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1、S109FA联合循环发电机组运 行 规 程(试行本)（正文部分）浙江镇海发电有限责任公司2006年9月目 次前言VII1 范围12 电站概况12.1 机组概况12.2 燃机概况22.3汽机概况42.4 锅炉概况52.5 发电机概况53 机组热工保护设定值73.1 机组FSR设定值73.2 机组联合循环温控线设定值73.3 机组轴系保护设定值73.4 燃机热工保护设定值83.4.1 燃机转速继电器设定值83.4.2 燃机电磁阀动作情况93.4.3 燃机热工保护设定值103.4.4 燃机轮间温度保护设定值143.5 汽机热工保护设定值143.5.1 汽机转速继电器设定值143.5.2 汽机电磁阀动
2、作情况143.5.3 汽机热工保护设定值163.6 锅炉热工保护设定值193.6.1 锅炉汽包水位保护设定值193.6.2 锅炉蒸汽旁路保护设定值203.6.3 锅炉蒸汽温度保护设定值213.6.4 锅炉泵组保护设定值213.6.5 性能加热器保护设定值233.6.6 锅炉烟气系统保护设定值233.6.7 锅炉重要阀门保护设定值233.7 辅助系统热工保护设定值263.7.1 循环水系统263.7.2 开式冷却水系统263.7.3 闭式冷却水系统273.7.4 凝结水系统273.7.5 凝汽器和真空系统283.7.6 天然气调压站系统284 机组正常启动294.1 机组启动原则294.2 机组
3、启动状态定义294.3 机组允许启动状态确认294.3.1 电气系统部分294.3.2 辅助系统部分304.3.3 燃机系统部分304.3.4 汽机系统部分314.3.5 锅炉系统部分334.3.6 控制系统部分344.4 机组冷态起动的操作和监视344.5 机组温热态启动的注意事项425 机组运行中调整435.1 机组运行中的调整要求435.2 汽水品质调整435.3 电压调整445.4 机组负荷调整455.5 锅炉汽包水位调整455.6 发电机氢气纯度和湿度调整456 机组正常停机和停机后保养476.1 机组正常停机原则476.2 机组正常停机的操作与监视476.2.1 机组正常停机前的检
4、查476.2.2 机组正常停机程序476.2.3 机组正常停机后的检查486.3 机组停运后的保养496.3.1 锅炉停运后保养496.3.2 汽机和燃机停运后保养516.3.3 发电机停运后保养517 辅助系统设备537.1 辅助系统设备总则537.1.1 辅助系统设备检修后试运行规定537.1.2 辅助系统设备启动前的检查537.1.3 辅助系统设备启动后的检查537.1.4 辅助系统设备的正常运行547.1.5 辅助系统设备的停运原则547.2 辅助系统设备的运行操作547.2.1 循环水系统547.2.2 开式冷却水系统607.2.3 闭式冷却水系统637.2.4 压缩空气系统667.
5、2.5 辅助蒸汽系统687.2.6 天然气调压站系统697.3 燃机辅助系统设备的运行操作727.3.1 进气加热系统727.3.2 CO2火灾保护系统727.3.3 加热通风系统737.3.4 天然气清吹系统747.3.5 燃气调节系统757.3.6 性能监测系统787.3.7 压气机水洗系统807.4 汽机辅助系统设备的运行操作847.4.1 润滑和密封油系统847.4.2 盘车和顶轴油系统877.4.3 发电机气体系统907.4.4 轴封汽系统977.4.5 凝结水系统987.4.6 液压油系统1007.4.7 凝汽器真空系统1017.5 锅炉辅助系统设备的运行操作1027.5.1 低压
