工设备有限公司山东北辰7. 火检冷却风机风机电动机型号:9-195A型号：DYTEY2-132-2 转速：2900r/min功率： 7.5 KW功率：7.5 KW电压： 380V流量：2576m3电流： 风压：5639Pa转速： 2900r/min第二章 汽轮机设备规范第一节 汽轮机设备概况类 型：亚临界、单轴、双缸、双排汽、一次中间再热可调抽汽凝汽式额定功率： C330/N350MW额定转速： 3000r/min新蒸汽温度： 540再热蒸汽温度：540制造厂家： 南京汽轮电机有限公司抽汽额定功率： 330MW纯凝额定功率： 350MW最大连续功率： 367MW调门全开工况（VWO）功率：383MW主汽门前温度： 540主汽门前流量： 1182th高压缸排汽温度： 再热主汽门前温度：540供热抽汽额定压力调节范： 0.Mpa额定供热工况：主蒸汽流量： 1182t/h供热流量： 200t/h电机功率： 330MW最大供热工况： 主蒸汽流量： 1190t/h供热流量： 550t/h冷却水温度：额定值： 20最高值： 33排汽压力：汽轮机级数：高压缸 1调节级+8压力级中压缸 6压力级低压缸 双流2x6压力级总级数 27级 末级动叶高度；1068mm配汽方式： 喷嘴调节、节流调节发电机效率：额定功率工况为98.7给水泵驱动型式：小汽轮机驱动汽轮机保证热耗：纯凝额定功率工况时汽机净热耗7913kJ/(kWh)( 1890kcal/kWh)抽汽额定功率工况时汽机净热耗7365kJ/(kWh)( 1759kcal/kWh)汽封系统：自密封系统（SSR）临界转速:汽轮机高中压转子临界转速(一阶)：1765 r/min汽轮机低压转子临界转速(一阶): 1672 r/min发电机转子临界转速(一阶)： 768r/min发电机转子临界转速(二阶)： 3402r/min转向：从汽轮机向发电机方向看为顺时针方向转速：3000r/min3.机组结构特点： 3.1转子：本机组高中压转子采用无中心孔整锻转子，高压部分包括1级调节级和8级压力级共9级叶轮，中压转子包括6个压力级，低压转子为整锻转子，由2x6个压力级（对分双流布置）组成。高中压转子、低压转子与发电机转子均采用刚性联轴器连接，整个轴系支承在6个轴承上，其中汽轮机4个，发电机2个。1#、2#轴承为可倾瓦支持轴承，3#、4#轴承为椭圆支持轴承，推力轴承位于高中压转子后端，为转子和汽缸的相对死点。高中压转子的脆性转变温度为116。在升速到额定转速之前,转子温度必须加热到116以上。3.2汽缸：本机组高压缸为双层缸结构。四个喷嘴室固定在高压内缸的前端，新蒸汽通过穿过外缸而插入内缸喷嘴室的4只进汽管进入高压内缸。高中压内缸中分面为通孔螺栓。高压内、外缸设置有内外缸相对死点。高压内缸轴向定位死点位于高压进汽口之前,内缸此处有一轴向定位环,其外缘与外缸上相应位置的凸缘配合,确定内外缸的轴向位置,构成内缸相对于外缸的轴向膨胀死点。为减少热膨胀对静子中心的影响，高中压外缸采用下猫爪水平中分面支撑结构，外缸支撑在前轴承箱和中间轴承箱上。高压缸第6级后设有一段抽汽引至#1高加，高压缸排汽经两个排汽口到再热器，高压第9级后设第二段抽汽引至#2高加，中压缸第3级后引出三段抽汽至#3高加，第6级后引出四段抽汽至除氧器、对外供汽、辅汽联箱及本机小机用汽，低压缸为分流双排汽，内缸第2x1级后引出五段抽汽至#5低加，第2x2级后引出六段抽汽至#6低加，第2x3级后引出七段抽汽至#7低加，第2x4级后引出八段抽汽至#8低加。： 本机采用电动低速盘车装置，转速为4.09r/min，采用传统的涡轮蜗杆减速机构和摆动齿轮离合机构，当机组转速高于盘车转速时盘车自动脱扣。盘车投入前应先投入顶轴油泵，以减小静摩擦力，利于启动、保护轴承。停机时,必须等到转子速度到零才能投入盘车,否则会严重损坏盘车装置和转子齿环。