18甩负荷调试措施

1、内蒙古科右中热电厂1×330MW空冷供热机组甩负荷调试措施文件编码: JKFD.gzb-AVI-CS-JQ-018项目名称: 甩负荷调试措施调试单位: 内蒙古电力科学研究院科右中项目部版 次: A措施编号：JKFD.gzb-AVI-CS-QJ-018项目负责人：贾 斌试验人员：段学友 韩建春 李占表措施编写：贾 斌措施校阅：段学友措施打印：李占表措施初审：焦晓峰措施审核：张沈斌措施批准：张 谦 批准日期： 年 月 日目 录1编制依据-32系统概况-33试验目的及试验计划-44试验前应具备的条件-45甩负荷试验的组织分工-56甩负荷试验前的准备工作-57甩负荷试验主要操作程序-68试验

2、安全措施-79测试仪器与主要测试项目-810附录-81 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（1996年版）电力部电建1996159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199640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1996111号1.4 电力建设施工及验收技术规范（汽轮机机组篇）DL 5011-921.5 火电机组达标投产考核标准（1998年版）电力工业部1.6 火电机组达标投产动态考核办法（试行） 1998国家电力公司1.7 电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）DL 5009.1-92能源部能源基1992129号1.8 汽

3、轮机甩负荷试验导则电力部建设协调司建质199640号2 系统概况机组汽轮机是由上海汽轮机股份有限公司技术制造生产，亚临界蒸汽参数、一次再热、直接空冷、单轴双排汽采暖抽汽供热式机组，单机容量330MW。发电机及励磁机是由上海汽轮发电机股份有限公司制造的，发电机采用无刷励磁，冷却方式为水-氢-氢冷却。机组的控制系统采用杭州和利时公司开发设计的DCS&DEH一体化控制系统。整套系统包括数据采集（DAS）、模拟量控制（MCS）(含旁路控制系统)、顺序控制（SCS）、锅炉炉膛安全监控（FSSS）、汽轮机控制（DEH/ETS）、给水泵汽轮机控制（MEH/METS）等各项控制功能，是一套软硬件一体化

4、的完成全套机组各项控制功能的完善控制系统。其中汽机数字电液控制系统（DEH）、汽机紧急跳闸装置（ETS）、汽轮机安全监视仪表（TSI）由上海汽轮机厂随主机成套供货；给水泵汽轮机控制(MEH)由上海汽轮机制造有限公司随给水泵汽轮机成套供货，与DCS或DEH共享操作员站及工程师站。ETS系统采用PLC装置，汽机振动采集和故障诊断系统以采用硬接线将报警信号送至机组DCS系统。机组的启动方式为高中压缸联合启动。 汽机保安系统除设有机械式超速保安器和电子式超速保安装置外，危急跳闸系统ETS主要是检查所有要求跳闸信号的正确性，识别错误的跳闸信号，并确保在设备出现危险工况时快速有效地执行汽轮机跳闸命令。 汽

5、轮机安全监视仪表（TSI）是可靠的多通道监测系统，它能连续不断地测量汽轮发电机轴和缸的各种机械运行参数，显示汽机机械状态，并能在超出运行给定值的情况下发出报警信号和使机组跳闸。机组设计35容量与汽轮机并联的两级串联旁路系统，采用德国A-T公司提供的高压旁路和低压旁路电动控制阀门。 锅炉给水系统配置两台汽动给水泵和一台电动给水泵，电动给水泵的前置泵由主泵同轴驱动，两台汽泵的前置泵与主泵是分置式的，机组正常运行为两台汽泵运行，电泵作为备用。主要辅机设备有3台各100%容量的辅机循环冷却水泵，两台各100%容量凝结水泵，两台100%闭式冷却水泵，三台各50%水环式真空泵，三台高加，一台内置式除氧器，

6、三台低加。其它还设有汽机润滑油、顶轴盘车系统，主机调节用EH油系统，发电机密封油、定子水系统，发电机氢气冷却系统等。3 试验目的及试验计划3.1 试验目的突然断开发电机主开关，机组与电网解列，甩去负荷，测取考核汽轮机调节系统动态特性，评定调节系统的动态品质。机组甩负荷后，最高飞升转速不应使危急保安器动作，调节系统动态过程应能迅速稳定，并能有效地控制机组空负荷运行。3.2 试验计划a) 50%额定负荷即165MW甩到零；b) 100%额定负荷即3300MW甩到零；4 试验前应具备的条件4.1 汽机调节系统静态试验合格，速度变动率为45%，迟缓率0.2%，调节系统各部套无卡涩现象，电调经甩负荷模拟