6、省煤器再循环泵1027.5.2 中压给水泵1037.5.3 高压给水泵1047.5.4 锅炉加药系统1057.5.5 低压水系统上水和放水1077.5.6 中压水系统上水和放水1087.5.7 高压水系统上水和放水1098 电气系统1118.1 总则1118.1.1 调度范围及设备状态的规定1118.1.2 电气操作基本原则1128.1.3 电气事故处理基本原则和规定1128.2 发电机1138.2.1 发电机运行有关规定1138.2.2 发电机运行中的监视和检查维护1158.2.3 发电机LCI静态启动系统1168.2.4 EX2100静态励磁系统1178.2.5 轴电压监测装置1198.2
7、.6 发电机保护1208.2.7 发电机开关保护1218.2.8 发电机引线保护1218.2.9 发电机、主变、高压厂变保护出口方式1218.3 变压器1218.3.1 变压器投运规定和投入运行前的检查1218.3.2 变压器的操作、运行监视和检查1268.3.3 变压器保护1298.4 6kV及400V厂用配电装置1318.4.1 6kV厂用配电装置1318.4.2 400V厂用配电装置1358.5 厂用保安电源及柴油发电机组1378.5.1 厂用保安电源系统1378.5.2 柴油发电机组1398.6 厂用电动机1448.6.1 电动机的运行规定1448.6.2 电动机的操作、监视检查和维护
8、1468.6.3 厂用电动机保护1478.7 直流系统及UPS1498.7.1 直流系统运行方式1498.7.2 直流系统运行监视检查与调整1508.7.3 直流系统运行操作与维护1518.7.4 UPS系统运行方式1518.7.5 UPS系统的主要操作1528.7.6 直流系统及UPS保护1538.8 220kV配电装置1538.8.1 概述1538.8.2 220kV配电装置运行方式1548.8.3 220kV配电装置运行监视与调整1548.8.4 220kV配电装置设备检查1558.8.5 220kV配电装置的操作规定1578.8.6 220kV 段母线保护1608.8.7 220kV
9、#3母联开关保护1718.8.8 220kV线路保护1728.9 故障录波器1828.9.1 概述1828.9.2 发变组及220KV系统故障录波器1829 机组有关试验1849.1 机组启动或并网前试验1849.1.1 润滑油、密封油压力联锁试验1849.1.2 液压油压力联锁试验1859.1.3 ETD离线试验1869.1.4 离线真超速试验（主、副）1869.1.5 二氧化碳灭火保护试验1879.1.6 锅炉水压试验1879.1.7 锅炉安全门校验1909.1.8 柴油发电机组日常试验1909.2 机组运行中试验1919.2.1 ETD 在线试验1919.2.2 高压主汽门活动试验192
10、9.2.3 中压调门/主汽门活动试验1939.2.4 低压主汽门活动试验1949.2.5 在线超速通道试验（主、副）1949.2.6 真空严密性试验19510 机组异常运行及事故处理19610.1 事故处理原则19610.2 机组紧急停机19610.2.1 自动紧急停机情况19610.2.2 手动紧急停机情况20210.2.3 紧急停机处理20210.3 机组故障停机20310.3.1 自动故障停机情况20310.3.2 手动故障停机情况20410.3.3 故障停机处理20510.4 机组RUNBACK20510.4.1 机组RUNBACK情况20510.4.2 机组RUNBACK处理2051
11、0.5 燃机异常运行及事故处理20610.5.1 燃烧系统故障20610.5.2 轮间温度高及温差大20710.5.3 燃烧室点火失败20710.5.4 燃烧室点火后排烟超温跳闸20710.5.5 燃机负荷带不足20710.6 汽机异常运行及事故处理20810.6.1 机组甩负荷20810.6.2 汽机水冲击20810.6.3 机组振动大20910.6.4 凝汽器真空低20910.6.5 凝结水水质恶化21010.7 锅炉异常运行及事故处理21010.7.1 高压汽包满水和缺水21010.7.2 中压汽包满水和缺水21110.7.3 低压汽包满水和缺水21210.7.4 汽水共腾21410.7
