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目次目次............................................................... 错误!未定义书签。
1 汽轮机设备技术规范................................................ 错误!未定义书签。
1.1 汽轮机本体设备技术规范 (2)1.2 汽轮机辅助设备技术规范 (3)2 汽轮机启动规定 (18)2.1 汽轮机启动规定 (18)2.2 汽轮机启动方式 (19)3 汽轮机启动........................................................ 错误!未定义书签。
3.1 汽轮机冷态启动前的几项规定 (20)3.2 汽轮机冷态启动前的检查 (20)3.3 系统检查 (21)3.4 辅助设备的启动顺序 (36)3.5 汽轮机冷态手动启动 (37)3.6 汽轮机冷态自启动 (41)3.7 汽轮机温态启动 (43)3.8 汽轮机热态启动 (44)3.9 汽轮机极热态启动 (44)4 汽轮机组的调整与控制 (45)4.1 汽轮机启动过程中的调整与控制 (45)4.2 汽轮机停机过程中的调整与控制 (45)4.3 汽轮机事故处理中的调整与控制 (45)4.4 汽轮机的胀差的调整与控制 (45)4.5 凝结水溶解氧的调整与控制 (45)4.6 给水溶解氧的调整与控制 (45)5 汽轮机正常停机 (46)5.1 停机前的检查与准备： (46)5.3 降负荷及停机注意事项 (47)6 汽轮机的事故处理 (47)6.1 事故处理原则 (48)6.2 故障停机条件及停机步骤 (48)6.3 主蒸汽参数不符合规定 (49)6.4 汽轮机发生水冲击 (49)6.5 凝结器真空低 (50)6.6 油系统故障 (50)6.7 汽轮机发生振动 (51)6.8 汽轮机超速 (51)6.9 运行中汽轮机叶片损坏或断落 (51)6.10 厂用电中断 (52)6.11 汽轮机轴承或推动轴承磨损 (52)7 汽轮机辅助设备 (52)7.1 无盐水系统运行 (52)7.2 润滑油系统运行 (53)7.3 密封油系统运行 (55)7.4 循环水系统运行 (56)7.5 闭冷水系统运行 (60)7.6 凝结水系统运行 (60)7.7 定子冷却水系统运行 (61)7.8 辅助蒸汽系统运行 (62)7.9 给水除氧系统运行 (62)7.10 轴封系统运行 (69)7.11 真空系统运行 (69)7.12 旁通系统投运 (69)8 汽轮机组的试验 (70)8.1 汽轮机试验的规定 (70)8.2 汽轮机膨胀试验 (70)8.3 辅助油泵（AOP）、盘车油泵（TOP）、事故油泵（EOP）试验 (71)8.4 主汽门（MSV）、高压调节门（CV）、再热主汽门（RSV）、再热调节汽门（ICV）活动试验8.5 真空严密性试验 (72)8.6 抽汽逆止门试验 (72)8.7 汽轮机调节系统静态试验（阀位动作试验） (72)8.8 汽轮机保护装置试验 (73)8.9 主机保护试验 (74)8.10 MSV RSV 严密性检查 (74)8.11 汽轮机超速试验 (74)8.12 汽轮机甩负荷试验 (75)附图一：汽轮机冷态启动曲线附图二：汽轮机温态启动曲线附图三：汽轮机热态启动曲线附图四：汽轮机极热态启动曲线附图五：汽轮机正常正常停机曲线附图六：再热汽室与HP第一级金属允许温差附图七：主蒸汽门、再热汽门允许温差附图八：主蒸汽门外壳金属允许温差附图九：汽轮机控制阀外壳金属允许温差附图十：汽轮机启动状态控制阀门开启顺序附图十一：汽轮机停机状态控制阀门开启顺序附图十二：汽轮机1200rpm暖机曲线附图十三：汽轮机3000rpm暖机曲线附图十四：汽轮机初始负荷保持曲线附图十五：汽轮机高压缸暖机曲线1 汽轮机设备技术规范1.1 汽轮机本体设备技术规范1.1.1 本体设备技术规范·汽轮机型号：TCDF－33.5；·亚临界、单轴、单再热、双排汽、凝汽式汽轮机；·额定功率：300MW；·最大出力：（VWO＋5％OP）334.5MW；·额定转速：3000r.p.m；·转动方向：从汽轮机向发电机看为逆时针；·抽汽级数：8级；·汽轮机级数：26级；高压缸8级、中压缸6级、低压缸6×2级；·末级叶片长度：850.9mm；·临界转速：高、中压转子一阶：2065r.p.m低压转子一阶：2167r.p.m发电机一阶：1347r.p.m发电机二阶：3625r.p.m·汽轮机热耗：7972kj/kw.h·汽轮机汽耗：2.39kj/kwh·额定蒸汽参数：主蒸汽压力：16.67Mpa(绝压)；主蒸汽温度：538℃；主蒸汽流量：929t/h；再热汽压力：3.74 Mpa(绝压)；再热汽温度：538℃；再热汽流量：767t/h；额定背压：0.0049Map1.2 汽轮机辅助设备技术规范1.2.1 无盐水系统设备规范：1.2.1.1 凝结水输送泵台数：1台／每台机型号：GNB－6型效率：65％流量：95m3/h扬程：88m汽蚀余量：1.2m转速：2937.r.p.m·电动机：型号：Y200L2－2型功率：37kw电压：380v绝缘等级: B接线方式: Δ转速：2950r.p.m数量：1台／机容量：500m3外型尺寸：圆型、立式；直径Ф9560mm；高8923mm1.2.2 润滑油系统设备规范1.2.2.1 主油箱：数量: 1台/机容量：195000升 (20 m3 )1.2.2.2 主油泵：型式：离心泵出力：56.7dm3/秒排放压力：1370Kpa转速(正常)：3000r.p.m最高转速: 3600r.p.m1.2.2.3 增压泵：型式：油驱动泵出力：56.7dm3/秒排放压力：176.4Kpa1.2.2.4 高旁油站 (瑞士)·冷却风机型号: OK-R1-S07-1.2-M电压: 400v频率: 50HZ转速: 1370r.p.m功率: 0.18kw电流: 0.75/1.3A·高压油泵型号: QX23-006-R-VIM出力: 7.2 l/min功率: 4Kw压力: 240Pbar电压：400v转速：1435 r.p.m·高压油泵电机电压：400v电流：8.9A频率: 50HZ功率: 4KW转速: 1430 r.p.m功率因素: 0.81.2.2.5 冷油器：型式：立式、直流、表面管式冷却，两台，内部为不锈钢管型号：YL-180-2型冷却水量：336/t/h铜管根数：924根铜管尺寸：Ф16mm×1.0mm台数：2台/机1.2.2.6 辅助油泵（AOP）、盘车油泵（TOP）、事故油泵(EOP)、排烟机设备规范见表1。
第一章 汽轮机本体汽轮机是以水蒸气为工质，将蒸汽的热能转变为机械能的一种高速旋转式原动机。
与其他类型的原动机相比，它具有单机功率大、效率高、运转平稳、单位功率制造成本低和使用寿命长等一系列优点，它不仅是现代火电厂和核电站中普遍采用的发动机，而且还广泛用于冶金、化工、船运等部门用来直接拖动各种泵、风机、压缩机和船舶螺旋桨等。
在现代火电厂和核电站中，汽轮机是用来驱动发电机生产电能的，故汽轮机和发电机合称为汽轮发电机组，全世界发电总量的80%左右是由汽轮发电机组发出的。
除用于驱动发电机外，汽轮机还经常用来驱动泵、风机、压缩机和船舶螺旋桨等，所以汽轮机是现代化国家中重要的动力机械设备。
汽轮机设备是火电厂的三大主要设备之一，汽轮机设备包括汽轮机本体、调节保安及供油系统和辅助设备等。
第一节 概述KN300—16.7/537/537型300MW中间再热空冷凝汽式汽轮机为亚临界、单轴、中间再热、双缸双排汽、空冷凝汽式汽轮机。
采用数字电液调节系统（即DEH），操作简便，运行安全可靠。
高中压部分采用合缸反流结构，低压部分采用双流反向结构。
主蒸汽从锅炉经1根主蒸汽管到汽机房后通过Y型异径斜插三通分别到达汽轮机两侧的主汽阀和调节汽阀。
并由6根挠性导汽管进入设置在高压外缸的喷嘴室。
6根导汽管对称地接到高中压外缸上、下半各3个进汽管接口。
高压缸部分由1级单列调节级（冲动式）和11级（反动式）所组成。
主蒸汽经过布置在高中压缸两侧的2个主汽阀和6调节汽阀从位于高中压缸中部的上下各3个进汽口进入喷嘴室和调节级，然后再流经高压缸各级。
高压部分蒸汽由高压第七级后的向上的1段抽汽口抽汽至#1高压加热器。
高压缸排汽从下部排出经再热冷段蒸汽管回到锅炉再热器。
其中部分蒸汽由2段抽汽口抽汽至#2高压加热器。
从锅炉再热器出来的再热蒸汽经由再热热段蒸汽管到达汽轮机两侧的再热主汽阀与再热调节汽阀，并从下部两侧进入中压缸。
中压缸全部采用反动式压力级，分成2部分，共为9级，其中中压第1至5级静叶装于中压#1静叶持环上，中压第6至9级静叶装于中压#2静叶持环上。
第41卷,总第242期2023年11月,第6期《节能技术》ENERGY CONSERVATION TECHNOLOGY Vol.41,Sum.No.242Nov.2023,No.6亚临界300MW 汽轮机高旁就地控制方式综合优化邱 磊1,孙建国2,郑翔宇3,石家魁3,王 飞2,万 杰3(1.国能大武口热电有限公司,宁夏 石嘴山 753000;2.北方联合电力有限责任公司达拉特发电厂,内蒙 古达拉特 014300;3.哈尔滨工业大学,黑龙江 哈尔滨 150001)摘 要:当前,国内还有不少早期投产的配置四喷嘴组或六喷嘴组的亚临界300MW 级别机组;其中,部分此类汽轮机的高压旁路系统仍采用就地控制方式,当机组主蒸汽参数异常时,存在控制响应慢、稳定性差,会引发蒸汽参数波动大等问题。
对此,提出了一种对高压旁路就地控制系统的综合改造方案。
首先,将高压旁路控制信号接入DCS ,并进行可靠性设计;然后,引入高旁减压阀开度信号作为前馈信号,对高压旁路温度控制策略进行优化。
通过实际300MW 机组优化改造后的运行工况与仿真结果分析,表明了该方法不但降低了主蒸汽参数调整的操作难度,避免了参数波动,而且跟踪误差满足现场控制要求,提高了高压旁路控制系统控制的准确性与稳定性,具有重要的实际工程应用和推广价值。
关键词:300MW 汽轮机;高压旁路系统;就地控制;前馈信号;综合优化中图分类号:TK323 文献标识码:A 文章编号:1002-6339(2023)06-0533-04收稿日期 2023-02-18 修订稿日期 2023-02-26基金项目:国家重点研发计划项目(2017YFB0902101)作者简介:邱磊(1981~),男,本科,工程师,主要从事火电厂热力系统控制、测量及协调系统优化等方面的研究。
