百万机组第四篇 机组运行.docx
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百万机组第四篇机组运行
第1章正常运行监视和调整
1.1汽水品质的监视
汽水品质的控制对热力设备的安全运行非常重要，应严格控制在规定范围内。
如有异常必须及时联系公用课共同检查处理。
监测点
项目
单位
新标准
启动清管
正常运行标准
控制值
期望值
精处理
出口
氢电导
us/cm
≤0.20
≤0.15
≤0.10
PH
25℃
6.5-9.7
6.5-9.7
6.5-9.7
SIO2
ppb
≤20
≤15
≤5
Na+
ppb
≤10
≤10
≤1
凝泵
出口
PH
25℃
9.3-9.6
9.3-9.6
9.3-9.6
氢电导
us/cm
≤0.50
≤0.20
≤0.15
溶解氧
ppb
≤50
≤20
≤10
SIO2
ppb
≤30
≤20
≤10
Fe
ppb
≤50
≤15
≤10
Na+
ppb
≤50
≤10
≤5
除氧器
入口
普通电导
us/cm
5.5-11.0
5.5-11.0
7.5
N2H4
ppb
100-300
≥25
50
除氧器
出口
溶解氧
ppb
≤10
≤5
≤3
Fe
ppb
≤50
≤10
SIO2
ppb
≤20
≤15
≤10
省煤器
入口
PH
25℃
9.3-9.6
9.3-9.6
9.3-9.6
氢电导
us/cm
≤0.50
≤0.20
≤0.15
N2H4
ppb
100-300
≥5
20
Fe
ppb
≤50
≤10
SIO2
ppb
≤30
≤15
≤10
主蒸汽
氢电导
us/cm
≤0.3
≤0.3
≤0.15
SIO2
ppb
≤30
≤15
≤10
Fe
ppb
≤50
≤10
Na+
ppb
≤20
≤5
≤3
高加
疏水
Fe
ppb
≤50
≤10
SIO2
ppb
≤50
≤20
≤10
低加
疏水
Fe
ppb
≤50
≤10
SIO2
ppb
≤50
≤20
闭冷水
外观
澄清透明明
澄清透明
澄清透明
PH
25℃
8.5-9.5
8.5-9.5
闭冷水
N2H4
ppm
2-15
2-15
浊度
NTU
≤10
≤10
1.2主、再热蒸汽参数的监视调整
主、再热蒸汽参数是否在正常范围之内，关系到机组的安全、经济运行和使用寿命。
因此应该严密监视，精心调整，注意主、再热汽参数测点是否正常，自动控制动作是否正确。
1.2.1主蒸汽参数监视调整
（1）主汽压力
A年平均值不应超过额定压力的105%，超过105%额定压力运行时间不能超过运行周期的1%。
紧急情况下，压力瞬时变化不能超过130%额定压力，超过105%额定压力的运行时间全年累计不超过12小时。
B主汽压力与设定值偏差超出平时运行范围应立即查找原因，如属负荷拢动太大时应停止升降负荷，待机组运行平稳后再执行相关操作。
C主汽压力与设定值偏差大于报警值时按第五篇之第一章的《主汽参数异常》处理。
（2）汽轮机进汽温度
A年平均值不应超过538℃，正常时最高汽温不能超过546℃，在运行异常的情况下，主汽温超过552℃全年累计时间不能超过400小时。
超过566℃持续15分钟全年累计不超过80小时。
B主蒸汽温度不得大幅突降，且不低于主蒸汽温度低报警值和保护值。
C正常运行时主蒸汽温度的调整手段主要有水燃比、减温水、烟气档板、受热面吹灰等。
短时处理还可以在燃烧稳定的前提下改变锅炉送风量。
1.2.2再热蒸汽参数的监视调整
（1）再热蒸汽压力
高压缸排汽压力不应超过设计值的125%。
（2）再热蒸汽温度
A再热汽温正常时不能超过574℃，异常运行情况下，每年超过580℃累计时间不超过400小时，每年超过594℃持续15分钟累计时间不超过80小时。
B正常情况时，左右两侧主、再热汽阀前蒸汽温度偏差应小于14℃，异常情况下允许相隔4小时持续15分钟的28℃温度偏差。
C调整同上1.2.1主蒸汽参数的调整。
1.3汽轮机本体的监视
汽轮机本体的监视主要有汽机本体金属温度、各轴承温度、各轴承回油温度、各轴承处的轴振、汽轮机胀差、转子轴向位移等。
1.3.1高中压缸上、下壁温差报警值42℃，最高不得超过56℃。
正常运行时如果高中压缸上、下壁温差突然增大，表明下缸底部有积水，此时应立即打开汽缸底部所有疏水阀，包括各加热器抽汽管路和再热器减温器疏水阀。
1.3.2任一轴瓦金属温度不能超过113℃，报警值为107℃。
1.3.3推力瓦温度不能超过107℃，报警值为99℃。
1.3.4轴承回油温度：
任一轴承的回油温度不得超过68℃.