12、.5 炉内水击21410.7.6 过热器、再热器损坏21410.7.7 省煤器、蒸发器损坏21510.7.8 安全门故障21510.8 辅助设备异常运行及事故处理21610.8.1 辅助设备故障一般处理原则21610.8.2 辅助设备紧急停运情况21610.9 火灾事故及处理21610.9.1 火灾事故原因及处理通则21610.9.2 机组着火21710.9.3 主变着火21810.10 电气异常运行及事故处理21810.10.1 发电机异常运行及事故处理21810.10.2 变压器异常运行及事故处理22210.10.3 6kV 厂用配电装置的异常运行和事故处理22610.10.4 400V
13、厂用配电装置的异常运行和事故处理22710.10.5 厂用保安电源的异常运行和事故处理22710.10.6 柴油发电机组的异常运行和事故处理22710.10.7 电动机的异常运行和事故处理22910.10.8 直流系统异常运行和事故处理23110.10.9 UPS 系统的异常运行和故障处理23310.10.10 220kV 配电装置异常运行和事故处理234前 言本规程（试行本）根据现行电力工业管理规范；美国通用电气公司（GE）的运行操作维护手册及相关图纸资料；各设备制造厂、浙江设计院及江苏设计院提供的有关说明书和图纸；二十五项反措等资料编制而成。但目前机组尚未投产运行，故本规程（试行本）与实际
14、不符之处以实际状况为准。由于编写人认识水平的局限和经验不足，规程中的错误在所难免，请将执行中的意见及时反馈，以便今后对本规程（试行本）加以修改和完善。本规程（试行本）经生产调度部主任张力俊、安全监察部主任郑云耀会签、审核，公司领导批准，将作为S109FA联合循环发电机组的运行规程（试行本）。下列人员应熟悉本规程（试行本）：a) 生产副总经理、副总工程师；b) 设备管理部、生产调度部、安全监察部、发电部、维修分场、检修分场的主任、副主任；c) 生产管理部门的人员应熟悉本规程（试行本）的有关部分。下列人员必须熟悉本规程（试行本）：a) 发电部正、副主任、技术专职和生产管理人员；b) 正值长、值长及
15、发电部燃机运行岗位人员。本规程（试行本）的附录A为规范性附录，其他附录为资料性附录。本规程（试行本）由浙江镇海发电有限责任公司发电部归口并负责解释。本规程（试行本）起草单位：浙江镇海发电有限责任公司发电部。本规程（试行本）主要起草人：孙益科、马惠良、陈永国、周伟国、陈 雁、卢伟明、朱 健、陈华冠、丁时杰、虞 明、叶立军、何龙建。本规程（试行本）审核人：张力俊、郑云耀、胡 欣本规程（试行本）审定人：吴 斌本规程（试行本）批准人：虞国平240S109FA联合循环发电机组运行规程（试行本）1 范围本标准规定了S109FA联合循环发电机组及辅机设备的技术规范、运行参数、运行方式以及运行操作、检查、维护
16、和事故处理等的方式、方法。本标准适用于公司从事S109FA联合循环发电机组及辅机设备运行、维修、检修和管理的各级人员。2 电站概况2.1 机组概况S109FA联合循环发电机组为单轴布置，额定转速3000rpm，从发电机向燃机看轴系旋转方向为逆时针。主要由PG9351FA型燃气轮机、D10-50-150型汽轮机、390H型氢冷发电机和HG-9FA-285.4-9.87/566.5-3P（R）型余热锅炉组成。轴系配置形式为燃机-汽机-发电机，转子总长度为42.095米，共分为四段，分别为燃气轮机转子、汽轮机高中压转子、汽轮机低压转子和发电机转子，每段转子均由2个轴承支撑，共有8道支持轴承，推力轴承