Comprehensive Optimization of Local Control Mode for High -pressureBypass of Subcritical 300MW Steam TurbineQIU Lei 1,SUN Jian -guo 2,ZHENG Xiang -yu 3,SHI Jia -kui 3,WANG Fei 2,WAN Jie 3(1.Guoneng Dawukou Thermoelectric Co.,Ltd.,Shizuishan 753000,China;2.Dalate Power Plant of North United Electric Power Co.,Ltd.,Dalate 014300,China;3.Harbin Institute of Technology,Harbin 150001,China)Abstract :At present,there are many sub -critical 300MW units with four or six nozzle groups in early production in China.Among them,the high -pressure bypass system of some such turbines are still a⁃dopt the local control mode.When the main steam parameters of the unit are abnormal,the control re⁃sponse is slow,the stability is poor,and the steam parameters will fluctuate greatly.In this paper,a comprehensive reconstruction scheme of high voltage bypass local control system is proposed.Firstly,the high -voltage bypass control signal is connected to DCS,and the reliability design is carried out.Then,the high side reducing valve opening signal is introduced as the feedforward signal to optimize the high pressure bypass temperature control strategy.Through the analysis of the operating conditions and simula⁃tion results of the actual 300MW unit after optimization,it is shown that the method not only reduces the·335·operation difficulty of the main steam parameter adjustment,avoids the parameter fluctuation,but also meets the requirements of the field control,improves the accuracy and stability of the control of the high-pressure bypass control system,and has important practical engineering application and popularization value. Key words:300MW turbine;high-pressure bypass system;local control;feedforward signal;compre⁃hensive optimization0 引言目前,火力发电在电源结构中仍占主导地位,其各阶段蒸汽参数的控制直接影响机组安全高效运行。
DLT 609-1996 300MW级汽轮机运行导则300MW级汽轮机运行导则DL／T 609—1996Guide for 300MW grade steam turbine operation中华人民共和国电力工业部1997—02—03批准1997—06—01实施1 范畴1．1 本导则确立了以安全经济运行为基础，以寿命治理为主线进行300MW级汽轮机运行技术治理的差不多原则。
1．2 本导则适用于国产型及引进型国产亚临界参数300MW级汽轮机，要紧原则也适用于亚临界参数600MW汽轮机，进口机组及其他机组可参照执行。
1．3 本导则不适用于超临界参数的汽轮机和核电汽轮机。
2 引用标准下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。
在本标准出版时，所示版本均为有效。
所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。
