50MW纯电调型操作说明书
50MW发电机电气规程
湖北金盛兰冶金科技有限公司能源动力厂85MW发电机运行操作规程一、适用范围:本规程适用于湖北金盛兰冶金科技有限公司能源动力厂85MW发电机。
二、编制依据1、发电机运行规程”(中华人民共与国电力工业部制订)2、制造厂技术说明书,3、结合现场实际与运行经验。
二、设备型号及参数:本机组规模为一台265t/h高温超高压煤气锅炉与一台80M高温超高压带一次中间再热汽轮机组(配85M发电机),主接线采用单元制方式,发电机容量85MW发电机端电压10、5KV,主变压器采用100MV带有载调压双圈变压器,电压升高至35KV,采用一回35KV电缆接入金盛兰公司220KV变电站35KV母线并网。
本机组为南京汽轮电机(集团)有限责任公司生产得QFW85发电机,励磁机由一台主励磁机与一台副励磁机组成,主励磁机采用一台三相交流无刷励磁机,副励磁机采用一台单相永磁发电机,转子通过法兰同同步发电机联接在一起,组成三机无刷励磁系统。
2)、中性点电阻器柜技术参数5)、主变压器技术规范(有载调压):3、发电机继电保护规范1)、发电机变压器组继电保护装置采用国电南京自动化有限公司发电机差 动、后备保护装置DGT801UD 发电机测控装置PSR661U 变压器差动保护装置PST641U 变压器后备保护装置PST642U 变压器非电量保护装置PST644U 数字 式综合测控装置PSR661等组成。
本定值单由都市环保工程技术有限公司给出。
继电保护定值通知单一、汽轮发电机保护 13、发电机过负荷保护5 、发电机定子接地保护6、发电机失磁保护7、发电机定子过电压保护、主变压器保护发电机得启动操作,必须得到值长命令方可操作。
1、机组启动时应具备得条件1)、绝缘试验合格。
2)、继电保护装置试验合格。
3)、设备标志明了、齐全。
4)、保护装置、自动装置得传动试验,试验音响、灯光信号良好,符合机组启动条件。
2、启动前得检查:1)、发电机及有关设备得工作已全部终结,临时安全措施全部拆除,现场清洁整齐,无遗留物品。
50MW 单抽汽凝汽式汽轮机
C50-8.83/0.294型50MW 单抽汽凝汽式汽轮机DEH 控制系统说明书目录一、概述二、工作原理及系统组成三、操作说明四、调试说明五、DEH控制器的画面一、概述本数字电液控制系统(DEH控制系统)、采用FOXBORO公司的I/A‘S硬件,液压系统采用上海汽轮机有限公司的成熟可靠的部套,整个系统为纯电调方式。
在控制信号与执行机构的接口上,用电液转换器及流量放大器作为电调控制部件。
电液转换器的关键元件力矩马达采用美国进口的部件,它将电调系统输出的电流信号线性地转化为油压信号,再经过流量放大器控制油动机。
电液转换器能精确地把电流信号转化为油压信号去控制油动机。
通过改变控制油压,控制调节汽阀开度,达到控制进入汽轮机蒸汽流量目的。
DEH控制系统主要是控制汽轮机转速、机组负荷以及抽汽压力等参数。
DEH系统接受现场输入信号,如OPS(转速)、MW(功率)、TP(主蒸汽压力)、IEP(中压抽汽压力)以及运行人员通过CRT发出的各种指令等,经过内部的运算,送出阀位设定控制信号,去控制电液转换器,通过液压系统及执行机构控制主汽门(TV),高压调门(GV)、中压抽汽阀门(IEV)(旋转隔板)的开度,对汽机进行起动、升速、并网、带负荷、抽汽压力调节,还能对各种运行工况作相应的操作、保护、控制、监视等,以确保汽轮发电机组的安全可靠运行。
DEH控制系统具有下列功能:1)转速控制功能在冲转汽机时,对汽机具有大范围的转速控制功能(0-3400r/min)。
2)自动同期有自动同期接口,接受自动同期装置的升、降信号,实现自动同期。
自同期完成后,并网并自动带初负荷(3-5%)。
3)功率控制功能汽机并网后,对汽机进行功率控制。
可根据用户要求,投入功率反馈回路,进行功频控制,控制精度:1MW。
4)一次调频功能机组并网后,如电网的频率改变,将对汽机的功率进行修正,实现一次调频功能。
5)限制器功能,DEH具有以下几种限制功能:●主蒸汽压力限制●负荷限制●阀位限制●功率限制6)OPC超速保护控制功能当汽机带30%以上负荷时,如果发生油开关跳闸,此时各路控制油压会通过电磁阀卸去,从而将所有调节汽阀及抽汽阀油动机关闭。
50WM发电机组启动调试方案
工程名称济南北郊热电厂1×50MW机组技改工程方案名称发电机调试方案;方案类型单体调试批准年月日会签建设单位:年月日监理单位:年月日生产单位:年月日安装单位:年月日审核年月日编写年月日1、试验目的发电机试验是检查发电机投运前检验其在制造、运输、安装过程中是否受损的重要手段。
根据《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》(GB50515—91)的规定,发电机容量在6MW 以上的同步发电机应进行以下项目试验,为安全、正确地将各项试验工作顺利完成。
2、发电机主要技术数据2.1.发电机型号:QF—60 额定功率:60MW 额定转速:3000r/min额定频率:50HZ 额定定子电压:6300V 额定定子电流:6469AcosΦ=0.85 定子接线:Y/Y 额定励磁电压:196V额定励磁电流:1003A 生产厂商:武汉电机厂3、发电机部分3.1、测量定子线圈的绝缘电阻和吸收比(使用2500V兆欧表测量)3.1.1、试验接线:被试相短接后与兆欧表端子相连,其连接对地应绝缘良好,非被试相短路后接发电机外壳。
3.1.2、测量方法:兆欧表校正无误后,接通被试相进行绝缘测定,并分别记录15”和60”时的兆欧表示值,R60和R15之比值即为吸收比,1min后停止测量,并对被试相放电后,改接线测量另两相的绝缘电阻。
3.1.3、试验标准各相绝缘电阻的不平衡系数应不大于2,吸收比应不小于1.33.2、测量定子绕组的直流电阻3.2.1、测量方法用双臂电桥分别测定发电机定子线圈和转子线圈直流电阻,测量时线圈表面温度与周围室内空气温度之差应在±3℃范围内.3.2.2、.试验标准各相的直流电阻,相互间差别不得大于最小值的2%,与产品出厂时测得的数值换算至同温度下的数值比较,其相对变化也不应大于2%.3.3、定子线圈直流耐压试验和泄漏电流测量定子绕组的绝缘电阻和吸收比合格后,即可进行直流耐压试验.3.3.1、试验所需设备,JGF—80型直流高压发生器一套.3.3.2、直流试验电压确定(V):V=3×6300V=18900(V)+ V,3.3.3、试验接线如附图1:非被试相短路接地于电机外壳上,转子绕组短路接外壳(旋转二极管断开))3.3.4、试验步骤试验电路接好后,首先检查各仪表指针是否在零位,量程是否合适,调压器是否在零位.一切无误后,在不接被试品的状态下,先将试验电路进行空试,试验电压按每级0.5倍额定电压分阶段升压,每阶段停留一分钟,读取微安表的批示值,然后将电压降至0,断开电源.试验电路经空试正常后,将电机被试相首尾短接后,接入试验电路,将其余两相短接后接入电机外壳上.对被试设备加压时,试验电压接每级0.5VH分阶段升压,每阶段停留1分钟,观察泄漏电流的变化.如无异常,当升到最高试验电压后停留1分钟,读取泄漏电流,一相试完后,降下试验电压断开电源,对被试设备及电容器放电并接地,改试其余两相,若有异常,立即降压查明原因,并消除后再试验3.3.5、试验结果分析3.3.5.1、各相泄漏电流的差别应不大于最小值的50%.当最大泄漏电流20uA以下,各相间差值与出厂试验值比较不应有明显差别.3.3.5.2、各相泄漏电流的差别应不大于最小值的50%.