17、安装在压气机端#1轴承座内。机组绝对死点（相对不膨胀点）位于压气机进气端、汽轮机高压缸进汽端和汽轮机低压缸垂直中分面处。转子相对死点位于#1轴承推力瓦处。其中 那么#1#5轴承为可倾瓦型支持轴承，#6#8轴承为椭圆型支持轴承。在#1、2轴承座内有高压油顶轴装置。电站采用上海西屋的OVATION作为集散控制系统（DCS），其中燃机、汽机、发电机由MARK VI控制，锅炉由DCS控制，电气系统由DCS与ECS协同控制，天然气调压站、水洗模块由就地PLC控制，循泵由远程I/O控制。另外在集控室配置13个（组）后备硬手操按钮：联合循环紧急跳闸、发电机出口断路器紧急跳闸、天然气调压站紧急切断阀ESD关、
18、凝汽器真空破坏阀开、柴油发电机紧急启动、直流润滑油泵启动、直流密封油泵启动、高压汽包紧急放水、中压汽包紧急放水、低压汽包紧急放水、高压汽包向空排汽、中压汽包向空排汽、低压汽包向空排汽。机组设计燃料为东海天然气，其低位发热量LHV=46236.9kJ/kg，高位发热量HHV=51323 kJ/kg。天然气成分摩尔百分比见下表。表 天然气成分摩尔百分比天然气成分摩尔百分比（mole%）N21.105CO22.15CH491.689C2H65.056C3H80.008C4+微量在性能保证工况下（101.40 kPa.a；16.2 ；79% RH），机组基本负荷运行时的输出功率为394.61MW，热耗
19、率为6235.3kJ/kWh（LHV），热效率为57.74%。机组负荷率与热耗率、热效率的关系见下表。表 机组负荷率与热耗率、热效率的关系机组负荷率（%）机组负荷（MW）机组热耗率（kJ/kWh），LHV机组热效率（%）100394.616235.357.7475295.966549.354.9750197.317186.850.0930118.388569.342.012.2 燃机概况PG9351FA型燃气轮机为重型发电用机组，燃料为天然气，输出方式为冷端输出。主要由压气机、透平和燃烧室组成。2.2.1 压气机概况压气机为轴流式，共18级，压比为15.4，主要由压气机转子和压气机静子组成。压
20、气机转子为盘鼓型，由叶轮、前端轴、后端轴、拉杆螺栓和动叶等组成。前端轴装有第0级动叶，后端轴装有第17级动叶，16个叶轮各自装有从第1至第16级动叶，前端轴、叶轮和后端轴通过18根拉杆螺栓拉紧。压气机静子由压气机进气缸、压气机气缸、压气机排气缸、静叶等组成。压气机进气缸位于燃机的前端，它的主要功能是将空气均匀地引入压气机并支撑#1轴承组件，#1轴承座下半部与压气机进气缸内缸铸成一体，上半部轴承座是一个独立铸件，用法兰螺栓连接到下半部。压气机进气缸内缸由9个翼型径向支柱和多根轴向连杆铸在压气机进气缸外缸上。压气机进气缸内壁安装有1级进口可调导叶（IGV），用于限制启动期间的空气流量和提高联合循环
21、部分负荷下的效率。压气机气缸分为前气缸和后气缸，前气缸内壁装有第04级静叶，后气缸内壁装有第512级静叶，压气机排气缸内壁装有第1317级静叶和2级出口导叶。压气机排气缸内缸由14个翼型径向支柱铸在压气机排气缸外缸上，压气机排气缸与压气机气缸和透平气缸连接并支撑透平第1级静叶组件和燃烧室外壳。压气机进气缸、压气机气缸、压气机排气缸之间依靠垂直中面上的法兰螺栓紧固成一体，它们共同组成压气机静子。压气机排气口设有以下抽气管路，分别用于：AD-1：压气机防喘防气阀的控制气源。AD-3：经空气处理单元（APU）处理后供进气滤网的反冲洗气源。AD-4A、B、C：备用接口。AD-5A、B、C：差压变送器9