3.4配汽：1#调门4#调门2#调门3#调门高压调门开启排列顺序(从汽机向发电机方向看)为进一步提高机组运行的经济性和安全性，本机组采用了阀门管理方法,它能实现两种不同的进汽方式：喷嘴配汽和节流配汽。为减少启动过程的热冲击，启动时应采用节流配汽(全周进汽),以避免汽缸转子应力过大,保证机组顺利启动。在达到目标负荷且温度场趋于稳定后可切换到喷嘴配汽,保证较好的经济性。采用喷嘴调节时#1、#2调门同时开启,#3、#4调门依次开启,当#1、#2调节阀阀杆开启到时，#3调节阀开启，当#3调节阀阀杆开启到时，#4调节阀开启。采用节流调节时四个高压调门同时开启。再热蒸汽通过2个中压联合汽阀从汽缸下半左、右两侧分别进入中压部分，中压部分为全周进汽。为了维持再热器内必要的最低压力,流量在30%以下时中压调节阀起调节作用,流量大于30%时中压调节阀一直保持全开,仅由高压调节汽阀调节负荷。 3.5阀门管理： 阀门管理应保证汽轮机在整个运行范围内能够随意的选择调节方式并实现节流调节和喷嘴调节的无扰切换。节流调节使汽轮机快速启动和变负荷不致产生过大应力,在正常负荷范围内采用喷嘴调节变压运行方式使机组有最好的经济性和运行灵活性。启动过程中:无论是采用中压缸启动或者是高中压缸联合启动，在汽轮机冲转升速并网带低负荷阶段一般选用节流调节方式,蒸汽全周进入中压缸和高压缸调节级,使汽缸和转子能均匀地加热膨胀，故能有效降低启动过程中的热应力和调节级动叶的机械应力。正常负荷运行：如果负荷变动频繁且变动率较大,为使高压缸温度变化最小，热应力最低，应选用节流调节方式。但若机组长期在低于额定负荷稳定运行使则应选用喷嘴调节方式以获得较高的热效率。 停机过程：若正常停机并计划停机后检修,则采用喷嘴调节方式是有利的，因该方式停机后金属较低可缩短机组冷却时间。对于短暂的临时停机，为了使停机后金属温度较高，有利于再次快速启动投运，通常采用节流调节方式。 本机组高中压缸和低压缸共有五组汽封。高中压前、后轴端汽封采用高、低齿“尖齿”汽封，并安装有8圈蜂窝汽封以减少汽封漏汽。低压轴封采用斜平尖齿结构的汽封。高、中压间汽封有两段，目的是减小高压缸蒸汽的泄漏，在两段汽封之间设置有应急排放装置。 本机组采用自密封系统，机组正常运行时，高中压缸汽封漏汽经喷水减温后供低压轴封送汽，形成自密封系统。当机组启动及低负荷时由辅助蒸汽供给。汽封压力控制在0.03 MPa,低压供汽温度控制在150180之间。4.1 本机组承担电网的基本负荷，也能作调峰用。 4.2 本机组在电网解列带厂用电运行时间不得超过15min，在30年运行寿命期内，累计不超过10次。4.3 本机组允许逆功率，时间不超过1min，且凝汽器真空必须正常。 4.4 本机组应避免在30%额定负荷以下长期运行。4.5 本机组叶片保证在电网周波48.550.5Hz内长期安全运行。4.6机组正常运行时，在汽轮机轴颈附近测得的全振幅振动值应。升速过程中通过临界转速时轴颈振动允许不大于。4.7 机组甩负荷以后运行时间每次不允许超过15分钟。4.8本机组高加切除时，允许发出350MW，如果再需切除低压加热器，则汽轮发电机组必须降低负荷运行。4.9 机组最小稳定负荷取决于锅炉的低负荷能力和机组末级动叶片振动特性，汽机允许最小稳定负荷是30%TMCR。4.10 机组不允许在主汽阀一侧开启，另一侧关闭的情况下长时间运行。