7、试验。4.2 高、中压主汽门关闭时间0.30秒。4.3 高、中压调门关闭时间0.30秒。4.4 高、中压主汽门和调节汽门严密性均能在额定参数下将汽轮机转子转速降至1000r/min以下（非额定参数应附合公式修正值）。4.5 汽轮机超速保护装置良好，电超速、机械超速保护动作值应在110%额定转速范围内。4.6 机组各轴承振动在合格范围内。4.7 汽机高压缸排汽逆止门及各段抽汽逆止门动作灵活。4.8 除氧器及汽封备用汽源切换可靠，甩100负荷时，辅汽至除氧器的调节阀应动作全开。4.9 各加热器及管道上的安全门在超压时均能正常动作。4.10 除氧器事故放水门开关良好。4.11 锅炉一、二级减温水系统

8、阀门开关灵活，严密性良好。4.12 热控系统有关汽机、锅炉热工自动、保护、联锁等装置整定数据正确，动作正常，主要有以下项目：a) 锅炉燃烧管理系统(BMS)；b) 汽机安全监控系统(TSI)；c) 机、炉、电联锁保护系统；d) 除氧器水位及高、低加水位保护；e) 汽机防止进水保护；f) 辅机联锁保护；4.13 发电机主断路器和灭磁开关合、跳闸良好。4.14 励磁系统经过模拟试验，电压调节安全可靠。4.15 厂用直流供电系统处于完好状态，事故供电系统经考核试验确实可靠。柴油发电机处于完好状态，经紧急启动试验符合要求。4.16 DAS系统及常规主要监视仪表指示正确。4.17 汽机EH油系统在试验前

9、取样化验，油质合格。4.18 机组已经整套启动试运的考验，能够适应工况变化的运行方式，高压旁路系统经实际检验工作正常。4.19 甩负荷试验方案已经有关部门审查批准，并为参加试验人员所熟。4.20 甩负荷试验计划已报请调度批准。5 甩负荷试验的组织分工由于甩负荷试验是对机组各系统设备性能的一次严峻考验，并且具有一定的危险性，需要各单位通力协作，因此，我们建议分工如下：5.1内蒙古科右中热电厂启动验收委员会及其监理公司有关人员负责甩负荷试验的领导和监护，并应参与试验全部过程。5.2内蒙古电力科学研究院负责机组甩负荷试验方案的编制、试验的技术指导、试验数据的记录测试和分析整理工作。5.3 设备制造厂

10、现场工程师负责甩负荷试验的技术支持。5.4 甲方运行、检修人员负责试验过程中运行设备的各项操作及事故处理，并协助监视、记录有关的运行参数。5.5 火电安装工程公司负责运行设备的监护及设备缺陷处理。6 甩负荷试验前的准备工作6.1 为防止危急遮断器意外卡涩，甩负荷前应进行危急遮断器喷油试验。6.2 高、中压主汽门和中压调门活动试验正常，无卡涩现象。6.3 旁路处于热备用状态，旁路阀前、后管路疏水门在试验前2小时左右开启暖管。6.4 涉及机组安全的自动装置设专人监护，一旦“自动”失灵，立即手动干预。6.5 高、低压加热器在甩负荷试验时投入。6.6 甩负荷前汽机润滑油冷油器出口油温保持在4045。6

11、.7 凝汽器和除氧器保持较高水位。6.8 辅汽联箱汽源切至启动锅炉，汽动给水泵的低压汽源切换到辅助蒸汽。6.9 下列保护在试验时切除：a) 汽轮机跳闸引起MFT保护；6.11下列自动调节器在甩负荷试验时可以切为手动控制：a) 主汽压力；b) 主汽温度；c) 再热汽温度；d) 送、引风调节。6.12 进行直流电源和事故照明的可靠性试验。7 甩负荷试验主要操作程序7.1 试验前2小时主要工作及操作a) 保持阀门活动试验所允许的负荷，进行高、中压主汽门活动试验。b) 进行汽机低油压保护试验。c) 辅助汽源可靠，旁路系统热备用。d) 与地区调度进一步明确试验时间。e) 通告“试验前2小时”。7.2 试