22、6GN-1、2、3的空气侧压力信号和测量压气机压比信号。AD-6： D5、PM4燃气管路的清吹气源。CA-16：进气加热系统（IBH）的气源。在压气机第9级和第13级后设有抽气孔，抽气分别用于冷却透平第3级和第2级静叶以及机组起动、停机时的防喘控制。2.2.2 透平概况透平为轴流式，共3级，由透平转子和透平静子组成。透平转子为盘鼓型，由透平前端轴，叶轮、级间轮盘、透平后端轴、动叶及分段拉杆螺栓等组成。透平前端轴与压气机转子通过法兰螺栓刚性连接，后端轴由#2轴承支承，#2轴承由透平排气框架内缸支撑。2只级间轮盘为3级叶轮提供轴向定位。级间轮盘设置有隔板密封齿，前、后端面有用于冷却空气通道的径向间
23、隙。动叶的尺寸由第1级（叶高386.69mm）到第3级（叶高519.6mm）逐级增高。在第2级和第3级动叶顶部设有围带，为动叶提供振动机械阻尼。在围带顶部设有径向气封齿与静子上的阶梯形表面配合组成迷宫式气封，减少叶顶漏气，提高机组效率。为保持合理的运行温度，从而保证透平有效的使用寿命，透平转子必须进行冷却。第1级动叶由压气机第16级后转子中心孔来的冷却空气进行冷却，冷却空气通过动叶燕尾槽根部的气室进入每一个动叶的内部蛇形冷却通道，从动叶的前缘、后缘和叶顶处流出汇入燃气热通道。第2级动叶由压气机第16级后转子中心孔来的冷却空气进行冷却，该冷却空气通过动叶燕尾槽根部的气室进入每一个动叶的内部径向冷
24、却通道，从叶顶处流出汇入燃气热通道。第3级动叶因为此处的燃气温度已经较低，没有设置空气冷却。第1级叶轮前空间由压气机排气冷却。在压气机转子后端，转子和压气机排气缸内缸之间有一个高压气封。来自这个迷宫式气封的漏气保证了第1级叶轮前空间的冷却空气流量。这股冷却空气流排入第1级静叶之后的主气流。第1级叶轮后空间由流经第2级静叶的冷却空气AE-13来冷却。这股冷却空气流排入第2级静叶之前的主气流。第2级叶轮前空间由来自第1级叶轮后空间穿越级间密封的漏气来冷却，这股冷却空气流排入第2级动叶之前的主气流。第2级叶轮后空间由流经第3级静叶的冷却空气AE-9来冷却，这股冷却空气流排入第3级静叶之前的主气流。第
25、3级叶轮前空间由来自第2级叶轮后空间穿越级间密封的漏气来冷却，这股冷却空气流排入第3级动叶之前的主气流。第3级叶轮后空间的冷却空气由排气框架冷却风机88TK提供。这股冷却空气由排气框架外缸经过肋板进入内缸，沿着内缸上的冷却通道进入第3级叶轮后空间，然后排入排气扩散段之前的主气流。透平静子由透平气缸、静叶、排气框架、排气扩散段、隔板和护环等组成。透平气缸控制护环与静叶之间的轴向和径向位置。它决定了透平的间隙和透平动静叶的相对位置。是燃机性能的决定因素。透平气缸前法兰用螺栓与压气机排气缸后法兰固定，透平气缸后法兰用螺栓与排气框架前法兰固定。排气框架外缸用螺栓与透平气缸前法兰固定。内缸与透平后端轴通
26、过拉杆螺栓固定。内缸支撑#2轴承。内缸与外缸通过径向肋板固定。各径向肋板与排气流正交，决定内缸和#2轴承相对于外缸的位置，为控制转子相对于静子的中心位置，这些径向肋板都设有周向气隙冷却通道，由排气框架冷却风机提供冷却空气。位于透平后端的排气扩散段用螺栓与排气框架固定。2.2.3 燃烧室概况燃烧室的型号为DLN2.0+，为逆流分管型，共18个，燃烧室布置在压气机排气缸外缸上，逆气流方向看为顺时针排列，顶部右边开始为#1燃烧室。它主要由燃料喷嘴、火花塞、火焰检测器、联焰管和过渡段等组成。燃烧室为干式低氮氧化物型，正常运行时能通过燃烧模式的切换来控制NOX的排放在25ppmvd (15%氧气，干)
27、以下和CO的排放在15ppmvd (15%氧气，干) 以下。燃烧模式的切换由燃烧基准温度TTRF1决定。具体情况见下表。表 燃烧模式与燃烧基准温度的关系燃烧模式逻辑名燃料系统TTRF1及工况（加载时）TTRF1及工况（卸载时）扩散燃烧L83FXPD5TTRF1800点火到L14HS=1TTRF1750L14HS=1到熄火子先导预混燃烧L83FXLD5+PM1800TTRF11600全速到约25%负荷750TTRF11570约25%负荷到全速先导预混燃烧L83FXHD5+PM1+PM41600TTRF12250约25%负荷到约50%负荷1570TTRF12200约50%负荷到约25%负荷预混燃烧