4.11凝结水品质：硬 度: 0g/L溶解氧: 30g/L电导率: s/cm(经氢离子交换后,25)钠: 10g/L铁: 20g/铜: 5g/L第二节 汽轮机调节保安系统技术规范项目单位技术规范备注汽轮机额定转速r/min3000从机头看顺时针旋转主油泵进口油压MPa注油器不能提供入口油时由交流润滑油泵供给主油泵出口油压MPa速度不等率%36危急遮断器动作转速r/min32703330停机危急遮断器复位转速r/min305515喷油试验时危急遮断器动作转速r/min292030电超速保护值 (跳闸 )r/min3300停机转子轴向位移报警值mm指向发电机的方向为正转子轴向位移停机值mm停机高压缸胀差报警值mm+6-3报警高压缸胀差停机值mm+7-4停机低压缸胀差报警值mm+14报警低压缸胀差停机值mm+15停机轴承座振动报警值mm报警轴承座振动停机值mm手动停机轴振动报警值mm报警轴振动停机值mm停机润滑油压低报警值MPa报警润滑油压低联交流油泵MPa润滑油压低联直流油泵MPa润滑油压低停机值MPa停机润滑油压低停盘车MPa润滑油压高停润滑油泵MPa主油泵出口油压低报警MPa报警轴承回油温度高报警65报警轴承回油温度高停机75手动停机轴瓦温度报警值100报警轴瓦温度停机值110手动停机推力瓦温度高报警值100报警推力瓦温度高报警值110停机真空低报警值KPa报警真空低停机值KPa停机第二篇 机组运行第一章 正常运行的监视与调整第一节 锅炉正常运行的主要参数及限额序号名称单位正常范围高限报警值低限报警值保护动作值说明1锅筒压力MPa2过热蒸汽压力MPa3过热蒸汽温度54354再热蒸汽温度54355炉膛压力Pa-10050+980-98019606锅筒水位mm050+150-150250正常水位0在锅筒中心线下100 mm过热器、再热器壁温报警值过热器壁温控制序号测点位置测点数管径dwS(mm)材质报警壁温()1低过出口457712Cr1MoVG2大屏出口451612Cr1MoVG3后屏出口660812Cr1MoVG4高过出口10517SA213 T91562再热器壁温控制序号测点位置测点数管径dwS(mm)材质报警温度()1中再出口66015CrMoG5392高再出口1060512Cr1MoVG580第二节 锅炉运行调整1. 运行调整的任务a) 锅炉参数达到额定值，满足机组负荷要求。b) 保持正常和稳定的汽温汽压。c) 均衡给水，维持正常的锅筒水位。d) 保持合格的炉水和蒸汽品质。e) 保持良好的燃烧，减少热损失，提高锅炉热效率。f) 及时调整锅炉运行工况，使锅炉机组在安全、经济的最佳工况下运行。2. 锅炉燃烧的调整a) 燃烧的配风比率、风速、风温等应符合设计要求。b) 正常运行时，应保持炉膛内燃烧稳定，火焰呈光亮的金黄色，火焰不偏斜、不贴墙，具有良好的火焰充满度。否则及时调整二次风门开度，维持转向室出口处两侧烟温差50。c) 锅炉负荷变化时，及时调整风量、煤量以保持汽温、汽压的稳定。增负荷时，先增加风量，后增加煤量。减负荷时，先减煤量，后减风量。负荷变化不大时，只调磨煤机煤量，其幅度不宜过大，使各层负荷一致。负荷变化幅度大，调给煤量不能满足时，可采用启、停磨煤机的办法，风煤要协调配合，以防燃烧不稳而灭火。d) 正常运行时，投入燃烧器为一层四只，不能缺角运行。加强燃烧器喷口摆动机构的维护，每班至少摆动一次。每班进行一次预热器吹灰，受热面吹灰视积灰情况决定。e) 维持炉膛负压为(-10050)Pa，若超压应及时调整吸送风量。f) 运行中炉膛各门孔均应处于严密关闭状态。3. 汽压的控制和调整a) 在额定工况下，正常运行时，蒸汽压力为18.4MPa。b) 主蒸汽压力的调整，可通过增减燃料量等方法进行，不允许用有损燃烧稳定等方式来调整汽压。PCV阀整定压力低，超压时，PCV阀首先开启泄压。c) 若汽压达到安全阀动作值，而安全阀拒动，并压力继续升高时，应采取措施直至停止部分燃烧器运行，开启对空排汽阀进行降压等。d) 各压力表指示值应经常校对，若有误差应及时修复。e) 蒸汽压力的调整与滑压运行f) 锅炉蒸汽压力的调整，就是在满足外界电负荷需要的同时，始终保持锅炉蒸发量与汽轮机所需蒸汽量之间的平衡。