’GB5578—85 固定式发电用汽轮机技术条件GB7596—87 电厂用运行中汽轮机油质量标准GBll347—89 大型旋转机械振动烈度现场测量与评定GBl2145—89 火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准DL428—91 电力系统自动低频减负荷技术规定DL／T561—95 火力发电厂水汽化学监督导则DL／T571—95 电厂用抗燃油验收、运行监督及爱护治理导则DL5011—92 电力建设施工及验收技术规范(汽轮机机组篇)SD223—87 火力发电厂停(备)用热力设备防锈蚀导则(82)水电技字第63号电力工业技术治理法规(试行)(83)水电电生字第47号火力发电厂高压加热器运行爱护守则电安生[1994]227号电业安全工作规程(热力和机械部分)3 总则3．1 汽轮机运行的要紧任务是：合理地分配和使用汽轮机寿命，正确地启停操作，良好地检查爱护，严格地调整操纵参数，细致地整定试验，可靠地预防和处理事故，使之经常处于安全、经济、可靠、稳固运行的良好状态。
1. 工程概况Overview of project300MW机组系哈尔滨汽轮机有限责任公司设计生产的N300-16.7/538/538型亚临界一次中间再热、高中压合缸单轴双缸双排汽凝汽式汽轮发电机组，系统为单元制热力系统。
300MW汽轮机采用高压主汽门方式冲转，转速达到2900RPM时切换到高压调门控制升速、带负荷。
每台机组配有两个高压主汽门（TV）、六个高压调门（GV）、两个中压主汽门（RSV）和两个中压调门（IV）。
机组启动运行方式：定－滑－定运行，高压缸启动负荷性质：带基本负荷，可调峰运行周波变化范围：48.5～50.5Hz旁路形式及容量：30％B-MCR高低压串联简易旁路机组额定出力：300MW主汽阀前额定蒸汽压力：16.7MPa（a）主汽阀前额定蒸汽温度：538℃主汽门前蒸汽流量：889.87T/H中联门前蒸汽压力： 3.228MPa（a）中联门前蒸汽温度：538℃中联门前蒸汽流量：741.76T/H抽汽压力：0.245～0.785Mpa额定背压： 4.5kPa（a）机组工厂编号：73B300MW汽轮机调节系统为高压抗燃油型数字电液调节系统（简称DEH），电子设备采用了上海西屋控制系统有限公司的OV ATION系统，液压系统采用了哈尔滨汽轮机厂有限责任公司成套的高压抗燃油EH装臵。
本说明书仅涉及DEH电气部分，液压部分请参考相关资料。
The steam turbine, type N300-16.7/538/538, manufactured by HTC is tandem compound, single reheat, regenerative, double exhaust, condensing, multi-cylinder design with combined HP-IP and separate LP casing, 3000 rpm speed, directly coupled with Generator. One boiler feeding one steam turbine thermodynamic system is applied to the power plant.The steam turbine rolls up and accelerates controlled by throttle valves (i.e. TV control mode). At 2900 rpm, control of speed is transferred from the throttle valves (TV control mode) to the governor valves (GV control mode). Each unit is equipped with two throttle valves (TV), six governor valves (GV), two reheat stop valves (RSV) and two interceptor valves (IV).Start up and operation mode: be capable of start up on TV control mode and operation on constant pressure-sliding pressure-constant pressure mode.Load carrying: be capable of operation on rated load or on peaking load service either. Tolerant frequency swing rang: 48.5~50.5 HZ.Bypass configuration and size: 30%-MCR HP and LP simplified bypass in series.Rated load: 300MWRated inlet steam pressure of main stop valve (MSV, i.e. TV): 16.7MPa (a)Rated inlet steam temperature of main stop valve: 538 ℃Inlet steam flow of main stop valve: 889.87 