百万机组第四篇 机组运行 - 图文

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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。

发电机的运行调整

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.

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。

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。

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。

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。 发电机的负序能力 I22t=10。

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

2

T=K/（It-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。 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℃。 发电机正常运行条件下，各部温度不得高于下表规定数值 冷却剂的标 总表面 发电机部件 测量方法 温升(℃) 准温度(℃) 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 励磁机内温度的报警值见下表 温度测点 热空气温度 轴承油温度 轴承金属温度 1.5 1.5.1 1.5.2 1.5.3 1.5.4

1.5.5

1.5.6 1.5.7

1.5.8

1.5.9

1.5.10

报警值 85℃ 77℃ 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

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状 态

1.5.12 (1) (2) A B C D E F G H I J (3) (4)

不运转的冷却器数 允许负载(%) 运行

1/4 90 2/4 85 2/4 不运行

65 发电机运行中的检查

发电机正常运行时应保持各自动装臵工作完好，应经常监视、调节发电机在正常参数内稳定运行。

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 发电机本体清洁，无漏水、漏油、漏氢现象。

发电机本体各部分声音正常，无异常振动，无异臭。

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。 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。

发电机出口分相封闭母线微正压装臵运行正常，压力维持在4-10mbar之间，密封甘油油位差正常。

发电机出口PT、中性点接地装臵完好，前后仓门关好，无异常状况。 发电机保护盘上各继电器完好，保护装臵运行正常，无异常报警信号。 发电机励磁系统运行正常，无异常报警信号。 厂用电切换装臵运行正常，无异常报警信号。 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。

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。 备用中的发电机，应按运行机组对待，至少每班检查一次。 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》。

1.6

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第2章 定期切换和试验

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（Overspeed Protection Controller）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，并恢复至原来位臵，维持汽轮机的转速基本不变。

(2) 电超速（EOST——Electric OverSpeed Test）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——Machine OverSpeed Test）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。

2.1

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c d e

2.2.2 2.2.3 2.2.4 2.2.5 2.2.6 2.2.7 (1) (2) (3) (4)

2.2.8 (1) (2)

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。 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。 注意事项： 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。

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。 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。

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。

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。

主机低真空跳闸试验

见《＃ 机组低真空跳闸试验操作卡》1200-ME000208。 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。 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。 主机阀门活动性试验

见《＃ 机组阀门活动测试操作卡》1200-ME000209。 主机油泵自启动试验

见《＃ 机组油泵自启动试验操作卡》1200-ME000212。 主机真空严密性试验

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。 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。 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。 试验结束后，计算5分钟内凝汽器真空的下降值，如下降值不超过2mmHg/min，则真空严密性试验合格；如果真空值下降速度超过2mmHg/min则应该对凝汽器进行查漏工作，找出漏点予以消除。 水压试验

新安装的锅炉或受热面及承压部件（省媒器、水冷壁、过热器、再热器等）检修后的锅炉，为检查承压部件及阀门的严密性，必须进行水压试验。 当只做试验压力为1.1～1.15倍设计压力的试验时，采用机组的电动给水泵便可达到此压力，如果要进行1.25倍设计压力的水压试验，就有必要准备加压泵。