g) 锅炉蒸汽压力的调整h) 过热蒸汽压力基本保持稳定，机组负荷由调速汽阀开度来控制的运行方式即为定压运行。锅炉采用定压运行时，应保持蒸汽压力在正常值，并在允许范围内波动。蒸汽压力的调整可通过适当增减燃料量、风量、风煤的配比等方式进行，以达到汽轮机额定进口压力。当负荷接近满负荷时，应调整负荷变化率，避免锅炉超负荷。i) 锅炉的定滑定及滑压运行。j) 汽轮机调速阀保持全开，保证蒸汽温度在一定值，依靠锅炉的燃烧来调整蒸汽压力和负荷的运行方式即为滑压运行方式。k) 为保证锅炉机组的安全经济运行，高负荷时采用定压运行方式，低负荷时采用滑压运行方式，当负荷低至某一值时，恢复定压运行方式，即定滑定的复合运行方式。4. 汽包壁温控制a) 无论采用哪种运行方式，在压力调整及负荷变化时，都应控制汽包的壁温，使汽包的上、下壁温差40。b) 运行中主汽压力主要靠燃烧调整来控制，必要时可通过改变调门开度来调整主汽压力。c) 在机组启动过程中，锅炉按滑压方式运行，达到额定负荷或要求的负荷参数时，按定压方式运行并投入压力控制“自动”，自动不稳定时及时切手动，并联系热工处理。 在下列情况下，容易引起主汽压力波动，应注意监视、调整：1) 负荷变化。2) 启、停制粉系统。3) 燃烧不稳定。4) 自动控制系统失灵。5) 煤质发生变化。6) 安全阀起、回座。7) 开、关过热器减温水。5. 主蒸汽温度和再热蒸汽温度的控制和调整a) 正常运行时，主蒸汽、再热蒸汽温度为5435，过热器和再热器管壁不超过设计允许壁温。b) 过热汽温的调节采用三级减温，一级减温作为主要调温手段，三级作为细调，二级作备用并保护后屏。高加被解列后，大量的喷水量必须通过一级喷水减温器投入，以防大屏、后屏及高过超温。c) 再热汽温的调节主要靠燃烧器喷口的摆动，壁再出口至中再入口的左右侧连接管上设有喷水减温器，作微调用，并调节两侧汽温偏差，使其控制在允许的范围内。在壁再进口前的管道上设有事故喷水减温器。在低负荷时还可以同时增大炉膛进风量, 作为再热汽温调节的辅助措施。d) 过热器和再热器温度控制范围：在锅炉定压运行时，保证在70100%BMCR负荷内过热蒸汽和再热蒸汽温度都能达到额定值；在锅炉滑压运行时，保证在50100BMCR负荷内过热蒸汽和再热蒸汽温度都达到额定值。6. 下列情况下，容易引起蒸汽温度的变化，应加强监视，及时调整：a) 负荷变化。b) 汽压变化。c) 煤质变化。d) 给水温度变化。e) 风量变化。f) 制粉系统启、停。g) 汽包水位变化。h) 给水压力变化。i) 锅炉吹灰。j) 喷燃器摆角变化。7. 主汽温度高，调整应依次采取下述措施：a) 缓慢开大减温水调节门开度，注意观察减温器后温度变化，掌握好提前量，减温水量不要猛增猛减。b) 降低火焰中心，如摆动燃烧器倾角下倾，停止上层喷燃器运行等。c) 在燃烧完全、氧量允许的前提下，减少总风量或在总风量不变的情况下，增加上层二次风量，减少下层二次风量。d) 加强水冷壁的吹灰工作。8. 主汽温度低调整依次采取下述措施：a) 关小至关闭减温水门；b) 适当提高火焰中心；c) 加强过热器吹灰。9. 汽包水位的调整a) 水位的调整是确保锅炉安全稳定运行的重要环节，在各种负荷下，应连续均匀地向锅炉进水，保持汽包水位在允许的范围内波动。b) 汽包水位以就地水位计的指示为基准，就地水位计的水位允许有轻微波动。c) 正常运行时，汽包水位应控制在正常水位线(汽包中心线下100mm)的50mm范围内。d) 水位保护定值汽包水位高值+100mm高值+150mm高值+250mm汽包水位低值-100mm低值-150mm低值-250mm当水位超过高值时，不仅作报警而且应开启事故放水门。保护值：高值、低值时（MFT延时2秒）e) 正常运行时，投入给水自动调节，在负荷变动、燃烧调整、定期排污和水泵切换等情况下应密切注意锅炉水位的变化。