T/HExtraction steam pressure: 0.245~0.785MPaInlet steam pressure of reheat stop valve (RSV): 3.228MPa (a)Inlet steam temperature of main stop valve: 538 ℃Inlet steam flow of reheat stop valve: 741.76 T/HRated back pressure: 4.5kPa (a)Turbine serial number: 73BDigital electro-hydraulic control system (DEH) equipped with high pressure fire-resistant fluid system is applied to 300MW turbine. Ovation system supplied by shanghai Westinghouse is used for DEH system as hardware. EH fluid system is designed and supplied by HTC.This system design description (SDD) concerns DEH system only. EH fluid system refers to relevant documents.2. 系统配臵及组成DEH system configuration and modulesDEH控制系统均采用了上海西屋控制系统有限公司的OV ATION系统。
汽轮机组运行规程目录第一篇汽轮机技术性能要求1．汽轮机设备规范及主要技术特性2．汽轮机保护、联锁及试验3．汽轮机启动4．汽轮机运行维护5．汽轮机停机第二篇除氧器、给水及高压加热器运行1．除氧器运行2．给水系统运行3．高压加热器投入、停止及运行维护第三篇辅机启动、停止及运行维护1．一般水泵启动、停止及运行维护2．凝结水系统运行3．凝汽器投入、停止及运行维护4．低压加热器投入、停止及运行维护5．主机润滑油系统运行6．密封油系统运行7．顶轴油系统及盘车装置运行8．EH油系统运行9．净油装置运行10．润滑油处理及存贮系统运行方式11．闭式冷却水系统运行12．发电机内冷水系统运行13．真空系统运行14．氢气系统运行第四篇补充水、工业水、循环水系统运行1．补充水系统运行2．工业水系统运行3．循环水系统运行4．开式水系统运行第五篇主机事故处理1．事故处理原则2．紧急故障停机3．蒸汽参数异常4．负荷骤变处理5．汽轮机水冲击6．真空下降处理7．机组强烈振动8．轴向位移增大9．偏离周波运行10．机组通流部分损坏11．火灾事故处理12．汽轮机严重超速13．发电机甩负荷14．润滑油系统工作失常15．EH油压低处理16．主油泵联轴器故障处理17．汽水管道故障18．厂用电中断处理19．循环水中断处理20．调节控制系统异常第一篇汽轮机运行规程1.1 汽轮机设备规范及主要技术特性1.1.1 主要设备技术规范型号：N300—16.70/537/537—6型形式：亚临界、一次中间再热、双缸（高中合缸）双排汽凝汽式。
旋转方向：从机头向发电机方向看为顺时针。
制造厂家：东方汽轮机厂额定功率：300WM ( E C R )最大功率：330WM ( V W O)额定蒸汽参数：主蒸汽16.70Mpa/537℃再热蒸汽 3.2Mpa/537℃背压 5.19Kpa额定主蒸汽流量：903.1T/H最大主蒸汽流量：1025 T/H转速：3000r/min冷却水温：22.5℃给水温度：277℃额定工况净热耗：7923.8KJ/KW．H轴系临界转速：（计算值）高中压转子1769.1r/min低压转子1698r/min发电机转子（一阶/二阶）1393.8/3401.5r/min通流级数：总共27级高压缸1个调节级+ 8个压力级中压缸6 个压力级低压缸2×6个压力级给水回热级数：高加+除氧+低加（除氧器滑压运行）表1—1—1 额定工况下各段回热抽汽参数末级叶片高度：851mm汽轮机本体外形尺寸：（长×宽×高）mm18055×7464×6434（高度指从连通管吊环最高点至运行平台距离）1.1.2 主要技术特性1.1.2.1 结构特点1.2.1.1汽缸本体高中压合缸，通流部分反向布置，高压缸为双层缸结构，材料为ZG15Cr2Mo1铸件，允许工作温度不大于566℃。
甘井子热电项目2×300MW亚临界供热机组HG-1035/17.5-HM35锅炉锅炉说明书哈尔滨锅炉厂有限责任公司2009.10甘井子热电项目2×300MW亚临界供热机组HG-1035/17.5-HM35型锅炉说明书第Ⅰ卷锅炉本体和构架编号: F0310BT001E321编制:校对审核:审定:批准:哈尔滨锅炉厂有限责任公司二OO九年十月学习资料 整理目 录一、锅炉设计主要参数及运行条件…………………………………………………………………………………………………1 1、锅炉容量及主要参数 ………………………………………………………………………………………………………………1 2、设计依据 ………………………………………………………………………………………………………………………………………2 