当最大泄漏电流在20uA以下,各相间差值与出厂试验值比较不应有明显差别.3.3.5.3、泄漏电流应不随电压不成比例地显著增长时应注意分析.3.4、定子绕组交流耐压试验直流泄漏试验合格后,可立即进行交流耐压试验.3.4.1、试验设备与仪器交流试验变压器25KV A 20KV 一台交流电压表0.5级0~150~300V 一块毫安表0.5级0~50~100mA 一块高压静电电压表0~75~15~30KV 一块限流电阻R1、R2及放电间隙R1:0.1~1Ω/V 一个R1:0.1~1Ω/V 一个3.4.2、试验接地如附图3.4.3、交流耐压标准,按照《电气设备交接规程》GB50150—91规定,交流试验电压值按下式确定:V试=1.875Un=1.875×6300=11812.5(V)3.4.4、试验步骤;在不接被试设备的条件下,先校二次电压表与高压表示值,并观察试验变压器的工作情况正常后,开始调整过电压保护间隙,使放电电压值为试验电压的1.1~1.15倍,连续3次均接近整定值后,再将电压调到试验电值,保持1min,球隙不放电,当球隙动作时,过流保护应能可靠动作.交流耐压试验线路接好后,把试验电压逐步升至11812.5V停留一分钟,读取各电压、电流表示值,然后下降下电压,切断电源,改试另外两相交流耐压通过之后,再测量一次各相对地及其它两的绝缘电阻,测试结果与耐压前测试结果比较无明显差异.3.5、测量转子绕组的直流电阻应在冷状态下进行,测量时线圈表面温度与周围空气温度之差应不大于±3℃.测量数值应与产品出厂数值比较其差别应不超过2%3.6、测量转子线圈的绝缘电阻3.6.1.将转子绕组与旋转二极管断开,再测量转子线圈的绝缘电阻.3.6.2使用500V兆欧表测量,其绝缘电阻值应不低于0.5MΩ3.7、转子绕组的交流耐压试验(断开旋转二级管及整流回路)根据《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》(GB50150—91)第二章,“同步发电机及调相机”试验规程第25.0.8条“三”项,隐极式转子绕组不进行交流耐压试验,可采用2500V兆欧表测量绝缘电阻代替.-3.8、测量无刷励磁机励磁回路的绝缘电阻;(不包括发电机转子和MA VR自动电压调节器回路)绝缘电阻不低于0.5MΩ,否则应查明原因,将其消除.3.9、无刷励磁机的励磁回路交流耐压试验(不包括发电机转子和MA VR自动电压调节器回路)试验电压为1000V3.10、测量发电机、励磁机的绝缘座的绝缘电阻.应在装好的油管后用250V兆欧表测量,绝缘电阻应不低于0.5 MΩ.3.11、测量埋入式测温计的绝缘电阻并校验温度误差.使用2500V兆欧表测量,绝缘电阻不作规定检温计指示值误差不应超过制造厂规定值.3.12、测量灭磁电阻器的直流电阻与铭牌数值比较,其差别应不超过10%.3.13、测量次瞬间电抗和负序电抗根据《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》(GB50150—91规)第二章,“同步发电机及调相机”试验规程第2.0.15条规定,“当无制造厂型式试验数据时,应进行测量”,本台机组出厂有此数据,现场不再测试.3.14、测量发电机三相短路特性曲线详见整体启动调试方案,3.15、测量空载特性曲线.详见整体启动调试方案3.16、测量发电机定子开路时的灭磁时间常数详见整体启动调试方案3.17、测量发电机自动灭磁装置灭磁后的定子残压详见整体启动调试方案3.18、测量相序-详见整体启动调试方案3.19、测量轴电压详见整体启动调试方案-4、励磁机部分4.1、测量绕组对地及及相互间的绝缘电阻.,4.1.1、使用500V兆欧表测量绝缘电阻不低于0.5MΩ.4.1.2、测量交流励磁机的电枢绕组绝缘时应断开旋转二极管及转子绕组.4.2、测量无刷励磁机和交流永付励磁机电枢绕组的直流电阻.4.2.1、测得的励磁绕组直流电阻与出厂数值比较,应无明显差别.4.2.2、绕组间直流电阻其相互差别不应超过其最小值1%.4.2.3、测量注意事项,接线应尽量短而粗,接触点接触良好.4.3、测量旋转二极管正反向电阻.符合正常值4.4、绕组的交流耐压试验4.4.1、断开转子绕组旋转二级管与无刷励磁机电枢绕组.4.4.2、励磁绕组耐压试验值为 1.5倍Un+750V4.4.3、无刷励磁机电枢绕组耐压试验值为75%出厂试验电压值.5、安全注意事项5.1、发电机与励磁机试验项目中有部分为高压试验,全体试验人员应严格遵守电业安全工作的有关规定,确保人身和设备的安全.,5.2、试验现场应设遮拦和标示牌,并有专人监护.5.3、试验在专人指挥下进行,升压时,全体试验人员应集中精力,读数正确,并注意试验设备和被试品的状况,如有异常应立即停止试验并查明原因.5.4、试验接线应尽量做到安全和操作方便,试验设备的接地都要可靠接通,高压引线应尽量短而粗,对地。
东汽50mw汽轮机说明书 中文版
a)Main steam pressure: 8.83MPa主蒸汽压力8.83MPa
b)Main steam temperature: 535°C主蒸汽温度535°C
c)Main steam flow: 225.8t/h主蒸汽流量225.8t/h
d)Back pressure: 8.5kPa背压8.5kPa
CHINA HUADIAN ENGNEERING CO.,LTD中国华电工程有限公司
Equip. Supplier设备供应商
DONGFANG TURBINE Co., Ltd东方汽轮机有限公司
Document No.: (WBK)D60F-000100BSMRev :A
50MW汽轮机运行规程(1)
汽轮机运行规程批准:审核:编写:2006年 1 月发布2006年2月1 日实施日照钢铁有限公司动力厂发布目录第一章汽轮机的技术规范 (1)第二章汽轮机辅机技术规范 (2)第三章汽轮机结构及系统的一般说明 (7)第四章设备的定期轮换和试验 (10)第五章汽轮机的启动、停机和正常维护 (14)第六章事故处理 (23)第七章辅助设备的运行与维护 (33)第八章汽机联锁保安说明 (43)第九章DEH控制系统 (62)第一章汽轮机的技术规范1. 型号C50-8.83/0.9812. 名称50MW一级调整抽汽式汽轮机3. 型式单缸高压单抽汽冲动式汽轮机4. 制造厂家:南京汽轮电机(集团)有限责任公司5. 出厂代号:A707026. 主汽门前蒸汽压力Mpa(a) 8.83±0.497. 主汽门前蒸汽温度℃525-540℃8. 汽轮机额定工况 MW 509. 汽轮机最大功率 MW 6010. 额定工业抽汽压力Mpa(a) 0.98111. 抽汽压力变化范围Mpa(a) 0.785-1.27412. 额定抽汽量t/h 16013. 最大抽汽量t/h 20014. 额定抽汽温度℃ 26515. 额定抽汽工况进汽量t/h 27016. 最大抽汽工况进汽量t/h 30817. 额定工况排汽压力kpa(a) 3.918. 纯冷凝工况排汽压力kpa(a) 619.给水温度℃额定工况 223.16 纯冷凝工况 203.8320. 额定工况汽轮机汽耗(计算值) kg/KW.h 5.8821.额定工况汽轮机热耗(计算值) KJ/KW.h 6673.3322. 纯冷凝工况汽轮机汽耗(计算值) kg/KW.h 3.7223.纯冷凝工况汽轮机热耗(计算值) KJ/KW.h 9678.0324.额定工况汽轮机汽耗(保证值) kg/KW.h 6.05725. 额定工况汽轮机热耗(保证值) kJ/KW.h 6873.5326. 纯冷凝工况汽轮机汽耗(保证值) kg/KW.h 3.831627. 纯冷凝工况汽轮机热耗(保证值)kJ/KW.h 9968.3728. 冷却水温度℃额定20℃最高33℃29. 汽轮机转向(机头向机尾看)顺时针方向30. 汽轮机额定转速 r/min 300031. 汽轮机单个转子的临界转速(一阶)r/min 159332. 汽轮机轴承盖允许最大振动mm 0.0333. 临界转速时轴承盖允许最大振动mm 0.1534. 汽轮机中心高(距运转平台)mm 80035. 汽轮机本体总重t 11336. 汽缸上半起吊重(包括隔板上半等)t 2737. 汽缸下半起吊重(不包括隔板)t 3638. 汽轮机转子总重t 17.539. 