28、L83FXMPM1+PM4TTRF12250约50%负荷到基本负荷TTRF12200基本负荷到约50%负荷火花塞安装在#2、#3燃烧室上。点火时先点燃#2、#3燃烧室，然后通过各燃烧室之间的联焰管点燃其它燃烧室。火焰检测器安装在#15、#16、#17、#18燃烧室上。作为火焰检测用。火焰检测器设有冷却水套，冷却水由闭式冷却水提供。2.3汽机概况D10型汽机为三压、中间再热、无抽汽、凝汽冲动式机组。高、中压采用合缸，通流部分反向布置。高压缸内无调节级，高压缸有12个压力级，中压缸有9个压力级。低压缸为双流程向下排汽型式，通流部分反向布置，其内缸为通流部分，外缸为排汽部分，内缸上有26个压力级。高
29、中压各级叶轮上均开有50mm的平衡孔。高中压转子与低压转子用整锻式刚性联轴器联接；低压转子和发电机转子采用波形半挠性联轴器联接。汽机轴系由#3、#4、#5、#6轴承支承。 高压缸采用全周进汽。由一套高压联合阀MSCV来控制高压缸进汽，进汽口位于高中压合缸的下缸中部，排汽口位于高压缸下缸的两侧。一套高压联合阀包括一个高压主汽门MSV和一个高压调门MCV，它们使用同一个阀体，但高压主汽门和高压调门具有各自的操作和控制机构，高压蒸汽经高压调门、高压主汽门后进入高压缸作功。 中压缸也采用全周进汽。由两套中压联合阀CRV来控制中压缸进汽，进汽口位于中压缸下缸的两侧，中压缸排汽和低压过热蒸汽在中压缸排汽缸
30、下缸汇合后经中低压连通管（CROSSOVER）一起进入低压缸。一套中压联合阀包括一个中压主汽门RSV和一个中压调门IV，它们使用同一个阀体，并具有各自的操作和控制机构，中压蒸汽经中压调门、中压主汽门后进入中压缸作功。低压缸进汽由中压缸排汽与余热锅炉低压过热蒸汽组成，余热锅炉低压过热蒸汽经低压主汽门ASV和低压调门ACV后进入中压缸9级后与中压缸排汽在中压缸下排汽缸混合，经中低压连通管（CROSSOVER）进入低压缸作功，然后排入凝汽器。2.4 锅炉概况HG-9FA-285.4-9.87/566.5-3P（R）余热锅炉为三压、再热、卧式、无补燃、自然循环锅炉。锅炉采用露天塔式全悬吊结构，正压运行
31、。锅炉本体由高、中、低压汽包及附件、高压高温过热器、高温再热器、高压中温过热器、低温再热器、高压低温过热器、高压蒸发器、高压省煤器1、中压过热器、高压省煤器2、低压过热器、高压省煤器3、中压蒸发器、高压省煤器4、中压省煤器、高压省煤器5、低压蒸发器、低压省煤器等组成。凝结水经过低压省煤器后，低压省煤器一部分出水被低压省煤器再循环泵打回至低压省煤器入口，与凝结水三通阀来的一路凝结水混合，使进入低压省煤器的凝结水温度高于烟气露点温度；低压省煤器另一部分出水与凝结水三通阀来的另一路凝结水混合，使水温度接近饱和后，进入低压汽包。低压汽包里的水，一部分经高、中压给泵，成为高、中压给水；另一部分经过下降管
32、，进行自然水循环，在蒸发器内吸热后变为汽水混合物回到汽包，在汽包内的二级分离器中进行汽水分离，分离出来的水回到汽包的水空间，饱和蒸汽则通过饱和蒸汽引出管到低压过热器，饱和蒸汽在低压过热器内继续被加热成为过热蒸汽，与中压缸排汽相混合后，进入低压缸做功。中压给水经过中压给水泵后，一部分去再热器减温器，再热器减温器布置在低温再热器和高温再热器之间，控制再热蒸汽温度；另一部分进入中压省煤器，被加热到接近饱和温度后，一部分去燃料性能加热器；另一部分进入中压汽包。中压汽包中的水经过下降管，进行自然水循环，在蒸发器内受热后变为汽水混合物回到汽包，在汽包内的二级分离器中进行汽水分离，分离出来的水回到汽包的水空