3、电厂自然条件………………………………………………………………………………………………………………………………4 4、主要设计特点………………………………………………………………………………………………………………………………4 5、锅炉性能计算数据表…………………………………………………………………………………………………………… (7)二、主要配套设备规范 ………………………………………………………………………………学习 资料 整理……………………………………8 三、受压部件………………………………………………………………………………………………………………………………………8 1、给水和水循环系统 ………………………………………………………………………………………………………………8 2、锅筒………………………………………………………………………………………………………………………………………………9 3、锅筒内部装置及水位值………………………………………………………………………………………………94、省煤器 ………………………………………………………………………………………………………………………………………9 5、过热器和再热器 ………………………………………………………………………………………………………………10 6、减温器……………………………………………………………………………………………………………………………………147、水冷炉膛.............................................................................................................................................1 5 四、门孔、吹灰孔、仪表测点孔 (18)五、锅炉膨胀系统 (19)六、锅炉对控制要求 (20)七、锅炉性能设计曲线………………………………………………………………………………………………………………………2 1 八、锅炉构架说明……………………………………………………………………………………………………………………………2 2 九、附图目录………………………………………………………………………………………………………………………………………2 3学习资料整理学习 资料 整理一. 锅炉设计主要参数及运行条件大连甘井子2×300MW 工程的锅炉为亚临界参数、一次中间再热、自然循环汽包炉，采用平衡通风、四角切圆燃烧方式，设计燃料为褐煤。
汽轮机组运行规程目录第一篇汽轮机技术性能要求1．汽轮机设备规范及主要技术特性2．汽轮机保护、联锁及试验3．汽轮机启动4．汽轮机运行维护5．汽轮机停机第二篇除氧器、给水及高压加热器运行1．除氧器运行2．给水系统运行3．高压加热器投入、停止及运行维护第三篇辅机启动、停止及运行维护1．一般水泵启动、停止及运行维护2．凝结水系统运行3．凝汽器投入、停止及运行维护4．低压加热器投入、停止及运行维护5．主机润滑油系统运行6．密封油系统运行7．顶轴油系统及盘车装置运行8．EH油系统运行9．净油装置运行10．润滑油处理及存贮系统运行方式11．闭式冷却水系统运行12．发电机内冷水系统运行13．真空系统运行14．氢气系统运行第四篇补充水、工业水、循环水系统运行1．补充水系统运行2．工业水系统运行3．循环水系统运行4．开式水系统运行第五篇主机事故处理1．事故处理原则2．紧急故障停机3．蒸汽参数异常4．负荷骤变处理5．汽轮机水冲击6．真空下降处理7．机组强烈振动8．轴向位移增大9．偏离周波运行10．机组通流部分损坏11．火灾事故处理12．汽轮机严重超速13．发电机甩负荷14．润滑油系统工作失常15．EH油压低处理16．主油泵联轴器故障处理17．汽水管道故障18．厂用电中断处理19．循环水中断处理20．调节控制系统异常第一篇汽轮机运行规程1.1 汽轮机设备规范及主要技术特性1.1.1 主要设备技术规范型号：N300—16.70/537/537—6型形式：亚临界、一次中间再热、双缸（高中合缸）双排汽凝汽式。
旋转方向：从机头向发电机方向看为顺时针。
制造厂家：东方汽轮机厂额定功率：300WM ( E C R )最大功率：330WM ( V W O)额定蒸汽参数：主蒸汽16.70Mpa/537℃再热蒸汽 3.2Mpa/537℃背压 5.19Kpa额定主蒸汽流量：903.1T/H最大主蒸汽流量：1025 T/H转速：3000r/min冷却水温：22.5℃给水温度：277℃额定工况净热耗：7923.8KJ/KW．H轴系临界转速：（计算值）高中压转子1769.1r/min低压转子1698r/min发电机转子（一阶/二阶）1393.8/3401.5r/min通流级数：总共27级高压缸1个调节级+ 8个压力级中压缸6 个压力级低压缸2×6个压力级给水回热级数：高加+除氧+低加（除氧器滑压运行）末级叶片高度：851mm汽轮机本体外形尺寸：（长×宽×高）mm18055×7464×6434（高度指从连通管吊环最高点至运行平台距离）1.1.2 主要技术特性1.1.2.1 结构特点1.2.1.1汽缸本体高中压合缸，通流部分反向布置，高压缸为双层缸结构，材料为ZG15Cr2Mo1铸件，允许工作温度不大于566℃。