汽轮机本体最大尺寸(长*宽*高)mm 8351*5648*462840. 汽轮机调节保安系统的主要技术规范(1)汽轮机额定转速r/min 3000(2)油泵进口油压Mpa 0.1-0.15(3)主油泵出口油压Mpa ~1.57(4)转速不等率% 3-6(5)迟缓率% ≤0.2(6)压力不等率% ≤10(7)危急遮断器动作转速r/min 3300-3360(8)危急遮断器复位转速r/min 3055±15(9)喷油实验时危急遮断器动作转速r/min 2920±30(10)T SI超速保护值(停机)r/min 3300(11)转子轴向位移报警值(负推定位) mm +1.0或-0.6 负为反向(12)转子轴向位移保护值mm +1.3或-0.7 停机值(13)润滑油压降低报警值Mpa 0.05~0.055 启动交流润滑油泵(14)润滑油压降低报警值Mpa 0.04 启动直流润滑油泵(15)润滑油压降低保护值(停机)Mpa 0.02~0.03(16)润滑油压降低保护值(停盘车)Mpa 0.015(17)润滑油压升高报警值(停电动泵)Mpa 0.16(18)主油泵出口油压低报警值Mpa 1.3(19)高压油动机最大行程mm 227(20)中压油动机最大行程mm 152(21)轴承回油温度高报警值℃65(22)轴瓦温度高报警值℃100(23)冷凝器真空降低报警值Mpa 0.087(24)冷凝器真空降低保护值Mpa 0.061(25)轴承座振动报警值mm 0.06(26)主蒸汽压力高报警值Mpa(a) 9.32(27)主蒸汽温度高报警值℃545(28)电液驱动器供油压力额定值Mpa 3.5(29)电液驱动器供油压力低报警Mpa 2.5 启动备用泵(30)电液驱动器供油压力低停机Mpa 1.0(31)电液驱动器供油温度高报警值℃45(32)电液驱动器供油温度低报警值℃35(33)电控油箱油位高报警值mm +100(34)电控油箱油位低报警值mm -100(35)D EH控制器超速停机值r/min 3300(36)相对膨胀报警值mm +3或-2第二章汽轮机辅机技术规范1.汽封加热器型号:JQ-46-1冷却水最大压力: 1.3Mpa冷却面积:46m²吸入室压力:0.095Mpa(a) 冷却水量:139.7t/h汽封加热器风机:z518-02-5 抽空气量: 2.03kg/h2.冷凝器型号:N-3000 分列两道制表面式冷却水温度(设计值):20℃冷却面积:3000 m²喉部绝对压力(设计值):4.41kpa无水时净重:70t 水室内允许最高工作压力:0.196Mpa运行时重量(含水量):100t 水阻:0.039Mpa冷却水量(设计值):7500m³/h3.型号:YL-70 冷却水量:163t/h冷却面积:70 m²水阻:0.012Mpa 冷却油量:1200L/min 油阻:0.056Mpa 4.型号JD170-I JD220-I JD170-I数量(台) 1 1 1管程最高工作压力(Mpa) 1.4 1.4 1.4壳程最高工作压力(Mpa)-0.05 0.3 0.7管程设计压力(Mpa) 1.5 1.5 1.5管程设计温度(℃)85 135 165壳程设计压力(Mpa)0.1 0.4 0.8壳程设计温度(℃)95 180 260加热面积(m²)170 220 1705.净重:3327kg油箱容积:正常油位为12m³,最高油位为13.2m³外形尺寸(mm)4326*1512*30056.给水泵电机参数项目单位参数值型号YKS5603-2功率kw 1600电压kv 10频率Hz 50转速r/min 2985给水泵轴功率kw 1305效率% ≥94.8电流 A 108.57防护等级IP 44旋转方式顺时针(从电动机向水泵看)冷却方式IC81W冷却水普通工业水(0.20~0.45Mpa)7.给水泵性能参数项目单位额定工况(保证点)型号100SB-P进水温度℃158出水流量t/h 250扬程m 1515效率% ≥79必需汽蚀余量m 8.0转速r/min 2985轴功率KW 1305轴振mm ≤0.03重量kg 5825旋转方向顺时针(从电动机向水泵看)轴承型式四油楔轴瓦驱动方式电机驱动冷却水普通工业水(0.20~0.45Mpa)密封水凝结水或除盐水项目单位参数值型号XYZ-63G型式整体式油箱容积m³ 1供油量L/min 63油压Mpa 0.4供油温度℃~40电动功率及电压2x3kw(齿轮油泵2台),380v 电动加热器功率及电压12kw,220v冷却水普通工业水(0.20~0.45Mpa)8. 循环水泵电机性能参数:配套电动机型号Y500-8循环水泵电机台数2台额定电压KV 10额定频率Hz 50额定功率KW 450极数极8防护等级IP 23绝缘等级级 F冷却方式IC01安装型式卧式转子型式笼型旋转方向(轴伸端看)逆时针9. 循环水泵参数:转速:730r/min出水流量m3/h:4320~5500~6480 进口直径:800mm扬程m :25~22~19进水温度℃:≯80转速r/min :730r/min进水水质:SS<20mg/L ,PH:7~9效率% :82~89~8610. 高压加热器:高压加热器的规格.型号1#高加2#高加型号JG320-1-00 JG320-2-00数量(套) 1 1换热面积m2320 320进水温度℃155 198.4出水温度℃198.4 227.3给水压力Mpa 16Mpa(最大18.1Mpa)工况50MW 额定工况60MW 最大工况50MW 额定工况60MW最大工况加热水量t/h 182 230 182 230 加热蒸汽压力Mpa(a)1.38 1.672.4 2.92 加热气量t/h管程设计压力Mpa 18.5 18.5管程设计温度℃250 250壳程设计压力Mpa 1.75 3.5壳程设计温度℃370/275 410/300壳体壁厚mm 16 24设备重量t 12.85 13.40容器类别Ш级Ш级11.型号: 100N130 电机型号:Y250M-2流量: 52.5m3/h 功率:55kw扬程: 141m 电压:380v转速: 2950r/min12. 射水泵型号:250S-39 必需汽蚀量: 3.8m流量:485m3/h 叶轮直径:367mm转速:1450r/min 电机型号:Y280S-4进水温度:<80℃功率:75kw轴功率:75kw 额定电流:139.5A扬程:39m 额定电压:380v13.型号:SN6x2 必需汽蚀量: 2.4m流量:34m3/h 配套电机型号:Y180M-2扬程:120m 额定电压:380v转速:2950r/min 额定电流:42.2A轴功率:19.6kw 功率:22kw效率:54%14.型号:TD-32工作水压:39m耗水量:485m3/h15.型号:125JQ-15 流量:90m3/h扬程:15m16. 高压交流油泵型号:150AYII-150 流量:180m3/h 扬程:157m 转速:2950r/min必需汽蚀量:3.5m 轴功率:111.6kw 电机型号:YB315L¸-2 功率:160kw频率:50HZ 电压:380v-660v 电流:281A-162.2A17. 交流润滑油泵型号:80AYII-60A 流量:45m3/h 扬程:49m 转速:2950r/min 必需汽蚀量:3m 电机型号:YB160M-2 功率:15kw 电压:380v-660v 电流:29.4A-17.0A型号:80AYII-60A 流量:45m3/h 扬程:49m 转速:2950r/min 必需汽蚀量:3m 电机型号:Z2-32 功率:13kw 电压:220v电流:68.7A 转速:3000r/min 必需汽蚀量:8m电机型号:Y160L-4 额定电压:380v功率:15kw流量:30L/min 出口压力:3.5Mpa转速:1500r/min 功率:4kw功率:1240kw冷却水量:331m3/h6组型号:YGXC-250 设计压力:0.65Mpa 设计温度:300℃工作压力:0.49Mpa 工作温度:158℃试验压力:0.98Mpa 额定出力:250m3/h 水箱容积:70m3运行方式:定压注:绝对压力单位为Mpa(a) 表压单位为Mpa第三章汽轮机结构及系统的一般说明1.结构概述汽轮机结构包括静止部分和转子部分。