1.3.5轴双幅振动：
正常值小于0.075mm，报警值0.125mm，跳闸值为0.25mm。
1.3.6胀差：
正常值在-1.0-+21.0mm之间，超出此范围则报警。
1.3.7轴向位移：
推力瓦推力盘间隙为±0.40mm，报警值±0.9mm，跳闸值为±1.0mm。
1.3.8再热停止阀RSV和再热调节汽阀ICV不允许单侧运行，短时间做阀门活动试验时除外。
1.4锅炉的运行调整
1.4.1锅炉变压运行设计参数
项目
单位
全燃煤
50％燃煤+50％重油混烧
BMCR
30%
TMCR
50%
TMCR
75%
TMCR
100%
TMCR
30%
TMCR
50%
TMCR
75%
TMCR
100%
TMCR
汽水流量
过热器出口
T/h
1950
525.5
860.6
1306.9
1790.6
525.3
860.6
1306.9
1790.6
省煤器进口
T/h
1950
525.5
860.6
1306.9
1790.6
525.3
860.6
1306.9
1790.6
再热器出口
T/h
1623.4
469.0
752.5
1118.9
1502.2
469.0
752.5
1118.9
1902.2
过热器喷水量
Kg/h
136.5
92.0
144.1
217.1
286.1
92.8
145.8
219.8
287.1
再热器喷水量
Kg/h
0
0
0
0
0
0
0
0
0
汽水压力
省煤器进口
Kg/cm2
309.6
94.8
146.9
222.0
289.1
95.6
148.7
222.8
290.3
过热器出口
Kg/cm2
273
86.8
129.4
192.7
258.5
86.8
129.4
192.7
258.5
再热器进口
Kg/cm2
47.8
14.1
22.4
33.3
44.3
14.1
22.4
33.3
44.3
再热器出口
Kg/cm2
45.5
13.6
21.5
31.9
42.5
13.6
21.5
31.9
42.5
汽水温度
省煤器进口
0C
287
223
247
267
283
223
247
267
283
省煤器出口
0C
334
276
298
317
329
273
295
314
328
过热器出口
0C
542
542
542
542
542
542
542
542
542
再热器出口
0C
568
568
568
568
568
568
568
568
568
风烟流量
AH入口空气流量
T/h
2077
852.2
1174.1
1542.6
1933.3
842.0
1128.3
1514.3
1903.8
AH出口空气流量
T/h
1904
710.0
1025.2
1384.4
1764.5
713.4
995.1
1371.7
1749.2
密封空气流量
T/h
25.5
9.2
12.2
16.0
20.2
9.1
12.1
15.9
20.0
AH入口烟气量
T/h
2366
979.9
1318.0
1740.4
2198.1
953.4
1286.7
1696.4
2143.1
AH出口烟气量
T/h
2539
1142.9
1488.0
1914.5
2371.1
1082.0
1419.9
1839.0
2297.7
空气泄漏量
T/h
173
163.0
170.0
174.1
173.0
128.6
133.2
142.6
154.6
烟气温度
辐射过热器入口
0C
1150
900
988
1062
1122
872
951
1033
1103
对流区入口
0C
960
731
815
894
953
703
779
861
930
省煤器入口
0C
562
440
467
508
543
432
451
497
535
空气预热器入口
0C
369
320
320
337
361
320
320
336
362
空气预热器出口
0C
132
120