东汽D300N启动运行说明书2009-03-24 16:03:40 作者：yangfei来源：浏览次数：0 网友评论0 条版本号:A东方汽轮机厂N300-16.7/537/537-8型汽轮机启动、运行说明书D300N-000106ASM编号第全册2001年7月10日编号D300N-000106ASM编制校对审核会签审定批准目录序号章-节名称页数备注1前言221机组启动所必备的条件131-1机组启动前的检查242中压缸启动(IP)152-1冷态启动(IP)762-2温态启动(IP)572-3热态、极热态启动(IP)683高中压缸联合启动(HIP)193-1冷态启动(HIP)14103-2温态启动(HIP)5113-3热态、极热态启动(HIP)6 124运行1134-1正常运行2144-2变负荷运行2154-3异常运行2165停机1175-1滑参数停机2185-2额定参数停机1195-3紧急停机2206启动、运行限制要求1216-1机组禁止启动运行限制要求1 226-2机组启动、运行的限制值5236-3一般注意事项2246-4定期检查试验2257机组启停辅助操作1267-1高压缸预暖2277-2高压缸夹层加热系统2287-3汽轮机低压缸喷水1297-4事故排放系统1前言本说明书的启动模式，是根据我厂300MW汽轮机本体结构特点，并参照引进高压抗燃油数字电液控制系统(DEH)的技术特点提出来的，适用于我厂新一代全电调型300MW汽轮机。
汽轮机启动操作方式有三种，即“自启动方式”、“操作员自动方式”和“手动方式”。
运行人员可根据现场实际情况选择使用。
在“自启动方式”，DEH控制系统的ATS处于“控制状态”。
ATS根据机组的状态，控制汽轮机自动完成冲转、升速、同期并网、带初负荷等启动过程。
有关“自启动方式”详细操作和监视要求见《高压抗燃油数字电液控制系统(DEH)使用说明书》(由DEH供货商提供)。
在“操作员自动方式”，DEH控制系统的ATS不参与控制而处于“监视状态”，由运行人员根据汽轮机本体状态和本说明书提供的启动操作程序，在操作盘上手动给定转速或负荷的目标值和变化率，由DEH的基本控制系统按照运行人员给出的目标值和变化率自动完成冲转、升速、同步和带负荷操作。
DEH系统通过CRT显示自动监视启动参数，越限时发出“报警”或“遮断”信号，指导运行人员进行操作，并可通过打印机打印出当时的和历史的数据，供运行人员研究分析。
在“手动方式”，DEH控制系统的阀位多功能处理器按照运行人员在操作盘上“VALVERAIS E”或“VALVELOWER”按钮控制机组。
这种运行状态必须由有经验的运行人员，参照本说明书有关限制值和操作步骤，并结合电厂有关规程控制机组。
运行人员必须严密监视CRT显示的各种参数变化，监视报警信号，确保机组安全运行。
本说明书制订的机组启动运行和停机步骤仅适用于“操作员自动方式”(即ATS监视状态)。
用户应根据本说明书编制现场运行规程。
用户可以根据已建立起来的运行经验，在实际操作中进行修正，但启动运行中的各项控制指标均以本说明书的要求为准。
对新机首次启动应适当减小升速率和升负荷率，并在各负荷点适当延长稳定运行时间。
对于新机投运之初，各部件的接触面之间的均匀性、滑动面之间的滑动性能均需要一定的运行时间予以改善，因此，新机投运时，必须通过至少六个月的全周进汽方式的运行。
如果六个月内，蒸汽压力、温度不正常，则全周进汽方式运行的时间需延长，直至机组达到稳定状态为止。
有关汽轮机的技术数据、结构特点等可参阅我厂随机供给用户的技术文件、图纸资料及说明书(见《交货清单》)。
汽轮机启动状态是以汽轮机启动前的高压内缸上半内壁（调节级处）金属温度来定的，具体如下:冷态启动:≤150℃温态启动:150℃～300℃热态启动:300℃～400℃极热态启动:≥400℃本机组具有中压缸启动和高、中压缸联合启动运行模式，推荐优先考虑中压缸启动。
如果锅炉和旁路系统不能适应时，也可仅用高、中压缸联合启动；如要采用中压缸启动，用户则需增订满足中压缸启动要求的VV阀和旁路系统。
新机做甩负荷试验时，必须通知制造厂，由制造厂与用户共同商讨试验要求。
本说明书中的蒸汽压力均为绝对压力，油压均为表压。
真空均按标准大气压换算得出，即: 真空水银柱(mmHg)=760(mmHg)-排汽绝对压力(MPa)×7500(mmHg/MPa)用户应参照本地的海拔高度和当时的气候条件按下述公式进行修正:真空水银柱(mmHg)=当地大气压(mmHg)-排汽绝对压力(MPa)×7500(mmHg/MPa)本说明书的所附曲线，仅供N300-16.7/537/537-8型机组使用，其它类型机组不能通用。
1机组启动所必备的条件a.机组各部套齐全，各部套、各系统均按制造厂提供的图纸、技术文件和安装要求进行安装、冲洗、调试完毕，各部套、各系统联接牢固、无松动和泄漏、各运动件动作灵活、无卡涩。
各部套、各系统清洁度必须达到JB/T4058-1999《汽轮机清洁度标准》有关规定要求。
b.新机组安装完毕或运行机组检修结束，在投运前油系统必须进行油冲洗，冲洗验收须符合《油系统冲洗说明书》有关规定。
抗燃油系统验收须符合《调节、保安系统说明书》有关规定。
c.需作单独试验的部套、系统必须试验合格，满足制造厂的安装试验要求。
d.机组配备的所有仪器、仪表、测点必须齐全，安装、接线正确、牢固。