哈汽CC50规程
1、设备技术规范1.1 汽轮机1.1.1 名称:双抽凝汽式汽轮机型号:CC50-8.83/4.12/1.27型式:高压、双缸、双抽、冲动凝汽式额定功率:(抽汽/冷凝)50/50MW最大功率:60MW1.1.2额定转速:3000r/min转向:从机头向发电机方向看顺时针。
临界转速:1612~2062r/min(轴系)允许振动:工作转速下≤0.05mm临界转速下≤0.1mm1.1.3制造厂家:哈尔滨汽轮机有限责任公司出厂编号:112制造日期:1999年投产日期:2000年10月给水温度(抽汽/冷凝)204.6/197℃1.1.5最大进汽量:381t/h1.1.6额定时汽量:(抽汽/冷凝)322.63/183.06t/h1.1.7中压抽汽量:(1)额定:90t/h(2)最大:120t/h1.1.8低压抽汽量:(1)额定:80t/h(2)最大:120t/h1.1.9级数:1C+4P+1C+5P+1C+9P(21级)1.1.10汽耗:(抽汽/冷凝)6.453/3.661kg/kw·h1.1.11保证热耗:(抽汽/冷凝)7511/9655kJ/kw·h1.1.12设计工况下各级抽汽情况(计算值)1.1.14汽轮机最大允许功率的规定(1)回热系统正常投运,调整抽汽量为零时,汽机最大允许功率为60MW。
(2)回热系统正常投运,新汽压力及温度同时变化在8.34-9.32MPa(a)及525-540℃范围内而冷却水温不高于20℃(冷却水量为8455m3/h)时,汽机最大允许功率为60MW。
(3)回热系统正常投运,冷却水温≤20℃,最大中压调整抽汽量为120t/h(低压调整抽汽量为零)或最大低压调整抽汽量为120t/h(中压调整抽汽量为零)时,汽机最大允许功率为60MW。
1.1.15汽轮机在下列情况下,能发生额定功率:(1)主汽门前压力降为8.34Mpa(a),或蒸汽温度降为520℃时,冷却水温度为正常值。
东汽50MW汽机(启动运行说明书)
密级:公司秘密东方汽轮机有限公司DONGFANG TURBINE Co., Ltd.N50-8.83-6型汽轮机启动运行说明书编号D50U-000106ASM版本号 A2013年4月编号D50U-000106ASM编制<**设计签字**> <**设计签字日期**> 校对<**校对签字**> <**校对签字日期**> 审核<**审核签字**> <**审核签字日期**> 会签<**标准化签字**> <**标准化签字日期**> <**会二签字**> <**会二签字日期**><**会三签字**> <**会三签字日期**><**会四签字**> <**会四签字日期**><**会五签字**> <**会五签字日期**><**会六签字**> <**会六签字日期**><**会七签字**> <**会七签字日期**><**会八签字**> <**会八签字日期**><**会九签字**> <**会九签字日期**> 审定<**审批签字**> <**审批签字日期**> 批准<**批准签字**> <**批准签字日期**>目录序号章—节名称页数备注1 编制说明 12 1 机组启动前的准备工作 13 1-1 机组启动必备条件 14 1-2 机组启动前的检查和准备 25 1-3 机组禁止启动范围 16 2 机组启动 17 2-1 原则性启动参数及定义 18 2-2 冷态滑参数启动 39 2-3 温态滑参数启动 310 2-4 热态、极热态滑参数启动 411 2-5 轴系临界转速数据 112 3 运行和维护 113 3-1 运行和维护的基本要求 314 3-2 机组启动运行的限制值 215 3-3 蒸汽参数的允许变化范围 116 3-4 偏周波运行限制值 117 3-5 定期检查试验 118 4 停机 119 4-1 正常停机前的准备工作 120 4-2 滑参数正常停机 321 4-3 额定参数正常停机 122 4-4 紧急停机 2编制说明1 本机组采用高压抗燃油数字电液控制系统(简称DEH)。
50MW汽机运行规程
50MW 汽机运行规程汽机运行规程目 录录第一章第一章 汽轮发电机主要技术规范汽轮发电机主要技术规范汽轮发电机主要技术规范第一节 汽轮机第二节 发电机的主要技术规范 第三节 汽轮机组保护装置第二章第二章 汽轮机的启动汽轮机的启动汽轮机的启动第一节 汽轮机启动前的准备工作第二节 机组大修后启动前的试验方法 第三节 汽轮机定参数启动 第四节 并列后的操作 第五节 冷态滑参数启动 第六节 功率反馈和压力反馈第三章第三章 汽轮机组的正常维护和定期工作及试验汽轮机组的正常维护和定期工作及试验汽轮机组的正常维护和定期工作及试验第一节 汽轮机组的正常维护 第二节 定期工作第四章第四章 汽轮机组的停止汽轮机组的停止汽轮机组的停止第一节 汽轮机组的停止 第二节 滑参数停机 第三节 盘车装置的使用 第四节 法兰加热装置的使用 第五节 调整抽汽的投入与解列第五章五章 辅助设备的启动辅助设备的启动辅助设备的启动、、运行维护与停止运行维护与停止第一节 设备规范 第二节 辅助设备的启动与停止 第三节 辅助设备的正常运行与维护第六章第六章 水冷发电机运行规程水冷发电机运行规程水冷发电机运行规程第一节 水冷系统启动、停止和注意事项 第二节 运行维护第三节 水冷系统的事故处理第一章第一章 汽轮机发电机组主要技术规范汽轮机发电机组主要技术规范汽轮机发电机组主要技术规范第一节第一节 汽轮机汽轮机汽轮机第1条 汽轮机主要技术规范:1 型 号C50-90-13-1 型汽轮机、单缸、冲动抽汽冷凝式(具有一级调整抽汽)2额定功率 最大功率 50MW 60MW 3额定转速 临界转速 3000r/min 1680r/min 4 转动方向 面对车头为顺时针方向旋转5 汽 耗3.318kg/kwh(不带调整抽汽)6.819kg/kwh(调整抽汽量200t/h) 6 热 耗2335kcal/kwh(不带调整抽汽)1314.2kcal/kwh(调整抽汽量200t/h)7 背 压 0.0055MPa 8 排汽温度 带负荷70℃,无负荷120℃ 9 冷却水温度 20~25℃ 10 给水温度 201.6℃ 11 总 级 数 19级 12 制 造 厂 哈尔滨汽轮机厂 13 调速油压 2.0MPa 14 润滑油压 0.08~0.1MPa第2条 主蒸汽参数:1 主汽压力8.9±0.4MPa2 主汽温度+5535 ℃-15 3 主汽流量190.89t/h带调整抽汽时主蒸汽流量340.97t/h额定工况调整抽汽量200t/h 最大工况调整抽汽量230t/h第3条 额定工况时各段抽汽规范: 抽 汽 序 号 抽 汽 点 (级后) 压 力 (MPa) 温 度 (℃) 抽 汽 量 (t/h) 1 5 1.974 382 7.3 281.33306.23 11 0.605 252 15.35 4 15 0.1331 113 6.14 5170.00391768.56额定工况并带200t/h 工业抽汽量各级抽汽量规范:抽 汽 序 号抽 汽 点(级后) 压 力 (MPa) 温 度 (℃)抽 汽 量 (t/h)1 5 2.715 386 26.38 2 8 1.2 290 高 加 8.38 除氧器 21.65 3 11 0.093 162 低 加 22 鼓 泡 1.8114 15 0.0389 65 3.4 5170.0103435.57第4条 本体结构:本机为单缸、冲动、一级调整抽汽凝汽式汽轮机。
50WM汽轮机调节说明书