112
119
128
124
123
127
133
电除尘器出口
0C
127
115
107
114
123
119
118
122
128
空气温度
送风机入口
0C
23
23
23
23
23
23
23
23
23
暖风器入口
0C
27
27
27
27
27
27
27
27
27
空气预热器入口（平均）
0C
28
29
29
29
29
44
47
45
39
空气预热器出口（一次风）
0C
325
298
294
302
317
298
295
303
321
空气预热器出口（二次风）
0C
335
300
298
310
329
303
302
312
333
烟气流
速
辐射过热器入口
m/s
10
4
6
8
10
4
5
8
10
对流区入口
m/s
14
5
7
10
13
5
7
10
13
烟囱
m/s
18.6
空气阻力
暖风器
mbar
3.0
0.4
1.0
1.8
2.7
0.5
0.8
1.7
2.5
空气预热器
mbar
14.0
2.5
4.5
7.0
11.0
3.0
5.0
8.5
13.0
风道
mbar
6.0
0.9
2.0
3.5
5.3
1.8
1.6
3.2
5.0
风箱和燃烧器
mbar
13.0
14.0
14.0
14.0
14.0
14.0
14.0
14.0
14.0
磨煤机
mbar
38.0
38.0
38.0
38.0
38.0
38.0
38.0
38.0
38.0
合计（二次风）
mbar
36.0
17.8
21.5
26.3
33.0
18.3
21.4
27.4
34.5
烟气阻力
炉膛（设定值）
mbar
-1.0
-1.0
-1.0
-1.0
-1.0
-1.0
-1.0
-1.0
-1.0
锅炉、过热器、再热器、省煤器
mbar
13.0
6.9
8.1
10.0
11.8
6.8
7.7
9.3
11.5
空气预热器
mbar
18.0
4.0
6.0
10.0
15.0
4.0
6.0
9.5
15.0
烟道损失
mbar
13.0
1.70
3.0
5.1
7.9
1.9
3.0
4.9
7.7
电除尘器
mbar
3.0
0.4
0.7
1.1
1.7
0.4
0.7
1.1
1.7
合计（烟气）
mbar
48.0
14.0
18.8
27.2
37.4
14.1
18.4
25.8
36.9
空气和烟气合计阻力
mbar
84.0
21.8
40.3
53.5
70.4
32.4
39.8
53.2
71.4
热损失
干烟气损失
％
4.41
5.56
4.33
4.06
4.24
4.56
3.72
3.56
3.88
燃料H2和H2O损失
％
4.32
4.30
4.27
4.29
4.30
4.98
4.95
4.98
5.05
空气水份损失
％
0.11
0.14
0.11
0.11
0.11
0.12
0.10
0.09
0.10
未燃炭损失
％
0.57
0.57
0.57
0.57
0.57
0.28
0.28
0.28
0.28
辐射损失
％
0.17
0.55
0.35
0.25
0.19
0.55
0.35
0.25
0.19
其他（含厂家裕设）
％
0.64
0.64
0.62
0.50
0.50
0.60
0.59
0.59
0.60
合计
％
10.22
11.76
10.25
9.78
9.91
11.09
9.99
9.75
10.10
1.4.2锅炉正常运行中应按要求进行吹灰，保持受热面的清洁，防止受热面结焦。
1.4.3锅炉正常运行中应注意给水流量、煤流量、风量的测量信号正确，自动控制动作正常。
1.4.4监视省煤器出口烟气氧量、SCR进出口烟气NOX含量、FGD进出口烟气SO3含量，如有异常应及时分析原因。
1.5发电机的运行调整
1.5.1发电机正常运行中的监视参数可按CRT上功率圆图为依据，但不允许超过其曲线上的运行范围.