33、间，饱和蒸汽则通过饱和蒸汽引出管到中压过热器，饱和蒸汽在中压过热器内继续被加热成为过热蒸汽，与汽机高压缸排汽相混合后，经过低温、高温再热器加热，温度进一步提高后，进入汽机中压缸中做功。此外，在需要时，中压汽包可以给低压汽包补汽。高压给水经过高压给水泵后，一部分去高压过热器减温器，高压过热器减温器布置在高压中温过热器和高压高温过热器之间，控制高压过热蒸汽温度；另一部分依次经过高压省煤器5、高压省煤器4、高压省煤器3、高压省煤器2、高压省煤器1进入高压汽包。高压汽包中的水经过下降管，进行自然水循环，在蒸发器内受热后变为汽水混合物回到汽包，在汽包内的二级分离器中进行汽水分离，分离出来的水回到汽包的水
34、空间，饱和蒸汽则通过饱和蒸汽引出管到高压过热器，饱和蒸汽在高压低温、高压中温和高压高温过热器内继续吸热成为过热蒸汽，进入汽机高压缸做功。此外，在需要时，高压汽包可以给中压汽包补汽。2.5 发电机概况发电机为390H二极三相50赫兹全氢冷同步电机，定子Y形接法，采用EX2100静态励磁系统并由6kV厂用电供给励磁电能。发电机的主要参数有：额定视在功率468MVA，额定有功功率397.8MW，额定功率因数0.85，定子额定电压19kV，定子额定电流14221A，转子额定电压750V，转子额定电流2019A。额定氢压60psig，氢冷器额定进水温度28.6, 氢冷器额定出风温度40,发电机定、转子绕
35、组绝缘等级为F级，温升按B级绝缘来控制。发电机总重量277吨，转子重量64.4吨。为了给整机启动提供初始动力，配置了静态变频启动装置LS2100，电源取自6kV厂用电，经隔离变降压，交直交变频后输入发电机定子回路，由EX2100静态励磁系统提供发电机励磁电流，在二者共同作用下使发电机运行在同步电动机方式下（退出发电机中性点设备，发电机开关在断开位置），完成整机静态启动、燃机清吹、点火、将整机带至90%额定转速的过程，然后转入发电机运行状态，投入发电机中性点设备，满足同期条件后并网发电。以上由MARK VI自动控制。发电机三相绕组首端（出线端）从励侧下部引出，绕组未端（中性点端）从励侧发电机顶部
36、引出，套入中性点侧电流互感器后三相短接然后引至发电机中性点接地设备箱。发电机中性点接地设备箱内有发电机中性点接地闸刀、中性点电压互感器、电流互感器等设备。在发电机的四个角上各装有一组氢冷器，用闭式水对氢气进行冷却，为了防止冷却水漏入发电机内部，要求冷却水压小于氢压并保持一定的压差。在发电机转子两侧装有同轴风扇，随发电机大轴一起旋转供发电机内部通风用，冷却发电机后氢气进入四个氢冷器，经冷却后氢气回到风扇入口，形成循环。为防止氢气外泄，在发电机的二端轴承上装有密封油装置，要求密封油压大于氢压并保持一定的差压。为防止外泄的密封油积聚在发电机底部，还装设了发电机底部排污装置，将发电机二端底部的液体排除
37、。为了防止发电机绝缘受潮，还装设有发电机氢气干燥装置，去除氢气中的水分。为了监察发电机绝缘局部过热受损，装有发电机热解物收集器和分析报警装置，及时掌握发电机绝缘状况。为了保证发电机内部氢气纯度，保证发电机内部良好的冷却效果，装设有氢气分析仪，用于氢气纯度低时自动排污及补充新鲜氢气。在发电机的汽端#7轴承上装有轴电压监察装置的部件-碳刷、放电限流电阻等设备，轴电压监察装置监视轴电压及放电电流，异常时发出报警信号。发电机滑环附近装有同轴风扇，对发电机滑环及碳刷进行冷却，进出风口均在滑环下方的6.45米层。发电机出口装有断路器及隔离开关，便于发电机频繁启停无需倒换厂用电，运行方式更灵活，操作更简便。
38、配有发电机保护装置G60-A、G60-B双微机保护，发电机引线保护装置T60-U，发电机开关保护装置C60-A，发电机励磁系统保护等，保护配置齐全，保证设备安全及系统稳定。发电机控制由机岛控制系统(MARK VI)完成。随发电机配套的励磁系统、发电机保护和燃机变频启动系统的控制和信号均接入MARK VI，自动准同期功能由MARK VI实现。DCS应通过硬接线与MARK VI的自动准同期功能接口，通过通讯与MARK VI进行其他电气信息交换，以完成ECS的各项功能。主变开关和发电机开关均可进行自动准同期，MARK VI在缺省状况下认为发电机开关为同期点，如设置主变开关为同期点，需DCS向MARK