Z70701.08/01C50-8.83/0.981-2型50MW抽汽式汽轮机调节系统说明书南京汽轮电机(集团)有限责任公司编制校对审核会签标准审查审定批准目次1 引言 (4)2 调节保安系统的主要技术规范 (4)3 调节系统的工作原理和系统介绍 (5)3.1 基本原理 (6)3.2 DEH系统构成 (6)3.2.1 机械超速保安系统(详见5.1) (6)3.2.2 主汽门自动关闭器及控制装置(启动阀)。
(6)3.2.3 伺服执行机构,主要包括电液驱动器,油动机(两套)。
(7)3.2.4 电液驱动器供油系统(详见4.2) (8)3.2.5 DEH装置 (8)3.3 DEH系统功能 (10)3.3.1启动升速及转速控制和保护 (11)3.3.2同步及自动初负荷控制 (11)3.3.3负荷控制及甩负荷 (11)3.3.4操作及通讯 (12)3.3.5自诊断及系统保护 (14)3.3.6系数调节、监测 (14)3.3.7阀位控制器 (14)3.3.8具有远方挂闸,遥控开关主汽门,在线活动主汽门功能。
(15)4 供油系统 (15)4.1低压供油系统 (15)4.2电液驱动器供油系统 (16)5 保安系统 (17)5.1 超速保护装置 (17)5.2 危急遮断装置 (18)5.3 电磁保护装置 (18)5.4 其它保护装置 (19)5.4.1调节汽阀危急遮断装置--单向阀 (19)5.4.2危急遮断指示器 (19)5.5.3启动阀 (19)5.5 机组的紧急停机 (19)6 汽轮机监测仪表系统 (20)7 汽轮机主要测量监视讯号 (20)7.1 测量讯号 (20)7.2 开关量讯号 (21)7.3 联锁讯号 (22)8 调节保安系统的调整与试验 (22)8.1 汽轮机静止状态下的试验 (22)8.2 汽轮机运转状态下的试验 (22)8.3 汽轮机静态下调试 (22)8.3.1手拍危急遮断装置试验 (23)8.3.2危急遮断油门试验及复位试验 (23)8.3.3启动阀试验 (23)8.3.4电控油箱试验 (23)8.3.5调节系统DEH的阀位标定 (23)8.3.6调节系统DEH的模拟试验 (24)8.3.7热工电气保护系统试验 (24)8.4 汽轮机运行状态下调试 (24)8.4.1启动 (24)8.4.2运行时主要参数的考核和整定 (26)8.4.3液压保护系统试验 (26)8.4.4热工电气保护系统试验 (27)8.4.5并网带负荷 (27)8.4.6投抽汽 (27)9 调节保安部套的主要安装数据 (27)9.1 危急遮断器(Z109.31.01)和危急遮断油门(Z109.31.02)安装间隙 (27)9.2 汽轮机监测保护装置的安装 (28)1 引言本说明书为C50-8.83/0.981-2型抽汽式汽轮机调节保安系统的安装,调试以及日后的使用维护和检修提供必要的依据。
50MW汽轮机整套启动调试方案讲解
50MW汽轮机整套启动调试⽅案讲解编号:M-2011SZRD-GZ-QJ-14 XX造纸集团有限公司环保迁建⼆期⼯程废渣综合利⽤动⼒车间⼯程汽轮机整套启动调试⽅案⼯作⼈员:XXX编写⼈员:XXX审核:XXX批准:XXXXX电⼒建设第⼆⼯程公司⼆○⼀⼀年九⽉摘要本措施依据⽕电⼯程启动调试⼯作规定及机组调试合同的要求,主要针对XX造纸集团有限公司环保迁建⼆期⼯程废渣综合利⽤动⼒车间⼯程1×50MW汽轮发电机组、350t/h循环流化床燃煤锅炉机组调试⼯作提出具体⽅案。
依据相关规定,结合本⼯程具体情况,给出了汽轮机整套启动需要具备的条件、调试程序、注意事项等相关技术措施。
关键词:汽机;整套启动;调试⽅案⽬录⼀、编制⽬的 (4)⼆、编制依据 (4)三、调试质量⽬标 (4)四、系统及主要设备技术规范 (5)五、整套启动试运⼯作的组织与分⼯ (5)六、整套启动试运应具备的基本条件 (7)七、整套启动试运的⽅法和步骤 (8)⼋、调试的质量检验标准 (17)九、组织分⼯ (17)⼗、说明 (18)附录1 (19)附录2 (20)附录3 (21)⼀、编制⽬的为保证整套启动试运⼯作的顺利进⾏,使机组能安全、经济、可靠地投⼊运⾏,满⾜达标投产要求,特制定本⽅案。
其⽬的为:1.1检验汽轮机DEH系统的启动操作功能;1.2检验汽轮机启动曲线的合理性;1.3检验汽轮机带负荷能⼒、机组的机动性;1.4检验汽轮机各主要部件的热膨胀;1.5检验汽轮发电机组轴系的振动⽔平;1.6完成汽机、电⽓的有关试验;1.7整定汽轮机的安全保护装置;1.8检验所有辅机及系统的动态投⽤状况;1.9检验⾼、低压旁路的功能;1.10检验汽机/锅炉的协调性;1.11检验汽⽔品质并核实各运⾏表计;1.12通过整套启动试运,找出在给定⼯况下最合理操作⼯序,暴露在静态调试中⽆法出现的缺陷和故障,及时进⾏调整及处理,顺利完成机组72h试运⾏。
⼆、编制依据2.1《⽕电⼯程启动调试⼯作规定》(1996年版)2.2《⽕⼒发电⼚基本建设⼯程启动及竣⼯验收规程》(2009年版)2.3《⽕电⼯程调整试运质量检验及评定标准》(2006年版)2.4《⽕电机组达标投产考核标准》2001年版2.5《汽轮机运⾏说明书》2.6《汽机热⼒系统图》三、调试质量⽬标符合部颁《⽕电⼯程调整试运质量检验及评定标准(2006年版)》中有关系统及设备的各项质量标准要求,全部检验项⽬合格率100%,优良率90%以上,满⾜机组整套启动要求。
50使用说明书
攀钢集团江油长城特殊钢有限公司50穿孔机使用说明书编写:武仁慧审查:马际青太原科达重工成套设备有限公司2014年3月目录一.操作前准备工作............................................................... - 1 - 二.操作区域介绍................................................................. - 1 -1.主操作台 (1)2.稀油站操作箱 (8)3.干油站操作箱 (8)4.工控机 (9)三.操作方式及操作权限的说明..................................................... - 9 - 四.操作说明..................................................................... - 9 -1.控制电源操作 (9)2.液压站操作说明 (10)3.稀油站操作说明 (10)4.干油站操作说明 (11)5.手动操作说明 (11)6.自动操作说明 (13)7.调整操作说明 (14)8.上位操作说明 (18)五、安全注意事项................................................................ - 21 - 附件一 ......................................................................... - 23 -本操作规程诣在说明如何操作穿孔机,不包含穿孔机的电气组成、工作原理。
本操作规程不包含设备的上电操作,只有对设备本体的操作。
定义和警告:指的是若不采取适当的措施,可能会造成死忙、严重人身伤害或物质财产损失!指的是若不采取适当的措施,可能会造成一定的人身伤害或部件损坏!一.操作前准备工作开始运行前请务必检查设备状况,待检查完以下各项后,方可开始操作。
MEM50本体使用说明书
MEM50使用说明书一、安全说明在试图安装、操作或维护此设备之前,请仔细阅读说明书,拿到它并逐步熟悉这种仪表。
以下特殊信息可能贯穿出现在本说明书或在设备上,用来警示潜在的危险或对于阐释和规定操作规程的信息提请注意。
附有这种安全标志示意周围存在着电力危险,假若未遵照一定的指令将会导致人身伤害。
这是安全警告标志,用来警告你潜在人身伤害和危险,遵照此标志后的所有安全信息,避免可能的伤害或死亡。
此标志指示临近于危险位置,如不加以避免将导致死亡或严重伤害。
在维护和检修之前,设备必须断电并接地。
维护工作只能由有资质的人员进行。
