电厂的运行与维护

11.机组主要控制系统1.1燃烧管理系统（BMS）1.1.1BMS主要功能1.1.1.1点火前炉膛吹扫。1.1.1.2油燃烧器自动管理。1.1.1.3煤燃烧器自动管理。1.1.1.4二次风挡板联锁控制。1.1.1.5火焰监视。1.1.1.6有关辅机的启停和保护。1.1.1.7主燃料跳闸。1.1.1.8减负荷控制。1.1.1.9联锁和报警。1.1.1.10首次跳闸原因记忆。1.1.1.11与上位机通讯。1.2协调控制系统（CCS）1.2.1CCS主要功能1.2.1.1控制锅炉的汽温、汽压及燃烧率。1.2.1.2改善机组的调节特性增加机组对负荷变化的适应能力。1.2.1.3主要辅机故障时进行RUNBACK处理。1.2.1.4机组运行参数越限或偏差超限时进行负荷增减闭锁，负荷快速增减以及跟踪等处理。1.2.1.5与BMS配合，保证燃烧设备的安全运行。1.2.2机组协调控制系统基本运行方式1.2.2.1汽机跟随的运行方式。在这种运行方式下锅炉通过改变燃烧率以调节机组负荷，而汽机则通过改变调门开度以调节主汽压力。1.2.2.2锅炉跟随的运行方式。在这种运行方式下锅炉通过改变燃烧率以保持主汽压力不变，而汽机则通过改变调门开度以调节机组负荷。1.2.2.3协调方式。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-ⅢA)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21.3.1.9阀门试验1.3.1.10OPC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范围，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/minTV全关控制控制→全开全开GV全关全开全开→控制控制IV全关全开全开全开b.带旁路启动时（BYPASSON）阀门冲转前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/minTV全关全关全关→控制控制→全开全开GV全关全开全开全开→控制控制IV全关控制控制→全开全开全开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OUTOUTOUT阀门位置给定控制定协调OUTINOUT功-频运行INININ参与电网一次调频纯转速调节INOUTOUT1.3.2.3其它调节a.自动同步调节（AS）b.协调控制CCSc.快速减负荷RUNBACKd.ATC控制1.3.2.4OPC保护系统a.中压排汽压力IEP30%时，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GV、IV，延时5秒后，转速n103%，OPC电磁阀复位GV、IV打开。b.在任何情况下，只要转速n103%，关GV、IV，n103%时恢复。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。3一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。特点：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。汽机转速在同步范围内。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站控板发生故障后，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。41.3.4控制方式选择1.3.4.1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1.3.4.5单/多阀控制1.3.4.6主蒸汽压力控制（TPC）1.3.4.7定压投入1.3.4.8旁路投入、切除1.3.4.9试验1.3.4.10阀门试验52.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/min3300薄膜接口阀动作2电超速110%r/min33004只电磁阀全动3DEH失电4只电磁阀全动4轴向位移大mm±14只电磁阀全动5轴振大mm0.2544只电磁阀全动6发变组保护动作4只电磁阀全动7MFT4只电磁阀全动8手动跳机4只电磁阀全动9润滑油压低MPa0.06同时起直流油泵10抗燃油压低MPa9.54只电磁阀全动11凝汽器真空低kPa79.813汽机超速103%两只OPC动作2.1.2汽轮机主要联锁保护项目单位整定值联动内容润滑油压低Ⅰ值MPa0.082启动交流润滑油泵、密封油备用泵低Ⅱ值MPa0.06启动直流润滑油泵、停机低Ⅲ值MPa0.032切断盘车电机电源抗燃油压低Ⅰ值MPa11.2联起备用泵低Ⅱ值MPa9.5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＜30%。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。62.2.1.10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。2.2.1.12失去全部燃料。2.2.1.13火检冷却风母管压力＜5.8kPa（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小时内未点着火。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。73.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检查各转动设备轴承油位正常，油质合格。3.1.1.12所有电动门，调整门，调节档板送电，显示状态与实际相符合。3.1.1.13确认各电气设备绝缘合格、外壳接地线完好后送电至工作位置。3.1.1.14当机组大小修后，或受热面泄漏大面积更换管完毕后需安排锅炉水压试验，试验要求及方法见试验规程。3.1.1.15检查管道膨胀指示器应投入，并记录原始值。3.1.2机组禁止启动条件3.1.2.1影响启动的安装、检修、调试工作未结束，工作票未终结和收回，设备现场不符合《电业安全工作规程》的有关规定。3.1.2.2机组主要检测仪表或参数失灵。3.1.2.3机组任一安全保护装置失灵。3.1.2.4机组保护动作值不符合规定。3.1.2.5机组主要调节装置失灵。3.1.2.6机组仪表及保护电源失去3.1.2.7DEH控制系统故障。3.1.2.8BMS监控装置工作不正常。3.1.2.9CCS控制系统工作不正常。3.1.2.10厂用仪表压缩空气系统工作不正常，压缩空气压力低于0.6MPa。3.1.2.11汽轮机调速系统不能维持空负荷运行，机组甩负荷后不能控制转速在危急遮断器动作转速以下。3.1.2.12任一主汽阀、调节阀、抽汽逆止门卡涩或关不严。3.1.2.13转子偏心度大于0.076mm。3.1.2.14盘车时有清楚的金属摩擦声，盘车电流明显增大或大幅度摆动。3.1.2.15汽轮机上、下缸温差内缸35℃，外缸42℃；3.1.2.16胀差达极限值3.1.2.17汽轮机监控仪表TSI未投入或失灵。83.1.2.18润滑油和抗燃油油箱油位低、油质不合格，润滑油进油温度不正常。3.1.2.19密封油备用泵、交流润滑油泵、直流事故油泵及EH油泵任一油泵故障；润滑油系统、抗燃油供油系统故障和顶轴装置、盘车装置失常。3.1.2.20汽机旁路调节系统工作不