12、验前1小时主要工作及操作a) 保持拟进行试验的负荷，确定运行蒸汽参数，起动或停用相应的附属设备。b) 汽动给水泵低压汽源切换，切换至辅助蒸汽。c) 电气专业确保厂用电供给，或切至备用变带厂用电。d) 确认主汽旁路在自动状态。e) DAS系统及常规记录仪时间对照。f) 通告“试验前1小时”。7.3 试验前30分钟主要工作及操作a) 机、炉投运设备运行情况确认良好。b) 进行操作盘报警信号指示灯试验。c) 投油枪，根据汽压情况减燃煤量。d) 确认励磁电压调节器在自动位置。e) 确认专用测试仪器准备工作全部结束。f) 通告“试验前30分钟”。7.4 试验前10分钟主要工作及操作a) 保持试验负荷及参

13、数，各岗位操作人员全部进入岗位。b) 确认除氧器水位、凝结器水位及补给水箱水位均正常。c) 开启除氧器辅助汽源进汽门，汽轮机轴封系统辅助蒸汽来汽自动备用。d) 确认DEH控制是在“自动控制方式”。e) 确认机、炉、电各项可能引起跳闸的参数均在规定范围内。f) 通告“试验前10分钟”。7.5 试验前5分钟主要工作及操作a) 系统周波保持50±0.2Hz。b) 记录人员进入各自岗位，记录甩负荷试验前参数。c) 电气操作人员进入岗位。d) 通告“试验前5分钟”。7.6 试验前2分钟主要工作及操作a) 根据试验负荷情况，切除部分磨煤机。b) 通告“试验前2分钟”。7.7 试验前倒计时：5 秒

14、： 起动试验测量记录仪表。0 秒： 采用控制台手动灭磁开关和发电机跳闸解列按钮同时操作，解列发电机。（炉361阀手动控制不允许开启，为防止炉超压，锅炉PCV预先开启）。7.8 甩负荷后动态应变操作a) 机组甩负荷后，OPC动作，确认各段抽汽逆止门关闭，否则“手动”干预；b) 确认旁路自动开启，否则“手动”干预； c) 监视主汽、再热汽温度保持在允许范围内；d) 监视汽轮机转速达到110%额定转速而超速保护未动作时立即手动紧急停机；e) 在汽机转速稳定后才可进行必要的调整，保持其额定转速； f) 确认除氧器备用汽源投入、汽封汽源正常、运行系统各泵正常；g) 监视汽机防进水系统各测点温度值，当确认

15、有水倒流入汽缸时立即停机。h) 确认汽轮机下列指示仪表的数值在允许范围内：¨ 轴向位移及胀差¨ 轴振动¨ 推力瓦及支持轴承温度¨ 高压缸排汽温度及低压缸排汽稳定¨ 系统真空7.9 试验结束试验测试项目全部完成后，机组空转稳定运行，通告“试验结束”。甩负荷试验结束稳定后，根据需要决定是否发电机并网。8 试验安全措施8.1 甩负荷试验操作除本方案所叙述的以外，按“电厂运行规程及事故处理规程”执行，一切运行设备操作由当班值长指挥，运行人员执行。8.2 甩负荷试验力求迅速准确，甩负荷至空载检查测试完毕后，应立即并网。8.3 试验时设专人（由运行人员担当

16、）监视汽机转速，当转速达到110%额定转速而危急遮断器未动作时，立即打闸停机，破坏真空，切断一切可能进入汽缸的汽源。8.4 甩负荷后，如调节系统严重摆动，无法维持空转运行时，应打闸停机。8.5 机组振动超限时，应立即停机。8.6 注意主汽及再热汽压力的监视和调整。8.7 注意调节级温度、高缸排汽温度和低压缸排汽温度的变化，超过限定值时，立即打闸停机。8.8 主、再热汽温度变化剧烈超过规定值时，应立即停机。8.9 甩负荷后，若旁路“自动”失灵，应立即切为手动开启。8.10 甩100负荷，为防止锅炉超压，预先开启PCV排泄部分汽量，减少燃料量。8.11 试验期间一旦锅炉灭火，应严格执行炉膛吹扫程序

17、，方能重新点火。8.12 运行人员应做好厂用电全停，锅炉超压事故预想。8.13 甩负荷时引起系统周波和电压波动，要有相应处理措施，做好事故预想。8.14 当甩50额定负荷后，转速超调量大于或等于5%时，则应中断试验，不再进行甩100%负荷试验。8.15 冬季运行工况机组甩负荷后，如果不能及时并网带负荷，则应该及时调整空冷系统运行状态，避免由于进汽量骤减造成空冷系统结冻。9 测试仪器与主要测试项目9.1 试验测试仪器：¨ 瞬态数据采样装置； ¨ DCS、DEH系统及机组常规监视仪表。9.2主要测试项目如下：a) 机组实际转数；b) 发电机位置开关动作信号；c) 高、中压油动机