本文件不是一本适用于未受训者的说明书,在其正常使用范围之外所引起的问题,本公司概不负责。
二、包装清单(列表所有产品)1) MEM50仪表包括:MEM50表,附件(AO,485接线端子),用户手册(含保修卡)2) MEM50显示单元包括:MEM50显示单元,附件(连接线),用户手册(含保修卡)三、保修卡四、技术参数和规格额定输入测量精度注:测试条件——频率50Hz,温度20℃,湿度35%,电源电压230Vac五、订货须知详细订货要求参考样本订货说明。
六、使用说明目录1. 简介随着电力系统及现代工业的发展,为满足电力系统发电厂、变电站、工厂和民用电能测量和管理以及电能质量分析的需要,结合网络化智能开关柜的系统设计要求和趋势,澳大利亚通用电气设备有限公司(AGE)推出了新一代的MEM50系列智能型多功能电能管理测控仪表(简称MEM50)。
MEM50系列多功能仪表采用最现代的微处理器和数字信号处理技术(DSP)设计而成。
能够测量三相电压、电流、频率、功率因数、功率、电度等基本电参数,并具有0-31次谐波分析、采样录波、SOE、继电保护以及分时统计等功能。
该仪表可通过现场总线网络连接到SCADA、PLC或DCS系统中去;配合智能开关柜设计,具有开关量输入输出和模拟量输出能力,除了可以通过上位机遥信遥测遥控外,还可以通过显示仪表或上位软机软件对仪表进行编程,定义开关量联锁输出进行控制。
Q5022C-SM-50MW单抽机使用说明书
目录1、主要技术参数2、汽轮机的结构与性能3、汽轮机本体安装4、主要安装数据表5、螺栓热紧说明6、汽轮机的启动和停机7、汽轮机的运行和维护8、标志、包装、保管、运输9、汽轮机用油规范10、附图附图1、C50-8.83/1.27型汽轮机额定参数冷态启动曲线附图2、C50-8.83/1.27型汽轮机滑参数冷态启动曲线附图3、C50-8.83/1.27型汽轮机额定参数温态启动曲线附图4、额定参数热态启动曲线附图5、额定参数极热态启动曲线附图6、C50-8.83/1.27型汽轮机滑参数停机曲线1、主要技术参数1.1 型号 C50-8.83/1.271.2 型式高压单缸、单轴、冲动、单抽汽凝汽式1.3 调节方式喷嘴调节,汽轮机调节系统采用低压透平油数字电液调节系统。
1.4 功率铭牌工况 50000kW最大出力工况 60000kw最大凝汽工况 50000kw1.5 工作转速 3000r/min1.6转子旋转方向从汽机头往发电机方向看为顺时针1.7 工作电网频率 50Hz1.8 蒸汽初压 8.83MPa1.9 蒸汽初温 535℃1.10铭牌工况抽汽压力 1.27MPa铭牌工况抽汽压力调节范围 1.07-1.56MPa1.11 抽汽流量铭牌工况/最大出力工况 60/160t/h1.12 进汽流量铭牌工况 254 t/h最大出力工况 352 t/h最大凝汽工况 220.5 t/h1.13 排汽压力铭牌工况 0.034MPa最大出力工况 0.015MPa最大凝汽工况 0.015MPa1.14 给水温度铭牌工况 212℃最大出力工况 223.8℃最大凝汽工况 209.2℃1.15 汽轮机转子临界转速 1624r/min1.16 汽缸数 11.17 级数Ⅰ+ 7+Ⅰ+9(共18级)1.18 回热抽汽数5(分别在5.8.9.13.15后)1.19 加热器数高压加热器 2台 (本厂不供)除氧器 1台 (本厂不供)低压加热器 2台1.20 最大吊装重量~40t (安装时,凝汽器未装管束)~30t (检修时,上半汽缸组合)1.21 汽轮机本体外形尺寸(长×宽×高)8.74mx5.21mx3.36m(高度指后汽缸上部大气阀至运转平台)1.22 最大起吊高度6.1m(吊钩至运转平台)1.23 产品执行标准:GB5578-1985《固定式发电用汽轮机技术条件》注:上述蒸汽压力均为绝对压力。
50KW光伏系统安装调试手册
50KW光伏系统安装调试手册光伏系统的安装主要分为光伏支架、组件的安装,配套电缆的铺设,汇流箱及交直流柜的安装,逆变器的安装几大部分。
一、光伏组件支架的安装:光伏组件支架经甲方、专业监理单位验收合格后进行现场安装。
工程用支架为铝合金以及热镀锌钢材。
施工时2人一组配合施工,施工过程中尽量避免铝合金表面及镀锌层被尖锐物体划伤。
安装时要有序进行,把转接件(与屋面板连接用)、主龙骨、次龙骨(如需要次龙骨)等部件分开堆放,统一吊装。
按照每排的光伏组件数量计算每排的正确用料数量,包括螺栓等相关配件用量。
先把转接件固定在直立锁边屋面板上,然后在其上固定相应的主龙骨和次龙骨(如需要次龙骨),然后把各部件用螺栓固定连接在一起,螺栓先手动收紧,后用手动扳手或电动扳手紧固,同时用尼龙线观察并调节其直线度。
安装结束后清理现场包装物。
二、光伏组件的安装光伏组件经甲方相关负责部门验收合格后方可使用,施工时3人一组配合施工。
工程所用光伏组件上表面为3.2mm厚钢化玻璃结构,且屋顶结构只允许单块光伏组件单层排布,因此屋顶上不允许多层堆放。
堆放前先检查屋顶是否平整,且其上无尖锐物体,同时保证楼面局部的承受力,屋顶防水结构层不受损坏。
在搬运安装时要小心轻放,避免光伏组件和光伏组件、光伏组件和支架间的碰撞。
光伏组件安放于龙骨上,采用紧压方式固定。
紧压要适中,既满足光伏组件及支架的防风,防震,同时,不能因压件过紧损坏玻璃,造成不必要的损失。
光伏组件的摆放要整齐,接线盒的位置要统一在上端面。
三、电缆线的敷设电缆线的敷设应由远至近顺势排放,电缆短距离搬运,一般采用滚动电缆轴的方法。
电缆引出端应在轴的上方。
牵引时减少与地面的摩擦。
排放前先安装固定好相应大小的电缆桥架,每根线都必须拽直,不得扭曲打结。
电缆在汇流箱及直流配电柜的两端都必须留有足够的接线长度并在线端贴上标签做好标记。
电缆线在穿越道路时要加穿钢管做防护套,防护套的管口在切割后要去除毛刺和快口以防止电缆线在拖拉时被割破。
DEH操作说明书
山西襄垣煤矿DEH系统操作说明书杭州和利时自动化有限公司1目录1、概述 32、启动21、概述襄垣煤矿C50MW机组汽轮机数字电液调节系统DEH采用杭州和利时自动化有限公司的SmartPro MACS系统而完成,软件版本为SmartPro V3.1.3。
该系统主要包括以下功能:1、转速控制:实现转速的大范围控制功能,从机组启动到3000r/min定转速,到110%超速试验,在并网之前为转速PID回路控制,其目标转速及升速率,可在DEH主画面上设定2、功率控制能:并网后可实现功率PID回路控制,其目标功率及负荷率可在DEH主画面上设定3、阀位控制:并网可实现阀位控制,操作员可通过阀位控制的增减按钮来改变调门开度。
4、抽汽控制:带负荷后可实现抽汽压控,其目标压力及抽汽变化率可在DEH主画面上设定5、高负荷限制:当机组实际负荷大于高负荷限制值时,高负荷限制动作,逐渐关小调门,使实际负荷小于高负荷限制值6、抽汽压力高限制:当机组抽汽压力大于抽汽压力限制值时,抽汽压力高限制动作,逐渐开大中压调门,使实际抽汽压路小于抽汽压力限制值7、主汽压力低限制:若投入“低汽压限制”,当主汽压力低于低汽压限制值时,限制动作逐渐关小高压调门恢复汽压8、低真空限制:当低真空限制投入时若负荷高于当前真空所允许的负荷值,限制动作,逐渐关小调门使负荷降到允许的范围之内9、OPC超速限制:OPC超速限制的功能是当汽轮发电机甩负荷以及超速103%时,将OPC电磁阀打开,快速关闭高、中调节阀,防止汽轮发电机组超速10、超速保护:超速保护的功能是当汽轮发电机组转速超过110%时,发出打闸信号11、紧急手动:伺服单元在故障时,操作员可以通过手操盘的增减按钮控制高、中压油动机2、启动系统上电后的初始转态:系统上电后,DEH状态画面显示区:已挂闸、主汽门开、转速过临界区、已并网、已供热、紧急手动状态灯均灭。