10. 锅炉运行中，遇有下列情况时，应加强对汽包水位的监视和控制。a) 增、减负荷。b) 安全阀起、回座。c) 燃料增、减过快。d) 电、汽泵切换或给水管路切换。e) 给水自动失灵。f) 承压部件泄漏。g) 汽机调门、过热器疏水门开关。h) 锅炉定期排污时。第三节 排污系统1. 定期排污为使汽水品质符合火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准的规定和要求，应进行锅炉排污。排污前要进行排污管道的暖管，以防产生水冲击。锅炉定期排污前，适当提高汽包水位，排污应逐个回路进行，一般不允许两个或两个以上排污点同时进行排污，以维持汽包水位基本稳定和水循环安全。定期排污应在负荷稳定时进行，且排放速度要尽量快。正常运行时，应根据汽水品质控制要求及化验结果，适时调整调节阀的开度和排污时间，进行连续排污。当锅炉运行不正常或发生事故时(满水事故除外)，或排污系统出故障等都应立即停止排污。如果蒸汽带盐是因炉水中含硅量过高引起的，则可通过调整锅筒的连续排污的开度来控制。注意该阀开启速度不能太快。1) 定期排污应在负荷稳定时进行。2) 大直径下降管未经许可不得进行排污。3) 禁止使用底部加热门进行排污。4) 禁止两个循环回路同时排污。5) 禁止单个循环回路排污时间过长。6) 排污时加强对水位的调整和监视，防止造成缺水事故。1.2定期排污的操作方法：1) 全开定排手动一次门。2) 开启排污总门，开启排污电动门对各水冷壁联箱依次进行排污，每个回路排污时间不超过30秒，排污完毕关闭排污电动门与手动门。3) 关闭定排联箱排污总门。1.3遇有下列情况禁止排污：1) 排污管道或阀门泄漏，危及操作人员的安全时，应禁止排污。2) 与排污系统相连的地方正在检修，又无法隔离时应禁止排污。3) 锅炉燃烧不稳时。4) 蒸汽或给水压力突然降低时。2. 连续排污2.1 连续排污应根据化学人员的要求投入，调整门开度大小由化学人员联系调节；2.2 连续排污通过连排扩容器进行工质回收再利用，若连排扩容器系统有故障或汽水品质不良时，则开启连排扩容器至定排扩容器间断排污门；2.3 连排扩容器系统的投入操作：1) 检查压力表、水位计、安全阀正常；2) 开启连排扩容器疏水器进出口门，关闭连排扩容器至定排扩容器疏水旁路手动门。3) 开启连排手动门；4) 微开一侧连排调节门，对连排扩容器暖管15-20分钟后，将连排调节门开到一定开度；5) 待扩容器压力略高于除氧器压力且有水位时(若连排扩容器压力、水位上升较慢可适当关小出水二次门)，缓慢开启连排至除氧器汽平衡门；6) 检查连排扩容器水位自动调节正常，使连排扩容器水位正常并维持稳定。2.4 连排扩容器的停用操作：1) 关闭连排调节门和连排手动门；2) 关闭连排扩容器至除氧器汽平衡门； 3) 待连排扩容器内存水放净后，关闭连排扩容器疏水器进出口门。第四节 底部加热系统点火前投入邻炉加热，待锅筒平均壁温达到100120时，可停止邻炉加热，加热过程应缓慢进行。控制炉水饱和温度温升率28/h，控制锅筒上下壁温差40。蒸汽由邻炉加热分配集箱进入水冷壁下集箱，减小启动时温度应力，提高启动速度，邻炉蒸汽加热参数为：压力0.61.3MPa，温度250300，流量20t/h。邻炉加热过程中，锅筒水位会不断上升，此间可维持水位在+150+200mm之间。1 底部加热的投入1.1 锅炉上水至汽包可见水位-100mm，对锅炉进行全面检查，一切正常后，汇报值长，方可投入锅炉底部加热操作。1.2 微开运行机组自用蒸汽门后至受热炉底部加热联箱进汽总门前各疏水门。1.3 缓慢微开运行机组汽包自用蒸汽旁路门，全开运行机组自用蒸汽电动门，微开自用蒸汽三次门，对自用蒸汽管道进行充分的疏水、暖管。