1.5.2发电机应在额定电压的±5%范围内运行，在此范围内，功率因数为额定值时，发电机的额定容量不变。
1.5.3对发电机而言允许在额定频率的±5%范围内长期运行,频率在此变化范围时，发电机可按额定容量连续运行。
1.5.4在机组带低谷负荷，或系统需要（如我厂500KV高抗因故退出运行）时，发电机允许进相运行，此时应特别注意进相深度，加强对发电机端电压及单元段6．6KV母线电压的监视，不能低于额定电压的93%，即分别为21.39KV及6.14KV，同时应注意发电机各部分的氢气温度不得超限。
AVR及PSS在自动状态运行正常，发变组各保护投运正常。
1.5.5发电机正常运行时，三相定子电流大小应一样，不平衡电流不应超过规定值，最大允许连续I2=0.08×P.U
1P.U=在额定容量和额定端电压下的电枢电流。
1.5.6发电机的负序能力
I22t=10。
1.5.7发电机允许的短时间超载而不影响绝缘的寿命的时间，可由下列公式计算
T=K/（It2-1）
其中T为允许的超载时间（秒）
It为（超载电流/额定电流）
定子线圈取K=40，转子线圈取K=30。
1.5.8氢气冷端温度正常设定范围为40℃-45℃，当氢气冷端温度被限制在50℃以内时，发电机寿命几乎不受影响，但不得超过50℃。
当发电机在温度低于25℃时运转，机内的潮气趋于冷凝，因此冷氢的温度在运转时必须高于25℃。
1.5.9发电机正常运行条件下，各部温度不得高于下表规定数值
发电机部件
测量方法
冷却剂的标
准温度（℃）
温升（℃）
总表面
温度（℃）
定子线圈热氢温度
热电阻
45
65
110
转子线圈热氢温度
热电阻
45
65
110
定子铁芯热氢温度
热电隅
45
85
130
1.5.10励磁机内温度的报警值见下表
温度测点
报警值
热空气温度
85℃
轴承油温度
77℃
轴承金属温度
107℃
1.5.11氢冷器（或空冷器）冷却水部分停止时，允许的负载见下表
状态
不运转的冷却器数
允许负载（%）
1/4
90
2/4
85
2/4
65
运行
不运行
1.5.12发电机运行中的检查
（1）发电机正常运行时应保持各自动装置工作完好，应经常监视、调节发电机在正常参数内稳定运行。
（2）发电机在运行中，每班必须全面就地检查两次以上，具体项目如下
A发电机本体清洁，无漏水、漏油、漏氢现象。
B发电机本体各部分声音正常，无异常振动，无异臭。
C发电机大轴接地、转子测量碳刷接触良好，无火花，碳刷不短于限额线。
D通过励磁机罩观察孔检查二极管“保险熔断”指示是否存在。
如有，需作好记录。
E发电机出口分相封闭母线微正压装置运行正常，压力维持在4-10mbar之间，密封甘油油位差正常。
F发电机出口PT、中性点接地装置完好，前后仓门关好，无异常状况。
G发电机保护盘上各继电器完好，保护装置运行正常，无异常报警信号。
H发电机励磁系统运行正常，无异常报警信号。
I厂用电切换装置运行正常，无异常报警信号。
J当发电机停运超过一星期，梅雨季节超过两天，均应将发电机出口共箱封闭母线的加热器投运。
发电机正常运行以后，即须退出。
（3）发电机上、下、左、右以及氢管道周围严禁烟火，不得进行明火作业。
特殊情况下要进行可能引起火花的工作，必须办理动火工作票。
（4）备用中的发电机，应按运行机组对待，至少每班检查一次。
1.6主变压器的运行监视
主变压器的监视参见第六篇之第29章《变压器》。
第2章
定期切换和试验
2.1定期切换
2.1.1机组正常运行中应严格贯彻设备定期切换制度。
设备的定期切换周期参照《定期切换和试验》（1200-ME000114）记录本。
2.1.2设备的定期切换工作必须认真、负责。
发现缺陷及时联系处理。
2.2试验
机组的相关试验周期和时间参照《定期切换和试验》（1200-ME000114）记录本。
重大试验由专业主办安排、主持。
2.2.1汽轮发电机组超速试验
（1）OPC（OverspeedProtectionController）试验
A确认汽轮机转速在3000rpm，机组尚未并网。
B在DEH速度操作控制画面上按下“OPC测试”按扭。