硬操盘1、调门开度正常:2、超速试验钥匙开关置于“正常”位,“打闸”按钮灯亮3、“紧急手动”、“手动增”、“手动减”按钮灯均灭启动步骤在机组以跳闸状态下,由操作员就地将启动阀摇至最低位,将危机遮断装置置复位,当安全油压建立后,挂闸工作完成,“已挂闸”灯亮。
Cda-nu_h50MW纯电调型操作说明书
|_~吾尝终日而思矣,不如须臾之所学也;吾尝而望矣,不如登高之博见也。
--《荀子·劝学》50M W机组纯电调型D E H-ⅢA操作说明新华控制工程有限公司一九九九年十二月目录第一节运行方式选择第二节控制方式选择第三节试验第四节几种运行方式下的操作第一节运行方式选择DEH-IIIA有三种基本运行方式:1. 操作员自动操作(自动)——这是主要的运行方式。
2. 遥控自动操作3. 手动操作一、操作员自动操作(自动)操作员自动操作简称为自动,这是电厂运行人员控制汽轮发电机组的主要运行方式。
在该方式下,操作员可以进行如下控制:1. 在汽机升速期间,可以确定或修改汽轮发电机组的升速率和转速目标值。
2. 当机组到达同步转速时,可投入“自动同步”。
3. 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。
4. 可根据实际运行情况决定是否投入功率反馈回路和调节级压力回路。
5. 在并网后,可投入转速回路(一次调频)。
6. 可投运遥控操作。
7. 抽汽控制(负荷大于30MW时才能投,小于20MW时切除。
)二、遥控操作一般情况下,都在操作员自动方式下投入遥控操作,一旦投入了遥控,DEH的目标值就由遥控源来决定,由DEH根据遥控指令进行负荷控制。
但运行人员能在任何时刻再按相应的“遥控”键退出遥控。
1. 自动同步“自动同步”是一种特殊的遥控操作,在这种方式中,依靠“自动同步增”和“自动同步减”的触点输入来调整目标值和给定值,直至汽轮发电机达到同步转速,为机组并网做准备。
采用这种遥控方式,控制系统必须满足下列条件:a.DEH处于“自动”方式。
b.DEH处于“高压调门”控制方式。
c.主变开关断开(未并网)。
d.自动同步允许触点闭合e.汽机转速在同步范围内此时,运行人员按下“自动同步”键,该键灯亮,表明上述条件符合,控制系统已处于该种控制方式下。
DEH根据同期装置发出的增、减触点来改变目标值,运行人员已无法通过键盘改变目标值和升速率。
50MW 发电机保护调试措施
编号:M-2011SZRD135-GZ-DQ-04XX造纸集团有限公司环保迁建二期工程废渣综合利用动力车间工程#5发电机组保护系统调试方案工作人员:XXX编写人员:XXX审核:XXX批准:XXXXXX电力建设第二工程公司二O一一年十一月摘要本措施依据火电工程启动调试工作规定及机组调试合同的要求,主要针对XX造纸集团有限公司环保迁建二期工程1×50MW机组启动调试工作提出具体方案。
依据相关规定,结合本工程具体情况,给出了XX造纸集团有限公司环保迁建二期工程1×50MW机组#5发电机组保护系统启动调试需要具备的条件、调试程序、注意事项等相关措施。
关键词:电气系统;#5发电机;高压电动机;保护;调试措施目录1、编制依据 (4)2、工程概况 (4)3、调试目的 (4)4、调试范围 (4)5、试验应具备的条件 (4)6、调试方法与步骤 (4)6.1通电前检查 (4)6.2装置通电检查 (5)6.3保护性能调试 (5)6.4整组试验 (7)6.5保护回路传动试验 (7)6.6“反措”检查 (7)6.7差动保护CT极性检查 (7)6.8六角图测试 (7)7、组织与分工 (7)7.1组织 (7)7.2分工 (7)8、安全注意事项 (7)8.1人身安全 (7)8.2设备安全 (7)8.3仪器安全 (8)附录1: (9)#5发电机组保护系统调试应具备条件检查表 (9)附录2: (10)#5发电机组保护系统调试指挥系统和组织措施 (10)附录3: (11)#5发电机组保护系统调试技术措施与应急预案 (11)附录4: (12)#5发电机组保护系统调试技术措施交底记录 (12)附录5 (13)工作危害分析(JHA)记录表 (13)1、编制依据1.1 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》电力部电建[2009]159号1.2 《火电工程启动调试工作规定》电力部建设协调司建质[1996]40号1.3 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》电力部建设协调司建质[2006]111号1.4 《火电施工质量安装工程施工及验收规程(电气专业)》1.5 《火电机组达标投产考核标准(1998年版)》电力工业部1.6 《电力建设安全工作规程(火力发电厂部分)》DL5009.1-92能源部能源基[1992]129号1.7 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》(GB50150-91)1.8 设备制造厂家的技术文件和设计院设计图纸2、工程概况本期工程建设为1×50MW空冷双抽凝式汽轮机组。
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50M W机组纯电调型D E H-ⅢA操作说明新华控制工程有限公司一九九九年十二月目录第一节运行方式选择第二节控制方式选择第三节试验第四节几种运行方式下的操作第一节运行方式选择DEH-IIIA有三种基本运行方式:1. 操作员自动操作(自动)——这是主要的运行方式。
2. 遥控自动操作3. 手动操作一、操作员自动操作(自动)操作员自动操作简称为自动,这是电厂运行人员控制汽轮发电机组的主要运行方式。
在该方式下,操作员可以进行如下控制:1. 在汽机升速期间,可以确定或修改汽轮发电机组的升速率和转速目标值。
2. 当机组到达同步转速时,可投入“自动同步”。
3. 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。
4. 可根据实际运行情况决定是否投入功率反馈回路和调节级压力回路。
5. 在并网后,可投入转速回路(一次调频)。
6. 可投运遥控操作。
7. 抽汽控制(负荷大于30MW时才能投,小于20MW时切除。
)二、遥控操作一般情况下,都在操作员自动方式下投入遥控操作,一旦投入了遥控,DEH的目标值就由遥控源来决定,由DEH根据遥控指令进行负荷控制。
但运行人员能在任何时刻再按相应的“遥控”键退出遥控。
1. 自动同步“自动同步”是一种特殊的遥控操作,在这种方式中,依靠“自动同步增”和“自动同步减”的触点输入来调整目标值和给定值,直至汽轮发电机达到同步转速,为机组并网做准备。
采用这种遥控方式,控制系统必须满足下列条件:a.DEH处于“自动”方式。
b.DEH处于“高压调门”控制方式。
c.主变开关断开(未并网)。
d.自动同步允许触点闭合e.汽机转速在同步范围内此时,运行人员按下“自动同步”键,该键灯亮,表明上述条件符合,控制系统已处于该种控制方式下。
DEH根据同期装置发出的增、减触点来改变目标值,运行人员已无法通过键盘改变目标值和升速率。
在该种方式运行期间,如果主变开关闭合或“自动同期控制允许”触点断开,控制系统会自动从“自动同步”转到“操作员自动”方式运行。
如遇控制系统切换到“手动操作”则自动终止“自动同步”运行方式。
2.遥控(协调)方式协调控制是DEH装置最主要的一种遥控方式,如要采用这种方式,必须满足下列条件:a.DEH必须运行在“自动”方式b.油开关必须闭合c.遥控允许触点必须闭合上述条件均满足后,运行人员按下“遥控”键,键灯亮,表示控制装置已投入协调控制方式,同时送出“遥控投入”触点至CCS控制装置,表示DEH已可接收CCS来的负荷增、减脉冲。
此时,运行人员已无法改变负荷的目标值和变负荷率。
一旦目标值达到上限或下限,DEH也会发出“遥控上限闭锁”或“遥控下限闭锁”触点信号,送至CCS装置,同时限制DEH的给定值,表明此时再发脉冲已无效。