1.4 待各疏水门冒汽后，逐步关闭各疏水门（疏水过程中要做好管道的检查，振动过大时及时关小运行机组自用蒸汽三次门）。1.5 自用蒸汽管道充分疏水，暖管后，微开受热炉两侧底部加热联箱疏水门，进行疏水。待疏水门有蒸汽冒出时，关闭各疏水门。1.6 缓慢开启运行炉自用蒸汽一、二次门，全开后关闭自用蒸汽旁路一、二次门。1.7 开启受热炉两侧底部加热联箱至各水冷壁下联箱加热一、二次门至全开。1.8 逐渐开大受热炉两侧底部加热联箱进汽总门。1.9 用自用蒸汽三次门控制进汽量。1.10 汽包水位高于+150mm时，可开启事故放水门，进行调整水位，防止炉水进入过热器。1.11 汽包压力至0.2MPa时 ，关闭各空气门。1.12 汽包压力至0.3MPa时，对水位计冲洗一次，并联系化水、热工冲洗各取样门，仪表管。1.13 汽包压力至0.5MPa时，联系检修热紧螺栓，运行人员记录膨胀指示一次。1.14 根据实际情况来调整底部加热的投入时间。2 投入底部加热后的注意事项2.1 投底部加热前，应全面检查自用蒸汽与辅助蒸汽联络门是否已处于关闭位置。2.2 各疏水门不应开的过大，防止大量蒸汽喷出。2.3 开启两侧底部加热联箱进汽总门时必须严密监视各管道、水冷壁下联箱的振动，发现振动大时，应及时减小或关闭进汽总门，充分疏水，重新投入。2.4 投入底部加热后，要严密监视汽包上、下壁温差不超过40，发现温差较大时，及时减小底部加热进汽量。2.5 在开启运行炉自用蒸汽一、二次门时必须缓慢进行。2.6 底部加热进汽量用运行机组自用蒸汽三次门控制。2.7 在利用底部加热进行安全阀检验时，必须加强对压力的监视。2.8 投用底部加热时运行，运行炉加强对压力和温度的监视，各操作人员必须按投用邻炉加热操作票进行操作。3. 底部加热的停止3.1 关闭底部加热集箱至水冷壁下联箱各分门；3.2 关闭底部加热集箱进汽门；3.3 开启底部加热集箱疏水门。第五节 汽包就地水位计1. 汽包就地水位计的检查1.1 正常情况下，就地水位计液面指示在50mm范围内，并且有轻微的上下波动，水位计无泄漏，清晰可见，照明良好。1.2 若水位计模糊不清时，应立即进行冲洗；1.3 定期检查水位计摄像装置良好；1.4 水位计汽水连通管保温良好；1.5 水位计的安装位置及标尺正确，在正常及高低极限水位处应有明显标志；1.6 水位计装有冲洗时防止烫伤工作人员的防护罩。2. 水位计的投入和解列2.1 水位计的冷态投入1) 关闭水位计放水门；2) 开启水位计汽侧一次门、水侧一次门；3) 全开汽侧二次门、水侧二次门。4) 全开汽侧三次门、水侧三次门。2.2 双色水位计的热态投入1) 微开水位计放水门；2) 开启汽侧一、二次门，水侧一、二次门；3) 将水位计汽侧三次门缓慢开启1/5圈；4) 将水位计充分暖体2030分钟、关闭放水门；5) 将水位计水侧三次门缓慢开启1/5圈；6) 水位正常后汽侧二次门、水侧二次门交替开启直至全开。2.3 水位计的冲洗1) 关闭双色水位计汽侧三次门至1/4圈；2) 关闭水侧三次门；3) 关闭汽侧二次门；4) 微开水位计放水门（根据水位计及其连接管道振动情况，尽可能开大，以获得较好的冲洗效果）； 5) 冲洗完成，关闭水位计放水门，水位应很快上升并轻微波动，指示清晰，否则重新冲洗。2.4 水位计解列1) 关闭汽侧三、二、一次门；2) 关闭水侧三、二、一次门；3) 缓慢开启放水门，水位计解列。3. 水位计运行注意事项3.1 投入汽包双色水位计必须得到值长、单元长的许可，工作时穿好防烫工作服。3.2 操作汽包双色水位计阀门时，必须使用专用“F”扳手。3.3 操作汽包双色水位计汽水阀门时，运行人员必须站在汽包双色水位计汽水阀门的侧面，防止汽水冲出伤 人，并做好躲闪准备，操作前看好躲闪的路线；操作中其他无关人员一律撤离现场。3.4 在投入冷态的汽包双色水位计时，微开水位计汽侧阀门四分