所有仪器、仪表和电缆检验合格。
e.机组必须保温良好，本体部分应按制造厂提供的《汽轮机保温设计说明书》进行保温，管道及辅助设备等应按电力行业有关规定进行保温，保温层不得有开裂、脱落、水浸、油浸等现象存在，保温层与基础等固定件间应留有足够的膨胀间隙。
f.现场不得有任何防碍操作运行的临时设施（按电业安全法规执行）。
g.机组运行人员和维护人员必须经过专门培训，熟悉各分管设备的位置、结构、原理、性能、操作方法及紧急状态下的应急处理方法。
1-1机组启动前的检查本检查通用于高中压缸联合启动(HIP)和中压缸启动(IP)。
检查完到正式启动间隔时间不得过长(一般不要超过10天)。
a.向DEH系统供电，检查各功能模块的功能是否正常。
检查与CCS系统和TBS系统(旁路控制系统)I/O接口通讯是否正常。
b.检查TSI系统功能。
c.检查集控室及就地仪表能否正常工作。
d.检查润滑油箱和抗燃油箱油位，油位指示器应显示在最高油位，并进行油位报警试验。
e.检查各辅助油泵工作性能，电气控制系统必须保证各种辅助油泵能正常切换。
f.检查抗燃油系统各油泵工作性能，电气控制系统必须保证各油泵能正常切换。
g.检查润滑油温、油压和油位是否正常。
h.检查抗燃油温、油压和油位是否正常i.检查顶轴油泵工作性能。
首次启动应进行顶起试验，按《顶起装置油管路说明书》的顶起油压和顶起高度要求调整节流阀的开度，并记录各瓦顶起油压和顶起高度。
j.启动排烟风机，检查风机工作性能。
风机工作时，油箱内负压应维持在196～245Pa，轴承箱内负压应维持在98～196Pa。
油箱负压不宜过高，否则易造成油中进水和吸进粉尘。
k.检查调节、保安系统各部件的工作性能是否满足要求。
l.检查抗燃油供油系统各部件的工作性能是否满足要求。
m.启动顶轴油泵后，确信转子已顶起方可进行盘车投入、甩开试验，甩开时采用盘车电机反转方式。
注：当润滑油压小于0.08Mpa、顶轴母管油压小于9.8Mpa，盘车零转速自动和手控自动投入均投不进。
这是通过压力开关进行电器联锁来实现以防止机组轴承巴氏合金在供油不充分情况下引起磨损。
详见《盘车装置使用说明书》。
n.投盘车后，检查并记录转子偏心度，与转子原始值相比较(其变化量不得超过0.03mm)，确认转子没有发生弯曲，并监听通流部分有无摩擦声。
注:转子原始值是在现场轴系联接好后，最初盘动转子，在给定的部位，用机械式转子弯曲测量仪测得的转子偏心度即外圆跳动值。
该值不得大于0.02mm。
o.关闭真空破坏阀，向凝汽器热井补水，投入主抽汽器，使凝汽器投入运行。
检查凝汽系统设备工作是否正常。
p.检查自密封汽封系统各汽源供汽调节站、温度控制站和溢流站能否正常工作。
q.检查疏水系统各电动截止阀能否正常工作，并进行系统正常开关试验。
r.检查高排逆止门和所有抽汽止回阀能否正常工作，并进行联动试验。
s.检查倒暖阀、通风阀、事故排放阀和夹层加热电动截止阀能否正常工作，并进行系统正常开关试验。
检查通风阀的电磁阀工作特性是否正常。
t.在凝结水泵投入后，对低压缸喷水装置进行参数整定，其整定值为:排汽温度≥80℃自动投入；排汽温度≤65℃自动切除。
并进行低压缸喷水冷却系统正常开关试验。
v.应对高压主汽阀、中压主汽阀、高压调节阀和中压调节阀进行静态试验并整定。
w.在冲转前进行轴向位移保护试验和其它电气试验。
以上各项检查与试验按各相关说明书进行。
3高中压缸联合启动(HIP)3-1冷态启动(HIP)1冲转前的准备a.向DEH供电，表盘和系统都应处于正常状态；b.启动润滑油泵和顶轴油泵，确认润滑油系统和顶轴系统处于正常工作状态；c.启动抗燃油泵；d.投盘车，并保证在冲转前连续盘车时间不少于4h；e.按1-1节，对润滑油系统、抗燃油系统、DEH和TSI系统及盘车装置进行再次检查；f.建立凝汽器真空，要求凝汽器压力达到16.7kPa以下；g.在确认汽封蒸汽管道中无水后，投入汽封系统辅助汽源，要求汽封母管压力0.123MPa，温度150℃～260℃。
h.按“LATCH”按钮，机组挂闸；i.按“PREWARM”按钮进行高压缸和主汽管、阀壳预暖，见7-1节；j.打开下列汽缸本体和蒸汽管道的疏水阀：a)高压段1）高压主汽阀阀体上部疏水；2）高压主汽阀阀体下部疏水；3）高压主汽管疏水；4）高压内缸疏水；5）汽缸夹层加热进汽联箱及其引入管疏水；6）高中压内外缸夹层疏水；7）一、二段抽汽止回阀及阀前疏水；b)中压段1）中压进汽腔室疏水；2）高排止回阀阀前、阀后疏水；3）三、四段抽汽止回阀及阀前疏水；4）中压联合汽阀疏水；5）中压缸排汽口疏水；c)低压段1）五、六段抽汽止回阀及阀前疏水；2）自密封系统及轴封供汽管疏水；上述高压段、中压段、低压段各段疏水阀，在机组冷态、温态、热态及极热态启动时都必须全部打开，以防冲转时发生水击。
具体关闭顺序控制要求见本节第11段落。
k.TSI测量数据显示处于允许范围，并在冲转前作好下列主要记录：1）汽缸绝对膨胀；2）胀差；3）轴向位移；4）大轴偏心度及盘车电流；5）高压内缸调节级处上下半内壁温度；6）各轴承瓦温及回油温度；7）高压主汽阀阀壳内外壁温度；8）高压调节阀阀壳内外壁温度；m.确定冲转蒸汽参数1)主蒸汽压力为3.45MPa；2)冲转蒸汽温度选择选择原则尽量使主蒸汽、再热蒸汽在经过高压调节级或中压第一级作功后蒸汽温度与金属温度相匹配。