一般情况下,当投入CCS控制时,DEH的功率、调节级压力回路均被切除,DEH成为只投一次调频回路的阀位控制装置,由CCS完成闭环控制。
在协调控制期间,当油开关断开或遥控允许触点断开,则DEH会立即自动恢复到“自动”方式运行。
运行人员也可再按“遥控”键退出“遥控”方式,进入“自动”方式运行。
三、汽轮机手动操作当基本控制计算机DPU11、DPU31均发生故障,或VCC部分发生故障后,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。
当DEH控制器处于“手动”时,如运行人员要求从“手动”切回到“自动”,先观察图像画面上DPU11、DPU31、VCC部分和MCP是否正常,如无报警则把钥匙开关置“自动”位置,通过“自动”按钮请求升至“自动”方式。
上述升级一般都在并网、带负荷后进行。
因在升速阶段用手动开环控制转速很难达到准确平稳,建议不要在升速阶段切手动控制,如果遇到故障或紧急情况切至手动,可等实际转速降到2800r/min以下重新投上自动,以避免发生超速。
手动操作共有四个按钮,分别为“高压调门增”、“高压调门减”、“中压调门增”和“中压调门减”。
按住任一键,键灯亮,可在硬操盘条形表或“阀门指令与反馈”画面上观察相应阀门位置的变化。
第二节控制方式选择DEH控制装置在操作员自动方式时,根据不同的工况可供运行人员选择各种不同的控制方式。
一、调节级压力回路投入当机组并网运行,DEH处于全自动时,运行人员可投切此回路。
按下“调压回路”键,键灯亮后即表示该回路已投入。
如要切除该回路,只需再按一下此键,灯灭后该回路即被切除。
如DEH检测到三路调节级压力通道任一路出现故障,相应通道的故障指示灯亮,但不影响控制器对该回路的投运。
当DEH检测到三路调节级压力通道中有两路以上发生故障时,则会自动切除该回路。
在通道板故障未消除前,运行人员无法再投入该回路。
此外CCS开关量要求调节级压力回路切除,则该回路也会自动切除。
二、功率回路投入当机组并网运行,DEH处于全自动时,运行人员可通过按“功率回路”键来投切此回路。
当DEH检测到三路功率中有两路以上发生故障时,则会自动切除该回路。
在通道板故障未消除前,运行人员无法再投入该回路。
此外CCS开关量要求功率回路切除,则该回路也会自动切除。
三、转速回路投入转速回路通常称为一次调频回路。
当汽轮发电机组并网运行时,运行人员可按“转速回路”键投入该回路。
该回路投入后,如遇两路以上速度通道故障或油开关跳闸,会自动切除。
四、抽汽控制当机组并网,DEH在操作员自动并且负荷大于30MW/min才能投入抽汽,操作人员可按“抽汽投入”按钮来投入该回路,该回路投入后如果负荷低于20MW/min时,自动退出抽汽控制。
当抽汽控制投入之后,高中调门实现牵连调节,在牵连调节的范围内操作人员增减负荷时,抽汽压力基本维持不变。
当操作人员增减抽汽压力时,同样保持负荷基本不变。
DEH投入抽汽控制后,调节级压力回路不能投入。
五、抽汽回路调节当机组投入抽汽控制,在操作员自动的情况下,运行人员可通过按“抽汽回路调节”按钮来投切此回路。
此回路投入后,抽汽压力控制实现闭环调节,保证抽汽压力的稳定。
当DEH检测到抽汽压力信号故障时会自动切除该回路,在故障未消除前无法该回路。
当该回路投入时,抽汽目标给定值跟踪当前抽汽压力值。
第三节试验一、阀门试验这里介绍的“阀门试验”仅仅作为操作盘上的功能说明,在作实际试验时,汽机运行人员必需根据主机厂提供的专用运行说明书及有关“进汽阀试验”资料作为指导。
阀门试验时,在当前位置开/关满量程的20%。
1. 试验条件:a. 运行在操作员自动方式。
b. CRT选择在阀门试验画面。
2. 阀门试验开关/按钮a. “阀门试验进入”按钮。
该键为试验的投入键,当DEH满足进行阀门试验的各项条件后按下此键。
键灯亮,表明已进入阀门试验状态。
b.阀门选择键共有5个,分别对应5个阀门。
在阀门试验投入后,按下其中一个按钮,即表示选择此阀门做试验。
c. “关闭”键按下“关闭”键键灯亮,此时可从画面上观察被试验阀门的阀位指令和反馈值同时下降至15%(可根据用户要求做)。
d. “阀门复位”键该键为阀门试验后所有阀门进行复位检查。
一旦按下此键,“阀门复位”灯亮。
此时要求所有阀门(包括被试验的阀门)均恢复到试验前阀位,如阀门复位完成,则“阀门复位”键灯灭。
e. “试验保持”键在试验过程中,如发现有异常情况,如负荷突降等,可迅速按下“试验保持”键,键灯亮,阀门停留在原位不动以便运行人员及时排除故障。
故障排除后,可再按下“试验保持”键使试验继续进行,阀门开关按“保持”前的状态连续进行。
f. “试验结束”键当“阀门复位”键灯灭,如要退出试验则须按此键。
二、超速保护试验超速保护试验是由超速保护钥匙和和“103”、“110”、“危急遮断”三只按钮组成。
1. 超速保护钥匙开关该钥匙在硬操盘上分成三档:a. 试验在机组升速到同步转速后,当钥匙开关置向试验档时,DEH可进行各种超速试验。
一般情况下,应拔除超速保护钥匙,放在方便、安全的地方。
此时,超速保护处于投入状态。
b. 投入当钥匙开关置向投入时,说明DEH控制装置已和各种正常的超速保护功能。
当转速超过103%时,发出OPC信号关高、中压调门;转速超过110%时,发出AST信号。
c. 切除当钥匙开关置向切除时,切除OPC超速保护功能,即OPC板上103%和110%超速信号(开关量输出信号)不输出。
这只有在确认OPC不正常时才打到切除位置,以便维修更换OPC板。
2. “103%”试验当超速保护开关置向试验时,且转速通道正常,110%按钮和危急遮断试验未投;按下该键,灯亮。
控制器允许操作员将目标值设到3100r/min以下,当实际转速升到3090r/min时,超速保护动作。
控制器即把目标值置为3000r/min,直至实际转速降至目标值为止。
3. “110%”试验当超速保护开关置向试验时,且转速通道正常,103%按钮和危急遮断试验未投;按下110%键,灯亮。
此时控制器允许转速超过3090r/min,直到3300r/min时,超速保护动作,控制器即送出AST信号,将所有阀门指令置为0。
4. “危急遮断”当超速保护开关置向试验时,且按下“危急遮断”键,灯亮。
控制器使转速不断上升。
此时103%和110%均不动作。
最高转速目标值允许升到3400r/min。
直到危急遮断器动作,主汽门、调门全部关闭。
汽机脱扣,转速开始下降。
应注意的是在做此试验时,需有运行人员在汽机现场,边观察现场转速及遮断器运作情况。
“103%”、“110%”、“危急遮断”试验按钮在软手操盘上。
第四节DEH提供的几种汽机启动方法简介说明:以下操作均仅从DEH的角度来描述。
实际运行中,进行每一步操作,均应满足汽轮机的运行规程的规定。
一、操作员自动启动方式。
在汽机满足冲转条件,即汽压、汽温及真空等满足时,汽机挂闸。
在挂闸前,DEH应处于“自动”状态。
DEH操作盘上自动、双机运行、CRT上转速、功率等参数显示正确。
DEH处于正常状态。
挂闸时,最好监视CRT上阀门位置图。
挂闸后,由原保安系统开启高压主汽门。
挂闸后阀限自动满为100,表示阀门已可以开启。
按“高调门控制”,进行冲转。
按下“目标值”,用数字键输入目标值,即按所需数字,再按“输入”键,此时,保持灯亮。
按“进行”键,汽机即自动冲转。
DEH内部设定升速率为100r/min/分,运行人员应该根据汽机冲转状态设定升速率。
即按“升速率”打入数字,再按输入。
升速率最高为300r/min/min,过临界时DEH自动设升速率为300r/min/min。
如果要低、高速暖机,运行员可根据运行规程设定目标值,到暖机转速时,进行灯灭,汽机保持在暖机转速,直到有新的目标值输入,且按下“进行”键为止。
设置目标值为3000r/min,汽机在高调门控制下冲转到3000r/min。
此时,可进行自动同步操作。