18、行程；d) 发电机有功功率；e) 旁路开度；f) 主汽、再热汽压力及温度；g) 高压缸排汽压力及温度；h) 汽机调节级压力及温度。9.3 试验数据分析 根据甩负荷试验导则，计算动态超调量： =(nmax-n0)/n0×100%其中：nmax 最大飞升转速 n0甩负荷前汽机转速10 附录附录1. 汽机汽门关闭时间测试结果汽门名称AST延时(秒)跳闸至汽门关闭时间(秒)高压主汽门(TV1)高压主汽门(TV2)高压调节汽门(GV1)高压调节汽门(GV2)高压调节汽门(GV3)高压调节汽门(GV4)高压调节汽门(GV5)高压调节汽门(GV6)中压主汽门(RSV1)中压主汽门(RSV2)中压调

19、节汽门(IV1)中压调节汽门(IV2)备注：试验时间： 试验时EH油压： Mpa试验时EH油温度： 测试结果（是否正常）：附录2. 机组甩负荷试验数据汇总表序号 试验记录项目单 位动 态 数 据甩前值最大值最小值稳定值1.转速 r/min2.高压调节汽门行程GV mm3.中压调节汽门行程IV mm4.EH系统油压 MPa5.润滑油压 MPa6.主蒸汽压力 MPa7.主蒸汽温度 8.再热蒸汽压力 MPa9.再热蒸汽温度 10.调节级后压力 MPa11.调节级后温度 12.高压缸排汽压力 MPa13.高压缸排汽温度 14.系统真空 KPa15.旁路开度 %16.17.18.19.20.21.22.

20、附录3 甩负荷试验应具备的条件检查确认一览表检 查 项 目检查结果一、汽机应具备的条件1DEH调节系统静态特性合格，系统稳定；抗燃油油质合格，调节系统执行机构动作灵活无卡涩现象。2高、中压自动主汽门关闭时间0.3 s。3高、中压调节阀关闭时间0.3 s。4主汽门、调门严密性试验合格。5OPC超速保护试验、AST电超速保护试验、危急保安器机械超速保护试验结束，并符合要求。6主汽门、调节汽阀活动试验合格。7高排逆止阀及各段抽汽逆止阀动作灵活，关闭严密，联动关系正确，开关信号正常，以防蒸汽倒流引起超速。8润滑油系统逻辑关系正确，各油泵均能正常启动，油质合格。9高压加热器保护试验合格。10辅助蒸汽联箱

21、汽源由启动锅炉房供给，除氧器汽源倒由辅助蒸汽联箱供给，维持辅汽联箱压力正常值，保证甩负荷后轴封汽源的可靠供给。11汽机危急跳闸系统ETS动作准确、可靠。12汽机监测系统TSI投入正常。13各辅机、辅助系统联锁保护动作正确、可靠；各电动门、调整门动作灵活无卡涩。14各泵入口滤网及其它滤网清洁，无差压大信号。15机、炉、电大联锁解除。二、锅炉应具备的条件1锅炉大联锁正常投入；2炉膛安全监控系统(FSSS)具备条件；3锅炉正负压保护、水位高低，在甩负荷试验前暂时解除，其它均正常投入；4汽包水位保护解除；5锅炉汽水系统电动门、调整门正常好用，对空排汽门、事故放水门可靠备用；6锅炉风烟系统各调整门、挡板

22、开关灵活无卡涩。7锅炉一、二级减温水系统阀门开关灵活，严密性良好。8锅炉过热器、再热器安全阀调试并校验合格， PCV阀动作可靠。三、热工应具备的条件1DEH系统稳定，工作正常，DEH调节系统静态特性试验合格，调节系统执行机构动作灵活无卡涩现象。2主汽门及调门快关试验合格，快关时间均小于500ms。3OPC超速保护试验、AST电超速保护试验结束，符合要求并投入。4各段抽汽逆止门的联锁保护传动完毕，并且投入。5热控润滑油系统逻辑关系正确，回路传动无误，各油泵均能正常启停，符合运行要求。6高压加热器保护静态传动完毕，并投入运行。7汽机危急跳闸系统ETS动作准确、可靠。8汽机监测系统TSI投入正常，显示正确。9各辅机、辅助系统联锁保护动作正确、可靠并投入运行。10锅炉汽水系统阀门热控回路传动正确，动作可靠并投入。11锅炉风烟系统