C确认GV、ICV关闭1秒钟后在几秒钟内重新开启，并恢复至原来位置，维持汽轮机的转速基本不变。
（2）电超速（EOST——ElectricOverSpeedTest）试验
A电超速试验在停机状态下进行。
B联系仪控人员将转速模拟信号接入EOST、OPC转速输入端子。
C复位汽轮机，确认自动跳闸油压建立，各GV和ICV开启。
D模拟升高汽轮机转速。
E当转速达到3225rpm（107.5%额定转速），确认OPC动作，各GV和ICV关闭，然后将OPC动作保护解除。
F当转速升至3330（111%额定转速），确认EOST动作，汽机跳闸，记录下动作转速值。
（3）机械超速（MOST——MachineOverSpeedTest）试验
A试验步骤：
a确认机组动态打闸试验和注油试验正常。
b冷态启动时确认机组已经带5%初始负荷暖机完成，并且带10%的额定负荷4小时以上。
c解列发电机，按下DEH速度操作画面中“控制模式”控制棒图内的“关阀”按扭使汽轮机跳闸。
然后重新复位汽轮机并升速至3000rpm。
d按下DEH速度操作画面中“OPC/MOST测试”控制棒图内的“MOST”按扭。
此时OPC保护被闭锁，并且汽机速度设定值的上限变为3360rpm。
正常情况下DEH控制汽机转速的范围为2820rpm-3180rpm，既额定转速的100%±6%。
e在DEH速度操作画面中“汽机速度”控制棒图内设定速度参考值为3250rpm，选择300rpm/min的升速率，按下“升速”按扭，提升汽轮机转速到3250rpm。
f确认汽机转速达到3250rpm并保持，再次设定速度参考值为3270rpm，选择75rpm/min的升速率提升汽机转速；如转速达到设定值而MOST未动作，则继续以75rpm/min的升速率以20rpm的幅度提升汽机转速，直到汽机跳闸，记录动作转速值。
g如果转速达到3360rpm，而汽机仍然没有跳闸，则应立即手动跳闸汽机。
h按照同样的顺序再做一次机械超速跳闸试验，比较两次动作的转速值偏差不大于18rpm，且跳闸转速在270rpm-3330rpm之间。
i试验如果合格，则汽轮机速度降至额定转速后可重新复位，发电机重新并网接带负荷。
B注意事项：
a机组初次启动、大修及长时间停机备用后开机，以及在可能影响到危急保安器正常动作的检修工作结束后，都必须做机械超速实验。
b冷态启动做机械超速实验，必须在机组并网带10%负荷运行4小时后再解列进行。
超速试验必须在解列后15分钟内完成，否则应对照《空载和初负荷的再热蒸汽温度与凝汽器真空的关系》（见附录五）监视凝汽器真空。
c机组动态打闸试验及注油试验应在机组并网前执行，以免影响超速试验的准确性。
d做机械超速实验时，应派专人到机头，保持和中央控制室的联络畅通，并做好手动打闸的准备工作。
e机械超速跳闸保护设定值为额定转速的110%±1%（3270rpm-3330rpm）。
如果动作转速偏离此范围，或者两次动作转速偏差过大，则应查明原因，必要时对危急保安器机构进行调整，并再次试验合格后方可使机组并网。
否则禁止机组并网。
2.2.2主机低真空跳闸试验
见《＃机组低真空跳闸试验操作卡》1200-ME000208。
2.2.3主机危急保安器注油试验
见《＃机组危急保安器注油动作试验操作卡》1200-ME000211。
2.2.4主机轴承油压低试验
见《＃机组轴承油压低跳闸试验操作卡》1200-ME000213。
2.2.5主机阀门活动性试验
见《＃机组阀门活动测试操作卡》1200-ME000209。
2.2.6主机油泵自启动试验
见《＃机组油泵自启动试验操作卡》1200-ME000212。
2.2.7主机真空严密性试验
（1）确认机组运行正常，维持负荷在额定负荷的80%以上，凝汽器真空正常。
（2）在就地关闭运行真空泵的入口门，关闭严密后，每30秒钟记录一次凝汽器的真空值。
试验进行5分钟，记录10次真空值，然后开启运行真空泵的入口门。
（3）如果试验过程中凝汽器真空下降较快，并且低于680mmHg时，应立即停止试验并尽快开启运行真空泵的入口门，将真空提升起来。
（4
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