39、 VI发送“请求MARK VI第二个开关同期”的命令，MARK VI送出“MARK VI允许第二个开关同期”信号，由主变开关进行同期并列。3 机组热工保护设定值3.1 机组FSR设定值机组FSR设定值见下表。表 机组FSR设定值FSR控制常数编号设定值单位说明FSKSU_FI20.27%点火FSR基准FSKSU_WU12.16%暖机FSR基准FSKSU_AR27.5%加速FSR基准FSKRN118.9238%全速空载FSR基准FSRMAX100%最大FSR基准FSKSHUT-25%停机FSR基准3.2 机组联合循环温控线设定值机组联合循环温控线设定值见下表。表 机组联合循环温控线设定值等温线拐
40、点斜率TTK1_I=1200 (649 OC)TTK1_C=13.1056 （CPD）TTK1_S=23.415/CPD3.3 机组轴系保护设定值机组轴系保护设定值见下表表 机组轴系保护设定值序号设备编号设备名称报警值自动停机值跳闸值139V-1A#1轴承振动速度传感器0.5 IN/S0.82 IN/S1.0 IN/S239V-1B#1轴承振动速度传感器0.5 IN/S0.82 IN/S1.0 IN/S339VS-11#1轴振位移传感器（Y）6.0 MILS8.5 MILS无439VS-12#1轴振位移传感器（X）6.0 MILS8.5 MILS无539V-2A#2轴承振动速度传感器0.5 I
41、N/S0.82 IN/S1.0 IN/S639V-2B#2轴承振动速度传感器0.5 IN/S0.82 IN/S1.0 IN/S739VS-21#2轴振位移传感器（Y）6.0 MILS8.5 MILS无839VS-22#2轴振位移传感器（X）6.0 MILS8.5 MILS无9VP-3X#3轴振位移传感器（X）6.0 MILS8.5 MILS9.0 MILS10VP-3Y#3轴振位移传感器（Y）6.0 MILS8.5 MILS9.0 MILS11VP-4X#4轴振位移传感器（X）6.0 MILS8.5 MILS9.0 MILS12VP-4Y#4轴振位移传感器（Y）6.0 MILS8.5 MILS
42、9.0 MILS13VP-5X#5轴振位移传感器（X）6.0 MILS8.5 MILS9.0 MILS14VP-5Y#5轴振位移传感器（Y）6.0 MILS8.5 MILS9.0 MILS15VP-6X#6轴振位移传感器（X）6.0 MILS8.5 MILS9.0 MILS16VP-6Y#6轴振位移传感器（Y）6.0 MILS8.5 MILS9.0 MILS1739V-4A#7轴承振动速度传感器0.5 IN/S0.71 IN/S1.0 IN/S1839V-4B#7轴承振动速度传感器0.5 IN/S0.71 IN/S1.0 IN/S1939VS-91#7轴振位移传感器（Y）6.0 MILS8.5
43、 MILS9.0 MILS2039VS-92#7轴振位移传感器（X）6.0 MILS8.5 MILS9.0 MILS2139V-5A#8轴承振动速度传感器0.5 IN/S0.71 IN/S1.0 IN/S2239VS-101#8轴振位移传感器（Y）6.0 MILS8.5 MILS9.0 MILS2339VS-102#8轴振位移传感器（X）6.0 MILS8.5 MILS9.0 MILS2496VC-11#1轴向位移传感器（#1轴承）30 MILS35 MILS30 MILS35 MILS117 MILS147 MILS343 MILS373 MILS-216 MILS28EP偏心率传感器（#4、#5轴承之间）2.0 MILS无无29REDP-
